电站自动化系统现场运行管理规程43 - 图文(3)

8.2. 电力二次系统设备和应用系统接入青海电力调度数据网前，必须制定相应的接入方案，

填写《青海电力调度数据网络业务接入工作申请单》（见附录 4），报相应调度机构核准后方可实施。

8.3. 电力二次系统网络信息安全防护结构或策略变更前，由电站运行单位填写《电力二次系

统网络信息安全防护变更申请表》（见附录 5），报相应调度机构批准后方可实施。 8.4. 涉及到二次安全防护系统变更、补充、修改完善等工作时应按照《电力二次系统安全防

护规定》的原则，经相应调度审核通过后，电站提出书面申请，内容包括修改原由、修改的具体要求或达到的效果，上报省网公司及电监会主管部门，待核准后方可实施。 8.5. 电网发生事故后，自动化专（兼）职人员认真检查自动化系统对电网事故的反映是否正

确，对于110kV且装机40MW及以上电站的事故，在事故后1个工作日内作出结论报专业相应调度机构管理部门。

8.6. 进行二次安全防护策略的修改、必须做好相关软件及数据库的备份。执行过程由各系统

设备厂家技术专责来进行，自动化专（兼）职人员负责监督。执行过程完成后，各系统设备厂家技术专责应认真、详细填写硬件及软件修改记录表。 9. 网络与信息安全事件处置

9.1. 自动化专（兼）职人员或运维人员发现网络与信息安全事件或可疑情况时，应在第一时

间向相应调度机构和本单位生产负责人报告，在相应调度机构多指导下，应迅速组织相关专责人员对事件进行判别，确定安全事件类型和等级，找到相应的应急预案。 9.2. 网络与信息安全事件处理的全过程应注意保护现场证据，并详细记录每一具体操作内

容。

（二）系统运行管理 1. 操作系统运行规定

1.1. 综合自动化监控系统只能进行操作使用，不得进行与监控、操作无关的事；

1.2. 综合自动化监控系统操作一般不得解锁操作，确需解锁时，必须经当值调度员或生产负

责人同意；

1.3. 严禁在监控系统死机时断电复归，以防程序丢失；

1.4. 对于数据库的内容，运行人员只可查看，不得进行参数设置或功能投退的操作； 1.5. 严禁在PC机、交换机等设备上，插入第三方设备(例如：U盘等），防范黑客及恶意代码

等对电力二次系统的攻击侵害；

1.6. 当计算机监控系统发生严重故障时，全站设备的监视与控制在就地进行。

1.7. 限制管理员权限使用，一般操作中，尽量采用一般权限用户，仅在必要时切换至管理员

账号进行操作。

1.8. 及时删除多余的、过期的账户，避免共享账户的存在。

1.9. 根据管理用户的角色分配权限，仅授予管理用户所需的最小权限。

1.10. 操作系统和数据库系统特权用户的权限必须分离，定期检查和调整用户访问数据库的

权限。

2. 稳控装置运行管理 1) 运行规定

1. 青海省调直接调管稳控装置，其状态改变由青海省调下令,由本站现场进行操作。 2. 现场在进行稳控系统压板操作时，应特别注意压板操作顺序。一般情况下，装置投入时，

应在保证各功能压板和通道压板等状态正确后，最后才投入出口压板；装置退出时，应先退出总功能压板和出口压板，然后再退出其它压板。现场应根据本规定和装置说明书严格规范压板操作顺序。

3. 稳控装置定值由电站出具，报省调备案。现场应将核对、执行完毕并签字后定值单一份

返回省调系统运行处存档。

4. 稳控装置的检修，应根据相关检修规定的要求按时向省调提出检修申请，省调批准后方

可进行。若其它工作会对稳控装置的安全运行产生影响，现场应做好安全措施，必要时应提前一周向省调申请陪停稳控装置。

5. 现场进行装置工作时，应按规定做好安全措施，确保装置所有出口压板和通道压板打开，

必要时应断开装置外接回路。

6. 稳控装置接入后台信息管理系统时，现场应特别注意加强本装置与后台信息管理机间通

信线缆的管理维护工作。

7. 装置在投入跳闸功能后，应严格按照继电保护及安全自动运行的有关规定，做好装置的

运行管理和维护工作。

8. 组织制定安全稳定控制装置事件应急预案 2) 稳控装置的巡检维护：

电站运维人员每天巡检装置，巡检内容做好记录。巡检内容如下： a. 装置电源指示灯均应点亮；

b. 模件指示灯应显示正确，没有异常信号；

c. 液晶显示屏上显示的时间基本正确，电压、电流、功率、相角及频率测量结果应正确； d. 装置通讯应正常。发现装置异常，应立即处理。必要时及时与生产厂家联系，以便尽快

