《电力系统继电保护及应用》课件-智能变电站监控系统

电力系统继电保护及应用电力系统继电保护及应用智能变电站监控系统1智能变电站一体化监控系统2智能变电站站控层设备配置3站控层后台机监控系统的软件配置4站控层主要功能及监控系统1智能变电站一体化监控系统智能变电站一体化监控系统01智能变电站一体化监控系统是指依据全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化的基本要求,通过系统集成优化具备全站信息的统一接入、统一存储和统一展示,实现运行监视、操作与控制，综合信息分析与智能告警、运行管理和辅助应用等功能的监控系统。智能变电站自动化由一体化监控系统和输变电设备状态监测、辅助设备、计量等共同构成。其中，一体化监控系统纵向贯通调度、生产等主站系统,横向联通变电站内各自动化设备,处于体系结构的核心部分。智能变电站一体化监控系统01(一)智能变电站一体化监控系统结构智能变电站一体化监控系统采集站内电网运行信息、二次设备运行状态信息，通过标准化接口与辅助系统等进行信息交互实现变电站全景数据采集、处理、监视、控制、运行管理、统一存储，构建面向主子站深度互动协同的信息模型和标准化接口，支撑主站各业务需求。智能变电站自动化系统体系架构逻辑关系如图所示。1.逻辑结构智能变电站一体化监控系统01智能变电站自动化系统体系架构逻辑关系图智能变电站一体化监控系统01智能变电站一体化监控系统,基于监控主机和综合应用服务器，统一存储变电站模型、图形和操作记录、运行信息、告警信息、故障波形等历史数据,为各类应用提供数据查询和访问服务。智能变电站一体化监控系统结构遵循DL/T860电力行业系列标准。2.物理结构智能变电站一体化监控系统01智能变电站一体化监控系统架构示意图智能变电站一体化监控系统01(1)在安全I区中，监控主机采集电网运行和一二次设备工况等实时数据，经过分析和处理后在操作员站上进行统一展示，实现实时监视和控制功能；(2)I区监控主机应具备完整的防误功能，可与站内独立配置的智能防误主机进行信息交互，实现防误校核双确认；(3)I区数据通信网关机通过直采直送的方式实现与调度(调控)中心的实时数据传输，并提供运行数据告警直传和远程浏览服务；(4)在安全Ⅱ区中，综合应用服务器经防火墙获取安全I区的保护设备及其在线监视与诊断装置的信息，并和故障录波器、智能辅控系统、输变电设备状态监测系统进行通信，实现对全站继电保护信息、一次设备监测信息、辅助设备专题信息等的综合分析和可视化展示；智能变电站一体化监控系统01(5)当智能辅控系统、输变电设备状态监测系统采用综合数据网进行信息传输时，与Ⅱ区综合应用服务器之间应加装正反向隔离装置；(6)Ⅱ区数据通信网关机经过站控层网络从保护装置、综合应用服务器、故障录波器等获取数据、模型等信息，与调度(调控)中心进行信息交互，提供信息查询和远程调阅等服务,并上送全站二次设备运行信息、保护专业信息、故障录波等信息；(7)网络安全监测装置宜部署在安全Ⅱ区，获取服务器、工作站、交换机、安全防护设备的重要运行信息、安全告警信息等，实现数据采集、安全分析、告警、本地安全管理和告警上传。智能变电站一体化监控系统01智能变电站一体化监控系统的应用功能结构如图所示，分为三个层次：数据采集和统一存储、数据消息总线和统一服务接口、五类应用功能，支持主子站的实时数据传输和非实时数据传输。五类应用功能包括：运行监视、操作与控制、信息综合分析与智能告警、运行管理和网络安全监测。3.功能结构智能变电站一体化监控系统01智能变电站一体化监控系统应用功能结构示意图智能变电站一体化监控系统01（二）智能变电站一体化监控系统构成智能变电站一体化监控系统由站控层、间隔层、过程层设备构成。站控层设备主要有：监控主机、操作员站、工程师工作站、数据通信网关机、综合应用服务器、防火墙、正向隔离装置、反向隔离装置、网络安全监测装置、PMU数据集中器、工业以太网交换机及打印机等；间隔层设备主要有：测控装置、网络报文记录及分析装置等；过程层设备主要有：独立配置的合并单元、智能终端或合并单元智能终端集成装置及过程层工业以太网交换机等。1.设备构成。智能变电站一体化监控系统01变电站网络在物理上由站控层网络和过程层网络组成。站控层网络常采用星型结构，110kV(66kV)及以上智能变电站应采用双网，站控层交换机连接数据通信网关机、监控主机、综合应用服务器等设备以及间隔层的保护、测控和其他智能电子设备，实现站控层设备之间、站控层与间隔层设备之间以及间隔层设备之间的信息传输；过程层网络常满足GOOSE和SV报文传输要求，应采用100Mbps或更高速度的工业以太网，110(66)kV及以上应按电压等级配置，采用星形结构，220kV及以上电压等级应采用双网。2．网络构成。智能变电站一体化监控系统01实现间隔层设备与过程层设备之间的信息传输；全站的通信网络应采用高速以太网，传输带宽应大于或等于100Mbps，过程层交换机之间级联宜采用1000Mbps端口互联；以太网交换机应采用工业以太网标准，其设备的功能和性能应遵循Q/GDW1429智能变电站网络交换机技术规范。