标准编号:	DL/T 5003-2017
中文名称:	电力系统调度自动化设计规程
英文名称:	Code for design of dispatch automation in power system
行业分类:	DL    电力行业标准
发布机构:	国家能源局
发布日期:	2017-8-2
实施日期:	2017-12-1
标准状态:	现行
替代旧标准:	DL/T 5003-2005 电力系统调度自动化设计技术规程
翻译语言:	英文
文件格式:	PDF
中文字符数:	100000 字
翻译价格(元):	10500.00 元
交付时间:	付款后 1 个工作日

Codeofchina.com is in charge of this English translation. In case of any doubt about the English translation, the Chinese original shall be considered authoritative.



According to the requirements of Notice of the National Energy Administration on issuing the Plan 2014 for development (revision) of the first batch of professional standards in energy sector (GUONENGKEJI [2014] No.298), the standard drafting group revised the previous professional standard DL/T 5003-2005 Specifications for the design of dispatch automation in electric power systems through extensively investigating, seriously summing up design experience on the dispatch automation in power system and on the basis of widely soliciting for opinions. This standard is renamed as Code for design of dispatch automation in power system.



The main technical contents of this standard include: general provisions, terms and abbreviation, general architecture and requirements, dispatching center automation system, station automation system, information transmission and interaction, infrastructural facilities and auxiliary system. Annex A specifies the functions of dispatching center automation system, and Annex B gives the dispatching automation information of station automation system.



The main revisions are as follows:



1. The boundary and connotation of dispatching automation system are expanded based on the technical development of dispatching automation system and the actual needs of current power system operation management institutions;



2. Contents related to the general architecture, functional requirements, renewable energy stations, etc., are added;



3. Several clauses are added, including "Terms and abbreviations", "General architecture and requirements" and "Information transmission and interaction";



4. Modifications are made to clauses "General provisions", "Dispatching center automation system" and "Station automation system;



5. Clause 6 "Automatic generation control" in the former version are deleted;



6. Clause 7 "Computer room and others" is renamed as "Infrastructure and auxiliary systems".



This standard replaces DL/T 5003-2005 Specifications for the design of dispatch automation in electric power systems from the implementation date hereof.



This standard was proposed by China Electric Power Planning & Engineering Institute. The National Energy Administration is in charge of the administration of this standard; the Technical Committee for Standardization of Power System Planning and Design in Energy Industry is in charge of routine management, and the Central Southern China Electric Power Design Institute Co., Ltd. of China Power Engineering Consulting Group. In case of any comment or suggestion during the process of implementing this standard, please send it to the China Electric Power Planning & Engineering Institute (Address: No.65, Ande Road, Xicheng District, Beijing,100120).



Code for design of dispatch automation in power system



1 General provisions



1.0.1 This standard is developed with a view of standardizing and unifying the design standard of dispatching automation system and better guiding the construction of dispatching automation system.



1.0.2 This standard is applicable to the planning, feasibility study and engineering design of dispatching automation system in power system at or above provincial level, the engineering design of power dispatching (regulating) center at or above provincial level, and the engineering design, related to dispatching automation system, of thermal power plants, hydropower stations, nuclear power plants, new energy plants or stations, substations, converter stations, etc. subjected to direct dispatching management and information acquisition of power dispatching (regulating) center at or above provincial level.



1.0.3 The dispatching automation system must be designed in accordance with the national guiding principles for economic development and various technical and economic policies. The design shall be based on the characteristics and operations of the power system, compatible with the development plan of the power system, adapted to the unified dispatching and hierarchical management system of the power system, and developed in strict accordance with the system dispatching management system and dispatching responsibilities. Advanced and mature technology shall be adopted in the design, so as to be economical and practical.



1.0.4 In the design of dispatching automation system, it is necessary to determine the general functional requirements of dispatching automation system, put forward the design contents of dispatching center and station automation, and define the automation information contents and information transmission channels on the basis of comprehensively collecting user requirements, understanding the current situation of relevant systems, analyzing the characteristics of power system, and sorting out the operation needs and channel conditions.



1.0.5 In the engineering design of dispatching center automation system, the designer shall determine the system architecture and functions, configuration and specifications of all kinds of software and hardware equipment and the system implementation scheme and prepare the design documents on preliminary design, construction drawing and as-built drawing according to the approved planning and feasibility study on the dispatching automation in power system, and cooperate in completing the engineering technical services such as design liaison and acceptance.



1.0.6 In the dispatching automation design of power generation and transformation projects, the designer shall also verify the dispatching relationship and automation information contents of various equipment, determine the equipment type, specifications and information transmission channels, and prepare the schematic wiring diagram and installation wiring diagram according to the approved planning and feasibility study of dispatching automation in power system.



1.0.7 In addition to this standard, the design of dispatching automation system shall also comply with those specified in the current relevant standards of China.



2 Terms and abbreviations



2.1 Terms



2.1.1 dispatching automation system

general term of all kinds of application systems that provide technical support for power system dispatching control and operation management, mainly composed of dispatching center automation system, station automation system and the information transmission channels between the two systems



2.1.2 dispatching center automation system

automation system deployed in the dispatching (regulating) center, composed of server, workstation, network equipment, storage equipment, security protection equipment and other hardware and software systems, to provide technical support for the operators of various disciplines of the dispatching (regulating) center



2.1.3 station automation system

automation system deployed on the station side, composed of various dispatching automation information acquisition devices, data communication equipment, security protection equipment and station computer monitoring system to realize automatic information acquisition and interaction of station



2.1.4 smart remote communication and control gateway

remote communication and control device set in the station control layer of a station, which integrates the communication function between the station and the dispatching center automation system to realize direct acquisition and direct transmission of remote communication and control data at the station, is used for acquiring, storing, processing and transmitting data, models and graphics at the station, supports remote browsing, alarm direct transmittal, source maintenance, sequence control, voltage and reactive power control, etc., and should have the functions of anti-misoperation locking and monitoring terminal



 

2.1.5 message mail

mechanism supporting the transmission based on automatic delivery of information to the destination address, and secure transmission of files and workflow information between production control zone and management information zone, and between superior and subordinate dispatching systems



2.1.6 context

collection of a set of applications to achieve certain goals, which defines a time-related operating environment, and can be classified into real-time context, research context, planning context, testing context, inversion context and training context by operating environments; an application may be multiplexed in different contexts



2.1.7 CASE

collection of data or information corresponding to specific time section and application environment, including operation mode CASE, model CASE and graphic CASE



2.1.8 G language

graphic description language for power system, which is new and efficient and developed on the basis of IEC-61970-453 CIM based graphic exchange to deal with the condition of large SVG text transmission in slow network



2.1.9 E language

data markup language for power system, which is new and efficient and developed on the basis of IEC 61970-301 Common information model (CIM) infrastructure to deal with the efficiency defect of CIM when it is described by XMI



2.2 Abbreviations



AGC Automatic Generation Control

AVC Automatic Voltage Control

AVR Automatic Voltage Regulator

CIM Common Information Model

CPS Control Performance Standard

CPU Central Processing Unit

FFC Flat Frequency Control

FTC Flat Tie-line Control

GIS Geographic Information System

IC Integrated Circuit

ISO International Organization for Standardization

ITU-T International Telegraph Union-Telecommunication Standardization Sector

KPI Key Performance Indicators

KVM Keyboard Video Mouse

MTBF Mean Time Between Failure

NAS Network Attached Storage

NTP Network Time Protocol

OLTC On-Load Tap Changer

PC Personal Computer

PSS Power System Stabilizer

RAID Redundant Array of Independent Disks

SAN Storage Area Network

SCADA Supervisory Control and Data Acquisition

SNTP Simple Network Time Protocol

SOA Service-Oriented Architecture

SOE Sequence of Event

SVC Static Var Compensator

SVG Scalable Vector Graphics

TBC Tie-line Bias Control

TTS Text to Speech

UPS Uninterruptible Power Supply

VPN Virtual Private Network

XML Extensible Markup Language



3 General architecture and requirements



3.1 General architecture of dispatching automation system



3.1.1 According to the principle of unified dispatching and hierarchical management, the dispatching (regulating) center at or above the provincial level shall be equipped with a dispatching automation system and its standby system. Power plants and substations shall be equipped with station automation systems, which shall be connected to corresponding dispatching center automation systems according to the division of their dispatching management relations.



