大型光伏电站前景分析

大型光伏电站前景分析（共7篇）

大型光伏电站前景分析 篇1

0 引言

近年来,光伏发电已经受到广泛的关注[1]。2008年全世界新增光伏发电装机容量中约有1 GW来自10 MW及以上容量的光伏电站,我国也计划于甘肃敦煌、昆明石林、青海柴达木盆地等地建设兆瓦级光伏并网电站;随着各国百兆瓦级甚至千兆瓦级光伏电站的建设,光伏电站的大型化和并网化将成为今后发展以及研究的主要方向[2,3]。

光伏发电系统采用的电力电子逆变器装置的开关频率如果没有躲开产生谐波的范围,则会产生大量的各种频次的谐波;光伏发电系统所配置的用于无功补偿和滤波等作用的并联电容器可能会和线路的电抗发生谐振[4]。随着并网光伏电站容量的增大,它对电网带来的影响也将增加,特别是对电网产生的电能质量问题尤其突出[5]。

大容量的并网光伏电站一般建在西部偏远落后地区,并网系统的电网结构比较薄弱[6,7]。此时,变压器漏感和长距离输电线路电抗较大,大型光伏电站连接到长输电线路时,光伏逆变器将产生大量的谐波。随着并网容量的增大,光伏运行产生的谐波对系统的影响不容忽视[8,9]。针对这种情况,光伏电站应在满足电能质量标准前提下,考虑光伏电源渗透率问题[5]。

大型光伏电站接入电网后会给电网安全、稳定和经济运行带来不利影响,同时会影响电能质量[10]。对此,国外已有学者对光伏逆变器并入弱电网中的电能质量问题进行研究。文献[11-12]详细阐释了电网阻抗的参数特性,同时分析了电网阻抗对PR+HC控制器低频稳定性的影响。文献[13]探讨了电网阻抗对逆变器输出电流以及并网点电压的谐波影响。文献[14]在2个并网光伏逆变器并联情况下讨论了无功补偿电容与输电线路阻抗对LCL滤波器的谐振影响。然而,上述研究只针对带LC和LCL滤波器的单个或者2个小容量光伏逆变器,并未涉及带L滤波器的大型光伏逆变器并联系统。L型滤波器以其结构简单、易于设计的突出优点广泛应用于光伏并网逆变器中。但目前并未有文献对弱电网中大型光伏并网系统的谐振以及电能质量问题进行深入研究。

本文从大型并网光伏系统的拓扑结构出发,以三相并联逆变器系统为研究对象,通过对各个逆变器进行等效建模,建立了大型并网光伏电站的诺顿等效模型;在考虑无功补偿装置的阻抗、变压器漏感以及输电线路阻抗等电网阻抗条件下,推导了光伏逆变器的输出电流以及并网点电压表达式;采用伯德图详细分析了电网阻抗对系统谐振和电能质量的影响;最后,在MATLAB环境下进行了仿真验证。

1 大型光伏电站等效模型

1.1 大型光伏电站拓扑结构

为减少逆变器功率损耗,保证系统的高效性和稳定性,大型光伏电站通常由几组或几十组集中式三相逆变器并联构成。利用文献[15-16]建立的某大型光伏电站主电路拓扑结构如图1所示。根据Q/GDW617—2011《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》以及GB/T29321—2012《光伏发电站无功补偿技术规范》的规定,应在并网关键点(变压器TN原边)配置一定容量的容性无功补偿装置和感性无功补偿装置。由于容性无功补偿装置的投入会导致并网系统出现谐振现象,因此本文主要研究容性无功补偿装置对系统谐振以及电能质量的影响。

图1中,250 k W逆变器输出线电压额定值为380 V,接入容量为1.5 MV·A变压器原边;10 k V电缆阻抗参数为0.2+j0.062Ω/km。

1.2 电网模型

可控串联补偿器(TCSC)可以平滑而迅速地改变输电线路的阻抗,具有改善网络潮流分布、提高输送功率、降低短路电流、提高暂态稳定极限、改善系统动态性能、抑制次同步谐振等功能,这些都为远距离交流输电提供了很好的技术手段[17]。因此将220 k V及以上超高压长距离输电网络及其电网等效为理想电压源。建立电网等效模型如图2所示,图中参数均折算到逆变器输出电压等级。

图中,Rg为10 k V输电线路等效电阻;Lg为10 k V输电线路和变压器T22等效电感之和;LTN为升压变压器TN等效电感;CQN、LQN、RQN分别为第N个MW级模块投入无功补偿装置总等效电容、等效电感和等效电阻;upcc Nk(k=a,b,c)为第N个MW级模块逆变器并网点电压;ugk(k=a,b,c)为电网电压。

1.3 单个逆变器等效模型

第i个MW级模块中第j(j=1,2,3,4)个三相逆变器在两相静止坐标系下的瞬时功率控制策略如图3所示[18],图中Gcij(s)为电流控制器传递函数,采用准PR控制器实现两相静止坐标系下无静差跟踪[18],Gcij(s)=kpij+2krijs/(s2+2ωcs+ω02)。系统参数为:电网频率fg=50 Hz,直流链电压U*dcij=600 V,开关频率fsij=5 k Hz,滤波器电感Lij=79.1μH,无功补偿电容CQi=0.33 m F,无功补偿电感LQi=1.32μH,无功补偿电阻RQi=0.017Ω。

大型光伏电站中每组并网逆变器系统通常采用相同的结构、参数和控制策略等且升压变压器的型号相同,因此假设图1中所有逆变器和变压器的参数完全相同。从图1和图3中可以看出:在单个MW级模块中,第1个MW级模块中第1个逆变器的输出电流经过由逆变器滤波电感L11(相当于滤波电感1),容性无功补偿装置的等效阻抗CQ1、LQ1和RQ1(相当于C)以及升压变压器电感LT1、输电线路阻抗Lg、Rg(相当于滤波电感2)构成的等效LCL滤波器;此时,系统存在1个谐振峰。对于多个(2个及以上)MW级模块并联系统,逆变器输出电流经过2条路径形成回路。除了单个MW级模块中存在的路径外还增加了第2条路径,即第1个MW级模块中第1个逆变器的输出电流经过滤波电感L11、升压变压器电感LT1和第i(i=2,3,…,N)个MW级模块的升压变压器电感LTi(这N-1个LTi并联)(由L11、LT1和LTi构成滤波电感1),第i(i=2,3,…,N)个MW级模块容性无功补偿装置的等效阻抗CQi、LQi、RQi(这N-1个无功补偿装置的等效阻抗并联构成C),第i(i=2,3,…,N)个MW级模块的滤波电感L2ij(j=1,2,3,4)(这4N-4个滤波电感L2ij并联构成滤波电感2)形成回路,由此构成了第2个等效的LCL滤波器。因此,多个MW级模块并联时,谐振峰数量增加了1个,系统只存在2个谐振峰。

将文献[19]所提出的诺顿等效模型的建模方法拓展到三相并联逆变器系统中,建立开环情况下第i个MW级模块中第j个三相逆变器诺顿等效模型如图4所示。

图中,Gij(s)、Yeqij(s)分别为开环情况下该逆变器控制系数以及等效导纳。

诺顿等效模型中三相平衡逆变器是相间解耦的,以a相系统为例研究电网阻抗对系统谐振以及电能质量的影响,图文中符号均省略下标a。

1.4 大型光伏电站诺顿等效模型

将上述建模方法应用于所有并联逆变器中,可得a相逆变器的诺顿等效模型如图5所示。

图中,Yg(s)、YQN(s)分别为输电线路等效导纳和无功补偿装置等效导纳。

从图5中可以看出,并联逆变器通过无功补偿装置阻抗、升压变压器漏感以及输电线路阻抗相互耦合。利用叠加原理可以推导出第i个MW级模块中第j个逆变器的输出电流如式(1)所示。

其中,Yp(s)为第p个MW级模块等效导纳;YAi(s)为从第i个MW级模块看进去的系统等效总导纳。

大型光伏电站中逆变器的输出电流由四部分组成:本逆变器内部输出电流、电网电压反馈电流、其他MW级模块逆变器注入电流和本MW级模块内部其他逆变器注入电流。将电网电压以及其他逆变器参考电流作为扰动量,输出电流与参考电流之间传递函数为:

由于220 k V及以上输电网络可等效为理想电压源,逆变器并网点与理想电压源距离最远,且最容易受并网光伏逆变器扰动,造成电压波形畸变。因此,根据图5推导出第i个MW级模块并网点电压(变压器Ti原边电压)表达式如式(3)所示。

可以看出,第i个MW级模块的并网点电压由该模块内部输出电压、电网电压反馈电压和其他MW级模块逆变器输入电压三部分决定。并网点电压与并网光伏模块总参考电流的传递函数如下:

2 光伏电站电能质量分析

光伏电站中L滤波器与无功补偿装置阻抗、升压变压器漏感以及输电线路阻抗等构成的电网阻抗相互耦合使得逆变器输出电流畸变,导致光伏逆变器并网点电压谐波含量超标,威胁着光伏电站并网电能质量。由于大型光伏电站中每组并网逆变器系统通常采用相同的结构、参数和控制策略等,因此在相同的参数及工作条件下,本文采用伯德图分别研究大型光伏电站容量和输电距离变化情况下系统的谐振机理及电能质量。

随着光伏电站MW级模块数N(对应光伏电站容量为N MW)增加,开环传递函数Grij(s)与Gpcci(s)的对数频率特性曲线如图6(a)、(b)所示。当光伏电站输电距离l增大(10 k V输电线路的输电距离一般不超过10 km)时,开环传递函数Grij(s)与Gpcci(s)的对数频率特性曲线如图6(c)、(d)所示。

