XXXX调度自动化系统升级改造工程设计书

XXXX 县

电网调度自动化系统升级改造工程

初步设计

XXXXXXX公司

X X X X X公司

200X年XX月

目 录

1. 总则 ................................................................................................................ 1

1.1 1.2 1.3

设计依据 ......................................................... 1 设计要求 ......................................................... 1 主要结论 ......................................................... 2

2. XX市XXXX县电力系统概况和发展情况 ................................................ 4

2.1 2.2 2.3 2.4

XXXX县供用电及电网现状 ........................................... 4 XXXX县电网“十五”规划及2010发展计划 ............................ 4 调度管理关系及远动信息传输方式 ................................... 5 电力通信网概况 ................................................... 5

3. XX市XXXX县电网调度自动化系统概况 ................................................ 6

3.1 3.2 3.3 3.4

主站端计算机系统现状 ............................................. 6 厂站端远动系统的现状 ............................................. 6 调度自动化系统实现功能 ........................................... 6 现有调度自动化系统存在的问题 ..................................... 6

4. 电网调度自动化系统设计 ......................................................................... 8

4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 4.8 4.9 4.10 4.11 4.12 4.13

系统建设目标 ..................................................... 8 系统建设规模 ..................................................... 8 系统设计原则 ..................................................... 8 系统的总体要求 ................................................... 9 系统容量 ........................................................ 10 系统性能指标 .................................................... 11 系统体系结构 .................................................... 12 系统安全措施 .................................................... 13 系统硬件配置 .................................................... 14 调度自动化系统的电源 .......................................... 18 系统软件配置 .................................................. 18 系统功能 ...................................................... 21 与其它系统的接口 .............................................. 37

5. 新老调度自动化系统的过渡 .................................................................. 39

1

5.1 5.2 新老系统过渡的基本要求 .......................................... 39 新老系统过渡的措施 .............................................. 39

6. 设备清单 ..................................................................................................... 41

2

1. 总则

1.1

设计依据

1.1.1 设计依据

(1) XX市XXXX县供电公司调度自动化系统设计委托书

(2) 《XX省县(市)级电网调度自动化系统典型设计》（国家电力公司XXXX设计

院）

(3) 《国家电力公司县级电网自动化及通信系统建设技术指导意见（试行）》 (4) 《电力系统调度自动化系统设计内容深度规定》(电力工业部电力规划设

计总院电规(1990)38号文)

(5) 《电力系统调度自动化设计技术规程》（电力行业标准DL 5003-91，能源

部能源电规[1991]1243号文）

(6) 《县级电网调度自动化功能规范》

(7) 《县级电网自动化系统实用化复查暂行办法》

(8) 《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》（国家经济

贸易委员会令第30号）

(9) 《35-110kV无人值班变电所设计规程》（电力行业标准DL/T5103-1999） (10) 《XX市XXXX县供电公司调度自动化系统规划建设方案》（2002年1月，

XX市XXXX县供电公司）

1.1.2 参考文件

（1）《地区电网调度自动化设计技术规程》（电力行业标准DL 5002-91，能源部能源电规[1991]1242号文）

（2）《地区电网调度自动化功能规范》 （3）《地区电网调度自动化参考配置要求》 （4）《地区电网调度自动化系统基本指标》 1.2

设计要求

1.2.1 设计原则

(1) 根据XX市XXXX县供电公司电网一次系统的发展规划，在原有调度自动

化系统实用化验收的基础上，建立一套能完全满足电网的发展和调度管理的需求的调度自动化系统，保证电网安全、优质、经济的运行。

1

(2) 在贯彻“安全可靠、经济实用、符合国情”的电力建设总方针和国家经济

贸易委员会第30号令的前提下，系统的建设要求：系统安全可靠、功能实用完整、经济合理适中、技术上达到目前国内同行的领先水平。

(3) 满足电网5~10年的发展需要，系统设计水平年为2005年，远景年为2010

年。系统配置按设计水平年的要求考虑，具备远景年要求的扩充能力。

(4) 在Web服务器上建立实时数据共享中心，向MIS、OA等系统提供实时数

据，实现系统间安全隔离。

(5)

系统的建设应充分利用原有系统设备，最大限度地利用电网的电力信息基

础设施，降低工程造价。新系统的建设应借鉴目前系统的运行经验，适应电网的发展需求，满足电网安全调度、经济运行的要求。

(6) 保证新老系统的平稳过渡，使系统的建设对电网正常调度运行的影响降到

最低程度。

1.2.2 设计范围和内容

(1) 调度自动化主站端系统的更新，包括系统技术要求、功能要求、性能指标、

体系结构和软硬件配置、系统安全防护措施及与其它系统的接口等。

(2) 调度自动化电源系统。

(3) 远动系统的改造，包括远动信息的采集、远动设备、远动通道、远动电源

等。

(4) 新老调度自动化主站系统的过渡 (5) 设备清单及投资估算

1.2.3 设计深度

本设计文件原则上按照《电力系统调度自动化系统设计内容深度规定》(电力工业部电力规划设计总院电规(1990)38号文)的要求进行编制，同时根据XX市XXXX县供电公司电网调度自动化系统的现状和更新要求，对有关章节进行必要的增减和调整。

本设计根据XX市XXXX县供电公司电网变电所数量（2005年）为16座这一实际情况，参照《XX省县(市)级电网调度自动化系统典型设计》（国家电力公司华东电力设计院）B类系统方案进行设计。由于XX市XXXX县的用电量相对较小，变电站数据容量不大，本设计不考虑变电站RTU或综合自动化系统的网络化改造。

1.3 主要结论

1.3.1 采用先进可靠的技术，符合计算机技术、网络技术、通信技术的最新发展趋势。

2

更新后的调度自动化系统技术上应达到目前国内该领域的先进水平。

1.3.2 XX市XXXX县供电公司电网调度自动化系统应构建一个计算机统一的平台，在统一平台基础上，将SCADA功能、电力系统应用软件(PAS)、实用软件集成在一起，并为以后集成新的更多的功能提供平台基础，保证系统的开放性和可持续发展。 1.3.3 系统应采用功能分布式的系统设计和全分布的网络体系结构，所有功能采用客户/服务器(Client/Server)模式分布于网络中，支持和管理网络中各自独立的处理节点，使数据共享。

1.3.4 系统应基于100M以太网，采用单以太网结构。体系结构上采用二级结构的客户/服务器方式，硬件配置包括系统服务器、Web服务器、前置机，以及调度员工作站、PAS工作站等。

1.3.5 系统应留有与电网调度中心现有及将建设的其它信息处理系统通信接口的能力，如管理信息系统(MIS)、配电自动化系统等，充分考虑调度自动化系统和以上系统的信息交换的需求。电网调度自动化系统与其它系统互联，必须根据互联系统的不同安全等级采用不同的接口方式。

1.3.6 系统软件应采用功能化和模块化的设计。系统除提供完整SCADA功能外，还可实现必要的电力系统应用功能(PAS)，包括：网络拓扑、状态估计、负荷预测、调度员潮流、智能调度操作票预演等。

1.3.7 XX市XXXX县供电公司调度自动化系统的设计应充分考虑电网的电力信息基础设施情况，如变电所的综合自动化设备和远动设备、电力信息传输网络等，充分利用已有系统资源和设备，减少因新系统的建设而带来的配套设施的建设，避免重复投资，降低工程造价。

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2. XX市XXXX县电力系统概况和发展情况

2.1 XXXX县供用电及电网现状 2.1.1 供用电现状

XXXX县隶属XX市，地处黄河下游，XX中部，黄河入江水道横贯XXXX县腹部，2001年末总人口为34万人。XXXX县110千伏电网由220千伏XX变电所直供，供电区域为XXXX县行政区域的县城和11个乡镇。2001年底全县完成供电量1.95亿千瓦时，售电量1.757亿千瓦时，分别比2000年增长5.71%、2.11%。全县最高负荷为5.68万千瓦，最大日用电量112万千瓦时。2001年全市村通电率为100%，户通电率达99.98%。人均用电量为544千瓦时/人，人均生活用电量为117千瓦时/人，其中城市人均生活用电量为365千瓦时/年，农村人均生活用电量为74千瓦时/年。 2.1.2 电网现状

至2002年底，XXXX县电网拥有35千伏及以上变电所13座，容量21.81万千伏安，其中：110千伏变电所3座，主变容量15.45万千伏安；35千伏变电所10座，主变容量6.36万千伏安；全县拥有35千伏及以上线路14条，220.5公里；其中110千伏线路4条计68.3公里，35千伏线路10条计152.2公里；全县拥有配电变压器容量185510kVA/1780台，10千伏配电线路1347公里/52条。根据XXXX县具体情况Ks系数取1.9，35千伏变电容载比为1.03，110千伏变电容载比为1.9 。

2.2 XXXX县电网“十五”规划及2010发展计划

“十五”时期是XXXX县巩固发展基本小康成果，实现宽裕型高标准小康，全面推进工业化和提高经济总体实力的重要时期。“十五”时期我国经济将进入一个新的增长期，而XXXX县城区用电也将进入新的增长期。

①、为了配合“南水北调”工程和XX电网的发展规划，加强XX电网的备用容量，2004年XXXX县供电公司将新建220kVXXXX变；

②、为了保证XXXX县“XXXX”旅游景区的顺利开发和发展，2004年将新建35kVXX变；

③、为了加强XXXX县东南片电网结构的合理性和稳定性，2005年将新建110kVXX变；

④、为保证XXXX县XX镇电能质量和地方经济的发展，2006年将新建35kVXX变； ⑤、2008年将新建35kVXX变。

⑥、为保证XXXX县西北片的供电合理性，2009年将对35kVXX变进行升压改造。

4

根据XXXX县供电公司电网的发展规划，至2005年，XXXX县供电公司将拥有变电所16座，其中220kV变电所1座，110kV变电所3座，35kV变电所12座；至2010年，XXXX县供电公司将拥有变电所18座，其中，220kV变电所1座，110kV变电所4座，35kV变电所13座，主变总容量将大于400MVA

