GB/T 24833-2009 1000kV变电站监控系统技术规范 GB/T24833-2009 标准下载解压密码：www.bzxz.net

ICS29.240.10
中华人民共和国国家标准國
GB/T24833—2009
1000kV变电站监控系统技术规范Technical specification for 1 oo0 kV substation automation system2009-11-30发布
中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局中国国家标准化管理委员会國
2010-05-01实施
GB/T24833-2009
规范性引用文件
术语和定义
系统结构及配置
系统功能
性能指标
机柜·
场地与环境
防雷与接地
附录A（资料性附录）
监控系统配置方案
本标准由中国电力企业联合会提出。本标准由中国电力企业联合会归口。前言
GB/T24833—2009
本标准由特高压交流输电标准化技术工作委员会、国网电力科学研究院负责解释。本标准的附录A为资料性附录。
本标准负责起草单位：国家电网公司、国网电力科学研究院、国家电力调度通信中心。本标准参加起草单位：中国电力科学院、北京四方继保自动化股份有限公司、南京南瑞继保电气有限公司、国电南京自动化股份有限公司、许继电气股份有限公司。本标准主要起草人：徐石明、韩先才、于军、石俊杰、王永福、刘洪涛、李斌、丁杰、倪益民、陆建峰、陆天健、杨威、任雁铭、章立扬、宋小会、蒋衍君。H
GB/T24833-2009
1000kV输变电技术属输变电技术领域的前沿，国内没有先例，国外也尚未有商业运行的经验，因此国内外均没有针对1000kV变电站监控系统的技术规范。为了规范1000kV变电站监控系统的系统结构及配置、软件架构、系统功能、系统性能指标以及电源、机柜、场地与环境、防雷与接地等技术要求，指导其生产建设和运行维护，提升我国变电站自动化技术水平，特制定本标推。1范围
1000kV变电站监控系统技术规范GB/T24833—2009
本标准规定了1000kV变电站监控系统的结构、硬软件配置要求、系统功能、性能指标及运行环境要求等。
本标准适用于新建、扩建、改建的交流1000kV变电站监控系统。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（不包括勘误的内容）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/T3047.1高度进制为20mm的面板、架和柜的基本尺寸系列GB/T13729远动终端设备
GB/T15145输电线路保护装置通用技术条件GB/T15532计算机软件测试规范
GB/T17626.2电磁兼容试验和测量技术静电放电抗扰度试验（GB/T17626.2—2006，IEC61000-4-2:2001,IDT)
GB/T17626.3电磁兼容
试验和测量技术射频电磁场辐射抗扰度试验（GB/T17626.3-2006，IEC61000-4-3:2002,IDT)GB/T17626.4电磁兼容试验和测量技术电快速瞬变脉冲群抗扰度试验（GB/T17626.4一2008,IEC 61000-4-4:2004,IDT)GB/T17626.5电磁兼容试验和测量技术浪涌（冲击）抗扰度试验（GB/T17626.5--2008，IEC61000-4-5:2005,IDT)
GB/T17626.6电磁兼容试验和测量技术射频场感应的传导骚扰抗扰度（GB/T17626.6—2008,IEC61000-4-6:2006,IDT)
GB/T17626.8电磁兼容
IEC 61000-4-8:2001,IDT)
GB/T17626.9电磁兼容
IEC 61000-4-91993,IDT)
试验和测量技术
试验和测量技术
工频磁场抗扰度试验（GB/T17626.8-2006，脉冲磁场抗扰度试验（GB/T17626.9—1998，GB/T17626.10电磁兼容试验和测量技术阻尼振荡磁场抗扰度试验（GB/T17626.10-1998,idtIEC61000-4-10:1993)
GB/T17626.11电磁兼容试验和测量技术电压暂降、短时中断和电压变化的抗扰度试验(GB/T17626.11—2008,IEC61000-4-11:2004,IDT)GB/T17626.12电磁兼容试验和测量技术振荡波抗扰度试验（GB/T17626.10—1998，idtIEC61000-4-12:1995)
