B数字量和脉冲量：
电网频率f
配电线有功电能
主变压器、输电线有功、无功电能 水库水位 C状态量：
断路器位置 保护预告信号 事故跳闸总信号 通道故障信号 RTU主电源停电信号
载调压变压器分接头位置信号
隔离开关位置
发电机运行状态信号 保护动作信号 D非电量：
主变压器温度t 数据传输：
和上级调度监控系统通信或信息转发 通信规约转换
主站端可以和n和RTU通信
向管理网传递信息
数据处理：
电网有功功率总加?P 越限警告 功率因数计算 电网无功功率总加?Q 电网有功电能量总加 复核率统计
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遥控：
断路器分合闸分类统计
遥控断路器 电容器组投切
变压器有载调压分接头位置
事故报告：
断路器事故变位，事故信息优先显示与报警 事故记录 事故顺序记录
人机联系： A画面显示操作：
县级电网潮流图
调度自动化系统运行状态图 厂站一次时实接线图 厂站时实数据显示 24h负荷曲线、电压棒图 发送遥控命令 修改RTU监控定值 修改时实数据库
修改图形报表生成软件包 历史数据库 厂站主设备参数 继电器保护定值参数
B打印机：
定时打印 召唤打印 异常及事故打印 操作记录 事件顺序打印
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C模拟盘：
反映断路器位置、遥测量及潮流方向 具有声光检查、数码显示等自检功能
数据传输通道：
通道故障统计和报警 上下行双向通道
通道监测了、底电平警告 主设备通道自动切换
4.1.2远景年（2018年）功能要求
除上述功能以外，还需要增加的功能：
经济调度控制（EDA） 发电计划控制（AGC） 短期负荷预测 系统运行安全最优控制 系统能量管理 系统紧急控制 系统恢复控制 最优潮流控制
4.2系统技术要求
4.2.1系统可靠性
4.2.1.1通讯指标
1、可实现多路串行、全双工、多规约通讯。
2、每路通道可分别设置通讯速率:300, 600, 1200. 9600bps直至64kbps口符合RS-232C标准。
3、每路通道支持各种类型CDT方式和POLL工NG方式的通讯规约。
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4、单台RTU接收容量没有限制，由用户自定义。 5、接收数据容量(用户可自定义): 人工置入模拟量:20000 人工置入数字量:20000 模拟量(遥测量): 80000 状态量(遥信量):100000 电能量:20000 单精模拟计算量:10000 双精模拟计算量:10000 状态计算量:5000 遥控量:20000 遥调量:5000
转发容量:遥测量、遥信量及脉冲电度量等由用户自定义，没有限制。 4.2.1.2显示指标
1、 90%的画面调用响应时间<2秒 2、动态数据刷新时间<3秒 3、开关量变位传送至主站<3秒 4、事件顺序记录分辨率<20毫秒 5、画面数量、尺寸不限 4.2.1.3高级应用指标 1、状态估计
（1)状态估计覆盖率)90% (2)状态估计月可用率)90%
(3)单次状态估计计算时间廷迟小于30秒 2、调度员潮流
(1)调度员潮流合格率)90% (2)潮流结果误差延1. 5%
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(3)单次潮流计算时间30秒 3、负荷预报
(1)日负荷预报运行率96% (2)日负荷预报准确率)95%
(3)月(年)度累计负荷预报准确率)95% (4)日最高(低)负荷预报准确率)95%
(5)月(年)度累计最高(低)负荷预报准确率)95% 4、网络拓扑
单次计算时间小于1秒 5、短路电流计算误差
与同等方式下现场提供的基于BPA程序或综合稳定程序计算的结果相比，短路 电流幅值误差标么值小于0.01 4.2.1.4系统负荷率、可用性指标
1、正常情况下:在线服务器<30%，网络<20% 2、故障情况下:在线服务器<50%，网络<40% 3、计算机双机月平均运行率大于99. 99% o 4、系统年可用率大于99. 99% 4.2.1.5系统可靠性和使用寿命指标 1、主设备(如服务器、工作站等)h }10年 2、系统外设(打印机等)h)5年
3、调制解调器(Modem) 56kbit/s, Flex/V90协议 4、主站画面分辨率:1280 x 1024 5、计算机双机月平均运行率大于99. 9% 6、平均无故障时间(MTBF) >=25000小时
这一部分描述的工程设计数据是计算机及网络设备的规划和安装的必要环境条件标准。
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