附件3《无人值班变电站站端监控系统技术及功能规范》

国家电网公司无人值班变电站

站端监控系统技术及功能规范

（征求意见稿）

国家电网公司生产技术部

2009年9月

1总则

1.1目的

    为适应公司生产运行精益化管理需要，满足变电站集中监控标准化建设对技术支持体系的需求，按照“统一平台、统一标准、统一设计、统一开发”的原则，基于调度、生产、安监等专业统一操作平台，统一无人值班变电站站端监控系统的技术及功能标准，确保生产运行的安全可靠和经济高效，特制订本规范。

1.2适用范围

本规范适用于国家电网公司新建、扩建、改建的35kV～500kV无人值班变电站监控系统工程。

1.3规范性引用文件

2.1安全性

2.1.1满足《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》和全国电力二次系统安全防护总体框架对变电站监控系统的安全要求；

2.1.2系统具有高度的安全保障特性，能保证数据的安全、信息的安全和具备一定的保密措施；

2.1.3系统具备阻止从外部对系统非法侵入的能力，可以有效地防止以非正常的方式对系统软、硬件设置及各种数据进行更改等操作；

2.1.4系统具有良好的恢复机制,严格控制各种计算机病毒的侵入与扩散，对异常情况或数据崩溃能够及时恢复。

2.2可靠性

2.2.1系统的开发应遵循系统工程的方法，经过充分测试，系统运行稳定可靠，系统平台应选择可靠和安全的版本；

2.2.2系统的重要单元或单元的重要部件应为冗余配置，保证整个系统功能的可靠性不受单个故障的影响；

2.2.3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；

2.2.4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。

2.3开放性

2.3.1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；

2.3.2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；

2.4可扩展性

2.4.1系统应支持功能、容量扩充的在线升级能力，且不受原有设备和操作系统软件的。

2.4.2系统容量可扩充，包括系统节点、I/O接入数量、数据库容量，实现系统整体设计、分步实施要求。

2.4.3系统功能可扩充，可增加新的功能模块，以满足变电站监控与运行管理不断发展的要求。

2.4.4系统应能安全可靠地进行在线升级，并确保系统稳定可靠地不间断运行。

2.5可维护性

2.5.1系统具备图模库一体化技术，方便系统维护人员建模、建库、图表工程化，保证系统数据的同步性和一致性；

2.5.2系统具备简便、易用的维护诊断工具，使系统维护人员可以迅速、准确的确定异常和故障发生的位置和发生的原因；

2.5.3系统产品有完整详细的使用和维护手册。

3系统结构

变电站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。系统必须具有与电力调度数据网连接的能力，能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。

3.1网络配置

    站级监控层网络采用100M及更高速度的以太网。网络结构按分布式开放系统配置，网络拓扑结构灵活。220kV及以上变电站网络应双重化布置，采用两个不同回路的直流电源供电，110kV及以下变电站可以采用单网配置。

间隔级网络的传输速率需满足系统的实时性要求，采用标准的通信协议。网络的抗干扰能力、传输速率及传送距离应满足系统自动化功能要求，新建站宜采用DL/T860标准。    

3.2硬件配置

    变电站监控系统的硬件设备由站控层设备、间隔层设备及网络设备组成。

3.2.1    硬件设备总体要求：

-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。

-硬件系统应配有必要的备品备件及专用维修仪器和工具。

-自动化装置应有明确标识以表明其运行状态。

-软硬件的冗余结构应确保数据可靠，程序安全，且不影响系统工作的实时性，并对间隔层的数据向站控层传输过程中所经过的中间环节的冗余结构强调如下要求：任何一个中间环节的故障，不能中断2个及以上间隔层设备的信息传送。

3.2.2    站控层设备

    站控层设备按功能分后台计算机监控系统、远动通信装置、保护及故障信息管理子站(保信子站)、微机五防系统、GPS对时系统以及公用信息工作站等。硬件设备宜采用嵌入式计算机及无风扇、硬盘等转动部件设计。站控层设备尽可能采用一体化功能设计，如远动通信装置功能与公用信息工作站功能、后台计算机监控系统功能合并设计。在220kV及以上电压等级的变电站，操作系统宜采用安全操作系统，如基于Unix或Linux的安全操作系统。

