QGDW 679-2011《智能变电站一体化监控系统建设技术规.pdf

ICS 29.240国家电网公司企业标准Q/GDW 679 要201 1智能变电站一体化监控系统建 设 技 术 规 范Technical specifications for construction of integrated supervisionand control system of smart substation201 2-02-07发布201 2-02-07实施国家电网公司发 布Q/GDWQ/GDW 679 201 1I目次前言II1范围 12规范性引用文件 13术语和定义 14总则 25体系架构及功能要求 25.1智能变电站自动化体系架构 25.2一体化监控系统架构35.3系统功能要求 45.4应用间数据流向66一体化监控系统结构 86.1系统结构86.2网络结构97系统配置 107.1硬件配置 107.2系统软件配置 117.3时间同步 127.4性能要求 128数据采集与信息传输 139二次系统安全防护 13编制说明 15Q/GDW 679 201 1II前言智能变电站是智能电网的重要环节，一体化监控系统是智能电网调度控制和生产管理的基础，是大运行体系建设的基础，是备用调度体系建设的基础。为规范智能变电站建设，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技术规范。本标准规定了智能变电站一体化监控系统体系架构、功能要求和系统配置等，为智能变电站设计和建设提供技术标准和依据。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。本标准起草单位：国网电力科学研究院、中国电力科学研究院、国电南瑞科技股份有限公司、浙江省电力公司、北京四方继保自动化股份有限公司、国电南京自动化股份有限公司、许继电气股份有限公司、南京南瑞继保电气有限公司、重庆市电力公司、江苏省电力公司、吉林省电力有限公司、湖南省电力公司、陕西省电力公司，江苏省电力设计院。本标准主要起草人：王永福、倪益民、黄国方、石俊杰、郭建成、柳力、李震宇、张强、窦仁晖、姚志强、樊陈、任雁铭、廖泽友、季玮、葛立青、李刚、叶海明、许伟国、赵蔚娟、黄少雄、徐石明、张海滨、杨松、吴玉林、苏麟、王海峰、周帆、杜奇伟、陆天健、张建华、李江林。Q/GDW 679 201 11智能变电站一体化监控系统建设技术规范智能变电站一体化监控系统建设技术规范1 范围本标准规范了智能变电站一体化监控系统的体系架构、系统功能、网络结构、系统配置、数据采集与信息传输、安全防护等建设技术要求，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 20840.8互感器 第 8 部分：电子式电流互感器（GB/T 20840.8，MOD IEC60044-8：2001）DL/T 634.5101远动设备及系统第 5-101 部分：传输规约基本远动任务配套标准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 860变电站通信网络和系统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 396IEC61850 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Q/GDW 534变电设备在线监测系统技术导则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Q/GDW 624电力系统图形描述规范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200634 号电力二次系统安全防护总体方案3 术语和定义Q/GDW 383、Q/GDW 441、Q/GDW 215、Q/GDW 396、Q/GDW 416、Q/GDW 534、Q/GDW 622中界定的以及下列术语和定义适用于本规范。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，实现全站信息的统一接入、统一存储和统一展示，实现运行监视、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全景数据panoramic dataQ/GDW 679 201 12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。3.4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、控制与管理。3.5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。3.6计划管理终端scheduled manage terminal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。