配电网调度控制系统
技术规
3术语和定义
3.1 配电自动化distributionautomation
配电自动化以一次网架和设备为基础，综合利用计算机、信息及通信等技术，并通过与
相关应用系统的信息集成，实现对配电网的运行监控与故障抢修指挥。
3.2配电网调度控制系统（即配电自动化系统主站，简称配电主站）control system of distribution network
dispatchingand
配电网调度控制系统主要实现配电网数据采集及运行监控、故障研判和抢修指挥等功 能，为配电网调度运行和控制服务。
3.3 配电自动化终端 remote terminal unit of distribution automation
配电自动化终端（简称配电终端）是安装在配电网的各种远方监测、控制单元的总称 ，完成数据采集、控制、通信等功能。包括站所终端（DTU、馈线终端（FTJ、配变终端（TTU）和故障指示器（FI ）等。
3.4 配电自动化系统子站 slave station of distribution automation system
配电自动化系统子站（简称配电子站），是配电主站与配电终端之间的中间层，实现所 辖围的信息汇集、处理、通信监视等功能。
3.5
故障指示器由检测单元和通信单元组成，安装在配电线路上，用于检测线路故障，并具故障指示器 fault indicator 有数据远传功能。
3.6 馈线自动化 feeder automation
利用自动化装置或系统，监视配电网的运行状况，及时发现配电网故障，进行故障定位、 隔离和对非故障区域的恢复供电。
3.7 信息交互 information interactive
系统间的信息交换与服务共享。
3.8 故障研判 fault analysis and identification
依据系统采集的配网故障、95598报修、计划停电、低压设备召唤量测等信息，通过综合分析，判断故障位置和故障类型。
4符号、代号和缩略语
二遥遥信、遥测
三遥遥信、遥测、遥控
CASE场景数据
E语言电力系统数据标记语言
GIS Geographic Information System | 地理信息系统 | |
SOA Service-oriented Architecture | 面向服务的体系结构 | |
5总则 |
5.1配电网调度控制系统是配电网调度运行控制、故障研判和抢修指挥等业务开展的重要技术支撑，是配电网安全、经济、优质运行的重要基础。
5.2配电网调度控制系统应构建在标准、通用的软硬件基础平台上，具备可靠性、可用
性、扩展性和安全性；应根据各地区（城市）的配电网规模、重要性要求、配电自动化应用基础等情况，合理选择和配置软硬件。
5.3配电网调度控制系统建设应遵循统一的技术标准，满足国标、行标、企标等相关要
求。图形应采用IEC61970-556〈〈电力系统图形描述规》，模型交互应采用 IEC61970/61968标准，设备命名采用DL/T1171标准，采用DL/T1169标准，流程采用DL/T1170标准，服务采用DL/T1233标准。
5.4配电网调度控制系统在横向上应贯通生产控制大区与管理信息大区，按照“源端唯一、全局共享
”的原则实现与相关系统之间资源共享，满足应用业务需求。
5.5配电网调度控制系统应满足电力二次系统安全防护有关规定，遥控应具备安全加密认证功能。
6系统架构
配电网调度控制系统面向配电网调度应用，实现生产控制大区（安全I区）的配电网运
行监控功能和管理信息大区（安全山区）的配电网故障抢修指挥功能。总体结构见图 1。
配电网运行监控功能包括实时监控、拓扑类应用、馈线故障处理和配网分析应用等，其
中配网分析应用是可选功能，供配电网规模较大、模型参数和实时数据等基础信息完整且系统实用化
程度较高的地区根据需要选配； | 配电网故障抢修指挥功能包括工单管理、 | 故障研判、 |
统计分析和综合展示等。
图1配电网调度控制系统总体结构示意图
7基础平台
基础平台是配电网调度控制系统开发和运行的基础，包含硬件、操作系统、数据管理、7.1 总体要求
信息传输与交换、公共服务和功能6个层次，采用面向服务的体系架构，为各类应用的开发、运行和
管理提供通用的技术支撑， | 为整个系统的集成和高效可靠运行提供保障， | 为配电网调 |
度控制系统横向集成、纵向贯通提供基础技术支撑。基础平台结构如图2所示。7.2数据存储与管理基础平台应提供各类数据的存储、备份、恢复与管理功能，包括基于实时数据库的数据
存储、备份、恢复与管理、基于关系数据库的数据存储、备份、恢复与管理、基于文件的数
据存储、备份、恢复与管理。数据存储应满足配电网调度领域数据存储周期短、连续性强、数据量大和可靠性高的要求。
7.2.1基于实时数据库的数据存储与管理
a）基于实时数据库的数据存储与管理支持实时数据的快速存储和访问，提供高速的本地访
问接口、网络访问接口，具有数据定义、存储、验证、浏览、访问和复制等功能，支持数据关系描述和检索。
b）实时数据库根据关系库中的定义进行创建，提供图形化的数据维护界面，支持实时库的在线浏览
、修改。
c）提供函数和SQL两类实时数据库的访问接口，访问功能包括查询、增加、删除、修改等。d）支持对不同态的实时数据访问；支持本地访问方式和网络访问方式；支持多态多节点间的实时库复制。
e）在冗余配置时，多实时库间的模型结构和记录数据能够自动保持一致。
f）提供工具将实时库文件生成SQL脚本，在模型库损坏的情况下恢复模型库。
7.2.2基于关系数据库的数据存储与管理
a）基于关系数据库的数据存储与管理支持数据库的创建以及数据的存储和访问，支持标准的SQL访问和函数接口访问。关系数据库数据管理包括模型数据管理和历史数据管理。
b）数据库中间件访问接口应满足各应用对关系数据库的访问需求。
c）模型数据管理提供基于图模库一体化的模型管理、维护工具，支持模型建模、校验、维护等。d）历史数据管理应支持历史数据采样、导入、导出、查询、统计及转存功能。
e）支持秒级和分钟级周期的历史数据采样，支持按照时间对历史数据导入、导出。
7.2.3基于文件的数据存储与管理
a）基于文件的数据存储与管理提供文件在系统的存储和管理功能，支持基于组件和服务的文件传输，提供用户级管理工具。
b）基于文件的数据存储与管理应支持冗余配置并对用户透明，同时本地访问和网络访问方式对应用透明。
c）提供文件实时同步功能，冗余配置节点间指定目录下的文件应保持一致。d）具备文件版本管理、锁管理、目录管理和文件目录修改、删除访问接口等功能。
7.3消息总线与服务总线
消息总线提供进程间（计算机间和部）的信息高速传输，以接口函数的形式为应用提
供消息的注册、撤销、发送、接收、订阅、发布等功能；服务总线是系统实现面向服务架构
（SOA）的基础，以接口函数的形式为应用服务进行封装、注册和管理。
消息总线和服务总线是开放的总线，能够在各种主流操作系统环境下运行。
7.3.1消息总线
传递，支持应用程序按发布/订阅模式发送和接收消息，支持实时态、研究态等之间的消息隔离。
a）消息总线应支持本地以及网络中各应用程序间的消息传递，支持一对多、多对一的消息
认、错号重传的方式提供传输质量保证；在同一节点部，消息通过共享存来传递。
