智能变电站一体化监控系统技术功能规范Word文档格式.doc
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为规范智能变电站建设，满足大运行和调控一体化要求，按照“统一规划、统一标准、统一建设”的原则，国家电网公司组织编写了《智能变电站一体化监控系统技术功能规范》。
本规范遵循《智能变电站技术导则》的总体技术要求与原则，借鉴了智能变电站试点工程经验,规范了智能变电站一体化监控系统的功能技术要求，以及信息交互的内容和方式。
本标准由国家电力调度通信中心提出并解释。
本标准由国家电网公司科技部归口。
本标准主要起草单位：
本标准主要参加单位：
本标准主要起草人：
I
智能变电站一体化监控系统技术功能规范
1范围
本标准规定了智能变电站一体化监控系统的技术功能要求，明确了系统内各应用所涉及的具体功能，规范了一体化监控系统信息交互的内容和实现方式。
本标准适用于110kV（66kV）及以上电压等级新建智能变电站的系统设计、设备研制和工程调试。
变电站智能化改造工程可参照执行。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
DL/T860 变电站通信网络和系统
DL/T5149 220kV～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程
Q／GDW131电力系统实时动态监测系统技术规范
Q／GDW161线路保护及辅助装置标准化设计规范
Q／GDW175变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范
Q／GDW215 电力系统数据标记语言-E语言规范
Q／GDW383智能变电站技术导则
Q／GDW396继电保护运行评价规程和61850模型
Q／GDW441智能变电站继电保护技术规范
Q／GDW534变电设备在线监测系统技术导则
Q／GDW616基于DLT860标准的变电设备在线监测装置应用规范
Q／GDWXXX智能变电站一体化监控系统建设规范
ANSI/IEEEC37.111—1999COMTRADE 暂态数据交换通用格式
国家电力监管委员会第5号令《电力二次系统安全防护规定》
国家电力监管委员会电监安全〔2006〕34号《电力二次系统安全防护总体方案》
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。
3.1
一体化监控系统integratedsupervisionandcontrolsystem
按照全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化的基本要求，通过监控主机、数据服务器、远动网关机、综合应用服务器等设备实现全站信息的统一接入、统一存储和统一展示，实现系统运行监视、操作与控制、综合信息分析与智能告警、运行管理和辅助应用等功能。
3.2
远动网关机remotegateway
一种通信服务装置。
实现变电站与调度、生产等主站系统之间数据的纵向贯通，为主站系统实现变电站监视控制、信息查询和远程浏览等功能提供通信服务。
3.3
综合应用服务器comprehensiveapplicationserver
通过与在线监测、消防、安防、环境监测等信息采集装置（系统）的数据通信，实现信息的统一接入、统一传输和模型转换，具备源端维护、状态信息接入控制器（CAC）、生产管理系统（PMS）维护终端等应用功能。
3.4
数据服务器dataserver
实现智能变电站全景数据的分类处理和集中存储，并经由消息总线向监控主机、远动网关机和综合应用服务器提供数据的查询、更新、事务管理、索引、安全及多用户存取控制等服务。
3.5
可视化展示visualizationdisplay
一种信息图形化显示技术。
通过可视化建模和渲染技术，将数据和图形相结合，实现变电站设备运行状态、设备故障等信息图形化显示功能，为运行监视人员提供直观、形象和逼真的展示。
4总则
智能变电站一体化监控系统应通过信息通信接口标准化、信息模型规范化实现全站信息共享。
a）实现站内各应用系统的集成和优化，实现站内实时、非实时信息的综合分析与处理。
