本發(fā)明涉及并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的控制方法，具體涉及適用于含兩級(jí)式電壓逆變器的并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的控制方法。

背景技術(shù)：

光伏發(fā)電分為離網(wǎng)和并網(wǎng)兩種工作模式。近年來(lái)，光伏發(fā)電及并網(wǎng)技術(shù)發(fā)展迅速，太陽(yáng)能正在由“補(bǔ)充能源”發(fā)展為下一代的新型“替代能源”之一。光伏發(fā)電采用動(dòng)態(tài)過(guò)程極快的電力電子設(shè)備實(shí)現(xiàn)并網(wǎng)，與傳統(tǒng)同步機(jī)的動(dòng)態(tài)特性截然不同，因此其控制方法與傳統(tǒng)同步機(jī)的控制方法有所不同。實(shí)際應(yīng)用過(guò)程中，當(dāng)光伏電站接入電網(wǎng)后，相應(yīng)的電網(wǎng)系統(tǒng)變成多電源系統(tǒng)，會(huì)對(duì)系統(tǒng)潮流產(chǎn)生影響，潮流控制較為困難；當(dāng)逆變器輸出輕載時(shí)，由光伏電站輸入到該電網(wǎng)系統(tǒng)中的諧波含量會(huì)明顯增加；當(dāng)逆變器輸出側(cè)發(fā)生故障時(shí)，逆變器的交流側(cè)電壓降低，此時(shí)會(huì)降低功率開(kāi)關(guān)器件的利用率，且會(huì)產(chǎn)生不平衡功率，影響光伏陣列的正常運(yùn)行。兩級(jí)式逆變器包括調(diào)整光伏陣列的工作點(diǎn)使其跟蹤最大功率點(diǎn)的DC/DC變換環(huán)節(jié)以及主要用于對(duì)輸出電流相位和幅值進(jìn)行控制的DC/AC逆變環(huán)節(jié)，兩級(jí)式逆變器在光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)中得到了較為廣泛的應(yīng)用，隨著并網(wǎng)投運(yùn)的光伏電站的日益增多，對(duì)含兩級(jí)式電壓逆變器的并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的控制方法進(jìn)行研究和改進(jìn)，顯得必要。

技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：

本發(fā)明的目的是：為包含兩級(jí)式電壓逆變器的光伏發(fā)電系統(tǒng)，提供一種無(wú)論在正常運(yùn)行亦或在低電壓穿越情況下均能對(duì)逆變器交流側(cè)電壓電流波形以及直流側(cè)電壓穩(wěn)定實(shí)施較好控制的含兩級(jí)式電壓逆變器的并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的控制方法。

本發(fā)明的技術(shù)方案是：本發(fā)明的含兩級(jí)式電壓逆變器的并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的控制方法，包括以下步驟：

①通過(guò)電壓互感器和電流互感器分別采集逆變器直流側(cè)電壓U_dc和交流側(cè)的電壓電流U_sa、U_sb、U_sc、I_a、I_b、I_c以及逆變器的升壓電路DC/DC輸入電壓U；

②根據(jù)步驟①測(cè)得的數(shù)據(jù)判斷逆變器直流側(cè)電壓是否達(dá)到額定電壓的1.1倍；當(dāng)逆變器直流側(cè)電壓達(dá)到額定電壓的1.1倍時(shí)，通過(guò)調(diào)節(jié)DC/DC升壓電路中的功率開(kāi)關(guān)器件開(kāi)斷對(duì)逆變器輸入直流電壓進(jìn)行控制；當(dāng)逆變器直流側(cè)電壓未達(dá)到額定電壓的1.1倍時(shí)，控制光伏陣列出口端電壓為最大功率點(diǎn)電壓，使其運(yùn)行在最大功率點(diǎn)；

③根據(jù)步驟①測(cè)得的數(shù)據(jù)，采用式(1)計(jì)算判斷閾值Ux，若Ux≤0，也即當(dāng)逆變器交流側(cè)電壓大于或等于額定電壓的80％時(shí)，判定系統(tǒng)運(yùn)行狀態(tài)正常，執(zhí)行步驟④；若Ux＞0，也即當(dāng)逆變器交流側(cè)電壓降至小于額定電壓的80％時(shí)，判定系統(tǒng)發(fā)生故障，執(zhí)行步驟⑤；

式中，U_skrms為逆變器交流側(cè)的k相電壓的有效值，k＝a，b，c；U_N為逆變器交流側(cè)的額定電壓值；

④采用電壓外環(huán)控制和電流內(nèi)環(huán)控制對(duì)逆變器實(shí)施雙環(huán)控制，其中，電壓外環(huán)控制通過(guò)控制輸入逆變器的直流電壓的穩(wěn)定實(shí)施；內(nèi)環(huán)電流控制通過(guò)dq解耦對(duì)輸出功率因數(shù)進(jìn)行控制且通過(guò)令q軸電流參考值為0達(dá)到零功率因數(shù)輸出實(shí)施；

