《浙江电网自动化系统缺陷管理制度(试行)(共30页).doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《浙江电网自动化系统缺陷管理制度(试行)(共30页).doc（30页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
1、精选优质文档-倾情为你奉上浙江电网自动化系统缺陷管理制度（试行）专心-专注-专业前 言随着电网的发展和电力体制改革的不断深化，电网的运行管理必须依赖更多的高科技手段，电网自动化系统的内涵也进一步拓展。为了进一步加强自动化系统缺陷管理、理顺自动化缺陷管理流程、加快自动化系统缺陷及故障处理的响应速度、缩短电网自动化系统故障停运时间，确保自动化系统安全、稳定、可靠运行，特制定本规定。本规范针对浙江电网自动化系统现状，明确了自动化系统的缺陷职责、缺陷范围、缺陷分类，规范了缺陷管理流程。本规范附录A、B为规范性附录，附录C为资料性附录。本规范由省公司生技部、调通中心共同提出。本规范主要起草单位：省公司生
2、技部、省调通中心、衢州电力局、省电试院、杭州市电力局、绍兴电力局、台州电业局、金华电业局、嘉兴电力局。本规范主要起草人：乐全明、彭宝永、郑翔、叶海明、蒋正威、杜奇伟、李国良、黄志强、陆承宇、吴磊、罗少杰、许伟国、章立宗、王周虹、陈国飞、陈国恩。本规范由浙江电力调度通信中心负责解释。目 次浙江电网自动化系统缺陷管理制度1 范围本规范规定了自动化系统设备缺陷管理的职责分工、处理流程、管理要求、考核要求及缺陷分类。本规范适用于能量管理系统、监控SCADA系统、广域相量测量系统、调度员培训仿真系统、电能量采集系统、水调自动化系统、调度计划系统、调度生产管理系统、电力调度数据网络、安全防护系统、110k
3、V及以上变电所监控系统、发电厂监控系统等自动化系统及相关附属设备的缺陷管理。2 引用标准国家电网公司电力安全工作规程（变电站和发电厂电气部分，试行）国家电网公司电力生产事故调查规程国家电力监管委员会令(第4号)电力生产事故调查暂行规定国家电力监管委员会令(第5号)电力二次系统安全防护规定浙江电力系统调度规程电力调度自动化系统运行管理规程 浙江电网自动化专业管理规定浙江电网地区调度数据网建设规范浙江电网二次系统安全防护管理规范华东电网500kV变电站计算机监控系统运行管理办法变电二次设备现场安全作业规范浙江省电力公司变电站监控系统监督实施细则浙江电网变电站计算机监控系统专业管理规定浙江电网变电站
4、计算机监控系统设备运行维护规定浙江电网自动化系统设备检修流程管理办法（试行） 3 定义3.1 自动化系统自动化系统包括能量管理系统、变电所监控系统、监控SCADA系统、广域相量测量系统、调度员培训仿真系统、电能量计量系统、水调自动化系统、调度计划系统、调度生产管理系统、调度数据网络、安全防护系统等。3.2 自动化系统缺陷指自动化系统设备在生产运行过程中发生影响其功能或影响电网安全稳定运行的异常现象。3.3 紧急缺陷指威胁人身及设备安全，严重影响设备运行、使用寿命及可能造成自动化系统瓦解，危及电力系统安全、稳定和经济运行，必须立即进行处理的缺陷。3.4 重要缺陷指对设备功能、使用寿命及系统正常运
5、行有一定影响或可能发展成为紧急缺陷，但允许带缺陷继续运行或动态跟踪一段时间，必须限期安排进行处理的缺陷。3.5 一般缺陷指对人身和设备无威胁，对设备功能及系统稳定运行没有立即、明显的影响，且不致于发展成为重要缺陷，应限期安排处理的缺陷。3.6 固有缺陷指自动化系统存在的偶发性的、重复性的异常现象，因受现有技术条件限制难以彻底根除的缺陷。3.7 家族缺陷指自动化系统某类设备存在群发性、普遍性异常的缺陷。3.8 遗留缺陷指自动化系统在基建技改安装调试及生产运行过程中发现，因某些原因无法及时消除的缺陷。4 职责分工4.1 浙江电力调度通信中心是浙江电网调度自动化专业归口管理职能部门，负责调度自动化系
6、统设备缺陷管理工作。4.2 浙江省电力试验研究院是变电所监控系统设备缺陷管理的技术支持和配合管理部门，协助省公司完成变电所监控系统设备缺陷管理。4.3 各地市电力（业）局调度机构是所管辖自动化专业归口管理职能部门，负责本单位所辖自动化系统设备缺陷管理工作。4.4 浙江电力调度通信中心职责4.4.1 贯彻执行上级颁发的相关标准、规程及规定；4.4.2 组织汇总、分析自动化系统设备缺陷情况；4.4.3 负责汇总、分析本年度自动化系统设备缺陷情况；4.4.4 负责自动化系统设备日常运行管理工作，督促相关部门及时消缺；4.4.5 组织自动化系统设备固有缺陷、家族缺陷或重大缺陷的专题分析，审查处理方案(
7、技术及安全防范措施)；4.4.6 负责自动化系统设备缺陷考核管理工作。4.5 浙江省电力试验院职责4.5.1 贯彻执行上级颁发的相关标准、规程及规定；4.5.2 负责变电所监控系统设备缺陷汇总和指标分析；4.5.3 参加自动化系统设备固有缺陷、家族缺陷或重大缺陷的专题分析，审查处理方案(技术及安全防范措施)，提供必要的技术支持；4.5.4 认真执行重大缺陷汇报制度，对自动化系统设备出现的重大缺陷、家族性缺陷应及时上报上级主管部门。4.6 地市电力（业）局职责4.6.1 调度部门4.6.1.1 贯彻执行上级颁发的相关标准、规程及规定，组织制定本单位所辖自动化系统设备缺陷管理实施细则；4.6.1.