2.3 调度管理关系及远动信息传输方式

根据“统一调度，分级管理”的原则，结合XXXX县电网的实际情况，调度管理关系主要有以下情况：

1、地、县调二级调度管理。110kV变电所及重要的35kV联络线由XX市调和XXXX县二级调度管理。

2、县调直接调度管理。除重要的35kV联络线以外的所有35kV设备及部分110kV设备，由XXXX县供电公司直接调度管理

因此，目前XXXX县供电公司调度自动化系统应采集所有35kV~110kV电压等级的远动信息，并负责向地调转发所有地调所需要的信息。

2.4 电力通信网概况

经过一期电力信息网的建设，XXXX县供电公司已经完成了主环网中的局本部→XXXX变→XX变→XX变→XX变→XX变，局本部→XX变；分支站点中的局本部→黎城变的光纤通道建设及各站点的设备安装、投运工作。但尚有XX、XX、XX个变电所尚未进行光纤通道的建设工作。

随着无人值班变电所的迅速建设，XXXX县供电公司将在2003年初完成电力信息网的二期建设工作，完善三个尚未进行电力信息网建设的站点，保证无人值班变电所建设成功后能迅速发挥应有的作用。另外，由于办公自动化及MIS等系统对电力信息网要求的提高，对农村供电营业所的光纤通道建设也将纳入到电力信息网建设中来。

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3. XX市XXXX县电网调度自动化系统概况

XXXX县供电公司调度自动化系统原采用XXXX研究院的基于DOS平台的XXX1系统，

3.1 主站端计算机系统现状

1995年8月投入运行并于1996年1月通过省局组织的实用化验收，1999年为解决Y2K问题，升级为该所的基于Windows 98操作系统的XXX2系统。

XXX2主系统由包括两台前置机、两台后台机构成的双主机、双前置系统，配置了两台调度工作站供调度员使用，另配有1：16MOXA卡两块、双机切换板两块、网卡和连接器六套、通道板八块，最多可以接入16个厂站。另配备有一台EPSON LQ-1600K打印机，用于打印实时信息及报表等。

XXX2系统自投入使用以来，为调员提供了大量丰富的有功、无功、电流等实时数据，准确清晰的各种变电站主接线图、系统接线图及出线的有功、无功、力率曲线图，方便全面的大量报表数据等，极大地方便了调度值班人员对电网进行全面监控，为其集中精力管好电网的安全运行打下坚实基础。

3.2 厂站端远动系统的现状

XXXX县供电公司调度自动化系统目前已经接入了15个厂站，厂站端自动化设备包括传统的RTU设备（C－9302）及变电站综合自动化设备（如RCS－9000、PD6000），这些设备与主站端的通信目前均使用CDT规约、模拟方式进行，最大波特率1200。至今年年底，将完成对十一座变电所的无人值班改造工作，至目前为止，已经有十座变电所实现了无人值班。

3.3 调度自动化系统实现功能

XXXX县供电公司调度自动化系统实现了实现功能： (1)

系统目前主要实现了SCADA功能，可以完成数据采集、画面显示、报表打

印、历史数据查询、事故告警、遥控、遥调及数据转发等基本功能。

(2)

通过网桥实现了调度自动化系统与MIS系统互联，在MIS系统中可以通过

外部浏览方式查看一些历史数据、告警信息和实时画面。

3.4 现有调度自动化系统存在的问题

尽管XX市XXXX县供电公司调度自动化系统于1996年通过了实用化验收的要求，但是，随着科技的发展，各种新技术、新装置电力系统的广泛应用，今年XXXX县供

6

电公司大规模的变电所无人值班改造工作的进行以及XXXX县电网的不断扩大，现有的XXX2系统已经不能满足电网发展对其的需要。系统存在如下问题：

（1）系统的体系结构已经落后。XXX2为简单分布式系统，网上的各台工作站配置相同，虽然网络维护简单，各工作站之间存在数据不一致问题，系统开放性差，和其他系统互连及数据共享不方便。

分布式系统的双主机方式，存在部分信息的存储仅有运行主机上有，而备用主机上没有的问题，因此，查找信息很不方便。数据库的修改也必须在运行主机上进行，如果在备用主机上修改，经常会发生数据库出错的现象，严重时导致系统瘫痪。

（2）系统未采用可靠的数据库系统。系统历史数据库采用文本文件格式存储数据，数据没有保密性，不能保证数据库的安全性。数据库在修改过程中经常会出现严重出错而导致整个系统无法运行的现象，解决方法只能是将导致出错的修改部分删除，使系统恢复运行后重新进行修改。

（3）系统安全性不高，安装病毒防护有时影响系统正常运行，经常发生“非法操作”，数据产生丢失现象。2001年12月19日，NIMDA病毒爆发，病毒通过自动化系统浏览器侵入系统，造成调度自动化系统数据丢失，系统整个瘫痪。

（4）系统功能不能满足要求，不具备电能量采集功能。系统现有功能也达不到现有无人值班操作要求。

（5）系统的一些实用功能还有待开发，系统缺少必要的高级应用软件。

由于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，高级应用功能的需求愈加迫切。

（6）随着通道的多种实现手段，前置系统的功能已不能满足要求。虽然XXX2前置机系统采用的是双前置互为热备用的方式，但由于切换板和软件的原因，切换时间过长，造成双机切换过程中系统会中断与现场的通信。系统必须具备多种接口方式（如RS232方式和TCP/IP网络通信方式等），同时应能支持多种远动通信规约(CDT、101等)。系统应支持双通道通信方式，具有双通道自动切换功能。

（7）前置通道柜设备老化。通道机柜是1995年随当时的XXX1主站系统一同安装的，由于当时的电网发展并不是很快，因此安装容量较低，只能与16个终端进行通讯。随着XXXX电网的不断发展，至今年年底，其备用容量仅剩一路。该机柜的电源由于设计的原因，带负载能力已经明显不足。通道板的误码率在逐年增加。

（8）遥信信号误发现象较为频繁。

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4. 电网调度自动化系统设计

4.1 系统建设目标

4.1.1 XX市XXXX县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。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。

4.1.2 采用先进可靠的技术，符合计算机技术、网络技术、通信技术的最新发展趋势。更新后的调度自动化系统技术上应达到目前国内该领域的先进水平。

4.2 系统建设规模

XX市XXXX县供电公司电网调度自动化系统改造工程包括调度中心计算机系统和监控中心计算机系统。

系统应是在统一平台基础上的，将SCADA软件、应用软件(PAS)、实用软件集成在一起的计算机系统。系统采用基于100M以太网的客户/服务器方式，包括调度中心计算机系统和监控中心计算机系统两大部分。系统配备SCADA功能、PAS功能和使用软件功能。

调度中心计算机系统配置：系统服务器2台，WEB服务器1台，前置机2台，调度员工作站2台、远动维护工作站2台、PAS工作站1台，运方工作站1台、网关兼网络管理工作站1台、A3网络激光打印机1台。

每台前置机用2台1：16终端通信服务器实现1：32串口扩充。系统串口扩充按32路双通道考虑，本次工程按接入16路厂站配置（配2*16=32路MODEM板）。

4.3 系统设计原则

4.3.1 实用性。XXXX县供电公司调度自动化系统的建设应体现实用性的原则，根据电网发展的实际情况和运行管理的实际需要来进行。

4.3.2 系统互联。系统应留有与XXXX县供电公司电网调度中心现有及将建设的其它信息处理系统通信接口的能力，如调度管理信息系统(DMIS)、配电自动化系统等，充分考虑调度自动化系统和以上系统的信息交换的需求。

此外，新系统还应考虑和上级电力调度部门的电网调度自动化系统的互联，实现

与XX市调之间的实时数据、历史数据、考核数据、计划数据的双向通信。

4.3.3 主站端系统的设计应充分考虑XXXX县供电公司电网的电力信息基础设施情况，如变电所的综合自动化设备和远动设备、电力信息传输网络等，充分利用已有系统资源

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和设备，减少因新系统的建设而带来的配套设施的建设，避免重复投资，降低工程造价。 4.3.4 系统安全性。XXXX县供电公司调度自动化系统监控系统必须具备可靠性高的自身安全防护设施，能有效地防止黑客的非法侵入和病毒的感染，保证网络的安全。 4.3.5 新系统应为用户提供进行二次开发的手段，保证系统不仅满足用户当前的功能需求，而且能满足用户增加新功能的需求。用户可以自行追加新的功能，并能随着计算机技术的发展而可靠升级。

4.4 系统的总体要求 4.4.1 可靠性要求

(1) 系统的重要单元或单元的重要部件应为冗余配置，保证整个系统功能的可靠性不受单个故障的影响。

(2) 系统应能够隔离故障，切除故障应不影响其它各节点的正常运行，并保证故障恢复过程快速而平稳。

(3) 硬件设备的可靠性：系统所选设备应是符合现代工业标准，并具有相当的生产历史，在国内计算机领域占有一定比例的标准产品。所有设备具有可靠的质量保证和完善的售后服务保证。

(4) 软件的可靠性：软件的开发应遵循软件工程的方法，经过充分测试，程序运行稳定可靠，系统软件平台应选择可靠和安全的版本。

(5) 系统集成的可靠性：不同厂家的软、硬件产品应遵循共同的国际或国内标准，以保证不同产品组合一起能可靠地协调工作。 4.4.2 开放性要求

(1) 系统应遵循国际标准，满足开放性要求。选用通用的或者标准化的软硬件产品，包括计算机产品、网络设备、操作系统、网络协议、商用数据库等均遵循国际标准和电力工业标准。

(2) 系统应采用开放式体系结构，提供开放式环境。能支持多种硬件平台；支撑平台采用国际标准开发，所有功能模块之间的接口标准应统一；支持用户应用软件程序的开发，保证能和其它系统互联和集成一体，或者很方便地实现与其他系统间的接口。系统应能提供以下开放式环境，包括：

? 标准的数据库访问接口

? 基于标准的图形用户编辑、生成工具及访问接口 ? 标准的网络通信应用层协议、应用基本函数及调用接口

9

? 开放式系统软件运行任务调用接口 ? 系统软件集成的开放环境

(3) 系统具有良好的可扩展性，可以逐步建设、逐步扩充、逐步升级。

?

系统容量可扩充，包括可接入的厂站数量、系统数据库的容量等，不应该有设计容量上限制，从而能使系统可以整体设计分步实施。

?

