DL∕T 5003-2017 电力系统调度自动化设计规程

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资源描述

1、ICS 27.100 F21 备案号:J2382-2017 DL 中华人民共和国电力行业标准 P DL/ T 5003 -2017 代替DL/T5003 -25 电力系统调度自动化设计规程 Code for design of dispatch automation in power system 2017-08-02发布2017-12-01实施 国家能源局发布 中华人民共和国电力行业标准 电力系统调度自动化设计规程 Code for design of dispatch automation in power system DL/T 5003-2017 代替DL!T5003-2005 主编部

2、门:电力规划设计总院 批准部门:国家能掘局 施行日期:201 7年12月1日 中国计划出版社 2017北京 国家能源局 公 主K 1=1 2017年第8号 依据国家能源局关于印发能源领域行业标准化管理办法 (试行)及实施细则的通知归国能局科技(2009J52号)有关规定, 经审查,国家能源局批准风电场调度运行信息交换规范等120 项行业标准,其中能源标准(NB)54项、电力标准(DL)66项,现予 以发布。 上述标准中电力管理及电工装备标准由中国电力出版社出版发 行,两项交流电弧炉标准由中国标准出版社出版发行.电力规划设计 标准由中国计划出版社出版发行,煤炭建设标准由煤炭工业出版社出 版发行,

3、农村能源及生物质标准由中国农业出版社出版发行。 附件:行业标准目录 附件: 行业标准目录 序号标准编号标准名称代替标准 . DL/T 电力系统调度自动DL/T 100 5003-2017 化设计规程5003-2005 . 国家能源局 2017年8月2日 米标号批准日期实施日期 2017-08-02 2017-12-01 前言 根据国家能拥局2014年第一批能源领域行业标准制(修)订 计划)(国能科技(2014J298号)的要求,标准编制组经过深入调查 研究,认真总结电力系统调度自动化方面的设计工作经验,在广泛 征求意见的基础上,对原行业标准电力系统调度自动化设计技术 规程DL/T5003-20

4、05进行修订,并更名为电力系统调度自动 化设计规程。 本标准主要技术内容是:总则、术语和缩略语、总体架构及要 求、调度端部分、厂站端部分、信息传输及交互、基础设施及辅助系 统。附录A为调度端自动化系统功能,附录B为厂站端调度自动 化信息。 本次修订的主要内容是: 1.主要根据调度自动化系统技术发展及当前电力系统运行管 理机构的实际需求,扩展了调度自动化系统的边界和内涵; 2.增加总体架构、功能要求、可再生能源场站等相关内容; 3.增加术语和缩略语,.总体架构及要求信息传输及交互 等章节; 4.修订总贝。调度端部分厂站端部分; 5.取消原标准第6章自动发电控制; 6.将第7章机房及其他更名为基础

5、设施及辅助系统。 本标准自实施之日起,替代电力系统调度自动化设计技术规 丰呈)DL/T5003-2005。 本标准由国家能源局负责管理,由电力规划设计总院提出,由 能源行业电力系统规划设计标准化技术委员会负责日常管理,由 中国电力工程顾问集团中南电力设计院有限公司负责具体技术内 1 容的解释。执行过程中如有意见或建议,请寄送至电力规划设计 总院(地址:北京市西城区安德路65号,邮政编码:100120)。 本标准主编单位、参编单位、主要起草人和主要审查人: 主编单位:中国电力工程顾问集团中南电力设计院有限公司 参编单位:中国能源建设集团江苏省电力设计院有限公司 中国能晴、建设集团广东省电力设计研

6、究院有限公司 主要起草人:张立平黄贻惺林廷卫巫怀军张仕鹏 马怡晴曾玉赵娜孙浩黄礼华 主要审查人:黄晓莉许洪强张伟陶文伟王健 葛朝强李波胡翔徐晓春刘欣宇 孔繁武储真荣余熙吴利军刘洋 黄殿勋张继芬张延陆进军吴京涛 2 学兔兔 w w w .b z f x w .c o m 目次 1总则(1 ) 2 术语和缩略语( 3 ) 2. 1 术语(3 ) 2. 2 缩略语(4 ) 3 总体架构及要求( 6 ) 3.1 调度自动化系统总体架构( 6 ) 3.2 调度自动化系统总体要求( 7 ) 4 调度端部分(9 ) 4.1 系统方案( 9 ) 4.2 系统功能( 10 ) 4. 3 系统技术要求 4. 4

