电力行业标准-变电站一体化监控系统技术规范20120702

电力行业标准-变电站一体化监控系统技术规范20120702 ICS 点击此处添加中国标准文献分类号 DL 中华人民共和国电力行业标准 DL/T XXXXX—2012 变电站一体化监控系统技术规范 Technical specifications for integrated supervision and control system of substation 文稿版次选择 XXXX - XX - XX发布 XXXX - XX - XX实施 发布 DL/T XXXXX—2012 目 次 前言 ................................................................................ IV 1 范围 .............................................................................. 1 2 规范性引用文件 .................................................................... 1 3 术语和定义 ........................................................................ 1 4 缩略语 ............................................................................ 2 5 总则 .............................................................................. 3 6 体系架构 .......................................................................... 3 6.1 概述 .......................................................................... 3 6.2 系统结构 ...................................................................... 4 6.3 系统构成 ...................................................................... 5 6.3.1 站控层设备 ................................................................ 5 6.3.2 间隔层设备 ................................................................ 6 6.3.3 过程层设备 ................................................................ 6 6.3.4 网络通信设备 .............................................................. 7 6.3.5 安全防护设备 .............................................................. 7 6.3.6 工具软件 .................................................................. 7 7 功能要求 .......................................................................... 7 7.1 数据采集 ...................................................................... 7 7.1.1 总体要求 .................................................................. 7 7.1.2 电网运行数据采集 .......................................................... 7 7.1.3 设备运行状态信息采集 ...................................................... 8 7.2 运行监视 ...................................................................... 9 7.2.1 总体要求 .................................................................. 9 7.2.2 电网运行监视 .............................................................. 9 7.2.3 设备状态监视 .............................................................. 9 7.2.4 电网操作可视化 ........................................................... 10 7.2.5 远程浏览 ................................................................. 10 7.3 操作与控制 ................................................................... 10 7.3.1 总体要求 ................................................................. 10 7.3.2 站内操作与控制 ........................................................... 10 7.3.3 调度操作与控制 ........................................................... 12 7.3.4 防误闭锁 ................................................................. 12 7.3.5 顺序控制 ................................................................. 12 7.3.6 无功优化 ................................................................. 12 7.3.7 智能操作票 ............................................................... 13 I DL/T XXXXX—2012 7.4 信息综合分析与智能告警 ....................................................... 13 7.4.1 总体要求 ................................................................. 13 7.4.2 数据辨识 ................................................................. 13 7.4.3 故障分析 ................................................................. 13 7.4.4 智能告警 ................................................................. 13 7.5 运行管理 ..................................................................... 