南方电网执行站稳控装置标准化技术规范.docx

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1、南方电网生技2024XX号附件XXQ/csg中国南方电网有限责任公司企业标准Q/CSGx-三2024南方电网稳控执行站装置标准化技术规范20*24-x 发布2024-x实施中国南方电网有限责任公司发布目次前言1121范围12规范性引用文件13术语14总则25功能配置26控制逻辑27基本逻辑判据48装置告警59定值及报文510通信接口设计811程序版本管理1012技术说明书规范1013屏柜、端子排和压板设计规范1114外回路设计规范1615装置性能技术指标17附录A电网安全稳定控制装置（系统）动作报文参考格式20附录B（规范性附录）稳控装置定值配置示例25附录C（规范性附录）稳控装置屏面布置示意

2、图30附录D（规范性附录）稳控装置屏压板位置示意图342018年南方电网执行站稳控装置标准化技术规范试行以来，在提升执行站稳控装置及其二次回路的标准化水平，规范切机/切负荷执行站稳控装置的制造、设计及运行等工作中发挥了指导性作用，但在装置研发、测试、实际运行等工作中也发现了不少新问题、揭示了不少新情况。本次修编针对标准实施过程中发现的问题，在切机执行站稳定控制装置、切负荷执行站稳定控制装置技术原则和设计准则等进行了完善。本次主要修改如下： 为提升主从机配置及接入间隔的灵活性,增加了主从机配置及接入间隔数不影响程序版本的要求；一为支撑装置远方监视及控制功能，增加了出口压板宜采用双联压板及软压板的

3、要求，装置至少同时支持IEC61850/SIP规约； 增加出线N-I故障切机策略；一一修改执行远方切机及就地切机命令逻辑，不再动态保留机组； 考虑精细化切负荷需求，方案二切负荷线路规模增加至32回； 切机执行站增加转发直流孤岛方式信息及输出接点，调整相应通信协议；低频低压切负荷增加轮次与线路优先级关联方案；切机执行站新增一个对外通信通道，即配置三个对外通信通道，支持与三个控制主站（子站）单通道通信；一一切加执行站增加机组检修压板。Q/CSGxxxxxx-2024南方电网执行站稳控装置标准化技术规范1 范围本标准规定了切机执行站稳定控制装置、切负荷执行站稳定控制装置技术原则和设计准则。本标准适用

4、于南方电网有限责任公司切机执行站稳定控制装置、切负荷执行站稳定控制装置及其二次回路的设计工作。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。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，其最新版木（包括所有的修改单）适用于木文件。GB/T142852006GB/T507032011GB/T263992011

5、GB/T223842008继电保护和安全自动装置技术规程电力系统安全自动装置设计规范电力系统安全稳定控制技术导则电力系统安全稳定控制系统检验规范中华人民共和国网络安全法国家发改委14号令电力监控系统安全防护规定国能安全（2015）36号电力监控系统安全防护总体方案等安全防护方案和评估规范DLZT10922008DL/T9932006DL/T3142010DL/T3I52010DLfT 478-2010 GB38755-2019DL/T5218-2005DLf5136-2012电力系统安全稳定控制系统通用技术条件电力系统失步解列装置通用技术条件电力系统低压减负荷和低压解列装置通用技术条件电力系统

6、低频减负荷和低频解列装置通用技术条件继电保护和安全自动装置通用技术条件电力系统安全稳定导则22OkV50OkV变电所设计技术规程火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程IEC60255-24:2001Q/CSG 110001-2012Q/CSG 114001-2012Q/CSG 1204009-20153 术语电力系统暂态数据交换通用格式南方电网安全稳定控制系统技术规范南方电网安全自动装置检验规范中国南方电网电力监控系统安全防护技术规范3 .1控制主站（子站）一般设置在枢纽变电站，具备较复杂的区域稳定控制功能，汇集本站和相关站点的运行方式信息，针对预定的故障进行策略判别，下达具体控制措施至执行站