7、硬件配置要求门川 4. 5 软件配置要求(28 ) 4. 6 安全防护要求(30 ) 5 厂站端部分( 32 ) 5. 1 信息采集原则及内容(32 ) 5.2 厂站端计算机监控系统(33 ) 5. 3 其他信息采集终端.(35) 6 信息传输及交互门7) 6. 1 信息传输通道(37 ) 6. 2 信息交互技术要求(37 ) 7 基础设施及辅助系统( 39 ) 7.1 总体原则门们 7.2 基础设施门们 学兔兔 w w w .b z f x w .c o m .3 辅助系统 附录A调度端自动化系统功能 附录B厂站端调度自动化信息(44 ) 本标准用词说明 引用标准名录 附:条文说明 2 学兔

8、兔 w w w .b z f x w .c o m Conte口ts 1 General provisions( 1 ) 2 Terms and abbreviation( 3 ) 2.1 Terms( 3 ) 2.2 Abbreviation( 4 ) 3 General architecture a丑drequirement( 6 ) 3. 1 General architecture( 6 ) 3. 2 General requirement ( 7 ) 4 Dispatchi口gcenter automation system( 9 ) 4. 1 System scheme ( 9 )

9、 4. 2 System function( 10 ) 4. 3 System technology requirement. (22) 4.4 Hardware requirement( 25 ) 4.5 Software requirement( 28 ) 4.6 Security protection requirement.监(30 ) 5 Station automation system( 32 ) 5. 1 Data acquisitio口principleand content( 32 ) 5.2 Computer supervisory system( 33 ) 5.3 Ot

10、her data acquisition terminal( 35 ) 6 Information transmission and exchange( 37 ) 6. 1 Information transmission channel( 37 ) 6.2 Information exchange requirement( 37 ) 7 Infrastructural facili ties a口dauxliary system( 39 ) 7. 1 General provisions( 39 ) 7.2 Infrastructural facilities( 39 ) 3 学兔兔 w w

11、 w .b z f x w .c o m 7. 3 Auxliary system( 40 ) Appendix A Functio且ofdispatchi口gcenter automatlOn system1 ) Appendix B Data of substatio口automationsystem( 44 ) Expla口ationof wording in this code . (61) List of quoted standards( 62 ) Addition: Explanation of provisions ( 63 ) 4 学兔兔 w w w .b z f x w .

12、c o m 1总则 1. O. 1 为了规范和统一调度自动化系统设计标准,更好地指导调 度自动化系统建设工作,制定本标准。 1. O. 2 本标准适用于省级及以上电力系统调度自动化系统规划、 可行性研究、工程设计,省级及以上电力调度(调控)中心工程设 计,省级及以上电力调度(调控)中心直接调度管理及信息直采的 火电厂、水电站、核电站、新能源场站、变电站、换流站等工程设计 中有关调度自动化部分的设计。 1. O. 3 调度自动化系统设计必须执行国家经济建设方针和各项 技术经济政策。设计应从电力系统特点和运行实际出发,与电力 系统发展规划相匹配,与电力系统的统一调度、分级管理的体制相 适应,严格按

13、照系统调度管理体制和调度职责范围来开展。设计 应采用先进而成熟的技术,力求经济实用。 1. O. 4 调度自动化系统设计应在全面搜集用户需求、了解相关系 统现状、分析电力系统特点、梳理运行需要和通道条件的基础上, 确定调度自动化系统总的功能要求.提出调度端和厂站端自动化 设计内容,明确自动化信息内容和信息传输通道。 1. O. 5 调度端自动化系统工程设计应根据审定的电力系统调 度自动化规划和可行性研究.确定系统架构、功能,各类软硬 件设备的配置、规范以及系统实施方案,编制初步设计、施工 图、竣工图设计文件,并配合完成设计联络、验收等工程技术 服务。 1. O. 6 发电、变电工程的调度自动化

14、设计还应根据审定的电力系 统调度自动化规划和可行性研究,核实各种设备的调度关系和自 动化信息内容,落实设备型式、规范以及信息传输通道,并编制原 1 理接线图和安装接线图。 1. O. 7 调度自动化系统设计除应符合本标准规定外,还应符合国 家现行有关标准的规定。 2 2 术语和缩略语 2.1术语 2.1.1 调度自动化系统dispatching automation system 调度自动化系统是为电力系统调度控制与运行管理等业务提 供技术支持的各类应用系统的总称,主要由调度端系统,厂站端系 统,以及两者间的信息传输通道构成。 2.1. 2 调度端系统dispatching center au

