《智能变电站继电保护在线监视和智能诊断技术导则》

ICS29.240

K45

备案号：

中华人民共和国电力行业标准

DL/T1663—202X

代替DL/T1663—2016

智能变电站继电保护

在线监视和智能诊断技术导则

Technicalguidelinesforon-linemonitoringandintelligentdiagnosisofrelaying

protectioninsmartsubstation

（征求意见稿）

20--发布20--实施

国家能源局发布

DL/T1663-202X

前言

本文件按照GB/T1.1-2020《标准化工作导则第1部分：标准文件的结构和起草规则》的规定起草。

本文件代替DL/T1663-2016《智能变电站继电保护在线监视和智能诊断技术导则》，

与DL/T1663-2016相比，除编辑性改动外，主要技术变化如下：

a)修订了智能变电站保护设备在线监视与智能诊断技术的整体框架和功能；

b)增加了保护动作分析和运行巡视功能的规范；

c)修订了在线监视和二次虚回路可视化的技术要求，整合为保护设备运行状态和物理连接可视化

在线监视。

d)删减了状态评估和性能指标要求。

e)修订了附录，删除了交换机模型和保护装置内部逻辑可视化展示。

请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别这些专利的责任。

本文件由中国电力企业联合会提出。

本文件由电力行业继电保护标准化技术委员会（DL/TC15）归口。

本文件起草单位：XXX、XXX。

本文件主要起草人：XXX、XXX。

本文件2016年12月首次发布，2022年第一次修订。

本文件在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路二条

一号，100761）。

II

DL/T1663—202X

智能变电站继电保护在线监视和智能诊断技术导则

1范围

本文件规定了智能变电站继电保护设备及二次回路的在线监视与智能诊断的架构、功能及技术要

求。

本文件适用于110kV（66kV）及以上电压等级智能变电站中继电保护设备及二次回路在线监视和智

能诊断。

2规范性引用文件

下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文

件，仅该日期对应的版本适用于本文件；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/T7261-2016继电保护和安全自动装置基本试验方法

