(高清版)GBT 40587-2021 电力系统安全稳定控制系统技术规范

电力系统安全稳定控制系统技术规范2021-10-11发布2022-05-01实施I前言 2规范性引用文件 3术语和定义 4一般要求 25功能及配置要求 26技术要求 37二次回路要求 78网络安全要求 8Ⅲ本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由中国电力企业联合会提出。本文件由全国电网运行与控制标准化技术委员会(SAC/TC446)归口。本文件起草单位：中国南方电网电力调度控制中心、国家电网有限公司国家电力调度控制中心、中国电力科学研究院有限公司、国家电网公司华北分部、国家电网有限公司华东分部、广东电网有限责任公司、国网湖南省电力有限公司、国网湖北省电力有限公司、国网江西省电力有限公司、国网黑龙江省电力有限公司、国网辽宁省电力有限公司、国网青海省电力公司、国网四川省电力公司、国网重庆市电力公司、国网内蒙古东部电力有限公司、南京南瑞继保电气有限公司、国电南瑞科技股份有限公司、北京四方继保工程技术有限公司、许继集团有限公司、长园深瑞继保自动化有限公司、国电南京自动化股份有限公司。詹荣荣、黄勇、刘丹、王文元、王海涛、孔祥鹏、曾治安、吴迪、朱小红、张建新、黄磊、奚汉江、余高旺、1电力系统安全稳定控制系统技术规范本文件规定了电力系统安全稳定控制系统(装置)一般要求、功能及配置要求、技术要求、二次回路要求和网络安全要求。本文件适用于接入220kV及以上电压等级电力系统的安全稳定控制系统(装置),接入220kV以下电压等级电力系统的安全稳定控制系统(装置)参照执行。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。GB/T7421信息技术系统间远程通信和信息交换高级数据链路控制(HDLC)规程GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程GB/T14598.24量度继电器和保护装置第24部分：电力系统暂态数据交换(COMTRADE)通用格式GB/T20840.8互感器第8部分：电子式电流互感器GB/T26399电力系统安全稳定控制技术导则GB/T36572电力监控系统网络安全防护导则GB38755电力系统安全稳定导则DL/T667远动设备及系统第5部分传输规约第103篇继电保护设备信息接口配套标准DL/T860变电站通信网络和系统DL/T1092电力系统安全稳定控制系统通用技术条件ITU-TG.703数字系列接口的物理/电气特性(Physical/electricalcharacteristicsofhierarchicaldigitalinterfaces)3术语和定义下列术语和和定义适用于本文件。安全稳定控制装置securityandstabilitycontroldevice为保证电力系统在遇到大扰动时的稳定性而在电厂、变电站、换流站或新能源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，以及风电、光伏、储能等新能源快速控制等功能的设备。注：简称为稳控装置。[来源：GB/T26399—2011,3.2安全稳定控制系统securityandstabilitycontrolsystem由两个或两个以上厂站的稳控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。注：简称为稳控系统。稳控装置整组动作时间securityandstabilitycontroldeviceoperationtime从故障判别条件全部满足开始，至稳控装置(3.1)控制命令出口的时间。稳控系统整组动作时间securityandstabilitycontrolsystemoperationtime从故障判别条件全部满足开始，至最后一级稳控装置(3.1)控制命令出口的时间。注：稳控装置或稳控系统整组动作时间包含出口继电器动作时间，但不包含人为设定的延时。稳控信息管理系统securityandstabilitycontrolinformationmanagementsystem通过与厂站端稳控装置(3.1)通信，实现对稳控装置的运行状态监视、运行信息分析和发布等功能的管理系统。