4 总则智能变电站一体化监控系统的基本技术原则如下：a）遵循 DL/T 860，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）继电保护配置及相关技术要求遵循 Q/GDW 441；e）与调度主站通信的文件描述和配置遵循 Q/GDW 622、Q/GDW 623 和 Q/GDW 624；f）变电站信息通信遵循国家电力监管委员会电监安全200634 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。5 体系架构及功能要求5.1 智能变电站自动化体系架构a）智能变电站自动化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，是智能变电站自动化的核心部分；b）智能变电站一体化监控系统直接采集站内电网运行信息和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、辅助应用、计量等进行信息交互，实现变电站全景数据采集、处理、监视、控制、运行管理等，其逻辑关系如图 1 所示。Q/GDW 679 201 13图 1 智能变电站自动化体系架构逻辑关系图5.2 一体化监控系统架构如图 2 所示，智能变电站一体化监控系统可分为安全区和安全区。图 2 智能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，经过分析和处理后进行统一展示，并将数据存入数据服务器。区数据通信网关机通过直采直送的方式实现与调度（调控）中心的实时数据传输，并提供运行数据浏览服务；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；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Q/GDW 679 201 14信网关机传输给其他主站系统；d）数据服务器存储变电站模型、图形和操作记录、告警信息、在线监测、故障波形等历史数据，为各类应用提供数据查询和访问服务；e）计划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。5.3 系统功能要求5.3.1 功能结构智能变电站一体化监控系统的应用功能结构如图 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。图 3 智能变电站一体化监控系统应用功能结构示意图五类应用功能包括：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。5.3.2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。包含以下三个方面：a）运行工况监视1）实现智能变电站全景数据的统一存储和集中展示；2）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、辅助应用信息、事件信息、故障信息；3）实现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）设备状态监测1）实现一次设备的运行状态的在线监视和综合展示；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、站内网络状态和虚端子连接状态监视；3）实现辅助设备运行状态的综合展示。c）远程浏览Q/GDW 679 201 15调度（调控）中心可以通过数据通信网关机，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。5.3.3 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）中心通过数据通信网关机实现调度控制、远程浏览等。包含以下内容：a）站内操作1）具备对全站所有断路器、电动开关、主变有载调压分接头、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、定值修改功能。b）调度控制1）支持调度（调控）中心对站内设备进行控制和调节；2）支持调度（调控）中心对保护装置进行远程定值区切换和软压板投退操作。c）自动控制1）无功优化控制根据电网实际负荷水平，按照一定的策略对站内电容器、电抗器和变压器档位进行自动调节，并可接收调度（调控）中心的投退和策略调整指令。2）负荷优化控制根据预设的减载目标值，在主变过载时根据确定的策略切负荷，可接收调度（调控）中心的投退和目标值调节指令。3）顺序控制在满足操作条件的前提下，按照预定的操作顺序自动完成一系列控制功能，宜与智能操作票配合进行。d）防误闭锁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计算，自动实现防止电气误操作逻辑判断。e）智能操作票在满足防误闭锁和运行方式要求的前提下，自动生成符合操作规范的操作票。5.3.4 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、故障简报及故障分析报告等结果信息。包含以下内容：a）站内数据辨识1）数据校核检测可疑数据，辨识不良数据，校核实时数据准确性。2）数据筛选对智能变电站告警信息进行筛选、分类、上送。