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Q／GDW 11356-2022 电网安全自动装置标准化设计规范.pdf电网安全自动装置标准化设计规
本标准规定了电网安全自动装置中的安全稳定控制系统（装置）、失步解列装置和频率电压紧急控 制装置（包括低频低压减负荷及解列装置、过频切机及过频过压解列装置）的技术原则和设计准则。本 标准不包含区域协控系统的设计。 本标准适用于指导新建安全稳定控制系统（装置）、失步解列装置和频率电压紧急控制装置及其回 路的设计工作。安全稳定控制系统（装置）改扩建时可参照执行
GB/T26399界定的以及下列术语和定义适用于本文件
安全自动装置（安自装置）securityautomat equpmen
力系统中发生事故出现有功功率或无功功率大幅不平衡，导致频率或电压大幅变化时，自动切 荷、切除部分机组或者与系统解列中桥盖梁首件工程施工方案，以保证频率或电压恢复到允许范围的自动装置，
本标准旨在通过规范电网安全自动装置的配置原则、技术原则、输入输出量、压板设置、通信接口 类型与数量、报告和定值、组屏（柜）方案、端子排设计、二次回路设计等，提高电网安全自动装置的 标准化水平，为装置设计、制造、运行、管理和维护工作提供有利条件，提升电网安全自动装置的运行、 管理水平。
2.11 优先通过电网安全自动装置自身实现相关电网稳定控制功能，减少对其它二次设备的依赖 2.2在确保可靠实现电网稳定控制功能的前提下，优化回路设计，尽可能减少屏（柜）内装置 屏（柜）间的连线。
4.3.1常规装置：采用常规电缆进行采样、开入、开出等回路连接。 4.3.2智能化装置：采用常规电缆或SV采样，GOOSE开入、G00SE开出。
4.1 电网安全自动装置告警、动作、变位及在线监测等信息应满足Q/GDW11632的要求。 4.2 2电网安全自动装置网络安全防护应满足GB/T36572的要求
5.1稳控系统的整体架构
站 执行站双层架构。稳控系统站间通信 般未用数子报文的形式传递运行信总和控制命令。 德控系纺 结构见附录A。 5.1.4稳定控制主站汇集本站和相关站点的信息，根据预定的控制策略，下达具体控制措施至控制子 站、执行站或直接操作本站控制对象。稳定控制主站具备较复杂的区域稳定控制功能，其安装位置应考 虑稳控系统整体需求，兼顾运行操作、检修维护、通道连接的便利性，一般设置在220kV及以上电压等 级厂站。 5.1.5稳定控制子站汇集本站和相关站点的信息，根据需要可采集判断本地元件的故障与投停信息并 上传至主站，接收主站的控制措施，分配并下达至执行站或直接操作本站控制对象。稳定控制子站不配 置复杂的区域稳定控制功能，可具备标准化的本地元件过载控制功能，其安装位置应考虑稳控系统整体
5.1.4稳定控制主站汇集本站和相关站点的信息，根据预定的控制策略，下达具体控制措施至控制子 站、执行站或直接操作本站控制对象。稳定控制主站具备较复杂的区域稳定控制功能，其安装位置应考 虑稳控系统整体需求，兼顾运行操作、检修维护、通道连接的便利性，一般设置在220kV及以上电压等 级厂站。
上传至主站，接收主站的控制措施，分配并下达至执行站或直接操作本站控制对象。稳定控制子站不配 置复杂的区域稳定控制功能，可具备标准化的本地元件过载控制功能，其安装位置应考虑稳控系统整体 需求，兼顾运行操作、检修维护、通道连接的便利性，一般设置在220kV及以上电压等级厂站。 5.1.6稳定控制执行站包含切机执行站、直流执行站、切负荷执行站以及新能源执行站等类型。 5.1.7稳定控制切机执行站采集机组信息，根据需要可采集判断本地元件的故障与投停信息，并将信 息上传至上级控制站（多层架构为稳定控制子站，双层架构为稳定控制主站），接收上级控制站的切机 命令，实施切机控制。稳定控制切机执行站设置在发电厂。 5.1.8稳定控制直流执行站采集直流换流变信息，通过直流控制保护系统获取直流运行及故障信息， 并将信息上传至上级控制站（多层架构为稳定控制子站，双层架构为稳定控制主站）；接收上级控制站
传送来的调制、闭锁直流命令及直流孤岛运行信号，并传送给直流控制保护系统实施直流控制。稳定控 制直流执行站设置在直流换流站。 5.1.9稳定控制切负荷执行站采集负荷线路信息，并将信息上传至上级控制站（多层架构为稳定控制子 站，双层架构为稳定控制主站），接收上级控制站的切负荷命令，实施切负荷控制。稳定控制切负荷执 行站设置在变电站。 5.1.10稳定控制新能源执行站采集新能源出力信息，并将信息上传至上级控制站（多层架构为稳定控 制子站，双层架构为稳定控制主站），接收上级控制站的切除新能源命令，实施切新能源控制。稳定控 制新能源执行站设置在新能源场站。
