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建设规范Construction 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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目次
前言 (3)
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 体系架构及功能要求 (2)
5.1系统体系架构 (2)
5.2系统功能要求 (3)
5.3五类应用信息需求 (7)
6 一体化监控系统结构 (8)
6.1系统结构 (8)
6.2网络结构 (9)
7系统配置 (10)
7.1系统硬件配置 (10)
7.2系统软件配置 (11)
7.3时间同步系统 (12)
7.4总体性能指标要求 (13)
8二次系统安全防护 (13)
9调度数据规划 (13)
9.1电网运行信息 (13)
9.2设备运行信息 (14)
9.3变电站运行告警信息 (15)
9.4变电站设备操作控制命令 (15)
编制说明 (16)
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建设规范》。
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，提出了智能变电站自动化系统的一体化建设技术路线，明确了站内全景信息采集与应用以及一体化监控系统的体系架构、功能及技术要求。
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：
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智能变电站一体化监控系统建设规范
1 范围
本标准规范了智能变电站一体化监控系统的建设，提出了一体化监控系统的体系架构、网络结构、系统功能、安全防护及调度数据规划等技术要求，规定了相关术语和定义。
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。智能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 智能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 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 416 电力系统同步相量测量（PMU）测试技术规范
Q／GDW 441 智能变电站继电保护技术规范
通用设计电力二次系统安全防护总体方案（国家电力监管委员会第34号文，2006年2月）
IEC 62351 Power systems management and associated information exchange-data and communications security
3 术语和定义
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。实现智能变电站与调度、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）、
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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。
4 总则
智能变电站一体化监控系统应基于DL/T 860体系架构，实现智能变电站内全景信息的采集与共享，实现站内信息模型、通信模型、图形、设备参数的标准化。
智能变电站一体化监控系统应支撑大运行和调控一体化运行要求。
智能变电站一体化监控系统遵循《电力二次系统安全防护总体方案》和《智能变电站二次系统安全防护方案》要求构建安全I 、II 区。
智能变电站继电保护相关内容遵循Q/GDW 441标准有关要求。
5 体系架构及功能要求
5.1 系统体系架构
