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1、通用部分编号：中国南方电网有隈责任公司2022 年04月4.1.6 每套测控（装置）交流电流回路功耗：不大于0.75VA/相（保护）In=lA4.1.7 设备工频耐压交流回路对地交流回路对地2kV/分直流回路对地L5kV/分交流回路对直流回路2kV/分浪涌电压冲击试验5kV 1.2/50|is4.2自动化系统技术性能4.2.1 系统结构4.2.1.1 变电站计算机监控系统由站控层和间隔层两部分组成，并用分层、分布、 开放式网络系统实现连接。本招标技术文件要求投标方按IEC61850（DL/T860）方案投 标。4.2.1.2 系统结构的分布性必须满足系统中任一装置故障或退出都不应影响系 统的正
2、常运行；站控层设备及网络发生故障而停运时，不能影响间隔层的正常运行。4.2.2 网络结构4.2.2.1 监控系统的站控层和主控楼间隔层设备应采用以太网方式组网，高压室 的监控设备宜采用以太网方式组网，也可采用1Mbps及以上传输速率的现场总线组 网，并采用冗余通信网络结构，冗余组网方式宜采用双星型网方式，双网均应同时进 行数据通信，能实现网络无缝切换。继电保护信息系统独立组网，不与监控系统共网 传输。4.2.2.2 应具备合理网络架构和信息处理机制，保证在正常运行状态及事故状态 下均不会出现因为网络负荷过重而导致系统死机或严重影响系统运行速度的情况。4.2.2.3 变电站计算机监控系统必须具有
3、与电力调度数据网连接的能力，按要求 实现站内调度自动化、保护、管理等多种信息的远程传送。4.2.3 硬件设备变电站计算机监控系统的硬件设备由站控层设备、间隔层设备两部分组成。4.2.3.1 硬件设备总体要求：（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。硬件设备必须具备抗强电场、强磁场、静电干扰的能力，并应有防止雷电冲 击和系统过电压措施。(3)硬件系统应配有必要的备品备件及专用维修仪器和工具。(4)自动化装置应有明确标识以表明其运行状态。(5)冗余配置的远动装置、监控后台服务器主机应采用辐射供电方式(具备条件 的宜采用直流供电)，
4、当采用直流供电时，其直流供电电源应分别取自不同段直流母 线；交换机等网络设备采用直流供电电源时，按A、B网应分别采用辐射供电方式。 A、B双网的交换机等网络设备应取自不同段直流母线。(6)后台监控系统宜支持交流或直流电源。4.2.3.2 站控层设备本招标技术文件中所指的站控层设备包括主机/操作员/五防工作站、智能远动机、 打印机等。(1)主机/操作员/五防工作站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。 操作员工作站是站内计算机监控系统的主要人机界面，用于图形及报表显示、事件记 录及报警状态
5、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。主机/操作员/五防工作站采用冗余配置，操作员站与#1主机、五防工作站 与#2主机在计算机硬件上合并设置。主机应选择成熟、稳定的并在国内电力系统有 大量业绩的国内外优质知名品牌产品。主要技术性能：PC服务器处理器：22颗，2.0GHz, 8核内存：216GB DDR-3 ECC 或 DDR-4 ECC硬盘/固态硬盘：2500 GB SAS (10000 rpm)*4；(独立阵列 卡,512MB缓存)RAID：支持 RAID。、1、10、5网卡：10/100/1000M操作系统：符合POSIX和OSF标准的LINUX安全操作
6、系统，且 未停止服务及厂家未发布停服计划每套主机/操作员/五防工作站至少应包括：1台PC服务器，含2个网络接口、2 个串口、1台显示器，1个键盘，1个鼠标、1台音响等。(2)智能远动机智能远动机以信息共享方式与监控系统进行数据交换，实现变电站的数据综合采 集、数据处理、数据统一远方交换等远动通信功能，智能远动机通信接口的配置必须 满足调度、集控对电网运行监视控制的需求。每台智能远动机至少包括：1台工作站(采用嵌入式装置)、10个100M/1000M网 络接口、6个串口、6个远动通信防雷保护器、MODEM 3只等。(3)五防子系统五防子系统主要包含五防软件、电脑钥匙、充电通信控制器、编码锁具等，