c）消息总线报文带有事件集、事件、域号、发送者所属的态、源任务、目标任务等信息编b）提供UDRTCP两种实现方式。对UDP传输，采用对消息编号、按序号发送、按序号确
码。消息总线编码应满足DL/T1232-2013 〈〈电力系统动态消息编码规》。7.3.2服务总线
a）服务总线提供请求/响应和发布/订阅两种服务模式；提供服务封装、注册、发布、请求、
订阅、确认、响应等原语，对需要成为服务总线上新的服务应用进行封装和注册，对服
务总线上的服务进行管理，对服务总线使用者提供接口。
b）服务总线的服务管理功能包括服务查询和服务监控。服务管理按对称冗余方式配置，支持自动切换和负载均衡功能。支持服务代理方式实现广域围的服务访问。
c）服务总线对服务的描述应遵循7.4公共服务
DL/T1233-2013 〈〈电力系统简单服务接口规》。
公共服务包括数据服务、文件服务、告警服务、日志服务、消息服务和工作流服务
等，用于支持应用开发和集成。
7.4.1数据服务
a）数据服务提供对实时数据库、关系数据库的多层次、不同数据粒度、面向应用的访问方式。
b）实时数据服务通过服务总线与客户端交互数据，数据编码应遵循Q/GDW 623〈〈电力系统动态消息编码规》，实时数据在基础平台中的节点位置对应用程序透明，支持函数接
口和SQL方式访问。支持多态、多应用实时数据访问和远程访问。
c）历史数据服务提供对关系数据库的数据访问服务，支持对实时数据库断面数据的周期存 |
|
储，存储周期可配置；支持函数接口和 SQL方式对历史数据访问。
d）数据服务应提供使用方便、界面友好的数据库模型维护工具和数据维护工具，提供数据库表结构和存储数据的增加、删除、修改和查询等维护功能，支持数据库的整体及增量
的复制、备份与恢复。
7.4.2文件服务
文件服务实现对网络围文件的统一管理，提供远程访问目录 /文件的功能，包括文件传输、文件管理、目录管理和文件加锁，支持文件版本的比对、同步更新和权限控制。
7.4.3告警服务
a）告警服务提供各类告警的定义、处理等管理功能。
b）对不同应用的各种告警进行统一处理，可自动对告警信息和告警规则进行匹配，完成规定的告警处理和告警输出功能；
c）告警方式可分为告警窗显示、语音提示、推画面告警、打印告警、中文短消息报警等；告警服务对不同类型的告警信息分类存储。
d）应提供告警窗列自定义功能，所显示列由操作人员自行添加或修改。
7.4.4日志服务
日志服务对日志信息进行统一管理，具有日志记录、查看、备份等功能，可根据配置确定日志信息的处理方式。
7.4.5消息服务
a）消息服务通过专用简单，实现基于目的地址自动投递的传输功能，在生产控制大区和管理信息大区之间、上下级调度之间传递文件和工作流表单。b）消息服务应支持报文和文件两种接口方式。
7.4.6工作流服务 消息服务应遵循DL/T1169〈〈电力调度消息传输规》。
a）工作流服务通过与简单服务、图形浏览服务等模块协同工作，为用户提供模型设计、运行控制、管理监控等功能。
b）工作流服务按流程驱动任务执行，
提供流程启动、发送、回退、追回和终止流程等功能。
c）工作流服务使用流程文件存储流转信息，应能携带 E语言、Word Excel、JPG等多种
类型的文件。
d）流程模板文件和实例文件容应遵循7.5平台管理
7.5.1 模型管理
DL/T1170〈〈电力调度工作流程描述规》。
a）模型管理能够根据配电网运行监控和各种分析应用对配电网建模的需要，支持配电网各类模型的建立、拼接、同步和增量维护，支持模型的查询抽取、校验和比较，支持图模
库一体化建模，支持配电网模型的多场景及多版本管理。模型管理应采用DL/T 1171〈〈电网设备通用数据模型命名规》作为设备描述的部格式。
b）模型管理支持全模型导入、增量模型导入、导出功能。支持从外部系统信息导入建模，包括电网地理信息服务平台（ GIS）、生产管理系统（PMS、上级调度自动化系统；支持
主、配网模型的拼接以及设备异动管理。模型图形导入 〈〈电网通用模型描述规》、
系统图形描述规》、IEC 61970和IEC
61968相关标准。
/导出格式应遵循IEC61970-555
IEC61970-556〈〈电力
c）电网模型管理支持模型数据的查询与抽取及修改。模型查询和抽取支持对各类配电网模型数据的灵活查询，支持按区域、厂站、馈线和电压等级抽取相关子模型的功能。
d）模型修改支持在线修改和离线修改两种方式；能够同步更新关系库与实时库；模型的离线修改支持模型校验功能，修改过的模型通过验证后提交给运行系统；模型的离线修改支持模型回退功能。
e）提供模型访问接口，以支持用户的应用开发。模型访问接口通过权限功能模块保证应用开发不会
对模型关系库中数据的安全性产生影响。在进行模型批量更新过程中，不影响实时系统的各项功能的
正常使用。
7.5.2人机界面管理
a）人机界面提供画面编辑、界面浏览和界面管理等功能。人机界面应遵循相关规，在源端进行画面的绘制与维护，支持相关授权单位远程浏览。支持跨硬件和操作系统平台。
支持跨安全区的应用。
b）人机界面提供图元编辑器、图形编辑器等图形编辑工具，用于编辑图形画面和图元，关
联系统需要显示的各类数据。画面编辑支持画面中图元、图形、表格、曲线和复合图元的绘制和管理功能，支持由数据模型按照间隔特点自动生成电网接线图功能，采用符合电力系统业务的图、模、库一体化技术。
GBK字符c）画面浏览支持权限控制，支持多应用主题显示，支持多种语言、多种输入法、
集和多种字体。
d）人机界面应能显示配电网调度运行的参数，运用灵活的、动态的方式为配网调度员提供直观的电网运行可视化图形。
7.5.3系统管理
a）系统管理功能实现对系统硬件设备、软件应用功能等分布式管理，满足跨安全区应用管理的要求，包括节点及应用管理、进程管理、网络管理、资源监视、时钟管理、日志管
b）节点及应用管理支持系统中节点的增加和删除、节点角色的修改、节点系统的启停，支持系统应理、定时任务管理、备份/恢复管理等，并提供各类维护工具。
用的分布配置、冗余管理、应用启停、状态监视及告警等功能。
c）进程管理监控应用进程的运行情况，包括关键进程异常，自动重启；如重启失败，应切换应用，并发出告警信息；普通进程异常，应自动重启，并发出告警。
d）网络管理监控各节点间的通信状况，支持双网配置；单一网络部件出现故障，能保持系统不间断运行；双网配置时支持负载的动态均衡；具备网络流量监视功能，包括：发包
数、收包数、丢包数等信息。
e）资源监视具备监视各个节点CPU存、硬磁盘、网络等设备的关键性能参数、使用情况及越限告警功能。
f）时钟管理支持两套外部时钟装置（包括北斗、
GPS地面授时）作为时钟源，支持时钟
源的切换；系统各服务器和工作站采用NTP协议与处理主时钟信号的应用所在机器对时。
g）日志管理以规化的文本格式记载和保存日志信息；提供函数接口，实现日志的记录和 查询等功能；提供日志文件的备份功能。
h）定时任务管理负责系统定时任务的配置、执行和状态查询，在满足设定条件时，定时 任务管理完成定时任务的触发和执行；启动方式包括周期、定时等。
/恢复、数据库备份/恢复和电网数i）备份/恢复管理包括工作站与服务器的系统软件备份