8、2 组织本单位所辖自动化系统设备缺陷的处理；4.6.1.3 组织相关部门对固有缺陷、家族缺陷或重大缺陷进行专题分析，审查处理方案(技术及安全防范措施)，安排消缺计划，并督促完成；4.6.1.4 负责本单位所辖自动化系统设备缺陷的受理并通知检修部门进行缺陷处理；负责自动化缺陷的定性、统计和分析，指导并督促检修部门进行缺陷处理；4.6.1.5 负责缺陷处理的协调管理，对未按时消除的紧急、重要缺陷及时向主管领导和上级部门汇报，制定自动化系统设备带缺陷运行的技术方案和应急预案，必要时召集有关部门，分析缺陷发生原因，制定防止缺陷再次发生的技术措施和消缺计划；4.6.1.6 负责本单位自动化系统设备缺陷的
9、统计、上报工作，定期组织本单位自动化系统设备的运行分析；4.6.1.7 认真执行重大缺陷汇报制度，对自动化系统设备出现的重大缺陷、家族性缺陷应及时上报上级主管部门。4.6.2 检修部门职责4.6.2.1 及时组织人员进行紧急缺陷、重要缺陷的处理，编制一般缺陷消缺计划并进行消缺；4.6.2.2 负责在生产管理系统中填写消缺记录，详细记录缺陷的现象、发生的原因、处理的过程和结果；4.6.2.3 根据自动化系统设备缺陷性质及专业主管部门要求，及时编制缺陷处理方案(技术及安全防范措施)，并组织实施；4.6.2.4 自动化系统设备带缺陷运行时应向运行人员交待相关注意事项，协助制定紧急情况下电网监控应急措
10、施；4.6.2.5 配合技术监督部门做好自动化系统设备缺陷的月度汇总、统计、分析工作。对于重大缺陷的消缺工作，应出具详细书面缺陷处理报告，上报自动化专业管理部门；报告内容应包括缺陷发生时间、缺陷内容、缺陷原因、影响程度、处理措施、处理结果、遗留问题等； 4.6.2.6 认真执行重大缺陷汇报制度，对自动化系统设备出现的重大缺陷、批次性缺陷应及时上报上级主管部门。4.6.3 运行部门职责4.6.3.1 负责自动化系统设备的日常巡视，发现缺陷后及时在生产管理系统中填报，根据缺陷处理流程汇报有关部门，并做好闭环验收；4.6.3.2 负责制定并实施自动化系统设备带缺陷运行期间电网监控方式；4.6.3.3
11、 负责自动化系统设备缺陷处理工作许可、安全措施布置、验收、汇报工作；4.6.3.4 必要时会同自动化专业人员进行缺陷会诊，进行简单处理和采取必要的防范措施；4.6.3.5 配合技术监督部门做好自动化系统设备缺陷的月度汇总、统计工作。5 缺陷处理要求4.7 缺陷汇报4.7.1 运行人员发现自动化系统设备重要及以上缺陷后，应根据设备调度管辖权汇报相应调度机构值班人员，并告知所在单位调度机构值班人员；4.7.2 电力调度值班员接到缺陷汇报后应立即通知自动化运行值班员，由自动化运行值班员核实缺陷情况，进行缺陷定性，并将缺陷分析情况汇报电力调度值班员； 4.7.3 检修部门在缺陷处理过程中，若有疑点应及
12、时告知当值运行人员；4.7.4 对能量管理系统、监控SCADA系统、变电所监控系统、电能量计量系统、调度生产管理系统等重要系统全停、受病毒感染和意外攻击等紧急缺陷，自动化运行值班员立即向部门领导及专业主管部门汇报；对可能涉及改变变电运行值班模式的紧急缺陷，自动化运行值班员应立即汇报电力调度值班员，并向部门领导及相关部门汇报。4.7.5 对自动化系统设备发生的重大缺陷、家族性缺陷应及时向上级主管部门汇报。4.8 缺陷通知4.8.1 紧急缺陷、重要缺陷，运行人员应立即汇报调度机构值班员，并在生产管理系统中填写缺陷记录。电力调度值班员接到缺陷汇报后，应立即通知相关自动化运行值班员和检修部门；4.8.
