关于光伏并网
就我了解，目前光伏产业的发电端的技术已经很成熟了，电池板有尚德，逆变器（控制器）有阳光，但是并网这一块貌似没有什么产品呀？大家有没有人了解国外是怎么处理并网的呢？
还有电价是如何规定的？ 并网问题太多了：1、上网价格太高，约为火电的3倍吧；2、大量并网对电力系统稳定性有一定的影响；3、由于潮流的双向问题，保护该如何整定？4、大量的电力电子器件引入，产生大量的谐波。等等吧！
国外电价是按照低峰还是高峰负荷进行定价的，具体多少就不太清楚了，国外很多电网的情况跟咱们国内的都不一样啊！ 在国内基本上都是用在没有电的地区 回复 1# hosbu
太阳能，风电等做为分布式能源，随着智能电网的发展，问题会逐步被解决 回复 2# 8willson
谢谢了啊、 主要是并网成本太高，尤其是光伏极板的成本太高，然后光伏并网的谐波也是个问题。 并网技术基本跟逆变器一起作了 ，关键是电网侧怎么要求，实现什么功能 这个技术上没问题啊。
当然上不上网跟国内政策有关啊！ 上网电价没定啊 光伏发电受时间限制，不能稳定的保证电量。 基于重复控制和电压前馈控制的光伏并网发电系统研究与设计
摘要：提出了一种基于重复控制和电网电压前馈控制相结合的光伏并网发电系统。重复控制可以抑制周期性的负载扰动，改善稳态情况下的并网电流波形；同时，采用电网电压的前馈控制来抵消电网的影响，使系统近似成为一个简单的无源跟随系统。实验结果表明，控制策略简单有效，系统的并网电流波形较好。
关键词： 并网；重复控制；前馈控制
引言
近年来，随着能源消耗的大规模增加，可再生能源受到了广泛重视，各种并网发电装置的应用逐渐增多。然而，随着投入使用的并网逆变装置增多，其输出的并网电流谐波对电网的污染也不容忽视，根据相关标准，并网逆变器输出的电流波形总谐波畸变率应该<5％，各次谐波畸变率应<3％。基于此，本系统采用了电网电压的前馈控制来抵消电网的影响，使系统近似成为一个无源跟随系统；同时，采用并网电流的重复控制技术以抑制周期性的负载扰动，改善稳态情况下的并网电流波形。而对于电压型逆变器来说，改善动态特性的最好方法应该是采用电流控制策略，同时，由于并网逆变器的负载为容量近似无穷大的电网，电压波形基本上是50Hz的正弦波，因此，本系统采用直接电流控制方式，使并网输出电流直接跟踪给定并网电流的离散正弦值，实现并网电流的正弦化，且为单位功率因数。
1 主电路构成
1．1 主电路结构
图1为系统的主电路及控制结构图。由图1可知，系统的主电路结构为单相全桥结构，功率器件采用智能功率模块IPM75RSA060，功率输出端利用标准工频升压变压器隔离和升压。由控制目标可知系统为输出电流受控的电压型有源逆变器，逆变器的输出侧呈现受控电流源特性。系统的控制部分采用TI公司生产的高速DSP芯片TMS320LF2407A作为控制核心，外扩直流电压、直流电流、电网电压和并网电流等检测电路，通过实时检测电网电压和并网电流等参量，由软件完成并网电流的锁相同步功能。系统采用单极性SPWM控制方式，单相全桥结构的两个桥臂分别输出相位差互为180的高频SPWM波，经过电感滤波后，去除高频载波信号，向电网馈入高质量的正弦电流波形。由图1可知，光伏阵列接收的能量先经过全桥逆变和电感滤波，再由升压变压器隔离、升压后以受控电流源的方式并入电网，整个系统和电网隔离，运行安全可靠。
图1 主电路及控制结构
1．2 系统逆变环节的数学模型
图1中取流经滤波电感L的电流iL为状态变量，则由图1可得并网逆变器的功率输出侧电压方程
式中：Uab为未经滤波的逆变器输出SPWM波；
n为升压变压器的变比；
r为滤波电感、变压器和线路的等效电阻。
由式（1）经过拉氏变换，可解出
当逆变器的开关频率较高时，忽略开关器件和死区的影响，则SPWM控制方式下的桥式逆变器可近似为一个等效的放大系数为K的放大环节，即
G（s）=Kpwm （3）
由式（2）及式（3）可得到系统的并网电流闭环结构图，如图2所示。
图2 电流闭环结构图
1．3 逆变输出侧电压矢量图
由式（1）可得功率输出侧的电压矢量图，如图3所示。
（a）r=0 (b)r≠0
图3 电压矢量图
2 系统的控制方式
