第5部分第2篇第7分册：配电网自动电压控制（征求意见稿）.docx

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1、Q/CSG Q/CSG XXXXX 中国南方电网有限责任公司企业标准中国南方电网有限责任公司 发 布2022-XX-XX 实施南方电网云边融合智能调度运行平台体系化技术标准第5-2部分：智能应用协同控制第7分册：配电网自动电压控制（征求意见稿）2022-XX-XX发布Q/CSG XXX目 次前 言II1.范围12.规范性引用文件13.术语与定义14.总体原则及要求25.配网AVC技术要求26.主配AVC协同技术要求67.分布式电源控制技术要求78.数据网络安全防护要求89.性能与指标8附录A10附录B11附录C12III前 言为贯彻落实公司体系化、规范化、指标化目标，全面支撑以新能源为主体的新

2、型电力系统运行，承接公司数字化转型与数字南网建设任务，适应电网运行特征从计划性、集中式向开放共享、智能互动的方向转变，构建全面支撑电网安全运行和现货市场高效运营两大业务融合的智能调度运行平台，特制定南方电网云边融合智能调度运行平台（CEP）体系化技术标准。本次发布的体系化技术标准用于指导公司CEP云端系统、边缘端系统的建设。本体系化技术标准分为7部分27篇41分册，第1部分为体系及定义，共2篇，描述了总体架构和术语定义；第2部分为模型及接口，共3篇，描述了边缘集群与边缘网关的模型、协议及交互等要求；第3部分为云端系统，共5篇，描述了调度云平台、云端系统平台、云端应用、云端系统人机交互、云边数据

3、交互等要求；第4部分为边缘端系统，共5篇，描述了边缘集群、边缘网关技术要求及边缘网关应用开发、智能运维、即插即用等要求；第5部分为智能应用，共2篇，描述了各类智能应用技术等要求；第6部分为本质安全，共6篇，描述了云端和边缘端的本质安全技术等要求；第7部分为测试及检验，共4篇，描述了云端系统检验、边缘端系统检验、本质安全检测等要求。本体系化技术标准体系架构如下表所示：部分篇分册编号第1部分：体系及定义第1篇：总体架构和一般要求TS1.1第2篇：术语和定义TS1.2第2部分：模型及接口第1篇：边缘网关即插即用模型TS2.1第2篇：边缘网关即插即用接口及协议TS2.2第3篇：边缘集群接入TS2.3第

4、3部分：云端系统第1篇：调度云第1分册：基础资源即服务TS3.1.1第2分册：平台即服务TS3.1.2第3分册：数据即服务TS3.1.3第4分册：调度云平台与边缘集群协同交互TS3.1.4第2篇：云端系统平台TS3.2第3篇：云端应用开发TS3.3第4篇：云端系统人机交互TS3.4第5篇：云边数据交互TS3.5第4部分：边缘端系统第1篇：边缘集群 TS4.1第2篇：边缘网关TS4.2第3篇：边缘网关应用开发 TS4.3第4篇：边缘网关智能运维TS4.4第5篇：边缘网关即插即用 TS4.5第5部分：智能应用第1篇：预测及分析第1分册：人工智能系统负荷预测TS5.1.1第2分册：人工智能母线负荷预

5、测TS5.1.2第3分册：人工智能新能源功率预测TS5.1.3第4分册：基于区块链的分布式能源交易TS5.1.4第5分册：云边融合统一优化模型TS5.1.5第2篇：协同控制第1分册：电化学储能自动调频控制TS5.2.1第2分册：新能源有功功率自动控制TS5.2.2第3分册：充电设施云边协同自动控制TS5.2.3第4分册：微电网云边协同自动控制TS5.2.4第5分册：可调节负荷云边协同自动控制TS5.2.5第6分册：虚拟电厂云边协同自动控制TS5.2.6第7分册：配电网自动电压控制TS5.2.7第8分册：云边协同控制TS5.2.8第6部分：本质安全第1篇：本质安全技术导则TS6.1第2篇：云端系

6、统本质安全TS6.2第3篇：边缘网关本质安全TS6.3第4篇：边缘集群本质安全TS6.4第5篇：数据安全TS6.5第6篇：基于区块链的数据应用和传递TS6.6第7部分：测试及检验第1篇：云端系统检验TS7.1第2篇：边缘网关检验TS7.2第3篇：边缘集群检验TS7.3第4篇：本质安全检测TS7.4本技术标准是该系列的第5部分第2篇第7分册。请注意本文件的某些内容可能涉及专利，本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由中国南方电网有限责任公司标准化部归口管理。本文件由中国南方电网电力调度控制中心提出、编制和负责解释。本文件起草单位：中国南方电网电力调度控制中心。本文件参加单位：本文件主要起草

