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Q／GDW 10678-2018 智能变电站一体化监控系统技术规范

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、调相机及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，功能要求如下： a 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； b 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； d) 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，记录内容应包括：操作时间、操作内容、操作结果，

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，功能要求如下： 智能操作票采用典型票匹配方式实现； 典型票基于间隔类型、设备类型、源态、目标态预先创建； 根据在画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；如果没有匹配到典型票，执行下一步； 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，如添加提示步骤，然后保存为未 审票。

操作可视化要求如下： a）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 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）

运行管理模块总体要求如下： a）支持源端维护和模型校核功能Q／SY 06520.1-2016 炼油化工工程消防安全及职业卫生设计规范 第1部分：通则.pdf，实现全站信息模型的统一； b）建立站内设备完备的基础信息，为站内其它应用提供基础数据； ）支持检修流程管理，实现设备检修工作规范化。

源端维护功能要求如下： 利用基于图模一体化技术的系统配置工具，统一进行信息建模及维护，生成标准配置文件，为 各应用提供统一的信息模型及映射点表： 提供的信息模型文件应遵循SCL、CIM、E语言格式，图形文件描述应遵循Q/GDW624； 宜提供变电站的SSD文件，含一次设备的连接关系、一次二次设备之间的信息关联关系： 1 实现DL/T860的SCD模型到DL/T890的CIM模型的转换，满足主站系统自动建模的需要； 具备模型合法性校验功能，包括站控层与间隔层装置的模型一致性校验，站控层SCD模型的 完整性校验，支持离线和在线校验方式。

权限管理要求下： a）应区分设备的使用权限； b）应针对不同的操作，运行人员设置不同的操作权限

9.5.4二次设备管理

9.5.4.1测控装置参数管理

测控装置参数管理功能，要求如下： a）支持召唤、修改测控装置的参数； b）测控装置参数的操作人员应具备对应的操作权限。

9.5.4.2远动定值管理

远动装置定值管理功能，要求如下： a）远动定值信息以文件形式进行管理，每个远动通道对应一个远动定值文件； 远动定值文件至少包括基本信息、版本信息、合并信号信息、遥测转发信息、遥信转发信息、 遥控转发信息及遥调转发信息等内容；远动定值文件格式应遵循Q/GDW11627； c） 同一变电站的远动定值文件引用的SCD文件版本信息应一致；同一变电站的远动定值文件的 合并计算参与量及合并计算生成量信息应一致； d）远动定值文件应支持参数配置导出功能及同产品的参数配置备份导入功能

9.5.4.3远程运维管理

远程运维管理功能，要求如下： a）支持远方查询网关机版本信息和通道状态查询，版本信息包括软件版本号、生成日期、配 件版本号和生成日期：

b 为满足集中管理功能要求，网关机宜支持通过通信方式实现远方复位操作； 网关机应支持远方查询日志信息，包括运行日志、操作日志、维护日志； d) 网关机应支持历史SOE记录查询，历史记录应具备掉电保持功能； ）支持远方查询不同的远动通道中的四遥信号，包含信号的中文描述、对应模型的索引和实时值。

9.5.4.4保护定值管理

保护定值管理功能，要求如下： a） 应支持对保护设备的当前定值区号、任意区定值进行召唤和显示，定值信息的显示应带有名称 及相应属性，如模拟量类型定值应带有最大值、最小值、步长、量纲等信息的显示： 能够通过必要的校验、返校步骤，完成对保护设备的定值区切换操作、定值修改操作： C 应支持本地监控、远方主站发起的保护定值操作命令。在一个保护定值操作命令执行期间，应 拒绝本地或其它远方主站新发起的对同一保护设备的定值操作命令； 在保护定值操作过程中，应完整记录整个操作流程的每个步骤，包括操作人、操作时间、操作 类型、操作结果等信息，并存入数据库

9.5.4.5模型和版本管理

模型和版本管理功能，要求如下： a） 应具备SCD文件历史版本管理等功能，支持SCD文件历史版本回溯功能：应支持不同版本 SCD文件比对功能，并以图形化或列表方式展示版本差异； b) 应根据Q/GDW11471，能够获取SCD中各IED设备CCD文件，并计算CCD文件CRC校验 码；宜具备CCD文件与SCD文件一致性校验功能； C 应具备SCD文件合法性校验功能； d) 应具备IED设备版本及校验码在线获取功能，并与本地数据进行对比，对于差异信息应告警 提示； 宜具备IED设备CCD文件在线获取功能，并进行在线获取的CCD文件与SCD文件一致性校 验功能； f 宜具备IED设备CID文件在线获取功能，并进行在线获取的CID文件与SCD文件一致性校 验功能。