15、tomation system 部署于调度(调控)中心的自动化系统。由服务器、工作站、网 络设备、存储设备、安全防护设备等硬件及软件系统组成,为调度 (调控)中心各专业运行人员提供技术支持。 2.1. 3 厂站端系统station automation system 部署于厂站侧的自动化系统。由各类调度自动化信息采集装 置、数据通信设备、安全防护设备以及厂站计算机监控系统组成, 实现广站自动化信息采集和交互。 2.1. 4 智能远动网关smart remote communication and con trol gateway 位于厂站端站控层的种远动装置,集成了厂站端和调度端 系统之间的通

16、信功能,实现厂站端远动数据的直采直送,并提供厂 站端数据、模型和图形的采集、存储、处理和传输服务,支持远程浏 览、告警直传、源端维护、顺序控制、电压无功控制等功能,宜具备 防误闭锁、监控终端功能。 2.1. 5 消息自M牛message mail 消息邮件支持基于目的地址自动投递的信息传输,支持生产 控制大区和管理信息大区之间、上下级调度之间文件和工作流信 息的安全传输。 3 2.1. 6态context 为达成某些确定目标的一组应用的集合。态定义一个与时间 相关的运行环境,根据运行环境的不同应分为实时态、研究态、规 划态、测试态、反演态、培训态。一个应用可以在不同的态中被 复用。 2.1.

17、7 CASE 对应于特定时间断面和应用环境的数据或信息集合。包括运 行方式CASE、模型CASE、图形CASEo 2.1. 8 G 语言G language 即电力系统图形描述语言,是在lEC- 6197 -453基于C1M 的图形交换基础上,针对SVG文本较大且网络传输较慢所发展起 来的针对电力系统的一种新型高效的图形描述语言。 2.1.9 E语言E language 即电力系统数据标记语言,是在1EC61970 -301电力系统公 用数据模型C1M(Common 1nformation Model)的面向对象抽象 基础上,针对C1M在以XML方式进行描述时的效率缺陷所制定 的一种新型高效的

18、电力系统数据标记语言。 2.2缩略i吾 AGCCAutomatic Generation Control) 自动发电控制 AVCCAutomatic Voltage Control) 自动电压控制 A VRC Automatic Voltage Regulator ) 自动电压调节器 C1M C Common 1nforma tion Model) 共用信息模型 CPS( Control Performance Standard) 控制性能标准 CPUCCentral Processing Unit) FFC(Flat Frequency ControD FTCCFlat Tie-line C

19、ontrol) 中央处理单元 恒定频率控制 恒定联络线交换功率控制 G1S(Geographic 1nformation System) 地理信息系统 1C(lntegrated Circllit) 4 集成电路 ISOCInternational Organization for Standardization) 准化组织 国际标 ITU-T C International Telegraph Union-Telecommunication Standardization Sector) 国际电联电信标准化部门 KPICKey Performance Indicators) 关键绩效指标 K

20、VMCKeyboard Video Mouse) 键盘、视频和鼠标 MTBFCMean Time Between Failure) 平均故障间隔时间 NASCNetwork Attached Storage) 网络连接存储 NTP(Network Time Protocol) OLTCCOn-Load Tap Changer) 网络时间协议 有载调压开关 PCCPersonal Computer) 个人电脑 PSSCPower System Stabilizer) 电力系统稳定器 RAID C Redundant Array of Independent Disks) 冗余磁盘 阵列 SANC

21、Storage Area Network) 存储区域网络 SCADACSupervisory Control and Data Acquisition) 集与监视控制 数据采 SNTPCSimple Network Time Protocol) 简单网络时间协议 SOAC Service-Oriented Architecture) 面向服务的体系结构 SOECSequence of Event) 事件顺序记录 SVCCStatic Var Compensator) 静止无功补偿器 SVGC Scalable Vector Graphics) 可缩放矢量图形 TBCCTie-line Bias

