電網(wǎng)數(shù)字化變電站技術(shù)規(guī)范

QBQB廣東電網(wǎng)公司企業(yè)標準（標準編號）廣東電網(wǎng)數(shù)字化變電站技術(shù)規(guī)范初稿2009--發(fā)布2009--實施廣東電網(wǎng)公司發(fā)布前言數(shù)字化變電站是以變電站一、二次系統(tǒng)為數(shù)字化對象，對數(shù)字化信息進行統(tǒng)一建模，將物理設(shè)備虛擬化，采用標準化的網(wǎng)絡(luò)通信平臺，從而以信息共享、硬件平臺綜合集成應(yīng)用、軟件功能插接復(fù)用、邏輯功能智能化策略的全新模式，實現(xiàn)變電站運行監(jiān)視、快速保護、智能分析、標準化操作、設(shè)備狀態(tài)監(jiān)測等基本功能，并為智能電網(wǎng)以及廣域控制技術(shù)的發(fā)展奠定基礎(chǔ)。為規(guī)范和指導(dǎo)廣東電網(wǎng)公司數(shù)字化變電站建設(shè)工作，特制定本標準。本規(guī)范將作為廣東電網(wǎng)新建、改造的110～500kV數(shù)字化變電站技術(shù)性指導(dǎo)文件，對系統(tǒng)的架構(gòu)、功能、性能、設(shè)計、施工等方面均提出了具體要求。本規(guī)范適用于變電站二次設(shè)備、電子式互感器等，其他。。。。本標準由廣東電網(wǎng)公司生產(chǎn)技術(shù)部提出、歸口并解釋。本標準由廣東電網(wǎng)公司電力科學(xué)研究院、廣東省電力設(shè)計研究院、中山供電局負責起草。本標準主要起草人：廣東電網(wǎng)數(shù)字化變電站技術(shù)規(guī)范1適用范圍本規(guī)范規(guī)定了110～500kV數(shù)字化變電站的功能、結(jié)構(gòu)、性能等方面的技術(shù)要求，以及設(shè)計、施工等具體要求。本規(guī)范適用于廣東電網(wǎng)110～500kV數(shù)字化變電站建設(shè)和改造工程。2規(guī)范性引用文件下列文件中的條款通過本規(guī)范的引用而構(gòu)成為本規(guī)范的條款。凡是注日期的引用文件，其隨后所有的修改單（不包括勘誤的內(nèi)容）或修訂版均不適用于本規(guī)范，但鼓勵根據(jù)本規(guī)范達成協(xié)議的各方研究是否可使用這些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本適用于本規(guī)范。GB/T20840.7-2007電子式電流互感器GB/T20840.8-2007電子式電壓互感器GB/T17626電磁兼容試驗和測量技術(shù)DL/T860變電站內(nèi)通信網(wǎng)絡(luò)和系統(tǒng)DL/T5149-2001220～500kV變電所計算機監(jiān)控系統(tǒng)設(shè)計技術(shù)規(guī)定DL/T634.5101-2002遠動設(shè)備及系統(tǒng)第5-101部分：傳輸規(guī)約基本遠動任務(wù)配套標準DL/T634.5104-2002遠動設(shè)備及系統(tǒng)第5-104部分：傳輸規(guī)約采用標準傳輸協(xié)議子集的IEC60870-5-101網(wǎng)絡(luò)訪問廣東電網(wǎng)DL/T634.5104-2002實施細則廣東電網(wǎng)DL/T634.5101-2002實施細則DL/T5218-2005220kV～500kV變電所設(shè)計技術(shù)規(guī)程DL/T614-2007多功能電能表DL/T448電能計量裝置技術(shù)管理規(guī)程Q/CSG10011-2005南方電網(wǎng)220kV～500kV變電站電氣技術(shù)導(dǎo)則《電力二次系統(tǒng)安全防護規(guī)定》，國家電力監(jiān)管委員會[2005]第5號文件《變電站二次系統(tǒng)安全防護方案》，國家電力監(jiān)管委員會電監(jiān)安全[2006]年第34號文件《南方電網(wǎng)電力二次系統(tǒng)安全防護技術(shù)實施規(guī)范》，中國南方電網(wǎng)公司，2008《中國南方電網(wǎng)500kV保護裝置配置及選型技術(shù)原則》，中國南方電網(wǎng)公司，2004《南方電網(wǎng)微機繼電保護裝置軟件版本管理規(guī)定》，中國南方電網(wǎng)公司，2006《中國南方電網(wǎng)繼電保護故障信息系統(tǒng)通信與接口規(guī)范》，中國南方電網(wǎng)公司，2005年3月IEEE802IEEE802局域網(wǎng)系列標準IEEE1588網(wǎng)絡(luò)測量和控制系統(tǒng)的精密時鐘同步協(xié)議標準3主要術(shù)語3.1數(shù)字化變電站（digitalsubstation）數(shù)字化變電站是指按照DL/T860標準分為站控層、間隔層、過程層構(gòu)建，采用DL/T860數(shù)據(jù)建模和通信服務(wù)協(xié)議，過程層采用電子式互感器等具有數(shù)字化接口的智能一次設(shè)備，以網(wǎng)絡(luò)通信平臺為基礎(chǔ)，實現(xiàn)了變電站監(jiān)測信號、控制命令、保護跳閘命令的數(shù)字化采集、傳輸、處理和數(shù)據(jù)共享，可實現(xiàn)網(wǎng)絡(luò)化二次功能、程序化操作、智能化功能等的變電站。注：在本規(guī)范中所指的過程層設(shè)備是智能一次設(shè)備以及智能終端設(shè)備，不包括常規(guī)接口的變壓器、斷路器、隔離開關(guān)等傳統(tǒng)一次設(shè)備。此外，鑒于智能變電站、智能斷路器尚未真正研制應(yīng)用，本規(guī)范僅對電子式互感器、智能終端作出要求和規(guī)定。3.2程序化操作（順控）（sequencecontrol）由計算機、智能電子裝置等按照嚴格的操作條件、規(guī)范的操作順序，代替人工自動完成一系列的設(shè)備倒閘操作任務(wù)。3.3智能終端（intelligentterminal）指與傳統(tǒng)一次設(shè)備就近安裝，實現(xiàn)信息采集、傳輸、處理、控制的智能化電子裝置。3.4開放式（Open）：遵循國際公認的操作系統(tǒng)和通信接口標準、人機接口標準、應(yīng)用程序標準，能在不同廠商生產(chǎn)的支撐平臺上實現(xiàn)彼此間的內(nèi)部互操作。3.5過程層（ProcessLevel） 包括電子式互感器、智能終端、合并單元等設(shè)備，完成一次信息的采集、數(shù)字化轉(zhuǎn)換及合并。3.6間隔層（BayLevel）由測控裝置、繼電保護裝置、間隔層網(wǎng)絡(luò)設(shè)備以及與站控層網(wǎng)絡(luò)的接口設(shè)備等構(gòu)成，面向單元設(shè)備的就地測量控制層。3.7站控層（StationLevel）由主機、操作員站、遠動工作站、繼電保護工作站等構(gòu)成，面向全變電站進行運行管理的中心控制層。3.8GOOSE（GenericObjectOrientedSubstationEvent）當發(fā)生任何狀態(tài)變化時，智能電子設(shè)備將借助變化報告，多播一個高速二進制對象——通用面向?qū)ο蟮淖冸娬臼录℅OOSE）報告。3.9電子式互感器electronictransducer一種裝置，由連接到傳輸系統(tǒng)和二次轉(zhuǎn)換器的一個或多個電流或電壓傳感器組成，用以傳輸正比于被測量的量，供給測量儀器、儀表和繼電保護或控制裝置。在數(shù)字接口的情況下，由一組電子式互感器用一臺合并單元完成此功能。3.10合并單元mergingunit用以對來自二次轉(zhuǎn)換器的電流和／或電壓數(shù)據(jù)進行時間相干組合的物理單元。合并單元可以是現(xiàn)場互感器的一個組成件，或是控制室中一個獨立單元。3.11MMS（manufacturingmessagespecification）MMS即制造報文規(guī)范，是ISO/IEC9506標準所定義的一套用于工業(yè)控制系統(tǒng)的通信協(xié)議。MMS規(guī)范了工業(yè)領(lǐng)域具有通信能力的智能傳感器、智能電子設(shè)備（IED）、智能控制設(shè)備的通信行為，使出自不同制造商的設(shè)備之間具有互操作性。3.12SV(SampleValue) 采樣數(shù)據(jù)值，包括從合并單元到間隔層設(shè)備的采樣數(shù)據(jù)，也可簡寫為SMV。本規(guī)范中SV網(wǎng)特指從合并單元到間隔層設(shè)備間的網(wǎng)絡(luò)。3.13在線式五防 在線式五防系統(tǒng)是充分利用變電站自動化系統(tǒng)全站監(jiān)控功能，經(jīng)集成在自動化系統(tǒng)后臺軟件中五防模塊及測控裝置中間隔五防模塊對電氣操作防誤閉鎖實時判斷，對滿足防誤閉鎖操作條件的電氣設(shè)備開放操作的一套防誤閉鎖系統(tǒng)，取消了電腦鑰匙和機械鎖具，實現(xiàn)了操作票項逐項開放和閉鎖。4系統(tǒng)構(gòu)成4.1系統(tǒng)結(jié)構(gòu)4.1.1物理結(jié)構(gòu)上，完整的數(shù)字化變電站由三個層次構(gòu)成，分別為過程層、間隔層、站控層，每層均由相應(yīng)的設(shè)備及網(wǎng)絡(luò)設(shè)備構(gòu)成。4.1.2過程層主要設(shè)備包括電子式互感器、合并單元、智能終端等，其主要功能是完成實時運行電氣量的采集、設(shè)備運行狀態(tài)的監(jiān)測、控制命令的執(zhí)行等。4.1.3間隔層主要設(shè)備包括各種保護裝置、自動化裝置、安全自動裝置、計量裝置等，其主要功能是各個間隔過程層實時數(shù)據(jù)信息的匯總；完成各種保護、自動控制、邏輯控制功能的運算、判別、發(fā)令；完成各個間隔及全站操作聯(lián)閉鎖以及同期功能的判別；執(zhí)行數(shù)據(jù)的承上啟下通信傳輸功能，同時完成與過程層及站控層的網(wǎng)絡(luò)通信功能。4.1.4站控層主要設(shè)備包括主機、操作員站、五防主機、遠動裝置、保信子站等設(shè)備，其主要功能是通過網(wǎng)絡(luò)匯集全站的實時數(shù)據(jù)信息，不斷刷新實時數(shù)據(jù)庫，并定時將數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)入歷史數(shù)據(jù)記錄庫；按需要將有關(guān)實時數(shù)據(jù)信息送往調(diào)度端；接受電網(wǎng)調(diào)度或控制中心的控制調(diào)節(jié)命令下發(fā)到間隔層、過程層執(zhí)行；全站操作閉鎖控制功能；具有站內(nèi)當?shù)乇O(jiān)控、人機聯(lián)系功能；具有對間隔層、過程層二次設(shè)備的在線維護、參數(shù)修改等功能。4.2網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)4.2.1站控層與間隔層網(wǎng)絡(luò)組網(wǎng)方式應(yīng)采用冗余以太網(wǎng)架構(gòu)，傳輸速率不低于100Mbps。