数字化变电站技术规范.docx

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1、 中国南方电网有限责任公司企业标准数字化变电站技术规范（审查稿）Q/CSG 92009- - 发布 2009- - 实施中国南方电网有限责任公司 发 布目次前 言11范围22 引用标准23 术语与定义34 系统构成35 系统配置46 设备技术要求57 软件技术要求108应用功能119 总体性能指标2310 设计要求2411 产品验证技术要求24附录A 典型应用方案（资料性附录）26附录B 建模原则（资料性附录）28附录C 服务（资料性附录）37前 言近年来，随着工业级网络通信技术、集成应用技术、电子及光电采集技术、信息技术，特别是IEC61850标准的颁布，数字化变电站技术具备了基本应用基础。

2、数字化变电站是以变电站一、二次系统为数字化对象，对数字化信息进行统一建模，将物理设备虚拟化，采用标准化的网络通信平台，从而以信息共享、硬件平台综合集成应用、软件功能插接复用、逻辑功能智能化策略的全新模式，实现变电站运行监视、快速保护、智能分析、标准化操作、设备状态监测等基本功能，并为数字化电网以及广域控制技术的发展奠定基础。在公司生产、调度等部门的领导下，各级科研和生产单位在数字化变电站和电力生产数字化建设方面进行了积极探索和开展了卓有成效的应用实践。数字化变电站已经成为当前建设的一大热点，一些数字化变电站的试点应用工程已经建成并投入试运行。总体来看，数字化变电站试点工程运行良好，充分体现了新

3、技术的优势，也为电网的可持续发展提供了宝贵经验；同时也暴露了建设标准不统一、设备良莠不齐等问题。为科学地建立和健全中国南方电网有限责任公司标准体系，指导和规范数字化变电站建设工作，按照中国南方电网有限责任公司管理思想现代化、管理制度规范化、管理手段信息化、管理机制科学化的要求，以南网方略为指引，特制定本标准。本标准由中国南方电网有限责任公司生产技术部提出、归口并解释。本标准由广东电网公司电力科学研究院负责起草。本标准主要起草人：本标准由中国南方电网有限责任公司标准化委员会批准。本标准自2009年 月 日起实施。执行中的问题和意见，请及时反馈给南方电网公司生产技术部。数字化变电站技术规范1范围1

4、.1本规范提出了数字化变电站的技术要求，适用于中国南方电网有限责任公司管理的110kV500kV交流数字化变电站建设和改造工程。1.2中国南方电网有限责任公司系统内直流换流站的交流部分，以及与中国南方电网有限责任公司电网有关的110kV500kV用户变电站的相关技术要求可参照本规范执行。2 引用标准下列文件中的条款通过本规范的引用而构成为本规范的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规范，但鼓励根据本规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。IEC 60654-4：1987Operatin

5、g conditions for industrial-process measurement and control equipment Part 4: Corrosive and erosive influencesIEC 60694：1996Common specifications for high-voltage switchgear and controlgear StandardsIEEE 802 IEEE802局域网系列标准GB/T 20840.7-2007 电子式电流互感器GB/T 20840.8-2007 电子式电压互感器GB/T 17626 电磁兼容 试验和测量技术DL/

6、T 860变电站内通信网络和系统DL/T 5149-2001 220500kV变电所计算机监控系统设计技术规定DL/T 5002-2005 地区电网调度自动化设计技术规程DL/T 5003-2005 电力系统调度自动化设计技术规程DL/T 634.5101-2002远动设备及系统 第5-101部分：传输规约 基本远动任务配套标准DL/T 634.5104-2002 远动设备及系统 第5-104部分：传输规约采用标准传输协议子集的IEC 60870-5-101网络访问DL/T 5218-2005 220kV500kV变电所设计技术规程Q/CSG 10011-2005 南方电网220kV500kV

7、变电站电气技术导则电力二次系统安全防护规定，国家电力监管委员会2005第5号文件中国南方电网500kV保护装置配置及选型技术原则，中国南方电网公司，2004南方电网微机继电保护装置软件版本管理规定，中国南方电网公司，2006中国南方电网继电保护故障信息系统通信与接口规范，中国南方电网公司，2005年3月3 术语与定义3.1数字化变电站（digital substation）数字化变电站是指按照IEC61850标准分站控层、间隔层、过程层构建，采用IEC61850数据建模和通信服务协议，过程层采用电子式互感器等具有数字化接口的智能一次设备，以网络通信平台为基础，实现了变电站监测信号、控制命令、保

