主配一体化协同监控技术规范（征求意见稿）.docx

Q/CSG中国南方电网有限责任公司企业标准Q/CSGxxxxxXX-20222022-xx-XX发布2022-xx-XX 实施主配一体化协同监控技术规范（征求意见稿）中国南方电网有限责任公司 发 布Q/CSG 1201029-2020目 次前 言II1范围12规范性引用文件13术语和定义14缩略语25总则26系统功能要求37性能要求108附录12III前 言为全面支撑的新型电力系统运行，保障电网安全运行，在遵循国家标准、行业标准和南方电网企业标准的基础上，结合南方电网主配一体化主站系统建设应用实践，运行经验和管理要求，从实际运行需求出发，特编制该技术规范。本规范规定了统一主配网的信息模型、主配一体化的系统架构、数据交互、主配一体化监视控制功能，以及与主配网厂站、终端设备的通信机制等内容，规范主配网一体化的网络安全技术措施，数据交互和存储的模式，规定了主配网一体化的电网监控、故障自愈、风险分析等功能的技术原则、设计准则和信息规范，支撑主配业务高度集约、数据紧密交互、功能复用协同，既满足地区电网安全稳定运行和网络安全防护要求，也适应未来以新能源为主体的新型电力系统运行和管理要求。本文件由中国南方电网电力调度控制中心提出、编制和负责解释。本标准由中国南方电网标准部归口管理。本标准起草单位：XX本标准主要起草人：XXIII主配一体化协同监控技术规范1 范围本技术规范规定了南方电网主配一体化协同监控系统的技术要求，包括平台架构要求，基础设施要求，网络安全防护要求，一体化应用要求等内容。本技术规范适用于南方电网主配一体化协同监控系统的作规划、设计、建设、改造和检测。 在南方电网一体化电网运行智能系统技术规范的基础上，对主配网应用进行功能协同整合，适应主配网协同高效运行的监控需求。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本规范。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有修改单）适用于本规范。GB/T 22239-2019 信息安全技术网络安全等级保护基本要求GB/T 33590-2017 智能电网调度控制系统技术方案DL 516 电力调度自动化系统运行管理规程DL/T 5003 电力系统调度自动化设计技术规程QCSG 1204005.22-2014 南方电网一体化电网运行智能系统技术规范 第2部分：架构第2篇：主站系统架构技术规范Q/CSG 1204005.36-2014 南方电网一体化电网运行智能系统技术规范第3部分： 数据第6篇：全景建模规范QCSG 1204005.33-2014南方电网一体化电网运行智能系统技术规范 第3部分：数据第3篇：主站数据架构QCSG 1204005.41-2014南方电网一体化电网运行智能系统技术规范 第4部分：平台第1篇：主站系统平台技术规范Q/CSG 1204005.51.3-2014 南方电网一体化电网运行智能系统技术规范第5部分： 主站应用第1篇：智能数据中心第3分册：数据集成与服务类功能规范QCSG 1204005.72-2014南方电网一体化电网运行智能系统技术规范 第7部分：配置 第2篇：主站辅助设施配置规范QCSG 1204005.71-2014南方电网一体化电网运行智能系统技术规范 第7部分：配置 第1篇：主站系统配置规范Q/CSG1204009-2015 中国南方电网电力监控系统安全防护技术规范国家发展改革委2014第14号令 电力监控系统安全防护规定3 总则本技术规范以现有主配OCS系统架构为基础，逐步融合主配网一体化架构建设为目标，实现主配网高效、可靠、智能的协同应用。系统的规划、设计和建设应遵循“一体化、模块化、适应性、安全性”的基本原则。3.1 一体化主配一体化协同监控系统应面向主配电网业务协同的统一设计，遵循统一的模型、数据服务和接口。通过标准化的互动方式，支持主配电网统一监控、维护，实现全局协同优化运行。系统建设应遵循南方电网一体化电网运行智能系统技术规范的要求，采用统一技术架构，满足OS2标准基础支撑平台及OSB总线服务要求，并在此基础上分别构建主配网基础与协同应用功能模块。