Q GDW 11207-2014 电力系统告警直传技术规范及编制说明.pdf

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1、ICS 29.240 Q/GDW国 家 电 网 公 司 企 业 标 准Q/GDW 112072014电力系统告警直传技术规范Technicalspecificationofpowersystems alarmdirecttransmittal2014-11-15发布 2014-11-15实施国家电网公司 发 布Q/GDW112072014I目 次前言.II1 范围.12 规范性引用文件.13 术语和定义.14 告警直传功能要求.15 告警信息定义.26 告警信息传输规范要求.47 告警直传性能要求.48 告警直传实施要求.5附录 A（资料性附录） 告警信息中“告警内容”对应设备变化信息表述建议

2、.6附录 B（资料性附录） 典型告警信息文本7编制说明.9Q/GDW112072014II前 言为适应大运行、大检修体系建设要求，增强调度端集中监控变电站的能力，提升调度端的事故快速处理能力，国家电力调度控制中心组织编制了电力系统告警直传技术规范标准。本标准由国家电力调度控制中心提出并解释。本标准由国家电网公司科技部归口。本标准主要起草单位：北京科东电力控制系统有限责任公司、国网浙江省电力公司、国网四川省电力公司、国网天津市电力公司、国电南瑞科技股份有限公司、南京南瑞继保电气有限公司、许继电气股份有限公司、北京四方继保自动化股份有限公司、积成电子股份有限公司、东方电子股份有限公司、国电南京自动

3、化股份有限公司。本标准主要起草人：辛耀中、高保成、刘金波、常乃超、占震滨、熊志杰、郭凌旭、张继国、吕冰、田华、刘俊红、黄浩然、苏怀广、镐俊杰、李端超、刘梦。本标准首次发布。Q/GDW1120720141电力系统告警直传技术规范1 范围本标准规定了电力系统告警直传技术的功能要求、性能要求和实施要求等。本标准适用于各级调控中心调度控制系统的实时监控与预警功能建设及改造；适用于 110kV（66kV）及以上电压等级变电站的新建、无人值守技术改造的设计、设备研制、调控信息接入和工程调试。电厂和 35kV 及以下电压等级变电站可参照执行。2 规范性引用文件下列文件对本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的

4、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。GB 18030信息技术中文编码字符集DL/T 476 电力系统实时数据通信应用层协议DL/T 634.5104 远动设备及系统 第5-104部分：传输规约采用标准传输协议集的IEC60870-5-101网络访问DL/T 1171 电网设备通用数据模型命名规范Q/GDW 678 智能变电站一体化监控系统功能规范Q/GDW 679 智能变电站一体化监控系统建设技术规范3 术语和定义Q/GDW 678 、Q/GDW679中界定的以及下列术语和定义适用于本文件。3.1 告警网关 alarmgat

5、eway实现变电站与调度主站系统之间的通信，为主站系统实现变电站告警直传功能提供告警信息传输服务。3.2告警直传alarmdirecttransmittal厂站监控系统向调度端进行告警信息传输。告警网关将本地告警信息转换为带站名和设备名的标准告警信息，传输给调度端。4 告警直传功能要求4.1主站功能要求Q/GDW1120720142主站系统接收告警消息进行处理，需要实现以下功能：a) 告警直传信息在告警窗显示，可支持独立显示功能；b) 将告警信息发送给综合智能告警模块处理；c) 告警直传信息按文件方式存储；d) 告警直传信息按字段查询、统计、筛选功能；e) 告警直传信息屏蔽功能；f) 能够单独

6、显示厂站动作未复归的告警信息；g) 厂站告警直传通信链路监视功能。4.2厂站功能要求厂站监控系统需要实现以下功能：a) 厂站监控系统将本地告警信息转换为带站名和设备名的标准告警信息，传给主站；b) 厂站监控系统要按照告警级别做好现有告警事件的分类整理，对告警信息进行合理分类和优化，确保上送主站告警信息总量在合理范围之内，能够按照主站要求定制告警信息上送；c) 厂站告警直传支持同时上送多个主站；d) 链路中断后恢复，能够补传链路中断期间规定时间内的告警信息，事故类和异常类告警信息优先补传；e) 厂站告警网关因故障无法正常上送告警信息时应主动断开与主站连接且不再响应主站重连请求，待故障恢复后，重新