一体化监控系统和输变电在线监测、辅助应用、计量等共同组成智能变电站自动化系统，通过全站统一的信息模型和标准化接口实现智能变电站全景信息的统一采集、统一存储和共享。全景信息包括电网和设备运行数据、保护信息、安稳、状态监测、同步相量（PMU ）、计量、辅助应用和环境信息等实时与非实时数据。
图5-1 智能变电站一体化监控系统逻辑关系图
根据对数据实时性和安全防护的要求，智能变电站一体化监控系统分为实时数据区和非实时数据区。实时数据区对应安全I 区，非实时数据区对应安全II 区。
a) 实时数据区：包括监控主机、I 区远动网关机、数据服务器、操作员站、工程师
工作站等设备，主要采集电网运行和设备工况等实时数据。监控主机将采集到的
实时数据通过消息总线写入数据服务器，实现数据的统一处理和存储。I 区远动
网关机直接与站控层网络连接，实现远动数据的直采直送和浏览查询功能；
b) 非实时数据采集区：主要包括在线监测、视频、一体化电源、消防、安防、环境
监测等数据，综合应用服务器通过网络实现对非实时数据的采集，并经防火墙与
I 区数据服务器相连，实现对II 区数据的存储与访问。II 区远动网关机访问数据
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服务器，实现对II 区数据的查询与操作。
在技术条件具备的情况下，安全I 区、安全II 区和安全I 、II 区之间的信息传输宜遵循IEC 62351的要求。
图5-2 智能变电站一体化监控系统架构示意图
5.2 系统功能要求
智能变电站一体化监控系统的应用功能结构如图5-3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访问接口、五类应用功能。
五类应用功能指：运行监视、操作与控制、信息综合分析与智能告警、运行管理、辅助应用。
图5-3 智能变电站一体化监控系统应用功能结构示意图
5.2.1 运行监视
通过可视化技术，实现对电网运行信息、保护信息、一、二次设备运行状态等信息的运行监视和综合展示。
a) 运行工况监视
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4 1)建立遵循DL/T860标准的智能变电站运行监视的统一信息模型，包括：一次设备、
二次设备及一、二次设备关联模型，模型文件应统一存放；
2)实现站内各专业数据（测控、保护、故障录波、电能计量、在线监测等）的综合
采集与统一处理，处理后的实时数据通过数据服务提供给其他应用，实现不同应用的信息共享；
3)实现智能变电站全景信息的统一存储；
4)提供统一的信息展示界面，综合展示电网运行状态、设备监测状态、环境及辅助
应用信息及事件信息、故障信息；
5)实现智能装置压板状态的实时监视，当前定值区的定值及参数的召唤、显示。
b)在线监测
1)实现一次设备的运行状态的综合展示；
2)实现二次设备的在线状态监视，宜通过可视化手段实现二次设备运行工况、站内
网络状态和虚拟二次回路监视。
c)故障录波和网络分析
1)实现故障录波的召唤、显示。按照DL/T860标准或总线接口获取其他应用类的数
据及分析结果，对获得的信息进行综合展示；
2)网络报文记录分析装置对全站各种网络报文进行实时监视、捕捉、存储、分析和
统计，具备智能变电站网络通信状态的在线监视和评估功能；
3)故障录波器及网络报文记录分析装置对报文的捕捉应安全、透明，不得对原有的
网络通信产生任何影响。应能监视、捕捉过程层SV网络、过程层GOOSE网络
报文的传输；
4)故障录波器和网络报文记录分析装置支持双A/D系统，记录两路A/D数字采样数
据和报文，具有MMS接口，装置相关信息经MMS接口直接上送站控层。
d)远程浏览
调度端可以通过远动网关机，远方查看智能变电站一体化监控系统的运行数据，包括电网潮流、设备状态、历史记录、操作记录、故障综合分析结果等各种原始信息以及分析处理信息。
5.2.2操作与控制
实现智能变电站内设备就地和远方的操作控制。包括顺序控制、无功优化控制、正常或紧急状态下的开关/刀闸操作、防误闭锁操作等。调度（调控）中心通过远动网关机实现调度控制、远程浏览等。
a)调度控制
1）接收调度下发的控制和调节指令，进行站内设备的控制命令下发；通过信息展示界面，向辅助应用下发控制、调节指令；
