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《地区智能电网调度技术支持系统应用功能规范》


ICS 29.240 备案号:CEC 222—2009

Q/GDW
国家电网公司指导性技术文件
Q / GDW Z 461 — 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 Sy

stem for Distric Power Networks

2010-××-××发布

2010-××-××实施

国家电网公司

发 布

Q / GDW Z 461—2010





前言· · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · II 1 范围 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 1 2 规范性引用文件 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 1 3 总体要求 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 2 3.1 系统总体构架 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 2 3.2 系统总体要求 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 5 3.3 支撑平台功能要求· · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 6 4 实时监控与分析类应用 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 7 4.1 实时监控与智能告警应用 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 8 4.2 网络分析应用 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 30 4.3 智能分析与辅助决策应用 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 39 4.4 水电及新能源监测分析应用· · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 50 4.5 调度员培训模拟(DTS)应用 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 52 4.6 辅助监测应用 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 57 4.7 运行分析与评价应用 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 59 5 调度计划类应用 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 60 5.1 预测应用 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 60 5.2 检修计划应用 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 64 5.3 发电计划应用 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 65 5.4 电能量计量应用 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 67 6 调度管理类应用 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 70 6.1 生产运行应用 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 71 6.2 专业管理应用 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 88 6.3 综合分析与评估应用 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 89 6.4 信息展示与发布应用 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 90

I

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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。

II

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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 13730—2002 地区电网调度自动化系统 GB/T 18657 远动设备及系统 GB/T 22239—2008 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 634—1997 基本远动任务配套标准 DL/T 667—1999 继电保护设备信息接口配套标准 DL/T 719—2000 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 5003—2005 电力系统调度自动化设计技术规程 DL/T 5002—2005 地区电网调度自动化设计技术规程 DL/T 516—2006 电力调度自动化系统运行管理规程 DL/T 587—2007 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 C37.111—1999 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〔2006〕34 号《电力二次系统安全防护总体方案》 Q/GDW 212—2008 电力系统无功补偿配置技术原则 Q/GDW 215—2008 电力系统数据标记语言-E 语言规范 Q/GDW 216—2008 电网运行数据交换规范 Q/GDW 382—2009 配电自动化技术导则 Q/GDW 273—2009 继电保护故障信息处理系统技术规范 国家电网生〔2008〕690 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〔2009〕1162 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〔2009〕574 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〔2006〕290 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〔2007〕22 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〔2007〕33 号关于印发《调度管理系统基础数据规范(三) 》的通知
1

Q / GDW Z 461—2010 国家电网公司部门文件调综〔2007〕34 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〔2007〕268 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 〔2008〕 23 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〔2009〕249 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〔2009〕160 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〔2009〕319 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〔2009〕196 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〔2010〕80 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 3.1 总体要求

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:

实实实实

实实

实实 实实实实 实实实实 实实实实 实实实实实 实实实实 实实实实 实实实实 实实

实实实实 实实实实 实实实实

SG186 SG186 实实实实 实实实实

实 实 实 实 实 实 实 实 实 实 实 实 实 实

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SG186 SG186 实实实实 实实实实

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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:
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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 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 外网等值接入 智能分析与辅助决策 调度员培训模拟 电力系统仿真 教员台控制 控制中心仿真 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 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

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

支 撑 平 台 支 撑 平 台

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

调度管理类应用
生产运行 专业管理
专业管理报表 标准/规程/规范管理 设备运行管理 设备检修管理 电网运行管理 运行值班管理

检修计划
检修计划管理 检修计划安全校核

图例 应用类
应用
功能

电能量计量 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 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

信息展示与发布 综合分析评估
电网调度运行分析 电网调度二次设备分析 电网运行信息发布 调度系统动态 文档资料 信息公告

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 √ √ √ √ 3 可选功能

电网运行实时监控 实时监控与分析类应用 实时监控与智能告警 变电站集中监控 二次设备在线监控 配电网运行监控

Q / GDW Z 461—2010 表 3-1(表)
应 用 类 应 用 功 能 应具备的基本功能 可选功能 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √

自动电压控制 实时监控与智能告警 综合智能告警 状态估计 调度员潮流 灵敏度计算 网络分析 静态安全分析 短路电流计算 外网等值模型接入 水电运行监测 水务综合计算 水电及新能源监测分析 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 电力系统仿真 实时监控与分析类应用 调度员培训模拟 控制中心仿真 联合反事故演习支持 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 智能分析与辅助决策 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 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 系统负荷预测 母线负荷预测 预测 调度计划类应用 新能源发电能力预测 水库来水预报 检修计划管理 检修计划 检修计划安全校核 4 教员台控制

辅助监测

Q / GDW Z 461—2010 表 3-1(表)
应 用 类 应 用 功 能 应具备的基本功能 可选功能 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √

水电发电计划管理 发电计划 新能源发电计划管理 小电源发电计划管理 数据预处理 费率管理 调度计划类应用 上下网关口电量汇总 电能量计量 电量平衡分析 电量旁路替代 计量装置管理 告警处理 设备运行管理 设备检修管理 生产运行 电网运行管理 运行值班管理 专业管理报表 专业管理 调度管理类应用 综合分析评估 电网调度二次设备分析 电网运行信息发布 调度动态 信息展示与发布 文档资料管理 信息公告 标准/规程/规范管理 电网调度运行分析

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、
5

Q / GDW Z 461—2010 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:
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Q / GDW Z 461—2010 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; 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。 应支持对电网模型的分区维护。 应具备模型信息的分布存储和统一管理功能。 应具备模型信息的校验和抽取功能。 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。 应支持多场景、多版本、多业务的模型管理。 a. b.

3) 4) 5) 6)

7)

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
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Q / GDW Z 461—2010 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。
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Q / GDW Z 461—2010 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。
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Q / GDW Z 461—2010 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。
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Q / GDW Z 461—2010 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
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Q / GDW Z 461—2010 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;
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Q / GDW Z 461—2010 ● 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。
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Q / GDW Z 461—2010 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”操作。 5) 选点自动撤销条件。在进行选点操作时,当遇到如下情况之一时,选点应自动撤销 a. 控制对象设置禁止操作标识牌; b. 校验结果不正确; c. 遥调设点值超过上下限; d. 当另一个控制台正在对这个设备进行控制操作时; e. 选点后 30~90 秒(可调)内未有相应操作。 对于快捷操作,则由操作员选定控制对象后直接下达执行命令,由系统自动完成预置-执 行的完成控制流程。 6) 控制功能转移 正常操作时,变电站的远方控制与调节操作是在监控中心完成的,当有需要时,控制功 能应可转移到调度中心实现。 7) 安全措施包括 a. 操作必须从具有控制权限的工作站上才能进行; b. 操作员必须有相应的操作权限;
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Q / GDW Z 461—2010 c. d. e. f. 双席操作校验时,监护员需确认; 操作时每一步应有提示,每一步的结果有相应的响应; 操作时应对通道的运行状况进行监视; 提供详细的存档信息,所有操作都记录在历史库,包括操作人员姓名、操作对象、操作内 容、操作时间、操作结果等,可供调阅和打印。

4.1.1.4.5 防误闭锁 应提供多种类型的远方控制的自动防误闭锁功能,包括基于预定义规则的常规防误闭锁和网络拓扑 防误闭锁功能。 1) 常规防误闭锁功能,包括: a. 应支持在数据库中针对每个控制对象预定义遥控操作时的闭锁条件,如相关状态量的状 态、相关模拟量的量测值等,并支持多种闭锁条件的组合; b. 实际操作时,应按预定义的闭锁条件进行防误校验,校验不通过应禁止操作并提示出错原 因。 2) 网络拓扑防误闭锁。应提供基于网络拓扑与五防规则相结合的设备操作的防误闭锁功能,应满 足如下要求: a. 能通过网络拓扑分析设备运行状态及设备间的连接关系,根据五防要求归纳出开关、刀闸 和接地刀闸的拓扑防误闭锁规则,不依赖于人工定义; b. 既可以处理间隔内防误闭锁,还应能准确地识别站内、站间的防误闭锁关系,可从全网的 角度来处理防误闭锁; c. 具备开关操作的防误闭锁功能:具备合环提示、解环提示、负荷失电提示、负荷充电提示、 带接地合开关提示、变压器各侧开关操作提示、变压器中性点地刀提示和 3/2 接线开关操 作顺序提示等; d. 具备刀闸操作的防误闭锁功能:具备带接地合刀闸提示、带电拉合刀闸提示、非等电位拉 合刀闸提示、拉合旁路刀闸提示、刀闸操作顺序提示等; e. 具备接地刀闸操作的防误闭锁功能:具备带电合接地刀闸提示、带接地刀闸合开关提示和 带电压合接地刀闸提示等。 4.1.1.4.6 操作预演 应提供面向设备操作的预演功能,应满足如下要求: 1) 应提供远方控制的模拟环境,该模拟环境应具备真实的电网模型、图形及实时数据断面,控制 命令应不下发。 2) 在模拟环境下可以进行操作预演,预演时可严格按照各种防误闭锁规则进行校验,对于可能错 误或危险的操作进行提示。 4.1.1.5 界面要求 电网运行实时监控功能应提供丰富、友好的人机界面,供运行和维护人员对电网进行监视和控制, 主要包括以下画面: 1) 实时监视画面,如地理图、潮流图、单线图等。 2) 操作控制画面,如遥控、遥调、标识牌操作、人工置数等。 3) 系统监视画面,如潮流监视、一次设备监视画面等。 4) 运行维护界面,如设备参数修改、限值修改等。 5) 表格画面,如量测表、设备表等。 6) 曲线,如历史曲线、实时曲线等。 4.1.1.6 性能要求 4.1.1.6.1 容量
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Q / GDW Z 461—2010 1) 2) 3) 4) 5) 模拟量不小于 200000。 状态量不小于 1000000。 遥控量不小于 50000。 遥调量不小于 50000。 计算点不小于 10000。

4.1.1.6.2 实时性指标 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 2 秒。 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 2 秒。 3) 遥调、遥控量从选中到命令送出系统时间不大于 2 秒。 4) 事故自动推画面时间不大于 10 秒。 5) 85%以上实时监视画面对命令的响应时间不大于 2 秒。 4.1.2 配电网运行监控功能 配电网运行监控功能以满足配电网调度运行的基本需求为主,综合利用多种通信方式,实现对配电 系统的监测与控制。主要功能包括配电网责任区和信息分流、状态监视、远方控制、防误闭锁、馈线故 障处理等。 4.1.2.1 责任区及信息分流 应具有完善的责任区及信息分流功能,以满足配电网运行监控的需求,并适应各监控席位的责任分 工。该功能模块主要包括责任区的设置和管理、数据分类的设置和管理,及根据责任区和应用数据的类 型进行相应的信息分层分类采集、处理和信息分流等功能,具体功能要求如下: 1) 责任区设置和管理 应支持根据配电线路以及配电管理区域将配电网设备划分为不同的责任区域并为其命名。 责任区中的对象应支持下列几种情况: a. 部分配电线路集合; b. 配电管理区域的各种组合关系; c. 可以根据需要对具体的某个设备设置其所属的责任区。 应提供责任区的在线设置与管理界面,具有如下功能: a. 新定义设备所属责任区; b. 修改设备所属责任区; c. 删除设备所属责任区; d. 具有根据厂站和电压等级批量定义责任区功能。 2) 信息分流 系统的每台工作站应能分配一个或多个已定义的责任区域,每台工作站应只负责处理所辖 责任区内的信息,实现各个工作站之间的信息分流和安全有效隔离,应具有如下功能: a. 实时告警信息窗只显示本责任区范围内的告警信息,无关的告警信息不应出现在该工作 站; b. 历史告警查询只能查询本责任区范围内的告警; c. 人工操作如遥控、置数、标识牌操作等只对本责任区范围内的对象有效,禁止操作无关的 对象; d. 数据维护如限值修改只能对本责任区范围内的对象有效。 4.1.2.2 状态监视 通过人机界面监视配电网运行工况与设备的运行状态。 1) 模拟量处理 a. 提供数据有效性检查和数据过滤;
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Q / GDW Z 461—2010 b. 提供零漂处理功能; c. 能够进行工程单位转换; d. 提供限值检查功能,并支持不同时段使用不同限值; e. 提供数据变化率的限值检查功能; f. 支持自动设置数据质量标签; g. 支持按用户要求定义并统计某些量的实时最大值和最小值; h. 支持在线修改遥测量的满度值; i. 能够自动计算线路的负载率,并可在人机界面上排序显示; j. 提供三相负荷(包括缺相)严重不平衡告警; k. 记录并直观显示最近的断电时刻及断电时刻负荷数据; l. 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历史数据库。 2) 状态量处理 a. 能够正确判断事故遥信变位和正常操作遥信变位; b. 应具有“遥信误动作” 、 “遥信抖动”信号自动过滤的功能并告警提示,同时能自动辨识遥 信的正确状态; c. 能够统计开关动作次数,当动作次数到达限值时报警; d. 能够直观显示开关最近动作信息; e. 支持状态量的人工设定,所有人工设置的状态量应能自动列表显示,并能从列表调出开关 所在接线图; f. 能够对处于检修和不可用状态的开关进行告警屏蔽和遥控操作屏蔽; g. 能够直观显示配电通信网络工况。 3) 非遥测数据处理 非遥测数据是指手动输入的数据或者是基于遥测点和其他非遥测点而计算出的数据,其处 理功能应包括: a. 遥测点和非遥测点对访问它的程序都应是透明的; b. 非遥测数据点在数据库中可定义。 4) 统计计算处理 a. 能够正确统计有功功率总加、无功功率总加、电能量总加; b. 能够正确统计电压合格率、越限时间累计计算、停电时间; c. 能够正确统计配电终端月停运时间、停运次数; d. 能够正确统计开关设备的动作次数统计、事故跳闸信息; e. 能够正确统计遥控次数和遥控正确率; f. 能够正确统计用户指定模拟量的日、月、年及自定义周期的最大、最小值及发生时间; g. 能够正确统计停电时长、影响负荷电量、影响用户数等信息和停电性质; h. 提供用户自定义公式的计算功能; i. 支持数据日无效时间统计。 4.1.2.3 远方控制 应满足电网运行实时监控功能模块中远方控制与调节有关控制种类(除检同期控制) 、操作方式和 安全措施方面的功能规范,在控制对象和控制种类上还应支持: 1) 控制的对象 a. 开关站、配电室、环网柜、箱式变电站内及柱上的断路器、电动隔离开关、电动接地刀闸 的分合; b. 投/切和调节无功补偿装置;
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Q / GDW Z 461—2010 c. 投/切远方控制装置(就地或远方模式) ; d. 可对配电终端或有关保护、控制等装置的参数进行设置。 2) 控制种类 a. 电网运行实时监控功能模块所涉及的控制种类; b. 应支持解/合环控制:提供相应的解/合环控制定义及操作界面,配网主站端完成解/合环控 制安全校验,下发相应的控制命令,并由其完成控制。 4.1.2.4 防误闭锁 应满足电网运行实时监控功能模块中防误闭锁功能规范,并支持配电网需求。 4.1.2.5 操作预演 应满足电网运行实时监控功能模块中操作预演功能规范。 4.1.2.6 拓扑着色分析 拓扑着色可根据配网开关的实时状态,确定系统中各种电气设备的带电状态,分析供电源点和各点 供电路径,并将结果在人机界面上用不同的颜色表示出来,具体功能包括: 1) 应用不同颜色表示电网元件的运行状态(带电、停电等) 。 2) 应具备配电线路的供电范围及供电路径分析;并可进行动态电源分析显示。 4.1.2.7 馈线故障处理 支持根据故障信息进行故障定位、故障隔离和非故障区域的恢复供电。具体功能要求如下: 1) 能够快速自动定位故障区段,在接线图上以醒目方式显示(如特殊的颜色或闪烁) 。 2) 支持各种拓扑结构的故障分析,电网的运行方式发生改变对馈线自动化的处理不应造成影响。 3) 能够处理配网各种短路故障类型,对于线路上同时发生的多点故障可以综合处理。 4) 能够同时处理多重故障,能根据每条配电线路的重要程度对故障进行优先级划分,重要的配电 网故障可以优先进行处理。 5) 可灵活设置故障处理闭锁条件,避免保护调试、设备检修等人为操作的影响。 6) 能够进行故障定位并根据故障定位结果确定隔离方案,故障隔离方案可自动执行或者经调度员 确认执行。 7) 可自动设计非故障区段的恢复供电方案,避免恢复过程导致其他线路的过负荷;在具备多个备 用电源的情况下,能根据各个电源点的负载能力,对恢复区域进行拆分恢复供电。 8) 故障处理的全部过程信息应保存在历史数据库中,以备故障分析时使用。 4.1.2.8 界面要求 配电网监控功能应提供丰富、友好的人机界面,供配电网运行人员对配电线路进行监视和控制,主 要包括以下画面: 1) 实时监视画面,包括配电网络图、电气接线图、单线图、地理沿布图和自动化系统运行工况图 等。 2) 责任区管理画面。 3) 各类交互操作执行画面,包括遥控、人工置位、报警确认、挂牌和临时跳接等操作等。 4.1.3 变电站集中监控功能 变电站集中监控功能模块实现面向无人值班变电站的集中监视与控制的基本功能,主要实现数据处 理、责任区与信息分流、间隔建模与显示、光字牌、操作与控制、防误闭锁及操作预演等功能。 4.1.3.1 数据处理 数据处理功能提供面向电网设备及量测的基本处理功能,应满足如下要求: 1) 支持的基本数据类型包括模拟量和状态量,在电网运行实时监控功能所描述的类型基础上,应 支持处理如下类型的数据处理 a. 主变油温;
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Q / GDW Z 461—2010 断路器相关信号,包括 SF6 气压低报警、SF6 气压低闭锁、三相不一致、储能电源回路故 障、弹簧机构、液压机构、空压机构等各种信号量; c. 线路保护及控制回路相关信号,包括控制回路断线、保护动作、断路器失灵装置动作、保 护装置异常、操作箱 PT 断线、保护装置 PT 断线、CT 断线、重合闸动作、线路无压等各 种信号量; d. 主变本体相关信号,包括冷却器故障、备用冷却器投入、冷却器全停、有载调压装置异常、 在线滤油装置异常、主变油位异常、主变温度异常等各种信号量; e. 主变保护及控制回路相关信号,本体重瓦斯动作、本体轻瓦斯发信、本体压力释放动作、 有载重瓦斯动作、有载轻瓦斯发信、差动保护动作、后备保护动作跳闸、过负荷、保护装 置异常、各侧 PT 断线等各种信号量; f. 母线保护及控制回路相关信号,母差保护动作、母线失灵保护动作、母线充电保护动作、 母联开关过流保护动作、正副母差互联、保护装置异常、母差 PT 回路断线、母差 CT 回 路断线等各种信号量; g. 电容器保护及控制回路相关信号,包括电容器电流保护动作、电容器电压保护动作、保护 装置异常信号等各种信号量; h. 公共信号,包括事故总、直流接地、直流母线电压越限、直流充电装置异常、直流绝缘监 测装置异常、逆变装置异常、故障录波器装置动作、故障录波器装置异常、备自投装置动 作、备自投装置异常、测控单元异常等各种信号量。 支持数据的有效性检查和无效数据过滤。 应能根据数据源的优先等级,寻找可信实时数据作为系统显示值、计算分量、报表数据、历史 数据等。 应能对模拟量进行越限监视、跳变监视、数值统计等处理。 应能正确判断事故遥信变位和正常操作遥信变位;支持双位遥信及三相遥信处理功能;支持遥 信的告警延时处理。 应支持一次设备本身故障状态的处理,并能在人机界面上提供可视化的展现手段显示一次设备 状态。 模拟量、状态量均能设置告警等级。 应能对实测值、人工输入值及计算值进行数学运算及逻辑判断、自定义函数处理等加工计算, 除给出运算结果外,还应对数据置质量标记。 应能按预定的周期将需要的数据送历史数据库作历史数据处理。 b.