7、人员：本文件在执行过程中的意见或建议反馈至中国南方电网有限责任公司标准化部（广东省广州市黄埔区科翔路11号南网科研基地，510663）。南方电网云边融合智能调度运行平台体系化技术标准第5-2.7部分：配电网自动电压控制（征求意见稿）1. 范围本技术标准规定了CEP配电网自动电压控制的技术路线、技术原则等要求。本技术标准适用于南方电网CEP框架下配电网自动电压控制的规划、设计、建设等工作。本技术标准涉及的控制对象，主要是10kV、380V/220V调压设备及无功补偿装置，以及通过低压380/220V或10kV并网的分布式电源或其聚合体。2. 规范性引用文件下列文件中的条款通过本技术标准的引用而成

8、为本技术标准的条款。凡是标注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本技术标准。凡是不标注日期的引用文件，其最新版本适用于本技术标准。GB/T 22239-2019 网络安全等级保护基本要求GB/T 36572-2018 电力监控系统网络安全防护导则DL516-2017 电力调度自动化系统运行管理规程DL/T 1707-2017 电网自动电压控制运行技术导则DL/T 1773-2017 电力系统电压和无功技术导则DL/T 5003-2017 电力系统调度自动化设计技术规程DL/T 597-2017低压无功补偿控制器使用技术条件Q/CSG 1203032-2017

9、 中国南方电网自动电压控制（AVC）技术规范3. 术语与定义TS1.2界定的以及下列术语和定义适用于本技术标准。3.1 自动电压控制 Automatic voltage control （AVC） 应用计算机系统、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。3.2 配网自动化主站Master station of distribution network automation 配电网自动化系统布置在控制中心内,对采集到的配电网运行数据进行加工、处理,为调度人员提供配电网运行监视和远方控制与调节的人机界面计算机子系统。3.

10、3 边缘节点 Edge node边缘节点指在靠近用户的网络边缘侧构建的业务平台，提供存储、计算、网络等资源，将部分关键业务应用下沉到接入网络边缘，以减少网络传输和多级转发带来的宽度和时延损耗。3.4 边缘网关边缘网关是部署在网络边缘侧的网关，通过网络联接、协议转换等功能联接物理和数字世界，提供轻量化的联接管理、实时数据分析及应用管理功能。3.5 配网AVC系统 DMS AVC system安装在配电网自动化系统中的计算机系统及软件，用于完成自动电压控制（AVC）分析计算和优化，并发出控制调节指令到配网AVC控制单元，同时接收控制单元的反馈信息。3.6 分布式电源 Distributed gen

11、eration本技术标准所指分布式电源，是指通过10kV或者通过220/380V并网的分布式电源或其聚合体，总体容量应不低于1MW，并已直接接入配网主站系统。3.7 配网AVC控制单元DMS AVC Control Unit配网AVC控制单元指的是具备电压无功调节能力，能够与配网AVC系统进行信息交互，能够接收、解析并执行配网AVC的控制指令，并将控制信息反馈给配网AVC系统的边缘网关控制器、分布式电源或其聚合体的就地控制系统。4. 总体原则及要求4.1 控制原则配网AVC系统应遵循GB/T 31464规定的“分层分区、就地平衡”的无功补偿原则进行自动无功电压控制，避免无功的远距离传输避免产生

12、用户侧电压波动。4.2 控制目标配网自动电压控制，是指在正常运行情况下，通过实时监视配电网无功/电压情况，进行在线优化计算，分层分区调节控制配网无功补偿装置、配变及分布式电源，对各节点的无功补偿可控设备实现最优闭环控制，在满足全网安全电压约束条件下优化无功潮流运行，达到电压优质和网损最小的控制目标，实现配电网电压无功安全、稳定、高效、智能的运行目标。配网AVC控制目标有：a) 提高配网低端电压质量/电压合格率b) 降低配网系统网损/提高功率因数合格率c) 实现电压无功调节的自动控制，降低调度员的劳动强度d) 实现无功设备的科学、高效利用，减少动作次数e) 实现电压无功集中控制4.3 控制对象随

