CN112117754A - 一种非全功率型光伏变换系统 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种非全功率型光伏变换系统，在光伏电池输出端形成两条输电通路，其中一条由非全功率型光伏变换系统组成。由于非全功率型光伏变换系统仅流过部分光伏电池输出功率，因此降低了变换设备的容量，变换设备中所用的电感电容等无源器件也因此减小，进一步缩小了变换设备体积，同时显著提升光伏变换系统的转化效率。

Description

一种非全功率型光伏变换系统

技术领域

本发明涉及一种非全功率型光伏变换系统，属于光伏发电入网领域。

背景技术

随着化石能源逼近枯竭，世界各国开始高度重视发展清洁可再生能源，光伏 等可再生能源在配网中的接入比例迅猛提升。光伏接入传统交流配电网多采用下 述两种方案：(1)光伏经DC/DC变换后经DC/AC进入三相交流电网；(2)光伏经 DC/AC变换后经升压变压器接入交流配网。上述两种方案下，光伏经多级变换， 功率变换成本、体积较大，且光伏变换系统整体运行效率较低。为提升可再生能 源消纳和转换效率，世界各国开始逐步试点直流配电网。光伏等可再生能源接入 直流配网可有效节省DC/AC功率变换环节，提升设备运行效率。

目前，直流接入的光伏系统采用全功率DC/DC变换器，设备存在容量大、体 积大、效率低的缺陷。

发明内容

发明目的：本发明提出一种非全功率型光伏变换系统，降低适用于直流电网 的变换器体积和成本。

技术方案：本发明采用的技术方案为一种非全功率型光伏变换系统，包括光 伏电池，还设有用于补偿的并联直流补偿器和串联直流补偿器变换；

并联直流补偿器与串联直流补偿器变换采用背靠背的连接方式，在两者公共 端并联直流链电容；

所述并联直流补偿器的输入端并联在光伏电池输出端，串联电容串联在光伏 电池输出端，所述串联直流补偿器变换的输出端并联在串联电容两端。

还设有用于补偿的并联直流补偿器和串联直流补偿器变换；

并联直流补偿器与串联直流补偿器变换采用背靠背的连接方式，在两者公共 端并联直流链电容；

串联电容串联在光伏电池输出端，所述串联直流补偿器变换的输入端并联在 串联电容两端，所述并联直流补偿器的输出端并联在非全功率型光伏变换系统的 输出端上。

所述并联直流补偿器和串联直流补偿器变换均为DC/DC变换器。

所述串联直流补偿器的输出功率和并联直流补偿器的输出功率应满足：

D₁和D₂分别为串联直流补偿器和并联直流补偿器的直流电压变比。

一种非全功率型光伏变换系统控制方法，包括以下步骤：光伏系统追踪最大 功率时，按照以下区间调控光伏电池输出电压V_PV的大小：

i)当光伏电池最大运行电压V_PVmax小于直流母线电压V_bus，非全功率型光伏 变换系统选用左侧并联型光伏变换系统；

ii)当光伏电池最小运行电压V_PVmin大于直流母线电压V_bus，非全功率型光 伏变换系统选用右侧并联型光伏变换系统；

iii)当直流母线电压V_bus在光伏电池最小运行电压V_PVmin和光伏电池最大 运行电压V_PVmax之间，

此时若光伏电池输出电压V_PV小于直流母线电压V_bus，则非全功率型光伏变 换系统选用左侧并联型光伏变换系统；若光伏电池输出电压V_PV大于直流母线电 压V_bus，非全功率型光伏变换系统选用右侧并联型光伏变换系统。

所述光伏电池最大运行电压V_PVmax小于直流母线电压V_bus时，非全功率型光 伏变换系统的电压转换比M为：

D₁和D₂分别为串联直流补偿器和并联直流补偿器的直流电压变比。

所述当光伏电池最小运行电压V_PVmin大于直流母线电压V_bus时，非全功率型 光伏变换系统的电压转换比M为：

D₁和D₂分别为串联直流补偿器和并联直流补偿器的直流电压变比。

有益效果：本发明在光伏电池输出端形成两条输电通路，其中一条由非全功 率型光伏变换系统组成。由于非全功率型光伏变换系统仅流过部分光伏电池输出 功率，因此降低了变换设备的容量，变换设备中所用的电感电容等无源器件也因 此减小，从而又缩小了变换设备体积，同时显著提升光伏变换系统的转化效率。