3.1.2 The dispatching automation system shall be designed according to the integrated regulation and control architecture. In addition to supporting the monitoring, analysis and decision-making functions required for dispatching in power system, it shall also have the centralized monitoring and control functions for stations, and be able to stratify, partition and distribute relevant information according to the division of monitoring scope.



3.1.3 Unified technical standards shall be adopted for dispatching center automation systems at all levels to realize the integrated operation among them as well as source maintenance and system sharing of models, data and pictures.



 

3.1.4 A reliable and practical standby dispatching system shall be constructed to meet the requirements for continuity in power grid operation control and dispatching production command. Dispatching institutions at or above the provincial level shall set an off-site standby dispatching system, whose site shall be selected by comprehensively evaluating risk factors, infrastructure, technical conditions and operation and maintenance level, etc., so as to meet relevant standards and operating requirements. The system architecture and core module configuration of the standby dispatching system shall be consistent with those of the main dispatching system, and a complete automatic synchronization mechanism shall be provided between the main and standby dispatching systems. If technical conditions permit, an integrated mode may be adopted for main and standby dispatching systems.



3.1.5 The dispatching automation system shall realize the integrated data acquisition and exchange between the dispatching center automation system and the smart remote communication and control gateway of the station, or data acquisition and exchange between the dispatching center automation system and the conventional acquisition devices. As for the dispatching center automation system and station automation system with direct dispatching relationship, direct acquisition and direct transmission of information shall be adopted between them; as for those without direct dispatching relationship, direct acquisition of information may be adopted between them.



3.2 General requirements for dispatching automation system



3.2.1 Dispatching automation system shall meet the requirements of power grid development and operation control, with functions covering the services of dispatching (regulating) centers at all levels; it shall be supported by optimized and reasonable dispatching data network and guaranteed by perfect security protection of power monitoring system, so as to realize smart dispatching decision-making and lean operation control, and meet the requirements of integrated dispatching management and integrated dispatching and regulating operation.



3.2.2 The dispatching automation system should be designed and developed in integrated, modular and smart mode in accordance with unified standard, and shall follow the design principles of openness, reliability, security, intensive, easy-to-use, maintainability and manageability.



3.2.3 The system shall integrate all the application functions required by the dispatching (regulating) center to provide all services by building a standard and open basic platform. The platform shall provide unified services such as model, data, CASE, bus, human-machine interface and system management for various applications, provide general technical support for the development, operation and management of various applications, and guarantee the integration, efficiency and reliability of the whole system. Data exchange between applications will be carried out through data services provided by the platform.



3.2.4 Each application function shall be developed in a modular way, follow the unified interface requirements, and realize information interaction and integrated operation by accessing to the basic platform.



3.2.5 The dispatching automation system shall provide technical support for the integrated operation of services among dispatching (regulating) centers at all levels through standardized interfaces, unified models and efficient data transmission means.



3.2.6 The security protection of dispatching automation shall comply with the requirements of Regulations on security protection of power monitoring systems and General scheme for security protection of power monitoring systems. The dispatching center system shall be equipped with corresponding security protection equipment according to the Scheme for security protection of monitoring systems in dispatching centers at or above the provincial level; the hardware and software of the system selected shall meet the security protection requirements. The station automation system shall meet the relevant requirements of General scheme for security protection of monitoring systems in power plants and General scheme for security protection of monitoring systems in substations.



3.2.7 During the development of a dispatching automation system, a smooth transition scheme between the original and the new systems shall be adopted through full consideration to ensure the continuity of power system monitoring. Security guarantee and emergency measures during installation and commissioning of the new system shall be taken to avoid the commissioning of the new system affecting on normal operation of power grid. A data migration scheme from the original system to the new system shall be designed to ensure the integrity and continuity of the historical data in the system.



3.2.8 The public model of power grid describing the power grid equipment and topological structure shall be uniformly built and maintained in the basic platform and may be called by each application. Each application may build and maintain its own model internally. With the cooperation of dispatching center and station automation systems, the dispatching automation system should realize the source maintenance and global sharing of basic information and public model.



3.2.9 The dispatching automation system shall have functions allowing it to monitor and control all kinds of equipment including smart substation, flexible power transmission system, intermittent energy system. It shall be able to effectively analyze and process massive power grid monitoring and equipment on-line monitoring data, and provide support for optimal operation, emergency control and fault recovery of power grid.



3.2.10 The system shall be continuously optimized and upgraded to expand new functions based on the new requirements of power grid operation and the development of information and communication technology.



4 Dispatching center automation system



4.1 System scheme



4.1.1 The scheme for dispatching center automation system shall fully meet the business requirements of the dispatching (regulating) center in the aspects of power grid operation monitoring, control, analysis, planning, decision aids, simulation training and operation management.



4.1.2 Each functional module of the system should realize efficient data and service sharing among applications based on a unified public information model and standardized information interface. As required, the system may have the functions of transforming private information model into public information model.



4.1.3 A new automation system may access other systems through interfaces according to the actual situation. Each system shall support the standard information model and interface specification to avoid an isolated island of information formed.



4.1.4 The dispatching center automation system shall be divided into different security areas according to the requirements of Regulations on security protection of power monitoring systems, and all applications shall be deployed in security areas with different protection levels based on their own characteristics.



4.1.5 On the basis of data acquisition and analysis, the dispatching center automation system should extract the key indicators for power grid operation that are concerned by the operation management personnel of various disciplines in the dispatching (regulating) center, and provide a focused and interface-friendly operation environment for different operation scenarios by using visualization technology, so as to integrate and display the key indicators, thus improving the efficiency of obtaining operation information and executing power grid operation by personnel of various disciplines.



4.1.6 Technologies such as high availability cluster, fault detection and isolation, and redundancy of key components should be adopted in the dispatching center automation system to improve the fault tolerance of important modules and the availability of the whole system.



4.1.7 The dispatching center automation system shall actively adopt technologies such as cloud computing, big data, virtualization and trusted computing according to actual needs, improve the degree of system distribution, strengthen the capabilities such as deep data mining and flexible resource allocation, and further improve the utilization efficiency of software and hardware resources and power grid information and the security of system operation.



4.2 System functions



4.2.1 System functions shall include basic platform, power grid operation monitoring, power grid operation control, power grid calculation and analysis, power grid operation plan, intelligent aided decision-making, system simulation and operator training, power grid operation management, etc.



4.2.2 System functions may be classified into mandatory and optional modules, of which, the former are the basic functional modules needed to support the normal operation of the system or the dispatching (regulating) center business, while the latter are functional modules selected and configured by different dispatching (regulating) centers according to local power grid operation and management needs. The specific classification of functional modules shall meet the requirements of Annex A hereof.



