电压是衡量电能质量的一个重要指标。电力系统中各种用电设备具有在电压为额定值时才有最好的技术和经济指标。但是在电力系统的正常运行中。用电放荷利系统运行方式提经常变化的，由此引起电压发生变化，不可避免地出现电压偏移。而电力系统的运行电压水平取决于无功功率的平衡，系统中各种无功电源的无功输出应能满足系统负荷和网络损耗在额定电压下对无功功率的要求，否则就会偏离额定值。随着光伏并网规模的不断扩大，光伏电站对于电力系统的无功功率平衡及电压稳定的作用越来越重要，因此，光伏电站的无功（电压）控制是光伏电站功率控制的重要内容。

1.并网点电压偏差

光伏电站并网点电压偏差应符合下列要求：

（1）通过10（6）kV电压等级接入电网的光伏电站，其并网点电压偏差为相应系统标称电压的±7%。

（2）通过35～110kV电压等级接入电网的光伏电站，其并网点电压偏差为相应系统标称电压的-3%～+7%；事故后恢复电压为系统标称电压的±10%。

（3）通过220kV电压等级接人电网的光伏电站，其并网点电压偏差为相应系统标称电压的0%～+10%；事故后恢复电压为系统标称电压的-5%～+10%。

（4）通过330kV及以上电压等级接入电网的光伏电站，正常运行方式下，其并网点最高运行电压不得超过系统标称电压的+110%；最低运行电压不应影响电力系统同步稳定、电压稳定、站用电的正常使用及下一级电压的调节。

2.电源特性

大中型光伏电站应具备相应电源特性，能够在一定程度上参与电网的电压和功率调节。应符合下列要求∶

（1）大中型光伏电站电压调节方式包括调节光伏电站的无功功率、无功补偿设备投入量以及调整变压器的变比等。在接入设计时，应重点研究其无功补偿类型、容量以及控制策略。

（2）对于专线接入公用电网的大中型光伏电站，其配置的容性无功容量能够补偿光伏电站满发时站内汇集系统、主变压器的全部感性无功及光伏申站送出线路的一半感性无功之和；其配置的感性无功容量能够补偿光伏电站送出线路的一半充电无功功率。

（3）对于T接于公用电网和接入用户内部电网的大中型光伏电站应想据项目工程的特点，结合电网实际情况论证其配置无功装置类型及容量范围。

（4）对于通过汇集系统升压至500kV（或750kV）电压等级接入公用电网的大中型光伏电站，其配置的容件性无功容量能够补偿光伏电立站满发时站内汇集系统、主变压器的感性无功及光伏申站送出线路的全部感性无功之和，其配置的感性无功容量能够偿光伏电站送出线路的全部充电无功功率。

3.功率特性

小型光伏电站当作负荷看待，应尽量不从电网吸收无功或向电网发出无功。应符合下列要求∶

（1）有功功率调节性能暂不作要求。（2）输出有功功率大于其额定功率的50%时，功率因数应不小于0.98（超前或滞后）。（3）输出有功功率在其额定功率的20%～50%时，功率因数应不小于0.95（超前或滞后）。

（一）无功电源

1.基本要求

（1）光伏电站的无功电源包括光伏并网逆变器和光伏电站集中无功补偿装置。

（2）光伏电站应充分利用并网逆变器的无功容量及其调节能力，当并网逆变器的无功容量不能满足系统电压与无功调节需要时，应在光伏电站配置集中无功补偿装置，并综合考虑光伏电站不同发电能力和接入系统后各种运行工况下的暂态、动态过程，配置足够的动态无功补偿容量。

2.响应时间

（1）光伏电站的无功电源应能够跟踪光伏发电功率的波动及系统电压控制要求并快速响应。

（2）光伏电站的无功调节需求不同，所配置的无功补偿装置不同，其响应时间应根据光伏电站接入后电网电压的调节需求确定，光伏电站动态无功响应时间应不大于30ms。

（二）无功容量

1.基本要求

（1）光伏电站的无功容量应满足分（电压）层和分（电）区基本平衡的原则，无功补偿容量应在充分考虑优化调压方式及降低线损的原则下进行配置，并满足检修备用要求。

（2）光伏并网逆变器功率因数应能在超前0.95～滞后0.95范围内连续可调。

2.无功容量配置

（1）光伏电站的无功容量配置应满足GB/T19964—2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》的有关规定。