2）具有自动控制功能，接受站内的控制指令经安全校核正确后，自动完成符合相关运行方式变化要求的设备控制。可包括备自投、小电流接地选线等。
b)站内操作
1）具备对全站所有断路器、电动开关、主变压器调压抽头、无功功率补偿装置及与控制运行相关的智能设备的控制及参数的设定功能；
2）具备事故紧急控制功能，通过对开关的紧急控制，实现故障区域快速隔离；
3）具备软压板投退、定值区切换功能。
c)无功优化控制
具备电压无功自动控制功能，可接收调度（调控）中心的投退和策略调整指令。
d)负荷优化控制
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具备负荷优化控制功能，根据预设的减载目标值，在主变过载时自动计算切负荷策略，可接收调度（调控）中心的投退和目标值调节指令。
e)防误闭锁
具有防误闭锁功能，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变化计算，自动实现防止电气误操作逻辑判断。
f)顺序控制
具有远方/站内顺序控制功能，在满足操作条件和操作顺序的前提下，自动完成一系列控制功能，宜与智能操作票配合进行。
5.2.3信息综合分析与智能告警
通过对智能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，提供分类告警、故障诊断及故障报告等结果信息。
a)站内数据辨识
1)数据校核
具备检测可疑数据、辨识不良数据、校核实时数据准确性的功能。
2)数据筛选
对智能变电站告警信息进行筛选、分类、上送。
b)智能告警
建立智能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，对智能变电站的运行状态进行在线实时分析和推理，自动报告智能变电站异常并提出故障处理指导意见；
根据主站需求，为主站提供分层分类的故障告警信息。
c)故障分析决策
1)故障分析
在电网事故、保护动作、装置故障、异常报警等情况下，通过综合分析站内状态数据包括事件顺序记录、保护事件及故障录波、相量测量、一次设备状态监测等信息，实现故障类型识别和故障原因分析。
2)分析决策
根据故障分析结果，给出处理措施。宜通过设立专家知识库和智能推理机，实现单事件推理、关联多事件推理、故障智能推理等信号智能分析决策功能。
3)人机互动
根据分析决策处理结果，提出操作处理建议，并将事故分析的结果可视化展示。
5.2.4运行管理
通过人工录入或系统交互等手段，建立智能变电站设备完备的基础信息，实现一、二次设备运行、操作、检修、维护管理的规范化服务。
a)源端维护
1)提供图模一体化建模工具，为一体化监控系统、调度（调控）中心提供统一的智
能变电站模型，生成的模型文件应符合DL/T860标准；
2)实现模型的导入、图形的转换及显示，并根据调度（调控）中心的需要提供符合
标准的模型文件与图形文件；
3)智能变电站模型发生变化时，应由图模一体化建模工具统一维护；
4)应具有离线模型校验功能，支持SCD文件的完整性、合理性校验；
5)宜具有在线模型检验功能，实现与间隔层装置的一致性校验。
b)设备管理
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6 提供设备信息和缺陷信息，与保护信息管理系统、设备状态检测系统和调度操作票系
统间的信息交互，实现站内智能变电站的设备信息化管理。
1)可通过获取智能设备CID文件中设备铭牌（LPHD）、与生产管理信息系统交互以
及人工录入方式建立设备基础信息；
2)接收一、二次设备状态监测结果，采用数学模型和预定的规则以及历史数据进行
比较分析，实现站内一、二次设备的健康状况、状态趋势的分析展示和设备的智
能检修预警功能；
3)接收继电保护信息系统的定值信息，实现保护定值自动校核，并显示变更的定值，
供运行维护人员核对；
4)接收调度预令操作票，与智能变电站一体化监控系统的智能操作票进行无缝对接；
5)实现智能变电站智能设备自检信息的采集和告警；
6)宜具备智能变电站检修票管理功能。
5.2.5辅助应用
通过标准化接口和信息交互，实现对站内电源、安防、消防、视频、环境监测等辅助设备的监视与控制。
a)电源监测
1)采集交流、直流、UPS、通信电源等站内电源设备运行状态数据；
2)实现智能变电站电源的遥测、遥信及遥控功能；
