Q／GDW 11473-2015标准规范下载简介

Q／GDW 11473-2015 智能电网调度控制系统集中监控应用功能规范.pdf

内容应包括变电站、设备名称、时间、异常信息、 注释通知情况等，并与告警信息待查类标识关联 7.8.15输变电设备在线监测告警一览表

7.8.15输变电设备在线监测告警一览表

JGJ／T 141-2017 通风管道技术规程(完整正版、清晰无水印).pdf/GDW11473201

7.9.1支持用户对缺陷设备、重载设备、保供电或特殊运行方式下等重点监视设备的信息进行自定义 监视，监视设备及监视信息可在系统各类监视图中快捷选择。 7.9.2监视信息可采用列表展示，表中列出监视设备及相关运行数据并可标注监视原因，监视限值应 能修改并与原限值对比显示。 7.9.3设备恢复正常运行时，列表中自定义监视信息应能快捷删除，

7.10综合智能告警监视

7.10.1综合智能告警数据源和智能分析推理应满足Q/GDW1680.41标准相关要求，数据源包括： 设备运行、设备动作、设备告警、设备控制命令、设备状态监测等监控数据： b) 设备检修、设备缺陷等相关标识牌信息； c） 雷电、风速、覆冰、气温等气象信息。 7.10.2 设备故障跳闸时，综合智能告警应显示： 故障简报：包括故障变电站、故障设备、故障时间、跳闸断路器、保护及安全自动装置动作信 息、是否重合成功、测距、故障相别，失电范围、损失负荷。支持相关历史数据查询、调阅、 导出、打印等功能； b） 故障图形：包括故障录波图、故障区域电网联络接线图，关联展示故障设备对应的变电站主接 线图； c） 故障详情：包括故障设备关联的事故、变位等详细信息；故障设备关联的历史异常信息；故障 变电站相关设备越限、电压越限信息。 7.10.31 设备异常时，综合智能告警应显示： 异常简报：包括变电站、异常设备、异常时间、缺陷等级、缺陷部位、风险提示。支持历史数 据查询、调阅、导出、打印等功能； b）异常图形：包括在线监测图谱、历史数据曲线； c）异常详情：包括当前异常信息、设备运行数据、在线监测数据，以及最近异常发生时间、历史 统计数据。

7.10.3设备异常时，综合智能告警应显示

7.11事故推图及事故追忆

7.11.1.1应支持断路器变位信息和事故关联信息推出故障变电站的主接线图，多个事故信息同时推图 时，应支持事故推图列表方式。 .11.1.2故障推图时应列出故障简报，故障简报包含故障变电站、故障时间、跳闸断路器、保护及安 全自动装置动作信息，测距、故障相别，失电范围等，

7.11.2.1事故追忆包括事故道忆的启动和处理及事故重演功能。

7.11.2.1事故追忆包括事故道忆的启动和处理及事故重演功能。 7.11.2.2事故追忆的启动和处理应满足以下要求：

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固包括综合监视相关图表，并支持用户自定义增设

7.12.2.1支持自动、手动巡视功能，可根据设定的巡视周期自动在告警窗口推送巡视提醒， 确认后 进入巡视框图开始巡视。 7.12.2.2支持自动巡视模式下人工中断巡视并保留巡视结果，经再行触发后继续巡视的功能

7.12.3.1支持预置画面及列表模板，可对配置的预置信息进行设置、存储及删除。 7.12.3.2支持根据所选项目或关键字自动检索结果，自定义组合成巡视画面或列表。 7.12.3.3支持多画面及图表同屏显示。 7.12.3.4支持在任一巡视界面上快速调用所选设备的主接线图、间隔图、光字牌图等关联画面，支持 键曲线查询、告警查询及一键返回。 7.12.3.5支持快捷选择指定画面进行轮巡展示

7.12.4.1支持对巡视情况进行统计与分析，自动生成巡视报告，巡视报告内容包括巡视开始时间、巡 视结束时间、巡视画面或列表名称、巡视人员、巡视发现异常情况等。 7.12.4.2支持巡视结果数据分析比对，具备自动辨识功能，对断路器或刀闸位置不对应、断路器三相 不一致、电压波动、数据跳变、数据同比偏差过大、数据不平衡、数据不刷新、间隔数据不匹配、多源 数据不一致、设备状态与置牌不对应、主变不合理并列、电磁环网等异常情况进行辨识提示， 7.12.4.3支持数据趋势预判、数据合理性检查、坏数据过滤及数据趋势分析，可根据当前实时数据和