3.2 模块化系统应采用统一的平台架构，为应用和装置的接入提供标准和开放的接口，具有良好的通用性、兼容性和可扩展性，实现“即插即用”和业务的灵活互动。3.3 适应性系统应具备广泛的适应性，可适配符合相关标准建设的应用模块或子系统，系统规模和功能可按需扩展。系统应适配主流软硬件运行，具备可移植性。3.4 安全性系统应满足信息系统安全等级保护及电力监控系统网络安全相关标准规范的要求。在运行过程中主配协同应用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。4 系统架构及组成要求4.1 平台要求4.1.1 系统总体架构a) 主配一体化协同监控系统应由一体化支撑平台及各类应用组成，应采用统一的技术架构和基础支撑平台，应采用面向服务的体系架构。主配网系统各功能模块基于平台总线或OSB实现信息共享，实现“平台统一、维护统一、界面统一、互不影响”。b) 系统应在运行数据中心上建立统一的模型及服务接口标准。系统应通过标准服务接口实现与其它相关业务系统（如电网管理平台、主配网调度OMS、计量自动化系统等企业信息化系统等）的信息共享、协调控制及流程化管理。c) 系统应分别构建主网和配网的数据采集、处理、应用分析功能模块，主配网前置相关功能模块应在主配网分别部署，相互独立，保障主配业务系统更新、通道扩容等操作时，监控等核心功能互不影响。协同应用、人机界面、POC等应用宜主配网统一构建。d) 系统基础软硬件配置可统一配置或独立配置。总体系统架构如下图1。图1 系统平台架构图4.1.2 数据结构主配一体化协同监控系统数据结构建模应遵循南方电网一体化电网运行智能系统技术规范 第3-5部分：数据电网公共信息模型规范要求。具体要求包括:a) 数据结构宜遵循模型逻辑统一，可适应统一存储管理及分布式存储管理模式，需满足主配一体化应用需求。b) 数据结构应能做到主配设备模型的自动拼接，主网或配网任一设备模型发生变化时，数据模型及拓扑可自动更新，无需人工维护。c) 模型拼接范围覆盖500kV 到0.4kV的主配网设备；d) 模型拼接至少应支持以CIM/XML表示的电网模型、SVG格式的系统图形以及E格式的数据断面；e) 可支持基于统一的设备编码或设备名称进行拼接。f) 支持指定范围内（如某个厂站、馈线）全模型和增量模型的拼接支持；g) 从上、下级系统接收上、下级管辖的电网模型，与本级模型实现拼接；h) 主配网数据库宜一体化建设，对于前期分别建设的情况，结合统一建模改造逐步合并。4.1.3 数据交互主配一体化协同监控系统的数据流要求包括：a) 系统与厂站、配电终端间应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和画面、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) 系统在横向上应提供跨安全区的一体化应用集成与运行，并通过与服务总线交互实现与相关系统的数据共享；纵向上应采用CIM/XML、SVG、E等标准与上下级系统实现模型、画面、数据的共享。c) 在系统内部，厂站（含馈线、配电终端）模型及画面在运行数据中心处理后进行统一管理和发布；电网稳态、动态、保护、视频等各类数据应通过消息/服务总线进行共享，各类应用功能模块通过标准服务接口获取所需数据，数据通过总线对外发布。4.1.4 横向系统交互要求主配一体化协同监控系统与其他系统的横向互联应遵循南方电网一体化电网运行智能系统技术规范第3部分：数据第9篇：数据接口与协议第2分册：横向主站间数据交换规范要求。横向交互应具备：a) 与电网管理平台（资产域、营销域）、计量自动化系统、设备管理中心、地理信息系统、主网OMS系统、配网OMS系统，调度云平台以及现有雷电监测系统、气象监测系统、电能质量在线监测系统、应急指挥系统、边缘集群等系统之间互联能力。b) 能够对外部提供主配网独立模型，或主配网拼接后的全电网模型、电网参数、实时与历史数据等接口服务，也可以从外部获取模型、数据，实现横向上应用之间的互联和业务流程的协同。