1、Q/GDW 747 2012IICS 29.240备案号：国家电网公司企业标准Q/GDW 747 2012电网自动电压控制技术规范Technical Specification forAutomaticVoltage ControlSystem of DistributionAutomation2012-06-21发布2012-06-21实施国家电网公司发布Q/GDWQ/GDW 747 2012I目次前言 1 范围 12 规范性引用文件 13 术语和定义 14 总则 15AVC主站功能要求 26 电厂 AVC 子站功能要求 47 变电站 AVC 功能要求 58 性能指标 6附录 A（规范性附录
2、） 通信接口基本交换信息 7编制说明 9Q/GDW 747 2012II前言为提高电网的电压质量和电压控制水平，促进电网安全、优质、经济运行，规范国家电网内自动电压控制工作，特制订本标准。本标准由国家电力调度控制中心提出并解释；本标准由国家电网公司科技部归口；本标准起草单位：华北电力调度通信中心、国家电力调度控制中心、清华大学；本标准主要起草人：王蓓、孙宏斌、郭庆来、贾琳、袁平、周济、宁文元、李丹、张金平、蓝海波、雷为民、许晓菲、赵伟、汪鸿、张雪轩；本标准首次发布。Q/GDW 747 20121电网自动电压控制技术规范1范围本标准适用于国家电网公司省级（含）以上电网，其他电网可参照执行。2规范
3、性引用文件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，仅所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。DL 755 2001 电力系统安全稳定导则DL/T 634.5101 2002 远动设备及系统 第 5101 部分：传输规约基本远动任务配套标准（ IEC60870-5-101:2002 IDT）DL/T 634.5104 2002 远动设备及系统 第 5104 部分：传输规约采用标准传输协议子集的IEC60870-5-101 网络访问（ IEC 60870-5-104:2000 IDT）DL 451 91 循环式远动规约SD
4、 325 89 电力系统电压和无功电力技术导则3术语和定义下列术语和定义适用于本标准。3.1自动电压控制AutomaticVoltage Control （ AVC）自动电压控制（ AutomaticVoltage Control, 下简称 AVC）指利用计算机系统、通信网络和可调控设备，根据电网实时运行工况在线计算控制策略，自动闭环控制无功和电压调节设备，以实现合理的无功电压分布。3.2AVC子站AVCslave station指运行在电厂或者变电站的就地控制装置或软件，用于接收、执行主站的控制指令，并向主站回馈信息。3.3AVC主站AVCmaster station指设置在调度（通信）中心
5、，用于 AVC 分析计算并发出控制指令的计算机系统及软件。4总则4.1 自动电压控制由 AVC 系统实现， AVC 系统一般由运行在调度（通信）中心（以下简称调度中心）的主站和运行在厂站端的子站组成，二者通过电力调度数据网或专用远动通道进行通信。4.2 按照 DL 755 2001 和 SD 325 89 要求， AVC 应统筹电网安全、优质和经济运行的要求，提高电网无功裕度，维持电网运行电压合格，促进无功合理分布，降低电网传输有功损耗。4.3 AVC 应具备上下级协调控制的能力，考虑国、网、省、地各级 AVC 之间的信息交互与控制配合。4.4 AVC 适用于电网稳态电压的自动控制，在电网事故
