国网公司配电自动化系统主站专项设备入网专业检测大纲|行业资讯|2024配电网高质量发展大会

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国网公司配电自动化系统主站专项设备入网专业检测大纲

发布日期：2024-06-24 来源：国网

【2024新型配电大会暨第二届全国配电数字化大会】

一、系统架构

序号

检测项目

检测要求

备注

分级

基本要求

a) 配电运行监控应用部署在生产控制大区，从管理信息大区调取所需实时数据、历史数据及分析结果。

b) 配电运行状态管控应用部署在管理信息大区，接收从生产控制大区推送的实时数据及分析结果。

c) 生产控制大区与管理信息大区基于统一支撑平台，通过协同管控机制实现权限、责任区、告警定义等的分区维护、统一管理，并保证管理信息大区不向生产控制大区发送权限修改、遥控等操作性指令。

d) 硬件采用物理服务器/计算机或虚拟化资源，中央处理器等核心元器件自主可控，资质证明或承诺书等材料齐全完善。

e) 操作系统、数据库等软件自主可控，资质证明或承诺书等材料齐全完善。

生产控制大区、管理信息大区

二、平台服务功能

序号	检测项目	检测要求	备注	分级
1	支撑软件	关系数据库软件，存储电网静态模型及相关设备参数、系统配置、告警和事件记录、历史统计信息等需要永久保存的数据。实时数据库软件，用以提供高效的实时数据存取，满足电力系统的监视、控制和电网分析等应用需求。进程管理，用以监控应用进程的运行情况，可根据进程的重要性级别制定不同的管理策略。关键进程异常应自动重启，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，并发出告警信息。日志管理，应以规范化的文本格式记载和保存日志信息；应提供一组函数接口，实现日志的记录和查询等功能；应提供日志文件的备份功能。	生产控制大区、管理信息大区	A
2	数据管理	数据维护工具，具有完善的交互式环境的数据录入、维护、检索工具和良好的用户界面，可进行数据删除、清零、拷贝、备份、恢复、扩容等操作，并具有完备的数据修改日志。数据同步，具备全网数据同步功能，任一元件参数在整个系统中只输入一次，全网数据保持一致，数据和备份数据保持一致。多数据集，可以建立多种数据集，用于各种场景如培训、测试、计算等。离线文件保存，支持将在线数据库保存为离线的文件和将离线的文件转化为在线数据库的功能。带时标的实时数据处理，在全系统能够统一对时及规约支持的前提下，可以利用数采装置的时标而非主站时标来标识每一个变化的遥测和遥信，更加准确地反映现场的实际变化。系统应提供数据的备份和恢复机制，保证数据的完整性和可恢复性。具体要求包括：全数据备份：能够将数据库中所有信息备份；模型数据备份：能够单独指定所需的模型数据进行备份；历史数据备份：能够指定时间段对历史采样数据进行备份；定时自动备份：能够设定自动备份周期，对数据库进行自动备份；全库恢复：能够依据全数据库备份文件进行全库恢复；模型数据恢复：能够依据模型数据备份文件进行模型数据恢复；历史数据恢复：能够依据历史数据备份文件进行历史数据恢复；数据导出功能：为离线数据分析提供数据导出，为配电自动化应用指标评价分析提供数据导出。系统应提供数据定制查询功能，定制查询应支持保存、调用、导出功能。	生产控制大区	A
3	网络建模	应支持图模库一体化建模，根据站所图、单线图及台区图等构成配电网络的图形和相应的模型数据，自动生成全网的静态网络拓扑模型，包括：遵循IEC61968和IEC61970建模标准，形成配电自动化网络模型描述；支持中压建模与接线图绘制；支持低压配电网建模与接线图绘制；支持实时态、研究态和未来态模型统一建模和共享；具备网络拓扑建模校验功能，对拓扑错误能够以图形化的方式提示用户进行拓扑修正；提供网络拓扑管理工具，用户可以更加直观地管理和维护网络模型；支持用户自定义设备图元和间隔模板，支持各类图元带模型属性的拷贝，提高建模效率。应支持外部系统信息导入建模，包括：从电网外部系统导入中低压配网模型，以及从电网调度控制系统导入上级电网模型，并实现主配网的模型拼接(格式应遵循GB/T 30149、Q/GDW 624、IEC 61970和IEC 61968相关标准，数据接口规范支持CIM/E、CIM/G、CIM/SVG数据格式)；支持站所图、线路单线图、系统联络图等图形的导入；支持图模数据的校验、形成错误报告；图模导入应以馈线/站所/台区为单位进行导入；支持冗余数据检查与处理；支持多人并行图模导入。应支持全网模型拼接与抽取，包括：应支持主、配网模型拼接，主配网间模型拼接以中压母线出线开关为边界；应支持中压配电网多馈线之间的模型拼接，多条馈线间模型拼接以联络开关为边界；应支持中低压配电网之间的模型拼接，中低压配电网模型拼接以配变为边界；支持按区域、厂站、馈线和电压等级进行模型查询及抽取。	生产控制大区	A
4	图形/模型校验	根据电网模型信息及设备连接关系对图模数据进行静态分析。支持按照馈线、变电站方式范围的模型校验。单条馈线拓扑校验，支持孤立设备、母线直连、电压等级以及设备参数完整性等方面的校验。区域电网拓扑校验，支持区域配电网拓扑电气岛分析、变电站静态供电区域分析、变电站间静态馈线联络分析、联络统计等方面的检验功能。支持模型与图形设备一致性校验。支持冗余模型、图形检查及处理。校验结果应支持文字提示，并可在电网图形上进行错误定位。	生产控制大区	A
5	图形/模型设备异动管理	a) 应能满足对配电网动态变化管理的需要，反映配电网模型的动态变化过程，提供配电网各态模型的转换、比较、同步和维护功能。 b) 多态模型的切换，实时监控操作对应实时态模型，分析研究操作对应研究态模型，设备投退役、计划检修、网架改造对应未来态模型，各态之间可以切换。 c) 支持各态模型之间的转换、比较、同步和维护等。 d) 支持多态模型的分区维护统一管理。 e) 支持设备投运、未运行、退役异动操作，未来态图形到实时态图形转换及流程确认机制。 f) 支持与PMS系统异动流程耦合建立一体化的设备异动管理流程。 g) 支持对异动流程中的数据进行校验，并能在发现错误后将流程回退，图模数应恢复至异动流程前的状态，不产生无效数据。 h) 支持各态模型差异比较与图形显示功能。	生产控制大区	A
