无储能光伏逆变器多模态运行与并离网切换策略研究

梁纪峰, 臧 谦, 姜玉洁, 周 文, 王振雄, 易 皓, 白岳谦

(1.国网河北省电力有限公司电力科学研究院, 河北 石家庄 050021; 2.西安交通大学电气工程学院, 陕西 西安 712046)

1 引言

光伏发电、风力发电等新能源发电技术,具有清洁环保、可持续等优势,在推动我国能源向绿色、低碳目标转型的过程中发挥越来越重要的作用[1-4]。随着我国“碳达峰、碳中和”目标以及新型电力系统设想的提出,以光伏、风电为代表的新能源发电装机规模将进一步扩大,在未来的电力系统中扮演愈加重要的角色。

区别于传统的化石能源发电,光伏发电的功率受环境因素影响较大,因而通常需要经过逆变器转换成稳定的交流电,馈送至大电网并向负载供电。作为能量交换中的重要一环,逆变器的结构与控制策略对光伏发电系统的安全、稳定运行起着至关重要的作用。逆变器的控制策略大体可分为电压型控制与电流型控制两种。目前,光伏逆变器大多采用电流型控制并网运行,这种控制方式需要依赖大电网提供电压和频率支撑。在极端情况下,如电网故障导致母线的电压、频率不稳定,采用电流型控制技术的光伏逆变器会进行反孤岛保护并停止运行,导致负载无法工作,降低用户的用电品质[5]。

因而,目前通常考虑对光伏配置储能,利用储能高度灵活、可控的双向功率,在电网发生故障后,光伏、储能可以形成孤岛,为本地的负荷提供不间断供电。然而储能容量有限且成本高昂,当储能过充或过放时,会无法提供稳定的电压同步信号,光伏相应停止运行。因此,相关的研究开始探索无储能光伏的电压型控制技术,此时,光伏逆变器需要独立支撑母线的电压频率[6]。在这种情况下,分布式光伏需要由并网电流型控制向离网电压型控制切换,因而本文研究电网发生故障时,将光伏逆变器由电流型控制模态切换到电压型控制模态,并采用无储能孤岛模态运行,以保证负载的不间断供电。

并网运行模态下,为提高对太阳能的利用率,通常利用最大功率跟踪控制(Maximum Power Point Tracking,MPPT)技术跟踪光伏电池最大功率点,此时受环境因素变化的影响,光伏输出的功率会实时发生变化,从而引起电网功率波动,成为大电网的扰动源[7]。同时,当配电网无法消纳光伏产生的功率时,会带来并网点电压越限问题[8]。在光储孤岛中,当储能的功率和能量到达极限时,需要切除负载或者减小光伏输出功率,通过经济性和供电品质的折衷来维持电网的安全稳定运行[9],相关方案在现有文献中也有一定程度的研究。

为避免环境因素变化造成光伏输出功率波动,文献[10]采用比例积分(Proportional-Integral, PI)控制器对光伏逆变器输出功率进行闭环控制,控制其以恒功率输出模态并网运行,这种方式可以使光伏接受上层的调度和管理。文献[11]针对光照强度等因素变化引起的光伏功率波动较大、跟踪速度较慢的问题,提出了一种基于模糊控制的光伏发电系统最大功率点跟踪策略,用于不同环境条件下对光伏工作点的合理跟踪。文献[12]研究了多储能与多个光伏协调运行的孤岛微电网,提出一种基于交流母线电压信号的自适应功率控制方法防止储能过度充电。并离网切换的研究大多针对缓解微电网硬切换时的电压、电流冲击。文献[13]提出一种基于虚拟同步发电机控制的微网并离网平滑切换控制策略,并网与离网模态采用相同的控制实现模态间的平滑切换。文献[14]采用状态跟随器保证了切换过程的连续性,解决了硬切换的电流突变问题。文献[15]提出了一种并离网均采用非线性下垂控制的单模态切换策略,在由并网切换至离网运行前,调整变流器功率输出,抑制切换时的电压电流冲击。文献[16]提出基于频率扰动的微网有差预同步控制方案以缓解切换时的过流冲击。此外,现有的光伏并离网切换控制策略大多考虑的是有储能参与的情况,即光储微网的并网与离网之间的切换。为满足负载对电能质量的要求,文献[17]中,当配电网发生故障或储能出力已达功率限值仍不能维持公共连接点(Point of Common Coupling, PCC)母线电压在允许范围内时,光储微电网切换为孤岛运行模态。文献[18]为实现微网系统在并网/孤岛两种工作模态之间的快速无缝切换,提出了一种改进型的电压调节器,减小了切换过程中的电流冲击和母线电压振荡。文献[19]对光储微电网中蓄电池恒功率和恒压恒频控制结构进行改进,共用电流内环,并对外环输出的电流参考值进行补偿,减小暂态冲击。但在上述切换控制策略中,储能逆变器的控制策略在电压型控制与电流型控制之间进行切换,而光伏作为从逆变器始终工作在电流型控制,不参与对母线电压的主动支撑。此外,这些切换方式以包含储能的微电网为主,鲜有对无储能光伏孤岛带载功能及其模态切换进行讨论。

