有功无功控制系统AGCAVC技术规范书.docx

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有功无功控制系统AGCAVC技术规范书

AGC/AVC控制系统

技术规范书

一、技术总的部分

1总则

1.1一般规定

1.1.1本设备技术规范书使用范围仅限于**工程的AGC/AVC控制系统。

供货范围、设备的技术规格、遵循的技术标准、结构、性能和试验等方面的技术要求。

1.1.2投标方在本技术规范中提出了最低限度的技术要求，并规定所有的技术要求和适用的标准。

投标方应提供一套满足本技术规范和所列标准要求的高质量产品及其相应服务。

对国家有关强制性标准，必须满足其要求。

1.1.3投标方须执行本规范书所列标准。

有矛盾时，按较高标准执行。

投标方在设备设计和制造中所涉及的各项规程，规范和标准遵循现行最新版本的标准。

1.1.4技术协议签订7天内，按本规范书的要求，投标方提出合同设备的设计、制造、检验/试验、装配、安装、调试、试运、验收、运行和维护等标准清单给招标方，由招标方确认。

1.1.5设备采用的专利涉及到的全部费用均被认为已包含在设备价中，投标方保证招标方不承担有关设备专利的一切责任。

1.1.6投标方所提供的AGC/AVC子站系统应具备在同类型企业运行2年以上业绩清单，不少于3套的成功运行经验，且经实践证明是成熟可靠的产品，经过电力行业相关部门的验收；投标方应熟悉湖南地区AGC/AVC系统的技术规范要

求，所提供的设备应满足当地电网的要求。

1.1.7在签订合同之后，招标方有权提出因规范标准和规程发生变化而产生的一些补充要求，具体项目由双方共同商定。

当主机参数发生变化时而引起的变化要求，设备投标报价不变。

1.1.8本招标文件为订货合同的附件，与合同正文具有同等效力。

1.1.9本此采购设备要求在年月日发货至项目现场。

1.1.10投标方需保证其提供产品能够符合设备使用地电网相关要求，投标方需负责全部设备的安装调试工作，并负责与电网配合的全部工作直至所供设备顺利通过验收，投入使用。

如所供设备无法满足当地电网要求，投标方有义务

无偿调换及补充。

因设备原因造成项目无法按期并网，招标方有权索赔。

1.1.12投标方供应的全部供应设备及配件需提供5年质保。

1.1.13投标方在投标文件中未提出异议、偏差、差异的，招标方均视为投标方接受和同意招标文件的要求。

2标准和规定

本技术规范是参照以下标准制定的，投标设备应符合本技术规范的要求，本技术规范未作规定的要求按照下列标准执行。

这是对设备的最低要求，系统应满足最新版本的以下规定、法规和标准，但不限于以下规定、法规和标准。

3.1GB/T13729-2002

远动终端设备

3.2DL/T634.5101-2002

远动任务配套标准

远动设备及系统第5-101部分：

传输规约基本

3.3DL/T719-2000

远动设备及系统第5-102部分：

传输规约

电力系统电能累计量传输配套标准

3.4DL/T634.5101-2002远动设备及系统第5-104部分：

传输规约采用标准传输协议子集的IEC60870-5-101网络访问

3.5GB/T15153.1-1998电源和电磁兼容性

3.6GB/T17626.4-1998抗扰度试验

3.7GB/T17626.8-2006验

3.8OPCDA1.0

V1.0

3.9OPCDA2.0

V2.0

3.10OPCDA3.0

V3.0

远动设备及系统第2部分：

工作条件第1篇：

电磁兼容试验和测量技术电快速瞬变脉冲群

电磁兼容试验和测量技术工频磁场抗扰度试

用于过程控制的对象链接与嵌入数据访问接口

用于过程控制的对象链接与嵌入数据访问接口

用于过程控制的对象链接与嵌入数据访问接口

2.1技术要求

系统功能应满足建设方案、发展目标的要求，保证系统的实用性和适用性，并提供严格的安全管理措施，以保证系统及其数据的安全可靠性。

系统应采用开放式体系结构，满足可扩展性和可维护性等要求。

1）系统的实用性和适用性本系统的建设应立足于对电网调度及运营管理的需求，借鉴国内外一流专业技术，充分考虑光伏电站调度运行的应用需求，满足各项规范要求的基础，保证系统在各项功能基础上体现整体实用性及系统针对不同应用环节的适用性。

