变电站一键顺控(一)
2024-04-28 12:00:09
1
引言
1.1
编写目的
本文件规定了变电站一键顺控改造的目标和范围，明确了变电站一键顺控改 造的系统架构、功能要求、界面要求、交互流程、试验、验收等技术要求。
本文件适用于 35kV~330kV（含）电压等级变电站 2018~2019 年一键顺控改 造。
1.2 术语及定义
一键顺控：变电站倒闸操作的一种操作模式，可实现操作项目软件预制、操
作任务模块式搭建、设备状态自动判别、防误联锁智能校核、操作步骤一键启动、
操作过程自动顺序执行。
一键顺控操作票：存储在变电站中的用于一键顺控的操作序列，包含操作对
象、当前设备态、目标设备态、操作任务名称、操作项目、操作条件、目标状态
等内容，在一键顺控功能投运前应调试验证通过。
一键顺控组合票：由多个一键顺控操作票按序组合而成的操作序列。
双确认：设备远方操作时，至少应有两个非同样原理或非同源指示发生对应
变化，且所有这些指示均已同时发生对应变化，才能确认该设备已操作到位。
主要判据：双确认的多个判断条件中的位置接点、压板状态、当前定值区号
判据。
辅助判据：双确认的多个判断条件中的除位置接点、压板状态、当前定值区
号之外的判据。
当前设备态：一键顺控操作票中的操作对象在操作之前需要满足的初始状
态。
目标设备态：一键顺控操作票中的操作对象在操作之后期望达到的目标状
态。
操作条件：一键顺控指令在执行前必须满足的初始条件，操作条件满足才允
许启动指令执行，操作条件不满足禁止指令执行。
目标状态：一键顺控指令全部执行结束后需要满足的预期状态，目标状态全
满足表示指令执行成功，目标状态未满足表示指令执行失败。
一键顺控：变电站倒闸操作的一种操作模式，可实现操作项目软件预制、操
作任务模块式搭建、设备状态自动判别、防误联锁智能校核、操作步骤一键启动、
操作过程自动顺序执行。
一键顺控操作票：存储在变电站中的用于一键顺控的操作序列，包含操作对
象、当前设备态、目标设备态、操作任务名称、操作项目、操作条件、目标状态
等内容，在一键顺控功能投运前应调试验证通过。
一键顺控组合票：由多个一键顺控操作票按序组合而成的操作序列。
双确认：设备远方操作时，至少应有两个非同样原理或非同源指示发生对应
变化，且所有这些指示均已同时发生对应变化，才能确认该设备已操作到位。
主要判据：双确认的多个判断条件中的位置接点、压板状态、当前定值区号
判据。
辅助判据：双确认的多个判断条件中的除位置接点、压板状态、当前定值区
号之外的判据。
当前设备态：一键顺控操作票中的操作对象在操作之前需要满足的初始状
态。
目标设备态：一键顺控操作票中的操作对象在操作之后期望达到的目标状
态。
操作条件：一键顺控指令在执行前必须满足的初始条件，操作条件满足才允
许启动指令执行，操作条件不满足禁止指令执行。
目标状态：一键顺控指令全部执行结束后需要满足的预期状态，目标状态全
满足表示指令执行成功，目标状态未满足表示指令执行失败。
3.3 双确认改造
3.3.1 断路器
断路器应满足双确认条件，其位置确认应采用“位置遥信+遥测”判据。
位置遥信作为主要判据，采用分/合双位置辅助接点，分相断路器遥信量采
用分相位置辅助接点，其判断逻辑如图1 所示。
3.3.1 断路器
断路器应满足双确认条件，其位置确认应采用“位置遥信+遥测”判据。
位置遥信作为主要判据，采用分/合双位置辅助接点，分相断路器遥信量采
用分相位置辅助接点，其判断逻辑如图1 所示。
遥测量提供辅助判据，采用三相电流或电压。三相电流取自本间隔电流互感
器，电压取自本间隔电压互感器或母线电压互感器。无法采用三相电流和电压时，
应增加三相带电显示装置，采用三相带电显示装置信号作为辅助判据。在特殊情
况下操作时，若辅助判据无法满足，可由人工确认断路器位置无误后选择忽略双
确认判据结果继续一键顺控操作。
