《地区智能电网调度技术支持系统应用功能规范》.docx

ICS 29.240 备案号：CEC 222200Q/GDW9国家电网公司指导性技术文件Q / GDWZ461 2010地区智能电网调度技术支持 系统应用功能规范 Functionnal Specification of Smart Grid Operation Supporting System for Distric Power Networks2010-××-××发布2010-××-××实施国家电网公司发布Q / GDW Z 4612010目次前言II1范围12规范性引用文件13总体要求23.1系统总体构架23.2系统总体要求53.3支撑平台功能要求64实时监控与分析类应用74.1实时监控与智能告警应用84.2网络分析应用304.3智能分析与辅助决策应用394.4水电及新能源监测分析应用504.5调度员培训模拟（DTS）应用524.6辅助监测应用574.7运行分析与评价应用595调度计划类应用605.1预测应用605.2检修计划应用645.3发电计划应用655.4电能量计量应用676调度管理类应用706.1生产运行应用716.2专业管理应用886.3综合分析与评估应用896.4信息展示与发布应用90前言根据国家电网公司建设坚强智能电网的战略目标和智能电网建设与改造的要求，制定了本指导性技术文件。本指导性技术文件给出了地区智能电网调度技术支持系统的技术特征和功能结构，提出了功能技术要求和建设原则。本指导性技术文件适用于地区级智能电网调度技术支持系统的设计和建设。本指导性技术文件由国家电力调度通信中心提出并负责解释。本指导性技术文件由国家电网公司科技部归口。本指导性技术文件主要起草单位：国网电力科学研究院。本指导性技术文件参与起草单位：中国电力科学研究院。本指导性技术文件主要起草人：高宗和、李翔、石俊杰、庄卫金、杨胜春、於益军、徐希、杨争林、俞俊、杜红卫、郭建成、唐勇、邓兆云、崔恒志、贾育培、徐家慧、李峰、郑贤福、王勃、王昊。99地区智能电网调度技术支持系统应用功能规范1范围本规范适用于地区智能电网调度技术支持系统建设，能够满足调控一体化应用的需要和配电网运行监控的基本需要。县级智能电网调度技术支持系统的建设可参照本规范执行。2规范性引用文件本规范编制的主要参考依据如下： GB/T 137302002地区电网调度自动化系统GB/T 18657远动设备及系统GB/T 222392008信息安全技术信息系统安全等级保护基本要求DL 476-92电力系统实时数据通信应用层协议DL/T 6341997基本远动任务配套标准DL/T 6671999继电保护设备信息接口配套标准DL/T 7192000电力系统电能累计量传输配套标准DL/T 890能量管理系统的应用程序接口DL/T 860变电站通信网络和系统DL/T 1080电力企业应用集成 配电管理的系统接口DL/T 50032005电力系统调度自动化设计技术规程DL/T 50022005地区电网调度自动化设计技术规程DL/T 5162006电力调度自动化系统运行管理规程DL/T 5872007微机继电保护装置运行管理规程IEC 60870远动设备及系统ANSI/IEEE C37.1111999 COMTRADE暂态数据交换通用格式SD325-89电力系统电压和无功电力技术导则国家电力监管委员会第5号令电力二次系统安全防护规定国家电力监管委员会电监安全200634号电力二次系统安全防护总体方案Q/GDW 2122008电力系统无功补偿配置技术原则Q/GDW 2152008电力系统数据标记语言-E语言规范Q/GDW 2162008电网运行数据交换规范Q/GDW 3822009配电自动化技术导则Q/GDW 2732009继电保护故障信息处理系统技术规范国家电网生2008690号国家电网公司生产管理系统基本图元范本（试行）国家电网调20091162号 