1.4　大型光伏电站主要技术问题研究现状

由于并网逆变器的电能质量和并网逆变器的电流控制技术紧密相关，下面将分别从并网电流控制技术、无功与电压控制技术以及并网稳定性三个方面，就本书所讨论的相关问题进行综述，并阐述本文研究的切入点。

1.4.1　并网电流控制技术研究现状

（1）瞬时电流反馈的并网控制技术

并网电流控制技术主要包括间接电流和直接电流控制^[39]。间接电流控制主要通过幅相控制来实现，其优点在于控制简单且不需要电流反馈控制，其缺点在于动态响应较慢且对系统参数波动比较敏感。因此，间接电流控制通常应用于对并网逆变器动态响应要求较低且对控制结构无特殊要求的应用领域。不同于间接电流控制，直接电流控制通过控制并网逆变器输出电流跟踪电网电压来达到并网的目的。由于直接电流控制原理相对简单，因此在实际应用中普遍采用，例如传统的滞环电流控制^[40]、固定开关频率的滞环电流控制^[41]、正弦脉宽调制控制等。和间接电流控制相比，直接电流控制能够获得良好的稳态和动态响应性能^[42，43]。

对于采用三相三线制连接的并网逆变器，在采用基于电流闭环的并网控制策略时，根据坐标系的不同选择，主要分为基于同步旋转坐标系dq变换和基于静止坐标系αβ变换两种控制方式^[44～49]。对于基于同步旋转坐标系dq变换的控制方式，主要是通过坐标变换将三相静止坐标系中的交流量变换成两相同步旋转坐标系下的直流量，进而通过采用比例积分（Proportional Integral，PI）调节器实现并网逆变器的无静差跟踪；而对于基于静止坐标系αβ变换的控制方式，主要是采用比例谐振（Proportional Resonant，PR）调节器实现对交流电流的无静差跟踪。其控制结构如图1.8所示。

对于单相逆变器的并网控制而言，一般不方便进行坐标旋转变换，虽然可以增设虚拟相来实现坐标旋转变换，但增加了复杂度，因此可采用基于静止坐标系的PR调节器设计，以实现并网逆变器输出交流电流的无静差控制^[50]。

此外，文献[51，52]中给出了一种基于单周控制的电流控制方式。单周控制不同于PI、PR等线性控制，单周控制是在每个控制周期中通过调节开关变量平均值跟踪参考值进而实现无静差跟踪的一种非线性控制方案。但是该方法仅以L滤波的并网逆变器在理想电网情况下进行了初步分析，并未考虑并网逆变器在非理想电网下的控制方案，因此暂不能获得普遍应用。文献[53～56]中给出了一种基于重复控制的三相并网逆变器电流控制方式。重复控制是在滞后一个控制周期对误差信号进行调节的控制方法，重复控制具有数字实现简单以及稳态性能好等优点，但是重复控制在每个控制周期中等同于开环控制，存在动态响应慢等缺点。文献[57，58]中给出了一种基于预测电流控制的并网逆变器电流控制方式。这种控制方法相对简单，接近于幅相控制，当并网逆变器开关频率足够大时，可实现并网电流的无静差调节，但是需要依赖微分约束关系，因此，该控制方案对系统参数波动比较敏感。

（2）瞬时功率反馈的并网控制技术

前述基于瞬时电流反馈的并网控制技术，其基本思想是通过让并网电流跟踪电网电压获取高质量的并网电流。另一方面，亦可以通过瞬时功率反馈的控制技术实现高质量的入网电流。为实现瞬时功率反馈，在交流电机控制中普遍采用的直接转矩控制提供了有益的思路，即直接功率控制（Direct Power Control，DPC）^[59]。

依据控制系统中电网电压传感器的采用与否，直接功率控制主要分为有电网电压传感器和无电网电压传感器两种控制方式。图1.9所示为传统的无电网电压传感器的直接功率控制结构^[60～62]。