断路器位置双确认逻辑如图2 所示。当断路器位置遥信由合变分，且满足“三
相电流由有流变无流、母线电压由有压变无压/母线三相带电显示装置信号由有
电变无电、间隔电压由有压变无压/间隔三相带电显示装置信号由有电变无电”
中的任一条件，则确认断路器已分开。当断路器位置遥信由分变合，且满足“三
器，电压取自本间隔电压互感器或母线电压互感器。无法采用三相电流和电压时，
应增加三相带电显示装置，采用三相带电显示装置信号作为辅助判据。在特殊情
况下操作时，若辅助判据无法满足，可由人工确认断路器位置无误后选择忽略双
确认判据结果继续一键顺控操作。
断路器位置双确认逻辑如图2 所示。当断路器位置遥信由合变分，且满足“三
相电流由有流变无流、母线电压由有压变无压/母线三相带电显示装置信号由有
电变无电、间隔电压由有压变无压/间隔三相带电显示装置信号由有电变无电”
中的任一条件，则确认断路器已分开。当断路器位置遥信由分变合，且满足“三
相电流由无流变有流、母线电压由无压变有压/母线三相带电显示装置信号由无
电变有电、间隔电压由无压变有压/间隔三相带电显示装置信号由无电变有电”
中的任一条件，则确认断路器已合上。电流判据的门槛值可根据额定电流和现场
情况配置为10mA~20mA 之间的数值。
电变有电、间隔电压由无压变有压/间隔三相带电显示装置信号由无电变有电”
中的任一条件，则确认断路器已合上。电流判据的门槛值可根据额定电流和现场
情况配置为10mA~20mA 之间的数值。
4 安全防护要求
（1）改造后的监控系统（包括智能防误系统）应满足《电力监控系统安全
防护规定》（国家发展和改革委员会令2014 年第14 号）、《电力监控系统安全
防护总体方案》等安全防护方案和评估规范（国能安全〔2015〕36 号）的有关
要求；
（2）改造后的监控系统（包括智能防误系统）应满足DL/T 1455 和Q/GDW
1799.1-2013 的有关要求；应支持接入变电站网络安全监测装置；新增主机应采
用安全操作系统，新增软硬件应为通过信息安全测试的合格产品；
（3）一键顺控应对操作用户进行身份标识和鉴别，采用操作人、监护人同
时“口令+指纹或数字证书”双因子验证，确保操作用户身份标识的唯一性；指
纹识别设备应满足GB/T 35735-2017 的有关要求。
（1）改造后的监控系统（包括智能防误系统）应满足《电力监控系统安全
防护规定》（国家发展和改革委员会令2014 年第14 号）、《电力监控系统安全
防护总体方案》等安全防护方案和评估规范（国能安全〔2015〕36 号）的有关
要求；
（2）改造后的监控系统（包括智能防误系统）应满足DL/T 1455 和Q/GDW
1799.1-2013 的有关要求；应支持接入变电站网络安全监测装置；新增主机应采
用安全操作系统，新增软硬件应为通过信息安全测试的合格产品；
（3）一键顺控应对操作用户进行身份标识和鉴别，采用操作人、监护人同
时“口令+指纹或数字证书”双因子验证，确保操作用户身份标识的唯一性；指
纹识别设备应满足GB/T 35735-2017 的有关要求。
5 系统性能
5.1 可用性
（1）年可用率≥99.99%；
（2）运行寿命＞10 年；
（3）控制操作正确率100%；
（4）站控层平均无故障间隔时间（MTBF）≥30000h，间隔层测控子机平
均无故障间隔时间≥ 30000h；
（5）站控层各工作站和服务器的CPU 平均负荷率：正常时（任意30min
内）≤30％，电力系统故障时（10s 内）≤50％；
（6）网络平均负荷率：正常时（任意30min 内）≤20％，电力系统故障时
（10s 内）≤40％。
5.1 可用性
（1）年可用率≥99.99%；
（2）运行寿命＞10 年；
（3）控制操作正确率100%；
（4）站控层平均无故障间隔时间（MTBF）≥30000h，间隔层测控子机平
均无故障间隔时间≥ 30000h；
