CN110768300A - 一种风光互补发电系统 - Google Patents

Abstract

本发明提供的一种风光互补发电系统，通过虚拟接地抬升光伏支路中光伏阵列的光伏组串负极对地电压时，抬升电压小于风电支路中器件的对地绝缘电压峰值减去指定电压峰值之差；而该指定电压峰值是指风电支路中风电整流器的交流侧对变流器的直流侧母线中点的电压的峰值，因此，即便通过虚拟接地抬升光伏组件的负极对地电压，在叠加风电整流器的交流侧相电压峰值之后形成的风电支路中器件的对地电压峰值，也不会超过自身的对地绝缘电压峰值，进而避免防PID效应对风电系统造成绝缘压力。

Description

一种风光互补发电系统

技术领域

本发明涉及发电系统技术领域，特别涉及一种风光互补发电系统。

背景技术

近年来随着风、光等为代表的清洁能源成本的大幅度下降，其在全球范围内得到大力发展；并且，从短期内看，风力发电机在夜间或阴天时出力较大、光伏在白天光照较好时出力较大，而从季节上看，风力发电机在秋冬季出力较大、光伏在夏天出力较大；另外，从项目地点选择上看，风力发电机周边几百米区域因为噪音、安全防护等原因不太适合进行其他生产活动，而在此区域进行光伏发电则可合理利用此部分的土地浪费；因此，基于风、光能源在时间尺度上以及地点选择上均存在很大的互补性，近年来风光互补项目逐步得到了推广及使用。

图1所示为目前常规使用的风光互补方案，光伏系统及风电系统仅在电网侧进行耦合。图中可以看到，风电变流器(包括AC/DC变换器、储能装置及DC/AC变换器)及光伏变流器(包括DC/DC变换器、储能装置及DC/AC变换器)回路中有大量的变换器在本质上是相同的，因此可进行一定程度的复用；基于此，现有技术中产生了图2所示方案，在该方案中风力发电机通过风电整流器(包括AC/DC变换器)输出的电能，与，光伏通过光伏MPPT模组(包括BOOST电路)输出的电能，均汇入直流母线的储能装置中；也即该方案复用了储能装置、DC/AC变流器以及并网变压器，节约了系统的设置及维护成本。

但是，图2所示方案中，由于风光两种能源并网支路的大部分设备均共用，因此，如果在此方案中使用传统方案对光伏组件通过虚拟接地进行防PID效应的处理，将会对风电系统造成绝缘压力。

发明内容

本发明提供一种风光互补发电系统，以解决现有技术中防PID效应对风电系统造成绝缘压力的问题。

为实现上述目的，本申请提供的技术方案如下：

本发明提供一种风光互补发电系统，包括：风电支路、光伏支路、变流器以及变压器；其中：

所述风电支路的输出端及所述光伏支路的输出端，均与所述变流器的直流侧相连；

所述变流器的交流侧通过所述变压器连接电网；

所述风光互补发电系统通过虚拟接地抬升所述光伏支路中光伏阵列的光伏组串负极对地电压时，抬升电压小于所述风电支路中器件的对地绝缘电压峰值减去指定电压峰值之差，以减缓PID效应对所述光伏支路中光伏组件的影响；所述指定电压峰值为所述风电支路中风电整流器的交流侧对所述变流器的直流侧母线中点的电压的峰值。

