NBT - 新能源发电集群控制系统功能规范.docx

1、中 华 人 民 共 和 国 电 力 行 业 标 准DL / T XXXXX - XXXX新能源发电集群控制系统功能规范Function specificationof new energy power generation cluster control system（征求意见稿）xxxx-发布 xxxx-实施国家能源局 发 布DL目 次前 言 III1 范围 .42 规范性引用文件 .43 术语与定义 .54 总体要求 .65 数据准备 .136 状态监视 .147 有功功率控制 .168 无功电压控制 .179 安全稳定控制 .18前 言本标准根据国家能源局关于下达 2013 年第二批能源

2、领域行业标准制（修）订计划的通知 （国家能源局国能科技2013526 号）中所列项目任务 新能源发电集群控制系统功能规范而编制。为了准确有效地贯彻执行风电场接入电力系统技术规定与光伏电站接入电力系统技术规定的有关要求，指导并规范各有关部门、企业和单位对运行的或规划的大规模集中并网新能源进行集中协调控制，提高新能源电站集群控制能力，提升新能源发电利用率，并响应电网调控命令，参与电网安全经济运行控制，支撑我国大规模新能源基地的持续稳定健康发展，特制订本标准。本标准的某些内容可能涉及专利。本标准的发布机构不承担识别这些专利的责任。本标准由中国电力企业联合会提出并归口。本标准起草单位：甘肃省电力公司风

3、电技术中心，国网电力科学研究院，甘肃省电力公司调度控制中心。本标准主要起草人：汪宁渤、徐泰山、周强、王昊昊、行舟、马彦宏、徐伟、马明、丁坤、段慧、贾怀森、韩旭衫、路亮、徐健、赵龙、韩自奋、黄荣、吕清泉新能源发电集群控制系统功能规范1 范围本标准规定了以风电场、光伏电站为代表的新能源发电集群控制系统的功能目标、设计原则、体系架构、接口与安全防护、规模与技术要求，明确了新能源发电集群控制系统在数据准备、状态监视、有功功率控制、无功电压控制、安全稳定控制等方面的功能需求和性能要求。本标准主要适用于大规模集中并网的新能源基地，以及新能源集中控制的网、省级调度系统。新能源发电集群控制系统的设计、研发、建

4、设和验收均应遵守和执行本标准。省级调度以下新能源集中并网及分布式新能源并网也可以参考借鉴。2 规范性引用文件下列文件对于本规范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标准。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本标准。GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程GB/T19963 风电场接入电力系统技术规定GB/T19964 光伏电站接入电力系统技术规定GB/T 22384 电力系统安全稳定控制系统检验规范GB/T 26399 电力系统安全稳定控制技术导则DL/T 478 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件DL 755 电力系统安全稳定

5、导则DL/T1040 电网运行准则DL/T 1092 电力系统安全稳定控制系统通用技术条件DL/T 1172 电力系统电压稳定评价导则DL/T1234 电力系统安全稳定计算技术规范DL/T5003 电力系统调度自动化设计技术规程DL/T 5147 电力系统安全自动装置设计技术规定SD 131 电力系统技术导则（试行）SD 325 电力系统电压和无功电力技术导则（试行）国家电力监管委员会令第 5 号电力二次系统安全防护规定电监安全200634 号全国电力二次系统安全防护总体方案Q/GDW 680 智能电网调度技术支持系统 系列标准3 术语与定义本标准采用下列术语和定义。3.1 风电场 wind

6、farm由一批风电机组或风电机组群（包括机组单元变压器） 、汇集线路、主升压变压器及其他设备组成的发电站。3.2 光伏电站 photovoltaic plant利用光伏电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统，一般包含变压器、逆变器和光伏方阵，以及相关辅助设施等。3.3 新能源电站 renewable energy power plant与电网相连并向电网输送电力的新能源发电系统，如风电场、光伏电站、光热电站、潮汐电站、生物质能发电厂等，本标准以风电场、光伏电站为例进行说明。3.4 新能源电站并网点 pointof common coupling (of wind/solar

