无人值班变电所自动化系统设计技术规定.doc

无人值班变电所自动化系统设计技术规定(送审稿)1 范围 本规定适用于220kV终端变电所和110kV及以下无人值班变电所自动化系统的工程设计，所涉及的内容只包括此类系统设计的基本配置、主要功能、信息采集、硬软件要求、电源、二次回路接口、电缆及敷设、防雷保护与接地等要求。对扩建、改造工程和同类型的企业自备变电所也可参照执行。2 引用标准 本技术规定参照以下主要规范和标准编制：2.0.1 35110kV变电所设计规范 GB 50059922.0.2 35110kV无人值班变电所设计规程(正编制中)2.0.3 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规定 NDGJ 98(正编制中)2.0.4 电力工程电缆设计规范 GB 50217942.0.5 继电保护和安全自动装置技术规程GB 14285932.0.6 电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB 50062922.0.7 电测量仪表装置设计技术规程 SDJ 9872.0.8 地区电网调度自动化设计技术规程 DL 5002912.0.9 交流电量变换为直流电量的电工测量变送器 GB/T 13850.113850.22.0.10 水电厂计算机监控系统基本技术条件 DL/T 578952.0.11 交流采样远动终端技术条件(报批搞)2.0.12 远动设备及系统 IEC 870(14)2.0.13 保护通信配套标准1(待批稿)2.0.14 监控、数据采集和自动控制系统所采用的定义规范和系统分析ANSI/IEEE C37.13 总则3.0.1 为了适应电力工业对发展现代化信息网络的需要， 确保变电所安全优质经济运行。实现电网调度自动化，逐步达到变电所运行管理科学化和企业现代化的目标，满足用户对电网供电可靠性、供电质量的要求。统一无人值班变电所自动化设计技术标准，特制订本规定。3.0.2 无人值班变电所自动化系统设计应根据实际需要并经过技术经济比较采用相应水平的“变电所自动化技术”；必须贯彻我国的技术经济政策；应符合安全可靠、技术先进、经济适用的要求，并在保障系统能长期安全运行的前提下，采用经过鉴定的、有成熟运行经验的标准化、系列化产品。3.0.3 设计一个自动化系统，应在明确变电所主接线的特点，运行管理方式，调度关系和通道条件的基础上，提出系统的设计技术规范书，落实设备的型号、规范和远传方式，并编制实时数据库资料清册、显示画面图册、打印报表图册，设计系统与现场间衔接部分的二次接线和安装接线图。3.0.4 无人值班变电所自动化系统设计，除应遵守本规程外，尚应符合国家、行业颁发的有关设计规范、标准的规定。4 主要术语4.0.1 变电所自动化(Substation Automatization)： 是指将变电所的二次设备(包括控制、保护、信号、测量、自动装置、远动终端等)应用自动控制技术、微机及网络通信技术，经过功能的重新组合和优化设计，组成计算机的软硬件设备代替人工对变电所执行监控、保护、测量、运行操作管理、信息远传及其协调的一种自动化系统。它具备统一规划、整体管理、功能综合化(其综合程度可以因不同的技术而异)，结构微机化，操作监视屏幕化，运行管理智能化等特征。实施变电所自动化，可以尽量避免数据的重复采集，逐步做到数据和信息的共享，具有计算机高速计算能力和判断功能，能方便地监视和控制变电所内各种设备的运行及操作，为变电所的安全经济运行提供更可靠的保证。4.0.2 无人值班变电所(No-Man Attended Substation)： 是指在当地无固定值班人员进行日常监视和操作的变电所，它属于变电所的一种运行管理模式。变电所的操作和监控主要由上级调度所或控制中心通过电网调度自动化系统的三遥或四遥功能进行。实现变电所无人值班，必须提高变电所一、二次设备的可靠性。所内简单的、单项操作，可由自动化系统来完成，对那些复杂的和涉及到系统运行方式的操作，则应由上级调度或控制中心来完成。4.0.3 主控级(Main Control Level): 指变电所中央控制级，其作用等同于上位机、后台机、主站，主要用于完成变电所的综合数据处理、远方通信、显示/打印输出等功能。4.0.4 单元控制级(Unit Control level)： 指变电所按单元划分被监控设备后在现场建立的控制级，其作用等同于按对象分布的子站、控制/保护单元，主要用于完成数据的输入/输出、保护、控制、信号、测量等功能。4.0.5 前置机(Field Unit)： 指变电所的数据采集装置，其作用等同于下位机、远程终端装置(RTU)，主要用于完成数据输入/输出、预处理、也可经其直接进行远方通信。