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地域电网调度自动化设计技术规程
Specifications for the Design of DispatchingAutomation in District Electric Power Systems
DL 5002—91
主编部门：能源部西北电力设计院
同意部门：中国能源部
施行日期：
中国能源部
相关颁发《地域电网调度自动化设计技术规程》电力行业标准通知
能源电规[1991]1242号
为了适应电力建设发展需要，我部委托西北电力设计院编制了《地域电网调度自动化设计技术规程》，经组织生产调度、设计、科研和生产等单位进行审查，现同意颁发《地域电网调度自动化设计技术规程》电力行业标准，标准编号为DL5002—91，自颁发之日起实施。
各单位在实施过程中如发觉不妥或需要补充之处，请函告电力计划设计管理局。
标准出版和发行由水利电力出版社负责。
1991年12月24日
1 总 则
1.0.1 为了实现地域电网调度管理现代化目标，统一设计技术标准和实施国家相关政策，特制订本规程。
1.0.2 本规程适用范围：
(1)地域电网调度自动化系统设计和可行性研究。
(2)地域电网调度自动化工程和地域电网调度中心(以下称地调)管辖范围内新建小型水、火电厂和变电站工程。
(3)地域电网中改(扩)建发电、变电工程可参考使用本规程。
1.0.3 地域电网调度自动化系统设计应经审查地域电网(一次)系统设计为依据。并在系统调度管理体制和调度管理范围划分标准明确前提下进行。
1.0.4 地域电网调度自动化系统设地设计水平年宜和地域电网(一次)系统水平年一致。
1.0.5 地域电网调度自动化系统设计应和电力系统统一调度分级管理体制相适应并实施分层控制。信息宜采取逐层传送标准。
1.0.6 经审查地域电网调度自动化系统可作为进行地域电网调度自动化工程可行性研究、调度自动化系统工程设计和发电、变电工程中调度自动化项目初步设计依据。
1.0.7 地域电网调度自动化系统设计应在分析电力系统特点、运行需要和通道条件基础上提出调度自动化系统功效要求、技术指标、远动信息内容和信息传输网络，提出远动、计算机和人机联络系统设计。
1.0.8 地域电网调度自动化调度端设计，应依据经审查地域电网调度自动化系统设计确定各类设备型式和规范，和系统实施方案配置图，编制功效说明、实时数据库资料清册、显示画图册和打印表格图册，并编制订货图和安装设计。
1.0.9 地域电网调度自动化厂站端工程设计应依据经审查地域电网调度自动化系统设计，核实调度关系和远动信息内容，落实设备规范、型号及远动通道，并编制原理接线和安装接线图。
1.0.10 地域电网调度自动化系统设备应立足于中国。
1.0. 地域电网调度自动化设计，除应实施本规程要求外，尚应符合现行国家和部颁发相关规范和规程要求。
2 调度端部分
2.1 调度自动化系统功效
2.2.1 地域电网调度自动化系统应依据调度职责范围实现程度不一样数据采集及监控(SCADA)功效。
2.1.2 调度自动化系统功效实施可分阶段进行。应首先实现和安全运行、经济效益有亲密关系基础功效。对一些因基础设备自动化条件不含有功效可暂缓实现。
2.1.3 各类地调，在经试点和含有条件时，可逐步实现遥控和遥调功效。
2.1.4 集控站为地调派出基础操作维护机构。既是地调下属一个远动终端，又含有有对所辖厂站集中监控和信息汇总向地调发送功效。
2.2 技 术 要 求
2.1.1 调度端和远动终端、上下级调度端间通信规约应符合相关标准。在地调范围内宜采取一个远动规约。若地调范围内有其它远动规约时，可采取规约转换或其它方法处理。
2.2.2 数据采集、处理和控制类型。
(1)遥测量：模拟量、脉冲量、数字量。
(2)遥信量：状态信号。
(3)遥控命令：数字量。
(4)遥调命令：模拟量、脉冲量。
(5)时钟对时。
(6)计算量。
(7)人工输入。
2.2.3 调度端应含有有毫秒级分辨率内部日历时钟并能接收标按时钟对时命令。
2.2.4 远动技术指标。
2.2.4.1 遥测量：
(1)远动系统遥测误差小于±1.5%。
(2)越死区传送整定最小值大于0.5%(额定值)。
