地区电网调度自动化系统技术规范

江苏省电力公司地区电网调度自动化系统技术规范江苏省电力公司2005年10月前言自“八五”以来，我省地区电网调度自动化系统建设和运行取得了长足的进展，1994年13个地区调度自动化系统SCADA功能全部通过实用化验收，至2003年1月应用软件基本功能又全部通过实用验收，自动化和实用化水平不断提高，为江苏电网安全、稳定、优质、经济运行提供了有力的技术支持和技术保障。近年来，电力建设持续快速发展，计算机网络技术日新月异，电网调度运行越来越依赖于调度自动化系统，同时对调度自动化系统提出了更新更高的要求。随着变电站无人值班计算机监控功能、电压无功控制、计算机网络通信、电力二次系统安全防护等功能的提出和实施，原能源部1991年颁发的《地区电网调度自动化设计技术规程》已不能指导我省地区电网调度自动化系统的建设，特组织编写本规范，以满足我省电网调度和电力生产的需要。为加强“一强三优”现代公司，本规范书按照建设坚强江苏电网的要求和“专业化管理、集约化经营”的理念，结合江苏电力二次系统安全防护、系统资源整合共享的要求，提出了地区电网调度自动化系统总体结构，优化配置网络、存储、操作系统等软硬件资源，建立以统一的标准和模型为基础的跨应用系统的一体化支撑平台，实现地区调度自动化系统的科学发展，不断提高电网调度智能化水平。本规范起草单位：江苏电力调度（交易）中心，江苏省电力设计院。本规范委托江苏省电力公司调度（交易）中心负责解释。目录前 言TOC\o"1-2"\h\z1适用范围12引用标准23总则34主要术语45系统总体要求65.1系统要求65.2系统结构96系统技术指标96.1系统可用性96.2系统可靠性和运行寿命指标106.3信息处理指标106.4系统实时性106.5PAS性能指标116.6系统负载率指标126.7系统存储容量指标127系统配置137.1系统结构137.2系统硬件配置147.3系统软件配置168系统功能188.1SCADA功能188.2PAS功能338.3DTS功能（可选）398.4AVC功能（可选）438.5支撑平台功能458.6报表功能578.7WEB功能608.8外部网络通信功能61适用范围本规范书适用于江苏地区电网调度自动化系统的建设。引用标准下列标准所包括的条文，通过在本规范中引用而构成本规范的条文。在本规范出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 DL/T5149-2001 《220kV～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》GB/T13729-2002 远动终端设备GB/T13730-2002地区电网调度自动化系统GB/T16436.1-1996 远动设备及系统第1部分：总则第2篇：制定规范的导则 DL/T 630-1997交流采样远动终端技术条件IEC1000-4.2-1995静电放电免疫测试IEC1000-4.3-1995放射性、广播频率、电磁场免疫测试IEC1000-4.4-1995电力快速暂态/喷发免疫测试IEC1000-4.5-1995 涌流免疫测试GB/T17626-1998电磁兼容试验和测量技术总则3.0.1 本规范书是江苏地区电网调度自动化系统（以下简称系统或主系统）主站端的技术规范和说明，是各地区调度自动化系统项目执行和工程实施的技术依据。3.0.2 本规范书内容包括：系统总体要求、系统配置、技术指标和系统功能等。3.0.3 江苏各地区供电公司编制调度自动化系统技术规范书时必须以此为蓝本，所提出的技术标准不得低于本规范书的要求。3.0.4 各地区调度自动化系统的选型应做到安全可靠、经济适用、技术先进、符合国情。应采用具有开放性和可扩充性，抗干扰性的、成熟可靠的产品。3.0.5江苏省电力公司保留对本规范书的最终解释权和修改权。3.0.6本规范自发布之日起执行。主要术语无功电压优化/自动电压控制 AVC：AutomaticVoltageControl每一个发电厂和变电站都通过一种电力系统型电压无功调整装置（VQC）自动调整无功出力和变压器分接头，使注入电网的的无功值为电网要求的优化值，从而使全网(含跨区电网联络线)的无功潮流和电压都达到要求，这种VQC的集成称之为AVC。调度员培训模拟系统 DTS：DispatcherTrainingSystem通过用软件对配电网的模拟仿真的手段，对调度员进行培训，使调度员得到离线的运行操作训练，用于培训调度员在正常状态下的操作能力和事故状态下的快速反映能力，也可用作电网调度运行人员和方式人员分析电网运行的工具。能量管理系统 EMS：EnergyManagementSystem以计算机技术为基础的现代电力综合自动化系统，主要用于大区级电网和省、市级电网调度中心，主要为电网调度管理人员提供电网各种实时的信息(包括频率、发电机功率、线路功率、母线电压等)，并对电网进行调度决策管理和控制，保证电网安全运行，提高电网质量和改善电网运行的经济性。主要包括数采与监控（SCADA）、自动发电与经济调度（AGC/EDC）、系统状态估计与安全分析（SE/SA）、配电自动化与管理（DA/DMS）、调度模拟培训（DTS）等。电力应用软件PAS：PowerApplicationSoftwareEMS的应用软件，主要包括网络拓扑、状态估计、调度员潮流、负荷预测、短路电流计算（可选）等。事故追忆/扰动后追忆PDR：PostDisturbanceReview数据处理系统的增强性功能，是指在一个特定的事件（扰动）发生后，可以重新显示扰动前后系统的运行情况和状态，使调度员能对事故进行必要的分析。远方终端装置 RTU：RemoteTerminalUnit电网监视和控制系统中安装在发电厂或变电站的一种远动装置。RTU采集所在发电厂或变电站表征电力系统运行状态的模拟量和状态量，监视并向调度中心传送这些模拟量和状态量，执行调度中心发往所在发电厂或变电站的控制和调节命令。EMS的基础模块，是计算机与相应的远动装置及通信设备组成的系统，主要用来完成电力系统运行状态的监视（包括信息的收集、处理和显示）、远距离开关操作以及制表记录和统计等功能。主要功能包括：数据采集、数据处理、事件报警、网络拓扑分析、事件顺序记录（SOE）、事故追忆（PDR）、计算统计和集控等。事件顺序记录SOE：SequenceofEvents记录状态量发生变化的时刻和先后顺序，当远动终端检测到遥信状态变位时记录遥信变位的时刻、变位状态和设备序号，组成事件记录信息向主站传送。安全I区实时控制区，包括调度自动化系统、配电自动化系统、变电站自动化系统、发电厂自动监控系统等，它是电力二次系统中最重要系统，安全等级最高，是安全防护的重点与核心。安全II区非控制生产区，包括调度员培训模拟系统、继电保护及故障录波信息管理系统、电能量计量系统、批发电力交易系统等。信息管理大区生产和信息管理区，主要为电力生产所需的信息管理系统，如调度生产管理系统、统计报表系统、雷电监测系统、气象信息接入以及管理信息系统、办公自动化系统、客户服务等。系统总体要求系统要求可靠性系统的重要单元或单元的重要部件均需为冗余配置，系统通过自动切换功能实现冗余配置的硬件设备之间的功能后备，从而保证整个系统功能的可用性不受单个设备故障的影响。系统的历史数据服务器、SCADA服务器、数据采集服务器、电源等均采用冗余配置，当一台发生故障，其功能自动由其备用设备代替，保证系统的正常运行。系统应能够迅速隔离和切除故障，不影响系统的正常连续运行，并保证故障恢复过程快速而平稳。系统应具有完善的实时数据库、历史数据库的备份和恢复方案，保证数据安全性。实时性系统应保证厂站端遥测、遥信等数据准确、快速地传送至实时库，并显示出来，确保运行人员及时了解电网运行情况，并为相关应用软件提供可靠的基础数据。系统应确保遥控、遥调等控制指令快速下达到厂站端，为电网调度提供可靠的控制手段。安全性在任何情况下，系统的操作失败或系统缺陷不能导致一次系统的事故及二次系统的崩溃。