b）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，通过综合分析站内的事件顺序记录、保护事件、故障录波、同步相量测量等信息，实现故障类型识别和故障原因分析。2）分析决策Q/GDW 679 201 16根据故障分析结果，给出处理措施。宜通过设立专家知识库，实现单事件推理、关联多事件推理、故障智能推理等智能分析决策功能。3）人机互动根据分析决策结果，提出操作处理建议，并将事故分析的结果进行可视化展示。c）智能告警建立智能变电站故障信息的逻辑和推理模型，进行在线实时分析和推理，实现告警信息的分类和过滤，为调度（调控）中心提供分类的告警简报。5.3.5 运行管理通过人工录入或系统交互等手段，建立完备的智能变电站设备基础信息，实现一、二次设备运行、操作、检修、维护工作的规范化。具体内容如下：a）源端维护1）遵循 Q/GDW624，利用图模一体化建模工具生成包含变电站主接线图、网络拓扑、一二次设备参数及数据模型的标准配置文件，提供给一体化监控系统与调度（调控）中心；2）智能变电站一体化监控系统与调度（调控）中心根据标准配置文件，自动解析并导入到自身系统数据库中；3）变电站配置文件改变时，装置、一体化监控系统与调度（调控）中心之间应保持数据同步。b）权限管理1）设置操作权限，根据系统设置的安全规则或者安全策略，操作员可以访问且只能访问自己被授权的资源；2）自动记录用户名、修改时间、修改内容等详细信息。c）设备管理1）通过变电站配置描述文件（SCD）的读取、与生产管理信息系统交互和人工录入三种方式建立设备台账信息；2）通过设备的自检信息、状态监测信息和人工录入三种方式建立设备缺陷信息。d）定值管理接收定值单信息，实现保护定值自动校核。e）检修管理通过计划管理终端，实现检修工作票生成和执行过程的管理。5.3.6 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。包含以下四个方面内容：a）电源监控采集交流、直流、不间断电源、通信电源等站内电源设备运行状态数据，实现对电源设备的管理。b）安全防护接收安防、消防、门禁设备运行及告警信息，实现设备的集中监控。c）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。d）辅助控制实现与视频、照明的联动。5.4 应用间数据流向智能变电站五类应用功能数据流向见图 4。Q/GDW 679 201 17图 4 智能变电站五类应用功能数据流向图5.4.1 内部数据流运行监视、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通过标准数据总线与接口进行信息交互，并将处理结果写入数据服务器。五类应用流入流出数据：a）运行监视1）流入数据：告警信息、历史数据、状态监测数据、保护信息、辅助信息、分析结果信息等；2）流出数据：实时数据、录波数据、计量数据等。b）操作与控制1）流入数据：当地/远方的操作指令、实时数据、辅助信息、保护信息等；2）流出数据：设备控制指令。c）信息综合分析与智能告警1）流入数据：实时/历史数据、状态监测数据、PMU 数据、设备基础信息、辅助信息、保护信息、录波数据、告警信息等；2）流出数据：告警简报、故障分析报告等。d）运行管理1）流入数据：保护定值单、配置文件、设备操作记录、设备铭牌等；2）流出数据：设备台账信息、设备缺陷信息、操作票和检修票等。e）辅助应用1）流入数据：联动控制指令；2）流出数据：辅助设备运行状态信息。Q/GDW 679 201 185.4.2 外部数据流智能变电站一体化监控系统的五类应用通过数据通信网关机与调度（调控）中心及其他主站系统进行信息交互。外部信息流：a）流入数据：远程浏览和远程控制指令；b）流出数据：实时/历史数据、分析结果、监视画面、设备基础信息、环境信息、告警简报、故障分析报告等。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，各层设备主要包括：a）站控层设备包括监控主机、数据通信网关机、数据服务器、综合应用服务器、操作员站、工程师工作站、P M U 数据集中器和计划管理终端等；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。220kV 及以上电压等级智能变电站一体化监控系统结构见图 5 所示，110kV（66kV）智能变电站一体化监控系统结构见图 6 所示。图 5 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Q/GDW 679 201 19图 6 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 网络结构变电站网络在逻辑上由站控层网络、间隔层网络、过程层网络组成：a）站控层网络：间隔层设备和站控层设备之间的网络，实现站控层内部以及站控层与间隔层之间的数据传输；b）间隔层网络：用于间隔层设备之间的通信，与站控层网络相连；c）过程层网络：间隔层设备和过程层设备之间的网络，实现间隔层设备与过程层设备之间的数据传输。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。