1、2 009 Q/GDW 561 2010ICS 29.240 国家电网公司企业标准Q/ GDW 561 2010输变电设备状态监测系统技术导则Technical guideforconditionmonitoring systemoftransmissionandtransformationequipment2010-12-27 发布 2010-12-27 实施国家电网公司 发 布Q/GDW2 009 Q/GDW 561 2010I目 次前言 II1 范围 12 规范性引用文件 13 术语和定义 14 技术原则 25 系统架构 36 监测数据的接入 37 功能要求 48 接口要求 69 通信要
2、求 710 信息安全防护要求 711 现场布点原则 812 系统的试验、 调试和验收 9附录 A（规范性附录） 输变电设备状态监测系统结构图 10编制说明 13Q / GDW 561 2010II前 言输变电设备状态监测是智能电网的重要组成部分。 为适应国家电网公司坚强智能电网的发展要求，促进输变电设备状态监测技术、 状态监测装置和主站系统的统一和规范化发展，实现输电线路和变电设备状态监测系统的一体化建设，制定本标准。本标准的附录 A 为规范性附录。本标准由国家电网公司生产技术部提出并解释。本标准由国家电网公司科技部归口。本标准主要起草单位：国网电力科学研究院。本标准参加起草单位：中国电力科学
3、研究院。本标准主要起草人：林峰、 焦群、 于钦刚、 阎春雨、 张晓帆、 李盛盛、 朱江、 杨维勇、 李莉、 洪功义、 姚景祺。2 009 Q/GDW 561 20101输变电设备状态监测系统技术导则1 范围本标准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。本标准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文件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文件。凡是不
4、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。Q/GDW383-2009 智能变电站技术导则Q/GDWZ414 2010 变电站智能化改造技术规范DL/T860 变电站通信网络和系统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 conditionmonitoringdevice（ CMD）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
5、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 conditionmonitoringagent（ 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 comprehensivemonitoringunit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
6、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 conditionacquisitioncontroller（ 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。Q / GDW 561 201023.6状态接入网关机 conditionacquisitiongateway（ 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
7、有变电 CAG 和线路 CAG 之分。3.7主站系统 masterstationsystem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 heartbeatinformation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 dataacquisitionmodeundercontrol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