14 7.5.1 总体要求 ................................................................. 14 7.5.2 源端维护 ................................................................. 14 7.5.3 权限管理 ................................................................. 14 7.5.4 设备管理 ................................................................. 14 7.5.5 保护定值管理 ............................................................. 15 7.5.6 检修管理 ................................................................. 15 7.6 辅助应用 ..................................................................... 15 7.6.1 总体要求 ................................................................. 15 7.6.2 电源监测 ................................................................. 15 7.6.3 安全防范 ................................................................. 15 7.6.4 环境监测 ................................................................. 15 7.6.5 辅助控制 ................................................................. 15 7.7 信息传输 ..................................................................... 16 7.7.1 总体要求 ................................................................. 16 7.7.2 站内信息传输 ............................................................. 16 7.7.3 站外信息传输 ............................................................. 16 7.8 时间同步对时 ................................................................. 17 8 安全防护 ......................................................................... 17 9 性能指标 ......................................................................... 17 9.1 系统性能指标 ................................................................. 17 9.2 抗干扰能力 ................................................................... 18 10 技术条件 ........................................................................ 18 10.1 电源 ........................................................................ 18 10.2 机柜 ........................................................................ 18 10.3 场地与环境 .................................................................. 18 10.3.1 环境条件 ................................................................ 18 10.3.2 耐震能力 ................................................................ 19 10.3.3 其它 .................................................................... 19 10.4 防雷与接地 .................................................................. 19 10.4.1 防雷与接地应符合DL/T 5149的要求。 ..................................... 19 10.4.2 防雷应采取下列措施: .................................................... 19 10.4.3 接地应采取下列措施: .................................................... 19 附录A(资料性附录) 不同电压等级变电站一体化监控系统参考结构 ....................... 20 附录B(资料性附录) 故障分析 报告 软件系统测试报告下载sgs报告如何下载关于路面塌陷情况报告535n,sgs报告怎么下载竣工报告下载 ................................................... 22 附录C(规范性附录) 告警信息命名规范 ............................................... 24 II DL/T XXXXX—2012 C.1 信息命名原则 ................................................................. 24 C.2 信息命名结构 ................................................................. 24 C.3 信息命名规则 ................................................................. 24 C.4 信息命名示例 ................................................................. 25 附录D(规范性附录) 告警信息分类规范 ............................................... 26 D.1 告警信息分类 ................................................................. 26 D.2 告警信息实例 ................................................................. 26 附录E(资料性附录) 智能告警简报 ................................................... 29 图1 变电站自动化体系架构示意图 ...................................................... 4 图2 变电站一体化监控系统架构示意图 .................................................. 