13、2 一般缺陷，运行人员应在生产管理系统中填写缺陷记录，经运行工区审核，自动化专业管理部门签署处理意见后，发检修部门。4.9 缺陷处理4.9.1 检修部门接到调度机构缺陷通知后，根据缺陷分类处理要求，组织检修人员进行处理。缺陷处理应按照浙江电网自动化系统设备检修流程管理办法（试行）的许可流程进行工作申请，在得到许可后进行工作；4.9.2 紧急缺陷：检修部门接到紧急缺陷的通知后，应立即安排人员处理，主站端、监控中心缺陷应在2小时内进行处理；厂站端缺陷应在4小时内进行处理；紧急缺陷要求24小时内处理完毕，若有特殊情况不能处理的，应汇报自动化专业管理部门；4.9.3 重要缺陷：检修部门接到重要缺陷的通
14、知后，应立即安排人员处理，主站端、监控中心缺陷应在12小时内进行处理，厂站端缺陷应在24小时内进行处理；重要缺陷要求一周内处理完毕，若有特殊情况不能处理的，应根据自动化专业管理部门的意见在一个月内处理完毕；4.9.4 一般缺陷：检修部门接到一般缺陷的通知后，应根据轻重缓急，安排人员处理，要求一个月内处理完毕；若有特殊情况不能处理的，应排出消缺计划，经自动化专业管理部门审核，结合检修计划安排处理，一年内处理完毕；4.9.5 紧急缺陷、重要缺陷年消缺率100%，一般缺陷年消缺率90%以上。4.10 对影响相关调度机构自动化系统信息传送的缺陷，检修人员处理完毕后，应与相关 调度机构自动化运行值班员确
15、认，并由运行人员验收合格后，方可填写缺陷处理意见；5 缺陷记录与分析5.1 专业主管部门、运行部门、检修部门应各司其责，做好缺陷记录、统计、分析工作，实现缺陷闭环管理，提高消缺率。5.2 缺陷记录5.2.1 发现缺陷后，及时在生产管理系统中按规定如实、准确填写缺陷信息； 5.2.2 缺陷处理完毕后，及时在生产管理系统中按规定详细、准确填写缺陷原因、处理过程、处理结果；5.2.3 自动化运行值班人员应在值班日志中详细、真实填写缺陷记录。5.3 缺陷统计5.3.1 检修部门应每月进行缺陷统计（包括已消缺、未消缺、已处理未消缺），形成月度缺陷汇总表格（缺陷汇总表格根据省公司统一格式）和缺陷分析报告，
16、上报技术监督部门和职能管理部门（上报截止日：缺陷汇总表格为次月第2个工作日，缺陷分析报告为次月第5个工作日）；5.3.2 缺陷月度统计按照技术监督的要求进行汇总，缺陷类型按“紧急缺陷，重要缺陷，一般缺陷”分类，如果同属于“遗留缺陷、固有缺陷”需要在备注中说明；5.3.3 缺陷年度统计按照技术监督的要求进行汇总，缺陷类型按“紧急缺陷，重要缺陷，一般缺陷”分类，“家族缺陷、固有缺陷、遗留缺陷”分别统计，不列入年度缺陷指标统计范围。5.4 缺陷分析5.4.1 专业管理部门定期组织缺陷分析，重点针对紧急缺陷和重要缺陷，结合缺陷统计及缺陷处理情况，分析产生原因，制订防范措施；5.4.2 每季度召开自动化
17、系统运行分析会议，梳理缺陷情况，制订消缺计划；每年结合自动化专业年度运行分析会议，通报本年度缺陷情况，制定自动化系统设备下年度改造和反措计划；5.4.3 重视家族性缺陷的分析处理，及早提出处理建议；5.4.4 不定期组织对固有缺陷、遗留缺陷的专题分析，寻求有效的解决方案；6 缺陷分类原则6.1 紧急缺陷6.1.1 能量管理系统、变电所监控系统、广域相量测量系统、监控SCADA系统、电能量计量系统、水调自动化系统、调度计划系统、调度管理系统、调度数据网络、安全防护系统等系统或设备故障，导致运行人员不能进行电网监控和运行管理；6.1.2 不间断电源（UPS）及其回路故障，导致系统供电中断；6.1.
