新能源光伏發(fā)電系統(tǒng)教程新能源光伏發(fā)電系統(tǒng)第1章太陽能發(fā)電基礎(chǔ)第2章光伏電池發(fā)電技術(shù)第3章光伏電能的DC-DC變換技術(shù)第4章光伏電能的DC-AC變換技術(shù)第5章光伏發(fā)電系統(tǒng)設(shè)備第6章光伏陣列設(shè)計(jì)第7章光伏電氣設(shè)計(jì)第8章光伏發(fā)電中的儲(chǔ)能子系統(tǒng)第9章風(fēng)光互補(bǔ)微電網(wǎng)第10章光伏工程項(xiàng)目管理第7章光伏電氣設(shè)計(jì)7.1光伏發(fā)電系統(tǒng)容量7.1.1容量計(jì)算方法與功率預(yù)測7.1.2主要設(shè)備的容量計(jì)算7.1.3光伏發(fā)電系統(tǒng)電氣參數(shù)計(jì)算7.2接入系統(tǒng)技術(shù)7.2.1接入10kV及以下等級電網(wǎng)7.2.2接入10kV以上等級電網(wǎng)7.2.3接入技術(shù)要求7.2.4接入系統(tǒng)二次7.3電氣保護(hù)7.3.1孤島效應(yīng)7.3.2電壓穿越7.3.3逆變器輸入輸出保護(hù)7.3.4防雷接地7.4大容量光伏發(fā)電7.5功率控制技術(shù)7.5.1功率控制裝置7.5.2控制策略7.6智能化光伏發(fā)電系統(tǒng)7.1光伏發(fā)電系統(tǒng)容量7.1.1容量計(jì)算方法與功率預(yù)測容量計(jì)算方法離網(wǎng)型光伏發(fā)電系統(tǒng)，目前有兩種實(shí)現(xiàn)形式：根據(jù)負(fù)載的容量大小計(jì)算光伏裝機(jī)容量及蓄電池容量根據(jù)可用面積計(jì)算光伏裝機(jī)容量及蓄電池容量并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)供電不考慮發(fā)電量與用電量之間的平衡，兩種實(shí)現(xiàn)形式：只需根據(jù)光伏組件總功率設(shè)計(jì)系統(tǒng)，計(jì)算其發(fā)電量，即根據(jù)需要的發(fā)電量設(shè)計(jì)并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)。是根據(jù)光伏組件的安裝場地大小設(shè)計(jì)系統(tǒng)，需要先選定光伏組件，在給定的面積內(nèi)，考慮陰影遮擋等環(huán)境因素，排布盡可能多的光伏組件，確定系統(tǒng)容量，選擇逆變器，然后完善發(fā)電系統(tǒng)設(shè)計(jì)。7.1光伏發(fā)電系統(tǒng)容量7.1.1容量計(jì)算方法與功率預(yù)測2.功率預(yù)測預(yù)測光伏發(fā)電系統(tǒng)未來一段時(shí)間內(nèi)的有功功率根據(jù)預(yù)測時(shí)段分為中期、短期和超短期光伏功率預(yù)測預(yù)測時(shí)間分辨率應(yīng)不低于15min，并且包括在光伏發(fā)電系統(tǒng)功率受限、光伏發(fā)電系統(tǒng)故障或檢修等非正常停機(jī)情況下完成功率預(yù)測。每15min向電力調(diào)度機(jī)構(gòu)上報(bào)一次超短期功率預(yù)測結(jié)果、上報(bào)與預(yù)測結(jié)果相同時(shí)段的光伏發(fā)電系統(tǒng)預(yù)計(jì)開機(jī)容量數(shù)據(jù)、當(dāng)前時(shí)刻的開機(jī)總?cè)萘?。需要?min上報(bào)一次光伏發(fā)電系統(tǒng)實(shí)測的氣象數(shù)據(jù)。通過氣象模型、神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)模型、回歸模型等預(yù)測功率7.1光伏發(fā)電系統(tǒng)容量7.1.2主要設(shè)備的容量計(jì)算（1）光伏組件的容量計(jì)算根據(jù)負(fù)載的容量大小計(jì)算光伏的裝機(jī)容量離網(wǎng)型光伏發(fā)電系統(tǒng)，光伏陣列的額定功率應(yīng)由系統(tǒng)日平均負(fù)載、標(biāo)準(zhǔn)光輻照強(qiáng)度下的年平均日輻照時(shí)數(shù)和系統(tǒng)損失因子確定。并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)，可以根據(jù)經(jīng)驗(yàn)數(shù)據(jù)、負(fù)載估計(jì)（分布式系統(tǒng)的主要負(fù)載），在工程前期可行性評估數(shù)據(jù)的基礎(chǔ)上確定光伏組件的容量。Ql為日平均負(fù)載用電量，單位為瓦時(shí)(Wh)；A為用戶負(fù)載用電綜合系數(shù)，可取1.0~1.2；nw兩個(gè)連續(xù)陰雨天之間的最短間隔天數(shù)；n最長連續(xù)陰雨天數(shù)或自給天數(shù)；Kop

