国家电网公司标准XXXX-变电站智能化改造技术规范.docx

《国家电网公司标准XXXX-变电站智能化改造技术规范.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《国家电网公司标准XXXX-变电站智能化改造技术规范.docx（19页珍藏版）》请在三一办公上搜索。

1、国家电网公司文件国家电网科20111119号关于印发变电站智能化改造技术规范标准的通知总部各部门、各分部，公司各单位：根据国家电网公司技术标准管理办法规定，变电站智能化改造技术规范已经通过审查，现批准为国家电网公司技术标准并予以印发，自印发之日起实施。附件：QGDW414-2011变电站智能化改造技术规范及编制说明二一一年八月四日主题词：科技 变电站改造 技术规范通知国家电网公司办公厅 2011年8月4日印发Q/GDW4142011ICS29.24029.240P备案号：国家电网公司企业标准Q/GDW4142011变电站智能化改造技术规范Technicalspecificationsforsm

2、artnessupgradeofsubstation2011-08-04发布 2011-08-04实施国家电网公司 发布Q/GDW代替Q/GDW/Z4142010Q/GDW4142011I目 次前言II1 范围12 规范性引用文13 术语和定义14 基本原则15 改造变电站的选择16 技术要求2附录A（规范性附录） 功能单元及系统改造技术要求7编制说明13Q/GDW4142011II前 言本规范以智能变电站技术导则为技术指导，充分吸收了公司智能变电站试点工程设计、建设及运行经验，结合变电站改造特点、安全运行实际需求和最新研究成果而制定。本规范由国家电网公司生产技术部提出并解释。本规范由国家电网

3、公司科技部归口。本规范主要起草单位：浙江省电力公司、山东电力集团公司、河南省电力公司、中国电力科学研究院、国网电力科学研究院。本规范主要起草人： 乐全明、刘有为、黄国方、刘明、逯怀东、王松、王锐、舒治淮、李震宇、王永福、付艳华、张旭、高旭、柳力、刘宇。本规范2010年1月首次发布，2011年5月第一次修订。Q/GDW41420111变电站智能化改造技术规范1 范围本规范规定了变电站智能化改造的基本原则、选择依据和技术要求，适用于110（66）kV及以上电压等级在运变电站智能化改造。2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注

4、日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T2900.15 电工术语 变压器、互感器、调压器和电抗器GB/T2900.50 电工术语 发电、输电及配电 通用术语GB/T2900.57 电工术语 发电、输电和配电 运行DL/T860 变电站通信网络和系统Q/GDW383 智能变电站技术导则Q/GDW441 智能变电站继电保护技术规范电监会5号令 电力系统二次系统安全防护规定3 术语和定义GB/T2900.15、GB/T2900.50、GB/T2900.57、DL/T860和Q/GDW383中确立的术语和定义适用于本规范。4 基本原则4.1 安全可靠原则变电站智能化改造应严

5、格遵循公司安全生产运行相关规程规定的基本原则，有助于提高变电站安全可靠水平。满足变电站二次系统安全防护规定要求。4.2 经济实用原则变电站智能化改造应以提高生产管理效率和电网运营效益为目标，充分发挥资产使用效率和效益，务求经济、实用。4.3 统一标准原则变电站智能化改造应依据本规范，根据不同电压等级变电站智能化改造工程标准化设计规定，统一标准实施。4.4 因地制宜原则变电站智能化改造应综合考虑变电站重要程度、设备寿命、运行环境等实际情况，因地制宜，制定切实可行的实施方案。5 改造变电站的选择综合自动化系统或远方终端单元（RTU）经评估需要进行改造的，方可实施变电站智能化改造。在确立综合自动化系

6、统实施智能化改造的前提下，针对各电压等级，按下列条件先后顺序优先选择实施智能化改造。5.1 110（66）千伏变电站a） 继电保护整体更换；b） 110（66）千伏配电装置整体更换；c） 主变更换。5.2 220千伏变电站a） 继电保护整体或大部分更换；b） 高压侧（H）GIS整体更换；c） 高压侧AIS断路器整体更换；d） 主变更换。5.3 330千伏及以上变电站a） 继电保护整体或大部分更换；b） 全部或局部（H）GIS整体更换；c） 高压侧或中压侧AIS断路器整体更换；d） 主变更换。6 技术要求6.1 总体要求变电站智能化改造应遵循Q/GDW383，实现全站信息数字化、通信平台网络化、

