2020光伏发电系统运行特性

光伏发电系统运行特性光伏发电系统一般由光伏电池板、汇流箱、光伏逆变器及变压器构成。为追求光伏系统出力的最大化，通常会按当地经纬度来选择适当安装角，或者配置相应的跟踪系统。最大功率跟踪（MPPT）是光伏的关键技术之一，由于光伏系统的发电量主要取决于日照度、温度等气象因素，因此其输出特性呈典型的间歇波动性。储能技术在光伏发电规模化应用中的作用更加重要。相对于风力发电而言，光伏功率输出的瞬间波动更为显著，具有同期性和互异性，正常工作时间更短，并要满足其在并网应用分布式发电、智能电网中的技术需求，但离不开大规模储能技术的辅助。概述我国太阳能资源较为丰富，根据用以衡量太阳能光照资源丰富程度的地区分类指数，可以划分为五类。其中五类地区全年日照时数约1000～1400h辐射量在3350～4190MJ/m2，115～140kg标准煤燃烧所发出的热量，主要包括四川、贵州两省，此类区是我国太阳能资源最少的地区。四类地区，全年日照时数为1400～2200h，辐射量在4190～5020MJ/m2，相当于140～170kg标准煤燃烧所发出的热量，主要是长江中下游、福建、浙江和广东的一部分地区，春夏多阴雨，秋冬季太阳能资源丰富。三类地区，全年日照时数为2200～3000h，辐射量在5020～5860MJ/m2，相当于170～200kg标准煤燃烧所发出的热量，主要包括山东、河南、河北东南部、山西南部、新疆北部、吉林、辽宁、云南、陕西北部、甘肃东南部、广东南部、福建南部、江苏北部和安徽北部等地。其中，云南太阳能辐射资源十分丰富，每年接收的太阳能相当于731亿吨标准煤，全省大部分地区的年日照时数为2100～2500h，28814hm2，15的石漠化荒地用于太阳能电站的建设，云南光伏发电的规模容量可达到1800万kW以上，相当于一个三峡水电站的装机规模。一、二、三类地区，年日照时数大于2200h，是我国太阳能资源丰富或较丰富的地区，面积较大，约占全国总面积的2/3以上，具有利用太阳能的良好条件。四、五类地区虽然太阳能资源条件较差，但仍有一定的利用价值。此外，我国已规划装机容量位列亚洲第一的昆明石林太阳能光伏并网实验示范电站，建设总规模为166MW，总投资为90亿元，将于2015年全部建成，届时年发电量将达1.88亿kW·h，年减排二氧化碳为17.54万吨。昆明石林太阳能光伏并网实验示范项目是在石笋、石芽大面积外露的喀斯特地貌特征的丘陵地区建设起的太阳能电站，有效利用石漠化土地5445亩㊀，是云南在石漠化荒地上探索利用太阳能发电的一次重大举措。该电站在发电的同时还承担着一系列太阳能科研项目。光伏系统出力特性光伏发电系统的输出受到太阳辐照强度和天气因素的影响，其发电量的变化是一个非平稳的随机过程。光伏发电系统相对于大电网将是一个不可控源，其发电随机性会对大电网造成冲击。以2011年1月至2011年12月某地屋顶光伏电站发电数据和同期的气象数据为基础，从影响光伏发电量的机理出发，针对气象因子，对历史发电量进行分析，并结合太阳辐射强度、大气温度、季节和一些其他因素来分析了光伏系统出力曲线规律。1 光伏系统输出特性以我国某光伏电站为例，该电站采用230Wp的多晶硅电池组件438块，SMC系列逆变器12台，总功率为100kWp。根据2011年1月至2011年12月期间该光伏电站所处地区的历史气象数据（数据信息主要包括日最高/最低气温，天气现象如阴晴，云雾、降水等。该地基本气候情况见表3-1）显示，该地区有春、秋季短，夏、冬季长的特点。虽然四季长短不同，但季节特征明显，春季温暖湿润，夏季炎热多雨，秋季凉爽干燥，冬季寒冷少雨；年平均气温为17～18℃；冬夏气温变幅大，盛夏极端最高气温可达40℃以上，隆冬极端最低气温则为-10℃；平均年降雨量在1600mm左右，但年内降水分布不均匀，汛期4～6月雨量约占全年降水量的一半。发电量将以该地区屋顶光伏电站2011年1月至2011年12月间统计的每日发电数据和每小时发电数据为依据。㊀1亩=66.6m2，后同。表3-1算例光伏电站地区基本气象情况参数某地基本气象情况1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月平均温度/℃5.36.910.917.322.325.729.228.824.619.413.37.8平均最高温度/℃8.610.414.421.126.329.433.433.028.723.717.612.0极端最高温度/℃25.327.932.532.635.137.740.139.338.035.431.224.8平均最低温度/℃2.64.48.114.319.222.725.825.621.616.310.14.7极端最低温度/℃-6.9-9.3-0.83.810.414.819.019.514.23.5-0.8-9.7平均降水量/mm74.0100.7175.6223.8243.8306.7144.0128.968.759.756.841.5降水天数/日13.013.218.017.716.615.510.810.37.78.87.97.8平均风速/（m/s）2.62.62.62.42.22.12.22.22.72.72.62.6在理想光照情况下，算例光伏系统输出特性曲线如图3-1所示。