7、farm)对于有升压站的新能源电站，指升压站高压侧母线或节点；对于无升压站的新能源电站，指新能源电站的输出汇总点。3.5 新能源发电集群 new energy power generation cluster新能源发电集群指地理上毗邻、特性上相关且拥有一个共同接入点的风电场、光伏电站等新能源电站的集合。3.6 新能源发电集群控制系统 new energy power generation cluster control system一种由调度端计算机系统和厂站端控制装置组成的闭环控制系统，一般由调度中心站、协调控制主站、控制子站和执行站等组成分层分区控制体系。通过周期性的获取准实时电网运行数据

8、和新能源预测数据，滚动进行在线分析计算，实现新能源发电集群的状态监视、并网有功功率、无功电压、安全稳定协调控制功能，提升新能源发电利用率和电网接纳新能源的水平。3.7 新能源电站出力预测精度 prediction precision of the output power of a new energy power plant新能源电站出力不受限时间段内，并网有功功率实际出力曲线与其并网有功功率预测曲线的接近程度。3.8 新能源电站调节性能 adjusting performance of new energy power plant新能源电站在有功功率受限时间段内，并网有功功率实际曲线与其并

9、网有功功率调控指令曲线的接近程度。3.9 新能源电站涉网性能 performance of new energy power plant involved in power grid新能源电站参与新能源发电集群控制系统调节和控制的能力，包括但不限于出力预测精度、调节性能等。4 总体要求本部分确定了系统的功能定位、设计原则、体系架构、数据接口与安全防护、系统规模与技术要求。4.1 功能目标新能源发电集群控制系统以保障新能源出力最大化为目标，正常运行方式及预想故障条件下，识别电网运行状态，实现在线预警功能及新能源电站有功、无功协调控制功能；潜在不安全状态与非紧急状态下实现辅助决策功能；紧急状态下实

10、现新能源与区域电网协调的安全稳定紧急控制功能。4.2 设计原则1）满足新能源发展的实际需要及电网调度运行的要求，为新能源发电安全、可靠、经济运行及最大化利用提供现代化的技术支持手段。2）遵循方式安排、调度运行管理规程，按照时间尺度由远及近的顺序实施多时间尺度协调控制；按照空间粒度由小到大（依次是风电机组/光伏发电单元、风电场/ 光伏电站、风电场/ 光伏电站汇集升压站、区域枢纽变电站）实施多层级协同控制。3）对风电场、光伏电站等新能源电站接入后的电网各类安全稳定问题提供一体化的解决方案。4）系统结构应满足可靠性、经济性、结构开放和信息共享的原则，要充分利用电网现有调度自动化、新能源功率预测、保护

11、、安全自动装置等方面的资源，保护已有投资。5）系统设计应遵循国际标准化组织的有关规定，采用符合国际标准的接口，实现信息共享，保证系统的开放性，信息的准确性和操作的灵活性。6）系统开发立足于国内，积极采用国内外的先进技术和成熟产品，积极稳妥地采用国内各科研单位的研究成果，将科技成果应用于新能源发电控制、电网调度和生产运行，提高新能源发电利用率，保障电网的安全、稳定、经济运行。7）系统的软、硬件设备应采用标准化、模块化结构进行设计，坚持核心软、硬件设备国产化原则。8）系统设计水平年为系统投运后 35 年，远景展望 810 年，系统生命周期考虑 810 年。4.3 体系架构4.3.1 概述新能源发电

