CN105490298A - 一种包含电压动态补偿器的光伏高压直流串联并网系统 - Google Patents

Abstract

一种包含电压动态补偿器的光伏高压直流串联并网系统，由多台光伏直流并网变流器和至少一台电压动态补偿器组成，多台所述的光伏直流并网变流器的输入端独立，输出端串联；多台所述的光伏直流并网变流器的输入端分别和光伏组件连接，多台光伏直流并网变流器的输出端串联，并和电压动态补偿器的输入端串联连接。本发明通过电压动态补偿器与光伏直流并网变流器协调配合，减少光伏直流并网变流器进入限功率模式的机率，提高光伏系统的发电量，克服由于光伏组件功率波动导致的光伏直流并网变流器输出电压越限。

Description

一种包含电压动态补偿器的光伏高压直流串联并网系统

技术领域

本发明涉及一种光伏发电设备，特别涉及一种接入高压直流输电系统的光伏并网装置。

背景技术

利用可再生能源发电替代化石能源，是目前各国的普遍选择。光伏发电作为可再生能源发电的重要形式，由于其洁净、环保、利用方式灵活的特点，受到越来越多的关注，装机容量在国内迅速发展。在国家“十二五”期间、“十三五”规划中都给予极大的重视。

自20世纪90年代后期，已有国外公司对轻型直流输电技术进行了研究，该技术采用可关断器件的电压源换流器代替传统电网换相技术的电流源换流器。且由于直流挤塑绝缘电缆内部空间电荷累积导致的局部电场畸变等问题已得到了深入研究，因此该技术得到了快速发展。1999年，瑞典的哥特兰岛首次采用轻型直流输电技术及挤塑绝缘电缆进行直流输电。目前，已有近几十个商业化项目采用该项轻型直流输电技术，世界上最高电压等级的轻型直流输电工程是西班牙—法国的320kVIN-FELNE工程。而国内对于轻型直流输电的研究则开展得较晚，尚处于起步阶段。

目前常见的光伏发电系统并网形式以并入交流电网为主。国内柔性直流和传统直流输电快速发展，示范项目越来越多，光伏发电必须具备接入高压直流输电网的能力。

常见光伏直流变换器存在输出电压较低，且难以一次性升压到很高电压的问题，为了实现光伏系统输出并入高压直流电网，目前普遍采取多个光伏直流变换器输入接独立光伏组件，输出串联的方式提高系统的输出电压，从而达到输出更高直流电压从而接入高压直流电网的目的。目前国内有较多的文献和专利对该方案进行阐述。

2011年，东南大学硕士论文“大规模光伏发电经VSC-HVDC并网控制技术研究”，研究了光伏发电单元输出串联的拓扑应用。针对辐射强度严重不均匀时，提出了光伏发电单元限压控制和调整直流输电线路电压两种方法，但限压会导致光伏发电功率损失，调整直流输电线路电压影响对侧交流系统稳定和影响直流线路中其他并网单元的控制。

专利2015106969530“一种光伏高压直流输电系统”提出了一种光伏发电单元输入用联络线并联、输出串联接入中高压直流系统的方案，但该方案要增加输入并联联络线，同时需要每个并网单元前端具备单独的MPPT(MaximumPowerPointTracking，MPPT，最大功率点跟踪)用DC/DC变换器。

专利CN204103503U“一种基于中高压直流接入的光伏并网发电系统”，提出了一种通过光伏发电单元输出串联接入中高压直流系统的方案，但是方案中各个输出串联光伏发电单元的输入端为各自独立，难以实现功率协调输出，且当光伏组件输出功率波动时，光伏发电单元容易产生输出过压，导致设备停机。

目前提出的此类方案和专利中，对于光伏直流变换器输出串联拓扑的详细实施方案进行了阐述，针对光伏组件输出功率波动导致的并网单元输出电压越限问题进行了讨论。但该方案中普遍存在一些问题：

