Q GDW 680.46-2011 智能电网调度技术支持系统 第 4-6 部分：实时监控与预警类应用 调度员培训模拟编制说明.pdf

1、ICS29.240国家电网公司企业标准Q/ GDW 680.46要 2011智能电网调度技术支持系统第 4-6 部分：实时监控与预警类应用调度员培训模拟Smartgridoperationsupporting systemPart4-6： Realtimesupervisory control&early warningdispatchertraining simulator2011-12-28发布 2011-12-28实施国家电网公司 发 布Q /G D WQ / GDW 680.46要 2011I目 次前言 II1 范围 12 规范性引用文件 13 术语和定义 14 概述 15 调度员培训

2、模拟功能 15.1 电力系统仿真 15.2 教员台控制 35.3 控制中心仿真 45.4 界面要求 45.5 接口要求 66 性能指标 7编制说明 9Q / GDW 680.46要 2011II前 言随着坚强智能电网建设工作的深入开展，国家电网正在发展成为世界上电压等级最高、 技术水平最先进、 资源配置能力最强的坚强智能电网，电网的形态和运行特性将发生重大变化。 这对电网调度驾驭大电网、 进行大范围资源优化配置的能力以及电网调度一体化运行管理水平和信息化、 自动化、 互动化水平提出了新的更高的要求。作为保障电网安全、 优质、 经济运行的重要技术手段，现有电网调度技术支持系统已难以适应特高压大电

3、网安全稳定运行的要求，迫切需要开展新一代电网调度技术支持系统 智能电网调度技术支持系统的研究和建设。 智能电网调度技术支持系统 系列标准，提出了省级及以上智能电网调度技术支持系统体系架构及总体要求，定义了系统的名词和术语，明确了系统基础平台的技术要求，给出了省级及以上智能电网调度技术支持系统实时监控与预警、 调度计划、 安全校核、 调度管理四类应用的技术要求，具有涉及范围广、 系统性强、 一体化程度高等特点。 该系列标准转化为国家电网公司企业标准并贯彻执行，将会有力地推进电网调度技术支持系统标准化建设，全面提高电网调度的精益化和智能化水平。Q/GDW680 智能电网调度技术支持系统 系列标准包

4、括以下 24 个部分： 第 1 部分：体系架构及总体要求 第 2 部分：名词和术语 第 3-1 部分：基础平台 消息总线和服务总线 第 3-2 部分：基础平台 数据存储与管理 第 3-3 部分：基础平台 平台管理 第 3-4 部分：基础平台 公共服务 第 3-5 部分：基础平台 数据采集与交换 第 3-6 部分：基础平台 系统安全防护 第 4-1 部分：实时监控与预警类应用 电网实时监控与智能告警 第 4-2 部分：实时监控与预警类应用 水电及新能源监测分析 第 4-3 部分：实时监控与预警类应用 电网自动控制 第 4-4 部分：实时监控与预警类应用 网络分析 第 4-5 部分：实时监控与预警

5、类应用 在线安全稳定分析与调度运行辅助决策 第 4-6 部分：实时监控与预警类应用 调度员培训模拟 第 4-7 部分：实时监控与预警类应用 辅助监测 第 5-1 部分：调度计划类应用 数据申报与信息发布 第 5-2 部分：调度计划类应用 预测与短期交易管理 第 5-3 部分：调度计划类应用 检修计划 第 5-4 部分：调度计划类应用 发电计划 第 5-5 部分：调度计划类应用 水电及新能源调度 第 6 部分：安全校核类应用 安全校核 第 7-1 部分：调度管理类应用 调度生产运行管理 第 7-2 部分：调度管理类应用 专业和内部综合管理及信息展示发布 第 8 部分：分析与评估本部分是 Q/GD

6、W680 智能电网调度技术支持系统 系列标准的第 4-6 部分。Q / GDW 680.46要 2011III本部分由国家电力调度控制中心提出并解释。本部分由国家电网公司科技部归口。本部分起草单位：中国电力科学研究院、 国网电力科学研究院、 华中电力调控分中心、 华北电力调控分中心、 华东电力调控分中心、 安徽电力调度通信中心。本部分主要起草人：魏文辉、 袁启海、 杨胜春、 李峰、 孙建锋、 李晓红、 严宇、 刘金波、 王 勇、汪胜和、 张勇、 谢旭、 沈键、 汤必强。Q / GDW 680.46要 2011IVQ / GDW 680.46要 20111智能电网调度技术支持系统第 4-6 部分