系统安全性应满足国家经贸委[2002]第30号令《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护的规定》和《全国电力二次系统安全防护总体方案》的要求。系统功能应达到安全性评估的各项指标要求。系统应具有防止未授权用户非法访问系统、非法获取信息或进行重大非法操作的功能。系统必须采取严格的措施来确保数据存储、数据恢复、系统结构和其它操作的安全性。标准性系统应遵循国际标准，满足标准化要求，选用通用的或者标准化的软硬件产品，包括计算机产品、网络设备、操作系统、网络协议、正版商用软件等均应遵循国际标准或电力工业标准。系统设计应遵循IEC61970系列标准，其中系统的数据模型遵循CIM标准，具有良好的扩展性，系统的接口设计遵循CIS标准。所使用通讯规约应满足IEC标准或国家相关标准。开放性系统应采用开放式体系结构，提供开放式环境，支持多种硬件平台（包括前后台混合平台和后台服务器混合平台）。支撑平台应依据国际标准开发，所有功能模块之间的接口标准应统一，支持用户应用软件程序的开发，保证能和其它系统互联和集成一体，或者很方便地实现与其他系统间的接口。系统应具有良好的在线可扩展性，可以逐步建设、逐步扩充、逐步升级，不影响系统正常运行。在数据库、画面、进程管理、多机通讯和PAS等方面提供应用程序接口（API）功能，支持第三方软件开发。对公用程序及函数提供接口调用说明。系统容量可扩充，包括可接入的厂站数量、系统数据库的容量等，不应该有不合理的设计容量限制，从而能使系统可以整体设计、分步实施。系统功能可扩充，能不断增加新的功能模块，以满足电网监控与运行管理不断发展的要求。维护方便性系统应具备较高的维护方便性，包括硬件系统、软件系统、运行参数三个方面，主要表现在：应具备图模库一体化技术，方便系统维护人员画图、建模、建库，保证三者数据的同步性和一致性。必须具备完整的技术资料（至少包括用户使用、维护及版本更新等相关手册以及第三方提供的技术资料）。需对用户提供全部系统编译、链接的工具，以保证在软件修改和新模块增加时用户能独立生成可运行的完整系统。操作应具有在线帮助功能，系统维护应具有流程和向导功能。应具备简便、易用的维护诊断工具，使系统维护人员可以迅速、准确地确定异常和故障发生的位置和原因。设计一体化图形统一：系统应采用同一套图形，而不需要为每个子系统重复绘制多套图形。权限设置统一：系统中应统一对电网对象设置责任区属性和节点权限，调度员、集控员只能在其节点权限范围及其责任区内的对象操作，实现不同的集控员对不同的网络区域或不同电压等级的设备进行控制操作。系统结构分布式结构应用可分布到任意节点，功能分布可动态重构；客户端到服务器端采用C/S模式。采用SCADA/PAS/DTS一体化设计 根据本系统的一体化设计要求，SCADA/PAS/DTS等系统和底层不同硬件体系、不同操作系统之间应建立一个基于应用中间件的分布式系统运行和开发中间件软件包，该软件包能够有效地将上层应用和底层系统隔离开，为各种不同的上层应用提供统一开发和运行的环境，使应用软件相对独立于计算机硬件和操作系统平台，并且实现应用的分布式处理。系统技术指标系统可用性系统年可用率100%。系统运行寿命＞10年。冗余热备用节点之间实现无扰动切换，热备用节点接替值班节点的切换时间＜5秒。冷备用节点接替值班节点的切换时间＜5分钟。任何时刻冗余配置的节点之间可相互切换，切换方式包括手动和自动两种方式。任何时刻保证热备用节点之间数据的一致性，各节点可随时接替值班节点投入运行。设备电源故障切换无间断，对双电源设备无干扰。系统可靠性和运行寿命指标系统中关键设备平均故障间隔时间（MTBF）＞17000小时。系统能长期稳定运行，在值班设备无硬件故障和非人工干预的情况下，主备设备不发生自动切换。由于偶发性故障而发生自动热启动的平均次数＜1次/3600小时。所有设备的寿命在正常使用（具有一定备品条件）情况下≥15年。所有设备（包括电源设备）在给定的条件下运行，连续4000小时内不需要人工调整和维护。信息处理指标主站对遥信量、遥测量、遥调量和遥控量处理的正确率为100%。遥信动作准确率100%。遥控准确率100%。遥调准确率100%。主站设备与系统GPS对时精度＜100毫秒。系统实时性系统应对事件提供快速响应，必须满足以下指标：四遥信息从前置机接收至后台画面推出的时间间隔不超过1秒。实时数据扫描时间周期为1～10秒间可调。外部网络通信的实时数据传送和接收采集周期为2～10秒间可调。画面实时数据更新周期1～10秒可调。模拟屏数据量刷新周期不大于3秒。系统时间与标准时间的误差小于1秒。频率采集周期为1秒，外部频率采集设备必须满足这一要求。PAS性能指标状态估计应达到以下性能指标：遥测估计合格率＞95%。月可用率＞95%。单次状态估计计算时间＜10秒。调度员潮流应达到以下性能指标：调度员潮流计算结果误差＜2.5%。月合格率＞95%单次潮流计算时间＜10秒。短期负荷预测应达到以下性能指标：月负荷预报准确率≥95%。月最高(低)负荷预报准确率≥95%。日负荷预报准确率≥95%。月（年）度累计最高（低）负荷预报准确率(连续6个月)≥95%。短期负荷预报平均误差＜3%。故障时继电保护和安全自动装置的动作信息正确。取实时数据后仿真计算潮流与所取数据比较，电压幅值差＜0.015pu，相角差＜2°。操作响应时间＜3秒，故障响应时间＜3秒。系统负载率指标电网正常情况下主要节点（服务器和前置机）CPU负载≤30%（10秒平均值）。电网事故情况下主要节点（服务器和前置机）CPU负载≤50%（10秒平均值）。任何情况下，在任意5分钟内，系统主局域网的平均负荷率不超过20%，主局域网双网以分流方式运行时，每一网络的负载率应小于12%，以保证一网故障时，单网负载率不超过24%。电网正常运行状态下系统负载率的测试条件为采集和处理厂站的正常数据及各种正常的系统操作，电网事故状态下系统负载率的测试条件为采集及处理事故厂站的雪崩数据、非事故厂站的正常数据，以及各种正常的系统操作。电网正常情况下主要节点（服务器和前置机）的磁盘剩余空间不低于总容量的40％。磁盘剩余空间不足20％、CPU负载持续较高（大于85%、持续时间超过3分钟）、双机切换等事件发生时，应告警。系统存储容量指标历史数据存储时间不少于3年。对其它应用服务器节点，应用服务器磁盘剩余空间不小于60%。当存储容量余额低于系统运行要求容量的80%时发出告警信息。系统配置系统应采用功能分布式的设计和全分布的网络体系结构，主干网络用以太网的双网构成，所有应用软件应按功能分布在各台服务器和工作站上，以保证系统的负荷均衡和网络负荷最小为原则。应采用合理的通信机制，防止出现通信的“瓶颈”，要高效地使用网络和各节点的运算处理能力，支持和管理网络中各个节点实现数据共享，保证系统和网络的安全、可靠和高效。系统结构总体结构系统应采用分层构件化的结构。通过应用中间件，屏蔽底层的操作，可以在异构平台上真正实现分布式应用。系统应是一个开放系统，软硬件接口应采用国际标准或工业标准，支持与其它LAN和WAN计算机网络及不同计算机厂商设备的互联。主站系统应具备软硬件的扩充能力，支持系统结构的扩展和功能的升级。主站系统所提供的支撑软件应能支持用户进一步开发应用软件。支撑平台系统的支撑平台应采用多层结构。各层应包括如下内容：硬件层包括ALPHA、SUN、HP、IBM和PC等各种硬件设备。操作系统层包括DigitalUnix、SUNSolaris、IBMAIX、HP-UX、LINUX和各种WINDOWS操作系统。分布式管理层是以应用中间件为框架的软件信息总线，屏蔽底层硬件和操作系统的差异。数据库层包括实时数据库和商用数据库。商用数据库用来存放非实时和偶然访问的数据；实时数据库依托底层的分布式管理层构成分布式实时数据库，保证实时数据的同步。