水力发电系统并网研究（精选十篇）
水力发电系统并网研究 篇1
一、光伏发电系统的基本结构
通过对负载电源以及电力系统的分析可以发现, 并网情况存在着一定的差异性, 可以将太阳能光伏系统分为多种系统形式, 可以将其分为独立系统以及并网体统等。对于独立性光伏电力系统而言, 是与常规性电力系统相连接的内容而进行独立性的系统运行。在一般情况下由光伏电池点阵、直流转换器以及储能装置等部分组成, 这种装置在远离电网的偏远地区使用较为广泛。
而对于并网光伏电力系统而言, 主要是将并网光伏发电系统与电力系统进行紧密性的连接。在光伏列阵系统建立的过程中, 应该将太阳光照转换为直流电, 并电网光伏电力系统会将这些直流电转换为符合性的电网交流电, 优化电网的连接。在一般情况下是由太阳能电池阵列、直流变换器以及相同不控制能等部分组成, 在现阶段并电网光伏系统的应用过程中, 主要保护着朝屋顶光伏系统以及电站光伏系统这两种产业。其中对于覆盖建筑而言, 给空调以及照明设备提供光伏系统的最主要特点是输出的功率以及峰值的负载力较为吻合。为了保证光伏组件可以更好地与建筑事业充分的结合, 从而在根本意义上实现光伏建筑的一体化, 在光伏屋顶设计的过程中, 应该将其延伸到光伏幕墙或是光伏屋檐, 主要是为了提高并网光伏电站的合理化应用。
二、光伏发电并网系统的仿真研究
(一) 并电网系统中仿真模型的研究
PSCAD以及EMTDC是现阶段光伏电力系统仿真分析中使用最广泛的软件类型, 其主要的功能是进行电力系统的时域性以及频域计算仿真分析, 典型的应用主要是由于计算机电力系统遭受到信息的扰动以及参数的变化。而且, PSCAD以及EMTDC还可以被应用于高压直流输电以及FACTS控制器的设计过程中, 从而实现仿真模型的构建。与此同时, 在PSCAD以及EMTDC系统运行的过程中, 存在着一种强大的自定义功能, 相关用户可以根据自己的创建需求, 进行特定性的系统装置的建立。文章通过对PSCAD以及EMTDC电磁暂态仿真软件的建立, 构建了光伏电源配电系统的仿真模型, 如图1所示。在该模型中, 光伏电源等效为恒功率模型, 实现一个三相交流的电流源。
(二) 光伏电网仿真系统的保护策略
在光伏系统应用的过程中, 电源的上游馈线发生永久性的故障时, 应该断开线路两侧, 从而及时对故障问题进行切除。但是, 在光伏电源提供的故障电源会导致上游的电流不能快速运作, 并不能及时将故障隔离, 所以, 需要在上游线路中加设保护性的装置, 主要是为了防止相关元件出现保护性的错误。当光伏电源的下游馈线出现永久性馈线故障时, 光伏电源中的辅助性作用会扩大至下游线路中的保护范围中, 从而失去永久性的选择。当故障出现时, 应该将光伏点铜梁的变化作为基本依据, 根据光伏电源中的注入量对保护电流进行合理性的调整, 从而为整个电力系统的正常运行提供充分性的保证。最后, 当其余的馈线系统发生故障时, 上游的定时限过电流保护会发生光伏电源所提供的电流故障性操作, 因此, 在这设计的过程中应该加装方向性的系统装置, 从而避免错误系统内容的发生。所以, 在光伏电网的建立过程中, 应该充分满足电网的保护需求, 在根本意义上实现电流容量的保护, 从而为电力事业的运行及发展奠定良好的基础。
三、结束语
在现阶段光伏发电系统建立的过程中, 人们对电力系统供电的质量及安全性有了更高的要求, 通过对光伏电网系统的研究, 可以为整个技术的优化提供充分性的保证。在光伏电网电力系统运行的过程中, 具有间歇性、周期性以及随机波动的特点, 这对其可靠性的运行产生了较为严重性的影响。在现阶段电网技术优化过程中, 应该通过对电网内容的合理性规划, 制定出可靠性的技术优化内容, 从而为整个电力事业的发展奠定良好的基础。
摘要：在电力事业逐渐发展的过程中, 光伏发电电网对电压的稳定性会产生一定的影响, 因此, 在整个系统分析的过程中, 通过对问题核心性内容的分析, 可以逐渐实现统一化的电路分析, 从而为整个电力模型的研究提供电压系统的稳定性。
关键词：光伏发电,并网系统,仿真研究,问题分析
参考文献
[1]袁建华.分布式光伏发电微电网供能系统研究[D].山东大学, 2011.
光伏并网发电系统三大问题 篇2
无论是光伏，还是风电，任何新能源项目最终的投资收益途径是依靠发电。发电使用有两种途径：
1、自发自用，2、出售给电网，就是并网上传。并网的受限极大地限制了光伏市场的发展：
1、对于分布式屋顶光伏电站，如果只能自发自用，电站的建设容量必须受业主本身最大耗电量的限制，否则过多的发电只能浪费。这会造成业主的屋顶资源无法充分利用。
2、如果想存储过多的光伏发电，一种方案是增加储能单元。可是目前蓄电池成本昂贵，维护成本高，一般的业主是承担不起的。多余的电上传电网是最经济的消纳渠道。
并网的难度遏制了民间资本对光伏电站投资的积极性。屋顶光伏电站实际上一个稳定的投资回报产品。它会给业主源源不断地发电创造价值，风险比证券产品低，维护起来很简单，比经营一家餐馆、公司等实业容易得多。本来应该有很大的市场潜力。
不能确保光伏电的并网，就无法保证光伏系统投资者的利益，必然限制市场发展，最终导致中国国内市场大大落后于制造产能。
这个问题在欧美双反的倒逼下，我们终于看到了曙光。国家电网于2012年10月26日公布了《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》的新政，对分布式并网的态度180度大转身，从完全排斥改为“支持、欢迎、服务”。支持分布式并网，承诺全额收购富余电力。6MW以下免收接入费用。并网权限明确下放到地市公司。
《意见》新政执行两年来，全国各大城市涌现了一批居民私人光伏系统成功并网的吃螃蟹者，起到一定积极示范作用。但是，总体来说，政策落实并不乐观。主要问题体现在：
1、各地执行不统一。由于国网《意见》是比较笼统的政策大纲，缺乏操作细则，各地电网在执行中对并网尺度掌握有偏差。希望国网尽快出台细则，统一解读，规范操作。有漏洞就会有人转空子，暗箱操作。
2、整个并网申请流程时间过长，手续复杂。《意见》里制定的是45个工作日并网，可是实际流程一般会超过60天。希望电网能够进一步简化并网流程，提高并网效率。
3、根据国家电网办〔2013〕1781号《国家电网公司关于印发分布式电源并网相关意见和规范(修订版)的通知》，逆变器类型分布式电源接入220/380伏配电网技术要求，并网点应安装易操作，具有明显开断指示、具备开断故障电流能力的低压并网专用开关，专用开关应具备失压跳闸及检有压合闸功能，失压跳闸定值宜整定为20%UN、10秒，检有压定值宜整定为大于85%UN。
这种开关市面上比较少，实际上也没有什么用。
二、审批难
2014年以前，光伏电站的项目审批执行的是核准制。按照国务院2004年发布《政府核准的投资项目目录》，能源类电站项目的投资建设项目需要取得政府相关部门的核准。核准的文件要求，“由具备甲级资质的工程咨询机构编制的项目申请报告一式5份”。据了解甲级资质的项目申请报告大约20万一套，还要城市规划、环境评价、土地等审批报告。这些报告全下来，估计需要50万。通常一个50KW分布式光伏电站的全部投资才50万，而一个3KW的分布式光伏电站就基本能满足一户普通居民家庭的日常用电需求。如此高的审批费用和繁琐的审批程序，这不是一个笑话吗?