網(wǎng)絡(luò)宜采用雙星型結(jié)構(gòu)，網(wǎng)絡(luò)宜采用雙網(wǎng)雙工方式運行，提高網(wǎng)絡(luò)冗余度，能實現(xiàn)網(wǎng)絡(luò)無縫切換。網(wǎng)絡(luò)主要傳輸MMS和GOOSE兩類信號。各小室內(nèi)部設(shè)備間的通信介質(zhì)可采用屏蔽雙絞線。通向繼電器小室外的通信介質(zhì)宜采用鎧裝光纜。4.2.2過程層與間隔層網(wǎng)絡(luò)主要傳輸GOOSE和SV兩類信號，GOOSE信號網(wǎng)應(yīng)采用雙網(wǎng)雙工方式運行，SV網(wǎng)絡(luò)可根據(jù)規(guī)約方式采用點對點方式或單網(wǎng)方式4.2.3110kV及以上電壓等級GOOSE宜單獨配置雙網(wǎng)，110kV以下電壓等級GOOSE網(wǎng)和SV網(wǎng)可合并組網(wǎng)，但應(yīng)根據(jù)流量和傳輸路徑分為若干個邏輯子網(wǎng)，保證網(wǎng)絡(luò)的實時性和可靠性。4.2.35網(wǎng)絡(luò)技術(shù)要求5.1組網(wǎng)原則5.1.1500kV變電站網(wǎng)絡(luò)組網(wǎng)站控層、間隔層、過程層宜采用三層結(jié)構(gòu)兩層網(wǎng)絡(luò)。1、站控層網(wǎng)絡(luò)（MMS網(wǎng)絡(luò)）（1）站控層網(wǎng)絡(luò)可傳輸MMS報文和GOOSE報文；（2）站控層應(yīng)采用雙重化冗余以太網(wǎng)絡(luò)，熱備用方式運行。拓撲結(jié)構(gòu)宜采用雙星型，雙網(wǎng)雙工方式運行，能實現(xiàn)網(wǎng)絡(luò)無縫切換。2、過程層GOOSE網(wǎng)絡(luò)（1）GOOSE報文采用網(wǎng)絡(luò)方式傳輸，網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)宜采用星型網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)。（2）220kV及以上電壓等級GOOSE網(wǎng)絡(luò)宜配置共享雙網(wǎng)（討論）；66kV/35kV電壓等級GOOSE與SV宜合并組網(wǎng)。（3）220kV及以上電壓等級繼電保護、測控裝置和智能終端應(yīng)配置雙GOOSE口，兩GOOSE口應(yīng)分別接入兩個GOOSE網(wǎng)。3、過程層采樣值網(wǎng)絡(luò)（1）采樣值報文宜采用網(wǎng)絡(luò)方式傳輸，也可采用點對點方式傳輸。（2）采樣值報文采用點對點方式時，通信協(xié)議可采用DL/T860-9-1或IEC60044標準。（3）采樣值報文采用網(wǎng)絡(luò)方式時，通信協(xié)議宜采用DL/T860-9-2標準。網(wǎng)絡(luò)拓撲宜采用星型。220kV及以上電壓等級采樣值網(wǎng)絡(luò)宜配置雙套物理獨立的單網(wǎng)；35kV/66kV采樣值網(wǎng)絡(luò)宜按單網(wǎng)配置。5.1.2220kV變電站網(wǎng)絡(luò)組網(wǎng)站控層、間隔層、過程層宜采用三層結(jié)構(gòu)兩層網(wǎng)絡(luò)。1、站控層網(wǎng)絡(luò)（MMS網(wǎng)絡(luò)）（1）站控層網(wǎng)絡(luò)可傳輸MMS報文和GOOSE報文。（2）站控層應(yīng)采用雙重化冗余以太網(wǎng)絡(luò)，熱備用方式運行。拓撲結(jié)構(gòu)宜采用雙星型，雙網(wǎng)雙工方式運行，能實現(xiàn)網(wǎng)絡(luò)無縫切換。2、過程層GOOSE網(wǎng)絡(luò)（1）過程層GOOSE報文宜采用網(wǎng)絡(luò)方式傳輸，網(wǎng)絡(luò)拓撲宜采用星型結(jié)構(gòu)。（2）110kV及220kV電壓等級GOOSE網(wǎng)絡(luò)宜配置共享雙網(wǎng)；10kV電壓等級如采用常規(guī)互感器或低功耗的一體化互感器，GOOSE與MMS合并組網(wǎng)；10kV電壓等級如采用數(shù)字輸出的互感器，GOOSE宜與SV合并組網(wǎng)。（3）主變配置的電流閉鎖式10kV母線快速保護應(yīng)通過主變低壓側(cè)母線上各10kV出線保護動作和分段保護啟動GOOSE報文來實現(xiàn)。3、過程層采樣值網(wǎng)絡(luò)（1）采樣值報文宜采用網(wǎng)絡(luò)方式傳輸，可采用點對點方式傳輸。（2）采樣值報文采用點對點方式時，通信協(xié)議宜采用DL/T860-9-1或IEC60044標準。（3）采樣值報文采用網(wǎng)絡(luò)方式時通信協(xié)議宜采用DL/T860-9-2標準。網(wǎng)絡(luò)拓撲宜采用星型。110kV及220kV電壓等級宜配置雙套物理獨立的單網(wǎng)。5.1.3220kV變電站組網(wǎng)原則站控層、間隔層、過程層宜采用三層結(jié)構(gòu)兩層網(wǎng)絡(luò)。1、站控層網(wǎng)絡(luò)（MMS網(wǎng)絡(luò)）（1）站控層網(wǎng)絡(luò)可傳輸MMS報文和GOOSE報文。（2）站控層應(yīng)采用雙重化冗余以太網(wǎng)絡(luò)，熱備用方式運行。拓撲結(jié)構(gòu)宜采用雙星型，雙網(wǎng)雙工方式運行，能實現(xiàn)網(wǎng)絡(luò)無縫切換。2、過程層GOOSE網(wǎng)絡(luò)（1）過程層GOOSE報文宜采用網(wǎng)絡(luò)方式傳輸，網(wǎng)絡(luò)拓撲宜采用星型結(jié)構(gòu)。（2）110kV電壓等級GOOSE網(wǎng)絡(luò)宜配置共享雙網(wǎng)；10kV/35kV電壓等級如采用常規(guī)互感器或低功耗的一體化互感器，GOOSE與MMS合并組網(wǎng)；10kV/35kV電壓等級如采用數(shù)字輸出的互感器，GOOSE宜與SV合并組網(wǎng)。（3）主變配置的電流閉鎖式10kV母線快速保護宜通過主變低壓側(cè)母線上各10kV出線保護動作和分段保護啟動GOOSE報文來實現(xiàn)。3、過程層采樣值網(wǎng)絡(luò)（1）采樣值報文宜采用網(wǎng)絡(luò)方式傳輸，可采用點對點方式傳輸。（2）采樣值報文采用點對點方式時，通信協(xié)議宜采用DL/T860-9-1或IEC60044標準。（3）采樣值報文采用網(wǎng)絡(luò)方式時通信協(xié)議宜采用DL/T860-9-2標準。網(wǎng)絡(luò)拓撲宜采用星型。110kV電壓等級宜配置雙套物理獨立的單網(wǎng)。5設(shè)備技術(shù)要求5.2站控層設(shè)備技術(shù)要求5.2.1站控層設(shè)備包括主機/、操作員站/五防主機、遠動工作站、保信子站、五防子系統(tǒng)、網(wǎng)絡(luò)通信記錄分析系統(tǒng)裝置、衛(wèi)星對時系統(tǒng)以及其它智能接口設(shè)備等。站控層設(shè)備應(yīng)集中布置于主控室內(nèi)，用于連接主控室內(nèi)保護及測控裝置的網(wǎng)絡(luò)交換機及規(guī)約轉(zhuǎn)換器也應(yīng)獨立組屏布置于主控室。主機/操作員站是站內(nèi)自動化系統(tǒng)的主要人機界面，并具有主處理器及服務(wù)器的功能，為站控層數(shù)據(jù)收集、處理、存儲及發(fā)送的中心，管理和顯示有關(guān)的運行信息，供運行人員對變電站的運行情況進行監(jiān)視和控制。500kV變電站主機和操作員站應(yīng)分別采用雙機冗余配置。220kV變電站宜采用主機兼操作員工作站，雙套配置。110kV變電站的操作員站宜與主機在計算機硬件上合并設(shè)置。應(yīng)采用兩臺主機互為熱備用工作方式。保信子站應(yīng)能在正常和電網(wǎng)故障時，采集、處理各種所需信息，并充分利用這些信息，為繼電保護運行、管理服務(wù)，為分析、處理電網(wǎng)故障提供支持。保信子站具備多路數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)發(fā)的能力，能夠通過網(wǎng)絡(luò)通道向多個調(diào)度中心進行數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)發(fā)，通信規(guī)約應(yīng)符合《中國南方電網(wǎng)繼電保護故障信息系統(tǒng)通信與接口規(guī)范》。支持根據(jù)調(diào)度中心命令對相應(yīng)裝置進行查詢和遠程維護，包括遠程配置、可視化數(shù)據(jù)庫維護、參數(shù)的上傳下載、設(shè)備運行狀態(tài)監(jiān)視等。保信子站應(yīng)雙機配置，采用互為熱備用工作方式，雙機都能獨立執(zhí)行各項功能。當一臺保信子站故障時，系統(tǒng)實現(xiàn)雙機無縫自動切換，由另一臺保信子站執(zhí)行全部功能，并保證切換時數(shù)據(jù)不丟失、不誤發(fā)、不重復(fù)發(fā)送，并同時向各級調(diào)度和操作員站發(fā)送切換報警信息。保信子站的技術(shù)指標及功能應(yīng)滿足《廣東電網(wǎng)繼電保護故障及信息系統(tǒng)子站技術(shù)規(guī)范》的各項要求。每臺保信子站至少提供兩個接入調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)的網(wǎng)口，保信子站接入調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)必須滿足《廣東電網(wǎng)電力二次系統(tǒng)安全防護實施規(guī)范》要求。接入設(shè)備的性能指標和功能要求詳見《廣東電網(wǎng)電力二次系統(tǒng)安全防護實施規(guī)范》。遠動工作站滿足直采直送要求，收集全站測控裝置、保護裝置等設(shè)備的數(shù)據(jù)，將信息通過雙通道（專線或網(wǎng)絡(luò)通道）上傳至調(diào)度中心/集控站，并支持接入調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)，能將調(diào)度中心/集控站下發(fā)的遙控、遙調(diào)命令向變電站間隔層設(shè)備轉(zhuǎn)發(fā)。遠動工作站應(yīng)雙機配置，應(yīng)能根據(jù)運行需求設(shè)置為雙主機或熱備用工作方式。雙配置的調(diào)制解調(diào)器的工作電源應(yīng)取自不同的直流母線段，調(diào)制解調(diào)器傳送各級調(diào)度的通訊模塊應(yīng)獨立配置，且宜支持熱插拔。當遠動裝置采集不正常時，傳送調(diào)度端的信息必須保留原數(shù)據(jù)并在品質(zhì)標志位打上品質(zhì)標志。