7、响应主站，建立连接。5 告警信息定义5.1告警格式定义各应用系统和通信双方应支持通用告警格式定义，在初始化阶段就能识别解析通用告警格式的定义，并根据该定义发送或接收告警字信息。通用告警格式采用 CIM/E 模板进行定义，描述如下： 序号 告警项目 数据类型 取值范围 备注# 1 告警级别 正整数 1:5 1级最高# 2 告警时间 字符时间 精度到毫秒 YYYY-MM-DDHH:MM:SS.mmm# 3 设备名称 字符串 电力系统设备标准名称 不含空格# 4 告警内容 字符串 跳闸、越限、动作等关键字 枚举定义# 5 告警原因 字符串 简短说明 可选项该定义形成的告警格式为： 告警时间 设备名称

8、 告警内容 告警原因各字段之间用一个空格隔开，字段内容为空，用“”表示。例如： 2013-05-24 09:52:59.651 国调.荆门站/1000kV.T011开关/三相不一致跳闸 动作 “”表示国调.荆门站/1000kV.T011开关/三相不一致跳闸于2013年5月24日9点52分59秒651毫秒发生动作，原因未知。5.2告警级别Q/GDW1120720143表示告警事件的类型或者严重程度，按照对电网影响的程度分为 5 类，如表 1 所示。表 1 告警分类表序号 告警分类 严重程度 数据值1 事故 紧急 12 异常 重要 23 越限 次要 34 变位 一般 45 告知 一般 55.2.1

9、事故信息反映电网故障、设备故障的开关跳闸（包含非人工操作的跳闸）、保护及安全自动装置出口信号，以及影响全站安全运行的其他信号，该类信号需实时监控、立即处理。5.2.2异常信息反映电网安全与设备运行异常的告警信号，该类信号需实时监控、及时处理。5.2.3越限信息反映重要遥测量超出告警上下限区间的信号，该类信号需实时监控、及时处理。5.2.4变位信息反映电网运行方式改变的开关/刀闸类分、合位信号，该类信号需实时监控。5.2.5告知信息反映电网设备运行情况、状态监测的一般信号，以及设备正常操作时的伴生信号，该类信号需定期查询。5.3告警时间告警发生日期和时间格式按照 YYYY-MM-DD HH:MM

10、:SS.mmm 描述。其中 YYYY 表示年份，用 4个字符表示。MM 表示月份，用 2个字符表示，有效值为（01-12），小于 10时十位补 0。DD 表示日期，用 2 个字符表示，有效值为（01-31），小于 10时十位补 0。HH 表示小时，用 2 个字符表示，采用 24小时制，有效值为(00-23)，小于 10时十位补 0。MM 表示分钟，用 2个字符表示，有效值为（00-59），小于 10时十位补 0。SS 表示秒，用 2 个字符表示，有效值为（00-59），小于 10 时十位补 0。mmm 表示毫秒，用 3 个字符表示，有效值为(000-999)，小于 10 时十位补 0，小于 1

11、00 时百位Q/GDW1120720144补 0。5.4设备名称标识产生告警事件的设备，名称参照 DL/T 1171。例如： 2013-05-24 09:52:59.651 国调.荆门站/1000kV.T011开关/三相不一致跳闸 动作 “”其中“国调.荆门站/1000kV.T011开关/三相不一致跳闸”为设备名称。5.5告警内容告警内容是告警的具体内容，用字符串描述，长度不超过 16个字符。5.6告警原因告警原因是对告警内容的补充说明，用字符串描述，长度不超过 32 个字符。6 告警信息传输规范要求6.1告警传输过程告警信息通过 DL/T 476或 DL/T 634.5104协议进行传输。传

12、输过程描述如下：a) 厂站端告警网关在发送启动应用确认信息后，向主站网关传送告警格式定义，主站告警网关接收该定义并解析，此后按该定义解析厂站发来的告警信息；b) 厂站端发送告警信息，DL/T 476规约采用 39号报文（ASCII 码块报文）；DL/T 634.5104规约采用 43号报文(扩展报文)。6.2告警传输要求告警传输具体要求如下：a) 优先级固定为 255，数据索引表号固定为 0；b) 每个报文可以包含多条告警信息；c) 告警信息内容某一段若含有空格，则在该段信息内容前加，在该段信息内容后加，告警时间除外；d) 汉字编码采用 GB 18030。7 告警直传性能要求7.1实时性指标从

13、厂站监控系统获取告警信息到主站展示时间3s。7.2应用故障切换/重启动时间指标时间指标如下：Q/GDW1120720145a) 通信功能故障自动切换时间5s；b) 应用重启动：热备用方式30s，冷备用方式10min；c) 告警直传可用率99.9%。7.3应用的负荷率指标负荷率指标如下：a) 电网正常情况下，告警网关 CPU负荷率（CPU测试扫描周期为 1s）：任意 30min内平均负荷率30%；b) 电网事故时，告警网关 CPU 负荷率（CPU 测试扫描周期为 1s）：任意 10s 内平均负荷率50%。8 告警直传实施要求8.1网络要求网络带宽2M（可以与其它应用复用）。8.2主站实施要求主站