12、集群控制系统基于“集中优化协调、分层分区控制”的思想，采用调度中心站、协调控制主站、控制子站和执行站的四级体系架构（如图 1所示） 。系统层级和控制装置数量可根据实际情况和功能需求进行灵活配置。图 1 新能源发电集群控制系统整体架构4.3.2 调度中心站调度中心站一般部署在省级及以上电网的调控中心，与 EMS 系统、风光发电预测监测系统、调度管理系统和稳控装置等进行信息交换。通过整合状态估计结果、风光预测信息、稳控装置实测数据等多源数据，进行新能源发电及集群控制系统状态监视；从网源协调角度出发，评估风电场、光伏电站的发电能力，实现新能源发电有功优化控制和无功电压优化控制；基于整合后的全网数据，

13、进行电网安全稳定分析和全局协调控制策略计算，通过调度员实施预防控制，通过在线控制策略下发至协调控制主站实施紧急控制。4.3.3 协调控制主站1）协调控制主站一般部署在 750kV/500kV 枢纽变电站，汇总并上传实测信息，接收调度中心站的在线控制策略。2）应具备安全稳定控制功能，当电网发生故障时通过切机、切负荷、快速减出力等措施，保持电力系统安全稳定运行；能够结合其它协调控制主站的信息，通过匹配离线控制策略或以在线追加控制策略的方式，进行区域控制和协调控制。3）应具备有功控制功能，通过监视电网关键运行断面辅助调度中心站有功控制决策，实现新能源送出的最大化；4）应具备无功电压控制功能，实现无功

14、电压目标的接收与转发。4.3.4 控制子站1）控制子站一般部署在新能源电站的汇集站，接收协调控制主站的控制策略，结合实测信息对本站和所属执行站进行控制，并分解转发协调控制主站命令。2）应能够监测故障或紧急状态，匹配离线控制策略，并接收协调控制主站的紧急控制命令，保持电力系统安全稳定运行。3）应具备有功控制功能，通过监视电网关键运行断面辅助调度中心站有功决策，实现新能源出力最大化、最优化的目标。4）应能够接收调度中心站无功电压的实时控制命令，计算分配控制量，协调本站及所属执行站实施无功电压控制。4.3.5 执行站执行站一般部署在风电场、光伏电站等新能源电站并网点，采集本地信息上送到控制子站和调度

15、中心站。根据上级控制站（控制子站或调度中心站）的控制命令，在正常运行方式或预想故障条件下，实施有功、无功实时控制；在紧急状态或实时控制未执行的情况下，通过切除馈线、关停逆变器、整体切除新能源电站、投切无功补偿装置等措施，实施安全稳定紧急控制。4.4 数据接口与安全防护4.4.1 与外部系统接口4.4.1.1 与现有 EMS 系统接口新能源发电集群控制系统与 EMS 系统一体化建设，共享 EMS 系统商用库和实时数据；通过实时库访问接口从 EMS 基础平台获取电网模型和设备参数数据，从网络分析应用的状态估计功能获取电网的状态估计结果数据；基于基础平台的数据库服务、画面服务、权限服务、告警服务和历

16、史数据服务等公用服务实现厂站接入信息、预测系统接入信息、新能源监测信息、安全稳定分析和控制决策结果的统一存储和展示。4.4.1.2 与风光功率预测系统接口新能源发电集群控制系统与风光功率预测系统进行接口，获取新能源超短期和短期功率预测信息。风光出力预测系统以 E 格式文本存放风电功率预测和光伏功率预测信息，并采用安全文件传输方式主动推送预测信息到接口服务器。4.4.1.3 与安全稳定控制系统接口新能源发电集群控制系统协调控制主站支持与常规安全稳定控制系统接口，获取运行状态实时信息。4.4.2 内部数据接口基于交互信息对实时性和可靠性要求确定通讯方式，对于实时性和可靠性要求高的厂站端控制装置之间

17、的信息交互采用 2M 专网进行通信，调度中心站与厂站端控制装置之间的信息交互采用调度数据网进行通信。4.4.2.1 信息采集与上送各级厂站端控制装置通过调度数据网直接上送信息到调度中心站。对于部分无法直连到调度中心站的控制子站和执行站，信息可通过上级控制子站或协调控制主站汇集后上送到调度中心站。具体系统内各层级间信息采集上送信息流如图 2 所示。图 2 信息采集与上送具体要求如下：a) 调度中心站 接收协调控制主站、控制子站和执行站上送信息。b) 协调控制主站上送本站运行信息至调度中心站，转送本站信息至其它协调控制主站。c) 控制子站向调度中心站和协调控制主站上送本站信息。d) 执行站向调度中

