光伏发电并网技术之参考技术资料-2012年

光伏发电并网技术之参考技术资料-2012年（精选5篇）

光伏发电并网技术之参考技术资料-2012年 第1篇

第一章 总 则

第一条 为确保小型水电站顺利并网和并网后电网和电站的安全、稳定、优质、经济运行，逐步建立并网安全管理的长效机制，根据《电力监管条例》、《电力安全生产监管办法》和《关于发电厂并网运行管理的意见》等有关规定，制定本办法。

第二条 本办法适用于监管区域内单站装机容量为50MW以下的并入贵州电网运行的水电站的并网。

第三条 符合第二条规定范围的新建和扩(改)建水电站的并网安全性评价，一般应当在机组整套启动试运行满负荷试验结束后60日内完成。

已经并网运行的水电站，每5年应当进行一次并网安全性评价。当水电站并网必备条件发生变化或者与并网有关的主要设备、重要辅助设备因进行更新改造、设备或系统有较大变化，可能影响到电网安全，应进行并网安全性评价。

第四条 国家电力监管委员会南方监管局贵阳监管办公室(以下简称贵阳电监办)负责水电站并网安全性评价工作的管理。

第二章 组织与管理

第五条 贵阳电监办安全监管部门为该项工作的具体管理部门，负责组织辖区内水电站并网运行安全性评价和安全性评价的日常管理和协调工作。

第六条 并网安全性评价由贵阳电监办组织进行，其方式可以由电监办直接组织，也可以将组织专家评价的工作委托给经过资质审查合格的中介机构进行，贵阳电监办进行监督。

第七条 为了规范并网安全性评价工作，保证查评质量，贵阳电监办会同省水利厅组织建立符合并网安全性评价工作要求的专家库，将具有丰富实践经验和专业知识的专家入选专家库。

第八条 专家采用推荐方式产生，聘期一年，实行动态管理。每一年对专家进行一次全面审核，并做必要的调整和更新。

第九条 入选专家库的专家应符合以下基本条件：

(一)具有高级工程师及以上专业技术职称;

(二)有丰富的专业知识和专业经验，熟悉安全性评价标准;

(三)工作认真，责任心强;

(四)有较好的文字和语言表达能力;

(五)身体健康，适应现场查评工作。

第十条 根据被评价电站总容量、机组数量、单机容量和设备复杂程度的不同，工作时间一般为5个工作日，专家组成员一般不超过5人。

第十一条 并网安全性评价由专家组进行查评。专家查评时应排除一切主观因素，做到认真、负责、客观、公正，对查评结果的客观性和真实性负责。

第十二条 申请进行并网安全性评价的水电站，应明确负责并网安全性评价的领导和管理部门，并配备足够的专业技术人员和工作人员，做好查评前的各项准备工作和查评期间配合工作，为专家工作提供适当的办公条件。

第三章 安全性评价的申请和组织查评

第十三条 申请进行并网安全性评价前应组织力量，按照《小型水电厂(站)并网安全性评价标准》(详见附件一)的内容和要求逐项进行自评，对达不到要求的项目应积极采取措施，进行整改，达到安全性评价的要求。

第十四条 新建和扩(改)建水电站在首次并网15日前，提交新建和扩(改)建电站基本情况表。内容应包含：并网设备建设项目的基本情况、项目立项、开工等有关审批文件、主设备和主要辅助设备的型号、主要技术参数、工程和验收情况、并网机组调试方案和调试计划、时间安排等(详见附件二)。

新建、扩(改)建水电站应在机组整套启动试运行满负荷试验完成后15日内提交并网安全性评价申请书。申请书的内容应包含：电站的基本情况、主设备和主要辅助设备的型号、主要技术参数、并网有关设备的运行情况和自评报告等(详见附件三)。

已经并网运行的电站进行并网安全性评价，由各电站按附件四的格式提交并网安全性评价申请书。

第十五条 为了不留“死角”，不漏报、少报和重报，有关申报材料按照属地管理的原则逐级申报，水电厂(站)将申报材料报所在市(州、地)水利局，各水利局汇总并进行初步审查后报省水利厅，由省水利厅对申报材料进行复核，复核后，省水利厅将申报材料、处理意见转贵阳电监办。

贵阳电监办接到并网安全性评价申请书后，应详细了解申请电站的情况，对申请书中所填报的内容进行最终审核。如果条件基本符合，则根据申请电站的情况组成专家组，进行安全性评价。委托中介机构进行并网安全性评价的，专家组的名单和查评计划安排报贵阳电监办审批。

第十六条 专家组在正式开展查评工作前，应对被查评电站和机组情况进行初步了解，在此基础上制定出详细的查评方案，包括查评内容、查评方法、人员分工、时间安排等。并提前将查评工作计划，需要提供的资料清单，需要电厂配合的工作送交被评价电厂准备。

