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Q／GDW 11398-2015 变电站设备监控信息规范.pdf

设备告警信息主要包括一次设备、二次设备及辅助设备的故障和异常信息。告警信息定义采用正 逻辑，告警（肯定所表述内容）为“1”，未告警（否定所表述内容）为“0”。典型设备的告警信息规 范见附录A。 设备告警信息按对设备影响的严重程度至少分为设备故障、设备异常两类。装有在线监测的设 备，还应包括在线监测装置的告警信息。

7.2.1一次设备故障是指一次设备发生缺陷造成无法继续运行或正常操作的情况 7.2.2二次设备及辅助设备故障是指设备（系统）因自身、辅助装置、通信链路或回路原因发生重要 缺陷、失电等引起设备（系统）闭锁或主要功能失去的情况。 7.2.3一次设备智能化后，应提供设备故障总信号。 7.2.4二次设备及辅助设备应提供设备故障总信号。 7.2.5故障总信号应采用硬接点信号形式提供，采用瞬动触点，故障发生时动作，消失时自动复归。故 障具体信号可由设备软报文信号实现。

7.3.1 一次设备异常是指一次设备发生缺陷造成设备无法长期运行或性能降低的情况。 7.3.2二次设备及辅助设备异常是指设备自身、辅助装置、通信链路或回路原因发生不影响主要功能 的缺陷。 7.3.3一次设备智能化后TSG Q7015-2016 起重机械定期检验规则，应提供异常总信号。 7.3.4 二次设备及辅助设备应提供设备异常总信号。

设备控制命令包括一次、二次设备单一遥控、遥调操作以及程序化操作命令。典型设备的控制命 令信息规范见附录A。

分闸为“0”，投入为“1”，退出为“0”，主要规定如下： a）断路器合/分，同期合、无压合（合闸：1；分闸：0；同期合：1；无压合：1）； 变压器分接头升/降，急停（升档：1；降档：0；急停：1）； C 电容器、电抗器投/切（投入：1；切除：0）； d 重合闸软压板投/退（投入：1；退出：0）； 备自投软压板投/退（投入：1：退出：0）

a）断路器合/分，同期合、无压合（合闸：1；分闸：0；同期合：1；无压合：1）； 变压器分接头升/降，急停（升档：1；降档：0；急停：1）； c） 电容器、电抗器投/切（投入：1；切除：0）； d） 重合闸软压板投/退（投入：1；退出：0）； e） 备自投软压板投/退（投入：1；退出：0）。

8.2.2断路器远方操作有合闸、分闸两种方式，对于有同期、无压合闻闸需要的设备还应区分强合 期合、无压合。“强合”和“分闸”共用1个遥控点设置，“同期合”、“无压合”宜单独设置遥控点。 用断路器分合闸位置和相应设备有功、无功、电流、电压等变化作为双确认条件。 8.2.3变压器分接头远方操作有升档、降档、急停三种方式，“升档”和“降档”共用1个遥控点，“ 停”单独设置遥控点。采用分接头档位和相应设备无功、电压变化作为双确认条件。 8.2.4电容器、电抗器投切采用对应断路器开关位置和相应设备无功变化作为双确认条件。 8.2.5重合闸软压板投退采用重合闸软压板位置、重合闸充电状态变化作为双确认条件。 8.2.6备自投软压板投退采用备自投软压板位置、备自投装置充电状态变化作为双确认条件

8.3.1遥调操作指对设备的多种或连续的运行状态进行远程控制，包括继电保护装置定值区切换操价 8.3.2继电保护装置、安全自装置定值区号应满足Q/GDW1161要求，正式运行定值置于“1”区， 用定值依次排列，调试定值置于最末区

8.4.1程序化操作由调度控制系统通过变电站监控系统直接获取站内调试确认并固化的程序化控制信 息，操作范围为间隔内设备“运行”、“热备用”、“冷备用”相互转换。 8.4.2调度控制系统确认程序化控制信息后，下发相应的命令，由变电站端监控系统完成具体操作。