为了使逆变器输出良好的并网电流波形，必须对逆变器的输出并网电流进行闭环控制。死区、逆变器内部的不对称因素、直流侧电压和电网等扰动的存在都会使得逆变器输出的并网电流波形畸变，当采用传统的PI控制来跟踪正弦给定信号时，存在如下一些局限性：
1）当跟踪信号为快速变化的正弦波时，从理论上来说，整个系统是个有差系统，不可能做到无静差跟踪；
2）虽然可以通过增大比例系数来减小稳态误差，但是，比例系数增大会导致控制精度降低，甚至会使系统产生振荡；另外，增大比例系数还可能会同时放大噪声信号，因此，比例系数不可能取得太大。
由此可知，传统的PI控制在本系统中并不能实现系统的无静差跟踪，而近年来提出的基于内模原理的重复控制不仅可以实现系统的无静差跟踪，而且能够抑制负载的周期性扰动，有效降低并网电流波形的THD。
2.1 重复控制
20世纪80年代，Inoue等人根据内模原理的思想提出了重复控制理论。它是利用内模原理，在稳定的闭环系统内设置一个可以产生与参考输入同周期的内部模型，从而使系统实现对外部周期性参考信号的渐近跟踪。包含这一模型的控制器被称为重复控制器，具有这种控制器的系统被称为重复控制系统，如图4所示。
图4 重复控制框图
图4中虚线框内为重复控制器，由周期延迟正反馈环节和补偿器S(z)组成。P(z)为控制对象的传递函数，d为扰动信号，N为每周期采样次数，S(z)为重复控制器的一个补偿环节，目的是改造控制对象，使系统在中低频段为单位增益，增加系统的稳定裕度。本实验中，开关频率为10kHz，输出并网电流的频率为50Hz，故N为200。当误差e每周期出现时，重复控制器的输出逐周期累加，当e=0时，重复控制器的输出并不消失，只是停止变化，维持上次的波形，并且逐周期地输出此波形。在一般的重复控制系统中，为了得到较好的动态性能，通常把重复控制器嵌入到常规的控制环内。
由图4可知，系统内模部分的脉冲传递函数为
对于理想的重复控制系统来说，跟踪参考信号的频率范围应该为无穷大，而实际应用中，跟踪任意高的频率信号是不可能的，因此，Q(z)应具有低通特性，以对周期性干扰产生良好的抑制作用。Q(z)与系统的收敛速度和收敛程度密切相关，若Q(z)=1，则系统在稳态时将彻底抑制周期性干扰；但考虑到稳定性，则 Q(z)=1时系统的稳定性和鲁棒性较差。故在实际设计时，Q(z)可取为比1稍小的数。本实验中，Q(z)取为0.95。
2.2 电网电压的前馈控制
重复控制能够对周期性的正弦给定信号实现无静差跟踪，而且输出波形畸变率小，但由于对误差的跟踪控制滞后一个给定信号周期，因而动态性能较差，尤其对于负载等的瞬时扰动信号，重复控制近似于开环控制，此时系统的输出波形畸变较严重，因此，为了及时抑制电网等的瞬时扰动，本系统采用了电网前馈控制策略，以抵消电网的影响，使系统近似成为一个无源跟随系统，从而简化了系统的控制结构，改善了系统的控制效果。在直流侧电压一定时，电网电压前馈环节的增益应为系统逆变桥路增益的倒数，即1/Kpwm，从而实现电网电压的精确对消，使系统更加接近于一个无源跟随系统。前馈控制框图如图5所示。
图5 前馈控制框图
3 系统控制框图
系统控制框图如图6所示，包括两个控制环，外环为直流电压环，内环为并网电流环；外环的给定电压值是光伏阵列的最大功率跟踪（MPPT）模块输出值，反馈值为光伏阵列电压值，对误差进行PI调节后，外环输出iref作为并网电流内环的电流幅值给定；iref乘以离散的正弦值后作为电流内环的离散值给定，电流内环采用重复控制，其等效传递函数为Gc(s)，重复控制器逐基波周期地累加给定电流和反馈电流的偏差e，并输出相应的控制量以改善输出电流波形，此处的重复控制器相当于直流电路中的积分调节器作用；同时，由图6可知，电网电压前馈环节的传递函数为
图6 系统控制框图
即采用电网电压的前馈控制后，电网的影响被完全抵消，系统基本上成为一个无源跟随系统；也就是说，在并网电流给定值为零的情况下，通过前馈控制计算出一个和电网电压相对应的占空比，用来抵消电网电压的影响，使系统近似成为一个无源跟随系统。
4 实验结果
根据以上分析，本文进行了具有MPPT功能的光伏并网逆变器的实验研究，实验参数如下：开关频率为10kHz，滤波电感0.6mH，变压器变比为 230/180，控制芯片采用TI公司生产的高速信号处理器TMS320LF2407A，控制方式采用重复控制和电网电压前馈控制。其实验波形如图7所示，CH1为并网电流波形，CH2为电网电压波形。由实验结果可以看出，采用上述控制策略时，并网电流波形较好，完全能够满足THD的要求。 台灣電力公司再生能源發電系統併聯技術要點
