變電站自動化系統主講人：劉太華

一、變電站自動化系統基本要求★變電站自動化系統應能全面替代常規的二次設備；★變電站微機保護軟硬件配置與站控監控系統相互獨立，又要相互協調；★微機保護裝置、微機測控裝置具有通信接口，如現場總線；★變電站自動化系統的保護功能配置、監控功能的配置、通信功能等，必須★滿足有關的行業標準、運行規范的要求，實現無人值班；★變電站自動化系統的設計必須滿足有關設計規范；★通信網絡應采用總線式網絡，如CAN\Lonwork\工業以太網；網絡協議標準，規約選用標準規約；★變電站自動化系統采用分層分布式的結構；★滿足“四遙”功能和管理功能；★自動化系統具有較高的可靠性和抗干擾能力；★自動化系統可擴展性和適應性好；★系統的標準化程度和開放性能要好；★充分利用數字通信的優勢，實現數據共享；★監控軟件性能必須滿足國家的有關標準；二、變電站通信網絡和系統第3部分：總體要求DL/T860.3-20042004-06-01實施

變電站通信網絡和系統的總體要求05.doc三、變電站自動化系統結構★變電站自動化系統分三層：

間隔設備層

通信網絡層站控監控層三層有機結合，可靠運行，方可構成分層分布式自動化系統，具體結構有以下幾種模式：

模式1:站控監控層設單機系統,通過監控主機同調度端/DCS系統相連。其它智能設備包括：多功能電度表、直流屏、模擬屏等。模式2:站控監控層設單機系統帶通信管理單元,通過通信管理單元同調度端/DCS系統相連，監控主機數據信息直接從間隔設備層獲取。其它智能設備包括：多功能電度表、直流屏、模擬屏等。模式3:通信管理單元作為前置機，監控單元接于通信管理單元，通過通信管理單元同調度端/DCS系統相連。其它智能設備包括：多功能電度表、直流屏、模擬屏等。

