| 标准编号 | DL/T 2039-2019 (DL/T2039-2019) | | 中文名称 | 地方电网售电控制中心基本配置技术条件 | | 英文名称 | (Basic configuration technical conditions of local power grid sales control center) | | 行业 | 电力行业标准 (推荐) | | 中标分类 | F21 | | 国际标准分类 | | | 字数估计 | 18,139 | | 发布日期 | 2019-06-04 | | 实施日期 | 2019-10-01 | | 标准依据 | 国家能源局公告2019年第4号 | | 发布机构 | 国家能源局 | DL/T 2039-2019: 地方电网售电控制中心基本配置技术条件
DL/T 2039-2019 英文名称: (Basic configuration technical conditions of local power grid sales control center)
中华人民共和国电力行业标准
地方电网售电控制中心基本配置技术条件
国家能源局 发 布
1 范围
本标准规定了地方电网售电控制中心的业务范围、技术支持、数据交互、网络安全、专业技术支撑
能力等要求。
本标准适用于地方电网售电控制中心的规划、设计、建设、运行及维护。
2 规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文
件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T 18700.1 远动设备和系统第6部分：与ISO 标准和ITU-T建议兼容的远动协议第503篇：
TASE.2服务和协议
GB/T 20272 信息安全技术操作系统安全技术要求
GB/T 25068.3 信息技术安全技术 IT网络安全第3部分
GB/T 33607 智能电网调度控制系统总体框架
DL/T 476 电力系统实时数据通信应用层协议
DL/T 550 地区电网调度控制系统技术规范
DL/T 634.5104 远动设备及系统第5-104部分：传输规约采用标准传输协议集的IEC 60870-5-101
网络访问
DL/T 814 配电自动化系统技术规范
DL/T 890 能量管理系统应用程序接口(EMS-API)
DL/T 1080.3 电力企业应用集成配电管理的系统接口第3部分:电网运行接口
DL/T 1649 配电网调度控制系统技术规范
电力监控系统安全防护规定 国家发展与改革委员会2014年第14号令
国家能源局关于印发电力监控系统安全防护总体方案等安全防护方案和评估规范的通知
国能安全[2015]36号文
4 总体要求
4.1 地方电网售电控制中心应实现对电网的运行、监视、控制、分析和专业管理，保障电网安全稳定
运行，并满足相关电网调度机构数据交互、信息共享、综合应用等技术及专业管理要求。
4.2 地方电网售电控制中心应按照电网业务需求进行专业配置，结合实际情况进行人员的差异化配置。
4.3 地方电网售电控制中心应具备必要的技术支持，在满足基本功能配置的前提下，根据业务需求增
加相应扩展功能配置。
4.4 地方电网售电控制中心应通过调度自动化、通信系统向相关电网调度控制机构传送调度业务所需
的运行实时数据。
4.5 地方电网售电控制中心信息网络应满足国家电力监控系统安全防护规定及相关电网调度控制机构
网络安全防护实施细则。
5 业务范围
5.1 按照国家有关法律法规，执行国家和行业技术标准，依据电力市场规则，开展相关业务。
5.2 按照所在电网调度规程，接受所在电网调度机构的调度组织、指挥、协调，及专业管理和业务指
导。
5.3 负责制定地方电网业务相关规定、规程，向所在电网调度机构报备后执行。
5.4 负责执行有关安全生产的法律、法规和调度机构有关规定和规程制度，监督、指导和落实各项安
全生产措施。
5.5 负责地方电网的运行监控、异常处置等工作，负责所辖地方电网的安全稳定与经济运行。
5.6 负责所辖地方电网设备投产启动；涉及相关电网调度机构调管设备的启动，需按照所在电网的调
度规程，按照调度指令进行操作。
5.7 负责地方电网的安全稳定分析，安全稳定分析深度应达到相应电网调度机构的要求。负责地方电
网建模和负荷建模工作，协同相关电网调度机构完成关联电网安全稳定分析，落实相关安全稳定控制措
施。
5.8 执行相关电网调度机构下达的电力、电量输送计划，制定地方电网内发电出力曲线及用电指标控
制方案并组织落实。
5.9 负责组织地方电网运行方式和设备检修计划的编制、批准和执行，及时、准确发布相关检修停电
信息。对影响相关电网调度机构的运行方式变更及设备检修，需提前得到相关电网调度机构许可。