5 图A.1 220kV及以上电压等级变电站一体化监控系统结构示意图 ........................... 20 图A.2 110kV(66kV)电压等级变电站一体化监控系统结构示意图 .......................... 21 表1 电磁兼容性能指标 ............................................................... 18 表2 工作场所环境温度和湿度分级 ..................................................... 18 表B.1 六种主要信息体元素属性 ....................................................... 22 表B.2 DeviceInfo类信息列表 ........................................................ 23 表B.3 其它公共信息体元素 ........................................................... 23 表C.1 命名示例 ..................................................................... 25 表D.1 告警信息实例 ................................................................. 26 III DL/T XXXXX—2012 前 言 随着计算机技术、网络通信技术的发展和DL/T 860系列标准在变电站自动化系统的广泛应用，一体化监控系统由于其易于实现信息共享和综合应用等优点，越来越多地应用于变电站。为规范和指导变电站一体化监控系统的生产建设和运行维护，为变电站的设计和建设提供技术标准和依据，特制定本标准。 本标准的附录A、B、E是资料性附录，附录C、D是规范性附录。 本标准由中国电力企业联合会标准化中心提出。 本标准由全国电力系统管理及其信息交换标准化技术委员会归口并负责解释。 本标准主要起草单位: 本标准主要起草人: 本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心(北京市白广路二条一号，100761)。 IV DL/T XXXXX—2012 变电站一体化监控系统技术规范 1 范围 本标准规范了变电站一体化监控系统的体系架构、功能要求、安全防护、性能指标和技术条件等技术要求，规定了相关术语和定义。 本标准适用于新建110kV(66kV)及以上电压等级变电站一体化监控系统的设计、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，仅所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 2887-2000 电子计算机场地通用规范 GB/T 3047.1 高度进制为20mm的面板、架和柜的基本尺寸系列 GB/T 9361-2000 计算站场地安全要求 GB/T 13729-2002 远动终端设备 GB/T 15145 输电线路保护装置通用技术条件 试验和测量技术 GB/T 17626 电磁兼容 GB/T 22386 电力系统暂态数据交换通用格式 GB/T 26865.2 电力系统实时动态监测系统 第2部分:数据传输协议 GB/T XXX 智能变电站技术导则 DL 476 电力系统实时数据通信应用层协议 DL/T 634.5104 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/T 667 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 720 电力系统继电保护柜、屏通用技术条件 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 1146 DL/T860实施技术规范 DL/T 5149 220kV,500kV变电所计算机监控系统设计技术规程 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 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 》 IEC 61970-556 基于公共信息模型的图形交换格式(CIM Graphic Exchange Format) 3 术语和定义 DL/T 860、GB/T 13729、GB/T 15145、GB/T 22386、GB/T 26865.2和GB/T XX(智能变电站技术导则)界定的以及下列术语和定义适用于本文件。 3.1 1 DL/T XXXXX—2012 变电站一体化监控系统 integrated supervision and control system of substation 以计算机、通信和控制技术为基础，按照全站信息数字化、通信网络化、信息共享标准化的基本要求，通过系统集成优化和信息共享，实现全站信息的统一接入、统一存储和统一管理，实现变电站运行监视、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，为各主站系统提供统一的变电站操作和访问服务。 3.2 全景数据 panoramic data 反映变电站运行的稳态、暂态、动态数据、设备运行状态以及图像、模型等数据的集合。 3.3 数据通信网关机 communication gateway 一种通信装置。实现变电站与调度、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、图形和文件的传输服务。按功能分为生产控制大区数据通信网关机、非生产控制大区数据通信网关机、管理信息大区数据通信网关机三种类型。 3.4 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、操作与管理。 3.5 数据服务器 data server 存储电网和设备运行数据、变电站模型、图形和操作记录、告警信息、在线监测、故障波形等数据，实现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。 3.6 虚端子 virtual terminal 一种逻辑连接点。在基于DL/T 860的变电站使用GOOSE、SV等输入输出信号，这些传递变量反映传统变电站内屏柜间的端子对应连接关系，为了便于形象地理解和应用这种对应关系，将这些信号称为虚端子。 4 缩略语 CID Configured IED Description IED实例配置文件 CIM Common Information Model 公共信息模型 GOOSE Generic object oriented substation events 面向通用对象的变电站事件 IED Intelligent Electronic Device 智能电子设备 ICD IED Capability Description IED能力描述文件 PMS Production Management System 生产管理系统 PMU Phasor Measure Unite 同步相量测量装置 SCD Substation Configuration Description 全站系统配置文件 SNMP Simple Network Management Protocol 简单网络管理协议 SNTP Simple Network Time Protocol 简单网络时钟协议 SSD System Specification Description 系统规范文件 VLAN Virtual Local Area Network 虚拟局域网络 XML Extensible Markup Language 可扩展标示语言 2 DL/T XXXXX—2012 5 总则 变电站一体化监控系统应遵循以下基本原则: a) 遵循DL/T 860系列标准，实现全站信息统一建模; b) 建立变电站全景数据，满足基础数据的完整性、准确性和一致性的要求; c) 实现变电站信息统一存储，提供统一规范的数据访问服务; d) 实现变电站信息横向集成、纵向贯通; e) 变电站信息通信遵循国家电力监管委员会电监安全〔2006〕34号文中《电力二次系统安全防护总体方案》和《变电站二次系统安全防护方案》要求。 