1.限压方案容易导致光伏发电功率损失，特别是偶发性小区域的光伏遮蔽现象，会导致大范围的光伏发电功率损失。

2.调节直流输电网电压方案只适用于只有光伏并入，且功率等级有限的端到端高压直流输电网，对于含多种可再生能源、多个并网接口的多端高压直流输电网则难以同步协调高压直流输电网电压。同时调整高压直流输电网电压的方案增加了控制系统的复杂性，其可靠性降低。

发明内容

本发明目的是克服现有技术中，输出串联拓扑的光伏高压直流输电系统控制复杂、可靠性低、容易对低压系统引入高压的缺点，提出一种含有电压动态补偿器的光伏高压直流串联并网系统。

本发明所采用的技术方案如下：

一种含电压动态补偿器的光伏高压直流串联并网系统，由多台输入独立输出串联的光伏直流并网变流器和至少一台电压动态补偿器及其储能系统组成，储能系统的输出端与电压动态补偿器的输入端串联连接，为电压动态补偿器提供能量支持。多台所述的光伏直流并网变流器的输入端独立，输出端串联。多台所述的光伏直流并网变流器的输入端分别和光伏组件连接，多台光伏直流并网变流器的输出端串联，并和电压动态补偿器的输入端串联连接。

本发明通过在光伏高压直流串联并网系统中串入电压动态补偿器来补偿光伏直流并网变流器的输出电压波动。

所述电压动态补偿器的储能系统的储能容量按下式确定：

C＝U_o×I_o×t

C为储能系统容量；U_o为电压动态补偿器输出电压，考虑受遮蔽影响变流器数量，通过统计分析取其平均值；I_o为电压动态补偿器并网电流，可直接采用额定并网电流；t为持续补偿时间，可根据光伏电站面积、光伏遮蔽存续时间统计值等确定储能系统容量C的合理范围。

储能系统的选型应当考虑容量、反应速率等因素。电压动态补偿器可以是隔离拓扑，也可以为非隔离拓扑。

电压动态补偿器及其储能系统的对地绝缘要求与该设备的安装位置有关，当安装在零电位中性点附近时，其对地绝缘要求最低。

储能系统可以利用外部能量源充电，也可利用串联的光伏直流并网变流器给储能系统充电。

本发明对光伏直流并网变流器的输出电压波动的动态补偿策略如下：

首先将光伏直流并网变流器的输出电压和该变流器的基准电压比较，根据比较结果执行相应动作，当U_lower≤U_o≤U_upper时，光伏高压直流串联并网系统中只有光伏直流并网变流器运行，电压动态补偿器不运行；当U_upper<U_o<U_upper-max时，电压动态补偿器启动运行，控制各光伏直流并网变流器输出电压在额定工作点范围内，即U_lower≤U_o≤U_upper；当U_upper-max≤U_o时，强制电压超限的光伏并网变流器运行在限功率模式；当U_lower-min<U_o<U_lower时，各光伏直流并网变流器调整运行工况，增减内部运行模块数量；当U_o≤U_lower-min时，该光伏直流并网变流器停止运行，并被旁路。

其中U_upper-max为光伏直流并网变流器MPPT模式和限功率模式输出电压分界阈值；U_upper为电压动态补偿器是否启动的判断阈值，任一光伏直流并网变流器输出电压高于U_upper，则启动电压动态补偿器；U_lower为光伏直流并网变流器内部运行工况调节阈值，光伏直流并网变流器输出电压低于U_lower，则调整内部运行模块数量；U_lower-min为光伏直流并网变流器停机阈值。

电压动态补偿策略其可在电压动态补偿器中实现，也可在系统中单独设置中央控制器，实现电压动态补偿策略。

本发明的有益效果：

1.本发明提出了一种含电压动态补偿器的光伏高压直流串联并网系统，避免了因光伏组件输出功率频繁波动导致的光伏直流并网变流器在最大功率运行模式和限功率运行模式之间的频繁切换，避免了系统出现不稳定，提高了系统的发电效率。