2智能变电站站控层设备配置智能变电站站控层设备配置02（一）配置原则站控层负责变电站的数据处理、集中监控和数据通信，包括监控主机、数据通信网关机、数据服务器、综合应用服务器、操作员站、工程师工作站、PMU数据集中器、二次安全防护设备、对时系统、工业以太网交换机及打印机等软硬件设备，实现面向全站设备的监视、控制、告警及信息交互功能，属于一体化业务系统，完成数据采集和监视控制、操作闭锁以及同步相量采集、电能量采集、保护信息管理等相关功能，并与远方监控调度中心通信。智能变电站站控层设备配置02（二）硬件典型配置智能变电站二次系统按无人值班设计，站控层由监控主机兼人机工作站、远动通信装置、保护故障信息系统和其他各种功能站构成，提供站内运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层、过程层设备等功能，形成全站监控、管理中心，并远方监控调度中心通信。同时站控层设备应该按照一体化监控系统建设技术规范和相关工程的技术规范书配置。智能变电站站控层设备配置02监控主机实现站内设备的运行监视、操作与控制、信息综合分析与智能告警、运行管理功能，支持变电站实时运行数据和记录事件的存储功能,支持历史告警信息文件导出等功能。1.监控主机。序号功能分类主要功能具体功能实现1运行监视功能实时运行监视SCADA网络状态监测在线监测故障录波在线状态评估数据校核、筛选信息评估远程浏览远程视频浏览远程计算机辅助控制2操作与控制功能调控一体化调度控制PMU应用运行操作智能操作票顺序控制防误闭锁操作经济运行与优化控制区域无功优化远程顺序控制3综合信息分析与智能告警功能故障综合分析故障分析决策判断智能告警数据分类故障报警人机互动4运行管理功能生产运行设备运行管理设备检修管理设备值班管理设备信息展示与发布PMS信息管理标准/规程/规范管理源端维护与模型检验图模一体化变电站模型校验智能变电站站控层设备配置02监控主机实现的基本功能包括电网运行监视、操作控制等。电网运行监视功能。实现智能变电站全景数据的统一存储和集中展示；提供统一的信息展示界面，综合展示电网运行状态、设备监测状态、辅时应用信息、事件信息、故障信息；实现装置压板状态的实时监视，当前定值区的定值及参数的召唤、显示；实现一次设备的运行状态的在线监视和综合展示；实现二次设备的在线状态监视，通过可视化手段实现二次设备运行工况、站内网络状态和虚端子连接状态监视；实现辅助设备运行状态的综合展示；设备状态监视大量数据信息采集于安全Ⅱ区，经由防火墙传送至监控主机，达到运行监视目的。智能变电站站控层设备配置02操作与控制功能。实现智能变电站内设备就地和远程的操作控制。包括顺序控制、无功优化控制、正常或紧急状态下的断路器/隔离开关操作、防误闭锁操作等。包含以下内容：站内操作。具备对全站所有断路器、电动开关、主变有载调压分接头、无功功率补偿装置及与控制运行相关的智能设备的控制及参数设定功能；具备事故紧急控制功能，通过对开关的紧急控制，实现故障区域快速隔离；具备软压板投退、定值区切换、定值修改功能。无功优化控制。根据电网实际负荷水平，按照一定的策略对站内电容器、电抗器和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。智能变电站站控层设备配置02负荷优化控制。根据预设的减载目标值，在主变过载时根据确定的策略切负荷，可接收调度(调控)中心的投退和目标值调节指令。顺序控制。在满足操作条件的前提下，按照预定的操作顺序自动完成一系列控制功能，宜与智能操作票配合进行。防误闭锁。根据智能变电站电气设备的网络拓扑结构，进行电气设备的有电、停电、接地三种状态的拓扑计算，自动实现防止电气误操作逻辑判断。智能操作票。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。监控主机应采用双机冗余配置，同时运行，互为热备用。基础操作平台可运行在服务器架构的硬件平台上，支持UNIX、Linux等操作系统，支持异构，混合模式运行。智能变电站站控层设备配置02主要有：操作员站、工程师工作站、五防工作站等。操作员站：提供站内运行监控的主要人机界面,实现对全站一二次设备的实时监视和操作控制，具有事件记录及报警状态显示和查询、设备状态和参数查询、操作控制等功能。工程师工作站：实现智能变电站监控系统的配置、维护和管理，是变电站自动化系统与专职维护人员联系的主要界面，包括操作员站的所有功能和维护、开发功能，单套配置即可。考虑到硬件互换性，工程师工作站应与操作员工作站同等规格考虑，但无双屏显示要求。2.人机工作站。智能变电站站控层设备配置02五防工作站：变电站自动化系统中设置“五防”工作站，五防工作站按DL/T860-8-1标准从站控层网络获取变电站实时信息。操作员工作站操作时通过五防工作站进行模拟反校，实现变电站的站控层防误操作闭锁功能，在间隔层操作时则通过计算机钥匙和机械锁具实现五防功能。