1、XXXX 縣電網調度自動化系統升級改造工程初步設計目 錄1.總則11.1設計依據11.2設計要求11.3主要結論22.XX市XXXX縣電力系統概況和發展情況42.1XXXX縣供用電及電網現狀42.2XXXX縣電網“十五”規劃及2010發展計劃42.3調度管理關系及遠動信息傳輸方式52.4電力通信網概況53.XX市XXXX縣電網調度自動化系統概況63.1主站端計算機系統現狀63.2廠站端遠動系統的現狀63.3調度自動化系統實現功能63.4現有調度自動化系統存在的問題64.電網調度自動化系統設計84.1系統建設目標84.2系統建設規模84.3系統設計原則84.4系統的總體要求94.5系統容量104

2、.6系統性能指標114.7系統體系結構124.8系統安全措施134.9系統硬件配置144.10調度自動化系統的電源184.11系統軟件配置184.12系統功能214.13與其它系統的接口375.新老調度自動化系統的過渡395.1新老系統過渡的基本要求395.2新老系統過渡的措施396.設備清單411. 總則1.1 設計依據1.1.1 設計依據(1) XX市XXXX縣供電公司調度自動化系統設計委托書(2) XX省縣(市)級電網調度自動化系統典型設計（國家電力公司XXXX設計院）(3) 國家電力公司縣級電網自動化及通信系統建設技術指導意見（試行）(4) 電力系統調度自動化系統設計內容深度規定(電力

3、工業部電力規劃設計總院電規(1990)38號文)(5) 電力系統調度自動化設計技術規程（電力行業標準DL 5003-91，能源部能源電規19911243號文）(6) 縣級電網調度自動化功能規范(7) 縣級電網自動化系統實用化復查暫行辦法(8) 電網和電廠計算機監控系統及調度數據網絡安全防護規定（國家經濟貿易委員會令第30號）(9) 35-110kV無人值班變電所設計規程（電力行業標準DL/T5103-1999）(10) XX市XXXX縣供電公司調度自動化系統規劃建設方案（2002年1月，XX市XXXX縣供電公司）1.1.2 參考文件（1）地區電網調度自動化設計技術規程（電力行業標準DL 500

4、2-91，能源部能源電規19911242號文）（2）地區電網調度自動化功能規范（3）地區電網調度自動化參考配置要求（4）地區電網調度自動化系統基本指標1.2 設計要求1.2.1 設計原則(1) 根據XX市XXXX縣供電公司電網一次系統的發展規劃，在原有調度自動化系統實用化驗收的基礎上，建立一套能完全滿足電網的發展和調度管理的需求的調度自動化系統，保證電網安全、優質、經濟的運行。(2) 在貫徹“安全可靠、經濟實用、符合國情”的電力建設總方針和國家經濟貿易委員會第30號令的前提下，系統的建設要求：系統安全可靠、功能實用完整、經濟合理適中、技術上達到目前國內同行的領先水平。(3) 滿足電網510年的

5、發展需要，系統設計水平年為2005年，遠景年為2010年。系統配置按設計水平年的要求考慮，具備遠景年要求的擴充能力。(4) 在Web服務器上建立實時數據共享中心，向MIS、OA等系統提供實時數據，實現系統間安全隔離。(5) 系統的建設應充分利用原有系統設備，最大限度地利用電網的電力信息基礎設施，降低工程造價。新系統的建設應借鑒目前系統的運行經驗，適應電網的發展需求，滿足電網安全調度、經濟運行的要求。(6) 保證新老系統的平穩過渡，使系統的建設對電網正常調度運行的影響降到最低程度。1.2.2 設計范圍和內容(1) 調度自動化主站端系統的更新，包括系統技術要求、功能要求、性能指標、體系結構和軟硬件

6、配置、系統安全防護措施及與其它系統的接口等。(2) 調度自動化電源系統。(3) 遠動系統的改造，包括遠動信息的采集、遠動設備、遠動通道、遠動電源等。(4) 新老調度自動化主站系統的過渡(5) 設備清單及投資估算1.2.3 設計深度本設計文件原則上按照電力系統調度自動化系統設計內容深度規定(電力工業部電力規劃設計總院電規(1990)38號文)的要求進行編制，同時根據XX市XXXX縣供電公司電網調度自動化系統的現狀和更新要求，對有關章節進行必要的增減和調整。本設計根據XX市XXXX縣供電公司電網變電所數量（2005年）為16座這一實際情況，參照XX省縣(市)級電網調度自動化系統典型設計（國家電力公

7、司華東電力設計院）B類系統方案進行設計。由于XX市XXXX縣的用電量相對較小，變電站數據容量不大，本設計不考慮變電站RTU或綜合自動化系統的網絡化改造。1.3 主要結論1.3.1 采用先進可靠的技術，符合計算機技術、網絡技術、通信技術的最新發展趨勢。更新后的調度自動化系統技術上應達到目前國內該領域的先進水平。1.3.2 XX市XXXX縣供電公司電網調度自動化系統應構建一個計算機統一的平臺，在統一平臺基礎上，將SCADA功能、電力系統應用軟件(PAS)、實用軟件集成在一起，并為以后集成新的更多的功能提供平臺基礎，保證系統的開放性和可持續發展。1.3.3 系統應采用功能分布式的系統設計和全分布的網

8、絡體系結構，所有功能采用客戶/服務器(Client/Server)模式分布于網絡中，支持和管理網絡中各自獨立的處理節點，使數據共享。1.3.4 系統應基于100M以太網，采用單以太網結構。體系結構上采用二級結構的客戶/服務器方式，硬件配置包括系統服務器、Web服務器、前置機，以及調度員工作站、PAS工作站等。1.3.5 系統應留有與電網調度中心現有及將建設的其它信息處理系統通信接口的能力，如管理信息系統(MIS)、配電自動化系統等，充分考慮調度自動化系統和以上系統的信息交換的需求。電網調度自動化系統與其它系統互聯，必須根據互聯系統的不同安全等級采用不同的接口方式。1.3.6 系統軟件應采用功能

9、化和模塊化的設計。系統除提供完整SCADA功能外，還可實現必要的電力系統應用功能(PAS)，包括：網絡拓撲、狀態估計、負荷預測、調度員潮流、智能調度操作票預演等。1.3.7 XX市XXXX縣供電公司調度自動化系統的設計應充分考慮電網的電力信息基礎設施情況，如變電所的綜合自動化設備和遠動設備、電力信息傳輸網絡等，充分利用已有系統資源和設備，減少因新系統的建設而帶來的配套設施的建設，避免重復投資，降低工程造價。2. XX市XXXX縣電力系統概況和發展情況2.1 XXXX縣供用電及電網現狀 供用電現狀 XXXX縣隸屬XX市，地處黃河下游，XX中部，黃河入江水道橫貫XXXX縣腹部，2001年末總人口為

10、34萬人。XXXX縣110千伏電網由220千伏XX變電所直供，供電區域為XXXX縣行政區域的縣城和11個鄉鎮。2001年底全縣完成供電量1.95億千瓦時，售電量1.757億千瓦時，分別比2000年增長5.71%、2.11%。全縣最高負荷為5.68萬千瓦，最大日用電量112萬千瓦時。2001年全市村通電率為100%，戶通電率達99.98%。人均用電量為544千瓦時/人，人均生活用電量為117千瓦時/人，其中城市人均生活用電量為365千瓦時/年，農村人均生活用電量為74千瓦時/年。 電網現狀至2002年底，XXXX縣電網擁有35千伏及以上變電所13座，容量21.81萬千伏安，其中：110千伏變電所

11、3座，主變容量15.45萬千伏安；35千伏變電所10座，主變容量6.36萬千伏安；全縣擁有35千伏及以上線路14條，220.5公里；其中110千伏線路4條計68.3公里，35千伏線路10條計152.2公里；全縣擁有配電變壓器容量185510kVA/1780臺，10千伏配電線路1347公里/52條。根據XXXX縣具體情況Ks系數取1.9，35千伏變電容載比為1.03，110千伏變電容載比為1.9 。2.2 XXXX縣電網“十五”規劃及2010發展計劃“十五”時期是XXXX縣鞏固發展基本小康成果，實現寬裕型高標準小康，全面推進工業化和提高經濟總體實力的重要時期。“十五”時期我國經濟將進入一個新的增

12、長期，而XXXX縣城區用電也將進入新的增長期。、為了配合“南水北調”工程和XX電網的發展規劃，加強XX電網的備用容量，2004年XXXX縣供電公司將新建220kVXXXX變；、為了保證XXXX縣“XXXX”旅游景區的順利開發和發展，2004年將新建35kVXX變；、為了加強XXXX縣東南片電網結構的合理性和穩定性，2005年將新建110kVXX變；、為保證XXXX縣XX鎮電能質量和地方經濟的發展，2006年將新建35kVXX變；、2008年將新建35kVXX變。、為保證XXXX縣西北片的供電合理性，2009年將對35kVXX變進行升壓改造。根據XXXX縣供電公司電網的發展規劃，至2005年，X

13、XXX縣供電公司將擁有變電所16座，其中220kV變電所1座，110kV變電所3座，35kV變電所12座；至2010年，XXXX縣供電公司將擁有變電所18座，其中，220kV變電所1座，110kV變電所4座，35kV變電所13座，主變總容量將大于400MVA2.3 調度管理關系及遠動信息傳輸方式根據“統一調度，分級管理”的原則，結合XXXX縣電網的實際情況，調度管理關系主要有以下情況：1、地、縣調二級調度管理。110kV變電所及重要的35kV聯絡線由XX市調和XXXX縣二級調度管理。2、縣調直接調度管理。除重要的35kV聯絡線以外的所有35kV設備及部分110kV設備，由XXXX縣供電公司直接

14、調度管理因此，目前XXXX縣供電公司調度自動化系統應采集所有35kV110kV電壓等級的遠動信息，并負責向地調轉發所有地調所需要的信息。2.4 電力通信網概況經過一期電力信息網的建設，XXXX縣供電公司已經完成了主環網中的局本部XXXX變XX變XX變XX變XX變，局本部XX變；分支站點中的局本部黎城變的光纖通道建設及各站點的設備安裝、投運工作。但尚有XX、XX、XX個變電所尚未進行光纖通道的建設工作。隨著無人值班變電所的迅速建設，XXXX縣供電公司將在2003年初完成電力信息網的二期建設工作，完善三個尚未進行電力信息網建設的站點，保證無人值班變電所建設成功后能迅速發揮應有的作用。另外，由于辦公