13、着配电网自动化建设的深入，以及分布式电源的大量接入、新设备推广应用，配网AVC的主要调节手段包括：a) 配网可调配变b) 配网线路/馈线上的调压装置、低压侧无功补偿装置c) 配网分布式电源通过对上述配网管辖范围内可调配变、线路或者馈线调压装置、低压侧无功补偿装置，以及设备间的协调控制来实现配网AVC的控制目标4.4 配置原则配网主站的电力调度机构应按要求具备配网AVC系统功能，宜采用与常规AVC系统一体化方式配置从而实现主配协同控制；各配网内配变、无功补偿装置应具备远程控制功能，各分布式电源应具有接受配网DMS下发控制值或者上下限值的功能。5. 配网AVC技术要求5.1 建模维护建模维护应满足

14、以下要求：a) 能够直接或以符合IEC 61970标准的接口方式从DMS系统获取电网网络模型，AVC功能所使用的电网网络模型必须与电网分析的网络模型一致；b) 能够依据网络模型描述的设备关系，自动导入、关联由SCADA系统提供用于AVC控制所必需的量测和保护信息；c) 具备自动生成AVC所需模型、数据以及相关画面的建模功能；d) 能够按照规则自动生成电压考核点和功率因数考核点，并可人工修改；e) 支持定义分时段考核点无功（功率因数）、电压的运行限值，时段数应满足96段或288段；f) 具备离线建立AVC控制模型的功能，建模过程不影响AVC的实时控制。具备控制模型、控制参数的校核功能，确保模型和

15、参数的正确性。禁止发布未通过校核的模型与参数；g) 具备设置AVC各项参数的功能，能够修改设备安全控制策略。5.2 控制区域划分馈线范围内控制区域划分应满足以下要求：a) 根据馈线内设备的实时拓扑关系，按自动化开关来划分各个控制区域。规定控制区域中如果包含可调设备(可调配变、可调配网低压无功补偿装置、可调分布式电源等) 则为自治控制区域，不含可调设备的区域为非自治控制区域。自治控制区域内所有电压无功的越限可通过该区域内的可调设备进行调节。b) 自治控制区域按如下原则划分:1) 馈线上两个自动化开关间隔内如果包含可调设备(可调配变、配网低压无功补偿装置、可调分布式电源等)，则为一个独立的自治控制

16、区域2) 馈线上从分支自动化开关到线路末端如果包含无功可调设备(可调配变、配网低压无功补偿装置、可调分布式电源等) 则为一个独立的自治控制区域。c) 实时连接馈线内不在自治控制区域内的设备集合形成非自治控制区域，非自治控制区域不包括可调设备。非自治控制区域电压越限和馈线功率因数越限也通过自治控制区域内的设备进行调节。d) 当分区个数或边界发生变化时，可自动给出告警信息；e) 分区的启动方式应包括周期启动、拓扑变化启动和人工启动；f) 可以直观的方式自动展示AVC控制区域划分的结果。5.3 运行监视实现对电网当前无功电压信息进行监视，并以直观的方式展示监视结果，至少包括：a) 监视范围包括馈线的

17、无功电源与无功负荷、控制区域的无功电源与无功负荷、馈线各考核点的电压、无功及功率因数等，能根据参数设置在有关监视目标越限时给出告警；b) 能根据SCADA数据，实时统计所辖电网全系统、各馈线、各控制区域的无功备用，并进行分层分类统计，能根据参数设置在无功备用不足时告警并提示。c) 能实时显示控制设备对于控制目标曲线的追随情况，能够分时段（如日、月等）统计各馈线的控制成功率或命令跟踪成功率。d) 对于所有监视信息可以按馈线控制区域进行分区显示；e) 可实时监视控制分布式电源的实时运行信息，包括分布式电源当前有功、当前无功、无功备用、远方就地信号、增减无功闭锁信号等；f) 可实时监视无功设备的运行

18、信息，包括各种无功补偿装置的当前无功、增减无功闭锁信号等，当前投运、退出及可投切的离散无功补偿装置，有载配变变压器分接头档位，连续无功补偿装置当前无功等；g) 可实时监视AVC控制策略、控制时间、策略依据、预控评估结果以及站控制命令执行状态；h) 可以实时监视当前 AVC 系统的运行工况，包括当前控制工作状态（开环/闭环/闭锁）、数据采集的刷新周期、优化策略计算的周期等；i) 可实时监视分布式电源的运行工况，包括当前运行状态（投入/退出/闭锁）、当前控制模式（远方控制/就地控制）等。j) 运行监视界面应符合用户使用习惯，投入退出、解闭锁界面宜采用特殊展示形式，避免人为误操作。k) 当AVC策略