DL/T634.5101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DL/T634.5104一2002,idtIEC60870-5-101)
DL/T634.5104远动设备及系统第5-104部分：传输规约采用标准传输协议子集的IEC60870-5-101网络访问（DL/T634.5104—2002，idtIEC60870-5-104）DL/T667远动设备及系统第5部分：传输规约第103篇继电保护设备信息接口配套标准1
GB/T24833—2009
(DL/T667—1999,idtIEC60870-5-103:1997)DL/T719远动设备及系统第5部分：传输规约第102篇电力系统电能累计量传输配套标推
DL/T720电力系统继电保护柜、屏通用技术条件DL/T860变电站通信网络和系统（idtIEC61850）DL/T1023
变电站仿真机技术规范
9220kV～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程DL/T5149
3术语和定义
下列术语和定义适用于本标。
substation automation system变电站监控系统
以计算机、网络和通信技术为基础，实现变电站信息采集、处理、监视、控制、运行管理等功能的计算机应用系统。
过程层process level
由断路器（含智能化）、互感器（含电子式）等一次设备和与之通信与操作的连接构成，面向电能输送主设备的控制层。
间隔层bayleve
由测控装置、继电保护装置、间隔层网络设备以及与站控层网络的接口设备等构成，面向单元设备的就地测量控制层。
站控层station level
由主机、操作员站、远动装置、继电保护工作站等构成，面向全变电站进行运行管理的中心控制层。3.5
直采直送direct acquisition and transmission直采直送是指上传数据直接从间隔层设备获取，不做中间处理，只需转换为调度通信规约即可送出。
电磁兼容性electromageticcompability，EMo设备或系统在其所处的电磁环境中正常工作，并要求不对该环境中其他设备造成不可承受的电磁骚扰的能力。
平均散障间隔厨间
mean time between fallmres;MTBF从新的产品在规定的工作环境条件下开始工作到出现第一个故障的时间的平均值（h）。3.8
平均恢复时间mean timetorepair;MTTR从出现故障到恢复中间的这段时间的平均值（h）。3.9
双机系统可用率
指平均故障间隔时间减去平局恢复时间除以平均故障间隔时间的百分比。公式是：((MTBF-MTTR)/MTBF)X100%
4总则
GB/T24833—2009
4.11000kV监控系统应采用成熟可靠的、有运行经验的系统，在产品成熟可靠的情况下，可以考虑采用DL/T860系列标准、合并单元、电子式互感器等。4.2应合理配置1000kV变电站自动化设备及有关二次设备，实现资源共享，使得设计、施工、维护简单。
4.3所有在系统中应用的产品应通过具有国家级资质认证的电力工业设备质量检验测试机构的测试并取得检测合格证书。
5系统结构及配置
5.1总体要求
5.1.1可靠性要求
5.1.1.1系统开发应遵循软件工程的方法，测试应符合GB/T15532的要求。5.1.1.2系统软件平台应选择可靠、安全的产品和版本。5.1.1.3监控系统的重要单元或单元的重要部件应为余配置，单个故障不能影响系统功能的可靠性。重要单元或单元的重要部件是监控主机、远动工作站、网卡、独立显卡、交换机、合并单元（采用电子式互感器时)或者根据工程实际情况需要余配置的其他一些设备。5.1.1.4系统应能够隔离故障设备或部件，排除故障时不能影响其他各节点的正常运行。5.1.1.5双机系统应支持无扰动切换。5.1.2开放性要求
5.1.2.1系统应满足开放性要求，选用通用的、符合相关国际标准和国家标准的软硬件产品，包括计算机、网络设备、操作系统、网络协议、数据库等。5.1.2.2系统应采用开放式体系结构，提供开放式环境，支持多种硬件平台，所有功能模块之间的接口标准应统一，支持用户应用软件程序开发。5.1.2.3系统应具有良好的可扩展性，可以方便进行扩充和升级。5.1.3可维护性要求