7、实现控制措施的实施或直接操作本站控制对象。3.2切机执行站一般设置在电厂，采集机组运行信息并上传至上级控制主站（子站），接收上级控制主站（子站）的切机命令，实施切机控制；同时可具备如出线过载切机、出线跳闸切机、高频切机等就地控制功能。3.3切负荷执行站一般设置在变电站或新能源汇集站，采集本站负荷线路运行信息并上传至上级控制主站（子站），接收上级控制主站（子站）的切负荷命令，实施切负荷控制；同时可具备如出线过载切负荷、出线跳闸切负荷、主变过载切负荷、低频低压切负荷等就地控制功能。3.4整组动作时间从故障判别条件全部满足开始，至稳控装置控制命令出口的时间。注：稳控装置或稳控系统整组动作时间包含出1

8、1继电器动作时间。4 总则4.1 本标准旨在通过规范切机执行站、切负荷执行站稳定控制装置的功能配置、控制逻辑、基本逻辑判据、装置告警、定值与报文、通信接口、版本管理、技术说明书、组屏（柜）方案、端子压板设置、回路设计和技术性能等，提高电网安全稳定控制装置的标准化水平，为电网安全稳定控制装置的制造、设计、运行、管理和维护等工作提供有利条件，提升电网安全稳定控制装置的运行、管理水平。4.2 本标准强调了切机执行站、切负荷执行站稳定控制装置标准化设计的原则和基本要求，但并未涵盖相应装置的全部技术要求，部分内容在已颁发的技术标准和规程、规定中已有明确规定，在贯彻落实的过程中仍应严格执行相关的技术标准和

9、规程、规定。4.3 新建、扩建和技改等工程应执行本标准。5 功能配置5.1 切机执行站标准化功能配置方案5.1.1 功能配置切机执行站稳控装置需配置远方切机功能、线路过载切机功能、双回线路跳闸切机功能、高频切机功能。5.1.2 规模配置标准化切机执行站配置双套稳控装置，可采用两种方案实施：方案一，设计接入4回出线，6台机组；方案二，设计接入6回出线，12台机组或电源汇集线。根据现场实际条件可采用主从分布式架构，每台主机最大可接入8台从机，每台从机最大可接入6个元件，从机台数及现场间隔接入可根据现场实际情况确定配置，从机台数以及从机实际接入间隔数不影响程序版本。5.2 切负荷执行站标准化功能配置

10、方案5.2.1 功能配置切负荷执行站稳控装置需配置远方切负荷功能、线路过载切负荷功能、主变过载切负荷功能、双回线路跳闸切负荷功能、低频切负荷功能、低压切负荷功能。5.2.2 规模配置标准化切负荷执行站宜配置双套稳控装置，对系统稳定影响不大且同一主站/子站所连的切负荷执行站数量较多时可考虑单套配置。可采用两种方案实施：方案一，设计接入四回母线、4台主变、6回进线、16回负荷线路，配置远方切负荷功能、线路过我切负荷功能、主变过我切负荷功能、双回线路跳闸切负荷功能、低频低压切负荷功能；方案二，设计接入四回母线、32回负荷线路。该方案仅考虑配置远方切负荷功能，低频低压切负荷功能。6 控制逻辑6.1 切

11、机执行站控制逻辑6.1.1一般原则6.1.1.1电厂稳控执行站按双套系统进行配置，采用双套独立模式；1.1.1.2 电厂稳控执行站至少配置三个对外通信通道，支持与至少三个控制主站（子站）单通道通信；1.1.1.3 电厂稳控执行站装置按照可切机组可整定的优先级次序进行切机选择；1.1.1.4 设置“保留机组台数”定值，保留切机排序靠后的运行机组不切除，当机组投运且对应允许切机压板退出时，该机组纳入保留机组；6. 1.1.5切机执行站设置两套切机优先级定值，远方控制逻辑共用一套，就地控制逻辑共用另外一套。7. 1.2高频切机控制逻辑6.1.2.1切机执行站采用出线电压或切换后母线电压频率进行频率判

12、别。当有多个采样电压时，采取“N取2”原则，即要求至少两路电压频率高于整定定值才可动作。当有电压频率异常时，该频率自动退出频率判别，由频率正常的间隔参与频率判别。若仅有一个采样电压频率正常时，以该频率进行高频判别；6.1,2.2同-切机执行站稳控装置高频切机轮次数量应视机组台数确定，一般每轮次切除一台机组；6.1.2.3高频切机各基本轮次均为独立轮，相互独立计时；6.1.2.4高频启动频率和延时采用装置内部固化定值；6.1,2.5高频切机不设频率变化率越限闭锁功能。6.1.3 远方切机控制逻辑1. 1.3.1统计本站可切机组量，将各优先级可切机组量上送至控制主站（子站）。当与控制站通道断开、装

