智能变电站一体化监控系统功能规范(智能变电站一体化监控系统标准)

　  1.范围

　　本标准规定了智能变电站一体化监控系统的功能要求，明确了智能变电站一体化监控系统数据采集、信息传输和交互方式。

　　本标准适用于110kV (66kV)及以上电压等级智能变电站的设计、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

　　GB/T 290.15电工术语变压器、互感器、 调压器和电抗器

　　GB/T 2900.50电工术语发电、输电及配电通用术语

　　GB/T 2900.57电工术语发电、输电和配电运行

　　GB/T 13730地区电网调度自动化系统

　　GB/T 22386电力系统暂态数据交换通用格式

　　DL/T634.5104 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/T667 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

　　DLT 860变电站通信网络和系统⑨⑨

　　DL/T 890能量管理系统应用程序接口

　　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 IEC61850工程继电保护应用模型

　　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 622电力系统简单服务接口规范

　　Q/GDW 623电力系统动态消息编码规范⑨⑤

　　Q/GDW 624电力系统图形描述规范

　　Q/GDW 679智能变电站-体化监控系统建设技术规范59

　　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

　　3.1智能变电站一体化监控系统integrated supervision and control system of　smart substation

　　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,通过系统集成优化，实现全站信息的统-接入、 统-存储和统-展示，实现运行监视、操作与控制、信息综合分析与智能告警、运行管理和辅助应用等功能。

　　3.2数据通信网关机data communication gateway

　　-种通信装置。实现智能变电站与调度、生产等主站系统之间的通信，为主站系统实现智能变电站监视控制、信息查询和远程浏览等功能提供数据、模型和图形的传输服务。

　　3.3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- -展示, 实现- -次设备在线监测和辅助设备的运行监视与控制。

　　3.4数据服务器data server

　　实现智能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。

　　3.5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.符号、代号和缩略语

　　➢IED Intelligent Electronic Device (智能电子设备)

　　➢ICD lED Capability Description (IED 能力描述文件)

　　➢SCD Substation Configuration Description (全站系统配置文件)

　　➢SSD System Specification Description (系统规范文件)

　　➢CID Configured 1ED Description (IED 实例配置文件)

　　➢SCL Substation Configuration Language (变电站配置语言)

　　➢CIM Common Information Model (公共信息模型)

　　➢SVG Scalable Vector Graphics (可缩放矢量图形)

　　➢XML Extensible Markup Language (可扩展标示语言)

　　➢PMU Phasor Measurement Unit (同步相量测量装置)

　　➢SNMP Simple Network Management Protocol (简单网络管理协议)

　　➢GOOSE Generic Object Oriented Substation Event (面向通用对象的变电站事件)

　　➢PMS Production Management System (生产管理系统)

　　➢SOE Sequence Of Event (事件顺序记录)

　　5.总则

　　智能变电站体化监控系统功能的基本原则如下:

　　a)通过各应用系统的集成和优化，实现电网运行监视、操作控制、信息综合分析与智能告警、运行管理和辅助应用功能;

　　b)遵循DL/T 860标准，实现站内信息、模型、设备参数的标准化和全景信息的共享;

　　c)遵循Q/GDW 215、Q/GDW 622、Q/GDW 623. Q/GDW 624,满足调度对站内数据、模型和图形的应用需求;

　　d)变电站二次系统安全防护遵循国家电力监管委员会电监安全[2006] 34号文。

　　6.数据采集一1 总体要求

　　6.1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;8

　　b)应实现- 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;

　　d)支持DL/T860,实现数据的统-接入。

　　6.数据采集一2电网运行数据采集

　　6.2.1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

　　1)馈线、联络线、母联(分段)、变压器各侧断路器位置;

　　2)电容器、电抗器、所用变断路器位置;

　　3)母线、 馈线、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，中性点接地刀闸位置等。

　　b)量测数据采集

　　1)馈线、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;

　　2)母线电压、零序电压、频率;

　　3) 3/2 接线方式的断路器电流;

　　4)电能量数据: (1) 主变各侧有功/无功电量; (2) 联络线和线路有功/无功电量;(3)旁路开关有功/无功电量; (4) 馈线有功/无功电量; (5) 并联补偿电容器电抗器无功电量; (6) 站(所)用变有功/无功电量。

　　5)统计计算数据。

　　c)电网运行状态信息主要通过测控装置采集，信息源为- -次设备辅助接点，通过电缆直接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。

　　6.2.2动态数据采集

　　电网动态运行数据的范围和来源:

　　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;

　　2)频率和频率变化率;

　　3)有功、 无功计算量。.

　　b)动态数据通过 PMU装置采集，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 可根据控制命令或电网运行事件进行调整。

　　6.2.3暂态数据采集

　　电网暂态运行数据的范围和来源:

　　1)主变保护录波数据;

　　2)线路保护录波数据;

　　3)母线保护录波数据;

　　4)电容器/电抗器保护录波数据;

