QCSG11001722-2012南方电网一体化电网运行智能系统技术规
范第2部分架构第2篇主站系统架构技术规范
中国南方电网有限责任公司企业标准
Q/CSG 110017.22-2012
南方电网一体化电网运行智能系统
技术规范
第2-2部分:架构
主站系统架构技术规范
Technical specifications of operation smart system in China Southern
Power Grid -
Part 2-2: Architecture -
Technical specification of system architecture
in control centers
2012-XX-XX发布 2013-01-01 实施
中国南方电网有限责任公司 发 布
Q/CSG 110017.22-2012
目 次
前围件
言 ..............................................................................
1 1
2 3
规
范术
II 性语
引
1 用和
范文定
................................................................................ ......................................................................
义.......................................................................... 2 4 主站系统建设原则及要求求求求求求求求构
.............................................................. ........................................................................ ........................................................................ ........................................................................ ........................................................................ ........................................................................ ...................................................................... ...................................................................... ........................................................................
2
2 2 2 2 3 3 3
3 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 5
可可主5.1 开可安集易维管站体放靠全约用护理系
性性性化性性性统系
要要要要要要要架架
构.......................................................................... 3 5.2 功能架
构.......................................................................... 3 6 主站支撑平台结构和功能要求施擎
..........................................................
4
6.1
4 6.3
ICT6.2 运
行基平服
础台务
设引总
......................................................................
5
..........................................................................
线...................................................................... 6 7 主站业务应用结构和功能要求心心心
..........................................................
6
6 8 12 13 17
7.5 7.6 18
7.1
7.2 7.3 7.4
智智智智能能能能
数监控管
据视制理
中中中中
...................................................................... ...................................................................... .....................................................................
心..................................................................... 舱统求份份标标
............................................................... .................................................................
电力系统运行驾驶镜8
像容8.1 8.2 9
总9.1 9.2
可体规用
仿灾
数应技真备测
试用据用术模率
系要备备指指指
....................................................................... ......................................................................... ......................................................................... ....................................................................... .........................................................................
19 19 19 19 19
标....................................................................... 20
I
Q/CSG 110017.22-2012
前 言
为落实公司二次一体化的工作要求，提高电网一体化运行水平，解决二次系统种类繁杂、运行信息割裂、缺乏统一的建设和运行标准等问题，经研究国内外电网运行技术支持系统建设思路和实践案例，提出建设一体化电网运行智能系统的总体解决方案。
为推进一体化电网运行智能系统标准化、规范化建设，特制定南方电网一体化电网运行智能系统系列标准。
本次发布的系列标准是2012年版，适用于2013年起开始可研的新建或技改项目，指导公司一体化电网运行智能系统网、省、地(县)主站和厂站系统建设。
本系列标准分为8部分共73篇，第一部分为总则，共2篇，描述了标准体系和术语定义;第二部分为架构，共3篇，描述了系统总体、主站和厂站架构和原则;第三部分为数据，共13篇，描述了数据源、数据架构和数据交换等要求;第四部分为平台，共6篇，描述了系统平台和OSB总线相关要求;第五部分为主站应用，共26篇，描述了主站端系统各模块功能要求;第六部分为厂站应用，共16篇，描述了厂站端系统各模块和装置的功能要求;第七部分为配置，共5篇，描述了系统主站和厂站配置和标准化接线要求;第八部分为验收，共2篇，描述了系统主站和厂站验收技术管理要求。
