项目名称：

建设1套智慧能源调度控制系统

项目简介：

包括统一应用支撑平台、数据采集与监控（SCADA）、电力高级应用（PAS）、电力需量决策分析、调度运行驾驶舱、电网运行管理系统、电能量计量系统、保护与故障信息管理、在线保护定值校核及预警系统、在线稳定预警、电网动态监测与分析、可视化展示、WEB发布等功能，接入2座220kV变电站、3座66kV变电站、未来新能源厂站，对所辖区域电网系统进行集中监视和控制，实现智能化管控。
智慧能源调度控制系统旨在建立多个专业信息融合的调度主站，在主站侧实现二次专业采集信息的综合处理以及应用分析与优化控制的支持决策；变电站侧实现保护、测控、计量等各类设备的标准化配置和使用，从而实现调度系统纵向的一体化建设，

项目内容：

系统功能

1. 数据采集与监控（SCADA）：要接入厂区所有66kV以上变电站、发电厂的电气信息，并适当接入重要的发电机组运行状态或关键参数信息，具备电网监视、分流分类告警、历史查询及数据统计分析等功能；
2. 电力高级应用：包括状态估计、调度员潮流、负荷预测、短路电流计算、静态安全分析功能模块，满足调度及方式人员潮流计算、方式模拟等需求
3. 电力需量决策分析；对企业主要供电线路及变压器的需量进行计算和监视，提前告知调度人员需量越限的风险，并根据预订方案给出调整策略；同时，建立适合企业负荷管理的考核和评价体系，降低企业供电成本
4. 调度运行驾驶舱：电力调度综合运行驾驶舱的功能应该包括数据归集与决策分析、供电区域与站端集中监控、“源-网-荷”集中监控、多维度指标分析等;
5. 电网运行管理系统：包括操作票管理、应急预案管理、事故报告管理、调度日志、交接班管理、调度考核等功能
6. 电能量计量系统：应通过采集终端采集园区内需要监视的电度量信息，并能自动生成用电量的日报表、月报表和年报表
7. 保护与故障信息管理：包括数据采集与运行监视、图形界面与建模、事件告警、故障综合判断、保护定值召唤与校核、远程控制、统计分析、信息归档；
8. 智能分析与辅助决策：包括停电范围分析、供电风险分析、合环操作风险分析、负荷转供辅助决策、综合故障分析
9. 调度员培训仿真：建立电力系统设备及元件的数学建模，实现对电力系统运行特性的仿真，并支持学员进行正常操作、事故处理及系统恢复的培训
10. 自动无功电压控制：含控制参数设置及建模、实时数据处理、在线分区、运行监视、控制与优化策略计算、安全与闭锁策略、控制执行、上下级协调控制、历史记录和统计分析等功能
11. 在线保护定值校核及预警系统：使用当前电网的方式数据对保护定值的灵敏性和选择性进行校核和预警；
12. 在线稳定预警：使用当前电网的方式数据对电网的稳定性进行分析和预警；
13. 电网动态监测与分析：包括厂站模型建模、实时数据监视告警、历史事件/数据查询、电网扰动识别、宽频振荡监测；
14. 可视化展示：结合用户监控场景进行设计和集中展示，包括曲线、仪表盘、棒图、二维表、树形图等形式；
15. WEB发布:通过WEB发布共享系统的实时数据、历史数据、画面和报表等资源，在WEB端实现对实时数据的监视、事件告警和历史数据查询、统计功能、报表功能。

    系统硬件架构示意图

    
    图1-1 智慧能源调度控制系统硬件架构图
    智慧能源调度控制系统硬件设备主要由变电站运行状态数据采集设备，边缘网关汇聚数据、各类后台应用服务器（存储各类数据）、各类工作站、，并用开放式网络系统实现连接，在不同网络区域之间采用防火墙或者物理安全装置隔离。应适应开放式体系结构的要求，主要设备遵循开放系统和其它相关国际标准；应选用性能优良、符合工业标准的成熟产品

    系统软件架构

    
    图2 电力调度集控系统软件架构示意图

1）硬件平台层：硬件采用国产安全加固、自主可控硬件设备。
2）操作系统平台层：操作系统需采用国产安全操作系统，如国产凝思、国产麒麟等。
3）通用中间件层：使系统能够运行在多种操作系统和硬件平台上，具有很好的可移植性。同时具有可伸缩性、异构系统、可互操作性等。
4）统一支撑平台层：提供一套强大的、通用的服务，提供了统一的数据管理，高性能实时数据访问，协调的人机交互界面、网络消息传递、进程间通信、系统管理、报警与事件、数据转发等服务。系统的各个应用就构建在统一的数据平台、基于Internet/Intranet的通信管理子系统、全图形化的基于WEB的用户界面子系统、系统管理子系统、报警子系统等支撑子系统之上。
5）应用层：在统一支撑平台层之上，实现数据采集与监控（SCADA）、电力高级应用（PAS）、电力需量决策分析、调度运行驾驶舱、电网运行管理系统、电能量计量系统、保护与故障信息管理、在线保护定值校核及预警系统、在线稳定预警、电网动态监测与分析、可视化展示、WEB发布等应用功能。

各功能点详解

1. 数据采集与监控（SCADA）：要接入厂区所有66kV以上变电站、发电厂的电气信息，并适当接入重要的发电机组运行状态或关键参数信息，具备电网监视、分流分类告警、历史查询及数据统计分析等功能；

• SCADA系统是数据采集与监视控制系统。SCADA系统是以计算机为基础的DCS与电力自动化监控系统；它应用领域很广，可以应用于电力、冶金、石油、化工、燃气、铁路等领域的数据采集与监视控制以及过程控制等诸多领域。在电力系统中，SCADA系统应用最为广泛，技术发展也最为成熟
• 该项目结合变电站实际生产需求，进而研制出一套数据采集SCADA系统，其主要应用于井组自动化控制与实时数据采集传输等方面。该系统架构包括两个部分：首先，前端设备由传感器(Sensor)、可编程远程传输单元(RTU)、4GLTE通信模组、二次开发显示界面及相关电气器件等设备组成；其次，后端设备为云计算中心，包括Wb管理软件服务器、实时数据库服务器、历史数据库服务器及川S发布服务器等。最后，设立集中监控中心，通过B/S系统实现对现场数据的实时展示及下发相应指令控制，以便于专业技术人员进行决策与分析。自主研发的SCADA系统与PLC系统、DSC系统相比，具有性价比更高、与无线通信网络搭配更加密切的特点，更为适合油田这样地域广阔的应用环境。

1. 电力高级应用：包括状态估计、调度员潮流、负荷预测、短路电流计算、静态安全分析功能模块，满足调度及方式人员潮流计算、方式模拟等需求
2. 电力需量决策分析；对企业主要供电线路及变压器的需量进行计算和监视，提前告知调度人员需量越限的风险，并根据预订方案给出调整策略；同时，建立适合企业负荷管理的考核和评价体系，降低企业供电成本
3. 调度运行驾驶舱：电力调度综合运行驾驶舱的功能应该包括数据归集与决策分析、供电区域与站端集中监控、“源-网-荷”集中监控、多维度指标分析等;
4. 电网运行管理系统：包括操作票管理、应急预案管理、事故报告管理、调度日志、交接班管理、调度考核等功能
5. 电能量计量系统：应通过采集终端采集园区内需要监视的电度量信息，并能自动生成用电量的日报表、月报表和年报表
6. 保护与故障信息管理：包括数据采集与运行监视、图形界面与建模、事件告警、故障综合判断、保护定值召唤与校核、远程控制、统计分析、信息归档；
7. 智能分析与辅助决策：包括停电范围分析、供电风险分析、合环操作风险分析、负荷转供辅助决策、综合故障分析
8. 调度员培训仿真：建立电力系统设备及元件的数学建模，实现对电力系统运行特性的仿真，并支持学员进行正常操作、事故处理及系统恢复的培训
9. 自动无功电压控制：含控制参数设置及建模、实时数据处理、在线分区、运行监视、控制与优化策略计算、安全与闭锁策略、控制执行、上下级协调控制、历史记录和统计分析等功能
10. 在线保护定值校核及预警系统：使用当前电网的方式数据对保护定值的灵敏性和选择性进行校核和预警；
11. 在线稳定预警：使用当前电网的方式数据对电网的稳定性进行分析和预警；
12. 电网动态监测与分析：包括厂站模型建模、实时数据监视告警、历史事件/数据查询、电网扰动识别、宽频振荡监测；
13. 可视化展示：结合用户监控场景进行设计和集中展示，包括曲线、仪表盘、棒图、二维表、树形图等形式；
14. WEB发布:通过WEB发布共享系统的实时数据、历史数据、画面和报表等资源，在WEB端实现对实时数据的监视、事件告警和历史数据查询、统计功能、报表功能。

    软件系统要求

    系统总体技术要求

    系统采用开放式结构、提供冗余的、支持分布式处理环境的网络系统。

• 1）平台与应用之间有着清晰的层次关系，平台位于下层，应用位于上层，平台为应用的功能实现提供服务。系统应统筹考虑电力调度中心各自动化系统的数据及应用需求，以面向服务的体系结构，按照应用和数据集成的理念，构造统一支撑的数据平台和应用服务总线，实现数据整合和应用功能整合，达到数据共享、数据一致、应用功能增值的目的，并为调度自动化的运行和开发提供功能强大、方便易用的集成支撑环境。
• 2）系统实现通用服务平台化，应用功能一体化，包括统一的支撑平台、图模库一体化、统一的图形服务、统一的数据服务、统一的报警服务、统一的曲线服务、统一报表服务等。
• 3）系统采用开放式结构、提供多重冗余的、多机并列运行、支持分布式处理环境的网络系统。
• 4）整个系统的设计和建设遵循统一标准的一体化平台为基础，各功能子系统及功能模块采用组件化、标准化的方式实现，对系统中的各种公共的应用以通用服务的形式实现。
• 5）系统具有系统多组态处理能力，应该支持实时态、历史态、未来态、调试态等各种不同运行状态，不同态下均能实现各种电网分析及计算功能，并能够方便的实现在不同态之间的转换。
• 6）各种综合应用分析功能的提升：在综合利用电网各种信息的基础上，实现包括实时数据交换平台、安全分析、智能化调度辅助决策、规划研究分析的应用等系统应用功能的提升；
• 7）系统针对电网特点和调度管理体制，具有实用性，功能可扩充，能不断增加新的功能模块，配置有地区特色的实用性功能软件，充分满足地区电网调度、运行要求。
• 8）系统必须满足一体化、智能化、开放性、可靠性、安全性、易用性、可维护性、可管理性的总体技术要求。

  一体化

  供配电集控站系统采用“一个平台、多个应用”的设计进行构建，一个平台是指设计一个适用于集控站内各种实时应用功能的系统支撑平台，而多个应用是指在这个平台之上构架相关的各种应用，在系统支撑平台上构架SCADA、PAS、电量、调度管理等应用。

  智能化

  促进电网运行信息的灵活共享，促进电网运行业务的灵活互动，全面提升电网运行各专业的协同作业能力，提高工作效率。充分运用自动化、智能化技术发展成果，开展电网智能调度建设，提高电网运行智能分析和智能决策能力，不断提升电网自动控制水平和安全自愈能力，不断提升电网安全、经济、优质、环保运行水平

  开放性

  系统的软硬件平台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。

  可靠性

  系统建设时充分考虑可靠性要求，通过对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

  安全性

  系统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。
  系统在运行过程中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

  易用性

  系统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

  可维护性

  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

  可管理性

  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）

  系统的主要性能指标

  系统容量

  系统按照电网8～10年期电网发展的规模要求进行配置，并能满足8～10年后电网的发展、扩充需要。
  表6-1系统配置规模表

设备的可靠性指标

系统年可用率≥ 99.99%。
服务器、工作站及网络设备的MTBF≥30,000小时。
外围设备的MTBF≥10,000小时。

系统的负载率指标

（1）电网正常状态下
在任意5分钟内，服务器CPU的平均负荷率≤20%。
在任意5分钟内，MMI工作站CPU的平均负荷率≤30%。
在任意5分钟内，主站局域网的平均负荷率≤10%。(主站局域网双网以分流方式运行时，每一网络的负载率应小于20%。任一网络故障时，单网络负载率不超过40%。)
表6-2电网正常情况下的负荷测试条件

（2）电网事故状态下
在任意30s内，服务器CPU的平均负荷率≤40%。
在任意30s内，MMI工作站CPU的平均负荷率≤50%。
在任意30s内，主站局域网的平均负荷率≤35%。
表6-3电网事故情况下的负荷测试条件

系统实时性指标

遥测量越死区传送时间：从厂站端到电网调度自动化主站主站MMI工作站上显示≤3s。
遥信变位传送时间：从厂站端到电网调度自动化主站主站MMI工作站上显示≤3s。
遥控命令传送时间：从MMI工作站上显示到厂站端开始执行≤3s。
遥调命令传送时间：从MMI工作站上显示到厂站端开始执行≤3s(直接控制模式)。
全系统实时数据扫描周期1～20s(可调)，不同厂站可定义不同扫描速率。
状态估计计算周期10～600s(可调)，每次计算时间≤10 s 。
安全分析周期1～30min(可调)，每次计算时间≤30 s。对一天96点计划的校验时间≤10分钟。
应用数据库刷新周期3～60秒可调。
画面调用响应时间(从按键到显示完整画面时间)： 90%的画面<2s，其它画面<4s。
画面实时数据刷新周期1～10s可调。
AVC计算周期4～60秒(可调)。AVC控制周期30秒～5分钟(可调)。AVC优化模块计算周期1～15分钟(可调)

事件顺序记录

SOE站间分辨率≤10ms
SOE站内分辨率≤2ms

系统的准确率指标

遥信动作准确率 = 100%
遥控准确率＝100%
遥调准确率≥99.99%

系统事故追忆(PDR)

可以保存事故前、中、后的全部信息，保存时间可以任意定义。
PDR功能应缓存1天内全部数据点的数据。
提供先进的全息事故追忆(记录连续变化的系统全部数据)，可以反演事故前后系统的实际状态。

通道速率

RTU数据采集系统总速率：9600bps× N (双工, N=512 )
远动专线通道速率：300bps/600bps/1200bps/2400bps/4800bps/9600bps/ 19.2kbps/64kbps/384kbps/2Mbps
远程网络通信速率：64kbps～2Mbps/10Mbps/100Mbps
LAN速率：100M/1000Mbps

系统切换时间

热备用方式≤10s
温备用方式≤2min
冷备用方式≤10min

系统平台及基本应用软件

总体要求

系统应遵循国际标准，采用开放式体系结构，能支持多种硬件混合平台，支持多种通用的商用数据库，支持异构环境，所有功能模块之间的接口标准应统一，方便的实现与其它系统间的接口。系统至少应能提供以下开放式环境：
标准的数据库访问接口。
基于标准的图形用户编辑、生成工具及访问接口。
标准的网络通信应用层协议、应用基本函数及调用接口。
开放式系统软件任务调用接口。
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，不应该有设计容量上的限制。
系统功能可扩充，能不断增加新的功能模块，可以整体设计、分步实施。
数据结构可以扩充，可以扩充CIM的数据模式，增加新的数据类型。
系统应采用SCADA/PAS/ DTS一体化设计，实现支撑平台的统一、电网模型的统一、图形格式和界面统一、权限设置统一。
数据库和应用功能应支持多态，如历史态、实时态、未来态、测试态、培训态等

统一应用支撑平台

统一应用支撑平台提供一套强大的、通用的服务，提供了统一的数据管理，高性能实时数据访问，协调的人机交互界面、网络消息传递、进程间通信、系统管理、报警与事件、数据转发等服务。电网运行系统的各个应用构建在统一的数据平台、基于Internet/Intranet的通信管理子系统、全图形化的基于WEB的用户界面子系统、系统管理子系统、报警子系统等支撑子系统之上。
统一应用支撑平台可以构建在各类广为接受的计算机标准和应用接口基础上。它可以移植和分布到各种硬件体系结构上，具有完整的功能模块系列。构建在统一应用支撑平台基础之上的各个应用功能就像搭积木一样，可将所有功能有机地集成为一个整体，但也可以分开实现，单独使用。系统可以很容易与其它应用系统集成，以保护用户已有的投资，并将内部的信息和功能冗余降低到最小。
统一应用支撑平台的设计遵从开放性原则。在系统设计和功能性各方面都做了充分考虑，以保证系统的可移植性、可伸缩性、互用性、连通性，从而保证系统的开放性。统一应用支撑平台遵从操作系统、数据库、图形用户界面和网络通信协议的相关国际和工业标准，这样可以保证系统随时紧跟最新技术的发展。作为一个真正开放的系统，可以发布在多种硬件平台和操作系统，以满足特定的用户需求。系统所有的应用将可以充分利用开放的统一应用支撑平台的支撑功能。
统一应用支撑平台的设计遵从分布式原则。每一个应用模块可以在分布式环境下运行，可以对其进行维护或进一步的开发，而对应用环境中的其它部分的影响最小。各个应用模块的功能分布全部由应用平台来处理。数据库的分布和消息的传递对用户是透明的，所以，应用程序可以在服务器上移动，而无需修改程序。
统一应用支撑平台，作为一个产品进行设计和管理，是SCADA、EMS各类应用的基础。它具有以下特点：
遵从开放性原则，符合相关的国际和工业标准，是一个开放的通用平台；
具有可移植的体系结构，支持多种硬件平台和操作系统；
分布式体系结构；
具有高可用性和高性能；
易于和其它应用系统集成；
具有数据和功能的可伸缩性；
模块化实现缩短了电网运行监控工程交付的时间；
支持各种规模和复杂程度的电网运行监控工程按时和按预算的交付；
通过扩展，新版本和系统增强，保护初始投资；
维护容易，可靠，无需中断系统运行。

数据库管理子系统

数据库管理系统对系统的数据进行存储与管理，数据存储采用面向对象的实时数据库+关系型数据库＋时间序列数据库+文件的方式实现数据的存储与处理。
实时应用基于面向对象实时数据库运行，保证建模方便性及访问高效性；关系型数据库存储分钟级以上历史数据，发挥其统计优势；时序数据库存储分钟级以下历史数据，发挥的大容量快速存取优势；文件系统保存图形、配置、录波信息、模型CASE等信息，实现灵活应用。平台文件管理系统采用多文件服务器，可以保证多个服务器文件同步和相互备份。
实时应用全部采用独立于商用数据库的运行模式，实时功能运行不依赖于商用数据库，因此商用库（磁盘阵列）故障不影响系统运行性能和维护升级。系统功能不局限于特定商用数据库，当商用库故障时，历史数据可缓存在实时库或文件中，保证数据不丢失，实现实时运行与商用库的无关性。
实时库中的任何数据都可以被历史应用“采集”并保存到历史库里，采集的方式包括定期，触发和手动三种方式；历史库中的数据在需要的时候恢复到研究或仿真的实时库中，进行历史重演或分析。另一方面，实时库作为历史库的缓存，对于一些统计分析，把部分历史数据存放于实时库中，以提高计算效率。
（1）实时数据库
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。
1）基本特性
实时数据库管理应具有下列特性：
实时性：应基于参考/复制与通知机制，保证全网实时数据的快速性与一致性。
可靠性：应采用影像技术，使实时数据库的运行可以不依赖于商用数据库。
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。
2）基本功能
实时数据库管理系统必须满足实时应用的及时性和关键应用的一致性要求。具体要求如下：
实时数据库数据必须基于共享内存；
提供分布式的数据库访问和统一的访问管理机制；
支持权限管理；
支持冗余配置；
支持数据库的并发访问，保证数据的安全性、一致性和完整性。
支持多种数据结构和数据类型；包括基本的数据类型、声音和图形数据类型、以及用户定义数据类型等。
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。
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。
支持实时数据库和商用关系型数据库的连接，实时库和商用库采用统一的数据库管理系统，向用户提供统一的访问接口和人机界面；
各参数数据库库表描述项应能够容纳最多60个汉字描述。
3）实时库维护
应提供数据库存取和操作的安全服务,具有检查数据有效性的能力，任何无效的数据都不应接受
系统应提供方便的实时数据库维护界面，提供数据库模式定义工具；任何修改、删除、增加记录均应做详细记录。提供灵活的数据库编辑、浏览和其它常规工具；
应提供系统管理工具和软件开发工具来进行维护、更新和扩充数据库的使用。
提供SQL的查询工具和API编程接口；用户能够使用SQL语言访问实时数据库。
提供图、库、模一次性输入数据的手段，保证三者数据的同步性和一致性；
系统应保证不同数据库备份之间的数据的一致性，当任一数据库的数据被合法修改后，所有的数据库备份应及时自动更新。
提供数据库输入校验功能，保证数据的准确性、规范性以及相互关系的合法性，发现错误时提供出错信息。
采用内、外存映射机制保存最新数据库断面，使系统重新启动时可恢复数据；
数据库快速拷贝和备份功能，在数据库破坏时能快速恢复；
具有数据库和数据修改记事功能；
提供研究态数据库，用于检验生成后的数据库在投运前的安全性、相关性和一致性，和用于程序、数据的测试；
（2）历史数据
历史数据库用来保存电网模型、事件记录、历史采样数据等。
1）基本功能
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。
2）存储的数据类型
包括：状态量、模拟量、告警和SOE数据、预报数据、计划值、事件报告、电网设备运行情况、EMS设备运行情况、设备操作记录、维护记录、各级各类告警信息。可按不同报警类型分类存储。
3）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。
4）历史数据的保存
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。
系统应设有保存“典型月”，“典型日”数据功能，对于“典型月”，“典型日”的数据要能保存五年以上。
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。
5）历史数据的管理
历史数据的管理应简单方便，系统应提供有关管理维护工具；所有的历史数据能自动存入硬盘中，同时也能方便转储到永久存储介质如磁带或光盘上长期保存，同时可从永久存储介质上读取某段时间的历史数据段面导入运行数据库后进行复档、反演及重新计算。
对周期采样数据可用历史曲线形式表达；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及累计（积分），统计的数据包括最大值、最小值、平均值、最大值最小值时刻、不合格时间、波动率、合格率、负载率等；历史数据能重新计算；可从系统中任意节点上检索和使用历史数据。
可从系统中任意节点上检索和使用历史数据，历史数据检索要求能检索历史上任意时间段的数据，检索条件能由用户自定义，并能对典型检索条件进行存储和管理。
具有与商用关系数据库的标准接口，可使用商用关系数据库支持历史数据管理。
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。
在系统发生切换时不丢失任何采样数据。备用机投入运行后，自动恢复数据，保持主备机一致。
提供实现历史数据库的镜像机制。

