地县级调度自动化主站系统技术规范
电力系统调度规程 调度自动化信息管理
电力系统调度规程调度自动化信息管理第1条江苏电网调度自动化实时信息遵循直控直采、分层传输的原则。
1.省调直接采集并网电压等级为22OkV及以上的发电厂、50OkV电压等级的变电所和包含有省际联络线的厂站调度自动化信息，其它所需信息可由相关调度转发。
2.地调应直接采集所在地区内省调统调的发电厂、220kV及以上电压等级变电所的调度自动化信息，并向省调转发有关信息。
3.发电厂须向所在地的地区调度发送有关信息。
4.厂站调度自动化实时信息的采集采用直采直送的原则。
第2条实时信息的传输内容1.发电厂和变电所向调度传输自动化实时信息内容：（1）遥测：发电机机端有功功率、无功功率，全厂（机组）功率量测、厂用变高压侧、启动变、高压备变有功功率，单元制接线方式线路电压值。
全厂（机组）运行上/下限，全厂（机组）容量上/下限，机组升/降速率，机组运行状态、转速等信息。
系统监视点频率信息，系统监视点功角测量信息和发电机内电势信息。
水电站上/下水位。
核电站核反应堆热功率、核反应堆核对数功率等有关特殊信息。
主变压器三侧有功功率、无功功率22OkV及以上电压等级线路、旁路、母联（分段）有功功率、无功功率以及电流,220kV及以上电压等级母线电压值，无功补偿设备无功功率。
并网计量关口有功功率、无功功率等。
（2）遥信：全厂事故总信号,发电机断路器及隔离开关位置状态信号,升压变压器、启动变、高压备变、厂用变断路器位置状态信号。
全站事故总信号，220kV及以上电压等级线路、旁路、（分段）母联断路器位置状态信号，220kV及以上电压等级变压器、线路、母线隔离开关信号,并网计量关口断路器位置状态、隔离开关信号。
变压器分接头位置信号，无功补偿设备信号，线路保护、稳定装置等有关继电保护动作信号。
机组投/退信号,机组AGC投/退信号，机组机炉协调信号，AGC请求保持信号，一次调频投/退信号，调压装置（AVR）投/退信号。
增/减闭锁信号，滑压状态。
电力系统调度规程 调度自动化设备管理
电力系统调度规程调度自动化设备管理第1条调度自动化主站系统包括：1.数据采集与监控（SCADA）系统/能量管理系统（EMS）。
2.电力调度数据网络及安全防护设备。
3.电能量计量系统。
4.电力市场运营系统。
5.电力系统实时动态监测系统。
6.调度生产管理信息系统。
7.配电自动化系统。
8.主站系统相关辅助系统（GPS卫星时钟、机房值班报警系统、远动通道检测和配线柜、专用的UPS电源及配电柜等）等。
第2条调度自动化子站设备包括：1.远动终端设备（RTU）。
2.远动通信工作站。
3.变送器、交流采样测控单元及相应的二次测量回路。
4.电能量远方终端。
5.电力调度数据网络接入设备和安全防护设备。
6.相量测量装置（PMU）。
7.专用的GPS卫星授时装置。
8.远动通道专用测试仪及通道防雷保护器。
9.子站自动化设备供电的专用电源设备。
10.自动发电控制（AGC）/自动电压控制（AVC）执行装置和遥调接□o11.关口电能计量表计的相关接口。
12.与其他系统连接的相关接口设备与电缆等。
第3条设备管理主要包括设备的维护、检验、检修、技术改造和备品备件管理等,应按照《电网调度自动化系统运行管理规程》的要求执行。
1.设备的维护按属地化管理，由设备维护单位按照相关设备的管理规定，负责设备的检查、缺陷管理、事故处理、运行分析和统计等工作。
2.设备检验管理(1)设备投运前必须通过检验，运行中的设备应进行定期检验。
(2)调度自动化信息采集有关的变送器、交流采样测控装置、电能计量装置等必须严格执行《电工测量变送器运行管理规程》、《交流采样远动终端校准规范》和《电能计量装置技术管理规程》等有关规程进行检验。
(3)与一次运行设备相关的自动化设备的检验，应尽可能结合一次设备的检修同时进行。
(4)设备检验结果要及时记录，写出检验报告，并报相关的自动化运行管理部门备案。
3.设备检修管理(1)设备检修分计划检修、临时检修和故障检修。
(2)计划检修是指设备的更改、软硬件升级、大修等工作。
调度自动化主站(精)课件