b）基于DL/T860标准，实现站内信息模型、通信模型、图形、设备参数的标准化，实现变电站内全景信息的共享。
c）支持与调度之间的信息交互，支持调度对站内数据、模型和图形的应用服务，满足调控一体化运行和无人值班要求。
d）支持源端维护功能，提供统一的模型、图形、设备参数。
e）满足《电力二次系统安全防护规定》、《电力二次系统安全防护总体方案》的要求。
5运行监视
5.1总体要求
a）应在DL/T860的基础上，实现全站设备的统一建模。
b）采集数据包括电网运行设备的实时信息、一次设备状态信息、二次设备（包括网络设备）状态信息和辅助应用信息，实现数据的统一采集、统一处理。
c）应对主要一次设备（变压器、断路器等）运行状态进行可视化展示，为运行人员快速、准确地完成操作和事故判断提供技术支持。
5.2数据采集与处理
监控主机位于安全I区，实现电网工况数据的实时采集；
综合应用服务器位于安全II区，实现一、二次设备在线监测数据、辅助设备工况数据的采集。
5.2.1电网运行数据采集
a）实现模拟量、状态量等稳态数据的实时采集，间隔层设备通信采用DL/T860标准。
1）模拟量包含电流、电压、有功功率、无功功率、频率、功率因数和温度等。
2）状态量包含断路器、隔离开关、接地开关的位置信号、继电保护装置和安全自动装置动作及报警信号、运行监视信号、变压器分接头位置等。
b）需支持PMU动态数据的实时采集，数据通信应符合Q/GDW131规范标准。
c）所有采集的测量信息应带时标、品质信息上送。
d）支持模拟量的零漂、越限死区判别和越限报警，应避免模拟数据瞬态干扰冲击产生的误报警，应对数据合理性进行校核，模拟量应设置有效值范围，超过时应设置无效态。
其报警信息应包括报警条文、参数值及报警时间等内容。
e）当被监测设备状态发生变化时，应给出设备变位提示或异常报警，其报警信息应包括报警条文、事件性质及报警时间；
应区分设备运行、停运、检修状态下的报警内容。
f）开关事故跳闸时，应自动推出事故画面，能自动进行事故数据存储以供事后分析。
g）当状态量与相应的模拟量矛盾时，需进行报警处理，开关位置在分位时，应将小于归零范围模拟量清零。
h）当设备进行挂牌操作后，应闭锁关联的状态量报警与控制操作。
i）支持对双位置接点进行一致性检查，双位置不一致时，置位置状态无效，并进行报警。
j）实现故障录波数据的采集，故障录波应符合ANSI/IEEEC37.111-1999。
COMTRADE标准的格式存储并实现召唤上送，故障波形文件名应包含故障时间。
k）实时采集二次设备的定值、软压板状态信息，实现当前定值区的监视，显示当前运行定值、装置版本及参数信息。
l）支持通过计算公式生成各种计算测量值，计算模式包括触发、周期循环方式。
m）支持多源数据的采集及处理，包括双主保护装置、双保测一体化装置。
5.2.2一次设备数据采集
a）实现与变电设备状态监测IED的通信，实现状态数据的统一采集。
b）站内状态监测的对象包括：
变压器、高压组合电器（GIS/HGIS）、断路器、避雷器等。
c）一次设备状态监测的参量及范围应按照电压等级区分，遵循国家电网公司基建部印发的《国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定》执行。
d）传统一次设备状态监测设备信息模型应遵循Q/GDW616的要求。
e）支持状态监测数据的越限判别、报警，应避免数据的瞬态干扰冲击产生的误报警，应对数据合理性进行校核，模拟量应设置有效值范围，超过时应设置无效态。
f）应支持多状态（运行、停运、检修等）的状态量数据的实时采集。
g）当一次设备进行挂牌操作后，应闭锁关联的状态量报警。
5.2.3二次设备数据采集
a）采集监视设备包含：
合并单元、智能终端、智能组件、保护装置、测控装置、计算机、故障录波器、网络交换机等。
b）二次设备工况数据包括装置自检信息、运行状态等数据。
c）支持基于SNMP协议实现对站内通信网络的运行状态、网络流量、交换机端口状态等信息的实时采集和统计。
d）可实现二次设备、计算机的CPU负荷率、内存使用率、硬盘使用率的实时监视。
e）支持自检信息的越限判别、越限报警，应对数据合理性进行校核，模拟量应设置有效值范围，超过时应设置无效态。
f）当设备运行状态发生变化时，应给出报警提示，应支持二次设备的多状态（正常、故障、报警）的描述。