标准体系结构如下表所示:
标准名称 部分 篇 编号
第1部分:第1篇:基本描述 Q/CSG 110017.11-2012
总则 第2篇:术语和定义 Q/CSG 110017.12-2012
第1篇:总体架构技术规范 Q/CSG 110017.21-2012 第2部分:第2篇:主站系统架构技术规范 Q/CSG 110017.22-2012 架构 第3篇:厂站系统架构技术规范 Q/CSG 110017.23-2012
第1篇:数据源规范 Q/CSG 110017.31-2012
第2篇:厂站数据架构 Q/CSG 110017.32-2012
第3篇:主站数据架构 Q/CSG 110017.33-2012
第4篇:IEC61850实施规范 Q/CSG 110017.34-2012
第5篇:电网公共信息模型规范 Q/CSG 110017.35-2012
第6篇:全景建模规范 Q/CSG 110017.36-2012
第7篇:对象命名及编码 Q/CSG 110017.37-2012 南方电网一第3部分:第8篇:基于SVG的公共图形交换 Q/CSG 110017.38-2012 体化电网运数据 第9.1篇:数据接口与协议.厂站主站间数据交Q/CSG 110017.39.1-2012 行智能系统换
技术规范 第9.2篇:数据接口与协议.横向主站间数据交Q/CSG 110017.39.2-2012 换
第9.3篇:数据接口与协议.纵向主站间数据交Q/CSG 110017.39.3-2012 换
第10篇:通用画面调用技术规范 Q/CSG 110017.310-2012
第11篇:公共图形绘制规范 Q/CSG 110017.311-2012
第1篇:主站系统平台技术规范 Q/CSG 110017.41-2012
第2篇:厂站系统平台技术规范 Q/CSG 110017.42-2012
第3.1篇:运行服务总线(OSB)技术规范.服务第4部分:Q/CSG 110017.43.1-2012 注册及管理 平台 第3.2篇:运行服务总线(OSB)技术规范.OSBQ/CSG 110017.43.2-2012 功能
第4篇:安全防护技术规范 Q/CSG 110017.44-2012 II
Q/CSG 110017.22-2012
第5篇:容灾备用技术规范 Q/CSG 110017.45-2012 第1.1篇:智能数据中心.数据采集与交互类功Q/CSG 110017.51.1-2012 能规范
第1.2篇:智能数据中心.全景数据建模类功能Q/CSG 110017.51.2-2012 规范
第1.3篇:智能数据中心.数据集成与服务类功Q/CSG 110017.51.3-2012 能规范
第2.1篇:智能监视中心.稳态监视类功能规范 Q/CSG 110017.52.1-2012 第2.2篇:智能监视中心.动态监视类功能规范 Q/CSG 110017.52.2-2012 第2.3篇:智能监视中心.暂态监视类功能规范 Q/CSG 110017.52.3-2012 第2.4篇:智能监视中心.环境监视类功能规范 Q/CSG 110017.52.4-2012 第2.5篇:智能监视中心.节能环保监视类功能Q/CSG 110017.52.5-2012 规范
第2.6篇:智能监视中心.在线计算类功能规范 Q/CSG 110017.52.6-2012 第2.7篇:智能监视中心.事件记录类功能规范 Q/CSG 110017.52.7-2012 第2.8篇:智能监视中心.在线预警类功能规范 Q/CSG 110017.52.8-2012 第3.1篇:智能控制中心.手动操作类功能规范 Q/CSG 110017.53.1-2012 第3.2篇:智能控制中心.自动控制类功能规范 Q/CSG 110017.53.2-2012
第5部分:第4.1篇:智能管理中心.并网审核类功能规范 Q/CSG 110017.54.1-2012
主站应用 第4.2篇:智能管理中心.定值整定类功能规范 Q/CSG 110017.54.2-2012 第4.3篇:智能管理中心运行方式类功能规范 Q/CSG 110017.54.3-2012 第4.4篇:智能管理中心.离线计算类功能规范 Q/CSG 110017.54.4-2012 第4.5篇:智能管理中心.安全风险分析与预控Q/CSG 110017.54.5-2012 类功能规范
第4.6篇:智能管理中心.经济运行分析与优化Q/CSG 110017.54.6-2012 类功能规范
第4.7篇:智能管理中心.节能环保分析与优化Q/CSG 110017.54.7-2012 类功能规范
第4.8篇:智能管理中心.电能质量分析与优化Q/CSG 110017.54.8-2012 功能规范
第4.9篇:智能管理中心 .统计评价类功能规范 Q/CSG 110017.54.9-2012
Q/CSG 第4.10篇:智能管理中心.用电管理类功能规范 110017.54.10-2012
Q/CSG 第4.11篇:智能管理中心.信息发布类功能规范 110017.54.11-2012 第5.1篇:电力系统运行驾驶舱.技术规范 Q/CSG 110017.55.1-2012 第5.2篇:电力系统运行驾驶舱.功能规范 Q/CSG 110017.55.2-2012 第1篇:智能数据中心功能规范 Q/CSG 110017.61-2012 第2篇:智能监视中心功能规范 Q/CSG 110017.62-2012 第3篇:智能控制中心功能规范 Q/CSG 110017.63-2012 第4篇:智能管理中心功能规范 Q/CSG 110017.64-2012 第5篇:厂站运行驾驶舱功能规范 Q/CSG 110017.65-2012
第6部分:第6篇:智能远动机功能规范 Q/CSG 110017.66-2012
厂站应用 第7.1篇:厂站装置功能及接口规范.通用技术Q/CSG 110017.67.1-2012 条件
第7.2篇:厂站装置功能及接口规范.一体化测Q/CSG 110017.67.2-2012 控装置
第7.3篇:厂站装置功能及接口规范.一体化运Q/CSG 110017.67.3-2012 行记录分析装置
III
Q/CSG 110017.22-2012
第7.4篇:厂站装置功能及接口规范.一体化在Q/CSG 110017.67.4-2012 线监测装置
第7.5篇:厂站装置功能及接口规范.合并单元 Q/CSG 110017.67.5-2012
第7.6篇:厂站装置功能及接口规范.智能终端 Q/CSG 110017.67.6-2012
第7.7篇:厂站装置功能及接口规范.工业以太Q/CSG 110017.67.7-2012 网交换机
第7.8篇:厂站装置功能及接口规范.调速器 Q/CSG 110017.67.8-2012
第7.9篇:厂站装置功能及接口规范.励磁控制Q/CSG 110017.67.9-2012 器
第8篇:智能配电终端功能规范 Q/CSG 110017.68-2012
第1篇:主站系统配置规范 Q/CSG 110017.71-2012
第2篇:主站辅助设施配置规范 Q/CSG 110017.72-2012 第7部分:第3篇:主站二次接线标准 Q/CSG 110017.73-2012 配置 第4篇:厂站系统配置规范 Q/CSG 110017.74-2012
第5篇:厂站辅助设施配置规范 Q/CSG 110017.75-2012
第8部分:第1篇:主站系统验收规范 Q/CSG 110017.81-2012
验收 第2篇:厂站系统验收规范 Q/CSG 110017.82-2012 本规范是该系列标准的第2部分第2篇。
本规范由中国南方电网有限责任公司标准化委员会批准。
本规范由中国南方电网系统运行部(中国南方电网电力调度控制中心)提出、归口管理和负责解释。 本规范起草单位:中国南方电网系统运行部(中国南方电网电力调度控制中心)负责起草。 本规范参加单位:佛山供电局、中国能源建设集团广东省电力设计研究院。
本规范主要起草人员:汪际锋、唐卓尧、赵曼勇、李鹏、胡荣、李矛、周红阳、周华锋、余江、丁
晓兵、张仕鹏、孙浩、李高明。
IV
Q/CSG 110017.22-2012
南方电网一体化电网运行智能系统技术规范
第2-2部分:架构
主站系统架构技术规范
1 范围
