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大規模光伏發電集中并網后，光伏的波動性和“正調峰”特性對電網運行產生了嚴重的影響，光伏不同于常規能源的調頻、調壓、備用特性[1]。光伏的波動性、間歇性和“正調峰”特性所帶來的有功波動和不平衡量的調節，需要由系統中的常規能源機組承擔。大規模光伏功率波動，需要大容量的系統有功備用來平抑，這既不利于電網運行的經濟性，同時又產生了光伏發電集中接入后所帶來的潮流大范圍輸送、諧波、電壓波動和閃變問題，也嚴重影響了電網運行的安全和穩定[2]。從光伏發電并網后電網有功調度和控制角度來看，對光伏組件逆變器控制進行有功調節有較強的操作性。根據系統調頻的要求進行適當地有功備用分配，光伏發電參與系統的調頻會降低波動對系統頻率的影響，減少系統中常規能源機組對光伏發電出力波動執行有功補償量[3]，降低系統運行成本，從而更好地控制光伏發電并網成本，減小電網平衡壓力，在保證電網安全運行的前提下最大化消納光伏發電。   1控制模式及策略分析   1.1控制模式   根據光伏發電的特征，光伏發電有功控制只能采用2層控制模式，即調度端將控制指令下發至光伏發電站端控制系統，光伏發電站端控制系統通過啟停逆變器和調節逆變器出力的方式響應跟蹤控制指令，控制模式如圖1所示。   1.2控制策略   以最大化消納光伏發電為原則，常規能源調節容量不足時，調用光伏發電資源參與電網有功調節，為適應光伏發電發展不同階段的調節需求，考慮了多種有功控制策略[4]，如圖2所示。   1.2.1最大功率   控制曲線中相關時刻點的功率值為該光伏發電站的額定容量，確保光伏發電站出力保持最大出力跟蹤，不采取限出力措施。   1.2.2限制功率   調度端可在指定限制控制的同時，指定限制功率數值。控制曲線中相關時刻點的功率值為人工設置的限值。光伏發電站出力控制在設定限值以下。限值功率從切換時刻起，對以后的計劃值點修改為指定限值。當出現策略切換或計劃值無效時，切換到給定模式或取消控制，并改寫對應的下點計劃值，觸發式下發更新后計劃值。限制功率控制過程如圖3所示。   1.2.3按時段限制   調度端下發指定時段修改后的計劃曲線，光伏發電站跟蹤執行。相當于設置計劃模式的同時，將指定時段的計劃曲線修改為指定數值。同時也是對限制功率控制模式的擴展，將指定時段起點時間和終止時間的計劃值修改為指定值，時段結束后自動以一定斜率跟蹤到原始計劃，按時段限制控制過程如圖4所示。   1.2.4按日前計劃增減   調度端可在日前計劃基礎上指定日前計劃調整偏移量。相當于在原計劃曲線的基礎上，增量調整指定時段的計劃數值。可視作限制控制模式的延伸，光伏發電出力始終保持與最大可調出力固定偏差（限額）。按日前計劃增減模式的優點是在實時發電計劃制定中，對光伏留有部分有功備用，使光伏資源具有上調和下調出力的能力。按日前計劃增減控制過程如圖5所示。   1.2.5計劃跟蹤   調度端下發計劃曲線，光伏發電站跟蹤執行。控制曲線中相關時刻點的功率值為光伏發電計劃值，同時支持人工調整計劃，調整后的計劃曲線將按周期下發。在發電計劃曲線滿足實際運行需求的情況下，這種調節方式在實際運行中最為常用，也是最符合電網調度需求的一種控制策略。調度端根據發電計劃曲線選定控制策略，無需再進行任何操作，控制方式方便、實用。   2電網區域控制偏差的實時調度協調   大規模光伏發電并網后，為平滑光伏發電功率的波動，需要對發電計劃進行實時調整。常規機組在執行發電計劃時，由于機組爬坡率限制，實時調度中不足以跟蹤因光伏發電功率波動、大功率支援造成的聯絡線偏差，系統頻率問題仍需要系統中的常規機組執行自動發電控制（AutomaticGenerationControl，AGC）[2]。電網實際運行工況不同于計劃情況，在電網頻率恢復過程中，存在實時調度與AGC指令調節方向相反的可能性，在光伏發電計劃與實際發電偏差較大情況下，這種可能性出現概率和次數會明顯增加，影響電網調頻效果，同時增加了電網調頻難度。AGC承擔了較大的調節壓力，為保證AGC機組足夠的可調容量，在有功不平衡量調整結束后，實時調度逐步調整出力以恢復AGC機組最優調節容量。因此實時調度與AGC之間的協調，主要包括兩個方面：一是電網出現大幅度有功擾動、頻率恢復過程中，發生實時調度和AGC指令“反調”的協調控制；另一個方面是AGC調節過程結束后，實時調度與AGC互濟協調，使AGC可調容量恢復[3]。基于上述分析，實時調度發電計劃與AGC之間“反調”原因主要來自于發電計劃與實際出力的偏差及AGC調節能力的不足，要解決實際有功調度控制中反向調節帶來的資源浪費，減少光伏發電功率波動對電網的影響，一方面需要提高光伏發電計劃的制定水平；另一方面需要光伏發電參與電網AGC調節，與常規能源機組協調平抑電網功率波動帶來的影響。   