应用层包括应用软件和应用服务，应用软件包括SCADA、PAS、DTS、Web浏览服务、外部网络通信等电力系统应用软件，应用服务指为应用软件提供显示、管理等工具的服务，包括图模库一体化图形管理，报表、曲线、报警等显示工具，系统管理和安全管理等。应用软件和应用服务通过一道“栅栏”相连。数据库系统数据库管理系统应采用开放的大型商用数据库管理系统，数据库管理系统应具有如下特性：多种访问数据库的方式，支持SQL语言访问数据库，并具备标准的外部接口。在任一计算机上对数据库中数据的修改，数据库管理系统应自动对所有计算机或工作站中的相关数据进行修改，以保持数据的一致性。有效性检查，以确保数据的合理性和正确性，应提供对记录变化的查询能力。方便的数据库生成、修改和维护功能，数据库应有严格的保密和安全保护措施。系统硬件配置系统硬件配置应遵循以下基本原则：应选用起点高、信誉好的计算机厂家生产的系列产品，能支持异构网络的互联，支持双网或多网运行，支持标准商用数据库。应是成熟的、高质量的、先进可靠的、具有较好可维护性的设备，具有使用寿命长、易于扩充升级等特点。关键设备应采用冗余配置。硬件设备的配置容量应能满足整个系统的功能要求和性能指标要求，并留有适当的裕度。系统容量应按照本规范书的远景年要求配置，各服务器和工作站应留有40%的系统资源给用户。系统硬件结构：系统由计算机网络和数据采集、实时监视与控制、历史数据存储、网络通信（数据转发）、应用软件（PAS）、调度员培训仿真子系统（DTS）（可选配置）等主要节点构成，并根据各地区实际需要配置相应的工作站：如调度工作站、报表工作站、运方工作站、继保工作站、维护工作站、DTS工作站等，工作站的具体数量应根据各地区系统规模大小按需配置。（系统硬件结构配置见附图）。硬件配置要求：服务器和工作站服务器系统服务器应具有64位RISC技术及对称多处理器（SMP）技术的多CPU系统（主频应大于2GHZ）；高带宽系统总线、I/O总线；64位操作系统；具有高速运算能力和事务处理能力（OLTP）；具有簇联结（cluster）技术和系统容错能力；同时应满足配置当时先进主流产品的技术要求。工作站所有节点宜采用基于64位RISC技术的面向图形处理的多媒体工作站，运行64位操作系统，同时应满足配置当时先进主流产品的技术要求。 数据采集数据采集节点应采用多级冗余技术以满足高可靠性要求。配置时应考虑：数据采集采用工业控制机作为数据采集服务器/前置机。数据采集服务器/前置机应冗余热备用，故障时能自动切换。同时可手动切换，故障切换过程中不得丢失任何实时数据。主站端应允许远方终端装置主/备通道的传输速率、通信规约不同，主/备通道可自动切换。支持模拟、数字通道的接入。系统必须满足最大设计的要求（包括：处理器能力、I/O槽、机架空间、电源容量等），同时提供方便手段，使买方以后可在最大设计范围内自行扩容。配置稳定可靠的MODEM。支持远程诊断和测试RTU。计算机网络I区骨干主网架采用千兆网，II区、管理信息大区系统可采用百兆网。I区骨干主网架必须是双网冗余结构；数据采集系统等也应采用双网冗余结构；II区、管理信息大区系统可采用单网结构。双网结构可负载分流，也可独立工作,互为主/备。当其中一网发生故障时，不应引起系统扰动，不得丢失系统功能和数据。I区系统与其他系统网络互联必须配置防火墙或正反向物理隔离并制定网络访问安全策略。外部时钟部件及频率采集装置采用全球定位系统（GPS）装置为系统各节点和厂站RTU等提供统一的标准时间。可以采用多时钟源输入。采用高精度频率采集装置为系统提供频率和频率时钟。计算机外设根据实际需要，配置报表和事件打印机，以及相应的数据存储设备。系统硬件配置主要技术指标详见附表1。系统软件配置系统软件配置应遵循以下基本原则：软件支持平台(包括系统软件和应用支撑软件)的配置必需满足实时应用的及时性和高可靠性要求。支撑软件和应用软件必须采用开放式/分布式体系和面向对象技术，满足维护方便性要求，符合国际工业标准。应用程序必须达到各功能模块和系统的性能指标要求。系统软件和支撑软件应包括：操作系统软件、编程语言和开发工具、系统管理、数据库管理、系统安全管理、人机界面管理、计算机网络管理等。系统支持平台应遵循IEC61970标准，采用信息软总线技术，组件可使用面向对象技术或通过加封套的方法实现。支撑平台为层次化、模块化结构。采用面向对象技术，支持分布式应用环境。支持用户新应用软件的开发以及第三方软件的集成。操作系统系统所有服务器采用UNIX操作系统；系统所有工作站应支持目前流行的硬件平台和操作系统（UNIX、Windows、Linux等），并且具有跨平台能力。系统应具有很高的可靠性，高可靠性的要求体现在两方面：一是系统硬件高可靠性和系统高可靠性设计；二是系统的抗病毒的能力。提供的操作系统应是通用、完整的最新正式版本。支撑软件系统的支撑软件应包括：系统管理、数据库管理、系统安全管理、人机界面管理、计算机网络管理等。功能和要求详见有关章节。应用软件系统应用软件应包括：SCADA、PAS、DTS、Web浏览服务、外部网络通信等。所有应用软件在统一的支撑软件平台上，有较好的统一风格的数据库及人机界面，并能够共享公共电力系统模型及数据库。功能和要求详见有关章节。系统主要软件清单详见附表2。系统功能系统应实现功能包括：SCADA功能（含集控功能）、PAS功能、DTS功能（可选）、AVC功能（可选）、系统支撑平台、报表功能、WEB功能和外部网络通信等。这些功能需满足以下基本要求：7.0.1 具有统一的支撑平台，包括人机界面、数据库管理、计算机网络通信、报表作图等辅助软件，各应用程序如SCADA、PAS、DTS等都基于这个支撑平台来开发，维护人员只需维护一套系统，相同的数据只需录入一次，且界面完全一致，实现真正的一体化。7.0.2采用面向对象技术进行系统分析、设计和编辑，采用模块化结构，使系统具有良好的维护性和扩充性。7.0.3 单线图和厂站图既可以显示SCADA数据，也可以显示网络分析结果数据，并可很方便地相互切换。在同一画面可以同时显示不同应用的数据。SCADA功能前置数据采集在系统设计中，前置采集系统（FES）是架构在统一支撑平台上的一个具体应用，主要用于实现完整的、高性能的实时数据采集功能。数据类型系统应能够采集和处理下列几类数据：模拟量、电度量、状态量（含双位置）、保护装置定值参数和动作信号、RTU的复位信号以及其它非远动类数据等。系统将采集的实时数据处理后送至实时数据库，其它数据（如气象信息、管理信息）也应进行适当处理(标度变换或极限检查等)，并存入相应的数据库。为保证信息传送的可靠性，应采用错误校验码。以上各类数据主要来源于：不同通信协议的各类RTU采集的数据。通过网络通信采集的远方厂站的远动数据。与省调SCADA系统通信收集的数据。与县调SCADA系统通信的数据。系统时钟同步数据。系统支持通讯规约及转发规约清单支持与使用IEC60870-5-101、102、103、104、DNP3.0、部颁CDT协议等规约的RTU通信。支持IEC60870-5-104及部颁DL476-92通信协议，通过网络通信获取数据，从网络通信来的数据与厂站来的数据同样对待和处理。对所有接入系统的厂站数据进行周期性的查询采集，以保持数据库的实时性。为避免某种原因的数据丢失，主站能够定时（可调，如1-10分钟）对所有厂站的数据全部采集一遍。在正常扫描和传送时，如有控制命令要传送，则暂停扫描和传送，待控制命令传送结束后，扫描和传送再从断点恢复进行。对模拟量进行周期（可调）扫查，同一厂站的模拟量可分组，每组都具有可定义的扫查周期（需规约支持）。对所采的数据进行有效性检查，对于A/D转换溢出、A/D转换失效，以及长时间不刷新的数据不能直接进入数据库，而是保留一个付本以标明其情况，待下次采集再作比较。工程量的采集需根据给定的基值与系数转换成实际值，基值与系数可在线修改。提供模拟量滤波功能，根据每个量的变化趋势，滤除尖峰数据。提供零漂处理功能，对于测量值小于某个死区时，可以将该测量复位到零。对状态量采用“状态变位传送”和周期扫查相结合，保证状态量变位及时反映；同一厂站的状态量可分成若干组，每组都可分别定义扫查周期（需规约支持）。