自动化技术交流.ppt

,1、电力系统构成,EMS和DMS的关系,发电厂,输电线,高压变电站,配电网,用户,EMS,DMS,AGC,调度自动化,配电SCADA,需方管理,1.1电力系统的特点,结构复杂庞大：电力网络、控制系统,电能不能储存：电源和负荷间功率平衡、所有传输环节畅通无阻，因此生产、变换、输送、分配各设备环节需紧密配合。,暂态过程迅速：所有突变引起的电磁变化极其迅速影响整个系统（光速），设备操作需在极短时间内完成快速控制和快速排除故障。,特别重要,由于电源点与负荷中心多数处于不同地区，也无法大量储存，故其生产、输送、分配和消费都在同一时间内完成，并在同一地域内有机地组成一个整体，电能生产必须时刻保持与消费平衡。因此，电能的集中开发与分散使用，以及电能的连续供应与负荷的随机变化，就制约了电力系统的结构和运行。因此，电力系统要实现其功能，就需在各个环节和不同层次设置相应的信息与控制系统，以便对电能的生产和输送过程进行测量、调节、控制、保护、通信和调度，确保用户获得安全、经济、优质的电能。,2、电力系统调度,2.1基本职能电能生产、供应、使用是在瞬间完成的，并需保持平衡。因此，它需要有一个统一的调度指挥系统。这一系统实行分级调度、分层控制。其基本任务是控制电力系统运行方式，使之在正常和事故情况下，安全经济高质量的供电：预测用电负荷；分派发电任务，确定运行方式，安排运行计划；对全系统进行安全监测和安全分析；指挥操作，处理事故。完成上述工作的主要工具是电子计算机。,保证供电优良的质量保证系统运行经济性保证供电安全保证强有力的事故处理措施,2.2电力系统的分区分级调度,国家调度机构跨省、自治区、直辖市调度机构省、自治区、直辖市级调度机构省辖市级调度机构县级调度机构,综合利用电子计算机、远动和远程通信技术，对电网运行的一次设备进行监视、控制、调度的自动化系统；以实现电力系统调度管理自动化，有效地帮助调度员完成调度任务。,3、调度自动化,3.1调度自动化系统的发展,电话调度,调度自动化系统的发展SCADA(SupervisoryControlAndDataAcquisition)即数据采集与监视控制系统，它是EMS的基础模块，主要完成数据的收集、处理解释、存储和显示，并把这些实时信息传递给其它应用模块。主要功能：信息处理控制、报警与处理、事件顺序记录(SOE)、事故追忆反演(PDR)。能量管理系统(EMS-EnergyManagementSystem)，是以计算机技术为基础的现代电力综合自动化系统，主要用于大区级电网和省、市级电网调度中心，主要为电网调度管理人员提供电网各种实时的信息（包括频率、发电机功率、线路功率、母线电压等），并对电网进行调度决策管理和控制，保证电网安全运行，提高电网质量和改善电网运行的经济性。,3.2调度自动化系统的组成,目前主流采用数字通道、数据网,厂站系统通道系统主站系统二次系统安全防护等辅助系统,3.3厂站系统3.3.1自动化信息采集3.3.1.1遥信（YX）将被控站的设备状态信号远距离传送给调度端称为遥信，如开关位置信号、报警信号等，通常由电力设备的辅助接点提供，辅助接点的开合直接反映出该设备的工作状态。一些越限报警信号则作为虚拟遥信进行采集和上传。重要遥信（如开关、保护动作信号）需要设置SOE（事件顺序记录，指开关或继电保护动作时，按动作的事件先后顺序进行记录）,分辨率要求达到1mS。,常见故障A、遥信误动连续的遥信误动会一直占用通道发送遥信变位信号，致使丢失正确的遥信变位信号和遥测数据不能正常上传；同时会占用主站系统大量的记录存储空间。B、遥信漏报C、开关状态错误,遥信误动的解决方案A、改进的遥信电路B、程序数字滤波C、采用双接点遥信输入,050ms100mst,3.3.1.2遥测（YC）遥测就是对被测对象的某些参数进行远距离测量。遥测信息是表征系统运行状况的连续变化量，分电量和非电量。电力系统中主要电量遥测为：线路、主变、电容器、电抗器的P、Q、U、I、F、COS、直流电源系统电压等。遥测量采集使用的电量变送器目前还有少量的应用，大多采用交流采样技术。在220kV及以上系统中要求遥测精度为0.2级，其它系统要求为0.5级。