Q / GDW xxx —2011
ICS xx.xxx
Q/GDW 国家电网公司企业标准
Q / GDW xxx — 2011智能变电站一体化监控系统
技术功能规范
Technical specifications for integrated supervision and
control system of smart substation
（征求意见稿）
2011-xx-xx发布2011-xx-xx实施
国家电网公司发布
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Q / GDW xxx — 2011
目次
前言 ....................................................................... II
1 范围 (1)
2 规范性引用文件 (1)
3 术语和定义 (1)
4 总则 (2)
5 运行监视 (2)
6 操作与控制 (4)
7 运行管理 (9)
8 信息综合分析与智能告警应用 (10)
9 辅助应用 (13)
10 信息传输 (14)
附录A（资料性附录）信息分层分类命名 (18)
附录B（规范性附录）智能告警简报 (20)
附录C（规范性附录）故障分析简报 (21)
附录D（规范性附录）智能告警及简报信息传输 (22)
附录E（规范性附录）故障报告格式 (30)
编制说明 (35)
I
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II
前言
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：
Q / GDW xxx — 2011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/T 860 变电站通信网络和系统
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 继电保护运行评价规程和61850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 XXX 智能变电站一体化监控系统建设规范
ANSI/IEEE C37.111—1999 COMTRADE 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/T 2900.15、GB/T 2900.50、GB/T 2900.57、DL/T 860和Q/GDW 383中确立的术语和定义适用于本规范。
3.1
一体化监控系统integrated supervision and control system
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remote gateway
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
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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comprehensive application server
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data server
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。
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/T 860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。
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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/IEEE C37.111-1999。
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/GDW 616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/T 860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/T 860标准后接入。
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4 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。其报警信息应包括报警条文、参数值及报警时间等内容。
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。
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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；