8、护跳闸命令的数字化采集、传输、处理和数据共享，可实现网络化二次功能、程序化操作、智能化功能等的变电站。3.2程序化操作（顺控）（sequence control）由计算机、智能电子装置等按照严格的操作条件、规范的操作顺序，代替人工自动完成一系列的设备倒闸操作任务。3.3智能终端（intelligent terminal）指与传统一次设备就近安装，实现信息采集、传输、处理、控制的智能化电子装置。4 系统构成4.1分层结构4.1.1物理结构上，完整的数字化变电站由三个层次构成，分别为过程层、间隔层、站控层。每层均由相应的设备对象及网络设备构成。4.1.2过程层面对电气一次设备对象，包括智能一次设备

9、（含电子式互感器）、智能终端等，主要功能是完成实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。4.1.3间隔层主要的设备对象是各种保护装置、自动化装置、安全自动装置、计量装置等电子设备，其主要功能是各个间隔过程层实时数据信息的汇总；完成各种保护、自动控制、逻辑控制功能的运算、判别、发令；完成各个间隔及全站操作联闭锁以及同期功能的判别；执行数据的承上启下通信传输功能，同时完成与过程层及变电站层的网络通信功能。4.1.4站控层的主要设备对象是整个变电站主机、操作员站、远动装置、保信子站等设备，其主要功能是通过网络汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，并定时将数据转入历史数据记录库

10、；按需要将有关实时数据信息送往调度端；接受电网调度或控制中心的控制调节命令下发到间隔层、过程层执行；全站操作闭锁控制功能；具有站内当地监控、人机联系功能；具有对间隔层、过程层二次系统的在线维护、参数修改等功能。4.2组网方式4.2.1整个系统的组网方式应采用冗余以太网架构，传输速率不低于100Mbps。4.2.2网络宜采用双星型结构，网络应采用双网双工方式运行（即同时传输全部数据），提高网络冗余度，能实现网络无缝切换。4.2.3站控层与间隔层网络传输MMS和GOOSE（联闭锁）两类信号。4.2.4过程层与间隔层网络传输GOOSE和采样值两类信号， GOOSE信号和采样值信号可分别组网，也可合并

11、组网，但应根据流量和传输路径分为若干个逻辑子网，保证网络的实时性和可靠性。4.3典型应用方案本规范中给出现阶段完整数字化变电站的技术要求，但考虑到建站规模、变电站的主接线、变电站在电网中的重要性、相关设备的成熟度等因素，各单位可选择采用不同方案，附录A（资料性附录）中给出了三种典型的应用方案供参考。5 系统配置5.1系统应提供灵活的IEC61850配置工具，能自动正确识别和导入不同制造商的模型文件，具备良好的兼容性，配置工具应包括系统配置工具和装置配置工具。5.2装置配置工具应能生成和维护装置ICD文件，并支持导入SCD文件以提取需要的装置实例配置信息，完成装置配置并下装配置数据到装置，同一厂

12、商的其各类型装置ICD文件的数据模板应具备一致性。5.3系统配置工具应能生成和维护SCD文件，支持生成或导入SSD和ICD文件，且应保留ICD文件的私有项；应能对一、二次系统的关联关系、全站的IED实例、以及IED间的交换信息进行配置，完成系统实例化配置，并导出全站SCD配置文件。5.4装置能力描述文件（ICD）的建模及扩展须符合DL/T 860和DL/T860系列标准工程实施技术规范；ICD文件应由装置厂商提供；此外装置厂商还需提供完整的装置说明文档，包括模型一致性说明文档、协议一致性说明文档、协议补充信息说明文档。5.5系统规范文件（SSD）应能完整描述变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节

13、点，并能配置到在全站系统配置文件中；SSD宜由设计单位或系统集成商完成。5.6全站系统配置文件（SCD）应能描述了所有IED的实例配置和通信参数、IED之间的通信配置以及变电站一次系统结构，且具备唯一性，SCD应由系统集成厂商完成。5.7 IED实例配置文件（CID），每个装置应只有一个，由装置厂商根据SCD文件中本IED相关配置生成。5.8 ICD、SSD、SCD、CID文件均应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容，不得随意变更。5.9工程实施过程中，系统集成商提供系统配置工具，并根据用户的需求负责整个系统的配置及联调，装置厂商提供装置配置工具，并负责装置的配置及配合系统集成