4.0.6 人机接口(Man-Machine Interface)： 指操作人员与计算机系统设备的联系，等同于人机联系或人机通信。4.0.7 分布式(Distributed)： 指资源逻辑或拓扑结构上的分布(未强调地理分布)，强调从计算机结构的角度来研究处理上的分布问题和功能上的分布问题。4.0.8 分散式(Decentralized)： 相对于集中式而言强调了要面向对象和地理位置上的分散(未强调必须具备分布式的各种条件)。4.0.9 分层式(Hierarchical)： 是从控制理论的角度来研究多个相互影响的系统(或设备)间的控制方法(方向)，属于控制系统理论的一个分支。4.0.10 开放式(Open)： 是遵循国际公认的操作系统和通信接口标准，人机接口标准，应用程序标准，能在不同厂商生产的支撑平台上实现彼此间的内部互操作。4.0.11 数据采集(Data Aquisition)： 将现场的各种信号，转换成计算机能识别的数字信号，并存入计算机系统。4.0.12 数据处理(Data Processing)： 对每个设备和每种数据所进行的系统化操作，用于支持系统完成监测、保护、控制和记录等功能。4.0.13 事件(Event)： 系统和设备状态的不连续改变(指离散变化)。4.0.14 事件顺序(Sequence of Event)： 用于识别每个预定事件，把每个事件与其发生的时间联系起来，并按事件发生的顺序提供事件数据的能力。4.0.15 事件分辨率(Event Resolution)： 事件发生时间可识别的最小值。4.0.16 开关量(Diqital Value)： 由“0”或“1”逻辑状态所代表的二进制变量。4.0.17 模拟量(Analog Quantity Valne)： 反映数学变量和物理变量的一种用标量值表示的连续可变信号。4.0.18 脉冲量(Pulse Value)： 反映在一个短暂时间内一个幅度的变化，是一种终值和初值相同的间断式电信号。4.0.19 监控(Supervise Control)： 采用通过较少数目连接通道的多路传送技术，由操作员控制和监视远方设备的一种方式。4.0.20 信息(Information)： 根据数据表示形式中所用的约定赋予数据的意义。4.0.21 故障(Fault)： 会使设备或系统完成功能的能力受限制的事件。4.0.22 响应时间(Response Time)： 从启动某一操作到得到结果之间的时间(小时计)。4.0.23 远程终端装置(Remote Terminal Unit (RTU)： 指电网调度自动化系统的远程终端设备。4.0.24 通信接口(Communication Interface)： 计算机与标准系统之间的接口。4.0.25 串行通信(Serial Communications)： 两台设备间(或称为点对点间)的所有信息通过单一通信通道串行传输的一种方法。4.0.26 通信规约(Communication Protocals)： 启动和维持通信所必需的严格步骤(指数据传送格式的约定和规则)。4.0.27 局域网(Local Area Network)： 局部区域计算机网络的简称，它遵循国际公认的开放式高速网络规则，能实现操作系统互相间的通讯和计算机之间的互连。4.0.28 现场总线(Local Bus)： 由不同公司推出，执行不同规约的现场设备之间连接的总线，能实现小批量数据的中、低速率传输，在电气特性上，可互连(如采用RS-485实现连接)。4.0.29 电磁兼容性(Electromagnetically Compatibility (EMC)： 设备对外界电磁场容忍能力的一种量度。4.0.30 电磁干扰(Electromagnetic Interference(EMI)： 从设备中辐射出的电磁场的一种量度。4.0.31 平均故障间隔时间(Mean-Time-Between Failures (MTBF)： 工作设备的故障之间所能期望的(指一种统计学的期望值)的时间(h)。4.0.32 平均维修时间(Mean Time to Repair(MTTR)： 使故障设备恢复正常工作所能期望的时间(h)。4.0.33 可利用率(Sythesize Availability)： 可使用时间与可使用时间+故障时间之比。4.0.34 可扩充性(Expansibility)： 系统具有能增加容量或提供附加功能的能力。5 系统要求及配置5.1 系统要求5.1.1 实施变电所无人值班，应配置相应的自动化系统， 该系统是一项系统工程，设计方案必须服从地区电网自动化规划的需要。它属于整个规划中最基础的环节，应围绕其在规划中所承担的任务进行。