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目录
1 总体要求
1.1 系统框架及结构
1.1.1 总体架构
1.1.2 主配网一体化架构
1.1.3 数据流架构
1.1.4 数据流架构
1.1.5 功能结构
1.1.6 硬件结构
1.2 总体技术要求
1.2.1 建设原则
1.2.2 基本要求
1.2.3 全景建模要求
1.2.4 图形绘制要求
1.2.5 通信要求
1.2.6 信息采集要求
1.2.7 数据存储要求
1.2.8 功能部署要求
1.2.9 横向互联要求
1.2.10 纵向互联要求
1.2.11 在线扩展支持
1.2.12 二次安防要求
1.3 总体技术指标
1.3.1 系统监控规模
1.3.2 系统分析计算规模
1.3.3 数据处理及存储规模
1.3.4 系统年可用率
1.3.5 总体性能要求
2 基础资源平台（BRP）
2.1 数据库支撑平台（DSP）
2.1.1 时序数据库服务
2.1.2 关系数据库服务
2.1.3 实时数据库服务
2.2 软件支撑平台（SSP）
2.2.1 平台服务类
2.2.2 运行服务总线类
2.2.3 资源管控类
2.2.4 安全管控类
2.2.5 基础软件类
2.3 硬件支撑平台（HSP）
2.4 数据中心
2.4.1 数据采集与交换类
2.4.2 全景数据建模类
2.4.3 数据集成与服务类
3 电网运行控制系统（OCS）【主网部分】
3.1 监视中心
3.1.1 稳态监视类
3.1.2 动态监视类
3.1.3 暂态监视类
3.1.4 环境监视类
3.1.5 在线预警类
3.1.6 节能环保监视类
3.1.7 设备监视类
3.1.8 在线计算类
3.1.9 智能告警类
3.2 控制中心
3.2.1 手动操作类
3.2.2 自动控制类
4 电网运行管理系统（OMS）【主网部分】
4.1 并网管理类
4.1.1 中长期运行方式
4.1.2 调度前期管理
4.1.3 并网审核管理
4.1.4 退役管理
4.2 运行风险管理类
4.2.1 电力安全事故（事件）应急管理
4.2.2 运行风险管控
4.3 运行计划管理类
4.3.1 负荷预测管理
4.3.2 有序用电
4.3.3 断面限额安排
4.3.4 电压无功计划编制
4.3.5 发受电计划编制
4.3.6 综合停电
4.3.7 水库调度计划编制
4.3.8 运行方式管理
4.4 运行控制管理类
4.4.1 智能操作票
4.4.2 调度运行日志
4.4.3 水调运行日志
4.4.4 监控运行日志
4.4.5 电网运行值班管理
4.4.6 运行资质管理
4.4.7 调度操作指挥
4.4.8 应急预案及事故决策支持
4.4.9 保电运行管理
4.4.10 事故报告管理
4.5 运行评价与改进管理类
4.5.1 发电运行评价
4.5.2 电网运行评价
4.5.3 调度工作评价
4.5.4 专业运行报表
4.5.5 每日运行汇报
4.5.6 信息披露与Web发布
4.6 二次系统管理类
4.6.1 新设备入网管理
4.6.2 定值审核与执行
4.6.3 自动化运维管理
4.6.4 通信运行管理
4.6.5 设备缺陷管理
4.6.6 定检计划管理
4.6.7 资源申请及服务管理
4.6.8 二次设备投退管理
4.6.9 保护动作信息管理
4.6.10 反措管理
4.7 计算分析服务类
4.7.1 保护定值整定计算
4.7.2 安自策略计算
4.7.3 短路电流计算
4.7.4 最优潮流计算
4.7.5 潮流计算
4.7.6 灵敏度分析
4.7.7 负荷预测
4.7.8 负荷特性分析
4.7.9 电压无功优化分析
4.7.10 负荷转供分析
4.7.11 安全校核分析
4.7.12 经济运行分析与优化
4.7.13 电能质量分析与优化
4.7.14 节能环保分析与优化
4.8 基础信息服务类
4.8.1 输变配电设备参数
4.8.2 二次设备版本及配置
4.8.3 运行图档资料
4.8.4 用电用户信息
4.8.5 运行人员信息
4.8.6 发电资源信息库
4.8.7 交易计划信息
4.8.8 运行缺陷信息
4.8.9 电网地理信息