系统管理子系统

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。

（1）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讯接口。
应具有通讯状态监视功能，可监视交换机各端口的工作状态及数据流量。

（2）系统资源监视

系统中应有程序用以监视和记录系统中各种资源的使用情况，它将用于以下目标：
当资源使用超限时给出告警。
在系统测试验收时验证是否满足性能要求。
能够让用户工作人员跟踪系统负载情况和找出瓶颈所在，以计划系统升级。
具体监视的内容包括：CPU负荷、硬盘占用率、数据库空间占用率等。

（3）系统进程管理

进程管理功能是系统管理的一个重要方面，负责对系统中的各种进程的活动状态进行监视和管理，其主要功能要求如下：
按照预先设定的应用的分布情况，及其它所包含的进程，监视应用和管理进程。
对系统中进程的运行状态进行周期性的监视，包括其CPU负荷以及内存占用等情况。
当所监视的进程处于死循环或故障退出状态的时候，重启该进程。重启仍不成功，若该进程为关键进程，则向系统管理发送进程故障信息。

（4）系统冗余配置管理

冗余配置管理是系统管理的最重要方面，其功能应包括：
可配置多台冗余服务器，而不是限于两台。
提供可靠的多机仲裁算法，保证可靠的主备机切换功能。
检测到应用故障时自动切换。
支持手动切换功能。
除了热备用外，还支持冷备用功能。
系统应具备异地并列运行服务器功能。

（5）系统启停管理

系统管理应提供对于节点启动、停止的相关管理工具，功能包括：
启动系统：根据数据库中的配置信息决定本节点上需要启动哪些应用、相关应用的启动需要做什么初始化工作、需要启动哪些进程及其顺序，依次执行相关程序，从而完成系统的启动。相关配置信息定义在数据库中，而不需要在节点上更改批处理文件。
停止系统：根据当前节点上的运行信息将所有的应用都终止。
启动单个应用：可启动指定的单个应用。
停止单个应用：可停止指定的单个应用。
后两种主要用于系统的调试，特别适用于多个应用共享物理服务器的情况，一个应用的启动与停止不会影响其它的应用。

（6）系统参数管理

系统管理应提供参数管理功能，其主要思想是借鉴注册表机制，将系统运行的相关参数放到数据库或配置文件中，提供统一接口供应用程序访问，并提供界面供维护人员查阅、修改。
系统应提供给用户图形化远方维护工具，在现场可以提供64K以上的通道时，用户能根据提供的图形界面对系统进行故障诊断和维护。远方用户界面与实际的系统保持一致。

（7）网络管理

计算机网络管理软件维护和协调整个计算机网络系统，同时提供一个观察和控制计算机网络系统的用户接口，该功能应具有以下特性：
支持双以太网结构，并以双网分流方式同时使用两条以太网，当一条以太网发生故障时，系统可以自动地对它隔离。
可提供标准的应用程序接口，应用软件和用户自己开发的软件可通过此接口进行进程之间的网络通信。
提供热备用和备份冗余等手段来保证网络及重要服务器/工作站资源的安全。
支持用TCP/IP等通信协议，通过电力系统数据网与远方计算机系统（上、下级EMS/SCADA）交换信息。
提供观察网络上所有节点的状态和运行模式的工具，可观察到网络上所有的报文。
支持远程调用，支持终端服务，支持打印服务，支持网络打印机，支持窗口服务，支持网络文件共享，支持远方用户访问系统，访问用户受到安全控制。
具有数据网络备份功能，从系统中任一节点可实现数据的网络备份工作。
网络形式多种多样，如TCP／IP等都可使用；
真正的双网分流。双网在两个网都正常时，双网分流充分利用网络资源。当其中一个网工作不正常时，双网起到备份作用，工作正常的网络将接管所有的网络通信工作，以保证通信正常进行；
当系统中发生单交换机故障、单网卡故障、节点间网卡的交叉故障，应均不影响系统的正常运行；
对于交换及端口故障可以给出自动告警。

（8）安全管理

在任何情况下，系统的误操作和死机都不能威胁电网的安全性和可靠性，也不能对工作人员的人身安全产生威胁。
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。所有的操作都要有记录。
一般在线维护，包括图形编辑、应用数据库建立、对实时数据库记录加、删减和修改等，都不应当对系统的正常操作产生任何影响。
系统应具有一定的病毒检测功能。

（9）权限管理

1）管理权限
系统应提供：系统管理员级、管理员级、调度员级、一般人员级四个等级权限。通过权限级别控制使用者访问系统的能力及其操作控制范围。鉴别用户权限的密码应存放在服务器端。
系统具有完善的网络登录机制，确保系统网络安全。
各类操作均有记录，所有的用户登陆和操作信息等应自动记录，并能方便查询。
外部人员访问智能地区电网调度自动化主站系统的资源必须进行强行认证：
系统管理员级可以设置其他级别用户的权限和口令，具有全部的管理功能权限。
管理员级具备修改数据库（仅限修改SCADA基本参数库、PAS基本参数库、DTS基本参数库，不能对系统参数库进行修改）、修改画面等权限。
调度员级具备遥控、遥调、设置遥测、设置遥信、挂牌（接地牌、检修牌等）等功能权限。
一般人员级仅能查看画面数据、查看历史数据、打印报表等功能权限。
2）操作权限
系统可在不同的工作站上对每位操作人员设置不同的权限，并对每个人设置不同的口令。操作前进行注册登录。口令和权限只有系统管理人员才能修改。
可设置各类操作人员及其操作权限（读、写、执行）。操作权限分为系统管理员级、管理员级、调度员级、一般人员级四个等级权限。
系统统一对电网对象设置管辖责任区属性和节点权限，各级别用户只能在其节点权限范围及其责任区内的对象操作，实现不同的操作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。

（10）测试平台

提供测试平台，用以对新投厂站、新上软件的测试工作，保证在投入系统后不影响系统的正常运行。
对于新投厂站，可先在测试站上运行，以观察厂站信息、报警、计算功能、报表等的正确性，待正常后再投入系统。
对于新上软件，应由厂家做好离线测试，运行无误后再投入系统。

（11）系统运行日志

各类操作人员在本系统上的所有操作都应该予以记录，并记入历史库中。所有对数据库中的系统配置、参数和图形的修改，必须记录修改时间、人员，如对数据库中的数据修改，应记录修改后的值。系统运行日志应能按时间段（月、年）分类检索。其中包括：
运行记录：包括厂站停运记录、事故跳闸记录、系统可用记录、遥测合格率、硬件设备运行记录等。
维护人员的操作记录：包括图形、数据修改、手动切换等。
系统运行事件记录：系统运行告警、自动切机。

人机管理子系统

系统的人机界面应基于X-Window/OSF/Motif 标准，采用面向对象技术，具备图、模、库一致，生成单线图的同时，自动建立网络模型和网络库。系统提供可视化的用户人机界面定制工具，利用最新的图形显示技术和三维技术，将电力系统的信息用形象直观的可视图形表达，满足运行人员监视、控制的需要。需具备全图形人机界面，画面可以显示来自不同分布节点的数据。系统的所有应用均应采用统一的人机界面。提供方便、灵活的显示和操作手段以及统一的风格。应提供以下主要功能：

• 画面编辑功能
• 窗口管理及多种显示功能
• 交互式操作和管理功能
• 曲线编辑和显示
• 画面的打印和硬拷贝输出
• 丰富的汉化手段

  （1）人机界面

  1）语言
  中文应作为主要语言用于所有类型的画面、菜单条、对话框、帮助窗口、记录和报表的打印输出等。英文在用户确定或认可的情况下也可使用。
  系统中至少应包含简体GB二级字库，并具有组词功能。并且在系统中提供生成其它中文字的工具，能生成的中文字数量不受限制。
  为了用户生成和维护数据库、画面、报表及输入文本信息方便，应提供输入中文字的各种方法，这些方法中应包括拼音输入法。用户自定义调整实时数据界面中行距系。
  2）用户界面特性
  可在一幅画面上同时显示SCADA实时数据和PAS分析数据。
  可以调用历史接线图，即可调用历史某一整点接线图状态。
  同一界面能够显示多条曲线（5~8），并以不同颜色加以区分，可人工定义显示需要的曲线和颜色。
  监视器应包含多窗口，能同时显示多个窗口及同时运行多个程序。除了显示时间、日期等信息的专用窗口，交付使用的用户工作站应支持每个监视器至少同时打开8个窗口。
  任何时候每台用户工作站只能有唯一一个活动窗口。活动窗口应是当前所有人机交互唯一联系通道，如画面调用、画面引导、程序执行和对话框交互输入等人机交互均通过该活动窗口相互发生作用。
  应具备时间和日期、工具栏、对话框、帮助功能等基本的用户界面特性。
  3）世界图
  系统应支持称为“世界图”功能，可描述整个地区电力系统接线图。
  在同一监视器上不同的窗口应能显示世界图不同区域，且各区域可相互交迭。区域可以显示世界图上任意部分，最大范围是整个世界图。具有多监视器的工作站，应提供方便的手段使世界图在多监视器上自动拼接显示。
  缩放和平移：提供连续和不连续的平移、缩放控制功能。
  “鹰眼”观测：一个世界图的小型复制图，上面有被加亮的当前显示区域。
  细节可视级图：至少应提供16级相互独立的细节可视级图。与每个细节可视级图相应的放大率应在系统结构中定义。
  覆盖图：能生成多个数据覆盖图组成的画面。
  4）图形显示功能
  图形显示是表示电力系统运行状况的重要手段，它必须是一个多层的图形系统，它们可分成可变焦（面积缩放、步进式缩放、均匀缩放）、漫游（均匀漫游、橡皮带式漫游）、分层的图形，可滚动的固定尺寸图形。
  完全支持用户工作站的全图形显示功能，如：可缩放字体、世界图、覆盖图、视窗、菜单、面板及图像缩放。
  图形应可分为电网潮流图，主结线图，单线图，棒图，饼图，系统运行状况图，光字牌图，地理信息图，设备参数图，拉路序位图等。
  图形应有既显示全景又显示细节的功能，图形应设计为多层，每个层可显示不同的平面并且可实现无极缩放。
  字体：可用固定大小字体和随缩放功能变化的矢量字体。
  数据显示：任何系统数据库中任何数据点的任何属性均应可显示在任何画面的任何屏幕位置，数据点可以是遥测量、通过数据通信得到的量、人工输入量、计算量、历史数据、或某个应用(如状态估计)产生的量。
  通过画面编辑器可以在画面上显示数据质量指示、标签、告警屏蔽指示及画面显示外观等。
  图形显示性能：具有棒图、X/Y图和饼图的显示能力。实现电压棒图和电流棒图的自动绘制功能,点击相关设备时能弹出与设备相关的棒图。

  （2）人机管理

  控制台输入输出设备接口标准化，可随时增减、更换、升级输入输出设备。
  采用统一的窗口风格、画面格式及画面功能。
  可设置各类操作人员及其操作权限（读、写、执行）。
  可在线定义和修改系统的网络配置、全系统和各子系统配置、各设备配置、各任务配置、设备之间可能存在的备用关系、功能分布等。
  可启用全系统、某一个子系统、某一计算机结点、某一设备、通道、某一任务的运行。
  系统的性能监视：了解全系统、各计算机资源状况、CPU负荷、网络负载、内存和磁盘使用情况、数据传输速度等；具有趋势曲线、饼图、棒图等直观的系统性能监视手段。
  监视全系统、各子系统、各设备、各应用、进程等的运行情况，包括值班、备用、测试、离线、故障、运行、设备忙、未知状态等，诊断潜在的故障。
  操作员注释、记事本、挂牌（包括挂接地线，对挂牌、接地线应能自动统计，提供一览表）。
  打印功能。
  自动存储维护人员工作记录。
  远方显示、诊断工作站。
  人机联系时效机制：用户在登录系统时能自行设置本次登录的有效时间，超出有效期后，系统自动注销该用户。
  通过单线图（厂站图）进行设备参数的查询和检索。
  通过单线图（厂站图）进行对相关厂站或该厂站内某一设备的运行数据（遥信变位、告警信息、遥测曲线等）的查询和检索。
  作图工具应方便和实用，并应适应电力系统的实际情况。能方便地画出各种电力设备。能在作图时同时定义动态量，无需另外定义。
  提供不同方式的图形浏览手段。画面的调用主要有：键盘调用（包括热键、特殊键）、二级菜单、关联调用、光按钮、翻页等。
  图形系统中应有丰富的电力图元供用户选用，并且用户可自行定义生成各种图元。
  制图过程应可在线完成。增加、修改、删除画面不能影响系统的正常运行。
  系统的图形数目不应受限制。并应提供方便的检索手段。
  所有图形自动保持全网一致，无需用户手工拷贝画面，由系统统一管理并存于服务器；
  所有图形具有分层与分平面功能，可方便地制作各种地理图形。
  （3）信息分流功能
  系统应具有信息分流功能：在工作站上可以设定只显示某几个变电站的信息或某个变电站的部分的信息，不选定的站和不选定的信息则不作显示（包括报警、事故推画面和事故追忆等显示内容的完整分流），这种操作和设置必须简单。
  挂牌功能。
  信息分流功能的设置应可以通过有权用户随时修改。
  （4）拓扑着色
  能根据开关、刀闸的实时状态确定系统中各种电气设备的带电、停电、检修、接地等状态，并用不同的颜色在系统单线图和厂站图上表示出来。
  当有开关变位时包括人工设置的状态变位，拓扑着色软件自动启动。
  （5）画面的生成和维护
  1）图形编辑器
  系统应提供灵活、方便和丰富的图形编辑功能，可以利用系统自备的图元与用户编辑的图元，自主地定制各种接线图、目录、曲线等。
  图形编辑器界面应包含如下内容：
  标题栏、菜单/工具栏、作图区、作图区菜单、图元工具箱、属性编辑框、数据库属性编辑框、导航区、告警提示框、信息显示栏等。
  2）图形编辑器功能
  画面编辑器应支持所有电力系统设备元件表示方法库的创建。
  动态数据区可以在现有的显示画面上有选择地增加或删除，且不会人为限制动态数据区的数量。
  创建、修改、删除显示画面时不需要更改任何软件或固件。
  从资料库里应能够创建、修改、存储、检索显示画面模版及指示符。
  任何显示画面均可能包括从多数据源（实时的、计算的、估计的等等）获取的动态数据。
  用户应被告知显示画面里的无效数据库联接。
  画面编辑器应能够剪切、复制、粘贴现有显示画面的一部分（或整个部分）到新的或现有的显示画面上去，并利用单个命令去更新所有的数据库引用。
  系统画面应符合用户的使用风格要求，确保美观。
  方便实现图层的显示、管理和使用。
  可以进行复制、删除、粘贴，以及连带数据库属性复制和粘贴。
  具有多种线形、多边形、圆形以及立方体图元，可以任意选择线宽、线型、线色和填充色。
  具有各种电气图元，可以方便地绘制电气接线图。
  具有各种动态标志和动态数据图元，可以实时动态地显示各种变化的工况、潮流，以及有功、无功、电流等量测数据。
  具有强大的曲线工具图元，同一横坐标，主、副两个纵坐标，可以任意连接数据库中的一组或几组数据，以不同颜色显示。
  具有棒图、饼图图元，可以任意连接数据库中的一组或几组数据，以不同颜色显示。支持各种曲线的显示属性的设置，如颜色、标记、显示类型等。
  具有列表和历史列表图元，以表格的形式显示数据库中的表，可以进行域属性以及检索条件的设置。
  具有仪表图图元，可以表示各种电力系统表计。
  具有标志调用图元，可以进行图形切换、进程调用以及消息处理。
  可以对图元进行旋转、水平、垂直镜像操作，并可进行位置的微调。
  可以对一组图元进行左、右、上、下、居中对齐排列，并可设置水平、垂直间距。
  可以对一组图元进行组合，并取消组合。
  可以设置背景色、前景色、背景贴片。
  （6）图模库一体化
  系统应提供按照面向对象的方法设计的基于CIM的图库一体化技术，图形和数据库录入一体化，作图的同时可在图形上录入数据库，使作图和录入数据一次完成，自动建立图形上的设备和数据库中的数据的对应关系。所见即所得，便于快速生成系统。
  图模库一体化技术应可以根据接线图上的连接关系自动建立整个电网的网络拓扑关系，以简化系统的工程化工作和维护工作，且保证维护工作的正确性，避免人为错误，保证图形、模型、数据库的一致性，减少建模和建库时间。
  结合图模库一体化技术，系统应提供一套先进的图形应用切换技术。使用一幅图形，将不同应用共用的图形元素以及独特的图形元素都画在同一幅图里，在用户调出图形后，根据用户所选择的不同应用，图形系统自动识别显示该应用下的内容。
  系统能够自动导入SVG格式和Autocad格式的图形，并能将系统中的图形以标准SVG格式的要求对外提供服务。
  图模库一体化必须能够满足方便建模的要求，能够实现间隔、厂站的复制，在复制的基础上灵活的实现新间隔、厂站的建立。
  （7）趋势曲线
  1）趋势记录工具
  由图形编辑器生成的曲线画面。
  实时趋势曲线工具。
  历史趋势曲线工具。
  2）趋势曲线性能
  能对每个趋势曲线画面分别定义趋势曲线的方向(水平或垂直)，能为每条趋势曲线定义颜色,选择时间刻度值。
  多坐标：在同组坐标轴上可同时绘制多条独立数据值的趋势曲线(最多20条)。但在同一时间轴上，所有同时显示的曲线应有同样的时间刻度。
  实时曲线的刷新频率最小可达到1秒。
  坐标自适应。
  每条曲线的限值可自动读入，也可人工设置。
  游标值显示：随着光标所在的垂直时间轴的断面的移动，应显示在该断面上趋势曲线点的时间、曲线数据、及其它有关数据，断面像素对应时刻如果在趋势曲线对应内存数据中无精确匹配，则显示该像素对应精确时刻的线性拟合值。
  3）实时趋势曲线工具
  可选择任何实时数据库模拟量点用于实时趋势曲线显示。
  具有自动平滑功能。
  趋势曲线按时间轴上的数据更新时间间隔用最新数据更新。
  4）历史趋势曲线工具
  可显示历史数据趋势曲线，此时需指定：
  需显示的趋势点
  起始时间(日期及时间)及终止时间
  时间比例刻度（应不小于该数据的实际采样周期）
  5）历史曲线功能
  当显示实时数据趋势曲线时，用户可对同一数据点显示历史数据曲线。
  在同一画面上能至少同时显示四条以上不同类型（来自不同数据库如实时、历史）的趋势曲线，并具有自适应的坐标调整功能。在趋势曲线上选择任一点时能显示该点的数值。
  趋势曲线能为调度员提供实时电力曲线与计划曲线对比功能。
  指标可分段设置。
  提供灵活方便地建立曲线的手段，能为调度员提供不同年份、月度、时段的电力曲线。

  报表管理子系统

  报表管理子系统，提供专门和通用报表生成工具，具有全图形的人机界面、所见即所得的功能、电子制表功能，能方便生成各种表格。
  报表的数据来源：实时数据、历史数据（包括链接的商用关系数据库中的历史数据）、应用数据、用户自定义数据、其它报表输出数据、以上数据的运算结果、统计数据；报表表面计算结果应能存入数据库，并能作为报表数据的数据源。
  报表种类包括：时报、日报、周报、旬报、月报、季报及年报等。报表的生成时间、内容、格式和打印时间可以灵活定义。
  报表的内容包括：运行和计划数据、主要趋势曲线、SOE及PDR、电网设备运行状态、EMS设备运行状态、对EMS设备的操作、各级各类报警信息和各类数据库中所需要的其它数据。
  报表管理应有计算功能、编辑功能、显示功能、打印功能、安全机制和日志管理。
  计算功能应具备丰富的运算符、运算函数以及可自定义函数、公式，计算包括数学计算、逻辑计算、统计计算、任意组合的计算公式、时间转换子例程等。
  可在线简单、方便建立和修改报表的各种格式及数据；可定义各种运算、函数、表达式，任意插入、删除表格各项目，具有剪贴板功能；
  支持汉字和图文混编，有专用的图形编辑器，用以生成曲线、棒图、饼图等并嵌入报表，还可以嵌入位图，图形可以任意移动，变化大小（位图除外）；
  可以方便选择各种常用字体、大小、修饰；能生成各种与数据库有关的前景。具有汉字编辑、显示和打印功能。
  可在线从画面系统中调出所需的报表并可修改数据，对人工修改过的报表数据应加以标识。
  报表建立、修改、浏览应有用户口令保护。
  按条件生成报表（如最大有功时对应无功数值表等）。
  记录报表的生成或修改时间、操作员姓名、主要操作内容等资料。
  系统保留一个月的报表打印日志文件，包含时间、打印请求、打印过程、用户所运行的控制命令，可作为历史文件保留。
  打印方式
  事件打印：由电力系统事件或预先定义的事件来启动。如告警打印。
  召唤打印，由调度员召唤时启动，可打印图形、报表、数据库定义等。
  周期打印，按指定时间打印周期性表格，打印周期可以由调度员调整。
  报表可支持图形模式和文本模式的打印，图形支持图形模式的打印，告警支持文本模式的打印。各种打印均支持中文字符。
  提供打印任务管理工具，打印任务可以人工删除。
  系统的各种画面和曲线等均可打印。
  支持区域打印：可仅打印活动窗口画面，或打印整个监视器屏幕。可支持彩色打印机。打印请求有缓冲机制，用户工作站不必在打印时处于等待状态。
  可从系统中任意节点上检索和使用报表。
  在PC工作站上系统报表应能用EXCEL工具打开和生成。
  报表管理系统提供报表中的字体字号等格式修改功能。

