电网安全稳定控制系统技术规范

4ICS01.120

nA00

中华人民共和国国家标准

GB/T××××—××××

电网安全稳定控制系统技术规范

Technicalspecificationforpowersystemsecurityandstabilitycontrolsystem

（征求意见稿）

××××-××-××发布××××-××-××实施

国家市场监督管理总局

发布

中国国家标准化管理委员会

GB/TXXXXX—XXXX

前言

本标准按照GB/T1.1-2009给出的规则起草。

本标准由中国电力企业联合会提出。

本标准由全国电网运行与控制标准化技术委员会（SAC/TC446）归口。

本标准主要起草单位：

本标准主要起草人：

II

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电网安全稳定控制系统技术规范

1.范围

本标准规定了电网安全稳定控制系统（装置）的配置、功能和技术要求，以及电网安全稳定控制装

置二次回路、通信接口等方面的要求。

本标准适用于220kV及以上电压等级安全稳定控制系统（装置），并作为这类系统或装置的科研、

设计、制造、检验、运行的依据。220kV以下安全稳定控制系统（装置）参照执行。

2.规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）或替代标准适用于本文件。

GB/T26399电力系统安全稳定控制技术导则

GB/T22384电力系统安全稳定控制系统检验规范

GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程

GB/T14598.24电力系统暂态数据交换通用格式

GB/T36273智能变电站继电保护和安全自动装置数字化接口技术规范

GB/T34132智能变电站智能终端装置通用技术条件

GB/T36572电力监控系统网络安全防护导则

DL755电力系统安全稳定导则

DL/T1092电力系统安全稳定控制系统通用技术条件

DL/T5147电力系统安全自动装置设计技术规定

DL/T478继电保护及安全自动装置通用技术条件

DL/T995继电保护和电网安全自动装置检验规程

DL/T720电力系统继电保护及安全自动装置柜（屏）通用技术条件

DL/T860（所有部分）变电站通信网络和系统

DL/T667远动设备及系统

IEC60044-8互感器第8部分：电子式电流互感器

中华人民共和国国务院令第599号电力安全事故应急处置和调查处理条例

3.术语和定义

3.1安全稳定控制装置（简称“稳控装置”）SecurityandStabilityControlEquipment

为保证电力系统在遇到DL755规定的第二级安全稳定标准的大扰动时的稳定性而在厂（场）站内装

设的控制设备，实现切机、切负荷、快速减出力、直流紧急控制、新能源（含风电、光伏等）快速控制

等功能，是保持电力系统安全稳定运行的第二道防线的重要设施。

3.2安全稳定控制系统（简称“稳控系统”）SecurityandStabilityControlSystem

由两个或以上厂站的安全稳定控制装置通过通信设备联络构成的系统，实现区域或更大范围的电力

系统的稳定控制。

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稳控系统根据功能定位和稳控措施范围，可设置安全稳定控制站、信息站和执行站。

3.3安全稳定控制站（简称“控制站”）ControlStation

负责汇集本站或相关厂站的运行信息，进行稳控系统的故障判别、逻辑运算和控制决策，下达控制

指令，实现区域稳定控制功能的稳控装置。根据实际情况，可分为控制主站、控制子站。

3.4安全稳定信息站（简称“信息站”）InformationSamplingStation

负责汇集本站或相关厂站的运行信息，并传送至相关控制站，且无就地或远方控制功能的稳控装置。

3.5安全稳定执行站（简称“执行站”）ExecutionStation

负责本站信息采集，传送至相关控制站，并执行就地或远方控制指令的稳控装置。根据稳控措施类

型，一般可分为切机执行站、切负荷执行站。

3.6整组动作时间OperationTime

从故障判别所需条件全部满足开始，至最后一级稳控装置控制命令出口的时间（包含出口继电器动

作时间，但不包含人为设定的延时）。

3.7稳控信息管理系统SSCInformationManagementSystem

通过与厂站端稳控装置通信，实现稳控装置运行状态监视、运行信息分析和发布等功能的管理系统。

4.总则

4.1合理的电网结构是保证电力系统安全稳定运行的重要基础，在此基础上规划、设计和建设稳控系统，

满足电力系统大扰动下的安全稳定运行要求。

4.2电网规划建设及运行阶段应开展安全稳定控制方案研究，针对规划或运行网架，全面分析正常

运行方式（含计划检修方式，下同）下系统安全稳定情况，提出稳控系统配置、功能及控制策略要求。

4.3稳控系统（装置）解决正常运行方式下系统发生DL755规定的第二级安全稳定标准对应的较严

重故障的稳定问题，依据电网结构、运行特点、通信通道情况等条件合理配置。

4.4稳控系统宜按分层分区原则配置，各类稳控措施、控制系统之间应相互协调配合。

4.5稳控系统（装置）的控制策略和措施应安全可靠、简单实用，稳控措施应优先采用切机、新能

源快速控制、直流紧急控制，必要时可采用切负荷、解列设备等措施。

4.6稳控策略实施应充分考虑稳控系统动作可能导致的系统风险和事故后果，任一稳控装置误动不

应导致一般及以上电力安全事故。

4.7对于采取稳控措施后难以取得预期控制效果或采取措施量达到一般及以上电力安全事故的，应

通过优化运行方式安排、完善第三道防线方案、网架完善等措施提高系统稳定性，原则上不通过稳控措

施解决。

5.配置要求

5.1稳控装置配置

5.1.1.稳控装置配置应以DL755、GB/T14285、GB/T26399为指导，独立配置。

5.1.2.控制站、信息站稳控装置应双套配置，两套装置的二次回路、通信通道、直流电源应完全独立，

不宜交换动作命令信息。

5.1.3.切机执行站稳控装置应双套配置，两套装置的二次回路、通信通道、直流电源应完全独立；两

套装置若采用主辅运行模式时，应采取有效措施，防止动作过程中主辅装置相互闭锁。

5.1.4.切负荷执行站稳控装置宜双套配置，二次回路、通信通道、直流电源应完全独立，且不交换动

作命令信息。

5.1.5.新能源汇集站稳控装置宜双套配置，二次回路、通信通道、直流电源应完全独立。

5.1.6.对于双套配置的稳控装置，每一套装置应具备完整、独立的功能，其中一套装置退出运行时，

不影响另一套装置的正常运行。

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5.1.7.控制站或切机执行站有不同调度机构调度管理的稳控功能需求时，宜分别配置稳控装置实现。

