重庆市电力公司地区电网调度监控信息规范(试行)XXXX0125.doc

重庆市电力公司 发布20xx-xx-xx实施20xx-xx-xx发布重庆市电力公司地区电网调度监控信息规范（试行）Q/GDW/-xx-xxx-20xxQ/GDW重庆市电力公司企业标准ICS xx.xxx目 录前 言II1范围12规范性引用文件13术语和定义24信息接入应遵循的原则25信息采集与控制36信息分类67信息命名78信息优化处理99图形与数据1110监控工作站的配置1411调度机构信息采集范围与信息传输流向1412通讯规约15附录A：设备硬接点信息规范17附录B：保护软信息规范29前 言根据国网公司“三集五大”体系建设的总体要求，在确保电网安全稳定运行的前提下，重庆市电力公司积极稳妥地推进调控一体化工作。为规范重庆市电力公司地区电网调度自动化系统信息采集和展现的原则，提高运行设备监控质量，提高事故处理速度，更好地满足电网调度运行和变电站集中监控的需要，提高地区电网调度自动化系统应用水平，特制定本规范。本规范所指信息是调度自动化系统所采集的厂站端一、二次设备的运行状态信息。本规范意在制定一种标准、统一、高效的信息采集与信息展现的技术原则，适应智能电网的发展需求。本规范的附录A为规范性附录，附录B为资料性附录。本规范由重庆电力调度控制中心提出。本规范由重庆电力调度控制中心归口。 本规范主要起草单位：重庆电力调度控制中心、城区供电局、永川供电局、万州供电局、璧山供电局。 本规范主要起草人： 本规范由重庆电力调度控制中心负责解释。重庆市电力公司地区电网调度监控信息规范（试行）1 范围本规范规定了重庆市电力公司地区电网调度自动化系统信息采集与人机界面应遵循的技术原则。本规范适用于重庆电网35kV及以上厂站自动化系统和地区电网调度自动化主站系统，供电公司调度自动化系统可参照本规范执行，有关规划、设计、制造、安装调试单位均应遵守本规范。本规范附录A、附录B分别对硬接点和软信号信息进行了分类。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本规范，然而，鼓励根据本规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。DL/T 5003-2005 电力系统调度自动化设计技术规程DL/T 5002-2005 地区电网调度自动化设计技术规程DL/T5149-2001 220kV500kV变电站计算机监控系统设计技术规程Q/GDW 231-2008 无人值守变电站及监控中心技术导则Q/GDW Z 461-2010 地区智能电网调度技术支持系统应用功能规范GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）重庆电力系统调度管理规程渝电调201012号重庆电网发输变电设备调度命名编号管理规定（试行）渝电调2008137号重庆电网继电保护装置命名规定3 术语和定义3.1硬接点硬接点是指由被监控设备经开出接点通过电缆接入测控装置开入的接点，一般有回路编号、接入测控屏端子排和装置端子号。3.2软信号软信号是指通过协议转换获取被监控设备运行状况的信息，一般不具有回路编号、接入测控屏端子排和装置端子号。3.3一次设备一次设备是指直接生产、输送和分配电能的高压电气设备。3.4二次设备二次设备是指对一次设备进行监视、测量、控制、保护的各类设备。3.5厂站辅助设备厂站辅助设备是指发电厂、变电站除一次、二次设备以外的其他设备。3.6调度自动化系统调度自动化系统是以电力系统发电、输电、变电、配电为控制与管理对象，由计算机硬件、软件、采样与执行终端和通信通道组成的系统。根据所完成功能的不同，可分为厂站自动化子系统、调度主站系统、调度辅助系统等。3.7自动化信息表自动化信息表是指调度自动化子站系统、主站系统间传输信息的对应点表。