（1）后台计算机监控系统

- 后台计算机监控系统功能分主机与操作员站功能。

- 主机为站控层数据收集、处理及存储的中心，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。

- 操作员站提供站内自动化系统的人机界面，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，运行人员能够实现全站设备的运行监视和操作控制。

- 110kV及以下变电站宜采用主机、操作员站一体的单机配置，220kV及以上变电站主机应采用双机冗余配置并兼操作员工作站功能。VQC机、五防机、保护工程师站根据运行管理需要，可以考虑各自配置一台计算机，或几个功能合在一台计算机上实现。

（2）保护及故障信息管理子站

在220kV及以上变电站应配置保护及故障信息管理子站（保信子站）。保信子站宜采用嵌入式装置化产品，信息的采集、处理和发送不依赖于后台机。330kV及以上变电站保信子站应采用双机配置，互为热备用工作方式。

（3）远动通信装置

- 220kV及以上变电站的远动通信装置应双机配置，采用互为热备或双主机工作方式。一台设备故障发生切换时，应向各级调度和主机发送切换报警信息。

- 配置宜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。

（4）微机五防系统

- 微机五防系统主要包含五防主机、五防软件、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。

- 在相关防误闭锁的二次回路信号采集比较完善及设备自动化控制程度高的变电站，可以不单独配置五防主机、电脑钥匙及锁具等相关设备，后台系统、测控装置都要完成防误闭锁逻辑处理。

- 在保留锁具与电脑钥匙的监控系统中，五防主机与五防软件可以单独配置，亦可以与监控后台机一体化配置。

（5）GPS对时系统

为故障录波装置、微机保护装置、测控装置和站控层设备等提供统一时间基准的系统。220kV及以上变电站的GPS应采用双源配置。

（6）公用信息工作站

公用信息工作站应组屏，应配置足够数量的通信接口与保护信息收集子站、直流系统、直流绝缘检测装置、直流电池巡检装置、电能量采集装置、微机消谐装置、小电流接地选线装置及消弧线圈自动调谐装置等通信。

3.2.3间隔层设备

在35kV及以下等级的间隔中，除主变部分，间隔层设备建议采用保护测控一体化的四合一装置。其它单元间隔的测控装置宜配置。

单元测控装置应严格按对象配置，按电气单元即线路、变压器、母联、母线设备等对象进行一对一配置，并必须满足电气单元测控容量的需要。单元测控装置的数据要求分别直接传送给主机、远动通信装置。

间隔层的测控装置应面向对象设计，采用统一的硬件平台、软件平台和数据库管理。装置应采用32位及以上CPU和DSP硬件平台，14位及以上高精度模数转换器，宜采用嵌入式实时操作系统（RTOS）。

测控单元应满足以下基本要求：

- 测控单元应是模块化、标准化的结构，易维护和更换方便，且模块宜允许带电插拔；任何一个模块发生故障，应不影响其它模块的正常运行。测控单元应配备诊断、维护、编程接口；

- 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，抗干扰能力能满足变电站运行环境的要求；

- 应保证在接点抖动（单点防抖时间可设置）和存在外部干扰的情况下不误发信号；

- 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，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，不能影响间隔层设备的正常五防闭锁控制操作；