8、方式 automatic dataacquisitionmode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。3.11平均无故障工作时间 meantimebetweenfailures（ 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 faulttimeperyear状态监测装置年故障的平均次数。3.13系统平均维修时间 meantime torepair（ 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
9、的体系结构 service-orientedarchitecture（ 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
10、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2 009 Q/GDW 561 20103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
11、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a） 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。b） 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
12、设备的状态监测和状态信息接入。c） 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。d） 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。e） 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。f） 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a） 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
13、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。b） 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、
14、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。6 监测数据的接入6.1 接入数据分类编码a） 所有接入主站系统的输电线路状态监测数据按 Q/GDW 242 2010 输电线路状态监测装置通用技术规范中的规定进行统一分类编码。b） 所有接入主站系统的变电设备状态监测数据按 Q/GDW 534 2010 变电设备在线监测系统技术导则中的规定进行统一分类编码。Q / GDW 561 201046.2 输电线路状态监测数据的接入通过 CMA 接入主站系统的输电线路状态监测数据是经过处理后
15、的可被主站系统直接使用的标准化数据，应满足输电线路各项技术规范中的数据规范要求。6.3 变电设备状态监测数据的接入通过 CAC 接入主站系统的变电设备状态监测数据是经过处理后的可被主站系统直接使用的标准化数据，应满足 Q/GDW534 2010 变电设备在线监测系统技术导则中的数据规范要求。7 功能要求7.1 输电线路状态监测装置的功能输电线路状态监测装置应具有准确、 可靠地自动采集输电线路状态的功能，具有一定的数据缓存能力，并能与 CMA 进行双向数据通信。输电线路状态监测装置应满足 Q/GDW 242 2010 输电线路状态监测装置通用技术规范及各专项技术规范的功能要求。7.2 变电设备状
16、态监测装置的功能变电设备状态监测装置应具有连续、 准确、 可靠地自动采集变电设备设备状态的功能，具有一定的数据缓存能力，并能与综合监测单元或 CAC 进行双向数据通信。变电设备状态监测装置应满足 Q/GDW 534 2010 变电设备在线监测系统技术导则的各项功能要求。7.3 CMA 功能对于输电线路状态监测， CMA 位于状态监测装置与主站系统之间，承担的主要功能包括：a） 汇集监测数据。b） 集中实现数据远传。c） 集中实现数据的安全接入。d） 转发主站系统对状态监测装置的配置和控制命令，为主站系统提供一个统一的标准化的远程交互控制节点。7.3.1 CMA 通过替代各类状态监测装置处理复杂