五防工作站能显示变电站一次主接线图及设备当前位置情况，进行模拟预演。同时，五防工作站还应具有操作票专家系统，利用计算机实现对倒闸操作票的智能开票及管理功能、能够使用图形开票、手工开票、典型票等方式开出完全符合“五防”要求的倒闸操作票。智能变电站站控层设备配置02保护及故障信息系统要求直接采集来自间隔层或过程层的实时数据，能在电网正常和故障时，采集、处理各种所需信息，能够与调度中心进行通信，支持远程查询和维护。保护及故障信息系统采用单套配置，通过防火墙接入MMS网，接收各保护装置信息并通过电力数据网将保护信息传送至调度端。同时依据变电站特点，可将保护及故障信息系统的功能融入监控主机内，站内不单独配置保护及故障信息系统。3.保护及故障信息系统。智能变电站站控层设备配置02(1)数据通信网关机安全分区要求。数据通信网关机一般依据变电站安全分区，功能实现方面分为三种形式。I区数据通信网关机：直接采集站内实时数据，通过专用通道向调度(调控)中心传送实时信息，同时接收调度(调控)中心的操作与控制命令，实现变电站告警信息向调度主站的直接传输，同时支持调度主站对变电站的图行调阅和远程浏览。采用专用独立设备，无硬盘、无风扇设计；4.数据通信网关机。智能变电站站控层设备配置02Ⅱ区数据通信网关机：采集保护录波文件、一/二次设备在线监测、辅助设备等运行状态信息，实现Ⅱ区数据向调度（调控）中心和其他主站系统的数据传输，具备远方查询和浏览功能；Ⅲ/Ⅳ区数据通信网关机：负责向管理信息大区传送厂(站)运行信息，实现与PMS、输变电设备状态监测等其他主站系统的信息传输，智能站数据通信。智能变电站站控层设备配置02(2)数据采集要求。实现电网运行的稳态及保护录波等数据的采集；实现一次设备、二次设备和辅助设备等运行状态数据的采集；支持站控层双网冗余连接方式。(3)数据处理要求。数据处理应支持逻辑运算与算术运算功能，支持时标和品质的运算处理、通信中断品质处理功能。(4)数据远传要求。数据远传应支持向主站传输站内调控实时数据、保护信息、一/二次设备状态监测信息、图模信息、转发点表等各类数据。智能变电站站控层设备配置02(5)远方控制功能要求。应支持主站遥控、遥调和设点、定值操作等远方控制，实现断路器和隔离开关分合闸、保护信号复归、软压板投退、变压器档位调节、保护定值区切换、保护定值修改等功能；对于来自调控主站遥控操作,应将其下发的遥控选择命令转发至相应间隔层设备，返回确认信息源应来自该隔层IED装置。(6)告警直传要求。告警直传应能将监控系统的告警信息采用告警直传的方式上送主站。(7)远程测览要求。远程测览应能将监控系统的画面通过通信转发方式上送主站。智能变电站站控层设备配置02网络通信记录分析系统应能实时监视、记录网络通信报文、采样值报文等，每隔一定周期保存为文件，并进行各种分析，对故障报文进行录波，与故障录波系统进行整合。网络报文记录分析系统与故障录波系统整合，采用单套配置。5.网络报文分析记录系统。智能变电站站控层设备配置02用于厂站端相量数据接收、转发、存储的通信装置。能够同时接收多个同步相量测量装置的数据，并实时向多个主站转发，同时完成相量数据的就地存储。同步相量信息转发装置采用嵌入式设备，通过独立的网络采集间隔层PMU(相量测量装置)的相量数据，并通过调度数据网与调度中心WAMS(电网广域监测系统)进行通信，同时为自动化系统站控层高级应用功能实现提供动态数据。智能变电站PMU数据集中器为双套配置。6.PMU数据集中器。智能变电站站控层设备配置02交换机至间隔层设备间采用双星型方式连接；站控层设备通过2个网络口分别与站控层主交换机A和主交换机B连接；间隔层测控、测控保护装置2个网络出口分别接入A网和B网；双重化的保护第一套保护装置接人A网，第二套保护接入B网；交换机按电压等级配置交换机，提高了网络的可靠性、安全性，方便扩建、检修、运行；交换机应选用满足现场运行环境要求的工业交换机，并通过电力工业自动化检测机构的测试，满足标准要求。7.站控层网络交换机配置。智能变电站站控层设备配置02变电站应配套全站公用的时间同步系统，主时钟应双重化配置，支持北斗系统和GPS系统标准授时信号,从国家电网的安全战略上考虑，优先采用北斗系统，时钟同步精度和守时精度满足站内所有设备的对时精度要求，站控层设备宜采用SNTP(简单网络时间协议)网络对时方式。8.时钟同步系统。智能变电站站控层设备配置02综合应用服务器的作用是实现与电能质量监测、状态监测、故障录波、辅助应用系统等设备的信息交互，通过统一处理和统一展示，实现运行监视、控制管理等功能。综合应用服务器接收全站设备运行工况和异常告警信息、一次设备运行数据、故障录波及继电保护专业分析和运行管理信息、设备基础档案和台账信息等,进行集中处理、存储、分析和展示等。综合应用服务器宜采用成熟商用关系数据库、实时数据库和时间序列数据库，支持多用户并发访问。9.综合应用服务器。智能变电站站控层设备配置02综合应用服务器接收站内暂态数据、电能质量监测数据、辅助系统状态监测量、主设备状态监测量，然后供给电源、环境、安防监视、视频联动、电能质量监测等功能模块使用。