智能电网调度控制系统实用化验收办法

智能电网调度掌握系统有用化验收方法〔试行 )国家电力调度掌握中心20237名目验收方法 1功能与指标核查表 3根底平台 3平台治理 3网络与二次安全防护 5根底数据与模型治理 6实时监控与预警类应用 8电网运行稳态监视与设备集中监控 8WAMS应用 21电网自动掌握 22综合智能告警与分析 29网络分析应用 32在线安全稳定分析与预警 40调度员培训模拟 41调度打算、安全校核类应用 46负荷推测 46发电力量申报 51发电打算安全校核 51水电及能源监测与调度 53调度治理类应用 56根底数据 56设备运行治理 57设备检修治理 59电网运行治理 60运行值班治理 62专业治理 64信息展现与公布及内部综合治理 64流程治理 65验收方法智能电网调度掌握系统有用化验收及复查工作由上级调度机构组织进展4申请验收应具备的条件申请验收的智能电网调度掌握系统各局部功能必需是通过现场运行验收并已正6申请验收前，被验收单位应按本标准规定要求组织自查。申请验收的单位应实现有用化标准规定的各项必备功能，各项考核指标须逐月逐项核对并满足标准要求。申请验收单位在自查测试合格后，可向上级主管正式提交验收申请。同时供给相关自查测试大纲、自查测试记录及自查报告等资料，供上级主管审核及验收测试时参考。根底数据、电网模型、电网稳态监控达标是后续网络分析应用达标的前提条件。假设根底数据质量严峻不达标，将不对网络分析应用进展有用化验收。申请验收应供给的资料调控运行值班记录、事故记录。智能电网调度掌握系统〔包括计算机系统与远动系统〕运行值班记录。电力调控运行日报表。事故时遥信动作记录。各项功能实际应用状况工作总结。用户自查报告〔应有逐月指标完成状况和具体的自查测试记录。智能电网调度掌握系统各项功能介绍〔功能、性能、技术特点以及包括通道在内验收组织工作成立验收工作组，并下设测试小组和资料审查小组。6-9验收工作程序验收工作组在进展具体测试和审查工作前，应听取被验收单位智能电网调度掌握系统软硬件配置及其运行状况、各项应用功能的自查状况的介绍，并应依据所供给的投运设备清单逐一进展核实，其中厂站端的自动化系统投运设备可实行随机2-3严格依据智能电网调度掌握系统有用化标准的规定对被验收系统的功能和连续6个月的有用指标进展抽查，并对随机抽查的相关运行指标进展现场测试。验收人员应现场随机抽查考核调度、运行方式、调度打算等相关使用人员把握及使用有用化功能的状况；实行座谈会和现场询问方式向调度、方式、打算等相关人员了解系统有用化功能的实际应用状况；同时了解被验收单位为有用化功能有用所实行的措施和制度建设与执行状况。为保证验收工作的严格细致，验收时间不少于2天。验收工作组在完成测试、核查工作后，应写出验收结论，说明被验收单位有用化功能的有用状况。网内省调的验收结论应报国家电力调度掌握中心备案。其它事项为保证验收测试的顺当进展，被验收单位应协作供给相关测试仪表和工具。被验收单位应为验收工作组供给有关有用化标准及验收方法的相关各种规程、规定等文件，供验收时参考使用。各单位或个人应本着科学、严谨、求实的精神，依据本标准的规定做好智能电网10功能与指标核查表根底平台2.1.1平台治理序号1检查工程功能要求要求核查方法备注1.1系统治理节点或应用特别告 当某节点或应用消灭特别时，应发出告警信 设置节点或应用特别状况〔拔网线或杀掉某

查看相应的语音告警 息。 应用进程〕，检查是否正确告警。其他方式的告警记录。资源监视资源告警

应具备对系统各节点CPU、网络负荷等资源 可图形化展现如CPU负荷、进程资源、磁盘使用状况的监视功能。 空间、数据库连接数等。应具备越限告警功能，对于资源占用超过规 修改某节点的CPU、内存等告警限值修改为 查看值班手机是否收定门槛值应发出报警信息，告警限值应可调整。小于当前负载，查看是否有相应的告警记录。 到短信。至少抽查安全区I、II、III效劳器各一台及工对时功能

系统内各效劳器和工作站对时应正确。

作站两台，查看时间是否正确。备份

应对系统、数据库、参数、模型、图形文件 检查备份记录和备份介质，查看是否认期完等定期备份。 成了备份工作。支持跨安全区I、II、III的各类应用；支持 分别在安全区I、II修改画面、模型参数、操

查阅相关资料。模型、参数及数据同画面同步、电网模型参数同步、历史数据同步、作类数据等，查看在安全区I、II、III数据是否一步 操作类数据同步、应用参数同步和平台配置同步致。等。1.2 关系数据库和实时数据库治理1〕关系数据库

关系数据库数据治理功能通过数据库中间件效劳的形式，供给一组数据库访问接口，使得各个应用和公共效劳等可以便利透亮地访问关系数据库中的数据。数据应完整牢靠，不消灭丢点现象。

现场随机抽查1天中以分钟级保存的历史点的历史数据，看是否丢点。实时数据库特地用来供给高效的实时数据存取，满足电力系统的监视、掌握和电网分析等应用需求。基于实时数据库的数据存储与治理应支2〕实时数据库持实时数据的关系描述、快速存储和访问，供给 现场查看。高速的本地访问接口、远方效劳访问接口和友好的人机界面，具有数据定义、存储、验证、扫瞄、访问和复制等功能。1.3人机界面治理能正确解析并显示G格式的图形文件；支持跨安全I、II、III区的各类应用；支持各应用在不同态〔运行态、争论态、测试态、规划态和反演态等〕GIS的GIS引擎显示地理信息，并叠加显示线路、厂站、潮流等信息；支持图形人机界面治理 现场验证。整体及局部区域的无级缩放和滚动；支持导航功能；支持画面的前进、后退；支持图形缩放比例与图层的联动，在不同的缩放比例时显示不同的图层；支持画面动态数据点的自动刷；支持扫瞄记忆功能；支持通过图形代理远程扫瞄其它系统画面的力量；支持网络拓扑着色等功能；支持资源监视应具备对系统各节点网络负荷等资源使用资源监视应具备对系统各节点网络负荷等资源使用状况的监视功能。现场界面验证是否具备图形化展现网络负荷资源。1.2二次安全防护1〕总体要求应满足电力二次系统安全防护“安全分区、现场查看网络拓扑，并比照拓扑查看实际设网络专用、横向隔离、纵向认证”的总体原则。备及网络连接。各应用依据自己的需要选择相应的方式来展现自己的数据信息，可视化功能可以依据业务的需要敏捷扩展，的可视化工具可以组件方式参加到功能中。2〕远程扫瞄应具备远程扫瞄变电站功能。现场调阅。2系统指标1〕系统月可用率系统月可用率≥99.99%。查看历史记录。2〕画面调阅调阅主要画面翻开时间(从按键到显示完整画面时间)≤25运行现场调阅画面验证。秒。2.1.2网络与二次安全防护序号检查工程要求核查方法 备注1功能要求1.1网络治理系统安全横向隔离装置治理

应遵循公通字〔2023〕43号、国家电力监管5GB/T22239络层、应用层的纵深安全防护机制，应包括操作 查看入侵检测、防病毒软件、内网监视平台系统安全、数据库安全、安全监视、身份认证、日志信息，查看是否有病毒、攻击等大事。安全授权的功能和性能等技术要求，以及网络设备、安全设备的配置和性能要求。横向隔离装置应满足单比特传输的规定，满 现场查看是否设备及访问掌握规章是否满足足基于IP地址和端口的访问策略配置。 要求。纵向加密认证装置应满足基于IP地址和端纵向加密认证装置管口的访问策略配置，支持文件的加密传输，应与 现场查看是否设备及访问掌握规章是否满足4〕理 调度数据网络中其他的具有纵向加密认证功能的要求。设备互联互通。内网安全监视平台管 全部电力二次系统安全设备应接入内网监视5〕 现场查看。理 平台，并实现告警。2 指标要求月均日重要告警数量2.1.3根底数据与模型治理

紧急及重要告警无漏报，内网安全月均日重要告警数量≤100。 查看国调报表。序号序号检查工程要求核查方法备注1功能要求1.1完整性核查建立和维护与实际全都的完整的拓扑构造

