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1、 农网智能监控系统 设计规范 [V1.0(版本号)] 拟 制 人______________________ 审 核 人______________________ 批 准 人______________________ [二零一一年七月二十日] 设计规范 1．引言 1.1编写的目的 本说明书为农网智能监控系统设计规范，用来指导产品研发过程，并作为产品研发验收标准之一。 1.2背景 a) 本项目全名为“农网智能监控系统”。系统由监控主站、监控终端和手持维护终端组成。 b) 本项目由海盐麦哲伦电气有限公司共同提出，由
2、海盐麦哲伦电气有限公司组织力量和社会研发力量研发，产品通过海盐麦哲伦电气有限公司组成系统销售； 1.3 编制依据 GB/T 13720 地区电网数据采集与监控系统通用技术条件 GB/T 13729 远动终端设备 GB/T 13730 地区电网调度自动化系统 GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程 GB/T 15153 远动设备及系统工作条件 GB/T 17626 电磁兼容试验和测量技术 DL/451 循环式远动规约 DL/T 478 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件 DL/516 电网调度自动化系统运行管理规程 DL/T 547
3、 电力系统光纤通信运行管理规程 DL/T 550 地区电网调度自动化功能 DL/T 599 城市中低压配电网改造技术导则 DL/T 630 交流采样远动终端技术条件 DL/T 634.5101 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/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子集的IEC 60870-5-101网络访问 DL/T 667 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 DL/T 721 配电网自动化远方终端系统 DL/T 790 采用配电
4、线载波的配电自动化系统 DL/T 814 配电自动化系统功能规范 DL/T 1080 电力企业应用集成 配电管理的系统接口 Q/GDW 156 城市电力网规划设计导则 Q/GDW 212 电力系统无功补偿配置技术原则 IEC 60870 远动设备及系统 IEC 61850 变电站通信网络和系统 IEC 61968 电力企业应用集成 IEC 61970 能量管理系统的应用程序接口 电监安全[2006]34号《电力二次系统安全防护总体方案》 国家电力监管委员会第5号令《电力二次系统安全防护规定》 2．任务概述 2.1目标 本系统以融合计算机嵌入系统、通信
5、安全和电力系统遥信、遥测、遥控等技术，研发技术先进的农村电网智能化监控系统。实现先进、稳定、安全、可扩展和维护方便的优秀农网监控设备和系统。 2.2用户的特点 本系统用户为广大农村电网变电所工作人员和农电现场检查人员，对计算机操作和电力系统理论知识相对薄弱。产品设计时，需要简化操作、降低系统使用难度和维护难度。 3．需求规定 3.1系统整体结构和功能 农网智能配电系统，主要针对10kV变压器的低压侧，实现380V供电系统中开关、保护、计量和无功补偿等功能的信息采集、传输和处理。系统分数据采集、数据传输和中心管理等几个功能，对应四个模块组成：智能保护开关、配电台区监控终端、监控主站