智能电网调度技术支持系统建设框架（2009年版）国网电网科2009574号无人值守变电站及监控中心技术导则国家电力调度通信中心调综2006290号关于开展调度生产管理系统基础数据建设工作的通知国家电网公司部门文件调技200722号关于印发电网调度运行分析制度（试行）电网调度安全分析制度（试行）电网调度二次设备分析制度（试行）的通知国家电网公司部门文件调综200733号关于印发调度管理系统基础数据规范（三）的通知国家电网公司部门文件调综200734号关于做好电力监管统计调度相关信息报送工作的通知国家电网公司部门文件调自2007268号关于进一步做好自动化系统及设备基础数据库建设工作的通知国家电网公司部门文件调自200823号关于印发电力调度自动化系统和设备分析评价指导意见（试行）的通知国家电网公司部门文件调自2009249号电力调度自动化系统和设备运行评价办法（试行）国家电网公司部门文件调调2009160号关于印发电网调度统计工作管理办法（试行）的通知国家电网公司部门文件调自2009319号 省级及以上智能电网调度技术支持系统总体设计（试行）国家电网公司部门文件生配电2009196号 配电自动化试点建设与改造原则国家电网公司部门文件调自201080号电网设备通用模型命名规范（试行）、CIM-E电网物理模型描述与交换规范（试行）3总体要求3.1系统总体构架地区智能电网调度技术支持系统面向地区级调度各专业，系统应用分为实时监控与分析、调度计划和调度管理三类。省、地、县三级调度智能电网调度技术支持系统的总体架构如下： 图3-1省、地、县三级调度智能电网调度技术支持系统总体架构示意图图3-1中，横向上，系统通过统一的支撑平台实现三类应用的一体化运行；纵向上，通过支撑平台实现上下级调度技术支持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。地区智能电网调度技术支持系统在技术上应能够适应地、县调一体化部署的需要。地区智能电网调度技术支持系统应用功能总体结构如下图所示：图3-2地区智能电网调度技术支持系统应用功能结构示意图如上图中图例所示，系统功能框架分为应用类、应用、功能三个层次。应用类是用于完成某一类业务的集合，是由一组业务需求性质相似或者相近的应用构成；应用是用于完成某一方面业务的集合，是由一组相互紧密关联的功能模块组成；功能是用于完成一个特定业务需求，通常由一个或者多个服务组成，最小化的功能可以没有服。本规范中明确了三类应用和15项应用，每个应用下有若干功能模块组成。为规范和指导系统建设中功能的配置，功能规范规定了系统的基本功能和可选功能。基本功能是指各单位在系统建设时均应配置的功能；可选功能是指各单位在系统建设时，根据自身电网实际、生产和管理需要、上级单位的要求等进行选用的功能，详见下表。表3-1地区智能电网调度技术支持系统功能一览表应用类应用功能应具备的基本功能可选功能实时监控与分析类应用实时监控与智能告警电网运行实时监控配电网运行监控变电站集中监控二次设备在线监控表3-1（表）应用类应用功能应具备的基本功能可选功能实时监控与分析类应用实时监控与智能告警自动电压控制综合智能告警网络分析状态估计调度员潮流灵敏度计算静态安全分析短路电流计算外网等值模型接入水电及新能源监测分析水电运行监测水务综合计算水电厂运行趋势分析新能源运行监测新能源运行趋势分析调度员培训模拟电力系统仿真教员台控制控制中心仿真联合反事故演习支持智能分析与辅助决策停电范围分析供电风险分析合环操作风险分析负荷转供辅助决策拉限电辅助决策单相接地拉路辅助决策调度智能操作票综合故障分析辅助监测技术支持系统监视与管理气象信息监视运行分析与评价运行分析与评价调度计划类应用预测系统负荷预测母线负荷预测新能源发电能力预测水库来水预报检修计划检修计划管理检修计划安全校核表3-1（表）应用类应用功能应具备的基本功能可选功能调度计划类应用发电计划水电发电计划管理新能源发电计划管理小电源发电计划管理电能量计量数据预处理费率管理上下网关口电量汇总电量平衡分析电量旁路替代计量装置管理告警处理调度管理类应用生产运行设备运行管理设备检修管理电网运行管理运行值班管理专业管理专业管理报表标准/规程/规范管理综合分析评估电网调度运行分析电网调度二次设备分析信息展示与发布电网运行信息发布调度动态文档资料管理信息公告3.2系统总体要求系统应该能够适应电网发展的需要，特别是大运行、一体化等发展方向，充分体现信息化、自动化、互动化和智能化等特征。