2.2.4.2 遥信量：
(1)正确率大于99.9%。
(2)事件次序统计站间分辩率小于20ms。
2.2.4.3 遥控正确率大于99.99%。
2.2.4.4 遥调正确率大于99.99%。
2.2.5 实时性指标：
(1)关键遥测传送时间小于3s。
(2)遥信变位传送时间小于3s。
(3)遥控、遥调命令传送时间小于4s。
(4)全系统实时数据扫描周期(30个接口)为3～10s。
(5)画面调用响应时间：85%画面小于3s，其它画面小于5s。
(6)画面实时数据刷新周期为5～10s。
(7)打印报表输出周期可按需要整定。
(8)双机自动切换到基础监控功效恢复时间小于50s。
(9)模拟屏数据刷新周期为6～12s。
2.2.6 可告性指标：
(1)单机系统可用率大于95%。
(2)双机系统可用率大于99.8%。
2.2.7 和上级调度计算机数据通信通道：
(1)传送速度为120、2400Bd。
(2)误码率在信杂比为17dB时，小于10-5。
(3)采取全双工专用通道。必需时可设置主备通道。
2.3 计算机选型和硬件配置标准
2.3.1 计算机系统硬件包含以下内容
(1)计算机(包含前置机或通信控制器)。
(2)外存贮器。
(3)输入输出设备。
(4)通道接口。
(5)专用不间断电源。
2.3.2 计算机系统配置标准：
(1)应能完成调度自动化系统功效并满足系统技术要求。
(2)新建计算机系统应含有很好可扩性、可维护性、兼容及性较高可靠性和性能价格比。
2.3.3 计算机选型标准：
(1)同一省网地调计算机机型系列宜统一或相兼
(2)大型地调主计算机宜采取字长32位高级微机或小型机。
(3)中型地调主计算机宜选择字长32位微机，也可采取16位微机。
(4)小型地调主计算机宜选择字长16位微机。
(5)省网内各级调度计算机型号不统一时，应采取标准接口，统一通信规约。
2.3.4 依据设计水平年调度自动化系统功效并考虑投运后发展需要，应按以下条件，确定计算机系统规模：
(1)数据采集和监控对象容量。
(2)远动终端类型及数量。
(3)上下级调度自动化系统数据交换类型和数量。
(4)外部设备类型及数量。
(5)通道数量及传送速率。
(6)计算机中央处理器负荷及其估算条件。
2.3.5 计算机中央处理器平均负荷率在电网正常运行时任意30min内宜小于40%，在电网事故情况下10s内宜小于60%。
2.3.6 计算机应配置和上级调度计算机进行数据通信接口。
2.3.7 应配置用于系统维护、程序开发程序员终端和打印机各一台。
2.3.8 依据远动终端和信息传输方法对通道技术要求，配置必需通道接口，并提出对通道数量、质量要求。
2.4 人机联络系统
2.4.1 人机联络系统包含以下内容：
(1)屏幕显示设备。
(2)打印和统计设备。
(3)电网调度模拟屏、调度台。
(4)调度模拟屏控制器。
2.4.2 人机联络系统技术指标及功效应满足调度自动化系统总体要求。
2.4.3 人机联络系统应含有安全保密方法，其安全等级不少于3个。
2.4.4 人机联络系统应含有自调、自诊疗能力，操作方法应简单、灵活。
2.4.5 显示器宜选择大于51cm(19in)半图形中分辨率彩色显示器。对非调度员使用显示器亦可选择性能较低显示器。
2.4.6 屏幕显示应含有汉字显示功效。
2.4.7 人机联络系统宜配置1～4台显示器及对应显示控制器、键盘、鼠标器(跟踪球)。
2.4.8 调度模拟屏可采取不下位操作。不下位操作宜采取和屏幕显示器适用键盘完成。
2.4.9 宜配置1～3台含有汉字打印功效运行统计和事件统计用打印机。
2.4.10 调度模拟屏控制器和计算机接口宜采取串行方法。
2.4. 地域电网调度中心可配置阻燃型镶嵌式或其它形式调度模拟屏和1～3席调度台。
2.5 软件要求
2.5.1 在购置计算机系统时应配置必需计算机系统软件。不对系统软件作任何变动。
2.5.2 应含有适合电网特点、维护性和可扩性好实时数据库系统。
2.5.3 数据采集和监控软件应满足功效要求并实现模块化。
2.5.4 依据需要配置对应支持软件。
2.5.5 应选择成熟应用软件包，各类应用软件可依据需要逐步扩充。
2.5.6 系统应含有对各类应用软件进行调试、维护、在线生成功效。
