无人值守变电站及监控中心技术导则

ICS 29.240 国家电网公司企业标准 Q / GDW 231231 20082008 无人值守变电站及监控 中心技术导则 The technical guideline of unattended substation and the supervisory and control center 2009-06-22 发布 2009-06-22 实施 国家电网公司 发 布 Q/GDW Q / GDW 231 2008231 2008 I 目 次 前言II 1 范围 1 2 规范性引用文件 1 3 定义和术语 1 4 无人值守变电站基本要求 2 5 无人值守变电站的技术要求 2 6 监控中心的基本要求 5 7 监控中心的技术要求 5 附录 A（资料性附录） 8 附录 B（资料性附录） 10 编制说明 13 Q / GDW 231 2008 II 前 言 随着国民经济的快速发展，电网规模迅速扩大，新建变电站尤其是 220kV 及以上电压等级的新建变 电站大量投运。为适应变电站无人值守发展形势，提高变电站技术水平和运行管理水平，各地区陆续开 展和实施了无人值守变电站及监控中心的建设和改造。 为贯彻国家电网公司“两型一化”战略，规范无人值守变电站及监控中心的建设和技术改造，提高 运行维护水平，保障无人值守变电站安全、可靠运行，促进无人值守变电站及监控中心实施过程的规范 化和资源节约，在总结无人值守变电站及监控中心设计、建设、调试、运行维护和改造经验以及相关专 业领域研究成果基础上，制定本标准。 本标准由国家电网公司科技部归口。 本标准由国家电网公司生产技术部提出并负责解释。 本标准主要起草单位：华东电网有限公司，华东电力试验研究院有限公司 本标准参与起草单位：上海市电力公司，浙江省电力公司，江苏省电力公司，天津市电力公司，河 南省电力公司，北京市电力公司，辽宁省电力公司，河北省电力公司 本标准主要起草人：杨国庆 杨凌辉 周健 陆文宇 李宝兴 冒烨颖 傅晨钊 赵海生 高凯 付艳华 王 锐 李胜川 马峰 贾志辉 Q / GDW 231 2008231 2008 1 无人值守变电站及监控中心技术导则 1 范围 本技术导则规定了无人值守变电站及监控中心设计、施工、运行应遵循的技术原则和技术要求，适 用于国家电网公司系统内的无人值守变电站及配套监控中心。本技术导则主要针对无人值守变电站及监 控中心特点，未述及的技术要求仍然参照常规变电站的规程规范执行。 本技术导则主要适用于 220kV 及以上无人值守变电站及监控中心， 220kV 以下的无人值守变电站参 照执行。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的 修改单或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准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标准。 GB/T 137292002 远动终端设备 GB/T 142852006 继电保护和安全自动装置技术规程 GB 500541995 中华人民共和国国家标准低压配电设计规范 GB 502292006 火力发电厂与变电所设计防火规范 DL 50032005 电力系统调度自动化设计技术规程 DL/T 51031999 35110kV 无人值班变电所设计规程 DL/T 52182005 220kV500kV 变电所设计技术规程 DL/T 51492001 220kV550kV 变电所计算机监控系统设计技术规程 DL/T 51552005 220kV500kV 变电所所用电设计技术规程 DL/T 860 变电站网络通信和系统 DL/T 634.5101 远动设备及系统：第 5-101 部分传输规约基本远动任务配套标准 国家经贸委第 30 号令 电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定 电监会第 5 号令 电力二次系统安全防护规定 Q/GDW161-2007 线路保护及辅助装置标准化设计规范 