2) 3) 4) 5) 6) 7) 8) 9)

4.1.3.2 责任区与信息分流 应具有完善的责任区和信息分流功能,以满足调度、集控的不同监控需求,并适应各监控席位的责 任分工。主要包括责任区的设置和管理、根据责任区进行相应的信息分流处理和操作等功能。 1) 责任区设置和管理 应支持根据变电站以及电压等级把电网设备划分为不同的责任区域并为其命名。 责任区中 的对象应支持下列几种情况 a. 部分厂站集合; b. 厂站和不同电压等级的各种组合关系; c. 可以根据需要对具体的某个设备设置其所属的责任区。 应提供责任区的在线设置与管理界面,具有如下功能 a. 新定义设备所属责任区; b. 修改设备所属责任区; c. 删除设备所属责任区;
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Q / GDW Z 461—2010 d. 具有根据厂站和电压等级批量定义责任区功能。 2) 信息分流 系统的每台工作站应能分配一个或多个已定义的责任区域, 负责所辖范围内的无人值班变 电站的集中监控。每台工作站应只负责处理所辖责任区内的信息,实现各个工作站之间的信息 分流和安全有效隔离。 a. 实时告警信息窗应只显示本责任区范围内的告警信息,无关的告警信息不应出现在该工作 站; b. 历史告警查询应只能查询本责任区范围内的告警; c. 人工操作如遥控、置数、标识牌操作等应只对本责任区范围内的对象有效,禁止操作无关 的对象; d. 数据维护如限值修改应只能对本责任区范围内的对象有效。 4.1.3.3 间隔建模与显示 1) 应提供面向间隔的建模机制与工具,具备硬接点保护信号的模板定制功能,可根据模板批量生 成间隔模型。 2) 应提供间隔图模板绘制工具,可根据模板以间隔为对象生成间隔监视图,用于显示和监视间隔 的详细信息。 4.1.3.4 光字牌功能 应能以光字牌的形式显示变电站一、二次设备硬接点发生的事故或故障信号。 1) 设置原则 光字牌应按逐层查询、各层联动的原则设置,至少应包括四层 a. 责任区总光字牌:该责任区所管辖的所有厂站总光字牌集合,只要该责任区内有一个光字 牌未确认或未复归,责任区总光字牌都应有反映; b. 厂站总光字牌:责任区总光字牌的下一层,是该厂站下所有间隔总光字牌的集合,只要该 厂站内有一个光字牌未确认或未复归,厂站总光字牌都应有反映; c. 间隔总光字牌:厂站总光字牌的下一层,是该间隔下所有光字牌的集合,只要该间隔内有 一个光字牌未确认或未复归,间隔总光字牌都应有反映; d. 间隔内光字牌:最底层的光字牌,对应某个具体的信号,只要该信号未确认或未复归,该 光字牌都应有反映。 2) 光字牌处理 a. 光字牌运行状态应分为动作未确认、动作已确认、复归未确认和复归已确认等状态,上级 光字牌状态是下级光字牌的或结果; b. 光字牌的定义在数据库中完成,光字牌的联动计算通过应用程序自动完成; c. 光字牌确认后,相关告警应自动确认。 3) 光字牌显示 a. 提供可定制的光字牌显示界面,包括显示范围、形状、颜色、是否闪烁等; b. 支持光字牌显示模板定制,根据光字牌模板自动生成和显示光字牌图; c. 提供光字牌的确认和复归操作功能。下级光字牌全部确认或复归后,上级光字牌才可自动 转为确认或复归。 4.1.3.5 操作与控制 操作与控制应提供面向间隔的人机操作以及集控所需的各种形式的远方控制与调节功能。 1) 间隔操作 应在面向单点、单设备的人机界面操作基础上提供面向整个间隔对象的操作功能,包括 a. 间隔信息检索,查询间隔内所有设备及量测信息;
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Q / GDW Z 461—2010 b. 间隔标识牌操作,包括设置、清除、移动、注释等功能; c. 间隔闭锁,包括远方控制的闭锁/解闭锁、告警的闭锁/解闭锁等功能; d. 间隔光字牌确认; e. 间隔告警确认; f. 间隔告警查询。 2) 远方控制与调节 应满足电网运行实时监控功能模块中远方控制与调节有关控制对象、控制种类、操作方式 和安全措施方面的功能规范。 4.1.3.6 防误闭锁 应满足电网运行实时监控功能模块中的防误闭锁功能要求。 4.1.3.7 操作预演 应满足电网运行实时监控功能模块中的操作预演功能要求。 4.1.3.8 界面要求 集中监控功能应提供丰富、友好的人机界面,供变电运行人员对变电站进行集中监视和控制,主要 包括以下画面: 1) 实时监视画面,包括单线图、间隔图、电压、电流和负荷曲线等。 2) 责任区管理画面。 3) 光字牌显示画面。 4) 集控操作画面,包括各类操作的定义及执行画面等。 5) 系统工况画面。 4.1.4 二次设备在线监控功能 二次设备在线监控模块处理保护、安自装置和故障录波信息数据,为电网调度运行人员处理电网事 故提供信息支持。 其中应包含以下主要功能: 1) 对二次设备运行工况和运行状态的监视。 2) 在电网发生故障时,综合二次设备的故障报文,形成故障简报。 3) 召唤装置的定值、录波和事件等信息,为相关专业人员提供支持。 4) 提供远方定值修改、定值区切换和软压板投退功能。 4.1.4.1 数据处理和信息过滤 1) 实时数据处理 a. 能够处理并正确解析站端装置上送的自检、告警、动作以及通信状态等信息; b. 能够将装置运行工况及告警信息经处理后转化成二次设备状态。 2) 信息过滤 a. 可对接收到的信息进行数据过滤,并提供选择过滤策略的配置功能; b. 提供发送报文过滤功能,可以对指定的帧类型进行屏蔽,例如禁止发送定值修改报文; c. 提供过滤稳态监视系统采集的冗余保护信息,减少同一信息重复告警。 3) 数据类型 a. 状态量信息:二次设备告警信号、开入开出状态信号、软压板状态信号; b. 模拟量信息:二次设备量测的电压、电流、功率、频率; c. 事件信息:二次设备自检信息、二次设备运行工况、保护动作信号、软压板投退信息等; d. 定值信息:包括二次设备当前运行的定值区号和定值,及保护的备用多组定值; e. 故障录波数据:包括故障录波器的录波文件、带录波功能的微机保护的分散录波文件、微 机保护采样值记录等。
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Q / GDW Z 461—2010 建模工具支持二次设备模型生成及参数录入, 也能够根据厂站提供的资源配置文件自 动生成或更新模型。支持二次设备模型添加、删除、修改及模型描述文件的导入、导出。 模型交换采用规定的格式。 4.1.4.2 运行监视 1) 装置运行工况 a. 能够在电网一次接线图中实时显示装置运行/退出、正常/告警、自检等运行状态,若状态 异常应以事件形式提示用户,工况画面中相应的图元应闪烁,直到用户人工干预为止; b. 能够对装置工况异常状态及正常运行状态做出统计,用户可定制统计报表,并提供统计报 表输出功能。 2) 运行信息监视 能够结合装置显示实时采样值、运行定值、当前软压板状态、压板修改状态,定值修改记 录、告警记录、动作记录、录波信息等并对其进行监视。 3) 动作信息告警 a. 装置正常运行状态:系统正常运行时,用户能够定制画面显示装置的运行状态,如装置自 检、实时采样值、开入量状态、运行定值等; b. 装置异常运行状态:装置发生异常时,系统应提供自动提示,反馈异常类型、参数和时间 等信息,并进行记录。 4) 事件报警监视 a. 主动上送的事件报警应进行分类,包括保护事件/自检信息/开关变位/故障测距等,应能自 动区分是否保护动作出口跳闸, 将之与保护起动/装置异常等信息区分开来, 并设置为不同 的事件级别; b. 当接收到子站上传的信息时,应提供醒目(如画面闪动、音响提示)的方式显示系统的各 类事件,直至用户确认; c. 提供对事件动态分类和查询,能对产生事件的设备进行定位;可正确区分和处理远动和保 信子站上送的保护信号; d. 用户可定制事件级别,系统可根据级别确定推出画面或者仅做存储。事件列表窗口中以不 同颜色和顺序标识事件级别; e. 用户可以自由组合数据过滤条件。 5) 在线故障显示 a. 故障时应将收到的各子站上传的故障信息在监视画面上实时显示,并以图形画面方式和语 音提示方式推出事故报警提示和故障简报; b. 故障时对应的厂站、故障设备所对应的开关及动作的保护装置上能够在接线图上以动态闪 烁等方式快速直观地显示故障厂站、故障设备和保护装置的动作情况,同时应标明故障点 位置、故障类型、跳闸开关等故障信息; c. 故障时应显示保护动作信息,显示故障时刻系统采样数据、故障录波数据等。 4.1.4.3 装置定值查询与校核 1) 装置定值在线查询与存储 a. 提供界面化的工具可以在线查询二次设备的定值,并具备将当前召唤定值保存成装置当前 定值的功能; b. 提供界面化的工具查询任意时间段内系统存储的保护装置的多份历史定值,并可以对多份 定值进行比较。 2) 定值核对 可对该二次设备定值进行召唤,将召唤上来的定值存储为当前定值,原有定值应放入主站
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Q / GDW Z 461—2010 的历史定值库,不应丢失。并在定值界面中与不对应定值项进行明显区别。 定值校核功能,应支持几种方式 a. 定值单与主站输入定值比对,供定值下装前校对; b. 二次设备投运前,定值单与输入到保护装置的定值校对; c. 人工通过界面方式召唤装置实际定值和库中的当前定值进行比对; d. 人工整定的定值单(可文本输入也可人工输入)和定值整定模拟工具生成的定值比对,供 定值整定参考; e. 系统应具备周期性采样二次设备定值功能,其采样的现场定值可与当前主站保存定值进行 在线校核,如采样定值与当前定值存在差异,可提示用户进行覆盖当前定值或另存定值的 操作,其中另存的定值可作为定值断面为今后反演所应用。 4.1.4.4 远方控制功能 1) 在二次设备数据修改中,应能够按照先召唤(读取)装置的数据信息,对保护装置数据进行修 改,并对本次修改进行核对。数据修改应该遵循数据召唤→预修改→返校确认→修改确认→执 行结果信息返回五个过程。 2) 数据修改的安全性应由操作安全性审核、数据合理性效验、操作流程控制来保证;操作安全性 应由操作权限控制和操作结点控制来保证:用户进行操作前应由系统对用户身份、权限进行验 证;提供下发数据合理性效验,包括对数据类型、量程、精度等定值属性的效验。 3) 数据修改应包括 a. 修改定值:提供界面工具完成定值的录入、下发等操作; b. 切换运行定值区:提供运行定值区的切换和下发操作; c. 在线投切软压板:提供软压板状态显示和修改操作。 4) 在数据修改的过程中,系统应完整记录整个操作流程的每个步骤,包括操作人、操作时间、修 改前后的值、操作结果等信息。 5) 操作时每一步应有提示,每一步的操作结果有相应的响应。 6) 操作时应对通道及装置通讯工况进行监视。 7) 提供厂站或装置远程控制闭锁、解闭锁功能。 8) 当某个控制台正在进行远程修改定值操作时,应屏蔽其它工作台对该设备的控制操作。 4.1.4.5 统计查询 1) 能够按照用户设定自动对二次设备运行情况、异常情况、故障情况及其它数据进行统计。 2) 支持多种查询方式访问统计计算结果,能按时间、区域、设备、故障类型及保护动作情况进行 分类统计。 4.1.4.6 全景回放 二次设备在线监视信息应支持电网运行稳态监视应用的 PDR 反演。 4.1.4.7 界面要求 提供图形管理,图形包括电力系统一次接线图、保护配置图、系统工况图、地理信息图、曲线图、 棒图、饼图等。 1) 在一次设备画面上, 可以快速检索一次设备对应的所有二次设备, 并可以对于每一个二次设备, 完成各种保护功能的调用。 2) 系统支持利用画面来监视每一个二次设备动作、告警、自检、通讯的变化情况;可以监视设备 投运状态情况等。 3) 当电网发生情况时,画面上系统可以显示电网故障区域、故障厂站和故障线路。 4) 在画面的二次设备上,根据实际需要,具备显示二次设备重要定值的功能。 5) 支持二次设备挂牌操作功能。
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Q / GDW Z 461—2010 6) 支持二次设备实时告警抑制以及不同信息类型告警抑制功能。 4.1.5 自动电压控制(AVC)功能 AVC 的基本原则是无功“分层分区、就地平衡” ,它基于采集的电网实时运行数据,在确保安全稳 定运行的前提下,对无功电压设备进行在线优化闭环控制,保证电网电压质量合格,实现无功分层分区 平衡,降低网损。 4.1.5.1 控制参数设置 AVC 可通过支撑平台进行控制参数设置, 设置完成后应首先在离线态下进行验证, 正确后才能装载 到实时控制运行,确保控制参数安全性。控制参数设置包括控制厂站、控制母线、控制变压器、控制电 容器/电抗器、控制发电机、电压限值、功率因数限值等离线维护及在线修改等功能。 具体功能如下: 1) 支持控制厂站参数设置,基本属性包括厂站名等,自动从电网设备数据库中读取,可人工设置 该厂站是否参与计算。 2) 支持控制母线参数设置,基本属性包括母线名、所属厂站等,自动从电网设备数据库中读取, 可定义该母线各时段电压上下限,是否进行逆调压,可人工设置该母线是否投入控制。当控制 母线退出时,其所关联的控制设备(主变档位/电容器)自动闭锁。 3) 支持控制变压器参数设置,基本属性由变压器绕组名称、最高档位、最低档位、档位步长等, 自动从电网设备数据库中读取,可人工设置该变压器是否允许闭环,可设置变压器动作时间间 隔、全天各时段最大动作次数。 4) 支持控制电容器/电抗器参数设置,基本属性包括电容器/电抗器名称、所属厂站、容量等,自 动从电网设备数据库中读取,可人工设置该电容器/电抗器是否允许闭环,可设置电容器/电抗 器动作时间间隔、全天各时段最大动作次数。 5) 支持控制发电机参数设置,基本属性包括发电机名称、所属厂站、容量等,自动从电网设备数 据库中读取,可人工设置该发电机是否允许闭环,可设置发电机无功出力上下限,支持录入功 率圆图,用于表示不同的有功出力情况下的无功出力上下限。 6) 支持电压限值参数设置,可分负荷时段定义母线电压上下限。 7) 支持功率因数限值参数设置,可按 96 点/天定义系统负荷时段性质和功率因数上下限,提供考 核点主变 96 点功率因数曲线自动生成功能,并支持上下限人工修改。 4.1.5.2 实时数据处理 AVC 周期性读取电网运行实时监控提供的遥测遥信等实时数据, 并具备实时数据处理功能, 能对错 误或无效量测进行过滤或屏蔽并进行告警,以保证控制数据源的准确性。 实时数据处理策略具体如下: 1) 处理单个量测质量,当下列情况之一出现时,视为无效量测 a. 电网运行实时监控量测量带有不良质量标志; b. 量测量超出指定的正常范围; c. 量测量在指定的时间内不发生任何变化; d. 调度员指定不能使用。 2) 面向多测点进行网络关联分析,对遥测遥信联合判断,当下列情况之一出现时,量测告警并提 示人工处理 a. 并列母线电压相差大; b. 母线无功功率不平衡; c. 线路两侧无功功率不平衡; d. 开关刀闸遥信与遥测值不匹配。 3) 向多次采样进行滤波处理,滤除明显不合理量测,避免量测瞬间波动引起误动或频繁调节。