5.1.2 实现变电所的自动化应考虑实用，注重经济效益： (1)有利于全系统的安全、稳定控制和事故/故障处理，提高运行的可靠性、经济性，进一步保证供电的质量； (2)简化变电所自动化设备及有关二次设备的硬件配置，避免重复； (3)减少变电所二次设备间的互连线，节约控制电缆和电流互感器、电压互感器的负载； (4)减少变电所的建筑面积，减少安装施工和维修工作量，以期降低工程的总造价及运行费用。5.1.3 无人值班变电所可在调度所或控制中心(集控站)控制。 对于无人值班变电所数量不多的调度所，宜采用调度端变电所直接监控结构。对于无人值班变电所数量较多的供电网，可设控制中心，该控制中心可单独设置或设在被监控变电所群的某一中心变电所，也可与调度中心合投在一起，实现调度端控制中心变电所间接监控结构。调度与被控变电所之间必须提供必要的通信手段，以保证电网调度自动化系统、控制中心自动化系统、变电所自动化系统互相之间的可靠通信。5.1.4 应在已配置电网调度自动化系统的基础上，根据电网所在地区的经济发展水平和变电所在电网中所处的地位，贯彻“实施变电所无人值班时应具备的必要条件”，确定自动化系统的配置原则和设计方案。对新建的无人值班变电所，经过技术经济比较后可采用自动化系统；对原有变电所再扩建或改建成无人值班变电所，应考虑在原有常规二次接线的基础上加装可靠的自动化设备，以适应远动装置实现四遥功能(遥控、遥测、遥信、遥调)的要求。5.1.5 应统筹兼顾无人值班变电所自动化系统设计的整体一致性、设备可靠性和配套完整性，合理规划变电所的一次、二次设备和接线。不仅应满足电网调度自动化的需要，还应规划好无人值班变电所的运行、管理、维护模式。5.1.6 在确定系统结构时，宜根据不同用户的实际需求和可能，以及维护方式的不同，谨慎地选择冗余配置方式及开放式的支持环境。为避免系统中局部设备故障导致系统故障的扩大，应提高各部分设备的可靠性，并应保持上下位(前后台)设备有一定的独立性。5.1.7 变电所自动化的成功实施，很大程度上依赖电气一次设备的可靠性和可操作性，在可能的条件下应选用可靠的一次设备和尽量简化主接线的设计。5.2 系统配置5.2.1 无人值班变电所的自动化系统可根据变电所的规模、容量和重要程度，采用不同结构的自动化系统。逐步实现硬软件及元件设备的模块化、标准化、努力降低成本。5.2.2 对供电连续性要求不高(指允许停电的)的10kV、35kV、66kV一般城镇或农村变电所(以下简称类变电所)： (1)功能要求：宜包括遥测、遥信、防止误操作、人机联系、自诊断等功能，对重要的断路器也可设遥控功能，不宜设遥调功能。 (2)结构配置：宜采用集中式系统结构，宜单机配置。 (3)保护配置：对简单的电流电压保护可采用微机型保护和监控合并的配置方式。 (4)布置方式：宜采用集中处理分散布置也可采用集中处理集中布置。5.2.3 对110kV终端用户变电所，35kV、66kV城镇居民、企业密集的区域变电所(以下简称类变电所)： (1)功能要求：同类变电所，有具体需求时可增设遥调和管理功能。 (2)结构配置：可采用分布式系统结构，宜单机配置。 (3)保护配置：宜选用监控与保护独立配置的方式，并以微机型设备为主。 (4)布置方式：可采用分布处理集中布置，也可采用分布处理分散布置的方式。5.2.4 对220kV终端变电所，110、66、35kV重要的负荷枢纽点区域变电所(以下简称类变电所)： (1)功能要求：同类变电所。 (2)结构配置：可采用分布式系统，重要的场合也可采用分层分布式系统。宜以双机配置为主。 (3)保护配置：同类变电所。 (4)布置方式：同类变电所。5.2.5 因系统规划需要也可采用水平相当的其它型式的系统配置方式。5.3 系统结构 变电所自动化系统的结构可划分为以下类型；但也可选择其它类型的系统结构。5.3.1 集中式系统：由单个或少量CPU(或单片机)组成的，采用硬软件结构连接比较紧密的系统以完成变电所的全部功能： (1)采用系统硬件、数据、处理等均集中配置的一台主机来完成变电所的全部功能。 (2)采用由前置机和后台机构成的集控式结构，由前置机完成数据的输入/输出的保护、控制、监测等数据收集功能，后台机完成数据处理、输出及远方通信等功能； (3)采用集中式和分布式混合配置的系统：按前端采集、处理采用分布方式，经串行通信(或现场总线)连接至后台机再进行集中处理、输出及远方通信。5.3.2 分布式系统：按变电所被监控、保护对象或系统功能，分布设置多台计算机单功能设备，并将它们连接到能共享资源的网络(或现场总线)上实现分布式处理。5.3.3 分层分布式系统：按变电所的控制层次、被控对象的要求分别设置主控级、分控级、单元控制级设备，控制层之间可采用星形网络或总线网络实现通信连接。