3)实现交流、直流、UPS、通信电源等站内电源设备的管理功能。
b)安全防护
1)安防
采集安全防护设备提供的安防信息；
可对安全防护设备进行布防/撤防控制，可对布防/撤防的策略进行配置，可远程
控制声光报警设备。
2)消防
采集消防报警设备运行状态数据；
火灾报警信号上送时，可控制站内其它辅控设备进行协同工作。
3)门禁
对门禁设备权限进行管理，记录不同人员进出时间；
采集非法闯入报警、门长时间未关闭报警、非法卡刷卡报警等信号，可远程开关
门。
c)环境监测
1)绿色照明
采集照明设备工作状态数据；
对照明设备分区域、分等级进行远程控制。
2)环境监测
对站内的温度、湿度、风力、水浸等环境信息进行实时采集、处理和上传；
可设置不同级别的环境信息告警阈值。
3)巡检
采集巡检状态及巡检结果数据；
可远程对巡检方案进行配置。
d)辅助应用优化控制
1)视频联动
视频监控宜采用智能视频技术，实现智能围栏、周界智能防范等功能；
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防误系统宜结合智能围栏信息进行综合防误判断；
视频监控应能主动上送视频设备中的设备自检信息、告警信息、智能规则告警信
息等，并能够接受一体化监控系统的联动控制命令。
i. 视频设备与一体化监控系统的联动与互动
获得站内重要的保护信息、开关刀闸位置信息、设备运行信息等，实现视频
设备与一体化监控系统的联动；
可回传图片、图像、录像等。
ii. 视频与辅助应用中其它设备的联动
实现视频与火灾告警、视频与门禁设备、视频与安防设备、视频与灯光控制
等之间的联动。
iii. 辅助应用之间的联动
实现火灾告警与门禁，环境监控与风机、给排水、取暖制冷设备之间的联动。
2) 辅助远程控制
应具备通信端口，可接受一体化监控系统和调度（调控）中心的控制命令；
实现一次设备操作联动、电子围栏、移动定位、门禁等安防设备联动以及电缆沟
水位监视、生产建筑温湿度监视、空调、照明等设备的远方控制与监视。
5.3 五类应用信息需求
智能变电站五类应用功能除与站内数据服务器进行交互，还通过远动网关机与调度（调控）中心或其他系统进行交互。信息及数据流向见图5-4：
数据数据
……数据
……/历史数据数据数据…………/数据数据数据……历史数据数据数据……简报……PMS ……/历史数据数据指令……
……
图5-4 五类应用功能与外部系统逻辑关系图
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8 a)运行监视接受数据服务器发送的历史数据、在线监测数据、保护定值、辅助信息、
安稳数据、PMU数据及分析结果信息等；向数据服务器发送实时采集数据、故障录波、保护信息和计量信息等；可向调度（调控）中心提供实时采集数据、设备在线监测数据、模型信息、保护信息、安稳数据和PMU数据等，接受调度远端远程浏览指令；
b)操作与控制接收实时/历史数据、PMU数据、PMS数据、辅助信息、安稳数据、
保护信息和告警信息等；向智能变电站运行设备发送各类控制指令；可向调度（调控）中心发送智能变电站内设备状态信息，包括开关位置、控制结果反馈数据和操作后的遥测数据等，接收调度端的操作控制指令；
c)信息综合分析与智能告警接收实时/历史数据、PMU数据、PMS数据、辅助信息、
安稳数据、保护信息、录波数据和告警信息等；可提供告警简报、故障分析简报和故障报告等；向调度（调控）中心提供事故分析结果信息和事故预报信息；接受来自调度（调控）中心的综合控制指令和相邻智能变电站运行状态信息；
d)运行管理类应用接受实时/历史数据、PMU数据、在线监测数据、辅助信息、安
稳数据、保护信息和计量信息等；提供PMS信息等；向调度（调控）中心提供PMS相关信息、智能变电站负荷水平和无功信息等，接收来自调度（调控）中心的操作指令；
e)辅助应用接受实时/历史数据、在线监测数据和联动控制指令；提供辅助设备信息；
向调度（调控）中心提供智能变电站环境信息和视频监控数据，接受调度端的视频浏览和控制指令。
6 一体化监控系统结构
6.1系统结构
智能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。
a)站控层设备包括监控主机、远动网关机、数据服务器、综合应用服务器、操作员