附图说明

图1为左侧并联型光伏变换系统电路结构示意图；

图2为右侧并联型光伏变换系统电路结构示意图；

图3为光伏电池等效电路图；

图4为扰动观察法工作流程图。

具体实施方式

如图1和图2所示，非全功率型光伏变换系统PPVG，由并联直流补偿器PDCC 与串联直流补偿器变换SDCC组成，并联直流补偿器PDCC与SDCC采用背靠背的 连接方式，并共用直流链电容C_in。非全功率型光伏变换系统PPVG包含左侧并 联型光伏变换系统LPPVG以及右侧并联型光伏变换系统RPPVG两种，其中LPPVG 型PDCC并联在光伏电池侧，如图1所示。而RPPVG型PDCC并联在直流母线侧， 如图2所示。并联直流补偿器PDCC与串联直流补偿器变换SDCC均采用现有DC/DC 变换器。

并联直流补偿器PDCC、串联直流补偿器SDCC以及直流链电容C_in共同组成 了统一潮流控制器。其中并联直流补偿器PDCC相当于一个受控电流源，控制流 入直流母线的电流幅值和相角。而串联直流补偿器SDCC则视为一个受控电压源， 控制注入直流母线的电压幅值和相角，其既可以控制直流母线上的有功和无功潮 流，又可以调节直流母线的电压幅值和相角，还可以补偿输电线路的电抗。

在图2的光伏电池等效电路中，光伏电池的输出电流表示为：

其中，V_PV、I_PV分别为光伏电池输出电压、电流，q为电子电荷量， 1.6×10-19C；k为波尔兹曼常数；T为环境温度，需转化为绝对温度；n为 二极管理想因数，取值1至2之间，本实施例取值1.2；I_D为二极管饱和电流； R_S为串联等效电阻；_L为并联光伏电池列数；_N为单列串联光伏电池数。

因此光伏电池也被视为一种受控电流源，其输出电流I_PV又可以表示为：

I_PV＝f(V_PV,S) (2)

上式中S为光照强度，f表征函数关系。因此控制光伏电池的输出电压即可 控制光伏电池的输出电流。

根据图1和图2，直流母线电压V_bus等于光伏电池输出电压V_PV与SDCC输出 串联电压V_DF之和，即：

V_PV+V_DF＝V_bus (3)

而光伏电池输出电压V_PV满足以下不等式：

V_PVmin≤V_PV≤V_PVmax (4)

其中V_PVmin、V_PVmax分别为光伏电池最小运行电压、最大运行电压。

光伏电池输出功率P_PV为：

P_PV＝V_PVI_PV (5)

如图3所示，本实施例的光伏系统最大功率追踪方法采用现有的扰动观察法， 首先检测光伏电池的输出电压V_PV和输出电流I_PV，并根据式(5)计算出光伏 电池输出功率P_PV。令第k时刻的光伏电池输出功率为P_PV(k)。在第k+1时刻 对光伏电池输出电压V_PV施加一个正向扰动量，然后再测量k+1时刻的光伏电池 输出功率P_PV(k+1)。将k+1时刻的光伏电池输出功率与k时刻相比较。若输出 功率增加，则表明当前工作点在最大功率点的左侧，继续向同一方向扰动，即增 加一个时间步长。若输出功率变小，则表明当前工作点在最大功率点的右侧，此 时应当向反方向扰动，即减小一个时间步长。而若输出功率减少，则表明当期工作点在最大功率点右侧，如果第k+1时刻光伏电池输出电压大于第k时刻，则减 小一个时间步长，反之增加一个时间步长。

当追踪光伏系统最大功率时，利用非全功率型光伏变换系统PPVG调控光伏 电池输出电压V_PV的大小，具体地：

(1)当光伏电池最大运行电压V_PVmax小于直流母线电压V_bus。

i)此时如果非全功率型光伏变换系统PPVG为LPPVG型，则串联直流补偿器 SDCC的输出功率P_SDCC可以表示为：

P_SDCC＝V_DFI_BU (6)

其中I_BU为串联直流补偿器SDCC的输出电流。为维持直流链电容C_in的电压 稳定，需要满足：

P_SDCC＝P_PDCC＝V_PVI_PU (7)

上式中I_PU为并联直流补偿器PDCC的输出电流。

若串联直流补偿器SDCC和并联直流补偿器PDCC的直流电压变比分别为D₁、 D₂，则有：

V_DF＝D₁V_Cin (8)

