大连新朗新能源有限公司大连特钢项目光功率预测系统、AGC、AVC系统、一次调频系统采购及现场试验服务项目供应商征集公告

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大连特钢项目光功率预测系统、AGC、AVC系统、一次调频系统

采购及现场试验服务项目

供应商征集公告

为寻求优秀的供应商进行合作，确保项目大连特钢项目光功率预测系统、AGC、AVC系统、一次调频系统采购及现场试验服务项目顺利推进，现对该项目进行供应商公开招募，欢迎符合条件的供应商报名参加。

项目所在地区：辽宁省大连市****

一、 寻源基本信息

采购主体名称：点击登录查看

项目名称：大连特钢项目光功率预测系统、AGC、AVC系统、一次调频系统采购及现场试验

工程范围及工作量、工期要求：大连特钢项目现需采购光功率预测系统、AGC、AVC系统、一次调频系统各一套，并完成现场调试工作，完成调试后，对AGC、AVC系统、一次调频系统出具具有CNAS或CMA资质单位的检测报告并提供至国网调度、自动化处。

施工工艺、质量要求、资质要求、验收要求：

1、光功率预测系统、AGC、AVC系统、一次调频系统设备需满足相关参数（要求见附件）；

2、满足《光伏发电系统接入配电网技术规定》（GB/T 29319-2024）、《分布式电源并网技术要求》（GB/T 33593-2017）、《电力系统网源协调技术导则》（GB/T40594-2021 ）、《 光 伏 发 电 并 网 逆 变 器 技 术 要 求 》（GB/T37408-2019）、《分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新规〔2025〕7 号）要求；

3、完成调试后，对AGC、AVC系统、一次调频系统出具具有CNAS或CMA资质单位的检测报告并提供至国网调度、自动化处；

4、与电网完成闭环试验；

5、设备要求详见附件。

二、 服务期限及要求

本项目要求****前完成调度联调，7月31日出具报告。

三、 供应商资质要求

1、独立法人资格：供应商须为在中华人民共和国境内依法注册成立的独立法人，具备有效的营业执照。

2、同类项目业绩与经验要求：供应商需具有自****至报价截止日（以合同签订日期为准）至少3份涉及光功率预测系统或AGC、AVC系统或一次调频系统的销售合同（提供合同复印件，至少包含合同封面、合同主要内容及签署页）；

3、供应商及其法定代表人于****至报名截至日在中国裁判文书网中未有行贿犯罪情况（提供查询记录截图）。

4、本项目不接受联合体。

四、 报名参与及资质文件提交

1、报名参与方式：有意向的供应商请于征集截止时间前向采购管理平台提交意向信息（单位营业执照、业绩、简介及项目意向、授权联系人及联系方式、满足本公告第三条规定的申请人资格证明文件）进行报名。

五、其它说明

1、征集结束后，征集结论不发布通知书或公告，结论仅作为采购人拟邀请供应商的参考依据。

2、采购人在接收供应商递交的资质证明文件后，将统一对供应商的资质证明文件进行符合性审查，报名供应商也可到采购人现场进行踏助或技术交流，通过审核的供应商作为后期拟邀请的供应商。

3、本次寻源仅为前期供应商筛选环节，不代表最终招标和定价结果，新力时代对本次寻源的所有流程及结果拥有最终解释权；

4、供应商提交的所有报名材料需真实、有效，若发现存在虚假信息或隐瞒重要事实的情况，将立即取消其参与资格，并根据情节严重程度列入中信泰富能源供应商黑名单，永久禁止参与后续合作；

附件：设备要求

1.光功率预测系统

1.1 系统功能要求。

1.1.1系统的实用性和适用性

本系统的建设应立足于本项目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的针对性基础上体现整体的实用性及系统针对不同应用环节的适用性。

1.1.2系统功能规范化

严格遵循国家电网公司颁布的相关功能及技术规范。

1.1.3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。

1.1.4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。

1.1.5系统可靠性

应对系统关键节点的设备、软件和数据进行冗余备份，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。

1.2 实时气象信息采集要求

1.2.1基本要求

光伏发电站应配备实时气象信息采集系统，应包括地基云图（10MW及以上项目）、直射辐射表、散射辐射表、总辐射表、环境温度计、光伏组件温度计、风速仪、风向标、数据处理传输设备等。

1.2.2站址要求

气象信息采集系统应能反映光伏发电站范围内的气象条件。气象信息采集系统环境信息观测仪器感应元件平面以上应无任何障碍物，若不满足，应与障碍物保持一定距离，避免障碍物的阴影对感应元件的遮挡。不应靠近浅色墙面或其它易于反射阳光的物体，也不应暴露在人工辐射源之下。