工作站、工程师工作站、PMU数据集中器和计划检修终端等；
b)间隔层设备包括继电保护装置、测控装置、故障录波装置、网络记录分析仪及稳
控装置等；
c)过程层设备包括合并单元、智能终端、智能组件等。
站控层网络与间隔层网络直接互连，实现站控层设备及间隔层设备之间的数据和控制命令的传输，通信协议应采用DL/T 860 标准。220kV及以上电压等级智能变电站站控层网络参见图6-1所示，110kV（66kV）智能变电站站控层网络参见图6-2所示；
过程层网络，实现间隔层设备与过程层设备的数据传输；
保护的电气量采集及保护跳闸方式应采用直采直跳方式实现；
保护、控制设备应以点对点方式接入SV数据，不依赖过程层网络；
保护、控制设备与本间隔的智能终端设备之间应采用GOOSE点对点通信方式；
全站的通信网络应采用高速以太网组成，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。
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图6-1 220kV 及以上电压等级智能变电站一体化监控系统结构示意图
图6-2 110kV （66kV ）电压等级智能变电站一体化监控系统结构示意图
6.2 网络结构
6.2.1 站控层网络
a) 智能变电站站控层网络应采用双星型连接；
b) 站控层交换机连接远动网关机、监控主机、综合应用服务器、数据服务器和各间
隔交换机等设备。间隔交换机实现各间隔保护、测控等设备的网络连接；
c) 站控层网络采用100Mbps 及更高速度的以太网组成，传输GOOSE 报文。
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6.2.2 间隔层网络
a)智能变电站宜按小室或间隔配置单独的间隔层网络交换机；
b)间隔层交换机与站控层交换机相连，共同组成站控层网络；
c)间隔层交换机连接间隔内的保护、测控和其他智能电子设备；
d)宜通过划分VLAN将不同间隔的网络分隔成不同的逻辑网段。
6.2.3 过程层网络
a)GOOSE网结构
1)通过相关网络设备完成间隔层与过程层设备、间隔层设备之间以及过程层设
之间的数据通信；
2)站内GOOSE网应按电压等级各自独立配置，220kV以上电压等级网络宜采
用形双网结构；
3)过程层GOOSE网采用100Mbps及更高速度的以太网组成，可传输GOOSE
报文。
b)过程层SV网结构
1)通过相关网络设备完成间隔层与过程层设备、间隔层设备之间以及过程层设
之间的数据通信；
2)站内SV网应按电压等级各自独立配置，网络宜采用形双网结构；
3)过程层SV网采用100Mbps及更高速度的以太网组成，可传输SV报文。
7系统配置
7.1系统硬件配置
系统应采用标准的和系统化的开放式的硬件结构。所有设备部件均应采取紧锁措施，抗振性能好，并且更换拆卸方便。
7.1.1站控层设备
站控层负责智能变电站的数据处理、集中监控和数据通信，包括监控主机、远动网关机、数据服务器、综合应用服务器、操作员站、工程师工作站、网络设备及打印机等，其中主要设备如下：
a)监控主机：冗余配置。负责站内各类数据的采集、处理，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；
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，设备状态和参数的查询，控制命
令的操作等。220kV及以下电压等级智能变电站可与监控主机合并；
c)工程师工作站：实现一体化监控系统的维护、配置和管理。220kV及以下电压等级
智能变电站可与监控主机合并；
d)I区远动网关机：冗余配置。应采用专用独立设备，无风扇设计，无硬盘，直采直
送，通过调度数据网及专用通道点对点方式向各级调度传送实时信息，接受调度（调
控）中心的操作与控制命令。具备远方查询和浏览功能；
e)II区远动网关机：配置两台，分别实现II区数据向相关远方调度、生产等主站系统
的数据传输。具备远方查询和浏览功能；
f)综合应用服务器：实现站内一次设备状态监测数据、二次设备运行信息、站内辅助
应用信息等的集中采集、处理与分析。集成状态信息接入控制器（CAC）功能，实10