1、门槛设置过高。施工资质和设计资质要求过高。电网要求光伏系统施工单位需要承装(修、试)电力设施许可证、建筑施工许可证、安全生产许可证，这些门槛大大提高光伏的推广应用的资质要求和难度。比如：承装(修、试)电力设施许可证至少要求1000万注册资金，可是一个普通居民光伏项目工程也就3-5万元左右，这么高的门槛是没有必要性的。
2、附加条件苛刻。有的地方供电局规定要在并网点加一个防孤岛的装置，这个设备目前只有少数公司生产，价格比一台逆变器还贵，而防孤岛功能只有被动检测，作用并不大。还有的电网公司规定要装智能断路器，也是多此一举的。
3、有的电网公司自己开设新能源公司，做光伏电站EPC工程。既当裁判，又当运动员。对自己内部的项目一路绿灯，对外的项目能拖就拖，能卡就卡。
三、结算难
分布式电站不是为了并网而并网，而是要把多余发电量卖给电网。所以后续财政部的分布式光伏发电的电价补贴政策就将是国内光伏市场是否能够真正打开的一个关键。
2013年以前，国家对于分布式光伏系统的补贴主要是“金太阳”政策。由于是事前补贴，执行几年中，陆续发现骗补、项目检查和审核管理等问题。为提高国家投入的经济性，2013年后，国家停止金太阳政策，改为以实际所发电量作为激励政策的计量标准，实行度电补贴政策。将事前装机补贴变为事后度电补贴，以核定电量为依据发放补贴资金。这也是与国际接轨的讲求发电实际效果的事后补贴方式。补贴更为透明、客观。
但是在实际操作中，光伏发电业主碰到主要问题是如何取得售电和补贴增值税发票。没有发票，电网无法支付上网电费和发电补贴。国税局2014年6月针对性地出台了并网卖电发票由电网代开的政策，给居民业主简化了结算环节，算是及时雨。但是，光伏补贴和上网电费被扣税问题仍然没有得到解决。
1、国网代开光伏卖电发票，直接扣除17%增值税。可是依据财政部13年发布财税[2013]66号文件，2013年10月1日起实施光伏发电增值税即征即退50%政策，所以光伏上传电费不应该按17%扣税，而是只能扣8.5%(一半)。
2、国网在转付分布式光伏的补贴时，也扣除了17%的增值税。原每度电补贴0.42元，扣17%增值税后，每度电补贴0.359元。可是按照国税总局去年2月发布的《关于中央财政补贴有关问题的公告》(国税[2013]3号)文件，“纳税人取得中央财政补贴不属于增值税应税收入，不征收增值税”。但是国网解释，由于补贴属于国网转付给光伏业主，财政部在划拨补贴时，就已经扣税了。所以问题不是出在国网，而是财政部。
光伏上网电费和度电补贴扣除17%的增值税率将极大地削弱项目的投资回报率，减少项目投资吸引力。显然，这和国家主张大力推动分布式光伏国内市场发展的大方向是背道而驰的。这个问题需要电网、国税、财政等部门共同洽谈协商解决，贯彻落实国家对于新能源的支持政策。否则必然会打击投资人的积极性，对推动光伏市场发展非常不利。
结语
水力发电系统并网研究 篇3
关键词：光伏发电；光伏并网；电能质量
中图分类号：TM615文献标识码：A文章编号：1006-8937（2014）20-0095-01
光伏发电作为一个新兴的发电市场，对于我国电能质量治理领域来讲有着极为重要的涵义，光伏发电是一种利用太阳能电池串联成太阳电池组件再配以功率控制器等部件，形成光伏发电装置将光能直接转化为电能的一种先进技术，在目前发电能源缺乏的情况之下，光伏发电将代替风力发电、潮汐发电、水能发电、煤炭发电及核能发电成为新兴的可再生发电形式。
1光伏发电带来的电能质量问题
随着近年来我国能源资源的不断减少，即将面临的资源枯竭问题日益严重，因而各行业各部门都在积极寻找新的可再生资源来维持生产生活活动，随着全球对太阳能的重视和不断研发，光伏发电技术得以快速发展，人们开始将光伏电源接入现有的电力系统之中，其通过大量的电力电子器件与传统的发电网路进行并联，不仅是对传统发电技术的一次重大冲击，也是现有电网的一次重大突破，现有的电网将会迎来许多新的电能质量问题，光伏发电并网所带来的电能质量问题将成为一个极具研究价值的新论点。光伏发电并网将会产生的电能质量问题主要有电压波动、闪变、谐波等，并且影响有功和无功潮流、频率控制等特性。要了解光伏发电并网所带来的电能质量问题，首先要明确影响太阳能发电的几个因素。
1.1影响太阳能发电的因素
太阳能虽然作为一种可再生且绿色环保的新型能源，但受到各方面因素的影响极不稳定，影响太阳能发电的因素很多，主要包括有周期性，即白天和黑夜的交替，太阳能发电的时间只停留在白天；阴雨雪天与晴天的交替也会影响到太阳能发电；光伏板上的灰尘，光伏板安装的位置以及角度，对其也有一定的影响；整个环境的温度亦是影响太阳能发电的一个因素。如在多云的天气中，太阳能发电受气温的影响较大，在气温急剧回升的10点到15点间，发电输出的功率会出现快速变化。
1.2逆变器控制方式的影响
要将光伏电源接入到现有的电网之中，并网所需的应用器材便是逆变器，逆变器的使用能有效地对光伏发电并入电网的质量品质进行控制，目前并网中逆变器的功率因素为0.99，是最大利用逆变器的容量和最大发电量。当然，逆变器的使用并不是十分完美的，在光伏电站装机容量增加之后，光伏发电的功率就会受到影响，从而出现波动现象，高功率因数的运行将对整个电网的稳定造成不可估量的威胁甚至破坏；另外，逆变器的安装使用还需要额外的无功来维持电压，这也是造成电能质量问题的又一因素。
逆变器的大规模安装及运行也会带来多台逆变器之间“孤岛保护”问题，PV容量相对于负载比例较小时，电压、频率会在电网消失之后快速减弱，从而使得孤岛得以准确地检查；但是当PV容量不断增加之后，就容易出现发电功率与负载基本平衡的状况，孤岛检测的时间会受此影响而不断延长，甚至可能出现孤岛检测失败的现象，这一现象在PV由多种类型的并网逆变器并入同一并网点时尤为明显，主要原因在于并入同一并网点各逆变器间的相互干扰过于强烈，就容易导致孤岛检测时间的延长甚至失败。
1.3大规模PV对配电网的影响
大规模PV的载入容易带来对系统电压形态、网损、电压闪变、谐波、电路元件热负荷、短路电流、频率控制、动态稳定等影响。PV的接入改变了电网潮流的方向，对于现有电网的规划、调度运行方式都产生了影响，并且在调度运行时，PV单元由于不具备自动调度的功能，因而不能够参与电网频率、电压的调整，在对加大电网控制和调度运行之上也产生了一定的难度。另外，随着太阳光照强度的变化，PV发电功率也会产生变化，也将对电网的负荷特性产生影响。
2可行的解决方案
光伏发电并网系统中电能质量问题的产生主要表现为稳定发电问题、无功问题、谐波问题和多类型并网逆变器的孤岛保护问题。光伏发电的发电功率取决于太阳的光照辐射量上，受气候环境的影响极大，因而具有不稳定和不确定性的特点；另外在逆变器功率因数超过0.99时，有功不变的情况下需要额外的无功进行电网频率和电压调节；并且受逆变器开关元件技术所限，并网之后的电流中将产生谐波电流并注入电网；多种类型逆变器接入同一并网中所产生的孤岛问题也将成为亟待解决的电能质量问题。另外，考虑到我国现目前光伏发电并网所应达到的标准（涉及对电压、波形、频率、想为、谐波等）与国际标准之间的差距，国内光伏发电的发展模式与国外的差异，都会对电能质量产生影响。
要做到有效解决光伏发电并网所带来的电能质量问题，就要应对不同的问题作出相应的对策。首先，对于大规模集中开发、中高压电源的并入和分散开发的就地接入，对不同电压进行电压等级的评估以明确电压的偏差，从而对其作出规定；其次，由于光伏发电在大规模设置上具有较强的频率耐受力，以此决定了我国光伏发电站的发电频率所允许的偏差较大；因此，为了适应大规模、高容量的PV并入电网运行之中，又要保证电网的稳定与安全，就有必要对于光伏发电并网所要求的新技术进行研发，这也延伸出了新技术研发的相关内容，即储能技术、谐波抑制、新型并网逆变器等研究方向。
①储能技术。储能技术作为一种更加适用于高比例、大容量PV系统的未来电力系统中的重要新技术，其主要的储能设备包括蓄电池、超级电容器、超导储能装备以及压缩空气储能等，不仅可以进行能量的释放和储能，以实现对频率的调节，也可以平衡和控制电网功率的波动，提高电网系统的稳定性和安全性。
②谐波抑制。谐波抑制主要是通过将电网进行标准化控制，将逆变器进行标准化统一及安置，从而实现电力的真正绿色化。针对现有的并网逆变器，谐波抑制的控制方式有“群控技术（多台逆变器并联运行）”和“综合补偿控制（在逆变器中使用交流滤波器APF）”两种，这两种控制方式都需要数据采集器来完成。
③无谐波输入电网的实现可以通过高性能并网逆变器来实现，需要考虑光伏发电接入的配电保护算法、光伏发电的无功控制以及配电无功调节装置的协调。
参考文献：
[1] 沈文涛.光伏发电并网系统的电能质量问题研究[D].保定:华北电力大学,2012.
[2] 王云国.光伏发电并网对电能质量影响的分析[J].农业科技与装备,2012,(8).
[3] 黄瑛,刘友仁.光伏发电系统并网电能质量测试数据分析[J].江西电力,2012,(1).
