Q／GDW 11473-2015标准规范下载简介

Q／GDW 11473-2015 智能电网调度控制系统集中监控应用功能规范.pdf简介：

Q/GDW 11473-2015 《智能电网调度控制系统集中监控应用功能规范》（简称《规范》）是由中国电力企业联合会（China Electric Power Association, CEA）发布的一份技术标准。这份规范主要针对智能电网调度控制系统（SCADA, Supervisory Control And Data Acquisition）在集中监控方面的功能进行了详细的规定和指导。

智能电网调度控制系统是电力系统的核心组成部分，它负责实时监控电力系统的运行状态，进行调度决策，优化电力资源分配，保证电力系统的稳定运行。《规范》详细规定了集中监控应用的功能，包括但不限于：

1. 实时数据采集：对电力系统各设备的运行参数进行实时监测，如发电量、负荷量、电压、电流等。 2. 在线分析：对收集的数据进行实时分析，发现异常，预测故障，提供预警信息。 3. 调度操作：支持调度员进行远方操作，如开关控制、负荷调整等。 4. 信息展示：提供清晰、直观的电力系统运行状态展示，便于调度员理解和决策。 5. 事件记录与历史数据管理：保存和管理历史运行数据，便于故障分析和性能评估。 6. 安全防护：保障系统的安全性和数据的完整性，防止未经授权的访问和操作。

该规范的发布，旨在统一和提升整个智能电网调度控制系统的监控功能，促进电力行业的标准化和信息化建设。

Q／GDW 11473-2015 智能电网调度控制系统集中监控应用功能规范.pdf部分内容预览：

8.7.1.1应具备双机双确认遥控操作监护功能，紧急情况下支持具备权限的人员解锁后实现单人操作 功能。 8.7.1.2应支持操作监护过程中用户身份、变电站名称、间隔名称和设备名称等多重确认，支持设备 名称和编号人工输入并禁止复制、粘贴。 8.7.1.3应支持通过设备或间隔挂牌闭锁遥控操作功能。 8.7.1.4 应具备受控设备的遥控操作票校验功能，应能通过遥控操作票与遥控设备的自动定位关联， 实现对遥控人工选择设备的校验。 8.7.1.5应具有遥控闭锁功能，当未进行遥控操作时，除允许自动控制的无功调节设备外，调控主站 中所有设备的遥控功能均应闭锁。 8.7.1.6遥控操作时应进行遥控防误校核，当通过遥控防误校核后方可解除受控设备的遥控闭锁，操 作结束后自动恢复闭锁遥控功能

8.7.2遥控防误闭锁

8.7.2.1 应支持对控制对象遥控操作单个或多个闭锁条件预定义，满足分闸和合闸不同闭锁条件。 8.7.2.2 操作前应先校验对象的标识牌和遥控闭锁状态，校验不通过时禁止操作并提示。 8.7.2.3 实际操作时应按预定义的闭锁条件进行防误校验，校验不通过时禁止操作并提示。 8.7.2.4 应支持间隔内一、二次设备出现影响断路器遥控操作的异常告警信息时，闭锁断路器遥控操 作功能。 8.7.2.5 同一变电站的电容器与电抗器应具备相互闭锁校验功能，校验不通过禁止操作并提示， 8.7.2.6 应支持充电母线投切电容器校验功能，校验不通过应提示，但允许强制操作。 8.7.2.7 防误闭锁应支持投退功能，投退前应进行用户权限认证，只准许通过权限认证的用户操作 应对投退操作进行记录存档。