依据智能电网调度掌握系统网络建模记录，调度管辖范围之内 抽查2-3个厂站，考察设备参数表和拓扑构造描和各类设备参数，具备处理交、直流混合输电系的厂站模型核查 述；给出管辖范围内建立等值负荷和等值发电机统模型力量。的原则，同时给出等值理由的说明备查。1.2全都性核查 比照上送和本系统的模型文件进展检查。模型与本系统〔含备用系统〕模型完全全都。2 指标要求监控管辖范围的接 监控管辖范围的接地刀闸掩盖=100%。地刀闸掩盖率

监控管辖范围的接地刀闸掩盖率=〔监控管依据监控管辖范围、SCADA遥信统计数据进辖范围内实时采集的接行计算。应给出接地刀闸清单，供核查使用。 地刀闸数/监控管辖范围内接地刀闸总数〕100%。监控管辖范围内监控信号采集掩盖率=〔监监控管辖范围内监 监控管辖范围内监控信号采集掩盖率 依据监控管辖范围、SCADA遥测遥信统计数控管辖范围内实时采集控信号采集掩盖率 =100%。 据进展计算应给出监控信号清单供核查使用。的监控信号数/监控管辖范围内监控信号总数100%。330/500kV及以上有载调压变压器分接头330/500kV及以上有 依据调度管辖范围、SCADA遥信统计数据进档位实时采集掩盖率载调压变压器分接 330/500kV及以上有载调压变压器分接头档行计算。应给出有载调压变压器清单，供核查使〔C

500TAP〕=〔有载调压头档位实时采集覆位实时采集掩盖率〔C500TAP〕=100%。 用。

变压器分接头档位实时盖率〔C500TAP〕 采集数/有载调压变压器数量〕×100%。调度管辖范围内PAS建模发电机组机端4〕

调度管辖范围内PAS建模发电机组机端电压采集掩盖率≥90%。

PAS建模发电机组机端电压采集掩盖率=〔调度依据调度管辖范围、SCADA遥测统计数据进管辖范围内实时采集机PAS建模发电机组清单，供核查/调电压采集掩盖率 使用。 度管辖范围内PAS建模的发电机组总数〕100%。小电源功率总加采

小电源功率总加采依据调度管辖范围、SCADA遥测统计数据进集率=〔实时采集总加功小电源功率总加采集率≥90%。5〕集率

行计算。

率的小电源容量/小电源总容量〕×100%。实时监控与预警类应用电网运行稳态监视与设备集中监控电网运行稳态监视序号 检查工程功能核查

要求 核查方法 备注数据采集与交换数据采集功能要求数据交换采集与处理

支持对厂站稳态、动态、暂态、电能量、水情等数据等信息的采集和处理；支持下发对厂站的远方掌握、调整和参数设置等命令；支持与调度数据网络双平面的连接，接入调度数据网双平面的有关技术要求；应供给统一的数据监视、工况监视、操作、维护、诊断、统计等工具。支持调度机构内部不同应用之间、不同调度机构之间以及调度机构与其它部门之间的数据交互；数据交换功能是可配置的、透亮的、统一的、满足安全要求的、跨平台的、跨操作系统的；支持调度数据网络双平面通信方式；支持远程监控及运行维护的治理工具；可自动记录与通信有关的运行信息，具备主备机制。

结合相关画面进展核查。结合相关画面进展核查。

电网调度技术支持系统第3-5采集与交换》相关局部。电网调度技术支持系统3-5双通道接入 直调厂站实时信息应承受不同路由或专线的 调取系统厂站通信通道工况画面，结合相关双通道接入。 通道资料进展检查。采集数据时，应滤除无效数据，并同时进展 数据质量检验功能与遥测跳变检验功能可结

数据质量检验功能指对实时上送数据质量进展检查，觉察数据无效、错数据有效性校验

误等质量标志时，应丢弃告警。有效性校验包括数据质量检验、遥测越限合厂站现场测试对主站功能进展测试；遥测越限该数据。检验、遥测跳变检验、遥信扰动检验等。 检验功能可修改上下限定值观看是否生效。

遥测越限检验功能指可以依据每个遥测设定的合理值上、下限，丢弃超系统应供给统一且便利直观的界面，用于查 可调取系统用于分析实时报文通信的界面，通道报文解析与治理看通道报文与实时解析数据；系统应支持对保存查看界面是否便利直观，是否具备查看实时报文的报文文件进展便利的治理。 数据解析的界面。监视与告警

出合理范围的数据。对于没有单独定义合理值上、下限的遥测，系统依据配置供给缺省的合理值上、下限，用于这些遥测的合理性校验。对于系统觉察的无效数据，系统应记录相关大事。遥测跳变检验功能指当数据在指定时间段内的变化超过指定范围时进展告警。数据变化的幅度依据该遥测量的数据范围的百分比来定义。跳变检查的时间段和百分比作为统一的系统参数可由用户自定义，单个遥测量可以单独定义其跳变检查的时间段和百分比。系统可便利监视各厂站自动化设备运行状态 检查调度自动化系统中主电网拓扑画面；检 运行工况信息至少包1〕全网运行工况监视 及厂站至调度主站通道运行状态；便利查看电网查是否具备有、无功功率量值，方向是否正确。括：厂站电气拓扑构造、主结线运行工况，以及电网中220kV及以上厂站相应母线及线路运行状态是否清楚，是否具备电位置信号设备投运/检修主要电气设备工况信息。厂站画面应与实际电气网频率、电压、时钟等实时信息。接线全都。

状态；主要电气设备如发电机、变压器及线路的有功、无功频率等；有、无母线频率、母线电压等量值；主变档位信息。2〕曲线治理

抽取调度自动化系统中电网概况相关画面，实现便利快捷调用与显示电网运行重要数据应可从画面中直接调取调度自动化系统中重要数的趋势曲线，可显示指定时间内的极大、微小值据的曲线，显示其日曲线、月曲线或年曲线及相进展多曲线显示和比较。 应极大微小值，可便利地以表格形式显示曲线数据。不同数据曲线进展叠加比较时应清楚直观。具备肯定的智能分析和处理力量，至少实现

随机抽取调度自动化系统中重要厂站电气接面对电力系统网络的 线图检查，画面应表达网络拓扑着色功能，通过3〕 网络拓扑着色、自动代旁路、自动或手动代对端功能 转变开关刀闸位置测试自动旁路代、自动对端代数据等功能。功能是否生效。实现重要线路及断面潮流越稳定限额和频率

系统可通过与预设的潮流断面限值进展比较推断越稳定限额，或通过计算与已维护的电气参特别运行工况自动报 数比较推断越稳定限额，并在系统告警区域中弹4〕 越限告警，可依据开关变位等特别工况自动推出警功能 出报警信息。有条件时，可在厂站现场检查时通相应的事故画面。过远动系统模拟事故状况，检查主站是否具备事故推画面功能。系统以毫秒级精度记录SOE的大事状态、事5〕大事挨次记录治理 件挨次及大事时间，可按时间、厂站等对SOE进行分类显示、查询、打印等。

查询系统存储SOE实现“全息”事故追忆，能够对事故前后的 可调取系统最近的特别或事故记录进展事故6〕事故追忆和反演功能信息进展连续的保存，并在事故回放时匹配事故反演，反演时应反映当时的电网模型、拓扑，真发生时刻的电网模型、拓扑以及电网接线图。 实反映事故发生时刻状况。系统应实现对机组一次调频投入状况进展在7〕其他应用监视功能 线监视，实现对全网及分区低频低压减载、限电序位负荷容量的在线监测。

调取相关应用界面查看功能是否实现。依据动态拓扑连接关系，实现对一次设备运8〕一次设备状态监视 行状态的监视，并可依据预定义限值，自动进展设备越限推断，并发送告警。依据动态拓扑连接关系及实时量测，结合开9〕设备故障跳闸监视 关分闸大事的同时，推断设备故障跳闸，并发送告警和触发事故追忆功能。

查看相关设备状态是否正常，并查询告警状况。查询最近相关告警状况，有条件的可模拟设备故障跳闸，并查询是否有告警和事故追忆。掌握与调整牢靠遥控功能遥调校验功能统计与分析

可实现预定义掌握序列；在设定条件下，遥检查系统是否具备预定义掌握序列功能；通控命令应能牢靠闭锁；对于每条遥控指令，均应过遥信置位等手段检查是否具备遥控闭锁功能；记录。 检索遥控指令记录检查是否具备相关查询功能。进展遥调时，系统应先确认当前设备位置信号或状态信号，依据配置计算后发出遥调指令。 可在系统中选取适宜信号进展现场测试，检当对应数据越遥调范围时，系统应自动闭锁对应查主站是否具备相关功能。遥调功能。公式计算自动推断优先级，至少支持算术与