直流链电容电压V_Cin为：

V_Cin＝D₂V_PV

(9)

将式(8)和(9)结合起来，得到：

V_DF＝D₁D₂V_PV

(10)

而非全功率型光伏变换器的电压转换比M则由式(3)和(10)结合得出：

若忽略非全功率型变换器内部损耗，则有：

P_PV＝V_PVI_PV＝P_out＝V_busI_out (12)

其中P_PV、P_out分别为光伏电池的输出功率、PPVG的整体输出功率，I_out为 PPVG注入到直流母线电流。

在一个开关周期内，为维持串联电容C_S电压的稳定，串联电容C_S充放电平 均电流为零，即流经串联电容C_S的平均电流I_DF也为零，则：

I_BU＝I_out (13)

I_BU＝I_out＝I_PV+I_PU (14)

根据式(11)-(14)可推导出串联直流补偿器SDCC的输出功率P_SDCC和并 联直流补偿器PDCC的输出功率P_PDCC应满足：

非全功率型光伏变换系统PPVG的功率P_out为

P_out＝P_SDCC+P_PDCC (16)

联立式(11)、(15)和(16)可推导出：

由式(17)可知：非全功率型光伏变换器的电压转换比M满足下述不等式时，

1≤M≤2

(18)

非全功率型光伏变换系统PPVG的输出功率P_out恒小于光伏电池输出功率 P_PV。

即光伏电池输出电压V_PV的运行范围为：

因此本实施例的光伏变换器设备总功率小于传统全功率型变换器，且光伏电 压运行范围较宽。

现有全功率型光伏变换系统采用DC-DC变换器实现直流电压的变换，DC-DC 变换器的运行效率为η，所以现有全功率型光伏变换系统的运行效率也为η。而 对于本实施例，如果串联直流补偿器SDCC和并联直流补偿器PDCC的运行效率也 为η，则非全功率型光伏变换系统PPVG的运行效率为

由式(12)可知，当M＝1.2时，P_out＝P_PV/3。因此非全功率型光伏变换系 统PPVG的运行效率η_PPVG为：

DC-DC变换器的运行效率η最佳值为97％，此时非全功率型光伏变换系统 PPVG的运行效率η_PPVG为99％，效果最佳。因此本实施例提出的非全功率光伏变 换系统有效降低了光伏变换设备体积，显著提升运行效率。

ii)如果非全功率型光伏变换系统PPVG为RPPVG型，则非全功率型光伏变 换系统PPVG的输出功率满足：

即RPPVG型非全功率型光伏变换系统PPVG的输出功率大于LPPVG型。并且 此时PPVG输出功率恒小于光伏输出功率的光伏电压V_PV运行范围应当为：

由上式可见，RPPVG型非全功率型光伏变换系统PPVG的电压运行范围小于 LPPVG型非全功率型光伏变换系统PPVG。因此在光伏电池最大运行电压V_PVmax小 于直流母线电压V_bus的情况下，应选用LPPVG结构。

(2)当光伏电池最小运行电压V_PVmin大于直流母线电压V_bus。

由式(3)可知，此时SDCC输出串联电压V_DF小于零，则并联直流补偿器PDCC 的输出电流I_PU也小于零。如果采用RPPVG型非全功率型光伏变换系统PPVG，则 SDCC输出电压V_DF应满足：

V_DF＝D₁D₂V_bus (24)

联立式(3)和(24)推导出非全功率型光伏变换器的电压转换比M为：

串联直流补偿器SDCC、并联直流补偿器PDCC、光伏电池以及非全功率型光 伏变换系统PPVG的输出电流之间的关系为：

I_PV＝I_BU＝I_out+I_PU (26)

串联直流补偿器SDCC和并联直流补偿器PDCC的输出功率也满足：

非全功率型光伏变换系统输出功率P_NF为：

P_NF＝|P_SDCC|+|P_PDCC|＝2(1-M)P_out (28)

而如果采用LPPVG型非全功率型光伏变换系统，则SDCC输出串联电压V_DF为：

V_DF＝D₁D₂V_PV (29)