9. 5. 5 时间同步管理

时间同步管理功能，要求如下： a）厂站端时间同步及监测技术应遵循Q/GDW11539； b）厂站端时间同步装置作为时间同步监测管理者，实现对站控层设备、间隔层设备、过程层设备 等的时间同步监测； c）时间同步监测告警信息，支持以告警直传方式主动上送至调控中心

信息传输的总体要求如下： a）应支持与多级调度（调控）中心的信息传输： b）信息传输的内容及格式应标准化、规范化； c）实时数据传输应满足实时性、可靠性要求； d）非实时数据传输宜采用服务接口方式按需调用； e）信息传输应满足中华人民共和国国家发展改革和委员会2014年第14号令的要求。

9.6.2站内信息传输

监控系统与测控装置、保护装置、故障录波器、无功补偿装置、安稳装置等设备之间信息的传 输应遵循DL/T860标准； b 同步相量测量装置与相量数据集中器之间的数据传输格式应遵循GB/T26865.2，同步相量装置 自检、运行状态等信息与监控系统的传输应遵循DL/T860； 故障录波文件格式应遵循GB/T22386； d) 与网络交换机信息传输应遵循DL/T860或SNMP协议； 服务器、工作站等设备基于TCP的私有协议与网络安全监测装置进行通信；网络设备与网络 安全监测装置间采用SNMP协议进行通信；安全防护设备与网络安全监测装置通信应遵循 GB/T31992; f） 监控系统与智能防误主机之间信息的传输宜遵循DL/T860、DL/T634.5104等标准。

.6.3与调控中心信息

与调控中心信息传输的要求如下： a）与调控中心信息传输协议要求如下： 1 变电站与调控主站间的调控实时数据传输应遵循DL/T634.5104等标准； 2） 告警直传应遵循Q/GDW11021和Q/GDW11207等标准技术要求； 3） 远程浏览应遵循Q/GDW11208要求； 4 保护实时信息应通过安全1区数据通信网关机上送调度端，采用实时数据传输方式和告警 直传方式，满足DL/T634.5104、Q/GDW11207相关要求，不应对信号进行合并；保护专 业使用信息和故障录波信息通过安全II区数据通信网关机上送调度端，宜遵循Q/GDW273 或GB/T33602； 5） 广域相量测量信息传输由相量数据集中器或同步相量测量装置实现，传输格式遵循GB门 26865.2； 6 网络安全监测装置与网络安全管理平台间的数据传输应遵循DL/T634.5104。 通过I区数据通信网关机传输的内容包括： 1） 电网实时运行的量测值和状态信息： 2 保护装置状态变位信息、动作信息、告警信息； 3） 设备运行状态的告警信息； 4） 调度操作控制命令； 5） 远程浏览； 6） 告警直传； 7） 二次设备定值区、定值、软压板； 8） 遥控、设点、顺控等操作命令： 9 保护装置远方操作命令。 通过II区数据通信网关机传输的内容包括： 故障录波器数据； 2） 保护装置在线监测信息、中间节点信息、保护录波文件； 3） 模型和图形文件：全站的SCD、CIM/E、CIM/G文件等； 4 系统配置与维护信息：转发通道信息、转发点表、二次设备配置参数等。 1） ）广域相量测量信息传输由相量数据集中器或同步相量测量装置实现，传输内容包括： 1） 线路和母线正序基波电压相量、正序基波电流相量； 2） 频率和频率变化率； 3） 线路和母线的电压、电流、有功、无功：

9.6.4与其它主站之间的信息传输

支持向其他主站上送模型、图形、实时监测信息，满足不同业务主站对信息内容、精度、实时 靠性等的要求。

智能变电站一体化监控系统应遵循《中华人民共和国网络安全法》、《电力监控系统安全防护规定》、 GB/T22239以及国能安全（2015）36号文等法律规范中对网络安全的总体要求，从监控系统的安全分 区的建设、安全分区的边界、系统设备的安全加固、系统的安全可信环境、监控系统运行的安全状态监 测等多个方面多个维度建设综合性的网络安全防御体系，保障智能变电站监控系统的安全稳定运行。