6.2.1 站控层网络站控层网络采用结构、传输速率和主要连接设备：a）站控层网络采用星型结构；b）站控层网络采用 100Mbps 或更高速度的工业以太网；c）站控层交换机连接数据通信网关机、监控主机、综合应用服务器、数据服务器等设备。6.2.2 间隔层网络间隔层网络连接站控层网络，采用星型结构，传输速率和主要连接设备：a）间隔层网络采用 100Mbps 或更高速度的工业以太网；b）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，用于间隔内信息交换；c）宜通过划分虚拟局域网（VLAN）将网络分隔成不同的逻辑网段。6.2.3 过程层网络过程层网络包括 GOOSE 网和 SV 网，分别要求：a）GOOSE 网1）采用 100Mbps 或更高速度的工业以太网；Q/GDW 679 201 1102）用于间隔层和过程层设备之间的数据交换；3）按电压等级配置，采用星形结构；4）220kV 以上电压等级应采用双网；5）保护装置与本间隔的智能终端设备之间采用点对点通信方式。b）SV 网1）采用 100Mbps 或更高速度的工业以太网；2）用于间隔层和过程层设备之间的采样值传输；3）按电压等级配置，采用星形结构；4）保护装置以点对点方式接入 SV 数据。7 系统配置7.1 硬件配置7.1.1 站控层设备站控层负责变电站的数据处理、集中监控和数据通信，包括监控主机、数据通信网关机、数据服务器、综合应用服务器、操作员站、工程师工作站、PMU 数据集中器、计划管理终端、二次安全防护设备、工业以太网交换机及打印机等。7.1.1.1 主要设备功能要求：a）监控主机：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、设备状态和参数查询、操作控制等功能；c）工程师工作站：实现智能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。采用专用独立设备，无硬盘、无风扇设计；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；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。7.1.1.2 220kV 及以上电压等级智能变电站主要设备配置要求：a）监控主机宜双重化配置；b）数据服务器宜双重化配置；c）操作员站和工程师工作站宜与监控主机合并；d）综合应用服务器可双重化配置；e）区数据通信网关机双重化配置；f）区数据通信网关机单套配置；g）/区数据通信网关机单套配置；h）500kV 及以上电压等级有人值班智能变电站操作员站可双重化配置；i）500kV 及以上电压等级智能变电站工程师工作站可单套配置。7.1.1.3 110kV（66kV）智能变电站主要设备配置要求：Q/GDW 679 201 111a）监控主机可单套配置；b）数据服务器单套配置；c）操作员站、工程师工作站与监控主机合并，宜双套配置；d）综合应用服务器单套配置；e）区数据通信网关机双重化配置；f）区数据通信网关机单套配置；g）/区数据通信网关机单套配置。7.1.2 间隔层设备7.1.2.1 220kV 及以上电压等级智能变电站主要设备配置要求如下：a）测控装置应独立配置；b）测控装置有以下三种配置模式，应根据工程实际情况进行选择：1）配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；2）配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络接口控制器；3）测控双重化配置模式：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。c）其他设备配置参见 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）。7.1.2.2 110kV（66kV）智能变电站主要设备配置参见 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）。7.1.3 过程层设备过程层主要设备配置要求：a）合并单元应独立配置，每周波采样点可配置，采样同步误差不大于 1 s，支持 DL/T860.92、GB/T20840.8；b）智能终端应独立配置，输入/输出可灵活配置；c）合并单元和智能终端应满足就地安装的防护要求；d）其他设备配置参见 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）。7.2 系统软件配置7.2.1 系统软件主要系统软件包括操作系统、历史/实时数据库和标准数据总线与接口等，配置要求：a）操作系统操作系统应采用 LINUX/UNIX 操作系统。b）历史数据库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进行维护、更新和扩充操作。c）实时数据库提供安全、高效的实时数据存取，支持多应用并发访问和实时同步更新。d）应用软件采用模块化结构，具有良好的实时响应速度和稳定性、可靠性、可扩充性。