  报表管理子系统

  报表管理子系统，提供专门和通用报表生成工具，具有全图形的人机界面、所见即所得的功能、电子制表功能，能方便生成各种表格。
  报表的数据来源：实时数据、历史数据（包括链接的商用关系数据库中的历史数据）、应用数据、用户自定义数据、其它报表输出数据、以上数据的运算结果、统计数据；报表表面计算结果应能存入数据库，并能作为报表数据的数据源。
  报表种类包括：时报、日报、周报、旬报、月报、季报及年报等。报表的生成时间、内容、格式和打印时间可以灵活定义。
  报表的内容包括：运行和计划数据、主要趋势曲线、SOE及PDR、电网设备运行状态、EMS设备运行状态、对EMS设备的操作、各级各类报警信息和各类数据库中所需要的其它数据。
  报表管理应有计算功能、编辑功能、显示功能、打印功能、安全机制和日志管理。
  计算功能应具备丰富的运算符、运算函数以及可自定义函数、公式，计算包括数学计算、逻辑计算、统计计算、任意组合的计算公式、时间转换子例程等。
  可在线简单、方便建立和修改报表的各种格式及数据；可定义各种运算、函数、表达式，任意插入、删除表格各项目，具有剪贴板功能；
  支持汉字和图文混编，有专用的图形编辑器，用以生成曲线、棒图、饼图等并嵌入报表，还可以嵌入位图，图形可以任意移动，变化大小（位图除外）；
  可以方便选择各种常用字体、大小、修饰；能生成各种与数据库有关的前景。具有汉字编辑、显示和打印功能。
  可在线从画面系统中调出所需的报表并可修改数据，对人工修改过的报表数据应加以标识。
  报表建立、修改、浏览应有用户口令保护。
  按条件生成报表（如最大有功时对应无功数值表等）。
  记录报表的生成或修改时间、操作员姓名、主要操作内容等资料。
  系统保留一个月的报表打印日志文件，包含时间、打印请求、打印过程、用户所运行的控制命令，可作为历史文件保留。
  打印方式
  事件打印：由电力系统事件或预先定义的事件来启动。如告警打印。
  召唤打印，由调度员召唤时启动，可打印图形、报表、数据库定义等。
  周期打印，按指定时间打印周期性表格，打印周期可以由调度员调整。
  报表可支持图形模式和文本模式的打印，图形支持图形模式的打印，告警支持文本模式的打印。各种打印均支持中文字符。
  提供打印任务管理工具，打印任务可以人工删除。
  系统的各种画面和曲线等均可打印。
  支持区域打印：可仅打印活动窗口画面，或打印整个监视器屏幕。可支持彩色打印机。打印请求有缓冲机制，用户工作站不必在打印时处于等待状态。
  可从系统中任意节点上检索和使用报表。
  在PC工作站上系统报表应能用EXCEL工具打开和生成。
  报表管理系统提供报表中的字体字号等格式修改功能。

  数据采集与监控

  数据采集与监控（SCADA）是EMS系统的基础应用，由前端数据采集装置和I/O节点、SCADA节点、网络通讯节点、历史节点组成。SCADA功能包括：数据采集和处理、控制和调节、事故追忆（PDR）、报警处理、事件顺序记录(SOE)等。

  实时数据采集

  系统的数据采集功能应支持信息分组采集、无线网络方式的信息采集以及自动化数据通道按端口值班功能，实现对厂站数据采集以及对采集主备通道的软切换。前置数据采集应充分利用数据网络资源，尽量减少专线通信，以网络为主，网络和专线并存且互为主备，综合考虑与通信系统的防雷措施。

  （1）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）、时间顺序记录、保护装置定值参数和动作信号、RTU的复位信号。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和保护数据。
  与省调SCADA系统通信收集的数据。
  系统时钟同步数据。

  （2）数据采集来源

  系统可以采集各类RTU、综自系统的信息，接收省调EMS、集控站等监控系统的转发数据，以及GPS时钟、频率、UPS电源和其它计算机系统传送来的数据及人工设定的数据。

  （3）支持规约及通道类型

  系统能接收不同传输速率和不同通信方式的变电站自动化设备（串口：300至9600波特全双工通信；网络：10MBPS）,主通道和备用通道可具有不同的通信速率、热备用，常规通道和网络通道热备用并可切换。
  数据通道形式有四线模拟通道、232数字通道、2M通道，以及网络通道等传输方式。
  系统能接收不同传输规约及不同通信方式（同步、异步等）的RTU，应有规约库，如部颁CDT规约（新/老规约及变异版本）、 DNP3.0、IEC 60870-5-101、IEC 60870-5-103、IEC 60870-5-104、TASE2、1801、S5、DISA、 POLLING、MODBUS等国内常见的规约，能对各种规约进行较为详细的解释。系统不仅支持RS232等基本串口标准，还全面支持各种流行的串口网协议；支持的协议有：TCP／IP，PPP，SLIP等，以保证通讯部件技术的先进性。
  系统还能通过授权用户，定义生成新的规约或通过系统提供的API函数对规约库进行扩充。系统可以通过规约库规约实现以模拟RTU方式对外进行数据转发；也可以通过规约库规约实现与其他系统的互连，实现数据共享。
  灵活、方便地配置新规约。
  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。实现网络通道与常规通道的互为备用。

  （4）其他功能要求

  具备多数据源的优化判断，可通过自动或人工方式选用高可靠性的数据信息。
  每路RTU配置主/备通道。能监视、检测主备通道，任一通道异常都会给出报警。主/备通道能自动切换。通道切换时不丢失任何数据。对值班通道瞬间故障造成的数据丢失进行补发。前置机厂站通道切换不应产生误遥信。
  数据采集周期、全数据扫描周期、方式、参数等可在线定义，状态量的变化应优先传送。
  必须提供对RTU多种规约的测试软件和工具。
  自动统计各通道的运行情况，统计通道停运时间，计算通道的误码率，并生成误码曲线。
  对上、下行通讯报文可以通过任一CRT，包括远程方式实时监视，并可以按需分类查看、预约保存或打印输出。
  全数据扫描周期可以人工设定。具有人工/自动方式实现厂站系统的数据召唤功能。
  主备数采服务器均衡负载，以提高系统效率。
  对于通信协议、通信方式、通信端口等参数均可以在线修改。能在线关闭和打开指定通道，可动态复位通讯口。
  在数据采集的同时，应提供对远动通道、网络通信通道和厂站端远动设备的检测手段，以便及时发现它们的故障，采取相应的措施。对于通道故障的厂站，系统应能判断中断的具体原因（网络不通或是应用不通）。CRT画面上的数据有明显区别以标明其故障。
  当因通道故障、通讯板故障、通讯适配器故障使正在处理该站的前置机不能正常接收信息，而另一前置机虽未处理该站信息，但能正确接收该站数据，系统自动将该站的处理功能切换到该前置机上。
  系统应提供数据采集监视调试界面，监视调试界面支持多客户端。界面上可以实时监视RTU遥测、遥信的接收时间、变化时间等，每个遥测可以监视原码值和解码值。针对不同通信规约/协议提供相应的监视界面，支持RTU源码显示和分帧显示。
  模拟量、状态量、电能量、计算量及状态估计值等数据都有质量标志和来源标志。
  应能按周期(时间可调)对信息及数据进行状态估计、可信性评估等，填写数据质量标志。
  根据数据源的优先等级，优先级从高到低，寻找可信实时数据作为系统显示值、计算分量、报表数据、历史数据等。人工强制输入数据优先级最高，缺省值优先级最低。
  状态量能设置告警等级，模拟量能设置满码值、偏移量、归零范围及告警等级。
  能对二进制或BCD码的模拟量数据进行工程量的转换、限值检查和合理性校验。
  前置机应支持多机扩展。
  卫星时钟及时间处理，接入标准卫星时钟，向全网广播统一时钟，并定时与各厂站自动化装置进行远方对时，为系统后处理提供唯一的时标。

  （5）控制与调节功能

  控制和调节内容包括：断路器、刀闸分/合、变压器抽头调整、信号继电器复归、无功补偿装置投切及调节等。(主变调档时档位变化能完全反映在告警窗)
  系统中应采用有效措施保证控制操作的安全可靠,以防止发生误操作情况，主要包括：
  控制和调节必须在具有控制权限的工作站上进行。
  控制和调节应有操作人员、监护人员口令，及被控制点的“名称+编号”的校核以防误选点。
  不同工作站同时对一个设备进行控制的情况将被闭锁。
  采用遥控操作的异机监护。即遥控操作时操作人员在一台机上选点，必须得到另一监护机上监护人员对同一对象的监护确认，才能进行下一步的步骤。
  具备返回校核功能，以确保YK命令被正确无误地执行。
  具备定时限保护功能，在定时限内如果YK命令没有执行将自动撤消这次命令
  控制正确执行后，画面上将反映控制操作后设备的状态，并清除本次选点。
  可设定禁止控制并给出相应标示。
  必须有严格的权限分级控制。
  所有操作要记录操作人员的姓名、操作对象、操作时间、操作节点、操作结果等，可调阅和打印。
  满足电网实时运行要求的时间响应特性。

  实时数据处理

  经过数据处理的数据成为EMS系统中各项应用功能的基础及源泉。除了对数据处理以外，还对所有数据打上质量标鉴，以标明其可信度。

  （1）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。
  提供遥测越限延时（可调）处理功能，如某一遥测越限并保持到设置的时间后，才作告警。
  数据滤波，根据每个量的多组限值以及前后变化趋势，滤除尖峰数据。测量数据单点死区可人为设置。
  滤除由于干扰引起的遥测量突变及其他可能引起的数据干扰和突变。
  零漂处理。对于测量值小于某个死区时，可以将该测量复位到零。
  多源数据处理，可以根据预先设定的原则和顺序选取采用的数据，不同来源的数据在数据库中都有标明。
  可以在线修改设备参数。
  需有自动旁路代功能及列表，对旁路代路进行模拟量、状态量、电能量的自动处理，并能查询、统计、汇总旁路代信息。
  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。
  在进行其他计算和统计，被代量测在存储历史数据时，能自动考虑旁路代结果。
  能保存每日、每月、每年最大、最小负荷断面，即潮流图，并方便查询。能排除有明显的干扰点，即坏数据，不至于当成最大、最小负荷值而保存断面。系统应支持用户自行调用任意时刻的负荷断面。
  系统支持按时刻（小时、分钟）调用负荷断面。
  系统可根据负荷情况，自动调整断面保存时间，进行断面数据保存。
  系统支持断面数据保存激发设置，即当遥测点达到限值、指定遥信动作时，进行数据断面保存。

  （2）状态量处理

  状态量包括开关状态、主变分接头位置、刀闸位置、保护动作情况、各通道运行工况、其它状态量信息。
  状态量的极性处理：“1”表示合闸态，“0”表示分闸态，并可进行反极性修改和处理。
  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。确认监视并为操作员引出专门的文字信息、语言信息和厂站工况图。
  处理后的信息送至：
  文字显示、语言信息系统、实时及历史数据库、变位打印及表格显示、事故追忆、模拟盘、网络分析。
  对于检修和不可用状态的开关可进行按单元或按站屏蔽，使其处于禁止或使用状态，以过滤因开关检修而产生的虚假报警。
  采集和非采集状态量应有明显的颜色区分，颜色的选用应能根据用户的要求灵活改变，同时在图表上显示相应标志。
  可对开关等设备变位次数自动进行统计、分类并存入数据库，超过设定次数给出报警。
  合理性检查：当收到一个变化了的状态量时，根据与其有逻辑关系的其它状态量或数值来进行合理性检查，这种逻辑关系可以由用户来定义。例如，当一个开关跳闸时，相应的输电线路的量测应该为零等。
  报警通告：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。
  逻辑处理：一个状态量可来自于基于一些状态量的逻辑表达式。
  多态数据处理：系统能对同一状态量的多个状态进行不同的处理。
  应提供防止干扰引起遥信变位误报警的手段，能统计开关跳闸次数和事故跳闸次数。
  其他处理
  滤除由于干扰带来的假变位信号
  滤除由于开关接点抖动带来的假变位信号
  对于可疑信号在数据库中将被标明身份，并在CRT上显示
  正确区分事故跳闸和人工分闸，并给出不同的报警
  状态量可以人工封锁并有颜色区分
  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。

  （3）多源数据处理

  系统应具有完善的多源数据处理。来源包括不同通信方式、状态估计和人工置数，以有其他应用软件的计算值。可定义不同来源的优先级。可以禁止某一来源数据进入数据库。其来源对用户和EMS应用功能是透明的,但具有数据来源标志，在需要时，可显示数据来源。
  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。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传送来的数据以一个厂站数据的形式传送至后台。
  多源数据的处理可应用到CRT/LCD画面显示、报表和相关系统的数据交换并有区分标志。CRT/LCD显示、报表中的标志可人工禁止/显示。同一测点的多源数据满足系统维护上的可观测要求。
  能够充分考虑直采数据、转发数据以及状态估计数据作为多数据源的处理，对于跳变的数据达到一定阀值后（阀值可人工设定），可以采用状态估计的数据做为系统优先数据源。
  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。

  （4）BCD码处理

  一些模拟量值如频率、电钟时间等出于保持精度的原因，采用BCD码格式。系统应能识别出这些点的值代表BCD值，并进行相应的处理。BCD模拟量按常规模拟量同样处理，包括极限检查和报警处理，并在实时数据库中作为模拟量点存储。同样可以进行合理性检查、工程量转换、越限检查等。

  （5）计划值

  数据来源：人工输入和从其它应用软件中获得。包括从Ⅲ区经反向隔离传送来的计划值（文本文件格式）。PAS负荷预报的结果可以作为SCADA的计划值。每天点数可定义，对计划值的修改提供按授权和时间上的控制，并产生事件记录。实时值与计划值按照用户要求，可采用图形、曲线、表格等方式进行实时比较，并可统计和计算。可定时或人工将计划值下传至厂站。

  （6）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，每种质量码可定义相应的颜色显示。常用的数据质量码列表如下。
  正常数据：在最后一次应答中成功采集到的数据。
  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(称为相关计算元素)计算得到的点。数据颜色设置为最高级别相关计算元素的数据颜色。
  可疑数据：数据点值超过了模拟量的可能极限范围。
  不刷新数据：该数据在指定的时间范围内未有刷新。
  越限数据：该数据超出了报警上下限的范围。
  人工置数：该点显示的数据值为人工置数值。

  调度员操作

  调度员可控制两状态设备如断路器和隔离开关、三状态设备如电动隔离开关、多状态(升/降)设备如变压器分接头和设定值设备如发电机控制器。调度员可以控制直流输电设备和串联电容补偿设备。某一时刻只能有一个调度员选择某个设备进行控制，或进行其它针对点的操作(如加标签)。如果调度员不能在规定的周期内完成控制步骤(或其它针对点的操作步骤)的下一步操作，对该点的选择则被自动取消。
  在操作步骤的过程中、在控制请求命令被送往厂站前发生任何事件时，控制请求将被拒绝。命令被拒绝及其拒绝的理由将通知用户。
  调度员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实时趋势曲线、历史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等）。

  事故追忆（PDR）

  EMS系统在检测到预先定义的触发事件，可以自动启动事件事故追忆。该类触发事件可以是设备状态变化、测量值越限、测量计算值越限、温度越限、时间越限、逻辑计算值为真、操作命令等。

  （1）记录功能

  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。
  具备全景PDR功能。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。
  事故记录时间、扫描间隔可以由用户离线和在线定义。
  触发事件的最大数目可达到500个。

  （2）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。

  （3）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。
  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。
  记录的事故重演数据可全部打印也可按类别选择打印输出。
  可以单线图、网络图、曲线、图表、报表再现PDR数据。PDR重演时应具有事故发生时的所有特征如报警、静态图等

  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。

  （1）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。
  SOE事件。
  变压器抽头档位升、降，双位开关量的游离状态。
  运算和预测结果。
  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。

  （2）报警处理

  当检测出一个报警后，应产生下列动作：
  信息分级别处理：所有报警信号可以按其动作原因和性质进行分类，并按其重要程度分不同等级，各个等级报警可以使用包含声音报警、语音报警、打印报警、推画面报警等几种方式，可单独使用，也可组合使用，并可根据工作站的职责范围有选择性地报警。
  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)应闪烁和变色。
  在报警窗口或报警行显示报警信息。每个节点可以设置多个报警显示窗口，各窗口可显示不同类型的报警信息。
  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。
  在发生接地等故障（单相、三相）时，应能自动推画面给值班员。
  具备独立的未复归告警信号窗口，所有未复归信号能在此窗口中保持。
  自动记录和打印报警信息。
  系统的报警既供SCADA使用，也对PAS等开放。

  （3）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。
  具有针对调试工作站的告警屏蔽/解除屏蔽功能。

  （4）报警语音信息

  支持语音报警自动合成功能，各种报警类型均能根据需要设置音响或语音报警，可自动或手动复归，在线启用/封锁语音报警及修改自动复归的时间。各节点除了能根据报警的类型选择是否报警外，还能按模拟量、状态量的报警等级进行选择。
  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。

  （5）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及告警窗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。

  （6）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。

  事件顺序记录SOE

  系统以毫秒级精度记录所有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。
  SCADA数据库的任一状态量均能被定义为是否带时标，用户能根据需要任意选择是否带时标处理
  能按照类型、厂站、间隔、设备等对SOE进行分类定义。用户可以选择对某一类数据或全部数据的SOE进行检索和查询。
  站内SOE的分辨率≤1ms，站间SOE的分辨率≤10ms。
  对采用主站对时的RTU，可对通信线路传输引起的时延进行校正计算。
  SOE记录包括记录时间、动作时间、厂站名、事件内容和设备名，主站系统按照设备记录的时间顺序，将SOE记录保存到历史数据库中。
  SOE记录可以根据选择显示和打印输出。
  用户可选择对告警量和SOE同时进行屏蔽和接触屏蔽功能。

  计算和统计功能

  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。

  （1）派生计算量

  对所采集的所有量（遥测、遥信、电度）能进行综合计算，以派生出新的模拟量、状态量计算量，派生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。
  系统在进行其他计算和统计时，能自动考虑旁路代结果。
  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。

  （2）计算公式

  计算可进行加、减、乘、除、三角、对数等算术运算，也可进行逻辑和条件判断运算。可以自定义计算公式。
  提供方便、友好的界面供用户离线和在线定义计算量和计算公式。
  系统的支持平台提供公用的计算服务功能，对SACADA、PAS、DTS等各个应用都是通用的。计算公式可以通过图形工具自由定义，不需要用户编程。计算公式的各个分量数据可以是实时数据，也可以是历史数据，还可以是其它公式的计算结果。
  系统的公式计算的启动方式有周期启动、定时启动和人工启动。启动时间可调。
  计算公式提供各种运算功能，基于略有简化的标准C语法的计算公式定义功能，用户可以方便地定义计算公式和输入变量，不同类型的操作数可以被用在同一计算表达式中，对计算表达式可根据算术规则判定优先级。
  系统支持各种运算，可实现下列各类计算功能，并具有很高的运算速度：
  代数运算：包括加、减、乘、除。
  指数、对数运算：包括整数指数、分数指数、自然对数、以10为底的对数。
  三角运算和反三角运算。
  最大值、最小值和平均值运算。
  绝对值运算。
  布尔运算：与、或、否、异或等。
  条件判断运算：if、else等。
  求补。
  循环运算：do…while、for等。
  自身函数引用。
  比较运算：>、>=、＝、<>、<=、<。
  统计计算。

  （3）常用的计算库

  为免去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选择使用。包括：
  电压；
  周波；
  电压波动率、电压合格率、电压逆调系数计算；
  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，包括带符号的总加计算和取绝对值总加计算。
  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；
  功率因数计算；
  平衡率计算；
  电流有效值计算；
  电量积分计算。
  峰谷差率计算。

  （4）统计计算及考核

  可根据电网目前的频率、电压、联络线考核要求，对电压、频率、功率、电流、功率因数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。
  电网运行的考核数据包括电压监视点的电压、各区域电网的频率、区域电网间的联络线交换功率等。
  电网运行考核数据的模拟量都能进行带时间段的高低限值越限监视检查，比较的基值为计划值和准则规定值。限值能个别定义。时段分为96个时段（可调），一个时段至少一个限值。
  监视分上限、下限为一对限值。采用延时和死区来防止运行值在限值附近波动而频繁报警。统计月最大、最小值，取得最大值最小值的时间、平均值等。
  电压合格率统计包括越限/正常时间统计。可分层、分站统计。电压合格率的统计分为以下几种：
  固定周期采样点考核法，一般为24点/天，96点/天，288点/天，统计发生电压越限的采样点，根据不合格采样点的数量计算电压越限时间。
  电压越限时间累计考核法，对电压在任一时刻发生的越限时间，都作为不合格时间进行统计。
  按用户要求的方式统计。
  电网频率、时差考核统计、频率不合格时间、次数。
  联络线交换功率考核统计。按值、日、月、年分别统计。
  SCADA/EMS各类实用化考核统计。按月、年分别统计。
  自动平衡率计算。
  停电设备报警、统计。
  设备越限报警、统计。
  以上统计和计算的结果可作为按日、月、年保存在历史数据库。

  系统监视

  （1）潮流监视

  应具备对电网运行工况的监视，包括有功、无功、电流、电压、频率及越限监视，断路器、刀闸状态及变位监视等。
  应能通过地理潮流图、分层分区电网潮流图、厂站一次接线图、曲线、列表等人机界面显示当前潮流运行情况，并应提供可视化的展现手段，如饼图、棒图、等高线、柱状图、管道图、箭头图等，提升显示效果；
  应提供对全网发电、受电、用电、联络线、总加等重要量测及相应的极值和越限情况的记录和告警提示；
  应能展示同期并列相关信息。

  （2）故障跳闸监视

  应提供故障跳闸判据定义工具，便于在不同条件下实现故障跳闸监视；
  应能正确区分正常操作跳闸和故障跳闸，可判断开关故障跳闸和设备故障跳闸；
  应能判断机组出力突变，实现机组故障跳闸监视；
  应提供告警，形成故障跳闸监视结果列表，并可自动推画面及自动触发事故追忆。

  （3）动态拓扑分析

  动态拓扑分析功能应包含但不限于以下功能要求：
  要求拓扑分析根据开关、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；
  拓扑分析在SCADA界面或状态估计界面下均可以实施；
  系统在实时态和其它态下均应能实现拓扑着色；
  元件的状态分为运行、热备用、冷备用、检修四种，各类状态着色要求如下：
  运行元件根据其不同的电压等级分别用不同的颜色表示；
  热备用元件统一用一种颜色表示；
  冷备用元件统一用一种颜色表示；
  检修元件闪烁显示。
  颜色可以由用户自定义；
  拓扑分析应由事件启动，即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或恢复带电时，可实时分析各设备的带电状态；
  用户可方便地切换是否启用拓扑分析，当停用拓扑分析时，所有设备无论带电状态为何均按其所属电压等级着色；
  系统能自动着色的画面包括：厂站单线图和电力系统网络图；
  系统处理网络拓扑分析时间与实时数据扫描周期保持一致；
  拓扑中的各种颜色可以由用户自定义，系统应提供方便的设置工具。