18、心站和控制子站上送本站信息。4.4.2.2 控制命令下发调度中心站一般采用经协调控制主站转发给控制子站、执行站的方式下发控制命令，也支持通过调度数据网直接下发控制命令到控制子站和执行站。具体系统内各层级间的控制命令下发如图 3 所示。图 3 控制命令下发具体要求如下：a) 调度中心站 将控制命令下发给协调控制主站、控制子站、执行站；将在线策略表下发给各协调控制主站。b) 协调控制主站根据本站监测或控制子站上送的故障信息及电网运行信息，匹配离线策略或在线策略，下发控制命令至控制子站；接收调度中心站的在线控制策略、在线控制命令，转发或进一步分解命令并下发给控制子站；转送本站控制命令至其它协调控制主

19、站，接收命令分解并下发执行。c) 控制子站接收调度中心站和协调控制主站的控制命令，分解下发到执行站执行。d) 执行站接收调度中心站和控制子站的控制命令并执行。4.4.3 二次系统安全防护新能源发电集群控制系统各功能模块安全区部署应严格遵循电力二次系统安全防护规定 （国家电力监管委员会 5 号令）和全国电力二次系统安全防护总体方案 （电监安全200634 号）的要求，有功功率控制、无功电压控制、安全稳定控制和状态监视功能模块应部署于控制区内。4.5 系统规模及技术要求4.5.1 系统规模1）系统规模要满足调度管辖范围内新能源发电集群控制的需要，适应调度管辖范围的变化，并能与电网及新能源的发展相适

20、应。设计水平年宜为系统投运年后 3-5 年，远景展望 8-10 年。2）宜涵盖调度管辖范围内所有通过 110（66）kV 及以上电压等级线路与电网连接的新建或扩建风电场、光伏电站等新能源电站。4.5.2 技术要求a）最大计算规模：50000 个计算母线、80000 条支路、10000 个厂站、10000 台发电机、20000 个负荷、50000 个变压器、 50 条直流线路、1000 个稳定断面；200 个新能源电站。b) 计算支持的故障类型应满足以下条目：1) 单相瞬时故障；2) 单相永久故障；3) 两相短路；4) 无故障跳闸；5) 三相短路；6) 同杆异名相故障；7) 三相短路单相拒动；8

21、) 发电机失磁；9) 直流单极闭锁；10)直流双极闭锁；11)同一走廊的双回线/多回线同时（相继）跳闸。c）系统年可用率不小于 99.9%。d）系统平均无故障工作时间（MTBF ）不小于 17000h。e）设计水平年完成在线安全稳定分析与辅助决策的分析总时间不大于 15分钟；f）设计水平年完成安全稳定协调控制策略在线优化计算的时间不大于 15分钟；5 数据准备5.1 概述5.1.1 功能描述数据准备功能通过整合电网模型/参数、各类在线运行数据、新能源预测数据、调度计划数据和计算参数等信息，进行数据校验，生成满足计及新能源的在线安全稳定分析与实时控制要求的各类计算数据，触发各类计算、分析、控制功

22、能，并能导出数据供离线分析计算软件使用。5.1.2 其他数据准备除与新能源相关的数据准备外，其他各类数据准备符合 Q/GDW 680智能电网调度技术支持系统系列标准要求。5.2 新能源电站数据准备1）应实时接入的新能源电站相关数据包括：a） 新能源电站实测信息：风电场、光伏电站内各风电机组、光伏发电单元实时运行信息，包括当前有功出力、无功出力、风速、光辐照度等；b） 新能源电站预测信息：从新能源预测预报系统获得新能源电站未来 5 分钟至 4 小时的预测信息，时间分辨率为 5 分钟；c） 新能源电站的受限信息：获得新能源电站是否受限及受限限值。2）应支持离线配置如下风电场、光伏电站的数据：a）

