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视、环境监视、在线预警、节能环保监视、设备监视、在线计算、智能告警等各类功能。
b) 稳态监视类功能实现发电、输电、配电、用电各环节的稳态运行监视。
c) 动态监视类功能通过对电网动态数据的监测、统计和分析，实现机组动态运行监视、电网动态运行监视、功率扰动监视、低频振荡监视等。
d) 暂态监视类功能通过对电网暂态数据的监测、统计和分析，实现保护运行监视、安自运行监视、电能质量监视、录波分析监视等。
e) 环境监视类功能通过对电网环境信息的采集、统计和分析，实现气象监视、雷电监视、自然灾害监视、站端视频与环境监视、线路覆冰及微气象监视、绝缘子污秽监视等。
f) 在线预警类功能监测发电、输电、配电、用电各个环节的安全、经济、优质和环保指标，当指标出现异常时，能够第一时间提醒调度运行人员，并自动触发相关分析模块，辅助调度、运行人员通过统一的调度操控台及时进行异常处理，使异常指标尽快恢复正常。
g) 节能环保监视类功能通过对不同发电厂的各类指标数据的监视，实现电网的节能环保运行。 h) 设备监视类功能对一次设备、二次设备（含主站和厂站的二次设备）和通信设备等的状态监测数据进行展现、分析、诊断和评估，实现设备的状态监视。
i) 在线计算类功能通过对电网实时运行状态进行计算、分析，为调度员调度电网和监控人员对电网进行监视控制提供辅助决策支持。
j) 智能告警类功能为各应用提供统一综合的告警信息采集、展示，采用统一的信息描述格式接收和汇总各类告警信息，并根据各自的特征对大量的告警信息进行合理分类和归并处理。
k) 网级系统采集监视的范围至少包括本级及下属省级所辖电网，省级系统采集监视的范围至少包括本级及下属地级所辖电网，地级系统采集监视的范围至少包括本级及下属县级所辖电网。各级系统还应能采集监视与其相关电网的运行状态。
l) 网、省级主站系统应实现火电机组污染物（SO2、CO2、NO2等）排放量及热负荷、机组煤耗等信息的在线监测。 4.1.3.2 控制中心
a) 控制中心提供电网运行调控类功能，包括手动操作、自动控制等各类功能。 b) 手动操作类功能实现对电网运行设备的手动控制调节及参数设置。
c) 自动控制类功能实现自动发电控制、自动电压控制，直流功率控制、交直流协调控制、电网快速控制、计划调整及执行、区域备自投、馈线自动控制等。
d) 自动电压控制功能应实现省地协调控制并达到实用化，并逐步实现网省协调和地县协调。 4.1.4 电力系统运行驾驶舱
a) POC是OS2的顶层应用和人机接口，基于BRP及OCS、OMS的数据和应用支持，提供“一站式”的电力系统运行KPI（关键性能指标）监视和预警、信息挖掘、辅助决策与控制，服务于电网关键运行和领导决策。
b) POC包括智能引擎、驾驶三态应用和人机交互环境等类功能。
c) 智能引擎类功能提供KPI管理、监视及预警，并在KPI预警后为电网的调度操作、事故处理提供智能化的分析手段和处理决策，通过任务导向的方式完成流程化控制任务。
d) 驾驶三态应用类功能包括预驾驶、实时驾驶、驾驶回放等，为驾驶者提供方便、舒适的驾驶环境。
e) 人机交互环境功能提供电网全景专题场景图，实现界面集成与联动并提供Web展示服务和移动终端服务。
f) POC按网、省、地（县）三级模式建设，网省两级独立建设，地县调按地县一体化建设。 4.1.5 镜像测试培训系统
a) MTT包括系统镜像与同步、系统测试仿真和专业培训等类功能。 b) 系统镜像与同步配置与主系统同等的功能模块，提供测试和验证环境，并实现主系统与镜像系统的数据同步。
c) 系统测试仿真为系统功能的二次开发和系统运行维护提供测试环境。 d) 专业培训类功能为调控中心专业人员提供专业培训。
e) MTT网省两级部署，网级应能够实现全网培训，省级应能够实现全省培训，地级主站采用终端接入方式。
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在MTT未实现全网覆盖时，各级主站可以根据需要配置传统DTS和系统功能测试模块。