5.2稳控信息管理系统配置

5.2.1.省级及以上调度机构应配置稳控信息管理系统，地市级调度机构可配置地市级稳控信息管理系

统，实现对稳控装置的实时监视和管理。

6.功能要求

6.1稳控系统功能配置应遵循“简化、优化”原则，不宜过于复杂。

6.2稳控系统（装置）的基本功能包括：

a)电流、电压等参数采集功能；

b)判断设备投停状态，识别电力系统运行方式；

c)自动判别系统故障、设备跳闸、可切量不足等；

d)根据事故前设定的控制策略表，实时进行故障判别和控制决策分析，根据需要采取控制措施；

e)通过通信通道实时交换运行信息，传送控制命令等，通信通道应具有投退功能，宜通过压板实

现；

f)TV/TA断线、装置异常、通信异常等告警功能；

g)具备信息记录功能（包括故障波形数据等）；

h)具有单站控制策略表逐项测试的手段；

i)装置应具有自复位功能；

j)具备与厂站监控系统、稳控信息管理系统接口；

k)具备自动对时功能。

6.3稳控措施要求

a)稳控措施应满足系统安全稳定控制要求，并留有裕度；

b)稳控措施应优先选择对系统安全稳定控制有效性与灵敏度更高的控制对象；

c)切机执行站实施切机控制措施时，应确保机组与系统及时、可靠隔离；

d)切负荷执行站实施切负荷控制措施时，应防止负荷被切除后重合或自投至同一供电区域，造成

措施失效。

e)新能源场站优先采取快速控制措施，必要时采取切除新能源并网线路措施。

f)直流稳定控制可采取直流功率提升（RUNUP）、功率回降（RUNBACK）以及功率限制

（POWERLIMIT）等紧急控制措施。

6.4稳控策略要求

a)稳控策略的制定应基于电网正常运行方式安全稳定计算的结论；

b)多元件跳闸控制策略（如同塔双回线路跳闸）应兼顾同时或相继跳闸两种情形。

c)稳控策略宜采用策略表形式。

d)稳控策略的设计宜设置策略控制字或功能压板，方便运行投退；

e)稳控策略的制定应尽量减少策略方式的数量，控制措施相同的方式宜合并处理。

f)元件故障和投停判别，应优先采用就地判别模式。

g)稳控策略的运行方式应优先采用自动识别，对于不能自动匹配的运行方式或稳控措施量适应性

不足等情况，可设置多个特殊方式压板进行手动切换。

7.技术要求

7.1技术参数要求

7.1.1.装置的环境条件、额定电气参数、功率消耗和过载能力应满足DL/T1092中的相关要求。

7.1.2.采样及测量精度：

a)装置的采样频率应不低于1200Hz；

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b)交流电压有效值测量相对误差不大于1%Un（在0.05Un～1.2Un范围内）；

c)交流电流有效值测量相对误差不大于1%In（在0.05In～1.5In范围内）；

d)功率测量相对误差不大于2%Pn（在0.05Un～1.2Un、0.05In～1.5In范围内）；

e)频率测量绝对误差不大于±0.01Hz（在45Hz～55Hz范围内）；

f)稳控装置在10s内的零点漂移值应小于额定值的5‰。

7.2时钟及对时同步要求

7.2.1.稳控装置应设硬件时钟电路，装置失去直流电源时，硬件时钟应能正常工作；

7.2.2.稳控装置应配置与外部授时源的对时接口；

7.2.3.稳控装置在无外部对时信号条件下，24h时钟绝对误差不大于5s；

7.3整组动作时间要求

a)本地稳控装置整组动作时间≤30ms；

b)稳控系统整组动作时间≤100ms。

7.4装置硬件设计要求

7.4.1.稳控装置的结构应采用模块化设计，并具有良好的可扩展性。

7.4.2.稳控装置的绝缘性能、耐湿热性能、抗电气干扰性能、机械性能、结构、外观等应满足DL/T1092

的要求。

7.4.3.稳控装置的采样回路应使用A/D冗余结构，防止采样数据异常导致装置误动或拒动。

7.4.4.稳控装置应提供足够的输出接点供跳合闸控制措施使用，并提供充足的运行状态、异常告警和

动作信息等各类信号灯与开出量。

7.4.5.稳控装置开入、开出量均须经光电转换或继电器与外部回路可靠隔离，不得有直接电的联系，

确保外部环境干扰不引起装置误判。

7.4.6.稳控装置应设有硬件出口闭锁回路，只有在电力系统发生扰动（含远方命令启动）时，才允许

开放出口。出口闭锁回路宜使用冗余结构，防止单一元器件故障导致装置控制功能失效。

7.4.7.稳控装置应具备至少3路以太网通信接口，以满足与调度端稳控信息管理系统通信要求。

7.5装置屏柜设计要求

7.5.1.稳控装置屏柜应满足DL/T720的要求。

7.5.2.稳控装置可根据元件/开关检修、方式切换、功能投退、通道投退等设计硬压板，并根据功能

分类，分区、有序排布。

7.5.3.稳控装置应单独组屏，不得与厂站保护装置、计算机监控系统等其他二次设备混合配置使用。

a)双套配置情况下，两套装置应独立组屏；

b)同一套装置的不同屏柜之间应通过光纤直连。

7.5.4.稳控装置屏（柜）端子排设置原则如下：

a)按照“功能分区，端子分段”的原则，根据装置屏（柜）端子排功能不同，分段设置端子排；

b)端子排按段独立编号，每段应预留备用端子；

c)公共端、同名出口端采用端子连线；

d)交流电流、交流电压、开关位置信号及保护开入信号宜采用试验端子；

e)跳（合）闸出口采用红色试验端子，并与直流正电源端子至少相隔1个端子；

f)每个端子的内部接线侧端口连接的导线数量不允许超过两根，且两根导线线径应一致；每个端

子的外部接线侧端口只允许接入一根导线。

7.5.5.稳控装置的电流、电压等模拟量应直接采样测量。

7.6装置测量要求

7.6.1.换流站稳控装置的直流功率应优先通过对应换流变的三相电流、三相电压计算来实现。

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7.6.2.电流、电压等电气参数的显示和输出均应采用一次值；整定值的输入、显示及输出也应采用一

