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智能变电站一体化监控系统功能规范


ICS 29.240

Q/ DW G
国家电网公司企业标准
Q / GDW 678 要 201 1

智能变电站一体化监控系统功能规范
Function specifications for integrated supervision and control system of smart substati

on

201 02- 07 发布 2-

201 02- 07 实施 2-

国家电网公司

发 布

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前言 ··································································································································································III 1 范围 ····························································································································································· 1 2 规范性引用文件·········································································································································· 1 3 术语和定义·················································································································································· 2 4 符号、代号和缩略语 ·································································································································· 2 5 总则 ····························································································································································· 3 6 数据采集······················································································································································ 3
6.1 总体要求 ·········································································································································································· 3 6.2 电网运行数据采集··························································································································································· 3 6.3 设备运行信息采集··························································································································································· 4

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运行监视······················································································································································ 5
7.1 总体要求 ·········································································································································································· 5 7.2 电网运行监视 ·································································································································································· 5 7.3 设备状态监视 ·································································································································································· 5 7.4 可视化展示 ······································································································································································ 6 7.5 远程浏览 ·········································································································································································· 6

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操作与控制·················································································································································· 6
8.1 总体要求 ·········································································································································································· 6 8.2 站内操作与控制 ······························································································································································ 7 8.3 调度操作与控制 ······························································································································································ 8 8.4 防误闭锁 ·········································································································································································· 8 8.5 顺序控制 ·········································································································································································· 8 8.6 无功优化 ·········································································································································································· 8 8.7 智能操作票 ······································································································································································ 9 8.8 操作可视化 ······································································································································································ 9

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信息综合分析与智能告警 ·························································································································· 9
9.1 总体要求 ·········································································································································································· 9 9.2 数据辨识 ·········································································································································································· 9 9.3 智能告警 ········································································································································································ 10 9.4 故障分析 ········································································································································································ 10

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运行管理·················································································································································· 10
10.1 总体要求 ······································································································································································ 10 10.2 源端维护 ······································································································································································ 10 10.3 权限管理 ······································································································································································ 10 10.4 设备管理 ······································································································································································ 11 10.5 保护定值管理 ······························································································································································ 11 10.6 检修管理 ······································································································································································ 11

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辅助应用···················································································································································11
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11.1 总体要求 ······································································································································································ 11 11.2 电源监测 ······································································································································································ 11 11.3 安全防护 ······································································································································································ 11 11.4 环境监测 ······································································································································································ 12 11.5 辅助控制 ······································································································································································ 12

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信息传输·················································································································································· 12
12.1 总体要求 ······································································································································································ 12 12.2 站内信息传输 ······························································································································································ 12 12.3 站外信息传输 ······························································································································································ 12

附录 A(规范性附录) 信息命名规范········································································································· 14 附录 B(规范性附录) 告警信息分类规范 ································································································· 16 附录 C(资料性附录) 智能告警简报 ········································································································· 18 附录 D(资料性附录) 故障分析报告········································································································· 19 编制说明 ························································································································································· 21

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智能变电站是智能电网的重要环节,一体化监控系统是智能电网调度控制和生产管理的基础,是大 运行体系建设的基础,是备用调度体系建设的基础。为规范智能变电站建设,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功能规范》 。 本标准按照《智能变电站一体化监控系统建设技术规范》的总体思路,进一步规范了智能变电站一 体化监控系统的功能要求、数据采集、信息传输内容和方式,为智能变电站一体化监控系统建设提供技 术标准和依据。 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。 本标准起草单位:国网电力科学研究院、中国电力科学研究院、国电南瑞科技股份有限公司、浙江 省电力公司、北京四方继保自动化股份有限公司、国电南京自动化股份有限公司、许继电气股份有限公 司、南京南瑞继保电气有限公司、重庆市电力公司、江苏省电力公司、吉林省电力有限公司、湖南省电 力公司、陕西省电力公司,江苏省电力设计院。 本标准主要起草人:倪益民、王永福、窦仁晖、樊陈、姚志强、叶海明、廖泽友、任雁铭、季玮、 葛立青、李刚、郭建成、柳力、李震宇、许伟国、赵蔚娟、黄少雄、杨松、吴玉林、王海峰、周帆。

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智能变电站一体化监控系统功能规范



范围

本标准规定了智能变电站一体化监控系统的功能要求,明确了智能变电站一体化监控系统数据采 集、信息传输和交互方式。 本标准适用于 110kV(66kV)及以上电压等级智能变电站的设计、设备研制和工程调试。35kV 及 以下电压等级变电站可参照执行。 2 规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。 凡是注日期的引用文件, 仅注日期的版本适用于本文件。 凡是不注日期的引用文件,其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。 GB/T 2900.15 电工术语 变压器、互感器、调压器和电抗器 GB/T 2900.50 电工术语 发电、输电及配电 通用术语 GB/T 2900.57 电工术语 发电、输电和配电 运行 GB/T 13730 地区电网调度自动化系统 GB/T 22386 电力系统暂态数据交换通用格式 DL/T634.5104 远动设备及系统第 5-104 部分: 传输规约采用标准传输协议集的 IEC60870-5-101 网 络访问 DL/T667 远动设备及系统第 5 部分传输规约第 103 篇 继电保护设备信息接口配套标准 DL/T 860 变电站通信网络和系统 DL/T 890 能量管理系统应用程序接口 DL/T 5149 220kV~500kV 变电所计算机监控系统设计技术规程 Q/GDW 131 电力系统实时动态监测系统技术规范 Q/GDW 161 线路保护及辅助装置标准化设计规范 Q/GDW 175 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/GDW 215 电力系统数据标记语言-E 语言规范 Q/GDW 383 智能变电站技术导则 Q/GDW 396 IEC61850 工程继电保护应用模型 Q/GDW 441 智能变电站继电保护技术规范 Q/GDW 534 变电设备在线监测系统技术导则 Q/GDW 616 基于 DLT860 标准的变电设备在线监测装置应用规范 Q/GDW 622 电力系统简单服务接口规范 Q/GDW 623 电力系统动态消息编码规范 Q/GDW 624 电力系统图形描述规范 Q/GDW 679 智能变电站一体化监控系统建设技术规范 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》