同时依据现场需要，重要的状态等信息经防火墙传送至监控主机。智能变电站站控层设备配置02实现全站的数据集中式存储，为全站各类应用提供统一的数据查询和访问服务。10.数据服务器。实现站内安全I区和安全Ⅱ区设备之间的数据通信隔离。11.防火墙。实现安全Ⅱ区综合应用服务器与智能辅控系统、输变电设备状态监测系统的数据单向传输。12.正反向隔离装置。实现服务器、工作站、网络设备及安全防护设备等设备运行信息和网络安全监测数据的采集、安全分析与告警、本地安全管理和告警上传等功能。13.网络安全监测装置。智能变电站站控层设备配置02（三）智能变电站站控层硬件配置举例监控主机应双重化配置；操作员站、工程师工作站宜与监控主机合并；综合应用服务器宜双重化配置；I区数据通信网关机宜按实时传输和服务化应用进行分组部署，每组应双重化配置；Ⅱ区数据通信网关机应双套配置；500kV及以上电压等级智能变电站操作员站可独立双重化配置。1.220kV及以上电压等级智能变电站站控层主要设备配置智能变电站站控层设备配置02220kV电压等级智能变电站一体化监控系统结构示意图智能变电站站控层设备配置02监控主机应双套配置；操作员站、工程师工作站宜与监控主机合并；综合应用服务器单套配置；I区数据通信网关机宜按实时传输和服务化应用进行分组部署，每组应双套配置；Ⅱ区数据通信网关机可单配置。2.110kV(66kV)电压等级智能变电站站控层主要设备配置智能变电站站控层设备配置02110kV(66kV)电压等级智能变电站一体化监控系统结构示意图3站控层后台机监控系统的软件配置站控层后台机监控系统的软件配置03（一）系统软件。智能变电站一体化监控系统的主要系统软件包括操作系统、历史/实时数据库和标准数据总线与接口等,配置要求如下：1.操作系统应采用安全操作系统，如windows系统、Solaris或者linux操作系统的等；2.历史数据库应提供数据库管理工具和软件开发工具进行维护、更新和扩充操作；3.实时数据库应提供安全、高效的实时数据存取,支持多应用并发访问和实时同步更新；站控层后台机监控系统的软件配置034.应用软件应采用模块化结构，具有良好的实时响应速度和稳定性、可靠性、可扩充性；5.标准数据总线与接口应提供基于消息的信息交换机制,通过消息中间件完成不同应用之间的消息代理、传送功能。站控层后台机监控系统的软件配置03（二）工具软件。智能变电站一体化监控系统的工具软件包括系统配置工具和图形管理工具等，系统配置工具主要由装置配置工具模块、系统配置工具模块、模型校核工具模块等组成。1.装置配置工具模块：将来自SCD文件中其它能IED的输入数据与装置内部信号绑定；生成IED专用的配置文件，并将配置文件下装到IED；2.系统配置工具模块：用于创建和修改SCD文件，导入ICD文件创建IED实例，配置IED间的交换信息，设定IED的网络地址等通信参数并将IED与一次系统关联；站控层后台机监控系统的软件配置033.模型校核工具模块：读取变电站SCD文件，进行语义和语法验证，测试SCD文件的格式和内容是否正确，检测配置参数的合理性和一致性，包括介质访问控制(MAC)地址、网际协议(IP)地址唯一性检测和VLAN设置等；模型校核工具还应具备CID文件检测功能，对装置下装的CID文件进行检测，保证与SCD导出的文件内容一致；4.图形管理工具：图形管理工具完成变电站监性系统图形的编辑与管理功能，并可导入和导出标准的图形文件。4站控层主要功能及监控系统站控层主要功能及监控系统04（一）数据采集与处理实现对站内各专业数据(测控、保护、故障录波、电量、直流、设备在线检测、辅助设备等)的综合采集与处理。数据采集范围主要包括：电网运行数据、设备运行信息、变电站运行异常信息；电网稳态、动态和暂态数据的釆集；一次设备、二次设备和辅助设备运行信息的采集；保护设备在线监视与诊断装置上送的设备状态、虚实回路状态、诊断结果等数据的采集。其中测控上送量测数据应按一次值上送，量测数据应带时标、品质信息。数据采集应支持DL/T860,实现数据的统一接入。1．数据采集。站控层主要功能及监控系统04站控层主要功能及监控系统04智能变电站增设以变压器、断路器等为重点监测对象的在线状态监测单元，通过电学、光学、化学等技术手段对一次设备状态量进行在线监测，实现设备状态信息数字化采集、网络化传输、状态综合分析及可视化展示。2.在线监测。在线监测示意图站控层主要功能及监控系统04实现对数据采集的各类数据进行系统化操作,用于支持一体化监控系统完成运行监视、操作与控制、告警分析等功能。数据处理主要包括模拟量、状态量、电度量、SOE、保护定值(参数)、录波文件、相量、辅控等各种类型数据的处理；对数据的逻辑运算与算术运算，时标和品质的运算处理、通信中断品质处理，数据的转换、置数、告警、保存、统计等。遥信处理包括：遥信信号取反；手动信号屏蔽；自动接点抖动检测、抖动屏敝；双遥信接点；可根据事故总信号及保护信号，自动判别事故变位。3．数据处理。