次值。

7.6.3.频率应采用电压量测量。

7.6.4.智能变电站稳控装置测量要求

a）采用常规互感器采样时，应通过二次电缆直接接入稳控装置。

b）采用电子式互感器采样时，应通过合并单元输出SV点对点采样，并设置对应的SV接收功能投

退压板。

c）智能变电站稳控系统（装置）采样同步应由稳控装置实现，不依赖于外部对时系统。

7.7稳控系统判据要求

7.7.1.稳控系统的策略判据应简单可靠，具备必要的校验和防误措施，稳控策略主判据的设计应精确、

完备、严谨，辅助判据的设计则应相对宽松且能起到准确防误的作用。

7.7.2.元件投停判据

a）元件投停状态宜以电气量（电流、功率）为主判据，在电气量能够识别时不采用开关量辅助判

别。

b）在联络线或联络变运行期间潮流可能为零状态时，应接入本侧的断路器位置信号作为辅助判据，

在低潮流时以断路器位置信号为投停判断依据。

c）直流极（阀）的投停判别应以换流变电气量为主判据，可采用直流极（阀）解锁或闭锁开关量

信号为辅助判据。

7.7.3.元件跳闸判据

a）交流线路、变压器、机组的跳闸一般应以电气量为主判据；特殊情况下（如交流线路零功率运

行跳闸时亦需要采取稳控措施），可采用断路器位置信号作为主判据。

b）对于联络线、联络变的跳闸应增加防误的辅助判据，辅助判据宜尽量选取与主判据不同的电气

量，如：同一断面另外线路功率突增、并联运行的另一台变压器功率突增、相关元件的功率变化、或跳

闸后孤网系统频率变化等；当联络线或联络变运行中潮流容易发生反转时，宜采用断路器位置信号作为

辅助判据。

c）断路器位置信号作为主判据时，应使用线路两侧的断路器位置信号综合判断；断路器位置信号

作为辅助判据时，宜使用线路两侧的断路器位置信号综合判断，若线路对侧断路器无故障跳闸（偷跳）

的风险较低，或现场条件受限，可仅使用线路本侧的断路器位置信号。

d）直流输电系统极闭锁（或阀组闭锁）判据应以本地采集的电气量作为主判据，并以从直流控制

保护系统接收到的直流运行状态（如极或阀组闭锁信号、直流线路故障等）作为辅助判据综合判断。

e）跳闸判据的定值应考虑系统失步振荡、潮流转移、大机组跳闸、故障电流引起的TA二次侧缓

慢衰减的非周期分量等情况，防止误判。

f）针对故障电流引起的TA二次侧缓慢衰减的非周期分量、高次谐波分量，稳控装置应设计合理

的滤波算法，确保装置不发生误动和拒动。

7.7.4.元件过载判据

a）线路过载的判别应以本间隔的电气量作为主判据，并以其他相关联间隔的电气量或运行状态作

为辅助判据综合判断。

b）主变过载的判别应以高、中压侧一侧的电气量作为主判据，采用另一侧电气量作为辅助判据，

或采用其他相关联间隔的电气量或运行状态作为辅助判据综合判断。

c)元件过载宜采用两相电流和有功功率进行综合判别，元件持续过载时稳控系统动作次数不宜超

过三次。

7.7.5.装置启动判据

a）一次系统发生扰动时，若出现电流或功率突变等，装置应能可靠启动。

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b）启动判据主要包括电流突变量启动、功率突变量启动、频率突变量启动、过电流启动、开关量

启动、远方命令启动等。上述各启动判据之间应为“或”逻辑关系，任一判据满足装置均应进入启动状

态。

7.8稳控装置可靠性要求

7.8.1.稳控装置应由可靠的硬件和软件构成，装置控制策略应简洁明了、不宜过于复杂，有效防止装

置拒动、误动。

7.8.2.稳控装置应具备软、硬件自动检测、告警和闭锁功能，确保装置自身发生故障时能可靠闭锁并

告警。

7.8.3.稳控装置（含通信接口装置）任一元器件失效或故障（出口继电器除外），均不应导致装置误

动作，且应发出异常告警。

7.8.4.在通信通道中断、切换、退出、异常期间，稳控系统（装置）不应误动作。

7.8.5.稳控装置供电电源消失或异常时，应能可靠识别并告警，稳控装置应有防止误动作的措施。

7.8.6.稳控装置各元件间隔的电气量采样应具备TV、TA断线告警功能。

7.8.7.稳控装置应具备完善的在线自检功能，包括硬件损坏、功能失效和二次回路异常、通道异常等。

当任一元件（出口继电器可除外）损坏后，能及时发现异常状态，发出告警指示，并根据异常对稳控装

置功能的影响分析做出处理，闭锁受影响的稳控装置功能输出（含通道发出的动作命令）。

7.8.8.TV、TA断线等严重影响稳控装置功能的异常发生后，稳控装置应有防止误动作的措施并闭锁

相关功能，异常期间稳控装置面板上的异常闭锁信号灯保持，异常消失后自动熄灭，并自动解除闭锁，

同时稳控装置应留有相应记录并自动打印异常报告。

7.8.9.同一控制策略若涉及同一断面多个元件跳闸时，不同元件电气量宜分别接入装置不同的采样接

口板件。

7.8.10.为确保信息和控制命令的高速、可靠传输，厂站间稳控装置的通信应使用光纤2M接口通道，

并采用多重校验机制，收到的远方控制命令至少连续三帧有效方可确认出口。

7.8.11.稳控装置对引入的开关量信号应采用必要的防抖措施。

7.8.12.稳控装置中实施稳控措施的出口跳闸信号脉冲展宽应不低于200ms，确保控制措施执行到位。

7.8.13.稳控装置需要向其它厂站发送远方命令时，至少持续发送200ms，以确保接收侧稳控装置能可

靠接收到命令。

7.8.14.软件逻辑性校验

a）稳控装置的所有定值均应设置整定范围和步长。整定越限时，装置应拒绝整定并告警。

b）稳控装置应具备定值变化安全校验。除正常途径的定值修改外，其它任何非人为因素造成定值

变化时，装置均应记录变化的相关信息，并给出相应的提示。

c）稳控装置宜包含控制命令范围合理性校验，校验不通过时应闭锁控制策略并告警，防止因采样

错误等原因造成的稳控系统误动。

d）稳控装置可根据相关压板功能的逻辑关联性，校验其投退状态的正确性。

7.9换流站稳控装置与直流控制保护系统接口要求

7.9.1.双套配置的稳控装置中的任一套需具备与双套直流站控（极控）系统接口，接口形式宜采用光纤

数字接口。

7.9.2.稳控系统接收直流控制保护系统的典型信号宜包括：

a）直流功率速降信号：直流系统异常导致的功率速降信号。（如由绝对最小滤波器不满足、保护

触发的极平衡、接地极线路过负荷保护等导致的功率回降）；

b）直流功率速降量：直流系统异常导致的功率速降量；

c）直流控制模式：发送直流系统两个极的控制模式至稳控装置，每极有3种控制模式：双极功率

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控制、单极功率控制和单极电流控制，稳控装置根据控制模式判断每极是否可以进行功率转代；