解决问题。同时应及时上报主管部门，由主管部门决定是否退出装置。

e. 当发现装置判出的运行方式与实际运行方式不一致时，应立即向调度部门汇报，查明原

因。

f. 装置出现异常情况，应严格安装装置说明书要求逐步检查，排除异常情况。若无法排除，

应及时向上级部门反应并及时联系厂家予以解决。 3) 稳控投退顺序及调度命令： 1. 稳控系统投入顺序为：

a) 先将稳控装置功能压板和通道压板投入。

b) 待上一步各站装置的压板投入都正确后，再投入各站装置的出口压板。 2. 稳控系统退出顺序为：

a) 先退出各站装置的出口压板。

b) 待上一步执行完毕后，再退出装置的功能压板和通道压板。

3. 功率预测系统运行管理

主要预测四个指标：光伏短期预测指标；光伏超短期预测指标；实际功率相关指标；预测气象相关指标，且预测指标符合调度机构相应要求（见附录 A） 3.1. 信息上报功能

3.1.1. 按照省调技术要求，实现标准格式的短期功率预测、超短期功率预测、自动环境监测

站实时监测、逆变器检修容量、光伏电站装机容量、投运容量、最大出力等信息的上报。

3.1.2. 短期功率预测结果以次日96点功率曲线形式每日上报（按照调度要求），超短期功率

预测每15min上报1次，自动环境监测站实时监测数据每5min上报1次，光伏电站逆变器检修容量、装机容量、投运容量、最大出力等信息作为短期功率预测上报数据的报头统一以文件格式上报网/省调。 3.2. 运行规定

a. b.

功率控制系统通讯要求根据本规程6.2.5、6.2.6、6.2.7条款要求，进行管理。 根据需要通知厂家进行软件升级，以满足上报率和准确率的考核。

3.3. 操作维护

3.3.1. 自动化专（兼）职人员应根据每天标准上报时间查看有无上报，如无上报应查看是否

通信问题、自动气象站问题等采取排除法处理故障。

3.3.2. 每日巡视检查外网服务器和内网服务器，定期清扫服务器风扇灰尘。 3.3.3. 定期检查盘柜接地线是否可靠接地，网线标示走向牌是否清晰。 4. 功率控制系统（AGC/AVC）运行管理 4.1. 运行规定

4.1.1. 功率控制系统的投入与退出，应按照省调要求进行操作。

4.1.2. 有功自动控制（AGC）：在满足各项限制条件的前提下，以迅速、经济的方式控制光伏

电站的总有功功率，使其满足电力系统需要。

4.1.3. 维持光伏电站联络线的输送功率及交换电能量保持或接近规定值；

4.1.4. 根据上级调度自动化系统要求的发电功率或下达的负荷曲线，按安全、可靠、经济的

原则确定最佳运行的逆变器台数、逆变器的组合方式和逆变器间最佳有功功率分配，进行各逆变器出力的闭环调节。

4.1.5. 无功自动控制的任务是在满足各项限制条件的前提下，以迅速、经济的方式控制光伏

电站的电压（或总无功功率、或功率因素），使其满足电力系统需要。实现的功能包括但不限于以下项：

a) 根据当地设定或调度主站远方给定的无功功率或功率因素目标值及安全运行约束条

件，并考虑逆变器和SVC/SVG等无功设备的限制，合理分配逆变器和SVC/SVG等无功设备间的无功功率，维持调节目标在给定的变化范围；

b) 将当地设定或调度主站远方给定的并网点电压值与实际测量值进行比较，根据该偏

差，通过PI调节计算得出无功功率目标值，无功功率目标值及PI调节计算中的积分项均受到并网逆变器和SVC/SVG等无功设备无功负荷能力的限制。该无功功率目标值将在参加联合调节的逆变器和SVC/SVG等无功设备间分配，经过分配后得出每台逆变器和SVC/SVG等无功设备的无功功率目标值，送给下位机执行。

4.1.6. 功率控制系统投运前，通知厂家完成与调度机构的测试，并将测试报告报送于相应调

度机构。 4.2. 操作维护

4.2.1. 定期检查AGC/AVC控制按钮是否按照省电力调控中心的要求，处于投入位置； 4.2.2. 每日巡视检查AGC/AVC系统运行正常。

4.2.3. 当出现通信中断时，尽快处理恢复，同时向省电力调控中心汇报； 5. 动态无功补偿装置（SVG/SVC）运行管理 5.1. 运行规定

5.1.1. 青海省调直接调管动态无功补偿装置，其状态改变由青海省调下令,由本站现场进行

操作。

5.1.2. 动态无功补偿装置定值由省调出具。现场投运前应核对动态无功补偿装置定值单，并

妥善存档。

5.1.3. 动态无功补偿装置因装置本身故障而停运的，应立即向省调汇报，分析并处理故障后，

及时向省调申请投运，待同意后，投运动态无功补偿装置。

5.1.4. 动态无功补偿装置的检修，应根据相关检修规定的要求按时向省调提出检修申请，省

调批准后方可进行。若其它工作会对动态无功补偿装置的安全运行产生影响，现场应做好安全措施，必要时应提前一周向省调申请停运动态无功补偿装置。

5.1.5. 现场进行应按规定做好安全措施，工作时，应按规定做好安全措施，由专业人员对装

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