据的备份/恢复。系统备份/恢复管理支持异地备份和恢复，可将电网模型和历史数据异 地存储备份；备份前具备自行检查存储载体存储空间的能力；备份、恢复任务执行结果
有日志记录。
7.5.4权限管理
a）权限管理提供用户管理和角色管理功能，通过功能、角色、用户、组等多种层次的权限主体，支持用户角色识别的权限控制，包括基于功能（菜单、应用、功能、属性等）的
常规权限控制、基于对象（数据库表、图形、报表、流程等）的权限控制和基于角色的权限控制机制，并提供界面友好的权限管理工具。
b）权限管理向应用提供包括用户名/密码、数字签名文件等多种手段在的用户识别功能。
权限管理功能支持从表域、表到数据库等多种不同数据粒度的权限验证，支持从具体功能操作、菜单项到应用画面等不同对象的权限验证。
7.5.5CASE 管理
a）CASE管理功能是系统实现应用场景数据存储和管理的公共工具，提供 CASE容定义、修改、保存、载入、删除、查询和按时间点匹配等基本功能。支持多种类型数据（集）
及其组合的保存和管理。
b）典型的CASE类型包括电网模型CASE运行方式CASE图形的CASE及其组合。可根据需要定义CASE数据的容、来源、组织方式和管理方式。具备多个方式分类，如极值
断面、事件断面、整点断面等。
c）具备与模型CASE和图形CASE自动匹配及任意两个方式数据CASE遥信值比较的功能。
7.5.6 | 报表管理 | 管理、查询和打印功能， | 支持灵活的数据提取、组织、 |
a）报表功能为各应用提供报表定制、 | |||
统计和表达功能，具有报表变更和扩充等管理功能，支持跨年数据、年数据、季度数据、
月数据、日数据、时段数据的同表定义、查询和统计，支持报表的图、表显示功能，方便各类应用实现各类报表；
b）支持基于模板和有筛选条件自定义的动态报表自动生成功能。
7.5.7WEB 浏览
在III区实现WEB浏览功能。WEB浏览功能应把配电主站图形数据、实时数据、报表
数据以WEB形式实时发布到部网上，根据相应权限方便浏览配电网的实时运行状态。自动实现与I区配电SCADA数据和图形的同步。
8配电网运行监控
配电网运行监控是配电网实时调度业务的技术支撑，综合利用一、二次信息实现实时监控、拓扑分析、馈线故障处理和配网分析等应用，为配电网安全经济运行提供技术支撑。
8.1实时监控
实时监控功能包括数据采集与处理、操作与控制、人机交互、信息分区及分流、分布式电源接入与控制、智能告警分析等功能。
8.1.1数据采集
a）能够实现电力系统运行的实时量测、保护、安自装置、备自投等一、二次设备运行数据的采集与交换；
b）支持与各类RTU/FTU/DTU/TTU子站、卫星时钟、周波、直流电源、UPS及其它计算机系统的通信；
c）支持广域分布式数据采集，通过统筹协调可完成多区域一体化的数据采集并在全系统共
享；
d）支持大数据量采集并满足实时响应的要求；
e）支持数据采集任务的负载均衡处理；
f）支持DL/T634和其它国、国际标准规约等多种通信规约，满足多种应用类型数据的采集和交换；g）支持光纤、载波、无线等多种通信方式的信息接入和转发；
h）具备错误检测功能，能对接收的数据进行错误条件检查并进行相应处理；
i）具备通信通道运行工况监视、统计、报警和管理功能；
j）具备通信终端在线监视功能；
k）利用公网通信实现的数据采集，应符合国家电力二次系统安全防护规定。8.1.2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、数据质量码、计算及统计等
功能。
а）模拟量处理。应能处理一次设备（线路、变压器、母线、开关等）的有功、无功、电流、电压值模拟量，并具备以下功能：
1）提供数据有效性检查和数据过滤；
2）提供零漂处理功能，且模拟量的零漂参数可设置；
3）提供限值检查功能，并支持不同时段使用不同限值；
4）提供数据变化率的限值检查功能，当模拟量在指定时间段的变化超过指定阈值
时，给出告警；
5）支持人工输入数据；
б）可以自动设置数据质量标签；
7）按用户要求定义并统计某些量的实时最大值、最小值和平均值，以及发生的时间；
9）进行工程单位转换；b）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
8）可支持量测数据变化采样；
制投退信号等其他各种信号量在的状态量，并具备以下功能：1）支持单、双位遥信处理，对非法状态可做可疑标识；状态以及远方控
2）支持误遥信处理，对抖动遥信的状态做可疑标识；
3）支持检修状态处理，对状态为检修的遥信变化不做报警；
4）支持人工设定状态量；
5）所有人工设置的状态量应能自动列表显示；
6）支持保护信号的动作计时处理，当保护动作后一段时间未复归，则报超时告警；7）支持保护信号的动作计次处理，当一段时间保护动作次数超过限值，则报超次告警。
c）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。
d）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。
14）计算量的数据质量码由相关计算元素的质量码获得。
e）统计计算功能。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，至少应包括以下功能：
1）数值统计：包括最大值、最小值、平均值、总加值、负荷率、三相不平衡率，统计时段包括年、月、日、时等；
2）极值统计：包括极大值、极小值，统计时段包括年、月、日、时等；
3）次数统计：包括开关变位次数、遥控次数等；
4）正确率统计：能统计遥控正确率和遥信变位正确率；
5）合格率统计：可对电压等用户指定的量进行越限时间、合格率统计，合格率可分时段统计，且用户可针对不同时段设定多重限值；
6）停电设备统计：统计停电围，并可按厂站、线路、设备类型等条件分类查询；
7）运行工况统计：能正确统计配电终端月停运时间、停运次数。
8.1.3数据记录
数据记录应提供事件顺序记录、周期采样、变化存储功能。
a）事件顺序记录（SOE1）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
名； 时间，形成动作顺序表；
3）应能根据事件类型、线路、设备类型、动作时间等条件对和打印输出；
4）应能选择对某个设备的 SOE进行屏蔽和解除屏蔽。
b）周期采样
1）应能对系统所有实测数据和非实测数据进行周期采样；2）支持批量定义采样点及人工选择定义采样点；
3）采样周期可选择。
8.1.4操作与控制
SOE记录分类检索、显示
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，
并支持上述功能的权限控制。
a）人工置数
1）人工置数的数据类型包括状态量、模拟量、计算量；
2）人工置数的数据应进行有效性检查。
b）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：
锁住---禁止对具有该标识牌的设备进行操作；
/分闸操作；保持分闸/保持合闸一一禁止对具有该标识牌的设备进行合闸
警告一一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；
