9《智能电网调度控制系统实用化验收办法试行》汇总Word文件下载.docx
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1.1智能电网调度控制系统实用化验收及复查工作由上级调度机构组织进行。
实用化验收通过后，复查周期原则上不得超过4年。
1.2申请验收应具备的条件
1.2.1申请验收的智能电网调度控制系统各部分功能必须是通过现场运行验收并已正式投入使用，具备连续运行6个月及以上的完整记录。
1.2.2申请验收前，被验收单位应按本标准规定要求组织自查。
申请验收的单位应实现实用化标准规定的各项必备功能，各项考核指标须逐月逐项核对并满足标准要求。
1.2.3申请验收单位在自查测试合格后，可向上级主管正式提交验收申请。
同时提供相关自查测试大纲、自查测试记录及自查报告等资料，供上级主管审核及验收测试时参考。
1.2.4基础数据、电网模型、电网稳态监控达标是后续网络分析应用达标的前提条件。
如果基础数据质量严重不达标，将不对网络分析应用进行实用化验收。
1.3申请验收应提供的资料
1.3.1调控运行值班记录、事故记录。
1.3.2智能电网调度控制系统（包括计算机系统与远动系统）运行值班记录。
1.3.3电力调控运行日报表。
1.3.4事故时遥信动作记录。
1.3.5各项功能实际应用情况工作总结。
1.3.6用户自查报告（应有逐月指标完成情况和详细的自查测试记录）。
1.3.7智能电网调度控制系统各项功能介绍（功能、性能、技术特点以及包括通道在内的系统设备清单）、使用、维护、培训手册和现场验收资料。
1.3.8各项功能正式投运的文件和申请验收的文件。
1.3.9连续6个月以上运行、使用、维护记录和定期使用分析报告。
1.3.10调度管辖范围。
1.3.11远动信息考核范围。
1.3.12与网络库有关的系统接线图、参数等。
以上资料以书面和电子版资料相结合的方式提供。
实用化复查时提供的资料可简化。
1.4验收组织工作
1.4.1成立验收工作组，并下设测试小组和资料审查小组。
1.4.2工作组成员应以运行单位有实践经验的专业人员为主，由调控、方式、调度计划、自动化专业人员组成，人数宜为6-9人。
1.5验收工作程序
1.5.1验收工作组在进行具体测试和审查工作前，应听取被验收单位智能电网调度控制系统软硬件配置及其运行情况、各项应用功能的自查情况的介绍，并应根据所提供的投运设备清单逐一进行核实，其中厂站端的自动化系统投运设备可采取随机抽查方式选择2-3个厂站进行核实。
1.5.2严格按照智能电网调度控制系统实用化标准的规定对被验收系统的功能和连续6个月的实用指标进行抽查，并对随机抽查的相关运行指标进行现场测试。
1.5.3验收人员应现场随机抽查考核调度、运行方式、调度计划等相关使用人员掌握及使用实用化功能的情况；
采取座谈会和现场询问方式向调度、方式、计划等相关人员了解系统实用化功能的实际应用情况；
同时了解被验收单位为实用化功能实用所采取的措施和制度建设与执行情况。
1.5.4为保证验收工作的严格细致，验收时间不少于2天。
1.5.5验收工作组在完成测试、核查工作后，应写出验收结论，阐明被验收单位实用化功能的实用情况。
网内省调的验收结论应报国家电力调度控制中心备案。
1.6其它事项
1.6.1为保证验收测试的顺利进行，被验收单位应配合提供相关测试仪表和工具。
1.6.2被验收单位应为验收工作组提供有关实用化标准及验收办法的相关各种规程、规定等文件，供验收时参考使用。
1.6.3各单位或个人应本着科学、严谨、求实的精神，按照本标准的规定做好智能电网调度控制系统的实用化验收与复查工作。
2功能与指标核查表
2.1基础平台
2.1.1平台管理
序号
检查项目
要求
核查方法
备注
1
功能要求
1.1
系统管理
1）
节点或应用异常告警
当某节点或应用出现异常时，应发出告警信息。
设置节点或应用异常情况（拔网线或杀掉某应用进程），检查是否正确告警。
查看相应的语音告警记录、短信告警记录或其他方式的告警记录。
2）
资源监视