4.2.3 The basic platform provides technical support for the integrated operation of dispatching automation system. Horizontally, the system shall realize the integrated operation of various applications and the interaction with external systems through a unified basic platform, and realize the coordinated operation of various application functions in the main and standby dispatching systems and the synchronization of system maintenance and data between the main and standby dispatching systems; vertically, it shall realize the integrated functions of planning, verifying and alarming among dispatching automation systems at all levels through the basic platform, and realize the data acquisition and exchange between stations and dispatching (regulating) centers and among dispatching (regulating) centers through dispatching automation channels. The basic platform shall include basic supporting software, data storage and management, bus, platform management and service, data acquisition and exchange, statistical computing and other functions. The basic platform shall meet the following requirements:



1 Basic supporting software includes operating system and anti-malicious code software. Software on virtualization, cloud computing and big data processing may be configured according to specific requirements.



2 Data storage and management include real-time database, relational database and time series database. The real-time database runs based on memory, and is used to provide efficient real-time data access; the relational database may be used to save data that need to be saved for a long time, such as model, system configuration, alarm and event records, statistical information and sampling values; the time series database is used to store dynamic data and real-time steady-state data related to power grid operation with time scales.

Foreword i
1 General provisions
2 Terms and abbreviations
2.1 Terms
2.2 Abbreviations
3 General architecture and requirements
3.1 General architecture of dispatching automation system
3.2 General requirements for dispatching automation system
4 Dispatching center automation system
4.1 System scheme
4.2 System functions
4.3 Technical requirements of system
4.5 Software configuration requirements
4.6 Security protection requirement
5 Station automation system
5.1 Principles and contents of information acquisition
5.2 Computer monitoring system of station automation system
5.3 Other information acquisition terminals
6 Information transmission and interaction
6.1 Information transmission channel
6.2 Technical requirements of information interaction
7 Infrastructure and auxiliary systems
7.1 Overall principle
7.2 Infrastructure
7.3 Auxiliary systems
Annex A Functions of dispatching center automation system
Annex B Dispatching automation information of stations
Explanation of wording in this standard
List of quoted standards