7、：实时监控与预警类应用 调度员培训模拟1 范围本部分规定了智能电网调度技术支持系统中调度员培训模拟应用的功能、 性能等技术要求。本部分适用于省级及以上智能电网调度技术支持系统的设计、 研发、 建设和验收。2 规范性引用文件下列文件对本文件的应用是必不可少的。 凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。Q/GDW680.1-2011 智能电网调度技术支持系统 第 1 部分：体系架构及总体要求Q/GDW680.2-2011 智能电网调度技术支持系统 第 2 部分：名词和术语3 术语和定义标准 Q/GDW680.2-2011

8、 界定的术语和定义适用于本文件。4 概述本部分依据 Q/GDW 680.1-2011 编制，确定了 Q/GDW 680.1-2011 中调度员培训模拟应用的功能、界面、 接口、 性能等技术要求。调度员培训模拟应用包括电力系统仿真、 教员台控制、 控制中心仿真功能。5 调度员培训模拟功能5.1 电力系统仿真电力系统仿真包括电力系统稳态仿真、 电力系统动态仿真、 继电保护和安全自动装置仿真、 数据采集仿真等。5.1.1 电力系统模型DTS 应提供与调度管辖范围电网一致的设备模型。 包括：发电机、 线路、 变压器、 电容 /电抗器、母线、 断路器、 隔离开关、 负荷、 串补、 电流互感器、 电压互感

9、器、 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、 AGC 厂站端控制装置、 AVC 厂站端控制装置等。5.1.2 电力系统稳态仿真电力系统稳态仿真包括以下功能：a） 应采用动态潮流仿真技术实现对电力系统稳态仿真；b） 应能支持电网拓扑分析，给出计算母线、 电气岛和可算电气岛等拓扑分析结果；c） 应能真实地仿真电网操作及故障时的潮流和频率变化；d） 应能考虑发电机转动惯量、 一次调频特性以及负荷的频率特性效应；e） 应支持交直流混合输电系统仿真；f） 应支持电网解列、 并列操作的仿真；g） 应支持断路器、 隔离开关的潮流计算，无需建立小阻抗支路或零阻抗支路；h）

10、 应支持周期计算和事件触发计算；Q / GDW 680.46要 20112i） 应能在潮流不收敛时给出提示信息，并准确返回前一收敛断面；j） 应能支持各种调度和监控操作模拟，包括但不限于：1） 断路器分、 合；2） 隔离开关分、 合；3） 变压器分接头、 中性点接地方式的调整；4） 电容 /电抗器投切；5） 发电机有功出力、 无功出力、 机端电压、 计算节点类型的调整；6） 负荷有功、 无功功率调整；7） HVDC 的投退、 运行方式的改变、 控制方式及控制目标的改变；8） 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；9） 调度综合令的模拟与执行；10） 软

11、/硬压板投退；11） 光字牌手工复归操作；12） 告警抑制等。k） 支持 DTS 互联准备过程中的电网模型导入、 导出、 等值和拼接；l） 支持 DTS 互联过程中，按照设定的分布协调策略，执行互联 DTS 发布的关联事件，匹配同步互联 DTS 发布的电网状态。5.1.3 电力系统动态仿真电力系统动态仿真应包括以下功能：a） 电力系统动态仿真应分为暂态、 中期和长期动态过程三个阶段，在不同阶段应采用不同精度的元件模型和仿真步长；b） 动态仿真过程的不同阶段应能自动转换，平滑过渡，并与电力系统稳态仿真相衔接，实现全过程仿真；c） 应能仿真电力系统发生故障或扰动时机组间的功角摇摆，并给出仿真曲线；

