1、ICS29.240国家电网公司企业标准Q/ GDW 680.43 要 2011智能电网调度技术支持系统第 4-3 部分：实时监控与预警类应用电网自动控制Smartgridoperationsupporting systemPart4-3:Realtime supervisory control& early warningautomaticcontrol2011-12-28发布 2011-12-28实施国家电网公司 发 布Q /G D WQ / GDW 680.43 要 2011I目 次前言 II1 范围 12 规范性引用文件 13 术语和定义 14 符号、 代号和缩略语 15 概述 16 自
2、动发电控制 16.1 功能和目标 16.2 控制建模 26.3 实时数据处理 26.4 区域控制 26.5 PLC 控制 46.6 AGC 性能监视 56.7 PLC 响应测试 66.8 界面要求 66.9 接口要求 67 自动电压控制 77.1 功能定位和控制模式 77.2 控制建模 77.3 无功优化计算 77.4 监视与控制 77.5 上下级协调控制 97.6 历史记录和统计分析 107.7 界面要求 107.8 接口要求 108 性能指标 118.1 自动发电控制 118.2 自动电压控制 11附录 A（规范性附录） 自动发电控制功能参考公式及标准 12附录 B（资料性附录） 电网扰动
3、控制标准（ DCS） 16编制说明 19Q / GDW 680.43 要 2011II前 言随着坚强智能电网建设工作的深入开展，国家电网正在发展成为世界上电压等级最高、 技术水平最先进、 资源配置能力最强的坚强智能电网，电网的形态和运行特性将发生重大变化。 这对电网调度驾驭大电网、 进行大范围资源优化配置的能力以及电网调度一体化运行管理水平和信息化、 自动化、 互动化水平提出了新的更高的要求。作为保障电网安全、 优质、 经济运行的重要技术手段，现有电网调度技术支持系统已难以适应特高压大电网安全稳定运行的要求，迫切需要开展新一代电网调度技术支持系统 智能电网调度技术支持系统的研究和建设。 智能电
4、网调度技术支持系统 系列标准，提出了省级及以上智能电网调度技术支持系统体系架构及总体要求，定义了系统的名词和术语，明确了系统基础平台的技术要求，给出了省级及以上智能电网调度技术支持系统实时监控与预警、 调度计划、 安全校核、 调度管理四类应用的技术要求，具有涉及范围广、 系统性强、 一体化程度高等特点。 该系列标准转化为国家电网公司企业标准并贯彻执行，将会有力地推进电网调度技术支持系统标准化建设，全面提高电网调度的精益化和智能化水平。Q/GDW680 智能电网调度技术支持系统 系列标准包括以下 24 个部分： 第 1 部分：体系架构及总体要求 第 2 部分：名词和术语 第 3-1 部分：基础平
5、台 消息总线和服务总线 第 3-2 部分：基础平台 数据存储与管理 第 3-3 部分：基础平台 平台管理 第 3-4 部分：基础平台 公共服务 第 3-5 部分：基础平台 数据采集与交换 第 3-6 部分：基础平台 系统安全防护 第 4-1 部分：实时监控与预警类应用 电网实时监控与智能告警 第 4-2 部分：实时监控与预警类应用 水电及新能源监测分析 第 4-3 部分：实时监控与预警类应用 电网自动控制 第 4-4 部分：实时监控与预警类应用 网络分析 第 4-5 部分：实时监控与预警类应用 在线安全稳定分析与调度运行辅助决策 第 4-6 部分：实时监控与预警类应用 调度员培训模拟 第 4-
6、7 部分：实时监控与预警类应用 辅助监测 第 5-1 部分：调度计划类应用 数据申报与信息发布 第 5-2 部分：调度计划类应用 预测与短期交易管理 第 5-3 部分：调度计划类应用 检修计划 第 5-4 部分：调度计划类应用 发电计划 第 5-5 部分：调度计划类应用 水电及新能源调度 第 6 部分：安全校核类应用 安全校核 第 7-1 部分：调度管理类应用 调度生产运行管理 第 7-2 部分：调度管理类应用 专业和内部综合管理及信息展示发布 第 8 部分：分析与评估本部分是 Q/GDW680 智能电网调度技术支持系统 系列标准的第 4-3 部分。Q / GDW 680.43 要 2011I