1 总则
1.0.1 为了规范和统一调度自动化系统设计标准，更好地指导调度自动化系统建设工作，制定本标准。
1.0.2 本标准适用于省级及以上电力系统调度自动化系统规划、可行性研究、工程设计，省级及以上电力调度(调控)中心工程设计，省级及以上电力调度(调控)中心直接调度管理及信息直采的火电厂、水电站、核电站、新能源场站、变电站、换流站等工程设计中有关调度自动化部分的设计。
1.0.3 调度自动化系统设计必须执行国家经济建设方针和各项技术经济政策。设计应从电力系统特点和运行实际出发，与电力系统发展规划相匹配，与电力系统的统一调度、分级管理的体制相适应，严格按照系统调度管理体制和调度职责范围来开展。设计应采用先进而成熟的技术，力求经济实用。
1.0.4 调度自动化系统设计应在全面搜集用户需求、了解相关系统现状、分析电力系统特点、梳理运行需要和通道条件的基础上，确定调度自动化系统总的功能要求，提出调度端和厂站端自动化设计内容，明确自动化信息内容和信息传输通道。
1.0.5 调度端自动化系统工程设计应根据审定的电力系统调度自动化规划和可行性研究，确定系统架构、功能，各类软硬件设备的配置、规范以及系统实施方案，编制初步设计、施工图、竣工图设计文件，并配合完成设计联络、验收等工程技术服务。
1.0.6 发电、变电工程的调度自动化设计还应根据审定的电力系统调度自动化规划和可行性研究，核实各种设备的调度关系和自动化信息内容，落实设备型式、规范以及信息传输通道，并编制原理接线图和安装接线图。
1.0.7 调度自动化系统设计除应符合本标准规定外，还应符合国家现行有关标准的规定。
2 术语和缩略语
2.1 术语
2.1.1 调度自动化系统 dispatching automation system
调度自动化系统是为电力系统调度控制与运行管理等业务提供技术支持的各类应用系统的总称，主要由调度端系统，厂站端系统，以及两者间的信息传输通道构成。
2.1.2 调度端系统 dispatching center automation system
部署于调度(调控)中心的自动化系统。由服务器、工作站、网络设备、存储设备、安全防护设备等硬件及软件系统组成，为调度(调控)中心各专业运行人员提供技术支持。
2.1.3 厂站端系统 station automation system
部署于厂站侧的自动化系统。由各类调度自动化信息采集装置、数据通信设备、安全防护设备以及厂站计算机监控系统组成，实现厂站自动化信息采集和交互。
2.1.4 智能远动网关 smart remote communication and con-trol gateway
位于厂站端站控层的一种远动装置，集成了厂站端和调度端系统之间的通信功能，实现厂站端远动数据的直采直送，并提供厂站端数据、模型和图形的采集、存储、处理和传输服务，支持远程浏览、告警直传、源端维护、顺序控制、电压无功控制等功能，宜具备防误闭锁、监控终端功能。
2.1.5 消息邮件 message mail
消息邮件支持基于目的地址自动投递的信息传输，支持生产控制大区和管理信息大区之间、上下级调度之间文件和工作流信息的安全传输。
2.1.6 态 context
为达成某些确定目标的一组应用的集合。态定义一个与时间相关的运行环境，根据运行环境的不同应分为实时态、研究态、规划态、测试态、反演态、培训态。一个应用可以在不同的态中被复用。
2.1.7 CASE
对应于特定时间断面和应用环境的数据或信息集合。包括运行方式CASE、模型CASE、图形CASE。
2.1.8 G语言 G language
即电力系统图形描述语言，是在IEC-61970-453基于CIM的图形交换基础上，针对SVG文本较大且网络传输较慢所发展起来的针对电力系统的一种新型高效的图形描述语言。
2.1.9 E语言 E language
即电力系统数据标记语言，是在IEC 61970-301电力系统公用数据模型CIM(Common Information Model)的面向对象抽象基础上，针对CIM在以XMI。方式进行描述时的效率缺陷所制定的一种新型高效的电力系统数据标记语言。
2.2 缩略语
AGC (Automatic Generation Control) 自动发电控制
AVC (Automatic Voltage Control) 自动电压控制
AVR (Automatic Voltage Regulator) 自动电压调节器
CIM (Common Information Model) 共用信息模型
CPS (Control Performance Standard) 控制性能标准
CPU (Central Processing Unit) 中央处理单元
FFC (Flat Frequency Control) 恒定频率控制
FTC (Flat Tie-line Control) 恒定联络线交换功率控制
GIS (Geographic Information System) 地理信息系统
IC (Integrated Circuit) 集成电路
ISO (International Organization for Standardization) 国际标准化组织
ITU-T (International Telegraph Union-Telecommunication Standardization Sector) 国际电联电信标准化部门
KPI (Key Performance Indicators) 关键绩效指标
KVM (Keyboard Video Mouse) 键盘、视频和鼠标
MTBF (Mean Time Between Failure) 平均故障间隔时间
NAS (Network Attached Storage) 网络连接存储
NTP (Network Time Protocol) 网络时间协议
OLTC (On-Load Tap Changer) 有载调压开关
PC (Personal Computer) 个人电脑
PSS (Power System Stabilizer) 电力系统稳定器
RAID (Redundant Array of Independent Disks) 冗余磁盘阵列
SAN (Storage Area Network) 存储区域网络
SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) 数据采集与监视控制
SNTP (Simple Network Time Protocol) 简单网络时间协议
SOA (Service-Oriented Architecture) 面向服务的体系结构
SOE (Sequence of Event) 事件顺序记录
SVC (Static Var Compensator) 静止无功补偿器
SVG (Scalable Vector Graphics) 可缩放矢量图形
TBC (Tie-line Bias Control) 联络线偏差控制
TTS (Text to Speech) 语音合成
UPS (Uninterruptible Power Supply) 不间断电源
VPN (Virtual Private Network) 虚拟专用网络方式
XML (Extensible Markup Language) 可扩展标记语言
3 总体架构及要求
3.1 调度自动化系统总体架构
3.1.1 按照统一调度分级管理的原则，省级及以上调度(调控)中心应配置调度自动化系统及其备调系统。发电厂及变电站应配置厂站端自动化系统，并根据其调度管理关系的划分接入相应的调度端自动化系统。
3.1.2 调度自动化系统应按照调控一体化架构进行设计，除支持电力系统调度所需的监视、分析、决策功能外，还应支持面向厂站的集中监视与控制功能，并能根据监控范围的划分进行相关信息的分层、分区和分流。
3.1.3 各级调度端系统应采用统一的技术标准，实现各级调度自动化系统间的一体化运行和模型、数据、画面的源端维护与系统共享。
3.1.4 应构建可靠、实用的备用调度系统，满足电网运行控制和调度生产指挥连续性的要求。省级及以上调度机构应建设异地备调，备调选址应全面评估风险因素、基础设施、技术条件及运维水平等，满足相关标准及运行要求。备调系统的系统架构和核心模块配置应与主调系统保持一致，主备调系统间应具备完备的自动同步机制。在技术条件可行时，可采用主备调系统一体化模式。