- 间隔层的单元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；

- 测控屏采用冗余的110V或220V直流供电方式，当电压波动范围在20％内时，测控单元应能正常工作；

- 测控单元应能互相通信，实现状态信息共享；

- 测控单元应能记录各种操作命令的源地址、时间；

- 测控单元应能设置所测量间隔的检修状态，检修状态下可设置所有自动化信息不上送各级调度主站。

3.2.4网络设备

网络设备应包括站控层和间隔层网络的通信介质、通信接口、网络交换机、路由器等。

网络介质可采用超五类以上屏蔽双绞线、光纤。通向户外的网络通信介质必须采用铠装光缆，所有户内或户外光缆禁止使用塑料光缆。

监控设备应考虑合理的方式将保护或自动装置等设备通过串口/光纤接入监控系统，接入屏柜应有装设光纤接线盒、配线架等设备，以便配线整齐可靠。

3.3软件配置

3.3.1软件总体要求：

- 操作系统应采用符合国际标准的系统软件，工程扩建、改造时不应要求更换操作系统。

- 建立一种面向用户的、灵活丰富的应用软件设计环境，以利于用户根据应用的需要安全地对应用软件进行补充、修改、移植、生成或剪裁。

- 运行应用软件时应合理使用系统资源（内存），并应避免不断消耗系统资源而导致系统死机。

- 采用方便用户检修和维护的数据库，不应因人为或程序原因造成数据的不正当修改。

- 提供的系统应该考虑变电站的最终规模和软件的扩展和升级。

- 程序和数据在结构上应该是相互的，当系统配置规模扩大时，不需要修改程序和重组软件。

3.3.2软件组成

变电站监控系统的软件应由系统软件，支持软件和应用软件组成。

（1）系统软件包括：成熟的实时操作系统，完整的设备诊断程序，完善的调试、整定、实验软件和实时数据库。

（2）支持软件包括：通用和专用的编译软件及其编程环境，管理软件（如汉化的文字处理软件、通用的制表软件和画面生成软件、数据采集软件等），人机接口软件，通信软件等。

（3）应用软件应满足本系统所配置的全部功能的要求，采用结构式模块化软件，功能软件模块或任务模块应具有一定的完整性、性和良好的实时响应速度。

4SCADA功能

4.1实时数据采集

监控系统通过I/O测控单元或MU装置实时采集模拟量、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。

4.1.1采集信号的类型

采集信号的类型分为模拟量、状态量（开关量）。

-模拟量：包括电流、电压、有功功率、无功功率、频率、功率因数和温度量等。

-状态量（开关量）：包括断路器、隔离开关以及接地开关的位置信号、一次设备的告警信号、继电保护和安全自动装置的动作及告警信号、运行监视信号、变压器调压分接头位置信号等。

4.1.2信号输入方式

-模拟量输入：间隔层测控单元电气量除直流电压、温度通过变送器输入外，其余电气量采用交流采样，输入CT、PT二次值，计算I、U、P、Q、F、COSΦ等。

-状态量（开关量）输入：通过无源接点输入；断路器、隔离开关、接地开关（手车位置）等取双位置接点信号。

-保护信号的输入：重要的保护动作、装置故障信号等通过无源接点输入；其余保护信号通过保护信息采集器通过以太网接口或串口与监控系统相连，或通过保护及故障录波子站上传各类保护信息。

-智能设备接口信号接入：站内智能设备主要包括直流电源系统、交流不停电系统、火灾报警装置、电能计量装置及主要设备在线监测系统等。智能设备的数据通过通信方式进入站控层，经统一处理后进入数据库。

4.2数据处理

I/O数据采集单元对所采集的实时信息进行数字滤波、有效性检查，工程值转换、信号接点抖动消除、刻度计算等加工。从而提供可应用的电流、相电压、有功功率、无功功率，功率因数等各种实时数据，并将这些实时数据带品质描述传送至站控层和各级调度中心。

4.2.1模拟量处理

按扫描周期定时采集数据并进行相应转换、滤波、精度检验及数据库更新等。模拟量输入信号处理应包括数据有效性、正确性判别、越限判断及越限报警、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。

4.2.2状态量处理

按快速扫描方式周期采集输入量、并进行状态检查及数据库更新等。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。

4.3控制与调节功能

控制范围：全站所有断路器、电动隔离开关、电动接地刀闸、主变压器有载调压抽头等与控制运行相关的设备和其他重要设备。

控制方式：应具有手动控制和自动控制两种控制方式，操作遵守唯一性原则。

4.3.1 自动调节控制

自动调节控制，由站内操作员站或远方控制中心设定其是否采用。它可以由运行人员投入/退出，而不影响手动控制功能的正常运行。在自动控制过程中，程序遇到任何软、硬件故障均应输出报警信息，停止控制操作，并保持被控设备的状态。

调节控制操作正常执行或操作异常时均应产生控制操作报告。正常执行的报告内容有：操作前的控制目标值、操作时间及操作内容、操作后的控制目标值。控制操作异常的报告内容有：操作时间、操作内容、引起异常的原因、要否由操作员进行人工处理等。另外，当控制功能被停止或启动时也应产生报告。上述几种报告均应打印输出。

4.3.2 人工操作控制

操作员可对需要控制的电气设备进行控制操作。监控系统应具有操作监护功能，允许监护人员在不同的操作员站上实施监护，避免误操作；当只有一台工作站可用时，操作人员和监护人员可在同一台工作站上进行操作和监护。

