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Q／GDW 12204-2022 电网安全稳定控制系统策略及整定技术规范.pdf4.5.2.1大扰动动态稳定的计算时间应达到10～15个振荡周期，根据功角摇摆曲线、有功功率振荡曲线 和中枢点电压变化曲线可以确定系统的大扰动动态稳定性；进行分析时应去除暂态分量的影响。 4.5.2.2在其他稳定计算中发现有弱阻尼振荡趋势时，应进行大扰动动态稳定计算。 4.5.2.3对有可能造成功率大转移、形成局部弱联的故障，应进行大扰动动态稳定计算。
Q/GDW12204—2022 4.5.2.4 控制措施量的计算可采用分档或K系数方法。
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5.1.1合理的电网结构是电力系统安全稳定运行的基础，在提出电网安全稳定控制措施方案前，应优先 考虑完善电网结构。针对4.1.1规定的运行方式，当电网发生GB/T26399及GB38755规定的严重故障导 致电网发生功角、频率稳定问题时，配置稳控系统，防止系统稳定破坏。 5.1.2电网规划设计及运行阶段，相关单位应开展安全稳定控制方案研究，针对规划或运行网架，全面 分析预想方式下系统安全稳定情况，向建设单位和主管调控部门提供稳控系统策略分析报告，提出稳控系 统配置、功能及控制策略表。 5.1.3稳控策略实施应充分考虑稳控系统动作电力系统可承受扰动的能力及稳控系统动作可能导致的系 统风险，避免事故扩大。 5.1.4稳控系统的稳控策略应在对电网各种运行方式稳定计算的基础上制定，应采用策略表形式，稳控 策略表的基本结构及格式参见附录B。 5.1.5稳控装置动作后切除的负荷不应被备自投及重合闸等装置再次投入。 5.1.6稳控装置动作通过跳开线路或主变实现选切电源或负荷功能时，处于同一输电通道的线路或主变 应同时跳开。 5.1.7稳控装置动作于切机时，切除机组所带出力不应转带至其他机组。 5.1.8稳控装置在选择切机对象时，应优先选切线路跳闸带掉的机组，例如3/2接线，故障线路同串机 组边开关检修的情况。将切除后会带掉线路的机组优先级排至最后选切。
5.2.1稳控系统（装置）的配置原则应满足GB/T26399和Q/GDW421中提出的相关要求。 5.2.2稳控系统宜按分层分区原则配置，各类稳控措施之间应相互协调配合。 5.2.3稳控系统（装置）应安全可靠、简单实用，稳控系统与其他安自装置间应保持相对独立，避免功 能相互交叉，并具备工程可实施性。 5.2.4稳控系统根据功能定位和稳控措施范围，可配置稳控主站、稳控子站、稳控执行站。 5.2.5稳控系统的控制层级数量，应根据电网结构、运行方式、需解决的具体稳定问题等设计。稳控系 统的典型结构参见附录C。 5.2.6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，不应影响另一套装置的正常运行。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策略站通信 5.2.7双重化配置的稳控装置优先采用并列运行模式，双套系统之间相互独立运行。 5.2.8在装置控制措施可能存在双套不一致的情况下，可考虑采用主辅运行模式或并列运行、双套交换 信息的模式，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，不交换动 作命令信息。 5.2.9当双重化配置的稳控装置选择切除对象采取固定顺序（如人工预置优先级等）时，控制站应选择 并列运行模式；当双重化配置的稳控装置选择切除对象采取非固定顺序（如按出力大小排序等）时三轴深层搅拌桩 施工方案，控制 站可选择主辅运行模式。 5.2.10双套装置若采用主辅运行模式时，应采取有效措施，防止动作过程中主辅装置相互闭锁。
5.2.12同一个稳控系统中涉及两层调度部门时，可配置子站作为两层调度部门之间的调度界面，由子站 对上下两层稳控装置的信息进行汇总、转发。 5.2.13不同稳控系统需要监测或控制同一设备时，宜分别采用不同的稳控装置，避免不同的稳控系统之 间相互影响或单个厂站稳控装置退出影响多套稳控系统。 5.2.14为满足稳控系统整组动作时间要求，在设计稳控系统整体架构时，应合理设置稳控系统层级数量、 适当限制命令穿越的控制层数量，稳控系统规模较小时宜采用两层结构。 5.2.15以下情况可根据系统规模适当增加稳控系统层级： a）控制对象分属不同区域，可在每个区域设置一个控制子站 b）控制对象分属不同控制资源，可在区域内对于不同控制资源分别设置控制子站 c）控制对象规模较大，可对控制对象进行分组，每组设置一个分组控制子站。