15、自動化及MIS等系統對電力信息網要求的提高，對農村供電營業所的光纖通道建設也將納入到電力信息網建設中來。3. XX市XXXX縣電網調度自動化系統概況3.1 主站端計算機系統現狀XXXX縣供電公司調度自動化系統原采用XXXX研究院的基于DOS平臺的XXX1系統，1995年8月投入運行并于1996年1月通過省局組織的實用化驗收，1999年為解決Y2K問題，升級為該所的基于Windows 98操作系統的XXX2系統。XXX2主系統由包括兩臺前置機、兩臺后臺機構成的雙主機、雙前置系統，配置了兩臺調度工作站供調度員使用，另配有1：16MOXA卡兩塊、雙機切換板兩塊、網卡和連接器六套、通道板八塊，最多可以

16、接入16個廠站。另配備有一臺EPSON LQ-1600K打印機，用于打印實時信息及報表等。XXX2系統自投入使用以來，為調員提供了大量豐富的有功、無功、電流等實時數據，準確清晰的各種變電站主接線圖、系統接線圖及出線的有功、無功、力率曲線圖，方便全面的大量報表數據等，極大地方便了調度值班人員對電網進行全面監控，為其集中精力管好電網的安全運行打下堅實基礎。3.2 廠站端遠動系統的現狀XXXX縣供電公司調度自動化系統目前已經接入了15個廠站，廠站端自動化設備包括傳統的RTU設備（C9302）及變電站綜合自動化設備（如RCS9000、PD6000），這些設備與主站端的通信目前均使用CDT規約、模擬方式

17、進行，最大波特率1200。至今年年底，將完成對十一座變電所的無人值班改造工作，至目前為止，已經有十座變電所實現了無人值班。3.3 調度自動化系統實現功能XXXX縣供電公司調度自動化系統實現了實現功能：(1) 系統目前主要實現了SCADA功能，可以完成數據采集、畫面顯示、報表打印、歷史數據查詢、事故告警、遙控、遙調及數據轉發等基本功能。(2) 通過網橋實現了調度自動化系統與MIS系統互聯，在MIS系統中可以通過外部瀏覽方式查看一些歷史數據、告警信息和實時畫面。3.4 現有調度自動化系統存在的問題盡管XX市XXXX縣供電公司調度自動化系統于1996年通過了實用化驗收的要求，但是，隨著科技的發展，各

18、種新技術、新裝置電力系統的廣泛應用，今年XXXX縣供電公司大規模的變電所無人值班改造工作的進行以及XXXX縣電網的不斷擴大，現有的XXX2系統已經不能滿足電網發展對其的需要。系統存在如下問題：（1）系統的體系結構已經落后。XXX2為簡單分布式系統，網上的各臺工作站配置相同，雖然網絡維護簡單，各工作站之間存在數據不一致問題，系統開放性差，和其他系統互連及數據共享不方便。分布式系統的雙主機方式，存在部分信息的存儲僅有運行主機上有，而備用主機上沒有的問題，因此，查找信息很不方便。數據庫的修改也必須在運行主機上進行，如果在備用主機上修改，經常會發生數據庫出錯的現象，嚴重時導致系統癱瘓。（2）系統未采用

19、可靠的數據庫系統。系統歷史數據庫采用文本文件格式存儲數據，數據沒有保密性，不能保證數據庫的安全性。數據庫在修改過程中經常會出現嚴重出錯而導致整個系統無法運行的現象，解決方法只能是將導致出錯的修改部分刪除，使系統恢復運行后重新進行修改。（3）系統安全性不高，安裝病毒防護有時影響系統正常運行，經常發生“非法操作”，數據產生丟失現象。2001年12月19日，NIMDA病毒爆發，病毒通過自動化系統瀏覽器侵入系統，造成調度自動化系統數據丟失，系統整個癱瘓。（4）系統功能不能滿足要求，不具備電能量采集功能。系統現有功能也達不到現有無人值班操作要求。（5）系統的一些實用功能還有待開發，系統缺少必要的高級應用

20、軟件。由于現系統缺少如網絡拓撲、狀態估計、負荷預報、調度員潮流、智能調度操作票預演等高級應用軟件，無法向調度員提供全面了解電網運行狀況、輔助調度員正確及時制定電網調度計劃的手段。隨著電網規模的日益增大，高級應用功能的需求愈加迫切。（6）隨著通道的多種實現手段，前置系統的功能已不能滿足要求。雖然XXX2前置機系統采用的是雙前置互為熱備用的方式，但由于切換板和軟件的原因，切換時間過長，造成雙機切換過程中系統會中斷與現場的通信。系統必須具備多種接口方式（如RS232方式和TCP/IP網絡通信方式等），同時應能支持多種遠動通信規約(CDT、101等)。系統應支持雙通道通信方式，具有雙通道自動切換功能。

21、（7）前置通道柜設備老化。通道機柜是1995年隨當時的XXX1主站系統一同安裝的，由于當時的電網發展并不是很快，因此安裝容量較低，只能與16個終端進行通訊。隨著XXXX電網的不斷發展，至今年年底，其備用容量僅剩一路。該機柜的電源由于設計的原因，帶負載能力已經明顯不足。通道板的誤碼率在逐年增加。（8）遙信信號誤發現象較為頻繁。4. 電網調度自動化系統設計4.1 系統建設目標4.1.1 XX市XXXX縣供電公司調度自動化系統的建設應借鑒電網的運行經驗，適應電網的發展要求，滿足電網安全調度、優質運行的需求。在實用化驗收合格的基礎上，使電網調度自動化的水平再上一個新臺階。4.1.2 采用先進可靠的技術

22、，符合計算機技術、網絡技術、通信技術的最新發展趨勢。更新后的調度自動化系統技術上應達到目前國內該領域的先進水平。4.2 系統建設規模XX市XXXX縣供電公司電網調度自動化系統改造工程包括調度中心計算機系統和監控中心計算機系統。系統應是在統一平臺基礎上的，將SCADA軟件、應用軟件(PAS)、實用軟件集成在一起的計算機系統。系統采用基于100M以太網的客戶/服務器方式，包括調度中心計算機系統和監控中心計算機系統兩大部分。系統配備SCADA功能、PAS功能和使用軟件功能。調度中心計算機系統配置：系統服務器2臺，WEB服務器1臺，前置機2臺，調度員工作站2臺、遠動維護工作站2臺、PAS工作站1臺，運

23、方工作站1臺、網關兼網絡管理工作站1臺、A3網絡激光打印機1臺。每臺前置機用2臺1：16終端通信服務器實現1：32串口擴充。系統串口擴充按32路雙通道考慮，本次工程按接入16路廠站配置（配2*16=32路MODEM板）。4.3 系統設計原則4.3.1 實用性。XXXX縣供電公司調度自動化系統的建設應體現實用性的原則，根據電網發展的實際情況和運行管理的實際需要來進行。4.3.2 系統互聯。系統應留有與XXXX縣供電公司電網調度中心現有及將建設的其它信息處理系統通信接口的能力，如調度管理信息系統(DMIS)、配電自動化系統等，充分考慮調度自動化系統和以上系統的信息交換的需求。此外，新系統還應考慮和

24、上級電力調度部門的電網調度自動化系統的互聯，實現與XX市調之間的實時數據、歷史數據、考核數據、計劃數據的雙向通信。4.3.3 主站端系統的設計應充分考慮XXXX縣供電公司電網的電力信息基礎設施情況，如變電所的綜合自動化設備和遠動設備、電力信息傳輸網絡等，充分利用已有系統資源和設備，減少因新系統的建設而帶來的配套設施的建設，避免重復投資，降低工程造價。4.3.4 系統安全性。XXXX縣供電公司調度自動化系統監控系統必須具備可靠性高的自身安全防護設施，能有效地防止黑客的非法侵入和病毒的感染，保證網絡的安全。4.3.5 新系統應為用戶提供進行二次開發的手段，保證系統不僅滿足用戶當前的功能需求，而且能

25、滿足用戶增加新功能的需求。用戶可以自行追加新的功能，并能隨著計算機技術的發展而可靠升級。4.4 系統的總體要求4.4.1 可靠性要求(1) 系統的重要單元或單元的重要部件應為冗余配置，保證整個系統功能的可靠性不受單個故障的影響。(2) 系統應能夠隔離故障，切除故障應不影響其它各節點的正常運行，并保證故障恢復過程快速而平穩。(3) 硬件設備的可靠性：系統所選設備應是符合現代工業標準，并具有相當的生產歷史，在國內計算機領域占有一定比例的標準產品。所有設備具有可靠的質量保證和完善的售后服務保證。(4) 軟件的可靠性：軟件的開發應遵循軟件工程的方法，經過充分測試，程序運行穩定可靠，系統軟件平臺應選擇可

26、靠和安全的版本。(5) 系統集成的可靠性：不同廠家的軟、硬件產品應遵循共同的國際或國內標準，以保證不同產品組合一起能可靠地協調工作。4.4.2 開放性要求(1) 系統應遵循國際標準，滿足開放性要求。選用通用的或者標準化的軟硬件產品，包括計算機產品、網絡設備、操作系統、網絡協議、商用數據庫等均遵循國際標準和電力工業標準。(2) 系統應采用開放式體系結構，提供開放式環境。能支持多種硬件平臺；支撐平臺采用國際標準開發，所有功能模塊之間的接口標準應統一；支持用戶應用軟件程序的開發，保證能和其它系統互聯和集成一體，或者很方便地實現與其他系統間的接口。系統應能提供以下開放式環境，包括：l 標準的數據庫訪問

27、接口l 基于標準的圖形用戶編輯、生成工具及訪問接口l 標準的網絡通信應用層協議、應用基本函數及調用接口l 開放式系統軟件運行任務調用接口l 系統軟件集成的開放環境(3) 系統具有良好的可擴展性，可以逐步建設、逐步擴充、逐步升級。l 系統容量可擴充，包括可接入的廠站數量、系統數據庫的容量等，不應該有設計容量上限制，從而能使系統可以整體設計分步實施。l 系統功能可擴充，能不斷增加新的功能模塊，以滿足電網監控與運行管理不斷發展的要求。4.4.3 安全性要求(1) 滿足電網和電廠計算機監控系統及調度數據網絡安全防護規定（中華人民共和國國家經濟貿易委員會第30號）對電力監控系統和系統之間互聯的安全要求。