模式4:站控監控層設雙機系統,通過監控主機同調度端/DCS系統相連。其它智能設備包括：多功能電度表、直流屏、模擬屏等。模式5:站控監控層設雙機系統帶通信管理單元,通過通信管理單元同調度端/DCS系統相連。其它智能設備包括：多功能電度表、直流屏、模擬屏等。模式6:站控監控層不設監控主機,通過通信管理單元同調度端/DCS系統相連。其它智能設備包括：多功能電度表、直流屏、模擬屏等。模式7:集控站綜合自動化系統結構圖。模式8:調度自動化系統結構圖。模式9：調度自動化結構（通過光纜實現以太網互聯）湖南鏈鋼項目關于結構的幾點說明：其他智能設備一般為RS485/RS232接口，通信協議一般為公司規定，實現系統聯調有一定難度、電子式電度表接口規約有標準，為IEC60870-5-102,選擇供貨商時宜選擇技術力量較強的公司；通信網絡可選擇單網/雙網；向集控站/調度發送信息選擇標準規約；四、變電站自動化的基本功能◆數據采集及處理功能◆控制操作功能◆報警及事件記錄功能◆歷史記錄功能◆顯示打印功能◆保護設備管理功能實現遙控、遙信、遙測、遙調四大基本功能；五、自動化系統幾個專用功能1、小電流接地選線功能原理：零序諧波電流方向自動化系統如何處理，主要有兩種思路：一種思路：微機保護監控裝置獨立計算出諧波電流的大小和方向或者計算零序功率有功方向/無功方向，送向監控主機或通信單元集中比較，實現此功能；另一種思路：選用專用的小電流接地選線裝置，原理較多，需要比較：目前主要有---零序諧波電流方向原理，注入低頻交流信號原理，故障分量原理等；兩種思路各有千秋。關于小電流接地選線零序電流互感器選型問題：是選專用零序電流互感器/普通零序電流互感器？參考：小電流接地故障監測技術050829N.ppt2、變電站電壓無功綜合控制功能：兩種思路：一種在站控監控系統加VQC軟件，一種是選用專用的電壓無功綜合控制裝置（有兩種：集中式，分散式），都必須考慮到如下條件：能自動對變電站的運行方式和運行狀態進行監視并加以識別；對目標電壓、電壓允許偏差范圍、功率因數的上下限能進行靈活的整定；變壓器的分接頭控制和電容器組的投切考慮各種條件的限制；控制命令發出后應能自動檢驗以確定動作是否成功；若不成功，應能做出相應的處理，并具有詳細記錄；對變電站運行狀況具有很強的監測功能如：斷路器的狀態、變壓器分接頭的位置等；CC◆VQC的調節原理：UQ區域1區域2區域3區域7區域9區域8區域4區域5區域6◆電壓無功綜合控制條件和要求基本原則：先投切電容器、再調變壓器變壓器分接頭調整應遵循以下條件和要求多臺變壓器并列運行時必須保證同步調檔；確保有載調壓分級進行，每次只能調一檔，前后兩次調檔應有一定延時；檔位上下應有限位措施；人工閉鎖或主變壓器保護動作時閉鎖調擋；調檔命令發出后要進行效驗，發現拒動、滑檔閉鎖調檔機構變壓器過負荷時應自動閉鎖調壓功能。電容器組的投切操作應滿足以下條件和要求電容器組的投切應實行輪原則，即保證最先投入者最先切除、最先切除者最先投入；電容器組輪換投切應考慮運行方式的影響，當多臺主變壓器既有關聯又有獨立性時，應各自投入本身的電容器；人工投切的電容器組也應參加排隊；變電站低壓側電壓過高或過低應閉鎖電容器的投切；電容器檢修或保護動作應閉鎖投切；電壓、無功綜合控制閉鎖系統發生故障、變電站母線發生故障；變壓器發生故障、變壓器異常運行；補償電容器本身發生故障；變壓器、電容器正常退出運行；每次發出動作命令后進行校驗，出現拒動閉鎖；母線電壓太低時應閉鎖調壓功能；變壓器的檔位已達極限或出現滑檔等；VQC功能的實現利用變電站監控軟件實現；利用集中式的VQC裝置實現；利用公用管理單元實現（如阿爾斯通等）；利用電容器保護監控同VQC管理單元配合實現；電容器保護電容器保護主變壓器擋位VQC管理總線VQC設計對監控系統的要求：◆全面的數據采集（變壓器分接頭的位置、保護裝置的動作信號等）◆適應無人值班◆采樣精度及信號響應速度快◆遙控、遙調的自動返校執行◆數據再處理能力強（對遙信取反等）◆保留手調功能電力系統電壓、無功綜合控制集中控制方式：由調度中心完成；分散控制方式：變電站獨立完成；關聯分散控制：由調度中心和變電站共同完成，實際電力系統無功優化；3、微機防誤裝置微機“五防”包括：防止誤合、誤跳斷路器；防止帶負荷拉合隔離開關；防止帶電掛接地；防止帶接地線合隔離開關；防止人員誤入帶電間隔等五個方面。其基本原理如下：五防計算機（防誤軟件）多功能適配器電腦鑰匙電編碼鎖開關編碼鎖掛式編碼鎖斷路器、電動操作合隔離開關、電動操作接地開關斷路器（閉鎖KK把手）隔離開關、接地開關、接地線、網門、柜門等操作機構多功能適配器：存儲五防計算機中的關鍵數據，當機算機軟件遭破壞時，可以訊速恢復防誤系統；五防計算機：運行微機防誤軟件；電編碼鎖：電腦鑰匙用于在操作過程中接收五防計算機發出的操作票，然后，按照操作票的內容依次對編碼鎖進行開鎖操作；電編碼鎖：電編碼鎖用于斷路器、電動隔離開關和接地開關的閉鎖；電編碼鎖的工作原理：當電編碼鎖串入到閉鎖設備的分合閘電氣操作回路時，在電氣原理上相當于一個動合觸點，由于原來的操作回路被斷開，因此操作前必須通過電腦鑰匙識別電編碼鎖編碼正確后，電腦鑰匙才接通操作回路進行分合閘操作；掛式編碼鎖：掛式編碼鎖適用于隔離開關、接地開關、臨時接地線、網門、柜門等；開關編碼鎖：開關編碼鎖通過鎖住斷路器的“kk”把手實現對斷路器的操作閉鎖。微機防誤裝置閉鎖實現方法設備閉鎖方法斷路器閉鎖采用電編碼鎖采用開關編碼鎖臨時接地線閉鎖線路側驗電用于合線路側接地刀閘時需要驗明對側無電后方允許操作；4、微機防誤系統同自動化系統接口主要有兩種方案：獨立體系運行；融入變電站自動化系統監控軟件；4、變電站自動化系統微機防誤變電站自動化系統的微機防誤，主要是在監控軟件實現防誤；要實現完整的防誤，要求變電站自動化系統監控軟件必須具有網絡拓撲高級模塊和防誤規則庫（知識經驗庫）。基于網絡拓撲結構和防誤規則庫，可以生成操作票，實現模擬預演；如防誤規則如“若出線掛地線，則禁止合閘”;“若出線掛試驗牌,則禁止合閘”等;5.變電站自動化系統具有微機五防功能,后,是否需要專用的微機五防裝置?有兩種處理思路:對于有人值班的變電所,在經濟條件允許的條件下,可以單獨設立;對于無人值班的變電所,無需考慮;6、變電站自動化系統的管理功能在變電站自動化系統應用的過程中，管理人員綜合利用自動化系統的優勢的需求十分明顯：如開關動作次數統計、斷路器開短容量統計，負荷分析等；7、高級分析功能網絡拓撲、最優潮流、短路電流計算、負荷預測、無功優化、網損優化等8、其他功能提供保護定值管理功能提供擾動后記憶（PDR）功能提供電量結算功能（另加）設備管理功能對象錄音功能自動準同期功能六、變電站自動化間隔設備層變電站自動化系統間隔層設備的配置原則對于110kV及以下變電站自動化系統：間隔層：宜選用“四合一”保護監控裝置；110kV線路、主變壓器保護監控宜組柜安裝，35kV/10kV/6kV保護監控裝置宜安裝于開關柜上。220kV及以上變電站自動化系統：間隔層：220kV及以上宜選用保護監控分開裝置；220kV線路、主變壓器保護監控宜組柜安裝，35kV/10kV/6kV保護監控裝置宜安裝于開關柜上；根據DL/T769-2001電力系統微機繼電保護技術導則對使用3-35kV微機保護裝置宜采用廠站自動化一體化單元，即包含：保護、測量、控制、信號為一體的四合一單元；高壓變電所的自動化系統，因保護配置復雜及安全性的要求，保護監控必須分離；七、通信網絡7.1、CAN總線7.1.1特點【1】支持任一種PC機,直接構成分布式綜合自動化系統;【2】符合ISO11898國際標準，CAN2．0PARTA規范;【3】可以多主方式工作，網絡上任意一個接點均可在任意時刻主動向網絡上其它接點發送信息，不分主從,這一特點可以方便地構成多機系統;【4】網絡上接點可分成不同的優先級，滿足不同的實時要求,高優先級的數據最多可在134us內得到傳輸;【5】采用非破壞性總線裁決技術，當兩個接點同時向網絡上傳送傳送信息時，低優先級接點主動停止發送，高優先級接點不受影響地繼續傳輸數據,從而大大的節省總線沖突仲裁時間,尤其在網絡重載的情況下,不會出網絡癱瘓;【6】可以點對點，一點對多點及全局廣播幾種方式傳送接收數據;【7】直接通訊距離最遠可達10KM/5KBPS;【8】通訊速率最高可達1MBPS/40M;【9】網絡接點可達110個;【10】采用短幀結構，每幀有效字節數為八個，傳輸時間短，受干擾概率低，重發時間短;【11】有自動校驗及檢錯措施，保證數據出錯率極低;未檢出的已損報文的剩余錯誤概率為報文出錯率的4.7*/10∧11;【12】采用廉價的雙絞線即可，無特殊要求;【13】接點在嚴重錯誤情況下具有自動關閉總線功能，切斷它與總線的聯系，保證總線上其它接點不受影響