　　5)开关分/合闸录波数据;

　　6)量测量异常录波数据。

　　b)录波数据通过故障录波装置采集。

　　6.数据采集一3设备运行信息采集

　　6.3.1 一次设备数据采集

　　一次设备在线监测信息范围和来源:

　　a)数据范围

　　1)变压器油箱油面温度、 绕阻热点温度、绕组变形量、油位、铁芯接地电流、局部放电数据等;

　　2)变压器油色谱各气体含量等;

　　3) GIS、 断路器的SF6气体密度(压力)、局部放电数据等;

　　4)断路器行程一 时间特性、 分合闸线圈电流波形、储能电机工作状态等;

　　5)避雷器泄漏电流、阻性电流、动作次数等;

　　6)其它监测数据可参考Q/GDW616.

　　b)在线监测装置应上传设备状态信息及异常告警信号;

　　c) - 次设备在线监测数据通过在线监测装置采集。

　　6.3.2二次设备数据采集

　　二次设备运行状态信息范围和来源:

　　a)信息范围

　　1) 装置运行工况信息;

　　2)装置软压板投退信号;

　　3)装置自检、闭锁、对时状态通信状态监视和告警信号;

　　4)装置SV/GOOSE/MMS链路异常告警信号;

　　5)测控装置控制操作闭锁状态信号;

　　6)保护装置保护定值、当前定值区号; .

　　7)网络通信设备运行状态及异常告警信号;

　　8)二次设备健康状态诊断结果及异常预警信号。

　　b)二次设备运行状态信息由站控层设备、 间隔层设备和过程层设备提供。

　　6.3.3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

　　(1)直流电源母线电压、充电机输入电压/电流、负载电流;

　　(2)逆变电源交、直流输入电压和交流输出电压;

　　(3)环境温、湿度;

　　(4)开关室气体传感器氧气或SF6浓度信息。

　　2)辅助设备状态量信息

　　(1)交直流电源各进、出线开关位置;

　　(2)设备工况、异常及失电告警信号;

　　(3)安防、消防、门禁告警信号;

　　(4)环境监测异常告警信号。

　　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提供。

　　7.运行监视一1 总体要求

　　运行监视的总体要求如下:

　　a)应在DL/T860的基础上,实现全站设备的统- -建模;

　　b)监视范围包括电网运行信息、 --次设备状态信息、二次设备状态信息和辅助应用信息;

　　c) 应对主要- 次设备(变压器、 断路器等)、二次设备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。

　　7.运行监视一2电网运行监视

　　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;

　　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-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)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;

　　f)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;

　　g)全站事故总信号宜由任意间隔事故信号触发，并保持至一个可设置的时间间隔后自动复归。

　　7.运行监视—3设备状态监视

　　7.3.1一次设备

　　一次设备状态监视内容:

　　a)站内状态监测的主要对象包括:变压器、电抗器、组合电器(GIS/HGIS) 、断路器、避雷器等;

　　b)一次设备状态监测的参量及范围参见《国家电网公司输变电工程通用设计(110 (66) ~750kV智能变电站部分2011版)》;

　　c) 一次设备状态监测设备信息模型应遵循Q/GDW 616标准。

　　7.3.2二次设备

　　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;

　　c) 应支持SNMP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:

　　d)辅助设备运行状态监视。

　　7.运行监视一4可视化展示

　　7.4.1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、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)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，视频应自动切换到故障设备。

　　7.4.2设备状态可视化

　　设备状态可视化应满足如下要求:

　　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)在电网间隔图中通过曲线、音响、颜色效果等方式综合展示-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:8 a

　　f)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.运行监视——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。

　　8.操作与控制一2站内操作与控制

　　8.2.1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:

　　1)第- -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。

　　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。

　　8.2.2单设备控制

　　单设备遥控应满足如下要求:

　　a)单设备控制应支持增强安全的直接控制或操作前选择控制方式;

　　b)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。

　　c)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。

　　d)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。

　　8.2.3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;

　　c)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II母相电压以及线路侧的电压，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。

　　8.2.4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，装置同- -时间仅接受- -种修改方式; .

　　b)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。

　　8.2.5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。

　　8.2.6主变分接头调节

　　主变分接头的调节应满足如下要求:

　　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。

　　8.操作与控制一3调度操作与控制

　　调度操作与控制应满足如下要求:

　　a)应支持调度(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、稳定控制装置策略表的修改、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)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。

　　8.操作与控制--4防误闭锁

　　a)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;

　　b)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。

　　8.操作与控制一 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;

　　d)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;

　　e) 顺序控制宜与视频监控联动.提供辅助的操作监视。

　　8.操作与控制一6无功优化

　　无功优化功能应满足如下要求:

　　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;

　　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)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;

　　e)调节操作应生成记录。记录内容应有: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。操作异常时应记录: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。

　　8.操作与控制一7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)操作票的生成有三种方式:

　　1)方式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;