技術(shù)要求：遠動裝置在故障、重啟及切換的過程中不應(yīng)引起誤操作及數(shù)據(jù)重發(fā)、誤發(fā)、漏發(fā)，并不能出現(xiàn)搶主機的現(xiàn)象；遠動裝置應(yīng)具備與調(diào)度中心和站內(nèi)GPS系統(tǒng)對時的功能；采用模塊化結(jié)構(gòu)，便于維護和擴展；采用基于工業(yè)控制的32位及以上多處理器通信裝置，嵌入式操作系統(tǒng)，無風(fēng)扇、硬盤等轉(zhuǎn)動部件；每臺工作站至少提供兩個接入調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)的網(wǎng)口。遠動工作站接入調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)必須滿足《廣東電網(wǎng)電力二次系統(tǒng)安全防護實施規(guī)范》要求，接入調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)方案示意圖詳見附錄H。接入設(shè)備的性能指標和功能要求詳見《廣東電網(wǎng)電力二次系統(tǒng)安全防護實施規(guī)范》。五防系統(tǒng)數(shù)字化變電站五防系統(tǒng)可采用五防子系統(tǒng)或在線式五防系統(tǒng)兩種方式實現(xiàn)。a)五防子系統(tǒng)五防子系統(tǒng)主要包含五防主機、五防軟件、電腦鑰匙、充電通信控制器、編碼鎖具等，實現(xiàn)面向全站設(shè)備的綜合操作閉鎖功能。五防子系統(tǒng)應(yīng)與變電站自動化系統(tǒng)一體化配置，五防軟件應(yīng)是變電站自動化系統(tǒng)后臺軟件的一個有機組成部分，220kV變電站應(yīng)獨立配置一臺五防主機，110kV變電站不設(shè)置獨立五防主機。b)在線式五防系統(tǒng)在線式五防系統(tǒng)主要包括五防主機、在線式五防專用鎖具，取消了機械鎖具和鑰匙。通過對全站電氣設(shè)備（一、二次設(shè)備，刀閘電機電源狀態(tài)等）、在線式五防專用鎖具，以及現(xiàn)場實際操作情況的在線監(jiān)視，結(jié)合經(jīng)預(yù)演成功保留在五防主機中的操作票序列，按票依次開放每步電氣操作，一旦操作對象的操作條件改變，不滿足操作要求，自動中斷余下操作步驟，實現(xiàn)全程實時在線閉鎖功能。網(wǎng)絡(luò)通信記錄分析裝置網(wǎng)絡(luò)通信記錄分析系統(tǒng)應(yīng)能實時監(jiān)視、記錄數(shù)字化變電站網(wǎng)絡(luò)通信報文（MMS、GOOSE、SV等）落實sv的監(jiān)測記錄，周期性保存為文件，并進行各種歸類分析，包括通信過程解析、報文重組、異常分析等。網(wǎng)絡(luò)通信記錄分析裝置可根據(jù)實際網(wǎng)絡(luò)流量及應(yīng)用需求由若干臺設(shè)備組合構(gòu)成。智能接口設(shè)備智能接口設(shè)備應(yīng)能為站內(nèi)變電站直流系統(tǒng)、UPS系統(tǒng)和火災(zāi)報警系統(tǒng)提供通信規(guī)約轉(zhuǎn)換。5.2.2對采用的計算機系統(tǒng)，其提供的計算機存儲和處理能力應(yīng)滿足本變電站的遠景要求，性能應(yīng)達到以下指標：處理器字長≥64位主頻：≥1.6GHZ內(nèi)存：≥1GB硬盤：≥160GB網(wǎng)卡：100M5.3間隔層設(shè)備技術(shù)要求5.3.1繼電保護裝置繼電保護裝置需要符合GB14285《繼電保護和自動裝置技術(shù)規(guī)程》和DL/T769《電力系統(tǒng)微機繼電保護技術(shù)導(dǎo)則》等相關(guān)標準有關(guān)規(guī)定要求。（1）應(yīng)采用模塊化、標準化的結(jié)構(gòu)，易維護和更換方便。（2）保護裝置應(yīng)按照DL/T860標準建模，具備完善的自描述功能，與站控層直接通信；設(shè)備的最大客戶端連接能力應(yīng)滿足系統(tǒng)內(nèi)所有客戶端通過各個網(wǎng)絡(luò)同時連接的需求。（3）與過程層設(shè)備之間的通信應(yīng)滿足DL/T860中規(guī)定的數(shù)據(jù)格式，具有識別協(xié)議中的數(shù)據(jù)有效性判斷，實時閉鎖保護，并能將告警事件上送；保護裝置在接收到異常的合并單元采樣信號時，應(yīng)能立刻閉鎖保護出口，確保不誤動。（4）保護裝置應(yīng)支持通過GOOSE報文實現(xiàn)裝置之間狀態(tài)和跳合閘命令信息傳遞，其跳合閘命令采用GOOSE報文方式分別發(fā)送至相應(yīng)的斷路器智能終端，由智能終端出口實現(xiàn)相關(guān)斷路器的跳合閘。（5）保護裝置的出口壓板宜采用軟壓板方式，并具備功能投退壓板。保護檢修時，其檢修狀態(tài)宜由裝置硬壓板開入方式實現(xiàn)。（6）220kV~500kV電壓等級保護應(yīng)采用雙重化配置，每套應(yīng)分別接用兩組獨立的直流電源、兩組獨立的電子式互感器和合并單元。（7）110kV~220kV電壓等級線路保護電壓切換宜在合并單元實現(xiàn)。（8）220kV~500kV電壓等級線路保護宜支持線路兩側(cè)一側(cè)為電子式互感器，對側(cè)為常規(guī)互感器或兩側(cè)均為電子式互感器的配置模式。（9）在任何網(wǎng)絡(luò)運行工況流量沖擊下，裝置均不應(yīng)死機或重啟。（10）宜采用冗余的110V或220V直流供電方式；當電壓波動范圍在20％內(nèi)時，間隔層設(shè)備應(yīng)能正常工作。5.3.2測控裝置（1）應(yīng)采用模塊化、標準化的結(jié)構(gòu)，易維護和更換方便。（2）測控裝置應(yīng)按照DL/T860標準建模，具備完善的自描述功能，與站控層直接通信；設(shè)備的最大客戶端連接能力應(yīng)滿足系統(tǒng)內(nèi)所有客戶端通過各個網(wǎng)絡(luò)同時連接的需求。（3）與過程層設(shè)備之間的通信應(yīng)滿足DL/T860中規(guī)定的數(shù)據(jù)格式，具有識別協(xié)議中的數(shù)據(jù)有效性判斷，實時閉鎖保護，并能將告警事件上送。（4）測控裝置應(yīng)支持通過GOOSE報文實現(xiàn)間隔層五防聯(lián)閉鎖功能。（5）測控裝置應(yīng)能實時反映本間隔一次設(shè)備的分、合狀態(tài)，應(yīng)有該電氣單元的實時模擬接線狀態(tài)圖。（6）測控裝置應(yīng)能設(shè)置所測量間隔的檢修狀態(tài)，相關(guān)的GOOSE信號應(yīng)置“TEST”位的值為“TRUE”，訂閱方需做相應(yīng)處理確保不誤動作，檢修狀態(tài)下應(yīng)具備設(shè)置所有自動化信息不上送各級調(diào)度主站的功能（7）在任何網(wǎng)絡(luò)運行工況流量沖擊下，裝置均不應(yīng)死機或重啟。（8）宜采用冗余的110V或220V直流供電方式；當電壓波動范圍在20％內(nèi)時，間隔層設(shè)備應(yīng)能正常工作。（9）220kV~500kV電壓等級應(yīng)獨立配置。（10）110kV及以下電壓等級間隔應(yīng)采用保護測控一體化配置，110kV電壓等級應(yīng)雙重化配置，采用主備模式，宜由監(jiān)控后臺機切換（需要討論切換方法）；35kV及以下電壓等級按間隔獨立配置，也可采用集中式保護測控系統(tǒng)。5.3.3故障錄波裝置（1）故障錄波裝置應(yīng)能通過GOOSE網(wǎng)絡(luò)接收GOOSE報文錄波，應(yīng)具有采樣數(shù)據(jù)接口，從合并單元或采樣值網(wǎng)絡(luò)交換機上接收采樣值進行采樣值錄波。（2）故障錄波裝置應(yīng)滿足現(xiàn)行故障錄波相關(guān)標準。5.3.4電能計量裝置（1）計量裝置與站控層通信應(yīng)支持MMS協(xié)議，與合并單元通信應(yīng)支持DL/T860-9-1或DL/T860-9-2標準，通過網(wǎng)絡(luò)方式或點對點方式采集電流電壓信息。（2）電能計量裝置應(yīng)滿足現(xiàn)行電能計量相關(guān)標準。5.4過程層設(shè)備技術(shù)要求過程層設(shè)備包括互感器、合并單元、智能終端等設(shè)備。5.4.1電子式互感器電子式互感器分線圈電子式互感器和光學(xué)電子式互感器。電子式互感器測量用電流準確度應(yīng)不低于0.2S，保護用電流準確度應(yīng)不低于5TPE；測量用電壓準確度應(yīng)不低于0.2，保護用電壓準確度應(yīng)不低于3P。線圈電子式互感器應(yīng)充分考慮激光供電和線路取電的可靠性，實現(xiàn)激光供電和線路取電的無縫切換。500kV變電站互感器配置1）220kV~500kV電壓等級宜采用電子式電流互感器，其保護繞組宜按照保護的雙重化要求雙套配置。2）35kV電壓等級可采用電子式電流互感器，其保護繞組宜按照單重化要求配置。3）主變各側(cè)及中性點（或公共繞組）電子式電流互感器宜按照雙重化要求配置；其余套管電流互感器若與主變各側(cè)進線電流互感器功能重疊可取消。4）220kV~500kV出線、主變進線電子式電壓互感器宜按照雙重化要求配置，母線電子式電壓互感器宜按單套配置。線路、主變間隔若設(shè)置三相電壓互感器，可采用電流電壓組合型互感器。35kV及以下電壓等級電子式電壓互感器宜按照單重化要求配置。220kV變電站互感器配置1）220kV電壓等級宜采用電子式電流互感器，其保護繞組宜按照保護的雙重化要求配置。110kV保護測控一體化雙重配置時，其電流互感器繞組宜雙重化配置。2）10kV可采用低功率電流互感器（LPCT）、低功率電壓互感器（LPVT），亦可為電壓電流的組合，輸出信號通常為模擬小電壓信號；如采用電子式互感器時，10kV保護測控裝置可采用集中式。3）主變各側(cè)及中性點（或公共繞組）電子式電流互感器宜按照雙重化要求配置；其余套管電流互感器若與主變各側(cè)進線電流互感器功能重疊可取消。4）110kV~220kV出線、主變進線電子式電壓互感器宜按照雙重化要求配置，母線電子式電壓互感器宜按單套配置。線路、主變間隔若設(shè)置三相電壓互感器，可采用電流電壓組合型互感器。110kV變電站互感器配置1）110kV/35kV電壓等級采用電子式電流互感器，單重化配置。2）10kV可采用低功率電流互感器（LPCT）、低功率電壓互感器（LPVT），亦可為電壓電流的組合，輸出信號通常為模擬小電壓信號；如采用電子式互感器時，10kV保護測控裝置可采用集中式。3）主變各側(cè)及中性點（或公共繞組）電子式電流互感器宜按照雙重化要求配置；其余套管電流互感器若與主變各側(cè)進線電流互感器功能重疊可取消。4）110kV電壓等級采用測控保護一體化裝置時，110kV出線電子式電壓互感器宜按照雙重化要求配置，母線電子式電壓互感器宜按單套配置。線路、主變間隔若設(shè)置三相電壓互感器，可采用電流電壓組合型互感器。5.4.2合并單元220kV及以上電壓等級間隔合并單元應(yīng)雙重化配置，與雙重化保護一一對應(yīng)，相互獨立運行。