23、风电场离线配置信息包括：风电场风机台数、风机型号、风机额定容量、风机机端变压器参数、风机的保护定值、风电场升压变压器参数；b） 光伏电站离线配置信息包括：光伏电站逆变器台数、逆变器额定容量、逆变器所连接的光伏阵列参数（并联电池组数、串联电池组数、光伏电池参数） 、逆变器计算变压器参数、保护定值、光伏升压变压器参数。5.3 新能源电站低压网络数据拼接数据准备功能应支持接入 35kV 及以下电压等级的风 /光电数据，实现含新能源的低压网络拼接功能。该功能负责将离线配置的设备模型数据与状态估计的设备模型数据拼接，同时接入低压网络的安控实测数据和风光实时数据，对拼接后的低压网络进行潮流调整，最终生成完

24、整的方式数据。具体应满足如下要求：a） 应支持将离线配置设备模型数据与状态估计设备模型拼接，并修改拼接后低压网络的拓扑信息和设备投停状态；b） 应支持对安控实测数据和风光实时数据进行检查和修正，并输出数据检查结果；c） 应支持将安控实测数据和风光实时数据加载到对应拼接后的设备模型；d） 应支持对拼接后低压网络进行潮流调整，保证拼接前后拼接点潮流基本一致。5.4 新能源电站等值数据准备功能应支持新能源电站在线等值，结合新能源电站实时接入数据以及相关离线配置数据，将风电机组/光伏发电单元及其对应机端变压器分群等值，以满足在线计算的需求。5.5 数据校验数据准备功能应具备数据校验功能，支持对静态模型

25、/参数、动态模型/参数、安全自动装置模型/参数、实时数据/计划数据和计算参数进行校验。具体要求参见 Q/GDW 680智能电网调度技术支持系统系列标准。6 状态监视6.1 概述综合 EMS 信息和厂站端控制装置采集信息，实现对新能源电站运行状态、新能源外送通道电网安全状态和该系统本身运行状态的实时监视与告警。6.2 新能源在线监视综合执行站控制装置和 SCADA 采集信息，实现新能源电站涉网性能在线考核评估、全网新能源电站出力统计和实际运行情况实时监视。6.2.1 新能源在线监视信息新能源监视信息主要包括如下几个方面：1）新能源电站的实际出力、实时计划、日前计划、超计划量、限电量、申请量、批复

26、量；2）新能源电站的预测精度、调节性能等涉网性能指标；3）新能源电站的限电累计量、超发累计量等统计指标；6.2.2 功能要求1）实现预测精度和调节性能等新能源电站涉网性能指标的在线自动计算；2）应能按新能源电站、集群、分区分别计算；3）应能支持图表展示，并具有排序功能，支持曲线展示；6.3 新能源外送通道电网安全状态监视基于厂站端控制装置和 SCADA 采集信息，实现新能源外送通道、断面监视和告警。1） 新能源外送通道、关键断面的潮流、限值、过载裕度信息；2） 不安全状态的告警信息；3） 与断面关联的新能源电站信息。6.4 新能源发电集群控制系统运行状态监视将本系统的控制装置和通道的状态信息上

27、传到调度中心站进行集中展示，当状态异常时进行告警。6.4.1 控制装置与应用功能监视信息控制装置的监视信息主要有：1） 装置定值信息；2） 装置压板信息；3） 装置的通道状态信息；4） 装置动作信息。应用功能的监视信息主要有：1）应用功能的状态信息；2）系统整体计算流程信息；3）应用功能的关键计算过程信息。6.4.2 功能要求1）支持信息的可视化展示；2）支持信息分类存储，存储量和存储时间的设置；3）支持信息存储、浏览和查找；4）支持信息告警。7 有功功率控制7.1 功能描述在满足包括设备过载、断面越限、电压越限和频率越限在内的各种电网安全稳定约束条件下，综合考虑新能源超短期预测、涉网性能等信