13、置闭锁、“总出口投入“压板退出时，上送可切机组量清零；6. 1.3.2装置根据控制主站（子站）下发的切机命令切除指定的机组，若被指定切除的机组为本站的保留机组，则不执行切除命令；7. 1.3.3执行远方切机命令时，锁定启动前可切机组功率，整组时间内不检测机组投停情况，不考虑动态保留机组。6.1.4 双回线跳闸切机逻辑6.1.4.1切机执行站所有送出线构成一个输电断面，考虑任意两回线分别跳开的故障，运行方式考虑全接线方式、一回线检修方式、双回线检修方式和特殊方式，共配置四组定值；每组定值设定“断面功率门槛”、断面切机功率基值”、“断面切机系数”三个定值；6.1.4.2断面双线跳闸故障动作时，锁定

14、启动前可切机组功率，整组时间内不检测机组投停情况，不考虑动态保留机组。6. 1.5单回线跳闸切机逻辑6.1.1.1 切机执行站所有送出线构成一个输电断面，考虑任意一回线跳开的故障，运行方式考虑全接线方式、一回线检修方式、双回线检修方式和特殊方式，共配置四组定值；每组定值设定“断面功率门槛”、“断面切机功率基值断面切机系数”三个定值6.1.1.2 断面单线跳闸故障动作时，锁定启动前可切机组功率，整组时间内不检测机组投停情况，不考虑动态保留机组。6.1.6出线过载切机控制逻辑6.1.6.1 每回出线配置出线过载切机功能，切机执行站判别出线流出母线方向过载；6.162 配置重复过载检测功能，即出线过

15、载动作后，经出线过载动作延时，该出线过载仍未返回，则该线路过载切机可继续动作切机。单个元件过载重复动作次数不超过3次，可整定；6.163 .3出线过载动作时，锁定过载时可切机组功率，整组时间内不检测机组投停情况，不考虑动态保留机组。6.1.7转发孤岛及直流运行信号逻辑（需同步更新通信接口规约内容）6.1.7.1 以通道状态量的形式，接收（直流）控制主站（子站）发送来的联网/孤岛运行方式信息；6.1.7.2 以通道命令形式，接收（直流）控制主站（子站）发送来的孤岛运行方式下直流停运信号；6.173以硬接点形式输出四组信号：运行监视、直流停运、联网状态、孤岛状态，每组信号配置两副输出接点。6.2切

16、负荷执行站控制逻辑6.2.1一般原则6.2.1.1各种控制功能独立设置优先级，分别设置远方切除优先级定值、本地过载切负荷优先级定值、低频低压切负荷优先级定值、双回线路跳闸切负荷优先级定值。优先级整定值范围取016,按编号值从小到大切除，0表示该回线路禁止切除；为防止负荷转移，停运的负荷线路也应可切除；6.2.1.2因为负荷转移，负荷线路的潮流方向变为电源线路，则元件不可切；6.2.1.3整组时间内同一切负荷执行站不同切负荷措施应取其中最大切负荷量出口。6.2.2远方切负荷控制逻辑6.2.2.1统计本站可切负荷，将各轮次可切负荷量和本执行站的可切负荷总量上送至控制主站（子站）。当与控制主站（子站

17、）通道断开、装置闭锁、”总出口投入”压板退出时，上送可切负荷量清零；6.2.2.2装置根据控制主站（子站）下发的切负荷轮次命令执行相应的切负荷措施。6.2.3线路/主变过载切负荷控制逻辑6回220kV线路及4台主变配置过载切负荷功能,单个元件过载重复动作次数不超过3次,可整定。6.2.4双回线路跳闸切负荷控制逻辑配置3个供电线路断面的双回线路跳闸联切负荷功能，其中220kV进线1和进线2构成一个断面、进线3和进线4构成一个断面、进线5和进线6构成一个断面。当构成断面的两回线路发生同时或相继跳闸，根据故障前断面潮流采取切负荷措施。6.2.6 低频切负荷控制逻辑6. 2.6.1切负荷执行站采用母线