理想情况下带L滤波器的并网光伏逆变器系统不存在谐振现象,但在实际系统中由于无功补偿装置阻抗、升压变压器漏感以及输电线路阻抗的影响,造成逆变器输出电流和并网点电压传递函数中出现新的反谐振峰和谐振峰,易造成系统出现不稳定现象。由图6可知,当1个MW级光伏模块并网时,系统存在1个反谐振峰和谐振峰,其谐振频率为1.71 k Hz;当2个MW级光伏模块并联时,传递函数出现2个反谐振峰和谐振峰,谐振频率为1.68 k Hz和1.75 k Hz;当4个MW级光伏模块并联时,传递函数也包含2个反谐振峰和谐振峰,谐振频率为1.62 k Hz和1.75 k Hz。可以看出:当多组(2组及其以上)MW级模块并联时系统包含2个谐振峰。输电距离由5 km增加为10 km时,系统谐振频率由1.71 k Hz减小为1.68 k Hz。

由图6可知,逆变器并联模块数N对逆变器输出电流传递函数Grij(s)和并网点电压传递函数Gpcci(s)开环增益影响较小。但是大型光伏电站容量由1 MW增加为N MW(N≥2)时,系统包含2个谐振峰,谐振频率处谐波含量增大,导致逆变器输出电流以及并网点电压谐波含量增加,电能质量降低。同时,光伏电站输电距离l的增大使得并网点电压传递函数Gpcci(s)开环增益增大,并网点电压对谐波的抑制能力减弱,并网点电压谐波含量升高。

3 仿真验证

为验证理论分析的正确性,根据图3三相光伏并网逆变器控制原理和系统参数,在MATLAB/Simulink中搭建了如图1所示的大型并网光伏电站系统模型。考虑到仿真的精度和系统的复杂度,以3 MW光伏并网系统为例验证理论分析的正确性。考虑到不同光伏电站通常具有不同的容量和输电距离,因此针对不同的光伏电站容量以及输电距离验证本文理论分析的正确性。

输电距离为5 km情况下,大型光伏电站容量分别为1 MW、2 MW以及3 MW时,第1个MW级光伏模块中第1个逆变器的输出电流波形以及第1个MW级光伏模块的并网点电压波形分别如图7(a)、(b)和(c)所示,对应的FFT分析如图7(d)、(e)和(f)所示。每个子图中的上图对应逆变器输出电流,下图对应并点电压。

从图7可以看出,光伏电站容量为1 MW时,系统谐振频率为1.69 k Hz;当光伏电站容量增加到2 MW时,系统谐振频率为1.65 k Hz和1.75 k Hz;当光伏电站容量增加到3 MW时,系统谐振频率为1.59 k Hz和1.75 k Hz。当光伏电站容量增加时,逆变器输出电流基波幅值由531.9 A分别减小到531.8 A和524.7 A,谐波畸变率由0.45%分别增加到0.48%和0.53%;并网点电压基波幅值由310.7 V分别增大到310.9 V和311.1 V,谐波畸变率由1.46%分别增大到1.74%和2.31%。可以看出:当多组(2组及其以上)MW级模块并联时系统包含2个谐振峰,并且随着并网光伏电站容量的增加,逆变器输出电流和并网点电压谐波畸变率增大。

电网阻抗对并网点电压电能质量的影响远大于逆变器输出电流,并网点电压谐波畸变率大于逆变器输出电流。根据Q/GDW617—2011《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》规定并网点电压谐波畸变率应不超过5%;对于大容量光伏电站,应在光伏电站出口处加装滤波装置滤除光伏电站产生的大量谐波。

光伏电站容量为1 MW时,光伏电站输电距离为10 km情况下,第1个MW级光伏模块中第1个逆变器的输出电流波形以及第1个MW级光伏模块的并网点电压波形如图8(a)所示;对应的FFT分析如图8(b)所示。

对比图7(a)和8(a)可知:当光伏电站输电距离由5 km增至10 km时,系统谐振频率由1.69 k Hz减至1.62 k Hz。随着光伏电站输电距离增加,系统谐振频率减小。当光伏电站输电距离增加时,基波幅值为531.9 A基本不变,谐波畸变率由0.45%增至0.49%;并网点电压基波幅值为310.7 V基本不变,谐波畸变率由1.46%增至1.87%。随着输电距离增加,逆变器输出电流和并网点电压基波幅值基本不变,但逆变器输出电流和并网点电压谐波含量增大。

4 结论

本文分析了电网阻抗对大型并网光伏系统的谐振以及电能质量的影响,建立了大型并网光伏系统的诺顿等效模型,推导了光伏逆变器输出电流以及并网点电压的表达式,并且通过伯德图和仿真分析研究了由容性无功补偿装置、升压变压器漏感以及输电线路阻抗等组成的电网阻抗对系统谐振以及电能质量的影响,得出的结论如下。

a.假设所有逆变器和变压器的参数完全相同情况下,大型光伏电站中由于容性无功补偿装置的存在,对于单组MW级模块而言,相当于使得光伏逆变器中的L滤波器等效为LCL滤波器,系统存在1个谐振峰。大型光伏电站中存在多组MW级模块并联时系统包含2个谐振峰,导致逆变器输出电流以及并网点电压存在大量高次谐波,系统并网电能质量严重降低。

b.当光伏电站容量增加时,电网阻抗的耦合作用导致逆变器输出电流以及并网点电压谐波含量增加。并网点电压谐波畸变率远大于逆变器输出电流,并网点电压谐波含量更易超标。因此,大型光伏电站出口处应加装滤波装置滤除光伏电站的谐波。

c.与光伏电站输电距离增加相比,大型光伏电站容量的增加更容易导致并网光伏系统电能质量降低。对于大容量光伏电站,由电网阻抗导致的系统谐振和谐波更加严重,甚至不满足并网要求。

本文的研究结果为大型光伏电站接入弱电网中谐波机理及其抑制方法的研究提供了一定参考,对今后大型光伏电站的建设具有一定的指导意义。

大型地面光伏电站发电成本分析 篇2

近年来, 光伏组件和相关设备的价格下降, 使光伏电站建设成本随之降低, 为光伏电站的发展迎来契机。为支持国内光伏产业发展, 国家发改委2011年7月出台光伏发电标杆电价政策, 即自2011年7月1日的太阳能光伏发电项目, 除西藏执行每千瓦时1.15元的上网电价外, 其余省 (区、市) 上网电价均按每千瓦时1元执行。

虽然光伏电站建设成本大幅降低, 许多投资者都跃跃欲试, 但是由于对于发电成本难于分析, 许多公司不敢贸然投资。因此, 在现有的电价政策下, 如何有效地控制成本、提高收益率是投资者们的核心关注点, 发电成本是指单位发电量 (一个千瓦时) 的价格, 即度电成本。度电成本计算了光伏发电的真实成本, 涵盖光伏发电系统全部寿命周期内的所有投资和运行成本。采用度电成本能够使光伏发电系统与任何一种电站相比较。

1 光伏电站发电成本影响因素分析

影响发电成本的因素很多, 这里主要分析开发商关心的四个主要因素:电站单位初始投资、年满负荷发电时间、年运营维护成本、贷款条件 (贷款比例和贷款利率) [1]。以一个典型的20 MW光伏电站为例, 根据工程经验数据, 分析这四个主要因素对发电成本的影响。

1.1 电站单位初始投资对发电成本的影响

按照电站运行期20 a, 年满负荷发电时间1 500h, 年运营维护成本0.15元/W, 贷款所占比例80%, 贷款年限15 a, 贷款利率6.55%, 则不同的电站单位初始投资所对应的发电成本见表1。

由上表可见, 按照目前发改委颁布的1元 (k W·h) 的光伏电站电价, 电站单位初始投资需要控制在11 665元/k W以内, 电站才可以盈利。

1.2 年满负荷发电时间对发电成本的影响

按照电站运行期20 a, 电站单位初始投资11 000元/ (k W·h) , 单位年运营维护成本0.15元/W, 贷款所占比例80%, 贷款年限15 a, 贷款利率6.55%, 则不同的年满负荷发电时间所对应的发电成本见表2。

由表2可见, 年满负荷发电时间对发电成本的影响很大。通常年满负荷发电时间与地区的日照时间相关, 开发商应该选择光伏资源较好的地区进行投资。除此之外, 年满负荷发电时间还与电站系统设计方案有关, 开发商投资前需要找有经验的设计单位进行优化设计。

1.3 年运营维护成本对发电成本的影响

按照电站运行期20 a, 年满负荷发电时间1 500 h, 电站单位初始投资11 000元/ (k W·h) , 贷款所占比例80%, 贷款年限15 a, 贷款利率6.55%, 则不同的年运营维护成本所对应的发电成本见表3。

由表3可见, 年运营维护成本对发电成本的影响也是很大的。年运营维护成本控制在0.025元/W, 发电成本可达到0.851 3元/ (k W·h) ;年运营维护成本控制在0.215元/W之内, 发电成本可达到1元/ (k W·h) 。

1.4 贷款条件对发电成本的影响

下文分析投资者比较关心的贷款比例和贷款利率两个贷款条件对发电成本的影响。

按照电站运行期20 a, 电站单位初始投资11 000元/ (k W·h) , 年满负荷发电时间1 500 h, 年运营维护成本0.15元/W, 贷款年限15 a, 则不同的贷款条件所对应的发电成本见表4。

