调度自动化系统技术规范征求意见.docx

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调度自动化系统技术规范征求意见

Q/CSG

Q/CSGXXXXX.X-2009

中国南方电网有限责任公司企业标准

南方电网地/县级调度自动化主站系统

技术规范

中国南方电网有限责任公司发布

2009-XX-XX实施

2009-XX-XX发布

目次

前言IV

1范围5

2规范性引用文件5

3术语及定义5

4基本原则6

4.1系统建设基本原则6

4.2系统建设模式划分6

4.3系统建设模式选择6

5体系结构及配置原则7

5.1体系结构基本要求7

5.2硬件配置原则及要求7

5.2.1系统硬件配置原则7

5.2.2系统硬件配置要求7

5.3软件配置原则及要求8

5.3.1系统软件配置原则8

5.3.2系统软件配置要求8

6系统支撑平台9

6.1标准化要求9

6.2可靠性要求9

6.3一致性要求9

6.4开放性要求9

6.5支撑平台功能要求10

6.5.1图模库一体化功能10

6.5.2数据库管理11

6.5.3公式定义及计算12

6.5.4事件及告警服务13

6.5.5多态应用14

6.5.6趋势曲线14

6.5.7报表管理15

6.5.8人机交互系统16

6.5.9打印功能17

6.6系统管理17

6.6.1版本管理17

6.6.2配置管理17

6.6.3资源监视17

6.6.4终端管理17

6.6.5通道管理17

6.6.6通信监视18

6.6.7时钟管理18

6.6.8安全管理18

6.6.9日志管理18

7系统功能18

7.1SCADA功能18

7.1.1前置系统18

7.1.2数据采集及处理19

7.1.3控制和调节20

7.1.4挂牌操作21

7.1.5历史反演22

7.1.6拓扑着色22

7.1.7负荷特性统计分析22

7.1.8设备管理22

7.1.9配电线路故障处理22

7.1.10集控功能（可选）22

7.1.11基于系统拓扑的五防功能（可选）23

7.1.12模拟盘/大屏幕接入23

7.2电网分析功能23

7.2.1状态估计23

7.2.2调度员潮流24

7.2.3静态安全分析25

7.2.4短路电流计算26

7.2.5负荷预报26

7.2.6自动电压控制26

7.3DTS27

7.3.1与其它应用的关系27

7.3.2电力系统模型27

7.3.3DTS启动27

7.3.4其它28

7.3.5学员台28

7.3.6教员台28

7.3.7DTS联合反事故演习28

7.4WEB功能28

7.5外部网络通信29

7.5.1与上级调度自动化等系统互联29

7.5.2与配网自动化系统的接口29

7.5.3与营销自动化系统的接口29

7.5.4与管理信息系统的接口29

7.5.5与GIS系统接口29

7.5.6与客服系统接口30

8性能要求30

8.1可用性30

8.2可靠性30

8.3信息处理30

8.4实时性31

8.5电网分析软件性能指标31

8.6调度员培训模拟系统（DTS）32

8.7系统负载率指标32

8.8系统存储容量指标32

9运行环境要求32

9.1通信条件要求32

9.2工作条件及环境条件32

9.2.1工作条件32

9.2.2环境要求32

9.3电源要求32

10标志、包装、运输、存贮33

附录A（资料性附录）典型配置示意图34

附录B（资料性附录）功能配置建议表37

前言

为贯彻落实公司体系化、规范化、指标化目标，完善调度自动化标准体系，规范和指导南方电网地、县级调度自动化主站系统的建设和改造工作，制定本规范。

本规范由南方电网公司电力调度通信中心提出并归口。

本规范由南方电网公司电力调度通信中心负责解释。

本规范由南方电网公司电力调度通信中心负责起草，广东省电力设计研究院参加起草。

本规范主要起草人员：

本规范首次发布时间：

2009年XX月

南方电网地/县级调度自动化主站系统技术规范