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Q / GDW 678 — 201 1 3 术语和定义

GB/T 2900.15、GB/T 2900.50、GB/T 2900.57、DL/T 860.1、DL/T 860.2 和 Q/GDW 383 界定的以及 下列术语和定义适用于本文件。 3.1 智能变电站一体化监控系统 integrated supervision and control system of smart substation 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,通过系统集成优化,实现全 站信息的统一接入、统一存储和统一展示,实现运行监视、操作与控制、信息综合分析与智能告警、运 行管理和辅助应用等功能。 3.2 数据通信网关机 data communication gateway 一种通信装置。实现智能变电站与调度、生产等主站系统之间的通信,为主站系统实现智能变电站 监视控制、信息查询和远程浏览等功能提供数据、模型和图形的传输服务。 3.3 综合应用服务器 comprehensive application server 实现与状态监测、计量、电源、消防、安防和环境监测等设备(子系统)的信息通信,通过综合分 析和统一展示,实现一次设备在线监测和辅助设备的运行监视与控制。 3.4 数据服务器 data server 实现智能变电站全景数据的集中存储,为各类应用提供统一的数据查询和访问服务。 3.5 可视化展示 visualization display 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。 3.6 全景数据 panoramic data 反映变电站电力系统运行的稳态、 暂态、 动态数据以及变电站设备运行状态、 图像等的数据的集合。 3.7 计划检修终端 scheduled maintenance terminal 配备安全文件网关的人机终端,实现调度计划、检修工作票、保护定值单等管理功能。 4 符号、代号和缩略语 IED Intelligent Electronic Device(智能电子设备) ICD IED Capability Description(IED 能力描述文件) SCD Substation Configuration Description(全站系统配置文件) SSD System Specification Description(系统规范文件) CID Configured IED Description(IED 实例配置文件) SCL Substation Configuration Language(变电站配置语言) CIM Common Information Model(公共信息模型) SVG Scalable Vector Graphics(可缩放矢量图形) XML Extensible Markup Language(可扩展标示语言) PMU Phasor Measurement Unit(同步相量测量装置) SNMP Simple Network Management Protocol(简单网络管理协议)
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Q / GDW 678 — 201 1 GOOSE Generic Object Oriented Substation Event(面向通用对象的变电站事件) PMS Production Management System(生产管理系统) SOE Sequence Of Event(事件顺序记录) 5 总则 智能变电站一体化监控系统功能的基本原则如下: a) 通过各应用系统的集成和优化,实现电网运行监视、操作控制、信息综合分析与智能告警、运 行管理和辅助应用功能; b) 遵循 DL/T 860 标准,实现站内信息、模型、设备参数的标准化和全景信息的共享; c) 遵循 Q/GDW 215、Q/GDW 622、Q/GDW 623、Q/GDW 624,满足调度对站内数据、模型和图 形的应用需求; d) 变电站二次系统安全防护遵循国家电力监管委员会电监安全〔2006〕34 号文。 6 6.1 数据采集 总体要求 数据采集的总体要求如下: a) 应实现电网稳态、动态和暂态数据的采集; b) 应实现一次设备、二次设备和辅助设备运行状态数据的采集; c) 量测数据应带时标、品质信息; d) 支持 DL/T860,实现数据的统一接入。

6.2 电网运行数据采集 6.2.1 稳态数据采集 电网稳态运行数据的范围和来源: a) 状态数据采集 1) 馈线、联络线、母联(分段) 、变压器各侧断路器位置; 2) 电容器、电抗器、所用变断路器位置; 3) 母线、馈线、联络线、主变隔离开关位置; 4) 接地刀闸位置; 5) 压变刀闸、母线地刀位置; 6) 主变分接头位置,中性点接地刀闸位置等。 b) 量测数据采集 1) 馈线、联络线、母联(分段) 、变压器各侧电流、电压、有功功率、无功功率、功率因数; 2) 母线电压、零序电压、频率; 3) 3/2 接线方式的断路器电流; 4) 电能量数据: (1)主变各侧有功/无功电量; (2)联络线和线路有功/无功电量; (3)旁路开关有功/无功电量; (4)馈线有功/无功电量; (5)并联补偿电容器电抗器无功电量; (6)站(所)用变有功/无功电量。 5) 统计计算数据。 c) 电网运行状态信息主要通过测控装置采集,信息源为一次设备辅助接点,通过电缆直接接入测
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Q / GDW 678 — 201 1 控装置或智能终端。测控装置以 MMS 报文格式传输,智能终端以 GOOSE 报文格式传输; d) 电网运行量测数据通过测控装置采集,信息源为互感器(经合并单元输出) ; e) 电能量数据来源于电能计量终端或电子式电能表。 6.2.2 动态数据采集 电网动态运行数据的范围和来源: a) 数据范围: 1) 线路和母线正序基波电压相量、正序基波电流相量; 2) 频率和频率变化率; 3) 有功、无功计算量。 b) 动态数据通过 PMU 装置采集,信息源为互感器(经合并单元输出) ; c) 动态数据采集和传输频率应可根据控制命令或电网运行事件进行调整。 6.2.3 暂态数据采集 电网暂态运行数据的范围和来源: a) 数据范围 1) 主变保护录波数据; 2) 线路保护录波数据; 3) 母线保护录波数据; 4) 电容器/电抗器保护录波数据; 5) 开关分/合闸录波数据; 6) 量测量异常录波数据。 b) 录波数据通过故障录波装置采集。 6.3 设备运行信息采集 6.3.1 一次设备数据采集 一次设备在线监测信息范围和来源: a) 数据范围 1) 变压器油箱油面温度、绕阻热点温度、绕组变形量、油位、铁芯接地电流、局部放电数据 等; 2) 变压器油色谱各气体含量等; 3) GIS、断路器的 SF6 气体密度(压力) 、局部放电数据等; 4) 断路器行程—时间特性、分合闸线圈电流波形、储能电机工作状态等; 5) 避雷器泄漏电流、阻性电流、动作次数等; 6) 其它监测数据可参考 Q/GDW616。 b) 在线监测装置应上传设备状态信息及异常告警信号; c) 一次设备在线监测数据通过在线监测装置采集。 6.3.2 二次设备数据采集 二次设备运行状态信息范围和来源: a) 信息范围 1) 装置运行工况信息; 2) 装置软压板投退信号; 3) 装置自检、闭锁、对时状态、通信状态监视和告警信号; 4) 装置 SV/GOOSE/MMS 链路异常告警信号; 5) 测控装置控制操作闭锁状态信号; 6) 保护装置保护定值、当前定值区号;
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Q / GDW 678 — 201 1 7) 网络通信设备运行状态及异常告警信号; 8) 二次设备健康状态诊断结果及异常预警信号。 b) 二次设备运行状态信息由站控层设备、间隔层设备和过程层设备提供。 6.3.3 辅助设备数据采集 辅助设备运行状态信息范围和来源: a) 信息范围 1) 辅助设备量测数据 (1)直流电源母线电压、充电机输入电压/电流、负载电流; (2)逆变电源交、直流输入电压和交流输出电压; (3)环境温、湿度; (4)开关室气体传感器氧气或 SF6 浓度信息。 2) 辅助设备状态量信息 (1)交直流电源各进、出线开关位置; (2)设备工况、异常及失电告警信号; (3)安防、消防、门禁告警信号; (4)环境监测异常告警信号。 3) 其它设备的量测数据及状态量 b) 辅助设备量测数据和状态量由电源、安防、消防、视频、门禁和环境监测等装置提供。 7 7.1 运行监视 总体要求 运行监视的总体要求如下: a) 应在 DL/T860 的基础上,实现全站设备的统一建模; b) 监视范围包括电网运行信息、一次设备状态信息、二次设备状态信息和辅助应用信息; c) 应对主要一次设备(变压器、断路器等) 、二次设备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。

