逆变器107，经逆变后接入交流高压电网108，η为大于1的整数。
[0038]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Ugrid，则每个光伏直流并网变流器输出电压为0.25Ugrid，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0.33Ugrid，设备的运行电压范围一般为额定电压的0.9?1.1倍，S卩0.225Ugrid?0.275Ugrid。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。
[0039]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0.285Ugrid，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0.266Ugrid，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。
[0040]储能系统110的储能容量按下式确定:
[0041]C = U0X1Xt
[0042]C为储能系统容量;U。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。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。
[0043]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。
[0044]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。
[0045]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。。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。，则电压动态补偿器及其储能系统对地绝缘电压为U。，大大降低设备对地绝缘要求。
[0046]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:
[0047]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:
[0048]当光伏直流并网变流器运行在区域范围203，即Ui_r <U0< Uupper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；
[0049]当光伏直流并网变流器运行在区域范围202，即UupperOJcXUuppe?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Ul_r <Uo< Uupper；
[0050]当光伏直流并网变流器运行在区域范围201，即Uuppe?^U。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Ul_r <Uo< Uupper；
[0051 ] 当光伏直流并网变流器运行在区域范围204，即Ul_r—mirXUcXUl。.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；
[0052]当光伏直流并网变流器运行在区域范围205,BPUo<，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。
[0053]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。
[0054]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。
[0055]其中UUP?X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；Uupper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Uupper，则启动电压动态补偿器;Ulmrer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也。■则调整内部运行模块数量;UlciTOr,n为光伏直流并网变流器停机阈值。
【主权项】
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η-l光伏直流并网变流器(103)和第η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η-l光伏直流并网变流器(103)和第η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)，η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 = U0 X Ιο X t C为储能系统容量;U。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。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Ui。.<U0< Uuppe3r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Uupper〈Uc)〈Uupper-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Ul_r <Uo< UuPPer；^UuPPer-max <U。时，强制电压超限的光伏并网变流器运行在限功率模式；当Uwr-minOUUl?』#，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。< Ul.r-miJt，该光伏直流并网变流器停止运行，并被旁路； 其中Uupper—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;Uupper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Uupper，则启动电压动态补偿器;Ulmrer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Ulmrer，则调整内部运行模块的数量;Ulmrer-mln为光伏直流并网变流器停机阈值。
【专利摘要】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。
【IPC分类】H02J3/38, H02J3/12
【公开号】CN105490298
【申请号】CN201610006443
【发明人】鞠昌斌, 王一波, 王环, 刘润彪
【申请人】中国科学院电工研究所
【公开日】2016年4月13日
【申请日】2016年1月4日