12、d） 应能计算电网设备短路或断线故障情况下的三相电气量及正、 负、 零序电气量；e） 应能仿真电网设备故障的特性，包括故障相别、 故障持续时间、 金属 /非金属性接地；f） 应能同时进行多重故障的仿真计算；g） 支持人工操作返回故障和扰动发生前断面。5.1.4 继电保护仿真继电保护仿真功能应满足以下要求：a） 应能采用逻辑仿真法进行继电保护的仿真；b）应能模拟电网中常见的各种继电保护装置，在电网发生故障时给出正确的继电保护动作信息和断路器动作信息；c） 应能设置继电保护的投 /退状态和定值；d）应能模拟重合闸动作及其与继电保护动作的配合关系；e） 应能模拟继电保护的误动、 拒动；f） 应能模拟

13、断路器的误动、 拒动；g）应能支持基于接线图上的设备点击操作，实现继电保护模型和定值的维护、 设置和查询；h）应能模拟继电保护光字牌和报文告警；i） 应能模拟继电保护软 /硬压板的投退和光字牌的复归操作。5.1.5 安全自动装置仿真安全自动装置仿真功能应满足以下要求：a） 应能模拟电网中常见的各种安全自动装置，如稳控、 低频 /低压减载、 跳闸联切机组、 高频 /低频Q / GDW 680.46要 20113切机、 设备过载切机切负荷、 低频低压振荡解列、 备用电源自投等装置；b） 应提供工具支持安全自动装置的用户自定义建模，用户可以根据各装置的动作原理和动作策略建立相应的仿真模型；c） 应能

14、设置安全自动装置的投 /退运状态；d） 应能设置安全自动装置的启动定值和启动逻辑条件；e） 应能模拟安全自动装置的误动、 拒动；f） 应能模拟安全自动装置的光字告警；g） 应能模拟安全自动装置的软 /硬压板的投退及光字牌的复归操作。5.1.6 数据采集仿真数据采集仿真功能应满足以下要求：a） 应能模拟培训过程中电网各种遥测、 遥信的量测和采集；b）应能模拟遥控、 遥调操作；c） 应能模拟电网量测环节的故障或异常，包括偏差、 跳变、 死数等；d）应能模拟电网 RTU 故障；e） 应能模拟电网系统级数据采集故障；f） 应能模拟厂站事故总信号。5.2 教员台控制教员台控制模块包括培训教案制作、 培训

15、控制、 培训评估和联合反事故演习支持等功能。5.2.1 教案制作教案制作应支持的功能如下：a） 应支持多种途径获取 DTS 运行的初始条件，包括状态估计的实时 /历史计算结果、 网络分析应用的实时 /历史计算结果和已制作完成的 DTS 教案等；b）应支持教案的编制和管理，包括教案保存、 删除、 信息更新等；c） 应支持基于电网未来模型的教案制作、 培训和演习；d）应支持子教案的编制、 管理和使用，培训中的事件可以保存为子教案，子教案中的事件可以在演习过程发出执行；e） 应能设置各种电力系统一次设备的故障，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

16、/非金属性短路等，应能仿真多重故障同时发生的场景；f） 应能设置开关、 刀闸本体及操作机构的常见故障和异常，如包括拒动、 误动、 操作机构故障、控制直流回路故障、 开关气压 /油压低等；g）能够模拟变电站站用交 /直流系统的故障；h）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，引起相应的保护动作和断路器跳闸；i） 应能基于厂站接线图或列表进行电网模拟操作和故障 /扰动设置；j） 教案事件的执行时间类型应包括：绝对时间、 相对时间和立即发生。5.2.2 培训控制培训控制应支持的功能如下：a） 应支持培训的启动、 终止、 暂停和恢复，并支持相应状态的监视；b） 应支持培训

17、过程中教案事件执行状态的监视；c） 应支持快照、 快照返回、 事故前断面返回、 初始状态返回、 任意操作前断面返回等培训控制功能。5.2.3 培训评估培训评估应具备如下功能：Q / GDW 680.46要 20114a） 培训过程应自动记录教案事件、 保护动作、 安全自动装置动作、 越限状况、 误操作等重要培训信息，供教员形成培训日志和评估报表；b） 应能对培训过程进行评估打分。 能够根据演习过程中电网的运行安全性、 可靠性、 经济性等指标进行评估打分，也能够对学员的误操作进行相应扣分。5.2.4 WEB 交互WEB 交互应支持的功能如下：a） 支持用户通过 WEB 登陆 DTS，通过权限配置

