地县级调度自动化主站系统技术规范

地县级调度自动化主站系统技术规范
地县级调度自动化主站系统技术规范

Q/CSG 中国南方电网有限责任公司企业标准

地/县级调度自动化主站系统

技术规范

Technical specification for the master station of dispatching automation system in district/county power networks

中国南方电网有限责任公司发布

目次

前言............................................................................ III 1范围. (4)

2规范性引用文件 (4)

3术语和定义 (4)

4总体原则及要求 (5)

4.1系统建设基本原则 (5)

4.2系统建设模式划分及选择 (5)

4.3系统建设功能选择 (5)

5系统结构及配置原则 (6)

5.1系统结构基本要求 (6)

5.2硬件配置原则及要求 (6)

5.3软件配置原则及要求 (7)

6系统支撑平台 (7)

6.1平台总体要求 (8)

6.2平台基本功能要求 (8)

6.3平台高级功能要求 (16)

6.4系统配置及监视 (18)

7电网设备及参数管理 (19)

8数据采集与监视控制 (20)

8.1前置系统 (20)

8.2数据采集及处理 (20)

8.3控制和调节 (22)

8.4挂牌操作 (23)

8.5事故追忆 (23)

8.6历史反演★★ (23)

8.7拓扑着色 (23)

8.8设备监视及运行统计 (23)

8.9模拟盘/大屏幕接入 (24)

8.10信息分区功能★★ (24)

8.11基于系统拓扑的防误功能★★ (24)

8.12配电线路故障处理★★★★ (24)

9电网安全分析 (25)

9.1状态估计★★ (25)

9.2调度员潮流★★ (25)

9.3短路电流计算★★ (26)

9.4静态安全分析★★ (27)

10电网经济分析及优化运行 (27)

10.1短期负荷预报 (27)

10.2自动电压控制★★★ (28)

10.3负荷特性统计分析★★ (28)

10.4网损分析★★★ (28)

11调度员培训仿真系统 (29)

11.1总体要求★★★ (29)

11.2电力系统模型★★★ (30)

11.3DTS启动★★★ (30)

11.4学员台★★★ (30)

11.5教员台★★★ (30)

11.6联合反事故演习★★★ (31)

12信息发布 (31)

13外部网络通信 (31)

13.1与上级调度自动化等系统互联 (32)

13.2与配网自动化系统的接口★★ (32)

13.3与继电保护故障及信息系统的接口★★ (32)

13.4与营销自动化系统的接口★★ (32)

13.5与管理信息系统的接口★★ (32)

13.6与雷电定位系统的接口★★ (32)

13.7与电能质量监测系统的接口★★ (32)

13.8与GIS系统接口★★★★ (32)

14性能要求 (33)

14.1可用性 (33)

14.2可靠性 (33)

14.3信息处理 (33)

14.4实时性 (33)

14.5电网分析软件性能指标 (34)

14.6调度员培训模拟系统(DTS) (34)

14.7系统负载率指标 (34)

14.8系统存储容量指标 (35)

15运行环境要求 (35)

15.1通信条件要求 (35)

15.2工作条件及环境条件 (35)

15.3电源要求 (35)

16标志、包装、运输、存贮 (35)

附录A (资料性附录)典型配置示意图 (36)

A.1集中采集方式地县调统一主站系统典型配置示意图 (36)

A.2分布采集方式地县调统一主站系统典型配置示意图 (37)

A.3独立建设的县调自动化主站系统典型配置示意图 (38)

A.4独立建设的地调自动化主站系统典型配置示意图 (39)

前言

为贯彻落实公司体系化、规范化、指标化目标,完善调度自动化专业标准体系,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。

本规范主要起草人员:汪际锋、张文峰、赵曼勇、李鹏、杜龙、胡荣、孙浩、张仕鹏、黄邵远、谢善益、徐展强、赵永发、陶文伟、黄红远、邹国惠、张喜平、罗云梅

本规范首次发布时间:2009年10月

地/县级调度自动化主站系统技术规范

1范围

本规范规定了并入南方电网运行的地、县级调度自动化主站系统的构架、配置、功能及性能等各方面的技术要求。

本规范适用于并入南方电网运行的地、县级调度自动化主站系统的规划、设计、建设及验收等工作。

2规范性引用文件

下列文件中的条款通过本规范的引用而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。凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本规范。

GB/T 13730-2002 地区电网调度自动化系统

DL/T 635-1997 县级电网调度自动化功能规范

DL/T 814-2002 配电自动化功能规范

DL 476-92 电力系统实时数据通信应用层协议

DL 451-91 循环式远动规约

DL 890 / IEC 61970 能量管理系统应用程序接口(EMS-API)

DL 1080 / IEC 61968 电力企业应用集成配电管理的系统接口

DL 860 / IEC 61850 变电站通信网络和系统

IEC 60870-6(TASE 2)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

DL634.5.104-2002 远动协议南方电网实施细则

南方电网电力二次系统安全防护技术实施规范

南方电网EMS电网模型交换技术规范

南方电网调度自动化系统不间断电源配置规范

3术语和定义

1)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;

2)告警:告警是指由用户选择定义、记录电网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的重要事件,告警为事件的子集;

3)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;

4)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;

5)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,从系统第一台设备加电开机至系统采集与监控关键功能正常运

行所需的时间。

4总体原则及要求

4.1系统建设基本原则

1)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;

2)系统功能和配置应适度超前,以满足电网规划发展的需要。系统设计使用年限应

不低于8年,未到使用年限的系统可根据电网需求和技术进步需要,进行系统功

能的扩充和完善;

3)系统的建设应与调度管理体制相适应,符合电网调度、运行的实际需求;

4)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;

5)系统的安全防护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》,按照《南方电网电力二次系统安全防护技术实施规范》的要求执行。

4.2系统建设模式划分及选择

地/县级调度自动化主站系统的建设包括统一建设和独立建设两种模式。

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,新建系统宜采用统一建设模式,地、县调已经分别独立建设的系统在具备条件时应逐步改造为统一系统。

1)统一建设模式: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、设备资源共享的统一的主站系统。此模式的实现一般包括以下两

种方式:

a)数据集中采集方式: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,所有计算机设备由地区局统一维护,县调人员使用地区局

的远程工作站实现自动化信息的分区维护和生产调度,不再配置其它计算机

设备。适用于县调厂站数量不多且与地区局具备远动接入能力的情况。其推

荐配置方式见“A.1 集中采集方式地县调统一主站系统典型配置示意图”;

b)数据分布采集方式: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、备用SCADA功能),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、备用SCADA功能)仍可

实现基本的电网数据采集和监视控制功能。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,可采用此种方式实现

地/县级调度自动化主站统一建设。其推荐配置方式见“A.2 分布采集方式地

县调统一主站系统典型配置示意图”。

2)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。各独立建设的地县调系统之间能够

实现电网模型、图形以及数据的共享。独立建设的县级调度自动化主站系统可与

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。此种建设模式的推荐配置方式见“A.3 独立建设的县调自动化主

站系统典型配置示意图”和“A.4 独立建设的地调自动化主站系统典型配置示意

图”。

4.3系统建设功能选择

本技术规范规定了地/县级调度自动化主站系统的技术和功能要求,这些要求并不是在所有系统中都必须实现的,针对不同的系统需求,对所有功能按照星级方式进行了划分,各地区可按照不同的建设条件和需求,参照以下原则进行选择和配置:

★系统具备基本的SCADA及设备参数管理功能,能满足电网日常监控的基本需要,是所有系统必须满足的功能要求。

★★系统具备扩展的SCADA功能和基本的电网安全分析功能。

★★★系统具备完善的SCADA功能,完善的电网安全与经济分析、优化运行以及仿真培训功能。

★★★★系统支持跨专业的应用分析。

★★★★★电网调度多专业综合技术平台,支持灵活的应用扩展。

注:

1、系统功能配置中,高等级星级系统应包含低等级星级系统所有功能。如三星级系统包含所有二星级和一星级功能。

2、若章节标题未标注星级,则其默认为一星级(最低等级)。

3、若未特别标注,则功能条目的星级定义与其所在章节标题的星级定义一致。如6.2.1.1节中除第3条明确标注为二星级外其余条目均为一星级。

5系统结构及配置原则

5.1系统结构基本要求

地/县级调度自动化主站系统应为分布式体系结构,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。

5.2硬件配置原则及要求

5.2.1系统硬件配置原则

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;系统应考虑容量、结构和功能设计的可扩性;应优先采用国产设备。

5.2.2系统硬件配置要求

5.2.2.1服务器及工作站

1)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服务器或小型机服务器。

服务器应支持双路独立电源输入,采用机架式安装。

2)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。

3)工作站

工作站可采用PC机或图形工作站,工作站宜采用机架式安装。

5.2.2.2前置系统

地/县统一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:

1)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;

2)同时支持模拟、数字通道和网络方式的接入;

3)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;

4)通信终端服务器应支持双网络接口、双电源模块;

5)模拟通道板、数字通道板支持热插拔;

6)通道端子设计应便于测试,各通道具备完善的防雷措施;

7)前置系统易于扩充。

5.2.2.3网络及安全防护

1)系统网络至少包括主干网、Ⅲ区WEB网,主干网必须冗余配置;

2)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;

3)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;

4)系统各安全区之间、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

1)采用冗余配置的卫星时钟接收装置为自动化系统各节点提供统一的标准时间,其

中一种时钟源必须为北斗系统;

2)时钟装置应具备网络对时功能。

5.2.2.5数据备份设备

系统宜配置数据备份设备用于将必要的数据备份到大容量离线存储介质上。可选的备份设备包括但不限于:

1)磁带机;

2)光盘刻录机。

5.2.2.6其它设备

根据实际需要,配置网络打印机及其它必要设备。

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开发,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、准确的中文技术手册、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

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,服务器应采用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

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和数据库界面,并使用遵循CIM标准的公共电力系统模型及数据库。

6系统支撑平台

6.1平台总体要求

6.1.1标准化要求

应满足《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:

1)遵循IEC 61970、IEC 61968等国际标准,实现电力系统模型的标准化导入和导出;

2)支持IEC 61970 CIS组件访问接口,并保证其实时性;

3)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。

6.1.2可靠性要求

1)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;

2)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它节点;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;

3)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;

4)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;

5)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;

6)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;