3.1.5 调度自动化系统应实现调度端系统与厂站智能远动网关的一体化数据采集及交换或与常规采集装置的数据采集及交换。存在直接调度关系的调度端系统与厂站端系统之间应采用信息直采直送方式，非直调关系的调度端系统与厂站端系统之间可采用信息直采方式。
3.2 调度自动化系统总体要求
3.2.1 调度自动化系统应满足电网发展建设和运行控制的要求，功能涵盖所服务的各级调度(调控)中心业务，以优化合理的调度数据网为支撑，以完善的电力监控系统安全防护为保障，实现调度决策智能化、运行控制精益化，满足调度一体化管理和调控一体化运行的要求。
3.2.2 调度自动化系统宜按照统一规范，采用一体化、模块化、智能化的模式设计和建设，应遵循开放、可靠、安全、集约、易用、可维护和可管理的设计原则。
3.2.3 系统通过建设一个标准、开放的基础平台集成调度(调控)中心各项业务开展所需的全部应用功能。平台为各类应用提供统一的模型、数据、CASE、总线、人机界面、系统管理等服务，为各类应用的开发、运行和管理提供通用的技术支撑，为整个系统的集成、高效、可靠提供保障。应用之间的数据交换通过平台提供的数据服务进行。
3.2.4 各应用功能应采用模块化方式建设，遵循统一的接口要求，通过接入基础平台实现信息交互和一体化运行。
3.2.5 调度自动化系统应通过标准化的接口、统一的模型、高效的数据传输手段，为各级调度(调控)中心之间业务的一体化运作提供技术支撑。
3.2.6 调度自动化安全防护应符合《电力监控系统安全防护规定》和《电力监控系统安全防护总体方案》的要求。调度端系统建设应根据《省级以上调度中心监控系统安全防护方案》，配置相应安全防护设备，系统软硬件选型应满足安全防护要求。厂站端系统应符合《发电厂监控系统安全防护总体方案》、《变电站监控系统安全防护总体方案》的相关要求。
3.2.7 调度自动化系统在建设过程中，应充分考虑原系统与新系统之间的平稳过渡方案，确保对电力系统监控的连续性。应考虑新系统安装调试期间的安全保障及应急措施，避免新系统调试影响电网正常运行。应设计原系统向新系统的数据迁移方案，保证系统历史数据的完整性和连续性。
3.2.8 描述电网设备、拓扑结构的电网公共模型应在基础平台内统一建立和维护，由各应用调用。各应用可在内部建立和维护其特有模型。在调度端、厂站端系统的协同配合下，调度自动化系统宜实现基础信息和公共模型的源端维护，全局共享。
3.2.9 调度自动化系统功能配置应能支持对包括智能变电站、柔性输电、间歇式能源等在内的各类设备的监视和控制，应能有效分析处理海量电网监控和设备在线监测数据，为电网优化运行、紧急控制、故障恢复提供支持。
3.2.10 系统应基于电网运行新的需求和信息通信技术的发展，不断优化提升，拓展新功能。
4 调度端部分
4.1 系统方案
4.1.1 调度端自动化系统方案应全面满足调度(调控)中心在电网运行监视、控制、分析、计划、决策辅助、仿真培训及运行管理等方面的业务需求。
4.1.2 系统各功能模块宜基于统一的公共信息模型和标准化的信息接口实现应用间高效的数据和服务共享。根据需要，系统可配置将私有信息模型转换为公共信息模型的功能。
4.1.3 新建自动化系统可根据实际情况，通过接口将其他系统接入。各系统均应支持标准的信息模型和接口规范，避免出现信息孤岛。
4.1.4 调度端系统应按照《电力监控系统安全防护规定》的要求划分安全区，并按照应用特征，将所有应用部署于不同防护等级的安全区中。
4.1.5 调度端系统宜在数据采集和分析的基础上，抽取调度(调控)中心各专业运行管理人员关注的电网运行关键指标，利用可视化技术，针对不同运行场景，提供重点突出、界面友好的操作环境，对关键指标进行集成展示，从而提高各专业人员获取运行信息、执行电网操作的效率。
4.1.6 调度端系统宜采用高可用集群、故障检测隔离、关键元件冗余等技术，提高重要模块的容错能力，提升整个系统的可用性。
4.1.7 调度端系统应根据实际需求，积极采用云计算、大数据、虚拟化、可信计算等技术，提高系统分布化程度，强化数据深度挖掘、资源灵活配置等能力，进一步提高软硬件资源和电网信息的利用效率及系统运行安全性。
4.2 系统功能
4.2.1 系统功能应包括基础平台、电网运行监测、电网运行控制、电网计算分析、电网运行计划、智能辅助决策、系统仿真及运行人员培训、电网运行管理等。
4.2.2 系统功能可分为必选模块和可选模块。其中必选模块是支撑系统正常运行或调度(调控)中心业务正常开展所需的基本功能模块；可选模块是不同调度(调控)中心根据当地电网运行和管理需要选取配置的功能模块。具体功能模块划分应符合本标准附录A的要求。
4.2.3 基础平台为调度自动化系统的一体化运行提供技术支撑。横向上，系统内通过统一的基础平台实现各类应用的一体化运行以及与外部系统的交互，实现主、备调内部各应用功能的协调运行以及主、备调间系统维护与数据的同步；纵向上，通过基础平台实现各级调度自动化系统间的计划、校核、告警等一体化功能运行，通过调度自动化通道实现厂站与调度(调控)中心之间、各调度(调控)中心之间的数据采集和交换。基础平台应包括基础支撑软件、数据存储与管理、总线、平台管理与服务、数据采集与交换、统计计算等功能。基础平台应符合下列规定：
1 基础支撑软件包括操作系统、防恶意代码软件。可根据具体需求配置虚拟化、云计算、大数据处理等软件。
2 数据存储与管理包括实时数据库、关系数据库、时间序列数据库。其中实时数据库基于内存运行，用于提供高效的实时数据存取；关系数据库可用来保存模型、系统配置、告警和事件记录、统计信息、采样值等需要长期保存的数据；时间序列数据库用于存储带时标的电网运行动态数据和实时稳态数据。
3 总线包括服务总线和消息总线。其中服务总线为调度(调控)中心内部和调度(调控)中心之间安全高效的应用集成提供技术支撑，应实现服务封装、注册、描述、查询、发布、管理等功能。消息总线是各应用之间，以及应用与基础平台之间快速传输消息和实时数据的主要工具，实现调度(调控)中心内部和调度(调控)中心之间安全高效的数据通信。
4 平台管理与服务包括基础信息服务、模型服务(含模型生成、模型校验、模型拼接与拆分、模型维护、模型交换、模型发布等)、数据服务、人机及图形服务、文件服务、报表服务、告警及事件服务、权限服务、工作流服务、时钟同步服务、GIS服务、并行计算管理、CASE管理、消息邮件服务等。
5 数据采集与交换功能用于实现调度端系统和厂站端系统，以及调度端系统之间的数据传输。数据采集与交换功能应支持厂站端各类数据的采集，支持远方控制、调节和参数设置等指令的下发。
6 统计计算功能包括自定义公式计算、常用标准计算及各种统计计算功能。
7 调度端自动化系统在满足安全防护要求的前提下，可通过基础平台，采用文件、实时通信等方式，与电网公司内部的营销、管理类等系统，以及电网公司以外单位的应用系统互联，实现信息共享。
8 模型、图形应满足以下要求：
1)基础信息和模型管理应遵循现行国家标准《电网通用模型描述规范》GB/T 30149、《能量管理系统应用程序接口(EMS-API)》DL/T 890系列的要求，提供电网各类模型的建立、拼接、交换、同步和维护等功能，实现基础信息和模型的源端维护、全局共享；支持CIM/E、CIM/XML格式模型的导入导出；
2)图形管理应遵循现行行业标准《电力系统图形描述规范》DL/T 1230的要求，提供调度自动化系统中的各类图形的建立、交换和维护等功能，并实现图库(库图)一体化功能；支持CIM/G、SVG格式图形的导入导出。
4.2.4 电网运行监测功能通过对电网运行信息、设备状态信息以及气象环保等其他信息的采集，实现对电网运行的全方位监视。主要包括电网稳态运行监视、动态运行监测、暂态运行监测、电能量信息监视、一/二次设备运行状态监视、环境监视、节能环保监视及综合智能告警与预警等功能。电网运行监测功能应符合下列要求：
1 电网稳态运行监视主要包括电网运行稳态数据采集处理、系统监视和数据分析记录，实现对电网实时运行状态的监测。
2 电网动态运行监测指通过对电网动态信息的监视处理，实现对电网动态过程的监测。主要包括电网运行动态监测、低频振荡在线监测、在线扰动识别以及并网机组涉网行为在线监测等。
1)电网运行动态监测是通过对实时相量数据的采集处理，实现对电网动态过程监测、相角监测、机组运行状态监测、一次调频性能监测、电压和频率动态过程监测等功能；