6	图形/模型发布	a) 支持按照区域、馈线的模型导出功能。 b) 支持单线图、站室图、环网图等各类图形导出功能。 c) 支持按照台区的低压配网模型导出功能。 d) 支持台区图图形导出功能。 e) 导出模型应满足配电网运行分析应用。	生产控制大区	A
7	图模数与终端调试	a）应支持主、配网模型和图形导入测试与校验。 b）应支持在调试环境中进行配电终端的接入调试。 c）应支持调阅调试环境中的接线图。 d）应保证在调试环境的图形、模型导入、终端调试应对运行环境没有影响。 e）应满足调试库中的图形、模型及其他数据在调试完毕后，能够以增量方式同步到运行数据库中。	生产控制大区	A
8	支撑平台协同管控	a) 在生产控制大区统一管控下，实现分区权限管理、数据管理、告警定义、系统运行管理等。 b) 应支持配电主站支撑平台跨区业务流程统一管理。 c) 应支持配电主站支撑平台跨区数据同步。	生产控制大区、管理信息大区	A
9	应用协同管控	a) 应支持终端分区接入、分区维护和生产控制大区/管理信息大区统一管控，共享终端运行工况、配置参数、维护记录等信息。 b) 应支持馈线自动化在生产控制大区的应用，支持基于录波的接地故障定位在生产控制大区或管理信息大区的应用，以及故障跨区协同处理和展示。 c) 应支持两个大区之间的应用数据经协同管控模块的中转，实现各类应用数据的按需交换。	生产控制大区、管理信息大区	A
10	多态多应用	a）系统应具备实时态、研究态、未来态等应用场景，各态独立配置模型，互不影响。 b）各态下可灵活配置相关应用，同一种应用可在不同态下独立运行。 c）多态之间可相互切换。	生产控制大区	A
11	权限管理	a) 权限管理能根据不同的工作职能和工作性质赋予人员不同的权限和权限有效期。 b) 层次权限管理：系统的权限定义应采用层次管理的方式，具有角色、用户和组三种基本权限主体。 c) 区域配置：权限配置可与配电网区域相关，不同区域的用户可赋予不同的权限。 d) 权限绑定：权限配置可与工作站节点相关，不同工作站节点可赋予不同的权限。 e) 权限配置：权限配置可与岗位职责相关，不同岗位用户可赋予不同的操作权限。	生产控制大区、管理信息大区	A
12	告警服务	a) 告警动作：告警服务应具备多种告警动作，包括语音报警、音响报警、推画面报警、中文短消息报警、需人工确认报警、上告警窗、登录告警库等。 b) 告警分流：可以根据责任区及权限对报警信息进行分类、分流。 c) 告警定义：可根据调度员责任及工作权限范围设置事项及告警内容，告警限值及告警死区均可设置和修改。 d) 画面调用：可通过告警窗中的提示信息调用相应画面。 e) 告警信息存储、打印：告警信息可长期保存并可按指定条件查询、打印。	生产控制大区、管理信息大区	A
13	系统运行状态管理	a) 应能够对配电主站各服务器、工作站、应用软件及网络的运行状态进行管理和控制： b) 应具备节点状态监视功能，动态监视服务器 CPU 负载率、内存使用率、网络流量和硬盘剩余空间等信息。 c) 应具备软硬件功能管理功能，支持对整个系统主站中硬件设备、软件功能的运行状态等进行管理。 d) 应具备状态异常报警功能，支持对于硬件设备或软件功能运行异常的节点进行报警。 e) 应提供在线、离线诊断测试工具，提供完整的在线和离线诊断测试手段。 f) 应提供冗余管理、应用管理、网络管理等功能。	生产控制大区、管理信息大区	A
14	系统时钟和对时	a) 系统主站应支持北斗、GPS等多种时钟源。 b) 对接收的时钟信号的正确性应具有安全保护措施，保证对时安全，并可人工设置系统时间。 c) 系统主站可对终端设备进行时钟召唤、对时，支持批量灵活定制。 d) 系统主站应能对终端设备对时情况进行统计分析。 e) 应支持 SNTP等方式对时。 f）系统主站可单个或批量对配电终端设备时钟进行召唤。	生产控制大区、管理信息大区	A
15	流程服务	a) 应支撑流程的新建、流转、回退、终止。 b) 应提供界面化工具，实现对流程状态信息的监控。 c) 应提供查询工具，实现对流转历史的分析、统计、查询等功能。	管理信息大区	A
16	人机界面	a）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。 b）图形显示，实时监视画面应支持厂站图、线路单线图、环网图、地理图和自动化系统运行工况图等。 c）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。 d）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。 e）应支持多屏显示、图形多窗口、无级缩放、漫游、拖拽、分层分级显示等。 f）应支持设备快速查询和定位。 g）应提供并支持国家标准一级字库汉字及矢量汉字。 h）应支持WEB浏览方式访问。 i）管理信息大区应支持数据访问与设备维护。	生产控制大区、管理信息大区	A
17	报表功能	a) 具备报表属性设置、报表参数设置、报表生成、报表发布、报表打印、报表修改、报表浏览等功能。 b) 数据来源应支持数据采集与运行监控数据、历史数据、用户设置数据及其他各种应用数据。 c) 应支持的报表类型包括： 1) 电网运行和计划报表； 2) 电网设备运行状态报表； 3) 设备运行异常报表； 4) 配电终端投退记录报表； 5) 开关变位记录报表； 6) 线路跳闸统计报表； 7) 接地故障报表； 8) 线路停电范围报表； 9) 设备操作记录报表； 10) 主站设备运行记录。 d) 可针对报表数据进行多种常用数学运算。 e) 应支持图文混排，曲线、棒图、饼图、位图等应能够嵌入报表。 f) 可按日、月、年等生成各种类型报表。 g) 报表的生成时间、内容、格式和打印时间应支持用户自定义。	生产控制大区、管理信息大区	A
18	打印	a) 应支持打印各种实时和历史报表。 b) 应支持定时打印报表。 c) 应支持批量打印报表。 d) 应支持打印各类电网图形。 e) 应支持统计信息打印功能。	生产控制大区、管理信息大区	A