7)系统实时监控功能不得因商用数据库的失效而受影响。

6.1.3一致性要求

1)所有应用的人机界面应保持一致;

2)所有节点上的图形、模型和数据应保持一致。

6.1.4开放性要求

1)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;

2)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:

a)标准的数据库访问接口;

b)基于CIS的组件访问接口;★★

c)图形访问接口,支持创建、修改、删除图形;

d)标准的网络通信应用层协议、应用基本函数及调用接口。

3)应提供应用级的开发接口,增加的应用可纳入系统平台的统一管理;

4)提供方便的跨平台编译和程序分发工具。

6.2平台基本功能要求

1)应具备跨平台运行能力,支持在各种主流的硬件及操作系统环境下运行。

2)具有统一的公共服务和系统管理,各种应用软件模块即插即用。

3)支持从GIS系统统一导入电网模型。★★★★

6.2.1图模库一体化

6.2.1.1基本要求

1)基于一体化的图模库维护界面实现不同应用的统一绘图、建模、入库;

2)电网模型应能通过绘制接线图方式自动生成;

3)可根据现有的电网模型自动创建并通过人工调整生成潮流图,具备图元位置记忆

功能。★★

6.2.1.2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:

1)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;

2)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;

3)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;

4)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;

5)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;

6)提供间隔、厂站、开关站、环网柜模板的制作及拷贝功能。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;

7)具备列表自动绘制功能;

8)具备一次设备间隔图自动创建功能;

9)图形中图元移动时,连接线及具有从属关系的图元应跟踪移动,保持连接关系及

从属图元相对位置不变;

10)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;

11)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;

12)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;★★

13)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。★★★★

6.2.2数据库管理

6.2.2.1数据库的生成和维护

1)具备界面配置工具,可对数据库显示界面进行人工的配置;

2)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;

3)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;

4)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;

5)数据库应具备多重模糊过滤、查找和替换的功能;

6)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;

7)数据库的所有操作和修改必须具备完善的权限管理机制,根据操作人员的权限及

当前的应用开放可显示/编辑的域。

8)数据库的所有改动操作必须具备完备的日志功能,记录的内容包括但不限于操作

人、操作时间、修改的域及修改前后的内容等,并提供人机界面以方便查询;

9)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。

10)系统数据库容量应具备在线扩充能力,所做的扩充不应对已有的数据及系统运行

产生影响;

11)对已有的数据及系统运行不产生影响的前提下,可实现数据库表及表中的域的扩

充;

12)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;★★★

13)提供从GIS系统导入生成数据库功能;★★★★

6.2.2.2实时数据库管理

1)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;

2)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。

6.2.2.3历史数据库管理

1)可按照用户设定的间隔时间对选定的测量点进行保存;

2)可以根据数据的重要性对数据的收集保存按类及按点设置多种间隔时间,重新设

置间隔时间不影响已保存的历史数据;

3)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;

4)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;

5)支持将外部的格式化存储的历史数据文件(可来自第三方)导入历史库中,导入

的数据可参与报表生成、曲线查询以及高级应用等;

6)历史数据可按选定的时间段导出为格式化的文本文件,并提供相应的工具对导出

的文件进行管理和查询;

7)应能自动根据存储空间发出历史数据整理提醒及告警,可自动按照事先约定的规

则删除整理;

8)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,存档的

数据应用明确的时间标记,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;

9)对于已经备份且已从运行库中删除的历史数据,应可根据需要由用户选择回装到

运行库中供查询、分析使用。在不再使用时可人工或自动予以删除;

10)历史数据处理:

a)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;

b)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;

c)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;

11)在历史数据库不可用时,提供至少10天的历史数据缓存,并可恢复至历史数据库;

12)安全Ⅰ区和安全Ⅲ区之间的历史数据管理:★★

a)系统安全Ⅲ区的历史数据库实现独立的实时保存;

b)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。

13)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;★★

14)实现电网实时数据基于采样周期的全息长期连续保存。★★

6.2.3计算与统计

具备完善的计算、统计、检索及考核等功能。

6.2.3.1派生计算量

对实时采集的所有信息包括计算量能进行综合计算,以派生出新的模拟量、状态量及其标志位、计算量,计算量可进行数据库定义、处理、存档和计算等。

6.2.3.2计算公式定义

1)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。

用户可以自定义计算公式。系统应提供方便、友好的界面供用户离线和在线定义

计算量和计算公式;

2)计算公式除了可以进行通常的模拟量计算之外,还应可以进行数字量计算,并且

遥信和遥测点可以定义在一个运算公式中;

3)可在线查询和修改某计算量的分量及计算公式,当分量也为计算量时,支持嵌套

查询和修改。

6.2.3.3公式计算启动条件

计算公式可定义下列启动条件:

1)周期计算;

2)数据更改/变化触发启动计算;

3)定时启动计算;

4)人工启动计算。

6.2.3.4常用的标准计算

系统应提供常用的标准计算公式供用户选择使用,至少包括:

1)绝对值计算;

2)频率及电压合格率计算;

3)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;

4)负荷率计算;

5)总加计算;

6)变压器档位计算;

7)负荷超欠值计算;

8)功率因数计算;

9)厂站及母线平衡率计算;

10)负荷积分计算。

6.2.3.5替代计算

1)可根据系统一次接线图自动生成旁路代信息(特殊接线方式用户也可以自定义旁

路代信息),旁路代计算时应根据旁路代信息和相关开关、刀闸的位置自动生成旁

路代结果;也可人工定义旁路代;

2)在线路一侧数据未采集或采集的数据为坏数据时,可自动用线路对侧的好数据进

行替代处理;也可人工定义对端代;

3)在进行其它计算和统计时,能自动引用替代结果。

6.2.3.6统计计算及考核功能

1)可根据电网电压考核要求,对电压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。

a)电网运行的考核数据包括电压监视点的电压等;

b)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;限值可

定义;

c)监视分上、下限值。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、最小值的时间和平均值等;

d)具备多时段的最大最小值统计及存储。

2)具备按照设备类型、数据类型和区域自动统计功能。

a)按指定时间段统计指定电压等级、指定设备、指定区域的停电时间、停电次

数;

b)根据设备参数统计指定时间段设备负载率、开关动作次数并排序。

3)电压合格率考核统计应包括越限/正常时间统计,统计方法要求如下:

a)固定周期采样点考核法: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;

b)电压越限时间累计考核法:对电压在任意时刻发生的越限时间,都作为不合

格时间进行统计。

4)各类考核指标统计。

a)按月、季、年分别统计数据通信系统可用率、子站设备可用率、通道可用率、

主站系统可用率、遥测数据合格率、事故时遥信动作正确率、遥控动作正确

率等;

b)按指定时间段统计系统接入的各种终端、设备的在线运行率、停运次数、停

运时间等并支持排序。

6.2.4事件及告警

6.2.4.1事件及告警定义

下列所有事件均可由用户选择设置为告警,并且可以设定告警等级。

1)SCADA应用事件:

a)状态量变化;

b)模拟量多级越限、突变及恢复;

c)数字量变化;

d)控制命令及其结果。

2)维护和人工设置操作,其记录应包括时间、节点名、人员、设备、具体内容等;

3)系统事件:

a)远动通道运行状态变化;

b)厂站运行状态变化;

c)自动化系统硬件设备运行状态变化;

d)系统软件功能模块运行状态变化;

e)与其它系统的通信运行状态变化;

f)用户登录及注销。

6.2.4.2事件及告警处理

1)实现统一的事件及告警服务,对于各不同应用产生的事件/告警,能够进行相应的

处理和确认;

2)事件及告警信息应自动保存到历史数据库中长期存储;

3)提供符合调度、配电、集控和自动化运行人员需求的实时事件及告警监视界面和

历史事件及告警查询、检索界面;查询时应能区分电网运行类信息和自动化系统

运行类信息;

4)应提供灵活的过滤和分类手段,能够按照不同的方式对系统中的事件及告警事项

针对不同的用户和工作站设置相应的过滤条件和分类方法;

5)各种事件及告警事项具备警铃警笛及语音报警功能;

6)告警信息应区分确认及消除状态——即未确认未消除告警、已确认未消除告警、

未确认已消除告警、已确认已消除告警(恢复正常)——在告警窗及图形画面中

以明显方式区别显示;

7)具备完善的事件及告警确认及处理功能,事件及告警信息应按权限和责任区确认,

不同责任区的事件及告警确认和处理相对独立,公共信息应可按分区分别予以确

认,相关画面闪烁等与确认关联;

8)在实时告警窗清除和删除报警信息显示,作为事项保存。全部报警信息和未确认

信息应分窗显示,报警总数、已确认和未确认报警数在报警窗突出显示;

9)报警信息可按分层分区分类选择显示,以卡片方式分类提示和选择。单击告警信

息可自动调出相应告警设备所在接线图或地理图,告警设备闪烁显示;

10)人工可设定的告警自动确认功能;

11)对于重要告警,可以通过设定实现自动手机短信告警通知,告警可根据需要设置

为必须回复确认(如未回复确认可设置为周期重发告警);★★

12)对于手机短信告警通知还应具备完备的日志功能,以备事后查询。★★

6.2.5趋势曲线

1)用于趋势曲线的数据可以来自实时数据库、历史数据库和应用软件数据库以及所

有统计值,也可以使用日计划数据和预测数据;

2)采样数据(点和周期)、比例值(X轴和Y轴)、时间间隔和其它曲线参数可以在

线定义和修改。时间间隔可以设置为n×1秒、n×1分钟、n×1小时、n×1天等;

3)趋势曲线的数据可以记录、显示和打印输出;

4)同一条趋势曲线可采用采样值和极值绘制显示;遥测最大值、最小值曲线由该遥

测点每个采样(统计)周期的最大、最小值历史曲线所构成;该周期时间由1分

钟~15分钟连续可设;最大、最小值可与采样历史曲线在同一坐标组合显示;

5)可显示限值线,支持常量限值和分时段限值;

6)一幅趋势曲线图上可以用4种以上颜色显示4条以上不同的趋势曲线。并具有在

任何一个趋势范围内缩放和以时间为基准前后滚动的能力;

7)当选择趋势曲线上的某一点时,应显示此点对应的带时标数据;

8)实时趋势曲线:

a)实时趋势曲线的扫描周期最小为1秒且可调。

b)实时趋势曲线的生成和激活在人机系统在线运行环境下任何时候都可以进

行。实时数据库中每一模拟量点和临时计算量都可以选定显示、可选时段导

出。

9)历史趋势曲线:一幅趋势曲线画面可以显示一条或多条(至少4条,可以增加)

