输变电设备状态监测系统技术导则

       输变电设备状态监测主站系统采用“两级部署，三级应用”的部署结构，即主站系统部署在国家电网公司总部和网省公司两级，各类输变电设备状态监测数据在网省集中存储，地市（包括基层班组）和网省公司用户均通过登录网省级主站系统使用输变电设备状态监测应用功能。

        1  范围
        本技术导则规定了输变电设备状态监测系统的技术原则、系统架构、数据接入、功能要求、接口要求、通信要求、信息安全防护要求等方面的内容。
        本技术导则适用于国家电网公司35kV及以上变电设备、交流66kV～1000kV架空输电线路、直流±400kV～±800kV架空输电线路。
        2  规范性引用文件
        下列文件对于本标准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标准。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本标准。
        Q /GDW 383-2009智能变电站技术导则
        Q/GDW Z414-2010  变电站智能化改造技术规范
        高压设备智能化技术导则
        DL/T 860  变电站通信网络和系统
        国家电网公司生产管理系统设备代码（国家电网公司生产技术部第462号文，2008年5月）
        电力二次系统安全防护总体方案（国家电力监管委员会第34号文，2006年2月）
        国家电网公司SG186工程安全防护总体方案（国家电网公司信息化工作部第316号文，2008年） 
        3  术语和定义
        3.1
        状态量 criteria
        指对原始采集量进行加工处理后，能直观反映输变电设备本体运行状态、气象、通道环境的物理量。
        3.2
        状态监测装置 condition monitoring device
        指安装在被监测的输电或变电设备附近或之上，能自动采集和处理被监测设备的状态数据，并能和状态监测代理、综合监测单元或状态接入控制器进行信息交换的一种数据采集、处理与通信装置。输电线路状态监测装置也可向数据采集单元发送控制指令。
        3.3
        状态监测代理  condition monitoring agent (CMA)
        能在一个局部范围内管理和协同各类输电线路状态监测装置，汇集各类状态监测装置的数据，并替代各类状态监测装置与主站系统进行安全的双向数据通信的一种状态监测代理装置。CMA可接入不同类型、不同厂家甚至不同线路上的一组状态监测装置，实现在输电线路环境下各类状态监测装置的标准化接入、安全接入和智能化接入。
        3.4
        综合监测单元comprehensive monitoring unit
        部署于变电站内，以变电站被监测设备为对象，接收与被监测设备相关的状态监测装置发送的数据，并对数据进行加工处理，实现与状态接入控制器（CAC）进行标准化数据通信的一种装置。
        3.5
        状态接入控制器 condition acquisition controller (CAC)
        部署在变电站内的，能以标准方式对站内各类综合监测单元或状态监测装置进行状态监测信息获取及控制的一种装置。
        3.6
        状态接入网关机 condition acquisition gateway (CAG)
        部署在主站系统侧的一种关口设备，能以标准方式远程连接状态监测代理（CMA）或CAC，获取并校验CMA或CAC发出的各类状态监测信息，并可对CMA和CAC进行控制的一种计算机。CAG有变电CAG和线路CAG之分。
        3.7
        主站系统 master station system
        指能接入各类输变电设备状态监测信息，并进行集中存储、统一处理和应用的一种计算机系统。主站系统包括变电CAG、线路CAG、集中数据库、数据服务、数据加工及各类状态监测应用功能模块。
        3.8
        心跳信息 heartbeat information
        表征状态监测装置、综合监测单元、CMA、CAC处于正常运行状态的信息总称。
        3.9
        受控采集方式  data acquisition mode under control
        状态监测装置按照状态监测代理发出的指令进行数据采集、存储、传输的工作方式。
        3.10
        自动采集方式 automatic data acquisition mode
        状态监测装置按照设定的时间进行数据的采集和存储，并将数据上传到状态监测代理的工作方式。
