现地控制单元：响应后台调度综合操作令的分解操作 负责对开关站相关设备的控制操作，具备身 份认证机制。

5.4调度（调控）主站

调度（调控）主站应用椎架应满足如下要求： a）调度操作员站：为调度员提供序列控制人机交互界面，具备身份认证和数字签名机制； b）调度SCADA：具备序列控制操作、序列控制操作票调用、组合票以及调度端序列控制拓扑防 误功能；对操作员站的序列控制操作票命令进行身份认证住宅楼标准规范范本，并在执行过程中实时进行潮流计 算和分析功能：

调度（调控）主站应用椎架应满足如下要求： a）调度操作员站：为调度员提供序列控制人机交互界面，具备身份认证和数字签名机制； b）调度SCADA：具备序列控制操作、序列控制操作票调用、组合票以及调度端序列控制拓扑防 误功能；对操作员站的序列控制操作票命令进行身份认证，并在执行过程中实时进行潮流计 算和分析功能：

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c）调度前置机：向变电站和发电厂转发序列控制命令和调度综合令，对调度SCADA的序列控 命令进行身份认证以及操作过程信息的交互等； d）安全证书管理系统：为序列控制功能提供数字证书服务

6.1设备/间隔状态的定义

6.2序列控制操作票命名

6.3序列控制操作票格式

c）序列控制操作票存储在厂站端监控主机； d）序列控制操作票操操作术语、源态、目标态见附录B.1； e）序列控制操作票操作步骤包含操作前的执行条件和操作后的确认条件； f）序列控制操作票操作内容由运行人员核查，程序验证； g）序列控制操作票包含制票人数字签名、审核人数字签名、发令人数字签名

6.4调度综合操作令格式

组合票可实现基于多个典型序列控制操作票的组合，序列控制组合操作票应满足如下要求 a）组合票的组合工作由发起方负责； 组合票的操作在子站以及主子站通信上仅表现为典型票的先后序列的组合； 多个间隔组合票操作时，主站负责分解操作票，将多个操作间隔分解为多个单张典型票下发 选择、执行，主站控制界面上显示操作票内容时，仍按组合票显示； d）组合票在执行时，需按操作票的顺序执行。

7.1厂站端序列控制交互流程

【调控）主站序列控制交

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图2厂站端序列控制交互流程

调度（调控）主站序列控制交互流程应与） 厂站端交互流程一致，发起方为调度（调控）主站。调度 调控）主站序列控制执行成功的交互流程如图3所示

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（调控）主站序列控制执行失败的交互流程如图4所

.3序列控制操作票调阅

序列控制操作票调阅应满足如下要求： a） 厂站端数据通信网关机能向厂站端监控主机转发各级调度（调控）主站发起的操作票调阅服 务，调阅服务采用6.2的操作票命名格式： b 厂站端监控主机能自动解析操作票调阅命令，自动计算被操作间隔的间隔状态，与调阅命令 的源态进行比对，状态不一致时报错退出； 厂站端监控主机根据收到的操作票调阅指令进行操作票匹配，如果找到相应的操作票，则回 复肯定确认并开始操作票的传输，否则回复否定确认： d 序列控制主站端应对调阅得到的操作票进行检查，确认无误后将确认信息和发令人、监护人 信息下发给厂站端，由厂站端进行身份认证并确认。确认无误后进入操作预演流程。

7.4序列控制操作预演

序列控制操作预演应满足如下要求： a）序列控制操作预演以操作票调阅成功并人工确认为前提； b）序列控制操作预演在厂站端监控主机实现： c）序列控制操作预演经过站控层防误系统（模块）校验； d）序列控制操作预演能正确模拟当前操作票的执行状态，预演过程中任何一步预演失败，能结 束预演并说明失败原因

7.5序列控制操作执行

序列控制操作执行应满足如下要求：

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a）序列控制操作执行以操作票调阅和操作预演成功为前提； b）序列控制操作执行能进行全站的状态类、测量类等数据的逻辑关系判断，对操作步骤的操作 前逻辑条件判断和操作后逻辑判断； 序列控制以先来先执行为基本原则，先到达的操作源指令被执行，尚未完成时后续到达的其 他操作源的指令将被闭锁，并能回复相应的否定确认： 当正在进行的序列控制受阻时，序列控制自动中止，并向运行人员提示故障所在，以便运行 人员及时发现及排除故障。