6、或异常情况下，必要时闭锁或退出 AVC 控制。4.5 AVC 应满足厂站端设备安全和现场安全运行要求。Q/GDW 747 201224.6 AVC 控制对象可包括发电机、调相机、电容器、电抗器、有载调压分接头等， AVC 需要实现这些控制设备之间的协调控制。4.7 调度自动化系统的电网模型参数、量测信息、通信通道等应满足 AVC 的要求。5 AVC主站功能要求5.1 AVC 主站监测系统运行和状态信息，在线进行自动电压控制计算，并将控制指令发送到厂站端执行，同时监测厂站端 AVC 子站的控制、执行状态。5.2 与 EMS 数据交互与集成5.2.1 AVC 主站从调度中心能量管理系统（ EMS）
7、获取电网实时数据及有关信息，并在此基础上进行控制计算。 AVC 主站与 EMS 的数据交互主要包括以下方面。a） 电网模型参数。 AVC 主站从 EMS 获取，主要包括设备参数、静态拓扑关系等。b） 实时运行数据。 AVC 主站从 EMS 获取，包括实时遥测、遥信数据等。c） 控制执行指令。 AVC 的控制指令可通过 EMS 的遥控、遥调接口下发。5.2.2 为保证 AVC 的可靠稳定运行， EMS 系统应满足以下条件。a） EMS 系统电网模型应完整、准确，并随电网变化及时维护，保持与实际运行电网的一致性，覆盖所控制的厂站和相关设备信息。b） 遥测采集精度，尤其是无功电压类数据采集精度应满足
8、 AVC 有关要求。对于并列运行的多条母线电压量测偏差较大、母线电压量测数据波动较大、电压量测死区传送门槛过大等情况，应采取技术改造等措施，保证数据质量。c） 对变压器分接头档位配备量测并正确采集。d） 有关遥信量采集的冗余度和可靠性应满足闭环控制对可靠性、安全性的要求，应覆盖变电站内重要开关和刀闸设备（尤其是和控制设备相关的开关与刀闸） ，合成并上传必要的保护动作闭锁信号、控制闭锁信号等遥信信息。e） EMS 系统与厂站端监控系统之间遥测、遥信、遥控、遥调通信通道的可靠性应满足 AVC 的要求。f） 状态估计合格率应不低于国网公司关于网省调自动化实用化指标要求。5.2.3 应实现 AVC 应
9、用服务主备配置和自动切换，可考虑实现 AVC 应用服务器与 SCADA 服务器之间的双网络配置，提高 AVC 系统运行可靠性。5.2.4 AVC 主站应对实时数据和控制参数的有效性进行检测，避免明显不合理的数据进入分析和控制过程。a） 应判别明显不在合理范围内的实时采集数据，并予以屏蔽。b） 应利用遥测、遥信等信息的冗余性，对局部数据的可信性进行校验，发现并屏蔽明显的坏遥测遥信数据或不合理数据。c） 应具有滤除数据突变和高频电压波动的功能。d） AVC 系统应能对与 SCADA 系统通信中断和不合理数据进行检测报警。5.3 实时监视5.3.1 监视母线的实时运行信息。包括：当前电压值，当前数据
10、采集时间，当前设定电压值，电压控制上限，电压控制下限。5.3.2 对于母线电压越限的情况进行告警，提醒运行人员注意。5.3.3 监视电厂子站的实时运行信息。包括：当前运行状态（投入运行 /退出运行） 、当前控制模式（远方控制 /就地控制）等。5.3.4 监视控制发电机的实时运行信息。包括：发电机名称、当前有功、当前无功、 AVC 控制装置运行状态、各种控制闭锁信号等。Q/GDW 747 201235.3.5 监视和统计电网内静态无功备用和旋转无功备用等备用情况，并可根据实际情况考虑必要的分区。5.3.6 监视变电站无功设备的运行信息，包括：当前投运、退出及可投切的设备、变压器的分接头档位情况等