分为遥测、遥信、遥控、遥调信息表。4 信息接入应遵循的原则4.1 完整性原则。地区电网调度自动化系统应实现直调范围内所有厂站自动化系统信息的直接采集，提高量测覆盖率，满足全网可观测的要求。4.2 准确性原则。厂站端接入量测信息应严格满足量测设备的精度等级指标，量测信息的相关参数设置应准确无误，各类量测数据的死区设定值应合理。4.3 正确性原则。接入的状态信息应严格与现场一次设备实际状态保持一致，一次设备状态信息应采用双位置接点实现状态采集。4.4 可靠性原则。厂站自动化系统接入信息应可靠采集和传输，厂站端信息应满足直采直送的要求，信息传输通道应满足不同路由的双通道条件。4.5 及时性原则。厂站自动化信息的传送时间应严格满足电力系统调度自动化设计技术规程规定的指标。5 信息采集与控制5.1信息采集范围地区电网调度控制中心调度管辖范围内的发电厂、变电站的发电机、变压器、线路、母线、断路器、隔离开关、接地刀闸、无功电压补偿设备、站用变及其辅助设备等一次设备以及继电保护及自动装置、调度自动化、通信等二次设备的状态信号、动作信号、事件顺序记录等遥信量，电流、电压、功率、频率、温度、湿度等遥测量，断路器、电动隔离开关、中性点接地刀闸、主变有载调压开关、保护软压板投退、保护信号复归等对象的控制量，变压器分接头位置等信号的数字量均纳入自动化系统信息采集范围。具体内容参见附件A。5.2 保护/测控装置信息采集原则5.2.1 被监控设备的遥测量应由保护/测控装置采集后经串行接口或网络方式传送给厂站自动化系统。5.2.2 被监控设备的断路器位置信号应通过硬接点直接接入厂站自动化系统，以保证信息的实时性和可靠性，5.2.3 被监控设备的其他遥信信号由保护/测控装置采集后经串行接口或网络方式传送给厂站自动化系统。5.2.4 保护/测控装置的“装置异常”、“装置动作”信号应通过硬接点接入到厂站自动化系统。5.2.5 保护/测控装置的其他保护信号应通过串行接口或网络方式传送给厂站自动化系统。5.2.6 被监控设备的遥控信号由自动化系统下发命令给保护/测控装置，由保护/测控装置接收执行。5.3信息采集要求5.3.1厂站一、二次设备信息应直采直送相关调度自动化系统。5.3.2遥信信息采集一般分为硬接点信号与软信号方式。一、二次设备信息采集应优先采用硬接点信号方式。上送的信息可以是通过信号合并、运算所产生的逻辑信号。5.3.3软信号的采集方式应遵循如下原则：（1） 继电保护及其他智能装置的软信号应采用筛选方式接入厂站自动化系统，信息内容参见附录B。（2） 建设有保护管理信息系统子站的变电站，应由保护管理信息系统子站将各类保护出口动作信息进行分类并按可选择的方式通过串行接口或网络方式传送给厂站自动化系统。（3） 未建设保护管理子站的变电站，软信号的接入由保护管理机通过串行接口或网络方式传送给厂站自动化系统。厂站自动化系统应有选择的将保护出口动作或装置动作软信号信息上送调度自动化主站系统。5.3.4采集反映一次系统闭锁功能的断路器、隔离开关、接地刀闸位置状态信号应采用双接点位置信号。5.3.5反映一次设备位置状态双接点位置信号由联动的一副常开和常闭接点组成，单接点位置状态信号应为常开接点。5.3.6变压器分接头位置信号宜采用数字量方式（BCD码）采集，由厂站自动化系统转换为遥测量后上送调度自动化主站系统。5.3.7不同制造厂、不同型号的一、二次设备或装置的各类信号，采集原则必须保持一致。信号名称保持统一规范，并按统一格式建立自动化信息表。5.4控制输出5.4.1 厂站自动化系统可与多个调度自动化主站系统进行数据通信，且具备接收并执行遥控、遥调命令及反送检验。同一时刻某一具体被控设备只允许执行1个调度端的遥控、遥调命名。5.4.2 当进行遥控操作时，监控工作站应首先确定当前被控设备的位置信号或状态信号，当设备位置状态发生变化且未被调度自动化主站系统确认时，遥控命令应予以可靠闭锁。