GB/T32890-2016继电保护IEC61850工程应用模型

GB/T32901-2016智能变电站继电保护通用技术条件

DL/T860变电站通信网络和系统

DL/T1782-2017变电站继电保护信息规范

3术语和定语

GB/T32901-2016界定的以及下列术语和定义适用于本文件。

3.1

采集执行单元acquisitionexecutionunit

与一次设备采用电缆或光纤连接，对来自一次设备的模拟信号及状态信号进行采集处理，并通过SV

及GOOSE方式上送，响应对一次设备的控制命令并通过硬接点方式出口，执行对一次设备（如：互感器、

断路器、刀闸、主变压器等）的测量、控制等功能的物理单元。

3.2

继电保护的在线监视与智能诊断protectionequipments'on-linemonitoringandsmart

diagnosis

通过SCD文件实现智能变电站保护设备的管理，经站控层网络和过程层获取合并单元、智能终端、

合智一体、采集执行单元、保护装置、安全自动装置及交换机等信息，实现对保护设备及二次回路的运

行监视、智能诊断和故障分析等。

4缩略语

DL/T860界定的以及下列术语和定义适用于本文件。

CMS通信报文规范（CommunicationsMessageSpecification）

GSP通用服务协议（GeneralServiceProtocol）

1

DL/T1663-202X

SNMP简单网络时间协议（SimpleNetworkTimeProtocol）

5继电保护在线监视与智能诊断的架构及功能

5.1功能定位

5.1.1智能变电站继电保护在线监视与智能诊断应实现以下功能：

a)SCD文件管控；

b)全站继电保护的运行状态和物理连接可视化在线监视；

c)运行巡视；

d)缺陷智能诊断；

e)保护动作分析；

f)继电保护安全措施在线监视与预警；

g)远方操作。

5.1.2应分层次进行功能运用与展示，满足可视化、实用化、简单化的运行需求。

5.1.3信息采集范围涵盖合并单元、智能终端、合智一体、采集执行单元、保护装置、安全自动装置、

过程层交换机等设备。

5.1.4应能基于SCD以可视化的方式将智能变电站二次系统的运行状况反映给变电站运检人员、继电

保护专业人员，为智能变电站二次系统的日常运维、异常处理及事故分析提供决策依据。

5.2逻辑架构

由一台数据管理单元和若干台数据采集单元构成，如图1所示。

图1在线监视与智能诊断的逻辑架构

应通过站控层、过程层网络获取合并单元、智能终端、合智一体、采集执行单元、保护装置、安全

自动装置、交换机等设备的MMS（CMS）、SV、GOOSE数据，实现数据分析与记录、智能诊断、安全措施

校核等功能。

应将分析诊断结果信息发送给远方主站或站内一体化平台，与远方主站采用DL/T860、GSP等通用

通信协议；与站内一体化平台应采用DL/T860等通用通信协议。

6继电保护在线监视与智能诊断的技术要求

2

DL/T1663—202X

6.1总体要求

6.1.1硬件设计应满足系统长期带电运行的要求，并保证系统工作的可靠性。

6.1.2不得影响变电站内其他系统的正常运行，自身的任何异常或与继电保护系统设备的通信异常不

得影响继电保护系统设备的正常运行。

6.1.3数据采集单元应采用可靠电源供电，电源短时失去时，内部时间不被初始化，原有数据不丢失

或紊乱，时钟不跳变。

6.1.4软件系统的结构应为开放式设计，功能模块可自由组合。除数据库组件外，其余应用组件应可

以根据应用需要任意配置组合。对部分应用功能的升级不能对软件系统产生整体影响，软件的版本升级

更替不得破坏历史数据。

6.1.5数据采集单元均应配有系统运行状态的指示标识，宜具有用于告警输出的硬接点。

6.1.6应具有完善的权限管理功能，并对维护操作日志进行存储，长期保存。

6.1.7接入新的保护设备应不改变现存的网络结构，不需要改动其他保护设备的参数设置。

6.1.8应采用失电保持的静态存储器为存储介质。

6.2数据采集单元

6.2.1数据采集单元硬件应满足GB/T7261-2016相关要求，对于220kV及以上变电站按照过程层网络

分别配置，数据采集单元可根据所接入设备数量按电压等级配置。

6.2.2数据采集单元应能接入变电站过程层，获取合并单元、智能终端、合智一体、采集执行单元、

保护装置、安全自动装置等设备的SV报文、GOOSE报文。

6.3数据管理单元

6.3.1应采用安全的操作系统，并配备足够数量的以太网口，各以太网口之间相互独立。

6.3.2应能接入变电站站控层网络，可接入的二次设备数目不少于255个。

6.3.3应具备人机接口用于在线监测、可视化展示、故障诊断信息的显示。

6.3.4宜具备独立的调试接口。

6.3.5应具备对于数据采集单元的配置、管理功能。

6.3.6应支持对装置信息的优先级划分，信息分级原则可配置，当保护设备处于检修或调试时，应能

对相应二次监视数据置检修标记。

6.3.7应能通过SNMP或DL/T860获取交换机信息。

6.4接口要求

6.4.1光纤接口

光纤接口应满足GB/T32901-2016中的4.3.1的相关要求，具体如下：

a)光纤类型：多模光纤；

b)光纤芯径：62.5/125μm(或50/125μm)；

c)光纤波长：1310nm或850nm；

d)光纤连接器类型：LC接口；