功率满度值计算公式：1次电压x1次电流xx1.2/1.44,非电量遥测主要是指温度、湿度、档位、水位、雨量等数据。误差分析P、Q的遥测误差主要来源于二次回路的PT、CT角差和变送器/测控单元自身的PT、CT的角差。由于PT电压一般在80V120V范围内，相对变换动态范围较小，所引起的相角变化也不大。PT、CT间的角差主要由电流变化引起。,3.3.1.3遥控（YK）遥控就是对被控对象进行远距离控制。被控对象可以是固定的，如工厂的机器，输油、输气、供水管道上的泵与阀，铁路上的变电所、分区亭、开闭所，电力系统的发电厂、变电站的开关等；也可以是活动的，如无人驾驶飞机、卫星等。电力系统的遥控对象：开关、刀闸的分合，主变档位的升、降、急停等。,在实际运用中，遥控失败情况还是时有发生，为快速判定故障原因，建议：每一站建设一个带自保持功能的继电器组成遥控仿真对象，用来验证遥控功能。,3.3.1.4遥调（YT）调度端直接对被控站某些设备的工作状态和参数的调整称为遥调。如调节变电所的某些量值（如电压、功率因素等），电站的AGC调节等。遥调主要采用调节量设置或模拟量控制来完成。,3.3.1.5电度量主要采集峰、腰、谷的窗口值，含正反向、有无功电量。要求电表为RS485接口的智能表。,3.3.1.6变电站信息采集主要监测对象：主变、母线、出线、电容器、电抗器、所用电主要监控对象：开关、刀闸、主变档位、无功补偿自动化信息采集：遥测（电压、电流、功率、功率因数、频率、主变档位、直流、温度、湿度等）遥信（开关、刀闸、保护、装置状态及其他虚拟遥信等）遥控（开关、刀闸、档位、保护复归、装置投切等）可采用模式：集中式RTU、分布式测控/测保一体、全数字化系统,3.3.1.7水电站信息采集主要监测对象：机组、主变、母线、出线、厂用电主要监控对象：机组开停、开关、机组进相自动化信息采集：遥测（电压、电流、功率、功率因数、频率、主变档位、水位、雨量）遥信（开关、刀闸、保护信号）遥控（机组、开关、档位、进相）（可选）可采用模式：集中式RTU、分布式测控/测保一体,3.3.2装置3.3.2.1变送器目前使用量很少，主要有电压变送器、频率变送器、功率组合变送器。变送器输入二次电压、电流（100V、5A标称值），输出420mA或-5V+5V直流量。,3.3.2.2RTURTU（RemoteTerminalUnit）是一种远端测控单元装置，负责对现场信号、工业设备的监测和控制。与常用的可编程控制器PLC相比，RTU通常要具有优良的通讯能力和更大的存储容量，适用于更恶劣的温度和湿度环境，提供更多的计算功能。正是由于RTU完善的功能，使得RTU产品曾经在SCADA系统中得到了大量的应用。,RTU包括：YX输入单元、YK输出单元、YC输入单元、YT输出单元、脉冲量输入单元、总线接口单元、MODEM单元。YX输入单元：对现场各种开关信号的采集，现场信号可以是继电器触点开关（无源），也可以是电压信号，还可以是电流信号。由于采用光隔离器件，可以抵抗现场各种干扰，能够在强电场、强磁场、多尘埃、潮湿环境下正常工作。YK输出单元：用于遥控开关的分合、主变调档等。YC输入单元：采用模拟开关及光电隔离技术，采集P、Q、U、I、F等各种模拟信号，输入可以是4-20mA或-5V-+5V标准模拟信号。YT输出单元：用于PID调节方式下的各种自控系统。脉冲量输入单元：采集脉冲电量信号，带光隔。总线接口单元：接收各种串行数据信号。可以是RS485接口，RS232，RS422接口。MODEM单元：使用FSK调制，用于数据/命令的收发。,3.3.2.3测控单元随着综自自动化的发展，集中测控的RTU已越来越不能满足分布式系统的要求，以一个对象进行测控的分布式综合测控单元逐渐替代了RTU的使用。目前测控单元主要有独立测控和测保一体两种模式。测保一体装置间隔内保护测控二合一装置，即对于一条线路、主变一侧或一个电容器等设备，在一台二次设备上完成继电保护、遥测、遥信、遥控、遥调等功能，有些又称之为五合一装置。,测控单元系统结构框图如下：,测控单元同期功能按同期并网的要求,通过断路器实现不同系统或者同一系统的两个部分之间快速、安全、可靠的连接。