三、配电运行监控功能

序号	检测项目	检测要求	备注	分级
1	配电数据采集	a) 应实现以下各类数据的采集和交换，包括： 1) 电力系统运行的实时量测，如一次设备（馈线段、母线、开关等）的有功、无功、电流、电压值以及等模拟量，开关位置、隔离刀闸、接地刀闸位置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； 2) 过流保护、零序保护等二次设备数据； 3) 电网一次设备、二次设备状态信息数据，支持数据类型应满足 GB/T 13729、DL/T 721； 4) 控制数据，包括受控设备的量测值、状态信号和闭锁信号等； 5) 配电终端上传的数据，包括实时数据、历史数据、故障录波、日志文件、配置参数等； 6) 卫星时钟、直流电源、UPS 或其它计算机系统传送来的数据及人工设定的数据； 7) 配电站房、配电电缆、架空线路、配电开关、配电变压器等设备电气、环境、通道等状态数据； 8) 电量数据。 b) 广域分布式数据采集，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多区域一体化的数据采集任务并在全系统共享。 c) 大数据量采集，应能满足大数据量采集的实时响应需要，支持数据采集负载均衡处理。 d) 应支持 DL/T 634 标准（IEC 60870）的 104、101通信规约。 e) 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。 f) 数据采集应在安全接入区采用专用服务器，专用服务器支持主备、负载均衡处理。	生产控制大区	A
2	配电数据处理	a) 模拟量处理，包括： 1) 应能处理一次设备（馈线段、母线、开关等）的有功、无功、电流、电压值等模拟量； 2) 提供数据有效性检查和数据过滤； 3) 提供零漂处理功能，且模拟量的零漂参数可设置； 4) 提供限值检查功能，并支持不同时段使用不同限值； 5) 提供数据变化率的限值检查功能，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； 6) 支持人工输入数据； 7) 可以自动设置数据质量标签； 8) 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) 可支持量测数据变化采样； 10) 进行工程单位转换； 11) 支持配电终端历史数据、故障录波、故障事件、日志文件等解析； 12) 支持对配电终端运行参数的处理； 13) 支持对配电终端上送的电压越限、负荷越限等告警量处理。 b) 状态量处理，包括： 1) 应能处理包括开关位置、隔离刀闸、接地刀闸位置、保护状态以及远方控制投退信号等其他各种信号量在内的状态量； 2) 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）； 3) 支持双位遥信处理，对非法状态可做可疑标识； 4) 支持误遥信处理，对抖动遥信的状态做可疑标识； 5) 支持检修状态处理，对状态为检修的遥信变化不做报警； 6) 支持人工设定状态量； 7) 所有人工设置的状态量应能自动列表显示，并能调出相应接线图； 8) 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； 9) 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。 c) 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。计算量的数据质量码由相关计算元素的质量码获得。数据质量码类别应包括： 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) 不刷新数据； 12) 越限数据。 e) 统计计算功能应能根据调度运行的需要，对各类数据进行统计、具备灵活定制计算公式，提供统计结果，主要统计功能应包括： 1) 数值统计：包括最大值、最小值、平均值、总加值、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、保护动作次数、遥控次数、馈线故障处理启动次数等，统计时段包括年、月、日、时等。	生产控制大区	A
3	配电数据记录	a) 事件顺序记录（SOE），包括： 1) 应能以毫秒级精度记录所有电网开关设备及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、区域名、事件内容和设备名； 3) 应能根据事件类型、线路、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) 具备事件记录分类定义和显示能力。 b) 周期采样，包括： 1) 应能对系统内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。 c) 数据存储，包括： 1) 应能对系统内所有实测数据和非实测数据进行存储； 2) 支持批量定义存储点及人工选择定义存储点； 3) 应能对终端上送的历史数据、故障录波、故障事件、终端日志进行存储。	生产控制大区	A
4	人工置数	a) 人工置数的数据类型包括状态量、模拟量、计算量。 b) 人工置数的数据应进行有效性检查。	生产控制大区	A
5	标识牌操作	a) 应提供自定义标识牌功能，常用的标识牌应包括： 1) 禁止操作：禁止对具有该标识牌的设备进行操作； 2) 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； 3) 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； 4) 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； 5) 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； 6) 试验； 7) 缺陷。 b) 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。 c) 单个设备应能设置多个标识牌。 d) 所有的标识牌操作应进行存档记录，包括时间、厂站、线路、设备名、标识牌类型、操作员身份和注释等内容。	生产控制大区	A
6	闭锁和解锁操作	a) 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。 b) 闭锁功能和解锁功能应成对提供。 c) 所有的闭锁和解锁操作应进行存档记录。	生产控制大区	A
7	远方控制与调节	a) 控制与调节类型，包括： 1) 开关的分合； 2) 投/切远方控制装置（就地或远方模式）； 3) 对直采的配电终端蓄电池远程活化； 4) 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。 b) 控制种类，包括： 1) 单设备控制：常规的控制方式，针对单个设备进行控制； 2) 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。 c) 操作方式，包括： 1) 支持单席操作/双席操作； 2) 支持普通操作/快捷操作。 d) 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。 e) 选点自动撤销条件，当遇到如下情况之一时，选点应自动撤销： 1) 控制对象设置禁止操作标识牌； 2) 校验结果不正确； 3) 当另一个控制台正在对这个设备进行控制操作时； 4) 选点后有效期内未有相应操作。 f) 控制信息传递，对属于其他系统（如电网调度控制系统）控制范围内的设备控制操作，本系统能够通过信息交互接口将控制请求向其提交。 g) 安全措施，包括： 1) 操作应从具有控制权限的工作站上才能进行； 2) 操作员应有相应的操作权限，权限控制应采用双因子身份鉴别机制； 3) 双席操作校验时，监护员需确认； 4) 操作时每一步应有提示，每一步的结果有相应的响应； 5) 操作时应对通道的运行状况进行监视。 h) 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。	生产控制大区	A
8	防误闭锁	a) 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。 b) 常规防误闭锁，包括： 1) 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； 2) 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。 c) 拓扑防误闭锁，包括： 1) 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； 2) 具备开关操作的防误闭锁功能：具备合环提示、挂牌提示、负荷失电提示、带接地合开关提示等； 3) 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。 d) 具有挂牌闭锁功能。	生产控制大区	A