附件
台灣電力公司再生能源發電系統併聯技術要點附件
中華民國九十一年六月十一日
經濟部經能字第0 九一00 一二八三六0 號函准予備查
為利於再生能源發電(包括太陽能、生質能、地熱能、海洋能、風力能及總裝置容量未滿二萬瓩之水力發電系統或其他經中央主管機關認定之天然資源發電系統) 與本公司電力系統併聯，共同維持電力系統之品質、供電可靠性、穩定性、公共安全等相關事宜，特訂定本要點。一、
再生能源發電設備（以下簡稱發電設備）併聯系統之分類.(一)發電設備總容量未滿100KW 且技術無困難者，得併接於低壓單相三線110V/220V 或三相三線220V 之配電系統。(二)發電設備總容量在100KW 以上未滿10,000KW 且技術無困難者，得併接於11.4KV 之高壓配電系統；未滿20,000KW 且技術無困難者，得併接於22.8KV之高壓配電系統；若總容量在100KW 以上而未滿500KW 且技術無困難者，得併接於三相四線220V/380V 之配電系統。(三)發電設備總容量在10,000KW 以上而未滿20,000KW 且無22.8KV 之高壓配電系統者或發電設備總容量在20,000KW 以上者，得併接於特高壓系統，其併聯之電壓依個案檢討決定。(四)併接於高壓配電系統者之限制：1.併接於高壓配電系統者，不得產生逆送電力至輸電系統。2.併接於11.4KV 者，最大躉售電力不得超過5,000KW；併接於22.8KV 者，最大躉售電力不得超過10,000KW。二、
再生能源發電設備與本公司間之責任分界點：(一)再生能源發電設備與本公司系統連接之線路應由再生能源發電業者興建及維護。(二)若再生能源自用發電設備與本公司系統連接之線路由本公司負責興建及維護者，所需線路工程費按本公司營業規則施行細則第一一三條規定辦理；惟如該發電設備業者並未向本公司購電，僅申請其發電設備與本公司併聯躉售電力，則連接之線路由發電設備業者負責興建及維護。(三)線 路之設計、施工應按經濟部核定之「屋外供電線路裝置規則」及「屋內線路裝置規則」之規定辦理。(四)以雙方產權分界點為責任分界點。三、
再生能源發電設備（以下簡稱發電設備）與本公司設備間保護協調之規劃、設計安裝規範。(一)保護協調須考慮之一般事項：1.發電設備與本公司設備責任分界點之保護設備由業者配合本公司系統之需求自行規劃設計安裝。2.發 電設備與本公司責任分界點斷路器之保護協調，應於內部事故或本公司系統停電或設備發生故障時能解聯（倘本公司裝置有復閉電驛者，應在本公司之復閉電驛未動作前即能自動解聯並隔離），並在發電設備業者系統之線路側設置線路無電壓之確認裝置。3.發電設備之輸出端至責任分界點 間，應設置自動同步併聯(感應發電機或靜止型換流器除外)及保護設備，發電設備設置者應配合本公司系統作適當之標置，保護若有困難應與本公司協調。(二)發電設備併接於本公司之低壓配電系統者,其責任分界點至少應具有下列同等保護功能，其跳脫時間須與本公司系統協調。1.過電流電驛（50/51）(太陽光發電系統免裝)。2.過電壓電驛(59)。3.低電壓電驛(27)。4.低頻電驛(81L)。5.高頻電驛(81H)。6.接地過電壓電驛(59Vo)(使用靜止型換流器者免裝)。7.逆送電力電驛(32)：附延時特性，無逆送電力者須裝設，有逆送電力者免裝。8.發電設備使用靜止型換流器且有 逆送電力者必須加裝主動及被動防止單獨
運轉檢出裝置各一套。9.發電設備輸出直流成分不得高於 0.5%，否則需裝設隔離設備。(三)發電設備併接於本公司高壓配電系統者，其責任分界點至少應具有下列保護