7、II本部分由国家电力调度控制中心提出并解释。本部分由国家电网公司科技部归口。本部分起草单位：国网电力科学研究院、 中国电力科学研究院、 华中电力调控分中心、 华东电力调控分中心、 江苏电力调度控制中心、 华北电力调控分中心、 四川电力通信自动化中心、 安徽电力调度通信中心。本部分主要起草人：滕贤亮、 黄华、 袁飞、 朱翠兰、 杨小煜、 李晓红、 钱玉妹、 高伏英、 刘金波、张小白、 江木、 周劼英、 万雄、 路轶、 汪胜和、 谢旭、 王伟、 李强、 王茂海、 汪剑波、 缪源诚、 吴继平、卓俊峰、 于汀。Q / GDW 680.43 要 2011IVQ / GDW 680.43 要 20111智
8、能电网调度技术支持系统第 4-3 部分：实时监控与预警类应用 电网自动控制1 范围本部分规定了智能电网调度技术支持系统的自动发电控制和自动电压控制的功能、 性能等技术要求。本部分适用于省级及以上智能电网调度技术支持系统的设计、 研发、 建设和验收。2 规范性引用文件下列文件对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。Q/GDW680.1-2011 智能电网调度技术支持系统 第 1 部分：体系架构及总体要求Q/GDW680.2-2011 智能电网调度技术支持系统 第 2 部分：名词和术语3 术
9、语和定义标准 Q/GDW680.2-2011 界定的术语和定义适用于本文件。4 符号、 代号和缩略语下列符号、 代号和缩略语适用于本文件：AGC：自动发电控制（ Automatic GenerationControl）ACE：区域控制偏差（ Area Control Error）FFC：亦称为 CFC，恒定频率控制（ Flat FrequencyControl）FTC：恒定联络线交换功率控制（ FlatTie-lineControl）TBC：联络线和频率偏差控制（ Tie-line LoadFrequencyBiasControl）PLC：电厂控制器（ PlantController）AVC：
10、自动电压控制（ AutomaticVoltage Control）5 概述本部分依据 Q/GDW680.1-2011 编制，确定了 Q/GDW680.1-2011 中电网自动控制应用的功能、 界面、接口性能等技术要求。电网自动控制应用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。6 自动发电控制6.1 功能和目标自动发电控制功能模块通过控制区域内发电设备的有功功率，使本区域发电功率跟踪负荷和联络线交换功率的变化，以满足电力供需的实时平衡。 AGC 应实现下列目标：a） 维持系统频率与额定值的偏差在允许的范围内；b） 维持对
11、外联络线净交换功率与计划值的偏差在允许的范围内；Q / GDW 680.43 要 20112c） 实现 AGC 性能监视、 PLC 性能监视和 PLC 响应测试等功能。6.2 控制建模自动发电控制功能应提供方便的控制区域、 控制对象建模手段，主要包括：a） 支持建立控制区域模型，描述控制区的内外部属性；b） 应支持水、 火电机组单机控制方式和全厂控制方式、 以及梯级水电厂多厂控制方式建模；c） 应支持建立风电场、 光伏电站等新能源场站控制对象模型；d） 应支持控制模型的校验和在线装载功能，更新控制模型不影响实时控制运行。6.3 实时数据处理6.3.1 实时数据类型AGC 接收和处理的实时遥测、
12、 遥信数据类型主要包括：a） 系统频率；b） 联络线交换功率；c） 系统时差；d） 遥测 ACE（上级调度下发或外部计算）；e） 机组有功功率；f） 新能源发电场（站）有功功率；g） 机组、 电厂或新能源场站调节上下限；h） 机组、 电厂或新能源场站 AGC 允许受控状态；i） 机组、 电厂或新能源场站 AGC 可受控状态；j） 机组、 电厂或新能源场站升（降）功率闭锁信号等。6.3.2 数据质量检验AGC 数据质量检验应包括：a） 实时数据量测除主测点外，还应从不同量测点获得一个或多个后备测点。 测点间应可定义优先级顺序，一旦主测点无效时，程序应自动按优先级顺序选用后备测点；b） 当测点出现