实际情况下，由于天气及季节变换，以及一天当中的天气变化，均会导致光伏系统输出呈现随机波动特性。图3-1理想光照情况下光伏系统出力曲线要研究光伏发电系统的输出特性，可基于统计学方法，针对光伏电站历史运行数据从不同时间尺度或者空间角度进行统计与分析。本节将以时间尺度的变化为例，分别以小时级、日、月、季为统计区间，进行光伏输出特性的分析研究。小时级输出功率波动图3-2为2011年1月13日算例屋顶光伏电站实时功率图。从图中可以看出，当天光伏电站实时输出功率波动很大。其中一处比较明显的是发电功率由11∶00的17kW陡增到12∶00的44.85kW，另一处是发电功率由13∶00的54.64kW跌至14∶00的14.92kW。参考当日天气情况，在小雨的天气条件下，太阳辐射强度变化会很明显。当地天气情况统计见表3-2。光伏电站实时输出功率的明显变化表明，一天之中的太阳辐射强度变化对光伏系统影响很大。图3-22011年1月13日光伏电站实时功率图表3-22011年1月13日算例天气情况日期最高气温最低气温天气风向风力2011年113日6℃2℃小雨北风微风2.日发电量波动同样，天气变化导致的太阳辐射强度变化也会影响光伏电站的日发电量，图3-3选取的是同一月中相邻但天气情况不同的两天，2月21日和2月22日的天气情况见表3-3。2月21日的日发电量为478.8kW·h，而2月22日的日发电量为161.36kW·h，明显少于2月21日的发电量。两天的温度情况相近，日发电量的差别来源于天气变化导致的太阳辐射强度变化。图3-32011年2月21日至22日光伏电站出力情况表3-32011年2月21日和22日某地天气情况日期最高气温最低气温天气风向风力2011年221日16℃7℃晴北风微风2011年222日17℃8℃多云南风微风图3-4所示是某地屋顶光伏电站2011年12月份每天的发电量。从图中可以直观地看出，不同天的日发电量不尽相同，且波动范围较大。日发电量最多的是12月9日，发电量是485.99kW·h；日发电量最少的是12月29日，发电量是27kW·h。结合表34的011年2月某地天气情况，可以明显看出月内日发电量波动与天气变化的对应关系。图3-42011年12月光伏电站日发电量情况表3-42011年12月天气情况及对应日发电量日期最高气温最低气温天气日发电量/W·h2011/12/17℃3℃阴154.512011/12/210℃4℃晴291.572011/12/313℃5℃晴436.462011/12/415℃7℃晴～多云416.972011/12/514℃9℃多云132.822011/12/616℃11℃阴～小雨208.252011/12/711℃7℃小雨52.122011/12/810℃4℃阴～多云144.42011/12/910℃2℃晴485.992011/12/108℃2℃晴273.442011/12/1110℃3℃晴449.012011/12/1212℃3℃晴434.772011/12/1313℃6℃晴～多云304.272011/12/1411℃6℃阵雨88.562011/12/1511℃5℃小雨102.992011/12/169℃2℃晴356.82011/12/179℃4℃晴～多云305.62011/12/189℃3℃多云～晴121.742011/12/1911℃4℃晴352.38（续）日期最高气温最低气温天气日发电量/W·h2011/12/2013℃7℃多云～阴229.222011/12/2111℃5℃阴68.182011/12/228℃3℃阵雨～阴66.332011/12/2310℃1℃晴345.262011/12/2411℃2℃晴394.312011/12/2512℃2℃晴364.742011/12/2610℃6℃多云128.722011/12/2711℃7℃阴～多云138.952011/12/2811℃7℃阴100.132011/12/299℃6℃小雨～阴39.272011/12/3010℃6℃阴94.682011/12/3112℃5℃阴～多云91.51对屋顶电站2011年全年的日发电量统计的结果如图3-5所示。全年最大日发电量为616.94kW·h，最小日发电量为0kW·h。日发电量波动在全年的时间尺度内皆有体现，说明日发电量波动是光伏电站的普遍输出特性。图3-5屋顶电站2011年全年日发电量月输出功率波动图3-6所示是某地屋顶电站2011年月发电量统计，2011年发电量最高月份为7月份，发电量为12093.94kW·h；发电量最低月份为2月份，发电量为4230.19kW·h。其他月份发电量见表3-5。表3-52011年每月发电量月份1月2月3月4月5月6月发电量/kW·h5631.684230.199247.2410705.0911345.057376.14月份7月8月9月10月11月12月发电量/kW·h12093.9411208.869910.239546.4310073.627173.92不同月份发电量变化明显，部分相邻月份发电量也有一定差距，例如2月和3月相差507.05kW·h，这主要由于进入3月份气温上升较快。6月和7月相差477.8kW·h，这主要是由于6月份降雨时间较长，太阳辐射强度相比较弱。季节性输出功率波动性对某地屋顶电站发电量按季节统计的结果如图3-7所示。