5.1.3.1系统应具备完善的数据录人工具，方便系统维护人员画图、建模、建库，实现三者数据的同步性和一致性。
5.1.3.2系统应具备简便、易用的维护诊断工具，使系统维护人员可以迅速、准确地确定异常和故障发生的位置、原因。
5.1.3.3产品应有完整详细的使用和维护手册。5.1.4安全性要求
5.1.4.1系统在设计时应考虑安全防护的要求，采取的措施应符合国家有关规定，应具备自身安全防护设施。
5.1.4.2系统应通过电力调度数据网络实现上下级异地系统的互联。与其他安全等级低的信息系统之间以网络方式互联时，应采用经国家有关部门认证的专用、可靠的安全隔离设备，不得直接相连。5.1.4.3系统禁止与互联网相连。5.1.4.4应采取各种措施防止内部人员对系统软、硬件资源、数据的非法利用，严格控制各种计算机病毒的侵人与扩散。
5.2系统结构
5.2.1变电站监控系统由站控层、间隔层两部分组成，并用分层、分布、开放式网络系统实现连接。在应用电子互感器、合并单元的情况下，可增加过程层。5.2.2站控层由计算机网络连接的主机、操作员站和工作站等设备构成，提供站内运行的人机联系界3
GB/T 24833--2009
面，实现管理控制间隔层设备等功能，并可与调度中心通信。站控层的设备宜集中布置。5.2.3间隔层由测控单元、间隔层网络和各种网络、通信接口设备等构成，完成面向单元设备的监测控制等功能。在站控层及网络失效的情况下，间隔层应能独立完成就地监控的功能。间隔层设备宜按相对集中方式分散下放到各个二次设备小室，按串或间隔组屏。5.2.4过程层面对电气一次设备对象，包括智能开关、智能终端等智能一次及辅助设备。辅助设备宜分散就地安装，以通信方式与间隔层或者站控层连接。5.2.5网络拓扑结构灵活，可以采用总线型、环形、星型或几种相结合的方式。5.2.6站控层设备、主控室与二次设备小室之间应采用以太网方式组网，传输速率不低于100Mbit/s，并满足与电力系统专用网络连接及容量扩充等要求。5.2.7二次设备小室的间隔层设备应采用以太网方式组网，传输速率不低于100Mbit/s，可设子网。5.2.8
应具备合理的网络架构和信息处理机制，在正常及事故状态下不能因为网络负荷过重而影响系统运行。
5.2.9网络的抗干扰能力及传送距离应满足系统运行要求。5.2.10按照5.1.4的要求，应在变电站层面构造控制区和非控制区。应将故障录波装置和电能量采集装置置于非控制区；对继电保护管理终端，具有远方设置功能的应置于控制区，否则置于非控制区。当采用专用通道和专用协议进行非网络方式的数据传输时，可逐步采取简单加密等安全防护措施。厂站的远方视频监视系统应当相对独立，不能影响监控系统功能。5.3系统配置
5.3.1件配置
5.3.1.1根据5.2和本条硬件配置的内容，监控系统主要有两种系统配置方案，种是测控装置、保护装置直接接以太网网模式，另外一种保护装置经保护管理机接以太网网模式，可参见附录A。5.3.1.2站控层设备
负资整个系统的集中监控，布在主控室或计算机室，包括监控主机、操作员站、远动工作站、工程师工作站、保信子站、五防工作站、操作仿真工作站、公用接口设备、网络设备及打印机等，其中主要设备如下：
监控主机。具有系统主处理器及服务器的功能，为站控层数据收集、处理、存储及发送的中心，a)
且与操作员站分列。
操作员站。站内监控系统的主要人机界面，用于图形及报表、事件记录及报状态显示和查b）
询，设备状态和参数的查询，操作指导，操作控制命令的解释和下达等。通过操作员站，运行值班人员能够实现全站设备的运行监视和操作控制。c）远动工作站。应具有远动数据处理及通信功能，实现与监控系统信息共享，远动信息为直采直送，按照调度端所要求的通信规约，完成与各级调度的通信。远动工作站需采用嵌人式设备。无风扇，且独立配置。
工程师工作站。用以监视维护和管理计算机系统设备。d)
保信子站。应能在正常和电网故障时，采、处理各种所需信息，并利用上述信息，为继电保护e）
运行、管理服务，为分析、处理电网故障提供支持。保信子站应具备多路数据转发的能力，通过网络通道向多个调度中心进行数据转发，支持根据调度中心命令对相应装置进行查询和远程维护，包括远程配置、可视化数据库维护、参数的上传下载、设备运行状态监视等。五防工作站。可单独设置，也可与监控系统操作员站一体化，可离线或在线运行。存有全站设f）