17、多变的远程通信、 信息安全、 就地智能化等方面的共性问题，以实现在输电线路环境下各类状态监测数据的集中接入，为实现进一步的现场就地智能化功能提供基础支撑。7.3.2 综合考虑输电线路状态监测技术现状和未来发展变化， CMA 可存在两种形态：独立装置形态和嵌入组件形态，两种形态的结构参见附录 A 中的图 A.3 和图 A.4。 独立装置形态的 CMA 是一台可以独立安装的设备，可以接入不同厂家、 不同类型的状态监测装置。 嵌入组件形态的 CMA 则与状态监测装置一体化集成，但仍应具有接入其它状态监测装置的能力。7.4 综合监测单元功能对于变电设备状态监测，综合监测单元对应于一台被监测设备的全部监
18、测数据，其承担的主要功能包括：a） 汇聚被监测设备所有相关状态监测装置发送的数据，结合计算模型生成上级系统可直接利用的标准化数据。b） 实现现场数据缓存和转发功能。c） 转发对状态监测装置的配置和控制命令。7.5 CAC 功能对于变电设备状态监测， CAC 对应于一个变电站的全部监测数据，其承担的主要功能包括：a） 以变电站为对象，汇集全站监测数据并上传主站系统。b） 实现本站状态监测数据安全接入主站（如身份认证、 数据加解密等），确保信息安全。c） 协调管理全站综合监测单元和状态监测装置，转发主站系统对状态监测装置和综合监测单元的2 009 Q/GDW 561 20105配置和控制命令。d）
19、 并具有一定的就地数据分析处理能力。7.6 CAG 功能a） CAG 属于主站系统的一个组成部分，有变电 CAG 和输电 CAG 两种。b） CAG 遵循 I2 接口标准通过 CAC 和 CMA 接收所有的状态监测数据，应能对 CMA 或 CAC 下达各种参考配置和控制命令。 CAG 的主要功能包括：a） 接收各变电站 CAC 发送的变电设备状态监测数据，并解析入库。b） 接收各 CMA 收集的输电线路状态监测数据，并解析入库。c） 接收 CAC 和 CMA 转发的状态监测装置、 CMA 和 CAC 运行工况信息，并解析入库。d） 在入库前完成最后一道数据校验，包括输变电设备标准 17 位码和
20、状态监测装置标准 17 位码的存在性和配对性校验、 坏数据校验、 数据完整性校验等。e） 转发主站系统应用软件或管理软件发出的对状态监测装置、 综合监测单元、 CAC、 CMA 的配置和控制命令。f） 具有完备的日志功能。可采用集群方式部署 CAG，以提高主站系统数据接入的能力和可靠性。7.7 主站系统功能7.7.1 状态监测数据库a） 输变电设备状态监测数据库采用企业级关系型数据库，各类型状态监测数据的存储结构统一设计，按分钟级准实时数据的采集速度考虑数据存储的要求。b） 状态监测数据库的数据模型宜采用面向对象方法进行设计。 数据模型应抽象于具体的状态监测类型及监测内容，各类型监测数据的主体
21、结构应尽可能保持一致，并应可包容输电和变电。 数据模型应方便未来监测类型的调整和扩展。c） 状态监测数据库中所有的状态监测数据均应具有统一的设备唯一标识，标识采用 17 位设备编码规范。d） 状态监测数据库除应包括直接接入的输电线路状态监测数据和变电设备状态监测数据外，还应包括各类二次加工形成的数据、 系统配置信息、 系统日志信息以及来自于外部系统的状态监测相关数据等。7.7.2 状态监测数据的二次加工状态监测数据集中到状态监测数据库中后，系统应提供一个专门的模块用于完成对状态监测数据的二次加工，二次加工功能至少可包括以下方面：a） 状态监测数据的二次计算、 干扰过滤、 趋势拟合等。b） 异常
22、信息获取：按系统预定的相关规则（如异常状态的阈值）计算发现各类状态监测异常信息并加以定级和记录，以便主站系统统一展现和告警。c） 汇总统计功能：进行最大、 最小、 平均、 同比、 环比等汇总统计，以方便后续应用的信息处理。d） 状态评价信息获取：按输变电设备状态检修辅助决策应用的要求提取生成相关信息并加以记录，作为动态评价的基础依据。e） 典型数据提取及历史数据清理：根据类型应用需要，定期提取各类型监测的典型数据样本进行长期保存，并将超过一定时限的历史数据予以清除。状态监测数据的二次加工宜采用基于可配置任务调度的自动化技术实现，各种二次加工处理算法应可灵活扩充和定义，以适应各种应用需要。 二次
