附件5《配网调控一体化智能技术支持系统功能规范》.docx

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1、附件5：国家电网公司配网调控一体化智能技术支持系统功能规范（征求意见稿）国家电网公司生产技术部2009年9月目 录1总则11.1目的11.2适用范围11.3规范性引用文件12总体功能框架23功能描述33.1数据采集与处理33.1.1模拟量与数字量采集33.1.2状态量采集33.1.3数据处理33.1.4视频监视33.2事件及告警处理33.3控制功能43.3.1遥控及远方设置43.3.2遥控防误操作43.4故障判断及处理43.4.1具备馈线自动化条件的配电网43.4.2不具备馈线自动化条件的配电网43.5人机界面53.5.1图形显示53.5.2交互操作53.5.3信息查询53.6分区分流管理53

2、.7接线图管理63.8调度运行管理63.8.1当值调度管理63.8.2故障管理73.8.3作业票管理73.8.4客服信息管理83.9资料管理93.10运行分析93.10.1可靠性分析93.10.2特殊运行方式管理93.10.3报表管理93.11电网分析应用103.11.1状态估计103.11.2潮流计算103.11.3短路电流计算103.11.4网络结构优化103.11.5线损分析103.11.6无功优化113.11.7负荷预测113.11.8配网模拟仿真113.11.9网络重构113.12智能化功能113.12.1分布式电源/储能/微网接入与控制113.12.2配网自愈化控制123.12.3

3、智能监视及运行优化123.12.4智能预警124主要性能指标134.1容量要求134.2冗余切换134.3可用性134.4计算机资源利用率134.5网络负载144.6信息处理144.7实时性145附录（规范性附录）161 总则1.1 目的为适应公司生产运行精益化管理需要，满足实施调控一体化管理对技术支持体系的需求，按照“统一平台、统一标准、统一设计、统一开发”的原则，统一配网调控一体化技术支持系统功能标准，确保配网生产运行的安全可靠和经济高效，特制订本规范。1.2 适用范围本规范适用于国家电网公司系统地市供电企业配网调控一体化智能技术支持系统（以下简称配网调控一体化系统）的规划、设计、建设与改

4、造。1.3 规范性引用文件标准号标准名称DL/T 516-2006电力调度自动化系统运行管理规程DL/T 550-94地区电网调度自动化功能规范DL/T 575.1-1999控制中心人机工程设计导则DL/T 721-2000配电网自动化远方终端DL/T 814-2002配电自动化系统功能规范DL/T 1080-2008电力企业应用集成 配电管理的系统接口DL 5002-91地区电网调度自动化设计技术规程DL 5003-91电力系统调度自动化设计技术规程IEC 61970能量管理系统的应用程序接口IEC 61968电力企业应用集成 配电管理的系统接口2 总体功能框架3 功能描述3.1 数据采集与

5、处理3.1.1 模拟量与数字量采集对配电网设备（包括开关、配变、分布式电源/储能/微网设备等）的电流、电压、有功、无功、电量等模拟量及数字量进行采集。3.1.2 状态量采集对配电网设备（包括开关、配变、故障指示器、分布式电源/储能/微网设备等）的开关分合、保护动作和异常信号、故障信息、配电终端状态和通信通道状态等进行采集。3.1.3 数据处理对采集数据进行计算分析（包括有功功率总加、无功功率总加、有功电能量总加、无功电能量总加等）和工程化处理。3.1.4 视频监视根据需要，可实现对相关配电网设备及周边运行环境的视频监视。3.2 事件及告警处理通过自动调图、语音提示等手段，对配电网的各类事件/事

6、故进行报警，并可实现对事件/事故的自动记录、定位、事故追忆。3.3 控制功能3.3.1 遥控及远方设置对具备受控条件的开关（包括用户侧专变）实现分合控制，可实现保护及重合闸远方投停（退）、程序化控制。3.3.2 遥控防误操作遥控操作时具有“五防”的防误闭锁功能。3.4 故障判断及处理3.4.1 具备馈线自动化条件的配电网以配电终端发出的故障信息作为判断依据，自动确定具体的故障区段，并生成故障区段的隔离及非故障区段的恢复供电方案，可自动或经调度员确认后执行操作。在发生多点故障时，可对同时发生的多个故障进行判断和处理。配电设备如具备在线监测手段，系统生成网络重构方案时应评估其状况。3.4.2 不具