4.8.10 气象环境信息
5 电力系统运行驾驶舱（POC）【主网部分】
5.1 智能引擎
5.1.1 运行KPI引擎
5.1.2 KPI应用场景引擎
5.1.3 决策分析引擎
5.1.4 运行操控引擎
5.1.5 界面集成与定制
5.1.6 移动终端服务
5.1.7 Web展示服务
5.2 人机交互环境
5.2.1 预驾驶
a） 界面操作请求（如点击弹出对话框）响应时间小于1s；
5.2.2 实时驾驶
5.2.3 驾驶回放
6 镜像测试培训系统（MTT）【主网部分】
6.1 系统镜像与同步
6.1.1 系统功能镜像
6.1.2 数据同步
6.2 系统测试仿真
6.2.1 系统功能测试仿真
6.3 专业培训
6.3.1 调度员培训
6.3.2 自动化培训
6.3.3 运行策划培训
7 电网运行控制系统（OCS）【配网部分】
7.1 监视中心
7.1.1 稳态监视类
7.1.2 暂态监视类
7.1.3 智能告警类
7.1.4 环境监视类
7.1.5 节能环保监视类
7.1.6 在线预警类
7.1.7 设备监视类
7.1.8 在线计算类
7.2 控制中心
7.2.1 手动操作类
7.2.2 自动控制类
8 电网运行管理系统（OMS）【配网部分】
8.1 并网管理类
8.1.1 中长期运行方式
8.1.2 调度前期管理
8.1.3 并网审核管理
8.1.4 退役管理
8.2 运行风险管理类
8.2.1 电力安全事故（事件）应急管理
8.2.2 运行风险管控
8.3 运行计划管理类
8.3.1 负荷预测管理
8.3.2 有序用电
8.3.3 电压无功计划编制
8.3.4 综合停电
8.3.5 运行方式管理
8.4 运行控制管理类
8.4.1 智能操作票
8.4.2 调度运行日志
8.4.3 监控运行日志
8.4.4 电网运行值班管理
8.4.5 运行资质管理
8.4.6 调度操作指挥
8.4.7 应急预案及事故决策支持
8.4.8 保电运行管理
8.4.9 事故报告管理
8.5 运行评价与改进管理类
8.5.1 发电运行评价
8.5.2 电网运行评价
8.5.3 调度工作评价
8.5.4 专业运行报表
8.5.5 每日运行汇报
8.5.6 信息披露与Web发布
8.6 二次系统管理类
8.6.1 新设备入网管理
8.6.2 定值审核与执行
8.6.3 自动化运维管理
8.6.4 通信运行管理
8.6.5 设备缺陷管理
8.6.6 定检计划管理
8.6.7 资源申请及服务管理
8.6.8 二次设备投退管理
8.6.9 保护动作信息管理
8.6.10 反措管理
8.7 计算分析服务类
8.7.1 保护定值整定计算
8.7.2 短路电流计算
8.7.3 潮流计算
8.7.4 负荷预测
8.7.5 负荷特性分析
8.7.6 负荷转供分析
8.7.7 经济运行分析与优化
8.7.8 电能质量分析与优化
8.7.9 节能环保分析与优化
8.8 基础信息服务类
8.8.1 输变电设备参数
8.8.2 二次设备版本及配置
8.8.3 运行图档资料
8.8.4 用电用户信息
8.8.5 运行人员信息
8.8.6 交易计划信息
8.8.7 运行缺陷信息
8.8.8 电网地理信息
8.8.9 气象环境信息
9 电力系统运行驾驶舱（POC）【配网部分】
9.1 智能引擎
9.1.1 运行KPI引擎
9.1.2 KPI应用场景引擎
9.1.3 决策分析引擎
9.1.4 运行操控引擎
9.1.5 界面集成与定制
9.1.6 移动终端服务
9.1.7 Web展示服务
9.2 人机交互环境
9.2.1 预驾驶
9.2.2 实时驾驶
9.2.3 驾驶回放
10 镜像测试培训系统（MTT）【配网部分】
10.1 专业培训
10.1.1 调度员培训
11 与现有系统接口要求
11.1 横向系统接口要求
11.1.1 资产管理系统
11.1.2 营销管理系统
11.1.3 一次设备在线监测系统
11.1.4 线路在线监测系统
11.1.5 ……
11.1.6 备调系统
11.2 纵向系统接口要求
11.2.1 上级OS2/调度自动化系统
11.2.2 厂站自动化系统
11.2.3 ……
12 系统配置和部署要求
12.1 硬件配置
12.1.1 基本要求