19、用尽电压仍越限时，应以直观方式展示告警信息，宜提供可选的建议策略。5.4 电压计划曲线电压计划曲线应满足以下要求：a) 具备从DMS导入或手工录入电压限值曲线（包括上限曲线和下限曲线，下同）的功能；b) 具备修改电压曲线的功能，并能够通过SCADA下发电压曲线；c) 可根据历史电压曲线自动生成默认电压控制曲线；d) 可依据电压曲线进行无功电压控制决策，使得母线电压运行在曲线带宽范围内；e) 可按日期类型设置不同的电压曲线，如工作日，节假日、休息日等。5.5 无功电压控制能根据电网的实时状态给出控制策略，并实现策略的闭环控制。所给出的控制策略符合无功分层分区就地平衡的原则，并能支持分时段控制策略

20、，包括监控单元内电压校正策略、区域无功无功优化策略等。5.5.1 控制模式AVC支持以下控制模式，可通过人工切换：a) 开环控制：给出控制策略供运行方式分析使用，不下发控制命令；b) 闭环控制：给出控制策略，并通过SCADA系统下发遥控遥调命令。5.5.2 配网设备协调控制原则当同一自治区域内，存在多种可调设备时，在配网设备协调控制时，需要充分考虑调节成本和运行效果来实现良好的控制效果和较小的调节成本。设备协调控制应遵循以下原则：1) 正常情况下，需要通过控制低压配电无功补偿装置和分布式电源的无功功率来解决电压和无功越限问题。如果不能解决问题，在判定此自治区域无功裕度合理的情况下调节有载调压变

21、压器。2) 低压配电无功补偿装置和分布式电源协调原则：根据电压无功需求、低压配电无功补偿装置和分布式电源的无功调节能力，分别下发电压目标指令给低压配电无功补偿装置和分布式电源，进行电压校正。3) 低压配电无功补偿装置同时存在连续和离散装置时，连续和离散无功补偿装置的协调控制原则替换原则：实时监测连续无功补偿装置实时无功出力及其运行信息、相关的离散无功补偿装置的运行信息，当连续无功补偿装置实时无功出力达到离散无功补偿装置容量时，通过投入对应的离散无功补偿装置来替换连续无功补偿装置出力，使连续无功补偿装置保持最大的备用容量，实现离散无功补偿装置与连续无功补偿装置的协调控制。最终使系统内保持最大的无

22、功备用，防止电压急剧变化对电网的影响，保证电网的安全。5.5.3 AVC控制策略以下控制策略控制范围为馈线范围，区域为馈线内的控制区域，控制单元为各控制区域内的各个控制单元。控制策略包括控制单元级控制策略和区域控制策略。控制单元级控制策略是实现控制单元内电压合格以及功率因数合格的必要手段。控制单元控制方式有：a）配网调度远方控制方式：配网AVC向控制单元下发目标值（电压、无功或者功率因数）或者电压计划曲线、功率因数计划曲线，控制单元根据该目标值，按照一定的控制策略，调节控制单元内的可调设备，使控制单元电压或者无功出力向目标值逼进，完成控制单元 AVC 控制。b）就地控制方式：控制单元在就地控制

23、模式下，根据设定的电压计划曲线、功率因数计划曲线、或者控制单元按照自身的控制策略进行调节。控制单元级控制策略满足以下要求：a) AVC应具备基于类似九区域图原理（或其扩展）进行控制单元级控制决策的功能，并能以配置的方式实现各区域(指九区域图中的区域)控制规则的人工定制，除可按系统进行各区域控制规则的定制外，还可针对指定的控制单元进行单独定制；b) 为兼顾馈线区域控制目标的实现，在馈线范围内考虑控制约束条件，协调馈线范围内区域内各控制单元的控制，实现无功的分层分区平衡，控制单元级控制策略必须受区域控制策略的协调；控制单元级控制策略能通过组合动作策略解决单一策略过调的情况；c) 当电压越限时，应优