7、备馈线自动化条件的配电网根据故障停电设备的保护动作、故障指示器动作和主网/配网SCADA等信息，并结合95598、用电信息采集系统等信息，综合判断故障区段，并辅助生成故障区段的隔离及非故障区段的恢复供电方案，经调度员确认后执行操作。在发生多点故障时，可对同时发生的多个故障进行辅助判断和处理。配电设备如具备在线监测手段，系统生成网络重构方案时应评估其状况。3.5 人机界面3.5.1 图形显示配网调控一体化系统的图形界面主要包括电气接线图、曲线图及其它图形。电气接线图能以地理接线、全网接线、联络接线、站内接线及单线等方式分别显示，配网各类运行信息在接线图上显示。电气接线图实现多图显示、相互定位、视

8、图缩放、漫游、量测、鹰眼导航等基本功能，并可对电网设备、地理对象等进行查询定位。根据需要，提供数据曲线图、饼图、柱状图等其它图形。3.5.2 交互操作在人机界面实现遥控、人工置位、报警确认、挂牌、临时跳接线（弓子线）等操作，并具备相应的安全约束条件。3.5.3 信息查询查询事件、停电、故障、挂牌、设备、预警、分布式电源/储能/微网等信息，并可进行图形定位。根据需要，可以自定义条件进行查询。具备历史断面查询功能。3.6 分区分流管理可以将监控对象划分为不同的责任区域（电压等级、供电区域等），并与权限管理相结合，确定调度人员的监控职责范围，防止越权操作。按照责任区的划分进行信息分流，对各自责任区的

9、事项及告警进行确认和处理。3.7 接线图管理实现对配电网接线图变更的闭环流程管理。调度人员在审核确认的过程中，可以对变更前后的配电网接线图进行比较，能明显标识拓扑、位置和差异信息，自动记录变更前后的差异。审核确认后，自动更新电网接线图。条件具备时可实现电气接线图从GIS系统导入功能。实现电源点追溯、供电/停电范围分析、动态着色等功能，支持接线图打印、输出。3.8 调度运行管理3.8.1 当值调度管理3.8.1.1 调度待办事项当值调度待处理的业务工作，主要包括申请的审批及执行、工作票、指令票、故障处理、新设备投运、保供电、接线图变更的审核/发布、方式变更等。可对当值需要处理的所有业务进行查询、

10、提醒和处理。3.8.1.2 调度日志当值调度以时序事件形式记录业务处理记录，包括停送电操作、故障处理、新设备投运、运行方式变更、操作票/指令票等信息，也可由系统根据当值处理情况自动记录。交接班时，可根据本值未处理完成的记录和需交待下一班的事项等内容，自动形成交接班记录。3.8.1.3 运行日报对配电网运行的异常及故障情况、负荷、电量等信息进行统计分析，形成运行日报。3.8.2 故障管理实现故障查找、故障隔离、故障抢修、恢复送电、故障分析的闭环管理，并可利用相关系统提供的信息进行辅助判断及处理。根据故障处理的不同阶段自动分析停电信息，同时在接线图上实时显示故障停电区域。结合相关系统的应用情况，可

11、实现抢修工单下达、事故应急抢修单报送、安全措施布置、抢修车定位、95598工单关联、现场抢修管理、现场验收、恢复送电等流程化管理。3.8.3 作业票管理3.8.3.1 申请单管理包括停电申请、带电作业申请、新设备投运申请、临时停电申请等。申请单的填写、审核、审批、执行实现流程化处理。可通过停电范围分析和转供电分析等辅助功能，合理安排停电计划，减少重复停电。停电范围的分析结果包括影响的多电源用户、停电用户、重要用户、保供电用户、短时停电用户、缺陷设备以及可能涉及的分布式电源/储能/微电网等信息，并为相关部门及时提供配网停电信息。3.8.3.2 工作票管理工作票填写、审核、签发、许可、延期、变更、

