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DLT1403-2015 智能变电站监控系统技术规范

间隔层设备包括测控装置、PMU装置等，主要功能要求如下： 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： b）PMU装置：进行同步相量的实时测量和输出，以及进行动态记录。

过程层设备包括合并单元、智能终端等，应能正确反映一次设备的运行状态及完成信息传递，主要 功能要求如下： 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、隔离开关、主变压器等）的状态测量、控制等功能。

6.3.4网络通信设备

QXSDP 0001S-2015 北海市合浦县许氏蛋品有限责任公司 咸蛋DL/T14032015

6.3.7.1工具软件分类

工具软件包括配置工具、模型校核工具、图形管理工具等

6.3.7.2 配置工具

配置工具包括装置配置工具和系统配置工具。 装置配置工具是IED的专用配置工具，用于创建和修改ICD文件，为新的ICD文件或借助IID文 牛修改IED实例的数据模型、参数和配置值，以及将来自SCD文件中其他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 系统配置工具是独立于IED的系统级工具，用于创建和修改SCD文件，导入ICD文件创建IED实 创，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。 对配置工具的要求如下： a）配置工具应满足DL/T860和DL/T1146的要求； 配置工具对输入的数据应进行正确性和有效性检查，生成的文件应满足DL/T860.6中“schema” 的要求； c） 配置工具应能自动生成文件的版本信息（version和revision），记录修改时间和修改人，修改内 容和修改原因可人工填写； d IED配置工具应支持从SCD文件导出CID文件和IED特定配置文件，宜支持文件的自动下装 并保证下装文件的一致性； e） 系统配置工具宜支持图形化的方式配置“Substation（变电站）”部分并生成SSD文件； 系统配置工具导入ICD文件时应保留厂家私有命名空间及其元素，不修改ICD文件模型实例 的任何参数，同时应能检测模板冲突； g 系统配置工具应支持GOOSE和SV虚端子联系配置，可生成虚端子连接图，以图形方式来表 示各虚端子之间的连接。

6.3.7.3模型校核工具

模型校核工具应能够读取变电站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 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。 对模型校核工具的要求如下： 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。

6.3.7.4图形管理工具

求如下： a） 具有图元编辑、图形编辑和显示功能，并与数据库相关联，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） 导入和导出的图形应满足DL/T1230要求，以便与其他系统实现图形的共享。

a）实现变电站内电网运行实时数据的采集； b）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、品质等信息。

7.1.2站内电网运行数据采集

7.1.2站内电网运行数据采集

7.1.2.1状态数据采集

状态数据采集主要包括： a）断路器、隔离开关和接地开关的位置信息； b）主变压器分接头的位置信息； c）保护等设备的动作信号。

7.1.2.2量测数据采集

量测数据采集主要包括： a）电流有效值、电压有效值、有功功率有效值、无功功率有效值、功率因数、频率； b）3 三相基波电压、三相基波电流、电压电流的基波正序相量等； c） 电能量数据； d)统计计算数据。

7.1.2.3故障录波数据

故障录波数据采集主要包括： a）保护装置的录波数据； b）故障录波器的录波数据。

故障录波数据采集主要包括：

7.1.3设备运行状态信息采集

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 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，保护中间节点类信息，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

a）信息范围： 1）辅助设备量测数据主要包括交直流电源的电压、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、安防与消防、告警信号以及环境监测量异常告警信号等； 3）其他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、安防与消防、环境监测等设备采集

运行监视的总体要求如下： a）·应实时、可靠、准确地实现电网和设备关键信息的运行监视； b）应通过可视化手段快速直观地展示电网和设备运行状态，提高运行监视效率； c）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； d）应支持调度（调控）中心远程浏览变电站的信息

运行监视的内容应满足如下要求： a) 实现对电网实时状态、测量量和电网实时运行告警信息的监视 b) 实现对变压器、电抗器、组合电器（如GIS、HGIS）、断路器、避雷器等一次设备状态的监视； 实现对站控层、间隔层、过程层各类二次设备状态的监视； d) 实现对网络交换机状态的监视，支持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； e 实现对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。

7.2.3运行监视可视化

7.2.3.1电网运行可视化

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 设备。

7.2.3.2设备状态可视化

设备状态可视化应满足如下要求：

设备状态可视化应满足如下要求： 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； 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。

