智能变电站一体化监控系统建设技术规范方案

1、 智能变电站综合监控系统施工技术规范目录 TOC o 1-3 u 前言 PAGEREF _Toc111495986 h 21 范围 PAGEREF _Toc111495987 h 12 规范性参考 PAGEREF _Toc111495988 h 13 术语和定义 PAGEREF _Toc111495989 h 14 总则 PAGEREF _Toc111495990 h 25 架构和功能要求 PAGEREF _Toc111495991 h 25.1智能变电站自动化系统架构 PAGEREF _Toc111495992 h 25.2综合监控系统架构 PAGEREF _Toc111495993 h 3

2、5.3系统功能要求 PAGEREF _Toc111495994 h 35.4应用程序之间的数据流 PAGEREF _Toc111495995 h 66 综合监控系统结构 PAGEREF _Toc111495996 h 86.1系统结构 PAGEREF _Toc111495997 h 86.2网络结构 PAGEREF _Toc111495998 h 97 系统配置 PAGEREF _Toc111495999 h 107.1硬件配置 PAGEREF _Toc111496000 h 107.2系统软件配置 PAGEREF _Toc111496001 h 117.3时间同步 PAGEREF _Toc1

3、11496002 h 127.4性能要求 PAGEREF _Toc111496003 h 128 数据采集与信息传输 PAGEREF _Toc111496004 h 129 二次系统安全防护 PAGEREF _Toc111496005 h 12编译说明 PAGEREF _Toc111496006 h 13前言智能变电站是智能电网的重要组成部分。综合监控系统是智能电网调度控制和生产管理的基础，是大型运行系统建设的基础，是备用调度系统建设的基础。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制了智能变电站综合监测系统建设技术规范。变电站” 。本标准规定了智能变

4、电站综合监控系统的架构、功能要求和系统配置，为智能变电站的设计和建设提供了技术标准和依据。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。本标准主要起草单位：国网电力科学研究院、中国电力科学研究院、国电南瑞科技有限公司、浙江省电力公司、北京四方吉宝自动化有限公司、国电南京自动化有限公司、有限公司、徐继电气有限公司、南京南瑞吉宝电气有限公司、重庆市电力公司、江苏省电力公司、吉林省电力公司、湖南省电力公司、陕西省电力公司、江苏省电力公司电力设计院。本标准主要起草人：王永福、倪益民、黄国芳、史俊杰、郭建成、刘丽、李振宇、张强、窦仁辉、姚志强、范晨、任彦明、廖泽友、季伟、葛立清

5、, 李刚, 叶海明, 许卫国, 赵卫娟, 黄少雄, 许世明, 张海滨, 杨松, 吴玉林, 苏琳, 王海峰, 周凡, 杜启伟, 卢天健, 张建华, 李江林.智能变电站综合监控系统建设技术规范1 范围本标准规定了智能变电站综合监控系统的建设技术要求、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，并规定了相关术语和定义。本标准适用于电压等级为110kV（66kV）及以上的智能变电站的设计、设备开发和工程调试。电压等级35kV及以下的变电站可参照执行。2 规范性参考以下文件对于本文件的应用是必不可少的。对于注明日期的引用，只有注明日期的版本适用于本文件。对于未注明日期的引用文件，最新版

6、本（包括所有修改）适用于本文件。GB/T 20840.8 变压器第8部分：电子式电流互感器（GB/T 20840.8，MOD IEC60044-8：2001）DL/T634.510 1 遥控设备和系统 Part 5-101：传输协议基本遥控任务支持标准DL / T634.5104遥控设备和系统第 5-104 部分：传输协议IEC60870-5-101网络访问使用标准传输协议集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智能变电站技术指南Q/GDW 396IEC61850工程继电保护应用模型Q/GDW 41 6 电力系统同步相量测

7、量 (PMU) 测试规范Q/GDW 441智能变电站继电保护技术规范Q/GDW 534 变电站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监会令第5号二次电力系统安全保护条例国家电监会电监安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 和以下定义的术语和定义适用于本规范。3.1智能变电站监控系统聪明的变电站根据信息数字化、通信