2.相比通过调整直流输电网电压来避免光伏直流并网变流器进入限压模式的方案，本发明不改变直流输电网额定电压，不需要高压逆变器的配合，减少了送端和受端的协调配合需求，简化了输电系统设计，提高了系统可靠性。同时稳定的直流输电网电压有利于多端系统的功率协调控制，也有利于其他形式的可再生能源并入直流输电网。

3.本发明所涉及的设备采用模块化设计，方便维护，可减少系统的停机维护时间，提高系统发电量。

附图说明

图1为本发明的系统方案拓扑图；

图中：101第一光伏直流并网变流器，102第二光伏直流并网变流器，103第n-1光伏直流并网变流器，104第n光伏直流并网变流器，105电压动态补偿器，106高压直流输电线路，107高压逆变器，108交流高压电网，109光伏组件，110储能系统。

图2为本发明实施例电压动态补偿策略电压关系图；

图中：201为U_upper-max≤U_o区域范围，202为U_upper<U_o<U_upper-max区域范围，203为U_lower≤U_o≤U_upper区域范围，204为U_lower-min<U_o<U_lower区域范围，205为U_o≤U_lower-min区域范围。

图3为本发明实施例电压动态补偿器安装位置图；

图中：301光伏直流并网变流器1，302光伏直流并网变流器2，301电压动态补偿器，304光伏直流并网变流器3，305光伏直流并网变流器4，306接地电容1，307接地点，308接地电容2，106高压直流输电线路，107高压逆变器，108交流高压电网。

具体实施方式

以下结合附图和具体实施例说明含电压动态补偿器的光伏高压直流串联并网系统的拓扑结构和控制方法。

图1为本发明的系统结构拓扑图。如图1所示，该光伏高压直流串联并网系统包含第一光伏直流并网变流器101、第二光伏直流并网变流器102、第n-1光伏直流并网变流器103、第n光伏直流并网变流器104、至少一个电压动态补偿器105，以及储能系统110。第一光伏直流并网变流器101、第二光伏直流并网变流器102、第n-1光伏直流并网变流器103和第n光伏直流并网变流器104的输入端分别和光伏组件连接，储能系统110的输出与电压动态补偿器105的输入端连接，第一光伏直流并网变流器101、第二光伏直流并网变流器102、第n-1光伏直流并网变流器103和第n光伏直流并网变流器104的输出端串联，并和电压动态补偿器105输出端串联后接入高压直流输电线路106的一端，高压直流输电线路106的另一端连接高压逆变器107，经逆变后接入交流高压电网108，n为大于1的整数。

正常运行时，对于含4个光伏直流并网变流器和一个电压动态补偿器的系统，当高压直流输电网电压为U_grid，则每个光伏直流并网变流器输出电压为0.25U_grid，这个电压即为额定工作电压。当某个光伏直流并网变流器因光伏组件输出功率变化导致输出电压变化时，极限情况是某个光伏直流并网变流器的输出电压为零，则另外三台光伏直流并网变流器电压为0.33U_grid，设备的运行电压范围一般为额定电压的0.9～1.1倍，即0.225U_grid～0.275U_grid。此时每台光伏直流并网变流器电压为额定电压的132％，光伏直流并网变流器输出电压严重过压。

增加电压动态补偿器后，此时光伏高压直流串联并网系统中有三台光伏直流并网变流器和一台电压动态补偿器在运行。设定电压动态补偿器输出功率为光伏直流并网变流器功率的50％，则单台光伏直流并网变流器电压为0.285U_grid，每台光伏直流并网变流器电压为额定电压的114％；设定电压动态补偿器输出功率为光伏直流并网变流器功率的75％，则单台光伏直流并网变流器电压为0.266U_grid，每台光伏直流并网变流器电压为额定电压的106％，在设备允许运行电压范围内，可以有效抑制设备过电压水平。