11. 2系统结构安全

监控系统的结构安全应当遵循“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的总体原则，并满足 下基本要求： a 按照变电站电压等级规模的不同，在生产控制大区内划分控制区和非控制区； b) 应当尽可能将业务系统完整部署在同一个安全区内； C 在变电站内不同的安全区域之间应当通过网络安全隔离装置或者防火墙等安全措施进行访问 交互的隔离； d） 在变电站出口纵向上应当部署纵向加密认证装置进行身份认证和通信加密，并且如果在纵向通 信上使用无线通信网、或者非电力调度数据网等方式进行通信时，应当设立安全接入区

监控系统内的各个模块和设备应实现自身的本体安全，包括监控系统软件的安全，操作系统和基础 软件的安全，服务器、工作站、网络设备及安全防护设备等设备的安全。具体要求如下： a 监控系统设备的安全性应该满足电力行业等级保护规定等相关技术要求； 生产控制大区中应该禁止使用非安全的通用网络服务； c 监控设备应当封闭不必要的外部物理接口、端口和服务； d) 应当避免敏感信息的明文存储； e) 应支持基于不同角色的权限管理机制； 采用足够安全的口令强度： g）应支持日志记录和网络安全的审计。

11.4系统的安全监测与管理

应按照“设备自身感知、监测装置就地采集、平台统一管控”的原则进行智能变电站监控系统的安全 监测部署，在监控系统的站控层部署网络安全监测装置，在监控主机设备上部署安全代理，负责对网络 空间状态的安全监测与管理，其功能应该满足以下要求： a）安全监测的范围应包括服务器、工作站、网络设备和安全防护设备等，其中网络设备指站控层 交换机等，安全防护设备指网络隔离装置、防火墙等； b） 网络安全监测装置应支持对监测对象的网络安全状态数据的采集上送，包括通过国网定义的私 有规约采集部署在监控主机上的安全代理软件采集到的安全状态信息，通过SNMP协议采集 网络交换机的安全状态信息，通过SYSLOG协议采集防火墙等二次安防设备的安全状态信息； 网络安全监测装置应支持网络安全监管平台的代理服务，包括基线核查、主动断网等服务； 网络安全监测装置应支持装置的就地化配置与管理，包括对装置采集数据的查询、统计、展示 以及运行参数的配置管理等功能

附录A （资料性附录） 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 体化监控系统结构示意图如图A.1所示，110kV（66kV）电压 等级智能变电站一体化监控系统结构示意图如图A.2所示。

及以上电压等级智能变电站一体化监控系统结构

/（66kV）电压等级智能变电站一体化监控系统

B.1.1故障分析报告格式遵循Q/GDW1396，主要分为Devicelnfo、TripInfo、FaultInfo、DigitalStatus、 DigitalEvent、SettingValue六种信息体，如表B.1所示。Triplnfo中phase的内容可以为空。TripInfo信息体 中可以包含多个可选的FaultInfo信息体，FaultInfo信息体表示该次动作时相应的电流电压等信息。通过 该报告内容可以比较好地反应和显示故障的概况和动作过程。 B.1.2Triplnfo信息体中可以包含多个可选的FaultInfo信息体。FaultInfo信息体表示该次动作的电流电 压等信息。通过该报告内容可以比较好地反映和显示故障的概况和动作过程。 B.1.3Devicelnfo信息的内容来源可以为定值或配置文件，其必选部分作为装置识别信息必须记录在 HDR文件中。Faultinfo、DigitalStatus、DigitalEvent、SettingValue信息的多少可以根据不同的保护类型、 不同的制造厂商而不同。其中Faultinfo既可作为单条动作报文的附属信息使用，也可作为动作整组的故 障参数使用

表B.1六种主要信息体元素属性

表B.2Devicelnfo类信息列表

表B.3其它公共信息体元素

1.1信息名称应明确简洁，以满足生产实时监控系统的需要，方便变电站、调度（调控）中心 员的监视、操作和检修，保证电力系统和设备的安全可靠运行。 1.2信息名称应根据调度命名原则进行定义，符合安全规程和调度规程的要求。