14、实施具体要求如下：a) 主站具备告警采集冗余功能，采用并列运行方式，处理厂站上送的告警信息。b) 主站需要存储告警直传信息，且能够满足存储两年告警直传信息的要求。8.3厂站实施要求厂站实施具体要求如下：a) 厂站宜部署 2台告警网关机/通用网关机，可与通信网关、图形网关共用，以双主模式为主站提供告警服务。b) 操作系统宜采用 LINUX 安全操作系统。c) 支持调度数据网双平面接入的要求，告警网关机/通用网关机连接到调度数据网需要满足二次安全防护要求。d) 告警网关机需使用 220VUPS 电源或一体化电源。e) 告警网关机不能运行在高温、高湿度、高灰尘的环境，需要放置在专用计算机机房，并且提

15、供空调维持合理温度以及湿度。部署参照监控系统规范。Q/GDW1120720146附录 A(资料性附录)告警信息中“告警内容”对应设备变化信息表述建议（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：投入/退出；（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。Q/GDW1120720147附录 B(资料性附录)典型告警信息文本以“国调.荆门站”为例，告警文本内容如下：（1）主变信息 2013-05-24 09:52:59.65

16、1 国调.荆门站/1000kV.#1主变/本体.重瓦斯 动作（2）高抗信息 2013-05-24 09:52:59.651 国调.荆门站/1000kV.#1高抗/保护装置.故障 动作（3）线路及断路器信息 2013-05-24 09:52:59.651 国调.荆门站/1000kV.T011开关/三相不一致跳闸 动作（4）隔离开关信息 2013-05-24 09:52:59.651 国调.荆门站/1000kV.T0111刀闸/电机电源消失 动作（5）监控系统信息 2013-05-24 09:52:59.651 国调.荆门站/监控系统/站控层#1交换机.失电 动作（6）GIS(含 HGIS) 信息

17、 2013-05-24 09:52:59.651 国调.荆门站/#2 气室/低气压 动作（7）电流、电压互感器信息 2013-05-24 09:52:59.651 国调.荆门站/1000kV.电流互感器/SF6 压力低 动作（8）站内交流电源信息 2013-05-24 09:52:59.651 国调.荆门站/380V.#1站用变/低压开关 动作（9）消弧线圈（接地变）信息 2013-05-24 09:52:59.651 国调.荆门站/10kV.#1消弧线圈/交直流电源消失 动作（10）直流系统信息 2013-05-24 09:52:59.651 国调.荆门站/DC220V.直流电源/蓄电池.总

18、熔丝熔断 动作（11）通信电源信息2013-05-24 09:52:59.651 国调.荆门站/DC48V.通信电源/电压异常 动作（12）监控逆变电源信息 2013-05-24 09:52:59.651 国调.荆门站/220V.#1监控逆变电源/故障 动作（13）线路保护信息 2013-05-24 09:52:59.651 国调.荆门站/220kV.线路名/第一套保护.重合闸闭锁 动作（14）母线、母联（分段）保护信息 2013-05-24 09:52:59.651 国调.荆门站/220kV.220kVI 段母线/母差第一套保护 动作（15）变压器保护信息 2013-05-24 09:52:

19、59.651 国调.荆门站/500kV.#1 主变/差动保护 动作（16）高抗保护信息 2013-05-24 09:52:59.651 国调.荆门站/500kV.#1 高抗/主保护 动作（17）断路器保护信息 2013-05-24 09:52:59.651 国调.荆门站/220kV.断路器名.开关/失灵保护 动作（18）电容器、电抗器保护信息 2013-05-24 09:52:59.651 国调.荆门站/35kV.#1电容器/保护 动作（19）备自投及安全自动装置信息 2013-05-24 09:52:59.651 国调.荆门站/110kV.进线电源/备自投.装置异常 动作Q/GDW11207

20、20148（20）监控系统信息 2013-05-24 09:52:59.651 国调.荆门站/监控系统/监控主机.失电 动作（21）AVC/VQC 信息 2013-05-24 09:52:59.651 国调.荆门站/监控系统/VQC 闭锁 动作（22）其它信息 2013-05-24 09:52:59.651 国调.荆门站/辅助监控/继保小室温度 动作（23）阀组保护信息 2013-05-24 09:52:59.651 国调.荆门站/DC800kV.极 1.换流器 U1.换流器保护/系统 A.阀短路保护 动作（24）极保护信息 2013-05-24 09:52:59.651 国调.荆门站/DC8