Q/GDW175-2008 变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范 国家电网生技（2005）400 号 十八项电网重大反事故措施 国家电网安监（2007）699 号 反事故斗争 25 条重点措施 国家电网安监（2006）904 号 国家电网公司防止电气误操作安全管理规定 国家电网生（2006）512 号 变电站管理规范 国家电网调继（2005）222 号 国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）继电保护专业 重点实施要求 国家电网公司变电站安全技术防范配置指导意见（试行） 3 定义和术语 3.1 无人值守变电站 unattended substation 在监控中心（集控站）的管辖范围内，能够向监控中心（集控站）上传相关设备及其运行情况的遥 测、遥信、遥视等信息，具备接收并执行监控中心（集控站）下发的遥控、遥调指令等功能。站内不设 Q / GDW 231 2008 2 置固定运行维护值班岗位，由监控中心（集控站）负责完成运行工作的变电站。 3.2 监控中心 supervisory and control center 具备对所辖各集控站或无人值守变电站相关设备及其运行情况进行远方遥控、遥测、遥信、遥调、 遥视等功能的监测控制中心，其管辖的范围可按电压等级或区域进行划分。也可称为集控中心。 3.3 集控站 gather-control station 具备对所辖各变电站相关设备及其运行情况进行远方遥控、遥测、遥信、遥调、遥视等功能的中心 变电站，可设在与所辖变电站相关的某一变电站，其管辖的范围可按电压等级或区域进行划分。 3.4 程序化控制 program control 利用计算机系统等自动化设备，根据编制的程序或预设的条件所进行的控制行为。 4 无人值守变电站基本要求 无人值守变电站的技术和设备选择应遵循“安全、高效、环保”原则，优先采用技术成熟、结构简 单、自动化程度高、少维护的高可靠性产品。 无人值守变电站应保留必要的基本生活设施，具备完善的防火、防盗等措施。站内建筑应满足安全 工器具等的存放需要。应适当考虑变电站检修、保电、防灾等特殊需要。 在保证电网可靠运行的基础上，应适当简化接线方式。同一地区在同一电压等级上宜采用统一的接 线方式和设备配置原则。 无人值守变电站的继电保护及安全自动装置应选用性能稳定、质量可靠的微机型产品，满足继电保 护反措、设备标准化企业标准和有关规程规定要求，并应具备信息远传功能。 无人值守变电站的自动化系统，应采用变电站计算机监控系统。变电站的信息采集应满足无人值守 的运行要求。 无人值守变电站的通信配置应能支撑无人值守站各分系统对通信的需要。原则上至调度和监控中心 的通信配置应满足双通道的要求。 无人值守变电站的交直流电源设备应根据无人值守站的实际地理和交通条件考虑适当提高配置，应 具备远方监视和控制功能。 无人值守变电站应配置相应的视频安防、消防、环境监测等系统，并应能够实现远方监视和控制。 5 无人值守变电站的技术要求 无人值守变电站的技术要求首先需要满足常规变电站标准规范的规定，各项技术指标应不低于相关 标准中的规定，无人值守变电站需着重提出的技术要求如下： 5.1 建筑 无人值守变电站在保留必要的基本生活设施前提下，可适当简化原常规变电站内的为人服务设施。 变电站内建筑面积和功能设置应适当考虑变电站检修等特殊情况的需要。 无人值守变电站监控中心、操作队所在变电站应考虑适当增加建筑面积，满足生产和生活所需设施 要求。 无人值守变电站的建筑物一楼应少设门窗，对于必要的门窗，应考虑实体防护措施。 5.2 一次设备 在保证电网可靠运行的基础上，应适当简化接线方式。所有一次设备必须安全可靠。应选用设计完 善、工艺优良、运行业绩优异的产品。同一地区在同一电压等级上宜采用统一的接线方式和设备配置原 则。设备的外绝缘配置应以污区分布图为基础，并考虑环境污染变化因素。对需要加强防污措施的，应 采用大爬距定型设备。 无人值守变电站变压器在满足电网运行需要的情况下择优选取调压方式。