系统功能可扩充，能不断增加新的功能模块，以满足电网监控与运行管理不断发展的要求。

4.4.3 安全性要求

(1) 满足《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》（中华人民共和国国家经济贸易委员会第30号）对电力监控系统和系统之间互联的安全要求。

(2) 系统应具有高度的安全保障特性，能保证数据的安全、信息的安全和具备一定的保密措施，执行重要功能的设备应具有冗余备份。系统运行数据要有双机热备份，防止意外丢失。

(3) 调度自动化系统与其它各信息处理系统之间应是相对独立的关系。各系统之间的互连必须通过有效的安全隔离措施，禁止外部系统对调度自动化系统数据的直接调用。

(4) 系统应构筑坚固有效的防火墙，最大限度地阻止从外部对系统的非法侵入，有效地防止以非正常的方式对系统软、硬件设置及各种数据进行更改等操作。

(5) 系统的管理上应采取各种措施防止内部人员对系统软、硬件资源、数据的非法利用，严格控制各种计算机病毒的侵入与扩散。当入侵发生时，系统能及时报告、检查与处理，系统万一被入侵成功或发生其它情况导致数据服务崩溃时要能在很快时间内恢复。

4.5 系统容量

XXXX县供电公司电网调度自动化系统配置规模表 序号 1 配置内容 通信接口 设计水平年(2005年) 32 5 远景年(2010年) 64 6 1.1 远动前置机通信接口 1.2 与其它系统或网络的接口 2 远动信息 10

2.1 模拟量 2.2 状态量 2.3 脉冲累计量 2.4 遥控量 3 应用信息 8192 16384 1000 4096 100组 1000 500条 16384 32768 2000 8192 200组 2000 1000条 3.1 事故追忆量 3.2 计算点 3.3 历史曲线 4 网络规模 200 30 10 400 60 20 4.1 电网节点数 4.2 变电所 4.3 跨地区联络线

4.6 系统性能指标

4.6.1 系统年可用率：≥99.9% 4.6.2 运行寿命

? 所有设备的寿命在正常使用并具有一定备品条件时不少于15年。 ? 所有设备(包括电源设备)在给定的性能指标下运行，连续4000小时内不需

要人工调整和维护。

? 变电所远动设备的MTBF：≥20000小时。

4.6.3 实时性指标

(1) 遥测量越死区传送时间，正常情况下≤3s。 (2) 遥信变位传送时间≤2s。

(3) 遥控、遥调命令传送时间≤4s(包括校验-返回-执行时间)。 (4) 系统实时数据扫描周期2～10s(可调)。

(5) 画面调用响应时间(从按键到显示完整个画面时间)，85%的画面≤2s，其

它画面≤3s。

(6) 画面实时数据刷新周期3～10s(可调)。

4.6.4 准确率指标

(1) 遥信动作准确率≥99.9%(不考虑遥信输入接口回路的干扰)，

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(2) 系统遥测误差≤1.5% (3) 遥控准确率≥99.99% (4) 遥调准确率≥99.9%

(5) 系统与标准时间误差≤2ms(利用GPS)

4.6.5 负荷率指标

电网正常状态下：

(1) 在任意30分钟内，服务器CPU的平均负荷率：≤20%。 (2) 在任意30分钟内，工作站CPU的平均负荷率：≤30%。 (3) 在任意30分钟内，局域网的平均负荷率：≤15%。 电网事故状态下：

(1) 在任意30s内，服务器CPU的平均负荷率：≤40%。 (2) 在任意30s内，工作站CPU的平均负荷率：≤60%。 (3) 在任意30s内，局域网的平均负荷率：≤30%。

4.6.6 事件顺序记录(SOE)分辨率

站内辨率＜10ms 站间辨率＜20ms

4.6.7 系统事故追忆(PDR)

(1) 事故前追忆3个周期 (2) 事故后追忆4个周期

(3) 事故追忆数据扫描周期2～10s可调。

4.6.8 通信速率

RTU和主站计算机系统通信速率常规远动通道300～9600bps，光纤通道2Mbps 计算机网络通信100 Mbps

4.6.9 主备切换时间

双机故障切换时间≤30秒

4.7 系统体系结构

4.7.1 XXXX县供电公司电网调度自动化系统应是在统一平台基础上的，将SCADA软件、

应用软件(PAS)、实用软件集成在一起的计算机系统。

4.7.2 系统应采用功能分布式的系统设计和全分布的网络体系结构。系统基于TCP/IP

网络，所有功能采用客户/服务器(Client/Server)和B/S（Browser/Server）模

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式分布于网络中，支持和管理网络中各自独立的处理节点，使数据共享。 4.7.3 系统在逻辑上由客户机(Client)和服务器(Server)两部分组成。服务器的基本

任务是数据维护和数据处理，并响应客户机的请求向客户机传送格式化的数据信息。客户机则负责提供用户界面，如图形、表格以及声音、动画等。系统客户机不拥有自己的历史数据库，所有需要的数据及信息均取自于服务器，所以每台客户机在任何时候均可以开启或关停而不影响其历史数据及信息查询。

4.7.4 系统前置机和服务器之间，服务器和客户机之间的网络通信和数据传输应完全

采用基于可靠连接的网络非透明通信方式(即点对点方式)。前置机接收厂站RTU的数据通过点对点的方式写入到服务器中；客户机则是以一问一答的方式向服务器请求数据；控制命令也是由客户机以点对点的方式传递给服务器，服务器再以点对点的方式传递给前置机。

4.7.5 SCADA服务器是调度自动化系统的核心，从系统可靠性要求考虑，配置双服务器。

前置机是特殊类型的客户机，完成系统和现场数据的接口任务，配置双前置机。系统其他各种工作站均是客户机，其数量理论上可根据需要任意配备。 4.7.6 调度自动化系统的实时数据可在XXXX县供电公司整个企业网络范围内共享，该

功能通过建立“实时数据共享中心”的方法来实现。“实时数据共享中心”是调度自动化系统实时数据库子集的映射，供其他信息处理系统查询、调用。本设计中，“实时数据共享中心”的功能由系统Web服务器来实现，Web服务器建立有其它信息处理系统所需的数据库，包括各类历史数据等。Web服务器（实时数据共享中心）相对于调度自动化系统的服务器，它只是普通的客户机。但是相对于其它系统的计算机而言，它起到“实时数据共享中心”服务器的作用。因此，电网调度自动化系统是一个二级结构的客户/服务器系统。 4.8 系统安全措施

4.8.1 《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》第三条规定“电力

系统中，安全等级较高的系统不受安全等级较低系统的影响。”根据规定，应保证安全级别较高的调度自动化系统具有较高的安全可靠性，与安全级别较低的其它系统有足够的安全隔离措施。

4.8.2 调度自动化系统的实时数据可在XXXX县供电公司整个企业网络范围内共享，但

是其它信息处理系统(如MIS系统、OA系统等)不能直接访问调度自动化系统的数据库。为了能从结构及数据流向上完全隔离安全等级较低的系统与调度自动化系统之间的联系，Web服务器（实时数据共享中心）与系统数据库之间必须具有安

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全隔离措施。

4.8.3 在Web服务器（实时数据共享中心）和调度自动化系统（实时系统）之间应设置

“防病毒物理隔离设备”，以实现调度自动化系统与其他系统的有效隔离，保证系统的网络安全。防病毒物理隔离设备应内置防火墙功能，防止外部非法侵入。调度管理信息系统（DMIS）、MIS系统和OA系统等安全等级低于调度自动化系统的管理系统，通过访问Web服务器（实时数据共享中心）实现和电网调度自动化系统的互联。

4.8.4 配网管理系统（DMS）、负荷管理系统和电力市场售电侧决策系统等与调度自动化

系统具有相同安全等级，这一类计算机系统与电网调度自动化系统存在双向的数据交流，既需要从调度自动化系统获取数据，为了实现某些功能也需要向调度自动化系统传送数据。对于这类系统可以统一采用“交换机+防火墙”的方式实现和电网调度自动化系统的互联。

4.8.5 对利用拨号MODEM登陆到调度自动化实时系统的远程计算机，也必须有一定

的安全隔离措施，限制非法用户的登陆。

4.9 系统硬件配置 4.9.1 硬件配置模式

XXXX县供电公司电网调度自动化系统基于100M以太网，体系结构上采用二级结构的客户/服务器方式，包括系统服务器，WEB服务器，前置机，以及调度员工作站、远动维护工作站、PAS工作站、运方工作站、网关兼网管工作站等，为保证调度自动化系统的安全性，系统还包括防病毒物理隔离设备。参见“附图：XXXX县供电公司电网调度自动化系统配置参考图”。系统采用专用高档微机服务器作为SCADA系统服务器，客户机可以采用高档微机，保证了系统的高性能，高可靠性，开放性好，维护方便，投资适中。 4.9.2 网络结构

(1) 系统采用100M以太网，单网结构，基于SwitchHub连接。考虑到实用性和可靠性兼顾的原则，建议不采用双网结构，基于以下理由：

? XXXX县供电公司电网调度自动化系统的数据流量不是很大，100M的网络速度

足够。

? 基于SwitchHub的连接，在技术上可达到零故障率的高可靠性。

? 实际应用表明双网结构对提高系统可靠性没有明显的作用，且双网结构会增加

系统结构的复杂程度和每个服务器或工作站的配置要求，增加网络及设备的运行

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负载。

(2) 调度自动化系统互联和监控中心的的网络互连。XXXX县调度自动化系统本期工程不考虑监控中心，将来来如果要建设监控中心，监控中心具有与调度中心相同的最高的安全级别，两者可以按同一个局域网(LAN)考虑。

(3) MIS、OA等非实时的计算机信息处理系统只能通过Web服务器（实时数据共享中心）和调度自动化系统互联，从而起到物理隔离的作用，保证调度自动化系统的安全性。在SCADA系统与Web服务器的连接处设置防病毒物理隔离设备。

(4) 调度自动化系统和配网管理系统（DMS）、负荷管理系统等实时系统的互连，通过“交换机+防火墙”来实现。 4.9.3 系统服务器

系统服务器是调度自动化系统的核心，可靠性要求高，建议配置双服务器，并互为热备用。为了保存历史数据，方便数据库管理，并提高数据保存的安全性和可靠性，配置大容量磁盘阵列（Cluster）。

