智能变电站状态监测系统站内接口规范介绍
智能变电站监控后台画面设置要求规范(试行)
智能变电站监控后台画面设置模板说明智能变电站监控后台画面包括索引界面、主接线图界面、间隔图界面、模拟预演图界面、网络结构图界面、全站GOOSE及SV网络图界面、一体化电源系统界面、全站软压板图界面、低周低压减载界面、消弧线圈界面、公用测控界面、定值管理界面及报表界面。
相关规范及要求如下：一、索引界面索引界面作为整个监控系统的总目录，应能清晰、直观地提供主接线图界面、模拟预演图界面、网络结构图界面、全站GOOSE及SV网络图界面、一体化电源系统界面、全站软压板图界面、低周低压减载界面、消弧线圈界面、公用测控界面、定值管理界面及报表界面的链接,方便运维人员准确、快速跳转至其他界面进行相应操作。
在各界面也应设置索引界面链接，方便快速返回索引界面。
各间隔图界面链接设置在主接线图处。
二、主接线图界面1.主接线图应能反映变电站内一次系统的运行方式，能反映开关、刀闸、地刀、手车、临时接地点等位置，界面应满屏显示，比例适当，文字、图形、标注清晰，易于辨认。
在主接线图界面上半部分位置显示变电站名称、全站事故总、直流母线电压、交流母线电压。
主接线图界面上应反应主变容量、主变实时档位、主变温度（油温及绕组温度）、各级母线电压、各间隔电流、有功、无功及功率因数等值。
每个间隔旁应有反映该间隔内事故及异常信号的提示信号。
2.全站事故总信号宜由任意间隔事故信号触发，并具备自保持功能和复归时间顺延功能。
3.主接线界面应与各间隔界面、索引界面及模拟预演界面建立链接，链接点应选在各间隔命名处。
4.主接线界面间隔、设备命名应符合规范要求。
对于主变临时接地点采用“主变编号+LD+序号”来命名，序号按电压等级依次排列，如1号主变高压侧临时接地点命名为1LD1，1号主变中压侧临时接地点命名为1LD2，2号主变高压侧临时接地点命名为2LD1等。
5.接线图界面底色应选黑色，文字为宋体，数字及字母为TIMES NEWROMAN体，字体大小、排列方向视界面比例合理制定。
智能变电站电子互感器与合并器接口技术规范概要
Q/GDW国家电网公司企业标准Q/GDWXXX-2009智能变电站电子互感器与合并器接口技术规范2009-XX-XX 发布 2009-XX-XX 实施国家电网公司发布目录前言 ................................................................................................................................1 1适用范围 .................................................................................................................. 1 2引用标准 .................................................................................................................. 1 3总则 .......................................................................................................................... 1 4主要术语 .................................................................................................................. 1 5电子式互感器 ........................................................................................................... 1 5.1正常和特殊使用条件 ........................................................................................... 1 5.1.1一般要求 ........................................................................................................... 1 5.1.2正常使用条件 ................................................................................................... 1 5.1.3特殊使用条件 ................................................................................................... 1 5.1.4系统接地方式 ................................................................................................... 1 5.2额定值 .................................................................................................................. 1 5.2.1通用额定值 ....................................................................................................... 1 5.2.2额定相位偏移的标准值 .................................................................................... 1 5.2.3数字量输出的额定值 ....................................................................................... 1 5.2.4模拟量电压输出的额定值 ................................................................................ 1 5.3设计要求 ............................................................................................................... 