第十七条 专家组查评工作，应按专业分别进行评分和撰写专业评价报告，专家组长根据各专业评价报告撰写总评价报告。总评价报告经过专家组全体会议审查通过，专家签字后生效。总评价报告的内容应包含：查评基本情况、必备条件审查结果、得分情况、主要问题、评价意见、整改项目和建议。

第十八条 专家组查评工作结束后，专家组长将查评基本情况、主要问题、评价意见以及需要整改的项目等及时向贵阳电监办汇报，并提交书面报告。

第十九条 贵阳电监办在收到专家组书面报告7个工作日内，将正式评价报告和整改通知书交给被评价电站和调度该电站的电网企业，同时抄送水利厅。

第二十条 被评价电站在接到安全性评价报告和整改通知书15天内，将整改计划上报贵阳电监办，同时抄送有关电网企业，并立即组织进行整改。

对于需要进行整改的电站，贵阳电监办应在安全性评价后2-3个月(新建和扩、改建发电厂3个月)内负责组织整改工作复查。有关电站在整改工作全部完成后应再次提出并网安全性评价复查申请。

贵阳电监办应及时将并网安全性评价复查的结果通知调度该电站的电网企业。

第四章 综合评价与考核

第二十一条 并网安全性评价由“必备条件”审查和“评分项目”评分两部分内容组成。凡未达到“必备条件”的电站不允许并入电网运行，必须经过整改达到必备条件。

第二十二条 “评分项目”是根据安全性评价内容确定的影响电网运行的安全因素，以对电网安全运行可能构成潜在威胁的严重程度和影响的大小，按单项得分率考核。并网安全性评价合格标准为：

新建和扩(改)建电站(或机组)大于或等于 70 %

已并网运行电站(或机组)大于或等于 65 %

并网运行达10年及以上的电站(或机组)大于或等于 60 %

第二十三条 根据评价结果的不同，对被评电站分别按下列方式处理：

(一)满足必备条件，得分率达到第二十二条规定标准，发给《并网安全性评价达到标准通知书》，同时就其存在的对电网安全、稳定构成重大威胁的不安全因素，贵阳电监办下发整改通知书，限期整改。如果到期未整改或整改项目未全部完成，将按遗留项目数量和对电网构成威胁的严重程度处以相应数额的罚款处罚。

(二)必备条件或总评分未达到第二十二条规定标准，贵阳电监办下发整改通知书，限期整改。电站应按第二十条的规定进行整改和申请复评。如果整改后必备条件和评分项目达到第二十二条规定标准，但整改项目未全部完成，发给《并网安全性评价达到标准通知书》，同时按本条(一)的办法进行罚款处罚。

(三)必备条件或总评分未达到第二十二条规定标准，经过整改复评仍然不合格，按照第二十四条的规定处理。

第二十四条 经过整改后复评，必备条件或评分项目总分仍然达不到第二十二条规定标准的电站，贵阳电监办在对其进行罚款处罚后，对存在的不合格项目再次下发整改通知书，再给一次整改机会。

第二十五条 对于经过两次整改仍然不合格的电站或机组，将根据不合格项目对电网安全运行可能构成潜在威胁的严重程度和影响的大小，分别给以通报或罚款处罚。问题严重的在报请国家电力监管委员会批准后，取消其并网运行资格。

第五章 附 则

第二十六条 申请进行并网安全性评价的电站，应该缴纳安全性评价费用，用于支付开展安全性评价工作的成本和管理费用。在电站并网安全性评价统一收费标准制定下发前，贵阳电监办将根据当地工资收入水平和安全性评价工作量的大小确定应收费用。

第二十七条 本办法自2006年11月1日起施行。

发电厂并网安全性评价使用说明

1.并网安全性评价内容，根据对电网安全、稳定运行的影响程度，由“必备条件”和“评分项目”两部分组成。“必备条件”用审查方式进行评价是否具备，“评分项目”评分方法用单项得分率进行评价。“评分项目”按所列项目逐项打分，然后按单项对各项实得分和应得分进行总加，相对得分率用下式计算：

相对得分率=(实得分/应得分)×100%。

2.“评分项目”包括发电机组、升压变压器、连接到升压站的所有电气一次设备、过电压及接地、涉网有关的厂用电系统、发电机组励磁系统、调度管辖范围的继电保护及安全自动装置、直流系统、调度自动化、涉网有关的热工设备及安全生产管理。

3.“评分项目”中被评对象没有此分项目时，此分项目不得分，同时扣减该项目的标准分。

4.单项是指电气一次设备、电气二次设备、安全生产管理。

5.发电厂并网安全性评价审查和评分的依据是：国家标准有关部分、电力行业标准、原国家电力公司(电力工业部)颁发的规程规定和反事故措施、相应电网企业的规程标准反措等、现场运行检修试验规程。