置，保护软压板投、退等位置信息。该类信息直接反映电网运行方式的改变，是需要实时监控 重要信息。 10.6告知信息是反映电网设备运行情况、状态监测的一般信息。主要包括设备操作时发出的伴生 息以及故障录波器、收发信机启动等信息。该类信息需定期查询。

置，保护软压板投、退等位置信息。该类信息直接反映电网运行方式的改变，是需要实 重要信息。 10.6告知信息是反映电网设备运行情况、状态监测的一般信息。主要包括设备操作时发出 息以及故障录波器、收发信机启动等信息。该类信息需定期查询。

11.1调控机构和变电站之间各类信息的传输可分为调控直采、告警直传和远程调阅三类，调控机 应综合应用上述方式，满足电网和设备监视、分析、决策、处置和控制要求。 11.2下列信息宜采用调控直采方式传输：

应综合应用上述方式，满足电网和设备监视、分析、决策、处置和控制要求。 11.2下列信息宜采用调控直采方式传输： a）设备运行数据： b）设备动作信号； c） 设备故障总信号、异常总信号； d）状态监测量测数据。 11.3下列信息可采用告警直传方式传输： a）除设备故障总信号、异常总信号之外，其它设备告警信息： b）状态监测告警信息。 11.4调度控制系统可通过远程调阅方式获取变电站故障录波文件、故障报告、监控系统历史数据、 设备日志文件，并能根据数据所属设备（或设备组合）、时间等进行筛选。 11.5告警直传方式上送的告警条文格式应符合Q/GDW11207的要求。 11.6设备检修或数据无效时，相关监控信息应带品质位上送，避免与正常数据混淆。 11.7监控信息上送遵循“重要单列，次要合并”的原则，同一设备主要信息应单独上送，次要信息 可以合并，合并后的信息应能正确反应被合并信息所要描述的内容，不同设备相同信息不宜合并。

12设备监控信息综合处理

12.1调度控制系统应建立一次、二次设备模型，信息应实现关联，满足监控信息综合分析决策和处 置要求。 12.2设备操作过程中产生的可短时复归的伴生信息（如：弹簧未储能、控制回路断线等），设备正常 运行时产生的伴生信息（如：油泵启动、故障录波启动等），调度控制系统宜采用延时计次等措施进行 优化。优化后仍在调度控制系统告警窗出现的，应将告警级别提升。 12.3上送实时监视信息，不论采用调控直采还是告警直传方式，调度控制系统均应具备对实时监视 信息分类检索、置牌屏蔽、按类组合、统计分析等功能。 12.4调度控制系统应具备监控信息分类统计的功能，可按照不同电压等级变电站、各级调控管辖范 围、“五级”告警（事故、异常、越限、变位、告知）进行统计汇总排序。 12.5调度控制系统应通过关联设备台账、检修计划、设备缺陷记录，实现频发、误发、漏发信息设 备挖掘功能。

附录A （规范性附录） 典型设备实时监控信息

变压器测量信息应包括各侧有功、无功、电流、电压以及变压器档位、油温、绕组温度等，对三 相分体的变压器油温信息宜按相分别采集。变压器遥信信息应反映变压器本体、冷却器、有载调压机 构、在线滤油装置等重要部件的运行状况和异常、故障情况，还应包括变压器本体和有载调压装置非 电量保护的动作信息。变压器控制应包括变压器分接开关档位调节与急停。 变压器典型监控信息应包括但不限于表A.1

表A.1变压器典型监控信息表

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断路器设备遥信信息应包含断路器灭弧室、 、操动机构、控制回路等各重要部件信息，用以反映断路 器设备的运行状况和异常、故障情况。断路器应采集电流信息，对母联、分段、旁路断路器还应采集有 功、无功。分相断路器应按相采集断路器位置。断路器遥控合闸宜区分强合、同期合、无压合。 断路器典型监控信息应包括但不限于表A.2

表A.2断路器典型监控信息表

断路器典型监控信息表

力闸设备遥信信息应包含力闸位置和电动机构两部分信息，用以反映力闸设备的位置状态和操作回 路的异常、故障情况。 刀闸典型监控信息应包括但不限于表A.4

表A.4刀闸典型监控信

线路遥测信息应包含线路有功、无功、电流、电压等遥测信息。对接有三相TV的线路，还应采集 三相电压和线电压信息，线电压宜取AB相间电压。 线路典型监控信息应包括但不限于表A.5

