变电事业部智能变电站一体化监控培训课件

智能变电站一体化监控系统智能变电站一体化监控系统21系统架构与设备组成3关键设备与技术特点4数据采集与传输5主要功能介绍典型配置说明21系统架构与设备组成3关键设备与技术特点4数据采集与传输5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。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。

智能变电站一体化监控系统不包含计量、辅助应用、输变电在线监测等设备，但与其共同构建智能变电站自动化体系。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、辅助设功能集成信息共享统一展示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、信息综合分析与智能告警、运行管理和辅助应用等功能。

功能集成信息共享统一展示按照全站信息数字化、通信平台网络化、变电事业部智能变电站一体化监控培训课件站控层：实现面向全站设备的监视、控制、告警及信息交互功能，并与远方调度（调控）中心通信间隔层：由若干二次设备组成，实现对被监视设备的保护、测量、控制、监测等，并将相关信息传输至站控层；过程层：实时采集各种运行数据、监测设备运行状态、执行各项控制命令等。站控层：实现面向全站设备的监视、控制、告警及信息交互功能，并变电站内部的数据流通过站内过程层网络、间隔层网络和站控层网络完成数据采集和传输，主要分布于安全Ⅰ区和安全II区。在安全I区主要是电网运行和设备工况等实时数据，数据由过程层的电流和电压互感器负责采集和转换，经过合并单元进行同步处理，其他模拟量或状态量数据通过硬接点接入过程层的智能终端，送到间隔层IED进行处理，再由IED上送到站控层监控主机，监控主机经过分析、处理和统一展示，最终将数据存入数据服务器。在安全Ⅱ区中主要是输变电设备状态监测和辅助设备监测等数据，由过程层的各种传感器负责采集，再由间隔层的状态监测IED或辅助监测IED进行数据集中处理，并上送到综合应用服务器，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。变电站内部的数据流通过站内过程层网络、间隔层网络和站控层网络智能变电站一体化监控系统I区数据流向调控实时数据精简和优化后实时上送。变电站告警信息以及站内分析结果信息，以告警直传的方式上送；变电站全景信息包括全站历史事件、监测信号、图形、模型等在主站需要时支持远程调阅上送。I区数据通信网关机为双向通信：上行数据主要指调控实时数据如电网运行数据、电网故障信号、设备监控信号等下行数据主要包括分合闸控制和操作命令等电网控制信息智能变电站一体化监控系统I区数据流向调控实时数据精简和优化后智能变电站一体化监控系统II区数据流向综合应用服务器接收在线监测、电源、计量、消防、安防、环境监测等数据，并经过分析和处理存入数据服务器。数据服务器可向综合应用服务器和II区数据通信网关机提供I区数据和II区数据。II区数据通信网关机访问数据服务器，实现对II区数据的查询与操作。计划检修终端可提供变电站设备基础信息。视频监控和计量各自通过独立通道上送数据，同时视频接收联动指令。III/IV区数据通信网关机实现对PMS、输变电状态监测等各类主站的数据通信服务功能。

智能变电站一体化监控系统II区数据流向综合应用服务器接收在线12关键设备与技术特点3系统架构与设备组成4数据采集与传输5主要功能介绍典型配置说明12关键设备与技术特点3系统架构与设备组成4数据采集与传输5I区数据通信网关机I区图形网关机满足一体化监控系统对调度及其他主站应用的支撑设备，对功能进行重新设计，覆盖了原有远动工作站功能，满足各主站对变电站内信息的查询和浏览需求；通过远程服务、图形远程浏览和实时数据刷新服务等功能模块，实现与站内监控系统图形和数据的实时交换。调控主站端可直接访问变电站侧的图形网关，实现对变电站内图形与实时数据的浏览。产品：支撑调度（调控）中心对变电站的远程浏览。产品：支撑I、II区数据的上送和远程查询。I区数据通信网关机I区图形网关机满足一体化监控系统对调度及其智能变电站一体化监控系统—I区数据通信网关机和I区图形网关机