23、加工后的数据可被再次加工，实现循环利用。7.7.3 状态监测数据服务a） 系统应提供开放的状态监测数据服务。 数据服务以 Web 服务的方式挂接在企业级 ESB 总线上，以方便其它应用系统在线获取各类输变电设备状态监测信息。Q / GDW 561 20106b） 状态监测数据服务应提供单点和批量数据服务方式，以适应不同的应用场景需要。 状态监测数据服务所发布的数据均应带有标准的设备 17 位编码，以此标识监测数据的宿主设备对象。c） 系统在提供状态监测数据服务时将进行适当的权限控制，以防止状态监测数据的非法访问。7.7.4 状态监测应用功能a） 主站系统应能基于 GIS 平台提供各类状态监测信
24、息、 告警信息以及状态监测装置等方面的可视化功能。b） 主站系统应能提供各类专题图展现功能，如覆冰区、 舞动区、 污区、 雷击区等。c） 主站系统应能将状态监测数据与设备台帐数据、 设备运行检修数据、 人工检测数据等进行集成化展现。d） 主站系统应能针对状态监测数据、 告警信息以及状态监测装置等的各种查询统计功能。e） 主站系统应能提供各种报表功能。f） 在条件成熟的情况下，逐步开发和推广各种状态监测高级应用功能，如高级分析、 故障诊断和趋势预测等功能。7.7.5 状态监测装置、 CMA 和 CAC 管理功能a） 主站系统应能提供状态监测装置、 CMA 和 CAC 的注册和注销管理功能。b）
25、主站系统应能提供状态监测装置、 CMA 和 CAC 的激活和关闭管理功能。c） 主站系统应能提供状态监测装置、 CMA 和 CAC 的远程调试功能。d） 主站系统应能提供状态监测装置、 CMA 和 CAC 的各种参数配置、 远程数据召唤、 时间同步等远程控制功能。e） 建议主站系统提供状态监测装置、 CMA 和 CAC 的远程软件更新功能。7.7.6 系统管理与配置功能a） 主站系统应能提供权限管理功能，以限制不同用户的数据查看和功能操作范围。b） 主站系统应提供编码定义、 告警规则定义等系统级配置功能。c） 主站系统可提供状态监测数据的人工修改功能，但应同时提供必要的修改日志功能。8 接口要
26、求8.1 输电线路状态监测 I2 接口通信协议输电线路状态监测的 I2 接口采用具有良好扩展性的 Web 服务方式实现，使系统符合开放的 SOA 设计理念，通信协议应满足 Q/GDW562 2010 输变电状态监测主站系统数据通信协议（输电部分）的要求。8.2 变电设备状态监测 I2 接口通信协议变电设备状态监测的 I2 接口采用具有良好扩展性的 Web 服务方式实现，使系统符合开放的 SOA 设计理念，通信协议应满足变电状态监测主站系统数据通信协议的要求。8.3 输电线路状态监测 I1 接口通信协议输电线路状态监测的 I1接口通信协议应满足 Q/GDW242 2010输电线路状态监测装置通用
27、技术规范附录 D 的要求。8.4 变电设备状态监测 I1 接口通信协议变电线路状态监测的 I1 接口通信协议应满足 DL/T860 变电站通信网络和系统的要求。8.5 相关数据接口主站系统还需要集成其他系统的相关数据以满足状态监测应用功能的需要。 主站系统与其他相关系统的横向和纵向接口通过国家电网公司企业级一体化平台实现，如：雷电定位系统、 调度系统以及总部状态监测主站系统等）。 其中主站系统从雷电定位系统获取的数据内容包括：落雷时间、 落雷经纬度、 电流及回击次数等；从调度系统获取的数据内容包括：实时电流、 实时功率及规定限额等；网省主站系统应上送跨区电网状态监测数据给总部主站系统，具体数据
28、要求在输电线路各项技术规范和2 009 Q/GDW 561 20107Q/GDW534 2010 变电设备在线监测系统技术导则中规定。9 通信要求9.1 通信系统技术要求a） 通信系统应采用满足监测数据传输要求的标准、 可靠的通信网络，应能覆盖所有监测点，同时应考虑监测点的部署可能随时间改变的情况。b） 通信系统应提供高于监测系统的可用率，同时要求发生自然灾害的时能保障通信，系统设计必须考虑应对灾害的方案。c） 通信系统应提供报文、 静态图片、 视频数据的传送服务，数据传递宽带包括窄带、 中等带宽和宽带数据。d） 通信系统可由接入部分和内部数据网络部分组成。 接入网络包括现场网络段和远传网络段