5.4 布置方式 自动化系统可采用以下布置方式：5.4.1 采用集中布置可包括以下方式： (1)当变电所占地面积较小，主设备布置比较紧凑，可采用集中式系统、集中组屏，将全部系统设备布置在控制楼的主控制室内。 (2)虽采用分布式、分层分布式系统，但集中组屏，仍将全部系统设备集中布置在控制楼的主控制室及继电保护室内。5.4.2 当变电所占地面积较大，主设备布置比较分散，采用设备分散布置有比较明显的技术经济效益，可选用分布组屏，分散布置的以下方式： (1)在靠近配电装置处按电压等级设置少数几个继电保护室，将各侧的保护、监控设备分别布置在相应的保护室内。 (2)按单元或按一串设备设置单元土建小室。分别布置各自的保护或监控设备。 (3)将保护、监控单元设备布置在靠近断路器设备及高压开关封闭柜近旁。 (4)将保护、监控单元设备布置在高压开关柜及断路器的控制柜内。5.4.3 应考虑为分散布置的保护、监控设备配置良好的运行、调试条件。 (1)继电保护室(含按单元配置的土建小室)应考虑防潮、防虫、通风、电磁屏蔽等条件。 (2)直接安装在一次设备近旁或安装在一次设备内的保护、监控单元盒尚应考虑抗干扰、防振、温度等抗恶劣环境等问题。6 系统功能6.0.1 自动化系统根据变电所的类型可包括下列功能： (1)数据采集与处理； (2)控制与电压、无功功率调节； (3)保护； (4)人机联系； (5)通信与接口； (6)安全防误操作闭锁； (7)自诊断； (8)管理； (9)电源与保安设备监视。6.1 数据采集与处理6.1.1 收集变电所被监控设备的实时运行数据可按数据性质包括下列内容： (1)模拟量； (2)开关量(含状变量、异常报警量和保护动作信号量)； (3)脉冲量； (4)通信数据。6.1.2 变电所自动化系统的模拟量输入、脉冲量输入采集回路设计应符合SD J9电测量仪表装置设计技术规程和DL 5002地区电网调度自动化设计技术规程的要求。6.1.3 对电气模拟量的采集宜满足如下基本要求： (1)应符合交流采样远动终端技术条件(报批稿)的规定； (2)交流输入端的变流器件严禁开路，变压器件严禁短路，上述器件应能经受高频干扰波、耐压试验的冲击和满足系统测量精度的要求； (3)满量程应有20%的裕度； (4)在交流电压波动、电流突变、频率变化、振动、负载不平衡、温度影响、高频干扰、冲击、超量限以及工作在系统电源电压允许的波动范围等情况下，应能保证系统的测量精度和线性度要求； (5)因谐波影响的算法误差、相角误差、A/D转换误差和采样频率误差等，应符合测量精度的要求。6.1.4 当采用直流采样时应符合GB/T 13850.113850. 2交流电量变换为直流电量的电工测量变送器的规定。6.1.5 当变电所装设专用的微机型电能计费装置、智能化直流系统、智能化低压开关装置时，可不再另行采集相应的数据，宜采用通信方式将其处理结果传送至自动化系统。6.1.6 变电所自动化系统的开关量采集回路设计应符合DL5002和NDGJ98火力发电厂发、变电所二次接线设计技术规定的要求，并应向上级站发送有关的信号量。6.1.7 被采集的实时数据，应经过必要的预处理后以一定的格式存入定周期(或随机)更新的实时数据库。6.1.8 数据处理可分为下列类型： (1)模拟量输入信号处理应包括数据有效性、正确性判别、越复限判断及越限报警，数字滤波，误差补偿(含精度、线性度、零漂校正等)，工程单位变换，预防回路断线及断线检测， 信号抗干扰等功能。 (2)开关量输入信号处理应包括光电隔离，接点防抖动处理，硬件及软件滤波，基准时间补偿，数据有效性、正确性判别等功能。 (3)事件顺序应记录需远传的各种重要事件的动作顺序，事件发生的时间(年、月、日、时、分、秒、毫秒)，事件名称和事件性质。 (4)脉冲量输入信号处理应包括接点防抖动处理，数据有效性、正确性判别，标度变换等功能。6.2 控制与电压、无功功率调节6.2.1 控制与调节功能宜按类分别设置： (1)类变电所：不宜考虑断路器、隔离开关、接地刀闸、直流及所用电系统遥控和继电保护的定值远方修改。 (2)类变电所：宜考虑线路(含旁路、分段、母联等)，变压器断路器遥控，无功功率和电压自动和手动遥控，具备条件的微机保护可实施远方修改保护定值和远方复归信号。不宜考虑隔离开关、接地刀闸、直流及所用电系统遥控。 (3)类变电所：宜考虑线路、旁路、分段、母联、变压器断路器的遥控，无功/电压自动/手动遥控，有载调压分接开关遥控，有条件的地方可实施分接开关和无功功率补偿设备的自动连调，具备条件的微机保护可实施保护装置的远方投退、远方复归信号和远方修改保护定值。对采用GIS(全部设备配有电动机构)或倒闸操作(配有电动机构)的隔离开关，也可选择采用遥控方式，检修操作的隔离开关、接地刀闸、直流及所用电系统不宜采用遥控、遥调。