28、息，通过调整新能源电站有功出力，实现新能源电站并网经济性和安全性的协调控制，提高新能源接纳水平。7.2 功能要求新能源发电集群有功功率控制具体要求如下：1） 考虑电网调峰和各种电网安全稳定问题；2） 考虑新能源预测信息；3） 当电网安全时，能够计算新能源最大接纳能力和各新能源电站的出力计划；电网不安全时，给出消除安全问题的新能源出力最小调整计划；4） 体现“三公”调度原则，应能查看断面裕度及新能源电站出力及其计划；5） 具有自动模式和人工模式。人工模式支持按新能源电站、集群、分区设定调整量，支持多时间断面；6） 协调控制主站、控制子站和执行站应能接收调度中心站或上级控制站下发的有关控制指令，并

29、进行分解下发执行；7） 支持断面在线限额和离线限额的人工选择；8） 按新能源电站、集群设定不同的控制方式；9） 出力计划分摊计及预测精度和调节性能等涉网性能指标，激励新能源电站提升并网技术装备水平的主动性；10） 实时监督新能源电站出力，当有功功率实测值超计划值时，具备告警，以及切除馈线、关停光伏逆变器的控制能力；11） 支持新能源电站与新能源发电集群控制系统互动。新能源电站可根据出力预测情况提出更改出力计划的申请；调度中心站根据新能源电站执行情况，对于控制偏差不满足要求的具备一定时间内闭锁该功能的能力。7.3 性能要求有功功率控制的性能指标满足如下要求：1）有功控制命令控制周期不大于 5mi

30、n；2）新能源电站有功控制响应时间不大于 10s，控制偏差小于 3MW；3）新能源电站申请更改有功出力计划的时间间隔不小于 1min；4）新能源电站申请更改有功出力计划后，控制偏差不满足要求的闭锁互动功能的时间不小于 10min；8 无功电压控制8.1 功能描述考虑集群内各母线电压约束，对新能源发电集群内风电场、光伏电站无功出力进行协调控制，实现各控制设备无功出力优化分配和动态无功储备最大化，满足新能源发电集群母线电压和功率因数设定要求。8.2 功能要求新能源发电集群无功电压控制具体要求如下：1）对重要枢纽母线及关口无功电压设定值进行跟踪控制，可支持目标包括：电压目标、无功目标、功率因数目标；

31、2）具备电压越限点快速校正控制功能，当新能源发电集群内母线电压越限时，优先进行电压校正；3）实现连续调节（风电机组、光伏、SVG、SVG ）和离散调节（电容器、电抗器、主变分接头）控制的时序配合，兼顾离散调节动作次数约束和连续调节无功储备；4）实现多个风电场、光伏电站之间无功出力优化分配，分配原则包括无功调节量最小、无功裕度均衡等；5）具备安全策略自动判断和闭锁功能，包括不合理实时数据处理以及控制指令响应异常等，保证控制安全性和可靠性；6）支持风电场、光伏电站等厂站自适应建模，可对模型参数进行合理性校验；7）支持“开环” 、 “闭环”工作模式，开环模式下进行指令计算但不下发指令，闭环模式下指令

32、计算后自动下发到风电场、光伏电站以及相关变电站执行。8）具备参与电网无功电压调节功能，自动跟踪调度下发无功电压指令；9）应保证算法的收敛性和实时性，保证计算策略的可靠性和有效性，算法控制参数可修改；10）对控制响应时间、合格率、投运率等指标自动进行统计，自动记录日志并提供查询手段；11）调度中心站实现新能源发电集群的无功电压全局优化，控制子站接收调度中心站控制命令，协调本区域内的无功源出力，实现本区域的无功优化控制。8.3 性能要求1）电压控制命令控制周期不大于 5min；2）无功控制命令控制周期不大于 1min；3）新能源电站电压控制响应时间不大于 120s，控制偏差小于 0.5kV；4）新