2）系统功能规范化

严格遵循国家电网公司/南方电网公司颁布的相关功能及技术规范。

3）系统开放性

系统应具有开放的体系结构，采用规范信息模型和标准接口规范，保证本系统同其他相关系统之间的数据交换。

4）系统安全性满足《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》（中华人民共和国国家经贸委第30号）和《电力二次系统安全防护规定》（国家电力监管委员会5号令）对电网计算机监控系统和系统之间互联的安全要求。

5）系统可靠性

应对系统关键节点的设备、软件和数据进行备份，提供故障隔离和排除技术手段，实现任一单点故障均不影响系统的正常运行。

2.2系统构成

本项目配置1套AGC/AVC控制系统；系统构成示意如图所示：

图2-1光伏电站AGC/AVC的基本框架

上位机：

由高性能PC服务器担任，负责具体的控制逻辑判别，并智能生成最优的调节策略的组合，再从网络下发调节命令；另外，PC服务器可以起到存储、管理调度计划曲线的功能，可以作为SVC/SVG等设备调度指令的中转站

AGC/AVC控制系统：

接收上位机下发的调节指令，调节逆变器、SVG等设备的有功无功功率输出，确保光伏电站的输出功率按电力公司调度部分的计划曲线进行调节。

2.3系统功能

2.3.1有功功率自动调节功能（AGC）

2.3.1.1系统功能

1）系统可将光伏电站整体出力控制在与调度中心下发的AGC出力目标值偏差不超过调节死区范围，调节死区范围可设置；

2）系统支持远方控制（闭环控制）和就地控制（开环控制）两种控制模式。

远方控制以调度中心下发的AGC目标值为目标，就地控制以调度中心日前下发或日内下发的发电计划曲线、人工输入的发电计划控制曲线或光伏电站出力目标值为目标进行自动跟踪；

3）系统可接收调度中心下发的AGC投退指令实现远方控制和就地控制的切换，也可人工切换控制模式；

4）当远方控制时，系统具备与调度中心通信故障、超时未收到调度中心控制指令报警并自动转为就地控制的功能，超时时间可设置；

5）系统能根据调度中心下发的AGC出力目标值，结合光伏电站逆变器、升压站的实时运行工况，考虑电网和设备的各种安全约束，采用一定的优化控制算法进行优化计算确定单台逆变器的出力目标值，下发给光伏监控系统执行；

6）系统能支持接收其他安稳系统下发的紧急切负荷指令，接收安稳系统紧急切负荷指令后，能生成上升方向调节闭锁信号，并将该信号上传给调度主站；

7）系统考虑以下安全约束条件，在进行安全约束校核时，考虑闭锁值和限制值两组限值，安全校核未通过将闭锁相应控制，且只能人工解除闭锁：

设备故障或异常、通信故障或异常、系统接地等故障；

逆变器电压和有功功率约束；

8）系统提供对调度中心下发的AGC控制指令和下发的单台逆变器控制指令的校核。

控制指令校核的主要内容包括：

光伏电站出力允许设定的最大值/最小值；

光伏电站出力允许最大调节速率；

逆变器出力允许设定的最大值/最小值；

逆变器出力允许最大调节速率；

9）系统向调度中心提供的信息和控制接口包括以下内容：

遥信量：

AGC装置运行状态、AGC投入状态、增出力闭锁信号、减出力闭锁信号；遥测量：

光伏电站出力可调容量上限、光伏电站出力可调容量下限、光伏电站损失出

遥控量：

AGC投入（远方控制）、AGC退出（本地控制）；

遥调量：

光伏电站AGC出力目标值。

2.3.1.2图形监控

1）系统提供实时监控功能，可以在图形上显示一次设备的实时运行数据，能够在图形上显示AGC装置的投退状态、AGC功能的投退状态以及各种报警信号，能够在图形上直接进行AGC功能的投退；