g）当二次设备进行挂牌操作后，应闭锁关联的状态量报警。
5.2.4辅助设备数据采集
a）辅助设备由综合应用服务器统一实现采集，采用DL/T860标准接入数据。
b）不具备DL/T860通信接口的辅助设备应转换成DL/T860标准后接入。
c）支持模拟量数据的越限判别、越限报警，应对数据合理性进行校核，模拟量应设置有效值范围，超过时应设置无效态。
5.3可视化展示
5.3.1电网运行数据可视化
a）应包括稳态、动态等实时数据可视化显示，如有功功率、无功功率、母线电压、电流、频率、同步相量等，可采用动画、表格、曲线、饼图、柱图、仪表盘、等高线等多种形式展现。
b）不合理的模拟量、状态量等数据应置异常标志，并用闪烁或醒目的颜色给出提示，颜色可以设定。
c）应实现站内潮流方向的实时显示，通过流动线等方式展示电流方向，并显示线路、主变的有功、无功等信息。
d）故障检修时，应有明显的挂牌标志，并对检修过程中产生的信息进行可视化显示，与检修设备相关联的设备信息、压板信息等也应进行综合展示。
e）综合电网运行数据、设备状态数据、运行工况数据，在一幅图上实现变电设备的全方位的运行展示。
f）提供多种信息告警方式，包括：
最新告警提示、光字牌、图元变色或闪烁、自动推出相关故障间隔图、音响提示、语音提示、短信、告警确认。
5.3.2设备运行工况可视化
a）可以使用动画、图片的方式实现设备的可视化状态展示。
b）针对不同监测项目显示相应的实时监测结果，超过阈值的应给出相应颜色以示区分；
方便调取不同历史时期的曲线比对，并可根据监测项目进行故障曲线、波形的调取、显示。
c）针对一次设备各种状态参量，可结合电网间隔图进行信息的综合展示。
内容可包括：
运行参数、状态参数、实时波形、专家诊断显示等类，通过曲线、音响、颜色效果等进行有效、直观的显示和提示报警。
d）应根据监视设备的状态监测数据，综合给出设备的健康状况、工作状态（运行、告警、检修、停运），以颜色、运行指示灯方式显示，并实现状态趋势分析、设备的智能预警功能。
e）支持操作前对设备健康状态的预判、操作中设备健康状态的实时告警。
f）实现虚拟二次回路的运行状态，包括交流电压回路、交流电流回路、控制回路、信号回路等。
g）站内重要的工况报警信号，应实现声光联动报警、短信报警、并实现与视频系统的信息联动。
6操作与控制
6.1总体要求
a）应支持变电站和调度（调控）中心的操作与控制功能。
应能实现人工置数、标识牌操作、闭锁和解锁操作、远方控制与调节功能。
b）应满足安全可靠的要求，所有相关操作应与设备和系统进行关联闭锁，确保操作与控制的准确与可靠。
c）应支持操作与控制可视化功能。
6.2站内操作与控制
6.2.1智能操作票
a）智能开票系统应能够根据运行操作规则、当前电网的实际运行方式，在对整个变电站进行全方位和整体防误基础上，自动生成符合操作规范、可执行的操作票。
b）开票软件应具备组态判断功能，应能够根据断路器、隔离开关等位置正确判断当前态并可自动根据设备状态推理出票。
开票界面上应具有设置间隔设备态的功能，即能置运行、热备用、冷备用、停运和检修等状态。
c）顺序控制操作规则应满足操作规程和变电站运行方式的约束。
规则定制内容应包括：
一次设备操作规则、二次设备操作规则、一次设备和二次设备的交互操作规则、基础模板票、操作术语、描述性操作规则、操作设备和实时库中的设备对应关系、操作票文件的关键字。
d）应在人机界面上选择需操作的设备和操作任务，根据设备本身及相关设备的状态，通过匹配操作规则库，系统自动得出一系列的操作序列，自动生成一张完整的操作票。
智能开票可分为以下3个步骤：
1）根据在人机界面上选择的设备和操作任务到典型票库中查找，如果匹配到典型票，则装载典型票，保存为未审票；
如果没有匹配到典型票，执行第二步。
2）根据在画面上选择的设备和操作任务到已校验的顺控流程定义库中查找，如果匹配到顺控流程定义，则装载顺控流程定义，拟票人根据具体任务进行编辑，如添加提示步骤，然后保存为未审票；
如果没有匹配到顺控流程定义，执行第三步。
3）根据在画面上选择的设备和操作任务到操作规则库中查找操作规则、操作术语，得到这个特定任务的操作规则列表，然后用实际设备替代操作规则列表中的模板设备，得到一系列的实际操作列表。
6.2.2站内遥控