7、实现 面向全站设备的综合操作闭锁功能。五防子系统宜与变电站计算机监控系统一体化配 置，五防软件应是变电站计算机监控系统后台软件的一个有机组成部分。五防工作站 与主机/操作员工作站合并配置。(4)打印机网络激光打印机：1台，A3、A4幅面任选，分辨率2600bpi。(5) KVM延长器(选配)监控主机在继电器室组屏安装，键盘、鼠标及显示器放置于监控台上，通过KVM 延长器进行连接。主要技术参数：输入接口： 1路输出接口： 21路有效传输距离：220米支持分辨率：21920*1200音频传输：支持服务器接口类型：PS-2、USB抗压差：发射端使用UPS机柜用电，接收端使用市电时不出现黑屏操作系统：
8、支持LINUX系统(6)插座监控台上布置2个交流防雷插座，技术参数为：额定电流：210A标称放电电流:210kA (8/20M,S)保护电压：W1.4kV插孔数量：25,插孔形式须与设备兼容防雷保护模式：要求采用相线对地(L-PE)、相线对中性线(L-N)、中性线对 地(N-PE)全保护模式4.2.3.3 间隔层设备4.2.3.3.1 测控装置间隔层的测控单元应面向对象设计，采用统一的硬件平台、软件平台和数据库管 理，实现多态数据的统一采集。采用可靠性高、抗干扰强的安全可控嵌入式实时软件 操作系统。测控单元应按电气单元独立配置，母线设备和站用电设备的测控单元应单 独配置。线路测控单元按线路配置
9、；主变测控单元按侧分别配置。应满足以下基本要求：(1)各间隔测控单元的I/O回路数量应满足本间隔信号数量的要求,并预留备用。(2)测控单元应是模块化、标准化的，易维护和更换的。任何一个模块故障(MCU 和电源除外)，应不影响其它模块的正常工作。测控单元应配备诊断、维护、编程接 o(3)测控单元应选用强电I/O模块，能在静电、高频、强磁场干扰的环境中正常 工作而不降低精度和处理能力，抗干扰能力满足变电站运行环境要求。(4)应保证在接点抖动(单点防抖时间可设置)以及存在外部干扰情况下不误发 信号、遥控命令。(5)测控单元应具备断路器合闸同期检测功能和“捕捉”同期功能，并支持通过 监控主机、智能远动
10、机遥控改变同期方式，支持监控主机、智能远动机带同期方式合 闸指令，具备检测PT二次回路断线能力，PT二次回路断线时，不能造成非同期合闸; 间隔层设备的五防闭锁功能应不依赖于站控层设备，当站控层发生故障而停运时(交 换机除外)，不能影响间隔层设备的正常五防闭锁控制操作。测控单元应能实时反映 本间隔一次设备的分、合状态，宜有该电气单元的实时模拟接线状态图。(6)测控单元应具备相互间通信功能，实现状态信息共享和五防联锁功能。测控 单元应能记录各种操作命令的源地址、时间等信息。(7)测控单元应具备记录详细遥信变位和SOE的功能，包括值的变位信息和变 位的时间，每种记录的条数应不少于256条，应具备防存
11、储溢出机制。(8)测控单元控制回路应采用控制操作电源出口回路和出口接点回路两级开放 式抗干扰回路。(9)间隔层设备人机界面友好，装置面板具备LED、液晶、按键，全部菜单支 持中文显示。(10)具有IRIGB对时接口，装置的实时时钟具有掉电不丢失功能。(11)测控单元在进行遥控操作或传动试验时，必须进行密码确认，不允许密码缺 省。(12)如果在测控屏内二次回路布置端子排式光隔，开入动作电压不小于70%额定 值，遥信状态位逻辑“1”，开入电压小于55%额定值，遥信状态位逻辑“0”，持续 时间约300mso(13)测控装置遥信防抖时间设置必须满足保护装置合闸不成功跳闸的全过程，遥 信防抖时间要求可调
12、，出厂默认设置为10ms,宜支持一键式修改防抖时间设置。(14)测控装置同期软压板、同期量测上送监控中心，满足调控一体化远方遥控操 作同期方式选择需求(15)测控装置运维配置应参数统一、功能统一、界面统一和流程统一。测控装置 应具备以下运维配置功能：a)测控装置应开放运维配置参数的液晶修改权限和远程召唤、修改权限。b)测控装置运维配置模型应写入装置能力描述(ICD)文件中。c)测控装置硬接点的信号名称应写入装置能力描述(ICD)文件中。d)硬接点信号名称应在测控装置液晶界面的遥信、遥控、遥测监视菜单中显示。e)测控装置液晶界面应具备独立的运维配置菜单，运维配置菜单下应含且仅含 有一体化运维配置