4一般要求4.1稳控系统(装置)应在GB38755规定的合理的电网结构和电源结构基础上规划、设计与运行，并和4.2稳控系统(装置)主要解决系统发生GB38755规定的第二级安全稳定标准对应的稳定问题，依据4.3稳控系统宜按分层分区原则配置，各类稳定控制措施及控制系统之间应相互协调配合。4.4稳控系统(装置)的控制策略和措施应安全可靠、简单实用，根据系统稳定需要和控制措施影响，合理选用切机、新能源快速控制、直流紧急控制或抽水蓄能电站切机，必要时可选用切负荷等措施。4.5稳定控制策略的制定应考虑稳控系统(装置)动作可能导致的系统风险，对于无法采取稳定控制措施保持系统稳定的情况，应通过完善网架方案、优化运行方式、完善第三道防线方案等综合措施，共同降低并控制系统运行风险。4.6稳控装置新产品应按规定检测或鉴定合格，并满足有关网络安全和信息安全规定，方可推广应用。5功能及配置要求5.1功能要求5.1.1稳控系统(装置)应具备下列功能：a)电流量、电压量、开关量等的采集与显示功能；b)判断元件的投停状态，识别一次系统的运行方式；c)一次系统故障、元件跳闸或元件过载等判别功能；d)根据控制策略表，实时进行故障判别与控制决策分析，并采取相应的控制措施；e)通过通信通道实时交换运行信息，传送控制命令等；f)电压互感器(PT)断线、电流互感器(CT)断线、装置异常、通信异常等告警功能；g)开关量变位、动作事件、故障录波等信息记录功能；3h)单站控制策略表逐项测试功能；i)自复位功能；j)与厂站监控系统、稳控信息管理系统接口功能；k)接收外部授时和自动对时功能。5.1.2稳定控制策略要求如下：a)应基于电网正常运行方式(含计划检修方式)安全稳定分析的结论制定；b)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；c)双回线路跳闸、直流双极闭锁等故障稳定控制策略应兼顾两个元件同时或相继故障情形；d)宜设置策略投退控制字或功能压板实现稳定控制策略的投退；e)稳定控制策略的运行方式可自动识别，或通过设置方式压板等方法识别。5.1.3稳定控制措施要求如下：a)满足系统安全稳定控制要求，并留有裕度；b)稳定控制措施可兼顾事故后运行方式的调整；c)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；d)实施切机控制措施时，确保机组与一次系统及时、可靠隔离；e)实施切负荷控制措施时，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；f)可中断负荷、提供频率响应的负荷，优先列入保障电力系统安全稳定运行的负荷侧技术措施；g)新能源快速控制可采取快速功率调节措施，或切除新能源电站的并网出线、主变或集电线路的措施；h)直流稳定控制可采取直流功率提升、功率回降以及功率限制等紧急控制措施。5.2配置要求5.2.1稳控装置应独立配置，不与厂站继电保护、监控系统等其他系统集成，并符合GB/T14285、GB/T26399的规定。5.2.2220kV及以上电力系统的稳控装置应双套配置。5.2.3对于双套配置的稳控装置，两套装置的二次回路、通信通道、直流电源应完全独立，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，不应影响另一套装置的正常运行。5.2.4同一厂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。6技术要求6.1参数要求6.1.1装置环境条件、额定电气参数、功率消耗和过载能力应符合DL/T1092的规定。6.1.2稳控装置的采样及测量精度应符合下列要求：a)稳控装置的采样频率不低于1200Hz;b)在0.05～1.5倍额定电压条件下，交流电压有效值测量绝对误差不大于额定电压的1%;c)在0.05～2倍额定电流条件下，交流电流有效值测量绝对误差不大于额定电流的1%;d)在0.05～1.5倍额定电压、0.05～2倍额定电流条件下，功率测量绝对误差不大于额定功率e)在45Hz～55Hz条件下，频率测量绝对误差不大于±0.01Hz。6.2时钟及对时同步要求6.2.1稳控装置应设硬件时钟电路，装置失去供电电源时，硬件时钟能正常工作。46.2.2稳控装置应设置与外部授时源的对时接口。6.2.3稳控装置在无外部对时信号条件下，24h内时钟绝对误差不大于5s。6.3整组动作时间要求6.3.1单个稳控装置整组动作时间不应大于30ms。