18、3 调度数据网络设备故障，导致网络中断；6.1.4 远动通道全部中断，导致相关调度机构变电所信息中断；6.1.5 变电所监控系统的主控单元、远动通信主机、网络设备、不间断电源（UPS）等设备故障，导致运行人员不能监控；6.1.6 变电所监控系统控制功能失效或嵌入式五防失效，运行人员不能完成变电操作；6.1.7 监控SCADA系统或有人值班变电所所有操作员工作站失去全站监控功能；6.1.8 变电所监控系统测控装置（主变、110kV及以上电压等级）通信中断；6.1.9 网、省、地、县网供关口数据错误且无法替代；6.1.10 电能量计量系统WEB功能缺失，导致业务操作无法开展；6.1.11 变电所电
19、能量采集装置（ERTU）故障及电能量关口数据采集异常（距结算日不足一天）；6.1.12 相量测量装置故障或与相关调度数据通信全部中断；6.1.13 自动化系统受病毒感染或受异常攻击，导致自动化系统主要功能异常或消失。6.2 重要缺陷6.2.1 能量管理系统、变电所监控系统、广域相量测量系统、监控SCADA系统、电能量计量系统、保护管理系统、水调自动化系统、调度计划系统、调度管理系统、调度数据网络、安全防护系统等系统的关键冗余设备故障，不影响系统功能；6.2.2 调度员仿真培训系统设备故障，影响系统功能；6.2.3 不间断电源（UPS）设备其中一套故障；6.2.4 调度数据网络设备其中一套故障；
20、6.2.5 远动通道其中一路中断；6.2.6 变电所监控系统的主控单元、远动通信主机、网络设备、不间断电源（UPS）等设备其中一套故障；6.2.7 变电所监控系统保护测控装置（35kV及以下电压等级）、所用电测控、直流系统、小电流接地选线装置、公用测控、母设测控通信中断；6.2.8 网、省、地、县网供关口数据（可由其它数据替代）或其他重要遥测、遥信信息错误（无法由其他数据替代）；6.2.9 能量管理系统SCADA_WEB功能异常或数据中断；6.2.10 变电所电能量采集装置（ERTU）故障及电能量关口数据采集异常（距结算日不足一周）；6.2.11 监控SCADA系统其中一台操作员工作站故障；6
21、.2.12 无人值班变电所操作员工作站故障；6.2.13 监控SCADA系统对单一变电所无法进行遥控操作，但当地后台控制功能正常；6.2.14 对时系统故障或对时功能异常；6.2.15 相量测量装置异常或与相关调度数据通信部分中断；6.2.16 二次系统某网段内几台设备发现病毒，尚未大面结感染。6.3 一般缺陷6.3.1 能量管理系统、变电所监控系统、广域相量测量系统、监控SCADA系统、电能量计量系统、保护管理系统、水调自动化系统、调度计划系统、调度管理系统、调度数据网络、安全防护系统等系统部分设备异常告警或功能缺失，但不直接影响电网监控和运行管理；6.3.2 除紧急缺陷和重要缺陷外的其它缺
22、陷。6.3.3 自动化系统设备分类详见附录B。6.3.4 自动化缺陷分类细则详见附录C。7 缺陷考核7.1 根据国家电网公司电力生产事故调查规程的有关规定，由于自动化系统缺陷等原因使电网发生国家电网公司电力生产事故调查规程所列事故条款中之一者，定为自动化系统事故；7.2 主站系统故障导致自动化系统主要功能失效，对电力调度生产造成直接影响的，地、县调系统：连续失效时间超过24h者，应定为障碍；省调及以上系统：连续失效时间超过4h者，定为障碍。调度数据网络故障按其影响程度分为如下等级：核心、骨干节点路由设备故障导致主要功能失效达24h，定为障碍；多个核心、骨干节点故障导致网络瘫痪，定为障碍。7.3
23、 子站设备主要功能连续故障停止运行时间超过48h者，应定为障碍。故障停止运行时间从发出故障通知时算起，到故障消除、恢复使用时止。对部分偏远变电所可延长24h。8 自动化缺陷处理流程8.1 检修人员接到缺陷处理通知后，应按照浙江电网自动化系统设备检修流程管理办法（试行）立即着手处理，缺陷处理前应得到相关调度机构自动化运行值班员同意后方可进行工作，缺陷处理流程见附录A。附录A 缺陷处理流程（规范性附录）其他人员发现的缺陷调度值班人员发现的缺陷变电运行人员发现的缺陷自动化值班员巡检发现缺陷向自动化运行人员汇报缺陷情况自动化运行人员检查分析缺陷原因向调度值班人员汇报缺陷情况Y变电所？自动化值班人员与变