7.6序列控制操作取消

7.7序列控制操作暂停

7.8序列控制操作继续

序列控制操作暂停适用于序列控制操作暂停时有效，与操作暂停互斥。 7.9序列控制操作终止 序列控制操作终止适用于序列控制的整个环节。

7.9序列控制操作终止

8.1与防误系统（模块）接口

8.3序列控制信息交互接口协议

序列控制应满足如下性能要求： a）调度（调控）主站端序列控制操作请求响应时间不应大于2秒； b）厂站端序列控制系统与防误系统信息交互响应时间不应大于30秒； c）厂站端序列控制系统与测控装置信息交互响应时间不应大于30秒； d）厂站端系统能记录序列控制操作票修改日志和操作票运行日志，保存时间不应少于12个月。

序列控制应满足如下性能要求： a）调度（调控）主站端序列控制操作请求响应时间不应大于2秒； b）厂站端序列控制系统与防误系统信息交互响应时间不应大于30秒： c）厂站端序列控制系统与测控装置信息交互响应时间不应大于30秒； d）厂站端系统能记录序列控制操作票修改日志和操作票运行日志，保存时间不应少于12个月。

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设备态的定义主要分为一次设备/间隔状态定义和二次设备状态定义。表A.1定义了一次设备/间隔 态的相关常量，表A.2定义了二次设备状态的相关常量

表A.2二次设备状态定义

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附录B （规范性附录） 序列控制操作票常用操作术语定义

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附录C （资料性附录） 序列控制主子站接口协议

C.1.1应用协议控制信息（APCI）

C.1.2应用服务数据单元（ASDU）

附录C （资料性附录） 序列控制主子站接口协议

调度（调控）主站与厂站端序列控制信息交互在不改变IEC104协议的顿结构和通讯流程的 扩展序列控制功能。为实现序列控制功能扩充了2个ASDU，选定扩展IEC104ASDU55用于序 命令交互，选定ASDU43用于序列控制操作票文件传输服务。

C.2.1调度（调控）主站端序列控制命令顿格式

调度（调控）主站作为客户端向厂站端发送控制命令的顿格式见表C.1

表C.I主站端序列控制命令顿格式

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C.2.2厂站端（服务端）序列控制命令顿格式

站缅监控主机作为序列控市 网关机接收主站序列控制服务请求 行序列控制命令并回复。其控制命令顿格式见表C.2

列控制服务端，通过厂站端数据通信网关机接收 控制命令顿格式见表C.2

表C.2服务端控制命令的顿格式

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C.2.3序列控制操作票传输顿格式

序列控制操作票的传输顿格式见表C.3

序列控制操作票的传输顿格式见表C.3

表C3序列控制操作票传输顿格式

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电力系统序列控制接口技术规范

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编制背 2编制主要原则 与其他标准文件的关系 主要工作过程 标准结构和内容 条文说明

编制主要原则 与其他标准文件的关系 主要工作过程 标准结构和内容 条文说明.

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4号）文的要求编写。 在智能变电站的相关技术标准已经对序列控制提出了明确和具体的要求。随着调控一体化和变电站 无人值守的逐步推行，需要在调度主站或监控中心进行顺序控制。前期序列控制尚未形成调度主站与变 电站接口技术的统一标准。为支持调度端的序列控制，需要对远动通信协议中传输序列控制的相关接口 进行规范性定义，规范调度系统与变电站监控系统序列控制报文，满足变电站设备控制安全性、可靠性 要求，指导系统智能电网调度控制系统和变电站监控系统研发。 本标准编制主要目的是为提高电力系统操作效率和运行管理水平，规范电力调度控制中心、变电站 发电厂升压站序列控制接口技术，满足设计和工程的应用

本标准主要根据以下原则编制： a）认真研究现行相关的IEC标准、国家标准、行业标准，借鉴最新经验与成果，充分考虑先进 性和实用性相结合及未来技术的发展。 b 在标准修订的过程中，充分听取行业专家意见，分析网省公司在序列控制应用过程的经验和需 求，分析生产厂商在制造和服务中的经验和想法进行沟通和技术交流，在可靠性、通用性和先 进性上引导技术导向。 本标准项目计划名称为“变电站程序化控制信息交互规范”，因需与行业标准保持一致，经编写组 专家商定，更名为“电力系统序列控制接口技术规范”。