优选的，所述光伏支路中光伏阵列的光伏组串负极，接收第一预设电压，以实现所述风光互补发电系统的虚拟接地；

所述第一预设电压为所述抬升电压减去所述变流器的直流侧母线电压一半的差值。

优选的，所述变压器的中性点接收第二预设电压，以实现所述风光互补发电系统的虚拟接地。

优选的，所述风电支路包括：风力发电机以及风电整流器；

所述风力发电机与所述风电整流器的交流侧相连；

所述风电整流器的直流侧作为所述风电支路的输出端。

优选的，所述指定电压峰值为所述风力发电机输出的相电压峰值；

或者，

当所述风电整流器采用SVPWM调制模式时，所述指定电压峰值为所述风力发电机输出的线电压峰值的一半。

优选的，所述光伏支路包括光伏阵列；

所述光伏阵列包括至少一个光伏组串，所述光伏组串的输出端作为所述光伏支路的一个输出端。

优选的，所述光伏支路包括：光伏阵列和至少一个光伏MPPT模组；

所述光伏阵列中的光伏组串与对应所述光伏MPPT模组的输入端相连；

所述光伏MPPT模组的输出端作为所述光伏支路的一个输出端。

优选的，所述变流器的主电路包括：储能装置和DC/AC变换电路；

所述储能装置连接于所述DC/AC变换器的直流侧，连接点作为所述变流器的直流侧；

所述DC/AC变换电路的交流侧作为所述变流器的交流侧。

优选的，所述风光互补发电系统采用集中控制或者主从控制。

优选的，还包括：电化学储能支路和/或生物质发电支路；

所述电化学储能支路和所述生物质发电支路，设置于所述变流器的直流侧或者所述风光互补发电系统的并网点耦合处。

本发明提供的风光互补发电系统，通过虚拟接地抬升光伏支路中光伏阵列的光伏组串负极对地电压时，抬升电压小于风电支路中器件的对地绝缘电压峰值减去指定电压峰值之差；而该指定电压峰值是指风电支路中风电整流器的交流侧对变流器的直流侧母线中点的电压的峰值，因此，即便通过虚拟接地抬升光伏组件的负极对地电压，在叠加风电整流器的交流侧相电压峰值之后形成的风电支路中器件的对地电压峰值，也不会超过自身的对地绝缘电压峰值，进而能够避免防PID效应对风电系统造成绝缘压力。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术内的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述内的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是现有技术提供的风光互补发电系统的结构示意图；

图2是现有技术提供的另一风光互补发电系统的结构示意图；

图3是本发明申请实施例提供的风光互补发电系统的结构示意图；

图4是本发明申请实施例提供的风光互补发电系统的结构示意图。

具体实施方式

下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。

在本申请中，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。

本发明提供一种风光互补发电系统，以解决现有技术中防PID效应对风电系统造成绝缘压力的问题。

具体的，请参见图3，该风光互补发电系统，包括：风电支路100、光伏支路200、变流器300以及变压器400；其中：

风电支路100的输出端及光伏支路200的输出端，均与变流器300的直流侧相连；变流器300的交流侧通过变压器400连接电网。

具体的，该风电支路100包括：风力发电机(如图3中所示的M)以及风电整流器。如图3所示，该风力发电机与该风电整流器的交流侧相连；该风电整流器的直流侧作为风电支路100的输出端。该风电整流器的主电路为AC/DC变换电路。

该光伏支路200包括：光伏阵列和至少一个光伏MPPT模组。如图3所示，其光伏阵列中的光伏组串与对应光伏MPPT模组的输入端相连；而每个光伏MPPT模组的输出端分别作为光伏支路200的一个输出端。实际应用中，光伏MPPT模组可以为一个BOOST电路，也可以为一个BOOST-BUCK电路，此处不做具体限定；另外，该光伏支路200也可以仅由光伏阵列构成，而省略相应的光伏MPPT模组，能够使该光伏支路200的输出电压与变流器300的直流母线电压相匹配即可，均在本申请的保护范围内。

该变流器300的主电路包括：储能装置和DC/AC变换电路。如图3所示，储能装置连接于DC/AC变换器的直流侧，连接点作为变流器300的直流侧；DC/AC变换电路的交流侧作为变流器300的交流侧。该储能装置为母线电容，其具体实现形式与现有技术相同。

常规风力发电机在绝缘设计时本身会留有一定的裕量，而光伏组件的PID效应与其叠加于电池板上的电压大小有关，电压越小，影响越小。因此利用这两个特性，本实施例在风力发电机允许的范围内对光伏电池板电位进行抬升，而非传统的抬升至0V以上，减缓PID效应对光伏组件的影响即可。

具体的，本实施例中的风光互补发电系统，通过虚拟接地抬升光伏支路200中光伏阵列的光伏组串负极对地电压时，其抬升电压小于风电支路100中器件的对地绝缘电压峰值减去指定电压峰值之差，该指定电压峰值是指风电支路100中风电整流器的交流侧对变流器300的直流侧母线中点的电压的峰值；比如在690V的风电系统中，其风电整流器的交流侧线电压即为风力发电机输出的线电压690V，其指定电压峰值为即风力发电机输出的相电压峰值

