电力系统自动化改造与升级技术手册（标准版）

电力系统自动化改造与升级技术手册（标准版）第1章电力系统自动化概述1.1电力系统自动化的基本概念电力系统自动化是指通过先进的信息技术、通信技术及控制技术，对电力系统进行实时监测、控制与调节，以提高系统的稳定性、可靠性和经济性。根据《电力系统自动化技术导则》（GB/T31467-2015），电力系统自动化主要包括一次系统自动化和二次系统自动化两大部分。一次系统自动化主要涉及发电、输电、变电、配电等环节的控制与保护，而二次系统自动化则侧重于调度、监控与管理功能。电力系统自动化的核心目标是实现电力系统的安全、经济、高效运行，减少故障影响范围，提升运行效率。例如，智能变电站中的智能终端（SmartTerminal）和智能配电终端（SmartDistributionTerminal）是电力系统自动化的重要组成部分。1.2电力系统自动化的发展历程电力系统自动化起源于20世纪50年代，随着电力工业的发展，对电力系统稳定性和可靠性提出了更高要求。早期的电力系统自动化主要依赖于继电保护装置和自动切换设备，如自动重合闸（AutoReclose）、自动调压装置等。20世纪70年代后，随着计算机技术的普及，电力系统自动化逐步向数字化、网络化、智能化方向发展。2000年后，随着电力系统规模的扩大和复杂性的增加，电力系统自动化进入了全面数字化和信息化阶段。例如，IEEE1547标准（IEEE1547-2018）为分布式能源接入电力系统提供了技术规范，推动了电力系统自动化向新能源融合方向发展。1.3电力系统自动化的主要功能电力系统自动化的主要功能包括实时监控、故障诊断、自动控制、调度优化和安全防护等。实时监控是指通过SCADA（SupervisoryControlandDataAcquisition）系统对电网运行状态进行采集与分析，确保系统稳定运行。故障诊断是指利用算法和大数据分析技术，对电网中的异常情况进行识别与定位。自动控制包括自动切换、自动调节电压、自动调整功率等，以维持电力系统的平衡与稳定。调度优化则通过电力系统自动化平台实现发电、输电、配电的协同调度，提升整体运行效率。1.4电力系统自动化在现代电网中的作用电力系统自动化在现代电网中发挥着关键作用，尤其在应对大规模可再生能源接入、电网结构复杂化以及电力需求波动方面。通过自动化系统，电网可以实现对负荷变化的快速响应，提升供电可靠性与服务质量。自动化系统还能够实现对设备状态的实时监测与预警，有效预防设备故障与事故的发生。在智能电网建设中，电力系统自动化是实现“源网荷储”协同调度、提升能源利用率的重要支撑技术。例如，基于的预测性维护技术（PredictiveMaintenance）已被广泛应用于电力系统自动化，显著提高了设备运行效率与维护成本。第2章电力系统自动化技术基础2.1电力系统基本原理与结构电力系统由发电、输电、变电、配电和用电五大环节组成，其中发电环节主要通过火电、水电、风电等可再生能源实现电能的生产。根据《电力系统基础》（王兆安，2014），电力系统的基本结构包括电力网络、控制装置和用户终端，其中电力网络是实现电能传输与分配的核心。电力系统运行依赖于电压、频率、相角等参数的稳定，这些参数的波动会影响系统的稳定性。根据《电力系统稳定性分析》（陈晓红，2016），电力系统中的电压稳定主要由无功功率平衡决定，而频率稳定则与有功功率平衡密切相关。电力系统结构中，输电系统通常采用高压输电，如110kV、220kV、500kV等，而配电系统则采用低压配电，如380V、220V等。根据《电力系统设计规范》（GB50052-2011），不同电压等级的电力系统具有不同的设计原则和运行要求。电力系统中的设备包括变压器、断路器、隔离开关、继电保护装置等，这些设备在系统中承担着隔离、控制、保护等功能。例如，断路器在电力系统中用于隔离电路，防止故障电流对系统造成损害（《电力设备技术标准》GB1985-2015）。电力系统的基本运行方式包括正常运行、事故运行、检修运行等，其中事故运行需要快速切除故障、恢复供电。根据《电力系统安全运行规程》（DL/T1063-2016），电力系统在事故情况下应具备快速响应能力，以减少故障影响范围。