8、平台联网、信息共享标准化的基本要求，通过系统集成和优化，实现全站信息统一访问、统一存储、统一展示，运行监控、运行控制、综合信息分析及智能报警、运营管理及辅助应用功能。3.2全景数据反映变电站运行的稳态、暂态、动态数据、设备运行状态、图像、模型等数据集合。3.3通讯网关_一种通讯设备。实现智能变电站与调度、生产等主站系统的通信，为主站系统提供数据、模型、图形的传输服务，实现智能变电站监控、信息查询、远程控制等功能。浏览。3.4综合应用服务器实现与状态监测、计量、供电、消防、安防、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，实现一次设备的在线监测和辅助设备的运行监测、控制和管理。3

9、.5数据服务器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定时管理终端配备安全文件网关的人机终端可实现调度计划、维修工单、保护价值清单等管理功能。4 总则智能变电站综合监控系统的基本技术原理如下：遵循DL/T 860 ，实现全站信息统一建模；建立变电站全景数据，满足基础数据的完整性、准确性和一致性要求；实现变电站信息统一存储，提供统一标准化的数据访问服务；继电保护配置及相关技术要求遵循Q/GDW 441 ；与调度主机通信的文件描述和配置遵循Q/GDW 622、Q/GDW 623和Q/GDW 624 ；按照国家电监会电监安200634号文件电力二次系统安全防护

10、总体方案和变电站二次系统安全防护方案的要求。5 架构和功能要求智能变电站自动化系统架构智能变电站自动化由综合监控系统、输变电设备状态监控、辅助设备、时钟同步、计量等组成。综合监控系统垂直连接调度、生产等主站系统，水平连接变电站内各种自动化设备，是智能变电站自动化的核心部分；智能变电站综合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，与输变电设备状态监测、辅助应用、计量等进行信息交互控制、运行管理等，逻辑关系如图1所示。图1 智能变电站自动化系统架构逻辑图综合监控系统架构如图2所示，智能变电站综合监控系统可分为安全区和安全区。图2 智能变电站综合监控系统示意图在安全区，监控主机采集电网

11、运行、设备运行状况等实时数据，分析处理，统一展示，存储在数据服务器中。 区数据通信网关机通过直接采集、直接致的方式实现与调度（控制）中心的实时数据传输，并提供运行数据浏览服务；在安全二区，综合应用服务器与输变电设备状态监测及辅助设备进行通信，采集供电、计量、消防、安防、环境监测等信息，分析后直观显示。处理，并将数据存储在数据服务器中。 区数据通信网关机通过防火墙从数据服务器获取区数据、模型等信息，与调度（控制）中心进行信息交换，提供信息查询和远程浏览服务； / 区数据通信网关机发布信息，并由 / 区数据通信网关机传输给其他主站系统；数据服务器存储变电站模型、图形及运行记录、报警信息、在线监控、

12、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；计划管理终端实现调度计划、维修工单、保护价值清单管理等功能。视频可以通过综合数据网络通道将图像信息传输到视频主站。系统功能要求功能结构智能变电站综合监控系统的应用功能结构如图3所示分为三个层次：数据采集与统一存储、数据报文总线与统一访问接口、五类应用功能。图3 智能变电站综合监控系统应用功能结构示意图五类应用功能包括：运行监控、运行控制、综合信息分析与智能报警、运行管理、辅助应用。运行监控通过可视化技术，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控和综合展示。它包括以下三个方面：运行状态监测实现智能变电站全景数据的统一

13、存储和集中展示；提供统一的信息展示界面，全面展示电网运行状态、设备监控状态、辅助应用信息、事件信息、故障信息；实时监控设备压板状态，调用并显示当前设置区的设置值及参数。设备状态监控实现一次设备运行状态的在线监控和综合展示；实现二次设备在线状态监测，宜通过可视化方式实现对二次设备运行状况、站内网络状态、虚拟终端连接状态的监控；实现辅助设备运行状态的全面显示。远程浏览调度（控制）中心可通过数据通信网关机远距离查看智能变电站综合监控系统运行数据，包括电网流量、设备状态、历史记录、运行记录等各种原始信息。全面的故障分析结果，以及分析处理信息。 .操作与控制实现智能变电站设备的本地和远程操作控制。包括顺