18、电压频率进行频率判别。当有多个采样电压时，采用最接近50HZ的电压频率进行低频判别；7. 2.6.2低频切负荷功能应避免因短路故障或失去供电电源后的负荷反馈引起装置误动作；8. 2.6.3低频切负荷各轮次相互独立；9. 2.6.4切负荷采用三种方案：1）将低频轮次与负荷线所属轮次直接关联，切除对应轮次的线路；2）按容量配置每轮切负荷定值，根据定值形成需切负荷线路序列；3）按比例配置每轮切负荷定值，根据启动前主变下网负荷计算需切负荷容量，进而形成切负荷线路序列；三种方案通过控制字选择；10. 2.6.5低频启动频率和延时采用装置内部固化定值；11. 2.6.6当频率变化速度超过频率变化闭锁定值时

19、，应闭锁低频切负荷功能。6.2.7 低压切负荷控制逻辑6.2.7.1切负荷执行站采用母线电压进行电压判别。当有多个采样电压时，采用最接近额定的电压进行低压判别；6.2.7.2低压切负荷各轮次相互独立；6.2.7.3切负荷采用三种方案：1）将低频轮次与负荷线所属轮次直接关联，切除对应轮次的线路；2）按容量配置每轮切负荷定值，根据定值形成需切负荷线路序列；3）按比例配置每轮切负荷定值，根据启动前主变下网负荷计算需切负荷容量，进而形成切负荷线路序列；三种方案通过控制字选择：6.2.7.4低压启动电压和延时采用装置内部固化定值；6.2.7.5当电压下降速度超过电压变化闭锁定值时，应闭锁低压切负荷功能。

20、6. 3防误措施设原则6.1.1 切机、切负荷6. 3.1.1通信协议采用HDLC协议，使用CRC-CCITT16位校验，防止通道误码；7. 3.1.2通信内容采用帧传送方式，普通数据帧和命令报文帧的报文头有效区分；普通报文帧的报文头特征码为0x5500+地址，命令报文帧的报文头特征码为0x9900+地址；8. 3.1.3帧报文采用多重校验，包括报文头校验，报文地址校验，报文校验，和校验等；9. 3.1.4远方命令报文进行至少连续3帧有效命令报文确认,必须要求连续3次收到同样的命令报文才进行远方命令确认并执行；10. 3.1.5远方命令报文进行合理性逻辑校验，对于不符合逻辑关系的命令，置为无效

21、命令；11. 3.1.6线路过载切机、双回线路跳闸切机、线路过载切负荷、主变过载切负荷、双回线路跳闸切负荷1功能设置命令范围防误，超范围命令置为无效命令。6.1.2 频率越限紧急控制6.3.2.1电压异常闭锁，含低电压闭锁等；6.3.2.2频率值异常闭锁：当fV33Hz或f80Hz时，对应间隔退出高频/低频判别；63.2.3低频df/dt闭锁：当频率下降速度df/dl超过一定值时，闭锁低频判别逻辑，直到频率再恢复至启动频率值以上时才解除闭锁；6 .3.2.4电压异常闭锁，含PT断线、低电压闭锁等；6.325低压du/dt闭锁：当电压下降速度dudt超过一定值时，闭锁判别逻辑。7 基本逻辑判据7

22、.1 启动判据装置启动判据应包括电流突变量、功率突变量、过电流、高频、低频、低电压等启动判据。1.1 2元件投停判据元件投停判据采用电气量进行判别，线路元件电压正常时，优先采用有功进行投停判别；电压异常时，采用元件电流进行投停判别；机组元件采用有功或电流进行投停判别。对于可能轻载的线路、主变等元件（投停状态参与稳控策略判别），应结合开关位置接点进行投停判别，有条件的可结合两侧开关位置接点判别。1.3 元件跳闸判据元件跳闸判据应优先选用基于电气量的跳闸判据，电气量应同时考虑故障跳闸后元件有功功率和电流量的变化特性，准确判别元件跳闸。应能针对CT二次回路“拖尾”现象，设计合理的滤波算法和防误判据，

