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Q／GDW 10678-2018 智能变电站一体化监控系统技术规范

智能变电站一体化监控系统的应用功能结构如图3所示，分为三个层次：数据采集和统一存储、数 据消息总线和统一服务接口、五类应用功能，支持主子站的实时数据传输和非实时数据传输。五类应用 功能包括：运行监视、操作与控制、信息综合分析与智能告警、运行管理和网络安全监测。

图3智能变电站一体化监控系统应用功能结构示意图

智能变电站一体化监控系统包括运 信息综合分析与智能告警、运行管理及区 络安全监测五类应用功能，数据流向如图4所示

图4智能变电站五类应用功能数据流向图

DB31 121-1993 日用工业产品安全卫生质量通用技术要求智能变电站一体化监控系统的五类应用通过数据通信网关机与调度（调控）中心及其他主站系统进 行信息交互。外部数据流如下： a）流入数据：远程操作与控制指令、远程浏览、参数设置、远程维护等； b）流出数据：实时远传数据、告警直传数据、远程浏览数据、历史数据、告警简报、故障分析报 告、监控画面、设备基础信息、保护信息及录波数据、日志记录等

智能变电站一体化监控系统由站控层、间隔层、过程层设备构成，参见附录A，各层主要设备如下 所示： a） 站控层设备：监控主机、操作员站、工程师工作站、数据通信网关机、综合应用服务器、防火 墙、正向隔离装置、反向隔离装置、网络安全监测装置、PMU数据集中器、工业以太网交换 机及打印机等； b) 间隔层设备：测控装置、网络报文记录及分析装置等； C 过程层设备：独立配置的合并单元、智能终端或合并单元智能终端集成装置及过程层工业以太 网交换机等。

变电站网络在物理上由站控层网络和过程层网络组成，总体要求如下： 站控层网络：实现站控层设备之间、站控层与间隔层设备之间以及间隔层设备之间的信息传输； 6) 过程层网络：实现间隔层设备与过程层设备之间的信息传输； 全站的通信网络应采用高速以太网，传输带宽应大于或等于100Mbps，过程层交换机之间级联 宜采用1000Mbps端口互联； d）以太网交换机应采用工业以太网标准，其设备的功能和性能应遵循Q/GDW1429

7.1.2. 2站控层网络

站控层网络采用结构、传输速率和主要连接设备如下： a）站控层网络应采用星型结构，110kV（66kV）及以上智能变电站应采用双网； b）站控层交换机连接数据通信网关机、监控主机、综合应用服务器等设备以及间隔层的保护、测 控和其他智能电子设备。

7.1.2.3过程层网络

过程层网络，要求如下： a）应满足GOOSE和SV报文传输要求； 应采用100Mbps或更高速度的工业以太网； C 110（66）kV及以上应按电压等级配置，采用星形结构 d）220kV及以上电压等级应采用双网

7. 2. 1. 1 功能要求

d I区数据通信网关机：直接采集站内实时数据，通过专用通道向调度（调控）中心传送实时信 息，同时接收调度（调控）中心的操作与控制命令；实现变电站告警信息向调度主站的直接传 输，同时支持调度主站对变电站的图形调阅和远程浏览； e） II区数据通信网关机：实现II区数据向调度（调控）中心和其他主站系统的数据传输，具备远 方查询和浏览功能： 综合应用服务器：接收全站设备运行工况和异常告警信息、二次设备运行数据、故障录波及继 电保护专业分析和运行管理信息、设备基础档案和台账信息等，进行集中处理、存储、分析和 展示等。综合应用服务器宜采用成熟商用关系数据库、实时数据库和时间序列数据库，支持多 用户并发访问； g 防火墙：实现站内安全I区和安全II区设备之间的数据通信隔离； h 正反同隔离装置：实现安全Ⅱ区综合应用服务器与智能辅控系统、输变电设备状态监测系统 的数据单向传输； 网络安全监测装置：实现服务器、工作站、网络设备及安全防护设备等设备运行信息和网络安 全监测数据的采集、安全分析与告警、本地安全管理和告警上传等功能。

7.2.1.2220kV及以上电压等级智能变电站配

220kV及以上电压等级智能变电站站控层主要设备配置要求如下： 监控主机应双重化配置： b) 操作员站、工程师工作站宜与监控主机合并： C 综合应用服务器宜双重化配置； d) I区数据通信网关机宜按实时传输和服务化应用进行分组部署，每组应双重化配置： e) II区数据通信网关机应双套配置； f 500kV及以上电压等级智能变电站操作员站可独立双重化配置。