系统服务器至少有以下三方面的功能：

? 完成系统数据功能

? 负责维护和存储系统实时数据

? 负责维护和存储系统历史数据，配CD-R/W光驱，作为远动人员备份数据用的

工具。

4.9.4 实时数据共享中心兼Web服务器

配备实时数据共享中心兼Web服务器一台，用于实现实时数据的全局共享。供电公司的管理信息系统(MIS)可从Web服务器内获取调度自动化系统运行的实时数据、历史数据和统计数据。MIS及其它信息处理系统的用户及其应用软件对电网运行情况的监视只能通过Web浏览方式实现，而且只能是读访问。可以浏览和发布的信息包括电网运行状态、统计分析结果、图形及报表等。

Web服务器实现在MIS网、远程工作站上进行电力系统运行数据的查询。其它信息处理系统的任何一台电脑只需安装Internet浏览器便可进行Web查询、调用。

“实时数据共享中心”是系统实时数据和历史数据的数据镜像，向调度管理信息系统（DMIS）、MIS系统和OA系统等安全等级较低的计算机系统提供数据服务。

实时数据共享中心具有较大的存储空间，可以存储一年以内企业内各信息处理系统、信息管理系统所需要的历史数据，按照一定的周期从调度自动化系统拷贝数据，更新存

15

储在实时数据共享中心数据库中的最新电网数据。

实时数据共享中心兼Web服务器应具有较强的处理能力，具有处理多进程、多用户的能力，在较多用户访问时能保证各用户具有较短的响应时间。

实时数据共享中心兼Web服务器通过物理隔离设备和SCADA系统相连。物理隔离设备起防病毒和防黑客入侵的作用。 4.9.5 前置机

(1) 系统前置机负责采集调度自动化实时数据，是系统与现场数据接口的关键部位，配置双前置机，并互为热备用。根据XXXX县供电公司电网远动设备和通信系统的实际情况，前置机应能接收通过光纤、扩频、载波和音频电缆等各种通讯媒质传送来的远动信息。前置机能同时支持网络化通信和常规远动通道两种通信方式。

(2) 选用高性能微机或者工业控制计算机作为前置机。当变电所RTU通过调制解调器通信时，前置机通过终端服务器接收厂站传送来的数据；将来厂站端远动设备配置网络接口和具备网络通道时，前置机可通过网络交换机直接通信。

(3) 用终端服务器来扩充串行通信口。配机架式1:16终端服务器4台，扩充2*32个串行通信口。本期配2*16路通道MODEM。将来如需要接入新的厂站，可以增加通道MODEM的配置，也可以考虑用网络方式接入。

4.9.6 调度员工作站

(1) 配置2台调度员工作站完成对电网的实时监控功能。调度员工作站应采用较高档微机，配备21”液晶显示器。

(2) 调度员工作站主要提供人机交互界面，显示图形和实时数据、PAS数据、调度管理信息等。 4.9.7 维护工作站

(1) 配置2台维护工作站供自动化人员用来完成修改图形、修改系统数据库，制作/打印报表、监视系统运行工况、备份数据等一系列工作，也可兼作为打印工作站。

(2) 维护工作站选用高档机，配有CD-R/W光驱，作为自动化人员备份数据用的工具。

(3) 在维护工作站2上设置Web代理功能，调度自动化系统与其它系统的交互数据在此中转，起到进一步的安全隔离作用。 4.9.8 应用软件(PAS)工作站

配置一台高档微机，用于PAS计算，完成相应的应用功能：如网络拓扑及状态估计、

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调度员潮流、负荷预测等。 4.9.9 运方工作站

配置一台高档微机，提供给运行方式人员负荷预测等工作的使用。 4.9.10 网关兼网络管理工作站

(1) 配置1台网关兼网络管理工作站，以备将来其他系统通过网络交换机和网

关接入到调度自动化系统中来。有可能介入的计算机控制系统如配电管理系统、电能量计量系统、商业运营系统等。必要时，它也可以考虑作为网络RTU的接入口。

(2) 在网关计算机上加装防火墙软件，达到计算机系统互连的安全防范措施，

减少或杜绝通过其它计算机系统带来的对本系统的病毒危害和攻击。

(3) 在外接其它计算机系统数量不多的情况下，数据流不大，网关程序造成的

计算机负载不大，可以在网关计算机上安装网关软件，实现对全局域网服务器、工作站的工作状况进行监视和维护。 4.9.11 网络交换机

通过网络交换机实现整个调度自动化系统的网络硬件连接：

（1）实现调度自动化系统全部计算机、终端服务器、网络打印机等设备的连接，以及调度中心和监控中心的连接；

（2）作为经过网络化改造的厂站远动系统的接入口。

调度自动化系统的计算机、终端服务器、网络打印机等总数在20口以内，考虑到一定的余量，按提供24个物理接口考虑。另外需要为将来的网络化RTU或变电站综合自动化系统提供网络物理接口，还要考虑调度自动化系统和电力信息网的网络物理接口，因此配24口和48口网络交换机各1台。 4.9.12 打印机

配A3激光打印机一台，用于报表和随机事件的打印。该激光打印机挂在网络上。 4.9.13 防病毒物理隔离设备

SCADA系统是电网调度的核心，在SCADA系统与Web服务器的连接处设置防病毒物理隔离设备，既保证SCADA系统能将实时数据放在Web服务器上对MIS系统发布，又从物理链路上隔离SCADA系统和MIS系统，使再高明的黑客都不能通过MIS系统入侵SCADA系统，确保电力调度工作的正常开展。

防病毒物理隔离设备应内置防火墙功能，防止外部非法侵入。

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4.9.14 其它硬件设备

配GPS天文时钟一台，接入到系统服务器中，用于全网时钟同步。 配拨号MODEM一台，用于系统远程维护。

4.10 调度自动化系统的电源

电网调度自动化系统需要配备交流不间断电源UPS设备，以保证计算机系统电源的持续可靠供给。XXXX调度自动化系统共有计算机12台，按每台计算机平均400W考虑，共记4800W，打印机、前置机通道柜和其他的一些网络设备总记不超过程4000W，因此考虑配备电源容量为10kVA。

电网调度中心对全网运行具有很高的重要性，UPS电源应保证足够的后备时间，以使系统不受市电中断的影响或者使运行人员在市电中断期间可以充分采取应对措施， UPS电源应在市电失去后保证有4个小时的后备时间。

4.11 系统软件配置

4.11.1 系统软件应采用功能化和模块化的设计。软件系统的结构为：最底层为操作系统平台，其次是数据库(DBMS)支撑平台，然后是SCADA基础平台，SCADA基础平台之上是PAS应用软件模块以及其它功能模块。

为了保证系统的安全，系统应安装防病毒软件。 4.11.2 操作系统及数据库系统

(1) 系统服务器与Web服务器采用采用Windows NT/2000 Server操作系统。 (2) 数据库采用通用商用数据库系统，由于系统服务器Windows NT/2000 Server操作系统，数据库建议选用IBM DB2 或者Microsoft的SQL Server 2000。

(3) 工作站（客户机）采用Windows 2000 Professional 操作系统，SCADA报表系统应基于Microsoft Excel实现，因此完成报表制作和打印的工作站（客户机）应安装MS Office 2000套件。 4.11.3 防病毒软件

在调度自动化系统的SCADA服务器、WEB服务器以及所有工作站上，应配置防毒程序软件。

当防病毒厂家发布新的病毒代码库时，已安装的防毒系统要及时随之升级，这样才能有效防范新病毒。 4.11.4 SCADA基础平台软件

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(1) 实时数据库管理系统软件

实时数据库专门用来提供高效的实时数据存取，实现电力系统的监视、控制和电网分析。由于系统采用客户/服务器体系结构，实时数据库管理系统软件只运行在系统服务器上，实时数据库也只存在于系统服务器上。

(2) 历史数据库管理系统软件

历史数据库管理系统用来保存历史数据(包括曲线、报表等采样数据、告警信息记录等等)。和实时数据库一样，历史数据库也只存在于系统服务器上。 4.11.5 计算机网络通信软件

该软件维护集成性和协调整个计算机系统，同时提供一个访问SCADA实时数据库和历史数据库的用户接口。 4.11.6 图形与人机联系软件

(1) 采用目前流行的工业标准软件，基于统一的跨平台图形及人机界面系统。提供全Windows风格的人机界面，全图形、全中文对话、全程中文帮助信息、全鼠标操作画面窗口，具有缩放、漫游、拷屏、数据设置(有权限等级)等功能。

(2) 图形系统要支持多窗口分层、大屏幕投影显示，支持与数据库的关联，可根据电力系统接线原理对各元件进行逻辑上的有机联系。

(3) SCADA和PAS应有统一的一体化的图形平台。 4.11.7 SCADA功能软件

(1) 前置机通信软件

? 实现与各种类型的终端进行通信(如RTU、变电站综合自动化系统、模拟

屏、转发等)、规约解释、收发数据、数据预处理、误码率统计、数据终端属性配置等功能。系统容量具有可扩充性，不应该有设计上的限制。

? 前置机通过网络终端服务器扩充串行口实现和厂站RTU或者变电站综合

自动化系统通信。应支持县级电网目前采用的所有通信规约和用户要求的通信规约，除部颁CDT规约外，特别还应包括IEC60870-5-101、104规约等。速率为300～9600bps（常规远动通道）和2Mbps（电力通信光纤网络）。

(2) 数据处理和控制软件

? 能处理各种模拟量、状态量、脉冲量等数据，以图形、表格、文字等形式

进行显示，并保存所有要求的信息。

? 对遥测量越限、开关/刀闸状态变化、保护动作等可给出推画面告警及语

音报警，并记录归档，提供事故追忆功能。可进行遥控、遥调、对时等操作。

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? 提供各种计算和统计值，如电压合格率、功率总加等，并能自定义公式。

各种采集量及计算量能在线修改及打印，能提供较友善的人机界面。

? 其系统模块至少应包括：数据采集及处理子系统、计算引擎及计算子系统、

告警子系统、数据查询子系统、口令安全子系统、系统配置子系统、事故追忆子系统、图形子系统、报表子系统、检测维护子系统等。 4.11.8 系统实用软件

(1) 智能调度操作票预演

? 具有智能调度操作票及调度员预演培训功能 ? 可智能生成综合令/逐项令操作票 ? 可图形化单步生成操作票 ? 模拟演示操作票的内容 ? 提供培训练习功能 ? 自定义和编辑典型操作票 ? 提供操作票管理功能 (2) 电能量考核软件