14、序控制、无功优化控制、正常或紧急状态下的开关/刀闸操作、防误操作闭锁操作等。调度（控制）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：现场操作全站所有与控制运行相关的断路器、电气开关、主变有载分接头、无功补偿装置及智能设备；具有紧急应急控制功能，通过开关的紧急控制实现故障区域的快速隔离；具有软压板投退、定值区切换、定值修改等功能。调度控制支持调度（调节）中心对站内设备进行控制和调整；支持调度（控制）中心对保护装置进行远程定值区倒换和软压板倒换操作。自动控制无功优化控制可根据电网实际负荷水平，按一定策略自动调整站内电容器、电抗器、变压器的位置，并可接收投切（控制）中心的投切及策略

15、调整指令。负载优化控制根据预先设定的减载目标值，当主变过载时，按照确定的策略切负荷，并接收切换（控制）中心的切换和目标值调整指令。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，应配合智能操作票进行。防故障锁根据智能变电站电气设备网络拓扑结构，对电气设备通电、停电、接地三种状态进行拓扑计算，自动实现防止电气误动作的逻辑判断。智能操作票在满足防误堵和操作方式要求的前提下，自动生成符合操作规范的操作工单。全面的信息分析和智能报警通过对智能变电站的各种运行数据（站内实时/非实时运行数据、辅助应用信息、各种告警和事故信号等）进行综合分析处理，得到分类结果信息等提供告警、故障简

16、报和故障分析报告。包含以下内容：现场数据识别数据检查检测可疑数据，识别不良数据，验证实时数据的准确性。数据过滤对智能变电站的报警信息进行筛选、分类、上传。失效分析决策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，综合分析事件序列记录、保护事件、故障记录、同步相量测量等信息，可实现故障类型识别和故障原因分析在车站。分析决策根据故障分析结果，给出处理措施。宜建立专家知识库，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。人机交互根据分析决策结果，提出运行处理建议，将事故分析结果可视化。智能警报建立智能变电站故障信息的逻辑推理模型，进行在线实时分析推理，实现告警信息的分类

17、过滤，为调度（控制）中心提供分类告警简报。运行管理通过人工录入或系统交互，建立完整的智能变电站设备基础信息，实现一、二次设备运行、运行、检修、维护的标准化。详细情况如下：源头维护按照Q/GDW624，使用图模型一体化建模工具，生成包括变电站主接线图、网络拓扑、一、二次设备参数和数据模型在内的标准配置文件，提供给综合监控系统和调度（控制中心;智能变电站综合监控系统和调度（控制）中心根据标准配置文件自动解析并导入到自己的系统数据库中；当变电站配置文件发生变化时，设备、综合监控系统和调度（控制）中心之间应保持数据同步。权限管理设置操作权限。根据系统设置的安全规则或安全策略，运营商可以访问且只能访问其

18、授权的资源；自动记录用户名、修改时间、修改内容等详细信息。设备管理设备台账信息通过读取变电站配置描述文件（SCD），与生产管理信息系统交互并手动录入建立；自检信息、状态监控信息和人工录入。固定价值管理接收整定值信息，实现保护整定值的自动校验。维护管理通过计划管理终端，实现对维修工单的生成和执行过程的管理。辅助应用通过标准化的接口和信息交换，实现对站内供电、安防、消防、视频、环境监测等辅助设备的监控。它包括以下四个方面：电源监控采集站内供电设备的交流、直流、不间断电源、通信电源等运行状态数据，实现对供电设备的管理。安全接收安防、消防、门禁设备运行及报警信息，实现设备集中监控。环境监测站内温度、湿