电网运行监视 电网运行监视内容及功能要求: a) 电网实时运行信息包括电流、电压、有功功率、无功功率、频率,断路器、隔离开关、接地刀 闸、变压器分接头的位置信号; b) 电网实时运行告警信息包括全站事故总信号、继电保护装置和安全自动装置动作及告警信号、 模拟量的越限告警、双位置节点一致性检查、信息综合分析结果及智能告警信息等; c) 支持通过计算公式生成各种计算值,计算模式包括触发、周期循环方式; d) 开关事故跳闸时自动推出事故画面; e) 设备挂牌应闭锁关联的状态量告警与控制操作,检修挂牌应能支持设备检修态下的状态量告警 与控制操作; f) 实现保护等二次设备的定值、软压板信息、装置版本及参数信息的监视; g) 全站事故总信号宜由任意间隔事故信号触发,并保持至一个可设置的时间间隔后自动复归。 7.3 设备状态监视 7.3.1 一次设备 一次设备状态监视内容: a) 站内状态监测的主要对象包括:变压器、电抗器、组合电器(GIS/HGIS) 、断路器、避雷器等; b) 一次设备状态监测的参量及范围参见《国家电网公司输变电工程通用设计(110(66)~750kV
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7.2

Q / GDW 678 — 201 1 智能变电站部分 2011 版); 》 c) 一次设备状态监测设备信息模型应遵循 Q/GDW 616 标准。 7.3.2 二次设备 二次设备状态监视内容: a) 监视对象包括合并单元、智能终端、保护装置、测控装置、安稳控制装置、监控主机、综合应 用服务器、数据服务器、故障录波器、网络交换机等; b) 监视信息内容包括:设备自检信息、运行状态信息、告警信息、对时状态信息等; c) 应支持 SNMP 协议,实现对交换机网络通信状态、网络实时流量、网络实时负荷、网络连接状 态等信息的实时采集和统计; d) 辅助设备运行状态监视。 7.4 可视化展示 7.4.1 电网运行可视化 电网运行可视化应满足如下要求: a) 应实现稳态和动态数据的可视化展示,如有功功率、无功功率、电压、电流、频率、同步相量 等,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) 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; c) 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、短信等; d) 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; e) 支持电网运行故障与视频联动功能,在电网设备跳闸或故障情况下,视频应自动切换到故障设 备。 7.4.2 设备状态可视化 设备状态可视化应满足如下要求: a) 使用动画、图片等方式展示设备状态; b) 针对不同监测项目显示相应的实时监测结果,超过阈值的应以醒目颜色显示; c) 可根据监测项目调取、显示故障曲线和波形,提供不同历史时期曲线比对功能; d) 在电网间隔图中通过曲线、 音响、 颜色效果等方式综合展示一次设备各种状态参量, 内容包括: 运行参数、状态参数、实时波形、诊断结果等; e) 应根据监视设备的状态监测数据,以颜色、运行指示灯等方式,显示设备的健康状况、工作状 态(运行、检修、热备用、冷备用) 、状态趋势; f) 实现通信链路的运行状态可视化,包括网络状态、虚端子连接等。 7.5 远程浏览 远程浏览应满足如下要求: a) 数据通信网关机应为调度(调控)中心提供远程浏览和调阅服务; b) 远程浏览只允许浏览,不允许操作; c) 远程浏览内容包括一次接线图、电网实时运行数据、设备状态等; d) 远程调阅内容包括历史记录、操作记录、故障综合分析结果等信息。 8 操作与控制

8.1 总体要求 操作与控制的总体要求如下:
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Q / GDW 678 — 201 1 a) 应支持变电站和调度(调控)中心对站内设备的控制与操作,包括遥控、遥调、人工置数、标 识牌操作、闭锁和解锁等操作; 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 可靠; c) 应支持操作与控制可视化。 8.2 站内操作与控制 8.2.1 分级控制 电气设备的操作采用分级控制: a) 控制宜分为四级: 1) 第一级,设备本体就地操作,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; 2) 第二级,间隔层设备控制; 3) 第三级,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; 4) 第四级,调度(调控)中心控制,优先级最低。 b) 设备的操作与控制应优先采用遥控方式,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; c) 全站同一时间只执行一个控制命令。 8.2.2 单设备控制 单设备遥控应满足如下要求: a) 单设备控制应支持增强安全的直接控制或操作前选择控制方式; b) 开关设备控制操作分三步进行:选择-返校-执行。选择结果应显示,当“返校”正确时才能进 行“执行”操作。 c) 在进行选择操作时,若遇到以下情况之一应自动撤销: 1) 控制对象设置禁止操作标识牌; 2) 校验结果不正确; 3) 遥控选择后 30~90 秒内未有相应操作。 d) 单设备遥控操作应满足以下安全要求: 1) 操作必须在具有控制权限的工作站上进行; 2) 操作员必须有相应的操作权限; 3) 双席操作校验时,监护员需确认; 4) 操作时每一步应有提示; 5) 所有操作都有记录,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。 同期操作 8.2.3 同期操作应满足如下需求: a) 断路器控制具备检同期、检无压方式,操作界面具备控制方式选择功能,操作结果应反馈; b) 同期检测断路器两侧的母线、线路电压幅值、相角及频率,实现自动同期捕捉合闸; c) 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 母或 II 母相电压以及线路侧的 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。 定值修改 8.2.4 定值修改操作应满足如下要求:
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Q / GDW 678 — 201 1 a) 可通过监控系统或调度(调控)中心修改定值,装置同一时间仅接受一种修改方式; b) 定值修改前应与定值单进行核对,核对无误后方可修改; c) 支持远方切换定值区。 软压板投退 8.2.5 软压板投退应满足如下要求: a) 远方投退软压板宜采用“选择-返校-执行”方式; b) 软压板的状态信息应作为遥信状态上送。 8.2.6 主变分接头调节 主变分接头的调节应满足如下要求: a) 宜采用直接控制方式逐档调节; b) 变压器分接头调节过程及结果信息应上送。 8.3 调度操作与控制 调度操作与控制应满足如下要求: a) 应支持调度(调控)中心对管辖范围内的断路器、电动刀闸等设备的遥控操作;支持保护定值 的在线召唤和修改、软压板的投退、稳定控制装置策略表的修改、变压器档位调节和无功补偿 装置投切。此类操作应通过 I 区数据通信网关机实现; b) 应支持调度(调控)中心对全站辅助设备的远程操作与控制。此类操作应通过 II 区数据通信网 关机和综合应用服务器实现。调度(调控)中心将控制命令下发给 II 区数据通信网关机,II 区 数据通信网关机将其传输给综合应用服务器,并由综合应用服务器将操作命令传输给相关的辅 助设备,完成控制操作。 8.4 防误闭锁 防误闭锁功能应满足如下要求: a) 防误闭锁分为三个层次,站控层闭锁、间隔层联闭锁和机构电气闭锁; b) 站控层闭锁宜由监控主机实现,操作应经过防误逻辑检查后方能将控制命令发至间隔层,如发 现错误应闭锁该操作; c) 间隔层联闭锁宜由测控装置实现,间隔间闭锁信息宜通过 GOOSE 方式传输; d) 机构电气闭锁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; e) 站控层闭锁、间隔层联闭锁和机构电气闭锁属于串联关系,站控层闭锁失效时不影响间隔层联 闭锁,站控层和间隔层联闭锁均失效时不影响机构电气闭锁。 8.5 顺序控制 顺序控制功能应满足如下要求: a) 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; b) 顺序控制的范围: 1) 一次设备(包括主变、母线、断路器、隔离开关、接地刀闸等)运行方式转换; 2) 保护装置定值区切换、软压板投退。 c) 顺序控制应提供操作界面,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; d) 顺序控制宜通过辅助接点状态、量测值变化等信息自动完成每步操作的检查工作,包括设备操 作过程、最终状态等; e) 顺序控制宜与视频监控联动,提供辅助的操作监视。 8.6 无功优化 无功优化功能应满足如下要求: a) 应根据预定的优化策略实现无功的自动调节,可由站内操作人员或调度(调控)中心进行功能
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Q / GDW 678 — 201 1 投退和目标值设定; b) 具备参数设置功能,包括控制模式、计算周期、数据刷新周期、控制约束等设置; c) 提供实时数据、电网状态、闭锁信号、告警等信息的监视界面; d) 变压器、电容器和母线故障时应自动闭锁全部或部分功能,支持人工恢复和自动恢复; e) 调节操作应生成记录。记录内容应有: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。操作异常时应记录: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。 8.7 智能操作票 智能操作票应满足如下要求: a) 根据操作任务,结合操作规则和运行方式,自动生成符合操作规范的操作票; b) 操作票的生成有三种方式: 1) 方式 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; 2) 方式 2:如果没有匹配到典型票,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,保存为未审票; 3) 方式 3:如果没有匹配到典型票和顺控流程定义,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,生成未审票。 8.8 操作可视化 操作可视化应满足如下要求: a) 应为操作人员提供形象、直观的操作界面; b) 展示内容包括:操作对象的当前状态(运行状态、健康状况、关联设备状态等) 、操作过程中 的状态(状态信息、异常信息)和操作结果(成功标志、最终运行状态) ; c) 应支持视频监控联动功能, 自动切换摄像头到预置点, 为操作人员提供实时视频图像辅助监视。 9 9.1 信息综合分析与智能告警 总体要求 信息综合分析与智能告警功能应能为运行人员提供参考和帮助,具体要求如下: a) 应实现对站内实时/非实时运行数据、辅助应用信息、各种告警及事故信号等综合分析处理; b) 系统和设备应根据对电网的影响程度提供分层、分类的告警信息; c) 应按照故障类型提供故障诊断及故障分析报告。