（2）光伏电站配置容量范围应结合光伏电站实际接人情况。必要时通过光伏电站接人电力系统无功电压专题研究来确定。计算时应充分考虑无功设备检修及系统特殊运行工况等情况。

（三）运行电压适应性

（1）在电网正常运行情况下，光伏电站的无功补偿装置应适应电网各种运行方式变化和运行控制要求。

（2）光伏电站处于非发电时段，光伏电站安装的无功补偿装置也应按照电力系统调度机构的指令运行。

（3）当光伏电站安装并联电抗器/电容器组或调压式无功补偿装置，在由网故陪或是堂情况下，引起光伏电站并网点电压在高于1.2倍标称电压时，无功补偿装置容性部分应在0.2s内退出运行，感性部分应能至少持续运行5min。

（4）当光伏电站安装动态无功补偿装置，在电网故障或异常情况下，引起光伏电站并网点电压高于1.2倍标称电压时，无功补偿装置可退出运行。

（5）对于通过220kV（或330kV）光伏发电汇集系统升压至500kV（或750kV）电压等级接入电网的光伏电站群中的光伏电站，在电力系统故魔引起光伏电站并网点电压低于0.9倍标称电压时，光伏电站的无功补偿装置应配合站内其他无功电源按照GB/T19964—2012中的低电压穿越无功支持的要求发出无功功率。

在自动装置的作用和给定电压约束条件下，光伏电站无功补偿装置的功率以及变压器的分接头都能按指令自动进行闭环调整，使其注入电网的无功逐渐接近电网要求的最优值，从而使全网有接近最优的无功电压潮流，这个过程就是自动电压控制（AutomaticVoltageControl，AVC），它是现代电网控制的一项重要功能。

AVC是利用计算机和通信技术，对电网中的无功资源以及调压设备进行自动控制，以达到保证电网安全、优质和经济运行的目的。

AVC应用是通过利用所采集的电网各节点运行电压、无功功率、有功功率等实时数据，实现电网无功电压优化自动控制的功能模块。

工作模式分为自动模式和手动模式，并可对光伏电站无功电压元件优先级进行选择和投切。

光伏电站AVC流程如图5-7所示。

光伏电站的无功（电压）控制主要通过控制逆变器和无功补偿装置（SVC/SVG装置）来实现。首先，根据逆变器控制策略，实时计算可控逆变器的数量以及每台可控逆变器需要调节的无功增量值，然后下发逆变器遥调命令进行无功增量数值控制。其次如果计算出的全站无功增量值超出逆变器可调节的总无功值，AVC系统将对剩余无功增量值启动SVC/SVG调节进行无功补偿。如果站内有多套SVC/SVG，AVC系统会对剩余无功增量值动态平均协调分配。

典型的光伏电站无功功率控制系统的逆变器与SVC/SVG装置应具备以下功能：

1.逆变器部分

（1）逆变器总体控制策略。

AVC系统计算出全站无功增量值以后，将所有可调逆变器作为调节对象，剔除故障逆变器、通信故障逆变器、样本逆变器等无法调节或者不调节的逆变器。平均计算每台逆变器应该发出的无功增量值，通过网络将无功增量值发送至逆变器，逆变器收到无功增量值后根据当前实发值，计算出逆变器无功目标值，然后迅速补偿到位。

（2）逆变器平均分配策略。

当本站有多个分区同时运行时，需要具备协调策略，每个分区内部应协调控制所有可调逆变器，逆变器需要实时上送开关遥信、闭锁遥信以及无功限值、实发无功等遥测信息。如图5-8所示为逆变器平均分配策略流程。