系统硬件架构
01
02
03
服务器与存储设备
提供数据存储和计算服务 ，支持大规模实时数据处 理和存储。
输入输出设备
包括各类监控终端、打印 机、扫描仪等，实现人机 交互和数据输出。
网络设备
包括路由器、交换机等， 实现系统内部及与其他系 统的网络通信。
系统软件架构
操作系统
提供基础的系统服务和管理功能，如进程管理 、内存管理、文件系统等。
自动发电控制（ AGC）
负荷管理
网络分析
பைடு நூலகம்
调度自动化主站是电力系 统调度自动化的核心组成 部分，主要负责对电网运 行状态进行实时监控、分 析和控制。
实时采集电网运行数据， 监视电网运行状态，及时 发现异常。
根据电网运行状态和负荷 需求，自动调整发电机组 的出力，维持电网频率和 电压稳定。
根据电网负荷需求，对用 户进行负荷控制或需求响 应管理。
图形化界面技术
人机界面设计
提供直观、易用的图形化界面，方便调度员进行监视 、控制和操作。
动态展示
实时更新图形界面，反映电网运行状态和设备状态的 变化。
可视化分析
通过图形化界面进行可视化分析，帮助调度员快速发 现和解决问题。
数据库管理技术
数据模型设计
建立合理的数据模型，对调度自动化主站系 统中的数据进行有效组织和管理。
实施过程
效果评估
项目分阶段进行，确保数据迁移和系统整 合的顺利进行。
新系统投运后，提高了电力调度效率，降 低了运行成本，为地区经济发展提供了有 力支撑。
05
调度自动化主站的未来发展趋 势与挑战
调度自动化主站的未来发展趋势
1 2
县级供电公司调度自动化规范化管理水平提升措施浅析
• 107•ELECTRONICS WORLD・探索与观察随着智能电网的发展和地县一体化体系的建立，对电网自动化的要求越来越高，智能调度支持系统（简称D5000系统）的投运为县级电网调控的安全和便利提供了坚实的基础平台。
为了确保调度自动化系统的稳定可靠运行，急需加强县级供电企业调度自动化专业的规范化管理，使调度自动化系统在电网调度方面充分发挥应有的作用。
1.前言1.1 调度自动专业管理调度自动化系统是保障调度工作开展的基础，是调度员实时掌握电网运行情况的主要手段。
保证调度自动化数据的准确可靠、规范调度自动化系统人员操作权限，完善数据录入、厂站建模流程，为不同岗位的调度人员提供不同范围内的数据、图形查询。
1.2 专业管理范围和目标管理范围为县供电公司电网自动化系统覆盖的厂站、主站、调度专网、二次防护系统。
管理目标为规范调度自动化系统的数据正确可靠、控制动作准确、用户权限合理、流程规范。
2.相关管理做法2.1 注重通信通道管理自动化数据通道是支撑调度自动化系统运行的关键途径，决定了整个自动化系统的上行、下达，没有可靠稳定的通信通道，自动化主站系统只能是无源之水，只是一个信息孤岛，无法实现信息的综合展示和利用。
因此我们根据实际情况优化了通道路由，对具备双通道的厂站数据传输采用不同路由，增加了通道运行数据监视画面，并建立通道缺陷处理流程。
2.2 改善县级调度自动化系统的主站配套设施电网调度自动化系统主要包括控制中心主站系统、厂站系统和通信通道三大部分。
根据各自功能不同，可以将整体系统划分为信息采集和执行子系统、信息传输子系统、信息处理和人机对话子系统。
其中，信息采集和执行子系统的主要功能是在厂站端采集各种实时数据并负责接收、处理和执行智能调度系统的相关控制命令；信息传输子系统为各终端信息采集和执行子系统与智能调度支持系统提供信息交换桥梁，并且利用调度数据专网和纵向加密认证等设备保证了数据的安全性。
信息处理子系统做为整个调度自动化系统的核心部分，采用的专用计算机是其主要组成部分，包含直接面向调度员、变电运行人员的相关应用软件，完成从采集开始到信息可视化的处理，并在CPU中进行采集数据计算和分析，最终实现对关联电力设备的自动化控制和对应操作。
调度自动化主站系统方案
调度自动化主站系统方案【方案一】调度自动化主站系统方案一、概述调度自动化主站系统是指利用计算机技术和现代通信手段实现对能源、交通、通信等领域的调度管理和监控的系统。
本方案旨在建立一个高效、可靠、灵活的调度自动化主站系统，以提升调度管理的效率和准确性。