e)光纤接口数量：单个数据采集单元应具备至少2路100Mbps光纤以太网接口，2路1000Mbps光

以太网接口能力。

6.4.2电以太网接口

3

DL/T1663-202X

电以太网接口应满足GB/T32901-2016中的4.3.2的相关要求，具体如下：

a)传输介质：五类及以上屏蔽双绞线；

b)接口类型：RJ-45电接口；

c)接口数量：数据管理单元应具备至少6路100M/1000M自适应电以太网接口。

6.4.3对时接口

接口类型：数据采集单元应具备IRIG-B码接口对时，数据管理单元应支持SNTP对时。

6.5性能要求

性能应满足如下要求：

a)单个数据采集单元合计最大处理能力：200Mbits/s；

b)数据管理单元存储保护设备状态监测数据的时间间隔不大于120分钟，可记录状态监测历史数

据以及有关诊断报告不少于5年；

c)数据记录硬件时标分辨率应≤1μs。

6.6功能要求

6.6.1基本要求

通过站控层网络和过程层，获取继电保护设备MMS（CMS）、SV、GOOSE数据，实现数据分析与记录、

智能诊断、安全措施校核等功能。应实时采集合并单元、智能终端、合智一体、采集执行单元、保护装

置、安全自动装置等设备主动上送的信息，可根据需要通过站控层网络对间隔层保护设备信息进行召唤，

包括但不限于模拟量、开关量、定值、故障信息数据等。

6.6.2SCD文件管理

6.6.2.1继电保护信息获取

应能通过全站SCD文件获取过程层虚回路与软压板逻辑关系的描述、调度命名和一二次关联关系、

继电保护系统功能实现所必须的信息，包含但不限于二次回路虚端子连接、通信参数、二次回路状态监

测信息、过程层网络拓扑等配置，过程层虚回路与软压板逻辑关系描述参照附录B，过程层网络拓扑参

照附录C。

6.6.2.2SCD文件变更辨识

应具备SCD文件一致性检查功能，SCD文件变更后，应采取可视化技术展示SCD变更的影响范围，

GOOSE变更范围应能定位到DA级，SV变更范围应能定位到DO级，并以图形和报告的方式展示。

应能通过保护设备过程层虚端子配置CRC与SCD文件相应CRC进行在线比对实现SCD变更提示，并界

定SCD变更产生的影响范围，影响范围应能定位到IED装置，CRC上送方式满足GB/T32890-2016中的相

关要求。

6.6.3全站保护设备运行状态和物理连接可视化在线监视

4

DL/T1663—202X

6.6.3.1应具备基于一次设备接线图的全站所有保护设备运行状态（保护设备运行/退出、正常/告警

状态以及通信正常/中断状态）可视化全景展示，厂站接线图中继电保护装置的运行工况分为运行、异

常、检修、闭锁、跳闸五种运行状态，分别以绿色、黄色、蓝色、橙色、红色显示。

6.6.3.2应具备全站二次设备过程层物理连接网络拓扑图可视化展示，展示方式参照附录D，并与相

关实时监测信息进行关联，实现全站物理连接在线监视及链路异常告警可视化展示，正常运行光纤及有

关端口颜色为绿色、异常告警光纤及有关端口颜色为红色。通过过程层虚端子配置CRC与SCD模型文件

相应CRC比较，在线核对二次设备虚回路的正确性。

6.6.3.3应具备对间隔及单装置光纤连接、虚回路、虚端子图形化监视等功能。

6.6.3.4应能显示光纤标识信息，如光强、通信状态、所属IED端口号、链路状态、APPID等信息，并

应与虚回路信息自动对应及虚实回路可视化展示，虚回路的功能和链路状态应以不同的颜色或标识区

分。

6.6.3.5应实现对二次设备运行状态的可视化全景虚拟在线监视，包括保护功能压板投退状态、保护

出口软压板状态、保护面板指示灯等展示。

6.6.3.6宜具备一、二次设备状态对应关系知识库或规则库，并通过站控层网络和过程层网络获取一

次设备运行状态以及对应二次设备功能软压板、SV/GOOSE软压板、检修压板等实时状态，自动比对一、

二次设备状态对应关系，如不满足设定的逻辑规则时给出告警提示。

6.6.3.7应具备保存保护装置定值的功能，能周期性自动或人工手动召唤定值，并与数据库中保存的

定值进行核对，若二者存在差异提供告警。

6.6.3.8宜实现各类保护设备在线运行工况及性能评价功能。

6.6.4运行巡视

宜对变电站内各类保护设备进行定期巡视，巡视时间可设置，宜每天生成一次巡视报告，缺省时间

为每天八点，巡视报告可支持查询，内容至少应包括：

a)巡视时刻的主变保护、母差保护、线路光纤差动保护差流报告；

b)巡视时刻的保护功能状态报告；

c)巡视时刻前24小时内保护动作报告；

d)巡视时刻前24小时内保护告警报告。

6.6.5缺陷智能诊断

6.6.5.1智能预警

故障智能预警应具备如下功能：

a)应具备装置温度、装置电源电压、过程层端口发送/接收光强和光纤纵联通道光强监测信息的

统计和历史数据查询功能，可根据同期数据比对、变化趋势、突变监测等手段进行故障预

警，预警值可现场设定；

b)应具备不同装置的温度、过程层链路本/对侧端口发送/接收光强监测信息的差异比对功能，

可根据同期数据比对、变化趋势、突变监测等手段进行故障预警，预警值可现场设定；

5

DL/T1663-202X

c)应具备装置差流的越限告警和历史数据查询功能，并以图形形式展示，预警值根据现场进行

设置；

d)可根据现场一次设备同源多数据进行比对，实现保护采样数据正确性的判断及保护隐性故障

智能预警功能；

e)可通过双套装置的采样值（宜根据电流大小分段设置门槛值进行预警）、差流值比对实现保护

