光伏电站AGC试验方案常联光伏0717

山西大同正泰光伏电站AGC 系统试验方案上海申贝科技发展有限公司2016 年 8 月2目 录1、 光伏电站基本信息 .31.1 逆变器系统信息 31.2 升压站信息 31.3 无功补偿系统信息 .31.4 主接线图附图 42、 信息交互 42.1 子站与主站通信点表 42.1.1 调度主站与子站通信接口及协议 42.1.2 调度 AGC/AVC 主站下发控制命令： .42.1.3 电站 AGC/AVC 子站上传遥测量： .52.1.4 电站 AGC/AVC 子站上传遥信量： .52.1 子站与逆变器通信点表 .52.2 子站与升压站监控系统通信点表 62.3.1 子站与升压站监控系统通信遥测点表 62.3.2 子站与升压站监控系统通信遥信点表 72.3.3 子站与升压站监控系统通信遥控点表 7子站与 SVC/SVG 通信点表 .83 系统及逻辑 93.1 系统通讯逻辑图 93.2 AGC 控制策略 .104 AGC 测试 .104.1 AGC 开环调试 10实验目标 .10实验条件 .10实验记录 .104.2 AGC 闭环调试 .11实验目的 .11实验条件 .11试验记录 .12AGC 控制功能 13调节速率 .13保护闭锁 .13通讯中断 .13目标合理性检查（越限） 14目标变化过大检查 145 运行指标 15传送性能 .15系统实时性 156 系统稳定性试验 .1531、 光伏电站基本信息1.1 逆变器系统信息厂家、数量、容量、型号、装机容量、投产时间是否具备接收远方有功/无功控制指令功能 接口及通信协议联系人及联系方式备注一期华为逆变器 2047 台，单台 40kW，型号为SUN2000，共计容量100MW,于 2016 年 6 月24 日并网具备 IEC104 周晓松139164842381.2 升压站信息序号 条目 信息1 升压站名称 正泰光伏电站2 升压站综自系统厂家 长源深瑞3 升压站综自系统接口及通信协议 网络 IEC1044 升压站综自系统联系人及联系方式 长园深瑞张赟：186355482205并网线路名称、概况及所接入对端变电站名称通过 110kV 正碾线接入 220kV 邵庄站6 主变情况台数： 1 台。主变电压变比：115/37分接头位置数： 9b7 集电线路回数9 主变低压侧系统概况系统额定电压：系统最高电压：系统短路电流：系统中性点接地方式： 1.3 无功补偿系统信息序号 条目 信息厂家 荣信型号 RSVG-15/35-TAOD容量 15Mvar数量 1接口及通信协议 Iec1041 SVG联系人及联系方式 吴工：133241220903 电容器 厂家 思源电气股份有限公司4型号 TBB35-9600/400 ACW容量 9.6Mvar数量 11.4 主接线图附图2、 信息交互2.1 子站与主站通信点表2.1.1 调度主站与子站通信接口及协议实时数据采集：采用 DL/T 634.5104-2009 规约，实现光伏电站实时功率数据、运行信息等数据的采集，交换频度为实时交换；有功/电压调节指令：采用 DL/T 634.5104-2009 规约，实现有功 /电压调节指令的交互，交换频度为实时交换。2.1.2 调度 AGC/AVC 主站下发控制命令：序号 遥调 核对记录0 AVC 出线电压目标值（110kV 正碾线） 1 AVC 出线电压参考值（110kV 正碾线） 2 AVC 当前目标出线组号值 3 AGC 有功功率目标值 52.1.3 电站 AGC/AVC 子站上传遥测量：序号 遥测 核对记录0 AVC 子站可增无功 1 AVC 子站可减无功 2 AVC 出线电压目标返回值（110kV 正碾线） 3 AVC 出线电压参考返回值（110kV 正碾线） 4 AVC 出线组号返回值 5 AVC 出线电压实测值（110kV 正碾线） 6 AVC 当前出线无功（110kV 正碾线） 7 AVC 当前出线电流（110kV 正碾线） 8 1#SVG 当前可增无功 9 1#SVG 当前可减无功 10 逆变器当前可增无功 11 逆变器当前可减无功 12 1#电容器当前投切次数 13 AGC 总有功出力（110kV 正碾线） 14 AGC 额定容量 15 AGC 指令返回值（110kV 正碾线） 2.1.4 电站 AGC/AVC 子站上传遥信量：序号 遥信 核对记录0 AVC 子站投退状态 1 AVC 子站运行状态 2 AVC 子站增无功闭锁 3 AVC 