南京南瑞繼保電氣有限公司的研究人員王仁斌、胡紹謙等，在2019年第1期《電氣技術》雜志上撰文指出，大型地面光伏電站具有設備數量多、種類繁雜、組網復雜的特點，建立綜合自動化系統難度較大。本文結合大型地面光伏電站組成結構與特點，分析了其綜合自動化系統的功能需求，提出了一種基于分布式監控的設計與實現方案。

該方案將綜合自動化系統自下而上設計為子陣層、子陣環網層、間隔層、網絡層與站控層，系統結構清晰，劃分不同數據網，降低網絡故障風險，有利于后期擴建，降低接入難度。分布式調節降低了AGC/AVC算法難度，提高了調節速度，縮短對電網調度調節指令的響應時間，有利于并網后電網系統的安全穩定運行。

在中國廣闊的土地上，有著豐富的太陽能資源，理論儲量達每年17000億t標準煤，太陽能資源開發利用的潛力非常廣闊。我國地處北半球，西部地區光照條件好，日照時間長，人口密度低，未利用的土地遼闊，非常適宜發展集中式大型地面光伏電站。

近幾年，我國光伏發展迅速，裝機容量不斷攀升。中國國家能源局（NEA）最新公布的數據顯示，2017年中國光伏新增裝機量為52.83GW，大約相當于澳大利亞整個電網裝機總容量。這占了2017年全球光伏裝機量的一半左右，并且與2016年同比還增加了68%，首次超過煤炭與天然氣的增長速度。

相對于分布式光伏電站，大型地面光伏電站的優勢在于統一設計，統一施工，統一維護，經濟效益高；發電量大，通常在數十兆瓦乃至數百兆瓦級別。接入電網可靠性高，是目前我國采用的主要模式，容量在100MWp以上的大型或者超大型的光伏發電場逐年增多。

光伏電站綜合自動化系統[2-3]是光伏電站建設的重要組成部分，其實現對一、二次設備的數據采集、監視、控制、操作、故障記錄以及功率預測、AGC/AVC（automatic generation control/automatic voltage control）等自動化功能，是保障電站穩定安全、經濟運行的重要技術手段。

隨著光伏電站的規模不斷擴大，一、二次設備數量激增，組網變得更復雜，建立綜合自動化系統的難度變得更高。本文針對大型地面光伏電站的綜合自動化系統的設計與實現進行分析。

1 需求分析

1.1 大型地面光伏電站的組成結構與特點

大型地面光伏電站的并網發電系統多采用分塊發電、集中并網的方案，圖1所示是光伏電站的基本組成結構。通常每1MW為一個光伏子陣，以集中逆變器為例，光伏板陣列將太陽能轉換成直流電能，經直流匯流箱匯集到子陣逆變器，轉換成交流，再經子陣箱式變壓器初步升壓，然后多個光伏子陣集中到一路送至升壓站的低壓母線，最終由升壓站的主變壓器升壓后，并入電網系統。

組串式逆變器略有區別，它是將光伏板陣列產生的直流電能就地經逆變器轉換成交流電能，然后經交流匯流箱匯集到箱式變壓器。組串式逆變器容量比較小，1MW的光伏子陣安裝的組串式逆變器大約有40臺，若使用集中式逆變器，則一般為2臺。

光伏電站的一、二次設備可分為光伏發電區與升壓站兩部分。光伏發電區需要監控的設備包含的每個光伏子陣的匯流箱、逆變器、箱變保護測控裝置以及分布在光伏發電區的環境檢測儀、光伏組件旋轉設備和電度表等智能設備。光伏發電區的設備具有數量多、種類繁雜、地域分布廣、組網復雜等特點。升壓站的二次設備數量相對較少，包含保護測控裝置、電能質量監測裝置、無功補償裝置、直流屏、電度表等。

圖1 光伏電站基本組成結構

1.2 大型地面光伏電站綜合自動化系統功能需求

光伏電站綜合自動化系統需具備發電設備運行控制、電站故障保護和數據采集維護等功能，滿足用戶的日常運維；同時需與電網調度協調配合，快速響應調度指令，調節全站的有功與無功出力，既提高用戶的經濟效益，又保證電網的安全。