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Q / GDW Z 461—2010 4) 对关键量测,除主测点外,可指定备用测点,当主测点无效时自动切换到备用测点。 4.1.5.3 在线分区 可根据系统在线运行方式,自动划分电压控制分区,功能有: 1) AVC 应根据地区电网特点提供在线自动分区功能。 以重要厂站高压侧母线为枢纽母线, 根据实 时拓扑自动对该厂站所带的电网进行分区。 2) 提供周期性动态分区功能,并能根据方式变化(如遥信变位)或事件触发执行,使控制区域与 电网实际运行方式自动保持一致。 4.1.5.4 运行监视 AVC 应对电网无功电压分布和控制设备运行状态、受控状态等进行集中监视,具体功能如下: 1) 能够监视当前系统设备投退状态以及闭锁信息,包括设备是否在控、导致设备闭锁的告警信号 和保护信号等。 2) 提供分区域统计功能,监视静态无功备用,含并联电容器和并联电抗器的无功备用,并按照电 容器可投/退和电抗器可投/退分别统计。 3) 应对各分区的无功备用不足进行告警。 4) 能够监视母线的实时运行信息,包括对电压越限进行告警,当日最高电压及出现时刻,当日最 低电压及出现时刻等。 5) 能够监视关口等考核点功率因数和无功潮流实时运行信息,应对功率因数越限进行告警,并统 计该考核点当日最高功率因数及出现时刻、当日最低功率因数及出现时刻等。 6) 能够监视变电站无功设备的运行信息,包括:当前无功补偿设备运行状态及变压器档位等。 7) 能够监视电网控制范围的有功损耗和网损率,可按分区进行统计。 8) 能够监视当前 AVC 各环节的运行情况,包括:当前控制工作状态(开环/闭环) ,当前数据采集 的刷新周期(秒) ,当前策略计算的周期(秒)等。 4.1.5.5 控制与优化策略计算 AVC 应具备分区优化控制决策功能,具体功能如下: 1) 分区域进行控制与优化策略计算,在满足电压约束前提下进行无功优化调整,以区域无功电压 设备作为整体,考虑厂站间协调控制。 2) 在满足关口功率因数前提下,控制无功实现分层分区平衡,减少线路上无功流动,降低无功传 输引起的有功损耗。 3) AVC 按分电压段功率因数考核标准和分时段功率因数考核标准对关口功率因数进行控制。 4) 应实现对电抗器在线控制,同一厂站电抗器和电容器不能同时投入电网运行。 5) 具有可控发电机的区域电网,可实现连续电厂调节手段(发电机)和变电站离散调节手段(电 容器、电抗器、主变分接头)控制的配合,保持动态无功储备并减少电厂和变电站之间不合理 的无功流动。 6) 无功不能完全满足就地或分层分区平衡时,在保证区域关口无功不倒流的前提下,区域内各厂 站之间无功可以互相支援。 7) 应保证变电站现场设备安全,避免投切振荡,应能考虑站内主变并列运行时对分接头的联调要 求,实现变电站内无功补偿设备的循环投切。 8) 在电网电压出现越限时,应优先进行以调整代价最小的电压校正控制。 9) 控制决策应设置最大调整量或合理控制周期,不能由于控制导致电网无功电压波动过大。 10) 某个分区的实时数据采集错误或通道故障不影响其它分区的控制决策。 11) 在电网出现事故或异常,应能自动闭锁 AVC 控制,并给出报警。 4.1.5.6 控制执行 AVC 控制命令应通过电网运行实时监控下发到厂站端执行,具体功能如下:
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Q / GDW Z 461—2010 1) 应具有开环控制和闭环控制模式。在开环控制模式下,AVC 控制命令在主站显示作为参考;在 闭环控制模式下,AVC 控制命令自动下发到厂站端执行。 2) 控制命令可通过电网运行实时监控遥控/遥调下发。 3) 控制命令应支持不同厂站的并行下发, 即对不同厂站同一时刻可下发多个遥控/遥调命令, 保证 大规模电网控制实时性。 4) 对于控制失败的情况,应给出报警,并闭锁相应设备。 5) 应自动闭锁已停运设备。 6) 支持对选定的当地设备进行通道测试和控制试验。 4.1.5.7 安全与闭锁策略 AVC 应考虑足够的安全与闭锁策略,能准确判断和可靠闭锁,具体功能如下: 1) 支持必要时自动闭锁调节功能,防止造成主网电压崩溃。 2) 变压器调节拒动、变压器调节滑挡、母线单相接地、电容器开关遥控不成功、电容器开关检修、 电容器开关保护动作、电容器、主变及有载调压开关故障、通讯故障或、电网运行数据不合理 等异常出现时,AVC 应进行自动闭锁相关设备。 3) 闭锁设置可分为三个级别:系统级闭锁、厂站级闭锁和设备级闭锁。 4) 当处于系统级闭锁状态时,AVC 控制应用应该闭锁,主站不再下发闭环控制指令,全部厂站转 入人工控制或者本地控制。 5) 当处于厂站级闭锁时,应对单个厂站进行闭锁,不对该厂站下发闭环控制指令,该厂站转入人 工控制或者本地控制。 6) 当某设备处于设备级闭锁时,应对该设备进行闭锁,闭环控制中不考虑对此设备的调节,不下 发对此设备的闭环控制指令。 7) 可定义告警类型并自动生成闭锁信号,包括 AVC 系统产生的告警信号和电网运行实时监控传 递的保护信号。 8) 可定义闭锁信号复归类型,对于自动复归信号,信号消失后设备可自动投入;对于手动复归信 号,信号消失后设备必须人工投入。 9) 所有闭锁信号变位信息应记录在日志中,并保存在数据库中供查询。 4.1.5.8 AVC 上下级协调控制 地区电网 AVC 应支持与上级级电网 AVC 协调控制,保证整个互联电网的电压安全和质量,实现无 功的分层分区平衡,降低网损,满足多级互联电网的运行要求,具体的配合策略应遵循以下原则: 1) 协调变量的选择与处理:从协调变量的选择上,根据现有的调度职能划分,采用上下级之间的 关口,即枢纽变电站高压侧母线电压、关口无功或关口功率因数作为协调变量,上级 AVC 下 发协调控制变量设定值给地调 AVC。 2) 协调控制策略,地调 AVC 应跟踪上级 AVC 目标进行控制,具体的协调策略描述如下 a. 上级 AVC:对地调 AVC 下发变电站高压侧母线电压、界面无功或界面功率因数等目标指 令; b. 地调 AVC:将所辖每个枢纽变电站所属电网可投/切电容器容量上传至上级 AVC;调整地 调 AVC 控制主变所带电网的电容器/电抗器和变压器分接头, 满足上级 AVC 下发的枢纽变 电站高压侧母线电压、关口无功或关口功率因数的目标指令。 3) 控制的监视与反馈 a. 地调 AVC 根据自身的控制情况向上级 AVC 上传如下遥信信号 ● 远方就地信号:表示现在地调 AVC 是否采用上级 AVC 的协调控制策略; ● 可用状态:表示现在地调 AVC 系统是否可用。 b. 地调 AVC 根据自身的控制情况向上级 AVC 上传如下遥测信号
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Q / GDW Z 461—2010 ● 可增无功容量。表示目前从某枢纽母线向下可增加的无功总容量; ● 可减无功容量。表示目前从某枢纽母线向下可减少的无功总容量。 4) 与上、下级电网 AVC 主站失去联系时,能自动切换至相应的独立控制模式运行。 4.1.5.9 历史记录和统计分析 提供历史记录和考核统计信息,便于用户对无功电压控制效果进行查询、分析和评价,同时也作为 电网无功电压管理的依据,功能如下: 1) 对 AVC 主站可用率进行统计。 2) 报警、异常信息的记录与统计:包括实时数据报警、电网状态异常、厂站和设备的状态(运行 状态和受控状态)变化等。 3) 控制命令的记录与统计:包括控制时间、控制值、控制方式、是否成功等信息,便于查询。 4) 投运率的统计:对 AVC 受控的厂站、设备投运情况进行详细的记录,以提供任一对象的投运 历史记录和投运率信息。 5) 电压合格率统计:根据相关管理考核规定,统计电压合格率,包括最大值、最小值等,具体包 括 a. 全网电压合格率; b. 电压越限的厂站个数占所辖厂站总数的比例(全天任何一点电压越限,即该厂站电压越 限) ; c. 所辖厂站每日 96 点电压及最高、最低电压; d. 变电站电压不合格时,该站电容、电抗器投运率; e. 厂站电压不合格时,该厂站功率因数和 AVC 投运情况。 6) 功率因数统计:对考核点功率因数合格率进行统计,包括每日 96 点功率因数、最大值、最小 值及平均值。 7) 控制电网范围内实时网损和网损率统计,包括最大值、最小值等。 8) 设备动作次数统计:可分类、分时段统计和查询系统、厂站、设备的动作次数、正确动作次数、 拒动次数等,并统计控制设备调节成功率。 9) 控制覆盖率统计: 对调度监控范围内设备数和受控设备数进行统计, 并进一步统计控制覆盖率。 10) AVC 上下级协调控制效果统计:对地调 AVC 与上级 AVC 之间的协调控制指令和控制结果进 行记录,便于统计和查询。 11) 可保存至少 10 天秒级历史数据(保存的数据和时间可设置) ,并可提供查询和曲线展示。 4.1.5.10 界面要求 提供人机接口,便于用户控制和查询系统的运行、计算和控制情况,设置计算参数,并查询历史统 计数据,具体要求如下: 1) 控制参数设置画面:包括控制模式设置、计算周期和数据刷新周期设置、设备控制约束设置、 数据预处理参数设置等。 2) 运行监视画面:提供与前述运行监视功能相匹配的各种监视画面。 3) 报警画面:包括:实时数据报警、电网状态异常、厂站和设备的状态(运行状态和受控状态) 变化、闭锁信号变位等报警。 4) 控制记录查看画面:能查询每次计算前后的各种对比信息,计算形成的控制策略及其执行情况 等信息。 5) 历史统计数据报表:输出投运率、合格率、控制效果评估等指标的统计报表。 4.1.6 综合智能告警功能 综合智能告警实现告警信息在线综合处理、显示与推理,应支持汇集和处理各类告警信息,对大量 告警信息进行分类管理和综合/压缩, 对不同需求形成不同的告警显示方案, 利用形象直观的方式提供全
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Q / GDW Z 461—2010 面综合的告警提示。 4.1.6.1 告警信息分类 综合智能告警应采用统一的信息描述格式接收和汇总电网实时监控与预警类应用的各类告警信息, 并根据各自的特征对大量的告警信息进行合理分类。 1) 告警数据源 综合智能告警可以获取的数据源应包括 a. 来自电网运行实时监控的电网实时稳态告警信息; b. 来自网络分析的越限等告警信息; c. 来自二次设备在线监控的继电保护和安全自动装置动作信息等。 2) 告警分类 综合智能告警应支持对汇总的各类告警信息进行综合分析与分类,应包括电力系统运行异 常告警、二次设备异常告警、网络分析预警三大类。 电力系统运行异常告警主要包括 a. 系统故障解列及其解列点信息; b. 一次设备(如线路、主变、母线、机组、直流)故障跳闸(闭锁) ,包括故障类型、故障 测距等信息; c. 厂站电压越限信息; d. 一次设备(线路、主变)过热稳定越限信息等。 二次设备异常告警主要包括 a. 保护及安控装置动作信息; b. 保护及安控装置异常信息; c. 保护及安控装置通道异常信息; d. 远方自动控制异常信息; e. 其他变电运行(如通讯中断、火灾等)异常信息等。 网络分析预警主要包括: a. 静态安全分析预警,包括设备名称、异常类型(系统解列、设备过载、电压越限) 、越限 程度等; b. 短路电流计算预警,包括厂站名称、短路类型、短路电流幅值、遮断容量越限程度等。 3) 告警信息描述格式 告警信息应具有统一的描述格式,以便于综合智能处理来自不同应用的告警。 4.1.6.2 告警信息综合和压缩 1) 应提供告警信息综合功能,对系统中由同一原因引起的多个告警信息进行合并,只给出核心的 告警或者引起故障的原因。所有的告警信息都应进入历史数据库,并支持在实时告警界面通过 综合告警信息查看与之相关的详细告警信息。 2) 对频繁出现的告警信息(如保护信号的动作和复归) ,应提供时间周期(一般取 24 小时)内重 复出现的次数,同时在实时告警界面需自动删除前面相同设备的同样告警信息。 4.1.6.3 告警智能推理 综合智能告警应提供告警信息的统计和分析功能,给出故障发生的可能原因和准确、及时、简练的 告警提示。 1) 告警信息规则库 a. 应提供告警信息规则库,用于存放告警信息处理分析的规则; b. 应提供界面方便用户改变、完善规则库中的规则内容,以提高告警智能化水平; c. 应提供基于规则库内容的告警信息智能推理。
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Q / GDW Z 461—2010 2) 单一事件推理 告警事件发生后,应根据每条告警信息作出推理,给出故障或异常发生的可能原因。 3) 关联事件推理 a. 应提供基于离散告警事件的关联事件推理功能,综合归纳同一段时间内不同告警事件,验 证出是否故障发生; b. 应提供基于时序告警事件的故障智能推理,并给出包括故障类型、故障过程等相关信息在 内的故障报告。 4.1.6.4 告警智能显示 综合智能告警应提供丰富的显示。 1) 告警方式 综合智能告警提供多种告警方式,应包括 a. 最新告警信息提示行; b. 图形变色或闪烁; c. 告警汇总表; d. 自动推出相关发生故障厂站图; e. 音响、语音提示; f. 通过电话、手机提示; g. 告警确认; h. 告警信息可送到其他系统。 2) 告警等级 告警信息可按重要程度分为多个等级,至少应包括如下等级 a. 故障信息; b. 异常信息; c. 提示信息。 应提供告警等级自定义手段,可以按告警类型、告警对象等多种条件配置,各告警等级的 处理原则应按重要等级进行区分。 系统应支持告警等级的静态分类和动态分类,分类属性在不同情况下具有多重性,某类型 的告警一般情况下属于某一告警等级,但有时可能属于另一告警等级。告警的等级应可以根据 一定的规则自动升格或降格。 3) 智能显示 a. 应提供多页面的综合告警智能显示界面 ● 每个页面既能对应某个等级的告警信息, 也可以对应某一种类型或某几种类型的告警 信息,可以根据实际需要定制; ● 保留一个页面用于按时序显示指定范围内的所有告警信息; ● 告警信息经处理分析后应能根据告警类型或严重程度自动归入相应页面; ● 告警显示页面的设置应能根据实际需要灵活调整; ● 显示界面应支持采用不同的策略显示不同类型、不同等级的告警; ● 显示界面应具有单独窗口,显示智能告警推理的结果和建议采取合适的纠正故障方 法; ● 处于异常状态设备的未复归告警应能在单独页面显示; ● 应提供单独的告警页面,显示检修设备的告警; ● 应能方便的根据综合告警信息查看与之相关的详细告警信息; ● 告警界面应只显示本责任区范围内的告警。
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Q / GDW Z 461—2010 b. c. d. 应采用多种策略实现自动滤除多余和不必要的告警; 告警信息应具备过滤功能,可按时间段、按区域、按厂站、按元件、按告警类别、按电压 等级、按告警对象等进行过滤,且支持对多种条件的组合过滤; 应提供多种告警智能显示方案,可按不同用户的职责需求以及不同的故障条件定制告警显 示方案。