23、确保稳控装置在CT暂态饱和情况下，跳闸判据不发生误动和拒动。对于可能轻载的线路、主变等元件，应结合开关位置接点进行跳闸判别，有条件的可结合两侧开关位置接点判别。1.4 元件过载判据1.4.1 元件过载告警判据元件过载告警需要用元件电流条件与功率绝对值条件相与后判断，不判断元件的有功功率方向，即过载告警不具有方向性。元件过载告警功能一直投入，不受元件过载投入控制字的控制。1.4.2 元件过载启动判据元件过载启动需要用至少两相电流（或三相平均电流）条件与有功功率方向相与后判断。元件过载启动功能受元件过载投入控制字的控制。1.4.3 元件过载动作判据元件过载动作需要用至少两相电流（或三相平均电流）条

24、件、有功功率方向与有功功率大小相“与”后判断。元件过载动作功能受元件过载投入控制字的控制。1.4.4 过载启动和过载动作需检测到其余线路任-突变量启动才开放。1.4.5 元件过载重复检测判据当元件过载动作后，可进一步采取追加控制措施，以消除元件持续过载现象；元件过载重复检测次数应可整定。元件过载重复动作后，每次重复动作的控制量（切机量或切负荷量）都在以前所有动作控制量的基础上叠加采取控制措施，即每次控制都将前面己经切除的发电机或负荷排除，按新的控制量在未切除的发电机或负荷中采取控制措施。8 装置告警8.1 PT断线三相电压负序分量（U2）大于0.14倍额定相电压，延时5秒发PT断线异常信号；三

25、相电压负序分量（U2）小于0.14倍额定相电压，但最大相电压小于0.25倍额定电压，同时电流大于0.06In,延时5秒发PT断线异常信号。异常消失后，延时5秒自动返回。PT断线闭锁相应元件参与的跳闸及过载策略；对于被切除元件仍可被切除。8.2 CT断线CT断线检测判据为：3Io0.04In+0.25*lmaxIaJbJc其中：3Io为零序电流，In为CT一次额定电流，Imax三相电流的最大相电流。当满足上式延时5秒后发CT断线报警信号；异常消失后，延时5秒自动返回。CT断线闭锁相应元件参与的跳闸及过载策略；对于被切除元件仍可被切除。8.3 通道告瞥与控制主站（子站）通道告警时，上送可切量清零。

26、8.4 装置闭锁装置发生异常闭锁时，上送可切量清零。9 定值及报文9.1 定值标准化原则统一使用系统一次侧电气量进行整定。装置内部定值名称应完全统一:装置显示屏显示的整定项和装置定值打印内容以及装置动作报文中定值项名称应完全一致，并应与装置技术说明书中定值项名称完全一致，以免造成误解。定值的固定排列原则：对于同一类型定值，采用表格形式，按照附录所示顺序进行排列。9.2 定值标准化组合9.3 .1总体框架装置定值根据不同功能可以划分为功能策略定值、功能投退定值、现场元件参数定值和通信地址定值。9.2.2功能策略定值模块9. 2.2.1低频切负荷定值a）设置低频各轮级控制字定值；b）低频启动频率和

27、延时采用装置内部固化定值，启动定值取投入轮次的最高动作值增加0.05Hz,延时可取0.05秒；c）设置低频各基本轮次定值，包括低频动作频率定值、低频动作延时定值、切负荷量（或切机对象）定值；d）设置低频加速轮定值，包括加速轮动作的频率变化率定值、低频加速轮动作延时定值；e）设置频率滑差闭锁定值：为防止负荷反馈引起低频切负荷装置误动作，设置滑差闭锁定值，当系统频率变化率超过该定值时不进行低频判断，闭锁出口。10. 2.2.2高频切机组定值a）设置高频各轮级控制字定值；b）高频启动频率和延时采用装置内部固化定值，启动定值取投入轮次的最低动作值减去0.2Hz,时延可取0.05秒；c）设置高频各基本轮

28、次定值，包括高频动作频率定值、高频动作延时定值；d）高频切机固定为每轮切除1台机组。11. 2.2.3低压切负荷定值a）设置低压各轮级控制字定值；b）低压启动定值和延时采用装置内部固化定值，启动定值取投入轮次的最高动作值增加0.01Un,启动延时可取0.05秒；c）设置低压各基本轮次定值，包括低压动作电压定值、低压动作延时定值、切负荷量定值；d）设置低压加速轮定值，包括加速轮动作的电压变化率定值、低压加速轮动作延时定值；e）设置电压变化率闭锁定值：为防止短路故障引起低压切负荷装置误动作，低压切负荷装置设有电压变化率闭锁定值；当系统电压变化率超过该定值时不进行低压判断，闭锁出口；f）电压恢复目标