光伏發(fā)電系統(tǒng)的系統(tǒng)效率，包括溫度變化的影響，一般取75%~85%之間，建議80%；HA

是日均折算峰值日照時(shí)數(shù)7.1光伏發(fā)電系統(tǒng)容量7.1.2主要設(shè)備的容量計(jì)算（1）光伏組件的容量計(jì)算根據(jù)面積確定光伏組件的裝機(jī)容量光伏組串式連接，通過串并聯(lián)數(shù)可以得到使用光伏組件的總數(shù)，則光伏發(fā)電系統(tǒng)總裝機(jī)容量PAZ的計(jì)算為光伏組件串聯(lián)數(shù)NS光伏組件并聯(lián)數(shù)NP光伏組件的功率Pm7.1光伏發(fā)電系統(tǒng)容量7.1.2主要設(shè)備的容量計(jì)算（2）蓄電池組的容量計(jì)算離網(wǎng)型光伏發(fā)電系統(tǒng)配置儲(chǔ)能子系統(tǒng)的容量時(shí)，應(yīng)根據(jù)當(dāng)?shù)厝照諚l件、自給天數(shù)、負(fù)載的電能需要、所配儲(chǔ)能蓄電池的技術(shù)特性等因素來確定。Bc，為儲(chǔ)能蓄電池組的容量（Ah）；n，為自給天數(shù)，一般可以取3~5天。A，包括充電控制器、逆變器及交流回路損耗的安全系數(shù)，一般取1.1~1.4。Ql，為負(fù)載每日平均耗電量（Wh/d）；DOD，為儲(chǔ)能蓄電池最大允許放電深度（%），一般不應(yīng)低于儲(chǔ)能電池在當(dāng)?shù)貥O端低溫下的最大允許放電深度，通常取值0.5~0.85，參考值為淺循環(huán)取0.5，深度循環(huán)取0.75，堿性鎳鎘蓄電池取0.85。U，直流系統(tǒng)額定電壓，單位伏特（V）。7.1光伏發(fā)電系統(tǒng)容量7.1.2主要設(shè)備的容量計(jì)算（2）蓄電池組的容量計(jì)算溫度補(bǔ)償后蓄電池組的容量計(jì)算Bt，為帶溫度補(bǔ)償?shù)膬?chǔ)能蓄電池組的容量（Ah）；t，最低工作溫度（℃）；K，溫度修正系數(shù)，一般取值0.006/℃~0.01/℃。鉛酸蓄電池，根據(jù)放電電流大小取值。在離網(wǎng)型光伏發(fā)電系統(tǒng)中，因?yàn)閮?chǔ)能電池組的容量常常大于日負(fù)載功耗，導(dǎo)致設(shè)計(jì)的儲(chǔ)能電池組容量可能偏大，設(shè)計(jì)時(shí)可核減蓄電池組容量。7.1光伏發(fā)電系統(tǒng)容量7.1.2主要設(shè)備的容量計(jì)算（3）光伏控制器容量光伏控制器的工作電流最小值η為控制器冗余系數(shù)，一般取1.1~1.25間，建議取1.25。并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的蓄電池容量沒有嚴(yán)格要求，可以按照光伏組件安裝容量的10%~20%配置，適當(dāng)配置蓄電池可以提升供電保障率，但配置過高會(huì)帶來系統(tǒng)成本增加較多。7.1光伏發(fā)電系統(tǒng)容量7.1.2主要設(shè)備的容量計(jì)算（4）逆變器容量根據(jù)負(fù)載選擇逆變器容量（功率）常用于離網(wǎng)型光伏發(fā)電系統(tǒng)設(shè)計(jì)，Ql

，用戶負(fù)載的容量大?。ㄓ脩籼峁?shù)據(jù)），每小時(shí)的Wh數(shù)；A，逆變器的容量冗余系數(shù)，可以取1.2~1.5間，一般取1.2；cosθ，逆變器功率因數(shù)，一般為0.98；K1，感性負(fù)載啟動(dòng)容量系數(shù)，一般取值5~8，如果是純電阻性負(fù)載，該取值可以為1。7.1光伏發(fā)電系統(tǒng)容量7.1.2主要設(shè)備的容量計(jì)算（4）逆變器容量根據(jù)光伏組件的安裝功率選擇逆變器容量常用于并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)，并且容量要進(jìn)行專門的容配比優(yōu)化。光伏組件容量與逆變器容量最佳的容配比要因地制宜。按照全年發(fā)電量最優(yōu)目標(biāo)，負(fù)載、季節(jié)等按實(shí)際情況修改設(shè)計(jì)，最終得到最優(yōu)化的逆變器容量。光伏發(fā)電系統(tǒng)的容配比是指光伏組件的裝機(jī)容量與逆變器設(shè)備容量的比值。

容配比一類地區(qū)推薦容配比1.2左右，二類地區(qū)1.4左右，三類地區(qū)最高可達(dá)1.8。7.1光伏發(fā)電系統(tǒng)容量7.1.3光伏發(fā)電系統(tǒng)電氣參數(shù)計(jì)算（1）光伏組件的數(shù)量和排列容量計(jì)算例：并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)中光伏組件的數(shù)量和排列，計(jì)算逆變器數(shù)量，估算發(fā)電量。（1）逆變器的輸入特性：最大光伏輸入功率Ppvmax=2050W，最大（極限）DC電壓Vmax=350V，光伏最大功率電壓范圍Vin-min~Vinmax為140~280V。（2）光伏組件的輸出特性：峰值功率Ppv=200W，開路電壓Vos-stc=43.20V，光伏最大功率電壓Vmp-stc=35.40V，電壓溫度系數(shù)γ=0.14V/℃（3）環(huán)境溫度范圍，電纜傳輸、電壓冗余的范圍%：早晨最低溫度tmin=10℃，中午最高溫度tmax=40℃，光伏組件最大溫升ΔT=35℃，線纜允許壓降小于5%，最大（極限）DC電壓冗余5%，光伏最大功率電壓范圍冗余為最小值的10%和最大值的5%。（4）光伏組件安裝容量PAZ目標(biāo)大于10kW，系統(tǒng)的每日發(fā)電綜合效率η為光伏安裝容量的2.40倍。7.1光伏發(fā)電系統(tǒng)容量7.1.3光伏發(fā)電系統(tǒng)電氣參數(shù)計(jì)算解：（1）用光伏組件最大功率時(shí)的最小電壓值計(jì)算光伏組串的組件串聯(lián)數(shù)NS。Umin

