光伏电站为什么并网后调试 AGCAVC系统

光伏电站在并网后才开始调试AGC（自动发电控制）和AVC（自动电压控制）系统，主要是由以下几个关键原因决定的：

一、系统运行的前提条件：

       需要真实的电网连接： AGC和AVC的核心功能是响应电网调度中心的指令，对电站的有功功率（AGC）和无功功率/电压（AVC）进行实时调节。这些指令（如调节目标值、调节速率、死区等）是通过调度数据网或专线实时下发的。在电站并网之前，它没有接入电网，无法接收到真实的调度指令，也无法将调节效果反馈给调度中心。调试必须在真实的电网运行环境下进行。

       需要实际的功率输出： AGC调节的是电站向电网输送的实际有功功率。在并网前，电站没有功率输出（或只有极小的待机功耗），无法进行有功功率的升降调节测试。AVC需要测量并网点或关键节点的实际电压，并调节无功设备（逆变器、SVG/SVC等）的输出以影响该电压。没有并网，就没有真实的电压可测量和调节。

二、与调度系统联调的必要性：

       通信通道验证： 调试的核心环节之一是验证电站监控系统或功率控制系统与上级调度中心之间的通信链路是否畅通、协议（如IEC 60870-5-104, IEC 61850 等）是否匹配、数据点表配置是否正确。这包括调度指令的下发是否准确、电站遥测（功率、电压、状态）、遥信（开关状态、设备状态）、遥控（AGC/AVC投入/退出）等信号的上送是否及时准确。这些只能在并网后，与调度中心进行实际的联调测试才能完成。

       控制性能测试： 调试需要验证AGC/AVC系统是否能正确理解并执行调度指令。例如：

       AGC： 测试电站能否按照调度下发的有功功率目标值（可能是绝对值或相对值）进行调节，调节速率是否符合要求，调节精度是否达标，响应时间是否满足规范。

       AVC： 测试电站能否按照调度下发的电压目标值或无功功率目标值进行调节，调节范围、精度、响应速度是否满足要求。需要测试在各种工况下（如不同光照强度、不同电网电压水平）的调节效果。

       协调性测试： 需要测试AGC和AVC系统在同时运行时是否协调，不会相互冲突（例如，有功功率的大幅变化可能影响电压，反之亦然）。

三、安全性和风险控制：

      避免误操作风险： 在电站未并网、与电网隔离的情况下，如果强行模拟AGC/AVC功能，可能会因系统未完善或参数设置错误，导致对电站内部设备（如逆变器、变压器分接头）发出错误的调节指令，存在损坏设备的风险。

      可控的测试环境： 并网后调试，可以在电网调度中心的监督和配合下进行。调试通常是逐步进行的，从小范围、小幅度调节开始，逐步扩大范围和幅度，确保调节过程平稳可控，不会对电网造成冲击。调度中心可以实时监控电网状态，并在出现异常时及时干预。

四、满足并网验收和调度要求：

       强制要求： 电网公司通常将AGC/AVC系统的投运和性能达标作为电站并网验收的必要条件之一。电站必须在并网后的规定时间内（如72小时或168小时）完成调试并通过验收测试，才能获得正式的并网许可。

参与电网辅助服务： AGC/AVC是光伏电站参与电网调频、调压等辅助服务的基础。调试合格是电站履行并网协议、参与电力市场（如提供辅助服务）的前提。

五、实际工况验证：

      调试需要在电站实际运行的各种工况下进行，例如不同光照强度（影响最大出力能力）、不同负荷水平、电网电压/频率的轻微波动等。这些真实的运行环境在并网前无法完全模拟。

总结来说：

      AGC和AVC系统是光伏电站与电网进行双向互动的核心控制系统。它们的核心功能依赖于实时接收电网调度指令并作用于实际并网的电力系统。调试的本质是验证电站控制系统与电网调度系统之间的通信、理解、执行和反馈整个链条的准确性和性能。这一切只有在电站实际并网运行后，在真实的电网环境和调度指令下才能有效进行。并网前的准备工作（如设备安装、接线、参数初步设置、内部通信测试等）是基础，但最终的、决定性的调试必须在并网后进行。