21、00kV.极 1.极保护/系统 A.极差保护 动作（25）双极保护信息 2013-05-24 09:52:59.651 国调.荆门站/DC800kV.双极保护/系统 A.双极中性线差动保护 动作 （26）换流变保护信息 2013-05-24 09:52:59.651 国调.荆门站/DC800kV 极 1.换流器 U1.换流器保护/系统 A.过激磁告警 动作（27）交流滤波器保护信息 2013-05-24 09:52:59.651 国调.荆门站/500kV.Z1 交流滤波器场二套保护/Z11-失谐告警 动作（28）输变电设备状态监测数据越限或异常告警信息 2013-05-24 09:52:59.

22、651 国调.荆门站/500kV.#1 主变/油色谱 H2含量.超标 动作Q/GDW1120720149电力系统告警直传技术规范编 制 说 明Q/GDW11207201410目 次1 编制背景.112 编制主要原则.113 与其它标准文件的关系.114 主要工作过程.115 规范结构和内容.116 条文说明.12Q/GDWxxxxx2014111. 编制背景按照 “三集五大”的战略要求，国家电网公司将建立大运行体系，实现各级调度的电力系统和调度一体化，制定电力系统告警直传技术与实施规范，可以更好地指导大运行体系电力系统功能的建设和实施。本标准依据国家电网科201350 号的要求编写。标准和规范

23、的制定将全面提升各单位大运行体系建设的标准化、规范化水平，提高各单位的建设质量和运行水平。2013年，电力系统告警直传技术规范列入国网公司企业标准编制计划。受国调中心委托，由北京科东电力控制系统有限责任公司牵头，国网浙江省电力公司、国网四川省电力公司、国网天津市电力公司、国电南瑞科技股份有限公司、南京南瑞继保电气有限公司、许继电气股份有限公司、北京四方继保自动化股份有限公司、积成电子股份有限公司、东方电子股份有限公司、国电南京自动化股份有限公司等共同参与，开展了本标准的编制工作。2. 编制主要原则本标准充分考虑调控业务需求，厂站相关技术现状和发展情况进行编制。本标准应作为国家电网公司新建及改（

24、扩）建厂站的技术依据。3. 与其它标准文件的关系本标准用于规范厂站向主站传输告警信息，传输规约采用 DL/T634.5104及 DL/T476等相关规约，对 DL/T634.5104进行了扩充，传输方式应满足 Q/GDW 622、Q/GDW 623、Q/GDW 624等相关标准要求，其传输过程应满足电力二次系统安全防护规定的有关规定。4. 主要工作过程2011年 11 月，国家电力调度控制中心组织召开特高压集中监控讨论会，提出告警直传初步设想。2011年 12 月，国调中心组织召开方案讨论会，讨论告警直传技术方案。2012年 3月，国家电力调度控制中心在白广路组织研发人员进行告警直传模拟测试。

25、2012年 4月，在四川省调进行了告警直传技术方案的实验验证。2012年 7月、2013 年 5 月、2013年 6月国调中心组织了告警直传联合调试暨技术规范讨论会。2013年 6月，在国调中心的组织下，成立专门的告警直传技术规范制定小组，撰写了电力系统告警直传技术规范（初稿），并多次组织和邀请网省公司专家进行专题讨论和修改。2014年 2月，国调中心在北京召开讨论会，华东分调、西北分调，天津市调、浙江省调、 安徽省调、河南省调、四川省调、江西省调、吉林省调、新疆省调参加，总结、讨论电力系统告警直传技术规范（初稿），进一步完善了部分内容，形成了电力系统告警直传技术规范（征求意见稿）。2014年

26、 3月，国调中心在北京召开讨论会，华东分调、西北分调，天津市调、浙江省调、 安徽省调、河南省调、四川省调、江西省调、吉林省调、新疆省调参加，进一步完善了部分内容，形成了电力系统告警直传技术规范（送审稿）。2014年 6月，国调中心在北京召开评审会，编写组根据评审意见进行修订，形成了电力系统告警直传技术规范（报批稿）。5. 规范结构和内容本标准正文共设 5 章：告警直传功能要求、告警信息定义、告警信息传输规范要求、告警直传性能要求、告警直传实施要求。其中功能要求包括主站功能要求和厂站功能要求；告警信息定义描述了告警格式，包括级别、时间、名称、内容和原因；信息传输规范要求描述了告警传输方式；告警直传性能要求描述了主要性能指标要求；告警直传实施要求描述了主站、厂站及网络要求。Q/GDW112072014126. 条文说明无。