接地一一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；
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）所有的标识牌操作应进行存档记录，包括时间、厂站、设备名、标识牌类型、操作员身份和注释等容。
c）闭锁和解锁操作
c）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；
d）闭锁功能和解锁功能应成对提供；
e）所有的闭锁和解锁操作应进行存档记录。
d）远方控制与调节
1）控制与调节类型；
控制与调节类型应包括：
断路器、隔离开关、负荷开关的分合；
分接头控制；
_投/切远方控制装置（就地或远方模式）； 投/切和调节无功补偿装置；
一步的校验、控制流程、操作记录等与单点控制采用同样的处理方式。 _成组控制：可预定义控制序列，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
2）控制种类；
单设备控制：常规的控制方式，针对单个设备进行控制；
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；
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；
解/合环控制：提供相应的解/合环控制定义及操作界面，完成解/合环控制安全校验，下发相应的控制命令。
3）操作方式；
支持单席操作/双席操作；
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-返校-执行，只有当返校正确时，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： 控制对象设置禁止操作标识牌；
校验结果不正确； |
|
遥调设点值超过上下限；
当另一个控制台正在对这个设备进行控制操作时；
选点后有效期未有相应操作。
6）控制信息传递；
对属于其他系统（如上级调度自动化系统）控制围的设备控制操作，本系统能够通过信息交互接口将控制请求向其提交。
7）安全措施；
操作必须从具有控制权限的工作站上才能进行；
只有具备相应操作权限的运行人员才能操作；
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、操作对象、操作容、操作时间、操作结果等，可供调阅和打印。
e）防误闭锁
应提供多种类型的远方控制自动防误闭锁功能，包括基于预定义规则的常规防误闭锁和基于拓扑分析的防误闭锁功能。
1）常规防误闭锁
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
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
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；
2）拓扑防误闭锁 示出错原因。
不依赖于人工定义，通过网络拓扑分析设备运行状态，约束调度员安全操作； // /
具备开关操作的防误闭锁功能：具备合环提示、解环提示、挂牌闭锁负荷失电提示、负荷充电提示、带接地合开关提示等；
具备刀闸操作的防误闭锁功能： | 具备带接地合刀闸提示、 | 带电分合刀闸提示、 非等电位分 |
合刀闸提示、刀闸操作顺序提示等；
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、带刀闸合接地刀闸提示等；
具有挂牌闭锁功能。
8.1.5 人机交互
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，具体要求包括但不限于：
a）图形显示，实时监视画面应支持厂站图、线路单线图、配电网络图、地理沿布图和自动化系统运行工况图等；
b）应能显示配电网调度运行的参数，运用灵活的、动态的方式为配网调度员提供直观的电网运行可视化图形。
c）界面操作，提供方便、直观和快速的操作方法和方便多样的调图方式，满足菜单驱动、操作简单、屏幕显示信息准确等要求；
d）交互操作画面，交互操作画面包括遥控、人工置位、报警确认、挂牌和临时跳接等各类
操作执行画面等； |
|
e）数据设置、过滤、闭锁，可根据需要设置、过滤、闭锁各种类型的数据；
f）支持多屏显示、图形多窗口、无级缩放、漫游、拖拽、分层分级显示等；
8.1.6信息分流及分区
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，及根据责任区以及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。
a）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：
1）部分配电线路集合；
2）配电管理区域的各种组合关系；
3）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：
1）新定义设备所属责任区；
2）修改设备所属责任区；
3）删除设备所属责任区；
4）具有根据厂站、线路和电压等级批量定义责任区功能。
b）信息分流
系统应能对每个用户或每台工作站分配一个或多个已定义的责任区域，每个用户或每台工作站应只负责处理所辖责任区的信息，实现各用户或各个工作站之间的信息分流和安全有效隔离°1）实时告警信息窗只显示本责任区围的告警信息，无关的告警信息不应出现在用
2）历史告警查询只能查询本责任区围的告警；户或工作站的界面上；
3）人工操作如遥控、置数、标识牌操作等只对本责任区围的对象有效，禁止操作无关的对象；
4）数据维护如限值修改只能对本责任区围的对象有效。
8.1.7分布式电源接入与控制
满足分布式电源/储能装置/微网接入带来的多电源、双向潮流分布的配电网络监视、 控制要求，具体要求包括但不限于：
a）应具备对分布式电源公共连接点、并网点的模拟量、状态量及其它数据的采集。
b）应具备对采集数据（包括电流、电压、有功功率、无功功率、频率等）进行计算分析、数据备份、越限告警、合理性检查和处理的功能。
c）应对具备受控条件的分布式电源的公共连接点、并网点处开关实现分合控制功能，可实现分布式电源的投入/退出。
d）当配电网发生故障时，应具备隔离故障区域的分布式电源的功能。
8.1.8智能告警分析
实现告警信息在线综合处理、显示与推理，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，利用闪烁、变色、声音、推图等形象直观的方式提供全面综合的告警提示。
a）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。 |
|
b）告警信息综合和压缩
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。
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）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。