通过变电站操作员工作站实现站内断路器、电动闸刀、主变压器调压抽头、无功功率补偿装置的控制操作及智能设备的参数设定功能，且应支持紧急操作功能。
a）单设备遥控
1）单设备控制应支持常规的直接控制或带值选择控制等方式；
2）检同期控制具备相应的检同期、检无压等控制方式；
操作界面具备参数定义、控制方式选择，同期检测结果反馈功能；
3）对开关设备实施控制操作应按三步进行：
选择预置-返校-执行。
预置结果应显示在画面上，且只有当“返校”正确时才能进行“执行”操作。
4）遥控操作应支持“选择预置”自动撤销功能，在进行选择预置操作时，当遇到如下情况之一时，选择预置应自动撤销：
i控制对象设置禁止操作标识牌；
ii校验结果不正确；
iii遥调设点值超过上下限；
iv当另一个控制台正在对这个设备进行控制操作时；
v选点后30～90秒（可调）内未有相应操作。
5）正常操作时，变电站的远方控制与调节操作是在监控中心完成的，当有需要时，控制功能应可转移到调度中心实现。
6）单设备遥控操作应符合相关安全规定：
i操作必须在具有控制权限的工作站上才能进行；
ii操作员必须有相应的操作权限；
iii双席操作校验时，监护员需确认；
iv操作时每一步应有提示，每一步的结果有相应的响应；
v操作时应对通道的运行状况进行监视；
vi提供详细的存档信息，所有操作都记录在历史库，包括操作人员姓名、操作对象、操作内容、操作时间、操作结果等，可供调阅和打印。
b）分级控制。
1）操作员可对需要控制的电气设备进行控制操作。
一体化监控主机应具有操作监
护功能，监护人员应在不同的操作员工作站上实施监护，避免误操作；
当一台工作站发生故障时，操作人员和监护人员可在另一台工作站上进行操作和监护。
2）操作控制宜分为四级：
i第一级控制，设备就地检修控制。
具有最高优先级的控制权。
当操作人员
将就地设备的“远方/就地”切换开关放在“就地”位置时，应闭锁所有其他控制功能，只能进行现场操作。
ii第二级控制，间隔层后备控制。
应与第三级控制的切换在间隔层完成。
iii第三级控制，站控层控制。
该级控制应在站内操作员工作站上完成，具有“远方调控/站内监控”的切换功能。
iv第四级控制，调度（调控）中心控制，优先级最低。
3）间隔层控制和设备就地控制作为后备操作或检修操作手段。
遥控操作应设置操作员、监护员口令及线路代码，以确保操作的安全性和正确性。
对任何操作方式，应保证只有在上一次操作步骤完成后，才能进行下一步操作。
同一时间只允许一种控制方式有效。
c）同期操作
1）应能实现同期检测及操作。
合闸检测分为检无压合闸和检同期合闸。
同期检测部件（位于间隔层）检测来自断路器两侧的母线及线路输入电压的幅度、相角及频率的瞬时值，实行自动同期捕捉合闸。
2）过程层采用智能终端时，针对双母线接线，同期电压分别来自I母和II母相电压以及本间隔的电压，测控装置经母线刀闸位置判断后进行同期，母线刀闸位置由测控装置从GOOSE网络获取。
d）定值修改
1）定值修改应支持装置修改、监控系统修改以及调度（调控）主站修改三种方式。
2）监控系统和调度（调控）主站不可同时对装置的定值进行修改。
3）为确保安全，每次定值修改宜只针对一台装置进行。
4）装置定值的修改宜支持多个值的修改。
5）调度（调控）主站和变电站监控系统调阅装置的定值应与PMS系统比对，核对无误后方可进行修改。
6）定值的修改过程应遵循“带值选择—〉返校—〉确认”的操作方式。
7）最新修改的定值、参数应同步更新PMS系统。
e）压板投退
1）压板投退的操作和流程与定值修改相同。
2）压板的状态信息应作为遥信状态上送，应支持GOOSE方式或者MMS方式。
3）压板操作的流程和开关控制的方式相同，均遵循“带值选择—〉返校—〉确认”的操作方式。
f）档位调节
1）变压器档位信息宜通过智能操作箱或者变压器综合智能组件上送给调度（调控）中心。
档位信息可通过GOOSE或MMS传输。
2）变压器档位操作宜采用直接控制的方式，且宜逐档调节。
3）档位调节可通过GOOSE或MMS方式传输控制命令。
6.2.3防误闭锁
防误操作闭锁宜分为三个层次，过程层设备的电气闭锁、间隔层测控保护装置的间隔内闭锁和基于间隔间保护、测控装置实时通信的间隔间闭锁，以及站控层五防闭锁功能。
a）五防闭锁
一体化监控系统应通过软件逻辑闭锁实现全站的防误闭锁功能。