水力发电系统并网研究 篇4
伴随着社会的飞速发展, 人类对能源的需求也在急剧增加, 然而全球的化石储量正在日趋枯竭。 因此太阳能作为绿色可再生能源凭借其日益突显的优势而受到追捧。 太阳能已经成为当前世界上最有前景和发展潜力的可再生能源。 其中太阳能光伏并网发电系统更是光伏利用的重要发展趋势, 而并网逆变器作为光伏发电系统和电网接口设备, 其重要性更是不言而喻。
1 光伏并网发电系统简介
光伏发电系统按照其运行方式可以分为以下两大类:一类是独立发电系统, 另一类是并网发电系统[1]。 文章主要介绍光伏并网发电系统中的并网逆变器。
1.1 光伏并网发电系统概述
太阳能光伏并网发电系统与太阳能发电系统有很明显的区别, 主要体现在它可以不经过蓄电池储能过程, 而是通过GCI把太阳能转化为需要的电能, 然后将所转化来的电能送上电网。 它具有以下优点[2]: ( 1) 利用清洁可再生的太阳能发电, 不消耗化石能源, 符合可持续发展战略。 避免资源短缺或耗尽等问题, 且其采用的主材料———硅储量丰富。 ( 2) 光伏发电具有先进性:直接从光子到电子的能量转换, 省去机械运动过程。 ( 3) 采用模块化结构, 易于安装、建造、拆卸及迁移。
但现阶段光伏系统也存在着三大问题: 其一制造光伏材料的成本远远高于传统能源的制造成本。 因此推广起来相对困难。 其二光伏阵列发电效率较低, 多数太阳能板的光电转换效率仅为百分之二十左右。 其三光伏系统由于依赖太阳能, 因此受气候影响较大。 并且分散式发电系统会产生孤岛效应等不良影响。
1.2 光伏并网系统工作原理
1.2.1 太阳能电池的工作原理。 在整个太阳能光伏发电系统中最关键的结构就是太阳能电池列阵[3]。 其品质好坏与整个光伏系统的性能和质量息息相关。 太阳能电池工作原理[4]的基础是半导体PN结光升伏打效应, 当物体接收到太阳光的光照时, 物体内部的电荷的分布状态会立刻改变, 分布状态的改变促使物体产生电流和电动势的效应。 若光线照射到半导体的PN结时, PN结的两边会产生光生电压, 当PN结短路时会产生电流, 光生伏打效应就是这样一种现象。 若将PN结与外电路进行连接, 通过接收持续性的光照, 电路中就会不间断地有电流流过, 此时可以将PN结看成一个电源, 其为整个电路提供了持续电流, 这也就是太阳能电池发电的基本原理。
1.2.2 光伏并网发电系统的工作原理。 太阳能电池发电系统是根据光生伏打[5]效应原理制成的, 它能够将接收到的太阳辐射能量直接转换成电能。 其主要组成部分为太阳能电池方阵和并网逆变器。 当白天有太阳光照时, 太阳能电池方阵发出的电经过并网逆变器将电能直接输送到交流电网上, 或将太阳能所发出的电经过并网逆变器直接为交流负载供电。 光伏系统主要由电池组件方阵、充电控制器、蓄电池组、并网逆变器、升压装置等几部分组成, 其工作过程如下:第一步, 光伏电池组件将吸收的太阳光直接转化为直流电;第二步, 形成的直流电在系统控制器的控制下不断向整个蓄电池进行充电;第三步, 逆变器将直流电转化为与电网频率及相位保持同步的交流电;最后, 交流电通过升压装置将电量输给电网。
1.2.3 光伏并网发电系统的关键技术。 光伏并网发电系统的并网控制目标是使得输出电流的频率、 相位和电网电压能够达到一致, 系统的功率因数值为1。 目前电力上常用的电流控制方法主要是电流滞环控制方法和基于SPWM的电流控制方法。
太阳能光伏电池的最大功率点跟踪是光伏发电系统中必不可少的部分, 最大功率跟踪的目的是使太阳能电池始终工作在最大功率点。 通过跟踪与搜索太阳能电池的最大功率点, 实现并网电流最大化, 保证并网功率最大化。 光伏系统常用的跟踪最大功率点的方法[6]有:滞环比较法、电导增量法、最优梯度法、扰动观察法等。 这些方法的共同点是都根据太阳能电池的特性曲线上的最大功率点来搜索所对应的电压。 这些方法各有千秋, 不同需要时应酌情选择适合的控制方法。
2 光伏并网逆变器的拓扑结构
光伏并网发电系统主要由光伏阵列、 变换器和控制器三个部分组成。 其中太阳能光伏并网逆变器是连接光伏阵列模块和电网的关键部件, 它的主要任务是控制光伏阵列模块能够在最大功率点运行以及向电网注入正弦电流。 目前, 光伏逆变器正在由单级向多级发展, 拓扑结构大致可分为以下几类。
2.1 单级式并网逆变器拓扑
过去的太阳能光伏并网系统逆变器的结构如图1 ( a) 所示, 它采用的是单级无变压器, 电压型全桥逆变结构。 它具有造价低廉, 结构简单的特点。 但由于过去的开关器件水平还很低, 系统输出电流的谐波比较大, 输出功率因数也只达到0.6~0.7。随着当今电子器件的迅速发展, 频率大于16k Hz的高频器件BJT、IGBT等逐渐代替了电网换相晶闸管[7]。 如图1 ( b) 所示, 采用高频开关电子器件和SPWM全桥逆变电路, 就可以有效地控制输出谐波, 但16~20k Hz的开关频率使开关的损耗较快, 降低了系统效率。
图2 所示为单级式并网逆变器结构框图, 从中可以看出, 单级式的逆变系统可以直接转化直流为交流, 它的不足是:
( 1) 所需的直流输入比较高, 成本较高, 可靠性却比较低; ( 2) 对最大功率点的跟踪缺少独立控制操作, 系统输出功率低; ( 3) 结构设置不够灵活, 不能扩展, 无法满足光伏阵列模块的直流输入的多变特性。
综上, 如果出现了输入的直流信号偏低的情况, 应该用交流变压器对整个结构进行升压, 通过结构升压就能够得到标准的交流电压和频率, 同时可以使输入输出电气隔离。
2.2 双级式并网逆变器拓扑
目前并网型逆变器的研究主要集中于DC-DC和DC-AC两级能量转换结构。 即图3 所示双级变换并网型光伏系统框图。 其中DC-DC环节通过升压电路来提高光伏电池输出端的电压, 使后端的逆变电路也省掉了并网变压器而直接输出匹配电网的交流电压, 因为母线电压足够高, 在这一级实现最大功率点跟踪的算法。 由于前一级的升压环节, 使DC-AC环节的输入相对稳定, 且输入电压较高, 有利于提升逆变器的工作效率, 逆变环节的主要任务是要使输出电流与电网电压实现同相位, 同时获得单位功率因数。
2.3 多级式并网逆变器拓扑
随着电力电子技术及微电子技术进一步发展, 工频升压变压器体积大、效率低, 价格昂贵的缺点可通过采用高频升压变换得到解决。 高频升压变换能实现更高密度的逆变, 图4 所示即为多级变换并网型光伏系统框图。 升压变压器主要是由高频磁芯材料制成的, 其工作频率一般维持在20k Hz以上, 它体积小重量轻, 电流在高频逆变后能够变成高频交流电, 然后经过高频整流器转化成高压直流电, 最后再由工频逆变器完成逆变。
图5 所示为带高频变压器的多级光伏并网逆变器, 将逆变结构与带工频变压器的逆变结构进行对比, 我们能够发现前者功率密度高, 逆变空载损耗低, 从而效率也更高, 但这种类型的变换器也有其缺点, 这就是其电路结构更加复杂, 故障点多可靠性差, 维检修比较困难。
光伏逆变器由单级到多级的, 电能转换级数的增加, 能够方便满足最大功率点跟踪的要求, 也更符合直流电压的输入范围。
3 结束语
伴随着全球经济的不断增长, 世界能源结构正在发生着翻天覆地的变化, 人类希望开发更加经济更加绿色的新能源来替代化石燃料, 而光伏发电技术的发明与应用正是为了解决这个问题, 继续对该项技术进行深入研究和探索是很有必要的, 具有很重要的意义。 本篇文章主要从提高光伏发电系统效率的角度进行展开, 针对其主要部件———并网逆变器的相关研究以及发展情况进行了详细的论述。 介绍了光伏并网发电系统工作原理, 详细分析比较了各种拓扑结构的优缺点, 对于根据不同需要选择具体的拓扑结构具有一定参考意义。 同时, 纵观并网逆变器由单级到多级的发展也尚存一些问题有待我们继续研究, 比如在保证多级并网逆变器效率的同时提高其稳定性, 设计高集成度的模块化结构, 减少中间转换环节是今后逆变器结构的主要发展与研究方向。
参考文献
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[6]赵争鸣, 刘建政, 孙晓瑛, 等.太阳能光伏发电及其应用[M].北京:科学出版社, 2005:10-20.