趋势曲线,用于进行不同的模拟量按时间变化的比较(如同一时段不同点的趋势

曲线的比较,同一点多条曲线的比较、同一点计划、实时和历史曲线的比较等)。

显示参数和外形可以定义和修改;

10)系统提供曲线显示模板功能,用户可选择不同的曲线显示模板,并能对曲线模版

进行重定义和修改;

11)当显示曲线超过限值时,以不同的颜色显示标识;

12)曲线显示:

a)一条或多条曲线显示选择:在一幅画面上有多条趋势曲线的情况下,用户可

以选择是显示一条还是多条曲线;

b)网线选择:为了更直观、准确地观察曲线,用户可以选择是否在背景上加水

平和竖直相交的网状线;

c)同一幅画面上可调同类型时间间隔的任意日期的多条曲线,用户可自定每条

曲线的颜色、水平和垂直标尺;

d)可在任一台工作站上对曲线进行修改;

e)坐标轴的尺度可设置为固定值或自适应,自适应状态下应自动根据曲线的数

值范围调整为最佳的显示状态;

f)支持多坐标系,至少能够同时显示4个坐标系及曲线;

g)具备多条曲线叠加功能。

6.2.6报表管理

6.2.6.1报表数据

1)实时数据;

2)历史数据;

3)系统运行数据;

4)用户设置数据;

5)各类统计考核数据;

6)以上数据的计算结果。

6.2.6.2报表类型

包括时报、日报、周报、月报、季报及年报等。报表的生成时间、内容、格式和打印时间可由用户定义。

6.2.6.3报表调用

可以采用由菜单驱动的对话窗对报表进行调用(增加、删除、修改等)。支持请求操作(调度员请求,且报表中的数据可由任意时间起至制表时间止和当月或本周起始日至指定时间止)、周期操作(指定的时间间隔,如:时、值、日、天、星期、月和年)和同比环比数据调用。

可对报表数据修改并保存、触发重新统计。报表文件可转化为EXCEL文件格式,进行编辑和处理。

6.2.6.4报表功能

1)计算功能

a)具备丰富的运算符、运算函数以及可自定义函数、公式;

b)数学计算;

c)逻辑计算;

d)统计计算。

2)编辑功能

a)可在线简单、方便地建立和修改报表的各种格式及数据;

b)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;

c)图文混排,有专用的图形编辑器,用以生成曲线、棒图、饼图等,并能够嵌

入报表,还可以嵌入位图;

d)可以方便选择各种常用字体、大小、修饰;

e)修改报表数据(历史数据)后应能自动触发重新统计各种数据;

f)具备预览功能。

3)显示功能

a)可在线从画面系统中调出所需的报表并可修改数据;

b)对人工修改过的报表数据,应加以标识。

4)打印功能

a)支持打印预览;

b)定时及召唤打印;

c)可打印到最大为A3幅各种规格尺寸的报表;

d)可定义到指定打印机上打印输出。

5)报表文件管理:具有对已有的报表文件(包括由其它系统生成的)的统一管理和

查询功能。

6)安全机制:报表的建立、修改、浏览应有权限保护。

6.2.7人机交互系统

1)具备统一风格的人机交互界面,但不同应用的人机交互界面应有明显的标示;

2)可同时显示多个窗口(至少8个),各窗口可见部分应同时保持刷新;

3)用户能够对缺省界面进行配置,用户登录后自动显示原先保存的操作界面;

4)系统应具备在线“帮助”功能。并提供“工具”使用户能编辑和增加“帮助”文

本和画面;

5)可以通过点击热点,根据鼠标拖动在任意屏幕上显示新画面;

6)应提供连续和不连续的平移、缩放控制功能。连续平移和缩放采用鼠标以方便、

直观的方法实现。不连续的平移和缩放功能应可以用拖动鼠标、从键盘和从弹出

菜单的按钮上实现;

7)人机交互系统支持世界图浏览方式:图形在其最低一级放大率时(缩小到最远),

电力系统厂站仅显示成带厂站名称的小方块。用户放大图形时,到某一预定义的

放大级,厂站小方块将被厂站示意图代替,示意图显示所有电气设备的状态,但

不显示数据值。进一步放大,数据值(相应的遥测量和计算量)将显示在画面上;

8)具备灵活方便的画面调用方式,如菜单调图、热点调图、组合键调图等;

9)支持循环调图和画面重调功能;

10)支持操作人员的注释、记事本等操作。

11)人机交互界面的显示窗口种类、大小、内容等可在每台工作站上定制,以满足不

同专业人员(如调度、监控等)对显示及操作的不同要求。

6.2.8打印

1)具备事件打印、召唤打印方式;

2)具备打印预览功能;

3)具备图形和文本打印功能。

6.2.9可视化展示★★★

1)可视化显示方式应提供丰富的用户自定义功能,图形、色彩、限值均可由用户选

择和自定义;

2)可视化应提供但不限于以下功能:

a)动态潮流:可在电网结构拓扑潮流图、厂站单线图以及地理接线图等图形画

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;

b)动态发电机:可在厂站单线图、发电机汇总监视等图形画面中,根据发电机

的实时运行状态,以不同的图形形式表示发电机运行状态、运行功率以及运

行功角等情况,其中发电机功率、运行功角等图形应与遥测数据同步变化;

c)备用监视:可在电网潮流图、厂站单线图等图形中,通过三维俯视图显示发

电机的旋转备用;每台发电机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;

d)区域供电能力监视:可在地理接线图、地区总加监视等图形界面中,通过三

维立体棒图进行显示,总高表示该区域最大供电能力,中间高度表示该区域

实时运行的供电能力,最低高度表示该区域的实际负荷情况;

e)节点电压等高线:可在地理接线图、电网结构拓扑潮流图上依据节点的电压

情况,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;节点电

压等高线,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);

f)线路负载等高线:在电网拓扑结构潮流图上,依据线路负载情况,对线路进

行负载等高线显示,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;

g)安全水平等高线:在电网潮流图上,根据安全分析的结果,对线路、主变或

重要潮流断面进行等高线显示,以便调度员迅速掌握电网安全水平分布。

3)可视化功能应与系统告警功能有机结合,根据用户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;

4)具有等高线色谱定义功能;

5)网络动态着色激活条件如下:

a)人工激活;

b)随预定义的模拟量越限自动激活;

c)随电网运行方式变化自动激活;

d)该功能的启动方式可由操作人员设定。

6.2.10多态应用★★★

1)应具备实时态、测试态、研究态等运行方式的功能,系统的所有参数模型以及分

析功能均可在不同态下应用,并且可以方便的实现在实时运行状态、测试态、研

究态间的切换;

2)在测试态下,支持终端信息的接入、数据库、画面的更新和测试,可以进行终端

信息的调试和系统功能的调试,而不会对正常的系统功能产生影响。所有调试信

息只在相关工作站显示而不影响系统的正常运行。调试信息进入数据库存储应有

特定的调试标识,不应与正常运行信息混淆。经过调试、测试证明准确无误后的

程序、数据库、画面等可以保存到实时运行系统中;

3)在研究态下,可以对系统的运行状态进行模拟测试,也可以在已有模型的基础上

进行数据模型的扩展,开展相应的计算研究。可以随时动态切换某个节点进入某

个研究态,调出某个时段的电网模型以及历史反演数据,进行事故反演和分析。

6.3平台高级功能要求

在平台基本功能的基础上,对与电网调度自动化系统有关的各系统的模型、数据、图形进行整合处理,在统一平台的基础上提供符合标准的服务和相关接口,形成电网调度自动化综合数据平台,在调度生产范围内提供统一的模型服务、数据服务、图形服务以及信息综合展现等功能,并可在此基础上扩展其它各种综合分析应用功能。

6.3.1模型服务

6.3.1.1模型导入★★

能够将EMS系统、电能计量系统、配网自动化系统以及继电保护故障信息管理系统等

增加相应的标准封套,将电网模型、参数等通过此标准封套导入到此数据平台中,以便将来为其它应用系统提供模型、参数服务,达到信息共享的目的。导入方式应能按照全模型、增量模型或是差异模型的方式进行,导入过程应能保证数据完整和准确性。

与所辖电网有关的外网或是所辖电网中的其它有关应用系统的模型、参数信息,根据具体情况,也能导入到此平台模型库中,并能与所辖电网自身的模型实现整合处理。

6.3.1.2模型导出★★

根据所辖电网不同应用系统或是所辖电网之外(如上级调度自动化系统等)不同应用系统的实际需要,平台需按照标准格式为其它系统提供模型、参数服务。能够对导出过程进行管理,并进行日志记录。

对于不同系统需要的差异模型,能分别定义,导出时只导出相关部分。导出过程中保证数据的完整性和一致性。比如在此平台将EMS系统所需的模型建立完毕后,通过相应标准接口,将模型按照全模型、增量模型或是差异模型的方式导出给主备两套EMS系统,以达到模型统一出口的目的。

6.3.1.3模型管理和分析★★★

为支持各不同分析应用对模型的个性需求,整个系统的建模工具必须能够方便的实现对于整个电网模型的管理和分析,其至少应该包括以下几个方面的管理和分析功能:

1)模型的合并、拆分以及局部电网等值等,以满足不同应用的需要;

2)模型版本的管理:整个系统的模型至少应该包括实时运行态、规划态、历史态(历

史态要求能够任意选择过去时间点)几种电网模型态。各不同态下的电网模型各

不同应用部门可以根据需要,进行相应的保存和管理,并能根据各自不同部门的

不同需要进行相应的模型合并、拆分以及等值等分析整理,以方便实现各不同电

网模型态下进行的分析应用。

6.3.2数据服务

与其它相关系统进行实时数据通信,将电网运行实时数据保存在数据平台中,并采样保存在数据平台的历史数据库中。

6.3.2.1实时数据的集成★★

1)数据平台数据库的数据模型及其组织应采用统一标识,将各种来源的原始数据按

统一规范予以格式化存储和整合,消除数据间的壁垒,提高数据内在关联性,形

成一体化的数据中心;

2)数据平台应能以统一方式采集和整合分布于各安全区的应用系统数据,并使采集

标准化和工具化。数据采集应符合电力系统二次安全防护总体要求,支持隔离装

置穿越,支持各种常规采集方式;

