第四章 高级配电自动化基础性支撑技术
智能电网包括智能输电网和智能配电网两方面的内容。智能配电网(SmartDistribution Grid，SDG)是智能电网的重要组成部分，它以灵活、可靠、高效的配电网网架结构和高可靠性、高安全性的通信网络为基础，支持灵活自适应的故障处理和自愈，可满足高渗透率的分布式电源和储能元件接入的要求，同时满足用户提高电能质量的要求。
智能配电网技术有机集成和融合现代计算机与通信、高级传感和测控等技术，满足未来配电系统集成、互动、自愈、兼容、优化的要求。可见，智能配电网(SDG)与配电自动化(DA)的共同点是都以现代测控、通信与信息技术为手段，并且SDG 涵盖 DA的所有功能，具有配电自动化的所有作用。本章主要从智能电网基础技术和高级配电自动化支撑技术两大方面，介绍与高级配电自动化(ADA)密切相关的基础性支撑技术。
4.1智能电网基础技术
智能电网基础技术主要包括传感与量测技术、快速仿真与模拟技术、控制决策技术、可视化技术等，这些技术支撑智能电网，包括智能配电网各种应用功能的实现。本节将介绍这些基础技术的现状、原理及未来展望。
4.1.1传感与量测技术
智能电网是一个极其复杂的系统，现代控制理论指出，要对一个系统实现有效控制，必须首先观测这个系统。传感与量测技术在智能电网系统监测、分析、控制中起着基础性的作用，提高了智能电网的可观测性。智能电网传感与量测技术的基础性作用如图4-1所示。
相对于传统的电力系统，智能电网在传感与量测技术领域将有更大的突破。基于微处理器及光纤技术的智能传感器具有性价比高、尺寸小、工程维护性好、电磁兼容性好、数据交换接口智能化等优点。基于卫星时钟同步及高速通信网络技术，可实现大电网的同步相量测量，提高广域电力系统动态可观测性，为提高电网的安全可靠性、避免大电网连锁反应提供了坚实的信息基础。
图4-1智能电网传感与量测技术的基础性作用示意图
传感与量测技术将在智能电网中得到广泛应用，涉及新能源发电、输电、配电、用电等众多领域。
4.1.1.1 传感器
传感器是能感受规定的被测量并按照一定的规律将其转换成可用信号的器件或装置，其通常是由直接响应于被测量的敏感元件和产生可用信号的转换元件及相应的电子线路组成。智能电网使用的传感器包括传统传感器、光纤传感器及新兴的智能传感器等。
智能传感器技术涉及传感、微机械、微电子、网络、通信、信号处理、电路与系统，以及小波变换、神经网络、遗传算法、模糊理论等多种学科的综合技术目前正在蓬勃发展。
智能传感器的功能，如数字信号输出、信息存储与记忆、逻辑判断、决策、自检、自校、自补偿等都是以微处理器为基础的，目前已从简单的数字化与信息处理发展到具有网络通信功能，集成了神经网络及多传感器信息融合等新技术的现代智能传感器。
智能传感器有以下特点:
(1)通过软件技术可实现高精度的信息采集;(2)具有一定的自动编程能力;(3)功能多样化。
智能传感器性价比高，易于安装和维护;集成度高，体积小，并且能有效地防止破坏;电磁兼容性良好，易于实现故障检查;同时具有实现智能数据交换与远程控制的软硬件，因此在设备状态检测等方面具有广泛的应用前景。
4.1.1.2 广域测量系统
同步相量测量技术是目前电力系统的前沿课题之一，其基于高精度卫星同步时钟信号，同步测量电网电压、电流等相量，并通过高速通信网络把测量的相量传送到主站，为配电网的实时监测、分析和控制提供基础信息。
广域测量系统(Wide Area Measurement System，WAMS)是在同步相量测量技术基础上发展起来的，对地域广阔的电力系统进行动态监测和分析的系统。下面将从广域测量系统的关键技术、系统结构、应用等方面来进行阐述。
一、广域测量系统的关键技术