本规范规定了南方电网一体化电网运行智能系统主站系统的架构，包括系统建设原则及要求、系统架构、主站支撑平台结构及功能要求、主站业务应用结构及功能要求、容灾备用要求、总体技术指标要求等内容。
本规范适用于网、省、地县、配各级主站的规划、设计、采购、建设、验收、运行、升级工作。
2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本规范，然而，鼓励根据本规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。
中华人民共和国主席令(第60号) 中华人民共和国电力法
国家电力监管委员会令(第5号) 电力二次系统安全防护规定
GB/T 13730-2002 地区电网调度自动化系统
GB 17859-1999 计算机信息系统安全保护等级划分准则
GB/T 20984-2007 信息安全技术 信息安全风险评估规范
GB/T 20988-2007 信息安全技术 信息系统灾难恢复规范
GB/T 22239-2008 信息安全技术 信息系统安全等级保护基本要求
GB/T 2900.1-2008 电工术语基本术语
IEEE 1344-1995 电力系统的同步相量
IEC 60870-6 / TASE2 控制中心间数据交换远动协议
DL/T 1040-2007 电网运行准则
DL 476-92 电力系统实时数据通信应用层协议
DL 451-91 循环式远动规约
DL/T 5002-2005 地区电网调度自动化设计技术规程
DL/T 5003-2005 电力系统调度自动化设计技术规程
DL/T 634.5 / IEC 61870-5 远动设备及系统 第5部分:传输规约
DL/T 635-1997 县级电网调度自动化功能规范
DL/T 667-1999 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 719-2000 远动设备及系统 第5部分:传输规约 第102 篇:电力系统电能累计量传输配套标准
DL/T 755-2001 电力系统安全稳定导则
1
Q/CSG 110017.22-2012
DL 860 / IEC 61850 变电站通信网络和系统
DL 890 / IEC 61970 能量管理系统应用程序接口(EMS-API)
电力二次系统安全防护总体方案 电监安全[2006]34号文
中国南方电网继电保护故障信息系统通信与接口规范(2005年)
Q/CSG 11005-2009 中国南方电网地县级调度自动化主站系统技术规范
Q/CSG XXXXX-2011 中国南方电网DL634.5.101-2002远动协议实施细则
Q/CSG XXXXX-2011 中国南方电网DL634.5.104-2002远动协议实施细则
Q/CSG XXXXX-2011 中国南方电网调度信息披露系统技术规范
Q/CSG 110005-2012 中国南方电网电力二次系统安全防护技术规范
Q/CSG 110003-2012 中国南方电网EMS电网模型交换技术规范
Q/CSG XXXXX-2011 中国南方电网EMS电网拓扑和运行数据交换规范
Q/CSG XXXXX-2011 中国南方电网继电保护信息系统技术规范
Q/CSG XXXXX-2011 中国南方电网继电保护故障信息系统主站,子站通信与接口规范 3 术语和定义
本标准采用的术语和定义见Q/CSG 110017.12-2012。
4 主站系统建设原则及要求
在“一体化、模块化、智能化”总体原则下，一体化电网运行智能系统主站系统还应满足以下建设原则及要求。
4.1 开放性要求
一体化电网运行智能系统的软硬件平台应具有良好的开放性和广泛的适应性，基础支撑平台及应用功能模块均应基于相关国际、国家、行业及企业标准开发，基础支撑平台可插入任何符合相关标准的应用模块或子系统，并支持模块或子系统间的数据和功能交互，系统规模和功能可按需扩展。
4.2 可靠性要求
一体化电网运行智能系统建设时应充分考虑可靠性要求，通过关键硬件设备及软件采用冗余配置、集群(主备/负载均衡)技术、虚拟化技术、容灾备用等技术手段，消除单点故障，确保不因部分软硬件故障而影响系统功能的正常运行。
4.3 安全性要求
一体化电网运行智能系统应满足信息系统安全等级保护及电力二次系统安全防护相关标准、规范的要求。
一体化电网运行智能系统在运行过程中应确保不对电网安全运行产生负面影响，不因系统本身的故障或错误导致电网安全事故。
4.4 集约化要求
一体化电网运行智能系统主站系统宜按安全分区统一配置通信服务器、数据库服务器、应用服务器、WEB服务器、存储设备、二次安全防护设备、同步时钟、打印机、操作系统、虚拟化平台软件、关系数据库软件、时序数据库软件等软硬件设施。
各类服务器应根据应用特点选用适当的体系架构和系统配置。对性能及可靠性要求很高的实时类应用服务器应专机专用，对计算密集的应用应选用高性能服务器，对性能和可2
Q/CSG 110017.22-2012
靠性要求相对较低的管理类应用可虚拟化服务器。
各类软硬件设施应统一管理，合理分配，按需扩充或升级改造。
各类软硬件设施具备采用国产化设备条件的，应优先采用国产化设备。 4.5 易用性要求
一体化电网运行智能系统应提供方便易用的操作、维护和管理界面，系统功能组织合理、界面美观易懂、操作方便快捷。使用人员无需经过复杂的培训即可掌握并使用此系统。 4.6 可维护性要求
一体化电网运行智能系统应具备系统自检、性能预警、事件告警、故障诊断等监控功
能，可对系统软硬件设备进行全面的监测，并具备统一的管控界面，方便管理人员及时发现并排除系统隐患及故障。
4.7 可管理性要求
一体化电网运行智能系统所采用的软硬件设备应具有良好的可管理性，可自动报告自身状态或响应状态查询指令，可响应运行控制指令(启动/停止、主备切换等)。 5 主站系统架构
5.1 体系架构
一体化电网运行智能系统的技术体系包括标准规范体系、技术支撑体系和运维管控体系，其中技术支撑体系由基础支撑层的支撑平台(包括基础平台和OSB总线)，数据支持层的智能数据中心，业务支持层的智能监视中心、智能控制中心、智能管理中心，分析决策层的电力系统运行驾驶舱构成。系统体系架构如图 1所示。
分析决策层 电力系统运行驾驶舱
镜智能 智能 智能 像业务支持层 仿标运监视中心 控制中心 管理中心 真准维测管规试范控智能数据中心 数据支持层 系体体统 系系
支撑平台
基础支撑层 基础平台 OSB总线
技术支撑体系
图 1 一体化电网运行智能系统体系架构图
5.2 功能架构
一体化电网运行智能系统主站系统分网、省、地三级建设，其中地级系统涵盖地县两级主网和配网运行监控及管理的功能需求。各级系统通过纵向服务总线实现交互。
各级系统总体功能架构如图 2所示。
3
Q/CSG 110017.22-2012
智能引擎人机交互环境
电力系统运行驾驶舱
稳态监视动态监视并网审核定值整定
暂态监视环境监视运行方式离线计算
节能环保监视在线计算安全风险分析与预控经济运行分析与优化
事件记录在线预警节能环保分析与优化电能质量分析与优化
智能监视中心统计评价用电管理
手动操作自动控制信息发布
智能控制中心智能管理中心
高速数据总线
通用服务总线
数据集成与服务运行服务总线
数据采集与交换全景数据建模ICT基础设施平台引擎
智能数据中心支撑平台
数据镜像同步系统测试仿真专业培训
镜像仿真测试系统
图 2 一体化电网运行智能系统总体功能架构图
6 主站支撑平台结构和功能要求
一体化电网运行智能系统支撑平台主要包括ICT基础设施和运行服务总线(OSB)。
支撑平台既可作为集成平台用于集成已有的业务应用模块/系统，也能作为新建业务应用模块的支撑平台，向各类应用提供支持和服务，为电网运行监视、运行控制、运行分析、运行管理各类应用提供全面支撑。
6.1 ICT基础设施
ICT基础设施包括系统资源、通信资源、时钟同步系统、安全防护设施等，并提供系统资源管控、通信资源管控、时间同步、安全防护等功能，为一体化电网运行智能系统各类应用提供安全、完整、可靠的基础运行环境。
6.1.1 系统资源管控
系统资源主要包括硬件环境(服务器、工作站、存储设备、网络等)和通用基础软件(操作系统、关系数据库、时序数据库、商用中间件等)，为一体化电网运行智能系统主站运行提供软硬件基础平台。
4
Q/CSG 110017.22-2012
在一体化电网运行智能系统中需要综合考虑主站端各应用子系统/模块对硬软件IT环境的需求，形成统一的管理和配置方案，能够满足主站各应用系统部署需求，并提供灵活的按需分配IT资源的机制，从而能够最大限度的发挥IT资源的效能。