（5）站控层各工作站和服务器的CPU 平均负荷率：正常时（任意30min
内）≤30％，电力系统故障时（10s 内）≤50％；
（6）网络平均负荷率：正常时（任意30min 内）≤20％，电力系统故障时
（10s 内）≤40％。
5.2 实时性
（1）模拟量越死区传送整定最小值<0.1%（额定值），并逐点可调；
（2）事件顺序记录分辨率（SOE）：间隔层测控子机≤1ms；
（3）遥测变化传输到监控主机的处理时间≤2s；
（4）状态量变位传输到监控主机的处理时间≤1s；
（5）监控主机对遥控命令的处理时间≤2s；
（6）画面整幅调用响应时间：实时画面≤1s，其他画面≤2s；
（7）画面数据刷新时间：≤1s。
（1）模拟量越死区传送整定最小值<0.1%（额定值），并逐点可调；
（2）事件顺序记录分辨率（SOE）：间隔层测控子机≤1ms；
（3）遥测变化传输到监控主机的处理时间≤2s；
（4）状态量变位传输到监控主机的处理时间≤1s；
（5）监控主机对遥控命令的处理时间≤2s；
（6）画面整幅调用响应时间：实时画面≤1s，其他画面≤2s；
（7）画面数据刷新时间：≤1s。
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5 系统性能
5.1 可用性
（1）年可用率≥99.99%；
（2）运行寿命＞10 年；
（3）控制操作正确率100%；
（4）站控层平均无故障间隔时间（MTBF）≥30000h，间隔层测控子机平
均无故障间隔时间≥ 30000h；
（5）站控层各工作站和服务器的CPU 平均负荷率：正常时（任意30min
内）≤30％，电力系统故障时（10s 内）≤50％；
（6）网络平均负荷率：正常时（任意30min 内）≤20％，电力系统故障时
（10s 内）≤40％。
5.2 实时性
（1）模拟量越死区传送整定最小值<0.1%（额定值），并逐点可调；
（2）事件顺序记录分辨率（SOE）：间隔层测控子机≤1ms；
（3）遥测变化传输到监控主机的处理时间≤2s；
（4）状态量变位传输到监控主机的处理时间≤1s；
（5）监控主机对遥控命令的处理时间≤2s；
（6）画面整幅调用响应时间：实时画面≤1s，其他画面≤2s；
（7）画面数据刷新时间：≤1s。
5.3 存储容量
（1）实时数据库容量：模拟量≥50000 点，状态量≥100000 点，遥控≥30000
点，计算量≥2000 点；
（2）历史数据存储容量≥1TB，历史数据存储时间≥2 年。
5 系统性能
5.1 可用性
（1）年可用率≥99.99%；
（2）运行寿命＞10 年；
（3）控制操作正确率100%；
（4）站控层平均无故障间隔时间（MTBF）≥30000h，间隔层测控子机平
均无故障间隔时间≥ 30000h；
（5）站控层各工作站和服务器的CPU 平均负荷率：正常时（任意30min
内）≤30％，电力系统故障时（10s 内）≤50％；
（6）网络平均负荷率：正常时（任意30min 内）≤20％，电力系统故障时
（10s 内）≤40％。
5.2 实时性
（1）模拟量越死区传送整定最小值<0.1%（额定值），并逐点可调；
（2）事件顺序记录分辨率（SOE）：间隔层测控子机≤1ms；
（3）遥测变化传输到监控主机的处理时间≤2s；
（4）状态量变位传输到监控主机的处理时间≤1s；
（5）监控主机对遥控命令的处理时间≤2s；
（6）画面整幅调用响应时间：实时画面≤1s，其他画面≤2s；
（7）画面数据刷新时间：≤1s。
5.3 存储容量
（1）实时数据库容量：模拟量≥50000 点，状态量≥100000 点，遥控≥30000
点，计算量≥2000 点；
（2）历史数据存储容量≥1TB，历史数据存储时间≥2 年。
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