13、参数，其它配置参数应放置于厂商私有配置菜单下。运维 配置菜单应含有装置参数、同期参数、遥信参数、遥控参数、遥测参数5个 子菜单。4.2.3.3.2 备自投装置备用电源自动投入装置应采用微机型装置，根据一次接线的方式划分如下：分段 断路器备用电源自动投入装置、变压器备用电源自动投入装置、进线备用电源自动投 入装置及桥断路器备用电源自动投入装置。微机型备用电源自动投入装置应满足以下要求：(1)有自检功能，当自检到异常时，应发信号，并有防止误出口措施。(2)具备以太网或RS485接口与监控系统实现通信，规约应采用DL/T667-1999 或DL/T860规约。可以实现SOE的上传以及定值、软压板的召
14、唤与修改等功能。(3)具备自动保存至少10条最新事件顺序记录的功能，并具备掉电不丢失功能, 需要时可重新调出查看。(4)具有IRIGB对时接口，装置的实时时钟具有掉电不丢失功能。(5)应具备就地手动投退和远方遥控投退软压板的功能，并可将软压板状态信号 通过遥信方式上送当地监控后台和调度自动化系统。(6)应具备充电已满和放电的遥信信号，且应上送当地监控后台及调度自动化系 统，宜以硬接点形式输出。小电流接地选线装置独立配置的小电流接地选线装置、与消弧线圈控制器集成的选线装置均应符合本 标准要求。4.2.3.4 网络设备包括网络交换机、规约转换器及网络敷设材料等。(1)网络交换机应满足如下技术要求：
15、a)支持基于VLAN (802.lq)的网络隔离和安全，交换机VLAN配置等可导出导 入；b)支持IEEE802.1p优先级协议；c)支持组播过滤；d)支持端口速率限制和广播风暴限制；e)支持端口配置、状态、统计、多镜像组或组内多观察口输出、安全管理、SNMP v2及以上版本、syslog；f)支持基于端口和VLAN的双向ACL；g)支持SSH管理协议，支持强制口令复杂度设置；h)支持console 口密码保护；i)支持光纤口链路故障管理；j)支持RSTP (注：采用环形网络结构时要求具备此项功能)；k）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）；1）无风扇设计；m）提
16、供完善的异常告警功能，包括失电告警、端口异常等；n）符合 IEEE 1613 Class 2 标准（电力）；o）符合DL/T860.3标准（电力）；P）交换机能在温度介于-40+70C之间、湿度介于10%95%之间的工作 环境长期稳定运行。q）支持采用交换机一体化运维配置系统对交换机进行无差别化管理。操作过程 中各功能菜单间应具备操作互斥闭锁性。通过交换机一体化运维配置系统实 现对交换机设备集中配置、拓扑管理、告警管理及安全管理等具体功能应用。鉴于网络交换机在变电站计算机监控系统网络中的重要地位，且部分投标单位采 用外购网络交换机，因此投标单位在投标时应选择成熟、稳定的并在国内电力系统有 大量
17、业绩的产品，并需提供由国家权威机构出具的该产品的电磁兼容测试报告、电磁 干扰下的性能测试报告、使用环境温度测试报告、性能测试报告。（2）规约转换器计算机监控系统的规约转换器的采用数据通信方式收集各类信息，负责直流电源 系统、交流不停电系统、火灾报警装置及主要设备在线监测系统等子系统的接入，其 容量及接口数量应满足以上所有设备的接入，并留有一定的余度，具备可扩充性以满 足终期要求。规约转换器应能实现双机自动切换功能。（3）协议转换器协议转换器负责将智能远动机RS232串口转换成E1接口，将远动信息通过2M 专线送相关调度。（4）路由器路由器负责将智能远动机RJ45网口转换成E1接口并进行通道切换