应具备对系统各节点CPU、网络负荷等资源使用情况的监视功能。
可图形化展示如CPU负荷、进程资源、磁盘空间、数据库连接数等。
3）
资源告警
应具备越限告警功能，对于资源占用超过规定门槛值应发出报警信息，告警限值应可调节。
修改某节点的CPU、内存等告警限值修改为小于当前负载，查看是否有相应的告警记录。
查看值班手机是否收到短信。
4）
对时功能
系统内各服务器和工作站对时应正确。
至少抽查安全区I、II、III服务器各一台及工作站两台，查看时间是否正确。
5）
备份
应对系统、数据库、参数、模型、图形文件等定期备份。
检查备份记录和备份介质，查看是否定期完成了备份工作。
查阅相关资料。
6）
模型、参数及数据同步
支持跨安全区I、II、III的各类应用；
支持画面同步、电网模型参数同步、历史数据同步、操作类数据同步、应用参数同步和平台配置同步等。
分别在安全区I、II修改画面、模型参数、操作类数据等，查看在安全区I、II、III数据是否一致。
1.2
关系数据库和实时数据库管理
关系数据库
关系数据库数据管理功能通过数据库中间件服务的形式，提供一组数据库访问接口，使得各个应用和公共服务等可以方便透明地访问关系数据库中的数据。
数据应完整可靠，不出现丢点现象。
现场随机抽查1天中以分钟级保存的历史点的历史数据，看是否丢点。
实时数据库
实时数据库专门用来提供高效的实时数据存取，满足电力系统的监视、控制和电网分析等应用需求。
基于实时数据库的数据存储与管理应支持实时数据的关系描述、快速存储和访问，提供高速的本地访问接口、远方服务访问接口和友好的人机界面，具有数据定义、存储、验证、浏览、访问和复制等功能。
现场查看。
1.3
人机界面管理
能正确解析并显示G格式的图形文件；
支持跨安全I、II、III区的各类应用；
支持各应用在不同态（运行态、研究态、测试态、规划态和反演态等）的画面显示，并可切换；
支持基于GIS的信息显示功能，可通过GIS引擎显示地理信息，并叠加显示线路、厂站、潮流等信息；
支持图形整体及部分区域的无级缩放和滚动；
支持导航功能；
支持画面的前进、后退；
支持图形缩放比例与图层的联动，在不同的缩放比例时显示不同的图层；
支持画面动态数据点的自动刷新；
支持浏览记忆功能；
支持通过图形代理远程浏览其它系统画面的能力；
支持网络拓扑着色等功能；
支持各应用按照自己的需要选择相应的方式来展示自己的数据信息，可视化功能可以根据业务的需要灵活扩展，新的可视化工具可以组件方式加入到功能中。
现场验证。
远程浏览
应具备远程浏览变电站功能。
现场调阅。
2
系统指标
系统月可用率
系统月可用率≥99.99%。
查看历史记录。
画面调阅
调阅主要画面打开时间（从按键到显示完整画面时间）≤2秒；
远程调阅主要画面打开时间≤5秒。
运行现场调阅画面验证。
2.1.2网络与二次安全防护
网络管理
应具备对系统各节点网络负荷等资源使用情况的监视功能。
现场界面验证是否具备图形化展示网络负荷资源。
二次安全防护
总体要求
应满足电力二次系统安全防护“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的总体原则。
现场查看网络拓扑，并对照拓扑查看实际设备及网络连接。
系统安全
应遵循公通字〔2007〕43号、国家电力监管委员会令第5号、GB/T22239的要求，建立覆盖网络层、应用层的纵深安全防护机制，应包括操作系统安全、数据库安全、安全监视、身份认证、安全授权的功能和性能等技术要求，以及网络设备、安全设备的配置和性能要求。
查看入侵检测、防病毒软件、内网监视平台日志信息，查看是否有病毒、攻击等事件。
横向隔离装置管理
横向隔离装置应满足单比特传输的规定，满足基于IP地址和端口的访问策略配置。
现场查看是否设备及访问控制规则是否满足要求。
4）
纵向加密认证装置管理
纵向加密认证装置应满足基于IP地址和端口的访问策略配置，支持文件的加密传输，应与调度数据网络中其他的具有纵向加密认证功能的设备互联互通。
内网安全监视平台管理