操作控制分为四级，优先级别依次降低。

-第一级控制，设备层控制。具有最高优先级的控制权。当操作人员将就地设备的远方/就地切换开关放在就地位置时，将闭锁所有其他控功能，只能进行现场操作。

-第二级控制，间隔层控制。间隔层与站控层控制的切换在间隔层完成。

-第三级控制，站控层控制。该级控制在操作员站上完成，具有监控中心/站内主控层的切换。

-第四级控制，集控层控制，优先级最低。

原则上设备层作为设备检修时的操作手段，间隔层作为后备操作手段。为防止误操作，站控层、集控层控制需采用分步操作，即选择、返校、执行，并在站控层设置操作员、监护员口令及线路代码，以确保操作的安全性和正确性。对任何操作方式，应保证只有在上一次操作步骤完成后，才能进行下一步操作。同一时间只允许一种控制方式有效。

4.4告警处理

远动通信装置具备提供全站事故总或按电压等级的事故总信号给调度/监控中心，并定时复归该信号。

后台监控系统应具有事故报警和预告报警功能。事故报警包括非正常操作引起的断路器跳闸或保护装置发出的动作信号；预告报警包括一般设备变位、状态异常信息、模拟量或温度量越限等。后台监控系统应提供能按报警等级分类检索的简报窗口。

4.4.1 事故报警

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），后台监控系统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。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。

4.4.2 预告报警

预告报警发生时，除不向远方发送信息外，其处理方式与上述事故报警处理相同(音响和提示信息颜色应区别于事故报警)。部分预告信号应具有延时触发功能。

4.4.3 每一测量值

对每一测量值（包括计算量值），可由用户序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。

4.4.4 开关事故

开关事故跳闸到指定次数或开关拉闸到指定次数，应推出报警信息，提示用户检修。

4.4.5 双位置状态

能对一次设备的双位置状态不一致进行告警。

4.5光字牌

监控系统应能提供光字牌画面，便于较直观地查看重要信号的动作情况。光字牌组应能按间隔进行组织、分类，并提供全站重要光字牌。

光字牌可以按重要程度分为重要信号和一般信号，重要信号排列在光字牌的上部，并以不同的颜色区分。光字牌应能通过前景颜色、背景颜色和闪烁方式的变化正确反映信号在动作、复归的状态和信号的确认情况。

4.6事件顺序记录(SOE)

当变电站一次设备出现故障时，将引起继电保护动作、开关跳闸，事件顺序记录功能应将事件过程中各设备动作顺序，带时标记录、存储、显示、打印，生成事件记录报告，供查询。系统保存1年的事件顺序记录条文。事件分辨率：测控单元≤1ms，站控层≤2ms。事件顺序记录应带时标及时送往调度主站。

4.7事故追忆（PDR）

-事故追忆范围为事故前1分钟到事故后2分钟的所有相关的模拟量，采样周期与实时系统采样周期一致，并能自动存储事故前后的必要的电力系统数据和接线方式。

-事故追忆的时间跨度和记录点的时间间隔应能方便设定。

-事故追忆应由定义的事故源起动，也可设置为由人工触发。

-系统可生成事故追忆表，可以实现主接线图重演显示、打印方式输出。

4.8趋势曲线

    监控系统应能接收调度系统或集控系统下发的计划值，在监视画面中同时显示计划值曲线和实时值曲线，给出两者的最大偏离值。

4.9拓扑着色

系统应具有通过网络拓扑来推理设备的带电、停电、接地情况，停电推理根据电源点和开关、刀闸的状态来推理系统中哪些部分带电，哪些部分停电。接地推理则根据地刀、接地线的状态来判断设备接地状态。带电拓扑颜色为设备运行颜色,不同电压设备等级按规定颜色显示，接地颜色用咖啡色, 停电颜色用灰色显示。

4.10 设备挂牌

系统应提供设备各种挂牌功能，当设备进行检修工作时，应对检修设备进行“检修挂牌”，来禁止计算机后台监控系统对该设备进行遥控操作，并能屏蔽该回路的报警，其试验数据应进入“检修库”。当一次设备运行而自动化装置需要进行维护、校验或修改程序时，应采取挂“禁止操作”牌来闭锁计算机监控系统对相关设备进行遥控操作。