系统应能对硬件资源的使用情况(CPU负载率、内存使用、磁盘使用、网络流量等)和软件资源的运行情况(服务状态、进程状态、主备状态等)进行监视，并能进行必要的
进程、关闭异常进程、重启服务/进程、主备切换等)。 调整和控制，包括:停止服务/
6.1.2 通信资源管控
通信资源包括电力通信专网和公网两种通信资源，其中电力通信专网包括调度数据网和综合数据网以及点对点模拟或数字通道。公网通信主要是通信运营商提供的通信通道，应用于电力专网不能覆盖的环节，在一体化电网运行智能系统中，公网主要提供应急通信能力。
通信资源管控为各类通信资源提供统一的、图形化的和智能化的通信资源管理功能，其以地理信息系统为基础，综合管理通信的传输网络资源、数据网络资源、行政交换网络资源、调度交换网络资源、同步网络资源、会议电视系统资源、光缆资源、电缆资源、机房设备、管道杆路等通信资源。实现对通信网物理和逻辑资源进行科学合理的管理与优化，为决策和管理部门提供定量的分析数据和图表，为规划与资源调度部门提供辅助决策功能。 6.1.3 时钟同步
一体化电网运行智能系统通过时钟同步系统为各级主站及厂站提供满足精度要求的统
一的时钟，其由卫星时钟(基准时间来源于北斗、GPS等)和地面时间同步网络(基准时间来源于调度中心铯钟等)组成。
6.1.4 安全防护
安全防护设施包括电力专用正反向隔离装置、纵向加密认证网关、硬件防火墙、入侵检测系统、防病毒系统、数据证书系统、密码设备(如IC卡及其读定装置等)、安全远程拨号产品等。
系统应统一考虑安全防护设备的配置及其管理，应满足信息系统安全等级保护要求及电力二次系统安全防护要求，进行权限管理、网络管理、安全审计等，为一体化电网运行智能系统提供安全保障。
6.2 平台引擎
主站系统提供地理信息引擎、工作流引擎、报表引擎、消息引擎等公共引擎，为一体化电网运行智能系统主站各应用模块提供基础服务。
6.2.1 地理信息引擎
地理信息引擎构建在南方电网一体化电网运行智能系统之内，实现电网资源的图形化展现和结构化管理，以面向服务的架构为各类业务应用提供电网图形和分析服务的企业级电网空间信息服务平台。地理信息引擎与业务应用系统之间以松耦合方式实现相互调用。 6.2.2 工作流引擎
工作流引擎为OS2提供工作流的管理及处理，实现工作流的流程定义、状态信息监控、流转操作、流转历史的分析、统计、查询等功能，并能通过平台的权限控制服务控制用户操作流程的权限。
6.2.3 报表引擎
报表引擎提供报表模板的管理及报表生成、管理及查询等服务。
5
Q/CSG 110017.22-2012
6.2.4 消息引擎
消息引擎提供通用的消息处理机制，包括消息的订阅及发布、语音播报、短信收发、电子邮件收发等。
6.3 运行服务总线
运行服务总线(OSB)是连接一体化电网智能系统各功能模块的逻辑总线，包括高速数据总线、通用服务总线和服务注册中心，提供横向和纵向互联的基础设施，是各级电网运行驾驶系统内部及相互间互联互通的载体。
6.3.1 高速数据总线
高速数据总线实现进程间(计算机间和内部)的高速数据通信，具有消息的注册/撤销、发送、接收、订阅、发布等功能;支持基于UDP、TCP等实现方式，具有组播和单播等传输形式，支持一对多、一对一的信息交换场合。支持快速传递遥测数据、开关变位、事故信号、控制指令等各类实时数据和事件。
6.3.2 通用服务总线
通用服务总线是实现通信、互连、转换以及一系列接口的基础软件设施。它由中间件技术实现，支持异构环境中的服务、消息以及基于事件的交互，并且具有适当的服务级别和可管理性，作为SOA的基础支持模块，提供对标准数据交换、服务的支持。 6.3.3 服务注册中心
一体化电网运行智能系统应建立全局性的服务注册管理中心，其由多级分中心共同组成。其提供服务注册、查询、定位、注销等功能，其作为服务发布者和服务使用者间的桥梁，为服务发布及客户调用各类服务提供支持，实现跨业务系统/模块、跨主站、跨厂站的标准化数据传输和服务调用手段，保障各类运行数据和业务服务在全网的灵活交换和共享。 7 主站业务应用结构和功能要求
一体化电网运行智能系统主站系统包括电网运行监控系统(OCS)与电网运行管理系统(OMS)两大子系统，并从逻辑上划分为智能数据中心、智能监视中心、智能控制中心和智能管理中心四大中心。
7.1 智能数据中心
智能数据中心提供数据采集与交换、全景数据建模、数据集成与服务类功能。智能数据中心基于统一的资源命名及编码规范(参见Q/CSG 110017.37-2012)，通过运行服务总线为各类应用提供数据支撑。
7.1.1 数据采集与交换
数据采集与交换类功能包括前置运行环境、厂站综合数据采集、主站间综合数据交换、横向业务系统数据交换、地理信息采集、水雨情数据采集、气象信息采集等功能模块。 7.1.1.1 前置运行环境
提供开放的前置基础运行环境，能够容纳各种前置应用的接入。包括支持多种通信方式、多种终端设备、多种通信规约，并可根据需要进行扩充。
能够对各种常见的通信规约，包括但不限于IEC 60870- 6- 101 / 102 / 103 / 104、TASE.2、DL 476-92、IEEE 1344、IEEE C37.118、IEC 61850等进行处理，实现与厂站端及其它主站系统数据及控制指令的交换。
7.1.1.2 厂站综合数据采集
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实现与厂站智能远动机(其整合了RTU、PMU、保护、电量等信息)的对接，通过订
阅发布机制，各级主站可以实时地直接从下级厂站获取关心的各类数据，并且数据带有时标及质量标识。
7.1.1.3 主站间综合数据交换
利用纵向服务总线实现主站间各类数据的综合交换，交换的内容主要包括:模型、图形、参数、采集数据，计划数据、控制指令等。
7.1.1.4 横向业务系统数据交换
利用运行服务总线实现一体化电网运行智能系统各级主站与同级其它业务系统的数据交换，包括但不限于生产管理系统、资产管理系统、雷电定位监测系统、设备状态在线监测系统等。
7.1.1.5 视频信息采集
实现对变电站、输电线路等的视频信息采集，包括动态视频及静态图片等。 7.1.1.6 地理信息采集
通过与GIS 平台接口，获取输变配设备、通信设施、地下管沟等相关设施的地理信息。 7.1.1.7 水雨情数据采集
通过与水文站的通信及与外部气象系统的接口(数据通信和转换)，采集所辖全部流域的水雨情站网的相关数据。
7.1.1.8 气象信息采集
通过与系统内布设的气象监测站点的通信及与外部气象系统的接口，实现对各监测区域内天气状况(晴、阴、雨、雪等)、温度、湿度、风力、风向、云图等气象要素的实时信息以及气象预报信息、极端灾害天气(台风、暴雨、冰冻等)预警信息等的采集。 7.1.2 全景数据建模
全景数据建模类功能包括全景模式管理、全景模型管理、全景模型校核等功能模块。 7.1.2.1 全景模式管理
全景模式管理即元数据管理，用于实现对基础元数据、业务元数据的管理，其功能包括元数据的收集、存储、编辑、发布、查询等。
7.1.2.2 全景模型管理
通过可视化的绘图建模功能，实现对电网运行相关各类模型、图形信息的统一维护，可提供图模一体化的图形绘制、模型建立与参数维护、模型库浏览与编辑、模型导入与导出、模型合并与拆分、图形导入与导出等功能。
7.1.2.3 全景模型校核
通过模型比对、网络分析计算、仿真计算与实测数据的对比等手段实现对全景模型及实时运行数据的正确性、完整性、一致性校验。
a) 对于电网实时采集的数据，能够剔除明显错误的数据，并且对于偏差较大的数据
进行校正，为电网的后续应用提供可直接利用的基础研究分析数据。
b) 能够通过状态估计、潮流计算、扰动分析等功能检测错误的电网模型并给出校正
建议。
7.1.3 数据集成与服务
数据集成与服务类功能包括数据集成、数据服务等功能模块。
7.1.3.1 数据集成
数据集成用于形成全景数据，包括数据抽取、数据映射、数据转换、数据存储等功能。
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a) 数据抽取应能从多个系统中获取所需的数据并装载到全景数据视图中，在客户通
过全景视图访问相关数据时直接返回抽取值。
b) 数据映射建立目标数据与源数据的映射关系及访问通道，在客户通过全景视图访
问相关数据时通过访问通道即时获取数据值并返回。