28、(2) 系統應具有高度的安全保障特性，能保證數據的安全、信息的安全和具備一定的保密措施，執行重要功能的設備應具有冗余備份。系統運行數據要有雙機熱備份，防止意外丟失。(3) 調度自動化系統與其它各信息處理系統之間應是相對獨立的關系。各系統之間的互連必須通過有效的安全隔離措施，禁止外部系統對調度自動化系統數據的直接調用。(4) 系統應構筑堅固有效的防火墻，最大限度地阻止從外部對系統的非法侵入，有效地防止以非正常的方式對系統軟、硬件設置及各種數據進行更改等操作。(5) 系統的管理上應采取各種措施防止內部人員對系統軟、硬件資源、數據的非法利用，嚴格控制各種計算機病毒的侵入與擴散。當入侵發生時，系統能及

29、時報告、檢查與處理，系統萬一被入侵成功或發生其它情況導致數據服務崩潰時要能在很快時間內恢復。4.5 系統容量XXXX縣供電公司電網調度自動化系統配置規模表序號配置內容設計水平年(2005年)遠景年(2010年)1通信接口1.1遠動前置機通信接口32641.2與其它系統或網絡的接口562遠動信息2.1模擬量8192163842.2狀態量16384327682.3脈沖累計量100020002.4遙控量409681923應用信息3.1事故追憶量100組200組3.2計算點100020003.3歷史曲線500條1000條4網絡規模4.1電網節點數2004004.2變電所30604.3跨地區聯絡線102

30、04.6 系統性能指標 系統年可用率：99.9% 運行壽命l 所有設備的壽命在正常使用并具有一定備品條件時不少于15年。l 所有設備(包括電源設備)在給定的性能指標下運行，連續4000小時內不需要人工調整和維護。l 變電所遠動設備的MTBF：20000小時。4.6.3 實時性指標(1) 遙測量越死區傳送時間，正常情況下3s。(2) 遙信變位傳送時間2s。(3) 遙控、遙調命令傳送時間4s(包括校驗-返回-執行時間)。(4) 系統實時數據掃描周期210s(可調)。(5) 畫面調用響應時間(從按鍵到顯示完整個畫面時間)，85%的畫面2s，其它畫面3s。(6) 畫面實時數據刷新周期310s(可調)。

31、4.6.4 準確率指標(1) 遙信動作準確率99.9%(不考慮遙信輸入接口回路的干擾)，(2) 系統遙測誤差1.5%(3) 遙控準確率99.99%(4) 遙調準確率99.9%(5) 系統與標準時間誤差2ms(利用GPS)4.6.5 負荷率指標電網正常狀態下：(1) 在任意30分鐘內，服務器CPU的平均負荷率：20%。(2) 在任意30分鐘內，工作站CPU的平均負荷率：30%。(3) 在任意30分鐘內，局域網的平均負荷率：15%。電網事故狀態下：(1) 在任意30s內，服務器CPU的平均負荷率：40%。(2) 在任意30s內，工作站CPU的平均負荷率：60%。(3) 在任意30s內，局域網的平均

32、負荷率：30%。4.6.6 事件順序記錄(SOE)分辨率站內辨率10ms站間辨率20ms4.6.7 系統事故追憶(PDR) (1) 事故前追憶3個周期(2) 事故后追憶4個周期(3) 事故追憶數據掃描周期210s可調。4.6.8 通信速率RTU和主站計算機系統通信速率常規遠動通道3009600bps，光纖通道2Mbps計算機網絡通信100 Mbps4.6.9 主備切換時間雙機故障切換時間30秒4.7 系統體系結構4.7.1 XXXX縣供電公司電網調度自動化系統應是在統一平臺基礎上的，將SCADA軟件、應用軟件(PAS)、實用軟件集成在一起的計算機系統。4.7.2 系統應采用功能分布式的系統設計

33、和全分布的網絡體系結構。系統基于TCP/IP網絡，所有功能采用客戶/服務器(Client/Server)和B/S（Browser/Server）模式分布于網絡中，支持和管理網絡中各自獨立的處理節點，使數據共享。4.7.3 系統在邏輯上由客戶機(Client)和服務器(Server)兩部分組成。服務器的基本任務是數據維護和數據處理，并響應客戶機的請求向客戶機傳送格式化的數據信息。客戶機則負責提供用戶界面，如圖形、表格以及聲音、動畫等。系統客戶機不擁有自己的歷史數據庫，所有需要的數據及信息均取自于服務器，所以每臺客戶機在任何時候均可以開啟或關停而不影響其歷史數據及信息查詢。4.7.4 系統前置機和

34、服務器之間，服務器和客戶機之間的網絡通信和數據傳輸應完全采用基于可靠連接的網絡非透明通信方式(即點對點方式)。前置機接收廠站RTU的數據通過點對點的方式寫入到服務器中；客戶機則是以一問一答的方式向服務器請求數據；控制命令也是由客戶機以點對點的方式傳遞給服務器，服務器再以點對點的方式傳遞給前置機。4.7.5 SCADA服務器是調度自動化系統的核心，從系統可靠性要求考慮，配置雙服務器。前置機是特殊類型的客戶機，完成系統和現場數據的接口任務，配置雙前置機。系統其他各種工作站均是客戶機，其數量理論上可根據需要任意配備。4.7.6 調度自動化系統的實時數據可在XXXX縣供電公司整個企業網絡范圍內共享，該

35、功能通過建立“實時數據共享中心”的方法來實現。“實時數據共享中心”是調度自動化系統實時數據庫子集的映射，供其他信息處理系統查詢、調用。本設計中，“實時數據共享中心”的功能由系統Web服務器來實現，Web服務器建立有其它信息處理系統所需的數據庫，包括各類歷史數據等。Web服務器（實時數據共享中心）相對于調度自動化系統的服務器，它只是普通的客戶機。但是相對于其它系統的計算機而言，它起到“實時數據共享中心”服務器的作用。因此，電網調度自動化系統是一個二級結構的客戶/服務器系統。4.8 系統安全措施4.8.1 電網和電廠計算機監控系統及調度數據網絡安全防護規定第三條規定“電力系統中，安全等級較高的系統

36、不受安全等級較低系統的影響。”根據規定，應保證安全級別較高的調度自動化系統具有較高的安全可靠性，與安全級別較低的其它系統有足夠的安全隔離措施。4.8.2 調度自動化系統的實時數據可在XXXX縣供電公司整個企業網絡范圍內共享，但是其它信息處理系統(如MIS系統、OA系統等)不能直接訪問調度自動化系統的數據庫。為了能從結構及數據流向上完全隔離安全等級較低的系統與調度自動化系統之間的聯系，Web服務器（實時數據共享中心）與系統數據庫之間必須具有安全隔離措施。4.8.3 在Web服務器（實時數據共享中心）和調度自動化系統（實時系統）之間應設置“防病毒物理隔離設備”，以實現調度自動化系統與其他系統的有效

37、隔離，保證系統的網絡安全。防病毒物理隔離設備應內置防火墻功能，防止外部非法侵入。調度管理信息系統（DMIS）、MIS系統和OA系統等安全等級低于調度自動化系統的管理系統，通過訪問Web服務器（實時數據共享中心）實現和電網調度自動化系統的互聯。4.8.4 配網管理系統（DMS）、負荷管理系統和電力市場售電側決策系統等與調度自動化系統具有相同安全等級，這一類計算機系統與電網調度自動化系統存在雙向的數據交流，既需要從調度自動化系統獲取數據，為了實現某些功能也需要向調度自動化系統傳送數據。對于這類系統可以統一采用“交換機+防火墻”的方式實現和電網調度自動化系統的互聯。4.8.5 對利用撥號MODEM登

38、陸到調度自動化實時系統的遠程計算機，也必須有一定的安全隔離措施，限制非法用戶的登陸。4.9 系統硬件配置 硬件配置模式XXXX縣供電公司電網調度自動化系統基于100M以太網，體系結構上采用二級結構的客戶/服務器方式，包括系統服務器，WEB服務器，前置機，以及調度員工作站、遠動維護工作站、PAS工作站、運方工作站、網關兼網管工作站等，為保證調度自動化系統的安全性，系統還包括防病毒物理隔離設備。參見“附圖：XXXX縣供電公司電網調度自動化系統配置參考圖”。系統采用專用高檔微機服務器作為SCADA系統服務器，客戶機可以采用高檔微機，保證了系統的高性能，高可靠性，開放性好，維護方便，投資適中。4.9.

39、2 網絡結構(1) 系統采用100M以太網，單網結構，基于SwitchHub連接。考慮到實用性和可靠性兼顧的原則，建議不采用雙網結構，基于以下理由：l XXXX縣供電公司電網調度自動化系統的數據流量不是很大，100M的網絡速度足夠。l 基于SwitchHub的連接，在技術上可達到零故障率的高可靠性。l 實際應用表明雙網結構對提高系統可靠性沒有明顯的作用，且雙網結構會增加系統結構的復雜程度和每個服務器或工作站的配置要求，增加網絡及設備的運行負載。(2) 調度自動化系統互聯和監控中心的的網絡互連。XXXX縣調度自動化系統本期工程不考慮監控中心，將來來如果要建設監控中心，監控中心具有與調度中心相同的

40、最高的安全級別，兩者可以按同一個局域網(LAN)考慮。(3) MIS、OA等非實時的計算機信息處理系統只能通過Web服務器（實時數據共享中心）和調度自動化系統互聯，從而起到物理隔離的作用，保證調度自動化系統的安全性。在SCADA系統與Web服務器的連接處設置防病毒物理隔離設備。(4) 調度自動化系統和配網管理系統（DMS）、負荷管理系統等實時系統的互連，通過“交換機+防火墻”來實現。4.9.3 系統服務器系統服務器是調度自動化系統的核心，可靠性要求高，建議配置雙服務器，并互為熱備用。為了保存歷史數據，方便數據庫管理，并提高數據保存的安全性和可靠性，配置大容量磁盤陣列（Cluster）。系統服務