2)低频振荡在线监测功能是结合系统网络拓扑对实时动态数据计算分析，提供振荡设备、振荡模式信息，并能识别主导模式和参与机组，判断振荡中心大致区域，识别振荡路径；
3)在线扰动识别是根据电网实时动态数据识别短路扰动、机组跳闸、非同期并列、非全相运行、直流故障等系统扰动情况，进行系统扰动判断及故障定位；
4)并网机组涉网行为在线监测功能包括利用稳态数据或动态数据监测和统计各机组一次调频运行情况，分析电网频率扰动期间各机组一次调频动作行为，以及在线监测各机组PSS、AVR投退情况，在线监测励磁系统性能。
3 暂态运行监测包括保护装置、录波装置及安全自动装置运行监测。充分获取和共享保护、录波及稳控运行的信息资源，并对信息进行智能化处理，为电网安全稳定运行提供监视及辅助分析决策手段。
4 电能量信息监视功能包括电能计量数据的处理和分析记录，为统计分析提供数据基础。
5 一/二次设备运行状态监视功能包括一次设备状态、二次设备状态等信息的采集、处理、监视及分析，为事故处理、检修安排提供信息支撑。
6 环境监视主要包括气象监视、雷电监视、山火监视、变电站视频与环境监视、线路覆冰及微气象监视等。通过对以上信息的统计分析，实现对自然灾害或危害的监视跟踪和预警，为电网负荷预报、经济调度、事故预警、故障分析、处理及检修安排等提供信息支撑。
7 节能环保监视功能应包括下列内容：
1)水电站运行、水务等综合监视、水电运行趋势分析；
2)火电机组运行、脱硫、脱硝、除尘、机组煤耗、供热机组热力等综合信息监视；
3)风电场运行数据、风功率预测、电能质量监视；
4)光伏电站运行数据、风光环境、光功率预测、电能质量等综合信息监视。
8 综合智能告警与预警通过对各类监测告警信息的在线综合处理、汇集和分析，对大量告警信息进行分类管理，按不同需求形成不同的告警显示方案，从相关电网故障信息中分析出诸如故障类型、设备、位置等准确信息，利用形象直观的方式提供全面综合的告警提示。同时可以提供如水情、气象、雷电、覆冰、地质等灾害预警，以及在设定的门槛值下的安全指标预警、经济指标预警、优质指标预警、环保指标预警等。
4.2.5 电网运行控制是利用电网实时信息，结合实时调度计划信息，通过手动控制、自动控制实现电网的闭环调整。手动控制类功能包括控制与调节、设置操作、定值修改。自动控制类功能包括自动发电控制(AGC)、自动电压控制(AVC)。电网运行控制应符合下列要求：
1 控制与调节主要功能是指远方控制断路器、隔离开关、中性点接地刀闸的分合、调节变压器分接头位置、投/切和调节无功补偿装置、投/退继电保护设备软压板、远方遥控复位、直流系统解/闭锁和功率调整等。应支持群控、序列控制。在控制和调节过程中，应采取防误措施来保证控制操作的安全可靠。
2 设置操作指运行人员对设备及其他对象的状态进行设置的功能。包括人工置数、设备投退、标识牌操作、闭锁和解锁操作。设置范围应包括厂站、间隔、设备、测点等对象。
3 定值修改功能包括保护定值修改、稳控定值修改及切换运行定值区。系统将审批后的定值单通过远程在线定值修改功能下发到厂站端保护装置、稳控装置。远程定值修改至少应包含召唤定值、修改下装定值、再召唤(校核定值)三个步骤。
4 自动发电控制(AGC)应符合下列要求：
1)宜选择容量较大、水库调节性能好的水电站，单机容量在200MW及以上、热工自动化水平高、调节性能好的火电机组和20MW及以上风电场参加调节；燃气机组、抽水蓄能机组均应参加调节；单机容量在200MW以下的火电机组视条件和系统需要亦可参加调节；
2)参与AGC调整的电厂(或机组)应具备的条件为：火电机组可调容量宜为额定容量的50％以上，每分钟增减负荷在额定容量的2％以上；水电机组宜为额定容量的80％以上，每分钟增减负荷在额定容量的50％以上；
3)AGC的主要控制目标按控制方式不同可分为：维持系统频率与额定值的偏差在允许范围内；维持区域联络线净交换功率及交换电能量与计划值的偏差在允许范围内；
4)AGC应支持多区域多目标控制，支持水、火电机组单机控制方式、全厂控制方式以及多个电厂集中控制方式；支持梯级水电厂多厂控制方式；支持以风电场、光伏电站等新能源场站为控制对象；
5)AGC的主要控制方式：恒定频率控制FFC(AGC的控制目标是维持系统频率恒定)；恒定联络线交换功率控制FTC(AGC的控制目标是维持联络线交换功率的恒定)；联络线和频率偏差控制TBC(AGC同时控制系统频率和联络线交换功率)；
6)AGC在发出控制命令之前，应进行一系列校验，以保证控制对象运行的安全性，包括：控制命令死区校核、最大调节增量校验、调节范围校验、稳定断面重载或越限校验等；
7)AGC应向电网运行监视功能提供机组的AGC指令信息、告警信息；向电网运行管理功能提供AGC运行分析和考核指标等信息，包括AGC投运率、A1/A2或CPS1/CPS2性能指标、AGC调节备用容量、频率和联络线交换功率的合格率等信息。
5 自动电压控制(AVC)应符合下列要求：
1)单机容量200MW及以上的火电机组、燃气机组、核电机组；单机容量50MW及以上的水电、抽水蓄能机组；通过110kV及以上电压等级线路与电力系统相连的风电场和光伏电站，以及对电压安全调控具有重要作用的关键厂站均应具备AVC功能；
2)AVC的主要控制目标为实现全网无功分层分区平衡，提高电压质量，降低网损；
3)AVC可采用三级控制模式：第一级控制由AVC子站通过协调控制本厂内的无功电压设备实现，以满足第二级控制给出的厂站控制指令；第二级控制由AVC主站实现分区系统协调控制决策，通过控制本分区内的无功电压设备，给出各厂站的控制指令，将中枢母线电压和重要联络线无功控制在设定值，保证分区内母线电压合格并保留足够的动态无功储备；第三级控制由AVC主站进行全网在线无功优化，给出各分区中枢母线电压和重要联络线的设定值，供第二级控制使用；
4)各级电网应支持上下级协调的电压控制，上级调度通过控制策略给出下级调度的协调目标，下级调度通过闭环控制优先跟踪上级下发的协调目标；协调目标包括上下级电网的关口母线电压和无功交换的设定值或合格范围；上下级电网AVC主站失去联系时，各级电网AVC应能自动切换至本地独立控制模式；
5)AVC对发电厂的控制应包括电厂高压侧母线电压设定值或调整量、全厂无功功率设定值或调整量、各单台发电机无功功率设定值或调整量等；
6)AVC对变电站的控制应支持分散控制或集中控制模式：在分散控制模式下，给出的控制指令应包括母线电压或主变关口无功的设定值或调整量；在集中控制模式下，控制指令应包括电容/电抗器投切、有载调压变压器分接头调节及调相机、静止无功补偿器、静止无功发生器等电压或无功出力设定值或调整量；
7)电厂与变电站AVC控制的配合：在电厂与变电站无功电压均可受控的电网，应实现无功电压连续调节手段和离散调节手段之间的协调控制，减少电厂和变电站之间不合理的无功流动；变电站的电容/电抗器应优先动作，使发电机、调相机、静止无功补偿器、静止无功发生器等连续调节设备保持足够的动态无功储备，并由连续调节设备实现电压的精细调节；
8)AVC应向电网运行监视功能提供实时数据异常、电网状态异常、软件运行异常、厂站和设备的状态变化等信息；向电网运行管理功能提供运行和考核指标，包括主站端AVC可用率、厂站端AVC投运率、受控设备投运率、电压合格率、网损和网损率、受控厂站和下级电网AVC的调节合格率等。
4.2.6 电网计算分析主要包括网络拓扑分析、状态估计、调度员潮流、灵敏度分析、静态安全分析、短路电流计算、安全约束调度、暂态稳定分析、动态稳定分析、网损计算、运行分析与评价、在线保护定值校核、辅助决策、裕度评估、计划校核等。电网计算分析应符合下列要求：
1 网络拓扑分析根据电网导电设备连接关系和断路器(开关)/刀闸的分/合状态，形成电力系统计算中使用的节点-支路计算模型，并根据设备的实际运行状态进行拓扑着色，设置相关拓扑状态标识；
2 状态估计根据电网模型参数、结线连接关系和一组有冗余的遥测量测值和遥信开关状态，求解描述电网稳态运行的母线电压幅值和相角的估计值，并求解出其他量测的估计值，检测和辨识量测中的不良数据，为其他应用功能提供一套完整、准确的电网实时运行方式数据；
3 调度员潮流在状态估计分析的基础上，根据实时、预测和历史的母线模型和各母线注入功率，应用潮流计算方法，计算电网运行状态，包括各母线的电压和相角值、网络中的功率分布，同时统计发电出力、负荷总加、功率损耗等，能够人工启动或根据开关变位启动计算；