历中变化趋热预判超限概率

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8.1.1 人工置数功能用于对临时所选对象设置数据，当有数据更新上送时应自动解除置数，恢复正常 数据。 8.1.2 人工置数操作对象应包括状态量、模拟量和计算量。 8.1.3 应对人工输入数据进行有效性检查。 8.1.4 人工置数后的状态量、模拟量和计算量在显示上应区别于正常数据。

8.2.1支持面向单点、设备、间隔、整站或整个界面对象的操作功能。

8.2.1支持面向单点、设备、间隔、整站或整个界面对象的操作功能。 8.2.2封锁、抑制操作用于对所选对象进行特定的处理，包括数据更新、告警处理和远方操作等， 持实现以下各类操作，包括但不限于：

a）遥控封锁：禁止对象的远方控制操作； b) 遥测封锁：对模拟量封锁当前值或给定值，禁止实时刷新和上告警窗； C 遥信封锁：对状态量封锁当前值或给定值，禁止实时刷新和上告警窗 d 告警抑制：在遥测、遥信不封锁的情况下单独对信息进行告警抑制，画面状态能实时变化， 变化信息不上告警窗，不启动语音告警。 2.3封锁/解锁，抑制/恢复应成对提供。 2.4封锁、抑制后的状态量、模拟量和计算量在显示上应区别于正常数据

8.3.6单个对象应能设置多种标识牌，

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8.4远方控制与调节

8. 4. 1基本要求

8.4.1.1远方控制与调节包括单设备控制与调节、序列控制、群控和程序化操作。 8.4.1.2控制与调节应满足双确认条件，宜具备与视频联动功能，视频联动应满足Q/GDW11203要求。 8.4.1.3 支持间隔图遥控操作功能，具备闭锁在主接线图、电网潮流图等非间隔图上进行遥控操作。 8.4.1.4 支持单机单确认、单机双确认、双机双确认等多种操作监护模式；具备闭锁单机单人遥控操 作功能。 8.4.1.5 操作监护过程中支持变电站名、间隔名和设备名等多重确认功能，支持设备编号人工输入校 验功能。 8.4.1.6 应具备远方控制与调节对象唯一性校验功能，并具备防误功能

8.4.2单设备控制与调节

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8.4.3.2有操作顺序要求的批量断路器顺序操作宜采用序列控制。 8.4.3.3 操作前需进行用户权限认证，通过权限认证的用户方可操作。 8.4.3.4 操作界面应显示操作内容、操作顺序、控制对象、控制条件的分合状态、遥测数据等信息。 8.4.3.5 操作界面应设置紧急停止按钮，紧急时可终止操作。 8.4.3.6 操作界面应设置操作计时器，可设置最长允许操作时间，当超过设定时间时，系统应自动终 止未下发的控制命令。 8.4.3.7 控制过程中应显示执行进度，实时显示控制命令、控制结果等信息。 8.4.3.8 序列控制启动后，应自动闭锁序列中控制对象的遥控功能，序列控制执行完成或人工终止后 自动解除遥控闭锁。 8.4.3.9 序列控制应具备手动控制和自动控制两种方式，手动控制支持逐项操作，自动控制支持连绩 操作。 8.4.3.10序列控制时控制对象操作失败或有禁控牌、变电站事故总信号、控制对象状态不符、控制条 件状态变化等情况时，应自动暂停操作，并提供人工干预选项。 8.4.3.11一个监控责任区应只启用一项序列控制，在上一序列控制未执行完毕或终止时，禁止执行其 它控制功能。