c）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。
d）告警智能显示
1）综合智能告警应提供丰富的显示方式。
2）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。
3）应提供多页面的综合告警智能显示界面；应采用多种策略实现自动滤除多余和不必要的告警。
4）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。
8.2拓扑分析应用
拓扑分析应用功能根据电网连接关系和设备的运行状态进行静态和动态连通性分析，分析结果用于拓扑着色、负荷转供和自动成图等。
可以根据电网连接关系和设备的运行状态进行动态分析，分析结果可以应用于配电监
8.2.1网络拓扑分析
具体要求包括但不限于：a）适用于任何形式的配电网络接线方式；控、安全约束等，也可针对复杂的配电网络模型形成状态估计、潮流计算使用的计算模型。
b）电气岛分析，分析电网设备的带电状态，c）支持人工设置的运行状态；
按设备的拓扑连接关系和带电状态划分电气岛；
d）支持设备挂牌、投退役、临时跳接等操作对网络拓扑的影响；
e）支持实时态、研究态、未来态网络模型的拓扑分析。 8.2.2拓扑着色
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。 具体要求包括但不限
于：
a）电网运行状态着色
依据电网拓扑分析的结果，应用不同颜色表示电网元件的运行状态（带电、停电、接地
等）；
b）供电围及供电路径着色
依据电网拓扑分析的结果，显示配电线路的供电围及供电路径；c）动态电源着色
依据电网拓扑分析的结果，动态显示不同电源点的供电区域；d）负荷转供着色
依据负荷转供分析结果，显示负荷转供的所有路径；
e）故障指示着色
依据故障信号对故障停电区域进行着色显示。
8.2.3负荷转供
负荷转供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、转供容量在的负荷转供操作方案。具体要求包括但不限于：
a）负荷信息统计
1）目标设备设置，包括检修设备、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。
b）转供策略分析
1）转供路径搜索，采用拓扑分析的方法，搜索得到所有合理的负荷转供路径；2）转供容量分析，结合拓扑分析和潮流计算的结果，对转供负荷容量以及转供路径的
可转供容量进行分析；
3）转供客户分析：采用拓扑分析方法，对双电源供电客户转供结果进行分析。
c）转供策略模拟
1）支持模拟条件下的方案生成及展示；
2）模拟运行方式设置；
3）转供方案报告；
4）转供过程展示。
d）转供策略执行
依据转供策略分析的结果，采用自动或人工介入的方式对负荷进行转移，实现消除越陷、
减少停电时间等目标，形成闭环控制。
当配电线路发生故障时，根据故障信息进行故障定位、隔离和非故障区域的恢复供电。
8.3馈线故障处理
应具备必要的安全闭锁措施（如通信故障闭锁、设备状态异常闭锁等）不受其他操作干扰。故障处理控制支持全自动和半自动方式，支持主站集中式与就地分布式 ，保证故障处理过程支持并发处理多个故障， 故障处理过程中
故障处理的配合。
8.3.1故障处理安全约束
a）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；
b）故障处理过中应具备必要的安全闭锁措施（如通信故障闭锁、设备状态异常闭锁等），
保证故障处理过程不受其他操作干扰； 8.3.2故障处理控制方式
a）对于不具备遥控条件的设备，系统通过分析采集遥测、遥信数据，判定故障区段，并给出故障隔离和非故障区域的恢复方案，通过人工介入的方式进行故障处理，达到提高处理故障速度的目的；b）对于具备遥测、遥信、遥控条件的设备，系统在判定出故障区间后，调度员可以选择远方遥控设备的方式进行故障隔离和非故障区域的恢复，或采用系统自动闭环处理的方式
进行控制处理。
8.3.3主站集中式与就地分布式故障处理的配合
a）可依据就地分布式故障处理投退信号，对主站的集中式馈线故障处理功能进行正确闭锁；b）就地分布式故障处理的运行工况异常时，主站集中式馈线故障处理能够自动接管相应区域的线路故障处理。
8.3.4故障处理信息查询
a）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；b）可按故障发生时间、发生区域、受影响客户等方式对故障信息进行检索和统计。
8.4配网分析应用（可选） |
|
配电网分析应用是可选功能，完成对配电网运行状态的有效分析，该应用利用配电网运
行数据和其它应用软件提供的结果数据来分析和评估配电网运行情况，实现配电网的优化运行，具体包括状态估计、潮流计算、解合环分析、负荷预测、网络重构、智能操作票、自愈控制及经济优化运行等功能。
8.4.1 状态估计
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，实现配电网不良量测数据的辨识，法进行一定的数据修复和补充。
并通过负荷估计及其他相容性分析方
a）计算各类量测的估计值，量测类型包括：电流、电压、有功功率、无功功率等；
b）配电网不良量测数据的辨识，对配电自动化尚未完全覆盖区域可综合利用负荷管理、用 电信息采集等系统中的准实时数据，补全配网数据，对实时数据采集较全、配网全网状 态可观测的区域，可通
过对来自各源头的数据进行一致性校验，进行综合分析，辨识不
良数据。
c）可以人工调整量测的权重系数；
d）多启动方式，支持人工启动、周期启动、事件触发；
e）可支持分线路、分区域、全配电网计算；
f）状态估计分析结果快速获取，满足不同配电网应用分析软件对数据的需求。
8.4.2潮流计算
潮流计算根据配电网络指定运行状态下的拓扑结构、变电站母线电压（即馈线出口电 压）、负荷类设
备的运行功率等数据，计算节点电压，以及支路电流、功率分布，计算结果 为其他应用功能做进一步
a）支持实时态、研究态和未来态电网模型的计算；分析做支撑。
c）可支持分线路、分区域、全配电网计算； b）支持多种负荷计算模型的潮流计算；
d）对于配电自动化覆盖区域由于实时数据采集较全，可进行精确潮流计算，对于自动化尚 未覆盖或
未完全覆盖区域，可利用用电信息采集、负荷管理系统的准实时数据，利用状
态估计尽量补全数据，进行潮流估算；
e）能进行馈线电流越限、母线电压限分析； 8.4.3解合环分析
与上级调度自动化系统进行信息交互，获取端口阻抗、潮流计算等计算结果，对指定方 式下的解合环
操作进行计算分析，结合计算分析的结果对该解合环操作进行风险评估。
a）可基于实时态、研究态、未来态电网模型进行解合环分析；
b）能够实现解合环路径自动搜索；
c）对于模型参数完备，相关量测采集齐全的环路，能够计算合环稳态电流值、合环电流时 域特性、合环最大冲击电流值；
d）能够分析解合环操作对环路上其他设备的影响；
e）能够提供解合环前后潮流值比较。
8.4.4 负荷预测
配电网负荷预测主要针对 6-20kV母线、区域配电网进行负荷预测，在对系统历史负荷 数据、气象因