⑤對(duì)逆變器實(shí)施正負(fù)序控制：將逆變器交流側(cè)電壓分解為正序分量和負(fù)序分量分別控制，其中，負(fù)序分量?jī)H采用電流內(nèi)環(huán)控制，且電流的參考值均為0；正序分量采用電流單環(huán)控制，此時(shí)q軸電流參考值按式(2)和式(3)確定(q軸電流參考值不再為0)：

U_rms＝min{U_sarms,U_sbrms,U_scrms} (3)

式中：I_qref為q軸電流的參考值；I_dref為d軸電流的參考值；I_dref1為正常運(yùn)行時(shí)由電壓外環(huán)控制得到的d軸電流參考值；U_N為逆變器交流側(cè)的額定電壓；U_sarms、U_sbrms、U_scrms分別為逆變器交流側(cè)a，b，c相電壓的有效值。

本發(fā)明具有積極的效果：本發(fā)明的含兩級(jí)式電壓逆變器的并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的控制方法，在系統(tǒng)正常運(yùn)行情況下可使光伏陣列運(yùn)行于最大功率點(diǎn)，發(fā)出的功率為最大功率，且使逆變器工作于單位功率因數(shù)狀態(tài)下，只發(fā)出有功功率；當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生故障時(shí)，本發(fā)明的方法可以穩(wěn)定逆變器直流側(cè)電壓，且可根據(jù)逆變器交流側(cè)電壓的跌落程度發(fā)出一定的無(wú)功功率，用于支撐網(wǎng)側(cè)電壓。

附圖說(shuō)明

圖1為本發(fā)明方法的流程圖；

圖2是實(shí)施例中所采用的光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)的仿真圖；

圖3是實(shí)施例中在本發(fā)明作用下的三相接地故障時(shí)逆變器交流側(cè)電壓的波形圖；

圖4是實(shí)施例中在本發(fā)明作用下的三相接地故障時(shí)電容電壓的波形圖；

圖5是實(shí)施例中在本發(fā)明作用下的三相接地故障時(shí)有功和無(wú)功功率的波形圖；

圖6是實(shí)施例中在本發(fā)明作用下的三相接地故障時(shí)測(cè)得的故障點(diǎn)處的電壓波形與現(xiàn)有技術(shù)中采用一般雙環(huán)控制時(shí)故障點(diǎn)處的電壓波形對(duì)比圖；

圖7是實(shí)施例中在本發(fā)明作用下的三相接地故障時(shí)測(cè)得的故障點(diǎn)處的電壓波形與現(xiàn)有技術(shù)中采用一般雙環(huán)控制時(shí)故障點(diǎn)處的放大的電壓波形對(duì)比圖。

具體實(shí)施方式

下面結(jié)合附圖和具體實(shí)施方式對(duì)本發(fā)明作進(jìn)一步詳細(xì)的說(shuō)明。

(實(shí)施例1)

參見(jiàn)圖1，本實(shí)施例的含兩級(jí)式電壓逆變器的并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的控制方法，包括以下步驟：

①通過(guò)電壓互感器和電流互感器分別采集逆變器直流側(cè)電壓U_dc和交流側(cè)的電壓電流U_sa、U_sb、U_sc、I_a、I_b、I_c以及升壓電路DC/DC輸入電壓U；

②根據(jù)步驟①測(cè)得的數(shù)據(jù)判斷逆變器直流側(cè)電壓是否達(dá)到額定電壓的1.1倍；當(dāng)逆變器直流側(cè)電壓達(dá)到額定電壓的1.1倍時(shí)，通過(guò)調(diào)節(jié)DC/DC升壓電路中的功率開(kāi)關(guān)器件開(kāi)斷對(duì)逆變器輸入直流電壓進(jìn)行控制；當(dāng)逆變器直流側(cè)電壓未達(dá)到額定電壓的1.1倍時(shí)，控制光伏陣列出口端電壓為最大功率點(diǎn)電壓，使其運(yùn)行在最大功率點(diǎn)；

③根據(jù)步驟①測(cè)得的數(shù)據(jù)，采用式(1)計(jì)算判斷閾值Ux，若Ux≤0，也即當(dāng)逆變器交流側(cè)電壓大于或等于額定電壓的80％時(shí)，判定系統(tǒng)運(yùn)行狀態(tài)正常，執(zhí)行步驟④；若Ux＞0，也即當(dāng)逆變器交流側(cè)電壓降至小于額定電壓的80％時(shí)，判定系統(tǒng)發(fā)生故障，執(zhí)行步驟⑤；