2011年春季发电量为31297.38kW·h，夏季发电量为30678.94kW·h，秋季发电量为29530.28kW·h，冬季发电量为17035.79kW·h。前三季发电量相差不大，分别占全年发电量的29%、28%和27%，冬季发电量与前三季差距较大，仅占全年发电量的16%。从统计结果来看，光伏电站的发电量有一定的季节性变化。图3-7某地2011年光伏电站季节性出力分布通过对某地屋顶光伏电站2011年1月至2011年12月间统计的历史发电数据进行分析，结合对气象数据和历史发电量进行对比分析后，可得出以下结论：①同一季节相同日类型且最高、最低气温相近的天气下太阳辐射强度基本相似，发电量也基本相同；②在同一季节相近温度下太阳辐射强度、日类型对光伏发电量有直接影响，不同日类型的太阳辐射强度不同，对日发电量影响很大，阴天或多云天气下的发电量明显小于晴天的发电量；③同一季节相同日类型情况下，气温的变化将对发电曲线的高度有影响，低温对应的发电量小于高温对应的发电量；④季节性因素对于光伏阵列发电量影响是非常清晰的，这种影响源于太阳辐射强度的差异，发电量曲线随着辐射强度的变化而变化，季节性的发电量差异也比较大。2 光伏输出特性影响因素100kWp光伏并网电站为例，分别从日类型、光照强度以及温度三个因素分别分析其对光伏系统输出特性的影响程度。数据采用某年8月的直流侧输出功率，并忽略夜间出力为零的时段，即数据段为早08∶00至晚20∶00，采样时间间隔为10n。日类型对输出功率的影响根据气象特点对日类型进行分类，如晴天、多云、阴天、雨天。同一光伏电站，日类型不同时，光伏输出功率差距很大。如图3-8所示，对比两个连续但日类型不同的典型日发电曲线可知，每条曲线都存在“多峰多谷”，波动幅度也存在很大差异，无规律性可言。整体来看，典型日的日发电功率都是从上午8点开始呈上升趋势，在13点到16点之间的某些时刻达到峰值，然后开始下降，到20点达到低谷。12∶00到16∶00之间出力水平最高，但同时功率的波动性和随机性比其他任何时间段都显著，有些时刻功率突然下降至接近0，有些时刻上升达到额定功率值100kW。图3-9为不连续的三个典型日在相同日类型下的发电功率曲线。从图中可以看出，虽然日输出功率幅值不同，但发电曲线的变化规律相似。图3-8不同日类型发电功率曲线太阳辐射强度对输出功率的影响太阳辐射强度指在单位时间内，垂直投射在地球某一单位面积上的太阳辐射能量。从物理意义上来说，太阳的辐射是导致太阳电池产生伏特效应的直接影响因素，辐射强度的大小直接影响太阳电池的出力。图3-9相同日类型发电功率曲线图3-10为该光伏电站实测的日输出功率与辐射强度的对照曲线。从图中可以看出，太阳辐射强度曲线和光伏发电功率曲线的变化趋势基本一致，发电功率会随辐射强度的波动同时刻出现波动。从图3-10中还可以读出该日输出功率最大值出现在14∶30，对应的辐射强度为1145W/m2，输出功率达到97.2kW。同时，对应辐射强度的较大波动，在10min的采样间隔内，光伏电站直流侧输出功率最大波动幅度可达92.6kW（13∶10～13∶20的功率波动），约为最大输出功率的90%。图3-10日发电功率与太阳辐射强度对照曲线由于太阳辐射强度对光伏发电有直接影响，因此可被用作光伏发电预测的重要技术指标。输出功率随辐射强度的变化曲线如图3-11所示，辐射强度越大，输出功率越大。图3-11发电功率随太阳辐射强度变化关系温度对输出功率的影响大气温度的变化会对光伏发电系统发电功率产生一定影响。历史发电功率数据映射出发电功率曲线形状与太阳辐射强度曲线相似，而相同日类型情况下，气温变化将会对映射曲线高度产生细微变化。图3-12为光伏电站实测的日输出功率与大气温度的对照图。气温曲线的峰谷基本上对应着发电功率的峰谷，在相同日类型的情况下，日平均温度越高，发电功率越大。图3-13给出了光伏组件温度的日变化曲线。从图中可看出光伏组件温度从有功率发出开始一直爬升，直到19：00后发出功率快速减小至0，与此同时组件温度也不再上升，快速下降。图3-12日输出功率与大气温度对照曲线图3-13大气温度和光伏组件温度对照曲线3 光伏系统数学建模目前常见的光伏并网发电系统，可分为可调度式光伏发电系统与不可调度式光伏发电系统。3-14所示，电站模型如图3-15所示。相对于不可调度式光伏发电系统，可调度式并网光伏系统设置有储能装置，可以实现不间断电源和有源滤波的功能，并有益于电网调峰。3-14a为不可调度式光伏发电系统，光伏阵列经变流装置输出交流电通过主配电开关一部分供给本地交流负载，另一部分通过变压装置送入交流电网。3-14b为可调度式光伏发电系统在光伏阵列连接变流器环节中接入蓄电池组，通过充放电控制实现不间断供电和滤波功能，可参与系统调峰。图3-14光伏发电系统的两种结构图3-15a所示为单极型光伏电站，光伏阵列馈线端接有DC/AC变流器，并实现最大功率跟踪控制（MPPT），最后经滤波电感接变压器并入电网，这种拓扑结构简洁、易于实现，但对控制算法要求较高。图3-15b所示为双极型光伏电站，光伏阵列馈线端经DC/DC环节Boost升压后对光伏电源输出功率进行最大功率点跟踪（MPPT）控制，同时稳定并提升输出直流电压，后经DC/AC逆变后接滤波电感连接变压器并入电网。这种接线方式是当今光伏电站的主流方式，其控制准确度较好，但是拓扑结构复杂。1 光伏阵列建模