22、 Control) 联络线偏差控制 TTSCText to Speech) 语音合成 UPSCUninterruptible Power Supply) 不间断电源 VPNCVirtual Private Network) 虚拟专用网络方式 XMLCExtensible Markup Language) 可扩展标记语言 5 3 总体架构及要求 3. 1 调度自动化系统总体架构 3.1.1 按照统一调度分级管理的原则,省级及以上调度(调控)中 心应配置调度自动化系统及其备调系统。发电厂及变电站应配置 广站端自动化系统,并根据其调度管理关系的划分接入相应的调 度端自动化系统。 3.1. 2 调度自

23、动化系统应按照调控一体化架构进行设计,除支持 电力系统调度所需的监视、分析、决策功能外,还应支持面向厂站 的集中监视与控制功能,并能根据监控范围的划分进行相关信息 的分层、分区和分流。 3.1.3 各级调度端系统应采用统一的技术标准,实现各级调度自 动化系统间的一体化运行和模型、数据、画面的源端维护与系统 共享。 3.1. 4 应构建可靠、实用的备用调度系统,满足电网运行控制 和调度生产指挥连续性的要求。省级及以上调度机构应建设异 地备调,备调选址应全面评估风险因素、基础设施、技术条件及 运维水平等,满足相关标准及运行要求。备调系统的系统架构 和核心模块配置应与主调系统保持一致,主备调系统间应

24、具备 完备的自动同步机制。在技术条件可行时,可采用主备调系统 一体化模式。 3.1.5 调度自动化系统应实现调度端系统与厂站智能远动网关 的一体化数据采集及交换或与常规采集装置的数据采集及交换。 存在直接调度关系的调度端系统与厂站端系统之间应采用信息直 采直送方式,非直调关系的调度端系统与厂站端系统之间可采用 信息直采方式。 6 3.2 调度自动化系统总体要求 3.2.1 调度自动化系统应满足电网发展建设和运行控制的要求, 功能涵盖所服务的各级调度(调控)中心业务,以优化合理的调度 数据网为支撑,以完善的电力监控系统安全防护为保障,实现调度 决策智能化、运行控制精益化,满足调度一体化管理和调控

25、一体化 运行的要求。 3.2.2 调度自动化系统宜按照统一规范,采用一体化、模块化、智 能化的模式设计和建设,应遵循开放、可靠、安全、集约、易用、可维 护和可管理的设计原则。 3.2.3 系统通过建设一个标准、开放的基础平台集成调度(调控) 中心各项业务开展所需的全部应用功能。平台为各类应用提供统 一的模型、数据、CASE、总线、人机界面、系统管理等服务,为各类 应用的开发、运行和管理提供通用的技术支撑,为整个系统的集 成、高效、可靠提供保障。应用之间的数据交换通过平台提供的数 据服务进行。 3.2.4 各应用功能应采用模块化方式建设,遵循统一的接口要 求,通过接入基础平台实现信息交互和一体化

26、运行。 3.2.5 调度自动化系统应通过标准化的接口、统一的模型、高效 的数据传输手段,为各级调度(调控)中心之间业务的一体化运作 提供技术支撑。 3.2.6 调度自动化安全防护应符合电力监控系统安全防护规 定和电力监控系统安全防护总体方案的要求。调度端系统建 设应根据省级以上调度中心监控系统安全防护方案),配置相应 安全防护设备,系统软硬件选型应满足安全防护要求。厂站端系 统应符合发电厂监控系统安全防护总体方案、变电站监控系统 安全防护总体方案的相关要求。 3.2.7 调度自动化系统在建设过程中,应充分考虑原系统与新系 统之间的平稳过渡方案,确保对电力系统监控的连续性。应考虑 7 新系统安装

27、调试期间的安全保障及应急措施,避免新系统调试影 响电网正常运行。应设计原系统向新系统的数据迁移方案,保证 系统历史数据的完整性和连续性。 3.2.8 描述电网设备、拓扑结构的电网公共模型应在基础平台内 统一建立和维护,由各应用调用。各应用可在内部建立和维护其 特有模型。在调度端、厂站端系统的协同配合下,调度自动化系统 宜实现基础信息和公共模型的源端维护,全局共享。 3.2.9 调度自动化系统功能配置应能支持对包括智能变电站、柔 性输电、间歇式能源等在内的各类设备的监视和控制,应能有效分 析处理海量电网监控和设备在线监测数据,为电网优化运行、紧急 控制、故障恢复提供支持。 3.2.10 系统应基