500kV 主变压器宜选用无 励磁调压变压器。主变压器和站用变压器采用有载调压开关的应具备远方调节功能。主变压器冷却系统 Q / GDW 231 2008231 2008 3 等应可靠性高，维修量少，具备自动控制功能。 无人值守变电站的断路器、隔离开关、接地开关的主回路应接触良好，操动机构、储能机构、辅助 接点应可靠，电动机回路等应故障率低。有条件的应优先选择气体绝缘组合电器（GIS）设备。 无人值守变电站的断路器应具备远控和近控功能，隔离开关、接地开关宜具备手动和电动功能，有 条件的应优先选择电动操作。电动操作应具备受控站就地、远方操作和监控中心远方操作功能，受控站 操作和监控中心远方操作应能相互闭锁。 断路器应选用无油化产品，真空断路器应选用本体和机构一体化产品。投切无功设备的断路器应选 用无重燃及适合频繁操作的产品。 隔离开关宜采用垂直或水平开启式（包括组合型式），操动机构宜采用电动操作。隔离开关操作应 具有本间隔内完善的电气闭锁。 无人值守变电站应优先加强一次主设备的状态监测。宜在无人值守变电站采用成熟的在线监测设备 实现对主设备的监测，所配置的在线监测设备应具有数据远传功能。 5.3 继电保护和安全自动装置 无人值守变电站的继电保护和安全自动装置应选用性能稳定、质量可靠的微机型产品。保护通道宜 具备自动检测功能。 继电保护和安全自动装置应通过标准规约与监控系统通信，在满足相关标准、规程、反措要求的基 础上，继电保护设备宜具备远方召唤定值、远方复归信号灯功能。保护信号、故障录波启动信号、收发 信机信号等宜具备远方遥控复归功能。继电保护和安全自动装置应具备记录远方操作功能。 继电保护远方复归信号等远方操作，应得到有关管理部门批准，相关设备应满足电力二次系统安 全防护规定的有关要求，确保系统和信息安全。 配置远方召唤功能的继电保护和安全自动装置，其所有保护动作信息、定值、定值区号、控制字、 压板状态、切换把手状态、通道告警信息等运行状态和故障信息均应能够送往监控中心或调度。保护功 能压板宜采用软压板方式。 继电保护和安全自动装置宜具备检修信息闭锁功能，装置检修时可通过报文处理或其他机制避免对 监控中心和调度的干扰。 纵联保护应具备通道监视功能；对高频保护应具备通道手动、自动测试功能，并向远方发送告警信 息。 220kV 及以上无人值守变电站应通过硬接点经监控系统将继电保护和安全自动装置动作信息等送 往调度和监控中心，宜通过保护信息子站将较详细的保护信息送往调度和监控中心；较低电压等级的无 人值守变电站可通过硬接点或报文将保护动作信号送至远动。 对于配置有故障信息系统的无人值守变电站，宜考虑将故障信息发往调度的同时发往监控中心，或 在监控中心设置相应的终端设备调用调度端数据。 5.4 自动化系统 新建或改建的 220kV 及以上无人值守变电站的自动化系统应采用变电站计算机监控系统。计算机、 服务器、操作系统的选择应具有高可靠性。 无人值守变电站的自动化设备与常规变电站相类似，首先需要满足常规的遥信、遥测、遥控、遥调 功能。与调度、监控中心通信的通信规约优先采用 DL/T634.5101 等标准规约。站内自动化系统与调度 和监控中心的通信应采用主备或冗余方式 站内自动化设备间优先采用标准规约通信， 可考虑采用基于 DL/T860 标准建模和通信的设备。 保护 测控合一的装置也应以标准规约与站内后台等进行信息交换。 站内后台或当地功能的配置原则是在满足现场运行和检修操作的前提下应简化配置。需要设置站内 操作员工作站的宜只设单机。 远动终端或站内后台可安装程序化控制等站内高级应用功能，监控中应能够控制当地高级应用功能 Q / GDW 231 2008 4 的启停。 站内自动化系统采用网络通信，或通过网络与站内外其他设备相联的，应满足二次安全防护的相关 要求，根据需要配置电力专用安全防护装置和防火墙等。 自动化系统所采集的开关量、模拟量、报文信息等应满足无人值守的需要。变电站内 110kV 及以上 部分以设备的电气间隔为单元进行连续采集；35kV 的（如测控和保护不是一个装置）则可考虑以设备 的 12 个电气间隔合并进行采集。隔离开关和接地开关的位置采集宜采取双接点方式，新建变电站应 采取双接点方式。 