光伏发电并网申办具体流程 篇5
业务流程：
并网申请→供电局出接入方案→由施工单位出系统方案→施工单位工程施工→电网验收→并网发电 并网流程：
提出并网申请→电网收里并网申请→电网指定接入系统方案→电网确认接入系统方案→电网出具接网意见函→项目工程建设→向电网提出并网验收申请→电网受理并验收调试→电网安装电能计量装置→电网签定购售电合同→并网验收→并网运行→备案
办理需提供手续：
1)企业办理
2)企业法人、经办人居民身份证原件及复印件 3)法人授权委托书原件
4)企业法人营业执照/组织机构代码证、土地证、房产证原件及复印件等合法支持文件
5)省或市或县（区）级政府投资主管部门同意项目开展前期工作的批复（需核准项目）分布式电源项目接入申请表
6)项目前期工作相关资料 7)主要电器设备一览表 接入方案确定：
受理申请后，约定时间擦爱看接入条件，并在规定不期限答复接入系统方案，并在25个工作日内完成提供接入方案。分布式发电项目主体工程和接入系统工程竣工后，项目单位（业主）向所在地供电公司提出并网验收和并网调试申请，供电公司自受理申请起10个工作日内完成关口电能计量装置安装服务，并网运行，并签收购售电、并网发电在系统完成后，电力部门将在10个工作日内完成验收和调试工作。电力部门在并网及后续服务中，不得收取任何服务费用，电力部门向政府能源主管部门进行备案。
1、投资方可先向当地电网公司了解和提出并网意向，并填写申请光伏并网表格，并网表格可由当地电网公司提供协助，投资方是以居民个人申请的，还需提供本人身份证原件以及复印件、户口本、房产证等证件；投资方最好事先就向电网企业咨询，了解清楚。、如以居民个人申请的项目占据的是小区公共空间，还需要提供申请人及其所在单元所有住户的书面签字证明（包括所有参与人的签名、电话、身份证号）以及所在小区物业、业主委员会同意的证明，并由其所在社区居委会盖章。
3、当电网公司接受你的申请后，会安排工作人员上门现场勘察，做一套接入系统方案；如你所在区域的电源点（多少KVWV电压）、电网企业会按你所在申请区域的电网、电压、进行编制接入方案，方案完成后，投资业主尽快把电网公司编制的接入方案交给我光伏生产厂家进行评估，有异议光伏厂家会及时提出与电网公司沟通，双方最终确定并网方案。
4、光伏厂家接到最终确定方案后，会按电网公司编制接入的方案，和投资方的要求进行光伏并网设备设计生产，光伏发电厂家并会到并网的地点进行场地勘察、做统一规格的组件，根据项目容量选择匹配逆变器、控制器、防雷器、汇流箱、电箱、计量装置、连接导线、支撑安装的水泥墩、三角支架等基础设施。
5、提出并网申请受理后，电网公司会派人上门安装电表、和用户签并网合同，并进行并网调试。“从并网申请到并网调试、安装计量装置，所有这些电力公司提供的服务都是免费的，国家电网公司承诺整个流程在45个工作日内完成。同时电 网公司会免费为用户安装一个可顺逆转的电流计量表，（或两个顺转电流计量表，一块是计算光伏电站的发电量，另一块是计用户用电量电表）即用户自己用电和卖到电网的电量计量电表。这样用户可以直观的看到自己每天的发电量、用电情 况以及输送到电网上的电量情况信息。
6、在工程建设过程中，施工设备质量、接入、输出、相关参数等，光伏发电厂家都必须按照电网公司编写的接入方案执行，防止不附合电网公司接入要求，发生停工，返工的现象。
7、投资方在填写申请调试验收的申请表时，可请求电网企业协助填写。
8、目前家庭安装并网电站的想盈利投资的，至少需要投入数十万元、到数百万、数千万元才会有可观收益。如果单是自家用电，作为行业人士建议，做离网系统就可以了，不必做并网发电，因为够自家用就可以了，也没有多余的电卖，不必做并网发电，这样可免去电网企业的繁琐流程，相对投入成本也小得多。而且离网发电技术成熟，设计更先进，现在设计的离网发电都有市电互补的了，也就是说有太阳能电，优先使用太阳能电，太阳能没电了自动转换使用电网电，这也是离网发电，不是并网发电，所以大家要弄清楚，不要以为和电网串联就是并网发电了啊。
9、了解并网发电后，如果真正要做，我们要收到电网公司的接入方案后才能做详细报价的，不然，只能给你笼络报价。
洁净能源发电并网系统调度综述 篇6
【关键词】洁净能源发电；调度模型；解算算法
【中图分类号】P754.1【文献标识码】A【文章编号】1672-5158（2013）07-0408-02
0 引言
随着社会产业的发展的不断提高，能源需求的不断增长使得传统能源如煤炭、石油、天然气等资源日趋枯竭。目前，风电为代表的洁净能源发电已受到人们格外青睐，同时，在这样一种大背景下，太阳能发电也正在经历着前所未有的应用和发展速度。
解决大规模洁净能源发电并网系统调度问题对我国电力事业的发展意义深远而重大。在世界范围内发展大规模洁净能源发电并网运行是改善电源布局和优化电力结构的理想选择，也是实现可持续电力供应的理想模式。因此，解决洁净能源发电的调度问题对于实现大规模洁净能源发电并网和经济、合理运行具有决定性的作用。
1 国内外研究现状
目前，在国外洁净能源技术已经成熟，最近几年，风电的发展在国内也已经达到了一定的水平，因此，国内外对风电并网系统调度问题的研究也已经取得了一定的成果并正在不断完善。
国内外对系统优化调度模型及其解算算法的研究起步较早，研究成果也相当丰富。文献[1]提出了一种计及风电环境效益，风电备用容量成本和火电机组环境补偿成本的基于最小购电成本最小为目标函数的调度模型，使用新型智能技术遗传算法对调度模型进行解算，调度结果经济合理、经济。文献[2]构建了一种包含分布式电源的电网调度模型，并开发了相应的求解算法。通过一个具体的算例研究了分布式电源对电力系统的线损以及各节点的边际电价的影响，表明分布式电源能够有效降低线损和阻塞，为用户提供足够的电力，保障供电可靠性。当风电、光伏发电等洁净能源发电作为分布式电源接入电网时，该文所采用的调度模型具有重大参考价值。文献[3]以风电场的短期风速预测为基础，针对风力发电不同接入容量对电力系统稳定性影响的不同，建立含有风电场的电力系统经济调度模型，并使用了先进的优化算法，调度结果较精确、可信。文献[4]对水电调度模型进行了深入的研究论述，以发电量最大为目标建立了优化的调度模型，提出了双决策变量线性调度函数，并讨论了双决策线性函数建立的方法和决策规则的确定。文献[5]基于机会约束规划提出了一种新的水火电力系统短期优化调度的不确定性模型。允许所形成的调度方案在某些比较极端的情况下不满足约束条件，但这种情况发生的概率必须小于某一置信水平。兼顾日前交易和在此计划下可能存在的实时交易的费用，实现系统的火电机组和用以实时平衡的功率调整的费用最小化，并针对该模型给出了基于粒子群算法和蒙特卡罗仿真的求解方法。文献[6]提出用改进的直接搜索算法（DSM），即惩罚函数直接搜索算法PF-DSM求解系统调度问题。结果表明，改进后的直接搜索算法对调度模型的求解更有效。文献[7]介绍了一种基于模拟退火的粒子群算法，并用其求解以水电站年发电量最大建立的优化调度的数学模型，本文将模拟退火的思想应用到具有杂交和变异的粒子群算法当中，通过模拟退火的降温过程来提高算法后期的进化速度和精度。最后，以普定水电站的优化调度为例进行了计算，结果表明，该算法的性能较基本粒子群算法有了较大改善，且明显优于常规调度方法和动态规划。文献[8]采用模糊粒子群算法（FCPSO）求解多目标环境经济调度问题。文献[9]采用遗传算法和模糊逻辑控制混合算法来求解环境经济调度问题。文献[10]分析了韶关地区小水电群联合优化调度的特点，结合实际建立了小水电群优化调度的数学模型。通过对传统优化调度方法和遗传算法的基本步骤进行研究和改进，提出了基于改进遗传算法的模型求解方法，并对韶关电网系统中的两个小水电站进行了联合模拟求解，结果表明了该方法科学可行，对提高电网运行和提高水电能源的利用具有重要意义。文献[11]中的环境经济调度问题是一个多目标优化模型——目标函数包括系统排放物最少和系统费用最少的同时维持发电机组无功出力在一个可以接受的水平。文献[12]基于遗传算法研究包含风力发电的电网的经济调度方式，通过计算分析了应用风电所能带来的化石性燃料的节省效益，并研究了传统煤电水力发电机组可否有效弥补风电随机性对电网运行所带来的冲击。该文在建立调度模型并考虑了新能源发电对电网造成的安全稳定问题，所建模型合理，应用价值高。文献[13]则专门分别研究了遗传、进化算法等模拟生物进化的优化问题，对解算调度问题的算法进行了详细的论述，解决了调度模型的求解问题。文献[14]提出并设计了一种基于混合神经网络和遗传算法的水电厂经济调度系统，为反映机组复杂的非线性工作特性，建立了基于人工神经网络方法的耗水量模型， 在此基础上采用改进的遗传算法对机组进行了优化组合。结果表明： 数字仿真及其现场应用都取得了满意的结果。文献[15]对机组出力变化与分时电价波动之间的关系进行了研究，构建了一种新的水火电短期优化调度模型，该模型以实现电力市场条件下最大发电收益为目标，同时综合考虑了峰谷分时电价和环境保护成本对发电侧经济效益的影响，还考虑了梯级水电站群的蓄水量、下泄流量、机组出力等约束条件，由此得出机组的优化调度方案。针对传统优化算法难以处理高维梯级水电站优化调度多约束条件的缺陷，利用微分进化算法对此优化模型进行求解，仿真计算结果证明了该模型的合理性和算法的有效性。文献[16]在考虑环境保护和节约能源以及水电厂运行特点的基础上，提出了一种以火电厂总运行费用、污染气体排放量、水电厂弃水量为优化目标的水火电站群多目标优化调度模型。应用基于Agent的启发式计算方法求解。计算表明，该模型有利于节能减排和环境保护，提高了水力资源的利用程度，提升了电力系统的综合运行效益，为水火电力系统短期优化调度提供了新的研究思路。文献[17]针对风电场出力的随机性，在风速预测的基础上，应用随机规划理论建立了考虑机组组合的含风电场电力系统动态经济调度模型。鉴于以上众多原因，关于光伏发电并网运行调度方面的文献很少，对光伏发电调度建模和仿真的研究则更为罕见。因此，可以预见，对光伏发电并网系统调度模型的研究将成为一种趋势并在未来得到快速的发展，最终得到成熟的调度技术。