然而，传统的基于滞环比较器的直接功率控制结构的主要不足在于并网逆变器的开关频率不固定，这给输出滤波器的设计带来了问题，并且一般需要高速的数字处理器和高准确度的模拟-数字转换器。针对滞环控制存在的缺点，文献[63]中给出了一种基于PI调节的固定开关频率的直接功率控制结构。该控制策略具有开关频率固定、算法简单、动态响应好等优点，尤其是在电网电压不理想的情况下也能实现较好的并网控制性能。其控制结构如图1.10所示。

基于PI调节的定频DPC和传统的通过滞环控制的DPC主要不同在于彼此对功率比较误差信号处理的差异。这种基于PI调节定频直接功率控制，其开关频率固定、滤波器容易设计，不足之处在于其控制快速性与滞环控制相比有所降低。

但是，前述的直接功率控制都是基于L滤波器进行设计的，当并网逆变器采用LCL滤波器时，传统的直接功率控制结构以及基于PI调节的定频直接功率控制结构便很难直接应用于LCL滤波的并网逆变器。针对上述问题，文献[64]中提出了一种修改的直接功率控制方案，该并网控制方案能够适用于LCL滤波的并网逆变器。但是依然需要较高的开关频率才能保证并网电流的电能质量。

（3）LCL滤波的阻尼技术

对于大型光伏电站，由于并网逆变器的额定功率较大，为降低开关损耗，并网逆变器的开关频率通常限定在3～5kHz。因此，在大功率并网发电系统中，并网逆变器通常采用LCL滤波器结构。和L滤波的并网逆变器相比，由于LCL滤波器电容支路的增加，并网逆变器电流控制系统变为了三阶系统，进而增加了控制系统的复杂性^[65]。而且LCL滤波器在某一频率范围内存在谐振，从而影响系统的稳定性能。针对基于LCL滤波的阻尼技术，相关文献主要从无源阻尼和有源阻尼两个角度进行分析。

根据阻尼电阻与LCL滤波器元件的连接方法，主要分为如下几种无源阻尼方式：网侧电感串/并联电阻、电容支路串/并联电阻。从控制特性、滤波特性、阻尼特性以及功率损耗的角度综合分析，工程上通常采用电容支路串联电阻的阻尼方案^[66]。此外，文献[67]给出了一种基于阻尼损耗最小化的LCL滤波器参数优化设计方案。和传统的LCL滤波器参数设计方法相比，该方案在一定程度上降低了阻尼损耗，进而提高了系统转换效率，对于缓解阻尼电阻过热问题，提供了一定的借鉴意义。

有源阻尼由于没有附加阻尼电阻，因此没有增加损耗，从而提高了系统效率。然而，有源阻尼控制一般需要增加电压或电流传感器，并且控制系统结构相对复杂，这在一定程度上限制了有源阻尼的应用。但是出于提高系统效率的考虑，有源阻尼有逐步取代无源阻尼的趋势和潜力^[68]。

有源阻尼法可分为虚拟阻尼法、陷波器校正法和双带通滤波器法等。Pekik Argo Dahono首先提出了以“虚拟电阻”控制算法来代替实际阻尼电阻的有源阻尼控制，即虚拟电阻法。实际上，为了实现阻尼控制，可以在控制系统中构造一个具有负谐振峰值特性的环节，并以此抵消LCL滤波器产生的正谐振峰值。基于陷波器校正法的有源阻尼主要包括以电容电压为反馈变量和以电容电流为反馈变量的有源阻尼^[69]，其控制结构如图1.11所示。

文献[70]中针对LCL滤波的并网逆变器在电流控制时存在稳态误差与谐波失真等问题，提出将LCL滤波器的电容按特定比例分成并联的前后两部分，通过测量中间电流并作为反馈信号控制逆变器输出的分裂电容法。但是该方法是一种间接电流控制方法，难以做到单位功率因数并网。其控制结构如图1.12所示。

文献[71]中提出采用网侧电感电流作为外环，逆变器侧电感电流作为内环的双环控制策略，结合空间矢量脉宽调制（Space Vector Pulse Width Modulation，SVPWM）方法对网侧电流进行直接控制。这种控制方案通过引入逆变侧电感电流内环改变了并网侧电流单环控制的不稳定需要阻尼的问题，同时又方便控制开关纹波电流的衰减率，也有利于保护桥臂开关管，保障逆变器的安全运行。但是和图1.11（a）相比，明显增加了并网控制系统的复杂性，其控制结构如图1.13所示。