14、商进行联调，具体流程参照图1。图1 工程配置流程6 设备技术要求6.1站控层设备技术要求站控层设备包括主机、操作员工作站、远动通信装置、故障及信息系统子站、微机五防系统、网络通信记录分析系统、卫星对时系统以及其它智能接口设备等。6.1.1主机具有主处理器及服务器的功能，为站控层数据收集、处理、存储及发送的中心，管理和显示有关的运行信息，供运行人员对变电站的运行情况进行监视和控制，间隔层设备工作方式的选择，实现各种工况下的操作闭锁逻辑等。500kV变电站应采用两台主机互为热备用工作方式。6.1.2操作员站是站内自动化系统的主要人机界面，用于图形及报表显示、事件记录及报警状态显示和查询，设备状态和

15、参数的查询，操作指导，操作控制命令的解释和下达等。通过操作员站，运行值班人员能够实现全站设备的运行监视和操作控制。应配置两台操作员站，操作员站间应能实现相互监视操作的功能。110220kV变电站的操作员站宜与主机在计算机硬件上合并设置。6.1.3保信子站应能在正常和电网故障时，采集、处理各种所需信息，并充分利用这些信息，为继电保护运行、管理服务，为分析、处理电网故障提供支持。保信子站具备多路数据转发的能力，能够通过网络通道向多个调度中心进行数据转发，通信规约应符合中国南方电网继电保护故障信息系统通信与接口规范。支持根据调度中心命令对相应装置进行查询和远程维护，包括远程配置、可视化数据库维护、参

16、数的上传下载、设备运行状态监视等。220kV-500kV变电站的保信子站应双机配置，采用互为热备用工作方式，双机都能独立执行各项功能。当一台保信子站故障时，系统实现双机无缝自动切换，由另一台保信子站执行全部功能，并保证切换时数据不丢失，并同时向各级调度和操作员站发送切换报警信息。6.1.4远动装置满足直采直送要求，收集全站测控装置、保护装置等设备的数据，将信息通过双通道（专线或网络通道）上传至各级调度中心/集控（监控）中心，并将调度中心/集控（监控）中心下发的遥控命令向变电站间隔层设备转发。远动工作站应双机配置，与间隔层以及调度中心的通信模式均应能根据运行需求设置为双主机或热备用工作方式。双配

17、置的调制解调器的工作电源应取自不同的直流母线段，调制解调器传送各级调度的通讯模块应独立配置，且宜支持热插拔。远动子系统不应该存在单点故障。当远动装置采集不正常时，传送调度端的信息必须保留原数据并在品质标志位打上品质标志。技术要求如下：（1） 远动装置在故障、重启及切换的过程中不应引起误操作及数据重发、误发、漏发，并不能出现抢主机的现象；（2） 缓冲区的容量满足变电站事故时的处理要求，不发生数据溢出的现象；（3） 远动装置应具备与调度中心和站内GPS系统对时的功能；（4） 采用模块化结构，便于维护和扩展；（5） 采用基于工业控制的32位及以上多处理器通信装置，嵌入式操作系统，无风扇、硬盘等转动部

18、件。6.1.5五防子系统五防子系统主要包含五防工作站、电脑钥匙、充电通信控制器、编码锁具等，实现面向全站设备的综合操作闭锁功能。微机五防系统应与变电站自动化系统一体化配置，五防软件应是变电站自动化系统后台软件的一个有机组成部分，五防工作站与其中一台操作员站应能实现互为备用的功能。6.1.6网络通信记录分析系统网络通信记录分析系统应能实时监视、记录数字化变电站网络通信报文（MMS、GOOSE、SV等），并周期性保存为文件，并进行各种分析，包括通信过程解析、报文重组、异常分析等。网络通信记录分析系统可根据实际网络流量及应用需求由若干台设备组合构成。6.1.7变电站内配置的计算机处理能力应能满足变电

19、站终期建设规模的需求，性能应不低于以下主流配置。6.2间隔层设备技术要求6.2.1间隔层设备应采用模块化、标准化的结构，易维护和更换方便。6.2.2所有间隔层设备应能按照DL/T860建模，并与站控层设备通信，并具有完善的自我描述功能；设备的最大客户端连接能力应满足系统内所有客户端通过各个网络同时连接的需求。6.2.3所有间隔层设备与过程层设备之间的通信应满足DL/T860中规定的数据格式，具有识别协议中的数据有效性判断，实时闭锁保护，并能将告警事件上送。6.2.4在任何网络运行工况流量冲击下，间隔层装置均不应死机或重启。6.2.5采用冗余的110V或220V直流供电方式；当电压波动范围在20