  操作与控制

  操作与控制应提供人工置数、标识牌操作、闭锁和解锁操作、远方控制与调节等功能。

  （1）人工置数

  人工输入的数据包括状态量、模拟值、计算量。
  人工输入数据应进行有效性检查。
  应提供界面以方便修改与电网运行有关的各类限值。

  （2）标识牌操作

  提供自定义标识牌功能，常用的标识牌应包括：
  锁住——禁止对具有该标识牌的设备进行操作；
  保持分闸/保持合闸——禁止对具有该标识牌的设备进行合闸/分闸操作；
  警告——某些警告信息应提供给调度员，提醒调度员在对具有该标识牌的设备执行控制操作时能够注意某些特殊的问题；
  接地——对于不具备接地刀闸的点挂接地线时，可在该点设置“接地”标识牌。系统在进行操作时将检查该标识牌；
  检修——处于“检修”标志下的设备，可进行试验操作，但不向调度员工作站报警；
  可以通过人机界面对一个对象设置标识牌或清除标识牌，在执行远方控制操作前应先检查对象的标识牌。
  单个设备允许设置多个标识牌。
  标识牌操作应保存到标识牌一览表中，包括时间、厂站、设备名、标识牌类型、操作员身份和注释等内容。
  所有的标识牌操作应进行存档记录。

  （3）闭锁和解锁操作

  提供闭锁功能用于禁止对所选对象进行特定的处理，应包括闭锁数据采集、告警处理和远方操作等。
  闭锁功能和解锁功能应成对提供。
  所有的闭锁和解锁操作应进行存档记录。
  提供闭锁一览表。

  （4）远方控制与调节

  控制与调节类型应包括：
  断路器和隔离断路器的分合；
  变压器的分接头调节；
  投/切和调节无功补偿装置；
  投/切远方控制装置（就地或远方模式）；
  控制种类应包括：
  单设备控制：针对单个设备进行控制；
  序列控制：应提供界面供操作员预先定义控制条件及控制对象，可将一些典型的序列控制存储在数据库中供操作员快速执行，例如拉限电控制。实际控制时可按预定义顺序执行或由调度员逐步执行，控制过程中每一步的校验、控制流程、操作记录等与单设备控制采用同样的处理方式；
  操作方式应支持：
  单席操作/双席操作；
  普通操作/快捷操作。
  对开断设备实施控制操作宜按三步进行：选点、预置和执行，预置结果显示在画面上，只有当预置正确时才能进行执行操作；
  对于快捷操作，则由操作员选定控制对象后直接下达执行命令，由系统自动完成预置-执行的完整控制流程；
  在进行选点操作时，当遇到如下情况之一时，选点应自动撤销：
  控制对象设置禁止操作标识牌；
  校验结果不正确；
  遥调设点值超过上下限；
  当另一个控制台正在对该设备进行控制操作时；
  选点后30～90秒（可调）内未有相应操作。
  安全措施应包括：
  操作应在具有控制权限的工作站上才可执行；
  操作应有相应的操作权限；
  双席操作校验时监护员应确认；
  操作时每一步应有提示，每一步的结果应有相应的响应；
  操作时应对通道的运行状况进行监视；
  应提供详细的存档信息，包括操作人员姓名、操作对象、操作内容、操作时间、操作结果等。
  遥控和遥调功能包括：闭／合断路器，隔离开关；投／切发电机自动发电控制装置；调节变压器分接头；调节发电机有功功率；调节发电机励磁等。
  遥控和遥调功能包括：
  闭/合断路器，隔离开关；
  投/切发电机自动发电控制装置（就地或远方模式）；
  调节变压器分接头；
  设点控制；
  给定值条件；
  脉宽输出。
  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。
  具有调度员不下位监护功能。
  安全措施：
  采取许多措施保证系统操作的安全可靠性，防止发生误操作：
  操作必需从具有控制权限的工作站上才能进行；
  操作员必需相应的操作权限；
  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；
  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；
  可以远方或当地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，系统随时监视电网的变化。
  在控制命令执行后，画面上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记录到事件表中。
  控制操作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，为取保控制对象的动作的安全性，选点将自动撤消：
  选点后30～90s(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。

  电力高级应用

  电力高级应用PAS与SCADA必须是一体化设计，其由多个功能模块组成，本期选用网络拓扑、状态估计、调度员潮流、负荷预报、灵敏度计算、静态安全分析、短路电流计算、等功能模块。
  PAS整个软件分为实时态和研究态两种方式运行，其中状态估计、静态安全分析等运行在实时态，运行在研究态的应用包括调度员潮流、负荷预测、短路电流计算等应用。实时态应用软件根据电网运行的实时数据进行电网安全分析，并为研究态应用软件提供基态数据；研究态应用软件分析、检查当前、过去或未来时刻的电网运行状态，给出提高系统运行性能可能的控制策略。

  基本要求

  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。
  在研究模式下，支持5份研究模式，多用户不可相互影响。
  能充分利用现有PAS系统的数据资源，包括原始数据和历史数据。
  实现网络分析实时态、研究态和未来态三种运行方式。

  网络建模与拓扑

  （1）网络建模软件

  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，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。具备T接点免作图功能。
  元件参数应包括能支持静态分析的元件参数和支持动态分析的元件参数。
  提供电压模型应能定义各等级电压，能表示电压的有名值和标幺值、额定值和实际值等。
  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、短期限，能标识元件越限。
  提供负荷模型，用来描述不同的负荷频率特性和负荷电压特性等。
  提供负荷区域定义模型，使能分区统计负荷。
  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。
  自动建立与SCADA数据库中量测量的映射关系，以及与其它相关数据库的映射关系。
  提供网络规模定义、修改手段，能容易地修改、扩充网络模型。
  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。
  可用标准格式的文件形式生成网络模型数据库系统。能接收并处理上级调度机构下发的外网等值参数，并与自身网络模型合并，进行相关计算。

  （2）网络拓扑

  网络拓扑是网络分析软件的公共功能，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）。
  能处理任何结线方式，如单母线、双母线、双母线带旁路母线、环形开关结线、倍半开关结线、旁路刀闸等。
  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。
  开关、刀闸的状态及各设备的状态可以在单线图上改变。
  实现自动的网络着色功能。
  接线图上能够通过线路连接拓扑关系自动跳转到相应的对端厂站。
  自动识别旁路代，而不是通过人工定义旁路代逻辑的方式进行判断。

  （3）状态估计

  状态估计功能应满足以下基本要求：
  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。
  开关状态辩识。
  坏数据检测与辩识。
  变压器抽头估计。
  粗检测功能：指出功率不平衡的母线和支路。
  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、量测误差分析等功能。
  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有功或无功单独地从当前可用量测集中移出。
  可处理负荷倒送、旁路代路情况。
  状态估计可以周期启动运行、事件启动和人工启动。
  对于不收敛的情况，能给出诊断报告，为维护人员提供参考，方便查找问题。
  实时网络状态估计可供其它网络分析应用使用。
  状态估计软件应能使用以下数据进行计算：
  由网络拓扑得出的实时母线模型。
  实时量测数据。
  零注入量。
  伪量测。
  人工输入量。
  按照国网公司《EMS高级应用软件实用化验收标准》提供状态估计运行的各项指标。

  （4）调度员潮流

  调度员潮流功能就是在给定（历史、当前或预想）的运行方式下，进行设定操作，改变运行方式，分析本系统的潮流分布。
  调度员潮流应满足以下基本要求：
  能方便灵活地进行潮流计算的数据准备，可从状态估计结果中取得实时运行方式数据，也可从历史数据中取得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，母线、发电计划、交换计划等。
  提供方便手段修改潮流数据。
  可修改各种元件的运行限值和费用参数。
  进行网损计算。可进行全网或分区网损计算，并给出分析计算结果。
  可调用母线负荷预报程序生成母线负荷预报值
  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。
  潮流计算收敛性诊断。
  保存潮流分析结果。
  能够模拟母线故障和全站故障。
  潮流计算包括有功、无功、电流、电压、频率。
  具备CASE管理功能。
  运行方式的改变应能在一次接线图上直接进行。
  对元件的潮流进行平衡自检，偏差过大要及时发出报警。
  按照国电公司《EMS高级应用软件实用化验收标准》提供调度员潮流运行的各项指标。
  能实现未来态的潮流计算，供调度员在新建变电所、新建线路投运前进行电网潮流分析，即调度员可以在该软件模块上增减电网的一次设备（不影响SCADA部分的设备），改变电网模型，结合已采集的实时数据对可能变更的电网结构进行预分析。

  （5）短期负荷预报

  按照历史负荷数据，考虑天气等其它因素影响，实现周期为1天～1周的短期负荷预报和节假日负荷预报。
  预报每天24个整点或96点（每15分钟一个点）或更密点的负荷（用户可定义）。
  负荷预报功能要求：
  预报可按全系统或按区域进行。
  时间框架可自定义。
  可按地理区域预报。
  预报误差分析。
  在线自动运行，也可人工启动。
  考虑因素有：政策、气候影响、节假日、检修、维修及人工修正等。
  历史数据的保存管理。
  应对历史数据库的合理性进行检查。可对历史样本负荷的坏数据进行辨识。
  节假日可以定义。
  预报得出的结果能被SCADA等其它应用使用。
  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。
  能根据设定的条件检索出条件基本相符的实际运行曲线并给出结果显示。

  （6）静态安全分析

  静态安全分析通过快速模拟预先设定的电力系统元件（包括线路、变压器、发电机、负荷、母线等）或元件组合的故障，确定任一的故障或几种故障的组合一旦发生，对电力系统安全运行可能产生的影响。
  基本功能：
  能对系统中所有支路、发电机进行N-1（N-2）开断扫描，并按对系统元件及潮流断面越限的严重程度进行排序，对越限元件、过负荷设备、潮流断面及对应故障列表显示；并对各类事件严重程度综合排序，提示电网最薄弱的环节。
  按事先指定的预想事故集进行上述排序。
  给出每个故障开断可能引起的过负荷或电压越界数目以及越界元件，指出薄弱环节。
  人工选择算法流程：可以选择是否进行发电机故障排序。选择以快速交流潮流开断计算为基础的算法，或基于灵敏度分析的快速算法，人工改变算法的收敛精度。
  可人工改变事故排序门槛，在此门槛下的队列不予显示。
  提供方便的人机交互界面，定义多重复杂开断故障。
  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。
  提供自动输出打印功能。
  安全分析可周期启动（周期可调）、事件启动和人工启动。
  研究模式下安全分析可为多用户同时使用，多用户之间互不干扰。
  既可以模拟单重故障，也可以处理多重故障，并引入条件故障（当事先定义的被监视元件越限后，引发其它元件故障），可以方便地模拟连续故障。

  （6）短路电流计算

  短路电流计算能对用户规定的故障条件（包括各种类型的短路与接地故障），计算故障后各支路电流和各母线电压。
  基本功能：
  提供对网络数据库、零序网络库、故障库定义和修改的手段。
  适应于各种网络结构，不仅可用于环网，也可用于辐射网。
  可以直接取用实时网络数据和潮流信息。
  可计算母线、线路、变压器、发电机机端等发生的各种对称和不对称短路故障，如：单相接地、两相接地，两相相间短路、三相接地等。
  可进行线路中间点发生短路故障的计算，故障点的位置可以在界面上人工改变。
  可考虑设备检修等运行方式调整对计算结果的影响。
  设置故障可以考虑金属性故障和经过渡阻抗故障。
  能将故障电流（正、负、零序和相电流）和母线残余电压（正、负、零序和相电压）以图形和表格等方式直接显示出来。
  能手动和自动地扫描网络中所有物理母线发生某种短路故障时的最大短路容量，给出扫描的结果，结果要求能以IEC 61970标准保存且能送入调度综合数据平台，并对断路器遮断容量越限的厂站进行报警。
  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。
  可给出短路后各重要支路上的短路电流。
  故障设定全部在画面上进行，界面友好。
  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。
  能够方便地将计算结果在有名值和标幺值之间、在实部、虚部和幅值、角度之间、在三相（A、B、C相）和三序（正序、负序、零序）之间进行切换显示。

  电力需量决策分析

  电力需量决策分析主要包括需量集中监视、需量统计、需量潮流、可调负荷、定值设置评估功能。
  (1)需量集中监视：可以根据供电关口负荷功率来间接计算实时需量，并可以系统性的进行需量和潮流的展示；完成对各个需量管控的集中监视、预警。在需量监视仪表盘中，应能清楚的体现各个运行区间；
  (2)需量统计：需量监视与数据总览是以数据的方式显示主要需量监视关口的重要信息。具体包括电度表月度最大需量、需量计算值、月度需量计算值、实测负荷、需量设定值、未来10分钟负荷限值、未来5分钟负荷限值、未来4分钟负荷限值、未来3分钟负荷限值、未来2分钟负荷限值、未来1分钟负荷限值、前1分钟历史负荷、前2分钟历史负荷、前3分钟历史负荷、前4分钟历史负荷、前5分钟历史负荷、前6分钟历史负荷、前7分钟历史负荷、前8分钟历史负荷、前9分钟历史负荷、前10分钟历史负荷；
  (3)需量潮流：结合系统潮流图对需量的分布进行综合展示；
  (4)可调负荷：根据每个关口所带线路及负荷，确定相关的可调节负荷列表，并根据调节裕度进行排序，生成建议信息；
  (5)定值设置：可以通过手工设置的方式改变各个关口的重载值和越限定值；主要包括需量重载设定、需量越限设定、局侧月最大需量三个定值需要人工设定；电度表月度最大需量从TMR采集获得；实测负荷从SCADA采集获得；需量计算值是根据实测负荷进行统计获得；最近需量越限时间、月统计最大需量、发生时间都是系统统计生成;
  (6)关口需量越限报告生成: 每月生成需量的越限报告(也可以按日生成), 报告内容包括越限关口名称、越限时间、越限时相关负荷的负荷情况，并能够根据前15分钟和后10分钟的历史数据，给出调整建议；
  (7)负荷特性分析：建立关口线路及各个相关可调控线路的负荷模型，进行负荷特性分析，统计的指标数据包括日最大值、日平均值、日最小值、日负荷率、月最大值、月最小值、月负荷率；以及各种统计值的发生时间。

  调度运行驾驶舱

  电力调度综合运行驾驶舱的功能应该包括数据归集与决策分析、供电区域与站端集中监控、“源-网-荷”集中监控、多维度指标分析等。
  能够利用企业发电、输电、配电、用电各个环节的特点，构建驾驶舱指标体系，通过数据驱动将数据、计算、优化、流程有机结合起来，实现“前端监控”与“后端优化”的实时互动，有效提升电网调度运行的安全性，包括驾驶舱指标体系构建、供电区域总览、站端智慧监盘、源网荷集中监控、多维度指标分析、电力潮流综合分析。
  （1）纵向按照发电（或外部供电）、输电、配电、用电 4 个环节，横向按照安全指标、优质指标、经济指标、环保指标 4 个维度进行指标分类和建立。
  （2）能够根据企业整个供电区域变电站的布局进行系统设计和集中展示，包括供电区域布局展示、发电信息或外部供电信息、用电信息、系统电压信息等。
  （3）通过厂站端智慧监盘界面展示变电站的重要信息，包括发电/外部供电、输出负荷、站用负荷、用电负荷、站内潮流、电压监视等信息。
  （4）按照“源-网-荷”的维度进行信息汇总提炼，展现企业电网的能量平衡关系，源端监视包括不同类型的发电机组的运行信息、统计信息、发电曲线等信息，网侧监视主要是供电网络潮流信息，荷端监视是按照负荷种类进行负荷划分，并对用电量、负荷等信息进行统计分析。
  （5）应能够分析展示包括厂站电压合格率、厂站负荷率、变压器油温分析、变压器经济运行分析、负荷监视与分析、电压监视与分析等。

  电网运行管理系统

  电网运行管理系统具备且不限于智能操作票、调度运行日志、电网运行值班管理、应急预案及事故决策支持、信息披露与WEB发布等基本功能。系统建设应全面覆盖电网调度、方式、保护、自动化等专业业务，在信息集成与综合利用的基础上，提升调度运行管理水平。

  智能操作票

  （1）操作票管理

  在调度计划工作流程中，需要由操作票和工作票管理生成操作票和工作票，工作流程的各环节中，都需要用到操作票的校验、模拟功能。
  操作票和工作票管理完成如下功能：
  1）操作票、工作票的智能生成
  系统可以完成与调度员相关的调度命令票、线路操作票、站内倒闸票的自动生成，大大提高调度员开票的工作效率。
  系统根据工作计划查出需要操作的有关设备，根据预先定制的操作规则、操作票模板或者手工画面操作生成初步的操作票。系统具备操作智能生成功能，用户选择操作的设备和操作任务，系统自动得出一系列的操作序列，智能生成含有多步骤的操作票。支持图票结合，用户通过在接线图上对设备的鼠标操作，选取合适的操作任务形成操作票。
  根据已有设备操作步骤，直接生成反向操作步骤或恢复操作步骤。
  描述性票的生成。
  智能操作票与SCADA系统、PAS软件包结合，可以完成与调度员相关的调度命令票、线路操作票、站内倒闸票的自动生成，大大提高调度员开票的工作效率，并可以实现“五防”操作等校验功能，提高了开票的正确性。

  2）操作票、工作票的模板

  在制定调度计划时直接使用操作票模板，然后修改相关部分，方便用户制定调度计划。
  两种方式生成模板：
  预先定制。
  由以前作好的操作票步骤生成模板。

  3）操作票、工作票的校验、模拟

  系统可根据网络模型和判别的原则对操作票、工作票进行校核，检查各条操作命令是否违反了电气安全规则，指导安全生产。典型安全规则包括：断开设备是否会造成不必要的用户停电、接地操作状态是否正确（不能使带电设备接地）、在挂牌之前设备是否处于隔离状态、是否避免了带地线合闸、是否满足运行约束等。
  开票过程如果违反了电气操作安全规程或相关的约束，系统会自动报警，提示操作人员所犯的错误，而不生成这条错误指令。站内操作、站外操作拓扑上连通，开票方式统一。
  操作票校验与模拟时，从实时系统获取实时信息，并进入模拟状态，校验、模拟过程中的任何操作不影响实时系统的正常运行。
  模拟结果可以直接在研究态的图形显示，直观反映整个模拟过程。
  校验内容
  校验设备操作是否与当前设备状态匹配：设备的动作应与设备当前的运行状态相反，如处于“合”位的开关只能执行“分”操作
  校验是否与保电计划冲突
  电气操作规则校验：
  开关：分操作不受限制；下游有接地刀时不许合操作
  刀闸：上游带电，下游有负荷或配变连接，不许分合操作
  地刀：不带电，允许分合操作；带电，不许分合操作
  挂牌校验：在带电线路上不得加挂接地牌，在带电线路上不得挂检修牌，在停电线路上，送电前应摘除所有闭锁牌
  运行方式校验：是否环网运行，如遇操作使线路停电或线路进入环网运行，则应给予提示
  母线失电告警：当操作站内变压器时，若导致母线失电，则给出警告
  校验是否潮流越限
  校验、模拟方式：
  校验、模拟都有单步、全部两种方式。
  校验、模拟结果显示：
  校验结果有成功、告警、失败，有告警或失败的情况下，需要显示校验结果信息。
  模拟结果通常在图形上显示。模拟时，需要自动弹出相关图形，图形要切换到研究态来显示模拟结果，包括开关变位、牌信息、拓扑着色（停电、给电区域）。

  4）操作票、工作票的执行

  操作步骤可由系统自动执行，也可经操作人员确认执行，执行结果自动保存到数据库，并能以不同形式打印输出。
  执行调度计划步骤前要进行自动校验。检验完成后由调度员发命令，再由SCADA用户在SCADA应用下进行遥控、置位、挂牌。
  操作票、工作票的分析和查询
  用户可在接线图上或通过其它查询条件对操作票、工作票进行查询和打印。
  具备操作票月度和年度合格率、执行张/项数、日执行最多张/项数等调度操作指标的自动计算功能，满足运行分析制度的相关要求。

  调度运行日志

  该模块用于对管辖范围内的各类电网运行情况进行记录，各类记录填写时关联到具体设备，对授权用户提供调度运行日志查询服务。其功能要求包括：
  具备调度运行日志记录功能，可通过单线图或地理接线图进行记录，也可通过日志记录界面进行日志录入，具体方式包括：
  普通方式：直接录入日志记录，不与图形关联；
  点图方式：通过单线图或地理接线图中的设备选择，然后进行日志录入，实现图形、设备和调度运行日志的关联。
  具备调度运行日志分类记录功能，日志分类包括：一般联系事项、调度操作、设备检修、设备缺陷、电网事故、拉闸限电、新设备启动、保护投停、机组开停、上级指示、带电作业、通信、远动、临时方式调整、调度关系调整、计划调整、电能交易、稳定更改、收文信息、危险分析、运行反馈、重要保电、机炉检修、机炉设备缺陷、机炉性能缺陷、安控方式、保护投退、临时交易、调度操作、操作票执行、临检和检修票执行、定值单执行等；
  具备日志分类管理功能，用户可进行日志分类的维护，包括新增、删除、修改、查询等，在进行日志分类修改时，能够将日志中现有的分类名称自动替换为修改后的名称；
  考虑到可扩展性，日志记录类别及每个类别中所需要进行记录的字段具备灵活的配置添加功能；

  电网运行值班管理

  电网运行值班管理为系统运行部的调度专业值班提供运行值班管理功能，包括排班管理、交接班管理等，实现排班管理与调度运行日志的关联，支持值班信息自动录入到调度运行日志中，其功能要求包括：
  具备交接班记录管理功能，支持从调度运行日志中获取上一班次的运行信息并进行汇总，形成交接班记录；
  支持手工录入交接班记录，当不能从调度运行日志中获取交班信息时支持手工录入；
  具备自动生成实际的交接班时间，生成交接班记录时自动插入调度运行日志中；
  对于本班未完成的工作，可自动滚动显示到下一班，一直到工作完成为止。
  事故报告管理
  在发生电网事故后，用于描述事故现象和处理过程，结合事故时的天气、系统运行方式、潮流图、保护装置动作等情况，汇总其他专业的事故原因分析和处理评价，形成事故报告，并进行会签、归档。
  具备事故报告对象化编制功能，在事故处理后，模块能对事故发生前后的电网潮流、电压、频率以及断路器（开关）变位等信息的变化过程和结果、事故处理步骤等进行分析，自动生成事故处理分析报告；
  具备事故报告的流程化管理功能，实现事故报告的汇总、审核、会签、归档等流程化处理；
  具备归档后事故报告发布功能，在事故报告归档后能自动进行发布；
  具备事故报告通报功能，可将事故报告通报至相关单位。