合并單元的輸出協(xié)議應(yīng)優(yōu)先采用DL/T860-9-2，也可采用DL/T860-9-1或IEC60044。合并單元宜具備多個光纖以太網(wǎng)口，整站采樣速率宜統(tǒng)一，額定數(shù)據(jù)速率宜采用DL/T860推薦標準；合并單元宜具備供現(xiàn)場校驗電能表用的光纖以太網(wǎng)口，如果合并單元與電能表不在同一個柜子時，從合并單元至電能表預(yù)留一組供校驗用的光纖。合并單元應(yīng)有完善的閉鎖告警功能，應(yīng)能保證在電源中斷、電壓異常、采集單元異常、通信中斷、通信異常、裝置內(nèi)部異常等情況下不誤輸出。合并單元應(yīng)具備合理的時間同步機制和傳輸時延補償機制，確保在各類電子互感器信號以及常規(guī)互感器信號在經(jīng)合并單元輸出后的相差保持一致；合并單元應(yīng)能接受外部公共時鐘的同步信號，可采用秒脈沖、IRIG-B(DC)、IEC61588協(xié)議等信號,推薦采用IEC61588。戶內(nèi)布置的合并單元應(yīng)能在顯示屏上及時、正確顯示各類信息，包括但不僅限于光路中斷、同步消失、光強異常、數(shù)據(jù)無效等，并能以日志方式保存。合并單元光輸出最低功率為-20dbm，接收側(cè)接收功率裕度應(yīng)在10dbm以上。有多路供電的采集模塊在電源切換時，采集數(shù)據(jù)的精度、實時性應(yīng)不受任何影響。戶外布置的合并單元屏體的防護等級應(yīng)為IP54以上；合并單元電磁干擾抗擾性指標必須滿足DL/T860.3的要求，并能在溫度介于－40℃～＋70℃之間、濕度介于10%～95%之間的工作環(huán)境長期穩(wěn)定運行。0在數(shù)字化變電站的電能計量裝置中，合并單元的設(shè)置決定了互感器的運行誤差，如誤差校正系數(shù)、互感器變比等敏感參數(shù)均是設(shè)置在合并單元中，故合并單元應(yīng)具備相應(yīng)的安全防護功能，應(yīng)滿足以下要求：對于影響電能計量的所有參數(shù)設(shè)置均應(yīng)具備硬件防護功能，具體可參照多功能電子式電能表的方式；合并單元應(yīng)具備事件記錄功能，即將對合并單元的所有操作事件進行記錄，如用戶登錄、參數(shù)修改、元器件更換、故障報警等；記錄的格式應(yīng)包含：發(fā)生日期、發(fā)生時間、事件代碼、登錄人員代碼等；該事件記錄應(yīng)采用先入先出設(shè)計，且不可以人工清除；合并單元應(yīng)具備內(nèi)部時鐘，用于事件記錄。1采用冗余的110V或220V直流供電方式；當電壓波動范圍在20％內(nèi)時，設(shè)備應(yīng)能正常工作。5.4.3智能終端智能終端應(yīng)采用光纖通信，與間隔層設(shè)備間主要用GOOSE協(xié)議傳遞上下行信息。對雙重化保護配置的間隔，智能終端也應(yīng)雙重化配置，并應(yīng)置于同一控制柜內(nèi)，并且分別使用不同回路的電源供電。智能終端的GOOSE信息處理時延應(yīng)較小，滿足站內(nèi)各種網(wǎng)絡(luò)情況下GOOSE最大傳輸處理時延為4ms的要求。智能終端輸出最低功率為-20dbm，輸入最低功率為-30dbm，相應(yīng)接收側(cè)的接收功率裕度為10dbm以上。智能終端應(yīng)有完善的閉鎖告警功能，包括電源中斷、通信中斷、通信異常、GOOSE斷鏈、裝置內(nèi)部異常等。戶外布置的智能終端屏體的防護等級應(yīng)為IP54以上；智能終端的電磁干擾抗擾性指標必須滿足DL/T860.3的要求，并能在溫度介于－40℃～＋70℃之間、濕度介于10%～95%之間的工作環(huán)境長期穩(wěn)定運行。采用冗余的110V或220V直流供電方式；當電壓波動范圍在20％內(nèi)時，設(shè)備應(yīng)能正常工作。5.52網(wǎng)絡(luò)設(shè)備技術(shù)要求5.52.1網(wǎng)絡(luò)設(shè)備應(yīng)包括站控層和間隔層網(wǎng)絡(luò)的通信介質(zhì)、通信接口、網(wǎng)絡(luò)交換機等，雙重化布置的網(wǎng)絡(luò)應(yīng)采用兩個不同回路的直流電源供電。5.52.2網(wǎng)絡(luò)介質(zhì)可采用超五類以上屏蔽雙絞線、光纖。通往戶外的通信介質(zhì)采用鎧裝光纖。5.52.3網(wǎng)絡(luò)交換機應(yīng)滿足如下技術(shù)要求：滿足變電站電磁兼容標準（詳見變電站自動化系統(tǒng)的性能指標章節(jié)）；必須按端口配置要求提供足夠的光口和電口，端口數(shù)量不少于16個。交換機的所有光口必須是交換機本身內(nèi)置光纖端口，不應(yīng)采用外接光電轉(zhuǎn)換器。交換機可采用以下幾種接口型式。介質(zhì)速率接口型式單/多模光纖100MbpsST口單/多模光纖100MbpsSC口單/多模光纖1000MbpsLC口雙絞線100/1000MbpsRJ45口應(yīng)采用無阻塞配置的結(jié)構(gòu)設(shè)計,保證滿配置時能以線速接收幀，并能無延遲地處理；應(yīng)采用分布式交換處理結(jié)構(gòu)，所有接口模塊均具有本地自主交換的能力；支持基于VLAN(802.1q)的網(wǎng)絡(luò)隔離和安全支持IEEE802.1p優(yōu)先級協(xié)議支持QualityofService(802.1p)，支持實時數(shù)據(jù)流支持組播過濾支持端口速率限制和廣播風(fēng)暴限制支持端口配置、狀態(tài)、統(tǒng)計、鏡像、安全管理、SNMP支持光纖口鏈路故障管理支持基于端口的網(wǎng)絡(luò)訪問控制(802.1x)支持RSTP（注：采用環(huán)形網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)時要求具備此項功能）直流供電（注：雙重化網(wǎng)絡(luò)配置的交換機應(yīng)分別使用不同回路的電源供電）無風(fēng)扇設(shè)計提供完善的異常告警功能，包括失電告警、端口異常等符合IEEE1613Class2標準(電力)符合IEC61850-3(電力)交換機能在溫度介于－40℃～＋706軟件要求6.1軟件總體要求：操作系統(tǒng)應(yīng)采用符合國際標準的系統(tǒng)軟件，500kV變電站應(yīng)采用Unix操作系統(tǒng)，220kV及以下變電站采用linux或Unix操作系統(tǒng)。建立一種面向用戶的、靈活豐富的應(yīng)用軟件設(shè)計環(huán)境，以利于用戶根據(jù)應(yīng)用的需要安全地對應(yīng)用軟件進行補充、修改、移植、生成或剪裁。運行應(yīng)用軟件時應(yīng)合理使用系統(tǒng)資源，避免不斷消耗系統(tǒng)資源而導(dǎo)致系統(tǒng)死機。采用方便用戶使用和維護的數(shù)據(jù)庫，不應(yīng)因人為或程序原因造成數(shù)據(jù)的不正當修改。6.2變電站自動化系統(tǒng)的軟件應(yīng)由系統(tǒng)軟件、支持軟件和應(yīng)用軟件組成。系統(tǒng)軟件包括：成熟的實時操作系統(tǒng)，完整的設(shè)備診斷程序，完善的整定、調(diào)試軟件和實時數(shù)據(jù)庫。支持軟件包括：通用和專用的編譯軟件及其編程環(huán)境，管理軟件（如漢化的文字處理軟件、通用的制表軟件和畫面生成軟件、數(shù)據(jù)采集軟件等），人機接口軟件，通信軟件等。應(yīng)用軟件應(yīng)滿足本系統(tǒng)所配置的全部功能要求，采用結(jié)構(gòu)式模塊化設(shè)計，功能模塊或任務(wù)模塊應(yīng)具有一定的完整性、獨立性和良好的實時響應(yīng)速度。6.3基于DL/T860標準的變電站自動化系統(tǒng)配置要求6.3.1應(yīng)提供系統(tǒng)配置工具和裝置配置工具。.3ICD文件：IED能力描述文件，由裝置廠商提供給系統(tǒng)集成廠商，該文件描述IED提供的基本數(shù)據(jù)模型及服務(wù)，但不包含IED實例名稱和通信參數(shù)。ICD文件應(yīng)包含版本修改信息，明確描述修改時間、修改版本號等內(nèi)容。SSD文件：系統(tǒng)規(guī)范文件，應(yīng)全站唯一，該文件描述變電站一次系統(tǒng)結(jié)構(gòu)以及相關(guān)聯(lián)的邏輯節(jié)點，最終包含在SCD文件中。SCD文件：全站系統(tǒng)配置文件，應(yīng)全站唯一，該文件描述所有IED的實例配置和通信參數(shù)、IED之間的通信配置以及變電站一次系統(tǒng)結(jié)構(gòu)，由設(shè)計方或系統(tǒng)集成廠商完成。SCD文件應(yīng)包含版本修改信息，明確描述修改時間、修改版本號等內(nèi)容；CID文件：IED實例配置文件，每個裝置有一個，由裝置廠商根據(jù)SCD文件中本IED相關(guān)配置生成。7站控層功能技術(shù)要求7.1設(shè)備要求7.1.1站控層設(shè)備包括主機、操作員站/五防主機、遠動工作站、保信子站、網(wǎng)絡(luò)通信記錄分析主機/操作員站是站內(nèi)自動化系統(tǒng)的主要人機界面，并具有主處理器及服務(wù)器的功能，為站控層數(shù)據(jù)收集、處理、存儲及發(fā)送的中心，管理和顯示有關(guān)的運行信息，供運行人員對變電站的運行情況進行監(jiān)視和控制。500kV變電站主機和操作員站應(yīng)分別采用雙機冗余配置。220kV變電站宜采用主機兼操作員工作站，雙套配置。110kV變電站的操作員站宜與主機在計算機硬件上合并設(shè)置。應(yīng)采用兩臺主機互為熱備用工作方式。保信子站應(yīng)能在正常和電網(wǎng)故障時，采集、處理各種所需信息，并充分利用這些信息，為繼電保護運行、管理服務(wù)，為分析、處理電網(wǎng)故障提供支持。保信子站具備多路數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)發(fā)的能力，能夠通過網(wǎng)絡(luò)通道向多個調(diào)度中心進行數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)發(fā)，通信規(guī)約應(yīng)符合《中國南方電網(wǎng)繼電保護故障信息系統(tǒng)通信與接口規(guī)范》。支持根據(jù)調(diào)度中心命令對相應(yīng)裝置進行查詢和遠程維護，包括遠程配置、可視化數(shù)據(jù)庫維護、參數(shù)的上傳下載、設(shè)備運行狀態(tài)監(jiān)視等。保信子站應(yīng)雙機配置，采用互為熱備用工作方式，雙機都能獨立執(zhí)行各項功能。當一臺保信子站故障時，系統(tǒng)實現(xiàn)雙機無縫自動切換，由另一臺保信子站執(zhí)行全部功能，并保證切換時數(shù)據(jù)不丟失、不誤發(fā)、不重復(fù)發(fā)送，并同時向各級調(diào)度和操作員站發(fā)送切換報警信息。保信子站的技術(shù)指標及功能應(yīng)滿足《廣東電網(wǎng)繼電保護故障及信息系統(tǒng)子站技術(shù)規(guī)范》的各項要求。