DL∕T 1709.8-2017 智能电网调度控制系统技术规范 第8部分：运行评估

备案号：60066-2017DL/T1709.8—2017第8部分：运行评估Part8:Evaluation2017-08-02发布2017-12-01实施国家能源局发布I Ⅱ 1 1 1 1 25.1平台管理 25.2网络与安全防护 25.3基础数据与模型管理 26实时监控与预警类应用 36.1电网运行稳态监视与设备集中监控 36.2电网运行动态监视与分析 46.3电网自动控制(AGC/AVC) 46.4综合智能分析与告警 56.5网络分析应用 56.6在线安全稳定分析与预警 56.7调度员培训模拟 6 67.1负荷预测 67.2发电计划 77.3安全校核 77.4水电及新能源监测与调度 78调度管理类应用 88.1基础数据评估范围 88.2设备运行管理评估范围 88.3设备检修管理评估范围 88.4电网运行管理评估范围 88.5运行值班管理评估范围 88.6专业管理评估范围 88.7信息展示与发布及内部综合管理评估范围 88.8流程管理 88.9评估指标 99电网运行驾驶舱 99.1KPI监视预警 99.2运行全景视图 99.3集中操控台 9.4评估指标 附录A(规范性附录)智能电网调度控制系统运行评估 ⅡDL/T1709.8—2017本标准依据GB/T1.1—2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。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。本标准起草单位：国家电网公司国家电力调度控制中心、国家电网公司华东分部、中国南方电网电力调度控制中心、国家电网公司华中分部、国网河北省电力公司、国网上海市电力公司、国网江苏省电力公司、国网浙江省电力公司、国网安徽省电力公司、国网福建省电力有限公司、国网湖南省电力公司、广东省电力有限责任公司。本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心(北京市白广路二条一号，100761)。1DL/T1709.8—2017智能电网调度控制系统技术规范第8部分：运行评估1范围本标准规定了智能电网调度控制系统基础平台、实时监控与预警、调度计划、调度管理、电网运本标准适用于各级电网省级及以上调度控制中心。各地县(配)调(控)机构可参照执行。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)适用于本文件。GB/T22239信息安全技术信息系统安全等级保护基本要求GB/T30149电网运行准则GB/T33607—2017智能电网调度控制系统总体框架GB/T33590.2—2017智能电网调度控制系统技术规范第2部分：术语GB/T33604—2017电力系统简单服务接口规范GB/T33603—2017电力系统动态消息编码规范DL/T1709.3—2017智能电网调度控制系统技术规范第3部分：基础平台DL/T1709.4—2017智能电网调度控制系统技术规范第4部分：实时监控与预警DL/T1709.5—2017智能电网调度控制系统技术规范第5部分：调度计划DL/T1709.6—2017智能电网调度控制系统技术规范第6部分：调度管理DL/T1709.7—2017智能电网调度控制系统技术规范第7部分：电网运行驾驶舱国家发展和改革委员会令(第14号)电力监控系统安全防护规定GB/T33590.2—2017界定的术语和定义适用于本标准。4总体要求智能电网调度控制系统由基础平台、实时监控与预警、调度计划、调度管理、电网运行驾驶舱等本标准智能电网调度控制系统运行评估范围仅列出智能电网调度控制系统应用的主要功能，评估附录A列出的评估指标，指标的计算方法及评估方式，可作为省级及以上调度机构对智能电网调度控制系统日常自动评估、年度周期性自评、检查互评等参考依据。