13、下列情况之一时，应自动作为无效测点处理：1） 电网稳态实时数据带有不良质量标志；2） 量测值超出指定的合理范围；3） 量测值在指定的时间内不发生任何变化；4） 运行人员指定该测点不可使用。c） 当某量测的主备测点都是无效测点时，系统自动将该量测作为无效量测处理。 当某量测存在多个有效测点，有效测点之间的偏差超过允许的门槛值时，选用优先级高的测点继续运行并同时提供告警；部分关键量测的有效测点间偏差超过允许的门槛值时，可直接作为无效量测处理；d） 如果无效量测导致 ACE 无效，区域 AGC 应自动转暂停状态；如果控制对象（机组、 电厂、 新能源场站）的重要量测无效，控制对象应自动转暂停状态；e）
14、 应提供对重要量测数据的滤波处理功能，能有效过滤由于噪音和其它随机波动引起的高频随机分量。6.4 区域控制6.4.1 AGC 运行状态AGC 运行状态应包括：a） 在线状态： AGC 功能投入正常运行，可进行闭环控制。 允许从在线状态手动切换到离线状态；b） 离线状态： AGC 不下发控制命令，但实时数据处理、 ACE 计算、 性能监视等功能均维持正常运行。 允许从离线状态手动切换到在线状态；c） 暂停状态：由于某些量测数据异常导致 ACE 无效时，自动转为暂停状态。 当给定的时间内，Q / GDW 680.43 要 20113量测数据恢复正常后，可自动返回在线状态；否则自动转至离线状态。6.
15、4.2 AGC 执行周期AGC 执行周期应包括：a） AGC 数据采集周期：由运行人员设定， AGC 按此周期更新实时数据、 计算 ACE、 执行性能监视等；b） AGC 控制命令周期：由运行人员设定，为数据采集周期的整数倍， AGC 按此周期计算区域总调节功率和各受控对象的目标功率，下发控制命令取决于 AGC 响应命令周期；c） AGC 响应命令周期：该周期可变，由受控对象的实发控制命令和响应速率决定， AGC 按此周期向控制对象下发控制命令。6.4.3 AGC 控制模式和 ACE 计算应根据不同的控制模式实施 ACE 计算，并支持遥测 ACE 接收和 ACE 滤波功能：a） 应提供如下三种
16、 AGC 控制模式（ ACE 计算公式参见附录 A.1）：1） 恒定频率控制（ FFC）， AGC 的控制目标是维持系统频率恒定，此时 ACE 计算公式中仅包含频率分量；2） 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，此时ACE 计算公式中仅包含联络线交换功率分量；3） 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，此时 ACE计算公式中同时包含频率分量和联络线交换功率分量，在适当的频率偏差系数取值下，ACE 能正确反应本区域内的有功不平衡功率。b） 应支持接收遥测 ACE 值（上级调度机构下发或外部计算），直接用于 A
17、GC 控制，并和本地计算的 ACE 互为后备；c） 应具有 ACE 滤波功能，以消除高频随机分量对控制系统的影响。6.4.4 时差校正和电量偿还AGC 在控制过程中，应及时纠正系统频率偏差产生的时钟误差和净交换功率偏离计划值时所产生的无意交换电量，时差校正和电量偿还应支持人工和自动两种启动方式。6.4.5 区域调节功率在计算区域调节功率时，应综合考虑如下因素：a） ACE；b） 时差校正启动时对应的校正分量；c） 电量偿还启动时对应的校正分量；d） 超短期负荷预测得到的修正分量；e） 与 AGC 性能评价标准相关的修正分量。6.4.6 多区域多目标控制AGC 应具备基于多区域模型的多目标控制功
18、能，主要包括：a） 支持建立包括本控制区域在内的多控制区域模型，以便对外部控制区域进行监视，必要时可以直接接管其控制权；b） 支持在本控制区域内部建立多个子控制区域，不同的子控制区域可以有不同的控制目标和控制模式；c） 应提供控制区域及其控制目标的灵活定义功能；d） 支持在线选择机组的控制目标，运行人员可针对不同的目标选择相关机组参与调整，承担调节量的分配；e） 应支持新能源控制目标的定义和使用，以风、 光等可再生能源优先消纳为原则，支持常规情况下新能源与常规电源的协调控制，支持电网紧急情况下对风、 光等新能源场站的紧急控制。Q / GDW 680.43 要 201146.5 PLC 控制6.