d）直流站控/极控值班状态：发送站控/极控主机值班状态至稳控装置，稳控装置接收双套站控/

极控系统命令，但仅执行值班主机控制命令；

e）换流器最大可输送功率：综合考虑直流过负荷条件下的换流器可输送功率水平。稳控装置可根

据此值判断直流系统可提升功率和直流故障后的功率转代能力；

f）换流器输送功率指令值：换流器当前输送功率指令值；

g）换流器非正常停运信号：换流器保护性闭锁及其它非运行人员正常停运直流时，直流控制系统

向稳控发送阀组非正常停运信号；

h）换流器运行状态：换流器的运行、停运等状态信号；

i）换流器正常停运信号：运行人员正常停运换流器时，直流控制系统向稳控发送换流器正常停运

信号；

j）直流功率速降标识位：通过脉冲上升沿或其它方式标识单次直流功率速降发生时刻的信号。

7.9.3.稳控系统发送至直流控制保护系统的典型信号宜包括：

a）提升/回降/限制直流功率指令：稳控装置发出的紧急提升/限制回降直流系统功率指令；

b）提升/回降/限制直流功率量：稳控装置发出的紧急提升/回降/限制直流系统功率量值；

c）提升/回降/限制直流功率标识位：稳控装置发出紧急提升/回降/限制直流系统功率指令后，通

过脉冲上升沿或其它方式标识单次直流功率提升/回降/限制发生时刻的信号；

7.9.4.稳控装置检测到与直流控制保护系统通讯故障时，应屏蔽该通道信息，并向直流控制保护系统

发送通道故障信息。

7.10数据记录要求

7.10.1.稳控装置应能有效记录异常告警、信息变位、故障录波和动作等数据信息。

7.10.2.装置应能记录每个异常告警和信息变位事件，每条记录应包含但不限于信息类别、发生时间、

相关元件状态、产生原因等信息。

7.10.3.动作事件记录要求

a）至少能存储20次动作数据记录，每个动作事件，记录应自故障前0.2s起，至故障后至少5s，最

大间隔不能大于10毫秒；以装置判断出电气元件故障时刻为中心，正负200毫秒内，瞬时值录波的时间

间隔不能大于2毫秒；

b）动作记录应包含但不限于所有开关量状态、元件的运行信息、故障信息、事故原因及过程、事

故前运行方式、通道状态、可控措施量、事故前断面状态、动作时刻故障元件信息和控制量记录等数据

信息；

c）每条动作记录应能转换为GB/T14598的电力系统暂态数据交换通用格式（COMTRADE）；

7.11装置测试软件要求

为便于测试稳控系统的各项功能，供货商应提供功能完善的测试平台。测试平台应具备但不限于以

下功能：

a）人工设定与控制策略表测试相关的参数，包括系统运行方式、故障类型、断面功率、机组或负

荷功率、开关量及远方命令等。

b）人工设定与站间通信测试相关的参数，包括通信数据内容、发送时间、防误校验设定等。

c）人工启动装置动作记录。

d）准确记录动作时序。

7.12供货商提供的图纸资料要求

供货商应向业主提供产品正式的详细图纸资料，应包括但不限于：

a）软件版本号、程序校验码和生成日期；

b）通讯协议；

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c）设备技术说明书、设备使用说明书和稳控系统工程说明书；