6 体系架构 6.1 概述 变电站自动化系统由一体化监控系统和输变电设备状态监测、辅助设备、时钟同步、计量等共同构成。一体化监控系统纵向贯通调度、生产等主站系统，横向联通变电站内各自动化设备，是变电站自动化系统的核心部分。 变电站一体化监控系统直接采集站内电网运行信息和测控、保护等二次设备运行状态信息，通过标准化接口与输变电设备状态监测、辅助设备、计量等装置进行信息交互，实现变电站全景数据采集、处理、监视、控制、运行管理，同时为调度(调控中心)、生产管理等其他主站系统提供远程控制和浏览服务。具体逻辑关系如图1所示，其中全站信息应通过DL/T 860标准化接口接入一体化监控系统。 3 „„DL/T XXXXX—2012 生产管理等其他调度(调控)中心 主站系统 变电站一体化监控系统„„监控数据通信综合应用数据主机网关机服务器服务器 „„测控保护稳控装置装置装置 合并智能„„单元终端 消防安防电源环境变压器状态监测IED计设备监测设备设备 门禁视频绿色开关设备状态监测IED量暖通 照明设备设备设备装避雷器状态监测IED„„„„置辅助设备输变电状态监测 注:保护装置、稳定控制装置等设备的功能和技术要求不属于一体化监控系统的范畴，图1中用虚框标识。 图1 变电站自动化体系架构示意图 6.2 系统结构 变电站一体化监控系统结构遵循DL/T860分为过程层、间隔层和站控层。根据《电力二次系统安全防护总体方案》，结合变电站信息交互和共享的发展需求，将全站二次系统划为安全I区和安全II区，其系统结构示意图如图2所示，不同电压等级的变电站的具体的设备配置图可参考附录A。 4 DL/T XXXXX—2012 注:虚框内的设备只与一体化监控系统进行信息交互，本标准对其建设和技术要求不做规定。 图2 变电站一体化监控系统架构示意图 a) 在安全?区中，监控主机采集电网运行和设备工况等实时数据，并将数据存入数据服务器。?区数据通信网关机获取实时数据后直接向调度(调控)中心的传输实时数据，并提供运行数据浏览服务。时间同步装置实现对全站所有设备的统一时间同步对时。 b) 在安全?区中，综合应用服务器与输变电设备状态监测和辅助设备进行通信，采集电源、计量、消防、安防、环境监测等信息，经过分析和处理后进行可视化展示，并将数据存入数据服务器。?区数据通信网关机通过防火墙从数据服务器获取?区数据和模型等信息，与调度(调控)中心进行信息交互，提供信息查询和远程浏览服务。变电设备异常及告警信息则通过II区数据通信网关机直接传输给调度(调控)中心。 c) 综合应用服务器通过正反向隔离装置向?/?区数据通信网关机发布信息，并由?/?区数据通信网关机传输给其生产管理等其他主站系统。生产管理等其他管理系统的控制命令通过?/?区数据通信网关传输给综合应用服务器，综合应用服务器将其传输给指定设备。 d) 数据服务器实现变电站全景数据的集中存储，接收监控主机和辅助应用设备传输的所有数据，为各类应用提供统一的数据查询和访问服务。 e) 计划 项目进度计划表范例计划下载计划下载计划下载课程教学计划下载 管理终端实现调度计划、检修工作票、保护定值单的管理等功能。视频可通过综合数据网通道向视频主站传送图像信息。 6.3 系统构成 6.3.1 站控层设备 站控层设备包括监控主机、操作员站、工程师工作站、数据通信网关机、数据服务器、综合应用服务器、时间同步装置、计划管理终端、网络记录分析仪等，主要功能要求如下: a) 监控主机:实现站内设备的运行监视、操作与控制、信息综合分析及智能告警，集成防误闭锁操作工作站和保护信息子站等功能。 5 DL/T XXXXX—2012 b) 操作员站:站内运行监控的主要人机界面，实现对全站一、二次设备的实时监视和操作控制，具有事件记录及报警状态显示和查询、设备状态和参数查询、操作控制等功能。 c) 工程师工作站:实现变电站一体化监控系统的配置、维护和管理。 d) ?区数据通信网关机:直接采集站内数据，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。 e) ?区数据通信网关机:实现?区数据向调度(调控)中心的数据传输，具备远方查询和浏览功能;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。 f) ?/?区数据通信网关机:实现与PMS、输变电设备状态监测等其他主站系统的信息传输。 g) 综合应用服务器:接收站内一次设备在线监测数据、站内辅助应用、设备基础信息等，进行集中处理、分析和展示。 h) 数据服务器:用于变电站全景数据的集中存储，为站控层设备和应用提供数据访问服务。数据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，支持PMU高频率采集数据的存储，支持时序数据的变化即存储及数据压缩功能。应采用数据库管理工具对数据库进行维护、更新和扩充操作。 i) 时间同步装置:为全站所有设备提供统一的时间同步信号。 j) 计划管理终端: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。 k) 网络记录分析仪:自动记录各种网络报文，监视网络节点的通讯状态，对记录报文进行全面分析以及回放。 6.3.2 间隔层设备 间隔层设备包括测控设备、PMU装置，接入的设备包括保护装置、稳控装置、故障录波装置、综合监测单元、消防设备、门禁监视设备、视频终端、电能量采集设备以及供电电源等，主要功能要求如下: a) 测控设备:实现变电站电网运行数据的采集与处理、操作控制、五防闭锁、同期检测等功能， 并接收外部操作命令对开关等设备等进行控制; b) PMU装置:进行同步相量的测量和输出，以及进行动态记录; c) 保护装置:监视实时采集的各种模拟量和状态量，电力元件发生故障时，其根据一定的逻辑来 发出告警信息或跳闸指令来保护输变电设备的安全; d) 稳定控制装置:用于当电网受到大扰动而出现紧急状态时，执行切机、切负荷等紧急联合控制 措施，使系统恢复到正常运行状态; e) 故障录波设备:在电力系统发生故障时，自动地、准确地记录电力系统故障前、后过程的各种 相关电气量的变化情况; f) 综合监测单元:通过安装在一次设备附件的监测装置，对设备状况进行连续自动检测; g) 消防设备:通过安装在变电站各处的火灾报警探头对变电站环境中烟雾浓度进行实时监测; h) 门禁监视设备:由电子围栏、红外监测和环境感应等组成，实现变电站运行环境的安全监视; i) 视频终端:集中采集分散摄像机的视频监控录像，并经由专用视频通道向视频主站发送信息， 并可接受其他系统发来的视频联动指令; j) 电能量采集设备:实时采集变电站电能量，并将电能信息上送计量主站和一体化监控系统; k) 供电电源:将直流控制电源、电力专用UPS电源、电力专用逆变电源和通信专用DC-DC变换器 统一设计，通过统一的智能网络平台，实现对交直流控制电源全参数透明化管理。 6.3.3 过程层设备 过程层设备包括合并单元、智能终端等，接入的设备包括在线监测装置等，主要功能要求如下: 6 DL/T XXXXX—2012 a) 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; b) 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)的测量、控制等功能; c) 在线监测装置:能够探测、感受外界的信号、物理条件(如光、热、湿度)或化学组成(如烟 雾)，并将探知的信息转换成电信号传递给综合在线监测单元。 6.3.4 网络通信设备 网络通信设备包括交换机、路由器、光纤等设备，为变电站设备提供通信服务。 6.3.5 安全防护设备 安全防护设备实现变电站信息的安全隔离，包括防火墙、纵向加密认证装置、单向物理隔离装置等。 6.3.6 工具软件 工具软件包括配置工具、模型校核工具、图形管理工具等。 6.3.6.1 配置工具 a) 满足DL/T 860和DL/T 1146的要求; b) 具备虚端子导出功能，生成虚端子连接图，以图形形式来表达各虚端子之间的连接。 