41、器至少有以下三方面的功能：l 完成系統數據功能l 負責維護和存儲系統實時數據l 負責維護和存儲系統歷史數據，配CD-R/W光驅，作為遠動人員備份數據用的工具。4.9.4 實時數據共享中心兼Web服務器配備實時數據共享中心兼Web服務器一臺，用于實現實時數據的全局共享。供電公司的管理信息系統(MIS)可從Web服務器內獲取調度自動化系統運行的實時數據、歷史數據和統計數據。MIS及其它信息處理系統的用戶及其應用軟件對電網運行情況的監視只能通過Web瀏覽方式實現，而且只能是讀訪問。可以瀏覽和發布的信息包括電網運行狀態、統計分析結果、圖形及報表等。Web服務器實現在MIS網、遠程工作站上進行電力系統運

42、行數據的查詢。其它信息處理系統的任何一臺電腦只需安裝Internet瀏覽器便可進行Web查詢、調用。“實時數據共享中心”是系統實時數據和歷史數據的數據鏡像，向調度管理信息系統（DMIS）、MIS系統和OA系統等安全等級較低的計算機系統提供數據服務。實時數據共享中心具有較大的存儲空間，可以存儲一年以內企業內各信息處理系統、信息管理系統所需要的歷史數據，按照一定的周期從調度自動化系統拷貝數據，更新存儲在實時數據共享中心數據庫中的最新電網數據。實時數據共享中心兼Web服務器應具有較強的處理能力，具有處理多進程、多用戶的能力，在較多用戶訪問時能保證各用戶具有較短的響應時間。實時數據共享中心兼Web服務

43、器通過物理隔離設備和SCADA系統相連。物理隔離設備起防病毒和防黑客入侵的作用。4.9.5 前置機(1) 系統前置機負責采集調度自動化實時數據，是系統與現場數據接口的關鍵部位，配置雙前置機，并互為熱備用。根據XXXX縣供電公司電網遠動設備和通信系統的實際情況，前置機應能接收通過光纖、擴頻、載波和音頻電纜等各種通訊媒質傳送來的遠動信息。前置機能同時支持網絡化通信和常規遠動通道兩種通信方式。(2) 選用高性能微機或者工業控制計算機作為前置機。當變電所RTU通過調制解調器通信時，前置機通過終端服務器接收廠站傳送來的數據；將來廠站端遠動設備配置網絡接口和具備網絡通道時，前置機可通過網絡交換機直接通信。

44、(3) 用終端服務器來擴充串行通信口。配機架式1:16終端服務器4臺，擴充2*32個串行通信口。本期配2*16路通道MODEM。將來如需要接入新的廠站，可以增加通道MODEM的配置，也可以考慮用網絡方式接入。4.9.6 調度員工作站(1) 配置2臺調度員工作站完成對電網的實時監控功能。調度員工作站應采用較高檔微機，配備21”液晶顯示器。(2) 調度員工作站主要提供人機交互界面，顯示圖形和實時數據、PAS數據、調度管理信息等。4.9.7 維護工作站(1) 配置2臺維護工作站供自動化人員用來完成修改圖形、修改系統數據庫，制作/打印報表、監視系統運行工況、備份數據等一系列工作，也可兼作為打印工作站。

45、(2) 維護工作站選用高檔機，配有CD-R/W光驅，作為自動化人員備份數據用的工具。(3) 在維護工作站2上設置Web代理功能，調度自動化系統與其它系統的交互數據在此中轉，起到進一步的安全隔離作用。4.9.8 應用軟件(PAS)工作站配置一臺高檔微機，用于PAS計算，完成相應的應用功能：如網絡拓撲及狀態估計、調度員潮流、負荷預測等。4.9.9 運方工作站配置一臺高檔微機，提供給運行方式人員負荷預測等工作的使用。4.9.10 網關兼網絡管理工作站(1) 配置1臺網關兼網絡管理工作站，以備將來其他系統通過網絡交換機和網關接入到調度自動化系統中來。有可能介入的計算機控制系統如配電管理系統、電能量計量

46、系統、商業運營系統等。必要時，它也可以考慮作為網絡RTU的接入口。(2) 在網關計算機上加裝防火墻軟件，達到計算機系統互連的安全防范措施，減少或杜絕通過其它計算機系統帶來的對本系統的病毒危害和攻擊。(3) 在外接其它計算機系統數量不多的情況下，數據流不大，網關程序造成的計算機負載不大，可以在網關計算機上安裝網關軟件，實現對全局域網服務器、工作站的工作狀況進行監視和維護。4.9.11 網絡交換機通過網絡交換機實現整個調度自動化系統的網絡硬件連接：（1）實現調度自動化系統全部計算機、終端服務器、網絡打印機等設備的連接，以及調度中心和監控中心的連接；（2）作為經過網絡化改造的廠站遠動系統的接入口。調

47、度自動化系統的計算機、終端服務器、網絡打印機等總數在20口以內，考慮到一定的余量，按提供24個物理接口考慮。另外需要為將來的網絡化RTU或變電站綜合自動化系統提供網絡物理接口，還要考慮調度自動化系統和電力信息網的網絡物理接口，因此配24口和48口網絡交換機各1臺。4.9.12 打印機配A3激光打印機一臺，用于報表和隨機事件的打印。該激光打印機掛在網絡上。4.9.13 防病毒物理隔離設備SCADA系統是電網調度的核心，在SCADA系統與Web服務器的連接處設置防病毒物理隔離設備，既保證SCADA系統能將實時數據放在Web服務器上對MIS系統發布，又從物理鏈路上隔離SCADA系統和MIS系統，使再

48、高明的黑客都不能通過MIS系統入侵SCADA系統，確保電力調度工作的正常開展。防病毒物理隔離設備應內置防火墻功能，防止外部非法侵入。4.9.14 其它硬件設備配GPS天文時鐘一臺，接入到系統服務器中，用于全網時鐘同步。配撥號MODEM一臺，用于系統遠程維護。4.10 調度自動化系統的電源電網調度自動化系統需要配備交流不間斷電源UPS設備，以保證計算機系統電源的持續可靠供給。XXXX調度自動化系統共有計算機12臺，按每臺計算機平均400W考慮，共記4800W，打印機、前置機通道柜和其他的一些網絡設備總記不超過程4000W，因此考慮配備電源容量為10kVA。電網調度中心對全網運行具有很高的重要性，

49、UPS電源應保證足夠的后備時間，以使系統不受市電中斷的影響或者使運行人員在市電中斷期間可以充分采取應對措施， UPS電源應在市電失去后保證有4個小時的后備時間。4.11 系統軟件配置 系統軟件應采用功能化和模塊化的設計。軟件系統的結構為：最底層為操作系統平臺，其次是數據庫(DBMS)支撐平臺，然后是SCADA基礎平臺，SCADA基礎平臺之上是PAS應用軟件模塊以及其它功能模塊。為了保證系統的安全，系統應安裝防病毒軟件。4.11.2 操作系統及數據庫系統(1) 系統服務器與Web服務器采用采用Windows NT/2000 Server操作系統。(2) 數據庫采用通用商用數據庫系統，由于系統服務

50、器Windows NT/2000 Server操作系統，數據庫建議選用IBM DB2 或者Microsoft的SQL Server 2000。(3) 工作站（客戶機）采用Windows 2000 Professional 操作系統，SCADA報表系統應基于Microsoft Excel實現，因此完成報表制作和打印的工作站（客戶機）應安裝MS Office 2000套件。4.11.3 防病毒軟件在調度自動化系統的SCADA服務器、WEB服務器以及所有工作站上，應配置防毒程序軟件。當防病毒廠家發布新的病毒代碼庫時，已安裝的防毒系統要及時隨之升級，這樣才能有效防范新病毒。 SCADA基礎平臺軟件(1

51、) 實時數據庫管理系統軟件實時數據庫專門用來提供高效的實時數據存取，實現電力系統的監視、控制和電網分析。由于系統采用客戶/服務器體系結構，實時數據庫管理系統軟件只運行在系統服務器上，實時數據庫也只存在于系統服務器上。(2) 歷史數據庫管理系統軟件歷史數據庫管理系統用來保存歷史數據(包括曲線、報表等采樣數據、告警信息記錄等等)。和實時數據庫一樣，歷史數據庫也只存在于系統服務器上。 計算機網絡通信軟件該軟件維護集成性和協調整個計算機系統，同時提供一個訪問SCADA實時數據庫和歷史數據庫的用戶接口。 圖形與人機聯系軟件(1) 采用目前流行的工業標準軟件，基于統一的跨平臺圖形及人機界面系統。提供全Wi

52、ndows風格的人機界面，全圖形、全中文對話、全程中文幫助信息、全鼠標操作畫面窗口，具有縮放、漫游、拷屏、數據設置(有權限等級)等功能。(2) 圖形系統要支持多窗口分層、大屏幕投影顯示，支持與數據庫的關聯，可根據電力系統接線原理對各元件進行邏輯上的有機聯系。(3) SCADA和PAS應有統一的一體化的圖形平臺。 SCADA功能軟件(1) 前置機通信軟件l 實現與各種類型的終端進行通信(如RTU、變電站綜合自動化系統、模擬屏、轉發等)、規約解釋、收發數據、數據預處理、誤碼率統計、數據終端屬性配置等功能。系統容量具有可擴充性，不應該有設計上的限制。l 前置機通過網絡終端服務器擴充串行口實現和廠站R

53、TU或者變電站綜合自動化系統通信。應支持縣級電網目前采用的所有通信規約和用戶要求的通信規約，除部頒CDT規約外，特別還應包括IEC60870-5-101、104規約等。速率為3009600bps（常規遠動通道）和2Mbps（電力通信光纖網絡）。(2) 數據處理和控制軟件l 能處理各種模擬量、狀態量、脈沖量等數據，以圖形、表格、文字等形式進行顯示，并保存所有要求的信息。l 對遙測量越限、開關/刀閘狀態變化、保護動作等可給出推畫面告警及語音報警，并記錄歸檔，提供事故追憶功能。可進行遙控、遙調、對時等操作。l 提供各種計算和統計值，如電壓合格率、功率總加等，并能自定義公式。各種采集量及計算量能在線修

54、改及打印，能提供較友善的人機界面。l 其系統模塊至少應包括：數據采集及處理子系統、計算引擎及計算子系統、告警子系統、數據查詢子系統、口令安全子系統、系統配置子系統、事故追憶子系統、圖形子系統、報表子系統、檢測維護子系統等。 系統實用軟件(1) 智能調度操作票預演l 具有智能調度操作票及調度員預演培訓功能l 可智能生成綜合令/逐項令操作票l 可圖形化單步生成操作票l 模擬演示操作票的內容l 提供培訓練習功能l 自定義和編輯典型操作票l 提供操作票管理功能(2) 電能量考核軟件l 對各變電所線路、聯絡線的電能量數據進行采集、統計l 可以根據線路兩端的電能量數據進行線損的統計計算功能l 利用各變電所