提供状态量滤波功能，滤除由于开关接点抖动或其它干扰而带来的假变位信号。在数据采集的同时，提供对通道和RTU的检测手段，如：监视并存储上、下行通信报文等，以便及时发现故障。RTU（或相应厂站监控系统或互联系统）不应答时必须采取下列措施：正在请求扫描的一组数据和状态量将冻结。所有数据和状态量的刷新将在RTU（或相应厂站监控系统或互联系统）重新应答后再进行。假如在遥控遥调时RTU（或相应厂站监控系统或互联系统）不应答，应有一个告警信号产生，指明控制无效。护码（海明距离≥4），以保证传输的可靠性。数据传输中出现丢失和溢出时应产生告警，并作相应的处理。发现通道故障（中断或误码率较高）时，自动切换到备用通道，在切换时，正在传送的信息不应丢失，同时发出告警。当RTU故障时，除发出告警外，在和该站有关的画面上标以醒目的标记。某些参加计算的数据可由操作人员人工输入。当RTU故障恢复后，立即进行该站全部实时数据的刷新，同时清除有关画面的标记。不仅实现对所有主备通道的同时监视，还应实现前置机之间的负载均衡功能。前置机应支持多机扩展。前置机厂站通道切换不应产生误遥信。厂站终端应能识别是应用层故障还是网络层通信协议故障。支持远方厂站端终端服务器接入方式。具备对时检测功能。模拟远动传输通道技术数据传输速率：300bit/s、600bit/s、1200bit/s。工作方式：双工，有主备用通道时，可由主站控制自动或手动切换。比特差错率：应优于1×10-5。接收电平：40dB～0dB。发送电平：0dB～-20dB。数字远动传输通道技术数据传输速率：2400bit/s、4800bit/s、9600bit/s；19.2kbit/s、64kbit/s、128kbit/s等。通道接口：符合ITU-T及ISO有关接口标准。工作方式：双工、点对点传输时应有备用通道，可由主站控制自动切换；网络传输时应能自动封闭环形结构的故障段。比特差错率：数字微波应不大于10-6，光纤通道应不大于10-9。通道传输时延：≤250ms。数据处理系统从厂站采集的数据及相关SCADA系统转发获得的实时数据，立刻被处理并存储到实时数据库中。对所有这些数据处理和存储时，不管数据来自厂站还是来自其它信息源系统，其来源对用户和系统应用功能是透明的。当用户对历史数据的坏数据进行人工核对，并进行维护修改后，SCADA系统应能更新相关的计算量，此时需用户人工启动该计算功能。经过数据处理的数据成为系统中各项应用功能的基础及源泉。除了需对数据处理以外，还对所有数据打上质量标签，以标明其可信度。模拟量处理每个模拟量可根据不同的时间或其他条件设置多组限值，系统应提供方便的界面让用户手动进行限值的切换。允许人工设置数据，MMI上的画面数据需用颜色区分并提供列表。可以统计任意量的极值及其发生时间，并可以作为历史数据查阅。对于不同数据，包括未被初始化的数据、可疑数据、不刷新数据及不可用数据及人工置数数据都需有不同质量标志。需有自动旁路代功能及列表，并且不影响被代数据的各种运算结果。旁路代时自动根据旁路量测值进行限值判断，以免因量测为0而没有正确判断出越限的情况。提供遥测越限延时（可调）处理功能，如某一遥测越限并保持设置的时间后，才作告警。提供对端代功能及列表。状态量处理状态量包括开关量和多状态的数字量。状态量的极性处理状态量的极性统一规定为“1”表示合闸状态，“0”表示分闸状态，并可进行反极性修改和处理。状态量根据不同的性质发出不同的报警，并进入不同的分类栏。状态量的事故判别根据事故总信号或保护信号与开关状态决定开关是分闸还是事故跳闸。状态量操作对状态量的操作分为：封锁（人工设置）指定遥信的合/分状态，封锁后可有颜色变化。解除/封锁指定遥信的合/分状态。抑制/恢复告警。多态数据处理为了表示电网中有关设备的运行状态，一个状态量应具有多个状态，系统能对同一状态量的多个状态进行不同的处理。其他处理对于可疑信号在数据库中应标明身份，并在人机界面（MMI）上显示。正确区分事故跳闸和人工分闸，并给出不同的报警。自动统计开关事故跳闸次数，超过设定次数给出报警。提供遥信变位信号延时（可调）处理功能，如某一遥信变位并保持额定时间后，才作告警。多源数据处理多源数据是指对于实时数据库中的某一数据点拥有多个数据来源，同一测点的多源数据在经优先级判断后将最优数据放入实时数据库中（优先级的次序可由用户灵活设置），提供系统的各个应用功能使用。系统应能提供站多源和点多源处理。多源切换时间小于一个画面刷新时间。站多源处理由前置机完成，将转发来的数据当作直收厂站的以一路虚通道进行处理，前置机将直收的通道与虚通道放在一起进行判优处理，将最优的一个通道的数据传送到后台。点多源处理由SCADA服务器完成，用于处理单个数据点的多源处理功能，在MMI画面上可查看测点的真正数据来源，并可手动切换数据来源。多源处理能够支持一个厂站多个RTU的情况，RTU传送的数据各自独立，系统前置机将同一厂站多个RTU传送来的数据一个厂站数据的形式传送至后台。计划值计划值的数据来源既可以是人工输入，亦可从其它应用软件中生成的文本文件中自动获取，包括从Ⅲ区经反向隔离传送来的计划值（文本文件格式）。计划值的时段应支持每天24、48、96、288点等不同粗细程度，可由用户选择。实时值与计划值按照要求，应采用图形、曲线、表格等方式进行实时比较，并可参与统计和计算。数据质量标志对所有遥测量和计算量配置数据质量码，以反映数据的可靠程度。数据质量码列表如下。所显示括号内的字母为可在画面和报告中与相应数据(包括颜色，颜色可人工定义)一起显示的数据质量标志：正常数据：在最后一次应答中成功采集到的数据。工况退出：RTU退出而导致数据不再刷新。未初始化的数据：该数据点值尚未被遥测、被计算或是被人工输入。计算数据：由其它数据点经公式计算得到的点。可疑数据：量测量与开关状态不符。不变化数据：该数据长时间不变化。坏数据：旁路代异常。越限：量测超过给定的限值范围，包括越上限、越下限等。人工置数：该点显示的数据值为人工置数值。被旁路代：该点被旁路代。被对端代：该点被对端代。用户可定义的标志：来源于用户公式计算结果所代表的状态。事件及报警处理报警处理用于引起调度员、运行人员和系统维护人员注意的报警事件处理，包括电力系统运行状态发生变化、未来系统的预测、设备监视与控制、调度员的操作记录等发生所有报警事件处理。根据不同的需要，报警应分为不同的类型，并提供画面、音响、语音等多种报警方式。用户对报警方式、限值等随时可以在线修改。系统应提供灵活、方便的手段定义报警的发生和报警引发的后续时间，并能控制报警的流向与时段。应支持报警分类定义，如系统级、电网运行级、进程管理级等分类定义。事件定义事件是由数据库中的某些量的特征变化、应用程序的某些过程、系统设备状况变化或是用户操作引起，包括：状态量的状态变化。模拟量越限及恢复。与厂站RTU或综自系统及省调系统之间的通信故障或误码率高。自动化系统自身运行过程中的故障、异常及资源使用超限等，如网络中断、进程退出、CPU负荷过高、硬盘容量不足等。由某应用程序产生的报警信息。用户的操作信息。报警处理当检测出一个报警后，应产生下列动作：产生报警的点或应用所在的工作站上产生一个音响报警，厂站接线图、事件报警表等上的对应报警点(状态图符或数据值)应闪烁。在相应的报警一览画面中产生一个条目，在报警和事件文件中产生一个条目。报警时能按照指定MMI、多窗口自动推出画面（可定义）。提供报警总表，用它记录未被确认和已经确认的报警信息，这些报警信息应包括报警点名称、报警内容、报警时间及确认状态，并按照时间顺序排列。用户可以按照时间、厂站、元件、级别等进行分类查询。可通过厂站的报警，访问相应的单线图。报警屏蔽及解除调度员应能屏蔽对任何设备的报警处理。当一个设备处于报警屏蔽状态，该设备将按常规处理，模拟量将继续按相应的极限范围显示颜色或其它特性，但不再进行报警处理。报警的屏蔽与屏蔽解除应能在任何显示报警量的画面上通过人机会话方式进行操作。