光伏电站AGCAVC子站技术规范V1.docx

1、光伏电站AGCAVC子站技术规范V1电网光伏电站自动有功/电压无功控制（AGC/AVC）子站技术规2013年6月1. 围1.1本技术规为接入电网的光伏电站实施自动有功/电压无功控制子站的相关技术规，容包括控制方式、设备配置、软件功能、接口方式等其它事项。2. 规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。 GB/T 19964-2012 光伏发电站接入电力系统技术规定 Q/GDW 617-2011 光伏电站接入电网技术规定 DL/T 634.5101 2002 远动设

2、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 325 89 电力系统电压和无功电力技术导则 DL 755 2001 电力系统安全稳定导则3. 术语和定义下列术语和定义适用于本规。 3.1光伏发电站升压站（简称：升压站）在光伏发电站，将一批逆变器发出的电能汇集后升压送出的变电站。3.2光伏

3、发电站集电线路（简称：集电线路）在光伏发电站，连接逆变器的架空（电缆）线路。一般为T接线路。3.3 SVC/SVG装置SVC是静止式动态无功补偿装置,能够输出感性和容性无功，在一定围连续可调；SVG是静止式无功发生器，采用全控型电力电子器件组成的桥式变流器来进行动态无功补偿的装置，可从感性到容性连续调节。3.4 自动发电控制 Automatic Generation Control （AGC）自动发电控制（ Automatic Generation Control, 下简称 AGC ）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， 自动闭环控制发电设备的有功输出

4、。 3.5自动电压控制 Automatic Voltage Control （AVC）自动电压控制（ Automatic Voltage 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。 3.6 光电功率预测 Photovoltaic Power Forecasting以光伏发电站的历史功率、光照、温度、地形地貌以及数值天气预报、逆变器运行状态等数据建立光伏发电站输出功率的预测模型，以光照、温度等数值天气预报数据作为模型的输入，结合逆变器的设备状态及运行工况，得到光伏

5、发电站未来的输出功率；预测时间尺度包括短期预测和超短期预测。3.7 AGC/AVC 主站 AGC/AVC masterstation 简称主站，指设置在调度（控制）中心，用于 AGC和AVC 分析计算并发出控制指令的计算机系统及软件。 3.8 光伏发电站AGC/AVC子站 AGC/AVC Slavestation 光伏发电站AGC/ AVC子站(AGC/AVC Slavestation ,以下简称子站)，指运行在光伏发电站就地的控制装置或软件，用于接收、执行调度AGC/AVC主站的有功和电压控制指令，并向主站回馈信息。3.9 逆变器监控系统 Inverter Control System在光伏

6、发电站对各逆变器进行监控的自动化系统，其可以采集各逆变器的运行状态和实时数据，并转发到AGC/AGC子站；同时可以接收AGC/AVC子站下发的有功无功控制指令，并发送到各逆变器。4. 总则4.1光伏发电站AGC/AVC子站安装在升压站安全I区，与升压站监控系统、逆变器监控系统、SVC/SVG装置等设备通讯获取实时运行信息，从调度AGC/AVC主站接收有功和电压的调节指令，计算后向逆变器监控系统、SVC/SVG装置等发送控制指令。4.2 光伏发电站AGC/AVC子站的控制设备对象主要包括：逆变器、SVC/SVG装置、独立并联电容器、独立并联电抗器、主变分接头。4.3 光伏发电站AGC/AVC子站

7、应为一体化集成设备，在同一套软硬件平台上实现光伏发电站的AGC和AVC的自动控制功能；AGC与AVC控制功能应在逻辑上各自独立，可以分别投入或退出。4.4 光伏发电站AGC控制功能以升压站送出线路总有功功率为控制目标，子站可以接收调度主站实时下发的总有功功率设定值，并应考虑光伏发电站各逆变器有功出力的均衡合理。4.5 光伏发电站AVC控制功能以升压站高压侧母线电压为控制目标，子站可以接收调度主站实时下发的高压侧母线电压设定值；子站应同时兼顾逆变器机端电压在正常围的控制目标，并应考虑光伏发电站各种控制对象无功出力的均衡合理。4.6 光伏发电站AVC控制功能应充分利用逆变器的无功出力，在满足电压控