系统中调出公式编辑应用，检查编辑是否方计算与统计、报表功 便，是否符合要求。在系统中选取公式进展现场1〕 规律计算。公式任一重量历史值修改后，可触发能 测试，修改历史重量检查是否支持触发计算。在相关公式重计算。画面中任意调取公式重量显示检查系统是否具备2〕平衡分析功能

可结合电气拓扑构造进展快速平衡分析，可并可在画面中查看不平衡偏差状况。平衡分析包括母线有功平衡、母线无功平衡、线路两端有功平衡和主变各侧有功平衡。

功能；查看调度所需的相关报表。通过遥测置数等手段进展现场测试，检查是否具备对应功能。负载率、功率因数计 实现设备〔线路、主变、发电机〕实时负载 通过画面tip查看相关设备负载率、功率因3〕算 率、功率因数自动计算功能。 数是否计算正常。指标核查2.1运行指标

BLC＝[〔有功平衡母线节点总数+无功平衡母线节点总数+有功平衡线路总数参与计算母线节点总数×2+参与计算线路总数〕]×100%。结合系统功能界面进展现场检查。考虑时间 式中母线平衡判定方因素，如在一段时间内功率平衡率平均值到达指式为220kV〔330kV〕母线〔B

节点功率平衡率〔BLC〕≥98%。〕LC〕

标要求或抽查10次量测平衡率到达要求的次数大节点有功不平衡偏差不大于8次。 20MVar；500kV以上母线有功不平衡偏差有功平衡判定方式为有功15MW。实时数据快速响应

遥信变化传送时间≤3秒遥测变化传送时间 调取系统报文实时监测界面，协作厂站现场 遥测、遥信传送时间≤4秒。 试验对遥信遥测传送时间进展测试。记录触发时指厂站远动终端或自动化事故遥信月/年动作

间作为开头时间，记录主站侧对应报文上传时间系统采集到一次系统发生〔或告警窗提示时间〕作为完毕时间，核查遥信变化信息，到主站端数据或遥测传送时间是否满足要求。 库反映出来的整个时间。IEC101规约为非平衡方式，主站询问后子站才答复101约，统计时间应为子站收到主站报文后上送变化数据到主站数据库时间。RYX＝〔月〔年〕事故遥信正确动作次数/月〔年〕事故要信动作数〕×100%。事故遥信动作次数是指电力系统发生事故时，管辖范围内的事故遥信正确动作与误动、拒动次数结合相关资料〔如月报年报等〕进展检查。的总和，非事故时的遥信正确率〔R

事故遥月/年动作正确率〔RYX〕≥99%。〕YX〕

如系统投运尚不满1年，则按投运之日算起1年误动和拒动均不作统计；内或投运之日算起各月平均值计算。 事故时遥信动作只统计开关跳闸，对重合闸成功和操作解列的开关动作不作为事故开关动作统计，对重合闸不成功的以最终一次开关跳闸作为事故开关动作统计；依据“调度日志”事故开关动作记录与遥信动作打印记录核对进通道月可用率〔A

TX〕 通道月可用率〔A

TX〕≥99%。 结合相关资料〔如月报等〕进展检查。

行统计。ATX=[〔全月日历总小时数-全部通道失效小时数/通达总数〕/全月日历总小时数]×100%。式中各通道停用小时数应包括子站RTU的主机、远动通信工作站及各类检修或其它缘由导致的数据通道失效的小时数。对于双通道而言，是指双通道全部故障失效的时间。变电站集中监控责任区与信息维护序号 检查工程1 功能核查

求 核查方法 备注应具有完善的责任区和信息分流功能，以满足调度、监控的不同需求，并适应各监控席 查看地调主站责任区设置功能，查看责任1〕责任区与信息分流 位的责任分工。包括责任区的设置和治理、根 区信息分流结果；抽查监控工作站或运维工作据责任区进展相应的信息分流处理和操作等功 站查看相应功能。能。应支持依据变电站以及电压等级把电网设备划分为不同的责任区域并为其命名；应供给 核查责任区厂站设置；核查责任区的在线责任区设置和治理

责任区的在线设置与治理界面；应具有责任区 设置与治理界面，核查责任区划分的历史记录。划分的历史记录保存功能。系统的每台工作站应能安排一个或多个已定义的责任区域，负责所辖范围内的无人值班信息分流操作与掌握

变电站的集中监控；每台工作站应只负责处理所辖责任区内的信息，实现各个工作站之间的信息分流和安全有效隔。

核查工作站，验证明时告警信息的分流显示以及人工操作与责任区内设备的关联关系。序号 检查工程1 功能核查人工置数

要求 核查方法 备注应实现状态量、模拟值、计算量等人工置数，对人工输入数据进展有效性检查；供给界面以便利修改与电网运行有关的各类限值及模 抽查假设干状态量、模拟量、计算量的人工拟量系数；应具备查询人工置入状态的信息， 置数，核对是否满足功能要求。列表显示，并有操作者、操作时间、查看信息人的信息记录。标识牌操作间隔操作闭锁和解锁功能远方掌握与调整掌握与调整类型1〕掌握种类2〕掌握流程3〕安全约束4〕防误闭锁

应具备在设备或间隔上挂热备用、冷备用、检修、故障、接地等标识牌，以反响一次设备的实际状态；应供给自定义标识牌功能，实现对挂牌设备的操作闭锁、告警抑制等功能，已挂标识牌应实现实时展现及历史查询。供给面对整个间隔对象的操作功能，包括间隔信息检索、间隔标识牌操作、间隔闭锁、间隔光字牌确认、间隔告警确认、间隔告警查询、间隔抑制及解除。应供给闭锁功能用于制止对所选对象进展特定的处理，包括闭锁数据采集、告警处理和远方操作等；闭锁功能和解锁功能应成对供给，全部的闭锁和解锁操作应进展存档记录。应包括：断路器的分合、隔离开关的拉合、变压器的分接头调整、投/切和调整无功补偿装置、投/切远方掌握装置〔就地或远方模式。应包括：单设备掌握、序列掌握、群控、程序化操作、检同期掌握、检无压掌握。预置-执行。预置结果应显示在画面上，只有当预置正确时，才能进展“执行”操作。应包括工作站限制、操作员权限监护、操作提示及响应等。

抽查挂牌操作，核对是否满足功能要求。抽查假设干个间隔，核对是否满足功能要求。抽查假设干设备的闭锁和解锁功能。查看系统无人值守厂站遥控对象种类。检查系统所实际支持的遥控种类。通过检查实际遥控操作，校验掌握流程的标准性。通过实际检查遥控操作，验证安全约束功能。常规防误闭锁1〕

支持每个掌握对象按预定义的闭锁条件进 抽查开关遥控，核对常规防误闭锁功能是行防误校验，如相关状态量的状态、相关模拟 否满足要求。2〕2〕网络拓扑防误闭锁量的量测值等，并支持多种闭锁条件的组合。供给基于网络拓扑与五防规章相结合的设备操作网络拓扑防误闭锁功能，自动生成网络拓扑防误闭锁规章，实现间隔内、站内、站间的多层次防误闭锁关系，可从全网的角度来处理防误闭锁，具备开关操作、刀闸操作、接地刀闸操作的防误闭锁功能。抽查开关、刀闸、接地刀闸遥控，核对网络拓扑防误闭锁功能是否满足要求。2.指标核查1〕开关传动试验掩盖率遥控命令执行响应时间开关传动试验掩盖率≥100%。核查信息联调报告，抽查开关遥控。2〕遥控命令执行响应时间≤10抽查3个以上开关进展实际的遥控操作，进展具体的时间核对。画面监控画面展现序号 检查工程1 功能核查

要求实现基于自动生成光字牌监视图技术，动

核查方法 备注检查厂站总、间隔总、线路间隔、主变间光字牌间隔图画面展现告警效劳

态展现变电站一、二次设备发生的事故或故障信号，并能依据间隔进展归属。应供给间隔图模板绘制工具，可依据模板以间隔为对象自动生成间隔监视图，用于显示和监视间隔的具体信息，实现基于间隔的信息展现和操作。应供给丰富、友好的人机界面，供调控人员对电网进展监视和掌握，对不同需求形成不同的监控画面展现方案，利用形象直观的方式供给全面综合的告警提示。

隔等间隔光字牌图形。抽查假设干个间隔，检查是否满足功能要求。抽查假设干个画面，检查是否满足功能要求。序号序号检查工程要求核查方法备注1 功能核查1〕告警信息分类告警信息综合和压2〕缩3〕告警智能显示