6.3.2稳控系统的动作时间应计及稳控系统整组动作时间、断路器动作时间、继电保护动作动作时间、通道传输时间等因素的影响，满足系统安全稳定要求。6.4装置硬件设计要求6.4.1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。的规定。6.4.3稳控装置开入、开出量均应经光电转换或继电器与外部回路可靠隔离，不得有直接电气联系。6.4.4稳控装置应具备至少3路以太网通信接口。6.5装置测量要求6.5.1稳控装置的电流、电压等电气量应通过CT、PT或其相应的合并单元直接采样。6.5.2换流站稳控装置的直流功率宜通过换流变的电流、电压计算确定。6.5.3电流、电压等电气量的显示和输出均应采用一次值；整定值的显示、输入及输出也应采用一次值。6.5.4频率应采用电压量测量。6.5.5稳控装置通过合并单元直接采样时，采样同步应由稳控装置实现，不应依赖于外部对时系统。6.6稳控装置动作判据要求6.6.1稳控系统的策略判据设计应具备校验和防误措施。6.6.2元件投停和跳闸判别，优先采用本站稳控装置自身采集的相关信息进行判别，必要时可结合其他站稳控装置采集的相关信息辅助判别。6.6.3元件投停状态宜以电流、功率等电气量为主判据，若实际运行中元件可能出现轻潮流运行工况，且元件投停状态影响装置策略判断时，应增加断路器位置信号作为辅助判据。6.6.4稳控装置的启动判据要求：a)一次系统发生扰动时，若出现电流或功率突变等，装置应可靠启动；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。6.6.5元件跳闸判据要求：a)元件跳闸若以电气量为主判据，可增加必要的辅助判据，辅助判据宜选取与主判据不同的电气量，或断路器位置、保护跳闸信号等开关量信号；b)元件跳闸若以断路器位置信号为主判据，应使用线路两侧的断路器位置信号综合判断；c)元件跳闸电气量判据的算法应计及故障引起的CT饱和及拖尾、缓慢衰减的非周期分量、高次谐波分量等情况，防止误判；d)元件跳闸判据的定值应计及系统失步振荡、潮流转移、大机组跳闸、故障电流引起的CT缓慢衰减的非周期分量等情况，防止误判。6.6.6元件过载判据要求：5a)线路过载的判别应以本间隔的电气量作为主判据，并可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；b)主变过载的判别宜以变压器一侧电气量作为主判据，另一侧或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)元件过载应采用任意两相电流和三相有功功率进行综合判别。6.6.7直流闭锁判据宜以换流变的电气量为主判据，辅助判据宜选取换流器正常停运、非正常停运等开关量信号。6.7装置可靠性要求6.7.1稳控装置应具备硬件损坏、功能失效、二次回路异常、通道异常等软硬件自动检测、告警和闭锁功能，装置自身发生故障时闭锁并告警。6.7.2同一厂站两套稳控装置若采用主辅运行模式时，应采取防止动作过程中主辅装置相互闭锁导致稳控装置拒动的措施。6.7.3除出口继电器外，稳控装置及其通信接口装置任一元器件失效或故障，均不应导致装置误动作，且应发出异常告警。6.7.4通信通道中断、切换、退出或异常期间，稳控系统(装置)不应误动作。6.7.5稳控装置的供电电源消失或异常时，应识别并告警，并有防止误动作的措施。6.7.6CT、PT断线等影响稳控装置策略判别的异常发生后，稳控装置应有防止误动作的措施并闭锁相关功能，异常期间稳控装置的异常闭锁信号灯保持，异常消失后自动熄灭并解除闭锁。6.7.7参与同一控制策略跳闸判别的不同元件，其电气量宜分别接入装置不同的采样板卡。6.7.8稳控装置站间通信应采用多重校验机制，收到的远方控制命令至少连续三帧有效方可确认或6.7.9稳控装置对引入的开关量信号应有防抖措施。6.7.10稳控装置中实施稳定控制措施的出口信号脉冲宽度至少200ms。6.7.11稳控装置发送远方命令时，命令报文应至少持续发送200ms。6.7.12软件逻辑性校验要求：a)稳控装置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功能，定值变化时，应记录变化的相关信息；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；d)稳控装置可根据相关压板与其他采集量之间的逻辑关联性，校验其投退状态的正确性。