4 灵敏度分析为电网安全经济运行调度提供灵敏度信息，常用的灵敏度主要包括：网损灵敏度、支路功率灵敏度、母线电压灵敏度、输电断面灵敏度和组合灵敏度；
5 静态安全分析主要包括故障快速扫描和指定故障集详细分析，可按使用人员的需要设定故障类型、自定义各种故障组合，快速判断各种故障对电力系统产生的危害，准确给出故障后的系统运行方式，并直观准确显示各种故障结果；
6 短路电流计算用于计算电力网络发生各种短路故障后的故障电流和电压分布，应具备电网模型选择、运行方式选择、故障设置、序网模型生成、故障计算、遮断容量扫描、短路电流控制措施建议等功能；
7 安全约束调度根据电网运行方式的变化，对各薄弱断面采取有效的技术措施，给AGC提供相应的安全约束条件，合理调整发电出力，使断面潮流变化控制在安全范围内；
8 网损计算包括电网损耗统计、电网损耗对比分析，进行降损分析，提出降损建议；
9 暂态稳定分析采用机电暂态时域仿真方法对指定电压等级的线路、变压器、母线等元件进行N-1或N-2故障扫描，对故障后系统功角、电压和频率的稳定性进行分析，给出相应的告警信息，发现电网的薄弱点；
10 动态稳定分析是对校核断面采用计算电网主导振荡模式和基于数值积分的时域仿真方法，分析其受到干扰后，在自动调节和控制装置的作用下，保持长过程运行稳定的能力，得出系统的动态稳定结论；
11 运行分析与评价实现对电网运行的动态化分析评估。利用电网运行监视类各应用的输出结果，对电网安全运行水平、经济运行水平、计划执行情况及自动化系统运行情况进行统计分析，为调度运行值班人员及时掌握电网和自动化系统的运行情况及后续分析提供支持；
12 在线保护定值校核根据电网实时运行信息和当前保护定信息，对保护定值的灵敏性、选择性等方面进行实时校核计算，实现保护定值在线预警；
13 辅助决策包括静态安全辅助决策、暂态稳定辅助决策、动态稳定辅助决策、电压稳定辅助决策、紧急状态辅助决策和辅助决策综合分析功能；
14 裕度评估根据在线潮流数据和稳定计算结果，在保证全系统发电-负荷整体平衡的前提下，通过改变发电和负荷的分布关系，计算满足系统稳定要求的输电断面最大可用输送功率；
15 计划校核通过断面极限校核对检修计划和多种电力市场交易模式下形成的发受电计划进行安全校核。
4.2.7 电网运行计划为编制和发布电网运行相关计划提供功能支撑，主要包括负荷预测、水库来水预测、新能源功率预测、发电能力评估、输电能力评估、发受电计划、水库调度计划、停电计划、有序用电、发电能力申报等。电网运行计划应符合下列要求：
1 负荷预测包括系统负荷预测和母线负荷预测，提供系统及母线的中长期、短期和超短期负荷预测。应根据负荷规律和相关因素的定量分析，自动形成最优预测策略。短期负荷预测能够预测未来多日内指定日期的96点(每15min一个点)负荷；超短期负荷预测对未来5min至1h(每5min一个点)负荷进行预测；
2 水库来水预报根据历史降雨、径流、历史气象、气象预报和流域下垫面特征等数据，实现洪水预报、日径流量预报、中长期来水预报等；
3 新能源功率预测对新能源场站的发电功率进行预测，并根据预测结果及电网消纳能力制定新能源场站的发电计划，包括日前、日内及实时计划；
4 发电能力评估根据电厂装机、燃料、水情、气象条件等因素，对常规电厂、新能源场站发电能力进行预测和统计，用以支持发电计划编制；
5 输电能力评估综合考虑电网设备参数、电网运行方式、检修安排、环境等因素，对电力系统重要的线路、断面输电能力进行预测和统计；
6 发受电计划是对发电计划和送受电计划进行管理，实现发受电计划编制及其流转审批功能，包括日前、日内、实时等发电计划和送受电计划；
7 水库调度计划用于对各流域水库水量和发电用水进行调度管理，根据梯级优化分析结果，进行水库调度计划的编制，并实现计划的流转审批与发布；
8 停电计划用于对各类检修工作进行管理，包括计划停电、故障停电、二次设备检修等，实现对停电检修计划、设备检修单流转、故障停电分析、事故抢修等流程的管理；
9 有序用电用于对预峰、错峰、拉电、限电、网供电指标等进行管理，包括有序用电管理、错峰预警及拉闸限电管理、网供电指标管理等；
10 发电能力申报实现对所调度电厂申报的注册信息、运行信息、竞价信息等的接收、验证和处理。
4.2.8 仿真及培训为调度自动化系统功能测试、人员培训等提供仿真环境及功能支撑，主要包括电力系统仿真、教员台控制、控制中心仿真等。仿真及培训应符合下列要求：
1 电力系统仿真包括电力一次系统仿真、继电保护和安全自动装置仿真、数据采集仿真，机组仿真等功能；
2 教员台控制包括培训教案制作、培训控制、培训评估和联合反事故演习支持等功能；
3 控制中心仿真包括电网运行监测、控制、计算分析、计划等应用功能的仿真，也可包括与培训密切相关的其他应用功能的仿真。
4.2.9 电网运行管理为实现电网调度规范化、流程化和一体化管理提供技术保障。主要包括基础信息管理、并网管理、专业管理、二次系统管理、运行值班管理、运行评价、运行信息展示、事故报告管理、运行考核、操作票、计划发布等。电网运行管理应符合下列要求：
1 基础信息管理支持对组织机构信息、人员信息、厂站基本信息、一次设备信息、二次设备信息、故障集、断面及限额、经济信息、控制信息、水情信息、新能源信息、气象环境信息等进行管理和维护；
2 并网管理用于对发电厂、变电站的并网过程中涉及调度(调控)中心的工作进行管理，实现并网申请调度批复、调度命名审核及下发、保护及通道命名、设备启动方案等内容的流程化管理和数据统计查询，并支持资料上报；
3 专业管理包含调度、方式、继电保护、水调、自动化、调度计划等各专业的报表管理、文件/规定/标准/规程/规范管理、知识管理、事故报告管理等；
4 二次系统管理支持对二次系统设备的台账、软件版本、缺陷记录、检修计划、检修记录等进行登记、修改和综合查询；
5 运行值班管理为运行人员值班提供排班管理、交接班管理、值班工作台、值班日志录入等功能支持；
6 运行评价用于对系统运行过程中的安全性、经济性、质量指标、环保指标等进行综合评价。包括一、二次设备运行指标统计和性能评价，调度机构计划和调控行为评价，发电厂计划及指令执行情况评价，输变电运行单位维护和操作行为评价和分析，弃风、弃水、弃光情况评价和分析等。具备评价模型和算法，能够给出评价指标；
7 运行信息展示支持电网运行的实时数据、历史数据、各类生产运行报表、文档资料、新闻、公告信息的发布和展示；条件具备时可支持多维度、多视角动态信息展示，实现对电网运行、管理信息的深度应用与展现；
8 事故报告管理用于描述电网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，汇总相关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、通报与发布、归档，同时提供灵活的分类查询；
9 运行考核根据《发电厂并网运行管理规定》及各地实施细则的要求，对并网机组的运行管理、辅助服务、运行安全性进行评价及考核；
10 操作票用于对调度操作指令票进行管理，根据调度运行专业规程、规定等制度的相关要求，为调度员提供手工拟票、图形开票、安全校验、开票向导、模拟演示、流转审批、统计查询等支持；
11 计划发布按照设定规则，向调度对象发布授权范围内的各类调度计划信息，支持调度对象对发布信息的及时公平访问。
4.2.10 智能辅助决策采用态势感知和任务导向技术，提供全面反映电网关键运行状态、预测和控制关键运行风险的统一集成解决方案。包括智能引擎、三态应用、人机交互环境等应用。智能辅助决策应符合下列要求：
1 智能引擎包括运行KPI引擎、决策分析引擎、运行操控引擎等功能；
2 三态应用包括事前、事中、事后的运行支持功能，基于统一KPI体系实现监视预警、信息挖掘、辅助决策和控制；
3 人机交互环境包括电网全景专题场景服务、界面集成与联动、Web展示服务、移动终端服务等功能。
4.3 系统技术要求
4.3.1 系统各项技术指标应符合下列要求：
1 总体性能指标：
1)系统设计使用年限不小于10y；
2)冗余热备用节点之间实现无扰动切换，热备用节点接替值班节点的切换时间不大于1s；
3)系统服务器、网络设备等MTBF大于25000h；
4)系统数据库应支持历史数据存储年限不小于3y，关键数据存储年限不小于10y；
5)系统时间与标准时间的误差小于10ms；