图3-15光伏电站模型太阳电池可等效为图3-16所示电路，其由电流源与并联电阻Rsh，串联电阻Rsr组成。图中，I为太阳电池输出电流，V为太阳电池输出电压，Isc为光电流，Id为二极管电流和Ish为分流电阻电流。根据图3-16电路，由基尔霍夫定律可得：I=Isc-Id-Ish （3-1）替换二极管电流Id和分流电阻电流Ish可得：

图3-16太阳电池等效电路I=Isc-IoexpV+IRsr-1-V+R

（3-2）nkTc/q Rsh式中，Isc为光电流，由照射于太阳电池表面的光照强度G与太阳电池表面温度Tc所决定，可由下式得出：GRIsc=IscRG[1+αT（Tc-TcR）] （33GR式中，IscR为在额定光照GR与额定温度TcR下（GR1kW/m2，TcR25）电池的短路电流；参数αT为在参考日照下的电流变化温度系数（A/）。（3-2）中的Io为太阳电池二极管反向饱和电流，可由下式表示：T3 qe cIo=IoRcexp（1-1）g （3 c3R cR

Tcnk式中，IoR为额定温度下的太阳电池二极管反向饱和电流；q为电子电荷常数，通常为1.60e-19；k为波兹曼常数，通常为1.38e-23；n为二极管影响因子，如果为晶体硅太阳电池可设为1.3；eg为光伏电池禁带宽度。以上常数均可由太阳电池制造商所提供的材料或者测量太阳电池I-V曲线得出。，由于单个太阳电池或组件的输出功率并不能满，。这。串联支路模型参数确定通常为获得最大的输出功率，在选择构成阵列的太阳电池或组件时，会选择模型参数一致的太阳电池或组件。因此每个单体的电压与电流方程如下：IoRshexpRsh（Iph+Io-Ii）（ i ph o i sh is（ i ph o i sh is th（35）th

nVth

nV -IoRshRsexpRsh（IphRs+IoRs+Vi）（Iph+Io）Rsh-

nVth

nVth（Rs+Rsh） Ii=

Rs+Rsh

- Ws

nVth（Rs+Rsh

（3-6）R假若有M个太阳电池串联，且在同样的光照强度下具有相同的输出特性，则在串联电路中流过各个组件的电流Ii等于总电流I，其电压则为各个组件电压之和。因此串联后电压方程为RIoMRshexpIoMRsh（Iph+Io-I）（ ph o i sh s th（ ph o i sh s th

MnVthMnVth

（3-7）IoRSHexpIORSH（IPH+IO-I）（ PH O i SH S S（ PH O i SH S Sth因此串联后模型参数为

nS

nVth

（3-8）IPH=IphIO=IoRSs =MRRSs

（3-9）RSH=MRshnnS

=Mn由此，其短路电流、开路电压、最大功率点电流和最大功率点电压分别为ISC=Isc并联支路模型参数确定

VOC=VIM=ImVM=MVm

（3-10）假若有N个太阳电池并联，且在同样的光照强度下具有相同的输出特性，则在并联电路中流过各个组件的电压Vi等于总电压V，其电流则为各个组件电流之和。因此并联后电流方程为 Rsh