? 对各变电所线路、联络线的电能量数据进行采集、统计 ? 可以根据线路两端的电能量数据进行线损的统计计算功能

? 利用各变电所提供的用电计划数据与实际的电能量数据进行比较计算，根

据计算结果和考核规则对各变电所用电量状况进行考核。

(3) 考核统计软件

? 母线电压合格率考核 ? 线路负荷统计 ? 无功电压考核 ? 停用电时间统计

4.11.9 电力系统应用软件(PAS)

电力系统应用软件应基于SCADA基础平台，和SCADA系统实现一体化集成。PAS应以实用为原则，兼有一定超前性，并以模块化编程，以后能方便地扩展功能。

(1) 网络拓扑及状态估计

? 网络拓扑使用电力系统元件的连接关系(逻辑设备的实时状态)，来决定实时

网络结构。

? 拓扑分析应能根据电力系统逻辑设备的实时状态改变而自动执行。

20

? 拓扑分析的结果既可以供状态估计软件使用，也可以将电力系统的网络连接

和电气状态以单线图形式输出。

? 状态估计使用实时数据、计划负荷、网络拓扑的结果等，采用成熟可靠的算

法，为电网模型取得一个完整的和一致的母线电压和状态变量。

? 状态估计应具有开关状态误差分辨功能，能正确分辨由于遥信误动作而产生

的开关状态变位。

(2) 调度员潮流

? 调度员潮流使用可靠快速的算法来生成某一给定网络条件的潮流问题的解

决方法。

? 调度员潮流应能以单线图的形式输出其结果。 ? 调度员潮流算法应是快速的、真实的和可靠的。

(3) 负荷预测

? 系统负荷预测按周期可分为超短期、短期、中期预测，其中调度部门负责超

短期预测，每日需向上级调度部门提供本辖网内明日负荷预测数据。

? 软件应能根据电网运行状态、检修计划、相关历史负荷数据、近2～3年负

荷及增长情况、相关的历史气象资料、历史事件资料等一系列关系到负荷变动的因素来对当前和以后的负荷情况作尽可能准确的预测。

? 要求对自身预测的准确率能进行统计、考核，修改曲线时能方便地在图形上

直接修改。

4.12 系统功能 4.12.1 SCADA功能 4.12.1.1 前置机系统功能

SCADA前置机系统完成数据采集功能。前置机系统通过与各远方RTU或变电站综合自动化系统的通信实现对电网实时运行信息采集，将其接收到的实时数据通过网络点对点通信方式写入到系统的实时数据库中去。前置机系统同时接收用户控制命令，通过向远方终端下达控制命令实现对远方站的调控功能。前置机系统在调度自动化系统中处于非常关键的地位，要求其必须具有高度的可靠性和强大的信息处理能力。

前置机系统应具有以下功能：

(1) 与RTU或综合自动化系统的通信(包括CDT、Polling方式常用规约，如点

对点通信的部颁CDT规约、IEC60870-5-101规约等，以及基于网络通信的

21

IEC60870-5-104规约)。

(2) 支持全双工方式通信。传输速率(常规远动通道)300，600，1200，2400，

4800，9600bps可选。

(3) 能够接收处理不同格式的遥测量，遥信量、脉冲量，并处理系统要求的统

一格式。

(4) 能够接收处理RTU记录的SOE事件信息。

(5) 能够实现对RTU的遥控、遥调、对时等下行信息。

(6) 可以单通道或双通道方式收发同一RTU数据。双通道工作时，可各自使用

不同通信模式（数字或模拟通信方式，常规通道方式或网络通信方式），并能根据通道状态切换主/备通道。

(7) 支持一点多址通信方式。

(8) 后台数据库通过逻辑站的概念，支持远方站重组。例如：多台RTU传送同

一厂站的信息时，可将这几个RTU的信息，组成一个逻辑站。

(9) 可接收同步/异步通道信号。

(10) 具有对通信过程监视诊断，统计通道停运时间。 (11) 能在线关闭和打开指定通道，可动态复位通信口。 (12) 具有与GPS时钟接口。

(13) 以厂站为单位分类组织实时数据：

? 遥测量YC(模拟量)：带符号二进制数。 ? 遥信量YX(数字量)

? 电度量YM(脉冲累计量或数字量)

? 事件顺序记录(SOE)：在数采库内循环记录。

(14) 前置机系统采用双机互为热备用工作方式的冗余配置，由系统运行管理软

件监视其运行状态，支持手动或自动切换功能。

(15) 前置机系统应交互方便、人机界面友好。其人机界面应提供如下功能：

? 各厂站通信原码监视，显示报文帧格式数据。应具有通信原码报文录制

存盘功能。

? 对前置机系统配置库进行管理，如：插入、删除、修改。 ? 修改和设置通道参数和厂站参数。

? 以厂站为单位分类组织的远动信息监视：遥测YC、遥信YX、电度YM、

厂站的SOE数据以及通道状态的监视。

22

? 可以监视厂站远动设备的运行工况、通道的工况和误码率。 ? 厂站运行工况统计分析、厂站操作统计分析

(16) 具备与XX市调进行数据网络通信的功能，能向市调转发数据，也能接收

市调的转发数据。 4.12.1.2 数据采集

(1) 模拟量

?

模拟量主要包括：有功功率、无功功率、电流、电压、周波值及其它测

量值。

?

可设定每个模拟量的限值范围，仅把超过限值具备变化的值发送给控制

系统，每个模拟量的限值范围可在工作站通过人机界面设定。

(2) 状态量

状态量包括：断路器位置、事故跳闸总信号、预告信号、刀闸位置、有载调

压变压器抽头位置、主保护动作信号、事件顺序记录、RTU状态信号、系统各工作站状态信号等。

(3) 脉冲量

脉冲量包括：各厂站RTU脉冲电度量等。 (4) 保护及综合自动化信息

系统对RTU除完成远动四遥功能之外，对已安装变电站微机保护及综合自动

化系统的厂站亦可完成相应的保护数据采集及控制功能。包括：

1) 接收并处理保护开关状态量 2) 接收并处理保护测量值量 3) 接收保护定值信息

4) 远方传送、设定、修改保护定值 5) 接收保护故障动作信息 6) 接收保护装置自检信息 7) 保护信号复归

4.12.1.3 数据处理

(1) 模拟量(YC)数据处理

1) 把标识符转换为技术地址

2) 技术地址作为数据的关键字而访问数据库，并为后面的其它功能提供数值。 3) 将生数据转换为工程量

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4) 条件归零

5) 可设定每个值的归零范围，将近似为零的值置为0，消除零漂。 6) 越限检查

7) 通过数据库为每个遥测值及计算值规定两个上限及下限。

8) 滤波处理，规定数据的最大合法值和最小合法值，当数据超出范围时，视为

不合格数据被滤掉。同时还规定相邻两帧数据的最大跳变量，当数据跳变过大时视为不合格数据被滤掉。

9) 积分值和平均值计算：根据实际功率完成积分值及平均值计算。

10) 最大值及最小值计算：将遥测在某一段时间内出现的最小值、最大值及出现

的时刻一同存入数据库。

11) 存贮入数据库：数据库中的遥测记录由时标、工程值和量纲组成。数据库中

数值为后续子系统提供数据，可分配历史和未来数据等任务。

12) 各模拟量描述电力系统运行的实时量化值。各线路及主变的有功、无功、电

流电压值、主变油温及周波等值。同时为这些量化值标出质量单位，以确定各值所处的状态(正常、越限、人工数据、坏数据等)。通过人机界面为调度人员提供清晰的电力系统各级量化概念。

(2) 状态量(YX)处理

状态量处理任务完成如下功能： 1) 描述电网运行状态

? 各开关位置 ? 各刀闸位置

? 变电站开关状态及主变分接头位置 ? 保护动作状态 ? 各通道运行工况

2) 监视电网及设备变化状态，迅速发出告警

? ? ?

确认遥信值的类型 (开关、保护、刀闸、事故、预告等)

根据开关变位、保护动作及事故总信号判断是正常变位还是事故变位 确认监视并为操作员引出专门的文字信息表、语言信息和厂站工况图

3) 信息处理与显示

? ?

图形显示 文字显示

24

? ? ? ? ?

语言信息系统 实时及历史数据库 变位打印及表格显示 事故追忆 模拟盘及转发

(3) 脉冲量(YM)

电度量的采集主要是采集电度表的脉冲计数，为电网的电量考核功能提供基础数据。对电能量的处理主要为：

? 实时保存上周期的脉冲值，计算出周期内的电量。 ? 无脉冲量的点，可采用积分电度的方法计算电量。

? 系统可设定每日高峰、低谷、腰荷时段，计算出各时段电量，并进行日、

月、年统计计算。

(4) 计算功能

系统应至少提供以下的一些基本的计算功能：

? 总加计算：用户设定总加公式进行总加计算。 ? 限值计算：统计越限时间、合格率等。

? 平衡率计算：用户可对线路、变电站、及地区进出功率进行平衡比较。 ? 累加计算：计算电度累计值，积分电度量，对遥信变位次数等进行累加运

算。

? 功率因数：计算各线路、主变及地区的功率因数。

? 统计计算：针对一段时间内(日、月、年)的统计处理均可实现。如：计算

各模拟量的最大、最小、平均及最大、最小值出现时间等。

? 旁路自动替换：由状态量及模拟量共同确定母线旁路状态，自动作出模拟

量旁路替换。

? 线损计算：根据线路两端的功率或电量，自动计算出线损。

? 此外要求系统配置一套完整的自定义公式编译子系统，此子系统中能提供

各种常用数学函数，并允许组合、嵌套，同时允许带条件运算及递归。利用此系统的功能可以生成各种计算公式，满足多方面的应用需求。计算子系统是在在线方式下完成各种计算任务，在系统启动时自行启动，按照数据变化及规定的周期、时段不断处理计算点。

4.12.1.4 考核统计功能

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? 母线电压合格率考核 ? 线路负荷统计 ? 无功电压考核

? 停用电时间统计，停用电时间可以区分人工投退和故障停运两种情况。

4.12.1.5 电网控制功能

(1) 功能要求

1) 可对各厂站RTU接入的断路器及隔离开关正确控制。 2) 可对有载调压变压器分接头调节。

3) 可对其它可控点进行控制(隔离开关、距离保护闭锁复归等)。

4) 控制功能具有防误闭锁功能，包括检查各种条件：如“允许遥控”，控制状态与开关当前状态相符等。用户可为每个控制对象设置其“控分”与“控合”互联闭锁约束条件，系统根据条件检查控制过程。