6.2.2 控制与调节功能的一般性规定： (1)对需要进行遥控的设备，应根据上级管理站给定的命令；可在远方站由值班/调度员直接操作，也可在变电所就地通过自动化系统的主控级(或单元控制级)由操作队进行操作，同时还必须在保护屏或辅助屏配置手动应急操作手段，上述控制方式可相互切换，并自动闭锁。 (2)隔离开关、接地刀闸、母线接地器、直流及所用电设备、UPS消防保安设备等不宜作为遥控对象，宜由操作队到现场直接控制。 (3)对有有载调压和无功投切要求的变电所，宜采用远方直接操作和就地人工操作的方式，有条件时也可根据上级管理站提供的母线电压和无功功率的运行情况，按分层分区平衡原则， 由变电所自动化系统对无功补偿设备和有载调压分接开关进行自动连调。 (4)无人值班变电所不宜设同步功能，对有同步检测和同步合闸要求的类变电所，必要时宜独立配置手动/自动两种方式的同步设备，通过检测断路器两侧电压的幅值、相位和滑差， 来实现同步合闸的启停和重合闸的同步检定。 (5)所有遥控功能都应具备高可靠性，快反应速度，较强的抗干扰性能和防误操作功能。 (6)各种操作应具备选择、返校、分步执行、安全闭锁等功能。 (7)应装设保密和软硬件锁定设施，赋予不同的操作员以不同的操作密码口令和不同的操作权限，严禁无控制、操作权的人员使用控制、操作功能。6.3 保护6.3.1 保护的配置和技术要求应符合电力装置的继电保护和自动装置设计规范和继电保护和安全自动装置技术规程的要求。6.3.2 保护的选型应力求可靠、简单、尽量采用互换性好、维护工作量小、现场调试方便的标准化、定型化设备，并应能方便更换保护设备的插件。6.3.3 保护功能属于变电所自动化系统的重要组成部分， 应在统一的系统设计前提下独立配置，主要的要求如下： (1)保护和监控不宜共用CPU。 (2)保护装置逻辑判断回路所需的各种输入开关量应直接接入保护装置而不经监控系统及其通信网转接，保护装置的跳闸输出接点应直接去跳闸。 (3)保护装置应考虑在不与监控设备联用时，能独立运行。 (4)在采用微机型保护或自动装置的情况下，应与变电所自动化系统(或RTU)具备如下通信联系功能： 1)采用应答方式接受自动化系统的查询； 2)应传送自动记录的事件报告，有条件时可传送事故记录报告； 3)必要的保护定值的修改需经过上传、下装、返校、确认等环节后方可执行； 4)有条件时可接受投退保护命令和保护信号远方和就地复归命令，接受对时及修改时钟命令。 重要的故障、动作总信号还应以输出无源空触点的方式与自动化系统进行信息联系。 (5)凡装设非微机型的其他保护和自动装置应以输出无源空接点的方式与自动化系统进行信息联系。6.3.4 对于类变电所采用微机型保护与监控功能合并配置时，应符合下述要求： (1)只可在配置电流、电压保护的场合采用合并措施，保护的并入不应降低自动化系统的各项技术指标和可靠性。 (2)保护与测量数据宜采用分别采集，分别处理的方式。 (3)保护的启动、逻辑处理功能(尤其是输出跳闸命令)等，应独立实现而不依赖通信网交换信息的方式来完成，保护的正常运行应完全与通信无关。 (4)当自动化系统的部分功能出现异常或部分设备退出运行时，应能保证保护功能的独立运行。 (5)重要保护的直流电源应独立配置而不与其他设备混用。6.3.5 对于有配置故障录波设备的、类变电所，录波设备宜单独配置，必要时也可设置在保护装置内但应经独立的CPU处理信息。6.3.6 系统设计时不宜传输数据量较大的保护扰动记录、保护管理信息及视频报警信息等，当系统规划有特殊需求时，宜独立于系统通信外另辟传输此类信息的通信途径(如采用电话拨号通信方式)。6.4 人机联系6.4.1 无人值班变电所主要的人机联系功能宜在调度所或控制中心进行，必要时可装设打印机和磁介质的存储设备。自动化系统的人机联系功能一般宜按类分别设置： (1)、类变电所： 1)可不设显示器，但宜保留必须的数据存储手段和简单的声光报警手段及打印机； 2)必须预留足够的输出接口(插座)，供操作队在赶赴现场工作时能使用便携式电脑，从系统调用有足够依据的正常操作维护和事故处理分析数据。 3)就地调用的数据可包括以下内容： 电气主接线单线图； 事件顺序记录和状变报告； 异常报警报告； 被测值报告； 运行年、月、日报表； 各类信息一览表； 操作票及操作步骤记录； 自诊断一览表。 对设置遥控、管理功能的类变电所尚可增设： 控制系统配置及控制过程监视； 必要的管理类表格。 (2)类变电所： 1)宜设置显示器、操作键盘和打印机、数据存储和声光报警手段。 人机联系的输出功能宜包括： 显示画面与数据； 时间日期； 主接线单线图及参数； 报警及提示画面； 事件顺序记录及状变报告； 各类菜单、索引及信息一览表； 控制/调节系统配置及操作过程监视； 操作票生成及操作步骤记录； 潮流分布及趋势曲线； 装置运行工况图。 