重庆市电力公司地区电网调度监控信息规范(试行)XXXX0125

ICSxx.xxx重庆市电力公司企业标准Q/GDWQ/GDW/-xx-xxx-20xx重庆市电力公司地区电网调度监控信息规范（试行）20xx-xx-xx发布20xx-xx-xx实施重庆市电力公司发布Q/GDW/-xx-xxx-20xxI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......................................................29Q/GDW/-xx-xxx-20xxII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。Q/GDW/-xx-xxx-20xx1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/T5003-2005电力系统调度自动化设计技术规程DL/T5002-2005地区电网调度自动化设计技术规程DL/T5149-2001220kV～500kV变电站计算机监控系统设计技术规程Q/GDW231-2008无人值守变电站及监控中心技术导则Q/GDWZ461-2010地区智能电网调度技术支持系统应用功能规范GB/T14285-2006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[2010]12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[2008]137号《重庆电网继电保护装置命名规定》Q/GDW/-xx-xxx-20xx23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。Q/GDW/-xx-xxx-20xx34.4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。Q/GDW/-xx-xxx-20xx45.3.2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，Q/GDW/-xx-xxx-20xx5五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、