24、电运行人员联系检查分析判断缺陷原因通知自动化值班人员NN确定缺陷性质、分类，变电运行人员填缺陷单、纪录现象及检查情况通信？自动化运行人员向调度汇报检查分析情况Y通知通信运行人员N检修人员现场处理紧急？通信、调度、自动化运行人员验收Y经过缺陷管理系统流转调度通知检修部门、汇报领导检修人员现场处理终结、纪录、消缺变电、自动化运行人员验收终结、纪录、消缺变电运行人员汇报调度附录B自动化系统、设备、应用类型（规范性附录）一、系统类型 分类序号自动化系统类型备注分类序号自动化系统类型备注主站系统1能量管理系统包括SCADA、EMS等 主站系统12调度数据网络2广域相量测量系统13安全防护系统3动态预警系
25、统14独立设备4监控SCADA系统5调度员培训仿真系统DTS6电能量计量系统7保护管理系统8水调自动化系统9调度计划系统包括运营系统、交易计划系统等厂站系统1变电所监控系统10调度管理系统包括OMS、DMIS2发电厂监控系统11雷电定位系统3独立设备注：独立设备是指不属于任何系统的设备，“所属系统类型”填写“独立设备”二、设备类型分类序号设备大类设备类型模块类型主站设备1计算机设备工作站服务器主板、CPU、内存、硬盘、电源模块、风扇、网卡、光卡、显示器、其他2存储设备阵列柜磁带库控制器、机械臂、硬盘、磁带、电源模块、网卡、光卡、风扇、磁盘柜、其他3调度数据网网络设备核心交换机核心路由器接入交换
26、机接入路由器拨号服务器引擎、板卡、电源模块、风扇、机框、其他4应用系统网络设备核心交换机接入交换机5安全设备横向隔离装置纵向加密装置防火墙安全文件网关入侵检测装置安全拨号装置引擎、板卡、电源模块、风扇、其他6电源设备UPSUPS主机、蓄电池、配电屏、其他7其他附属设备KVM控制器、转换模块、模拟延长器、其他时钟同步装置主钟、天线、接口、其他模拟盘大屏幕屏控器、显示屏、投影机、灯泡、其他终端服务器电源模块、风扇、其他调制解调器机笼、板卡、电源模块、切换装置、其他数字透传装置引擎、板卡、电源模块、其他防雷设备厂站设备1计算机设备工作站工控机主板、CPU、内存、硬盘、电源模块、风扇、网卡、其他2应用
27、系统网络设备站级层交换机间隔层交换机光电转换器引擎、板卡、电源模块、风扇、机框、光口、其他3远动通信设备远动通信服务器RTU主板、CPU、内存、硬盘、电源模块、风扇、网卡、其他4总控单元（含前置机）公用信息管理机规约转换器5测控单元测控装置板卡、电源模块、网卡、串口、液晶屏、其他6安全设备纵向加密装置防火墙引擎、板卡、电源模块、风扇、其他7电源设备UPSUPS主机、配电屏、其他8电量装置ERTU电源模块、板卡、其他9其他附属设备KVM控制器、转换模块、模拟延长器、其他时钟同步装置主钟、天线、接口、其他终端服务器电源模块、风扇、其他调制解调器机笼、板卡、电源模块、切换装置、其他数字透传装置主机、
28、板卡、电源模块、其他二次回路变送器继电器二、应用类型分类序号设备类型模块类型主站系统1能量管理系统操作系统、数据库、应用平台、人机对话、调度主站间数据交换、调度主站内数据交换、厂站数据采集、SCADA、AGC、AVC、PAS、其他2广域向量测量系统操作系统、数据库、应用平台、人机对话、调度主站间数据交换、调度主站内数据交换、厂站数据采集、应用软件、其他3动态预警系统4监控SCADA系统操作系统、数据库、应用平台、人机对话、调度主站间数据交换、调度主站内数据交换、厂站数据采集、SCADA、其他5调度员培训仿真系统操作系统、数据库、应用平台、人机对话、调度主站间数据交换、调度主站内数据交换、厂站数