7.2.1.3110kV（66kV）电压等级智能变电站配置要

110kV（66kV）电压等级智能变电站站控层主要设备配置要求如下： a) 监控主机应双套配置； b) 操作员站、工程师工作站宜与监控主机合并； c) 综合应用服务器单套配置； d) I区数据通信网关机宜按实时传输和服务化应用进行分组部署，每组应双套配置； e）I区数据通信网关机可单套配置

7. 2. 2. 1功能要求

间隔层主要设备功能要求如下： a）测控装置：实时采集、处理、传输一次设备传感器数据，接收外部操作命令对开关等一次设备 进行实时操作控制，并实现五防闭锁、同期检测等功能，应遵循Q/GDW10427； b 网络报文记录及分析装置：通过网络方式或点对点方式接收MMS报文、SV报文和GOOSE 报文，并支持对报文进行分析、统计和展示，应遵循Q/GDW10715。

7.2.2.2配置要求

间隔层主要设备配置要求如下： a）220kV及以上电压等级的测控装置应独立配置； b）110（66）kV变压器以及110kV主网、环网中线路（母联），应配置独立的测控装置； c）110（66）kV及以下线路、母联（分段）间隔宜按间隔采用保护测控装置集成：

7. 2. 3 过程层设备

7.2. 3. 1功能要求

过程层主要设备功能要求如下： 合并单元：作为电流、电压互感器和保护、测控装置的中间接口，完成同步采集电流和电压信 号，输出数字信息给保护、测控和计量等装置； 智能终端：与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设 备（如：断路器、刀闸、主变压器等）的状态测量、控制等功能； 合并单元智能终端集成装置：与一次设备采用电缆连接，对来自一次设备的模拟信号及状态信 号进行采集处理，输出数字信息给测 量等装置，并实现对一次设备的测量、控制等功能。

7. 2. 3. 2 配置要求

过程层主要设备配置要求如下： a）220kV及以上电压等级的合并单元应独立配置，采样同步误差不大于1μus，支持DL/T860.92 GB/T20840.8; b） 220kV及以上电压等级的智能终端应独立配置，输入/输出可灵活配置； c）110kV电压等级宜配置合并单元智能终端集成装置，技术要求满足Q/GDW1902； ）合并单元、智能终端、合并单元智能终端集成装置应满足就地安装的防护要求。

7.2.4 系统软件配置

7.2. 4. 1系统软件

主要系统软件包括操作系统、历史/实时数据库和标准数据总线与接口等，配置要求如下 操作系统应采用安全操作系统； 6 历史数据库应提供数据库管理工具和软件开发工具进行维护、更新和扩充操作： 实时数据库应提供安全、高效的实时数据存取，支持多应用并发访问和实时同步更新： d 应用软件应采用模块化结构，具有良好的实时响应速度和稳定性、可靠性、可扩充性； e 标准数据总线与接口应提供基于消息的信息交换机制，通过消息中间件完成不同应用之间的消 息代理、传送功能。

7. 2. 4. 2 工具软件

7. 2. 4. 2. 1工具组成

工具软件包括系统配置工具和图形管理工具等，系统配置工具主要由装置配置工具模块、系统配置 工具模块、模型校核工具模块等组成： a） 装置配置工具模块：将来自SCD文件中其它IED的输入数据与装置内部信号绑定；生成IED 专用的配置文件，并将配置文件下装到IED； 系统配置工具模块；用于创建和修改SCD文件，导入ICD文件创建IED实例，配置IED间的 交换信息，设定IED的网络地址等通信参数并将IED与一次系统关联； C 模型校核工具模块：读取变电站SCD文件，进行语义和语法验证，测试SCD文件的格式和内 容是否正确，检测配置参数的合理性和一致性，包括介质访问控制（MAC）地址、网际协议 （IP）地址唯一性检测和VLAN设置等；模型校核工具还应具备CID文件检测功能，对装置 下装的CID文件进行检测，保证与SCD导出的文件内容一致：

d 图形管理工具：图形管理工具完成变电站监控系统图形的编辑与管理功能，并可导入和导 准的图形文件

7. 2. 4. 2. 2 功能要求

系统建模包括智能变电站系统描述的信息模型、SCD模型、SSD模型等，配置要求如下： a）智能变电站系统描述的信息模型，参照DL/T1873进行建模； b）SCD模型中宜包含完整的SSD描述信息，包括完整的变电站一次设备和逻辑层次关系、 设备的连接关系，宜包含一、二次设备之间的关联关系，SSD部分参照DL/T1874进行