其中，对涉及网络与电力监控系2DL/T1709.8—20175.1平台管理流管理。系统管理应包括系统节点及应用管理、进程管理、系统网络管理、系统资源监视、时钟管理、日数据库管理应包括关系数据库、实时数据库、时间序列数据库、文件服务管理、数据库备份和恢权限管理包括组织机构管理、人员及用户管理、应用功能管理、角色管理、数据分发同步和协同CASE管理应包括模型CASE管理、方式数据CASE管理和图形CASE管理。a)系统月可用率不小于99.99%;b)主要画面打开时间(从按键到显示完整画面时间)不大于2s;远程调阅主要画面打开时间不大于6s。电力监控系统安全防护总体要求应满足“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”原则。系统安全要求应包括操作系统安全、数据库安全、安全监视、身份认证、安全授权、网络设备与紧急及重要告警无漏报，内网安全平台日均重要告警数量不大于100条(重复告警除外)。3DL/T1709.8—2017基础数据内容应包括组织机构信息、人员信息、厂站基本信息、一次设备信息、二次设备信息、电网模型管理要求应包括电网模型分类、电网模型生成、电网模型校验、电网模型交换、电网模a)监控管辖范围内接地刀闸覆盖率为100%;b)监控管辖范围内监控信号采集覆盖率为100%;c)330kV/500kV及以上有载调压变压器分接头信息采集覆盖率为100%;d)调度管辖范围内网络分析应用建模的发电机组机端电压采集覆盖率不小于90%(风电、光伏发电除外);e)小电源功率总加采集率不小于90%。电网运行稳态监视与设备集中监控应具备数据采集与处理功能、系统监视功能、数据记录功能、监控画面展示应包括自动生成光字牌监视图、动态展示一次二次设备事故或故障信号、按间隔进监控统计分析功能应包括统计自定义，根据设定的延时、抑制、防抖动等过滤方式进行相关内容a)节点功率平衡率不小于98%;b)遥信传动时间不大于3s;遥测变化传送时间不大于4s;c)遥调命令传送时间不大于2s(直接控制模式);d)事故遥信正确动作率不小于99%;e)通道可用率不小于99%;f)通信功能故障自动切换时间不大于5s;g)电网正常情况下，主服务器CPU负荷率(CPU测试扫描周期为1s):任意5min内平均负荷率不大于20%;h)电网事故时，主服务器CPU负荷率(CPU测试扫描周期为1s):任意1min内平均负荷率不大于50%。a)监控管辖范围内开关传动试验覆盖率为100%;4DL/T1709.8—2017b)告警直传传送时间不大于3s;c)遥控命令执行响应时间不大于10s。6.2电网运行动态监视与分析电网运行动态监视与分析应具备动态数据监视与越限监测与告警、与综合智能分析与告警互联功能，支持PMU数据的远程调阅。应具备在线低频振荡检测、振荡源定位及在线扰动识别功能，可识别的扰动类型包括短路故障、非同期并网、机组故障跳闸等故障扰动。应具备并网机组涉网行为在线监测功能，实现机组一次调频性能和励磁系统性能在线监测。电网运行动态监视指标要求如下：a)PMU布点根据实际情况科学配置，调度管辖范围内PMU接入率为100%;b)PMU装置月可用率不小于95%。6.3电网自动控制(AGC/AVC)电网自动控制应利用电网实时运行信息，结合实时调度计划信息自动调整可调控设备，实现电网的闭环调整，包括自动发电控制和自动电压控制功能。自动发电控制(AGC)应具备实时数据处理、区域控制、PLC控制、AGC性能监视、PLC性能响应测试等功能。自动电压控制(AVC)应具备无功优化计算、监视与控制、上下级协调控制、历史记录和统计分析等功能。6.3.2评估指标自动控制性能指标如下：a)AGC控制月合格率。