c) 数据转换根据需要进行源数据与目标数据间的格式及内容的转换，将非标准数据
转换为全景数据服务定义的数据。
d) 数据存储包括公共数据存储及分布式存储两部分，公共数据存储由基础平台实现，
主要保存模块间频繁交互的数据，私有存储则由各业务子系统实现，保存模块间
交互频度较低的数据。
7.1.3.2 数据服务
数据服务提供对全景数据的对外服务，包括横向数据传输、纵向数据传输、数据访问等功能。
a) 横向数据传输提供跨安全区、跨业务系统的横向数据交互服务。
b) 纵向数据传输提供主站与厂站间以及上下级主站间的数据交互服务，除了要满足
相应的接口方式要求外，还须具备安全认证机制、分级授权机制、广域网传输QoS
控制等。
c) 数据访问包括数据访问接口和数据发布与订阅机制。数据访问接口包括基于组件
接口规范(CIS)的数据访问接口，包括GDA、TSDA、HSDA、GES;基于通用
数据库访问接口，包括JDBC、ODBC等;基于规范格式的文件数据接口，包括
SVG、E语言文件交互接口;基于SOAP的Web Service接口等。数据发布与订阅
机制提供了一种数据变化主动通知机制，包括CIS接口中的GES，通用消息机制
JMS、MQ等。基于全景数据模型可定制多种专业视图，专业视图整合了某个专
业所关心的、存放在多个业务系统的数据，从而支持获取该专业所关心的整合数
据。
7.2 智能监视中心
智能监视中心提供稳态监视、动态监视、暂态监视、环境监视、节能环保监视、在线计算、事件记录、在线预警类功能。
7.2.1 稳态监视
稳态监视类功能包括稳态运行监视、用电信息监视、电能计量监视、一次设备状态监视、二次设备状态监视等功能模块。
7.2.1.1 稳态运行监视
稳态运行监视实现对电网实时运行稳态信息的监视，主要包括数据处理、系统监视、数据记录等功能。
7.2.1.2 用电信息监视
用电信息监视实现配网侧各类用户用电信息的监视与统计计算。 7.2.1.3 电能计量监视
电能计量监视实现电厂上网点、联络线关口点、平衡考核点等电能数据的处理、传输、存储等工作。可以根据相应的统计模型，实现不同区域、不同时段、不同费率下的电能统8
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计、计算、考核。可以根据电能量计量数据以及电网模型完成网损、线损、变损和平衡的计算、监视、分析和考核。
7.2.1.4 一次设备状态监视
一次设备状态监视应全面反映电气一次设备各部分健康状况，如输电线路、绝缘套管、变压器绝缘、变压器/电抗器油、有载调压开关、冷却器和风扇、热点温度、局部放电等所有关键运行参数，主要为设备缺陷检测、设备缺陷分析、设备缺陷预警及状态检修提供支持。
7.2.1.5 二次设备状态监视
二次设备状态监视对二次系统自身的运行状况及健康状况进行监视。其监视的设备包括厂站端各类二次装置、安全防护设备、通信网络、主站系统设备等，在设备发生异常或故障时能及时向运行值班人员发出告警，同时通过对设备运行趋势的跟踪分析，可在设备接近异常区域时提前发出预警。
7.2.2 动态监视
动态监视类功能包括动态运行监视、运行扰动监视、低频振荡监视与分析、并网机组涉网行为在线监测等功能模块。
7.2.2.1 运行动态监视
运行动态监视实现对由PMU采集的电网运行动态数据的处理和监视。 7.2.2.2 运行扰动监视
实现对电网扰动的分析及识别，主要包括短路、切机、切负荷、潮流突变、电压跌落、频率跌落六种，在第一时间向运行人员发出告警信息。
7.2.2.3 低频振荡监视与分析
在电力系统发生低频振荡时，提供振荡设备及振荡模式信息，能识别主导模式和参与机组，可判断振荡中心大致区域，并在识别出低频振荡后发出告警信息。 7.2.2.4 并网机组涉网行为在线监测
对并网机组的一次调频性能、励磁系统性能等进行在线监测。
7.2.3 暂态监视
暂态监视类功能包括电能质量监视、录波分析监视、保护运行监视、稳控运行监视等功能模块。
7.2.3.1 电能质量监视
对电网的电能质量进行监测和分析。
7.2.3.2 录波分析监视
对故障录波器、保护装置、稳控装置等记录的录波信息进行分析。 7.2.3.3 保护运行监视
对保护装置的运行信息进行监视，包括保护定值查询、软压板投退状态监视、保护起动及动作、复归信息监视等。
7.2.3.4 稳控运行监视
对稳控装置的运行信息进行监视，包括稳控策略表查询、稳控动作信息监视等。 7.2.4 环境监视
环境监视类功能包括气象监视、雷电监视、山火监视、变电站视频与环境监视、线路覆冰及微气象监视等功能模块。
7.2.4.1 气象监视
提供对天气、温度、湿度、风力、风向、云图等气象信息的监视，以及对灾害性天气的告警及预警。
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7.2.4.2 雷电监视
提供对雷电监测定位信息的监视。
7.2.4.3 山火监视
提供对山火位置、范围、趋势等信息的监视和告警。
7.2.4.4 变电站视频与环境监视
提供对变电站内及线路视频信息和环境信息(包括温湿度、水浸、门禁、SF6气体、风力等)的实时监视。
7.2.4.5 线路覆冰及微气象监视
提供对输电线路覆冰状态及线路走廊微气象的监视及告警。
7.2.5 节能环保监视
节能环境类功能包括水电运行综合监视、火电运行综合监视、风电运行综合监视、光伏发电运行综合监视等功能模块。
7.2.5.1 水电运行综合监视
实现对水电厂的水电运行监测、水务综合计算、水电厂运行趋势分析等功能。 7.2.5.2 火电运行综合监视
实时监视电厂、机组的生产、运行情况，包括监视采集火电厂的锅炉、汽机和电气部
分的热力和电气参数，监视机组脱硫采集信息等功能。
7.2.5.3 风电运行综合监视
风电运行综合监视以风能实时监测、风力发电机组发电出力等数据为基础，结合发电计划等综合运行管理数据，对风电运行情况进行监视，计算实时资源分布并对发电能力进
估，对风电场出力剧烈波动等极端情况提供报警。 行评
7.2.5.4 光伏发电运行综合监视
光伏发电运行综合监视以太阳辐照度监测和光伏发电出力等数据为基础，结合发电计划等运行管理数据，对光伏发电运行情况进行监视，计算实时资源分布并对发电能力进行评估，对光伏电站出力剧烈波动等极端情况提供报警。
7.2.6 在线计算
在线计算类功能包括在线拓扑分析、在线状态估计、在线潮流计算、在线静态安全分析、在线灵敏度分析、在线外网等值、超短期负荷预测、在线稳定计算、在线故障诊断、馈线故障处理、智能告警等功能模块。
7.2.6.1 在线拓扑分析
在线网络拓扑分析功能模块根据逻辑设备状态，对网络进行拓扑分析，确定网络接线
模型，建立网络母线模型和电气岛模型并提供给其他应用和功能模块使用。 7.2.6.2 在线状态估计
在线状态估计功能模块根据网络结线的信息、网络参数和一组有冗余的模拟量测值和开关量状态，求取母线电压幅值和相角的估计值，检测可疑数据，辨识不良数据，校核实时量测量的准确性，并计算全部支路潮流，为电力系统的可观测部分和不可观测部分提供一致的、可靠的电网潮流解。
7.2.6.3 在线潮流计算
在线潮流功能模块实现实时方式和各种假想方式下电网运行状态的分析功能，在网络拓扑模型基础上，根据给定的注入功率及母线电压计算出各母线的状态量(电压的相角及幅值)，计算出网络各支路的有功和无功功率。
7.2.6.4 在线静态安全分析
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在线静态安全分析功能模块用于评估电力系统中的某些元件(包括线路、变压器、发电机、负荷、母线等)或元件组合发生故障时，对电力系统安全运行可能产生的影响，计算可能引起系统元件越限的故障发生时系统的运行状态，对整个电网的安全水平进行评估，对可能引起电网安全运行构成威胁的故障，如:线路过载、电压越限和发电机功率越
限等进行警示，以评价这些故障对系统安全运行的影响。
7.2.6.5 在线灵敏度分析
在线灵敏度分析功能模块利用电网运行数据和方式数据计算机组有功出力对线路有功潮流、机组有功出力对断面潮流、机组无功出力对母线电压、无功补偿设备投切对母线电压、变压器抽头对母线电压的灵敏度;计算网络有功损耗对机组有功出力、区域交换功率、联络线功率等的灵敏度和罚因子;计算负荷有功功率对断面潮流、负荷无功功率对母线电压的灵敏度。
7.2.6.6 在线外网等值