29、据采集、应用软件、其他6电能量计量系统7保护管理系统8水调自动化系统9调度计划系统操作系统、数据库、应用平台、人机对话、调度主站间数据交换、调度主站内数据交换、厂站数据采集、母线负荷预测、安全校核、其他10调度管理系统操作系统、数据库、应用平台、人机对话、调度主站间数据交换、调度主站内数据交换、公共应用、专业应用、其他11雷电定位系统操作系统、数据库、应用平台、人机对话、调度主站间数据交换、调度主站内数据交换、探测站数据采集、应用软件、其他12调度数据网络系统软件13安全防护系统区防病毒、区防病毒、区防病毒、入侵检测、安全审计厂站系统1变电所监控系统操作系统、数据库、应用平台、人机对话、与调度
30、端数据交换、应用软件、其他附录C 自动化系统设备分类细则（资料性附录）1 紧急缺陷1.1 能量管理系统1.1.1 数采服务器设备或功能模块失效，导致数据采集或转发异常；1.1.2 数采网交换机故障，导致数据采集或转发异常；1.1.3 数采网终端服务器故障，导致数据采集或转发异常；1.1.4 MODEM机笼或MODEM板故障，导致数据采集或转发异常；1.1.5 通道切换装置故障，导致数据采集或转发异常；1.1.6 数字透传设备故障，导致数据采集或转发异常；1.1.7 SCADA服务器设备或功能模块失效，导致数据处理异常；1.1.8 数据库服务器设备或功能模块失效，导致数据存贮异常；1.1.9 P
31、AS服务器设备或功能模块失效，导致PAS功能异常；1.1.10 AVC服务器设备或功能模块失效，导致AVC服务异常；1.1.11 系统主网交换机设备故障，导致SCADA、PAS、AVC等功能异常；1.1.12 数据库磁盘阵列故障，导致数据存贮异常；1.1.13 数据库磁盘阵列光纤交换机故障，导致数据存贮异常；1.1.14 数据库磁盘阵列多个及以上磁盘故障（指超过热备份硬盘数量），导致数据存贮异常；1.1.15 数据库软件异常挂起，导致数据存贮异常；1.1.16 所有后台监控工作站失去监控功能；1.1.17 所有服务器和后台工作站时钟异常；1.1.18 网省地县关口遥测、遥信信息错误（无法由其他
32、数据替代），影响考核或实时控制；1.1.19 遥控功能失效（指遥控功能开通的系统）；1.1.20 PAS状态估计严重不收敛；1.2 监控SCADA系统1.2.1 数采服务器设备或功能模块失效，导致数据采集或转发异常；1.2.2 数采网交换机故障，导致数据采集或转发异常；1.2.3 数采网终端服务器故障，导致数据采集或转发异常；1.2.4 MODEM机笼或MODEM板故障，导致数据采集或转发异常；1.2.5 通道切换装置故障，导致数据采集或转发异常；1.2.6 数字透传设备故障，导致数据采集或转发异常；1.2.7 SCADA服务器设备或功能模块失效，导致数据处理异常；1.2.8 数据库服务器设备
33、或功能模块失效，导致数据存贮异常；1.2.9 系统主网交换机设备故障，导致SCADA、AVC等功能异常；1.2.10 数据库软件异常挂起，导致数据存贮异常；1.2.11 所有后台监控工作站失去监控功能；1.2.12 所有服务器和后台工作站时钟异常；1.2.13 网省地县关口遥测、遥信信息错误（无法由其他数据替代），影响考核或实时控制；1.2.14 系统遥控功能失效；1.3 电能量采集系统1.3.1 数采服务器设备或功能模块失效，导致数据采集异常；1.3.2 数采网交换机故障，导致数据采集异常；1.3.3 数据处理服务器设备或功能模块失效，导致数据处理异常；1.3.4 数据库服务器设备或功能模块
34、失效，导致数据存贮异常；1.3.5 系统主网交换机设备故障，导致数据处理和存储等功能异常；1.3.6 数据库磁盘阵列故障，导致数据存贮异常；1.3.7 数据库磁盘阵列光纤交换机设备故障，导致数据存贮异常；1.3.8 数据库磁盘阵列3个及以上磁盘故障（指超过热备份硬盘数量），导致数据存贮异常；1.3.9 内外网数据库软件异常挂起，导致数据存贮异常；1.3.10 WEB应用功能失效；1.3.11 变电所电能量采集装置（ERTU）故障（距结算日不足一天）；1.3.12 电能量关口数据采集异常（距结算日不足一天）,除电表本身故障；1.3.13 所有服务器和后台工作站时钟异常；1.3.14 内外网数据库