=[35.4-0.14×(40+35-25)]×(1-5%)=26.98V，NS

=140×(1+10%)/Umin=5.71，NS向上取整，NS=6。（2）用光伏組件開路電壓值計(jì)算光伏組串的組件串聯(lián)數(shù)NS。UOC=43.2-0.14×(10-25)=45.3V，由式（6-1）得：NS=350×(1-5%)/UOC=7.34，NS向下取整NS=7。（3）用光伏組件最大功率時(shí)的最大電壓值計(jì)算光伏組串的組件串聯(lián)數(shù)NS。Upm=35.4-0.14×(10-25)=37.5V，由式（6-2）得：NS=280×(1-5%)/Upm=7.09，NS向下取整NS=7。（4）由（1）（2）（3）的結(jié)果得出最優(yōu)的光伏組串的組件串聯(lián)數(shù)NS。由（1）（2）（3）NS=6~7，取大的值，得NS=7。（5）用PAZ計(jì)算光伏組串的并聯(lián)數(shù)NP。NP=10kW/(NS·Pm)=10/(7×200)=7.14，NP向上取整NP=8，得出光伏陣列中光伏組串的連接方式為7串8并。（6）確定逆變器的使用數(shù)量NI。計(jì)算每臺(tái)逆變器可以帶的光伏組串?dāng)?shù)2050W/(NS·Pm)=2050/(7×200)=1.46，取整為1，則逆變器的總使用數(shù)量NI=1×NP=8。7.1光伏發(fā)電系統(tǒng)容量7.1.3光伏發(fā)電系統(tǒng)電氣參數(shù)計(jì)算（2）并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)容量計(jì)算例在常熟某地（北緯31.4°）建一個(gè)1MW光伏功率的地面并網(wǎng)光伏電站，完成電氣設(shè)計(jì)主要步驟。（1） 根據(jù)地理位置獲取當(dāng)?shù)氐臍庀笮畔?，如輻射?qiáng)度、溫度、風(fēng)速等數(shù)值。（2） 光伏組件按照南北朝向排布，陣列方位角0°，傾斜角可按照緯度角設(shè)定。（3） 預(yù)設(shè)計(jì)劃光伏組件功率為1MW附近，注意光伏功率與交流輸出功率不同。（4） 選擇光伏組件，如某型號LR5-72HIN550M單晶硅光伏組件，峰值功率550Wp，Um（STC）=41.4V，Im（STC）=13.3A，Um（60°C）=36.1V，UOC（-10°C）=55.6V。（5） 選擇逆變器，如型號為SG125-HV的逆變器，交流功率125kW，最大輸入電壓1500V，工作電壓860V~45V。（6） 計(jì)算光伏組串?dāng)?shù)，26串70并，組件數(shù)量1820塊，總面積4652m2。（7） 逆變器數(shù)量7臺(tái)，總交流功率875kW，容配比1.14，超配損失2.4kWh。運(yùn)行情況，UDCm（60°C）=939V，UDCm（20°C）=1095V，UDCm（-10°C）=1444V。7.1光伏發(fā)電系統(tǒng)容量7.1.3光伏發(fā)電系統(tǒng)電氣參數(shù)計(jì)算（2）并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)容量計(jì)算例（8） 光伏陣列最大電流979A，標(biāo)稱功率（峰值功率）1001kW。（9） 用線損、熱損、失配、老化等損失影響調(diào)整。（10） 對自用電、儲(chǔ)能、遮擋情形按實(shí)際情況設(shè)置。（11） 確定支架類型，地面光伏系統(tǒng)通常選擇鋼筋混凝土基礎(chǔ)普通立柱橫梁式支架。（12） 光伏組件尺寸1133mm×2256mm，按間隔20mm排布，確定陣列排布方式（確定行數(shù)，單行的塊數(shù)），根據(jù)確定的傾斜角，確定陣列行之間的間距。每10光伏組串接入1臺(tái)逆變器。（13） 對光伏陣列的方位角、傾斜角、間距等優(yōu)化，比較發(fā)電量。（14） 估計(jì)年發(fā)電量1170MWh，歸一化值3.20kWh/（KWp·d），由各種損失估算光伏發(fā)電系統(tǒng)效率。如果，電站設(shè)計(jì)要求交流輸出功率為1MW，則可以簡單地增加1臺(tái)逆變器，增加26串10并的光伏組串接入逆變器即可，年發(fā)電量增加到1337MWh。7.1光伏發(fā)電系統(tǒng)容量7.1.3光伏發(fā)電系統(tǒng)電氣參數(shù)計(jì)算（3）離網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)容量計(jì)算例在常熟某地（北緯31.4°）建一個(gè)500W恒定功率負(fù)載的屋面離網(wǎng)型光伏電站，完成電氣設(shè)計(jì)主要步驟。（1） 根據(jù)地理位置獲取當(dāng)?shù)氐臍庀笮畔?，如輻射?qiáng)度、溫度、陰天數(shù)等數(shù)值。（2） 光伏組件按照南北朝向排布，陣列方位角0°，傾斜角可按照緯度+7°設(shè)定。（3） 無日照天數(shù)3天，日用電量12kWh。蓄電池組選型，25.6V180Ah鋰電池組單體，4串2并后得102V360Ah。（4） 選擇光伏組件，如某型號單晶硅光伏組件，峰值功率580Wp，Um（STC）=44.2V，Im（STC）=13.1A，Um（60°C）=38.5V，UOC（-10°C）=58.6V。（5） 選擇光伏控制器，輸入電壓大于102V。（6） 計(jì)算光伏組件串并聯(lián)數(shù)，3串3并，組件數(shù)量9塊，光伏陣列標(biāo)稱功率（峰值功率）5.22kW。光伏組件尺寸1134mm×2411mm，總面積25m2。（7） 用線損、熱損、失配、老化等損失影響調(diào)整。