在线外网等值功能主要包括上级调度在线生成外网等值模型并下发，下级调度接收外网等值模型并拼接，以及信息交换和传输机制等。
7.2.6.7 超短期负荷预测
在对系统历史负荷数据、气象因素、节假日，以及特殊事件等信息分析的基础上，挖掘负荷变化规律，建立预测模型，以预测日各种相关因素为输入，智能选择适合策略预测未来一段时期内的系统负荷变化。
7.2.6.8 在线稳定计算
在线安全稳定计算应用立足于电网采集的全景数据，综合利用稳态、动态数据，通过
稳态、动态、暂态多角度在线安全分析评估，以及电力系统运行全过程的稳定裕度评估，实现大电网运行的全面安全预警和多维多层协调的主动安全防御。
7.2.6.9 在线故障诊断
对各级各类装置产生的报警信息、断路器的状态变化信息以及电压电流等电气量测量的特征进行综合分析，根据保护动作的逻辑、运行人员的经验和电气量的特征量来推断可能的故障位置和故障类型，并识别连锁故障。
7.2.6.10 馈线故障处理
支持根据故障信息进行故障定位、故障隔离和非故障区域的恢复供电。 7.2.6.11 智能告警
综合分析电网一次设备和二次设备的运行、故障和告警信息，包括电网开关动作、设备量测、继电保护和安全自动装置动作、故障录波、故障测距、PMU量测、雷电定位等信息，实现电力系统的故障智能报警，并能够利用形象直观的方式展示报警结果、推出事故画面等;能够综合各类相关告警信息生成电网关键节点或重要用户的预警信息。 7.2.7 事件记录
事件记录类功能包括事件记录管理等功能模块。
7.2.7.1 事件记录管理
事件记录管理实现对各类事件及告警信息的统一记录、存储和订阅发布功能。 7.2.8 在线预警
在线预警类功能包括灾害预警、安全指标预警、经济指标预警、优质指标预警、环保指标预警等功能模块。
7.2.8.1 灾害预警
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灾害预警功能包括在线监测水情、气象、雷电、覆冰、地质灾害的相关情况，应用GPS(全球卫星定位系统)、GIS(地理信息系统)、RS(遥感系统)等先进技术，提高对灾害的监测预报能力，及时分析对于电网的危害程度，发现安全隐患，给出预警信息，为提高电网安全运行提供技术支撑。
7.2.8.2 安全指标预警
通过对各类安全指标的统计计算及趋势分析，及时对电网运行过程中可能发生的安全隐患进行预警并给出辅助处理决策。
7.2.8.3 经济指标预警
通过对各类经济指标的统计计算及趋势分析，对电网运行过程中的潜在的经济性问题进行预警并给出辅助处理决策。
7.2.8.4 优质指标预警
通过对各类质量指标的统计计算及趋势分析，对电网运行过程中潜在的电能质量问题进行预警并给出辅助处理决策。
7.2.8.5 环保指标预警
通过对各类环保指标的统计计算及趋势分析，对电网运行过程中潜在的环保问题进行预警并给出辅助处理决策。
7.3 智能控制中心
智能控制中心提供手动操作、自动控制类功能。
7.3.1 手动操作
手动操作类功能包括控制调节及防误、设置操作、保护定值执行、安稳定值执行、错峰操作等功能模块。
7.3.1.1 控制调节及防误
控制调节及防误功能主要是指远方控制厂站开关的开合、调节变压器的分接头位置、投切电容器、调节发电机出力等。在控制和调节过程中，应采用多种严格的措施来保证控制操作的安全可靠,防止误操作情况的发生。
7.3.1.2 设置操作
设置操作指运行人员对控制中心内设备及其他对象的状态进行设置的功能，包括人工置数、设备投退、更新设置、检修设置、测试设置、告警设置、控制设置、挂牌、挂地线。
所有设置操作应存档并提供查询服务。
7.3.1.3 保护定值执行
保护定值执行实现将通过审批的定值单通过远程在线定值修改功能下发到厂站端保护装置，或通过电网运行管理系统将定值单下发到厂站端由运行值班人员修改保护装置定值。 7.3.1.4 安稳定值执行
安稳定值执行实现将通过审批的定值单通过远程在线定值修改功能下发到厂站端安稳装置，或通过电网运行管理系统将定值单下发到厂站端由运行值班人员修改安稳装置定值。 7.3.1.5 错峰操作
根据错峰计划自动生成错峰遥控操作序列，在监控人员确认后自动执行错峰拉路操作。 7.3.2 自动控制
自动控制类功能包括自动发电控制、自动电压控制、直流功率自动控制、网络发令、计划执行、程序化控制、区域备自投等功能模块。
7.3.2.1 自动发电控制
自动发电控制(AGC)通过控制调度区域内发电机组的有功功率使发电自动跟踪负荷变化，维持系统频率为额定值，维持电网联络线交换功率，监视备用容量;实现负荷频率控12
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制、备用容量计算、安全约束调度(断面功率控制)、控制区域和机组性能考核等功能。可以按 NERC 的 A1、A2 标准及 CPS1、CPS2 标准进行 AGC 控制和评估。 7.3.2.2 自动电压控制
自动电压控制(AVC)功能模块实现对电网母线电压、发电机无功、电网无功潮流监视和自动控制;利用电网实时数据和状态估计提供的实时方式进行分析计算，对无功可调控设备进行在线闭环控制。
7.3.2.3 直流功率自动控制
直流功能自动控制功能模块根据确定好的直流功能控制曲线实现对直流线路的输送功率的自动控制。
7.3.2.4 网络发令
通过网络以电子化方式下达调度操作指令及复令，部分替代传统电话下令方式，提高调度指令下发的及时性和准确性。
7.3.2.5 计划执行
计划执行包括运行计划的自动执行和人工执行。对于具备自动执行条件的计划，如发电计划、联络线交换计划等，由系统将相关计划发送到厂站端自动执行;而对于不具备自动执行条件的计划，则由系统通过运行管理系统下发到相应单位人工执行。
在执行计划的过程中，应调用安全校核模块进行各种电网安全运行约束的检查，对不合理的内容需予以提示。同时为确保下发计划的正确需要接收单位反送收到的计划来进行正确性校验。
7.3.2.6 程序化控制
支持通过变电站监控系统获取程序化控制信息，并下发相应的命令由变电站监控系统完成具体控制。
7.3.2.7 区域备自投
基于网络拓扑结构及电网运行信息，通过主站系统以遥控方式实现区域内变电站失压母线的备用电源自动投入。
7.4 智能管理中心
7.4.1 并网审核
并网审核类功能包括并网审核管理功能模块。
7.4.1.1 并网审核管理
实现对并网机组的基础资料管理、审核批复管理及并网安全性评价管理。 7.4.2 定值整定
定值整定类功能包括保护定值整定、安自定值整定、自动化系统定值整定、通信定值整定、二次系统安全防护定值整定、直流控制定值整定等功能模块。 7.4.2.1 保护定值整定
继电保护的整定计算应以保证电网的安全稳定运行为目标，执行局部服从整体、下一级电网服从上一级电网的原则。根据电力系统发展变化定期编制继电保护整定方案，实现对相关资料的采集与统一维护管理、图形化建模、定值整定计算、定值单管理等功能。 7.4.2.2 安自定值整定
实现对安全自动装置的定值整定计算。
7.4.2.3 自动化系统定值整定
实现对自动化设备的定值整定计算。
7.4.2.4 通信定值整定
实现在对通信设备的定值整定计算。
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7.4.2.5 二次系统安全防护定值整定
实现对二次系统安全防护设备的定值整定计算。
7.4.2.6 直流控制定值整定
实现对直流控制设备的定值整定计算。
7.4.3 运行方式
运行方式类功能包括短期负荷预测、母线负荷预测、能源预测、洪水预报、错峰管理、运行方式安排等功能模块。
7.4.3.1 短期负荷预测
短期负荷预测是在对系统历史负荷数据、气象因素、节假日，以及特殊事件等信息分析的基础上，挖掘负荷变化规律，建立预测模型，以被预测日各种相关因素为输入，智能选择适合策略预测未来系统负荷变化。
7.4.3.2 母线负荷预测
母线负荷是指由变电站的主变压器供给一个相对较小的供电区域的终端负荷的总和，即下网负荷，是系统负荷的细化。母线负荷预测以节点负荷为预测对象，分析和预测电网各节点电力需求，深入分析母线负荷变化与气象及运行方式等影响因素间的关系，预测未来一定时段的母线负荷。
7.4.3.3 能源预测
能源预测是指对各种能源的需求量及其比例关系的未来状况的推测。其主要内容有煤炭、石油、天然气、核电等各种能源的未来需求量，各种能源需求量之间的比例关系，各部门的能耗与万元产值能耗量，以及生活用能耗和生活用人均能耗等。 7.4.3.4 洪水预报