6.3.6.2 模型校核工具 a)具备SCD文件导入和校验功能，可读取变电站SCD文件，测试导入的SCD文件的信息是否正确; b)具备合理性检测功能，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; c)具备智能电子设备实例配置文件(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 财务内部控制制度的内容财务内部控制制度的内容人员招聘与配置的内容项目成本控制的内容消防安全演练内容 一致。 6.3.6.3 图形管理工具 a)具有图元编辑、图形制作和显示功能，并与实时数据库相关联，可动态显示系统采集的开关量 和模拟量、系统计算量和设备技术参数; b)图形可转化成IEC 61970-556(CIM/G)语言格式文件，便于其他系统导入使用，实现图形的共享。 7 功能要求 7.1 数据采集 7.1.1 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。 7.1.2 电网运行数据采集 7 DL/T XXXXX—2012 7.1.2.1 稳态数据采集 电网稳态运行数据的范围和来源: a) 状态数据采集主要包括: 1) 断路器、隔离开关和接地刀闸的位置信息位置; 2) 主变分接头的位置信息; b) 量测数据采集主要包括: 1) 电流、电压、有功功率、无功功率、功率因数、频率; 2) 电能量数据; 3) 统计计算数据。 c) 电网运行状态信息和量测数据通过测控装置和电能计量装置采集。 7.1.2.2 动态数据采集 电网动态数据是指同步相量数据，其具体的范围和来源: a) 数据范围主要包括:三相基波电压、三相基波电流、电压电流的基波正序相量、频率和开关量信号等; b) 动态数据通过PMU装置或测控装置采集。 7.1.2.3 暂态数据采集 电网暂态运行数据的范围和来源: a) 数据范围主要包括:主变保护、线路保护、母线保护、电容器/电抗器保护、故障录波器等设备的录波数据; b) 录波数据通过故障录波器或继电保护装置采集。 7.1.3 设备运行状态信息采集 7.1.3.1 一次设备状态数据采集 一次设备状态数据的范围和来源: a) 数据范围:变压器、电抗器、断路器及组合电器、容性设备、避雷器等一次设备的状态信息及异常告警信号，具体监测采集量可根据工程实际配置确定; b) 一次设备状态数据通过状态数据采集装置采集。 7.1.3.2 二次设备状态数据采集 二次设备状态数据范围和来源: a) 信息范围主要包括:二次设备运行状态及告警信号，装置软压板状态，装置的自检、闭锁及对时状态，设备通信状态及告警信号，保护定值及区号，二次设备健康状态诊断结果及异常预警信号等; b) 二次设备运行状态信息由二次设备提供。 7.1.3.3 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) 辅助设备量测数据主要包括:交直流电源的各项电压、电流量，环境温度和湿度等; 2) 辅助设备状态量信息主要包括:交直流电源的状态和告警信息、设备工况、异常及失电告 警信号、安防、消防、门禁告警信号以及环境监测量异常告警信号等; 8 DL/T XXXXX—2012 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采集。 7.2 运行监视 7.2.1 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辅助应用信息; b) 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有效监测，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。 7.2.2 电网运行监视 7.2.2.1 监视内容及功能要求 电网运行监视内容及功能要求: a) 电网实时运行信息，包括电网稳态数据、动态数据和暂态数据; 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、故障综合分析结果及智能告警信息等; c) 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; d) 应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; 7.2.2.2 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 关于规范使用各类表格的通知入职表格免费下载关于主播时间做一个表格详细英语字母大小写表格下载简历表格模板下载 、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) 宜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，视频可自动切换到故障设备。 7.2.3 设备状态监视 7.2.3.1 一次设备 一次设备状态监视的主要对象包括:变压器、电抗器、组合电器(GIS/HGIS)、断路器、避雷器等。 7.2.3.2 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、站内与主站通信设备、辅助设备等; 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; 9 DL/T XXXXX—2012 c) 网络交换机监视的信息包括: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。 7.2.3.3 设备状态可视化 设备状态可视化满足如下要求: a) 宜使用动画、图片等方式展示设备状态; b) 应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) 可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) 应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。 7.2.4 电网操作可视化 电网操作可视化应满足如下要求: a) 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) 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。 7.2.5 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。 7.3 操作与控制 7.3.1 总体要求 操作与控制的总体要求如下: a) 应支持变电站操作人员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、闭锁和解锁等各种操作; 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。 7.3.2 站内操作与控制 7.3.2.1 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:设备本体就地操作、间隔层设备控制、站控层控制和调度(调控)中心控制。 10 DL/T XXXXX—2012 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。 7.3.2.2 单设备遥控 单设备遥控应满足如下要求: a) 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;变压器档位采用直控的方式。 b) 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; 4) 通信异常或者状态改变。 c) 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。 7.3.2.3 同期操作 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; 7.3.2.4 定值修改 定值修改操作应满足如下要求: a) 可通过监控系统或调度(调控)中心修改定值; b) 装置同一时间仅接受一种修改方式; c) 支持远方切换定值区; d) 应具备定值的历史比对功能，能记录并显示定值的修改记录。 7.3.2.5 软压板投退 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。 