4.1.6.5 界面要求 综合智能告警功能应具备以下界面: 1) 应提供告警定义界面,具备告警分类定义、告警等级定义、告警方式定义、信号关联定义等功 能。 2) 应提供告警信息规则库维护界面,具备规则库的维护功能。 3) 应提供保护信号分类定义工具。 4) 应提供实时告警界面,具备告警智能显示功能,根据多种策略实现分类显示。 5) 应提供历史告警查询界面,可按时间、区域、厂站、类型、等级、告警对象等多种条件分类检 索,并支持模糊查询。 6) 告警界面的信息应能根据责任区进行分流。 4.2 网络分析应用 网络分析应用实现智能化的安全分析功能。该应用利用电网运行数据和其它应用软件提供的结果数 据来分析和评估电网运行情况。 4.2.1 状态估计功能 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 电网稳态运行情况的状态量——母线电压幅值和相角的估计值,并求解出量测的估计值,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。 4.2.1.1 网络拓扑分析 可以根据电网结线连接关系和断路器/刀闸的分/合状态,形成状态估计计算中使用的母线-支路计算 模型,功能包括: 1) 进行网络拓扑接线分析,由电网设备的结线连接关系和断路器/刀闸的分/合状态,把连接在一 起的带电节点归并到计算母线,形成以计算母线表示的电网拓扑连接关系。 2) 分析电网设备的带电状态,并按设备的拓扑连接关系和带电状态划分电气活岛和电气死岛。 3) 可以处理各种类型的厂站结线方式,例如:单母线、双母线、旁路母线、环形母线、3/2 开关、 4/3 开关等。 4) 支持断路器/刀闸人工设置的运行状态。 4.2.1.2 量测系统分析 进行电网可观测性分析,判断电网配置的遥信遥测量是否满足状态估计的计算条件,功能包括: 1) 分析电网的量测配置, 确定电网的可观测区域和不可观测区域。 当电网中存在不可观测区域时, 自动生成伪量测,保证整个电网的可观测性。 2) 状态估计可以使用下列类型的量测 a. 实时遥测值:有功功率、无功功率、电压幅值、电流、变压器的分接头位置; b. 实时遥信状态:断路器/刀闸; c. 母联开关的量测值; d. 伪量测值。伪量测来源包括:系统/母线负荷预测提供的负荷有功功率和无功功率、前一次 状态估计值; e. 人工置数的量测值。 4.2.1.3
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量测预检测

Q / GDW Z 461—2010 对量测量进行状态估计计算前的检测分析,确定量测中的简单错误,功能包括: 1) 检测母线、厂站的功率量测总和是否平衡。 2) 检测线路首末端功率量测是否冲突。 3) 检查变压器各侧的功率量测是否冲突。 4) 检测并列运行母线电压量测是否一致。 5) 对于同一量测位置的有功、无功、电流量测,检查是否匹配。 6) 检测母线电压量测、机组出力量测、线路和变压器功率量测是否越限。 7) 检测断路器/刀闸状态和相关设备量测是否冲突,并提供其合理状态。 8) 检测断路器/刀闸状态和电网运行实时监控标志牌信息是否冲突,并提供其合理状态。 4.2.1.4 状态估计计算 使用电网设备参数、电网拓扑连接关系、实时量测数据,计算电网中各计算母线的电压幅值和相角 的估计值,并求出各量测的最优估计值,功能包括: 1) 采用成熟、高效、实用的状态估计算法,保证计算的收敛性和实时性。 2) 支持多电气岛的状态估计计算,能够指定计算节点数小于某一数目的电气岛不参与计算。 3) 计算各类量测的估计值,量测类型包括:电压幅值、有功功率、无功功率等。 4) 进行量测误差分析,计算量测的误差,按量测类型进行分类误差统计。 5) 可以人工调整量测的权重系数,允许使用大范围的量测权重。 6) 状态估计的启动方式支持人工启动、周期启动、事件触发。 7) 状态估计计算不收敛时,提供计算迭代信息供用户诊断不收敛原因。 4.2.1.5 不良数据检测和辨识 当量测冗余度足够时,能够根据状态估计计算得到的量测估计值,通过残差分析等方法检测和辨识 出量测中的不良数据,功能包括: 1) 可以检测和辨识出单个不良数据。 2) 可以检测和辨识出多个相关不良数据。 3) 对状态估计计算连续多次辨识出的不良数据进行统计和告警。 4) 为不良数据提供合理的状态估计值。 5) 形成不良数据辨识结果列表,列表中包含连续多次辨识出的不良数据的次数。 4.2.1.6 错误参数辨识 如果局部量测冗余度足够,可以对重要参数的错误进行辨识,包括: 1) 当变压器各侧的母线电压和有功、无功量测都可用时,可以辨识有载调压分接头位置的错误。 2) 当并联容抗器电流或无功量测和所连母线的电压量测可用时,可以辨识并联容抗器容量的参数 错误。 4.2.1.7 统计考核 计算状态估计的实用化运行指标, 并将每次状态估计计算的运行指标保存到商用数据库中, 用于年、 月、日运行指标的分析统计。统计的指标包括状态估计月可用率、调度管辖范围和建模范围的遥测估计 合格率、状态估计计算时间等。具体的指标统计方法参考《能量管理系统(EMS)实用化标准(试行) 》 (调自〔2009〕210 号文) 。 4.2.1.8 界面要求 提供的人机界面,用于控制状态估计的启动运行,设置计算参数,查看计算结果和指标统计信息。 1) 状态估计控制操作界面 a. 提供主控画面,进行状态估计的运行方式选择,可选择在线周期计算、事件触发启动、人 工启动等运行模式; b. 提供计算参数设置画面, 用于修改状态估计的计算参数, 如计算收敛精度、 最大迭代次数、
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Q / GDW Z 461—2010 不良数据检测门槛值、量测权重等参数; c. 可在单线图上设置单个量测的权重及量测是否可用,也可以设置其伪量测值; d. 可以在厂站接线图上设置厂站是否屏蔽或排除。 2) 结果显示界面 a. 提供量测预检测结果画面,显示功率总和不平衡的母线、厂站,量测冲突的线路、变压器 等信息; b. 提供状态估计结果列表,显示量测实测值、量测计算值和估计残差; c. 状态估计计算结果可在单线图上显示,并在单线图上提示残差较大的量测点; d. 提供不良遥测数据、错误遥信数据和错误参数辨识结果列表,并在单线图上标示出不良遥 测点,方便用户定位; e. 提供诊断画面,供使用人员在状态估计不收敛时诊断计算不收敛原因; f. 提供统计考核信息画面,显示遥测估计合格率、状态估计月可用率等信息。 3) 所有画面可根据要求打印输出。 4.2.2 调度员潮流功能 调度员潮流的主要功能是按使用人员的要求在电网模型上设置电网设备的投切状态和运行数据,然 后进行潮流计算,供使用人员研究电网潮流的分布变化。 4.2.2.1 电网模型选择 可以基于各种电网模型进行调度员潮流计算: 1) 实时电网模型:指当前电网模型。 2) 未来电网模型:指未来几个月内将要投运的电网模型。 3) 历史电网模型:指历史某一时刻的电网模型。 4.2.2.2 初始运行方式选择 可以选择实时、历史运行断面数据作为调度员潮流的基态运行断面,功能如下: 1) 实时运行断面数据:从状态估计获取电网实时运行断面。 2) 历史运行断面数据:从保存的历史数据 CASE 中获取电网历史运行断面数据,包括典型运行断 面数据。 以上无论任何一种方式,都应支持在基态潮流断面基础上进行方式调整。在实时和历史运行断面数 据基础上改变运行方式都称为研究方式数据调整。研究方式下的电网设备的投切状态和运行数据可以由 调度员任意修改。 4.2.2.3 计算参数设置 进行潮流计算参数设置,功能包括: 1) 设置各电气岛的参考节点。 2) 设置不平衡功率的分配方式和分配系数。 3) 设置 PQ、PV 节点。 4) 设置潮流收敛精度、最大迭代次数。 4.2.2.4 潮流计算 根据电网模型参数、拓扑连接关系、给定的 PQ 节点注入功率及 PV 节点母线电压,求解各母线的 电压幅值和相角,并计算出全网各支路上的有功功率和无功功率,功能包括: 1) 支持实时模式和研究模式,包括 a. 在实时电网模型和实时运行断面数据的基础上进行各种改变运行方式操作后,进行潮流计 算; b. 在未来电网模型、历史电网模型的基础上,配合实时、历史等各种运行方式的生成及其修 改,进行潮流计算。
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Q / GDW Z 461—2010 2) 3) 4) 5) 6) 7) 8) 9) 采用成熟、高效、实用的潮流算法,保证计算的收敛性和实时性。 支持多电气岛的潮流计算。 支持按分布系数将不平衡功率调整到相关机组,使电网潮流更符合实际情况。 支持按母线负荷分配系数自动分配系统用电负荷。 潮流计算不收敛时,提供计算迭代信息供用户诊断不收敛原因。 潮流操作模拟计算不收敛时,通过潮流自动调整给出一个合理的收敛解,并给出调整信息。 根据设备热稳限值、母线电压限值提示越限告警信息。 提供多数据断面的潮流计算结果比较功能。

4.2.2.5 网损计算 1) 具备网损计算功能,提供基于潮流的理论网损计算值和网损率。 2) 应能够按照系统、地区、设备分别进行网损计算和统计。 4.2.2.6 统计考核 1) 按设备类型、厂站、地区统计潮流计算结果误差。 2) 计算调度员潮流的实用化运行指标,并将每次潮流计算的运行指标保存到商用数据库中,进行 年、月、日运行指标的分析统计。 a. 调度员潮流月可用率 ≥ 95% 调度员潮流月可用率 = 月潮流计算收敛次数?100% 月潮流计算总次数 b. 调度员潮流计算结果误差 调度员潮流计算结果误差 = ≤ 2.5%
1 n ? Ei 2 ?100% n i ?1

其中:n =和操作相关厂站的有潮流计算结果的遥测(有功、无功、电压)总点数。 Ei=(|模拟操作潮流计算结果(有功、无功、电压)-实际操作后量测值 (或状态估计值)|/量测值的基准值)×100% 上式分子中如果量测值为坏数据,则取状态估计值,反之取实时量测值。 4.2.2.7 界面要求 提供的人机界面,用于控制调度员潮流的启动,设置计算参数,查看计算结果和统计指标信息。 1) 调度员潮流控制操作界面 a. 提供主控画面,用于电网模型和初始运行方式选择,人工启动潮流计算等功能; b. 提供参数设置画面,用于修改控制潮流计算的相关参数,如潮流算法、收敛判据、最大迭 代次数、不平衡功率分配方式等; c. 调用 CASE 管理画面,实现当前潮流断面的保存、恢复、删除等操作; d. 可以在单线图上设置机组/负荷的功率值、母线的电压值,改变各种设备的运行状态,支持 单步调整或调度综合令调整。 2) 分析结果显示界面 a. 提供潮流计算结果列表,支持显示两个潮流断面的结果比较; b. 潮流计算结果可直接在单线图上显示; c. 提供动态拓扑树画面, 由用户指定厂站 (或母线) , 形成由该厂站 (或母线) 、 相连厂站 (或 母线) 、相连设备组成的拓扑连接关系树,母线和设备上显示电压、功率等潮流计算值, 方便使用人员分析局部区域的电网潮流分布; d. 提供网损信息和越限信息列表,越限信息可在单线图的越限元件上标示告警信息,方便使 用人员定位; e. 提供统计考核信息画面,显示调度员潮流月可用率、调度员潮流计算结果误差等信息。
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Q / GDW Z 461—2010 3) 所有画面可根据要求打印输出。 4.2.3 灵敏度计算功能 灵敏度计算为电网安全经济运行的辅助决策提供灵敏度信息,主要计算包括:网损灵敏度、支路功 率灵敏度、母线电压灵敏度。 4.2.3.1 电网模型选择 可以基于各种电网模型进行灵敏度计算: 1) 实时电网模型:指当前电网模型。 2) 未来电网模型:指未来几个月内将要投运的电网模型。 3) 历史电网模型:指历史某一时刻的电网模型。 4.2.3.2 初始运行方式选择 可以选择实时运行断面数据、历史运行断面数据作为调度员潮流的基态运行断面,功能如下: 1) 实时运行断面数据:从状态估计获取电网实时运行断面。 2) 历史运行断面数据:从保存的历史数据 CASE 中获取电网历史运行断面数据,其中包括保存的 典型断面数据。 4.2.3.3 计算控制 1) 支持实时模式和研究模式,包括 a. 在实时电网模型和实时运行断面数据的基础上进行灵敏度计算; b. 在未来电网模型、历史电网模型的基础上,配合实时、历史等各种运行方式进行灵敏度计 算。 2) 提供多种灵敏度算法。 3) 灵敏度计算中考虑有功不平衡功率在全网节点上合理分配,使灵敏度计算结果与平衡节点的设 置无关。 4.2.3.4 网损灵敏度 计算有功网损对机组有功出力的灵敏度和罚因子。 4.2.3.5 支路功率灵敏度 1) 计算支路有功对机组有功出力的灵敏度。 2) 计算支路有功对负荷有功功率的灵敏度。 4.2.3.6 1) 2) 3) 4) 5) 母线电压灵敏度 计算母线电压对机组无功出力的灵敏度。 计算母线电压对机端电压的灵敏度。 计算母线电压对负荷无功功率的灵敏度。 计算母线电压对无功补偿装置的灵敏度。 计算母线电压对变压器抽头的灵敏度。

4.2.3.7 界面要求 提供的人机界面,用于控制灵敏度计算和查看计算结果。 1) 提供主控画面,用于电网模型和初始运行方式选择等功能。 2) 提供计算参数设置画面,用于修改灵敏度计算及相关潮流计算的参数,如灵敏度算法、潮流收 敛精度、参考节点设置等。 3) 提供参与联合调整的机组或负荷及其参与因子的设置画面。 4) 提供结果显示画面,可灵活查询各类灵敏度的计算值。 5) 提供运行信息画面,显示灵敏度计算月可用率、灵敏度计算时间等信息。 4.2.4 静态安全分析功能 静态安全分析的主要功能是按使用人员的需要, 方便地设定和选择故障类型, 或者根据调度员要求,
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Q / GDW Z 461—2010 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,把危害程度大的故障及时提示给调度人员。主要包括故障快速扫描和指定 故障集详细分析。静态安全分析主要用于判断系统对故障所承受的风险度,提供预想故障下的过负荷支 路、电压异常母线等,并给出其越限程度,为保障电力系统稳态运行安全可靠提供分析计算依据。 静态安全分析既可以作为一个独立的功能模块使用,又可以作为应用服务为调度智能操作票等提供 计算服务。 4.2.4.1 电网模型选择 可以基于各种电网模型进行预想故障分析: 1) 实时电网模型:指当前电网模型。 2) 未来电网模型:指未来将要投运的电网模型。 3) 历史电网模型:指历史某一时刻的电网模型。 4.2.4.2 初始运行方式选择 可以选择实时和历史运行断面数据作为静态安全分析的基态运行断面,功能如下: 1) 实时运行断面数据:从状态估计获取电网实时运行断面。 2) 历史运行断面数据:从保存的历史数据 CASE 中获取电网历史运行断面数据,其中包括保存的 典型断面数据。 以上无论任何一种方式,都应支持在基态潮流断面基础上进行方式调整。在实时和历史运行断面数 据基础上改变运行方式都称为研究方式数据调整。研究方式下的电网设备的投切状态和运行数据可以由 调度员任意修改。 4.2.4.3 计算控制 1) 支持实时模式和研究模式,包括 a. 在实时电网模型和实时运行断面数据的基础上进行各种改变运行方式操作后,进行静态安 全分析; b. 在未来电网模型、历史电网模型的基础上,配合实时和历史等各种运行方式的生成及其修 改,进行静态安全分析。 2) 研究模式下,支持多用户功能,各用户可以同时计算而不互相影响。 3) 实时模式和研究模式互不影响。 4) 实时模式下,静态安全分析的启动计算方式分为:在线周期计算、事件触发启动和人工调用三 种。 5) 实时模式下, 静态安全分析应着重给出快速的概貌分析结果, 研究模式下进行详细的模拟分析, 包括备用电源自投装置动作影响等。 4.2.4.4 故障及故障集定义 1) 可以定义单、多重故障(多个元件同时断/合)和条件故障(带有条件监视元件和条件开断元 件的故障) ,故障元件包括:线路元件、变压器元件、发电机、开关(合/断) 、母线等。 2) 故障定义通过画面交互式进行,可方便地管理故障,如故障激活(单个或成批故障参加或不参 加故障扫描,或者详细分析) 。 3) 可以按设备类型快速定义故障组,如线路、变压器、发电机组、母线等。 4) 可以按电压等级快速定义故障组,如 500kV 的厂站和设备。 4.2.4.5 预想故障分析计算 根据电网模型参数、电网运行方式数据进行快速故障扫描,确定有害故障子集,对扫描阶段发现的 有潜在危害的故障做进一步研究,用交流潮流计算出全部母线电压幅值和角度,支路有功和无功以及机 组的有功和无功,确定各种故障下的全部越限元件及越限程度,引起某一种类型元件越限的全部故障。 主要功能包括:
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Q / GDW Z 461—2010 1) 采用快速、高效、实用的 N-1 静态安全分析算法,保证计算的收敛性和实时性。满足降低预想 故障分析的计算量,提高预想故障分析的速度和准确程度,改善预想故障分析的灵活性和方便 性等要求。 2) 采用预想故障集快速扫描算法,按故障的危害程度进行故障过滤,确定需要详细计算的有害故 障子集。 3) 能准确处理解列性故障。 4) 对于引起功率缺额的故障,潮流计算中考虑多机联合调整,由岛内其余机组按分担因子进行不 平衡功率的再分配。 5) 考虑故障元件开断后备用电源自投装置的动作行为对电网潮流分布的影响,使得静态安全分析 的结果更加接近于电网真实情况。 6) 对潮流不收敛的严重故障进行告警并记录。 4.2.4.6 统计分析考核 1) 给出电网解列、设备越限、设备重载、电压越限等分析结果,包括故障元件、重载/越限元件/ 断面、计算结果、限值、重载/越限程度等。按重载/越限程度进行排序给出相关列表,给出告 警信息,提示电网运行中的主要风险。 2) 记录故障扫描中越限元件的连续越限次数及其最大越限程度。 3) 计算静态安全分析的实用化运行指标,并将每次静态安全分析的运行指标保存到商用数据库 中,进行年、月、日运行指标的分析统计。 a. 静态安全分析功能月可用率 ≥ 98% 静态安全分析功能月可用率 =