9	综合告警分析	a) 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，利用形象直观的方式提供全面综合的告警提示： b) 告警信息分类：应对告警信息进行分类处理，告警信息主要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；可实现对由同一原因引起的多个告警信息进行合并处理。 c) 告警智能推理：可实现告警信息的统计和分析，对频繁出现的告警信息（如开关位置抖动、保护信号动作复归等），应提供时间周期（一般取24小时）内重复出现的次数，可给出故障发生的可能原因和准确、及时、简练的告警提示。 d) 信息分区监管及分级通告：应包括责任区的设置和管理、数据分类的设置和管理，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；可对配电网事故类型进行分等级定义，在紧急事件发生的情况下，系统除了传统告警动作，比如推画面、语音等，还可依据信息分级通报的原则采用不同方式迅速通告。 e) 告警智能显示：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；工作站应提供多页面的综合告警显示界面。 f) 告警巡查：应具备对异常事件告警的一键巡查功能，巡查范围、时间可自定义，巡查结果应分类并支持批量导出，异常事件告警包括但不限于动作未复归信号、通道中断、节点离线等一次、二次设备异常等。	生产控制大区	A
10	馈线自动化	a) 当配电线路发生故障时，系统应根据从EMS和配电终端等获取的故障相关信息进行故障判断与定位、隔离和非故障区域恢复供电： b) 故障处理功能配置与投退机制，包括： 1) 应支持以单条馈线或馈线联络组为单元，根据现场实际条件合理配置故障处理方式：不启动、就地处理、自动定位、自动隔离、自动隔离与恢复； 2) 故障处理功能，应具备人工或特定条件下自动退出或投入的机制； 3) 支持以单条馈线或馈线联络组为单元的馈线自动化投退管理功能。 c) 故障处理功能要求，包括： 1) 支持配电网各种拓扑结构，电网的运行方式发生改变对故障处理不造成影响； 2) 能够根据馈线拓扑和故障相关信息自动定位故障区段，并可调出相应图形以醒目方式显示（如特殊的颜色或闪烁）； 3) 根据故障定位结果和开关确定隔离方案，故障隔离方案可自动执行或者经调度员确认执行； 4) 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； 5) 事故处理结束后，能给出恢复到事故发生前该馈线运行方式的操作策略； 6) 支持单相接地故障信号分析处理； 7) 支持并发处理多个故障； 8) 支持信息不健全情况下的容错处理。 d) 故障处理安全约束，包括： 1) 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、主变等设备过负荷； 2) 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； 3) 故障处理过程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。 e) 故障处理控制方式，包括： 1) 对于馈线配置了故障自动定位功能，馈线开关不具备遥控条件的，系统应可通过采集的遥测、遥信数据和馈线拓扑分析，自动判定故障区段，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，减少故障查找时间； 2) 对于馈线开关具备三遥条件的，如该馈线只配置了故障自动定位功能，系统也应给出故障隔离和非故障区域恢复方案，调度员可以选择逐个或批量遥控方式进行相应操作，以加快故障处理速度； 3) 在馈线配置了就地型故障处理功能时，主站端故障处理功能应可实现与就地故障处理的配合。 f) 故障处理反演与信息查询，包括： 1) 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； 2) 可按故障发生时间、发生的变电站、馈线、受影响客户等方式对故障信息进行检索和统计； 3) 应能按故障处理实际过程进行反演，反演过程可基于环网图，利用主站记录的保护装置动作信息、线路遥测和遥信信息、系统判断结论、遥控输出与执行后各断路器和负荷开关变位信息，以图示和信息提示方式，顺序复现故障前、故障后、故障识别与定位、故障隔离、非故障区段恢复供电处理的全过程； 4) 应能提供故障前和主站故障信息收集完毕后的数据断面，断面信息应包括保护装置信号状态、线路断路器及负荷开关动作状态、动作时间等； 5) 反演过程中能够提供故障判断及处理的相关依据，如故障信号，控制输出和执行动作情况等； 6) 故障处理信息中应针对每一项故障处理给出综述性的处理结论，支持输出事故处理过程报告。 g) 典型馈线自动化故障场景测试：瞬时故障、支线故障、负荷转供、开关拒动、开关响应延迟、负荷拆分、线路或设备检修、通信中断、并发故障。	生产控制大区	A
11	网络拓扑分析	a) 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控、安全约束等。 b) 适用于任何形式的配电网络接线方式。 c) 电气岛分析：分析电网设备的带电状态，按设备的拓扑连接关系和带电状态划分电气岛。 d) 电源点分析：分析电网设备的供电路径及供电电源。 e) 支持人工设置的运行状态。 f) 支持设备挂牌、临时跳接等操作对网络拓扑的影响。 g) 支持实时态、研究态、未来态网络模型的拓扑分析。	生产控制大区	A
12	拓扑着色	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) 线路供电范围着色：依据电网拓扑分析的结果，显示配电线路的供电范围。 c) 线路供电路径着色：依据电网拓扑分析的结果，显示配电线路的供电路径。 d) 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。 e) 变电站供电范围着色：依据电网拓扑分析的结果，显示不同变电站的供电范围。 f) 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。 g) 故障区域着色：依据故障分析结果，对故障区域进行着色显示。 h) 线路合环着色：依据电网拓扑分析的结果，显示处于合环状态的线路。	生产控制大区	A
13	负荷转供	a) 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、转供容量在内的负荷转供操作方案。 b) 负荷信息统计，包括： 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。 c) 转供策略分析，包括： 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：结合拓扑分析和运行数据，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。 d) 转供策略模拟，包括： 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。 e) 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。	生产控制大区	A
14	事故反演	a) 事故信息记录的启动和处理，包括： 1) 事故信息应包括配电线路相间短路故障、单相接地故障等发生前后一段时间内系统采集到的所有信息； 2) 应能以保存数据断面及报文的形式存储一定时间范围内所有的实时稳态数据，可记录事故前后系统的实际状态； 3) 事故信息记录既能由预定义的触发事件（跳闸类事件、量测突变类事件等）自动启动，也应支持指定时间范围内的人工启动。触发事件包括设备状态变化、测量值越限、计算值越限、测量值突变； 4) 应具备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； 5) 应能指定事故前和事故后追忆的时间段； 6) 事故信息记录的内容包括一次设备的模拟量、状态量，以及二次终端设备、通信系统的告警信息； 7) 事故信息处理应结合该信息对象的历史变化过程，给出便于操作员观察和理解的逻辑状态，例如：永久性故障跳闸、重合闸、拒动、误动等。 b) 事故过程信息，包括： 1) 应提供检索事故的界面，并具备在研究态下的事故反演功能； 2) 应能通过任意一台工作站进行事故反演，并可以允许多台工作站同时观察事故反演。反演的运行环境相对独立，与实时环境互不干扰； 3) 反演时，断面数据应与反演时刻的电网模型及画面相匹配； 4) 应能通过专门的反演控制画面，选择已记录的任意时段内电力系统的状态作为反演对象（局部反演）； 5) 应能设定反演的速度和进程（快放、慢放、单步、连续），并能暂停正在进行的事故反演； 6) 应能结合配电终端上送的故障录波数据，在反演过程中，关联显示当前反演发生的故障信号所对应的故障录波信息，可在子窗口中对应显示波形。	生产控制大区	A