2）系统可通过曲线、棒图、饼图等显示方式来观察数据的变化情况，多条曲线能用不同的颜色绘制在同一窗口中，所有曲线均图表合一，同时提供各种统计值的显示（平均值、最大值及发生时间、最小值及发生时间等）。

提供光伏电站出力与目标值的实时和历史对比曲线、采集量的实时和历史趋势曲线等；

3）系统可通过监控工作站提供的人机界面实现人工切换控制模式；

4）系统提供在监控工作站上输入光伏电站发电计划曲线或直接输入光伏电站出力目标值进行控制的功能；

5）系统具有权限控制功能，所有的人工操作均有操作日志备查；

6）系统提供界面支持对系统参数配置的读取、修改、更新，包括通信参数、信

息点表、安全约束条件、死区范围、超时时间等；

7）系统提供对装置所有通信接口（串口、以太网口）的通信监视功能；

8）系统提供对以下各类事件和异常的报警功能，并提供历史事件的存储和查询功能：

通信故障；

装置运行工况，包括重启、电源故障、关机等；装置电源供电故障信息；

装置配置更改；升压站运行的重要事件或异常；光伏电站设备运行的重要事件或异常；控制模式自动切换；

控制闭锁及原因；各种人工操作。

9）系统提供对AGC功能可用率、AGC功能投入率投运率、AGC控制合格率、遥测量的平均值/最大值及发生时间/最小值及发生时间等进行统计计算，并提供方便的查询手段。

控制逆变器

若逆变器提供了相关控制接口，并网控制系统AGC模块具备针对各个逆变器

协调控制的功能，自动确定最优策略，要求逆变器具备的接口（含AVC接口）如

下：

名称

范围

量纲

说明

当前工作点设值

[经济运行工作点下限~经济运行工作点上限]逆变器最低限度应具备[30~100]的经济运行范围；最好能够做到[10~100]的经济运行范围

%

遥调

AGC接口

当前工作点

同上

%

遥测，和“当前工作点设值”配套。

其含义是允许逆变器输出的最大功率上限值，在特定的光照条件下，若逆变器最大有功输出能力大于该值，则需要自动限制输出；若逆变器最大有功输出能力小于该值，则满发

AGC接口

启停状态控制

遥控

AGC接口

启停状态

遥信，和“启停状态控制”配

名称

范围

量纲

说明

套

AGC接口

无功功率设值

逆变器最低限度有功功率满发的情况下，仍至少具备无功功率在[-0.3122*PN~0.3122PN]内自由调节的能力（0.95功率因数）；最好能做到有功功率满发的情况下[-0.4359*PN~0.4359PN]内自由调节的能力（0.9功率因数）

kVar

遥调

AVC接口正表示输出容性无功，负表示输出感性无功

无功功率

同上

kVar

遥测，和“无功功率设值”配套

AVC接口

逆变器输出无功功率实时值正表示输出容性无功，负表示输出感性无功

闭锁并网自动控

制总信号

闭锁信号为1，则闭锁对逆变器的AGC/AVC自动调节

有功功率

kW

逆变器输出有功功率实时值

2.3.2电压无功功率自动调节功能（AVC）

2.3.2.1系统功能

1）系统可将光伏电站并网点电压控制在与调度中心下发的AVC电压目标值偏差不超过母线电压调节死区范围，并实现光伏电站无功功率的就地平衡，母线电压调节死区范围可设置；