Q/GDW 679 201 112e）标准数据总线与接口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之间的消息代理、传送功能。7.2.2 工具软件工具软件包括系统配置工具和模型校核工具：a）系统配置工具1）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；2）系统配置工具应支持对一、二次设备的关联关系、全站的智能电子设备（IED）实例以及IED 间的交换信息进行配置，导出全站 SCD 配置文件；支持生成或导入变电站规范模型文件（SSD）和智能电子设备配置描述（ICD）文件，且应保留 ICD 文件的私有项；3）装置配置工具应支持装置 ICD 文件生成和维护，支持从 SCD 文件中提取需要的装置实例配置信息；4）应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。b）模型校核工具1）应具备 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）应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 设置及端口容量合理性检测；3）应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 导出的文件内容一致。7.3 时间同步智能变电站应配置一套时间同步子系统，配置要求如下：a）时间同步子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；b）主时钟应双重化配置，支持北斗导航系统（BD）、全球定位系统（GPS）和地面授时信号，优先采用北斗导航系统，主时钟同步精度优于 1 s，守时精度优于 1 s/h（12h 以上）；c）站控层设备宜采用简单网络时间协议（SNTP）对时方式；d）间隔层和过程层设备宜采用 IRIG-B、1PPS 对时方式。7.4 性能要求智能变电站一体化监控系统主要性能指标要求：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 输入端至数据通信网关机出口）2s；d）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；e）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；f）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；g）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；h）画面整幅调用响应时间：实时画面1s，其他画面2s；i）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；j）历史数据库存储容量：历史数据存储时间2 年，历史曲线采样间隔 1min30min（可调），历史趋势曲线300 条。Q/GDW 679 201 1138 数据采集与信息传输数据采集应满足变电站当地运行管理和调度（调控）中心及其他主站系统的数据需求，满足智能电网调度技术支持系统以及调控一体化运行模式的要求，数据采集范围和传输要求如下：a）数据采集范围应包括电网运行数据、设备运行信息、变电站运行异常信息；b）电网运行信息包括稳态、动态和暂态数据；c）设备运行信息包括一次设备、二次设备和辅助设备运行信息；d）变电站运行异常信息包括保护动作、异常告警、自检信息和分析结果信息等；e）变电站内变电站与主站交互的图形格式遵循 Q/GDW 624；f）数据传输采用 DL/T860；g）变电站与主站交互的模型格式遵循 Q/GDW 215；h）变电站与主站之间通信采用 DL/T634.5101、DL/T634.5104 或 DL/T 860。9 二次系统安全防护智能变电站一体化监控系统安全分区及防护原则：a）安全区的设备包括一体化监控系统监控主机、区数据通信网关机、数据服务器、操作员站、工程师工作站、保护装置、测控装置、PMU 等；b）安全区的设备包括综合应用服务器、计划管理终端、区数据通信网关机、变电设备状态监测装置、视频监控、环境监测、安防、消防等；c）安全区设备与安全区设备之间通信应采用防火墙隔离；d）智能变电站一体化监控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；e）智能变电站一体化监控系统与远方调度（调控）中心进行数据通信应设置纵向加密认证装置。Q/GDW 679 201 114Q/GDW 679 201 115智能变电站一体化监控系统建 设 技 术 规 范编制说明Q/GDW 679 201 116目次一、编制背景 17二、编制主要原则 17三、与其它标准文件的关系 17四、主要工作过程 17五、标准结构和内容 18六、条文说明 18Q/GDW 679 201 117一、编制背景根据智能变电站试点工程建设的经验总结，变电站自动化系统存在子系统繁多且独立建设、集成度低等问题，不能实现信息共享和综合应用，应用功能不规范，调试和维护困难，不能满足调度支持系统和大运行体系建设要求。