3)在包容现有各应用系统数据采集的同时,数据平台应提供相应的采集标准以方便

和规范未来新建系统的数据接入;

4)数据平台应提供错误数据的追补功能,对缺漏数据可重新进行采集入库。

6.3.2.2数据的交换及共享★★

基于平台的数据交换、共享包括:内外网穿越交换;内、外网横向交换和内、外网纵向交换。

数据交换及共享的方式包括:

1)基于数据总线的符合IEC 61970 标准的CIS 标准接口:GDA、HSDA、TSDA、

GES 等几种接口;

2)采用XML 方式;

3)采用E 模型描述语言;

4)其他方式如文本文件、规约通信方式等。

基于此数据平台,通过其灵活的数据服务和交换接口,以授权的方式提供数据服务。

6.3.3图形服务

通过系统图模一体化的模型创建工具,完成电网各种接线图的创建,也可以将现有EMS 等各系统的画面转换成标准SVG图形格式,并导入到此平台中,为调度中心以及局内其它系统提供图形、画面的支持和服务。

6.3.3.1图形导入★★

为了减少图形编辑制作的工作量,也为了保持与EMS等系统图形的一致性,平台需要将EMS等相关系统的有关画面(单线图、主网、EMS系统运行、监视画面等)进行格式转换,将其转换成标准SVG图形格式(或其它标准图形格式),进而将标准SVG格式文件导入到数据平台图形系统中。

6.3.3.2图形导出★★

平台系统可将自己创建或是经过转换整合的图形以标准SVG图形格式,根据各不同系统的不同需要有针对性的提供给其它系统使用。

6.3.4信息综合展现

6.3.4.1统一电网模型运行状态展现★★

平台上实现统一的电网模型通过WEB 界面展现平台输出的SVG 图形,包括主网站内接线图和运行信息、10kV 单线图运行信息和客户的实时缴费等信息的直观展现;

可以从多个角度展现电网模型:电压等级,管理区域等;

6.3.4.2电网运行情况准实时统计展现★★

平台应提供能通过图形、报表、曲线、统计以及综合查询等多样化的数据表现手段,多角度多层次地动态展现数据。数据平台应能对整合后的监控数据提供常规的各种查询浏览、报表统计和曲线分析等功能,数据展现和交互支持面向对象的方式,可由统计查询直接转入曲线分析。

6.3.4.3基于电网运行准实时数据的高级分析功能★★★

系统应提供常用的基本图形、报表,其中包括日运行历史数据,多月运行历史数据和多年的历史数据、各类别的趋势分析图、负荷分析和全网实时联络线示意图(各电厂的实时状态和当前出力、变电站的实时状态和各联络线的当前状态)等;

用户在客户端可利用系统提供的各类图形、报表,也可自定义属于自己风格的展示页、图形以及报表或报表组合,经授权的用户可保存并实时更新相关的画面和报表。

6.4系统配置及监视

应提供完备统一的配置及监控管理功能及人机界面,实现系统节点、应用及进程等统一配置、监视和控制。

6.4.1版本控制

应具备完善的版本管理工具,至少实现以下的基本要求:

1)可对数据库、图形文件和程序的版本进行统一管理和控制,保证三者之间的统一

和匹配;

2)任意节点能够自动获得匹配的数据库、图形文件及程序;

3)具备图形指定版本的回退和数据库指定版本的恢复功能;

4)在历史反演中,数据库、图形文件应与反演时间保持匹配。★★

6.4.2参数设置

1)系统运行方式的配置管理,如应用集群的配置和管理;

2)故障自动切换及手动切换的配置管理;

3)各应用参数设置及管理;

4)故障切换、手动切换和参数设置都应产生事件信息。

6.4.3资源监视

1)以表格、饼图等图形化表示方式分析统计系统性能,如:CPU负荷、网络资源、

进程资源、内存、磁盘占用情况等;

2)对设备状态能进行监视,能识别系统中的计算机设备和网络设备的故障以及相应

的故障类型并进行告警,如交换机故障、计算机故障(如CPU负荷率过高、硬盘

错误或容量超限、操作系统非致命错误等)等可检测的设备故障等;

3)能对所有进程进行监视和控制。

6.4.4通道监视

1)监视通信通道的运行状况,通信终端及时告警,按月、日实时统计通道故障次数、

切换次数、误码率并支持排序;

2)提供通道及终端通信模块的维护界面,维护操作简单有效。

6.4.5通信监视

1)具备系统中各节点以及各任务间统一透明的通讯端口管理;

2)提供系统内各节点通信状态监视功能。

6.4.6时钟管理

具备主、备时钟装置切换管理功能,当主、备时钟装置所提供的时间相差超过1秒时,应告警。

6.4.7安全设置

1)权限设置:

a)系统应预置初始的系统管理员账户,并在系统安装或首次使用时初始化其密

钥;

b)其他用户账户、初始密钥及操作权限由系统管理员进行创建和分配;;

c)应该有责任区、角色、用户的划分,有完善的权限管理及密钥管理机制;

d)具备完善的网络登录机制,确保系统网络安全;

e)应根据责任区、角色以及用户来综合设置各类操作人员的操作权限和使用范

围;

f)远程访问自动化系统必须通过身份验证。

2)用户登录:进入系统操作必须进行用户登录,登陆方式可采用下列方式:

a)软件方式,通过账户名/密码进行身份识别和验证;

b)硬件方式,通过指纹、USB KEY或IC卡等进行身份识别和验证;★★

c)软硬结合方式,通过硬件进行身份识别并用密码进行验证。★★

6.4.8系统日志

应对系统管理或功能操作进行日志简要记录,实现关键操作的详细记录;且日志记录应统一管理和保存,以人机界面方式进行查询和统计。

7电网设备及参数管理

系统应具备电网设备基础参数管理功能:

1)支持电网设备基础参数数据的输入和管理,输入方式可以从相关系统自动读取,

也可以采用人工输入的方式获得,并持久保存在数据库中;

2)具有编辑和查询界面,维护人员可以方便地查询和编辑电网设备基础参数;

3)支持电网设备基础参数的画面查询,即可以通过点击人机界面图形画面上的设备

图元查询相应的设备信息;

4)参数的设计应满足数据采集与监控和其它应用的需要。

供电局调度自动化主站系统工作标准

**供电局调度自动化主站系统工作标准 1 适用范围 1.1 本规程适用于市级调度自动化系统主站的运行维护工作。 2 总则 2.1 为规范市级调度自动化系统主站的运行维护工作,确保调度自动化系统安全、稳定、可靠和不间断运行,特制定本标准。 2.2 调度自动化系统主站指能量管理系统(EMS)及其它调度工作相关的自动化系统主站的软、硬件设备,包括机房监控、电源、空调等辅助系统。市级自动化部门应结合具体情况明确运行维护范围。2.3 本规程根据国家有关调度自动化专业的规程、规定制定。 2.4 市级调度自动化系统主站的投运、监视、维护、检修、故障处理、备品备件、资料、退出运行等工作必须遵照本规程,并制订相应的实施细则贯彻执行。 2.5 调度自动化系统主站的运行维护工作应制度化、规范化。市级调度自动化部门应建立并执行以下制度: a) 新设备投运制度;b) 运行值班制度;c) 维护管理制度;d) 检修管理制度; e) 故障处理制度;f) 备品备件制度;g) 资料管理制度;

3 新设备投运 3.1 新设备(功能)投运前必须通过验收和试运行,明确设备的运行维护责任。 3.2 新投运设备(功能)不得影响已投运设备(功能)的稳定运行。 3.3 新投运设备应具备运行维护所需的完整技术资料,设备及联接电缆标识清晰。 3.4 新投运设备应建立相应的设备台帐,指定专责人员对设备的运行进行连续的跟踪管理。 4 运行值班 4.1 值班员要求 4.2 值班职责:系统巡视并记录、异常维护 4.3 交接班:交接班准备工作、交接班时间地点、交接班内容 5 维护管理 5.1 维护内容 5.2 维护流程 6 检修管理制度 6.1 检修原则:安全原则、从属原则、告知原则 6.2 检修分类:计划检修、非计划检修(事故、临时)

中国南方电网调度自动化系统主站运行规程

中国南方电网调度自动化系统主站运行规程 1 适用范围 1.1 本规程适用于中国南方电网各级调度自动化系统主站的运行维护工作。 2 总则 2.1 为规范中国南方电网各级调度自动化系统主站的运行维护工作,确保调度自动化系统安全、稳定、可靠和不间断运行,特制定本规程。 2.2 调度自动化系统主站指能量管理系统(EMS)、电能计量系统(TMR)、及其它调度工作相关的自动化系统主站的软、硬件设备,包括机房监控、电源、空调等辅助系统。各级自动化部门应结合具体情况明确运行维护范围。 2.3 本规程根据《中国南方电网调度自动化管理暂行规定》及国家有关调度自动化专业的规程、规定制定。 2.4 各级调度自动化系统主站的投运、监视、维护、检验、变更、故障处理、评价、退出等工作必须遵照本规程,制订相应的实施细则并贯彻执行。 2.5 调度自动化系统主站的运行维护工作应制度化、规范化。各级调度自动化部门应建立并执行以下制度: a) 新设备投运制度; b) 运行值班制度; c) “两票三制”制度; d) 设备缺陷制度; e) 故障预案制度; f) 备品备件制度; g) 资料管理制度; h) 仪器、仪表及工具管理制度。 3 新设备投运 3.1 新设备(功能)投运前必须通过验收和试运行,明确设备的运行维护责任。 3.2 新投运设备(功能)不得影响已投运设备(功能)的稳定运行。 3.3 新投运设备应具备运行维护所需的完整技术资料,设备及联接电缆标识清晰。 3.4 新投运设备应建立相应的设备台帐,指定专责人员对设备的运行进行连续的跟踪管理。 4 监视与维护 4.1 运行值班人员按照相关运行值班制度的要求,对主站软、硬件设备的运行进行日常监视。 4.2 各级调度自动化系统主站的日常监视工作至少包括: a) 监视主站系统软、硬件的各项指标,发现问题须及时诊断处理,或通知专责人员跟进,做好记录。 b) 定期核对信息,提高数据的可靠性和准确性。 c) 定期检查系统日志文件、进程和磁盘空间。 d) 对现场工作票的内容、实施条件和安全措施进行审核,办理许可手续。 e) 监视辅助系统的运行工况,及时处理故障,不因辅助系统问题影响调度自动化系统运行。 f) 建立调度自动化系统主站运行日志,加强统计分析,汇总编入自动化月报。 4.3 专责维护人员负责组织实施系统软、硬件的定期维护和故障处理工作,确保设备安全稳定运行。设备定期维护按相应技术规范要求进行,维护内容及时写入运行日志,汇总编入自动化月报。 4.4 各级调度自动化系统的维护工作至少还包括: a) 根据系统情况定期或不定期对系统进行备份,妥善保管备份介质。