18、管理 WEB 登陆用户，具体功能包括：能够浏览所辖电网的培训态下监视画面和数据，实现对所辖电网的调控操作模拟和故障设置，能够查看演习过程中的教案事件执行情况、 保护动作情况、 自动装置动作情况、 告警信息等，能够监视参演用户的登录和退出情况；b） 能够配置用户权限，实现对 WEB 登陆用户的浏览画面和操作设备的权限管理；d） 能够配置用户权限，授予联合反事故演习中总导演进行演习整体控制操作，如 DTS 的启动、 暂停、 恢复与退出，同时能够监视参演人员的登录和退出情况。5.2.5 DTS 互联DTS 互联应能实现如下功能：a） 能够实现与上下级 DTS 互联，支持通过本单位建设 DTS 参与联

19、合反事故演习；b） 能够向下级 DTS 发布总体演习教案；c） 能够接受上级 DTS 发布的总体演习教案，并能够据此制作自身演习教案，保证其与总体演习教案协调一致；d） DTS 互联过程中，支持接受上下级 DTS 发布的教案事件，并转换为本地 DTS 的教案事件进行执行；e） DTS 互联过程中，支持接受和查看上下级 DTS 发布的培训消息；f） DTS 互联过程中，仿真时钟和 DTS 运行状态能够与上级 DTS 同步一致；g） DTS 互联过程中，本 DTS 发生异常时不应对其它 DTS 产生影响；h） 能够向上级 DTS 申请加入 DTS 互联；i） 能够控制下级 DTS 接入或退出 DT

20、S 互联；j） 建有变电站 OTS 系统的单位，可通过 OTS 与 DTS 的互联，实现基于电网 -变电站协同仿真的联合反事故演习。5.3 控制中心仿真控制中心仿真应具备如下功能：a） 控制中心仿真包括电网实时监控与智能告警、 电网自动控制（ AGC、 AVC）、 网络分析、 实时调度计划等应用功能的仿真，也可包括与培训密切相关的其他应用功能的仿真；b） 控制中心仿真应通过将实时态应用功能在培训态下进行部署和集成的方式实现，具有与实时态下近乎完全一致的功能和界面；c） 控制中心仿真的相关应用功能运行在培训态下，不对其它态下的应用产生影响；d） 控制中心仿真应为学员提供与在线系统尽量一致的培训环

21、境，包括显示设备、 语音告警、 电话通讯等；e） 能够构建实时调度计划仿真环境，模拟实时计划和 AGC 闭环调整的效果；f） 可将电力系统动态仿真与电网运行动态监视与分析相结合，实现对电网运行动态监视与分析应用功能的仿真；g） 可提供讲解变电站设备原理和运行操作知识的多媒体课件（如动画、 视频等）。5.4 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Q / GDW 680.46要 20115使用这些人机接口实现各种教员和学员应用功能，包括：a） 应能显示培训过程中仿真结果，包括各种遥测和遥信状态；b） 应能选择不同培训初始条件启动 DTS，包括

22、实时状态估计计算结果、 调度员潮流计算结果、 状态估计计算结果历史保存断面和已制作完成的历史教案等；c） 调度操作模拟及方式调整界面能够支持基于单线图点击设备进行操作，同时也能够支持基于电网树状层次结果的列表操作，包括：1） 断路器分、 合；2） 隔离开关分、 合；3） 变压器分接头、 中性点接地方式的调整；4） 电容 /抗器投、 切；5） 发电机有功出力、 无功出力、 机端电压、 计算节点类型的调整；6） 负荷有功、 无功功率调整；7） HVDC 的投退、 运行方式的改变、 控制方式及控制目标的改变；8） 厂站有功出力 /负荷、 区域用功出力 /负荷调整、 系统用功出力 /负荷调整；9） 调

23、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。a） 故障设置界面应支持基于单线图点击设备进行操作和基于电网树状层次结果的列表操作，包括：1） 交流线路故障设置界面；2） 变压器故障设置界面；3） 母线故障设置界面；4） 发电机组故障设置界面；5） HVDC 故障设置界面；6） 断路器故障设置界面；7） 电容、 电抗器故障设置界面；8） 串补故障设置界面。b） 应提供动态曲线监视画面监视培训过程中的动态曲线，曲线应能随着事件进行自动推进且根据显示效果进行显示比例的调整，也可点击单线图设备直接进行监视状态量的定制；c） 应提供图形