而其器件的对地绝缘电压峰值会高于此，假设其对地绝缘电压峰值为1000V；而光伏阵列为1500V系统，在不做电位抬升时，其电池板开路时的负极(末端电池板)对地电压可能为-750V，此时末端电池板PID问题较为严重；在本方案中，可以通过虚拟接地方式将电池板负端对地电压抬升不超过436.62V，则风电系统对地电压峰值仍不超过1000V，不会影响风力发电机及其后级的风电整流器的绝缘问题，而末端电池板负极对地电压由-750V变更为-313.38V，进而减缓PID效应对光伏组件的影响，而在设备运行时，假设光伏工作电压为1300V，电池板负极对地电压则为-213.38V，可进一步减缓PID对光伏组件的影响。

因此，即便通过虚拟接地抬升光伏组件的负极对地电压，根据该抬升电压的设置，在叠加风电整流器的交流侧相电压峰值之后形成的风电支路100中器件的对地电压峰值，也不会超过自身的对地绝缘电压峰值，进而能够避免防PID效应对风电系统造成绝缘压力。

该虚拟接地的实现，具体可以是由光伏支路200中光伏阵列的光伏组串负极接收第一预设电压V1来实现的(如图3所示)，也可以是由变压器400的中性点接收第二预设电压V2来实现的(如图4所示)，此处不做具体限定，视其具体应用环境而定即可，均在本申请的保护范围内。其中，该第一预设电压V1具体为抬升电压减去变流器的直流侧母线电压一半的差值，比如310V-750V＝-440V，此处不做具体限定；并且，该变压器400的中性点接收的第二预设电压V2也可视其具体应用环境而定，此处也不做具体限定；能够实现部分抬升的虚拟接地功方案均在本申请的保护范围内。两个预设电压，均可以通过相应的电压源来提供，此处不做限定。

需要说明的是，上述均是以指定电压峰值等于风力发电机输出的相电压峰值为例进行说明的，实际应用中，当风电整流器采用SVPWM调制模式时，该指定电压峰值将会等于风力发电机输出的线电压峰值的一半，其具体原理与上述内容相似，此处不再一一赘述。

本实施例提供的该风光互补发电系统，风电支路100中采用的常规器件与光伏支路200共用后级变流器300，并通过虚拟接地方式部分抬升系统对地电压，进而在满足风电支路100中器件的绝缘需求条件下，减缓光伏组件因PID效应造成的影响。

在上述实施例的基础之上，需要说明的是，该风光互补发电系统可以采用集中控制，也可以采用主从控制，此处不做具体限定，视其应用环境而定即可，均在本申请的保护范围内。

实际应用中，该风电整流器内配备有相应的整流控制器，该变流器内配备有相应的变流控制器。

该风光互补发电系统采用集中控制时，该风光互补发电系统还设置有独立的系统控制器，该系统控制器与整流控制器和变流控制器进行通信，进而实现对于该风电整流器和该变流器内主电路的工作状态的控制。

该风光互补发电系统采用主从控制时，整流控制器和变流控制器中的任意一个，比如变流控制器，作为通信主机，负责实现对于该风电整流器和该变流器内主电路的工作状态的控制。

并且，无论风光互补发电系统采用集中控制还是主从控制，各光伏MPPT模组的工作状态，可以由系统控制器/通信主机来直接进行控制，也可以由额外设置的一个控制器通过与系统控制器/通信主机之间的通信来分别进行控制，还可以由自身配备的内部控制器通过与系统控制器/通信主机之间的通信来进行一一对应的控制；此处均不做具体限定，视其具体应用环境而定即可，均在本申请的保护范围内。

另外，上述实施例中所述的该风光互补发电系统，还可以在风电两种能源支路的基础之上，增加其他类型的能源支路，组成多能互补发电系统；比如，可以在变流器300的直流侧或者风光互补发电系统的并网点耦合处，增加电化学储能支路和/或生物质发电支路；只要能够在变换器级数少、系统效率高、系统成本低的基础之上，确保能够解决光伏PID效应，提升系统的可靠性进而提升长期发电量的方案，均在本申请的保护范围内。