素、节假日，以及特殊事件等信息分析的基础上，挖掘配网负荷变化规律，建 立预测模型，选择适合
策略预测未来系统负荷变化。
a）支持自动启动和人工启动负荷预测；
b）多日期类型负荷预测，针对不同的日期类型设计相应的预测模型和方法，分析各种类型的日期模型（例如工作日、周末和假日等）对负荷的影响；
c）支持多预测模式对比分析；
d）支持计划检修、负荷转供、限电等特殊情况对配网负荷影响的分析。
8.4.5 网络重构
配电网网络重构的目标是在满足安全约束的前提下，通过开关操作等方法改变配电线路的运行方式，
消除支路过载和电压越限，平衡馈线负荷，降低线损。
a）支持实时态、研究态、未来态下的计算；
b）结合配电网潮流计算分析结果对配电网络进行重构，实现网络优化，提高供电能力；
c）综合分析配电网架结构和用电负荷等信息，通过改变配网运行方式等相关措施，达到平衡馈线负荷、降低线损的目的。
8.4.6 操作票
调度操作票功能应满足调度人员日常操作票管理工作的可靠性、安全性、快速性、方便性等要求。
a）调度操作票共享系统网络模型、图形及运行方式，减少二次维护，保证开票环境的真实性；b）调度员在研究态下进行开票、安全防误校核，任何操作不应影响实时环境，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；
c）实现设备状态的智能识别，实现对于不同类型的电气设备不同的运行状态的识别，包括运行状态、热备用状态、冷备用状态、检修状态等；
d）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；
e）支持图形开票、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；
f）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；g）操作票规则库可配置，支持各种操作票的写票、成票、以及解释等过程。h）可以根据用户需要实现操作票流程的自定制；
i）应能实现按人员统计、按操作项目统计、按设备类型统计，可以按年、按月统计操作票
数量、合格率等。8.4.7自动成图
自动成图应用是以导入的全网模型为基础，应用拓扑分析技术进行局部抽取并做适当简化，最终通过
综合逻辑布局算法得到调度员认可的相关联络图形。
a）支持配网CIM模型识别以及SVGCIM/G图形生成和导出；
b）应用拓扑分析技术支持多类图形的自动生成，包括：单线图、环网图、区域联络图等；c）支持自动布局增量变化，已有模型发生增减，新生成的图形中原有模型容布局效果保持不变；d）支持对自动生成的衍生电气图进行编辑和修改。
8.4.8自愈控制
配网自愈控制是在馈线自动化的基础之上，结合配电网状态估计和潮流计算等分析的结
果，自动诊断配电网当前所处的运行状态，并进行控制策略决策，实现对配电网一、二次设
备的自动控制，消除配电网运行隐患，缩短故障处理周期，提高运行安全裕度，促使配电网转向更好
的运行状态，赋予配电网自愈能力。
a）智能预警，支持配电网在紧急状态、恢复状态、异常状态、警戒状态和安全状态等状态划分及分析评价机制，为配电网自愈控制实现提供理论基础和分析模型依据；
b）校正控制，包括预防控制、校正控制、恢复控制、紧急控制，各级控制策略保持一定的
安全裕度，满足N-1准则；
c）具备相关信息融合分析的能力，在故障信息漏报、误报和错报条件下能够容错故障定位；d）支持配电网大面积停电情况下的多级电压协调、快速恢复功能；
e）支持大批量负荷紧急转移的多区域配合操作控制；
f）自愈控制宜延伸至配电高电压等级统一考虑。
8.4.9经济优化运行
配电网经济优化运行的目标是在支持分布式电源分散接入条件下，给出分布式电压无功资源协制
方法，提高配电网经济运行水平，具体要求包括但不限于：
a）支持分布式电源接入条件下的经济运行分析与优化控制；
b）支持负荷不确定性条件下对配电网电压无功协调优化控制；
c）支持在实时量测信息不完备条件下的配电网电压无功协调优化控制；d）支持基于能效分析的优化协调运行；
e）能够对配电设备利用率进行综合分析与评价。
8.4.10配网仿真与培训
配网运行与操作仿真应利用平台提供的多态多应用机制建立模拟环境，在不影响系统正
常运行的情况下，实现配网调度的日常操作、事故预演、事故反演以及故障恢复预演等功能。培训功
能可模拟的真实环境下的电网运行控制环境， 学员可以在模拟环境中进行调度和值班
工作，进行日常的监视、控制和操作，实现对配网人员的培训。
9配电网故障抢修指挥
9.1工单管理
工单管理功能接收95598客户停电报修信息并进行分析，判断可能的停电围、停电原因，形成抢修工单并派发，接收抢修进度反馈信息，完成抢修过程的全过程管理。
一抢修工单引起的报修信息进行工单合并。 支持对同
能够接收客户故障报修信息，在地理图上进行自动或手动故障标记，经过自动或手动故9.1.1 工单接收
障研判，属于已处理的故障或其它已知原因， 直接回复，对于欠费或违约等原因造成的停电，
应由营销业务系统处理，不再发送到抢修指挥系统。
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报修工单的接入信息主要包括以下容：报修工单编号、主叫、工单接入时间、用
户编号、用户名称、报修故障信息、预约信息等。
报修工单的反馈信息主要包括以下容：报修工单编号、关联的报修工单、处理意见等。
a）应支持基于用户户号、基于用户地址等多种搜索规则查询客户信息，其中客户信息包括
一下容：用户编号、用户名称、供电单位、客户类型（重要客户、户等）、所属区县、联系人、联系地址、联系。
b）应支持自动或手动启动对报修工单的故障研判。
VIP客户、普通客
c）应支持报修工单的插入 更新浏览记录删除打印预览打印等功能。
d）应支持报修工单和抢修工单的关联查询，并支持抢修工单在地理图上的定位。
9.1.2抢修派单
抢修派单是指系统接收报修工单后，经过故障研判，对尚未处理的故障，形成新的抢修 工单，下发给抢修班组，并可以及时得到抢修班组的反馈信息，完成抢修派工。
待处理的抢修工单主要包括以下容：抢修工单编号、客户信息、故障地址、线路名称、电压等级、停电类型（计划停电、中压故障停电、低压停电、其它）、故障报修紧急程度等。
已处理的抢修工单主要包括以下容：抢修工单编号、故障类型、故障原因、派工信息、 |
|
处理信息等。
a）应支持紧急程度高、包含重要客户等类型的抢修工单优先处理。
b）应支持抢修工单处理的时限要求。按照抢修工单不同的处理状态（如派单、检查、修复等），系统可以设定不同分段处理时间要求及总体处理时间要求，对在正常处理时限以
及处理时间越限的抢修工单采用不同的颜色区别，并支持抢修工单倒计时显示。对处理时间越限的抢修工单支持特殊颜色闪烁或语音提醒。
c）应支持抢修工单人工派发和自动派发。按照抢修工单所属的不同管辖围、故障类型等，系统可以设定不同的抢修班组负责，并按抢修班组自动分配抢修工单。
d）应支持抢修工单的归档及历史数据的查询。工单的处理状态为处理完毕后，可以手工或自动归档，并支持根据客户信息、历史时间的查询工单的历史处理记录。
e）应支持抢修工单的插入更新浏览记录删除打印预览打印等功能。