6、系统和现场手持终端。 智能保护开关与开关本体一起，由开关厂商提供，本报告不再讨论。智能配电台区测控终端是智能配电台区的控制中枢，它负责智能配电台区与主站、智能控制与保护开关、智能电能表的通信联络，采集、计算、存储配电台区变压器的各类数据，控制“智能控制与保护开关”和无功补偿电容的投切；监控主站系统通过GPRS数据采集上传后，经服务器集中存储和处理，以C/S或者B/S架构，向终端用户提供数据查看和设备远程操作功能；现场手持终端以红外方式，为现场操作人员提供便捷的数据上传和下载功能，进行现场实时状态检测和故障诊断/处理。。 在农网终端变压器低压侧，配置最多三台开关，每台开关配置内含智能保护一套
7、智能保护通过485总线与监控终端相连，向监控终端发送数据，接受来自终端的数据和状态请求。监控终端同时配置电力载波和红外接口，分别与智能电表和手持检修终端设备通信。除此以外，监控终端通过GPRS，定时向主站服务器发送运行数据和设备状态，并接受主站的召唤请求。系统结构图如下： 3.2 监控主站需求 3.2.1监控主站功能 监控主站服务器通过GPRS，与监控终端通信，并采用C/S和B/S两种方式，为客户端提供数据分析和统计以及远程配置操作服务。因监控主站服务器配置到供电部门信息中心，在主站内部，可直接采用以太网作为通讯手段，连接主站服务器和各种客户端。 主站功能如下： Ø SCADA
8、支撑平台功能：数据采集，处理，统计，计算，遥控，图形显示，图形编辑，图元编辑，打印，权限，报表，脚本，数据库管理，内存库管理，实时告警，历史告警，网络拓扑等。 Ø 电网运行管理：遥测配变台区的三相电压，三相电流，剩余电流，有功、无功功率，视在功率，功率因数，有功电度，无功电度，电压、电流谐波，配变温度，控制保护开关状态，电容器投切状态；遥控控制保护开关分合、遥调控制保护开关额定电流、剩余动作电流；配变的正反向有无功电能量曲线，电压电流曲线，功率因数曲线，有无功功率曲线，视在功率曲线，温度曲线等；配变的日（月，年）正向有功、无功、各象限无功电度量，日三相电压越限时间，电压、电流、有功、无功、功
9、率因数的日最大、最小值发生时间，日三相电压的失压时间，失压电量等；配变的有无功最大需量及其时间，三相电压最大、最小值及其时间，三相电流最大值及其时间，三相有功功率最大值及其时间，三相过压、欠压累计时间，三相电流越上限累计时间，三相不平衡超限时间，功率因数超限时间；用户电度表的电压、电流、有功、无功、峰谷平电度；电压、电流的最大值及其时间等。 Ø 配变特性分析：不平衡率，负载率，重载率，功率因数，经济运行时间，零序电流，变压器铁损和铜损，电压不合格率。 Ø 电能质量分析：电压、电流谐波（19次），三相不平衡，电压合格率，电流越限，功率因数越限。 Ø 无功补偿：无功优化，投切状态、补偿次数，
10、补偿的无功总量，时间，对电压和功率因数的影响。 Ø 开关运行管理：统计开关分合、开关额定电流、剩余动作电流、开关状态，各项电压、电流、剩余电流值。合闸统计。事故分闸统计，事故分闸简报。 Ø 用电量管理：变压器及用户电表的日、月、季、年用电统计。 Ø 异常管理：线路故障、设备故障、电网异常等显示和统计。 Ø 台区管理：台账，设备故障，设备投运时间，健康状况等信息。 Ø 设备参数管理：终端各项参数，保护定值及动作时间参数，载波电表各项参数的远程读取和设置。 Ø 通讯管理：支持GDW130-2005及DL698标准规约，自动定时招测，自动补招，手工补招，通讯通道投退状态，设备在线率，误码
11、率，GPRS流量统计。 Ø 台区综合分析：电网运行综合概况，经济运行综合概况，安全运行综合概况。 Ø 全区综合统计分析：按线路，按地区，统计、比较，用电趋势分析等。 Ø 报表：电度报表，负荷报表，电压合格率报表，无功优化报表，经济运行报表，电压报表，电流报表，有功、无功、功率因数报表等。 3.2.2输入输出要求 数据通过GPRS定时或者召唤获得，开关告警或者故障后，也会自动上传数据。上传数据通过SQL数据库保持，数据库至少需要具备以下字段： 编号 数据 类型 描述 备注 A相电压 浮点数 380V母线电压 有效数字5位 B相电压 浮点数 380V母线电