2 洁净能源发电并网系统调度相关关键技术
以风、光能源发电为代表的洁净能源发电具有随机性及不可控的特点，这给调度带来了困难。因此，必须解决与其相关的关键技术问题。
2.1 功率预测与控制
洁净能源发电要参与系统的功率平衡，需做的工作，一是其输出功率的预测，二是输出功率的控制。以风电为例，对风电场输出功率进行控制，有利于减小系统的备用容量，增强系统的可靠性和安全性。风电场综合控制系统输入信号有调度的指令、风速、并网点的有功功率、无功功率、电压等，控制目标为保持风电场的有功、无功、电压等在合理范围内。丹麦Eltra电力公司规定了风电场参与功率控制的7种方法[20-22]。一般风电场输出功率大于90%额定容量的概率小于10%，因此通过对风电场进行功率控制达到减少系统备用容量的作用，而不会损失太多的风电功率。风电功率预测的意义主要在以下几个方面：用于经济调度，根据风电场预测的出力曲线优化常规机组的出力，达到降低运行成本的目的。增强系统的安全性和可靠性。掌握了风电出力变化规律就减少了不确定性，增强了系统的可控性。但适应实时调度要求的准确的风电场出力模型是制约含风电的环境经济调度发展的瓶颈问题之一。文献[21]-[24]从不同的角度介绍了国内外对这一问题的研究情况。风电功率预测的基本方法可分为基于数值天气预报的物理预测模型（统计模型（神经网络方法、模糊数学方法等））和时间序列模型（持续预测方法、卡尔曼滤波方法等）两大类。文献[26]指出由于风电具有随机性， 目前尚无法较准确预侧其出力， 因此含有风电的电力系统经济调度不再是一个常规意义下的确定性问题。利用传统的方法也难获得既经济又有较高可靠性的解。
2.2 系统备用容量的选择
由于洁净能源并网发电具有随机性和间歇性的特点，为了保证系统的安全、稳定、可靠的运行，必须以常规能源发电为系统预留一定的备用发电容量。以风电为例，保证风电功率的波动特性如果与电网负荷的波动特性一致，那么风电就有自然调峰的作用，反之，会使电网的调峰问题更加突出。在有些情况下，从长时期来看，风电与电网负荷变化规律一致，但这并不能排除在有些时段内，风电出力正好与负荷变化规律相反，使电网面临严重的情况。这就需要合理安排系统的备用容量，保证电网的安全稳定运行。但是，目前对于合理选择备用容量没有成熟的理论和方法。调度部门选择的备用容量往往与实际需要的备用容量不太符合，这样必然造成了电力浪费和经济损失。因此，建立一种合理的备用容量选取方法必将成为一个意义重大的且具有很高经济效益的突破点。
3 结束语
针对洁净能源发电各自的特点，并根据电力实际运行需要，建立相应的调度模型，解决调度相关关键技术问题，并采用有效的数学解算方法，保证调度结果符合系统安全稳定运行原则，是解决调度问题的关键。
随着太阳能等洁净能源的大力开发，洁净能源发电并网调度技术必将不断完善，最终实现洁净能源在一定程度上取代传统能源。
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水力发电系统并网研究 篇7
关键词：双PWM,机侧变流器,网侧变流器
1 引言
伴随经济全球化以及工业的快速发展,全球能源枯竭及环境污染问题是目前制约人类社会可持续发展的两大主要元凶。风力发电系统以其发电过程零污染、零噪音、维护方便以及无需生产原料等优势展现出广阔的发展潜力以及应用前景。数字信号处理器芯片的诞生,让很多先进的控制方法得以应用在风力并网发电的控制系统中。
2 基于DSP双PWM风力发电并网系统的原理
并网系统的结构框图如图1所示。它包括核心控制器TI公司的TMS320F2407芯片、IGBT电路、隔离放大电路等。这里从电网上采样一个线电压正弦波,经过同步锁相控制转化为同步信号,将它送比较器转化为方波信号,利用方波信号的下降沿或低电平作为触发IGBT的同步信号,同时将同步信号送入DSP的捕获单元引脚。DSP由捕获产生中断启动定时器工作,再根据计算从而得到触发角产生相应的延时脉冲。这个信号作为采集电网频率的信号源,根据实际采集到的电网频率对IGBT的控制角进行修正,从而提高移相精度[1]。
双PWM型并网变流器风电系统基本结构如图2所示,与采用二极管不控整流相比选用矢量控制技术来控制电机在不同运行环境实现对电机的最大转矩、最大效率、最小损耗控制,并且PWM变流器减少了发电机侧的谐波电流。具体的工作过程是PWM整流器对功率因数进行控制的同时把从发电机输出频率不断变化的电流转化为电压恒定的直流电,再通过中间直流稳压环节由电网侧逆变器将电能逆变馈入电网。
3 并网变流器的控制分析
3.1 机侧变流器控制分析
机侧变流器具体控制框图如图3所示。
风力发电系统中的并网变流器的功能是将发电机输出的频率、幅值时刻变化的电能转换为与电网同步的电能,并通过控制逆变器的输出,在保证输出电能质量的前提下实现与电网的并行运行。
设定转子磁链Ψf的方向为旋转坐标系d轴,这样空载电势Es就与q轴对齐。αβ和dq坐标系下的相量图如图4所示。
设Ψf,Lsd,Lsq恒定,得到发电机电流方程如下[2]:
可将电磁转矩写成如下形式:
Te=np(Ψdisq-Ψqisd)
=npisq[isd(Lsd-Lsq)+Ψf] (2)
当isd=0时,电磁转矩方程如下:
Te=npisqΨf (3)
由此可得经典的isd控制策略:当认定转子磁场恒定,电磁转矩就与isq成正比。电磁转矩与定子电流成线性关系,使电机的转矩控制环节得到简化[3]。
在已知转矩指令T*e时,电机dq坐标下电流指令分别如下:
用PI调节器校正系统,得到控制方程:
当定子电阻Rs忽略不计时,有发电机在id=0控制下的工况向量图,如图5所示。
由图5可知,当isd=0时,电枢反应磁链和转子磁链间没有去磁分量是垂直的,避免了造成永磁体退磁,是该控制方法的第2大优点[4]。但是,当isd=0时,同时发电机转速为某一值,端电压随着负载电流Is的增大而增大,功率因数便会有所下降。
3.2 网侧变流器结构及控制策略
3.2.1 电流内环设计
网侧PWM变流器控制方式采用双闭环控制,用于并网控制的电流内环采用PI调节器实现无静差调节。其系统结构图如图6所示。
本系统要求电流内环必须实现对给定电流的快速跟踪控制,所以选择将电流环设计成为典型I型系统,同时整定该控制系统的相应参数[5]。按图6控制结构得电流环开环传递函数:
取系统阻尼比ξ=0.707,即有:
当系统的开关频率有足够高时,s2系数会比s项系数小得多,即可确定简化后的闭环传递函数为
由于本设计要实现功率因数为1的功能,要将无功电流指令值i*q设置为0。
3.2.2 电压外环设计
电网的三相电动势为
实际操作中,开关频率比发电机输出电压频率要高得多,这时候可忽略不计PWM基波分量,只计算其低频分量就可以,所以有:
当功率因数为1时,则有:
由此可推导直流侧电流idc表达式为
idc=0.75mcos φ (12)
建立网侧PWM逆变器电压外环控制结构如图7所示。
电压外环要维持直流电压稳定,所以抗干扰性能应该是设计时着重考虑的因素,为控制系统选择电压PI调节器[6],此时系统的开环传递函数为
此系统的频宽:
h=Kup/(KuiTs) (14)
整定系统的参数关系,则有:
此时为了有较好的动态跟随性能,取h=0.5,代入式(13)和式(14)可得电压外环的设计参数为
4 实验结果
调制方式为SVPWM,开关频率为2 100 Hz, 永磁同步发电机定子额定电压为690 V,定子电阻为6 mΩ,交、直轴电感为8.5 mH,极对数为32。直流侧母线电压参考值为1 200 V,并网逆变器额定功率为1.2 MW,电网电压为220 V,直流侧电容为3.33 mF,滤波电感为0.478 mH,滤波电容为1.33 mF。从图8中可以看出A相波形与电网波形在标准规定的范围内基本达到同频同相。
5 结论
通过对风力发电系统双PWM变流器发电机侧和网侧变流器的特性分析,结合TMS320LF2407A芯片进行系统设计,并通过Matlab/Simulink进行仿真实验,仿真结果表明,基本达到实验要求。
参考文献
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水力发电系统并网研究 篇8
通常光伏发电系统MPPT由DC/DC变换器完成, 将光伏电池等效成直流电源, 电源内阻R随着外界环境的变化而变化, 变换电路视为外部负载。MPPT的原理就是实现阻抗匹配, 使变换电路作为负载与光伏电池的内阻实现动态匹配时, 光伏发电系统即工作在最大功率点 (MPP) 。