无人值守变电站远方和就地操作均应具备完善的防误闭锁措施，根据国家电网公司防止电气误操 作安全管理规定和输变电工程通用设计（二次系统部分）的有关规定执行。 成套的高压开关设备应优先选用机械联锁，如无法采用机械闭锁应优先使用标准化设计的电气闭 锁。无人值守变电站应尽可能具备完善的全站电气闭锁。 无人值守变电站的操作控制可按远方操作、站控层、间隔层、设备级的分层操作原则考虑，无论处 于哪一层操作控制，均应具备防误闭锁功能。无人值守变电站可配置程序化控制功能，采用程序化控制 应保留原有的常规单命令控制。 5.5 通信系统 无人值守变电站的通信配置要求能支撑无人值守变电站继电保护、自动化、防误闭锁、安防、视频、 保护管理子站、电能量采集、在线监测、生产管理等系统对通信系统的需求。原则上至调度和监控中心 的通信配置应满足可自愈双通道的要求。 应配备与各级调度及监控中心的直通电话。禁止开通远方拨号功能。 通信系统容量和技术参数应能满足无人值守变电站各个分系统的通信需求，宜积极采用成熟、先进 的通信技术。通信设备告警信号、通信电源设备和环境的信息应具备远传功能。 5.6 交直流电源 无人值守变电站的交直流电源设备应可靠，宜配置相应的监视措施并通过自动化系统送至调度和监 控中心。配置蓄电池容量应至少满足全站设备 2h 以上，事故照明 1h 以上的用电要求。应根据无人值守 站的实际地理和交通条件考虑适当加大容量配置。 无人值守变电站的所用电系统应取自至少两路不同电源，站用电源的容量应满足“N1”准则的要 求。应考虑变电站全站停电时，从外来电源（包括发电车等）尽快倒入站内并恢复站用电的应急措施。 站内重要负荷（如变压器冷却器、直流系统等）应采用双回路供电，且接于不同的动力母线，应能 够实现自动切换。 直流系统应采用双重化配置原则，二段直流母线应采用分段运行方式，并在二段直流母线之间设置 联络断路器或隔离开关，正常运行时断路器或隔离开关处于断开位置。 交直流电源系统的监控器，包括充电装置监控，绝缘监测等应将必要的信息通过自动化系统传至监 控中心。 站用变低压侧的动力电缆尽量与控制电缆、光缆等分沟敷设，或采取可靠的阻燃措施。 5.7 时间同步系统 无人值守变电站 220kV 及以上的应配置全站统一时间同步系统， 为保护、 测控单元等设备提供精确 的时间同步信号。 无人值守变电站内的时间同步系统应满足各类设备的对时需要。各类型的输出保留一定的备用口 数。 时间同步系统的直流丢失等硬接点告警信号应接入站内自动化系统。 宜考虑对时间同步的监测手段。 5.8 电量采集 无人值守变电站应配置电量采集系统，具有信息远传功能。电量采集系统应能满足远方抄表要求， 各种影响电能计量正确性的故障和障碍应有告警输出，防止电量计费的缺失。 5.9 视频和安防 Q / GDW 231 2008231 2008 5 无人值守变电站应配置相应的视频系统和安防系统， 应能实现运行情况监视、 入侵探测、 防盗报警、 出入口控制、安全检查等主要功能。视频和安防系统信号应能够传至监控中心，并具备远方控制、远方 布防、撤防等功能。防区划分应做到避免盲区和死角，有利于报警时准确定位。视频监视和安防系统宜 紧密集成。 视频系统监视范围应满足无人值守的安防及设备运行监视要求， 条件许可时可考虑与操作联动。 摄像机 的安装位置应减少和避免图像出现逆光，并且能够清楚地显示出入监控区域人员面部特征、机动车牌号等。 无人值守变电站的安防系统包括高压脉冲电子围栏、周界入侵报警系统和实体防护装置等方式，各 变电站的配置原则参照国家电网公司变电站安全技术防范配置指导意见（试行）的规定执行。一、 二楼门、窗、通风口等应设置实体防护装置，有条件的可安装电子门窗报警。安防系统的报警信号应能 传送到监控中心。 无人值守变电站控制室应安装紧急报警装置，并通过专线或网络与区域报警中心、监控中心（集控 站）联网。无人值守变电站可安装门禁系统，并能与安防、视频系统联动。 无人值守变电站视频监视系统应对变电站重要设备和设施进行实时图像监视，监控中心（集控站） 人员可以全方位地掌握无人值守变电站的运行、安全防范和消防等情况，使无人值守变电站的安全运行 得到有效保证。