本文在现有光伏孤岛微电网研究的基础上,进一步考虑了储能无法提供电压同步信号的极端情况。因而,本文对无储能光伏逆变器工作模态进行分析,研究无储能光伏逆变器多模态控制策略,并提出了一种无储能光伏逆变器并离网切换策略。该策略使光伏逆变器在失去电网提供的电压信号后,从并网的电流型控制切换到电压型控制模态,从而工作在无储能孤岛运行模态,为负载提供不间断供电。最后,通过实验验证了控制策略的有效性,所提控制策略能够维持系统并离网切换时的有功和无功功率平衡。

2 无储能光伏逆变器多模态控制

本文研究的分布式光伏逆变器主要有四种工作模态:并网运行模态、无储能孤岛模态、并网切换模态以及离网切换模态,本文考虑的工作模态切换示意图如图1所示。

图1 光伏逆变器工作模态示意图Fig.1 Schematic diagram of operating modes of PV inverter

2.1 光伏逆变器运行模态分析及拓扑选择

并网运行模态下,光伏逆变器采用电流型控制技术,此时交流母线的电压和频率由电网决定,负荷波动导致源荷之间的功率差异由电网平抑。同时,由于光伏需要对电网提供有功功率的支撑,其在并网时工作在恒功率运行模态,即光伏逆变器始终跟踪上级给出的功率指令,仅在无法满足指令要求的情况下以MPPT方式运行。

电网发生故障无法提供稳定的电压和频率,光伏逆变器应断开与电网的连接,进入离网切换模态,切换至无储能孤岛带载模态。无储能孤岛模态下,光伏逆变器需采用电压型控制技术,承担起支撑母线电压并平衡负载功率需求的责任。无储能孤岛模态下光伏以单机方式运行,采用恒压恒频控制可保障负载对电压频率的支撑需求,其关键在于源-荷功率的实时平衡,即以负荷功率需求为依据,调控光伏输出功率,当电网恢复供电能力,光伏逆变器进入并网切换模态,实现并网电流源运行。

由于本文研究的状态需灵活调控光伏的端口电压,因而光伏逆变器采用两级式拓扑,由前级的Boost变换器与后级的逆变器级联而成,实现直流母线电压与光伏电池输出功率的解耦控制。同时,由于三电平逆变器具有电感电流纹波低、开关应力低、开关损耗小的特点,因此本文选用三电平Boost变换器和中点钳位型三电平逆变器作为逆变器的主电路拓扑[20]。本文研究的光伏逆变器拓扑结构如图2所示,光伏逆变器通过固态开关K1与大电网相连,当开关K1闭合时,光伏逆变器采用电流型控制,运行于并网模态,与电网一起为负载供电;当检测到交流母线的供电品质无法满足负载需求时,开关K1断开,在电源侧仅有光伏电池的情况下,光伏逆变器切换至无储能孤岛模态,保障负载不间断供电。

图2 光伏逆变器主电路拓扑Fig.2 PV inverter main circuit topology

2.2 并网运行控制策略

本文研究的光伏逆变器控制策略通过充分调用光伏的调控能力,使其在多种工作模态下对母线电压频率进行支持。因而,在并网运行模态下,光伏逆变器在支撑电网时不采用MPPT控制策略,而是通过恒定功率跟踪策略,使光伏高性能跟踪上级系统的功率指令,从而进行电网电压的稳定调控。

在旋转坐标系下,光伏逆变器输出的有功和无功功率如式(1)所示。

(1)

式中,imd、imq分别为逆变器输出电流im在旋转坐标系下的d轴和q轴分量;umd、umq分别为逆变器输出电压um在旋转坐标系下的d轴和q轴分量。

并网运行时,由于锁相环的存在,使得电网电压的坐标系和逆变器的参考坐标系保持一致,从而q轴分量可以近似为0,因而对式(1)进行化简,舍去umq相关项,如式(2)所示。

(2)

将式(2)应用于逆变器控制,即可跟踪所需的并网功率。然而,这一方式实现的前提是逆变器输入与输出端间的功率平衡,其表现为Boost变换器和逆变器之间直流电压的稳定。

