南方电网220500变电站监控系统技术规范.docx

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南方电网220500变电站监控系统技术规范

Q/CSG

Q/CSGXXXX－20XX

中国南方电网有限责任公司企业标准

南方电网220kV～500kV变电站

监控系统技术规范

20XX-XX-XX发布20XX-XX-XX实施

中国南方电网有限责任公司发布

目次

前言0

1适用范围1

2引用标准1

3主要术语2

4总则4

4.1总体要求4

4.2变电站自动化系统的建设应遵循如下原则：

4

4.3监控范围4

4.4信息采集原则4

4.5控制操作方式5

5系统构成5

5.1系统结构5

5.2网络结构5

6站控层功能要求6

6.1数据采集和处理6

6.2监视6

6.3控制与操作7

6.4防误闭锁功能9

6.5电压无功自动控制10

6.6报警处理11

6.7事件顺序记录及事故追忆11

6.8统计计算12

6.9同步对时功能12

6.10制表打印13

6.11人机界面13

6.12远动功能13

6.13在线自诊断与冗余管理14

7间隔层功能要求15

7.1数据采集功能15

7.2数据处理15

7.3控制16

7.4开关量输出信号16

7.5开关同期检测16

7.6测控单元就地显示及操作17

7.7通信功能17

7.8时间同步对时17

7.9测控保护一体化装置17

7.10监控单元的自检功能17

8系统配置和硬件要求18

8.2站控层硬件18

8.3间隔层硬件21

8.4网络设备23

8.5屏柜23

9软件要求24

9.1软件总体要求24

9.2软件结构25

10.通信接口及协议28

10.1与远方调度和集控中心的接口28

10.2继电保护和安全自动装置的接口及协议28

10.3与其它智能设备的接口方式28

11微机五防工作站功能29

12设备布置30

13场地与环境30

14电源要求31

15防雷与接地31

16电缆选择和敷设32

17系统性能技术指标32

17．1站控层性能指标32

17．2间隔层性能指标33

17．3网络性能指标33

17.4抗扰性能33

18验收及试验要求34

18.1型式试验34

18.2工厂验收试验34

18.3现场验收试验35

18.4验收报告40

19附录（监控系统信息采集范围）40

20附录（工厂验收大纲）40

前言

电力调度自动化系统是电力系统的重要组成部分，是确保电力系统安全、优质、经济运行和电力市场运行的基础设施，是提高电力系统运行水平的重要技术手段，变电站监控系统是变电站自动化的主要实现方式之一，是电力调度自动化系统的基础数据来源和远方控制的必备手段。

为规范南方电网变电站监控系统的建设和改造，特制定本规范。

本技术规范以中华人民共和国电力行业标准的DL/T5149-2001《220kV~500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》、电力调度标准技术汇编《电网调度自动化与信息化技术标准》和DL/T516-2006《电力调度自动化系统运行管理规定》为基础，参照其它于相关的国家标准、行业标准及相关技术规范、规定，并考虑南方电网220kV～500kV变电站的实际运行情况和无人值班变电站的发展要求，是南方电网新建、扩建、改建的220kV～500kV变电站监控系统的技术性指导文件。

本规范共有二个附录，均为资料性附录。

本规范由中国南方电网公司自动化处提出、归口并解释。

本规范由下列人员起草：

审核：

审定：

批准：

本规范发布时间：

2009年XX月XX日

南方电网220kV～500kV变电站监控系统技术规范

1适用范围

1.1本规范提出了非数字化变电站的技术要求，适用于中国南方电网有限责任公司管理的110kV～500kV交流非数字化变电站建设和改造工程。

1.2与中国南方电网有限责任公司电网有关的110kV～500kV用户变电站和电厂升压站的相关技术要求可参照本规范执行，但其中的远动数据采集和远传功能应相应遵照本规范执行。

1.3数字化变电站遵照南方电网Q/CSG11006－2009执行。

2引用标准

下列文件中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。

凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规范，然而，鼓励根据本规范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规范。