光伏发电并网技术之参考技术资料-2012年 第2篇

（讨论稿）

一、发电机励磁系统

1、发电机励磁系统指并网运行发电机的励磁系统设备、调节装置、PSS以及监控系统对励磁系统的控制部分等。

2、励磁系统设备的设计、选型应贯彻《电力系统安全稳定导则》，执行国家、行业标准以及国家电网公司、华东电网和省电力公司颁发或下达的有关励磁系统的规程、条例、规定和反事故技术措施；满足电网根据机组所在电网位置提出的励磁方式和特殊技术要求；满足大机组进相运行的要求；必要时应能满足电网AVC控制要求；励磁调节器模型结构一般应采用电力系统运行管理部门使用的电力系统分析程序PSASP、PSS/E或BPA中规定的励磁调节器和PSS模型结构，只有在上述励磁调节器模型结构不能解决电力系统稳定问题时才需要选用特殊控制原理和模型结构。选用的特殊控制原理和模型结构必须经过完整的型式试验考核、专家论证、具有良好的运行业绩和完整的包括出厂和现场试验调整在内的技术文件，并经过本电网电力科学研究院和电力调度通信中心计算分析认可。3、200MW及以上容量汽轮发电机组、50MW及以上容量燃汽轮机发电机组、40MW及以上的水轮发电机组，以及省电力调度通信中心规定的发电机励磁系统应配备PSS。

4、励磁系统（包括改造的励磁系统）应按标准、合同和设备说明进行投产试验。投产试验必须报请调度部门批准。励磁调节器投产试验之前，电厂应将励磁系统模型参数和调节器各出厂整定值提交电网，由电网将有关特性参数的整定值下达给电厂。投产试验项目必须包括附加功能的整定试验，如低励限制、过励限制、强励限制、PSS、试验记录、事故记录等。并向电网提交相关技术资料，如投产试验报告、整定单、发电机和励磁机设计参数、发电机空载特性曲线、励磁机空载和负载特性曲线等。江苏电网中首次采用的发电机励磁调节器，在投产试验之前，电厂应将励磁系统模型参数和调节器各出厂整定值以及投产试验项目提交电力调度通信中心，根据系统运行方式进行计算审核后才能进行投产试验，且投产试验必须有本电网电力科学研究院参加。

5、配备PSS的励磁系统应进行PSS试验（除非电力调度通信中心另有规定）。新建（改造的）励磁系统PSS试验应在投产试验（或性能试验）中进行，最迟不得晚于第一次大修。PSS的现场参数整定试验工作应由本电网电力科学研究院完成，PSS的现场参数整定试验包括：AVR参数确认、PSS结构确认、预计算参数确认、试验项目和方法确认、现场PSS整定试验等。

6、电厂应在投产试验中进行励磁系统模型参数验证工作，完成励磁系统模型参数报告。并将实际的励磁系统模型结构、参数、整定值和发电机空载/负载电压阶跃特性报省电力调度通信中心。电网第一次投运的励磁调节器的模型参数验证试验应全面地测量验证励磁系统 模型参数。

7、并网发电机组励磁系统的励磁参数（调差率、低励限制和PSS）由电网调度下达执行，参数更改必须向电网调度部门办理批准手续；PSS的投运应根据整定单要求按电网调度下达指令投入或切出。直接接入500KV电网的发电机组，还应上报华东电网调度批准；励磁系统或PSS发生事故或障碍时，电厂应及时将技术分析报告报电网调度部门，直接接入500kV电网的发电机励磁系统发生事故或障碍时，还应同时上报华东电网调度部门；电厂编写的PSS运行规程应提交给省电力调度通信中心备案。

8、励磁系统及装置的大修和定期校验一般与发电机大修同时进行。在发电机小修期间可根据装置运行情况和制造厂的规定，安排有关装置的小修和部分检验。机组大修中应同时进行PSS试验以检验PSS参数的正确性，这时PSS试验一般只进行有/无PSS的发电机负载电压阶跃试验，在电网调度通信中心认为有必要时，须进行详细的PSS整定试验。

9、并网电厂应及时执行电网要求的与电网安全稳定运行相关的反事故技术措施。

10、励磁调节装置异动或运行后参数更改，应及时向电网公司沟通，当励磁系统设备不能满足电网要求时，应及时安排更新改造。

11、并网电厂应接受与电网安全相关的技术监督体系的监督与指导，委托有资质的电力技术监督检测单位开展励磁系统的技术监督检测 工作。

12、直接接入500KV电网的发电机组，其励磁系统还应执行华东电网的相关要求。

13、引用标准

GB/T 7409.1～3同步电机励磁系统

DL/T 650—1998 大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件 DL 5000—94 火力发电厂设计技术规程

SD 271—88汽轮发电机交流励磁机励磁系统技术条件 国家电力公司标准 汽轮发电机运行规程（1999年版）DL/T596-1996 电力设备预防性试验规程

江苏省电力公司 江苏省电力设备交接和预防性试验规程 DL 489—92 大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程 DL 490—92大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置安装、验收规程