所有电力二次系统安全设备应接入内网监视平台，并实现告警。
2
指标要求
月均日重要告警数量
紧急及重要告警无漏报，内网安全月均日重要告警数量≤100。
查看国调报表。
2.1.3基础数据与模型管理
完整性核查
调度管辖范围之内的厂站模型核查
建立和维护与实际一致的完整的拓扑结构和各类设备参数，具备处理交、直流混合输电系统模型能力。
根据智能电网调度控制系统网络建模记录，抽查2-3个厂站，考察设备参数表和拓扑结构描述；
给出管辖范围内建立等值负荷和等值发电机的原则，同时给出等值理由的说明备查。
一致性核查
各类模型和设备参数的数据源的唯一性；
送模型与本系统（含备用系统）模型完全一致。
对照上送和本系统的模型文件进行检查。
1）
监控管辖范围的接地刀闸覆盖率
监控管辖范围的接地刀闸覆盖=100%。
根据监控管辖范围、SCADA遥信统计数据进行计算。
应给出接地刀闸清单，供核查使用。
监控管辖范围的接地刀闸覆盖率=（监控管辖范围内实时采集的接地刀闸数/监控管辖范围内接地刀闸总数）×
100%。
2）
监控管辖范围内监控信号采集覆盖率
监控管辖范围内监控信号采集覆盖率=100%。
根据监控管辖范围、SCADA遥测遥信统计数据进行计算。
应给出监控信号清单，供核查使用。
监控管辖范围内监控信号采集覆盖率=（监控管辖范围内实时采集的监控信号数/监控管辖范围内监控信号总数）×
3）
330/500kV及以上有载调压变压器分接头档位实时采集覆盖率（C500TAP）
330/500kV及以上有载调压变压器分接头档位实时采集覆盖率（C500TAP）=100%。
根据调度管辖范围、SCADA遥信统计数据进行计算。
应给出有载调压变压器清单，供核查使用。
330/500kV及以上有载调压变压器分接头档位实时采集覆盖率（C500TAP）=（有载调压变压器分接头档位实时采集数/有载调压变压器数量）×
调度管辖范围内PAS建模发电机组机端电压采集覆盖率
调度管辖范围内PAS建模发电机组机端电压采集覆盖率≥90%。
根据调度管辖范围、SCADA遥测统计数据进行计算。
应给出PAS建模发电机组清单，供核查使用。
调度管辖范围内PAS建模发电机组机端电压采集覆盖率=（调度管辖范围内实时采集机端电压的发电机组数/调度管辖范围内PAS建模的发电机组总数）×
5）
小电源功率总加采集率
小电源功率总加采集率≥90%。
小电源功率总加采集率=（实时采集总加功率的小电源容量/小电源总容量）×
2.2实时监控与预警类应用
2.2.1电网运行稳态监视与设备集中监控
2.2.1.1电网运行稳态监视
功能核查
数据采集与交换
数据采集功能要求
支持对厂站稳态、动态、暂态、电能量、水情等数据等信息的采集和处理；
支持下发对厂站的远方控制、调节和参数设置等命令；
支持与调度数据网络双平面的连接，接入调度数据网双平面的有关技术要求；
应提供统一的数据监视、工况监视、操作、维护、诊断、统计等工具。
结合相关画面进行核查。
核查要求可详见Q/GDW680.35-2011《智能电网调度技术支持系统第3-5部分：
基础平台数据采集与交换》相关部分。
数据交换
支持调度机构内部不同应用之间、不同调度机构之间以及调度机构与其它部门之间的数据交互；
数据交换功能是可配置的、透明的、统一的、满足安全要求的、跨平台的、跨操作系统的；
支持调度数据网络双平面通信方式；
支持远程监控及运行维护的管理工具；
可自动记录与通信有关的运行信息，具备主备机制。
核查要求可详见Q/GDW680.35-2011《智能电网调度技术支持系统第3-5部分：
采集与处理
双通道接入
直调厂站实时信息应采用不同路由或专线的双通道接入。
调取系统厂站通信通道工况画面，结合相关通道资料进行检查。
数据有效性校验
采集数据时，应滤除无效数据，并同时进行告警。
有效性校验包括数据质量检验、遥测越限检验、遥测跳变检验、遥信扰动检验等。
数据质量检验功能与遥测跳变检验功能可结合厂站现场测试对主站功能进行测试；
遥测越限检验功能可修改上下限定值观察是否生效。