18、，将远动信 息通过2M专线送相关调度。（5）温度变送器采用直流供电，将主变本体测得的绕组温度、油温等电阻值转换为420mA或 05V后，接入测控装置。4.2.4 软件系统4.2.4.1 软件总体要求：4.2.4.2 发应遵循软件工程的方法，经过充分测试，程序运行稳定可靠，系 统软件平台应选择可靠和安全的版本；(2)系统应能够隔离故障，切除故障应不影响其它各节点的正常运行，并保证故 障恢复过程快速而平稳；(3)系统应遵循共同的国际或国内标准，以保证不同产品组合一起能可靠地协调 工作；(4)系统使用的全部软件为正版软件，提供全套使用授权。(5)系统应遵循国际标准，满足开放性要求，选用通用的或者标准
19、化的软硬件产 品，包括计算机产品、网络设备、操作系统、网络协议、商用数据库等均遵循国际标 准和电力工业标准。(6)系统应采用开放式体系结构，提供开放式环境，能支持多种硬件平台，支撑 平台应采用国际标准开发，所有功能模块之间的接口标准应统一，支持用户应用软件 程序的开发，保证能和其它系统互联和集成一体，或者很方便的实现与其他系统间的 接口；(7)系统具有良好的可扩展性，可以逐步建设、逐步扩充、逐步升级，以满足电 网监控与运行管理不断发展的要求；(8)系统应具备图模库一体化技术，方便系统维护人员画图、建模、建库，保证 三者数据的同步性和一致性；(9)系统的管理上应采取各种措施防止内部人员对系统软、
20、硬件资源、数据的非 法利用，严格控制各种计算机病毒的侵入与扩散，当入侵发生时系统能及时报告、检 查与处理，系统万一被入侵成功或发生其它情况导致数据服务崩溃时要能有良好的恢 复机制。4.2.4.3 系统软件宜以中间件为系统集成框架，采用开放式体系结构，可分为操 作系统层、支撑平台层和应用层共三个层次(具体产品可根据设计需要和技术的发展, 细分为更多的层次)。(1)操作系统层：主机/操作员站和五防主机的操作系统均应采用符合POSIX和 OSF标准的LINUX操作系统。支撑平台层：是整个体系结构的核心，一般情况可将其分类为集成总线层、 数据总线层、公共服务层等三层，集成总线层提供各公共服务元素、各应
21、用系统以及 第三方软件之间规范化的交互机制，数据总线层为它们提供适当的数据访问服务，公 共服务层为各应用系统实现其应用功能提供各种服务，比如图形界面、告警服务、网 络管理监视等。(3)应用层：为各应用系统实现其应用功能提供各种服务，包括图模库一体化的 图形管理工具、系统管理、报表管理、权限管理、告警服务、数据通信服务、网络管 理监视等。4.2.5 系统性能指标(1)模拟量综合误差1.0%(2)电网频率测量误差+0.005HZ(3)站内事件顺序记录分辨率(SOE)2ms(4)遥测信息响应时间从遥测量越死区至智能远动机向远方调度发出报文的延迟时间4s总召唤时通信装置向远方调度发出报文的延迟时间2s
22、从遥测量越死区至站控层显示的延迟时间2s(5)遥信变化响应时间从遥信变位至智能远动机向远方调度发出报文的延迟时间4s从遥信变位至站控层显示的延迟时间2s(6)从操作员工作站发出操作指令到现场变位信号返回总的时间响应“s(扣除回 路和设备的动作时间)(7)画面实时数据更新周期模拟量99.99%(10)遥测合格率98%(11)事故时遥信年正确动作率99%(12)系统可用率99.9%(13)系统平均故障间隔时间(MTBF)20000h(14)各工作站的CPU平均负荷率：正常时(任意30min内)30%电力系统故障（10s内）50%（15）监控系统网络平均负荷率：正常时（任意30min内）20%电力系
23、统故障（10s内）40%（16） 模数转换分辨率214位（17） 测控装置对时精度10000（20） 开关量输入信号容量32768（21） 开关量输出信号容量1024（22） 主机及智能远动机双机切换时间30s（23） 动态画面响应时间30000h2）监控单元的CPU负荷率：正常时030%；故障时350%。3）交流采样测量误差0.1%4）采样模数转换分辨率5）实时数据扫描周期 I）； 0.5%（P、Q、COSO）其中母线电压14位（带1位符号位）采样周期232点/周波2s6）实时数据循环上送周期5分钟7）模拟量死区整定值99.9%9）开关量输出接点容量：接点闭合容量（不断弧）：8A 250VA