2.6 电源和机房要求
2.6.1 交流供电电源必需可靠。应有两路来自不一样电源点供电线路供电。电源质量应符合设备要求，电压波动宜小于±10%。
2.6.2 为确保供电可靠和质量，计算机系统应采取不间断电源供电，交流电源失电后维持供电宜为1h。
2.6.3 应保持机房温度、湿度。机房温度为15～24℃。温度改变率每小时不超出±5℃；湿度为40%～75%。
2.6.4 机房内应有新鲜空气补给设备和防噪声方法。
2.6.5 机房应防尘，应达成设备厂商要求空气清洁度，对部分要求净化设备应设置净化间。
2.6.6 计算机系统内应有良好工作接地。假如同大楼适用接地装置，接地电阻宜小于0.5Ω，接地引线应独立并同建筑物绝缘。
2.6.7 依据要求还应有防静电、防雷击和防过电压方法。
2.6.8 机房内应有符合国家相关要求防水、防火和灭火设施。
2.6.9 机房内照明应符合相关要求并应含有事故照明设施。
3 厂站端部分
3.1 有些人值班厂站远动信息
3.1.1 直接调度220kV及以上电压等级输变电部分遥测、遥信信息内容，可参考部颁DL5003—91《电力系统调度自动化设计技术规程》。
3.1.2 发电厂、变电站应向直接调度地调传送下列遥测量。
(1)发电厂总有功功率、总无功功率及有功电能量。
(2)调相机组总无功功率。
(3)跨地域联络线有功功率、无功功率及分别计算双向有功电能量。
(4)110kV输电线路有功功率或电流。
(5)35kV输电线路电流或有功功率。
(6)旁路断路器测量内容和同级电压线路相同。
(7)三绕组变压器两侧有功功率和电流。
(8)双绕组变压器单侧有功功率和电流。
(9)计量分界点变压器加测无功功率和双向有功电能量。
(10)母联、分段、分支断路器电流。
(11)10～110kV系统电压监视点电压。
3.1.3 依据调度需要和设备可能，发电厂、变电站可向直接调度地调传送下列遥测量一部分。
(1)梯级水电厂上下游水位。
(2)当发电厂单机容量超出地域电网总负荷5%且大于50MW时，加测单机有功功率和无功功率。
(3)110kV输电线路无功功率。
(4)10kV关键线路电流。
(5)35kV及以上电压等级用户直配线路有功功率，必需时加测有功电能量。
3.1.4 发电厂、变电站应向直接调度地调传送下列遥信量。
(1)厂、站事故总信号。
(2)调度范围断路器位置信号。
(3)110kV联络线关键保护(通常为高频、距离、零序保护)和重合闸动作信号。
(4)枢纽变电站110kV母线保护动作信号。
3.1.5 依据调度需要和设备可能，发电厂、变电站可向直接调度地调传送下列遥信量一部分。
(1)发电机、变压器、调相机内部故障总信号。
(2)发电机由发电转调相运行方法状态信号。
(3)有载调压变压器抽头位置信号(无条件时可给出上下限位置信号)。
(4)自动调整装置运行状态信号(如中小型水电厂发电机功率成线调整装置等)。
(5)影响系统安全运行越限信号(如过电压、过负荷，这些信号也可在调度端整定)。
(6)110kV旁路断路器关键保护(通常为高频、距离、零序保护)和重合闸动作信号。
3.1.6 依据调度需要和设备可能，地调可向直接控制发电厂、变电站传送下列遥控、遥调命令。
(1)关键110kV以下断路器分合。
(2)成控制装置投切。
(3)无功赔偿装置断路器投切(包含电容器组、电抗器等)。
(4)有载调压变压器抽头位置调整。
(5)成组控制装置整定值调整。
3.2 无人(少人)值班厂站远动信息
3.2.1 依据调度管理需要和电气设备状态，地域电网变电站和小水电厂可按无人值班遥控方法设计。
3.2.2 遥控方法无人值班厂站远动信息应遵照本技术规程第3.1条和本节各条要求。少人值班和非遥控方法无人值班厂站远动信息可视具体情况参考实施。
3.2.3 无人值班厂站依据调度需要和设备可能，可向地调增送下列遥测量一部分。
(1)10kV线路电流。
(2)10kV母线电压。
(3)10kV母线旁路、母联、分段、分支断路器电流。
(4)三绕组变压器第三侧电流。
(5)并联赔偿装置电流。
(6)站用变压器 压侧电压。
(7)直流母线电压。
(8)110kV线路有功电能量。
(9)110kV降压变压器有功电能量。其中三绕组变压器有两侧测量。