5.4.3 为防止误操作，调控中心应设置 “五防”系统，所有控制操作必须满足电气联锁条件。调控中心“五防”系统应单独设置，并实现与调度自动化主站系统进行数据和命令通讯。所有控制操作均由五防系统发送“允许”命令给调度自动化主站系统，调度自动化主站系统在接收到允许控制命令后，才能正常执行控制操作的其他步骤。5.4.4 调度监控值班员在每次控制操作前，必须在五防系统上进行五防预演。当预演通过后，五防系统向调度自动化主站系统传递控制操作允许命令，监控值班员在监控工作站上完成一项控制操作后，五防系统再传递下一项控制操作允许命令给调度自动化主站系统，以此往复，直到本次控制操作结束。5.4.5 监控工作站上的控制操作宜在厂站间隔接线图中实现。遥控分闸、合闸操作成功的标准应以断路器的分位、合位遥信信号和断路器或线路电流、电压、功率等遥测数值的归零、带电数值来组合判定。5.4.6 遥控操作必须具有不下位监护功能。监控值班员在选择被控设备、控制动作类型后，只有在顺序输入操作员口令、监护人口令后才有权进行操作控制。5.4.7 两台监控值班员工作站区分为正、副班，遥控操作时由正班输入确认命令对副班进行不下位监护；但当某一台监控工作站发生故障时，监控操作与监护可在同一台监控工作站上进行。5.4.8 遥控命令必须按照“选择确认返校执行”的步骤进行。5.4.9 遥控操作的范围：（1） 各电压等级断路器。（2） 主变有载调压开关。5.5信息表的要求5.5.1 自动化信息表格式、字段和内容应统一规范，满足电网运行监控和生产管理的实际需要，信息表应包含厂站概况、遥信表、遥测表、遥控表等内容。5.5.2 厂站概况包含：主站名称、厂站名称、设备名称、设备型号、设备制造厂名、通信规约、波特率、中心频率、RTU站点号、IP地址、端口号、站内联系电话等。5.5.3 遥测表包含：信息序号、信息描述、CT/PT变比、系数、满度值、满码值等。5.5.4 遥信表包含：信息序号、信息描述、信息分类、SOE设置、接点性质等。5.5.5 遥控表包含：信息序号、信息描述等。5.5.6 信息内容按电压等级从高到低排序。5.5.7 同一电压等级原则上按线路、旁路、主变（含各侧）、母联、分段、母线设备、无功补偿、站用变等排序。6 信息分类自动化系统信息分为实时信息和历史信息两类。6.1 实时信息实时信息是指由调度自动化主站系统采集的厂站一、二次设备运行工况的信息。调度自动化系统所采集的信息根据对电网直接影响的轻重缓急程度细分为：事故信息、异常信息、变位信息、越限信息、告知信息五类。6.1.1 事故信息事故信息是由于电网或设备故障等引起断路器跳闸、保护装置动作出口跳合闸的信号等，需实时监控、立即处理的重要信息。6.1.2 异常信息异常信息是反映设备运行异常情况、威胁电网安全与设备运行和影响设备遥控操作的信号，需实时监控、及时处理的重要信息。6.1.3 变位信息变位信息是反映电网断路器（分、合闸）改变的信息。是需要实时监控的重要信息。6.1.4 越限信息越限信息是反映电网重要遥测量超出报警上下限区间的信息。重要遥测量主要有断面潮流、电压、电流、负荷、主变油温等。是需实时监控、及时处理的重要信息。6.1.5 告知信息告知信息是反映电网设备运行情况、状态监测的一般信息。这一类信息无需实时监视。主要包括隔离开关、接地刀闸位置状态、主变运行档位及设备正常操作时的伴生信号，保护投/退，故障录波器、收发信机等设备的启动、复归信号，测控装置就地/远方等。6.2 历史信息历史信息包括SOE信息、操作记录信息和调度自动化系统的系统信息。6.2.1 SOE信息SOE信息只包括断路器位置改变、保护装置出口动作、重合闸动作、厂站事故总信号动作事件的顺序记录。SOE信息除动作类型外，还带有动作事件发生的时间，主要作为事后分析用。