12、压 有效数字5位 C相电压 浮点数 380V母线电压 有效数字5位 AB电压相角 浮点数 380V母线电压相角 度数，有效数字4位 BC电压相角 浮点数 380V母线电压相角 度数，有效数字4位 CA电压相角 浮点数 380V母线电压相角 度数，有效数字4位 A相电流 浮点数 380V母线电流 有效数字5位 B相电流 浮点数 380V母线电流 有效数字5位 C相电流 浮点数 380V母线电流 有效数字5位 A相电流功率因素角 浮点数 380V母线电流与电压角度 有效数字5位 B相电流功率因素
13、角 浮点数 380V母线电流与电压角度 有效数字5位 C相电流功率因素角 浮点数 380V母线电流与电压角度 有效数字5位 时间 时间值 数据采集时间 精确到秒 开关故障类型 无符号整数 低压开关动作描述 开关编号 无符号整数 动作开关唯一编号 开关名称 字符串 255字节字符串 开关故障时间 时间值 开关故障/告警时刻 精确到毫秒 电量 浮点数 电表抄表数值 有效数字8位，精确到小数点后1位 3.2.3数据管理能力要求 以上数据通过三个表实现，分别记录电流电压和相角数据、电量数据和告警数据。对
14、每个智能终端，对应的数据表规模为：电流电压数据最少需要考虑保存10万条记录，电量数据保存1万条记录，故障告警数据需要保存1万条记录以上。 现场可根据管理的智能终端数量，配置数据库表的规模。 如果配备视频监控功能，则需要至少1TB左右空间，保存现场高清照片和录像。 对于数据库数据，可采用同步和异步结合方式，提高数据安全能力 3.2.4安全性要求 Ø 主站与监控终端采用GPRS通信，对于数据采集和保存，采用AES加密方式，加上时戳和智能终端ID作为防重放攻击手段； Ø 对于开关动作和设备配置、定值管理等数据传输，除通过AES加密外，引入Kerberos协议，加强系统的安全性； Ø 客
15、户端访问主站通过B/S架构实现，采用SSL加密方式，提高供电所局域网内系统安全 3.3 智能监控终端需求 3.3.1智能监控终端功能 配电台区监控终端是现场数据到供电局的传输中枢，它除自己采集380V母线电压和电流、10KV母线电压和电流外，还将开关数据、设备状态以及电流计量数据等参数集中起来，通过GPRS网络传递到主站接受端。 数据采集分三种情况：定时数据采集、故障数据处理和主站数据召唤响应。定时数据采集，按照用户需求，对不同设备，设置不同的采集时间间隔，将各个开关电流参数、运行参数、故障信息等数据，以及计量设备的数据，通过485总线、电力载波等通信信道，采集到监控终端并储存起来；故
16、障数据处理以被动接受数据为主，被监控设备本身故障或者电力一次设备故障后，立即将故障信息上传到监控终端；主站召唤数据时，将新产生的数据，打包传递到监控主站，如果监控终端没有相关最新数据，则向对应设备请求数据，并响应监控主站。 数据上传一般采用定时方式，每10分钟将所有新产生的相关数据，打包后发动到主站服务器；如果有故障产生或者状态改变，监控终端立即将相应数据传输到监控主站服务器。 与配电终端功能相对应，对配电终端的性能需求分两个部分：网络通信能力和数据计算处理能力。数据通信采用多种信道：485总线、电力载波、红外数据传输和GPRS数据传输。因系统只需要传输电流、电压、电量和开关量数据，传输间