同期并网的条件：检无压相序一致（已由一次接线保证）电压基本相等（允许偏差5%-10%）频率基本相等（允许偏差0.2%-0.5%fN即0.1-0.25HZ)相位基本一致(允许偏差30o,200MW以上不超过2-4o),3.3.2.4ERTU远方电能量数据终端（ERTU），是具有对电能量（电能累计量）采集、数据处理、分时存贮、长时间保存、远方传输等功能的设备。它与电能量计费主站构成电能量计费系统，运用于各级调度结算中心对远方电量信息的采集和处理。ERTU一般具有多种的电能量采集方式：既可以接收电能表计的脉冲输出，也可以直接接收电能表计的串行编码输出（如RS485、电流环（CS）接口等）。,ERTU2000C/W型数字通道接入：当地接口：LOCALRS-232C接口，主要用于当地功能接入，也可配接外挂MODEM或光收发器（J7可提供+5V/0.6A电源，带自恢复熔丝）速率38.4K、19.2K、9600、4800、2400、1200等可选，建议使用9600管脚号定义管脚号定义162TxD7/RTS3RxD84/DTR9+5V5GND,ERTU2000S型数字通道接入：J7，编号从右到左为17(或19)。J7321GNDTXD_localRXD_local各接口点的具体含义如下：接口点名称接口点具体含义RXD_local当地口的读信号线TXD_local当地口的写信号线GND当地口的信号地线,ERTU修改参数：任何窗口下按“修改参数”（F4键），显示以下内容：操作说明：请输入6位用户级密码或6位系统级密码。用移光标，用设置数字或字母来输入口令，输完后按“确认”进入显示修改参数菜单。口令为：100000，即第一个“0”改为“1”即可。,当地口,3.3.2.5GPS3.3.2.5.1适用装置(系统)记录与时间有关的信息的装置(系统)或要求在同一时刻记录其采集数据的系统:如故障录波器、调度自动化系统、计算机监控(监测)系统、配电网自动化系统、雷电定位系统、功角测量装置、线路故障行波测距装置、电能量计费系统、电网频率按秒考核系统等。3.3.2.5.2GPS时区:采用北京时间3.3.2.5.3遵循规范：HD/01-200华东电网时间同步系统技术范3.3.2.5.4建议模式：IRIG-B(DC)对时，接入PPD,3.3.2.6电力系统同步相量测量装置（PMU）传统远动技术数据传输和刷新需数秒钟，可以称为准实时量测系统。它无法监测电网的低频振荡、扰动，实时对线路和负荷的复功率及阻抗进行计算，无法精确反映电网的动态潮流。PMU以标准时间信号作为采样过程的基准，通过对采样数据计算而得的相量称为同步相量。因而，各个远方节点的相量之间存在着确定统一的相位关系。,装置的实时监测功能要求如下：a)应能同步测量安装点的三相基波电压、三相基波电流、频率和开关状态。b)安装在发电厂时宜具有测量发电机内电势和发电机功角的功能。c)应实时显示所测的三相电压基波相量、三相电流基波相量、线路潮流、频率及开关状态信号；此外，安装在发电厂时宜显示发电机内电势和发电机功角。d)应将所测的三相电压基波相量、三相电流基波相量、频率、发电机内电势及开关状态信号实时发送到主站。PMU的核心在于全网高精度的卫星时钟系统对时和高速数据传输通道，主站系统则需配备高数据容量计算处理能力计算机系统。,3.3.3厂站系统的组成,3.3.3.1变电站计算机监控系统1、监控子系统：包括模拟量、开关量和电能量数据采集；事件顺序记录SOE；操作控制功能；人机联系功能；谐波分析与监视。2、微机保护子系统：包括变压器、输电线、电容器组、母线等的保护和不完全接地系统的单相接地选线，故障录波和测距，低频减负荷控制，备用电源自投控制；3、电压、无功综合控制子系统：包括补偿电容器、电抗和有载调压变压器等的微机电压无功综合控制装置；4、电源系统；5、变电站自动化通信：包括内部现场级间的通信和自动化系统与上级调度的通信两部分。,站控层,通信层,过程层,3.3.3.2计算监控系统主要问题：1、采用RS485现场总线的变电站通信能力弱，加上总线接地不良，容易出现报文丢失和装置通信告警；2、远动机采用所谓工控主板组装而成，稳定性差。建议：1、尽量采用以太网组网或者光纤组网；2、尽量选用嵌入式系统或嵌入式工控机（不带机械旋转硬盘、不带风扇、不采用插接式内存）。3、尽量不采用windows系统。