6.2.2 操作记录信息操作记录信息是调度自动化主站系统的调度工作站、监控工作站、维操队工作站、系统管理工作站上由相关人员进行的遥控操作、监护口令、置牌、撤牌、事项确认、数据修改等的操作记录。操作记录主要作为事后分析用。6.2.3 系统信息系统信息是调度自动化主站系统在运行过程中所产生的系统运行工况信息，包括厂站自动化通信中断、工作站故障等信息。系统信息主要用于自动化专业人员对系统运行维护的需要。7 信息命名在电网一次设备调度命名的基础上，为方便电网设备相关信息的交换、共享和展示，对自动化系统采集与展现的信息名称进行规范性命名。7.1命名结构信息命名结构可表示为： 电网.厂站/电压.间隔.设备/部件.属性其中：（1） 带下划线的部分为名称项。（2） 正斜线“/”为一级分隔符，小数点“.” 为二级分隔符。（3） “电网”指设备所属运行单位对应的电网的名称。（4） “厂站”指所描述的发电厂或变电站的名称。（5） “电压”指电力设备的电压等级（单位为kV）。（6） “间隔”指变电站或发电厂内的结线间隔名称（或称串）。（7） “设备”指所描述的电力系统设备名称，可分多层描述。（8） “部件”指构成设备的部件名称，可分多层描述。（9） “属性”指部件的属性名称，可以为量测量、事件信息、控制行为等（如：有功、无功、动作、告警等），由应用根据需要进行定义和解释。7.2命名规则（1） 名称规则。命名中的“厂站”、“设备”等有调度命名的，直接采用调度命名；继电保护及安全自动装置设备命名按重庆电网继电保护装置命名规定执行；测控装置按“对应一次设备命名”+“测控装置”进行命名。（2） 分隔规则。用正斜线“/”作为层次分隔符，将层次结构的名称项分隔，放在“厂站”和“设备”之后；用小数点“.”作为定位分隔符。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“.”。（3） 分层规则。各名称项按自然结构分层次排列。如“电网” 可按重庆电网、地区电网、县级电网等；“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。（4） 转换规则。当现有自动化系统的内部命名与本命名规范不一致时可暂时保留原有命名，但自动化系统与外部其他应用系统交换的模型数据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。（5） 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；但在进行系统之间数据交换时两个层次分隔符“/”不能省略。7.3命名举例信息命名例子参见表1。表1 ：命名举例序号数据交换描述性文字1綦南.天桥站/110kV.天水123线/有功綦南天桥站110kV天水123线有功2綦南.天桥站/110kV. #1主变/高压侧.有功綦南天桥站110kV#1主变高压侧有功3綦南/总负荷綦南总负荷4重庆.安稳厂/# 5发电机/有功重庆安稳厂#5机有功5綦南.綦江站/綦盛261线线路保护/动作綦南綦江站綦盛261线线路保护动作6綦南.綦江站/綦盛261线测控装置/远方就地把手.位置綦南綦江站綦盛261线测控装置远方就地把手位置7綦南.天桥站/#1主变/有载调压.急停綦南天桥站#1主变有载调压急停8 信息优化处理调度监控中心的信息显示应具有调度自动化系统监控工作站和保护管理信息系统保护信息查询工作站两种方式。自动化监控工作站完成自动化系统遥测、遥信、遥控、遥调信息的显示与控制，保护查询工作站完成保护装置动作软报文和录波信息的查询显示。8.1 实时信息显示8.1.1 调度自动化主站系统信息显示方式应包括图形、表格、光字牌、实时事项显示窗以及历史事项检索等。8.1.2 为便于调度运行监视与控制操作，厂站接线图应采用分层显示原则。