GB/T2887-2000电子计算机场地通用规范

GB/T15153.1-1998远动设备及系统第2部分；工作条件第1篇：

电源和电磁兼容性

GB/T15153.2-2000远动设备及系统第2部分；工作条件第2篇：

环境条件

GB/T16435.1-1996远动设备及系统接口（电气特性）

GB/T17626电磁兼容试验和测量技术

GB50217-1994电力工程电缆设计规范

GB/T13729-2002远动终端设备

GB50062-1992电力装置的继电保护和自动装置设计规范

GB14285-1993继电保护和安全自动装置技术规程

DL/T621-1997交流电气装置的接地

DL/T630-交流采样远动终端技术标准

DL/T516-2006电力调度自动化系统运行管理规程

DL/T634.5104-2002远动设备及系统第5-104部分：

传输规约采用标准传输协议子集的IEC60870-5-101网络访问

DL/T667-1999远动设备及系统第5-103部分：

传输规约继电保护设备信息接口配套标准

DL/T719-2000远动设备及系统第5-102部分：

传输规约电力系统电能累计量传输配套标准

DL451-91循环式远动规约

DL634.5.101-2002远动协议南方电网实施细则（V1.0）

DL634.5.104-2002远动协议南方电网实施细则（V1.0）

DL/T5137-2001电测量及电能计量装置设计技术规定

DL/T5002-地区电网调度自动化设计技术规程

DL/T5003-电力系统调度自动化设计技术规程

DL/T5136-2001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程

DL/T672-1999变电站电压无功调节控制装置定货技术条件

DL/T5149-2001220-500kV变电所计算机自动化系统设计技术规程

DL/T687-1999微机型防止电气操作装置通用技术条件

电网与电厂自动化系统及调度数据网络安全防护规定（国家经济贸易委员会第30号令，2002年5月）

电力二次系统安全防护总体方案（电监安全[2006]34号附件1）

中国南方电网电力二次系统安全防护技术规范总调/调自[2008]19号

Q/CSG10011-2005中国南方电网220kV～500kV变电站电气技术导则

中国南方电网继电保护故障信息系统通信与接口规范（中国南方电网有限责任公司，2005年3月）

中国南方电网调度自动化管理规定（中国南方电网有限责任公司）

中国南方电网调度自动化系统验收规范

3主要术语

3.1变电站自动化（SubstationAutomation）：

是指将二次设备（包括控制、保护、测量、信号、自动装置和远动装置）利用微机技术经过功能的重新组合和优化设计，对变电站执行自动监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统，它是自动化和计算机、通信技术在变电站领域的综合应用。