1)按A1/A2标准进行评价的电网：——定频率控制方式(FFC):按电网频率维持在50Hz±0.1Hz之内的月合格率不小于98%;——定交换功率(FTC):AGC控制月合格率不小于98%;——联络线频率偏差控制(TBC)模式：月A1指标(ACE过零标准，在一个考核周期内ACE应至少过零一次)不小于90%;月A2指标(ACE控制限值，在一个考核周期内ACE的平均值≤Ld)不小于90%。(考核周期通常为10min或15min)2)按CPS1/CPS2标准进行评价的电网：——月CPS1指标不小于100%; 月CPS2指标(ACE控制限值，在一个考核周期内ACE的平均值≤L₁n)不小于90%。(考核周期通常为10min或15min)b)AVC月投运率不小于95%。c)AVC月控制合格率不小于80%。5DL/T1709.8—2017综合智能分析与告警应能基于电网稳态数据、动态数据、保护、故障录波以及告警直传等信息对电网故障在线进行识别、分析和告警；具备电网潮流越限、电压越限、断面越限等告警信息的可视化a)月度指标：220kV及以上故障告警正确率不小于90%;b)月度指标：向上级调度正确推送率不小于95%。网络分析应用功能应能利用电网运行数据和其他应用软件提供的结果数据来研究和评估实时方式和各种预想方式下电网运行情况，并为运行分析软件提供电网运行数据。包括状态估计、调度员潮b)调度员潮流功能模块应包括计算参数设置、潮流计算、c)灵敏度分析功能模块应包括网损灵敏度、支路功率灵敏度、母线电压灵敏度、输电断面灵敏度d)静态安全分析功能模块应包括全网和基于故障集的快速扫描、故障及故障集定义、预想事故分a)调度管辖范围遥测估计合格率不小于95%;b)电压残差平均值不大于1.5kV;c)调度员潮流计算结果误差不大于2.5%;d)状态估计计算单次计算数据不大于15s;e)潮流计算时间不大于10s;在线安全稳定分析与预警应具备静态安全分析、暂态稳定分析、电压稳定分析、小干扰稳定分6DL/T1709.8—2017析、短路电流分析及裕度评估等六大类稳定分析及辅助策略功能，支持电网实时分析、电网预想方式电网实时分析应能自动完成对当前电网方式扫描，实现对当前电网运行方式的评估、预警和辅助决策；电网预想方式分析在电网出现重大方式调整前进行，可给出当前电网运行方式下的危险点及薄预想方式分析应能支持独立计算分析和联合计算分析两种模式。电网应急状态分析应具备在电网在线安全稳定分析年可用率不小于95%。调度员培训模拟应用通过对电力系统和控制中心的仿真，提供教员控制功能，构建了支持调度员应具备电力系统仿真功能，包括电力系统稳态仿真、继电保护和安全自动装置仿真、数据采集仿应具备教员台控制功能，包括培训教案制作、培训控制、培训评估和联合反事故演习支持等功能。应具备控制中心仿真功能，包括电网实时监控与智能告警、网络分析等应用功能的仿真，也可包a)调度员培训模拟应用(DTS)的年可用率不小于95%;b)稳态仿真时操作事件至结果画面数据刷新间隔不大于3s。7.1负荷预测系统负荷预测应具备短期和超短期预测、气象因素影响分析、历史及预测负荷数据修正、负荷稳母线负荷预测应具备短期和超短期预测、历史及预测负荷数据修正、负荷稳定性分析、负荷模型a)月平均日负荷预测准确率不小于97%;b)月平均母线负荷预测准确率不小于90%。7DL/T1709.8—2017日前计划能基于安全约束经济调度(SCED)与安全约束机组组合(SCUC)优化算法，实现次日日内计划应采用SCUC/SCED核心模块，基于超短期负荷预测结果实现日内未来1h至未来多小时实时发电计划功能应采用SCED核心模块，实现未来5min至未来多小时的发电计划集中优化编a)发电计划年可用率不小于99.5%;b)实时调度发电计划编制时间不超过30s;c)日前和日内96个断面的发电计划编制时间如下：含机组组合用时不超过30min,不含机组组合用时不超过15min。安全校核应用应能与调度管理应用交互检修计划、稳定限额等数据；应能从调度计划类应用获取安全校核应能根据各类计划数据和预测数据等自动生成未来时段的计划潮流，采用并行计算技术，进行静态安全校核，完成基态潮流计算、静态安全分析、灵敏度分析等，并将设备元件基态及N-1重载和越限信息汇总，供调度运行人员参考。