站控层主要功能及监控系统04遥测处理包括：标度量工程量转换；正确判别一级、二级遥测越限及越限恢复，并产生告警；可按越限时段定义越限告警死区、越限恢复死区；支持遥测量变化死区处理；支持定义遥测量零值范围；支持遥测突变阈值设定、遥测突变告警；向用户提供手动屏蔽实测值功能；有效处理多源遥测量。电度量处理包括：脉冲量转换为工程量，支持电度表计的归零、满度处理；支持由功率到积分电度量的计算。提供相应的数据质量标志，如旧数据、人工输入数据、无效数据、坏数据、可疑数据等都有明确标识。站控层主要功能及监控系统04数据统计包括实时数据统计、历史数据统计。分析统计的内容包括主变、输电线路有功、无功功率的最大、最小值及相应时间；母线电压最大值、最小值及合格率统计；计算受配电电能平衡率；统计断路器动作次数、断路器切除故障电流及跳闸次数；用户控制作次数及定值修改记录；功率总加、功率因数、负荷率计算；所用电率计算、安全运行天数累计等。另外，分析统计还提供公式计算、用户语言计算功能。4.分析统计。站控层主要功能及监控系统04（二）信息综合分析与智能告警信息综合分析与智能告警功能为运行人员提供参考和帮助，主要包括：对采集的反映电网运行状态的量测值和状态量进行检测分析，确定其合理性及准确性；实现对站内实时/非实时运行数据、辅助应用信息、各种告警及事故信号等综合分析处理；系统和设备根据对电网的影响程度提供分层、分类的告警信息；按照故障类型提供故障诊断及故障分析报告。站控层主要功能及监控系统04数据辨识是充分利用变电站稳态、动态、暂态等多源冗余数据，对采集的反映电网运行状态的量测值和状态量进行检测分析，确定其合理性及准确性，辨识不良数据并提供其状态估计值，达到标识数据品质、剔除不良数据、提高变电站数据准确度的作用。1.数据辨识。数据辨识逻辑框图站控层主要功能及监控系统04数据合理性检测。对量测值和状态量进行检测分析，确定其合理性，具体包括：检测母线的功率量测总和是否平衡；检测并列运行母线电压量测是否一致；检查变压器各侧的功率量测是否平衡；对于同一量测位置的有功、无功、电流量测,检查是否匹配；结合运行方式、潮流分布检测开关状态量是否合理。不良数据检测。对量测值和状态量的准确性进行分析，辨识不良数据，具体包括：检测量测值是否在合理范围，是否发生异常跳变；检测断路器、隔离开关状态和量测值是否冲突，并提供其合理状态；检测断路器、隔离开关状态和标志牌信息是否冲突，并提供其合理状态；当变压器各侧的母线电压和有功、无功量测值都可用时，可以验证有载调压分接头位置的准确性。站控层主要功能及监控系统04在电网事故、保护动作、装置故障、异常报警等情况下，基于稳态、暂态、动态三态数据进行综合分析，实现故障分析功能。故障信息综合展示。在事故发生后的几分钟内生成快速诊断事故,并将事故分析的结果进行可视化展示：①实时告警：在电网发生故障后能够在实时告警窗口快速发出告警信息，同时生成事故简报，事故简报与实时告警关联，点击实时告警时，自动弹出简报窗口；②故障分析结果图形化展示：以图形化的方式展示故障的分析结果，主要内容包括：故障简报、保护动作事件、故障测距、动作时序、故障量及保护定值。2.故障分析。站控层主要功能及监控系统04故障分析报告。综合简报与保护装置动作报告，生成故障综合报告，主要内容包括故障相关的电网信息和设备信息。在故障情况下对事件顺序记录、保护事件及故障波形等信息进行数据挖掘和综合分析，生成分析结果，以保护装置动作后生成的报告为基础，结合故障录波、设备台账等信息，生成故障分析报告；故障分析报告可采用主动上送或召唤方式，通过数据通信网关机上送给调度（调控）中心。站控层主要功能及监控系统04智能告警通过建立变电站的逻辑模型并进行在线实时分析，实现变电站告警信息的分类分组、告警抑制、告警屏蔽和智能分析，自动报告变电站异常并提出故障处理指导意见，也为主站分析决策提供依据。全站告警信息分为事故信息、异常信息、变位信息越限信息和告知信息五类。建立变电站故障信息的逻辑和推理模型，实现对故障告警信息的分类和过滤。结合遥测越限、数据异常、通信故障等信息对电网实时运行信息、一次设备信息、二次设备信息进行综合分析，通过单事项推理与关联多事件推理，生成告警简报。根据告警信息的级别，通过图像、声音、颜色等方式给出告警信息。3.智能告警。站控层主要功能及监控系统04（三）运行监视监控系统运行监视的监视范围包括电网运行信息、一次设备状态信息、二次设备状态信息和网络运行监视。可对全站二次设备运行状态、网络运行状态进行可视化展示，为运行人员快速、准确地完成操作和事故判断提供技术支持。监视画面具有电网拓扑识别功能，实时信息的显示能根据信息的当前品质状态使用不同的显示颜色。运行告警能够分层、分级、分类显示，信号能根据运行单位要求人工进行分类；统计及功能报表包括限值一览表、人工置数一览表、挂牌一览表、日报表、月报表等。运行监视界面应遵循Q/GDW1162。