子站减无功闭锁 4 AGC 子站投退状态 5 AGC 子站运行状态 2.1 子站与逆变器通信点表逆变器 X 实发有功功率 (kW)逆变器 X 实发无功功率 (kVar)逆变器 X 无功可发上限 (kVar)逆变器 X 无功可发下限 (kVar)逆变器 X 有功功率控制指令反馈(kW)逆变器 X 无功功率控制指令反馈(kVar)模拟量对多个逆变器同样处理逆变器 X 停机逆变器 X 待机对多个逆变器同样处理逆变器 X 并网开关量逆变器 X 闭锁对多个逆变器同样处理6逆变器 X 远程逆变器 X 有功功率控制指令(kW)逆变器 X 无功功率控制指令(kVar)遥调量对多个逆变器同样处理2.2 子站与升压站监控系统通信点表2.3.1 子站与升压站监控系统通信遥测点表遥测信息序号 设备名称 遥测名 核对记录0 101 有功 1 101 无功 2 101A 相电流 3 101B 相电流 4110kV 正碾线1#主变 110kV 侧101C 相电流 5 301 有功 6 301 无功 7 301A 相电流 81#主变 35kV 侧档位 9 A 相电压 10 B 相电压 11 C 相电压 12 AB 线电压 13 BC 线电压 14110kV 出线CA 线电压 15 A 相电压 16 B 相电压 17 C 相电压 18 AB 线电压 19 BC 线电压 2035kV 母线CA 线电压 21 311 有功 22 311 无功 2335kV 集电线311 A 相电流 24 312 有功 25 312 无功 2635kV 集电线312 A 相电流 27 313 有功 28 313 无功 2935kV 集电线313 A 相电流 30 314 有功 31 314 无功 3235kV 集电线314 A 相电流 33 35kV 集电线 315 有功 734 315 无功 35 315 A 相电流 36 316 有功 37 316 无功 3835kV 1#SVG316 A 相电流 39 317 有功 40 317 无功 4135kV 1#电容器317 A 相电流 2.3.2 子站与升压站监控系统通信遥信点表遥信信息序号 设备名称 信息描述 核对记录0 101 开关位置 1 101-1 刀闸位置 2110kV 正碾线101-2 刀闸位置 3 301 开关位置 4 1#主变 301 手车工作位置 5 311 开关位置 6 35kV 集电线 311 手车工作位置 7 312 开关位置 8 35kV 集电线 312 手车工作位置 9 313 开关位置 10 35kV 集电线 313 手车工作位置 11 314 开关位置 12 35kV 集电线 314 手车工作位置 13 315 开关位置 14 35kV 集电线 315 手车工作位置 15 316 开关位置 16 316 手车工作位置 17 316-1 刀闸位置 1835kV 1#SVG316-线 0 刀闸位置 19 317 开关位置 20 317 手车工作位置 21 317-1 刀闸位置 2235kV 1#电容器317-线 0 刀闸位置 2.3.3 子站与升压站监控系统通信遥控点表遥控信息序号 设备名称 信息描述 核对记录0 1#主变 档位 1 1#电容器 317 开关位置 8子站与 SVC/SVG 通信点表运行故障就绪待机闭锁远程就地状态断路器位置运行方式开关量输入运行指令通道系统电压基准#X 无功补偿系统实发无功功率#X 无功补偿系统无功可调上限#X 无功补偿系统无功可调下限恒无功设定返回值恒电压设定返回值模拟量输入恒功率因数返回值#X 电压调节目标指令#X 无功调节目标指令模拟量输出指令说明：上表中提到的信息为最少要求，SVG/SVC 厂家可以根据自身系统的信息点表补充相关运行信息。93 系统及逻辑3.1 系统通讯逻辑图升压站监控系统 网络IEC104上传点表信息 下发控制指令上传点表信息上传点表信息下发控制指令AGC/AVC 系统SVG 系统逆变器下发控制指令省调 AVC 系统一平面数据网 二平面数据网规约为modbus规约采用IEC870-5-104协议规约采用IEC870-5-104协议主变档位10现场 AGC/AVC 系统与升压站监控系统通讯，由升压站监控系统给 AGC/AVC 提供电站系统的母线电压 、出线电压、电流及全场无功等电站信息，同时光伏监控系统和逆变器通讯，负责转发逆变器上送 AGC/AVC 的遥信遥测值和 AGC/AVC 下发给逆变器的控制指令。