备操作的防误闭锁逻辑，应具备自动打印、查询、剧除、保存操作票，并实现模拟预演等功能。g）操作培训工作站。分为教员机和学员机，实现对运行人员的操作培训仿真。5.3.1.3间隔层设备
负责各间隔就地监控，按一次设备间隔配置，布置在相应二次设备小室内，完成就地有关设备信息4
的采集、处理，断路器的监控、防误操作闭锁，同期合闸等功能。5.3.1.4过程层设备
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主要指应用的智能开关、电子式互感器、合并单元、智能终端等智能一次设备以及过程层通信网络和接口。电子式互感器、合并单元、智能终端、过程层通信网络应亢余配置。5.3.1.5网络设备
包含网络交换机、硬件隔离设备、网络连接线、电缆、光纤等设备。应采用网络交换机作为网络连接设备，并采用工业级产品。通信介质采用超五类屏蔽双绞线，也可采用光纤。5.3.2软件配置
5.3.2.1软件配置应满足5.1的总体要求。5.3.2.2操作系统应采用国际上主流先进、安全可靠、具有标准版本、主机加固的操作系统，且具有软件许可证。
5.3.2.3数据库应采用国际上主流先进、安全可靠、具有标准版本的数据库，且具有软件许可证。5.3.2.4系统功能模块可自由组合。数据库组件应为各应用组件提供一致的读写接口。5.3.2.5软件应包含数据库管理子系统、网络通信管理子系统、图形管理子系统、报表管理子系统和系统管理子系统、组态工具、专业应用等模块。6系统功能
6.1数据采集处理
6.1.1系统应通过测控单元实时采集模拟量、开关量。测控单元以下列方式获取模拟量和开关量：a）通过电缆硬连接方式与传统互感器和开关连接。b）通过网络通信方式与电子互感器的合并单元、智能终端相连。以通信方式采集模拟量和开关量的方式中，通信规约应符合DL/T860的要求。6.1.21
6.1.3需要采集的模拟量、开关量范围应符合DL/T5149的要求，模拟量、开关量采集本身的电气特性应符合GB/T13729的要求。
6.1.4采集到的数据应进行有效性检查、工程值转换、信号接点抖动消除、刻度计算等加工，然后以统一格式放入监控系统，并对不良数据进行监测。6.2数据库的建立与维护
6.2.1数据库的建立监控系统应建立实时数据库和历史数据库，并满足下列要求：a）
实时数据库：载人系统采集的实时数据，其数值应根据运行工况的实时变化而不断更新，记录设备的当前状态，刷新周期及数据精度应满足工程要求。b）
历史数据库：对于需要长期保存的重要数据采应用选定周期的方式存在数据库中。历史数据应能存储1年及以上。所有的历史数据应能转存到光盘或者其他大容量存储设备并可恢复。6.2.2数据库维护应满足下列要求：数据库应便于扩充和维护，满足数据规模的不断扩充及应用程序的修改等方面的要求。a）
应具备在线或者离线修改维护数据库功能，对数据库中任一数据进行修改时，数据库管理系统应对所有工作站上的相关数据同时进行修改，不能影响数据的一致性和完整性。应提供友善的人机界面进行数据库操作。在系统死机、硬件故障或者电源掉电时，系统应自动保护实时和历史数据库，在故障排除重新d
启动后，应自动恢复至故障前状态。6.3控制操作
6.3.1应具有自动控制和手动控制两种控制方式。控制操作级别由高到低为就地、站内主控、远方调度/集控，操作应遵守唯一性原则。6.3.2自动控制应包括顺序控制和调节控制，应具有电压无功自动控制、主变联调控制、以及操作顺6
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序控制等功能，这些功能应各自独立，互不影响。由站内设定其是否采用或者运行。6.3.3在自动控制过程中，程序遇到任何软、硬件故障均应输出报誉信息，停止控制操作，并保持所控设备的状态。
6.3.4在人工操作时，监控系统应具有操作监护功能，监护人员可在本机或者另外的操作员站实施监护。
6.3.5在任何控制方式下都应采用选择、返校、执行三个步骤，实施分步操作。6.3.6月
所有的控制操作（包括自动控制和人工控制）应自动生成日志，录人系统数据库，且禁止除和修改。
6.3.7间隔层和过程层设备应具备作为后备操作或检修操作的手段。6.4防误闭锁