7、信息共享标准化，满足无人值班和集中监控技术要求。改造后的智能化变电站应具备以下基本特征：a） 通信规约及信息模型符合DL/T860标准；b） 信息一体化平台；c） 支持顺序控制；d） 智能组件；e） 状态监测；f） 智能告警及故障综合分析；g） 图模一体化源端维护；h） 支持电网经济运行与优化控制。6.1.1 一次设备要求a） 一次设备本体更换时，宜采用智能设备。220千伏及以上主变压器、（H）GIS等一次设备应随设备更换预置传感器及标准测试接口。b） 一次设备本体不更换时，不同电压等级变电站的智能化改造技术要求见表A.1。安装状态监测传感器不宜拆卸本体结构，传感器应用不应影响一次设备安全可靠

8、运行。c） 状态监测功能应在智能组件中实现设备状态信息数据的存储和预诊断，诊断结果按DL/T860标准上传信息一体化平台，存储数据支持远方调取。6.1.2 智能组件要求a） 智能组件应结构紧凑、功能集成，宜就地布置。现场就地安装时应满足电磁环境、温度、湿度、灰尘、振动等现场运行环境要求。b） 室内主设备和室外110千伏及以下电压等级主设备就地智能组件宜包含保护、测控、计量、智能终端和状态监测等功能。室外220千伏及以上电压等级主设备就地智能组件宜包含本间隔内的测控、智能终端、非电量保护和状态监测等功能。不同电压等级变电站智能组件技术要求见表A.2。c） 智能组件应支持基于DL/T860标准服务

9、，输出基于DL/T860标准模型的数据信息，并支持模型自描述；可支持组播注册协议（GMRP），实现GOOSE和采样值（SV）传输组播报文的网络自动分配；应具备GOOSE和SV传输通信中断告警功能。d） 110（66）千伏电压等级宜采用保护测控一体化装置。当变电站过程层实施数字化改造时，故障录波、网络记录分析仪宜采用一体化设计。6.1.3 网络结构要求a） 过程层网络应按电压等级分别组网。双重化配置的保护及安全自动装置应分别接入不同的过程层网络。b） 过程层网络（含GOOSE网络）传输GOOSE报文：220千伏及以上变电站宜按电压等级配置GOOSE网络，双重化网络宜采用单星形网络；110（66）

10、千伏变电站过程层GOOSE报文采用网络方式传输时，GOOSE网络宜采用单星形网结构。c） 站控层网络（含MMS、GOOSE）传输MMS报文和GOOSE报文：220千伏及以上变电站宜采用双以太网，110（66）千伏变电站宜采用单星形或单环形网络。6.1.4 站控层设备要求a） 站控层信息一体化平台应为变电站内统一的信息平台，应采用开放分层分布式结构，集成操作员站、工程师站、保护及故障信息子站等功能，实现信息共享与功能整合，满足无人值班、调控一体化技术等要求。b） 站控层应实现全站的防误操作闭锁功能。c） 支持顺序控制、设备状态可视化、智能告警、故障综合分析、图模一体化源端维护、电网经济运行与优化

11、控制等高级功能。6.1.5 间隔层设备要求a） 间隔层由保护、测控、计量、录波、相量测量等功能组成，在站控层及其网络失效的情况下，间隔层设备仍能独立工作。b） 保护装置应遵循Q/GDW441相关要求，就地安装，直采直跳。c） 除检修压板外，间隔层装置应采用软压板，并实现远方遥控。d） 当保护、测控装置下放布置于户内组合电器汇控柜时，宜取消汇控柜模拟控制面板，利用测控装置液晶面板实现其功能。6.1.6 过程层设备要求a） 基于智能化需求应用的各型传感器不应影响主设备的安全运行。b） 智能组件柜宜与同一主设备的汇控柜合并，与主设备相关的测量、控制、监测通过网络实现信息共享。6.2 一次设备智能化改

12、造6.2.1 油浸式变压器（含并联电抗器）a） 油浸式变压器本体不更换的智能化改造后，应具备冷却器智能化控制和顶层油温监测等基本功能。330千伏及以上变压器还应具备油中溶解气体、铁芯电流和本体油中含水量等在线监测功能；220千伏变压器还应具备油中溶解气体、铁芯接地电流等在线监测功能。b） 变压器智能组件通信应采用光纤以太网接口，宜采用基于DL/T860服务实现在线监测信息传输及设置。6.2.2 AIS开关设备、（H）GISa） AIS开关设备、（H）GIS应按间隔实施改造，本体不更换的改造可根据实际情况加装在线监测功能。b） 开关设备智能组件通信应采用光纤以太网接口，采用基于DL/T860服务