DL 491—1999大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置运行、检修规程

DL/T583-1995 大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件 国家电力公司

防止电力生产重大事故的二十五项重点要求

其他未列标准以国家标准为准，进口设备以设备招标文件所引用标准为准，但所引用标准应不低于IEC各相应标准要求。

二、发电机及升压站一次设备

1、设备范围指发电机、主变压器、高压备用变压器、升压站内电流互感器、电压互感器、断路器、隔离开关、避雷器、绝缘子、110KV及以上电力电缆、耦合电容器、升压站接地网等。

2、发电机及升压站一次设备设计、选型应贯彻《电力系统安全稳定导则》，执行国家、行业标准以及国家电网公司、华东电网和省电力公司颁发或下达的有关规程、条例、规定和反事故技术措施；满足电网根据机组/设备所在电网位置提出的特殊技术和参数要求；125MW及以上容量发电机应具有进相运行的能力（COSф=-0.95）,所配备励磁系统（PSS）应满足相关技术要求；升压站一次设备的技术参数、性能指标，均应满足各电气设备的国家标准、设备定货技术条件及电网的要求，一次设备额定短路开断电流、主变压器调压范围等参数指标应满足系统要求，其中电力变压器的局部放电要求小于100PC，与关口计量相关的一次设备应满足相关精度要求。

3、发电厂电气一、二次接入电力系统由省电力公司组织进行。

4、发电机和一次设备（包括技术改造后）应按标准、合同和设备说明在出厂试验合格的前提下，进行现场交接验收试验并合格。电网调度部门管辖（许可）设备的充电、冲击等试验必须报请调度部门批准，在执行保护整定单的要求后按照有关规程要求进行。江苏电网中首次采用的设备，在投产试验之前，电厂应将设备参数、出厂试验报告等资料提交电力调度通信中心，根据系统运行方式进行计算审核后才能 进行投产试验，必要时由本电网电力科学研究院参加。设备投产试验后应向省电力公司生产技术主管部门和电力调度通信中心提交相关技术资料，如系统图、设备投产试验报告、整定单、设备设计参数、发电机P-Q/空载/短路等特性曲线、发电机转动惯量、变压器阻抗、升压站一次设备动/热稳定能力、最高运行电压/电流等。5、125MW及以上容量发电机在投产试验中应进行进相运行能力试验。试验前应向电力调度通信中心提交试验方案、安全技术措施和励磁系统低励限制整定值等资料，经电力调度通信中心分析计算后，按批准的最大进相深度要求进行试验。正式试验报告应提交省电力公司生产技术部门和电力调度通信中心，由省电力公司核定后下达发电机进相运行限额值。

6、发电机及升压站一次设备的运行按照调度规程的要求进行（有关保护和自动装置的投/切、定值要求见二次部分）。设备发生影响安全运行的缺陷时，应及时告知省电力公司生产技术部门和电力调度通信中心，以便及时安排消缺。为加强网厂协调管理和信息沟通，电厂应向省电力公司MIS发电生产信息管理系统发送相关信息资料。

7、发电厂应依据相关规程、制造厂规定和要求做好发电机和升压站一次设备的预防性试验、安全性评价；按照检修周期要求进行设备检修工作；按规定周期要求对升压站接地系统进行测量和检查；按照最新版污区图的要求做好防止污闪事故措施。

8、当升压站一次设备不能满足系统短路容量的要求或设备不能满足 电网安全运行的要求时，应及时进行设备的更新改造。

9、并网电厂发电机及升压站一次设备涉及参数变化的重大技术改造项目的方案、内容等应及时向电网公司沟通。

10、并网电厂应及时执行电网要求的与电网安全稳定运行相关的反事故技术措施。

11、并网电厂应接受与电网安全相关的技术监督体系的监督与指导，委托有资质的电力技术监督检测单位开展发电机和升压站一次设备的技术监督检测工作。

12、引用标准

GB/T16434-1996 “高压架空线路和发电厂、变电所环境污秽分级及外绝缘选择标准” GB 1094 电力变压器

GB 6451 三相油浸式电力变压器技术参数和要求 GB 311 高压输变电设备的绝缘配合 GB 2536 变压器油

GB 10237 电力变压器绝缘水平和绝缘试验外绝缘的空气间隙 GB 10230 有载分接开关 JB/T 501 电力变压器试验导则 DL/T572 变压器运行规程 GB 7595 运行中变压器油质量标准 JB/T56011 油浸式电力变压器产品质量分等 JB/T56008 变压器用储油柜产品质量分等 DL474.1-92 现场绝缘试验实施导则

DL475-92 接地装置工频特性参数的测量导则 DL486-92 交流高压隔离开关订货技术条件 DL-T402-1999 交流高压断路器订货技术条件 DL-T55-94 气体绝缘金属封闭电器现场试验导则 DL-T7572-95 电力变压器运行规程 DL-T573-95 电力变压器检修导则 DL-T574-95 有载分接开关运行维修导则 GB/T7064-1996 透平型同步电机技术要求 GB755-2000 旋转电机 定额和性能

国家电力公司 汽轮发电机运行规程（1999年版）国家电力公司 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求 江苏省电力公司 江苏电网防污闪工作条例 江苏省电力公司 绝缘技术监督管理条例