9.2 数据辨识 9.2.1 数据合理性检测 对量测值和状态量进行检测分析,确定其合理性,具体包括: a) 检测母线的功率量测总和是否平衡; b) 检测并列运行母线电压量测是否一致; c) 检查变压器各侧的功率量测是否平衡; d) 对于同一量测位置的有功、无功、电流量测,检查是否匹配; e) 结合运行方式、潮流分布检测开关状态量是否合理。 9.2.2 不良数据检测 对量测值和状态量的准确性进行分析,辨识不良数据,具体包括: a) 检测量测值是否在合理范围,是否发生异常跳变;
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Q / GDW 678 — 201 1 b) 检测断路器/刀闸状态和量测值是否冲突,并提供其合理状态; c) 检测断路器/刀闸状态和标志牌信息是否冲突,并提供其合理状态; d) 当变压器各侧的母线电压和有功、无功量测值都可用时,可以验证有载调压分接头位置的准确 性。 9.3 智能告警 智能告警涉及的信息命名及分类应明确和规范,具体如下: a) 全站采集信息应统一命名格式,具体内容见附录 A; b) 全站告警信息分为事故信息、异常信息、变位信息、越限信息和告知信息五类,具体内容见附 录 B; c) 应建立变电站故障信息的逻辑和推理模型,实现对故障告警信息的分类和过滤; d) 结合遥测越限、数据异常、通信故障等信息,对电网实时运行信息、一次设备信息、二次设备 信息、辅助设备信息进行综合分析,通过单事项推理与关联多事件推理,生成告警简报; e) 应根据告警信息的级别,通过图像、声音、颜色等方式给出告警信息; f) 应支持多种历史查询方式,既可以按厂站、间隔、设备来查询,也可按时间查询,还应支持自 定义查询; g) 智能告警的分析结果应以简报的形式上送给调度(调控)中心,具体内容参见附录 C; h) 告警简报信息应按照调度(调控)中心的要求及时上送。 故障分析 故障分析报告应包括故障相关的电网信息和设备信息,要求如下: a) 在故障情况下对事件顺序记录、保护事件、相量测量数据及故障波形等信息进行数据挖掘和综 合分析,生成分析结果,以保护装置动作后生成的报告为基础,结合故障录波、设备台账等信 息,生成故障分析报告; b) 故障分析报告的格式遵循 XML1.0 规范,存储于数据服务器,具体内容参见附录 D; c) 故障分析报告可采用主动上送或召唤方式,通过 I 区数据通信网关机上送给调度(调控)中心。 运行管理

9.4

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10.1 总体要求 运行管理总体上应满足如下要求: a) 支持源端维护和模型校核功能,实现全站信息模型的统一; b) 建立站内设备完备的基础信息,为站内其它应用提供基础数据; c) 支持检修流程管理,实现设备检修工作规范化。 10.2 源端维护 源端维护功能应满足如下要求: a) 利用基于图模一体化技术的系统配置工具,统一进行信息建模及维护,生成标准配置文件,为 各应用提供统一的信息模型及映射点表; b) 提供的信息模型文件应遵循 SCL、CIM、E 语言格式;图形文件应遵循 Q/GDW624; c) 实现 DL/T860 的 SCD 模型到 DL/T890 的 CIM 模型的转换,满足主站系统自动建模的需要; d) 具备模型合法性校验功能,包括站控层与间隔层装置的模型一致性校验,站控层 SCD 模型的 完整性校验,支持离线和在线校验方式。 10.3 权限管理 权限管理应满足如下要求: a) 应区分设备的使用权限,只允许特定人员使用; b) 应针对不同的操作,运行人员设置不同的操作权限。
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Q / GDW 678 — 201 1 10.4 设备管理 10.4.1 设备台账信息 设备台账信息应满足如下要求: a) 可采用与生产管理信息系统(PMS)交互、SCD 文件读取和人工录入的方式,建立变电站运行 设备完备的基础信息; b) 为一、二次设备运行、操作、检修、维护管理提供统一的设备信息服务; c) 实现对设备台账信息的版本管理。文件名称应包含时间信息,可追溯。 10.4.2 设备缺陷信息 设备缺陷信息的生成和交互应满足以下要求: a) 通过站内智能设备的自检信息、告警信息和故障信息,自动生成设备缺陷信息; b) 设备运行维护中发现的设备缺陷可人工输入; c) 可与生产管理信息系统(PMS)进行信息交互。 10.5 保护定值管理 运行管理应包含保护定值管理功能,要求如下: a) 具备接收定值整定单的功能; b) 具备保护定值校核及显示修改部分的功能。 10.6 检修管理 检修管理应满足如下要求: a) 根据调度检修计划或工作要求生成检修工作票; b) 应支持对设备检修情况的记录功能, 并与设备台账、 缺陷信息融合, 为故障分析提供数据支持。 11 辅助应用