8.4.4.1 群控在控制过程中站内设备应按顺序执行，站间设备应并行控制操作。 8.4.4.2 操作前应进行用户权限认证，只准许通过权限认证的用户进行操作。 8.4.4.3 操作界面应显示操作内容、控制对象的分合状态、遥测数据等信息。 8.4.4.4 操作界面应设置紧急停止按钮，紧急时应能终止操作。 8.4.4.5 操作界面应设置操作计时器，应能设置最长允许操作时间，当超过设定时间时，系统应自动 终止未下发的控制命令。 8.4.4.6 控制过程中应显示执行进度，实时显示控制命令、控制结果等信息。 8.4.4.7 群控操作时应对控制对象状态进行判别，有禁控牌或状态已经为目标状态的对象不应下发控 制命令，应给出提示，其它对象正常控制。 8.4.4.8支持条件群控，应能按所需控制的负荷，根据实时负荷和控制优先级，确定实际控制对象， 发出群控操作指令

8.4.5.1通过从变电站端监控系统调用程序化控制操作票，下发相应的综合指令，由变电站端监控系 统分解并完成预演、防误、执行等操作步骤。 8.4.5.2应配置独立操作界面，应显示操作内容、操作顺序、控制对象的分合状态、遥测数据、压板 状态等信息。同时具备操作票召唤、选票、取票、校验、执行等功能及界面。 8.4.5.3操作界面应设置紧急停止按钮，紧急时可终止操作。 8.4.5.4 操作界面应设置操作计时器，可设置最长允许操作时间，当超过设定时间时，系统应自动终 正未下发的控制命令。 8.4.5.5 控制过程中应显示执行进度，实时显示控制命令、控制结果等信息。 8.4.5.6 一个变电站只准许同时启用一项程序化操作，不同变电站可同时进行程序化操作。 8.4.5.7 所选操作票涉及的操作步骤顺序及防误闭锁等五防校验宜由变电站端监控系统实现，并将校 验结果上送调控主站端。

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8.5.1.1应支持全网、区域、变电站分层控制，并满足Q/GDW747的要求。 8.5.1.2区域、变电站、设备均应支持退出、开环和闭环运行方式，投入AVC闭环运行的变电站，站 内VQC应退出运行。 8.5.1.3 应支持AVC上下级协调控制功能。 8.5.1.4 应支持AVC逆调压、恒调压、顺调压等控制模式，应支持根据电压曲线分时段调节电压的功 能。 8.5.1.5 应具备控制设备运行状态关联功能，当设备故障、异常或检修时，AVC系统应闭锁该设备。 8.5.1.6 应具备设备数据合理性判别功能，当数据不合理时，AVC系统应闭锁该设备。

8. 6. 1操作票成票

8.6.1.1应具备图形成票、手工开票、典型票套用等多种拟票功能，遥控操作票置与调度指令票关联 8.6.1.2遥控操作票可根据调度指令票自动生成，也可手动模拟开票，遥控操作应依据操作票执行， 并实现模拟预演

8.6.2安全校核与预演

8.6.2.1应具备多层次安全校核，支持智能拓扑防误校验、挂牌校验、二次信息校验等。 8.6.2.2 应具备全过程安全校核，开操作票时预先校核，遥控操作应能模拟预演，执行操作时进行安 全校核。 8.6.2.3 预演应提供与实际运行方式一致的模拟环境，该模拟环境应具备真实的电网模型、图形及实 时数据断面。 8.6.2.4 当操作票与实际运行方式不一致时，模拟环境支持人工调整运行方式。 8.6.2.5 操作预演时应严格按照各种防误闭锁规则进行校核，对于可能错误或危险的操作进行提示。 8.6.2.6 预演完毕后，模拟环境下应恢复与实际运行方式一致。 8.6.2.7 实际操作时应检验是否严格按照预演顺序进行，对漏项、跳项进行提示。

8.6.2.1 应具备多层次安全校核，支持智能拓扑防误校验、挂牌校验、二次信息校验等。 8.6.2.2 应具备全过程安全校核，开操作票时预先校核，遥控操作应能模拟预演，执行操作时进行安 全校核。 8.6.2.3 预演应提供与实际运行方式一致的模拟环境，该模拟环境应具备真实的电网模型、图形及实 时数据断面。 8.6.2.4 当操作票与实际运行方式不一致时，模拟环境支持人工调整运行方式。 8.6.2.5 操作预演时应严格按照各种防误闭锁规则进行校核，对于可能错误或危险的操作进行提示。 8.6.2.6 预演完毕后，模拟环境下应恢复与实际运行方式一致。 8.6.2.7 实际操作时应检验是否严格按照预演顺序进行，对漏项、跳项进行提示。