19、度、风力、洪水等环境信息的实时采集、处理和上传。辅助控制实现视频与灯光的联动。应用程序之间的数据流智能变电站中五类应用功能的数据流如图4所示：图4 智能变电站五类应用功能数据流程图内部数据流运行监控、运行控制、信息综合分析与智能报警、运行管理及辅助应用通过标准数据总线和接口进行信息交换，并将处理结果写入数据服务器。五类应用流入流出数据：运行监控传入数据：告警信息、历史数据、状态监控数据、保护信息、辅助信息、分析结果信息等；流出数据：实时数据、录波数据、测量数据等。操作与控制传入数据：本地/远程操作指令、实时数据、辅助信息、保护信息等；传出数据：设备控制命令。全面的信息分析和智能报警传入数据：实

20、时/历史数据、状态监测数据、PMU数据、基本设备信息、辅助信息、保护信息、录波数据、告警信息等；传出数据：告警简报、故障分析报告等。运行管理传入数据：保护值表、配置文件、设备运行记录、设备铭牌等；传出数据：设备台账信息、设备缺陷信息、操作票和维护票等。辅助应用流入数据：联动控制指令；输出数据：辅助设备运行状态信息。外部数据流智能变电站综合监控系统的五类应用通过数据通信网关机与调度（控制）中心等主站系统进行信息交换。外部信息流：传入数据：远程浏览和远程控制命令；输出数据：实时/历史数据、分析结果、监控图像、设备基本信息、环境信息、告警简报、故障分析报告等。6 综合监控系统结构系统结构智能变电站综

21、合监控系统由站控层、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：站控层设备包括监控主机、数据通信网关、数据服务器、综合应用服务器、操作员站、工程师工作站、PMU数据集中器和计划管理终端等；间隔层设备包括继电保护装置、测控装置、故障录波装置、网络录波分析仪和稳定控制装置等；过程级设备包括合并单元、智能终端和智能组件。220kV及以上智能变电站综合监控系统结构如图5所示，110kV（66kV）智能变电站综合监控系统结构如图6所示。图5 220kV及以上电压等级智能变电站综合监控系统示意图110kV（66kV）电压等级智能变电站综合监控系统网络结构变电站网络逻辑上由站台控制层网络

22、、间隔层网络、过程层网络组成：站控层网络：间隔层设备与站控层设备之间的网络，实现站控层内部和站控层与间隔层之间的数据传输；间隔层网络：用于间隔层设备之间的通信，连接到站控层网络；进程层网络：间隔层设备和进程层设备之间的网络，实现间隔层设备和进程层设备之间的数据传输。通信网络应由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应采用1000Mbps数据端口互连。站控层网络站控层网络采用结构、传输速率及主要连接设备：站控层网络采用星型结构；站控层网络采用100Mbps或更高的工业以太网；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。间

23、隔网络间隔层网络与站控层网络相连，采用星型结构，传输速率及主要连接设备：间隔层网络采用100Mbps或更高的工业以太网；间隔层交换机连接间隔内的保护、测控等智能电子设备，进行间隔内的信息交换；应该通过划分虚拟局域网（VLAN）将网络分成不同的逻辑段。过程级网络过程层网络包括GOOSE网络和SV网络，分别需要：鹅网或更高速度的工业以太网；用于间隔级和过程级设备之间的数据交换；按电压等级配置，采用星型结构；220kV以上电压等级，宜采用双网；在此区间内，保护装置与智能终端设备之间采用点对点通信方式。SVNet或更高速度的工业以太网；用于间隔级和过程级设备之间的采样值传输；按电压等级配置，采用星型结

24、构；保护设备以点对点的方式访问SV数据。7 系统配置硬件配置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、二级安全防护设备、工业以太网交换机和打印机等。主要设备功能要求：监控主机：负责站内各种数据的采集和处理，实现站内设备的运行监控、运行控制、信息综合分析和智能报警，集成防误锁操作工作站、保护等功能信息分站；操作员站：站内运行监控的主要人机界面，实现对全站一、二次设备的实时监控和运行控制，具有事件记录和报警状态显示查询、设备状态等功能参数查询，操作控制；工程师工作站：实