承受统一的信息描述格式接收和汇总电网实时监控与预警类应用的各类告警信息，并依据各自的特征对大量的告警信息进展合理分类。应供给告警信息综合功能，对系统中由同一缘由引起的多个告警信息进展合并，给出核心的告警或者引起故障的缘由。应供给丰富的告警显示功能，包括供给多种告警方式、告警等级以及告警信息可以分窗口显示。

通过查看实时告警窗和告警历史库进展确认，告警信息的分类是符合要求。查看告警信息中是否具有信息合并的内容。查看实时和历史告警窗，确认相关窗口是否具备要求的功能。告警直传和远程扫瞄序号 验收工程功能核查

要求直传告警信息参考syslog格式，标准的告

核查方法 备注告警直传信息格式数据屏蔽及置数

五段式进展描述，各段之间用空格分隔。格式为：<级别>时间设备大事缘由。可通过数据库或调试工具对某一告警直传信息进展屏蔽或人工置数，支持人工置数方式与主站端进展数据核对。主站告警窗至少分为“全部、事故、特别、越限、变位、告知”等不同的告警栏；厂站端分别模拟5级信号，主站端应将接收到的告警

具体核查上送的告警直传的告警信息，分析具体的告警内容与要求格式是否全都。选择具体的告警信息进展数据屏蔽和置数，观察相关功能是否具备。查看主站告警窗中相关的内容是否依据五告警直传分类显示 级信号在进展分类，查看挨次是否全都，信息条文分类显示在告警窗，并驱动音响告警；多条告警直传连续上送不存在误报及漏报，显示挨次于实际挨次全都；信息格式符合要求。

格式是否符合要求。图形文件读取与浏4〕览图形质量遥测及遥信显示多画面显示远程扫瞄图形维护8〕功能指标告警直传延时监控统计分析

在主站端进入远程扫瞄图形界面，查看是否正确显示远程扫瞄主名目；点击需查看的一次接线图及其他间隔分图，能否正确显示画面内容。检查遥测遥信数值是否正确，画面是否变形、数据是否移位。厂站端模拟数据变化，查看主站端数据是否全都；分别记录从厂站端遥测及遥信数据变化到主站画面显示数据变化的时间，要求遥信变位上送时间≤12翻开多幅画面，数据应同时刷。可在图形网关机对图形文件单独进展修改并不影响原监控主机图形。分别记录从信号产生到本地图形网关机告警窗显示及主站告警窗显示的时间，要求延时≤3

翻开系统中实际的画面，和实际电网的接线状况进展比较是否正确。和实际的电网数据进展比较，看数据和画面是否正确。和现场实际的数据进展比较，核查遥测变化时间；结合实际开关遥控核查遥信变位的上送时间。6派人在现场对图形网关上的图形文件进展修改，核对主站的扫瞄画面是否更。对主站收到的告警信息进展收到信息时间和告警信息中记录的时间进展比较，延时应当要到达要求。序号序号1检查工程功能核查要求核查方法备注1〕计算与统计、报表功能公式计算自动推断优先级，至少支持算术与规律计算；公式任一重量历史值修改后，可系统中调出公式编辑应用，检查编辑是否便利，是否符合要求；在系统中选取公式进展现场测试，修改历史重量检查是否支持触发计触发相关公式重计算；具备监控所需的报表。算；在画面中任意调取公式重量显示检查系统是否具备功能。查看调控所需的相关报表。2〕平衡分析功能可结合电气拓扑构造进展快速平衡分析，通过遥测置数等手段进展现场测试，检查负载率、功率因数负载率、功率因数3〕计算可实现量测平衡率的自动统计，并可在画面中查看不平衡偏差状况；平衡分析包括母线有功平衡、母线无功平衡、线路两端有功平衡和主变各侧有功平衡。实现设备〔线路、主变、发电机〕实时负载率、功率因数自动计算功能。是否具备对应功能。通过画面tip查看相关设备负载率、功率因数是否计算正常。WAMS序号 检查工程 要求 核查方法 备注功能核查监视动态低频振荡监测在线扰动监测

实现动态数据监视功能，利用动态曲线工具以及图形扫瞄器和专用外挂应用，对动态数据和 通过动态监视主界面调用动态曲线工具，实监测功能模块的实时计算结果进展呈现；完成动时监测各测点数据正常；通过按钮进入各厂站接态数据越限监测与告警功能，当动态数据满足越线图中，切换WAMS态，检查各数据点数据刷限告警条件时，利用平台告警接口发出越限告警正常，右键各量测点可调出相应曲线。信息。完成在线低频振荡检测，程序对动态数据进通过动态监视WAMS主界面调用离线低频振行实时检测在识别出电网发生低频振荡事故后荡分析工具，检查近期低频振荡告警，分析各次利用平台告警机制发出告警信息。 告警指标。在线扰动识别功能模块对PMU采集的实时动态数据进展特征提取，与表征不同扰动类型的特 通过动态监视WAMS主界面调用可视化工征进展匹配以确定电网实际发生的扰动并告警；具，检查近期扰动告警，分析各次告警信息。机组并网涉网参数监

可识别的扰动类型包括短路故障、非同期并网、机组故障跳闸等故障扰动。实现机组运行状态监测功能，依据动态数据 通过动态监视WAMS主界面调用机组并网机 确定发电机的运行数据；机组一次调频性能在线组参数监测，实时监视各运行机组相关处理等信测 监测功能通过采集各机组一次调频投退信号、机息，励磁电压、电流数据和PSS、AVR投退状况，指标要求调度管辖调管范围内

端有功功率和频率信息，监测和统计各机组一次通过一次调频按钮查看各机组一次调频运行情调频运行状况，分析电网频率扰动期间，各机组况；通过励磁监测按钮查看电网特别状况下励磁一接入机组PSS、AVR线监测各机组PSS、AVR状况下，自动计算出励磁系统顶值电压倍数、WAMS前置治理工具统计已接入的

该指标不同于PMUPMU布点依据实际状况科学配置，数PMU接入率

调度管辖调管范围内PMU接入率=100%。PMU厂站数量与电网内网架构造内厂站数量比照据全网共享，调管范围内已接入率。 装了PMU装置的必需接入。PMU装置月可用率电网自动掌握自动发电掌握〔AGC〕

PMU装置月可用率≥95%。

WAMS主界面中动态曲PMU子站量测数据是否正常可用。序号序号检查工程要求核查方法备注1功能核查依据掌握区域内系统在AGC相关画面上查看AGCAGC1〕联络线频率掌握 频率和联络线功率变化在掌握方式；正确计算区域掌握误线功率偏差掌握，并可依据需要人工选择；区域掌握方式按相可控范围内调整发电机的差〔ACE〕；区域调整需求计算；关规定进展了选择并正确计算区域掌握误差〔ACE〕；依据ACE有功功率输出维持联络线依据区域调整需求进展机组功率进展了区域调整需求计算；依据区域调整需求进展机组功率分交换功率和频率在规定范安排，并在可控范围内调整发电配，并在可控范围内调整发电机组有功输出；在AGC可调容量围内。 机组有功输出；系统维持频率偏范围内，对装机容量为3000MW以上的系统维持频率偏差差状况。 ≤0.1Hz；3000MW以下系统频率偏差≤0.2Hz。在AGC相关画面上查看AGC可同时定义多个〔2〕AGC掌握区域定义；掌握方式设置；按相关要求设置掌握方式并进展相应的ACE计算；可以对各控多区域掌握

能够适应多区域AGC能监视与掌握功能。

掌握参数的监视和设置；设定跟制区域的掌握参数、频偏系数、运行状态等掌握参数进展监视踪相应掌握区域目标，并进展联和设置；对每个电厂或机组可以依据调度掌握权设定跟踪相应络线频率掌握。 掌握区域目标，并进展联络线频率掌握。适应不同类型不同调 在AGC相关画面上查看机组 机组AGC掌握模式至少包括自动掌握模式和发电打算〔含节特性机组之间的联合调AGC掌握模式机组AGC掌握参数修正〕模式；可以对机组AGC掌握参数如调整上下限、机组供机组AGC协调掌握 整，确保AGC机组有足够的设置；水、火电之间的协调掌握热期上下限〔可选、掌握步长等进展设置；水、火电之间的协快速调整容量，提高系统同类型不同调整特性机组之间的调掌握，对水电和火电机组承受不同的掌握策略；同类型不同AGC调整品质。 联合调整；AGC的快速调整容量调整特性机组之间的联合调整；AGC的快速调整容量。在相关画面上查看相关内备用容量监视