站控层主要功能及监控系统04电网运行监视内容及功能有：电网实时运行信息，包括电流、电压、有功功率、无功功率、频率，断路器、隔离开关、接地刀闸、变压器分接头的位置信号；电网实时运行告警信息，包括全站事故总信号、继电保护装置和安全自动装置动作及告警信号、模拟量的越限告警、双位置接点一致性检查、信息综合分析结果及智能告警信息等；1.电网运行监视。站控层主要功能及监控系统04支持通过计算公式生成各种计算值，计算模式包括触发、周期循环方式；开关事故跳闸时自动推出事故画面；支持挂牌功能，设备挂牌应闭锁关联的状态量告警与控制操作，提供文字牌标注功能；全站事故总信号可由任意间隔事故信号触发。站控层主要功能及监控系统04二次设备状态监视对象包括合并单元、智能终端、保护装置、测控装置、安稳控制装置、监控主机、综合应用服务器、故障录波器、网络交换机等；监视信息内容包括设备自检信息、运行状态信息、告警信息、回路状态、对时状态信息、装置定值、软压板信息、装置版本及参数信息等。2.设备状态监视。站控层主要功能及监控系统04物理网络链路运行对象包括站控层、间隔层和过程层各网络物理链路及其连接物理端口；监视信息内容包括物理链路连按状态、物理连接端口状态、物理网络拓扑连接信息等；支持SNMP协议或DL/T860协议，实现对交换机网络通信状态、网络实时流量、网络实时负荷、网络连接状态等信息的实时采集和统计。3.网络运行监视。站控层主要功能及监控系统04①电网运行可视化。实现稳态和动态数据的可视化展示，如有功功率、无功功率、电压、电流、频率等，采用动画、表格、曲线、饼图、柱图、仪表盘等多种形式展现；提供多种信息告警方式，包括最新告警提示、光字牌、图元变色或闪烁、自动推出相关故障间隔图、音响提示、语音提示、短信等；不合理的模拟量、状态量等数据置异常标志，并用闪烁或醒目的颜色给出提示，颜色可以设定；支持电网运行故障与视频联动功能，在电网设备跳闸或故障情况下，视频应能自动或者手动切换到跳闸设备。4.可视化展示。站控层主要功能及监控系统04②设备状态可视化。针对不同监测项目显示相应的实时监测结果，超过阈值的应以醒目颜色显示；可根据监测项目调取历史曲线；在电网间隔图中通过曲线、音响、颜色效果等方式综合展示一、二次设备各种状态参量，内容包括运行工况、运行参数、状态参数、实时波形、诊断结果等；根据监视设备的状态监测数据，以颜色、运行指示灯等方式，显示设备的健康状况、工作状态(运行、检修、热备用、冷备用)、状态趋势。站控层主要功能及监控系统04③网络运行可视化。网络运行可视化实现物理链路状态的可视化展示，显示包括二次设备物理端口、交换机设备等在内的全站物理光纤回路的连接关系，并以颜色、图形闪烁等方式显示物理链路状态和二次设备物理端口状态。站控层主要功能及监控系统045.告警直传。变电站监控系统将本地告警信息转换为带站名和设备名的标准告警信息，传给主站；并按照告警级别做好现有告警事件的分类整理，对告警信息进行合理分类和优化，确保上送主站告警信息总量在合理范围之内，能够按照主站要求定制告警信息上送；变电站告警直传支持同时上送多个主站；链路中断后恢复，能够补传链路中断期间规定时间内的告警信息，事故类和异常类告警信息优先补传；变电站告警网关因故障无法正常上送告警信息时应主动断开与主站连接且不再响应主站重连请求，待故障恢复后，重新响应主站，建立连接。站控层主要功能及监控系统046.远程浏览。数据通信网关机为调度(调控)中心提供远程测浏览和调阅服务，远程浏览只允许浏览，不允许操作。远程浏览内容包括一次接线图、电网实时运行数据、设备状态等。站控层主要功能及监控系统04（四）操作与控制智能变电站监控系统操作与控制支持单设备控制和顺序控制，支持监控主机对站内设备的控制与操作，包括遥控、遥调、人工置数、标识牌操作、闭锁和解锁等操作，支持调度(调控)中心对站内设备的遥控、遥调操作；满足安全可靠的要求，所有相关操作与设备和系统进行关联闭锁，确保操作与控制的准确可靠；支持操作与控制可视化；电气设备的操作采用分级控制，控制分四级：站控层主要功能及监控系统04第一级，设备本体就地操作，具有最高优先级的控制权。当操作人员将就地设备的“远方/就地”切换开关放在“就地”位置时，闭锁所有其他控制功能，只能进行现场操作；第二级，间隔层设备控制；第三级,站控层控制。该级控制在站内操作员工作站上完成，具有“远方调控/站内监控”的切换功能；第四级，调度(调控)中心控制，优先级最低。站控层主要功能及监控系统041.站内操作与控制单设备控制。单设备控制支持增强安全的直接控制或操作前选择控制方式，开关设备控制操作分三步进行：选择-返校-执行。选择结果显示，当“返校”正确时才能进行“执行”操作。在进行选择操作时，若遇到以下情况之一应自动撤销：校验结果不正确；遥控选择后30～90秒内未有相应操作。设备的操作与控制优先采用遥控方式，间隔层控制和设备就地控制作为后备操作或检修操作手段，同一时刻，只允许执行一个控制命令。站控层主要功能及监控系统04单设备遥控操作需满足以下安全要求：操作必须在具有控制权限的工作站上进行；操作员必须有相应的操作权限；双席操作校验时，监护员需确认；操作时每一步应有提示；所有操作都有记录，包括操作人员姓名、操作对象、操作内容、操作时间、操作结果等，可供调阅和打印。