(1)同步测量技术。基于GPS的同步测量原理为:由相量测量装置(PhasorMeasurement Unit,PMU)高精度晶振构成的振荡器经过分频产生满足采样要求的时钟信号，它每隔1s与GPS的秒脉冲 PPS 信号同步一次，保证振荡器输出的脉冲信号的前沿与GPS 时钟同步，去除累计误差，同时通知采样CPU，在新的 PPS作用下，采样点数重新清零。各 A/D 转换器都以计数器输出的经过同步的时钟信号作为开始转换的信号，控制各自的数据采集，因此采样是同步的。
(2)实时通信技术。实时通信技术是广域测量系统的关键部分之一。广域测量系统的测量、决策及响应时间在很大程度上依赖于通信系统的鲁棒性、带宽、低误码率、多点通信、冗余性等指标。通信系统需具备最大的可靠性，要求能够检测出通信故障，并具备容错能力。通信系统的技术要求主要包括:①支持保护和控制的高速、实时通信;②支持电力系统应用的宽带网;③能够处理应用发展所需的最高速率;④能够访问所有的地点，以支持监控和保护功能;⑤在部分网络出现故障的情况下仍能连续工作。
二、广域测量系统的结构
广域测量系统由 PMU、主站(控制中心)及通信系统组成。
(1)PMU。PMU 将电网各点的相量测量值送到控制中心的数据集中器，数据集中器将各个厂站的测量值同步到统一的时间坐标下，得到电网的同步相量。
PMU 一般包括卫星时钟同步电路、模拟信号输入、开关信号输入/输出、主控 CPU存储设备以及实时通信接口，如图4-2所示。
PMU具有同步相量测量、时钟同步、运行参数监视、实时记录数据及暂态过程监录等功能。PMU分为集中式和分布式两种，如图4-3所示。测量量集中于单个集控室的厂站，使用集中式 PMU与主站通信;量测点分布较为分散的厂站，采用分布式 PMU，使用数据集中器将各个PMU的数据集中打包后传送到主站。
(2)主站。主站是多个计算机构成的全分布式体系结构，由数据集中器、监测系统服务器、分析工作站、Web服务器、数据库服务器等组成。系统软件采用基于客户/服务器模式的设计方案，系统各部分通过高速以太网连接在一起。
主站接收、存储、转发、处理各子站的同步相量数据，根据各子站的相量数据得到各子站相对于参考站的功角差。在此基础上，主站进行系统状态的动态监测，在系统出现异常扰动时能及时报警，并启动各子站的录波。另外，监测系统可以通过实时通信接口与EMS 交换信息。
主站包括三层结构:下层为数据通信，主要功能是与PMU通信，以及实时接收相量数据;中间层是实时数据库，主要功能是存储和管理量测数据;上层为动态信息应用层，提供量测数据与其他系统的接口。
(3)通信系统。目前，广域测量系统是按照分层分区原则进行信息传递的，包括厂站层、区域监测主站、全网监测主站，通信的方向为PMU将数据传送给区域监测主站，区域监测主站将数据传送给全网监测主站。
三、广域测量技术在智能电网中的应用
近年来，广域测量技术在中国、美国、俄罗斯、欧洲各国快速发展起来，广泛应用于电力系统状态实时监测、稳定分析等多个领域。
WAMS为智能电网提供了动态信息平台，将推动智能电网运行规划、控制技术的发展。它能够实时监测电力系统的状态量，对电力系统动态扰动进行辨识，提前预测系统的问题，并为电力系统运行、规划、检修操作、控制等服务。广域测量技术的发展逐步实现了智能电网的同步、动态可观测性，人们对大电网物理特性有了更为全面的掌握。在广域测量技术基础上的大电网分析及控制的研究及应用，也将加强智能电网的可靠性。
4.1.2 数字真技术
电力系统仿真是根据实际电力系统建立模型，进行计算和实验，研究电力系统在规定时间内的工作行为和特征。它在电力系统研究、规划、设计、运行、试验和培训中发挥着重要作用。
早期的仿真技术受到计算机技术的制约,一般采用基于相似原理的物理仿真，将电力系统实际元件成倍缩小到真实物理元件进行模拟，即通常所说的动态模拟。动态模拟能够真实反映试验元件的物理特性，但其仿真规模较小，应用受到一定的限制。
随着数值计算和计算机技术的进步，用数学模型代替物理模型成为可能。将电网中的元件采用微处理器、数字信号处理(DSP)芯片或者基于相似原理的物理模型进行模拟，称为数模混合仿真。而将电网的全部元件均采用数字模型进行模拟，称为数字仿真。