主要功能直接采集站内数据，通过专用通道向调度（调控）中心传送实时信息数据优化告警直传远程浏览（图形网关机）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、无风扇设计智能变电站一体化监控系统—I区数据通信网关机和I区图图形网关机的补充说明：

图形网关机是完成图形浏览的功能，依托于CIM/E、CIM/G、CIM/S等规约规范，实现后台的图形数据的远方浏览，完成调控一体化的要求。图形网关机是现阶段在大运行改造阶段的一种过渡设备，辅助原来的远动设备完成国调提出的告警直传和图形浏览的功能。

图形网关机是使用IEC104或DL/T476规约完成调度的信息交互。图形网关机的补充说明：智能变电站一体化监控系统—II区数据通信网关机主要功能实现Ⅱ区数据向调度（调控）中心的数据传输具备调度（调控）中心对变电站Ⅱ区数据的远方查询和浏览功能智能变电站一体化监控系统—II区数据通信网关机智能变电站一体化监控系统—III/IV区数据通信网关机主要功能按照在线监测、辅助应用等功能模块划分实现与PMS、输变电设备状态监测等其他主站系统的信息传输智能变电站一体化监控系统—III/IV区数据通信网关机数据服务器综合应用服务器满足变电站全景数据的分类处理和集中存储需求，并经由消息总线向主机、数据通信网关机和综合应用服务器提供数据的查询、更新、事务管理及多用户存取控制等服务；接收在线监测、计量、电源、消防、安防、环境监测等信息采集装置（系统）的数据，进行综合分析和统一展示，对外提供在线监测分析结果以及辅助应用监视与控制功能；产品：支撑智能变电站数据的统一存储。产品：支撑变电站其他子系统数据的收集和处理。数据服务器综合应用服务器满足变电站全景数据的分类处理和集中存智能变电站一体化监控系统内外部数据流向五大应用数据流向智能变电站一体化监控系统内外部数据流向五当站内发生事故时，间隔层设备将变化遥测及遥信发送到监控主机和综合应用服务器中，综合应用服务器将处理数据发送给监控主机进行综合分析，最后由监控主机将信息分析结果发给I区数据通信网关机并上送调度主站，完成整个智能告警的流程。当站内发生事故时，间隔层设备将变化遥测及遥信发送到监控主机和Ⅰ区数据通信网关机和Ⅱ区数据通信网关机通过调度数据网上送到调度技术支持系统实时监测数据、同步向量数据、电能计量数据、模型和图形Ⅲ/Ⅳ区数据通信网关机通过综合数据网传送到主站上行数据如状态监测数据、生产管理信息等，下行数据如辅助设备的控制指令等Ⅰ区数据通信网关机和Ⅱ区数据通信网关机通过调度数据网上送到调调度遥控命令执行时，由调度主站系统通过调度数据网向变电站I区数据通信网关机发送遥控指令，I区数据服务器将接收到的命名解析，发送给过程层的执行设备（智能终端）。生产管理系统遥控则通过III区数据通信网关机发送远程指令（状态监测采集周期修改等）调度遥控命令执行时，由调度主站系统通过调度数据网向变电站I区安全Ⅰ区的设备包括一体化监控系统监控主机、Ⅰ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；安全Ⅱ区的设备包括综合应用服务器、计划管理终端、Ⅱ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；安全Ⅰ区设备与安全Ⅱ区设备之间通信应采用防火墙隔离；智能变电站一体化监控系统通过正反向隔离装置向Ⅲ/Ⅳ区数据通信网关机传送数据，实现与其他主站的信息传输；