具备系统备用容量在容；修改备用需求，观看备用不线监视功能，备用缺乏则予足时系统是否告警；或调用系统以告警。 告警历史信息，查看备用缺乏告警记录。

在相关画面上查看系统及分区旋转备用、系统AGC调整备用、系统及分区快速〔如1030〕备用；修改备用需求，观看备用缺乏时系统是否告警，或调用系统告警历史信息，查看备用缺乏告警记录。AGC相关画面上查看承受CPSA应掌握策略进展联络线频率掌握；按相应评价标准对运行区域对运行区域性能指标的在内容。对运行区域性能指标的在内容。系列掌握标准的电网，在电力系统正常运行时，每考核周期内线监测与评估。AGCAGCCPS1/CPS2合格率历史信息；系统AGC功能投运率历史信息。

能够适应CPS或A系列 性能指标的在线监视在本掌握区域内电力系统负荷发生波动1掌握策略和评价标准具备 在AGC相关画面上查看相关分钟内，AGC使区域掌握偏差向减小的方向变化；对于承受A在AGC相关画面上查看相关

AGCAGC〔如调整速率、机组响应测试

具备对AGC内容；选择一台机组进展AGC响调整精度等〕的监视、机组AGC投运率的历史信息、机组出力AGC评估。与其它功能的协调运短期负荷推测等功能的协

价结果；调看机组AGC响应性能查看测试评价结果；调看机组AGC响应性能指标统计的历史信指标统计的历史信息。 息。通过相关画面或历史记录，检查AGC与实时安全约束调度的协调运行力量；实时安全约束调度供给的机组调整策略由AGC执行，实现稳定断面越限的校正掌握和重载的预防掌握；通过相关画面或历史记录，检查AGC对超行 调运行，为联络线掌握和电AGC网安全运行供给技术保障。AGC机组承受超短期模式、将超短期负荷估量结果引入AGC调整需求再安排到机组等方式实现AGC的超前调整。通过相关画面或历史信息和能够适应电网扰动控历史记录，查看是否能够监视系

说明：掌握区域应当具备足够的事故备用来平衡区域的发扰动掌握评价制标准，当发生功率失缺的电和负荷损失，并使电网频率在扰动后恢复到规定的限值。扰 基于电网扰动掌握标准，评估控动掌握评价通过评估系统在紧急事故发生状况下掌握区对扰动紧急事故时，可以评估各掌握区域对扰动的恢复力量：ACE应的恢复力量，评价掌握区域备用容量的实际响应，并依据评价制区对扰动的恢复力量。回到零或从扰动开头后10结果进展必要的掌握区域备用容量的调整。回到其扰动前水平。2 指标核查AGC掌握月合格率

按A1/A2

依据有关统计数据核实6个 适用于按A1、A2标准进展评价的电网：〔R〕AGC

的电网：AGC模式为定频率月的指标完成状况。

R=[〔月AGCACE〕/月AGC掌握方式FFC，电网频率维持在50±0.1Hz率≥98%；AGC模式为定交换功率FTAGC掌握年合格率≥98%；AGC模式为〔TBC〕模式，A1〔ACE周期固定10分钟内应至少过零一次〕≥90%；A2〔ACE

AGC100%。说明：ACE=(PP10B×(ff准)，f50Hz，B域设定的频率响应偏差系数，此值为负数，单位是MW/0.1Hz，下同；定频率掌握方式〔FFC〕时，月ACE不合格小时数指AGC功能投入时，其连续超过规定值一分钟的累计时间；联络线频率偏差掌握〔TBC〕ACE1015分钟作为一个统计周期的ACELd累计时间。适用于按CPS1、CPS2标准进展评价的电网：一个考核周期内10分钟平均值≤LD〕≥90%。〔考核

(ACECPS12

min

min

)100%1015

10Bn 2 1钟〕。

说明：ε1

为互联电网对给定年的频率偏差〔实际频率与给按CPS1/CPS2评价的电网：CPS1≥100%；CPS2≥90%。

定基准频率之差〕一分钟平均值的均方根的掌握目标值，频率1B负数；ACEminACEACE算周期应与数据的采样周期保持全都2秒-5为某一掌握区域实际频率与给定基准频率偏差的一分钟平均值；n10-min-avgCPS2(ACE 10-min-avg1015点的ACEL10ACE

10minavg

L10；L 1.6510 10

)(10B〕S i ；ε10

为互联电网对全年十分钟频率平均偏差的均方根的掌握目标值；Bi分钟频率平均偏差的均方根的掌握目标值；Bi为某一掌握区域的频率响应偏差系数，此值为负；Bs为互联电网全部掌握区域的频率响应偏差系数之和，此值为负。自动电压掌握〔AVC〕序号 检查工程功能核查

要求 核查方法AVC

备注AVC历史记录查看全网母线电压合格状况；掌握设备安自动电压掌握

衡，削减全系统网损。

通过AVC区功能以及无功分层分区平衡状况；AVC投运前后系统网损变化状况。模型与参数监视与统计掌握模式报警与处理

6AVC对实时数据的有效性进展检测；AVCAVC所用网络模型、参数是否准时维护；查看模型参数应准时更维护设备安全掌握策略可设备安全掌握策略，了解维护过程，在条件允许便利修改。 的状况下，通过界面修改设备的掌握参数及其约束。实时监测当前无功电压及无功备用信息监在AVC相关画面上查看电网无功、电压及无视AVC子站设备运行状态受控装置运行状态具功备用实时信息；AVC子站设备运行状态受控装有统计与考核功能。 置运行状态有关AVC历史信息指标统计信息等。在条件允许的状况下，将掌握模式设置成开掌握模式应至少具备开环、闭环掌握两种模环，确认AVC功能仍依据电网运行信息进展计算式。 并形成掌握策略，但不下发掌握策略；将掌握模式设置成闭环确认AVC形成的掌握策略已下发。了解系统对各种特别状况的牢靠性措施及手具备各种特别状况的报警段，查看系统告警、运行日志；在条件允许的情靠性措施与手段；具有全部掌握指令的具体日志，况下模拟特别状况，确认已实行相应措施；通过实现受控厂站相关掌握信息统计与分析功能。

AVC相关画面查看受控厂站相关掌握的统计信息。通过AVC相关画面查看相关内容；在条件允

通过AVC相关画面查看上下级AVC掌握中心之间的数据交换功能；AVC相关信息〔如无功电压调整设备投/退状态等上传上级AVC上下级协调

能够进展上/下级掌握中心协调掌握，各级控 受下级AVC掌握中心相关许的状况下，与上、下级AVC掌握中心解裂，确制中心按相应掌握策略和掌握方式通过各级掌握 信息进展协调掌握，并对认本掌握中心能自动切至相应的独立模式正确运的分解协调，满足多种掌握约束条件和指标。 下级AVC掌握中心下发指行。指标要求

O〕 AVC〔OAVC

〕≥95。%AVC%

AVC掌握中心下发的AVC指令的应用状况。〔下级掌握中心应能对上级下发的AVC指令进展校核并确认正常后作为调控目标进展掌握〕。OAVC=〔AVC投运小时数/月日历总小时数〕×100%。月AVC投运小时数AVC6AVC主站功能投完成状况。 入且AVC子〔地调AVC子系统、电厂监控系统〔AVC子站、变电站(集控站)监控系统〔AVC子站投入闭环掌握的时间。〔R

〕

〕≥80%。

依据AVC有关统计数据核实6个月指标的

=〔月合格点总AVCAVC

AVC

〔不少于5/月采样样本总数〕×次次。100%。电压掌握偏差＝|实时量测值－掌握目标值|，指令下发后在掌握响应周期内，掌握偏差小于等于掌握死区为掌握合格点。对于电压指令，掌握死区压死区为0.5kV，500kV〔750kV〕死区为1.0kV，1000kV2.0kV及以上的机组的无功死区为8MVar，300MW以下机组5MVar。综合智能告警与分析序号 检查工程功能核查

要求 核查方法将线路电流或主变有功的遥测值封锁为越

备注在综合智能分析与告警画面上查看地理潮潮流越限告警 接收电网稳态监控发出的潮流越限告警，并基于地理潮流图进展展现。

限状态〔或修改线路电流或主变有功的限值，使之低于设备遥测值〕；在综合智能告警画面中观看潮流越限的告警信息。

流图上自动标注告警设备；告警信息包括告警电压越限告警 接收电网稳态监控发出的电压越限告警，并基于地理潮流图进展展现。

将母线电压的遥测值封锁为越限状态〔或在综合智能分析与修改母线电压的限值，使之低于设备遥测值〕；告警画面上查看地理潮在综合智能告警画面中观看电压越限的告警信流图上自动标注告警设息。 备；告警信息包括告警短路电流预警 接收在线安全分析发出的短路电流预警信息。基于电网稳态数据、动态数据、保护、故