联立式(3)和(29)推导出非全功率型光伏变换器的电压转换比为：

则非全功率型光伏变换器的输出功率P_out为：

由此可见，在光伏电池最小运行电压V_PVmin大于直流母线电压V_bus的情况下， 应当选用RPPVG型非全功率型光伏变换器。

3)当直流母线电压V_bus在光伏电池最小运行电压V_PVmin和光伏电池最大运行 电压V_PVmax之间。

若光伏电池输出电压V_PV小于直流母线电压V_bus，则串联直流补偿器SDCC 的输出电压V_DF大于零，运行方式与上述光伏电池最大运行电压V_PVmax小于直流 母线电压V_bus时一致。而如果光伏电池输出电压V_PV大于等于直流母线电压V_bus时，串联直流补偿器SDCC的输出电压V_DF小于零，运行方式与上述光伏电池最小 运行电压V_PVmax大于直流母线电压V_bus一致。

根据以上光伏电池最大运行电压V_PVmax在不同范围内运行时，左侧并联型光 伏变换系统LPPVG和右侧并联型光伏变换系统RPPVG的分析。令光伏全年运行最 大功率对应的工作电压为V_PVM：

(1)若V_PVM<V_bus，则采用图1所示的LPPVG结构，PPVG的额定功率最小。

(2)若V_PVM>V_bus,则采用图2所示的RPPVG结构，PPVG的额定功率最小。

Claims (7)

1.一种非全功率型光伏变换系统，包括光伏电池，其特征在于，还设有用于补偿的并联直流补偿器(PDCC)和串联直流补偿器变换(SDCC)；

并联直流补偿器(PDCC)与串联直流补偿器变换(SDCC)采用背靠背的连接方式，在两者公共端并联直流链电容(C_in)；

所述并联直流补偿器(PDCC)的输入端并联在光伏电池输出端，串联电容(C_S)串联在光伏电池输出端，所述串联直流补偿器变换(SDCC)的输出端并联在串联电容(C_S)两端。

2.一种非全功率型光伏变换系统，包括光伏电池，其特征在于，还设有用于补偿的并联直流补偿器(PDCC)和串联直流补偿器变换(SDCC)；

并联直流补偿器(PDCC)与串联直流补偿器变换(SDCC)采用背靠背的连接方式，在两者公共端并联直流链电容(C_in)；

串联电容(C_S)串联在光伏电池输出端，所述串联直流补偿器变换(SDCC)的输入端并联在串联电容(C_S)两端，所述并联直流补偿器(PDCC)的输出端并联在非全功率型光伏变换系统的输出端上。

3.根据权利要求1或2所述的非全功率型光伏变换系统，其特征在于，所述并联直流补偿器(PDCC)和串联直流补偿器变换(SDCC)均为DC/DC变换器。

4.根据权利要求1或2所述的非全功率型光伏变换系统，其特征在于，所述串联直流补偿器(SDCC)的输出功率P_SDCC和并联直流补偿器(PDCC)的输出功率P_PDCC应满足：

D₁和D₂分别为串联直流补偿器(SDCC)和并联直流补偿器(PDCC)的直流电压变比。

5.一种非全功率型光伏变换系统控制方法，其特征在于，包括以下步骤：光伏系统追踪最大功率时，按照以下区间调控光伏电池输出电压V_PV的大小：

i)当光伏电池最大运行电压V_{PV max}小于直流母线电压V_bus，非全功率型光伏变换系统选用左侧并联型光伏变换系统；

ii)当光伏电池最小运行电压V_{PV min}大于直流母线电压V_bus，非全功率型光伏变换系统选用右侧并联型光伏变换系统；

iii)当直流母线电压V_bus在光伏电池最小运行电压V_{PV min}和光伏电池最大运行电压V_{PV max}之间，

此时若光伏电池输出电压V_PV小于直流母线电压V_bus，则非全功率型光伏变换系统选用左侧并联型光伏变换系统；若光伏电池输出电压V_PV大于直流母线电压V_bus，非全功率型光伏变换系统选用右侧并联型光伏变换系统。

6.根据权利要求5所述的非全功率型光伏变换系统控制方法，其特征在于，所述光伏电池最大运行电压V_{PV max}小于直流母线电压V_bus时，非全功率型光伏变换系统的电压转换比M为：

D₁和D₂分别为串联直流补偿器(SDCC)和并联直流补偿器(PDCC)的直流电压变比。

7.根据权利要求5所述的非全功率型光伏变换系统控制方法，其特征在于，所述当光伏电池最小运行电压V_{PV min}大于直流母线电压V_bus时，非全功率型光伏变换系统的电压转换比M为：

D₁和D₂分别为串联直流补偿器(SDCC)和并联直流补偿器(PDCC)的直流电压变比。

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