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。安全Ⅰ区的设备包括一体化监控系统监控主机、Ⅰ区数据通信网关机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；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1µs，守时精度优于1µs/h（12小时以上）；站控层设备宜采用简单网络时间协议（SNTP）对时方式；间隔层和过程层设备宜采用IRIG-B、1PPS对时方式。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13典型配置说明2系统架构与设备组成4数据采集与传输5主要功能介绍关键设备与技术特点13典型配置说明2系统架构与设备组成4数据采集与传输5主要功220kV智能变电站一体化监控系统结构示意图220kV智能变电站一体化监控系统结构示意图220kV及以上电压等级智能变电站主要设备配置要求：监控主机宜双重化配置；数据服务器宜双重化配置；操作员站和工程师工作站宜与监控主机合并；综合应用服务器可双重化配置；Ⅰ区数据通信网关机双重化配置；Ⅱ区数据通信网关机单套配置；Ⅲ/Ⅳ区数据通信网关机单套配置；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；500kV及以上电压等级智能变电站工程师工作站可单套配置。220kV及以上电压等级智能变电站主要设备配置要求：110kV智能变电站一体化监控系统结构示意图110kV智能变电站一体化监控系统结构示意图110kV（66kV）智能变电站主要设备配置要求：监控主机可单套配置；数据服务器单套配置；操作员站、工程师工作站与监控主机合并，宜双套配置；综合应用服务器单套配置；Ⅰ区数据通信网关机双重化配置；Ⅱ区数据通信网关机单套配置；Ⅲ/Ⅳ区数据通信网关机单套配置。110kV智能变电站一体化监控系统站控层主要设备配置要求110kV（66kV）智能变电站主要设备配置要求：110kV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1µs满足就地安装的防护要求智能终端应独立配置输入/输出可灵活配置满足就地安装的防护要求间隔层和过程层其他配置满足《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）》要求110kV智能变电站一体化监控系统间隔层、过程层主要设备配置要求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1µs保测不能一体化合并单元智能终端不能一体化网络分析仪和故录不能一体化三个不许一体化保测不能一体化三个不许一体化考虑到现阶段实际情况，额外增加两台告警图形网关（双重化）专门用来实现告警直传与远程浏览功能。（现在正在制定的大运行验收方案，要求500kV级以上站30%以上的站具备告警直传，15%以上具备远程浏览，220kV站是否这样要求还要讨论。）告警直传与远程浏览网关的配置考虑到现阶段实际情况，额外增加两台告警图形网关（双重化）专门关于配置中的几点疑问关于110kV配置

现阶段国调推荐110kV站只做一个区，220kV站做两个区。既然110kV变电站只存在一个区，I、II区的防火墙和II区通信网关机是不是还需要？现阶段在110kV站内的III/IV区数据网关机在现场基本没有应用，那针对III/IV区数据网关机的正反向隔离设备也就没用了，这两种设备在配置中是否还需要？关于配置中的几点疑问关于110kV配置关于配置中的几点疑问关于图形网关机

用于告警直传和远程浏览。现在国调的大运行验收方案，要求500kV级以上站30%以上的站具备告警直传，15%以上具备远程浏览，220kV站是否这样要求还要讨论。前期国调安排七个厂家进行了告警直传和远程浏览功能的联调，主站是D5000，在成都演示了效果。既然这么说，那110kV站现在配图形网关机是没有用的，因为主站不支持告警直传和远程浏览。关于配置中的几点疑问关于图形网关机14数据采集与传输2系统架构与设备组成35主要功能介绍关键设备与技术特点典型配置说明14数据采集与传输2系统架构与设备组成35主要功能介绍关键设数据采集总体要求：应实现电网稳态、动态和暂态数据的采集；应实现一次设备、二次设备和辅助设备运行状态数据的采集；量测数据应带时标、品质信息；支持DL/T860，实现数据的统一接入。数据采集总体要求：1、电网运行数据采集：

稳态、暂态和动态2、设备运行信息采集：一次设备、二次设备、辅助设备数据采集--1、电网运行数据采集：稳态、暂态和动态2、设备运行信电网运行数据采集——稳态（1）状态信息馈线、联络线、母联（分段）、变压器各侧断路器位置；电容器、电抗器、所用变断路器位置；母线、馈线、联络线、主变隔离开关位置；接地刀闸位置；压变刀闸、母线地刀位置；主变分接头位置，中性点接地刀闸位置等（2）量测数据：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；母线电压、零序电压、频率；3/2接线方式的断路器电流；电能量数据：主变各侧有功/无功电量；联络线和线路有功/无功电量；旁路开关有功/无功电量；馈线有功/无功电量；并联补偿电容器电抗器无功电量；站（所）用变有功/无功电量。统计计算数据。-36-电网运行数据采集——稳态（1）状态信息-36-电网运行数据采集——稳态（3）电网运行状态信息主要通过测控装置采集，信息源为一次设备辅助接点，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；（4）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）；