24、先进行电压校正控制使电压恢复正常范围；区域控制策略是在控制区域范围内综合考虑约束条件，协调区域内各控制单元控制策略，降低调节动作次数，实现馈线出线开关功率因数合格、电压合格、无功分层分区就地平衡的必要手段。区域控制策略满足以下要求：a) 区域控制策略可以采取供区协调优化控制策略或基于专家规则的控制策略，但应优先从电源末端向电源首端无功逐级就地平衡，再由电源首端向低电源末端进行电压调节，支持以配置的方式实现区域控制规则的人工定制；b) 区域控制策略能通过协调上游变压器分接头的动作和监控点控制策略，降低所供电区域的设备动作次数；c) 在网络模型参数准确性、量测精度、调度员潮流准确性满足要求的前提下

25、，宜采取基于优化潮流算法的区域控制目标；d) 以控制区域为对象计算控制策略，单一控制区域的异常不影响其他正常区域的控制。e) 具备控制策略计算失败应对措施，应以直观方式展示告警信息，宜保持上次计算成功的控制策略。5.5.4 控制闭锁AVC闭锁是指运行条件触发安全策略，AVC自动暂停控制，是异常情况下闭锁相应设备控制的可靠性措施与手段。分为系统级、厂站级、馈线级、设备级。AVC解锁是指运行条件恢复到正常运行条件，AVC恢复正常控制，分为自动解锁和人工解锁。在以下情况，应闭锁相应设备控制：a) 当所控制的设备保护动作，参见附录A；b) 当控制命令发出超过一定的时间，控制设备仍不动作或多次控制不动作

26、；c) 控制设备的动作次数超过规定的每天最大次数或超过设定时段的最大次数；d) 变压器档位一次控制变化大于一档（即一次只能调节一档）；e) 变压器过负荷或无功越限时；f) 控制设备转为就地控制状态时；g) 控制设备非AVC控制动作时；h) 当控制设备量测数据无效、异常和错误时；i) 低电压运行时自动闭锁变压器分接头的调整，保证系统的电压稳定；j) 设备挂牌检修时；k) 其他需要闭锁相应设备控制的情况；在以下情况，应闭锁馈线所有AVC相关设备控制：a) 馈线关口无功功率超出设定的闭锁限值；b) 馈线始端母线电压超出设定的闭锁限值；在以下情况，应闭锁厂站所有AVC相关设备控制：a) 厂站实时数据异

27、常；b) 无功设备动作后，电压和无功在一定时间内不变化时。在以下情况，应闭锁AVC系统控制：a) 电网发生低频振荡；b) 电网发生大面积电压异常；c) AVC获取SCADA实时数据异常。发生闭锁后，告警应可链接至专用的无功设备手动控制界面，方便监视人员解锁和操作，若相关闭锁条件消除，AVC可自动解锁和人工解锁。5.5.5 实时数据处理具备以下实时数据处理功能：a) 能够处理实时数据的量测质量位，防止使用无效量测；b) 具备数字滤波功能，对所有生数据进行数字滤波，保证无功电压控制数据源的准确性，防止数据突变引起误控；c) 能够对SCADA数据进行辨识，检查错误量测、开关状态，并列表显示，对重要数

28、据错误具备报警功能；d) 对配网采集数据进行预处理分析和评估，相关应用技术包括数据辨别、校核及过滤技术。通过以上方法或其它配网AVC数据辨识、类状态估计分析技术实时检验当前配网采集的实时数据是否满足配网AVC及主配协同的实时控制需求、确保配网AVC计算和决策建立在系统、全面和正确的量测数据基础上，防止出现错误的决策。e) 在避免进行大改动的前提下，补齐必不可少的部分遥信遥测及保护信号采集。如果部分通讯质量或者采集方式不能满足遥控实时要求的也要进行处理。根据实际配网数据质量和数量，引入大数据处理技术或者其它新的技术来进行分析评估和优化。f) 能够处理挂牌信息；g) SCADA数据刷新到AVC应用

29、的周期不应超过30s。5.5.6 保护信号处理具备以下保护信号处理功能：a) 能够处理保护信号，支持瞬动或自保持、自动复归等各类保护信号；b) 能够根据设置的限制条件生成主站端闭锁信号，支持人工复归、自动复归两种类型；c) 能够对站端保护信号与主站端闭锁信号进行合并，并以此判断无功设备是否可控。5.5.7 保护信号处理具备各种异常情况下告警功能，具备监测、应对通讯中断的措施。具备完善的事件与告警管理功能，可以定义、记录、监视、确认及查询运行过程中产生的各种事件与告警内容。可以对不同类型用户定制告警内容及告警方法。5.5.8 记录、统计与查询具备以下记录与统计功能：a) 能够记录所有控制方案、控