光伏電站綜合自動化系統的功能需求大致可概括為實時監控、調度轉發、AGC/AVC服務和功率預測服務。

1）實時監控：實時采集數據，向用戶展示光伏發電區及升壓站的一、二次設備實時運行情況，并能夠下發遠程控制指令。

2）調度轉發：能夠將升壓站各間隔保護測控數據轉發給電網調度，并接收電網調度下發的控制指令。光伏發電區的設備信息通常不需要轉發給電網調度。

3）AGC/AVC服務：AGC全稱為自動發電控制，光伏電站需跟蹤電網調度下發的指令，調節逆變器的有功出力，使全站的有功輸出滿足電網系統頻率和聯絡線功率控制要求。AVC全稱為自動電壓控制，光伏電站接收來自調度的母線電壓和總無功的符合設定，通過一定策略調節站內逆變器和無功補償設備，保證電網系統安全、優質和經濟運行。

4）功率預測服務：太陽輻射受季度、晝夜和陰晴等天氣條件的影響較大，光伏發電系統輸出功率具有間隙性和隨機性。功率預測服務通過收集天氣預報、光伏發電區環境監測儀數據以及歷史經驗數據，對整個光伏電站的發電功率進行預測，了解光伏并網系統的發電運行特性，與電網調度配合，有助于整個電網系統的規劃與運行，減少光伏發電隨機性對電網系統的影響，提高系統的安全穩定性。

2 系統設計與實現

圖2所示是大型地面光伏電站綜合自動化系統的總體架構框圖。根據光伏電站的組成結構和功能需求，將光伏電站綜合自動化系統，自下而上設計為子陣層、子陣環網層、間隔層、網絡層和站控層。下面詳細描述系統各個層次的實現細節。

圖2 綜合自動化系統的總體架構框圖

2.1 子陣層與子陣環網層

子陣層，在地理上對應著每個光伏子陣。在每個光伏子陣安裝一臺智能一體化裝置，通過RS 485串口總線或者以太網與子陣內的逆變器、匯流箱等智能設備通信，實現對設備的實時監控。分散在光伏區的其他智能設備，如環境監測儀、旋轉設備采集裝置、電度表等，也接入附近光伏子陣的通信管理機。所有通信都是基于通信規約，常用的規約有Modbus、IEC 103、IEC 104、CDT、DLT 645等。

相鄰光伏子陣的智能一體化裝置經過光纖環網一個接一個，最終連接到間隔層的環網交換機，形成子陣環網層。環網內智能一體化裝置的數量可根據地理位置分布與交換機能力決定。智能一體化裝置通過子陣環網，基于通信規約，將接入的智能設備的數據轉發到間隔層發電分區的綜合自動化設備，同時接收控制指令，轉發給智能設備。對上轉發的常用規約有IEC 103、IEC 104等。

2.2 間隔層

根據光伏電站的實際建設周期與規模，可以將光伏發電區劃分為多個發電分區，每個分區包含數10個光伏子陣，設置分區遠動機、分區監控后臺與分區AGC/AVC服務器。發電分區的綜合自動化設備與升壓站的二次設備，構成間隔層。

同一發電分區內的智能一體化裝置組成環網，接入本分區環網交換機，不同發電分區間的網絡相互隔離，如此分布式監控與管理，可有效解決大型地面光伏電站設備多、數據量大、組網復雜的問題，并且有利于后期擴建工程的接入。

分區監控后臺用于監控本發電分區內的智能設備，展示各設備詳細數據；分區遠動機將本發電分區內智能設備的數據有選擇性的轉發給站控層，供站控層的應用使用；分區AGC/AVC子服務器接收站控層AGC/AVC主服務器的調節指令，經一定算法后調節本發電分區內逆變器的有功與無功輸出。

2.3 網絡層

間隔層的設備經過網絡層與站控層交互，根據不同的應用功能，網絡層劃分為了4個數據網，分別是光伏區信息數據網、AGC/AVC數據網、監控數據網、功率預測數據網。

間隔層的分區遠動機經光伏區信息數據網將光伏發電區設備的數據選擇性地送給主監控后臺和功率預測服務器；間隔層的分區AGC/AVC服務器經過AGC/AVC數據網與主AGC/ AVC服務器通信；調度監控相關設備與升壓站二次設備在監控數據網內通信；功率預測相關設備在功率預測數據網內通信。

各數據網間相互隔離，無直接數據交互，既可保障數據網的安全，又方便網絡故障的排查。

2.4 站控層

站控層根據實時監控、調度轉發、AGC/AVC服務和功率預測服務四大功能部署，包含主監控后臺、工程師站、遠動機、主AGC/AVC服務器、光功率預測服務器、光功率預測工作站、天氣預報服務器。