20、内时，间隔层设备应能正常工作。6.2.6测控装置应支持通过GOOSE协议实现间隔层五防功能。6.2.7保护装置应支持GOOSE协议，实现装置之间状态、命令传递及GOOSE跳闸功能。6.2.8保护装置的出口压板宜采用软压板方式。6.2.9保护装置在接收到异常的合并单元采样信号时，应能立刻闭锁保护出口，确保不误动作。6.2.10测控装置应能实时反映本间隔一次设备的分、合状态，应有该电气单元的实时模拟接线状态图。6.2.11测控装置应能设置所测量间隔的检修状态，检修状态下可设置所有自动化信息不上送各级调度主站，相关的GOOSE信号应置“TEST”位的值为“TRUE”，订阅方需做相应处理确保不误动作。

21、6.2.12故障录波器应具有采样数据接口，从合并单元或交换机上接收采样信号，进行采样量的录波。6.2.13计量装置与站控层通信应支持MMS协议，与合并单元通信应支持支持DL/T 860-9-1或DL/T 860-9-2标准。6.2.14各类安全稳定装置也应遵循DL/T 860标准建模和通信，包括备自投装置、低周减载装置、PMU装置等，其他功能要求等同于常规变电站的要求，在本规范中不作具体细节要求。6.3过层层设备技术要求6.3.1电子式互感器和合并器6.3.1.1电子式互感器可以采用电流、电压式混合式互感器，也可单独配置，现场安装宜按间隔布置。6.3.1.2对110kV及以上电压等级的互感器应

22、使用数字信号输出的电子式互感器；10/35kV的互感器宜采用低功耗的一体化互感器。6.3.1.3对双重化配置的继电保护使用电子式互感器的传感模块、合并单元必须冗余配置，并且分别使用不同回路的电源供电。6.3.1.4用于计量和继电保护的电子式互感器的传感模块合并单元共用。6.3.1.5合并器的输出协议应支持DL/T 860-9-1、DL/T 860-9-2或IEC60044。6.3.1.6合并单元应该具备多个光纤以太网口，整站采样速率宜统一，额定数据速率宜采用DL/T 860推荐标准。6.3.1.7合并单元应有完善的闭锁告警功能，应能保证在电源中断、电压异常、采集单元异常、通信中断、通信异常、装

23、置内部异常等情况下不误输出。6.3.1.8合并单元应具备合理的时间同步机制和传输时延补偿机制，确保在各类电子互感器信号以及常规互感器信号在经合并单元输出后的相差保持一致；多个合并单元之间的同步性能也须能满足现场使用要求。6.3.1.9户内布置的合并单元应能在显示屏上及时、正确显示各类信息。6.3.1.10合并单元光输出最低功率为-20dbm，裕度为10dbm以上。6.3.1.11有多路供电的采集模块在电源切换时，采集数据的精度、实时性应不受任何影响。6.3.1.12户外布置的合并单元屏体的防护等级应为IP54以上；合并单元电磁兼容性指标必须满足IEC标准4级的要求，并能温度在4070之间、湿度

24、在10%95%之间的工作环境长期稳定运行。6.3.2智能终端6.3.2.1智能终端应采用光纤通信，与间隔级设备间主要用GOOSE机制传递上下行信息。6.3.2.2智能终端采用二次电缆月断路器、刀闸、变压器连接，采集和控制各种所需的信号。6.3.2.3对双套保护配置的间隔，智能终端也应双套配置，并应置于同一控制柜内，并且分别使用不同回路的电源供电。6.3.2.4智能终端的GOOSE信息处理时延应较小，满足站内各种网络情况下GOOSE最大传输处理时延为4ms的要求。6.3.2.5智能终端输出最低功率为-22.5dbm，裕度为10dbm以上；输入最低功率为-30dbm，裕度为10dbm以上。6.3.