4.1.5 纵向系统互联要求主配一体化协同监控系统与其他系统的纵向互联应满足南方电网一体化电网运行智能系统技术规范第3部分：数据第9篇：数据接口与协议第3分册：纵向主站间数据交换规范要求。纵向交互包括：a) 纵向互联对象包括网级、省级OCS系统，厂站系统、配电终端、分布式电源系统等。b) 实时数据纵向交互应采用标准前置规约、JMS服务方式交互。c) 系统按照不同安全区划分，低安全区不能主动访问高安全区。d) 文件、非实时数据的跨级纵向交互在安全II区应采用标准前置规约、JMS方式进行，在安全III区应采用JMS、WebService、SFTP方式等安全交互。e) 应用服务调用宜通过WebService服务方式，服务的注册和控制应和本级OS2内部的服务注册分开。f) 对于全景模型应用区的互联，上级模型建立包括应用区纵向拼接，应包括下级的数据，模型数据应遵循统一的编码规则。4.2 基础设施主配一体化协同监控系统应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功能模块，主配网系统各功能模块基于OSB实现信息共享业务流转。系统设备部署参照南方电网一体化电网运行智能系统技术规范 第7部分：配置 第1篇：主站系统配置规范。系统基础辅助设施配置要求参照南方电网一体化电网运行智能系统技术规范 第7部分：配置 第2篇：主站辅助设施配置规范。主要要求包括：a) 系统硬件应按照应用专属的原则进行配置。主配网间不需数据交互的应用应按照功能模块配置专用服务器节点。对于主配网间需要协同的应用，设置主配系统公用应用节点服务器，按照应用的使用主体对应用节点服务器进行逻辑与物理位置划分。b) 系统硬件应按照主配协同应用的重要等级，对自愈、有序用电等关键应用服务器进行冗余配置。c) 主配网协同应用之间宜采用访问控制手段实现互联，如采用防火墙、划分VLAN等逻辑隔离方式，实现最小化访问。d) 硬件平台应采用适度超前的原则，并按照电网发展的需求进行建设。e) 服务器、网络设备、安全设备、系统基础软件等配置应采用自主可控设备。f) 系统机房基础辅助设施可根据系统的实际情况进行部署，宜采用统一的机房辅助设施。主配网系统分独立机房部署的情况，应具备统一的机房基础辅助设施的运行监控模块。4.3 安全防护主配一体化协同监控系统建设应遵循中国南方电网电力监控系统安全防护技术规范要求；系统安全防护参照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的原则。系统安全防护总体架构图参照附录：8.2主配一体化协同监控系统典型安全架构逻辑图。4.3.1 结构安全要求a) 系统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。 b) 主配一体化结构安全的原则是主配网数据独立采集，通道互不复用，数据与应用统一管理，保证主配网协同应用安全性、高效性、一致性。c) 系统边界安全防护要求：通过划分主配网各个子网络的网络边界，配置边界安全防护装置和策略，确保边界安全。在网络边界处应部署入侵检测、WEB应用防护、态势感知等设备，应用访问控制设备实现最小化白名单访问策略，收窄系统暴露面。4.3.2 主配网交互安全要求a) 系统与主网厂站、外部电厂及用户站、配网终端的数据采集通道应分别独立采集，主配网采集通道不能共用。b) 系统应分别设立主网、配网安全接入区，公网通道、电网外部网络、配网专用数据网接入的数据采集必须使用安全接入区接入，且主配网安全接入区采集独立，不应复用。c) 系统安全接入区应具备国密算法标准的硬件加密设备，数据交互应具备保障数据安全性和一致性功能，应通过纵向加密模块等外部设置，实现与厂站及终端通信信道的保密性。d) 系统应能支持安全I区与安全接入区之间的报文防篡改功能。e) 系统应能支持一键停控功能。4.3.3 主配网数据安全要求主配一体化协同监控系统应采用校验技术或者保密技术保证重要数据在存储过程中的完整性和保密性，包括并不限于电网图形、电网模型、电网数据、系统配置、操作审计和用户信息等。a) 系统应具备对主配网的重要数据分别备份和恢复措施，确保数据损坏、系统崩溃情况下快速恢复能力。