  电能量计量系统

  总体要求

  该功能模块主要是通过各电度表将全网的用电信息采集上来进行综合处理与分析。具体功能如下：
  电费计算：计算功能可对抄表数据进行处理，评估用户用电状况，并计算电量、损耗、无功等内容
  线损计算：可通过抄表机采集台区电表读数，进行台区的线损率计算
  统计分析：统计分析功能可以多种方式对供、用电情况、电费回收情况进行统计、分析，并自动生成各类报表
  对用户的电能质量进行考核。
  用户管理：可管理用户的基本信息、电表信息以及用电信息

  数据采集与存储

  （1）多前置机分布式并行运行

  多台前置机并行协同工作进行数据采集。
  各前置机地位平等，无主备之分；
  多前置机参数一致，任一前置机的参数变化及时通知其他前置机；
  前置机参数和后台数据库参数一致；
  按照负载均衡的原则在当前在线的前置机中进行任务分配；
  任一台前置机异常退出，其业务工作自动分配到其他前置机；任一台前置机投入，负载均衡的任务自动分配到该新投入前置机；
  每台前置机可通过多种通道对对多个厂站并行进行数据采集；
  后台数据库服务器异常退出不影响前置机的启动和数据采集；
  前置机可单机离线运行，作为现场抄表设备使用；
  对前置机的投入和退出进行日志记录和告警。
  前置机可工作于独立网段。

  （2）规约实现与数据传输

  实现需要连接设备的数据通信规约：
  规约集成方便灵活开放，规约的增加、删除和改动不影响在线系统的运行，不需要重新编译前置机应用；
  支持规约的标准和扩展版本
  链路差别不影响规约实现
  通过多种通道进行报文收发，数据交换：
  可以通过网络、拨号、专线、无线等多种方式进行数据传输；
  可根据配置对通信参数进行设定；
  允许一个远方设备具备多条数据传输通道，前置机可按照多通道的优先级高低次序依次尝试各个通道，直至完成数据传输任务；
  数据传输失败后可自动补采；
  提供通道检测工具，可批量检测通道状态；
  记录通信过程，对通道统计可用率；
  对通道异常进行日志记录和告警。

  （3）数据处理

  1）数据过滤：按照任务要求对采集到的数据进行过滤，挑选符合要求的数据。
  数据类型过滤
  由于规约的不同数据组织形式，主站收到的报文中可能包含本次采集任务不需要的数据，所以有必要从采集到的数据中过滤出本次采集任务所要求的数据类型。
  表码数据时标过滤
  由于电能表数据积分周期和后台存储周期可能不相同（后台存储周期是积分周期的整数倍），所以有必要按照后台存储周期对采集到的数据时标进行过滤，得到符合后台存储周期要求的数据。
  2）数据入库：将报文解释得到的数据写入后台数据库
  报文数据解释和写数据库操作异步进行，数据入库失败不影响数据采集；
  数据入库失败次数超过限值后，将数据缓存至前置机本地，在数据入库恢复正常后再将本地缓存数据写入后台数据库。
  3）数据校验：对已采集到的数据进行合理性校验，力图保证数据的正确性。
  根据具体情况选择校验方法
  时标连续性校验
  限值校验
  主校表校验
  EMS功率积分值校验
  线路对端数据校验
  表底值和负荷曲线的一致性校验
  其他校验方式
  校验失败的数据附带相应质量标志
  对校验失败的数据自动触发重新采集或告警处理，提示用户对数据进行确认并采取修改、替代等操作
  4）本地缓存数据：写后台数据库失败后，数据暂时保存于前置机本地。
  本地缓存数据容量可配置；
  本地缓存数据写入后台数据库后，则删除本地数据或标志为已经后台保存；
  如本地保存数据超过告警限值，则告警提示需要数据整理；

  数据统计与计算

  （1）数据转换

  1）表底值转换增量值
  对同一个量测点，由相邻积分周期的两个表底值相减得出该积分周期电量增量；
  对不同的电能量远方终端、电能表，是否进行表底值转换增量值的计算可选。
  2）增量值转换表底值
  对同一个量测点，由零点表底值累加相应时间段增量得出对应时间表底值。
  对不同的电能量远方终端、电能表，是否进行增量值转换表底值的计算可选

  （2）数据统计

  1）统计模型定义
  统计模板定制界面：提供多种缺省统计模板；定制各种统计模板。
  统计定制界面：提供按类、按统计对象的统计方法（统计模板）的定制；统计对象选取统计方法时具有方法有效期设置。
  支持多种层次的统计：
  支持用户自定义条件的统计。
  2）结算时段电量统计
  按照模型定义统计电量累加值。
  可用时段内增量值相加或时段起止表底值相减进行统计；
  对于具备两种统计条件的情况，两种结果可互为校验，并可设定主次，如果主统计方式不能得到结果，则选择次统计方式进行统计；
  允许不同的电能量远方终端、电能表应用不同的结算时段；
  允许不同的电能量远方终端、电能表应用多个的结算时段；
  统计结果可以表格、曲线、图形方式进行查询和分析。

  3）统计监视分析

  统计结果和时间的监视
  未统计项目的监视、原因分析、补救措施
  人工触发重统计，支持选择起止时间
  （3）公式计算
  1）计算模型定义
  提供多种缺省计算模板，定制各类对象的缺省计算方法
  计算公式定义界面：提供包括四则运算、常用函数运算等的计算公式的定义界面，支持定义计算对象和算子对象
  可通过脚本定义公式
  支持公式有效期的设置
  2）公式计算
  利用源数据按照公式定义的运算进行计算；
  公式计算的结果可按照统计模型进行统计
  3）计算监视分析
  计算结果和时间的监视
  算子值的相关查询
  未计算项目的监视、原因分析、补救措施
  人工触发重计算，支持选择开始时间

  4）重处理

  对运算结果会产生影响的任何变化发生后，有必要按照新的数据和条件对以前的结果进行重处理，得到变化后的结果，包括重转换、重统计和重计算。
  重处理可自动触发或人工定义；
  考虑以下情况发生时自动触发重处理：
  统计、计算模型改变

  数据查询与应用

  （1）查询分析

  支持按表计和时段查询设备参数、电量原始数据、计算数据、质量码等
  支持按电量量测点和时段查询电量统计计算数据、相关表计数据、相关多源数据选取记录、相关旁路代记录、相关人工修改记录等
  支持在厂站图、系统接线图、树形表、报表、曲线等显示形式上按对象查询此对象所有相关信息，包括数据库参数、采集数据、统计计算数据、告警数据等
  支持对相关计费和结算的查询
  支持对各种正常、异常记录表的查询和统计计算
  支持对各种分析表的查询和统计分析，如支持查询问题表计，分析问题表计原因等
  支持查询结果的打印、导出

  （2）Web数据发布

  通过Web服务器和浏览器实现系统数据综合查询：
  Web登录需要用户权限检查，有管理员和普通用户之分；
  支持多种查询方式：
  支持关键字搜索；
  支持网页动态临时计算；
  链接丰富直接，同一对象的其它相关数据可以经过最少点击次数达到；
  页面显示背景画面、前景数据显示格式可配置；
  支持基于树形目录＋二维数据表和图形画面的数据查询；
  数据表中的不同性质的域以不同颜色显示，属性可配置；
  数据查询：内容包括系统数据库中的所有数据；
  系统参数查询：
  系统运行状态查询：支持运行状态的图形化显示
  电能量远方终端或电能表

  （3）数据应用

  数据应用包括两方面内容，分别为线损分析和计费。
  1）线损分析：
  可由电网模型自动生成或由公式定义生成线损计算模型
  支持线损小指标计算；
  支持分压、分区、分线、分台区的“四分”线损计算；
  支持站损、变损、网损计算；
  支持母线平衡计算；
  可按照区域统计线损率完成明细及汇总；
  对各种指标可设定限值，对超出线值的指标进行告警；
  支持通过曲线、饼图、棒图等图形方式进行趋势分析。
  2）计费：
  根据计费电价和相应电量计算电费。
  支持灵活的费率（单价）定义；
  费率定义可附加于电量、计算统计结果；
  同一电量、统计计算结果可附加多个费率定义；

  曲线与报表

  （1）曲线配置

  提供曲线配置界面，在此界面上：
  支持曲线相关计划值或限值的配置，计划值或限值可以和相关数据一同显示

  （2）曲线显示

  支持各种基于时间轴的电量、有功、无功等曲线、曲线组的显示；可以显示相同时段的多条曲线，如今日曲线；可以显示不同时段的同一条或多条曲线，如有今日、有昨日、上月今日、去年今日、上星期等；
  支持任意X-Y曲线的显示；
  对应曲线的X-Y值的列表显示；
  支持游标数据显示；
  支持曲线放大、缩小；
  支持曲线沿时间轴方向上的漫游,任意时段的查询显示；
  支持坐标自适应调整；
  支持在曲线显示画面上通过拖曳其他画面上显示的曲线对象，替换原来曲线或新增；
  支持同一曲线对象的多种曲线模板的切换显示，如日曲线、月曲线、年曲线、任意时段曲线之间的切换；
  支持在线修改、保存曲线的相关属性，如曲线颜色、线型、线宽、网格颜色、刷新周期、坐标格数、最大值、最小值、限值等；
  支持超过限值的曲线变色或闪烁动画显示；
  支持隐藏/显示曲线；
  支持从曲线连接到其他相关曲线对象的画面，如告警；
  支持曲线数据的列表显示。

  （3）报表配置

  Excel风格的报表：与Excel文件兼容，可导入报表背景；
  制表功能强大，操作简单：能方便进行行、列的增加和删除，调整行高、列宽，设置单元格的字体、显示格式、边框风格等操作；支持拷贝、粘贴、剪贴功能；支持Undo、Redo功能；
  图形和表格混合制作、图文并茂；
  强大前景定义功能：
  支持电量各种日、月、年报表模板的制作；
  支持厂站日报、月报、年报按模板格式自动生成；
  支持任意用户定义结算时段（非整日、整月、整年）的报表制作；
  支持各种非典型的报表的制作；
  支持预览功能；
  报表可按树型目录分类，任一工作站都可以制作，报表全系统统一维护；
  保表的制作和修改需要权限管理。

  （4）报表显示

  支持跨平台、任意节点报表显示；
  支持实时数据库各种数据的显示；
  支持多种常用商用数据库中各种数据的显示；
  支持数值量、状态量、定长列表（如24点）、不定长列表（如告警结果）、曲线、棒图的显示；
  上述数据有质量码或列表需要标记时可用字体、斜体、带下划线、加粗、颜色等表示数据的与众不同（质量位）。

  （5）报表查询

  查询同一批报表对象的日、月、年报数据；
  查询同一报表模板的各种时段的数据和统计计算；
  秀改列表条件进行查询（各种异常表、总结表）。

  （6）报表修改

  报表修改权限检查功能；
  可修改数据提示：用闪烁或灰掉不可修改项显示修改界面；
  支持批量修改后保存起用功能；
  支持修改记录的存储和显示，显示内容包括数据对象、改前值、改后值，支持从中单条撤消修改，
  支持即改即用功能，缺省情况需要将修改保存才起作用；
  支持下拉式批量修改，填充式按规律修改等（仿Excel并根据电量特点加强）
  支持曲线形式显示的数据修改；
  支持同批数据的修改作为同一事务处理；支持按事务的回退功能；
  支持报表修改点与其他工具的关联；
  支持修改数据后触发重统计、重计算。

  （7）报表打印和导出

  支持定时、召唤、异常触发打印；
  支持汉字、多种字体打印；
  支持激光、喷墨、宽行打印机打印；
  支持打印机选择；
  支持打印预览；
  支持纸张选择；
  支持双面打印选择；
  支持纵向、横向、旋转横向打印选择；
  支持自动缩放选择：可自动选择根据纸张大小进行分页或缩放打印
  单张报表、多张报表的导出功能：导出Excel格式

  运行监控

  （1）系统运行监视

  支持对电量采集状况的监视和告警（前置、通道、采集现状等）
  支持对表计的运行状态的监视和告警
  支持实时告警提示、推画面等；异常统计表等
  支持对电量统计情况的监视和异常统计
  支持厂站图、系统接线图方式监视表计原始数据、日电量、月电量、年电量等
  支持对电量曲线和计划曲线的监视、超欠电量等的监视
  支持对区域电量的监视和比较，支持以棒图、饼图、列表等方式
  支持按电量进行考核的数据的监视和告警

  （2）系统资源监视

  监视系统当前的计算机硬件设备、CPU负荷率、内存容量占用、磁盘空间占用、数据库表空间使用等资源信息；
  支持图形方式显示；
  支持限值设定和检查，对超出限值的指标可进行告警和日志记录。

  （3）应用进程监控

  监控系统当前应用进程和平台的运行情况:
  支持对关键进程的软件看门狗监护，自动重新启动异常关键进程；
  支持手动退出和启动进程；
  对异常退出的关键进程及重启动情况进行告警和日志记录

  保护与故障信息管理

  数据采集与运行监视
  主站端能接收子站上送的各种信息，并进行分类汇总和存储。接收的信息包括：装置运行状态、装置测量信息、保护动作报告、开关跳闸信息、保护告警和自检信息、录波简报、录波文件、装置定值、子站系统事件及告警、以及子站配置信息等。
  主站端可以对子站传送的信息进行过滤，原则上，信息过滤配置在建立通信信息模型时完成，为了系统的灵活性，主站具有在线运行信息过滤的配置手段，例如在系统调试时，临时屏蔽某些上送信息。
  主站端可以对子站通信信息进行监视和查询，为了清晰的表现不同子站、不同装置、不同种类的信息，应提供方便的监视和查询界面，例如以树型目录分类方式显示信息。同时提供可由用户组合的查询条件定义方法。
  监视和查询的内容至少包括：
  接入的子站；
  子站接入的保护及录波装置；
  各保护及录波装置的定值、参数及运行状态；
  各保护及录波装置的测量信息。
  各保护及录波装置的事件及告警信息。
  各保护及录波装置产生的录波列表和文件。
  正常情况下，对各子站端的继电保护装置、故障录波装置的运行状况、整定参数和实时量值（模拟量、开关量、保护压板等）进行监测，对运行设备的参数进行查询。
  监视和查询能够支持以下操作方式：
  图形导航方式：采用与电气一次接线图方式一致的图形化导航和信息发布方式，包括电网地理接线图、子站一次接线图、装置配置图等。
  目录检索方式：按照“变电站à电压等级à间隔à一、二次设备à属性”的树型目录结构进行层次检索，不需要画面切换即可快速定位到所关心的信息。
  匹配查询方式：根据变电站、间隔、一二次设备类型或名称进行查询，列出满足上述条件的所有对象，并可以直接定位该对象的相关信息。

  图形界面与建模

  主站系统能显示电网带有保护配置的一次接线图，并根据需要显示地理接线图、通信状态图，图元外观符合国家标准或得到用户认可。能在图形界面上方便的查看一二次设备的属性，包括保护和录波器要求能查看其能提供的所有有用的准实时和历史数据。能召唤装置内的信息。提供方便的图模一体化的绘图建模工具，支持图形描述文件的导入导出。
  主站端提供完善的图形支持功能，图形体现所建立的一次模型、二次模型，以及它们的关系等，如二次设备的交流信号来源，保护装置与一次设备之间的保护与被保护关系。能够编辑生成变电站电气主接线图，体现和编辑一次系统的拓扑关系。
  图形支持具备编辑操作的基本功能，如：
  基本图元：提供线路、母线、断路器、变压器、发电机、电抗器等一次、二次电力系统基本组件；
  图元操作：缩放、对齐、拖动、漫游、跳转、属性编辑等操作；
  提供可变大小的导航图，使用户更容易掌握图形的全局；
  支持全屏显示、各类方式的打印功能等。
  图形系统采用全矢量图形方式，可以导出为标准的SVG图形文件，并在浏览器等工具软件中得到与系统中完全相同的显示效果。支持图形的转换、导入、导出，图形交换采用扩展的SVG图形格式。
  主站端能对所有图形进行管理，包括：电力系统一次接线图、保护配置图、系统工况图、网络联接图、压板及信号、简易地理信息图等。

  事件告警

  主站系统收到来自子站的事件信息，支持分层、分类、分级告警。用户能够按装置和事件类型设置是否告警及告警方式。告警方式包括图形闪烁、推事故画面、语音报警、音响报警、入历史事件库、入实时告警窗等多种处理手段。提供故障简报告警。
  分层告警——当电网发生故障时，在地理图上反映发生故障的厂站/线路，厂站图标/线路闪烁告警。进入厂站接线图后，接线图上发生故障的元件和保护图标闪烁告警。
  分类告警——可以根据保护信息类型显示告警。保护信息类型一般可分为保护告警、保护动作、保护自检、故障简报、故障波形等。
  分级告警——可以根据子站对于保护信息分级后的优先等级告警。

  故障综合判断

  当电网发生故障后，主站端收到子站上传的各种故障信息（保护动作事件、动作报告、录波简报、录波数据、故障测距等），主站端能够将这些信息进行综合，并结合信息语义和一/二次关系模型生成故障简报，内容包括故障时间、故障类型、跳闸开关、保护设备、故障点位置、故障相别、重合闸时间、重合闸是否成功等，同时在全网接线图上对应的站点及故障线路上进行动态闪烁显示，并通过弹出故障简报和语音提示的方式提醒调度人员快速分析判断故障。
  生成的故障简报和相关的故障信息保存到系统数据库中，供运行管理人员分析查阅。

  保护定值召唤与校核

  召唤保护装置的当前定值区定值、指定定值区定值（装置支持）、分 CPU 召唤定值（装置支持）；可召唤定值区号、软压板、硬压板、保护测量量等。
  系统可以设定巡检周期，定期自动召唤装置当前运行的定值，与数据库中存储的定值基准进行核对并反馈核对结果。

  远方控制

  远程控制命令要求操作员拥有相关权限，并经过监护人确认才能下发，必须通过选择和返校过程才能执行，执行结果回送主站系统。每个步骤主站系统和子站系统都必须留有详细日志记录，以备后查。远程控制功能通常包括以下几种：
  定值区切换：主站系统能够通过必要的校验、返校步骤，完成对子站中的指定装置的定值区切换操作，使其工作的当前定值区实时改变。
  定值修改：主站系统能够通过必要的选择、返校步骤，完成远方对指定装置的定值修改操作，使其保存的定值值实时改变。应支持批量的定值返校和批量的定值修改操作。
  软压板投退：主站系统能够通过必要的选择、返校步骤，完成远方对指定装置的软压板投退操作，使其软压板状态实时改变。应支持批量的软压板返校和批量的软压板投退操作。

  统计分析

  实现运行情况统计、异常情况统计、故障情况统计以及其它数据统计功能；支持多种查询方式访问统计结果；以报表形式显示统计分析结果。
  提供历史事件的查询、统计功能，包括按厂站、电力一次设备、二次设备等查询设备参数信息以及故障时上送的告警事件、动作事件、录波事件等故障数据。支持分类查询、关键字查询、组合条件查询以及图形查询等各种灵活的查询方式。所有的查询结果均应支持打印操作。

  信息归档

  对接收到的信息按同一次故障进行准实时的自动归档，形成事故报告并将结果存档。归档内容包括故障时间、故障元件、故障类型、保护动作事件报告和录波报告、重合情况及故障录波器录波报告等。事故报告内容包括故障时间、故障元件、故障类型、保护动作情况、重合情况及故障距离等。可以按时间、故障元件查询已归档的汇总结果、事故报告。

  智能分析与辅助决策

  智能分析与辅助决策应用是对现有的调度控制分析功能的扩展，利用电网运行信息帮助调度相关人员进行分析和决策，使电网调度由目前的“人工分析型”上升为“自动智能型”。系统可有效提高调度运行人员驾驭电网的能力，保障系统安全，缩短事故处理时间，提高供电可靠性。

  停电范围分析

  可设置扫描目标对象，以文件及图形的方式给出停电范围，包括线路、变压器、母线、负荷及重要用户：
  （1）模拟环境设置：支持模拟方式和目标对象（线路、母线、变压器、开关）的设置，目标对象的设置应支持方便的检索及图形拖拽功能；
   （2）停电结果输出：停电结果应包括线路、母线、变压器、负荷及重要用户，输出结果支持文件输出及图形显示功能
  可提供停电信息统计功能，统计结果包括失电厂站信息、全网损失负荷信息及厂站损失负荷信息：
  （1）失电厂站信息：应能分析各厂站停电影响，对失电厂站及相关信息以图形或文件的方式展示出来；
  （2）损失负载信息：应能分析全网损失负荷及各厂站的损失负荷

  供电风险分析

  （1）电网运行风险监视：可根据电网实时拓扑识别电网特殊运行方式，自动分析检查存在供电风险的厂站和设备，进行电网运行风险监视。
  （2）重要用户监视：可根据预定义的范围实时监视重要用户、保电用户、大用户的负荷变化情况，进行供电风险监视。
  （3）事故风险分析：可预先设定事故分析中需监视的风险类型，且随着事故处理的变化，可实时分析风险变化情况，并给出风险提示。
  （4）检修风险分析可支持检修分析，可根据检修计划对实施后可能出现的电网运行风险进行模拟，并给出风险提示。

  合环操作风险分析

  （1）合环操作风险分析基本要求：能够对指定方式下的合环操作进行计算分析并得出结论。内容包括合环路径拓扑搜索和校验、合环稳态电流和冲击电流的计算、环路N-1安全分析和遮断容量扫描等，并能结合计算分析的结果对该合环操作进行风险评估。
  （2）电网模型选择：可以基于各种电网模型进行预想故障分析，包括实时电网模型、未来电网模型、历史电网模型
  （3）初始运行方式选择：可以选择实时运行断面数据或历史运行断面数据作为合环操作风险分析的基态运行断面
  （4）计算参数设置：可进行潮流计算参数设置，具体要求如下：设置各电气岛的参考节点；设置不平衡功率的分配方式和分配系数；设置PQ、PV节点；设置潮流收敛精度、最大收敛次数。
  （5）操作设备设置：可以基于各种电网方式进行合环操作的设定，包括合环设备设定、合环参数设定
  （6）合环路径搜索及校验：能够实现合环路径拓扑搜索和校验，具体要求如下：合环路径搜索：环路设备自动拓扑搜索；合环路径校验：根据环路设备参数判断合环操作的合理性。
  （7）合环电流计算：能够实现合环电流计算，包括：计算出合环稳态电流值；计算出环路等值阻抗；计算出合环电流时域特性，得到合环最大冲击电流值。
  （8）环路遮断容量扫描
  基于合环操作后的电网模型，扫描环路上相关母线发生三相短路、单相接地故障时的短路容量，校核断路器的遮断容量，给出越限和重载信息。