1范围

本规范规定了中国南方电网有限责任公司地、县级供电局调度自动化主站系统的设计、配置、功能及性能等各方面的技术要求。

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构成为本规范的条款。

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。

GB/T13730地区调度自动化系统

DL/T635-1997县级电网调度自动化功能规范

DL/T814-2002配电自动化功能规范

DL476-92电力系统实时数据通信应用层协议

DL451-91循环式远动规约

IEC61970EMSAPI–301部分：

公用信息模型（CIM）

IEC61970EMSAPI–303部分：

SCADA

IEC61970EMSAPI–401、402部分：

组件接口规范（CIS）

IEC61968电力企业应用集成配电管理的系统接口

IEC61850变电站通信网络和系统

IEC60870-6（TASE2）与ISO标准和ITU-T建议兼容的远动协议

DL634.5.101-2002远动协议南方电网实施细则（调自[2007]1号）

DL634.5.104-2002远动协议南方电网实施细则（调自[2007]1号）

南方电网电力二次系统安全防护技术实施规范（调自[2008]19号）

中国南方电网EMS电网模型交换技术规范（调自[2008]22号）

中国南方电网公司110千伏及以下配电网规划指导原则

3术语及定义

a）事件

事件是指由自动化系统数据库中已定义信息量的特征变化、应用程序的运行及结果、自动化系统设备状况变化或用户操作引发的简要的描述性记录，事件应长期存储并可查询。

b）告警

告警是指由用户选择定义、记录电网一次设备及自动化系统各构成模块（设备）异常状态、必须明确告知调度员和系统维护人员且在实时告警窗中显示的重要事件，告警为事件的子集。

c）多源数据

多源数据是指通过不同途径收集到的关于同一测量对象、同一测量点在同一时间点（段）的数据，多源数据处理指自动选择其中质量高的一个数据提供给后续数据处理过程（显示、计算等）并供分别查询使用。

d）图模库一体化

图模库一体化是指在自动化系统的绘图工具中，以标准电力设备图元为基础，通过设定或自定义的一次设备间隔模板及拓扑域（即自由组合的带设备属性及拓扑关系的一次设备图元集合）以派生或复制方式快速绘制厂站接线图，在绘制过程中自动实现一次设备的网络建模、入库和拓扑关系自动联接、并进行有效检错的组合功能。

e）系统黑启动时间

系统黑启动时间是指自动化系统电源消失、所有设备均处于断电关机的前提下，从所有设备加电开机至系统正常运行所需的时间，称为全系统黑启动时间；在上述前提下，启动一台前置服务器、一台主干网交换机、一台前置交换机和必需的工作站（最小运行方式）至系统运行正常所需的时间，称为系统最小运行方式黑启动时间。

4基本原则

4.1系统建设基本原则

a）系统设计应以地/县级电网一次系统设计为依据，设计水平年与电网一次系统的水平年相适应，其功能及配置可适度超前。

系统使用年限应不低于10年；

b）系统的建设应与电网公司调度管理体制相适应，符合各地电网调度、运行的实际需求；

c）系统应遵循标准化和平台化原则，满足安全性、可靠性、开放性、实用性、先进性的要求，实现各项应用的一体化设计，具备良好的可维护性、可扩展性；

d）系统的安全防护部署必须满足国家电力监管委员会第5号令《电力二次系统安全防护规定》的要求，遵照《南方电网电力二次系统安全防护技术实施规范》的具体要求执行。

4.2系统建设模式划分

地/县级调度自动化主站系统的建设包括独立建设和一体化建设两种模式：

a）独立建设模式：

地、县级调度自动化主站系统分别独立建设，各自独立实现相应功能，通过通道转发方式交互电网实时数据。

b）一体化建设模式：

地区调度自动化主站系统与其所辖的县调自动化主站系统通过网络延伸的方式，使之逻辑上成为一套调度自动化系统，从而实现地、县调数据资源、技术资源、设备资源共享的一体化主站系统。