d）定值单和整定说明；

e）稳控装置试验大纲。

7.13稳控信息管理系统要求

7.13.1.稳控信息管理系统应通过电力专用数据网实现对稳控装置的实时监视和管理。

7.13.2.在稳控装置支持的情况下，稳控信息管理系统应能够从装置正确取得各类运行信息，并实现信

息的分类存储、检索，信息类别如下：

a）装置参数，包括程序版本号、程序校验码、程序生成时间和IP地址等；

b）稳控装置定值；

c）稳控装置软、硬压板状态；

d）稳控装置采集的模拟量；

e）稳控装置开关量状态；

f）稳控装置出口动作信息；

g）稳控装置启动和复归信息；

h）稳控装置的告警信息；

i）稳控装置的录波文件；

j）稳控装置的其他信息。

7.13.3.稳控信息管理系统应具备对稳控装置的远程状态监视、定值修改、软压板投退等监控功能。其

中，远方控制功能应设有完善的防止误操作技术措施。

8.通信要求

8.1稳控系统的信息传送通道应满足传输时间、安全性和可靠性的要求。

8.2双套稳控系统的通信通道应采用不同的物理路由（包括光电转换器），通信回路上任一元件因

故障退出运行时，不应造成两套稳控系统的相应通道同时中断：

a）双套稳控装置若采用专用纤芯时，专用光纤长度不宜超过50千米，尽量采用不同光缆的光纤芯；

b）双套稳控装置若采用复用光纤通道时，提供符合ITU-TG.703标准的E1接口，每条通道应开通

通道保护或恢复等自愈方式，且通道误码率应小于10－8。

8.3稳控主站发出的控制命令经多级通道传输到最后一级执行装置的总传输延时，对于光纤通道不宜

超过20ms。

8.4采用无线技术实施远程控制措施时，严禁使用无线公网传输控制命令。

8.5稳控装置间的通信协议及要求

8.5.1.不同厂站间的稳控装置应采用数字报文形式进行通信，并保证在1.667ms内实现一次数据或命

令交换。

8.5.2.通信协议应采用HDLC协议，使用CRC－CCITT16位校验。

8.5.3.通信内容应采用帧传送方式，每帧报文的长度宜控制在12个字以内，且普通数据帧和命令报文

帧的报文头须有效区分。

8.6稳控装置与直流控制系统之间采用IEC60044-8通信协议，传输通讯速率5Mbit/s，传输介质采用

多模玻璃光纤，ST或LC接口。

8.7稳控系统（装置）与稳控信息管理系统、厂站监控系统的通信协议可根据现场实际条件，采用DL/T

667或DL/T860（IEC-61850）标准。

9.二次回路要求

9.1稳控装置的二次回路应满足GB/T14285的有关规定。

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9.2电源回路要求

9.2.1.稳控装置及其通信接口设备应采用直流电源供电，严禁采用交流电源供电。

9.2.2.稳控装置及其通信接口设备的直流电源回路应在电源屏上分配独立的空气开关，采用辐射供电

方式，不应从其它屏柜串接。

9.2.3.稳控装置及其对应的通信接口设备不宜采用两组电源在屏上进行切换的模式；

9.2.4.双套稳控装置的电源回路要求如下：

a）两套稳控装置应采用完全独立的两组直流电源；

b）每套稳控装置与其接入的跳闸回路应采用同一组直流电源；

c）每套稳控装置的通信接口设备应与其连接的通信设备采用同一路通信电源，避免不同通道

交叉使用同一组直流电源。

9.3采样和开入量回路要求

9.3.1.根据稳控功能需要，稳控装置一般接入设备（线路、变压器、发电机等）的电压、电流等交流

量和相关断路器位置信号、保护跳闸信号等开关量信号。

9.3.2.稳控装置电流、电压回路宜采用保护级的二次绕组。

9.3.3.稳控装置接入的断路器位置接点宜采用断路器本体位置接点。

9.3.4.双套配置的稳控装置其电压、电流回路均应相互独立，取自不同的二次绕组。

9.3.5.接入稳控装置的电压回路应经过空气开关后再进入装置。

9.3.6.电流回路应优先采用独立的二次绕组。若绕组有限，则可与录波或保护装置共用绕组，但需确

保绕组的总负载不超过绕组的额定容量。

9.3.7.稳控装置与保护装置等其他二次设备共用CT绕组时，宜串接于保护装置之后，故障录波等其它

装置之前。

9.4出口控制回路

9.4.1.对于具备双跳闸线圈的断路器，稳控装置的跳闸回路要求如下：

a）单套配置的稳控装置，其跳闸回路应同时接入断路器的两组跳闸线圈；

b）双主运行的两套稳控装置，其跳闸回路应与断路器的两组跳闸线圈分别一一对应；

c）主辅运行的两套稳控装置，其跳闸回路宜同时接入断路器的两组跳闸线圈。

9.4.2.稳控装置的跳闸出口，宜直接接断路器操作箱跳闸回路（110kV及以下集成操作箱功能的保护

装置，稳控装置的跳闸出口应直接接保护装置的操作跳闸回路）。现场未配置操作箱且保护装

置未集成断路器操作跳闸回路的，稳控装置的跳闸出口应直接接断路器跳闸回路。发电厂稳控

装置动作后需启动停机流程的，可另增一副出口接点启动停机流程。

9.5智能变电站内的稳控装置，若采用数字化接口，则应满足GB/T36273、GB/T34132的相关要求。

10.网络安全要求

10.1稳控装置应采用不同的CPU实现稳控功能和人机接口功能。

10.2智能变电站稳控装置应具备抗站控层网络攻击能力，在ARP、DOS等攻击下，装置不死机不重启，

稳控动作性能不受影响。

10.3稳控装置应只开放必要的通信端口功能，关闭其他网络通信端口（调试功能除外）。稳控装置应

关闭与监控、远动、稳控管理信息系统、智能变电站智能录波器等装置通信无关的服务端口。

10.4稳控管理信息系统应符合国家网络安全法律法规以及GB/T36572标准要求。

11.管理要求

11.1稳控系统（装置）的前期管理

11.1.1.稳控系统（装置）的前期管理由相关规划、设计和建设部门负责，调度机构应参加相关规划、

设计、实施方案等审查工作。

11.1.2.电网规划设计阶段应开展电力系统稳定控制专题研究工作，提出电网安全稳定控制系统（装置）

的配置方案，调度机构应参与相关研究报告和方案审核。

9

GB/TXXXXX—XXXX

11.1.3.稳控系统宜和电网一次系统同步规划、同步建设，当一次设备投入系统运行时，相应的安全稳

定控制系统（装置）应同步投入运行。

11.1.4.稳控装置应采用符合国家规定、鉴定合格、运行经验成熟的装置；稳控装置所采用的策略和判

据必须充分验证，并经省级及以上调度机构组织入网测试合格后方能用于生产运行。

11.1.5.调度机构应参加稳控装置的设备选型、出厂验收等工作。

11.2稳控系统（装置）的运行管理

11.2.1.稳控系统（装置）检验工作应包括出厂验收检验、新安装验收检验、定期检验和补充检验，稳

控系统（装置）应依据GB/T22384要求开展各阶段的检验工作。

11.2.2.稳控系统（装置）入网运行前必须经出厂测试、现场调试和挂网试运行三个阶段的验收，对于

重要的或者功能复杂的稳控系统，在现场调试前宜开展实时数字仿真功能验证试验，每个阶段

的书面测试报告应经相关单位代表签字认可，并以此作为下一阶段测试的前提条件。

11.2.3.已入网运行的安全自动装置更改软、硬件后，原则上视为新设备，应重新进行出厂测试、现场

调试和挂网试运行。对于更改内容影响小、范围明确的，可适当简化。

11.2.4.稳控系统（装置）正式运行前，调度机构应组织编写稳控系统调度运行规定，现场运维单位应

根据调度运行规定、厂家说明书等技术资料及现场实际情况，编写稳控装置的现场运行规程，

并报送相应调度机构。

11.2.5.装置改造后，生产厂家要及时更新版本并提供最新的装置说明书，现场运维单位应及时修编现

场规程，并报送相应调度机构。

11.2.6.装置异常时，运行值班人员应立即按现场运行规程处理，并汇报值班调度员及通知运行维护人

员，尽快处理。

11.2.7.装置动作后，运行值班人员应迅速、准确、全面记录装置动作信号及有关信息，立即向值班调

度员汇报，并通知运行维护人员。

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GB/T××××—××××

目次

前言...............................................................................................................................................................II

1.范围...................................................................................................................................................................1

2.规范性引用文件...............................................................................................................................................1

3.术语和定义.......................................................................................................................................................1

4.总则...................................................................................................................................................................2

