大规模光伏发电集中并网后，光伏的波动性和“正调峰”特性对电网运行产生了严重的影响，光伏不同于常规能源的调频、调压、备用特性[1]。光伏的波动性、间歇性和“正调峰”特性所带来的有功波动和不平衡量的调节，需要由系统中的常规能源机组承担。大规模光伏功率波动，需要大容量的系统有功备用来平抑，这既不利于电网运行的经济性，同时又产生了光伏发电集中接入后所带来的潮流大范围输送、谐波、电压波动和闪变问题，也严重影响了电网运行的安全和稳定[2]。从光伏发电并网后电网有功调度和控制角度来看，对光伏组件逆变器控制进行有功调节有较强的操作性。根据系统调频的要求进行适当地有功备用分配，光伏发电参与系统的调频会降低波动对系统频率的影响，减少系统中常规能源机组对光伏发电出力波动执行有功补偿量[3]，降低系统运行成本，从而更好地控制光伏发电并网成本，减小电网平衡压力，在保证电网安全运行的前提下最大化消纳光伏发电。 1控制模式及策略分析 1.1控制模式 根据光伏发电的特征，光伏发电有功控制只能采用2层控制模式，即调度端将控制指令下发至光伏发电站端控制系统，光伏发电站端控制系统通过启停逆变器和调节逆变器出力的方式响应跟踪控制指令，控制模式如图1所示。 1.2控制策略 以最大化消纳光伏发电为原则，常规能源调节容量不足时，调用光伏发电资源参与电网有功调节，为适应光伏发电发展不同阶段的调节需求，考虑了多种有功控制策略[4]，如图2所示。 1.2.1最大功率 控制曲线中相关时刻点的功率值为该光伏发电站的额定容量，确保光伏发电站出力保持最大出力跟踪，不采取限出力措施。 1.2.2限制功率 调度端可在指定限制控制的同时，指定限制功率数值。控制曲线中相关时刻点的功率值为人工设置的限值。光伏发电站出力控制在设定限值以下。限值功率从切换时刻起，对以后的计划值点修改为指定限值。当出现策略切换或计划值无效时，切换到给定模式或取消控制，并改写对应的下点计划值，触发式下发更新后计划值。限制功率控制过程如图3所示。 1.2.3按时段限制 调度端下发指定时段修改后的计划曲线，光伏发电站跟踪执行。相当于设置计划模式的同时，将指定时段的计划曲线修改为指定数值。同时也是对限制功率控制模式的扩展，将指定时段起点时间和终止时间的计划值修改为指定值，时段结束后自动以一定斜率跟踪到原始计划，按时段限制控制过程如图4所示。 1.2.4按日前计划增减 调度端可在日前计划基础上指定日前计划调整偏移量。相当于在原计划曲线的基础上，增量调整指定时段的计划数值。可视作限制控制模式的延伸，光伏发电出力始终保持与最大可调出力固定偏差（限额）。按日前计划增减模式的优点是在实时发电计划制定中，对光伏留有部分有功备用，使光伏资源具有上调和下调出力的能力。按日前计划增减控制过程如图5所示。 1.2.5计划跟踪 调度端下发计划曲线，光伏发电站跟踪执行。控制曲线中相关时刻点的功率值为光伏发电计划值，同时支持人工调整计划，调整后的计划曲线将按周期下发。在发电计划曲线满足实际运行需求的情况下，这种调节方式在实际运行中最为常用，也是最符合电网调度需求的一种控制策略。调度端根据发电计划曲线选定控制策略，无需再进行任何操作，控制方式方便、实用。 2电网区域控制偏差的实时调度协调 大规模光伏发电并网后，为平滑光伏发电功率的波动，需要对发电计划进行实时调整。常规机组在执行发电计划时，由于机组爬坡率限制，实时调度中不足以跟踪因光伏发电功率波动、大功率支援造成的联络线偏差，系统频率问题仍需要系统中的常规机组执行自动发电控制（AutomaticGenerationControl，AGC）[2]。电网实际运行工况不同于计划情况，在电网频率恢复过程中，存在实时调度与AGC指令调节方向相反的可能性，在光伏发电计划与实际发电偏差较大情况下，这种可能性出现概率和次数会明显增加，影响电网调频效果，同时增加了电网调频难度。AGC承担了较大的调节压力，为保证AGC机组足够的可调容量，在有功不平衡量调整结束后，实时调度逐步调整出力以恢复AGC机组最优调节容量。因此实时调度与AGC之间的协调，主要包括两个方面：一是电网出现大幅度有功扰动、频率恢复过程中，发生实时调度和AGC指令“反调”的协调控制；另一个方面是AGC调节过程结束后，实时调度与AGC互济协调，使AGC可调容量恢复[3]。基于上述分析，实时调度发电计划与AGC之间“反调”原因主要来自于发电计划与实际出力的偏差及AGC调节能力的不足，要解决实际有功调度控制中反向调节带来的资源浪费，减少光伏发电功率波动对电网的影响，一方面需要提高光伏发电计划的制定水平；另一方面需要光伏发电参与电网AGC调节，与常规能源机组协调平抑电网功率波动带来的影响。 