监控中心的挂牌标志与变电站后台监控系统的挂牌标志宜自动保持一致。

4.11 系统时钟

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。当时钟失去同步时，应自动告警并记录事件。

4.12 历史数据管理

对于需要长期保存的重要数据将存放在历史数据库中。历史数据库用来保存历史数据、应用软件数据等。历史数据库管理系统应采用成熟商用数据库。系统应是分布式的，标准C语言调用、SQL、X/OPEN的调用级接口(CLI)等。系统应支持所有的数据类型，包括基本的数据类型、声音和图形数据类型、以及用户定义数据类型等。

系统应提供系统管理工具和软件开发工具来进行维护、更新和扩充数据库的使用。

应提供通用数据库，记录周期为1分钟～1小时一次可调。历史数据应能够在线滚动存储1年，无需人工干预。所有的历史数据应能够转存到光盘或磁带等大容量存储设备上作为长期存档。

对于状态量变位、事件、模拟量越限等信息，应按时间顺序分类保存在历史事件库中，保存时间可由用户自定义为几个月、几年等。

4.13 报表管理

监控系统应能生成不同格式的生产运行报表。提供的报表包括：

- 实时值表。

- 正点值表。

- 开关站负荷运行日志表（值班表）。

- 电能量表。

- 事件顺序记录一览表。

- 报警记录一览表。

- 微机保护配置定值一览表。

- 自诊断报告。

- 其他运行需要的报表。

- 输出方式及要求

- 实时及定时显示。

- 召唤打印。

- 生产运行报表应能由用户编辑、修改、定义、增加和减少。

- 报表应使用汉字。

- 报表应按时间顺序存储，报表的保存量应满足运行要求。

4.14 用户界面

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，实现整个系统的监测和控制。

人机界面系统应基于X-Windows和OSF/Motif，能运行于任一种装有X-WindowsMotif的工作站上，所有的交互式操作通过彩色CRT、键盘和鼠标进行。借助于PC上的标准软件，也可以在PC机上显示图形。界面应采用面向对象技术，具备图、模、库一致，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。

人机界面的应用包括：

- 画面编辑和显示功能

- 窗口管理及画面管理功能

- 交互式操作管理

- 画面硬拷贝功能

- 支持汉字和用户自定义符号集

- 权限管理

- 丰富的汉化手段

4.15图形显示

系统应在主控室运行工作站显示器上显示的各种信息应以报告、图形等形式提供给运行人员。

4.15.1画面显示内容

- 全站电气主接线图（若幅面太大时可用漫游和缩放方式）。；

- 分区及单元接线图。

- 实时及历史曲线显示。

- 棒图（电压和负荷监视）。

- 间隔单元及全站报警显示图。

- 监控系统配置及运行工况图。

- 保护配置图。

- 直流系统图。

- 站用电系统图。

- 报告显示（包括报警、事故和常规运行数据）。

- 表格显示（如设备运行参数表、各种报表等）。

- 操作票显示。

- 日历、时间和安全运行天数显示。

4.15.2输出方式及要求

- 电气主接线图中应包括电气量实时值，设备运行状态、潮流方向，断路器、隔离刀闸、地刀位置，“就地/远方”转换开关位置等。

- 画面上显示的文字应为中文。

- 图形和曲线可储存及硬拷贝。

- 用户可生成、制作、修改图形。在一个工作站上制作的图形可送往其它工作站。

- 电压棒图及曲线的时标刻度、采样周期可由用户选择。

- 每幅图形均标注有日历时间。

- 图形中所缺数据可人工置入。

4.16 图形绘制

系统应提供图形编辑工具，用来制作各类图元和辑图形，如系统图、接线图、光字牌图、曲线图、棒图、饼图、报表、五防图等。用户能够在任一台主计算机或人机工作站上均能方便直观的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，并且对画面的生成和修改应能够通过网络广播方式给其他工作站。图形编辑工具具有图模库一体化功能。图形中的设备应能按电压等级和设备状态设置显示颜色和形状。

人机界面符合IEC公共图形交换标准，提供基于XML的支持CIM标准的SVG图形文件的输入和输出。

5自动无功电压控制（VQC）

    变电站电压无功调节功能宜通过与监控系统配套的软件来实现，可根据监控中心或站内操作员设置的电压或无功目标值自动控制无功补偿设备，调节主变分接头，实现电压无功自动控制。