28、于电网运行新的需求和信息通信技术的发展, 不断优化提升,拓展新功能。 8 4 调度端部分 4.1系统方案 4.1.1 调度端自动化系统方案应全面满足调度(调控)中心在电 网运行监视、控制、分析、计划、决策辅助、仿真培训及运行管理等 方面的业务需求。 4.1. 2 系统各功能模块宜基于统一的公共信息模型和标准化的 信息接口实现应用间高效的数据和服务共享。根据需要,系统可 配置将私有信息模型转换为公共信息模型的功能。 4.1. 3 新建自动化系统可根据实际情况,通过接口将其他系统接 人。各系统均应支持标准的信息模型和接口规范,避免出现信息 孤岛。 4.1. 4 调度端系统应按照电力监控系统安全防护

29、规定的要求 划分安全区,并按照应用特征,将所有应用部署于不同防护等级的 安全区中。 4.1. 5 调度端系统宜在数据采集和分析的基础上,抽取调度(调 控)中心各专业运行管理人员关注的电网运行关键指标,利用可视 化技术,针对不同运行场景,提供重点突出、界面友好的操作环境, 对关键指标进行集成展示,从而提高各专业人员获取运行信息、执 行电网操作的效率。 4.1. 6 调度端系统宜采用高可用集群、故障检测隔离、关键元件 冗余等技术,提高重要模块的容错能力,提升整个系统的可用性。 4.1. 7 调度端系统应根据实际需求,积极采用云计算、大数据、虚 拟化、可信计算等技术,提高系统分布化程度,强化数据深度

30、挖掘、 资源灵活配置等能力,进一步提高软硬件资源和电网信息的利用 效率及系统运行安全性。 9 4.2系统功能 4.2.1 系统功能应包括基础平台、电网运行监测、电网运行控制、 电网计算分析、电网运行计划、智能辅助决策、系统仿真及运行人 员培训11、电网运行管理等。 4.2.2 系统功能可分为必选模块和可选模块。其中必选模块是 支撑系统正常运行或调度(调控)中心业务正常开展所需的基本功 能模块;可选模块是不同调度(调控)中心根据当地电网运行和管 理需要选取配置的功能模块。具体功能模块划分应符合本标准附 录A的要求。 4.2.3 基础平台为调度自动化系统的一体化运行提供技术支撑。 横向上,系统内通

31、过统一的基础平台实现各类应用的一体化运行 以及与外部系统的交互,实现主、备调内部各应用功能的协调运行 以及主、备调间系统维护与数据的同步;纵向上,通过基础平台实 现各级调度自动化系统间的计划、校核、告警等一体化功能运行, 通过调度自动化通道实现厂站与调度(调控)中心之间、各调度(调 控)中心之间的数据采集和交换。基础平台应包括基础支撑软件、 数据存储与管理、总线、平台管理与服务、数据采集与交换、统计计 算等功能。基础平台应符合下列规定: 1 基础支撑软件包括操作系统、防恶意代码软件。可根据具 体需求配置虚拟化、云计算、大数据处理等软件。 2 数据存储与管理包括实时数据库、关系数据库、时间序列

32、数据库。其中实时数据库基于内存运行,用于提供高效的实时数 据存取;关系数据库可用来保存模型、系统配置、告警和事件记录、 统计信息、采样值等需要长期保存的数据;时间序列数据库用于存 储带时标的电网运行动态数据和实时稳态数据。 3 总线包括服务总线和消息总线。其中服务总线为调度(调 控)中心内部和调度(调控)中心之间安全高效的应用集成提供技 术支撑,应实现服务封装、注册、描述、查询、发布、管理等功能。消 10 息总线是各应用之间,以及应用与基础平台之间快速传输消息和 实时数据的主要工具,实现调度(调控)中心内部和调度(调控)中 心之间安全高效的数据通信。 4 平台管理与服务包括基础信息服务、模型服

33、务(含模型生 戚、模型校验、模型拼接与拆分、模型维护、模型交换、模型发布 等)、数据服务、人机及图形服务、文件服务、报表服务、告警及事件 服务、权限服务、工作流服务、时钟同步服务、GIS服务、并行计算 管理、CASE管理、消息邮件服务等。 5 数据采集与交换功能用于实现调度端系统和厂站端系统, 以及调度端系统之间的数据传输。数据采集与交换功能应支持厂 站端各类数据的采集,支持远方控制、调节和参数设置等指令的 下发。 6 统计计算功能包括自定义公式计算、常用标准计算及各种 统计计算功能。 7 调度端自动化系统在满足安全防护要求的前提下,可通过 基础平台,采用文件、实时通信等方式,与电网公司内部的