5.稳控系统配置.................................................................................................................................................2

6.稳控系统功能...................................................................................................................................................3

7.技术要求...........................................................................................................................................................3

8.稳控通道及接口设备.....................................................................................................................................8

9.二次回路要求...................................................................................................................................................8

10.网络安全要求.................................................................................................................................................9

11.技术管理要求...............................................................................................................................................9

I

GB/T××××—××××

电网安全稳定控制系统技术规范

1.范围

本标准规定了电网安全稳定控制系统（装置）的配置、功能和技术要求，以及电网安全稳定控制装

置二次回路、通信接口等方面的要求。

本标准适用于220kV及以上电压等级安全稳定控制系统（装置），并作为这类系统或装置的科研、

设计、制造、检验、运行的依据。220kV以下安全稳定控制系统（装置）参照执行。

2.规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）或替代标准适用于本文件。

GB/T26399电力系统安全稳定控制技术导则

GB/T22384电力系统安全稳定控制系统检验规范

GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程

GB/T14598.24电力系统暂态数据交换通用格式

GB/T36273智能变电站继电保护和安全自动装置数字化接口技术规范

GB/T34132智能变电站智能终端装置通用技术条件

GB/T36572电力监控系统网络安全防护导则

DL755电力系统安全稳定导则

DL/T1092电力系统安全稳定控制系统通用技术条件

DL/T5147电力系统安全自动装置设计技术规定

DL/T478继电保护及安全自动装置通用技术条件

DL/T995继电保护和电网安全自动装置检验规程

DL/T720电力系统继电保护及安全自动装置柜（屏）通用技术条件

DL/T860（所有部分）变电站通信网络和系统

DL/T667远动设备及系统

IEC60044-8互感器第8部分：电子式电流互感器

中华人民共和国国务院令第599号电力安全事故应急处置和调查处理条例

3.术语和定义

3.1安全稳定控制装置（简称“稳控装置”）SecurityandStabilityControlEquipment

为保证电力系统在遇到DL755规定的第二级安全稳定标准的大扰动时的稳定性而在厂（场）站内装

设的控制设备，实现切机、切负荷、快速减出力、直流紧急控制、新能源（含风电、光伏等）快速控制

等功能，是保持电力系统安全稳定运行的第二道防线的重要设施。

3.2安全稳定控制系统（简称“稳控系统”）SecurityandStabilityControlSystem

由两个或以上厂站的安全稳定控制装置通过通信设备联络构成的系统，实现区域或更大范围的电力

系统的稳定控制。

1

GB/TXXXXX—XXXX

稳控系统根据功能定位和稳控措施范围，可设置安全稳定控制站、信息站和执行站。

3.3安全稳定控制站（简称“控制站”）ControlStation

负责汇集本站或相关厂站的运行信息，进行稳控系统的故障判别、逻辑运算和控制决策，下达控制

指令，实现区域稳定控制功能的稳控装置。根据实际情况，可分为控制主站、控制子站。

3.4安全稳定信息站（简称“信息站”）InformationSamplingStation

负责汇集本站或相关厂站的运行信息，并传送至相关控制站，且无就地或远方控制功能的稳控装置。

3.5安全稳定执行站（简称“执行站”）ExecutionStation

负责本站信息采集，传送至相关控制站，并执行就地或远方控制指令的稳控装置。根据稳控措施类

型，一般可分为切机执行站、切负荷执行站。

3.6整组动作时间OperationTime

从故障判别所需条件全部满足开始，至最后一级稳控装置控制命令出口的时间（包含出口继电器动

作时间，但不包含人为设定的延时）。

3.7稳控信息管理系统SSCInformationManagementSystem

通过与厂站端稳控装置通信，实现稳控装置运行状态监视、运行信息分析和发布等功能的管理系统。

4.总则

4.1合理的电网结构是保证电力系统安全稳定运行的重要基础，在此基础上规划、设计和建设稳控系统，

满足电力系统大扰动下的安全稳定运行要求。

4.2电网规划建设及运行阶段应开展安全稳定控制方案研究，针对规划或运行网架，全面分析正常

运行方式（含计划检修方式，下同）下系统安全稳定情况，提出稳控系统配置、功能及控制策略要求。

4.3稳控系统（装置）解决正常运行方式下系统发生DL755规定的第二级安全稳定标准对应的较严