（5）电能量数据来源于电能计量终端或电子式电能表-37-电网运行数据采集——稳态（3）电网运行状态信息主要通过电网运行数据采集——暂态和动态（1）数据范围主变保护录波数据；线路保护录波数据；母线保护录波数据；电容器/电抗器保护录波数据；开关分/合闸录波数据；量测量异常录波数据。（2）录波数据通过故障录波装置采集（1）数据范围：线路和母线正序基波电压相量、正序基波电流相量；频率和频率变化率；有功、无功计算量。（2）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）；（3）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。动态暂态电网运行数据采集——暂态和动态（1）数据范围（1）数据范围：装置运行工况信息；装置软压板投退信号；装置自检、闭锁、对时状态、通信状态监视和告警信号；装置SV/GOOSE/MMS链路异常告警信号；测控装置控制操作闭锁状态信号；保护装置保护定值、当前定值区号；网络通信设备运行状态及异常告警信号；二次设备健康状态诊断结果及异常预警信号。设备运行数据采集——二次设备装置运行工况信息；设备运行数据采集——二次设备

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。

量测信息：直流电源母线电压、充电机输入电压/电流、负载电流；逆变电源交、直流输入电压和交流输出电压；环境温、湿度；开关室气体传感器氧气或SF6浓度信息状态信息：交直流电源各进、出线开关位置；设备工况、异常及失电告警信号；安防、消防、门禁告警信号；环境监测异常告警信号。设备运行数据采集——辅助设备辅助设备量测数据和状态量由电源、安防、消防、视站内信息传输与测控装置、保护装置、故障录波装置、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；同步相量数据传输格式采用Q／GDW131，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，再与智能变电站一体化监控系统通信；故障录波文件格式采用GB/T22386；与网络交换机信息传输应采用SNMP协议；在线监测设备的模型应遵循Q/GDW616信息传输站内信息传输与测控装置、保护装置、故障录波装置、在线监测设备站外信息传输——调度（调控）中心通过I区数据通信网关机传输的内容包括：电网实时运行的量测值和状态信息；保护动作及告警信息；设备运行状态的告警信息；调度操作控制命令。通过II区数据通信网关机传输的内容包括：