在综合智能分析与告警的画面上查看短路电流的预警信息。

在综合智能分析与告警画面上查看地理潮流图上自动标注短路电流的相关告警信息；告警信息包括告警设备、故障类型、短路电流值以及遮断容量值。在综合智能分析与告警画面上查看地理潮流图上自动定位电网故障设备；调阅故障设备的开关变位以及事故总、保护动作信息〔系统保护动作信号实际接入状况为准，假设保护动作信号未接入综合智设备故障告警

障录波以及告警直传等信息对电网故障在线进展识别、分析和告警。

在综合智能分析与告警的画面上调阅以往能告警，则保护动作信设备故障告警信息。 号不纳入考核调阅故障设备的遥测曲线信息；调阅故障设备的PMU曲线数据调阅故障设备的故障录波数据〔以系统实际故障波数据接入状况为准，假设该类数据未接入综合智能告警，不列入考核调阅变电站告警直故障告警推送指标核查

220kV电压等级及其以上的设备故障告警实时推送给上级调度。

在综合智能告警画面上调阅以往设备故障的推送告警信息。

传信息〔以系统变电站告警直传实际接入状况为准，假设该类数据未接入综合智能告警，不列入考核。在综合智能分析与告警画面上调阅以往设备故障告警推送信息，包括故障时间、故障设备以及推送系统名。故障告警正确率

220kV及以上电压等级设备故障告警正确率≥90%。

依据调度日志记录的电网故障信息，结合故障告警正确率=综合智能告警的故障告警信息，核实近6个月〔正确告警次数/电网的故障告警正确率。 故障告警推送率 向上级调度正确推送率≥95%。

依据调度日志记录的电网故障信息，统计需上送的故障告警次数，结合综合智能告警的实际上送的告警信息，核实近6个月的故障告警推送率。

故障告警推送率=实际推送次数送次数〕×100%。网络分析应用状态估量〔SE〕序号 检查工程 要求 核查方法 备注1功能核查依据SCADA遥测遥信信息和网络拓扑1功能核查依据SCADA遥测遥信信息和网络拓扑1)状态估量的分析结果及其它相关数据，实时地给出电网内各母变压在相应画面上进展相关功能验证。线电压及角度，各线路、变负荷和发电机出力。可以处理零阻抗支路。具有量测预处理和量2)价 测按设备厂站进展累积统计。遥信辨识和不良数据 对遥信错误和不良数3)的检测辨识 据进展检测与辨识。状态估量启动方式应

未被状态估量承受的SCADA下的实测数据，并给出缘由；在相应画面上进展相关功能验证。对消灭的问题量测能够按设备、厂站进展累积和统计分量测质量。检测和辨识遥测、遥信信息中的可疑和坏数据,并给在相应画面上进展相关功能验证。和人工修改。大事启动，事故状况下，状态估量应自动触发计算；状态启动方式误差统计与状态监视

以修改。可实现量测误差统计。

在相应画面上进展相关功能验证。在相应画面上进展相关功能验证。

5〔运行周期、收敛精度和迭代限次等〕进展状态估量。计合格率结果，按有功、无功电压分别进展合格率统计；多岛处理

对全部节点数≥5电气岛均可进展状态估量计算。对设备参数进展分析，

依据估量结果给出越限信息，能够针对设备及重要断面，值的比照列表或在接线图上显示，并能够打印输出。5的活电气岛均可进展状态估量计在相应画面上进展相关功能验证。算；供给各电气岛信息，包括网络拓扑信息〔着色、误差统计信息、越限信息等。〔严峻影响有功潮流分布的；有载调压变压器的分接头参数辨识功能2 指标核查

对可疑参数进展报警并提交建议值。

在相应画面上进展相关功能验证。

位置〔严峻影响无功潮流分布的；可由用户选择手动确参数的比对表。R =〔遥测估量合格点数/遥测总点数〕×100%。YCGJ〔有功≤2.0%,无功≤3.0%,电压≤0.5%〕的点数，其中：遥测数据估量值误差=||/

〔R

〕 核实6个月指标的完成状况，抽测100%；量测类型基准值通常是指该量测量的满刻度值。YCGJ1)〔R〕

≥98%(调度管辖范围遥测1～2个断面计算遥测估量合格率指标 为计算便利，量测类型基准值规定为：YCGJ

估量合格率)。 的完成状况。 a．对于线路有功、无功参考值：1000kV电压等级取5196MVA；750kV2598MVA，500kV1082MVA，330kV电压等级取686MVA，220kV电压等级取305MVA，110kV电压等级取114MVA，66kV电压等级取70MVA，35kV37MVA；b．1000kV电压等级取1200kV，750kV电压等级取900k900k500kV电压等级取600k330kV电压等级取396k，220kV电压等级取264kV，110kV电压等级取132kV，66kV79.2kV,35kV42kV；c．发电机取其额定容量；d.对于变压器绕组取绕组容量。n2〕≤1.5kV。DYCC〕V =DYCC量测值－估量值〔VDYCC〕的完成状况。1电压遥测总点数。说明辖范围内有对应状态估量计算结果的电压遥测总数。调度员潮流〔DPF，含灵敏度分析〕序号 检查工程 要求 核查方法 备注功能核查潮流分析与计算

在给定〔历史、当前或预想〕的运行方式下，进展设定操作，转变运行方式，分析本系统的潮流分布。

能进展任意给定断面的潮流计算；能模拟发电机出器、隔离开关的变位操作，各种模拟操作应能多重组合；能够模拟发电机的启停和负荷、电容器、电抗器、变压器负荷开断或调整时应考虑功率缺额或功率过剩在其它可潮流；能转变各种掌握参数〔收敛精度和迭代限次等〕进展潮流计算。图形操作功能

设定操作可以是在一次接线图上模拟断路器开合，线路、变压器、母线、

运行方式的转变应能在一次接线图 可设置运行方式转变后潮流计算自动执行或手动进投切以及发电机出力和负荷的调整等。

上直接进展。 行。网损灵敏度

能够计算网络有功损耗对机组出力〔包括有功和无功〕和负荷〔含有功和无功〕的灵敏度和罚因子，为系统经济运行供给根本数据。

在相应画面上进展相关功能验证。

网损灵敏度导出罚因子。单支路有功或节点电

能够计算支路有功潮

压对母线注入无功的灵敏压灵敏度度，为调度运行或其它应用供给根底数据。

在相应画面上进展相关功能验证。

线电压对容抗器投切灵敏度。稳定断面灵敏度

能够计算稳定断面有功对母线注入有功的灵敏度。

在相应画面上进展相关功能验证。

面对负荷有功的灵敏度。变压器分接头灵敏度

能够计算节点电压对变压器分接头的灵敏度。

在相应画面上进展相关功能验证。 能计算母线电压对变压器抽头的灵敏度。设备组定义

能够对除稳定断面之度计算供给计算根底。

在相应画面上进展相关功能验证。 支路组合的定义和发电机组合的定义。设备组合的灵敏度

能够计算设备组合的有功对母线注入有功的灵敏度，为调度运行或其它应用供给根底数据。

电机组合有功的灵敏度。9〕计算结果保存与显示计算结果应能在画面上直观明白的显示和打印输出。

在相应画面上进展相关功能验证。

明白的显示和打印输出；对于实际操作进展的模拟操作，SCADA示运行方式转变厂站实际操作后SCADA潮流与模拟操作息，包括使用时间、人员、设定的操作等信息。10〕

能对马上进展的实际对实际操作的滚动模实际操作可能引起的危急拟计算 予以告警能进展实际操作结果与模拟操作结果的比对。

〔SCADA在相应画面上进展相关功能验证。较，消灭的越限或重载、当前越限或重载加重等〕予于进展比较和误差统计；自动保存最近一次模拟操作结果、实际操作后状态估量计算结果。指标核实调度员潮流计算结果 调度员潮流计算结果

1nEi2100%ECL=ni1 。其中：n〔有对供给的资料进展核查，并依据电站，假设有T接，则包括T接相关的全部站。另可以人工23用且可行的不同操作〔其中必需包括一Ei=〔∣个合解环算例，在实际系统操作前尽操作后量测值(或状态估量值)∣/量测值的基准值〕×误差〔ECL〕 误差〔ECL〕1.5%。 可能短的时间内做模拟操作潮流计算，100%。并将结果与实际操作后的实时量测值 上式分子中假设量测值为坏数据，则取状态估量值，〔或状态估量值〕进展误差分析。 反之取实时量测值量测值的基准值依据状态估量中的规定要求选取。说明：用该指标进展考核时，应供给每个月不少于1次的调度员进展合/解环操作前的线路两侧与母线相连线〔如该量测值为坏数据则取其状态估量值，下同〕结果记录，并宜供给相应的潮流图。静态安全分析(SA)序号序号检查工程功能要求核查方法〔核查内容〕备注1功能核查供给便利的故障定