3.2.4 无人值班厂站依据调度需要和设备可能，可向地调增送下列遥信量一部分：
(1)反应运行方法隔离开关位置信号。
(2)110kV线路关键保护(宜为距离、高频、零序保护)和重合闸动作总信号。
(3)主变压器重瓦斯、差动保护和复合电压电流闭锁保护动作总信号。
(4)低频减载动作(按组)信号。
(5)10～35kV断路器事故跳闸总信号。
(6)10～35kV系统接地信号。
(7)直流系统接地信号。
(8)控制方法由遥控转为当地控制信号。
3.3.5 无人值班厂站依据调度需要和设备可能，可向地调增送下列全部或部分预告信号：
(1)断路器控制回路断线总信号。
(2)断路器操作机构故障总信号。
(3)变压器油温过高、绕组温度过高总信号。
(4)轻瓦斯动作信号。
(5)变压器或变压器调压装置油位过低总信号。
(6)继电保护、故障录波器、调压装置故障总信号。
(7)距离保护闭锁信号。
(8)高频保护收信信号。
(9)消防报警信号。
(10)大门打开信号。
(11)远动终端遥控电源消失信号。
(12)远动终端UPS交流电源消失信号。
(13)远动终端下行通道故障信号。
3.2.6 依据调度需要和设备可能，地调可向无人值班厂站增发以下遥控命令：
(1)100kV以下断路器分合。
(2)变压器中性点接地刀闸分合。
(3)高频自发信起动。
(4)距离保护闭锁复归。
(5)预告信号复归。
3.2.7 不宜用遥控方法进行同期操作，同期操作宜由厂站同期装置实现。
3.2.8 不宜遥控方法进行事故保护装置复归。保护装置复归应在现场进行。
3.3 远动设备
3.3.1 远动终端应满足远动信息采集和传输要求。应选择性能良好、运行可靠定型产品。
3.3.2 一个厂站宜采取一套远动终端。
3.3.3 属双重调度发电厂、变电站宜将远动信息直接送往一个调度端，另一个调度端所需信息经过该调度转发。
3.3.4 对调度端已建成调度自动化系统无转发功效时，属双重调度厂站能够向两个调度端直接发送遥测、遥信信息，但同一被控设备不许可实施两个调度端遥控、遥调命令。
3.3.5 远动终端制式应和调度端自动化系统制式一致。当选择远动终端制式、远动规约和调度端已经有系统不一致时，工程中应处理和调度端已经有系统接口问题。
3.3.6 按厂站传送远动信息需要和发展，以中等实用标正确定远动终端档次、功效和容量，并优先选择功效和容量可灵活组合远动终端。
3.3.7 远动终端有条件时能够合适兼顾厂站电气监测功效，但不应所以而影响远动终端功效和技术指标。
3.3.8 远动终端关键技术指标：
(1)遥测精度：0.5级。
(2)模拟量输入：4～20mA;±5V。
(3)遥信输入：无源触点方法。
(4)事件次序统计分辨率小于10ms。
(5)电能量累计容量：216。
(6)模拟量输出：0～10V；4～20mA。
(7)遥控输出：无源触点方法，触点容量为直流220V、5A，110V、5A或24V、1A。
(8)远动信息海明距离大于4。
(9)远动终端平均故障间隔时间宜不低于10000h。
(10)远动通道误码率为10-4时，远动终端应能正常工作。
3.3.9 调制解调器技术指标：
(1)速率为50(75)、(200)300、600、1200Bd。
(2)双工、半双工、单工通道。
(3)频谱符合国家标准。
(4)通道信杂比在17dB时误码率小于10-5。
3.3.10 遥测变送器精度宜为0.5级。模拟量输出宜采取恒流输出。
3.3. 远动终端应有抗电磁干扰能力。其信号输入应有可靠电气隔离，其绝缘水平应符合相关标准。
3.3.12 远动终端应有防雷击和防过电压方法。
3.3.13 远动终端和遥测变送器和通信设备之间电缆宜采取多芯双绞屏蔽电缆。
3.3.14 远动终端和遥测变送器屏应可靠保护接地。
3.3.15 远动终端和遥测变送器安装地点应考虑对环境要求和运行上方便。
3.4 其 它
3.4.1 远动设备应配置不间断电源，交流电消失后不间断电源维持供电时间宜大于20min，无人值班厂站宜大于30min。
3.4.2 远动设备应配置对应调试仪表。其配置标准按远动专用仪器仪表配置标准实施。
3.4.3 在工程设计中应考虑远动终端必需备品备件。
附加说明：
本规程由能源部电力计划设计管理局提出。
本规程由能源部电力计划设计管理局归口。