采样数据正确性的判断；

f)可通过双AD的采样数据比对实现合并单元、合智一体、采集执行单元的采集回路数据正确性的

判断；

g)监视预警的异常定位应至少到装置级、回路级。

6.6.5.2异常定位

异常定位应具备如下功能：

a)能够根据监测信息实现装置硬件异常的故障定位，故障宜定位到板卡级、模块级；

b)应能够根据装置、交换机等设备的光纤接口监测信息，以及链路异常告警信息进行二次回路故

障定位；

c)应能根据保护装置和智能终端的跳/合闸报文及接点返校报文信息实现跳/合闸回路诊断功能；

d)异常、故障定位不确定时，应列出异常可能存在的装置及回路信息，可支持自定义优先级。

6.6.5.3告警可视化

告警可视化应具备如下功能：

a)支持可视化展示装置告警位置，宜显示所属插件、回路类型、端口位置等；

b)支持二次设备及其回路的一体化展示；

c)支持根据虚回路的关联关系确定缺陷告警影响范围；

d)宜能提供对告警的处理措施建议。

6.6.6保护动作分析

6.6.6.1保护动作简报

应支持对保护动作录波简报的展示，包含故障范围、故障类型、跳闸相别、测距、故障电流、故障

电压、保护动作情况等。

6.6.6.2电网故障报告

电网故障报告应满足如下要求：

a)能对所接入设备的故障录波文件列表及故障录波文件进行召唤。在保护装置支持的情况下，应

能召唤中间节点文件；

b)能自动收集厂站内单次故障的相关信息，整合为站级故障报告。内容包括一二次设备名称、故

障时间、故障序号、故障区域、故障相别、录波文件名称等；

6

DL/T1663—202X

c)宜能对故障录波文件进行波形分析。能以多种颜色显示各个通道的波形、名称、有效值、瞬时

值、开关量状态。能对单个或全部通道的波形进行放大缩小操作，能对波形进行标注，能局部

或全部打印波形，能自定义显示的通道个数，能显示双游标，能正确显示变频分段录波文件，

能进行向量、谐波以及阻抗分析。

6.6.7安全措施在线监视与预警

6.6.7.1安全措施可视化

智能变电站继电保护装置的安全措施一般可采用投入或退出装置软压板、投入检修硬压板、退出智

能终端（或合智一体、采集执行单元）出口硬压板、断开装置间的连接光纤以及停用相关一次设备等方

式。上述安全措施应以检修设备为中心，以图形化方式展示检修设备与运行设备之间的隔离点。

6.6.7.2安全措施预警功能

检修人员应能通过安全措施预警实现安全措施执行顺序的校核和安全措施执行结果的校核。

a)应具备各种典型运行检修操作安全措施知识库或规则库，以保证继电保护安全运行最基本的要

求即必须要采取的安全隔离手段；

b)根据各种典型运行检修操作安全措施知识库或规则库，具备每种操作安全措施一键式预演功

能，使得操作人员预先掌握安全措施内容及顺序；

c)安全措施实时预警方法如下：

1）在安全措施执行过程中提取安全隔离状态，并同安全措施知识库或规则库进行实时自动

比对，实现操作顺序的在线监视与预警；

2）在操作完成后实时提取各安全隔离状态，并同安全措施知识库或规则库进行自动比对并

提示预警，实现安全措施结果校核；

3）出口硬压板状态不具备自动监测时，可人工实施相关环节的干预。

6.6.8远方操作

应支持对继电保护装置的远方操作，符合下列要求：

a)具备远方投退继电保护装置软压板功能，操作应按照限定的“选择-返校-执行”步骤或者“选

择-返校-取消”步骤进行；

b)具备远方切换继电保护装置定值区功能；

c)具备远方修改继电保护装置定值功能；

d)具备远方操作监护功能，实现双人双机监护，紧急情况下支持具备权限的人员解锁后实现单

人操作功能；

e)具备远方操作记录保存、分类查询及审计功能，操作记录包括操作员/监护员姓名、操作对象、

操作内容、操作时间、操作结果等；

f)宜支持远方下发不停电传动操作。

6.6.9输出信息

7

DL/T1663-202X

输出信息应包括故障录波数据、分析诊断结果信息等，宜包括保护设备状态监测数据、保护设备动

作信息、保护设备告警信息、运行变位信息、交换机状态监测信息、装置级动作报告等。其中分析诊断

结果信息采用文件方式上送，主要有物理网络诊断、二次回路状态诊断、装置缺陷诊断、变电站站级保

护动作智能分析、保护装置定值核对结果等。

6.6.10界面展示要求

显示界面应根据实际运行需求进行层次化展示，满足可视化、实用化、简单化。至少包括四层，如

图2所示：

a)第一层为整站监视层，包含基于全站一次主接线图的二次设备运行工况全景监视图、二次设

备物理连接网络拓扑图、站级保护动作分析、全站保护监测日志、SCD校核、CRC动态校验等功能；

b)第二层为间隔链路监视层，包括间隔“虚实合一”链路监视、间隔虚回路、间隔光纤连接、

虚端子图监视等功能；

c)第三层为保护设备监视层，包括运行状态监视、缺陷智能诊断、保护动作报告；

d)第四层为安措施监视层，为运行检修安全措施设置提供校核手段。

图2层次化界面展示示意图

8

DL/T1663—202X

附录A

（资料性）

过程层虚回路与软压板配置规范

本附录描述了过程层虚回路与软压板关联关系的描述表，实际应用中由IED设备生产商提供或通过

导出工具生成，宜采用EXCEL表格方式，表中填写内容见表B.1

表B.1过程层虚回路与软压板配置规范

IEDname序号虚端子引用路径虚端子描述软压板引用路径描述

高压1侧A相高压1侧SV接收

1PISV/SVINGGIO9.AnIn1PROT/SVYBGGIO1.SPCSO1