每臺保信子站至少提供兩個接入調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)的網(wǎng)口，保信子站接入調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)必須滿足《廣東電網(wǎng)電力二次系統(tǒng)安全防護實施規(guī)范》要求。接入設(shè)備的性能指標和功能要求詳見《廣東電網(wǎng)電力二次系統(tǒng)安全防護實施規(guī)范》。遠動工作站滿足直采直送要求，收集全站測控裝置、保護裝置等設(shè)備的數(shù)據(jù)，將信息通過雙通道（專線或網(wǎng)絡(luò)通道）上傳至調(diào)度中心/集控站，并支持接入調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)，能將調(diào)度中心/集控站下發(fā)的遙控、遙調(diào)命令向變電站間隔層設(shè)備轉(zhuǎn)發(fā)。遠動工作站應(yīng)雙機配置，應(yīng)能根據(jù)運行需求設(shè)置為雙主機或熱備用工作方式。雙配置的調(diào)制解調(diào)器的工作電源應(yīng)取自不同的直流母線段，調(diào)制解調(diào)器傳送各級調(diào)度的通訊模塊應(yīng)獨立配置，且宜支持熱插拔。當遠動裝置采集不正常時，傳送調(diào)度端的信息必須保留原數(shù)據(jù)并在品質(zhì)標志位打上品質(zhì)標志。技術(shù)要求：遠動裝置在故障、重啟及切換的過程中不應(yīng)引起誤操作及數(shù)據(jù)重發(fā)、誤發(fā)、漏發(fā)，并不能出現(xiàn)搶主機的現(xiàn)象；遠動裝置應(yīng)具備與調(diào)度中心和站內(nèi)GPS系統(tǒng)對時的功能；采用模塊化結(jié)構(gòu)，便于維護和擴展；采用基于工業(yè)控制的32位及以上多處理器通信裝置，嵌入式操作系統(tǒng)，無風(fēng)扇、硬盤等轉(zhuǎn)動部件；每臺工作站至少提供兩個接入調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)的網(wǎng)口。遠動工作站接入調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)必須滿足《廣東電網(wǎng)電力二次系統(tǒng)安全防護實施規(guī)范》要求，接入調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)方案示意圖詳見附錄H。接入設(shè)備的性能指標和功能要求詳見《廣東電網(wǎng)電力二次系統(tǒng)安全防護實施規(guī)范》。五防系統(tǒng)數(shù)字化變電站五防系統(tǒng)可采用五防子系統(tǒng)或在線式五防系統(tǒng)兩種方式實現(xiàn)。a)五防子系統(tǒng)五防子系統(tǒng)主要包含五防主機、五防軟件、電腦鑰匙、充電通信控制器、編碼鎖具等，實現(xiàn)面向全站設(shè)備的綜合操作閉鎖功能。五防子系統(tǒng)應(yīng)與變電站自動化系統(tǒng)一體化配置，五防軟件應(yīng)是變電站自動化系統(tǒng)后臺軟件的一個有機組成部分，獨立配置一臺五防主機。b)在線式五防系統(tǒng)在線式五防系統(tǒng)主要包括五防主機、在線式五防專用鎖具，取消了機械鎖具和鑰匙。通過對全站電氣設(shè)備（一、二次設(shè)備，刀閘電機電源狀態(tài)等）、在線式五防專用鎖具，以及現(xiàn)場實際操作情況的在線監(jiān)視，結(jié)合經(jīng)預(yù)演成功保留在五防主機中的操作票序列，按票依次開放每步電氣操作，一旦操作對象的操作條件改變，不滿足操作要求，自動中斷余下操作步驟，實現(xiàn)全程實時在線閉鎖功能。網(wǎng)絡(luò)通信記錄分析裝置網(wǎng)絡(luò)通信記錄分析系統(tǒng)應(yīng)能實時監(jiān)視、記錄數(shù)字化變電站網(wǎng)絡(luò)通信報文（MMS、GOOSE、SV等）落實sv的監(jiān)測記錄，周期性保存為文件，并進行各種歸類分析，包括通信過程解析、報文重組、異常分析等。網(wǎng)絡(luò)通信記錄分析裝置可根據(jù)實際網(wǎng)絡(luò)流量及應(yīng)用需求由若干臺設(shè)備組合構(gòu)成。智能接口設(shè)備智能接口設(shè)備應(yīng)能為站內(nèi)變電站直流系統(tǒng)、UPS系統(tǒng)和火災(zāi)報警系統(tǒng)提供通信規(guī)約轉(zhuǎn)換。7.處理器字長≥64位主頻：≥1.6GHZ內(nèi)存：≥1GB硬盤：≥160GB網(wǎng)卡：1007.12數(shù)據(jù)庫的建立與維護7.12.1自動化系統(tǒng)應(yīng)建立實時數(shù)據(jù)庫和歷史數(shù)據(jù)庫：實時數(shù)據(jù)庫：載入變電站自動化系統(tǒng)采集的實時數(shù)據(jù)，其數(shù)值應(yīng)根據(jù)運行工況的實時變化而不斷更新，記錄設(shè)備的當前狀態(tài)。實時數(shù)據(jù)庫的刷新周期及數(shù)據(jù)精度應(yīng)滿足工程要求；歷史數(shù)據(jù)庫：對于需要長期保存的重要數(shù)據(jù)采用選定周期的方式存放在數(shù)據(jù)庫中。歷史數(shù)據(jù)應(yīng)能在線存儲12個月以上，存儲溢出時，應(yīng)保存最新歷史數(shù)據(jù)，所有歷史數(shù)據(jù)應(yīng)能轉(zhuǎn)存至光盤作長期存檔，并能回裝到歷史數(shù)據(jù)庫以供查詢。應(yīng)配置穩(wěn)定運行的商用關(guān)系數(shù)據(jù)庫（Oracle、Sybase或SQLServer之一）作為歷史數(shù)據(jù)庫平臺。7.12.2數(shù)據(jù)庫管理數(shù)據(jù)庫內(nèi)容包括系統(tǒng)所采集的實時數(shù)據(jù)、變電站主要電氣設(shè)備的參數(shù)、作為歷史資料長期保存的數(shù)據(jù)、經(jīng)程序處理和修改的數(shù)據(jù)等。數(shù)據(jù)庫管理功能包括：快速訪問常駐內(nèi)存數(shù)據(jù)和硬盤數(shù)據(jù)，在并發(fā)操作下能滿足實時功能要求；允許不同程序?qū)?shù)據(jù)庫內(nèi)的同一數(shù)據(jù)集進行并發(fā)訪問，保證在并發(fā)方式下數(shù)據(jù)庫的完整性和一致性；具有良好的擴展性和適應(yīng)性，滿足數(shù)據(jù)規(guī)模的不斷擴充及應(yīng)用程序的修改；可在線生成、修改數(shù)據(jù)庫，對任一數(shù)據(jù)庫中的數(shù)據(jù)進行修改時，數(shù)據(jù)庫管理系統(tǒng)應(yīng)對所有工作站上的相關(guān)數(shù)據(jù)同時進行修改，保證數(shù)據(jù)的一致性；在系統(tǒng)死機、硬件出錯或電源掉電時，系統(tǒng)應(yīng)能自動保護實時和歷史數(shù)據(jù)庫，在故障排除重新啟動時，能自動恢復(fù)至故障前狀態(tài)；可以生成多種數(shù)據(jù)集，用作培訓(xùn)、研究、計算等用；可方便地交互式查詢和調(diào)用；應(yīng)有實時鏡象功能。7.23監(jiān)視和報警7.23.1監(jiān)視通過顯示器對主要電氣設(shè)備運行參數(shù)和設(shè)備狀態(tài)進行監(jiān)視，應(yīng)能監(jiān)視各設(shè)備的通信狀態(tài)和通信報文，并實時顯示。對顯示的畫面應(yīng)具有電網(wǎng)拓撲識別功能，即帶電設(shè)備顏色標識。所有靜態(tài)和動態(tài)畫面應(yīng)存儲在畫面數(shù)據(jù)庫內(nèi)，用戶可方便和直觀地完成實時畫面的在線編輯、修改、定義、生成、刪除、調(diào)用和實時數(shù)據(jù)庫連接等功能，并能與其他工作站共享修改或生成后的畫面。畫面應(yīng)采用標準的窗口管理系統(tǒng)，窗口顏色、大小、生成、撤除、移動、縮放及選擇等可進行設(shè)置和修改。圖形管理系統(tǒng)應(yīng)具有漢字生成和輸入功能，支持多種漢字輸入法，支持矢量漢字字庫。應(yīng)具有動態(tài)棒型圖、動態(tài)曲線、歷史曲線制作功能。屏幕顯示、制表打印、圖形畫面中的畫面名稱、設(shè)備名稱、告警提示信息等均應(yīng)采用中文。各種表格應(yīng)具有顯示、生成、編輯、打印等功能。各種報表數(shù)據(jù)應(yīng)能轉(zhuǎn)換為EXCEL格式，以利于數(shù)據(jù)的二次應(yīng)用。應(yīng)能顯示變電站在線監(jiān)測數(shù)據(jù)情況，能實時反映各級網(wǎng)絡(luò)通訊狀態(tài)，監(jiān)測數(shù)據(jù)通訊異常情況。信息能夠分層、分級、分類顯示，可以人工定義畫面顯示內(nèi)容。其中開關(guān)量信號根據(jù)重要性，可分為三類：第一類為事故信號，包括非正常操作引起的斷路器跳閘和保護裝置動作信號、影響全站安全運行的其他信號（包括全站通訊中斷、消防系統(tǒng)火災(zāi)告警等）；第二類為報警信號，包括狀態(tài)異常信號、模擬量越限、自動化系統(tǒng)的異常事件等；第三類為告知信號，包括反映設(shè)備各種運行狀態(tài)的信號以及查詢事故跳閘或設(shè)備異常后的詳細信息，如開關(guān)分合、保護功能壓板投退、保護的詳細動作信息等。應(yīng)顯示的主要畫面至少如下：電氣主接線圖，包括顯示設(shè)備實時運行狀態(tài)（包括變壓器分接頭位置等）、各主要電氣量（電流、電壓、頻率、有功、無功、變壓器繞組溫度及油溫等）等的實時值，并能指明潮流方向；顯示各設(shè)備的銘牌參數(shù)、CT及PT變比等；可通過移屏、分幅顯示方式顯示全部和局部接線圖及可按不同的詳細程度多層顯示；保護配置圖，反映各保護投退情況、整定值和軟壓板位置等；直流系統(tǒng)圖，包括顯示充電裝置的基本運行參數(shù)等；站用電系統(tǒng)狀態(tài)圖；趨勢曲線圖；遙測最大/最小值曲線遙測最大/最小值曲線由該遙測點每個采樣（統(tǒng)計）周期的最大/最小值歷史曲線所構(gòu)成，該周期時間可人工設(shè)定；最大/最小值曲線可與采樣歷史曲線在同一坐標組合顯示。棒狀圖；自動化系統(tǒng)運行工況圖：用圖形方式及顏色變化顯示自動化系統(tǒng)的設(shè)備配置和工作狀態(tài)、通信狀態(tài)；統(tǒng)計及功能報表，包括電量表、各種限值表、運行計劃表、系統(tǒng)配置表、系統(tǒng)運行狀況統(tǒng)計表和運行參數(shù)表等；定時報表、日報表、月報表；各種保護信息及報表；控制操作過程記錄及報表；事故追憶記錄報告或曲線；事件順序記錄報表；操作指導(dǎo)及操作票、典型事故處理流程；遙測表、開關(guān)量表等。