13、实现在线监测信息传输及设置，可应用GOOSE服务接收保护和控制单元的分合闸信号，传输断路器、隔离开关位置及压力低压闭锁重合闸等信号。6.2.3 互感器a） 当继电保护整体或大部分更换时，互感器可进行数字化采样改造。b） 当采用电子式互感器进行数字化采样时，其性能和可靠性应满足相关技术要求，宜按间隔配置电压互感器。c） 当一个间隔同时配置电流互感器和电压互感器时，电流、电压宜采用组合型合并单元装置进行采样值合并。6.3 智能组件6.3.1 测量功能a） 测量结果应按DL/T860标准建模，应支持DL/T860标准取代服务。b） 如互感器进行了数字化采样改造，测量功能应支持采样值传输标准；合并单元

14、应支持稳态、动态、暂态数据的分别输出。6.3.2 控制功能a） 应按DL/T860标准控制模型（控制对象与位置信息组合）建模，具备紧急操作、全站间隔层防误闭锁功能。可具备断路器同期和无压合闸功能，支持双母线同期电压自动选择。b） 如开关设备进行了网络化控制和数字化测量改造，控制单元应支持DL/T860GOOSE服务网络开关控制。6.3.3 保护功能a） 应按DL/T860标准保护模型及相关功能模型建模，支持DL/T860标准取代服务。b） 如互感器进行了数字化采样改造，保护应按Q/GDW441执行。c） 如开关设备进行了数字化测控改造，保护应按Q/GDW441执行。d） 保护应具备远方投退保护

15、软压板、定值切换等功能。6.3.4 状态监测功能a） 宜具备状态监测功能，实现设备状态信息数字化采集、网络化传输、状态综合分析及可视化展示。b） 状态监测量应按DL/T860标准监测模型建模。6.3.5 计量功能应按DL/T860标准计量模型建模。6.4 监控一体化系统功能6.4.1 监控一体化系统a） 站内应实现信息数据一体化集成，可通过站控层网络直接获取SCADA、继电保护、状态监测、电能量、故障录波、辅助系统等数据。b） 监控一体化系统宜整合变电站自动化系统、一次设备状态监测系统及智能辅助系统，实现全景数据监测与高级应用功能。c） 监控一体化系统应具备根据站内冗余数据对变电站模型和实时数

16、据进行辨识与修正的功能，为调度主站提供准确可靠的数据。6.4.2 顺序控制a） 顺序控制应具备自动生成典型操作流程和自动安全校核功能，在站控层和监控中心均可实现。b） 顺序控制应包含二次软压板远方遥控操作功能。c） 330千伏及以上AIS变电站顺序控制宜具备隔离开关位置自动识别功能。6.4.3 对时系统a） 应具备全站统一的同步对时系统，可采用北斗系统或GPS单向标准授时信号进行时钟校正，优先采用北斗系统，支持卫星时钟与地面时钟互为备用方式。b） 对时系统宜支持SNTP协议，IRIG-B码、秒脉冲输出，并支持各种接口。6.4.4 系统配置工具系统配置工具应独立于智能电子装置（IED），支持导入

17、系统规范描述文件（SSD）和智能电子设备能力描述文件（ICD），对一次系统和IED关联关系、全站IED实例、以及IED之间的交换信息进行配置，完成系统实例化配置，导出全站配置描述文件（SCD）。6.4.5 网络记录分析a） 过程层进行数字化、网络化改造时，220千伏及以上变电站应在故障录波单元中集成网络报文记录分析功能，具备对各种网络报文的实时监视、捕捉、存储、分析和统计功能。b） 网络报文记录分析系统应具备变电站网络通信状态的在线监视和状态评估功能。6.4.6 设备状态可视化基于状态监测功能，实现主要一次设备状态的综合分析，分析结果在站控层实现可视化展示，并可发送到上级系统。6.4.7 智能

18、告警及分析a） 应实现对告警信息进行分类分层、过滤与筛选，为主站提供分层分类的故障告警信息。b） 建立变电站故障信息的逻辑和推理模型，对变电站的运行状态进行在线实时分析和推理，自动报告设备异常并提出故障处理建议。6.4.8 故障信息综合分析在故障情况下可对包括事件顺序记录信号及保护装置、相量测量、故障录波等数据进行数据挖掘和综合分析，自动生成故障初步分析报告。6.4.9 源端维护a） 在变电站利用统一系统配置工具进行配置，生成标准配置文件，包括变电站网络拓扑、IED数据模型及两者之间的联系。b） 变电站主接线、分画面图形，以及图元与模型关联，宜以可升级矢量图形（CIM/G或SVG）格式提供给调