对特殊大型变电站或重要的变电站可考虑安装红外成像仪。视频监视系统宜与变电站站 内照明联动。 5.10 消防、空调等辅助系统 无人值守变电站的辅助系统与常规变电站类似，消防系统的信息应通过自动化系统传至监控中心。 继电保护小室、计算机房、开关室、蓄电池室等生产场所宜配置温、湿度远方检测功能。空调等环境监 测信息宜通过视频系统传至监控中心，空调的电源报警信号应通过自动化系统传至监控中心。 变电所采用集中排水装置的，应将排水泵动作情况、污水池水位等通过硬接点信号经自动化系统传 至监控中心。 天气寒冷和有潮气地区室外端子箱、机构箱应配备足够的加热装置，并具备手动、自动启动功能。 6 监控中心的基本要求 监控中心系统配置应满足无人值守变电站安全运行的要求，满足对无人值守变电站的主要设备进行 安全监视和运行控制的要求， 满足变电站设备操作的防误闭锁要求， 满足电力二次系统安全防护的要求， 满足对事故和异常情况的处理要求，能够充分利用变电站和监控中心系统设备的功能，提高无人值守变 电站运行管理水平。 监控中心设备的选型应做到安全可靠、技术先进，应采用具有开放性和可扩充性、抗干扰性强、成 熟可靠的产品。 集控站的系统和设备配置参照监控中心技术要求。 7 监控中心的技术要求 7.1 监控中心模式 监控中心模式一般分为两种：1)独立设置监控中心监控系统的独立控制模式，2)监控中心监控系统 与调度自动化系统合一的集中控制模式（包括地区调度 SCADA 系统的远方工作站模式）。各地区应根 据实际情况选取适合的模式。 无论采取何种模式，监控中心均应能实现对变电站可靠、合理、完善的监视、测量、控制，具备遥 测、遥信、遥控、遥调、遥视等功能；具备与调度端调度自动化系统交换信息的能力，并具备两票管理、 生产信息处理等应用功能。 7.2 监控中心系统配置 监控中心一般应配置自动化系统、集控防误系统，远程图像监控系统，生产信息管理系统等；根据 Q / GDW 231 2008 6 需要，还可配置设备在线监测系统、故障信息分站系统、电能计量分站系统等，以及为保证监控中心正 常运行的电源、通信等辅助系统、辅助设备。 监控中心除应具备 SCADA 系统常规功能外，还应具备安全操作（权限管理、责任分区等）、防误 闭锁、可定义的信息分级处理等功能。监控中心的主要功能应实现冗余配置。 监控中心的自动化系统是监控中心的核心系统，其规模和设备配置应满足所监控的无人值守变电站 的要求。同一地区无人值守变电站与监控中心之间的信息交互宜采用同一种标准规约。 监控中心网络通信、安全防护应满足电力二次系统安全防护有关规定要求。 7.3 监控中心功能要求 7.3.1 监控中心应具备信息处理功能。 监控中心应能支持多种通信规约，宜能够实现应用功能、图形画面、数据等方面的共享。 监控中心的信息应根据不同的紧急程度进行划分，并配置不同的声光报警和画面显示方式。报警信 息的来源应包括所采集的来自所属各变电站的信息，及监控中心系统自身运行的状态。报警处理应 分类型、分级别、分区域进行。报警信息应具备良好的可视化及音响效果。报警信息记录应完整， 且便于检索。 监控中心应将各变电站内重要设备的状态变化列为事件顺序记录处理内容，事件顺序记录处理的信 息应准确完整，并生成事件记录报告。 7.3.2 监控中心应具备良好的人机界面。 应可利用人机界面实现对各变电站的运行监视和遥控遥调操作，可监视变电站主接线图和主要设备 参数、查看历史数值以及各项定值。利用人机界面进行报警，确认报警点的退出/恢复。利用人机界面实 现画面、图表和曲线的编辑和打印。各种图表和曲线均可利用实时数据库和历史数据库动态生成。主接 线图上置位、挂牌、挂接地线操作应符合操作习惯，其标志牌可由监控人员生成。应提供智能型的交互 式操作管理，应具有动态拓扑着色功能，应具有趋势曲线功能。 7.3.3 监控中心应具备对所辖变电站运行监视功能。 监控中心应具备对所辖变电站主要设备的运行监视功能，能够实现所辖变电站视频和安防的监视， 实现运行情况监视、入侵探测、防盗报警、出入口控制、安全检查等主要功能。 7.3.4 监控中心应具备安全操作功能。 监控中心应具备对所辖变电站安全进行遥控、 遥调等操作功能。 