地县级调度自动化主站系统技术规范

Q/CSG 中国南方电网有限责任公司企业标准 地/县级调度自动化主站系统 技术规范 Technical specification for the master station of dispatching automation system in district/county power networks 中国南方电网有限责任公司发布

目次 前言............................................................................ III 1范围. (4) 2规范性引用文件 (4) 3术语和定义 (4) 4总体原则及要求 (5) 4.1系统建设基本原则 (5) 4.2系统建设模式划分及选择 (5) 4.3系统建设功能选择 (5) 5系统结构及配置原则 (6) 5.1系统结构基本要求 (6) 5.2硬件配置原则及要求 (6) 5.3软件配置原则及要求 (7) 6系统支撑平台 (7) 6.1平台总体要求 (8) 6.2平台基本功能要求 (8) 6.3平台高级功能要求 (16) 6.4系统配置及监视 (18) 7电网设备及参数管理 (19) 8数据采集与监视控制 (20) 8.1前置系统 (20) 8.2数据采集及处理 (20) 8.3控制和调节 (22) 8.4挂牌操作 (23) 8.5事故追忆 (23) 8.6历史反演★★ (23) 8.7拓扑着色 (23) 8.8设备监视及运行统计 (23) 8.9模拟盘/大屏幕接入 (24) 8.10信息分区功能★★ (24) 8.11基于系统拓扑的防误功能★★ (24) 8.12配电线路故障处理★★★★ (24) 9电网安全分析 (25) 9.1状态估计★★ (25) 9.2调度员潮流★★ (25) 9.3短路电流计算★★ (26) 9.4静态安全分析★★ (27) 10电网经济分析及优化运行 (27) 10.1短期负荷预报 (27) 10.2自动电压控制★★★ (28) 10.3负荷特性统计分析★★ (28) 10.4网损分析★★★ (28) 11调度员培训仿真系统 (29) 11.1总体要求★★★ (29) 11.2电力系统模型★★★ (30)

配电自动化系统运维管理细则

临沂供电公司配电自动化主站系统 运维管理细则 山东电力集团公司临沂供电公司 二〇一三年四月

前言 为规范临沂供电公司配电自动化系统运维管理,提高配电自动化系统运行水平,确保配电自动化系统安全、稳定、可靠、高效运行,结合临沂供电公司配电网运维管理实际情况制定本规定。 本规定由临沂供电公司运维检修部提出并归口管理。 本规定主要起草人: 桑田李兆平郑大伟 审核: 李彪 审定: 黄振华 批准: 林凡勤

目录 1目的 (1) 2范围 (1) 3规范性引用文件 (1) 4术语和定义 (2) 5职责和权限 (2) 5.1总则 (2) 5.2运维检修部职责 (3) 5.3调度控制中心职责 (4) 6要求 (5) 6.1 配电自动化主站 (5) 6.2遥控操作 (9) 7缺陷管理 (10) 7.1缺陷分类 (10) 7.2 缺陷处理响应时间及要求 (11) 7.3缺陷的统计与分析 (12) 8配电自动化运行指标 (13) 8.1配电自动化系统运行指标 (13) 8.2配电自动化系统运行指标计算公式 (13) 9附则 (15)

1目的 为规范公司配电自动化及保护系统运维管理,提高配电自动化及保护系统运行水平,确保配电自动化及保护系统安全、稳定、可靠、高效运行,为配电网安全、优质、经济运行提供准确的信息和有效的手段,特制定本规定。 2范围 本规定适用于临沂供电公司投资的新建住宅小区配套、新扩建、改造、运行的以及用户投资建设移交临沂供电公司管理或接入临沂供电公司公备配电网络的配电自动化及保护系统的建设、验收、投运、运维等全过程的管理工作。 3规范性引用文件 DL/T721 配电网自动化系统远方终端 DL/T814 配电自动化系统功能规范 Q/GDW370-2009城市配电网技术导则 Q/GDW382-2009配电自动化技术导则 Q/GDW513-2010配电自动化主站系统功能规范 Q/GDW514配电自动化终端/子站功能规范 Q/GDW567-2010配电自动化系统验收技术规范 Q/GDW626-2011配电自动化系统运行维护管理规范 DB 37/T 2216-2012 10kV及以下电力用户受电工程技术规范山东电力集团公司配电自动化系统运维管理办法 山东电力集团公司配电自动化建设与改造管理办法

10kV配网自动化系统及故障处理的研究 梁峻玮

10kV配网自动化系统及故障处理的研究梁峻玮 发表时间:2019-09-11T14:03:21.767Z 来源:《基层建设》2019年第17期作者:梁峻玮[导读] 摘要:随着社会经济发展,人们生活质量的提升,对电量的需求也逐渐呈上升趋势。 广东电网有限责任公司肇庆鼎湖供电局广东省肇庆市 526040摘要:随着社会经济发展,人们生活质量的提升,对电量的需求也逐渐呈上升趋势。为了保证供电的质量,满足人们用电需求,就必须要对10 kV配网系统进行合理设计,提升系统运行质量与效率,做好自动化系统管理工作,进而减少故障出现,保证电网系统正常运行,提升供电的安全性与稳定性,进而促进电力行业更好发展。 关键词:10kV配网;自动化系统;故障处理; 1 10 kV配网自动化系统概述 10 kV配网自动化系统属于一项系统性工程,其结构主要是由三部分构成的,分别是配网测控段设备、配网自动化主站系统、自动化子站系统。其中,配网测控段设备是配网自动化主站、子站系统稳定运行的前提。在实际运行中,主要通过检测技术、传感器技术对其系统进行控制,而且还能及时发现电网运行中所出现的问题,并且在第一时间进行控制。除此之外,还具有故障识别与隔离功能。而自动化主站系统是10 kV配网自动化系统中最关键的组成部分,对其整个系统的运行都产生着重要的影响,而且还在数据存储、控制中发挥着至关重要的作用。同时该系统的功能也是十分齐全的。例如,在实际工作中,可以对系统故障报警、重播、处理的顺序进行准确记录,为其故障处理提供了一定依据。再如,还可以对电网数据进行采集等。10 k V配网自动化系统中自动化子站主要是将相关数据输入到主站的通信处理器中,具有节省主站通道的作用。 2 10 kV配网自动化系统故障处理的探究 2.1长线路故障定位 在对故障进行处理时,常会遇到一些长线路、偏远线路,相对来说,对这样的线路故障进行处理有很大难度。这就需安装故障指示器对其线路进行检测,为线路故障巡视提供极大便利性。为降低长线路故障的处理难度,可以合理地将故障定位主站、故障指示器、通信终端结合起来,为其故障处理创造良好的环境。通过可视化的故障定位方式,可以促使其故障处理工作顺利开展。但是要确保指示器的安装位置科学合理,这样才能充分发挥故障指示器的功能。通常情况下,会将其安装在变电站线路分支的位置、出口的位置及主干线长线路分段处。而且每组有三只故障指示器,分别安装在不同位置,如图1所示,分别在图中的A、B、C位置上。 图1 故障指示 在实际的结合中,故障定位主站、故障指示器、通信终端结合主要有三种模式,分别是:故障指示器、故障指示器-通信终端、故障定位主站-故障指示器-通信终端结合。其中,在故障指示器模式中,要在架空线路上安装指示器。这种模式需要相关巡检工作人员进行巡检,如果在巡检的过程中,发现异常情况,可以通过翻牌闪光的形式进行故障预警,在这一模式实施中,需要人工的参与,相对来说,其工作效率与质量不是很高。为了减少工作人员的工作量,可以采用故障指示器-通信终端结合的模式,相对于前一种模式而言,这种模式是不需要巡检人员的,主要是利用通信终端独特的功能,当出现故障时,可以自动进行翻牌闪光报警。最后一种模式将故障定位主站加入其中,也是不需要巡检人员的,当故障发生时,不仅会翻牌报警,而且还能够将故障的具体信息传输到故障定位主站,这时相关管理人员就可以对这些信息进行分析,采取有效的措施解决问题,对故障处理效率与质量的提升具有重要作用。 2.2解决集中控制故障的对策 在10 kV配网自动化系统中,整体与区域结合是其供电线路主要的布置形式,因此为了对其系统进行有效的控制和管理,也需要从这种形式为切入点,也就是要合理使用集中控制的措施,对其控制效率与质量的提升具有重要意义。为了能够在供电终端及时发现故障,还需要在配网自动化系统中增添检测功能、传输信息功能、分析功能,这样才能及时发现问题,而且还能够对故障的原因进行有效分析,可以为其故障解决提供可靠的参考依据,进而提升故障解决的效率,提升10 kV配网自动化系统运行的有效性,可最大限度减少损失,确保供电质量,满足人们用电需求。因此,必须要在电网相关设备上,合理安置故障检测器,进而应用其检测功能,随时对电网的运行状态进行监控,这样才能及时发现故障并解决。一旦出现故障,要根据故障产生的原因,对其电量负荷和具体传输路径、状态进行合理的优化和调整,与此同时,还要及时将故障区和电网隔离,可有效防止故障影响扩大,防止对供电区域造成不良影响。 相对其它措施而言,集中控制对策具有操作简单、效率高、管理难度小、效果佳、不受分段影响的优势。应用该技术对故障进行处理,可提升故障解决的有效性,对电网正常运行具有重要意义。但这种技术要求的条件是比较高的,需要以故障系统主站与通信终端为支撑,其投入资金是比较大的。因此,线路故障解决的对策要根据实际情况合理选择。 2.3科学规划配网自动化系统 为了促使10 kV配网自动化系统安全稳定运行,减少故障发生,就必须要对其自动化系统进行科学、合理的规划,尽可能提升系统的性能,发挥系统的优势,这样才能保证供电正常,同时也是保证人们正常生活、工厂生产最重要的条件。因此,必须要提升对10 kV配网自动化系统规划设计的重视度。由于影响系统正常运行的因素有很多,因此在实际设计与规划中,也要考虑多方面的因素,进而提升系统规划的科学性、有效性,保证系统正常运行。尤其是要重点对供电的实际需求进行充分的考虑,并且结合具体情况对配电网进行规划。另外,为了提升经济效益,在设计过程中,还需要对所投入的资金进行衡量,要确保其成本在预期范围内,这也是提升10 kV配网自动化系统运行可行性的前提。此外,在具体规划中,还需要做到以下几点。