25、2.6智能终端应具备GOOSE命令记录功能，记录收到GOOSE命令时刻、GOOSE命令来源及出口动作时刻等内容，并能提供便捷的查看方法。6.3.2.7智能终端应有完善的闭锁告警功能，包括电源中断、通信中断、通信异常、GOOSE断链、装置内部异常等。6.3.2.8户外布置的智能终端屏体的防护等级应为IP54以上；智能终端的电磁兼容性指标必须满足IEC标准4级的要求，并能在温度介于4070之间、湿度介于10%95%之间的工作环境长期稳定运行。6.4通信设备技术要求6.4.1交换机以太网交换机应能满足如下技术要求：（1） 支持基于VLAN (802.1q ) 的网络隔离和安全（2） 支持IEEE80

26、2.1p优先级协议（3） 支持Quality of Service (802.1p) ，支持实时数据流（4） 支持组播过滤（5） 支持端口速率限制和广播风暴限制（6） 支持端口配置、状态、统计、镜像、安全管理、SNMP（7） 支持光纤口链路故障管理（8） 支持基于端口的网络访问控制 (802.1x)（9） 支持RSTP（注：采用环形网络结构时要求具备此项功能）（10） 直流供电（注：双重化网络配置的交换机应分别使用不同回路的电源供电）（11） 无风扇设计（12） 提供完善的异常告警功能，包括失电告警、端口异常等（13） 符合IEEE 1613 Class 2 标准(电力)（14） 符合IEC

27、61850-3 (电力)（15） 交换机能在温度介于4070之间、湿度介于10%95%之间的工作环境长期稳定运行。6.4.2通信介质户内网络介质可采用超五类以上屏蔽双绞线、光纤，通往户外的通信介质应采用铠装光纤。7 软件技术要求7.1软件结构7.1.1变电站自动化系统的软件由系统软件和应用软件组成。7.1.2变电站自动化系统的软件应具有可靠性、开放性、可维护性和可扩展性。7.1.3变电站自动化系统的软件应采用模块式结构，以便于修改和维护。7.2系统软件7.2.1操作系统软件7.2.1.1操作系统是负责对计算机硬件直接控制及管理的系统软件。操作系统软件应包括系统生成包、诊断系统和各种软件维护工具

28、。7.2.1.2操作系统能有效的管理各种外部设备，外部设备的故障都不应导致系统的崩溃。7.2.1.3500kV变电站的主机、操作员站、五防工作站应采用UNIX操作系统；220kV及以下电压等级的变电站的主机、操作员站、五防工作站宜采用UNIX或LINUX操作系统；其他计算机可以采用WINDOWS系列操作系统。7.2.1.4远动工作站应采用嵌入式实时多任务操作系统。7.2.2数据库及数据库管理系统7.2.2.1数据库一般分实时数据库和历史数据库，其内容包括系统所采集的实时数据、变电站主要电气设备的参数、作为历史资料长期保存的数据、经程序处理和修改的数据。7.2.2.2数据库管理系统必须满足以下要

29、求：（1） 实时性: 能对数据库快速访问，在多个用户同时访问数据库时也能满足实时功能要求；（2） 灵活性：可提供多种访问数据库的方式；（3） 可维护性：应提供数据库维护工具，以便监视和修改数据库内的各种数据；（4） 一致性：在任一工作站上对数据库中数据的修改，系统可自动修改所有工作站中的相关数据，保证数据的一致性；（5） 并发操作：历史数据库中的数据应可共享，当多个应用程序同时访问数据库时，不应影响数据库中数据的完整性和正确性；（6） 历史数据库应采用商用数据库；（7） 历史数据库的数据应能根据需要，转存到光盘等介质保存。7.2.3应用软件应用软件主要用于完成变电站的各种监控应用，主要包括实时

30、监视、异常报警、控制操作、统计计算、报表打印、网络拓扑着色、VQC等，其应满足以下要求：（1） 应用软件应采用模块化设计，当某一软件模块工作不正常或退出运行，应能予以告警；（2） 应用软件必须满足系统功能和性能要求；（3） 应用软件应具有良好的实时响应性、可扩充性和灵活性；（4） 应用软件应面向用户设计，便于操作使用；（5） 所有应用软件应架构在统一的软件开发平台上，具有统一风格的人机界面和统一的数据库，并能实现图模库一体化。8应用功能8.1数据库的建立和维护8.1.1系统应能方便地根据SCD文档进行数据库生成和维护。所有参数应只需输入一次，这些参数可在多个应用中被使用，或在多个数据库中被拷贝