（8） 估計(jì)年發(fā)電量5358kWh，歸一化值1.03kWh/（KWp·d）。第7章光伏電氣設(shè)計(jì)7.1光伏發(fā)電系統(tǒng)容量7.1.1容量計(jì)算方法與功率預(yù)測7.1.2主要設(shè)備的容量計(jì)算7.1.3光伏發(fā)電系統(tǒng)電氣參數(shù)計(jì)算7.2接入系統(tǒng)技術(shù)7.2.1接入10kV及以下等級電網(wǎng)7.2.2接入10kV以上等級電網(wǎng)7.2.3接入技術(shù)要求7.2.4二次接入系統(tǒng)7.3電氣保護(hù)7.3.1孤島效應(yīng)7.3.2電壓穿越7.3.3逆變器輸入輸出保護(hù)7.3.4防雷接地7.4大容量光伏發(fā)電7.5功率控制技術(shù)7.5.1功率控制裝置7.5.2控制策略7.6智能化光伏發(fā)電系統(tǒng)7.2接入系統(tǒng)技術(shù)7.2.1接入10kV及以下等級電網(wǎng)接入配電網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)經(jīng)營模式“自發(fā)自用”（余電不能上網(wǎng)）模式“自發(fā)自用余電上網(wǎng)”“全額上網(wǎng)”模式“自發(fā)自用”模式并網(wǎng)但不可向電網(wǎng)送電，需要防逆流保護(hù)裝置。防逆流保護(hù)裝置檢測到逆向電流超過額定值的5%時(shí)，光伏發(fā)電系統(tǒng)在0.5~2s內(nèi)，停止向電網(wǎng)線路供電。防逆流保護(hù)裝置防逆流保護(hù)的原理圖7.2接入系統(tǒng)技術(shù)7.2.1接入10kV及以下等級電網(wǎng)“自發(fā)自用，余電上網(wǎng)”模式并網(wǎng)但不可向電網(wǎng)送電，需要防逆流保護(hù)裝置。防逆流保護(hù)裝置檢測到逆向電流超過額定值的5%時(shí)，光伏發(fā)電系統(tǒng)在0.5~2s內(nèi)，停止向電網(wǎng)線路供電。分布式工商業(yè)光伏示例“自發(fā)自用余電上網(wǎng)”380V并網(wǎng)系統(tǒng)主接線7.2接入系統(tǒng)技術(shù)7.2.1接入10kV及以下等級電網(wǎng)“全額上網(wǎng)”配電網(wǎng)并網(wǎng)分布式、集中式光伏電站“全額上網(wǎng)”模式是光伏發(fā)電系統(tǒng)所發(fā)電量全部上網(wǎng)，在公共配電網(wǎng)母線或用戶電網(wǎng)母線并網(wǎng)?！叭~上網(wǎng)”配電網(wǎng)并網(wǎng)的系統(tǒng)主接線【例】10KV接入電網(wǎng)電氣原理圖7.2接入系統(tǒng)技術(shù)【例】分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)接入變壓器設(shè)備圖7.2接入系統(tǒng)技術(shù)7.2接入系統(tǒng)技術(shù)7.2.2接入10kV以上等級電網(wǎng)安裝功率大于30MW的光伏發(fā)電系統(tǒng)，宜采用35kV電壓等級。安裝功率大于1MW且小于或等于30MW時(shí)，采用10kV或35kV電壓等級，單母線連接。系統(tǒng)主接線的常見形式是單母線、單母線分段接線。7.2接入系統(tǒng)技術(shù)7.2.2接入10kV以上等級電網(wǎng)光伏陣列連接光伏匯流箱，經(jīng)過直流配電柜分配后接入集中式逆變器，最后電壓經(jīng)過升壓變壓器升壓至10kV或35kV并入中壓電網(wǎng)。光伏發(fā)電系統(tǒng)并網(wǎng)點(diǎn)需要監(jiān)測并網(wǎng)點(diǎn)電能質(zhì)量，需要安裝單獨(dú)的電能質(zhì)量監(jiān)測裝置。一個(gè)光伏發(fā)電系統(tǒng)35kV主接線圖的示例【例】100kW光伏并網(wǎng)系統(tǒng)設(shè)計(jì)1.設(shè)計(jì)總則（1）光伏系統(tǒng)的并網(wǎng)點(diǎn)選擇低壓配電柜。（2）并網(wǎng)逆變器的直流輸入端加裝直流配電箱。（3）并網(wǎng)逆變器采用三相四線制的輸出方式。2.電池組件及方陣支架的設(shè)計(jì)光伏電池組件的主要技術(shù)參數(shù)序號參數(shù)數(shù)值1輸出峰值功率280Wp2峰值電壓34V3峰值電流8.24A4開路電壓44V5短路電流8.87A6外形尺寸1967mm×983mm18塊串聯(lián)，20并，18s20p光伏電池方陣的主要技術(shù)參數(shù)序號參數(shù)數(shù)值1工作電壓612V2開路電壓792V3工作電流164.8A4短路電流177.4A5轉(zhuǎn)換效率≥14%6工作溫度-40℃～90℃7.2接入系統(tǒng)技術(shù)100kW并網(wǎng)逆變器7.2接入系統(tǒng)技術(shù)3.并網(wǎng)逆變器技術(shù)參數(shù)序號參數(shù)數(shù)值1額定容量100kW，max110kWp2直流最大額定電壓880V3直流額定電流250A（6路）4直流電壓輸入范圍450V―820Vmppt5交流輸出功率因數(shù)0.996頻率50Hz7三相交流電壓AC400V8輸出電流失真度THD＜3％9逆變器效率＞97%4.配電室設(shè)計(jì)將逆變器放在并網(wǎng)點(diǎn)的低壓配電室內(nèi)。5.并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)的防雷與接地在配電室附近建高15m避雷針，單獨(dú)做一地線，接地電阻應(yīng)小于4