29、，由各种终端、 杆塔节点和汇聚节点组成；数据网络部分包括内部数据网和状态接入网关机（ CAG）。e） 现场网络宜采用无线方式；远程网络可采用公网或专网方式，数据网络可采用内部管理数据通信网。f） 公网可通过租用公共通信网的数据通信业务通道（ GPRS、 CDMA、 3G 数据业务、 数据通信卫星）实现。g） 宜采用目前成熟的光通信和无线接力通信组成状态监测专用通信系统，光通信优先选择 OPGW光缆分接方式。 无线接力可采用中继接力的通信方式。h） 系统支持数据、 视频、 移动等多种通信终端。i） 通信系统应以加密的方式来保证数据通信的安全。j） 传递动态视频的通信系统应专门设计，通信时延要求小
30、于 200ms，每路有效带宽要求不小于3Mbps。k） 宜利用通信系统组网方案来提高数据传递的可靠性，方法包括：简洁的网络结构、 可靠的光纤链路、 主备路由方式、 CMA 设备存贮转发和独立视频通道等。9.2 通信设备技术要求a） 通信设备需满足输电线路状态监测装置通用技术规范中提出的工作环境要求。b） 野外工作的通信设备应具备节电的工作方式，提供休眠与唤醒、 待机接收、 寻址保持、 电源管理等功能。c） 通信设备的可靠性要求应高于状态监测装置，并具有恶略环境下正常工作的能力。d） 通信设备的安装必须考虑特殊防护，必须特别注意防雷措施。e） 电源应采取以下保全措施：采用高可靠性的太阳能电源，选
31、用具备宽动态、 高效率供电特性的电源，选用宽温度特性的电池，提供电源远程监测功能等。10 信息安全防护要求10.1 信息安全防护架构输变电设备状态监测系统应分别从 CMA/CAC、 通信网络、 CAG、 主站系统、 应用环境五个层次上进行安全防护设计，实现纵深防御。10.2 安全接入平台a） 输变电设备状态监测系统应遵循国家电网公司安全接入平台技术要求开展相关信息安全防护工作。 输变电设备状态监测系统安全接入平台的部署结构参见附录 A 的图 A.5。b） 系统主站部署输变电安全接入网关，输变电安全接入网关作为安全接入平台的一部分，由安全接入平台统一管控。c） CAC、 CMA 和 CAG 之间
32、的信息交换应经过安全接入平台数据交换系统进行严格的数据内容过Q / GDW 561 20108滤和访问控制。10.3 CMA 和 CAC 的信息安全防护a） CMA 和 CAC 应提供相应措施保证系统参数、 系统数据、 监测数据、 密钥信息、 证书、 应用程序等的完整性、 机密性，以及关键器件的完整性、 可靠性。b） 对于采用 GPRS/CDMA 等公网通道接入的 CMA，须启用移动运营商提供的 APN 等安全服务。c） 对于采用 WIFI 技术接入的 CMA，应按照无线安全策略进行防护，如不进行广播并隐藏接入点 SSID、 MAC 地址限制绑定、 采用 WPA 等高强度加密算法加密或采用 W
33、API 标准认证加密以实现链路层的安全。d） CMA和 CAC应根据国家电网公司安全接入平台技术要求采用国家密码管理局认可的硬件安全通信模块和通信规约，实现和安全接入平台采集接入网关的身份认证和网络数据的加解密，确保和主站安全接入平台的安全通信。10.4 安全通信模块安全通信模块采用国家密码管理局认可的 SM1 加密芯片，接口为 ISO 7816 3 和 USB 两种。 安全通信模块采用对称 SM1 算法实现数据的加解密，采用非对称 RSA 算法实现身份认证和数据签名。 身份认证和数据加解密均在网络层实现。 CMA、 CAC 应采用安全通信模块实现和安全接入平台采集接入网关网络层的身份认证和数
34、据加解密，确保通信数据在无线或有线网络中的安全可靠传输。10.5 主站系统信息安全防护a） 根据国家电网公司 SG186 工程安全防护总体方案，应对输变电设备状态监测系统的服务器、桌面、 网络进行防护。b） 输变电设备状态监测系统若需要和生产控制大区的其他系统之间进行数据交换，也遵循二次系统安全防护方案要求，部署正反向隔离装置进行防护。c） 输变电设备状态监测系统信息内外网之间的安全数据交换应部署信息网隔离装置并按照信息网强隔离装置规范进行数据交换。11 现场布点原则输电线路状态监测装置的现场布点应遵循必要性和科学性的原则，统筹考虑，优化设计。 现场布点应在核心骨干网架的重载线路、 战略输电通