3.2.1支持横向系统集成建设地区智能电网调度技术支持系统的建设应该符合调度业务规范化要求，其支撑平台按照应用和数据集成的理念，在符合二次安全防护体系的前提下，构造统一支撑的消息和服务总线，为系统运行和应用功能开发提供功能强大、方便易用的支撑环境，实现调度业务范围内各系统和应用功能之间信息资源的整合及数据、模型等信息的共享，应用功能的增值，提高系统的性能和功效。3.2.2满足纵向系统协调运行地区智能电网调度技术支持系统的设计和建设应充分考虑调度各专业业务之间的纵向关系，实现与上、下级调度间电网模型、等值模型、设备参数、运行方式、检修计划、用电计划等信息的纵向交换，以及电网的精细化分析。同时，还支持上下级自动电压协调控制、联合反事故演习等功能。3.2.3实现源端维护、全网共享地区智能电网调度技术支持系统应适应“源端维护、全网共享”的要求，实现系统的一体化运行、维护和使用。应支持但不限于以下要求：1）数据能在广域范围自动关联、交换和使用。2）应用功能在广域范围内分布实施、统一服务。3）维护在广域范围内实现分工和共享。3.3支撑平台功能要求系统支撑平台应为各类应用的开发、运行和管理提供通用的技术支撑，提供统一的交换服务、模型管理、数据管理、图形管理，满足电网调度各项实时、准实时和生产管理业务的需求。支撑平台应遵循国家电网公司颁布的简单服务描述规范（S语言）、电力系统图形描述规范（G语言）、数据模型描述语言（E语言）、电网设备通用模型命名规范等标准规范，且满足以下功能要求。3.3.1数据采集交换功能要求应提供智能电网调度技术支持系统实时监控与分析、调度计划和调度管理类应用所需的各类数据的采集功能，并提供通信链路管理、规约处理和数据发布等功能，实现贯通共享的数据采集与交换。1）应满足输电网和配电网实时监控的需要，满足调度主站和集控中心监控的需要。2）能够实现以下各类数据的采集和交换，包括但不限于：a.电力系统运行的实时量测，如一次设备（线路、主变、母线、发电机等）的有功、无功、电流、电压值以及主变档位和温度等模拟量；开关位置、隔离刀闸、接地刀闸位置、保护硬接点状态以及远方控制投退信号等其他各种开关量和多状态的数字量；b.计量表计数据；c.保护、安自装置、备自投等二次设备数据；d.电网一次设备、二次设备状态信息数据；e.控制数据，包括受控设备的量测值、状态信号和闭锁信号等；f.各类计划值数据，包括检修计划、小电源发电计划等；g.故障录波数据；h.气象数据；i.电网并列同期相关数据；j.小电流接地选线装置数据；k.消弧线圈档位数据等。3）应能支持数据采集应用分布在广域范围内的不同位置，通过统筹协调工作共同完成一体化系统的数据采集任务并在全系统共享。4）应能满足对调控一体化大数据流及时响应的需要，支持数据采集和处理应用的负载均衡处理，实现调度类信息、监控类信息的有效分流。5）应采用专门的安全通信网关，实现数据端对端的安全传输。6）应支持多种通信协议、多种应用、多类型的数据采集和交换，满足各种传输场合的实时性要求。7）应具有多源数据处理和采集数据的快速转发功能。3.3.2模型管理功能要求应能满足对输电网、配电网监视和各种分析计算对电网建模的需要，提供电网各类模型的建立、拼接、同步和维护功能。包括但不限于：1）应支持图模库一体化的建模和维护。模型包括：a.电网各类一、二次设备的电气参数和控制参数；b.