8、制要求的基础上，尽量保留SVC/SVG装置的动态无功储备。4.5当光伏发电站子站正常接收调度主站下发的有功和电压控制目标时，能够自动控制光伏发电站各种控制对象，追随调度主站下发的有功和电压控制目标；当子站与调度主站通信中断时，能够按照就地闭环的方式，按照预先给定的有功计划曲线和高压侧母线电压计划曲线进行自动控制。5. 硬件配置5.1AGC/AVC子站的硬件应遵循标准化和开放性的原则配置，子站应包括计算控制设备、历史存储设备、串口接入设备、网络交换机和人机工作站等设备，除人机工作站外，其他设备均应集中组屏。5.2 计算控制设备应采用成熟可靠的服务器或工业嵌入计算机，应采用双机冗余配置，主机故障时

9、自动切换到备机。5.3 子站应配置千兆网络交换机，用于连接子站设备，并完成与其他站其他系统的数据通信，以及子站与调度主站的数据通信。5.4 串口接入设备用于与SVC/SVG装置进行通信，可以接入的串口类型应包括232/422/485，串口通信波特率等参数可设置。5.5 人机工作站主要用于光伏发电站控制子站的运行监视和日常维护。5.6 应配置历史数据存储设备，可以配置独立的历史存储设备，也可以在计算控制设备或人机工作站上存储历史数据。5.7 配置的硬件设备应满足电力系统二次安全防护要求。5.8 配置的硬件设备应满足光伏发电站已有规划的各期工程投产后，对全站进行自动控制的容量和性能要求。6. 控制

10、对象和通信接口6.1. 逆变器6.1.1. 控制模式子站对逆变器的有功/无功控制应支持以下2种方式： 控制单台你逆变器的无功：控制方式包括设定逆变器无功的出力值或功率因数。 控制成组逆变器的无功：控制方式为设定成组逆变器的总有功、总无功出力值。6.1.2. 通信接口光伏发电站子站与1套或多套逆变器监控系统进行通信，通信接口应优先采用网络TCP/IP通信方式和104规约，至少具备网络MODBUS(TCP/IP)或OPC通信接口。通信数据容如下：a) 子站下发设定值序号名称备注1遥调单台逆变器无功值（功率因数）单机控制模式2单台逆变器有功值3成组逆变器有功值成组控制模式4成组逆变器无功值5遥控单台

11、逆变器启停控制1开机、0停机b) 子站接收数据序号名称备注1遥测各逆变器机端电压三相电压2各逆变器有功3各逆变器无功1遥信各逆变器并网状态1并网、0脱网2各逆变器闭锁状态1闭锁、0正常 6.2. SVC/SVG装置6.2.1. 控制模式子站向SVC/SVG等动态无功补充装置同时下发电压上、下限值和无功指令值，SVC/SVG装置应能够实现无功和电压的协调控制，控制模式如下：a) 当采集母线的实时电压在下发的电压上下限围之时，SVC装置按照接收的无功指令进行无功出力调节；b) 当采集母线的实时电压在下发的电压上下限围之外时，SVC装置自主调节设备无功出力，把电压控制在上下限值围。6.2.2. 通信

12、接口子站与SVC/SVG装置通信接口应优先采用网络TCP/IP通信方式，104规约。至少具备232/485串口方式、CDT或Modbus规约，通信数据容如下：a) 子站下发数据序号名称备注1遥调电压上限值2电压下限值3无功设定值b) 子站接收数据序号名称备注1遥信SVC/SVG投运信息0未投运，1投运2SVC/SVG闭锁信息0未闭锁，1闭锁6.3. 升压站监控系统6.3.1. 电容器控制模式当光伏发电站配置独立于动态无功补偿装置的电容器或电抗器时,子站可以采用遥控分合电容/抗器开关的方式，进行控制。6.3.2. 分接头控制模式当光伏发电站升压站配置有载调压变压器时,子站可以采用遥控升/降分接头

13、开关的方式，进行控制。6.3.3. 通信接口光伏发电站子站与升压站监控系统优先采用网络TCP/IP通信方式，104规约进行通信。至少应具备232/485串口方式、101或CDT规约，通信数据容如下。a) 风场子站下发控制命令序号名称备注1遥控各主变分头升遥控如分头有载调压2各主变分头升遥控3各独立电容/抗器开关合遥控如有独立电容器/抗器4各独立电容/抗器开关分遥控b) 升压站监控系统发送：序号名称备注1遥测各条集电线电流2各条集电线有功3各条集电线无功4高压侧出线有功5高压侧出线无功6高压侧母线电压三相、三线7低压侧母线电压三相、三线8主变高、低压侧有功主变高、低压侧无功9SVC/SVG无功1