单独恢复主网或配网数据时，系统应可实现数据和模型自动拼接恢复，保证电网模型的一致性；b) 应具备主配网独立设置的功能权限、数据权限、授权权限、节点权限四种类型权限设置能力；功能权限可对平台功能进行控制，数据权限可对用户操作种类及范围进行控制，授权权限可对用户授权范围进行控制，节点权限可对计算机节点进行控制。4.3.4 主配网应用安全要求主配一体化协同监控系统的应用安全应包括身份鉴别、访问控制、应用审计、应用容错、剩余信息保护、通信安全、渗透防护等方面。4.4 应用架构及组成4.4.1 应用架构主配一体化协同监控系统协同应用应建立在一体化建模、一体化数据结构与交互的基础上，应在统一模型和服务接口标准的基础上实现各级系统互联、互通、互操作；主配一体化模型应能纵向实现上级模型、核心模型和下级模型的模型合并；模型宜遵循附录8.1主配一体化建模详细要求。主配一体化协同应用功能架构如下图。图2 一体化应用架构框图4.4.2 应用要求 主配一体化应用按照监视类、控制类、分析类应用进行分类。4.4.2.1 监视类4.4.2.1.1一体化监视一体化监视功能基本要求应满足南方电网一体化电网运行智能系统技术规范 第5部分：主站应用 第2篇：智能监视中心所规范的技术要求。a) 一体化监视应能够实现主配网一二次设备的远方监视，包括主配一体化的稳态监视、动态监视等功能；b) 一体化平台的统一人机交互监视界面应具具备按照不同的账户权限、责任区监视不同的主配网设备能力。c) 一体化平台的统一人机交互监视界面应具具备按照不同的账户权限、责任区实现对主配网分别告警的能力。4.4.2.1.2一体化自动成图主配一体化自动成图应能基于主配一体化模型和拓扑，动态生成设备连接拓扑图或简图，为分析研判电网运行状态提供直观的辅助手段。此功能应满足以下要求：a) 应具备电源点追溯自动成图功能，通过拓扑搜索，自动生成设备（用户）的供电路径图，显示某设备（用户）的上级供电网络情况。b) 应具备供电范围分析自动成图功能，通过拓扑搜索，自动生成设备的向下供电路径图，显示某设备的下级供电网络情况。c) 应具备供间隔图自动成图功能，可显示某间隔内的接线状态和各类信号状态。图内应能对按信号类型对信号进行分组显示。d) 宜具备各类索引图自动成图功能，如厂站索引图、间隔索引图、馈线索引图等，索引图中应能支持到具体图形的链接。 e) 应具备配网自愈环网图自动成图功能，根据自愈馈线的配置参数，生成不同馈线组之间的联络简图。 f) 所生成的图形应遵循南网下发的各类图形规范。4.4.2.1.3有序用电监视主配一体的有序用电功能基于主配一体化模型，应具备有序用电的用户负荷监视、有序用电监视与统计、数据交互功能，实现用户有序用电。此功能应满足以下要求：a) 应能基于主配一体化模型实现用电监视统计。b) 应具备有序用电的用户负荷监视，包括用户用电精准监视、分支线模糊监视、馈线模糊监视。c) 具备有序用电监视与统计，包括区域有序用电监视与统计、供电所有序用电监视与统计、有序用电日错峰负荷统计、有序用电平均日错峰负荷统计。d) 应具备数据交互功能，获取用户台账和数据。4.4.2.2 控制类4.4.2.2.1 一体化控制一体化控制功能基本要求应满足南方电网一体化电网运行智能系统技术规范 第5部分：主站应用 第3篇：智能控制中心所规范的技术要求。a) 一体化控制应能够实现主配网一二次设备的远方控制。能够远方控制开关刀闸的开合、调节变压器的分接头位置、投切主网和配网电容器、调节发电机出力；能够对系统的设备状态进行设置，包括人工置数、设备投退、更新设置、检修设置、测试设置、告警设置、控制设置、挂牌、挂地线等；能够远程召唤主配网保护定值、核对及修改，实现远程的远方修改定值、远方切换定值区、投退软压板、复归保护等。b) 一体化平台的统一人机交互监视界面应具备按照不同的账户权限、责任区实现操作不同的主配网设备的能力。c) 一体化控制应具备权限控制与切换功能，在一体化平台可根据登录调度员的调管权限调用对应调管设备的遥控操作服务。d) 一体化控制应具备单点控制模式、序列控制模式、群控控制等模式。