2 5.3.1一般设计要求 ................................................................................................... 2 5.3.2数字量输出的设计要求 .................................................................................... 2 5.3.3模拟量电压输出的设计要求 ............................................................................ 2 5.3.4互感器辅助电源的设计要求 ............................................................................ 2 5.3.5辅助信号输出的设计要求 ................................................................................ 2 5.4电子式互感器的组合型式 .................................................................................... 2 5.4.1电流互感器和电压互感器的组合 .. (2)5.4.2互感器和一次配电装置的组合 (2)6合并器 ......................................................................................................................2 6.1正常和特殊使用条件 (2)6.1.1一般要求 (2)6.1.2正常使用条件 (2)6.1.3特殊使用条件 ................................................................................................... 2 6.2设计要求 ............................................................................................................... 2 6.2.1一般设计要求 ................................................................................................... 2 6.2.2合并器输出方式的设计要求 ............................................................................ 2 6.2.3合并器配置的设计要求 .................................................................................... 2 6.2.4合并器接口的设计要求 .................................................................................... 3 6.2.5合并器安装的设计要求 .................................................................................... 3 6.3合并单元数字输入 ............................................................................................... 3 6.3.1物理层 ................................................................................................................. 3 6.3.2链路层 ................................................................................................................. 3 6.4合并单元数字输出 ............................................................................................... 3 6.4.1物理层 ............................................................................................................... 3 6.4.2链路层和应用层(9-2 .................................................................................. 3 6.4.3采样同步 ........................................................................................................... 3 6.4.4采样同步插值算法 ........................................................................................... 3 6.5间隔之间数据合并 ............................................................................................... 3 6.6合并单元建模和配置 . (3)前言随着采用DL/T860标准的变电站自动化系统的应用和推广, 变电站过程层设备与间隔层设备之间的信息交互发生了较大的改变。
智能变电站状态监测通用技术规范(范本)
220kV变电站计算机监控系统专用技术规范智能变电站状态监测技术规范（范本）25本规范对应的专用技术规范目录26220kV变电站计算机监控系统专用技术规范智能变电站状态监测技术规范（范本）使用说明1．本技术规范分为通用部分、专用部分。
2．项目单位根据需求选择所需设备的技术规范，技术规范通用部分条款及专用部分固化的参数原则上不能更改。
3．项目单位应按实际要求填写“项目需求部分”。