DB37／T 3724-2019标准下载3.7.3网络拓扑防误闭锁

8.7.3.2操作时网络拓扑分析应支持对控制对象及连接拓扑防误闭锁关系的设备状态进行分析，状态 不确定时应提示 8.7.3.3应支持通过网络拓扑分析设备运行状态及设备间的连接关系，应能自动生成断路器、隔离开 关和接地力闸的拓扑防误闭锁规则。 8.7.3.4应支持处理间隔内防误闭锁，并能从全网角度识别站内、站间的防误闭锁关系。 8.7.3.5应支持断路器操作的防误提示功能，包括合环提示、解环提示、充电提示、失电提示、带接 地合断路器提示、变压器各侧断路器操作顺序提示、变压器中性点接地刀闸提示和3/2接线断路器操作 顺序提示等。 8.7.3.6 应支持隔离开关操作的防误闭锁功能，包括带接地拉合隔离开关闭锁、带负荷拉合隔离开关 闭锁、非等电位拉合隔离开关闭锁等。 8.7.3.7 应支持接地刀闸操作的防误闭锁功能，包括带电合接地刀闸闭锁。 8.7.3.8 应支持备自投操作防误提示功能，包括备自投投入状态下对应断路器、母线压变操作的提示 等。

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2.1.1安全防护应遵循国家发展和改革委员会2014年第14号令“安全分区、网络专用、横同隔离、 纵向认证”的总体要求。 2.1.2调度控制系统控制命令的传输下达过程应具备安全认证机制，网络通信通过调度数据网的纵向 加密认证手段进行防护。 9.1.3远方控制应用通过主站控制人员与变电站被控设备间的身份认证校验，实现控制操作的合法 性。 .1.4实现实名配置的调度数字证书管理，采用双因子身份鉴别机制进行访问控制。数字证书应由电 力专用调度证书服务系统签发。

9.2.1应支持与调控管理类应用关联，只准许当班值班员持本人的调度数字证书在值班员工作站上进 行远方操作。 9.2.2用户身份鉴别应采用密码、智能卡或指纹型智能卡等双因子鉴别方式，应提供相应智能卡管理 工具，具备口令修改、指纹登记等功能。 9.2.3应支持按调度员、监控员、运维站值班员、自动化运维人员、系统管理员等角色进行实名用户 管理，对不同角色人员按照工作范围、职责分工分配相应的访问控制权限，禁止配置同时具有遥控权限 和维护修改权限的账户。 9.2.4应具备用户弱口令周期自动检测及告警功能，对弱口令或重复口令用户应限制登录，用户口令 应强制定期修改并在系统中加密存储。

应强制定期修改并在系统中加密存储。 9.2.5支持节点控制权限配置功能，不具备控制权限的节点禁止下发控制类命令

9.2.5支持节点控制权限配置功能，不具备控制权限的节点禁止下发控制类命令

9.3责任区与信息分流

9.3.1.1应能按集中监控范围划分不同监控责任区，监控责任区支持按设备、间隔、电压等级、变电 站、区域等对象定义，同一对象可分属多个监控责任区。 9.3.1.2应能按集中监控性质划分不同监控责任区，监控责任区支持联调验收、试运行、正常监视等 性质定义，同一对象支持在不同监控性质的责任区之间切换。 9.3.1.3集中监控应用及数据维护应按不同监控责任区进行权限划分，禁止对非监控责任区设备进行 操作及维护。 9.3.1.4新设备默认设定为联调验收责任区。 9.3.1.5责任区切换后，集中监控相关应用及数据库维护等根据切换后的责任区定义相应切换，对非 本责任区设备应有明显区分

间的信息分流。信息分流应满足Q/GDW1680.41要

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10.1.1统计范围应包括告警信息和操作记录，应能按责任区、变电站、电压等级、间隔、设备、时 间、标识、人员等字段界定，界定方式应支持关键字或正则表达式。 10.1.2统计口径分为上告警窗信息和包含不上告警窗信息在内的全部数据两类。 10.1.3 统计指标应包括最大值、最小值、平均值、跳变次数、越限次数、越限百分比、越限持续时 间等。

10.2.1应支持按责任区、变电站、时间等对事故信息、异常信息、越限信息、变位信息、告知信息 动作次数和比例分析统计。 10.2.2应支持按责任区、变电站、时间等对重复告警信息的次数进行统计，并按事故信息、异常信 息、越限信息、变位信息、告知信息分类。 10.2.3应对越限信息，应支持统计时间内对应模拟量的最大值、最小值、平均值、越限次数、越限 持续时间的统计