30、制命令以及控制设备动作情况，实现受控厂站、控制设备相关控制信息的统计与分析功能；b) 能够记录设备的控制命令下发次数，设备闭锁次数及原因，遥控/遥调动作次数，遥控正确动作次数、拒动次数，遥调跟踪成功次数、失败次数，并可分时段统计查询；c) 能够具备排序功能，便于查询动作次数，失败次数最多的厂站或设备；d) 能够记录电压和馈线出线开关功率因数曲线；e) 能够记录分布式电源或控制装置的运行状态，并进行统计和评估；f) 能够分时段统计电压合格率、功率因数合格率；g) 能够记录和统计AVC各项性能指标，包括但不限于控制精度，跟踪速度等。对上述记录与统计内容均可以直观的方式方便地按时间、全系统、厂站、馈

31、线、馈线控制区域、设备、类型进行查询、制作曲线图和生成报表。6. 主配AVC协同技术要求6.1 协调控制目标以馈线电压、馈线出线开关功率因数（或无功）作为主配网AVC协调控制的目标，以馈线电压上、下限曲线、馈线的无功调节能力作为约束条件。6.2 协调控制功能具备以下协调控制功能：a) 配网具备接收主网实时无功协调控制指令的功能。配网自动电压控制可以接收主网下发的无功协调控制指令作为优化目标，或以配网本地设置的定值作为无功限值或者功率因数目标。b) 配网具备接收主网实时下发的电压调节裕度范围，并用于配网的电压控制策略计算。c) 配网具备向主网发送实时电压协调指令的功能：当配网自身无法完成本地的电

32、压或者无功校正调节需求时，向主网自动控制系统发送请求指令。d) 主网AVC为了协调主网变电站母线连接的多条馈线的电压水平，要通过调节变电站主变分接头档位或者投切母线上容抗器来实现。按照电网电压“自上而下”原则，如果检测到同一母线的多馈线的电压水平同时偏高或者偏低，则需要通过调节变电站主变分接头档位或者控制变电站内容抗器来改变馈线首端电压，使得馈线电压水平恢复到正常状态。6.3 协调控制策略主配网调度机构应支持主配网协调的AVC控制，实现配电网电压调节，主配网无功的分层分区平衡，降低网损。主配网调度机构通过分解协调，满足多种控制约束条件和指标。a) 主网调度通过控制策略给出配网的协调目标，配网通

33、过闭环控制跟踪主网下发的协调目标；b) 主网调度根据配网上送的各馈线电压水平，主网通过闭环控制变电站内的设备完成配网的电压需求c) 协调目标包括采用电压和无功交换的设定值或合格范围；d) 主网在计算配网协调目标时，应考虑配网的调节能力；e) 配网调度在跟踪主网下发的协调目标时，应将主网调度下发协调控制策略作为约束条件，结合本地控制目标形成相应的控制策略；f) 配网调度具备对主网调度的AVC协调控制目标的校验功能，对异常的协调控制目标能够闭锁并告警；g) 配网调度具备将本级AVC运行信息及区域电网无功备用的统计数据上送主网调度的功能；h) 配网调度具备与主网调度AVC进行协调控制模式和当地独立控

34、制模式。当主配网AVC通信中断时，主配电网AVC能自动切换至当地独立控制模式运行。6.4 控制接口控制接口应满足以下要求：a) 配网AVC应实时计算统计各馈线的电压水平并上送主网AVC，实时计算各馈线的最大电压和最小电压。b) 配网AVC应计算各馈线的无功备用并上送主网AVC，包括：馈线的AVC可增无功、AVC可减无功，总可增无功、总可减无功。配网在计算AVC可增减无功时，应考虑馈线内AVC全部可控的可增减无功；在计算总可增减无功时，应考虑配网馈线全部可增减无功（包含非AVC控制部分无功备用）。c) 配网AVC应实现将自身运行状态信息上送主网AVC，包括：系统是否闭环运行、是否与主网联调、信息