信息命名规则如下： a）命名中的“厂站”、“设备”等有调度命名的，直接采用调度命名；测控装置按“对应一次设备命 名”+“测控装置”进行命名； 6 自然规则。所有名称项均采用自然名称或规范简称，宜采用中文名称。依据调度命名的习惯： 信息表中断路器的信息名称描述为“开关”，隔离开关的信息名称描述为刀闸”； 唯一规则。同一厂站内的信息命名不重复； d） 分隔规则。用小数点“"作为层次分隔符，将层次结构的名称项分隔；用正斜线“"作为定位分 隔符，放在“厂站和“设备"之后。在有的应用场合可以不区分层次分隔符和定位分隔符，可全 用“”； 分层规则。各名称项按自然结构分层次排列。如“电网可按国家电网、区域电网、省电网、地 市电网、县电网等；“设备”可分多层，如一次设备及其配套的元件保护设备；“部件”可细分为 更小部件，并依次排列； f 转换规则。当现有系统的内部命名与本命名规范不一致时，与外部交换的模型信息名称需按本 规范进行转换。新建调度技术支持系统应直接采用本规范命名，减少转换：

省略规则。在不引起混淆的情况下，名称项及其后的层次分隔符“”可以省略，在应用功能引 用全路径名作为描述性文字时定位分隔符“"可省略；但在进行系统之间信息交换时两个定位 分隔符“"不能省略。

信息命名示例参见表C.1

（规范性附录 调控主站远方操作继电保护和安全自

在调控主站进行远方投退继电保护和安全自动装置的功能软压板和切换保护装置定值区的操 满足“双确认”要求。“双确认”指的是继电保护和安全自动装置远方操作时，至少应有两个指示发 变化，且所有这些确定的指示均已同时发生对应变化，才能确认该设备已操作到位

E.2重合闸（备自投）软压板的远方操作

对于重合闸（备自投）软压板的远方操作，应在间隔图中设置重合闸（备自投）功能软压板及对应 的第二个确认信号“重合闸（备自投）充电完成"信号，软压板具备“投入”和“退出"两种状态，“重合闸 （备自投）充电完成状态指示具有“已充电"和“未充电”两种状态： a）远方投入“停用重合闸”软压板后，软压板状态由“退出”变为“投入”，同时“重合闸充电完成”状 态由“已充电”变为“未充电”； b） 远方退出“停用重合闸”软压板后，软压板状态由“投入”变为“退出”，“重合闸充电完成”状态延 时由“未充电”变为“已充电”（延时不超过25s）； C） 远方投入备自投软压板后，软压板状态由“退出"变为“投入”，“备自投充电完成状态延时由“未 充电”变为已充电”（延时不超过25s）； 远方退出备自投软压板后，软压板状态由“投入”变为“退出”，同时“备自投充电完成”状态由“已 充电”变为未充电”。

E.3其他功能软压板的远方操作

对于除重合闻、备自投外的功能软压板的远方操作，应在间隔图中设置保护装置功能软压板及对应 的第二个确认信号，软压板具备“投入”和“退出”两种状态，第二个确认信号具备“功能投入”和“功能退 出两种状态： a）远方投入功能软压板后，软压板状态由“退出”变为“投入”，对应的“xx功能投入”状态信号由“退 出”变为“投入”； b） 远方退出功能软压板后，软压板状态由“投入”变为“退出”，对应的“xx功能投入"状态信号由“投 入”变为“退出”

E.4定值区远方切换操作

.4.1对于开展定值区远方切换的装置，应在间隔图中设置“当前定值区号”指示。远方切换保护装置 定值区操作，采用保护装置“当前定值区号”和“当前区的定值”作为“双确认”判据： a）定值区切换操作前，远方召唤保护装置拟切换定值区的定值，并与调控主站数据库中相应区的 基准定值进行自动比对； b）比对无误后执行定值区切换操作。

定值区切换操作后，相应保护装置“当前定值区号”显示切换为“目标定值区号”SN／T 3244-2020 进口消防产品检验规程 手提式灭火器.pdf，作为“双确认” ；远方召唤保护装置“当前区的定值”，并与调控主站数据库中相应区的基准定值进行自动比对， 确认”条件之二。

.4.2定值区切换操作后，相应保护装置“当前定值区号”显示切换为“目标定值区号”，作为“双确认” 判据之一；远方召唤保护装置“当前区的定值”，并与调控主站数据库中相应区的基准定值进行自动比对， 作为“双确认"条件之二。

智能变电站一体化监控系统技术规范

编制主要原则 与其他标准文件的关系， 35 主要工作过程 标准结构和内容 条文说明

本标准依据《关于下达2017年度公司第一批技未标准制修订计划的通知》（国家电网科（2017）72 号）的要求编写。 为更好地适应智能变电站的技术发展及大运行和调控一体化建设的需求，驱需规定智能变电站体系 架构、系统配置、信息模型、功能要求、性能要求和网络安全等要求，明确智能变电站调度自动化信息 （含继电保护信息）的处理、存储、上送等各方面技术原则。 为规范智能变电站一体化监控系统中的信息分类、处理及传输，提高变电站运行安全性、智能性、 运维便捷性制定本标准。