2）系统支持远方控制（闭环控制）和本地控制（开环控制）两种控制模式。

远方控制以调度中心下发的AVC电压目标值为目标，本地控制以调度中心下发的电压曲线、人工输入的电压控制曲线或电压目标值为目标进行自动跟踪；

3）系统可接收调度中心下发的AVC投退指令实现远方控制和本地控制的切换，也可人工切换控制模式；

4）当远方控制时，系统具备超时未收到调度中心控制指令报警并自动转为本地控制的功能，超时时间可设置；

5）系统能根据调度中心下发的AVC电压目标值，结合光伏电站逆变器、无功补偿装置、升压站的实时运行工况，考虑电网和设备的各种安全约束，采用一定的优化控制算法进行优化计算确定单台逆变器的无功功率输出目标值、无功补偿装置的无功功率输出目标值、主变分接头的升档/降档指令，并下发给光伏监控系统、无功补偿装置、升压站综自系统执行，实现统一协调控制；

6）系统考虑电网和设备的安全约束，提供安全约束校核功能，安全校核未通过将闭锁相应控制；

7）系统能提供对调度中心下发的AVC控制指令和自动电压控制装置下发控制指令的校核功能；

8）系统向调度中心提供的信息和控制接口包括以下内容：

遥信量：

AVC装置运行状态、AVC投入状态、增闭锁信号、减闭锁信号；遥测量：

光伏电站无功可调容量；

遥控量：

AVC投入（远方控制）、AVC退出（本地控制）；遥调量：

光伏电站AVC电压目标值。

2.3.2.2图形监控

10）系统提供实时监控功能，可以在图形上显示一次设备的实时运行数据，能够

在图形上显示AVC装置的投退状态、AVC功能的投退状态以及各种报警信号，能够在图形上直接进行AVC功能的投退；

11）系统可通过曲线、棒图、饼图等显示方式来观察数据的变化情况，多条曲线能用不同的颜色绘制在同一窗口中，所有曲线均图表合一，同时提供各种统计值的显示（平均值、最大值及发生时间、最小值及发生时间等）。