四、配电运行状态管控功能

序号	检测项目	检测要求	备注	分级
15	配电网数据采集	a) 应支持中低压架空线路、中低压电缆线路、配电变压器、开关与刀闸、新能源设备等配网一次设备监测数据采集，包括： 1) 配网一次设备的模拟量数据，包括：电压、电流、有（无）功功率（含分相）、功率因数、设备温度等； 2) 配网一次设备的状态量数据，包括：开关/刀闸位置、远方投退信号、开关量信号、闭锁信号、状态数字量等； 3) 配网一次设备运行事件信号，包括：停复电事件、录波锁定事件、指示器翻牌事件、指示器记录的接地事件、过流保护事件、零序保护事件等； 4) Comtrade 1999标准格式的故障录波数据。 b) 应支持DTU、FTU、台区智能融合终端等配网二次设备运行数据采集，包括： 1) 配网二次设备的运行状态数据，包括：充电电压、电池电压、终端运行状态字、直流电源状态、UPS 状态、电源管理模块等； 2) 配网二次设备运行事件； 3) 设备日志文件。 c) 应支持配网开关站、配电房、箱变、环网柜等设备相关环境监测数据采集，包括： 1) 环境监测数据，包括：环境温度、环境湿度、门禁状态等； 2) 环境异常事件，包括：烟感、气体、水浸等。 d) 应支持大数据量采集，应满足大数据量采集的实时响应需要，支持数据负载均衡采集负载均衡和处理。 e) 应支持光纤、无线等通信方式。	管理信息大区	A
16	中压配电网数据处理	a) 应支持数字量与模拟量处理，包括： 1) 处理一次设备、二次设备、配网相关环境监测采集的数字量与模拟量； 2) 数据有效性检查和数据过滤； 3) 模拟量提供零漂处理功能，且模拟量的零漂参数可设置； 4) 限值检查，如电压越限、负荷越限等，并给出告警，能支持不同时段使用不同限值； 5) 数据变化率的限值检查功能，当模拟量在指定时间段内的变化率超过指定阀值时，能给出告警； 6) 统计数据的最大值、最小值、平均值及时间标记； 7) 模拟量的工程单位转换； 8) 人工设定数据量。 b) 应支持状态量处理，包括： 1) 处理一次设备的状态量数据，一次设备运行事件，二次设备运行事件； 2) 双位遥信处理，对非法状态可做可疑标识； 3) 误遥信处理，对抖动遥信的状态做可疑标识； 4) 检修状态处理，对状态为检修的遥信变化不做报警； 5) 人工设定状态量，人工设置的状态量应能提供列表显示； 6) 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； 7) 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。 c) 应支持人工输入或计算得到非实测数据，以质量码标注，并与实测数据具备相同的数据处理功能。 d) 应支持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。计算量的数据质量码由相关计算元素的质量码获得。数据质量码类别包括但不限于： 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) 不刷新数据； 12) 越限数据。 e) 支持统计计算功能，根据配网业务的需要，能灵活定制计算公式对各类数据进行统计，主要统计功能应包括： 1) 数值统计：包括最大值、最小值、平均值、总加值、三相不平衡率，统计时段包括年、月、日、时以及指定时段等； 2) 极值统计：包括极大值、极小值，统计时段包括年、月、日、时以及指定时段等。 3) 次数统计：包括开关变位次数、保护动作次数、遥控次数、馈线故障处理启动次数统计等，统计时段包括年、月、日、时以及指定时段等。	管理信息大区	A
17	中压配电网数据记录	a) 事件顺序记录（SOE），包括： 1) 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、区域名、事件内容和设备名； 3) 根据事件类型、线路、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。 b) 周期采样，包括： 1) 所有实测数据和非实测数据； 2) 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。 c) 数据存储，包括： 1) 批量定义存储点及人工选择定义存储点； 2) 按定义存储点进行实测数据和非实测数据存储。 d) 存储终端上送的历史数据、故障录波、故障事件、终端日志。	管理信息大区	A
18	中压配电网历史数据应用	a) 支持不同配电线路日常运行情况下的零序电流扰动水平分析统计报表导出。 b) 支持单相故障录波文件、故障信号和处理结果导出。	管理信息大区	B
19	低压配电网数据展现与异常告警	a) 支持对低压设备、线路异常信息进行查询。 b) 支持低压故障点拓扑着色进行交替变换、闪烁。 c) 支持停电影响用户自动分析，选择故障发生区域，支持通过列表的形式对停电影响配变及配变所带用户情况进行显示，内容包括影响用户名称、所属配变名称、配变停电时间、配变所属配电线路、所属变电站等。 d) 支持获取低压分支箱、电表或断路器信息，确定低压停电范围，支持低压用户故障的智能告警。 e) 支持接收到低压停电信息后，自动推出低压停电所属配变位置并着色，以多叉树形式展示该低压分支箱所带低压设备状态，并以直观方式显示停电低压用户及设备。	管理信息大区	B