厂站一次接线图应按总索引一次接线图厂站一次接线图间隔接线图进行分层管理，控制操作和全数据显示宜在间隔接线图中完成。8.1.3 光字牌的选取至少包括事故、异常两类信号。光字牌应按地区总光字变电站总光字间隔总光字间隔光字牌表进行分层管理，支持动作/复归、确认/未确认各种状态组合的差异化显示。8.1.4 在实时事项显示窗内只显示调控监视的重点信号，不显示SOE信号。重点信号应按不同类别在不同区域显示，原则上分为以下六个区域：（1） 事故信息区（2） 异常信息区（3） 变位信息区（4） 遥测越限区（5） 告知信息区（6） 全部信号区：根据职责范围，可选择或按时间顺序汇总监控范围内以上五个类别的信号。8.1.5 实时事项显示窗宜按选项卡方式进行显示。选项卡顺序依次应为事故信息区异常信息区变位信息区遥测越限区告知信息区全部信号区。8.1.6 无论实时事项显示窗在任意信息区显示时，当其他信息区有新信息显示时，相应信息区选项卡提示栏应闪烁。当有事故发生时，实时事项显示窗应自动转换到事故信息区。8.1.7 调度控制中心调度工作站信号显示内容至少应包括：事故信息类和变位信息类。调控中心监控工作站、维操队工作站和变电站就地监控工作站应显示所有类型信息内容。8.1.8 各类信息应根据不同的信息区类别采用不同的语音或音响报警。8.2 实时信息屏蔽8.2.1 当变电站间隔和装置检修时，该间隔（装置）上送的遥信、遥测、保护软报文等信号应对调度、监控、维操工作站进行屏蔽，但不得影响自动化系统调试和运行监视。8.2.2 如设备发生缺陷或地区负荷波动，导致信号误发或频发，信号得到确认或已安排处理后可短时屏蔽；由于设备运行条件不具备，造成长期上送异常信号，由厂站端屏蔽或做取反处理。8.2.3 自动化系统宜对电网或设备中由同一原因引起的多个告警信息进行合并，并只给出核心的告警或者引起故障的原因信息。8.2.4 自动化系统对频繁出现的告警信息（如某保护信号的动作和复归），宜提供时间周期内重复出现的次数（一般取24 小时），或在实时告警界面内自动删除前面相同设备的相同告警信息。8.2.5 自动化系统对设备正常运行过程中发出的部分信号，可采用延时过滤防抖、信号动作次数统计等功能进行过滤，防止误报或重复上报。延迟时间和计次数值的设定可根据需要针对不同设备进行设置。8.2.6 对于设备正常工作过程中发出的信号，如：弹簧未储能、控制回路断线、装置通信中断等可短时复归的信号，为避免影响设备监视，可在厂站或主站设置延时进行屏蔽。延时时间的设定，应根据设备的具体情况进行设置，对于经延时无法过滤的，按异常信息处理。8.3 历史信息显示8.3.1 历史信息应建立独立的历史事件显示窗。历史信息应按不同类别在不同区域显示，原则上分为SOE、操作信息和系统信息三个区域。8.3.2 历史事项显示窗宜按选项卡方式进行显示。选项卡顺序依次应为SOE信息区操作记录信息区系统信息区。8.3.3 除系统信息外，其余信息可根据调度、监控、维操队的需要，有选择的进行显示。8.3.4 历史信息部设置语音或音响报警。8.4 信息的确认8.4.1 调度、监控、维操队工作站上的变位信息、实时事项窗中的动作信息应按各自监控管理权限的不同分别进行确认。8.4.2 信息确认应遵循一点确认的原则。当在某一画面确认信息后，其余相关画面或信息窗中的内容即被确认。8.4.3 未确认的变位信息和事项信息分别用闪烁、红色字体表示。9 图形与数据9.1 图形颜色9.1.1调度自动化主站系统的一次接线图背景色宜为黑色（RGB值：0，0，0）。9.1.2一次接线图中线形颜色按电压等级划分。