14、0主变分头档位1遥信低压侧母线PT断线故障信号2低压侧母线单相接地故障信号主变分接头保护闭锁信号3主变高、低压侧开关刀闸状态4各集电线开关刀闸状态5SVC/SVG开关刀闸状态6送出线路开关刀闸状态6.4. 调度主站子站与调度主站通信的数据通过升压站监控系统进行转发，通信数据容如下。a) 调度主站下发控制命令：序号名称备注1遥调高压侧母线电压目标值5位指令编码值，格式见附件12高压侧母线电压参考值3送出线路总有功目标值4送出线路总有功参考值5遥控子站AGC投入闭环6子站AVC投入闭环b) 子站上送数据序号名称备注1遥测全站实时可增无功2全站实时可减无功3全站实时可增有功4全站实时可减有功1遥信子

15、站AGC运行状态1正常 /0异常2子站AGC控制状态1远方控制/0就地控制3子站AVC运行状态1正常 /0异常4子站AVC控制状态1远方控制/0就地控制除上述数据外，子站可以以文件方式接收调度主站下发的日有功计划曲线和日电压计划曲线。当调度主站需要时，子站从逆变器监控系统、SVC/SVG装置所采集的数据，可以实时转发到调度主站。7. 软件功能1) 全站监视功能：应能提供直观的图形化方法，对光伏发电站包括各期逆变器、箱变、集电线、升压变在的全部电气设备的运行状态进行监视。2) 人工设置功能：应提供软件界面支持运行人员输入送出线路总有功目标值、送出线路总有功计划曲线、高压侧母线电压目标值，高压侧母

16、线电压计划曲线；具有人工投入/退出AGC/AVC子站的功能；具有人工修改各种控制参数的功能。3) 数据存储功能，可存储采集的数据点并形成历史数据库，用于绘制趋势曲线和形成报表，历史数据可存储一年以上。4) 运行监视功能，能方便地监视子站系统的运行工况，母线电压、逆变器有功功率/无功功率、开关状态、设备运行状态，监视子站与其他系统、调度主站的通信状态。当出现异常时进行报警。5) 就地自动控制功能：应具备就地AGC/AVC自动控制功能。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，子站应报警应并自动切换到就地控制模式；当与主站通信恢复或主站指令恢复正常时，可以自动切换或人工切换

17、为主站远方自动控制。6) 报警处理功能：子站系统运行异常或故障时能自动报警，停止指令下发，并存入事件记录。7) 计算统计功能：对遥测量进行最大值/最大时、最小值/最小时等统计，具有本地的有功/电压控制投入率和合格率统计功能。8) 事件记录功能：可对AVC子站告警、闭锁原因、人员操作等形成事件记录。9) 具备和升压站监控系统统一时钟对时功能。10) 权限管理功能：所有操作带权限管理功能，操作前进行权限校验，操作信息存入事件记录，保证操作安全。11) 软件应成熟可靠、并能方便维护和扩充。8. AGC控制策略1) 当子站接收到的当前有功计划值小于光伏发电站当前出力时，执行降低总有功出力的控制，能综合

18、考虑各逆变器的运行状态和当前有功出力，按照等裕度或等比例等方式，合理进行有功分配。 2) 当子站接收到的当前有功计划值大于光伏发电站当前出力时，执行增加总有功出力的控制，能综合考虑各逆变器的运行状态和有功出力预测值，按照等裕度或等比例等方式，合理进行有功分配。3) 子站应能够对光伏发电站有功出力变化率进行限制，具备1分钟、10分钟调节速率设定能力，以防止功率变化波动较大对电网的影响。变化率限值参考GB/T 19964-2012风电场接入电力系统技术规定。4) 具备接收主站下发的紧急切除有功指令功能。在紧急指令下，在指定的时间全站总有功出力未能达到控制目标值时，子站可以采用向逆变器下发停运指令，

19、或者通过遥控指令拉开集电线开关等方式，快速切除有功出力。5) 当升压站高压侧采用多分段母线时，能够分别接收不同母线所连接的送出线总有功设定值指令。9. AVC控制策略1) 在电网稳态情况下，应充分利用逆变器的无功调节能力来调节电压，当逆变器无功调节能力不足时，考虑SVC/SVG装置的无功调节。在保证电压合格基础上，SVC/SVG装置应预留合理的动态无功储备。2) 在电网故障情况下，SVC/SVG装置可以自主动作，快速调节无功使电压恢复到正常水平，暂态下SVC/SVG装置的动作响应时间应30ms。3) 当电网从故障中恢复正常后，子站应通过调节逆变器的无功出力，将SVC、SVG装置已经投入的无功置