20	低压配电网台区故障处理	支持对低压台区停电事件、电压越限、配电变压器过载等遥信告警事件的监视与管理，支持告警信息主动推送及历史数据查询。	管理信息大区	B
21	低压配电网数据统计分析	a) 支持对低压台区数据按区域、按日期、按厂家、按台区分类，可采用自定义统计条件以直观可视化的方式展示数据统计分析结果。 b) 支持对台区智能融合终端等设备的在线率分析、掉线情况总体监视与管理。	管理信息大区	B
22	实时配网数据质量校验	a) 应支持设备电流、电压、有功功率、无功功率合理性校验。 b) 应支持中压母线电流一致性校验。 c) 应支持开关合分遥信与电流一致性校验。 d) 应支持馈线、区段的电流一致性校验。 e) 应支持以上校验结果的展示和记录。	管理信息大区	A
23	历史数据质量校验	a) 应支持历史数据完整性校验功能，包括：单个历史数据的单点丢失、多点丢失等完整性检查。 b) 应支持配电终端历史数据补召及补全功能，应优先采用补召的方式进行数据修补，在补召失败的情况下，可采用补全的方式进行修补。 c) 完成数据补召或补全后，自动安排统计数据重新计算。	管理信息大区	A
24	备注操作	a) 应支持基于浏览器的备注标识操作功能，常用的备注标识应包括： 1) 文字备注标识； 2) 事件关联标识。 b) 应支持基于浏览器的备注设置或清除操作。 c) 所有的备注标识操作应进行存档记录，包括时间、厂站、线路、设备名、备注内容、操作员身份等内容。	管理信息大区	A
25	接地故障分析	a) 应支持依据接地故障信号进行线路单相接地定位分析判断。 b) 支持依据录波信息进行单点零序电压和零序电流的幅值和相角分析计算。 c) 支持同线路多点间及同母线多线路间的故障录波信息对比分析。 d) 支持综合线路10kV母线电压、厂站接地选线信息、配电终端故障录波等多源信息，对单相接地进行选线分析以及故障区段定位分析判断。 e) 支持录波信息分析与展现： 1) 故障录波中采集配置信息，展现采集到的三相电场、三相电压、三相电流、零序电压、零序电流等电气量波形和相角分析计算结果； 2) 选定设备选定时间的曲线信息集中显示； 3) 以多个选定设备的多曲线信息集中显示； 4) 以故障为单位相关设备曲线信息集中显示。	管理信息大区	A
26	单相接地故障处理	a) 应支持主动和人工召唤故障录波信息，接收和保存录波信息文件。 b) 应支持生成单相接地故障记录，能按规定算法或自定义算法的故障处理结果展示。 c) 应支持本地直采数据与生产控制大区交互数据综合研判，识别单相接地故障，产生接地故障告警，并推送至生产控制大区。 d) 应支持生产控制大区调用管理信息大区单相接地信息，开展单相接地选线和故障定位与处理。	管理信息大区	A
27	配电终端参数远程调阅及设定	a) 应支持终端固有信息的单个或批量远程调阅，包括终端类型及出厂型号、终端ID号、嵌入式系统名称及版本号、硬件版本号、软件版本号、通信参数、二次变比等参数。 b) 应支持单台或多台终端运行参数的单个或批量远程调阅与设定，包括零漂、变化阈值（死区）、重过载报警限值等运行参数，并生成运行参数设定操作的历史记录。 c) 应支持终端定值参数的单个或批量远程调阅与设定，并生成运行参数设定操作的历史记录。	管理信息大区	A
28	配电终端历史数据查询与处理	a) 应支持直采配电终端遥信、遥测、通信报文、SOE、录波文件等历史数据的调阅和处理。 b) 应支持生产控制大区调阅和处理接入管理信息大区的配电终端遥信、遥测、下行指令、SOE 等历史数据。	管理信息大区	A
29	配电终端运行状态监视及统计分析	a) 应支持主站、通信通道、配电终端与对应一次设备一致性维护。 b) 应支持配电终端运行工况实时监视。 c) 应支持配电终端状态感知和信息的收集、处理和展示，包括：终端自检、板卡异常、终端运行日志及周边环境信息等。 d) 应支持配电终端运行工况统计功能，包括实时在线率、历史在线率统计，终端月停运时间、停运次数统计。 e) 应支持根据配电终端通信方式、所属厂家进行分类统计分析。 f) 应支持流量异常终端的统计显示，包括超流量使用终端数统计。 g) 应支持终端流量的历史统计，包括月平均、最大、最小流量等。	管理信息大区	A
30	配电自动化系统缺陷自动分析及分类告警	a) 应支持缺陷自动发现功能，根据系统收集的“三遥”、状态感知和通信异常信息自动生成缺陷记录，并能够在对应的缺陷设备上自动标识，包括： 1) 终端设备运行异常，包括：装置故障、电源故障、蓄电池故障、板卡故障等以及遥信抖动、保护动作信号异常、数据不平衡、数据缺漏异常、采集数据值异常等异常预警； 2) 主站运行异常，包括：主站核心设备单机运行以及 CPU 负载率、数据库剩余容量异常等，以及各类操作异常，包括：遥控操作失败、终端数据召测失败、终端对时失败等； 3) 通过通信网管系统发现通信网络及设备异常：设备异常、长时间掉线、通信频繁中断、无线流量超标等。 b) 应支持按照设备类型进行缺陷分类：主站缺陷、终端缺陷和通信缺陷。 c) 应支持按照严重等级进行缺陷分级：危急缺陷、严重缺陷和一般缺陷；并可针对缺陷分级进行分类告警，默认一般缺陷不告警。 d) 生成的缺陷记录至少包括生成时间、责任人、缺陷设备、缺陷类别、缺陷等级、缺陷处理状态、缺陷说明等内容。 e) 应支持人工添加缺陷信息，以及对系统识别的缺陷信息进行编辑。 f) 应支持当前所有缺陷状态一览查询功能。 g) 应支持由系统自动或人工确认后形成缺陷工单。	管理信息大区	A