由表4可见, 对光伏电站建设而言, 适度进行贷款, 贷款利率越低越好, 这样都会带来发电成本的降低。因此, 开发商需要根据自身情况, 与银行协商争取贷款利率的优惠, 同时合理安排贷款, 充分发挥借贷的财务杠杆作用。

2 现阶段典型光伏电站发电成本及投资效益分析

2.1 现阶段典型光伏电站投资成本

由于光伏跟踪发电系统的电站成本较高且效益较固定安装形式差, 目前光伏电站大多采用固定安装方式。由于多晶硅光伏组件比薄膜光伏组件的转换效率和性价比高, 目前光伏电站大多采用多晶硅光伏组件。因此, 根据目前的市场价格, 以一个青海地区20MW的固定式安装多晶硅光伏组件的光伏电站为例, 计算目前光伏电站的投资成本, 见表5。

2.2 现阶段典型光伏电站投资效益分析

根据国家发改委关于光伏电站上网电价政策, 目前光伏电站 (除西藏外) 执行1元/ (k W·h) 的含税上网电价, 根据上面的青海地区20 MW光伏电站的投资成本10.22元/W, 首年等效满负荷小时数1 806 h, 电站运行期20 a, 结合表6的边界条件做投资效益分析[2]。

经测算, 光伏电站发电年均税后利润1 055×104元, 年均经营成本290×104元, 投资回收期8.1 a, 全部投资内部收益率11.56%, 资本金内部投资收益率24.42%。

3 结语

在现有的光伏电站的电价政策下, 在中国年满负荷发电时间大于1 500 h的地区建设光伏电站, 投资收益率是很可观的。投资者在选择建设光伏电站时, 一定要做好相关因素和效益分析, 降低发电成本, 防范投资风险。

摘要：近年来, 中国的光伏产业发展迅速, 发电成本逐渐降低。介绍了影响光伏发电成本的因素并分析了其对光伏发电成本的影响, 同时以实例介绍了现阶段典型光伏电站发电成本及投资效益分析, 为投资者进行光伏电站投资提供一定的理论技术支持。

关键词：光伏电站,发电成本,影响因素,投资效益

参考文献

[1]国家发展改革委, 建设部.建设项目经济评价方法与参数 (第三版) [M].北京:中国计划出版社, 2006.

大型光伏电站前景分析 篇3

关键词：光伏电池,逆变器,电压控制,空间矢量,最大功率点,孤岛检测,谐波,并网特性,低电压穿越

0 引言

在能源和环境问题备受关注的当今,太阳能作为一种洁净的可再生能源在许多国家得到了迅猛发展[1]。随着我国各地各个大型光伏基地示范工程的逐步并网,光伏发电系统的整体建模分析与并网特性研究迫在眉睫。

电力系统电磁暂态和机电暂态分析方法已经相当成熟,而对诸如风能、太阳能等新能源并网引起的电网特性问题分析尚存在许多不完善的地方。文献[2,3,4,5,6]着重研究光伏电池组系统及其控制回路特性,而对并网特性研究较少。目前常用的分析方法把新能源并网看做是一个典型的PQ或PV节点,进而研究并网特性,而对其内部工作原理研究工作较少,这种方法对新能源并网问题的研究存在缺陷。文献[7]低电压穿越模型并不准确,大型分布式电源并网在系统侧故障时电压并非垂直下降,频率或转速应先略微下降,然后上升;考虑控制回路作用或变桨距等分布式电源调控手段,频率或转速应近似折线变化。文献[8]只给出大型分布式电源低电压运行要求,并未给出实际工作曲线。

光伏电源是一个典型的离散控制系统,本文就光伏电站内部工作原理及大型光伏电站并网问题做详细研究,为电网的合理调度和安全经济运行提供理论依据。

1 大型光伏系统理论分析

1.1 光伏发电系统原理

如图1所示,大型光伏系统主要包括光伏电池系统、直交转化系统、交流并网系统和控制系统、滤波系统五大部分。光伏电池系统利用光伏电池的伏打效应将光能转化为直流电能;直流电能经直交变换电路转化为并网交流电能;交流并网系统主要解决光伏电站的并网措施;控制系统则为光伏电站提供所需的控制信号及保护措施;滤波系统包括直流滤波环节和交流输出滤波环节,从硬件上减小直流输入扰动和交流输出谐波。

1.2 光伏电池数学模型(表1)

光伏电池工作原理的基础是半导体PN结的光生伏打效应。通过大量的测试及计算可将光伏阵列的数学模型描述如下:

根据公式(1)～(4)可知,温度主要影响太阳能电池的输出电压,而日照强度主要影响输出电流。在不同日照强度和环境温度下,其输出特性曲线不同,且均为非线性。在一定的日照强度和环境温度下,只有使其工作在特定的电压或电流下才能使其输出最大功率。但相对于光强的变化来说,光伏电池表面温度的变化是非常缓慢的,因此,在分析过程中,假定光伏电池的表面温度保持不变。

1.3 电压控制策略

光伏系统并网即逆变器与电网并联运行,滤波支路容量相对较小,线路阻抗主要呈现为感性。逆变器输出视在功率为:

其中:X为逆变器输出阻抗;δ为逆变器输出电压矢量与电网电压矢量之间的夹角。

逆变器输出有功功率和无功功率为:

则逆变器输出有功功率受功角δ的影响,无功功率决定于输出电压幅值E1。因此,逆变器输出电压的相位与幅值与其输出有功功率和无功功率近似线性耦合。逆变器输出电压幅值可以直接控制,而相位可以通过调节输出频率来实现;通过逆变器输出电压幅值即可达到调节输出无功功率的目的,通过调节频率可以达到输出有功功率的目的。

从直流侧来看,光伏电池阵列工作点处的电压决定了其输出电流,即决定了逆变器输入功率。从交流侧来看,电网可以看成恒压电源,并网功率可由并网电流的大小来体现。

由光伏电池工作曲线可知,光伏电池的电压决定了光伏电池输出有功功率的大小。故将光伏电池电压调节器的输出作为并网有功功率的给定量。当电网侧需要无功功率时,则检测电网侧所需的无功功率作为并网无功功率的给定量。光伏电池工作在一个预先设定好的矩形区域内。

1.4 空间矢量控制原理

通过1.3节分析,大型光伏系统目前多采用有功无功解耦控制,为逆变器空间矢量控制算法提供了基础,逆变器控制脉冲空间矢量算法是为减小注入电网谐波含量,包括正整数次、负序、零序及非整数次谐波(统称为广义谐波)。

空间矢量PWM是实现三相功率6个功率开关管控制的一种方法,这种方法能够保证三相逆变电流中产生较少的谐波。与正弦调制相比,能够提高直流电源的利用效率。

a、b、c分别代表逆变器3个桥臂的开关状态。规定:当上桥臂开关管“开”状态时(此时下桥臂必然是“关”状态),开关状态为1;当下桥臂开关管“开”状态时(此时上桥臂必然是“关”状态),开关状态为0。三个桥臂只有“1”或“0”两种状态,因此a、b、c形成000、001、010、011、100、101、110、111共八种(23)开关模式。其中000和111开关模式使逆变器输出电压为零,所以称这两种开关状态为零状态。

可以推导出,三相逆变器输出的线电压矢量[UAB UBC UCA]T与开关状态矢量[a b c]T的关系为:

三相逆变器输出相电压矢量[UA UB UC]T与开关状态矢量[a b c]T的关系为:

式中,UDC是直流母线电压。

并网侧实时有功功率和无功功率分别与给定量相比较即对应逆变电路的控制脉冲信号。则根据瞬时无功功率理论,可得逆变器控制信号为:

1.5 最大功率点跟踪策略

光伏电池输出功率是外界温度、日照强度等因素的非线性函数,在同一外部条件下,光伏电池存在唯一最大功率输出点。为充分发挥光伏电池的效能,实际应用中要使光伏电池始终工作在最大功率点。

MPPT算法实际上是一个自寻优过程,通过检测光伏电池当前输出电压和电流计算得到当前光伏电池输出功率,再与前一次计算结果相比较,将较大者保存为下次比较对象,从而可以使光伏电池稳定工作在最大功率点上。

光伏电池最大功率控制即光伏电池输出特性如图3所示,其中P为光伏阵列的输出功率,U为光伏电池输出电压。令当前计算功率为Pn,前一次计算结果为Ps,若Pn>Ps时,则U=U+dU (dU=dU1或dU2)。反之,U=U-dU。实际算法中,还应加入跟踪误差和光照变化及电网剧烈扰动引起的直流母线电压波动防护措施。

1.6 孤岛检测

主动频率偏移法是通过周期性的改变并网电流频率来实现反孤岛效应功能的。系统逐周期地检测出电网电压的频率后稍微增大或减小固定值以作为并网电流的给定频率,并在电网电压每次过零时使并网电流复位,则当并网时,检测装置每次检测到的电网电压频率不变;而脱网时,并网电流单独作用于负载上,由于并网电流频率的逐周期改变,这样就使得每次检测到的频率也会逐渐增大或减小,很快达到给定频率保护的上、下限值使保护动作。图4为一种主动频率偏移法波形畸变图。

主动频率偏移法对纯阻性负载不存在检测盲区,而RLC并联负载也仅仅在特定的相角区域存在盲区,检测响应时间短。

2 光伏电站并网特性研究

2.1 光伏电站出力特性

从图5中可以看出,晴朗天气下敦煌地区光伏电站出力形状类似正弦半波,基本在上午6时至下午20时区间内。当云层遮挡阳光等非理想天气状况下,光伏电站出力减小。

光伏电站因其清洁环保、不消耗常规能源的特性,在公网状况允许的情况下,投运后各级调度系统应保证其按最大出力工况运行,以节省常规能源的消耗,故障等特殊情况时,可以根据实际要求限制出力。