12.1.2 服务器配置要求
12.1.3 工作站配置要求
12.1.4 存储设备配置要求
12.1.5 网络设施配置要求
12.1.6 安全防护设备配置要求
12.1.7 其它设备配置要求
12.2 软件配置
12.2.1 基本要求
12.2.2 操作系统配置要求
12.2.3 关系数据库配置要求
12.2.4 时序数据库配置要求
12.2.5 服务总线配置要求
12.2.6 应用软件配置要求
12.2.7 开发工具配置要求
12.3 配置清单（参考）
12.3.1 主站硬件配置清单
12.3.2 主站软件配置清单
12.3.3 县级主站（分布式采集及监控模式）硬件配置清单
12.3.4 县级主站（分布式采集及监控模式）软件配置清单
12.3.5 县级主站（远程工作站模式）硬件配置清单
12.3.6 县级主站（远程工作站模式）软件配置清单
13 附录
13.1 系统配置图（参考）
13.2 术语及缩略语
13.3 使用说明
13.3.1 总体说明
13.3.2 功能模块选配说明
13.3.3 功能创新说明
13.3.4 与现有系统的关系
13.3.5 附表1南方电网OS2地级主站模块列表及选配情况
13.3.6 附表2功能创新调整记录表
1.1 系统框架及结构
1.1.1 总体架构
一体化电网运行智能系统总体框架如下图所示。
其主要内容包括：
a) 一体化电网运行智能系统（OS2）由网、省、地(县、配)各级主站系统和厂站系统共同组成，每级主站/厂站系统划分为基础资源平台（BRP）、运行控制系统（OCS）、运行管理系统（OMS）、电力系统运行驾驶舱（POC）或变电运行驾驶舱（SOC）、镜像测试培训系统（MTT）五大部分。
b) 系统遵循SOA架构体系，基于统一的ICT基础设施，在统一的模型及服务接口标准基础上，构建一体化支撑平台及运行服务总线（OSB）。各类业务功能以此为基础开展建设或功能完善。通过支撑平台和横向运行服务总线集成各级主站/厂站内的功能模块/业务子系统，通过纵向运行服务总线实现与上、下级相关业务系统的互联。
c) 系统通过OSB标准服务接口实现与其它相关业务系统（如资产管理系统等企业信息化系统）的信息共享、协调控制及流程化管理。
d) 网、省、地、厂站各级系统分别建设，县级系统、集控/巡维中心系统与地级主站系统统一建设。
1.1.2 主配网一体化架构
a) 地级主站采用统一技术架构和基础平台，并在此基础上分别构建主网和配网部分的OCS、OMS、POC、MTT功能模块。
b) OS2地级主站主配网功能可采用三种建设模式：1）主配网由一套主站系统来统一完成；2）主配网由同一厂家的两套系统分别建设（两套系统的平台相同）；3）主配网由不同厂家的系统分别建设。各地区可根据电网规模及实际需要选择合适的建设模式。
c) 无论采用哪种建设模式，整个系统应建设统一的OSB及数据中心，主配网系统各功能模块基于OSB和数据中心实现信息共享业务流转，并由数据中心实现全景建模及对历史数据的统一管理。
d) 数据中心的前置采集相关功能模块应在主配网侧分别部署，数据集成、存储和服务应统一考虑。主配网关系数据库宜统一管理和分配，硬件配置原则上主配网功能协同考虑，具备条件的也可以独立配置。
不同模式下的主配网一体化架构如下图所示。
1.1.3 数据流架构
一体化电网运行智能系统的数据流架构如下图所示，其要点如下：
1) OS2主站与厂站间利用主站端的前置运行环境和厂站端的智能远动（或智能配电终端）实现模型&画面、稳态数据、动态数据、保护数据、视频数据、计量数据等各类数据的综合采集与交换；
2) OS2主站利用横向业务系统数据交换功能模块通过横向OSB总线实现与OS2外部的其它相关业务系统实现各类数据的综合交换；
3) 各级主站间利用纵向主站间综合数据交换功能模块通过纵向OSB总线实现上下级系统间各类数据的交换；
4) 在主站系统内部：
a) 通过前置运行环境获取的厂站（含馈线、配电站）模型及画面在通过模型管理和图形绘制功能模块处理后进入全景数据模型统一管理和发布；
b) 前置运行环境采集的稳态、动态、保护、视频等各类数据通过高速数据总线直接进入稳态监视、动态监视、保护运行监视、视频与环境监视等各类监视功能模块使用；这些功能模块并将其需对外共享的公共数据通过高速数据总线提供给数据中心的数据集成与服务功能进行统一管理和对外发布；