31	配电自动化系统缺陷校核功能	a) 应支持已消除缺陷对应的设备自动标识，以及人工解除缺陷时缺陷记录自动消除。 b) 应支持针对部分已消除缺陷类型的自动校验功能，包括：配电终端的装置故障、电源故障、蓄电池故障、板卡故障、通信故障、数据召测故障、对时故障等缺陷类型；对无法自动校验的故障类型，应支持人工确认缺陷消除。 c) 应支持历史缺陷记录的查询、周期及指定时段的统计以及数据导出。	管理信息大区	A
32	配电自动化系统运行统计分析	a) 应支持配电自动化主站对配电终端覆盖率、馈线自动化覆盖率、馈线自动化投入率等情况统计。 b) 应支持终端台账信息统计：终端台账信息按照各区域、各终端设备出厂时间、设备安装时间、设备退役时间、各终端厂家、各终端类型进行分类进行台账信息查询及统计。 c) 应支持主站在线率统计分析：主站在线率对重要节点、重要进程、指定事件进行分类在线率统计。 d) 应支持配电终端在线率统计分析： 1) 配电终端在线率按照不同终端类型和通信方式等查询； 2) 按照长期离线时间、频繁掉线、投退次数、累计离线时间及次数等条件查询。 e) 应支持遥信动作正确率统计分析：遥信频繁变位数据按照终端进行分类统计，统计遥信变位数量、每个遥信信号变位的总次数；应支持按照遥信变位告警类型进行筛选统计。 f) 应支持配电主站生产控制大区对终端遥控使用率、终端遥控成功率等情况统计，遥控成功率统计分析结果在配电主站管理信息大区展示： 1) 各类指标统计通过终端、线路、厂站、区域等分类统计； 2) 通过不同厂家、不同馈线自动化模式（电压时间型、集中型、分布式等）、不同终端类型（FTU、 DTU、TTU、故障指示器等）、不同通信方式（光纤、无线公网、无线专网等）统计查询。 g) 应支持各项指标按照起始时间与终止时间过滤查询，并提供按小时、日、周、月、年各周期统计查询。 h) 应支持馈线线路、配电变压器等设备重载、过载、空载及轻载分析。	管理信息大区	A
33	配电网运行趋势分析	a）支持对配变、线路重载、过载趋势分析与预警。 b）支持重要用户丢失电源或电源重载等安全运行预警。 c）支持配电网运行方式调整时的供电安全分析与预警。	管理信息大区	B
34	WEB信息发布	a) 支持配电网实时运行状态、历史数据、统计分析结果、故障分析结果等信息 WEB 发布功能。 b) 应支持各类画面浏览，支持对配电网图形的画面显示功能，包含全图显示、纵横比例显示、全图放大缩小、区域放大、图形拖放等功能。 c) 应支持数据查询，支持配电网实时数据及历史数据的查询、统计，支持对故障信息的查询、统计、分析。 d) 应支持综合报表功能，支持指定地区、变电站、馈线以及设备类型、厂商等多维度生成综合报表，实现配电自动化规模指标、运行指标报表及可视化展示，并支持明细数据查询和导出功能。 e) 应支持终端运维管理，支持在对终端实时运行工况、报文等运维信息的查询、统计、分析，支持对配电终端进行参数远程设置等管理。	管理信息大区	A
35	信息发布支持的数据	a) 配电网模型，包括配电网模型数据、设备参数台账等。 b) 系统各类接线图，包括单线图、站室图、环网图等。 c) 配电网实时运行数据，包括遥信、遥测、遥控及环境等实时运行数据，及曲线调阅。 d) 配电网历史采样数据，包括遥信、遥测、遥控及环境等历史采样数据查询，及曲线调阅。 e) 故障处理等应用分析结果，包括馈线自动化、接地故障分析等结果数据。 f) 配电终端管理分析结果，包括运行工况信息、通信通道流量等数据。 g) 配电自动化缺陷分析结果，包括配电自动化缺陷信息、缺陷记录等结果数据。 h) 设备（环境）状态监测结果，包括设备本体状态、环境及通道状态等结果数据。 i) 配电自动化运行分析结果，包括终端在线率、遥信动作正确率、遥控成功率、馈线自动化启动次数等配电自动化指标数据。 j) 配电自动化规模数据，包括配电终端数量/类型/厂商、配电自动化覆盖线路、馈线自动化投入线路等。 k) 配电主站运行工况，包括各节点运行工况信息数据，如服务器、工作站等 CPU、磁盘空间占用率等数据。	管理信息大区	A
36	移动端信息发布	a) 支持电网运行信息发布，包括： 1) 应支持基于移动端的告警、故障及缺陷等信息自动推送功能； 2) 应支持基于移动端的馈线自动化、接地故障分析等结果信息推送功能； 3) 应支持基于移动端的停电区域及停电区域分析结果文字显示； 4) 支持基于移动端的地理图电网故障、异常、缺陷、事件显示。 b) 支持配电终端信息发布，包括： 1) 应支持配电终端实时工况信息的查询、统计等功能； 2) 应支持移动端进行配电自动化缺陷流程处理和闭环管理所需信息发布。	管理信息大区	B
37	短信应用	a) 能对配网设备或单位、对应项目、对应接收人、可接收时段、订阅起止日期等元素进行配置、查询与管理，短信订阅配置的对应项目应包括： 1) 配网运行类事件，包括：线路短路故障、线路接地故障、设备故障停电等； 2) 统计指标，包括：系统运行指标、终端在线指标等； 3) 支持通知类信息。 b) 支持对应项目触发短信订阅时，按短信订阅配置生成短信发送清单，执行短信发布并对发送结果进行日志记录。 c) 支持对短信发送历史的统计与明细查询。 d) 支持自定义的短信消息临时发布。 e) 支持对短信内容模板的配置。	管理信息大区	B