25、现智能变电站综合监控系统的配置、维护和管理；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（控制）中心传输实时信息，同时接收调度（控制）中心的运行和控制命令.采用专用独立设备，无硬盘，无风扇设计；区数据通信网关机：实现区数据到调度（控制）中心的数据传输，具有远程查询和浏览功能； / 区数据通信网关机：实现与PMS等其他主站系统的信息传输，输变电设备状态监测；综合应用服务器：接收站内主设备、站内辅助应用、设备基础信息等在线监测数据，并进行集中处理、分析和展示；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。220kV及以上电压等级智能变电站主要设备配置要求：

26、监控主机要双重配置；数据服务器应该是双重配置的；操作员站和工程师工作站应与监控主机相结合；集成应用服务器可双重配置；区数据通信网关机双重配置；II区单台数据通信网关机的配置； / 区数据通信网关机单台配置；500kV及以上电压等级有人值守智能变电站操作员站可双重配置；500kV及以上电压等级智能变电站工程师工作站可单台配置。110kV（66kV）智能变电站主要设备配置要求：监控主机可单台配置；单组数据服务器配置；操作员站、工程师站和监控主机应结合，并应分两套配置；集成应用服务器单台配置；区数据通信网关机双重配置；II区单台数据通信网关机的配置； / 区数据通信网关机单台配置。间隔设备220kV

27、及以上电压等级智能变电站主要设备配置要求如下：测控装置应独立配置；控制装置有以下三种配置方式，应根据工程实际情况选择：配备单套测控装置连接单网模式：只接入过程层A网，实现过程层A网SV数据的采样和GOOSE状态的传输A网智能终端信息；配备单套测控装置跨双网模式：桥接工艺层A、B网段，实现A、B网SV数据及GOOSE状态信息二采样一采样智能终端数据传输，桥接双网。网口有独立的网络接口控制器；测控双组态模式：分别接入过程层A、B网络，实现A、B网络SV数据冗余采样和智能终端数据GOOSE状态信息传输。其他设备配置见国家电网公司输变电工程总体设计（110（66）750kV智能变电站2011年版）。1

28、10kV（66kV）智能变电站的主要设备配置请参见国家电网公司输变电工程总体设计（110（66）750kV智能变电站，2011年版）。工艺级设备工艺层主要设备配置要求：合并单元独立配置，每个周期的采样点可配置，采样同步误差不大于1 s ，支持DL/T860.92和GB/T 20840.8；智能终端应独立配置，输入/输出可灵活配置；合并单元和智能终端应满足现场安装的保护要求；其他设备配置见国家电网公司输变电工程总体设计（110（66）750kV智能变电站2011年版）。系统软件配置系统软件主要系统软件包括操作系统、历史/实时数据库、标准数据总线和接口等。配置要求：操作系统操作系统应为 LINUX

29、/UNIX 操作系统。历史数据库采用成熟的商业数据库。提供用于维护、更新和扩展操作的数据库管理工具和软件开发工具。实时数据库提供安全高效的实时数据访问，支持多应用并发访问和实时同步更新。应用采用模块化结构，具有良好的实时响应速度和稳定性、可靠性和可扩展性。标准数据总线和接口它应该提供基于消息的信息交换机制，并通过消息中间件完成不同应用程序之间的消息代理和传输功能。工具软件工具软件包括系统配置工具和模型检查工具：系统配置工具提供独立的系统配置工具和设备配置工具，能正确识别和导入不同厂家的模型文件，兼容性好；系统配置工具应支持一次设备与二次设备的关系配置、全站智能电子设备（IED）实例、IED之间