35、服务器参数不统一；1.3.15 内外网传输平台异常，导致数据传输异常内外网数据不统一；1.4 电力调度数据网络1.4.1 核心层设备故障,导致网络全部异常；1.4.2 汇聚层设备故障,导致部分厂站网络接入异常；1.4.3 接入层设备（路由器、区交换机）故障,导致某厂站网络接入异常；1.5 二次安全防护1.5.1 生产控制大区大面积病毒感染；1.5.2 电能量计量系统横向隔离装置故障；1.5.3 防火墙故障,导致安全区间横向网络中断；1.5.4 防火墙故障,导致安全区间纵向网络中断；1.5.5 纵向加密装置故障,导致安全区纵向网络中断；1.5.6 防病毒服务器故障,导致防病毒及SUS补丁更新系统
36、退出运行；1.5.7 防病毒服务器病毒定义代码长时间（一周以上）未更新；1.5.8 备份系统服务器故障，导致自动化系统数据无法备份；1.6 调度生产管理系统1.6.1 应用服务器故障或功能模块失效，导致系统异常运行；1.6.2 数据库服务器或功能模块失效，导致数据存贮异常；1.6.3 省地数据交换功能异常；1.6.4 WEB应用功能失效；1.7 变电所监控系统1.7.1 变电所监控系统至上级调度机构（华东网调、浙江省调、地区调度、县级调度）或集控中心（站）自动化系统信息中断，导致调度或集控中心对该变电所监控失效；1.7.2 变电所监控系统的主控单元、远动通信主机、网络设备、不间断电源（UPS）
37、等设备故障，监控系统功能失效，导致运行人员不能监控；1.7.3 变电所监控系统控制功能失效或嵌入式五防失效，运行人员不能完成变电运行操作；1.7.4 华东网调、省地县关口遥测、遥信信息错误，影响考核或实时控制；1.7.5 有人值班变电所所有操作员工作站失去全站监控功能；1.7.6 测控装置（主变、110kV及以上电压等级）通信中断，包括装置网卡、电源、CPU板、通信接口等；1.7.7 网省地县关口遥测、遥信信息错误（无法由其他数据替代），影响考核或实时控制；1.7.8 测控装置（主变、110kV及以上电压等级）采集板、开入板故障，影响遥测和遥控；1.7.9 变电所监控系统远动通信工作站主备机参
38、数不统一；1.8 电源系统1.8.1 自动化专用UPS主机故障，导致自动化系统失电；1.9 其他1.9.1 相量测量装置与调度端通信中断；1.9.2 相量测量装置测量模块、通信模块故障；1.9.3 主站中心机房或集控站机房空调故障；1.9.4 调度主站、220kV及以上变电站天文时钟故障（包括主钟、天线、接口）。2 重要缺陷2.1 能量管理系统2.1.1 数采服务器设备或功能模块其中1套失效，尚未影响数据采集或转发；2.1.2 数采网交换机故障其中1台，尚未影响数据采集或转发；2.1.3 数采网终端服务器故障其中1台，尚未影响数据采集或转发；2.1.4 MODEM机笼或MODEM板其中1套故障
39、，尚未影响数据采集或转发；2.1.5 数字透传设备故障导致其中1路通道中断，尚未影响数据采集或转发；2.1.6 SCADA服务器设备或功能模块其中1套失效，尚未影响数据处理；2.1.7 数据库服务器设备或功能模块其中1套失效，尚未影响数据存贮；2.1.8 PAS服务器设备或功能模块其中1套失效，尚未影响系统功能；2.1.9 AVC服务器设备或功能模块其中1套失效，尚未影响系统功能；2.1.10 数采服务器部分硬件（电源、硬盘、风扇、网卡）损坏，但尚未影响设备正常运行；2.1.11 SCADA服务器部分硬件（电源、硬盘、风扇、网卡）损坏，但尚未影响设备正常运行；2.1.12 数据库服务器部分硬件
40、（电源、硬盘、风扇、网卡）损坏，但尚未影响设备正常运行；2.1.13 AVC服务器部分硬件（电源、硬盘、风扇、网卡）损坏，但尚未影响设备正常运行； 2.1.14 PAS服务器部分硬件（电源、硬盘、风扇、网卡）损坏，但尚未影响设备正常运行；2.1.15 系统主网交换机其中1台故障，尚未导致SCADA等功能异常；2.1.16 数据库磁盘阵列电源故障，尚未导致阵列停运；2.1.17 数据库磁盘阵列光纤交换机其中1台故障，尚未影响数据存贮；2.1.18 数据库磁盘阵列磁盘故障，尚未影响数据存贮；2.1.19 部分后台监控工作站失去监控功能;2.1.20 WEB服务器无法浏览或图形不更新、数据不刷新；2