它具备统一规划、整体管理、功能综合化（其综合程度可以因不同的技术而异），系统构成数字（微机）化及模块化，操作监视屏幕化，运行管理智能化等特征。

变电站监控系统是变电站自动化系统的简称，是电力调度自动化系统的重要组成部分。

3.2分层式（hierarchicalstructure）：

一种将元素按不同级别组织起来的方式。

其中，较上级的元素对较下级的元素具有控制关系。

3.3分布式（Distribution）：

指变电站自动化系统的构成在资源逻辑或拓扑结构上的分布（未强调地理分布），强调从系统结构的角度来研究处理和功能上的分布问题。

3.4分散式（Decentralization）：

相对于集中式而言，强调了要面向对象和地理位置上的分散（未强调必须具备分布式的各种条件）。

3.5开放式（Open）：

遵循国际公认的操作系统和通信接口标准、人机接口标准、应用程序标准，能在不同厂商生产的支撑平台上实现彼此间的内部互操作。

3.6间隔层（BayLevel）：

由测控装置、继电保护装置、间隔层网络设备以及与站控层网络的接口设备等构成，面向单元设备的就地测量控制层。

3.7站控层（StationLevel）：

由主机、操作员站、远动装置、继电保护信息子站、五防工作站、通信设备等构成，面向全变电站进行运行管理的中心控制层。

3.8数据采集（DataAcquisition）：

对相关设备的各种数据进行系统化操作，用于支持系统完成监测、保护、控制和记录等功能。

3.9数据处理（DataProcessing）：

将现场的各种电气量及状态信号转换成计算机能识别的数字信号，并存入计算机系统。

3.10直采直送（Directacquisitionandtransmission）：

远动通信的上传数据直接从间隔层设备获取，不再做中间处理，只需转换为调度通信规约即可送出。

直采直送要求远动通信装置与站内自动化设备相对独立：

操作员站、主机的任何操作和设备故障等对远动通信无任何影响，反之亦然。

3.11时钟同步

卫星同步对时系统接收卫星同步对时信号，对全站二次设备进行的时间同步，它能提供精确的时间同步信号，统一发电厂、变电站、调度机构的时间基准，变电站时间同步的主要方式有脉冲、串行口、网络、IRIG－B等四种，推荐IRIG－B方式。

IRIG－B方式是指专为时间传输而定制的时钟码标准，每秒输出一帧含有年、月、日、时、分、秒、毫秒等时钟信息。

3.12继电小室

安装继电保护、自动装置、变送器、电能积算及记录仪表、辅助继电器屏、接地控制层设备的房间。

3.13抗扰性

器件、设备或系统在电磁骚扰存在时，不降低性能运行的能力。

3.14电磁兼容性

设备或系统在其所处的电磁环境中正常工作且不对该环境中其它设备造成不可承受的电磁骚扰的能力。

4总则

4.1总体要求

监控系统应跟随变电站自动化技术的发展，适应南方电网220~500kV变电站建设、运行的需要，遵循安全可靠、技术适度超前、经济合理、符合国情的原则，应采用开放性，可扩充性，抗干扰性强的、有运行业绩的成熟可靠产品,，应满足电力调度自动化系统总体规划的要求，并充分考虑和满足变电站集中控制、无人值班的运行需求。

4.2监控系统的建设应遵循如下原则：

a）提高变电站安全生产水平和运行的可靠性，使系统维护简单、方便，降低运行人员的劳动强度，提高生产效率；

b）简化变电站二次设备间的互连线，节约二次设备投资，实现资源共享；

c）减少变电站占地面积和建筑面积，降低工程造价；

d）监控系统的设计和建设除执行本规定外，还应执行国家、电力行业现行的有关标准、规范和规程。

如本规范中的条款与相应标准不一致时，则执行较高标准的技术要求。

5系统构成

5.1系统结构

5.1.1监控系统向上作为调度和集控中心的远方终端，同时又相对独立，站内自成系统，按实现方式分两大类：

采用传统模拟技术采集信号的变电站计算机监控系统和采用光学技术采集信号的数字化变电站监控系统，总体结构分为站控层和间隔层两部分，层与层之间应相对独立。

采用分层、分布、开放式网络系统实现各设备间连接，系统中任一装置故障或退出都不应影响系统其它部分的正常运行。

5.1.2站控层由计算机网络连接的系统主机及操作员站和各工作站等设备构成，提供站内运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层设备等功能，形成全站监控、管理中心，并可与调度中心和集控站通信。

站控层的设备宜集中布置。

5.1.3间隔层由计算机网络连接的若干监控子系统组成，包含严格按间隔进行配置测控单元、间隔层网络和各种网络、通信接口设备等，完成面向单元设备的监测控制等功能，在站控层失效的情况下，间隔层设备仍能独立完成本间隔的就地监控功能。

5.2网络结构

5.2.1网络拓扑结构可采用星型、环形或几种相结合的方式。

5.2.2站控层设备应采用基于TCP/IP或UDP/IP协议的双以太网方式组网，传输速率不小于100Mbps，并应具有良好的开放性，以满足与电力系统专用网络连接及变电站容量扩充等要求。