因而,直流母线电压稳定是光伏逆变器并网稳定运行的前提。本文直接给定直流母线电压额定值udc_ref,通过Boost变换器控制光伏逆变器的直流侧电压稳定,即根据直流电压的变化,调整光伏电池的输出功率,从而最终实现光伏系统追踪上级给定的功率指令。同时,在光伏系统输出功率由于最大功率点限制不足以满足上级指令时,光伏逆变器退而运行在最大功率点附近。同时,Boost变换器采用电压电流双闭环实现对电压指令的跟踪,iL_ref为电压环输出的电流环指令值,以控制Boost变换器的电感电流iL,后级逆变器采用电流单闭环控制技术,通过给定功率指令值Pref、Qref计算出电流环指令值idq_ref。并网运行模态下总体控制策略如图3所示。

图3 光伏逆变器并网运行控制策略框图Fig.3 Control block diagram of PV inverter grid-connected operation

2.3 无储能孤岛控制策略

当电网发生故障无法提供稳定的电压和频率支撑时,光伏逆变器切换至无储能孤岛模态。不同于并网运行模态,此时由于失去了外部电源对交流母线的支撑,光伏系统需要稳定交流母线的电压和频率,故在逆变器侧采用恒压恒频控制。此外,当光伏逆变器无储能孤岛运行时,光伏逆变器需要独立实现源荷功率的平衡,即当外界环境因素变化导致光伏电池输出功率变化或负载需求发生变化时,光伏电池应迅速调整工作点,维持光伏电源侧输出功率与负载需求功率的平衡。根据两级式光伏逆变器结构,光伏电池发出的功率经过直流电容传递到逆变器侧,当光伏电池输出功率大于负载所需功率时,直流电容电压上升;当光伏电池输出功率小于负载所需功率时,直流电容电压下降。源侧与负载侧的功率差异表现为直流电容上的电压波动,因此,可以通过稳定直流母线电压实现源荷功率平衡,确定前级光伏的工作点,并应对光伏功率波动问题,无储能光伏孤岛控制策略框图如图4所示。需要指出的是,本文研究的光伏逆变器多模态平滑切换策略用于光伏逆变器在失去电网支撑后,从并网运行模态平滑过渡到无储能孤岛模态,对负荷提供不间断供电,所以本文仅考虑了光伏功率充足时的场景,对于光伏功率不足的场景,可以通过切除非重要负载等手段保证主要负载的供电。

图4 光伏逆变器无储能孤岛控制策略框图Fig.4 Control block diagram of PV inverter islanding operation without energy storage

3 无储能光伏逆变器并离网平滑切换策略

第2节分析了光伏逆变器在并网和无储能孤岛两种运行模态下的控制策略,实现了光伏逆变器在这两种模态下的可靠运行。本节研究光伏逆变器由并网切换至无储能孤岛模态、无储能孤岛切换到并网运行模态之间的切换方法,进一步保证分布式光伏多模态下的可靠运行。

3.1 并网运行模态切换至无储能孤岛模态

在检测到电网发生故障后,光伏逆变器的控制方式由并网运行模态切换到无储能孤岛模态。切换时,Boost变换器始终以稳定直流电压为控制目标,而逆变器的控制策略则由并网运行模态时的恒定功率控制切换至无储能孤岛运行时的恒压恒频控制。为实现光伏逆变器由并网运行模态平滑切换至无储能孤岛模态,本文采取控制策略如图5所示。

图5 并网切换至无储能孤岛模态控制环切换策略Fig.5 Control loop switching strategy for switching from grid-connected to islanding without energy storage

并网运行时,开关S1闭合,开关S2断开,坐标变换时的参考相位θref为锁相环生成的网侧相位θPLL,根据式(2)计算功率指令Pref、Qref对应的电流指令idq_ref。检测到电网故障切换至无储能孤岛模态运行时,开关S2闭合,开关S1断开,电流指令idq_ref由电压外环提供,相位θref由频率指令ωref积分生成。对于逆变器电流内环控制而言,上述两种模态下逆变器的控制结构是基本一致的,其差异主要在于内环指令idq_ref的来源,这一差异可能导致切换过程中产生过流冲击。为避免模态切换时电流指令值idq_ref跳变导致过流冲击,采取积分器初始化,令积分器无缝继承切换前的数值。当由并网运行切换至无储能孤岛运行时,电压外环控制输出的指令继承并网时的电流指令,无储能孤岛控制模块的相位生成器继承锁相环生成的电网相位θPLL,从而使得切换前后的电流指令与相位不发生跳变,进而实现平滑切换。

3.2 无储能孤岛模态切换至并网运行模态

由于电网电压的频率、幅值是时刻波动的,无储能孤岛运行时的负载电压可能与电网电压幅值、频率存在偏差。为确保顺利并网,在由无储能孤岛模态切换至并网运行模态时,需要进行预同步控制,使负载电压与电网电压保持一致,避免并网时刻由于相位突变造成过流冲击。相位预同步的控制框图如图6所示,电压预同步的控制框图如图7所示。