Rs+NIRs+V IoRshRsexpN

phN o

s（NI +NI）Rsh-V NN s

nV（Rs+Rsh） I= ph o N

-nVthW

th N NRs+RshNN

R N

nVth

（Rs+Rsh

（3-11）IORSHRSexpRSH（IPHRS+IORS+V）I=（IPH+IO）RSH-V-nρVthW

nVnρVth（RS+RSH） RS+RSH

RS

ρth（RS+RSH）

（3-12）因此串联后模型参数为IPH=IIO=NIoRS=RsNN

（3-13）RSH=Rsh Nρn=nρ由此，其短路电流、开路电压、最大功率点电流和最大功率点电压分别为ISC=NIscVOC=VIM=IVM=Vm

（3-14）综上所述，当阵列中有参数一致的太阳电池或组件，串联M个，并联N个时，其各个参数分别为IPH=NIphIO=NIoRRSSRRSH

MRsN==MRshN==

（3-15）nρ=MnISC=NIscVOC

=MVoc

图3-17光伏阵列仿真模型IM=NImVM=MVm在PSCAD中建立的光伏阵列通用仿真模型，如图3-17所示。2 Buck直流变流器由于光伏阵列的I-V特性，为了使输出功率最大化，必须进行最大功率跟踪（MPPT）BuckMPPT功能的重要硬件环节且接入直流变流器后会提高光伏发电系统的发电效率。Buck直流变流器电路Buck直流变流器的原理图如图3-18所示。图中Vin是输入电压，通常为外部电源供电；S1和S2是功率开关元件，实际应用中S1通常采用IGBT，而S2采用大功率二极管；VSW为SW点电压；IL为电感电流。Buck电路工作时，S1与S2依次开通，设S1的开通时间为Ton，其占空比用D表示；设S2的开通时间为Toff，其占空比用Doff表示。设S1和S2均为理想元件，即其导通电阻为0，且开关周期T为Ton与Toff之和，那么Buck电路会工作于电流连续工作模式，且电感中的电流不会出现下降到零。在一个开关周期T内，0～Ton内，S1开通，电流

图3-18Buck直流变流器原理图通过电感L，开关S1及电容对负载供电。此时，SW点电压等于输入电压Vin，电感电流按固定斜率上升，可表示为：LSon=Vin-VoutL

（3-16）则有在Toff～T时间内，S1关断，S2开通，电感中存储的能量释放给负载与电容，此时SW点电压等于0。电感中的电流会以固定斜率上升，其表示为LSoff=VoutL

（3-17）在一个周期内SW点的电压均值为VSW=DVin （3-18）由于SW点的电压包括有斩波电路的作用，那么电感电流的改变值和输出电压可表示为：LΔIL=Vout（T-Ton） （3-19）LVout=DVin （3-20）因此，改变D就能改变输出电压Vout的大小。Buck直流变流器参数设计一些文献指出电感值的选取应基于输出负载直流瞬态和纹波电压值的要求。假设电感的纹波电流ΔIL=δIout，此时电感值应为L= Vout

1-Vout

（3-21）δIoutfs

Vin式中，Vout为Buck电路输出电压值；Vin为输入电压；fs为开关频率；Iout为电路满载时的输出电流。电容值则应满足输出电压纹波的设计要求，则电容值应为8ΔVoC=ΔILTs （38ΔVo式中，ΔVo为输出纹波大小；ΔIL为电感上的电流变换大小；Ts为开关周期。Buck直流变流器的控制一个好的控制机制不仅包括稳定性和快速响应性，还应包括控制准确度、体积成本、控制效率等因素，常用的Buck电路控制方法可分为PWM、PFM和PWM/PFM混合控制模式。PWM控制技术由于具控制简单、灵活和动态响应好的优点，因此本书采用PWM控制技术。3 逆变器模型逆变器工作原理逆变的含义是把直流电变成交流电。交流侧连接电源时为有源逆变，交流侧连接负载时为无源逆变。3-19a单相逆变桥说明工作原理。当开关S1、S4闭合，S2、S3断开时，uo为正；S1、S4断开，S2、S3闭合时，uo为负，其波形如图3-19b所示。这样，直流电就变成交流电，改变开关的切换频率，就可改变输出交流电的频率。逆变器数学模型

图3-19逆变电路及其波形三相静止坐标系（abc）数学模型三相联网电压源逆变器的电路结构如图3-20所示。在图3-20所示的三相联网电压源逆变器的电路结构中，设1）ea、ebec对称稳定2）开关为理想元件，没有延时。3）滤波器L为线性的，R为等效电阻。开关函数定义为

图3-20三相联网电压源逆变器的电路结构Sk=

上桥臂导通，下桥臂关断上桥臂关断，下桥臂导通

（k=a，b，c） （3-23）3-20中，a导通，关断时，开关函数Sa1，UaNUdca导通，关断时，Sa0，UaN0。所以，aN电压差为同理有则有逆变桥输出电流为

UaN=SaUdc （3-24）UbN=SbUdc， UcN=ScUdc （3-25）Id=SIa+SIb+SIc （326）采用基尔霍夫电压定律建立三相SI，a相回路方程为dtLdia+Ria=（vaN+vN0）-ea （3-27）dt同理可得b，c相方程为dtLdib+Rib=（vbN+vN0）-eb （3-28）dtdtLdic+Ric=（vcN+vN0）-ec （3-29）dt对直流侧电容正极节点处应用基尔霍夫电流定律，得Cdudcdt

=idc-il （3-30）考虑主电路为同步发电机发出的三相三线平衡系统，故有ea+eb+ec=0ia+ib+ic=0

（3-31）联立式（3-23）～式（3-31）式可得3uN0=-udc（Sa+Sb+Sc） （3-32）3将式（3-26）～式（3-29）代入式（3-30）～式（3-32）可得三相逆变器在abc坐标系中的数学模型为Ldia