储能系统110的储能容量按下式确定：

C＝U_o×I_o×t

C为储能系统容量；U_o为电压动态补偿器输出电压，考虑受遮蔽影响变流器数量，通过统计分析得到平均值；I_o为电压动态补偿器并网电流，可直接采用额定并网电流；t为持续补偿时间，可根据光伏电站面积、光伏遮蔽存续时间统计值确定合理范围。储能系统的选型应当考虑容量、反应速率等因素。储能系统可以利用外部能量源充电，也可利用串联的光伏直流并网变流器给储能系统充电。

所述电压动态补偿器可以为隔离拓扑，也可以为非隔离拓扑。非隔离拓扑的电压动态补偿器输出电压范围更广，可以达到更好的电压补偿效果，但储能系统的对地绝缘要求更高。隔离拓扑的电压动态补偿器输出电压减小，电压补偿调节范围受限，但对地绝缘易于在变压器中实现，降低了储能设备的对地绝缘效果。

电压动态补偿器及其储能系统的对地绝缘要求与该设备的安装位置有关，当安装在零电位中性点附近时，其对地绝缘要求最低。

如图1所示，当电压动态补偿器及其储能系统安装在光伏高压直流串联并网系统端点时，该设备对地电压为系统最大电压2U_o。图3为本发明实施例电压动态补偿器安装中性点附近图，如图3所示，307接地点为系统中性点，对应于设备侧对称中点为中性点。此时电压动态补偿器303两侧各有2台光伏直流并网变流器。当电压动态补偿器303不运行、输出电压为零时，其接入点为零电位中性点。当光伏直流并网变流器301出现故障，电压动态补偿器303输出功率为光伏直流并网变流器功率的100％，则系统等效零点为中性点为电压动态补偿器输出侧负极性点，如此时其输出电压为U_o，则电压动态补偿器及其储能系统对地绝缘电压为U_o，大大降低设备对地绝缘要求。

电压动态补偿器的补偿策略用于控制电压动态补偿器与光伏直流并网变流器协调配合，尽量减少光伏直流并网变流器进入限功率模式的机率，从而提高光伏系统的发电量。该补偿方法的步骤为：

首先不断采集每个光伏直流并网变流器的输出电压并与该光伏直流并网变流器的基准电压做比较，根据比较结果执行相应动作，比较结果的判定原则如图2所示：

当光伏直流并网变流器运行在区域范围203，即U_lower≤U_o≤U_upper时，光伏直流并网变流器电压波动在正常范围内，光伏高压直流串联并网系统中只有光伏直流并网变流器运行，电压动态补偿器被旁路，不运行；

当光伏直流并网变流器运行在区域范围202，即U_upper<U_o<U_upper-max时，电压动态补偿器启动，控制各光伏直流并网变流器输出电压在额定工作点范围内，即U_lower≤U_o≤U_upper；

当光伏直流并网变流器运行在区域范围201，即U_upper-max≤U_o时，强制电压超限的光伏并网变流器运行在限功率模式，使其运行在U_lower≤U_o≤U_upper；

当光伏直流并网变流器运行在区域范围204，即U_lower-min<U_o<U_lower时，各光伏直流并网变流器调整运行条件，提高运行效率。如变流器内部由多个模块组成，则可调整运行状态，减少运行模块数量提高系统效率；

当光伏直流并网变流器运行在区域范围205，即U_o≤U_lower-min时，该光伏直流并网变流器停止运行，并被旁路，电压动态补偿器全部投入运行。

电压动态补偿策略可在电压动态补偿器中的控制部分实现，也可在系统中单独设置中央控制器，实现电压动态补偿策略。此时电压动态补偿策略都需要获取各个光伏直流并网变流器输出电压和系统总的输出电压。

本发明通过在光伏高压直流串联并网系统中串入至少一台电压动态补偿器来补偿光伏直流并网变流器的输出电压波动，从而避免系统频繁进入限功率模式降低系统的发电量，降低光伏发电组件的利用率。同时该系统还具有模块化的有点，可以实现系统的在线维护，减少停电维护时间，提高系统的发电量。