,3.4自动化通道,3.4.1发展状况3.4.1.1传统RTU+变送器两遥监视时期自动化系统实现了实用化，厂站系统主要以RTU加变送器为主（少量交流采样），采集的数据遥信主要为开关（少量刀闸）/保护动作信号、遥测主要为出线/母线/主变/电容器的量测，通道主要是载波加光纤，自动化通道设备基本采用低速MODEM，波特率为300、600BPS，规约基本采用CDT和DISA。,自动化信息传输示意图如下：,此阶段的主要问题是载波通道不可靠，影响自动化系统的运行率。但因变电站尚未实施无人值班、主站系统主要实现两遥监视即可，系统总体可靠性尚可。,3.4.1.2分集控站监控、变电站无人值班时期,变电站逐步进行了综合自动化改造和实行无人值班（少人值守），所有变电站分区域接入集控站，并实现了4遥监控。由于综合自动化改造和变电站无人值班要求，厂站系统侧上传信息大大增加，主要有遥信采集全部的开关、刀闸、保护、现场装置状态、告警等信号，遥测采集出线、母线、主变、电容器、电抗器、直流、温度、所用变等信号，实现了开关/刀闸的遥控和主变档位的遥调。,此时，原有的低速300、600BPS通道速率已不能满足自动化系统运行的需求；CDT/DISA等规约也逐渐难以满足传输容量的需求。此时自动化信息传输采用：第一代数据透传高速MODEM（24009600BPS101规约部分采用网络，以E12M作为传输信道,3.4.1.3调控一体、自动闭环控制投运时期,随着调控一体化/集中监控等系统的推广，AVC、AGC等闭环控制系统的投运，程序化控制的逐步投入使用，WAMAP系统（广域动态信息监测）逐步建设，自动化信息传输容量和速率要求大大提高。此阶段将逐步建设数据网，通道向MSTP100M发展。,3.4.1.4智能电网阶段,变电站采用IEC61850规范，全数化设备和站内光纤组网，自动化系统信息支持间隔层设备直采，支持设备智能在线监测。此时将以双数据网为自动化数据通道，采用1000M环网和MSTP100M接入。,3.4.2第二代数据透传通道系统3.4.2.1技术特点通过厂站设备多个RS232接口接入多个业务（4-8个接口，标配4口）以一个E1连接到主站，通过主站DDN设备交叉会聚到业务端口服务器，以以太网接入业务系统的前置机；可以直接将E1（PCM31）帧内64K时隙映射为TCP端口,无需先转换为标准的RS232；使用方便，即插即用，主站无需复杂的连接线；,自动化通道,传输包的寻址基于IP地址和TCP端口，可通过交换机、路由器等网络设备；通用的双绞线以太网接口，10M/100M自适应，支持网线平行交叉自适应；支持300-19200bps(KB系列)和300-38400bps(ET系列)传输速率；支持11种串行传输模式；,自动化通道,网管系统支持远程监测、设置，支持数据流抓包和规约解析；自适应交流、直流供电，冗余电源；每个接口独立隔离供电,自动化通道,3.4.2.2功能原理,自动化通道,E1（PCM31）时隙构成,TS0：同步时隙TS1-TSx：对应1-X路接口/端口的数据时隙，如ET-PTS04设备使用TS1-TS4传输数据，ET-NTS30使用TS1-TS30传输数据；TS16同样传输数据，系统不使用信令。TS31：ET-PTS和ET-NTS设备固定为网管时隙,ET-NTS-M和ET-NTS04M设备传输数据。,自动化通道,系统典型应用,丽水地调积极引进、采用二代数字通道技术（数字透传），确定了租用2M电路、县局汇聚的模式，一并解决了SCADA、电量、水调的通道建设问题。租用2M电路，解决的电站自有光纤建设缓慢、费用高和模拟通道可靠性差、运行率低的问题；采用二代数字通道技术，主站采用收敛接入、网络接口，解决了一代主站连线复杂、故障点多的问题；厂站设备具备独立网管时隙，可以实现远程维护、远程设置、远程码流解析等功能，极大地方便了工程实施、故障判别、故障处理，同时对系统掌控能力极大提高；二代支持较高的通信速率（300-38400BPS），有效的提高了信息采集效率。采用PCM31系统64k时隙传输数据，采用非明码加密模式，传输安全性等同于传统模拟通道，有效解决了安全问题。