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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
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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
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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，并查询历史统计数据，具体要求如下：
1）控制参数设置画面：包括控制模式设置、计算周期和数据刷新周期设置、设备控制约束设置、数据预处理参数设置等。
2）运行监视画面：提供与前述运行监视功能相匹配的各种监视画面。
3）报警画面：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、闭锁信号变位等报警。
4）控制记录查看画面：能查询每次计算前后的各种对比信息，计算形成的控制策略及其执行情况等信息。
6.2.6辅助控制
a)可对照明系统分区域、分等级进行远程控制,具备视频联动功能。
b)可根据采集巡检状态及巡检结果数据对巡检方案进行远程配置。
c)可远程控制空调的启停、升温、降温，风机的启停、风量调整等；可远程控制水泵
的启停。
d)可实现一体化监控系统与辅助设备的信息交互，实现联动控制功能。
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e)可进行布防/撤防控制,也可对布撤防的策略进行配置；可远程控制声光报警设备；
具备视频联动功能。
f)可根据消防报警系统运行状态实现与门禁及视频联动功能。
g)可远程开关门及进行权限管理，具备与消防及视频联动功能。
6.3调度控制
a）调度员（监控员）值班工作站应能浏览操作与控制所需的数据，包含一次设备、二次设备及其它辅助监测设备的状态信号、动作信号、事件记录、量测信息和报文信
息等。
b）应支持调度控制所涉及的开关遥控操作、保护定值的在线召唤和修改、软压板的投退、变压器档位的调节和无功补偿装置的投切，应支持操作的可视化展示。此类操
作应通过I区的远动网关机实现。
c）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 区远动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
远动网关机，II区远动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。
6.4操作可视化
a)对有人值班站，应为操作人员提供形象、直观、逼真的操作界面。
b)应支持在操作命令到达目标设备前和设备操作过程中，通过对开关、刀闸设备的状
态监测单元采集到的设备的状态信息进行可视化展示，并对每次操作设备进行在线
诊断，及时发现设备的潜在故障。在进行遥控操作时，能够形象、直观、逼真的展
示一次设备的具体动作情况。
c)应支持视频监控的联动功能。应实时监听联动信号，一旦接收到了联动信号，应立
即切换指定的摄像机到监控预置点，为调度人员提供实时的清晰的远程调度对象视
频，增加操作的可靠性和直观性。
7 运行管理
7.1总体要求
应建立站内设备完备的基础信息，实现检修工作票的管理，支持源端维护和模型校核功能。
7.2设备管理
7.2.1设备台账信息
a)可采用与生产管理信息系统（PMS）交互、CID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、维护管理提供规范化服务。
c)保存修改的变电站智能设备配置文件，文件名称应包含时间信息，可追溯。
7.2.2设备缺陷信息
a)应利用站内智能设备的自检故障、通信异常等信息，自动生成设备缺陷信息。
b)对站内运行维护中发现的设备缺陷宜具备人工设备缺陷输入功能。
c)宜具备与生产管理信息系统（PMS）中设备缺陷管理的接口信息交互功能。
7.2.3保护定值管理
a)具备召唤保护设备获取定值信息和接收继电保护信息主站系统的定值整定单的功
能。
b)具备保护定值整定、自动校核及显示修改部分功能。
c)具备保护定值核对功能。
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7.3检修管理
a)根据调度计划、电网运行方式生成检修工作票。
b)应支持对一、二次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。
c)应按照发现缺陷、填写检修票和缺陷单、填写生产工作通知单、填写工作票、执行、
完成（票单归档）的流程实现检修工作票的管理。
7.4运行维护
a）宜提供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SVG、G语言格式。
c）信息模型文件：包含变电站网络拓扑、一二次设备关联、IED模型信息的SCD文件；符合DL/T890标准的CIM文件；与CIM文件配合的一次主接线和间隔分图的