8. 7.1操作安全要求

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8.7.1.1应具备双机双确认遥控操作监护功能，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。 8.7.1.2应支持操作监护过程中用户身份、变电站名称、间隔名称和设备名称等多重确认，支持设备 名称和编号人工输入并禁止复制、粘贴。 8.7.1.3应支持通过设备或间隔挂牌闭锁遥控操作功能。 8.7.1.4 应具备受控设备的遥控操作票校验功能，应能通过遥控操作票与遥控设备的自动定位关联， 实现对遥控人工选择设备的校验。 8.7.1.5应具有遥控闭锁功能，当未进行遥控操作时，除允许自动控制的无功调节设备外，调控主站 中所有设备的遥控功能均应闭锁。 8.7.1.6遥控操作时应进行遥控防误校核，当通过遥控防误校核后方可解除受控设备的遥控闭锁，操 作结束后自动恢复闭锁遥控功能

8.7.2遥控防误闭锁

8.7.2.1 应支持对控制对象遥控操作单个或多个闭锁条件预定义，满足分闸和合闸不同闭锁条件。 8.7.2.2 操作前应先校验对象的标识牌和遥控闭锁状态，校验不通过时禁止操作并提示。 8.7.2.3 实际操作时应按预定义的闭锁条件进行防误校验，校验不通过时禁止操作并提示。 8.7.2.4 应支持间隔内一、二次设备出现影响断路器遥控操作的异常告警信息时，闭锁断路器遥控操 作功能。 8.7.2.5 同一变电站的电容器与电抗器应具备相互闭锁校验功能，校验不通过禁止操作并提示， 8.7.2.6 应支持充电母线投切电容器校验功能，校验不通过应提示，但允许强制操作。 8.7.2.7 防误闭锁应支持投退功能，投退前应进行用户权限认证，只准许通过权限认证的用户操作 应对投退操作进行记录存档。

3.7.3网络拓扑防误闭锁

8.7.3.2操作时网络拓扑分析应支持对控制对象及连接拓扑防误闭锁关系的设备状态进行分析，状态 不确定时应提示 8.7.3.3应支持通过网络拓扑分析设备运行状态及设备间的连接关系，应能自动生成断路器、隔离开 关和接地力闸的拓扑防误闭锁规则。 8.7.3.4应支持处理间隔内防误闭锁，并能从全网角度识别站内、站间的防误闭锁关系。 8.7.3.5应支持断路器操作的防误提示功能，包括合环提示、解环提示、充电提示、失电提示、带接 地合断路器提示、变压器各侧断路器操作顺序提示、变压器中性点接地刀闸提示和3/2接线断路器操作 顺序提示等。 8.7.3.6 应支持隔离开关操作的防误闭锁功能，包括带接地拉合隔离开关闭锁、带负荷拉合隔离开关 闭锁、非等电位拉合隔离开关闭锁等。 8.7.3.7 应支持接地刀闸操作的防误闭锁功能，包括带电合接地刀闸闭锁。 8.7.3.8 应支持备自投操作防误提示功能，包括备自投投入状态下对应断路器、母线压变操作的提示 等。

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2.1.1安全防护应遵循国家发展和改革委员会2014年第14号令“安全分区、网络专用、横同隔离、 纵向认证”的总体要求。 2.1.2调度控制系统控制命令的传输下达过程应具备安全认证机制，网络通信通过调度数据网的纵向 加密认证手段进行防护。 9.1.3远方控制应用通过主站控制人员与变电站被控设备间的身份认证校验，实现控制操作的合法 性。 .1.4实现实名配置的调度数字证书管理，采用双因子身份鉴别机制进行访问控制。数字证书应由电 力专用调度证书服务系统签发。

9.2.1应支持与调控管理类应用关联，只准许当班值班员持本人的调度数字证书在值班员工作站上进 行远方操作。 9.2.2用户身份鉴别应采用密码、智能卡或指纹型智能卡等双因子鉴别方式，应提供相应智能卡管理 工具，具备口令修改、指纹登记等功能。 9.2.3应支持按调度员、监控员、运维站值班员、自动化运维人员、系统管理员等角色进行实名用户 管理，对不同角色人员按照工作范围、职责分工分配相应的访问控制权限，禁止配置同时具有遥控权限 和维护修改权限的账户。 9.2.4应具备用户弱口令周期自动检测及告警功能，对弱口令或重复口令用户应限制登录，用户口令 应强制定期修改并在系统中加密存储。