各类配网设备建模，包括配网开关、馈线段、各组合设备（环网柜、分支箱）、设备连接关系、边界点定义等；c.各类远动模型，包括厂站类、规约类和通讯点表类等。2）应支持电网模型的多场景、多版本、多业务管理功能，包括：a.实现对实时模型、历史模型、未来模型和规划模型等不同版本模型的统一建模和共享功能；b.不同版本的模型，均可以和实时模型一样，对各应用提供全面的支持，供应用进行各类分析、计算、展示等；c.提供独立的规划模型管理功能，规划模型可以和实时模型完全分开，单独维护，方便实现各类研究；d.历史模型、未来模型和规划模型均可支持多个版本，方便研究之用；e.电网模型的多版本管理应包括图形的管理，实现模型和图形版本的一致性。3）应支持对电网模型的分区维护。4）应具备模型信息的分布存储和统一管理功能。5）应具备模型信息的校验和抽取功能。6）应具备模型的交换、比较、导入、拼接、拆分、导出、备份和恢复功能，支持CIM和E格式模型的导入导出，包括：a.从其它系统导入内、外网模型，并与主网进行拼接；b.从SG186信息系统导入配网模型，并实现与主网的模型拼接。7）应支持多场景、多版本、多业务的模型管理。3.3.3人机界面功能要求应提供画面编辑、界面浏览和界面管理等功能，提供界面的开发运行支撑环境。1）应支持直接采用电力系统图形描述规范（G语言）作为图形描述的内部格式。2）应支持电网多应用主题信息的集成显示。3）应支持人机界面的远程浏览机制。4）应提供可视化的展现手段，提高展示界面的直观和形象效果。5）应支持图模库一体化的建模和维护，图形编辑具有分区维护功能。6）应提供生成间隔接线图和自动生成光字牌图功能，包括保护信号光字牌。7）应支持主网和配网单线图、系统联络图、地理沿布图等各类图形的显示。8）应支持配网的各类拓扑着色分析显示。3.3.4与其它系统的数据交互功能要求应支持地区智能电网调度技术支持系统各应用与上下级调度系统及其它各系统的数据交互，至少应包括（但不限于）：1）从本公司的视频系统和安防系统获取变电站相应的视频和安防信息。2）按照E语言规范、PSS/E、PSASP、BPA等格式规范，向其它应用软件导出电网实时量测、状态估计和潮流计算的数据文件。3）向上级调度系统转发地区电网的有关运行、管理等信息，如地区电网自动电压控制（AVC）运行状态、可调能力等控制信息，电网发电、负荷、电量总加和有关厂站等运行信息，系统负荷预测、母线负荷预测、设备检修申请等信息，运行和专业管理等信息。4）从上级调度系统获取AVC控制、电网运行、外网等值、气象、专业管理等信息。5）能够接收来自SG186信息系统的输变配电设备运行、图形、模型、检修申请、设备缺陷、主要客户、大客户等信息。6）能够向SG186信息系统传送电网运行、电量、检修计划、设备缺陷和故障等信息。7）能够实现与智能变电站之间基于DL/T 860、规约的数据交换和通讯。4实时监控与分析类应用实时监控与分析类应用是电网实时调度业务的技术支撑，主要实现地区电网和集控一体化运行监视，实现必要的配电网运行监控基本功能，综合利用一、二次信息实现在线故障诊断和智能报警，实现网络分析、智能分析与辅助决策等应用，为电网安全经济运行提供技术支撑。实时监控与分析类应用主要包括实时监控与智能告警、网络分析、智能分析与辅助决策、水电及新能源监测分析、调度员培训模拟、运行分析与评价和辅助监测七个应用。4.1实时监控与智能告警应用实时监控与智能告警应用利用电网运行、二次设备状态等信息进行全方位监视，对电网运行过程进行多层次监视，实现电网运行状况监视全景化，并提供在线智能告警功能。4.1.1电网运行实时监控功能电网运行实时监控功能实现对输电网实时运行信息的监视和设备控制，主要包括数据处理、系统监视、数据记录及操作控制等。4.1.1.1数据处理数据处理应具备模拟量处理、状态量处理、非实测数据处理、计划值处理、点多源处理、数据质量码、自动旁路代替、自动对端代替、自动平衡率计算、计算及统计等功能。