五、技术指标

序号	检测项目	检测要求	备注	分级
38	主要技术指标	a) 冗余性：热备切换时间，≤20秒；冷备切换时间，≤10分钟。 b) 生产控制大区与管理信息大区数据交互：正向传输带宽（单台）≥6兆字节/秒，反向传输带宽（单台）≥2兆字节/秒。 c) 画面调阅响应时间：线路单线图、环网图等线路接线图画面调阅响应时间<4秒，其他画面调阅响应时间<10秒。 d) 单节点备用空间（根区）≥20%（或10G）。	生产控制大区、管理信息大区	A
39	压力检测	a) 数据采集压力检测：生产控制大区配电数据采集与监控指标：可接入实时数据容量≥300000；可接入终端数（每组分布式前置）≥3000；可接入控制量≥6000；实时数据变化主站更新时延(本区)≤3秒；实时数据变化主站更新时延(跨区)≤5秒；主站遥控输出时延≤3秒；事故推画面响应时间≤10秒；调用曲线响应时间≤5秒；系统并发处理馈线故障个数≥20个；单个馈线故障处理耗时（不含系统通信时间和数据跨区传输时间）≤5秒；单次转供策略分析耗时≤5秒；单次数据检索查询时间≤120秒；网络拓扑着色时延≤5秒；管理信息大区功能指标：配电数据采集与监控：可接入实时数据容量≥300000；可接入终端数（每组两台前置）≥3000；实时数据变化主站更新时延(本区)≤3秒；实时数据变化主站更新时延(跨区)≤5秒；单相接地分析处理时间（不含系统通信时间和数据跨区传输时间）≤120秒；单节点CPU平均负载率（任意5分钟内）≤40%。数据处理雪崩检测：接入数据总量的5%的遥测、遥信量，每隔1秒同时发生变化；持续时间不少于30分钟，CPU平均负载率（任意5分钟内）≤40%。 WEB访问压力检测：并发不少于100个用户同时访问WEB系统；被测系统WEB服务器CPU平均负载率（5分钟平均值），CPU平均负载率≤40%；画面调用时间应小于10s。	生产控制大区、管理信息大区	A
40	运行稳定性测试	将接入不少于6000台配电终端，每台终端定义不少于100个“三遥”数据信息接入被测系统，系统应不间断运行维持72小时，被测系统CPU平均负载率（5分钟平均值），CPU平均负载率≤40%，“三遥”信息正确率应为100%。	生产控制大区、管理信息大区	A

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