DL∕T 5003-2017 （代替 DL∕T 5003-2005）电力系统调度自动化设计规程.pdf

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K1=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，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/T5003-2005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 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 学兔兔 w w w .b z f x w .c o mConte口ts1 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 ) 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 Other 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 w .b z f x w .c o m7. 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 .c o m1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 automation 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. 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CASEo2.1. 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 Control) 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KVMCKeyboard 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SANCStorage 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 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、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: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、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域仿真方法，分析其受到干扰后，在自动调节和控制装置的作用下，保持长过程运行稳定的能力，得出系统的动态稳定结论;11 运行分析与评价实现对电网运行的动态化分析评估。利用电网运行监视类各应用的输出结果，对电网安全运行水平、经济运行水平、计划执行情况及自动化系统运行情况进行统计分析，为调度运行值班人员及时掌握电网和自动化系统的运行情况及后续分析提供支持;12 在线保护定值校核根据电网实时运行信息和当前保护定值信息，对保护定值的灵敏性、选择性等方面进行实时校核计算，实现保护定值在线预警;13 辅助决策包括静态安全辅助决策、暂态稳定辅助决策、动态稳定辅助决策、电压稳定辅助决策、紧急状态辅助决策和辅助决策综合分析功能;14 裕度评估根据在线潮流数据和稳定计算结果，在保证全系统发电负荷整体平衡的前提下，通过改变发电和负荷的分布关系，计算满足系统稳定要求的输电断面最大可用输送功率;15 计划校核通过断面极限校核对检修计划和多种电力市场交易模式下形成的发受电计划进行安全校核。4.2.7 电网运行计划为编制和发布电网运行相关计划提供功能支撑，主要包括负荷预测、水库来水预测、新能源功率预测、发电能力评估、输电能力评估、发受电计划、水库调度计划、停电计划、有序用电、发电能力申报等。电网运行计划应符合下列要求:1 负荷预测包括系统负荷预测和母线负荷预测，提供系统及母线的中长期、短期和超短期负荷预测。应根据负荷规律和相关因素的定量分析，自动形成最优预测策略。短期负荷预测能够预测未来多日内指定日期的96点(每15min一个点)负荷;超短期负荷预测对未来5min至lh(每