11、。5.3.7 监视当前 AVC 系统的运行情况，包括：当前控制模式（开环 /闭环） ，当前数据采集的刷新周期（秒） ，当前策略计算的周期（秒） ，当前用户等。5.3.8 可监视电网传输有功损耗信息。5.4 控制策略计算5.4.1 利用电网实时信息，实现控制策略在线计算；应采用成熟、高效、先进、实用的设计和算法，保证策略计算的可靠性和有效性。5.4.2 在优化策略计算中应满足以下约束条件：a） 母线电压满足电网运行要求，可满足全天高峰、低谷、平峰不同时段的电压控制要求及峰谷转换时的电压平稳过渡；b） 发电机无功出力控制满足限值要求，应考虑发电机进相能力；c） 符合无功电压调节设备动作次数、动作时
12、间间隔等约束。5.4.3 在策略计算中可考虑以下目标：a） 无功分层分区平衡；b） 提高动态无功储备；c） 减小电网传输损耗。5.4.4 在策略计算中应充分考虑电厂与变电站之间的协调，及时投切电容器、电抗器，合理调整发电机和调相机无功出力，避免出现厂站之间不合理的无功流动，提高无功备用容量，并考虑同区域内厂站的无功协调与均衡。5.4.5 在策略计算中应考虑上级电网对本级电网的协调控制目标或约束。5.4.6 在策略计算中应考虑下级电网的调节能力，并给出对下级电网的协调控制指令。5.4.7 在控制策略计算失败的情况下，应提供相应的后备措施，且不引起电网电压波动。5.4.8 在电网出现事故或异常下，
13、必要时闭锁或退出 AVC 控制，并给出报警。5.5 控制指令执行5.5.1 AVC 系统应具有开环控制和闭环控制模式。在开环控制模式下， AVC 控制策略在主站显示作为参考；在闭环控制模式下， AVC 控制策略自动下发到厂站端执行。正常情况下 AVC 系统应运行在闭环控制模式。5.5.2 AVC 主站下发给电厂的控制指令可依据电网实际情况选择确定，如：电厂高压侧母线电压设定值或调整量、全厂无功出力设定值或调整量、单台发电机无功出力设定值或调整量等，具体通信内容参见附录 A。5.5.3 AVC 主站下发给变电站的控制指令可以是电容器（电抗器）开关投切指令（遥控） 、有载调压分接头档位调节指令（遥
14、调） ，调相机无功设定值或调整量（遥调） ，也可以是相关变电站母线电压或主变关口无功的设定目标值或调整量等，具体通信内容参见附录 A。5.5.4 控制指令下发应采用可靠数据通道和成熟通信规约，如 DL/T 634.5101 2002、 DL/T 634.5104 2002、 DL 451 91 等。控制指令建议通过现有 EMS 系统的遥控 /遥调下行通道下发，也可由 AVC 主站与厂站侧子站直接通信。5.5.5 所有下发控制指令在有关环节（如 AVC 主站、 EMS 系统、 AVC 子站等）都应保存带时标的详细日志，便于事后查询和分析。5.5.6 对于下发失败的控制指令，能自动重试。对于多次（
15、不少于 3 次）连续控制失败的情况，应及时进行报警，并闭锁相应设备。Q/GDW 747 201245.5.7 从主站能够对选定的设备进行传动测试和 AVC 控制试验。5.6 统计分析5.6.1 电厂控制相关信息的统计分析功能。a） 统计和计算各机组 AVC 投运率。b） 统计和计算各电厂或机组 AVC 调节合格率。c） 统计各电厂电压或无功的历史数据。5.6.2 变电站控制相关信息的统计分析功能。a） 统计变电站电容器、电抗器的投切记录。b） 统计变电站有载调压分接头档位的调节记录。c） 统计变电站各电压等级母线电压 /有功 /无功 /功率因数历史数据。5.6.3 对上下级间的协调控制策略和控