本规程由能源部西北电力设计院负责起草。
本规程关键起草人：范家正、杨凤英、任当勤。
地域电网调度自动化设计技术规程
DL 5002—91
条文说明
目 次
1 总则…………………………………………………………………………299
2 调度端部分…………………………………………………………………300
2.1 调度自动化系统功效………………………………………………300
2.2 技术要求……………………………………………………………300
2.3 计算机选型和硬件配置标准………………………………………301
2.4 人机联络系统………………………………………………………301
2.5 软件要求……………………………………………………………302
2.6 电源和机房要求……………………………………………………302
3 厂站端部分…………………………………………………………………302
3.1 有些人值班厂站远动信息…………………………………………303
3.2 无人(少人)值班厂站远动信息…………………………………303
3.3 远动设备……………………………………………………………303
3.4 其它…………………………………………………………………305
1 总 则
1.0.1 本条说明了规程编制目标。自1985年全国电网调度自动化计划座谈会召开以来，能源部相关司局陆续颁布电网调度自动化相关技术文件有：《全国电网调度自动化振兴纲要》、《地域电网调度自动化功效规范》、《地域电网调度自动化系统基础指标》、《地域电网调度自动化系统参数配置要求》、《地域电网调度自动化系统配套隶属设施要求》及《电网调度自动化实用化要求》(试行)等。这些文件落实促进了地域电网调度自动化工作开展。为了在地域电网调度自动化设计中统一技术标准，依据以上文件精神编制了本规程。
现阶段地域电网调度自动化关键任务是安全监控。和之相适应，本规程分调度端和厂站端两部分，这两部分互有联络，在技术上是有机整体，设计中应注意相互配合。
1.0.2 本条明确了本规程适用范围。
地域电网量大面广，其运行特点和调度管理任务和大区电力系统和省电力系统不一样，其调度自动化具体功效、信息采集内容和设备配置要求全部有所区分。这些情况在本规程中全部得到反应。
通常依据一次电网设计年限编制对应地域电网调度自动化系统设计，经审定后作为地域电网调度中心及其所管辖厂站调度自动化设计依据。
1.0.3 明确开展地域电网调度自动化设计所需条件。地域电网调度自动化设计必需在一次系统设计和调度管理范围划分标准明确前提下进行。经审查一次系统设计是地域电网调度自动化设计依据和基础。一次系统设计明确了电网规模、网络地理分布、主接线、经典运行方法、电气计算结论及负荷性质等，为分析电网特点提供了条件，方便于确定调度自动化系统功效及信息采集内容。
相关调度管理体制资料(包含调度管理范围和职能划分、调度所设置及所址等)，通常由电网主管部门提供。远期调度管理体制生产部门一时提不出，也可由设计部门提出标准性意见，由电网主管部门确定后作为设计依据。
1.0.5 地域电网调度自动化是为地域电网调度管理服务，所以调度自动化系统设计应和调度管理体制相一致。现代化电网调度自动化系统应和统一调度分级管理相适应。这么可节省通道和提升投资效益。在实现电网分层控制时各级调度应组成信息交换网，信息通常采取逐层传送方法。
1.0.7～1.0.9 明确了地域电网调度自动化系统设计、调度中心工程和发变电工程中调度自动化设计内容划分。地域电网调度自动化系统设计是从电网特点、运行需要和通道条件和各级调度中心、各厂站间相互协调出发，提出调度自动化功效要求，技术指标，计算机和人机联络系统配置和设备选型意见，远动信息内容和组织信息传输网络，明确远动设备性能和制式要求等，完成远动、计算机和人机联络系统统计。系统设计关键处理系统性问题，而具体实施则在调度中心工程和发变电工程中进行。调度中心工程和发变电工程中自动化设计应以电网调度自动化系统设计为依据，并结合工程具体情况进行核实，做出具体工程设计。应避免工程设计不符合总体要求情况出现。当二者不相符需进行标准性变更时，需在工程设计文件中进行必需说明供相关部门审批。
2 调度端部分
2.1 调度自动化系统功效