35、刷新时间。d) 配网AVC接收主网AVC下发的协调控制目标，包括：馈线出口开关的无功或功率因数的上下限、控制目标刷新时间。6.5 通信接口通信接口应满足以下要求：a) 主网信息下行，主网EMS采用点对点通信，根据遥信遥测的厂站名、名称，将主网AVC主站实时指令传送至配网AVC。b) 配网信息上行，通过主网AVC与配网AVC之间的通信链路将相关信息转发至主网AVC主站。c) 主配网AVC信息交互规范，考虑主配网AVC均作为一个整体，考虑具体关口的调节能力和协调。具体交互信息见附录A。 7. 分布式电源控制技术要求7.1 控制目标分布式电源控制目标应满足以下要求：a) 控制目标为分布式电源并网电网

36、的电压正常，确保分布式电源安全稳定并网发电；同时应统筹分布式电源并网区域的多种无功资源，充分利用分布式电源的无功调节能力，合理调控分布式电源的无功资源，实现分布式电源并网区域的经济运行。b) 在电压满足运行要求的情况下，应协调控制分布式电源并网区域内的动态、静态无功资源，使得分布式电源并网区域内保留合理的动态无功储备，以应对故障等情况下电压扰动。c) 应考虑分布式电源并网区域与电网其他区域的无功电压协调控制，充分利用分布式电源并网区域的无功调节能力，避免分布式电源并网区域与电网其他区域的无功不合理流动。7.2 控制模式分布式电源控制模式应满足以下要求：a) 应具备对分布式电源并网区域的在线识别

37、功能，能根据分布式电源并网区域的电网运行，自动生成分布式电源并网区域的区域控制模型。b) 应支持对分布式电源采用指定电压、指定无功或指定电压范围的控制模式，即支持向分布式电源下发并网点电压目标值、并网点无功输出目标值或并网点电压限值范围等指令模式。c) 应接收分布式电源上送的全站总无功调节能力，并根据全站无功调节能力计算分布式电源并网点的电压或无功调节指令。d) 就地控制方式：控制单元在就地控制模式下，根据调度下发的电压计划曲线、功率因数计划曲线、或者控制单元按照自身的控制策略进行调节。e) 聚合商控制方式：由配网主站系统向聚合商系统下发越限台区信息，聚合商系统向相应的分布式电源下发并网点电压

38、目标值、并网点无功输出目标值。7.3 控制策略分布式电源控制策略应满足以下要求：a) 应具备对分布式电源并网点电压控制功能，可以按照指定的电压计划曲线，向分布式电源计算下发电压无功控制目标。b) 应具备对分布式电源并网点无功控制功能，可以按照指定的并网点无功或功率因数范围，向分布式电源计算并下发电压或无功控制目标；c) 应具备对分布式电源并网点无功和电压协调控制功能，当并网点母线电压越限时计算电压校正控制策略；当并网点电压合格时，根据并网功率因数和无功限值范围计算控制策略。d) 应具备分布式电源与并网接入变电站的协调控制功能，应充分利用分布式电源的无功调节能力，减少分布式电源与并网变电站之间的

39、无功不合理流动；当分布式电源内无功调节能力不足时，可以协调控制变电站无功设备对分布式电源提供电压支撑。e) 应具备对分布式电源区域内分布式电源、静态无功设备的协调控制功能，能根据设定的装置参与静态调压无功范围和分布式电源无功储备目标，协调控制区域内分布式电源和静态无功补偿装置，减少静态无功补偿装置动作次数；当分布式电源无功储备不足时，能实现分布式电源、静态无功置换控制。7.4 功能要求7.4.1 AVC建模功能AVC建模功能应满足以下要求：a) 可以建立分布式电源AVC的节点电压模型，包括分布式电源并网点电压，可以指定并网电压作为策略计算的优化目标，或作为策略计算中的约束条件；可以指定并网电压

40、的调节死区和步长参数。b) 可以建立分布式电源AVC的无功输出关口模型，包括分布式电源并网点无功关口，以及分布式电源并网区域关口的无功关口；关口模型中可以指定关口无功的调节死区和步长参数。c) 可以建立并网电压的计划曲线，指定不同时段的电压上限、下限值以及默认的目标值。d) 可以建立分布式电源并网点或分布式电源并网区域关口的无功计划曲线，指定不同时段的无功或功率因数上限、下限值以及默认的目标值。e) 可以建立分布式电源的控制模型，可以指定控制模式（定无功或定电压）以及控制周期。7.4.2 分布式电源监视和控制功能分布式电源监视和控制功能应满足以下要求：a) 具备分布式电源无功电压运行监视功能，