江苏省电力公司 江苏省电力设备交接和预防性试验规程 国电华东公司 大型变压器及其附件制造质量建造大纲

光伏并网发电系统的关键技术分析 第3篇

1 光伏并网发电系统的设计

光伏并网发电系统，属于光伏发电系统的一个项目，通过逆变器接入到电网内，共同供应社会用电[1]。并网光伏发电系统的结构构成如图1所示，光伏电池阵列，用于收集太阳能，其可架设在高层建筑的顶部，确保光伏并网发电系统具有充足的太阳能光源。DC/DC，为功率跟踪器，促使光伏并网发电系统内的功率能够保持在最佳状态，图1是有蓄电池环节的系统，使光伏并网发电系统具有可调度的特点，完成电能储藏，同时也增加了DC/AC的工作负担。DC/AC是指光伏发电系统与电网系统相连接所用的逆变器，光伏发电系统可以稳定地连接到电网系统内。大量分布式发电系统接入到电网内，加快了电网智能化的建设进程，尤其是光伏并网发电系统的设计，拓宽了社会对太阳能资源的使用范围，缓解了传统电能的供应压力。

2 光伏并网发电系统中的关键技术

结合光伏并网发电系统的设计，例举比较关键的技术，用于提高光伏并网发电系统的能力。

2.1 最大功率点跟踪技术

最大功率点跟踪技术，辅助光伏并网发电系统达到最大的功率状态。此项技术中，采用了两种方法，实现功率跟踪。

2.1.1 电导增量法。

此类方法的原理是：根据光伏并网发电系统的运行状态，得出瞬时电导的数据，通过分析电导的变化量，明确系统中的最大功率点。

2.1.2 扰动观察法。

扰动观察法的方式比较简单，其在光伏并网发电系统内，引入小扰动，观察并比对波动的状态，结合扰动变化的方式，主动调节光伏并网发电系统的工作方式[2]。例如：光伏并网发电系统内，设定△V扰动，根据P=VI公式，计算出光伏并网的功率，比对△V扰动前后的功率P、P`，如果P>P`，表明△V降低了并网功率，相反，如果P<P`，表明△V增加了并网内的功率，光伏并网发电系统结合扰动观察法，促使功率朝向最大化的状态进行。

2.2 并网逆变器控制技术

光伏并网发电系统中的并网逆变器控制技术，采用的是PID控制器，通过控制输出的电流，确保光伏并网发电系统与电网保持同频的电流。PID在光伏并网发电系统中，采用直接+间接控制的方式，直接控制辅助于间接控制，弥补间接控制的缺陷。PID控制技术，有利于提高光伏并网发电系统的动态性，其可按照并网电流的指令，控制运行电流的传输，同时保持光伏并网内的电压稳定，促使光伏并网发电系统迅速达到最佳功率的状态。并网逆变器控制技术在PID的作用下，分为电流内环和电压环设计，目的是提升光伏并网发电系统的运行效率。

2.3 分布式电源并网技术

分布式电源并网技术在光伏并网发电系统中的应用，能够提高供电的可靠性，保障光伏发电启停操作的灵活性[3]。我国光伏并网发电系统中，引入分布式电源并网技术，用于平衡并网中的传输负荷，降低传输过程中的负荷损失，实现电力的就近输送和就近供应，解决了长距离电网供电的问题。分布式电源并网技术，其可实现光伏并网发电系统的间歇性，检测光伏并网发电系统的高峰期与低谷期，利用分布式电源，实现储能和调用。例如：分布式电源在光伏并网发电的高峰期，提供定量的存储电能，而且分布式电源能够在光伏并网中，允许电压变化范围中的最小负荷位置，给与储能补充，实现高效率的缓冲应用。分布式电源并网技术的优势虽然多，但是很容易在光伏并网发电系统中引起安全问题，如：继电保护风险、过电压等，因此，分布式电源并网技术应用时，还要注重技术安全的控制。电力企业在光伏并网发电系统中采用分布式电源并网技术时，以《分布式功能系统工程技术规程》为标准，先解决分布式电源并网规范上的问题，全面预防规格、参数风险，再进行技术缺陷的改进，支持光伏并网发电系统的应用与发展，保障光伏并网发电的安全性、可靠性，推进智能电网的建设。

3 光伏并网发电系统中的安全保护技术

光伏并网发电系统的运行过程中，很容易发生孤岛效应，当电网系统断电时，光伏并网在逆变器的作用下，形成独立的供电系统，引起供电孤岛[4]。为了光伏并网发电系统的安全性，提出防孤岛保护的措施，一旦防孤岛保护检测到潜在的孤岛效应，会在2s内完成逆变器解列，预防孤岛破坏。防孤岛保护措施中，可以分为主动检测和被动检测两种方法，文章以主动检测为例，分析防孤岛保护在光伏并网发电系统中的应用。防孤岛保护的主动检测中，对逆变器有一定的要求，主动检测逆变器在孤岛效应中的反应时间，具体判断标准如表1所示。