如确实需要改动以下部分，项目单位应填写专用部分“项目单位技术差异表”并加盖该网、省公司物资部（招投标管理中心）公章，与辅助说明文件随招标计划一起提交至招标文件审查会：1）改动通用部分条款及专用部分固化的参数；2）项目单位要求值超出标准技术参数值；3）需要修正污秽、温度、海拔等条件。
经标书审查会同意后，对专用部分的修改形成“项目单位技术差异表”，放入专用部分中，随招标文件同时发出并视为有效，否则将视为无差异。
4．对扩建工程，项目单位应在专用部分提出与原工程相适应的一次、二次及土建的接口要求。
5．技术规范的页面、标题、标准参数值等均为统一格式，不得随意更改。
6．投标人逐项响应专用技术规范中“1 标准技术参数”、“2 项目需求部分”和“3 投标人响应部分”三部分相应内容。
填写投标人响应部分，应严格按招标文件专用技术规范的“招标人要求值”一栏填写相应的招标文件投标人响应部分的表格。
投标人填写技术参数和性能要求响应表时，如有偏差除填写“投标人技术偏差表”外，必要时应提供相应试验报告。
7．一次设备的型式、电气主接线和一次系统情况对二次设备的配置和功能要求影响较大，应在专用部分中详细说明。
27目次智能变电站状态监测技术规范（范本）使用说明 (27)1总则 (29)1.1引言 (29)1.2供方职责 (29)2技术规范要求 (29)2.1总体要求 (29)2.2标准和规范 (29)2.3设计原则 (31)2.4监视范围 (32)2.5系统构成 (32)2.6系统通信 (34)2.7使用环境条件 (34)2.8装置额定参数 (34)2.9电源 (34)2.10防雷、接地、抗干扰 (35)2.11电缆选择和敷设 (35)2.12其他要求 (35)3试验 (35)3.1试验要求 (35)3.2电气性能试验 (36)3.3现场试验 (36)4技术服务、设计联络、工厂检验和监造 (36)4.1卖方提供的样本和资料 (36)4.2技术资料，图纸和说明书格式 (36)4.3供确认的图纸 (36)4.4项目管理 (36)4.5其他资料和说明书 (37)4.6卖方提供的数据 (37)4.7图纸和资料分送单位、套数和地址 (37)4.8设计联络会议 (37)4.9工厂验收和现场验收 (37)4.10现场服务 (37)4.11质量保证 (37)4.12备品备件，专用工具，试验仪器 (38)28220kV变电站计算机监控系统专用技术规范1总则1.1引言提供设备的厂家、投标企业应具有ISO 9001质量保证体系认证证书，宜具有ISO 14001环境管理体系认证证书和OHSAS 18001职业健康安全管理体系认证证书及年检记录，宜具有AAA级资信等级证书、重合同守信用企业证书并具备良好的财务状况和商业信誉。
浙江省电力公司变电设备状态监测主站系统I1接口网络通信规范_修订17资料
变电设备在线监测I1接口网络通信规范（修订17）浙江省电力公司修订说明1.130729更新修订16.3版：增加了红外测温的建模及静态文件；开始更新修订说明。
2.131029更新修订16.4版：1)修改了红外报警文件的命名方式；2)增加了附录A中关于红外建模的部分内容；3)增加了对时间格式的解释；4)增加了对静态文件上传的说明。
3.140116更新修订17版：1)重新排版、校对，统一风格，并以正式版形式发布；2)去掉了部分与规约无关的内容。
目次1.范围 (1)2.规范性引用文件 (1)3.术语和定义 (1)4.缩略语 (2)5.综合监测单元建模 (3)6.通信协议栈 (6)7.通信模型、功能与抽象通信服务接口 (7)8.配置 (17)9.测试 (19)附录A (22)附录B (62)附录C (88)附录D (95)附录E (96)附录F (118)附录G (120)变电设备在线监测I1接口网络通信规范1.范围本规范规定了站端监测单元接入各类综合监测单元（或符合DL/T860标准的在线监测装置）的统一通信协议，包括综合监测单元建模、通信协议栈、通信模型、功能与抽象通信服务接口、配置、测试等方面的内容。
本规范适用于常规变电站输变电设备状态监测主站系统的信息通信。
2.规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。
凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
DL／T860 变电站通信网络和系统DL／T1146 DL／T860实施技术规范Q／GDW 534 变电设备在线监测系统技术导则Q／GDW 561 输变电设备状态监测系统技术导则Q／GDW 616 基于DL／T860标准的变电设备在线监测装置应用规范3.术语和定义下列术语和定义适用于本文件。
3.1.在线监测on-line monitoring在不停电的情况下，对电力设备状况进行连续或周期性地自动监视检测。
智能变电站规范要求
南方电网3C绿色电网输变电示范工程建设指导意见（试行版）中国南方电网有限责任公司基建部2011年6月目次前言 (II)1范围 (1)2规范性引用文件 (1)3总则 (2)4变电站设计 (3)4.1站址选择 (3)4.2电气一次部分 (4)4.3电气二次部分 (9)4.4土建部分 (14)5输电线路设计 (18)5.1电气部分 (18)5.2结构部分 (26)6施工要求 (28)6.1一般要求 (28)6.2场地环境保护 (28)6.3大气环境保护 (29)6.4噪声影响控制 (29)6.5水污染控制 (30)6.6节地、节能、节水、节材措施 (30)附录本指导意见用词说明 (31)前言南方电网公司建设智能、绿色电网的任务是：运用先进的计算机技术、通信技术、控制技术，建设一个覆盖城乡的智能、高效、可靠的绿色电网（简称cccgp，即3C绿色电网，下同）。
根据《南方电网公司基建一体化管理推进工作方案》的相关要求，南方电网公司基建部制定了《南方电网公司“3C绿色电网”示范工程建设工作方案》，要求通过技术标准的建立和示范工程的建设，将智能、绿色、节能等理念逐步融入到电网工程建设中，不断提高公司基建工程的建设管理水平，实现电网建设向“3C绿色电网”建设的逐步转变。
为规范开展3C绿色电网输变电示范工程的建设，统一建设原则，特制定本指导意见。
本指导意见由中国南方电网有限责任公司基建部提出、归口、组织编写并解释。
本指导意见起草单位：中国南方电网有限责任公司基建部、广东省电力设计研究院。
本指导意见主要起草人：徐达明、李品清、邓恩宏、陈兵、周健、黄志秋、廖毅、游复生、简翔浩、侯婷、刘宝英、蔡田田、施世鸿、李涛、谭可立、吴琛、徐中亚、王咏莉、池代波、汪晶毅、龚有军、林方新、刘万群、张帆、赵雪竹。
1 范围本指导意见作为3C绿色电网输变电示范工程建设的技术指导性文件，明确了示范工程建设的技术原则。
本指导意见适用于交流110kV～500kV电压等级的变电站及输电线路示范工程，其它类型的输变电工程可参照执行。
智能变电站一体化监控系统功能规范
4.符号、代号和缩略语