16、制结果进行统计和查询。5.6.4 支持数据导出。5.7 AVC 主站的闭锁设置分为三个层次：系统级闭锁、厂站级闭锁和设备级闭锁。5.7.1 系统级闭锁指调度中心 AVC 主站将整个 AVC 控制模块闭锁，主站不再下发闭环控制指令，全部厂站转入人工控制或者就地控制。5.7.2 厂站级闭锁指调度中心 AVC 主站对单个厂站进行闭锁，不对该厂站下发闭环控制指令，该厂站转入人工控制或者就地控制。5.7.3 设备级闭锁指调度中心 AVC 主站对某个具体设备进行闭锁，闭环控制中不考虑对此设备的调节，不下发对此设备的闭环控制指令。5.8 权限管理a） 用户管理：可进行用户权限设置；b） 建模维护：可进行 A
17、VC 模型的建模维护工作；c） 参数配置：可配置 AVC 控制参数；d） 实时监视：可对电网当前的运行状态进行监视；e） 策略计算：可手工启动策略计算；f） 闭锁设置：可对被控厂站或被控设备进行闭锁操作；g） 通道测试：可对指定设备进行通道测试。5.9 上下级调度 AVC 协调控制5.9.1 在上下级协调电压控制中，上级调度通过策略计算给出协调目标，下级调度执行上级下发的协调目标。5.9.2 协调目标可通过设定值方式给出，也可通过运行约束范围方式给出。5.9.3 上级调度在计算协调目标时，应考虑下级调度的调节能力。5.9.4 下级调度在执行协调目标时，应考虑与其他控制目标之间的关系，在控制过程
18、中应保证合理的优先级顺序。5.9.5 必要时下级调度可对上级调度提出协调申请，上级调度根据电网实际情况处理。5.9.6 上下级电网 AVC 主站的通信内容宜根据上下级电网 AVC 协调变量等的选取确定。6电厂AVC子站功能要求6.1基本要求6.1.1 电厂 AVC 子站是电网 AVC 系统的执行节点，应能根据 AVC 主站控制指令的不同，接收主站下发的母线电压目标值（或调整量）或无功目标值（或调整量） 。6.1.2 应能按照选定的优化算法，合理进行各机组的无功功率分配。6.1.3 应能通过机组自动电压调节（ AutomaticVoltage Regulation， AVR）执行电压 /无功的调
19、节功能。Q/GDW 747 201256.1.4 运行状态应能通过远动传送至 AVC 主站。6.1.5 为保证主站与子站数据的同源性，应从远方终端单元（设备） （ Remote Terminal Unit， RTU） /网络控制系统（ Networked Control System， NCS）采集所需要的数据，对 RTU/NCS 所没有的数据，具备独立自采集功能。6.1.6 应具备就地电压 /无功控制功能。当超过一定时间无法接收到主站下发的控制指令或主站指令通不过校验时，应自动切换到就地控制模式。6.2安全性要求6.2.1 在电厂高压母线电压、机组机端电压、机组定子电流、机组有功、机组无功、
20、厂用电母线电压、励磁电流等电气量越限情况下，闭锁 AVC 相应的控制功能。6.2.2 在电力系统故障或振荡时，能自动或利用其他系统的信息发现扰动并闭锁 AVC 控制。6.2.3 当机组 AVR 异常 /故障、机组保护动作时，应闭锁机组的 AVC 控制。6.2.4 投 /退、控制模式切换等过渡过程中应考虑 AVC 调节的平滑性和过渡性。6.2.5 功能和性能应通过具备相关资质的检测机构的动模试验和型式试验。6.2.6 与其他设备的接口应考虑 AVC 调节的安全性。6.2.7 应对主站下发的指令进行安全校核，拒绝执行明显不合理的异常指令，并进行报警。6.3其他要求6.3.1 应能提供相关监视手段，
21、方便运行、维护人员监视电厂 AVC 子站运行工况。6.3.2 运行异常或故障时应能自动报警，自动闭锁调控输出并向主站报告，并对 AVC 子站告警、闭锁原因、人员操作等形成事件记录。6.3.3 应具备统计分析和报表功能。能分时段统计母线电压的合格率，能对模拟量最大、最小值进行分析，并形成报表。7变电站AVC功能要求7.1控制方式变电站自动电压控制有集中控制和分散控制两种主要方式。7.1.1 集中控制方式：变电站侧不建设专门的子站系统，由调度中心 AVC 主站直接给出对电容器、电抗器和变压器有载调压分接头等调节手段的遥控遥调指令，利用现有的 SCADA 通道下发，并通过变电站监控系统闭环执行，监控