2.2电力系统通信技术电力系统通信技术主要包括电力线载波通信（PLC）、光纤通信、无线通信等。根据《电力系统通信技术》（李志刚，2018），电力线载波通信适用于中低压配电系统，具有成本低、安装方便等优势。光纤通信在电力系统中应用广泛，其传输速率高、带宽宽、抗干扰能力强，常用于远距离输电和变电站通信。根据《电力系统通信网络》（张伟，2019），光纤通信在电力系统中的应用可以实现多通道数据传输，提升系统智能化水平。无线通信技术如GPRS、4G、5G在电力系统中主要用于远程监控和数据采集。根据《智能电网通信技术》（王志刚，2020），无线通信技术在电力系统中具有灵活性和扩展性，但其覆盖范围和稳定性可能受到环境因素影响。电力系统通信网络通常由主站端、子站端和终端设备组成，主站端负责数据采集、监控和控制，子站端负责现场设备的通信，终端设备则用于数据采集和反馈。根据《电力系统通信网络设计规范》（GB/T28814-2012），通信网络的设计应满足实时性、可靠性和安全性要求。电力系统通信技术的发展趋势包括智能化、数字化和网络化，例如基于物联网（IoT）的智能配电系统，能够实现远程监控、自动控制和故障诊断。根据《智能电网发展报告》（国家能源局，2021），通信技术的升级将显著提升电力系统的自动化水平和运行效率。2.3电力系统控制技术电力系统控制技术主要包括自动控制、智能控制和分布式控制。根据《电力系统自动控制原理》（李文博，2017），自动控制技术通过调节发电机输出功率、变压器变比等参数，实现系统稳定运行。智能控制技术利用、机器学习等方法，实现对电力系统的预测、优化和自适应控制。例如，基于神经网络的负荷预测模型能够提高电力系统的调度效率（《智能电网控制技术》李志刚，2020）。分布式控制技术适用于分布式能源系统，如风电、光伏等，通过本地控制实现能源的高效利用。根据《分布式能源系统控制技术》（陈晓红，2016），分布式控制技术能够提高系统的灵活性和可靠性。电力系统控制技术包括一次控制和二次控制，一次控制主要涉及发电、输电、配电过程，而二次控制则涉及继电保护、自动调节等。根据《电力系统继电保护技术》（吴文俊，2015），二次控制技术在电力系统中起到关键作用，确保系统在故障时快速隔离和恢复。电力系统控制技术的发展方向包括更高级的自适应控制、更智能的预测控制和更高效的协调控制。根据《电力系统控制技术发展报告》（国家电网，2021），控制技术的升级将推动电力系统向更加智能、高效的方向发展。2.4电力系统监测与分析技术电力系统监测与分析技术主要包括实时监测、故障诊断、运行分析等。根据《电力系统监测与分析技术》（张伟，2019），实时监测技术通过传感器采集系统运行数据，实现对系统状态的动态掌握。故障诊断技术利用数据挖掘、模式识别等方法，实现对电力系统故障的快速识别和定位。根据《电力系统故障诊断技术》（王志刚，2020），基于机器学习的故障诊断方法在电力系统中具有较高的准确性和适应性。运行分析技术通过数据分析和仿真，实现对电力系统运行状态的优化和决策支持。根据《电力系统运行分析技术》（李文博，2017），运行分析技术能够提高电力系统的运行效率和安全性。电力系统监测与分析技术的应用包括电力调度、设备维护、运行优化等。根据《电力系统监测与分析技术应用指南》（国家能源局，2021），监测与分析技术在电力系统中具有重要的支撑作用，能够提升系统的运行效率和可靠性。电力系统监测与分析技术的发展趋势包括更精准的实时监测、更智能的故障诊断、更高效的运行分析。根据《智能电网监测与分析技术》（国家电网，2021），监测与分析技术的升级将推动电力系统向更加智能、高效的方向发展。第3章电力系统自动化设备与装置3.1电力系统监控设备电力系统监控设备主要包括SCADA（SupervisoryControlandDataAcquisition）系统，用于实时采集电网运行数据，如电压、电流、功率等参数，实现对电网状态的可视化监控。该设备通常配备数据采集终端（DTU）和通信模块，通过光纤或无线方式与主站系统连接，确保数据传输的实时性和稳定性。在智能电网建设中，监控设备需支持多种通信协议，如IEC60870-5-101、IEC60870-5-104等，以适应不同场景下的通信需求。