5.1技术标准

应满足《电力系统电压和无功电力技术导则》、《电力系统电压质量和无功电力管理规定》、《并联电容器装置设计技术规程》、《电力网电能损耗计算导则》、《电力网电能损耗管理规定》、《电能质量供电电压允许偏差》、《电业安全工作规程》以及相关变电运行规程等。

5.2功能要求 

-能对主变分接头、电容器、电抗器进行调节

-电压无功自动控制应具有三种模式：闭环（主变分接头和无功补偿设备全部投入自动控制）、半闭环（主变分接头退出自动控制，由操作员手动调节，无功补偿设备自动调节）和开环（电压无功自动控制退出，只作调节指导），可由操作员选择投入或退出。

-运行电压控制目标值应能在线修改，并可根据电压曲线和负荷曲线设定各个时段不同的控制参数。

-能自动适应系统运行方式的改变，并确定相应的控制策略。

-应能实现手动控制/自动控制之间的切换，并把相应的遥信量上传到监控主站。

-电压无功自动控制可对主变分接头和无功补偿设备的调节时间间隔进行设置。

-电压无功自动控制可根据电容器/电抗器的投入次数进行等概率选择控制，并可变压器分接头开关和电容器/电抗器开关的每日动作次数。

-操作员可以从监控中心或当地后台对每台VQC设备（主变、电容器、电抗器）进行启/退操作，来控制某一设备是否参与VQC调节。

-当调节操作有多组电容器、电抗器可以选择时，能根据容量的大小，按指定投切的先后顺序投切设备。

-应有完善的VQC动作纪录可以查询，纪录的内容包括操作的设备对象、性质、操作时的电压和无功、操作时的限值等。

-系统出现异常时应能自动闭锁。当系统输出闭锁时，应提示闭锁原因。

-电压无功自动控制程序模块的异常不能影响监控系统后台的正常工作。

6防误操作

6.1总体要求

变电站监控系统必须提供防误操作闭锁功能，应具有防止误拉、合断路器的提示功能；防止带负荷拉、合刀闸；防止带电挂接地线；防止带地线送电；防止误入带电间隔的功能。监控系统必须具有操作预演功能。

依托全站的信息采集，防误闭锁的逻辑应完整、正确，适应各种运行工况。遥测数据应能作为闭锁的逻辑判断。

对于电动隔离开关，远方及就地操作均应具备闭锁功能，相对应的间隔层设备应输出足够的分/合闸接点及闭锁接点。

系统能根据运行需要在间隔层设备上进行选择对单个对象闭锁/解除闭锁的操作。

具有操作票专家系统，利用计算机实现对倒闸操作票的智能开票及管理功能，能够使用图形开票、手工开票等方式开出完全符合“五防”要求的倒闸操作票，并能对操作票进行修改、打印。