17、隔往往按照分钟计算，每种通信方式，波特率只需要数百B/S即可。 对于配电终端的计算能力，如果只满足基本数据采集和处理功能，要求不是很高。对应配电终端，只需根据电流和电压等数据，计算相关的电气序量和谐波等参数，加上后备保护等功能，但如果要考虑电能质量计算和处理，则在处理计算能力上，需要多保留一些裕量。另一方面，因为配电终端接口要求很多，需要选择接口丰富的计算机嵌入芯片和嵌入系统。 智能监控终端功能如下： Ø 保护功能 a) 零序保护（剩余电流保护）：配电监控终端采集380V母线的3U和3I实时数据，计算零序电流，达到整定值后，以整定时间延时发送跳闸指令，并主动向监控主站报告； b) 过
18、压、欠压保护：采集380V和10KV母线电压，与整定值比较，通过整定时间延时发出告警或者跳闸指令，并主动向监控主站报告； c) 后备保护：每个开关都配置了相应的保护功能，但是如果开关保护失效或者执行机构故障，终端可以配置过流或者过负荷保护，动作时间与开关动作时间配合，采用向开关发送跳闸指令和向上级保护发送跳闸指令方式，来作为后备保护使用。 Ø 测量功能 a) 实时和当前数据 b) 历史日数据：终端能将采集的数据在日末形成各种历史日数据，并循环保存一个月。 c) 历史月数据：终端能将采集的数据在月末零点生成各种历史月数据，并循环保存12个月。 Ø 计量功能 a) 具有计量多时段的总
19、正向有功电能、正反向无功电能，计量分相总电量的功能，并存储其数据。 b) 具有日历、计时和闰年自动切换等功能。 c) 终端至少能储存最近12个月或最近12个抄表周期的数据。 d) 序量周期选择和滑差时间可就地设置。 e) 能接受远方冻结命令进行数据冻结或根据预设周期进行数据冻结，可以定时或立即冻结总计费率的有无功电量及瞬时量。 Ø 无功补偿控制功能 遥控的输出口根据预设的参数不同，可以实现不同的功能：但设置参数指定某一路出口外接有补偿电容器容量和补偿位置时，该出口可以作为无功补偿控制器输出使用，可实现自动投切或遥控投切补偿电容器；当设置参数指定某一路出口没有外接补偿电容器，该出口可
20、以作为通用遥控输出口使用。 Ø 载波数据集中器功能 支持多种载波芯片，具体根据现场情况而定。 a) 容量：1024 块单表。 b) 停电后数据保持时间不少于2个月。 c) 传输通道：三相电力线载波。 d) 载波收发部分：由3 路（对应3 相电源）载波收发处理组成，实现载波下行通信功能。 Ø 485抄表功能 终端通过485总线抄读数字电表，采用定时抄表、抄表日抄表、透明转发三种采集方式。终端将存储定时采集的电表数据，包括当前电能类数据、上月电能类数据、当前需量类、上月需量类、变量类数据、参变量数据。 Ø 谐波监测功能：能采集19次谐波。 Ø 数据转发：终端具有将主站命令转发给
21、下属智能装置（如电表、交流采集装置）并将智能装置的返回数据信息传送给主站的功能。 Ø 参数整定和查询：终端接收并保存主站设置的参数。 Ø 本地维护：终端具有本地维护接口，通过该接口实现终端与现场调试设备的通信，进行终端参数和运行数据的现场查询。 Ø 手持抄读：终端具有吸附式红外通讯接口，通过手持式抄读器实现本地读取数据和参数设置。 Ø 远程升级：终端支持主站利用通讯通道对终端的软件及通讯规约进行远程自动升级。 3.3.2输入输出要求 智能监控终端输入数据来自两个部分：模拟量采集并数字化；开关和智能电表数据采集。 智能终端采集380V母线的三相电流和电压，并计算电流电压的相角和功率
22、因素角。每路数据采样频率为4KHz，采样精度为16位。 智能开关和智能电表数据主要包括故障/告警信息和电量度数。 智能终端相两种设备输出数据： Ø 智能开关：输出开关定值和配置等信息，并生效； Ø 监控主站：将所有采集的数据上传到主站，并响应主站的召唤请求。 3.3.3数据管理能力要求 监控终端内嵌至少16GB FLASH存储，保存各种采集的信息。 3.3.4安全性要求 Ø 主站与监控终端采用GPRS通信，对于数据采集和保存，采用AES加密方式，加上时戳和智能终端ID作为防重放攻击手段； Ø 对于开关动作和设备配置、定值管理等数据传输，除通过AES加密外，引入Kerberos