a)安全校核年可用率不小于99.5%;b)单断面校核断面生成时间不大于5s;c)96个时段的静态安全校核全部计算时间不大于10min。水电及新能源监测与调度应具备水电监测分析、新能源监测分析、气象监测分析、新能源发电能水电监测分析应具备数据采集及存储、水电运行监测、水务综合计算等功能；新能源监测分析应具备数据采集及存储、新能源运行监测等功能；气象监测分析应具备数据采集及存储、气温查询及分析、雨量查询与分析、卫星云图、台风路径、天气预报产品等功能；新能源发电能力预测应具备短期8DL/T1709.8—2017预测、超短期预测、分析管理等功能；水库来水预报应具备洪水预报、日径流预报等功能；水电调度应具备中长期水电调度、短期水电调度等功能；新能源调度应具备短期新能源调度、超短期新能源调a)日前96个断面的调度计划编制时间不大于5min;b)水电及新能源监测与调度应用模块年可用率不小于99%。8调度管理类应用应具备组织机构管理、人员信息管理、厂站数据管理、一次二次设备数据管理、调度主站设备管设备运行管理应包括设备参数管理、基建项目调度工作管理、设备退役管理、一次设备状态管电网运行管理应包括操作票管理、应急预案管理、事故报告管理、稳定限额管理、安控策略管信息展示与发布应包括电网运行信息、生产统计信息、调度系统动态、电网运行信息、生产统计信息、调度系统动态、文档资料管理、新闻公告管理、多维动态信息展示、资料搜索管理、分布式查9DL/T1709.8—2017新设备启动的管理流程应包括收集资料阶段；下发调度编号、方式保护计算、确定通信方式；编应具备停电计划的录入、提交、会签、回退、发布、开竣工、延期申请及批复等环节的流程化管应具备日前电能平衡计划流程管理功能，能够监控电能平衡计划编制节点进度，对编制结果进行应具备保护整定算稿编制、审核、批准的流程化管理和保护定值单编制、校核、审核、批准、执应具备自动化检修申请单提交、审核、会签、审批、延期、工作确认、回退、跳转和归档等流程管理功能。技术支持系统使用问题反馈处置应具备技术支持系统使用问题提交、接收、审批、处理、工作确应具备调度倒闸操作流程化管理和倒闸操作票信息化管理功能，实现调度倒闸操作中的拟票、审a)调度管理功能年可用率不小于99.5%;b)主要页面响应时间不大于3s;c)核心流程上线率为100%。9电网运行驾驶舱9.1KPI监视预警KPI监视预警通过监视表征电网运行状态的多维KPI,全面感知电网运行状态，快速预警和定位运9.2运行全景视图运行全景视图应具备KPI场景分析、专题场景分析功能，可实现KPI场景定制、专题场景定制、DL/T1709.8—2017b)实时KPI计算周期不大于3s;(规范性附录)智能电网调度控制系统运行主要技术指标及评估方法按表A.1的规定。表A.1智能电网调度控制系统运行主要技术指标及评估方法二序号功能技术指标核查计算方法评估方法1基础平台a)系统月可用率不小于99.99%结合月报检查年度周期性自评2基础平台b)主要画面打开时间不大于2s;远程调阅主要画面打开时间不大于6s运行现场调阅画面验证检查互评3网络与安全防护紧急及重要告警无漏报，内网安全平台日均重要告警数量不大于100条结合日报检查日常自动评估4基础数据与模型管理信息采集覆盖率：a)监控管辖范围内接地刀闸覆盖率为100%;b)监控管辖范围内监控信号采集覆盖率为监控管辖范围内监控信号采集覆盖率=(监控管辖范围内实时采集的监控信号数/监控管辖范围内监控信号总数)×100%年度周期性自评5基础数据与模型管理c)330kV/500kV及以上有载调压变压器分头信息采集覆盖率为100%330kV/500kV及以上有载调压变压器分接头挡位实时采集覆盖率=(有载调压变压器分接头挡位实时采集数/有载调压变压器数量)