。電纜采用PVC管地埋，加浪涌保護(hù)器保護(hù)。并網(wǎng)逆變器交流輸出線采用防雷箱一級保護(hù)。7.2接入系統(tǒng)技術(shù)序號名稱規(guī)格單位數(shù)量備注1太陽電池組件280W塊3602支架線纜

套204平方導(dǎo)線

3并網(wǎng)逆變器100kW臺(tái)1并網(wǎng)型三相四線4匯流箱

臺(tái)55路入逆變，10平方線

5接閃桿及接地設(shè)備

套1接閃桿高要求15m6配電室

m26~10原有配電室合用設(shè)備統(tǒng)計(jì)7.2接入系統(tǒng)技術(shù)7.2.3接入技術(shù)要求系統(tǒng)接入的控制模式有三種：恒功率因數(shù)cosφ模式：光伏發(fā)電系統(tǒng)運(yùn)行在恒功率因數(shù)模式，其值在超前0.9～滯后0.9范圍內(nèi)連續(xù)可調(diào)，默認(rèn)值為1，功率因數(shù)最小增量為0.01（△cosφ=0.01）。無功功率/電壓Q/U模式：光伏發(fā)電系統(tǒng)運(yùn)行在無功功率/電壓模式，根據(jù)并網(wǎng)點(diǎn)電壓自動(dòng)調(diào)節(jié)其無功功率輸出，電壓測量誤差最大不能超過額定電壓的1%。功率因數(shù)/有功功率cosφ/P