=

-Sa+Sb+Scudc-Ria-ea dt a 3 dLdib=d

S+S+Subb

-Ri-e 3 Sb- 3

cdc b

（3-33）Ldic

=

Sa+Sb+Sc

Ri-e dt dudc

3 dc c cCdt =id-（Saia+Sbib+Scic）由式（3-33）可以看出，逆变器输出电流和直流电压及开关函数有关。同时输出电流和其他两相开关函数有关。两相同步旋转坐标系（dq）数学模型三相逆变器的三相旋转坐标系（abc）的数学模型具有直观及逆变器结构清晰的特点。但是，逆变器交流侧状态变量均随时间变化，本节将通过dq变换将三相旋转坐标系（abc）的数学模型转变两相同步旋转坐标系数学模型。将式（3-33）进行dq变换得旋转坐标系数学模型为Ldid

=Sdudc-Rid-ed+ωLiq dtdt2Ldiq=Squdc-Riq-eq-dt2

（3-34）C

dudcdt

=idc-

3（idSd+iqSq）从式（3-34）可知，逆变器开关函数存在变量乘积（iqSq、idSd），因此需要线性化非线性因素。不计逆变器本身损耗，直流侧和交流侧应功率平衡，即Pac=Pdc （3-35）通过坐标变换，得

Pac=3edid+3eqiq （3-36）2 2dtPdc=udcidc=udcCdudc+iL （3-37）dt由式（3-35）～式（3-37）可得3edid+3eqiq=udcCdudc+iL化简得

2

2=2iL-（3e

dt+3ei

） （3-38）ddc

Cdd

Cqq从式（3-38）可知，需要线性化id、iq、udc之间非线性关系。定义新变量v，dcdqdq令v=u2。线性化逆变器输出电压的dq分量u、u，定义变量v、v，令dcdqdqvd=ed-udcSd=ed-vq=eq-udcSq=eq-

（3-39）dc将v=u2和式（3-39）代入式（3-38）、式（3-37）可得逆变器坐标系（dq）dc中改进的数学模型为Ldid

=-Rid+ωLiq-vdLLC

dtdtdiq=-ωLid-Riq-vqdtdtdv=2iL-（3edid+3eqiqdt

（3-40）由式（3-40）可知，新变量v、vd、vq为一阶线性微分方程。三相逆变器的控制模型从逆变器dq模型可以看出，控制参数需要靠仿真或模型线性化来获取。这在实际应用很困难，所以本章通过应用双环控制来设计，即电压外环和电流内环。外环控制直流电压，内环控制功率。从式（3-40）可得Ldid

=-Rid+ωLiq+Sdudc-ed dtdtLdiq=-Riq-ωLiq+Squdcdt

（3-41）令ud=Sdudc、uq=Squdc。从式（3-41）可以看出，ud、uq、ωLiqωLideqed都影响d、q轴电流。所以，通过状态反馈解耦d轴和q轴电流。将电压矢量分为3个分量，即ud=ud1+ud2+uq=uq1+uq2+如果令ud1=ed，ud2=-ωLiquq1=eq，uq2=ωLid将上面关系式代入式（3-41），可得Ldid+Rid=u3 dtdtLdiq+Riq=dt

（3-42）从（3-42）式可以看出，电流状态反馈（ud2uq2）实现dq轴电流解耦dq轴电流解耦使其电流能独立控制，提高逆变器动态性能。两相同步旋转坐标系（dq）中，其dq模型可表示为ud LP+R，-ωLid ed =

+

（3-43）uq ωL，LP+R iq eq23（udid+uqiq）=udcidc （3-44）2式中，ed、eq分别表示电网电压的d、q轴分量；ud、uq分别表示联网逆变器交流侧电压的d、q轴分量；id、iq分别表示联网逆变器交流侧电流的d、q量；P为微分算子。设d、q坐标系中q轴与电网电压eq重合，则电网电压d轴分量ed=0。从式（3-44）可以看出，逆变器dq轴分量耦合。通过前馈来解除耦合，电流控制器为PI，方程如下：ud=KiP+Kil（i*-id）-ωLiq+ed Sd K

（3-45）u=iP il（i*-i）+ωLi+eq K +Sq q q q式中，KiP、Kil分别表示比例环节增益和积分环节增益；i*、i*分别表示id、iqd q的电流参考值。将式（3-45）代入式（3-43），并化简得：R-i R-KiP+KilL0i iR-d S d 1 KildP=

