南方电网数字化变电站技术规范(颁布稿).docx

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1、标签:标题Q/CSG中国南方电网有限责任公司企业标准Q/CSG 11006 2009数字化变电站技术规范2009-11 -26发布2009-11- 26 实施中 国 南 方 电 网 有 限 责 任 公 司发 布页脚内容标签:标题目次页脚内容2前言11 范围22 引用标准23 术语与定义44 系统构成55 系统配置76 设备技术要求97 软件技术要求198 应用功能229 总体性能指标4510 设计要求4811 产品验证技术要求49附录A 典型应用方案（资料性附录）50附录B 建模原则（资料性附录）56附录C 服务（资料性附录）74前言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

2、息技术，特别是 DL/T860 标准的颁布，数字化变电站技术具备了基本应用基础。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。为统一设备配置和技术标准，指导和规范数字化变电站建设，特制定本技术规范。本规范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。本规范由广东电网公司电力科学研究院负责起草。本规范主要起草人：陈炯聪、陈建福、段新辉、高新华、杨奕、赵永发

3、、刘玮、梁晓兵、游复生、代仕勇、吴国沛、张喜平、潘璠本规范由中国南方电网有限责任公司标准化委员会批准。本规范自颁布之日起实施。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1.1 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，

4、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。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/T 860 变电站内通信网络和系统标签:标题DL/T定5149-2001220500kV 变电所计算机监控系统设计技术规DL/T5002-2005地区电网调度自动化设计技术规程DL/T5003-2005电力系统调度自动化设计技术规程DL/T 634.5101-2002

5、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/T634.5104-2002 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DL/T614-2007 多功能电能表DL/T448 电能计量装置技术管理规程Q/CSG 10011-2005 南方电网 220kV500kV 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 号文件变电站二次系统安全防护方案，国家电力监管委员会电监安全2006年第 34 号文件南方电网电力

6、二次系统安全防护技术实施规范，中国南方电网页脚内容7公司，2008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IEC 60654-4：1987 Operating conditions for industrial-process measurement and control equipment Part 4: Corrosive and erosive influencesIEC 60694：1996

7、Common specifications for high-voltage switchgear and controlgear StandardsIEEE 802 IEEE802 局域网系列标准IEEE 1588 网络测量和控制系统的精密时钟同步协议标准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 DL/T860、间隔层、过程层构建，过程层采用电子式互感器、智能终端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，采用 DL/T860 数据建模和通信服务协议，实现了变电站监测信号、控制命令、保护跳闸命令的数字化采集、传输、处理和数据共享

8、，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。4.1.2 过程层主要设备包括智能一次设备（含电子式互感器）、智能终端等，其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

9、测、控制命令的执行等。4.1.3 间隔层主要设备包括各种保护装置、自动化装置、安全自动装置、计量装置等，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站控层的网络通信功能。4.1.4 站控层主要设备包括主机、操作员站、五防主机、远动装置、保信子站等设备，其主要功能是通过网络汇集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；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

10、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、过程层二次设备的在线维护、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，网络宜采用双网双工方式运行，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主要传输MMS 和 GOOSE 两类信号。4.2.4 过程层与间隔层网络主要传输GOOSE 和SMV 两类信号， GOOSE 信号和SMV 信号可分别组网，也可合并组网，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。4.2.5 系统应满

11、足变电站二次系统安全防护方案的要求，实现二次系统的安全分区。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 系统应具备灵活的DL/T860 配置工具，配置工具应包括系统配置工具和装置配置工具，应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。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，同一厂商

12、的各类型装置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

13、次系统结构以及相关联的逻辑节点，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

14、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商进行联调，具体流程参照图1。标签:标题图 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、保信子站、五防子系统、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页脚内容9作方式。6.1.2 操作员站是站内自动化系统的主要人

15、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

16、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，同时向各级调度和操作员站发送切换报警信息。标签:标题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

17、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导致系统失效的隐患。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；页脚内容45（4） （4）

18、（5） （5）采用模块化结构，便于维护和扩展；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。五防子系统应与后台软件一体化配置，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），周期性保存为文件，并进行各种归类分析，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

19、需求由若干台设备组合构成。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 宜采用冗余的 110V 或 220V 直流供电方式；当电压波动范

20、围在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，并具备功能投退压板。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。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，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，检

21、修状态下应具备设置所有自动化信息不上送各级调度主站的功能；保护装置也应当设置检修态，保证测试GOOSE 通信正确，但是不会实际跳闸。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，同时应可记录重要的 GOOSE 开入开出量。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