电流软压板

高压1侧失灵高压1侧失灵联

PT2201A2PIGO/GOINGGIO1.SPCSO1.stValPIGO/GOYBGGIO1.SPCSO1

联跳开入跳开入软压板

跳高压1侧断跳高压1侧断路

3PIGO/H1PTRC1.Tr.generalPIGO/H1PTRC1.TrStrp

路器器软压板

9

DL/T1663-202X

附录B

（资料性）

过程层物理连接拓扑配置规范

B.1IED端口配置

GB/T32890-2016附录J中规定了继电保护装置的端口配置方式，参见示例。

示例：

<SubNetworkname="Subnet_GOOSE"type="IECGOOSE">

<BitRateunit="b/s"multiplier="M">10</BitRate>

<ConnectedAPiedName="TEMPLATE"apName="G1">

<GSEldInst="PIGO"cbName="gocb0">

<Address>

<Ptype="MAC-Address">01-0C-CD-01-00-00</P>

<Ptype="VLAN-ID">000</P>

<Ptype="VLAN-PRIORITY">4</P>

<Ptype="APPID">3000</P>

</Address>

<MinTimeunit="s"multiplier="m">2</MinTime>

<MaxTimeunit="s"multiplier="m">5000</MaxTime>

</GSE>

<PhysConntype="RedConn">

<Ptype="Port">7-E</P>

<Ptype="Plug">LC</P>

<Ptype="Type">FOC</P>

<Ptype="Cable">5</P>

</PhysConn>

<PhysConntype="RedConn">

<Ptype="Port">7-F</P>

<Ptype="Plug">LC</P>

<Ptype="Type">FOC</P>

<Ptype="Cable">6</P>

</PhysConn>

其中<Ptype=”Port”>口号描述应为“板卡号-端口号”，对于同一个IED而言，同一板卡上的端

口号应该唯一。

基于上述原则，可以扩展到所有的IED设备，包括交换机等设备。

B.2过程层物理连接拓扑配置

确定过程层物理连接拓扑配置，实际上就是确定每根光纤的两头连接的设备的物理端口。分别把

发送方和接收方的PORT信息写入到对侧，就可以获得整个过程层物理连接拓扑关系，如图C.1所示。

10

DL/T1663—202X

互相写入端口信息

PROT1PROT2

IED1IED2

图C.1过程层物理连接拓扑配置图

工具从装置端口配置表中读入光纤的连接信息，导入到“SCL工程配置文件”形成过程层物理连接拓

扑配置，IED1、IED2表示方式分别见C.2.1、C.2.2。

B.2.1IED1存储信息连接信息表示方式

GB/T32890-2016附录J中规定了IED1存储信息连接信息表示方式，参见示例。

示例：

<PhysConntype="RedConn">

<Ptype="Port">1-A</P>

<Ptype="Plug">LC</P>

<Ptype="Type">FOC</P>

<Ptype="Cable">1</P>

<Privatetype="RemDev-Port">1-A</Private>

<Privatetype="RemDev-iedName">IED2</Private>

</PhysConn>

B.2.2IED2存储信息连接信息表示方式

GB/T32890-2016附录J中规定了IED2存储信息连接信息表示方式，参见示例。

示例：

<PhysConntype="RedConn">

<Ptype="Port">1-A</P>

<Ptype="Plug">LC</P>

<Ptype="Type">FOC</P>

<Ptype="Cable">1</P>

<Privatetype="RemDev-Port">1-A</Private>

<Privatetype="RemDev-iedName">IED1</Private>

</PhysConn>

11

DL/T1663-202X

附录C

（资料性）

二次虚回路可视化展示规范

C.1二次虚回路可视化展示图形要求

C.1.1鉴于智能变电站继电保护虚二次回路不直观、压板状态不可视等特点，应具备二次虚回路可视

化功能，以图形方式动态展示设备软压板及检修压板状态。

C.1.2二次虚回路可视化展示图形宜满足以下要求：

a)以一台保护设备为核心，清晰显示该台设备与其它设备的开关位置信号和软压板等虚端子连接

情况；

b)应将软压板图形体现在对应的虚端子连接线上，并以不同图形直观表示软压板的投退状态；

c)图中应明确虚端子连接的发送方和接收方；

d)图中所有设备的检修压板图形应标注在设备框内，并以不同图形直观表示检修压板的投退状

态。

C.2二次虚回路可视化展示示意图

二次虚回路可视化展示的示意图见图D.1。

图D.1二次虚回路可视化展示的示意图

12

DL/T1663—202X

目次