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）中心等主站系统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。

操作与控制应满足如下要求： a）全站同一时间只执行一个控制命令。 b）·操作与控制可分为四级：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； 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； d) 支持变电站操作人员对站内设备的操作与控制，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； e 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； f 采用安全机制来保障远方操作与控制的安全性； g）支持操作与控制可视化； 操作与控制应有记录，包括操作人，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站内操作与控制

7.3.2.1单设备遥控

单设备遥控应满足如下要求： a）断路器、隔离开关设备控制操作分三步进行：选择一返校一执行。选择结果应显示，当“返校” 正确时才能进行“执行”操作。 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：

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3）遥控选择后30s～90s内未有相应“返校”； 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。

7.3.2.2同期操作

同期操作应满足如下需求： a）断路器控制应具备检同期、检无压方式，操作界面应具备控制方式选择功能，操作结果应反馈 同期应检测断路器两侧的母线、线路电压幅值、相角及频率； c 断路器两侧为不同系统时，应能够实现自动同期捕捉合闸； d）应支持调度（调控）中心远方同期操作。

7.3.2.3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： 6）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； 1）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

7.3.2.4软压板投退

软压板投退应满足如下要求

软压板投退应满足如下要求： a）远方投退软压板宜采用“选择一返校一执行”方式 b）软压板的状态信息应作为遥信状态上送。

7.3.2.5保护远方复归

a）可通过站控层或调度（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）站控层远方复归宜采用直接控制方式进行复归。

7.3.2.6主变压器分接头调节

主变压器分接头的调节应满足如下要求： a）宜采用直接控制方式逐挡调节； b）变压器分接头调节过程及结果信息应上送； c）应具备分接头滑挡判断和急停控制功能

主变压器分接头的调节应满足如下要求： a）宜采用直接控制方式逐挡调节； b) 变压器分接头调节过程及结果信息应上送； c）应具备分接头滑挡判断和急停控制功能。

7.3.2.7遥控操作可视化

遥控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； 6 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，

7.3.3调度操作与控制

调度操作与控制应满足如下要求：

支持调度（调控）中心对管辖范围内的断路器、电动隔离开关等设备的遥控操作；支持保护软 压板的投退、保护定值区切换、保护远方复归、变压器挡位调节和无功补偿装置投切。此类摄

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作应通过I区数据通信网关机实现。 b） 支持调度（调控）中心对故障波形、保护定值、软压板等保护信息的召唤；支持全站辅助设备 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。 C 宜支持调度数字证书机制保障调度操作与控制的安全性。

变电站当地应具备完整的顺序控制功能，顺序控制功能应满足如下要求： a）变电站应存储和维护站内所有的顺控票。 b）站内顺序控制应实时与调度（调控）中心实现顺序控制的信息交互，支撑调度（调控）中心远 程的顺序控制功能的实现。 C 多张顺控票的组合顺控，应由变电站按照调度（调控）中心下发的所有间隔对象，自行组合生 成一张包括所有步骤的组合顺控票，上送调度（调控）中心审核，由调度（调控）中心按单票 操作流程执行。 d 变电站内的顺序控制分为间隔内操作和跨间隔操作两类。 e）顺序控制的范围： 1）一次设备（包括主变压器、母线、断路器、隔离开关、接地开关等）运行方式转换； 2）保护装置定值区切换、软压板投退。 f 顺序控制应经过防误规则校核，执行前提供自动预演功能，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。 名） 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，每个操作步骤之间应有一定的时间间隔，并提供操作的全过程记录。对操作 中出现的异常情况，应支持人工干涉，并具有急停功能。 五 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。 顺序控制宜与视频监控联动，提供辅助的操作监视。 ）顺控服务对于手控制操作的过程，应具备详细的日志存储，为分析故障以及处理提供依据

7.3.6自动电压无功控制

自动电压无功控制功能应满足如下要求

a）根据预定的控制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、控制约束等配置； 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）支持生成自动电压无功控制操作的操作记录：

）具备接收调度电压无功控制目标的功能

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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； C）操作票执行前必须经过人工或自动预演校核，