2.1.1～2.1.2 列出地域电网调度自动化系统功效。
调度自动化系统搜集、处理电网运行实时信息，经过人机联络系统把电网运行情况集中而有选择显示出来进行监控。运行人员可借此统观全局，集中全力指挥全网安全、经济和优质运行。调度自动化系统安全监控功效实现，能够提升电网安全运行水平，提升处理事故能力，降低停电损失。各类地调在考虑调度自动化系统时，应使其含有数据采集和监视、控制(SCADA)功效，但在具体实施过程中应依据调度职责范围、调度自动化现实状况、基础设备自动化条件，根据由低至高、由易到难标准合适确定总体功效。
2.1.3 各类地调应该逐步实现遥控和遥调功效，有条件时可建设无人值班遥控变电站。但遥控、遥调功效实现取决于调度需要、良好一次设备、高可靠性远动终端和通道等原因，其中良好一次设备和通道对于众多地调说来不是短期内能够处理。各类地调应本着稳妥可靠方针，经过试点逐步实现遥控、遥调功效。
2.1.4 部分地调依据调度管理需要下设若干集控站，每个集控站管理若干厂站。在这种情况下，地调对集控站监控和信息采集，并经过集控站对所辖厂站集中监控和信息采集，要求集控站远动设备既含有主站功效又含有远方终端功效。
2.2 技术要求
2.2.1 当新建地域电网调度自动化系统时，应择优选择在地调范围内符合相关标准统一远动规约。有条件时，如能做到在省(网)调范围内地调有统一远动规约则更利于信息交换网建立。当地调范围内有其它远动规约时，可利用规约转换或设置多规约处理前置机方法加以处理。
2.2.2～2.2.7 关键参考部颁相关地域电网调度自动化技术文件及其它相关资料列出了调度自动化系统应达成系统性技术要求和指标。
对其中一些技术要求和指标简明说明以下：
一、在第2.2.2条中列出地域电网调度自动化系统应该含有采集、处理和控制各个类型数据能力。
二、第2.2.3条为了确保省网和地域电网事件统计时间参数一致性，地调设置月历时钟是必需。
三、远动系统遥测误差是指变送器、远动终端、远动信道、调度端各个步骤误差综合，依据调度管理需要和设备水平现定为±1.5%。
四、事件次序统计关键用于统计电网中关键断路器和继电保护动作信号。站间分辨率含义是在不一样厂站两个相继发生事件其前后相差时间大于或等于分辨率时，调度端统计两个事件前后次序不应颠倒。此指标过低不利于小说分析，太高实现起来困难。依据中国运行经验和调度分析事故要求现制订指标。
五、第2.2.5条中实时性指标共9项，现对其中(1)、(2)、(5)、(8)加以说明。
(1)、(2)遥测和遥信传送时间是考虑远动终端含有遥信优先传送，遥测量64个，通道速率为600bit/s时所能达成系统指标。
(5)画面调用响应时间是指按下调用键至整体画面显示完成时间，此指标是调度自动化系统关键指标之一。
(8)双机切换到基础功效恢复时间是指双机切换发出指示至CRT画面数据重新开始更新时间。
六、在第2.2.7条中提出信道指标是依据调度自动化系统在近几年能达成技术指标而确定。这需要系统通信专业配合和协作并将随系统通信专业相关指标修订而改变。
2.3 计算机选型和硬件配置标准
2.3.1～2.3.3 这3条明确了计算机系统硬件内容、配置标准及选型标准。
因为计算机技术发展很快，本规程不可能对调度自动化系统计算机型号、内外存贮器容量和其它部分关键技术指标作定量要求。在设计中可依据计算机发展情况和本规程选型标准合理地选择计算机系统。
在机型选择上，少数地调可选择小型机，大部分地调宜选择微机，同一省网地调计算机机型系列应尽可能统一。现在微机机型系列种类较多，应尽可能选择配套全、比较成熟工业控制型微机系统。
2.3.4 本条明确了计算机系统在设计中通常考虑投运后最少使用十年，并提供了确定计算机系统规模条件。其中(1)～(5)项应依据调度职责范围和系统功效要求确定。第(6)项计算机中央处理器负荷率是表明计算机系统荷载程序一个关键指标。为确保在电网发生重大事故时计算机系统能实时正确反应事故情况，这就要求计算机中央处理器负荷率符合第2.3.5条要求。中央处理器估算条件是指在电网事故时，合理确定在要求时间内发生遥信变位、遥测越死区数量和工况越限，事件处理类型和数量和事故、事件打印、显示种类和数量等，以供厂家在系统设计时考虑计算机系统规模，并可在系统验收时做为验收中央处理器负荷率依据之一。