1 最大功率点跟踪控制方法的综合分析
1.1 恒电压法
恒定电压法实际上是把MPPT控制简化为稳压控制, 实现了光伏电池的稳压输出。图1所示为不同光强下光伏电池U-I特性曲线。
当光照强度较大且温度恒定时, 光伏阵列各曲线上最大功率点所对应的电压几乎都分布于一个固定值的两侧。因此, 该方法只需生产商提供MPP点对应输出电压, 即可进行最大功率点跟踪。
这种控制方法的优点是控制简单, 易于实现。但是恒电压法忽略了温度对光伏电池的影响, 当环境温差变化较大时, 输出电压也有较大的变化。因此, 恒电压法的缺点是控制适应性差, 只适合日照情况稳定的工作场合。
1.2 扰动观察法
扰动观察法的控制思路为首先扰动输出电压, 测量电压扰动之后的功率变化量, 若功率变化量为正, 则表示扰动方向正确, 可继续向相同的方向扰动;若扰动后的功率变化量为负, 则向相反的方向扰动。经过不断调整扰动方向和观察, 使光伏电池的工作点接近MPP点。
扰动观察法具有寻优原理简单, 被测参数较少, 较易实现等优点。然而该方法在到达MPP点附近后, 其扰动并不会停止, 其稳定工作点会在MPP点附近振荡, 这必然导致部分功率损失。同时该方法在日照强度突变时可能出现误判导致跟踪错误, 发生程序失序现象。
1.3 导纳增量法
导纳增量法避免了扰动观察法扰动方向的盲目性, 可以判断出工作点电压与MPP点之间的关系。在光伏电池功率电压特性曲线MPP点的两侧, 功率对电压的导数的极性相反。将功率公式P=UI求导, 并根据该极性关系, 可以得出在MPP点应满足:
上式可作为光伏电池实际工作点是否在MPP点处的判据。通过控制光伏电池的导纳增量和瞬时导纳之间的大小来改变控制信号, 从而实现MPPT控制。
导纳增量法可以使光伏电池的输出电压稳定地追随环境因素变化;同时该方法的控制稳定性较高, 可不受功率-时间曲线等因素的影响。导纳增量法的缺点在于控制算法较为复杂, 实现难度较高。
2 一种新的综合优化方法
本文提出一种将上述三种常用控制算法结合的MPPT综合优化法。首先在控制程序的起始阶段, 采用跟踪速度较快的扰动观察法, 选取较大的扰动步长, 使得光伏电池工作点快速的逼近MPP点;然后利用导纳增量法控制稳定性较好的特点, 使工作点稳定地跟踪到MPP点;最后采用恒电压法, 其抗干扰能力强, 可以使光伏电池稳定运行于MPP上;若起始阶段环境因素突变, 为了防止扰动观察法出现失序现象, 程序直接跳转到扰动方向明确的导纳增量法。MPPT综合优化法的程序流程图如图2所示:
该综合优化MPPT跟踪方法充分地利用了上述三种控制算法的优点;在MPPT跟踪过程中, 扰动观察法的跟踪速度要明显快于导纳增量法, 在MPP点附近, 导纳增量法的稳态性能优于扰动观察法;当外部环境未剧烈变化时, 恒电压法的电压是直接给定, 无需寻优, 可以实现稳压控制。
3 总结
本文对三种实用化程度较高的MPPT算法进行了比较分析, 提出了一种综合优化法, 该方法可以很好的平衡光伏发电系统对MPPT算法跟踪速度与跟踪精度的要求, 是对光伏并网发电系统最大功率点跟踪控制技术的一种有益探索。
摘要：本文对光伏并网发电系统最大功率跟踪问题进行研究, 对常用的三种最大功率点跟踪算法进行了综合分析, 并提出一种综合优化法, 该方法可以有效的提高光伏并网发电系统的效率。
关键词：光伏发电,最大功率点跟踪,综合优化
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水力发电系统并网研究 篇9
自1954年美国科学家恰宾和皮尔松在贝尔实验室首次制成实用的单晶硅太阳能电池以来, 经过半个多世纪的发展, 光伏发电已经成为全球能源体系中不容小觑的力量。截止到2013年, 全球光伏发电累计装机量达到132GW, 2013年全年光伏发电超过1600亿度 [1]。
光伏发电系统是利用太阳能电池的光生伏特效应, 将太阳能转换成电能的系统。并网光伏发电系统主要由光伏组件、汇流箱、逆变器等部分组成。独立光伏发电系统还包括储能电池、控制器, 如图1所示。
光伏发电系统建设过程主要分为设计、施工、运维等几个阶段, 每个阶段的工作都直接影响着系统建成后的发电效果, 决定着系统的经济收益。其中设计阶段是后两个阶段的基础, 在设计阶段发现问题的改正成本要远低于施工和运维阶段, 所以设计阶段是光伏发电系统建设过程最重要的一个环节。
系统发电效率是众多衡量光伏发电系统建设质量指标中最重要的一个, 在系统设计阶段影响光伏发电系统发电效率的因素有很多, 主要包括:组件选型、组件安装方式、逆变器选型等, 本文将针对目前应用最广的并网光伏发电系统, 分析在设计阶段影响并网光伏发电系统发电效率的诸多因素。
2 光伏组件的选型
在光伏发电系统设计之初, 首先需要根据项目投资规模、建设场地情况、环境条件等因素确定采用的光伏组件类型。光伏组件按其采用电池片基体材料可分为晶硅光伏组件和薄膜光伏组件。目前, 晶硅太阳能电池占市场主导地位, 其产量约占太阳能电池总产量的90%:而其中多晶硅太阳能电池约占68%, 单晶硅太阳能电池约占22%, 如图2所示。薄膜太阳能电池产量约占总产量的10%:其中碲化镉 (Cd Te) 薄膜太阳能电池约占5.38%, 硅基薄膜太阳能电池约占2.69%, 铜铟镓硒 (CIGS) 薄膜太阳能电池约占1.93% [2]。
2.1 光伏组件特性的差异
晶硅太阳能电池与薄膜太阳能电池由于基体结构的不同, 在性能上表现出很大的差异。目前在国内市场, 晶硅太阳能电池和薄膜太阳能电池应用最为普遍的代表分别为多晶硅太阳能电池和非晶硅薄膜太阳能电池, 本部分主要分析多晶硅太阳能电池和薄膜太阳能电池的选取。
关于多晶硅太阳能电池和非晶硅薄膜太阳能电池的特点, 业内基本形成了共同的认识, 例如通常认为非晶硅薄膜太阳能电池由于所用硅材料远少于晶硅太阳能电池, 其成本上更有优势;薄膜太阳能电池具有很好的弱光效应, 在辐照度较低的环境下具有比晶硅太阳能电池更高的转换效率, 如表1所示。
2.2 在实际系统中的表现
对于以上性能差异, 其中很多结论往往来源于理论数据或实验室数据, 在影响因素复杂的实际环境中并未得到验证, 性能差异集中体现在采用薄膜太阳能电池的发电系统与采用晶硅太阳能电池的发电系统的实际发电量上。通过赛迪大厦10k W分布式光伏发电典
型应用测试系统、北京首个个人光伏发电项目等系统的数据, 图3为多晶硅光伏组件和非晶硅薄膜光伏组件每瓦日发电量对比图。由图可知, 相同功率的组件, 非晶硅薄膜光伏组件比多晶硅光伏组件发电量低约3.6%。
由于组件转换效率的差异, 相同功率多晶硅光伏组件和非晶硅薄膜光伏组件的面积差距明显。如表2所示, 同为1000W峰值功率的光伏组件, 多晶硅光伏组件面积约为6~7m2, 而非晶硅薄膜组件面积则在10m2以上。这还未考虑组件倾斜放置的影响, 那样二者占地面积差距将更大。
关于组件价格, 理论上由于非晶硅薄膜光伏组件消耗硅材料少、制造工艺简单、耗能少, 制造成本应低于多晶硅光伏组件。但是由于其生产设备和技术投资成本高, 且目前出货量较少, 以致于目前其成本基本上在5元/W, 与多晶硅光伏组件3.8~5元/W相比并无价格优势, 如表2所示。
此外, 通过赛迪大厦10k W分布式光伏发电典型应用测试系统、北京首个个人光伏发电项目等系统的数据, 如表3所示, 在北京地区阴天情况下进行的对比分析, 非晶硅薄膜光伏组件每瓦发电量分别为0.00298kW h和0.00067k Wh, 而多晶硅光伏组件每瓦发电量分别为0.00348k Wh和0.00074k Wh, 非晶硅光伏组件发电量分别比多晶硅光伏组件低14.4%和10.5%, 非晶硅薄膜太阳能电池的弱光效应优势并没有体现出来。
就目前的技术水平, 多晶硅光伏组件转换效率在16%左右, 非晶硅薄膜组件转换效率在10%左右, 相同峰值功率的非晶硅薄膜光伏发电系统占地面积比多晶硅光伏发电系统至少多30%以上, 且建设成本无明显优势, 弱光效应好的特点体现也不明显, 非晶硅薄膜光伏发电系统发电量比多晶硅系统还要略低。所以对于场地面积有限, 追求经济收益的大型电站或屋顶光伏发电系统, 目前更宜采用多晶硅光伏组件等晶硅组件。
即使在转换效率方面具有巨大劣势, 薄膜光伏组件与晶硅光伏组件相比仍有其适用场合。例如其可做成透光、柔性的组件, 适合制成光伏幕墙, 适合BIPV系统的应用。另外由于薄膜光伏组件温度系数较低, 在温度高地区其功率衰减程度要低于晶硅光伏组件。
随着CIGS、Cd Te等薄膜太阳能电池的技术进步及产量提升, 未来必将扭转目前薄膜太阳能电池的颓势, 对晶硅太阳能电池市场形成冲击。
3 光伏组件安装角度及间距
3.1 光伏组件安装角度
对于以固定角度方式安装的光伏阵列, 组件的安装角度对光伏发电系统的发电效率有直接影响。组件的安装角度包括方位角和倾斜角决定。方位角指光伏组件平面法线在水平面上的投影与正南方向 (北半球) 的夹角。对于固定角度方式安装的光伏阵列, 一般情况下, 方位角为0°时, 即光伏组件朝向正南安装时, 光伏阵列发电效率最高。如果偏离正南达到30°到60°时, 光伏阵列发电量将减少约15%到30% [3]。
