南京南瑞继保电气有限公司的研究人员王仁斌、胡绍谦等，在2019年第1期《电气技术》杂志上撰文指出，大型地面光伏电站具有设备数量多、种类繁杂、组网复杂的特点，建立综合自动化系统难度较大。本文结合大型地面光伏电站组成结构与特点，分析了其综合自动化系统的功能需求，提出了一种基于分布式监控的设计与实现方案。

该方案将综合自动化系统自下而上设计为子阵层、子阵环网层、间隔层、网络层与站控层，系统结构清晰，划分不同数据网，降低网络故障风险，有利于后期扩建，降低接入难度。分布式调节降低了AGC/AVC算法难度，提高了调节速度，缩短对电网调度调节指令的响应时间，有利于并网后电网系统的安全稳定运行。

在中国广阔的土地上，有着丰富的太阳能资源，理论储量达每年17000亿t标准煤，太阳能资源开发利用的潜力非常广阔。我国地处北半球，西部地区光照条件好，日照时间长，人口密度低，未利用的土地辽阔，非常适宜发展集中式大型地面光伏电站。

近几年，我国光伏发展迅速，装机容量不断攀升。中国国家能源局（NEA）最新公布的数据显示，2017年中国光伏新增装机量为52.83GW，大约相当于澳大利亚整个电网装机总容量。这占了2017年全球光伏装机量的一半左右，并且与2016年同比还增加了68%，首次超过煤炭与天然气的增长速度。

相对于分布式光伏电站，大型地面光伏电站的优势在于统一设计，统一施工，统一维护，经济效益高；发电量大，通常在数十兆瓦乃至数百兆瓦级别。接入电网可靠性高，是目前我国采用的主要模式，容量在100MWp以上的大型或者超大型的光伏发电场逐年增多。

光伏电站综合自动化系统[2-3]是光伏电站建设的重要组成部分，其实现对一、二次设备的数据采集、监视、控制、操作、故障记录以及功率预测、AGC/AVC（automatic generation control/automatic voltage control）等自动化功能，是保障电站稳定安全、经济运行的重要技术手段。

随着光伏电站的规模不断扩大，一、二次设备数量激增，组网变得更复杂，建立综合自动化系统的难度变得更高。本文针对大型地面光伏电站的综合自动化系统的设计与实现进行分析。

1 需求分析

1.1 大型地面光伏电站的组成结构与特点

大型地面光伏电站的并网发电系统多采用分块发电、集中并网的方案，图1所示是光伏电站的基本组成结构。通常每1MW为一个光伏子阵，以集中逆变器为例，光伏板阵列将太阳能转换成直流电能，经直流汇流箱汇集到子阵逆变器，转换成交流，再经子阵箱式变压器初步升压，然后多个光伏子阵集中到一路送至升压站的低压母线，最终由升压站的主变压器升压后，并入电网系统。

组串式逆变器略有区别，它是将光伏板阵列产生的直流电能就地经逆变器转换成交流电能，然后经交流汇流箱汇集到箱式变压器。组串式逆变器容量比较小，1MW的光伏子阵安装的组串式逆变器大约有40台，若使用集中式逆变器，则一般为2台。

光伏电站的一、二次设备可分为光伏发电区与升压站两部分。光伏发电区需要监控的设备包含的每个光伏子阵的汇流箱、逆变器、箱变保护测控装置以及分布在光伏发电区的环境检测仪、光伏组件旋转设备和电度表等智能设备。光伏发电区的设备具有数量多、种类繁杂、地域分布广、组网复杂等特点。升压站的二次设备数量相对较少，包含保护测控装置、电能质量监测装置、无功补偿装置、直流屏、电度表等。

图1 光伏电站基本组成结构

1.2 大型地面光伏电站综合自动化系统功能需求

光伏电站综合自动化系统需具备发电设备运行控制、电站故障保护和数据采集维护等功能，满足用户的日常运维；同时需与电网调度协调配合，快速响应调度指令，调节全站的有功与无功出力，既提高用户的经济效益，又保证电网的安全。