29、定值与躲故障切除时间定值：当系统发生短路故障时，母线电压突然降低，此时低压切负荷装置应立即闭锁，不再进行低电压判断；而当保护动作切除故隙元件后，低压切负荷装置安装处的电压迅速回升，如果恢复不到正常的数值,但达到故障切除后电压恢复目标定值，则装置立即解除闭锁，允许装置快速切除相应数量的负荷；如果电压在超过躲故障切除时间还未回升到电压恢复目标定值以上，则装置发出异常告警信号。12. 2.2.4元件过载切负荷（切机组）功能定值a）设置元件过载投退控制字定值；b）设置元件过载告警定值，包括过载告警电流定值、过载告警功率定值，过载告警延时定值固化为1s；c）过载启动电流定值固化为过载动作电流定值的0.9

30、5倍，过载启动延时定值固化为0.1s；d）设置元件过载动作定值,包括过载动作电流定值、过载动作功率门槛定值与过载动作延时定值;元件过载重复动作延时定值一般不单独设定，固定取用过载动作延时定值；e）设置过载切机容量定值，包括过载动作功率基值定值与过载切机系数定值。13. 2.2.5元件跳闸联切功能定值对于元件跳闸联切负荷（切机组）功能，设立“功能投退控制字”、“动作门槛”、“相继跳闸时间”、“动作基值”和“系数”定值。当跳闸前元件断面功率高于动作门槛，跳闸后稳控装置采取切负荷（机组）措施，需切量按下式计算：需切量=（断面跳闸前功率一动作基值）X系数。14. 2.2.6切除轮次定值该组定值根据站点

31、类型不同，分别用于设定负荷元件切除顺序和机组的切除顺序。15. .3装置通信地址该定值包括装置自身通信地址和用于识别与本装置通信的控制站通信地址。16. .4现场元件参数定值模块该组定值为接入装置的现场元件参数定值，并根据装置实际可接入规模留有备用元件的参数定值。a）元件额定线电压；b）元件额定相电流；17. .5基本定值模块a）元件接入；b）投停结合位置；c）跳闸结合位置；d）元件投运电流；e）元件投运功率；f）元件电流突变量启动；g）元件功率突变量启动；h）元件跳闸前功率定值；i）元件跳闸后功率定值；j）元件躲潮流倒向延时定值。18. .6定值整定范围、步长和单位标准稳控装置定值的整定要求

32、应包括最大值、最小值和步长，装置应满足下列要求：a）对于控制字定值，仅设0或1。b）功能策略定值允许切机上限定值的取值范围为030000,步长为1,单位为兆瓦（MW）；保留机组台数定值的取值范围为06,步长为L单位为台；过载动作次数定值的取值范围为03,步长为1；双回线相继跳闸时间定值的取值范围为5999,步长为0.1,单位为秒（三）；电流定值的取值范围为09999,步长为1,单位为安培（八）；功率定值的取值范围为09999,步长为1,单位为兆瓦（MW）；切机系数定值的取值范围为09.9,步长为0.1；高频频率定值的取值范围为5080.00,步长为0.01,单位为赫兹（HZ）；低频频率定值的取

33、值范围为3350.00,步长为0.01,单位为赫兹（HZ）；低频加速轮定值的取值范围为0220.00,步长为0.01,单位为Hz/s；频率变化率闭锁定值的取值范围为0.230.00,步长为0.01,单位为Hs,当整定为30.00Hzs时，装置退出频率变化率闭锁功能；频率电压延时定值的取值范围为00199.99,步长为0.01,单位为s；过载延时定值的取值范围为0.01999,步长为0.01,单位为秒（三）；负荷优先级轮次的取值范围为016,步长为1；机组优先级轮次的取值范围为06（方案二：012）,步长为1；电压定值的取值范围为0100,步长为1,单位为Un；低压加速轮定值的取值范围为1015

