系统调度自动化技术原则
1 远动系统
1.1 调度管理关系及远动信息传输原则
调度管理关系宜根据电力系统概况、调度管理范围划分原则和调度自动化系统现状确定。
远动信息的传输原则宜根据调度管理关系确定。
1.2 远动系统设备配置
应配置相应的远动通信设备。远动通信设备应冗余配置，并优先采用专用装置、无硬盘型，采用专用操作系统。
1.3 远动信息采集
远动信息采取“直采直送”原则，直接从I/O测控单元获取远动信息并向调度端传送。
1.4 远动信息内容
远动信息内容应满足《电力系统调度自动化设计技术规程》（DL/T 5003）、《地区电网调度自动化设计技术规程》（DL/T 5002）和相关调度端及远方监控中心对变电站的监控要求。
1.5 远动信息传输
变电站采用电力数据网通信和点对点专线通道通信互为备用的方式向各级调度传输远动信息。网络通信应采用DL/T634.5104-2002规约，专线通信应采用DL/T634.5101-2002规约。
2 电能量计量系统
2.1 关口计量点设置原则
贸易结算用关口计量点，原则上设置在购售电设施产权分界处，当产权分界处不适宜安装时，应由购售电双方或多方协商，确定电能计量装置安装位置。
考核用关口计量点，根据需要设置在电网经营企业或者供电企业内部用于经济技术指标考核的各电压等级的变压器侧、输电和配电线路端以及无功补偿设备处。
2.2 电能量计量系统配置方案
2.2.1设备配置
变电站应配置1套电能量计量系统，包括电能量计量表计、电能量远方终端（或传送装置）等，贸易结算用关口计量点可配置主/副电能表计，考核用关口计量点按单电能表配置。
电能计量信息传输接口设备可采用以下方案：
方案一：全站配置一套电能量远方终端，以串口方式采集各电能表信息；具有对电能量计量信息采集、数据处理、分时存储、长时间保存、远方传输等功能、同步对时功能。电能量计量主站系统通过电力调度数据网、专线通道或电话拨号方式直接与电能量远方终端通信，采集各电能计量表信息。
方案二：全站配置一套电能量传送装置，电能量计量主站系统通过电力调度数据网或拨号方式直接采集各电能计量表信息。
2.2.2 电能量信息采集内容
向调度中心传送的电能量数据应涵盖500kV变电站内所有电能计量点，采集内容包括各电能计量点的历史数据和各种事件记录等。
2.3 电能量信息传输
电能量计量系统子站通过电力调度数据网、电话拨号方式或利用专线通道将电能量数据传送至各级电网调度中心；通信应采用DL/T 719或DL/T645通信规约和TCP/IP网络通信协议。
3 调度数据网接入设备
3.1 调度数据网接入原则
变电站宜两点不同路由就近接入相关电力调度数据网。
3.2 配置原则
为实现调度数据网络通信功能，应配置1套调度数据网接入设备，包括交换机、路由器等。
4 二次系统安全防护
按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的基本原则，配置变电站二次系统安全防护设备。
（1）变电站内各应用系统安全区划分如下：
控制区：变电站自动化监控系统、相量测量装置、安全自动装置；
非控制区：电能量计量系统子站设备、继电保护及故障信息管理子站系统、故障录波装置。
（2）纵向安全防护
控制区的各应用系统接入电力调度数据网前应加装IP认证加密装置，非控制区的各应用系统接入电力调度数据网前应加装防火墙或IP 认证加密装置。
（3）横向安全防护
控制区和非控制区的各应用系统之间网络互联应安装防火墙，实施逻辑隔离措施。
专用生产控制大区与变电站内管理信息大区内的生产管理系统之间的互联，应加装专用生产控制大区向管理信息大区单向传输的正向型安全隔离装置。
5 相量测量装置
5.1 相量测量装置（PMU－Phasor Measurement Unit）是电网动态监测控制系统的数据采集端。
5.2 相量测量装置（PMU）配置原则
5.2.1 设备配置
500kV变电站宜配置1套PMU装置，由1套通信主单元以及多个电气采集单元组成。
每套相量测量装置采集单元可采集不小于6条线路，采集单元的配置可结合变电站远景规模考虑。
5.2.2采集信息内容
应采集500kV线路及主变压器高压侧的三相电流、三相电压，也可采集220kV母线的三相电压。
5.3 技术要求
采集的电流、电压应取自互感器的测量级二次绕组。
PMU装置应具有对时功能，以实现PMU装置与时间同步系统的同步，时间同步误差应不大于±1s。对时接口优先采用IRIG-B（DC） 或1PPS+串口方式。
PMU装置采用网络通信方式向调度端主站系统传输信息。