5.2.1稳控装置一般由主机、从机（可选）及通信接口装置组成。主机与从机、主机与通信接口装置 间应采用专用光纤连接。稳控装置结构见A.2。 5.2.2主机装置应具备如下功能：实现电网运行方式识别、控制策略处理，以及与其它厂站的主机装 置通信和信息交换；与从机装置进行通信和信息交换，下达控制命令。
5.2.3从机装置应具备如下功能：
a 负责信息采集、判断，并将结果上送主机装置； b 执行主机装置下发的控制命令。 5.2.4 通信接口装置应具备与多个远 接的功能， 应安装在通信机房
5.3稳控系统的配置原则
5.3.1稳控装置（系统）的配置原则应满足GB/T26399、GB/T34122、GB/T31464和Q/GDW421中提 出的相关要求。 5.3.2安装在220kV及以上电压等级厂站内的稳控装置应按双重化原则配置，每一套装置应具备完整 独立的功能，其中一套装置因故障或检修退出运行时，不应影响另套装置的正常运行。安装在110kV 及以下电压等级厂站内的稳定控制执行站装置可按双套配置，如按单套配置，应同时与双重化配置的上 级稳定控制主站或子站通信。 5.3.3对于要求高可靠性的稳控系统，可采用异地双主站模式，在两个厂站分别设置稳定控制主站， 每个主站的稳控装置应按双重化原则配置。 5.3.4根据实际运行条件，不同稳控系统宜独立配置稳定控制主站和稳定控制子站装置。 5.3.5不同稳控系统需要监测或控制同一设备时，宜分别配置稳定控制执行站装置，避免不同稳控系 统之间相互影响或单个厂站稳控装置退出影响多套稳控系统。当CT二次回路负载特性要求不满足或可 切机组、负荷容量较小且经系统评估装置退出不影响电网稳定运行时，可考虑共用稳定控制执行站装置， 5.3.6为满足系统功能或运行需求，一套稳控系统在同一厂站内可分别配置不同类型的稳控装置。 5.3.7直流换流站可分别配置稳定控制子站（或主站）和稳控控制直流执行站装置。 5.3.8针对稳控系统中切机、切负荷、直流紧急功率控制等稳定控制措施，可根据控制措施类型等配 置不同的稳定控制执行站。 5.3.9稳定控制主站接入稳定控制子站及执行站的总数不宜超过16个；稳定控制子站接入稳定控制执 行站的总数不宜超过36个。
5.4稳控系统的运行模式
4.1 双重化配置的稳控系统应适用并列运行模式或主辅运行模式要求。 4.2 2 双重化配置的稳控系统宜采用并列运行模式。根据系统稳定计算分析结果或工程实际需求 系统可采用主辅运行模式，主辅运行切换可在稳定控制主站实现。
5.4.3采用并列运行模式的稳控系统，宜采用预设优先级的方式选择切机、切负荷的控制对象和控制 顺序。 5.4.4采用主辅运行模式的稳控系统，由主运装置动作出口并立即闭锁辅运装置，若主运装置拒动， 则由辅运装置延时动作出口。在满足系统整组控制时间的前提下，当稳控系统用于解决功角、频率、电 压稳定问题时，辅运动作延时不宜超过40ms。主运、辅运装置间的闭锁信号开入宜采用光纤连接，也 可采用硬接点连接。 5.4.5采用主辅运行模式的稳控系统，正常运行时应通过人工方式选择主运和辅运系统，并通过报文 等形式明确显示当前装置的主辅运行状态。 5.4.6为防止两套稳控系统接收信息不一致，当一套稳定控制主站装置对稳定控制子站、执行站通道 中断或接收信息无效时，可从另套主站装置获取相应稳定控制子站、执行站信息。双重化配置的稳定控 制子站可根据工程实际需求，对执行站信息进行交互，交互信息包括：机组或负荷可切量信息及可切状 态、电网元件潮流、运行状态等。 5.4.7采用异地双主站模式时，宜采用一地运行一地备用的运行模式，宜通过人工方式选择运行稳定 控制主站和备用稳定控制主站。 5.4.8稳定控制直流执行站应采用并列运行模式。
6安全稳定控制装置（系统）设计
6.1.1.1引入两组及以上电流互感器构成合电流的稳控装置，各组电流互感器应分别引入装置。 6.1.1.2稳控装置应采用两路不同的A/D采样数据，当某路数据无效时，稳控装置应告警、合理保留 或退出相关稳定控制功能。当双A/D数据之一异常时，稳控装置应采取措施，防止装置误动作。 6.1.1.3装置开关量输入定义采用正逻辑，即触点闭合为“1”，触点断开为“0”。开关量输入“1” 和“0”的定义应统一规定如下：