34、0,步长为1,单位为Uns;电压变化率闭锁定值的取值范围为10250,步长为1,单位为Uns,当整定为250%Uns时，装置退出电压变化率闭锁功能；c）现场元件参数元件接入类型定值的取值范围为01,步长为1，0表示实际未接入元件，1表示实际有元件接入;投停结合位置定值的取值范围为01,步长为1,0表示元件投停判别不结合位置，1表示元件投停判别结合位置；跳闸结合位置定值的取值范围为01,步长为1,0表示元件跳闸判别不结合位置，1表示元件跳闸判别结合位置；电流定值的取值范围为19999,步长为1,单位为安培（八）；发电机机端CT额定值范围为130000,步长为1,单位为安培（八）；电压定值的取值范

35、围为19999,步长为0.1,单位为千伏（kV）；功率定值的取值范围为19999,步长为1,单位为兆瓦（MW）；跳闸延时定值的取值范围19999,步长为1,单位为毫秒（ms）。d）通信地址定值装置通信地址定值的取值范围为0255,步长为1。e）其它要求装置的定值整定过程中，若输入超出取值范围的定值时，装置软件应按整定失败处理，并提示用户“定值越限，请重新输入”。对于涉及元件过载、跳闸联切等区域控制功能的切负荷控制系数，应根据实际情况决定取值范围及步长。过我切负荷、跳闸切负荷系数取值范围为09.9,步长为0.1。为防止因定值整定过小而导致装置误动或拒动,在部分定值取值范围上可考虑设置固定的最小门

36、槛值，其最小值取非0的最小整定单位值为宜，或对取值为0的定值加以明确定义。93稳控装报文标准化稳定控制装置在运行时，需判断接入元件的各种故障状态、装置输入回路是否发生异常、装置自身是否发生异常、装置策略是否动作等事件。为便于分析事故、及时排除装置的各种异常状态，稳控装置应当给出各种事件的详细信息，并生成相应的报文。9.3.1动作报文稳控装置动作后，为便于事故分析，动作报文应包括附件A相关信息。9.3.2自检报文装置对运行过程中出现的各种内部或外部异常应能及时发出异常信号，并产生相应的自检报文。例如，各接入元件应能判断是否发生PT断线、CT断线；若接入开关位置信号则需要检测开关位置信号与电气量是

37、否一致，不一致则告警；外部通信异常；装置内部自检异常等。自检报文应包括异常发生的时间、异常的原因，恢复正常的时刻。9.3.3开入变位报文稳控装置需要接入的各种开入信号，例如：运行方式压板、通道投入压板、功能投入压板、元件检修压板、开关位置信号、跳闸出口压板开入信号等，当这些开入信号发生变化时，装置应发出相应的报文。开入变位报文应包括变位发生的时间、发生变位的开入名称、变位变化的方向（由0变1,或由1变0）。9.3.4元件跳闸报文对于接入稳控装置的各元件，如设置有元件跳闸策略，当某一元件跳闸时即使策略没有动作，稳控装置应给出报文，报文格式与动作报文格式相同；如投入双回线路跳闸策略时发生一回线跳闸

38、，装置应给出报文。10通信接口设计10.1 装置通信规约10.1.1 厂站间稳控装置的通信规约标准稳控装置应保证在1.667ms内全网交换次数据或命令，对通道数据与命令有严格的校验，包括多帧数据确认、CRC校验、地址校验、特征码校验以及和校验等，对命令需多帧数据确认，以保证通道信息的正确性。同步通信帧格式如下表所示：表10.1.1-1切机执行站方案一同步通信发送帧格式族路层帧头0x7e应用层特征码+地址码Index=OIndeX=IIndex=2Index=3lndex=4报文内容识别码识别码识别码识别码识别码优先级1机组可切功率备用线路I有功功率线路3有功功率线路5有功功率优先级2机组可切功

39、率备用线路1工况和故障状况线路3工况和故障状况线路5工况和故障状况优先级3机组可切功率备用备用备用备用优先级4机组可切功率备用备用备用备用优先级5机组可切功率备用线路2有功功率线路4有功功率线路6有功功率优先级6机组可切功率备用线路2工况和故障状况线路4工况和故障状况线路6工况和故障状况备用备用备用备用备用备用备用备用备用备用校验码（FFFF求和校验）CRC码CRC-16蟆尾0x7e注：（1）通道压板退出时，该通道不对外发送通信报文;（2）识别码定义如下:情形识别码本通道的处理要求通道接收正常0x3C4D所有信息正常上送通道接收异常0x0001机组可切量清零上送，线路功率、工况和故障正常上送总