模式：光伏發(fā)電系統(tǒng)運(yùn)行在功率因數(shù)-有功功率模式，根據(jù)有功功率調(diào)整其無功功率輸出。7.2接入系統(tǒng)技術(shù)7.2.3接入技術(shù)要求通過10(6)kV電壓等級并網(wǎng)的光伏發(fā)電系統(tǒng)應(yīng)具備一次調(diào)頻能力。當(dāng)電力系統(tǒng)頻率偏差超出一次調(diào)頻死區(qū)范圍時(shí)，光伏發(fā)電系統(tǒng)調(diào)整有功功率輸出。一次調(diào)頻典型曲線7.2接入系統(tǒng)技術(shù)7.2.3接入技術(shù)要求參與并網(wǎng)點(diǎn)電壓調(diào)節(jié)的能力，調(diào)節(jié)方式包括調(diào)整光伏發(fā)電系統(tǒng)無功功率和有功功率輸出以及配置儲(chǔ)能子系統(tǒng)。通過380V電壓等級并網(wǎng)的光伏發(fā)電系統(tǒng)可通過無功功率控制系統(tǒng)、遠(yuǎn)程終端或逆變器自身控制等方式調(diào)節(jié)無功輸出，具備并網(wǎng)點(diǎn)功率因數(shù)在0.9（超前）~0.9（滯后）范圍內(nèi)連續(xù)可調(diào)的能力。通過10(6)kV電壓等級并網(wǎng)的光伏發(fā)電系統(tǒng)應(yīng)配置無功功率控制系統(tǒng)，具備并網(wǎng)點(diǎn)功率因數(shù)在0.95（超前）~0.95（滯后）范圍內(nèi)連續(xù)可調(diào)的能力。必要時(shí)加裝無功補(bǔ)償裝置7.2接入系統(tǒng)技術(shù)7.2.3二次接入系統(tǒng)光伏發(fā)電系統(tǒng)二次接入電網(wǎng)，是根據(jù)系統(tǒng)一次接入方案結(jié)合實(shí)際情況進(jìn)行設(shè)計(jì)。設(shè)計(jì)內(nèi)容包括系統(tǒng)繼電保護(hù)及安全自動(dòng)裝置、系統(tǒng)調(diào)度自動(dòng)化、系統(tǒng)通信。線路保護(hù)，斷路器應(yīng)具備短路瞬時(shí)、長延時(shí)保護(hù)功能和分勵(lì)脫扣、欠壓脫扣功能，線路發(fā)生各種類型短路故障時(shí)，線路保護(hù)能快速動(dòng)作，瞬時(shí)跳開斷路器，滿足全線故障時(shí)快速可靠切除故障的要求。斷路器還應(yīng)具備反映故障及運(yùn)行狀態(tài)輔助接點(diǎn)。光伏發(fā)電系統(tǒng)應(yīng)具備至少承受連續(xù)兩次低電壓穿越的能力，兩次低電壓穿越之間的時(shí)間間隔考慮光伏發(fā)電系統(tǒng)送出線路及其接入電力系統(tǒng)的故障重合閘動(dòng)作時(shí)間，取值范圍在0.2s~2s之間。7.2接入系統(tǒng)技術(shù)7.2.3二次接入系統(tǒng)“自發(fā)自用”類型的光伏發(fā)電系統(tǒng)需要選裝自動(dòng)重合閘裝置、防逆流保護(hù)裝置，避免往電網(wǎng)輸送電能。自動(dòng)重合閘裝置基本要求自動(dòng)重合閘的動(dòng)作次數(shù)，自動(dòng)復(fù)歸，與繼電保護(hù)的配合。自動(dòng)重合閘裝置三相、單相自動(dòng)重合閘裝置7.2接入系統(tǒng)技術(shù)7.2.3二次接入系統(tǒng)接入設(shè)計(jì)需要分析電能潮流對有代表性的正常最大最小負(fù)荷運(yùn)行方式、檢修運(yùn)行方式、事故運(yùn)行方式等進(jìn)行分析，完成必要的潮流計(jì)算。光伏發(fā)電系統(tǒng)提供的短路電流可按照1.5倍額定電流計(jì)算。需要限制逆變器的輸出電流。光伏發(fā)電系統(tǒng)向當(dāng)?shù)亟涣髫?fù)荷提供電能的質(zhì)量必須滿足現(xiàn)行國家標(biāo)準(zhǔn)諧波主要是指電流諧波，由光伏逆變器的電力電子元件引起，通過測試分析才可以識別。光伏發(fā)電系統(tǒng)中的閃變也是由快速投切的并網(wǎng)逆變器造成的。與并網(wǎng)點(diǎn)的短路容量和同一個(gè)升壓變壓器下并網(wǎng)的發(fā)電系統(tǒng)總量有關(guān)。7.3.1孤島效應(yīng)（1）概念光伏逆變器連接到公共電網(wǎng)上運(yùn)行，由逆變器和電網(wǎng)共同向負(fù)載供電，當(dāng)電網(wǎng)因故障事故或停電維修等原因停電時(shí)，各個(gè)用戶端的逆變器未能及時(shí)檢測出停電狀態(tài)而將自身切離市電，并以其自身的輸出頻率和電壓向周圍負(fù)載供電，形成由太陽能并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)和周圍負(fù)載形成的一個(gè)電力公司無法掌握的自給供電的“孤島”，并稱此時(shí)的逆變器運(yùn)行在孤島狀態(tài)。7.3電氣保護(hù)（2）孤島效應(yīng)原因公共電網(wǎng)檢測到故障，導(dǎo)致網(wǎng)側(cè)投閘開關(guān)跳開，但是并網(wǎng)發(fā)電裝置或者保護(hù)裝置沒有檢測到故障而繼續(xù)運(yùn)行。由于電網(wǎng)設(shè)備故障而導(dǎo)致正常供電的意外中斷。電網(wǎng)維修造成的供電中斷。工作人員的誤操作或蓄意破壞。自然災(zāi)害（風(fēng)、雨、雷電等）。分類計(jì)劃性孤島、非計(jì)劃性孤島7.3電氣保護(hù)（3）孤島效應(yīng)的危害當(dāng)電網(wǎng)無法控制孤島發(fā)生區(qū)域中的電壓和頻率，可能發(fā)生供電電壓與頻率不穩(wěn)定的現(xiàn)象，電源的電壓和頻率可能會(huì)對孤島系統(tǒng)中的用電設(shè)備產(chǎn)生一定的損害。如果負(fù)載容量大于逆變電源容量，導(dǎo)致逆變電源過載運(yùn)行，逆變電源容易被燒毀。孤島的電壓相量會(huì)相對于主網(wǎng)產(chǎn)生漂移，如果兩者相位相差很大，當(dāng)電網(wǎng)快速恢復(fù)時(shí)，可能引起孤島系統(tǒng)并網(wǎng)重合閘時(shí)再次跳閘，甚至損壞發(fā)電設(shè)備和其他連接設(shè)備。當(dāng)發(fā)電系統(tǒng)處于孤島時(shí)，與逆變電源相連的線路仍然帶電，可能會(huì)危及電力線路的維護(hù)人員的安全，降低電網(wǎng)的安全性。妨礙供電系統(tǒng)正常恢復(fù)供電。孤島發(fā)生后，逆變電源的輸出與電網(wǎng)失去了同步時(shí)序，當(dāng)電網(wǎng)恢復(fù)供電時(shí)可能因出現(xiàn)大的沖擊電流而導(dǎo)致該線路再次跳閘（重合閘失?。瑢?dǎo)致?lián)p壞設(shè)備。7.3電氣保護(hù)（4）孤島檢測方法被動(dòng)式檢測法被動(dòng)式孤島檢測方法檢測逆變器的輸出是否偏離并網(wǎng)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的范圍(如電壓、頻率或相位)其工作原理簡單，實(shí)現(xiàn)容易，但在逆變器輸出功率與局部負(fù)載功率平衡時(shí)無法檢測出孤島效應(yīng)的發(fā)生。7.3電氣保護(hù)被動(dòng)式孤島檢測法---過/欠電壓和高/低頻率檢測法電網(wǎng)正常時(shí)：逆變電源輸出功率P,Q，公共耦合點(diǎn)的電壓幅值和頻率正常。電網(wǎng)斷電時(shí)：如果P≠0，則公共耦合點(diǎn)電壓將發(fā)生變化。如果Q≠0，則公共耦合點(diǎn)電壓的頻率將發(fā)生變化。不發(fā)生變化則漏判。被動(dòng)式孤島檢測法----相位檢測法當(dāng)電網(wǎng)出現(xiàn)故障前后，逆變器輸出電壓和電流之間的相位出現(xiàn)不同，判斷電網(wǎng)是否發(fā)生孤島。由于電網(wǎng)中感性負(fù)載較普遍，因此該方法在感性負(fù)載時(shí)，優(yōu)于電壓頻率檢測法。但是當(dāng)負(fù)載為阻性負(fù)載、阻抗特性保持不變時(shí)，不能判斷孤島。7.3電氣保護(hù)主動(dòng)式孤島檢測方法----頻率擾動(dòng)檢測法當(dāng)電網(wǎng)正常工作時(shí)，逆變器輸出電壓頻率與電網(wǎng)電壓頻率的誤差始終在一個(gè)較小的范圍內(nèi)。當(dāng)電網(wǎng)出現(xiàn)故障時(shí)，逆變器輸出端的頻率將發(fā)生變化，在逆變器不斷地以采集回的交流電頻率為新基準(zhǔn)，繼續(xù)增加頻率偏移，從而導(dǎo)致逆變器輸出頻率超出并網(wǎng)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定。7.3電氣保護(hù)主動(dòng)式檢測法主動(dòng)式孤島檢測方法是指通過控制逆變器，使其輸出功率、頻率或相位存在一定的擾動(dòng)。電網(wǎng)出現(xiàn)故障，逆變器輸出的擾動(dòng)將快速累積并超出并網(wǎng)標(biāo)準(zhǔn)允許的范圍，從而觸發(fā)孤島效應(yīng)的保護(hù)電路。該方法檢測精度高，檢測盲區(qū)小，但是控制較復(fù)雜且降低了逆變器輸出電能的質(zhì)量。（5）孤島檢測標(biāo)準(zhǔn)通過10(6)kV電壓等級并網(wǎng)的光伏發(fā)電系統(tǒng)，應(yīng)配置獨(dú)立的防孤島保護(hù)裝置。通過380V電壓等級并網(wǎng)的光伏發(fā)電系統(tǒng)，可配置獨(dú)立的防孤島保護(hù)裝置，或利用逆變器實(shí)現(xiàn)防孤島保護(hù)。光伏發(fā)電系統(tǒng)防孤島保護(hù)動(dòng)作時(shí)間不大于2s，且防孤島保護(hù)應(yīng)與電網(wǎng)側(cè)線路和安全自動(dòng)裝置保護(hù)相配合7.3電氣保護(hù)狀態(tài)斷電后電壓幅值U斷電后電壓頻率f允許的最大檢測時(shí)間A0.5Unomfnom6個(gè)周期B0.5Unom<U<0.88Unom