应强制定期修改并在系统中加密存储。 9.2.5支持节点控制权限配置功能，不具备控制权限的节点禁止下发控制类命令

9.2.5支持节点控制权限配置功能，不具备控制权限的节点禁止下发控制类命令

9.3责任区与信息分流

9.3.1.1应能按集中监控范围划分不同监控责任区，监控责任区支持按设备、间隔、电压等级、变电 站、区域等对象定义，同一对象可分属多个监控责任区。 9.3.1.2应能按集中监控性质划分不同监控责任区，监控责任区支持联调验收、试运行、正常监视等 性质定义，同一对象支持在不同监控性质的责任区之间切换。 9.3.1.3集中监控应用及数据维护应按不同监控责任区进行权限划分，禁止对非监控责任区设备进行 操作及维护。 9.3.1.4新设备默认设定为联调验收责任区。 9.3.1.5责任区切换后，集中监控相关应用及数据库维护等根据切换后的责任区定义相应切换，对非 本责任区设备应有明显区分

间的信息分流。信息分流应满足Q/GDW1680.41要

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10.1.1统计范围应包括告警信息和操作记录，应能按责任区、变电站、电压等级、间隔、设备、时 间、标识、人员等字段界定，界定方式应支持关键字或正则表达式。 10.1.2统计口径分为上告警窗信息和包含不上告警窗信息在内的全部数据两类。 10.1.3 统计指标应包括最大值、最小值、平均值、跳变次数、越限次数、越限百分比、越限持续时 间等。

10.2.1应支持按责任区、变电站、时间等对事故信息、异常信息、越限信息、变位信息、告知信息 动作次数和比例分析统计。 10.2.2应支持按责任区、变电站、时间等对重复告警信息的次数进行统计，并按事故信息、异常信 息、越限信息、变位信息、告知信息分类。 10.2.3应对越限信息，应支持统计时间内对应模拟量的最大值、最小值、平均值、越限次数、越限 持续时间的统计

10.3操作与控制统计

10.3.1应支持按责任区、变电站、时间等对主设备、无功设备、分接开关和二次设备远方控制与调 节次数和成功率进行统计，其中无功设备还应区分人工遥控和AVC遥控。 10.3.2应支持按责任区、变电站、时间等对人工置数、抑制、封锁/解锁、置牌等操作次数进行统计 10.3.3应支持按责任区、时间对告警信息确认及时性进行统计。

10.4.1 应支持统计输出结果自定义功能，输出文件格式应支持E文件、Exce1表。 10.4.2 应支持统计结果自动分类功能，对统计结果应能自定义修订、排序、存储及查询。 10.4.3 应支持统计结果历史比对分析。 10.4.4 统计结果和明细应能导出，并能与调度管理应用系统接口。

至少应满足以下性能指标： a）遥测响应时间（变电站源端输入至主站画面显示）≤4s： 6）遥信响应时间（变电站源端输入至主站画面显示）≤3s； 数据存储时间≥3a d）遥测采样存盘间隔：1s~30min，可调； e）告警生成时间≤1s:

Q/GDW11473—2015 f）远程浏览响应时间≤5s； g）事故自动推画面时间≤10s。 1.2运行监视 至少应满足以下性能指标： a）画面调用响应时间≤3s； b）告警窗信息条数≥10000； c）同时打开窗口数≥8

至少应满足以下性能指标： a) 遥控操作命令响应时间≤1s； 遥控成功率≥98%； c 防误校核响应时间≤3s： d）遥控操作视频联动响应时间≤5s

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智能电网调度控制系统集中监控

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编制背量 编制主要原则 3与其他标准文件的关系 主要工作过程 5标准结构和内容 6条文说明 20