f）应支持抢修工单和报修工单、抢修班组、故障设备、抢修状态灯的关联查询，并支持抢
修工单在地理图上定位。
9.1.3抢修信息反馈
支持抢修状态实时回传到配电网抢修指挥系统，并可在地理图上显示，抢修状态经过抢
修指挥人员的确认后，通过接口回复，实现与营销业务系统抢修工单闭环管理， 同时营销业务系统也可以通过接口主动查询报修工单的处理进度。
已处理的抢修工单主要包括以下容：报修工单编号、故障类型、故障原因、派工信息、处理信息等。应支持报修工单的归档及历史数据的查询。工单的处理状态为处理完毕后，可以手工或自动归档，并
9.1.4 界面要求 支持根据客户信息、历史时间的查询工单的历史处理记录。
工单管理应提供丰富、友好的人机界面，供运行和维护人员对报修信息进行分析，主要包括以下界面： a）应支持以表格记录的方式，查看管辖围所有报修工单的处理状态，工单记录以不同的颜色背景表示不同的处理状态，点击表格的不同记录域，报修工单可以自动重新排序。
b）应支持以表格记录的方式，查看管辖围所有抢修工单的处理状态，工单记录以不同
的颜色背景表示不同的处理状态点击表格的不同记录域，报修工单可以自动重新排序。c）基于地理图的监视界面，如报修工单、抢修工单处理全过程监视。
d）基于地理图的查询界面，如设备参数查询、用户信息查询等。
e）应支持基于用户户号、基于用户地址等多种方式实现客户点在地理图上定位。
9.2故障研判
依据配电网故障、客户停电报修、计划停电、低压设备召唤量测等信息，通过综合分析，判断故障影响停电围、停电原因、停电重要用户等，并给出故障综合描述、展示。
9.2.1基于配电自动化信息的故障研判
配电网抢修指挥系统接收由配电网调度控制系统推送的实时中压配电网故障信息及停电信息、停电围，实现中压配电网故障研判。能够根据中压配电网停电信息，调用户变关系信息等，对低压配电网故障进行研判。
9.2.2基于用户报修信息故障研判
根据营销业务系统用户报修信息，能够调用中低压配网模型信息、户变关系信息等，并
关联计划停电信息，实现中低压配电网故障研判。
9.2.3基于配变停电信息的故障研判（选项）
根据用电信息采集系统通过接口主动推送公专配变停电信息，结合配电网拓扑信息，研判故障点和故障停电围。
9.2.4 基于低压用户电表召测信息的辅助故障研判（选项）
根据用电信息采集系统主动推送或配电网抢修指挥系统召测公专配变停电信息，结合户变关系信息，研判故障点和故障停电围。
9.2.5其它类型故障研判
对于在自动化系统中没有监测到的中、低压故障，如中低压配网抢修造成紧急停电的，应能在地理图或单线图中，支持人工标注故障，进行停电围分析。
9.2.6 工单合并
对同一抢修工单引起的报修信息进行工单合并。报修工单自动与已知抢修工单的停电
围比对，如果包含在已知的抢修工单中，修工单重复派发。
9.2.7重要用户提示
自动建立关联关系，表示该工单重复报修，减少报
根据故障研判和停电分析结果，列出受影响的重要客户，并根据需要推送给相关部门。9.2.8 界面要求
故障研判应提供丰富、友好的人机界面，主要包括：
a）支持基于地理图的停电信息展示。如：对当前所有的停电（包括计划停电和故障停电） 区域，在地理图上以醒目方式显示。
b）基于地理图的重要用户停电警示画面。
点° c）能够实现同一个抢修工单影响的所有用户报修工单的集中显示，并在地理图上定位故障
d）能够实现停电影响设备、影响用户列表显示。
9.3计划停电围分析
支持停电计划或临时停电计划的导入及变更，并根据该计划支持线路、及所属的开关或
变压器多级选择方式，进行拓扑分析，得出相应的停电设备、示，并且可以将停电信息发布给相关系统。
停电用户，在地理图上模拟展
停电计划主要包括停电日期和时间，恢复供电的日期和时间，停电设备等。
计划停电分析应提供丰富、友好的人机界面，主要包括以下界面：
a） 计划停电的分析过程应支持单选线路，可以在列表框中显示线路上所有开关设备和变压
器设备名称，再通过多选开关设备或变压器设备，点击分析功能，可以列出停电围
受影响的停电设备和停电用户。
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b） 应支持以表格记录的方式，查看管辖围所有停电计划的执行状态，计划记录以不同 的颜色背景
表示不同的执行状态，点击表格的不同记录域，停电计划可以自动重新排序。
c） 应支持停电计划的插入 更新浏览记录删除打印预览打印等功能。
d） 应支持停电计划和影响设备、影响用户的关联查询，并支持停电计划在地理图上定位，
以醒目方式显示计划停电围、影响设备、影响用户等。
9.4统计分析
具备抢修进度实时统计、抢修历史数据统计、停电时户数统计等功能，可按指定格式生
成报表。
a）抢修进度实时统计。对当前故障抢修任务数量、已经完成抢修数量、正在进行中抢修数量、影响
用户数量、抢修任务状态等信息进行实时统计。对本日计划停电数量、已完成计划停电 数量、正在
进行中的计划停电数量等进行实时统计。
a） 支持分类统计。按不同抢修过程时间段、故障类型、设备类型等进行统计分析。
b） 支持抢修历史数据统计。
c） 支持停电时户数统计。可以按照日、周、月、年统计不同停电类型造成的停电时户数。
d） 对抢修统计分析结果，按用户指定格式生成报表。
9.5基于GIS的抢修指挥综合展不'
在地理图上全景展现当前、历史的抢修实时信息和统计分析结果，包括停电区域展示、
供电路径展示、抢修态势图展示和停电事件模拟展示等。
a） 停电区域展示
根据GIS平台提供的电网空间信息，能对故障研判后的停电区域的停电设备及停电楼
宇进行着色渲染，辅助配网故障抢修指挥。
b） 供电路径展示
通过拓扑分析，支持对电源点的供电围着色渲染、支持设备及用户供电路径的着色渲
染，为保供电提供图形可视化支撑手段。
c） 抢修态势图展示
可在GIS图上全景展示计划停电、故障停电分布情况，对抢修进程以图形化方式进行展
d） 停电事件模拟展示示；并支持手工登记、删除故障点及危险点，便于抢修指挥人员全局把握配电网运行情况。
支持在GIS图上以图形化方式选择停电设备，并对停电影响围进行分析、渲染，便于
计划停电预演及故障停电后事故反演。
10信息交互
依据“源端唯一、全局共享”原则，配电网调度控制系统通过调度平台和信息平台与其
它应用系统互联，实现多系统之间的信息共享和功能整合及扩展。
需要互联的应用系统主要包括主网调度控制系统、电网GIS平台、生产管理系统（PMS以及其它与
配电网管理密切相关的系统等。
21图3配电网调度控制系统与相关应用系统的信息交互
10.1与主网调度控制系统的信息交互配电网调度控制系统与主网调度控制系统间的信息互连的主要容
包括：变电站图形、模型信息，一、二次设备实时监测数据等。
10.1.1图模信息交互
a）配电网调度控制系统需从主网调度控制系统获取高压配电网（包括35kV、110kV）的网络拓扑
、变电站图形、相关一次设备参数，以及一次设备所关联的保护信息；
b）配电网调度控制系统与主网调度控制系统之间图模信息的交互数据格式应遵循
IEC61970-555〈〈电网通用模型描述规》、IEC61970-556〈〈电力系统图形描述规》标
准。
10.1.2实时监测数据交互