其中群控控制、序列控制模式在同一序列中的被控设备，应可包含主网和配网的设备，实现主配网设备的交互序列和并发控制。e) 一体化遥控应具备防误闭锁能力，具备主配网设备穿透式的防误校核规则，防误校核的设备对象能涵盖主配网设备，并提供校核规则覆盖设备的选择功能。4.4.2.2.2 协同故障自愈控制协同自愈控制应能利用主配网调度主站端和厂站端自动化系统、配网终端监测电网异常及故障情况，输出合理的电网调整策略，在无需或仅需少量人为干预的前提下，充分利用主网及配网可控设备调整电网结构，使电网系统消除异常或故障产生的影响。此功能应满足以下要求：a) 可实现最准定位、最小隔离、最大复电的总体复电目标。b) 应融合主配电网的模型、数据，利用主配电网的可控设备，在不影响电网安全运行下进行故障复电与负荷调优。c) 应具备普遍适应性，可普遍适用于主配网规划及在运的电网网架。d) 功能规划依据主配网架结构、设备现状、负荷水平以及不同区域供电可靠性的实际需求，合理选择自愈的技术路线和实现方式。e) 应具备故障定位、故障隔离、网络优化、自愈仿真、成效统计等子模块。f) 复电策略应考虑优先级、负荷减载及闭锁等功能，具备常规的防误校核功能，并支持可定义可扩展的防误校核规则编辑。4.4.2.2.3 电网负荷转供主配一体化负荷转供能根据电网异常状态，分析其受影响的设备及负荷，并自动或人工确认将受影响的设备和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。此功能应满足以下要求：a) 应具备负荷信息统计功能，针对越限或停电设备，给出目标设备影响的负荷范围，统计负荷信息、用户信息等，实现目标设备下游转出区域负荷信息统计及转供客户分析。b) 应具备转供策略分析功能，实现对设备或设备边界开关下游进行转供策略分析展示。c) 应具备转供容量分析功能，分析转供后借电侧线路及主变负载能力，查看转供后是否会产生重载越限风险。d) 应具备转供策略模拟功能，根据转供策略分析得出的主方案可以在培训仿真态图形上进行预演，运行人员根据转供策略分析结果，采用自动或人工介入的方式对负荷进行转移。e) 应具备转供策略执行确认功能，实现对转供策略分析得出的主方案进行校核，并通过调用遥控相关接口采用自动或人工介入的方式对负荷进行转移。f) 应具备转供策略预案管理功能，实现对存入历史数据库的转供策略信息，按方案编制时间、编制人员、方案执行状态为检索条件进行转供方案及预案查询展示。4.4.2.2.4 电压与无功控制主配一体电压无功控制通过对主配网管辖范围内变电站内无功补偿装置、有载变压器、可调配变、集中式和分布式新能源厂站、低压侧无功补偿装置、储能装置等设备间的协调控制来实现主配网协同的AVC控制目标。此功能应满足以下要求：a) 应能够基于主配一体化模型进行建立新能源控制模型，并基于该模型制定相应的控制策略和安全机制。b) 应支持与子站及计量系统的信息交互功能。除控制外，还应支持定值、计划曲线等数据下发，支持控制结果等信息推送给计量系统。c) 应具备指标管理功能，可对AVC的各类考核指标进行统计、分析和评估。4.4.2.2.5 错峰控制主配一体化错峰控制功能基于主配一体化模型和拓扑，预先设定与错峰限电负荷相关的多个断路器、配网开关，在事故异常、负荷超计划等情况下执行负荷批量切除，达到快速控制负荷限额目标的功能。此功能应满足以下要求：a) 应具备主配一体化限电序位表维护管理功能，错峰控制功能应提供独立的限电序位表维护管理工具，实现断路器、配网开关限电序位表的导入、解析及维护等功能。b) 应具备主配一体化错峰控制监视功能，限电序位表按照不同启动场景包括全网事故限电序位表、三级快速限电序位表和超计划用电限电序位表，错峰控制监视功能应包含对以上限电序位表的监视。c) 应具备主配一体化错峰控制操作功能，实现断路器、配网开关智能序位选取、控制执行、用户控制权限管理、错峰控制多态及操作统计。d) 应具备主配一体化错峰控制信息交互功能，错峰控制功能宜支持断路器、配网开关错峰控制的信息交互。