34、营销、管 理类等系统,以及电网公司以外单位的应用系统互联,实现信息 共事。 8 模型、图形应满足以下要求: 1)基础信息和模型管理应遵循现行国家标准电网通用模 型描述规范)GBjT30149、能量管理系统应用程序接口 CEMS-APD )DLjT 890系列的要求,提供电网各类模型 的建立、拼接、交换、同步和维护等功能,实现基础信息和 模型的源端维护、全局共享;支持CIMjE、CIMjXML格 式模型的导人导出; 2)图形管理应遵循现行行业标准电力系统图形描述规范 DLjT 1230的要求,提供调度自动化系统中的各类图形 的建立、交换和维护等功能,并实现图库(库图)一体化功 能;支持CIMjG

35、、SVG格式图形的导人导出 11 4.2.4 电网运行监测功能通过对电网运行信息、设备状态信息以 及气象环保等其他信息的采集,实现对电网运行的全方位监视。 主要包括电网稳态运行监视、动态运行监测、暂态运行监测、电能 量信息监视、一/二次设备运行状态监视、环境监视、节能环保监视 及综合智能告警与预警等功能。电网运行监测功能应符合下列 要求: 1 电网稳态运行监视主要包括电网运行稳态数据采集处理、 系统监视和数据分析记录,实现对电网实时运行状态的监测。 2 电网动态运行监测指通过对电网动态信息的监视处理,实 现对电网动态过程的监测。主要包括电网运行动态监测、低频振 荡在线监测、在线扰动识别以及并网

36、机组涉网行为在线监测等。 1)电网运行动态监测是通过对实时相量数据的采集处理, 实现对电网动态过程监测、相角监测、机组运行状态监 测、一次调频性能监测、电压和频率动态过程监测等 功能; 2)低频振荡在线监测功能是结合系统网络拓扑对实时动态 数据计算分析,提供振荡设备、振荡模式信息,并能识别 主导模式和参与机组,判断振荡中心大致区域,识别振荡 路径; 3)在线扰动识别是根据电网实时动态数据识别短路扰动、 机组跳闸、非同期并列、非全相运行、直流故障等系统扰 动情况,进行系统扰动判断及故障定位; 4)并网机组涉网行为在线监测功能包括利用稳态数据或动 态数据监测和统计各机组一次调频运行情况,分析电网

37、频率扰动期间各机组一次调频动作行为,以及在线监测 各机组PSS,AVR投退情况,在线监测励磁系统性能。 3 暂态运行监测包括保护装置、录波装置及安全自动装置运 行监测。充分获取和共享保护、录波及稳控运行的信息资源,并对 信息进行智能化处理,为电网安全稳定运行提供监视及辅助分析 决策手段。 4 电能量信息监视功能包括电能计量数据的处理和分析记 录,为统计分析提供数据基础。 5 一/二次设备运行状态监视功能包括一次设备状态、二次 设备状态等信息的采集、处理、监视及分析,为事故处理、检修安排 提供信息支撑。 6 环境监视主要包括气象监视、雷电监视、山火监视、变电站 视频与环境监视、线路覆冰及微气象监

38、视等。通过对以上信息的 统计分析,实现对自然灾害或危害的监视跟踪和预警,为电网负荷 预报、经济调度、事故预警、故障分析、处理及检修安排等提供信息 支撑。 7 节能环保监视功能应包括下列内容: 1)水电站运行、水务等综合监视、水电运行趋势分析; 2)火电机组运行、脱硫、脱硝、除尘、机组煤耗、供热机组热 力等综合信息监视; 3)风电场运行数据、风功率预测、电能质量监视; 4)光伏电站运行数据、风光环境、光功率预测、电能质量等 综合信息监视。 8 综合智能告警与预警通过对各类监测告警信息的在线综 合处理、汇集和分析,对大量告警信息进行分类管理,按不同需求 形成不同的告警显示方案,从相关电网故障信息中