通过相关画面调看静态安全分析的故障集，检查单、多重故障和条件故障和故障组的定义状况，确认是否可以指定某个故障组或不同组的某故障定义可通过画面以交互方式进展，可定些故障批量参与故障扫描；可以指定某个故障组义单、多重故障〔多个元件同时断／合〕 故障〔带有条件监视元件和条件开断元件的故义手段障开关〔合／断、母线等。

个故障组不参与故障扫描；在线模式和争论模式可分别定义故障扫描集；在画面上定义单、多重性；在画面上定义不同类型设备的N－1故障扫描，如线路、变压器、发电机和电气母线等，确认快速性与便利性。在线运行模式争论运行模式

具有在线模式，在线模式启动方式包括：周期启动、人工启动和大事启动，在线模式使用实时状态估量断面进展分析计算。具有争论模式，争论模式由人工启动；争论模式可以通过多种方式猎取运行方式初始断面。

式下人工启动静态安全分析计算，检查运行情况；确认在线模式静态安全分析的初始断面为最的状态估量断面；检查故障扫描状况，确认在线模式定义的故障集被扫描；通过历史运行信息，查看大事启动运行记录。争论模式下，分别按实时状态估量断面、调CASE人工启动静态安全分析计算，查看计算结果；争论模式下，使用母线负荷推测、发电打算、交换打算、检修打算等形成的将来方式进展前瞻性分析，进展安全评估；检查故障扫描状况，确认争论模式定义的故障集被扫描。建立和应用规章集

查看静态安全分析功能应用的规章集，确认规章集已包含调度现有的有关安全自动装置规程规定；在线模式和争论模式可应用不同的规则；在静态安全分析功能争论模式下，通过某种能模拟故障后稳控装置等的动作，使得静态方式〔如修改某一稳定断面限额或某设备热稳限安全分析的结果更加接近于电网真实状况。 额、修改争论模式应用的规章触发条件、以某一特别方式作为初始断面等〕使规章集中某些规章在故障扫描中被激活，检查静态安全分析计算结果，确认静态安全分析功能按规章要求执行了相应的操作或措施。〔如线

在静态安全分析功能相关画面上检查以下内容：造成越限的全部预想事故列表显示；全部越限元件及越限程度的列表显示，并可〔如500kV或220k〔如预想事故分析结果 线路或变压器等〕以及越限严峻程度组合排序输路过载、电压越限和发电机功率越限等〕进展警的显示和保存 出；示。引起某一元件越限的全部故障的列表显示；保存故障扫描中连续33扫描计算中的任一故障均可以在电网一次接线图上显示其计算前、后的潮流。2 指标核查单个故障扫描平均 单个故障扫描平均处理时间≤0.1秒。 现场启动3次N-1安全分析计算，统计计算 单个故障扫描平均处理时间处理时间时间。处理时间=故障扫描总时间/故障扫描总数。功能应满足快速性要求。上述公式中故障扫描总时间指从N-1安全分析计算启动至结果显示到画面上为止的时间短路电流(SCA)序号序号检查工程要求核查方法备注1功能核查1〕故障分析在给定〔历史、当前或预想〕的运行方式下复制初始断面；启动故障分析，检查分析结2〕遮断容量扫描3〕越限断面自动保存能够在线校验断路器遮断容量，给出越限和启动遮断容量扫描，检查扫描结果。重载信息。调整断路器遮断容量参数，重进展遮断容能够自动保存断路器遮断容量越限的断面。量分析，使得消灭越限，检查是否有自动保存的断面。在线安全稳定分析与预警序号序号检查工程要求核查方法备注1功能核查在线安全稳定分析与预警具备静态安全分在线安全稳定分析与析、暂态稳定分析、电压稳定分析、小干扰稳定 查看在线安全稳定分析与预警功能画面，查1〕预警功能模块 分析、短路电流分析及裕度评估等六大类稳定分验功能模块是否完备。析及关心策略功能。应具备三种启动方式：周期启动、人工启动 查看在线安全稳定分析与预警功能画面，查启动方式

和大事启动。 看是否具备三种启动方式。现场更改计算参数并改动故障集加以验证。计算参数自定义与计 应具备计算参数〔含故障集〕自定义与计算以系统查阅和远程调阅方式核查计算结果共享情算结果共享 结果共享功能。2 指标要求在线安全稳定分析运1〕行率在线与离线分析结果2〕全都性

在线安全稳定分析运行率≥95%。在线与离线分析结果全都性≥99.5%。

况。6在线安全稳定计算结果与PSASPPSD-BPA99.5%。独立计算和联合计算 每天开展一次独立计算分析，并生成完整的 检查6个月历史数据记录，查看计算结果报3〕次数 计算报告，每周至少进展一次联合计算分析。 告是否完整。检查综合智能告警中满足应急启动条件的事应急态计算启动次数调度员培训模拟

应急态计算启动次数≥90%。

件启动应急态计算的次数是否满足要求。序号序号检查工程要求核查方法备注1功能核查《智能电网调度技术支持系统第4-6局部：实时监控与预警类应用调度员培训模拟》相关局部。电力系统仿真电力系统稳态仿真频率仿真

选择一双回线进展其中一回线拉停，记录操将该操作线路进展恢复的操作，记录操作前后的双回线的潮流，检查操作后潮流正确性。检查潮流状态是否恢复为初始状态；选择一并列运行主变，进展其中一变压器转检查操作后潮流正确性。选择上述变压器转运行的操作，记录操作前后的并列主变的的潮流，检电网进展操作时能够给出符合电网特性的潮查操作后潮流正确性；流计算结果。 选择一机组进展有功出力调整，选择操作前后出口线路或变压器作为潮流监视变量，比较操作前后的潮流变化，验证潮流计算合理性；选择一负荷进展有功和无功调整，选择操作前后出口支路、母线电压作为潮流监视变量，比较操作前后的潮流变化，验证潮流计算合理性；选择一并联电容/后无功与电压计算的正确性；进展电网解列、并列仿真计算，检查潮流正确性。以电气岛为单元的动态潮流计算，给出电网 切一大机组或降低机组出力，检查电气岛的频率计算结果。 频率模拟是否正确，检查频率是否变化正确；然继电保护仿真3〕

承受规律仿真法进展继电保护的仿真，能够通过接线图上的设备点击操作，实现继电保护模型和定值的维护、设置和查询；能够设置继电保护的投/与继电保护动作的协作关系；能够模拟继电保护的误动、拒动；能够模拟断路器的误动、拒动；能够模拟继电保护光子牌和报文告警；能够模拟

后恢复机组出力，同样检查频率特性是否变化正确。分别对开关、线路、母线、变压器、发电机、负荷等电网设备设置故障，检查保护动作、潮流及拓扑着色结果是否正确；进展一带负荷拉刀闸操作。检查是否能正确给出提示并触发相应的故障，检查故障仿真结果是否正确；对相关设备设置保护为误动〔拒动，检查相应信息；模拟相应操作核查光子牌和报文告警。继电保护软/硬压板的投退和光子牌的复归操作。应能模拟电网中常见的各种安全自动装置，如稳控、低频/低压减载、跳闸联切机组、高频/选定某一自动装置，通过方式调整，及故障低频切机、设备过载切机切负荷、低频低压振荡设置，使方式或潮流满足该装置的动作条件，检解列、备用电源自投等装置；应供给工具支持安查该自动装置能否正确动作；选择一个有备自投全自动装置的用户自定义建模，用户可以依据各装置的厂站，手动设置故障或者调整运行方式，安全自动装置仿真装置的动作原理和动作策略建立相应的仿真模使主供电源失电，检查备自投是否能正确动作。/退运状态；应能通过方式调整，及故障设置，使电网频率满设置安全自动装置的启动定值和启动规律条件；足低频减载的动作条件，检查该低频减载能否正应能模拟安全自动装置的误动、拒动；应能模拟确动作；查看电气事故信息表中低频动作信息是置的软/硬压板的投退及光字牌的复归操作。应能模拟培训过程中电网各种遥测、遥信的量测和采集；应能模拟遥控、遥调操作；应能模数据采集仿真