资源管理平台系统-技术方案

资源管理平台技术方案

文档修改记录 版本号修改内容描述修改人修改日期V0.1 建立 V1.0 修订

目录 1概述 (1) 1.1 编制目的 (1) 1.2 编制依据 (1) 1.3 建设目标 (1) 1.4 设计原则 (2) 1.5 术语及缩略语 (2) 1.6 引用文件 (3) 2主要功能与战术技术指标 (3) 2.1 总体要求 (3) 2.1.1 可定制性 (4) 2.1.2 可靠性 (4) 2.1.3 可扩展性 (4) 2.1.4 实用性 (4) 2.1.5 安全性 (4) 2.1.6 易维护性 (5) 2.2 主要功能要求 (5) 2.2.1 集成架构设计 (5) 2.2.1.1 硬件设施及基础监控层 (5) 2.2.1.2 采集管理平台层 (5) 2.2.1.3 资源层 (5) 2.2.1.4 应用层 (6) 2.2.2 业务系统集成注册发布管理 (7) 2.2.3 数据采集处理功能 (7) 2.3 主要战术技术指标 (8) 2.3.1 响应时间 (8) 2.3.2 可用性指标 (8)

3系统总体设计 (10) 3.1 系统体系结构 (10) 3.1.1 系统组成 (10) 3.1.2 组成架构 (12) 3.1.3 技术体制 (14) 3.2 系统使用流程 (14) 3.2.1 用户角色 (14) 3.2.2 工作流程 (16) 4分系统设计 (18) 4.1 系统运维管理功能 (18) 4.2 注册发布管理功能 (18) 4.2.1 功能组成 (19) 4.2.2 形式审查 (19) 4.2.2.1 功能说明 (19) 4.2.2.2 业务流程 (19) 4.2.2.3 外部信息关系 (20) 4.2.3 数据审核 (21) 4.2.3.1 功能说明 (21) 4.2.3.2 业务流程 (21) 4.2.3.3 外部信息关系 (22) 4.2.4 数据发布 (23) 4.2.4.1 功能说明 (23) 4.2.4.2 业务流程 (23) 4.2.5 数据查询 (23) 4.2.5.1 授权内数据查询 (23) 4.2.5.1.1 功能说明 (23) 4.2.5.1.2 业务流程 (24) 4.2.5.2 授权外数据查询 (24)

教学资源管理系统设计

《教学资源管理系统》需求分析设计说明书 学院:信息学院研 13级

学号: 1043113266 姓名:杨涛 目录 一. 引言 (3) 1.1教学资源管理系统的发展 (3) 1.2教学资源管理系统功能和特点 (4) 1.3教学资源管理系统设计目的 (5) 1.4教学资源管理系统开发步骤 (4) 二. 需求说明 (4) 2.1需求分析 (6) 2.2可行性分析 (6) 2.2.1 技术可行性 (6) 2.2.2 经济可行性 (5) 2.2.3 操作可行性 (5)

三. 系统构架及开发工具简介 (7) 3.1应用系统架构方式 (7) 3.1.1 B/S架构概述 (7) 3.1.2 系统体系结构 (6) 3.2开发工具简介 (7) 3.2.1 系统开发技术JSP (7) 3.2.2 ORACLE简介 (7) 四. 概要设计 (8) 4.1系统具体功能 (8) 4.1.1 系统的整体功能模块 (8) 4.1.2 系统的不同用户操作权限介绍 (8) 4.1.3 系统整体界面设计 (8) 4.2系统整体结构设计 (8) 4.2.1 一般用户登陆操作流程介绍 (9) 4.2.2 一般用户登陆后台验证流程介绍 (9) 4.3数据库设计 (10) 4.3.1 逻辑设计 (14) 4.3.2 数据字典设计 (14)

一. 引言 1.1 教学资源管理系统的发展 随着Internet的飞速发展,教学资源的数量与日俱增。如何对这些资源进行有效的管理和组织是相当有必要的。但是,简单地实现以二进制形式组织教学资源、以计算机管理代替人工管理教学资源这个功能是不能满足信息化教育教学的要求的。随着教育改革的深入发展,改变传统课程实施过于强调学生在教室接受学习、死记硬背、机械训练的现状,倡导学生主动参与、勇于探究、勤于动手,培养学生搜集和处理信息的能力、获取新知识的能力、分析和解决问题的能力以及合作的能力是当今信息化教学的一个发展方向。即教学的重心开始由“教”转向“学”,使学生完全从教师控制的家教式、被动式学习状态转变为自主学习、双向交流的状态。 目前,美国和英国等发达国家的教育资源管理系统都往网络化方向发展。即在原有功能基础上增加一些实时的教学功能,比如:教师在线解答疑难问题、学生通过观看在线视频、视频点播或者进入虚拟教室来实时地进行学习,这也是我国教学资源管理系统的一个发展趋势。 1.2 教学资源管理系统功能和特点 本系统能实现一般教学资源管理系统应该具有的基本功能。比如:学生用户快速搜索、浏览、下载学校最新公告和其所需教程、课件;教师用户发布课件、上传相关教学辅助材料,对相关课程,教案等进行增加,编辑,删除。教

县级调度自动化系统的设计和改造

课题名称县级调度自动化系统的设计和改造年级/专业电气工程及其自动化 学号________________________ 学生姓名 1. 兴化电网及调度自动化系统发展概况 1.1电网现状与发展 1.2调度管理关系及远动信息传输方式 1.3电力通信网概况 1.4调度自动化主站系统现状 1.5调度自动化厂站端远动系统及其通道情况 1.6其他自动化系统 1.7现有调度自动化系统存在的问题

2. 系统改造规模与总体要求 2.1系统改造目标 2.2系统改造规模 2.3系统设计原则 3. 调度自动化系统设计 3.1系统体系结构 3.2系统安全措施 3.3硬件配置模式和系统网络结构 3.4系统硬件配置 3.5前置机和通道柜3.6调度员工作站

3.7维护工作站 3.8应用软件(PAS)工作站3.9运方工作站 3.10网关兼网络管理工作站 3.11网络交换机 3.12调度自动化系统的电源 3.13系统软件配置 3.14防病毒软件 3.15图形与人机联系软件 3.16 SCADA功能软件 3.17电力系统应用软件(PAS)3.18监控中心 3.19与其它系统的接口 4. 新老调度自动化系统的过渡4.1新老系统过渡的基本要求 4.2新老系统过渡的措施 5. 自动化系统改造设备增添

我国县级电力调度自动化工作起步于80年代中期,至V 90年代初期,部分县级电力系统加装了简单的调度自动化设施。兴化市电网调度自动化系统于1994年投运(南瑞农电DD-93系统),1995年通过了江苏省调度自动化系统实用化验收。目前使用主站系统是1999年改造的SE-900系统。随着兴化市电网的不断发展,对调度自动化系统的要求也越来越高,系统的一些缺点和不足之处逐渐暴露出来,现系统缺少如网络拓扑、状态估计、负荷预报、调度员潮流、智能调度操作票预演等高级应用软件,无法向调度员提供全面了解电网运行状况、辅助调度员正确及时制定电网调度计划的手段。随着电网规模的日益增大,咼级应用功能的需求愈加迫切。 为了建设一个功能完善、性能稳定的调度自动化系统,笔者认为兴化供电公司调度自动化系统的建设应借鉴电网的运行经验,适应电网的发展要求,满足电网安全调度、优质运行的需求。笔者对目前先进的调度自动化系统进行调研后,提出兴化调度自动化系统的更新方案。更新后的调度自动化系统技术上可达到目前国内该领域的先进水平,系统在未来5到8年内应能满足电网发展 和科技发展需求,在实用化验收合格的基础上,使电网调度自动化的水平再上一个新台阶。

城市综合管廊工程技术规范试题

《城市综合管廊工程技术规范》试题 一、单选题(15题) 1、《城市综合管廊工程技术规范》属于() A、法律法规 B、国家标准 C、行业标准 D作业规程 2、综合管廊工程建设应以综合管廊()为依据。 A、工程规划 B、施工规划 C、建设规划 D、总体设计 3、综合管廊工程规划应集约利用(),统筹规划综合管廊(),协调综合管廊与其他地上、地下工程的关系。 A、内部空间内部空间 B、地下空间内部空间 C、地下空间结构空间 D、内部空间结构空间 4、天然气管道应在()内敷设。 A、多个舱室 B、同一舱室 C、独立舱室 5、给水管道与热力管道同侧布置时,给水管道宜布置在热力管道的()。 A、上方 B、下方 C、左方 D、右方 6、压力管道进出综合管廊时,应在综合管廊()设置阀门。 A、内部 B、外部 C、上部 D、下部 7、综合管廊人员出入口宜与逃生口、吊装口、进风口结合布置,且不应小于()个。 A、1 B、2 C、3 D、4 8、管线设计应以综合管廊()为依据。 A、工程规划 B、施工规划 C、建设规划 D、总体设计 9、天然气管道应采用()。 A、螺旋钢管 B、无缝钢管 C、铸铁管 D、混凝土管 10、电力电缆应采用()。 A、铠装电缆 B、塑料绝缘电缆 C、阻燃电缆 D、橡皮绝缘电缆 11、综合管廊工程的结构设计使用年限应为()年。 A、50 B、75 C、90 D、100