此模式的实现一般包括以下两种方式：

1）远程工作站延伸方式：

系统的数据采集、处理及分析应用的设备以及功能实现均在地调侧布置，县调仅利用地调系统的远程工作站实现生产调度功能，不再配置其他计算机设备。

此种方式的推荐配置方式见附录A.2：

地县调一体化建设推荐配置方式1；

2）分布采集方式：

在部分或各县调均配置独立的前置采集设备（含采集服务器），采集当地所辖电网数据并通过系统主干延伸网络送到地调系统的后台服务器进行统一处理，再由地调提供统一的应用服务，县调利用远程工作站实现生产调度功能。

当县调系统与地调系统的通信中断时，要求利用县调布置的前置采集设备（含采集服务器）仍可以实现基本的电网数据采集和监视控制功能。

其推荐配置方式见附录A.3：

地县调一体化建设推荐配置方式2；

4.3系统建设模式选择

地、县级调度自动化主站系统建设模式的选择应与当地电网调度管理体制相适应，新建系统宜采用一体化建设模式。

a）独立建设的调度自动化主站系统

在地、县调已经分别独立建设的现状条件下作为过渡方式可以保留独立建设的模式，但应逐步改造为一体化系统。

独立建设的县级调度自动化主站系统宜与该县配电自动化主站系统一体化建设，在一体化支撑平台上实现调度自动化和配电网自动化各种应用功能的有机集成，实现电网模型、电网图形、电网数据及控制的统一设计。

b）一体化建设的调度自动化主站系统

在县局缺少维护力量，且厂站数量不多的情况下，宜采用远程工作站方式实现地县调度自动化主站一体化建设，即所有计算机设备由地区局统一维护，县调人员使用地区局的远程调度工作站实现自动化信息的分区维护和生产调度。

在受到通信资源限制，且各县局所辖变电站直接接入地调主站系统有一定难度的情况下，宜采用分布采集方式实现地/县级调度自动化主站一体化建设。

一体化建设的调度自动化主站系统可考虑在所辖某一县局实现异地冗灾与备用系统的建设。

一体化建设的地县级调度自动化主站系统应具备配电自动化的基本功能。

5体系结构及配置原则

5.1体系结构基本要求

地/县级调度自动化系统应为分布式体系结构，系统由若干台服务器、工作站及配套设备构成，不同的应用可分布于不同的计算机节点，所有应用服务冗余配备且分布部署，具有关键应用的计算机硬件应冗余配置，服务器和工作站等设备应通过冗余配置的网络互连。

地/县级调度自动化系统应遵循CIM标准建立统一的电网模型，采用面向对象的应用开发体系，各项功能应用采用统一的人机界面和数据库界面。

5.2硬件配置原则及要求

5.2.1系统硬件配置原则

整个系统应选用符合国际标准的、通用的、先进可靠的计算机硬件，必须功能完善、性能稳定、维护方便；系统在结构和功能上都要实现分布式。

系统应考虑容量、结构和功能设计的可扩性，应实现终端及硬件配置可随时扩充而不需要修改任何软件。

5.2.2系统硬件配置要求

5.2.2.1服务器及工作站

f）服务器

系统服务器应采用先进技术的多CPU系统、高带宽系统总线、I/O总线；具有高速运算能力和事务处理能力（OLTP）；具备集群技术和系统容错能力，可采用PC或UNIX服务器。