根据重庆电网的实际情况，各电压等级线形颜色及RGB值应满足表2的要求： 表2 ：线形颜色序号电压（kV）正常带电备注颜色RGB值1交流 1000中蓝0，0，225设备停电均用灰色显示（RGB: 128，128，128）2交流 500红色255，0，03交流 220紫色128，0，1284交流 110朱红240，65，855交流 66橙黄255，204，06交流 35鲜黄255，255，07交流 20梨黄226，172，68交流15绿色0，128，09交流13浅绿0，210，010交流 10绛红185，72，6611交流6深蓝0，0，13912直流 800中蓝0，0，22513白色255，255，2559.1.3一次接线图中设备位置状态图符颜色应与该设备电压等级颜色一致，变位后未确认的图符应闪烁，非法状态用灰色背景色块表示。9.2 量测数据质量标识9.2.1 一次接线图中正常量测数据字体背景色应与一次接线图背景色一致，量测数据字体颜色为绿色。9.2.2 当一次接线图中量测数据出现越限或异常时，量测数据字体颜色应保持不变，但应改变量测数据背景色块颜色作为醒目提示标记。表3 ：接线图中量测数据背景颜色序号数据质量背景颜色RGB值1有效黑色0，0，02越有效上限红色255，0，03越有效下限红色255，0，04越严重告警上限紫色128，0，1285越严重告警下限紫色128，0，1286不变化鲜黄255，255，07人工置入值中蓝0，0，2258替代值橄榄绿128，128，09.2.3 当量测数据制作为表格形式显示时，背景颜色应保持不变，改变量测数据字体颜色。表4 ：表格中量测数据字体颜色序号数据质量字体颜色RGB值1有效绿色0，255，02越有效上限红色255，0，03越有效下限红色255，0，04越严重告警上限紫色128，0，1285越严重告警下限紫色128，0，1286不变化鲜黄255，255，07人工置入值中蓝0，0，2258替代值橄榄绿128，128，09.3 数据工程单位（1） 电 压：单位kV（中性点电压3U0、消弧线圈位移电压、直流系统电压、站内系统电压单位除外，单位为V）；（2） 有功功率：单位MW；（3） 无功功率：单位MVar；（4） 电 流：单位A；（5） 视在功率：单位MVA；（6） 频 率：单位Hz；（7） 温 度：单位；9.4 数据显示精度（1） 电网频率保留到小数点后3位；（2） 有功、无功、电压、功率因数保留到小数点后2位；（3） 电流、温度等可保留到小数点后1位。9.5 数据正负表示（1） 线路、主变等一次设备有功功率和无功功率的参考方向以母线为参照对象，送出母线为正值，段母线送段母线为正值，以此类推，反之为负。（2） 发电机、电容器、电抗器的有功和无功的参考方向以该一次设备为参照对象，送出该一次设备为正值，反之为负。（3） 正值用“”表示，负值用“”表示。9.6 遥信信息属性（1） 断路器、隔离开关位置信号描述为：“合位”（1）/“分位”（0）；（2） 小车信号描述为：“工作位置”（1）/“试验位置”（0）；（3） 保护动作信号表述为：“信号动作”（1）/“信号复归”（0）；（4） 保护压板状态信号描述为：“投入”（1）/“退出”（0）；（5） 远方/就地把手位置信号描述为：“远方”（1）/“就地”（0）；（6） 一般告警信号描述为：“告警”（1）/“复归”（0）。9.7 控制信息属性（1） 断路器、隔离开关：合/分；（2） 保护：软压板投入/退出，信号复归；（3） 分接头档位：升/降、急停；（4） 母线PT：并列/解列；（5） VQC调节、顺序控制等；9.8 实时事项显示窗文字颜色9.8.1 实时事项显示窗全部信号区中的事故信息采用红色字体，异常信息采用紫色字体，变位信息采用绿色字体，告知信息应采用灰色字体，越限信息应采用蓝色字体。9.8.2 实时事项显示窗分类信息区中所显示的各类“动作”与未确认的信息应采用红色字体，各类“复归”与已确认的信息应采用蓝色字体。9.9 显示字体9.9.1 所有显示画面（含图形、表格等）的静态文字统一采用宋体；9.9.2 所有显示数字及字母统一采用Times New Roman体。10 监控工作站的配置10.1 调度工作站应按双席设置，有调度值班长的调度室可按3席设置。