22、系统应对被控设备设置远方 /就地控制切换压板，并具有必要的安全控制闭锁逻辑判断功能。控制指令包括对电容器、电抗器的投退命令（遥控）或者对有载调压分接头档位的调节命令（遥调或遥控） ，等。7.1.2 分散控制方式：借助变电站侧已经建设的 VQC 系统或监控系统中已有的电压控制模块，经改造升级为具有完善安全闭锁控制逻辑的 AVC 子站，主站侧不给出电容器、电抗器和有载调压分接头等调节手段的具体调节指令，而是下发电压调节目标或无功调节目标，子站根据此目标计算对无功调节设备的控制指令并最终执行。7.2技术要求7.2.1 以下技术内容是对变电站控制的基础要求， 变电站采用不同的控制方式 （集中控制或分散
23、控制） ，相应的技术内容可在主站侧实现，也可在子站侧实现。7.2.2 应能根据变电站当前的电压和无功信息正确生成控制策略，控制策略应符合现场的相关运行规定，考虑必要的安全约束，保证变电站现场设备安全。7.2.3 支持的控制手段应包括电容器、电抗器、有载调压分接头、调相机等。7.2.4 控制策略应考虑变电站内高、中、低三侧电压不越限，考虑主变功率因数在合理的范围内。7.2.5 应考虑无功控制设备对母线电压和主变关口无功的灵敏度，在策略计算中对控制后的电压 /无功变化情况进行预估，避免反复投切。Q/GDW 747 201267.2.6 控制策略应能考虑站内主变并列运行时对有载调压变压器分接头的联调
24、要求。7.2.7 控制策略应能保证控制设备的动作次数和时间间隔满足预置的约束条件。7.2.8 在满足运行管理要求的前提下，应考虑同一变电站内的调节设备循环投切。7.2.9 应考虑在变电站侧进行必要改造，使变电站侧具备全站和无功控制设备投入远方控制或就地控制的功能，同时应采集并上传必要的保护闭锁信号。7.2.10 在变电站无功电压调节设备异常或保护动作时，应闭锁相应设备或本站的 AVC 控制。7.2.11 可利用开关、刀闸状态及保护动作信息综合判断电容器、电抗器和变压器等设备状态，判断其是否可控。7.2.12 可对实时数据进行辨识，利用站内电压、无功遥测数据和开关遥信数据之间的冗余性，发现并排除
25、错误量测和开关状态。8性能指标8.1主站性能指标要求8.1.1主站控制周期指主站向子站下发控制指令的时间间隔。宜不大于 5min8.1.2单次策略计算时间指主站每次控制策略计算耗时。宜不大于 30sec8.1.3 AVC主站可用率AVCAVC 100%主站正常运行时间主站可用率全年总时间宜不小于 958.2电厂AVC子站性能指标要求8.2.1电厂子站机组AVC投运率AVC 100%AVC机组投入闭环运行时间电厂子站机组 投运率机组出力满足 运行时间宜不小于 988.2.2电厂子站AVC调节合格率AVC 100%子站执行合格点数电厂子站 调节合格率主站下发调节指令次数子站跟踪主站下发的电压（无功
26、）指令，在规定时间内到达规定死区范围内为合格点。宜不小于 968.2.3控制精度a） 主站以电厂子站母线电压作为控制对象时：|母线电压目标电压 |的通知 （调技 2009 42 号）文件，由国调统一组织，华北电力调度通信中心负责编制规范 ，华东电力调度通信中心、华中电力调度通信中心、河北电力调度通信中心、安徽电力调度通信中心、福建电力调度通信中心、清华大学、中国电力科学研究院、国网电力科学研究院参与相关工作。华北电力调度通信中心研究制定了 工作计划 。b） 2009 年 4 月，在北京召开了规范编制工作启动会，讨论确定了规范制定原则、主要内容和工作计划。会后，印发了规范编制工作启动会会议纪要（