前言....................................................................................................................................................................I

1范围.................................................................................................................................................................1

2规范性引用文件.............................................................................................................................................1

3术语和定语.....................................................................................................................................................1

4缩略语.............................................................................................................................................................1

5继电保护在线监视与智能诊断的架构及功能.............................................................................................2

6继电保护在线监视与智能诊断的技术要求.................................................................................................2

附录A（资料性）过程层虚回路与软压板配置规范....................................................................................9

附录B（资料性）过程层物理连接拓扑配置规范......................................................................................10

附录C（资料性）二次虚回路可视化展示规范..........................................................................................12

I

DL/T1663—202X

智能变电站继电保护在线监视和智能诊断技术导则

1范围

本文件规定了智能变电站继电保护设备及二次回路的在线监视与智能诊断的架构、功能及技术要

求。

本文件适用于110kV（66kV）及以上电压等级智能变电站中继电保护设备及二次回路在线监视和智

能诊断。

2规范性引用文件

下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文

件，仅该日期对应的版本适用于本文件；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/T7261-2016继电保护和安全自动装置基本试验方法

GB/T32890-2016继电保护IEC61850工程应用模型

GB/T32901-2016智能变电站继电保护通用技术条件

DL/T860变电站通信网络和系统

DL/T1782-2017变电站继电保护信息规范

3术语和定语

GB/T32901-2016界定的以及下列术语和定义适用于本文件。

3.1

采集执行单元acquisitionexecutionunit

与一次设备采用电缆或光纤连接，对来自一次设备的模拟信号及状态信号进行采集处理，并通过SV

及GOOSE方式上送，响应对一次设备的控制命令并通过硬接点方式出口，执行对一次设备（如：互感器、

断路器、刀闸、主变压器等）的测量、控制等功能的物理单元。

3.2

继电保护的在线监视与智能诊断protectionequipments'on-linemonitoringandsmart

diagnosis

通过SCD文件实现智能变电站保护设备的管理，经站控层网络和过程层获取合并单元、智能终端、

合智一体、采集执行单元、保护装置、安全自动装置及交换机等信息，实现对保护设备及二次回路的运

行监视、智能诊断和故障分析等。

4缩略语

DL/T860界定的以及下列术语和定义适用于本文件。

CMS通信报文规范（CommunicationsMessageSpecification）

GSP通用服务协议（GeneralServiceProtocol）

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SNMP简单网络时间协议（SimpleNetworkTimeProtocol）