23、协议，加强系统的安全性； Ø 监控终端接收现场手持终端红外登录时，如果需要下传定值和配置，也需要专用操作密码和时戳、ID等加密处理。 3.4 现场手持终端需求 3.4.1现场手持终端功能 现场手持终端是农网维护人员现场巡检和设备状态查询的有效手段，通过红外传输方式，与现场监控终端通信，读取保持的历史数据，并在手持终端上显示。手持终端同时保留与监控主站服务器的通信接口，向主站服务器上传历史数据，获得配置信息。 现场手持终端功能如下： 现场手持终端是农网巡检和配置的主要手段，农网工作人员手持该终端，到现场与监控终端通信，获得监控终端的数据，并给予配置。具体应实现以下功能 Ø 数据下载
24、 a) 下载监控终端中存储的数据，包括各种电气量和设备状态； b) 下载设备保护定制和配置信息； c) 下载设备配置更改和保护动作、设备操作记录； Ø 配置下载和上传 手持终端从监控主站下载配置和定值，保持到手持终端；到现场后，通过监控终端上传保护定值和各种配置信息，并使其生效。 Ø 数据查看 配置文字液晶屏，可根据菜单，选择现场查看所有下载的数据信息。配备必要的键盘，进行选择和口令输入等操作。 3.4.2输入输出要求 现场手持终端通过主站更新配置信息，并到现场通过红外通信与监控终端进行数据交互。 数据输入：手持终端提供485接口，通过主站服务器提供的对应板卡，获得最新的开
25、关配置信息和操作提示信息。同时，手持终端到现场与监控终端建立红外通信信道后，从监控终端下载历史采样数据、故障/告警数据，以及实时采样数据。 数据输出：手持终端可通过485接口，向监控主站服务器更新最新下载的监控终端现场数据，也可向监控终端下传保护定值和配置数据等信息。 3.3.3数据管理能力要求 监控终端内嵌至少4GB FLASH存储，保存各种采集的信息。 3.3.4安全性要求 监控终端接收现场手持终端红外登录时，如果需要下传定值和配置，也需要专用操作密码和时戳、ID等加密处理。 4 技术指标 农网智能监控系统的技术指标要求 内 容 指 标 容量要求 1) 系统最小接
26、入实时信息容量 ≥800,000 2) 可接入终端数 ≥30,000 3) 可接入控制量 ≥64,000 4) 历史数据保存周期 ≥3年 冗余性 1) 热备切换时间 ≤20秒 2) 冷备切换时间 ≤5分钟 可用性 设备年可用率 ≥99.9% 可靠性 系统中关键设备平均无故障时间（MTBF） ≥26,000小时 由于偶发性故障而发生自动热启动的平均次数 <1次/3,600小时 计算机资源利用率 1) CPU平均负载（任意5分钟） ≤40％ 2) 备用空间（根区） ≥20％（10G） 网络负载 1) 在任何情况下，系统骨干网在任意5min内，平
27、均负荷率 ≤20% 2) 双网以分流方式运行时，每一网络的负荷率 ≤15% 3) 单网运行情况下网络负荷率 ≤30% 实时性 1) 配电主站数据传输时延 ≤1秒 2) 配电主站遥控输出时延 ≤2秒 3) 85%画面调用响应时间 ≤3秒 4) 事故推画面响应时间 ≤10秒 遥测 1) 遥测综合误差 ≤1.5％ 2) 遥测越限由终端传递到配电主站 1) 载波通信方式 ≤30秒 2) 无线通信方式 ≤60秒 遥信 1) 遥信动作正确率（年） ≥99% 2) 站内事件分辨率 ≤10毫秒 3) 遥信变位由终端传递到配电主站 1) 载波通信方式 ≤30秒 2) 无线通信方式 ≤60秒 遥控 1) 遥控正确率 ≥99.99% 2) 命令选择、执行或撤消传输时间 1) 无线通信方式 ≤10秒 2) 载波通信方式 ≤60秒
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