单设备遥控操作时，同一时刻只允许执行一个操作与控制命令。同期操作。断路器控制具备检同期、检无压方式，严禁检同期、检无压自动切换。操作界面具备控制方式选择功能，操作结果应反馈。同期检测断路器两侧的母线、线路电压幅值、相角及频率，实现自动同期捕捉合闸。过程层采用智能终端时，针对双母线接线，同期电压分别来自I母或Ⅱ母相电压以及线路侧的电压。站控层主要功能及监控系统04定值修改操作。智能变电站可通过监控系统修改定值，装置同一时间仅接受一种修改方式，定值修改前应与定值单进行核对,核对无误后方可修改，支持远方切换定值区。软压板投退。智能变电站远方投退软压板可采用“选择返校执行”方式，软压板的状态信息可作为遥信状态上送。主变分接头调节。主变分接头的调节可采用直接控制方式逐档调节，变压器分接头调节结果信息应上送。站控层主要功能及监控系统042.调度操作与控制智能变电站支持调度(调控)中心对管辖范围内的断路器、电动刀闸等设备的遥控操作，支持保护定值的在线召唤、保护定值区的切换、软压板的投退的修改，支持变压器档位调节和无功补偿装置投切，支持交直流电源的充电模块投退、交流进线开关等的远方控制。同一时刻，只允许执行一个调度操作与控制命令，且以上操作应通过I区数据通信网关机实现。支持调度(调控)中心进行功能软压板投退和定值区切换时的“双确认“功能。站控层主要功能及监控系统043.防误闭锁根据智能变电站电气设备的网络拓扑结构，进行电气设备的有电、停电、接地三种状态的拓扑计算，自动实现防止电气误操作逻辑判断。防误闭锁分为三个层次，站控层闭锁、间隔层联闭锁和机构电气闭锁。站控层闭锁由监控主机实现，操作应经过防误逻辑检查后方能将控制命令发至间隔层，如发现错误应闭锁该操作。间隔层联闭锁由测控装置实现，间隔间闭锁信息通过GOOSE方式传输。机构电气闭锁实现设备本间隔内的防误闭锁，不设置跨间隔电气闭锁回路。站控层闭锁、间隔层联闭锁和机构电气闭锁属于串联关系，站控层闭锁失效时不影响间隔层联闭锁，站控层和间隔层联闭锁均失效时不影响机构电气闭锁。站控层主要功能及监控系统044.顺序控制顺序控制也称程序化操作，是指在变电站原有标准化操作的前提下，由变电站自动化监控系统微机根据操作目的及五防规则发出整批指令，系统自动按照操作票规定的顺序执行相关运行方式变化的操作任务，系统根据设备状态信息变化情况判断设备操作效果，每执行一步操作前自动检查防误闭锁逻辑，并根据操作效果自动执行下一指令，一次性地自动完成多个控制步骤的操作，从而自动实现对变电站设备的程序化、自动化操作。站控层主要功能及监控系统04顺序控制必须满足无人值班及区域监控中心站管理模式的要求，可接收和执行监控中心、调度中心和本地自动化系统发出的控制指令，经安全校核正确后，自动完成符合相关运行方式变化要求的设备控制。智能变电站建立了统一化、标准化的符合IEC61850标准的顺序控制模型，所有一次设备都具备电动操作功能，二次具备软压板功能，实现与变电站内的视频监控系统或智能巡视系统的互动，增加控制端的可视化操作；实现与监控中心、调度中心的互动，实现调度主站端对顺序控制的实时监视，并能够控制整个顺序控制的过程。站控层主要功能及监控系统04顺序控制可实现操作项目软件预制、操作任务模块式搭建、设备状态自动判别、防误联锁智能校核、操作步骤一键启动、操作过程自动顺序执行等，顺序控制能够有效地减少操作时间和停电时间，并有效地降低误操作的概率，从而降低电网事故率，避免大面积停电。站控层主要功能及监控系统045.无功优化监控系统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，并接收调度(调控)中心的投退和策略调整指令。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。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。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。站控层主要功能及监控系统046.智能操作票包含操作票智能开票、操作票三审流程、操作票执行、操作票管理、操作票仿真、人员及权限管理。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。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。站控层主要功能及监控系统04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。智能操作票系统中应包括顺序控制系统的应用功能，顺序控制系统的操作应经过智能操作票系统进行防误校验。站控层主要功能及监控系统047.操作可视化操作可视化要求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、健康状态、关联设备状态等）、操作过程中的状态(状态信息、异常信息)和操作结果(成功标志、最终运行状态)。