5.2.3间隔层设备应采用基于TCP/IP或UDP/IP协议（禁止相同数据多次广播方式）的以太网方式组网，传输速率为自适应10/100Mbps，500kV变电站每一继保小室可再设一子网。

5.2.4站控层和间隔层可同一网段，均应采用双重化监控网络，网络设备按双重化配置，双网按热备用方式运行，优先采用通信效率高、可靠性好的信息交换技术，如：

负载自动平衡式的双网均流技术等。

5.2.5站控层网络与间隔层网络的连接点优先采用网络交换式连接方式。

5.2.6保护和故障信息系统宜独立组网。

5.2.7继保小室与控制室的网络通讯应采用光纤网络联接。

6站控层功能要求

6.1数据采集和处理

监控系统应能实现数据采集和处理功能，其数据采集范围必须满足现地和远方集控中心对电网运行监视、控制的需求，监控系统数据一般分为模拟量、开关量、电能量以及其它装置的运行数据等。

6.1.1信息采集原则

6.1.1.1监控系统的信息采集装置应保持与保护装置的相对独立：

500Kv、220kV、110kV配电装置的断路器、隔离开关、接地开关、操作机构的运行状态均直接由测控单元采用点对点的硬接点遥信方式采集，全站交直流工频电量测量均应采用交流采样方式，凡涉及控制的一次设备位置信号应按双态位置采集，对高电压的断路器位置信号应分相采集并可进行规律合成。

6.1.1.2应采用通信方式采集继电保护设备、电能计量装置、UPS电源、站用直流电源、通信设备和机房动力环境等变电站运行设备的运行状态信息、动作报告、保护装置的复归和投退、定值的设定和修改等信息，并对故障录波的信息实现监视。

经确认重要的保护信号、设备运行状态信息和无法通过通信接口输出的设备运行状态信号和报警信息等应采用硬接点的遥信方式采集。

6.1.1.3数字化变电站的数据采集应通过冗余手段保证采集的可靠和稳定。

6.1.2、信息量配置原则

6.1.2.1各变电站采集数据要满足供电可靠性、设备可用率、电压合格率、线损、电能电量等生产管理的要求，做到全方位、实时监控，确保电网、设备安全运行。

6.1.3采集信息量最低配置原则：

见附录1（监控系统信息采集范围）

6.2监视

变电站所有的一次、二次设备的运行状态信号都必须归入监控系统的监视范围，通过站控层的操作员工作站的监视器屏幕对主要电气设备运行参数、设备状态、设备的通信状态、通信报文等现场运行情况进行实时显示监视。

6.2.1监控系统应能提供满足现场运行所需要的监视画面，如：

电气主接线图、设备实时运行状态图、动态棒型图、动态曲线、历史曲线等和满足运行管理所需要的统计表格。

6.2.2电气设备的监视画面应具有电网拓扑着色功能。

6.2.3屏幕显示、制表打印、图形画面中的画面名称、设备名称、告警提示信息等均应采用中文。

6.2.4监控信息能根据运行要求进行分类、分层、分级显示和统计。

6.2.5电气主接线图的图元和颜色应标准化:

500kV电压等级用淡黄色表示，220kV电压等级用紫色表示，35kV电压等级用鲜黄色表示，断路器分闸用相应电压等级颜色的空心方框或实心绿色方框表示，断路器合闸用相应电压等级颜色的实心方框或实心红色方框表示，断路器分相位置应采用组合和分相显示，支持虚拟检修挂牌操作功能