提供光伏电站并网点电压与目标值的实时和历史对比曲线、采集量的实时和历史趋势曲线等；

12）系统可通过监控工作站提供的人机界面实现人工切换控制模式；

13）系统提供在监控工作站上输入电压控制曲线或电压目标值进行控制的功能；

14）系统具有权限控制功能，所有的人工操作均有操作日志备查；

15）系统提供界面支持对系统参数配置的读取、修改、更新，包括通信参数、信息点表、安全约束条件、死区范围、超时时间等；

16）系统提供对装置所有通信接口（串口、以太网口）的通信监视功能；

17）系统提供对以下各类事件和异常的报警功能，并提供历史事件的存储和查询功能：

通信故障；

装置运行工况，包括重启、电源故障、关机等；

装置电源供电故障信息；

装置配置更改；

升压站运行的重要事件或异常；

光伏电站设备运行的重要事件或异常；

控制模式自动切换；

控制闭锁及原因；

各种人工操作。

18）系统提供对遥测量的平均值、最大值及发生时间、最小值及发生时间等统计计算功能。

2.3.3权限管理

用户说明：

系统用户目前分为三个等级：

1）管理权限

具有所有模块的所有功能的操作权限；

2）维护权限；

可以设置部分运行参数；

3）运行权限。

只具备浏览界面、以及一些简单的投退复归操作权限。

2.3.4计划曲线管理

1）计划曲线存储保存调度下发的有功、无功/电压指令，数据保留10年。

2）计划曲线显示具备报表和曲线方式显示每日计划曲线。

3）打印和导出支持打印计划曲线的功能，支持导出成为csv等常见文本格式。

3技术指标

3.1有功功率自动调节有功功率合格率：

应满足电网公司对有功功率限制的要求。

调节速率：

支持每分钟调节光伏电站装机容量10%功率变化速率的能力，电网公司要求变化时，可以升级满足要求。

调节变化率限制：

应满足电网公司的要求，使得AGC调节对系统的扰动在电网安全运行允许的范围内。

3.2电压无功自动调节电压无功合格率：

应满足电网公司对电压/无功控制的要求。

调节速率：

支持每分钟调节光伏电站总无功储备10%功率变化速率的能力，电网公司要求变化时，可以升级满足要求。

调节变化率限制：

应满足电网公司的要求，使得AVC调节对系统的扰动在电网安全运行允许的范围内。

3.3系统性能

系统硬件可靠性应大于99%

系统月可用率应大于99%

平均无故障时间MTBF总体大于20000小时

、技术资料及交付进度

1.1投标方应按照中国电力工业使用的标准及相应的代码、规则对图纸编号，并且提供的资料应使用国际单位制，语言为中文。

其中提供的图纸须同时提供电子文本电子文本格式为：

AutoCAD2004。

1.2资料的组织结构清晰、逻辑性强。

资料内容正确、准确、一致、清晰完整，满足工程要求。

1.3投标方资料的提交及时、充分，满足工程进度要求。

在技术协议签订时，给出全部技术资料和交付进度清单，并经招标方确认。

1.4投标方提供的技术资料一般可分为投标阶段，配合设计阶段，设备监造检验、施工调试试运、性能试验验收和运行维护等四个方面。

投标方须满足以上四个方面的具体要求。

1.5对于其它没有列入合同技术资料清单，是工程所必需文件和资料，一经发现，投标方应及时免费提供。

1.6招标方要及时提供与合同设备设计制造有关的资料。

1.7投标方提供的技术资料为12套，电子文本2套，如有修改按同样份数提供。

1.8完工后的产品应与最后确认的图纸一致。

招标方对图纸的认可并不减轻投标方关于其图纸的正确性的责任。

设备在现场安装时，如投标方技术人员进一步修改图纸，投标方应对图纸重新收编成册，正式递交招标方，并保证安装后的设备与图纸完全相符。

1.9最终资料提交后不得任意修改，设备到货后与所提资料不符所造成的返工和损失由投标方负责赔偿。

经确认的图纸资料应由投标方提交下表所列单位。

附表投标方提交的须经确认的图纸资料及其接收单位

提交图纸

资料名称

接收图纸单位名称、地址、邮编、电话

提交份数

提交时间

提交图纸

资料名称

接收图纸单位名称、地址、邮编、电话

提交份数

提交时间

认可图、最终图说明书试验报告（附电子文档）

1份

1）技术协议签订后5天内，投标方应提供认可图纸。

2）设计人员在收到认可图纸后7天内，应将经确认的1份图纸寄送给投标方。

3）投标方收到经确认的图纸7天内提出最终图

认可图、最终图说明书试验报告（附电子文档）

业主方

4份

三、技术服务、设计联络、工厂检验和监造

1.1技术文件投标方提供的技术文件应提供招标方所要求的性能信息，并对其可靠性和一致性负责，投标方所提供的技术文件（包括资料和数据）将成为合同一部分。