综合应用功能应满足如下总体要求： a）综合应用功能应实现站内数据校核，保证基础数据的可靠性和正确性； b）应实现对采集的站内信息综合分析、处理和智能告警； ）告警信息应根据重要程度分级、分类； d）应按照故障类型提供故障诊断及故障分析报告。

数据辨识对站内采集的实时量测值和状态量进行预处理，标识实时数据中的不良数据，提高 集的电网基础数据的准确性

7.4.2.2数据合理性检

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）应检测母线的功率量测总和是否平衡； b) 应检测并列运行母线电压量测是否一致； c 应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，应检查是否匹配； e）应结合运行方式、潮流分布检测开关状态量是否合理。

7.4.2.3不良数据检测

，具体包括： a）应检测量测值是否在合理范围，是否发生异常跳变； b） 应检测断路器/隔离开关状态和量测值是否冲突，并提供其合理状态； C） 应检测断路器/隔离开关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，宜验证有载调压分接头位置的准确性。

7.4.3.1智能告警的分类和命名

智能告警涉及的信息命名及分类应明确和规范，具体如下： ）全站告警信息上送调度（调控）中心和运检中心时命名格式应遵循DL/T1171： b）上送的全站告警信息应分为事故信息、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B。

7.4.3.2智能告警的生成

智能告警的生成应满足如下要求： a）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： b 面向运行人员，建立告警处理预案，指导值班人员快速处理告警信息； c） 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； d）支持多种历史查询方式，如厂站、间隔、设备、时间等查询条件。

7.4.3.3告警简报的上送

告警简报的上送应满足如下要求： a）对于有人值班的变电站，告警简报信息应就地展示以提醒变电站值班人员及时处理，并同时上 送调度（调控）中心和运检中心； b 无人值班的变电站，告警简报信息应直接上送调度（调控）中心和运检中心； c 告警简报信息上送的具体内容格式参见附录C； d) 告警简报信息按照调度（调控）中心和运检中心的要求及时上送； e） 设备告警直传信息宜按照附录D格式上送调度（调控）中心。

7.4.4故障分析报告

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）建立管理和操作权限； c）支持调度计划管理、保护定值管理、检修工作票管理等功能

源端维护功能应满足如下要求： 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； 6） 提供的信息模型文件应采用统一的标准格式； 实现变电站模型到GB/T30149标准模型（CIM/E模型）的转换，实现变电站图形到DL/T123C 标准图形（G格式）的转换，满足主站系统自动导入建立模型和图形的需要； 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。

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）应针对不同的操作设置不同的操作权限。

7.5.4调度计划管理

图度计划管理功能应能够接收调度电压无功控制

7.5.5.1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：

7.5.5.2设备缺陷信息

设备台账信息的版本管理，文件名称应包含时间

设备缺陷信息的生成和交互应满足以下要求： 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

7.5.6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）应具备接收定值整定单的功能； b）应具备保护定值校核及显示修改部分的功能

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）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

辅助设备监控功能应明确监视范围和信息传输标准，要求如下： a）应实现对辅助设备运行状态的监视，包括电源、环境、安防与消防、辅助控制等； b）应支持对辅助设备的操作与控制

电源监测应明确检测范围和对象，要求如下： a）监测范围应包括交流电源、直流电源、通信电源、逆变电源、绿色电源等； b）监测对象应包括电源的状态信息、量测值和告警信息

监测范围和对象，要求如下： a 监测范围应包括视频、消防、门禁、红外对射或电子围栏等安全警卫设施等； 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。

环境监测应明确监控范围和具体内容GB/T 37722-2019 信息技术 大数据存储与处理系统功能要求，要求如下： ） 监控范围应包括户内外环境、照明、暖通、给排水、SF。监测等； b） 监测内容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、SF。监测告警信息等。

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； 控制声光报警设备； d）控制门禁； e）支持与视频的联动。

信息传输的总体要求如下：

信息传输的总体要求如下！

）信息传输的内容及格式应标准化、规范化，为电网运行控 和生产管理提供高品质的基础数 ）信息传输应满足电网运行控制的实时性、可靠性和安全性要求。

DB33T 911-2014 房车旅游服务区基本要求Z.7.2站内信息传输

7.7.3站外信息传输

7.7.3.1与调度（调控）中心信息传输