IED Intelligent Electronic Device（智能电子设备） ICD IED Capability Description（IED 能力描述文件） SCD Substation Configuration Description（全站系统配置文件） SSD System Specification Description（系统规范文件） CID Configured IED Description（IED 实例配置文件） SCL Substation Configuration Language（变电站配置语言） CIM Common Information Model（公共信息模型） SVG Scalable Vector Graphics（可缩放矢量图形） XML Extensible Markup Language（可扩展标示语言） PMU Phasor Measurement Unit（同步相量测量装置）
3.2 数据通信网关机 data communication gateway 一种通信装置。实现智能变电站与调度、生产等主站系统之间的通信，为主站系统
实现智能变电站监视控制、信息查询和远程浏览等功能提供数据、模型和图形的传输 服务。
3.术语和定义
3.3 综合应用服务器 comprehensive application server 实现与状态监测、计量、电源、消防、安防和环境监测等设备（子系统）的信息通
信，通过综合分析和统一展示，实现一次设备在线监测和辅助设备的运行监视与控制。
3.4 数据服务器 data server 实现智能变电站全景数据的集中存储，为各类应用提供统一的数据查询和访问服务。
3.5 可视化展示 visualization display 一种信息图形化显示技术。通过可视化建模和渲染技术，将数据和图形相结合，实
智能变电站继电保护及自动化系统检测规范
电网智能变电站一体化监控系统测试标准（试行）市电力公司二○一三年七月目录前言 (1)1 范围.......................................................................................................... 错误！未定义书签。
2 规范性引用文件...................................................................................... 错误！未定义书签。
3. 实验室环境和检测工具 (3)1.1. 实验室环境要求 (3)1.2. 实验室测试工具要求 (3)4. 测试前被测厂家准备工作 (3)5. 检测流程 (4)6. 设备单装置的检验 (5)4.1. 设备型式检验项目 (5)4.2. 通信处理能力检验 (5)4.2.1. 检验环境建立 (6)4.2.2. 检测方法及结果评判 (6)4.3. 带时标的遥测量检验 (8)4.3.1. 交流采样输入设备检验方法 (9)4.3.1.1. 幅值误差 (9)4.3.1.2. 模拟量时标的精度 (10)4.3.2. SMV 采样值设备的检测方法 (10)4.3.2.1. 检测SMV 采样值设备的幅值 (10)4.3.2.2. 检测SMV 采样值设备的模拟量时标精度 (10)7. 综合应用服务器的检验 (11)5.1. 建立检验环境 (11)5.2. 综合应用服务器检验方法 (12)5.2.1. 综合应用服务器间隔层二区辅助设备接入检测 (12)5.2.2. 综合应用服务器接入子IED 设备集成应用功能检测 (14)8. 主机的检测 (16)6.1. 主机与PMU 集中器接口测试 (16)6.1.1. 通信状态测试 (16)6.1.2. 基本性能测试 (17)6.1.3. 数据召唤及扰动信息告警功能测试 (17)6.1.4. 报文格式测试 (17)6.1.5. 连续稳定运行测试 (17)6.2. 主机保护信息子站功能测试 (17)6.2.1. 开关量及软压板信号测试 (18)6.2.2. 保护模拟量测试 (18)6.2.3. 召唤定值测试 (19)6.2.4. 保护动作测试 (19)6.2.5. 保护录波数据的自动上送测试 (19)6.2.6. 故障录波器数据的召唤测试 (19)6.3. 主机顺控功能测试 (19)6.3.1. 线路停送电的顺序操作 (20)6.3.2. 双母线倒闸顺序操作 (20)6.3.3. 顺序控制的判定规则 (20)7.2. 网关机测试过程 (23)7.3. 网关机测试项目 (23)7.3.1. 基本测试 (23)7.3.2. 远动信息传输 (24)7.3.3. 远方操作 (24)7.3.4. 远程浏览服务 (25)7.3.5. 告警信息文本传输测试 (25)7.3.6. 报文格式测试 (25)7.3.7. II 区数据通信网关机与综合应用服务器功能测试 (26)7.3.8. 72 小时连续稳定运行 (26)10. DL/T860 检测 (26)8.1. DL/T860 一致性检测方法 (27)8.1.1. 服务器端DL/T860 一致性检测方法 (27)8.1.2. 客户端DL/T860 一致性检测方法 (29)8.2. DL/T860 应用功能及性能检测 (30)11. 系统配置检查 (33)9.1. 站控层设备硬件配置要求 (33)9.2. 系统软件配置 (34)9.2.1. 系统软件 (34)9.2.1.1. 历史数据库 (34)9.2.1.2. 实时数据库 (34)9.2.2. 工具软件 (34)9.2.2.1. 系统配置工具 (34)9.2.2.2. 模型校核工具 (34)9.3. 二次系统安全防护 (35)12. 系统应用功能测试 (38)10.1. 运行监视 (39)10.1.1. 数据采集 (39)10.1.1.1. 检验内容 (39)10.1.1.2. 检验方法 (40)10.1.2. 数据处理 (40)10.1.2.1. 遥信处理 (40)10.1.2.2. 遥测处理 (41)10.1.2.3. 统计计算 (43)10.1.3. 历史数据存储 (43)10.1.4. 数据服务器主备一致性检验 (44)10.1.5. 实时信息显示 (44)10.1.5.1. 检验内容 (44)10.1.5.2. 检验方法 (45)10.2. 操作与控制 (46)10.2.1. 站内及远方遥控 (47)10.2.1.1. 检验内容 (47)10.2.1.1.1. 遥控检验 (47)10.2.1.1.2. 遥调检验 (47)10.2.1.1.3. 人工置状态检验 (47)10.2.1.1.4. 同期操作 (48)10.2.1.1.5. 画面显示检查 (48)10.2.1.2. 检验方法 (49)10.2.1.2.1. 肯定测试 (49)10.2.1.2.2. 否定测试 (49)10.2.2. 防误闭锁 (49)10.2.2.1. 