报警语音信息系统应能记录一组语音信息，并为指定点的指定报警状态播放语音信息，系统应支持录制的至少1000条不同的语音信息，同时应能支持根据文字信息自动播放语音的功能。在赋予了包含某个报警点的职责范围的工作站上，当检测出该报警点的报警状态符合语音报警要求，则与该报状态有关的语音报警信息在该工作站上播放。调度员应能请求播放语音测试信息，并能调整在其工作站上播放语音信息的音量。报警确认调度员应能在其职责范围内对报警进行人工确认。应能在厂站单线图画面、报警一览画面及厂站报警消息列表上用鼠标或键盘选择单个、一组或全部报警，并对其进行确认。报警历史记录告警信息应自动保存到历史数据库，按年、月、日、时、分、秒的时间顺序排列，事故信息时间需精确到毫秒。提供告警信息的检索工具，可按照时间、厂站、对象等进行检索、显示、打印和保存报警信息。该检索工具应提供模板定制功能，可按实际使用时的需求定制多种查询模板，以简化查询操作步骤。调试工作站解除告警屏蔽对于调试工作站的问题，其实现方式是在相关界面上提供按钮以切换正常工作模式与调试模式，可由用户在必要时将某工作站切到调试状态，此时能够看到在别的工作站上被屏蔽的告警信息。系统应具备时段报警功能。网络拓扑分析网络拓扑是根据开关、刀闸的实时状态，确定系统中各种电气设备的带电、停电、接地等状态，并在系统单线图和厂站图上用不同的颜色表示出来。系统应具备不依赖高级应用计算结果实现网络拓扑着色功能，具体功能如下：当电网的运行状态发生改变，导致一部分电气元件和电气设备不带电时，系统能根据连接数据和实时数据(或从研究案例或应用数据库得到的相应数据)计算电力系统设备的带电状态，并在相应的画面上用不同的颜色来表示网络中不带电的电气元件和电气设备。当不带电的电气元件和电气设备恢复带电时，这些电气元件和电气设备在相应的画面上的颜色应恢复到运行情况时的颜色。系统能自动着色的画面为跟电气元件（局部或全局）相关的所有画面，图上的开关状态可以人工进行更新改变。系统处理网络拓扑的着色时间应与实时数据扫描周期保持一致。电压等级颜色可由用户自行定义，一般建议按照国家标准的规定。事件顺序记录（SOE）SOE要求如下：系统以毫秒级精度记录主要断路器和保护信号的状态、动作顺序及动作时间，形成动作顺序表。应能按照厂站、间隔、设备等对SOE进行检索和查询。应至少包括日期、时间、厂站名、事件内容和设备名，主站系统按照设备动作的时间顺序，将SOE记录保存到历史数据库中。应可以显示和根据选择打印输出。事故追忆（PDR）应具备全部采集数据（模拟量、开关量、保护信息等）的追忆能力，完整、准确地记录和保存电网的事故状态。为了正确反映事故发生时的电网模型、接线方式，系统应具有对于电网模型及图形的CASE保存和管理功能。系统应支持自定义存储条件和方式。PDR主要功能系统应自动保存至少25小时以内的动态数据变化信息，以备人工触发PDR记录时所需，超过25小时的动态数据变化信息自动删除。系统应采用大容量的商用数据库存储管理PDR数据，每个PDR记录包括触发事件发生前后一段时间的全部数据动态变化过程，时间段可调。PDR由定义的事故源起动，也可在事故发生后24小时内，由人工触发PDR记录，人工触发PDR记录必须输入事故发生时间。事故源可由用户定义，其类型可以为：开关量的变位加事故总信号动作开关量的变位加相关保护信号动作开关量的变位频率、电压及其他数据越限用户指定的其他事故源定义方式PDR能将所有相关数据集按正常扫描周期存储，数据全部存在数据库中。PDR具备激发多重事故记录功能（即允许记录时间部分重叠），记录多重事故时存储周期顺延。可以单线图、网络图、方框图、图表等方式重演PDR数据。重演时具有事故发生时的所有特征如报警、静态图等。重演功能在调入匹配的电网模型并装入起始数据断面后，根据进度控制重演当时的动态数据变化过程。可以通过任意一台工作站启动事故重演，允许其它多台工作站观看该重演过程，应具有同时进行多个事故重演功能。在观看重演画面时，系统自动按PDR发生时间调出相匹配的图形以正确反映当时的电网情况。工作站在观看重演画面时，应不影响其他功能的执行。系统应提供专门的播放器，实现重演控制画面功能，可以随时回退、快进、暂停、截屏正在进行的事故重演，可以再继续进行，并提供回退功能。计算、统计和检索系统应提供强大的脚本及编译器功能，用于实现：计算、统计、检索、以及考核等功能。派生计算量对所采集的所有量包括计算量能进行综合计算，以派生出新的模拟量、状态量、计算量，计算量能像采集量一样进行数据库定义、处理、存档和计算等。计算公式定义可进行加、减、乘、除、三角、对数等算术运算，逻辑和条件判断运算，时序运算，触发运算，时段运算以及引用对象状态运算等。用户可以自定义计算公式。系统提供了方便、友好的界面供用户离线和在线定义计算量和计算公式。常用的标准计算为免去用户输入大批量相同类型的公式，系统应提供常用的标准计算公式供用户选择使用。包括：电压周波及电压合格率计算最大值、最小值、最大值出现时间、最小值出现时间、平均值统计负荷率计算总加计算有载调压变压器档位计算（包括BCD码或其他方式档位计算）负荷超欠值计算功率因素计算平衡率计算电流有效值计算旁路代计算系统应能根据一次接线图自动生成旁路代信息（特殊接线方式用户也可以自定义旁路代信息），旁路代计算时应根据旁路代信息和相关开关、刀闸的位置自动生成旁路代结果，不依赖系统高级应用计算结果来生成旁路代结果。用户应可以人工定义旁路代结果。系统在进行其他计算和统计时，能自动考虑旁路代结果。被代量测在存储历史数据时，也应考虑旁路代结果，这样用户在调用历史曲线或报表时数据是连续的。统计计算及考核功能可根据电网目前的频率、电压考核要求，对电压、频率等用户指定的各类分量进行考核统计计算并提供灵活、方便的界面。能在线修改某计算量的分量及计算公式，并能在线增加计算点。可针对实时数据或一段时间内（时、日、月、年）的历史数据和资料性数据进行检索，用户可定义检索条件，检索结果可以显示、存储或供图表调用。调度员模拟操作记录功能根据当前的实时断面提供一个模拟操作环境，将调度员每一步的操作（开关、刀闸的分、合）记录到商用库中，提供相应报表，要求一旦执行就不能再对其作修改。集控功能责任区管理与信息分层系统应具有横向的责任区处理功能和纵向的权限管理功能，系统的所有功能都应与责任区处理功能和权限管理功能进行有机的统一。无论是具体设备对象或者是对象组合或者是系统的处理功能并细化到每一个功能步骤均应考虑同步实现责任区处理功能和权限管理功能。从严格意义上来讲，系统将可实现功能和信息的分割，并在逻辑上划分为用户所需要的子系统。系统的责任区处理功能应能将所有接入的信息按照变电站以及电压等级划分为不同的责任区域并为其命名。这些责任区可以是所有厂站或者设备对象，可以是部分厂站集合或者是设备对象的集合，也可以是厂站和不同电压等级具体对象的各种组合关系，这些都可以通过一个设置界面来方便灵活地进行定义。同时运行人员应可以根据情况对具体的某个设备设置其责任区域归属。系统的权限管理功能可根据责任区的定义对系统的功能实现进行细化分割，对具体的责任区对象可以实现相应的功能权限，包括每一个功能步骤进行明确的划分。如：系统的遥控功能可根据具体的责任区划分为：全遥控、仅返校、单遥控、自动遥控、序列遥控等模式。又如：系统的信息传输功能应考虑实现根据责任区的信息分流技术，相应的传输通道仅包括相应的信息，并实现每个中心监控工作站只处理该责任区域内需要处理的信息。告警信息窗也只显示和该责任区域相关的告警信息，遥控、置数、封锁、挂牌等调度员、集控员操作也只对责任区域内的设备有效，从而起到了各个工作站节点之间信息分层和安全有效隔离的作用。遥控和遥调遥控和遥调功能包括：切/合断路器，隔离开关。调节变压器分接头。设定值控制。控制顺序预定义。无功补偿设备投切及调节。控制过程：对开关设备实施遥控操作按三步进行：选点－校验－执行，校验结果显示在画面上，只有当校验正确时，才进行“执行”操作。具有操作员不下位监护功能。