31、。对其它数据生成的数据不必再重新输入。8.1.2数据库维护应包括增加、删除或修改数据库参数。所有输入条目在被写入数据库前都应通过有效性检查。当在任意一台工作站上进行修改和更新的条目通过有效性检查并被写入数据库后，系统应把该变化条目自动广播到所有其它工作站上。8.1.3系统应提供工具和图形界面以灵活、方便地定义新对象，包括其属性、属性显示、告警和用户对话框。8.2监视和报警8.2.1监视8.2.1.1系统通过显示器对主要电气设备运行参数和设备状态进行监视，应能监视各设备的通信状态和通信报文，并实时显示。8.2.1.2对显示的画面应具有电网拓扑识别功能，即带电设备颜色标识。所有静态和动态画面应存储

32、在画面数据库内，用户可方便和直观地完成实时画面的在线编辑、修改、定义、生成、删除、调用和实时数据库连接等功能，并能与其他工作站共享修改或生成后的画面。8.2.1.3画面应采用符合Window标准的窗口管理系统，窗口颜色、大小、生成、撤除、移动、缩放及选择等可进行设置和修改。8.2.1.4图形管理系统应具有汉字生成和输入功能，支持多种汉字输入法，支持矢量汉字字库。应具有动态棒型图、动态曲线、历史曲线制作功能。屏幕显示、制表打印、图形画面中的画面名称、设备名称、告警提示信息等均应采用中文。8.2.1.5各种表格应具有显示、生成、编辑、打印等功能。各种报表数据应能转换为EXCEL格式，以利于数据的二

33、次应用。8.2.1.6远动装置、操作员站可对检修设备状态信息进行屏蔽；测控装置、远动装置需向上发送带质量标志的数据，也可设置为数据不上送的方式。8.2.1.7信息能够分层、分级、分类显示，可以人工定义画面显示内容。其中开关量信号应能根据运行单位要求进行分类，至少分为三类：（1） 第一类为事故信号，包括非正常操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号、影响全站安全运行的其他信号（包括全站通信中断、消防系统火灾告警等）；（2） 第二类为报警信号，包括状态异常信号、模拟量越限、自动化系统的异常事件等；（3） 第三类为告知信号，包括反映设备各种运行状态的信号以及查询事故跳闸或设备异常后的详细信息，如开关分

34、合、保护功能压板投退、保护的详细动作信息等。8.2.1.8应显示的主要画面至少如下：（1） 电气主接线图，包括显示设备实时运行状态（包括变压器分接头位置等）、各主要电气量（电流、电压、频率、有功、无功、变压器绕组温度及油温等）等的实时值，并能指明潮流方向；显示各设备的铭牌参数、CT及PT变比等；可通过移屏、分幅显示方式显示全部和局部接线图及可按不同的详细程度多层显示；（2） 二次保护配置图，反映各保护投退情况、整定值和压板位置等；（3） 直流系统图，包括显示充电装置的基本运行参数；（4） 站用电系统状态图；（5） 趋势曲线图；（6） 棒状图；（7） 自动化系统运行工况图：用图形方式及颜色变化显

35、示自动化系统的设备配置和工作状态、通信状态，（8） 统计及功能报表，包括电量表、各种限值表、运行计划表、系统配置表、系统运行状况统计表和运行参数表等；（9） 定时报表、日报表、月报表；（10） 各种保护信息及报表；（11） 控制操作过程记录及报表；（12） 事故追忆记录报告或曲线；（13） 事件顺序记录报表；（14） 操作指导及操作票、典型事故处理流程；（15） 遥测表、开关量表；（16） GOOSE通信状态图；（17） 网络交换机端口通信状态图等。8.2.2报警8.2.2.1采集的模拟量发生越限、数字量变位及计算机系统自诊断故障时能进行报警处理。事故发生时，事故报警装置立即发出音响报警，主机

36、/操作员站的画面显示上应有相应开关的颜色发生改变并闪烁，同时显示报警条文。8.2.2.2报警方式分为两种：一种为事故报警，另一种为预告报警。前者为事故信号触发；后者为报警信号和告知信号触发。8.2.2.3对事件的报警应能分层、分级、分类处理，起到事件的过滤作用，能现场灵活配置报警的处理方式。告警画面应能分级显示告警信息。8.2.2.4事故报警和预告报警应采用不同颜色，不同音响予以区别，并自动启动事件记录打印。对前者应启动事故警笛及对应的语音信息，并弹出红色告警框；对后者应启动预告警铃及对应的语音信息，并弹出黄色告警框。8.2.2.5事故报警可通过手动和自动方式进行确认，自动确认时间可调。报警确