检验内容 (50)10.2.2.2. 测试用例 (50)10.2.2.3. 检验方法 (51)10.2.3. 顺序控制 (51)10.2.3.1. 顺序控制逻辑 (51)10.2.3.2. 测试用例 (51)10.2.3.3. 试验方法 (53)10.2.3.3.1. 正常条件下的各预设顺控流程测试 (53)10.2.3.3.2. 顺控过程中发生异常的处理和系统响应 (54)10.2.4. 智能操作票 (54)10.2.4.1. 检查智能操作票的功能 (55)10.2.4.2. 间隔设备态的功能设置功能检查 (55)10.2.4.3. 组态判断功能 (55)10.2.4.4. 顺序控制操作规则定制内容检查 (55)10.2.5. 无功优化 (56)10.2.5.1. 试验项目和试验方法 (56)10.2.5.1.1. 界面检查 (56)10.2.5.1.2. 站内控制策略试验 (56)10.2.5.1.3. 闭锁功能试验 (57)10.2.5.1.4. 主站端控制试验 (58)10.2.5.1.5. 历史记录和统计检查 (58)10.3. 运行管理 (58)10.3.1. 设备管理 (58)10.3.2. 检修管理 (59)10.4. 信息综合分析与智能告警应用 (59)10.4.1. 数据辨识 (59)10.4.1.1. 数据合理性检测 (59)10.4.1.2. 不良数据检测 (60)10.4.2. 智能告警 (61)10.4.2.1. 检验条件 (61)10.4.2.2. 告警基本功能检测 (61)10.4.2.3. 智能告警的故障分析功能 (63)10.5. 辅助应用 (66)10.5.1. 辅助应用设备的接入 (66)10.5.2. 联动控制 (66)13. 系统保信子站功能的检验 (67)11.1. 开关量及软压板信号测试 (67)11.2. 保护模拟量测试 (68)11.3. 定值读/写测试 (68)11.4. 软压板投退测试 (68)11.5. 定值区切换测试 (68)11.6. 保护动作测试 (69)11.7. 故障录波器数据的召唤测试 (69)14. DL/T860 与DL/T634.5104 规约转换测试 (69)12.1. 应用功能 (69)12.2. 品质描述的测试 (70)12.3. 测试方法 (70)15. 系统基本性能检验 (71)13.1. 性能指标检验 (71)13.1.1. 系统响应时间 (71)13.1.2. 系统负荷率指标检验 (72)13.1.3. 雪崩试验 (73)13.1.4. 时间同步精度 (73)13.2. 可靠性检验 (74)13.2.1. 双网切换检验 (74)13.2.2. 双机切换检验 (74)前言为规范智能变电站建设，依据国家电网公司智能变电站一体化监控系统相关规范，编制智能变电站一体化监控系统设备及功能检测方案。
220kV智能变电站电能质量监测终端通用技术规范
220kV智能变电站电能质量监测终端通用技术规范1 总则1.1 引言1.1.1 投标人应具备招标公告所要求的资质，具体资质要求详见招标文件的商务部分。
1.1.2 投标人须仔细阅读包括本技术规范（通用部分和专用部分）在内的招标文件阐述的全部条款。
投标人提供的电能质量监测终端应符合招标文件所规定的要求。
1.1.3 本招标文件采购标准规范提出了电能质量监测终端的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求和说明。
1.1.4 本招标文件提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，投标人应提供符合本采购标准规范引用标准的最新版本标准和本招标文件技术要求的全新产品，如果所引用的标准之间不一致或本招标文件所使用的标准与投标人所执行的标准不一致时，按要求较高的标准执行。
1.1.5 如果投标人没有以书面形式对本采购标准规范的条文提出差异，则意味着投标人提供的产品完全符合本招标文件的要求。
如有与本招标文件要求不一致的地方，必须逐项在“技术差异表”中列出。
1.1.6 本采购标准规范将作为订货合同的附件，与合同具有同等的法律效力。
本采购标准规范未尽事宜，由合同签约双方在合同谈判时协商确定。
1.1.7 本采购标准规范中涉及有关商务方面的内容，如与招标文件的商务部分有矛盾时，以商务部分为准。
1.1.8 本招标文件采购标准规范中通用部分各条款如与采购标准规范专用部分有冲突，以专用部分为准。
1.2 投标人应提供的资格文件投标人提供的资格文件包含但不限于以下内容：- 1 -a）填写技术规范专用部分中的技术参数响应表；b）填写技术规范专用部分中的投标人技术偏差表；c）按附录A提供业绩资料；d）按技术规范专用部分货物组件材料配置一览表填写仪器配置表；e）产品说明书、出厂试验报告，具有国家认可的检测机构出具的合格的型式试验、产品性能测试（POC）报告。
f）权威机构出具的终端与主站通信协议一致性测试报告。
智能变电站辅助系统综合监控平台介绍
智能变电站辅助系统综合监控平台一、系统概述智能变电站辅助系统综合监控平台以“智能感知和智能控制”为核心，通过各种物联网技术，对全站主要电气设备、关键设备安装地点以及周围环境进行全天候状态监视和智能控制，完成环境、视频、火灾消防、采暖通风、照明、SF6、安全防范、门禁、变压器、配电、UPS等子系统的数据采集和监控，实现集中管理和一体化集成联动，为变电站的安全生产提供可靠的保障，从而解决了变电站安全运营的“在控”、“可控”和“易控”等问题。
二、系统组成（一）、系统架构（二）、系统网络拓扑交换机服务器站端后台机网络视频服务器门禁摄像摄像头户外刀闸温蓄电池在线监测开关柜温度监测电缆沟/接头温度监测SF6监测空调仪表电压UPS温湿度电流烟感电容器打火红外对射门磁非法入侵玻璃破碎电子围栏水浸空调风机灯光警笛警灯联动协议转换器协议转换器协议转换器消防系统安防系统其他子系统TCP/IP 网络上级监控平台采集/控制主机智能变电站辅助系统综合监控平台将各种子系统通过以太网或RS232/485接口进行连接，包括前端的摄像机、各种传感器、中心机房的存储设备、服务器等，并通过软件平台进行集成和集中监视控制，形成一套辅助系统综合监控平台。
（三）、核心硬件设备：智能配电一体化监控装置PDAS-100系列智能配电一体化监控装置，大批量应用在变电站、开闭所和基站，实践证明产品质量的可靠性，能够兼容并利用现有绝大部分设备，有效保护客户的已有投资。
能够实现大部分的传感器解析和设备控制，以及设备内部的联动控制，脱机实现联动、报警以及记录等功能。
工业级设计，通过EMC4级和国网指定结构检测。
智能配电一体化监控装置是针对电力配电房的电缆温度以及母线温度无线检测，变压器运行情况以及油温检测、配电、环境、有害气体以及可燃气体和腐蚀性气体检测、安防、消防、采暖通风除湿机控制、灯光控制以及门禁而设计生产的一款产品。