11.1 总体要求 辅助应用功能应明确监视范围和信息传输标准,要求如下: a) 实现对辅助设备运行状态的监视:包括电源、环境、安防、辅助控制等; b) 支持对辅助设备的操作与控制; c) 辅助设备的信息模型及通信接口遵循 DL/T860 标准。 11.2 电源监测 电源监测应明确检测对象和范围,要求如下: a) 监测范围包括:交流电源、直流电源、通信电源、逆变电源、绿色电源等; b) 电源运行状态信息包括:三相交流输入电压、充电装置输出电压、充电装置输出电流、母线电 压、电池电压、电池电流、各模块输出电压电流、各种位置信号、各种故障信息、单体电池电 压、电池组温度等; c) 电源告警信息包括:交流输入过压、欠压、缺相,直流母线过压、欠压,电池组过压、欠压, 模块故障,电池单体过压、欠压等; d) 绿色电源监测信息包括:系统母线电压、累积电量、变压器输入输出电流、逆变器输入输出电 压、输入输出电流、汇流箱输入输出电流(光伏发电) 、风机运行状态(风力发电)等。 11.3 安全防护 安全防护应明确监测范围和内容,要求如下: a) 监测范围包括:视频、安防、消防及门禁等; b) 安防告警信息包括:红外对射报警、电子围栏报警及警笛等; c) 消防告警信息包括:烟雾报警及火灾报警等; d) 门禁信息包括:门开关状态、人员进出记录;对非法闯入、门长时间未关闭及非法刷卡进行告
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Q / GDW 678 — 201 1 警等。 11.4 环境监测 环境监测应明确监控范围和具体内容,要求如下: a) 监控范围应包括:户内外环境、照明、暖通、给排水等; b) 户内外环境信息应包括:温度、湿度、风力、水浸、SF6 气体浓度等实时环境信息及告警信息; c) 照明信息应包括:灯光控制开关状态等; d) 暖通信息应包括:温度、风机运行状态、空调运行状态等; e) 给排水信息应包括:水位、水泵运行状态等。 11.5 辅助控制 辅助控制应满足如下要求: a) 对照明系统分区域、分等级进行远程控制; b) 远程控制空调、风机和水泵的启停; c) 远程控制声光报警设备; d) 远程开关门禁; e) 支持与视频的联动。 12 信息传输

12.1 总体要求 信息传输的总体要求如下: a) 信息传输的内容及格式应标准化、规范化; b) 信息传输应满足实时性、可靠性要求; c) 遵循《电力二次系统安全防护总体方案》的要求。 12.2 站内信息传输 站内信息传输应满足如下要求: a) 与测控装置、保护装置、故障录波装置、安控装置、在线监测设备、辅助设备之间信息的传 输应遵循 DL/T860-7-2、DL/T860-8-1; b) 同步相量数据传输格式采用 Q/GDW 131,装置参数和装置自检信息的传输遵循 DL/T860-7-2、 DL/T860-8-1;当同一厂站内有多个 PMU 装置时,应设置通信集中处理模块,汇集各 PMU 装 置的数据后,再与智能变电站一体化监控系统通信; c) 故障录波文件格式采用 GB/T22386; d) 与网络交换机信息传输应采用 SNMP 协议; e) 在线监测设备的模型应遵循 Q/GDW616。 12.3 站外信息传输 12.3.1 与调度(调控)中心信息传输 与调度(调控)中心信息传输应满足如下要求: a) 通过 I 区数据通信网关机传输的内容包括: 1) 电网实时运行的量测值和状态信息; 2) 保护动作及告警信息; 3) 设备运行状态的告警信息; 4) 调度操作控制命令。 b) 通过 II 区数据通信网关机传输的内容包括: 1) 告警简报、故障分析报告; 2) 故障录波数据;
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3) 状态监测数据; 4) 电能量数据; 5) 辅助应用数据; 6) 模型和图形文件:全站的 SCD 文件,导出的 CIM、SVG 文件等; 7) 日志和历史记录:SOE 事件、故障分析报告、告警简报等历史记录和全站的操作记录。 c) 广域相量测量传输的内容包括: 1) 线路和母线正序基波电压相量、正序基波电流相量; 2) 频率和频率变化率; 3) 线路和母线的电压、电流、有功、无功; 4) 配置命令; 5) 电网扰动、低频振荡等事件信息。 d) 继电保护信息传输的内容包括: 1) 保护启动、动作及告警信号; 2) 保护定值、定值区和装置参数; 3) 保护压板、软压板和控制字; 4) 装置自检和告警信息; 5) 录波文件列表和录波文件; 6) 保护故障报告:包括录波文件名称、访问路径、时间信息、故障类型、故障线路、测距结 果、故障前后的电流、电压最大值和最小值、开关变位等信息; 7) 远方操作命令:定值修改、定值区切换、软压板投退、装置复归。 e) I 区数据通信网关机的信息传输应遵循 DL/T634.5104 或 DL/T860; f) II 区数据通信网关机的信息传输遵循 DL/T860; g) 广域相量测量信息传输由 PMU 数据集中器实现,传输格式遵循 Q/GDW 131; h) 继电保护信息传输由 I 区 (或 II 区) 数据通信网关机实现; 传输规约采用 DL/T667 或 DL/T860; i) 应支持与多级调度(调控)中心的信息传输。 12.3.2 与输变电站设备状态监测主站及 PMS 信息传输 与输变电站设备状态监测主站及 PMS 信息传输应满足如下要求: a) 传输的内容包括: 1) 变压器监测数据; 2) 断路器监测数据; 3) 避雷器监测数据; 4) 监测分析结果; 5) 设备台账信息; 6) 设备缺陷信息; 7) 保护定值单; 8) 检修票; 9) 操作票。 b) 信息传输由 III/IV 区数据通信网关机实现; c) 信息模型应遵循 Q/GDW 616 标准,传输协议遵循 DL/T860。

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附 录 A (规范性附录) 信 息 命 名 规 范 A.1 信息命名原则