3控制性能評估   光伏發電站有功控制實現方式不同于常規能源機組，同時光伏發電站有功控制主要采取限出力措施，受制于一次能源來源的間歇性和波動性，不具備上調節能力，因此針對光伏發電的控制性能，統計與考核方法與常規能源差別較大。調度端下發的計劃曲線是光伏發電出力上限值，光伏發電站應通過自身控制系統將全站出力控制在限值以下，以確保對電網運行的影響最小。為使統計信息能夠較好地反映光伏發電控制情況，在傳統火電機組有功控制指標統計方法的基礎上[3]，統計光伏發電控制精度和調節速率信息時，增加了控制帶寬統計，通過統計光伏發電控制精度、時段合格及調節速率指標，評估光伏發電控制效率。 #p#分頁標題#e#   3.1控制精度   考慮到光伏發電限出力調節，光伏發電出力低于計劃值為滿足電網調節要求，設定出力上限控制死區帶寬；以光伏發電站出力超過限值控制帶寬上限為不合格點，控制精度為控制偏差量與給定計劃值的比值。控制精度反映光伏發電在以5min為統計周期內，平均出力偏離限制功率目標的程度，當控制精度為100%時為光伏發電出力平均值，此值為下發計劃值。   3.2時段合格   控制精度雖然可以較好地反映光伏發電出力跟蹤計劃的效果，但是控制精度指標受計劃值來源影響較大。當計劃值能夠較好地反映光伏發電的實際出力情況，并且目標值在光伏發電的可控范圍內時，控制精度可以較好地反映實際控制效果。但是光伏發電只具備減出力調節能力，不具備升出力調節能力，綜合考慮光伏發電實際調節能力，需要其他指標作為基礎，以更好地評估控制精度指標。解決上述問題的方法是：增加時段合格指標。時段合格指標具體描述如圖6所示。當光伏發電出力平均值在目標出力的控制帶寬內及目標出力以下時，在5min控制周期內為時段合格。當5min出力平均值超過目標出力與控制帶寬之和時，為時段不合格。將控制精度和時段合格兩項指標結合起來評估光伏發電的實際調控效果。時段合格是光伏發電控制的基礎指標，是控制精度評估的基礎。光伏發電首先滿足時段合格指標，根據調度下發限值，保證光伏發電出力不超過給定值上限的控制帶寬，減小對電網潮流和輸電斷面的影響。此時控制精度才具有意義，當滿足時段合格指標時，利用控制精度可以評判光伏發電有功調控效果。   3.3調節速率   調節速率衡量光伏發電降出力調節能力，以模式切換到限制功率作為統計時段起點，利用調節容量和調節時間計算得到光伏發電降出力調節速率信息。考慮到光伏發電不具備上調節能力，調節速率計算僅計算光伏發電的下調節速率。同時調節速率計算開始條件為：控制模式切換為限制功率模式，并且光伏發電實際出力高于目標出力與控制帶寬之和時，此時開始統計調節速率；當光伏發電站實際出力進入目標出力控制帶寬時，統計此時的調節速率信息。光伏發電計劃跟蹤效果性能統計功能，以時段合格為基礎，控制精度和調節速率為評估內容，實現對光伏發電控制能力的綜合考核評估。   4閉環控制   由于光伏發電下調節的特性，按時段限制與計劃跟蹤是光伏發電有功自動控制的主要方式。為了驗證光伏發電有功自動控制策略的可行性，結合光伏實際發電情況，選擇寧夏電網內典型光伏發電站進行了閉環控制操作。   4.1按時段限制   按時段限制控制策略閉環驗證選擇的典型光伏發電站情況：光伏發電站裝機容量為：20MW；IDS500kW的光伏逆變器40臺；光伏發電出力調節范圍從14.76MW下調至10MW。閉環控制過程記錄如圖7、圖8所示。根據圖7閉環調節曲線顯示，在按時段限制策略控制下，光伏發電站能夠很好地跟蹤執行調度控制指令。由圖8閉環調節精度曲線可以看出，光伏發電站在跟蹤執行調度控制指令的同時，保證了較高的控制精度，整個控制時段內，平均控制精度為91.42%。   4.2計劃跟蹤   計劃跟蹤控制策略閉環驗證選擇的典型光伏發電站情況：光伏發電站裝機容量為20MW；IDS500kW的光伏逆變器40臺；閉環控制過程記錄如圖9、圖10所示。圖9閉環調節曲線顯示，在計劃跟蹤策略控制下，光伏發電站能夠很好地跟蹤執行調度控制指令。由圖10控制調節精度曲線可以看出，光伏發電站在跟蹤執行調度控制指令的同時，保證了較高的控制精度，整個控制時段內，平均控制精度為87.11%。   5結論   通過對光伏發電站的實際閉環操作，驗證了光伏發電有功自動控制技術的可操作性，同時通過啟停逆變器和調節逆變器出力的方式可以較好地跟蹤調度調節指令，并且能夠控制較高的調節精度。（1）對光伏發電有功自動控制技術的研究分析，以及對閉環控制操作成功實現，豐富了電網對于光伏發電的控制手段，提高了電網應對大規模光伏集中接入帶來的調頻、調壓及潮流大范圍輸送等安全穩定問題的解決能力。（2）為進一步深入開展光伏發電有功自動控制技術研究，廣泛推廣光伏發電有功自動控制應用積累了寶貴經驗。（3）為建設“電網友好型”光伏發電站、促進光伏發電產業健康有序發展提供了關鍵技術支撐。