4.1.6 现有系统
a) 现有的各类自动化系统应视情况在系统达到使用寿命后逐步淘汰或进行改造。 b) 原则上升级改造困难、厂商技术支持匮乏的系统应予淘汰。
c) 其余系统可根据业务需求按OS2标准规范完善建设新的功能模块，并在BRP建成后，将系统通过标准化改造及封装接入BRP，实现与其它业务系统的信息和服务共享。
4.2 厂站通用技术原则 4.2.1 电压等级
f)
500kV、220kV、电压等级选择应按GB/T 156《标准电压》执行，本导则使用以下标准电压：±800kV、
110kV、35kV、20kV和10kV。 4.2.2 站用电
4.2.2.1 站用电母线采用按工作变压器划分的单母线接线，相邻两段工作母线间可配置分段或联络断路器，宜同时供电分列运行，并装设自动投入装置。装置能识别需闭锁自投的故障，以及定值可灵活整定。
4.2.2.2 500kV 变电站的主变压器为两台(组)及以上时，由主变压器低压侧引接的站用工作变压器应为两台，并应装设一台从站外可靠电源引接的专用备用变压器，该电源宜采用专线引接；每台工作变压器的容量应考虑全站的计算用电负荷。专用备用变压器的容量应与最大的工作变压器容量相同。 4.2.2.3 500kV 变电站初期只有一台(组)主变压器时，除由站内引接一台站用变压器外，应再设一台由站外可靠电源引接的站用变压器，该电源宜采用专线引接。
4.2.2.4 110kV 及220kV 变电站宜从主变压器低压侧分别引接两台容量相同、可互为备用、分列运行的站用工作变压器。每台工作变压器按全站计算负荷选择。当变电站只有一台主变压器或只有一条母线时，其中一台站用变压器的电源宜从站外引接。
4.2.2.5 35kV变电站宜根据电源情况，接于35kV进线线路侧、35kV母线。当采用单母线接线，宜接于35kV母线，两路及以上电源进线的变电站可采用两台站用变。 4.2.3 继电保护
4.2.3.1 继电保护的配置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求，并应综合考虑以下几方面：电网的结构特点和运行要求；故障几率和可能造成的后果；国内外运行经验；电网发展和设备的扩展适应性；技术经济合理性。
4.2.3.2 220kV及以上系统双重化配置的线路、变压器和母线保护应采用不同设备供应商的设备。 4.2.3.3 变电站可配置站域或广域保护控制装置。
4.2.3.4 继电保护装置应为微机型，应具有独立性、完整性和成套性，并满足 GB/T 14285、DL/T 478 的要求。
4.2.3.5 110kV及以上系统在48Hz～52Hz频率范围内发生故障时，保护能快速、可靠、有选择性地动作；500kV及以上可能以孤岛方式运行的系统在52Hz～55Hz频率范围内发生故障时，保护能可靠动作。
4.2.3.6 10kV～35kV一次设备采用高压开关柜时，宜采用测控保护一体化装置，并布置在高压开关柜上。
4.2.3.7 继电保护装置所有输出接点应是无源接点。
4.2.3.8 继电保护装置均应具备录波功能，记录保护启动或动作后全过程的所有信息。
4.2.3.9 各电压等级的继电保护装置，应经国家级质量检验测试中心动态模拟试验、电磁兼容试验、绝缘试验、机械性能试验以及型式试验等检验，确认其技术性能指标符合相关国家及行业标准，并满足本导则的相关要求。
4.2.3.10 继电保护装置应具有在线自动监测功能和自复位电路。自动监测功能应符合GB/T 14285的要求。
4.2.3.11 继电保护装置在电压互感器二次回路一相、两相或三相同时断线、失压时，应发告警信号，并闭锁可能误动作的保护。在电流互感器二次回路不正常或断线时，应发告警信号，除母线保护外，允许跳闸。
4.2.3.12 在空载、轻载、满载等各种状态下，在保护范围内发生金属性或非金属性的各种故障（包括单相接地、两相接地、两相不接地短路、三相短路、复杂故障、转换性故障、跨线故障和断线故障等）