1.3 预测数据要求（按照项目地区电网调度运营管理需求为准）

1.3.1 基本要求

光伏发电站功率预测所需的数据至少应包括数值天气预报数据、实时气象数据、实时功率数据、运行状态、计划检修信息等。

1.3.2数据采集

数值天气预报数据应满足以下要求：应至少包括次日零时起未来3天的数值天气预报数据，时间分辨率为15min；数据至少应包括辐照强度、云量、气温、湿度、风速、风向、气压等参数；每日至少提供两次数值天气预报数据。

1.3.3实时气象数据应满足以下要求：

实时气象数据应取自光伏发电站的实时气象信息采集系统；数据至少应包括总辐射、直接辐射、散射辐射、环境温度、湿度、光伏组件温度、风速、风向、气压等参数；

数据传输应采用光纤传输方式，传输时间间隔应不大于5min；数据可用率应大于99%。

1.3.4实时功率数据、设备运行状态应取自光伏发电站计算机监控系统，采集时间间隔应不大于5min。所有数据的采集应能自动完成，并能通过手动方式补充录入。所有实时数据的时间延迟应不大于1min。

1.3.5数据处理

所有数据存入数据库前应进行完整性及合理性检验，并对缺测和异常数据进行补充和修正。

1.3.6数据完整性检验应满足：

数据的数量应等于预期记录的数据数量；数据的时间顺序应符合预期的开始、结束时间，中间应连续。

1.3.7数据合理性检验应满足：

对功率、数值天气预报、实测气象数据进行越限检验，可手动设置限值范围；

根据实测气象数据与功率数据的关系对数据进行相关性检验。

1.3.8缺测和异常数据宜按下列要求处理：

Φ以前一时刻的功率数据补全缺测或异常的功率数据；

Φ以零替代小于零的功率数据；

Φ缺测或异常的气象数据可根据相关性原理由其它气象要素进行修正；不具备修正条件的以前一时刻数据替代；

Φ所有经过修正的数据以特殊标识记录并可查询；所有缺测和异常数据均可由人工补录或修正。

1.3.9数据存储,数据存储应符合下列要求：

Φ 存储系统运行期间所有时刻的数值天气预报数据；

Φ 存储系统运行期间所有时刻的功率数据、实时气象数据；

Φ 存储每次执行的短期功率预测的所有预测结果；

Φ 存储每15min滚动执行的超短期功率预测的所有预测结果；

Φ 预测曲线经过人工修正后存储修正前后的所有预测结果；

Φ 所有数据至少保存10年。

1.4 预测模型要求

1.4.1短期功率预测应满足下列要求：

Φ 应能预测次日零时起至未来72h的光伏发电站输出功率，时间分辨率为15min；

Φ 短期预测输入包括数值天气预报等数据，从而获得预测功率；

Φ 短期预测应考虑检修、故障、扩容等不确定因素对光伏发电站输出功率的影响；

Φ 预测模型应具有多样性，可满足新建、已建光伏发电站的功率预测；

Φ 宜采用多种预测方法建立预测模型，形成最优预测策略；

Φ 短期预测每日宜执行两次，单次计算时间应小于5min。

1.4.2超短期功率预测应满足下列要求：

Φ 能预测未来15min-4h的光伏发电站输出功率，时间分辨率为15min；

Φ 超短期预测模型的输入应包括实测功率数据、实测气象数据及设备状态数据等；

Φ 宜采用图像识别技术对全天空成像仪的实测图形进行分析，判断云层运动及对光伏发电站的遮挡情况，进而实现对超短期功率波动的预测；

Φ 超短期预测应15min执行一次，动态更新预测结果，单次计算时间应小于5min。

1.5性能指标

1.5.1光伏发电站发电时段（不含出力受控时段）的短期预测月均方根误差应小于0.2，月合格率应大于80%；超短期预测第4小时月均方根误差应小于0.2，月合格率应大于80%。

1.5.2 所有计算机的CPU负荷率在正常状态下任意5分钟内小于30%，峰值负荷率小于50%。

1.5.3系统服务器平均无故障时间（MTBF）应不小于30000小时。

1.5.4系统月可用率应大于99%。

2. AGC/AVC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。

2.1系统的实用性和适用性

本系统的建设应满足对电网调度及运营管理的需求，借鉴国内外一流专业技术，充分考虑光伏场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。

2.2系统功能规范化

严格遵循国家电网公司及省电力公司颁布的相关规定及技术协议。

2.3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。

2.4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。

2.5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。

2.6系统构成

AGC/AVC控制子站由远动主机（与电站计算机监控系统合用）、工程师站、规约转换层（与电站计算机监控系统合用）及系统平台软件组成。详见施工图通讯拓扑图。

远动机：负责和主站通信，接收主站下发的计划曲线和对上位机的干预（例如远方投退、复归等）。

工程师站：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。

规约支持层：接入逆变器等非传统电力系统设备。

2.7系统功能

光伏电站并网控制系统主要包括光伏电站有功功率自动控制（AGC）、电压无功功率自动控制（AVC），以及相关的计划曲线管理、权限管理等配套功能。

2.7.1有功功率自动调节功能（AGC）

AGC/AVC控制子站系统应能根据调度部门指令等信号自动调节有功功率输出，确保光伏电站最大输出功率及功率变化率不超过调度给定值，以便在电网故障和特殊运行方式时确保电力系统的稳定。

