防止电网调度自动化系统事故

第七节　防止电网调度自动化系统事故

一、设计阶段应注意的问题

1.调度自动化系统的主要设备应采用冗余配置，服务器的存储容量和CPU负载应满足相关规定要求。

2.调度端及厂、站端电力二次系统安全防护应满足“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”这一基本原则的要求。安全防护策略从边界防护逐步过渡到全过程安全防护，安全四级主要设备应满足电磁屏蔽的要求，全面形成具有纵深防御的安全防护系统。

3.主网500kV及以上厂、站，220kV枢纽变电站、大电源、电网薄弱点、风电等新能源接入站（风电接入汇集点），通过35kV及以上电压等级线路并网且装机容量40MW及以上的风电场，均应部署相量测量装置（PMU）。其测量信息能上传至相关调度机构并提供给厂、站进行就地分析。PMU与主站之间的通信方式应统一考虑，确保前期和后期工程的一致性。

4.调度自动化主站系统应采用专用的、冗余配置的不间断电源装置（UPS）供电，不应与信息系统、通信系统合用电源。交流供电电源应采用两路来自不同电源点供电。发电厂、变电站远动装置，计算机监控系统及其测控单元，变送器等自动化设备应采用冗余配置的不间断电源装置（UPS）或站内直流电源供电。具备双电源模块的装置或计算机，两个电源模块应由不同电源供电。相关设备应加装防雷（强）电击装置，相关机柜及柜间电缆屏蔽层应可靠接地。

5.电网内的远动装置、相量测量装置（PMU）、电能量终端、时间同步装置、计算机监控系统及其测控单元、变送器等自动化设备（子站）必须是通过具有国家级检测资质的质检机构检验合格的产品。

6.调度范围内的发电厂、110kV及以上电压等级的变电站的自动化设备通信模块应冗余配置，优先采用专用装置，无旋转部件，采用专用操作系统；支持调控一体化的厂、站间隔层应具备双通道组成的双网，至调度主站（含主调和备调）应具备两路不同路由的通信通道（主/备双通道）。

7.备调的技术支持系统、通信通道应独立配置，实现运行数据和支持系统的异地备用。备调技术支持系统建设应充分考虑“调控一体化”的要求。

二、基建阶段应注意的问题

1.在基建调试和启动阶段，调度自动化系统主站、子站、调度数据网等二次系统（设备）必须提前进行调试，确保与一次设备同步投入运行。

2.发电厂、变电站基（改、扩）建工程的调度自动化设备的设计、选型应符合调度自动化专业有关规程规定，并须经相关调度自动化管理部门同意。现场设备的接口和传输规约必须满足调度自动化主站系统的要求。

三、运行阶段应注意的问题

1.建立基础数据“源端维护，全网共享”的一体化维护使用机制和考核机制，利用状态估计等功能，督导考核基础数据维护工作，不断提高基础数据（尤其是220kV及以上电压等级电网模型参数和运行数据）的完整性、准确性、一致性和维护的及时性。

2.发电厂AGC和AVC子站应具有可靠的技术措施，对调度自动化主站下发的AGC指令和AVC指令进行安全校核，拒绝执行明显影响电厂或电网安全的指令。

3.调度自动化系统运行维护管理部门应结合本网实际，建立健全各项管理办法和规章制度，必须制定和完善调度自动化系统运行管理规程、调度自动化系统运行管理考核办法、机房安全管理制度、系统运行值班与交接班制度、系统运行维护制度、运行与维护岗位职责和工作标准等。

4.应制定和落实调度自动化系统应急预案和故障恢复措施，系统和运行数据应定期备份。

5.按照有关规定的要求并结合一次设备检修，定期对调度范围内的厂、站远动信息（含PMU信息）进行测试。遥信传动试验应具有传动试验记录，遥测精度应满足相关规定的要求。

6.加强对自动化系统的时钟管理。调度自动化主站系统、变电站/发电厂计算机监控系统应具备质检合格的卫星时钟设备，对系统进行统一对时。主站系统应能通过规约对RTU 进行同步对时。自动化系统时间与标准时间误差应小于10ms。

7.严格执行《四川电力调度数据网运行管理规定（试行）》，数据网络设备日常运行检查应纳入自动化运行值班工作。网络设备或业务系统必须通过网管中心审查后才允许接入SCPDnet；各网络节点内部必须采取有效安全措施，防止非授权设备接入；各网络节点边界应采用访问控制策略，禁止非授权访问。