【14】接口電路采用光電隔離，提高抗干擾能力及可靠性【15】CSMA/CD技術【16】主機通訊卡自動完成通訊協議，同主機使用大容量雙端口RAM交換數據，不增加主機負擔7.1.2CAN總線的分層結構遵循ISO/OSI標準模型,分為數據鏈路層和物理層;數據鏈路層邏輯鏈路子層接收濾波超載通知恢復管理媒體訪問控制層數據封裝/拆裝幀編碼(填充/解除填充)媒體訪問管理錯誤監測/出錯標定應答串行化/解除串行化物理層位編碼/解碼位定時/同步(驅動器/接收器特性）故障界定總線故障管理監控器7.2以太網（1）概述以太網（Ethernet）的名稱是由加利福尼亞Xenx公司的Parc研究中心的BobMetcalfe于1973年5月首次提出的。利用以太局域網使許多計算機之間能夠進行通信和信息共享，是計算機應用方面最主要的變化。發展到今天，以太網是使用最廣泛的局域網技術，在所有的網絡連接中，80％都是基于以太網的。（2）擴展性好以太網傳輸速度有10MbpS系統、100MbpS系統及1000MbpS系統；當從10MbpS系統提高至100010MbpS系統時，可以直接互聯，擴展非常容易；（3）可靠性高以太網是一種可靠的網絡系統，它使用的是一種很簡單的，但又很可靠的傳輸機制，這種傳輸機制每天在世界范圍的各個站點之間可靠地傳輸數據。近期以太網技術進步的發展，使其作為工業控制網絡已開始得到應用。（4）成本低以太網技術的廣泛應用產生了一個巨大的而又充滿競爭的以太網市場，并導致了網絡設備價格的進一步下降。市場上有許多價格合理的以太網部件供人挑選。（5）網絡管理已經開發出大量的以太網管理和故障排除工具是以太網被廣泛接受的另一個重要原因。基于標準的管理工具，使網絡管理員能在中心站點管理以太網的所有設備。內嵌在以太網中繼器、交換式集線器和計算機接口中的網絡管理功能提供了強有力的網絡監控和故障排除能力。（6）多播地址和廣播地址多播地址（multicastaddress）允許各站點接收同一個以太網信息幀。網絡軟件可以設置站點的以太網接口以監聽特定的多播地址，這就使一組站點能夠被合并成一個具有特定多播地址的多播組。一個發往這個多播地址的包就能夠被該組中所有的站點接收。多播地址的一個特例是廣播地址（broadcastaddress）。（7）CSMA/CD協議CSMA/CD協議工作起來有點象在黑屋子里舉行的晚餐會，參加者只能互相聽到別人的聲音。桌旁的每個人在說話前必須先傾聽，以便等到一段安靜的時間（載波偵聽）。一旦出現安靜的時間，則每個人都有平等的機會話（多重訪問）。如果兩個人在同一時刻開始說話，他們就會發現這一情況，并停止講話（沖突檢測）。（8）沖突如果不止一個站點同時在以太網信道上傳輸數據，信號就會發生沖突。沖突是以太網中很普通的事件，它只表示CSMA/CD協議按設計在正常地工作著，但沖突會很快地被解決。例如，在一個典型的10MbpS以太網上，CSMA/CD協議的設計保證了大部分沖突都可在微秒即百萬分之一秒內被解決，以太網接口回退（等待）幾微秒，然后自動地重新傳送幀。只有在傳送嘗試通至ｕｌ６次連續的沖突后，接口才會最終丟棄以太網幀。這種情況只有在以太網信道過載很長一段時間或網絡癱瘓時才會發生。（9）如何避免沖突以太網具有較高的帶寬，但由于其協議為CSMA/CD方式，故當帶寬占用率過高時可能會引起沖撞而降低通過率。由于這種技術特點，當帶寬占用率低于37％時，可以基本避免沖撞，充分滿足實時要求。