与动态模拟、数模混合仿真相比，数字仿真不再受物理模型规模的限制，适用于大型电网的仿真分析和试验研究，已成为电网规划、运行、科研等领域不可缺少的工具。
4.1.2.1 数字仿真技术分类
(1)根据仿真变量的不同，数字仿真可以分为频域仿真和时域仿真。
1)频域仿真着重分析电力系统在频域下的响应情况，用于研究低频振荡、次同步振荡等。频域仿真一般将电力系统数学模型线性化，利用特征向量和特征值研究系统在某个稳定运行点附近的小干扰特性，分析系统的振荡模式、稳定性等。
2)时域仿真着重分析电力系统在时域下的动态过程，建立基于微分与代数方程组的系统模型，利用数值积分法求取在给定扰动下系统状态量和代数量随时间变化的曲线，从而分析电力系统的稳定性。
(2)根据研究的动态过程不同，电力系统数字仿真可分为机电暂态仿真、电磁暂态仿真和中长期动态仿真。
1)电力系统机电暂态仿真是使用时域仿真的方法研究电力系统的机电暂态稳定性，即电力系统受到大干扰后，各同步发电机保持同步运行并过渡到新的或恢复到原来稳定运行状态的能力。机电暂态仿真对所描述系统的规模一般没有限制，因此在实际工程中，特别是大型电力系统的稳定研究中得到了广泛的应用。
2)电磁暂态过程主要指各元件中电场和磁场及相应的电压和电流的变化过程。电磁暂态仿真的主要目的在于分析和计算故障或操作后可能出现的暂态过电压或过电流，以便对相关电力设备进行合理设计，确定已有设备能否安全运行，并研究相应的限制和保护措施。此外，研究新型快速继电保护装置的动作原理、电磁干扰及交直流系统之间的相互影响等问题,也常需要进行电磁暂态过程分析。
3)电力系统中长期动态真重点研究交直流电力系统遭受严重干扰后的动态响应问题。这些严重扰动可能会引起一些缓慢变化过程，甚至引起保护和控制系统动作，其响应动作过程往往时间较长，是常规机电暂态仿真不能模拟的。
(3)根据仿真速度与实际电力系统动态过程响应速度的关系，电力系统数字仿真分为实时仿真和非实时仿真。
1)实时仿真是指数字仿真计算速度与所模拟动态过程在实际电力系统过程中的响应速度一致，及数字仿真能够在一个计算步长内计算完成实际电力系统在该时间内的电力系统动态过程响应情况，并完成数据输入/输出工作，因此能够对实际物理装置进行闭环试验。目前，实时仿真已在电力系统中得到广泛应用，大量用于继电保护装置、励磁控制器、HVDC 控制系统、FACTS 控制系统的检测和试验研究。
2)非实时仿真是指数字仿真计算速度与所模拟动态过程在实际电力系统中的响应速度不一致，一般非实时仿真所需的计算时间比实际电力系统动态过程的响应时间长得多。
(4)根据仿真数据的来源，电力系统数字仿真可分为离线仿真和在线仿真。
1)离线仿真一般由人工输入离线数据后，根据电力系统模型进行计算。
2)在线仿真从实际运行电力系统的SCADA/EMS中获取实时状态数据，经过状态估计、数据整合后得到仿真计算所需的数据，然后进行仿真计算。
4.1.2.2 智能电网对数字仿真技术的要求
智能电网需要电力系统仿真提供预测和决策支持能力，能够即时跟踪系统状态并对电力系统运行趋势进行预测，对决策措施进行模拟。为此，数字仿真模块应该具备以下功能:
(1)实时在线分析、评估及预警功能:
(2)运行方式在线优化(包括能量、需求功率、效率、可靠性及电能质量等)功能；
(3)基于超实时仿真的安全分析，为配电网自愈控制提供基础分析计算支撑手段；
(4)从运行和规划的观点对配电网进行分析，并为运行人员推荐方案;(5)计及市场、政策等因素，定量分析其对系统安全性和可靠性的影响。
4.1.2.3数字仿真技术的发展趋势
电网规模的不断扩大和新型电力元件的广泛应用，对电力系统数字仿真技术提出了新的要求，这些要求主要体现在以下四方面:
(1)快速仿真算法研究。电网是一个快速反应的联动系统，为了及时、准确地提供决策支持，需要解决仿真模型精度与计算时间之间的矛盾，实时评估事件可能引发的联动效应。实现快速仿真主要有三个方向
1)进一步研究电力系统建模理论和数值计算方法，针对不同时间尺度的暂态、动态过程，采用多时间尺度联合仿真方法提高计算效率;
2)进一步研究并行仿真算法，提高并行计算效率;
3)跟踪计算机、通信行业最新进展，将更高效的硬件平台引入到电力系统仿真中，提高仿真速度。
(2)仿真基础数据研究。广域量测技术的出现，将系统发生事故时各节点的电压、电流、频率随时间变化的情况记录下来。结合SCADA系统测量记录的故障前稳态数据，故障点、故障形态等信息，得到一套完整的基础数据，进行事故仿真分析。如仿真计算与记录不符，通过校核和分析改进模型和参数。
(3)仿真模型研究。以低碳、节能为目标的可再生能源发电、储能等技术正在国内外快速发展，但是其并网后的深层次理论和技术问题仍然需要进一步的研究，重要的研究手段之一就是仿真分析。因此，研究并解决可再生能源发电、储能，以及其他智能电网新设备的仿真建模问题，对于相关技术的实用化推广和智能配电网建设具有重要意义。
(4)大规模电力系统数字实时仿真技术研究。现代交直流电力系统越来越庞大，运行越来越复杂，电力系统大量的控制、保护、测量装置都要经过实时仿真试验验证才能投入实际系统使用。在实际中，一般采用动态模拟、数模混合模拟或数字实时仿真装置进行装置闭环试验。但是，目前的实时仿真规模一般不大，在大电网仿真试验时都要进行大规模的等值简化，使实时仿真在大电网仿真研究方面受到了很大限制。因此，进一步研究分网并行计算技术，减少电网等值简化，将增强对大规模电力系统的全数字实时仿真能力。
4.1.3 控制决策技术
分析电力系统在扰动下的暂态和动态行为，确定适当的对策，包括各种控制措施，是配电网乃至智能电网设计和运行最重要、最复杂的任务之一。提高电力系统安全性的控制主要有两类，一类是预防性控制，另一类是紧急控制。
4.1.3.1预防性控制决策技术
预防性控制决策是在系统中尚未发生实际故障时，对系统在各种可能的故障场景下的安全稳定性进行分析，通过调整系统的运行方式实施预防性控制，使得调整后的系统满足预想故障集下的安全稳定性要求。预防控制决策系统针对多故障场景，通过改变系统的运行工作点，使系统仍能安全稳定运行。预防控制本身是开环控制，由运行人员执行。
从经济调度的角度出发，计及电网检修计划、短期或超短期负荷预报结果及相应时段的电力交易计划数据等，通过最优潮流等方法确定电力系统运行方式，是运行人员实施方式调度的依据。传统情况下，需要在此基准方式下进行大量的仿真计算，给出必要的离线安全稳定控制策略。而通常情况下，由于较多地关注经济运行目标，制定的基准方式往往不能够保证系统在发生每个预想故障时都是暂态稳定的。因此有必要对基准方式作适当的调整，目标在于确保在尽可能多的预想故障下满足系统暂态稳定性的要求，且使得在调整后的新运行方式下运行费用最小。
预防控制措施通常是在典型运行方式下实施，通过计及经济运行目标策略的搜索计算，在预想故障集、预防控制措施集寻找合适的运行方式，一般是通过调整发电机出力，负荷故障率来实现。由于调整值是在相应的区间内变化的，而特定预想故障下的系统稳定性是遵循0-1型逻辑的，因此预防控制策略搜索是一个同时含有连续变量和布尔变量的混合整数规划问题,目前一般采用简化近似算法较快得到次优解。
4.1.3.2 紧急控制决策技术
紧急控制决策是根据系统的安全稳定性分析结果，为避免系统因故障发生连锁反应造成大面积停电而采取的紧急性措施。必要时，可以牺牲小部分用户的利益而保证大部分或重要用户的供电。当电网发生故障时，安全稳定装置根据紧急控制策略表实施紧急控制。紧急控制的策略通常有:
(1)低频减载。低频减载主要分为两种，即基于单机模型整定、多机系统校核的方法和直接依据多机详细模型仿真进行整定的方法。单机模型的频率动态过程比较简单，但忽略了实际系统机群之间的相互振荡及频率动态过程中的电压变化对切负荷的影响。该方法对于发电机和负荷相对集中的系统或者规模较小的孤岛精确度较高，但对于发电和负荷分布区域广，远距离输电线路多的系统误差比较大。