  负荷专供辅助决策

  负荷转供辅助决策基本要求：
  负荷转供辅助决策功能模块提供负荷供电转供的方案。该功能模块能够根据目标设备分析其影响负荷，并将受影响负荷安全转至新电源点，提出包括转供路径、转供容量在内的负荷转供操作方案。
  （1）负荷信息统计：针对越限或停电设备，给出目标设备影响的负荷范围，统计负荷信息
  （2）转供策略分析：分析目标负荷的转供路径，具体要求包括：转供路径搜索；转供容量分析。
  （3）转供策略模拟：支持模拟条件下的专供方案的生成及展示，具体要求如下：模拟运行方式设置；恢复方案报告；恢复过程展示

  综合故障分析

  综合故障分析基本要求：综合利用电网发生故障后的各类数据，采用多种方法对故障进行分析，确定停电范围，定位故障设备，并对开关及保护的拒动、误动情况进行识别。
  （1）分析所需数据；分析数据包括：故障前后的电网断面信息；开关遥信变位信息；SOE信息；保护配置信息及保护动作信息；故障录波信息等。
  （2）基于开关遥信变位和SOE信息的故障分析：能根据辨识后的开关遥信变位数据和SOE信息，进行故障分析，分析结果包括：故障设备或可疑故障元件集；停电区域；故障跳闸时间；故障性质判断：瞬时故障或永久故障等。
  （3）基于保护数据的故障分析：能根据保护动作信号、故障录波数据等信息进行故障分析，分析结果包括：故障设备；保护动作信息；拒动开关；停电区域；故障跳闸时间；故障性质判断：瞬时故障或永久故障；故障发生时间；短路电流;故障定位计算值等。
  （4）分析故障范围
  包括线路、母线、变压器等设备故障

  调度员培训模拟

  调度员培训模拟（DTS）主要包括电力系统仿真、控制中心仿真及教员台控制等功能。在DTS中，建立电力系统设备及元件的数学建模，实现对电力系统运行特性的仿真，并通过对电网调度控制中心的模拟建立一套与实际调度控制中心相一致的培训环境，从而支持学员进行正常操作、事故处理及系统恢复的培训，用以提高调度员的基本技能和事故应对能力。DTS还可以用于电网研究和分析，并可利用DTS进行系统联合反事故演习。

  电力系统仿真

  （1）电力系统仿真包括电力系统稳态仿真、继电保护和安全自动装置仿真、数据采集仿真等。
  （a）电力系统稳态仿真：能够实现基于动态潮流技术对电网中长期特性进行仿真。稳态仿真计算仿真故障和扰动下电力系统的频率变化和潮流分布。
  （b）继电保护仿真
  能够实现对电力系统继电保护装置的建模和仿真。具体要求:能采用逻辑仿真法进行继电保护模拟；能够模拟电网中常见的各种保护装置，在电网发生故障时给出正确的保护动作信息和开关动作信息；能设置保护的投/退运状态和动作延时；能模拟重合闸动作及其与保护动作的配合等。
  （c）安全自动装置仿真：能够实现对电力系统自动装置的建模和仿真
  （d）数据采集仿真：能够实现电力系统数据采集过程的仿真。具体要求如下：能实现培训态下电网各种遥测、遥信的采集和显示；应能模拟电网运行稳态量测的异常故障；应能模拟厂站远动终端故障。
  （2）教员台控制功能：能够提供仿真培训的教案制作、培训控制以及培训评估等功能，包括
  支持培训的多种启动方式，包括从实时状态估计结果启动、从调度员潮流结果启动、从历史状态估计结果启动、从已制作完成的历史教案启动。
  支持教案的编制、管理和使用。
  支持事件表的编制、管理和使用。
  支持设置各种电力系统一次设备的电气类故障，故障模型信息主要包括短路/断线、接地/不接地、故障相别、故障持续时间、故障位置、金属性短路/非金属性短路等。能够仿真多重故障同时发生的场景。
  能自动识别培训过程中的误操作，给出提示信息，并能自动触发相应的故障，引起相应的保护和开关动作。
  能设置绝对时间、相对时间或者立即发生等事件执行时间类型。
  能基于厂站接线图操作或列表操作设置电力系统故障和扰动。
  能进行培训过程中状态和事件的监视。
  支持培训的启动、终止、暂停、恢复。
  支持快照、快照返回、返回事故前断面、返回初始状态、返回任意操作前断面等培训控制功能。
  能进行培训过程中状态、事件等重要培训信息的自动记录，形成评估报表。
  能对培训过程进行评估打分。
  能在培训结束后选择保存培训过程作为反演案例，事后能装载反演案例，实现对培训全过程反演。

  监控仿真

  能够按照责任区定义实现仿真信息（全遥信、遥信变位、全遥测、变化遥测、厂站工况、越限信息以及各种告警信息）的自动分流，支持间隔的建模与显示，支持集控光字牌的模拟，提供面向间隔的人机操作以及集控所需的各种形式的远方控制与调节功能。

  控制中心仿真功能

  调度控制中心仿真用来模拟与实际调度控制中心相同的系统环境，其中包括电网运行实时监控、变电站集控、AVC以及网络分析等应用功能，各应用运行在培训态下不应对实时态下的应用产生任何影响。调度控制中心仿真应提供通用交互接口，支持其他应用和功能的仿真模拟接入。

  调度员培训模拟

  调度员培训模拟（DTS）主要包括电力系统仿真、控制中心仿真及教员台控制等功能。在DTS中，建立电力系统设备及元件的数学建模，实现对电力系统运行特性的仿真，并通过对电网调度控制中心的模拟建立一套与实际调度控制中心相一致的培训环境，从而支持学员进行正常操作、事故处理及系统恢复的培训，用以提高调度员的基本技能和事故应对能力。DTS还可以用于电网研究和分析，并可利用DTS进行系统联合反事故演习。

  电力系统仿真

  （1）电力系统仿真包括电力系统稳态仿真、继电保护和安全自动装置仿真、数据采集仿真等。
  （a）电力系统稳态仿真：能够实现基于动态潮流技术对电网中长期特性进行仿真。稳态仿真计算仿真故障和扰动下电力系统的频率变化和潮流分布。
  （b）继电保护仿真
  能够实现对电力系统继电保护装置的建模和仿真。具体要求:能采用逻辑仿真法进行继电保护模拟；能够模拟电网中常见的各种保护装置，在电网发生故障时给出正确的保护动作信息和开关动作信息；能设置保护的投/退运状态和动作延时；能模拟重合闸动作及其与保护动作的配合等。
  （c）安全自动装置仿真：能够实现对电力系统自动装置的建模和仿真
  （d）数据采集仿真：能够实现电力系统数据采集过程的仿真。具体要求如下：能实现培训态下电网各种遥测、遥信的采集和显示；应能模拟电网运行稳态量测的异常故障；应能模拟厂站远动终端故障。
  （2）教员台控制功能：能够提供仿真培训的教案制作、培训控制以及培训评估等功能，包括
  支持培训的多种启动方式，包括从实时状态估计结果启动、从调度员潮流结果启动、从历史状态估计结果启动、从已制作完成的历史教案启动。
   支持教案的编制、管理和使用。
   支持事件表的编制、管理和使用。
   支持设置各种电力系统一次设备的电气类故障，故障模型信息主要包括短路/断线、接地/不接地、故障相别、故障持续时间、故障位置、金属性短路/非金属性短路等。能够仿真多重故障同时发生的场景。
   能自动识别培训过程中的误操作，给出提示信息，并能自动触发相应的故障，引起相应的保护和开关动作。
   能设置绝对时间、相对时间或者立即发生等事件执行时间类型。
   能基于厂站接线图操作或列表操作设置电力系统故障和扰动。
   能进行培训过程中状态和事件的监视。
   支持培训的启动、终止、暂停、恢复。
   支持快照、快照返回、返回事故前断面、返回初始状态、返回任意操作前断面等培训控制功能。
   能进行培训过程中状态、事件等重要培训信息的自动记录，形成评估报表。
   能对培训过程进行评估打分。
   能在培训结束后选择保存培训过程作为反演案例，事后能装载反演案例，实现对培训全过程反演。
  （3）监控仿真
  能够按照责任区定义实现仿真信息（全遥信、遥信变位、全遥测、变化遥测、厂站工况、越限信息以及各种告警信息）的自动分流，支持间隔的建模与显示，支持集控光字牌的模拟，提供面向间隔的人机操作以及集控所需的各种形式的远方控制与调节功能。
  （4）控制中心仿真功能
  调度控制中心仿真用来模拟与实际调度控制中心相同的系统环境，其中包括电网运行实时监控、变电站集控、AVC以及网络分析等应用功能，各应用运行在培训态下不应对实时态下的应用产生任何影响。调度控制中心仿真应提供通用交互接口，支持其他应用和功能的仿真模拟接入。

  自动无功电压控制（AVC）

  自动电压控制功能的基本原则是无功“分层分区、就地平衡”，它基于采集的电网实时运行数据，在确保安全稳定运行的前提下，对无功电压设备进行在线优化闭环控制，保证电网电压质量合格，实现无功分层分区平衡，降低网损。
  1）控制参数设置
  能够通过支撑平台进行控制参数设置，设置完成后应首先在离线态下进行验证，正确后才能装载到实时控制运行，确保控制参数安全性。控制参数设置包括控制厂站、控制母线、控制变压器、控制电容器/电抗器、控制发电机、电压限值、功率因数限值等离线维护及在线修改等功能。
  2）实时数据处理
  能够周期性读取电网运行实时监控功能提供的遥测遥信等实时数据，并具备实时数据处理功能，能对错误或无效量测进行过滤或屏蔽并进行告警，以保证控制数据源的准确性。
  3）在线分区
  根据系统在线运行方式，自动划分电压控制分区，应具备：
   以重要厂站高压侧母线为枢纽母线，根据实时拓扑自动对该厂站所带的电网进行分区。
   提供周期性动态分区功能，并能根据方式变化（如遥信变位）或事件触发执行，使控制区域与电网实际运行方式自动保持一致。
  4）运行监视：应对电网无功电压分布和控制设备运行状态、受控状态等进行集中监视。
  5）控制与优化策略计算
   分区域进行控制与优化策略计算。
   在满足关口功率因数前提下，控制无功实现分层分区平衡。
   按分电压段功率因数考核标准和分时段功率因数考核标准对关口功率因数进行控制；应实现对电抗器在线控制。
   可实现电厂连续调节手段和变电站离散调节手段控制的配合。
   区域内各厂站之间无功可以互相支援。
  6）控制执行
  控制命令应通过电网运行实时监控下发到厂站端执行，具体要求如下：
   具有开环控制和闭环控制模式。在开环控制模式下，AVC控制命令在主站显示作为参考；在闭环控制模式下，AVC控制命令自动下发到厂站端执行。
   控制命令可通过电网运行实时监控遥控/遥调下发。
   控制命令应支持不同厂站的并行下发，即对不同厂站同一时刻可下发多个遥控/遥调命令，保证大规模电网控制实时性。
   对于控制失败的情况，应给出报警，并闭锁相应设备。
   应自动闭锁已停运设备。
   支持对选定的当地设备进行通道测试和控制试验。
  7）安全与闭锁策略
  考虑足够的安全与闭锁策略，能准确判断和可靠闭锁，具体要求如下：
   支持必要时自动闭锁调节功能，防止造成主网电压崩溃。
   设备异常或电网运行数据不合理时，AVC应进行自动闭锁相关设备。
   闭锁设置可分为三个级别：系统级闭锁、厂站级闭锁和设备级闭锁。
   当处于系统级闭锁状态时，AVC控制应用应该闭锁，主站不再下发闭环控制指令，全部厂站转入人工控制或者本地控制。
   当处于厂站级闭锁时，应对单个厂站进行闭锁，该厂站转入人工控制或者本地控制。
   当某设备处于设备级闭锁时，应对该设备进行闭锁。
   可定义告警类型并自动生成闭锁信号，可定义闭锁信号复归类型。
  8）上下级协调控制
  支持与上级电网AVC协调控制，保证整个互联电网的电压安全和质量，实现无功的分层分区平衡，降低网损，满足多级互联电网的运行要求。

在线保护定值校核及预警系统

继电保护装置是电力系统最重要的二次设备之一，是电力系统安全运行的保障。国内外无数实例证明，涉及停电范围较广的大型系统事故，大都与继电保护装置的不正确动作有直接关系或间接关系。因此，合理安排继电保护定值，提高继电保护运行管理水平，是保障电网安全运行的重要条件。
随着电网规模的不断扩大，电网运行面临的挑战性不断增强。目前继电保护装置的定值和各项性能指标是离线状态下根据系统的最大运行方式和最小运行方式获得的，在系统运行中保持不变。但是，在系统实际运行中，其运行方式是不断变化的，当电网由于设备过载等原因进行网络重构而处于某些特殊的运行状态时，系统中部分保护的定值可能不能满足灵敏度和选择性要求，存在保护误动作的事故隐患，如果不能及时发现这些异常定值并进行重新整定和调整，可能造成大范围的停电事故。

故障电流计算功能

故障电流计算是保护定值在线校核功能的基础，用于模拟、研究各种故障条件下的电力系统的行为，校核保护定值的灵敏性、选择性。
(1)对故障类型的要求如下：
故障电流计算模块应支持对以下各种类型故障的计算：单相接地短路、两相接地短路、两相相间短路、三相短路、断线故障等简单故障。
对于各种短路故障，应具备设置过渡电阻的功能。
故障点可设置于线路上的任意位置、母线、变压器绕组出口、发电机出口。
(2)对故障计算处理能力的要求如下：
可处理各种特殊的电网结构，如小阻抗支路、母联及分段开关、孤立区域等；可处理多重零序全线互感、部分互感支路。
可处理任何元件的方式变更，如线路投运、停运、变压器中性点直接接地、不接地和经阻抗接地等。
故障电流计算模块能处理的系统的计算规模应根据实际情况确定，并可方便调整。

在线保护定值校核

在线保护定值校核功能可利用电网运行数据自动对当前方式下主保护及后备保护的相关定值进行校核，以辨识出不适应当前方式的异常保护定值。可实现对同一变电站、同一送电断面内的元件进行轮断，自动生成“N-k”（k可以设置）故障集等比较严重的电网运行方式。
(1)主保护定值校核
主保护定值（如启动定值、动作定值、闭锁定值等）校核内容如下：
线路纵联保护定值的灵敏性。
母差保护定值的灵敏性。
变压器差动保护定值的灵敏性。
(2)后备保护校核
后备保护校核主要考虑以下内容：
线路距离保护的灵敏性和选择性，校核接地距离保护应考虑零序补偿系数的影响。
线路电流保护的灵敏性和选择性。
线路距离III段定值躲负荷能力在线校核与辨识。
变压器过流保护的灵敏性和选择性。
可设置在保护定值校核过程中分析临近设备的范围（指与故障点相隔的设备数），以分析周围系统继电保护设备的动作行为。

预想方式分析

利用在线数据或历史数据对保护定值的适应性进行校核。
(1)提供历史数据管理功能，自动记录历史运行方式的运行方式可保存。
(2)任意选取保存的历史数据进行各种计算分析，实现检修方式下的定值灵敏性校核和后备保护选择性校核等计算分析工作。
(3)提供基于预想方式校核与辨识保护定值灵敏性和选择性的功能。
6.4.10.4异常定值预警
根据保护定值在线校核功能计算结果进行预警，包含以下功能：
(1)对于不满足灵敏性要求的异常保护启动定值进行预警。
(2)对于不满足灵敏性要求的异常主保护动作定值进行预警。
(3)对于不满足灵敏性、选择性等要求的异常后备保护定值进行预警。

统计分析功能

保护定值在线校核功能应提供完善的计算统计功能，包括：
(1)主保护定值合格率。
(2)后备保护定值合格率。

维护管理功能

模型和参数维护功能：可对保护定值在线校核功能的各种数据进行维护，进行修改、定义、增加、删减。
数据查询功能：可查询保护定值在线校核计算的结果。

在线稳定预警系统

在线稳定预警系统通过获取岸电系统的实时运行断面，应具备电网在线安全稳定分析、N-1故障扫描、稳控策略安全校核等高级应用功能，对岸电电网进行安全稳定实时预警和稳定分析，提高岸电电网的安全调度运行水平。
在线稳定预警系统功能应包括功能但不限于：
1）在线暂态功角稳定计算分析：基于机电暂态方法，支持发电机、励磁、调速、原动机、PSS、感应电动机等设备的动态模型，可根据实时数据和设定故障集自动进行稳定计算，判断电网的功角稳定性。
2）在线暂态电压稳定分析：根据实时数据对电网进行暂态电压安全性分析。
3）频率安全性分析：根据实时数据对电网进行频率安全性分析。
4）动态安全分析（N-1故障扫描）：对系统中指定电压等级的线路或变压器上的各种故障自动扫描，功角和电压稳定的扫描结果自动保存于数据库，以便为用户改善电网的运行提供帮助。
5）断面极限送电功率计算：根据实时数据和设定的极限功率搜索原则，计算指定断面的极限输送功率。对于在特殊方式下出现的功率受限断面，在线系统能自动识别并给出极限功率。、
6）计算故障极限切除时间：计算指定线路故障方式下的故障极限切除时间，以校核线路保护和断路器动作时间裕度。
7）在线稳定控制决策：对所有的故障集进行稳定性的分析，可优化稳定控制措施。
8）离线分析：实现预想方式稳定性分析等功能。

宽频振荡监测与分析

以《电力系统实时动态监测系统技术规范》通讯规范为基础，在保持现有信息结构和传输流程的前提下，扩充次同步振荡量测信息、谐波量测信息及装置自诊断状态信息。

厂站模型建模

支持将图形绘制工具中的厂站接线图，按其拓扑关系，逐层次(厂站-电压等级-间隔-导电设备-模拟量/状态量等)填入系统实时库中。数据实时存储、处理、流转等均在实时库中进行。

实时数据监视告警

(1)系统运行常规量监视
实现系统运行常规量(功率、电压、电流、频率等)的静态值和动态变化率监视，常规量静态值越限、突变量越限和动态变化率越限告警，并记录和显示越限值和越限时间。静态值越限启动条件同时考虑越限门槛值和越限持续时间。
(2)系统相对相角监视
功角稳定监视，能显示系统中任意PMU节点(包括发电机节点和母线节点)之间的相对相角或电势角，并对相对角差较大的节点进行排序和重点显示；监视电网重要联络线、重载潮流断面和长输送线路两端的相角差，并基于给定的限值实现越限预警并以标示；监视电网中主力电厂相对于电网主要负荷节点的电势角，并基于给定的限值实现越限预警。
(3)机组运行状态监视
利用PMU采集的发电机运行信息，实时显示发电机运行状态，并计算和显示当前发电机运行裕度，在接近限值时预警。重点实现对发电机进相运行状况的监视和报警。
(4)电压过程监视与预警
记录动态电压的变化过程，根据设置的动态电压过程启动条件，电压变化值△V和低电压持续时间T，当在T时间内△V超过限值时即报警并做电压变化过程记录，即记录启动前后相关的PMU信息。
(5)频率特征分析与越限预警
可以实时监测系统频率动态过程，对频率特征进行分析，根据频率偏移门槛值和允许的持续时间，当出现异常状态时，向运行人员预警。可以实时显示系统正常、扰动、扰动消失的全过程中各点的频率变化，并保存相应的数据，供事后分析。
(6)系统谐波/间谐波宽频数据监视
主站支持谐波和间谐波监视功能，并未宽频振荡分析提供数据支撑。

历史事件/数据查询

提供检索工具，按指定条件(时间、间隔、测点等)，可对历史扰动事件、常规动态历史数据、谐波/间谐波历史数据进行。对查询到的事件以列表形式进行展示，对查询到的历史数据以表格和曲线形式进行展示。
（1）输入数据
1) 常规PMU动态采集实时/历史数据：
包括各厂站-间隔-测点下的有功功率、无功功率、三相基波电压/基波电流的幅值/相角、正序电压/电流的幅值/相角、次同步振荡功率、次同步振荡频率、厂站频率、厂站频率变化率等。
2)谐波/间谐波分量等宽频实时/历史数据：
包括各厂站-间隔-测点下的各次谐波(1-50次)、间谐波(最大10次)的幅值、频点、相角等数据。
（2）输出数据
1) 常规PMU动态采集实时/历史数据：
包括各厂站-间隔-测点下的有功功率、无功功率、三相基波电压/电流的幅值/相角、厂站频率等。
2)谐波/间谐波分量等宽频实时/历史数据：
包括各厂站-间隔-测点下的各次谐波(1-50次)、间谐波(最大10次)的幅值、频点、相角等数据。
（3）用户接口
1)实时画面展示。通过画面，实时刷新展示各监视厂站的索引图、接线图及其各常规动态采集点、谐波/间谐波采集点的数据，以及母线电压监视、线路相角差监视、幅值相角计算、相角参考点设置等。
2)告警信息展示。提供电网动态告警信息，包括：
a) 动态电压、电流、功率、频率、功角的越限告警，提供越限值和越限时间；
b) 线路两端母线的电压相角差越限告警；
c) 机组功角差越限告警；
d) 发电机进相运行机组的进相深度越限告警；
e) 电压动态变化率越限告警；
f) 系统动态频率偏移和持续时间越限告警；
g) 系统谐波/间谐波等宽频数据越限告警。
3)历史数据查询浏览。通过历史数据查询工具，按选定时间、测点等条件，可以查询所需的常规动态数据、各次谐波/间谐波数据，结果以表格和曲线形式进行展示。
4)三态数据浏览。在发生扰动时，系统记录事件发生的时刻，建立事件标识，并以此为触发条件，自动召唤子站保存的相应时刻数据，将其写入历史数据库中，并在指定位置保存离线文件。可通过三态数据浏览器，查询该扰动事件记录。