40、出口压板退出0x0002机组可切量和线路功率清零上送；装置闭锁0x0004工况按停运上送；故障不上送。其他异常情况OxFFFF(3)识别码的等级从3C4D到FFFF依次变高；(4)字4、8的低字节表示工况，00-停运，AB-运行；(5)字4、8的高字节表示故障状况，低位F表示过载，高位F表示跳闸;(6)线路停运或检修时，线路功率清零上送。表10.1.1-2切机执行站方案一同步通信接收帧格式链路层帧头0x7e特征码+地址码切优先级1机组命令(0x6E91)报文内容切优先级2机组命令(0x6D92)切优先级3机组命令(0x6C93)切优先级4机组命令(0x6B94)切优先级5机组命令(0x6A95

41、)切优先级6机组命令(0x6996)直流停运信号命令(0xB9B9)备用备用直流运行状态校验码(FFFF求和校验)CRC码CRC-16顿尾0x7e注：(1)直流运行状态:1514131211109876543210表10.1.1-3切机执行站方案二同步通信发送帧格式帧头0x7e特征码+地址码Index=OIndex=IIndex=2lndex=3lndex=4报文内容识别码识别码识别码识别码识别码优先级1机组可切功率优先级7机组可切功率线路1有功功率线路3有功功率线路5有功功率优先级2机组可切功率优先级8机组可切功率线路1工况和故障状况线路3工况和故障状况线路5工况和故障状况优先级3机组可切功

42、率优先级9机组可切功率备用备用备用优先级4机组可切功率优先级10机组可切功率备用齐用备用优先级5机肥可切功率优先级11机组可切功率线路2有功功率线路4有功功率线路6有功功率优先级6机组可切功率优先级12机组可切功率线路2工况和故障状况线路4工况和故障状况线路6工况和故障状况备用备用备用备用备用备用备用备用您用备用校验码（FFFF求和校验CRC码CRC-16帧尾0x7e注：识别码及线路工况定义同切机方案一。表10.1.1-4切机执行站方案二同步通信接收帧格式链路层帧头Ox7e应用层特征码+地址码切机命令报文内容切机命令反码直流停运信号命令（0xB9B9）备用备用备用备用备用备用直流运行状态校验码

43、（FFFF求和校验）CRC码CRC-16帧尾0x7e注：（1）切机命令正码中，bil表示切优先级1的机组，bill表示切优先级2的机组，,bitl表示切优先级11的机组，bitll表示切优先级12的机组，bitl2bitl5备用。（2）直流运行状态：1514131211109876543210表10.1.1-5切负荷执行站方案一同步通信发送帧格式链路层帧头0x7c应用层特征码+地址码Indcx=OIndcx=IIndcx=2lndcx=3Indcx=4Indcx=5报文内容识别码识别码识别码识别码识别码识别码第1轮可切量第9轮可切量总可切负荷量线路1有功功率线路3有功功率线路5有功功率第2轮可

44、切量第10轮可切量实切负荷是线路1工况和故障状况线路3工况和故障状况线路5工况和故障状况第3轮可切量第11轮可切量备用备用备用备用第4轮可切忌第12轮可切量备用备用备用备用第5轮可切量第13轮可切量备用线路2有功功率线路4有功功率线路6有功功率第6轮可切量第14轮可切量备用线路2工况和故障状况线路4工况和故障状况线路6工况和故障状况第7轮可切忌第15轮可切量备用备用备用备用第8轮可切氏第16轮可切量备用备用备用备用校验码（FFFF求和校验）CRC码CRC-16帧尾0x7c注：（1）通道压板退出时，该通道不对外发送通信报文。（2）识别码定义如下:情形识别码本通道的处理要求通道接收正常0x0000所有信息正常上送通道接收异常0x0001负荷可切量清零上送，线路功率、工况和故障正常上送总出11压板退出0x0002负荷可切量和线路功率清零上送；装置闭锁0x0004工况按停运上送；其他异常情况OxFFFF故障不