告警简报、故障分析报告；状态监测数据；电能量数据；辅助应用数据；模型和图形文件：全站的SCD文件，导出的CIM、SVG文件等；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。信息传输站外信息传输——调度（调控）中心通过I区数据通信网关机传输的站外信息传输——调度（调控）中心I区数据通信网关机的信息传输应遵循DL/T634.5104或DL/T860；II区数据通信网关机的信息传输遵循DL/T860；广域相量测量信息传输由PMU数据集中器实现，传输格式遵循Q／GDW131；继电保护信息传输由I区（或II区）数据通信网关机实现；传输规约采用DL/T667或DL/T860；应支持与多级调度（调控）中心的信息传输。信息传输站外信息传输——调度（调控）中心I区数据通信网关机的信息传输信息传输—生产管理系统(PMS)通过III/IV区数据通信网关机变压器监测数据；断路器监测数据；避雷器监测数据；监测分析结果；设备台账信息；设备缺陷信息；保护定值单；检修票；操作票。状态监测信息模型应遵循Q/GDW616标准，传输协议遵循DL/T860信息传输—生产管理系统(PMS)通过III/IV区数据通信网15主要功能介绍2系统架构与设备组成34数据采集与传输关键设备与技术特点典型配置说明15主要功能介绍2系统架构与设备组成34数据采集与传输关键设系统功能-46-运行监视电网运行监视设备运行监视可视化展示远程浏览操作与控制站内控制调度控制防误闭锁顺序控制操作可视化无功优化智能操作票信息综合分析及智能告警数据辨识故障分析智能告警运行管理远端维护权限管理设备管理保护定值管理检修管理辅助应用电源监测安全防护环境监测辅助控制系统功能-46-运行监视电网运行监视设备运行监视可视化展-47-总体要求：应在DL/T860的基础上，实现全站设备的统一建模；监视范围包括电网运行信息、一次设备状态信息、二次设备状态信息和辅助应用信息；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。1/5运行监视-47-总体要求：1/5运行监视1、电网运行监视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；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、双位置节点一致性检查、信息综合分析结果及智能告警信息等；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；开关事故跳闸时自动推出事故画面；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；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；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；1/5运行监视1、电网运行监视1/5运行监视-49-2、设备运行监视（1）一次设备状态监视内容：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；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）》；一次设备状态监测设备信息模型应遵循Q/GDW616标准。（2）二次设备状态监视内容：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；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；辅助设备运行状态监视。1/5运行监视-49-2、设备运行监视1/5运行监视3、可视化展示电网运行可视化应满足如下要求：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；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；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；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；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。1/5运行监视3、可视化展示1/5运行监视3、可视化展示设备状态可视化应满足如下要求：使用动画、图片等方式展示设备状态；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；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；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；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；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。1/5运行监视3、可视化展示1/5运行监视3、可视化展示1/5运行监视3、可视化展示1/5运行监视-53-4、远程浏览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；远程浏览只允许浏览，不允许操作；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；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。1/5运行监视-53-4、远程浏览1/5运行监视1、站内操作2、调度操作与控制3、防误闭锁4、顺序控制5、无功优化6、智能操作票7、操作可视化2/5操作与控制1、站内操作2/5操作与控制1、站内操作（1）分级操作（就地、间隔层、站控层和调度）（2）单设备控制（选择-返校-执行）（3）同期操作（检同期、检无压）（4）定值修改（支持远方修改，同一时刻仅支持一种方式）（5）软压板投退（选择-返校-执行；遥信上送）（6）主变分接头调节（直控方式逐档调节；过程及结果上送）2/5操作与控制-55-1、站内操作2/5操作与控制-55-2、调度（调控）中心的操作（1）通过I区数据通信网关机控制断路器、电动刀闸等设备的遥控操作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（2）通过II区数据通信网关机和综合应用服务器的控制实现全站辅助设备的远程操作与控制调度（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2/5操作与控制2、调度（调控）中心的操作2/5操作与控制2/5操作与控制3、防误闭锁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；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；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；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；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。2/5操作与控制3、防误闭锁4、顺序控制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；顺序控制的范围：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；保护装置定值区切换、软压板投退。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；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。2/5操作与控制4、顺序控制2/5操作与控制5、无功优化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；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；提供实时数据、电网状态、闭锁信号、告警等信息的监视界面；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；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。2/5操作与控制5、无功优化2/5操作与控制6、智能操作票根据操作任务，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；操作票的生成有三种方式：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；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；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。2/5操作与控制6、智能操作票2/5操作与控制7、操作可视化应为操作人员提供形象、直观的操作界面；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）；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。2/5操作与控制7、操作可视化2/5操作与控制1、数据辨识数据合理性检测：检测母线的功率量测总和是否平衡；检测并列运行母线电压量测是否一致；检查变压器各侧的功率量测是否平衡；对于同一量测位置的有功、无功、电流量测，检查是否匹配；结合运行方式、潮流分布检测开关状态量是否合理。3/5信息综合分析与智能告警1、数据辨识3/5信息综合分析与智能告警1、数据辨识不良数据检测：检测量测值是否在合理范围，是否发生异常跳变；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；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；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。3/5信息综合分析与智能告警-63-1、数据辨识3/5信息综合分析与智能告警-63-2、故障分析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；故障分析报告的格式遵循XML1.0规范，存储于数据服务器，具体内容参见附录D；故障分析报告可采用主动上送或召唤方式，通过II区数据通信网关机上送给调度（调控）中心。3/5信息综合分析与智能告警-64-2、故障分析3/5信息综合分析与智能告警-64-3、智能告警全站采集信息应统一命名格式，具体内容见附录A（电网.厂站/电压.间隔.设备/部件.属性）例如：杭州.110kV文三变/110kV.天文1096线/有功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，具体内容见附录B；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；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；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；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；智能告警的分析结果应以简