SVG文件。
d）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。
e）以生成的映射点表、信息映射文件为基准，与上级主站系统实现无缝通信。
f）具备模型合法性校验功能。支持离线和在线校验方式，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。
8 信息综合分析与智能告警应用
8.1总体要求
a）应能够对变电站各项运行数据（站内实时/非实时运行数据、辅助应用信息、各种报警及事故信号等）的综合分析处理。
b）应提供分类告警信息，根据此类信息提供智能告警功能。
c）应提供故障诊断及故障综合分析报告等结果信息。
8.2数据辨识
依据变电站一次接线模型，对采集的各类信息进行状态估计，检测可疑数据，辨识不良数据，校核数据的合理性和正确性。
8.2.1数据合理性检测
对量测值进行检测分析，确定量测值的合理性，具体包括：
a）检测母线、厂站的功率量测总和是否平衡。
b）检查变压器各侧的功率量测是否平衡。
c）检测并列运行母线电压量测是否一致。
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。
8.2.2不良数据检测
a）检测量测量是否在合理范围，是否发生异常跳变。
b）检测断路器/刀闸状态和相关设备量测是否冲突，并提供其合理状态。
c）检测断路器/刀闸状态和实时监控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、无功量测都可用时，可以辨识有载调压分接头位置的错误。
8.3智能告警
a)推理建模
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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，对变电站的运行状态进行在线实时分析和推理，自动报告变电站异常并提出故障处理指导意见。
b)信息分类
宜根据主站需求，为主站提供分层分类的故障告警信息。可分为事故信号、重要告警信号、一般告警信号和其他信号四类，具体可参考附录A。
c)告警分析
1)宜在故障情况下对包括事件顺序记录信号及保护装置、相量测量、故障录波等
数据进行数据挖掘、多专业综合分析，并将变电站故障分析结果以简洁明了的
可视化界面综合展示。
2)应根据智能告警专家处理系统经过信号分类、过滤、处理后，提供事故、预告、
越限、检修、未复归信息等多个告警页面窗口，并根据严重程度采用图像变化、
大小改变、闪光等不同方式优先播报，提示运行人员抓住重要告警，同时通过
颜色变化来区分告警信息是否已被处理。
3)应按照“在适当的时间将合适的信息传递给最需要的人”的原则，将过滤后的
告警信息通过可视化平台自动展现出来，供调度和运行人员监视、操作和决策。
d)存储和查询
1)应具有按厂站、设备组、页面等条件筛选保存和打印功能，保存格式可为TXT、
XLS、PDF等。
2)应具有历史查询功能。历史查询包括遥信变位、遥测越限、SOE、设备工况、
结点工况等多种类型，既可以按厂站、间隔、设备来查询，也可以按厂站、装
置、逻辑设备查询。统计的范围包括日、月、年等多种时段，也可根据用户输
入的起始、终止时间统计任意时间段的相关的数据和发生的事件。
e)界面显示
应具有实时显示功能，实时显示窗口由多个页面组成，至少包括：时序信息、普通信息、预告信息、事故信息、检修信息、未复归告警信息、推理结果，每个页面可以根据需要激活或关闭，用户可根据需要灵活添加、定义页面。
f)结果上送
智能告警的分析结果应以简报的形式上送给远动调度（调控）中心；应提供多种告警方式为站内操作人员提供参考，具体如下：
1）最新告警信息提示行；
2）图形变色或闪烁；
3）告警汇总表；
4）自动推出相关发生故障厂站图；
5）音响、语音提示；
6）告警确认。
8.4信息综合分析
a)根据设备异常及告警信息、保护装置的动作信息及相关的SOE信号，
生成三类报告：告警简报、事故分析简报及故障报告。
1）告警简报：在设备异常/告警状态下，通过智能告警模块对变电站各类异常/告警信号进行单事项推理与关联多事件推理后，给出符合运行值班要求的的报告。
2）事故分析简报：在设备事故状态下，由事故综合分析模块结合全站事故全景信息进行综合分析、判断，形成的报告。该报告由后台监控主机根据保护动作及
相关SOE信号触发报告的产生。
3）故障报告：以保护装置动作后生成的详细的报告为基础，结合设备台账等信息，
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形成完整的故障报告。
b)告警简报应包含以下内容：
1)异常告警时间
2)异常设备名称；
3)告警装置名称：
4)告警信息内容；
宜采用XML格式文件存储向主站传输告警简报信息，文件格式定义参见附录B。
c)事故分析简报内容如下：
1)故障时间；
2)故障设备名称；
3)故障类型；
4)跳闸开关；
5)保护动作序列；
6)故障相别；
7)故障测距；
8)故障电流；
宜采用XML格式文件存储和向主站传输事故分析综合简报信息，可参考附录C。
d)故障报告的具体内容如下：
故障报告的书写格式应遵循XML1.0规范，并作为故障相关Comtrade数据文件的HDR