它通过以太网TCP/IP 或者GPRS/3G/4G 网络，主要解决分布式无人值守配电房的监控和管理问题。
智能变电站智能终端技术规范
智能变电站智能终端技术规范随着电力系统的不断发展和智能化水平的提高，智能变电站作为电力系统中的关键环节，其性能和可靠性愈发重要。
智能终端作为智能变电站中的关键设备之一，承担着实现变电站智能化控制和监测的重要任务。
为了确保智能终端的性能和功能符合要求，制定一套完善的技术规范显得尤为重要。
一、智能终端的基本概念和功能智能终端是安装在智能变电站一次设备附近，用于采集设备状态信息、执行控制命令，并实现与间隔层设备通信的装置。
其主要功能包括：1、开关量输入采集：能够准确采集断路器、隔离开关等设备的位置状态以及其他相关的开关量信号。
2、开关量输出控制：根据间隔层设备的指令，实现对断路器、隔离开关等设备的分合闸控制。
3、模拟量采集：对电流、电压等模拟量进行采集和处理，为变电站的监测和保护提供数据支持。
4、通信功能：与间隔层设备进行高速、可靠的通信，上传采集到的数据，并接收控制指令。
二、技术性能要求1、精度要求开关量输入采集的分辨率和准确度应满足相关标准，确保能够准确反映设备状态。
模拟量采集的精度应符合测量和保护的要求，误差在允许范围内。
2、响应时间对于开关量输入的变化，智能终端的响应时间应足够短，以确保实时性。
输出控制命令的执行时间也应满足快速控制的要求。
3、可靠性具备良好的电磁兼容性，能够在复杂的电磁环境下稳定工作。
采用冗余设计，提高设备的可靠性和可用性。
4、环境适应性能够在宽温、高湿度、强振动等恶劣环境条件下正常运行。
三、通信接口和协议1、通信接口应具备以太网接口、串口等多种通信接口，以满足不同的应用需求。
接口的物理特性和电气特性应符合相关标准。
2、通信协议支持 IEC 61850 等国际标准通信协议，确保与其他设备的互操作性。
具备完善的通信规约和数据格式定义，保证数据传输的准确性和完整性。
四、硬件设计要求1、处理器和存储器选用高性能的处理器，满足数据处理和通信的需求。
具备足够的存储器，用于存储配置信息、采集数据和运行日志等。
输变电设备状态监测统一信息接口技术规范(~
华东电网有限公司企业标准Q/GDW-08-J×××-2010输变电设备状态监测统一信息接口技术规范（征求意见稿）2010-XX-XX发布 2010-XX-XX实施 华东电网有限公司标准化工作委员会发布目录1 范围 (3)2 引用标准（Normative References） (3)3 定义（Definitions） (3)4 缩写（Abbreviations） (4)5 输变电设备状态检测信息接口 (5)5.1 IEC TC57名字空间 (5)5.2 公共服务 (7)5.2.1 资源标识服务 (7)5.2.2 资源描述服务 (8)5.3 通用数据访问（GDA）服务 (8)5.3.1 GDA读访问 (8)5.3.2 GDA写访问 (8)5.3.3 GDA事件 (9)5.3.4 GDA 服务顺序图示例 (9)5.4 高速数据访问（HSDA）服务 (10)5.4.1 信息模型 (12)5.4.2 接口功能 (13)5.4.3 HSDA服务请求顺序示例 (14)5.5 基于名字服务的对象实现 (19)1范围本规范适用于华东电网应用IEC 61970系列标准的输变电设备状态检修系统的开发、设计、测试、应用等。
本规范规定了变电站输变电设备在线监测系统在应用IEC 61970系列标准时系统接口的规范性，并规定了在实际应用中进行信息接口时应遵循的原则等。
2引用标准（Normative References）下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。
本标准出版时，所示版本均为有效。
所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
61968 电力企业的应用集成－配网管理系统接口TC57IEC61970 电力企业的应用集成－能量管理系统接口IECTC573定义（Definitions）公司（Company）：公司是一个拥有和运行电力系统资源的合法实体。
变电设备状态检测系统I2接口规范
变电设备状态检测系统I2接口设计一、变电设备状态检测系统的特点与输电设备相比，变电设备状态监测的特点如下：1.供电充足、不需要休眠；2.就地维护方便；3.没有拍照控制需求；4.结构层次复杂，与变电站有唯一对应关系，全站由一台CAC统一向远方传送数据；二、变电设备状态检测系统的I2接口设计原则1.借鉴已有输电线路的接口设计精神2.考虑变电站的特点3.考虑变电设备状态检测系统的特点4.接口的易扩展性5.接口的清晰、简洁性。
三、变电设备状态检测系统的体系结构变电设备状态检测系统的体系结构应该兼顾传统变电站和智能变电站的要求，其结构分层用XML表达如下：<cac><maincma><cma><sensor/>……<sensor/></cma><cma><sensor/>……<sensor/></cma></maincma><maincma><cma><sensor/>……<sensor/></cma><cma><sensor/>……<sensor/></cma></maincma></cac>对于一个变电站来说，只能有唯一的状态检测后台即CAC。
这里增加了一个MAINCMA的概念，是为了对应智能变电站中的主IED，传统变电站中可以没有这一层次的设备。
CMA则对应下面挂接传感器的监测单元（智能站中为子IED），在传统站中也可能没有。
传感器则为数据测量的叶子节点，其直接与一次设备连接，可能直接输出数字量到CAC，也可能给出模拟信号/数字信号到CMA。
四、交互逻辑1. 前提：1）旧系统的大量历史数据采用集中导出或上送方式预先上送到数据服务器。
2）首先明确一点即对于一个新增的CAC（可能是旧系统改造的，也可能是新上的）来说，CAG的地址应该是已知的。
智能变电站继电保护技术规范介绍1
保护与测控
CSWI 开关控制器 PDIS 距离保护
XCBR 断路器
TCTR 电流互感器
TVTR 电压互感器 18
断路器
集成传感器
目标二：自由配置（IED功能）
分立的保护及 智能断路器
站级操作平台
IHMI 人机界面
保护
CSWI
开关控制器
PDIS
距离保护
XCBR 断路器
TCTR 电流互感器
TVTR 电压互感器 19
智能变电站继电保护 工作组成员
贯彻落实国家电网公司建设坚强智能电网的发展战略，促进和规范智能变电 站继电保护技术应用工作。
5
编制的主要原则
依据 《智能变电站技术导则》 （Q/GDW 383-2009）
从指导工程应用的角度
细化、补充和完善 遵循 可靠性、选择性、灵敏性、速动性 继电保护的性能和智能化水平
• CID: IED配置后的描述文件(Configured IED Description.
XML configuration for a specific IED.)