5.10 负责地方电网安全风险管理，编制地方电网事故应急预案，参与电力系统事故分析，落实反事故
措施。
5.11 负责制定所辖地方电网负荷控制方案，宜具备精准切负荷功能，按相关电网调度机构的指令实施
负荷控制。
5.12 负责地方电网继电保护、安全自动装置、电力通信、自动化、网络安全等二次系统及设备的运行
维护，落实相关电网调度机构的二次系统及设备管理要求，并满足国家电力监控系统安全防护相关规定。
5.13 负责按要求向相关电网调度机构传送电网运行信息，提供电网管理所需的相关数据，并保证数据
信息的及时性、准确性。
5.14 根据有关法律法规做好用户并网管理，并向相关电网调度机构备案，涉及重要用户供电时应满足
国家相关规定。
6 技术支持要求
6.1 基本原则
地方电网售电控制中心技术支持应满足主网、配电网运行监控和电网分析决策的要求。监控对象为
110（66）kV、35kV及以下各电压等级配电网的地方电网售电控制中心，应按照DL/T 1649、DL/T 814
的技术要求进行功能配置；监控对象包含220kV电压等级输电网或源网荷的地方电网售电控制中心，应
按照GB/T 33607、DL/T 550的技术要求进行功能配置。满足以下原则：
a) 地方电网技术支持功能应构建在标准、通用的软硬件基础上，具备可靠性、可用性、扩展性和
安全性。根据各地区（城市）的电网规模、重要性要求、自动化应用基础等情况，合理选择和
配置软硬件。
a) 系统服务器、交换机等关键设备应采用双机、双网冗余配置，满足可靠性要求，具备双回路供
电电源保障。
b) 服务器、工作站应优先采用安全操作系统，满足安全可控要求。
c) 应遵循 DLT 890/1080 标准，信息交互应遵循图形、模型、数据来源及维护的唯一性原则和设
备编码的统一性原则。
6.2 功能配置
6.2.1 技术支持功能归类为基本功能与扩展功能。基本功能是指均应配置的功能，扩展功能是指根据
自身电网实际和运行管理需要进行选配的功能，详见附录 A。
6.2.2 基本功能
基本功能包括平台类、监控类、配用电类、在线计算及预警类、运行计划类、运行管理类和网络安
全类等七类。各类功能如下：
a) 平台类：数据采集与交换、模型/图形管理、人机界面、与其它系统的数据交互功能、信息分
流及分区。
d) 监控类：电网运行实时监控、用电运行监视、综合智能告警、联络线监控等。
e) 配用电类：馈线自动化、配电网故障抢修指挥、用电运行风险管控、保电运行管理、有序用电、
应急预案及事故决策支持、用电用户信息等。
f) 在线计算及预警类：拓扑分析等。
g) 运行计划类：系统负荷预测。
h) 运行管理类：操作票、运行日志、设备运行管理（含调度前期管理、退役管理）、设备检修管
理、运行值班管理、专业报表管理等。
i) 网络安全类：身份认证、安全授权、网络和安全设备、网络安全监视与管理等。
6.2.3 扩展功能
扩展功能包括平台类、监控类、配用电类、在线计算及预警类、运行计划类、运行管理类和计算分
析服务等七类。各类功能如下：
a) 平台类：技术支持系统监视与管理等。
j) 监控类：电能质量监视、自动电压控制、错峰操作、保护定值执行、一次设备状态监视、二次
设备在线监控、水电运行监测、新能源运行监测、自然灾害监视、气象信息监视、雷电监视、
站端视频与环境监视、分布式发电/储能/微网综合监控模块、公网通信监视等。
k) 配用电类：配电网电子接线图及参数异动管理、配电网专题图生成、停电范围分析、用电风险
分析、解合环操作风险分析、负荷转供辅助决策、用户电源追溯、经济运行分析与优化、负荷
特性分析等。
l) 在线计算及预警类：状态估计、潮流计算、安全分析及预警、经济分析及预警、优质分析及预
警、环保分析及预警、网损计算、短路电流计算、灵敏度计算、静态安全分析、外网等值模型
接入、综合故障分析、水务综合计算、水电厂运行趋势分析、新能源运行趋势分析等。
m) 运行计划类：母线负荷预测、新能源发电能力预测、水库来水预报、检修计划管理、电能量计
量、综合停电管理、运行方式管理、断面限额安排等。
n) 运行管理类：网络发令、运行风险管控、电网运行评价、二次设备管理、电网运行信息发布、
基础信息服务（含运行人员、输变配设备参数、运行图档资料、地理信息、发电资源和气象环
境信息）、电力安全事故（事件）应急管理、并网审核管理、应急预案及事故决策支持、操作
指挥、工作评价、标准/规程/规范管理、文档资料管理等。
o) 计算分析服务类：定值整定计算、电压无功优化分析、经济运行分析与优化、电能质量分析与
优化、安全校核分析、调度员培训仿真等。
6.3 软硬件配置
6.3.1 硬件配置要求
主要包括服务器、工作站、网络设备、存储设备、网络安全设备及辅助设备等。
a) 根据不同的功能需求，应配置主要设备包括：前置服务器、数据库服务器、应用（SCADA）