光伏电站综合自动化系统的功能需求大致可概括为实时监控、调度转发、AGC/AVC服务和功率预测服务。

1）实时监控：实时采集数据，向用户展示光伏发电区及升压站的一、二次设备实时运行情况，并能够下发远程控制指令。

2）调度转发：能够将升压站各间隔保护测控数据转发给电网调度，并接收电网调度下发的控制指令。光伏发电区的设备信息通常不需要转发给电网调度。

3）AGC/AVC服务：AGC全称为自动发电控制，光伏电站需跟踪电网调度下发的指令，调节逆变器的有功出力，使全站的有功输出满足电网系统频率和联络线功率控制要求。AVC全称为自动电压控制，光伏电站接收来自调度的母线电压和总无功的符合设定，通过一定策略调节站内逆变器和无功补偿设备，保证电网系统安全、优质和经济运行。

4）功率预测服务：太阳辐射受季度、昼夜和阴晴等天气条件的影响较大，光伏发电系统输出功率具有间隙性和随机性。功率预测服务通过收集天气预报、光伏发电区环境监测仪数据以及历史经验数据，对整个光伏电站的发电功率进行预测，了解光伏并网系统的发电运行特性，与电网调度配合，有助于整个电网系统的规划与运行，减少光伏发电随机性对电网系统的影响，提高系统的安全稳定性。

2 系统设计与实现

图2所示是大型地面光伏电站综合自动化系统的总体架构框图。根据光伏电站的组成结构和功能需求，将光伏电站综合自动化系统，自下而上设计为子阵层、子阵环网层、间隔层、网络层和站控层。下面详细描述系统各个层次的实现细节。

图2 综合自动化系统的总体架构框图

2.1 子阵层与子阵环网层

子阵层，在地理上对应着每个光伏子阵。在每个光伏子阵安装一台智能一体化装置，通过RS 485串口总线或者以太网与子阵内的逆变器、汇流箱等智能设备通信，实现对设备的实时监控。分散在光伏区的其他智能设备，如环境监测仪、旋转设备采集装置、电度表等，也接入附近光伏子阵的通信管理机。所有通信都是基于通信规约，常用的规约有Modbus、IEC 103、IEC 104、CDT、DLT 645等。

相邻光伏子阵的智能一体化装置经过光纤环网一个接一个，最终连接到间隔层的环网交换机，形成子阵环网层。环网内智能一体化装置的数量可根据地理位置分布与交换机能力决定。智能一体化装置通过子阵环网，基于通信规约，将接入的智能设备的数据转发到间隔层发电分区的综合自动化设备，同时接收控制指令，转发给智能设备。对上转发的常用规约有IEC 103、IEC 104等。

2.2 间隔层

根据光伏电站的实际建设周期与规模，可以将光伏发电区划分为多个发电分区，每个分区包含数10个光伏子阵，设置分区远动机、分区监控后台与分区AGC/AVC服务器。发电分区的综合自动化设备与升压站的二次设备，构成间隔层。

同一发电分区内的智能一体化装置组成环网，接入本分区环网交换机，不同发电分区间的网络相互隔离，如此分布式监控与管理，可有效解决大型地面光伏电站设备多、数据量大、组网复杂的问题，并且有利于后期扩建工程的接入。

分区监控后台用于监控本发电分区内的智能设备，展示各设备详细数据；分区远动机将本发电分区内智能设备的数据有选择性的转发给站控层，供站控层的应用使用；分区AGC/AVC子服务器接收站控层AGC/AVC主服务器的调节指令，经一定算法后调节本发电分区内逆变器的有功与无功输出。

2.3 网络层

间隔层的设备经过网络层与站控层交互，根据不同的应用功能，网络层划分为了4个数据网，分别是光伏区信息数据网、AGC/AVC数据网、监控数据网、功率预测数据网。

间隔层的分区远动机经光伏区信息数据网将光伏发电区设备的数据选择性地送给主监控后台和功率预测服务器；间隔层的分区AGC/AVC服务器经过AGC/AVC数据网与主AGC/ AVC服务器通信；调度监控相关设备与升压站二次设备在监控数据网内通信；功率预测相关设备在功率预测数据网内通信。

各数据网间相互隔离，无直接数据交互，既可保障数据网的安全，又方便网络故障的排查。

2.4 站控层

站控层根据实时监控、调度转发、AGC/AVC服务和功率预测服务四大功能部署，包含主监控后台、工程师站、远动机、主AGC/AVC服务器、光功率预测服务器、光功率预测工作站、天气预报服务器。