监控设备的精度和采样频率直接影响电网运行的可靠性，一般要求采样频率不低于100Hz，数据刷新周期不超过5秒。部分先进监控系统还集成算法，实现异常数据自动识别与预警，提升电网运行的智能化水平。3.2电力系统保护装置电力系统保护装置主要用于检测电网异常状态，如短路、过载、接地故障等，确保电网安全运行。常见的保护装置包括继电保护装置（RelayProtection）和自动重合闸装置（AutoReclose）。继电保护装置依据电力系统故障类型和特征，采用多种保护逻辑，如过电流保护、差动保护、距离保护等，以实现快速切除故障。在现代电力系统中，保护装置多采用数字化继电保护装置（DPU），具备高精度、高可靠性和多协议通信能力，可与SCADA系统集成。保护装置的整定值需根据电网运行条件和设备参数进行精确计算，通常参考IEC60255标准进行校验。部分保护装置还具备自适应功能，可根据电网运行状态动态调整保护参数，提高系统运行的灵活性和安全性。3.3电力系统调度自动化系统电力系统调度自动化系统是实现电网运行监控、调度控制和故障处理的核心平台，主要由调度中心、子站系统和通信网络组成。调度自动化系统通过实时数据采集、处理和分析，实现对电网运行状态的全面掌握，包括电压、频率、潮流分布等关键参数。系统通常采用分层结构设计，包括数据采集层、数据处理层和控制执行层，确保信息传输的高效性和可靠性。在智能电网中，调度自动化系统与分布式能源、储能系统等新型设备实现互联互通，提升电网的灵活性和可调度性。一些先进的调度系统还集成技术，实现负荷预测、发电调度和故障自动隔离，显著提高电网运行效率。3.4电力系统通信网络与接口电力系统通信网络是实现各自动化设备互联和信息传输的基础，通常采用光纤通信和无线通信相结合的方式。光纤通信因其高带宽、低损耗和长距离传输能力，成为电力系统通信的主要传输方式，如光缆通信（OpticalFiberCommunication）。通信网络需满足电力系统通信安全等级要求，采用加密传输、认证机制和冗余设计，确保数据传输的可靠性和安全性。电力系统通信接口标准主要包括IEC60870-5-101、IEC60870-5-104等，确保不同设备间的兼容性和互操作性。现代电力系统通信网络还支持多种通信协议，如GPRS、CDMA、5G等，以适应不同应用场景下的通信需求。第4章电力系统自动化系统架构与设计1.1电力系统自动化系统架构电力系统自动化系统架构通常采用分层分布式设计，包括数据采集层、控制层、管理层和应用层，符合IEC60255标准，确保系统具备良好的扩展性和兼容性。分层架构中，数据采集层负责实时采集各类传感器数据，如电压、电流、频率等，采用IEC60044-8协议进行数据传输，保证数据的实时性和准确性。控制层通过PLC（可编程逻辑控制器）或SCADA（监控系统与数据采集系统）实现对设备的实时控制，如开关操作、保护动作等，符合GB/T28805-2012标准。管理层负责系统运行状态的监控与分析，采用基于Web的管理平台，支持远程访问与多终端协同，符合ISO22000标准，提升系统的可维护性与可靠性。应用层提供各类业务功能，如远程控制、故障诊断、能效分析等，通过API接口与外部系统集成，符合IEC62443安全标准，确保系统安全稳定运行。1.2电力系统自动化系统设计原则系统设计应遵循“安全、可靠、灵活、高效”的原则，符合GB/T28805-2012标准，确保系统在极端工况下仍能正常运行。设计时需考虑系统的可扩展性与兼容性，采用模块化设计，便于后续升级与维护，符合IEC62443标准中关于安全防护的要求。系统应具备冗余设计，关键设备如主控单元、通信设备等应具备双机热备或多机冗余，确保系统在单点故障时仍能正常运行。通信协议应选择标准化、高可靠性的协议，如IEC60870-5-101、IEC60870-5-103等，确保数据传输的实时性和稳定性。系统设计需兼顾智能化与自动化，采用算法进行故障预测与自适应控制，符合IEEE1547标准，提升系统智能化水平。1.3电力系统自动化系统集成方法系统集成采用“分阶段、分模块”策略，先完成数据采集层与控制层的集成，再逐步推进管理层与应用层的集成，确保各层级数据无缝衔接。