服务器应支持双路独立电源输入，采用机架式安装。

g）磁盘阵列

可根据需求配置磁盘阵列。

磁盘阵列应配置双控制器和双电源，容量配置应满足使用要求，具备在线的可扩充能力。

h）工作站

工作站可采用PC或UNIX图形工作站，工作站宜采用机架式安装。

5.2.2.2前置系统

地/县一体化系统主站的前置系统及其设备可统一在地调布置，也可根据通信条件在地调或各县调分散布置，设备配置应满足以下基本要求：

a）前置系统由前置网络设备、通信终端服务器、模拟通道板或数字通道板和带双电源的标准工业机柜等组成，关键设备冗余配置；

b）同时支持模拟、数字通道和网络方式的接入；

c）非专线通道必须按照安全防护的规定，采取必要措施与系统进行隔离；

d）通信终端服务器应支持双网络接口、双电源模块；

e）模拟通道板、数字通道板支持热插拔；

f）通道端子设计应便于测试，各通道具备完善的防雷措施；

g）前置系统易于扩充，扩充时不需要修改任何软件。

5.2.2.3网络设备

地/县一体化系统主站的网络设备可延伸至各县调，且均应满足以下基本要求：

a）系统网络至少包括主干网、Ⅲ区WEB网，主干网必须冗余配置；

b）网络交换机端口除满足需求外，还必须留有备用；主干网交换机具有第三层交换功能，可划分虚拟网；

c）所有网络交换机必须具备网络风暴抑制功能；

d）路由器必须是模组化设备，具有支持多种高速局域网技术，支持多种网络传输协议；支持多种远程连接线路和多种接口标准，支持网络路由算法；

e）主干网和WEB网互联必须采用安全隔离装置，其配置、安全性、可靠性、功能和性能要求必须符合《南方电网电力二次系统安全防护技术实施规范》规定；

f）系统通过调度数据网和地区电网调度自动化系统、厂站间的网络通信应逐步采用纵向加密认证网关，其配置、安全性、可靠性、功能和性能要求必须符合《南方电网电力二次系统安全防护技术实施规范》规定；