,自动化通道,3.4.2.3数字通道施工和运行要点端口连接,自动化通道,自动化通道,RS232接口定义,母头序号左右对调,指示、告警LED运行状态,自动化通道,PWR(POWERA、POWERB)：电源指示，输入工作电源正常点亮RUN：装置运行指示，1S:1S闪亮LOOP：环回状态指示，任意一路环回时点亮Alarm：装置告警指示，点亮说明设备故障Synx：对应E1链路同步指示，系统检测到同步时常亮LOSx：对应E1链路脉冲信号丢失告警，无信号点亮TXDx、RXDx：对应物理串口数据收发指示，有数据时闪亮LINK：网络连接状态指示，正常时长亮DATA：网络报文数据收发指示，有数据通信时闪亮,自动化通道,常见故障处理1、装置LOS告警点亮故障原因：无线路脉冲信号解决办法：检查相关通信设备是否上电，E1同轴是否插好，收发是否插反。2、装置LOS告警未点亮，Syn(同步)指示未点亮故障原因：无E1帧同步信号（TS0）解决办法：检查相关通信设备是否上电，配置是否正常。3、装置RUN(运行指示)0.5s:0.5s闪亮故障原因：装置参数错误解决办法：重新配置参数,自动化通道,4、装置RUN(运行指示)长亮或长灭故障原因：装置硬件故障解决办法：断电重启装置；断电重启仍不能解决更换装置。5、装置Alarm(装置告警)故障原因：装置软件、硬件故障解决办法：断电重启装置；断电重启仍不能解决更换装置。6、TXD或RXD(数据指示)长灭故障原因：无数据解决办法：检查串口连接线缆、RJ45水晶头连接是否正常并做相关处理；检查装置链路连接、配置是否正常并做相关处理。,自动化通道,7、周期性误码（少量）故障原因：链路同步异常或报文同步异常解决办法：检查E1连接线缆、串口连接线缆/RJ45水晶头连接是否正常并做相关处理；查看装置主从模式设置，装置正常应工作于从模式，若设置错误致电厂家解决。8、周期性报文丢失故障原因：数据缓冲区溢出解决办法：检查报文发送速率和实际传输速率设置是否匹配（串口数据位数、IP报文长度和频度），并做相关处理。,自动化通道,9、连续误码故障原因：串口波特率、模式不匹配解决办法：检查上位机串口波特率、模式和装置实际设置是否匹配，并做相关处理。10、LINKLED长灭故障原因：网络物理连接错误解决办法：检查相关网络设备是否上电；检查连接线缆是否正常；重启装置；重启装置仍不能解决更换设备。,自动化通道,11、装置重启次数连续增加故障原因：装置存在多次重启解决办法：检查设备的电源、工作温度等是否异常；电源、工作温度正常而重启次数每天超过5次不能解决更换设备。12、装置失步次数连续增加故障原因：装置2M物理链路存在多次失步解决办法：检查2M连接线缆是否正常；检查设备的电源、工作温度等是否异常；检查设备的同步时钟主从模式设置是否正常；检查光传输系统时钟是否正常。,自动化通道,自动化通道,数据网方式的信息传输示意图如下：,3.4.3数据网通道系统,3.4.3.1数据网施工和运行要点做好IP规划并报地调管理组批准；路由器、交换机作好合理配置，防止端口DOWNLOAD;尽量建设自有光纤通道，租用通道严格遵守以下原则：尽量租用裸纤；电路只允许租用2M电路；必须安装安全认证加密装置；严禁使用社会运行商的网络设备和汇聚设备。,自动化通道,3.5自动化通信规约,3.5.1问答式规约(Polling)(101、104)特点RTU有问必答RTU无问不答优点多台RTU共线变化信息传送，压缩数据块长度，提高速度全双工/半双工通道点对点/一点多址/环形结构，通道适应性强缺点响应慢对通道要求高整帧校验,3.5.2循环式规约（CDT/DSIA）特点RTU不断地循环上报现场数据，主站被动接收以帧为传输单位，帧长度可变，可有不同优先级优点对通道要求不高信息字校验，大大提高数据利用率遥信变位优先传送容量大多个子站和多个主站同时通信缺点只能用点对点方式连接一般遥测量变化相应慢,3.5.3对等方式规约特点支持ISO7层网络协议模型的子集（物理层、数据链路层、传输层、应用层等）支持点对点、一点多址、多点多址、对等通信方式支持问答式和自动上报数据传输方式支持通信冲突碰撞避免/检测支持带时标的量规约实例DNP3.0IEC-60870-5-101,3.5.4网络通信规约特点支持TCP/IP协议可基于局域网/广域网进行通信一般是对等通信协议的网络化封装规约实例TASE2IEC-60870-5-104,3.5.5通道和规约使用建议发电站：一路数字通道，CDT/DISA，600bps，8,1,N变电站：一路数字通道，101，9600bps，8,1,偶一路网络通道，104注意：2013年需要全部取消模拟通道；在通信系统自有双网建成、数据网双网投运后，变电站采用双数据网模式。