数据质量检验功能指对实时上送数据质量进行检查，发现数据无效、错误等质量标志时，应丢弃该数据。
遥测越限检验功能指可以根据每个遥测设定的合理值上、下限，丢弃超出合理范围的数据。
对于没有单独定义合理值上、下限的遥测，系统根据配置提供缺省的合理值上、下限，用于这些遥测的合理性校验。
对于系统发现的无效数据，系统应记录相关事件。
遥测跳变检验功能指当数据在指定时间段内的变化超过指定范围时进行告警。
数据变化的幅度按照该遥测量的数据范围的百分比来定义。
跳变检查的时间段和百分比作为统一的系统参数可由用户自定义，单个遥测量可以单独定义其跳变检查的时间段和百分比。
通道报文解析与管理
系统应提供统一且方便直观的界面，用于查看通道报文与实时解析数据；
系统应支持对保存的报文文件进行方便的管理。
可调取系统用于分析实时报文通信的界面，查看界面是否方便直观，是否具备查看实时报文数据解析的界面。
监视与告警
全网运行工况监视
系统可方便监视各厂站自动化设备运行状态及厂站至调度主站通道运行状态；
方便查看电网主结线运行工况，以及电网中220kV及以上厂站主要电气设备工况信息。
厂站画面应与实际电气接线一致。
检查调度自动化系统中主电网拓扑画面；
检查是否具备有、无功功率量值，方向是否正确。
相应母线及线路运行状态是否清晰，是否具备电网频率、电压、时钟等实时信息。
运行工况信息至少包括：
厂站电气拓扑结构、位置信号、设备投运/检修状态；
主要电气设备如发电机、变压器及线路的有功、无功频率等；
有、无功功率量值与方向；
电流、母线频率、母线电压等量值；
主变档位信息。
曲线管理
实现方便快捷调用与显示电网运行重要数据的趋势曲线，可显示指定时间内的极大、极小值，进行多曲线显示和比较。
抽取调度自动化系统中电网概况相关画面，应可从画面中直接调取调度自动化系统中重要数据的曲线，显示其日曲线、月曲线或年曲线及相应极大极小值，可方便地以表格形式显示曲线数据。
不同数据曲线进行叠加比较时应清晰直观。
面向电力系统网络的功能
具备一定的智能分析和处理能力，至少实现网络拓扑着色、自动代旁路、自动或手动代对端数据等功能。
随机抽取调度自动化系统中重要厂站电气接线图检查，画面应体现网络拓扑着色功能，通过改变开关刀闸位置测试自动旁路代、自动对端代功能是否生效。
异常运行工况自动报警功能
实现重要线路及断面潮流越稳定限额和频率越限告警，可根据开关变位等异常工况自动推出相应的事故画面。
系统可通过与预设的潮流断面限值进行比较判断越稳定限额，或通过计算与已维护的电气参数比较判断越稳定限额，并在系统告警区域中弹出报警信息。
有条件时，可在厂站现场检查时通过远动系统模拟事故情况，检查主站是否具备事故推画面功能。
事件顺序记录管理
系统以毫秒级精度记录SOE的事件状态、事件顺序及事件时间，可按时间、厂站等对SOE进行分类显示、查询、打印等。
查询系统存储SOE记录，并按时间进行排序。
6）
事故追忆和反演功能
实现“全息”事故追忆，能够对事故前后的信息进行连续的保存，并在事故回放时匹配事故发生时刻的电网模型、拓扑以及电网接线图。
可调取系统最近的异常或事故记录进行事故反演，反演时应反映当时的电网模型、拓扑，真实反映事故发生时刻情况。
7）
其他应用监视功能
系统应实现对机组一次调频投入情况进行在线监视，实现对全网及分区低频低压减载、限电序位负荷容量的在线监测。
调取相关应用界面查看功能是否实现。
8）
一次设备状态监视
根据动态拓扑连接关系，实现对一次设备运行状态的监视，并可根据预定义限值，自动进行设备越限判断，并发送告警。
查看相关设备状态是否正常，并查询告警情况。
9）
设备故障跳闸监视
根据动态拓扑连接关系及实时量测，结合开关分闸事件的同时，判断设备故障跳闸，并发送告警和触发事故追忆功能。
查询最近相关告警情况，有条件的可模拟设备故障跳闸，并查询是否有告警和事故追忆。
1.4
控制与调节
可靠遥控功能
可实现预定义控制序列；
在设定条件下，遥控命令应能可靠闭锁；
对于每条遥控指令，均应记录。
检查系统是否具备预定义控制序列功能；
通过遥信置位等手段检查是否具备遥控闭锁功能；