g）系统各网段之间、系统与调度数据网的互联及安全防护必须满足《南方电网电力二次系统安全防护技术实施规范》的具体要求。

5.2.2.4时钟装置

a）采用全球定位系统（GPS）或北斗系统时钟装置为自动化系统各节点提供统一的标准时间；

b）时钟装置应具备网络对时功能。

5.2.2.5其他设备

根据实际需要，配置网络打印机及其他必要设备。

5.3软件配置原则及要求

5.3.1系统软件配置原则

系统软件应面向对象设计，遵循分层构件化及应用模块化的设计原则。

通过软件支撑平台，实现应用在异构硬件平台及不同操作系统上的分布式部署。

软件应有详细的中文技术手册、使用手册和维护手册。

5.3.2系统软件配置要求

5.3.2.1操作系统

所选操作系统应为具有开放性、高可靠性和安全、通用、成熟的产品，应采用UNIX或Linux操作系统。

5.3.2.2商用数据库

配置通用、成熟的商用关系型数据库作为历史数据库平台，也可作为电网模型及参数的存储平台。

5.3.2.3软件支撑平台

系统软件支撑平台应具备统一的公共服务功能和系统管理，实现不同应用软件的即插即用。

5.3.2.4应用软件

应用软件包括：

SCADA、电网分析、DTS、WEB发布等功能。

所有应用软件必须在统一的支撑平台上实现，具有统一风格的人机界面，并使用公共电力系统模型及数据库。

6系统支撑平台

6.1标准化要求

应满足《中国南方电网EMS电网模型交换技术规范》的要求，遵循电网设备相关命名规范和编码规范，实现信息和数据共享。

具体要求如下：

a）遵循IEC61968、IEC61970等国际标准，实现电力系统模型的标准化导入和导出；

b）支持IEC61970CIS组件访问接口访问实时数据并保证其实时性；

c）遵循SVG标准实现图形的标准化输入和输出；支持CIM模型和SVG图形的关联性导入；图形导出时可以选择是否带电网运行数据和模型。

6.2可靠性要求

a）应用服务必须为冗余配置，分布在各节点。

同一应用集群的服务器，具备单机运行能力；

b）当系统中一个节点发生故障时，其所承担的服务自动切换到其他节点；在服务切换过程中不应出现操作失效、数据丢失或数据不一致等影响系统运行的情况；

c）在系统只保留一台前置服务器、一台主干网交换机、一台前置交换机及前置系统的最小运行方式下，系统能够保证SCADA功能的正常运行；

d）系统应具备完善的节点故障和应用故障判断机制，并能正确处理，如服务器硬件设备故障、网络设备故障、进程异常、应用数据库故障等影响功能和数据的情况；

e）系统应能长期稳定运行，在值班设备无硬件故障和人工干预的情况下，主备机不应发生自动切换；

f）可通过方便统一的人机界面，对系统应用集群进行配置，运行过程中能自动或手动进行切换；

g）系统实时监控功能不得因商用数据库的失效而受影响。

6.3一致性要求

a）所有应用的人机界面应保持一致；

b）所有节点上的图形、模型和数据应保持一致。

6.4开放性要求

a）应具备在多种硬件和操作系统的混合平台上正确运行的能力；

b）应提供标准统一接口，支持用户应用软件程序的开发，方便与其它系统互联或集成，至少应能提供以下开放式接口：

1）标准的数据库访问接口；

2）基于标准的图形用户编辑、生成工具及访问接口；

3）标准的网络通信应用层协议、应用基本函数及调用接口。

c）应提供应用级的开发应用接口，增加的应用可纳入系统平台的统一管理；

d）提供方便的跨平台编译和程序分发工具。

6.5支撑平台功能要求

a）应具备跨平台运行能力，支持在各种硬件及操作系统环境下运行。

b）具有统一的公共服务和系统管理，各种应用软件模块的即插即用。

c）支持从GIS系统统一导入电网模型，在GIS系统的支持下实现系统数据单端维护。

6.5.1图模库一体化功能

6.5.1.1基本要求

a）实现不同应用的统一绘图、建模、入库；

b）所有的绘图、建模、入库等工作基于一体化的图模库维护界面实现；

c）电网模型应能通过绘制接线图方式自动生成，也可根据现有的电网模型通过人工调整生成接线图和潮流图，具备图元位置记忆功能。

6.5.1.2绘图及网络建模

绘图功能应具备图模库一体化功能，必须满足以下功能要求：

a）兼容GIS系统导入图形，并可对导入的图形、模型进行编辑、调整；

b）所有设备图元、量测及其组合支持不同图形间带属性拷贝，如果是厂站图（含开关站、环网柜等）之间拷贝，厂站属性应自动替换；

c）所选定设备图元、量测及其组合的属性中的字符可以查找替换；

d）厂站图（含开关站、环网柜等）上的所有元件的所属厂站属性、设备类型属性自动关联；

e）提供电力系统常用的设备及间隔模板，并支持用户自定义特殊的设备及间隔模板，并可自由组合；

f）具备厂站（含开关站、环网柜等）图形复制自动生成新厂站功能，新的厂站图形中的设备图元直接与新的厂站模型中的设备资源相对应，所有显示的量测也都对应到新的厂站模型；

g）提供间隔、厂站、开关站、环网柜模版的制作及拷贝功能。

拷贝后可以方便的实现对于整个模板信息的修改和替换；并支持附属设备（如地刀、刀闸）的人工选择取舍和设备量测的自动标注；

h）具备列表自动绘制功能；

i）具备一次设备间隔图自动创建功能；

j）橡皮筋功能：

潮流图中厂站（含开关站、环网柜等）图元移动时，连接在本厂站的线路及对应量测应跟踪移动，对端不动；

k）应具备多层图功能，各层图应可互相独立显示、操作，也可重叠显示，各层之间操作不得相互影响；

l）系统提供多重校核机制，确保模型正确性和图库一致性。

包括但不限于：

输入参数合法性校核（非法字符、有效范围、名称冲突等）；连接关系合法性校核（不同电压等级导电设备不允许连接、导电设备不允许自身相连、同一开关连接点只能联一个导电设备等）。