應用層7654321

控制與信息協議

CIP表示層

會話層傳輸層UDPTCP網絡層

IP數據鏈路層以太網媒體訪問控制物理層以太網物理層OSI模型Ethernet/IP模型八、自動化系統有關行業標準

1、遠動設備及系統:性能要求GB/T17463-19982、遠動設備及系統:工作條件電源和電磁兼容性GB/T15153.1-19983、遠動終端通用技術條件DL/T13729-924、地區電網數據采集與監控系統通用技術條件DL/T13730-925、基本遠動任務配套標準DL/T634-1997=IEC60870－5－101:1995

6、電力系統電能累計量傳輸配套標準DL/T719-2000=IEC60870－5－102:19967、繼電保護設備信息接口配套標準DL/T667-1999=IEC60870－5－103:19978、遠動設備及系統：傳輸規約采用標準傳輸協議子集的IEC60870－5－104:2000＝DL/T634.5104-20029、循環式遠動規約CDT:DL451-9110、其他規約u4F、DNP3.0、Moubus等；11、遠動終端通用技術條件DL/T13729-92九、系統檢測報告舉例十、通信協議1、概述隨著現代計算機技術、通信技術和微電子技術的迅速發展，互相滲透和結合，形成了信息技術的革命，其中一個重要的方面是計算機網絡的產生和發展為各行各業提供了廣泛的信息服務，共享計算機網絡的資源，以及在網中交換信息，就需要實現不同系統中的實體的通信，一般說來實體是能發送和接收信息的任何東西，而系統是物理上明顯的物體，它包含一個或多個實體，兩個實體要想成功地通信，它們必須具有同樣的語言，交流什么，怎樣交流及何時交流，都必須遵從有關實體間某種互相都能接受的一些規則，這些規則的集合稱為協議，它可以定義為在兩實體間控制數據交換的規則的集合。由于不同系統中的實體間通信的任務十分復雜，相互不可能作為一整體來處理。一種替代的辦法是使用結構式的設計和實現技術，用分層或層次結構的協議集合，較低級別的，更原始的功能在較低級別的實體上實現，而它們又向較高級別的實體服務。國際標準化組織IS0在1977年建立了一個委員會來專門研究這樣一種體系結構，提出了開放系統互連OSI模型，OSI采用分層的結構化技術，模型共有七層：物理層、數據鏈路層、網絡層、傳輸層、會話層、表示層、應用層。l