24、C, 5 A 220V DC；接点开断容量：8A 250V AC, 60W 220V DC；输出继电器接点闭合自保持时间：2（）ms 10s可调；开关量输出回路容量应与接点容量匹配。（25） 7间隔层及网络设备的抗干扰能力本标书对应的专用部分目录序号名称编号1220kV常规变电站自动化系统（包括五防系统）2220kV智能变电站自动化系统（包括五防系统）对静电放电 符合GB/T17626-4-24级对辐射电磁场对辐射电磁场符合 GB/T17626-4-33级（网络要求4级）对快速瞬变符合GB/T17626-4-44级对冲击（浪涌）符合GB/T17626-4-53级对电磁感应的传导符合GB/T17
25、626-4-6 3级对工频电磁场 符合GB/T17626-4-85级对脉冲电磁场 符合GB/T17626-4-95级对阻尼振荡磁场 符合GB/T17626-4-10 5级对振荡波符合GB/T17626-4-12 2级（信号端口）（26） 8网络性能指标网络通信负荷率：变电站运行正常时通信负荷率30%； 一次设备发生故障时通 信负荷率W40%。4.3制造工艺的一般要求柜体4.3.1.1 柜内所安装的元器件应有型式试验报告和合格证。装置结构模式由插件组成插 箱或屏柜。装置中的插件应牢固、可靠，可更换。屏柜包括所有安装在屏上的插件、 插箱及单个组件应满足防震要求。插件、插箱应有明显的接地标志。所有元
26、件应排列 整齐，层次分明，便于运行、调试、维修和拆装，并留有足够的空间。4.3.1.2 屏柜下方应设置专用的不与柜体绝缘的接地铜排母线，其截面不得小于100 mm2 （推荐使用40X3mm2）,屏间铜排应方便首尾互连。431.3 柜体防护等级IP30级，选用高强度钢组合结构，并充分考虑散热的要求。用 于安装有风扇设备的柜体必须采用前后网门结构，网孔的大小、位置应满足设备散热 量的要求。集中组屏的交换机及网络安全设备柜体应采用后网门结构，网孔的大小、 位置应满足设备散热量的要求。网络安全设备柜体宜配置理线架。431.4 所有端子的额定值为1000V、10A,压接型阻燃端子。电流回路的端子应能接
27、不小于4mm2的电缆芯线。CT的二次回路应提供标准的试验端子，便于断开或短接 各保护装置的输入与输出回路。一个端子只允许接入一根导线。端子排间应有足够的 绝缘，端子排应根据功能分段排列，并应留有20%的备用端子，直流电源的正负极 不应布置在相邻的端子上。屏内配接线端子采用优质可靠端子。遥信、遥控端子排分 段设置并相互隔开。前后开门柜体结构尺寸为2260x800x600mm,前开门旋转式柜体结构 2260x800x800mm,端子接线位于后门。导线的颜色代号基本上应该与制造厂的标准 一致。柜体颜色在合同签订后由招标方最终决定。引线应该加套，这些套的颜色就作 为相序的代号：交流回路中的相序是：(1
28、)A相黄色(2)B相绿色(3)C相红色(4)中性线淡蓝色在直流回路中：(1) + (正极)棕色(2)(负极)蓝色屏柜均有足够的支撑强度，应提供说明书，以保证能够正确起吊、运输、存放 和安装设备，且应提供地脚螺栓孔。431.6 屏内的顶板上不宜装设照明灯，如装有交流220伏、20瓦的白炽灯，应经专 用交流空气开关手动控制，禁止采用门控开关控制。431.7 屏面应清洁，并涂有一层底漆和两层面漆，以防止在运输、仓储和运行中的腐 蚀和锈蚀。屏与屏的内外应清洁，应无灰尘、划痕及油污识别。431.8 屏上的所有设备均应有铭牌或标签框，以便于识别，铭牌应该固定在屏的表面 或屏内显目的地方，铭牌应该用透明的丙
29、烯酸树脂制成、铭牌为白底，其上为黑色的 粗体字，并用中文标注，铭牌的尺寸：400X60mmo主机服务器组屏安装，屏前、后门及屏项端应有足够的通风孔，屏内具有良 好通风散热性；其它屏柜也应考虑散热功能是否良好。2台监控主机/操作员站及1 台五防工作站合组一面屏，不应影响各主机的正常应用。由厂家负责敷设的网线应整齐，走向合理、布线美观；电子回路4.3.2.1 为了预防外部和/或内部的过电压引起误动作，在电子电路中应该使用金属护 套带屏蔽层的电缆或绞合电缆。4.3.2.2 电子电路和电气回路之间在路径上应该保持合理的间隙。4.3.2.3 电子电路的外部连接应该用连接器进行。1.1.1.1 该用电线槽