4.4.2.2.6程序化操作主配一体化程序化操作功能基于主配一体化与DCCS系统交互，DCCS系统根据操作票设备所属范畴进行步骤拆分，主网设备应采用厂站和设备id组合的唯一性标识、配网设备应采用gisid作为唯一性标识，生成操作序列文件给主配一体化程序化操作程序进行操作，达到快速控制，减轻调度工作量，提升操作效率。此功能应满足以下要求：a) 应具备程序化控制操作票管理功能，实现对操作票的全票检核、已归档操作票的查看、导出功能。b) 应具备程序化操作流程自定义编制功能，程序化操作流程按照不同应用场景包括停电转电、合环转电和计划停复电等进行程序化操作流程自定义编制。c) 应具备主配一体化程序化操作权限管理功能，实现对操作用户的权限校核和认证，保障操作的安全性。d) 应具备程序化控制自动控制功能，操作票调度审核校验后，按照预设流程自动进行控制和结果确认。4.4.2.3 分析类4.4.2.3.1 合环潮流计算主配一体合环潮流计算应基于状态估计及潮流计算提供的实时网络模型以及设备状态，对指定方式、联合主配网模型下的解合环操作进行计算分析并得出结论。包括解环分析计算、合环路径拓扑搜索和校验、合环稳态电流和冲击电流的计算、环路N-1安全分析等。此功能应满足以下要求：a) 操作设备设置：可进行解合环操作设备包括断路器、线路、母线及10kV馈线负荷等；当合环过程涉及到没有建模的配网模型时，提供界面方便输入配网环路的阻抗。b) 解环分析计算：提供解环分析计算功能，能够计算解环后的电网潮流分布，并给出解环后是否存在设备失压情况分析。c) 合环路径搜索及校验：环路设备自动拓扑搜索；根据环路设备参数判断合环操作的合理性。d) 合环电流计算：计算出合环稳态电流值、计算环路等值阻抗、计算出合环电流时域特性，得到合环最大冲击电流值。e) 环路N-1分析:对合环操作形成后的环路进行N-1分析，包括提供支路N-1分析的开断筛选功能，筛选环路上的支路进行开断分析；分析环路支路的开断对环路及电网上其它设备的影响；提供开断前后的潮流值比较。4.4.2.3.2 供电安全能力分析主配一体化供电安全能力分析应可根据实时电网网架及实时运行数据及参数，分析电网安全运行风险，并提供运行方式优化及规划策略。应包括电源点追踪、供电范围分析、电网风险分析功能模块。此功能应满足以下要求：a) 电源点追踪：可对配网变压器或配网母线实现主配协同的供电路径分析,通过主配协同拓扑分析，得到主网最高电压等级供电电源，以此实现主配协同的供电路径分析。b) 供电范围：可对主网设备如母线、主变、线路等进行主配协同的供电范围分析,通过主配协同拓扑分析，得到主网设备所供电的配网变压器集合。c) 电网风险分析：风险评估模型:根据国务院599号令和中国南方电网有限责任公司电力事故事件调查规程，结合负荷损失和重要用户可靠性，制订适合地区电网的风险评级，并完善以重要用户为对象的评级标准。风险评级指标能够从主配网设备过载、主配设备N-1失负荷、薄弱运行方式以及备自投闭锁四个方面建立地区电网风险评价指标。5 统一设备运维监视主配一体统一设备运维监视，实现对硬件部分、主要软件功能、系统漏洞以及系统日常使用功能的状态进行分类巡检，实现在一区图形界面上能够集中直观展示并形成巡检报告。此功能应满足以下要求：a) 应具备主配网软硬件状态监视、厂站与终端状态监视、系统安防漏洞巡检监视、关键文件监视等常规运维功能。b) 应具备主配网数据自动校验功能，可实现主配网参数和数据独立修改时，不影响系统的模型拼接、配网自愈等协同应用功能。c) 应具备主配网统一的运维功能模块，采用统一的界面风格，一体化的监视模块，并具备运维权限控制功能，适应不同运维主体。6 性能要求主配一体化协同监控系统的性能要求，遵循南方电网一体化电网运行智能系统技术规范第5部分：主站应用 第2篇：智能监视中心和南方电网一体化电网运行智能系统技术规范第5部分：主站应用 第3篇：智能控制中心要求。117 附录7.1 缩略语下列省略语适用于本文OCS： 运行控制系统 GIS： 地理信息系统 OMS： 智能调度管理系统 OS2： 一体化电网运行智能系统DCCS: 调度指挥系统AVC： 自动电压与无功控制JMS： Java消息服务WebService：Web服务Sftp： SSH文件传输协议7.2 主配一体化协同监控系统典型安全架构逻辑图12