AGC/AVC 单独和 SVG 通讯，采集无功补偿装置的无功等信息，下发给 SVG 电压指令。3.2 AGC 控制策略由省调下发有功指令，AGC 系统将省调有功指令分解下发给各个光伏子阵的数采装置，数采装置收到有功指令后把有功目标平均分配到每个逆变器。本站每个光伏子阵的容量大约是 1000kW，系统默认每个光伏子阵的有功调节步长为 100kW。根据调度要求，本站 AGC调节速率设为 2.4MW/分钟。当主站指令要求增加有功出力时，AGC 系统对光伏子阵按有功出力与装置容量的比由小到大排序，按照调节速率逐个增加有功出力。当主站指令要求减少有功出力时，AGC 系统对光伏子阵按有功出力与装置容量的比由大到小排序，按照调节速率逐个减少有功出力。4 AGC 测试4.1 AGC 开环调试实验目标确保省调与电站的通信正常。省调可以正确接收电站通信管理终端上送的相关 AGC运行信息，且可以正确下发 AGC 指令。实验条件调度端：1. 省调 EMS 系统已经与 AGC/AVC 控制管理终端完成通信，规约采用 IEC870-5-104 协议。2. 省调可以采用手动方式通过与电站建立的通信通道下发遥调（AO ）有功控制指令。下发遥调（AO）的数据信息类型同火电厂 AGC 控制指令。光伏电站：1. AGC/AVC 控制管理终端正常运行。2. AGC/AVC 控制管理终端与省调 EMS 系统通信正常。3. AGC/AVC 控制管理终端与逆变器系统通信正常。4. AGC/AVC 控制管理终端与升压站监控系统通信正常。11实验记录下行目标负荷精度测试上行信号测试测试结果信号类型当地显示 省调显示 偏差AGC 运行AGC 远方/ 就地AGC 投入/ 退出主变高压侧线路有功4.2 AGC 闭环调试实验目的电站全场有功负荷可以根据调度下发的有功控制指令，在当前光照条件允许的情况进行准确控制。在出现光照变化时，电站无法准确根据调度有功控制指令控制时，电站可以通过 AGC/AVC 控制管理终端，以报警方式上送增/ 减负荷闭锁信号。实验条件调度端：1. 省调 EMS 系统已经与 AGC/AVC 控制管理终端完成通信，规约采用 IEC870-5-104 协议。2. 省调 AGC 闭环控制建模的反馈负荷点为电站主变高压侧线路输出总有功，主站下发的电站总有功控制指令均是依据此负荷点给出。3. 省调已进行电站 AGC 建模，可以采用手动或自动方式通过与电站建立的通信通道下发遥调（AO）有功控制指令。下发遥调（AO）的数据信息类型同火电厂 AGC 控制指令。省调下发有功指令当地后台显示有功指令12光伏电站：1. 逆变器正常并网运行。2. 试验当天光照良好，根据当天情况，逆变器可以输出有功大于或等于额定装机容量的 60%。3. 逆变器系统可以接收电站总有功指令，自行根据逆变器运行情况调整逆变器有功，主变高压侧线路输出总有功达到电站总有功目标。4. 逆变器系统与 AGC/AVC 控制管理终端已经建立通信，并且可以接收并执行电站总有功指令。5. AGC/AVC 控制管理终端与升压站监控系统通信正常。试验记录省调与电厂 AGC 正常投入后，由现场试验人员通知省调监控系统值班员设定负荷控制目标，观察并纪录实际电站负荷响应情况、响应时间。按下表要求填写：闭环响应测试表试验次数设备类型初始有功 省调下发目标稳定有功 稳定偏差 调整时间逆变器系统1逆变器系统2逆变器系统313AGC 控制功能分配策略中调下发的有功指令转发给 AGC 控制系统，由 AGC 系统将指令分配到每台逆变器。测试步骤：1. 下发 AGC 指令（增有功）；2. 观察每个逆变器分得的目标是否是按照设定的比例，（每个逆变器在实测基础上的变化量）；3. 下发 AGC 指令（减有功）；4. 观察每个逆变器分得的目标是否是按照设定的比例（每个逆变器在实测基础上的变化量）；调节速率测试步骤：1. 投入全厂 AGC 软件，观察软件运行，无异常；2. 设定调节速率，1 分钟为装机容量的 1/10，10 分钟为装机容量的 1/3；3. 观察 AGC 软件下发的指令值及逆变器调节速率是否满足设定的速率。4. 调控过程过程中，曲线平直时间不超过 30 秒。保护闭锁测试步骤：触发逆变器自复归闭锁，下发全厂出力目标，观察当全厂目标还没有调节到位时，没有任何闭锁的装置正常调节，处于自复归闭锁的装置，此时不会进行调节，保持实测；通讯中断与主站通讯中断后，自动保持最后一次指令，AGC 退出；之后即使通讯恢复，14AGC 仍然保持退出模式，须人工投入。测试步骤：1. 主站发一次