33、能源电站无功控制响应时间不大于 30s，控制偏差小于 5Mavr。9 安全稳定控制9.1 功能描述9.1.1 在线安全稳定分析与辅助决策9.1.1.1 在线安全稳定分析预警新能源发电集群控制系统具备在线安全稳定分析与预警功能，可实现计及新能源的静态安全分析、暂态稳定分析、动态稳定分析、静态电压稳定分析、新能源外送最大能力分析以及计及新能源涉网保护的第三道防线安全评估。通过在线监测电网运行情况，分析电网的安全稳定程度，发现安全隐患，给出预警信息。9.1.1.2 在线安全稳定控制辅助决策新能源发电集群控制系统具备在线安全稳定控制辅助决策应用功能，包括预防控制辅助决策、紧急状态辅助决策、辅助决策综合

34、分析功能。针对失稳隐患的特征，或者在系统出现设备过载、断面越限、电压越限、频率越限和低频振荡等紧急状态时分析系统对应的危险量和调整量信息，计及新能源控制措施，确定能改善系统安全稳定性的调节对象集，从中选取满足系统安全稳定性要求、调节量和调整代价综合最优的调节方案。9.1.2 安全稳定紧急控制9.1.2.1 离线控制策略的在线校核基于电网当前运行工况，针对稳控系统覆盖的预想故障集，自动校核离线策略对当前运行方式的适应性，给出适应性的结论。9.1.2.2 安全稳定紧急控制策略在线优化针对在线校核离线策略所发现的安全稳定问题，在稳控系统可控范围内，自动搜索出控制代价最小的控制措施，并确保搜索的紧急控

35、制给措施在计及风光电功率波动后依然满足电网安全稳定要求，在线控制策略可下发至协调控制主站实施紧急控制。9.1.2.3 控制策略的执行无论离线控制策略还是在线下发的控制策略，均由协调控制主站、控制子站和执行站等控制装置组成的实时控制系统，通过切除馈线、关停光伏逆变器、整体切除新能源电站，以及投切无功补偿装置等方式，并与其他常规安全稳定系统配合，实现安全稳定紧急控制的功能。9.1.2.4 控制模式切换离线控制策略和在线控制策略的切换由协调控制主站根据控制原则自动进行。9.2 功能要求具体要求如下：1） 对于常规控制措施和新能源控制措施，按控制措施优先级排序，优先级高的先控制，常规控制措施与新能源控

36、制措施的优先级可通过外部指定；2） 应支持分析结果、预警信息及辅助决策分析结果的详细展示；3） 控制方式包括就地控制和区域控制；4） 安全稳定控制方式支持分散式和集中式：控制子站采用分散式的控制方式，协调控制主站采用集中式控制方式；5） 安全稳定控制模式支持在线模式和离线模式，可进行灵活切换；6） 在常规控制手段之外，应能切除新能源电站馈线、SVG/SVC 和容抗器，关停光伏逆变器，整体切除新能源电站等；7） 故障形式应能支持异地输变电元件同时（相继）故障。9.3 性能要求安全稳定控制的性能指标满足如下要求：1）调度中心站安全稳定控制策略在线刷新周期不大于 5min；2）厂站端控制装置本地整组动作时间不大于 30ms，系统整组动作时间不大于 100ms；3）厂站端控制装置电气量测量精度：a) 交流电压有效值测量相对误差不大于0.5 （ 0.21.2U N） ；b) 交流电流有效值测量相对误差不大于0.5 （0.1 1.5I N） ；c) 有功功率测量相对误差不大于1.0 ；d) 频率测量误差不大于0.01Hz；4）厂站端控制装置复用光纤通道误码率、控制命令多级传输延时符合GB/T26399 的要求。