×年度周期性自评6基础数据与模型管理d)调度管辖范围内网络分析应用建模的发电机组机端电压采集覆盖率不小于90%(风电、光伏发电除外)络分析建模的发电机组总数×100%年度周期性自评7基础数据与模型管理e)小电源功率总加采集率不小于90%小电源功率总加采集率=(实时采集总加功率的小电源容量/小电源总容量)×100%年度周期性自评8电网运行稳态监视a)节点功率平衡率不小于98%节点功率平衡率=[(有功平衡母线节点总数+无功平衡母线节点总数十有功平衡线路总数)/(参与计算母线节点总数×2+参与计算日常自动评估5表A.1(续)序号功能技术指标核查计算方法评估方法8电网运行稳态监视a)节点功率平衡率不小于98%式中，母线平衡判定方式为220kV(330kV)母线节点有功不平衡偏差不大于10MW,无功不平衡偏差不大于20Mvar;500kV及以上母线有功不平衡偏差不大于20MW,无功不平衡偏差不大于30Mvar;线路有功平衡判定方式为有功不平衡偏差不大于15MW日常自动评估9电网运行稳态监视b)通道可用率不小于99%;c)通信功能故障自动切换时间不大于5sb)结合月报检查通道可用率；c)现场验证通信功能故障自动切换时间日常自动评估电网运行稳态监视d)电网正常情况下，主服务器CPU负荷率(CPU测试扫描周期为1s):任意5min内平均负荷率不大于20%;e)电网事故时，主服务器CPU负荷率(CPU测试扫描周期为1s):任意1min内平均负荷率不大于50%现场验证日常自动评估电网运行稳态监视f)遥信传动时间不大于3s;遥测变化传送时间不大于4s;j)遥调命令传送时间不大于2s(直接控制模间进行测试检查互评电网运行稳态监视h)事故遥信正确动作率不小于99%事故遥信月/年动作正确率=[月(年)事故遥信正确动作次数/月(年)事故要信动作数]×100%年度周期性自评设备集中监控a)调控范围内开关传动试验覆盖率为100%结合月报检查年度周期性自评设备集中监控b)告警直传传送时间不大于3s;c)遥控命令执行响应时间不大于10s现场验证检查互评电网运行动态监视a)调度管辖范围内PMU接入率为100%通过调用动态监视WAMS主界面中动态曲线，在弹出的动态曲线工具中验证接入的PMU子站量测数据是否正常可用检查互评b)PMU装置月可用率不小于95%结合月报检查日常自动评估电网自动控制a)AGC控制月合格率1)按A1/A2标准进行评价的电网：——定频率控制方式(FFC):按电网频率维持在50Hz±0.1Hz之内的月合格率不小于98%;ACE=(P₁-P₀)-10B₁×(f-fo);P为联络线走廊实测值；P₀为联络线走廊计划值；f为电网频率；f为基准频率，一般取50Hz;B是控制区域设定的频率响应偏差系数，此值为负数，单位是MW/0.1Hz;(1)适用于按A1、A2标准进行评价的电网：AGC控制月合格率=[(月AGC功能投运小时数一月ACE不合格小时数)/月AGC功能投运小时数]×100%。日常自动评估序号功能技术指标核查计算方法评估方法电网自动控制——定交换功率(FTC):AGC控制月合格率不小于98%;——联络线频率偏差控制(TBC)模式：月A1指标(ACE过零标准，在一个考核周期内ACE应至少过零一次)不小于90%;月A2指标(ACE控制限值，在一个考核周期内ACE的平均值≤La)不小于90%。(考核周期通常为10min或15min)2)按CPS1/CPS2标准进行评价的电网：——月CPS1指标不小于100%;——月CPS2指标(ACE控制限值，在一个考核周期内(ACE的平均值≤L10)不小于90%。(考核周期通常为10min或15min)a)定频率控制方式(FFC)时，月ACE不合格小时数指AGC功能投入时，其频率连续超过规定值(50±0.1)Hz1min的累计时间；b)定交换功率(FTC)时，月ACE不合格小时数指AGC功能投入时，其ACE连续超过规定值1min的累计时间；c)联络线频率偏差控制(TBC)模式时，月ACE不合格小时数指以每10min或15min作为一个统计周期的ACE平均值大于规定值Ld的累计时间。