19、度/集控系统。6.4.10 站域控制a） 可利用对站内信息的集中处理、判断，实现站内安全自动控制（如备自投）的协调工作。b） 220千伏及以下变电站可采用变电站监控系统实现小电流接地选线功能。6.4.11 与外部系统交互a） 可与生产管理系统进行信息通信，将变电站内各种数据提供相关系统使用。b） 可与相邻的变电站、发电厂、用户建立信息交互，为变电站接入绿色能源和可控用户提供技术基础。c） 在与外部系统进行信息交互时应满足变电站二次安全防护要求。6.5 辅助系统智能化6.5.1 视频监视应配置图像监视设备，可与安全警卫、火灾报警、消防、环境监测、设备操控、事故处理等协同联动，且满足远传功能。6.

20、5.2 智能巡检可通过固定式或移动式智能巡检系统，定时自动对变电站主设备进行图像与红外测温巡检。6.5.3 安防系统a） 可配置灾害防范、安全防范子系统，应具备变电站重要部位入侵监测、门禁管理、现场视频监控、全站火警监测以及自动告警等功能。b） 告警信号、量测数据宜通过站内监控设备转换为标准模型数据后，接入信息一体化平台，留有与应急指挥信息系统的通信接口。6.5.4 照明系统应采用高效光源和高效率节能灯具。6.5.5 交直流一体化电源系统变电站直流电源需要改造时，站用电源宜一体化设计、一体化配置、一体化监控，采用DL/T860通信标准实现就地和远方监控功能。6.5.6 辅助系统优化控制宜定时检

21、测变电站一二次设备运行温湿度，可具备远程控制空调、风机、加热器等功能。6.5.7 环境监测环境监测应包括保护室、控制室、智能组件柜等设备设施的温度、湿度监测、告警及空调自动控制功能，具备站内降雨、积水自动监测、告警与自动排水控制等功能。附 录 A（规范性附录）功能单元及系统改造技术要求A.1 本体不更换的高压设备智能化改造技术要求本体不更换的高压设备智能化改造技术要求项目参见表A.1。A.2 智能组件技术要求智能组件技术要求项目参见表A.2。表A.2 智能组件技术要求A.3 站控层智能化改造技术要求站控层智能化改造技术要求项目参见表A.3。表A.3 站控层智能化改造技术要求A.4 辅助设施能化

22、改造技术要求辅助设施智能化改造技术要求项目参见表A.4。表A.4 辅助设施智能化改造技术要求本规范用词说明1 为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：1） 表示严格，在正常情况下均应这样做的用词：正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”。2） 表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的用词：正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”；3） 表示有选择，在一定条件下可以这样做的用词，但一般不推荐，采用“可”。2 本规范中指明应按其他有关标准、规范执行的写法为“应符合的规定”或“应按执行”。变电站智能化改造技术规范编 制 说 明Q/GDW4142011目 次一、编制背

23、景15二、编制主要原则15三、与其他标准文件的关系15四、主要工作过程15五、标准结构和内容16六、条文说明16Q/GDW4142011一、编制背景为了更好地完成变电站智能化改造工作，按照“统筹规划、统一标准、试点先行、整体推进”的工作方针，国家电网公司生技部组织编写了变电站智能化改造技术规范，并于2010年1月正式发布为国家电网公司指导性技术文件，标准编号为Q/GDW/Z414-2010，主要用于指导2010年国家电网公司试点阶段变电站的智能化改造。2011年初，国家电网公司组织对3个改造智能变电站和4个新建智能变电站进行了充分的评价工作，总结了7个变电站的工程经验，对第一批智能变电站作了大

24、量详细的技术经济评价。在此基础上，国家电网公司生技部组织专家对Q/GDW/Z414-2010进行了修编。根据试点变电站的应用情况修改和增补了部分技术条款等内容。二、编制主要原则本规范的修订主要依据国家电网公司2010年第一批3个改造智能变电站和4个新建智能变电站的设计、建设、调试和运行经验及相关技术经济评价情况，参考国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定和智能变电站优化集成设计建设指导意见相关技术规定，兼顾在运变电站特点和公司发展需求，突出改造的针对性和可操作性。三、与其他标准文件的关系本规范根据变电站智能化改造技术规范指导性技术文件内容修编。变电站智能化改造技术规范指导性技术文件主要用