静态安全分析功能全月 收敛次数总和 ? 100% 静态安全分析功能全月 计算总次数

说明:用该指标进行考核时,要求静态安全分析功能全月运行总次数不少于 1800 次; b. 单个故障扫描平均处理时间 ≤ 0.1 秒

故障扫描总时间 扫描的故障总数 说明:式中故障扫描总时间指从 N-1 安全分析计算启动至结果显示到画面上为止的时间。 4.2.4.7 界面要求 提供的人机界面,用于控制静态安全分析的启动,设置计算参数,定义故障与故障集,查看预想故 障扫描的结果和指标统计信息。 1) 安全分析控制操作界面 a. 提供主控画面,实现静态安全分析的初始运行方式选择,选择在线周期计算、事件触发启 动和人工调用等运行模式; b. 提供潮流计算参数设置画面, 用于修改控制潮流计算的相关参数, 如潮流算法、 收敛判据、 最大迭代次数、不平衡功率分配方式等; c. 调用 CASE 管理画面,实现当前潮流断面的保存、恢复、删除等操作。 2) 故障定义界面 a. 提供方便的故障定义画面,可以在单线图或者列表上定义故障; b. 提供完善的故障集管理画面,实现故障集的新建、修改、保存、删除等功能; c. 提供故障/故障组激活操作及激活状态显示画面。 3) 分析结果显示界面 a. 提供故障扫描结果越限和重载(重载率可配置)列表; b. 提供计算信息画面,显示静态安全分析的扫描元件数、有害故障数、越限元件数、总计算 时间、平均单个故障扫描计算时间等信息;
单个故障扫描平均处理时间 =
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Q / GDW Z 461—2010 提供扫描越限设备的灵敏度信息列表; 提供预想故障与越限元件可视化关联显示画面,可以动态显示某一预想故障造成的所有越 限元件信息,或导致某一元件越限的所有预想故障信息; e. 提供越限监视设置画面,可以设置按地区、设备的越限监视范围,可以设置元件连续越限 告警的判断次数; f. 提供统计考核信息画面,显示静态安全分析的月可用率、单个故障扫描平均处理时间等信 息。 4) 所有画面可根据要求打印输出。 4.2.5 短路电流计算功能 短路电流计算功能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。 4.2.5.1 电网模型选择 可以基于各种电网模型进行短路电流计算: 1) 实时电网模型:指当前电网模型。 2) 未来电网模型:指未来将要投运的电网模型。 3) 历史电网模型:指历史某一时刻的电网模型。 4.2.5.2 初始运行方式选择 可以选择实时、历史和典型运行断面数据作为短路电流计算的基态运行断面,功能如下: 1) 实时运行断面数据:从状态估计获取电网实时运行断面。 2) 历史运行断面数据:从保存的历史数据 CASE 中获取电网历史运行断面数据,包括典型运行断 面数据。 以上无论任何一种方式,都应支持在基态潮流断面基础上进行方式调整。在实时和历史运行断面数 据基础上改变运行方式都称为研究方式数据调整。研究方式下的电网设备的投切状态和运行数据可以由 调度员任意修改。 4.2.5.3 故障设置 1) 支持实时模式和研究模式,包括 a. 在实时电网模型和实时运行断面数据的基础上进行各种改变运行方式和故障设置操作后, 进行短路电流计算; b. 在未来电网模型、历史电网模型的基础上,配合实时、历史等各种运行方式的生成及其修 改,进行短路电流计算。 2) 可以在厂站单线图或故障定义画面上设置故障。提供对已设置故障的统一查看、修改、删除功 能,可以修改的故障参数包括故障类型、短路故障时的接地阻抗等。 3) 可以设置的故障元件包括:母线、发电机端、线路任意点、变压器端口。 4) 可以设置的故障类型包括:单相接地短路、两相接地短路、两相相间短路、三相短路等;可设 置多重故障。 4.2.5.4 序网计算模型形成 根据电力系统各种元件的正、负、零序参数,并结合实际电网拓扑连接关系、变压器绕组接线方式、 中性点接地方式、中性点阻抗以及故障信息,形成用于分析计算的正、负、零序网络模型。 可以查看各个元件的计算参数,包括发电机、负荷、线路、变压器、电容电抗器等各种元件的正、 负、零序参数,便于用户了解短路电流计算的网络模型。 4.2.5.5 故障计算 根据电网的正、负、零三序复合网络,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, 包括: 1) 故障点电流。
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c. d.

Q / GDW Z 461—2010 2) 电网各个节点的三序、三相电压。 3) 各个支路的三序、三相电流。 4) 发电机负序与正序电流之比。 可以对计算结果进行分类排序。 4.2.5.6 遮断容量扫描 在实时电网模型和实时运行断面数据的基础上,周期扫描网络中每个物理母线发生三相短路、单相 接地故障时的短路容量, 校核断路器的遮断容量, 给出越限和重载信息并写入历史记录, 包括故障节点、 故障类型、越限/重载断路器、短路电流、遮断容量、越限百分比等信息。扫描周期可以人工设置。 4.2.5.7 消弧线圈档位整定计算 在有条件的地区,可以选用消弧线圈整定计算功能。消弧线圈档位整定计算功能用于计算电力网络 中消弧线圈档位,主要功能包括: 1) 可以基于实时、未来、历史电网模型下的运行断面进行整定计算,且支持在基态断面基础上进 行方式调整。 2) 当电网拓扑结构或参数发生变化时,快速给出消弧线圈档位调整方案,可以通过列表查看电网 中消弧线圈参数和整定计算结果,计算结果满足“N-1”校验。 3) 根据单相接地拉路辅助决策模块计算得到的拉路母联联络开关,校验母线联络开关分闸操作后 系统消弧线圈的补偿度,以满足母线联络开关分闸操作后不发生谐振和有较好补偿度的要求, 并将结果反馈至单相接地拉路辅助决策模块。 4.2.5.8 界面要求 用户可以设置运行方式、故障元件和故障类型、计算参数,启动分析计算,查看计算结果。 1) 可以设置计算控制参数,包括算法控制参数,针对全网扫描断路器容量校核的计算周期、扫描 范围、校核限值等参数。 2) 可以查看元件计算参数,包括发电机、负荷、线路、变压器、电容器和电抗器等各种元件的正、 负、零序参数。 3) 可以通过厂站单线图和列表画面显示短路电流计算结果,包括故障点电流,以及电网各个节点 的三序、三相电压和各个支路的三序、三相电流等。 4) 全网扫描断路器校核结果界面,包括实时运行状态下的遮断容量校核越限和重载结果。 4.2.6 外网等值模型接入功能 外网等值模型接入功能实现了上级调度生成外网等值模型的接入及外网等值模型和自身电网的拼 接和应用。 4.2.6.1 电网模型选择 可以基于各种电网模型进行在线外网等值模型的接入,包括: 1) 实时电网模型:指当前电网模型。 2) 未来电网模型:指未来将要投运的电网模型。 3) 历史电网模型:指历史某一时刻的电网模型。 4.2.6.2 初始运行方式选择 可以选择实时运行断面数据、历史运行断面数据作为在线外网等值模型接入的基态运行断面,功能 如下: 1) 实时运行断面数据:从状态估计获取电网实时运行断面。 2) 历史运行断面数据:从保存的历史数据 CASE 中获取电网历史运行断面数据,包括典型运行断 面数据。 4.2.6.3 网络边界定义 1) 支持定义本区域电网的网络边界,并与相应上级调度的网络边界定义一致。
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Q / GDW Z 461—2010 2) 系统具备上下级调度网络边界定义一致性校验功能。 4.2.6.4 外网等值模型拼接 接收上级调度发送的外网等值模型、等值参数,与本地模型进行拼接,应用于本地网络分析应用。 具备如下功能: 1) 支持对边界定义、等值参数的正确性和一致性校验。 2) 外网等值模型拼接,利用模型拆分/合并技术,把本地模型内网部分与外网等值模型合并,导入 系统,完成全模型的建立。 3) 具备等值模型拼接不成功时自动转换为简单边界等值模型的功能。 4.2.6.5 信息交换和传输机制 外网等值模型以 E 语言格式、CIM/XML 文件格式交换。 4.2.6.6 界面要求 外网等值模型接入的人机界面包括: 1) 网络边界定义界面,可定义的边界包括:厂站、联络线等。 2) 是否接受外网等值模型,模型、数据召唤工具选择。 3) 外网等值模型拼接与管理工具。 4) 等值模型和参数显示界面:等值支路的电阻、电抗,等值对地支路容量,等值注入功率等。 4.3 智能分析与辅助决策应用 智能分析与辅助决策应用是对现有的调度控制分析功能的扩展, 该应用利用电网运行信息帮助调 度相关人员进行分析和决策,使电网调度由目前的“人工分析型”上升为“自动智能型” 。系统可有效 提高调度运行人员驾驭电网的能力,保障系统安全,缩短事故处理时间,提高供电可靠性。 4.3.1 停电范围分析功能 停电范围分析功能模块根据网络拓扑搜索发现停电设备及范围,包括厂站、变压器、线路、线路分 段和重要用户, 并能够统计损失负荷情况, 可用于操作前、 检修计划安排和故障发生后的停电范围检查。 4.3.1.3 停电范围分析 应能设置扫描目标对象,以文件及图形的方式给出停电范围,包括线路、变压器、母线、负荷及重 要用户。 1) 模拟环境设置 支持模拟方式和目标对象(线路、母线、变压器、开关)的设置,目标对象的设置应支持 方便的检索及图形拖拽功能。 2) 停电结果输出 停电结果应包括线路、母线、变压器、负荷及重要用户,输出结果支持文件输出及图形显 示功能。 4.3.1.2 停电信息统计 提供停电信息统计功能,统计结果包括失电厂站信息、全网损失负荷信息及厂站损失负荷信息。 1) 失电厂站信息 应能分析各厂站停电影响,对失电厂站及相关信息以图形或文件的方式展示出来。 2) 损失负载信息 应能分析全网损失负荷及各厂站的损失负荷。 4.3.1.3 应用服务 停电范围分析应能作为公用服务对其他模块提供支持。 4.3.1.4 界面要求 停电范围分析模块应该提供友好的人机界面,支持断面设置、条件设置及停电范围分析结果的展示 及输出。
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Q / GDW Z 461—2010 1) 运行方式设置 应能选用实时断面或历史断面数据作为分析断面。 2) 条件设置 应支持线路、主变、母线及开关设备的输入,同时支持设备拖拽功能。 3) 信息展示 应能展示停电范围分析的结果,包括停电设备、停电厂站及损失负载统计。 4) 信息输出 应能将分析结果以文件方式提供给不同应用模块。 4.3.2 供电风险分析功能 供电风险分析功能模块通过网络拓扑及实时数据进行相关的分析判断,根据一些常见风险和自定义 风险的特征,以及风险触发条件和要求,进行全面的甄别、判断、分析、归类,给出可能出现的风险并 进行准确、 全面的提示。 该功能可以为调度相关人员进行操作、 故障处理等提供必要的提醒和辅助依据。 4.3.2.1 电网运行风险监视 应能够根据电网实时拓扑识别电网特殊运行方式,自动分析检查存在供电风险的厂站和设备,进行 电网运行风险监视。 1) 应能识别电网的特殊运行方式,包括单电源变电站、单变单线、串供、母线分裂运行和多级馈 供等。 2) 对分析判断结果自动形成列表用于实时监视,应按区域、厂站、电压等级、类型等多种条件分 类显示与查询。 3) 发生运行方式变化事件时,应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) 应按日、月、年等时间段统计特殊方式出现时间、出现次数等结果。 5) 具备监视参数配置功能,可根据实际需要定义监视范围及类型。 4.3.2.2 重要用户监视 重要用户监视根据预定义的范围实时监视重要用户、保电用户、大用户的负荷变化情况,进行供电 风险监视。 1) 应提供对重要用户的建模工具,应能定义监视范围及相关参数,既可以在数据库中直接录入, 也可通过画面操作的方式关联定义。 2) 应提供汇总画面用于监视所有的重要用户实时运行情况,并可按区域、厂站、电压等级、用户 类型、运行状态等多种条件分类显示与查询。 3) 应支持设备负荷率超过安全阀值的超负荷风险监视。 4) 应能实时监视重要用户的负荷变动情况,对于异常情况,可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。 5) 应能按日、月、年等时间段统计重要用户的负荷情况。 4.3.2.3 事故风险分析 应支持事故风险分析功能,可预先设定事故分析中需监视的风险类型,且随着事故处理的变化,可 实时分析风险变化情况,并给出风险提示。 4.3.2.4 检修风险分析 应支持检修分析,可根据检修计划对实施后可能出现的电网运行风险进行模拟,并给出风险提示。 4.3.2.5 风险定级 应具备风险定级功能,可预先人工定义风险等级;进行风险分析,给出各级风险提示。 4.3.2.6 界面要求 供电风险分析功能应提供丰富、友好的人机界面,供运行人员使用,主要包括以下画面:
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Q / GDW Z 461—2010 1) 2) 3) 4) 5) 特殊方式监视画面。 重要用户监视画面。 事故风险分析画面。 风险等级提示画面。 检修风险分析画面。