+

LKiP

* （3-46）SiqS

iP

+Kil

Liq

Siq首先将电网侧三相电压和电流利用dq变换转换到旋转坐标系中，通过与参考值比较后，经过解耦的PI控制分别有功功率和无功功率。解耦的电流控制除了PI控制外，还包括电流状态反馈解耦合电网电压扰动的补偿，将这三个量合成起来作为dq轴电压输出ud、uq。最后，dq轴电压经过脉宽调制器控制输出控制信号控制联网逆变器。4 单级型并网光伏发电系统单级型并网发电系统如图3-21所示，逆变器需完成升压、最大功率点跟踪、DC/AC变换和孤岛检测。其中多个光伏组件通过串联提高直流侧输出电压才能逆变至电网电压等级。但其通过并联可以提高光伏电池输出功率。经逆变后将交流电压通过工频变压器连接到电网上。图3-21单级型并网发电系统示意图虽然单级型并网发电系统控制复杂，而且系统设计灵活性也较差，特别是工频并网变压器的引入使得造价偏高，且在光照强度较弱时由于直流侧无DC/DC电路，造成整体发电效率降低。但其直流侧采用大量太阳电池串并联，并采用单级式三相并网逆变器结构拓扑结构固定，因此在大容量光伏电站建设中多采用此结构。基于上述原理，结合电磁暂态仿真软件PSCAD，搭建了单级型并网光伏发电系统模型如图3-22所示。其并网逆变侧采用双环控制，内环电流外环电压。光伏阵列与太阳电池参数与双级型相同，其额定功率为250kW，太阳电池参数图3-22单极型并网光伏发电系统见表3-6。图322中变流器输出入端电容为12000F，输出端电感为2H；C滤波电路电阻值为5Ω，电感值为03H，电容值为30μF。逆变器并网点电压为04kV，光伏发电系统通过升压变电压器接入35kV电网。逆变器控制系统如图3-23所示。图3-23中逆变器控制外环分别为电压控制与无功功率控制，内环采用电流控制。将MPPT控制器计算所得最大功率点电压作为外环电压参考值，从而调节光伏阵列输出电压，实现最大功率跟踪。逆变器调制方法采用SPWM调制与双级型光伏发电系统相同。35 双级型并网光伏发电系统双级型并网光伏发电系统一般在第一级采用DC/DC变流器将太阳电池输出的直流电斩波成适合有源逆变的稳定直流电压，第二级为全桥或半桥逆变电路。通常所用的DC/DC电路包括Boost、Buck等拓扑结构的变流器，以及含有隔离变压器的推挽、半桥和全桥结构的DC/DC变流器，如图3-24所示。图3-24双级型并网发电系统示意图双级型并网光伏发电系统在其效率和设计灵活性上均高于单级式系统，且由直流变换和逆变由两部分完成。其控制算法相对简单，但受DC/DC器件的容量和成本的限制，通常应用在直流电压较低、无大量电池板串并联的独立中小型光伏发电系统中。基于上述原理，结合电磁暂态仿真软件PSCAD，搭建了双级型并网光伏发电系统模型如图3-25所示。其并网逆变侧采用双环控制，内环电流外环电压。光伏阵列中串联光伏模块20个，并联20个，每个光伏模块由108个太阳电池串联而成，4个光伏电池并联，其额定功率为250kW，光伏电池参数见表3-6。图3-25双级型并网光伏发电系统表3-6光伏电池参数串联电阻0.02Ω并联电阻1000Ω二极管影响因子1.5光伏电池禁带宽度1.103eV二极管反向饱和电流1e-9A光伏电池的短路电流2.5A电流变化温度系数0.0001图3-25中Buck输入端电容值为10000μF，电感值为0.01H；变流器输出入端电容为50000μF，输出端电感为0.6mH；RLC滤波电路电阻值为5Ω，电感值为0.3H，电容值为200μF。Buck电路低压侧电压为0.5kV，逆变器并网点电压为0.4kV，光伏发电系统通过升压变电压器接入35kV电网。Buck电路控制系统如图3-26所示，将MPPT控制器计算所得最大功率点作为电路输入端参考电压，Vpv，实现最大功率跟踪逆变器采用双环控制，3-27所示。图3-26Buck电路控制系统图3-27逆变器控制系统图3-27中外环分别为直流侧电压控制与无功功率控制，内环采用电流控制。逆变器调制方法采用SPWM调制，其结构如图3-28所示。图3-28SPWM调制系统4 电力系统对光伏系统的接纳能力光伏发电是一种清洁的能源技术，其资源消耗较小，又不释放污染物、废料，也不产生温室气体破坏大气环境，更不会有废渣的堆放、废水排放等问题，有利于保护周围环境，是一种绿色可再生能源。按照日本的新能源计划、欧盟可再生能源白皮书、美国光伏计划等推算，2030年全球光伏发电装机容量将达300GW，届时整个产业的产值有可能突破3000亿美元；2040年光伏发电将达到全球发电总量的15%～20。一般情况下，光伏发电系统分为光伏并网发电系统和独立光伏发电系统。其中，光伏并网发电系统由于具有环保且易于安装等优点，再加上商品化技术的成熟和世界各国的计划性推动，已成为发达国家发展太阳能发电的主要选择。在葡萄牙南部穆拉市附近建成的光伏电站，其发电66MW21000户家庭日常使用2012年，全球光伏市场仍将保持增长，全年装机量达24GW，14。