2.4 人机联络系统
2.4.1～2.4.2 这两条明确了人机联络系统内容和总要求。人机联络系统是调度自动化系统窗口，而各厂家提供人机联络系统设施各具特色，应依据调度管理需要和调度自动化系统总体功效要求合理选择。
2.4.3 为了确保系统正常工作必需有一个完善管理手段，对各个调度控制台及各类人员给予不一样使用范围及使用权限。通常依据业务需要最少应有3个等级，如：
1)操作员级：能够进行全部操作。
2)调度员级：除系统管理外其它操作。
3)其它运行管理人员级：只能调看画面，修改相关表格。
2.4.7～2.4. 这几条提出了人机联络系统配置基础要求。
第2.4.8条说明为方便调度操作人员使用系统，应将调取画面、遥控操作、调度模拟屏不下位操作、音响报警解除等操作适用1个键盘。
2.5 软件要求
软件可分为系统软件、支持软件和应用软件。在新建调度自动化系统时，应由厂家配齐必需系统软件和支持软件。系统应有良好数据库系统和数据采集、监控程序。应用软件项目可依据需要逐步扩充。现在对软件极难提统一指标和要求，有待以后补充。
2.6 电源和机房要求
本节明确了调度自动化系统正常运行时，对环境基础要求，机房环境设计，包含空调、电源、照明、接地、防水、防火及灭火等应遵摄影应设计技术规程。
3 厂站端部分
这部分是依据地域电网调度自动化总体功效要求，总结了地域电网调度自动化实践经验确定。考虑到各地域电网对具体调度自动化功效要求差异，在条文中考虑了一定灵活性。
3.1 有些人值班厂站远动信息
3.1.1 明确了属地调直接调度管辖220kV及以上电压等级输变电部分远动信息可参考部颁DL5003—91《电力系统调度自动化设计技术规程》相关部分。
3.1.2～3.1.4 列出了属地调调度管辖厂站必需向地调传送上行远动信息内容。
一、第3.1.2条中(1)～(3)关键用于掌握地域电网有(无)功效平衡情况和地域电网负荷水平。
二、第3.1.2条中(4)～(8)项为了用行掌握电网时尚、各级电压网络和各县(区)负荷情况，为全网安全监视提供条件，并可监视用电实施情况。
三、3.1.4中(1)项用于提升判定事故速度和正确性。
四、3.1.4中(2)项用于掌握电网内断路器运行情况及电网实时接线情况。(3)、(4)两项为分析事故和处理事故提供条件。
3.1.3～3.1.5 列出了依据电网调度实际需要在设备可能条件下，厂站可有选择向地调传送上行远动信息内容。
一、对发电厂除了遥测总有功功率、总无功功率及总有功电能量外，对符合3.1.3中(2)项条件可加测单机有功功率和无功功率；对水电厂加测上、下游水位，方便调度立即掌握网内关键发电机组出力和全网有功功率、无功功率平衡，提供发电、防洪及下游用水综合调度条件。
二、第3.1.5条中(1)、(2)项只要厂站二次回路能提供信号触点就应向地调传 。(3)项有载调压变压器抽头假如是远方控制则抽头位置信号向地调传送。位置状态可用BCD码、十进制码或上、下限位置表示。(5)项调度运行需要这些信号。调度自动化系统主站端通常全部含有工况越限判定功效，假如远方终端或厂站二次回路能引出这些越限信号，也能够向地调传送。但在地调范围内这些越限信号采集宜采取统一模式。(6)项和第3.1.4条中(3)项配套，即厂站有110kV联络线时，旁路断路器关键保护信号也应向地调传送。
3.1.6 对于有些人值班厂站，遥控遥调关键目标是提升地域电网安全运行。对电网安全运行需要而又含有可控条件设备，能够按遥控遥调方法进行设计。这类设备通常在地域电网调度自动化设计中统一考虑。
3.2 无人(少人)值班厂站远动信息
3.2.1～3.2.2 厂站按无人值班集中维护管理方法运行关键目标是降低运行人员，改善运行人职员作、学习条件，提升运行维护质量，降低运行费用。无人值班变电站中设备较小、接线简单、不常常改变运行方法能够不需要遥控。而设备较多、接线比较复杂、操作次数较多需要采取遥控手段满足运行要求。对于距离集中维护中心较远或交通不便变电站能够配置少许留守人员。在基建阶段按无人值班进行设计，还能够简化生活设施，节省用地。
3.2.3～3.2.4 无(少)人值班厂站远动信息是在有些人值班厂站远动信息基础上增加这两条内容，方便地调能较全方面掌握无人值班变电站运行状状，提升其运行可靠性和操作质量。