5.3.1通信传输性能可按照Q/GDW421要求执行。 5.3.2稳控系统整组动作时间应满足电力系统稳定要求。 5.3.3对于采用主辅运行的稳控系统主运装置拒动时，辅运装置延时动作，延时不应超过40ms。 5.3.4稳控系统设计和建设阶段，设计单位和建设单位应进行整组控制时间的计算和仿真测试，整组控 制时间应满足电网稳定控制的时效性要求并留有一定的裕度
稳控系统定值整定原则及要求
稳控装置的定值一般分为设备参数定值、基本判据定值和策略定值三部分，其中 a）设备参数定值、基本判据定值应由稳控设备厂家根据设备运维单位提供的PT、CT、实测参数整定b 策略定值应由调控部门整定下发
接入稳控系统的基本设备参数定值如表1。
6.3.1接入稳控系统的各个元件投停和跳闸判别等逻辑所需的基本定值如表2所示。
6.3.1接入稳控系统的各个元件投停和跳闸判别等逻辑所需的基本定值如表2所示
6.3.3元件投运功率整定原
3.3元件投运功率整定
6.3.8元件重合时间（可选）整定原则：
日） 对于接入元件保护跳闸信号判别故障类型的稳控装置，需配置元件重合时间定值 ） 当本单元接入元件为线路时，可整定为对应线路保护装置的重合闸延时整定时间 C+ 当接入元件为发电机组或主变时，本定值不需要起作用，宜整定为最大值。
6.4.1元件过载判别定值
6.4.1.1元件过载判别定值主要包括元件过载告警定值、元件过载启动定值及元件过载动作 定值用于元件过流减负荷（切机组）功能。
6.4.1.2元件过载告警定值包括过载告警电流定
类型不同应遵循不同的整定原则：
6.4.2功角、频率稳定控制策略定值
4.2.1该组定值用于元件或多元件跳闸联切机组、切负荷、直流紧急功率控制等功能，既可采用多个 作门槛分档整定动作量，也可采用“K系数法”整定动作量 a）采用多个动作门槛分档整定时，宜设置元件（断面）功率的若干运行区间，每个区间设置固定的 切机（负荷）动作量，动作量应按不小于该区间上限功率对应的动作量整定。当跳闸前元件（断 面）功率小于区间上限且不小于区间下限（动作门槛）时，按照预先整定的动作量执行切机（负 荷）; b）采用“K系数法”时，宜设置“投退控制字”、“动作门槛”、“动作基值”和“系数”定值。当跳闸前元 （断面）功率高于动作门槛，跳闸后稳控装置采取切机（负荷）措施，动作量按式（2）计算。
式中： 控制策略动作量：
2 一装置启动前断面功率： 一一控制策略动作基值； K一一系数。 6.4.2.2元件（断面）可配置“判同时跳时间T1”、“判相继跳时间T2”用于区分同时故障、相继故障 两次独立故障
机组、负荷切除优先级定值应按以下原则整定： a）应在保证电力系统稳定基础上，统筹考虑经济性和相关政策要求，宜优先选择切除水电机组、 处 于发电状态的蓄能机组、新能源机组及较小容量的火电机组 b）机组切除优先级宜根据稳定特性由差到好、机组出力由大到小的顺序确定。同一电厂内机组稳定 性差别较小时，由调控部门与电厂协商确定； C） 负荷切除优先级宜根据负荷重要程度由电网公司与用户协商确定，并报政府批准。
7.1.1建设单位会同稳控系统的主管调控部门组织设计单位、施工单位、实验室联调单位、运维单位、 稳控设备厂家进行出厂验收工作。 7.1.2出厂验收工作结束后，由主管调控部门认可的测试机构，包括国网系统保护实验室或电科院等单 位，对稳控系统进行数模混合仿真试验。 7.1.3建设单位组织稳控设备厂家、运维单位、电科院等进行现场分系统联调试验和系统联调试验。 7.1.4各阶段功能验证工作结束后均应由测试主体单位出具参与单位共同确认的功能验证报告。
7.2.1稳控系统的网络安全应符合GB/T36572的要求。 7.2.2稳控装置应采用不同的功能插件实现控制逻辑功能和人机接口功能，实现二者硬件隔离，在网络 攻击下，控制逻辑功能不受影响。 7.2.3稳控装置宜仅开放与监控、远动、稳控管理信息系统、变电站智能录波器等必要通信端口，关闭 其他无关通信端口。
7.3.1规划、设计、运行等阶段的稳控策略计算分析报告应满足本标准。 7.3.2稳控策略计算分析报告的主要内容至少应包括：前言、运行方式、设防故障、稳定判据、失稳形态、 稳定特性总体评价、稳定极限、稳控措施量、必要的仿真曲线、稳控措施灵敏度分析、稳控策略表等。 7.3.3运行方式应包含全接线和单一元件检修方式及必要的其他方式等。 7.3.4报告中的稳控策略宜采用策略表格式，并提供控制定值的整定依据。 7.3.5报告编制完毕后，报告牵头单位应组织专家、调控部门对报告进行评审。