信息名称应明确简洁,以满足生产实时监控系统的需要,方便变电站、调度(调控)中心运行人员 的监视、操作和检修,保证电力系统和设备的安全可靠运行。 信息名称应根据调度命名原则进行定义,符合安全规程和调度规程的要求。 A.2 信息命名结构 信息命名结构可表示为: 电网.厂站/电压.间隔.设备/部件.属性 其中: a) 带下划线的部分为名称项,小数点“.”和正斜线 “/”为分隔符; b) “电网”指设备所属调度机构对应的电网的名称,电网可分多层描述,当一个厂站内的设备分 属不同调度机构时,站内所有设备对应的电网名称应一致,如没有特别指明,选取最高级别的 调度机构对应的电网名称; c) “厂站”指所描述的变电站的名称; d) “电压”指电力设备的电压等级(单位为 kV) ; e) “间隔”指变电站内的电气间隔名称(或称串) ; f) “设备”指所描述的电力系统设备名称,可分多层描述; g) “部件”指构成设备的部件名称,可分多层描述; h) “属性”指部件的属性名称,可以为量测属性、事件信息、控制行为等(如:有功、无功、动 作、告警等) ,由应用根据需要进行定义和解释。 A.3 信息命名规则 a) 命名中的“厂站”“设备”等有调度命名的,直接采用调度命名;测控装置按“对应一次设备 、 命名”+“测控装置”进行命名; b) 自然规则。所有名称项均采用自然名称或规范简称,宜采用中文名称。依据调度命名的习惯, 信息表中断路器的信息名称描述为“开关” ,隔离开关的信息名称描述为“刀闸” ; c) 唯一规则。同一厂站内的信息命名不重复; d) 分隔规则。用小数点“.”作为层次分隔符,将层次结构的名称项分隔;用正斜线“/”作为定 位分隔符,放在“厂站”和“设备”之后。在有的应用场合可以不区分层次分隔符和定位分隔 ; 符,可全用“.” e) 分层规则。各名称项按自然结构分层次排列。如“电网” 可按国家电网、区域电网、省电网、 地市电网、县电网等; “设备”可分多层,如一次设备及其配套的元件保护设备; “部件”可细 分为更小部件,并依次排列; f) 转换规则。当现有系统的内部命名与本命名规范不一致时,与外部交换的模型信息名称需按本 规范进行转换。新建调度技术支持系统应直接采用本规范命名,减少转换; g) 省略规则。在不引起混淆的情况下,名称项及其后的层次分隔符“.”可以省略,在应用功能引 用全路径名作为描述性文字时定位分隔符“/”可省略;但在进行系统之间信息交换时两个定位 分隔符“/”不能省略。
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Q / GDW 678 — 201 1 A.4 信息命名示例 信息命名示例参见表 A.1。 表 A.1
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 信 息 交 换

命 名




描述性文字

杭州.110kV 文三变/110kV.天文 1096 线/有功 110kV 文三变/110kV.天文 1096 线/有功 /天文 1096 线/文三侧.有功 杭州. 110kV 文三变/110kV. #1 主变/高压侧.有功 110kV 文三变/10kV 母线/A 相电压 杭州//总负荷 浙江.220kV 半山厂/# 5 机/有功 220kV 牌头变/东牌 2337 线第一套线路保护/动作 220kV 牌头变/东牌 2337 线测控装置/远方就地把手. 位置 110kV 文三变/#1 主变/有载调压.急停

杭州 110kV 文三变 110kV 天文 1096 线有功 110kV 文三变 110kV 天文 1096 线有功 天文 1096 线文三侧有功 杭州 110kV 文三变 110kV#1 主变高压侧有功 110kV 文三变 10kV 母线 A 相电压 杭州总负荷 浙江 220kV 半山厂#5 机有功 220kV 牌头变东牌 2337 线第一套线路保护动作 220kV 牌头变东牌 2337 线测控装置远方就地把手 位置 110kV 文三变#1 主变有载调压急停

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附 录 B (规范性附录) 告警信息分类规范 B.1 告警信息分类 按照对电网影响的程度,告警信息分为:事故信息、异常信息、变位信息、越限信息、告知信息五 类。 B.1.1 事故信息 事故信息是由于电网故障、设备故障等,引起开关跳闸(包含非人工操作的跳闸) 、保护装置动作 出口跳合闸的信号以及影响全站安全运行的其他信号。是需实时监控、立即处理的重要信息。 B.1.2 异常信息 异常信息是反映设备运行异常情况的报警信号,影响设备遥控操作的信号,直接威胁电网安全与设 备运行,是需要实时监控、及时处理的重要信息。 B.1.3 变位信息 变位信息特指开关类设备状态(分、合闸)改变的信息。该类信息直接反映电网运行方式的改变, 是需要实时监控的重要信息。 B.1.4 越限信息 越限信息是反映重要遥测量超出报警上下限区间的信息。 重要遥测量主要有设备有功、 无功、 电流、 电压、主变油温、断面潮流等。是需实时监控、及时处理的重要信息。 B.1.5 告知信息 告知信息是反映电网设备运行情况、 状态监测的一般信息。 主要包括隔离开关、 接地刀闸位置信号、 主变运行档位,以及设备正常操作时的伴生信号(如:保护压板投/退,保护装置、故障录波器、收发信 机的启动、异常消失信号,测控装置就地/远方等) 。该类信息需定期查询。 B.2 告警信息实例 表 B.1
分层 分类

告 警 信 息 实 例
信 号 实 例

1

事故信息

1. 电气设备事故信息 1)开关操作机构三相不一致动作跳闸; 2)站用电:站用电消失; 3)线路保护动作信号:保护动作(按构成线路保护装置分别接入监视) 、重 合闸动作、保护跳闸出口、低频减载动作; 4)母差保护动作信号:母差动作、失灵动作; 5)母联(分)保护动作信号:充电解列保护动作; 6)断路器保护动作信号:保护动作、重合闸动作; 7)主变保护动作信号:主保护动作、高(中、低)后备保护动作、过负荷 告警、公共绕组过负荷告警(自耦变) 、过载切负荷装置动作; 8)主变本体保护动作信号:本体重瓦斯动作、有载重瓦斯动作、本体压力 释放动作、有载压力释放动作、冷却器全停、主变温度高跳闸等信号; 9)并联电容、电抗保护动作信号:保护动作; 10)所(站)用变保护动作信号:保护动作、非电量保护动作; 11)直流系统:全站直流消失; 12)继电保护、自动装置的动作类报文信息; 13)厂站、间隔事故总信号; 14)接地信号。 2. 辅助系统事故信息 1)公用消防系统:火灾报警动作、消防装置动作; 2)主变消防系统喷淋装置动作、主变排油注氮出口动作; 3)厂站全站远动通信中断。