电网扰动识别

在线扰动识别应用利用PMU采集的实时动态数据，根据电网扰动的各种电气量特征，采用模式匹配的算法，实时分析出电网中的各种扰动（如短路、切机扰动等）。通过电网扰动识别应用用户可以在第一时间了解到电网发生了哪种扰动，为了帮助用户更清晰的了解电网扰动的动态过程，提供了曲线浏览等人机界面方式展示电网的动态过程。电网扰动识别应用还提供了同时利用PMU历史数据、PMU动态数据文件两种数据源作为离线计算的输入源，便于用户对电网扰动的事后分析、计算。
（1）功能要求
系统能够利用PMU实测的电压、电流以及频率等数据，结合电网扰动的电气量特征，采取模式匹配的算法，识别出电网各种扰动的类型，包括机组非正常退出、短路故障等。
能够将识别结果向调度员发出告警信息。
能够浏览扰动信息的PMU实测的数据曲线。
能够对扰动识别的参数进行设置。
能够自动召唤扰动时刻的PMU子站的动态数据文件和暂态录波文件。
能够自动触发历史数据管理软件保存扰动时刻的PMU实时数据、PMU动态数据文件和PMU暂态录波文件。
能够支持PMU历史数据和PMU动态数据文件两种数据源的事后分析功能。
（2）输入数据
输入数据包括：
1）从WSCADA获取设备测点模型；
2）从WSCADA获取实时动态数据；
3）离线子站动态数据文件（DYN文件）。
（3）输出数据
向外提供在线扰动告警信息，并输出各种扰动详细的分析结果。
（4）用户接口
1）提供扰动识别参数设置画面；
2）提供实时PMU数据曲线浏览；
3）提供PMU历史扰动数据查询画面；
4）提供扰动识别结果查询画面。

宽频振荡监测

（1）功能要求
低频振荡监视功能模块接收来自基础平台的实时动态相量数据，对相量数据进行实时分析处理，运用Prony分析、模式识别等技术手段实现了具有低频振荡在线监视，离线分析等完整的电网低频振荡分析功能。
数据预处理：
1）当数据时标不刷新时，对波形数据停止分析；
2）对分析窗口中的突变数据进行判断，剔除不合理的突变数据，对异常突变数据进行插值处理；
3）当数据窗中品质位为无效的累计无效点数超过总点数的百分比时，则对该数据窗不进行分析；
4）当数据窗中品质位为无效的连续无效点数超过总点数的百分比时，则对该数据窗不进行分析；
5）对振荡频率与振荡幅值进行初步判别，与启动门槛进行比较。
在线监视：基于实时Prony并行算法进行低频振荡在线辨识，分布式并行计算管理，实现基于曲线的并行计算，同时监视多个目标，识别振荡模式，包括：振幅、频率、阻尼比等。
实时监视电网低频振荡安全状态，发生低频振荡时给出告警，并给出可疑的振荡源及同时振荡的所有测点。
发生低频振荡时，发送振荡告警并推送振荡画面，自动保存PMU实测数据，记录整个振荡过程。
离线分析：能根据选择的历史振荡案例数据，进行离线分析，回放振荡过程及振荡模式变化趋势。
次同步振荡监测：次同步振荡监测与分析功能主要基于子站上送的宽频测量数据，实现对振荡全过程进行实时全景监视，同步识别振荡模式，对次同步振荡进行实时分析、告警和报告。
次同步振荡监测：系统采集电厂、电网的实时动态数据，其主要包括实时相量数据和谐波监测数据，实现对宽频振荡全过程进行多维度全景监视；
次同步振荡分析：结合多个监测数据得到次同步振荡特性，实时监视振荡模式变化，并通过对多点振荡分类统计，在各分量中搜索主导振荡模式，实时分析振荡模式、振荡频率和幅值，根据持续时间、幅值等判据定位出危险振荡，对于危险振荡发出告警，通过人机界面展示振荡分布，并启动振荡源定位；
次同步振荡全景展示：在次同步监测画面进行次同步振荡相关信息的可视化展示，结合电气拓扑连接关系，综合展示主导振荡模式振荡幅值、频率，振荡时的系统的工况，振荡源等信息；
振荡事件告警及简报：振荡事件发生后系统生成事件简报，通过公用告警服务发出电网动态事件的告警信息，为调度运行人员处置、分析振荡事件提供有力的数据支持；
次同步振荡事件管理：将次同步振荡事件进行保存并进行管理，次同步振荡事件管理具有以下功能：次同步振荡事件相关分析结果数据保存；次同步振荡事件获取，查看历史振荡数据；次同步振荡事件删除。提供历史查询统计工具，用于查询次同步振荡历史数据，包括次同步振荡告警信息、次同步振荡分析结果、动态数据等，并能进行简单统计。
（2）输入数据
宽频振荡监测与分析输入数据包括PMU常规监测数据和（间）谐波数据。PMU常规监测数据：三相基波电压相量、三相基波电流相量、电压电流的基波正序相量、频率、频率变化率、功率和开关量信号；（间）谐波数据：2.5-45Hz、55-100Hz范围内间谐波电压、电流的幅值与相角，包括频率及各频率对应的幅值；100-2500Hz范围内谐波、间谐波的幅值与相角。
宽频测量系统通信服务器与宽频测量处理单元的实时数据传输，应包括：
1）基波同步相量
测点包括：正序及各相电压、电流相量（幅值、相角）。
2）谐波同步相量
测点包括：各相电压、电流谐波相量（幅值、相角）；
上送范围：2~50次。
3）间谐波同步相量
测点包括：各相电压、电流间谐波相量（幅值、相角）；
上送范围：10个幅值最大的间谐波频点。
4）模拟量
测点包括：有功、无功功率，频率值（基波频率、各次谐波频率、各个间谐波频率），次/超同步振荡监测值（10个功率振荡幅值最大的频点，上送振荡幅值和振荡频率）。
5）状态量
测点包括：开关量，状态字
上送范围：开关量上送实时开关量状态，状态字上送装置实时STAT（包括装置异常状态、同步状态、功率振荡等动作标志）。
（3）输出数据
1）系统总体系统安全状态；
2）在主界面展示低频振荡/次同步振荡设备列表及其主导振荡模式，各个监测点的功率振荡频率、幅值，再分析出主导振荡模式；
3）当宽频监测点足够多时，分析定位引起振荡的振荡源；
4）发生低频振荡/次同步振荡后，发送的告警信息和记录的低频振荡案例或次同步振荡断面。
（4）用户接口
1）提供全图形界面操作及结果显示；
2）提供基于地理接线图的振荡信息展示；
3）提供低频振荡/次同步振荡实时告警，历史告警查询；
4）提供振荡设备列表，方便比较各个设备的振荡严重程度；
5）提供低频振荡/次同步振荡事件管理及历史振荡事件查询；
6）提供低频/次同步振荡参数设置界面。

可视化展示

功能概述

可视化功能是指以系统的实时数据、仿真计算结果或其它可以从基础支撑平台获取的数据为依据，通过标准的数据接口进行数据交换，并以设备或厂站为单位，采用面向对象设计，借助于计算机图形理论和技术，形象生动的显示电网运行参数，并融入优化控制策略，为电网调度运行提供更直观的监视方式。
可视化功能的实质就是将传统调度自动化系统的数字显示的方式，通过一定的计算后转换为棒图、饼图、曲线、仪表盘、三维地形图以及颜色分区渲染等更直观的显示方式，直接将数值转化为电网安全水平的感性显示，为调度员运行值班提供更高效的监视方式。
可视化展示作为画面服务的一项基础性的功能，提供一个通用的展示平台，不局限于某个特定的应用，通过画面定制，相关应用通过基础支撑平台提供相关数据即可实现可视化的展示效果。

可视化展现对象

电网调度运行中，有很多电网运行信息需要通过可视化效果直观展示，这些信息包括但不限于以下方面：
交直流线路潮流（有功、无功、电流、电压、方向、动态变化）、负载率（对应其热稳、暂稳、动稳极限），线路状态（运行、热备用、冷备用、检修）；
变压器潮流（有功、无功、电流、电压、方向、动态变化）、负载率，变压器状态（运行、热备用、冷备用、检修），变压器参数（容量、电压比等）；
母线电压；
分层、分区的无功电压水平；
系统频率；
电网主接线（线路长度、最大允许电流等参数、线路保护配置等）；
各分析应用软件分析计算结果等，包括各类统计数据等。

可视化展现形式

常规可视化包括颜色可视化、形态可视化、控件可视化。其中颜色可视化包括拓扑着色、颜色决策，形态可视化包括符号决策、前缀箭头、GIF动画、Flash动画、标牌等，控件可视化通过饼图、棒图、二维表、仪表盘、曲线、表计、瀑布图、散点图、液晶屏、模拟时钟、数字时钟等控件来表示单个或批量数据。常规可视化在图形编辑时定义，运行时自动激活并动态显示。常规可视化支持决策和脚本逻辑，并作为一种常态显示，运行不进行干涉。
高级可视化并加入了潮流箭头、动态饼图、等高线、三维棒图等高级可视化方法。高级可视化在运行时，通过在线可视化方案定义，由人工激活，选择某个显示方案动态显示。高级可视化作为一种特效，在当前画面上启动，切换时消除。
主要功能包括：
动态潮流：可在地理全景图、系统接线图、单线图等图形画面中，根据线路的有功、无功大小进行动态潮流显示，以流动箭头的大小和速度随有功和无功的大小同步变化；
线路潮流监视：在地理全景图、系统接线图、单线图上，依据线路潮流负载情况，对线路进行饼图或负载等高线显示，对于超过稳定控制功率的线路以不同的颜色来显示区分，该等高线可以监视线路安全运行情况；
断面潮流监视：在地理全景图、系统接线图、单线图上，依据断面潮流负载情况，对断面进行饼图或负载等高线显示，对于超过稳定控制功率的断面以不同的颜色来显示区分，该等高线可以监视断面安全运行情况；
电压水平监视：可在地理全景图、系统接线图、单线图上依据电网的电压水平，以等高线方式动态显示等高线，等高线之间以颜色深浅区分；电压水平监视，可以单独显示高电压等高线（标幺值>1的电压），也可以单独显示低电压等高线(标幺值<1的电压)；
机组备用监视：可在地理全景图、系统接线图、单线图中画面，通过三维视图显示发电机的旋转备用；每台发电机或每个电厂用一个三维棒图进行表示，总高表示厂站（机组）的额定最大出力，中间高度表示该厂站（机组）的实时最大可调出力，最低高度表示该厂站（机组）的实际出力情况；
无功备用监视：可在地理全景图、系统接线图、单线图中画面，通过三维视图显示无功补偿装置的备用容量；每个无功补偿装置或每个变电站用一个三维棒图进行表示，总高表示厂站（无功补偿装置）的额定容量，中间高度表示该厂站（无功补偿装置）的实时备用容量，最低高度表示该厂站（无功补偿装置）的实际投入容量；
提供完善的网络拓扑分析功能，可处理任意接线方式的厂站，根据电力系统中开关、刀闸的开合状态来确定电气连通关系，确定拓扑岛。能以不同的颜色直观地显示出电力系统各个设备的电气状态，如：带电、不带电、是否接地、电压等级和电气孤岛、越限设备等。网络动态着色处理中，不同的着色含义可由用户自已定义；
实时监视可视化功能应与系统告警功能有机结合，根据OCS或人机交互展示系统定义的不同的告警限值，可视化图形应用不同的显示方式提示用户注意。
列表数据展示：展示各类统计数据，如发电厂日完成情况统计、电厂非计划停运、非计划降力统计，月度、季度、年度发电计划等。

曲线工具

曲线工具能够通过读取实时库或者历史数据库中的数据，绘制成曲线后进行展示。
曲线数据能够实时自动刷新曲线数据。
可以设置曲线组，支持多曲线同时显示，并支持多坐标轴模式（每一根曲线对应一条纵坐标轴）和单坐标轴模式（所有的曲线对应同一根纵坐标轴）两种方式显示。
具备曲线组中多条曲线的数据对比功能。
具备平滑曲线功能，采用曲线拟合和平滑算法处理各个数据点，使曲线显示平滑没有毛刺。
支持曲线按时间轴前进、后退显示相应时段数据。
能够人工设定显示曲线数据的起始时间和结束时间。
具备曲线缩放功能，能够对曲线浏览区域进行缩放查看。
具备曲线统计功能，可以对曲线组中每条曲线进行了最小值、最大值、平均值和积分值的统计。
曲线组提供曲线之间的计算功能，满足曲线之间的数值计算的要求。
具备曲线数据修改功能。可以进行数据单点修改，即在曲线上拖动各个数据点进行数据修改；也可通过曲线绘制的方式进行修改，通过绘制方式修改原曲线的数据到绘制的曲线上。
可以自定义曲线名称、数据刷新周期、颜色、网格大小等属性。
可以导出为JPG、PNG、XPM等格式的图形文件。
具备曲线打印功能。

数据展示与操作

能够展示各类展示数据，包括但不限于：
发电厂、变电站、主要输配线路、重要联络线（断面）的有功、无功、电流等参数以表格的形式统一在画面中展示；
重要联络线运行、大用户事故跳闸、甩负荷情况统计数据能够在画面中以表格的形式展示；
变电站35kv、10kv等级配电线有功、无功、电流、母线电压等数据以统一的表格在画面中展示；
功能压板发生非正常退出、异常报警或功能动作是，调度端能够实现监视，并出现报警窗口；
在画面中通过各厂、站、断面名称链接可直接跳转到该厂、站、断面的一次主接线图；
当重要数据超出计划值时，如重要用户的联络线曲线超出计划曲线时，能够以告警的方式提示。

WEB发布

WEB服务器位于安全Ⅲ区，通过正向隔离装置与系统I、II区互联。Ⅲ区WEB服务器具有与系统I、II区的历史数据库和实时数据库的镜像机制，数据信息更新与系统的更新自动同步完成。
WEB系统能共享系统的实时数据、历史数据、画面和报表等资源，基于WEB技术并支持其他模式。
具有EMS功能的实时数据监视、事件告警监视和历史数据查询、统计功能、报表功能。
具有与EMS相同的画面，包括接线图、曲线、棒图和报表等。
系统画面的实时数据更新周期为3～15秒（时间可调）。
系统应实现免维护，且能自动跟踪EMS系统的变化（如数据库、画面等变化）。
提供多种应用编程接口，可在系统上扩展应用。
提供访问权限控制。
客户端采用浏览器，实现所有信息的浏览。
最大用户数应满足50个以上的客户同时登录访问的要求。

系统接口

与厂站端远动系统接口

子站远动接入主站的电力数据全部统一采用104规约，且接入远动设备由子站提供。

与电能量计量系统接口

提供标准的程序接口、应用软件和自己开发的软件可通过此接口与电能量计量系统等其它系统进行数据通信。各系统之间连接应满足二次安全防护的要求。
满足主站厂内66kV变电站的电能量信息的采集要求。

与保信子站的通信接口

变电站的保护与故障信息管理系统需要子站配备保信子站才可以将保护信息和录波文件上传到主站系统，因此主站保护与故障信息系统在子站具备的前提下，应能提供统一接口规范，保证保信子站数据的上传和集中监视、统计分析。

与视频监控系统接口

将遥信变位信号通过电力调度规约（如CDT规约），转发给视频图像监控系统。视频图像监控系统根据获取的遥信信号控制视频图像的显示、摄像头的预置位切换操作。这种集成方式要求视频图像监控系统有自己的监控主机以及监视屏幕，并且能够接入遥信转发规约，根据遥信信号进行组态配置。

与宽频PMU的接口

以《电力系统实时动态监测系统技术规范》通讯规范为基础，扩充次同步振荡量测信息、谐波量测信息及装置自诊断状态信息。

监控系统安全防护方案

电力监控系统的安全防护

防护目标

根据国家发改委2014第14号令《电力监控系统安全防护规定》及国家能源局文件：国能安全36号文《电力监控系统安全防护总体方案》等有关文件要求，为防范黑客及恶意代码等对电力监控系统的攻击侵害，避免由此引发的电力系统事故，保障电力系统的正常稳定运行。
电力监控系统安全防护的重点是确保自动化系统及数据网络的安全。安全防护的重要措施是强化边界防护，同时对内部安全防护提出要求。安全防护的目标是抵御黑客、病毒、恶意代码等通过各种形式对系统发起的恶意破坏和攻击，特别是能够抵御集团式攻击，防止由此导致的一次系统事故或大面积停电事故，以及监控系统的崩溃或瘫痪。

总体方案

根据《电力监控系统安全防护总体方案》的要求，电力监控系统安全防护总体方案框架结构如图6-2所示，调度控制系统主站安全防护结构如图6-3所示。
图6-2 电力监控系统安全防护总体框架结构示意图
图6-3 调度控制系统主站安全防护结构图

安全防护具体措施

（1）安全分区
根据电力监控系统的特点，各相关业务系统的重要程度和数据流程、目前状况和安全要求，将整个电力监控系统分为两个安全大区、四个安全区，及安全接入区。
两个安全大区为：生产控制大区和管理信息大区。四个安全区分别为：控制区（安全I区）、非控制区（安全II区），生产管理区（安全III区）、管理信息区（安全IV区）。安全生产区根据业务接入需求设立。不同的安全区确定了不同的安全防护要求和防护措施，从而决定了不同的安全等级和防护水平。其中安全Ⅰ区的安全等级最高，安全II区次之，其余依次类推。
系统的安全防护体系考虑据此分为以下3个安全工作区及1个安全接入区，实时控制区（安全I区）、非控制生产区（安全II区）、管理信息大区、安全接入区。系统应满足对《电力监控系统安全防护总体方案》的完全支持，保障实时运行系统的绝对安全。
1）安全Ⅰ区：实时控制区
安全I区中的业务系统或功能模块的典型特征为直接实现实时监控功能，是电力生产的重要必备环节，系统实时在线运行，使用调度数据网络或专用通道。
安全I区的典型系统包括数据采集及监控（SCADA/EMS）、广域相量测量系统等，其主要使用者为调度员和运行操作人员，数据实时性为秒级，外部边界的通信经由电力调度数据网SPDnet-VPN1的实时子网（实时VPN）。安全I区是电力监控系统中最重要系统，安全等级最高，是安全防护的重点与核心。
2）安全Ⅱ区：非控制生产区
安全Ⅱ区中的业务系统或功能模块的典型特征为：所实现的功能为电力生产的必要环节，但不具备控制功能，使用调度数据网络，在线运行，与安全I区中的系统或功能模块联系紧密。
安全Ⅱ区的典型系统包括继电保护（不带设置功能）及故障录波信息管理系统、电能量计量系统等，其面向的主要使用者分别为运行方式人员、运行计划人员、继电保护人员及电力市场交易员等。该区数据的实时性是分钟级、小时级，其外部通信边界为电力调度数据网SPDnet-VPN2非实时子网（非实时VPN）。
3）管理信息大区
该区实现电力生产的管理功能，但不具备控制功能，不在线运行，不使用电力调度数据网络。该区的典型业务为调度生产管理系统（OMS）及WEB展示系统等，该区的外部通信边界为信息VPN及因特网。
4）安全接入区
生产控制大区内个别业务系统或其功能模块（或子系统）需使用公用通信网络、无线通信网络以及处于非控制状态下的网络设备与终端等通信，其安全防护水平低于生产控制大区内其他系统时，应设立安全接入区，典型的业务系统或功能模块包括配电网自动化系统的前置采集模块（终端）、负荷控制管理系统等。
（2）网络专用
1）电力调度数据网是电力系统电力调度和生产服务的专用数据网络，网络采用IP交换技术体制，构建在SDH专用通道的传输平台上，并且接入网络的安全区I、II的相关系统，在物理上实现了与安全III/IV的系统的安全隔离，因此整个网络与外界其它网络实现了安全隔离。
2）电力调度数据网络采用符合电力监控系统安全防护要求的MPLS/VPN技术，按安全区和安全等级划分VPN，分别设置实时业务VPN、非实时业务VPN和电网应急业务VPN，路由各自独立，在网络路由层面不能互通，其中实时VPN还保证了实时业务的网络服务质量QoS。采用分层VPN技术进一步提高网络的安全特性。
（3）横向隔离
1）横向隔离是电力监控系统安全防护体系的横向防线。采用不同强度的安全设备隔离各安全区，在生产控制大区与管理信息大区之间采用经国家指定部门检测认证、国调认可的电力专用横向单向安全隔离装置（单比特型）。
2）电力专用横向单向安全隔离装置分为正向型和反向型。正向安全隔离装置用于生产控制大区到管理信息大区或生产控制大区到安全接入区的非网络方式的单向数据传输。反向安全隔离装置用于从管理信息大区到生产控制大区或安全接入区单向数据传输，是管理信息大区到生产控制大区的唯一数据传输途径。
3）严格禁止E-Mail、WEB、Telnet、Rlogin、FTP等安全风险高的通用网络服务和以B/S 或C/S 方式的数据库访问穿越专用横向单向安全隔离装置，仅允许纯数据的单向安全传输。
4）生产控制大区内部I区、II区之间，配置1台国产硬件防火墙设备，实现逻辑隔离。管理信息大区内部III区、IV区之间，配置1台国产硬件防火墙设备，实现逻辑隔离。
5）生产控制大区与管理信息大区之间，配置1台正向隔离装置。
（4）纵向认证
1）纵向加密认证是电力监控系统安全防护体系的纵向防线。采用认证、加密、访问控制等技术措施实现数据的远方安全传输以及纵向边界的安全防护。
2）在I区、II区与调度数据网的纵向连接处采用经过国家指定部门检测认证的电力专用IP纵向加密认证装置，实现双向身份认证、数据加密和访问控制。
3）对处于外部网络边界的其他通信网关，应进行操作系统的安全加固，对于新上的系统应支持加密认证的功能。
4）具有远方遥控功能的业务（如AVC、继电保护定值修改）采用加密、身份认证等技术措施进行安全防护。
5）智慧能源调度控制系统与各厂站之间通过纵向主备网络方式传输数据，主站侧配置4台纵向加密认证装置进行安全防护。
6）智慧能源调度控制系统和内蒙中调D5000系统之间通过100M网络方式连接，配置2台纵向加密认证装置进行安全防护。
（5）通用安全防护措施
1）入侵检测
生产控制大区统一部署一套网络入侵检测系统。在安全区内部边界点以及外部边界点应部署入侵检测探头。应该合理设置检测规则，及时捕获网络异常行为、分析潜在威胁、进行安全审计。管理信息大区（包括安全III区与安全IV区）单独安装入侵检测系统，以免产生安全大区之间的网络互联。
2）恶意代码防范
系统所有服务器及工作站应该统一部署恶意代码防护软件，应当及时更新特征码，查看查杀记录。禁止生产控制大区与管理信息大区共用一套防恶意代码管理服务器，以免产生安全大区之间的网络互联。
恶意代码终端防护系统主要由管理中心和客户端两个部分组成。各部分协同工作，共同完成对主机及服务器的恶意代码防护工作。
管理中心：是整个恶意代码终端防护系统部署系统设置、管理和控制的操作平台，它集中管理网络上所有已安装了恶意代码终端防护系统的计算机，同时实现对系统中心的管理。它采用BS架构，后台有一个数据中心，保存了全网的管理数据，因此只要在有浏览器的终端上，就可以方便的管理全网。
客户端：是分别针对网络服务器/网络工作站设计的，承担着对当前服务器/工作站上恶意代码的监控、检测和清除，自动向系统中心报告恶意代码监测情况，以及自动进行升级的任务。
本工程为生产控制大区和管理信息大区各配置一套恶意代码防护系统。
3）主机加固
系统的各个服务器，应该使用安全加固的操作系统。加固方式包括：安全配置、安全补丁、采用专用软件强化操作系统访问控制能力、以及配置安全的应用程序等。
4）访问控制
系统的实时应用、内外数据平台等业务系统，应当逐步采用电力调度数字证书，对用户登录本地操作系统、访问系统资源等操作进行身份认证，根据身份与权限进行访问控制，并且对操作行为进行安全审计。
5）安全WEB服务
安全III区的接入交换机应当支持HTTP的纵向安全WEB服务，逐步实现采用电力调度数字证书对浏览器客户端访问进行身份认证及加密传输。
6）安全审计
生产控制大区应当具备安全审计功能，应对网络运行日志、操作系统运行日志、数据库访问日志、业务应用系统运行日志、安全设施运行日志等进行集中收集、自动分析，及时发现各种违规行为以及病毒和黑客的攻击行为。
本工程为安全I区、安全II区和安全III区各配置一套安全审计装置。
7）权限管理
系统应该根据安全实体、安全对象、权限、角色、行政区域等进行身份认证之后的统一、有效的权限管理。只有系统管理员有权进行安全权限管理的配置。其他人员均根据各自的角色和所属的安全实体所具有的权限，在规定的行政区域，对规定的安全对象进行规定的操作。
9）网络安全监测装置
内蒙中调已配置一套网络安全管理平台。
智慧能源调度控制系统所有服务器、工作站、网络设备、安全防护设备均要求具备安全探针功能，满足中调网络安全管理平台的接入要求。