2.2 背景电网分析

考虑光伏系统并网的复杂性,本文选用甘肃酒泉西部地区敦(煌)阿(克塞)肃(北)电网作为分析背景。该地区电网结构较为薄弱,上网小水电、太阳能电站、风电场较多,能比较准确地检验各种电源并网引起的电网稳定问题。本系统中,敦煌光伏示范工程2站,装机容量共20 MW,每站装机容量10 MW,20台500 kWp逆变器,两站打捆接入敦煌110 kV变。该地区电网能较准确地检验大型分布式电源并网系统特性。

由于光伏电站只在白天出力,故需分析大方式下潮流特性。由图6可以看出,有功流向为肃北～阿克塞～敦煌～安西,无功流向为瓜州～安西～敦煌～阿克塞～肃北。敦煌光伏示范工程的接入,使当地电网电压升高,进一步加大了当地电网的无功潮流,电网电压和无功调节更加困难,但基本满足电网运行要求。

由于中国地域状况限制,总体状况西电东送,然而西部电网相对薄弱,西部电网整体无功电压调节能力薄弱,应加快330 kV网架建设,同时加快西部电网交流750 kV和直流±800 kV外送型输电系统的建设。

2.3 逆变器输出波形

根据电网实际运行要求,光伏电站需有功、无功解耦控制以方便电网调度,从而为逆变电路的空间矢量控制算法奠定基础。根据瞬时无功功率理论建立的光伏电站逆变器空间矢量控制算法,相比普通正弦波调制,可降低光伏电站整体输出电压、电流谐波含量,并提高直流电压利用率,从而提高光伏电站转化效率。

由图7可以看出,基于本文理论建立的大型光伏系统逆变器实测输出电压、电流波形接近理想的正弦波。

2.4 动态无功补偿

虽然全国各个大型光伏基地已逐步投产,但对单机无功出力特性的研究尚属空白,研究单机无功出力非常具有现实意义。按风电场传统的新型动态无功补偿装置配置方案,将造成巨大浪费,确立最优的无功配置方案必将带来巨大的经济效益。在满足最大输出功率的前提下,合理设置每台逆变器输出功率因数,可以使光伏电站使并网侧功率因数接近于1,从而降低光伏电站的无功配置容量。

当电网侧发生瞬时故障时,光伏电站本身不能提供瞬间的电压支撑,容性动态无功补偿装置的装设尤为必要。同时,容性动态无功补偿装置可以显著提高光伏电站各母线电压,增强光伏电站低电压穿越能力。

当由于天气状况变化引起光照发生变化时,光伏电站出力发生变化,从而引起公网接入点电压波动。因此,光伏发电系统同其他分布式电源一样,必须配置相应容量的容性和感性动态无功补偿设备,以抑制公网接入点处母线电压波动。装设动态无功补偿装置后,光照发生变化时引起的各主要节点电压波动最大波动值为1.30%,未超出规程要求,逆变器输出电压基本恒定。

夜晚光照不足光伏电站退出运行时,公网接入点电压升高,此时需要配置相应容量的感性动态无功补偿设备,以抵消线路的充电功率。装设感性动态无功补偿装置后,光照发生变化时引起的各主要节点电压波动最大波动值为2.21%,未超出规程要求。

本工程动态无功补偿装置采用SVC (静止无功补偿器),动态性能略差,故障时反向冲击电压略大,但满足运行要求。考虑到STATCOM (SVG)价格的逐步降低,今后可考虑采用STATCOM等新型动态无功补偿设备,以提高光伏电站整体动态响应性能。

通过上述逐机恒功率因数设置,可以使光伏电站总体无功配置容量达到国际通行配置标准,从而在保证系统稳定的前提下配置低于国内目前通行标准的无功配置容量。根据光伏电站内部箱变、电缆、母线及上网架空线路等充电功率确定光伏电站的动态无功补偿容量为1.8 Mvar。

2.5 低电压穿越

作为分布式电源之一的光伏发电系统,本身无旋转设备,不具备传统电源的机电暂态特性。分布式电源在系统侧故障时不脱网,是分布式电源并网的基本要求。因此,研究光伏发电系统公网侧发生瞬时故障时低电压穿越能力具有非常重要的现实意义。

本工程计算模型中,光伏电站按恒功率因数、动态无功补偿装置未投运时的极端运行工况设置,以检验光伏发电系统的低电压穿越能力。

从图8中暂态特性响应曲线可以看出,光伏电站由于其逆变电路及其控制电路的钳制作用,短路电流相比额定电流增加不大。当光伏电站35 kV母线发生三相短路故障时,逆变器交流输出母线电压降低,输出电流增大。故障清除后,交流母线电压迅速恢复稳定,交流电流、有功功率和无功功率在短暂小幅波动后恢复稳定。

光伏电站在其出口侧发生三相短路故障时,逆变器可以在较短的故障区间内以低于额定电压(约0.4pu)工况运行,保证光伏电站整体不脱网;逆变器输出电流由于其控制策略的钳制作用,相比其额定电流增加不大(约1.1 pu)。逆变器整体输出有功功率降低(约0.4 pu),符合预先设定的电网故障时光伏电站待机运行状态。虽然光伏逆变器恒功率因数设置,由于实行有功、无功解耦控制,且控制回路维持交流输出电压恒定,因此光伏逆变器输出无功功率仍会瞬时震荡,逆变器输出电压并非垂直下降。

然而,光伏电站由于其分布式电源的共性,并不具备水电厂、火电厂的电磁暂态和机电暂态特性,不具备调频、调压能力,逆变器输出电压在系统发生故障后迅速降低,不能提供瞬间无功电压支撑,因此光伏电站必须装设动态无功补偿设备。对于大型风电、光伏电压基地,必须有相应容量的水电厂和火电厂配合才能保证电力系统的安全运行。关于水火电与大型分布式电源的配合问题将在今后单独文献给出。

由以上结果分析可知,敦煌大型光伏示范工程在并网发生故障时能保持稳定运行,满足国网公司低电压穿越运行要求。

2.6 光伏电站运行方式

目前,常见的分布式电源并网系统有恒功率因数型和恒电压型两种运行方式。考虑到恒电压运行方式电网侧发生故障时,系统无功缺额增大,分布式电源机端电压降低,需增加无功出力以维持机端电压恒定,分布式电源整体输出视在功率增大,而分布式电源本身提供无功电压支撑能力有限,无功出力增大时相位超前,等效为分布式电源频率增加,进而引起“交—直—交”或“直—交”变换电路控制算法及分布式电源内部保护算法减小其整体有功、无功出力;分布式电源整体出力减小后,系统无功缺额进一步加大,分布式电源需增加更大无功出力。因此,恒电压运行模式会引起分布式电源并网“恶性电压崩溃”现象。国内外分布式电源并网事故,多数属于此种“恶性电压崩溃”造成。关于“恶性电压崩溃”现象将在《大型分布式电源模型化研究及其并网特性分析——(二)双馈风机专题》中详细说明。

鉴于分布式电源低电压穿越要求与分布式电源本身控制算法间的矛盾,而分布式电源自身控制算法可以保证机端电压近似恒定,因此本工程光伏电站采用恒功率因数运行模式。

2.7 公网谐波电压

图9为敦煌20 MW光伏电站谐波电流注入电网后对系统电压的影响特性曲线,敦煌变35 kV侧电压接近理想的正弦波,谐波电压含有率为1.68%。

3 结论

作为大型分布式供电系统,光伏电源是一个典型的离散控制系统,本文就光伏电源内部工作原理及大型光伏电站并网问题做详细研究,包括光伏系统的建模与分析、并网特性相关问题做了详细研究,该分析同样适用于其他分布式电源。为电网的合理调度和安全经济运行提供理论依据,对今后全国大型光伏电站的建设具有一定的指导意义。

参考文献

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家庭光伏电站发展前景看好 篇4

1 家庭光伏电站如何建设、运营

普通居民想要在自家屋顶上安装光伏电站,100平米的屋顶就能安装10k W左右,根据自己的屋顶和资金情况,可以选择安装5~15k W的家用光伏电站,投资金额在5万~15万,这是普通家庭可以接受的投资项目。

如果想要安装光伏电站,可以实地拍摄下自家屋顶的照片,测量大概可以利用的屋顶面积。然后到一些平台了解光伏电站基本情况(如全民光伏平台),并进行IRR在线测算,了解收益率状况和详细的25年现金流状况,再考虑是否决定安装。一些平台(如全民光伏平台)还可以给用户推荐优质的安装商和提供金融保险服务,决定安装之后,还会给可用户设计一个施工方案。

在真正动工以前,先找当地的电网公司进行并网申请,电网公司会从电力接入方面给出建议和指导,如果接入条件没问题,可以安装的,电网公司会帮助代办项目备案等手续。电网公司对家庭光伏电站项目虽然鼓励,可是如果安装得不好,或者负荷满了,或者系统不规范,电网公司也有可能拒绝并网的。所以动工前一定要先去咨询当地的电网公司是否可以并网。

在家庭光伏电站完全建好后,电网公司会上门免费安装两只电表,其中一只是双向电表,显示自家用电量和上网电量,另一只则显示光伏系统的发电量。这样一来,家里的光伏电站总共发了多少电,其中自家用了多少电,卖给电网公司多少电,就一清二楚啦!