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时，保护应能正确动作；系统无故障、发生各种外部故障、功率倒向以及系统操作等情况下保护不应误动。
4.2.3.13 对于可能导致多个断路器同时跳闸的直跳开入，保护装置应采取防止直跳开入的保护误动的措施。
4.2.3.14 继电保护装置在电流互感器暂态过程中以及饱和情况下，应能正确动作。
4.2.3.15 线路差动保护应允许线路两侧采用变比不同的电流互感器。只有在两侧差动压板都处于投入状态时才能动作，两侧压板投退状态不一致时应发告警信号。
4.2.3.16 线路差动保护和信号传输装置应具有数字地址编码，地址编码应按保护装置设置，保护装置自动识别不同通道。线路两侧的保护或信号传输装置应相互交换地址编码，并对地址编码进行校验，校验出错时告警，并闭锁保护。
4.2.3.17 继电保护、故障录波装置、行波测距装置和继电保护信息系统中的嵌入式设备设计生命周期不低于12年。
4.2.3.18 双重化配置的每套保护应分别动作于断路器的一组跳闸线圈。
4.2.3.19 双重化配置的保护装置及其回路之间应完全独立，不应有直接的电气联系（反事故措施要求除外）。双重化保护的电流回路、电压回路、跳闸回路、保护电压切换回路及电源回路和相关电缆引接均应完全独立。
4.2.3.20 在现运行线路π接形成的220kV及以上电压等级线路，若原线路保护不能与新装置配合，按以下原则进行设计：
1 至新线路投产时，现有保护装置运行时间达到8年的，现运行保护装置进行改造；
2 至新线路投产时，现有保护装置运行时间未达到8年，可对现有保护装置进行改造或搬迁。 4.2.4 安全自动装置
4.2.4.1 应根据GB/T 26399《电力系统安全稳定控制技术导则》及DL 755《电力系统安全稳定导则》所规定的要求，设置电网系统稳定运行三道防线，并对各道防线的控制措施进行整体优化协调。 4.2.4.2 电网安全自动装置建设实行统一规划、分层分区、配套建设、局部电网服从全网、低压电网服从高压电网的原则。
4.2.4.3 安全自动装置应具有完善的防误动、防拒动的措施。
4.2.4.4 稳控策略的制定应根据电网运行的实际情况逐年修编并尽可能简化、优化，同时兼顾稳控系统动作可能导致的系统风险及事故事件后果。
4.2.4.5 安全自动装置应为微机型；应能接收站内时间同步系统统一提供的的同步时钟信号；具备录波功能，宜实现远传。
4.2.4.6 安全自动装置所有输出接点应是无源接点。
4.2.4.7 对于双重化配置的安全自动装置，每套装置的电流回路、电压回路、跳闸回路及电源回路和相关电缆引接均应完全独立。
4.2.4.8 稳控装置、220kV及以上安全自动装置应按照调管关系接入相应安自管理主站，110kV安自装置具备条件时应逐步接入地调管理主站。 4.2.5 变电站自动化
4.2.5.1 变电站自动化系统按无人值班设计。
4.2.5.2 变电站自动化系统应采用分层、分布式网络结构，间隔层与站控层采用以太网连接。
4.2.5.3 变电站自动化系统站控层计算机设备的配置应满足变电站（终期规模）运行监视控制的实时性、可靠性要求以及监控系统运行周期内计算机设备及配件的可维护要求，配置的存储容量应能满足所有重要的历史数据保存3年的要求。
4.2.5.4 变电站自动化系统监控主机、远动装置及网络通信接口等应采取冗余配置（一般为两台），以保证系统连续运行的可靠性。
4.2.5.5 换流站自动化系统满足南方电网换流站建设、运行的需要，遵循“安全可靠、技术适度超前、经济合理、符合国情”的原则，采用开放性、可扩充性、抗干扰性强、有运行业绩的成熟可靠产品。
4.2.5.6 变电站自动化系统的操作系统应采用符合POSIX和OSF标准的LINUX操作系统。 4.2.5.7 变电站自动化系统应可与各级自动化主站系统实现交互，应满足直采直送原则。 4.2.5.8 变电站自动化系统应可采用标准化接口采集站内相关系统的信息，对其进行监控。