变电站模型层次应依次包括：变电站、电压等级、逻辑间隔和物理设备； y 一次设备应包括主要设备：变压器、开关、刀闸、出线（负荷）、电容器、电抗器和母线等， 每个设备应具备电网的统一命名和中文描述； e）一次设备的端点，应具有明确的连接点定义，通过SSD模型，可以完整解析出变电站的连接 关系，形成拓扑信息； 每个间隔或者设备下，宜正确关联IED模型中的逻辑节点LN，完整描述一二次设备之间的信 息关联关系。

8.2电网运行数据信息模型

电网稳态运行数据的范围和来源如下： a）状态数据： 出线、联络线、母联（分段）、变压器各侧断路器位置； 电容器、电抗器、所用变断路器位置； 母线、出线、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，中性点接地力闸位置等。 b） 量测数据： 出线、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； 母线电压、零序电压、频率； 3） 3/2接线方式的断路器电流； 电能量数据：包括主变各侧有功/无功电量、联络线和线路有功/无功电量、旁路开关有功 无功电量、出线有功/无功电量、并联补偿电容器电抗器无功电量、站（所）用变有功 无功电量等； 5）统计计算数据。 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，接入测控装置或智能 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。

8. 2. 2动态数据

电网动态运行数据的范围和来源如下： 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、三相基波电压相量、三相基波电流相 量； 2） 频率和频率变化率； 3）有功、无功计算量； b） 动态数据通过相量采集单元（PMU装置）采集，经相量数据集中器汇集输出，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调整

8. 2. 3暂态数据

电网暂态运行数据的范围和来源：

a) 数据范围： 1) 保护录波数据； 开关分/合闸录波数据； 3) 量测量异常录波数据； 4) 电压暂升、暂降、短时中断数据及录波数据 5） 电压瞬变录波数据。 b）录波数据通过继电保护装置或故障录波器采集

8.3二次设备运行信息模型

8.3.1信息范围和内容

8.4辅助设备运行状态信息模型

8.4.1信息范围和内容

消防、安防、视频、环境、门禁、在线监测等辅助设备产生的异常告警信息，可采用硬接点方 通信方式接入。

8.5交直流电源信息模型

8.5.1信息范围和内容

直流电源信息包括电源工作状态和自检告警信号

数据采集实现对站内各专业数据（测控、保护、故障录波、电量、直流、设备在线检测、辅助设备 等）的综合采集与处理。数据采集应满足变电站当地运行管理和调度（调控）中心及其他主站系统的监 视控制需求，满足智能电网调度技术支持系统的要求。数据采集范围和传输要求如下： a）应包括电网运行数据、设备运行信息、变电站运行异常信息的采集； 应实现电网稳态、动态和暂态数据的采集： C 应实现一次设备、二次设备和辅助设备运行信息的采集； d 应实现保护设备在线监视与诊断装置上送的设备状态、虚实回路状态、诊断结果等数据的采集： e 测控上送量测数据应按一次值上送，量测数据应带时标、品质信息； f）应支持DL/T860，实现数据的统一接入。

数据处理实现对数据采集的各类数据进行系统化操作，用于支持一体化监控系统完成运行监视、操 作与控制、告警分析等功能。数据处理要求如下： a 应支持模拟量、状态量、电度量、SOE、保护定值（参数）、录波文件、相量、辅控等各种类 型数据的处理： b） 应支持对数据的逻辑运算与算术运算功能，支持时标和品质的运算处理、通信中断品质处理功 能； c 应支持数据的转换、置数、告警、保存、统计等功能

9. 2. 1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）对采集的反映电网运行状态的量测值和状态量进行检测分析，确定其合理性及准确性； b）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： c）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； d）应按照故障类型提供故障诊断及故障分析报告

9.2.2.1数据辨识概述

数据辨识是充分利用变电站稳态、动态、暂态等多源几余数据，对采集的反映电网运行状态的 和状态量进行检测分析，确定其合理性及准确性，辨识不良数据并提供其状态估计值，达到标识 质、剔除不良数据、提高变电站数据准确度的作用。

9.2.2.2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。

.2.2.3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； 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/力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。

9.2.3.1故障分析概述

在电网事故、保护动作、装置故障、异常报警等情况下，基于稳态、暂态、动态三态数据进行 析，实现故障分析功能。

9.2.3.2故障信息综合展示

9.2.3.3故障分析报告

9. 2. 4 智能告警

9.2.4.1智能告警概述

智能告警通过建立变电站的逻辑模型并进行在线实时分析，实现变电站告警信息的分类分组、告警 抑制、告警屏蔽和智能分析，自动报告变电站异常并提出故障处理指导意见，也为主站分析决策提供依 据。