主监控后台展示升压站二次设备信息以及由各分区远动机转发的光伏发电区重要信息；工程师站用于维护主监控后台与主AGC/AVC服务器；远动机作为全站惟一出口与电网调度主站通信，转发升压站二次设备数据，同时接收电网调度主站的功率调节指令，光伏区数据通常不需要送给电网调度主站；主AGC/AVC服务器调节全站的有功与无功输出，满足电网调度要求；光功率预测服务器从发电分区获取逆变器输出功率与环境监测仪数据，对光伏站进行功率预测，并与光功率预测主站交互数据；光功率预测工作站用于维护光功率预测服务器；天气预报服务器经反向隔离装置接入公网，获取天气预报信息，处理后提供给光功率预测服务器。

3 关键技术

3.1 智能一体化装置的实现

在光伏子阵为实现箱变保护测控、通信管理、环网等功能，通常需配置箱变保护测控装置、通信管理装置、环网交换机来实现，同时需要考虑这些设备的安装与长期运行，而且在大型地面光伏电站，光伏子阵数量大，成本问题更加突出。

本文提出一种智能一体化装置，集箱变保护测控、通信管理、环网功能于一体，安装于箱变内部即可，可以很大程度节约用户成本。

图3是智能一体化装置的软硬件架构框图，采用双ARM核+DSP的三核CPU，其中ARM核1实现通信管理与分布式AGC/AVC相关功能；ARM核2实现外设管理与环网功能；DSP完成箱变的保护测控、事件、测量等功能。ARM核均采用Linux操作系统，保护与通信等应用功能在不同的核实现，互不干扰。

图3 智能一体化装置软硬件架构框图

3.2 具有风暴抑制功能的环网技术

智能一体化装置的环网功能采用了快速生成树协议（RSTP），使用FPGA硬件实现，具有风暴抑制功能。采用FPGA硬件计算网络报文特征值，自学习形成特征值表，自动丢弃特征值表中有重复元素的网络报文。

本文采用两种CRC算法的组合来计算特征值。长度为k+1的以太网报文可以映射到如下一组多项式序列：

公式1

式中，n为特征值的阶数。将报文序列M(x)左移n位，模二除C(x)，得到商数P(x)和余数Q(x)，Q(x)即为该网络报文的特征值。

相同的网络报文必然有相同的特征值，不同的网络报文也有可能计算出相同的特征值，依据统计和概率理论，对于n=32的特征值序列，两个随机的网络报文出现特征值相同的概率为1/232，若使用两种不同的32位CRC算法组合产生的特征值，则其出现的概率为1/264，这个出错概率对于电力系统的应用完全可以忽略。

3.3 分布式AGC/AVC的实现

AGC/AVC功率控制是大型光伏电站必须具有的功能，对保障光伏电站并网后电网的安全稳定运行起到积极作用，对电网调度调节指令的响应时间是大型光伏电站的重要指标。

以往AGC/AVC服务器的调节目标都是逆变器，以逆变器为模型进行计算，但随着光伏电站规模的增大和组串式逆变器的广泛使用，逆变器的数量激增，AGC/AVC服务器的调节目标与计算模型增多，实现快速调节的难度加大。

若使用上文介绍的综合自动化系统，引入分区AGC/AVC服务器概念，则这一问题便能得到解决，其实现步骤如下：

1）调度主站发送光伏电站有功/无功输出目标值给站控层远动机。

2）远动机经监控数据网将目标值转发给主AGC/AVC服务器。

3）主AGC/AVC服务器以各发电分区及无功补偿设备为模型，经过一定策略计算出各发电分区和无功补偿设备输出目标值，经网络层的AGC/AVC数据网和监控数据网分别发送给间隔层的分区AGC/AVC服务器和无功补偿设备。

4）分区AGC/AVC服务器以本发电分区内的逆变器为模型，经过一定策略计算出各逆变器的输出目标值，经子阵环网发送给逆变器所在光伏子阵的智能一体化装置，由智能一体化装置发送指令调节逆变器的有功与无功输出。

5）无功补偿设备收到目标值指令后自行调节。

6）主AGC/AVC服务器根据全站的有功与无功输出情况，再次进行计算，并发送调节指令，形成实时闭环控制。

结论

本文提出的大型地面光伏电站综合自动化系统，采用分区监控，缓减站控层主监控后台压力，监控内容清晰，便于运维人员查阅；采用主AGC/ AVC服务器与分区AGC/AVC服务器相配合，实现分布式调节，降低了算法难度，提高了调节速度；按应用功能划分不同数据网，数据网间相互隔离，无直接数据交互，降低了网络故障风险，有利于故障的迅速排查定位；整个系统网络结构清晰，有利于后期扩建，降低了接入难度。