1、国家电网调自201080号 电网通用模型命名规范3术语和定义硬接点：指通过测控装置的开入量接入的被监控设备运行状况信息，通常有断路器、隔离开关位置的辅助接点信号，继电保护装置的开出信号以及其他非电气量的接点信号。开入的接点，一般有回路编号、接入测控保护屏端子排和装置遥信端子号。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。“软信号”主要有二类：一是指通过通信方式获取的被监控设备运行状况信息，通常有各种IED设备的事件信息、自检信息等；另一类是指监控系统嵌入的应用功能模块产生的运行信息，通常有VQC动作信息、CVT报警信息、五防闭锁
2、提示信息等。被监控设备：变电站监控系统监控的对象，包括变电站一次设备、二次设备以及变电站辅助设备。一次设备：直接参与生产和输、配电能的相关设备称为一次设备。例如：发电机、电力变压器、母线、断路器、隔离开关、互感器、电力电抗器、电力电容器、电力电缆、所用电等。二次设备：对一次设备进行监视、测量、控制和保护的各类辅助设备称为二次设备。各种继电保护和自动装置、测控装置、相量测量装置、远动装置、电能量采集终端、时间同步装置、录波装置、直流设备、逆变电源、二次系统安全防护设备等。变电站辅助设备：指变电站GIS室气体浓度报警监测设备、火灾报警监测设备、防盗报警监测设备、事故照明系统监测设备等辅助设备。自动
3、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信息采集与命名规范4.1信息采集要求4.1.1 监控系统信息采集应满足电网调度运行和变电站集中监控需要，符合信息完整性、准确性、一致性、及时性、可靠性要求。4.1.2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。4.1.3反映一次系统设备（如：断路器、隔离开关、接地刀闸、小车）位置状态的信息，宜采集有联动功能的双接点位置信号，双接点位置信号由一副常开和常闭接点组成；不具备提供双位置接点的一次设备也可采集单接点位置信息，单接点位置
4、状态信号应为常开接点。4.1.4线路、主变等一次设备有功和无功的参考方向以母线为参照对象，送出母线为正值，段母线送段母线为正值，段母线送段母线为正值，甲母送入乙母为正值，反之为负, 以此类推。电容器、电抗器的有功和无功的参考方向以该一次设备为参照对象，送出该一次设备为正值，反之为负。4.1.5调控范围内的变电站一、二次设备信息应直采直送相关调度监控系统。调度监控系统与各变电站之间应有两个相互独立的通信通道，并应优先采用电力调度数据网进行信息传输，作为过渡也可采用专线通道。4.1.6继电保护及安全自动装置的动作、故障、异常等信号宜采用硬接点信息进行采集，并通过远动通信工作站上送。继电保护及安全自
5、动装置的具体动作信息、录波文件等软信号宜通过厂站端的保护子站或类似装置进行采集和上送。4.1.7不同厂家、不同型号的一二次设备或装置的各类信号，采集原则保持一致，信号名称保持统一规范，并按统一格式建立信息表。4.1.8遥测信息的单位规范如下：（1）线路电压、母线电压：单位kV；（2）中性点电压、消弧线圈位移电压、直流系统电压、所内系统电压：单位为V；（3）有功功率：单位MW；（4）无功功率：单位MVar；（5）电流：单位A；（6）视在功率：单位MVA；（7）频率：单位Hz；（8）温度：单位；4.1.9遥信信息属性规范如下：（1）断路器、隔离开关、接地闸刀位置信号描述为：“合位”（1）/“分位”
6、（0）;（2）小车信号描述为：“工作位置”（1）/“试验（检修）位置”（0）；（3）保护动作信号表述为：“动作”（1）/“复归”（0）；（4）保护压板状态信号描述为：“投入”（1）/“退出”（0）;（5）测控远方就地把手位置信号描述为：“就地”（1）/“远方”（0）；（6）一般告警信号描述为：“告警”（1）/“复归”（0）。4.1.10控制行为属性规范如下：（1）断路器：合/分，同期合/分；（2）隔离开关（小车）、接地闸刀：合/分；（3）分接头档位：升档/降档、急停；（4）继电保护和安全自动装置：投入/退出，定值区切换，信号复归；（5）VQC：投入/退出；（6）母线PT并列、母联非自动（退出母