7.3.2.6 保护远方复归 保护远方复归满足如下要求: a) 可通过监控系统或调度(调控)中心远方复归保护装置，宜支持批量复归或单装置复归两种方式; b) 调度(调控)中心远方复归宜采用遥控方式进行复归; c) 监控系统远方复归宜采用直接控制方式进行复归。 11 DL/T XXXXX—2012 7.3.2.7 主变分接头调节 主变分接头的调节满足如下要求: 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; c) 应具备分接头滑档判断和急停控制功能。 7.3.3 调度操作与控制 调度操作与控制应满足如下要求: 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;支持保护定值的在线召唤和修改、软压板的投退、保护远方复归、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) 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。 7.3.4 防误闭锁 防误闭锁功能应满足如下要求: a) 应提供多种类型的远方控制的自动防误闭锁功能，包括基于预定义规则的常规防误闭锁和网络拓扑防误闭锁功能; b) 操作员站本地操作和调度远方操作应经过站控层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并提示闭锁原因; 7.3.5 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) 顺序控制应提供自动预演功能，先预演模拟执行来校核每个控制步骤的操作是否满足正确性要求。 d) 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; e) 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; f) 顺序控制宜与视频监控联动，提供辅助的操作监视。 7.3.6 无功优化 无功优化功能应满足如下要求: a) 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; 12 DL/T XXXXX—2012 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) 支持设备故障或通信故障时自动闭锁优化调节全部或部分功能; e) 支持生成优化调节的操作记录。 7.3.7 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) 操作票的生成应支持装载典型票、组合票定义及人工配置三种方式: 7.4 信息综合分析与智能告警 7.4.1 总体要求 信息综合分析与智能告警功能应提供运行辅助决策功能，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。 7.4.2 数据辨识 7.4.2.1 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。 7.4.2.2 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; 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。 7.4.3 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XML规范，存储于数据服务器，具体内容参见附录B; c) 故障分析报告可采用主动上送或召唤方式，上送给调度(调控)中心。 7.4.4 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: 13 DL/T XXXXX—2012 a) 全站告警信息上送调度(调控)中心时应统一命名格式，具体内容见附录C; b) 全站告警信息上送分为事故信息、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D; 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，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E; h) 告警简报信息应按照调度(调控)中心的要求及时上送。 7.5 运行管理 7.5.1 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; 7.5.2 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采用统一的标准格式; c) 实现DL/T860的SCD模型到DL/T890的CIM/G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。 7.5.3 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。 7.5.4 设备管理 7.5.4.1 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、变电站配置文件(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。 7.5.4.2 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: 14 DL/T XXXXX—2012 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。 7.5.5 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。 7.5.6 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。 7.6 辅助应用 7.6.1 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。 7.6.2 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) 监测对象包括电源运行状态和告警信息。 7.6.3 安全防范 安全防范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) 监测对象包括视频告警信息、安防状态及告警信息、消防状态及告警信息、门禁状态及告警信息等。 7.6.4 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、SF6监测等; b) 监测对象包括实时环境状态及告警信息、照明开关状态信息、采暖通风状态及告警信息、给排水状态及告警信息、SF6监测告警信息等; 7.6.5 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) 控制空调、风机和水泵的启停; c) 控制声光报警设备; 15 DL/T XXXXX—2012 d) 控制门禁; e) 支持与视频的联动。 7.7 信息传输 7.7.1 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，为电网运行控制和生产管理提供高品质的全景基础数据; b) 信息传输应满足电网运行控制的实时性、可靠性要求。 7.7.2 站内信息传输 站内信息传输应满足如下要求: a) 测控装置、保护装置、故障录波器、在线监测设备、辅助设备等信息的传输应遵循DL/T860和DL/T1146; b) 同步相量数据传输格式采用GB/T 26865.2，装置参数和装置自检信息的传输遵循DL/T860;当同一厂站内有多个同步相量采集装置时，应设置同步相量数据集中处理单元，汇集各同步相量采集装置的数据后，再传输至变电站一体化监控系统; c) 故障录波文件格式采用GB/T22386; d) 网络交换机信息传输采用SNMP协议; 7.7.3 站外信息传输 7.7.3.1 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) 传输的内容主要包括: - 电网实时运行的量测值和状态信息; - 保护动作及告警信息; - 设备运行状态的告警信息; - 调度操作控制命令。 - 告警简报、故障分析报告; - 状态监测数据; - 电能量数据; - 辅助应用数据; - 模型和图形文件; - 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。 b) 实时数据、操作控制命令等实时性、可靠性要求高的数据传输应由I区数据通信网关机实现，应遵循DL/T634.5104或DL/T860; c) 模型和图形文件、告警简报、故障分析报告、日志和历史记录的信息传输应由图形网关机实现，应遵循DL/T476或DL/T860; d) 状态监测数据、电能量数据、辅助应用数据等非实时数据的信息传输应由II区数据通信网关机实现，应遵循DL/T634.5104或DL/T860; e) 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GB/T 26865.2; f) 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/T 667或DL/T 860; 16 DL/T XXXXX—2012 g) 应支持与多级调度(调控)中心的信息传输。 7.7.3.2 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) 传输的内容主要包括: - 状态监测数据和监测分析结果; - 设备台账信息、设备缺陷信息; - 保护定值单、检修票和操作票; b) 信息传输由III/IV区数据通信网关机实现; 7.8 时间同步对时 时间同步对时应满足如下要求: a) 站控层设备宜采用简单网络时间协议(SNTP)对时方式; b) 间隔层和过程层设备宜采用IRIG-B、1PPS对时方式。 8 安全防护 安全防护应满足如下要求: a) 安全?区设备与安全?区设备之间通信应采用防火墙隔离; b) 系统通过正反向隔离装置向?/?区数据通信网关机传送数据，实现与其他主站的信息传输; c) 系统与远方调度(调控)中心进行数据通信应设置纵向加密认证装置。 9 性能指标 9.1 系统性能指标 变电站一体化监控系统主要性能指标: a) 模拟量越死区传送整定最小值?0.1% (额定值)，并逐点可调; b) 电网稳态量测量时标精度?200ms; c) 全站事件顺序记录分辨率(SOE)?2ms，单装置事件顺序记录分辨率?1ms; d) 智能终端GOOSE事件时标分辨率?1ms; e) 模拟量信息响应时间(从I/O输入端至数据通信网关机出口)?2s; f) 状态量变化响应时间(从I/O输入端至数据通信网关机出口)?1s; g) 站控层平均无故障间隔时间(MTBF)?20000h，间隔层测控装置平均无故障间隔时间?30000h; h) 站控层各工作站和服务器的CPU平均负荷率:正常时(任意30min内)?30,，电力系统故障时(10s内)?50,; i) 网络平均负荷率:正常时(任意30min内)?20,，电力系统故障时(10s内)?40,; j) 画面整幅调用响应时间:实时画面?2s，其他画面?3s; k) 实时数据库容量:模拟量?5000点，状态量?20000点，遥控?3000点，计算量?2000点; l) 时间序列数据库容量>10T，标签点容量>= 50000点，事务处理能力>=1000000事件/秒，支持时序数据变化即存储，支持数据压缩功能; 17 DL/T XXXXX—2012 m) 历史数据库存储容量:历史数据存储时间?3年，历史曲线采样间隔1min,30min(可调)，历史趋势曲线?300条。 9.2 抗干扰能力 装置在电磁骚扰、一次回路操作、开关站故障、二次回路操作干扰及其它强电磁干扰作用下，应能保证正常工作及动作的正确性。装置不应要求其交直流输入回路外接抗干扰元件来满足有关电磁兼容标准的要求。装置的电磁兼容性能要求见表1: 表1 电磁兼容性能指标 序号 试验项目 标准号 级别 GB/T 17626.2 四级 1 静电放电抗扰度试验 GB/T 17626.3 三级 2 射频辐射电磁场抗扰度试验 GB/T 17626.4 四级 3 电快速瞬变脉冲群抗扰度试验 GB/T 17626.5 四级 4 浪涌(冲击)抗扰度试验 GB/T 17626.6 四级 5 射频场感应的传导骚扰抗扰度试验 GB/T 17626.8 三级 6 射频场感应的传导骚扰抗扰度试验 GB/T 17626.9 五级 7 工频磁场抗扰度试验 GB/T 17626.10 五级 8 脉冲磁场抗扰度试验 GB/T 17626.11 四级 9 电压跌落和短时中断抗扰度试验 10 GB/T 17626.12 四级 振荡波抗扰度试验 10 技术条件 10.1 电源 电源应满足如下要求: a) 间隔层设备(包括小室网络交换机)采用直流供电，站控层微机设备采用交流供电，额定参数 为: - 交流电源电压为单相220V，电压允许偏差-20%,+15%; - 交流电源频率为50Hz，允许偏差?5%; - 交流电源波形为正弦波，谐波含量小于5%; - 直流电源电压为110V或220V，允许偏差为-20%,+15%; - 直流电源电压纹波系数小于5%。 b) UPS备用电源切换时间应小于5ms，备用电源时间应大于2h。 10.2 机柜 机柜应符合GB/T 3047.1和DL/T 720的要求。 10.3 场地与环境 10.3.1 环境条件 a) 环境温度和湿度要求见表2: 表2 工作场所环境温度和湿度分级 级别 环境温度 湿 度 使用场所 18 DL/T XXXXX—2012 注1范围 最大变化率 最大绝对湿度相对湿度 3? ?,h % g/m C0 ,5,，45 20 5,95 28 室内 C1 ,25,，55 20 5,95 28 遮蔽场所(户外柜) C2 ,40,，70 20 5,100 28 室外 CX 特 定 与用户协商 注1:设备内部既不应凝露，也不应结冰。 b) 大气压力:86kPa,106kPa;70kPa,106kPa。 c) 设备的贮存、运输极限的环境温度,25?,，70?，相对湿度不大于85,。 d) 设备使用地点应无爆炸危险，无腐蚀性气体及导电尘埃、无严重霉菌、无剧烈振动源，不允许 有超过发电厂、变电站正常运行范围内可能遇到的电磁场存在。有防御雨、雪、风、沙、尘埃 及防静电措施。场地安全要求应符合GB/T9361-2000中B类的规定。 10.3.2 耐震能力 a) 水平加速度:0.3g; b) 垂直加速度:0.15g; c) 正弦共振三周波，安全系数:?1.67。 10.3.3 其它 oa) 安装方式:室内垂直安装，屏立面倾斜度不大于5 ; b) 周围环境:符合GB/T 15145的要求。 10.4 防雷与接地 10.4.1 防雷与接地应符合DL/T 5149的要求。 10.4.2 防雷应采取下列措施: a) 监控系统应设有防雷和防止过电压的保护措施。 b) 在各种装置的交、直流输入处应设电源防雷器。 c) 监控系统跨小室的通信连接(包含网络与串口方式)和远动专用通道应有电气隔离措施。 d) 系统交流回路应设防雷器。 e) 卫星时钟天线应设防雷器。 10.4.3 接地应采取下列措施: a) 监控系统信号电缆遵循“一点接地”原则，接地线连接于变电站的主接地网的一个点上，接地电阻应符合GB/T 2887-2000中4.4要求。 b) 监控系统的机箱、机柜、打印机外设等设备均应可靠接地。 c) 通信设备各直流电源正极在电源设备侧均应直接接地。 d) 控制电缆的屏蔽层两端应可靠接地。 e) 信号电缆的内屏蔽层在计算机侧一点接地，外屏蔽层宜两端接地。 f) 主控室应采取屏蔽措施。 g) 在土壤电阻率不大于1000Ω•m的地区，110kV及以上配电装置的避雷针装设于配电装置构架上。 19 DL/T XXXXX—2012 附 录 A (资料性附录) 不同电压等级变电站一体化监控系统参考结构 变电站一体化监控系统由站控层、间隔层、过程层设备，以及网络和安全防护设备组成， 变电站网络拓扑结构灵活，宜采用环型、星型或两种相结合的方式。 站控层设备和间隔层设备之间采用以太网方式组网，实现站控层内部、站控层与间隔层之间以及间隔层设备之间的数据传输，并满足与电力系统专用网络连接及容量扩充等要求。 间隔层设备和过程层设备之间采用以太网方式组网，实现间隔层设备与过程层设备之间的数据传输，保护装置与本间隔的智能终端设备及合并单元之间可采用点对点通信方式。 