有条件时尚可显示： 事故相关记录及处理指导； 值班、巡查处理记录； 保护投退及整定值表； 保护动作/异常信号复归记录； 220/110kV高频远方对试记录； 各类运行维护及管理表格； 高压设备绝缘监视及检修记录。 打印报表宜包括： 运行年、月、日报表； 操作票； 各类记录及分析处理文件； 高压设备投退、动作、故障次数/时间； 统计。 有条件时尚可打印： 保护投退、定值设定、信号复归和对试表格； 其他管理类表格； 各类指导、追忆表格； 设备主要档案记录。6.4.2 人机联系功能应符合的基本要求： (1)系统的操作宜通过键盘或鼠标器进行，对不具备上述设备的变电所则可通过便携式电脑进行操作，操作方法应可靠、灵活、简便。操作步骤应尽可能少，但必须具备必要的复核检查。整个系统的对话运用应保持一致，对话/报警提示说明应清楚准确。 (2)应给不同职责的人员提供不同安全等级的操作权限和操作范围： 1)操作队只应进行本系统的安全监视、设备投退、控制调节、工作方式及参数设置等操作， 并应对不同级别的操作员赋予不同的操作代码及口令。 2)应为系统维修人员提供修改、测试、编辑和开发应用软件和数据库的条件；允许增减、修改操作员命令、显示及打印格式；可补充、修改被监控点的数据特征(指对被监控点重新编址、定义和分类等)；也可自行开发其他功能文件。上述编辑修改功能必须采取严格的安全保护措施，严禁因维修人员的任何误操作危及系统的安全运行或将病毒引入实时系统。 对具备技术条件的操作队，也可将部分补充、修改功能改由操作队负责进行。 (3)打印功能应具备： 1)类变电所宜提供丰富的打印报表编辑手段，操作方式应力求简单，有条件的地方也可通过对事件和数据的综合计算、判别，在线生成和输出运行管理、调度和控制中心等部门所需要的存档及统计记录文件。 2)报表宜区分正常报表、异常报警和事件输出打印三类，启动方式也可分为定时、人工召唤和事件驱动三类，并具备汉打功能。 3)对简化输出功能的、类变电所可不配置编辑手段，只考虑人工召唤，顺序打印一种输出方式。 (4)显示功能应具备： 1)类变电所宜提供丰富的画面编辑手段，可包括动态/静态画面显示及实时刷新；报警与操作信息报告显示；人机对话提示及操作命令出错提示；光标显示及画面与窗口变换技术等。 2)画面调用方式应满足灵活可靠、响应速度快的原则，并具备汉显和汉字的造字功能。 3)对就地不设显示器的、类变电所画面编辑手段可相应简化。 (5)报警处理功能应具备： 1)当类变电所配置显示器时，应在当前画面的提示区显示报警发生时间、对象名称、对象性质等内容的报警语句，并宜具备闪光、改变颜色和发出音响的功能。报警的音响宜区分事故和异常报警的性质，并采用延时发出报警音响的方式，该音响可手动或自动解除。 2)当、类变电所不配置显示器时，画面报警功能可相应简化，但仍应具备简化音响报警功能。6.5 通信与接口6.5.1 变电所自动化系统与调度所或控制中心自动化系统间通信的基本要求： (1)应选择可靠的通道与上级计算机联系，通道可采用电力线载波、微机、光纤、公用电话网、导引电缆、音频及无线电等。 (2)通信的接口应能满足各级调度要求的下列通信方式： 1)异步串行半双工； 2)异步串行全双工； 3)同步串行半双工； 4)同步串行全双工。 (3)应按上级调度(或控制中心)的要求：设置与调度端通信的硬、软件模块，其功能和技术指标应满足与调度之间的信息传送要求，并选用调度通信的标准规约或计算机通信的标准规约。 (4)应能正确接受上级站计算机下达的各项命令，并向上级站上送变电所的实时工况、运行参数及调度、管理必须的有关信息。6.5.2 变电所主控级计算机与单元控制级、微机型保护或其他自动装置间通信的基本要求： (1)当采用分布式系统结构时，其相互间的通信接口宜按本地现场总线考虑(也可采用局域网连接)，选择符合国际标准或工业标准的电气接口特性。这些接口的通信规约、信息格式、数据传输速率、传输介质和传输距离等，在国际标准未正式颁布前，可符合保护通信配套标准IEC 8705103或101规约(待批稿)的相关条款要求； (2)当采用点对点串行通信星形链路结构时，其相互间的通信接口应符合异步或同步串行数据传输通信方式的要求，目前接口标准可符合美国电子工业协会的下述标准： 1)RS-232-C(采用串行二进制数据交换的数据终端与数据通信设备之间的接口)； 2)RS-423-C(非平衡电压数字接口电路的电气特性)； 3)RS-422-A(平衡电压数字接口电路的电气特性)； 4)RS-485(差分20mA电流环)。 一般情况下宜采用RS-232-C和RS-485接口标准。6.5.3 自动化系统宜具备接受卫星、无线电台或电网调度自动化系统校正同步时钟精度的设备。