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现在线监测数据传输；集成生产管理系统（PMS）维护终端，实现设备信息的源端
维护功能；
g)数据服务器：实现智能变电站全景数据的集中存储，向监控主机、远动网关机和综
合应用服务器提供数据访问服务；
h)PMU数据集中器：实现站端数据接收和转发的通信装置。能够同时接收多个通道
的测量数据，并能实时向多个通道转发测量数据，同时兼有子站的功能；
i)计划检修终端及安全文件网关：实现调度计划和检修工作票的管理；
j)网络监视仪：支持SNMP协议，监视并记录智能变电站内的网络通信报文，具备网络状态监视功能，实现网络管理和分析，具备良好的人机接口功能。
7.1.1.1220kV及以上电压等级智能变电站站控层设备配置
a)220kV及以上电压等级智能变电站监控主机应双重化配置；
b)220kV及以上电压等级智能变电站数据服务器宜双重化配置；
c)220kV及以上电压等级智能变电站应配置综合应用服务器应双重化配置；
d)220kV及以上电压等级智能变电站I区远动网关机双重化配置，II区配置2台远
动网关机，分别向调度和其他主站系统进行通信；
e)500kV及以上电压等级有人值守智能变电站可按双重化配置两台操作员站；
f)500kV及以上电压等级智能变电站可配置一台工程师站。
7.1.1.2110kV（66kV）智能变电站站控层设备配置
a)110kV（66kV）智能变电站监控主机可按单套配置；
b)110kV（66kV）应配置综合应用服务器1台；
c)110kV（66kV）智能变电站I区远动网关机双重化配置，II区配置2台远动网关
机，分别向调度和其他主站系统进行通信。
7.1.2间隔层设备
7.1.2.1220kV及以上电压等级智能变电站间隔层设备配置
a)220kV以上电压等级测控设备可采用以下几种配置模式：
1)双重化冗余测控配置模式：分别接入过程层A、B网，实现对A、B网的SV
数据的冗余采样和智能终端数据的GOOSE状态信息传输；
2)单套测控装置跨双网模式：跨接到过程层的A、B网段，实现对A、B网的
SV数据的二取一采样和智能终端数据的GOOSE状态信息传输，跨接双网的
网口具有独立的网接口控制器；
3)单套测控装置接单网模式：仅接入过程层A网，实现对过程层A网SV数据
采样和A网智能终端GOOSE状态信息传输。
b)遵循国家电网公司基建智能变电站通用设计规范。
7.1.2.2110kV（66kV）智能变电站间隔层设备配置
配置应遵循国家电网公司基建智能变电站通用设计规范。
7.1.3过程层设备
配置应遵循国家电网公司基建智能变电站通用设计规范。
7.2系统软件配置
7.2.1系统软件
系统软件应采用开放式体系结构。
a)操作系统
主机和操作员站的操作系统均应采用安全型的LINUX/ UNIX 操作系统，符合开放性
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标准，支持多用户、多任务和多进程；应提供丰富的进程间通信手段，提供良好的网络通信管理功能，支持TCP/IP通信协议；操作系统应能有效管理各种外部设备，外部设备的故障不应导致系统的崩溃。
b)历史数据库
历史数据库应采用成熟商用数据库。提供数据库管理工具和软件开发工具来进行维护、更新和扩充操作，应支持带时标数据的存储。
c)实时数据库
实时数据库用于提供高效的实时数据存取，应具备可维护性和可扩展性，可并发操作和实时同步更新，提供安全可靠的存取操作，支持SQL语言。
d)标准数据总线与接口
遵循软件组件化原则，提供规范化的交互机制。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系统之间的消息代理、传送功能。
7.2.2工具软件
a)系统配置工具
1)具有可靠性、开放性、可维护性和扩展能力；
2)提供独立的系统配置工具和装置配置工具，能正确识别和导入不同制造商的模型
文件，具备良好的兼容性；
3)系统配置工具用于对一、二次系统的关联关系、全站的IED实例、以及IED间的
交换信息进行配置，完成系统实例化配置，并导出全站SCD配置文件。应支持生
成或导入SSD和ICD文件，且应保留ICD文件的私有项；