c) 对于需要在关系数据库和时序数据库中存储和访问的各类数据，由数据中心的数据库支撑平台类服务统一对外提供；
d) OS2各应用功能间可通过高速数据总线和服务总线进行信息交换及服务功能调用；
e) OS2各应用内部可创建实时缓存，存储应用需频繁访问的各类数据。
1.1.4 数据流架构
一体化电网运行智能系统的数据流架构如下图所示，其要点如下：
a) OS2主站与厂站间利用主站端的前置运行环境和厂站端的智能远动（或智能配电终端）实现模型&画面、稳态数据、动态数据、保护数据、视频数据、计量数据等各类数据的综合采集与交换；
b) OS2主站利用横向业务系统数据交换功能模块通过横向OSB总线实现与OS2外部的其它相关业务系统实现各类数据的综合交换；
c) 各级主站间利用纵向主站间综合数据交换功能模块通过纵向OSB总线实现上下级系统间各类数据的交换；
d) 在主站系统内部：
1) 通过前置运行环境获取的厂站（含馈线、配电站）模型及画面在通过模型管理和图形绘制功能模块处理后进入全景数据模型统一管理和发布；
2) 前置运行环境采集的稳态、动态、保护、视频等各类数据通过消息总线直接进入稳态监视、动态监视、保护运行监视、视频与环境监视等各类监视功能模块使用；这些功能模块并将其需对外共享的公共数据通过消息总线提供给数据中心的数据集成与服务功能进行统一管理和对外发布；
3) 对于需要在关系数据库和时序数据库中存储和访问的各类数据，由数据中心的数据库支撑平台类服务统一对外提供；
4) OS2各应用功能间可通过消息总线和服务总线进行信息交换及服务功能调用；
5) OS2各应用内部可创建实时缓存，存储应用需频繁访问的各类数据。
1.1.5 功能结构
1.1.5.1 系统功能组成
OS2主站系统一共由205个功能模块组成，按逻辑关系分别划分到基础资源平台（BRP，56个），运行控制系统（OCS，65个），运行管理系统（OMS，68个），电力系统运行驾驶舱（10个）及镜像测试及培训系统（6个）。
以上各功能模块在网、省、地各级及各单位根据应用需求分为应选、可选和不选三类。其中OS2地级主站共可建设194个功能模块（应选138个，可选56个）。按组成划分，BRP应选52个，可选4个；OCS应选32个，可选26个；OMS应选43个，可选21个；POC应选10个；MTT应选1个，可选5个。
OS2地级主站系统的详细功能组成如下图所示：
OS2地级主站系统主网部分的详细功能组成如下图所示：
OS2地级主站系统配网部分的详细功能组成如下图所示：
1.1.5.2 系统功能布局
一体化电网运行智能系统的功能总体布局逻辑示意如下图所示。根据二次系统安全防护要求，系统各项功能根据应用需要分别部署在安全区I、安全区II和安全区III。其中安全区I和安全区II主要包括数据采集与交换功能群、应用功能群，安全区I的应用和安全区II的应用通过防火墙逻辑隔离，同时安全区I和安全区II的应用均可通过防火墙的第三通道与I、II区数据中心互联；安全区III主要包括数据采集与交换功能群、应用功能群、WEB服务和移动终端服务，并与III区数据中心互联；I、II区数据中心与III区数据中心分别为安全区I、II和安全区III提供统一配置和管理的存储设备、关系数据库、时序数据库、模型及数据服务等数据基础设施及公共服务，并利用中心内的跨区通信服务通过正反向隔离装置进行数据交换；另外，数据中心数据采集与交换类各模块根据前置采集和数据交换的功能和安全防护要求，分别在安全I、II、III区部署，详见后文各模块“部署要求”。
图1-1一体化电网运行智能系统功能布局图
1.1.6 硬件结构
系统的硬件逻辑配置结构示意图如下图所示：
图1-2一体化电网运行智能系统主站硬件逻辑配置结构示意图
系统硬件配置按照网段划分为数据采集与交换、数据存储、人机终端和应用四类。数据采集与交换处于内外网边界，主要完成内外部的信息交换；按照数据特性，数据存储和应用相对独立的特点，I、II区进行统一的基于SAN的数据存储，遵循安全防护的要求，III区配置另外一套SAN；根据不同应用的业务特性来配置相应的应用服务器群；人机工作站按照安全区统一配置，实现界面统一及资源共享。