2 家庭光伏电站如何盈利

都说光伏电站年收益率超过10%,可是具体如何赚到钱的,每年都能拿到多少钱,还是需要费一番计算的。家庭光伏电站帮普通家庭业主赚钱,主要通过3方面。

(1)节省的电费。因为家庭使用的电来自自家光伏电站所发电量,用电不再像以前一样完全需要从电网公司购买,就可以避免电费支出的烦恼。对于用电需求较大的家庭,光伏电站能节省可观的电费开支。

(2)卖电的收入。由家庭光伏电站发的电,自家用不掉的可直接卖给电网公司。

(3)政府的补贴。国家对于光伏应用给予大力支持,提供为期20年,额度为0.42元/千瓦时的国家补贴,此外,各地省政府及一些区县政府也出台了政策,为家庭光伏电站提供补贴支持,具体的补贴标准居民可咨询当地政府部门。

节省的电费、卖电收益、补贴收益,这三者相加就是家庭光伏电站带来的最终收益。仔细一算,作为长期投资,安装光伏电站比存在银行或者买养老保险靠谱多了。

3 家庭光伏电站实例

大型光伏电站集电线路研究 篇5

根据“十二五”规划纲要,新能源产业被列为战略性新兴产业,专栏五提出了要建设高效太阳能发电新组件产业基地和实施太阳能发电规模化应用示范工程,在专栏六的能源建设重点中也提出了以西藏、内蒙古、宁夏青海新疆云南等省区为重点,建成太阳能电站500万kW以上。同时,在相关战略性新兴产业发展专项规划中也提出了开拓多元化的太阳能光伏光热发电市场的任务,并制定了一系列引导光伏产业健康高效发展的措施和优惠政策。2011年7月,国家发改委发布的关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知,规定2011年7月1日后核准的太阳能光伏发电项目,除西藏仍执行每千瓦时1.15元的上网电价外,其余省(区、市)上网电价均按每千瓦时1元执行。随着政策的变化,大型光伏电站迎来了新的发展机遇。

与风电场类似,大型光伏电站需要设置集电线路,由于光伏电站自身的特殊性,一般集电线路采用电缆直埋,电压等级可选择10 kV或35 kV。一般来讲选择10 k V电压等级集电线路可以在光伏逆变单元、10 k V配电装置、无功补偿装置方面比选择35 k V电压等级集电线路造价低。但是,大型光伏电站随着规模的增大导致集电线路长度的增加,采用35 kV电压等级的集电线路由于集电电流较小可以采用更小的电缆截面,在电缆投资方面会小于采用10 k V集电线路。另外,在损耗方面,35 kV集电线路远小于10 kV集电线路。所以,有必要对大型光伏电站集电线路电压等级进行比较选择。本文在此思路基础上,以新疆某地相关资料为基础,建立200 MW光伏电站模型,对光伏电站集电线路电压等级选择进行投资和损耗比较。根据比较结果得出优选方案。

1 大型光伏电站模型建立

北纬44.46°新疆某地基础资料如表1所示。全年平均水平面年总辐射值为5 052.7 MJ·m-2。

为了准确计算,考虑散射影响,采用天空散射各向同性模型计算并利用PVSYST软件进行验证,计算场址不同倾斜面的太阳辐射量,确定光伏组件最佳倾角为35°,倾斜面最大年总辐射为5 759.31 MJ·m-2,即1 599.8 k Wh/m2,阴影系数为4。

光伏组件选用多晶硅,单片电池峰值功率为230 Wp,尺寸为1 640 mm×990 mm×50 mm(L×W×H),串联个数N=20,逆变器选用GTI-500。多晶硅太阳能电池组件平面布置图如图1所示。

电池组件朝正南布置,算得前后间距为10.3 m,按10.5 m进行选择,得到1 MW光伏方阵布置见图2。

1 MW光伏方阵占地尺寸约为111 m×202 m(L×W),方阵四周道路宽度按7 m考虑,则每个光伏方阵实际占地尺寸为:118 m×209 m(L×W)。东西方向以20个光伏方阵为一行,南北方向以10个方阵为一列,厂址按近似方形考虑,设计200 MW光伏电站布置图如图3所示。

图3共布置风机200个1 MW光伏方阵,按110 k V向南出线考虑,110 kV升压站布置在方阵南面。图中粗实线表示集电线路走向。

200 MW的光伏电站的110 kV配电装置按单母线接线,设置四台50 MVA的110 kV升压变压器,变压器根据集电线路电压等级不同采用110 kV/35 kV或110 kV/10 kV变比,每台变压器对应一段35 kV或10 kV母线段,共设置四段母线,I段和II段设置母联装置,III段和IV段设置母联装置。

根据集电线路电压等级、集电线路截面及载流量输送容量等综合因素考虑,拟对35 kV电压等级集电线路每回输送容量设为10 MW,对10 kV电压等级集电线路每回输送容量设为5 MW。

由于光伏电站光伏组件发出的直流电经逆变后变为交流电,逆变器可以保证的功率因数在0.98以上,光伏组件本身无需再进行无功补偿,光伏电站的无功补偿主要集中在升压站主变、逆变升压单元的升压变、集电线路和送出线路(送电距离的一半)无功损耗上。按照以上原则,经计算每段35 kV母线或10 kV母线需设置一套容量为10 Mvar的静止无功发生器(SVG)。

基于以上条件,比较光伏电站采用35 kV电压等级集电线路和10 kV电压等级集电线路。从造价及损耗方面进行论证,哪个更为经济合理。

2 造价比较

2.1 集电线路造价比较

从集电线路短路热稳定方面选择得到35 kV集电线路最小截面为(3×50)mm2(短路电流Ik取25 kA,t取0.1 s,铜芯电缆);10 kV集电线路最小截面为(3×95)mm2(短路电流Ik取40 kA,t取0.1 s,铜芯电缆)[1]。

根据载流量、压降校验等因素选择35 k V电压等级电缆截面如下:

#1～#9光伏方阵逆变单元采用ZR-YJV22-3×50 mm2电缆;

#9～#10光伏方阵逆变单元采用ZR-YJV22-3×70 mm2电缆;

#10光伏方阵逆变单元至升压站35 kV配电装置采用ZR-YJV22-3×70 mm2电缆。

根据载流量、压降校验等因素选择10 k V电压等级电缆截面如下:

#1～#4光伏方阵逆变单元采用ZR-YJV22-3×95 mm2电缆;

#4～#5光伏方阵逆变单元采用ZR-YJV22-3×120 mm2电缆;

#5光伏方阵逆变单元至升压站10 k V配电装置采用ZR-YJV22-3×185 mm2电缆。

根据以上条件算的200 MW光伏电站35 kV电压等级集电线路电缆数量如表2所示。

根据以上条件算得200 MW光伏电站10 kV电压等级集电线路电缆数量如表3所示。

由表2和表3可以看出,采用10 kV集电线路较采用35 kV集电线路在集电线路初始投资上贵约1 689万元。

以上电缆价格均在铜价为58 000元/t的基础上,由国内知名厂家提供报价。

2.2 配电装置及其他部分造价比较

若集电线路采用35 kV电压等级,则在35 kV配电装置、无功补偿装置、逆变升压单元、主变压器等方面比采用10 k V电压等级要贵。其中开关柜逆变升压单元是主要方面。

若采用35 k V集电线路,每段35 k V配电装置共有5面光伏馈线柜、1面进线柜、1面分段柜或插件柜、1面PT柜、1面无功补偿馈线柜、1面站用接地变或接地变柜,共计10面柜子。若采用10 kV集电线路,每段10 kV配电装置比35 kV配电装置多5面馈线柜,共计15面柜子。为简化比较,按10 k V开关柜10万元/面,35 k V开关柜20万元/面。

若采用35 kV集电线路,无功补偿装置按SVG型式考虑,比采用10 k V集电线路无功补偿装置多一台容量为10 MVA,电压变比为35 kV/10 kV的两卷变压器,此变压器价格约为60万元。

若采用35 kV集电线路则逆变升压单元中的变压器需选用35 kV变压器,相关高压侧设备需采用35 kV电压等级,若采用10 kV集电线路,则变压器和相关高压侧设备均为10 kV电压等级,每套1 MW的逆变升压单元采用35 kV电压等级比采用10 kV电压等级贵约8万元。

同时考虑主变由于低压侧电压等级的升高所产生的差价约20万元。

根据以上条件列出表4。

万元

由表4可以看出,集电线路采用10 kV电压等级较35 k V电压等级在设备初始投资上少约2 120万元。

3 损耗比较

线路损耗计算公式为:

对35 k V集电线路,电缆参数如下:

Z R-Y J V22-3×50 mm2,每千米电缆电阻R=0.493 6Ω;

Z R-Y J V22-3×70 mm2,每千米电缆电阻R=0.342Ω。

每组集电线路电流为由16.5 A递增到165 A。

对10 k V集电线路,电缆参数如下:

Z R-Y J V22-3×95 mm2,每千米电缆电阻R=0.246 4Ω;

Z R-Y J V22-3×120 mm2,每千米电缆电阻R=0.195 5Ω;

Z R-Y J V22-3×185 mm2,每千米电缆电阻R=0.127 1Ω。

每组集电线路电流为由58 A递增到290 A。

根据以上条件及集电线路的相关参数,进行损耗计算,比较结果如表5所示。

kW

根据公式(1),损耗与电流的平方成正比,以上计算均以满负荷运行计算,在发出同样电量的前提下,上面计算出来的损耗是偏大的,需要乘以一个系数。在此引入光伏电站日照时数,根据场址附近的气象站统计资料经计算,近10年平均年日照时数为2 449 h。为简化计算,假设日照时数内实际负载电流相同,算得电流值为满负荷数值的0.64倍(1 599.8/2 449=0.64)。故根据公式(1)算得满负荷损耗差额需要乘以0.64的系数,则采用35 kV集电线路要比采用10 kV集电线路节约损耗功率约为730 k W。