重故障的稳定问题，依据电网结构、运行特点、通信通道情况等条件合理配置。

4.4稳控系统宜按分层分区原则配置，各类稳控措施、控制系统之间应相互协调配合。

4.5稳控系统（装置）的控制策略和措施应安全可靠、简单实用，稳控措施应优先采用切机、新能

源快速控制、直流紧急控制，必要时可采用切负荷、解列设备等措施。

4.6稳控策略实施应充分考虑稳控系统动作可能导致的系统风险和事故后果，任一稳控装置误动不

应导致一般及以上电力安全事故。

4.7对于采取稳控措施后难以取得预期控制效果或采取措施量达到一般及以上电力安全事故的，应

通过优化运行方式安排、完善第三道防线方案、网架完善等措施提高系统稳定性，原则上不通过稳控措

施解决。

5.配置要求

5.1稳控装置配置

5.1.1.稳控装置配置应以DL755、GB/T14285、GB/T26399为指导，独立配置。

5.1.2.控制站、信息站稳控装置应双套配置，两套装置的二次回路、通信通道、直流电源应完全独立，

不宜交换动作命令信息。

5.1.3.切机执行站稳控装置应双套配置，两套装置的二次回路、通信通道、直流电源应完全独立；两

套装置若采用主辅运行模式时，应采取有效措施，防止动作过程中主辅装置相互闭锁。

5.1.4.切负荷执行站稳控装置宜双套配置，二次回路、通信通道、直流电源应完全独立，且不交换动

作命令信息。

5.1.5.新能源汇集站稳控装置宜双套配置，二次回路、通信通道、直流电源应完全独立。

5.1.6.对于双套配置的稳控装置，每一套装置应具备完整、独立的功能，其中一套装置退出运行时，

不影响另一套装置的正常运行。

2

GB/T××××—××××

5.1.7.控制站或切机执行站有不同调度机构调度管理的稳控功能需求时，宜分别配置稳控装置实现。

5.2稳控信息管理系统配置

5.2.1.省级及以上调度机构应配置稳控信息管理系统，地市级调度机构可配置地市级稳控信息管理系

统，实现对稳控装置的实时监视和管理。

6.功能要求

6.1稳控系统功能配置应遵循“简化、优化”原则，不宜过于复杂。

6.2稳控系统（装置）的基本功能包括：

a)电流、电压等参数采集功能；

b)判断设备投停状态，识别电力系统运行方式；

c)自动判别系统故障、设备跳闸、可切量不足等；

d)根据事故前设定的控制策略表，实时进行故障判别和控制决策分析，根据需要采取控制措施；

e)通过通信通道实时交换运行信息，传送控制命令等，通信通道应具有投退功能，宜通过压板实

现；

f)TV/TA断线、装置异常、通信异常等告警功能；

g)具备信息记录功能（包括故障波形数据等）；

h)具有单站控制策略表逐项测试的手段；

i)装置应具有自复位功能；

j)具备与厂站监控系统、稳控信息管理系统接口；

k)具备自动对时功能。

6.3稳控措施要求

a)稳控措施应满足系统安全稳定控制要求，并留有裕度；

b)稳控措施应优先选择对系统安全稳定控制有效性与灵敏度更高的控制对象；

c)切机执行站实施切机控制措施时，应确保机组与系统及时、可靠隔离；

d)切负荷执行站实施切负荷控制措施时，应防止负荷被切除后重合或自投至同一供电区域，造成

措施失效。

e)新能源场站优先采取快速控制措施，必要时采取切除新能源并网线路措施。

f)直流稳定控制可采取直流功率提升（RUNUP）、功率回降（RUNBACK）以及功率限制

（POWERLIMIT）等紧急控制措施。

6.4稳控策略要求

a)稳控策略的制定应基于电网正常运行方式安全稳定计算的结论；

b)多元件跳闸控制策略（如同塔双回线路跳闸）应兼顾同时或相继跳闸两种情形。

c)稳控策略宜采用策略表形式。

d)稳控策略的设计宜设置策略控制字或功能压板，方便运行投退；

e)稳控策略的制定应尽量减少策略方式的数量，控制措施相同的方式宜合并处理。

f)元件故障和投停判别，应优先采用就地判别模式。

g)稳控策略的运行方式应优先采用自动识别，对于不能自动匹配的运行方式或稳控措施量适应性

不足等情况，可设置多个特殊方式压板进行手动切换。

7.技术要求

7.1技术参数要求

7.1.1.装置的环境条件、额定电气参数、功率消耗和过载能力应满足DL/T1092中的相关要求。

7.1.2.采样及测量精度：

a)装置的采样频率应不低于1200Hz；

3

GB/TXXXXX—XXXX

b)交流电压有效值测量相对误差不大于1%Un（在0.05Un～1.2Un范围内）；

c)交流电流有效值测量相对误差不大于1%In（在0.05In～1.5In范围内）；

d)功率测量相对误差不大于2%Pn（在0.05Un～1.2Un、0.05In～1.5In范围内）；

e)频率测量绝对误差不大于±0.01Hz（在45Hz～55Hz范围内）；

f)稳控装置在10s内的零点漂移值应小于额定值的5‰。

7.2时钟及对时同步要求

7.2.1.稳控装置应设硬件时钟电路，装置失去直流电源时，硬件时钟应能正常工作；

7.2.2.稳控装置应配置与外部授时源的对时接口；

7.2.3.稳控装置在无外部对时信号条件下，24h时钟绝对误差不大于5s；

7.3整组动作时间要求

a)本地稳控装置整组动作时间≤30ms；

b)稳控系统整组动作时间≤100ms。

7.4装置硬件设计要求

7.4.1.稳控装置的结构应采用模块化设计，并具有良好的可扩展性。

7.4.2.稳控装置的绝缘性能、耐湿热性能、抗电气干扰性能、机械性能、结构、外观等应满足DL/T1092

的要求。

7.4.3.稳控装置的采样回路应使用A/D冗余结构，防止采样数据异常导致装置误动或拒动。

7.4.4.稳控装置应提供足够的输出接点供跳合闸控制措施使用，并提供充足的运行状态、异常告警和

动作信息等各类信号灯与开出量。

7.4.5.稳控装置开入、开出量均须经光电转换或继电器与外部回路可靠隔离，不得有直接电的联系，

确保外部环境干扰不引起装置误判。

7.4.6.稳控装置应设有硬件出口闭锁回路，只有在电力系统发生扰动（含远方命令启动）时，才允许

开放出口。出口闭锁回路宜使用冗余结构，防止单一元器件故障导致装置控制功能失效。

7.4.7.稳控装置应具备至少3路以太网通信接口，以满足与调度端稳控信息管理系统通信要求。

7.5装置屏柜设计要求

7.5.1.稳控装置屏柜应满足DL/T720的要求。

7.5.2.稳控装置可根据元件/开关检修、方式切换、功能投退、通道投退等设计硬压板，并根据功能

分类，分区、有序排布。

7.5.3.稳控装置应单独组屏，不得与厂站保护装置、计算机监控系统等其他二次设备混合配置使用。

a)双套配置情况下，两套装置应独立组屏；

b)同一套装置的不同屏柜之间应通过光纤直连。

7.5.4.稳控装置屏（柜）端子排设置原则如下：

a)按照“功能分区，端子分段”的原则，根据装置屏（柜）端子排功能不同，分段设置端子排；