37、认后，声音、闪光停止，但报警信息仍保存，对第一次事故报警发生阶段，若发生第二次报警，应同样处理，不应覆盖第一次。8.2.2.6事故、预告报警信号经确认后，在规定的时间内（可人工设定）其异常仍未消除，系统应再次启动相应报警，重复提示运行值班人员。此功能应能根据实际需要，对每一项事故报警信号分别设定为启用或停用。8.2.2.7应提供一组一览表画面，其中包括列于下面的画面，这些一览表画面应列出的数据点包括：处于告警和不正常状态的数据点、被设置成特殊地位的点、告警和事件。用户应能根据搜索关键字(与各种类型一览表相适的关键字)和关键字的组合从一览表中选择条目用于浏览和打印。一览表画面应是中文的，主要包括

38、：（1） 告警一览表；（2） 告警和事件画面：用于浏览告警和事件条目；（3） 非正常状态一览表：该一览表应列出超越运行极限的模拟量点、及未处于实时数据库中定义的正常状态的状态量点。（4） 标签一览表：被加标签的设备的一览表。其中的每个条目应显示标签被设置的日期和时间、设置标签人员的登录ID、一个清除码(如果输入)、被加了标签的设备的厂站名和点名、标签的类型、及输入的注释；（5） 告警屏蔽一览表：被用户屏蔽了告警处理的点的一览表，SOE一览表；（6） 无效化一览表：该表列出被用户无效化的测控单元、列出所有被无效化的点(包括被用户直接设置成无效的点或由于测控单元无效引起该测控单元上也一起无效的点)

39、，被无效化的点应按无效化的原因以不同的标识表示；（7） 人工置数一览表。8.2.2.8应具有告警信息智能处理能力，对发生的信息应能够快速定位到相关的设备、间隔，能对发生的告警信息进行原因分析，提供参考处理意见。能对事故信息进行推理，分析事故发生原因，提供参考处理意见。8.3 保护8.3.1保护装置应能以MMS机制与站控层设备通信，以太网端口不应小于两个。8.3.2保护装置应能以DL/T 860-9-1、DL/T 860-9-2或IEC60044协议与合并单元通信，以太网端口不应小于两个。8.3.3保护装置应支持GOOSE协议与智能终端通信，以太网端口不应小于两个，根据组网方式的要求，本条款所指

40、的以太网端口可与8.3.2中所指的以太网端口合并设置。8.3.4对于差动保护，如母差、主变以及线路纵差保护，应能够满足一端（侧）为电子式互感器、其他端（侧）为常规互感器的使用需求。8.3.5保护装置应具备完善的保护闭锁机制，在通信异常、合并单元数据异常、合并单元失步、GOOSE数据异常、硬件异常等情况下，应能立即闭锁保护装置和告警，并将闭锁原因上送站控层主机。8.3.6其他的应用功能、配置和动作精度等同于传统保护装置，并应符合中国南方电网500kV保护装置配置及选型技术原则和南方电网微机继电保护装置软件版本管理规定的相关要求。8.4控制与操作8.4.1控制范围：全站所有断路器、电动隔离开关、电

41、动接地开关、主变压器调压抽头、无功功率补偿装置及与控制运行相关的设备和其他重要设备。8.4.2控制方式：应具有手动控制和自动控制两种控制方式，操作遵守唯一性原则。8.4.3自动控制应包括程序化操作和调节控制, 由站内设定其是否采用，主要包括电压无功自动控制、主变联调控制、以及倒闸操作等。8.4.4程序化操作和调节控制功能管理应相对独立。它可以由运行人员投入/退出，而不影响正常运行。8.4.5系统应支持在站控层和调度中心、集控（监控）中心下达的程序化操作命令。8.4.6系统应充分考虑程序化操作的安全性，保证各类程序化操作应通过五防校验。8.4.7在自动控制过程中，程序遇到任何软、硬件故障均应输出

42、报警信息，停止控制操作，并保持所控设备的状态。8.4.8操作员站应提供间隔操作画面，在其中显示与间隔有关的信息，包括间隔有关的动作事件、光字等，控制操作宜在间隔画面实现。8.4.9操作：为使整个自动化系统能安全可靠地运行，系统须具有相应的安全、保护措施。（1） 设置操作权限；依据操作员权限的大小，规定操作员对系统及各种业务活动的范围，操作员应事先登录，应有并有密码措施，操作时应有完善的监护措施。（2） 操作的唯一性；在同一时间只允许一种控制操作方式有效，就地操作模式优先级最高。（3） 对运行人员的任何操作，计算机都将做命令合法性检查和闭锁条件检查。（4） 操作应按选点、校验、执行的步骤进行。在