物理層：1.提供為建設維護和撤除物理鏈路所需的機械的.電氣的.功能的和規程的特性.2.有關在物理鏈路上傳輸非結構的位流以及故障檢測指示l

數據鏈路層：1.在網絡層實體間提供傳送輸數據的功能和過程。2.提供數據鏈路的流控。3.檢測和較正物理鏈路產生的差錯。l

網絡層：1.控制分組傳送系統的操作，即路由選擇、擁擠控制、網絡互連等功能，它的特性對高層是透明的。2.根據傳送層的要求來選擇服務質量。3.向傳送層報告未恢復的差錯。l傳送層：1.提供建立、維護和拆除傳送連接的功能。2.選擇網絡層提供的最合適的服務。3.在系統之間提供可靠的數據傳送，提供端到端的錯誤恢復和流控制。l

會話層：1.提供兩個進程之間建立、維護和結束會話連接的功能。2.提供交互會話的管理功能，有三種數據流方向的控制模式，即一路交互、兩路交替和兩路同時會話模式l

表示層：1.代表應用進程協商數據表示。2.完成數據轉換、格式化和文本壓縮。

l

應用層：提供OSI用戶服務，例如事務處理程序、文件傳送協議和網絡管理等。協議的關鍵成分是：1.語法（包括數據格式，編碼及信號電平等）2.語義（包括用于協調和差錯處理控制信息）3.定時（包括速度迅配和排序）由于計算機網絡在電力系統行業中深入的應用，從90年代以來，國際電工委員會TC－57技術委員會為適應電力系統(包括EMS,SCADA和配電自動化系統)及其公用事業的需求，以開放系統互連OSI模型為基礎,根據電力系統要求在有限傳輸帶寬下需要特別短的反應時間,滿足實時性要求的特點,采用了增強性能結構模型,這種模型僅用三層(物理層.鏈路層.應用層),制定了一系列遠動傳輸規約的基本標準,統稱IEC60870-5系列標準。這些協議共分5篇：第一篇：傳輸幀格式（IEC60870-5-1標準）第二篇：鏈路傳輸規則（IEC60870-5-2標準）第三篇：應用數據的一般結構（IEC60870-5-3標準）第四篇：應用數據的定義和編碼（IEC60870-5-4標準）第五篇：基本應用功能（IEC60870-5-5標準）IEC60870-5系列涵蓋了各種網絡配置（點對點，多個點對點，多點共線，多點環型，多點星形），各種傳輸模式（平衡式，非平衡式），網絡的主從傳輸模式和網絡的平衡傳輸模式，電力系統需要的應用功能和應用信息，是一個完整的集合，可以適應電力自動化系統中各種網絡配置和各種傳輸模式的需要。為了在兼容的設備之間達到互換的目的，國際電工委員會在IEC60870-5系列標準的基礎上，根據各種應用情況下的不同要求制定了一系列的配套標準。1.IEC60870-5-101基本遠動任務的配套標準（1995年）（通常所說的101規約）2.IEC60870-5-101得到了廣泛應用以后，為適應以太網傳輸，制定了IEC60870-5-104遠動設備與系統（104規約）3.IEC60870-5-103繼電保護設備信息接口配套標準（103規約）。2.CDT、101、104、103四種協議比較：一、不同的通信實體CDT、101、104協議定義的兩個實體是一樣的，它們是電網數據采集與監視控制系統（調度主站）與遠動終端（變電站、配電所）兩個實體之間進行數據交換的所依據的準則。103是在一個變電站內繼電保護設備與監視控制系統（綜合自動化系統）這兩個實體之間進行數據交換所依據的準則,是變電站內的通信網絡和系統的標準。二、分層的結構化技術101、104、103都采用了通信體系分層結構化技術，對物理層、鏈路層、應用層,用戶進程作了大量具體的規定和定義。三、電力通信的國際標準化101、103、104協議的制定更多是為了適應電力系統(包括EMS,SCADA和配電自動化系統)通信國際標準化的統一，這些電力通信標準又遵循了計算機網絡通信的國際標準。3.CDT、101(104)二類協議比較：CDT、101、104同屬遠動傳輸規約1.