此外，文献[72]中提出了一种基于双带通滤波器的有源阻尼控制技术，其基本控制思想是将电流内环PI调节器输出值经过一个带通滤波器后，再与PI调节器输出值相减，从而获得陷波器特性。但是当电网基频偏移较大时，由于带通滤波器带宽问题会存在阻尼抑制不足的问题。

（4）并网锁相技术

在并网逆变器电流控制中，为实现其网侧有功、无功功率控制，需要动态地获取电网电压的相位信息，这样就要求采用锁相环（Phase-Locked Loop，PLL）对电网电压进行锁相，且在必要时还可提供有关信号的频率和幅值等信息^[73～78]。

鉴于锁相环在逆变器并网控制中的重要性，越来越多的学者对其进行了研究，提出了诸多锁相环的控制和设计方案，从而使锁相环的性能也不断地得到改善和提升。为有效提高锁相环的准确度和快速响应性，一般需采用闭环PLL技术，闭环锁相环可分为线性和非线性PLL两类。基于同步参考系的SRF-PLL（Synchronous Reference Frame PLL，SRF-PLL）是目前广泛采用的线性闭环PLL之一。该锁相环能有效地适用于电网平衡时频率、相位及幅值检测，其动态及稳态性能较好。但是，当三相电网电压不平衡时，SRF-PLL得到的电压正序分量的相位存在较大的2次谐波，难以取得令人满意的效果^[79]。针对上述问题，文献[80，81]中提出了一种解耦双同步坐标系PLL（Decoupled Double Synchronous Reference Frame PLL，DDSRF-PLL），如图1.14所示。

针对三相不平衡电网电压，DDSRF-PLL采用基于正序、负序的双同步坐标系结构，实现了正序、负序的解耦，从而实现对三相不平衡电网电压的锁相，但是当电网电压畸变严重时，存在抑制能力不足的缺点。

文献[82]中给出了基于双二阶广义积分的锁相环（Double Second Order Generalized Integrator PLL，DSOGI-PLL），如图1.15所示。

该锁相环通过基于二阶广义积分（Second Order Generalized Integrator，SOGI）的自适应滤波器来获取三相电网电压中的正、负序基波分量，但是当电网电压畸变严重时，提取的基波分量谐波含量较大。在基于SOGI自适应滤波器的基础上，文献[83～85]提出了一种基于双二阶广义积分的锁频环（DSOGI Frequency-Locked Loop，DSOGI-FLL），而且通过模块扩展，该锁频环可以实现对不同频率谐波分量的提取，但是存在计算量大等缺点。

文献[86]中提出了一种基于复数滤波器的电网电压同步锁相方法，该交叉解耦复数滤波器的基本结构如图1.16所示。

该锁相方法采用交叉解耦复数滤波器实现电网电压正序、负序分量的准确估计，并通过SRF-PLL实现滤波器频率自适应功能和正序电压相位估计。同时，在基于交叉解耦复数滤波器的基础上，文献[87]中给出了一种基于多复数滤波器的锁相环技术，但是依旧存在当电网电压畸变严重时抑制能力不足的缺点。文献[88，89]中将基于复数滤波器的正序、负序分离方法和基于DSOGI-FLL的锁频环技术相结合，给出了基于复数滤波器的锁频环控制方案。

此外，文献[90]中提出了一种加强型锁相环（Enhanced-PLL，EPLL），其核心为自适应滤波器。和EPLL类似，文献[91]中提出了一种基于自适应陷波器（Adaptive Notch Filter，ANF）的同步技术，动态性能优于EPLL。文献[92]中采用同步旋转参考坐标法提取正序、负序分量，但是并未考虑电网频率偏移的影响。文献[93，94]中采用直接解耦同步法分离电网电压中的正序、负序分量及各次谐波分量，但是存在计算量大以及动态响应慢等问题。