3控制性能评估 光伏发电站有功控制实现方式不同于常规能源机组，同时光伏发电站有功控制主要采取限出力措施，受制于一次能源来源的间歇性和波动性，不具备上调节能力，因此针对光伏发电的控制性能，统计与考核方法与常规能源差别较大。调度端下发的计划曲线是光伏发电出力上限值，光伏发电站应通过自身控制系统将全站出力控制在限值以下，以确保对电网运行的影响最小。为使统计信息能够较好地反映光伏发电控制情况，在传统火电机组有功控制指标统计方法的基础上[3]，统计光伏发电控制精度和调节速率信息时，增加了控制带宽统计，通过统计光伏发电控制精度、时段合格及调节速率指标，评估光伏发电控制效率。 #p#分页标题#e# 3.1控制精度 考虑到光伏发电限出力调节，光伏发电出力低于计划值为满足电网调节要求，设定出力上限控制死区带宽；以光伏发电站出力超过限值控制带宽上限为不合格点，控制精度为控制偏差量与给定计划值的比值。控制精度反映光伏发电在以5min为统计周期内，平均出力偏离限制功率目标的程度，当控制精度为100%时为光伏发电出力平均值，此值为下发计划值。 3.2时段合格 控制精度虽然可以较好地反映光伏发电出力跟踪计划的效果，但是控制精度指标受计划值来源影响较大。当计划值能够较好地反映光伏发电的实际出力情况，并且目标值在光伏发电的可控范围内时，控制精度可以较好地反映实际控制效果。但是光伏发电只具备减出力调节能力，不具备升出力调节能力，综合考虑光伏发电实际调节能力，需要其他指标作为基础，以更好地评估控制精度指标。解决上述问题的方法是：增加时段合格指标。时段合格指标具体描述如图6所示。当光伏发电出力平均值在目标出力的控制带宽内及目标出力以下时，在5min控制周期内为时段合格。当5min出力平均值超过目标出力与控制带宽之和时，为时段不合格。将控制精度和时段合格两项指标结合起来评估光伏发电的实际调控效果。时段合格是光伏发电控制的基础指标，是控制精度评估的基础。光伏发电首先满足时段合格指标，根据调度下发限值，保证光伏发电出力不超过给定值上限的控制带宽，减小对电网潮流和输电断面的影响。此时控制精度才具有意义，当满足时段合格指标时，利用控制精度可以评判光伏发电有功调控效果。 3.3调节速率 调节速率衡量光伏发电降出力调节能力，以模式切换到限制功率作为统计时段起点，利用调节容量和调节时间计算得到光伏发电降出力调节速率信息。考虑到光伏发电不具备上调节能力，调节速率计算仅计算光伏发电的下调节速率。同时调节速率计算开始条件为：控制模式切换为限制功率模式，并且光伏发电实际出力高于目标出力与控制带宽之和时，此时开始统计调节速率；当光伏发电站实际出力进入目标出力控制带宽时，统计此时的调节速率信息。光伏发电计划跟踪效果性能统计功能，以时段合格为基础，控制精度和调节速率为评估内容，实现对光伏发电控制能力的综合考核评估。 4闭环控制 由于光伏发电下调节的特性，按时段限制与计划跟踪是光伏发电有功自动控制的主要方式。为了验证光伏发电有功自动控制策略的可行性，结合光伏实际发电情况，选择宁夏电网内典型光伏发电站进行了闭环控制操作。 4.1按时段限制 按时段限制控制策略闭环验证选择的典型光伏发电站情况：光伏发电站装机容量为：20MW；IDS500kW的光伏逆变器40台；光伏发电出力调节范围从14.76MW下调至10MW。闭环控制过程记录如图7、图8所示。根据图7闭环调节曲线显示，在按时段限制策略控制下，光伏发电站能够很好地跟踪执行调度控制指令。由图8闭环调节精度曲线可以看出，光伏发电站在跟踪执行调度控制指令的同时，保证了较高的控制精度，整个控制时段内，平均控制精度为91.42%。 4.2计划跟踪 计划跟踪控制策略闭环验证选择的典型光伏发电站情况：光伏发电站装机容量为20MW；IDS500kW的光伏逆变器40台；闭环控制过程记录如图9、图10所示。图9闭环调节曲线显示，在计划跟踪策略控制下，光伏发电站能够很好地跟踪执行调度控制指令。由图10控制调节精度曲线可以看出，光伏发电站在跟踪执行调度控制指令的同时，保证了较高的控制精度，整个控制时段内，平均控制精度为87.11%。 5结论 通过对光伏发电站的实际闭环操作，验证了光伏发电有功自动控制技术的可操作性，同时通过启停逆变器和调节逆变器出力的方式可以较好地跟踪调度调节指令，并且能够控制较高的调节精度。（1）对光伏发电有功自动控制技术的研究分析，以及对闭环控制操作成功实现，丰富了电网对于光伏发电的控制手段，提高了电网应对大规模光伏集中接入带来的调频、调压及潮流大范围输送等安全稳定问题的解决能力。（2）为进一步深入开展光伏发电有功自动控制技术研究，广泛推广光伏发电有功自动控制应用积累了宝贵经验。（3）为建设“电网友好型”光伏发电站、促进光伏发电产业健康有序发展提供了关键技术支撑。