二、系统组成1. 前端终端设备：包括调度员工作站和相关监控设备，用于接收和发送调度信息。
2. 通信网络：建立安全可靠的通信网络，实现调度信息的传输和交换。
3. 后台服务器：负责接收、处理和存储调度信息。
4. 数据库：存储各类调度数据，提供数据查询和分析功能。
5. 调度算法：采用智能调度算法，实现对调度任务的优化和智能分配。
三、系统功能1. 实时监控：通过前端终端设备，调度员可以实时监控各个调度节点的状态和运行情况，实时获取各种数据指标。
2. 调度指令下达：调度员可以通过系统下达调度指令，并将指令及时传输给相关设备，实现远程控制。
3. 数据分析与决策支持：系统能够对历史数据进行分析，提供决策支持和预测功能，为调度员提供参考意见。
4. 告警与故障处理：系统能够实时监测设备状态，一旦发生故障或异常情况，及时告警并提供相应的故障处理方案。
5. 数据安全和权限管理：系统采用多层次的数据安全措施，确保调度数据的安全性和完整性；同时实现权限管理，保障信息的访问和操作权限。
四、系统特点1. 高可靠性：采用双机热备份、冗余存储等技术手段，确保系统的高可靠性和稳定性。
2. 高效性：通过智能调度算法和分布式处理，系统能够高效地处理大量的调度任务和数据。
3. 灵活性：系统具备良好的扩展性和适应性，可以根据需求灵活进行定制和升级。
4. 开放性：系统采用开放标准和接口，方便与其他系统的集成和对接。
5. 可视化界面：系统界面简洁直观，操作友好，提升用户体验和工作效率。
五、实施步骤1. 需求分析：充分理解调度管理的需求，明确系统功能和性能要求。
2. 系统设计：基于需求分析，设计系统的硬件架构、软件模块和通信网络。
县级电网调度自动化主站系统构建论文
浅谈县级电网调度自动化主站系统的构建中图分类号：tm73 文献标识：a 文章编号：1009-4202（2011）01-031-02摘要随着县级电网的不断发展和无人值守变电站的实现，县级电网调度自动化系统在电网的实时监控、故障处理、负荷预测和电网的安全、经济、稳定运行等方面发挥着日益重要作用。
该文介绍了调度自动化系统的构成、功能特点以及调度自动化系统中的数据采集与监控系统（scada）、通信系统、计算机及人机子系统和其它相关系统的软、硬件选型和功能实现。
该系统的使用能大大提高县电网的调度自动化水平。
关键词县级电网调度自动化构建一、引言县级调度中心，简称县调（各县级市供电局），为我国电网调度的最低级，主要监控10kv及以下农村电网的运行。
县级电网是整个供电网的末端，其主要特点是电压等级低、容量相对小、供电范围大、配电线路长，部分变电所设备相对陈旧。
随着全国农村电网的改造建设，县级电网的规模扩大，运行方式日渐复杂。
县级调度自动化系统在电网的实时监控、故障处理、负荷预测等方面发挥重要作用，是确保电网安全、稳定、经济运行和提高运行管理水平的重要手段。
二、县级电网调度自动化系统设计要求县调自动化系统的功能主要有：系统监控与数据采集功能（scada）、电网分析功能pas、配网自动化da功能、gis及配电管理系统（gis一体化系统）。
其中scada为基本功能，后面的为选配功能，而这些功能是建立在一体化支撑平台之上的。
系统性能指标有：可靠性指标、实时性指标、准确率指标、负荷率指标、事件顺序记录（soe）分辨率、系统事故追忆（pdr）时间、通道速率等。
三、县级调度自动化主站系统主要功能（一）数据采集及监视控制（scada）功能调度中心一个最基本的功能就是scada（supervisory control and data acquisition）功能，这是实现其它功能的基础，没有scada 功能的支持，其它的高级功能都免谈。
中国南方电网调度自动化管理标准
中国南方电网调度自动化管理标准1总则1.1调度自动化是电力系统的重要构成部分，是确保电网安全、优质、经济运行的基础，是提高电力系统运行管理水平的重要手段。
为加强与规范南方电网调度自动化专业管理，保障调度自动化系统安全、连续运行，制定本标准。
1.2南方电网调度自动化专业按照统一规划、统一标准与统一管理的原则，确保全网协调进展。