应具备有效区分控制责任区的功能， 应具备有效的口令和校验机制确保运行的安全。宜实现分站、分压、分人、分组控制不同的变电站，并 根据责任区的划分分类告警。 监控中心应具备集控防误闭锁功能。配置中央监控防误闭锁系统时，应实现对无人值守变电站远方 操作的强制性闭锁。 监控中心应能够记录各项操作的内容和时间。 7.3.5 监控中心应具备在线计算及制表功能。 监控中心应能够对所采集的各种电气量和常规参数数据进行统计计算，如电压合格率等。应能对各 变电站主要设备的运行状况进行统计计算，应能充分利用各类数据，生成不同格式的生产运行报表，并 按要求方式打印输出，生产运行报表应能由用户编辑、修改、定义、增加和减少。 7.3.6 监控中心应具备系统自诊断与自恢复功能。 监控中心应具有系统在线诊断能力，发现系统运行异常时，应予以报警和记录。设备冗余配置的， 应具有自动切换功能。与变电站的数据通信可采用专线和网络方式，双通道热备用，可实现两路专线、 专线与网络的互为备用，实现自动切换。 7.3.7 监控中心具备的其他功能。 监控中心应具备时钟同步功能，应能够采用标准授时信号进行时钟校正，应具有通过前置处理机对 不具备当地时间同步系统的变电站自动化系统(包括 RTU 装置)进行时钟检查和校准的功能。 Q / GDW 231 2008231 2008 7 监控中心宜具备电量采集功能，能够采集所辖变电站的电能量信息。 监控中心宜具备电压无功控制功能，能够按照所给定的策略完成对无功电压的控制。 监控中心宜具备故障信息分析等功能，能够收集所辖变电站的保护动作信息，故障录波波形等。 7.4 监控中心的系统容量 监控中心的系统容量取决于监控中心的模式及所辖的无人值守变电站数量，应保留一定裕量。 监控中心所辖变电站的数字输入量（DI），模拟量输入量（AI）以及监控中心端所定义的分画面、 报表等数量均应进行优化。 所采集的历史数据采样间隔应可以人工设定，最小间隔应可以达到 1 分钟；监控中心应至少能够存 储 3 年以上的历史数据(按 5 分钟间隔)、日报、月报、年报等数据。 7.5 监控中心的通信配置 监控中心至少应有2个不同方向的专网通道接入调度数据专网。 视频信号不通过调度数据网络传输。 监控中心与所辖 110kV 及以上变电站之间、 监控中心与所属调度机构之间宜具备 2 条及以上不同路 由光缆连接。 监控中心应开通至所属调度机构、所辖受控站等的调度直通电话，同时开通备用电话。 7.6 监控中心的生产管理系统 监控中心应配置包含“两票”系统在内的生产信息管理系统，统一整个生产流程，实现“两票”的 网上传递以及各类生产信息的网络共享。 监控中心的网络配置应满足二次安全防护的要求，应配置相应的电力专用安全防护装置和防火墙等 网络安全设备。 7.7 监控中心电源等辅助配置 监控中心各功能室和机房等应根据设备的要求，配备足够的空调设备，应考虑防尘、防潮、防噪声、 防电磁干扰、防雷击、防过电压等措施。应有符合国家有关规定的防水、防火和事故照明设施。 监控中心的交流供电电源应安全可靠。至少采用交流双路供电，自动切换。电源质量应符合设备要 求。监控中心应配备交流不间断电源，宜配置独立的蓄电池。 Q / GDW 231 2008 8 附 录 A （资料性附录） 附录 监控中心监控系统主要功能列表（独立控制模式，监控中心独立设置） 序号 分 类 项 目 备 注 1 支撑平台 系统运行管理 计算机网络管理 历史数据库管理 实时数据库管理 数据备份与恢复 用户开发环境 人机界面管理 图模库 CASE 管理 报表管理 权限管理告警管理 模型交换 图形可视化 网络建模/拓扑 2 前置通信 规约解释与处理 数据采集与处理 3 SCADA 功能 (含集中监控功能) 前置数据采集及数据处理 事件顺序计录 告警 多数据源处理 旁路代/对端代 拓扑着色 PDR 功能 拓扑五防 模拟图操作预演 计算处理 程序化操作 序列控制 集控责任分区 责任区数据分流 事件及报警处理 信号分层处理及专家告警分析 系统在线帮助等 软压板投退等 定值组切换等 4 3 区服务应用 含 WEB 浏览/综合查询/报表功能 5 电压无功优化分析 