39、分析出诸如故 障类型、设备、位置等准确信息,利用形象直观的方式提供全面综 合的告警提示。同时可以提供如水情、气象、雷电、覆冰、地质等灾 害预警,以及在设定的门槛值下的安全指标预警、经济指标预警、 优质指标预警、环保指标预警等。 4.2.5 电网运行控制是利用电网实时信息,结合实时调度计划信 息,通过于动控制、自动控制实现电网的闭环调整。子动控制类功 能包括控制与调节、设置操作、定值修改。自动控制类功能包括自 动发电控制(AGC)、自动电压控制CAVC)。电网运行控制应符合 下列要求: 1 控制与调节主要功能是指远方控制断路器、隔离开关、中 性点接地刀闸的分合、调节变压器分接头位置、投/切和调节

40、无功 补偿装置、技/退继电保护设备软压板、远方遥控复位、直流系统 解/闭锁和功率调整等。应支持群控、序列控制。在控制和调节过 程中,应采取防误措施来保证控制操作的安全可靠。 2 设置操作指运行人员对设备及其他对象的状态进行设置 的功能。包括人工置数、设备投退、标识牌操作、问锁和解锁操作。 设置范围应包括厂站、间隔、设备、测点等对象。 3 定值修改功能包括保护定值修改、稳控定值修改及切换运 行定值区。系统将审批后的定值单通过远程在线定值修改功能下 发到厂站端保护装置、稳控装置。远程定值修改至少应包含召唤 定值、修改下装定值、再召唤(校核定值)三个步骤。 4 自动发电控制(AGC)应符合下列要求:

41、 1)宜选择容量较大、水库调节性能好的水电站,单机容量在 200MW及以上、热工自动化水平高、调节性能好的火电 机组和20MW及以上风电场参加调节;燃气机组、抽水 蓄能机组均应参加调节;单机容量在200MW以下的火 电机组视条件和系统需要亦可参加调节; 2)参与AGC调整的电广(或机组)应具备的条件为:火电 机组可调容量宜为额定容量的50%以上,每分钟增减负 荷在额定容量的2%以上;水电机组宜为额定容量的 80%以上,每分钟增减负荷在额定容量的50%以上; 3)AGC的主要控制目标按控制方式不同可分为:维持系统 频率与额定值的偏差在允许范围内;维持区域联络线净 交换功率及交换电能量与计划值的偏

42、差在允许范围内; 4)AGC应支持多区域多目标控制,支持水、火电机组单机 控制方式、全厂控制方式以及多个电厂集中控制方式;支 持梯级水电厂多厂拧制方式;支持以风电场、光伏电站等 14 新能源场站为控制对象; 5)AGC的主要控制方式:恒定频率控制FFC(AGC的控制 目标是维持系统频率恒定);恒定联络线交换功率控制 FTC(AGC的控制目标是维持联络线交换功率的恒定); 联络线和频率偏差控制TBC(AGC同时控制系统频率 和联络线交换功率); 6)AGC在发出控制命令之前,应进行一系列校验,以保证 控制对象运行的安全性,包括:控制命令死区校核、最大 调节增量校验、调节范围校验、稳定断面重载或越

43、限校 验等; 7)AGC应向电网运行监视功能提供机组的AGC指令信 息、告警信息;向电网运行管理功能提供AGC运行分析 和考核指标等信息,包括AGC投运率、Al/A2或CPSl/ CPS2性能指标、AGC调节备用容量、频率和联络线交换 功率的合格率等信息。 5 自动电压控制(AVC)应符合下列要求: 1)单机容量200MW及以上的火电机组、燃气机组、核电机 组;单机容量50MW及以上的水电、抽水蓄能机组;通过 llokV及以上电压等级线路与电力系统相连的风电场 和光伏电站,以及对电压安全调控具有重要作用的关键 厂站均应具备AVC功能; 2)AVC的主要控制目标为实现全网无功分层分区平衡,提 高

44、电压质量,降低网损; 3)AVC可采用三级控制模式:第一级控制由AVC子站通 过协调控制本厂内的元功电压设备实现,以满足第二级 控制给出的厂站控制指令;第二级控制由AVC主站实 现分区系统协调控制决策,通过控制本分区内的元功电 压设备,给出各厂站的控制指令,将中枢母线电压和重要 联络线无功控制在设定值,保证分区内母线电压合格并 15 保留足够的动态无功储备;第三级控制由AVC主站进 行全网在线无功优化,给出各分区中枢母线电压和重要 联络线的设定值,供第二级控制使用; 4)各级电网应支持上下级协调的电压控制,上级调度通过 控制策略给出下级调度的协调目标,下级调度通过闭环 控制优先跟踪上级下发的协