综上所述，现有控制策略虽然一定程度上拓展了并网逆变器的控制方式，但是并未考虑大型光伏电站中并网逆变器的特殊要求及特点。例如大型光伏电站中并网逆变器存在额定功率大、开关频率低，需要采用LCL型滤波器，需要采用有源阻尼，需要考虑电网电压畸变不平衡甚至基频偏移，需要防止直流母线电压跳变以及并网电流不平衡等问题。然而现有控制策略并没有很好地解决目前存在的诸多问题。如何既能实现并网逆变器的单位功率/恒功率因数并网，又能有效保护桥臂开关管？如何保证并网逆变器在非理想电网下的稳定运行？如何防止直流母线电压的大幅度波动甚至跳变？如何有效抑制并网电流的不平衡度？这些问题的有效解决，将极大地改善大型光伏电站的并网电能质量。

1.4.2　无功与电压控制技术研究现状

（1）大型光伏电站电压越限机理

目前国内外关于光伏发电电压越限问题多集中在分布式光伏发电领域。文献[95]通过研究分布式光伏发电系统接入城市配电网模型，指出光伏发电系统接入将导致线路电压升高，并且其电压抬升量与负荷和光伏有功功率的大小有关。文献[96]指出分布式光伏发电系统会导致配电网线路潮流反向，导致线路电压越上限，且电压受到光伏有功输出功率的影响，越接近线路末端电压变化率越大。文献[97]表明负荷运行功率因数、负荷大小以及光伏发电系统的电压等级等因素对并网点的电压波动影响较大。文献[98]分别提出了采用光伏逆变器恒无功功率控制、恒功率因数控制以及根据有功功率计算功率因数的cosφ（P）控制等策略来保证分布式光伏电站电压不越限。

然而大型光伏电站与分布式光伏电站不同，分布式光伏电站不需要长距离输送，容量较小、电站周围负荷分布较多，小容量光伏系统脱网对大电网影响较小。但大型光伏电站一般容量较大，均分布在远离负荷区域的边远地区、传输距离较长、接入地区电网薄弱，大容量的光伏电站发生电压越限脱网会影响电网有功和无功功率平衡，导致大面积停电事故。因此，大型光伏电站电压越限问题更加突出^[30]。目前国标已对光伏电站接入不同等级的并网电压范围做了相关规定^[99]，如表1.2所示。

对于光伏电站电压越限机理问题，目前国内外有部分学者对并网点电压进行了研究^[28～33]，指出光伏电站并网点电压随着有功功率的增加呈现先上升后下降的趋势，在光伏输出功率很大时并网点有越电压下限的风险，并且光伏电站在电压处于较低水平时具有低电压大电流运行特性，增大了线路的无功吸收量，导致并网点电压继续下降，引起光伏电站发生低电压脱网事故。但以上研究都仅将光伏电站等效为一个节点或者一台逆变器，忽略了光伏电站站内阻抗以及各光伏发电单元之间的相互影响，并且仅考虑到并网点电压越限问题，没有研究光伏电站内部发生高电压越限和低电压越限，甚至发生光伏电站站内电压连锁脱网等问题。

因此，只有充分考虑大型光伏电站站内阻抗、光伏发电单元等站内因素建立大型光伏电站模型，进一步深入研究光伏电站内部各光伏发电单元之间的相互作用，以及脱网时光伏电站内部各光伏发电单元电压变化情况，才能揭示光伏电站发生脱网现象的深层原因。

（2）大型光伏电站静态电压稳定性分析

静态电压稳定性问题是指系统在受到负荷缓慢增加等扰动后导致电压运行点逐渐向电压失稳点移动，最终失去平衡工作点引起电压失稳的现象。如图1.17（a）所示单电源供电系统，由电路原理可知，当电网电压一定时该线路存在最大传输功率。其负荷节点的P-U曲线如图1.17（b）所示，系统开始运行于A点，当负荷功率增大时将导致负荷节点电压降低，当负荷功率大于最大传输功率P_max时将致使系统失去工作点，导致系统电压失稳。因此，从物理上来说电压静态稳定是一个是否存在稳定功率平衡点的问题。