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：

2.7.2 电压无功功率自动调节功能（AVC）

光伏电站并网控制系统应能根据监测到的变电站运行状况，即根据相关测量值和设备状态的检查结果，结合设定的各种参数进行判断计算后，根据调度下达的电压曲线或根据AVC控制策略自动对无功补偿装置发出控制指令，实现对控制目标值──电网电压和无功的自动调节和闭环控制，使其在允许的范围内变化。

Φ 控制逆变器无功输出

要求逆变器具备有功/无功解耦能力，可以独立的调节逆变器无功输出。

Φ 控制SVC/SVG

AVC系统具备动态调节SVC/SVG工作点的功能，以实现对调度电压/无功指令的动态跟踪。需要SVC/SVG提供的基本接口如下：

2.8、技术指标

2.8.1有功功率自动调节

Φ 有功功率合格率：应满足电网公司对有功功率限制的要求。

Φ 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。

2.8.2电压无功自动调节

Φ 电压无功合格率：应满足电网公司对电压/无功控制的要求。

Φ 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。

Φ 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。

2.9系统性能

2.9.1系统硬件可靠性应大于99%

2.9.2系统月可用率应大于99%

2.9.3平均无故障时间MTBF总体大于20000小时

3. 一次调频功能要求

3.1 基本功能与适用范围

Φ 光伏电站并网控制系统应具备独立一次调频能力，当电网频率偏离额定值（50Hz）时，自动、快速、无源指令调节有功功率输出，平抑频率波动、支撑电网稳定。

Φ 适用于本项目全部运行工况（正常发电、限发、AGC/AVC 运行），与 AGC/AVC 并行、优先级不低于常规控制。

Φ 一次调频功能应可投入 / 退出，投入后自动生效；闭锁信号应能全局闭锁一次调频动作。

3.2 控制逻辑与参数（江苏电网标准）

3.2.1 频率死区

Φ 死区：±0.05Hz（49.95Hz～50.05Hz）

Φ 死区内：不动作；超出死区立即按下垂特性调节。

3.2.2 调差系数（下垂率）

Φ 调差系数：4%～5%

Φ 调节公式：ΔP=100kffNffNPN式中：

Φ fN=50 Hz（额定频率）

Φ kf：调频系数（10～50，默认20）

Φ PN：电站额定有功功率

Φ ΔP：一次调频有功调节量

3.2.3 调节方向

Φ 频率升高（f > 50.05Hz）：快速减出力

Φ 频率降低（f < 49.95Hz）：快速增出力

3.3 有功备用与限幅要求

Φ 电站应预留一次调频备用容量：

Φ 不小于额定功率 10%

Φ 实际出力低于 10% 额定时：全容量可用

Φ 单次调频限幅：

Φ 增出力：≥6%PN

Φ 减出力：≥10%PN

Φ 调频过程中不突破逆变器 / 场站最大 / 最小出力限制。

3.4 响应速度与时间指标（强制）

Φ 滞后时间：≤1s（检测到频率越限到开始动作）

Φ 上升时间：≤ 3s（达到调节量 90%）

Φ 响应时间：≤ 5s

Φ 调节稳定时间：≤ 15s

Φ 稳态误差：≤ ±1%PN

3.5 与逆变器接口要求（同 AGC/AVC 体系）

Φ 逆变器应支持：

Φ 快速有功设定（遥调）：响应时间≤200ms

Φ 有功限幅 / 速率兼容一次调频动态调节

Φ 闭锁信号：全站 / 单台闭锁一次调频

Φ 通信：

Φ 采用IEC 60870-5-104或站内高速总线

Φ 频率采集、功率指令周期≤100ms

3.6 数据采集与监测

Φ 实时采集：

Φ 电网频率（并网点，精度 ±0.001Hz）

Φ 实时有功功率、调频动作量、备用容量

Φ 记录：

Φ 调频事件、动作时间、调节量、频率过程

Φ 保存 **≥1 年 **，支持上传调度 / 查询

3.7 技术性能指标（同系统性能要求）

Φ 一次调频功能可用率 ≥ 99%

Φ MTBF ≥ 20000 小时

Φ 连续调频、频繁扰动下无振荡、无超调、不误动

3.8 与 AGC/AVC 协调

Φ 一次调频优先级高于 AGC

Φ AGC 目标值叠加一次调频调节量；调频结束后平滑回归 AGC 指令

Φ AVC / 无功调节不受一次调频干扰，保持电压 / 无功稳定