其中：La是ACE10min平均值的控制限值，其计算公式为：La=(0.025)△L+5MW时电量最大变化量(增或减);②△L取控制区一年度任意十个小时电量变化量(增或减)的平均值。(2)适用于按CPS1、CPS2标准进行评价的电网：a)CPS1计算公式：说明：E₁为互联电网对给定年的频率偏差(实际频率与给定基准频率之差)一分钟平均值的均方根的控制目标值，频率的采样周期为1s;Bi为控制区域的频率响应偏差系数，此值为负数；ACEmin为某一控制区域ACE的一分钟平均值，ACE的计算周期应与数据的采样周频率偏差的1min平均值；n是统计期间的分钟数。b)CPS2计算公式：说明：合格点数是指以每10min或15min作为一个统计点的ACE平均值小于规定值Lno的累计点数，即|ACE₁₀-mm-ug≤L₀;L₀=1.65×81o×√(-10B,)×(-10B);e₁0为互联电网对给定年的频率偏差(实际频率与给定基准频率之差)10min平均值的均方根的控制目标值；B₁为某一控制区域的频率响应偏差系数，此值为负数，单位是值为负数，单位是MW/0.1Hz日常自动评估表A.1(续)序号功能技术指标核查计算方法评估方法电网自动控制b)AVC月投运率不小于95%AVC月投运率=(月AVC功能投运小时数/月日历总小时数)×100%式中：月AVC投运小时数指主站AVC主站功能投入且AVC子站(地调AVC子系统、电厂监控系统(AVC子站)、变电站(集控站)监控系统(AVC子站)投入闭环控制的时间年度周期性自评电网自动控制c)AVC月控制合格率不小于80%AVC月控制合格率=(月合格点总数/月采样样本总数)×100%死区分别为：220kV(330kV)电压死区为0.5kV,500kV(750kV)死区为1.0kV,1000kV死区为2.0kV。对于无功指令，300MW及以上的机组的无功死区为8Mvar,300MW以下机组的无功死区为5Mvar日常自动评估综合智能告警a)220kV及以上故障告警正确率不小于故障告警正确率=(正确告警次数/电网实际故障次数)×100%日常自动评估综合智能告警b)向上级调度正确推送率不小于95%故障告警推送率=(实际推送次数/应推送次数)×100%日常自动评估网络分析应用a)调度管辖范围遥测估计合格率不小于95%95%～99%选择)遥测估计合格率=(遥测估计合格点数/遥测总点数)×100%数是指遥测数据估计值误差(有功≤2.0%,无功≤3.0%,电压≤0.5%)×100%;量测类型基准值通常是指该量测量的满刻度值。为计算方便，量测类型基准值规定为：a.线路有功、无功功率基准值选取原则：1000kV电压等级取5196MVA,750kV电压等级取2598MVA,500kV电压等级取1082MVA,330kV电压等级取686MVA,220kV电压等级取305MVA,110kV电压等级取114MVA,66kV电压等级取70MVA,35kV电压等级取37MVA;b.电压基准值选取原则：按1000kV电压等级取1200kV,750kV电压等级取900kV,500kV电压等级取600kV,330kV电压等级取396kV,220kV电压等级取264kV,110kV电压等级取132kV,66kV电压等级取79.2kV,35kV电压等级取42kV;c.发电机有功、无功功率基准值取其额定容量；d.对于变压器绕组有功、无功功率基准值取绕组容量日常自动评估网络分析应用a)电压残差平均值不大于1.5kV日常自动评估序号功能技术指标核查计算方法评估方法网络分析应用b)电压残差平均值不大于1.5kV式中：n为电压遥测总点数；电压遥测总点数指调度管辖范围内有对应状态估计计算结果的电压遥测总数日常自动评估网络分析应用c)调度员潮流计算结果误差不大于2.5%式