从数学角度看，电力系统静态电压稳定性分析是建立在潮流方程的基础上，核心是研究系统潮流方程是否存在可行解的问题^[100～105]。研究电力系统静态电压稳定性的方法有非线性规划法、连续潮流算法、特征值分析法、分岔分析法、灵敏度分析法。其中非线性规划法是利用非线性函数优化的方法来避免潮流方程出现不收敛的情况，求解电压临界点，但是计算量很大，计算时间长；连续潮流算法通过预测-校正的方法避免潮流方程不收敛的情况，能准确计算出系统的功率-电压曲线，得出系统的稳定运行域，但也存在计算量大的缺点；特征值分析法是通过求系统收敛雅可比矩阵的特征值来判断电压是否稳定，但不能得到系统的稳定运行域；分岔分析法能直接计算出系统静态电压临界点，但是存在求解困难等缺点；灵敏度分析法是通过计算各变量之间的微分函数，来定量地表示各变量之间的关系，但也不能得到系统临界稳定点。

对于大型光伏电站静态电压稳定性问题，目前部分学者利用连续潮流算法、灵敏度分析法等方法对其进行了研究。文献[106]将大型光伏电站等效为一个整体进行分析，指出无功功率不足是导致光伏电站并网点电压下降的主要原因。文献[30]将大型光伏电站等效为一个PQ节点，指出光伏电站电压稳定性受到装机容量的影响。文献[107]分析一个含光伏电站的3节点系统，将大型光伏电站处理成一个PQ节点，对并网点电压进行分岔理论分析，并指出随着光伏电站输出功率的变化会导致并网点电压出现霍普夫分岔和鞍结点分岔，致使并网点电压发生振荡失稳甚至电压崩溃。文献[108]通过计算出并网点的P-U曲线得到电压稳定临界点，并采用灵敏度分析法分析了负荷对光伏电站并网点电压的影响。

但以上文献均存在不足：首先，以上研究都将大型光伏电站等效为一个节点，忽略了光伏电站内部因素对电压稳定性的影响，并且光伏电站站内无功控制要求充分利用每一台光伏逆变器的无功能力，因此研究光伏电站站内电压分布及其稳定性是非常有必要的。其次，以上研究仅给出了大型光伏电站并网点电压变化的大致趋势，没有具体分析当前运行状态下并网点电压稳定判据及稳定裕度。最后，以上研究没有具体分析光照强度、运行功率因数、电网阻抗、站内无功出力等因素对电压稳定性的影响。

因此，应考虑大型光伏电站内部的详细模型，研究大型光伏电站静态电压稳定性，得出大型光伏电站静态电压稳定判据及稳定裕度。在此基础上分析光照强度、电网阻抗、运行功率因数、光伏发电单元无功功率等方面对大型光伏电站静态电压稳定性的影响。

（3）大型光伏电站无功与电压控制策略

目前我国光伏电站并网逆变器主要运行于单位功率因数状态，因此普遍采用在并网点装设无功补偿装置的方法为光伏电站提供无功支撑^[30，31]。大型光伏电站常见无功电压控制的手段主要有电容器、电抗器、静止无功补偿器SVC（Static Var Compensator，SVC）、静止无功发生器SVG（Static Var Generator，SVG）、有载调压变压器，其主要特点如表1.3所示。

其中电容器和电抗器是电力系统中最常用的无功补偿装置，通过分组投切的方式能补偿系统的感性和容性无功功率，但存在调控不连续和速度慢的缺点；SVC和SVG是新型的无功补偿设备，能动态连续地产生感性和容性无功功率，并且控制速度很快，因此近年也被大量运用于光伏电站的无功补偿；有载调压变压器（On-Load Tap Changer，OLTC）通过调节分接头的挡位来改善系统无功分布，但是由于不能产生无功功率，在无功功率不足的情况下通过有载调压变压器调压效果不好，甚至会产生负调压效应。