按照表1所述的标准，针对光伏并网发电系统内的防孤岛保护，设计频率检测方法，使防孤岛保护主动检测电网内的频率变化，逆变器能够在规定的时间内完成防孤岛保护。防孤岛保护对主动检测方法的应用，可以借助仿真实验，观察电网内的负载数据，预测电网是否潜在断电的可能性，进而控制逆变器，保护光伏并网发电系统。孤岛效应对光伏并网发电系统的危害比较大，不仅影响了系统的供电效益，还能引发安全事故，无法保障工作人员的安全，所以防孤岛保护是光伏并网发电系统中不可缺少的安全保护技术，避免光伏并网发电系统受到电网的影响，维护光伏并网的可靠性。

4 结束语

光伏并网发电系统，朝向成熟化的方向发展，逐渐成为电网系统的重要组成部分。光伏并网发电系统内的关键技术，需要根据系统设计进行规划设计，以免影响并网的运行效率，同时还要落实安全保护技术，预防光伏并网发电系统的风险事故。完善关键技术在光伏并网中的应用，推进系统技术的应用，保障光伏并网发电系统的优质性。

参考文献

[1]赵杰.光伏发电并网系统的相关技术研究[D].天津大学,2012.

[2]郭勇.光伏并网发电系统关键技术研究[D].南京航空航天大学,2010.

并网型光伏发电系统控制技术研究 第4篇

关键词：太阳能；光伏发电；并网；逆变器

作者简介：熊巍（1983-），男，湖北红安人，长江工程职业技术学院电力工程系，讲师；周海波（1972-），男，湖北武汉人，长江工程职业技术学院电力工程系，讲师。（湖北武汉430212）

基金项目：本文系2011年度湖北省教育厅科学技术研究项目（项目编号：B20116501）的阶段性成果。

中图分类号：TM615     文献标识码：A     文章编号：1007-0079（2012）09-0137-02

随着全球人口的增长、经济的发展，人类对能源的需求越来越大，从而导致了石油、煤矿等不可再生能源的迅速减少，我们正面临着能源枯竭与环境恶化的双重压力。开发利用可再生能源是增加能源持续供给能力、改善能源结构、保障能源安全、逐步恢复生态环境的重要措施。[1]

众所周知，太阳能清洁环保，利用价值高，并且有着取之不尽用之不竭的特性，这就决定了其在能源更替中不可取代的地位。高效率低成本利用太阳能对建设资源节约、生态稳定型社会，实现全球经济全面协调可持续发展意义深远。本文设计的并网型光伏发电系统已在长江工程职业技术学院实验环境下进行了安装与调试，并成功与本校供电系统实现了内部并网。

一、太阳能光伏发电系统简介

太阳能是指太阳光照所辐射的能量。目前太阳能的利用主要有光热转换、光电转换和光化转换三种形式。太阳能光电转换又分为光热发电和光伏发电两种，通常说的太阳能发电主要是指太阳能光伏发电。

太阳能光伏发电系统是利用半导体的光生伏特效应进行光电转换的发电系统，其应用基本形式主要分为独立发电系统（如图1所示）和并网发电系统（如图2所示）两大类。应用领域主要集中在航空航天、通信系统、微波中继站、无电缺电地区用户供电和市政照明工程等。

通常，太阳能光伏发电系统由光伏组件方阵、控制器、蓄电池和逆变器四大部分组成。

1.光伏组件方阵

即太阳能电池组件方阵，由太阳能电池板按系统需求串、并联而成。它是太阳能发电系统中的核心部件，其作用就是将太阳的辐射能量转换成电能输送到蓄电池中储存或者驱动负载工作。

2.控制器

它主要对蓄电池的充、放电进行控制，同时对蓄电池起到过充电保护和过放电保护的作用。

3.蓄电池

将光伏阵列组件产生的电能储存起来，当光照强度过低或负载需求过大时，将储存的能量释放出来满足负载的能量需求。一般为铅酸电池，有的微型系统也使用镍氢电池、镍镉电池或锂电池。

4.逆变器

在我国实际应用中，负载的额定电源通常为交流220V，而光伏阵列组件产生的电能通常为直流，因此需要通过逆变器将其转换成负载所需的交流电能，故要使用逆变器。

目前，欧美、日韩等发达国家和地区正在大规模推广光伏并网发电系统，一方面以取代正在急剧减少的常规化石能源；另一方面减少废气排放对环境造成的污染。为推动西部大开发，我国也正在进行大西部地区的太阳能发电工程建设，以改善西部生产条件和投资环境，促进我国西部地区的经济发展。同时也将太阳能光伏发电技术大规模的应用和推广到市政照明工程上。