24、化的继电保护及安全自动装置的参数录入界面；d） 应提供继电保护设置界面，功能包括：1） 应能进行保护的投退和定值的修改；2） 应能进行保护的拒动和误动设置；3） 应能进行保护的软 /硬压板的投退及光字牌的复归。e） 应提供安全自动装置设置界面，功能包括：1） 应能进行安全自动装置的投退、 定值修改、 动作逻辑修改；2） 应能进行安全自动装置的复位操作；3） 应能进行安全自动装置的拒动和误动设置；4） 应能进行安全自动装置的软 /硬压板的投退及光字牌的复归。f） 应提供数据采集系统仿真设置界面，支持数据采集系统故障和异常状态的设置；g） 应提供教员台教案初始条件（存储柜）的制作和管理界面，支持教

25、案初始条件的编辑、 保存和删除等功能。 教案存储时应提供加密界面，进行加密保护；h） 应提供教员台事件表的制作和管理界面，支持事件表的制作、 编辑、 保存和删除等功能，包括：1） 可进行画面或列表操作进行事件表制作；2） 事件表存储时应提供加密界面，进行加密保护。Q / GDW 680.46要 20116i） 应提供培训的暂停和恢复界面，支持教员暂停培训和恢复培训；j） 应提供培训的初始返回以及事故前断面界面，教员通过菜单可返回任意操作前断面；k） 应提供培训控制快照功能界面，功能包括：1） 可进行培训中的周期快照的启动和周期设置；2） 可进行培训中的手工快照；3） 可选择已有快照，进行断面返

26、回。l） 应提供培训监视界面，功能包括：1） 应能用列表方式显示培训中已发生或未发生的事件，包括发生时间、 事件内容、 事件发出者、事件执行状态等；2） 未执行事件的应能立即发送执行；3） 应能用分类列表的方式显示培训过程中的各种信息，包括越限信息、 继电保护动作信息、 断路器动作信息、 安全自动装置动作信息以及分厂站、 地区和公司的统计信息等；4） 应能监视系统的网损及网损率；5） 应能监视系统的电气岛情况及相应的频率。m） 应提供培训评估报表界面，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；n） 应提供评估打分功能界面，可设置打分的各判据项的扣分方法，类型包括误操作

27、扣分、 越限扣分、 失电扣分、 解列扣分、 可靠性扣分等。 培训过程中可实时给出当前的扣分情况；培训结束后可给出总扣分和分项扣分；o） 应提供联合反事故演习界面，进行多 DTS 系统的联合发事故演习。5.5 接口要求5.5.1 数据输入本功能的数据输入主要包括：a） 电网网络模型及设备参数（支持未来模型）；b）实时状态估计结果；c） 调度员潮流结果；d）各种网络分析应用保存的历史方式；e） 继电保护模型及运行状态；f） 自动装置模型及运行状态。5.5.2 数据输出本功能的数据输出主要包括：a） 仿真结果，包括电网潮流、 频率、 保护和安全自动装置动作情况、 动态仿真曲线等；b）培训评估结果，包

28、括事件信息、 操作信息、 失负荷、 失电量、 培训评价等各种培训评估报表。5.5.3 上下级调度 DTS 互联的交互信息上下级调度 DTS 互联的交互信息主要包括：a） 互联 DTS 的电网模型边界接口定义；b）互联 DTS 的电网网络模型及设备参数，可进行简化或等值；c） 互联 DTS 的电网初始方式，即教案初始条件；d）互联 DTS 培训过程中的交互信息：1） 仿真潮流信息：设备潮流、 电压、 相角、 频率、 断路器 /隔离开关等分合状态、 变压器分头档位、 HVDC 控制方式及目标值等；2） 仿真系统状态信息：培训仿真时钟、 系统运行状态；3） 电网操作事件；Q / GDW 680.46

29、要 201174） 互联控制事件；5） 即时消息。5.5.4 DTS 与厂站 OTS 互联的交互信息DTS 与厂站 OTS 互联的交互信息主要包括：a） DTS 给厂站 OTS 下发的数据，包括：1） 潮流数据，包括设备潮流、 电压、 相角、 频率、 断路器 /隔离开关等分合状态、 变压器分头档位等；2） 初始断路器状态信息；3） 故障设置信息；4） 互联控制命令。b） 厂站 OTS 给 DTS 上传的数据，包括：1） 断路器 /隔离开关状态变化数据；2） 变压器档位变化数据。6 性能指标a） 计算规模不小于： 50000 母线、 80000 条支路、 100 个电气活岛；b）稳态仿真计算周期