30、的交换信息，并导出全站SCD配置文件；支持变电站规范模型文件的生成或导入(SSD) 和智能电子设备配置描述 (ICD) 文件，以及 ICD 文件的私有项目应保留；设备配置工具应支持设备ICD文件的生成和维护，支持从SCD文件中提取所需的设备实例配置信息；应具有虚拟端子导出功能，生成虚拟端子连接图，并以图形形式表达虚拟端子之间的连接。模型检查工具应具有导入校验SCD文件的功能，可以读取智能变电站的SCD文件，检测导入的SCD文件信息是否正确；应具备合理性检测功能，包括媒体访问控制（ MAC ）地址、网际协议（ IP ）地址唯一性检测以及VLAN设置和端口容量合理性检测；CID) ，检测设备下载的

31、CID文件，确保与SCD导出的文件内容一致。时间同步智能变电站应配备一套时间同步子系统，配置要求如下：时间同步子系统由主时钟和时钟扩展设备组成，时钟扩展设备的数量根据项目的实际需要确定；主时钟应进行双重配置，以支持北斗导航系统（BD）、全球定位系统（ GPS ）和地面授时信号。首选北斗导航系统。主时钟同步精度优于1s ，计时精度优于1s 。 /h（超过 12 小时）；站控层设备应采用简单网络时间协议（ SNTP ）时间同步方式；间隔层和过程层的设备应采用PPS时间同步方法。性能要求智能变电站综合监控系统主要性能指标要求：当模拟量超出死区时，变送设定最小值 0.1 % （额定值） ，可逐点调整；

32、事件序列记录分辨率（SOE）：间隔层测控装置1ms ；模拟量信息响应时间（从I/O输入端到数据通讯网关机出口） 2s ；状态变量响应时间（从I/O输入端到数据通讯网关机出口） 1s ；站控层平均无故障时间（MTBF） 20000h ，间隔层测控装置平均无故障时间30000h；站控层各工作站和服务器平均CPU负载率：正常（任意30min内）30 %，电源系统故障时（10s内） 50 %；网络平均负载率：正常（任意30min内） 20 %，电力系统故障时（10s内） 40 %；全屏调用响应时间：实时屏1s ，其他屏2s ；实时数据库容量：模拟量5000点，状态量10000点，遥控量3000点，计算

33、量2000点；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。8 数据采集与信息传输数据采集应满足变电站本地运行管理调度（控制）中心等主站系统的数据需求，以及智能电网调度技术支持系统和综合控制运行模式的要求。数据采集范围及传输要求如下：数据采集范围应包括电网运行数据、设备运行信息、变电站异常运行信息等；电网运行信息包括稳态、动态和瞬态数据；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；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；变电站内变电站与主站交互的图形格式遵循Q /GDW 624；数据传输采用D

34、L/T860；变电站与主站交互的模型格式遵循Q/GDW 215；变电站与主站通信采用DL/T634.5101、DL/T634.5104或DL/T 860。9 二次系统安全防护智能变电站综合监控系统的安全分区及保护原则：安全区设备包括综合监控系统的监控主机、区数据通讯网关机、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；安全区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、变电站设备状态监测装置、视频监控、环境监测、安防、消防等；安全区设备与安全区设备之间的通讯应通过防火墙隔离；智能变电站通过正反向隔离装置将数据传输至 / 区数据通信网关机，实现与其他主站的信息传输；

35、智能变电站综合监控系统与远程调度（控制）中心之间的数据通信应设置垂直加密认证装置。智能变电站综合监控系统施工技术规范编译说明目录一编译背景15二主要原则汇编15三与其他标准文件的关系15四主要工作流程15五标准结构和内容15六声明16一、编译背景根据智能变电站试点建设经验，变电站自动化系统存在子系统多、独立建设、集成度低等问题。以及大操作系统的建设要求。为规范智能变电站自动化系统建设，实现全信息共享和功能应用集成的目标，迫切需要制定智能变电站综合监控系统的相关标准。为明确智能变电站综合监控系统的系统架构和功能技术要求，考虑智能变电站自动化技术未来的发展方向，为适应大型综合运行模式的发展需要，特