采用XML语言描述变电站的配置
装置模板配置文件 ICD 全站系统配置文件 装置模板组态工具 SCD 系统组态工具 SSD 系统图组态工具 一次系统配置文件 装置实例组态工具
装置配置IED描述文件
CID
IEC61850装置
IEC61850通信要求
传输时间的定义
Fast messages TRIP others Distribution area (P1) Transmission area (P2/P3) 10ms 3ms 100ms
Medium speed
Slow speed
铁路供电安全检测监测系统接口规范
铁路供电安全检测监测系统接口规范背景随着铁路网络的不断扩大和电气化程度的加深，铁路供电安全问题日益凸显。
为确保铁路安全运营，需要对铁路供电设备进行监测和检测。
铁路供电安全检测监测系统是实现这一目标的重要工具。
但是，不同厂商的设备和系统存在着互不兼容的问题，为铁路安全管理带来了一定的风险。
为解决这一问题，需要对铁路供电安全检测监测系统进行接口规范的统一，以便不同厂商的设备和系统可以相互连接和协同工作，实现对铁路供电设备的全面监测和检测，从而保障铁路的安全运行。
接口规范铁路供电安全检测监测系统接口规范是铁路行业内各种监测和检测设备、系统之间的标准接口。
采用标准接口可以确保不同设备、系统之间的互操作性，提高设备、系统之间的互联互通。
接口规范由下列主要组成部分构成：1. 接口标准化铁路供电安全检测监测系统接口规范需要对接口进行标准化。
标准化是确定接口所需遵循的技术规范、标准化协议、数据格式、功能描述等规范要求。
标准化将有助于确保接口的兼容性和互操作性，为改善铁路行业的安全管理提供技术支持和保障。
2. 接口设计铁路供电设备监测和检测系统的接口设计需要了解铁路供电数据的特点，包括数据类型、数据传输需求、数据处理方式等。
根据这些特点，接口设计应该确保数据传输效率、数据传输可靠性、数据处理精度等。
同时，接口设计也应当考虑到数据安全、数据保密等方面的要求，确保数据在传输和处理过程中的安全性和可靠性。
3. 接口测试接口测试是为了确保系统的稳定性、可靠性和安全性而进行的测试活动。
为确保不同设备、系统之间的互操作性，接口测试必须对接口的功能进行全面、深入的测试。
接口测试包括接口功能测试和性能测试。
功能测试是为了测试接口是否符合技术规范和接口设计要求。
性能测试是为了测试接口的传输速度、响应时间和容错性等性能特征。
接口文档接口文档是指接口规范的具体文档，用于描述标准化协议、数据格式等规范要求。
接口文档是实现接口开发和测试的重要参考材料，也是接口使用方了解接口功能和特性的重要指南。
智能变电站技术规范
• 智能终端采用就地安装方式，放置在智能控制柜 中；
• 智能终端跳合闸出口回路应设置硬压板。
智能变电站继电保护技术规范的相关要求
电子式互感器（含合并单元）配置要求：
•
配置母线电压合并单元。母线电压合并单元可接收至少
2组电压互感器数据，并支持向其它合并单元提供母线
电压数据，根据需要提供PT并列功能。各间隔合并单元
•
双重化配置保护使用的GOOSE（SV）网络应遵循相互独
立的原则，当一个网络异常或退出时不应影响另一个网
络的运行；
•
两套保护的跳闸回路应与两个智能终端分别一一对应；
两个智能终端应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应；
•
双重化的线路纵联保护应配置两套独立的通信设备（含
复用光纤通道、独立纤芯、微波、载波等通道及加工设
线路2
GOOSE网 SV网
智 能 终
电 流 合 并
端
单
元
电
电
压
智
流
合
能
合
并
终
并
单
端
单
元
元
EVT
Ⅰ母
断路器1
ECT1
EVT
Ⅱ母
断路器2
ECT2
ECT3 断路器3
智能变电站继电保护技术规范的相关要求
3/2接线型式边断路器保护 单套技术实施方案
边断路器保护
线路1
线路2
GOOSE网 SV网
电 压 合 并 单 元
过程层网络配置原则： • 过程层SV网络、过程层GOOSE网络宜按电压等级
分别组网。变压器保护接入不同电压等级的过 程层GOOSE网时，应采用相互独立的数据接口控 制器。 • 继电保护装置采用双重化配置时，对应的过程 层网络亦应双重化配置，第一套保护接入A网， 第二套保护接入B网。 • 任两台智能电子设备之间的数据传输路由不应 超过4个交换机。
福建省智能变电站二次系统设计规范
福建省智能变电站二次系统设计规范（讨论稿）1通用规定1.1本规范适用于220kV及以上智能变电站，110kV及以下智能变电站可参照执行。
1.2双重化配置的保护应遵循完全独立的原则接入两个过程层网络，保护应直接采样，与本间隔智能终端之间通信应采用GOOSE点对点通信方式，保护之间的联闭锁信息、失灵启动等信息采用GOOSE 网络传输方式。
1.3当过程层配置网络时，测控装置、录波装置、相量测量等装置GOOSE、SV信息宜通过网络方式传输。
1.4保护动作触发录波的信号宜采用GOOSE保护出口触发。
故障录波器应设置按间隔的投入软压板。
1.5断路器、刀闸硬接点位置开入GOOSE报文应采用双点位置数据属性。
硬接点采集方面，需遥控的刀闸采集双位置接点，不遥控的刀闸采集单位置接点。
1.6每个GOOSE订阅方只能对应1个GOOSE发布对象，每个GOOSE发布方可对应多个GOOSE订阅对象。
1.7110千伏及以上GOOSE组网应按照电压等级进行划分，在需要跨不同电压等级GOOSE网络实现相关功能时，宜采用点对点直连方式实现，避免不同GOOSE网交叉。