30、进行布线，如果采用其他的布线系统则应由招标方审批这种布 线系统。4.3.2.5 为了防止误动作和/或拒动，在屏内应该有消除过电压发生的电路，交流回路 和直流回路都应该有预防外部过电压和电磁干扰或接地的措施。4.3.2.6 每块印刷电路板应该整个涂上漆以防潮气和灰尘侵入。防雷与接地控制室远动屏至通信屏的语音线或RS232等信号线，应在远动屏侧安装标称 放电电流不小于2kA （8/20gs）的相应信号SPD。4.332变电站计算机监控系统与其他系统的通信线（如RS232、RS485等）应在两端 安装标称放电电流不小于2kA （8/2Os）的相应信号SPD。433.3变电站二次系统应采用共用接地方式
31、，接地电阻满足RW2000/I。二次系统的所有屏柜内应设置专用的接地铜排，其截面不得小于100mm2（推 荐使用40X3mm2）,且屏内的接地铜排应就近用不小于50mm2铜导线接到二次接地 铜排上。各种SPD的接地线就近引接至屏内的接地铜排。所有屏柜内设备的金属外壳应可靠接地，屏（柜）的门等活动部分应与屏（柜） 体良好连接。5、功能要求5.1 站控层功能要求监控系统功能在逻辑上形成智能数据中心、智能监视中心、智能控制中心和智能 管理中心。5.1.1 数据采集和处理变电站计算机监控系统应能实现数据采集和处理功能，其数据采集范围必须满足 现地和远方集控中心、调度对电网运行监视、控制的需求，监控系统
32、数据一般分为模 拟量、开关量、电能量以及其它装置的运行数据等。5.1.1.1 信息采集原则（1）监控系统通过I/O测控单元实时采集模拟量、开关量等信息量；通过智能设 备接口接受来自其他智能装置的数据。（2）非数字化变电站的信息采集装置应保持与保护装置的相对独立：配电装置的 断路器、隔离开关、接地开关、操作机构的运行状态均直接由测控单元采用硬接点方 式采集，全站交直流工频电量测量均应采用交流采样方式，凡涉及控制的一次设备位 置信号应按双位置采集，对分相断路器位置信号应采集分相分、合位置信号。（3）宜采用网络通信方式采集继电保护设备、电能计量装置、UPS电源、站用直 流电源、通信设备和机房动力环境
33、等变电站运行设备的运行状态信息、动作报告、保 护装置的复归和投退、定值的设定和修改等信息，并对故障录波的信息实现监视。重 要的保护信号、设备运行状态信息和无法通过通信接口输出的设备运行状态信号和报 警信息等宜采用硬接点的方式采集。5.1.1.2 信息量配置各变电站采集数据要满足供电可靠性、设备可用率、电压合格率、线损、电能电 量等生产管理的要求，做到全方位、实时监控，确保电网、设备安全运行。5.1.2 同步对时监控系统设备应从站内时间同步系统获得授时（对时）信号，保证I/O数据采集单 元的时间同步达到1ms精度要求。站控层设备从时间同步信号扩展装置接受以下标准同步时钟信号之一来满足对 时需求：
34、IRIG-B码（优先）、脉冲信号（空接点、TTL电平）、时间报文（串口）、 以太网对时信号。当时钟失去同步时，应自动告警并记录事件。监控系统站控层设备优先采用SNTP 对时或更高精度的对时方式。5.1.3 监视变电站所有的一次、二次设备的运行状态信号都必须归入监控系统的监视范围， 监控系统设主机/操作员工作站，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，是站内自动化系统的主要人机界面，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，主机
35、和操作员工作站采用双机互为热备的工作方式。5.1.3.1 监控系统应能提供满足现场运行所需要的监视画面，如：电气主接线图、 设备实时运行状态图、动态棒型图、动态曲线、历史曲线等和满足运行管理所需要的 统计表格。5.1.3.2 电气设备的监视画面应具有电网拓扑着色功能。5.1.3.3 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。5.1.3.4 监控信息能根据运行要求进行分类、分层、分级、分流显示和统计。5.1.3.5 电气主接线图的图元、颜色、命名等应符合南方电网一体化电网运行智 能系统技术规范要求。5.1.3.6 监控系统画面上的实时信息(遥测、遥信)的显