4.3.3 合环操作风险分析功能 合环操作风险分析的主要功能是对指定方式下的合环操作进行计算分析并得出结论。内容包括合环 路径拓扑搜索和校验、合环稳态电流和冲击电流的计算、环路 N-1 安全分析和遮断容量扫描等,并能结 合计算分析的结果对该合环操作进行风险评估。 4.3.3.1 电网模型选择 可以基于各种电网模型进行预想故障分析: 1) 实时电网模型:指当前电网模型。 2) 未来电网模型:指未来几个月内将要投运的电网模型。 3) 历史电网模型:指历史某一时刻的电网模型。 4.3.3.2 初始运行方式选择 可以选择实时运行断面数据或历史运行断面数据作为合环操作风险分析的基态运行断面,功能如 下: 1) 实时运行断面数据:从状态估计获取电网实时运行断面。 2) 历史运行断面数据:从保存的历史数据 CASE 中获取电网历史运行断面数据。 以上无论任何一种方式,都应支持在基态潮流断面基础上进行方式调整。在实时运行断面数据基础 上改变运行方式、历史运行断面数据都称为研究方式数据。研究方式下的电网设备的投切状态和运行数 据可以由使用人员任意修改。 4.3.3.3 计算参数设置 可进行潮流计算参数设置,功能包括: 1) 设置各电气岛的参考节点。 2) 设置不平衡功率的分配方式和分配系数。 3) 设置 PQ、PV 节点。 4) 设置潮流收敛精度、最大收敛次数。 4.3.3.4 操作设备设置 可以基于各种电网方式进行合环操作的设定: 1) 合环设备设定:可进行合环操作设备包括断路器、线路、母线及 10kV 馈线负荷等。 2) 合环参数设定: 当合环过程涉及到没有建模的配网模型时, 提供界面方便输入配网环路的阻抗, 实现配网合环的潮流模拟计算功能。 4.3.3.5 合环路径搜索及校验 提供合环路径拓扑搜索和校验功能: 1) 合环路径搜索:环路设备自动拓扑搜索。 2) 合环路径校验:根据环路设备参数判断合环操作的合理性。 4.3.3.6 合环电流计算 提供合环电流计算功能,包括: 1) 计算出合环稳态电流值。 2) 计算出环路等值阻抗。 3) 计算出合环电流时域特性,得到合环最大冲击电流值。 4.3.3.7 环路 N-1 分析
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Q / GDW Z 461—2010 为防止环路高压支路开断导致环路低压支路潮流过大, 故需要对合环操作形成后的环路进行 N-1 安 全分析,功能包括: 1) 提供支路 N-1 分析的开断筛选功能,筛选环路上的支路进行开断分析。 2) 分析环路支路的开断对环路及电网上其它设备的影响。 3) 提供开断前后的潮流值比较。 4.3.3.8 环路遮断容量扫描 基于合环操作后的电网模型,扫描环路上相关母线发生三相短路、单相接地故障时的短路容量,校 核断路器的遮断容量,给出越限和重载信息。 4.3.3.9 界面要求 提供的人机界面,用于控制合环操作风险分析的启动,设置计算参数,查看计算结果和统计指标信 息。 1) 合环操作风险分析控制操作界面 a. 提供主控画面,用于电网模型和初始运行方式选择,人工启动潮流计算等功能; b. 提供参数设置画面,用于修改控制潮流计算的相关参数; c. 调用 CASE 管理画面,实现当前潮流断面的保存、恢复、删除等操作; d. 可以在单线图上设置合环操作的设备,如断路器、线路及负荷(10kV 馈线)等; e. 提供启动合环电流计算、合环 N-1 分析及合环遮断容量扫描分析的触发界面。 2) 分析结果显示界面 a. 提供合环参数输入界面,供使用人员补充输入相关操作信息; b. 提供直观的合环路径拓扑图; c. 提供合环电流的时域展现界面,给出合环电流的稳态值、最大冲击值和时域波形; d. 提供合环路径 N-1 安全分析的结果信息; e. 提供合环遮断容量扫描的结果信息; f. 提供合环风险分析评估的结论。 4.3.4 负荷转供辅助决策功能 负荷转供辅助决策功能模块提供负荷供电转供的方案。该功能模块能够根据目标设备分析其影响负 荷,并将受影响负荷安全转至新电源点,提出包括转供路径、转供容量在内的负荷转供操作方案。 4.3.4.1 负荷信息统计 针对越限或停电设备,给出目标设备影响的负荷范围,统计负荷信息。功能包括: 1) 目标设备设置,包括越限设备或停电设备。 2) 负荷信息统计,分析目标设备影响到的负荷及负荷设备基本信息。 4.3.4.2 转供策略分析 分析目标负荷的转供路径,功能包括: 1) 转供路径搜索。 2) 转供容量分析。 4.3.4.3 转供策略模拟 负荷转供辅助决策模块支持模拟条件下的方案生成及展示,包含以下功能: 1) 模拟运行方式设置。 2) 恢复方案报告。 3) 恢复过程展示。 4.3.4.4 界面要求 提供负荷转供辅助决策工具的分析界面,包括以下内容: 1) 模型和运行方式设置。
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Q / GDW Z 461—2010 2) 目标设备设置。 3) 转供路径的分析结果。 4.3.5 拉限电辅助决策功能 拉限电辅助决策功能模块根据已经制定好的事故拉路序位表或限电拉路序位表,在事故或限电的情 况下根据实时数据自动计算切除负荷目标数值所涉及到的拉路对象的最优集合,提供拉路操作表,并能 够进行遥控操作。 4.3.5.1 拉路序位表处理 支持设置自动拉路序位表,应包含拉路出线的名称以及相应的操作开关,并能检验定义内容的合理 性。 1) 拉路序位表可按地区、厂站或母线分别定义。 2) 针对拉路序位表,系统支持限电情况、事故情况及计划检修情况的拉路操作,包括以下功能 a. 限电情况下,根据不同的拉路策略给出拉路最优集合; b. 事故情况下,对事故进行设定,给出可能的拉路建议; c. 计划检修情况下,输入检修计划设备,给出需要进行拉路操作的建议。 4.3.5.2 拉路负荷实时监控 拉限电辅助决策模块应能对定义的拉路负荷开关进行实时监控,包括对象的开合状态、当前有功及 关联设备名称。监视界面同时可设置目标是否投入、控制序号及控制优先级。 4.3.5.3 拉路策略集选择 拉限电辅助决策模块可灵活选择各种拉路策略,包括: 1) 按控制序号切除负荷。 2) 按控制优先级切除负荷。 3) 按当前负荷值大小顺序切除负荷(从大到小) 。 4) 按当前负荷值大小顺序切除负荷(从小到大) 。 输入要切除的目标负荷,拉限电辅助决策模块应能根据选择的拉路策略,自动选择需要切除的负荷 开关。 4.3.5.4 拉路操作遥控 拉路操作表应提供需要操作的开关序列, 同时可对开关进行遥控操作, 拉路操作序列支持人工设定。 4.3.5.5 界面要求 拉限电辅助决策模块应该提供友好的人机界面,具体要求如下: 1) 支持拉路对象负荷开关的拖拽功能。 2) 有功数据的实时显示,目标对象的关联设备,是否投入及优先级选择。 3) 提供切除负荷目标的输入窗口,灵活选择拉路策略,快速显示拉路操作表,并对拉路操作表进 行校验。 4) 支持拉路序位表的添加、修改、删除及打印功能。 5) 支持拉路序列操作的人工修改。 6) 支持不同类别拉限电序位表的导入。 4.3.6 单相接地拉路辅助决策功能 单相接地拉路辅助决策功能模块针对配电出线单相接地故障,根据损失负荷最小、保障重要负荷等 原则,给出拉路顺序建议,并能与遥控关联进行拉路操作,监视操作后电压情况,判断单相接地是否消 除,从而分析判定单相接地的线路。 4.3.6.1 母线电压实时监控 应能根据用户设定的监控目标和母线实时运行情况,判断母线是否存在单相接地故障。 1) 母线电压监视
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Q / GDW Z 461—2010 母线电压监视功能应能通过实时界面,准确监控 35kV 及以下母线的运行情况,判断各相 电压在正常运行情况下的合理性。 2) 可疑接地告警 应能根据所监视母线的运行情况,及时给出可疑接地告警。 4.3.6.2 拉路顺序辅助决策 拉路辅助决策功能在得到有可疑接地告警的情况下,应能快速搜索与该母线相关联的出线开关,并 根据损失负载最小及保障重要用户等原则给出拉路顺序。 1) 母线关联出线搜索 针对可疑告警的目标母线,系统应能启动快速局部搜索,分析得到该母线所关联的运行出 线开关序列。 2) 拉路策略生成 在得到出线开关序列的基础上,应能根据损失负荷最小及保障重要用户等策略给出最优拉 路顺序。 在满足系统消弧线圈有较好补偿度的条件下,拉路策略可考虑首先试拉母联开关,进一步 缩小试拉范围。 4.3.6.3 拉路操作控制 应能对拉路顺序开关进行远方遥控并监视动作后的母线电压变化情况,判断单相接地故障线路。 1) 序列开关遥控 拉路操作控制应提供远方遥控功能,可对拉路策略表进行批量顺序操作,也可进行单步试 拉操作,并保存拉路操作记录。 2) 单相接地线路判断 应能在拉路操作后,及时判断动作线路是否是单相接地线路。 4.3.6.4 小电流接地选线装置信息交互 1) 可以和具备条件的小电流接地选线装置进行通讯,获取本地装置的拉路决策结果,并通过单相 接地拉路辅助决策系统执行。 2) 能利用小电流接地选线装置给出的其它相关量测进行分析判断。 4.3.6.5 界面要求 应该提供友好的人机界面,支持母线电压的实时监视、可疑母线的实时告警、拉路顺序表的灵活生 成以及拉路序列的简单操作。 1) 母线电压监视 应能通过界面获取母线模型及三相电压数值。 2) 可疑母线告警 应能在监控界面上通过变色手段,及时提醒可疑母线。 3) 拉路顺序表生成 应能通过双击可疑接地母线,快速生成拉路操作顺序表。 4) 拉路操作 应支持简单方便的批量遥控操作及单步遥控操作。 5) 操作记录的保存及恢复 应支持对拉路操作的记录,便于故障恢复后的反向操作。 4.3.7 调度智能操作票功能 操作票功能是调度员日常使用最频繁的自动化管理工具之一,也是保证电网操作安全的重要手段。 调度智能操作票功能应能满足调度人员日常操作票管理工作的智能性、可靠性、安全性、快速性、方便 性等要求,实现操作票数据的导入和导出。调度智能操作票功能应该具备图形化拟票、操作票管理、安
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Q / GDW Z 461—2010 全校核、统计查询等功能,人机界面友好。 4.3.7.1 图形化拟票 应具备采用图票一体化技术的智能开票功能,主要包括操作票模拟环境、设备状态智能识别、操作 票智能生成、自动模拟、自动拓扑着色、自动潮流计算等功能。 1) 操作票模拟环境 操作票模拟环境由电网模型、图形和实时运行方式组成。操作票模拟环境应提供与实际管 辖范围电网一致的设备模型,调度员在操作票模拟环境下进行图形开票、安全防误校核,任何 操作不应影响实时环境,并应支持自动或手动方式实现操作票模拟环境与实时环境的同步。 2) 设备状态智能识别 设备状态智能识别应能实现对各类电气设备的不同运行状态的识别,包括运行状态、热备 用状态、冷备用状态、检修状态等。 3) 操作票智能生成 操作票智能生成采用图票一体化技术, 由调度员在图形界面上点选设备, 选择操作任务后, 系统自动生成操作票。操作票智能生成应该具备以下功能: a. 应具备一次设备开票功能和二次设备开票功能; b. 应具备综合令票和指令票生成功能; c. 应具备单选设备开票和多选设备同时开票功能。 4) 自动模拟 应支持在图形开票、操作预演、操作票执行时自动模拟功能,可以将操作步骤自动分解, 自动打开图形,自动定位到正在模拟的设备上。自动模拟支持下列模拟功能: a. 断路器分、合; b. 隔离刀闸拉、合; c. 接地刀闸拉、合; d. 保护压板投、退; e. 保护节点分、合; f. 标示牌的设置、删除。 5) 自动拓扑着色 在操作票自动模拟过程中,应能自动进行拓扑着色,在图形上实时标示当前的失电区域、 带电区域和接地区域。 6) 自动潮流计算 在操作票自动模拟过程中, 应能自动调用潮流计算功能, 在图形上实时显示潮流计算结果。 7) 操作票的编辑功能 a. 新建操作票,可手工填写操作票内容,也具备选择典型、历史票进行套用,并实现设备替 换,快速生成操作票; b. 具备插入步骤、删除步骤、复制步骤、剪切步骤、粘贴步骤、步骤上移、步骤下移、合并、 分解等功能; c. 票号管理:按照预定规则实现操作票的自动编号。包括规则管理和票号生成; d. 关联检修申请单:支持与多张检修申请单建立关联,也可根据检修申请单启动开票流程, 并带入检修申请单中相关信息,实现自动关联。通过关联可以实现检修申请单和操作票互 相查询。通过操作票与检修申请单中的设备,实现关联的校验与提示; e. 关联操作票:具备操作票之间的关联。可将一组操作票绑定并设置操作顺序。检查并锁定 票间的执行顺序; f. 应该可以同时对多张不同的操作票进行编辑和操作,相互之间灵活切换,互不影响;
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Q / GDW Z 461—2010 g. 多台机器同时打开同一张操作票时,应该保证操作票内容的实时一致性。

4.3.7.2 操作票管理 1) 操作票审核功能 对已拟好的操作票进行审核,具备多人审核功能,通过审核后生成正式操作票编号。主要 功能包括: a. 修改操作票:审核人可对操作票进行修改,修改后该审核人变成拟票人,操作票重新进入 审核流程; b. 退回修改:审核人将票退回给拟票人重新拟票; c. 关联检查:具备检修申请单与操作票之间、操作票与操作票之间的关联检查功能; d. 审核人和拟票人不能是同一个人; e. 审核人可以调用安全防误校核对操作步骤进行审核,审核不通过的步骤可以置上醒目标 记。 2) 操作票预令功能 自动将已审核通过的操作票进行预令发布,并与接受操作票的人员进行核对,主要功能包 括: a. 预令发布:自动通过传真、网络方式将操作票发布给受令单位; b. 退回拟票:可将操作票回退至拟票状态进行修改; c. 预令确认:由受令单位通过网络、电话、传真对操作票进行确认。 3) 操作票的执行归档功能 a. 监护:由监护人对操作票签署监护意见; b. 开始执行:待监护人同意后,开始执行操作票,并显示发令时间、发令人、受令人、监护 人; c. 正在执行:操作票开始执行后,自动转入“正在执行”状态; d. 执行完毕:待操作票执行完毕,显示结束时间,并将操作票归为“已执行”状态,自动在 操作票指定的位置盖已执行章,系统将自动向调度日志中填写相应的日志,并更改关联的 设备状态,对于非实测值的测点系统可以自动置数,补充实时量测的不足; e. 中止:因特殊情况,可中止正在执行的操作票,系统将自动向调度日志中填写相应内容, 但不更改关联的设备状态; f. 步骤作废: 当由于不可控制的原因导致某些操作步骤无法执行时, 系统提供步骤作废功能; g. 关联设备: 操作票需要与设备树上的设备进行关联, 执行完成时自动更新关联设备的状态; h. 执行完操作票归档,具备本地磁盘和服务端磁盘保存功能,并具备相关安全保护措施; i. 操作步骤校验 j. 设备状态校验 ● 当前开始操作的操作步骤中设备的起始状态必须和待操作设备当前状态一致; ● 当前执行结束的操作步骤中设备的终止状态必须和已操作设备当前状态一致。 对于没 有采集点的设备,在回令时,系统提供自动置数功能。 k. 操作顺序校验 ● 操作票执行过程中,禁止跨项发令; ● 操作票执行过程中,禁止跨项回令; ● 图形遥控操作时, 禁止跨项遥控, 即遥控顺序必须和操作票操作步骤的顺序保持一致。 4) 作废 因特殊情况,用户可以作废尚未执行的操作票,并签署作废意见。 5) 修改记录和流转记录的保存和查询
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Q / GDW Z 461—2010 可以保存操作票在整个生命周期所做的任何修改。包括修改人、修改时间、修改机器、修 改前内容、修改后内容。可以保存操作票流转记录等。包括提交人、回退人、提交时间、回退 时间、提交机器、回退机器、提交的流程环节、回退的流程环节等。 6) 典型票管理功能 提供典型票的编辑和管理工具,用于典型票的管理。典型票与普通票分开存储,互不干扰, 典型票不编号。 7) 离线管理功能 自动将当前的票在本机以文件形式保存,并提供离线系统进行浏览,用于在网络故障、现 场启动时使用;离线模式下可以查看现有系统中的票的本地备份文件,这些备份是系统正常运 行过程中自动保存的。离线模式下可以手工写票,系统恢复后会将离线模式下修改的票自动更 新回系统。 现场启用前,可以抓取一个断面,离线使用时可以用这个断面进行拓扑校验和模拟演示; 在网络允许时,可以通过网络在线抓取断面使用。 8) 操作票 WEB 发布 在操作票流转过程中,操作票信息可以通过 WEB 进行发布,供相关单位进行查询、浏览。 4.3.7.3 安全校核 应能够实现系统拓扑防误、基态潮流、静态安全分析、短路电流计算等校核功能。 1) 系统拓扑防误校核 应能根据电网拓扑关系来实现设备操作的防误闭锁。主要包括下述功能: a. 断路器操作的防误校核:应具备合环提示、解环提示、负荷失电提示、负荷充电提示、带 接地刀合开关提示、变压器各侧开关操作提示、变压器中性点地刀提示、3/2 接线开关操 作顺序提示等; b. 隔离刀闸操作的防误校核:应具备带接地刀合刀闸提示、带电分合刀闸提示、非等电位分 合刀闸提示、分合旁路刀闸提示、刀闸操作顺序提示等; c. 接地刀闸操作的防误校核:应具备带电合接地刀闸提示、带刀闸合接地刀闸提示、带电压 合接地刀闸提示; d. 本站防误和系统防误的切换:由于其他厂站设备状态不正确导致待操作设备防误校核不通 过时,调度员应能切换到本站防误方式,继续进行操作; e. 应具备检修标志牌校核功能等。 2) 基态潮流校核 应能实现通过基态潮流功能进行校核,能对形成的校核断面潮流进行分析计算,判断基态 潮流下的电网越限情况。基态潮流校核应支持如下功能: a. 应能将基态潮流与限额进行比对,判断校核断面潮流是否满足限额的要求; b. 应能给出重载设备以及相应的负载率、越限设备以及相应的越限百分比等。 3) 静态安全分析校核 应能实现通过静态安全分析校核,应能对形成的校核断面进行 N-1 分析计算,判断 N-1 故 障和用户指定的故障集后其他元件是否出现越限。静态安全分析校核应支持如下功能: a. 应能根据 N-1 原则对全网主设备(包括线路、主变、机组、母线)进行逐个断开,并判断 其他元件是否出现越限,可按设备类型、电压等级和分区确定 N-1 计算范围; b. 应能基于用户设置故障集进行静态安全分析计算,并判断其他元件是否出现越限; c. 应能模拟备自投装置,可根据电网运行方式自动匹配策略表; d. 应给出导致重载、越限的故障及相应的重载、越限设备,应给出故障严重程度指标。 4) 短路电流校核
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Q / GDW Z 461—2010 调用实时监控与预警类相关应用服务实现短路电流校核,应能对形成的校核断面进行短路 电流分析计算, 通过遮断容量扫描判断是否存在短路容量超标。 短路电流校核应支持如下功能: a. 应能进行全网母线短路故障扫描和用户设定计算范围的短路故障扫描,支持按电压等级和 分区选择计算范围进行短路故障扫描; b. 应能进行单相短路故障扫描和三相短路故障扫描; c. 应能给出短路电流计算结果,包括各母线和线路短路电流及对应故障; d. 应能给出短路电流超标和接近超标的短路故障。 4.3.7.4 统计查询 1) 操作票统计:可根据月份或时间段统计调度员的拟票、审核、执行等操作的操作票张数与操作 令条数;也可自定义统计。另外可为电网调度运行分析提供相关统计信息。 2) 操作票查询:可通过时间段约束、编号、类型、任务、状态等组合条件查询到相关操作票。 操作票管理提供统一、友好的人机界面: 4.3.7.5 数据流 1) 应该具备面向受令单位的操作票发布功能。 2) 应该具备从调度管理系统导入检修申请单、工作票、退役申请、投运申请等信息的功能,提供 用户浏览功能,并可以和操作票实现关联与闭锁控制。 3) 应该具备将操作票数据导出成 Excel、Xml、Txt、Doc 等格式的功能。 4) 应该具备将操作票数据导出给调度管理等系统的功能。调度管理等系统可以通过数据库访问、 文件访问等方式导入操作票信息。 4.3.7.6 界面要求 调度智能操作票应提供统一、友好的人机界面: 1) 提供灵活的拟票界面,包括表格形式的手工拟票、套用历史票等方式的界面,以及基于电网拓 扑结构图的点图成票的图形化拟票界面。 2) 提供审核、预发、执行界面。 3) 提供统一的分类查询、模糊查询界面,提供简单统计、查询结果导出界面。 4.3.8 综合故障分析功能 综合利用电网发生故障后的各类数据,采用多种方法对故障进行分析,确定停电范围,定位故障设 备,并对开关及保护的拒动、误动情况进行识别。 4.3.8.1 1) 2) 3) 4) 5) 分析所需数据 故障前后的电网断面信息。 开关遥信变位信息。 SOE 信息。 保护配置信息及保护动作信息。 故障录波信息等。