检索遥控指令记录检查是否具备相关查询功能。
遥调校验功能
进行遥调时，系统应先确认当前设备位置信号或状态信号，根据配置计算后发出遥调指令。
当对应数据越遥调范围时，系统应自动闭锁对应遥调功能。
可在系统中选取合适信号进行现场测试，检查主站是否具备相关功能。
1.5
统计与分析
计算与统计、报表功能
公式计算自动判断优先级，至少支持算术与逻辑计算。
公式任一分量历史值修改后，可触发相关公式重新计算。
系统中调出公式编辑应用，检查编辑是否方便，是否符合要求。
在系统中选取公式进行现场测试，修改历史分量检查是否支持触发计算。
在画面中任意调取公式分量显示检查系统是否具备功能；
查看调度所需的相关报表。
平衡分析功能
可结合电气拓扑结构进行快速平衡分析，可实现量测平衡率的自动统计，并可在画面中查看不平衡偏差情况。
平衡分析包括母线有功平衡、母线无功平衡、线路两端有功平衡和主变各侧有功平衡。
通过遥测置数等手段进行现场测试，检查是否具备对应功能。
负载率、功率因数计算
实现设备（线路、主变、发电机）实时负载率、功率因数自动计算功能。
通过画面tip查看相关设备负载率、功率因数是否计算正常。
指标核查
2.1
运行指标
节点功率平衡率（BLC）
节点功率平衡率（BLC）≥98%。
结合系统功能界面进行现场检查。
考虑时间因素，如在一段时间内功率平衡率平均值达到指标要求或抽查10次量测平衡率达到要求的次数大于8次。
BLC＝[（有功平衡母线节点总数+无功平衡母线节点总数+有功平衡线路总数）/（参与计算母线节点总数×
2+参与计算线路总数）]×
式中母线平衡判定方式为220kV（330kV）母线节点有功不平衡偏差不大于10MW，无功不平衡偏差不大于20MVar；
500kV及以上母线有功不平衡偏差不大于20MW，无功不平衡偏差不大于30MVar；
线路有功平衡判定方式为有功不平衡偏差不大于15MW。
实时数据快速响应
遥信变化传送时间≤3秒；
遥测变化传送时间≤4秒。
调取系统报文实时监测界面，配合厂站现场试验对遥信遥测传送时间进行测试。
记录触发时间作为开始时间，记录主站侧对应报文上传时间（或告警窗提示时间）作为结束时间，核查遥信或遥测传送时间是否满足要求。
遥测、遥信传送时间指厂站远动终端或自动化系统采集到一次系统发生变化信息，到主站端数据库反映出来的整个时间。
IEC101规约为非平衡方式，主站询问后子站才回答变化数据，对于101规约，统计时间应为子站收到主站报文后上送变化数据到主站数据库时间。
事故遥信月/年动作正确率（RYX）
事故遥月/年动作正确率（RYX）≥99%。
结合相关资料（如月报年报等）进行检查。
如系统投运尚不满1年，则按投运之日算起1年内或投运之日算起各月平均值计算。
RYX＝（月（年）事故遥信正确动作次数/月（年）事故要信动作数）×
事故遥信动作次数是指电力系统发生事故时，管辖范围内的事故遥信正确动作与误动、拒动次数的总和，非事故时的遥信误动和拒动均不作统计；
事故时遥信动作只统计开关跳闸，对重合闸成功和操作解列的开关动作不作为事故开关动作统计，对重合闸不成功的以最后一次开关跳闸作为事故开关动作统计；
根据“调度日志”事故开关动作记录与遥信动作打印记录核对进行统计。
通道月可用率（ATX）
通道月可用率（ATX）≥99%。
结合相关资料（如月报等）进行检查。
ATX=[（全月日历总小时数-所有通道失效小时数/通达总数）/全月日历总小时数]×
式中各通道停用小时数应包括子站RTU的主机、远动通信工作站及各类检修或其它原因导致的数据通道失效的小时数。
对于双通道而言，是指双通道全部故障失效的时间。
2.2.1.2变电站集中监控
◆责任区与信息维护
求
责任区与信息分流
应具有完善的责任区和信息分流功能，以满足调度、监控的不同需求，并适应各监控席位的责任分工。
包括责任区的设置和管理、根据责任区进行相应的信息分流处理和操作等功能。
查看地调主站责任区设置功能，查看责任区信息分流结果；
抽查监控工作站或运维工作站查看相应功能。
责任区设置和管理
升级会员 