12、终结、评价、统计实现流程化管理，并与申请单、现场勘察单、指令票等关联。可实现许可开工后，在接线图上展示工作票涉及的作业范围、标记工作票所列的接地线位置；工作流程结束后自动撤消作业范围展示和接地线标记。3.8.3.3 指令票管理指令票实现智能图形开票功能，根据操作步骤进行模拟操作分析，对是否带负荷断合刀闸、带电挂地线、带地线送电、合环等情况进行判断并予以提示。指令票的填写、审核、执行过程实现流程化闭环管理。接线图上的设备状态可根据指令票的实际操作步骤进行相应变更，同时通过拓扑分析操作对影响范围进行动态着色。3.8.3.4 操作票管理操作票实现智能图形开票功能，操作票的填写、审核、执行过程实现流程

13、化闭环管理，接线图上的设备状态可根据操作票的实际操作步骤进行相应变更。3.8.4 客服信息管理实现数字化处理客户供电方式及停电信息，在配网运行方式变更、配网故障时应自动将用户供电电源变更情况和停电信息通过短信、电话、Web发布、报表等方式通知给相关用户、运行维护单位及其他相关人员。与95598实现良好互动，对95598反馈的停电信息可区分已知停电信息（计划停电信息、故障停电信息等）、未明停电信息，为故障处理提供辅助判断。3.9 资料管理具备调度、自动化、通信、运行、继电保护等资料的电子化管理功能。3.10 运行分析3.10.1 可靠性分析可进行线路和配电网的可靠性数据统计，并可对停电事件进行供

14、电可靠性分析。3.10.2 特殊运行方式管理对配电网的特殊运行方式（包括非正常运行、保电、故障、临时等方式）进行分析管理，根据配电网的实际情况制定运行方式调整方案。可调用接线图进行保供电（重要用户）预案、事故预案、限电（拉路）序位的拟定，可根据运行方式的变更进行预案调整及限电（拉路）序位变更提示。3.10.3 报表管理对配网运行数据、异常及事故信息、调度日志、操作记录等信息自动生成报表，并具备编辑、存储、查询、打印等功能。3.11 电网分析应用3.11.1 状态估计利用实时量测的冗余性，应用估计算法来检测与剔除坏数据，提高数据精度，保持数据的一致性，为配网网架分析提供可信的潮流计算数据。3.1

15、1.2 潮流计算运用潮流计算为配网运行方式的变更模拟、解合环操作、馈线自动化方案等提供技术支持手段，作为其他应用分析的基础。3.11.3 短路电流计算具备各种运行方式下配网短路电流计算功能，并将计算结果用于检查保护特性和开关遮断容量，为保护定值整定提供依据。3.11.4 网络结构优化综合分析配网网架结构和用电负荷等信息，生成网络优化方案，并通过改变配网运行方式等相关措施，达到降低配网网损的目的。3.11.5 线损分析通过实时或准实时的覆盖全电压等级的电能量综合数据分析，实现分区、分线、分台区实时或准实时线损计算功能，将线损计算分析结果应用于降损决策，掌握配电网的电能损耗。3.11.6 无功优化

16、根据配网电压、功率因数或无功电流等各节点实时参数，以各节点电压、功率因数为约束条件，形成无功优化方案，自动投切电容器、调整主变分接头。 3.11.7 负荷预测具备条件时，实现配电网母线负荷预测和小区负荷预测。3.11.8 配网模拟仿真实现模拟任意地点的各种故障情况，手动或自动进行故障分析处理；可以任意改变运行方式，跟踪停电区域，分析导致区域停电的设备故障。可对复杂的配网倒闸操作和转供电方式进行模拟预演和仿真，分析各类操作对配网安全稳定运行的影响。3.11.9 网络重构在实现馈线自动化的基础上，通过对故障前后配电网进行网络拓扑和潮流分析，生成网络重构方案，指导故障区域的快速隔离和非故障区域的恢复

17、供电，同时保证重构后的电网安全稳定运行，提高配电网运行可靠性水平。3.12 智能化功能3.12.1 分布式电源/储能/微网接入与控制具备对分布式电源/储能/微网接入、运行、退出的互动管理功能，并提供相应的控制策略。3.12.2 配网自愈化控制在实现馈线自动化的区域，根据配网所处的运行状态（紧急状态、恢复状态、异常状态、警戒状态和安全状态），通过一定的控制策略实施相应的控制，使得配电网从当前运行状态向另一种更好的运行状态过渡。通过智能配电终端之间的区域性判别，提出简化信息路径和适应线路拓扑更改的更加可靠的自主动作方案，快速隔离故障点、自动切除故障和恢复对未故障区间的正常供电。3.12.3 智能监