按照光伏电站年平均满负荷利用小时数为1 600 h,光伏组件阵列效率为86%(计及光伏组件的匹配损失、表面灰尘遮挡损失、不可利用的太阳辐射损失、温度影响损失、其它损失等),上网电价为1元,采用35 kV集电线路比采用10 kV集电线路每年可节省约100万元。

4 效益分析

由以上比较结果可以看出,如果集电线路采用35 kV电压等级,则需要增加431万元的初始投资,但是,在以后的25年内,平均每年会减少因集电线路损耗引起的损失约100万元。

采用差额投资内部收益率法对两种方案进行比较。差额投资内部收益率又称增量投资内部收益率,也叫追加投资内部收益率,它是指相比较两个方案各年净现金流量差额的现值之和等于零时的折现率。其表达式为:

式中,△FIRR为差额投资内部收益率;(CI-CO)2为投资多方案的年净现金流量;(CI-CO)1为投资少方案的年净现金流量;t为计算时间,取25年。带入相关数据计算得:△FIRR=23%。

一般情况下,项目进行财务分析时采用的基准收益率为8%,显而易见△FIRR大于基准收益率,则投资多的方案,即采用35 kV电压等级集电线路更优。

5 结语

由以上比较分析可知,对于所建200 MW大型光伏电站模型,当集电线路采用35 k V电压等级时,在初始投资方面,要高于采用10 k V电压等级,但在损耗方面,远低于10 k V电压等级,根据效益比较,集电线路宜采用35 k V电压等级。主要原因是集电线路的总造价及损耗,由于光伏电厂布置范围较大,集电线路的造价比重大大提高。利用同样的方法,将光伏电厂的规模缩小到50 MW进行分析,结论为采用10 kV电压等级比采用35 kV电压等级初始投资少340万元,但每年因集电线路引起的损耗要增加18万元,算得△FIRR=2.2%,结论为宜采用10 kV电压等级集电线路。

本文就200 MW的大容量光伏电站为例建立简要近似模型进行分析,其所建立模型是基于一定的假设条件的。实际的光伏电站会由于总装机量的不同,所处地理位置、光资源情况等因素影响,与所建模型会有一定差异。因此当光伏电站规模达到一定程度,在建设的时候有必要按照本文思路根据实际光伏电站情况建立较为准确的模型进行分析,选出优选方案。

摘要：对于大型光伏电站,其接入系统电压等级一般为66kV以上,组件布置面积大,集电线路的造价比重也较大,选用35kV电压等级集电线路还是10kV电压等级集电线路就需要进行比较选择。通过建立一座200MW光伏电站模型,从投资和损耗方面对两种电压等级的集电线路进行具体造价比较、分析,进而得出优选方案,供光伏电站设计时参考。

关键词：大型光伏电站,集电线路,投资

参考文献

探析大型光伏发电站的改造和优化 篇6

关键词：光伏,发电站,光伏阵列,改造

近年来世界的经济得到快速发展, 但是世界经济快速发展的同时对能源的需求越来越大。传统能源的生产主要依靠煤炭、天然气和石油等化石原料, 但是化石原料是一种不可再生能源, 预计化石原料的储量仅仅能使用几十年, 并且在使用过程中会产生大量的二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物和粉尘, 造成全球的气候与环境不断的恶化。因此人类不断的开发出风能、生物质能、地热能、太阳能、核能、水能和潮汐能等可再生的和无污染的新型能源。太阳能的取用非常方便可就地供电, 且存在成本较低、结构简单、清洁、投产周期短和可靠性高等优点。随着我国对光伏发电技术的不断研究和发展, 我国的光伏发电总装机容量已达1100M W p, 预计到2020 年将达1800M W p的总装机容量。

1 太阳能光伏发电站的改造

虽然我国的太阳能光伏发电站的建设数量越来越多, 但是对光伏发电站专用电缆的研发和使用却没有引起人们的重视, 长期没有得到发展。目前在太阳能光伏发电站的建设中依然使用常规的电缆, 常规的电缆不能满足太阳能光伏发电站复杂的敷设环境, 造成太阳能光伏发电站的质量事故频发。因此, 太阳能光伏发电站普遍存在需要将其电缆改造升级为太阳能光伏专用电缆的问题。太阳能光伏专用电缆需要满足以下要求:

1.1 温度承受范围大

因为我国南北气候温差非常大, 在我国的西部和北部地区冬季极端气温能达到零下四十度左右的低温, 而我国东部和西部地区夏季地表温度能达到七十度以上的高温, 并且电缆通电后会发热并且在部分位置如屋顶、桥架处的通风不好不利于散热, 这样有可能导致电缆可能至少要能承受九十度以上的高温。因此, 光伏专用电缆的第一个要求是耐温范围大。举例说明:电力电缆V V -0.6/1的绝缘料和护套料通常选用J70、H 70 的聚氯乙烯, J70、H 70 聚氯乙烯的最高承受温度是70℃, 超过70℃会发生软化、粘连、绝缘性下降甚至是放炮的发生。聚氯乙烯护套料在-25℃时会变脆、龟裂, 不能起到保护的作用;电力电缆Y JY -0.6/1绝缘层使用的是交联聚乙烯, 护套料使用的是H I-90 型聚氯乙烯。

交联聚乙烯、H I-90 型聚氯乙烯的最高承受温度是90℃, H I-90型聚氯乙烯的耐冲击脆化温度是-20℃, 当电缆的工作温度超过90℃或低于-20℃将不能使用;而光伏专用电缆G F-W D ZEER -125 0.6/1的护套层和绝缘层使用的是辐照交联聚烯烃, 辐照交联聚烯烃的温度承受范围为-40℃~125℃, 在我国的大部分地区均能使用。

1.2 护套和绝缘层要耐老化

护套和绝缘层的老化最易受温度、湿度、日光、紫外线和臭氧的影响, 太阳能光伏发电站的电缆敷设环境非常复杂, 如:1) 新疆地区的昼夜温差变化非常大;2) 南方的鱼光互补项目的电缆直接在鱼塘和水面上进行敷设, 湿度非常大;3) 新疆、西藏、青海地区的日照和紫外线非常强烈;4) 西藏地区的臭氧含量较高, 臭氧可加速绝缘层和护套的老化。因此, 光伏专用电缆要进行进行耐温湿度剧烈变化、耐日照、紫外线和耐臭氧等老化试验, 光伏专用电缆对老化时间的要求远远要高于常规电缆。光伏专用电缆需要通过G B /T12527-2008 人工气候老化试验和G B /T2951.21-2008 耐臭氧试验。

1.3 要求耐酸碱、耐腐蚀

我国沿海和滩涂地区空气中盐雾的浓度很高, 而建设在盐场附近地区土壤的含盐量也很高, 盐碱溶液对导体具有较高的腐蚀作用。在上述地区建设光伏发电站要使用耐盐雾和耐酸碱的光伏专用电缆。这些地区的光伏专用电缆需要使用镀锡铜导体增强其耐盐雾和耐酸碱能力, 且应通过G B /T2423.17-2008 耐盐雾试验和G B /T2951.12-2008 耐酸碱试验。常规电缆对耐盐雾和耐酸碱没有要求。

2 太阳能光伏发电站的优化

对太阳能光伏发电站进行优化可以增加发电量、降低系统损耗, 具有提高发电站经济效益的作用。太阳能光伏发电站的优化项目通常包括:光伏阵列优化、逆变器结构与控制优化和最大功率点 (M PPT) 控制优化, 下面对这三个方面的优化进行简单的介绍:

2.1 光伏阵列优化

太阳能发电站的光伏阵列可以从四个方面进行优化, 分别是:阵列高度、阵列倾角、阵列间距和选择高效光伏模块。光伏阵列的朝向是影响太阳辐射吸收的最主要因素, 一般大型光伏发电站采用的均是固定式光伏阵列, 固定式光伏阵列的朝向都设计为正南方向倾斜放置, 以便获得最大的太阳辐射吸收率。跟踪式光伏阵列的方位角和倾角可以跟踪太阳光进行朝向调节, 因此跟踪式光伏阵列的发电量更大, 但是投入成本较高。对固定式光伏阵列倾角进行优化可以提高太阳辐射利用效率, 目前多采用交互式多目标决策法和神经网络法进行建模对固定式光伏阵列倾角进行优化。光伏阵列的高度、间距和串并联结构会产生局部阴影对光伏阵列的光利用效率影响巨大, 需要建立局部阴影模型对其进行优化计算, 常采用的优化方法有博弈论法、粒子群算法和进化算法等。

2.2 逆变器结构与控制优化

逆变器和控制器是光伏并网系统的关键环节, 太阳能光伏阵列产生的电流为直流电, 要想利用太阳能产生的电能需要将其转化为交流电才能进行并网和远距离传输。对逆变器和控制器结构进行优化可以大大提高太阳能的利用效率。逆变器结构常见的有高频链型结构、直流链型结构:1) 高频链型结构常见的有单晶体管Flyback型、双重晶体管Flyback型、Flyback与B uck-B oost组合型、隔离型C u K和隔离型Zeta逆变器;2) 直流链型结构常见的有带Flyback型变换器的低频逆变器、带串- 并谐振变换器逆变器、带Flyback变换器的PW N逆变器和带推挽式变换器的逆变器等。对逆变器和控制器建立损耗模型进行滤波、器件和损耗计算可以发现最优的逆变器和控制器结构。