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Q / GDW 678 — 201 1 表 B.1(续)
分层 分类 信 号 实 例 1. 威胁电网安全与设备运行的 1)主变本体:冷却器全停、冷却器控制电源消失、本体油温过高、本体绕 组温度高、本体风机工作电源故障、风机电源消失、本体风机停止、本 体轻瓦斯告警、有载轻瓦斯告警; 2)开关操作机构: a.液压机构:油压低分闸闭锁、油压低合闸闭锁、氮气泄漏总闭锁; b.气动机构:气压低分、合闸闭锁; c.弹簧机构:储能电源故障、弹簧未储能。 3)气体绝缘的电流互感器、电压互感器:SF6 压力异常(告警)信号; 4)GIS 本体动作信号:各气室 SF6 压力低报警、闭锁信号; 5)线路电压回路监视:线路、母线电压无压、母线切换继电器动作异常; 6)母线电压回路监视:PT 二次侧并列动作、保护或测量电压消失、PT 二 次侧测量保护空开动作、计量电压消失、PT 二次侧并列装置失电; 7)直流系统:绝缘报警(直流接地) 、充电机交流电源消失; 8)UPS 及逆变装置:交直流失电、过载、故障信号; 9)保护装置信号:异常运行告警信号、故障闭锁信号(含重合闸闭锁) 、交 流回路(保护 CT 或 PT 断线) 、装置电源消失信号、保护通道异常、保护 自检异常的报文信号; 10)测控装置:异常运行告警信号、装置电源消失; 11)各测控/保护/测控保护一体化装置、远动装置:通信中断信号; 12)稳控装置:低周低压减荷装置、过负荷联切装置等稳控装置故障信号; 13)各备用电源自投装置:装置故障信号。 2. 影响遥控操作的 1)GIS 操作机构异常信号:开关储能电动机失电、隔离开关操作电机失电; 2)控制回路状态:控制回路断线、控制电源消失; 3)主变过负荷闭锁有载调压操作的信号。 3. 设备故障告警信号 1)主变本体:本体冷却器故障、有载油位异常、本体油位异常、本体风机 故障、滤油机故障; 2)开关操作机构:加热器、照明空开跳闸; 3)GIS 操作机构异常信号:加热器故障、GIS 汇控柜告警电源消失; 4)厂站、间隔预告信号; 5)直流系统:直流接地、直流模块故障、直流电压过高、直流电压过低信 号; 6)防误系统:电源失压告警信号; 7)继电保护与自动装置的网络异常信号; 8)GPS 告警信号:失步、异常告警、失电、无脉冲。 特指开关类设备变位。 重要遥测量主要有断面潮流、电压、电流、负荷、主变油温等。是需实时监控、 及时处理的重要信息。 主要包括主变运行档位及设备正常操作时的伴生信号,保护功能压板投退的信 号,保护装置、故障录波器、收发信机等设备的启动、异常消失信号,测控装置 就地/远方等

2

异常信息

3 4

变位信息 越限信息

5

告知信息

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附 录 C (资料性附录) 智 能 告 警 简 报 智能告警简报的示例: <!System = 兰溪变电站 Version=V1.0 Code=UTF-8 Type=全模型 Time='20111104_15:02:26_120'!> <E> <类名 Entity=' 兰溪'> @# Num 属性名 数值 # 1 时 间 '2011-11-04 15:02:26:120' # 2 设备名 浙江.兰溪/220kV.东牌 2337 线.ARP301 事 件 跳闸 # 3 # 4 原 因 接地故障 </类名::兰溪> </E>
注 1:时间的格式按照“year-mon-day 空格 hour:min:sec:ms” ; 注 2:设备名的格式应按照附录 A 的要求; 注 3:原因的内容可为结构体或指针,其内容为告警产生的具体原因,可为文字、数据等多种形式。

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附 录 D (资料性附录) 故 障 分 析 报 告 故障报告主要分为 TripInfo、FaultInfo、DigitalStatus、DigitalEvent、SettingValue 五种信息体。 TripInfo 中 phase 的内容可以为空。TripInfo 信息体中可以包含多个可选的 FaultInfo 信息体,FaultInfo 信息体表示该次动作时相应的电流电压等信息。通过该报告内容可以比较好地反应和显示故障的概况和 动作过程。 TripInfo 信息体中可以包含多个可选的 FaultInfo 信息体。FaultInfo 信息体表示该次动作的电流电压 等信息。通过该报告内容可以比较好地反映和显示故障的概况和动作过程。 DeviceInfo 信息的内容来源可以为定值或配置文件, 其必选部分作为装置识别信息必须记录在 HDR 文件中。Faultinfo、DigitalStatus、DigitalEvent、SettingValue 信息的多少可以根据不同的保护类型、不 同的制造厂商而不同。其中 Faultinfo 既可作为单条动作报文的附属信息使用,也可作为动作整组的故障 参数使用。各信息体表示的内容如下: a) DeviceInfo 部分记录装置的相关描述信息,具体可见表 D.3; b) TripInfo 部分记录故障过程中的保护动作事件; c) FaultInfo 部分记录故障过程中的故障电流、故障电压、故障相、故障距离等信息; d) DigialStatus 部分记录故障前装置开入自检等信号状态; e) DigitalEvent 部分记录保护故障过程中装置开入自检等信号的变化事件; f) SettingValue 部分记录故障时装置定值的实际值。 除了六种主要信息体,HDR 文件还需通过 FaultStartTime、DataFileSize、FaultKeepingTime 等公共 信息体元素记录故障的其它整组信息。 表 D.1
信息体元素名 DeviceInfo value time name TripInfo phase value name FaultInfo value unit name DigitalStatus value time DigitalEvent name value 属性名 name

六种主要信息体元素属性
说 装置描述信息名称 装置描述信息内容 动作报文相对时间 动作报文名称 动作相别,可以为空字符 动作报文变化值,取值 0 或 1 故障参数名称 故障参数实际值 故障参数单位,可以为空字符 开入自检等信号名称 开入自检等信号故障前状态值,取值 0 或 1 开入自检等信号状态变化的相对时间 开入自检等信号名称 开入自检等信号状态变化值,取值 0 或 1 19 明

属性值类型 字符型 字符型 字符型 字符型 字符型 整型 字符型 整形、浮点型 字符型 字符型 字符型 整型 字符型 字符型 整型

Q / GDW 678 — 201 1 表 D.1(续)
信息体元素名 属性名 name SettingValue value unit 属性值类型 字符型 整型、浮点型 字符型 字符型 装置定值名称 故障时装置定值的实际值 装置名称单位,可以为空字符 说 明

表 D.2
信息体元素名 FaultStartTime DataFileSize FaultKeepingTime 值类型 字符型 整型 字符型

其它公共信息体元素
说 明

故障起始时间,格式 YYYY-MM-DD hh:mm:ss:sss 故障相关 Comtrade 录波数据 Dat 文件大小,单位字节 故障持续时间

表 D.3
DeviceInfo 类信息名称 厂站名称 一次设备名称 装置型号 程序版本 网络地址 一次设备调度编号 配置版本 制造厂家 程序形成时间 校验码 程序识别号 用户定义…

DeviceInfo 类信息列表
标识字符 StationName DeviceName DeviceType ProgramVer NetAddr DeviceNumber ConfigVer Manufacturer ProgramTime CheckCode ProgramID … 必选/可选 必选 必选 必选 必选 必选 可选 可选 可选 可选 可选 可选 可选

故障报告格式遵循 Q/GDW396。

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《智能变电站一体化监控系统功能规范》
编 制 说 明

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一、编制背景·················································································································································· 23 二、编制主要原则·········································································································································· 23 三、与其它标准文件的关系 ·························································································································· 23 四、主要工作过程·········································································································································· 23 五、标准结构和内容 ······································································································································ 24 六、条文说明·················································································································································· 24