安全措施：系统应采取多种措施保证系统操作的安全可靠性，防止发生误操作，如设置“操作人”及“监护人”双密码登陆。操作必需从具有控制权限的工作站上才能进行。所有操作界面应在间隔层。操作员必需有相应的操作权限。操作时每一步的起始都有相应的提示，每一步的结果有相应的响应。操作时应输入设备编号，与所点击的设备核对。对同一设备的不同操作被禁止。不同工作站对同一设备操作的情况被禁止。操作时对RTU及通道的运行状况进行监视。在操作执行过程中监视网络的变化。可以设定设备禁止控制挂牌。提供详细的记录文件记录操作人员姓名、操作对象、操作内容、操作时间、操作结果等，可供调阅和打印。在控制操作执行的过程中，系统应能随时监视电网的变化。在控制命令执行后，画面上应显示控制操作后的状态，并清除这次选点。所有控制操作及其结果都需记录到事件表中。控制操作应保证当控制操作过程失败时，控制对象的动作是安全的。在下述情况之一下，为确保控制对象的动作的安全性，选点需自动撤消，不发或取消操作指令：选点后30～90秒(可调)内未有相应操作。选点被调度员清除。要控制的设备贴有“禁止操作”标签，并进行批注说明。选点后的无意义操作。选择的控制元件不止一个。操作员无相应的操作权限。校验结果不正确。序列控制遥控/遥调功能可以由事先定义的顺序连续执行或者由操作员逐步执行。系统应提供方便的序列控制的定义工具，并可将一些典型的序列控制存储在数据库中供操作员快速调度执行。序列控制提供连有以下两种执行方式：连续执行方式：在操作员安全权限校核之后，连续进行每一个遥控的“校验－执行”过程，同时将每一步执行过程显示在信息窗上，在执行期间不需要调度员的确认，但操作员可以随时终止该执行过程。单步执行方式：在操作员安全权限校核之后，每进行一个遥控的”校验－执行”过程之后，由操作员确认是否继续下一个控制操作，当操作员的回答为“是”时，继续执行下一个控制操作，否则退出。每一步执行过程都将显示在信息窗上，同时下一步的操作以对话框的形式显示给操作员。调度员操作调度员应在集控子系统处于非正常工作状态时可进行控制操作功能，实现系统操作预演功能。除了可以进行以上的控制操作以外，还可以进行：给设备挂上/解除标志牌操作：系统提供了检修、接地、故障等标志牌，在挂牌的同时，调度员还可以写一些简短的注释。图形上挂有检修、接地标志牌的设备颜色需有相应的变化。查看设备信息：系统针对每一种设备提供了用户可自行定制的信息模板，可将用户关心的该类设备的所有信息定制在模板上，这样，调度员可以非常方便、快速地了解某一设备的信息。调度员可在图形上方便、快速地查看某一遥信的历史变位、SOE情况。调度员可在图形上方便、快速地查看某一量测的趋势曲线和越限情况。调度员可在图形上方便、快速地查看某一计算量的公式分量的状态及趋势曲线。调度员可在图形上方便、快速地对某一遥信、遥测进行人工置数。调度员可在图形上方便、快速地由某一应用（如SCADA应用）切换到其他应用（如PAS、DTS等）。PAS功能PAS应能完成以下主要任务：增强对整个电网运行状态的监视功能。分析电网安全性。提供策略消除或降低电网中存在的不安全因素。PAS应支持以CIM/XML方式导出本系统的电网模型，并实现与第三方系统软件的互操作。PAS应满足以下基本要求：各应用软件采用模块化、集成化设计，运行在统一的支持软件平台上。所有应用软件均提供友好的用户界面和灵活的使用手段。所有应用软件模块可共享公共电力系统模型。建立对电力系统各物理元件的属性、参数、相互连接关系及运行状态等进行描述的公共数据库，为各应用软件提供电网结构、参数和动态数据等。提供对此公共数据库的维护和修改手段，并提供友好的用户界面。数据库的维护过程不影响应用软件的运行。对各应用软件共有的功能采用公共模块设计，实现模块共享，保证各应用软件的一致性。具备拓扑着色功能，用不同的颜色表示元件带电、停电、接地状态及系统的解列情况。提供保存和提取系统运行方式（CASE）的方便手段。建立与SCADA、DTS等应用软件的统一的数据接口，实现数据共享和相互传递。实现网络分析实时模式和研究模式两种运行方式。在研究模式下，多用户不可相互影响。网络建模与网络拓扑网络建模网络建模软件应满足以下功能要求：能定义电力系统中各类元件，包括：发电机、母线、开关、刀闸、变压器、线路、调相机、并联电容器、并联电抗器、高压电抗器、负荷、零阻抗支路、零注入节点等。部分元件有几种模型可供选择，具体如下：除一般的变电站外，能处理T接虚拟变电站。除一般的线路外，能处理T接线路。提供电压模型应能定义各等级电压，能表示电压的额定值、电压考核基值和功率考核基值等。提供定义变压器分接头类型手段。能定义元件的极限值并提供多种极限如高、低限，长、短限。能标识元件越限。提供负荷模型，用来描述负荷电压特性等。提供网络解列描述，对网络子系统（岛）的带电与否等状况进行动态描述。定义和修改数据时执行元件参数合理性检查，并有相应的信息提示。经过校核的数据库保证各个相关应用可用。保证数据输入源的唯一性。提供网络规模定义、修改手段，能容易地修改、扩充网络规模。系统能够以CIM/XML形式将本地区的网络模型传递给其他系统/程序模块使用。网络拓扑网络拓扑软件应满足以下功能要求：网络拓扑是网络分析软件的公共模块，既可以作为一个独立应用，也可以作为子进程用于其它各应用中，既可以用于实时态，也可以用于研究态。在实时态时，网络拓扑可以用事件启动（开关、刀闸变位）。能处理任何接线方式，如单母线、双母线、双母线带旁路母线、环形开关接线、倍半开关接线、旁路刀闸等。具备完善的逻辑分析能力，对开关的任意状态能形成正确的母线模型。不仅处理开关状态，也处理网络中元件的状态信息，如线路、发电机等的人工切除状态。可以分析处理电气岛（子系统）情况，并确定死岛、活岛状态。对每个活的电气岛能够人工或自动指定参考（或平衡）发电机。确定单端开断的支路（线路或变压器）。确定网络中各元件带电、停电、接地及属于哪一电气岛等状态。状态估计状态估计功能应满足以下要求：可进行可观测性分析，确定网络中可观测部分和不可观测部分，指出系统最大的可观测岛，并确定把网络变成可观测所要增加的伪量测量。指出量测系统薄弱环节，指出关键量测及其位置。开关状态辨识。坏数据检测与辨识。变压器抽头估计。粗检测功能：比如指出功率不平衡的母线和支路，指出量测越限的母线、线路、变压器、发电机等设备。对不同类型量测可以设置不同的量测权重，也可以对具体的单个设备设置量测权重，以提高状态估计的精度。可以按厂站对同一厂站内的量测进行屏蔽，也可以对具体的单个设备量测进行屏蔽。可以对整个厂站进行排除，减小计算规模。估计整个电网的实时运行状态，包括各母线电压幅值及相角、线路和变压器的潮流、各母线负荷以及机组出力等。对状态估计结果进行统计、分析，包括结果越限检查、量测误差分析以及进行遥测准确率的统计等功能，对越限量和大误差量分别以列表形式显示，还能在厂站图上用闪烁或不同颜色提示。可进行多岛（可观测的活岛）估计，并输出各岛计算的综合结果。可处理伪量测，以改善求解数值的稳定性。伪量测量可由操作员定义，可以人工地将异常量测P或Q单独地从当前可用量测集中移出。可处理负荷倒送情况。对外部网络既能采用现有的量测量、计划的负荷和发电量进行状态量的求解，也可通过网络等值简化外部网络进行求解，保证边界估计值的合理性。状态估计可以周期启动运行、事件启动和人工启动。实时网络状态估计解可供其它网络分析应用使用。调度员潮流调度员潮流软件应满足以下基本要求：能方便灵活地进行潮流计算地数据准备。可选择使用状态估计结果、SCADA实际采集的值、历史数据中取得的CASE，作为潮流计算的基态。可以使用计划数据，如：系统负荷预报、发电计划、交换计划等。提供方便的手段修改负荷和发电机潮流数据。提供方便的手段改变运行方式，包括开关变位、线路停运、发电机停运、母线停运、变压器停运、变压器抽头改变以及厂站停运。可修改各种元件的运行限值。进行网损计算。可进行多岛潮流计算。可由多台发电机组成的发电机群联合分担不平衡功率。