6.4.1监控系统应具有防止误拉、合断路器；防止带负荷拉、合刀闸；防止带电挂接地线；防止带地线送电；防止误人带电间隔（五防)的功能。6.4.2防误闭锁应由站控层防误、间隔层测控装置防误及现场布线式单元电气闭锁三个层面构成。6.4.3所有操作控制应有防误闭锁环节，与站内防误闭锁编码锁协同完成全站防误闭锁操作，并有出错报警和判断信息输出。
6.4.4宜具备与GIS组合开关、PASS插接式开关的接口。6.5同期
6.5.1应具备检无压合闸和检同期合闸两种工作方式。6.5.2应能根据电气接线状态，自动选择同期检测的对象。6.5.3本功能宜由间隔层设备完成。6.6报警处理
6.6.1应具有事故报替和预告报替功能。事故报应包括非正常操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号；预告报警应包括一设设备变位、状态异常信息、模拟量或温度量越限、工况投退等。6.6.2报发生时应立即推出报警条文，并伴以声、光提示，也可打印输出，事故信号和预告信号可以明显区分，带确认功能。报警点可人工退出/恢复。6.6.3报警处理宜采用智能处理方案。应根据现场实际惰况，自动判别报替级别和报替条目之间的联系，确定报警内容，简化报替窗口信息量。6.7事件顺序记录及事敬追忆
6.7.1事件顾序记录(SOE)应包含开关、刀阐变位、保护动作、人工操作等内容，其分辨率应满足同一装置1ms，不同装置之间2ms的要求。6.7.2事故追忆应记录享故前1min至事故后5min的相关模拟量，根据不同的触发条件可选择必要的模拟量进行记录。事故追忆可由事故或手动产生，数个触发点同时发生不应影响系统可靠性。6.8画面生成及显示
6.8.1系统应具有图元编辑、图形制作和显示功能，并与实时数据库相关联，可动态显示系统采集的开关量和模拟量、系统计算量和设备技术参数。6.8.2画面应支持分层、没游、打印输出。6.8.3画面应支持控制、召唤定值、参数等操作。6.8.4应具有电网拓扑识别功能，实现带电设备的颜额色标识。6.9在线计算及制衰
6.9.1应具有加、减、乘、除、积分、求平均值、求最大最小值和逻辑判断、功率总加、分时累计等计算功能。
6.9.2计算参量可以是采集量、人工输人量或者前次计算量。6.9.3应具有用户自定义特殊公式功能，并可按要求整定周期进行计算。6
6.9.4系统应利用系统数据库的各种数据，支持生成不同格式的生产报表。6.9.5报表应支持文件、打印等方式输出。6.9.6报表应按时间顺序存储，报表保存量应满足运行管理需求。6.10远动功能
GB/T24833—2009
6.10.1系统应把采集及计算的数据以某种方式进行封装，并通过通信通道发送到调度/集控中心或者其他需要这些数据的系统。
6.10.2应支持串口和网络通信方式，通讯规约应支持DL/T634.5101，DL/T634.5104，DL/T860中的一种或多种。
6.10.3应支持与多个调度/集控中心通信，支持多通道，并监视通道状态，支持无扰动自动切换。6.10.4在执行由调度/集控中心下达的遥控等重要命令时，应采用唯一性原则。6.11与智能设备和系统通讯
6.11.1与微机保护的接口
6.11.1.1系统与微机继电保护的接口应支持以下两种方式：a）硬接点方式。
b）通信方式。
6.11.1.2通信方式应支持以下两种方式：a）串口方式，通信规约应采用DL/T667。b）
以太网方式，通信规约宜采用DL/T860。2与电能计量系统的接口
应具有与电能计量系统通信的接口，通讯规约宜采用DL/T719。6.11.3与其他设备的接口
应具有与下列各系统或者智能设备接口的能力：一次设备在线监测系统；
视频系统；免费标准下载网bzxz
直流系统；
UPS系统；
火灾报警及消防系统；
安防系统。
6.12时钟同步系统
应支持接收北斗、GPS或者基于电网的对时系统的信号并进行对时。系统应具有穴余、切换、守时、补偿等功能。系统应负资与变电站内各种需要对时的设备或者系统提供对时的软、硬接口。应支持以下对时方式中的一种或多种：6.12.4
IRIG-B(DC)方式；
串口方式；
1PPM方式（空接点）；
1PPS方式（空接点）；
1PPM方式（24V有源接点）；
差分方式；
IEEE1588对时方式。
6.13/0测控单元
6.13.1测控单元应具有高精度测量能力，A/D分辨率不低于16位，且能够满足对数据进行时标处理的要求。
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