6)电网正常情况下主要节点(服务器)CPU负载不大于30％(5min平均值)；电网事故情况下主要节点(服务器)CPU负载不大于50％(5min平均值)；
7)任何情况下，在任意5min内，系统主局域网的平均负荷率不超过20％，主局域网双网以分流方式运行时，每一网络的负载率应小于15％，以保证一网故障时，单网负载率不超过30％；
8)系统监控处理的电网规模、数据库容量按照具体工程所在电网规模确定。要求满足10y发展需求；
9)系统从全停开始启动，至所有功能可正常使用，不超过10min。
2 数据采集功能性能指标：
1)遥测量越死区传送时间不大于4s；
2)遥信变位传送时间不大于3s；
3)遥控、遥调命令传送时间不大于4s；
4)全系统实时数据扫描周期1s～10s(可调)，不同链路可定义不同扫描速率；
5)电力调度机构间数据传输时间不大于5s；
6)通信功能故障自动切换时间不大于5s；
7)应用重启动时间在热备用方式下不大于30s，在冷备用方式下不大于5min。
3 电网运行监视类应用性能指标：
1)实时数据到达主站数据采集设备后至实时数据库时间不大于2s；
2)遥信变化信息到达主站数据采集设备至告警信息推出时间不大于2s；
3)事故发生后，主站自动推画面时间不大于10s；
4)90％以上实时监视画面对命令的响应时间不大于2s；
5)应用故障自动切换至应用功能完全恢复时间不大于20s；
6)各节点实时数据的同步时间不大于1s，画面实时数据刷新周期1s～5s可调。
4 电网运行控制类应用性能指标：
1)AGC计算执行周期1s～8s可调；
2)AGC命令控制周期4s～16s可调；
3)无功优化周期10min～1h可调；
4)上下级协调控制周期10min～1h可调；
5)单次全网无功优化计算时间不大于10s；
6)AVC主站控制周期不大于5min。
5 电网计算分析类应用性能指标：
1)单次状态估计计算时间不大于15s；
2)单次潮流计算时间不大于10s；
3)静态安全分析全网故障扫描平均处理时间不大于60s；
4)短路电流计算单个故障扫描平均处理时间不大于3s；
5)电网扰动识别功能正确识别率不小于95％；
6)在线安全稳定分析计算时间不大于10min。
6 电网运行计划类应用性能指标：
1)日前和日内96个断面的发电计划编制计算(含暂稳)时间在含机组组合时不超过30min，在不含机组组合时不超过15min；
2)日前和日内96个断面的发电计划编制计算(不含暂稳)时间在含机组组合时不超过3min，在不含机组组合时不超过1min；
3)实时调度计划编制计算时间不超过30s。
7 电网调度管理类应用性能指标：
1)单个应用服务器支持50～100的并发用户；
2)客户端支持同时打开10个以上的业务处理界面。
8 系统可用率：
1)电网运行监视、电网运行控制类应用功能全年可用率不应低于99.99％；
2)电网计算分析、电网运行计划类应用功能全年可用率不应低于99.9％；
3)电网运行管理类应用功能全年可用率不应低于99.5％。
4.3.2 系统可维护性应符合下列要求：
1 系统应具备系统自检、性能预警、事件告警、故障诊断等功能，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；
2 模型、图形、参数等信息维护应按照调度管理关系，支持基于权限管理的属地化、多专业、多部门协同工作，满足源端维护、全局共享的要求；系统应支持与同源或非同源系统间的信息抽取、交换、整合，支持增量方式的信息分发、处理，以降低人工维护工作量，提高数据一致性和及时性；
3 系统应提供基于图形界面的信息、流程、维护工具；
4 系统应具备多版本管理功能，能管理不同时期、不同区域的电网数据、图形、模型版本；
5 系统应能支持用户以B/S方式在线查看、编辑、保存、输出报表。报表格式和数据来源能够采用图形界面定制。
4.3.3 系统可扩展性应符合下列要求：
1 系统应具有良好的开放性，能满足系统集成和应用不断发展的需要；
2 系统架构应易于软硬件设备的升级、扩充和更换。
4.3.4 系统可靠性应符合下列要求：
1 系统应具备良好的稳定性和可靠性，满足长期连续运行的要求；
2 系统在单一故障时可正常运行，不丢失数据。
4.4 硬件配置要求
4.4.1 硬件配置应遵循以下原则：
1 硬件配置应遵循冗余化配置原则，采用双重化网络结构。承担主要功能的服务器应采用双机热备或多机集群方式。同种类型的冗余设备宜安装于不同屏柜中；
2 应选用符合国家现行标准的、通用的、先进可靠的硬件设备，所选设备应功能完善、性能稳定、维护方便，具有良好的开放性、兼容性、可扩展性；
3 系统配置应在满足调度自动化系统功能和技术要求的前提下，力求技术先进、工艺成熟，并做到制式统一、资源共享；
4 在条件具备的情况下，应选用安全自主可控产品。
4.4.2 设备配置应满足以下要求：
1 系统硬件设备主要划分为以下类型：
1)计算机设备，包括服务器、工作站、移动终端等；
2)存储设备，包括磁盘阵列、存储网络交换机等；
3)网络设备，包括网络交换机、路由器等；
4)前置通信设备，包括用于接入E1通道的专线路由器及用于接入串行通道的模拟或数字通道板、通道箱、终端服务器等；
5)安全防护设备，主要包括电力专用隔离装置、纵向加密认证网关、硬件防火墙、入侵检测系统、安全远程拨号网关、加密装置管理系统、调度数字证书管理系统、公网专用安全通信网关/公网专用安全通信装置、运维堡垒机等；
6)时钟频率设备，包括标准时钟、频率采集装置等；
7)其他设备，主要包括打印机、KVM设备、短信收发设备、文本语音合成(TTS)装置、IC卡及读写器、指纹识别装置等。
2 应根据调度自动化系统的功能和性能要求，并考虑系统使用年限内的电网发展，按以下条件确定调度自动化系统的硬件配置规模：
1)数据采集与监控对象的容量；
2)厂站端系统类型及数量；
3)与其他调度自动化系统之间数据交换的类型及数量；
4)外部设备的类型及数量；
5)通道数量及传送速率；
6)计算机中央处理单元负荷率的估算条件和具体要求；
7)云计算、大数据分析、虚拟化等应用需求。
3 重要设备应配置两个或多个独立的电源模块，任意一个电源模块故障时设备功能应不受影响；其他设备宜采用静态切换装置实现两路电源供电。
4 计算机配置应满足以下要求：
1)重要应用服务器应冗余配置，运行关键应用的服务器宜满足检修状态下的N-1要求；
2)服务器和工作站宜采用机架式结构，在满足性能要求及散热条件的前提下，可采用刀片服务器减少机房空间的使用；
3)服务器硬盘应冗余配置，并支持RAID0、RAID1、RAID5、RAID10等模式；
4)工作站应采用可靠性较高的PC工作站；
5)调度工作站、监控工作站及维护工作站宜配置双屏或多屏高分辨率显示器及相应显卡。显示器宜采用专业级长寿命显示器；
6)调度员、监控人员使用的显示器的屏幕尺寸宜不小于61cm(24in)，分辨率不小于1920×1200。
5 存储设备配置应满足以下要求：
1)宜按SAN方式配置，可根据需要配置支持SAN和NAS的统一存储设备；
2)磁盘阵列应配置冗余控制器，控制器及后端磁盘应支持在线扩充；
3)磁盘阵列初始容量配置应至少满足5y内的容量需求。
6 前置通信设备配置应满足以下要求：
1)应根据接入的通道类型配置相应的通道接入设备，通道接入设备的数量应根据各类通道的现状及未来10年内的发展需求进行配置，并考虑一定的裕度；
2)系统应支持调度数据网及专线通道的接入，宜接入调度数据网双平面；
3)前置服务器应至少配置双网卡。
7 网络设备配置应满足以下要求：
1)调度自动化系统网络宜划分为前置网、主干网，并按安全分区分别组网；
2)系统主干网应采用千兆或以上网络，可划分虚拟局域网。
8 时钟频率设备应满足以下要求：
1)应采用冗余配置的标准时钟为系统各节点提供统一的标准时间。标准时钟装置应具备网络对时功能，支持NTP/SNTP时钟同步协议；
2)标准时钟应具备接收多种卫星时钟源和地面同步网络时钟源的能力，其中首选北斗卫星时钟源；
3)可配置高精度频率采集装置为系统提供电网频率，频率采集装置宜与标准时钟合并在一台装置中。
9 其他设备配置应满足以下要求：
1)调度自动化系统应根据需要配置打印机、音响设备、KVM设备、短信收发设备、文本语音合成(TTS)设备、IC卡及读写器、指纹识别装置等；
2)调度自动化机房内宜根据组屏情况配置一体化机架式KVM设备对服务器、网络设备等进行就地集中管理。