4)装置配置工具用于生成和维护装置ICD文件，应支持导入SCD文件以提取需要
的装置实例配置信息，同一厂商的数据模板应符合一致性原则。
b)模型校核工具
1)具备SCD文件导入和校验功能，可读取智能变电站SCD文件，测试导入的SCD
文件的信息是否正确；
2)具备IED模型检测功能，可以检查SCL内部合法性，SCD文件是否符合Q/GDW
369标准，MAC地址、IP地址是否具有唯一性，以及VLAN设置及端口容量是
否合理；
3)具备SCD文件与虚端子一致性检测功能，检测SV和GOOSE配置是否与设计单
位提供的虚端子图完全一致；
4)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；
5)具备在线模型和离线模型一致性检查功能，检查装置能否按照CID文件的功能描
述工作。
7.3时间同步系统
a)站内应配置一套高精度时间同步系统；
b)时钟同步系统由主时钟和时钟扩展装置组成，时钟扩展装置数量按工程实际需求
确定；
c)主时钟应双重化配置，支持北斗系统、GPS和地面授时信号，优先采用北斗系统，
主时钟同步精度优于1us，守时精度优于1us/h（连续12小时）；
d)站控层设备宜采用SNTP对时方式；
e)间隔层和过程层设备宜采用IRIG-B、1PPS对时方式。
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7.4总体性能指标要求
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)事件顺序记录分辨率（SOE）：间隔层测控装置≤1ms；
c)模拟量信息响应时间（从I/O输入端至远动网关机出口）≤3s；
d)状态量变化响应时间（从I/O输入端至远动网关机出口）≤2s；
e)控制操作正确率100％；
f)站控层平均无故障间隔时间（MTBF）≥20000h，间隔级测控装置平均无故障间隔
时间≥30000h；
g)站控层各工作站的CPU平均负荷率：正常时（任意30min内）≤30％，电力系统
故障时（10s内）≤50％；
h)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％；
i)画面整幅调用响应时间：实时画面≤1s，其他画面≤2s；
j)画面实时数据刷新周期≤3s；
k)实时数据库容量：模拟量≥5000点，状态量≥10000点，遥控≥3000点，计算量≥2000点；
l)历史数据库存储容量：历史曲线采样间隔：1～30min（可调），历史趋势曲线，日报，月报，年报存储时间≥2年，历史趋势曲线≥300条。
8二次系统安全防护
a)一体化监控系统及站内相关子系统和设备按照《智能变电站二次系统安全防护方
案》划分为安全I、II区；
b)I区主要设备包括一体化监控系统监控主机、I区远动网关机、数据服务器、操作
员工作站、工程师工作站、保护、测控、PMU等；
c)II区主要设备包括综合应用服务器、计划检修终端、II区远动网关机、变电设备
状态监测装置、视频监控、环境监测、安防、消防及巡检等；
d)安全I区的系统或设备与安全II区的系统或设备进行通信，应采用硬件防火墙隔
离；
e)I、II区设备与外界的信息交互应进行有效的隔离；
f)智能组件等跨区测控设备应采用两套独立网卡，分别与I、II区进行数据通信；
g)一体化监控系统与远方调度（调控）中心进行数据通信采用调度数据网应设置纵
向加密认证装置，与远方PMS、营销系统等进行数据通信时应加装物理隔离装置。9调度数据规划
智能变电站一体化监控系统上传各调度主站的数据应满足智能电网调度技术支持系统的要求，满足调控一体化大运行模式的要求。调度数据应包括：反映电网运行方式状态量和潮流分布的量测数据；反映变电站一、二次设备以及辅助设备运行状况的在线监测、自检、告警信息；反映变电站运行异常的事故信息、预警信息、故障录波和综合分析结果；实现变电站设备操作控制、调节功能的遥控命令等。
9.1电网运行信息
电网运行方式的状态量
反映电网运行方式的状态信号，应采集互为联动的双位置信号，主要信息包括：
a)线路、母联（母分）、变压器各侧断路器位置；
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b)母线、线路、主变隔离开关位置；