2.3 最大功率点 (MPPT) 控制优化

光伏阵列的输出并不是线性的, 其输出受到环境温度、辐照强度和负载情况的影响。太阳能电池板接收到的太阳辐照功率是不断变化的, 如果太阳能电池板的电流输出太大则其输出电压会迅速下降, 甚至输出电压会接近于零, 此时的太阳能电池板输出功率也会接近于零。因此, 需要控制太阳能电池板的电流输出使太阳能电池板的输出电压保持最佳值, 并对最大功率点 (M PPT) 进行追踪, 控制电流或者电压使光伏阵列的输出功率点与最大功率点 (M PPT) 尽量保持一致。最大功率点的控制本质为电流、电压和功率的自寻优过程, 使光伏系统始终在峰值功率点运行。最大功率点 (M PPT) 的控制常用的方法有三种:1) 利用常规的定电压跟踪法、扰动观察法、电导增量法等获得阵列极值, 然后进行比较获得;2) 利用粒子群算法即搜索最优值后再在全局进行搜索;3) 根据局部阴影下光伏阵列特点通过特定算法获得最大功率点 (M PPT) 。通过对太阳能电池板的最大功率点 (M PPT) 的控制优化可以使光伏阵列在相同条件下产生更多的电能。

2.4 直流汇流箱的优化

为减少直流侧的接线数量和方便维护一般在逆变器和光伏组件之间会增加一个直流汇流箱。目前, 光伏发电站装配的直流汇流箱多采用正、负极交替接入汇流箱的输入接线端子的排线方式, 这种接线方式虽然整齐美观, 但是存在由正、负极间距太小易引发短路事故发生的问题。通过对大量烧柜事故进行分析发现采用正、负极分别安装的方式可以有效避免此类事故的发生, 具体方法为将所有的正、负机集中分别安装在汇流箱的左右两侧并使用绝缘板进行隔离安装。

3 结束语

太阳能光伏发电技术经过几十年的研究和发展已经相当成熟, 随着世界化石燃料的消耗殆尽太阳能光伏发电量将进一步增加。在敷设光伏发电站的电缆时需要注意使用光伏专用电缆, 因为普通的电缆存在耐温范围窄、不耐酸碱、不耐腐蚀、不耐老化的缺点。在建设太阳能发电站的过程中需要对光伏阵列、逆变器与控制器、最大功率点 (M PPT) 控制和直流汇流箱进行优化以便增加发电设备的稳定性、安全性和获得最大的发电量, 可以给企业带来显著的经济效益。

参考文献

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[2]丁明, 刘盛, 徐志成.光伏阵列改进优化设计方法与应用[J].中国电机工程学报, 2013.

[3]刘建全.大型荒漠光伏电站系统优化设计分析[J].太阳能, 2014.

大型光伏电站前景分析 篇7

相比分布式光伏发电系统,大型光伏电站以其独有的高效率、集中管理等优势已成为光伏发电产业的重要趋势[1,2,3,4,5]。由于电网阻抗的存在,大型光伏电站与电网之间以及光伏电站内各逆变器之间的相互影响日益凸显[3,4,5]。

已有部分文献对电网阻抗引起的并网逆变器稳定性问题进行研究,可归为2类:一类是从电流环传递函数角度分析[5,6,7,8],另一类是从系统阻抗角度分析[9,10,11]。文献[9]根据直流系统的稳定性判据,拓展得到交流系统源与载的阻抗稳定性判据;文献[10]在广义奈奎斯特稳定性判据基础上,简化得到关于d轴输出导纳的稳定性判据;文献[11]以小功率并联整流器为背景,将阻抗稳定性判据扩展到2台整流器并联系统。然而这些方法都是针对单个逆变器或微电网系统,不能直接用来判别大型光伏电站的稳定性。文献[5]提出利用大型光伏电站电流闭环传递函数的根轨迹来分析电网阻抗对系统稳定性的影响;文献[6-8]利用电流开环传递函数的伯德图来研究电网阻抗对系统稳定性的影响。但此类方法需要知道大型光伏电站的精确数学模型。

针对电网阻抗引起的并网逆变器谐波谐振问题,已有部分文献提出了解决方案,文献[11]采用阻性功率因数校正装置抑制系统的谐波谐振,但该方法提高了成本,降低了系统可靠性;文献[12,13]通过检测谐振频率、电网阻抗等,在线调整控制器参数,但该类方法需要复杂的检测与控制算法;文献[14]通过反馈并网点电压的高阶微分环节来提高系统对电网阻抗变化的适应能力,但高阶微分环节在工程中难以实现,容易引入噪声干扰;文献[15]在滤波电感L1和电容C支路串联或者并联虚拟电阻来改善逆变器的输出阻抗,但该方法在改变输出阻抗的同时也改变了电流环的控制性能;文献[16]对逆变器输出阻抗特定频率处的相位进行补偿,进而提高系统的稳定性,但该方法需要实时检测电网阻抗来确定需要补偿的频率点。因此难以将上述方法借鉴到大型光伏电站中。

基于上述分析,本文首先根据大型光伏电站诺顿等效模型,推导出一种基于系统导纳的大型光伏电站稳定性判据;然后提出一种对系统输出导纳相位和幅值进行改善的导纳重构策略,该策略能够提高光伏电站的稳定性,实现对谐波谐振的抑制;最后通过仿真及实验对本文理论分析进行验证。

1 基于系统导纳的大型光伏电站稳定性判据

1.1 大型光伏电站等效模型

大型光伏电站通常由多台LCL型并网逆变器并联组成,其等效电路结构如图1所示[2,4,5]。其中,L1j、Cf j、L2j分别为逆变器j的逆变器侧电感、滤波电容及网侧电感;isjabc为逆变器j的并网电流;upabc、ugabc分别为三相并网点电压和理想电网电压;Zg为等效电网阻抗,主要包括升压变压器漏感抗和长距离高压输电线路的等效电阻、电抗,由于高压输电线路的电阻远小于电抗,因此本文只考虑感性分量,记Zg(s)=s Lg,对应的导纳Yg(s)=1/Zg(s)。

工程实际中,光伏电站中的所有逆变器通常采用相同的电路结构和参数[2],为了提高效率,尽量降低在电能变换过程中的能量损耗,逆变器的控制结构多为单级式结构[5],如图2所示,kc为电容电流有源阻尼系数。并网参考电流由最大功率点追踪(MPPT)产生的功率参考值和并网点电压经瞬时功率理论合成,以实现功率控制。

准PR控制器对正弦交流能够实现无静差控制[17],因此本文采用准PR控制器来控制并网电流,其数学模型如式(1)所示。两相静止坐标系下α轴与β轴对称相同,因此仅以α轴为例进行分析,系统在复频域下的数学模型如图3所示。图中Gd(s)为数字控制过程中1.5拍延时的等效传递函数[11],如式(2)所示。

其中,Tc为采样周期。

根据文献[4]可以得到大型光伏电站α轴下的诺顿等效模型,如图4所示。可以看出,系统中既包含电流源与电压源之间的相互作用,又包含电流源与电流源之间的相互作用,显然根据单个并网逆变器的稳定性判据无法判别该复杂系统的稳定性。

图中:

1.2 大型光伏电站导纳稳定性判据

根据叠加原理,由图4可以得到大型光伏电站中逆变器j的并网电流:

其中,Gj-j(s)为逆变器j对自身并网电流的影响系数;Gj-m(s)为逆变器m对逆变器j并网电流的影响系数;Gj-g(s)为电网电压对逆变器j并网电流的影响系数。

经过整理可以将式(3)等效转化为:

由上式可知,当光伏电站中每台逆变器自身内部稳定且电网自身稳定时,系统的稳定性仅取决于:

可以看出,式(4)等效为前向通道为1/n、反馈通道为Yg(s)/Yeq(s)的负反馈系统,环路增益为Yg(s)/[n Yeq(s)],记其为大型光伏电站的稳定性环路增益。因此可以得到大型光伏电站稳定性判据:光伏电站中每台逆变器自身内部稳定,即Gcl(s)不包含右半平面极点;电网自身内部稳定,即Yg(s)不包含右半平面极点;大型光伏电站的稳定性环路增益满足奈奎斯特稳定性判据。

以6台结构及参数相同的逆变器组成的大型光伏电站为分析算例,根据文献[18]设计的系统参数如表1所示。电网阻抗变化时,系统稳定性环路增益的奈氏曲线如图5所示。可以看出,当Lg=18μH时,系统运行于稳定状态,当Lg增加到19μH时,系统恰好进入不稳定状态,当Lg继续增加时系统稳定性进一步降低。

由上述分析可知,随着电网阻抗的增加,大型光伏电站的稳定性逐渐降低,最终进入不稳定运行状态。并且当电网导纳与系统闭环等效输出导纳相匹配时,会引发谐波谐振。因此有必要采取一定的措施提高大型光伏电站对电网阻抗变化的适应能力,抑制系统谐波谐振。