55、提供的用電計劃數據與實際的電能量數據進行比較計算，根據計算結果和考核規則對各變電所用電量狀況進行考核。(3) 考核統計軟件l 母線電壓合格率考核l 線路負荷統計l 無功電壓考核l 停用電時間統計 電力系統應用軟件(PAS)電力系統應用軟件應基于SCADA基礎平臺，和SCADA系統實現一體化集成。PAS應以實用為原則，兼有一定超前性，并以模塊化編程，以后能方便地擴展功能。(1) 網絡拓撲及狀態估計l 網絡拓撲使用電力系統元件的連接關系(邏輯設備的實時狀態)，來決定實時網絡結構。l 拓撲分析應能根據電力系統邏輯設備的實時狀態改變而自動執行。l 拓撲分析的結果既可以供狀態估計軟件使用，也可以將電力系

56、統的網絡連接和電氣狀態以單線圖形式輸出。l 狀態估計使用實時數據、計劃負荷、網絡拓撲的結果等，采用成熟可靠的算法，為電網模型取得一個完整的和一致的母線電壓和狀態變量。l 狀態估計應具有開關狀態誤差分辨功能，能正確分辨由于遙信誤動作而產生的開關狀態變位。(2) 調度員潮流l 調度員潮流使用可靠快速的算法來生成某一給定網絡條件的潮流問題的解決方法。l 調度員潮流應能以單線圖的形式輸出其結果。l 調度員潮流算法應是快速的、真實的和可靠的。(3) 負荷預測l 系統負荷預測按周期可分為超短期、短期、中期預測，其中調度部門負責超短期預測，每日需向上級調度部門提供本轄網內明日負荷預測數據。l 軟件應能根據電

57、網運行狀態、檢修計劃、相關歷史負荷數據、近23年負荷及增長情況、相關的歷史氣象資料、歷史事件資料等一系列關系到負荷變動的因素來對當前和以后的負荷情況作盡可能準確的預測。l 要求對自身預測的準確率能進行統計、考核，修改曲線時能方便地在圖形上直接修改。4.12 系統功能 SCADA功能.1 前置機系統功能SCADA前置機系統完成數據采集功能。前置機系統通過與各遠方RTU或變電站綜合自動化系統的通信實現對電網實時運行信息采集，將其接收到的實時數據通過網絡點對點通信方式寫入到系統的實時數據庫中去。前置機系統同時接收用戶控制命令，通過向遠方終端下達控制命令實現對遠方站的調控功能。前置機系統在調度自動化系

58、統中處于非常關鍵的地位，要求其必須具有高度的可靠性和強大的信息處理能力。前置機系統應具有以下功能：(1) 與RTU或綜合自動化系統的通信(包括CDT、Polling方式常用規約，如點對點通信的部頒CDT規約、IEC60870-5-101規約等，以及基于網絡通信的IEC60870-5-104規約)。(2) 支持全雙工方式通信。傳輸速率(常規遠動通道)300，600，1200，2400，4800，9600bps可選。(3) 能夠接收處理不同格式的遙測量，遙信量、脈沖量，并處理系統要求的統一格式。(4) 能夠接收處理RTU記錄的SOE事件信息。(5) 能夠實現對RTU的遙控、遙調、對時等下行信息。(

59、6) 可以單通道或雙通道方式收發同一RTU數據。雙通道工作時，可各自使用不同通信模式（數字或模擬通信方式，常規通道方式或網絡通信方式），并能根據通道狀態切換主/備通道。(7) 支持一點多址通信方式。(8) 后臺數據庫通過邏輯站的概念，支持遠方站重組。例如：多臺RTU傳送同一廠站的信息時，可將這幾個RTU的信息，組成一個邏輯站。(9) 可接收同步/異步通道信號。(10) 具有對通信過程監視診斷，統計通道停運時間。(11) 能在線關閉和打開指定通道，可動態復位通信口。(12) 具有與GPS時鐘接口。(13) 以廠站為單位分類組織實時數據：l 遙測量YC(模擬量)：帶符號二進制數。l 遙信量YX(數

60、字量)l 電度量YM(脈沖累計量或數字量)l 事件順序記錄(SOE)：在數采庫內循環記錄。(14) 前置機系統采用雙機互為熱備用工作方式的冗余配置，由系統運行管理軟件監視其運行狀態，支持手動或自動切換功能。(15) 前置機系統應交互方便、人機界面友好。其人機界面應提供如下功能：l 各廠站通信原碼監視，顯示報文幀格式數據。應具有通信原碼報文錄制存盤功能。l 對前置機系統配置庫進行管理，如：插入、刪除、修改。l 修改和設置通道參數和廠站參數。l 以廠站為單位分類組織的遠動信息監視：遙測YC、遙信YX、電度YM、廠站的SOE數據以及通道狀態的監視。l 可以監視廠站遠動設備的運行工況、通道的工況和誤碼

61、率。l 廠站運行工況統計分析、廠站操作統計分析(16) 具備與XX市調進行數據網絡通信的功能，能向市調轉發數據，也能接收市調的轉發數據。4.12.1.2 數據采集(1) 模擬量l 模擬量主要包括：有功功率、無功功率、電流、電壓、周波值及其它測量值。l 可設定每個模擬量的限值范圍，僅把超過限值具備變化的值發送給控制系統，每個模擬量的限值范圍可在工作站通過人機界面設定。(2) 狀態量狀態量包括：斷路器位置、事故跳閘總信號、預告信號、刀閘位置、有載調壓變壓器抽頭位置、主保護動作信號、事件順序記錄、RTU狀態信號、系統各工作站狀態信號等。(3) 脈沖量脈沖量包括：各廠站RTU脈沖電度量等。(4) 保護

62、及綜合自動化信息系統對RTU除完成遠動四遙功能之外，對已安裝變電站微機保護及綜合自動化系統的廠站亦可完成相應的保護數據采集及控制功能。包括：1) 接收并處理保護開關狀態量2) 接收并處理保護測量值量3) 接收保護定值信息4) 遠方傳送、設定、修改保護定值5) 接收保護故障動作信息6) 接收保護裝置自檢信息7) 保護信號復歸4.12.1.3 數據處理(1) 模擬量(YC)數據處理1) 把標識符轉換為技術地址2) 技術地址作為數據的關鍵字而訪問數據庫，并為后面的其它功能提供數值。3) 將生數據轉換為工程量4) 條件歸零5) 可設定每個值的歸零范圍，將近似為零的值置為0，消除零漂。6) 越限檢查7)

63、 通過數據庫為每個遙測值及計算值規定兩個上限及下限。8) 濾波處理，規定數據的最大合法值和最小合法值，當數據超出范圍時，視為不合格數據被濾掉。同時還規定相鄰兩幀數據的最大跳變量，當數據跳變過大時視為不合格數據被濾掉。9) 積分值和平均值計算：根據實際功率完成積分值及平均值計算。10) 最大值及最小值計算：將遙測在某一段時間內出現的最小值、最大值及出現的時刻一同存入數據庫。11) 存貯入數據庫：數據庫中的遙測記錄由時標、工程值和量綱組成。數據庫中數值為后續子系統提供數據，可分配歷史和未來數據等任務。12) 各模擬量描述電力系統運行的實時量化值。各線路及主變的有功、無功、電流電壓值、主變油溫及周波

64、等值。同時為這些量化值標出質量單位，以確定各值所處的狀態(正常、越限、人工數據、壞數據等)。通過人機界面為調度人員提供清晰的電力系統各級量化概念。(2) 狀態量(YX)處理狀態量處理任務完成如下功能：1) 描述電網運行狀態l 各開關位置l 各刀閘位置l 變電站開關狀態及主變分接頭位置l 保護動作狀態l 各通道運行工況2) 監視電網及設備變化狀態，迅速發出告警l 確認遙信值的類型 (開關、保護、刀閘、事故、預告等)l 根據開關變位、保護動作及事故總信號判斷是正常變位還是事故變位l 確認監視并為操作員引出專門的文字信息表、語言信息和廠站工況圖3) 信息處理與顯示l 圖形顯示l 文字顯示l 語言信息

65、系統l 實時及歷史數據庫l 變位打印及表格顯示l 事故追憶l 模擬盤及轉發(3) 脈沖量(YM)電度量的采集主要是采集電度表的脈沖計數，為電網的電量考核功能提供基礎數據。對電能量的處理主要為：l 實時保存上周期的脈沖值，計算出周期內的電量。l 無脈沖量的點，可采用積分電度的方法計算電量。l 系統可設定每日高峰、低谷、腰荷時段，計算出各時段電量，并進行日、月、年統計計算。(4) 計算功能系統應至少提供以下的一些基本的計算功能：l 總加計算：用戶設定總加公式進行總加計算。l 限值計算：統計越限時間、合格率等。l 平衡率計算：用戶可對線路、變電站、及地區進出功率進行平衡比較。l 累加計算：計算電度累

66、計值，積分電度量，對遙信變位次數等進行累加運算。l 功率因數：計算各線路、主變及地區的功率因數。l 統計計算：針對一段時間內(日、月、年)的統計處理均可實現。如：計算各模擬量的最大、最小、平均及最大、最小值出現時間等。l 旁路自動替換：由狀態量及模擬量共同確定母線旁路狀態，自動作出模擬量旁路替換。l 線損計算：根據線路兩端的功率或電量，自動計算出線損。l 此外要求系統配置一套完整的自定義公式編譯子系統，此子系統中能提供各種常用數學函數，并允許組合、嵌套，同時允許帶條件運算及遞歸。利用此系統的功能可以生成各種計算公式，滿足多方面的應用需求。計算子系統是在在線方式下完成各種計算任務，在系統啟動時自