45、调目标;协调日标包括上下 级电网的关口母线电压和无功交换的设定值或合格范 围;上下级电网AVC主站失去联系时,各级电网AVC 应能自动切换至本地独立控制模式; 5)AVC对发电厂的控制应包括电厂高压侧母线电压设定 值或调整量、全厂无功功率设定值或调整量、各单台发电 机无功功率设定值或调整量等; 6)AVC对变电站的控制应支持分散控制或集中控制模式: 在分散控制模式下,给出的控制指令应包括母线电压或 主变关口无功的设定值或调整量;在集中控制模式下,控 制指令应包括电容/电抗器投切、有载调压变压器分接头 调节及调相机、静止元功补偿器、静止无功发生器等电压 或无功出力设定值或调整量; 7)电厂与变电

46、站AVC控制的配合:在电厂与变电站无功 电压均可受控的电网,应实现无功电压连续调节于段和 离散调节手段之间的协调控制,减少电厂和变电站之间 不合理的无功流动;变电站的电容/电抗器应优先动作, 使发电机、调相机、静止无功补偿器、静止无功发生器等 连续调节设备保持足够的动态元功储备,并由连续调节 设备实现电压的精细调节; 8)AVC应向电网运行监视功能提供实时数据异常、电网状 态异常、软件运行异常、厂站和设备的状态变化等信息; 向电网运行管理功能提供运行和考核指标,包括主站端 AVC可用率、厂站端AVC投运率、受控设备投运率、电 16 压合格率、网损和网损率、受控厂站和下级电网AVC的 调节合格率

47、等。 4.2.6 电网计算分析主要包括网络拓扑分析、状态估计、调度员 潮流、灵敏度分析、静态安全分析、短路电流计算、安全约束调度、 暂态稳定分析、动态稳定分析、网损计算、运行分析与评价、在线保 护定值校核、辅助决策、裕度评估、计划校核等。电网计算分析应 符合下列要求: 1 网络拓扑分析根据电网导电设备连接关系和断路器(开 关)/刀闸的分/合状态,形成电力系统计算中使用的节点支路计 算模型,并根据设备的实际运行状态进行拓扑着色,设置相关拓扑 状态标识; 2 状态估计根据电网模型参数、结线连接关系和组有冗余 的遥测量测值和遥信开关状态,求解描述电网稳态运行的母线电 压幅值和相角的估计值,并求解出其

48、他量测的估计值,检测和辨识 量测中的不良数据,为其他应用功能提供一套完整、准确的电网实 时运行方式数据; 3 调度员潮流在状态估计分析的基础上,根据实时、预测和 历史的母线模型和各母线注入功率,应用潮流计算方法,计算电网 运行状态,包括各母线的电压和相角值、网络中的功率分布,同时 统计发电出力、负荷总加、功率损耗等,能够人工启动或根据开关 变位启动计算; 4 灵敏度分析为电网安全经济运行调度提供灵敏度信息,常 用的灵敏度主要包括:网损灵敏度、支路功率灵敏度、母线电压灵 敏度、输电断面灵敏度和组合灵敏度; 5 静态安全分析主要包括故障快速扫描和指定故障集详细 分析,可按使用人员的需要设定故障类型

49、、自定义各种故障组合, 快速判断各种故障对电力系统产生的危害,准确给出故障后的系 统运行方式,并直观准确显示各种故障结果; 6 短路电流计算用于计算电力网络发生各种短路故障后的 17 故障电流和电压分布,应具备电网模型选择、运行方式选择、故障 设置、序网模型生戚、故障计算、遮断容量扫描、短路电流控制措施 建议等功能; 7 安全约束调度根据电网运行方式的变化,对各薄弱断面采 取有效的技术措施,给AGC提供相应的安全约束条件,合理调整 发电出力,使断面潮流变化控制在安全范围内; 8 网损计算包括电网损耗统计、电网损耗对比分析,进行降 损分析,提出降损建议; 9 暂态稳定分析采用机电暂态时域仿真方法对指定电压等 级的线路、变压器、母线等元件进行N-l或N-2故障扫描,对故 障后系统功角、电压和频率的稳定性进行分析,给出相应的告警信 息,发现电网的薄弱点; 10 动态稳定分析是对校核断面采用计算电网主导振蔼模式 和基于数值积分的时

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