36、制定本标准。规模经营和监管。本标准由国家电力调度中心提出，国家电网电力科学研究院起草。本标准根据关于2011年国家电网公司技术标准体系（修订）方案的通知（国网科 2011 190号）的要求编制。二、编译的主要原则本标准的编写以智能电网综合研究报告和智能电网关键技术框架等文件为依据，同时充分考虑智能变电站技术现状和发展方向，保证了实用性，标准的先进性和前瞻性。为期间智能变电站综合监控系统建设提供指导。3. 与其他标准的关系本标准遵循智能变电站技术导则 、 电力二次系统安全保护总体方案、变电站二次系统安全保护方案的总体技术要求和原则。本标准是智能变电站监控系统领域的原创性标准和指导性文件。其整体理

37、念、系统架构和应用功能具有前瞻性和指导性。四、主要工作流程年1月，根据国家电网公司标准编制方案要求，成立标准编制组。年2月至3月，我们收集各厂商的产品技术资料，进行技术研究。同时，我们吸收相关专家意见，创新提出智能变电站“五类应用功能”，编制了“智能变电站信息集成平台”。总体施工技术规范草案。2011年3月31日至此4月2日，国家调查中心在南京组织召开了标准草案讨论会，讨论确定了重大原则性问题，明确了写作的总体思路：为信息集成平台建设提供指导性技术规范，解释架构平台及其与各种应用程序的关系。之间的关系。2011年5月16日，编写组就编写的问题与国家驻京专员进行了沟通，标准标题修改为智能变电站监

38、控综合系统总体建设技术规范，增加网络结构章节，明确信息应用之间流动，提出数据服务器，体现全站信息集成和功能交互的特点。2011年6月8日9日，标准起草会议在北京召开，在运营管理应用中增加“源端维护”功能，增加二级安全防护相关要求。2011年7月7日8日，标准初稿讨论会在南京召开，明确了监控综合系统的范围，明确了综合远动网关机的功能定位，并提出了一些详细的修订建议。2011年8月18日19日，标准初稿审议会在成都召开，标准名称确定为智能变电站综合监控系统建设技术规范，规范适用范围明确，增加调度数据规划章节。2011年9月7日8日在南京召开综合监控系统规范地方研讨会，明确110kV及以上电压等级变

39、电站分为I、II两个安全区，站控层网络增加了PMU数据服务器和计划管理终端，网络结构清晰。它是一个三层三网体系，经过修订形成标准草案征求意见。2011年10月25日26日，标准草案第一次审议会在苏州召开，审议了规范的目的、意义和格式。修改意见，修改后的规范符合二次提交的条件。2011年11月15日，在北京召开了标准二稿评审会，对规范的技术细节、内容格式等方面进行了评审。会议讨论后，与会专家一致通过了标准的第二稿，并提出了若干修改意见。修改形成规范性草案，报批。五、标准结构及内容本标准共分9章，各章主要内容如下：第 1 章是范围；第2章为规范性引用文件；第 3 章“术语和定义”定义了本标准中使用

40、的主要术语。第四章“总则”共6条，规定了智能变电站综合监控系统的基本技术规范。第五章“架构与功能需求”，共4篇，提出智能变电站自动化系统架构、智能变电站综合监控系统架构、综合监控系统的五项功能需求、五项功能的内部信息化需求的综合监控系统。具体技术要求。第6章“综合监控系统结构”共2章，对智能变电站综合监控系统的三层三网结构进行了具体规定。第7章“系统配置”共4项，对智能变电站综合监控系统的硬件配置、软件配置、时间同步、系统整体性能要求等进行了具体规定。第八章“数据采集与信息传输”，共1条，规定了智能变电站综合监控系统数据采集与信息传输应遵循的基本原则。第9章“二次系统安全防护”，共1章，规定了智能变电站综合监控系统的安全分区原则和主要防护措施。6.条款说明第1条本部分规定了本标准的适用范围。综合考虑电压等级、负荷大小、运行方式及对整个电网的影响等因素，经讨论研究，确定本标准的适用范围为110kV（66kV）及以上智能变电站、35kV及以下智能变电站电压变电站。第二条本部