1.3本标准适用于南方电网，与南方电网运行有关的电网调度机构与发电、输电、变电、供电、用电等单位（包含南方电网区域外接入并同意南方电网相应调度机构调度的发电厂、变电站），与在南方电网从事调度自动化科研、设计、施工、制造等单位，均应遵守本标准。
2规范性应用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
凡注明日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包含勘误的内容）或者修订版均不适用于本标准。
凡未注明日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
电力二次系统安全防护规定（国家电力监管委员会5号令）DL/T 516-2006 电力调度自动化系统运行管理规程Q/CSG 2 1003-2008 中国南方电网电力调度管理规程CSG/MS 0406-2005 中国南方电网有限责任公司电力生产事故调查规程3术语与定义3.1调度自动化系统调度自动化系统指利用信息化技术，实现电力系统远方监视与操纵，直接为电力调度服务的技术支持系统。
调度自动化系统通常由采集电力系统运行信息及执行操纵措施的子站设备，具有计算、分析、操纵、管理功能的主站系统，及有关传输通道构成。
调度自动化系统要紧包含数据采集与监控系统（SCADA）、能量管理系统（EMS）、变电站自动化系统、换流站计算机监控系统、发电厂计算机监控系统、广域相量测量系统（W AMS）、水调自动化系统等。
3.2调度自动化专业管理部门调度自动化专业管理部门是指按照调度管辖范围，在各级电网调度机构设置的行使调度自动化专业管理职能的部门。
未设置单独专业管理部门的，由调度机构承担相应调度自动化专业管理部门的职责。
县级电网调度自动化主站系统现场标准化作业文本的编制及应用
县级电网调度自动化主站系统现场标准化作业文本的编制及应用摘要：通过电网调度自动化主站系统现场标准化作业文本的编制及应用，对局电网调度自动化主站系统的典型作业流程进行了梳理和优化，促进了工作流程的规范化和标准化，在提高电网调度自动化主站系统的工作质量和效率方面发挥了积极作用。
关键词：电网调度自动化系统；现场标准化作业；主站；县级供电企业现场标准化作业是按照企业安全生产的客观规律与要求，以现场安全生产、技术和质量活动的全过程及其要素为主要内容，制定和贯彻标准作业程序的一种全员参与的有组织活动[1]。
国家电网公司从2004年9月以《国家电网公司现场标准化作业指导书编制导则（试行）》（国家电网生[2004]503号）[2]的印发为标志，在公司生产系统内开展了全面深入的现场标准化作业工作，通过几年的实践和有益探索，在“规范现场工作人员的作业行为、提升现场工作人员的业务水平和保证输变电设备的检修质量”[1]等方面取得了一定的成效。
目前，现场标准化作业工作主要集中在变电检修和10kV配电线路等专业，在电网调度自动化厂站端也有所涉及，如浙江省电力公司的变电检修现场标准化作业指导书（监控部分）（Q/ZDJ 39.1～39.40-2005）[3]，但在电网调度自动化主站系统尚无相关的现场标准化作业指导书。
2009年10月，浙江电力调度通信中心下发了有关文件[4]，要求建立和完善电网调度自动化主站系统的安装、调试、运行、检修等工作的工作票制度和操作票制度。
智能电网调度技术支持系统是实现调度业务一体化运作的基础。
目前，县级供电企业的电网调度自动化主站系统一般包含SCADA系统、A VC系统等多个系统，并在集控站等处设置工作站。
在变电所投产等工程中，系统维护的作业量较大、作业比较繁琐且时间跨度较大，因此有必要对相关作业流程进行梳理和优化，对工作内容加以细化、提高可操作性，促进工作流程的规范化、标准化，提高工作质量和效率。
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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。