2 基于导纳重构的谐波谐振抑制策略

对于大型光伏电站中的每台逆变器,其等效输出导纳的伯德图如图6所示,可以看出其相位曲线与90°线存在交点,交点处的频率为f1、f2。根据文献[6]可知,大型光伏电站中每台逆变器看到的等效电网导纳为Yge(s)=Yg(s)/n,因此Yge(s)的相位为-90°。由图6可以看出,随着Lg的增大,Yge(s)幅值曲线与Yeq(s)幅值曲线的交截频率逐渐趋近于f2,并网电流的谐波含量将增大,且谐波频率主要集中在交截频率附近。当Lg增加到18.5μH时,两者的幅值曲线在f2处交截,Yge(s)与Yeq(s)处于并联谐振状态,此时并网电流中会出现大量f2频率附近的谐波,并网电流波形严重畸变,直至逆变器脱网停机。另外,由前文的稳定性判据可知,两者的幅值曲线在f2处交截时,大型光伏并网系统恰好处于临界不稳定状态。当Lg继续增大时,两者幅值曲线的交截频率小于f2,系统进入不稳定运行状态。

如果采用一定的控制策略对Yeq(s)重新构造,使Yeq(s)的幅值曲线不与Yge(s)的幅值曲线相交,或者使Yeq(s)的相位曲线不与90°线相交,且距90°线存在一定的裕度,那么就无法满足谐振产生的条件,可以避免由于电网阻抗变化而导致的谐波谐振。

本文提出一种将并网点电压反馈至电流控制器输出端的导纳重构方法,其控制结构如图7所示,由图可得导纳重构后的系统并网电流,如式(5)所示。

由式(5)可得此时系统的等效输出导纳,如式(6)所示,相当于在系统原始输出导纳支路上并联了一个新的导纳Yeq_ne(s),系统等效模型如图8所示。

由图8可知,理想情况下应使逆变器输出的基波电流不通过Yeq_re(s),而谐波电流要全部通过Yeq_re(s),因此输出导纳幅值重构的准则为:在基波频率处Yeq_re(s)的增益很小,以使基波电流不能通过;在谐波频率处Yeq_re(s)的增益很大,以使谐波电流全部通过。

根据导纳幅值重构准则易知,在Lg任意变化的过程中,不可能满足Yeq_re(s)的幅频曲线不与Yge(s)的幅频曲线相交。因此本文采用改变输出导纳相位的方法抑制谐波谐振,即Yeq_re(s)的相位在全频范围内不与90°线相交。如果将Yx(s)构造成简单的比例环节,只能通过调节Yeq_ne(s)的幅值来改变等效输出导纳的相位,无法同时满足幅值和相位的要求;若构造成积分环节,虽然使Yeq_ne(s)的相位有一定降低,但该相位不能调节,也相当于只能通过调节Yeq_ne(s)的幅值来改变等效输出导纳,难以满足设计要求。基于上述分析,本文将Yx(s)构造成如式(7)所示的环节,该环节具有2个可调参数,k1用来调节Yx(s)的幅值,k2用来调节Yx(s)的相位和幅值,能够在较宽的频率范围内提供-90°附近的相位,可以实现对系统输出导纳相位的改善。

如果仅采用式(7)来构造输出导纳,虽能满足相位条件,但会使导纳在基频处的幅值较大,因此本文采用在式(7)中串联陷波器的方法来增加导纳在基频处的幅值衰减程度,其传递函数如式(8)所示[17]。

其中,ω0为陷波器的中心频率,本文即为基波角频率;Q为陷波器的自然模品质因数,Q值越小,陷波器在ω0处的幅值衰减越大,反之在ω0处的幅值衰减越小,综合考虑本文取Q值为0.707。

基于上述分析,本文最终将Yx(s)构造成如式(9)所示的传递函数,相比文献[14]的方法,该式不包含高次微分环节,工程中易于实现。

固定k1、k2中的一个,调节另一个时,系统等效输出导纳的伯德图如图9所示,可以看出,随着k1的增加,(f1,f2)频率段内的相位减小,低频段内的幅值增加,基频处的增益衰减程度有所减小,而随着k2的增加,幅相频率曲线的变化趋势正好与k1增加时相反;当k1太大或者k2太小时,基频以下频率段的相位将突变,且在基频附近穿越90°线;另外参数的变化对高频段几乎无影响。综合考虑,本例取k1=0.4、k2=0.06。

采用导纳重构策略前后,逆变器输出导纳的伯德图如图10所示。可以看出,重构后逆变器等效输出导纳的相位曲线不再与90°线相交,且存有一定的裕度,在基频处的幅值有了更大的衰减,在低次谐波频率处的幅值有所提高,能够增强对低频谐波的抑制能力。因此导纳重构后系统不会由于电网导纳与逆变器等效输出导纳的交截而发生谐波谐振。

采用导纳重构策略后电网阻抗变化时,大型光伏电站的稳定性环路增益奈氏曲线如图11所示。可以看出,随着电网阻抗的增加,奈氏曲线始终不包围(-1,j0)点,且始终不包含右半平面极点,因此系统始终处于稳定运行状态。这说明导纳重构策略提高了系统稳定性,增强了系统对电网阻抗变化的适应能力。

3 仿真结果

为了验证本文理论分析的正确性,根据图1、2所示的原理图搭建额定功率为3MW的大型光伏电站仿真模型,逆变器参数如表1所示。由于所有逆变器均相同,仅对1号逆变器的仿真结果进行分析。

图12、13为原始系统在Lg分别取10μH、70μH情况下的系统并网电流。由图12可以看出,Lg取10μH时逆变器的并网电流谐波含量较小,满足并网要求,与前面分析的系统处于稳定状态相符合;谐波主要集中在550Hz附近,与逆变器输出导纳幅值曲线和电网导纳幅值曲线的交截频率551 Hz相吻合。当Lg增加到70μH时,由图13可以看出逆变器并网电流谐波含量增大,不满足并网要求,与前面分析的系统处于不稳定状态相符合;谐波主要集中在250Hz附近,与逆变器输出导纳幅值曲线和电网导纳幅值曲线的交截频率244Hz相吻合。

图14为原始系统分别处于谐振状态(Lg=18.5μH)和不稳定状态(Lg=70μH)情况下,在t=1.06 s时向所有逆变器中加入导纳重构策略前后的系统并网电流波形。可以看出,采用导纳重构策略后2种状态下的并网电流谐波都得到了很好的抑制,电流波形均变好,谐波含量较小,满足并网要求。这说明导纳重构策略提高了系统稳定性,能很好地抑制谐波谐振。

4 实验结果

为了进一步验证理论分析的正确性,同时考虑到实验条件等因素,现仅以2台电路结构、参数相同的三相LCL型并网逆变器为例进行实验分析。实验主要参数根据文献[18]进行设计,如表2所示。2台逆变器采用相同的控制策略,其中导纳重构策略的参数取为:k1=1、k2=0.04。由于2台逆变器相同,仅以其中一台的实验结果为例进行分析。

图15为不采用任何抑制策略情况下,Lg取2.8 m H时的实验波形,根据前文分析可以判断此时系统处于谐振状态。可以看出,并网电流中含有大量11次频率附近的谐波,与逆变器输出导纳幅值曲线和电网导纳幅值曲线的交截频率581Hz相符合。

图16为原始系统分别处于谐振状态(Lg=2.8 m H)和不稳定状态(Lg=4 m H)情况下,采用本文所提导纳重构策略后的实验波形。对比图15和图16(a)可以看出,采用导纳重构策略后,系统中的11次频率附近的谐波得到了很好的抑制,且3、5、7次等低频谐波含量较小,满足并网要求。由图16(b)可以看出,原本处于不稳定状态的系统,采用导纳重构策略后进入稳定状态,并网电流波形良好,谐波含量较小,满足并网要求。这说明导纳重构策略提高了系统稳定性,对谐波谐振具有很好的抑制作用,增强了系统对电网阻抗变化的适应能力。

5 结论

本文推导出一种基于系统导纳的大型光伏电站稳定性判据,并分析了电网阻抗对系统稳定性的影响,提出一种基于导纳重构的大型光伏电站谐波谐振抑制策略,主要得到以下结论。

a.当大型光伏电站内各逆变器稳定,且电网自身稳定时,大型光伏并网系统的稳定性取决于其稳定性环路增益是否满足奈奎斯特稳定性判据。

b.电网阻抗的增加使系统稳定性降低,并网电流谐波含量增大,且谐波集中在电网导纳幅值曲线与逆变器输出导纳幅值曲线的交截频率附近;当输出导纳在其幅值曲线与电网导纳幅值曲线交截频率处的相位为90°时,系统处于谐振状态,电网阻抗继续增加时系统进入不稳定状态。

c.为使光伏电站不受电网阻抗的影响,理想情况下逆变器等效输出导纳在基频处的幅值应为无穷小,在谐波频率处的幅值应为无穷大,相位曲线在全频范围内不与90°线相交,且存在一定裕度。根据该准则设计的导纳重构策略能够提高光伏电站的稳定性,增强其对电网阻抗变化的适应能力,进而抑制谐波谐振的发生。

摘要：推导出一种基于系统导纳的大型光伏电站稳定性判据,当光伏电站内各逆变器稳定且电网自身稳定时,大型光伏并网系统的稳定性取决于其稳定性环路增益是否满足奈奎斯特稳定性判据。分析表明:电网阻抗的增加降低了系统稳定性,甚至引发谐波谐振,使光伏电站进入不稳定运行状态。通过对并网逆变器等效输出导纳特性的分析,提出对其进行改善的准则,即输出导纳幅值在基频处尽量小,在谐波频率处尽量大,相位在全频范围内不与90°线相交,且具有一定裕度。根据该准则提出一种导纳重构策略,将并网点电压经适当环节反馈至电流控制器输出端,提高系统对电网阻抗变化的适应能力,实现对谐波谐振的抑制。仿真及实验结果验证了理论分析的正确性。