36、示应能根据信息的当前品 质状态使用不同的显示颜色。当前品质状态至少包括：(1)采集失败(2)越高限(3)越低限(4)无刷新(在一定的时间内没有收到，时间可设)(5)死数(在一定的时间内数据没变化，时间可设)(6)检修态(7)人工置数5.1.4 报警监控系统应具有对告警信息进行综合分类管理和信号过滤，实现全站信息的分类 告警功能。根据告警信息的级别，实行优先级管理，方便重要告警信息的及时处理， 有助于变电站应对各类突发事件。具备条件的，可根据预先设定的逻辑和推理模型， 对变电站的运行状态进行在线实时分析和推理，自动报告变电站异常并提出故障处理 指导意见。5.1.4.1 告警显示/驱动(1)应可以
37、配置告警的动作、显示、确认方式等行为，报警应采用不同颜色，不 同音响予以区别：a)动作行为包括电笛、电铃、语音、打印、存储、推图、以及是否显示等。b)显示行为，包括告警信息的字体、颜色、背景色、闪烁方式，以及告警确认 前图标、确认后图标，报警确认前后是否闪烁等。c)确认方式包括人工确认、自动确认以及延时自动确认，延时自动确认时间可 配置。除默认告警类型外，对于遥信、遥测告警，应可自定义告警类型。(3)应可按照告警类型，自定告警显示组，可按告警显示组检索、过滤、显示告 警。5.1.4.2 功能要求(1)根据设备的运行状态，应能对设备的运行状态进行分析、统计，触发计时计 次等二次告警功能。自动化后
38、台条件具备时，形成运行报告，提醒巡视人员重点巡视 诸如重负荷、频繁打压等需关注设备。(2)现场告警(SOE、开关变位、保护事件等)发生时，如果技术条件成熟，可 进行故障推理，从而生成故障诊断事件及处理报告，能为事故的快速诊断及故障后处 理等功能提供依据。(3)应具备告警信息分层、分类、分级处理功能，应具备分流功能，便于值班人 员监盘和查询，便于检修调试信息分流显示。可按变电站(间隔)名称、时间段、优 先级、COS (SOE)、未(已)确认、未(已)复归等分类列表。(4)各类告警信息应保存历史记录备查，保存时间一般不少于3年。(5)事故状态方式时，事故报警立即发出音响报警(报警音量可调)，运行工
39、作 站的显示画面上用颜色改变并闪烁表示该设备变位，同时显示红色报警条文，报警条 文可以选择随机打印或召唤打印。(6)事故报警通过手动或自动方式确认，每次确认一次报警，自动确认时间可调。 报警一旦确认，声音、闪光即停止。第一次事故报警发生阶段，允许下一个报警信号 进入，即第二次报警不应覆盖上一次的报警内容。报警装置可在任何时间进行手动试 验，试验信息不予传送、记录。报警处理可以在主计算机上予以定义或退出。事故报 警应有自动推画面功能。(7)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)对每一测量值(包括计算量值)，可由用户序
40、列设置四种规定的运行限值(低 低限、低限、高限、高高限)，分别可以定义作为预告报警和事故报警。四个限值均 设有越/复限死区，以避免实测值处于限值附近频繁报警。遥测越限告警的复归处理 应有动作值和返回值，应支持每一遥测点均能独立设置。以防止告警/复归在“越限 值”附近波动时不断动作。(9)采用DL/T860标准的设备应具备MMS网络通信状态和GOOSE网络通信状 态异常告警。(10) 重复报警不能互相屏蔽，宜具备同一报警内容的当天次数自动统计功能。(11) 应具有报警管理功能，可对报警信息分类(事故报警、预告报警、异常 报警、SOE)记录、存储。可对历史报警信息进行分类(事故报警、预告报警、异常
41、 报警、时段、关键字)检索、查询和打印。5.1.4.3 告警类型根据重要性和对电网运行影响的程度不同，将变电站所有信号分为：事故、异常、 越限、变位、告知五类。级别分别对应为：事故-1级，异常-2级，越限-3级，变位-4 级，告知-5级。本规范各级信号具体含义如下：(1)第1级为事故信号：为电网故障、设备故障等，包括开关跳闸(包含非人工 操作的跳闸)、保护装置动作出口跳合闸、安自装置动作的信号以及影响全站安全运 行的远动业务中断等其他信号。是需实时监控、立即处理的重要信号。(2)第2级为异常信号：为各种反映一、二次设备故障或异常情况的报警信号， 影响设备遥控操作的信号，直接威胁电网安全与设备运