1.1.1投标时应提供的技术文件投标方应随投标书一起提供一般性技术文件，并且应是与投标产品一致的最新版本：

1）产品的技术说明书；

2）产品的型式试验报告和动模试验报告；

3）产品的鉴定证书和（或）生产许可证；

4）产品的用户运行证明；

5）产品的软件版本等。

1.1.2签约后提供设计用的技术文件

投标方应在签约后1周内向招标方提供设计用的技术文件：

1）产品的技术说明书；

2）风电场有功、无功自动控制系统结构图及说明；

3）组屏的正面布置图、屏内设备布置图、端子排图及图例说明；

4）屏体的安装尺寸图，包括屏的尺寸和重量、基础螺栓的位置和尺寸等。

在收到招标方最终认可图纸前，投标方所购买的材料或制造所发生的费用及其风险全由投标方单独承担。

生产的成品应符合合同的技术规范。

招标方对图纸的确认并不能解除投标方对其图纸的完善性和准确性应承担的责任。

设计方在收到图纸后1周内返回主要确认意见，并根据需要召开设计联络会。

投标方在提供确认图纸时必须提供为审核该张图纸所需的资料。

招标方有权要求投标方对其图纸中的任一装置任一部件作必要修改，在设计图纸完成之前应保留设计方对投标方图纸的其他确认权限，而招标方不需承担额外费用。

1.1.3设计确认后应提供的技术文件在收到确认意见后，投标方应在规定时间内向招标方提供下列技术文件：

1）1.1.2所列的修改后的正式技术文件；

2）风电场有功、无功控制系统结构及图例说明，屏内部接线图及其说明（包括屏内布置及内部端子排图）；

3）软件版本号和校验码；

4）产品的使用说明书；

5）通信规约和解释文本及装置调试软件和后台分析软件，以便不同系统间的联调。

1.1.4设备供货时提供的技术文件

设备供货时提供下列技术文件和资料：

1）设备的开箱资料清单；

2）产品的技术说明书、使用说明书和组屏图纸；

3）出厂调试试验报告；

4）产品质量检验合格证书；

5）合同规定的出厂验收试验报告和动模报告等。

1.1.5技术文件的格式和分送要求。

1）全部图纸应为A4幅面，并有完整图标，采用国标单位制。

2）提供的技术文件除纸质文件外，还应包括一份电子文档，并提供可供修改的最终图纸电子文件（图形文件能够被PC机AutoCAD2004版支持）。

1.2设计联络会议

1）若有必要，投标方应配合招标方进行设计联络会议。

设计联络会议内容如下：

（1）投标方应对修改后的供确认的资料和图纸进行详细的解释，并应解答招标方对这些资料和图纸所提的问题，经过共同讨论，招标方给予确认，以便投标方绘制正式图纸提供给招标方。

（2）投标方应介绍合同产品已有的运行经验。

（3）投标方应提供验收大纲，工程参数表。

2）会议需要签订会议纪要，该纪要将作为合同的组成部分。

1.3工厂验收和现场验收要求满足国家电网公司企业标准中关于工厂验收（现场）的规范。

1.4质量保证

1.4.1投标方应保证制造过程中的所有工艺、材料、试验等（包括投标方的外购零部件在内）均应符合本规范的规定。

若招标方根据运行经验指定投标方提供某种外购零部件，投标方应积极配合。

投标方对所购配套部件设备质量负责，采购前向招标方提供主要元器件报价表，采购中应进行严格的质量检验，交货时必须向招标方提供其产品质量合格证书及有关安装使用说明书等技术文件资料。

1.4.2对于采用属于引进技术的设备、元器件，投标方在采购前应向招标方提供主要进口元器件报价表。

引进的设备、元器件应符合引进国的技术标准或IEC，当标准与本规范有矛盾时，投标方应将处理意见书面通知招标方，由买卖双方协商解决。

假若投标方有更优越或更为经济的设计和材料，足以使投标方的产品更为安全、可靠、灵活、适应时，投标方可提出并经招标方的认可，然而必须遵循现行的国家工业标准，并且有成熟的设计和工艺要求以及工程实践经验。

1.4.3双方签订合同后，投标方应按工程设计及施工进度分批提交技术文件和图纸，必要时，买卖双方尚需进行技术联络，以讨论合同范围内的有关技术问题。

1.4.4投标方保证所提供的设备应为由最适宜的原材料并采用先进工艺制成、且未经使用过的全新产品；保证产品的质量、规格和性能与投标文件所述一致。

1.4.5投标方提供的设备运行使用寿命应不小于25年。

1.4.6投标方保证所提供的设备在各个方面符合招标文件规定的质量、规格和性能。

在合同规定的质量保证期内（设备SAT后5年），投标方对由于产品设计、制造和材料、外购零部件的缺陷而造成所供设备的任何破坏、缺陷故障，当投标方收到招标方的书面通知后，投标方在48小时内免费负责修理或更换有缺陷的设备（包括运输费、税收等），以达到技术规范的要求。

质保期以合同商务部分