19、5.1 AGC 控制对象AGC 以电厂控制器 PLC 作为控制对象，其构成方式应包括：a） 支持由一个或多个机组构成，以方便实现单机控制、 全厂控制和多个电厂的集中控制；b） 支持新能源场站类，以整个场站作为一个控制对象。6.5.2 机组控制模式机组控制模式包括手动控制模式和自动控制模式。6.5.2.1 手动控制模式手动控制模式应包括：a） 机组离线：机组停运，该模式由程序自动设置；b） 当地控制：机组由电厂侧执行当地控制，不参与 AGC 调节；c） 蓄水工况：除自动实现对抽水蓄能机组蓄水状态的显示外，还应实现对调管的抽水蓄能机组进行远方启停和有功功率调整；d） 负荷爬坡：向机组下发给定的目标
20、功率，不承担调节功率；e） 响应测试：执行预定的响应测试功能；f） 跟踪等待：机组目标功率自动跟踪实际功率，一旦机组投入远方控制，自动切换为预置的自动控制模式。6.5.2.2 自动控制模式机组自动控制模式由基本功率模式和调节功率模式组合而成。a） 基本功率模式应包括：1） 实时功率：机组的基本功率取当前的实际功率；2） 计划控制：机组的基本功率由电厂或机组的发电计划确定；3） 人工基荷：机组的基本功率为当时的给定值；4） 实时调度：机组的基本功率由实时调度模块提供；5） 等调节比例：将该类机组的总实际功率按相同的上（下）可调容量比例进行分配，得到各机组的基本功率；6） 负荷预测：机组的基本功率
21、由超短期负荷预报确定，这类机组承担由超短期负荷预报预计的全部或部分负荷增量；7）断面跟踪：机组的基本功率由断面的传输功率确定，用来控制特定断面的传输功率；8） 遥测基点：机组的基本功率是指定的实时数据库中某一遥测量、 计算量或其它程序的输出结果。b） 调节功率模式应包括：1） 不调节：任何时候都不承担调节功率；2） 正常调节：任何需要的时候都承担调节功率；3） 次紧急调节：在次紧急区或紧急区时才承担调节功率；4） 紧急调节：在紧急区时才承担调节功率。c） 控制模式转换。处于自动控制模式下的机组，当出现下列异常状况时，应暂停或终止机组 AGC 控制，主要措施包括：a）当机组功率量测无效时，应自动
22、设置为暂停状态；在给定的时间内，一旦量测恢复，应自动返回至原来的自动控制模式，否则自动转至当地控制；b）当安全自动装置动作切除机组后，同一电厂的其它 AGC 控制机组应自动转至当地控制。Q / GDW 680.43 要 201156.5.3 机组目标功率计算AGC 机组目标功率包括基本功率与调节功率两部分，应满足如下计算要求：a） 机组的基本功率由机组的基本功率模式确定，在紧急调节区时，机组从当前的实际功率向基本功率调节时，如果其方向与区域调节功率的方向相反，则直接取基本功率为当前的实际功率；b） 参与调节的机组由其调节功率模式和 AGC 控制区共同确定。 将区域调节功率分配到各参与调节的机组
23、时，应满足如下要求：1） 根据下面给出的分配因子，将区域调节功率按比例分配到各参与调节的机组： 人工给定的分配因子； 机组的调节速率； 上述两个分配因子的加权平均。2） 根据下面给出的排序指标，将参与调节的机组按上下调节方向分别排序，并按机组可承担的最大调节功率（给定值），顺序选择机组参与调节功率分配： 机组的调节速率； 机组的上（下）可调容量比例； 机组的上网电价； 机组 /电厂功率偏离计划值的比例； 机组 /电厂当日实发电量与计划电量的比例； 上述各项指标的加权平均。3） 支持按机组的不同特性（如机组类型、 调节速率等）将参与调节的机组分成若干组，各组之间以及组内各机组之间的调节功率分配同