可进行超高压输电线路开关一端跳开，另一端带电情况下的潮流计算，给出线路两端电压及充电功率。可进行对空载变压器充电的励磁涌流计算。可显示潮流计算迭代过程。潮流分析结果可以用CASE形式保存在历史数据库中。在没有构成环路的情况下，能够计算出母联的潮流。最多支持五份相互独立的潮流计算，分别供调度、运方等人员使用。静态安全分析静态安全分析软件应具有实时和研究两种模式，满足以下基本要求：快速扫描预想故障集，对预想事故集进行分类，确定可能引起系统元件越限的故障类型及其严重程度。详细分析有危害的故障并输出详细分析的结果。能计算频率。提供方便的故障定义手段，限值定义手段。进行基态越限的处理，可指定是否作为一个故障进行分析。可分析多岛、孤立母线、母线解列类型的故障。考虑系统网络薄弱点（可自定义）的保护装置和安全自动装置。实现故障分析结果中引起某一元件越限的所有故障的输出。切断机组故障产生的不平衡功率或多岛时岛内不平衡功率，由（岛内）其余机组按分担因子进行功率再分配。具有良好的收敛能力，可以在绝大多数情况下收敛，不收敛能指明不收敛的原因。提供校正对策分析。负荷预报负荷预报是按照历史负荷数据，考虑其它因素影响，对未来负荷进行预测。根据预测周期长短分为超短期（1-2小时）、短期（一周、一天）以及中长期系统负荷预报，应包括如下基本功能：预报可按全系统或按区域进行。按地理区域预报。预报误差分析。在线自动运行，也可人工启动。考虑的因素有：气候影响修正，可与天气预报系统进行接口。节假日修正（如：除周末外的其它节假日）。人工修正（如：特殊用电需求、人为的拉电限电）。检修、维修。中长期负荷预报时考虑政策等因素。历史数据的保存管理。对历史样本负荷的坏数据进行辨识。节假日可以定义。能够计及网损、厂用电损耗、系统等值负荷等因素的影响。系统可将负荷预报上报省调。可设定不同的算法模型进行预测，并可对预测的结果进行加权。能够查询、显示历史日的天气情况。人机界面友好，可以通过表格或曲线调整负荷预报结果。提供对负荷变化情况分析、掌握负荷变化规律。中长期负荷预报提供多种算法，包括多种回归类算法、时间序列算法、经济指标类算法以及灰色系统算法，对未来1-12月以及年度负荷情况进行预报。可根据相应的考核方法，进行负荷预报准确率的计算，并提供准确率的日、月、年统计功能。网络等值接口系统能够接收由其他外部系统传送的基于CIM的外网等值模型，并与自身网络模型合并，进行相关计算。自动接收省调下发的等值支路和等值注入。把等值支路加入到网络建模中。网络拓扑分析时考虑等值支路的影响。状态估计时把等值注入当作SCADA量测来处理。调度员潮流等网络分析程序都将考虑等值支路和等值注入的影响。短路电流计算（可选）短路电流计算功能应满足以下要求：用户可以方便地定义故障，可在厂站图上右键点击设备灵活设定故障，故障设定全部在画面上进行，界面友好。故障类型包括三相短路、单相接地短路、两相相间短路、两相接地短路等等；故障位置可以任意设定。提供对电网正序、零序参数、电网运行方式、边界等值的修改手段。可以从历史数据库中读取CASE方式。零序网元件的零序参数可由人工输入，也可以自动由程序生成。可以自动扫描全网所有母线，进行短路容量扫描。提供故障电流、各支路的电流、电压分布情况和故障端口电压电流等等。能够显示全网设备的故障电流结果，也可以分级显示故障点附近厂站元件的故障电流结果。能够方便地将计算结果在有名值和标幺值之间进行切换。能够方便地将计算结果在实部、虚部和幅值、角度之间进行切换。能够方便地将计算结果在三相（A、B、C相）和三序（正序、负序、零序）之间进行切换显示。提供不同运行方式下的电网等效归算结果。与其他功能的接口：从状态估计获取当前实时运行方式。将故障计算结果提供给调度员培训仿真（DTS），作为DTS保护仿真的依据。用户界面：能够显示用户操作相关的在线信息。按钮操作清晰明确，条理清晰。DTS功能（可选）DTS的基本功能DTS位于安全II区，建设时应充分考虑DTS的真实性、一致性、灵活性和开放性原则，并且充分考虑地区电网运行的特点。基本功能应包括以下几个方面：基本调度指令模拟、故障设置、误操作模拟、继电保护和安全自动装置模拟、培训过程控制、与学员通信、教案制作、查询监视功能和培训评估等。DTS与系统中其它应用的关系直接应用系统的各项功能。直接应用网络结线分析形成计算模型。直接取状态估计和潮流的结果，不需进行数据转换。可以取用SCADA历史数据、发电计划和负荷预测结果离线生成培训教案。可取用实时潮流结果在线生成培训教案。可与上下级DTS联网进行，进行联合反事故演习。从站端保护装置上或从DMIS等系统中取得保护配置和定值信息，实现免维护。电力系统仿真电力系统模型电力系统模型应包括发电机、负荷、线路、变压器、电容/电抗器、开关、刀闸（包括接地刀闸）、母线、继电保护、自动装置，以及外部网络的等值等。发电机模型考虑火电、燃起轮机、水电，对同一类发电机提供多种模型选择。考虑负荷随电压及频率变化的二次静特性，提供负荷对电压、频率的定义。提供恒定阻抗、恒定功率、恒定电流等多种模型。继电保护装置应提供逻辑判断方式和定值判断方式，同一设备应可考虑配置多套同一类型保护，保护可配置多套定值，保护考虑分段。自动装置的模拟应根据仿真过程中各电气量与实际值定值进行比较后来确定其动作行为。对发电机提供开停机延时操作和调节速度控制，模拟发电机并网过程。提供静态仿真。能进行多岛计算及孤立系统计算、多岛频率计算。具备修改和增加电力系统元件模型的能力。系统应具备对过去、未来的研究模型进行单独定义的功能。DTS启动从实时状态估计数据启动从存储柜启动从教案启动从调度员潮流数据断面启动学员台学员台模拟环境同系统应完全一样。在培训过程中，学员能启动PAS功能辅助解决事故的处理。教员台教员台主要由三部分组成：培训准备、培训过程控制和培训评估，其功能包括：教案的建立DTS可从典型方式实时数据、历史数据和预测数据启动。在此过程中，允许对继电保护和自动装置的配置进行修改，对系统负荷和发电计划进行调整，对某些运行参数进行调整，从而建立系统的运行条件。时间的设置DTS可提供调度员设立的事件，包括电力系统、继电保护和自动装置及数据采集系统的各种故障和异常事件。故障可分为瞬间和永久性两种，对永久性故障可在培训中解除。培训操作在培训过程中，教员能方便地执行学员发出的各种调度命令。培训控制和监视在培训中应能对培训过程进行控制，如暂停、继续、快照重演和放慢培训过程，允许存储仿真结果数据断面。为保证教员有足够的信息来指导和监视培训进程，在教员台应能方便地查询各种信息。培训评估DTS应能形成培训报表，主要内容包括：所发生的由教员设置的事故，保护及自动装置动作的情况，教员在培训中的各种操作，培训过程中的电流、电压、功率、频率等越限情况，机组开停情况，负荷损失和电量损失情况及故障恢复过程时间等，报表能打印输出。对存储和教案能进行编辑、删除和修改。对典型的培训过程能进行存储，实现重演过程。为保证历史的教案仍能有效使用，应建立相应的数据、模型和画面显示管理体制。其它模拟速度应足够快，保证5秒内所有量测量均计算完毕并显示在相应的画面上，且保证足够的计算精度。可对初始方式及教案进行有效性检查。集控员的模拟操作培训传统的DTS主要是针对调度员培训需求而建立的。而集控操作员和调度员的职责不同，主要表现在：集控操作员关心的是对具体设备的操作；调度员关心的是整个电网运行的安全性和经济性。集控操作员和调度员所关心的画面和信息也有所不同。集控操作员更关心厂站内部的细节，如更多的保护信息、集中信号等，其画面尽可能和变电站单元一致；调度员关心的主要为电气连接图等。集控系统具有防误操作功能，对集控人员的培训更注重在防误功能和设备异常状况报警上。在DTS中加入集控操作员的培训功能，集控操作员可在集控画面进行操作，提供监视和控制培训过程的手段（包括初始化、设置事件序列、干预培训过程、与学员通信、和评价学员培训质量等），实现集控员培训。功能设计原则是：逼真模拟电力系统的动态行为。用于培训全部变电运行操作。