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        3.11
        平均无故障工作时间　mean time between failures (MTBF)
        状态监测装置两次相邻故障间的工作时间的平均值。
        3.12
        年故障次数　fault time per year
        状态监测装置年故障的平均次数。
        3.13
        系统平均维修时间　mean time to repair (MTTR)
        状态监测装置修复故障所需时间的平均值。
        3.14
        数据缺失率  missing measure rate
        未能测得的有效数据个数与应测得的数据个数之比。
        3.15
        面向服务的体系结构  service-oriented architecture（SOA）
        面向服务的体系结构是一个组件模型，它将应用程序的不同功能单元（称为服务）通过这些服务之间定义良好的接口和契约联系起来。接口是采用中立的方式进行定义的，它应该独立于实现服务的硬件平台、操作系统和编程语言。
        4  技术原则
        a) 系统应面向智能电网长远发展需要，采用集约化和标准化设计，具有统一性和开放性。
        b) 系统应建立输变电设备状态监测一体化的稳定技术框架，具备实用的基础应用功能，在此基础上不断充实和完善高级应用功能。
        c) 系统应采用通用和开放的信息系统架构，符合SOA设计思想，采用的通信协议应具有灵活的扩展性，以适应未来监测业务和监测数据的发展需要。
        d) 系统中的各类装置应具有高可靠性、高稳定性和高抗干扰性，具有足够的使用寿命。输电线路的状态监测装置应具备在恶劣运行环境下的正常运行能力。各类装置应满足数据准确性和数据标准化要求。变电设备状态监测装置的接入应不影响被监测设备的接线方式及其安全正常运行。
        e) 状态监测装置的现场布点应遵循必要性和科学性的基本原则，统筹考虑，优化设计。
        f) 在输电线路状态监测部分，系统和装置应尽可能在软硬件方面考虑节电技术的应用，通过智能控制策略等方法逐步降低现场端总功耗，为解决现场电源问题提供技术手段。
        g) 系统应用软件应具有良好的人机界面，操作简单，便于使用。
        h) 系统应能灵活适应各种通信技术的发展变化。
        i) 系统应充分考虑与本系统相关的各类系统边界和接口，最大限度地发挥信息系统建设效益。
        j) 系统和状态监测装置均应满足信息安全防护方面的相关要求。
        5  系统架构
        5.1  系统框架
        输变电设备状态监测主站系统采用“两级部署，三级应用”的部署结构，即主站系统部署在国家电网公司总部和网省公司两级，各类输变电设备状态监测数据在网省集中存储，地市（包括基层班组）和网省公司用户均通过登录网省级主站系统使用输变电设备状态监测应用功能。
        各类状态监测装置、CMA和CAC部署在变电站和输电线路上，实现对各类输变电设备的状态监测和状态信息接入。
        集中于网省公司的状态监测数据进一步上送总部系统，以便总部系统使用。总部用户也可通过远程调用网省主站系统查看各类状态监测数据。
        系统需要的其它相关数据通过国家电网公司企业级一体化平台予以集成。
        系统框架中，视频/图像监控子系统相对独立，主站系统通过与视频/图像监控子系统连接实现输变电设备的视频/图像监控功能。
        系统架构可参见附录A中的图A.1，图中关于信息安全防护措施可参见“10 信息安全防护要求”。
        5.2  系统分层
        输变电设备状态监测系统从分层角度，可分为装置层、接入层和主站层。装置层重点发展各种先进实用的传感原理、传感器技术和标准化数据生成技术；接入层重点发展各种集约、高效、智能的信息汇总、信息标准化和信息安全接入技术；主站层重点发展各种监测信息的存储、加工、展现、分析、诊断和预测等数据应用技术。其分层结构可参见附录A中图A.2。分层系统结构中各层之间存在两个接口级别，分别是：第1级接口I1和第2级接口I2。I1接口是监测层与接入层之间的接口，面向状态监测装置，其设计和实现原则是尽量简单和可靠，并且要考虑节电运行。I2接口是接入层到主站层之间的接口，面向主站系统，其设计和实现应考虑开放性和可扩展性。
        随着需求和技术的发展，在接入数据标准化的基础上，装置层、接入层和主站层均可以逐步开发和应用智能化技术。装置层在单个装置内部发展智能化技术，接入层基于局部的多装置协同发展智能化技术，主站层则基于电网全局发展智能化技术。

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