a）配电网调度控制系统可通过直接采集或主网调度控制系统数据转发方式获取变电站
6kV/10kV/20kV/35kV/110kV 电压等级相关设备的量测及状态等信息。
b）配电网调度控制系统与主网调度控制系统或变电站之间实时数据交互，应部署防火墙或纵向加密
认证策略，采用DL/T634.5 104 规约实现数据通信。
10.1.3计算数据交互
配电网调度控制系统从主网调度控制系统获取端口阻抗、潮流计算、状态估计等计算结果，为配电网
解合环计算等分析应用提供支撑。
10.1.4远程调阅
a）配电网调度控制系统应支持相关调度技术支持系统的远程调阅。
b）配电网调度控制系统的画面远程调阅应遵循IEC61970-555〈〈电网通用模型描述规》、
IEC61970-556〈〈电力系统图形描述规》、DL/T476〈〈电力系统实时数据通信应用层协
议》规。
10.2与管理信息大区各系统的信息交互10.2.1与管理信息大区信息系统交互应遵循 IEC61968标
准，以及相关国标、行标和企业规
O10.2.2配电网调度控制系统需从调度管理系统OMS获取计划停电信息。
10.2.3配电网调度控制系统需从电网GIS平台信息获取中低压配网图形和模型信息，并通过设备异动
管理流程控制模型、图形的接入、审核和投运。10.2.4配电网调度控制系统需从95598系统获取用户
报修工单信息，并将停电用户信息和22
抢修结果反馈给95598系统。
10.2.5配电网调度控制系统根据故障研判结果，向生产管理系统PMS派发抢修工单；并接
10.2.6配电网调度控制系统从用电信息采集系统获取配变低压停/送电信息，及准实时量受生产管理系统PMS反馈的抢修结果。
向其它系统提供配电网实时运行数据、故障信息等数据交互服务。
10.2.8配电网调度控制系统需从气象信息系统获取气象实时和历史天气要素、气象预报、气象灾害等测信息。 10.2.7配电网调度控制系统应遵循Q/GDW 215〈〈电力系统数据标记语言-E语言规》，
信息、从雷电定位系统获取雷电定位数据等信息。
10.2.9提供信息系统交互监控界面，可对交互过程进行实时监视、管理。11对信息集成的要求
11.1信息集成应通过电网GIS平台，将管理信息大区的GIS、营销业务系统、生产管理系统（PMS等
基础信息按照统一规划进行整合，实现“站 -线-变-箱-表（户）”的完整模型建立和
数据维护，保证各业务系统信息源端维护和全局共享，为故障研判、抢修指挥等业务提供技术支撑
。
11.2应保证GIS、PMS系统等设备异动信息的时效性， 及时反映电网现状。用电采集信息系
统提供的配变运行数据应满足实时调度运行需要。详见性能指标要求。
11.3信息集成的容应准确、完整、可用。
12对配电终端的要求
12.1配电终端应用对象主要有开关站、环网单元、柱上开关、配电变压器等，应根据网架
结构、设备状况和应用需求合理选配终端类型和功能。对关键节点，如主干线开关、联络
开关，进出线较多的开关站、环网单元和配电室，应配置“三遥”（遥测、遥信、遥控）配
电终端；对一般节点，如分支开关、无联络的末端站室，可配置“二遥”（遥测、遥信）配
电终端，用户进线处应配置分界开关或具备遥测、遥信功能的故障指示器。
12.2配电终端通信规约应采用符合的104、
DL/T634〈〈远动设备及系统》标准（IEC60870）
101通信规约或满足DL/T860〈〈变电站通信网络和系统》标准（IEC61850 ）的协议。
13对配电通信的要求
13.1配电通信通道应具有双向、高速、安全的性能，具备良好的扩展性，满足配电信息传输要求。
13.2配电通信网中配电主站与变电站之间的部分宜采用光纤专网。
13.3配电终端接入可根据实际情况，采用光纤专网、配电线载波、无线专网、无线公网等多种通信方式。A+、A、B类供电区域以光纤通信方式为主， C类供电区域宜采用光纤与无线相结合的通信方式， AE类供电区域以无线、载波通信方式为主。
13.4配电通信采用无源光网络时应使用专用纤芯。
14系统安全防护要求
14.1配电自动化建设应满足国家电力二次系统安全防护规定及配电网安全防护相关技术要求。
14.2配电终端与调度控制系统的通信采用单向认证防护技术，使用基于非对称加密技术的单向身份认证措施，实现控制和参数设置数据报文的完整性保护和主站身份鉴别，
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同时添加时间标签（或随机数）保证控制数据报文的时效性。
14.3在子站/终端设备上配置安全模块，对来源于调度控制系统的控制命令和参数设置指令采取安全 /终端进行鉴别和数据完整性验证措施，以防冒充调度控制系统对子站
攻击，恶意操作电气设备。
时配置安全模块，对下行控制命令与参数设置指令进行签名，实现子站/终端对调度控制系统的身份
14.4调度控制系统前置机应采用经国家指定部门认证的安全操作系统，采取严格的访问控制措施。同
14.5严格禁止公网与调度数据网直接相连。鉴别与报文完整性保护。
经通信运营商接入配网自动化系统，应采用必要的安全防护措施，并穿越经国家指定部门认证的正反向隔离器。
15检验与检测
15.1基本要求
a）配电网调度控制系统和配电终端均应通过电力系统具有检测资质的机构进行检验检测。
b）操作系统安全性、应用软件功能要求应满足相关标准要求。
c）模型图形导入/导出格式应遵循IEC61970-555〈〈电网通用模型描述规》、 IEC61970-556
〈〈电力系统图形描述规》、 IEC61970和IEC61968相关标准。
d）调度控制系统和配电终端应满足配电网二次安全防护技术要求。15.2测试容
a）对调度控制系统的数据模型、实时监控功能、馈线自动化功能、信息交互及设备异动流程等应进行定量测试。
b）遥信、遥测、遥控联动试验等。
c）系统性能及可靠性测试。
d）二次安全防护测试。
e）与配电终端相关的功能和性能测试。
16系统主要性能指标 |
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在地市公司安全I区配置一套专网
—数—据采集、公网数据采集、数据库、数据处理、配网
应用等服务器，实现地市公司和县公司配网数据的采集和处理。根据需要可在部分县公司增
设分布式采集服务器，实现对本区域的数据采集，并将数据送到地市公司系统进行统一处理。公网采集服务器只在地市公司部署。地和县通过配网调度工作站，调用管辖围图形和数
据，实现对本区域配电网运行监控。
在安全m区配置一套应用（数据）、数据镜像等服务器，实现地县配网报修工单管理、故障研判、停电围分析、统计分析和基于 GIS的抢修指挥综合展示等功能。地和县通过抢修应用工作站，对管辖围的配网故障进行抢修指挥。
A.2典型调配一体化建设硬件配置结构图
在地市公司安全I区调度控制系统上按需增加相应的配网公网采集服务器、配网采集
服务器、配网SCADA服务器，扩展配网运行监控、GIS图模导入、馈线故障处理等基本功能, 满足配电网运行基本监控需求。
在安全ID区配置一套应用（数据）、数据镜像等服务器，实现地县配网报修工单管理、故障研判、停电围分析、统计分析和基于 GIS的抢修指挥综合展示等功能。地和县通过抢修应用工作站，对管辖围的配网故障进行抢修指挥。