准与相关技术领域的国家现行法律、法规和政策保 准不涉及专利、软件著作权等知识产权使用问题。

2015年4月，召开标准编写启动会，成立编写组、明确了编写内容、框架结构、工作分工和编写计 划。 2015年5月至6月，对国内电力系统的相关技术进行技术调研，同时吸取了有关专家的意见，编制 草稿V1.0。 2015年6月中有，编写组商讨确定了规范的基本功能、性能等，完成了规范的主体编写工作。初步 形成草V1.1。 2015年6下旬，编写组在北京召开了标准讨论会，形成《变电站程序化控制信息交互规范》草稿 V1.2。 2015年7月6日，编写组在北京召开了标准讨论会，将《变电站程序化控制信息交互规范》名称改 为《电力系统序列控制接口技术规范》并形成草稿V1.3。 2015年9月11日，编写组在北京召开了标准征求意见稿的讨论会信息技术标准规范范本，形成征求意见稿V1.4。 2015年10月中旬，编写组就征求意见稿V1.4在国调中心各部门内部进行征求意见，并进行了部分 修改，形成征求意见稿V1.5。 2015年10月中下旬，编写组就征求意见稿V1.5在各网、省地调及各相关单位和个人广泛征求意见。 根据征求反馈意见修改部分内容，形成送审稿V1.6。 2015年11月13日，公司运行与控制技术标准工作组组织召开标准第一次标准审查会议。审查组同

2015年4月，召开标准编写启动会，成立编写组、明确了编写内容、框架结构、工作分工和编写计 划。 2015年5月至6月，对国内电力系统的相关技术进行技术调研，同时吸取了有关专家的意见，编制 草稿V1.0。 2015年6月中有，编写组商讨确定了规范的基本功能、性能等，完成了规范的主体编写工作。初步 成草稿V1.1。 2015年6下旬，编写组在北京召开了标准讨论会，形成《变电站程序化控制信息交互规范》草稿 V1.2。 2015年7月6日，编写组在北京召开了标准讨论会，将《变电站程序化控制信息交互规范》名称改 为《电力系统序列控制接口技术规范》并形成草稿V1.3。 2015年9月11日，编写组在北京召开了标准征求意见稿的讨论会，形成征求意见稿V1.4。 2015年10月中旬，编写组就征求意见稿V1.4在国调中心各部门内部进行征求意见，并进行了部分 修改，形成征求意见稿V1.5。 2015年10月中下旬，编写组就征求意见稿V1.5在各网、省地调及各相关单位和个人广泛征求意见。 银据征求反馈意见修改部分内容，形成送审稿V1.6。 2015年11月13日，公司运行与控制技术标准工作组组织召开标准第一次标准审查会议。审查组同

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意标准名称更改为《电力系统序列控制接口技术规范》环境标准，并建议根据评审意见对《规范》进行进一步修 改，形成送审稿V1.7。 2015年11月25日，公司运行与控制技术标准工作组组织召开标准第二次审查会，审查结论为：协商 致，同意修改后报批。 2015年12月编写组按审查意见修改，形成标准报批稿。

本标准按照《国家电网公司技术标准管理办法》（国家电网企管［2014」455号文）的要求编写。 本标准的主要结构和内容如下： 本标准主题章分为共设6章，由总体要求、应用框架、序列控制操作票、序列控制交互流程、数据 交互接口、性能要求组成。第四章至第八章为本标准核心内容，第四章总体要求，规定了序列控制功能 的基本技术条件和基本功能要求。第五章为应用框架，划分了调度（调控）主站、变电站、发电厂升压 钻序列控制的功能划分。第六章为序列控制操作票，规定了序列控制操作票的命名和格式。第七章为序 列控制交互流程，规定了序列控制主子站的交互流程。第八章为数据交互接口，规定了序列控制与其他 系统的交互接口以及主子站交互接口协议

本标准第4.1条中规定了序列控制应满 是实现序列控制必须满足的要求，为序 控制的实施设置了门槛。序列控制涉及到 行安全问题，基本技术条件缺一不可。