6.2采用监控系统逻辑闭锁防止电气误操作的设备要求

在站控层和间隔层I/O测控单元应具有软件实现全站电气防误操作的功能，该软件对运行人员的电气设备操作步骤进行监测、判断和分析，以确定该操作是否正确。

在站控层无法工作时，间隔层应能实现全站的防误闭锁。

运行人员在设备现场挂、拆接地线时，应在“一次系统接线图”上对应设置、拆除模拟接地线，以保持两者状态一致，模拟接地线应参与闭锁判断。

6.3采用“五防”工作站防止电气误操作的设备要求

计算机监控系统或的五防主机通过通信向电脑钥匙传送操作票，对于手动操作设备，应通过配置机械编码锁完成防误闭锁功能。

-在五防工作站显示一次主接线图及设备当前位置情况，能进行模拟预演及开出操作票。

-具有操作及操作票追忆功能。电脑钥匙应记录在五防工作站上模拟的操作步骤，以及执行操作过程中的实际操作步骤，并对错误的操作步骤做提示标志。

-在五防工作站设置检修状态后，五防工作站上拉合检修设备的操作任务完成时，应自动检查设备状态是否恢复到原始状态。

6.4其他要求

闭锁逻辑应经运行单位确认，闭锁条件应满足初期和最终规模的运行要求。

7程序化控制

在设备控制自动化程度高的变电站，宜实现程序化控制功能。

程序化控制应能对电动设备实现批量控制操作，一个程序化控制任务为一组有关联的多个设备控制操作，操作任务由监控中心或当地后台计算机下发，远动机或间隔层装置完成实现。

功能要求：

-控制过程需要进行防误闭锁判断

-能投退保护软压板

-给出操作过程的失败原因

-支持程控配置的远程在线维护，包括参数上传与下载

-系统能对程控参数完整性进行校核

-每个控制对象同一时刻只允许以一种方式（一个批命令）控制，同时收到两条及以上命令或与预操作命令不一致时，不执行并发“错误”告警。

-为防止程序化控制过程中出现各种异常情况，在操作过程中系统应提供暂停、继续、以及紧急停止、取消操作等中断功能。

-监控后台系统提供程序化控制的预演功能，预演功能过程中作防误判断

8外部接口

8.1与调度系统及监控主站系统的通信

8.1.1调度管理关系及远动信息传输原则

调度管理关系宜根据电力系统概况、调度管理范围划分原则和调度自动化系统现状确定。

远动信息的传输原则宜根据调度管理关系确定。

8.1.2远动系统设备配置

应配置相应的远动通讯设备，220kV及以上变电站应冗余配置。采用嵌入式装置、无硬盘型。

8.1.3远动信息采集

远动信息采取“直采直送”原则，直接从I/O测控装置获取远动信息并向调度端传送。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。

8.1.4远动信息内容

远动信息内容应满足《电力系统调度自动化设计技术规程》、《地区电网调度自动化设计技术规程》和调度系统及监控主站对变电站的监控要求。

8.1.5远动信息传输

    远动通讯设备应能实现与相关调度中心及远方监控中心的数据通信，包括中心/监控中心下发的遥控命令向变电站间隔层设备转发。要求以主、备通道、并按照调度系统及监控主站要求的通信方式进行通信。

8.2与站内保护及智能装置的通信

8.2.1与站内保护装置通信

    监控系统以网络的方式与保护装置或保护信息管理子站连接获取保护信息。

8.2.2与智能装置通信

    对直流系统、UPS系统、火灾报警等智能设备，配置智能型公用接口装置，经过规约转换后通过以太网传送至监控系统主机。

8.2.3通讯规约

    网络通讯规约宜采用DL/T860标准。

8.3与防误闭锁系统的通信

监控系统以网口的方式与其它防误闭锁系统连接进行通信，通信协议宜采用DL/T860标准。

9系统性能指标

9.1系统可用性

无人值班变电站监控系统在完成主要功能的前提下，应满足以下性能要求：

-双机系统年可用率不小于99.98%；

-系统运行寿命大于10年。

9.2系统可靠性

-站控层平均无故障间隔时间（MTBF）≥20000h；

-间隔层测控装置平均无故障间隔时间≥30000h；

-值班设备无异常和非人工干预的情况下，主备节点不应发生自动切换；

-主机及远动通信装置双机自动切换至功能恢复时间≤30s；

9.3信息处理指标

-模拟量测量综合误差：

有功、无功≤0.5%；

电流、电压≤0.2%。

-电网频率测量误差≤0.01Hz；

-站内事件顺序记录分辨率（SOE）≤1ms；

-控制操作正确率100%；

-遥控动作成功率100%；

-模数转换分辨率≥16位＋1位符号位。

9.4系统实时性

-模拟量越死区传送时间（至站控层显示器）≤2s；

-开关量变位传送时间（至站控层显示器）≤1s；

-遥测信息响应时间（从I/O输入端至远动工作站出口）≤2s；

-遥信变化响应时间（从I/O输入端至远动工作站出口）≤1s；

-控制命令从生成到输出的时间≤1s。

-画面整幅调用响应时间：

实时画面≤1s；

其他画面≤2s。

-画面实时数据刷新周期≤3s

-整个系统对时精度误差≤1ms；

9.5系统资源

-各工作站CPU平均负荷率：

正常时（任意30min内）≤20%；

电力系统故障时（10s内）≤40%。

-网络负荷率：

正常时（任意30min内）≤20%；

电力系统故障时（10s内）≤40%。

9.6存贮容量

-实时数据库容量

模拟量：≥2000点；

开关量：≥5000点；

遥控：≥500点；

计算量：≥2000点。

-历史数据库存储容量

历史曲线采样间隔：1～30min，可调；

历史趋势曲线，日报，月报，年报存储时间≥2年

历史趋势曲线≥300条。