10.3操作与控制统计

10.3.1应支持按责任区、变电站、时间等对主设备、无功设备、分接开关和二次设备远方控制与调 节次数和成功率进行统计，其中无功设备还应区分人工遥控和AVC遥控。 10.3.2应支持按责任区、变电站、时间等对人工置数、抑制、封锁/解锁、置牌等操作次数进行统计 10.3.3应支持按责任区、时间对告警信息确认及时性进行统计。

10.4.1 应支持统计输出结果自定义功能，输出文件格式应支持E文件、Exce1表。 10.4.2 应支持统计结果自动分类功能，对统计结果应能自定义修订、排序、存储及查询。 10.4.3 应支持统计结果历史比对分析。 10.4.4 统计结果和明细应能导出，并能与调度管理应用系统接口。

至少应满足以下性能指标： a）遥测响应时间（变电站源端输入至主站画面显示）≤4s： 6）遥信响应时间（变电站源端输入至主站画面显示）≤3s； 数据存储时间≥3a d）遥测采样存盘间隔：1s~30min，可调； e）告警生成时间≤1s:

Q/GDW11473—2015 f）远程浏览响应时间≤5s； g）事故自动推画面时间≤10s。 1.2运行监视 至少应满足以下性能指标： a）画面调用响应时间≤3s； b）告警窗信息条数≥10000； c）同时打开窗口数≥8

至少应满足以下性能指标： a) 遥控操作命令响应时间≤1s； 遥控成功率≥98%； c 防误校核响应时间≤3s： d）遥控操作视频联动响应时间≤5s

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智能电网调度控制系统集中监控

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编制背量 编制主要原则 3与其他标准文件的关系 主要工作过程 5标准结构和内容 6条文说明 20

编制主要原则 与其他标准文件的关系 主要工作过程 标准结构和内容 6条文说明 20

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DL／T 1076-2017标准下载Q/GDW114732015

本标准依据《国家电网公司关于下达2015年度公司技术标准制修订计划的通知》（国家电网科（2015） 4号）的要求编写。 本标准编制背景：随着国家电网公司“三集五大”体系建设的深入推进，变电站设备运行监视业务 纳入调控机构，对智能电网调度控制系统集中监控应用功能提出了更高要求。为适应电网调控一体化 运行要求，规范智能电网调度控制系统集中监控应用功能，指导智能电网调度控制系统的设计、研发 和建设工作，制定本标准。 本标准编制主要目的为满足变电站无人值守集中监控需要，通过规范集中监控应用功能，为集中 监控信息监视、事故异常处理、开关常态化操作等提供有效技术支撑，从而提高监控运行效率，保障 电网和设备安全运行。

本标准编制的主要原则为： a 适用性原则。充分考虑调控机构集中监控的业务需求、调控主站相关自动化技术现状和发展情 况进行编制； b) 先进性原则。本标准吸收和借鉴国内外调度控制系统集中监控领域的前沿技术和公司系统已取 得试点成功的先进经验，内容充分反映了公司系统集中监控领域已获得广泛应用的技术成 果； c）协调性原则。本标准内容符合并继承了Q/GDW1680.41、Q/GDW11354要求。

3与其他标准文件的关系

2015年3月，项目启动，成立编写组。 2015年4月《索结构技术规程 JGJ257-2012》，完成了标准大纲编写，在浙江杭州召开了大纲研讨会，明确了工作计划。 2015年5月，完成了标准初稿编写，在省内组织了多次讨论，明确了技术细节。 2015年7月，在浙江舟山召开了标准研讨会，国调中心、国网山东、国网四川、国网湖南、国网青 海、国网浙江省电力公司，以及国网河北石家庄、国网江苏盐城供电公司参加，进一步完善了部分内 容，形成了标准征求意见稿

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2015年7月，发公司总部各有关部门、各网省公司、中国电科院、南瑞集团征求意见，共收到反馈 意见105条次。 2015年8月，编写组逐条讨论反馈，并修改形成标准送审稿。 2015年9月1日，公司运行与控制技术标准专业工作组组织召开了标准审查会，审查结论为“审查 组一致同意该技术标准通过审查，建议修改后报批”。 2015年10月，修改形成标准报批稿。