25、于指导第一批试点变电站智能化改造工作，包括三个数字化变电站和一批常规变电站，重点在于试行，验证部分技术的可行性、可靠性和经济性。规范修订版则在汲取第一批试点站智能化改造经验的基础上，进行了一些调整，主要用于指导公司后续大规模的变电站智能化改造工作，重点在于可推广性。与第一版指导性技术文件相比，本次修订主要体现在以下几个方面：a） 增加改造变电站的选择条件，明确变电站智能化改造的优先原则b） 明确变电站智能化改造后应具备的基本特征及相应配置要求c） 取消按数字化变电站和常规变电站编写的技术指导方案。d） 修订一次设备、智能组件、站控层高级功能和辅助系统的部分技术条款，相关的附录也作了调整。e）

26、增加和修改部分总体要求，如增加网络结构要求、修改智能组件总体要求等。四、主要工作过程本规范修编过程得到了国家电网公司智能电网部、国调中心、浙江省电力公司、山东电力集团公司、河南省电力公司、中国电科院、国网电科院等部门/单位的大力支持。2010年1月26日，国家电网公司正式颁布企业技术指导文件变电站智能化改造技术规范，编号为Q/GDWZ414-2010。2011年4月，国家电网公司生技部组织专家对Q/GDW/Z414-2010进行了修编工作，形成送审稿。2011年5月9日，公司在北京组织召开了变电站智能化改造技术规范（送审稿）的审查会。审查组对该送审稿进行了认真审议，形成审查意见如下：1） 该规

27、范送审稿格式规范，资料齐全，内容全面，符合审查要求。2） 该规范充分吸收了国家电网公司已投运智能变电站试点工程设计及运行经验，结合最新研究成果，在Q/GDWZ4142010的基础上进行了修订，主要修订内容包括：a） 增加改造变电站的选择条件，明确变电站智能化改造的优先原则。b） 明确变电站智能化改造后应具备的基本特征及相应配置要求。c） 修订了一次设备、智能组件、站控层高级功能和辅助系统的部分技术条款，相关的附录也作了调整。3） 该规范广泛征求了生产、调度、基建、科研、物资、设计、制造等多方面意见，符合工程建设和现场实际运行需求，具有更强的指导性和可操作性。审查组一致同意该规范通过审查，建议编

28、写组尽快根据审查意见和建议进行修改，形成报批稿，报主管部门批准。2011年5月12日，编写组根据专家意见进行修改，形成报批稿。2011年5月30日，国家电网公司正式颁布为企业标准，编号为Q/GDW414-2010。五、标准结构和内容第2章为规范性引用文件。第3章为术语和缩略语说明。第4章为变电站智能化改造的工作原则。第5章规范了变电站智能化改造项目的选择依据。第6章规范了变电站智能化改造的技术要求，重点明确了本体不更换的改造内容和技术要求。附录A为规范性附录，给出了高压设备、智能组件、站控层、辅助设施智能化改造功能明细。六、条文说明1 范围本节规定本规范的适用范围。本规范适用于110（66）k

29、V及以上电压等级在运变电站智能化改造。35kV及以下可参照110（66）kV电压等级执行。2 规范性引用文件本节列出了与本导则内容相关的标准。引用的原则为：对与本导则内容有关的主要GB、DL标准均逐条列出；当没有对应的标准时，则引用国内的一些管理文件和规定和相应的IEC标准。因此，在使用本导则引用标准时，也按上述顺序引用。3 术语和定义4 基本原则重点强调变电站改造不同于新建，应充分考虑改造的特点，保证安全可靠，经济实用。在改造过程中强调标准化设计。根据不同电压等级制定相应的工程标准化设计规定，细化不同情况条件下智能化改造的工程设计技术要求。要因地制宜，结合各地具体情况制定工程实施方案。5 改

30、造变电站的选择原则基本原则：综合自动化系统或远方终端单元（RTU）达到预期寿命，经评估需要进行改造的，是变电站智能化改装的基本条件。优先原则：在基本原则的基础上，针对不同电压等级，按照a）、b）、c）先后次序选择变电站智能化改造项目。6 技术要求6.1 总体要求总体要求规定了改造后智能变电站的基本特征，也是变电站智能化改造的最低配置要求。6.1.1 一次设备要求a） 一次设备本体更换的技术要求。b） 一次设备本体不更换的技术要求。c） 强调状态监测功能应在智能组件中实现设备状态信息数据的存储和预诊断，只上传诊断结果。6.1.2 智能组件要求a） 智能组件应结构紧凑、功能集成，宜就地布置。b）