基于气象及地理信息等收集和编制重点水电厂的洪水预报。
7.4.3.5 错峰管理
根据上级调度下达的网供指标、地方电厂计划信息、负荷预测信息计算次日的错峰预警信号，可根据错峰预警信号下发自觉错峰计划，同时可根据系统发电能力(包括网供出力和地方电厂出力)和实际负荷的偏差情况下达强制错峰命令。
7.4.3.6 运行方式安排
运行方式安排实现年度、季度、月度、日前及日内的发电计划编制，以及电压无功计划、水库调度计划、综合停电计划、新设备启动计划等的编制及管理。 7.4.4 离线计算
7.4.4.1 CASE管理
实现对包含模型、图形、运行数据等的各类CASE的统一管理。
7.4.4.2 短路电流计算
用于计算电力网络发生各种短路故障后的故障电流和电压分布。 7.4.4.3 最优潮流计算
最优潮流目的是优化电力系统的静态运行条件，通过调节控制变量使某一目标函数值达到最小，同时满足系统对控制变量，状态变量及变量函数的物理限制和运行限制。 7.4.4.4 潮流计算
潮流计算的主要功能是按使用人员的要求在电网模型上设置电网设备的投切状态和运行数据，然后进行潮流计算，供使用人员研究电网潮流的分布变化。 7.4.4.5 灵敏度分析
灵敏度分析为电网安全经济运行的辅助决策提供灵敏度信息，主要计算包括:网损灵敏度、支路功率灵敏度、母线电压灵敏度、输电断面灵敏度和组合灵敏度。 7.4.4.6 梯级优化分析
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梯级调度优化是在满足电网安全和服从电网要求、考虑不同电厂电价差异和避开机组震动区等“边界”条件下，优化分配各级水电站所带的出力，统一调度各级电站的水头和水量，实现经济发电，维持水量和电力生产的相对动态平衡。
7.4.5 安全风险分析与预控
安全风险分析与预控类功能包括静态安全校核、动态安全校核、暂态稳定校核等功能模块。
7.4.5.1 静态安全校核
静态安全校核主要是根据预先设定的各种故障或全网N-1(部分N-2)扫描，通过开断各种元件并进行潮流计算，分析电网运行的薄弱点和安全隐患。
7.4.5.2 动态安全校核
动态安全校核主要用于分析电网在受到一定的扰动后能否保持动态稳定。 7.4.5.3 暂态稳定校核
暂态安全校核通过时域仿真分析根据确定的预想故障集，对电网进行详细的仿真计
算，获得系统的暂态行为，依照指定的判稳原则，对系统的稳定性进行评估。时域仿真过程中，应充分考虑安控装置的动作行为，并采用与离线计算一致的稳定判据，自动判别系统的稳定性。
7.4.6 经济运行分析与优化
经济运行分析与优化类功能包括网损优化分析、发电优化分析等功能模块。 7.4.6.1 网损优化分析
网损分析功能提供给运行部门实时的网损数据，对网损进行定量的分析和研究，为网损研究提供依据。
7.4.6.2 发电优化分析
发电优化分析实现水火协调优化、流域优化、新能源出力优化等。 7.4.7 节能环保分析与优化
节能环保分析与优化类功能包括能耗分析与优化、排放分析与优化等功能模块。 7.4.7.1 能耗分析与优化
通过对发电过程中所消耗的煤、水、燃气等能源信息进行采集分析，统计计算各种能源的消耗情况及能源效率，并提出相应的优化措施。
7.4.7.2 排放分析与优化
通过对各电厂碳、硫、氮等的排放量的监测及分析，统计发电过程中的排放数据及其对环境的影响，并提出相应的优化措施。
7.4.8 电能质量分析与优化
电能质量分析与优化功能包括谐波分析、电压分析、频率分析等功能模块。 7.4.8.1 谐波分析
对谐波电压、谐波电流、谐波含量、谐波含有率、谐波次数、总谐波畸变率等指标进行计算及分析。
7.4.8.2 电压分析
对电压偏差、电压波动、三相电压不平衡度、电压合格率等指标进行计算及分析。 7.4.8.3 频率分析
可通过统计方法计算系统频率特性参数 K;可通过通过仿真计算，反演故障过程的频率动态过程曲线，分析影响系统频率的主要因素。
7.4.9 统计评价
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统计评价类功能包括发电厂运行评价、电网运行评价、负荷特性评价、专业运行评价等功能模块。
7.4.9.1 发电厂运行评价
发电厂运行评价主要实现并网发电厂运行安全、经济、优质、环保型评价、考核的功能，至少包括:安全管理考核、调度纪律考核、设备或装置状态和参数维护考核、发电计划考核、非计划停运考核、一次调频考核、AGC考核、无功电压考核、调峰考核、检修管理考核、技术指导与管理考核(继电保护与安自装置考核、通信装置考核、高压侧或升压站考核、水电厂水库调度考核、调度自动化装置考核)、黑启动考核;辅助服务考核应用功能包括:AGC补偿、调峰补偿、旋转备用补偿、无功补偿、黑启动补偿。另外，还包括省(区)级电网企业之间的辅助服务补偿与分摊金额的结算。
7.4.9.2 电网运行评价
能够对电网运行的安全性、经济性、优质性和环保性提供综合评价，包括一、二次设备运行指标统计和性能评价，调度机构计划和调控行为评价，输电变运行单位维护和操作行为评价和分析等，具备评价模型和算法，能够给出评价指标。
7.4.9.3 负荷特性评价
在智能全景数据中心基础上实现负荷特性分析功能，通过对负荷多维度、多目标分类统计和管理，明确各类负荷影响因素及影响程度，把握负荷特性变化规律，为电网运行管理提供技术支持。包括供电区域负荷分析、典型用户负荷分析、主变及线路分析、经济发
展与社会负荷分析等功能。
7.4.9.4 专业运行评价
为调度各专业运行提供决策支持及各专业的技术管理功能。功能包含各专业发展规划分析、各专业运行方式的辅助决策与智能编排、及各专业技术指标管理。 7.4.10 用电管理
用电管理类功能包括计划停电管理、故障停电管理、保电管理、地理信息综合展示等功能模块。
7.4.10.1 计划停电管理
通过与生产管理系统(PMS)进行信息交互，获得计划停电信息，根据停电计划，自动分析计划停电范围和影响用户，并且将计划停电信息发布至95598。 7.4.10.2 故障停电管理
在发生电网故障时，实现从故障分析到抢修指挥到现场信息反馈及评价的停电全过程闭环管理。
7.4.10.3 保电管理
支持对重要客户发生停电时的风险分析，包括客户电源点追溯、计划停电重要用户预警、实时风险分析、客户信息可视化等功能。
7.4.10.4 地理信息综合展示
结合实时采集信息、生产计划信息、营销客服信息，在地理图上进行综合分析展示。 7.4.11 信息发布
7.4.11.1 信息披露管理
通过信息公开的门户网站实现统一的信息披露功能，具体要求包括:符合国家关于“三公”调度的信息发布要求，确保三公披露内容的完整性和权威性;符合国家关于电力企业信息报送规定的要求，确保报送监管信息的完整性和正确性;向社会大众公开必要的运行和供电信息，公开信息应遵循真实准确、规范及时、便民利民的原则;构建完整的披露指标体系，实现电网运行信息的自动汇总和统一披露;支持流程化管理，实现逐级审批，定期披露，实现多样化的展示形式。
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7.4.11.2 运行报表管理
提供调度、方式、保护、通信和自动化等专业报表功能，基于智能全景数据中心统一实现。具备对电网运行状况、二次设备(测控、保护、安自、远动装置等)运行状况、自动化系统运行状况、通信系统运行状况等进行分析、统计和展现，具体要求包括:具备方便灵活、完善的通用运行报表定制功能，提供方便实用的报表设计器和报表运行环境，满足
主站各专业、各周期报表展示需要;具备灵活的自定义报表设计功能，支持鼠标点击生成报表功能;具备报表的生成时间、内容、格式和打印时间等用户定义功能;提供专用的图形编辑器，用以生成曲线、棒图、饼图等，并能够嵌入报表，还可以嵌入位图;具备丰富的运算符、运算函数以及可自定义函数、公式;报表的建立、修改、浏览应有权限保护;提供导出Excel、PDF、HTML等多种格式报表文件。
7.4.11.3 WEB发布管理
实现栏目定义、WEB发布申请与审核、WEB发布与撤销、门户集成等功能。 7.5 电力系统运行驾驶舱
电力系统运行驾驶舱采用态势感知和决策支持技术，采用模型驱动的可视化技术，兼顾传统的数据驱动的用户界面，为电网运行和控制提供快速的、统一的和全面的任务导向的界面，提高用户对电力系统真实运行状态的掌握以及对运行决策的支持。