7、联操作电源）等；（7）顺序控制命令。4.1.11通信状态行为属性规范：通信中断/正常。4.2信息采集范围调控范围内的一、二次设备、辅助设备的关键遥测、遥信信息均应采集；断路器、隔离开关等一次设备应满足远方遥控要求，继电保护与安全自动装置等二次设备远方操作应与一次设备相协调。4.2.1 遥测信息反映电网和设备运行状况的电气量和非电气量均应采集，具体有：电流、电压、功率、频率、温度、湿度等。4.2.2遥信信息变电站的一次设备断路器、隔离开关、接地刀闸、变压器、无功电压补偿设备的运行状态信号，二次系统的保护、自动化、通信设备，交直流站用电及其辅助设备的运行状态信号、动作信号、自检信息以及事件记录等信
8、息均应采集。4.2.3遥控对象断路器，电动隔离开关，电动接地刀闸，主变有载调压开关，保护软压板，保护信号复归等可具备遥控操作功能，但遥控操作具体实施项目应以省调批准的实施范围为准。信息采集具体内容参见附录。4.3信息表的要求4.3.1监控信息表格式、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、遥调表等内容。4.3.2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、端口号、站内联系电话等。4.3.3遥测表包含：信息序号、信息描述、CT/PT变比、系数、满度值、度量
9、单位、满码值等。4.3.4遥信表包含：信息序号、信息描述、信息分类、SOE设置、接点性质等。4.3.5遥控表包含：信息序号、信息描述、控制类型等。4.3.6遥调表包含：信息序号、信息描述、调节上限值、调节下限值、度量单位等。4.3.7信息表信息排序宜按电压等级从高到低排序，同一电压等级原则上按线路、旁路、主变（含各侧）、母联、分段、母线设备、无功补偿、所用变等排序。4.4信息命名规范4.4.1监控系统信息命名规范应以xxx电网调度监控系统数据通用命名规范为依据。4.4.2xxx电网设备全路径命名结构如下：电网.厂站线/电压.间隔.设备/部件.属性。4.4.3监控系统信息命名结构如下：电网.厂站
10、线/电压.间隔.设备/装置名称.信号规范名称。xxx.洛大变电站/330kV.330kVII母/A相电压幅值.电压越下限。4.4.4编制信号规范名称应以简单明了贴合实际意义，便于监控运行人员准确理解一、二次设备运行状态为原则。5信息等级调度监控系统所采集的信息根据对电网直接影响的轻重缓急程度细分为：事故信息、异常信息、越限信息、变位信息、告知信息五类。5.1事故信息事故信息是由于电网故障、设备故障等，引起开关跳闸（包含非人工操作的跳闸）、保护装置动作出口跳合闸的信号，是需实时监控、立即处理的重要信息。5.2异常信息异常信息是反映设备运行异常情况的报警信号，影响设备遥控操作的信号，直接威胁电网安
11、全与设备运行，是需要实时监控、及时处理的重要信息。5.3越限信息越限信息是反映重要遥测量超出报警上下限区间的信息。重要遥测量主要有设备有功、无功、电流、电压、主变油温、断面潮流等，是需实时监控、及时处理的重要信息。5.4变位信息变位信息特指开关类设备状态（分、合闸）改变的信息。该类信息直接反映电网运行方式的改变，是需要实时监控的重要信息。5.5告知信息告知信息是反映电网设备运行情况、状态监测的一般信息。主要包括隔离开关、接地刀闸位置状态、主变运行档位及设备正常操作时的伴生信号，保护投/退，故障录波器、收发信机等设备的启动、复归信号，测控装置就地/远方等。该类信息需定期巡视。6信息优化处理按照国
12、调中心“告警直传，远程浏览，数据优化，认证安全”的监控信息技术优化原则，通过“优化调控实时数据”、“直传设备告警信息”，调控中心可实现对变电站设备的监控管理。6.1信号设置分类调控实时数据是调控一体化和调度一体化功能应用的主要数据来源，要求实时、准确和完整。调控实时数据可分为电网运行数据、电网故障信号、设备监控信号三大类，由厂站端远动工作站完成直采直送，以DL/T634.5101 、DL/T634.5104通信规约实现数据传输，直接关联调度主站系统电网结构设备模型、实时数据库和图形画面等。6.1.1电网运行数据主要以满足电网调度指挥与电网运行分析需求为主，在原调度远动数据基础上补充变电运行监视