67、行啟動，按照數據變化及規定的周期、時段不斷處理計算點。4.12.1.4 考核統計功能l 母線電壓合格率考核l 線路負荷統計l 無功電壓考核l 停用電時間統計，停用電時間可以區分人工投退和故障停運兩種情況。4.12.1.5 電網控制功能(1) 功能要求1) 可對各廠站RTU接入的斷路器及隔離開關正確控制。2) 可對有載調壓變壓器分接頭調節。3) 可對其它可控點進行控制(隔離開關、距離保護閉鎖復歸等)。4) 控制功能具有防誤閉鎖功能，包括檢查各種條件：如“允許遙控”，控制狀態與開關當前狀態相符等。用戶可為每個控制對象設置其“控分”與“控合”互聯閉鎖約束條件，系統根據條件檢查控制過程。5) 遙控和遙

68、調具備操作座席、操作員權限設置。6) 操作使用對話框進行，操作過程安全可靠。操作有返校倒計時，執行倒計時和成功/失效倒計時，時限可調。7) 異座席監護功能。可以采用雙席監護，也可以單席操作（如遙調操作），特別是可以監護監控中心的監控工作站對電網的控制操作。8) 主站向RTU發出的所有遙控命令都在顯示畫面上操作。遙控操作的每個步驟完成后，自動記錄操作過程。記錄內容包括：遙控對象名稱、操作員姓名、遙控性質、命令發出時間、遙控執行結果等信息。9) 對每個控制對象(開關、刀閘等)具有單獨屏蔽的保護功能，解除屏蔽時應有口令保護。10) 高級控制語言支持用戶自定義控制序列命令，如可以選擇不同變電所的不同組

69、電容器一起進行投切作為一個控制序列。控制序列可人工請求執行，或事件觸發執行。(2) 單一對象的控制過程及對話方式控制過程主要由調度員人工啟動，可以在一次接線圖上進行，也可以在相應的設備列表上進行，一般步驟如下：1) 選擇控制點：調度員將光標放在要進行控制的設備上，按鼠標，將該設備相應的控制類型菜單打開，如該設備不可控，則此時顯示一個錯誤信息，控制過程中斷，如該設備控制操作要求異席監護，則此時顯示異席監護提示信息。2) 選擇控制操作：如果是開關控制，自動根據開關目前所處的分合狀態，選擇控分或控合；如果是變壓器分接頭，由調度員在彈出的菜單上選擇：控升、控降或急停。3) 發出預置命令：當調度員認為選

70、擇無誤后，可以發出預置命令。預置命令發至實時服務器時，實時服務器全面檢查該設備目前是否處于可控狀態(如退出服務、掛牌、或已被其他工作站上調度員選擇進行控制)。如狀態正確，預置命令經由前置系統發往RTU進行控點選擇，返送校核信息顯示在彈出的對話窗上。系統記錄發出本設備預置命令的事件和返送校核結果的事件。4) 異席發出監護許可命令：此步驟僅在設備要求異席監護時進行。監護許可命令必須由其他工作站上的其他調度員發出。系統記錄發出本設備異席監護許可命令的事件。5) 發出控制執行命令：當調度員認為返送校核信息無誤后，發出控制執行命令。如控制命令發出后指定時間內，該設備變位，則系統記錄本設備遙控執行成功事件

71、；否則，系統記錄本設備拒控事件。6) 發控制撤銷命令：此步驟可在上述步驟的第一步之后，任一步之前發出。系統記錄本設備控制撤銷事件。(3) 成組對象的控制過程及方式由調度員預先定義和生成的一組控制命令，一次提交后，按照定義的序列一次執行，也可以選擇其中部分對象后再提交執行。控制序列執行過程中，每個步驟都有提示信息，可中途暫停，或繼續執行，執行結果將記入數據庫中。(4) 與監控中心之間協調控制調度自動化系統與監控中心工作站之間可以按照職責范圍、地理位置或電壓等級進行數據分層、分區控制。4.12.1.6 事故和告警處理功能(1) 事件/事故處理l 事故時有事故信息的文字提示，并聲光或語音報警，根據設

72、置自動打印事故信息、自動推事故畫面。l 可根據RTU發送的事故總信號、保護信號和相應模擬量，或線路有關刀閘狀態，區別YX正常變位（操作變位）與事故變位；可保存事故信息并隨時存檔；繼保動作亦可作為事件記錄信息存檔。l 具有預告信號，無人值守變電站各類信號(如油溫、UPS失電、保護信號、大門等)的處理功能，能對這類信號的異常狀態進行監視、告警、調圖、事件打印、聲光或語音報警等。l 自動電話撥號發短消息報警。系統可根據設置，由某類異常信號觸發撥號發手機短消息報警。l 可設置相應的告警窗口和窗口位置。l 能根據設置隨機打印事件信息，也可以事后隨時召喚打印事件信息。l 當越限告警時，可通過報警窗口顯示，

73、并可根據需要打印記錄。(2) 事件順序記錄(SOE)事件順序記錄以毫秒級時標記錄線路開關或繼電保護的動作，它們由廠站設備形成，傳送至主站。主站將接收到的事件順序記錄保存在歷史事件庫中，供事后瀏覽或打印分析。(3) 事故追憶(PDR)1) 事故追憶功能在電力系統發生事故后啟動。事故追憶信息是調度員分析事故前后電網狀態的有效方法。事故追憶功能存儲和記錄以下數據：l 采集數據的快照斷面l 趨勢數據l 狀態變化的數據2) 追憶的數據至少為事故前3幀和事故后4幀。事故前或后各多長時間用戶可隨意定義。追憶按照實際發生的觸發條件記錄存儲。追憶對象支持整個電力系統實時狀態。3) 事故追憶可以以下列條件之一觸發

74、：l 遙信變位l 任意個YC和YX對象組成的復雜算術及邏輯條件l 調度員的命令(4) 事故重演事故重演的人機界面支持用戶下列定義：l 選擇事故畫面；l 選擇事故觸發條件；l 設定重演的速度(快放或慢放)；l 設定重演的起始時間；l 隨時暫停正在進行的事故重演，并可繼續進行，或重新開始其他事故重演；l 選擇事故分析對象按時間段打印。4.12.1.7 人機聯系功能人機界面采用統一的Windows風格。(1) 畫面類型廠站接線圖、網絡潮流圖、負荷曲線圖、頻率曲線圖、其它曲線圖(I、V、P、Q、歷史/實時)、動態棒圖、全網系統圖、實時/歷史數據報表、事項追憶重演曲線圖、地理位置圖、系統配置圖、系統工況

75、圖、主機資源圖(CPU負荷、磁盤使用率等)、通道工況圖、實時事項彈出、報表修改、用戶自定義各類畫面等。(2) 顯示內容遙測、遙信(開關、刀閘、保護信號、變壓器檔位信號等)、電度量、頻率、系統實時或置入的數據和狀態、計算處理量(功率總加，電度量總加，峰、谷、平電電量累計值、計劃負荷與實際負荷的差值、功率因數)、時間等。實時數據庫所有對象的任何字段均可上畫面顯示，如：越限值，對象名，開關跳閘次數，主機CPU負荷，主機磁盤占用率，網絡狀態，通道狀態及用戶增加的任何字段。(3) 圖元（圖素）類型1) 各種靜態圖素，包括基本的點、線、圓、多邊形、圖塊等；2) 常用電力對象動態圖元：YC，YX，YM，潮流

76、等，YC量顯示位數可定義；3) 開放式動態圖元設計：系統支持的每一種靜態圖元，都可由用戶設計為動態圖元；4) 動態圖元可按用戶的設計以顏色，大小、位置，旋轉角度，改換圖片，改換字串等多種方式表達動態數據的值。(4) 畫面操作1) 調圖方式有熱點、菜單、文件名等多種方式；2) 支持畫面漫游、無級縮放、分層顯示；3) 直接調閱畫面上所顯示的電氣設備的參數；4) 除已制作的報表、曲線外，可選擇任意時段的數據集合，以報表、曲線或其組合的方式顯示；5) 一個顯示器在同一時間里可顯示多幅不同的畫面；6) 可以在線進行報表數據修改；7) 可以在線修改實時數據庫和歷史數據庫；8) 能進行用電計劃負荷的設置與修

77、改；9) 操作員執行的所有操作都嚴格受到權限的控制，沒有相應操作權限的操作員無法執行相應的操作。系統提供的主要調度員操作有：取反、掛牌操作、掛接地線、拉閘開始、拉閘結束、限電開始、限電結束、選擇檢修區、檢修開始、檢修結束、停止告警、恢復告警、旁路代操作、遙控操作、檔位升降操作、批量遙控、人工置數、人工變位、設置清除、保護裝置投切、保護定值整定等。4.12.1.8 安全功能(1) 用戶權限及系統安全管理1) 系統實現用戶級的權限管理，對每個使用者賦與其數據庫訪問、系統維護管理、數據管理及控制操作的多級權限，權限在全網上統一有效，使用者可在任一工作站上完成其權限許可的各種管理及操作。2) 為了保證

78、系統的安全性，每個用戶均配有加密的個人口令密碼，此口令密碼只有其本人可以設置并修改，其它人(包括系統管理者、超級用戶以及系統程序設計者)均無法知道其口令，更無法修改。由此可以確保系統重要操作的責任唯一性。3) 提供用戶分組的功能，屬于某一用戶組的用戶自動擁有該用戶組的全部權限。(2) 安全功能1) 操作員在座席上的登錄需要身份認證。2) 操作員的任何操作(遙控、人工置數、修改數據參數、修改歷史數據等)均要經過人員與座席的雙重權限認證。3) 系統對每一個重要操作均形成操作記錄。4.12.1.9 歷史數據和報表打印輸出功能(1) 歷史數據庫1) 歷史數據庫由商用數據庫來管理。采用Client/Se

79、rver結構體系，處理速度快，安全性高，保存容量大，并具有標準、開放的數據庫訪問接口。歷史數據庫和實時數據庫一樣為冗余雙服務器熱備用機制。2) 歷史數據庫保存需要長期保存的模擬量和電量的時標數據(含曲線和整點數據)，時、日、月統計數據(最大值，最小值，平均值)、歷史事項數據、可保存一年以上。3) 通過觸發機制，對歷史數據庫中的任意數據進行修改，其相關量(計算值、累加值)自動進行修改。4) 對每一個實時數據庫中的點，均可設置采樣周期實現歷史數據記錄。采樣間隔以分鐘為單位，用戶可任意設定（至少有5分鐘、1小時、1天等采樣時間間隔）；存盤點個數不限。5) 對24小時整點數據、日/月最大、最小、平均值