5) 遥控和遥调具备操作座席、操作员权限设置。

6) 操作使用对话框进行，操作过程安全可靠。操作有返校倒计时，执行倒计时和成功/失效倒计时，时限可调。

7) 异座席监护功能。可以采用双席监护，也可以单席操作（如遥调操作），特别是可以监护监控中心的监控工作站对电网的控制操作。

8) 主站向RTU发出的所有遥控命令都在显示画面上操作。遥控操作的每个步骤完成后，自动记录操作过程。记录内容包括：遥控对象名称、操作员姓名、遥控性质、命令发出时间、遥控执行结果等信息。

9) 对每个控制对象(开关、刀闸等)具有单独屏蔽的保护功能，解除屏蔽时应有口令保护。

10)

高级控制语言支持用户自定义控制序列命令，如可以选择不同变电所的不

同组电容器一起进行投切作为一个控制序列。控制序列可人工请求执行，或事件触发执行。

(2) 单一对象的控制过程及对话方式

控制过程主要由调度员人工启动，可以在一次接线图上进行，也可以在相应的设备列表上进行，一般步骤如下：

1) 选择控制点：调度员将光标放在要进行控制的设备上，按鼠标，将该设备相应的控制类型菜单打开，如该设备不可控，则此时显示一个错误信息，控制过程中断，如该设备控制操作要求异席监护，则此时显示异席监护提示信息。

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2) 选择控制操作：如果是开关控制，自动根据开关目前所处的分合状态，选择控分或控合；如果是变压器分接头，由调度员在弹出的菜单上选择：控升、控降或急停。

3) 发出预置命令：当调度员认为选择无误后，可以发出预置命令。预置命令发至实时服务器时，实时服务器全面检查该设备目前是否处于可控状态(如退出服务、挂牌、或已被其他工作站上调度员选择进行控制)。如状态正确，预置命令经由前置系统发往RTU进行控点选择，返送校核信息显示在弹出的对话窗上。系统记录发出本设备预置命令的事件和返送校核结果的事件。

4) 异席发出监护许可命令：此步骤仅在设备要求异席监护时进行。监护许可命令必须由其他工作站上的其他调度员发出。系统记录发出本设备异席监护许可命令的事件。

5) 发出控制执行命令：当调度员认为返送校核信息无误后，发出控制执行命令。如控制命令发出后指定时间内，该设备变位，则系统记录本设备遥控执行成功事件；否则，系统记录本设备拒控事件。

6) 发控制撤销命令：此步骤可在上述步骤的第一步之后，任一步之前发出。系统记录本设备控制撤销事件。

(3) 成组对象的控制过程及方式

由调度员预先定义和生成的一组控制命令，一次提交后，按照定义的序列一次执行，也可以选择其中部分对象后再提交执行。控制序列执行过程中，每个步骤都有提示信息，可中途暂停，或继续执行，执行结果将记入数据库中。

(4) 与监控中心之间协调控制

调度自动化系统与监控中心工作站之间可以按照职责范围、地理位置或电压等级进行数据分层、分区控制。 4.12.1.6 事故和告警处理功能

(1) 事件/事故处理

? 事故时有事故信息的文字提示，并声光或语音报警，根据设置自动打印事

故信息、自动推事故画面。

? 可根据RTU发送的事故总信号、保护信号和相应模拟量，或线路有关刀闸

状态，区别YX正常变位（操作变位）与事故变位；可保存事故信息并随时存档；继保动作亦可作为事件记录信息存档。

? 具有预告信号，无人值守变电站各类信号(如油温、UPS失电、保护信号、

大门等)的处理功能，能对这类信号的异常状态进行监视、告警、调图、

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事件打印、声光或语音报警等。

? 自动电话拨号发短消息报警。系统可根据设置，由某类异常信号触发拨号

发手机短消息报警。

? 可设置相应的告警窗口和窗口位置。

? 能根据设置随机打印事件信息，也可以事后随时召唤打印事件信息。 ? 当越限告警时，可通过报警窗口显示，并可根据需要打印记录。

(2) 事件顺序记录(SOE)

事件顺序记录以毫秒级时标记录线路开关或继电保护的动作，它们由厂站设备形成，传送至主站。主站将接收到的事件顺序记录保存在历史事件库中，供事后浏览或打印分析。

(3) 事故追忆(PDR)

1) 事故追忆功能在电力系统发生事故后启动。事故追忆信息是调度员分析事故前后电网状态的有效方法。事故追忆功能存储和记录以下数据：

? 采集数据的快照断面 ? 趋势数据 ? 状态变化的数据

2) 追忆的数据至少为事故前3帧和事故后4帧。事故前或后各多长时间用户可随意定义。追忆按照实际发生的触发条件记录存储。追忆对象支持整个电力系统实时状态。

3) 事故追忆可以以下列条件之一触发：

? 遥信变位

? 任意个YC和YX对象组成的复杂算术及逻辑条件 ? 调度员的命令

(4) 事故重演

事故重演的人机界面支持用户下列定义：

? 选择事故画面； ? 选择事故触发条件；

? 设定重演的速度(快放或慢放)； ? 设定重演的起始时间；

? 随时暂停正在进行的事故重演，并可继续进行，或重新开始其他事故重演； ? 选择事故分析对象按时间段打印。

4.12.1.7 人机联系功能

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人机界面采用统一的Windows风格。 (1) 画面类型

厂站接线图、网络潮流图、负荷曲线图、频率曲线图、其它曲线图(I、V、P、Q、历史/实时)、动态棒图、全网系统图、实时/历史数据报表、事项追忆重演曲线图、地理位置图、系统配置图、系统工况图、主机资源图(CPU负荷、磁盘使用率等)、通道工况图、实时事项弹出、报表修改、用户自定义各类画面等。

(2) 显示内容

遥测、遥信(开关、刀闸、保护信号、变压器档位信号等)、电度量、频率、系统实时或置入的数据和状态、计算处理量(功率总加，电度量总加，峰、谷、平电电量累计值、计划负荷与实际负荷的差值、功率因数)、时间等。

实时数据库所有对象的任何字段均可上画面显示，如：越限值，对象名，开关跳闸次数，主机CPU负荷，主机磁盘占用率，网络状态，通道状态及用户增加的任何字段。

(3) 图元（图素）类型

1) 各种静态图素，包括基本的点、线、圆、多边形、图块等；

2) 常用电力对象动态图元：YC，YX，YM，潮流等，YC量显示位数可定义； 3) 开放式动态图元设计：系统支持的每一种静态图元，都可由用户设计为动态图元；

4) 动态图元可按用户的设计以颜色，大小、位置，旋转角度，改换图片，改换字串等多种方式表达动态数据的值。

(4) 画面操作

1) 调图方式有热点、菜单、文件名等多种方式； 2) 支持画面漫游、无级缩放、分层显示； 3) 直接调阅画面上所显示的电气设备的参数；

4) 除已制作的报表、曲线外，可选择任意时段的数据集合，以报表、曲线或其组合的方式显示；

5) 一个显示器在同一时间里可显示多幅不同的画面； 6) 可以在线进行报表数据修改；

7) 可以在线修改实时数据库和历史数据库； 8) 能进行用电计划负荷的设置与修改；

9) 操作员执行的所有操作都严格受到权限的控制，没有相应操作权限的操作员无法执行相应的操作。系统提供的主要调度员操作有：取反、挂牌操作、

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挂接地线、拉闸开始、拉闸结束、限电开始、限电结束、选择检修区、检修开始、检修结束、停止告警、恢复告警、旁路代操作、遥控操作、档位升降操作、批量遥控、人工置数、人工变位、设置清除、保护装置投切、保护定值整定等。

4.12.1.8 安全功能

(1) 用户权限及系统安全管理

1) 系统实现用户级的权限管理，对每个使用者赋与其数据库访问、系统维护管理、数据管理及控制操作的多级权限，权限在全网上统一有效，使用者可在任一工作站上完成其权限许可的各种管理及操作。

2) 为了保证系统的安全性，每个用户均配有加密的个人口令密码，此口令密码只有其本人可以设置并修改，其它人(包括系统管理者、超级用户以及系统程序设计者)均无法知道其口令，更无法修改。由此可以确保系统重要操作的责任唯一性。

3) 提供用户分组的功能，属于某一用户组的用户自动拥有该用户组的全部权限。 (2) 安全功能

1) 操作员在座席上的登录需要身份认证。

2) 操作员的任何操作(遥控、人工置数、修改数据参数、修改历史数据等)均要经过人员与座席的双重权限认证。

3) 系统对每一个重要操作均形成操作记录。 4.12.1.9 历史数据和报表打印输出功能

(1) 历史数据库

1) 历史数据库由商用数据库来管理。采用Client/Server结构体系，处理速度

快，安全性高，保存容量大，并具有标准、开放的数据库访问接口。历史数据库和实时数据库一样为冗余双服务器热备用机制。

2) 历史数据库保存需要长期保存的模拟量和电量的时标数据(含曲线和整点数

据)，时、日、月统计数据(最大值，最小值，平均值)、历史事项数据、可保存一年以上。

3) 通过触发机制，对历史数据库中的任意数据进行修改，其相关量(计算值、

累加值)自动进行修改。

4) 对每一个实时数据库中的点，均可设置采样周期实现历史数据记录。采样间

隔以分钟为单位，用户可任意设定（至少有5分钟、1小时、1天等采样时间间隔）；存盘点个数不限。

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5) 对24小时整点数据、日/月最大、最小、平均值统计处理。

6) 历史数据库中保存的数据可通过数据库窗口列表查询，也可通过曲线画面查

询。

7) 具有保存历史数据及实时数据断面的功能。可以通过定义条件自动或手动对

系统运行状态进行断面快照，并且可以保存系统的全网断面数据用于分析或应用软件计算。

8) 历史数据库通过CD-R/W下载到光盘进行长期保存。 (2) 报表生成(电子报表格式)