CDT規約屬于電力部頒規約：l適用于點對點的網絡拓撲結構，它具有數據傳輸規則簡單，國內應用比較普及。l能夠滿足電網調度安全監控系統對遠動信息的實時性和可靠性的要求：l

傳送的信息容量有限（如：遙信不能多于512個，遙測不能多于256個）。l數據差錯處理的控制方法比較簡單，電網采集數據質量不高。l

通信未采用分層的結構化技術.l不符合國際標準，電力行業與國際接軌存在困難。2.101和104屬于國際電工委員會制定的遠動傳輸規約：l應用面廣，適用于多種網絡拓撲結構(點對點，多個點對點，多點共線，多點環型，多點星形).

l數據傳輸的容量和方式得到了擴展(如：一個應用數據服務單元(遙信數1024個，遙測數量512個),一個站可以有幾個應用數據服務單元)。l能很好地處理數據傳輸差錯檢測和校正，保證了電網數據采集的質量。l

通信采用分層的結構化技術.l

符合國際標準,電力行業與國際接軌容易.3.101和104區別l104是101的應用層與TCP/IP傳輸功能的結合.l104在TCP/IP的框架內,可以運用不同的網絡類型,FR(幀中繼),ATM(異步傳輸模式)和ISDN(綜合服務數據網絡)

通過對規約的產生,發展和演變過程進行分析,我們不難發現，101.104.103是計算機網絡通信與電力通信相結合的產物,它不僅僅是在兼容設備之間達到互換而制定的統一標準，更重要的是體現了我國的電力行業正在加快與國際合作,國際接軌,以此推動電力事業進一步發展的思想.4、遠動接口CDT、101均為串口；104為以太網接口；十一、監控系統指標

1 系統可用＞99.99％ 2 系統平均無故障時間（MTBF） ＞50000小時 2.1.I/O單元平均無故障時間（MTBF） ＞50000小時 2.2.外部設備平均無故障時間（MTBF） ＞50000小時 2.3.各設備單元平均維修保養時間(MTTR) <3.5小時 3.遙測精度電流、電壓，直流測量誤差 1.0％

有功、無功功率誤差1.0％ 頻率精度 0.01HZ4.數據更新時間狀態變化位置≤2s重要遙測量更新 ≤2s 一般遙測量更新≤3s 次要遙測量更新 ≤5s

5.站內時間順序記錄分辨率（SOE）≤2ms 6.畫面調用響應時間 ≤1S 7.畫面實時數據更新周期 1-60S

8.告警產生時間 ＜1S 9.控制命令（遙控）傳送至主站的時間＜1

10.控制命令（遙調）傳送至主站的時間＜1S11.開關量變位傳送至主站的時間 ＜1

12.遙測量越區傳送時間 ＜2

13.遙控正確率 100％ 14.遙信正確率 100％

15.同遠動相連規約 CDT/101/104 16.遠動傳送速度（MODEM速率）300-9600bps17.遠動通訊介質光纖/雙絞線/載波18.監控網 正常情況下 ≤25% 19.負載率

電力系統故障情況下 ≤50% 20.監控站正常情況下 ≤20% CPU負載率 電力系統故障情況下≤40% 21.事故追憶 事故前30s，事故后1min十二、監控系統結構實時數據庫模擬數據庫

歷史數據庫典型操作票管理系統生成數據采集及轉發圖形編輯典型票所用票

操作界面（操作票）歷史數據統計數據綜合分析系統

事件記錄庫一次數據處理二次數據處理運行方式及防誤操作界面（系統告警）數據裝載歷史數據記錄

原始采樣庫

系統定義庫網絡任務管理網絡通信管理遙控操作

操作票檔案庫系統簡介---實時數據庫總體結構系統簡介---實時數據庫結構1.操作系統軟件一般選用WINDOWS系列2.數據庫：開放數據庫，可采用任意一種支持SQL查詢語言的商用數據庫系統；3.選用其他操作系統如：UNIX,Linux;

第十三、變電站自動化系統選型原則