精确模拟电网故障状态和特性。与实时SCADA系统的安全隔离。AVC功能（可选）AVC系统在现有的应用软件基础上，利用电网模型以及SCADA系统采集的实时数据，以电压合格率最高和全网网损最小或省调下发的控制指令（通常为某枢纽变电站母线电压或主变无功）为目标，以各考核母线的电压合格和电容器与变压器分接头两类控制设备的动作次数最少为约束条件，通过分析计算，实时给出全网无功电压优化控制方案，并通过SCADA的遥控遥调功能实现对电容器和主变分接头的闭环控制。地区电网AVC应满足如下功能要求：支持主站（全局）、区域（集控站）和厂站电压无功调压，其中：主站：完成AVC系统的建模、参数设定、数据库管理、控制AVC系统的运行、监控设备运行状况、整定参数的下行等，如果设定面向区域，厂站优化则全局目标无效。区域：可以设置整个区域的监控参数、监控设备运行状况、整定参数的下行等，如果设定某区域面向厂站优化则该区域目标无效。厂站：设置本厂站的监控参数，如对某个厂站全部和部分元件是否受软件控制的操作、整定参数的下行等。系统、厂站、设备具备三种工作模式：开环、闭环、监视。其中“开环”时参与计算分析，并给出控制调节方案，但不能自动控制，需要人工确认；“闭环”时参与计算分析且对产生的方案自动控制。“监视不调节”是只参与计算分析。系统应支持多种调节策略和多种控制方式，系统生成的控制策略应满足：线路、变压器不出现过载。母线电压不出现低压或过压。保证地区与省网的关口的功率因数在允许范围。本地区的网损最小。以上要求的先后顺序表示重要程度，越前面的要求越重要。功能软件应具备滤波模块，对所有生数据进行数字滤波，保证无功电压控制数据源的准确性。系统可自动生成监控点。系统可自动辨识变压器是否并列运行。支持可在线调整策略，可靠保证数据库一致性。提供完善的校验手段。包含在线参数修正、调整策略、数据库的建立等都有一套完善的检测机制和信息提示。面向用户的闭锁定义。用户可以根据一定规则自定义全局、区域、厂站、设备的闭锁信号，保证程序可靠运行和设备安全调节。运行、监视画面清晰，信息及时集中丰富。整个控制参数录入界面面向用户设计，运行区域可多个同时显示，也可以单个详细显示，界面统一、流畅，使用灵活方便、简介，监视信息及时丰富。与SCADA功能接口控制环节最终的控制命令需要依靠SCADA的下行命令通道执行，因此需要和SCADA之间实现命令执行接口。实现：AVC的工作站和SCADA主机直接通信，将控制命令通过报文格式转发给SCADA系统。可以执行的遥控命令包括：电容器/电抗器投退。可以执行的遥调命令包括：设定变压器分头调节。SCADA系统将控制命令执行的结果返回给AVC的工作站，从AVC控制软件可以显示控制的结果。结果查询系统提供结果查询功能，查询无功电压闭环控制结果，功能如下：可以按设备名进行查询，列出控制时间、控制结果等信息。可以按控制时间段进行查询，列出控制设备、控制结果等信息。系统应具备完善的安全监视和防护功能，具体如下：监测电力系统的故障信息，如果有严重的电力系统故障发生，SCADA需要根据继电保护动作的信息发送事故闭锁信号，安全监视环节将闭锁该分区的控制回路，并提出报警。出现保护动作信号，本变电站退出闭环控制运行。监测由SCADA系统传送的实时数据的量测质量标志，如果RTU、通道或者重要测点不正常，则闭锁该分区的控制回路，并提出报警。监测SCADA与AVC之间的通信情况，如果长时间收不到SCADA方面的报文，认为通信环节出现问题，提出警报。主变滑档或设备拒动，则闭锁该分区的控制回路，并提出报警。当电容器、变压器动作次数大于日动作总次数限值时系统自动报警，并闭锁对此设备的控制。遥控成功但数据没有刷新或变电站的数据长期不刷新，将此厂站内的变压器、并联补偿设备全部自动设置为开环并报警。同一变压器两次调节时间间隔不小于3分钟，同一电容器两次动作时间间隔不小于5分钟，并可设置。高压母线低电压运行时自动闭锁变压器分接头的调整，保证系统的电压稳定。当电网出现事故或异常时可自动将系统退出控制，不对电网造成新的扰动。如果出现闭锁情况，在故障排除后，由用户手工解除闭锁。上述情况均应记录在数据库的控制日志中。面向对象的设计流程。把流程逻辑以图元形式表现处理，信息直接显示在图上，方便运行人员监视和维护。AVC功能预留与省调AVC功能和县调AVC功能的接口。支撑平台功能实时数据库管理实时数据库专门用来提供高效的实时数据存取，是实现电力系统的监视、控制和电网分析等一系列功能的基础。基本特性实时数据库管理应具有下列特性：可维护性：提供数据库维护工具和图形界面，以便用户在线监视、增减和修改数据库内的各种数据。并发操作：允许不同任务对数据库内的同一数据进行并发访问，保证在并发方式下数据库的完整性和一致性。可扩展性：可对实时数据库的结构进行增改，生成新实时数据库。基本功能实时数据库系统的功能主要应包括：多态、多应用支持能力，支持实时、研究、培训等多种应用场景的要求，这是C/S模式下的全景PDR功能的实现基础。提供丰富的编程接口，应用程序既可任意读取一个表中若干条记录的若干个域，亦可更新一个表中若干条记录的若干个域。支持C/S方式下的网络访问接口，使得各工作站节点都能访问到所需的相关应用服务器上的实时数据。支持SQL语句方式的访问接口，但目前还只能支持基本的SELECT语句功能。实时库维护系统应提供方便的实时数据库维护界面，所有的修改操作都有历史记录，以备将来查询显示。历史数据库管理和使用历史数据库用来保存电网模型、事件记录、历史采样数据等。有关历史数据库的管理与使用方面的功能包括如下：历史数据周期性地保存，每个实时数据库和应用软件数据库中的数据点都可以指定一个保存历史数据的间隔时间。系统应提供访问历史数据库的接口，进行历史数据的查询和处理，也可以用于电网历史工况的重演。历史数据库中的数据类型至少包括下列内容：测量数据统计计算数据状态数据事件/告警信息SOE信息事故追忆数据趋势数据及曲线预测数据计划数据应用软件计算结果断面其它数据历史数据库采样数据的定义及时间周期：提供简单方便的采样数据的定义手段。采样数据为整个实时数据库数据和应用数据库。用户能够指定采样的数据范围。采样数据时间周期可调，并可有多个采样周期，个别数据如频率采样周期可为1s。采样的数据范围及采样数据时间周期可在线修改。系统应提供读写历史数据库的接口，并提供对历史数据库的数据操作工具包。数据的保存：事件报告、扰动数据至少保存3年。时、谷、峰、日、旬、月、季、年历史数据，至少保存3年。主要数据周期不低于10分钟一点，至少保存3年。普通数据周期可以60分钟一点，至少保存3年。频率曲线周期为1s，至少保存3个月。每个历史数据至少包含实时性标志和修改标志。历史数据的管理系统应简单方便地管理历史数据，提供图形化管理维护工具。历史数据的处理可用历史曲线形式表达周期采样数据。统计处理：可对时、谷、峰、日、旬、月、季、年，典型时、日、月各时段及用户自定义时段的历史数据进行统计。统计的数据包括最大值、最小值、平均值、最大最小值时刻、不合格时间、波动率、合格率等等。累计处理：可对时、谷、峰、日、旬、月、季、年，典型时、日、月各时段及用户自定义时段的历史数据进行累计（积分）。历史数据重新计算。对历史数据库中保存的事件及其它项，可从工作站和PC机上按不同类进行检索。系统管理系统管理实现对整个系统中的设备、功能及权限等进行分布化管理，以维护系统的完整性和可用性，提高系统运行效率。系统应具备管理分布式系统环境下的硬件和软件、监视分布式系统设备的运行状态、检测故障以及自动或人工重构系统的功能。采用客户机/服务器（C/S）等模式实现分布式系统功能，保证系统高效、可靠运行。分布式系统管理包括以下功能：分布式系统的配置管理、运行监视和在线管理。系统能实现分布式系统的协调运行，采用软总线技术，提供位置透明的通信手段，隔离操作系统和硬件平台的相关性，保证系统的灵活扩充性。为应用和用户提供良好的管理、运行、开发环境。系统通讯管理应具有分布式系统中各节点、各任务间统一的透明的通