42、行，包括各类设备异常、VQC 闭锁、装置通讯中断等。是需要实时监控、及时处理的重要信号。(3)第3级为越限信号：为反映重要遥测量超出报警上下限区间的信息。重要遥 测量主要有设备有功、无功、电流、电压等。是需实时监控、及时处理的重要信号。(4)第4级为变位信号：为开关类设备正常状态(分、合闸)改变的信息。该类 信息直接反映电网运行方式的改变，是需要实时监控的重要信息。(5)第5级为告知信号：为反映电网设备运行情况、状态监测的一般信息。主要 包括隔离开关、接地刀闸位置信号、主变运行档位，以及设备正常操作时的伴生信号 (如测控装置远方/就地)。该类信号需定期查询。5.1.4.4 告警方式设置(1)告
43、警方式主要采用自动推报警画面、自动推报警窗口、画面闪烁、登录报警 窗口、音响报警等方式。(2)自动推报警画面指运行工作站应能将具体的间隔画面推出置顶，具备推出画 面一键关闭、一键最小化、一键主画面置顶功能，防止推出画面过多影响监盘。(3)自动推报警窗口指运行工作站应能将报警窗口推出置顶，相关报警事项闪烁 示警。(4)画面闪烁指具体的变电站或间隔画面中相应设备、光字牌闪烁示警。(5)登录报警窗口指报警事项登录报警窗口，可按需分层、分类、分级查询。(6)音响报警可分为报警铃音和自动语音两种，应根据报警优先级采用不同音响 予以区别，可根据值班人员需要设置。(7)确认报警可分为手动确认和自动确认两种方
44、式：手动确认需要值班人员点击 设备、光字牌或报警事项进行确认，具备分界面确认及全部确认的功能；自动确认可 根据需要设置一定延时后自动确认，不需要人工干预。(8)事故报警、异常报警应同时设置画面闪烁、登录报警窗口、音响报警方式， 应采用手动方式进行确认，并可同时选配其它报警方式。(9)宜具备对单个告警信号进行屏蔽功能，屏蔽后，该告警信号出现时不再发出 告警声音，但是必须对屏蔽操作进行人员身份认证，记录操作人员、屏蔽时间、恢复 时间等信息。5.1.4.5 应具备工作站(服务器)数据库同步异常发出告警并将告警信息通过远 动装置上送至调度的功能，告警信息级别为2级。5.1.5 人机界面5.1.5.1
45、变电所计算机监控系统应能通过各工作站为运行人员提供灵活方便的 人机联系手段，实现全变电站的监测和控制。5.1.5.2 人机界面的所有交互式操作通过显示器、键盘和鼠标进行。界面应采用 面向对象技术，具备图、模、库一体化技术，生成单线图的同时，自动建立网络模型 和网络库。具备全图形人机界面，画面可以显示来自不同分布节点的数据，所有应用 均采用统一的人机界面，显示和操作手段统一。变电所计算机监控系统图形界面应满 足变电站监控系统的功能可视及操作要求。一次设备图元设计应符合GB/T 4728和 GB/T 20063的相关要求，二次设备图元、标志牌图元等其它图元设计应适应南方电 网运行要求。图形界面中窗
46、口、标注、按钮、菜单等要素应选用符合视觉辨识要求的 颜色进行静态及动态显示，显示应准确、连贯、一致和清晰。图形界面的安全设计应 符合GB/T 284522012的相关要求。5.1.5.3 能根据运行要求对各种参数、日志和时钟进行设置，并按一定权限对模 拟量限值及开关量状态进行修改及投退。5.1.5.4 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。5.1.5.5 监控系统应可在线修改和增减画面上的动态数据，能方便的编辑、修改、 生成画面。5.1.5.6 监控后台运维配置应参数统一、功能统一、界面统一和流程统一。监控 后台一体化运维配置工具均应符合一体化运维配置功能的要求，应具备以下运维配置 功能：(1)监控后台一体化运维配置工具应部署在监控后台，通过“开始一一体化运维 配置工具一监控后台一体化运维配置工具”菜单启动。监控后台登陆、发布配置应进 行权限校验，对无权限用户不允许相应操作。(2)监控后台一体化运维配置工具应能对配置参数进行保存，保存后工具将数据 存储到配置库，且与完整配置工具保持同步更新。在主界面、属性窗口进行配置后未 保存配置的，切换窗口或关闭工具时应弹出对话框提示配置人员进行配置保存。(3)监控后台一体化运维配置工具应具备发布功能