本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于系统或系统实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述得比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。以上所描述的系统及系统实施例仅仅是示意性的，其中作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部模块来实现本实施例方案的目的。本领域普通技术人员在不付出创造性劳动的情况下，即可以理解并实施。

专业人员还可以进一步意识到，结合本文中所公开的实施例描述的各示例的单元及算法步骤，能够以电子硬件、计算机软件或者二者的结合来实现，为了清楚地说明硬件和软件的可互换性，在上述说明中已经按照功能一般性地描述了各示例的组成及步骤。这些功能究竟以硬件还是软件方式来执行，取决于技术方案的特定应用和设计约束条件。专业技术人员可以对每个特定的应用来使用不同方法来实现所描述的功能，但是这种实现不应认为超出本发明的范围。

对所公开的实施例的上述说明，使本领域专业技术人员能够实现或使用本发明。对这些实施例的多种修改对本领域的专业技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本发明的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本发明将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。

Claims (10)

1.一种风光互补发电系统，其特征在于，包括：风电支路、光伏支路、变流器以及变压器；其中：

所述风电支路的输出端及所述光伏支路的输出端，均与所述变流器的直流侧相连；

所述变流器的交流侧通过所述变压器连接电网；

所述风光互补发电系统通过虚拟接地抬升所述光伏支路中光伏阵列的光伏组串负极对地电压时，抬升电压小于所述风电支路中器件的对地绝缘电压峰值减去指定电压峰值之差，以减缓PID效应对所述光伏支路中光伏组件的影响；所述指定电压峰值为所述风电支路中风电整流器的交流侧对所述变流器的直流侧母线中点的电压的峰值。

2.根据权利要求1所述的风光互补发电系统，其特征在于，所述光伏支路中光伏阵列的光伏组串负极，接收第一预设电压，以实现所述风光互补发电系统的虚拟接地；

所述第一预设电压为所述抬升电压减去所述变流器的直流侧母线电压一半的差值。

3.根据权利要求1所述的风光互补发电系统，其特征在于，所述变压器的中性点接收第二预设电压，以实现所述风光互补发电系统的虚拟接地。

4.根据权利要求1-3任一所述的风光互补发电系统，其特征在于，所述风电支路包括：风力发电机以及风电整流器；

所述风力发电机与所述风电整流器的交流侧相连；

所述风电整流器的直流侧作为所述风电支路的输出端。

5.根据权利要求4所述的风光互补发电系统，其特征在于，所述指定电压峰值为所述风力发电机输出的相电压峰值；

或者，

当所述风电整流器采用SVPWM调制模式时，所述指定电压峰值为所述风力发电机输出的线电压峰值的一半。

6.根据权利要求1-4任一所述的风光互补发电系统，其特征在于，所述光伏支路包括光伏阵列；

所述光伏阵列包括至少一个光伏组串，所述光伏组串的输出端作为所述光伏支路的一个输出端。

7.根据权利要求1-4任一所述的风光互补发电系统，其特征在于，所述光伏支路包括：光伏阵列和至少一个光伏MPPT模组；

所述光伏阵列中的光伏组串与对应所述光伏MPPT模组的输入端相连；

所述光伏MPPT模组的输出端作为所述光伏支路的一个输出端。

8.根据权利要求1-4任一所述的风光互补发电系统，其特征在于，所述变流器的主电路包括：储能装置和DC/AC变换电路；

所述储能装置连接于所述DC/AC变换器的直流侧，连接点作为所述变流器的直流侧；

所述DC/AC变换电路的交流侧作为所述变流器的交流侧。

9.根据权利要求1-4任一所述的风光互补发电系统，其特征在于，所述风光互补发电系统采用集中控制或者主从控制。

10.根据权利要求1-4任一所述的风光互补发电系统，其特征在于，还包括：电化学储能支路和/或生物质发电支路；

所述电化学储能支路和所述生物质发电支路，设置于所述变流器的直流侧或者所述风光互补发电系统的并网点耦合处。

Images