27、华北网调运 2009 13 号） 。c） 2009 年 5 月上旬，国调下发了关于印发 的通知 （调运 2009 125 号） ，明确了工作目标、组织方式和工作计划，确定了最终提交的工作成果形式。d） 2009 年 5 月中旬规范初稿编制完成，华北电力调度通信中心向各参与单位征求规范初稿意见，修改意见于 5 月底前反馈结束。e） 2009 年 6 月上旬， 华北电力调度通信中心汇总各单位修改意见， 内部各专业经过多次开会讨论、反复修改完善，完成规范第一次修订稿。f） 2009 年 6 月中旬，在安徽召开了规范第二次工作会，集中讨论修改规范 ，会后印发了 第二次工作会会议纪要 （华北网调运 31
28、 号文） 。g） 2009 年 6 月中旬 -7 月中上旬，根据第二次工作会会议意见对规范进行修改完善， 规范第二次修订稿形成。h） 2009 年 7 月下旬 -8 月上旬，华北电力调度通信中心向各参与单位征求规范第二次修订稿意见，并根据反馈意见从技术细节等各方面对规范进行了进一步完善，形成规范 （征求意见稿） 。i） 2009 年 8 月中旬，华北电力调度通信中心发文向各网省电力公司、中国电力科学研究院和国网电力科学研究院广泛征求规范（征求意见稿） 意见（华北网调运 200938 号文） 。j） 2009 年 9 月， 完成征求意见的收集整理工作， 对规范进行了修订完善， 形成了 规范 （送
29、审稿） 。k） 2009 年 9 月 11 日，国调中心主持对规范（送审稿） 进行了评审验收，华北电力调度通信中心、华东电力调度通信中心、华中电力调度通信中心，河北电力调度通信中心、安徽电力调度通信中心、福建电力调度通信中心，中国电力科学研究院，国网电力科学研究院和清华大学等单位领导及相关专业人员参加了会议。经过充分的研究讨论，与会专家认为， 规范内容完整，可操作性强，填补了全国电网自动电压控制管理领域的空白。会后，华北电力调度通信中心根据会议精神和讨论修改意见完成了对规范的后续修改完善工作， 规范于 9 月底报国调中心。l） 2009 年 10 月，国调中心正式下发规范（试行） （国家电网调
30、运 2009307 号文） 。m）规范已对后续国家电网公司“智能电网调度技术支持系统”试点工程中 AVC 及各网、省、地 AVC 的开发和建设工作发挥了重要的指导作用，取得了良好效果。n） 根据国网公司要求，华北电力调度通信中心对规范进行了进一步的细致整理、修改和完善工作，形成了规范企标版。o） 2010 年 12 月 2 日，在北京召开了国网公司企标规范 （送审稿）专家评审会。查评审委员会认为规范内容体系完整，对规范各级电网 AVC 的开发、建设及生产运行具有指导作用，填补了国内电网自动电压控制领域的空白，并一致通过本标准形成国家电网公司企业标准报批稿上报。五、标准结构及内容规范明确了 AVC 系统的总体要求和定位，规范了国、网、省三级电网 AVC 系统主站、电厂 AVC子站及变电站 AVC 的功能和技术要求，提出了各项性能指标要求，规范和协调了各级电网 AVC 系统建Q/GDW 747 201213设、管理及维护等工作，提高电网的无功自动电压控制和运行水平。规范适用于国家电网公司省级及以上电网。规范共包含 7 个部分，分别为总则（ AVC 总体技术要求） 、 AVC 主站功能要求、电厂 AVC 子站功能要求、变电站 AVC 功能要求、性能指标、附则和附录（通信接口基本交换信息） 。