稳控系统说明书应包含两类，一类为通用说明书，另一类为针对具体工程编写的工程技术说明书： 通用说明书应介绍稳控装置的基本原理、通用性能与功能、典型判据等；
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b） 工程技术说明书应介绍具体工程相关的稳控系统架构、控制策略，及各厂站装置的功能配置、定值 设置和压板排布、故障判据、定值整定方法、装置异常处理措施等，工程技术说明书的典型章节参 见附录D。
7.4.2工程技术说明书应包含内容：
a）结合稳控系统架构图和命令传输示意图描述厂站装置间的通信连接方式和站间信息传输内容 b）通过策略表描述稳控系统控制策略； c）按厂站描述装置功能，采用屏柜布置示意图描述稳控装置屏柜、通信屏柜的配置方式 d）应描述装置定值，包括定值名称、整定范围、整定步长、定值单位及整定原则等 e）应描述装置压板，包括压板类型、名称、功能、投退原则等，并提供屏柜压板布置图表 f）应描述关键故障判据，可采用逻辑图方式 g）应描述装置异常处理建议。 7.4.3稳控装置生产厂家应在稳控系统现场联调前将盖章版工程技术说明书提供给调控部门和现场运维 单位
7.5.1资料报送单位包括：运维单位、试验单位、业主单位等。 7.5.2定值以资料报送单位报送的现场资料为依据进行整定，资料报送单位应对报送资料进行核实， 确 认与现场完全一致，并加盖单位公章。 7.53依据稳控装置定值整定需求：资料报送内容包括
依结德控表直定值企定而求： 资科报送内春包括 a）厂站一次主接线图； b） 稳控装置接入的电压互感器、电流互感器的铭牌参数 C） 线路参数包括正序感抗、正序容抗等参数，变压器参数包括各侧额定容量、低压侧并联电容器（电抗 器）的额定容量等参数，发电机参数包括额定功率等参数 d） 现场运维单位提供的线路、变压器额定功率、最小载流及过载能力等参数 e） 发电厂提供的切除机组优先级顺序； f） 设计单位提供的稳控系统设计图纸； 》） 现场运维单位提供的稳控装置打印定值单
稳控策略量化寻优的目标是针对具体的工况和故障，在所有措施组合中寻找出使系统稳定且代价最小 的措施组合。假设稳控措施共有种，第种措施的代价及控制量分别为和n（1， 显，则稳控 策 略量化寻优可描述为以下非线性整数规划问题，参见式（A.1）～（A.3）
min C stnn n2 n)>ε n≤mx(i 1，
（A. 1) (A.2) (A.3)
式（A.1）～（A.3）中： 采用稳控措施下，反映系统稳定程度的指标，如发电机功角、中枢点电压、利用EEAC方法给出的 功角稳定裕度等； 一给定一小正数。
稳控策略量化寻优的数学模型一般求解步骤如下： a） 计算各稳控措施性能代价比W参见式（A.4）
八中 A7 一一第种稳控措施单位控制量引起反映系统稳定程度指标的变化量 AG 一一第种稳控措施单位控制量的控制代价。 找到能够使系统恢复稳定的任一可行的稳控措施DB31／T 749-2013标准下载，作为寻优的起点 沿具有最小性能代价比的措施方向减少控制量，直至系统不稳 1) 在性能代价比高于该值的措施子空间中按性能代价比的大小依次增加控制量，直至不但系统稳定 而且减少任何措施的控制量，都无法用性能代价比更高的措施来改进，得到稳控策略最优解。
采用A.2的模型求解方法虽然可以找到能使系统稳定且控制代价最小的最优稳控策略，但计算量较大， 在工程上可采用以下简化方法： a）用式A.4计算各稳控措施性能代价比w
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（资料性附录） 安全稳定控制装置 （系统）策略表的基本结构及格式
安全稳定控制装置的策略表可由若干张分策略表组成，每一种电网运行方式对应一张分策略表，分策 略表按电网的故障元件及该元件的故障类型划分为若干项，每一项再按元件断面的输送功率分为若干档。 策略表中元件一般指线路、变压器等。系统方式、断面及控制措施均可灵活组合。某些故障可能会有多断面 条件，断面或线路潮流分档根据需要灵活配置。检测断面需注明功率方向。控制措施可能为多样，包括切机 切负荷、直流紧急功率控制等，用户可根据需要配置。假设策略表里面的断面潮流按每一种故障类型分为2 档，软件自动识别事故前断面功率所处档位，通过查找策略表求得相应控制措施。定值整定宜按照P1～P2 从小到大顺序整定。 220千伏及以上安全稳定控制装置典型策略表结构如表B.1～表B.3所示。
表B.1 典型策略表结构1
地下连续墙分项工程技术交底表B.2典型策略表结构2