直接依据多机系统详细模型的仿真可以考虑系统的多方面变化因素，包括调速器、负荷特性、旋转备用容量等影响，给出详细的仿真结果，这样可以考虑多机系统的频率特性及不同用户对频率质量的不同要求。
(2)低压减载。在确定中长期低压减负荷措施时，需要考虑有载调压和发电机过励限制的中长期动态行为，这种情况下一般采用中长期稳定程序进行仿真。暂态低压切负荷的目标是针对参数整定周期内系统的各种典型运行方式和故障集，在所有低压减载装置各轮切负荷量的组合中，寻找能使系统暂态频率安全目代价最小的组合。最终得到的决策序列综合考虑了多种运行方式。
(3)振荡解列。振荡解列主要通过对电网暂态稳定分析计算，确定电网可能存在的振荡断面，然后在振荡断面配置振荡解列装置，再通过时域仿真确定参数。随着电网范围的扩大，很多振荡实际是由多回线路组成，当出现一回线路跳开后，振荡中心可能出现转移，因而无法跳开该振荡断面的其他回路，因此振荡解列装置还要考虑相互配合的问题。
(4)高频切机。高频切机的作用是保护机组安全和抑制系统频率大幅度上升。高频切机控制需要预想可能出现的引起频率升高的可能故障形式，优先考虑发生概率较高的故障。决策方式是首先计算有功功率过剩量，然后结合系统初始频率发电量和负荷量、转动惯量、负荷频率特性因子估算出频率变化的绝对值。先用单机模型模拟不同轮次配置方案的可行性，分析频率异常变化情况、切机方案能否使频率较好地恢复，提出初步方案，然后用系统仿真校核各个方案的有效性，形成最终方案。
(5)过载联切。过载联切根据线路、变压器的过载程度分轮次切除负荷或发电机，需要整定转移比。转移比是在大量计算的基础上，根据最严重的运行方式进行优化整定的，以确保消除过载，减少控制代价。
在常规稳定控制策略的基础上，自适应稳定控制决策技术近年来得到发展，这将进一步提高配电网稳定控制的智能化水平。目前前沿研究方向是充分利用计算机并行处理和广域测量系统。通过实时观测系统响应，在线计算、滚动刷新控制决策，自适应调整控制策略。
4.1.3.3配电网控制决策技术展望
信息与通信、电网稳定控制、智能分析等技术的发展促进了控制决策新技术即智能代理的出现。智能代理是指收集信息或提供其他相关的程序，它不需要人的即时干预，能够持续执行三项功能:①感知环境中的动态条件;②执行动作影响环境;③进行推理以解释感知信息、求解问题、产生推理和决定动作。代理应在动作选择过程中进行推理和规划。
智能代理技术具有良好的适应性、自主性、学习性和自愈性，在电力系统中具有广阔的应用前景。
4.1.4可视化技术
4.1.4.1智能电网对可视化技术的发展需求
可视化技术是指将抽象的事物或者过程变成图形图像的表示方法。目前电网应用系统在日常监视中存在的问题有: ①信息量大、复杂性强、常会导致信息过载并致使系统处理不及时;②在紧急的动态过程中，缺少有效、直观的显示方式来表达复杂、大量的信息，缺少有效的可视化手段对各种应用的计算过程和计算结果进行展示，并进行深刻的信息挖掘和智能警告;③在系统存在安全隐患时，缺少有效的手段发现问题和进行预防控制。因此，必须提供可视化的图形展示手段，为电力系统的监视控制、智能调度、分析、规划等提供保证。
电网可视化功能充分利用高级应用软件的分析计算结果，突出显示预警及告警信息，解释电网的安全运行状况和设备的运行状态，采用罗盘图、表计、饼图、棒图及等高线等二维、三维图形方式，以不同颜色代表不同响应要求级别的信息，实现潮流动态流动、线路负荷率、电压分布等的图形展示。通过可视化图形展示，可以直接得到解释电网运行趋势和本质的高层次信息，及时洞察已存在的异常和潜在的事故隐患，加强对电网宏观信息的把握，为电力调度、运行及管理人员提供直接高效的分析工具。