6.8换流站稳控装置与直流控制保护系统接口要求6.8.1双套配置的稳控装置中，任一套应具备与双套直流控制保护系统接口，接口形式宜采用光纤数字接口。6.8.2稳控系统接收直流控制保护系统的信息宜包括：a)直流控制模式；b)直流站控、极控值班状态；c)换流器运行、停运等状态信息；d)换流器正常停运、非正常停运等信号；e)换流器最大可输送功率；f)换流器输送功率指令值；g)直流系统异常导致的速降标识位、功率速降量等功率速降信号；h)直流线路故障再启动信号；6i)通道故障信息。6.8.3稳控系统发送至直流控制保护系统的信息可包括：b)闭锁直流命令。6.8.4稳控装置检测到与直流控制保护系统通信故障时，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。6.9通信要求6.9.1稳控系统的信息传送通道应满足传输时延、安全性和可靠性的要求，宜采用光纤通道。6.9.2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。6.9.3稳控系统的通信通道采用复用光纤通道时，应提供符合ITU-TG.703的E1接口，通道宜开通通道保护或恢复等自愈功能，且通道误码率应小于10-8。6.9.4稳控系统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应符合GB/T26399的规定。6.9.5稳控装置间的通信协议及要求：a)通信协议应采用符合GB/T7421的HDLC协议，通信传输速率2Mbit/s,使用CRC-CCITT16位校验，并在1.67ms±0.05ms内实现一次数据交换或命令传送；b)通信报文应采用帧传送方式，每帧报文的长度宜控制在12个字(WORD)以内，且普通数据帧和命令报文帧的报文头应有效区分。6.9.6稳控装置与直流控制系统之间通信应采用符合GB/T20840.8的通信协议，通信传输速率6.9.7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，按6.10数据记录要求6.10.1稳控装置应对每次异常告警、变位和动作事件等信息逐条记录。6.10.2异常告警和变位信息记录应至少包含信息类别、发生时间、相关元件状态、产生原因等信息。6.10.3动作事件记录应符合如下要求：a)支持存储至少20次动作数据记录，每个记录自故障前0.2s起，至故障后至少5s,有效值录波的时间间隔不大于10ms。以装置判断出元件故障时刻为中心，前后200ms内，瞬时值录波的时间间隔不大于2ms;b)动作记录至少包含所有开关量状态，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、通道状态和断面状态，动作时刻故障元件信息、可控措施量、需控措施量和实控措施量等c)每条动作记录支持转换为GB/T14598.24的电力系统暂态数据交换通用格式。6.11稳控装置向稳控信息管理系统上送信息要求稳控装置应支持通过电力专用数据网向稳控信息管理系统上送信息，信息类别应至少包括：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)稳控装置采集的电气量；7e)稳控装置采集的开关量；f)稳控装置的异常告警信息；g)稳控装置的变位信息；h)稳控装置启动和复归信息；i)稳控装置动作信息；j)稳控装置的录波数据文件。6.12稳控装置供货商提供的产品资料要求稳控装置供货商应提供的产品资料至少包括：a)软件版本号、程序校验码和程序生成时间；b)厂站间稳控装置的通信协议；c)稳控装置的技术说明书、使用说明书和稳控系统工程说明书；d)稳控装置的定值单和整定说明；e)稳控装置的厂内测试报告；f)稳控装置的相关图纸资料；g)智能变电站内稳控装置的智能电子设备能力描述(ICD)文件。7二次回路要求7.1电源回路要求7.1.1稳控装置及其通信接口设备应采用直流电源供电。7.1.2稳控装置的供电电源应直接从厂站内的直流电源屏取得，且不宜采用在两组直流电源屏上切换的模式，并应在直流电源屏上分配独立的空气开关。7.1.3稳控装置对应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，且应在通信电源屏上分配独立的空气开关。7.1.