16.1 防止 电网调度自动化系 统事故
为防止电网调度自动化系统事故，应认真贯彻落实《电力调度自动
化系统运行管理规程》（DL/T 516 - 2006）、《电力二次系统安全防护总 体方案》（电监安全[2006]34 号）、《电网调度系统安全生产保障能力评 估》（国家电网调[2009]38号）等的有关要求，适应坚强智能电网发展 的需要，规范和提高 电网调度自动化水平。
16.1.1 设计阶 段应注意的 问题
16.1.1.1智能电网调度技术支持系统SG-OSS）等调度自动化系统 的主站系
统、调 度数据网 络等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。
16.1.1.2 调度端及厂站端 电力二次系 统的安全防护应满足“安全分 区、网
络专用、横向隔离、纵 向认证”的基本原 则。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 护体系。
16.1.1.3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 子站和电网广域实时动态监测 分析系统
WAMS ）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。 16.1.1.4 调度自动化主站系统供电电源应配备专用的、冗余配置
的不间断电源装置（UPS）,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的供电电源应配 冗余配置的不间断电源
（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。
16.1.1.5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。
16.1.1.6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。调控一体化管辖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）应具有两路不同路由的通信通道 （主/备双通道）。
16.1.1.7 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。
16.1.2基建阶段应注意的问题
16.1.2.1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。
16.1.2.2 发电厂、变电 站基（改）建工程中调度自 动化设备 （子站） 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。
16.1.3运行阶段应注意的问题
16.1.3.1 建立基础数据“源端维护、全局共享 ”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。
16.1.3.2 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。
16.1.3.3 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，必须制订和完善有关 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、机房安全防火 制度、文明生产制度、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。
16.1.3.4 相关部门应制定和落 实调度自动化系统应急预案和故障 恢复措施，
系统和数据应定期备份。
16.1.3.5 按照有关 规定的要求，结合一次 设备检 修，定期对调度范 围内厂
站远动信息（含PMU信息）进行测试。有关遥信传动试验应 具 有传动试验记录 ，遥测精度应满足相关规定要求。
16.2 防止 电力通信网事故
为防止电力通信网事故，应认真贯彻《电 力系统通信管理 规程》 （DL/T
十八项反措通信汇总