畫面上實時信息（遙測、遙信）的顯示應(yīng)能根據(jù)信息的當前品質(zhì)狀態(tài)使用不同的顯示顏色。當前品質(zhì)狀態(tài)至少包括：采集失敗越高限越低限無刷新（在一定的時間內(nèi)沒有收到，時間可設(shè)）死數(shù)（在一定的時間內(nèi)數(shù)據(jù)沒變化，時間可設(shè)）檢修態(tài)人工置數(shù)GOOSE通信狀態(tài)圖；間隔層五防聯(lián)鎖（測控GOOSE聯(lián)鎖）狀態(tài)表。7.23.2報警采集的模擬量發(fā)生越限、突變，數(shù)字量變位及計算機系統(tǒng)自診斷故障時能進行報警處理。事故發(fā)生時，事故報警裝置立即發(fā)出音響報警，主機/操作員站的畫面顯示上應(yīng)有相應(yīng)開關(guān)的顏色發(fā)生改變并閃爍，同時顯示報警條文。報警方式分為兩種：一種為事故報警，另一種為預(yù)告報警。前者為非正常操作引起的斷路器跳閘和保護裝置動作信號、影響全站安全運行的其他信號（包括全站通訊中斷、消防系統(tǒng)火災(zāi)告警等）所引起；后者為狀態(tài)異常信號、模擬量越限、自動化系統(tǒng)的異常事件等所引起。對事件的報警應(yīng)能分層、分級、分類處理，起到事件的過濾作用，能現(xiàn)場靈活配置報警的處理方式。事故報警和預(yù)告報警應(yīng)采用不同顏色，不同音響予以區(qū)別，并自動啟動事件記錄打印。對前者應(yīng)啟動事故警笛及對應(yīng)的語音信息，并彈出紅色告警框；對后者應(yīng)啟動預(yù)告警鈴及對應(yīng)的語音信息，并彈出黃色告警框。事故報警可通過手動和自動方式進行確認。事故、預(yù)告報警信號經(jīng)確認后，在規(guī)定的時間內(nèi)（可人工設(shè)定）其異常仍未消除，系統(tǒng)應(yīng)再次啟動相應(yīng)報警，重復(fù)提示運行值班人員。此功能應(yīng)能根據(jù)實際需要，對每一項事故報警信號分別設(shè)定為啟用或停用。7.34人機界面7.34.1應(yīng)能通過各工作站為運行人員提供靈活方便的人機聯(lián)系手段，實現(xiàn)整個系統(tǒng)的監(jiān)測和控制。7.34.2能按要求對各種參數(shù)進行設(shè)置，具備按一定權(quán)限對繼電保護整定值、模擬量限值及開關(guān)量狀態(tài)進行修改的功能，并予以記錄。7.34.3能按要求對測控裝置、保護裝置等設(shè)備的各種功能進行投退以及對繼電保護信號進行遠方確認和復(fù)歸。7.34.4維護功能：可實現(xiàn)對屏幕畫面、制表打印和數(shù)據(jù)庫的修改、擴充等維護功能；可對信息量進行分層、分級、分類設(shè)置。7.45控制與操作7.45.1控制范圍：全站所有斷路器、電動隔離開關(guān)、電動接地開關(guān)、主變壓器調(diào)壓抽頭、無功功率補償裝置及與控制運行相關(guān)的設(shè)備和其他重要設(shè)備。7.45.2控制方式：應(yīng)具有手動控制和自動控制兩種控制方式，操作遵守唯一性原則。7.45.3手動控制應(yīng)包括下列各級控制，控制級別由低至高的順序為：由各級調(diào)度中心遠方控制；由集控中心遠方控制；由變電站自動化系統(tǒng)的監(jiān)控后臺控制；由間隔層測控屏上的手動開關(guān)對斷路器進行一對一控制；由配電裝置處的就地手動開關(guān)一對一控制。7.45.4自動控制應(yīng)包括順序化控制和調(diào)節(jié)控制，由站內(nèi)設(shè)定其是否采用，主要包括電壓無功自動控制、主變聯(lián)調(diào)控制、以及順序化操作控制等。7.45.5順序化控制和調(diào)節(jié)控制功能管理應(yīng)相對獨立。它可以由運行人員投入/退出，而不影響正常運行。7.45.6順控功能各種類型的操作票轉(zhuǎn)化為任務(wù)票，減少人工操作量，減少誤操作和提高效率。7.45.7系統(tǒng)應(yīng)支持在站控層和遠方集控中心兩種進行順控操作的方式。7.45.8系統(tǒng)應(yīng)充分考慮順控操作的安全性，保證各類順控操作應(yīng)通過防誤閉鎖校驗。7.45.9在自動控制過程中，系統(tǒng)應(yīng)給出操作提示信息，在程序遇到任何軟、硬件故障均應(yīng)輸出報警信息，停止控制操作，并保持所控設(shè)備的狀態(tài)。7.45.10操作員站應(yīng)提供間隔操作畫面，在其中顯示與間隔有關(guān)的信息，包括間隔有關(guān)的動作事件、光字牌等，控制操作宜在間隔畫面實現(xiàn)。7.45.11操作：為使整個自動化系統(tǒng)能安全可靠地運行，系統(tǒng)須具有相應(yīng)的安全、保護措施。設(shè)置操作權(quán)限；依據(jù)操作員權(quán)限的大小，規(guī)定操作員對系統(tǒng)及各種業(yè)務(wù)活動的范圍，操作員應(yīng)事先登錄，并應(yīng)有密碼措施，操作時應(yīng)有完善的監(jiān)護措施。操作的唯一性；在同一時間只允許一種控制操作方式有效，如確定一操作方式，那就必須閉鎖其它操作方式。對運行人員的任何操作，計算機都將做命令合法性檢查和閉鎖條件檢查。操作應(yīng)按選點、校驗、執(zhí)行的步驟進行。在進行選點校驗操作時，當遇到如下情況之一時，選點將自動撤消：選點后規(guī)定時間內(nèi)(由操作員指定)未做后續(xù)操作；按了取消鍵；選點后的后續(xù)操作無意義。當一個控制點正在進行某設(shè)備的控制操作時，其它控制點對該設(shè)備的控制操作被禁止。一個任務(wù)在對多個設(shè)備進行操作時，計算機監(jiān)控系統(tǒng)在保證操作規(guī)程的安全性、可靠性前提下，可按規(guī)定程序進行順序控制操作。操作必需在具有控制權(quán)限的工作站上才能進行；可以遠方或當?shù)卦O(shè)定設(shè)備禁止控制掛牌；提供詳細的記錄文件記錄操作人員和監(jiān)護人員姓名、操作對象、操作內(nèi)容、操作時間、操作結(jié)果等，可供調(diào)閱和打??；應(yīng)具備在一臺操作員站操作時在另一臺操作員站進行監(jiān)護的功能。7.56遠動功能7.56.1遠動工作站必須具備同時與多個相關(guān)調(diào)度中心/集控站進行數(shù)據(jù)通信的能力，并且與不同調(diào)度中心/集控站通信的實時數(shù)據(jù)庫具有相對獨立性，不相互影響數(shù)據(jù)的刷新。7.56.2應(yīng)能實現(xiàn)遠動信息的直采直送，遠動工作站和站控層主機的運行互不影響。7.56.3遠動工作站能同時支持網(wǎng)絡(luò)通道和專線通道兩種方式與各級調(diào)度連接，并可根據(jù)實際需要靈活配置。7.56.4遠動工作站應(yīng)能將站內(nèi)各設(shè)備的通訊狀態(tài)通過遙信方式上送各級調(diào)度/集控站。7.56.5必須能適應(yīng)各級調(diào)度的通信規(guī)約，應(yīng)能同時支持《廣東電網(wǎng)DL/T634.5101-2002實施細則》和《廣東電網(wǎng)DL/T634.5104-2002實施細則》。7.56.6具備SOE、遙控操作事件記錄功能。7.56.7遠動工作站宜設(shè)置遠方診斷接口，以便實現(xiàn)遠方組態(tài)和遠方診斷功能。7.56.8具備遙信、遙測轉(zhuǎn)發(fā)數(shù)據(jù)手動模擬設(shè)置并轉(zhuǎn)發(fā)功能。7.67同步對時7.67.1GPS時間同步系統(tǒng)應(yīng)滿足《廣東電網(wǎng)變電站GPS時間同步系統(tǒng)技術(shù)規(guī)范》的各項要求。7.67.2220kV及以上電壓等級站內(nèi)應(yīng)設(shè)置兩套冗余主時鐘，可采用GPS或北斗衛(wèi)星作為標準時鐘源，其中一臺必須為北斗衛(wèi)星時鐘系統(tǒng)，主要輸出信號（包括IRIG-B（DC）或秒脈沖）的時間準確度應(yīng)優(yōu)于1μs，時間保持單元的時鐘準確度應(yīng)優(yōu)于7×10-8（1分鐘4.2μs）。7.67.3站控層設(shè)備應(yīng)采用SNTP對時方式。7.67.4變電站內(nèi)可根據(jù)需要采用IEEE1588協(xié)議進行同步對時。7.78繼電保護信息采集7.78.1保護信息管理系統(tǒng)能實現(xiàn)故障信息就地應(yīng)用處理、遠傳，以及保護日常運行監(jiān)測的多重作用。7.78.2保護信息管理系統(tǒng)應(yīng)具備信息監(jiān)視功能：可以在監(jiān)視界面在線查看裝置的模型，提供按面向?qū)ο蟮哪Ｊ斤@示所監(jiān)視裝置提供的信息，信息顯示按DL/T860所定義的層次結(jié)構(gòu)逐級展開。7.78.3保護信息管理系統(tǒng)支持使用監(jiān)控系統(tǒng)導(dǎo)出的符合DL/T860-6標準的變電站配置文件來進行配置。7.78.4保護信息管理系統(tǒng)采用DL/T860讀數(shù)據(jù)值服務(wù)，依靠上傳信息的時標進行保護信息的整理。采用緩存報告實現(xiàn)SOE和保護事件的傳送。采用非緩存報告實現(xiàn)遙測信息上送。7.78.5各項功能應(yīng)滿足《廣東電網(wǎng)繼電保護故障及信息系統(tǒng)子站技術(shù)規(guī)范》的各項要求。7.78.6保護信息的遠傳應(yīng)符合《中國南方電網(wǎng)繼電保護故障及信息系統(tǒng)通信與接口規(guī)范》的相關(guān)要求。7.89事件順序記錄及事故追憶7.89.1變電站內(nèi)重要設(shè)備的狀態(tài)變化應(yīng)列為事件順序記錄（SOE），主要包括：斷路器、隔離開關(guān)動作信號及其操作機構(gòu)各種監(jiān)視信號；繼電保護裝置、安全自動裝置、備自投裝置、直流系統(tǒng)、消弧系統(tǒng)、小電流接地選線系統(tǒng)、VQC系統(tǒng)等的動作信號、故障信號。7.89.2事件順序記錄的任何信息都不可被修改，但可對多次事件中的某些記錄信息進行選擇、組合，以利于事后分析。事件順序記錄應(yīng)采用分類、分級的方式上送至各級調(diào)度。7.89.3事件順序記錄的分辨率應(yīng)不大于2ms。7.89.4事故追憶的時間跨度和記錄點的時間間隔應(yīng)能方便設(shè)定。7.89.5SOE的時標為事件發(fā)生時刻各裝置本身的時標。7.910電能量處理.97.10.7.1011統(tǒng)計及計算.000007.11.7.1112制表打印7.1213自診斷與自恢復(fù)7.1213.1系統(tǒng)在線運行時，應(yīng)對本系統(tǒng)的軟硬件定時進行自診斷，當診斷出故障時應(yīng)能自動閉鎖或退出故障單元及設(shè)備，并發(fā)出告警信號。自診斷的范圍包括：測控裝置、主機、操作員站、保信子站、遠動工作站、各種通信裝置、網(wǎng)絡(luò)及接口設(shè)備、通道、對時系統(tǒng)等。對間隔層設(shè)備的在線診斷應(yīng)至插件級。