同时，我国《可再生能源发展“十二五”规划》、《太阳能光伏产业发展“十二五”规划》和《太阳能发电“十二五”规划》等颁布实施，为产业后续发展奠定了坚实的基础。太阳能利用水平的大跨度的飞跃，使得太阳能发电由原来的试验阶段和局部点缀功能逐步过渡到大规模发电的新阶段，成为一种有竞争力的发电模式。因此，大规模光伏并网发电技术将是今后世界性的一个研究方向。然而，大规模光伏电源的接入使得电网承载更大的压力，电网接纳光伏电源的能力已成为光伏产业发展的主要制约因素。光伏并网发电系统对电能质量的影响光伏并网发电对电能质量产生的影响可从三个方面分析。影响电压质量及其控制。太阳能光伏电站的实际输出功率随光照强度的变化而变化，白天光照强度最强时，发电装置输出功率最大，夜晚几乎无光照以后，输出功率基本为零。而配电网中除了通过投切电容器、电抗器调节电压外，一般很少具有其他的动态无功调节设备，如果该类发电量所占比例较大，其具有的易变性将使配电线路上的负荷潮流极易发生波动且变化较大，从而加大了电网正常运行时的电压调整难度，调节不好会使电压超标。因此，除设备故障因素以外，发电装置输出功率随日照、天气、季节、温度等自然因素而变化，输出功率不稳定。计算时还要考虑在最严重情况下，发电场输出最大功率时突然切机对系统接入点电压造成的影响。光伏并网发电系统通过光伏组件将太阳能转化为直流电能，再通过并网型逆变器将直流电能转化为与电网同频率、同相位的正弦波电流，并入电网。在将直流电能经逆变转换为交流电能的过程中，会产生大量谐波。根据目前并网型逆变器样本资料，逆变后的总畸变率一般为3%～4，其总畸变率本身已接近或超过相关规定限值。并网时，在与系统接入点的谐波叠加后，有可能超过其限值。因此，在光伏电站并网时需对总畸变率进行实际检测，并根据实际接入容量比例分摊谐波限值。如果经过检测无法满足国家标准的相关规定，则需采取加装滤波装置等相应措施。当电网内的光伏并网发电系统规模有限时，如果滤波器的设计良好，则由直流电逆变为交流电时所产生的谐波对交流电网造成的谐波污染一般能控制在可接受范围内。但是，随着今后光伏并网发电系统的逐步推广和发电容量占电网内总发电量比例的上升，有关的谐波管理应得到重视。如果管理不当，来自多个谐波源的能量叠加，有可能达到电能质量不可接受的谐波含量。当系统内含有多个谐波源时，还可能在系统内激发出谐波的功率谐振。另外，当逆变器输出轻载时，谐波会明显变大，10额定出力以下时，电流THD（总谐波失真）甚至会达到20以上。孤岛效应影响用户用电质量。当电力公司的供电因故障、事故或停电维修而跳脱时，各用户端的太阳能并网发电系统有可能和周围的负载构成一个电力公司无法掌握的自给供电孤岛，即所谓的孤岛效应。当光伏并网系统越来越多时，产生孤岛效应的概率也将增加。一般来说，孤岛效应对整个配电系统及用户端造成的影响主要包括：①重新恢复供电时，因相位不同步而对电网用户造成冲击；②电力孤岛区域供电电压和频率不稳定；③当太阳能并网发电系统切换成孤岛方式运行时，如果该供电系统内无储能元件或其容量太小，会使用户负荷发生电压闪变；④太阳能供电系统脱离原有的配电网后，其原来的单相供电模式可能造成其他配电网内出现三相负载不对称的情况，因而可能影响到其他用户的电压质量。光伏并网发电系统对电网安全运行的影响当光伏并网发电系统的发电容量占电网内总发电量比例逐步增大后，不仅可能对配电网内的电压控制产生影响，还可能影响到高压电网的电压特性，甚至引起电压稳定性问题。例如，某大区电网的重负荷区内安装了大量的光伏发电系统。考虑到这类地区的日照特性基本相同，当该地区的日照出现突变时，由于太阳能功率的大量减少，将导致该地区出现大量的功率缺额。若该缺额很大，则可能对该地区整个的电压质量甚至电压稳定性产生不利影响。当光伏并网发电系统的发电容量占电网内总发电量比例逐步增大后，由于光伏发电具有一定的随机性，因而可能导致电网内的频率时常出现波动。如果系统内的一次调频机组采用火力发电机组，将会在一定程度上影响到汽轮机叶片的使用寿命。当系统内出现了孤岛效应后，在该孤岛内缺少蓄电池的前提下，如何确保该孤岛系统内用户的供电电压质量和频率稳定性，这也是光伏并网发电系统中需要重点解决的技术问题。光伏并网发电系统对配电网的影响目前，我国的中低压配电网大都是单电源、辐射状网络。配电网的继电保护相对于高压大电网的继电保护而言，保护配置相对简单。配电网中常用的继电保护有电流保护、电压保护和距离保护等。由于辐射状的配电网潮流具有单向流动的特点，并考虑到绝大多数的故障都是瞬时性故障，故为了简化保护配置。传统配电网的典型保护方案通常是主馈线采用无时限电流速断保护和定时限过电流保护组成的两段式保护，并配置三相一次重合闸（前加速）装置。由于太阳能光伏发电属于能量密度低、稳定性差、调节能力差的电源，光伏电源接入配电网后，将会对短路电流有所贡献。其贡献和光伏电源与故障点的相对位置、线路阻抗、光伏电源容量等有密切的关系。光伏电源对短路电流的贡献将会改变配电网节点的短路水平，对配电网设备的容量