1.2 总体技术要求
1.2.1 建设原则
一体化电网运行智能系统应为网、省、地、县各级电网及厂站的安全、经济、优质、环保运行提供充分的技术支持。其总体上按照“一体化、模块化、智能化”的原则设计建设。
1.2.1.1 一体化
满足电网大二次一体化的要求。全方位覆盖各级主站及厂站（含馈线、配电站）的运行监控与运行管理需求；全过程支持电力系统发、输、变、配、用各环节的一体化管控；全面协调电网运行业务和信息的横向协同和纵向贯通。
应在统一模型和服务接口标准的基础上开展各级系统的一体化建设，实现各级系统互联、互通、互操作，确保系统功能模块之间、主站之间、主站与厂站之间、厂站与厂站之间资源的统一共享和协调控制。
各级系统的ICT基础设施应统一配置，并逐步实现统一的数据容灾与备份和统一的二次安全防护。
系统能应支持地县一体化、调控一体化、省地一体化有关工作的开展。
1.2.1.2 模块化
满足业务功能模块化建设和“即插即用”的要求。一体化电网运行智能系统提供标准和开放的ICT基础设施和支撑平台，支持电网运行各类技术系统/应用功能以模块化的方式纳入一体化运行智能系统并协同作业。
电网运行各类技术系统/应用功能应按照“模块化”的建设要求，采用一体化电网运行智能系统提供的ICT基础设施，遵循一体化电网运行智能系统支撑平台的接口要求，实现“即插即用”和业务的灵活互动。
一体化运行智能系统应具有良好的通用性、兼容性和可扩展性。
1.2.1.3 智能化
促进电网运行信息的灵活共享，促进电网运行业务的灵活互动，全面提升电网运行各专业的协同作业能力，提高工作效率。
应充分运用自动化、智能化技术发展成果，开展电网智能调度的建设，提升电网运行智能分析和智能决策能力，提升电网自动控制和安全自愈能力，不断提高电网安全、经济、优质、环保运行水平。
1.2.2 基本要求
在“一体化、模块化、智能化”总体原则下，一体化电网运行智能系统主站系统应满足以下基本要求。
1.2.2.1 开放性要求
一体化电网运行智能系统的软硬件平台应具有良好的开放性和广泛的适应性，基础资源平台及应用功能模块均应基于相关国际、国家、行业及企业标准开发，基础资源平台可插入任何符合相关标准的应用模块或子系统，并支持模块或子系统间的数据和功能交互，系统规模和功能可按需扩展。
系统可采用多种硬件和操作系统，包括但不限于IBM AIX、HP UX和SUN Solaris、Linux、Windows等操作系统，并能支持各种主流的关系数据库、时序数据库、中间件等基础软件。
在不同的硬件和操作系统平台上，系统的功能和操作风格应基本一致。
1.2.2.2 可靠性要求
一体化电网运行智能系统建设时应充分考虑可靠性要求，通过关键硬件设备及软件采用冗余配置、集群、虚拟化、容灾备用等技术手段，消除单点故障，确保不因部分软硬件故障而影响系统功能的正常运行。
1.2.2.3 安全性要求
一体化电网运行智能系统主站应满足信息系统安全等级保护及电力二次系统安全防护相关标准、规范的要求。
一体化电网运行智能系统主站在运行过程中应不影响电力系统的安全性，不因系统本身的故障或错误导致电网安全事故。
1.2.2.4 集约化要求
一体化电网运行智能系统主站系统应集中配置，提高软硬件资源综合利用率。宜按安全分区统一配置前置服务器、通信服务器、数据库服务器、应用服务器、WEB服务器、存储设备、二次安全防护设备、同步时钟、打印机、虚拟化平台、操作系统、关系数据库、时序数据库等软硬件设施。
各类服务器应根据应用特点选用适当的体系架构和系统配置。对性能及可靠性要求很高的实时类应用服务器应专机专用，对计算密集的应用应选用高性能服务器，对性能和可靠性要求相对较低的管理类应用可采用虚拟化服务器。
各类软硬件设施应统一管理，合理分配，按需扩充或升级改造。
1.2.2.5 易用性要求
主站系统应提供方便易用的操作、维护和管理界面，系统功能组织合理、界面美观易懂、操作方便快捷。使用人员无需经过复杂的培训即可掌握并使用此系统。
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