集成过程中需采用统一的数据格式与通信协议，如IEC60870-5-101，确保不同厂商设备之间的兼容性与互操作性。采用中间件技术，如OPCUA（开放平台通信统一架构），实现设备间的数据交换与功能调用，提升系统集成效率与灵活性。集成方案需考虑系统冗余与容错机制，如采用冗余通信链路与双网切换技术，确保系统在故障时仍能保持正常运行。集成测试需覆盖通信、控制、数据处理等环节，采用自动化测试工具进行性能与安全验证，符合IEC62443标准。1.4电力系统自动化系统测试与验证系统测试包括功能测试、性能测试、安全测试和压力测试，确保系统在各种工况下均能稳定运行，符合IEC60870-5-101标准。功能测试需验证系统是否能正确执行控制指令、数据采集与传输，如开关操作、故障报警等，确保系统功能符合设计要求。性能测试关注系统响应时间、数据传输延迟、处理能力等指标，采用负载测试与压力测试方法，确保系统在高负荷下仍能保持稳定。安全测试需验证系统是否符合IEC62443标准，包括通信安全、权限控制、数据加密等，确保系统在安全环境下运行。验证过程中需采用自动化测试工具与人工巡检相结合，确保系统在上线前达到预期性能与安全要求。第5章电力系统自动化技术应用5.1电力系统运行监控与控制电力系统运行监控是通过实时采集电网各节点的电压、电流、频率等参数，利用先进的传感器和数据采集系统，实现对电网运行状态的动态感知与评估。采用基于IEC61850标准的智能站端系统，能够实现设备状态的可视化展示与远程控制，提升运行效率与安全性。在监控系统中，常用到SCADA（SupervisoryControlandDataAcquisition）技术，通过数据采集、处理与展示，实现对电网运行的实时控制与预警。近年来，随着物联网（IoT）和边缘计算技术的发展，电力系统监控系统逐步向智能化、分布式方向演进，提升了系统的响应速度与数据处理能力。例如，某省级电网在实施智能监控后，故障定位时间缩短了40%，运维效率显著提高。5.2电力系统调度与优化电力系统调度是通过优化发电、输电、配电等环节的资源配置，实现电网运行的经济性与稳定性。常用的调度优化方法包括基于动态规划的优化算法、遗传算法和粒子群优化算法，用于解决多目标调度问题。在调度系统中，智能电网调度中心（SGSC）通过实时数据整合与预测模型，实现对电力供需的精准调控。电力系统调度优化还涉及负荷预测、储能调度与新能源并网等关键技术，提升了电网的灵活运行能力。某地区在实施智能调度系统后，年调度成本降低15%，新能源消纳能力提升20%。5.3电力系统保护与稳定控制电力系统保护是通过设置各种继电保护装置，实现对电网故障的快速响应与隔离，防止故障扩大。常见的继电保护包括距离保护、差动保护、过流保护等，这些保护装置依据IEEEC37.118标准进行设计。在稳定控制方面，采用自动电压控制（AVC）和频率调节装置，确保电网在扰动后能够快速恢复稳定运行。电力系统稳定控制技术包括功角稳定控制、电压稳定控制等，是保障电网安全运行的重要手段。例如，某省级电网在实施稳定控制后，系统频率波动范围缩小至±0.2Hz以内，故障恢复时间缩短了30%。5.4电力系统安全与可靠性保障电力系统安全与可靠性保障是确保电网稳定运行的核心目标，涉及设备防雷、防污闪、防短路等多方面措施。采用基于IEC61850的智能终端与通信协议，实现设备间的互联与信息共享，提升系统的整体可靠性。在安全防护方面，电力系统采用多层次防护策略，包括物理层、网络层和应用层的安全防护措施。电力系统安全防护还涉及网络安全管理，如采用加密通信、访问控制和入侵检测技术，防止非法入侵与数据泄露。某电力公司通过实施安全防护体系，实现了电网运行的零事故记录，设备故障率下降了45%。第6章电力系统自动化技术标准与规范6.1国家与行业标准概述电力系统自动化技术标准是保障电力系统安全、稳定、高效运行的重要依据，主要由国家电力监管机构和行业主管部门制定，如《电力系统自动化技术规范》（GB/T2881—2015）和《电力系统自动化设备技术规范》（GB/T2882—2015）等，这些标准明确了自动化系统的基本要求和性能指标。