43、进行选点校验操作时, 当遇到如下情况之一时, 选点将自动撤消：（5） 选点后规定时间内(由操作员指定)未做后续操作；（6） 按了清除键；（7） 选点后的后续操作无意义。（8） 操作必需从具有控制权限的工作站上才能进行；（9） 可以远方或当地设定设备禁止控制挂牌；（10） 提供详细的记录文件记录操作人员姓名、操作对象、操作内容、操作时间、操作结果等，可供调阅和打印；（11） 应具备在一台操作员站操作时在另一台操作员站进行监护的功能。8.4.10小电流接地选线操作：操作员站应提供发生小电流接地故障时根据故障零序电流等参数进行排序功能，为选择试跳线路提供操作参考。8.5远动功能8.5.1应能实现DL

44、/T 5002-2005和DL/T 5003-2005中规定的与变电站自动化系统有关的全部功能，以满足电网调度实时性、安全性和可靠性要求。8.5.2远动装置必须具备同时与多个相关调度通信中心/集控站进行数据通信的能力，并且与不同调度通信中心/集控站通信的实时数据库具有相对独立性，不相互影响数据的刷新。8.5.3远动装置应直接从间隔层测控单元获取调度所需的数据，实现远动信息的直采直送，远动装置和站控层主机的运行互不影响。8.5.4远动装置能同时支持网络通道和专线通道两种方式与各级调度连接，并可根据实际需要灵活配置。8.5.5必须能适应各级调度的通信规约，应能同时支持DL/T 634.510120

45、02和DL/T634.51042002规约。8.5.6远动装置宜设置远方诊断接口，以便实现远方组态和远方诊断功能。8.5.7具备SOE、遥控操作事件记录功能（各1999）条。8.6变电站五防8.6.1变电站自动化系统所有操作均应经防误闭锁，并有出错报警和判断信息输出，显示闭锁原因。在特殊情况下应能实现一定权限的解除闭锁功能。8.6.2变电站五防系统应由三层构成，分别是站控层防误、间隔层测控装置防误以及现场布线式单元电气闭锁。所有操作均应经防误闭锁，并有出错报警和判断信息输出。站控层防误应实现面向全站设备的综合操作闭锁功能；间隔层测控装置防误应实现本单元所控制设备的操作闭锁功能；现场布线式单元电

46、气闭锁实现对本间隔电动操作的隔离开关和接地开关的防误操作功能。各层间应相对独立，任一层防误功能故障不应影响其他层正常防误功能的实现。8.6.3间隔层测控装置间应具备直接通信功能，且不依赖于站控层设备。测控装置闭锁逻辑所需的信号应能由相关测控装置准确快速提供，通过互锁GOOSE实现，并充分考虑通信中断及逻辑关联测控装置检修时防误功能的安全实现，互锁GOOSE通过站控层网络传输。8.6.4站控层防误系统即微机五防系统，由五防主机、电脑编码器（含电脑钥匙）、电脑锁具三大部分组成。微机五防系统既可与自动化主机共用一台计算机，也可单独设立一台微机五防工作站。微机五防系统应满足如下基本功能要求：（1） 应

47、具备五防数据库组态、五防接线图绘制、五防权限设置、操作票编辑、执行、管理功能、工作票管理功能；（2） 应具备所有设备的防误操作规则，并充分应用自动化系统中电气设备的闭锁功能实现防误闭锁。自动化系统遥控应经过五防规则校验，如果不满足五防规则，应提出五防规则校验结果报告，指出哪些规则不满足，并禁止遥控；如果满足五防规则，自动化系统下发遥控命令到装置；（3） 应能实时、准确采集自动化系统的遥信，保证与实际一次设备状态的一致性；（4） 程序的编制力求简单、可靠、实用，具有自动校验功能，必须有效防止“走空程”（操作过程中漏项），当自动化系统控制失灵时应具备解除闭锁的应急措施。8.6.5微机五防系统宜采用与自动化系统一体化模式，它是指在逻辑意义上微机五防系统与自动化系统融为一体，要求：（1） 微机五防系统与自动化系统具有统一的数据总线，五防模块与自动化的其他应用模块一样从同一个实时库获得数据；（2） 微机五防系统与自动化系统具有统一的数据库组态，五防数据直接从自动化数据中挑选测点，编辑五防属性，如合分规