子文件进行存储及上送。故障报告宜由DeviceInfo、TripInfo、Faultinfo、DigitalStatus、DigitalEvent、SettingValue六种主要信息体（表8-1）及若干公共信息体（表8-2）构成。文件格式参见附录E。
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：
1)DeviceInfo部分记录装置的相关描述信息。
2)TripInfo部分记录故障过程中的保护动作事件；
3)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；
4)DigialStatus部分记录故障前装置开入自检等信号状态；
5)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;
6)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。
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表8-2其它公共信息体元素
1)保护录波简报。保护录波简报应利用保护的录波数据提取相关故障特征量（如
故障时间、故障相别及类型、跳闸相别、故障距离等），应由录波文件的3个
部分即录波头文件、配置文件和数据文件聚合而成。
2)保护告警/动作事件。宜包括重要继电器的启动、出口和返回时间。
3)断路器状态。宜包含断路器状态、跳闸、闭锁信息。保护动作、断路器跳闸等
开关量变位数据也应带准确时标。
4)隔离开关状态。
5)保护定值。
6)保护通道信息。
7)母线电压稳态数据。
8)PMU动态数据。
9)在线监测设备上送的一次设备状态信息及分析诊断结果信息；
10)辅助系统上送的视频分析信息、各种监测量及告警信息；
11)电能量采集系统上送的电量信息；
12)交直流一体化系统上送的状态和告警信息
f)报告存储和上送。
一体化监控主机可通过召唤的方式获取保护装置的故障报告，通过与数据服务器中设备台账等信息的综合，形成新的完整的故障报告，并通过I区远动网关机主动上送给调度（调控）中心；同时也可采用接收召唤的方式，一体化监控主机将该报告存储于数据服务器，只有在调度（调控）中心主动召唤的情况下才上送故障报告。
9 辅助应用
9.1总体要求
a)实现对辅助设备运行状态的监视：包括电源、视频、环境监测、安防、消防、门禁、
照明、暖通、给排水等。
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14 b)支持一体化监控系统对辅助设备的操作与控制。
c)辅助设备的信息符合DL/T860标准。
9.2电源监测
a)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、各种信号、各种历史
故障信息、单体电池电压、电池组温度等信息。
b)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。
c)绿色电源监测信息包括：绿色能源系统母线电压、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）。
9.3安全防护
a)应监测的信息包括：视频、安防、消防及门禁运行状态信息和告警信息。
b)安防告警信息包括：红外对射报警、电子围栏报警、红外三鉴报警及警笛等；可进
行布防/撤防控制,也可对布撤防的策略进行配置；可远程控制声光报警设备。
c)消防告警信息包括：烟雾报警及火灾报警。
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
卡刷卡进行告警；可远程开关门并进行权限管理。
e)视频应具有与一体化监控系统、安防、消防及门禁的联动功能。通过与视频系统的
信息交互能直接进行云台的预置和操作。
9.4环境监控
a)监控信息应包括：运行环境、照明、暖通、给排水等。
b)运行环境信息应包括：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。
d)暖通信息应包括：温度、风机运行状态、空调运行状态；可远程控制空调的启停、
升温、降温，风机的启停、风量调整等。
e)给排水信息应包括：水位、水泵运行状态；可远程控制水泵的启停。
9.5联动控制
一体化监控系统辅助应用具有与电源、视频、环境监测、安防、消防、门禁、照明、暖通、给排水的联动功能，实现对相关设备的控制。
10 信息传输
10.1总体要求
a)信息传输的内容及格式应标准化、规范化。
b)信息传输应优先保证重要信息的实时传输。
c)信息传输应满足电力二次系统安全防护总体方案的要求。
10.2站内信息传输
10.2.1保护、测控装置信息传输
a)测控装置：包含断路器、隔离开关以及接地开关的位置信号；电流、电压、有功功
率、无功功率、频率、功率因数和温度；变压器有载调压分接头位置等。
b)保护装置：包含保护动作及报警信号、软压板状态、定值区、定值、装置参数、波
形文件等。
c)保护、测控装置应接受控制命令。
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d)传输协议应遵循DL/T 860标准；波形文件格式遵循ANSI/IEEE C37.111—1999