4.1.1.1.1模拟量处理1）应能处理一次设备（线路、主变、母线、发电机等）的有功、无功、电流、电压值以及主变档位、温度等模拟量。2）对模拟量的处理应实现以下功能：a.应提供数据合理性检查和数据过滤；b.应能进行零漂处理，且模拟量的零漂参数可以设置；c.应能进行限值检查。每个测量值可具有多组限值对，用户可以自行定义限值对的等级，不同的限值对可以根据不同的时段进行定义，可以定义限值死区；d.应能进行跳变检查，当模拟量在指定时间段内的变化超过指定阀值时，给出告警；e.应支持人工输入数据，丢失的或不正确的数据可以用人工输入值来替代并写入数据库；f.所有人工设置的模拟量应能自动列表显示，并能根据该模拟量所属厂站调出相应接线图；g.设置数据质量标识；h.应能进行历史采样，所有写入实时数据库的遥测应记录在历史数据记录中。4.1.1.1.2状态量处理应能处理包括开关位置、隔离刀闸、接地刀闸位置、保护硬接点状态以及远方控制投退信号等各种信号量在内的状态量。状态量的处理应完成以下功能：1）单点状态量用1位二进制数表示，1表示合闸（动作/投入），0表示分闸（复归/退出）；双点状态量用1位二进制数及相应的质量码表示，1且质量码为正常表示主遥信为合、辅遥信为分，1且质量码为双位错表示主遥信和辅遥信均为合，0且质质量码为正常表示主遥信为分、辅遥信为合，0且质量码为双位错表示主遥信和辅遥信均为分。2）应支持以两个独立遥信点上送的双位遥信处理：主、辅遥信变位的时延在一定范围（可定义）之内，不判定错误状态，超过时延范围如果只有一个变位，则判定状态量可疑，并告警。当另一个遥信上送之后，可判定状态量由错误状态恢复正常。3）应支持误遥信处理，滤除抖动遥信。4）在人工检修时，应打上检修标记但不报警，并可在指定的调试窗口中显示。5）状态量应能由人工设定并写入数据库，人工设置的状态与采集状态一致时，应给出提示信息。6）所有人工设置的状态量应能自动列表显示，并能根据该状态量所属厂站调出相应接线图。7）应具备告警过滤功能，当保护动作后在指定时间内收到保护复归信号，可不上告警窗，仅把信息保存至历史库。8）应支持三相遥信处理，自动识别三相不一致状态。9）应支持保护信号的动作计时处理，当保护动作后一段时间内未复归，则报超时告警。10）应支持保护信号的动作计次处理，当一段时间内保护动作次数超过限值，则报超次告警。4.1.1.1.3非实测数据处理非实测数据可由人工输入也可由计算得到，以质量码标注，并与实测数据具备相同的数据处理功能。4.1.1.1.4计划值处理应支持从外部系统获取调度计划实现实时监视、统计计算等处理，并具备如下功能：1）应支持实时、日内、日前计划的导入，导入前应能对调度计划进行合理性校验，校验异常时进行告警提示。2）调度计划的导入过程应能执行多次，如每日指定时刻前未收到日前调度计划，则应给出告警，确保日前调度计划的及时获取。3）应能自动计算计划当前值和实时值的差值，当差值超过一定限值时告警。4）应能对计划值进行在线修改。5）应支持计划插值计算及计划积分统计，用于追踪计划的执行情况。4.1.1.1.5点多源数据处理应具备多源数据处理技术，同一测点的多源数据在满足合理性校验，经判断选优后将最优结果放入实时数据库，提供给其他应用功能使用。应满足如下要求：1）应能定义指定测点的相关来源及优先级。2）应能根据测点的数据质量码自动选优，同时也应支持人工指定最优源。3）状态估计数据应能作为一个后备数据源，在其他数据源无效时可以选用状态估计数据。4）选优结果应具有数据来源标志。4.1.1.1.6数据质量码应对所有模拟量和状态量配置数据质量码，以反映数据的质量状况。图形界面应能根据数据质量码以相应的颜色显示数据。数据质量码至少应包括以下类别：1）未初始化数据。2）不合理数据。3）计算数据。4）实测数据。5）采集中断数据。6）人工数据。