编制主要原则 与其他标准文件的关系 主要工作过程 标准结构和内容 6条文说明 20

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本标准依据《国家电网公司关于下达2015年度公司技术标准制修订计划的通知》（国家电网科（2015） 4号）的要求编写。 本标准编制背景：随着国家电网公司“三集五大”体系建设的深入推进，变电站设备运行监视业务 纳入调控机构，对智能电网调度控制系统集中监控应用功能提出了更高要求。为适应电网调控一体化 运行要求，规范智能电网调度控制系统集中监控应用功能，指导智能电网调度控制系统的设计、研发 和建设工作，制定本标准。 本标准编制主要目的为满足变电站无人值守集中监控需要，通过规范集中监控应用功能，为集中 监控信息监视、事故异常处理、开关常态化操作等提供有效技术支撑，从而提高监控运行效率，保障 电网和设备安全运行。

本标准编制的主要原则为： a 适用性原则。充分考虑调控机构集中监控的业务需求、调控主站相关自动化技术现状和发展情 况进行编制； b) 先进性原则。本标准吸收和借鉴国内外调度控制系统集中监控领域的前沿技术和公司系统已取 得试点成功的先进经验DB2101／T 0006-2018标准下载，内容充分反映了公司系统集中监控领域已获得广泛应用的技术成 果； c）协调性原则。本标准内容符合并继承了Q/GDW1680.41、Q/GDW11354要求。

3与其他标准文件的关系

2015年3月，项目启动，成立编写组。 2015年4月，完成了标准大纲编写，在浙江杭州召开了大纲研讨会，明确了工作计划。 2015年5月，完成了标准初稿编写，在省内组织了多次讨论，明确了技术细节。 2015年7月，在浙江舟山召开了标准研讨会，国调中心、国网山东、国网四川、国网湖南、国网青 海、国网浙江省电力公司，以及国网河北石家庄、国网江苏盐城供电公司参加，进一步完善了部分内 容，形成了标准征求意见稿

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2015年7月，发公司总部各有关部门、各网省公司、中国电科院、南瑞集团征求意见，共收到反馈 意见105条次。 2015年8月，编写组逐条讨论反馈，并修改形成标准送审稿。 2015年9月1日，公司运行与控制技术标准专业工作组组织召开了标准审查会，审查结论为“审查 组一致同意该技术标准通过审查，建议修改后报批”。 2015年10月，修改形成标准报批稿。

本标准主题章分为6章，由数据处理、运行监视、操作控制、安全防护、运行统计、性能指标等 组成。本标准对智能电网调度控制系统集中监控数据优化处理、运行监视功能、操作与控制、运行统 计等应用功能提出了要求，明确了安全防护、性能指标的技术要求，为变电站集中监控的安全可靠提 供技术支持

本标准第5章中，告警生成和告警优化的区别关键在于是否产生一条新的告警信息，告警生成是 智能电网调度控制系统通过预定规则或自定义条件对采集的集中监控数据进行处理后，产生一条新的 告警信息，而告警优化是智能电网调度控制系统通过延时、过滤、计次、屏蔽、限值动态调整等手段 对原始状态量、模拟量进行处理，以减少实时监视告警信息数量，并未产生新的告警信息 本标准第6.2.3条中，根据国 文件将设备监控信息分为事故、异常、越限、 少包含事故、异常、越限、变位、告知、全部 言息，考虑到告知信息无需进行实时监视故全部信息中不包含告知信息，同时随若集中监视需求不断 扩展，如输变电设备在线监测、用户个性化需求等，增设了自定义分栏，以方使用户自定义设置。 本标准第6.6条中，光字牌运行状态指光字牌对应告警信息的原始状态GAT 792.1-2008标准下载，分为动作未确认、动作 已确认、复归未确认和正常四种，对告警信息的抑制、 封锁等人工操作行为引起光字状态改变仅在光 字牌体现，不在责任区总光字牌、变电站总光字牌、间隔总光字牌中显示。 本标准第7.4.2.8条中，主要参考了调继（2015）71号文件对继电保护和安全自动装置远方操作 相关应用功能及技术要求，考虑到目前集中监控仅对继电保护和安全自动装置进行远方遥控投退功能 压板和定值区切换操作，故本标准中只对此相关内容进行了明确 本标准第8.3 钻很多采用分责任区集中监控模式，要求监控 责任区支持按 象定义，集中监控应用及数据维护按不同监 控责任区进行权限划分， 亍操作及维护，考虑到一些公用信息可能为多责 任区监控信息