电网可视化可以实现电网运行信息从静态、二维平面、孤立数据的展示到动态、三维立体、连续图形的展示的转变。通过对海量信息的提取、运算，得出对电网实时运行最有价值的决策信息，帮助调度人员从计算、分析数据直接转入决策过程，减少反应时间，进一步提升对大电网的驾驭能力。
4.1.4.2 可视化技术在智能电网中的应用
电网可视化的内容主要包括对节点数据(如节点电压、电价、灵敏度等)、线路数据(如线路传输容量、线路负载率、线路功率分布因子等)及各种稳定域(如电压稳定域、功角稳定域等)等的显示
对于节点类型的数据，可以采用等高线、二维柱状图、表计、标尺图、三维柱状图和三维曲面图等方式表达;对于线路类型的数据，可以采用动态潮流图、负载率饼图、三维箭头、三维管道图等方式表达。目前已实现的表达方法和技术主要包括:
(1)等高线。等高线通常采用色彩映射表的方式表达。色彩映射表是指将不同大小的数值用不同的颜色表示出来，可以使人们直观地对数值的相对大小做比较。因此，负责将数值映射为颜色的色彩映射表方案成为可视化功能色彩运用的关键。通常可用红绿蓝三个色彩分量表示色彩。
(2)三维可视化。实现三维等高线、三维柱状图、三维锥状图、三维箭头等多种图形展示手段，当系统的工作模式切换到三维工作模式时，以上述三维可视化展示手段对三维潮流图等图形进行渲染。三维可视化手段独立运算、独立配置，可以叠加，即在同一幅画面中可以同时显示等高线、柱状图等。通过多种可视化手段叠加显示，可向用户展示更多的电网信息。
(3)三维曲面图。对于电力系统中的某些定义在点上的物理量(如厂站电压)可以利用空间插值的方法将其定义扩展到整个平面，再以二维标量场可视化常用的三维曲面图形式进行表达。三维曲面图的显示类似于地理中的地形图，曲面越高的区域相应的数值也越大，曲面越低的区域数值越小。在三维曲面图的显示中，也使用了色彩映射表。
(4)多主题窗口布局。具有可灵活切分等特点，支持面向多主题的扩展方式。
(5)动态拓扑树。动态拓扑树为使用人员提供了一种即时拓扑计算和图形展示手段，它以指定的母线为根节点，实时、动态、快速地形成地区电网动态拓扑图，帮助用户快速准确地掌握当前地区电网运行状况。
(6)选择区域统计。选择区域统计实现了画面与主题之间的动态交互。使用人员在曲面浏览器中以自定义形状框选统计区域，获取选择范围内的相关数据，在对应的主题窗口中动态获取这些区域的数据标识，并根据统计内容向后台应用发出统计请求。后台应用将统计结果写入到数据库中，画面浏览器读取这些数据，并进行动态统计和展示。
4.1.4.3可视化技术展望
目前，电网可视化技术已经在调度自动化等系统中得到初步应用，并发挥出积极的作用，但应用重点仅限于数据显示，缺少数据挖掘、应用分析。要将其提升为智能电网分析的重要手段，必须将可视化技术与电网应用分析紧密结合。未来的发展方式有下列三种:
(1)与电力系统应用相结合，进行数据挖掘。数据挖掘是电力信息可视化的核心，其目的是形象化地表达信息，识别其在结构、模式、非规则、趋势、关系等方面的规律。
(2)提高可视化展示的效率，丰富展示手段，扩大可视化的应用范围。研究如何通过数据挖掘，将数据由静态、孤立的方式转变为动态、连续、趋势、关系方式，成为有用的规则，再经过动态、三维立体、连续图形的展示方式，并结合分析功能，引导使用人员重点关注系统运行关键环节、薄弱环节，对潜在的问题进行预警，提供决策信息。
(3)提高可视化展现方式对智能辅助决策的作用。结合地理接线图，基于可视化技术，展示SCADA、WAMS、静态安全分析、短路电流计算、动态预警、故障诊断等应用的关键信息。展示手段包括电压等高线、动态潮流、越限及重载情况(含断面信息)、灵敏度分析、辅助决策信息等，辅助运行人员进行日常工作和事故外理，提高运行水平。工作重点在干对系统中众多应用软件的监视、分析、预警和决策结果进行有效梳理及整合，以可视化的手段展示给运行人员，实现实时监测、主动预警、主动分析、主动提供辅助决策结果。