41、可以采集并监视分布式电源的当前无功出力、功率因数、可增减无功出力，以及各并网点电压实时量测值；b) 具备对分布式电源的运行情况监视功能，可以采集分布式电源上送的运行状态信息以及无功调节能力信息，并进行实时监视；c) 具备分布式电源的控制指令发送功能，可以以遥调设点方式发送分布式电源并网点的电压目标指令、无功目标指令或并网点电压限值指令；7.4.3 分布式电源安全闭锁功能具备分布式电源的厂站级闭锁功能：允许设置某个分布式电源调节的闭锁条件，当闭锁条件满足时将单个分布式电源进行闭锁，不对该分布式电源下发实时控制目标值。支持的闭锁条件包括：分布式电源实时数据异常；分布式电源退出、电压量测值超出设定的

42、闭锁限值等。7.4.4 分布式电源AVC历史数据统计查询功能分布式电源历史数据统计功能应满足以下要求：a) 具备历史数据存储功能，可以以指定周期存储分布式电源各种运行电气量，存储上送的运行状态和无功调节能力；提供历史数据的浏览查询工具；b) 具备历史日志存储功能，可以自动保存分布式电源AVC的投、退运信息，远方就地状态切换信息，以及分布式电源的重要计算和运行信息、人工操作信息、安全闭锁信息；提供历史日志的浏览查询工具；c) 具备报表自动统计生成功能，可以自动生成分布式电源的并网点电压、无功运行统计报表。7.4.5 分布式电源AVC指标考核功能具备对分布式电源的无功电压“两个细则”考核功能，可以

43、统计分布式电源的月度投入率，以及无功电压控制成功率。无功电压控制成功率的算法可以根据需要指定。8. 数据网络安全防护要求配网AVC系统应满足如下规定的数据网络安全防护要求：a) 中华人民共和国国家发展和改革委员会令第14号电力监控系统安全防护规定b) 国能安全2015第36号 电力监控系统安全防护总体方案9. 性能与指标9.1 配网AVC系统性能指标配网AVC系统性能指标应满足以下要求：a) 数据采集周期：30s； b) 无功电压控制周期：10分钟；c) 全局无功优化计算计算时间：300s；d) 每轮无功电压控制指令计算时间：300s；e) 系统年可用率 99.9%。f) 关键历史数据存储时间

44、 3年9.2 分布式电源性能指标9.2.1 数据采集精度数据采集精度应满足以下要求：a) 电流、电压的测量相对误差：|测量值-实际值|/|实际值| 0.2%；b) 有功、无功的测量相对误差：|测量值-实际值|/|实际值| 0.5%；9.2.2 控制指标控制指标应满足以下要求：a) 电压控制精度：|测量值-目标值|/|目标值|5%；b) 无功功率控制精度：|测量值-目标值|/|目标值|5%；c) 无功功率控制目标值响应时间：0s；d) 电压目标值响应时间：120s；e) 无功电压控制周期：300s；9.2.3 系统实时性系统实时性应满足以下要求：a) 向配网自动化主站上传数据周期：10s；9.2

45、.4 系统可用率系统可用率应满足以下要求：a) 系统年可用率 99.9%；9.2.5 系统其他指标系统其他指标应满足以下要求：a) 关键历史数据存储时间 1年9.3 边缘网关控制器性能指标具备配网AVC功能的边缘网关控制器，功能参数需满足以下要求：9.3.1 测量精度测量精度应满足以下要求：a） 电压采集误差极限：0.5%；b） 电流采集误差极限：0.5%；c） 有功功率测量误差极限：0.5%；d） 无功功率测量误差极限：1%；e） 功率因数测量误差极限：0.01；f） 频率测量误差极限：0.01Hz；9.3.2 无功控制指标无功控制指标应满足以下要求：a) 无功功率动作误差应不大于10%；b) 无功电流动作误差应不大于10%；c) 功率因数动作误差应不大于2.0%；d) 电压动作误差应不大于1.0%；e) 动态响应时间应不大于1s。附录A（规范性）主配网AVC信息交互规范表A.1 主配网AVC信息交互规范序号名称含义备注数据格式1遥信配网AVC是否投入0未投1投运上行通过转发点或通过E文件传送2配网AVC子站联调状态0不联调1联调上行3配网子站当前指令0本地1远方上行4主网AVC状态是否投入0未投1投运下行5主网AVC联调状态0不联调1 联调下行6遥测关口电压协调值电压请求值上行7关口无功备用上限无功可增