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4.2.5.9 变电站应配置一套视频及环境监控系统，视频监控设备、环境信息采集设备应随工程同期装设。
4.2.5.10 变电站同步相量测量装置应采用站内统一对时源对时。
4.2.5.11 变电站自动化系统应遵循中华人民共和国国家发展和改革委员会第14号令《电力监控系统安全防护规定》要求，遵循安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原则。 4.2.5.12 变电站自动化系统中的嵌入式设备设计生命周期不低于12年。 4.2.6 控制室和继电器室的布置
4.2.6.1 35kV～500kV变电站二次设备（20/10kV部分除外）宜采用集中式布置。户外分散布置时，应采取措施，保障二次设备运行所需的环境条件。
4.2.6.2 继电器室集中布置时，控制室和继电器室宜在同一楼（室）内布置；继电器室分散布置时，继电器小室应就近布置在配电装置附近，并应满足电磁干扰和消防的有关要求。
4.2.6.3 控制室和继电器室的屏间距离和通道宽度，应考虑运行维护及控制、保护装置调试方便，按DL/T 5136《火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程》执行。
4.2.6.4 控制室和继电器室温度宜在5～30°C范围内，温度变化率每小时不宜超过±5°C，相对湿度宜为45%～75%，任何情况下无凝露，也不结冰。
4.2.6.5 控制室和继电器室的布置要有利于紧急事故时人员的安全疏散，出入口不应少于两个。
4.2.6.6 控制室的布置应与总平面布置、建筑、照明、暖通等专业密切配合；应便于运行人员相互联系；便于监视屋外配电装置；控制电缆的总长度较短及有较好的朝向，以获得良好的运行条件。
4.2.6.7 保护屏、测控屏、通信设备屏宜采用宽为800mm、厚为600mm、高为2260mm 的屏，宜选用屏前后设门的结构。屏柜应有方便用来测量地电位的接地端，屏本身必须可靠接地。
4.2.6.8 应配置监控台，其结构应符合人体工程学原则，整体结构可拆装，安装设备可调整，为通用性、调整性相结合的全拼装式产品。
4.3 电力通信
4.3.1 电力通信网是电网安全稳定运行、智能化、信息化的基础支撑平台，应遵循“统一规划、统一
标准、网络互联、资源共享”的原则，按照网、省、地三级建设。
4.3.2 通信设备配置应遵循“安全可靠、技术先进、系统兼容、适度超前、扩容方便”的原则，满足电力生产和管理业务需求以及电力通信网组网需求。
4.3.3 110kV及以上变电站接入电力通信网应具备两条独立的通信传输路由，35kV变电站接入电力通信网宜具备至少一条光通信传输路由，以满足电网安全生产需要。
4.3.4 通信类设备设计生命周期不低于12年，OPGW光缆不低于25年、ADSS光缆和管道光缆不低于12年。
4.3.5 设备扩容及改造以满足业务需求为原则，当实际运行业务或预估未来5年业务带宽占比超限时，应综合考虑设备使用寿命进行扩容或改造。
5 主站系统及装置
5.1 总体要求
5.1.1 一体化电网运行智能系统的功能模块选配要求按网、省、地、广深不同层级分为应选、可选、
不选三大类，应选指该模块在相应层级各单位都应当建设、但可根据各单位需求紧迫性分期建设，可选指该模块可根据本单位实际需求选择建设，不选指该功能模块在相应层级各单位不必建设。各功能模块在不同层级的选配要求按照《南方电网一体化电网运行智能系统主站标准化设计指南》的要求执行。 5.1.2 在OS2主站系统建设中，应优先开展BRP、OCS、OMS的建设，其次开展POC、MTT的建设。 5.1.3 BRP应按照“统一设计、统一测试、统一部署、统一升级”的原则开展建设，即遵循统一的设计方案，相关软、硬件设备的选型应通过南方电网组织的统一测试，综合考虑各应用/模块对软硬件IT环境的需求，形成统一的管理和配置方案，使BRP能适应电网发展、技术发展的要求，并在OS2标准升级时统一升级，持续保证电网的一体化建设、运行和管控。