b)端子排按段独立编号，每段应预留备用端子；

c)公共端、同名出口端采用端子连线；

d)交流电流、交流电压、开关位置信号及保护开入信号宜采用试验端子；

e)跳（合）闸出口采用红色试验端子，并与直流正电源端子至少相隔1个端子；

f)每个端子的内部接线侧端口连接的导线数量不允许超过两根，且两根导线线径应一致；每个端

子的外部接线侧端口只允许接入一根导线。

7.5.5.稳控装置的电流、电压等模拟量应直接采样测量。

7.6装置测量要求

7.6.1.换流站稳控装置的直流功率应优先通过对应换流变的三相电流、三相电压计算来实现。

4

GB/T××××—××××

7.6.2.电流、电压等电气参数的显示和输出均应采用一次值；整定值的输入、显示及输出也应采用一

次值。

7.6.3.频率应采用电压量测量。

7.6.4.智能变电站稳控装置测量要求

a）采用常规互感器采样时，应通过二次电缆直接接入稳控装置。

b）采用电子式互感器采样时，应通过合并单元输出SV点对点采样，并设置对应的SV接收功能投

退压板。

c）智能变电站稳控系统（装置）采样同步应由稳控装置实现，不依赖于外部对时系统。

7.7稳控系统判据要求

7.7.1.稳控系统的策略判据应简单可靠，具备必要的校验和防误措施，稳控策略主判据的设计应精确、

完备、严谨，辅助判据的设计则应相对宽松且能起到准确防误的作用。

7.7.2.元件投停判据

a）元件投停状态宜以电气量（电流、功率）为主判据，在电气量能够识别时不采用开关量辅助判

别。

b）在联络线或联络变运行期间潮流可能为零状态时，应接入本侧的断路器位置信号作为辅助判据，

在低潮流时以断路器位置信号为投停判断依据。

c）直流极（阀）的投停判别应以换流变电气量为主判据，可采用直流极（阀）解锁或闭锁开关量

信号为辅助判据。

7.7.3.元件跳闸判据

a）交流线路、变压器、机组的跳闸一般应以电气量为主判据；特殊情况下（如交流线路零功率运

行跳闸时亦需要采取稳控措施），可采用断路器位置信号作为主判据。

b）对于联络线、联络变的跳闸应增加防误的辅助判据，辅助判据宜尽量选取与主判据不同的电气

量，如：同一断面另外线路功率突增、并联运行的另一台变压器功率突增、相关元件的功率变化、或跳

闸后孤网系统频率变化等；当联络线或联络变运行中潮流容易发生反转时，宜采用断路器位置信号作为

辅助判据。

c）断路器位置信号作为主判据时，应使用线路两侧的断路器位置信号综合判断；断路器位置信号

作为辅助判据时，宜使用线路两侧的断路器位置信号综合判断，若线路对侧断路器无故障跳闸（偷跳）

的风险较低，或现场条件受限，可仅使用线路本侧的断路器位置信号。

d）直流输电系统极闭锁（或阀组闭锁）判据应以本地采集的电气量作为主判据，并以从直流控制

保护系统接收到的直流运行状态（如极或阀组闭锁信号、直流线路故障等）作为辅助判据综合判断。

e）跳闸判据的定值应考虑系统失步振荡、潮流转移、大机组跳闸、故障电流引起的TA二次侧缓

慢衰减的非周期分量等情况，防止误判。

f）针对故障电流引起的TA二次侧缓慢衰减的非周期分量、高次谐波分量，稳控装置应设计合理

的滤波算法，确保装置不发生误动和拒动。

7.7.4.元件过载判据

a）线路过载的判别应以本间隔的电气量作为主判据，并以其他相关联间隔的电气量或运行状态作

为辅助判据综合判断。

b）主变过载的判别应以高、中压侧一侧的电气量作为主判据，采用另一侧电气量作为辅助判据，

或采用其他相关联间隔的电气量或运行状态作为辅助判据综合判断。

c)元件过载宜采用两相电流和有功功率进行综合判别，元件持续过载时稳控系统动作次数不宜超

过三次。

7.7.5.装置启动判据

a）一次系统发生扰动时，若出现电流或功率突变等，装置应能可靠启动。

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GB/TXXXXX—XXXX

b）启动判据主要包括电流突变量启动、功率突变量启动、频率突变量启动、过电流启动、开关量

启动、远方命令启动等。上述各启动判据之间应为“或”逻辑关系，任一判据满足装置均应进入启动状

态。

7.8稳控装置可靠性要求

7.8.1.稳控装置应由可靠的硬件和软件构成，装置控制策略应简洁明了、不宜过于复杂，有效防止装

置拒动、误动。

7.8.2.稳控装置应具备软、硬件自动检测、告警和闭锁功能，确保装置自身发生故障时能可靠闭锁并

告警。

7.8.3.稳控装置（含通信接口装置）任一元器件失效或故障（出口继电器除外），均不应导致装置误

动作，且应发出异常告警。

7.8.4.在通信通道中断、切换、退出、异常期间，稳控系统（装置）不应误动作。

7.8.5.稳控装置供电电源消失或异常时，应能可靠识别并告警，稳控装置应有防止误动作的措施。

7.8.6.稳控装置各元件间隔的电气量采样应具备TV、TA断线告警功能。

7.8.7.稳控装置应具备完善的在线自检功能，包括硬件损坏、功能失效和二次回路异常、通道异常等。

当任一元件（出口继电器可除外）损坏后，能及时发现异常状态，发出告警指示，并根据异常对稳控装

置功能的影响分析做出处理，闭锁受影响的稳控装置功能输出（含通道发出的动作命令）。

7.8.8.TV、TA断线等严重影响稳控装置功能的异常发生后，稳控装置应有防止误动作的措施并闭锁

相关功能，异常期间稳控装置面板上的异常闭锁信号灯保持，异常消失后自动熄灭，并自动解除闭锁，

同时稳控装置应留有相应记录并自动打印异常报告。

7.8.9.同一控制策略若涉及同一断面多个元件跳闸时，不同元件电气量宜分别接入装置不同的采样接

口板件。

7.8.10.为确保信息和控制命令的高速、可靠传输，厂站间稳控装置的通信应使用光纤2M接口通道，

并采用多重校验机制，收到的远方控制命令至少连续三帧有效方可确认出口。

7.8.11.稳控装置对引入的开关量信号应采用必要的防抖措施。

7.8.12.稳控装置中实施稳控措施的出口跳闸信号脉冲展宽应不低于200ms，确保控制措施执行到位。

7.8.13.稳控装置需要向其它厂站发送远方命令时，至少持续发送200ms，以确保接收侧稳控装置能可

靠接收到命令。

7.8.14.软件逻辑性校验

a）稳控装置的所有定值均应设置整定范围和步长。整定越限时，装置应拒绝整定并告警。

b）稳控装置应具备定值变化安全校验。除正常途径的定值修改外，其它任何非人为因素造成定值

变化时，装置均应记录变化的相关信息，并给出相应的提示。

c）稳控装置宜包含控制命令范围合理性校验，校验不通过时应闭锁控制策略并告警，防止因采样

错误等原因造成的稳控系统误动。

d）稳控装置可根据相关压板功能的逻辑关联性，校验其投退状态的正确性。

7.9换流站稳控装置与直流控制保护系统接口要求

7.9.1.双套配置的稳控装置中的任一套需具备与双套直流站控（极控）系统接