5继电保护在线监视与智能诊断的架构及功能

5.1功能定位

5.1.1智能变电站继电保护在线监视与智能诊断应实现以下功能：

a)SCD文件管控；

b)全站继电保护的运行状态和物理连接可视化在线监视；

c)运行巡视；

d)缺陷智能诊断；

e)保护动作分析；

f)继电保护安全措施在线监视与预警；

g)远方操作。

5.1.2应分层次进行功能运用与展示，满足可视化、实用化、简单化的运行需求。

5.1.3信息采集范围涵盖合并单元、智能终端、合智一体、采集执行单元、保护装置、安全自动装置、

过程层交换机等设备。

5.1.4应能基于SCD以可视化的方式将智能变电站二次系统的运行状况反映给变电站运检人员、继电

保护专业人员，为智能变电站二次系统的日常运维、异常处理及事故分析提供决策依据。

5.2逻辑架构

由一台数据管理单元和若干台数据采集单元构成，如图1所示。

图1在线监视与智能诊断的逻辑架构

应通过站控层、过程层网络获取合并单元、智能终端、合智一体、采集执行单元、保护装置、安全

自动装置、交换机等设备的MMS（CMS）、SV、GOOSE数据，实现数据分析与记录、智能诊断、安全措施

校核等功能。

应将分析诊断结果信息发送给远方主站或站内一体化平台，与远方主站采用DL/T860、GSP等通用

通信协议；与站内一体化平台应采用DL/T860等通用通信协议。

6继电保护在线监视与智能诊断的技术要求

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6.1总体要求

6.1.1硬件设计应满足系统长期带电运行的要求，并保证系统工作的可靠性。

6.1.2不得影响变电站内其他系统的正常运行，自身的任何异常或与继电保护系统设备的通信异常不

得影响继电保护系统设备的正常运行。

6.1.3数据采集单元应采用可靠电源供电，电源短时失去时，内部时间不被初始化，原有数据不丢失

或紊乱，时钟不跳变。

6.1.4软件系统的结构应为开放式设计，功能模块可自由组合。除数据库组件外，其余应用组件应可

以根据应用需要任意配置组合。对部分应用功能的升级不能对软件系统产生整体影响，软件的版本升级

更替不得破坏历史数据。

6.1.5数据采集单元均应配有系统运行状态的指示标识，宜具有用于告警输出的硬接点。

6.1.6应具有完善的权限管理功能，并对维护操作日志进行存储，长期保存。

6.1.7接入新的保护设备应不改变现存的网络结构，不需要改动其他保护设备的参数设置。

6.1.8应采用失电保持的静态存储器为存储介质。

6.2数据采集单元

6.2.1数据采集单元硬件应满足GB/T7261-2016相关要求，对于220kV及以上变电站按照过程层网络

分别配置，数据采集单元可根据所接入设备数量按电压等级配置。

6.2.2数据采集单元应能接入变电站过程层，获取合并单元、智能终端、合智一体、采集执行单元、

保护装置、安全自动装置等设备的SV报文、GOOSE报文。

6.3数据管理单元

6.3.1应采用安全的操作系统，并配备足够数量的以太网口，各以太网口之间相互独立。

6.3.2应能接入变电站站控层网络，可接入的二次设备数目不少于255个。

6.3.3应具备人机接口用于在线监测、可视化展示、故障诊断信息的显示。

6.3.4宜具备独立的调试接口。

6.3.5应具备对于数据采集单元的配置、管理功能。

6.3.6应支持对装置信息的优先级划分，信息分级原则可配置，当保护设备处于检修或调试时，应能

对相应二次监视数据置检修标记。

6.3.7应能通过SNMP或DL/T860获取交换机信息。

6.4接口要求

6.4.1光纤接口

光纤接口应满足GB/T32901-2016中的4.3.1的相关要求，具体如下：

a)光纤类型：多模光纤；

b)光纤芯径：62.5/125μm(或50/125μm)；

c)光纤波长：1310nm或850nm；

d)光纤连接器类型：LC接口；

e)光纤接口数量：单个数据采集单元应具备至少2路100Mbps光纤以太网接口，2路1000Mbps光

以太网接口能力。

6.4.2电以太网接口

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电以太网接口应满足GB/T32901-2016中的4.3.2的相关要求，具体如下：