9. 2. 4. 2智能告警信息要求

工 应支持多种历史查询方式，既可以按间隔、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D； h）告警简报信息应按照调度（调控）中心的要求及时上送

9. 3. 1总体要求

运行监视的总体要求如下： a）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网络运行监视； b） 应对全站二次设备运行状态、网络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； C 监视画面应具有电网拓扑识别功能，实时信息的显示能根据信息的当前品质状态使用不同的显 示颜色； d 运行告警应能够分层、分级、分类显示，信号能根据运行单位要求人工进行分类； e） 统计及功能报表应包括限值一览表、人工置数一览表、挂牌一览表、日报表、月报表等； 运行监视界面应遵循Q/GDW11162

9.3.2电网运行监视

电网运行监视内容及功能要求如下： 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； D 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 ）支持挂牌功能，设备挂牌应闭锁关联的状态量告警与控制操作，提供文字牌标注功能； f）全站事故总信号宜 信号触发

9.3.3设备状态监视

二次设备状态监视内容如下： 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、故障录波器、网络交换机等； 监视信息内容包括：设备自检信息、运行状态信息、告警信息、回路状态、对时状态信息、装 置定值、软压板信息、装置版本及参数信息等

9.3.4网络运行监视

物理网络链路运行监视要求如下： a 监视对象包括站控层、间隔层和过程层各网络物理链路及其连接物理端口； b) 监视信息内容包括：物理链路连接状态、物理连接端口状态、物理网络拓扑连接信息等； ? 应支持SNMP协议或DL/T860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。

9.3.5 可视化展示

9. 3. 5. 1电网运行可视化

操作与控制的总体要求如下： a）应支持单设备控制和顺序控制； 支持监控主机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，支持调度（调控）中心对站内设备的遥控、遥调操作； C) 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； d) 应支持操作与控制可视化； 电气设备的操作采用分级控制，控制宜分四级： 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 f） 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； g）同一时刻，只允许执行一个控制命令

9.4.2站内操作与控制

9.4.2.1单设备控制

9. 4. 2. 2同期操作

同期操作要求如下： a）断路器控制具备检同期、检无压方式，严禁检同期、检无压自动切换。操作界面具备控制方式 选择功能，操作结果应反馈； 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； 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IⅡI母相电压以及线路侧的 电压。

9.4.2.3定值修改

定值修改操作要求如下： a）可通过监控系统修改定值，装置同一时间仅接受一种修改方式； 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

9.4.2.4软压板投退

9.4.2.5主变分接头调节

主变分接头的调节要求如下： a）宜采用直接控制方式逐档调节； b）变压器分接头调节结果信息应上送

9.4.3调度操作与控制

调度操作与控制要求如下： a）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； b) 支持保护定值的在线召唤、保护定值区的切换、软压板的投退的修改； C 支持变压器档位调节和无功补偿装置投切； 支持交直流电源的充电模块投退、交流进线开关等的远方控制： e) 同一时刻，只允许执行一个调度操作与控制命令； f 以上操作应通过I区数据通信网关机实现； g) 应支持调度（调控）中心进行功能软压板投退和定值区切换时的“双确认”功能HG/T 4215-2011 控释肥料，具体内容参见 附录E。

根据智能变电站电气设备的网络拓扑结构，进行电气设备的有电、停电、接地三种状态的拓扑计算， 自动实现防止电气误操作逻辑判断，功能要求如下： 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； 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

顺序控制可实现操作项目软件预制、操作任务模块式搭建、设备状态自动判别、防误联锁智能校核、 操作步骤一键启动、操作过程自动顺序执行等，技术要求应遵循DL/T1708，功能要求如下： a）顺控控制操作票库采用“源端维护、数据共享”策略，部署在变电站监控主机； b）生成操作任务时，根据选择的操作对象、当前设备态、目标设备态，在操作票库内自动匹配唯 一的操作票：

根据电网实际负荷水平，按照一定的策略对站内电容器、电抗器、调相机及变压器档位进行自动调 节，并可接收调度（调控）中心的投退和策略调整指令，功能要求如下： 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 投退； 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； ） 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； 调节操作应生成记录，记录内容应包括：操作时间、操作内容、操作结果GB/T 24845-2018 1000kV交流系统用无间隙金属氧化物避雷器技术规范，

在满足防误闭锁和运行方式要求的前提下，自动生成符合操作规范的操作票，功能要求如下： 智能操作票采用典型票匹配方式实现； 典型票基于间隔类型、设备类型、源态、目标态预先创建； 根据在画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，执行下一步； 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。

操作可视化要求如下： a）应为操作人员提供形象、直观的操作界面：