电力系统运行驾驶舱提供智能引擎和人机交互环境类功能。
7.5.1 智能引擎
智能引擎类功能包括智能信息引擎、智能任务引擎等功能模块。 7.5.1.1 智能信息引擎
智能信息引擎对各种智能应用数据进行处理，为用户对系统全局和重点的态势感知提供有效地信息。运行综合驾驶舱智能信息引擎应及时根据系统状态、利用各种在线分析工
具(功能)，基于各种应用数据源结果自动对数据、图表、画面显示等进行更新，采用可视化手段为用户提供系统的全局认识并对系统状态的变化及时的提示和告警。 7.5.1.2 智能任务引擎
智能任务引擎在态势感知和决策支持任务的全流程中，根据用户的操作和命令，为用户的任务流程提供智能化的引导。
7.5.2 人机交互环境
人机交互环境类功能包括综合展示界面、运行操作界面、应用界面集成与定制、用户环境定制、模拟驾驶舱服务、移动终端服务、Web终端服务等功能模块。 7.5.2.1 综合展示界面
基于数据中心，实现对电网运行相关全景数据及KPI指标的综合展示。 7.5.2.2 运行操作界面
对电网运行控制和异常处理提供智能、快捷的响应，让关键运行岗位人员始终关注电网运行的关键信息，并提供智能化的操作指引和方便可靠的操控手段。 7.5.2.3 应用界面集成与定制
应用服务界面定制由电网维护和管理人员管理。根据运行、管理和决策的需求，定制各种专项任务界面，存储于任务界面库，供运行、管理和决策人员按照任务需求单独或组合调用。
所有服务界面均可通过设置访问权限和服务范围。
7.5.2.4 用户环境定制
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用户运行环境在线定制由电网调度运行和管理人员管理。针对电网实时运行和管理业务需求，运行综合驾驶舱应保持用户始终对于电网运行状态的全局态势掌控能力的同时，提供重点监视功能，通过用户运行环境在线定制实现对重点事件、区域和目标监视。重点监视画面通过在全景图上直接截取和定制，在仪表盘中形成，仪表盘应可配置多个定制目标，包括KPI、画面、单线图、曲线和表单等。仪表盘应可存储和调用。 7.5.2.5 模拟驾驶舱服务
模拟驾驶舱是对真实运行的电力系统运行驾驶舱的一个仿真，可通过环境的快速复制，形成独立的研究、预演、测试环境。运行方式人员和调度运行人员可在模拟驾驶舱上进行未来方式态下的驾驶舱运转，并根据KPI指标等的反馈进行调试。
7.5.2.6 移动终端服务
移动终端服务是控制中心在移动终端上的延伸，公司管理层与关键运行岗位可通过手机或平板电脑等移动设备，在控制中心之外及时了解电网运行态势。 7.5.2.7 Web终端服务
WEB终端服务是控制室在企业范围内桌面办公系统上的延伸，公司管理层与关键运行岗位可通过桌面办公设备，以WEB方式及时了解电网运行态势。
7.6 镜像仿真测试系统
镜像仿真测试系统提供数据镜像同步、系统测试仿真、专业培训类功能。 7.6.1 数据镜像同步
数据镜像同步类功能包括主系统功能模块完整拷贝、数据镜像同步等功能。 7.6.1.1 主系统功能模块完整拷贝
系统提供硬件上独立部署，软件功能基本一致的镜像系统。其硬件配置可在满足性能和可靠性要求的前提下适当裁剪。镜像系统能以实时系统中任意时刻的电网模型、图形和数据断面为基础，通过环境的快速复制，形成独立的研究、培训、测试环境，供使用者进行研究分析、学习培训、仿真测试等，使用者可在仿真测试系统中对电网模型、图形、运行数据进行任意修改，而不会对系统的实时运行和已存储的历史和规划数据带来任何影响。
系统提供方便的操作菜单对运行方式进行修改，修改后的运行方式可以保存为CASE断面，供以后使用。系统可提供多个逻辑独立的仿真测试环境分别支持多个用户使用，各个用户使用不会相互影响。
7.6.1.2 数据镜像同步
实现从主系统到镜像系统电网模型、图形、运行实时/历史数据的按需正向同步，并在必要时进行模型、图形的反向同步。
7.6.2 系统测试仿真
系统部署相对独立的专业测试仿真系统，其包括(至少是逻辑上)独立的服务器、工作站、网络、存储等硬件资源，在软件部署上应包括开发调试工具和测试工具等，除此之外的其它运行支持软件应与运行系统保持一致;专业测试仿真系统在运行过程中不能对运行系统产生任何影响;专业测试仿真系统环境的建立可利用虚拟化技术，以充分利用硬件资源。
系统测试仿真类功能包括系统运行调试仿真、系统功能升级测试仿真等功能模块。 7.6.2.1 系统运行调试仿真
系统应具备对模型参数及图形维护、远动通信、自动化系统应急预案测试等的运行测试和调试仿真功能。
7.6.2.2 系统功能升级测试仿真
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系统应具备错误修正、功能升级的测试仿真功能，并能在测试通过后快速实现向实时
系统的转化与部署。
7.6.3 专业培训
系统应具备专业的仿真培训功能，满足不同专业、不同业务的仿真培训需求。
专业培训仿真系统考虑各专业的差异，建立各专业的可定制的环境，供各专业人员进行常用培训。培训系统可重用已有的电网模型、参数、画面等，并具备扩展培训特需的元件模型、参数、画面和数据的能力。培训系统与运行系统相隔离，避免对真实电网的运行造成干扰。
7.6.3.1 调度员培训
基于镜像一体化支撑平台和全景视图，构建与实际运行系统完全一致的应用操作环境，为各专业人员提供电网运行监控和电网运行管理模拟培训功能。具备静态、暂态、动态仿真计算的能力;具备使用模型拼接后形成的统一大模型进行培训仿真功能，支持各级运行单位的联合反事故演习;具备操作票、工作流程管理等仿真功能。
7.6.3.2 自动化培训
培训系统具备对OCS和OMS各功能模块进行仿真的能力，满足自动化专业系统维护运行等仿真培训的需求。
7.6.3.3 运行策划培训
提供计划编制等各类运行策划仿真培训功能，以满足运行策划培训的需求。 8 容灾备用要求
网、省、地各级主站系统均应具备数据备份及应用备份两级备份功能。 8.1 数据备份
各级主站系统应在主站点配置离线数据备份设备，对系统关键数据定期进行离线备份。离线备份数据应可在在线数据丢失、损坏、删除后供恢复使用。
各级主站系统应在备用站点配置在线数据备份设备，对主系统关键数据进行在线镜像备份。省(区)级以下主站系统的在线数据备份宜由上级系统实现，网省级主站系统的在线数据备份宜在同级备用站点实现。
8.2 应用备份
应用备份应首先满足电网监视、控制类的功能要求，逐步实现电网管理类的功能要求。
地(县)级主站系统应至少具备基本的电网监控功能备用，大型及特大型地区级主站系统宜同时具备AVC功能备用。网、省级主站系统应至少具备基本的电网监控(稳态)、AGC、AVC功能备用，宜具备在线分析应用功能备用。
电网监控类功能应实现热备用，主备站点功能切换时间应小于1分钟。其它功能可视需要进行冷备用，可在24小时内启用。
省(区)级以下主站系统可由上级主站系统实现应用功能备用，网省级主站系统宜由同级备用系统实现应用功能备用。
9 总体技术指标
9.1 规模指标
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Q/CSG 110017.22-2012 9.1.1 网省级系统监控规模
可接入直采厂站数?800，转发厂站数?1000;
可以通过远程调用的方式监视全网范围内所有厂站。 9.1.2 网省级系统分析计算规模
a) 公司数?100;
b) 区域数?500;
c) 厂站数(电厂、500/220千伏以上变电站)?2000;
d) 电网计算节点数?20000;
e) 网络支路数?50000;
f) 重要联络线数?500;
g) 机组数?1000。
9.1.3 地县级系统监控规模
可接入直采厂站数?300,转发厂站数?500;
可以通过远程调用的方式监视全网范围内所有厂站。a) 公司数?20;
b) 区域数?100;
c) 厂站数(电厂、220千伏以下变电站)?500;
d) 电网计算节点数?5000;
e) 网络支路数?10000;
f) 重要联络线数?100;
g) 机组数?100。
地县级系统分析计算规模
9.1.4
9.2 可用率指标
a) 运行监视类应用全年可用率不低于99.99%。
b) 运行控制类应用全年可用率不低于99.99%。
c) 运行管理类应用全年可用率不低于99.98%。
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