6.6 安全防误操作闭锁6.6.1 无人值班变电所的安全防误操作闭锁规则应根据自动化系统采集的信息和遵照原电力部有关司局颁发的“变电所安全操作规则”确定，可采用下列闭锁方式： (1)对类变电所采用户外式手动机构的刀闸、地刀宜装设电磁锁回路。采用户内式成套开关柜(含手车式)宜装设带五防措施的机械闭锁或程序锁回路。 (2)对、类变电所可考虑采用微机防误闭锁方式： 1)成套开关柜宜装设带五防措施的机械闭锁或程序锁； 2)闭锁执行器具宜选用电脑钥匙和机械编码锁； 3)宜采用由自动化系统统一进行操作预演的方式，程序的编制应尽量实现通用化，力求可靠、实用、简单，并应考虑当自动化系统控制失灵时具备解除闭锁的应急措施。 (3)闭锁设施不宜重复配置，实施方案可有以下两种： 1)不另设模拟预演(及显示)屏，全部防误功能由自动化系统统一完成； 2)当用户需要时也可保留模拟预演屏，由单独的微机防误装置实现闭锁功能，自动化系统不宜重复配置预演功能，必要时两者间可采用通信方式实现信息共享和相互联系。6.6.2 防误操作应满足下列闭锁要求： (1)防止带负荷拉隔离开关(含拉出或推入手车)； (2)防止误分合断路器； (3)防止带电挂地线或带电合接地刀闸(含母线接地器)； (4)防止带接地线或未拉开接地刀闸时合隔离开关； (5)防止误入有电设备间隔。6.7 自诊断6.7.1 系统在线运行时，应对本系统内的软硬件定时进行自诊断，当诊断出故障时应能自动闭锁或退出故障单元及设备，并发出告警信号。6.7.2 当采用分布式系统配置模式时其主控级设备自诊断内容宜包括： (1)直接挂在局域网上的设备发生故障或错误时，应能检测出各节点上挂网的计算机硬件(含网络、信道及时钟等)和外部设备的工作状态，正确判断出故障的内容，指出故障的设备及插件，并使其自动退出在线运行，以便能迅速更换。 (2)双机系统其中一台主机CPU发生软硬件故障，应能自动切换至另一台机工作，故障消除后应能自动恢复至主机工作。各类有冗余配置的设备应能自动切换至备用设备。 (3)发生电源掉电故障应及时报警，电源恢复时本系统应能重新启动。 (4)应具备软硬件的自恢复(如监控定时器)功能。 单元控制级设备应具备在线自诊断、自恢复到模件级，并宜具有带电插拢更换I/O模件的能力。6.7.3 当采用前置机、后台机等集中式系统配置模式时其自诊断内容应包括： (1)系统在线运行内存自检。 (2)硬件及其接口自检(包括主机、外设、功能模件、通信接口及信道等)，检出故障并自动切除，供维修人员及时检修和更换。 (3)软硬件自恢复：当出现软件死锁时，应能在保留历史数据的前提下，热启动装置重新投入运行。 (4)电源掉电自检。 (5)双机系统故障检测及自动切换。6.8 管理6.8.1 如自动化系统有管理功能时，宜完成的主要任务可包括： (1)保持变电所设备的可用率； (2)满足上级管理、调度部门的查询要求； (3)经常维持设备处于良好的状态； (4)设备应运行在合理、经济的条件下。 设备的管理宜包括： (1)动作次数统计； (2)事故、异常情况管理； (3)性能及寿命管理； (4)运行参数是否超标及是否需要调整或检修； (5)设计、制造、安装、调整、试验各阶段设备重要资料的积累； (6)运行经济指标管理和积累。6.8.2 管理功能的开发宜分阶段逐步实施，目前可围绕以下内容进行： (1)历史数据储存及输出； (2)被控设备操作动作次数累计及事故动作次数累计； (3)峰谷负荷电量分时累计； (4)操作指导； (5)事故处理指导。 因规划要求有实际需求的地方还可有以下内容： (1)运行参数及经济指标统计计算； (2)设备台账及管理性文件。6.8.3 对类变电所可考虑不设管理功能，、类变电所宜设简化的管理功能。6.9 电源与保安设备监视6.9.1 电源与保安设备必须确保连续长时间可靠地运行， 应减少巡视和维护工作量，宜采用少维护的设备，并应提高此类设备的自动化程度和智能化水平(指监测、控制、调节、自适应等功能)。6.9.2 电源、保安设备与自动化系统可采用与监控系统相同规约的通信接口和无源空接点的接口方式进行信息联系，具体信息宜包括： (1)交直流电源母线电压应在指定的范围内； (2)交直流电源(含UPS不停电电源)故障监视； (3)直流系统接地报警； (4)必要的自动灭火及消防设备报警； (5)必要的防盗设备报警； (6)其他。 因规划要求有实际需要的地方可对电源和保安设备进行远方监测，必要时也可记录电网扰动时(如电网跳合闸)的直流电流和母线电压变化过程和对蓄电池的电池进行定期监测。7 信息管理与采集7.1 信息的管理7.1.1 自动化系统的信息采集应遵循各地区电网管理方式的要求，根据变电所类型可实行分类、分层、分级管理： (1)按设备的状态信息，对运行过程中的实时信息和维护管理信息进行分类采集。 (2)按运行单位管理机制的要求实行分层管理。 (3)按电网调度自动化系统结构的要求(包括中心)，逐步归并信息，并分级传送。7.1.2 信息采集应满足控制中心或调度端，计算机就地(指变电所主控级)，人工应急三种运行方式的操作、监视需要，并应具备各自控制、信息的数据通路。7.1.3 变电所就地采集和处理的信息应遵循以下设计原则： (1)需采集的信息应满足系统功能的要求和遵循少而精、适用的采集原则。 (2)当采用全部信息一对一采集方式时，应按其所完成任务的不同实行分类存贮和调用，做到现场能查询、远方能调用。 (3)当采用部分同类型信号经现场二次接线合并或经计算机合并处理的采集方式时，除应执行2款的采集原则外，还应在现场保留上述信息的分单元、分设备自保持信号(或灯光指示)，并应在现场手动或远方自动复归。 (4)对运行管理和设备资料，宜作为档案保存在主控级(或数据采集装置)计算机中供现场查询，必要时也可远方调用。 (5)凡纳入事件顺序记录(SOE)的动作信号，应减少转接和重动环节。 (6)对同时输出信号较多的一般事件，宜先在主控级(或单元级、前置机)机内进行归并处理后，再输出该事件的处理结果。 (7)除事故跳闸外，所有不能允许时间延迟到维修人员赶赴现场处理的异常设备，均需另设专门的自动装置(包括保护设备)处理，及时自动中止事故的发展。 (8)信号的输入应采取屏蔽、隔离等抗干扰措施。7.1.4 变电所需上送至调度所或控制中心的信息应遵循以下设计原则： (1)上送的信息应保证调度员能准确判断变电所运行状态的全貌。 (2)上送的开关量输入信号应分清主次和采取合并传送信息量的有效措施： 1)除状态量应一对一传送外，其他报警量宜在机内合并后，每类只上送一个总信号； 2)重要的事件顺序记录信息宜单独传送，一般的保护出口信号宜在机内经过适当的归类合并后，只上送每类事件的合并信号或结果； 3)对配有远传视频报警设备的变电所，可省略与其相关的采集信息量。7.1.5 无人值班变电所的设备异常报警信号可划分成三类： 第一类：必须立即召唤工作队赶赴现场处理的信号； 第二类：必须及时召唤工作队赶赴现场处理的信号； 第三类：可留待巡视人员到现场察看时处理的信号。 用户可参照附录B中对异常报警量的采集分类要求，再根据调度所或控制中心运行管理的实际需要对这三类信号进行分类。其中第一、二类报警量宜经现场合并后分别送出，第三类报警量可考虑不再上送。7.2 信息采集分类 信息采集分类划分方式可参考附录B。8 系统技术指标及硬软件要求8.1 主要指标8.1.1 数据采集指标： (1)当采用模拟量直流化采样时： 电流、电压、功率、频率、温度及其辅助电源输入标称值应由制造厂和用户协商确定； 电气量采集周期15s可选； 测量精度0.5%； 非电气量采样周期130s； 测量精度3%； 输出标称值推荐采用的信号范围：电流型：DC 4mA20mA；0mA1mA。 电压型：DC 0mA5V；0mA10V。 (2)当采用模拟量交流化采样时： 输入标称值含：1A(5A)、100V、50Hz； 测量精度：0.5%。 (3)开关量输入： 1)状态变化量采集周期：2s； 2)异常报警量采集周期：1s； 3)事件顺序记录(SOE)分辨率：(、类变电所)5ms；(类变电所)10ms。 (4)脉冲量： 1)负载能力：10mA； 2)每个脉冲的宽度：50mA100ms； 3)累计误差：5000个脉冲1个脉冲，每个脉冲应采样三次，确认一致方为有效。 4)输入电平：无源触点或有源电脉冲。 (5)开关量输出： 1)输出形式：继电器无源空触点； 2)输出接点容量：DC 220/110V、5A10A。 (6)数字输入BCD码。 (7)非电量测温： 1)三线制(RTD)热电阻电桥原理测量-50+100； 2)温度变送器测温。8.1.2 其他技术指标： (1)自动化系统中各装置平均无故障时间：MTBF10000h(取主机、前置设备、外部设备MTBF的平均值)； (2)CPU平均负载率按远景考虑50%； (3)存贮设备平均备用容量按远景考虑40%； (4)系统的年可利用率99.8%(相应说明可参见附录A)；系统的平均维修时间：MTTR 0.5h1h； (5)遥控正确率：99.99%； (6)遥调正确率：99.99%； (7)遥信正确率：99%； (8)遥测的A/D转换误差0.5%； (9)详细的系统指标及说明可参考附录C。8.2 硬件8.2.1 硬件设备总的要求： (1)硬件设备应采用模块化结构和选用方便扩展、配套、运行维护的标准化，系列化产品， 并应具有较强的适应能力。 (2)硬件设备必须具备抗强电场，强磁场，抗静电干扰的能力，机拒结构和输入/输出通道在强电磁场条件下的抗干扰能力应符合IEC 8