二、并网型太阳能光伏发电控制系统设计

1.并网型太阳能光伏发电控制系统简介

如图2所示，并网型太阳能光伏发电系统最大的特点就是光伏组件方阵产生的直流电（一般为12VDC、24VDC、48VDC）经过并网逆变器转换成符合市电电网要求的交流电后直接接入公共电网。当光照充足时，系统产生的电力除了供给负载外，剩余的电力反馈给公共电网；在白天或夜晚，系统产生的电能不能满足负载需求时就由电网供电。

该系统主要由光伏组件方阵（即太阳能电池板）、光源跟踪控制系统、并网逆变器等组成，与独立光伏发电系统相比，因并网型光伏发电系统直接将电能输入电网，也可直接利用电网电能，所以免除了配置控制器和蓄电池，但是系统中的逆变器必须使用专用的并网逆变器。

2.模拟光源跟踪控制系统

因地球自转，对于同一地点而言，不同季节不同时间点，太阳光的照射角度是不一样的，只有让太阳能电池方阵时刻正对着太阳才能保证光照强度最高，因此要设计光源跟踪系统，使太阳能的利用率达到最大化。

本系统的模拟光源跟踪控制系统主要由3盏日光灯（模拟早、中、晚三个时间点的日照）、太阳能模拟追日跟踪传感器、太阳能板水平和俯仰传动机构、直流电动机（配减速箱）、三菱FX2N可编程控制器、按钮和继电器等组成。通过太阳能模拟追日跟踪传感器接收到的光线强度信号，利用PLC内设计程序进行比较，调整太阳能电池板的左右位置及仰角。模拟光源跟踪PLC控制系统I/O分配如表1所示。

3.基于DSP的并网逆变控制

并网光伏发电系统中电能是可以直接送入上级电网的，为此必须保证逆变器的交流电源输出与电网电压同频同相，因此并网逆变器有别于独立发电系统中的逆变器，必须特别设计。本系统采用基于DSP控制核心的并网逆变器设计方案，其控制原理图如图3所示。通过对光伏阵列产生的直流电压信号进行采集，并与逆变输出的交流电压进行比较运算，再与三角波载波信号合成生成SPWM调制信号，将光伏效应产生的直流电压逆变为稳定输出的正弦波交流电输出。

为保证并网系统的有功功率输出最大化，同时避免其对公共电网的电力污染，拥有较好的电磁兼容性，设计并网逆变器时要考虑能对公共电网电压信号进行跟踪采集，保证并网逆变器输出的交流电流与电网电压波形保持同频、同相。[2]

为了保证逆变器输出与电网电压同频同相，必须实时采集电网的电压信号，由DSP检测到过零信号的上升沿时发出同步中断，以此时刻作为控制时间的基准点，即正弦波信号的起点。过零信号的采集处理是通过同步变压器降压得到电网电压信号，然后经滤波整形为同步方波信号，最后送至DSP的外部中断口进行检测。[3]

目前，我国光伏发电系统主要应用于边远山区，由于地理位置等原因，这些系统往往采取无人值守和维护的管理模式，因此对于并网型光伏发电系统而言，并网逆变器作为整个系统的控制核心就显得尤为重要。并网逆变控制设计必须保证系统具备一定的抗干扰能力、适应环境能力、瞬时过载能力以及对各种突发情况的保护功能等。

三、结束语

我国自20世纪80年代开始就进行太阳能电池的开发生产，在西部无电、缺电地区大力推广太阳能光伏发电系统，使得我国的光伏产业在30年间取得了跨越式的发展，但与欧美等发达国家相比，我国光伏产业还处于初级阶段，光伏发电技术方面还存在许多的不足之处。随着全球能源的急剧减少，以及因能源而引起的社会矛盾不断扩大，从长远发展来看，目前是太阳能光伏发电技术发展的大好时机，无论是产业机构、研究部门还是用户，光伏发电技术都面临着良好的发展机遇。

本研究目前还处于硬件设计与调试应用阶段，因此主要研究方向在于硬件设计，后期将主要开展对整个控制系统的实验数据采集与分析研究，主要研究方向将集中在如何提高系统的稳定性、可靠性研究和逆变效率最大化研究等方面。

参考文献：

[1]胡盘峰,陈慧敏.新型绿色住宅2KW并网太阳能光伏发电系统设计[J].上海工程技术大学学报,2008,(9).

[2]沈辉,曾祖勤.太阳能光伏发电技术[M].北京:化学工业出版社,2009.

[3]赵为.太阳能光伏并网发电系统的研究[D].合肥:合肥工业大学,2003.