随着逆变器技术的发展，逆变器可实现有功、无功的解耦控制，为电网提供无功支撑。当大型光伏电站内部存在多个无功源的作用时，就需要对各无功源的无功输出功率进行协调控制。这也是近年来光伏电站站内无功控制研究亟待突破的难点。目前光伏电站各无功源的协调优化控制研究尚处在起步阶段，从理论研究到生产实践，均没有很深入的研究成果。目前仅有少数文献以并网点电压为控制目标对其进行研究。文献[107]考虑光伏逆变器和无功补偿装置的综合调节，利用九区图原理兼顾并网点电压和功率因数，提出基于九区图的大型光伏电站无功控制策略，协调控制站内无功补偿装置和光伏逆变器的无功输出量，但九区图控制法盲目性较大，导致电压控制效果不佳。文献[109]提出以光伏逆变器为主、SVC为辅的光伏电站调压方案，优先利用逆变器调节电压，逆变器间无功采用等额分配的原则，无功不足时再由SVC进行二次补偿。但每台逆变器分配的无功容量相等，可能导致部分逆变器过载。文献[110]通过三层分配策略将大型光伏电站的无功缺额在SVG、光伏发电单元、光伏逆变器之间协调分配，并采用电压无功灵敏度方法提升光伏电站站内无功控制的精准性。文献[111]在保证并网点电压维持在规定范围的基础上，充分考虑站内线路的网损，在无功分配环节中按照光伏发电单元线路损耗大小调节无功优化系数进行无功分配，从而有效地降低光伏电站内部的线路损耗。

上述研究主要关注如何协调光伏电站内部各无功源输出功率以实现对并网点电压的控制，但没有考虑无功控制策略对整个光伏电站电压稳定性的影响以及站内电压分布情况。实际上，大型光伏站内电站无功控制一方面要保证并网点电压保持在要求范围内，另一方面要改善电压稳定性，保证电压有足够的稳定裕度。此外，由于光伏电站内部各光伏发电单元受天气影响剧烈，电压分布不均，因此，保持光伏电站内部集电线路上各光伏发电单元节点的电压不越限也是无功电压控制的一个重要目标。

由上述分析可见，目前无功与电压控制问题的研究主要集中在分布式光伏发电等领域，而关于大型光伏电站无功与电压控制问题的研究甚少。为了实现光伏电站的安全稳定运行，需要进一步地研究大型光伏电站站内无功控制策略，提出一种既能够保证并网点及站内各光伏发电单元节点电压保持在要求范围内，又能够提高静态电压稳定裕度的大型光伏电站站内无功协调控制策略。

1.4.3　并网稳定性研究现状

大型光伏电站通过电网阻抗与电网相连时会造成光伏电站与电网之间以及光伏电站内部并联逆变器之间出现谐振现象。谐振不但会影响大型光伏并网系统的谐波含量，甚至会出现谐振引发的系统不稳定现象，影响系统安全稳定运行。因此，研究大型光伏并网系统的谐振机理时必须探讨谐振对系统谐波含量等电能质量以及系统稳定性问题的影响。目前人们通常采用伯德图研究谐振引起的大型光伏电站谐波含量变化，通过实际阻抗测量采用基于奈奎斯特图的阻抗稳定性判据以及在建模基础上利用根轨迹或者伯德图判断系统稳定性^[112～121]。

（1）阻抗稳定性判据

采用阻抗稳定性判据的判定原理为：在已知两个级联子系统稳定情况下，级联系统的稳定性可以通过判断两个级联子系统的阻抗比是否满足奈奎斯特稳定性判据来判定。对于大型光伏并网系统来说，可以将其看作大型光伏电站与输电网络两个子系统级联构成，采用级联系统的阻抗稳定性判据来判定整个系统的稳定性。