12、钢筋混凝土结构的混凝土强度等级不应低于()。 A、C20 B、C25 C、C30 D、C40 13、构件运输及吊装时,混凝土强度应符合设计要求。当设计无要求时,不应低于设计强度的()。 A、50 B、75 C、80 D、85 14、综合管廊建成后,应由()进行日常管理。 A、养护单位 B、专业单位 C、施工单位 D、业主单位 15、利用综合管廊结构本体的雨水渠,每年非雨季清理疏通不应少于()次。 A、1 B、2 C、3 D、4 二、多选题(10题) 1、《城市综合管廊工程技术规范》适用于()城市综合管廊工程的规划、设计、施工及验收、维护管理。 A、新建 B、扩建 C、改建 2、城市综合管廊工程建设应遵循()的原则,充分发挥综合管廊的综合效益。 A、规划先行 B、适度超前 C、因地制宜 D、统筹兼顾 3、()等城市工程管线可纳入综合管廊。 A、给水 B、雨水 C、污水 D、天然气 4、综合管廊应同步建设()等设施。 A、消防 B、供电 C、照明 D、监控与报警 5、综合管廊工程设计应包含()等,纳入综合管廊的管线设计专项管线设计。 A、总体设计 B、结构设计 C、附属设计 D、规划设计 6、综合管廊工程规划应坚持()的原则。 A、因地制宜 B、远近结合 C、统一规划 D、统筹建设

配电自动化知识点

配电网的特点:1、深入城市中心和居民密集点。2、传输功率和距离一般不大。 3、供电容量、用户性质、供电质量和可靠性要求千差万别。 4、变压器中性点不接地(或经过电阻、消弧线圈接地),发生单相短路允许供电一段时间,与国外配电网运行方式不同。 实现配电自动化在技术和管理方面存在哪些难点: 1、技术方面问题 早期配电网架存在缺陷且配电设备陈旧落后。配电网的拓扑结构必须符合自动化控制要求;配电自动化技术和相关系统、装置不够成熟;供应商和运行单位的实施力量不足。(系统复杂性、通信系统建设、满足户外运行的需要) 2、管理方面问题 相关标准和规范十分匮乏且出台严重滞后,造成配电自动化建设缺乏有效指导,标准化程度远远不够,自动化系统的分步建设困难;有关单位对开展配电自动化工作的复杂性认识不足,应用主体不明确,后期运行和维护工作跟不上。 配电自动化:以一次网架和设备为基础,以配电自动化系统为核心,综合利用多种通信方式,实现对配电网(含分布式电源、微电网等)的监测与控制,并通过与相关应用系统的信息集成,实现配电网的科学管理。 配电自动化系统:实现配电网的运行监视和控制的自动化系统,具备配电SCADA、馈线自动化、电网分析应用及与相关应用系统互连等功能,主要由配电自动化系统主站、配电终端、配电子站和通信通道等部分组成。 配电SCADA:是配电自动化主站系统的基本功能,DSCADA通过人机交互,实现配电网的运行监视和远方控制,为配电网的生产指挥和调度提供服务。(主要来源于实时数据的采集) 馈线自动化:利用自动化装置(系统),监视配电线路的运行状态,及时发现线路故障,迅速诊断出故障区域并将故障区域隔离,快速恢复对非故障区域供电。(三步曲:故障定位、隔离、恢复供电)配电自动化主站系统:是配电自动化系统的核心部分,主要实现配电网数据采集与监控等基本功能和电网拓扑分析应用等扩展功能,并具有与其他应用信息系统进行信息交互的功能,为配电网调度指挥和生产管理提供技术支持。 配电终端:是安装于中压配电网现场的各种远方监测、控制单元的总称,主要包括配电开关监控终端(FTU)、配电变压器监测终端(TTU)、开关站(开闭所)和公用及用户配电所的监控终端等。 配电子站:为优化系统结构层次、提高信息传输效率、便于配电通信系统组网而设置的中间层,实现所辖范围内的信息汇集、处理或配电网区域故障处理、通信监视等功能。 信息交互:为扩大配电信息覆盖面、满足更多应用功能的需要,配电自动化系统与其他相关应用系统间通过标准接口实现信息交换和数据共享。 多态模型:针对配电网在不同应用阶段和状态下的操作控制需要,建立的多场景配电网模型,一般分为实时态、研究态、未来态等。 网络优化与分析:包括潮流分析和网络拓扑优化,目的在于通过以上手段达到减少线损、改善电压质量、降低运行成本、提高供电质量所必须的分析等目的。 工作管理系统:对在线工作设备进行监测,并对采集数据进行分析,以确定设备实际磨损状态,据此制定检修规划的顺序进行计划检修。 调度员培训模拟系统:通过用软件对配电网的模拟仿真手段,对调度员进行培训。当系统的数据来自

中国移动综合网络资源管理系统技术规范(doc 28页)

更多资料请访问.(.....) 中国移动通信企业标准 QB-×××-×××-××××中国移动综合网络资源管理系统技术规范 资源编码方法 Integrated Network Resource Management System: Resource Objects Coding

版本号 1.0.0 2008-××-××发布2008-××-××实施 中国移动通信集团公司发布 目录 前言 (3) 1 范围 (4) 2 规范性引用文件 (4) 3 参照字符集 (5) 4 资源编码的定位 (5) 5 资源编码的编码原则 (5) 6 公共资源的机器编码 (5) 7 设备的机器编码 (6) 7.1 设备 (6) 7.2 机架 (7) 7.3 机框 (7) 7.4 槽位 (8) 7.5 板卡 (8) 7.6 端口 (9) 8 连接的机器编码 (10) 9 编制历史 (11) 10 修订详细记录 (11) 11 附录 (11) 11.1 省份和地市拼音缩写 (11) 11.2 设备类型英文缩写规则 (19) 11.3 带宽类型符号规则 (22)

前言 本规范书是根据相关标准,结合中国移动通信集团公司和省公司具体情况制订的。编写格式和方法采用我国标准化工作导则的有关规定。 本规范的主要目的是统一中国移动通信集团公司资源编码的命名方法。 本规范只适用于中国移动通信集团公司,尚有待于在具体实施过程中不断地补充和完善。 中国移动通信集团公司拥有本规范的知识产权。 中国移动通信集团公司保留对此规范书的解释权和修改权。 本规范是中国移动综合网络资源管理系统技术规范系列之一,该系列规范的结构、名称如下: 序号标准编号标准名称 [1] QB-X-XXX-XXXX 中国移动综合网络资源管理系统技术规范基站资源关系管理需求分册 [2] QB-X-XXX-XXXX 中国移动综合网络资源管理系统技术规范空间资源管理需求分册 [3] QB-X-XXX-XXXX 中国移动综合网络资源管理系统技术规范动力及配套资源管理需求分 册 [4] QB-X-XXX-XXXX 中国移动综合网络资源管理系统技术规范备品备件管理需求分册 [5] QB-X-XXX-XXXX 中国移动综合网络资源管理系统技术规范通用功能分册 [6] QB-X-XXX-XXXX 中国移动综合网络资源管理系统技术规范系统架构和接口分册 [7] QB-X-XXX-XXXX 中国移动综合网络资源管理系统技术规范技术架构分册 [8] QB-X-XXX-XXXX 中国移动综合网络资源管理系统技术规范资源命名规则发布子系统技 术要求 [9] QB-X-XXX-XXXX 中国移动综合网络资源管理系统技术规范空间资源命名规则 [10] QB-X-XXX-XXXX 中国移动综合网络资源管理系统技术规范动力及配套资源命名规则 [11] QB-X-XXX-XXXX 中国移动综合网络资源管理系统技术规范资源编码方法 [12] QB-X-XXX-XXXX 中国移动综合网络资源管理系统技术规范空间资源模型 [13] QB-X-XXX-XXXX 中国移动综合网络资源管理系统技术规范动力及配套资源模型 [14] QB-X-XXX-XXXX 中国移动总部综合网络资源管理系统技术规范总册 [15] QB-X-XXX-XXXX 中国移动总部综合网络资源管理系统技术规范基础功能规范

调度自动化主站系统方案

一、自动化主站(220 题) (一)判断题(121 题) 1. ASCII 码是美国标准信息交换码,是目前最普遍使用的字符编码。ASCII 码有7 位码和8 位码两种形式。(√) 2. 为提高数据传输可靠性,通过计算机通信传输的数据应带有数据有效/无效等质量标志。(√) 3. DL/T63 4.5101-2002 是国内等同采用的国际电工委员会TC—57 技术委员会制定的基本远动任务的配套标准。(√) 4. DL/T719-2000 是电力系统中传输电能脉冲计数量的配套标准。(√) 5. DL/T634.5104-2002 是国内等同采用的国际电工委员会TC—57 技术委员会制定的采用标准传输协议子集的 DL/T634.5101-2002 网络访问标准。(√) 6. 按照有关设计规程要求,电网调度自动化主站系统的计算机中央处理器平均负荷率在电网正常运行时任意30min 内宜小于40%,在电网事故情况下10s 内宜小于60%。(√) 7. RTU 与调度端的通讯必须采用同步通讯模式。(×) 8. 判断系统发生预想事故后电压是否越限和线路是否过负荷的分析称为动态安全分析。(×) 9. 判断系统发生预想事故后系统是否失去稳定的分析称之为静态安全分析。(×) 10. 电力系统运行管理的目的就是使其正常运行,为用户提供电能。(×) 11. 电力系统运行的可靠性及其电能的质量与电力系统的自动化水平没有联系。(×) 12. 潮流计算是以导纳矩阵为计算基础的。(√) 13. 问答式规约适用于网络拓扑为点对点,多点对多点,多点共线,多点环形或多点星型的远动通信系统。(√) 14. 问答式规约既可采用全双工通道,也可采用半双工通道。(√) 15. PDR 具有记录电力系统事故前后量测数据和状态数据的功能。(√) 16. 时间分辨率是事件顺序记录的一项重要指标(√) 17. 为了提高传输的可靠性,对传输信息要进行抗干扰编码(√) 18. 远动终端应可靠接地、有抗电磁干扰的能力、信号输入应有可靠的电气隔离(√) 19. 数据通信和数字通信是没有区别的(×) 20. SOE 中记录的时间是信息发送到SCADA 系统的时间。(×) 21. OMS 功能包含信息发布和查询、数据的采集、数据的处理、生产(管理)流程的控制、各专业的专业管理等。(√) 22. 网络拓扑是调度自动化系统应用功能中的最基本功能。它根据遥信信息确定地区电网的电气连接状态,并将网络的物理模型转换为数学模型。(√) 23. AGC 的控制目标是使由于负荷变动而产生的区域控制偏差ACE 不断减小直至为零。(√) 24. 调度端所配置的计算机系统应可靠接地,接地电阻应小于0.5 欧姆。(√) 25. 串行通信中,有两种基本的通信方式:异步通信和同步通信。(√) 26. 在电力系统状态估计中,最常用的方法是最小二乘估计法。(√) 27. 负荷预测可分为系统负荷预测和母线负荷预测。(√) 28. 运用状态估计必须保证系统内部是可观测的,系统的量测要有一定的冗余度。在缺少量测的情况下作出的状态估计是不可用的。(√) 29. 电压监测点是指作为监测电力系统电压值和考核电压质量的节点。电压中枢点是指电力系统重要的电压支撑点。(√) 30. 为了保证可靠地传输远动数据,DL/T634.5104-2002 规定传输层使用的是TCP 协议,因此其对应的端口号是2404 端口。(√) 31. LAN 代表局域网;WAN 代表广域网;SCADA 代表数据采集与监视控制;AGC 代表自动发电控制;EMS 代表能量管理系统; GPS 代表全球定位系统。(√) 32. DTS 不能较逼真地模拟电网正常和紧急情况下的静态和动态过程。(×) 33. DTS 作为EMS 的有机组成部分,与SCADA 系统相连,以方便地使用电网实时数据和历史数据, 不能作为独立系统存在。(×) 34. 调度员培训模拟系统(DTS)由(教员控制模块)、(电力系统仿真模块)、(控制中心仿真模块)三个功能模块组成,其核心模块是(电力系统仿真模块)。(√)