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5.1.4 OCS应按照“到期改造、标准化和模块化建设”的原则开展建设，即模块的建设应充分考虑现
有调度技术支持系统的现状，未达到使用寿命的业务系统可按照南方电网OS2标准规范及电网一次系统发展需求完善现有功能，进行标准化、模块化改造；现有调度技术支持系统接近/达到使用年限，需进行调度技术支持系统更换的调度机构，应依据电网一次系统发展需要及业务需求，按照OS2标准规范及标准化设计指南的要求分期开展所需功能模块的标准化、模块化建设。
5.1.5 OMS应按照“统一设计、分期建设、试点先行、分步推广”的原则开展建设，即全网应遵循统一的设计方案，各级系统的功能模块按需求优先程度分期开展建设，对于为满足新的业务需求而开发的功能模块应先进行小范围试点，在充分验证和完善的基础上在全网逐步推广。
5.1.6 POC应按照“统一设计、统一测试、统一推广”的原则开展建设，即全网应遵循统一的设计方案，相关产品应通过南方电网组织的统一测试，按照南方电网制定的推广计划在全网统一推广。
5.1.7 MTT应按照“统一设计，统一测试，网省部署，网省地站应用”的原则开展建设，即全网应遵循统一的设计方案，相关产品应通过南方电网组织的统一测试，镜像系统在网省二级进行部署，相应应用供网、省、地、站各级用户使用。
5.1.8 应积极开展系统资源管控、二次设备在线状态监视功能建设，加强OS2主站、厂站二次设备的运行管控，实现主站及厂站二次设备状态的统一监视和管理，并至少覆盖至500kV变电站。
5.1.9 地级以上调度机构应按照OS2标准规范建设安全稳定控制管理的功能模块，网省两级安全稳定控制管理的功能模块应实现通信功能。
5.1.10 系统相关软硬件的选型应以入网测试结果为依据，逐步采用国产化设备。
5.1.11 系统的主要设备应采用冗余配置，互为热备，服务器的存储容量和中央处理器负载应满足相关规定要求。
5.1.12 所有关键设备（包括服务器、存储设备、网络设备、前置通信设备、安全防护设备等）应配置至少两路独立供电的电源，任意一路电源故障时设备功能应不受影响。
5.2 网级主站系统建设要求
5.2.1 OS2网级主站系统功能模块建设应按照南方电网一体化电网运行智能系统（OS2）网级主站标准
化设计指南进行建设。
5.2.2 OS2网级主站系统可分期分阶段模块化建设，根据业务需求和技术发展不断扩充、完善系统功能。
5.2.3 网级调度机构已有的各类业务系统应进行标准化改造和封装通过OSB总线接入BRP，最终实现各类业务系统基于BRP的一体化集成和信息及服务的充分共享。
5.3 省级主站系统建设要求
5.3.1 OS2省级主站系统功能模块建设应按照南方电网一体化电网运行智能系统（OS2）省级主站标准
化设计指南进行建设。
5.3.2 OS2省级主站系统可分期分阶段模块化建设，根据业务需求和技术发展不断扩充、完善系统功能。
5.3.3 省级调度机构已有的各类业务系统应进行标准化改造和封装通过OSB总线接入BRP，最终实现各类业务系统基于BRP的一体化集成和信息及服务的充分共享。
5.4 广、深主站系统建设要求
5.4.1 广州、深圳OS2主站系统功能模块建设应按照南方电网一体化电网运行智能系统（OS2）广深主
站标准化设计指南进行建设。
5.4.2 广州、深圳OS2主站系统可分期分阶段模块化建设，根据业务需求和技术发展不断扩充、完善系统功能。
5.4.3 广州、深圳已有的各类业务系统应进行标准化改造和封装通过OSB总线接入BRP，最终实现各类业务系统基于BRP的一体化集成和信息及服务的充分共享。
5.5 地级主站系统建设要求
5.5.1 OS2地（县）级主站系统功能模块建设应按照南方电网一体化电网运行智能系统（OS2）地级主
站标准化设计指南进行建设。
5.5.2 OS2地级主站系统可分期分阶段模块化建设，根据业务需求和技术发展不断扩充、完善系统功能。
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