4.3.8.2 基于开关遥信变位和 SOE 信息的故障分析 应能根据辨识后的开关遥信变位数据和 SOE 信息,进行故障分析,分析结果包括: 1) 故障设备或可疑故障元件集。 2) 停电区域。 3) 故障跳闸时间。 4) 故障性质判断:瞬时故障或永久故障等。 4.3.8.3 基于保护数据的故障分析 应能根据保护动作信号、故障录波数据等信息进行故障分析,分析结果包括: 1) 故障设备。
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Q / GDW Z 461—2010 2) 3) 4) 5) 6) 7) 8) 9) 保护动作信息。 拒动开关。 停电区域。 故障跳闸时间。 故障性质判断:瞬时故障或永久故障。 故障发生时间。 短路电流。 故障定位计算值等。

4.3.8.4 分析故障范围 应包括线路、母线、变压器等设备故障。 1) 线路故障,类型应包括: a. 线路正常运行方式下的各种简单类型故障,包括单相故障(A 相、B 相、C 相)和多相故 障(AB 相间、BC 相间、CA 相间、AB 相间接地、BC 相间接地、CA 相间接地以及三相 故障) ; b. 线路检修方式下的手合故障; c. 线路的转换性故障; d. 多线路的同时故障和非同时故障; e. 开关拒动方式下的线路故障等。 2) 母线故障,类型应包括: a. 母线正常运行方式下的各种类型故障, 包括单相故障 (A 相、 B 相、 C 相) 和多相故障 (AB 相间、BC 相间、CA 相间、AB 相间接地、BC 相间接地、CA 相间接地以及三相故障) ; b. 母线充电方式下的各种类型故障; c. 各种母线接线方式下的故障等。 3) 变压器故障,类型应包括: a. 变压器正常运行方式下的各种类型故障,包括单相故障(A 相、B 相、C 相)和多相故障 (AB 相间、 BC 相间、 CA 相间、 AB 相间接地、 BC 相间接地、 CA 相间接地以及三相故障) ; b. 变压器充电方式下的各种类型故障等。 4.3.8.5 界面要求 综合故障分析模块应该提供友好的人机界面,用于 SOE、保护数据以及故障分析结果的查看,并实 现故障录波数据浏览以及历史数据查询。 应能在主接线图形上,对于故障设备和跳闸开关,给予特殊标记(如颜色的变化、闪烁等)的显示, 并能以时间坐标轴的形式,根据故障征兆信息的时间顺序及其持续时间对整个故障过程进行演示。 1) 故障分析结果查看,主要应包括: a. 故障设备; b. 故障相; c. 故障时间; d. 短路电流; e. 跳闸时间; f. 拒动开关及拒动相; g. 故障分析结果利用的数据源。 2) SOE 信息查看,主要应包括: a. 以动作序列方式展现 SOE 信息; b. 以列表方式按时间顺序展现 SOE 信息。
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Q / GDW Z 461—2010 3) 保护数据查看,主要应包括: a. 以动作序列方式展现保护动作信号; b. 以列表方式展现保护动作数据; c. 支持按不同的保护类型进行检索。 4) 故障录波数据浏览,主要应包括: a. 提供曲线方式展现录波数据; b. 支持录波数据的简单分析,如最大值,最小值以及曲线合并等。 5) 历史数据查询,主要应包括: 支持按时间、故障设备、故障相、故障性质以及短路电流大小等方式检索历史故障数据。 4.4 水电及新能源监测分析应用 水电及新能源监测分析主要是实现与水电及新能源运行有关的信息采集、处理、监视、趋势分析。

4.4.1 水电运行监测功能 以流域雨水情、机组运行、闸门启闭等信息为基础,结合来水预测、发电计划等数据,实现流域雨 水情和水库运行实况监视及越限分析、预报及计划跟踪、统计对比分析等功能。 水电监测分析使用的数据应包括遥测雨水情、报汛雨水情、水电机组运行信息、闸门运行信息、水 文预报、水电发电计划等数据。 4.4.1.1 实时监视 1) 提供流域雨水情监视图。在流域地图上标注各遥测、报汛站点位置,并实时反映雨量、水位、 流量等信息的变化情况。 2) 提供大坝防洪监视图。在大坝剖面图上标注各种防洪参数,实时反映坝上、坝下水位变化和入 库、出库、弃水流量等信息的变化情况。 3) 提供枢纽监视图。 在枢纽布置图上相应位置实时反映有关水电厂上下游水位、 机组状态和出力、 入库流量、发电流量、弃水流量、闸门开度等信息的变化情况。 4) 提供实时运行过程线。实时反映水电厂运行有关的水库上下游水位、发电出力、入库流量、发 电流量、弃水流量等过程的变化情况。 5) 提供日发电计划跟踪监视图。在水电厂日发电计划曲线上实时反映实际发电出力及计划执行情 况。 4.4.1.2 水情异常监视 1) 提供水位、雨量和流量数据的越限(如上限值、下限值、阈值、变幅等)情况报警。 2) 对坝上水位等重要数据的缺数、延迟情况进行检查和报警。 4.4.1.3 1) 2) 3) 4) 在线分析 提供雨量分布变化动画演示功能。 提供反映水文控制站点雨量、水位、流量过程的降雨径流图。 提供水库来水预报分析曲线,进行预报值与实际值的比较和分析。 具有静态曲线(如水位库容曲线等)图形查算功能。

4.4.1.4 综合统计 1) 提供水电站和水库运行数据及指标的统计功能。 2) 提供基于数据点号、时段类型、起讫时间等要素的实时或历史数据综合查询功能。可对查询结 果数据进行均值、极值及发生时间等特征量统计。 3) 提供对日、旬、月、年或任意时段数据进行同比、环比或多年均值比较分析功能。 4) 提供对实时和历史数据维护的功能。 4.4.2 水务综合计算功能 1) 提供水库水量平衡计算功能。
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Q / GDW Z 461—2010 2) 能够自动对水位、降水量、流量、出力、电量等数据进行时段(小时、日、旬、月、年等)特 征值(均值、极值及发生时间)统计。 3) 能够实现水位-流量、水位-库容查算功能。 4) 能够进行流域面雨量计算,参与计算的各雨量站权重可设置。 5) 能够对可调水量、蓄能值、弃水调峰损失电量等水库运行指标进行计算。 6) 水务综合计算的算法可配置,并支持自动和手动计算。 4.4.3 水电厂运行趋势分析功能 1) 滚动预测水库未来运行趋势,显示水库水位、发电流量、出库流量等预测结果。 2) 可对趋势预测结果的水位越限、发电能力不足、出库越限等异常信息进行提示,越限值边界可 进行设置。 4.4.4 新能源运行监测功能 以风能实时监测、 辐照度监测和新能源发电出力等数据为基础, 结合发电计划等综合运行管理数据, 实现新能源发电运行情况监视及越限报警、资源分布计算、发电能力评估、统计对比分析等功能。 新能源监测分析使用的数据应包括并网点监测数据、测风数据、辐照度数据、新能源电场(站)运 行状态和预测功率等,历史信息应永久保存。 4.4.4.1 实时监视 1) 应提供新能源电场(站)气象信息监视图。在地图上标注各测风塔和辐照度监测站的位置,并 实时显示风速、风向、辐照度等气象信息。 2) 应提供发电计划跟踪监视图。在新能源电场(站)发电计划曲线上实时反映实际发电出力及计 划执行情况。 3) 应提供新能源电场(站)的理论出力监视图。 4) 应根据测风数据计算监测区域的风能资源分布图。 5) 应实时监视风电场内风电机组的运行状态,光伏电站内逆变器的工作状态。 4.4.4.2 1) 2) 3) 4) 5) 4.4.4.3 1) 2) 3) 4) 5) 6) 异常报警 应对新能源电场(站)实际出力变化率、并网点电压等数据进行检验,提供越限报警。 应对新能源电场(站)实际出力与发电计划的偏差提供越限报警。 应对新能源电场(站)实际出力剧烈波动提供报警。 应对新能源电场(站)理论出力与实际出力偏差过大提供异常提示。 应对数据的漏测、延迟等情况提供报警。 综合统计 能对任意时段的测风数据和辐照度数据进行统计分析。 能对同一时段不同场站的测风数据和辐照度进行比较分析。 能对新能源电场(站)的有功功率变化率进行计算,对越限时间和幅度进行统计分析。 能对新能源电场(站)的实际出力相对发电计划越界进行统计分析。 能对区域新能源电场(站)的理论发电量与实际发电量进行比较分析。 能对任意时段的限电电力和限电电量进行统计分析。