同时系统提供检查工具，可以用来检查图形和模型中可能存在的一些错误；

m）提供图模库版本管理功能，可随时调用、编辑使用指定版本的图模库。

6.5.2数据库管理

6.5.2.1数据库的生成和维护

a）提供从GIS系统导入生成数据库功能；

b）具备界面配置工具，可对数据库显示界面进行人工的配置；

c）电网模型数据库的显示方式应遵循CIM封装显示要求，按照系统－区域－厂站－电压等级－间隔－设备（联络线和母线均视为设备）－属性（量测）等方式多层次综合方式展开显示；

d）数据库应具备完备的检错功能，所有输入条目在被写入数据库前都应通过完备的有效性及合法性检查，并能给出明确详细的提示；

e）数据库维护应包括单点及批量增加、删除、拷贝、修改数据库参数等操作；

f）数据库应具备多重模糊过滤、查找和替换的功能；

g）数据库的内容均能采用Excel文件或是文本文件的方式实现批量数据的导入或导出；

h）系统数据库容量应具备在线扩充能力，所有的扩充不应对已有的数据及系统运行产生影响；

i）数据库的所有操作和修改必须具备完备的日志功能，并提供人机界面以方便查询；

j）数据库应支持实时态、测试态、研究态等，各种态下的应用分析和参数设置相互之间不能产生影响，并可以方便的实现在不同态之间的切换；

k）数据库应具备可设定周期的自动备份和人工恢复功能，具备多种备份方式。

6.5.2.2实时数据库管理

a）应提供数据库维护工具和图形界面，以便用户在线监视、查询、排序、和属性修改等；

b）应允许不同任务对数据库内的同一数据进行并发访问，要保证在并发方式下数据库的完整性和一致性。

6.5.2.3历史数据库管理

a）实现电网实时数据基于采样周期的全息保存，也可以对数据的收集保存设置多种间隔时间；

b）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；

c）历史数据库中的数据类型包括：

测量实时数据和状态估计数据、电能计量及统计数据、各类累加（包括积分）数据、统计计算数据、状态数据、事件/告警信息、事件顺序（SOE）信息、事故追忆数据、趋势数据及曲线、计划数据、带质量标签的数值、应用软件计算结果断面、继电保护报文等；

d）历史数据保存应与当时的电网模型相对应，支持对应模型下的高级应用研究；

e）历史数据应可按时间导入、导出；支持导入数据参与报表生成、曲线查询以及高级应用等；

f）应能自动根据存储空间发出历史数据整理提醒，可自动按照事先约定的规则删除整理；

g）所有的历史数据应根据用户要求存放到指定的存储介质上作为长期保存，系统应周期性的提示用户进行数据的存档；具备自动和人工进行数据备份功能；

h）历史数据处理：

1）系统应提供对历史数据库脚本编辑、关联、运行、触发的统一管理工具；

2）对历史数据库中的模拟量、累计量值进行统计，包括最大值和最小值、平均值、不合格时间和合格率；

3）提供历史数据修改界面，包括：

某一时刻单点数据、某一时段单点和多点数据修改等。

历史存储计算量的分量修改后,该计算量自动重新计算。

修改后的历史数据加以标识；

i）提供至少10天的历史数据缓存，并可恢复至历史数据库；

j）当已用存储容量达到总容量的80%时发出告警信息。

k）安全Ⅰ区和安全Ⅲ区之间的历史数据管理：

1）系统安全Ⅲ区的历史数据库实现独立的实时保存；

2）提供安全Ⅰ区和安全Ⅲ区之间历史数据同步机制，包括I区历史数据修改后同步到III区的机制；按单个数据点、厂站，分时间段从I区向III区追补数据。

3）系统安全Ⅰ区的历史数据库破坏后可以利用系统安全Ⅲ区的历史数据库进行恢复，要求能按单点、厂站，分时间段进行。

6.5.3