表A.5线路典型监控信

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表A.5线路典型监控信息表

母线通测信息应包含母线各相电压、 压。对只有单相TV的母线，只采集单相电压。对不接地系统应采集母线接地信号。 母线典型监控信息应包括但不限于表A.6。

表A.6母线典型监控信息表

A.7电容器电抗器信息

对于油浸式电抗器还应采集反映本体 异常、故障的告警信息，非电量保护的动作信息以及油温等信息。 电容器电抗器典型监控信息应包括但不限于表A.7

电容器电抗器典型监控

表A.9消弧线圈（接地变）典型监控信息表

高抗遥信信息应反映高抗本体油温、油位、瓦斯等异常情况，还应采集本体非电量保护的动作信息。 高抗应采集无功、电流等测量信息， 高抗典型监控信息应包括但不限于表A.10。

表A.10高抗典型监控信息表

表A.10高抗典型监控信息表

A.11站用电信息规范

站用电应采集反映站用电运行 动作、异常及故障信息，装置故障信号应反映装置失电情况，并采用硬接点方式接入。 站用电典型监控信息应包括但不限于表A.11

表A.11站用电典型监控信息表

A.12直流系统信息规范

直流系统监控信息应覆盖直流系统交流输入电源（含防雷器）、充电机、蓄电池、直流母线、重要 馈线等关键环节，反映各个环节设备的运行状况和异常、故障情况；还应包括直流系统监控装置、监控 系统逆变电源以及通信直流电源等相关设备的告警信息。直流系统控制母线电压应纳入监控范围，直流

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表A.14变压器保护典型监控信息表

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A.15断路器保护信息规范

断路器保护监控信息应采集装置的投退、动作、异常及故障信息，装置故障信号应反映装置失电情 况，并采用硬接点方式接入。对于智能变电站，还应采集SV、GOOSE告警信息及检修压板状态。对于 具备重合功能的断路器保护，还应采集重合闸信息。如果装置需远方操作的，还应采集遥控操作信息及 相应的遥信状态。 断路器保护典型监控信息应包括但不限于表A.15。

表A.15断路器保护典型监控信息表

母联（分段）保护应采集装置的投退、动作、异常及故障信息，装置故障信号应反映装置失电情况， 并采用硬接点方式接入。对于智能变电站，还应采集SV、GOOSE告警信息及检修压板状态。 母联（分段）保护典型监控信息应包括但不限于表A.18。

表A.18母联（分段）保护典型监控信息表

高抗保护应采集装置的投退、动作、异常及故障信息，装置故障信号应反映装置失电情况，并采用 硬接点方式接入。对于智能变电站，还应采集SV、GOOSE告警信息及检修压板状态。 高抗保护典型监控信息应包括但不限于表A.21

表A.21高抗保护典型监控信息表

A.22站用变保护信息规范

用硬接点方式接入。对于智能变电站，还应采集SV、GOOSE告警信息及检修压板状态。 站用变保护典型监控信息应包括但不限于表A.22。

表A.22站用变保护典型监控信息表

A.24备自投信息规范

NY/T 2467-2013 高粱品种鉴定技术规程 SSR分子标记法Q/GDW113982015

备自技装直应术 用硬接点方式接入。对于智能变电站，备自投装置还应采集SV、GOOSE告警信息及检修压板状态。对 于备自投装置需远方投退操作的，还应采集备自投相关软压板位置及备自投充电状态信息。 备自投典型监控信息应包括但不限于表A.24

表A.24备自投典型监控信息表

24备自投典型监控信息

A.25低频减载信息规范

低频减载装置应采集装置的投退、动作、异常及故障信息，装置故障信号应反映装置失电情况DB33T 526-2012 秀珍菇生产技术规程，并 采用硬接点方式接入。对于智能变电站，还应采集SV、GOOSE告警信息及检修压板状态。 低频减载典型监控信息应包括但不限于表A.25