拟电网量测环节的故障或特别，包括偏差、跳变、RTU故障；应能模拟电网系

模拟相应功能核查正确性。教员台掌握仿真

检查教员台与学员台的数据是否保持全都， 对电网设备做各类操作，检查教员台与学员 核查要求可详见能够支持多种途径猎取DTS运行的初始条件；能台的各类遥信、遥测能够保持全都；检查从状态Q/GDW680.46-2023《智能掌握中心仿真实时监控与智能告警

够支持教案、子教案、大事表的编制、治理和使估量的实时/电网调度技术支持系统用/历史计算结果和已制作完成的DTS教案中猎取4-6等大事执行时间类型；可以设置各种电力系统一DTS预警类应用调度员培训次模拟》相关局部。和特别；能够模拟变电站站用交/直流系统的故次设备故障、多重故障同时发生、操作机构故障障；可以进展培训过程中状态和大事的监视，自和特别等状况，检查正确性；培训过程中设置误动识别误操作，给出提示，并能自动触发相应故操作，检查正确性；点击评估检查评估报表，检障，引起相应的保护动作和断路器跳闸；支持快查打分功能；通过WEB登录，检查所辖电网的培照、快照返回、事故前断面返回、初始状态返回训态下监视画面、数据、故障设置以及教案大事任意操作前断面返回等培训掌握功能；能够将培执行状况是否正确；DTS互联过程中检查是否正训过程中状态大事等重要培训信息的自动记录确承受上下级DTS公布的教案大事、培训消息；形成评估报表；可以对培训过程进展评估打分；DTS互联过程中检查仿真时钟和DTS运行状态是具备联合反事故演习功能。 否与上级DTS同步；DTSDTSDTS在进展设备操作、故障设置时，设备变化信1〕功能仿真

检查监控、告警功能。

号能够上告警窗；能够供给工具进展各类保护、特别信号的触发并引起光子牌变化。AGCAVC实时调度打算仿真网络分析仿真

可以模拟和监视内部电网AGC在实时态和培训态下运行AVC功能。模拟实时打算和AGC闭环调整效果。模拟与在线系统尽量全都的培训环境，相关应用功能运行在培训态下，不对其他态下的应用产生影响。

学员台AGC系统操作实现调整目标。AVCDTSAVC进展校验和验证。相应操作检查效果。相应操作检查效果。

〔可选功能〕〔可选功能〕〔可选功能〕〔可选功能〕6〕6〕设备集中监控仿真模拟大规模变电站设备集中监控业务。检查监控画面及告警信号、遥控功能。〔可选功能〕2指标要求1〕DTSDTS≥95%。每年成功使用DTS次数/总需要使用次数。2〕DTSDTS1次/月。查看运行记录。稳态仿真时操作大事稳态仿真时操作大事至结果画面数据刷间3〕至结果画面数据刷隔≤5秒。间隔调度打算、安全校核类应用负荷推测序号 检查工程功能核查

要求 核查方法 备注系统负荷推测短期推测及超短期预

短期系统负荷推测应 通过负荷推测界面查看能够推测将来多日内指定当天即历史随即某一天的负日期的96〔00:15-24:00，荷推测通过负荷推测系统随每15分钟一个点〕测线；超短期推测应能够推测过超短期负荷推测界面查看将来5分钟至1小时每5分将来15分钟超短期推测值，钟的系统负荷。 并比照实际负荷值。通过推测系统比照工作应能够考虑各种类型

的日期模型〔例如工作日、历史节假日推测曲线与实际考虑各种类型的日期周末和节假日等对负荷的模型对负荷的影响 影响，依据不同的日期类型设计相应的推测模型和方法。历史气象数据应包括应能够考虑各种气象上包括但不限于分地区的

对推测系统对工作日、周末、节假日的设置。因素对负荷的影响 天气类型、温度、湿度、降和不考虑气象推测结果。水、风力、风向、气压、舒适度等信息，可依据实际情况选用。应具备数据不更和特别变化等多种坏数据判错误数据辨识及修正别力量，自动识别历史数据

查看负荷推测系统历史负荷曲线是否存在大的跳变，有大的跳变说明没有错误数功能 特别，并供给坏数据提示和人工修正功能。误差分析应包括日误

改历史负荷。查看历史误差分析结果；差分析、月误差分析、年误误差分析与考核功能 查看历史负荷推测合格率结差分析及日、月、年估量合果。格率统计功能。向调度打算及安全校核、母线负荷推测、上级调

在数据库中查看历史和及上报功能 系统负荷推测并支持下级单位通过数据公布系统上报数据。

级调度上报的数据文件记录。母线负荷推测短期推测及超短期预

短期母线负荷推测应 通过负荷推测界面查看能够推测将来多日内指定当天即历史随即某一天的负日期的96〔00:15-24:00，荷推测通过负荷推测系统随每15分钟一个点〕测线；超短期推测应能够推测过超短期负荷推测界面查看将来5分钟至1小时每5分将来15分钟超短期推测值，钟的系统负荷。 并比照实际负荷值。推测范围

应能够母线负荷推测范围至少应涵盖调度管辖范围内220kV

核对系统建模220kV站主变个数与负荷推测主变个数。压侧、电厂升压变中压侧。通过推测系统比照工作考虑各种类型的日期日历史推测与实际曲线；比照能够考虑各种类型的模型〔例如工作日、周末和历史节假日推测曲线与实际3〕日期模型对负荷的影节假日等〕响 依据不同的日期类型设计推测将来某个节假日负荷核相应的推测模型和方法。对推测系统对工作日、周末、节假日的设置。应能够考虑各种气象

历史气象数据应包括上包括但不限于分地区的 查看历史气象记录实际因素对负荷的影响水、风力、风向、气压、舒和不考虑气象推测结果。适度等信息，可依据实际状况选用。母线推测模型自动更

应能自动即时猎取需要的母线负荷定义及其所 询问加厂站后母线负属区域和厂站的层次关系，荷推测系统是否要人工添加形成以负荷组为实体的母推测母线。线负荷模型。错误数据辨识及修正6〕功能

应具备数据不更和特别变化等多种坏数据判

查看负荷推测系统历史负荷曲线是否存在大的跳变，别力量，自动识别历史数据有大的跳变说明没有错误数人工修正功能。误差分析应包括日误差分析、月误差分析、年误

查看历史误差分析结果；误差分析与考核功能 查看历史负荷推测合格率结差分析及日、月、年估量合果。应支持推测数据公布

格率统计功能。向调度打算及安全校核、母线负荷推测、上级调度等系供给短期超短期等 在数据库中查看历史和及上报功能指标要求

括推测数据、负荷转供、小电厂接入等信息。

N日负荷推测准确率月负荷推测准确率n1 。月日历天数月平均系统负荷推测 月平均系统负荷推测 在系统中查看上月统计1〕

其中，NT准确率〔TT

〕 准确率〔1

〕≥97%。 结果。1

[考核点负荷推测偏差率]2日负荷推测准确率(1 n1 )100%，日负荷曲线考核点数-100%月日历天数 。NN月平均日母线负荷推测准确率j1其中，1NNA2)100%)kk1。月日历天数n2〕月平均母线负荷推测月平均母线负荷推测准确率〔T〕2准确率〔T〕≥90%。2在系统中查看上月统计结果。A k1 MM(i1k时段推测值k时段实际值100%)2负荷基准值 i,k，A为时k段k的区域统计误差，M为区域内可考核的母线负荷总数，N为日预报总时段数。日平均负荷推测月合 日平均负荷推测月合 在系统中查看上月统计 日平均负荷推测月合格=统计月内日平均负荷推测准确率合3〕格率 格率≥93%。 结果。 格天数/统计月日历天数〕×100%。发电力量申报序号 检查工程1 功能核查数据构造完整性机组完整性非可调出力分类三公数据上报

要求 核查方法 备注依据智能电网调度技术支持系统调度打算类 检查38张表构造是否符合要求数据是否从数据标准标准建立。 2023年1月1日开头存储。建立完整调度标识库，并依据调度标识申报以国调调度打算处供给证明为准。数据。打算检修、临时检修、备用停机、受阻容量 调用发电打算系统查看分类是否符合、填报是否依据发电力量申报制度进展分类。 是否准确。上报准时、完整，能进展可调利用率、利用以国调调度打算处供给证明为准。小时、发电负荷率的计算和考评。2 指标要求

数据上报完整性发电打算安全校核

数据上报准时、完整。

以公司同业对标数据为准。序号序号检查工程要求核查方法备注1功能核查1〕模型治理使用全网模型、全网数据进展安全校核。以国调调度打算处供给证明为准。经济模型数据交换机组发电本钱等发电打算相关经济类参数应 翻开机组经济模型治理界面进展维护，检查由调度打算应用类统一维护