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Q / GDW 678 — 201 1 一、编制背景 根据智能变电站试点建设工程的经验总结, 变电站内自动化相关子系统繁多且独立建设, 集成度低, 不能实现信息共享和综合应用,应用功能不规范,调试和维护困难,不能满足调度支持系统和大运行体 系建设要求。为规范智能变电站自动化系统建设,实现信息充分共享和功能应用集成的目标,制定智能 变电站一体化监控系统相关标准已迫在眉睫。 为明确智能变电站一体化监控系统的具体功能,规范系统各功能之间信息流的接入方式和传输方 式,指导智能变电站一体化监控系统的设计、安装、调试和验收工作,并考虑智能变电站自动化技术 未来的发展方向,适应大运行、调控一体化运行模式的发展需要特制定本标准。本标准由国家电力调度 中心提出,国网电力科学研究院负责起草。 (修) 订计划的通知》 (国家电网科 〔2011〕 本标准依据 《关于下达 2011 年度国家电网公司技术标准制 190 号)文的要求编写。 二、编制主要原则 本标准的编制依据《智能电网综合研究报告》和《智能电网关键技术框架》等文件,对智能变电站 一体化监控系统的主体应用功能、信息交互内容及传输方式做出规定。同时充分考虑智能变电站技术的 现状和发展方向,确保标准的实用性、导向性和前瞻性。 三、与其它标准文件的关系 本标准遵循《智能变电站技术导则》、《电力二次系统安全防护总体方案》《变电站二次系统安全 、 防护方案》的总体技术要求与原则。本标准属于原创性标准。对于实际工程实施,应在参考本标准的基 础上,结合智能变电站建设和改造相关专项技术标准使用。 四、主要工作过程 2011 年 1 月,根据国家电网公司标准编制计划要求,成立了标准编写组。 2011 年 2 月至 3 月,收集各生产厂家的产品技术资料,并进行技术调研,同时吸取了有关专家的意 见,编制《智能变电站信息一体化系统技术功能和信息传输规范》的初稿。 2011 年 3 月 31 日至 4 月 2 日,国调中心在南京组织召开了标准初稿讨论会,商讨确定重大原则性 问题,讨论了该标准目前所应涵盖的具体范畴,并修改初稿。内容涉及运行监视、操作与控制、信息综 合分析和智能告警、运行管理以及辅助应用五大内容,并对各应用间信息交互的内容和交互方式进行了 规范。 2011 年 5 月 16 日,编写组在北京针对编写的问题与国调进行了沟通,再次讨论了后续修改的具体 要求,纠正了编写中方向性的偏差。将标准的题目更改为《智能变电站监控一体化系统技术功能和信息 传输规范》 ,弱化信息一体化平台的说明,强调站内各系统间的集成和整合,优先考虑调控一体化,为 调度提供数据、图形浏览等服务。信息传输的内容应该详细具体,清晰明确出网络信息流,信息源头, 处理流程,处理结果输出等内容。 2011 年 6 月 8 日至 9 日, 在北京召开了标准统稿会, 讨论了智能变电站监控一体化系统的总体框架, 系统内涵和外延等问题,并提出了修改意见。强调源端维护,明确运行监视内容包括状态监测、电网运 行、设备运行、辅助应用等信息。对操作控制、信息综合分析与智能告警等章节进行了结构调整,增加 故障报告格式。 2011 年 7 月 7 日至 8 日,在南京召开了标准初稿讨论会,讨论了智能变电站监控一体化系统的总体 架构、系统功能、信息交互等内容,并提出修改意见。明确运行监视包括实时运行监视和可视化展示, 对各章节重复和表述有误的内容进行了删减和调整。 2011 年 8 月 18 日至 8 月 19 日,在成都召开了标准初稿审查会,重新梳理和调整了智能变电站一体 化监控系统功能和信息传输的内容。更改标准名称为《智能变电站一体化监控系统技术功能和信息传输 规范》 。 2011 年 9 月 8 日至 9 月 9 日,编写组在南京召开了《智能变电站一体化监控系统技术功能和信息传
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Q / GDW 678 — 201 1 输规范》标准的统稿会,详细讨论了各应用功能和信息传输内容,将操作与控制分为站内操作与控制、 调度控制、和操作可视化三个部分;调整了智能告警和故障分析的结构和内容。考虑到信息传输涉及的 内容较多,难以覆盖全面,同时各类传输内容和方式均有独立成标准的可能,因此将该标准的题目修改 为《智能变电站一体化监控系统功能规范》 。 2011 年 10 月 25 日至 10 月 26 日,编写组在苏州召开了《智能变电站一体化监控系统功能规范》送 审会,针对标准的格式进行了讨论,并提出了修改意见;针对标准中个别章节的层次结构进行了调整。 2011 年 11 月 15 日,编写组在北京召开了《智能变电站一体化监控系统功能规范》第二次送审会, 与会专家对标准的细节进行了讨论,对段落的内容进行了简化和完善,针对格式中存在的问题进行了修 改,并一致同意该标准通过评审,并形成报批稿。 五、标准结构和内容 本标准由 12 章构成,各章主要内容如下: 第 1 章为范围; 第 2 章为规范性引用文件; 第 3 章为术语和定义,此章列出了智能变电站一体化监控系统所涉及的主要专业术语及其解释; 第 4 章为符号、代号和缩略语,定义了本标准中所涉及的常用缩略词。 第 5 章为总则,规定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,为电网大运行和调控一体化提供支撑; 第 6 章为数据采集,明确了变电站内部所包括的数据采集的内容以及对应的采集装置; 第 7 章为运行监视,对电网和设备运行的数据采集以及数据的可视化展示内容进行明确和规范; 第 8 章为操作与控制,对变电站内部操作与控制、调度控制、辅助控制和操作可视化的内容进行明 确和规范; 第 9 章为信息综合分析及智能告警,对数据辨识(数据合理性和不良数据检测)、智能告警、信息 综合分析的内容进行了明确和规范,定义告警简报和故障分析报告的格式; 第 10 章为运行管理,对设备台账管理、缺陷管理、定值管理、检修管理、运行维护的内容进行明 确和规范; 第 11 章为辅助应用,对包括电源、视频、环境监测、安防、消防、门禁、照明、暖通、给排水等 全站辅助设备的功能和技术要求进行了规范和明确; 第 12 章为信息传输,对站内信息传输和站外信息传输的内容和格式进行了规范和明确。 六、条文说明 1 范围 考虑到电压等级、负荷大小、对整个电网影响以及二次安全防护要求等因素,确定本标准适用范围 为 110kV(66kV)及以上的智能变电站,35 kV 及以下电压等级变电站可参照执行。 6 数据采集 由于智能变电站一体化监控系统实现了站内各应用系统的集成和优化,因此其数据采集范围不单单 包括传统的电网运行稳态数据,还包括了电网运行的动态和暂态数据以及一二次设备和辅助设备的运行 信息。 7.5 远程浏览 为了满足调控一体化运行模式的要求,实现信息的分层分布式管理。变电站只上送重要信息和分析 处理后的数据,对原始信息只提供远程浏览模式供调度(调控)中心调阅。 9.4 智能告警 由于智能变电站一体化监控系统智能告警结果需要上传调度(调控)中心主站,由主站对全网告警 信息进行综合分析处理,实现对事故的分析和预警。因此在本标准中对告警信息的命名规范、分类和格 式做出了明确的规定,以便于主站系统的分析和处理。
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Q / GDW 678 — 201 1 10.2 源端维护 为保证全网图模信息的一致性,减少系统图形和模型的维护量。根据现有技术水平,本标准提出了 站端一体化监控系统的源端维护功能。

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