　　2)方式2:如果没有匹配到典型票，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，保存为未审票;

　　3)方式3:如果没有匹配到典型票和顺控流程定义,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，生成未审票。

　　8.操作与控制——8操作可视化

　　操作可视化应满足如下要求:

　　a)应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)应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。

　　9.信息综合分析与智能告警——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)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。

　　9.信息综合分析与智能告警一一2数据辨识

　　9.2.1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-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。

　　9.2.2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。

　　9.信息综合分析与智能告警——3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:

　　a)全站采集信息应统一命名格式;

　　b)全站告警信息分为事故信息、 异常信息、变位信息、越限信息和告知信息五类

　　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,通过单事项推理与关联多事件推理，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;

　　9.信息综合分析与智能告警——4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 XML1.0规范，存储于数据服务器;

　　c)故障分析报告可采用主动 上送或召唤方式，通过|I 区数据通信网关机上送给调度(调控)中心。

　　10.运行管理一1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;

　　c)支持检修流程管理, 实现设备检修工作规范化。

　　10.运行管理一2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- -进行信息建模及维护，生成标准配置文件，为各应用提供统-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Q/GDW624;

　　c)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;

　　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-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。

　　10.运行管理——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。

　　10.运行管理一一4设备管理

　　10.4.1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、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。

　　10.4.2设备缺陷信息

　　设备缺陷信息的生成和交互应满足如下要求:

　　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

　　④b) 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。

　　10.运行管理一5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。

　　10.运行管理一一6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。

　　11.辅助应用一1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;

　　c)辅助设备的信息模型及通信接口遵循DL/T860标准。

　　11.辅助应用一2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)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、各种位置信号、各种故障信息、单体电池电压、电池组温度等;

　　c)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;

　　d)绿色电源监测信息包括: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)等。

　　11辅助应用-3安全防护

　　安全防护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)安防告警信息包括: 红外对射报警、电子围栏报警及警笛等;

　　c)消防告警信息包括: 烟雾报警及火灾报警等;

　　d)门禁信息包括:门开关状态、人员进出记录;对非法闯入、门长时间末关闭及非法刷卡进行告警等。

　　11.辅助应用一5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)远程控制空调、 风机和水泵的启停;

　　c)远程控制声光报警设备;

　　d)远程开关门禁，

　　e)支持与视频的联动。

　　12.信息传输一一1 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;

　　b)信息传输应满足实时性、可靠性要求;

　　c) 遵循《电力二次系统安全防护总体方案》的要求。

　　12.信息传输一2站内信息传输

　　站内信息传输应满足如下要求:

　　a)与测控装置、保护装置、故障录波装置、安控装置、在线监测设备、辅助设备之间信息的传输应遵循DL/T860-7-2、DL/T860-8-1;

　　b)同步相量数据传输格式采用Q/GDW 131,装置参数和装置自检信息的传输遵循DL/T860-7-2、DL/T860-8-1;当同一厂站内有多个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，再与智能变电站- -体化监控系统通信;

　　c)故障录波文件格式采用 GB/T22386; d)与网络交换机信息传输应采用SNMP协议;

　　e)在线监测设备的模型应遵循Q/GDW616。

　　12.信息传输一3站外信息传输

　　12.3.1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)通过|区数据通信网关机传输的内容包括:

　　1) 电网实时运行的量测值和状态信息;

　　2) 保护动作及告警信息;

　　3)设备运行状态的告警信息;

　　4)调度操作控制命令。

　　b)通过"区数据通信网关机传输的内容包括:0

　　1) 告警简报、故障分析报告;

　　2)故障录波数据; 3)状态监测数据;义⑨X④

　　4)电能量数据;

　　5)辅助应用数据;

　　6)模型和图形文件:全站的SCD文件,导出的CIM、SVG 文件等;

　　7)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。

　　c)广 域相量测量传输的内容包括:

　　1) 线路和母线正序基波电压相量、正序基波电流相量;

　　2)频率和频率变化率;

　　3)线路和母线的电压、电流、有功、无功;

　　4)配置命令;

　　5)电网扰动、 低频振荡等事件信息。

　　d)继电保护信息传输的内容包括:

　　1) 保护启动、动作及告警信号;

　　2)保护定值、 定值区和装置参数:

　　3)保护压板、 软压板和控制字;

　　4)装置自检和告警信息;

　　5)录波文件列表和录波文件;

　　6)保护故障报告: 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;

　　7) 远方操作命令:定值修改、定值区切换、软压板投退、装置复归。

　　12.3.2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)传输的内容包括:

　　1) 变压器监测数据;

　　2)断路器监测数据;

　　3)避雷器监测数据;

　　4)监测分析结果;

　　5)设备台账信息;

　　6)设备缺陷信息

　　7)保护定值单;

　　8)检修票;

　　9)操作票。

　　b)信息传输由II/IV区数据通信网关机实现;

　　c)信息模型应遵循Q/GDW 616标准，传输协议遵循DL/T860。