18、视及运行优化也称配网快速系统仿真（即DFSM），根据综合采集到的实时、准实时数据源，进行综合数据分析技术，主动分析配电网的运行状态，快速发现配电网运行的动态薄弱环节，准确捕捉监控要点。3.12.4 智能预警通过实时量测配电网相关信息，结合气候、环境及自然因素，对配网运行状况进行趋势预测，评估配网安全运行水平，提出相应的安全预警及预防控制策略。4 主要性能指标4.1 容量要求实时信息量不少于20万点。历史数据保存周期不少于3年。WEB浏览并发用户数不少于200个。4.2 冗余切换服务器、交换机等关键节点采用冗余热备用，冗余配置节点可手动和自动切换，切换时间小于5s。冷备用设备接替值班设备的切换时

19、间小于5min。关键节点配置冗余电源，设备电源故障切换以及网络切换时无间断，对系统无干扰。4.3 可用性系统在主要功能满足要求的前提下，还应满足以下性能指标：系统年可用率不小于99.9%；系统设计寿命大于10年；系统中服务器、交换机等关键设备MTBF大于17000小时；系统应能长期稳定运行，在值班设备无硬件故障和非人工干预的情况下，主、备设备不应发生自动切换；由于偶发性故障而发生自动热启动的平均次数应小于1次/3600小时。4.4 计算机资源利用率系统在任何情况下，各计算机节点的CPU负载率必须满足以下指标：任何服务器在任意10s内，CPU平均负荷率小于35。任何用户工作站在任意10s内，CP

20、U平均负荷率小于35。4.5 网络负载在任何情况下，系统骨干网在任意5min内，平均负载率小于20%。双网以分流方式运行时，每一网络的负载率应小于12%，单网运行情况下网络负载率不超过24%。4.6 信息处理遥测量综合误差不大于1.5%（额定值）。遥控量正确率不小于99.9%。遥控正确率100%。4.7 实时性系统应快速响应配网事件，并至少满足下列指标：馈线自动化实现故障区域自动隔离时间小于1分钟。馈线自动化实现非故障区域自动恢复供电时间小于2分钟。遥控量从选中到命令送出主站系统不大于2秒。数采服务器与SCADA服务器、应用工作站之间的数据传输时延小于1秒。公网数采服务器与SCADA服务器、应

21、用工作站之间跨越正向物理隔离时的数据传输时延小于3秒，跨越反向物理隔离时的数据传输时延小于20秒。从开关变位信息到达数采服务器到告警信息推出时间小于1秒。从开关变位信息到达公网数采服务器到告警信息推出时间小于20秒。专网通信条件下开关量变位到主站小于10秒。专网通信条件下遥测量传送时间小于20秒。专网通信条件下事件顺序记录分辨率小于1秒。公网通信条件下开关量变位到主站小于3分钟。公网通信条件下遥测变化传送时间小于3分钟。90%的画面调出时间不大于1秒，其余画面调出时间不大于10秒。事故推画面时间小于3秒；画面实时数据更新周期为110秒（可调）。系统时间与标准时间误差不大于1秒。5 附录（规范性

22、附录）配网调控一体化智能技术支持系统功能一览表功 能基本功能扩展功能智能化功能数据采集与处理模拟量与数字量采集状态量采集数据处理视频监视事件及告警处理控制功能遥控及远方设置遥控防误操作故障判断及处理人机界面图形显示交互操作信息查询分区分流管理接线图管理调度运行管理当值调度管理调度待办事项调度日志运行日报故障管理作业票管理申请单管理工作票管理指令票管理操作票管理客服信息管理资料管理运行分析可靠性分析特殊运行方式管理报表管理电网分析应用状态估计潮流计算短路电流计算网络结构优化线损分析无功优化负荷预测配网模拟仿真网络重构智能化功能分布式电源/储能/微网接入与控制配网自愈化智能监视及运行优化智能预警18