a)传输介质：五类及以上屏蔽双绞线；

b)接口类型：RJ-45电接口；

c)接口数量：数据管理单元应具备至少6路100M/1000M自适应电以太网接口。

6.4.3对时接口

接口类型：数据采集单元应具备IRIG-B码接口对时，数据管理单元应支持SNTP对时。

6.5性能要求

性能应满足如下要求：

a)单个数据采集单元合计最大处理能力：200Mbits/s；

b)数据管理单元存储保护设备状态监测数据的时间间隔不大于120分钟，可记录状态监测历史数

据以及有关诊断报告不少于5年；

c)数据记录硬件时标分辨率应≤1μs。

6.6功能要求

6.6.1基本要求

通过站控层网络和过程层，获取继电保护设备MMS（CMS）、SV、GOOSE数据，实现数据分析与记录、

智能诊断、安全措施校核等功能。应实时采集合并单元、智能终端、合智一体、采集执行单元、保护装

置、安全自动装置等设备主动上送的信息，可根据需要通过站控层网络对间隔层保护设备信息进行召唤，

包括但不限于模拟量、开关量、定值、故障信息数据等。

6.6.2SCD文件管理

6.6.2.1继电保护信息获取

应能通过全站SCD文件获取过程层虚回路与软压板逻辑关系的描述、调度命名和一二次关联关系、

继电保护系统功能实现所必须的信息，包含但不限于二次回路虚端子连接、通信参数、二次回路状态监

测信息、过程层网络拓扑等配置，过程层虚回路与软压板逻辑关系描述参照附录B，过程层网络拓扑参

照附录C。

6.6.2.2SCD文件变更辨识

应具备SCD文件一致性检查功能，SCD文件变更后，应采取可视化技术展示SCD变更的影响范围，

GOOSE变更范围应能定位到DA级，SV变更范围应能定位到DO级，并以图形和报告的方式展示。

应能通过保护设备过程层虚端子配置CRC与SCD文件相应CRC进行在线比对实现SCD变更提示，并界

定SCD变更产生的影响范围，影响范围应能定位到IED装置，CRC上送方式满足GB/T32890-2016中的相

关要求。

6.6.3全站保护设备运行状态和物理连接可视化在线监视

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6.6.3.1应具备基于一次设备接线图的全站所有保护设备运行状态（保护设备运行/退出、正常/告警

状态以及通信正常/中断状态）可视化全景展示，厂站接线图中继电保护装置的运行工况分为运行、异

常、检修、闭锁、跳闸五种运行状态，分别以绿色、黄色、蓝色、橙色、红色显示。

6.6.3.2应具备全站二次设备过程层物理连接网络拓扑图可视化展示，展示方式参照附录D，并与相

关实时监测信息进行关联，实现全站物理连接在线监视及链路异常告警可视化展示，正常运行光纤及有

关端口颜色为绿色、异常告警光纤及有关端口颜色为红色。通过过程层虚端子配置CRC与SCD模型文件

相应CRC比较，在线核对二次设备虚回路的正确性。

6.6.3.3应具备对间隔及单装置光纤连接、虚回路、虚端子图形化监视等功能。

6.6.3.4应能显示光纤标识信息，如光强、通信状态、所属IED端口号、链路状态、APPID等信息，并

应与虚回路信息自动对应及虚实回路可视化展示，虚回路的功能和链路状态应以不同的颜色或标识区

分。

6.6.3.5应实现对二次设备运行状态的可视化全景虚拟在线监视，包括保护功能压板投退状态、保护

出口软压板状态、保护面板指示灯等展示。

6.6.3.6宜具备一、二次设备状态对应关系知识库或规则库，并通过站控层网络和过程层网络获取一

次设备运行状态以及对应二次设备功能软压板、SV/GOOSE软压板、检修压板等实时状态，自动比对一、

二次设备状态对应关系，如不满足设定的逻辑规则时给出告警提示。

6.6.3.7应具备保存保护装置定值的功能，能周期性自动或人工手动召唤定值，并与数据库中保存的

定值进行核对，若二者存在差异提供告警。

6.6.3.8宜实现各类保护设备在线运行工况及性能评价功能。

6.6.4运行巡视

宜对变电站内各类保护设备进行定期巡视，巡视时间可设置，宜每天生成一次巡视报告，缺省时间

为每天八点，巡视报告可支持查询，内容至少应包括：

a)巡视时刻的主变保护、母差保护、线路光纤差动保护差流报告；

b)巡视时刻的保护功能状态报告；

c)巡视时刻前24小时内保护动作报告；

d)巡视时刻前24小时内保护告警报告。

6.6.5缺陷智能诊断

6.6.5.1智能预警

故障智能预警应具备如下功能：

a)应具备装置温度、装置电源电压、过程层端口发送/接收光强和光纤纵联通道光强监测信息的

统计和历史数据查询功能，可根据同期数据比对、变化趋势、突变监测等手段进行故障预

警，预警值可现场设定；

b)应具备不同装置的温度、过程层链路本/对侧端口发送/接收光强监测信息的差异比对功能，

可根据同期数据比对、变化趋势、突变监测等手段进行故障预警，预警值可现场设定；

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c)应具备装置差流的越限告警和历史数据查询功能，并以图形形式展示，预警值根据现场进行

设置；

d)可根据现场一次设备同源多数据进行比对，实现保护采样数据正确性的判断及保护隐性故障

智能预警功能；

e)可通过双套装置的采样值（宜根据电流大小分段设置门槛值进行预警）、差流值比对实现保护

采样数据正确性的判断；

f)可通过双AD的采样数据比对实现合并单元、合智一体、采集执行单元的采集回路数据正确性的

判断；

g)监视预警的异常定位应至少到装置级、回路级。

6.6.5.2异常定位

异常定位应具备如下功能：

a)能够根据监测信息实现