6.2.6监控系统画面上的实时信息（遥测、遥信）的显示应能根据信息的当前品质状态使用不同的显示颜色。

当前品质状态至少包括：

●采集失败

●越高限

●越低限

●无刷新（在一定的时间内没有收到，时间可设）

●死数（在一定的时间内数据没变化，时间可设）

●检修态

●人工置数

6.3控制与操作

监控系统应具备计算机遥控操作和手动应急控制两种控制方式，操作遵守唯一性原则，应能根据运行人员输入的命令实现设备的远程或就地控制操作。

6.3.1控制范围：

对所有具备电动操作的开关（断路器）、隔离开关、接地刀闸、主变有载调压开关、无功功率补偿装置、交直流站用电及其辅助设备等实现控制。

6.3.2控制方式：

可采用点对点的单对象控制和特定逻辑的批量顺序控制，同时，控制方式还应具备手动应急控制功能，当站控层设备停运时，应能在间隔层对断路器进行手动控制，手动控制控制应具备同期闭锁和强制解锁功能；

6.3.3手动控制应包括下列各级控制，控制级别由低至高的顺序为：

1）调度/集控远方控制：

各级调度中心远方控制（或集控中心远方控制）；

2）站控层当地控制：

变电站的监控系统后台控制；

3）间隔层应急控制：

间隔层测控屏上的手动开关对断路器进行一对一控制；

4）设备层就地控制：

配电装置处的就地手动开关一对一控制。

6.3.4高一级在操作时，低级操作均应处于闭锁状态，并对被闭锁的控制应提供告警信息。

6.3.5唯一性原则：

同一时间应仅允许一个控制级别、一种控制方式、一个控制对象进行控制。

对任何操作方式，应保证只有在上一次操作步骤完成后，采能进行下步操作。

6.3.5高可靠性原则：

在控制指令发出时，应可靠地执行，即不能拒动也不能误动；要有完善的闭锁措施，确保操作正确、可靠。

对正确动作、拒动和误动应有相应的告警信息提示。

6.3.6安全原则

1）设置操作权限；依据操作员权限的大小，规定操作员对系统及各种业务活动的范围，操作员应事先登录，并应有密码措施。

2）监护人措施：

具有操作监护功能，监护人应事先登录，并应有密码措施，允许监护人员在操作员工作站上实施监护功能，防止误操作，应具备在一台操作员站操作时在另一台操作员站进行监护的功能。

3）操作应具备选则、返验、安全闭锁、执行的步骤进行。

4）操作必需从具有控制权限的工作站上才能进行；

6.3.7提供详细的记录文件记录操作人员和监护人员姓名、操作对象、操作内容、操作时间、操作结果等，可供调阅和打印；

6.3.8具备设备检修挂牌功能，检修挂牌时禁止控制。

6.3.9自动控制应包括顺序（程序化）控制和调节控制，由站内设定其是否采用，主要包括电压无功自动控制、主变联调控制、以及操作顺序控制等。

6.3.10顺序控制和调节控制功能管理应相对独立。

它可以由运行人员投入/退出，而不影响正常运行。

6.3.11系统应能支持在站控层和调度中心、集控（监控）中心下达的程序化操作命令，系统应充分考虑程序化操作的安全性，保证各类程序化操作应逐次通过五防校验后执行。

6.3.12操作员站应提供间隔操作画面，在其中显示与间隔有关的信息，包括间隔有关的动作事件、光字牌等，控制操作宜在间隔画面实现。

6.3.13对运行人员的任何操作，计算机都将做命令合法性检查和闭锁条件检查。

6.3.14对不满足联锁及闭锁条件的操作，监控系统应闭锁操作，给出报警提示。

6.3.15监控系统应支持对控制出口继电器的动作情况进行监视的功能。

6.3.16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，并保持所控设备的状态，当计算机监控系统内发生硬件损坏和软件故障时，均不得出现控制命令误出口。

6.4变电站五防功能

6.4.1变电站自动化系统所有操作均应经防误闭锁，并有出错报警和判断信息输出，显示闭锁原因。

在特殊情况下应能实现一定权限的解除闭锁功能。

6.4.2变电站五防子系统应由三层构成，分别是站控层防误、间隔层测控装置防误以及现场布线式单元电气闭锁。

所有操作均应经防误闭锁，并有出错报警和判断信息输出。

站控层防误应实现面向全站设备的综合操作闭锁功能；间隔层测控装置防误应实现本单元所控制设备的操作闭锁功能；现场布线式单元电气闭锁实现对本间隔电动操作的隔离开关和接地开关的防误操作功能。

