3.2.3 控制和操作
3.2.3.1 计算机监控系统应能根据操作员输入的命令实现远方调度、集控站端及变电站就地
监控后台系统对断路器、主变接地刀闸的正常操作。倒闸操作及主变有载调压分接头的调节，
其遥控及遥调正确动作率应为 100%。运行人员发出的任何控制、调节指令均在 1 秒钟内被执
行，2 秒内在 CRT 上反映出来。当计算机站系统停运时，有就地单元一对一的后备手动应急控
制。应能相互闭锁，设置远方/就地切换开头以实现远方遥控和手动操作的切换。
3.2.3.2 应能实现继电保护的投退；断路器、变压器的有关参数设置；模拟量越限定值的修
改；继电保护整定值的修改；电度量分段计量的时间段设置；各种图表、曲线报表的修改；操
作密码的修改。
3.2.4 制表打印
报表应能正常打印和异常打印，启动方式可为定时启动、人工启动和事件驱动。
3.2.5 时钟同步
3.2.5.1 监控系统应能够接收 GPS 时钟信号，并对整个变电站自动化系统每个功能模块进行
对时保持同步。所内各间隔时钟误差<1 毫秒。
3.2.5.2 为达到站—调之间时钟的同步，可采用不同对时方式，并且有相应的硬件接口，站—
调时钟误差≤10 毫秒。
3.2.5.3 当外部对时信号中断后，系统的时钟误差每小时≤100 毫秒。
3.2.6 自检
3.2.6.1 通过自检程序和硬件构成的自检回路，可对 CPU、RAM、ROM、（EPROM）和各种 I/O
接口等进行在线自检，能反映元器件的故障，故障定位到模块级。
3.2.6.2 利用电路中固定输入参数信号及求和等算法，对模拟量测量回路进行检验。
3.2.6.3 可通过模拟的开关接点信号对各开关量输入回路进行检验。
3.2.6.4 当检测出故障时，应闭锁相关的功能，并启动事件顺序记录，事故报警和指示。
3.2.6.5 自检不应影响系统运行。
3.2.7 电能管理
监控系统应能根据供电部门电能管理要求，实现电能管理、计量、费率设定及电能信息远
传等功能。并具备 RS485 接口和网络接口。
3.2.8 站调接口与所内通信。
3.2.8.1 系统应具有网络、模拟、数字通信接口，与两个远方调度中心应具有主、备通道，
并能实现主、备通道的自动和手动切换及通道监视的能力，对每个通信接口均可以设置报警，
当通信失败率超过所设定的报警参数时，则向主站端发报警信号。通信失败率包括：信息误码
率、通道干扰以及其它各种因素造成的通信失败。通道切换应作事件记录。
3.2.8.2 应能按上级调度（控制中心）的要求：设置与调度端通信的硬、软件模块，其功能
和技术指标应满足与调度之间的信息传送要求，并选用调度通信的标准规约 IEC870-5-104、
IEC870-5-101 方式为主，并支持部颁 CDT 通信规约标准，或由用户提供的其他的远动自动化
通信规约协议文本。
3.2.8.3 与主站通信
配置的 MODEM 支持 300B/S、600B/S、1200B/S（可调）
配置的 MODEM 支持双全工、半双工通道（可选）
与通道阻抗匹配 600Ω、900Ω可选
传送电平范围：0 ～-16dBm
接收电平范围：0 ～-40dB，灵敏度可选范围 20dB 通道衰减
接收电平低于-40dB 时自动产生报警信号
每个与主站通信的接口应该考虑主备通道方式配置，主备之间的运行投退可以根据通
信报警参数设置自动切换。主备通道可以采用不同的传输速率设置。
2 个主站通信的接口可以根据用户的需要配置不同的通信规约