30、不大于 5 秒（可调）；c） 单次潮流计算耗时不大于 5 秒；d）稳态仿真时操作事件至结果画面数据刷新间隔不大于 5 秒；e） 稳态仿真收敛精度为标幺值 0.001（可调）；f） 动态仿真收敛精度为标幺值 0.001；g）动态仿真计算步长 0.020.1 秒（可变步长）；h） DTS 互联时电网状态同步时延不大于 10 秒；i） DTS 在培训过程中能稳定地在各种调度命令操作或故障操作下连续运行，连续不间断运行 12小时以上。Q / GDW 680.46要 20118Q / GDW 680.46要 20119 智能电网调度技术支持系统第 4-6 部分：实时监控与预警类应用调度员培训模拟编 制

31、说 明Q / GDW 680.46要 201110目 次一、 编制背景 11二、 编制主要原则 11三、 与其它标准文件的关系 11四、 主要工作过程 11五、 标准结构和内容 12六、 条文说明 13Q / GDW 680.46要 201111一、 编制背景2009 年 5 月，国家电网公司提出了立足自主创新，以统一规划、 统一标准、 统一建设为原则，建设以特高压电网为骨干网架，各级电网协调发展，具有信息化、 自动化、 互动化特征的坚强智能电网的发展目标，内容涉及发电、 输电、 变电、 配电、 用电、 调度等环节。 2009 年 8 月，公司启动了坚强智能电网建设试点工作，其中智能电网调度技

32、术支持系统试点建设是调度环节的核心内容。 为了规范和指导智能电网调度技术支持系统的研发和建设，公司组织编制了 智能电网调度技术支持系统建设框架（ 2009年版） （国家电网调 2009 1162 号）。 在此基础上，国家电力调度通信中心组织中国电力科学研究院、国网电力科学研究院以及部分网省调编写了 省级及以上智能电网调度技术支持系统总体设计（试行）（国调中心调自 2009 319 号）和省级及以上智能电网调度技术支持系统系列功能规范，这些规范的制定为智能电网调度技术支持系统各试点工程的顺利实施奠定了坚实的基础。为贯彻落实国家电网公司“ 集团化运作、 集约化发展、 精益化管理、 标准化建设” 的

33、要求，适应坚强智能电网和“ 五大体系” 建设需要，全面推广应用国家电网公司标准化建设成果，推进省级以上电网调度技术支持系统的规范化建设，国家电力调度通信中心向公司提出制定国家电网公司智能电网调度技术支持系统系列标准。本部分依据 关于下达国家电网公司 2011 年度技术标准制修订计划的通知 （国家电网科 2011190 号）的要求编写。二、 编制主要原则本部分依据 Q/GDW680.1-2011 智能电网调度技术支持系统 第 1 部分：体系架构及总体要求 编制。省级及以上智能电网调度技术支持系统由一个基础平台和实时监控与预警、 调度计划、 安全校核、调度管理四类应用组成，为了更好地体现系统的整体

34、性，借鉴 DL/T 860 等标准体系的设计思想，按照送审稿审查会议专家评审意见，将本标准的名称由计划项目的 省级及以上智能电网调度技术支持系统调度员培训模拟功能规范 修改为 智能电网调度技术支持系统 第 4-6 部分：实时监控与预警类应用 调度员培训模拟 。本部分是 Q/GDW680 智能电网调度技术支持系统 系列标准的第 4-6 部分。本部分在编制的过程中遵循了以下原则：a） 系统性原则，标准内容严格按照 Q/GDW680.1-2011 智能电网调度技术支持系统 第 1 部分：体系架构及总体要求 的相关要求进行编写；b） 先进性原则，标准内容充分吸收借鉴国内外相关领域应用的前沿技术、 先进