或退出相关稳定控制功能。当双A/D数据之一异常时，稳控装置应采取措施，防止装置误动作。 6.1.1.3装置开关量输入定义采用正逻辑，即触点闭合为“1”，触点断开为“0”。开关量输入“1 和“0”的定义应统一规定如下： a）“1”肯定所表述的功能； b）“0”否定所表述的功能。 6.1.1.4智能变电站双点开关量输入定义：“01”为分位，“10”为合位，“00”和“11”为无效。 采用断路器机构常闭辅助接点的，无效时应保持上一状态并告警。 6.1.1.5装置功能控制字“1”和“0”的定义应统一规定如下： a）“1”肯定所表述的功能； b）“0”否定所表述的功能，或根据需要另行定义。 6.1.1.6常规装置同一功能的软、硬压板应采用“与门”逻辑关系，以下压板除外： a）“远方操作”只设硬压板。“远方投退压板”、“远方修改定值”只设软压板，只能在装置本 地操作，二者功能相互独立，分别与“远方操作”硬压板采用“与门”逻辑。当“远方操作 硬压板投入后，上述两个软压板远方功能才有效； b) ）“装置检修状态”只设硬压板。对于采用DL/T860标准时，当该压板投入时，装置报文上送 带品质位信息。“装置检修状态”硬压板遥信不置检修标志。 6.1.1.7智能化装置只设“远方操作”、“装置检修状态”硬压板，功能投退不设硬压板，设置方式 如下：
6.1.1.8装置的定值要求如下：
6.1.1.9装置应具备以下接口：
a 供运行、检修人员直接在装置液晶屏调阅和打印的功能，便于值班人员尽快了解情况和事 理的装置动作信息睢宁污水管道工程施工组织设计，打印格式及要求详见附录C； b 供专业人员分析事故和装置动作行为的记录。
6.1.1.14 装置应能满定时间同步管理功能要求： a）具备丢失有效对时信号时产生“对时异常”自检信息功能，并能主动上送和响应监控主机的召 唤； b）具备将本装置时钟信息上送监控主机功能。 6.1.1.15装置应满足Q/GDW11472一2018的要求，在装置外部建立电子标签。 6.1.1.16装置软件版本构成方案如下： a）基础软件版本描述由基础软件版本号、基础软件生成日期、程序校验码（位数由厂家自定义） 组成； b）装置软件版本描述方法，见图1。 6.1.1.17装置面板（非液晶）应能显示图1中①、②、③、④、5部分的信息
6.1.2智能化装置建模原则
图1装置软件版本描述方法
6.1.2.1GOOSE、SV输入虚端子采用GGIO逻辑节点，GOOSE输入GGIO应加“GOIN”前缀，SV输入 GGIO应加“SVIN”前缀。 6.1.2.2断路器位置采用双点信号，其余信号采用单点信号。 6.1.2.3装置订阅的同一台IED设备的所有G00SE信息应属于一个G00SE发布数据集。 6.1.2.4GO0SE虚端子信息应配置到DA层次，SV虚端子信息应配置到D0层次。 6.1.2.5G00SE、SV输出逻辑节点建模要求如下： a）G00SE、SV输出虚端子逻辑节点采用专用类别描述，按照GB/T32890一2016标准建模； b）稳控装置模型中对应要跳闸的每个断路器各使用一个PTRC实例，应含跳闸等信号及其相关软 压板； c）GO0SE输出软压板应在相关输出信号LN中建模； d）GOOSE接收软压板采用GGI0.SPCSO建模。 6.1.2.6智能化装置G00SE、SV软压板设置原则如下：
6.1.3智能化装置通用技术要求
土壤环境质量农用地监测标准2018.pdf图2虚端子引用路径格式
6.1.3.11稳控装置主动上送的信息应包括开关量变位信息、软压板变位信息、异常告警信息和动作事 件信息等。 6.1.3.12稳控装置应支持远方投退压板、修改定值、设备复归功能，并具备权限管理功能。 6.1.3.13稳控装置的自检信息应包括硬件异常、功能异常、与过程层设备通信状况等。
6.1.4.1稳控装置（系统）相关回路及设备的要求应满足GB/T14285有关规定。 6.1.4.2稳控装置的回路设计应遵循相互独立的原则。除交流回路外，应减少与其它装置之间的电气 联系。 6.1.4.3一般情况下，稳控装置接入线路（变压器、发电机等）的三相电压、三相电流。稳定控制切 负荷执行站和新能源执行站装置可接入负荷线或汇集线的单相电压和单相电流。 6.1.4.4稳控装置应提供足够数量的跳闸出口接点，常规装置应设置适量出口硬压板。 6.1.4.5稳控装置电流回路应采用保护级CT二次绕组，如无专用CT二次绕组，电流回路宜串接于其 它保护装置之后（母线保护除外)，宜串接于故障录波装置之前。 6.1.4.6稳控装置的电压回路，对于有线路PT的应接入线路三相电压，对于只有母线PT的，宜接入 切换后三相电压。每路电压应先经屏内独立空开，再接入装置。 6.1.4.7稳控装置和继电保护装置、故障录波器等共用同一CT二次绕组时，应保证CT负载特性满足 10%误差曲线的要求。