,3.6调度主站系统-SCADA,3.6.1调度SCADA系统的发展过程单机-网络文件存储-数据库文字-图形硬件前置-软件前置冗余结构-客户服务器数据交换-WEB监视控制-系统管理远动模型-电网模型SCADA-EMS,3.6.2国内调度自动化系统的应用现状省级电网调度中心SCADA、AGC、PAS、DTS地区电网调度中心SCADA、PAS、DTS县级电网调度中心SCADA,3.6.3调度自动化其它系统3.6.3.1电量采集系统3.6.3.2水调系统,3.6.4自动化信息展示,在自动化系统中，不同电压等级的设备展示应遵循以下规范：浙江电网电气主接线的计算机图文规范Q/GDW-11-145-2009基于SIM的信息命名规范Q/ZDJ47-2006调自2008358号OMS自动化系统和设备基础数据规范（2008版）浙电调20101541号浙江电网自动化系统信息规范（试行）,3.6.4.1厂站自动化信息接入SCADA流程,参数表设计,正式投运,自动化室下达接入任务单到运行组,运行组信息建模、图形制作,厂站、主站信息联调对点,试运行,参数表发往地调自动化室审核,4二次系统安全防护,4.1主要依据电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护的规定，国家经贸委2002第30号令电监会电力二次系统安全防护总体方案国家电网调2011168号文4.2主要原则“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”,二次安防系统特别重要！后果特别严重！追责特别严厉！,4.3电力二次系统安全区划分电力二次系统安全防护体系分为四个安全工作区：实时控制区、非控制生产区、生产管理区和管理信息区。实时控制区的安全等级最高。,4.4电力二次系统安全防护总体示意图,4.5水电厂安全防护示意图,5浙江电网自动化设备检修管理规定浙电调20091508号,5.1、总体原则,88,89,90,91,自动化设备检修范围包括所有主站、厂站自动化设备,92,5.2、检修范围,93,94,5.3检修计划及类型,95,5.3.1检修分类,96,年度计划应注明：项目名称、主要工作内容、计划实施时间、项目所涉及的主要设备、主要应用功能、影响范围等内容，年度计划需与一次设备基建、改造计划平衡，并在规定时间内上报。月度检修计划应包括计划检修的设备、是否停电检修、检修工作主要内容、检修工作的起止时间、以及对上送信息、遥控、遥调功能的影响情况等内容，月度计划应在规定时间内上报。,97,月度检修计划内容务必规范，且应及时上报。日检修申请按检修流程提前3个工作日申请。,系统内所有上级调度管辖的、与上级调度有信息传输关系的或属本级调度重大技改、大修项目的自动化系统主站设备检修均应纳入上级调度月度检修计划。月度计划是月内检修工作安排及考核的重要依据，各级调度在收到月度检修计划后，要根据下达的计划对本级调度自动化设备检修项目进行相应调整和统筹安排。对未列入月度检修计划的检修项目，原则上不安排在该月内进行。,98,5.4自动化设备的检验,99,100,101,102,5.5检验周期,新投运1年内（220kV及以上厂站）、或2年内（110kV厂站及以下）的测控装置及测控保护一体化装置，应进行全部例行试验和诊断性试验。检验时间原则上考虑与一次设备同时检验。,103,104,105,106,5.6检修项目与时间,107,5.6.1主站自动化检修项目,108,5.6.2主站自动化设备检修时间,109,5.6.3厂站自动化检修项目,110,厂站自动化系统软件模块：主要分为系统软件、应用软件（VQC、CVT监视、嵌入式五防）、人机界面、安全软件等,5.6.4厂站自动化设备检修时间,变电站PMU设备检修时间为23天时钟同步装置设备检修时间为2天逆变电源设备检修时间为1天ERTU