80、統計處理。6) 歷史數據庫中保存的數據可通過數據庫窗口列表查詢，也可通過曲線畫面查詢。7) 具有保存歷史數據及實時數據斷面的功能。可以通過定義條件自動或手動對系統運行狀態進行斷面快照，并且可以保存系統的全網斷面數據用于分析或應用軟件計算。8) 歷史數據庫通過CD-R/W下載到光盤進行長期保存。(2) 報表生成(電子報表格式)1) 報表系統應基于通用的辦公自動化軟件MS Office 2000的Excel工具開發，便于信息變換和共享；2) 可生成各種格式靈活的報表，并可在表中插圖，如曲線，棒圖，餅圖及其它圖形；3) 具有靈活的報表處理功能，可進行表格內的各種數學運算，運算公式可在線設置和修改；4

81、) 可在報表上對報表數據進行修改，由電子表格計算出的量，當分量改變時，計算后的量也相應改變。(3) 報表打印1) 定點打印班報、日報、月報、操作記錄，打印時間可調整設定。2) 召喚打印實時和歷史報表(4) 事項打印1) 實時打印各種電網事項和系統事項2) 召喚打印歷史事項(分時段、分類)(5) 其它1) 實時和召喚打印各種操作記錄(分時段、分類)2) 管理信息圖表3) 各類統計表4) 具有屏幕拷貝功能4.12.1.10 其他輔助功能(1) 系統時鐘和時鐘同步SCADA系統在前置機接入標準天文時鐘，向全網統一對時，并定時與各RTU遠方對時。為系統提供唯一時標。(2) 向上級調度部門轉發數據的功能

82、 (3) 模擬屏系統控制根據模擬屏廠家提供的通信規約，通過調度員工作站的RS-232口向模擬屏轉發數據，并提供控制界面。 或者，通過調度員工作站的RS-232口向專門的模擬屏控制計算機轉發數據。(4) 大屏幕投影系統系統提供與大屏幕投影系統的接口。(5) UPS電源系統遠方監視與控制功能(6) 遠程維護功能系統提供MODEM撥入功能，對系統進行遠程維護。4.12.2 實用軟件功能4.9.14.1 智能調度操作票系統(1) 智能調度操作票預演功能1) 利用現代計算機強大的圖形化界面功能和電力系統資深調度員豐富的運行經驗，運行人員只需進行簡單的鼠標操作就可開出操作票，并可進行操作票模擬預演。2)

83、在生成操作票和預演過程中提供防誤碼率判斷功能，能夠發現錯誤的和不合理的操作，減少誤操作導致的難以用數字計算的電網效益的損失。3) 系統能夠按調度的日常管理規定對生成的操作票進行顯示、審查、存取、分類、編號及自動打印。(2) 智能生成操作票1) 設計考慮電力系統所有主要的接線方式，如單母線(分段/帶旁路)、雙母線(分段/帶旁路)、二分之三接線以及角形和橋形接線等。只要定義好廠站內及廠站間拓撲關系，毋需修改代碼即可正確生成操作票。2) 系統設計時應做程序代碼和到推理規則分開，因而即便是遇到其他接線方式，也只需增加或修改規則庫即可。3) 生成操作票時，用戶在圖形界面下選擇操作對象后，系統自動分析并顯

84、示所選設備當前的工作狀態(運行、備用、檢修等)方便用戶根據設備當前狀態選擇相應的操作任務。4) 操作票生成后，自動進入操作票編輯界面，在此界面下，用戶可仔細檢查操作票的正確性，對多余項、缺項、項順序錯誤及字詞不準確等情況，均可在此界面下很方便地調整，一般只需鼠標控制，毋需鍵盤操作。5) 還可以通過查詢找到一張歷史庫中存在的操作票，然后依據所提示的操作任務，用鼠標在主接線圖上選擇合適的開關、刀閘、地刀和保護的狀態，操作與庫中一致，則在信息窗口顯示正確的操作票，否則給出錯誤提示。(3) 圖形化單步生成操作票1) “圖形化單步生成操作票”是在圖形界面下由用戶用鼠標順序點取操作對象，系統根據用戶點取的

85、對象自動生成相應的操作內容。2) 系統可根據內部提供的防誤規則隨時跟蹤用戶操作，錯誤信息定位到元件級。3) 單步生成過程提供集合操作功能，即允許選中母線、主變等設備并對其操作，操作確認后相關的開關、刀閘等狀態自動做相應改變，不必逐個對開關刀閘進行操作。4) 用戶可根據自己選擇的操作任務，用鼠標在主接線圖選擇合適的開關、刀閘、地刀和保護的狀態，符合五防要求則顯示正確的操作票步驟，否則給出不符合五防的原因。(4) 模擬演示1) 電力開關倒閘模擬演示就是對一張給定的操作票，系統建立一個演示環境，將操作設備和相關的一、二次網絡元件及它們在操作前的狀態，顯示在屏幕上，將操作票的任務和內容，以文字方式在信

86、息窗口中逐項顯示。2) 操作票內容每顯示一行，在操作廠站的主接線圖上將開關、刀閘、地刀和保護的狀態以及操作票的內容進行閃爍和變位，產生一個直觀的操作過程，用以提醒調度員。3) 對不同變電站的操作可自動調出相應站的主接線圖。(5) 典型操作票自定義維護1) 通過自動生成和單步模式生成的操作票都可以存為典型票，以減少了使用者的鍵盤輸入工作量。2) 定義好的票以一定的形式存儲于服務器上，必須保證操作票維護的安全性、一致性和易維護性。3) 基于典型票的操作票編輯提供與操作票編輯環境一致的界面，允許用戶對典型票項進行修改、刪除、插入、順序調整等。(6) 操作票管理1) 操作票生成后，自動進入操作票編輯、

87、審查界面，供審查和校正。2) 系統提供插入、刪除、修改、移位等功能，便于對操作票中錯誤的操作步驟、不規范的術語等進行修改，對操作票的準確性、規范性進行確認。3) 為減少鍵盤輸入工作，提供常用術語自定義維護、分類管理等。4.9.14.2 電能量考核功能為適應將來對電力市場售電側商業化運營的要求，可以對各變電所進行電量考核。電能量數據的采集可以根據實際情況采用不同的方式。在調度自動化系統上安裝的電能量考核軟件可以實現以下功能：(1) 接收縣調所轄范圍內各變電所線路、聯絡線的電能量數據。(2) 具有強大的統計功能，可以對各變電所的用電量分別進行總加，可以對各變電所的各條線路進行峰、谷、平用電量分時統

88、計。(3) 可以通過人工輸入或計算機數據交換的方式接收各變電所的用電計劃。(4) 將各變電所的用電計劃與實際用電量進行比較計算，實現對各變電所的用電進行考核。(5) 電能量考核的周期可以為時、日、周、月和季度，為適應將來電力市場的報價周期，考核的最短周期為15分鐘。(6) 考核周期可以人工選擇設定。(7) 可以人工置入考核電量的上、下限值。(8) 根據不同變電所傳送的電能量數據，可以進一步對各線路進行電網損耗的計算。4.9.15 電力系統應用軟件(PAS)功能4.9.15.1 實時狀態估計/在線網絡拓撲分析(1) 在線網絡拓撲分析根據開關狀態的開斷變化，實時反映整個網絡的接線狀況，正確地劃分網

89、絡計算用節點數，網絡的系統數及解列情況，并能根據注入量和測量的信息，判斷整個網絡的可觀測性。提供完善的網絡拓撲分析功能，可處理任意接線方式的廠站。根據電力系統中遙信信息和刀閘的分/合狀態來確定電氣連通關系，確定拓撲島，生成網絡庫。(2) 網絡拓撲信息方便地顯示在電網單線圖上，電力系統各個設備的電氣狀態(如：帶電/不帶電、是否在環網上等)由不同的顏色直觀地顯示出來。網絡拓撲程序與實時數據庫接口，將SCADA系統的量測映射至PAS系統上，滿足數據庫的一致性，便于系統維護。(3) 采用國際上先進的狀態估計計算模型和算法，如快速分解法和正交變換分解法等，便于選擇和校核。采用正交化分解算法和稀疏技術保證

90、最佳數據的穩定性。(4) 可用于狀態估計的量測量有：線路或變壓器的有功、無功潮流量測、母線注入有功/無功量測、母線電壓量測、零注入量測、零阻抗支路潮流量測。(5) 提供抽頭估計。當帶載調壓變壓器有潮流量測時，可估計變比可調變壓器的分接頭位置。(6) 不良數據識別功能。自動檢測并在畫面上指出哪些支路兩端量測值不平衡，哪些注入量測值不合理，哪些節點潮流不平衡。(7) 遙信辨識功能。可自動檢測和辨識開關信息中的錯誤，并給出信息顯示和處理方案。(8) 在量測值不全的情況下，利用偽量測(母線負荷預報、計劃值、電壓調節計劃等)，保證全網的可觀測性；自動檢測并在畫面上指出無支路潮流量測的支路，無注入量測的母

91、線，無電壓量測的母線，給出不可觀測元件。(9) 采用量測誤差估計法，在線監視量測偏差和方差；對不合理的實時測量值進行屏蔽，允許設置測量偏差值。對實時遙信進行屏蔽和修改，對無遙信信息的刀閘狀態人工置位，無變壓器分接頭量測的變壓器分接頭人工改變檔位。(10) 通過對SCADA實時數據的邏輯分析，對生數據進行不良數據的檢測和辨識，剔除或修正不良數據，決定動態升/降權重，量測停用或偽量測補充；允許人工置數，包括人工置入電網運行狀態，人工置入的電網狀態數據有“偽測量”記錄。(11) 用戶可在畫面上修改各種控制參數(人工設置參考母線位置，設置偽量測，改變量測權系數等)。(12) 狀態估計功能可以由用戶自己

92、定義啟動方式；自動定時啟動、人工啟動、事件觸發啟動，定時啟動時間間隔可根據需要調整設定。(13) 能給出和保存狀態估計結果斷面，并指出量測系統的薄弱位置，指出關鍵量測及其位置，并估計量測偏差，對所有狀態估計的數據能分類處理和觀察。(14) 可以連續統計可觀測區負荷和全天的母線負荷的歷史數據。(15) 提供狀態估計的合理分析結果，并根據需要選擇顯示如下內容：a:可觀測部分的分析結果b:測量值誤差分析結論c:邊界母線估計結果d:壞量測值統計e:不合理的發電機出力或負荷估計值列表f:顯示低質量量測g:被過濾掉的測量值h:落在不可觀測島中的測量列表I:對越限值檢查J:對狀態估計精度的評估K:對狀態估計