全站的通信网络应采用高速工业以太网组成，传输带宽应大于或等于100Mbps，部分中心交换机之间的连接宜采用1000Mbps数据端口互联，可通过划分虚拟局域网(VLAN)将网络分隔成不同的逻辑网段。 变电站网络具备合理的信息处理机制，保证在正常及事故状态下不能因为网络负荷过重而影响系统正常运行。 220kV及以上电压等级变电站一体化监控系统结构参见图A.1，110kV(66kV)变电站一体化监控系统结构参见图A.2。 图A.1 220kV及以上电压等级变电站一体化监控系统结构示意图 20 DL/T XXXXX—2012 图A.2 110kV(66kV)电压等级变电站一体化监控系统结构示意图 21 DL/T XXXXX—2012 附 录 B (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，其主要信息体元素属性见表B.1所示: a) DeviceInfo部分记录装置的相关描述信息,具体可见表B.2; 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，其信息体元素见表B.3所示。 表B.1 六种主要信息体元素属性 信息体元素名 属性名 属性值类型 说明 DeviceInfo name 字符型 装置描述信息名称 value 字符型 装置描述信息内容 TripInfo time 字符型 动作报文相对时间 name 字符型 动作报文名称 phase 字符型 动作相别，可以为空字符 value 整型 动作报文变化值，取值0或1 FaultInfo name 字符型 故障参数名称 value 整形、浮点型 故障参数实际值 字符型 unit 字符型 故障参数单位，可以为空字符 DigitalStatus name 字符型 开入自检等信号名称 value 整型 开入自检等信号故障前状态值，取值0或1 DigitalEvent time 字符型 开入自检等信号状态变化的相对时间 name 字符型 开入自检等信号名称 22 DL/T XXXXX—2012 value 整型 开入自检等信号状态变化值，取值0或1 SettingValue name 字符型 装置定值名称 value 整型、浮点型 故障时装置定值的实际值 字符型 unit 字符型 装置名称单位，可以为空字符 表B.2 DeviceInfo类信息列表 DeviceInfo类信息名称 标识字符 必选/可选 StationName 厂站名称 必选 DeviceName 一次设备名称 必选 DeviceType 装置型号 必选 ProgramVer 程序版本 必选 NetAddr 网络地址 必选 DeviceNumber 一次设备调度编号 可选 ConfigVer 配置版本 可选 Manufacturer 制造厂家 可选 ProgramTime 程序形成时间 可选 CheckCode 校验码 可选 ProgramID 程序识别号 可选 … 用户定义… 可选 表B.3 其它公共信息体元素 信息体元素名 值类型 说明 FaultStartTime 字符型 故障起始时间，格式YYYY-MM-DD hh:mm:ss:sss DataFileSize 整型 故障相关Comtrade录波数据Dat文件大小,单位字节 FaultKeepingTime 字符型 故障持续时间 23 DL/T XXXXX—2012 附 录 C (规范性附录) 告警信息命名规范 信息命名原则 C.1 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。 C.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。 C.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。 24 DL/T XXXXX—2012 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。 C.4 信息命名示例 信息命名示例参见表C.1。 表C.1 命名示例 序号 信息交换 描述性文字 1 杭州.110kV文三变/110kV.天文1096线/有功 杭州110kV文三变110kV天文1096线有功 2 110kV文三变/110kV.天文1096线/有功 110kV文三变110kV天文1096线有功 3 /天文1096线/文三侧.有功 天文1096线文三侧有功 4 杭州. 110kV文三变/110kV. #1主变/高压侧.有功 杭州110kV文三变110kV#1主变高压侧有功 5 110kV文三变/10kV母线/A相电压 110kV文三变10kV母线A相电压 6 杭州//总负荷 杭州总负荷 7 浙江.220kV半山厂/#5机/有功 浙江220kV半山厂#5机有功 8 220kV牌头变/东牌2337线第一套线路保护/动作 220kV牌头变东牌2337线第一套线路保护动作 9 220kV牌头变/东牌2337线测控装置/远方就地把220kV牌头变东牌2337线测控装置远方就地把 手.位置 手位置 10 110kV文三变/#1主变/有载调压.急停 110kV文三变#1主变有载调压急停 25 DL/T XXXXX—2012 附 录 D (规范性附录) 告警信息分类规范 告警信息分类 D.1 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。 D.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。 D.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。 D.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。 D.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。 D.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。 D.2 告警信息实例 告警信息实例见表D.1 表D.1 告警信息实例 分层 分类 信号实例 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 1 事故信息 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 26 DL/T XXXXX—2012 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 辅助系统事故信息 2 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 威胁电网安全与设备运行的 1 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 2 异常信息 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; 27 DL/T XXXXX—2012 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 影响遥控操作的 2 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; 3 变位信息 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 4 越限信息 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 5 告知信息 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 28 DL/T XXXXX—2012 附 录 E (资料性附录) 智能告警简报 智能告警简报的示例: <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 # 3 事件跳闸 # 4 原因接地故障 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。 _________________________________ 29