倾斜角指光伏组件与水平面的夹角。并网光伏发电系统与独立光伏发电系统的设计目标不同, 对于独立光伏发电系统, 设计目标是系统发电量最少月份的发电量能够满足月用电需求, 而对于并网光伏发电系统, 以系统达到最高的年发电量作为设计目标。
在光伏发电系统实际设计过程中, 光伏组件倾斜角的选取通常与系统所在地点纬度相当, 并在此基础上根据实际环境做一些修正。例如组件倾斜角越大, 组件阴影面积越大, 光伏阵列所占场地面积就会越大, 所以会在纬度的基础上稍作减少。对于光伏组件倾斜角的具体具体选取, 常用光伏发电系统设计软件如PVsyst、PV*SOL会自动根据所选地点给出最佳倾斜角, 本文不做过多分析。以PVsyst为例, 软件给出北京地区光伏组件最佳倾斜角为34°。
3.2 光伏组件安装间距
光伏组件安装的间距要选取适当, 间距过大将导致光伏阵列占用场地面积加大, 成本加大;间距过小将造成组件之间相互遮挡, 影响发电效率。通常, 确定组件间距的原则为冬至当天的9:00至15:00, 光伏方阵不应被遮挡 [4], 如图4所示。
太阳能电池方阵间距D, 可以从以下4个公式求得:
D为组件间距、L为太阳光在方阵后的投影长度, H为组件高度, α为太阳高度角, β为太阳方位角, Φ为纬度, δ为纬度角, ω为时角, Z为组件安装的角度。
首先计算冬至上午9:00太阳高度角度α和方位角β。冬至时纬度角δ是-23.45°, 上午9:00的时角ω是45°, 于是有:
α=arcsin (0.648cosΦ+0.399sinΦ)
β=arcsin (0.917×0.707/cosα)
求出太阳高度角α和方位角β后, 即可求出太阳光在方阵后面的投影长度L, 再将L折算到前后两排方阵之间的垂直距离D:
D=Lcosβ=Hcosβ/tanα
例如:北京地区纬度Φ=39.8°, 光伏组件安装角度Z=34°, 1.65m长的光伏组件高度H=0.92m, 则光伏组件安装的间距为
D=Hcosβ/tanα=0.92×0.743/0.25=2.74m
4 逆变器的选择
逆变器按照适用场合, 可分为集中式逆变器、组串式逆变器、微型逆变器, 分别具有各自的特点。
4.1 逆变器的特点
集中式逆变器功率大, 额定功率通常大于100k W, 成本低, 转换效率高, 最大转换效率可以达到98%以上, 如表4所示。但是其针对整个光伏阵列进行MPPT跟踪, 当遇到阴影影响的时候整个系统发电量将大幅下降。而且其体积较大, 需要专门的场所放置, 运维成本较高。
组串式逆变器功率适合光伏组串, 额定功率通常为3-30k W, 成本适中, 转换效率较高, 最大转换效率可以达到97%以上。通常具备双路MPPT跟踪功能, 抗阴影遮挡的能力较强。通常是壁挂式, 体积较小, 安装较为方便。
微型逆变器成本较高, 成本约为组串逆变器的1.5倍;转换效率略低, 通常在95%左右;每块组件独立实现MPPT跟踪, 能够保证每块组件均运行在最大功率点, 抗阴影效果极佳;启动电压低, 工作时间长;将微型逆变器与组件集成, 可实现模块化设计, 实现即插即用和热插拔, 系统扩展简单方便;微型逆变器基本不独立占用安装空间, 分布式安装
便于配置;基本上不用维护;能够实现对每块光伏组件发电情况的监测, 有利于系统问题排查。
4.2 逆变器的选取
以上这三种逆变器均是目前市场上应用较广的逆变器, 各自的使用条件不同, 逆变器的选取要综合考虑光伏电站的规模、空间限制、阴影等多重因素。
如表5所示, 集中式逆变器:由于其成本低, 转换效率高, 适合大型地面电站。
组串式逆变器:适合各种k W级的分布式光伏发电系统, 由于其安装简单, 无需吊装机械辅助, 特别适合各类屋顶光伏发电系统。
微型逆变器:由于其成本较高, 适合家庭等装机量不大的分布式光伏发电系统;由于其具有极佳的MPPT效果, 适合阴影遮挡严重的场所;另外由于其体积小, 便于模块化安装, 适合空间有限的场所, 适合光伏建筑一体化。
5 组件的串并联
无论是大型光伏电站还是分布式光伏发电系统, 光伏组件基本上都是通过串、并联的方式组成光伏阵列进而发电工作的。所以, 组件的串、并联方式也是光伏发电系统设计中必须要考虑的一个因素。组件的串、并联设计需要重点考虑的因素有两点:与逆变器的匹配、阴影的影响。
5.1 与逆变器的匹配
在进行光伏发电系统设计时, 要确定每串阵列光伏组件串联的数量, 这由已选取的逆变器输入端最大输入电压决定, 组串的电压要与逆变器的工作电压匹配, 并低于逆变器最大输入电压。在确定组串串联的组件数量后, 根据系统计划的总装机量及场地条件, 确定系统并联的支路数。
5.2 阴影的影响
当方阵每个组串串联的组件数和方阵的组串数量确定以后, 还需要确定方阵的连线方式, 在遇到阴影的情况下, 不同的连接方式可能有较大差别 [5]。
如图5所示, 当遇到阴影时, (a) 中连接的电压下降, 系统有可能无法正常工作; (b) 中电压保持不变, 虽然少了一组电流, 但系统可以保持正常工作。所以在进行系统设计时, 需要根据现场的实际环境考虑组件的布置方式。
此外, 光伏组件在连接时会造成系统发电效率的损失, 这主要取决于组件的离散性, 因此除了在组件的生产过程中应尽量提高组件性能参数的一致性之外, 还要对组件进行测试、筛选、组合, 尽量把性能一致的组件组合在一起, 如在串联时需要选择工作电流相同的组件, 在并联时需要选择工作电压相同的组件。
6 光伏监控系统
工程建设中信息系统的建设往往滞后于土建工程等部分的建设, 光伏行业也是如此。目前国内光伏应用市场刚刚开启, 很多电站还未重视信息化建设, 运行数据还处于人工上报, 人工汇总的状态, 这就造成数据不准确、不及时, 势必引起生产决策的失误。如何实现科学化管理, 提高发电量, 延长发电寿命, 是电站业主和电网公司所共同关注的问题。
光伏监控系统为保障电站高效、可靠运行提供保障, 但目前很多监控系统仅实现了“从无到有”的提升, 监控系统质量、效果还未引起业内的广泛重视, 存在诸多问题:部分电站不能实现无人值守, 仍需人力巡检, 既浪费人力, 又无法实时、准确地监测, 存在安全隐患;某些电站不能对电能质量和电网状况进行实时监控, 可能对电网产生冲击, 或产生孤岛效应, 造成人员伤害;部分电站不能合理确定、协调配电网中的电源结构, 无法有效利用各类型电源。
6.1 光伏监控系统的主要功能
依据国家相关标准, 光伏监控系统分为:现场设备层、网络层和站控层三部分。站控层由监控主机和远动通信装置构成, 提供全站设备运行监控、视频监控、运行管理并与调度中心通信。网络层由现场网络交换设备、网络线路、站控层网络交换设备等构成, 提供全站运行和监控设备的互联与通信。现场设备层由配电与计量设备、监测与控制装置、保护与自动装置等构成, 提供全站发电运行和就地独立监控功能, 如图6所示。
按照相关标准, 光伏监控系统应符合以下基本要求:
监控系统应采用开放式体系结构、具备标准软件接口和良好的可扩展性, 并要求稳定性强、抗干扰能力强;
监控系统应满足电力二次系统安全防护总体方案的要求;
·监控系统应具有与电网调度机构通信的能力, 按要求实现站内调度自动化、保护、管理等多种信息的远程传送。
监控系统应包括的功能有:
监控功能:数据采集、数据处理、控制操作、防误闭锁、告警、事故顺序记录和事故追忆、计算及制表;
控制功能:有功功率控制, 无功电压控制;
功率预测:根据预测时间可分为未来0-72小时的短期预测, 和未来0-4小时的超短期预测。
6.2 光伏监控系统的效益分析
光伏监控系统的应用将大大提升光伏电站的运营效果, 降低运营成本, 保障电站稳定运行, 具体体现在:
光伏监控系统能实施监测光伏电站发电信息, 及时发现异常, 缩短故障存在的时间, 提升系统发电量;
光伏监控系统能够根据电网情况控制系统输出功率, 有效调节电网电能质量, 保障电网稳定运行;
光伏监控系统能够预测发电功率, 与实际发电功率对比, 结合对系统各部分损耗的分析, 得到系统优化的路径。
综上, 光伏监控系统的应用能够有效提升电站发电量, 保障电站安全稳定运行, 对电站的运行有很强的经济社会效益。
7 结论
在并网光伏发电系统设计过程中, 需要根据投资规模、场地情况、环境条件等因素综合选取适合的组件类型, 晶硅光伏组件更适合大型电站和屋顶光伏发电系统, 薄膜光伏组件更适合BIPV;利用专业设计软件PVsyst、PV*SOL等, 得到组件的安装角度和间距;结合系统规模及现场实际环境, 选择合适的逆变器;根据逆变器类型及现场阴影的影响给出光伏方阵的串并联连接;最终根据实际需要, 加装光伏监控系统。
只有在光伏发电系统设计环节将影响系统发电效率的诸多因素考虑周全、清楚, 并科学设计, 才能在系统建成后获得预期的经济效益。
参考文献
[1]世纪新能源网.2013年全球光伏新增装机, 亚洲首次占据世界首位[EB/OL].http://www.solarzoom.com/article-47196-1.html, 2014-03-13
[2]中国光伏产业联盟, 中国电子信息产业发展研究院.2012-2013年中国光伏产业年度报告[M].北京.2013.91-92