24、样遵循以上原则；4） 当 AGC 处于紧急区时，自动将区域调节功率按机组的调节速率分配到各参与调节的机组。此功能可人工指定启动或停止。6.5.4 控制命令的校核AGC 在发出控制命令之前，需要进行一系列校验，以保证控制对象运行的安全性。 应包括以下检验：a） 反向延时校验；b） 控制命令死区校验；c） 不跟踪校验；d） 最大调节增量校验；e） 调节限值校验；f） 调节功率允许校验（ AGC 在次紧急区时，不允许往区域调节功率的反方向调节）；g） 机组禁止运行区校验；h） 增（减）功率闭锁校验（包括人工设置闭锁、 远方闭锁信号）；i） 稳定断面重载或越限校验（根据稳定断面传输功率相对于机组功率的
25、灵敏度信息，限制某些机组功率的调节方向）。6.5.5 控制命令下发应支持用如下几种方式下发控制对象目标功率命令：a） 设定值方式；b） 升 /降脉冲方式（脉冲宽度或脉冲个数）；c） 新能源场站计划曲线（ 5 分钟或 15 分钟时间间隔）方式。6.6 AGC 性能监视AGC 性能监视在每个 AGC 数据采集周期被调用，用于计算如下性能指标：a） 区域性能指标，包括控制性能指标 A 标准、 C 标准及 T 标准（参见附录 A.2）， ACE、 频率、Q / GDW 680.43 要 20116时差在不同时段的最大、 最小、 平均值等；b） PLC 性能指标，包括 PLC 投运率、 调节合格率、 调
26、节速度和精度、 下发的控制命令次数等，记录每一个 PLC 控制命令， PLC 实际功率和目标功率的偏差等，并能提供两个细则必需的基础性能指标；c） 合格率指标，计算频率、 交换功率、 ACE 等在不同门槛值下的合格率；d） 告警信息和操作信息；e） 控制区域、 电厂及 PLC 的上、 下调节备用容量及调节响应速率；f） 应能监视系统扰动，对符合相关要求的扰动，基于电网扰动控制标准（参见附录 B），评估控制区域对扰动的恢复能力；g） 将上述各性能指标存放到历史数据库，并提供方便的查询手段。6.7 PLC 响应测试响应测试功能包括：a） 应支持自动升 /降负荷测试；b） 应能向 PLC 发出预先设
27、置的控制信号，测试该 PLC 的 AGC 响应性能；c） 程序应自动记录测试开始时间、 测试结束时间、 被测 PLC 的功率和升降速率等。6.8 界面要求应具备输入和修改参数界面，提供发电监视和控制界面，并实现历史统计数据的查询。 主要包括：a） 各类实时监视画面，如区域状态监视、 PLC 实时监控、 联络线状态监视等；b） 各种参数设置界面，如控制区域参数、 联络线参数、 PLC 参数等；c） 性能监视查询界面，在界面上设置不同的起止时间，查看各项历史性能统计指标；d） 相关告警和操作信息查询界面，查看历史告警信息和操作日志信息；e） 提供较为方便的方式切换 PLC 运行状态。6.9 接口要
28、求6.9.1 数据输入应包括以下输入数据：a） 从电网运行稳态监控功能模块获取电网的实时运行数据，包括：1） 区域量测：系统频率、 时差、 上级调度下发的 ACE 等；2） 联络线量测：联络线交换功率等；3） PLC 量测：机组、 电厂或新能源场站的实际功率、 调节上 /下限值、 运行状态、 AGC 受控状态、 升 /降功率闭锁信号等；4） 稳定断面量测：控制区域内部重要稳定断面的输送功率。b） 从日前和日内发电计划功能模块获取相关计划数据，包括：1） 机组、 电厂或新能源场站发电计划；2） 联络线交换计划。c） 从实时发电计划功能模块获取未来 5 分钟至 1 小时的机组、 电厂或新能源场站功
29、率计划；d） 从超短期系统负荷预测功能模块获取未来 5 分钟至 1 小时的系统负荷预测结果；e） 从灵敏度分析功能模块获取稳定断面传输功率对机组功率的灵敏度信息。6.9.2 数据输出应包括以下输出数据：a） 向电网运行稳态监控功能提供机组、 电厂的 AGC 指令信息和新能源场站的发电计划曲线；b） 向综合智能分析与告警功能提供各种告警信息，如量测数据异常告警、 区域控制异常告警、 PLC控制异常告警等；c） 向运行分析与评价应用提供 AGC 运行分析和考核指标信息，包括 AGC 投运率、 A1/A2 或Q / GDW 680.43 要 20117CPS1/CPS2 性能指标、 AGC 调节备用