1) 报表系统应基于通用的办公自动化软件MS Office 2000的Excel工具开

发，便于信息变换和共享；

2) 可生成各种格式灵活的报表，并可在表中插图，如曲线，棒图，饼图及其

它图形；

3) 具有灵活的报表处理功能，可进行表格内的各种数学运算，运算公式可在

线设置和修改；

4) 可在报表上对报表数据进行修改，由电子表格计算出的量，当分量改变时，

计算后的量也相应改变。

(3) 报表打印

1) 定点打印班报、日报、月报、操作记录，打印时间可调整设定。 2) 召唤打印实时和历史报表 (4) 事项打印

1) 实时打印各种电网事项和系统事项 2) 召唤打印历史事项(分时段、分类) (5) 其它

1) 实时和召唤打印各种操作记录(分时段、分类) 2) 管理信息图表 3) 各类统计表 4) 具有屏幕拷贝功能

4.12.1.10 其他辅助功能

(1) 系统时钟和时钟同步

SCADA系统在前置机接入标准天文时钟，向全网统一对时，并定时与各RTU远方对时。为系统提供唯一时标。

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(2) 向上级调度部门转发数据的功能 (3) 模拟屏系统控制

根据模拟屏厂家提供的通信规约，通过调度员工作站的RS-232口向模拟屏转发数据，并提供控制界面。 或者，通过调度员工作站的RS-232口向专门的模拟屏控制计算机转发数据。

(4) 大屏幕投影系统

系统提供与大屏幕投影系统的接口。 (5) UPS电源系统远方监视与控制功能 (6) 远程维护功能

系统提供MODEM拨入功能，对系统进行远程维护。

4.12.2 实用软件功能 4.9.14.1 智能调度操作票系统

(1) 智能调度操作票预演功能 1)

利用现代计算机强大的图形化界面功能和电力系统资深调度员丰富的

运行经验，运行人员只需进行简单的鼠标操作就可开出操作票，并可进行操作票模拟预演。

2)

在生成操作票和预演过程中提供防误码率判断功能，能够发现错误的和

不合理的操作，减少误操作导致的难以用数字计算的电网效益的损失。

3)

系统能够按调度的日常管理规定对生成的操作票进行显示、审查、存取、

分类、编号及自动打印。

(2) 智能生成操作票

1) 设计考虑电力系统所有主要的接线方式，如单母线(分段/带旁路)、双母

线(分段/带旁路)、二分之三接线以及角形和桥形接线等。只要定义好厂站内及厂站间拓扑关系，毋需修改代码即可正确生成操作票。

2) 系统设计时应做程序代码和到推理规则分开，因而即便是遇到其他接线方

式，也只需增加或修改规则库即可。

3) 生成操作票时，用户在图形界面下选择操作对象后，系统自动分析并显示

所选设备当前的工作状态(运行、备用、检修等)方便用户根据设备当前状态选择相应的操作任务。

4) 操作票生成后，自动进入操作票编辑界面，在此界面下，用户可仔细检查

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操作票的正确性，对多余项、缺项、项顺序错误及字词不准确等情况，均可在此界面下很方便地调整，一般只需鼠标控制，毋需键盘操作。

5) 还可以通过查询找到一张历史库中存在的操作票，然后依据所提示的操作

任务，用鼠标在主接线图上选择合适的开关、刀闸、地刀和保护的状态，操作与库中一致，则在信息窗口显示正确的操作票，否则给出错误提示。

(3) 图形化单步生成操作票

1) “图形化单步生成操作票”是在图形界面下由用户用鼠标顺序点取操作对

象，系统根据用户点取的对象自动生成相应的操作内容。

2) 系统可根据内部提供的防误规则随时跟踪用户操作，错误信息定位到元件

级。

3) 单步生成过程提供集合操作功能，即允许选中母线、主变等设备并对其操

作，操作确认后相关的开关、刀闸等状态自动做相应改变，不必逐个对开关刀闸进行操作。

4) 用户可根据自己选择的操作任务，用鼠标在主接线图选择合适的开关、刀

闸、地刀和保护的状态，符合五防要求则显示正确的操作票步骤，否则给出不符合五防的原因。

(4) 模拟演示

1) 电力开关倒闸模拟演示就是对一张给定的操作票，系统建立一个演示环

境，将操作设备和相关的一、二次网络元件及它们在操作前的状态，显示在屏幕上，将操作票的任务和内容，以文字方式在信息窗口中逐项显示。

2) 操作票内容每显示一行，在操作厂站的主接线图上将开关、刀闸、地刀和

保护的状态以及操作票的内容进行闪烁和变位，产生一个直观的操作过程，用以提醒调度员。

3) 对不同变电站的操作可自动调出相应站的主接线图。 (5) 典型操作票自定义维护

1) 通过自动生成和单步模式生成的操作票都可以存为典型票，以减少了使用

者的键盘输入工作量。

2) 定义好的票以一定的形式存储于服务器上，必须保证操作票维护的安全

性、一致性和易维护性。

3) 基于典型票的操作票编辑提供与操作票编辑环境一致的界面，允许用户对

典型票项进行修改、删除、插入、顺序调整等。

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(6) 操作票管理

1) 操作票生成后，自动进入操作票编辑、审查界面，供审查和校正。 2) 系统提供插入、删除、修改、移位等功能，便于对操作票中错误的操作步

骤、不规范的术语等进行修改，对操作票的准确性、规范性进行确认。

3) 为减少键盘输入工作，提供常用术语自定义维护、分类管理等。

4.9.14.2 电能量考核功能

为适应将来对电力市场售电侧商业化运营的要求，可以对各变电所进行电量考核。电能量数据的采集可以根据实际情况采用不同的方式。在调度自动化系统上安装的电能量考核软件可以实现以下功能：

(1) 接收县调所辖范围内各变电所线路、联络线的电能量数据。

(2) 具有强大的统计功能，可以对各变电所的用电量分别进行总加，可以对各

变电所的各条线路进行峰、谷、平用电量分时统计。

(3) 可以通过人工输入或计算机数据交换的方式接收各变电所的用电计划。 (4) 将各变电所的用电计划与实际用电量进行比较计算，实现对各变电所的用

电进行考核。

(5) 电能量考核的周期可以为时、日、周、月和季度，为适应将来电力市场的

报价周期，考核的最短周期为15分钟。

(6) 考核周期可以人工选择设定。 (7) 可以人工置入考核电量的上、下限值。

(8) 根据不同变电所传送的电能量数据，可以进一步对各线路进行电网损耗的

计算。

4.9.15 电力系统应用软件(PAS)功能 4.9.15.1 实时状态估计/在线网络拓扑分析

(1) 在线网络拓扑分析根据开关状态的开断变化，实时反映整个网络的接线状

况，正确地划分网络计算用节点数，网络的系统数及解列情况，并能根据注入量和测量的信息，判断整个网络的可观测性。提供完善的网络拓扑分析功能，可处理任意接线方式的厂站。根据电力系统中遥信信息和刀闸的分/合状态来确定电气连通关系，确定拓扑岛，生成网络库。

(2) 网络拓扑信息方便地显示在电网单线图上，电力系统各个设备的电气状态

(如：带电/不带电、是否在环网上等)由不同的颜色直观地显示出来。网络拓扑程序与实时数据库接口，将SCADA系统的量测映射至PAS系统上，满足数据库的一致性，便于

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系统维护。

(3) 采用国际上先进的状态估计计算模型和算法，如快速分解法和正交变换分

解法等，便于选择和校核。采用正交化分解算法和稀疏技术保证最佳数据的稳定性。

(4) 可用于状态估计的量测量有：线路或变压器的有功、无功潮流量测、母线

注入有功/无功量测、母线电压量测、零注入量测、零阻抗支路潮流量测。

(5) 提供抽头估计。当带载调压变压器有潮流量测时，可估计变比可调变压器

的分接头位置。

(6) 不良数据识别功能。自动检测并在画面上指出哪些支路两端量测值不平

衡，哪些注入量测值不合理，哪些节点潮流不平衡。

(7) 遥信辨识功能。可自动检测和辨识开关信息中的错误，并给出信息显示和

处理方案。

(8) 在量测值不全的情况下，利用伪量测(母线负荷预报、计划值、电压调节

计划等)，保证全网的可观测性；自动检测并在画面上指出无支路潮流量测的支路，无注入量测的母线，无电压量测的母线，给出不可观测元件。

(9) 采用量测误差估计法，在线监视量测偏差和方差；对不合理的实时测量值

进行屏蔽，允许设置测量偏差值。对实时遥信进行屏蔽和修改，对无遥信信息的刀闸状态人工置位，无变压器分接头量测的变压器分接头人工改变档位。

(10) 通过对SCADA实时数据的逻辑分析，对生数据进行不良数据的检测和辨

识，剔除或修正不良数据，决定动态升/降权重，量测停用或伪量测补充；允许人工置数，包括人工置入电网运行状态，人工置入的电网状态数据有“伪测量”记录。

(11) 用户可在画面上修改各种控制参数(人工设置参考母线位置，设置伪量测，

改变量测权系数等)。

(12) 状态估计功能可以由用户自己定义启动方式；自动定时启动、人工启动、

事件触发启动，定时启动时间间隔可根据需要调整设定。

(13) 能给出和保存状态估计结果断面，并指出量测系统的薄弱位置，指出关键

量测及其位置，并估计量测偏差，对所有状态估计的数据能分类处理和观察。

(14) 可以连续统计可观测区负荷和全天的母线负荷的历史数据。 (15) 提供状态估计的合理分析结果，并根据需要选择显示如下内容：

a:可观测部分的分析结果 b:测量值误差分析结论 c:边界母线估计结果

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d:坏量测值统计

e:不合理的发电机出力或负荷估计值列表 f:显示低质量量测 g:被过滤掉的测量值

h:落在不可观测岛中的测量列表 I:对越限值检查

J:对状态估计精度的评估 K:对状态估计可靠性的评估

4.9.15.2 调度员潮流(DPF)

(1) 操作员潮流使用可靠快速的算法来生成某一给定网络条件的潮流问题的

解决方法。

(2) 功能要求

1) 提供准备潮流计算的数据的手段。

2) 调用公共拓扑分析程序来创建新的母线模型。 3) 解决潮流方程式。

4) 应执行操作员潮流输出的限值检查。

5) 操作员潮流应可以处理多个区域电网，可以自动指定每个区域电网的松散

度或通过人工的方法来修改松散度。

6) 操作员潮流应可以定义多个松散节点，这些松散节点可以一起参与未平衡

的潮流。

7) 应包括有载调压变压器的分接头控制、电抗器/电容器组的投切、区域间

净交换功率和移相器的控制等。

8) 用户可以指定哪些变量在计算的过程中是可调节的，哪些变量将保持指定

的数值。

9) 调度员潮流可以调用母线负荷预测(BLF)来生成预测的母线负荷。 10) 调度员潮流应提供简单的方法给操作员，用以控制调度员潮流的启停。 11) 调度员潮流应提供一组显示（包括单线图）来输出其结果。所有的输出