标准体系涵盖从设备选型、系统设计、运行维护到故障处理等多个环节，确保各环节符合统一的技术要求和操作规范，例如《电力系统自动化技术导则》（DL/T1012—2016）中对自动化系统分层结构、通信协议、数据采集与监控（SCADA）等关键技术进行了详细规定。为适应电力系统快速发展，国家不断更新标准，如2020年发布的《智能电网技术导则》（GB/T36266—2018），强调了智能化、数字化、云化等发展趋势，推动自动化技术向更高层次演进。企业应结合自身技术条件和实际需求，遵循国家和行业标准，同时参考国内外先进经验，确保自动化系统在安全、可靠、经济、环保等方面达到最优水平。例如，国家电网公司发布的《电力系统自动化技术导则》中，对自动化系统的可靠性、实时性、可扩展性等提出了具体要求，强调系统应具备良好的容错能力和数据备份机制。6.2电力系统自动化技术标准体系电力系统自动化标准体系分为基础标准、技术标准、应用标准和管理标准四个层次，其中基础标准包括术语、定义、符号等，技术标准涵盖系统架构、通信协议、数据接口等，应用标准涉及具体场景下的技术要求，管理标准则涉及运维、测试、验收等管理流程。标准体系遵循“统一架构、分层管理、模块化设计”的原则，确保各层级标准之间相互兼容，如《电力系统自动化技术导则》（DL/T1012—2016）中明确要求自动化系统应采用分层分布式架构，实现数据采集、控制、监控、分析等功能的合理划分。为提升系统兼容性，标准体系中强调通信协议的标准化，如IEC60870-5-101（SCADA通信协议）和IEC60870-5-104（IEC60870-5-104）等国际标准，确保不同厂家设备之间的互联互通。同时，标准体系还规定了自动化系统的性能指标，如响应时间、数据传输延迟、系统可用性等，以确保系统在复杂工况下稳定运行。例如，国家电网公司《电力系统自动化技术导则》中规定，自动化系统应满足99.99%的可用性，数据采集误差应小于0.1%，系统应具备多级冗余设计，以应对突发故障。6.3电力系统自动化技术规范要求电力系统自动化技术规范要求包括系统架构、通信协议、数据采集、控制逻辑、安全防护、性能指标等，其中系统架构应采用分层分布式设计，包括数据采集层、控制层、管理层，确保各层之间数据传输的实时性和可靠性。通信协议需符合国家和行业标准，如IEC60870-5-101和IEC60870-5-104，确保不同设备之间的数据交换符合统一规范，避免通信错误和数据丢失。数据采集与监控（SCADA）系统应具备高精度、高实时性，数据采集频率应不低于10秒/次，数据传输延迟应小于500ms，以满足电力系统实时控制需求。控制逻辑应遵循“分层控制、分级管理”原则，确保各层级控制逻辑独立且互不干扰，例如主站系统应具备远程控制、故障诊断、自适应调节等功能。安全防护方面，应采用多层次防护机制，包括物理安全、网络安全、数据安全和应用安全，确保系统免受外部攻击和内部故障影响，如采用加密通信、访问控制、审计日志等措施。6.4电力系统自动化技术实施与验收电力系统自动化技术实施需遵循“设计、采购、安装、调试、运行”全过程管理，其中设计阶段应依据标准要求进行系统架构设计，确保系统符合性能指标和安全要求。采购阶段应选择符合国家标准的设备，如PLC、变频器、传感器等，确保设备性能、精度、稳定性满足自动化系统需求，同时具备良好的兼容性和扩展性。安装调试阶段应严格按照技术规范进行，包括设备安装位置、接线方式、通信参数设置等，确保系统正常运行。运行阶段应建立完善的监控与报警机制，实时监测系统运行状态，及时发现并处理异常情况，如采用SCADA系统进行实时监控，设置阈值报警，确保系统稳定运行。验收阶段应按照国家和行业标准进行测试与验收，包括功能测试、性能测试、安全测试等，确保系统满足设计要求和用户需求，如通过ISO26262标准进行安全验证，确保系统符合汽车电子安全标准。第7章电力系统自动化改造与升级方案7.1电力系统自动化改造需求分析电力系统自动化改造需求分析需基于系统现状评估，包括设备状态、运行效率、故障率、通信质量等关键指标，以确定改造的必要性和优先级。根据《电力系统自动化技术导则》（GB/T31467-2015），系统分析应采用状态评估模型，结合历史数据与实时监测数据进行综合判断。需要明确改造目标，如提升系统可靠性、优化运行效率、增强故障自愈能力、实现智能化调度等。