（责任编辑：刘辉）

光伏发电并网技术之参考技术资料-2012年 第5篇

1太阳能光伏发电并网技术设计

如图1所示, 基于储能系统的用户太阳能光伏发电系统已广泛运用到社会各领域, 其主要结构由光伏阵列、最大功率点跟踪装置、储能装置、双向充放电控制器、并网逆变器、变压器、用户负载以及电网等几个部分组成。其与传统的独立性太阳能光伏发电系统相比, 由于系统中加入了储能装置, 当用户的光伏阵列输出电能不足的时候可以使用电网进行供电, 同时也可以使用储能装置为用户进行供电, 当太阳能光伏发电系统的光伏阵列输出电能充足时, 系统可以自动将多余的电能储存到储能装置中, 或者将这些过剩的电力输送至电网, 具体的电能流动方式可以根据用户所用电价情况来进行选择。

1.1子系统设计

常见的太阳能光伏发电系统一般都是由光伏模块子系统、直流配电监测系统以及逆变器并网系统等部分组成, 并网逆变器在实际运用中可以将三项交流电接到升压变电器上, 这样就可以实现太阳能发电系统所转化的电能与电网耦合, 这对加强我国社会各领域对太阳能光伏发电技术的应用有着重要作用。

1.2主设备选型

并网逆变器是太阳能光伏发电并网技术中的核心设备, 单台逆变器在选择过程中其容量越大则价格越低, 但是容量大的并网逆变器在运行过程中一旦发生故障, 容易给太阳能光伏发电系统带来很大的冲击和破坏, 因此, 并网逆变器在选择过程中必须要基于光伏发电系统实际情况来定。并网逆变器的额定容量要与光伏发电系统相适应, 并且要确保并网逆变器在实际应用中具有一定的保护功能, 为了满足太阳能光伏发电并网技术的实际需求则必须配置直流配电监测装置, 并要将太阳能光伏电池组件直接与并网逆变器进行连接, 这样不仅可以确保太阳能光伏发电系统运行中的稳定性、安全性, 也可以通过并网的逆变器将其分散成独立并网的形式。

1.3升压系统设计

太阳能光伏发电并网技术所产生的交流电为额定380V, 这便需要通过升压系统升压后才能使其入网, 升压系统在设计过程中需要合理选择升压变压器, 升压变压器的选型要根据太阳能光伏发电系统的发电量来决定, 箱型干式变压器在太阳能光伏发电并网技术设计中的应用十分广泛。升压变电站在设计过程中一般都由上下两层组成, 上层主要作为放置逆变器监控屏的逆变室, 而下层主要作为升压系统的配电室, 为了满足太阳能光伏发电系统并网技术的实际需求, 升压变电站需要合理设置高低压进线柜, 同时还需要设置计算机监控系统对升压变电站的运行情况进行实时监测, 也可以根据系统设计要求实现多路逆变器在内部控制下的同步运行, 这对提高太阳能光伏发电系统中逆变器的使用寿命有着重要作用。

1.4保护措施设计

升压变压器在高温环境运行中可能发生跳闸保护, 当过电流或过电压时高压和低压开关柜内的监控保护装置可以起到自动保护作用, 该保护装置在针对系统电压过高、不足以及频率不稳等情况时, 电容器开关柜内的测控保护装置便会发挥保护作用, 避免太阳能光伏发电系统各组件在运行过程中受到损坏。当系统运行过程中发生极性反接、负载过重以及孤岛效应等故障时, 并网逆变器可以实现自动脱离, 这对确保太阳能光伏发电系统运行中稳定性、安全性有着重要作用。

1.5防雷接地设计

雷电是大自然中一种十分常见的自然现象, 但是太阳能光伏发电系统受到雷击, 其会严重损坏太阳能光伏发电系统的部分组件或全部组件, 因此, 太阳能光伏发电并网技术在实际应用中必须进行防雷接地设计, 避免系统在雷雨天气中受到雷击而损毁。一般都是在升压变电站的屋顶或光伏电池组件等部位安装避雷带, 避雷带在选择过程中以环形为主, 并要设置独立引下线, 电气设备在安装过程中必须安装接地装置, 针对变压器等电气设备需要设置外壳接地, 这对提高太阳能光伏发电系统在运行中安全性有着重要作用, 同时也对工作人员的操作起到很好的保护作用。

2太阳能光伏发电并网技术在应用中的关键问题

2.1电压波动

太阳能光伏发电系统的输出功率是会受到光照强度的直接影响, 而太阳光的光照强度受到季节、天气等自然因素的影响, 这也导致太阳能光伏发电系统的输出功率不稳定, 在《电网若干技术原则的规定》中明确指出, 电力系统输出电压允许偏差范围是-7%~+7%, 因此, 太阳能光伏发电并网技术在实际应用中, 必须充分考虑从电网中瞬间脱离对系统电压产生的影响, 这对加强系统运行中的稳定性、安全性以及使用寿命有着重要作用。

2.2谐波

太阳能光伏发电系统的并网逆变器在转换电能时会产生大量谐波, 这便要求太阳能光伏发电并网技术在实际应用中必须对其进行检测, 以便于系统运行中可以更好的控制畸变率, 太阳能光伏发电并网系统运行中如果将直流电并入电网, 其所产生的电压畸变率尚处于国家电网相关标准的允许范围内, 但是电压变入电流过程中由于接入点处会有大量谐波产生, 这样会导致其电压畸变率超过国家电网相关标准, 所以在太阳能光伏发电并网技术应用中必须对其进行检测。

3提高太阳能光伏发电并网系统发电效率的措施