（3）逆变器正常状态。

当逆变器遥测遥信状态正常，且无任何闭锁信息，即作为可调逆变器。子站AVC系统将获取到的主站无功目标值平均分配给所有可调逆变器。

（4）逆变器故障状态。

如果某台或者某些装置出现闭锁、通信中断或不在运行状态时，AVC系统将会对该逆变器装置实行闭锁，不对其进行AVC调节，即不对其分配无功值。

（5）人工干预。

每台逆变器设置投入AVC软压板，可人为设定投入、退出自动调节。该软压板可以就地投退，也可以远方投退。

逆变器相关接口信息见表5-9。

2.SVC/SVG装置部分

（1）SVC/SVG控制策略。

SVC/SVG装置接受AVC系统无功指令值以及调度下发的电压上、下限定值，根据下面的策略实现无功和电压的自动控制。

1）当监控高压侧母线的实时电压在全站团锁电压上、下限范围之内时，SVC/SVG装置接收AVC系统下发的无功指令进行恒无功控制；

2）当监控高压侧母线的实时电压在全站闭锁电压上。下限范围之外时，SVC/SVG装置自动转为恒电压控制，快速调节设备功率，把高压侧母线电压尽量调节回全站闭锁电压上、下限值范围内；

3）SVC/SVG装置的投入/退出，以及SVC/SVG所连接开关的分合，由变电站运行人员进行操作，AVC系统不进行遥控，如图5-9所示为SVG稳态控制流程。

（2）SVC/SVG控制分配原则。

当本站有多套SVC/SVG同时运行时，需要具备协调策略，每套SVC/SVG需要上送本设备当前的运行状态、闭锁信息等相关遥测量和遥信，AVC系统实时检查每套SVC/SVG的运行状态。

（3）SVC/SVG正常运行情况。

当多台SVC/SVG都处于正常运行状态，并且无闭锁信息时，AVC系统将计算出的无功增量值按照所在侧母线电压实际情况，发给SVC/SVG装置进行动态补偿（按照步长方式或者无功增量值方式）），实现多台SVC/SVG轮流交替、平均调节。预判某段所在侧母线电压调节后会发生越限，闭锁该侧母线SVC/SVG调节。

（4）SVC/SVG异常运行情况。

如果SVC/SVG装置出现闭锁或不在运行状态时，AVC系统将会对该套SVC/SVG装置实行闭锁，不对其分配无功值，将SVC/SVG总无功设定值分配给其他正常运行的SVC/SVG装置。

当某套SVC/SVG通信中断时，子站AVC和调度AVC主站都收不到该中断设备的运行状态，无法判断通信中断SVC/SVG的当前无功补偿状态，将闭锁所有SVC/SVG的调节。当故障SVC/SVG通信恢复后，子站AVC将重新进行所有SVC/SVG的平均分配。

AVC系统调节是考虑主变压器高压侧无功（电压），某个SVC/SVG异常，闭锁全部SVC/SVG，但不需闭锁逆变器无功调节，逆变器无功调节是否闭锁是由逆变器部分判断。

（5）人工干预。

SVC/SVG设置软压板，通过该软压板实现本套设备的投入/退出。软压板可以就地投退，也可以远方投退。

SVC/SVG相关数据SVC/SVG上送给AVC的数据见表5-10。

（一）配置原则

（1）各光伏电站原则上须配置无功功率控制系统，即厂站AVC系统；光伏电站逆变器须具备无功调节能力。

（2）光伏电站分期建设在同一并网点并网的，各期逆变器及无功补偿设备均须接入其AVC系统。

（3）光伏电站分期建设各期不在同一并网点并网的，每个并网点加装一套AVC系统，接入相应的逆变器及无功补偿设备。

（二）控制原则

（1）110kV升压站仅有一家光伏电站上网的，其有载调压的升压变压器须接入该站AVC系统进行协调控制。

（2）光伏电站内AVC控制策略为先充分利用逆变器无功调节能力（要求输出的有功功率在10%～100%时，光伏并网逆变器功率因数应能在超前0.95～滞后0.95范围内连续可调），再调节升压变电站、动态无功补偿设备，正常情况下，动态无功补偿设备应保留合理的无功储备裕度，以应对故障情况。