测控装置、录波、母联(110kV)、母线PT智能终端等可跨接双网，双套保护（仅自适应重合闸线路保护）之间如有信息联系应采用点对点方式。
1.8SV采样至虚端子通道宜采用AABBCC方式排列。
（智能变保护及辅助装置接口设计规范）。
1.9变电站虚端子设计宜采用Excel(*.xls)格式文件，虚端子应包含二次设备所有有效开入输出等信息。
1.10线路远跳（远传）、母差失灵、变压器开关失灵联跳可在GOOSE发送和接收侧设备设置软压板。
线路收远跳、启动失灵开入、主变失灵联跳、主变跳母联母分等跨间隔跳闸、联跳、启失灵等信息均采用GOOSE网络方式传输。
1.11在GOOSE接收侧保护装置宜设置输入软压板，在对应设备进入检修态时用于隔离该检修设备的GOOSE报文，避免出现状态不一致的保护告警信号。
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1）采用基于正反向物理隔离装置文件同步机制的传输接口 2）用于II区站控层后台装置到III/IV区数据通信网关机的功能 映射 3）规定了具体的文件格式（Comtrade, XML) 4）明确了相应功能的接口逻辑规范
五、内容概述
6、I2接口
五、内容概述
1、接口范围
综合应用服务器
I3
主站系统 I2
站端监测单元
I1 综合监测单元
I0 监测装置
I0 监测装置
I1 综合监测单元
I0 监测装置
I0 监测装置
I1
I1
监测装置
监测装置
五、内容概述
1、接口范围
五、内容概述
2、I0接口
五、内容概述
2、I0接口
I0接口是无法支持DL/T 860(IEC61850)规范的状态 监测装置与状态监测主IED/综合监测单元之间的接口。
标准2015年底将报批
一、背景
智能变电站的发展日新月异，状态监测系统由孤立系统逐渐整合到 变电站监控系统之中。
国家电网公司输变电状态监测系统的建成和投运，对状态监测系统 提出了诸多实际需求。
状态监测领域缺少统一的数据及接口行业标准
二、目标及范围
规范智能变电站状态监测系统的所有站内数据接口 覆盖国网及南网 覆盖各个电压等级的智能变电站 非智能站及其它电力领域状态监测系统可参照
五、内容概述
1、接口范围
I0接口 现场总线通信 I1接口 基于DL/T860的网络通信 I12接口 基于DL/T860的网络通信 I23接口 基于正反向隔离装置文件同步机制 I2接口 基于WebService的网络通信 I3接口 基于DL/T 860或IEC104的网络通信
2011年国网项目《500kV智能变电站高压电力设备综合状态监测 系统研究及应用》通过验收，成果被写入推广目录。
2012年项目成果《智能变电站状态监测系统技术导则》、《智能 变电站状态监测系统站内接口规范》成为国网企标
2013年《智能变电站状态监测系统站内接口规范》申报电力行业 标准获批
1）采用基于RS485通信的MODBU协议 2）接口包含数据获取、参数配置、状态获取等功能 3）规定数据建模原则 4）规定标准的配置文件
五、内容概述
3、I1接口
五、内容概述
3、I1接口
I1接口是站控层II区后台装置与现场状态监测装置或 状态监测主IED/综合监测单元之间的接口。
1）采用DL/T860规范（融合国网及南网企标） 2）接口包含数据获取、参数配置、状态获取等功能 3）规定了具体数据建模原则 4）明确了应采用的ACSI接口服务及相关要求
8、I4接口
I4接口是II区数据通信网关机与调度状态监测主站的 数据接口 1）统一采用国网调度的远动数据接口（基于IEC104规约）
六、进展及计划
2015.5 完成初稿 2015.6 完成征求意见稿 2015.8 完成送実搞 2015.10 完成报批稿
谢谢！
三、主要依据
国网智能站及状态监测相关规范及实际需求 南网相关规范及实际需求 状态监测系统运维管理的需求 综合分析与告警的需求
四、编制原则
实用性 灵活性 前瞻性 通智能变电站状态监测系统结构
五、内容概述
1、接口范围
南方电网智能变电站状态监测系统结构
五、内容概述
7、I3接口
五、内容概述
7、I3接口
I3接口是II区站控层状态监测后台装置与II区数据通 信网关机间的数据接口
1）采用DL/T 860 规范 2）用于为调度提供的数据和告警信息的传输 3）规定了具体数据建模原则 4）明确了应采用的ACSI接口服务及相关要求
五、内容概述
8、I4接口
五、内容概述
《智能变电站状态监测系统站内接口规范》 行业标准简介
主讲人：耿宝宏 国网辽宁电科院
目录
• 一、背景 • 二、目标和范围 • 三、主要依据 • 四、编制原则 • 五、内容概述 • 六、进展及计划
一、背景
2009年承担国网第一座500kV智能变电站长春南变电站状态监测 系统研究、设计、开发、实施等工作。
五、内容概述
4、I12接口
五、内容概述
4、I12接口
I12接口是站控层II区后台装置与I区监控系统接口
1）采用DL/T860规范 2）用于规范I区运行工况向II区的传输 3）规定了具体数据建模原则 4）明确了应采用的ACSI接口服务及相关要求
五、内容概述
5、I23接口
五、内容概述
5、I23接口
五、内容概述
6、I2接口
I2接口是III/IV区数据通信网关机与PMS状态监测主 站的接口
1）采用WebService网络接口（遵循国网I2接口企标） 2）用于III/IV区数据通信网关机向PMS状态监测主站的数据 传输 3）规定了数据上送、召唤，配置更新，状态上送等接口 4）明确了相应的数据模型规范