7）坏数据。8）可疑数据。9）采集闭锁数据。10）控制闭锁数据。11）替代数据。12）不刷新数据。13）越限数据。计算量的数据质量码由相关计算元素的质量码获得。4.1.1.1.7旁路代替应具备旁路代替功能，可根据网络拓扑，以旁路支路的测量值代替被代支路的测量值，作为该点的显示值（最终值），并在数据质量码标示旁路代替标志。应提供自动和手动两种方式。应提供旁路代替结果一览表，可按区域、厂站、量测类型等条件分类显示。4.1.1.1.8对端代替应具备对端代替功能，当线路一端测量值无效时，可用线路另一端的测量值（该测量值的质量码为有效数据）代替，作为该点的显示值（最终值），并在数据质量码标示对端代替标志。应提供自动和手动两种方式。应提供对端代替结果一览表，可按区域、厂站、量测类型等条件分类显示。4.1.1.1.9自动平衡率计算实现基于动态拓扑分析的自动平衡率计算功能，应包括：1）母线不平衡：母线流入/流出的有功不平衡、无功不平衡，并列母线的电压不平衡。2）变压器不平衡：有功不平衡、无功不平衡。3）线路不平衡：有功不平衡、无功不平衡。不平衡率超出预设的阀值时应能报警，并在设备上进行标记，同时统计不平衡开始时间、不平衡持续时间、不平衡总时间等结果。应提供自动平衡率计算结果一览表，可按区域、厂站、设备类型、不平衡程度等条件分类显示。4.1.1.1.10计算应具备自定义的公式计算及常用的标准计算功能。（1）公式计算1）可以自定义计算公式，提供方便、友好的界面供用户离线和在线定义计算公式，可以从画面上以拖拉方式定义计算操作数。2）可进行加、减、乘、除、三角、对数等运算，也可进行逻辑和条件判断运算。支持的数据类型、运算符、标准函数和语句如下：a.支持的数据类型包括int、long、float、char、short、string ；b.支持的运算符算术运算符：包括+、-（减）、-（负号）、*、/、%（整除） ；逻辑运算符：&&、|、 ！ ；关系运算符：>、>=、=、!=、<=、< ； 其他运算符： （) ；选择运算符：？ 。c.支持的标准函数指数、对数函数：包括exp，log，log10，pow，sqrt ；三角运算和反三角运算：包括sin、cos、tg、ctg、arcsin、arccos、arctg、arcctg ；绝对值函数 abs、fabs ；字符串函数strcmp、strcpy、strcat、strlen 。d.支持的语句表达式语句； 循环语句：do.while、for、while等；条件判断语句：if、switch.case等；控制执行顺序的语句：break语句和continue语句；复合语句：用花括号把一个或多个语句括起来构成的一条语句。3）派生计算量：对采集的所有量能进行综合计算，产生新的模拟量、状态量、计算量，新量能像采集量一样进行数据库定义、处理、存档和计算等。4）公式计算可周期启动或触发启动。启动周期可调，缺省为5秒。5）公式支持的操作数最大个数不少于50。6）公式计算优先级可自动调整，引用其他公式计算结果的公式应排在后面计算。7）公式定义应能识别嵌套错误，防止出现循环计算。8）公式计算可作为一种公共服务，供其他应用调用。（2）标准计算应提供常用的计算库，具备以下的标准计算功能：1）负载率计算。2）变压器档位计算。3）功率因数计算。4）负荷超欠值计算。5）电流有效值计算。6）用户可自定义标准计算功能。4.1.1.1.11统计支持统计计算，应能根据调度运行的需要，对各类数据进行统计，提供统计结果，主要的统计功能应包括：1）积分电量统计：根据机组出力或线路功率提供各种周期的积分电量。2）数值统计：包括最大值、最小值、平均值、负荷率，统计时段包括年、月、日、时等。3）极值统计：包括极大值、极小值，统计时段包括历史、年、月、日、时等。4）次数统计：包括开关变位次数、遥控次数、开关分闸次数、合闸次数、事故跳闸次数等。5）合格率统计：对用户指定的量（如电压）进行越限时间、合格率统计。