30、容量、 频率和联络线交换功率的合格率等。7 自动电压控制7.1 功能定位和控制模式AVC 应用通过实时采集的电网运行数据，在确保电网安全稳定运行的前提下，对发电机无功、 有载调压变压器分接头（ OLTC）、 可投切无功补偿装置、 静止无功补偿器（ SVC）等无功电压调节设备进行在线优化闭环控制，实现无功分层分区平衡，提高电压质量，降低网损。自动电压控制可不限定三级电压控制模式。 AVC 采用三级电压控制模式时， AVC 子站实现第一级控制， AVC 主站实现第二级控制和第三级控制。 三级控制模式如下：a） 第一级控制由 AVC 子站通过协调控制本厂站内的无功电压设备实现，以满足第二级控制给出的
31、厂站控制指令；b） 第二级控制由 AVC 主站实现分区协调控制决策。 通过控制本分区内的无功电压设备，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保留足够的动态无功储备；c） 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无功的设定值，供第二级控制使用。7.2 控制建模电压控制建模应实现以下功能：a） 采用三级协调控制模式时应支持控制分区建模，可新建分区、 删除分区、 修改分区所含厂站；b） 采用三级协调控制模式时应支持中枢母线建模，可针对各分区选择一条或多条中枢母线，并可人工设定每条中枢母线的电压计划曲线；c）
32、 支持控制母线建模，可针对各分区选择控制母线，可人工设定每条控制母线的电压计划曲线；d） 支持电压曲线建模，可输入和修改全天不同时段及全年不同运行方式下的母线电压曲线，包括上限、 下限和目标值；e） 支持修改参与控制发电机的无功上下限等参数，支持功率圆图建模；f） 支持修改 OLTC/电容器组 /电抗器组的调节范围、 动作次数和动作时间间隔等参数；g） 支持修改调相机和 SVC 的无功上下限等参数；h） 支持修改无功储备和关口功率因数等约束；i） 应能对控制建模参数进行合理性校核。7.3 无功优化计算无功优化计算在满足电网正常运行和安全约束的前提下，以全网网损最小为优化目标，给出母线电压和关键
33、联络线无功的优化设定值，应满足以下要求：a） 应以状态估计结果为依据进行计算，状态估计运行质量不好时应挂起无功优化计算功能，改为参照电压计划曲线进行控制决策；b） 参与优化的变量应包括发电机无功、 调相机无功、 OLTC、 电容 /电抗器、 SVC 无功等；c） 约束条件应包括母线电压约束、 发电机无功功率约束、 调相机和 SVC 无功功率约束、 分区无功储备和关口功率因数约束，以及 OLTC、 电容器组和电抗器组的调节范围等；d） 应选用成熟优化算法，满足收敛性和实时性要求；e） 优化结果应包括分区中枢母线电压和关键联络线无功的设定值、 优化前后的网损对比、 优化前后控制变量的对比以及优化前后各种约束条件是否满足；f） 当无可行解时，可适当松弛约束，并给出提示信息。Q / GDW 680.43 要 201187.4 监视与控制7.4.1 实时数据处理对 AVC 控制相关的实时数据处理应满足：a） 可判别和屏蔽明显的遥测和遥信坏数据；b） 综合考虑多个周期的采集数据，滤除实时数据突变和高频电压无功波动；c） 对并列运行母线量测，除主测点外，还应能从不同量测点获得一个或多个后备量测，主测点无效时自动选用后