4.4.5 新能源运行趋势分析功能 以新能源实时出力、预测出力及发电计划等数据为基础,对新能源未来运行趋势进行在线滚动预测 和异常分析。 1) 应能滚动预测新能源电场(站)的运行趋势,预测结果可手动修正。 2) 可同时显示多个新能源电场(站)及其总加的预测结果,并统计其同时率。 3) 应能滚动显示新能源电场(站)的预测功率及发电计划,对功率越限提供预警。 4) 应能滚动显示新能源电场 (站) 的预测功率变化率, 对爬坡率越限提供预警, 对新能源电场 (站)
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Q / GDW Z 461—2010 出力剧烈波动等极端情况提供预警。 4.4.6 界面要求 4.4.6.1 水电监测界面要求 1) 应提供数据的曲线、柱状图、饼图、离散图、组合框等形式的显示及组合显示。 2) 曲线应支持多坐标系统、自适应坐标轴、滚动刷新、缩放、数据查算、图表互查、横竖轴坐标 线、网格线、选定范围内的统计分析等。 3) 曲线应支持阶梯、折状、样条平滑等样式。 4) 应支持动态数据在位图上的叠加显示。 5) 应支持对图形的显示比例、图层、导航、鼠标右键功能配置等的功能。 6) 报表应提供单元格和数据显示格式的编辑、具备纵向或横向变长设置、指定范围打印、数据回 存等。 7) 应提供灵活的报表编辑工具,提供可扩展的报表函数库,支持报表计算过程的可视化。 8) 报表应提供转换成电子表格文件或图形文件输出的功能和将报表数据复制到电子表格文件的 功能。 9) 应提供登陆认证机制,为数据修改等功能提供安全认证。 4.4.6.2 新能源监测分析界面要求 1) 应支持新能源实际出力、发电计划、理论出力、预测出力的查询,提供表格、曲线等多种展示 手段。 2) 应提供测风数据和辐照度数据任意时间周期的图形展示界面。 3) 应提供风能资源分布图形展示界面,并具有缩放、漫游等功能。 4) 应能显示多个新能源电场(站)的预测出力,对于变化率越界的情况以特殊标识显示。 5) 应提供登陆认证界面,为数据修改等功能提供安全认证。 6) 应提供灵活的报表编辑工具,提供可扩展的报表函数库,支持报表计算过程的可视化。 7) 报表应提供转换成电子表格文件或图形文件输出的功能和将报表数据复制到电子表格文件的 功能。 4.5 调度员培训模拟(DTS)应用 调度员培训模拟(DTS)主要包括电力系统仿真、控制中心仿真及教员台控制等子功能模块。在 DTS 中,建立电力系统设备及元件的数学建模,实现对电力系统运行特性的仿真,并通过对电网控制中 心的模拟建立一套与实际控制中心相一致的培训环境,从而支持学员进行正常操作、事故处理及系统恢 复的培训,用以提高调度员的基本技能和事故应对能力。DTS 还可以用于电网研究和分析,并可利用 DTS 进行系统联合反事故演习。 4.5.1 电力系统仿真功能 电力系统仿真包括电力系统稳态仿真、继电保护和安全自动装置仿真、数据采集仿真等。 4.5.1.1 电力系统模型 DTS 提供与实际管辖范围电网一致的设备模型。应该包括:发电机、线路、变压器、电抗/电容器、 母线、开关、刀闸、负荷、直流输电系统、抽水蓄能机组,继电保护装置、安全自动装置、数据采集系 统等。 DTS 考虑外部网络对电网仿真影响, 支持接入上级调度全模型或带多级缓冲网的上级调度下发等值 模型。 4.5.1.2 电力系统稳态仿真 电力系统稳态仿真基于动态潮流技术对电网中长期特性进行仿真。稳态仿真计算仿真故障和扰动下 电力系统的频率变化和潮流分布。 电力系统稳态仿真包括以下功能:
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Q / GDW Z 461—2010 1) 应能真实地仿真电网操作及故障时的潮流和频率变化。 2) 应能进行以电气岛为单元的动态潮流计算, 给出电网频率和潮流计算结果。 无事件时周期计算, 有事件时立即响应计算。 3) 频率计算时应考虑发电机的一次调频、发电机转动惯量及负荷的频率特性效应。 4) 应能进行电网解列、并列仿真计算。 5) 应支持交直流混合输电系统仿真。 6) 应能进行电网拓扑分析,给出计算母线、电气岛等拓扑分析结果。 7) 应能进行开关潮流计算,无需建立小阻抗支路或零阻抗支路。 8) 应能支持各种调度操作,包括 a. 断路器分、合; b. 隔离刀闸分、合; c. 变压器分接头、中性点接地方式的调整; d. 电容/电抗器投切; e. 发电机有功出力、无功出力、机端电压、计算节点类型的调整; f. 负荷有功、无功调整; g. 支持厂站有功出力/负荷、区域有功出力/负荷调整、系统有功出力/负荷调整; h. 支持调度综合令的模拟与执行。 9) 出现潮流不收敛时应提供提示信息,由操作人员进行调整或者继续进行频率计算,待与频率相 关的装置动作后,潮流重新收敛,从而使培训继续进行下去。 4.5.1.3 继电保护仿真 继电保护仿真实现对电力系统继电保护装置的建模和仿真,主要内容包括: 1) 应能采用逻辑仿真法进行继电保护模拟。 2) 应能够模拟电网中常见的各种保护装置,在电网发生故障时给出正确的保护动作信息和开关动 作信息。 3) 应能设置保护的投/退运状态和动作延时。 4) 应能模拟重合闸动作及其与保护动作的配合。 5) 应能模拟保护的误动、拒动。 6) 应能模拟开关的误动、拒动。 7) 应能通过接线图上的设备点击操作方便地维护、设置和查询继电保护模型。 4.5.1.4 安全自动装置仿真 安全自动装置仿真实现对电力系统自动装置的建模和仿真,主要内容包括: 1) 应能模拟电网中常见的各种自动装置,如稳控装置、低频/低压减载、跳闸联切机组、高频/低 频切机、设备过载切机切负荷、低频低压振荡解列等。 2) 应能提供工具支持用户自定义的自动装置建模,用户可以根据各自仿真装置的动作原理和动作 策略构建相应的仿真模型。 3) 应能设置自动装置的投/退运状态。 4) 应能设置自动装置的启动定值和启动逻辑条件。 5) 应能设置自动装置的动作压板投/退状态。 6) 应能进行自动装置的动作复位。 7) 应能设置自动装置的误动、拒动。 4.5.1.5 数据采集仿真 能够实现电力系统数据采集过程的仿真,主要包括: 1) 应能实现培训态下电网各种遥测、遥信的采集和显示。
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Q / GDW Z 461—2010 2) 应能模拟遥控、遥调操作。 3) 应能模拟电网运行稳态量测的异常故障。 4) 应能模拟厂站 RTU 故障。 4.5.2 教员台控制功能 教员台子模块提供仿真培训的教案制作、培训控制以及培训评估等功能。具体包括如下: 1) 应支持培训的多种启动方式,包括从实时状态估计结果启动、从调度员潮流结果启动、从历史 状态估计结果启动、从已制作完成的历史教案启动。 2) 应能支持教案的编制、管理和使用。 3) 应能支持事件表的编制、管理和使用。 4) 应支持设置各种电力系统一次设备的电气类故障,故障模型信息主要包括短路/断线、接地/不 接地、故障相别、故障持续时间、故障位置、金属性短路/非金属性短路等。能够仿真多重故障 同时发生的场景。 5) 应能自动识别培训过程中的误操作,给出提示信息,并能自动触发相应的故障,引起相应的保 护和开关动作。 6) 应能设置绝对时间、相对时间或者立即发生等事件执行时间类型。 7) 应能基于厂站接线图操作或列表操作设置电力系统故障和扰动。 8) 应能进行培训过程中状态和事件的监视。 9) 应支持培训的启动、终止、暂停、恢复。 10) 应支持快照、快照返回、返回事故前断面、返回初始状态、返回任意操作前断面等培训控 制功能。 11)应能进行培训过程中状态、事件等重要培训信息的自动记录,形成评估报表。 12) 应能对培训过程进行评估打分。 13) 应能在培训结束后选择保存培训过程作为反演案例,事后能装载反演案例,实现对培训全 过程反演。 4.5.3 控制中心仿真功能 控制中心仿真用来模拟与实际调度控制中心相同的系统环境,其中包括电网运行实时监控、变电站 集控、电网自动控制(AVC)以及网络分析等应用功能,各应用运行在培训态下不应对实时态下的应用 产生任何影响。控制中心仿真应提供通用交互接口,支持其他应用模块的仿真模拟的接入。 4.5.3.1 电网运行实时监控仿真 电网运行实时监控仿真应能接受数据采集仿真的遥测和遥信,将遥控遥调操作、控制指令发送至电 力系统模型,实现对电力系统仿真状态的交互影响。 4.5.3.2 集控中心仿真 集控中心仿真能够按照责任区定义实现仿真信息(全遥信、遥信变位、全遥测、变化遥测、厂站工 况、越限信息以及各种告警信息)的自动分流,支持间隔的建模与显示,支持集控光字牌的模拟,提供 面向间隔的人机操作以及集控所需的各种形式的远方控制与调节功能。 4.5.3.3 AVC 仿真 应能利用培训模式下的 AVC 和 DTS 的闭环对 AVC 的调整策略进行校验和验证。 4.5.3.4 网络分析仿真 应能对网络分析应用的各功能进行仿真, 根据电力系统仿真的电网模型和运行方式, 模拟状态估计、 调度员潮流等功能。学员台网络分析功能完全与实时网络分析功能完全相同。 4.5.4 联合反事故演习支持功能 DTS 可以支持基于 WEB 交互和 DTS 互联的两种方式实现联合反事故演习。具体包括如下: 利用支撑平台的 WEB 服务,能够实现 DTS 人机系统的 WEB 远程发布,具体功能包括:
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Q / GDW Z 461—2010 WEB 中各厂站接线图和潮流图应与 DTS 系统一致。 WEB 中潮流与设备状态应与 DTS 保持同步一致。 应能通过用户角色权限配置实现远程教员和远程学员等用户权限管理。 应提供远程学员台供参演调度员使用,主要为画面浏览功能。 应提供远程教员台供参演远方导演使用,可以进行所辖电网的各种教员操作,包括各种设备操 作、故障设置等。 6) 导演可以查看各远程用户的登录和退出情况。 DTS 向上支持与上级调度 DTS 互联实现上下级联合反事故演习,向下支持与集控中心 DTS、厂站 OTS 互联实现地区内部的联合反事故演习。 1) 应支持各参演单位基于自身 DTS 系统参加联合演习。 2) 应支持各 DTS 通过网络接口协调实现多个 DTS 中电力系统模型的相互影响,构建时空一致的 分布式仿真环境。 3) 当某一 DTS 发生异常时不应对其它系统产生影响。 4.5.5 界面要求 调度员培训模拟应提供各种人机接口,包括基于单线图画面操作和表格及其它列表操作。用户可以 使用这些人机接口实现各种教员和学员应用功能。 1) DTS 使用与网络分析应用公用的图形,显示培训过程中仿真结果,包括各种遥测和遥信状态。 2) 应能选择不同方式启动 DTS。 3) 应提供调度操作模拟及方式调整界面。要求既支持基于单线图点击设备进行操作,同时也支持 基于电网树状层次结果的列表操作,包括 a. 断路器分、合; b. 隔离刀闸拉、合; c. 变压器分接头、中性点接地方式的调整; d. 电容/电抗器投、切; e. 发电机有功出力、无功出力、机端电压、计算节点类型的调整; f. 负荷有功、无功调整; g. 支持厂站有功出力/负荷、区域有功出力/负荷调整、系统有功出力/负荷调整; h. 支持调度综合令的解析,并能模拟与执行。 每一操作均可以设置事件发生的事件类型: 按绝对时间发生、 相对时间发生或是立即发生。 4) 应提供故障设置界面。要求既支持基于单线图点击设备进行操作,同时也支持基于电网树状层 次结果的列表操作,包括 a. 交流线路故障设置界面; b. 变压器故障设置界面; c. 母线故障设置界面; d. 发电机组故障设置界面; e. 开关故障设置界面; f. 电容、电抗器故障设置界面。 5) 应提供动态曲线监视画面 a. 通过界面可以选择监视培训过程中的动态曲线; b. 要求曲线能够随着事件进行自动推进; c. 曲线能够根据显示效果进行显示比例的调整; d. 可以点击单线图设备,直接进行监视状态量的定制。 6) 应提供图形化的继电保护及安全自动装置的参数录入界面。
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1) 2) 3) 4) 5)

Q / GDW Z 461—2010 7) 应提供继电保护设置界面 a. 应能进行保护的投退、动作延时、动作定值的修改; b. 应能进行保护的拒动和误动设置。 8) 应提供自动装置设置界面 a. 应能进行自动装置的投退、定值修改、动作逻辑修改; b. 应能进行自动装置动作压板的投退; c. 应能进行自动装置的复位操作; d. 应能进行自动装置的拒动和误动设置。 9) 应提供数据采集系统仿真设置界面。 10) 应提供教员台教案初始条件(存储柜)的制作和管理界面 a. 应支持教案初始条件的编辑、保存和删除等功能; b. 教案存储时提供加密界面,进行加密保护,防止误删或泄密。 11) 应提供教员台事件表的制作和管理界面 a. 应支持事件表的制作、编辑、保存和删除等功能; b. 教员可以直接进行画面或列表操作进行事件表制作; c. 事件表的事件编辑内容主要为事件发生的时间、事件的操作人员修改。当要修改操作对象 时,应该删除事件重新进行制作; d. 事件表存储时提供加密界面,进行加密保护,防止误删或泄密。 12) 应提供培训的暂停和恢复界面。 13) 用户应能通过菜单返回任意前断面。 14) 应提供培训控制快照功能界面 a. 应提供界面进行培训中的周期快照的启动和周期设置; b. 应提供界面进行培训中的手工快照; c. 应提供界面可以选择已有快照,进行断面返回。 15) 应提供培训监视界面 a. 应能用列表方式显示培训中已发生或未发生的事件。内容包括发生时间、事件内容、事件 发出者、事件执行状态等; b. 应支持未执行事件的立即发送执行; c. 应能用分类列表的方式显示培训过程中的各种越限、继电保护动作信息、开关动作信息、 自动装置动作信息以及分厂站、地区和公司的统计信息; d. 应能监视系统的网损及网损率; e. 应能监视系统的电气岛情况及相应的频率。 16) 应提供培训评估报表界面, 能够将培训过程中的各种事件和重点状态进行记录保存, 并形成相 应的报表文件,便于培训后的整理等。 17) 应提供评估打分功能界面 a. 应能设置打分的各判据项的扣分方法。包括误操作扣分、越限扣分、失电扣分、解列扣分、 可靠性扣分等; b. 应能在培训过程中实时给出当前的扣分情况。可以在培训结束后给出总扣分和分项扣分。 18) 应提供联合反事故演习界面 a. 要求 WEB 系统根据用户权限配置采用和 DTS 系统中一致的画面和操作菜单; b. 应具备用户权限配置功能,可以限定用户访问的画面、限定操作的设备。 4.5.6 接口要求 4.5.6.1 上下级调度 DTS 互联的交互信息
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Q / GDW Z 461—2010 1) 2) 3) 4) 互联 DTS 的电网模型边界接口定义。 互联 DTS 的电网网络模型及设备参数(有必要可进行简化或等值) 。 互联 DTS 的电网初始方式(即教案初始条件) 。 互联 DTS 培训过程中的交互信息 a. 仿真潮流信息:设备潮流、电压、相角、频率等信息; b. 开关/刀闸分合状态、变压器分头档位等信息; c. 仿真系统状态信息:培训仿真时钟、系统运行状态(运行/暂停/结束等); d. 电网操作事件; e. 互联控制事件; f. 即时消息。

4.5.6.2 DTS 与厂站 OTS 互联的交互信息 1) DTS 给厂站 OTS 下发的数据 a. 潮流数据:设备潮流、电压、相角、频率等信息; b. 开关/刀闸等分合状态、变压器分头档位等信息; c. 初始开关状态信息; d. 故障设置信息; e. 互联控制命令。 2) 厂站 OTS 给 DTS 上传的数据 a. 开关状态变化数据; b. 变压器档位变化数据。 4.6 辅助监测应用 辅助监测应用包含技术支持系统监视与管理、气象信息监视等功能模块。

4.6.1 技术支持系统的监视与管理功能 技术支持系统的监视与管理功能通过对电力实时运行数据、相关应用功能和运行支撑环境数据的在 线采集,监视、分析系统运行中存在的故障或异常;通过语音、短信、电话等多种方式通知相关人员; 提供相应处理预案,以便及时处理系统的异常或故障,提高技术支持系统的可靠性和自动化水平。 4.6.1.1 运行监视 1) 重要异常信息监视 应支持对技术支持系统各应用功能中的重要数据异常进行监视报警。 a. 对重要量测数据不变化、越限、跳变、异常波动等进行监视,如:总加数据、计划值偏差 等; b. 对重要统计考核指标数据的异常监视报警,如:状态估计合格率等。 2) 技术支持系统运行监视 应能实现对技术支持系统内的服务器/工作站工况(CPU、内存、硬盘) ,网络设备状况(端 口状态和流量) 、通信通道工况、主要进程运行情况等方面的监视。 a. 节点运行工况:监测服务器、工作站的 CPU 负荷、内存使用情况、磁盘空间占用率、数 据库空间占用率等运行指标,当资源占用超过规定门槛值(比如磁盘剩余空间不足)发出 报警信息,以便及时进行处理; b. 网络工况:对调度数据网、OMS 网相关的网络设备(交换机、路由器、防火墙)的运行 实时数据进行自动采集,提供对网络设备工况/负载、端口状态/流量、链路状态的监视和 报警以及对网络拓扑的监测; c. 通信通道工况:对系统的计算机通信链路,专线通道的运行工况进行监视,当故障时间超 过规定时间后,进行报警;
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Q / GDW Z 461—2010 主要进程工况:对系统应用、服务和重要进程进行监视及报警,如 AVC 异常,数据采集 应用异常超过规定时间后,进行报警。 3) 系统运行环境及辅助设备监视 应能实现对系统运行的监视和报警范围包括自动化、通信等机房运行的物理环境以及辅助 设备运行环境的监视,如机房温湿度、电源和空调系统等。 a. 机房环境:视频、门禁、温湿度、水禁、消防; b. 电源系统:UPS 主机、蓄电池在线监测数据、交流进线工况、电源分配屏、交流切换屏; c. 空调系统:制冷、制热状态。 4.6.1.2 报警管理 1) 报警定义 系统应提供直观方便的人机界面,用于灵活地对报警对象进行层次组织,定义每个报警对 象的报警属性,同时应该提供批量和模板的定义方式,便于快速、统一定义某类报警对象的报 警属性。 报警对象之间应建立逻辑相关性, 当主要报警对象发生报警时, 应自动屏蔽相关的子报警, 避免无效报警信息淹没主要的故障报警。 报警对象主要包括以下属性 a. 报警对象源:包括名称、采集规约、点号等; b. 报警对象触发条件包括,状态量:状态改变、状态持续、状态抖动;模拟量:死数据、越 限、跳变、频变等; c. 报警方式:语音、短信、电话,以及组合方式; d. 报警策略:按不同的时段设置不同的报警方式。 2) 报警查询和统计 系统应提供综合查询界面,能够分值班人、时间段、报警类型等进行统计和查询,如报警 内容、发生时间、报警确认时间、故障是否处理及处理记录、报警确认相应时间间隔,故障处 理时间间隔,故障处理率等内容,并可对各项内容排序。 可按照报警对象的特性,对报警对象产生的报警进行分类、分时段检索,统计设备运行的 完好率等报表数据。 4.6.1.3 预案管理 系统对每个报警对象提供了关联的处理预案,预案中包含了出现故障报警时相关的处理方法、以往 的处理经验和相关责任联系人等信息,为值班人员在处理故障时提供快速的资料和信息辅助。 系统应提供对预案的相关管理, 包括对预案的编辑、 上传、 与报警对象点的关联和自动应用等功能。 预案包括共性的预案和个性的预案,每个报警处理预案都是共性与个性预案的组合,以减少预案的编辑 维护工作和信息的一致性。 4.6.1.4 1) 2) 3) 界面要求 应提供灵活方便的报警定义与管理配置人机界面。 应提供快速简洁、可视化的报警通知客户端界面。 应提供智能化的报警综合查询和统计分析界面。 d.

4.6.2 气象信息监视功能 应能够实现基于上级智能电网调度技术支持系统提供的气象信息,对本地区及有关地域范围内的气 象实况、天气预报及其对电网的影响情况进行监视,存储管理相关应用所需要的气象数据。 4.6.2.1 气象信息查询 1) 应提供气温、雨量、风力、云图等气象实况信息查询功能。 2) 应提供气温、雨量等气象预报产品查询功能。
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Q / GDW Z 461—2010 3) 应提供高低温、暴雨、冰雪、大风、雷电、大雾等灾害性天气及其对电网影响预警信息查询功 能。 4) 应提供气温、雨量历史数据的对比分析和距平分析功能。 4.6.2.2 气象信息管理 应提供负荷预测、水文预报所需要的气温、降雨等数据存储管理功能。 4.7 运行分析与评价应用 运行分析与评价应用利用实时监控与分析类应用的输出结果,对电网的安全、经济、优质水平及技 术支持系统运行情况进行统计分析,实现对电网运行的在线评价,为调度值班人员及时掌握电网和技术 支持系统的运行情况、进行后续分析提供支持。 4.7.1 电网运行情况 1) 设备潮流越限的累计时间,连续超限运行十分钟以上的次数和最长时间。 2) 静态安全分析 N-1 扫描中,连续三次出现越限的设备以及相关的故障元件或故障集。 3) 短路电流超过遮断容量的厂站和断路器,越限程度及遮断容量。 4) 高峰时段全网及分区低频、低压减载实际投运量和计划值之比的最大最小值。 5) 低频、低压减载控制容量投运率(低频、低压减载实际投运量与实时负荷值之比) ; 6) 主设备(线路、主变、母线、发电机、直流)事故跳闸次数。 7) 主设备(线路、主变、母线、发电机、直流)同时停运数量最大值。 8) 安控装置动作记录。 9) 继电保护装置动作记录。 10) 全网电压合格率。 11) 电压越限的厂站个数占所辖厂站总数的比例(全天任何一点电压越限,即该厂站电压越限) 。 12) 所辖厂站每日 96 点电压及最高、最低电压。 13) 变电站电压不合格时,该站电容、电抗器投运率。 14) 电厂电压不合格时,该厂机组功率因数和 AVC 投运情况。 15) 最大、最小用电负荷及出现时间。 16) 日 96 点负荷上升、 下降最大变化速率 (MW/分钟) ; 日负荷中两个小时之间的最大变化值 (MW) 。 17) 输电网络网损。 18) 系

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