各层间应相对独立，任一层防误功能故障不应影响其他层正常防误功能的实现。

6.4.3间隔层测控装置间应具备直接通信功能，以实现跨间隔的防误闭锁功能，且不依赖于站控层设备。

测控装置闭锁逻辑所需的信号应能由相关测控装置准确快速提供，并充分考虑通信中断及逻辑关联测控装置检修时防误功能的安全实现。

6.4.4站控层防误系统即微机五防系统，由五防主机、电脑编码器（含电脑钥匙）、电脑锁具三大部分组成。

微机五防系统应满足如下基本功能要求：

（1）应具备五防数据库组态、五防接线图绘制、五防权限设置、操作票编辑、执行、管理功能、工作票管理功能；

（2）应具备所有设备的防误操作规则，并充分应用自动化系统中电气设备的闭锁功能实现防误闭锁。

自动化系统遥控应经过五防规则校验，如果不满足五防规则，应提出五防规则校验结果报告，指出哪些规则不满足，并禁止遥控；如果满足五防规则，自动化系统下发遥控命令到装置；

（3）应能实时、准确采集自动化系统的遥信，保证与实际一次设备状态的一致性；

（4）程序的编制力求简单、可靠、实用，具有自动校验功能，必须有效防止“走空程”（操作过程中漏项），当自动化系统控制失灵时应具备解除闭锁的应急措施。

6.4.5微机五防系统宜采用与后台软件一体化模式，两者在逻辑意义上融为一体，要求：

（1）具有统一的数据总线，五防模块与自动化的其他应用模块一样从同一个实时库获得数据；

（2）具有统一的数据库组态，五防数据直接从自动化数据中挑选测点，编辑五防属性，如合分规则，操作术语等；

（3）具有统一的画面编辑，可以直接采用自动化系统的画面作为五防的画面，不用重新制作。

6.4.6远动装置宜具有全站逻辑防误闭锁的功能，各级调度中心下发的操作控制命令宜经其进行防误校验，此功能也可根据现场需要退出运行。

6.4.7电脑钥匙与锁具应顺畅配合，无卡涩现象，保证能在符合条件时顺利开锁，单次开锁成功率：

≥99％（即连续开锁100次，成功开锁次数应在99次以上）；每张操作票向电脑钥匙传票时间应小于5秒（50项操作任务内）。

6.4.8电脑钥匙具有口令设置、试听语音、调节液晶对比度、背光、电池电量显示、锁编码检查、中止当前的操作票等功能。

6.4.9电脑钥匙与电脑的通讯应可靠、灵活、快捷，每套电脑钥匙应通过多通讯接口、转换开关、网络接口等形式实现与两台主机的通讯；电脑钥匙的电池宜采用便拆卸结构，并能提供备用电池和充电座。

6.4.10电脑钥匙应具备自动验证实际开锁步骤后（如通过检测回路电流、电脑钥匙机械按钮接触等），方可执行到下一操作流程。

6.4.11户外的锁具应具备足够的抗干扰和防潮防锈能力，并满足在温度介于－10℃～＋70℃之间以及在沿海盐雾腐蚀环境下长期稳定运行的要求。

6.5电压无功自动控制

6.5.1变电站电压无功自动控制模式可采用变电站独立VQC装置、监控系统VQC功能、远方AVC直控（推荐采用）等三种控制模式。

6.5.2当采用变电站独立VQC装置时，VQC装置应采用通讯方式，通过监控系统进行数据采集、交换和控制。

6.6报警处理

6.6.1监控系统采集的模拟量发生越限、数字量变位及计算机系统自诊断故障时能进行报警处理。

事故发生时，事故报警装置立即发出音响报警，主机/操作员站的画