41、.1.21 部分服务器和后台工作站时钟异常；2.1.22 PAS状态估计合格率低于90%;2.1.23 网省地县关口遥测、遥信信息错误（可由其他数据替代），影响考核或实时控制；2.1.24 其他重要遥测、遥信信息错误（无法由其他数据替代）；2.2 监控SCADA系统2.2.1 数采服务器设备或功能模块其中1套失效，尚未影响数据采集或转发；2.2.2 数采网交换机故障其中1台，尚未影响数据采集或转发；2.2.3 数采网终端服务器故障其中1台，尚未影响数据采集或转发；2.2.4 MODEM机笼或MODEM板其中1套故障，尚未影响数据采集或转发；2.2.5 数字透传设备故障导致其中1路通道中断，尚未
42、影响数据采集或转发；2.2.6 SCADA服务器设备或功能模块其中1套失效，尚未影响数据处理；2.2.7 数据库服务器设备或功能模块其中1套失效，尚未影响数据存贮；2.2.8 系统主网交换机其中1台故障，尚未导致SCADA等功能异常；2.2.9 数采服务器部分硬件（电源、硬盘、风扇、网卡）损坏，但尚未影响设备正常运行；2.2.10 SCADA服务器部分硬件（电源、硬盘、风扇、网卡）损坏，但尚未影响设备正常运行；2.2.11 数据库服务器部分硬件（电源、硬盘、风扇、网卡）损坏，但尚未影响设备正常运行；2.2.12 部分后台监控工作站失去监控功能；2.2.13 部分服务器和后台工作站时钟异常；2.
43、2.14 网省地县关口遥测、遥信数据错误（可由其他数据替代）或其他重要遥测、遥信信息错误（无法由其他数据替代）；2.2.15 部分重要保护、直流等信息缺失或错误，影响运行人员监视；2.3 电能量计量系统2.3.1 数采服务器设备或功能模块其中1套失效，尚未影响数据采集；2.3.2 数采网交换机其中1台故障，尚未影响数据采集；2.3.3 数采网终端服务器设备其中1套故障，尚未影响数据采集；2.3.4 MODEM池故障，导致拨号通道中断；2.3.5 数据处理服务器设备或功能模块其中1套失效，尚未影响数据处理；2.3.6 数据库服务器设备或功能模块其中1套失效，尚未影响数据存贮；2.3.7 系统主网
44、交换机其中1台故障，尚未影响数据处理和存储；2.3.8 数据库磁盘阵列电源故障，尚未导致阵列停运；2.3.9 数据库磁盘阵列光纤交换机其中1台故障，尚未影响数据存贮；2.3.10 数据库磁盘阵列磁盘故障，尚未影响数据存贮；2.3.11 数采服务器部分硬件（电源、硬盘、风扇、网卡）损坏，但尚未影响设备正常运行；2.3.12 数据处理服务器部分硬件（电源、硬盘、风扇、网卡）损坏，但尚未影响设备正常运行；2.3.13 数据库服务器部分硬件（电源、硬盘、风扇、网卡）损坏，但尚未影响设备正常运行；2.3.14 部分服务器和后台工作站时钟异常；2.3.15 变电所电能量采集装置（ERTU）故障（距结算日不
45、足一周）；2.3.16 电能量关口数据采集异常（距结算日不足一周）,除电表本身故障；2.3.17 报表服务器或功能异常，导致报表未生成；2.4 调度员仿真培训系统2.4.1 无法获取电网运行断面信息；2.4.2 功能不能满足调度反事故演习要求；2.5 调度数据网络2.5.1 核心层设备其中1套故障,尚未影响网络运行；2.5.2 汇聚层设备其中1套故障,尚未影响网络运行；2.5.3 接入层设备故障（双电源设备其中1只电源故障、区交换机）；2.5.4 网管系统故障，导致网络设备无法管理；2.6 二次安全防护系统2.6.1 生产控制大区某网段部分计算机病毒感染；2.6.2 SCADA系统横向隔离装置故障；2.6.3 客户端病毒定义代码长时间（一周以上）未更新；2.6.4 拨号加密认证装置故障；2.6.5 入侵检测装置故障；2.7 调度生产管理系统2.7.1 应用服务器或功能模块其中1套失效