22、过程层设备技术要求6.3.1 电子式互感器和合并单元6.3.1.1 电子式互感器可以采用电流、电压混合式互感器，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 双重化保护装置使用电子式互感器的传感模块和合并单元应冗余配置，并使用不同回路的电源供电。6.3.1.4 合并单元的输出协议应优先采用 DL/T 860-9-2，也可采用DL/T 860-9-1 或 IEC60044。6.3.1.5 合并单元宜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

23、宜采用 DL/T 860 推荐标准；合并单元宜具备供现场校验电能表用的光纤以太网口，如果合并单元与电能表不在同一个柜子时，从合并单元至电能表预留一组供校验用的光纤。6.3.1.6 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、装置内部异常等情况下不误输出。6.3.1.7 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须能满足现场使用要求。6.3.1.8 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，包括但不仅限于光路中断、同步

24、消失、光强异常、数据无效等。6.3.1.9 合并单元光输出最低功率为-20dbm，接收侧接收功率裕度应在 10dbm 以上。6.3.1.10 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。6.3.1.11 户外布置的合并单元屏体的防护等级应为IP54 以上；合并单元电磁干扰抗扰性指标必须满足DL/T860.3 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。6.3.1.12 在数字化变电站的电能计量装置中，合并单元的设置决定了互感器的运行误差，如误差校正系数、互感器变比等敏感参数均是设置在合并单元中，故合并单元应具备相应的安全防护

25、功能，应满足以下要求：（1） 对于影响电能计量的所有参数设置均应具备硬件防护功能， 具体可参照多功能电子式电能表的方式；（2） 合并单元应具备事件记录功能，即将对合并单元的所有操作事件进行记录，如用户登录、参数修改、元器件更换、故障报警等；记录的格式应包含：发生日期、发生时间、事件代码、登录人员代码等；该事件记录应采用先入先出设计，且不可以人工清除；（3） 合并单元应具备内部时钟，用于事件记录。6.3.2 智能终端6.3.2.1 智能终端应采用光纤通信，与间隔层设备间主要用GOOSE 协议传递上下行信息。6.3.2.2 智能终端采用二次电缆与断路器、刀闸、变压器连接，采集和控制各种所需的信号。

26、6.3.2.3 对双重化保护配置的间隔，智能终端也应双重化配置，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-20dbm，输入最低功率为-30dbm， 相应接收侧的接收功率裕度为 10dbm 以上。6.3.2.6 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，记录条数不应少于 100 条，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

27、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；智能终端的电磁干扰抗扰性指标必须满足DL/T860.3 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）（3）（4）（5）（6）（7）（8）（9）支持IEEE802.1p 优先级协议支持Quality of Service (802.1p) ，支持实时数据流支持组播过滤支持

28、端口速率限制和广播风暴限制支持端口配置、状态、统计、镜像、安全管理、SNMP 支持光纤口链路故障管理支持基于端口的网络访问控制 (802.1x)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 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

29、屏蔽双绞线、光纤，通往户外的通信介质应采用光纤。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。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

30、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

31、据库的方式；（3） （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） （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

32、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） （3）（4） （4）（5） （5）应用软件应具有良好的实时响应性、可扩充性和灵活性； 应用软件应面向用户设计，便于操作使用；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。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

33、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、停电设备颜色标识。所有静态和动态画面应存储在画面数据库内，用户可方便和直观地完成实时画面的在线编辑、修

34、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、统计、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

35、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、采样值越限、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，如开关分合、保护功能压板投退、保护的详细动作信息等。8.2.1.8 应

36、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） 继电保护配置图，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） （4）（5） （5）（6） （6）（7） （7）站用电系统状态图； 趋势曲线图；棒状图；自动化系统运行工况图：用图形方式及颜色变化显示自动化系统的设备配置和工作状

37、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） 间隔层五防联锁（测控GOOSE 联锁）状态表；（18） 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

38、故报警装置立即发出音响报警， 主机/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

39、手动和自动方式进行确认，自动确认时间可调。报警确认后，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 系统应提供一览表画面，至少应包括：（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） （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）

40、 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)，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

41、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，以太网端口不应少于两个。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，以太网端口不应少于两个。8.3.3 保护装置应支持GOOSE 协议与智能终端通信，以太网端口不应少于两个，根据组网方式的要求，本条款所指的以太网端口可与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

42、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，应能立即闭锁相应的保护功能并告警，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，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

43、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，遇到任何软、硬件故障均应输出报警信息， 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、光字牌

44、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：a) 选点后规定时间内(由操作员指定)未做后续操作；b)c)（5） （5）

45、（6） （6）（7） （7）按了清除键；选点后的后续操作无意义；操作必须从具有控制权限的工作站上才能进行； 可以远方或当地设定设备禁止控制挂牌；应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；（8） 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/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