电站一体 监控系统的体系架构、系统配置、信息模型、功能要求、性能要求和网络安全等要求做出规定，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、导向性和前瞻性

本标准与相关技术领域的国家现行法律、法规和政策保持一致YD／T 3399-2018 电信互联网数据中心（IDC) 网络设备测试方法.pdf， 本标准不涉及专利、软件著作权等知识产权使用问题

江苏省调及标准编写组成员参加了本次讨论会，会上对标准初稿的修改稿进行了评审和讨论，形成了如 下修改建议，包括：架构逻辑关系图中应加入交直流电源；站控层网络和设备配置需要细化；数据建模 范围需要补充；网络安全章节需要结合网络安全监测装置技术规范进行修改等。 2018年7月20日，国调中心组织相关专家及标准编写组在北京召开标准初稿修改稿讨论会。会上 对标准初稿内容进行了详细的评审和讨论，并对标准内容形成了如下修改建议，主要包括：物理结构章 节的描述与站控层章节描述有部分重叠；I/I区和IV区之间的正反同业务需要分开进行描述；应用功 能数据流，建议采用信息流图方式进行表述等。评审专家组专家在评审过程中，还对标准中多处措辞进 行调整和优化。会后编写组根据会议提出了修改建议，对标准初稿进行了认真的修改，并最终形成了标 准征求意见福。 2018年9月20日，采用邮件方式在公司系统内各网省公司征求意见。 2018年10月15日，在上海组织召开标准编写组工作会议，逐条讨论征求意见稿的反馈意见，并 对征求意见进行了逐条回复，根据反馈意见对征求意见稿进行了认真的修改，并最终形成了送审稿。 2018年11月7日，国家电网运行与控制技术标准专业工作组在在北京组织召开标准编写组工作会 议，对送审稿修改内容进行讨论，并提出了修改意见，标准（送审稿）审查结论为：审查组协商一致， 同意修改后以技术标准形式报批， 2018年11月21日，经编写组认真修改后，形成最终的《智能变电站一体化监控系统技术规范》 送审稿。

本标准代替Q/GDW678一2011与Q/GDW679一2011，与Q/GDW678一2011相比，本次修订做了 如下重大调整： 一第6章，增加了继电保护信息处理、存储、上送等各方面等技术原则和对一体化监控系统中调 度自动化信息（含继电保护）的处理及传输的技术要求； 一一第7章修改了一体化监控系统对“四统一、四规范”自动化设备的适应性要求； 一第8章修改了辅控系统信息的采集、交换、存储要求； 一第9章增加了一体化监控系统支持顺序控制的技术要求； 一第11章增加了电力监控网络对网络安全监测装置的配置和要求。 本标准按照《国家电网有限公司技术标准管理办法》（国家电网企管（2018）222号）的要求编写。 本标准主要结构和内容如下： 本标准主题章分为7章，第5章总则，描述了智能变电站一体化监控系统的基本技术原则；第6 章系统架构，描述了智能变电站一体化监控系统的系统架构概述、逻辑结构、物理结构、功能结构和应 用功能数据流；第7章系统构成和配置，描述了智能变电站一体化监控系统的设备构成、网络结构、站 控层设备、间隔层设备、过程层设备和系统软件配置；第8章信息模型，描述了智能变电站一体化监控 系统的系统建模、电网运行数据信息模型、二次设备运行信息模型、辅助设备运行状态信息模型和交直 流电源信息模型；第9章功能要求，描述了智能变电站一体化监控系统的主要功能，包括：数据采集和 处理、信息综合分析与智能告警、运行监视、操作与控制、运行管理和信息传输；第10章性能要求， 描述了智能变电站一体化监控系统的主要性能指标要求；第11章网络安全，描述了智能变电站一体化 监控系统网络安全的总体要求、系统结构安全、系统本体安全以及系统的安全监测与管理。 本标准原起草单位为：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。 本标准原主要起草人：倪益民、王永福、窦仁晖、樊陈、姚志强、叶海明、廖泽友、任雁铭、季玮、 葛立青、李刚、郭建成、柳力、李震宇、许伟国、赵蔚娟、黄少雄、杨松、吴玉林、王海峰、周帆。