对《城市综合管廊消防系统工程技术规范(征求意见稿)》

对《城市综合管廊消防系统工程技术规范(征求意见稿)》征求意见及处理情况统计《城市综合管廊消防系统工程技术规范(征求意见稿)》编制组2019年12月19日 本次征求意见工作共收集67条有效意见。其中,采纳42条,部分采纳2条,不采纳19条,解释4条。

19 市交通局 3.1.2 防火间距要求与《城市综合管廊工程技术规范》 (GB50838-2015)第5.4.7 条的强制性条文要求不一 致,建议核实。 采纳 已修改第3.1.2条,将天燃气管道舱室的排风口 与其他口部及建筑物的间距单独列设。并补充 第3.6.11条。 20 市交通局 3.6.3 出地面逃生口间距不得大于1800m,建议在条文说明中 补充相关的依据。 采纳优化完善相关条文。 21 市交通局3.8.2 3.8.3 未规定是否所有管廊出入口附近均必须设置消防车道, 建议综合考虑消防车道设置的条件、周边环境、占地 等因素,综合确定消防车道设置要求,给出合理化的 设置建议。 采纳 3.8.2条改为:消防车道宜结合管廊进料货运车 道及市政道路进行设置。当逃生口、人员出入 口远离货运车道及市政道路时,应设置专用消 防车道。 3.8.3条补充规定了消防车道边缘距逃生口、人 员出入口的间距不宜大于80米。 22 盐田区住建 局 3.1 增加排风亭与人员出入口及逃生口的方位布置要求,应 尽量避免对向或同向布置,宜采取侧向布置或反向布置 的方位。 采纳 考虑到综合管廊的人员出入口、逃生口多与其 他功能附属设施集中设置,以方便综合管廊内 部空间的联系。本规范专门设置了“3.5地面 出入口与风亭”章节。 一、已在第3.5.6 条“侧面开设风口的风亭”中 补充:4排风亭口部与新风亭口部、逃生口及人 员出入口口部的布置应尽量避免对向或同向方 位,宜采取侧向或反向方位。 且在第3.5.7条“顶面开设风口的风亭”中补充: 3 逃生口、人员出入口的口部应尽量避免正对 排风亭。 23 盐田区住建 局 3.1.2 排风亭与开敞式人员出入口及逃生口的间距为5米,在 不利风向时,排风亭的废气及烟气有可能倒灌进入出入 口或逃生口,建议增加间距。参考文献:顾正洪,程远平, 周世宁,地铁排烟风亭与出入口合理的相对位置西南交 通大学学2005(5)。 采纳 补充3.5.9为防在不利风向时,排风口的废气及 烟气有可能倒灌进入新风口、人员出入口和逃 生口,在有条件的前提下,应适当增加排风亭 与新风亭、人员出入口和逃生口的间距。

配网自动化的体系结构及其实现技术(2021版)

配网自动化的体系结构及其实现技术(2021版) Security technology is an industry that uses security technology to provide security services to society. Systematic design, service and management. ( 安全管理 ) 单位:______________________ 姓名:______________________ 日期:______________________ 编号:AQ-SN-0620

配网自动化的体系结构及其实现技术 (2021版) 1、配网自动化的体系结构 (1)配网自动化的基本问题: 尽管我国的配电网自动化工作目前已进入试点实施阶段,但对于配电自动化的认识仍然众说纷纭,下面仅对配网自动化的概念、目标、范围阐述本文的观点: a.概念:配电网自动化首先表现为一种集成化自动化系统,它在在线(实时)状态下,能够监控、协调、管理配电网各环节设备与整个配电网优化运行。 b.目标:提高供电可靠性、改善电能质量和提高运行管理效率(经济运行)。 c.范围:以10kV干线馈线自动化为主,覆盖了400V低压配电

台区自动化,延伸到用户集中抄表系统。 (2)配网自动化的体系结构: 配网自动化是一项系统工程,完整的配电网自动化系统包含了四个主要环节:供电网络、远动系统、通信系统、主站网络。目前存在的误区之一:过分强调自动化及软件功能,忽略电网的根本需求。 (3)实施配网自动化的技术原则: a.可靠性原则:实施配网自动化的首要目标是提高配电网的供电可靠性,实现高度可靠的配网自动化系统要遵循以下原则:①具有可靠的电源点(双电源进线、备自投、变电所自动化)。②具有可靠的配电网网架(规划、布局、线路)。③具有可靠的设备(一次智能化开关、二次户外FTU、TTU)。④具有可靠的通信系统(通信介质、设备)。⑤具有可靠的主站系统(计算机硬件、软件、网络)。 b.分散性原则:①由于配电网的地域分布性特点,建立配网自动化系统希望功能分散、危险分散,采用具有智能的一次设备(如重合器),故障就地解决。对于县级规模的配电网,复杂性并不高,提

软件技术规范

第三部分技术规范 1、系统实施的总体要求 全面预算管理软件系统实施后,应使企业全面预算管理的编制、审批、滚动、分析、数据集成等功能得到全面提升,尤其实现各事业部可独立完成预算编制的整体运算。 投标人应根据以下要求提供详细的技术方案。 1.1 稳定性和可靠性 ⑴系统应符合企业全面预算管理工作要求。 ⑵系统应经过完善的设计和充分的测试运行,具备在较长时间内连续无故障的运行能力。 ⑶系统应提供全面、有效的系统安全机制。 ⑷系统应具备开放的标准化体系结构,可方便地与其它业务系统衔接,实现与其它业务系统间的无缝集成。 1.2 兼容性和易用性 ⑴全面预算管理软件在安装、配置、升级、维护等管理方面应该简单快捷。 ⑵系统应具备易操作的特点,好记易学、实用高效。 ⑶系统应具备强大的容错、数据恢复与稳定运行的能力。 ⑷系统应易于扩展和升级,能够根据用户的具体需求快速、方便地定制、扩展原系统的功能。 2、系统实施要求 2.1 系统架构 ⑴XXHyperion全面预算管理系统最新版本11的软件实施。 ⑵系统支持集中式部署方式。 ⑶服务端支持32位和64位Windows Server 2003及以上版本操作系统。 ⑷客户端支持32位和64位Windows XP及以上版本操作系统。 ⑸优化与Oracle ERP等系统数据对接及数据分析。 ⑹可使用IE6.0及以上版本浏览器进行预算系统操作。 2.2 权限管理 ⑴要求系统可以按照预算管理人员的职责不同进行权限的分配,可以支持功能权限和数据权限的赋权管理。

⑵要求提供用户角色定义、访问权限定义,可对用户进行角色分配,实现不同资源控制的组合式访问控制与授权管理。 2.3 系统实施后达到的效果 主要功能效果如下:

电网配电自动化系统

电网配电自动化系统改造技术经济管理分析 引言 随着社会经济的快速发展以及人民生活水平的逐步提高,对电网安全稳定运行、电能质量及供电优质服务工作的要求越来越高。作为完成电力输送和分配的最后一个步骤,配电网的自动化水平越高,电能质量、供电可靠性以及电网运行的效率也就越高。作为实现这一目标的重要手段,配电自动化日益受到广泛重视与认可。2010年,国家电网公司提出了要建设坚强智能电网,其战略发展目标是:要以特高压电网为骨干网架,要实现各级电网协调发展,通信、信息和控制技术必须要先进,要具备信息化、自动化、互动化的特征,要做到自主创新、国际领先。

配电网自动化建设的核心是配电自动化系统,基础是一次网架和设备,将多种通信方式综合运用,使控制和检测配电系统得以实现,此外,通过集成有关应用系统的信息,使科学管理配电系统得以实现。控制和监视配电网的自动化系统就是配电自动化系统,其组成部分包括通信通道以及配电主站、子站和终端等,其功能包括馈线自动化、分析应用电网、SCADA以及互联有关应用系统等。配电自动化的实施可有效改善供电质量,提高供电可靠率,并通过与用户建立更密切的联系,提高配电网调度、生产、运行的管理水平,从而为供电企业带来显著的经济和社会效益。 配电自动化建设是一个技术含量高、涉及专业广、标准规范不齐全的系统工程,需要一系列的技术和管理手段做保障。本文从项目管理的角度论述如何保证项目建设的质量。项目的前期准备工作做得是否充分,对项目最终的建设质量来说至关重要。而可行性研究开展的是否深入,由直接影响到项目前期工作的质量。具体到配电自动化系统升级改造来说,至关重要的环节就是要在项目前期做好可行性研究。目前,电力系统在配电自动化系统升级改造过程中,存在的最突出的问题就是可行性研究工作做得不够规范,研究的不够深也不够透,这就不可避免的使一些问题在项目建设完成后遗留了下来,不利于系统的使用和维护。 如果投入运行的是带有问题的系统,就必然会造成人力、物力、财力的巨大浪费和时间的延误。为避免这种现象出现,就要下大力气把项目前期做好,将可行性研究报告做的更加深入、透彻和详细。 1、电网配电自动化系统改造可行性研究架构

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