控制软件包 含电压监测及其统计考核分析、 力率分析、 力 率考核功能、无功补偿设备投切控制等 6 接口 Q / GDW 231 2008231 2008 9 （续） 序号 分 类 项 目 备 注 6.1 与其它自动化 系统的通信接口 调度自动化系统 电量集抄系统 下网侧电能量自动计量 其他集中监控中心系统 配网自动化 负控系统 五防系统 视频图像系统 安防系统 6.2 与调度管理 系统通信接口 短期负荷预报接口 母线负荷预报接口 报警系统接口 与 OMS 系统通信软件 与数据中心交换数据软件 6.3 与大屏幕接口 Q / GDW 231 2008 10 附 录 B （资料性附录） 附录 监控中心监控系统主要功能列表（集中控制模式，监控中心与调度系统合一） 序号 分 类 项 目 备 注 1 支撑平台 系统运行管理 计算机网络管理 历史数据库管理 实时数据库管理 数据备份与恢复 用户开发环境 人机界面管理 图模库一体化 CASE 管理 报表管理 权限管理告警管理 模型交换 图形可视化 网络建模/拓扑 未来态/未来模型 2 前置通讯 规约解释与处理 数据采集与处理 3 SCADA 功能 （含集中监控功能） 前置数据采集及数据处理 事件顺序计录 告警 多数据源处理 旁路代/对端代 拓扑着色 PDR 功能 拓扑五防 模拟图操作预演 低频减载 拉闸限电管理 计算处理 全图形智能操作票 程序化操作 序列控制 集控责任分区挂你 责任区数据分流 事件及报警处理 信号分层处理及专家告警分析 系统在线帮助等 4 保护及稳控信息管理 动态拓扑 故障分析 波形分析 数据召唤 定值组切换 定值下装 软压板遥控等 Q / GDW 231 2008231 2008 11 （续） 序号 分 类 项 目 备 注 5 3 区服务应用 含 WEB 浏览/综合查询/报表功能/调度员潮流/ 状态估计/静态安全/安全校核/网络等值接口等 支持 SVG 和客户端两 种方式 6 PAS 高级应用 状态估计 调度员潮流 静态安全分析(含主变) 短路电流计算 网络等值接口 7 电压无功优化分析 控制软件包 含电压监测及其统计考核分析、力率分析、力 率考核功能等 8 DTS 调度员培训仿真 电力系统静态仿真子系统 教员和仿真控制子系统 控制中心仿真功能 联合反事故演习 9 调度预案在线分析控制 含事故拉路自动控制、 线路自动投切功能 10 接口 10.1 与其它自动化系统的 通信接口 调度自动化系统 电量集抄系统 下网侧电能量自动计量 集中监控中心系统 配网自动化 负控系统 10.2 与调度管理信息系统 通信接口 短期负荷预报接口 报警系统接口 与 DMIS 系统通信软件 与数据中心交换数据软件 10.3 与大屏幕接口 Q / GDW 231 2008 12 Q / GDW 231 2008231 2008 13 无人值守变电站及监控中心技术导则 编 制 说 明 Q / GDW 231 2008 14 目 次 1 任务来源及工作过程 15 2 编写本标准的意义 15 3 适用范围 15 4 主要内容及说明 15 Q / GDW 231 2008231 2008 15 1 任务来源及工作过程 本标准是国家电网公司从所辖区域内各网省公司的实际需求出发组织编写，委托华东电网有限公司 组成编写组，编制任务 2006 年 9 月下达。 华东电网有限公司生产部接到任务后，组织有关专家成立编写组，编写组在总结华东和上海地区无 人值守变电站、集控站、监控中心建设及运行管理经验基础上，依据电力行业相关标准、规范和国家电 网公司有关电力设备技术管理的规定编制形成初稿。 2007 年 12 月，编写组组织华东电网有限公司、上海市电力公司、上海超高压输变电公司、华东电 力试验研究院有限公司等单位的专家，在上海召开第一次工作会议，对初稿进行了讨论，根据与会专家 意见，修订形成修改稿。 2008 年 9 月，编写组在杭州召开第二次工作会议，国家电网公司、华东电网有限公司、上海、北京、 天津、辽宁、陕西、河南、江苏、浙江省电力公司有关领导和专家参加，会议收集和汇总了公司总部、 国调中心、各网省公司的意见建议，讨论明确了标准格式，对导则内容进