式中，U_skrms為逆變器交流側(cè)的k相電壓的有效值，k＝a，b，c；U_N為逆變器交流側(cè)的額定電壓值；

④采用電壓外環(huán)控制和電流內(nèi)環(huán)控制對(duì)逆變器實(shí)施雙環(huán)控制，其中，電壓外環(huán)控制通過(guò)控制輸入逆變器的直流電壓穩(wěn)定實(shí)施；內(nèi)環(huán)電流控制通過(guò)dq解耦對(duì)輸出功率因數(shù)進(jìn)行控制且通過(guò)令q軸電流參考值為0達(dá)到零功率因數(shù)輸出實(shí)現(xiàn)；

⑤對(duì)逆變器實(shí)施正負(fù)序控制：將逆變器交流側(cè)電壓分解為正序分量和負(fù)序分量分別控制，其中，負(fù)序分量?jī)H采用電流內(nèi)環(huán)控制，且電流的參考值均為0；正序分量采用電流單環(huán)控制，此時(shí)q軸電流參考值按式(2)和式(3)確定(q軸電流參考值不再為0)：

U_rms＝min{U_sarms,U_sbrms,U_scrms} (3)

式中：I_qref為q軸電流的參考值；I_dref為d軸電流的參考值；I_dref1為正常運(yùn)行時(shí)由電壓外環(huán)控制得到的d軸電流參考值；U_N為逆變器交流側(cè)的額定電壓；U_sarms、U_sbrms、U_scrms分別為逆變器交流側(cè)a，b，c相電壓的有效值。

為驗(yàn)證本實(shí)施例的含兩級(jí)式電壓逆變器的并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的控制方法的有效性，本實(shí)施例中采用如圖2所示的仿真光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)，對(duì)本發(fā)明做進(jìn)一步詳細(xì)說(shuō)明。

如圖2所示的仿真光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)，包括光伏電池、具有DC/DC和DC/AC兩級(jí)的逆變器、輸出電壓L、變壓器1和變壓器2等器件，變壓器2接電網(wǎng)，該仿真系統(tǒng)的相關(guān)參數(shù)如表1和表2所示。

表1光伏組件和陣列參數(shù)

表2逆變器和變壓器參數(shù)

假定在0.5s～1.1s時(shí)在圖2所示的故障點(diǎn)發(fā)生經(jīng)5Ω三相接地故障，其故障期間逆變器交流側(cè)電壓的波形圖如圖3所示，直流側(cè)電容電壓的波形如圖4所示，直流側(cè)輸出的功率波形如圖5所示。由圖3可以看出，在故障發(fā)生后，逆變器交流側(cè)的電壓依然可以保持為三相對(duì)稱(chēng)電壓；由圖4可以看出在故障期間，逆變器DC/AC直流側(cè)輸入電壓可以保持穩(wěn)定，而逆變器升壓電路DC/DC輸入電壓升高，這是由于在故障期間有不平衡功率存在，為了減少光伏陣列輸出的功率，因此光伏陣列的出口端電壓升高。從圖5可以看出在正常運(yùn)行情況下，逆變器以單位功率因數(shù)運(yùn)行，輸出無(wú)功功率為0，但是在故障期間，逆變器輸出一定的無(wú)功功率用于支撐電網(wǎng)電壓。

為了說(shuō)明該控制策略的有效性，將該模型中的控制策略改為現(xiàn)有技術(shù)中一般的雙環(huán)控制，即在故障期間直接對(duì)逆變器交流側(cè)電壓進(jìn)行控制，且I_qref＝0，I_dref為故障時(shí)刻的d軸電壓參考值且故障期間保持不變。在本發(fā)明的方法和現(xiàn)有技術(shù)中一般的雙環(huán)控制方法控制作用下，測(cè)得故障點(diǎn)處的電壓波形如圖6和圖7所示。由圖7中可很明顯的看出在本發(fā)明方法的控制作用下，故障點(diǎn)的電壓比一般雙環(huán)控制高0.22kV，可見(jiàn)本發(fā)明的控制方法的有效性。

以上實(shí)施例是對(duì)本發(fā)明的具體實(shí)施方式的說(shuō)明，而非對(duì)本發(fā)明的限制，有關(guān)技術(shù)領(lǐng)域的技術(shù)人員在不脫離本發(fā)明的精神和范圍的情況下，還可以做出各種變換和變化而得到相對(duì)應(yīng)的等同的技術(shù)方案，因此所有等同的技術(shù)方案均應(yīng)該歸入本發(fā)明的專(zhuān)利保護(hù)范圍。