3.2.4 (1)反应 行方法隔离开关位置信号是指双母线(包含带旁路)接线时，变压器、线路(旁路)断路器母线侧隔离开关、旁路隔离开关和可能改变运行方法变压器中性点隔离开关等。
(2)110kV线路关键保护和重合闸动作总信号是指全部110kV线路关键保护和重合闸动作信号按类分别并接形成总信号。如将全部距离保护动作信号并接后形成距离保护动作总信号。
3.2.5 预告信号共13项，前6项是同类信号总信号。这些信号是维护无人值班变电站所需要，但在设计和施工中全部引出困难较多，所以能够依据实际情况选择。
3.2.6～3.2.8 这3条明确了无人值班变电站能够增加遥控和遥调内容及不能进行遥控内容。
3.3 远动设备
3.3.1 远动终端选择应考虑其功效、制式、容量和技术指标能否满足调度自动化系统要求，并应为定型产品。定型产品是指经部一级判定，并由工厂定型批量生产产品。未判定产品或新研制产品可在部分工程中试运行但不推广使用。
3.3.2～3.3.4 这3条明确了远动设备配置要考虑节省投资和简化二次接线。属一个调度中心调度厂站向直接调度调度中心发送远动信息并接收其控制命令。非直接调度中心所需远动信息可经过转送方法取得。设备分属2个调度中心调度厂站通常由存在关键运行关系调度中心直接采集远动信息，另一个调度中心所需信息可经过前一个调度中心转发。也可依据信息流向合理性和传送时间要求，厂站端远动信息直接向2个调度中心发送，但同一被控设备不许可实施2个调度中心遥控、遥调命令。方便确保运行安全并明确调度操作责任。
3.3.5 为确保远动终端和调度端通信，工程设计中应注意处理通信规约问题。
3.3.6～3.3.7 这2条明确了远动装置选型标准。在确定容量时要合适考虑发展需要。在确保调度监控需要前提下，能够合适兼顾厂站当地电气监测功效。
3.3.8 远动终端关键技术指标是综合考虑了系统需要和现在设备生产水平。
(1)通常要求 动终端遥测精度为0.5级。不包含变送器误差。
(2)远动终端模拟量输入采取4～20mA或±5V。设计应注意和变送器芬配。
(3)遥信输入要求为无源触点。为方便施工和运行管理，通常需装设遥信转接端子，遥信转接端子视不一样工程情况可安排在远动终端、变送器屏中，也可单独设置遥信转接屏。
(4)事件次序统计分辨率这里提出小于10ma，关键考虑国产设备指标，对引进技术生产远动终端能够合适提升。
(5)电能量累计容量通常按24h累计值需要考虑，按二次侧每千瓦时1800个脉冲计需216。若累计容量小于216应对变送器进行对应调整。
(7)遥控输出采取无源触点方法，触点容量应考虑可直接接入断路器控制回路，所以触点容量不宜过小，通常为直流220V、5A。遥控输出也可经遥控实施继电器接入断路器控制回路，这时触点容量视重动继电器参数可选择直流110V、5A或24V、1A。全部重动继电器宜统一装屏。
(8)为了确保远动系统含有一定纠错检错能力，以确保信息传输可靠性和正确性，远动信息编码海明距离应大于4。
(9)对远动终端平均故障间隔时间要求不仅出于降低维修工作量，更关键是出于调度自动化系统协调工作需要。从现在国产元器件质量和工艺水平考虑暂定为不低于10000h。
(10)现在地域电网远动通道质量通常全部比较差又不能全部新建。这就要求远动终端在通道质量比较差情况下也能正常工作。
3.3.10 依据系统综合正确度要求，遥测变送器正确度等级通常要求0.5级。为确保遥测正确度和稳定度，要求遥测变送器应有恒流或恒压输出。
3.3. 远动终端抗电磁干扰能力通常包含串模干扰抑制比和共模干扰抑制比，其具体指标应符合远动终端国家标准要求。
3.3.12 为预防雷击时感应过电压损坏远动终端部件，远动终端应有防过电压方法。
3.3.13 目标在于降低电磁干扰影响。
3.3.14 目标在于确保人身和设备安全。
3.3.15 环境要求关键是指温度、湿度、洁净度要满足设备运行需要。并尽可能缩短电缆长度。
3.4 其 它
3.4.1 为确保远动设备可靠供电，要求远动设备配置不停电电源(UPS)。UPS维持供电时间应满足在电网发生事故时，可确保远动设备正确传送事故时远动信息。通常大于20min。无人值班厂站通常大于30min。