[3]牛双国, 李淑芳.2MWp太阳能光伏发电工程技术研究[J].建筑技术, 2013, 44 (7) :611-613
[4]张海燕.基于平面镜反射的聚光光伏系统研究[D]:[博士学位论文].合肥.合肥工业大学, 2012
光伏并网发电系统孤岛检测方法综述 篇10
孤岛检测方法研究主要集中在欧美和日本,电气电子工程师协会IEEE(Institute of Electrical and Electronics Engineers)率先提出了孤岛检测性能发展方向并制定了测试标准[1,2],如IEEE Std.2000.929和IEEE Std.2003.154712。并网技术要求与配电网的结构和运作制度有关,不同国家对并网技术要求的规定不同,一些代表性国家的检测方案和时间要求如表1所示。
1 孤岛效应发生机理分析
光伏并网时的结构示意图如图1所示,图中P(Q)、△P(△Q)、Pload(Qload)分别是指逆变器、电网、负载输出或消耗的有功(无功)功率。并网运行时负载端电压受电网电压的钳制,故公共耦合点处电压即为电网电压Ug,则:
ωg为电网电压角频率,电网断开后光伏系统发出的功率全部被负载消耗,则:
ωinv为逆变器输出电压角频率,分别联立式(1)、式(3)和式(2)、式(4)可得:
式中Qc=ωgCUg2是电容的无功功率,联立式(5)、式(6):
当逆变器输出功率与负载功率匹配时,令△P=0、△Q=0,可得ωg=ωinv、Ug=Uinv,公共点电压、频率基本无变化,过/欠压、过/欠频保护失败即进入检测盲区NDZ(None Detection Zone),形成孤岛。
2 孤岛检测方法分析比较
对孤岛检测方法的性能要求主要是高灵敏度、高准确度,低检测盲区、低电网污染。目前常用的孤岛检测方法分类如图2所示。
2.1 远程检测法
远程法是基于电网侧的检测方法,利用电网侧自身的监控系统检测到电网故障或电网供电中断情况后,向并网逆变系统传送故障信号。该类方法主要有断路器跳闸信号检测、电力载波通信PLCC(Power Line Carrier Communication)、网络监控数据采集系统SCADA(Super-visory Control and Data Acquisition)等,主要适用于大功率并网系统。该类方法不存在检测盲区、可靠性好,但由于需要的设备多、投资大,性价比不高不太被人们看好。
2.2 本地检测法
本地技术法是指在并网逆变器侧的检测方法,又分为被动式检测法(也称无源检测法)、主动式检测法(也称有源检测法)和混合法。
2.2.1 被动式检测法
被动法的检测原理是通过检测公共点电压幅值、相位或频率、功率、谐波等参数变化判断孤岛发生,检测形式基本固定。常用的方法有以下几种:
(1)过欠压、过欠频检测法(Over/Under Voltage andOver/Under Frequency method,OUV/OUF)
IEEE Std.2000.929规定并网系统逆变器必须具有过/欠压、过/欠频保护,它是所有孤岛检测方法的基础。根据图1和功率守恒可知:
独立供电系统的运行状况取决于断路器断开前的△P、△Q,根据式(8)、式(9)式可分为4种情况进行讨论:①△P<0时,P>PLoad→PLoad↑→Upcc↑,当PCC点电压增大超出OVP设定的上阈值,可以检测到孤岛现象;②反之,△P>0时,PCC点电压减小超出UVP设定的下阈值检测有效;③△Q>0时,负载吸收无功功率,△Q>0→QLoad↓→f↓,PCC点频率减小超出阈值OFP检测到孤岛;④反之,△Q<0时,负载产生无功功率,PCC点频率增大超出阈值UFP检测有效。
该方法原理简单易于实现,只有在逆变器输出和负载功率不匹配时且超出阈值时才会有效,但检测盲区较大、难以确定合适的阈值。
(2)相位突变检测PJD(Phase Jump Detection)
逆变器并网运行时,PCC点的电压受电网电压所钳位,此时逆变器输出电流与电网电压同相位,当孤岛现象发生后PCC点电压的相位将会发生变化,由逆变系统输出电流和负载阻抗决定,该法就是利用这一原理(如图3所示)判断是否发生孤岛。
(3)电压谐波检测HD(Harmonics Detection)
此方法是通过监测PCC点的电压总谐波畸变率THD(Total Harmonics Distortion),判断THD是否超出设定的阈值范围。逆变器并网运行PCC点与电网的THD基本相等,而电网断开后由于负载阻抗比电网阻抗大得多,因此会在公共点产生较大的谐波电压。
(4)参数变化率检测法
此类方法主要包括检测判据为d P/dt的输出功率变化率检测法;判据为df/dt的频率变化率检测法ROCOF(Rate of Change of Frequency);判据为df/d P的系统频率变化和负载功率变化之比检测法,此类方法灵敏性高简单易行、检测速度快,但当负载和逆变器功率匹配时均会失效。
2.2.2 主动检测法
主动式检测方法通过有意地给系统注入扰动信号破坏功率平衡,根据逆变器输出电流的表达式:
可知对电流幅值Im、电流频率f、电流相位φ施加扰动,使处于孤岛状态下的PCC点电压参数(幅值、频率或谐波含量等)超出正常范围,来确定电网的存在与否以达到检测出孤岛的目的,常用方法有以下几种。
(1)阻抗测量法IM(Impedance Monitoring)
通过对逆变器输出电流iinv幅值进行扰动,使有功功率变化,检测PCC点电压的变化,即相当于检测d Upcc/Iinv。该方法原理简单、容易实现、电流谐波小,但是对逆变输出功率影响大,且不适用于多台逆变器并网运行。参考文献[3]加入周期性无功扰动电流,并将电压频率前馈使频率在电网断开时迅速越限。该方法不影响电网频率,不向电网注入谐波,对逆变器输出功率因数的影响小。
(2)有源频率偏移法AFD(Active Frequency Detection)
通过使逆变器输出电流的频率发生一定的偏移,使频率超出预设的阈值来检测孤岛,主动频率偏移法是目前改进最多、最常用的有源检测法。逆变器引入频率偏移的电流波形如图4所示,定义斩波系数cf为:cf=2Tz/Tu,将这样的电流加到负载上,电压相应以更短的时间到达零点,系统检测到Upcc与I之间的相位差,逆变器输出频率超出阈值检测出孤岛,当AFD造成的相位差和负载阻抗角在工频及其附近相等时该方法失败。
参考文献[4]从正反两面施加频率的扰动来改进AFD,消除负载对单一频率扰动方向的平衡作用,参考文献[5]将正负半周的扰动修改为只在正半周期进行扰动,并网工作的电流THD仅为1.61%,对电能质量的影响较小。
(3)正反馈有源频率偏移法AFDPF(Active Frequency Drift with Positive Feedback)
在AFD中引入正反馈,其控制策略为:
其中k为正反馈系数,使在加速频率偏移的同时NDZ更小。但该方法扰动信号均按一个方向,负载性质的不同可能导致频率的变化方向与扰动方向相反,从而制约了孤岛的检测,这是AFDPF方法存在的主要缺点。参考文献[6]提出了周期性不间断地对逆变器输出电压进行正反两个方向的频率扰动的AFDPF法,该方法可有效避免对单一频率扰动方向的平衡作用的问题,提高了检测速度,缩小了检测盲区。
(4)滑模频率偏移法SMS(Slide-mode frequency shift)
该方法与AFD法原理相似,区别在于AFD是引入的死区时间TZ产生频率偏移,而SMS是通过引入相角偏移,将Iinv和Upcc间的相位差设计成Upcc的频率f的函数,应用该方法时逆变器输出电流为:
其中θsm为最大相位角,fm为与之对应的最大频率。SMS法优点是检测盲区小,缺点是会影响逆变器输出电能质量。参考文献[7]提出的自动移相法APS(Automatic Phase Shift),相对SMS引进了参考电压相移:
其中,α为偏移因子,θ0(k)为附加的相位偏移。孤岛发生时,如果稳态频率有一个微小的增加,则θ0会有一个相角增量△θ,这将打破系统原本的平衡从而检测出孤岛。
(5)Sandia电压偏移法SVS(Sandia Voltage Shift)
此方法类似于正反馈有源频率偏移法,不同的是对PCC点电压引入正反馈,定义逆变器输出电流为:
其中A为正反馈增益系数,U0为额定电压。孤岛发生时Upcc的微小变化引起Iinv的剧变,正反馈又使这一变化一直循环直至Upcc的变化超出阈值检测出孤岛。其检测效率非常高,但会对系统暂态响应和电能质量产生影响且成本较高。
2.2.3 混合法
顾名思义,混合法即根据实际情况权衡利弊,把主动法和被动法有机结合起来扬长避短,克服各自的缺点、充分发挥各自的优点,快速、更可靠地检测出孤岛获得满意的检测结果,常见的孤岛检测法的性能评价如表2所示。
参考文献[8]将过/欠压和过/欠频检测法与改进主动式AFD方法相结合,不影响电网的频率,不向电网注入谐波,不存在检测盲区。参考文献[9]提出一种基于电压相位突变检测与改进型主动电流扰动法相结合的新型组合式孤岛检测方法。二者分别作为独立的检测模块,加周期性的扰动之前,首先判断输出电压的变化情况,然后施加与电压变化方向相同的扰动。
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