13、数据。采集数据应符合智能电网调度技术支持系统的信息模型要求，主要包括：1遥测数据（1）线路有功、无功、单相电流，线路电压；（2）主变三侧有功、无功、单相电流；（3）母联（分段）有功、无功、三相电流；（4）串补电容、高压电抗无功、电流；（5）低压电容、电抗无功、电流；（6）二分之三接线方式断路器电流；（7）母线电压，频率；（8）电网三相电压，原则上330千伏及以上电压等级取线路电压，220千伏及以下电压等级取母线电压；（9）有载调压变压器档位、温度；（10）电抗器温度；（11）站内交、直流电源电压、电流。2开关、刀闸位置（1）断路器（开关）合相位置；（2）隔离开关（刀闸）合相位置；（3）接地刀闸
14、（接地器）合相位置。6.1.2电网故障信号电网故障信号是电力调度值班员判断电网故障及分析处理的依据，主要反映站内开关或继电保护动作的结果。故障信号应具备典型意义，表达简洁明了，反映具体对象或区域性结果。针对多源或同类的故障信号，可采用按电气间隔合并（逻辑或）的方式进行组合。具体信号如下：1全站事故总信号。具备中央信号回路的变电站，选择事故音响信号；不具备中央信号回路的变电站，可将各电气间隔事故信号进行组合（逻辑或），采用“触发加自动复归”方式形成全站事故总信号。2间隔保护跳闸信号。不同型号保护装置的跳闸信号名称应统一规范。多重保护配置的间隔按“重要单列，次要归并”的原则梳理保护信号。3开关机构
15、三相不一致跳闸，开关失灵保护动作信号，非电量保护跳闸。4重合闸信号。6.1.3设备监控信号设备监控信号是指调控中心监控值班员遥控、遥调操作的设备对象及其运行状态信号。依据国网公司大运行方案有关倒闸操作工作界面的要求，调控中心监控值班员遥控操作的项目有：拉合开关的单一操作，调节变压器分接开关，远方投切电容器、电抗器，调度允许的其它遥控操作。具体如下：1遥控对象（1）断路器（开关）分/合，同期合；（2）主变分接头升/降，急停，中性点地刀分/合；（3）电容器、电抗器投/切；（4）线路重合闸软压板投/退；（5）稳控装置软压板投/退。2.设备运行状态信号，按间隔反映一次变电设备和二次设备及回路异常告警，
16、以及站内交、直流电源异常告警。该信号用于主站设备监控模块生成变电站设备运行状态图，以“正常”和“告警”指示设备工况，为监控值班员定时巡查与交接班检查提供辅助手段。（1）一次变电设备异常告警。按电气间隔归并相关的异常、闭锁告警信号，以光字牌指示该间隔一次变电设备整体工作正常或是存在异常，便于值班员总体浏览和换班交接。如：变电设备异常告警信号由“SF6压力低闭锁SF6压力低报警漏N2闭锁漏 N2报警油压低闭锁分合闸油压低闭锁重合闸油泵打压超时储能电机故障加热器故障”等组成（其中表示逻辑或，下同）。（2）二次设备或回路异常告警。按电气间隔归并相关的异常、闭锁告警信号，以光字牌指示该间隔二次设备或回路
17、工作正常或是存在异常，便于值班员总体浏览和换班交接。二次设备或回路告警信号由“保护装置故障重合闸闭锁保护装置异常控制回路断线控制电源消失测控装置异常GOOSE链路中断SV链路中断”等组成。（3）站内交、直流电源告警。归并站用交、直流电源的相关的异常告警信号，分别以光字牌指示站内直、交流电源系统工作正常或是存在异常。直流电源异常告警由“直流电源绝缘故障直流电源模块故障直流电源馈线故障蓄电池熔丝断”等组成。设备运行状态信号的合并宜在测控装置上通过“逻辑或”实现。6.2信息展示6.2.1信息展示方式应至少包括图形、表格、光字牌、实时事项显示窗以及历史事项检索等。6.2.2光字牌选取的原则是至少包括事
18、故、异常两类信号。光字牌应按辖区总光字变电站总光字间隔总光字进行分层管理，支持动作/复归、确认/未确认各种状态组合的差异化显示。6.2.3信号应按不同类别在不同区域显示，原则上按下列六个区域显示：1）事故信息区2）异常信息区3）遥测越限区4）变位信息区5）告知信息区6）全部信号区：根据职责范围，汇总监控范围内以上五个类别的信号。6.2.4事故、异常、越限、变位等信息可根据需要设置音响告警，但事故信息应区别于其它信号，采用不同的音响报警。6.2.5遥测数据显示位数（1）电网频率、功率因数保留到小数点后3位；（2）有功、无功、电压保留到小数点后2位；（3）电流、温度等宜保留到小数点后1位。6.3信