其中U_upper-max为光伏直流并网变流器MPPT模式和限功率模式输出电压分界阈值；U_upper为电压动态补偿器是否启动的判断阈值，任一光伏直流并网变流器输出电压高于U_upper，则启动电压动态补偿器；U_lower为光伏直流并网变流器内部运行工况调节阈值，光伏直流并网变流器输出电压低于U_lower则调整内部运行模块数量；U_lower-min为光伏直流并网变流器停机阈值。

Claims (4)

1.一种包含电压动态补偿器的光伏高压直流串联并网系统，其特征在于：由多台输入独立输出串联的光伏直流并网变流器和至少一台电压动态补偿器及储能系统组成，多台所述的光伏直流并网变流器的输入端独立，输出端串联；多台所述的光伏直流并网变流器的输入端分别和光伏组件连接，多台光伏直流并网变流器的输出端串联，并和电压动态补偿器的输入端串联连接；储能系统的输出端与电压动态补偿器输入端串联连接，为电压动态补偿器提供能量支持。

2.根据权利要求1所述的包含电压动态补偿器的光伏高压直流串联并网系统，其特征在于：所述的并网系统中，第一光伏直流并网变流器(101)、第二光伏直流并网变流器(102)、第n-1光伏直流并网变流器(103)和第n光伏直流并网变流器(104)的输入端分别和光伏组件连接，第一光伏直流并网变流器(101)、第二光伏直流并网变流器(102)、第n-1光伏直流并网变流器(103)和第n光伏直流并网变流器(104)的输出端串联，和电压动态补偿器(105)输入端串联；电压动态补偿器(105)的输出接入高压直流输电线路(106)的一端，高压直流输电线路(106)的另一端连接高压逆变器(107)，经逆变后接入交流高压电网(108)，n为大于1的整数。

3.根据权利要求1所述包含电压动态补偿器的光伏高压直流串联并网系统，其特征在于：所述储能系统的储能容量按下式确定：

C＝U_o×I_o×t

C为储能系统容量；U_o为电压动态补偿器输出电压，考虑受遮蔽影响变流器数量，通过统计分析取其平均值；I_o为电压动态补偿器并网电流，采用额定并网电流；t为持续补偿时间，根据光伏电站面积、光伏遮蔽存续时间统计值等确定其范围。

4.根据权利要求1所述的包含电压动态补偿器的光伏高压直流串联并网系统，其特征在于：通过所述的电压动态补偿器与光伏直流并网变流器协调配合，减少光伏直流并网变流器进入限功率模式的机率，提高光伏高压直流串联并网系统的发电量；具体步骤为：

首先将光伏直流并网变流器的输出电压和该变流器的基准电压做比较，根据比较结果执行相应动作，当U_lower≤U_o≤U_upper时，光伏高压直流串联并网系统中只有光伏直流并网变流器运行，电压动态补偿器不运行；当U_upper<U_o<U_upper-max时，电压动态补偿器启动运行，控制各光伏直流并网变流器的输出电压在额定工作点范围内，即U_lower≤U_o≤U_upper；当U_upper-max≤U_o时，强制电压超限的光伏并网变流器运行在限功率模式；当U_lower-min<U_o<U_lower时，各光伏直流并网变流器调整运行工况，增减内部运行模块数量；当U_o≤U_lower-min时，该光伏直流并网变流器停止运行，并被旁路；

其中U_upper-max为光伏直流并网变流器MPPT模式和限功率模式输出电压分界阈值；U_upper为电压动态补偿器是否启动的判断阈值，任一光伏直流并网变流器输出电压高于该阈值U_upper，则启动电压动态补偿器；U_lower为光伏直流并网变流器内部运行工况调节阈值，光伏直流并网变流器输出电压低于该阈值U_lower，则调整内部运行模块的数量；U_lower-min为光伏直流并网变流器停机阈值。