信息系统安全等级保护

防护目标

根据《信息安全等级保护管理办法》（公通字[2007]43号）、计算机信息系统安全保护等级划分准则（GB 17859-1999）和信息系统安全等级保护基本要求（GB/T 22239-2008）的要求，为规范信息安全等级保护管理，提高信息安全保障能力和水平，维护国家安全、社会稳定和公共利益，保障和促进信息化建设，在信息系统建设时需要同步建设符合等级要求的信息安全设施。

保护等级

国家信息安全等级保护坚持自主定级、自主保护的原则。信息系统的安全保护等级应当根据信息系统在国家安全、经济建设、社会生活中的重要程度，信息系统遭到破坏后对国家安全、社会秩序、公共利益以及公民、法人和其他组织的合法权益的危害程度等因素确定。
信息系统的安全保护等级分为以下五级：第一级，信息系统受到破坏后，会对公民、法人和其他组织的合法权益造成损害，但不损害国家安全、社会秩序和公共利益。第二级，信息系统受到破坏后，会对公民、法人和其他组织的合法权益产生严重损害，或者对社会秩序和公共利益造成损害，但不损害国家安全。第三级，信息系统受到破坏后，会对社会秩序和公共利益造成严重损害，或者对国家安全造成损害。第四级，信息系统受到破坏后，会对社会秩序和公共利益造成特别严重损害，或者对国家安全造成严重损害。第五级，信息系统受到破坏后，会对国家安全造成特别严重损害。
根据以上等级划分原则，本系统的保护等级定为二级。

基本技术要求

信息系统安全等级保护应依据信息系统的安全保护等级情况保证它们具有相应等级的基本安全保护能力，不同安全保护等级的信息系统要求具有不同的安全保护能力。
（1）物理访问控制（G3）
1）机房出入口应安排专人值守，控制、鉴别和记录进入的人员；
2）需进入机房的来访人员应经过申请和审批流程，并限制和监控其活动范围；
3）应对机房划分区域进行管理，区域和区域之间设置物理隔离装置，在重要区域前设置交付或安装等过渡区域；
4）重要区域应配置电子门禁系统，控制、鉴别和记录进入的人员。
（2）防盗窃和防破坏（G3）
1）应将主要设备放置在机房内；
2）应将设备或主要部件进行固定，并设置明显的不易除去的标记；
3）应将通信线缆铺设在隐蔽处，可铺设在地下或管道中；
4）应对介质分类标识，存储在介质库或档案室中；
5）应利用光、电等技术设置机房防盗报警系统；
6）应对机房设置监控报警系统。
（3）防雷击（G3）
1）机房建筑应设置避雷装置；
2）应设置防雷保安器，防止感应雷；
3）机房应设置交流电源地线。
（4）防火（G3）
1）机房应设置火灾自动消防系统，能够自动检测火情、自动报警，并自动灭火；
2）机房及相关的工作房间和辅助房应采用具有耐火等级的建筑材料；
3）机房应采取区域隔离防火措施，将重要设备与其他设备隔离开。
（5）防水和防潮（G3）
1）水管安装，不得穿过机房屋顶和活动地板下；
2）应采取措施防止雨水通过机房窗户、屋顶和墙壁渗透；
3）应采取措施防止机房内水蒸气结露和地下积水的转移与渗透；
4）应安装对水敏感的检测仪表或元件，对机房进行防水检测和报警。
（6）防静电（G3）
1）主要设备应采用必要的接地防静电措施；
2）机房应采用防静电地板。
（7）温湿度控制（G3）
机房应设置温、湿度自动调节设施，使机房温、湿度的变化在设备运行所允许的范围之内。
（8）电力供应（A3）
1）应在机房供电线路上配置稳压器和过电压防护设备；
2）应提供短期的备用电力供应，至少满足主要设备在断电情况下的正常运行要求；
3）应设置冗余或并行的电力电缆线路为计算机系统供电；
4）应建立备用供电系统。
（9）电磁防护（S3）
1）应采用接地方式防止外界电磁干扰和设备寄生耦合干扰；
2）电源线和通信线缆应隔离铺设，避免互相干扰；
3）应对关键设备和磁介质实施电磁屏蔽。

机房配电系统

机房布置

调度通信机房位于调度楼的二层，按6列机柜布置位置，规划机柜总计42面其中服务器机柜28面，尺寸为600×1200×2000mm（宽×深×高）；通信机柜14面，尺寸为600×600×2000mm（宽×深×高）。主通道不低于1.5m，面对面布置不低于1.2m，背对背布置不低于1m。通风空调下送风，经机房通风地板送达各屏设备。新风风量保证主机房维持正压，也采用下送风方式。机房平面布置见附图Y-01。

机房配电系统

机柜配电需考虑先进，可靠，经济，扩容和变更灵活。
机柜配电分列头柜和母线供电方案，两种方式优劣对比如下：

综上对比所述，本设计机柜配电采用母线供电方式。
6.6.3设备配置方案
每台机柜供电负荷按3kW考虑，调度通信机房总UPS负荷为82kW，配置4台母排配电供电箱，配置20个插接箱，插接模块安装3个32A断路器。母线在活动地板下根据屏位布置延伸至各屏屏底。每个屏下设双列母排，母线容量按250A考虑。**

6.7配套系统建设方案
6.7.1大屏幕显示系统及操作台
6.7.1.1 大屏幕显示系统功能（DLP拼接屏更换LED小间距，1.25铜线）
大屏幕显示系统由前端拼接大屏幕与分布式网络流媒体显示控制系统组成。通过这套大屏幕显示系统可以实现对整个系统所需要显示的各种情况的动态监管，可随时对各种采集到的监控信号、网络信号及各种计算机图形信息进行任意叠加、漫游、缩放等显示和分析，能够直观、完整、准确、清晰、灵活的显示任意有关来自各方面的信息，便于及时做出判断和处理，实现实时监控和集中指挥、统一管控的目的。
系统软件可以集中管理显示单元、视频矩阵、RGB矩阵、DVI矩阵等周边设备，并且可通过手持终端无线管控大屏。支持单屏、多屏以及整屏显示和叠加显示，可实现图像窗口的缩放、移动、漫游等功能。
具备大屏拼接处理功能，整个拼接屏可被看作整块没有分隔的虚拟屏，也可以按照需要灵活分区显示，所有信号窗口应能在整屏范围内具备丰富的图像处理功能，任一信号都可在全屏墙显示范围内任意开窗显示、整屏拼接、任意漫游、信号叠加、任意跨屏、信号分割，相互之间不受影响，多种类型的信号切换间，不会出现闪屏、黑屏、花屏以及显示不同步等现象，保证7×24小时连续运行，整套系统硬件具有高度的可靠性、稳定性、兼容性和匹配性。
6.7.1.2 系统要求
（1）系统安全可靠
系统应采用先进的显示屏和图像处理系统，实现系统可靠性和安全性，不对其他子系统造成安全影响和环境影响。具备模块设计，具备扩展能力，采用统一的控制管理系统，可以灵活操作。
系统的设计还充分考虑到抗风、防雷、配电等影响系统工作可靠性的因素，使系统安全、可靠、稳定运行。系统具有过压、过流、防雷、防静电多重保护功能。
（2）网络化信息传输
采用网络传输方式，将各种类型的音视频信号进行独立的网络化、数字化编码、传输并进行解码显示，避免传统方案的信号噪声干扰、远距离传输衰减、信号质量下降等问题。
（3）图像显示效果清晰稳定
整个图像显示系统能够提供高分辨率图像，同时图像显示均匀，色彩还原真实，图像失真小，显示稳定性高，使用寿命长，能满足24小时长期连续显示的要求。
（4）各种显示信号的接入能力
能够显示Windows、Linux等主流操作系统的计算机图像信号，能够显示VGA、DVI、HDMI、VIDEO 、Yprpb、等各种视频信号以及目前市面上常见的SDI高清晰显示信号。
（5）统一显示和任意位置显示
整个显示系统可作为统一显示平台整屏显示各种信号，如显示欢迎辞等。所有信号都能在屏幕任意位置流畅显示，支持画面的放大、缩小、移动、多画面显示等效果。
目前现有市场主流大屏幕类型包括DLP、LCD、LED三种，根据三种产品个性能优劣做全方位对比如下：

原调度指挥大厅位于调度楼三楼，大厅面积约为270m2，其中17.2m（长）15.6m（宽）6m（层高），大厅净高5m，根据现有大厅现状，考虑LED小间距室内使用时，亮度过高，0.9mm间距大屏价格过高，故不推荐；考虑到调度员长期监视大屏幕，DLP拼接墙在三种大屏幕中亮度适中，视觉舒适度最高，设计推荐采用DLP拼接屏。
6.7.1.3 系统配置方案
调度大厅显示墙配置一套尺寸为4行×8列70英寸DLP拼接显示屏。规格如下：

调度指挥大厅布置图见附图Y-02，调度指挥大厅大屏幕安装尺寸见附图Y-03。
6.7.1.4 系统架构
控制系统采用标准化、网络化、系统化、开放式的硬件结构；
控制器支持所有接入信号的全屏显示、单屏显示以及任意区域显示；系统应能接入多路不同图像类型；
支持信号输入：DVI/HDMI/VGA/复合视频/S-Video/RGBHV/ypbppr。
支持信号输出：输出DVI/复合视频，信号输出数量与每条线路显示屏的数量一致；
支持所有显示系统的信号互联互享；
系统支持PC终端进行统一控制，同时支持PAD、手机等移动设备统一控制；
系统支持虚屏技术应用，可实现超高分辨率显示，不限制于应用界面大小和显示器分辨率。
6.7.2 工作台、工作椅
操作台是调度管理人员进行业务活动和处理事务的基本平台，操作台的宽度、深度、高度决定了工作人员的作业范围和姿势。操作台的设计应从人体工程学的原理出发，考虑人体基本尺度、肢体活动范围和运动规律，否则容易带来操作上的不便和工作易疲劳，比如桌面过高或过低都会导致腰、肩的不适。因此，人体工程学操作台的设计应尽量考虑到组合的可能性，对空间利用和提高设备使用效率也是一种规划。针对某些特定场所和特定的工作方式，需要考虑个性化的操作台设计，在符合人体工程学基本原理的前提下根据环境和使用者需求，适当调整常规尺度，保证正常工作坐姿下的人体电脑操作的便利和舒适，以提高工作和生产效率。
考虑调控人员日常生产工作需求，并结合调度大厅的平面结构，为调度大厅配置前后两排调度工作台，共12个工位，前排为一联排6人工作台，后排为2座联排3人工作台，并配套配置12把人体工程学座椅。在造型和功能设计上考虑现代、优质、集成、高效管理的原则进行定制设计，将内部的管理设备如视频会议终端设备、电话、办公设备全部集成固化在工作台上，体现出系统高效、科技、高度集成的管理元素。
6.7.2.1 控制台产品工艺描述
（1）主体框架
框架结构中各部件使用一级冷轧钢板冲压折弯成型、主体框架使用不低于2mm厚的一级冷轧钢板加工、承重梁部件使用不低于3mm厚的一级冷轧钢板加工，外表面静电塑粉喷涂。通过通用连接件的连接形成一个独立模块，各模块之间通用部件一致可互换，整体连接后的各模块间内部贯通，各种线缆在控制台内能自由贯通。前后门板使用1.2mm厚的冷轧钢板，冲压成型，整体厚度不低于18mm，连接铰链使用高档的进口五金件，应具有质轻，手感好，开关门噪音小等优点，保证其100000次无障碍开启。前后门板均可以打开，对柜体里面的设备方便进行检修。
（2）后背墙
后背墙固定在后重梁上，后重梁使用3mm厚钣金件加工、其悬挂显示器支臂的凹槽板使用截面厚度不小于2mm的铝合金型材加工。后背墙整体与主体框架及后重梁通过螺丝连接，安装完毕后连成一体。
（3）大面板支臂
主体框架前部安装台面板承重支臂、其钣金件厚度不小于3mm。
（4）中立柱
较长直线模块中间以中立柱分割内部空间、门板以铰链方式或悬挂方式安装在中立柱上，中立柱后面可放置六位三孔PDU电源模块。
（5）配件
模块内安装主机托盘。并配置配线架、PDU。
6.7.2.2 控制台的台面
控制台的表面覆盖层使用高压耐磨耐火板，具有绝缘、防火、防潮、耐磨、高强度特性。所有侧面板边缘均采用匹配或互补颜色的1.4mm PVC材料包边。各个部分与整个架构保持整体性。工作台面保持平滑及水平，并考虑到人体工学的标准，包括视线，延伸距离，键盘高度，及膝部的空间。工作面的高度在地面以上(750 mm)，并用校平器来调整。可以根据实际要求调整10~30mm。面板使用的实木颗粒板甲醛释放量均需符合国家标准（需提供正规检测机构出具的检测报告）。
考虑到将来指挥中心人员的扩充和调整，要求整个控制台的组成为模块化结构，控制台主体框架为钣金结构，并且制造厂商应根据控制台的形状设计，有对应主体钣金结构的直线模块、转角模块和切角模快，用户可以根据自己的需求提供灵活的增加或减少席位。
6.7.2.3 控制台布线及散热系统
（1）布线系统
在控制台的整体连接中，纷繁的理线错中复杂，合理的布线系统可以做到良好的理线保障，强弱电分离的理线方式，可靠地保障了线路的分离管理，使控制台理线更为简单。桌面更加洁净，达到洁净桌面的操作使用需求。无论是一个单元，还是整体拼合的模块，理线系统都可以成为一个既独立又贯通的系统，控制台内部框架具有线缆通孔，可从活动底板中进线，垂直上线，通过双层线槽，强弱电相分离大于15厘米，避免了谐波电磁的相互干扰，使设备在使用中运行更加安全稳定。
（2）散热系统
通风散热的设计可以保护操作员的身体健康，保障腿部不会出现病变，对于长期坐着操作的员工来说，是比较人性化的设计。每个柜体前后门板配有散热通风孔，利用气流交换的原理，使柜体内部产生循环风从而达到双效散热功能，充分保障了设备安全高效运转，以及操作的环境的舒适性。
6.7.2.4 控制台的框架结构与人体工程学的要求
人体工程学是把人机工程学原理加入日常产品的设计中，已越来越成为日常生活中产品设计和环境设计不可或缺的部分，优良的人机工程学的应用被证实有以下的优点：
1)有益健康
2)提高工作效率
3)改进工作质量
4)增加工作产出
5)提高舒适度和满足感
6)更加安全
6.2.5人体工程学的考虑因素：
1)人体构造；（骨骼、关节、肌肉）
2)人体尺寸；（身体物理尺寸、站、坐等等）
3)人体动作域。（人体动作空间、心理空间、人际交往空间）
4)水平视觉考虑：
通常可以把人体的水平视线分成3个区域：
人体正前方左右30°，为最佳可视区域，要求重点监控的屏幕通常需要在这个范围之内；
人体正前方左右45°，为良好可视区域，要求常规监控的屏幕通常需要在这个范围之内；
人体正前方左右60°，为可以接受的可视区域，作为浏览监控设备范围；
超出这一区域，需要旋转脖子在可以观看，作为监控室，需要监控的设备一定不能安放在这一区域以外。
5)垂直视觉考虑：
垂直视线也有3个区域：
人体水平视线到向下30°，为最佳可视区域，要求重点监控的屏幕通常需要在这个范围之内；
人体水平视线向上20°，向下35°，为良好可视区域，要求常规监控的屏幕通常需要在这个范围之内；
人体水平视线上下50°，为可以接受的可视区域，作为浏览监控设备范围；
超出这一区域，需要上下活动脖子才可以观看，作为监控室，需要监控的设备一定不能安放在这一区域。
6)坐高因素：
人体工程学研究结果，通常人体坐高为1.2m左右，视线高度为118mm，因此要求控制台以及安装设备的高度最好不要高于1.2m，这样可以有效保证监控人员观看大屏幕监控图像，使大屏幕、桌面显示器与桌面这三大视野范围互不影响或干扰，方便了操作员的使用，提高了工作效率。基于这一人体工程学的要求，通常大屏幕底边距离地面的高度最好不要低于1200mm。
7)腿部空间考虑：
监控中心是一个7x24小时的监控环境，监控人员长时间坐在控制台前面完成繁重而重要的监控任务，控制台的设计需要充分考虑这一因素。根据人体工程学的总结要求控制台下方腿部深度空间不能小于600mm，高度空间不能小于635mm。
8)人体的手部触摸空间考虑：
监控人员的手部触摸空间也可以分为三部分：
最容易触摸空间，通常安放鼠标键盘等常用监控设备；
较容易触摸空间，通常可以安放纸张、电话等；
较远、但可触及空间，可以安放文件夹等设备。
6.7.2.6显示器支臂
显示器支架采用机械式，机械式显示器支架可以前后、上下、倾仰角调节，调整显示器的位置使身体处于最轻松的姿势，缓解结构性紧张、降低能量消耗和减轻疲劳活动。优秀的结构设计，解决因长时间用电脑的人健康问题，其次，从各个方面解决视觉问题，帮助那些有因为视觉角度而疲劳的人们，最终让使用者获得更好的用户体验。
1)显示器支架能承受不小于8公斤的负载，应具备伸展的能力。
2)满足360度显示器旋转及360度臂旋转，满足40度斜坡(±20度)。
3)显示器悬挂手臂的底座应可以在不使用工具的条件下，在任意位置定位和固定。
4)能满足单层、双层显示器安装的要求，双层重叠不影响显示器安装的稳定性。
5)支臂采用热熔融聚酯表层，符合标准壁挂安规认证75毫米75毫米,100毫米100毫米,100毫米200毫米安装平台。
6)显示器有快速安装和直接安装的功能。
7)气压弹簧标准负重7-20磅(3.17-9.07公斤)。气压弹簧可选：2-10磅(0.90公斤-4.53 公斤)和15-32磅(6.8公斤-14.51公斤)。
8)显示器支架应使用原装进口设备，采用高精压铸的轧钢制造，外表用耐磨粉抛光，以保证经久耐用。
6.7.2.7工学椅技术指标
人体工程学座椅设计大方，独特、时尚、轻巧，是普遍应用于计算机、监控操作台等新型环保健康椅。设计原则释放自然，人性调节，适合多种体型调节性；材质上主要采用环保材料。
人体工程学座椅主要从以下几方面调节疲劳：
1)头部：头枕的高度和旋转可以调节，能让使用者颈椎自然贴合头枕，规范坐者的坐姿，抗办公享受。当头枕的高度完全支撑你的颈椎部时为最佳位置。
2)椅背：腰部的最佳支撑位置是第三、第四脊椎，整个椅背可高度调节，轻松简易就能满足不同使用者的需求，减轻腰椎骨承受的大部分人体重量。
3)腰靠支撑：分离式活动腰靠，回弹力集中在活动腰靠上，给使用者最紧贴的支撑。活动腰靠通过调节弯曲度使整个下背放松舒适的贴合于腰背，让背脊椎骨得到放松，从而解除背脊椎骨的疲劳度。
4)扶手：调节扶手高度及角度，让手和台面更加平顺的过渡防止鼠标手产生。
角度自由调节、无级无段锁定、弧形贴背设计、弓形架强度及弹性处理、扶手弧形流线处理等，人体工学主要采用网布、环保布加高品质记忆棉等弹性环保材料制作坐垫和椅背，在工艺设计上是非常适应新潮流的发展。具备良好的透气散热特性，舒适保健，可防止椅子在使用过程中产生细菌的生长环境。并能够减少臀背部压迫面积、按压受力处穴位、促进臀背部血液循环、避免颈肩腰的劳损、保持健康的体魄。
6.7.3坐席协作管理系统
调度员工作站实现人机分离和对调度自动化机房内的所有调度工作中的服务器进行集中统一管理。所有操作人员全部位于各自的值班室控制操作，不用进机房，实现真正的无人值守。本工程采用坐席协作管理系统来实现调度员与工作站、服务器人机分离管理功能，最终实现调度中心的席位上只放键盘鼠标显示器，其他服务器都放在机房里。
*

6.8调度数据网建设方案（场站设备不在设计里，本次设计里没体现传输设备需要核对）
智慧能源调度控制系统按配置2套电力调度数据网核心设备，园区电网内的各厂站的远动信息、同步相量信息、远方电能量计量信息、保护信息及故障录波信息都通过调度数据网设备以2个FE链路接入智慧能源调度控制系统。另外智慧能源调度控制系统通过该设备以2个FE链路与内蒙中调汇聚层路由器通信；通过4x2M接口与锡盟地调汇聚层路由器通信，远期考虑通过2个FE链路与锡盟地调汇聚层路由器通信，实际链路带宽由通信网管软件进行配置。
每套电力调度数据网核心设备包括1台核心路由器、2台交换机。
厂站端的数据网设备不在本工程设计范围。
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6.9系统配置
6.9.1硬件配置

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6.9.2软件配置