93、可靠性的評估4.9.15.2 調度員潮流(DPF)(1) 操作員潮流使用可靠快速的算法來生成某一給定網絡條件的潮流問題的解決方法。(2) 功能要求1) 提供準備潮流計算的數據的手段。2) 調用公共拓撲分析程序來創建新的母線模型。3) 解決潮流方程式。4) 應執行操作員潮流輸出的限值檢查。5) 操作員潮流應可以處理多個區域電網，可以自動指定每個區域電網的松散度或通過人工的方法來修改松散度。6) 操作員潮流應可以定義多個松散節點，這些松散節點可以一起參與未平衡的潮流。7) 應包括有載調壓變壓器的分接頭控制、電抗器/電容器組的投切、區域間凈交換功率和移相器的控制等。8) 用戶可以指定哪些變量在計算的

94、過程中是可調節的，哪些變量將保持指定的數值。9) 調度員潮流可以調用母線負荷預測(BLF)來生成預測的母線負荷。10) 調度員潮流應提供簡單的方法給操作員，用以控制調度員潮流的啟停。11) 調度員潮流應提供一組顯示（包括單線圖）來輸出其結果。所有的輸出顯示均可以在打印機上打印。(3) 潮流算法1) 調度員潮流算法應是快速的、真實的和可靠的。快速的是指在某個硬件平臺上，使用先進的程序技術加速解決的過程和降低操作員等待的情況；真實的是指靜態的潮流問題的計算結果應是符合電力系統的實際計算結果；可靠的是指算法應具有較好的收斂特性。2) 調度員潮流至少應提供快速解耦和牛頓-拉夫遜算法，根據解決過程的收斂

95、情況，這兩種算法可以自動的切換。3) 操作員可以直接選擇算法。、4.9.15.3 負荷預測(1) 系統負荷預測按周期可分為超短期、短期、中期預測，其中調度部門負責超短期預測，每日需向上級調度部門提供本轄網內明日負荷預測數據(15分鐘1個點共96點)。(2) 軟件應能根據電網運行狀態、檢修計劃、相關歷史負荷數據近2-3年負荷及增長情況、相關的歷史氣象資料、歷史事件資料等一系列關系到負荷變動的因素來對當前和以后的負荷情況作出盡可能準確的預測。(3) 修改曲線時能方便地在圖形上直接修改或手動輸入各預測點，可實現指定時段預測數據普遍加減一個值。(4) 要求對自身預測的準確率能進行統計、考核。4.13

96、與其它系統的接口 與管理信息系統的接口調度自動化系統通過Web服務器從管理信息系統(MIS)獲取電網設備、生產計劃等數據。供電公司的管理信息系統(MIS)亦可從WEB服務器內獲取調度自動化系統運行的實時數據。調度自動化系統和Web服務器通過防病毒物理隔離設備達到有效隔離。MIS及其它信息處理系統的用戶及其應用軟件對電網運行情況的監視只能通過WEB瀏覽方式實現，而且只能是讀訪問。可以瀏覽和發布的信息包括電網運行狀態、統計分析結果、圖形及報表等。應建立完善的安全措施，對不同等級用戶，設立相應的訪問與操作權限。系統維護端可以通過對用戶密碼、用戶IP地址管理的方式控制用戶所瀏覽信息的內容。 與其他控制

97、系統的接口配網管理系統（DMS）、負荷管理系統和電力市場售電側決策系統等與調度自動化系統具有相同安全等級。這一類計算機系統與電網調度自動化系統存在雙向的數據交流，既需要從調度自動化系統獲取數據，為了實現某些功能也需要向調度自動化系統傳送數據。對于這一類系統可以統一采用“交換機+防火墻”的方式。交換機可以保證各系統具有獨占的帶寬，具有較高的吞吐率，滿足各系統與調度自動化系統之間大量頻繁的數據交換。調度自動化系統與其它系統之間的安全防護措施通過安裝在網關計算機上的防火墻軟件實現，防火墻軟件可以保證正常的生產數據快速通過，但是對于來自其它系統的病毒、攻擊性程序可以有效的防范，不會使來自其它系統的不安

98、全因素進一步擴大。調度自動化系統應對其它系統公開統一的、規范的API接口，其它系統參考此接口規范，通過自身的通信程序就可以實現與調度自動化系統的雙向數據交流。在增加新系統時，不需要在電網調度自動化系統上進行二次開發5. 新老調度自動化系統的過渡由于電網調度自動化系統是一個全天24小時實時運行的監控系統，它的連續穩定運行對電網的安全調度和實時監控至關重要，所以，新系統的建設必須考慮新老系統之間的平穩過渡。新的XXXX電力大樓即將建成，XXXX電網調度自動化系統的升級改造在老大樓里進行，先期和老系統并列運行，待新系統運行穩定后，新系統和通信設備等一起總體搬遷，同時老系統退出運行。5.1 新老系統過

99、渡的基本要求(1) 新系統安裝調試到正式投運，這一段時間里不能影響調度中心對電網的實時監控。即在任何時候都應能采集到所有變電所的實時信息，并盡量保證遙控、遙調功能的實施。(2) 新系統投運后，老系統保留的歷史數據能繼續使用，保證系統歷史數據庫的完整性。5.2 新老系統過渡的措施5.2.1 新系統安裝調試階段，老系統應繼續運行。待新系統安裝調試完成且穩定運行一段時間后才可把老系統退出。5.2.2 新老系統同時運行階段，新老系統應能同時取得變電所RTU的數據，并仍可實現對變電所的實時遙控、遙調操作。(1) 對具備主備雙遠動通道的變電所，由于XXXX縣供電公司電網變電所的RTU采用部頒CDT規約與主

100、站系統通信，即采用循環方式向XXXX縣供電公司電網調度中心傳輸遠動信息，所以在過渡期內，可以先將其備用遠動通道接入新系統，待新系統數據接收正常后，再將原主通道接入新系統。(2) 對不具備主備雙遠動通道的變電所，可從原前置機串口并聯接線至新系統(注意只能把接收線(RS232的RXD)以及信號地(GND)并聯接在一起，發送線(RS232的TXD)不能并接)。(3) 過渡階段，遙控、遙調操作只能在老系統上進行。新系統運行基本穩定后，遙控操作改在新系統進行(對僅有單通道的變電所，可斷開老系統的發送線(RS232的TXD)，改接到新系統中來)。5.2.3 要求新老系統的生產廠家相互配合，把老系統的所有歷

101、史數據轉換為新系統的數據格式，并保存到新系統的數據庫中，這樣新系統能繼續使用以前的歷史數據。XXXX縣原XXX2系統歷史數據存儲采用數據文件存儲的，需提供各數據文件的詳細格式文本，包含文件頭定義、數據塊定義、數據結構定義等。在新老系統并行運行時，各自保存歷史數據。轉換老系統歷史數據，以并行運行期間的歷史數據作為測試和參照。6. 設備清單 XXXX供電公司電網調度自動化系統設備清單 序號設備名稱配置說明數量備注1硬件系統1.1前置部分終端通信服務器(1:16)機架式4臺16路雙通道MODEM箱含2*16路MODEM板，32路雙機、雙通道切換裝置，電源板等1套前置機柜(包括配線)標準2M1面前置機

102、高檔主流品牌微機P4，2.4GHz CPU，256M內存，40G硬盤， 40XCDROM，17純平彩顯，軟驅，鍵盤，鼠標， 10/100M 網卡2臺1.2后臺部分系統服務器高檔主流品牌微機服務器P4， 2GHzCPU， 1GB內存，40G硬盤*2，48XCD-WR， 10/100M 網卡，1.44M軟驅，鍵盤，鼠標， 17純平彩顯2臺WEB服務器高檔主流品牌微機服務器P4，2GHzCPU， 1GB內存，40G硬盤*2，48XCD-WR， 10/100M 網卡*2，1.44M軟驅，鍵盤，鼠標， 17純平彩顯1臺調度員工作站高檔主流品牌微機P4 2.4GHzCPU， 256M內存，40G硬盤，40

103、XCDROM，音箱，21液晶彩顯，軟驅，鍵盤，鼠標， 10/100M網卡2臺遠動維護工作站高檔主流品牌微機P4 2.4GHzCPU， 256M內存，40G硬盤，40XCDROM，音箱，17純平彩顯，軟驅，鍵盤，鼠標，10/100M網卡1臺遠動維護工作站兼Web代理高檔主流品牌微機P4 2.4GHzCPU， 256M內存，40G硬盤，40XCDROM，音箱，17純平彩顯，軟驅，鍵盤，鼠標，10/100M網卡1臺PAS工作站高檔主流品牌微機P4，2.4GHzCPU， 256M內存，40G硬盤，40XCDROM，音箱，17純平彩顯，軟驅，鍵盤，鼠標，10/100M網卡1臺運方工作站高檔主流品牌微機，

104、P4，2.4GHzCPU， 256M內存，40G硬盤，40XCDROM，音箱，17純平彩顯，軟驅，鍵盤，鼠標，10/100M網卡1臺網關兼網絡管理工作站高檔主流品牌微機P4，2.4GHzCPU， 256M內存，40G硬盤，40XCDROM，音箱，17純平彩顯，軟驅，鍵盤，鼠標，10/100M網卡*21臺磁盤陣列2*72G 鏡像硬盤1套網絡交換機24口Switch HUB1臺網絡交換機48口Switch HUB1臺防病毒物理隔離設備內含防火墻1套1.3其它硬件設備GPS時鐘1臺激光打印機A3網絡打印機1臺遠程維護撥號MODEM56K1只網絡電纜(包括相應插口)1000米維護工具1套1.4電源系統UPS不停電電源10KVA*4h，包括電池及電池架1套2軟件系統2.1系統平臺軟件操作系統軟件MS Windows 2000 Server商用數據庫軟件IBM DB2 或者SQL server 2000MS Office 2000套件防病毒軟件2.2SCADA系統軟件SCADA功能軟件1套WEB瀏覽軟件1套2.3系統實用軟件智能調度操作票預演1套電能量考核軟件1套2.4應用(PAS)軟件負荷預測1套2.4.2網絡拓撲及狀態估計1套2.4.3調度員潮流1套