6）停电设备统计：统计停电范围，并可按厂站、设备类型等条件分类查询。4.1.1.2系统监视系统监视应提供潮流监视、一次设备监视、低频低压减载和紧急拉路实际投入容量监视、故障跳闸监视、力率监视、动态拓扑分析和着色等功能。4.1.1.2.1潮流监视应具备对电网运行工况的监视，包括有功、无功、电流、电压监视及越限监视，断路器、刀闸状态及变位监视等。1）应能通过地理潮流图、分层分区电网潮流图、厂站一次接线图、曲线、列表等人机界面显示当前潮流运行情况，并应提供可视化的展现手段，如饼图、棒图、等高线、柱状图、管道图、箭头图等，提升显示效果。2）应提供对全网发电、受电、用电、联络线、总加等重要量测及相应的极值和越限情况的记录和告警提示。3）应能展示同期并列相关信息。4.1.1.2.2一次设备监视应能根据实时运行数据和拓扑，对一次设备运行状态进行监视，监视范围应包括：1）机组停复役、机组越限。2）线路停运、线路充电、线路过载。3）变压器投退、变压器充电、变压器过载。4）母线投退、母线越限。5）无功补偿装置投退。人机界面应能为一次设备不同的运行状态显示配置相应的颜色。应能提供一次设备监视信息列表，实现按区域、厂站、设备类型等条件分类显示监视结果，并统计状态开始时间、状态持续时间等结果；实现对线路负载率、变压器负载率等列表显示并按照大小进行自动排序。发生运行状态变化事件时，应能根据重要程度为调度员提供提示、告警等通知手段，所有监视事件应完整记录保存。4.1.1.2.3低频低压减载和紧急拉路实际投入容量监视1）应实时统计全网及分区低频低压减载和紧急拉路的实际投入容量，并以图形方式显示相关统计结果。2）当实际投入容量不足时应给出告警。4.1.1.2.4故障跳闸监视1）应提供故障跳闸判据定义工具，便于在不同条件下实现故障跳闸监视。2）应能正确区分正常操作跳闸和故障跳闸，可判断开关故障跳闸和设备故障跳闸。3）应能判断机组出力突变，实现机组故障跳闸监视。4）应提供告警，形成故障跳闸监视结果列表，并可自动推画面及自动触发事故追忆。4.1.1.2.5力率监视1）各变电站、自定义关口和线路的力率监视上、下限应能单独设置。2）应能实时计算力率，可在人机界面监视自定义关口和线路的力率、各变电站各电压等级的力率、电压以及合格与否。3）当力率越限时应给出告警，当出现力率不合格趋势时应给出告警，告警参数可设置。4.1.1.2.6动态拓扑分析和着色网络拓扑着色功能应能根据电网实时拓扑，确定系统中各种电气设备的带电、停电、接地等状态，并能够将结果在人机界面上用不同的颜色表示出来，包括：1）不带电的元件统一用一种颜色表示。2）接地元件统一用一种颜色表示。3）正常带电的元件根据其不同的电压等级分别用不同的颜色表示。动态拓扑着色应能由事件启动。即当电网的运行状态发生改变，导致一部分电气元件和电气设备不带电或恢复带电时，可实时分析各设备的带电状态。应能根据各类规则校验实时数据的正确性，辨识可疑量测。4.1.1.3数据记录数据记录应提供事件顺序记录、事故追忆、反演和分析功能。4.1.1.3.1事件顺序记录（SOE）1）应能以毫秒级精度记录所有电网开关设备、继电保护信号的状态、动作顺序及动作时间，形成动作顺序表。2）SOE记录应包括记录时间、动作时间、厂站名、事件内容和设备名。3）应能根据类型、厂站、设备类型、动作时间等条件对SOE记录分类检索、显示和打印输出。4）应能选择对某个设备的SOE进行屏蔽和解除屏蔽。4.1.1.3.2事故追忆（PDR）系统检测到预定义的事故时，应能自动记录事故时刻前后一段时间的所有实时稳态信息，以便事后进行查看、分析和重演。1）事故追忆的启动和处理a.应能以保存数据断面及报文的形式存储一定时间范围内（缺省8天，可设置）所有的实时稳态数据，可重演事故前后系统的实际状态；b.事故追忆既能由预定义的触发事件自动启动，也应支持指定时间范围内的人工启动。