显示均可以在打印机上打印。

(3) 潮流算法 1)

调度员潮流算法应是快速的、真实的和可靠的。快速的是指在某个硬件

平台上，使用先进的程序技术加速解决的过程和降低操作员等待的情况；真实的是指静

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态的潮流问题的计算结果应是符合电力系统的实际计算结果；可靠的是指算法应具有较好的收敛特性。

2)

调度员潮流至少应提供快速解耦和牛顿-拉夫逊算法，根据解决过程的

收敛情况，这两种算法可以自动的切换。

3)

操作员可以直接选择算法。、

4.9.15.3 负荷预测

(1) 系统负荷预测按周期可分为超短期、短期、中期预测，其中调度部门负责

超短期预测，每日需向上级调度部门提供本辖网内明日负荷预测数据(15分钟1个点共96点)。

(2) 软件应能根据电网运行状态、检修计划、相关历史负荷数据近2-3年负荷

及增长情况、相关的历史气象资料、历史事件资料等一系列关系到负荷变动的因素来对当前和以后的负荷情况作出尽可能准确的预测。

(3)

修改曲线时能方便地在图形上直接修改或手动输入各预测点，可实现指定

时段预测数据普遍加减一个值。

(4)

4.13 与其它系统的接口 4.13.1 与管理信息系统的接口

调度自动化系统通过Web服务器从管理信息系统(MIS)获取电网设备、生产计划等数据。供电公司的管理信息系统(MIS)亦可从WEB服务器内获取调度自动化系统运行的实时数据。调度自动化系统和Web服务器通过防病毒物理隔离设备达到有效隔离。

MIS及其它信息处理系统的用户及其应用软件对电网运行情况的监视只能通过WEB浏览方式实现，而且只能是读访问。可以浏览和发布的信息包括电网运行状态、统计分析结果、图形及报表等。

应建立完善的安全措施，对不同等级用户，设立相应的访问与操作权限。系统维护端可以通过对用户密码、用户IP地址管理的方式控制用户所浏览信息的内容。 4.13.2 与其他控制系统的接口

配网管理系统（DMS）、负荷管理系统和电力市场售电侧决策系统等与调度自动化系统具有相同安全等级。这一类计算机系统与电网调度自动化系统存在双向的数据交流，既需要从调度自动化系统获取数据，为了实现某些功能也需要向调度自动化系统传送数据。

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要求对自身预测的准确率能进行统计、考核。

对于这一类系统可以统一采用“交换机+防火墙”的方式。交换机可以保证各系统具有独占的带宽，具有较高的吞吐率，满足各系统与调度自动化系统之间大量频繁的数据交换。

调度自动化系统与其它系统之间的安全防护措施通过安装在网关计算机上的防火墙软件实现，防火墙软件可以保证正常的生产数据快速通过，但是对于来自其它系统的病毒、攻击性程序可以有效的防范，不会使来自其它系统的不安全因素进一步扩大。

调度自动化系统应对其它系统公开统一的、规范的API接口，其它系统参考此接口规范，通过自身的通信程序就可以实现与调度自动化系统的双向数据交流。在增加新系统时，不需要在电网调度自动化系统上进行二次开发

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5. 新老调度自动化系统的过渡

由于电网调度自动化系统是一个全天24小时实时运行的监控系统，它的连续稳定运行对电网的安全调度和实时监控至关重要，所以，新系统的建设必须考虑新老系统之间的平稳过渡。

新的XXXX电力大楼即将建成，XXXX电网调度自动化系统的升级改造在老大楼里进行，先期和老系统并列运行，待新系统运行稳定后，新系统和通信设备等一起总体搬迁，同时老系统退出运行。

5.1 新老系统过渡的基本要求

(1) 新系统安装调试到正式投运，这一段时间里不能影响调度中心对电网的实时监控。即在任何时候都应能采集到所有变电所的实时信息，并尽量保证遥控、遥调功能的实施。

(2) 新系统投运后，老系统保留的历史数据能继续使用，保证系统历史数据库的完整性。

5.2 新老系统过渡的措施

5.2.1 新系统安装调试阶段，老系统应继续运行。待新系统安装调试完成且稳定运行

一段时间后才可把老系统退出。

5.2.2 新老系统同时运行阶段，新老系统应能同时取得变电所RTU的数据，并仍可实现对变电所的实时遥控、遥调操作。

(1) 对具备主备双远动通道的变电所，由于XXXX县供电公司电网变电所的RTU

采用部颁CDT规约与主站系统通信，即采用循环方式向XXXX县供电公司电网调度中心传输远动信息，所以在过渡期内，可以先将其备用远动通道接入新系统，待新系统数据接收正常后，再将原主通道接入新系统。

(2) 对不具备主备双远动通道的变电所，可从原前置机串口并联接线至新系统

(注意只能把接收线(RS232的RXD)以及信号地(GND)并联接在一起，发送线(RS232的TXD)不能并接)。

(3) 过渡阶段，遥控、遥调操作只能在老系统上进行。新系统运行基本稳定后，

遥控操作改在新系统进行(对仅有单通道的变电所，可断开老系统的发送线(RS232的TXD)，改接到新系统中来)。

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5.2.3 要求新老系统的生产厂家相互配合，把老系统的所有历史数据转换为新系统的

数据格式，并保存到新系统的数据库中，这样新系统能继续使用以前的历史数据。

XXXX县原XXX2系统历史数据存储采用数据文件存储的，需提供各数据文件的详细格式文本，包含文件头定义、数据块定义、数据结构定义等。

在新老系统并行运行时，各自保存历史数据。转换老系统历史数据，以并行运行期间的历史数据作为测试和参照。

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6. 设备清单

XXXX供电公司电网调度自动化系统设备清单 序号 1 1.1 设备名称 硬件系统 前置部分 配置说明 数量 备注 1.1.1 终端通信服务器(1:16) 机架式 4台 32路双机、1套 1.1.2 16路双通道MODEM含2*16路MODEM板，双通道切换装置，电源板等 箱 1.1.3 前置机柜(包括配线) 1.1.4 前置机 标准2M 高档主流品牌微机P4，2.4GHz CPU，256M内存，40G硬盘， 40XCDROM，17\纯平彩显，软驱，键盘，鼠标， 10/100M 网卡 1.2 后台部分 高档主流品牌微机服务器P4， 2台 2GHzCPU， 1GB内存，40G硬盘*2，48XCD-WR， 10/100M 网卡，1.44M软驱，键盘，鼠标， 17\纯平彩显 1.2.2 WEB服务器 高档主流品牌微机服务器P4，1台 2GHzCPU， 1GB内存，40G硬盘*2，48XCD-WR， 10/100M 网卡*2，1.44M软驱，键盘，鼠标， 17\纯平彩显 高档主流品牌微机P4 2.4GHzCPU， 256M内存，40G硬盘，40XCDROM，音箱，21\液晶彩显，软驱，键盘，鼠标， 10/100M网卡 1.2.4 远动维护工作站 高档主流品牌微机P4 2.4GHzCPU， 256M内存，40G硬盘，40XCDROM，音箱，17\纯平彩显，软驱，键盘，鼠标，10/100M网卡 1台 2台 1面 2台 1.2.1 系统服务器 1.2.3 调度员工作站 41

1.2.5 远动维护工作站兼Web高档主流品牌微机P4 2.4GHzCPU， 256M内存，40G代理 硬盘，40XCDROM，音箱，17\纯平彩显，软驱，键盘，鼠标，10/100M网卡 1.2.6 PAS工作站 高档主流品牌微机P4，2.4GHzCPU， 256M内存，40G硬盘，40XCDROM，音箱，17\纯平彩显，软驱，键盘，鼠标，10/100M网卡 1.2.7 运方工作站 高档主流品牌微机，P4，2.4GHzCPU， 256M内存，40G硬盘，40XCDROM，音箱，17\纯平彩显，软驱，键盘，鼠标，10/100M网卡 1台 1台 1台 1.2.8 网关兼网络管理工作站 高档主流品牌微机P4，2.4GHzCPU， 256M内存，40G硬盘，40XCDROM，音箱，17\纯平彩显，软驱，键盘，鼠标，10/100M网卡*2 1.2.9 磁盘阵列 1.2.10 网络交换机 1.2.12 网络交换机 1.2.13 防病毒物理隔离设备 1.3 其它硬件设备 2*72G 镜像硬盘 24口Switch HUB 48口Switch HUB 内含防火墙 A3网络打印机 56K 1台 1套 1台 1台 1套 1.3.1 GPS时钟 1.3.2 激光打印机 1.3.4 远程维护拨号MODEM 1台 1台 1只 1000米 1.3.5 网络电缆(包括相应插 口) 1.3.6 维护工具 1.4 电源系统 1套 1.4.1 UPS不停电电源 10KVA*4h，包括电池及电池架 1套 42

2 2.1 软件系统 系统平台软件 MS Windows 2000 Server IBM DB2 或者SQL server 2000 2.1.1 操作系统软件 2.1.2 商用数据库软件 2.1.3 MS Office 2000套件 2.1.4 防病毒软件 2.2 SCADA系统软件 2.2.1 SCADA功能软件 2.2.2 WEB浏览软件 2.3 系统实用软件 1套 1套 2.3.1 智能调度操作票预演 2.3.2 电能量考核软件 2.4 应用(PAS)软件 1套 1套 2.4.1 负荷预测 2.4.2 网络拓扑及状态估计 2.4.3 调度员潮流

1套 1套 1套 43

2 2.1 软件系统 系统平台软件 MS Windows 2000 Server IBM DB2 或者SQL server 2000 2.1.1 操作系统软件 2.1.2 商用数据库软件 2.1.3 MS Office 2000套件 2.1.4 防病毒软件 2.2 SCADA系统软件 2.2.1 SCADA功能软件 2.2.2 WEB浏览软件 2.3 系统实用软件 1套 1套 2.3.1 智能调度操作票预演 2.3.2 电能量考核软件 2.4 应用(PAS)软件 1套 1套 2.4.1 负荷预测 2.4.2 网络拓扑及状态估计 2.4.3 调度员潮流

1套 1套 1套 43

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