7.1213.2自診斷與自恢復(fù)內(nèi)容宜包括：系統(tǒng)應(yīng)能檢測出各設(shè)備的工作狀態(tài)，正確判斷出故障的內(nèi)容，指出故障的設(shè)備及插件，并使其自動退出在線運行，以便能迅速更換；雙機系統(tǒng)其中一臺主機發(fā)生軟硬件故障時，應(yīng)能自動切換至另一臺機工作。雙機切換從開始至功能恢復(fù)時間應(yīng)不大于30s。各類有冗余配置的設(shè)備應(yīng)能自動切換至備用設(shè)備；一般性的軟件異常時，應(yīng)能自動恢復(fù)正常運行。7.1314管理功能7.1314.1變電站自動化系統(tǒng)應(yīng)能根據(jù)運行要求，實現(xiàn)各種管理功能。宜包括：運行操作指導(dǎo)、事故分析檢索、在線設(shè)備管理、操作票功能、模擬操作、其它日常管理等。7.1314.2運行操作指導(dǎo)：應(yīng)能對典型的設(shè)備異?；蚴鹿侍岢霾僮髦笇?dǎo)意見，編制設(shè)備運行技術(shù)統(tǒng)計表，并推出相應(yīng)的操作指導(dǎo)畫面。7.1314.3事故分析檢索：應(yīng)能對突發(fā)事件所產(chǎn)生的大量報警信息進行篩選和分析。對典型的事故可直接推出相應(yīng)的操作指導(dǎo)畫面。7.1314.4在線設(shè)備管理：應(yīng)能對主要設(shè)備的運行記錄和歷史記錄數(shù)據(jù)進行分析，提出設(shè)備運行情況報告和檢修建議，并能保存設(shè)備的檢修和故障處理記錄。7.1314.5操作票功能：可根據(jù)運行要求完成操作票的生成、預(yù)演、打印、執(zhí)行、記錄。7.1314.6模擬操作：應(yīng)能提供電氣一次系統(tǒng)及二次系統(tǒng)有關(guān)布置、接線、運行、維護及電氣操作前的預(yù)演，并能通過相應(yīng)的操作畫面對運行人員進行操作培訓(xùn)。7.1314.7其它日常管理：能進行操作票、工作票、運行記錄及交接班記錄的管理，還應(yīng)包括設(shè)備運行狀態(tài)、缺陷管理、維修記錄、規(guī)章制度管理等。7.1314.8應(yīng)能實現(xiàn)各種文檔的存儲、檢索、編輯、顯示、打印功能。7.1415電壓無功控制功能7.1415.1電壓無功自動控制應(yīng)具有三種模式：閉環(huán)(主變分接頭和無功補償設(shè)備全部投入自動控制)、半閉環(huán)(主變分接頭退出自動控制，由操作員手動調(diào)節(jié)，無功補償設(shè)備自動調(diào)節(jié))和開環(huán)(電壓無功自動控制退出，只作調(diào)節(jié)指導(dǎo))，可由操作員選擇投入或退出。7.1415.2控制策略應(yīng)采用較為成熟的控制原理為基礎(chǔ)，根據(jù)實際需要進行策略優(yōu)化。動作方案應(yīng)能自動整定，也可手動整定。在自動整定時應(yīng)能按以下五種方式進行自動整定：電壓優(yōu)先、無功優(yōu)先、只調(diào)電壓、只調(diào)無功、電壓無功綜合優(yōu)選。7.1415.3能應(yīng)用于任何一種接線方式，可根據(jù)主變開關(guān)位置信號、母聯(lián)開關(guān)位置信號、電容電抗器開關(guān)位置信號以及各種刀閘位置信號實時識別一次系統(tǒng)的各種運行方式，自動適應(yīng)系統(tǒng)運行方式的改變。7.1415.4電壓控制目標應(yīng)可選擇中壓側(cè)或低壓側(cè)，應(yīng)能自動判別低壓側(cè)和中壓側(cè)主變的并列情況。在主變并列時，各主變分接頭能實現(xiàn)同升同降。7.1415.5采集數(shù)據(jù)異常、累計量數(shù)值達到人為設(shè)定限值或滿足其他人為設(shè)定的閉鎖條件時，應(yīng)可靠閉鎖某些控制對象的VQC功能，同時應(yīng)提示閉鎖原因并上送主站。7.1415.6遠方應(yīng)能控制站內(nèi)VQC的投退及復(fù)歸信號，并把相應(yīng)的遙信量上傳到調(diào)度中心/集控站。程序控制時，應(yīng)記錄動作前后的電壓、無功、開關(guān)位置、檔位等參數(shù)，能夠判別調(diào)節(jié)是否成功。7.1415.7VQC應(yīng)能與AVC主站的各種控制模式(包括集中、分散和混合控制模式)配合。7.1415.8VQC總投退壓板退出時，閉鎖全部主變檔位和電容器（電抗器）的VQC調(diào)節(jié)動作。壓板投退可由監(jiān)控后臺或調(diào)度實現(xiàn)。閉鎖信息應(yīng)上送調(diào)度端。7.1415.9VQC功能壓板退出時，閉鎖該設(shè)備動作。壓板投退由監(jiān)控后臺實現(xiàn)。閉鎖信息可上送調(diào)度端。7.1415.1510應(yīng)能顯示控制參數(shù)、運行參數(shù)、控制對象狀態(tài)、異常狀態(tài)、閉鎖狀態(tài)、各種動作時間及內(nèi)容等。7.1415.1611具有各類控制量的設(shè)定功能，可以選擇時間分段與負荷分段兩種方式。分段的數(shù)量和時段、負荷段可任意設(shè)定。使用時間分段方式時，可以同時保存多套定值，并允許設(shè)置各套定值的有效日期范圍，時間分段以分鐘為最小單位。7.1415.1712在調(diào)節(jié)控制側(cè)電壓時應(yīng)兼顧另一側(cè)的電壓水平。7.145.183多臺主變中低壓任一側(cè)并列運行時，應(yīng)采用主從方式同步調(diào)節(jié)多臺主變分接頭；一臺主變同時帶兩段低壓母線運行時，連在兩段母線的電容器(電抗器)都可以用來投切。7.145.194對電容器、電抗器的控制應(yīng)該在滿足控制要求的前提下，盡量實施循環(huán)投切，使投切操作均勻分布到每個元件。7.145.2015對主變分接頭和電容電抗器進行升降、投切操作前，應(yīng)先進行預(yù)判，盡可能的避免反復(fù)升降或投切操作。7.145.2116每個VQC控制對象應(yīng)設(shè)定投退軟壓板，用戶可以在遠方或當?shù)赝度牖蛲顺鋈我庖粋€VQC控制對象的自動控制。7.145.2217調(diào)度中心或集控站應(yīng)可對VQC進行投退、復(fù)歸等控制，VQC的運行狀態(tài)及運行信息也應(yīng)能夠發(fā)送給調(diào)度中心或集控站。7.145.2318應(yīng)能接收AVC通過電壓無功優(yōu)化計算確定的VQC電壓、功率因數(shù)期望值并正確運行。7.145.2419判別分區(qū)時，為了防止量測在臨界區(qū)波動引起誤動作，應(yīng)可人工設(shè)置確認時間（或采樣次數(shù)），只有連續(xù)處于某個分區(qū)達到設(shè)定時間（或采樣次數(shù)）的時候，才能認為某個模塊運行狀態(tài)處于某個分區(qū)。7.145.2520控制分區(qū)劃分應(yīng)合理，避免在邊緣區(qū)域運行時出現(xiàn)有載開關(guān)和電容器（電抗器）組振蕩動作。7.145.216VQC性能指標VQC單次計算所用時間（包括畫面數(shù)據(jù)刷新時間）<10秒；VQC計算周期：<60秒；VQC單次控制完成時間：<30秒（該指標中的時間是指從VQC控制命令開始下發(fā)至結(jié)果正確顯示到畫面上為止的時間）；畫面調(diào)用響應(yīng)時間：<2秒；畫面數(shù)據(jù)更新時間：<2秒；電容器投切的最小時間間隔：300s；電抗器投切的最小時間間隔：300s；主變分接頭調(diào)整的最小時間間隔：120s。7.1516其他通信接口及協(xié)議智能接口設(shè)備應(yīng)支持接入站內(nèi)其它規(guī)約設(shè)備，與其它裝置的接口應(yīng)采用串口或以太網(wǎng)連接。變電站自動化系統(tǒng)應(yīng)設(shè)置通信接口與交、直流系統(tǒng)監(jiān)控裝置連接；變電站自動化系統(tǒng)應(yīng)設(shè)置與消防報警裝置連接的通信口；變電站自動化系統(tǒng)應(yīng)設(shè)置與站內(nèi)電度采集裝置連接的通信口；變電站自動化系統(tǒng)應(yīng)設(shè)置與圖像監(jiān)視及安全警衛(wèi)系統(tǒng)連接的通信口；變電站自動化系統(tǒng)應(yīng)設(shè)置與行波測距系統(tǒng)連接的通信口。7.1617系統(tǒng)備份與恢復(fù)應(yīng)提供應(yīng)用軟件和數(shù)據(jù)庫的備份與恢復(fù)工具。7.1718網(wǎng)絡(luò)通信記錄分析要求7.1718.1數(shù)字化變電站宜建設(shè)一套網(wǎng)絡(luò)通信記錄分析系統(tǒng)，記錄各通信實體（監(jiān)控，保護/測控裝置，智能終端等）間交互的信息以及交互過程，并能作出專業(yè)分析。7.1718.2網(wǎng)絡(luò)通信記錄分析系統(tǒng)應(yīng)確保監(jiān)視的報文不漏記、不丟失。7.1718.3網(wǎng)絡(luò)通信記錄分析系統(tǒng)應(yīng)能根據(jù)報文特征和存儲空間設(shè)置存儲周期，SV報文存儲周期不應(yīng)少于7天，MMS和GOOSE報文不應(yīng)少于30天。7.1718.4分析功能至少應(yīng)包括：TCP會話和通信過程分析；報文相關(guān)性分析，如MMS請求/響應(yīng)匹配；MMS錯誤分析，如編碼錯誤，服務(wù)錯誤等；GOOSE錯誤分析，如發(fā)布超時，不連續(xù)等；SV錯誤分析、曲線分析等。7.1718.5能夠按時間段讀取記錄儀存儲報文，能夠按邏輯通道對應(yīng)用報文進行查詢、分析功能，能夠根據(jù)邏輯通道、時間、類型和服務(wù)等關(guān)鍵字對存儲的報文內(nèi)容等單個或組合條件進行查詢7.1718.6對時精度：要求時間同GPS時間同步,保證測試過程中記錄下來的實時報文的時間的同步，為分析提供精確的時間定位。時鐘同步誤差<1ms7.1718.7報文記錄數(shù)據(jù)分辨率≤1ms7.1718.8報文記錄數(shù)據(jù)完整率100%8間隔層的功能要求8.1測控裝置8.1.18.1測控裝置測控裝置應(yīng)按照DL/T860標準建模，具備完善的自描述功能，與站控層直接通信；設(shè)備的最大客戶端連接能力應(yīng)滿足系統(tǒng)內(nèi)所有客戶端通過各個網(wǎng)絡(luò)同時連接的需求。.測控裝置應(yīng)能設(shè)置所測量間隔的檢修狀態(tài)，相關(guān)的GOOSE信號應(yīng)置“TEST”位的值為“TRUE”，訂閱方需做相應(yīng)處理確保不誤動作，檢修狀態(tài)下.1.8220kV~500kV8.1.9110kV及以下電壓等級間隔應(yīng)采用保護測控一體化配置，110kV電壓等級應(yīng)雙重化配置，采用主備模式，宜8.1.10測控8.1.211測控裝置應(yīng)能以DL/T860-9-1、DL/T860-9-2或IEC60044協(xié)議與合并單元通信，以太網(wǎng)端口不應(yīng)少于兩個。