触发事件包括 设备状态变化； 测量值越限； 计算值越限； 测量值突变； 逻辑计算值为真； 操作命令。c.应具备同时记录多重事故记录的功能，记录多重事故时，事故追忆的记录存储时间相应顺延；d.应能指定事故前和事故后追忆的时间段。2） 事故重演a.应提供检索事故的界面，并具备在研究态下的事故重演功能；b.应能通过任意一台工作站进行事故重演，并可以允许多台工作站同时观察事故重演。重演的运行环境相对独立，与实时环境互不干扰；c.重演时，断面数据应与重演时刻的电网模型及画面相匹配；d.应能通过专门的重演控制画面，选择已经记录的任意时段的电力系统的状态作为重演的对象（局部重演）；e.应能设定重演速度（快放或慢放），并能暂停正在进行的事故重演；f.应能通过专门的分析控制画面，选择已经记录的各个时段中的任何意时段的电力系统的状态进行分析，并可将分析结果导出；g.应具备将网络分析应用和事故追忆相结合的能力，当重演到某个时刻时，可以直接启动该断面下的状态估计、潮流计算等分析功能。4.1.1.4操作与控制操作和控制应能实现人工置数、标识牌操作、闭锁和解锁操作、远方控制与调节功能。4.1.1.4.1人工置数1）人工输入的数据包括状态量、模拟值、计算量。2）人工输入数据应进行有效性检查。3）应提供界面以方便修改与电网运行有关的各类限值及模拟量系数。4.1.1.4.2标识牌操作1）应提供自定义标识牌功能，常用的标识牌应包括a.锁住禁止对具有该标识牌的设备进行操作；b.保持分闸/保持合闸禁止对具有该标识牌的设备进行合闸/分闸操作；c.警告某些警告信息应提供给调度员，提醒调度员在对具有该标识牌的设备执行控制操作时能够注意某些特殊的问题；d.接地对于不具备接地刀闸的点挂接地线时，可在该点设置“接地”标识牌。系统在进行操作时将检查该标识牌；e.检修处于“检修”标志下的设备，可进行试验操作，但不向调度员工作站报警。2）应能通过人机界面对一个对象设置标识牌或清除标识牌，在执行远方控制操作前应先检查对象的标识牌。3）单个设备应能设置多个标识牌。4）标识牌操作应保存到标识牌一览表中，包括时间、厂站、设备名、标识牌类型、操作员身份和注释等内容。5）所有的标识牌操作应进行存档记录。4.1.1.4.3闭锁和解锁操作1）应提供闭锁功能用于禁止对所选对象进行特定的处理，包括闭锁数据采集、告警处理和远方操作等。2）闭锁功能和解锁功能应成对提供。3）所有的闭锁和解锁操作应进行存档记录。4.1.1.4.4远方控制与调节1） 控制与调节类型应包括a.断路器的分合；b.隔离开关的拉合；c.变压器的分接头调节；d.投/切和调节无功补偿装置；e.投/切远方控制装置（就地或远方模式）。2）控制种类包括a.单设备控制：常规的控制方式，针对单个设备进行控制；b.序列控制：应提供界面供操作员预先定义控制条件及控制对象，可将一些典型的序列控制存储在数据库中供操作员快速执行，例如拉限电控制。实际控制时可按预定义顺序执行或由调度员逐步执行，控制过程中每一步的校验、控制流程、操作记录等与单设备控制采用同样的处理方式；c.群控：与上述的序列控制类似，有所区别的是群控在控制过程中没有严格的顺序之分，可以同时操作；d.程序化操作：应支持通过变电站端监控系统配合获取程序化控制信息，并下发相应的命令由站端监控系统完成具体控制。提供友好的程序化操作界面，显示操作内容、步骤及操作过程等信息，支持开始、终止、暂停、继续等进度控制，并提供操作的全过程记录；e.检同期控制：提供相应的检同期控制定义及操作界面，下发相应的控制命令，合闸检测则由变电站端完成；f.检无压控制：提供相应的检无压控制定义及操作界面，下发相应的控制命令，合闸检测则由变电站端完成。3）操作方式包括a.支持单席操作/双席操作；b.支持普通操作/快捷操作。4） 控制流程对开关设备实施控制操作一般应按三步进行：选点-预置-执行，预置结果显示在画面上，只有当预置正确时，才能进行“执行