COMTRADE标准。
10.2.2PMU信息传输
a)实时数据。包括三相电压、三相电流，三相基波电压、三相基波电流、正序基波电
压相量、正序基波电流相量、频率和频率变化率以及开关量信号。
b)非实时数据。包括PMU装置的参数、配置。
c)实时数据传输格式参照Q／GDW 131。
d)非实时数据宜采用DL/T860标准。
e)当同一厂站内存在多个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，再与一体化监控系统通信。
10.2.3故障录波信息传输
a)故障简报信息。内容包括录波文件名称、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。
b)录波文件列表和录波文件信息。
c)运行状态信息。包括检修、运行状态，装置自检状态，录波启动、停止等。
d)故障录播器的定值信息。
e)传输协议应遵循DL/T860标准。
10.2.4二次设备状态信息传输
a)二次设备的工况数据。包含自检信息、运行状态等。
b)交换机网络通信状态。包含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。
c)数字化二次回路运行状态信息。包含GOOSE链路监视，SV链路监视对时通道监
视等。
d)与交换机通信应采用SNMP协议,其他信息传输协议应遵循DL/T860标准。
10.2.5在线监测设备信息传输
a)变压器监测数据。包含局部放电数据、油色谱数据、铁芯接地电流、套管、油温等。
b)断路器监测数据。包含局部放电数据、SF6及微水密度数据、机械特性数据等
c)避雷器监测数据。包含泄漏电流、动作次数等
d)监测分析结果。包含唯一性标识、故障部位、故障模式、风险程度等
e)常规一次设备应遵循Q/ GDW 616。
10.2.6辅助系统信息传输
a)视频数据：包含配置信息、视频流、告警信息等。
b)环境监测数据：包含温度、湿度、水浸等。
c)消防报警数据：包含火灾、烟感等。
d)电源数据：包括交直流电压、电流等。
e)门禁、电子围栏等安防数据。
f)应接受控制指令。
a)视频流数据宜采用专用通道。
10.3站外信息传输
10.3.1与调度（调控）中心信息传输
a)实时信息应包括模拟量、状态量、事件顺序记录（SOE）、控制量信息以及主要设
备运行状态、交直流系统运行状态信息等。
b)准实时信息应包括保护动作性质、设备健康状态、故障录波信息、电能量信息、综
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合分析结果等信息，其信息建模应遵循DL/T860标准和DL/T 553-94故障信息存储格式。
c)非实时信息应包括站内数据模型、图形模型信息等。
d)全站数据模型应遵循DL/T 890.301格式，采用CIM/XML文件方式存储，宜遵循Q
／GDW 215标准进行数据格式描述，以实现CIM模型文件的互操作。
e)全站图形模型应遵循SVG的格式，遵循G语言规范进行电力系统图形格式描述。
f)接受调度（调控）中心的操作与控制指令。
g ）远程浏览宜采用符合XML标准格式文件，支持远方的安全WEB。
h ）应支持与多级调控中心进行信息传输。
10.3.2与继电保护信息主站信息传输
a)应传输继电保护装置和故障录波器的运行状态、通信状态、正常运行参数（当前定
值、定值区号、压板状态、装置版本号、开关量状态、模拟量采样值等）。
b)应支持远方修改保护及录波装置定值、远方投退软压板、远方切换定值区、远方复
归保护信号等远方控制命令。
c)上送故障简报信息，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。
d)与继电保护信息系统主站宜采用DL/T860标准进行信息传输。
10.3.3与输变电站设备状态监测系统传输
a)智能一次设备及变电设备状态监测装置信息传输应遵循Q/GDW 616。
b)与输变电状态监测中心主站的信息传输应能支持不同类型通信接口。
10.3.4与W AMS系统信息传输
a)应由PMU数据集中器完成与调控中心W AMS主站的PMU信息传输。
b)与W AMS通信应采用Q/GDW 131标准。
10.3.5与PMS系统信息传输
a)与生产管理系统（PMS系统）交互信息，应包括继电保护整定单及定值核对信息、
一次设备状态监测数据、调度操作预令票。
b)应支持调度（调控）中心对生产信息管理系统信息的获取，应包括变电站内主要设
备的相关参数、运行数据、营销数据、用户信息、用户故障信息和检修记录等。
c)系统间数据传输应遵循Q／GDW 215标准。
10.3.6远程浏览
应支持调度（调控）中心的远程浏览功能，其所需数据均通过数据服务器获得。
a)远程浏览可采用安全的WEB方式来实现，且只允许浏览，不允许操作。
b)应支持远程获取变电站接线图信息和监控信息。
c)支持将厂站端的电网接线图导出为标准格式，用于与调度端进行标准图形的交换。
10.4应用间信息传输
应用间的信息传输应通过消息总线的方式，具体如下：
a)基本功能
1）基于事件的消息总线应提供进程间（计算机间和内部）的信息传输支持，具有消息的注册/撤销、发送、接收、订阅、发布等功能，以接口函数的形式提供