19、息屏蔽6.3.1当变电站间隔和装置检修时，该间隔（装置）上送的遥信、遥测信号、保护软报文应对运行监控人员屏蔽，但不影响自动化调试。6.3.2信息屏蔽功能设置应具备全站屏蔽、单间隔屏蔽、单信号屏蔽等方式。6.3.3对设备正常运行或操作过程中发出的伴生信号，可采用延时过滤防抖、信号动作次数统计等功能进行屏蔽，防止误报或重复上报。延迟时间和计次数值得设定可根据需要针对不同设备的具体情况进行设置。对于经延时、计次等仍无法过滤的，按异常信息处理。6.3.4被屏蔽的信息应有醒目标识（颜色或标牌）区别于正常信息，容易被监控运行人员辨识。6.3.5屏蔽功能应具备设置屏蔽时间功能，到期后自动撤销屏蔽状态。7直传
20、设备告警信息变电站设备告警信息是设备监控业务的主要关注对象。以变电站SCADA的单一事件或综合分析结果为信息源，经过规范化处理，生成标准的告警条文。告警信息筛选以监控业务需求为依据，以相关告警分类为标准，应注重信息的完整性与传输的可靠性。告警条文的标准化处理由变电站监控系统完成，经由图形网关机（或远动工作站）直接以文本格式传送到调度主站及设备运维站，分类显示在相应的告警窗并存入告警记录文件。告警直传采用DL476或DL/T634.5104规约，应有效利用规约“信息确认”及“出错重传”机制，防止信息丢失，保证信息的完整性和可靠性。7.1告警信息格式直传告警信息参考syslog格式，标准的告警条文
21、按照“级别、时间、设备、事件、原因”五段式进行描述，各段之间用空格分隔。格式为： 时间 设备 事件 原因7.1.1.级别分 5 级，1-事故，2-异常，3-越限，4-变位，5-告知；对应主站告警窗至少分为“全部、事故、异常、越限、变位、告知”等不同的告警栏，以满足全部监视与分类浏览的需要。7.1.2.时间以单一事件取遥信原始 SOE 时标；多事件综合分析结果的告警时标，取启动综合分析流程的触发遥信SOE时标，精确到毫秒。7.1.3.设备参照电网设备通用模型命名规范进行描述，电网设备全路径命名结构为：其中，正斜线“/” 为定位分隔符，小数点“.”为层次分隔符。各字段描述说明详见电网设备通用模型命
22、名规范相关部分。7.1.4.事件是对应“1或0”状态作出的表述，按照告警类型的不同，规范动作表述词。举例如下：（1）保护出口信号表述为：动作/复归；（2）保护压板状态信号表述为：（3）测控远方/就地位置表述为：就地/远方；（4）开关、刀闸变位表述为：合闸/分闸；（5）异常告警信号表述为：告警/复归；（6）越限告警信号表述为：越上（下）限/复归；（7）通信状态表述为：中断/正常。7.1.5.原因填写变电站端监控系统对故障分析后的原因判断，包括故障定位、定性以及相关测量值、动作信号。对于同类告警信号合并的组合信号，可填写产生该告警的原始信息名称。以xxx330kV彭家坪330kV彭和一线 保护跳闸
23、为例，传输帧中的告警文本内容：1 2011-11-04 15:02:26.120xxx.330kV彭家坪变电站/330kV. 彭和一线/ PSL602GA保护装置.跳闸，PSL602GA动作。7.2告警直传方式已投运变电站增加告警信息直传功能，主要有两种实现方式：一是变电站侧不增加设备，在原有的远动工作站上新建一条通信链路，通过DL476或DL/T634.5104协议向主站传送告警条文；二是变电站侧增加一台设备（建议采用国产硬件和安全操作系统），由该设备建立与主站的通信链路，通过 DL476 或DL/T634.5104协议向主站传送告警条文。新建或改造的智能变电站，告警直传方式遵循智能变电站一体化监控系统相关技术规范。7.3告警技术要求变电站智能告警是调度技术支持系统综合智能告警功能的有机组成部分，应加快开展监控告警信息广域分布式处理的应用研究。近期先对变电站现有告警信息进行适应性处理，通过筛选或合并，生成符合标准格式的告警条文；远期应充分利用站端一、二次设备完整模型与信息全覆盖的优势，开展数据校核和综合分析，实现智能告警。主站端告警界面应满足监控业务的需求，除了将接收到的告警条文分类显示在告警窗，还应具备分类检索、置牌屏蔽、按类组合、统计分析等功能。变电站与主站端都应将告警信息按时间序列记录在文件，用于历史事件查阅、比对。