站控层主要功能及监控系统04（五）运行管理运行管理模块支持源端维护和模型校核功能，实现全站信息模型的统一，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。站控层主要功能及监控系统041.源端维护。源端维护中的“源端”是指在变电站端统一配置和维护数据。源端维护的内容包括数据模型、网络拓扑、接线图等。源端维护的目标是调度/集控系统可以直接导入和使用变电站端维护的数据模型。源端维护的意义在于数据模型统一在变电站端进行配置和维护，调度/集控端不需要重复建立数据模型，而是导入源端数据模型直接使用，这样减少了调度/集控端的维护工作量，实现了调度/集控端数据免维护。更重要的是，保证了变电站端与调度/集控端数据模型的一致性，消除因两端数据模型不一致对系统运行带来的潜在风险，提高系统运行的可靠性。站控层主要功能及监控系统042.权限管理。权限管理应区分设备的使用权限，应针对不同的操作，运行人员设置不同的操作权限。3.二次设备管理。测控装置参数管理。测控装置参数管理功能,要求支持召唤、修改测控装置的参数，测控装置参数的操作人员应具备对应的操作权限。站控层主要功能及监控系统04远动定值管理。远动装置定值管理功能要求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QGDW11627。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。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。站控层主要功能及监控系统04保护定值管理。保护定值管理功能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。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。站控层主要功能及监控系统044.时间同步管理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。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。厂站端时间同步及监测技术应遵循Q/GDW11539电力系统时间同步及监测技术规范。站控层主要功能及监控系统04（六）信息传输智能变电站监控系统信息传输功能应支持与多级调度（调控）中心的信息传输，其内容与格式应标准化、规范化，实时数据传输应满足实时性、可靠性要求，非实时数据传输宜采用服务接口方式按需调用。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。站控层主要功能及监控系统04通过I区数据通信网关机传输的内容包括：电网实时运行的量测值和状态信息；保护装置状态变位信息、动作信息、告警信息；设备运行状态的告警信息；调度操作控制命令；远程浏览；告警直传；二次设备定值区、定值、软压板；遥控、设点、顺控等操作命令；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；保护装置在线监测信息、中间接点信息、保护录波文件；模型和图形文件:全站的SCD、CIME、CIM/G文件等；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。站控层主要功能及监控系统04（七）监控系统人机界面的认知和操作这里以北京四方CSGC3000SA系统为例介绍监控系统人机界面。用户登陆系统后，点击“开始”按钮，可弹出该系统的功能菜单，主要包括系统运行、应用功能、组态等。CSGC3000SA系统功能菜单1.操作员画面。点击“操作员画面”，弹出图中所示界面。（一）系统运行菜单站控层主要功能及监控系统04操作员界面站控层主要功能及监控系统04操作员界面布局可以划分为标题区、菜单区、工具栏区、主显示区等。标题区主要包括图形运行程序的标题栏，左侧显示了图形运行应用程序名称，以及当前打开的图形文件名称。右侧包括最小化、关闭两个标题栏按钮。主显示区是图形的显示区域，主要实现根据实时值刷新显示图形，以及发送控制和调节命令。主显示区内鼠标的操作可以分为图形操作和图形对象操作两种，图形操作是指对图形整体的操作，包括鼠标选择视图/放大、缩小等菜单项，在主显示区内放大、缩小图形等操作。图形对象操作是指鼠标左键单击配置了事件连接的图形对象，或右键单击图形对象，在弹出的菜单项中选择控制命令。控制和调节命令的发送通常都是在指定的界面中进行的，这样的界面通常是弹出式的窗口，类似于模式或非模式对话框。2.功能菜单。功能菜单主要显示了“当前的工程名称”、“告警”、“历史告警查询”、“实时库查看器”、“曲线工具”和“显示控制台”。某些功能是和“系统运行菜单”重复。3.设置选项。点击操作员