（3）调度主站AVC下发控制指令为光伏电站并网点母线电压的控制目标值；在外部电网运行正常情况下，全站AVC系统调节到位时间应不超过2min。调度主站AVC系统与由站AVC的信息交互方式见表5-11。

（4）光伏电站内AVC控制策略要充分考虑各台逆变器的机端电压合格，在机端电压合格的基础上，通过调控电站内无功设备，追随相关调度主站AVC下发的母线电压指令。

（5）光伏电站330、110kV汇集站的高压侧母线电压由调度AVC系统直接调控，其主变压器分接头和动态无功补偿设备均须实现远方控制。汇集站与调度AVC主站通过汇集站综合自动化系统交互数据，交互数据内容见表5-12。

（6）光伏汇集站SVC/SVG的控制模式

调度AVC主站向SVC/SVG装置同时下发电压上、下限值和无功指令值，SVC/SVG装置应能够实现无功和电压的协调控制，控制模式要求如下∶

1）当监控母线的实时电压在下发的电压上下限范围之内时，SVC/SVG装置按照接收的无功指今进行无功功率调节。

2）当监控母线的实时电压在下发的电压上下限范围之外时，SVC/SVG装置自主调节设备无功功率，把母线电压控制在上下限值范围内。

基于智能电网调度技术支持系统的光伏电站AVC系统包括调度AVC主站和光伏电站AVC子站。光伏电站AVC子站需要完成调试工作并按要求投入运行；光伏汇集站需要完善SVC/SVG装置功能并与调度AVC联调并投入运行。

（一）光伏电站本体AVC接入及调试

1.光伏电站AVC子站准备工作

（1）AVC子站应按照主站提供的与调度主站AVC应用的接口规范修改完善子站装置软件功能，能够接收主站系统AVC应用下发的指令，准确解析并执行；能够上送主站系统AVC应用要求的信息。

（2）AVC子站按照接入时间要求提前将信息点表提供给主站。

2.与调度主站AVC通信测试

光伏电站应向主站提供光伏电站远动装置与调度主站AVC应用的通信参数。调度主站技术人员完成主站实时库及AVC建模工作。

光伏电站与调度主站AVC通信通道和通信接口测试应向调度申请。

试验时，AVC主站与电站AVC子站、电站远动装置配合，核对上送和下发的数据，保证通信正常，由主站AVC技术人员通过人工置数方式将指令下发到光伏电站子站，子站核对是否能够正确解析。光伏电站做好测试记录。

3.与调度主站AVC开环测试

主站与子站人员核对母线电压值，当前无功设备的量测值，确保数据准确无误后由主站AVC技术人员通过人工置数的方式下发母线电压的遥调设定值，测试光伏子站在相应的时间内母线电压是否能达到设定值，记录测试结果。

4.与调度主站AVC闭环测试

开环测试完成后，子站AVC将子站投人到远方控制，主站AVC实现闭环，测试24h。

5.光伏电站AVC系统通信协议及交互信息要求

（1）通信流程。

光伏电站AVC通信流程如图5-10所示。

（2）子站上送信息量见表5-13。

（二）光伏汇集站SVC/SVG接入调度主站及调试

1.光伏汇集站准备工作

光伏汇集站SVC装置厂家按照主站提供的与调度主站AVC应用的接口规范修改完善子站装置软件功能，能够接收主站系统AVC应用下发的指令，准确解析并执行；能够上送主站系统AVC应用要求的信息。

2.与调度主站AVC通信测试

变电站光伏汇集站应向调度主站提供变电站远动装置与AVC应用相关SVC装置的通信参数。调度主站专业人员完成主站系统数据库创建及建模。

试验前，光伏汇集站申请SVC装置与调度主站AVC通信通道和通信接口测试。试验时，AVC主站与电站监控系统、SVC装置技术人员配合，核对上送和下发的数据，由主站AVC应用专业人员通过人工置数方式将指令下发到电站监控系统，查看相应设备是否能够正确动作。

3.光伏汇集站SVC装置

（1）子站上送信息量见表5-15。

（3）调度AVC主站下发的命令通过调控机构调度主站系统转发流程如图5-11所示。

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