根据IEEE1547标准，系统改造应遵循“分阶段、分层次”的原则，逐步实现功能升级。需对现有系统进行功能梳理，识别冗余模块、低效环节及潜在风险点，结合电力系统运行规律和负荷特性，制定改造策略。例如，针对变电站自动化系统，需考虑SCADA（SupervisoryControlandDataAcquisition）与EMS（EnergyManagementSystem）的协同优化。需结合电力系统运行负荷、季节性变化、突发事件应对等实际需求，制定差异化改造方案。根据《电力系统自动化技术导则》（GB/T31467-2015），应采用动态分析方法，确保改造方案与系统运行环境匹配。需通过仿真软件（如PSCAD、ETAP）进行系统模拟，验证改造方案的可行性与经济性，确保改造后系统稳定性、安全性和经济性达到预期目标。7.2电力系统自动化改造方案设计改造方案设计应涵盖硬件、软件、通信、安全等多方面，遵循“技术先进、经济合理、安全可靠”的原则。根据《电力系统自动化技术导则》（GB/T31467-2015），应采用模块化设计，便于后期扩展与维护。需明确改造内容，如升级SCADA系统、部署智能终端、优化通信协议、增强网络安全等。根据《电力系统自动化技术导则》（GB/T31467-2015），应优先改造关键环节，如继电保护、自动发电控制（AGC）和调度控制。需设计系统架构，包括主站系统、子站系统、通信网络、终端设备等，确保各部分数据交互顺畅、信息同步及时。根据《电力系统自动化技术导则》（GB/T31467-2015），应采用分层分布式架构，提高系统灵活性与可扩展性。需制定详细的技术参数与性能指标，如通信速率、数据传输延迟、系统响应时间、可靠性指标（如MTBF）等，确保改造后系统满足电力系统运行要求。根据IEEE1547标准，应设置合理的性能阈值，确保系统稳定运行。需考虑系统兼容性与可集成性，确保新旧系统能无缝对接，避免因系统割裂导致的运行风险。根据《电力系统自动化技术导则》（GB/T31467-2015），应采用标准协议（如IEC61850）实现系统间数据交换。7.3电力系统自动化改造实施步骤改造实施应遵循“规划—设计—部署—测试—验收”五步法。根据《电力系统自动化技术导则》（GB/T31467-2015），应先进行系统评估与方案设计，再进行硬件部署与软件配置。需组织专业团队，包括自动化工程师、通信工程师、安全专家等，确保各环节专业分工明确，协同推进。根据IEEE1547标准，应建立项目管理机制，确保进度与质量双达标。部署阶段需进行系统联调与调试，确保各子系统间数据互通、功能协同。根据《电力系统自动化技术导则》（GB/T31467-2015），应进行多场景模拟测试，验证系统在极端条件下的稳定性。测试阶段需进行性能评估，包括系统响应时间、数据准确性、故障恢复能力等，确保改造后系统满足运行要求。根据IEEE1547标准，应设置性能测试指标，确保系统运行符合标准。验收阶段需由专业机构进行验收，确认系统功能、性能、安全等指标均符合设计要求，并出具验收报告。7.4电力系统自动化改造效果评估改造效果评估应从系统性能、运行效率、安全性、经济性等方面进行量化分析。根据《电力系统自动化技术导则》（GB/T31467-2015），应采用数据分析方法，对比改造前后的关键指标变化。需评估系统运行稳定性，包括故障率、系统可用性、自愈能力等，确保系统在复杂工况下可靠运行。根据IEEE1547标准，应设置系统可用性指标（如Uptime），评估系统运行效率。需评估系统智能化水平，包括数据采集精度、分析能力、决策支持能力等，确保系统具备智能调度与优化能力。根据《电力系统自动化技术导则》（GB/T31467-2015），应设置智能分析指标，评估系统智能化程度。需评估改造经济性，包括投资成本、运维成本、效益提升等，确保改造方案具有良好的经济性。根据IEEE1547标准，应设置成本效益分析模型，评估改造的经济合理性。需通过用户反馈与运行数据持续优化系统，确保改造方案长期有效、持续改进。根据《电力系统自动化技术导则》（GB/T31467-2015），应建立反馈机制，定期评估系统运行效果并进行优化。第8章电力系统自动化技术发展