主監控后臺展示升壓站二次設備信息以及由各分區遠動機轉發的光伏發電區重要信息；工程師站用于維護主監控后臺與主AGC/AVC服務器；遠動機作為全站惟一出口與電網調度主站通信，轉發升壓站二次設備數據，同時接收電網調度主站的功率調節指令，光伏區數據通常不需要送給電網調度主站；主AGC/AVC服務器調節全站的有功與無功輸出，滿足電網調度要求；光功率預測服務器從發電分區獲取逆變器輸出功率與環境監測儀數據，對光伏站進行功率預測，并與光功率預測主站交互數據；光功率預測工作站用于維護光功率預測服務器；天氣預報服務器經反向隔離裝置接入公網，獲取天氣預報信息，處理后提供給光功率預測服務器。

3 關鍵技術

3.1 智能一體化裝置的實現

在光伏子陣為實現箱變保護測控、通信管理、環網等功能，通常需配置箱變保護測控裝置、通信管理裝置、環網交換機來實現，同時需要考慮這些設備的安裝與長期運行，而且在大型地面光伏電站，光伏子陣數量大，成本問題更加突出。

本文提出一種智能一體化裝置，集箱變保護測控、通信管理、環網功能于一體，安裝于箱變內部即可，可以很大程度節約用戶成本。

圖3是智能一體化裝置的軟硬件架構框圖，采用雙ARM核+DSP的三核CPU，其中ARM核1實現通信管理與分布式AGC/AVC相關功能；ARM核2實現外設管理與環網功能；DSP完成箱變的保護測控、事件、測量等功能。ARM核均采用Linux操作系統，保護與通信等應用功能在不同的核實現，互不干擾。

圖3 智能一體化裝置軟硬件架構框圖

3.2 具有風暴抑制功能的環網技術

智能一體化裝置的環網功能采用了快速生成樹協議（RSTP），使用FPGA硬件實現，具有風暴抑制功能。采用FPGA硬件計算網絡報文特征值，自學習形成特征值表，自動丟棄特征值表中有重復元素的網絡報文。

本文采用兩種CRC算法的組合來計算特征值。長度為k+1的以太網報文可以映射到如下一組多項式序列：

公式1

式中，n為特征值的階數。將報文序列M(x)左移n位，模二除C(x)，得到商數P(x)和余數Q(x)，Q(x)即為該網絡報文的特征值。

相同的網絡報文必然有相同的特征值，不同的網絡報文也有可能計算出相同的特征值，依據統計和概率理論，對于n=32的特征值序列，兩個隨機的網絡報文出現特征值相同的概率為1/232，若使用兩種不同的32位CRC算法組合產生的特征值，則其出現的概率為1/264，這個出錯概率對于電力系統的應用完全可以忽略。

3.3 分布式AGC/AVC的實現

AGC/AVC功率控制是大型光伏電站必須具有的功能，對保障光伏電站并網后電網的安全穩定運行起到積極作用，對電網調度調節指令的響應時間是大型光伏電站的重要指標。

以往AGC/AVC服務器的調節目標都是逆變器，以逆變器為模型進行計算，但隨著光伏電站規模的增大和組串式逆變器的廣泛使用，逆變器的數量激增，AGC/AVC服務器的調節目標與計算模型增多，實現快速調節的難度加大。

若使用上文介紹的綜合自動化系統，引入分區AGC/AVC服務器概念，則這一問題便能得到解決，其實現步驟如下：

1）調度主站發送光伏電站有功/無功輸出目標值給站控層遠動機。

2）遠動機經監控數據網將目標值轉發給主AGC/AVC服務器。

3）主AGC/AVC服務器以各發電分區及無功補償設備為模型，經過一定策略計算出各發電分區和無功補償設備輸出目標值，經網絡層的AGC/AVC數據網和監控數據網分別發送給間隔層的分區AGC/AVC服務器和無功補償設備。

4）分區AGC/AVC服務器以本發電分區內的逆變器為模型，經過一定策略計算出各逆變器的輸出目標值，經子陣環網發送給逆變器所在光伏子陣的智能一體化裝置，由智能一體化裝置發送指令調節逆變器的有功與無功輸出。

5）無功補償設備收到目標值指令后自行調節。

6）主AGC/AVC服務器根據全站的有功與無功輸出情況，再次進行計算，并發送調節指令，形成實時閉環控制。

結論

本文提出的大型地面光伏電站綜合自動化系統，采用分區監控，緩減站控層主監控后臺壓力，監控內容清晰，便于運維人員查閱；采用主AGC/ AVC服務器與分區AGC/AVC服務器相配合，實現分布式調節，降低了算法難度，提高了調節速度；按應用功能劃分不同數據網，數據網間相互隔離，無直接數據交互，降低了網絡故障風險，有利于故障的迅速排查定位；整個系統網絡結構清晰，有利于后期擴建，降低了接入難度。