图6 相位预同步模块控制框图Fig.6 Phase pre-synchronisation module control block diagram

图7 电压预同步模块控制框图Fig.7 Voltage pre-synchronisation module control block diagram

当电网电压与负载电压、相位一致时,预同步完成。断开S2、闭合S1,坐标变换时的参考相位为锁相环输出的电网相位,光伏逆变器切换至并网模态运行。

4 实验验证

为验证所提出的并离网切换策略,搭建了如图8所示的光伏逆变器实验平台进行实验验证,实验采用的主要参数见表1。通过直流源串联电阻模拟光伏外特性作为光伏电池使用。光伏逆变器由前级Boost变换器和后级中点钳位型(Neutral Point Clamped, NPC)三电平逆变器组成,并经过LCL滤波电路滤波后给本地负载供电,最后通过固态开关和空气开关连接至大电网。逆变器采用DSP28377作为控制器。在该实验平台上,对所提无储能光伏逆变器并离网多模态平滑切换策略进行了实验验证。

表1 实验平台主要参数Tab.1 Main parameters of test bench

图8 光伏逆变器实验平台Fig.8 PV inverter test bench

为保证负载的供电可靠性,在电网发生故障时,光伏逆变器应快速从并网运行模态转换至无储能孤岛运行模态,并能在电网故障解除后恢复并网运行。实验中,检测到电网故障后,光伏逆变器连接至电网的固态开关断开,光伏逆变器由并网运行模态切换至无储能孤岛模态;电网恢复正常供电后,光伏首先进行预同步控制,逆变器输出电压与电网电压达到一致后,固态开关闭合,光伏逆变器由无储能孤岛运行切换至并网运行。

图9为光伏逆变器由并网运行模态切换至无储能孤岛模态的实验波形。其中,图9(a)、图9(b)为示波器录制的光伏电池输出电压和交流侧电压电流波形,图9(c)、图9(d)为DSP中储存的直流电压及逆变器输出功率。光伏逆变器首先工作在并网运行模态下,输出功率为210 W,此时断开用来模拟电网故障的空气开关,逆变器检测到电网故障后断开固态开关,同时切换至无储能孤岛模态,光伏电池端口电压upv由并网运行时的74 V变为70 V,直流母线电压udc发生轻微跌落后恢复至200 V,逆变器输出电压um(亦即负载电压)与逆变器输出电流im平滑切换无冲击,光伏逆变器输出功率跟踪负载需求,增加至360 W。实验结果证明了所提控制策略实现电网发生故障后,光伏逆变器能够由并网运行模态平滑切换至无储能孤岛模态。

图9 并网运行模态切换至无储能孤岛模态实验波形Fig.9 Experimental waveform of switching from grid-connected to islanding without energy storage

图10为光伏逆变器由无储能孤岛模态切换至并网运行模态的实验波形。光伏逆变器先工作在无储能孤岛模态,电网电压恢复正常后,逆变器需要切换至并网运行模态。光伏无储能孤岛运行时,母线电压与频率稳定,逆变器输出功率为360 W。接收到并网指令后开始预同步,6个工频周期后,逆变器输出电压um与电网电压ug达到一致,固态开关闭合,光伏逆变器切换至并网运行模态。切换时直流母线电压维持稳定,光伏电池工作点平滑过渡,并网运行模态下,光伏电池输出功率为210 W,与并网功率指令相等。图11为并网运行模态光伏逆变器A相输出电压频谱图,横轴表示频率fk,纵轴表示相应频率处的电压幅值uamp,计算A相电压的谐波总畸变率为2.88%,谐波含量较低。实验结果证明了控制策略能够实现光伏逆变器由无储能孤岛模态到并网运行模态的平滑切换。

图10 无储能孤岛模态切换至并网运行模态实验波形Fig.10 Experimental waveform of switching from islanding without energy storage to grid-connected

图11 并网运行模态光伏逆变器A相输出电压频谱图Fig.11 Spectrum of output voltage of photovoltaic inverter in grid-connected mode

5 结论

本文针对分布式光伏逆变器失去外部电源支撑的情况,研究无储能光伏逆变器多模态控制策略,提出了一种无储能光伏逆变器并离网多模态平滑切换策略。光伏逆变器在失去电网支撑后,从并网运行模态平滑过渡到无储能孤岛模态,从而对负荷不间断供电;在电网恢复供电后,从无储能孤岛模态平滑切换至并网运行模态。相较于传统的光伏逆变器并离网切换策略,所提控制策略充分挖掘光伏在最大功率点以下稳定运行的能力,降低对储能等外部电源的依赖,实现了光伏逆变器并离网平滑切换,且切换时无明显的电压畸变和电流冲击。通过理论分析和实验,证明了光伏逆变器在复杂工况下的供电能力,提升光伏发电的主动支撑能力,扩展光伏发电应用场景,有助于分布式光伏在配电网新能源渗透率进一步提升背景下的深入应用。