Middlebrook于1976年提出了阻抗稳定性判据，建立了稳定性与电源输入输出阻抗之间的对应关系。然而，Middlebrook所提出的阻抗稳定性判据主要针对直流系统级联后的稳定性判定，建模时通常将其等效为受控电压源模型，而对于并网光伏逆变器通常等效为受控电流源模型，因此Middlebrook所提出的阻抗稳定性判据并不完全适用于大型光伏并网系统。2008年，孙坚对Middlebrook提出的阻抗稳定性判据进行改进，建立了逆变器并网系统的阻抗稳定性判据。并且将其用于海上风电与高压直流输电（High Voltage Direct Current，HVDC）系统的稳定性判定中，但其将整个风电场等效为一个受控电流源模型，忽略了并联逆变器之间通过电网阻抗的谐振影响机理，实际情况下并联逆变器之间通常会通过电网阻抗相互影响，造成逆变器并联系统内部谐振^[114]。随后，王雄飞等对孙坚提出的阻抗稳定性判据进行改进并将其应用于逆变器并联系统中，分析了谐波补偿器对并网逆变器并联系统的谐振影响机理，然而其提出的阻抗稳定性判据存在缺陷^[115]。

采用阻抗稳定性判据时，可以不对系统进行精确建模，通过谐波线性化方法测量两个级联子系统的阻抗值即可判定级联系统稳定性。因此非常适用于系统参数以及内部结构未知情况下级联系统的稳定性判定，判定结果依赖于对子系统阻抗的实际测量，判定结果真实可靠，非常适用于判定大型光伏并网系统的稳定性。但是该方法的应用前提是两个子系统在级联前各系统内部稳定，特定情况下该方法存在判定误区，且电网谐波会造成子系统阻抗测量不准确，也会影响阻抗稳定性判据的判定结果。

（2）常规判别法

常规判别法是在建立整个大型光伏并网系统的等效模型基础上，通过根轨迹或者伯德图判定系统稳定性。2004年，Marco Liserre等分析了电网阻抗对逆变器电流内环控制器的控制性能影响，提出了不同电压等级变压器及输电线路的参数特性；随后，Marco Liserre等人在单相并网逆变器系统中利用伯德图讨论了电网阻抗对系统的谐振影响^[116]。随着多逆变器并联系统的不断接入电网，学者逐渐研究逆变器并联系统与电网的谐振交互式影响机理。文献[117～119]指出了逆变器并联系统中存在由电网阻抗引起的谐振现象，但上述文献并未对电网阻抗与光伏逆变器并联系统的相互影响机理进行深入阐释。文献[120]针对分布式发电系统中多个光伏电站之间的谐振现象进行了初步分析，同时通过仿真提出系统稳定运行条件为：光伏电站能量供应充足，负荷消耗低时系统稳定。但其并未从理论分析角度加以证明。文献[121]分析了输电网络中串联谐振以及并联谐振下电流谐波含量及谐振传播情况，但其并未研究光伏电站与电网的谐振交互式影响机理。

在系统参数及内部结构已知情况下，利用根轨迹判别法可以精确判定大型光伏并网系统的稳定性。与基于奈奎斯特判据的阻抗稳定性判别法相比，利用根轨迹图可以有效观察系统中各参数（如电网阻抗、光伏电站容量等）变化对系统特征根的位置影响，可为抑制大型光伏并网系统谐振时逆变器控制策略的设计或者其他解决措施提供理论依据以及技术指导，且在建模以及参数精确给定时不存在误判情况。然而采用该方法判定大型光伏并网系统稳定性时必须知道系统参数及其内部结构，同时需要对整个系统进行建模，过程复杂，工作量较大。

综上所述，阻抗稳定性判据适用于对实际系统的稳定性判定，而常规判别法可为逆变器控制策略设计提供参考，两种稳定性判别法对大型光伏并网系统谐振机理研究意义重大。然而虽然已有文献针对这两种稳定性判别法进行研究，已有一定成果可以借鉴，但其研究还存在较多不完善的地方，并未有学者针对大型光伏并网系统的谐振机理进行深入研究。

因此，有必要从阻抗稳定性判据以及常规判别法出发对大型光伏并网系统的谐振机理及其稳定性进行深入分析，从而掌握电网阻抗对大型光伏并网系统的性能影响规律，获得大型光伏并网系统的稳定性判别方法，为光伏逆变器控制策略及其滤波器设计提供指导。