c)接地闸刀（开关）位置；
d)联络开关（闸刀）位置；
e)压变闸刀位置等。
电网潮流分布的量测数据
反映电网潮流分布的量测数据应包括稳态、暂态和动态数据，主要有：
a)线路、母联（母分）、变压器各侧电流、电压、有功功率、无功功率、功率因素；
b)母线三相电压、零序电压、频率；
c)串接线方式的边断路器、中断路器的各侧电压，电流；
d)PMU数据：电压、电流、相角、频率及频率变化率；
e)统计计算数据。
9.2设备运行信息
9.2.1一次设备在线监测信息
一次设备在线监测对象有：变压器、GIS、断路器、避雷器等，主要信息有：
1变压器油箱油面温度、绕阻热点温度、绕组变形量、油位；
2变压器有载调压机构油箱油位，有载分接开关驱动电源电压、切换次数、当前位置；
3变压器各侧负荷电流、中性点电流、铁芯接地电流；
4冷却器状态、风扇电机电流与电压；
5变压器压力释放器状态信号，瓦斯继电器状态信号；
6变压器油色谱各气体含量；
7GIS、断路器的SF6气体密度（压力）；
8断路器行程-时间特性、分合闸线圈电流波形；
9断路器储能电机工作状态、气室温度；
10避雷器泄漏电流、阻性电流、动作次数；
11一次设备健康状况诊断结果及异常预警信号。
9.2.2二次设备运行状态信息
二次设备范围包括站控层设备，间隔层设备和过程层设备。站控层设备主要有：监控主机、操作员工作站、综合服务器、数据服务器、远动网关机、工程师工作站、计划检修终端、PMU数据集中器、时钟同步装置等；间隔层设备主要有：测控装置、保护装置、保护测控一体化装置、PMU装置、稳控装置、安全自动装置、故障录波装置、网络报文记录仪、网络设备等；过程层设备主要有：合并单元、智能终端等。
二次设备运行状态信息主要有：
a)各设备的网络通信状态信号，各设备工作状态及失电告警信号；
b)测控装置控制操作闭锁状态信号；
c)测控装置异常告警、SV/GOOSE/MMS链路异常告警信号；
d)测控装置控制字、软压板投退信号；
e)保护装置自检异常告警、异常闭锁信号；
f)保护装置控制字、软压板状态信号；
g)保护装置保护定值、当前定值区号；
h)保护装置SV/GOOSE/MMS链路异常告警信号；
i)虚拟二次回路的运行状态监视信号；
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j)远动通道、站控层、间隔层、过程层网络通信监测分析结果及异常告警信号；
k)网络通信报文记录；
l)二次设备健康状态诊断结果及异常预警信号。
9.2.3辅助设备运行状态信息
辅助设备包括一体化电源、环境监测、智能巡检、安防、消防、视频、照明、门禁设备等，主要信息有：
a)各设备工作状态及失电告警信号；
b)各设备自检告警信号；
c)安防、消防、门禁等启动告警信号；
d)一体化电源各段母线电压，各进、出线开关位置，负荷电流；
e)蓄电池充电电压，直流电源绝缘告警信号；
f)视频联动信号；
g)环境监测异常告警信号；
h)智能巡检工作状态、监视异常告警信号；
i)照明区域与控制信号等。
9.3变电站运行告警信息
变电站运行异常包括电网事故和设备故障，主要信息有：
a)事故总信号；
b)继电保护跳闸、重合闸动作信号；
c)安全自动装置动作信号；
d)故障录波、稳控装置动作信息；
e)变电一次电气设备故障、闭锁信号；
f)继电保护设备故障、闭锁信号；
g)故障录波文件；
h)综合分析结果报告：告警简报、事故分析简报及故障报告。
9.4变电站设备操作控制命令
变电站操作控制对象包括变电一次设备、二次智能设备以及辅助智能设备。变电一次设备有：断路器、变压器有载调压分接开关、电动闸刀等；智能设备的控制操作有：软压板、控制字投退，定值召唤，定值区切换，参数设置，信号复归，远程测试，远程浏览等，主要控制命令有：
a)操作前选择控制命令（SBO）；
b)直接控制命令（DO）；
c)顺控操作命令；
d)单点/双点遥控命令；
e)单个/连续对象参数值设定命令；
f)调节主变分接头命令；
g)召唤、读文件、浏览命令；
i)时钟同步、远程复归、测试命令等。
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16 智能变电站一体化监控系统建设规范
编制说明