10.2 监控工作站应根据不同的监控区域划分分别设置，每个监控区按双席设置。10.3 根据各单位维操队设置数据的不同，分别设置各维操队工作站。10.4 每席调度、监控工作站应按单机双屏配置，显示屏应不小于21。10.5 每个维操队设置1台工作站，按单机单屏配置，显示屏应不小于21。11 调度机构信息采集范围与信息传输流向11.1 调度机构信息采集范围11.1.1 重庆电力调度控制中心（1） 厂站范围：重庆电网内1000kV、500kV、220kV变电站、开关站、发电厂以及直接调度管辖的110kV变电站、发电厂。（2） 遥信数据：1000kV及以下断路器、隔离开关、接地刀闸、主保护信号。（3） 遥测数据：1000kV及以下设备有功、无功、电压、电流、频率、温度、主变档位。11.1.2 地区电力调度控制中心（1） 厂站范围：辖区范围内500kV及以下变电站、开关站和直接调度管辖的发电厂。（2） 遥信数据：220kV及以下断路器、隔离开关、接地刀闸、主保护信号。（3） 遥测数据：220kV及以下设备有功、无功、电压、电流、温度、主变档位。11.2 信息传输流向11.2.1 地区调度控制中心对直接调度管辖或遥控操作的厂站应建立直达通道采集信息。11.2.2 各级调度控制中心对非直接调度管辖的厂站，如需要信息，应通过其他调度控制中心转发。11.2.3 500kV变电站相关220kV信息应直接传送到辖区内地区调度控制中心。11.2.4 委托控股公司运行的220kV变电站相关信息应直接传送到辖区内县级调度控制中心。11.2.5 平级调度控制中心之间的信息转发只限于联络线对侧变电站的相关信息。11.2.6 下级调度控制中心应按上级调度控制中心要求转发管辖范围内的相关厂站自动化信息。11.2.7 上级调度控制中心原则上不向下级调度控制中心转发信息。12 通讯规约为规范全网调度自动化系统通讯规约的通用性和统一性，各级调度自动化系统所使用的通讯规约应遵循以下原则。12.1 传输通道调度自动化主站系统与各厂站自动化系统之间应具有两个相互独立的通信通道，并应优先采用电力调度数据网进行信息传输。12.2 规约种类（1） DL/T 634.5101-2002 基本远动任务配套标准（2） DL/T 634.5104-2002 采用标准传输协议子集的IEC60870-5-104 网络访问（3） DL 476-1992 电力系统实时数据通信应用层协议（4） GB/T 18700.1-2002 建议兼容的远动协议第503篇：TASE.2服务与协议（5） 国家和行业颁发的其他新规约。12.3 规约适用范围12.3.1 厂站自动化装置对主站端（1） DL/T 634.5101-2002 基本远动任务配套标准（2） DL/T 634.5104-2002 采用标准传输协议子集的IEC60870-5-104网络访问12.3.2 各调度控制中心间（1） DL 476-92 电力系统实时数据通信应用层协议（2） DL/T 634.5104-2002 采用标准传输协议子集的IEC60870-5-104网络访问（3） GB/T 18700.1-2002 建议兼容的远动协议 第503篇：TASE.2服务与协议附录A：设备硬接点信息规范设备对象内容信息规范化名称信息分类SOE就地后台监控系统维操工作站调度监控工作站调度工作站备注事故异常越限变位告知线路遥测线有功线无功线A相电流线B相电流线C相电流线零序电流线A相电压有线路PT线B相电压线C相电压线线电压线零序电压线功率因数遥信线路事故信号断路器合位断路器分位断路器A相合位断路器A相分位断路器B相合位断路器B相分位断路器C相合位断路器C相分位隔离开关合位隔离开关分位接地刀闸合位接地刀闸分位断路器SF6压力低报警断路器SF6压力低闭锁断路器油压低分闸闭锁断路器油压低合闸闭锁断路器油