35、标准，反映智能电网调度技术支持系统等相关试点工程已取得的先进成果和经验；c） 成熟性原则，标准内容充分反映公司系统电网调度领域已经获得广泛应用和实用的技术及成果；d）适用性原则，标准内容充分考虑坚强智能电网建设和“ 五大体系” 建设的要求，较好适应电网发展方式转变和调度业务转型的需要。三、 与其它标准文件的关系本部分符合国家现行的法律、 法规和政策，以及现行的国家标准、 行业标准、 国家电网公司有关技术标准、 国际标准和国外先进标准的技术方向，是智能电网调度技术支持系统系列标准的一部分。本部分编制过程中，参考了我国电力相关主管部门和公司相关部门制定的有关规定、 规范等文件。四、 主要工作过程2

36、009 年 7 月至 8 月上旬，国家电力调度通信中心组织中国电科院、 国网电科院和部分网省调成立编写组，按照智能电网调度技术支持系统试点项目建设要求，在 省级及以上智能电网调度技术支持系统总体设计 的基础上，起草了 省级及以上智能电网调度技术支持系统调度员培训模拟功能规范 （以下简称本标准）初稿。Q / GDW 680.46要 2011122009 年 8 月 13 日至 21 日，国调中心在南京组织召开了智能电网调度技术支持系统功能规范（初稿）讨论会，对本标准进行了审查，确定了规范的主要内容。2010 年 11 月上旬，中国电科院、 国网电科院会同有关网、 省公司，在前期工作的基础上，按照

37、国家电网公司企业标准的要求形成了本标准的讨论稿。 同年 11 月 16 日至 17 日，国调中心在北京组织召开了智能电网调度技术支持系统系列标准初次审查会议，对本标准进行了讨论和修改。2011 年 2 月 11 日，国家电网公司以国家电网科 2011 190 号文件印发了 关于下达国家电网公司 2011 年度技术标准制修订计划的通知 ，将本标准等 24 个功能规范列入 2011 年企业标准编制计划。2011 年 2 月至 10 月期间，编写组先后召开了多次专题会，同时结合智能电网调度技术支持系统试点工程建设实施经验，对本标准等 24 个系列功能规范进行了讨论和修改，形成了本标准的征求意见稿。2

38、011 年 11 月 11 日至 15 日，国调中心将本标准等 24 个功能规范的征求意见稿印发总部有关部门和网省公司、 中国电科院和国网电科院征求意见。 15 日至 16 日，编写组对各单位返回的意见逐条进行了分析和整理，并按征集的意见对规范进行了修改，形成了本标准的送审稿。2011 年 11 月 17 日至 18 日，国调中心在北京组织召开 省级及以上智能电网调度技术支持系统体系结构及总体要求 等企业标准送审稿审查会议，对本标准等 24 个功能规范的送审稿进行了评审，形成了专家审查意见，并同意本标准根据会议审查意见修改后报批。2011 年 11 月 19 日至 20 日，编写组按照送审稿审

39、查会议审查意见对本标准做了进一步修改和完善，形成了本标准的报批稿。五、 标准结构和内容5.1 本标准的主要结构及内容本部分由 6 章构成，各章的主要内容如下：第 1 章为范围；第 2 章为规范性引用文件；第 3 章为术语和定义；第 4 章为概述；第 5 章为调度员培训模拟功能，阐述了调度员培训模拟的构成、 功能要求、 界面要求和接口要求，包括电力系统模型、 教员台控制和控制中心仿真；第 6 章为性能要求，包括了仿真规模、 性能指标、 功能可用率。5.2 系列标准的结构及主要内容智能电网调度技术支持系统系列标准共 24 个部分，包括：第 1 部分：体系架构及总体要求。 本部分规定了智能电网调度技术支持系统由基础平台和实时监控与预警、 调度计划、 安全校核、 调度管理四类应用组成。 确定了系统的构成、 功能定位和性能指标，以及应用和平台之间、 应用之间和应用内部功能之间的逻辑关系。第 2 部分：名词和术语。 本部分规定了智能电网调度技术支持系统使用的名词和术语。第 3-1 部分：基础平台 消息总线和服务总线。 本部分规定了智能电网调度技术支持系统基础平台消息总线和服务总线的功能、 性能等技术要求。第 3-2 部分：基础平台 数据存储与管理。 本部分规定了智能电网调度技术支持系统中关系数据库、实时数据库、 时间序列数据库和文件服务的功