fnom2秒C0.88Unom≤U≤1.10Unom

fnom2秒D1.10Unom≤U≤1.37Unom

fnom2秒E1.37Unom≤Ufnom2個(gè)周期FUnom

f<fnom

-0.7Hz6個(gè)周期GUnom

f>fnom+0.5Hz6個(gè)周期表7?1電壓和頻率孤島檢測時(shí)間限制7.3.2電壓穿越（1）低電壓穿越低電壓穿越(LVRT)：當(dāng)電網(wǎng)故障或擾動(dòng)引起逆變器并網(wǎng)點(diǎn)的電壓跌落時(shí)，在電壓跌落的范圍內(nèi)，光伏發(fā)電機(jī)組能夠不間斷并網(wǎng)運(yùn)行。甚至向電網(wǎng)提供一定的無功功率,支持電網(wǎng)恢復(fù),直到電網(wǎng)恢復(fù)正常,從而“穿越”這個(gè)低電壓時(shí)間(區(qū)域)。對于6kV及以上電壓等級接入電網(wǎng)的儲(chǔ)能變流器，要具有低電壓穿越的能力。并入配電網(wǎng)的系統(tǒng)時(shí)，閾值點(diǎn)為額定電壓的85%。當(dāng)并網(wǎng)點(diǎn)電壓在閾值點(diǎn)電壓以下時(shí)，逆變器應(yīng)具備如圖示的低電壓穿越能力，并網(wǎng)點(diǎn)電壓在曲線1輪廓線及以上區(qū)域時(shí)，逆變器應(yīng)不脫網(wǎng)連續(xù)運(yùn)行，否則允許逆變器脫網(wǎng)。7.3電氣保護(hù)7.3.2電壓穿越（2）高電壓穿越當(dāng)并網(wǎng)點(diǎn)的電壓高時(shí)，光伏發(fā)電系統(tǒng)能夠不間斷并網(wǎng)運(yùn)行。對于6kV及以上電壓等級接入電網(wǎng)的變流器，要具有如圖示曲線2的高電壓穿越的能力。7.3電氣保護(hù)（3）2種典型方案基于儲(chǔ)能設(shè)備的實(shí)現(xiàn)方案基本控制策略：正常情況下電網(wǎng)給超級電容充電;當(dāng)電網(wǎng)發(fā)生故障時(shí)，超級電容器放電給并網(wǎng)點(diǎn)注入能量，提供并網(wǎng)點(diǎn)的支撐電壓。7.3電氣保護(hù)基于無功補(bǔ)償設(shè)備的實(shí)現(xiàn)方案光伏發(fā)電系統(tǒng)必須配置相應(yīng)容量的容性和感性動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償設(shè)備,以抑制公網(wǎng)接入點(diǎn)處母線電壓波動(dòng)。裝設(shè)動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償裝置后,逆變器輸出電壓基本恒定,增強(qiáng)光伏電站低電壓穿越能力。該種解決方案中動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償裝置可以采用靜止無功補(bǔ)償器（SVC）,動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償裝置(SVG)，靜止同步補(bǔ)償器(STATCOM)。SVC雖然動(dòng)態(tài)性能略差,故障時(shí)反向沖擊電壓略大,能滿足運(yùn)行要求。SVG、STATCOM補(bǔ)償動(dòng)態(tài)性能好，成本高。7.3電氣保護(hù)（4）動(dòng)態(tài)無功支撐能力低電壓穿越期間對稱故障時(shí)，光伏發(fā)電系統(tǒng)動(dòng)態(tài)無功電流增量應(yīng)響應(yīng)并網(wǎng)點(diǎn)電壓變化，并滿足高電壓穿越期間動(dòng)態(tài)無功支撐電壓過壓或跌落期間，光伏發(fā)電系統(tǒng)向電網(wǎng)注入的無功電流，應(yīng)為電壓跌落前無功電流輸出值Io與動(dòng)態(tài)無功電流增量ΔIt之和；光伏發(fā)電系統(tǒng)無功電流的最大輸出能力，應(yīng)不低于光伏發(fā)電系統(tǒng)額定電流IN的1.05倍。光伏發(fā)電系統(tǒng)防孤島保護(hù)應(yīng)與其故障穿越要求相配合，且故障電壓穿越能力要比防孤島保護(hù)具有更高優(yōu)先級。7.3電氣保護(hù)7.3.3逆變器輸入輸出保護(hù)（1）直流側(cè)的保護(hù)直流輸入側(cè)過電壓保護(hù)：當(dāng)直流側(cè)輸入電壓高于逆變器允許的直流陣列接入電壓最大值時(shí)，逆變器不得啟動(dòng)或正在運(yùn)行的逆變器要在0.1s內(nèi)停機(jī)，同時(shí)發(fā)出警示信號。直流側(cè)電壓恢復(fù)到逆變器允許工作范圍后，逆變器應(yīng)能正常啟動(dòng)。逆變器直流輸入極性誤接逆變器能自動(dòng)保護(hù)，待極性正確接入時(shí)，逆變器應(yīng)能正常工作。若逆變器輸入端不具備限功率的功能，則當(dāng)逆變器輸入側(cè)輸入功率超過額定功率的1.1倍時(shí)需保護(hù)。若逆變器輸入端具有限功率功能，當(dāng)光伏陣列輸出的功率超過逆變器允許的最大直流輸入功率時(shí)，逆變器應(yīng)自動(dòng)限流工作在允許的最大交流輸出功率處。7.3電氣保護(hù)7.3.3逆變器輸入輸出保護(hù)（2）電網(wǎng)適應(yīng)性保護(hù)過電壓/欠電壓保護(hù)逆變器交流輸出端電壓超出電網(wǎng)允許電壓范圍時(shí)，允許逆變器斷開向電網(wǎng)供電。過頻/欠頻保護(hù)電網(wǎng)頻率變化時(shí)，逆變器的工作狀態(tài)應(yīng)該滿足一定的要求。缺相保護(hù)逆變器輸出缺相時(shí)逆變器能自動(dòng)保護(hù)，待相序正確接入時(shí)，逆變器應(yīng)能正常工作。輸出短路保護(hù)檢測到輸出側(cè)發(fā)生短路時(shí)，逆變器應(yīng)能自動(dòng)保護(hù)，逆變器最大跳閘時(shí)間應(yīng)小于0.1秒。7.3電氣保護(hù)7.3.3逆變器輸入輸出保護(hù)（3）整機(jī)保護(hù)逆變器過熱保護(hù)、逆變器過載保護(hù)、逆變器對地漏電保護(hù)逆變器內(nèi)部自檢保護(hù)（防雷器損壞，接觸器故障，變壓器過熱，A/D通道損壞，IGBT損壞等）輸出直流分量超標(biāo)保護(hù)、輸出電流諧波超標(biāo)保護(hù)三相電網(wǎng)不平衡保護(hù)、防逆流保護(hù)7.3電氣保護(hù)7.3.4防雷接地（1）防雷過電壓有兩種：內(nèi)部過電壓和外部過電壓雷電過電壓基本形式有直接雷、感應(yīng)雷、雷電波雷擊的防護(hù)措施主要有直擊雷的防護(hù)，常用避雷裝置，如避雷針、避雷線等感應(yīng)雷的防護(hù)，采用避雷器防止過電壓、采取屏蔽措施雷電波的防護(hù)，采用避雷器泄流7.3電氣保護(hù)（2）防雷設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)光伏電站Q/GDW617《光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》IEC60364-7-712《建筑物電氣裝置第7-712部分：特殊裝置或場所的要求太陽能光伏（PV）電源供電系統(tǒng)》BAPV與BIPV