为规范智能变电站自动化系统建设，实现信息充分共享和功能应用集成的目标，制定智能变电站一体化监控系统相关标准已迫在眉睫。为明确智能变电站一体化监控系统的体系架构及功能技术要求，并考虑智能变电站自动化技术未来的发展方向，适应大运行、调控一体化运行模式的发展需要，特制定本标准。本标准由国家电力调度中心提出，国网电力科学研究院负责起草。本标准依据 关于下达 2011 年度国家电网公司技术标准制（修）订计划的通知（国家电网科 2011190 号）文的要求编写。二、编制主要原则本标准的编制依据智能电网综合研究报告和智能电网关键技术框架等文件，同时充分考虑智能变电站技术的现状和发展方向，确保标准的实用性、先进性和前瞻性，为今后一段时期内智能变电站一体化监控系统的建设提供指导。三、与其它标准文件的关系本标准遵循智能变电站技术导则、电力二次系统安全防护总体方案、变电站二次系统安全防护方案的总体技术要求与原则。本标准属于原创性标准，是智能变电站监控系统领域的指导性文件，其总体理念、体系架构、应用功能等内容均具有前瞻性和指导性。四、主要工作过程2011 年 1 月，根据国家电网公司标准编制计划要求，成立了标准编写组。2011 年 2 月至 3 月，收集各生产厂家的产品技术资料，并进行技术调研，同时吸取了有关专家的意见，创新性提出智能变电站“五类应用功能”，编制智能变电站信息一体化平台总体建设技术规范草稿。2011 年 3 月 31 日至 4 月 2 日，国调中心在南京组织召开了标准草稿讨论会，商讨确定重大原则性问题，明确编写总体思路：对信息一体化平台的建设给出指导性技术规范，解释平台的结构以及与各应用之间的关系。2011 年 5 月 16 日，编写组在北京针对编写的问题与国调进行了沟通，标准题目修改为智能变电站监控一体化系统总体建设技术规范，增加网络结构章节，明确各应用之间的信息流向，提出数据服务器的概念，体现全站信息整合，功能交互的特点。2011 年 6 月 8 日至 9 日，在北京召开了标准统稿会，在运行管理类应用中增加“源端维护”功能，并增加二次安全防护相关要求。2011 年 7 月 7 日至 8 日，在南京召开了标准初稿讨论会，明确监控一体化系统涵盖的范围，明确综合远动网关机的功能定位，并提出若干细节修改意见。2011 年 8 月 18 日至 19 日，在成都召开了标准初稿审查会，确定标准题目为智能变电站一体化监控系统建设技术规范，明确规范适用范围，增加调度数据规划章节。2011 年 9 月 7 日至 8 日，在南京针对一体化监控系统规范召开局部研讨会，明确 110kV 及以上电压等级变电站分为 I、II 两个安全分区，站控层网络增加 PMU 数据服务器和计划管理终端，明确网络结构为三层三网，经过修改形成标准征求意见稿。2011 年 10 月 25 日至 26 日，在苏州召开第一次标准送审稿审查会，针对规范的编写目的、意义和格式等方面进行审查，经过会议讨论，与会专家一致通过标准第一次送审稿，并提出若干修改意见，经过修改，规范满足第二次送审条件。2011 年 11 月 15 日，在北京召开标准第二次送审稿审查会，针对规范的技术细节、内容格式等方面Q/GDW 679 201 118进行审查，经过会议讨论，与会专家一致通过标准第二次送审稿，并提出若干修改意见，经过修改，形成规范报批稿。五、标准结构和内容本标准由 9 章构成，各章主要内容如下：第 1 章为范围；第 2 章为规范性引用文件；第 3 章为术语和定义，对本标准采用的主要术语进行了定义。第 4 章为总则，规定了智能变电站一体化监控系统基本技术准则。第 5 章为体系架构及功能要求，对智能变电站自动化体系架构、智能变电站一体化监控系统结构、一体化监控系统五类功能要求、一体化监控系统五类功能内部信息需求提出具体的技术要求。第 6 章为一体化监控系统结构，对智能变电站一体化监控系统的三层三网结构做出了具体规定。第 7 章为系统配置，对智能变电站一体化监控系统硬件配置、软件配置、时间同步、系统总体性能要求做出了具体规定。第 8 章为数据采集与信息传输，对智能变电站一体化监控系统的数据采集和信息传输应遵守的基本原则做出了规定。第 9 章为二次系统安全防护，对智能变电站一体化监控系统的安全分区原则及主要防护措施做出了规定。六、条文说明1范围考虑到电压等级、负荷大小、对整个电网影响以及二次安全防护要求等因素，确定本标准适用范围为 110kV（66kV）及以上的智能变电站，35 kV 及以下电压等级变电站可参照执行。5.2一体化监控系统架构考虑技术现状，本标准中 PMU 数据现阶段仍通过 PMU 数据集中器上传至调度主站，电量采集和视频监控与其主站系统的数据通信仍保持现有通信模式。6.2网络结构本规范中变电站网络划分为站控层网络、间隔层网络和过程层网络，这是依据设备信息交互的逻辑关系划分。具体工程中的物理网络配置应根据实际情况进行设计。7.3时间同步考虑对时精度和稳定性，变电站间隔层和过程层设备在满足条件的情况下应优先采用 IRIG-B 对时方式，其次用 1PPS 对时方式。9二次系统安全防护智能变电站一体化监控系统安全分区虽只分为 I 区和 I I 区，但其与站外 I I I、I V 区系统连接是通过正反向隔离装置实现的。因此符合变电站二次系统安全防护的要求。