35、道、 巡线或抢修困难地区、 微地形微气象地区、 采空区或地质不良区、 重要跨越区段、 外力破坏多发区等。 在线路运行科学分析的基础上，选用安全可靠、 技术先进、 功能适用、 维护方便的状态监测装置。 各类型现场布点原则包括：a） 导线温度状态监测装置宜安装在需要提高线路输送能力的重要线路和跨越主干铁路、 高速公路、 桥梁、 河流、 海域等区域的重要跨越段。b） 导线弧垂状态监测装置宜安装在需验证新型导线弧垂特性的线路区段和曾因安全距离不足导致频发故障（如线树放电）的线路区段。c） 导线覆冰状态监测装置宜安装在重冰区部分区段线路和迎风山坡、 垭口、 风道、 大水面附近等易覆冰特殊地理环境区，还可
36、安装在与冬季主导风向夹角大于 45 的线路易覆冰舞动区。d） 微风振动状态监测装置宜安装在跨越通航江河、 湖泊、 海峡等的大跨越和可观测到较大振动或发生过因振动断股的档距。e） 舞动状态监测装置宜安装在曾经发生舞动的区域，也可安装在与冬季主导风向夹角大于 45 的输电线路、 档距较大的输电线路，还可按照大跨越或安装在易发生舞动的微地形、 微气象区的输电线路。f） 杆塔倾斜状态监测装置宜安装在采空区、 沉降区和不良地质区段，如土质松软区、 淤泥区、 易滑坡区、 风化岩山区或丘陵等。g） 微气象状态监测装置宜安装在大跨越、 易覆冰区和强风区等特殊区域区段（高海拔地区的迎风2 009 Q/GDW 5
37、61 20109山坡、 垭口、 风道、 水面附近、 积雪或覆冰时间较长的地区），也可安装在因气象因素导致故障（如风偏、 非同期摇摆、 脱冰跳跃、 舞动等）频发的线路区段，还可在传统气象监测盲区对于行政区域交界、 人烟稀少区、 高山大岭区等无气象监测台站的区域。h） 风偏状态监测装置宜安装在曾经发生过风偏放电的直线塔悬垂串或耐张塔跳线，也可安装在常年基本与主导风向（大风条件下）垂直的档距或常年风速过大的地区的线路，还可按照在对地风偏放电的线路。i） 现场污秽状态监测装置宜安装在现有的污区等级点，也可按照在范围内污染最严重的地点，还可安装在曾经发生过污闪事故或现有爬距不满足要求的区域。j） 图像
38、/视频状态监测装置宜安装在外力破坏易发区（违章建房、 开山炸石、 吊车施工等外力破坏易发区域）、 火灾易发区、 易覆冰区、 通道树木（竹）易生长区、 偏远不易到达区和其他线路危险点、 缺陷易发区段。各类状态监测装置的选取应以实际需求为基础，对同一走廊多条线路或环境条件、 气象条件相近地区，应统筹优化考虑现场布点，避免不必要的浪费。12 系统的试验、 调试和验收12.1 状态监测装置、 CMA、 CAC 的试验12.1.1 型式试验状态监测装置、 CMA、 CAC 在设计完成后，为了验证产品能否满足技术规范的全部要求，对试制出来的新产品进行的定型试验。 只有通过型式试验，该产品才能正式投入生产。
39、12.1.2 出厂试验每台装置出厂前按状态监测装置相关技术规范逐个进行例行检验，检验合格后，附有合格证，方可允许出厂。12.1.3 入网检测试验入网检测是对待挂网运行的状态监测装置进行的检测，装置试验合格后，方可正式投运。12.1.4 现场试验现场试验是现场运行单位或具有资质的检测单位对现场待测装置性能进行测试。 现场试验一般分三种情况：a） 正式投运前；b） 对装置进行的例行校验；c） 怀疑装置有故障时。12.1.5 特殊试验根据应用需求，需要增补的试验项目。12.2 系统调试调试主要针对状态监测装置、 CMA、 CAC 和主站系统及其功能实现。 具体调试包括两个部分，一是各个状态监测装置、
40、 CMA 或 CAC 与主站系统的功能调试，包括数据采集、 存储、 显示、 分析、 预警等；二是状态监测系统整体调试，主要检验状态监测系统各层之间的信息交互情况，检验结果应符合设计要求。12.3 系统验收应具备完备型式试验报告、 出厂试验报告、 特殊试验报告、 功能调试报告、 现场调试报告、 整体调试报告、 现场验收报告以及主站系统应用报告，且均符合系统的技术要求。Q / GDW 561 201010附录 A（ 规范性附录 ）输变电设备状态监测系统结构图图 A.1 输变电状态监测系统总体架构图图 A.2 系统分层结构图2 009 Q/GDW 561 201011图 A.3 CMA 的形态之一：独立装置形态图 A.4 CMA 的形态之二：嵌入组件形态图 A.5 信息安全防护总体框架Q / GDW 561 2010122 009 Q/GDW 561 201013 输变电设备状态监测系统技术导则编 制 说 明Q / GDW 561 201014目 次一、 编制背景 15二、 编制主要原则 15三、 主要工作过程 15四、 标准结构和内容 15五、 条文说明