20、换出来，使其置预留合理的动态无功储备。4) 子站应能协调站的逆变器和SVC/SVG装置，避免逆变器和SVC/SVG装置之间无功的不合理流动。5) 当升压站有多组SVG/SVC装置时，子站应协调控制各组SVC/SVG装置，各组装置之间不应出现无功不合理流动。6) 当全部无功调节能力用尽，电压仍不合格时，子站可以给出调节分头的建议策略或自动调节分头。7) 当升压站高压侧采用多分段母线时，能够分别接收不同的母线电压设定值指令。10. 安全闭锁 AVC控制功能应充分考虑光伏发电站各设备的安全，设备出现异常时应能自动报警并闭锁自动控制。10.1. 设备闭锁当出现以下情况之一者，子站应能自动识别设备故障，

21、自动闭锁该设备的AGC/AVC控制：1) 逆变器上送闭锁信号或脱网信号，闭锁该逆变器的AVC/AGC控制。2) 逆变器所连接集电线停运，闭锁该逆变器的AVC/AGC控制3) SVC/SVG装置停运或上送闭锁信号，闭锁该装置的AVC/AGC控制4) 低压母线电压量测值异常，闭锁该母线所连接SVC/SVG和逆变器的AVC/AGC控制5) 主变分接头滑档，或者分头上送保护闭锁信号，闭锁分头的AVC控制。10.2. 全站闭锁当出现以下情况之一者， 子站应自动闭锁全站AGC/AVC控制功能，并给出告警，正常后恢复调节。1) 送出线路有功量测值异常，闭锁全站AGC。2) 送出线路有功量测值波动过大，闭锁全

22、站AGC。3) 高压侧母线电压量测值异常，闭锁全站AVC。4) 高压侧母线电压量测值波动过大，闭锁全站AVC。5) 主站电压设定值指令异常，闭锁全站AVC。6) 与逆变器监控系统通信故障，闭锁全站AGC和AVC。7) 与升压站监控系统通信故障，闭锁全站AGC和AVC。8) 升压站全部主变退出运行，闭锁全站AGC和AVC。9) 光伏发电站与电网解列，闭锁全站AGC和AVC。11. 性能指标1） 可接入逆变器数量：1000台 2） 可接入SVC/SVG数量：4台3） 可接入升压站主变数量：4台4） 可接入高压侧分段母线数量：4组5） 接收主站AVC指令最小周期： 1分钟6） 接收主站AGC指令最小

23、周期： 30秒7） 子站AVC控制指令计算下发周期：15秒8） 子站AGC控制指令计算下发周期：15秒9） 全站总有功控制死区：5MW10） 330kV高压侧母线电压控制死区：0.5kV11） 110kV高压侧母线电压控制死区：0.3kV12） 35kV高压侧母线电压控制死区：0.2kV13） 主站电压指令控制到位时间：2分钟14） 主站有功指令控制到位时间：1分钟15） 历史记录保存时间：3年16） 平均无故障时间：25000小时17） 主机CPU平均占用率：25%18） 网络平均占用率：25%12. 附录12.1. 主站下发有功控制指令编码（待主站厂家补充）12.2. 主站下发电压控制命令

24、编码12.2.1. 编码方式共5位整数，说明如下： 最高万位为13循环，每轮指令循环变化，子站可以据此判定指令是否实时更新 后面4位为330kV/110kV/35kV高压侧电压浮点值*10。12.2.2. 命令示例1）第一轮：当前的参考电压为117.5，目标电压为116.5，下发指令值： “电压当前值”为11175（红色为循环码1；绿色为 参考值117.5*100） “电压目标值”为11165（红色为循环码1；绿色为 目标值116.5*100）2）第二轮，当前的参考电压为116.7，目标电压为115.4，下发指令值 “电压当前值”为21167（红色为循环码2；绿色为 参考值116.7*100） “电压目标值”为21154（红色为循环码2；绿色为 目标值115.4*100）3）第三轮：当前的参考电压为115.6，目标电压为114.3，下发指令值： “电压当前值”为31156（红色为循环码3；绿色为 参考值115.6*100） “电压目标值”为31143（红色为循环码3；绿色为 目标值114.3*100）4）第四轮最高位从1开始继续循环。