電 驛，並須與本公司之系統保護設備協調：1.相間過電流電驛(50/51):附瞬時及具Extremely Inverse 特性，三相個別獨立裝設者，三相須各裝置一具電驛。2.接地過電流電驛 (50N/51N):附瞬時及具Extremely Inverse 特性，個別獨立安裝者須裝設一具。3.接 地過電壓電驛(59Vo):附延時特性。4.低電壓電驛(27):附延時特性。5.過 電壓電驛(59):附延時特性。6.相間方向性過流電驛(67) (使用靜止型換流器者免裝):須具Extremely Inverse 特性。7.高低頻電驛 (81H/81L):附延時特性。8.逆送電力電驛(32)：附延時特性，無逆送電力者須裝設，有逆送電力者免裝。9.發 電設備經高壓系統與本公司設備併接者，在電源引出點應裝設隔離設備。(四)發電設備併接於電業特高壓輸電系統者，其責任分界點至少應有下列保護電驛，並須與本公司系統之保護設備協調：1.相間過電流電驛(50/51):附瞬時及具Normal Inverse 特性，三相個別獨立裝設者，須各裝置一具電驛。2.接地過電流電驛(50N/51N):附瞬時及具Normal Inverse 特性，個別獨立安裝者須裝設一具。3.接地過電壓電驛(59Vo):附延時特性。4.低電壓電驛(27):附延時特性。5.過電壓電驛(59):附延時特性。6.相間方向性過電流電驛(67) (使用靜止型換流器者免裝):須具NormalInverse 之特性。7.高低頻電驛(81H/81L):附延時特性。8.快速及後衛保護電驛：如系統保護需要時應裝設。9.匯 流排電驛（87B）：(1)69KV 系統採用GIS 設備者應裝設。(2)161KV 系統（含）以上者應裝設。10.逆送電力電驛(32)：附延時特性（非定時性）， 無逆送電力者須裝設，有逆送電力者免裝。11.保護電驛用之PT/GPT 應裝於匯流排。12.發電設備經特高壓系統與本公司設備併接者，在電源引出點應裝設隔離設備。(五)保護電驛應考慮再生能源發電設備之系統與本公司系統連結之電源線發生故障時，責任分界點之斷路器應快速自行跳脫（主保護電驛）。再生能源發電設備之系統內最好能維持自立運轉特性之負載管理設備。(六)發電設備之保護設備應請製造廠家或顧問公司、設計之電機技師參照IEC、ANSI、IEEE 或UL 等標準，視其系統運轉之安全需要辦理，並提供有關發電設備之保護設備設計資料。四、
發電設備與本公司併聯者，本公司得因供電技術或系統需要，請其提供相關檢討資料，並得個案檢討決定其與本公司系統之引接方式及保護電驛方式，倘因發電設備業者要求個案檢討與本公司系統之引接方式及保護電驛方式時，業者需提供足夠之證明資料及說明（含相關技術資料及檢討數據），在不影響本公司系統安全與穩定 度及其他用戶用電品質下，由雙方協商檢討。五、
再生能源發電設備運轉規範。(一)故障電流：1.發電機組送至本公司系統之故障電流，不得影響本公司及其他用戶斷路器之啟斷容量，否則需裝置限流電抗器或負擔因此而更換之斷路器費用。惟與配電系統併聯者，其發電機組加入後，系統三相短路電流應小於10KA，否則需裝置限流設備或改接其他線路。2.發電設備設有主變壓器者，其接地方式須與本公司之系統配合。3.再生能源發電設備業者之發電機組零相電流應與本公司系統隔離。(二)電壓變動：發電廠併接於69KV（含）以上輸電系統 者，其正常電壓變動率應維持在± 2.5%以內。發電廠併接於22.8KV（含）以下配電系統者，其正常電壓變動率應維持在± 5%以內，若為感應發電機型者，併聯時電壓瞬間突降不得超過10%。(三)系統穩定度：接於161KV 特高壓輸電系統者，暫態穩定度需符合本公司輸電系統規劃準則之要求。(四)功率因數：發電廠與本公司責任分界點之功率因數運轉 原則：1.日間（8:00-21:00）（1）
同步發電機者：應保持在85%滯後至100﹪之間。（2）
感應發電機型者：應保持在85%滯後至95%超前之間。2.深夜期間（21:00-次日8:00）及例假日、國定假日、春節期間（除夕至元宵）應儘量維持100%（亦即不逆送無效電力至本公司系統）。(五)諧波管制：諧波污染限制應依照本公司「電力系統諧波管制暫行標準」辦理。(六)調度與通訊引接於高壓及特高壓系統之再生能源發電設備業者，應設置專線電話或附插話功能之調度電話，24 小時與本公司有關調度員保持聯繫，並應依本公司編訂之「電力系統運轉操作章則彙編」操作運轉。(七)有下列情況之一者，本公司得以電話或書面通知再生能源發電設備業者系統與本公司系統解聯：1.本公司與該業者相關之設備維修時。2.本公司相關設備工作停電時。3.再 生能源發電設備業者之保護協調不週全時。4.影響其他供電安全需要時。六、
其他未盡事宜依雙方協議辦理。