8.1.312測控裝置應(yīng)支持GOOSE協(xié)議與智能終端通信，以太網(wǎng)端口不應(yīng)少于兩個，根據(jù)組網(wǎng)方式的要求，本條款所指的以太網(wǎng)端口可與8.1.211中所指的以太網(wǎng)端口合并設(shè)置。8.1.413測控裝置應(yīng)支持GOOSE協(xié)議進行間隔層信息交換，以實現(xiàn)間隔層五防閉鎖功能，間隔層設(shè)備的五防閉鎖功能應(yīng)不依賴于站控層設(shè)備，當站控層發(fā)生故障而停運時，不能影響間隔層設(shè)備的正常五防閉鎖控制操作。本條款所指的以太網(wǎng)端口可與14測控單元操作面板應(yīng)可監(jiān)視整個間隔串電氣回路的單線模擬接線圖，并可實時顯示該電氣回路的狀態(tài)量、模擬量、通訊狀態(tài)及時鐘同步狀態(tài)。6面板的控制操作應(yīng)遵守“選擇.18.1.120220kV斷路器均為同期檢測點，站控層應(yīng)能對需要同期操作的斷路器進行“檢無壓”、“檢同期”及“強送”三種功能的選擇，實現(xiàn)斷路器合閘，三種功能的選擇不允許由測控裝置自行判別切換，應(yīng)在操作員工作站上人工設(shè)定。8.1.121不同斷路器的同期指令間應(yīng)相互閉鎖，以滿足一次只允許一個斷路器同期合閘。8.1.122同期功能應(yīng)能進行狀態(tài)自檢和設(shè)定，同期成功與失效均應(yīng)有信息輸出。8.1.123同期功能應(yīng)可對同期電壓的幅值差、相角差、頻差、頻差加速度的設(shè)定值進行修改，并可對斷路器合閘本身具有的時滯進行補償。8.1.124同期操作過程應(yīng)有發(fā)令、參數(shù)計算及顯示、確認等交互形式。操作過程及結(jié)果應(yīng)予以記錄。8.1.125同期應(yīng)能實現(xiàn)遠方控制檢無壓/同期功能。8.1.126同期功能應(yīng)具備同頻合閘和差頻合閘功能。8.2保護裝置8.2.1繼電保護裝置需要符合GB14285《繼電保護和自動裝置技術(shù)規(guī)程》和.8.2.4保護裝置應(yīng)支持通過GOOSE報文實現(xiàn)裝置之間狀態(tài)和跳合閘命令信息傳遞，.6220kV~500kV電壓等級保護應(yīng)采用雙重化配置，每套應(yīng)分別接用兩組獨立的直流電源、兩組獨立的電子式互感器.8220kV~500kV電壓等級線路保護應(yīng)支持線路兩側(cè)一側(cè)為電子式互感器，.2.12保護裝置應(yīng)能以MMS機制與站控層設(shè)備通信，以太網(wǎng)端口不應(yīng)少于配置兩三8.2.213保護裝置應(yīng)能以DL/T860-9-1、DL/T860-9-2或IEC60044協(xié)議與合并單元通信，以太網(wǎng)端口不應(yīng)少于兩個。8.2.314保護裝置應(yīng)支持GOOSE協(xié)議與智能終端通信，以太網(wǎng)端口不應(yīng)少于兩個，根據(jù)組網(wǎng)方式的要求，本條款所指的以太網(wǎng)端口可與8.32.2中所指的以太網(wǎng)端口合并設(shè)置。8.2.415對于差動保護，如母差、主變以及線路縱差保護，應(yīng)能夠滿足一端（側(cè)）為電子式互感器、其他端（側(cè)）為常規(guī)互感器的使用需求。8.2.516保護裝置應(yīng)具備完善的保護閉鎖機制，在通信異常、合并單元數(shù)據(jù)異常、合并單元失步、GOOSE數(shù)據(jù)異常、硬件異常等情況下，應(yīng)能立即閉鎖相應(yīng)的保護功能并告警，并將閉鎖原因上送站控層主機。8.2.617其他的應(yīng)用功能、配置和動作精度等同于傳統(tǒng)保護裝置，應(yīng)符合《中國南方電網(wǎng)500kV保護裝置配置及選型技術(shù)原則》和《南方電網(wǎng)微機繼電保護裝置軟件版本管理規(guī)定》的相關(guān)要求。8.3故障錄波裝置8.3.1錄波器應(yīng)能記錄DL/T860-9-1、DL/T8.3.2錄波文件格式應(yīng)符合ANSI/IEEEC37.111-199.7錄波裝置的事件記錄的分辯率小于1ms，采樣頻率大于2000HZ應(yīng)與MU發(fā)送數(shù)據(jù).10錄波裝置應(yīng)能記錄和保存故障前100ms28.3.13故障錄波裝置應(yīng)能通過GOOSE8.38.4同步對時8.4.1間隔層各設(shè)備應(yīng)能接受IRIG-B（DC）碼來滿足對時需求，也8.4.2間隔層各設(shè)備與GPS標準時鐘的誤差應(yīng)不大于1ms，保護設(shè)備的對時誤差應(yīng)不大于51ms。8.5備自投（安穩(wěn)專題）...6人工切除本站主供電源時，備自投裝置應(yīng)閉鎖；對有母差保護的變電站，線路備自投裝置應(yīng)加裝母差保護閉鎖；線路備自投裝置加裝線路刀閘位置閉鎖信號，防止開關(guān)檢修時突然合閘；主變或出口線路的備自投裝置要增加主變后備保護動作閉鎖，防止備用電源合于永久性故障上。...12應(yīng)可實現(xiàn)SOE的上傳以及定值的召喚與修改等功能；8.5.13具備自動保存至少10條SOE的功能，并有掉電不丟失功能，需要時可重新調(diào)出查看。8.6小電流接地系統(tǒng)單相接地故障選線本規(guī)范所指小電流接地選線裝置是指適用于35/10kV小電流接地系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障時的選線裝置，小電流接地選線也可作為變電站后臺軟件的一個功能模塊。選線裝置（或小電流接地選線軟件）應(yīng)滿足如下基本功能要求：選線功能：在10kV小電流接地系統(tǒng)中發(fā)生永久單相接地故障（此處指單相接地故障時間大于10秒）時，選線正確率應(yīng)大于90％，并顯示接地線路、母線編號（名稱）。發(fā)生鐵磁諧振時不能誤報、誤動。接地記憶：能夠記憶最近不少于8次接地信息，接地信息應(yīng)包含每次選線結(jié)果、接地起止時間等，電源消失后，保存的數(shù)據(jù)不丟失。接地信號輸出：發(fā)生單相接地后輸出接地信號。信號復(fù)歸：可手動和遠程復(fù)歸接地報警信號。設(shè)置功能：可手動或遠程設(shè)置裝置主要參數(shù)，如：母線數(shù)、出線數(shù)、線路編號（名稱）、啟動電壓等。自檢功能：裝置應(yīng)具有自動檢測功能，在正常運行期間，裝置中單一電子元件（出口繼電器除外）損壞時，不應(yīng)造成裝置誤動作，且應(yīng)發(fā)出裝置異常信號。具有程序自恢復(fù)功能。8.7計量電表（專題）（1）計量裝置與站控層通信應(yīng)支持MMS協(xié)議，與合并單元通信應(yīng)支持DL/T860-9-1或DL/T860-9-2標準或IEC60044協(xié)議的采樣值。，通過網(wǎng)絡(luò)方式或點對點方式采集電流電壓信息。（2）電能計量裝置應(yīng)滿足現(xiàn)行電能計量相關(guān)標準。宜配置數(shù)字量輸入的電能表，支持DL/T860-9-1、DL/T860-9-2或IEC60044協(xié)議的采樣值。9過程層的功能要求過程層設(shè)備包括互感器、合并單元、智能終端等設(shè)備。9.1電子式互感器9.1.1電子式互感器分電學(xué)電子式互感器和光學(xué)電子式互感器。電子式互感器測量用電流準確度應(yīng)不低于0.2S（光學(xué)互感器達不到），500kV系統(tǒng)保護用電流準確度應(yīng)不低于5TPE，其他用保護電流準確度應(yīng)不低于5P；測量用電壓準確度應(yīng)不低于0.2，保護用電壓準確度應(yīng)不低于3P9.1.2光學(xué)電子式互感器應(yīng)充分考慮激光供電和線路取電的可靠性，實現(xiàn)激光供電和線路取電的無縫切換；需激光供能的線圈9.1.3電子式互感器的準確度要求應(yīng)符合DL/T448的要求，應(yīng)能準確測量非周期分量和高頻分量，滿足電能計量，電能質(zhì)量監(jiān)測，保護控制，故障錄波以及電網(wǎng)動態(tài)觀測等。9.1.4雙重化保護裝置使用電子式互感器的傳感模塊和合并單元應(yīng)冗余配置，并使用不同回路的電源供電。9.1.5雙母線接線形式線路、變壓器間隔宜裝設(shè)三相VT，間隔合并單元可直接接入本間隔的三相電壓，同時間隔合并單元應(yīng)接入母線電壓并列單元傳送的電壓，經(jīng)間隔合并單元切換后，供檢同期功能使用。9.1.6互感器應(yīng)具備自診斷功能，能判斷數(shù)據(jù)采集異常、前端采集器異常等，并將給合并單元的數(shù)據(jù)置無效，同時通知合并單元無效原因。9.1.7500kV變電站互感器配置1）220kV~500kV電壓等級宜采用電子式電流互感器，其保護繞組宜按照保護的雙重化要求雙套配置。2）35kV電壓等級可采用電子式電流互感器，其保護繞組宜按照單重化要求配置。3）主變各側(cè)及中性點（或公共繞組）電子式電流互感器宜按照雙重化要求配置；其余套管電流互感器若與主變各側(cè)進線電流互感器功能重疊可取消。4）220kV~500kV出線、主變進線電子式電壓互感器宜按照雙重化要求配置，母線電子式電壓互感器宜按單套配置。線路、主變間隔若設(shè)置三相電壓互感器，可采用電流電壓組合型互感器。35kV及以下電壓等級電子式電壓互感器宜按照單重化要求配置。9.1.8220kV變電站互感器配置1）220kV電壓等級宜采用電子式電流互感器，其保護繞組宜按照保護的雙重化要求配置。110kV保護測控一體化雙重配置時，其電流互感器繞組宜雙重化配置。2）10kV可采用低功率電流互感器（LPCT）、低功率電壓互感器（LPVT），亦可為電壓電流的組合，輸出信號通常為模擬小電壓信號；如采用電子式互感器時，10kV保護測控裝置可采用集中式。3）主變各側(cè)及中性點（或公共繞組）電子式電流互感器宜按照雙重化要求配置；其余套管電流互感器若與主變各側(cè)進線電流互感器功能重疊可取消。4）110kV~220kV出線、主變進線電子式電壓互感器宜按照雙重化要求配置，母線電子式電壓互感器宜按單套配置。線路、主變間隔若設(shè)置三相電壓互感器，可采用電流電壓組合型互感器。9.1.9110kV變電站互感器配置1）110kV/35kV電壓等級采用電子式電流互感器，單重化配置。2）10kV可采用低功率電流互感器（LPCT）、低功率電壓互感器（LPVT），亦可為電壓電流的組合，輸出信號通常為模擬小電壓信號；如采用電子式互感器時，10kV保護測控裝置可采用集中式。3）主變各側(cè)及中性點（或公共繞組）電子式電流互感器宜按照雙重化要求配置；其余套管電流互感器若與主變各側(cè)進線電流互感器功能重疊可取消。4）110kV電壓等級采用測控保護一體化裝置時，110kV出線電子式電壓互感器宜按照單重化要求配置，母線電子式電壓互感器宜按單套配置。線路、主變間隔若設(shè)置三相電壓互感器，可采用電流電壓組合型互感器。9.1.1電子式互感器的準確度要求應(yīng)符合DL/T448的要求，應(yīng)能準確測量非周期分量和高頻分量，滿足電能計量，電能質(zhì)量監(jiān)測，保護控制，故