所有经过一体化监控的操作，首先应经过站控层防误闭锁检查，通过后才能控制命令发至间隔层，如发现错误应闭锁该操作。
b）间隔层闭锁
间隔层的防误逻辑判断，除了应对相应设备状态进行判断外，还应对采集的相关模拟量进行判断。
例如操作隔离开关应判断TA无电流，合地刀应判断CVT或TV无电压，双母线停运一条母线前拉母联断路器时应判断其TA无电流等。
c）电气闭锁
电气闭锁应实现设备本间隔内的防误闭锁，不设置跨间隔电气闭锁回路。
一体化监控系统逻辑闭锁与电气闭锁属于串联关系，并满足下列功能要求：
1）当一体化监控系统解除防误闭锁时，不能联解现场设备电气闭锁；
2）解除电气闭锁时，不能联解一体化监控系统逻辑闭锁。
d）支持关联闭锁功能。
当某一设备设置为挂牌操作时，与该设备相关联的模拟量、状态量报警、操作应被闭锁。
6.2.4顺序控制
a）顺序控制应与视频监控等其他应用结合，自动完成检查工作。
b）顺序控制应提供程序化操作界面，显示操作内容、步骤及操作过程等信息，应支持开始、终止、暂停、继续等进度控制，并提供操作的全过程记录。
对操作中出现的异常情况，应具有急停功能。
c）站内设备应具有如下要求：
1）一次设备智能化和电动化的要求。
智能终端和合并单元应能传输位置、告警和
采样信息，接收GOOSE报文，实现对断路器、电动隔离开关、接地开关等设
备顺序控制。
2）一次设备可靠性的要求。
辅助接点位置与实际位置须严格对应。
辅助接点宜采用双位置信号，双位置信号异常应闭锁相关操作。
3）二次设备可靠性的要求。
变电站间隔层设备和过程层设备间的GOOSE和SV
应具备完善的网络断链告警检验机制。
d）变电站内的顺序控制可以分为间隔内操作和跨间隔操作两类。
e）顺序控制的范围
1）继电保护装置投退操作、状态调整操作、定值区切换操作、软压板投退操作。
2）一次设备（包括主变、母线、断路器、开关、线路、电容器组等）由运行转备
用或由冷备用转运行的操作，包括相应二次设备状态的调整等。
6.2.5无功优化
全站经济运行与无功优化控制应以采集的实时运行数据为基础，在确保安全稳定运行的前提下，对无功电压设备进行在线优化闭环控制，确保电网电压质量，降低网损。
a）控制与优化策略
1）应支持必要时自动闭锁调节功能。
变压器调节拒动、变压器调节滑挡、母线单
相接地、电容器开关遥控不成功、电容器开关检修、电容器开关保护动作、电容器、主变及有载调压开关故障、通信故障或、电网运行数据不合理等异常出现时，一体化监控系统或调度（调控）中心应自动闭锁相关设备。
2）闭锁设置可分为三个级别：
系统级闭锁、站级闭锁和设备级闭锁。
当处于系统
级闭锁状态时，调度（调控）中心不再下发控制操作指令；
当处于站级闭锁时，一体化监控系统不再下发控制操作指令；
但处于设备级闭锁时，应采用人工控制或本地控制。
3）所有闭锁信号变位信息应记录在日志中，并保存在数据库中供查询。
b）控制执行
1）无功优化设备应具备自动调节功能，可由站内操作员工作站或远方控制中心设
定其投入/退出。
在自动控制过程中，程序遇到任何软、硬件故障均应输出报警信息，停止控制操作，并保持被控设备的状态。
2）调节操作均应生成报告。
正常执行的报告内容应有：
操作前的控制目标值、操
作时间及操作内容、操作后的控制目标值。
控制操作异常的报告内容有：
操作时间、操作内容、引起异常的原因、是否由操作员进行人工处理等。
另外，当控制功能被停止或启动时也应产生报告。
c）历史记录和统计
应提供历史记录和考核统计信息，便于用户对无功电压控制效果进行查询、分析和评价，同时也作为电网无功电压管理的依据。
1）应实现报警、异常信息的记录与统计：
包括实时数据报警、电网状态异常、厂
站和设备的状态（运行状态和受控状态）变化等。
2）应支持控制命令的记录与统计：
包括控制时间、控制值、控制方式、是否成功
等信息，便于查询。
3）应支持投运率的统计：
对全站设备投运情况进行详细的记录，以提供任一对象
的投运历史记录和投运率信息。
4）应支持电压合格率统计：
统计电压合格率，包括最大值、最小值等，具体包括
站内电压不合格时，该站电容、电抗器投运率。
d）界面显示
应提供人机接口，便于用户控制和查询系统的运行、计算和控制情况，设置计算参数，并查询历
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