JGJ203《民用建筑太陽能光伏系統(tǒng)應(yīng)用技術(shù)規(guī)范》GB50057《建筑物防雷設(shè)計(jì)規(guī)范》建筑物的防雷和接地已經(jīng)有標(biāo)準(zhǔn)，在建筑物上安裝的光伏系統(tǒng)一般不單獨(dú)安裝避雷裝置。出屋面的金屬物體可不裝接閃器，但應(yīng)和屋面防雷裝置相連；需要保護(hù)的突出屋面的飛金屬物體則需要裝接閃器。滾球法的計(jì)算原理h是避雷針高度，m；hr為滾球半徑，m；在地面的保護(hù)半徑r0，m。第一、二、三類防雷建筑物的滾球半徑國標(biāo)規(guī)定值為30m，45m，60m。7.3電氣保護(hù)（3）防雷設(shè)計(jì)

根據(jù)防雷等級采用滾球法設(shè)計(jì)，布置的接閃器不能影響太陽電池板接收的陽光。（4）防雷器通常安裝的防雷設(shè)備是電涌保護(hù)器（SPD）電涌保護(hù)器，因外界的干擾突然產(chǎn)生尖峰電流或者電壓時(shí)，保護(hù)器能在極短的時(shí)間內(nèi)導(dǎo)通分流，從而避免浪涌對回路中其它設(shè)備的損害。電涌保護(hù)器的類型和結(jié)構(gòu)按不同的用途有所不同，但它至少應(yīng)包含一個(gè)非線性電壓限制元件。通常電涌保護(hù)器由放電間隙、充氣放電管、壓敏電阻、抑制二極管和扼流線圈等構(gòu)成。7.3電氣保護(hù)光伏發(fā)電系統(tǒng)防雷保護(hù)在場地四角、電站建筑物高處等，裝設(shè)避雷針（桿體高度絕大部分約在24～30m）。等電位連接，并接至接地網(wǎng)。輸電線上方架設(shè)避雷線。避雷器，主要用來保護(hù)主變壓器、開關(guān)柜、逆變器等7.3電氣保護(hù)（5）接地系統(tǒng)措施光伏發(fā)電系統(tǒng)采用TN（TN-S或TN-C-S）方式接地。交流部分均設(shè)有專用保護(hù)接地線，所有電氣設(shè)備的正常不帶電金屬外殼均應(yīng)可靠接地光伏發(fā)電設(shè)備（光伏組件、匯流箱、逆變器）的接地系統(tǒng)設(shè)計(jì)為環(huán)形接地網(wǎng)自然接地體與自然接地線的利用接地電阻符合相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)7.3電氣保護(hù)（6）接地系統(tǒng)設(shè)計(jì)交流系統(tǒng)建議采用TN-S系統(tǒng)。交流部分均設(shè)有專用保護(hù)接地線。所有電氣設(shè)備正常不帶電金屬外殼均應(yīng)可靠接地。光伏太陽能電站接地系統(tǒng)與建筑內(nèi)其他接地系統(tǒng)相連。光伏接地系統(tǒng)設(shè)計(jì)為環(huán)形接地網(wǎng)，固定光伏組件的金屬支架連接至接地系統(tǒng)。（7）等電位聯(lián)結(jié)從外部進(jìn)入建筑物的所有導(dǎo)電部件一般都必須接入等電位聯(lián)結(jié)系統(tǒng)中。不同防雷區(qū)和跨區(qū)設(shè)備可選用裸銅線、絕緣銅芯線、熱鍍鎊扁鋼或熱鍍鑄圓鋼7.3電氣保護(hù)第7章光伏電氣設(shè)計(jì)7.1光伏發(fā)電系統(tǒng)容量7.1.1容量計(jì)算方法與功率預(yù)測7.1.2主要設(shè)備的容量計(jì)算7.1.3光伏發(fā)電系統(tǒng)電氣參數(shù)計(jì)算7.2接入系統(tǒng)技術(shù)7.2.1接入10kV及以下等級電網(wǎng)7.2.2接入10kV以上等級電網(wǎng)7.2.3接入技術(shù)要求7.2.4接入系統(tǒng)二次7.3電氣保護(hù)7.3.1孤島效應(yīng)7.3.2電壓穿越7.3.3逆變器輸入輸出保護(hù)7.3.4防雷接地7.4大容量光伏發(fā)電7.5功率控制技術(shù)7.5.1功率控制裝置7.5.2控制策略7.6智能化光伏發(fā)電系統(tǒng)7.4大容量光伏發(fā)電1. 多機(jī)并聯(lián)擴(kuò)容技術(shù)逆變器并聯(lián)運(yùn)行可以擴(kuò)大功率，多套相同設(shè)備并聯(lián)使用，多用于1～50MW系統(tǒng)。從均流控制方法來看，常見并聯(lián)控制方法分為兩大類，一類是下垂控制，另一類是電流跟蹤控制。下垂控制屬于開環(huán)結(jié)構(gòu)，電流跟蹤控制屬于閉環(huán)結(jié)構(gòu)。7.4大容量光伏發(fā)電2.多重疊加擴(kuò)容技術(shù)使用多套設(shè)備“疊加”使用獲得交流電，多用于小于10MW的光伏發(fā)電系統(tǒng)。。使用疊加的逆變器類型不同，采用單相逆變器和三相逆變器都可以構(gòu)成疊加，也可以是電流型逆變器疊加或電壓型逆變器的疊加。從應(yīng)用角度看，使用多重疊加技術(shù)有擴(kuò)壓為目的和擴(kuò)容為目的兩種。從連接形式上看，有使用電抗器連接和使用變壓器連接兩種。7.4大容量光伏發(fā)電3.電平逆變技術(shù)多電平逆變技術(shù)主要分為三類：T型三電平型、二極管鉗位型、電容鉗位型逆變。二極管鉗位型電路電路的工作原理電路的特點(diǎn)二極管鉗位型電路7.4大容量光伏發(fā)電3.電平逆變技術(shù)T型三電平型電路的工作原理電路的特點(diǎn)三電平逆變電路的控制方法主要有正弦脈寬調(diào)制法、特定諧波消去法、開關(guān)頻率優(yōu)化法以及SVPWM調(diào)制法等。在這些方法中，SVPWM調(diào)制法是較為應(yīng)用廣泛的一種，其優(yōu)越性表現(xiàn)在：在大范圍的調(diào)制比內(nèi)有很好的性能，無須其它控制方法所須的大量角度數(shù)據(jù)，母線電壓利用率高。T型三電平逆變主電路7.4大容量光伏發(fā)電3.電平逆變技術(shù)SVPWM調(diào)制法區(qū)域判斷時(shí)間計(jì)算時(shí)間分配給相應(yīng)的開關(guān)狀態(tài)?；臼噶款愋蛯?yīng)的三相輸出電平長矢量pnnppnnpnnppnnppnp中矢量ponopnnponoponppno短矢量oopoonopoonopoonoonnoppononpoponnopp零矢量pppooonnn第7章光伏電氣設(shè)計(jì)7.1光伏發(fā)電系統(tǒng)容量7.1.1容量計(jì)算方法與功率預(yù)測7.1.2主要設(shè)備的容量計(jì)算7.1.3光伏發(fā)電系統(tǒng)電氣參數(shù)計(jì)算7.2接入系統(tǒng)技術(shù)7.2.1接入10kV及以下等級電網(wǎng)7.2.2接入10kV以上等級電網(wǎng)7.2.3接入技術(shù)要求7.2.4接入系統(tǒng)二次7.3電氣保護(hù)7.3.1孤島效應(yīng)7.3.2電壓穿越7.3.3逆變器輸入輸出保護(hù)7.3.4防雷接地7.4大容量光伏發(fā)電7.5功率控制技術(shù)7.5.1功率控制裝置7.5.2控制策略7.6智能化光伏發(fā)電系統(tǒng)7.5功率控制技術(shù)7.5.1功率控制裝置由發(fā)電系統(tǒng)的測控設(shè)備實(shí)現(xiàn)，用獨(dú)立的控制裝置實(shí)現(xiàn)功率控制裝置與發(fā)電系統(tǒng)連接示意圖7.5功率控制技術(shù)7.5.2功率控制策略（1）控制的三個(gè)階段啟動(dòng)控制可采用順序啟動(dòng)或平均啟動(dòng)兩種不同模式，功率變化率在10%~50%額定功率每分鐘可調(diào)。光伏發(fā)電系統(tǒng)有功設(shè)定值較小且會(huì)使光伏逆變器運(yùn)行于低功率區(qū)間時(shí)，可采用順序啟動(dòng)控制。光伏發(fā)電系統(tǒng)有功設(shè)定值較大，可采用平均啟動(dòng)控制。正常運(yùn)行控制（圖示）停機(jī)控制可按一定原則對光伏逆變器進(jìn)行排序，并順序關(guān)停光伏逆變器。當(dāng)有功功率控制響應(yīng)速度無法滿足調(diào)節(jié)需求時(shí)，可通過切饋線的方式降低有功功率。當(dāng)電網(wǎng)發(fā)生緊急情況時(shí)，需考慮逆變器安全，根據(jù)具體情況考慮關(guān)停全部逆變器。7.5功率控制技術(shù)（1）控制的三個(gè)階段正常運(yùn)行控制光伏發(fā)電系統(tǒng)有功功率控制策略流程圖7.5功率控制技術(shù)（1）控制的三個(gè)階段正常運(yùn)行控制光伏發(fā)電系統(tǒng)無功功率控制策略流程圖7.5功率控制技術(shù)7.5.2控制策略（2）有功功率控制模式有功功率限值控制控制目標(biāo)是使系統(tǒng)有功功率不超過設(shè)定值。有功功率定值控制采用平均分配、容量比例分配、裕