31、规范室内外不同电压等级智能组件的集成功能。c） 明确智能组件在对DL/T860标准的不同支持程度下的功能要求。d） 规范测控保护一体化要求。6.1.3 网络结构要求a） 明确过程层网络分区与分工。b） 规范过程层网络结构。c） 规范站控层网络结构。6.1.4 站控层要求a） 规范站控层信息一体化平台功能整合与要求。b） 规范站控层防误操作闭锁功能要求。c） 规范站控层基本高级功能。6.1.5 间隔层要求a） 明确站控层设备及网络故障不能影响间隔层功能。b） 明确间隔层设备应采用软压板模式。c） 当保护、测控装置下放布置于户内组合电器汇控柜时，建议取消汇控柜模拟控制面板。d） 要求就地安装的保护

32、应满足现场环境要求。6.1.6 过程层要求a） 要求传感器安装不影响主设备运行。b） 智能组件宜尽量安装在主设备汇控柜内。6.2 一次设备智能化改造6.2.1 油浸式变压器（含并联电抗器）a） 规范油浸式变压器本体不更换的智能化改造后，应具备的功能。b） 规范变压器智能组件通信接口及规约。6.2.2 AIS开关设备、（H）GISa） 规范AIS开关设备、（H）GIS改造实施方式。b） 规范开关设备智能组件通信接口及服务模式要求。6.2.3 互感器a） 明确互感器数字化采样改造的条件。b） 规范互感器数字化改造时的技术要求和配置要求。c） 规范合并单元配置。6.3 智能组件6.3.1 测量功能a

33、） 规范测量结果的DL/T860标准模型，明确应支持DL/T860标准取代服务。b） 规范支持采样值传输标准的情况。6.3.2 控制功能a） 规范控制模型、功能、同期方式、双母线电压选择方式。b） 规范支持DL/T860GOOSE服务的情况。6.3.3 保护功能a） 规范保护信息的DL/T860标准模型，明确应支持DL/T860标准取代服务。b） 规范保护采样值传输方式下的技术条件。c） 规范保护GOOSE跳合闸方式下的技术条件。d） 明确保护应具备远方投退保护软压板、切换定值等功能。6.3.4 状态监测功能a） 规范在线状态监测单元总体要求。b） 规范状态监测量模型。6.3.5 计量功能规范

34、计量模型。6.4 监控一体化系统功能6.4.1 监控一体化系统a） 监控一体化系统信息数据集成规范，以及信息种类要求。b） 强调监控一体化系统的整合功能。6.4.2 顺序控制a） 明确顺序控制应具备自动生成典型操作流程和自动安全校核功能。b） 强调顺序控制应包含二次软压板远方遥控操作功能。c） 规范330千伏及以上AIS变电站顺序控制应具备隔离开关位置识别功能。6.4.3 对时系统a） 规范全站统一同步对时系统。b） 规范对时系统输出接口。6.4.4 系统配置工具规范系统配置工具应独立于智能电子装置（IED），规范配置流程及功能。6.4.5 网络记录分析规范采用网络记录分析的条件与功能。6.4

35、.6 设备状态可视化规范变电站主要一次设备（变压器、断路器等）状态可视化展示。6.4.7 智能告警及分析a） 明确应实现对告警信息进行分类分层、过滤与筛选，b） 明确自动报告设备异常并提出故障处理建议。6.4.8 故障信息综合分析规范故障信息综合分析决策功能。6.4.9 源端维护a） 明确变电站端源端维护功能。b） 规范变电站主接线、分画面图形，以及图元与模型关联，宜以SVG格式提供给调度/集控系统。6.4.10 站域控制明确站用电源备自投和小电流接地选线功能应用场合。6.4.11 与外部系统交互规范与外部系统交互的情况。6.5 辅助系统智能化6.5.1 视频监视规范配置图像监视设备及与其它系统协同联动。6.5.2 智能巡检规范智能巡检系统与功能。6.5.3 安防系统规范安防系统应用范围、信息数据集接口。6.5.4 照明系统明确应采用高效光源和高效率节能灯具。6.5.5 交直流一体化电源系统变电站直流电源需要改造时，明确要求采样站用电源应一体化设计、一体化配置、一体化监控。6.5.6 辅助系统优化控制规范辅助系统功能。6.5.7 环境监测规范环境监测的功能。