服务器、Web 服务器、在线分析服务器、数据集成服务器、调度工作站、维护工作站、报表
工作站、远程工作站、磁盘阵列、交换机/路由器。
p) 应配置的辅助设备包括：UPS、精密空调、时间同步装置、打印机等。
q) 根据信息安全防护等级要求，网络安全设备主要包括：硬件防火墙、电力专用横向单向安全隔
离装置、电力专用纵向加密认证装置或者加密认证网关、电力调度数字证书系统、入侵检测装
置及相应设施等。
6.3.2 软件配置要求
a) 应采用安全操作系统，满足兼容性和扩展性要求。关键应用功能的服务器、网络边界处的通信
网关、WEB 应用服务器等应使用安全加固的操作系统。
r) 应实现统一的公共服务和系统管理功能，为应用软件提供即插即用的软件平台。
s) 应具有统一风格的人机界面和数据库界面，并使用遵循 CIM 标准的公共电力系统模型及数据
6.3.3 冗余性要求
系统硬件和软件均应采用冗余配置，满足N-1要求，单一元件故障不能影响主要功能应用。
6.4 通信通道
6.4.1 基本要求
a) 地方电网售电控制中心应配置通信设备，实现与调度机构通信功能。
b) 地方电网售电控制中心应配置双路专用调度电话，实现与调度机构和所控站点的通讯。
c) 地方电网售电控制中心应与所控站点业务系统建立通信通道，实现电网数据采集。
d) 地方电网售电控制中心应具备对所控站点通信终端、通道的监视、统计、报警和管理功能。
6.4.2 通道要求
a) 地方电网售电控制中心与调度机构通信通道应采用电力专网通道，冗余配置。
b) 地方电网售电控制中心与所控站点通信通道可采用电力专网或满足电力安全要求的公网等多
种通信方式。
7 数据交互要求
7.1 基本要求
7.1.1 地方电网售电控制中心应具备与相关电网调度机构之间数据交互的能力，实现信息共享、功能
整合及扩展。
7.1.2 数据交互应遵循源端唯一性原则，满足图形、模型和数据的来源及维护的唯一性，满足设备命
名（或编码）的统一性。
7.2.1 与相关电网调度机构的交互内容应满足调度运行与控制需求，包括但不限于：电网图形、拓扑
模型、电网运行实时数据、历史数据、计划值、断面及阻塞等计算分析结果、检修计划、设备缺陷、电
能计量等信息。
7.2.2 地方电网所建设或接入的气象信息、水文资料等公共信息应具备向所在电网调度机构传送的能
力。
7.2.3 地方电网售电控制中心可根据需求从相关应用系统获取（向相关电网调度机构申请传送）与电
网安全运行相关的信息。
7.3 交互方式
7.3.1 与相关电网调度机构间的交互应支持 DL/T 476、DL/T 634.5104、GB/T 18700.1 等通信规约进行
数据交互，并冗余配置。
7.3.2 与相关电网调度机构间的交互应支持通过信息服务总线或电网调度机构统一认可的数据传输方
式，实现信息传输与交互。
8 网络安全
8.1 基本要求
地方电网售电控制中心应遵循《中华人民共和国网络安全法》、网络安全等级保护制度、工业控制
系统信息安全、国家发展与改革委员会2014年第14号令《电力监控系统安全防护规定》、国能安全〔2015〕
36号文《国家能源局关于印发电力监控系统安全防护总体方案等安全防护方案和评估规范的通知》等有
关要求，落实电力监控系统网络安全防护各项措施，保障地方电网售电控制中心电力监控系统安全稳定
运行，防范各类电力监控系统网络安全异常事件，以及由此引发的电力安全事故事件或对与其联网的其
他单位造成网络安全危害。
8.2 体系结构安全
8.2.1 地方电网售电控制中心网络安全防护应遵循国家发展与改革委员会 2014 年第 14 号令《电力监
控系统安全防护规定》和国家信息系统安全等级保护有关要求，采用“安全分区、网络专用、横向隔离、
纵向认证”的基本防护策略。
8.2.2 地方电网售电控制中心应进行安全分区。实时控制系统、具有实时控制功能的业务模块以及未
来有实时控制功能的业务系统应置于生产控制大区，其他管理业务系统应置于管理信息大区。
8.2.3 生产控制大区内不同系统间应参照 GB/T 25068.3，采用逻辑隔离措施，实现逻辑隔离、报文过
滤和访问控制等功能。
8.2.4 地方电网售电控制中心生产控制大区和所控站点、终端间无论采用何种通信方式，应使用符合
要求的密码算法对控制指令与参数设置指令进行保护，实现双向身份认证、数据加密和报文完整性保护。
8.2.5 当地方电网售电控制中心生产控制大区和所控站点、终端在纵向通信中使用无线网络时，应设
立安全接入区，生产控制大区与安全接入区的纵向边界处应部署经国家指定部门检测认证的电力专用单
向横向隔离装置。
8.3 系统本体安全
8.3.1 按照网络......
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