光伏发电系统低电压穿越的逆变器控制策略切换改进研究

孙婷婷

(南通理工学院 电气与能源工程学院，江苏 南通)

引言

对于光伏发电系统，其在并网点发生电压跌落的工况下，成功实现低电压穿越的关键在于将逆变器直流母线电压限制在其安全约束范围内[1-2]。考虑到光伏发电系统并网导则对其在低电压穿越过程中需向电网提供的无功电流支撑做出了规定[3-4]，实际低电压穿越过程中光伏发电系统逆变器可输出的有功相对受限。为限制逆变器输入有功与输出有功不平衡量导致的直流母线电压变化，光伏发电系统可通过加装直流母线卸荷电阻与储能等设备[5-6]，增强其低电压穿越能力。

低电压穿越过程中光伏发电系统的逆变器需按照并网导则要求设定其q 轴无功电流控制参考值。为尽可能抑制直流母线电压的增长，逆变器的d 轴有功电流由常规工况下的功率外环电流内环的双环控制切换为单内环直接电流控制，d 轴有功电流参考值在q 轴无功电流参考值与逆变器电流最大允许值限定的范围内取最大值，以最大化逆变器的有功功率输出[7]。

现有研究对光伏发电系统在电网故障期间的低电压穿越能力的改善关注较多，对于电网故障消除、光伏并网点电压恢复后的暂态过程研究则较少。光伏发电系统由故障状态运行恢复至常规工况运行的暂态过程涉及到逆变器的控制策略切换，即逆变器需由故障状态下的直接电流内环控制切换至对应常规工况的功率外环、电流内环双环控制，该切换过程对光伏发电系统运行产生的冲击大小取决于其切换方法。现有研究在检测到并网点电压回升后随即对逆变器控制策略进行切换，为进一步促进光伏发电系统向故障消除后常规运行工况的平滑过渡，控制策略切换方法仍存在改进空间。

针对并网光伏发电系统低电压穿越过程中逆变器的控制策略切换，本文对故障清除后逆变器由单内环电流控制切换回双环控制的方法进行了优化，以实现光伏发电系统向故障后稳态工况的平滑过渡，并基于搭建的MATLAB/Simulink 仿真模型进行了效果验证。

1 光伏发电系统逆变器控制策略

并网光伏发电系统的基础结构如图1 所示，其中光伏电池产生的直流电经前级DC/DC 变换器实现直流电压输出的调制以匹配并网逆变器的直流母线电压大小，然后并网逆变器进一步将直流电转换为交流电输送至交流电网。

图1 并网光伏发电系统基础结构

1.1 常规工况逆变器双环控制策略

光伏发电系统并网逆变器采用矢量控制策略，基于并网点电压d 轴定位，实现输出有功与无功的解耦控制，即通过控制d 轴电流调节有功输出；通过控制q轴电流调节无功输出。

光伏发电系统逆变器的d 轴电流控制参考值通过直流母线电压外环控制得到，即通过调节d 轴电流使逆变器输出有功与光伏电池发出的有功平衡。为充分利用逆变器容量，其通常采用单位功率因数运行模式，即逆变器输出无功为零，对应的q 轴无功电流参考值也设定为零。综上，常规工况下逆变器采用的双环控制策略如图2 所示，图中VDC为直流母线电压，VPCC为并网点电压，XL为逆变器与并网点间线路的电抗，下标d、q 分别代表d 轴与q 轴分量，下标ref 代表控制参考值。

图2 常规工况逆变器双环控制策略

1.2 故障工况逆变器单内环控制策略

当光伏发电系统进入低电压穿越状态后，并网导则要求逆变器需依照并网点电压跌落深度，按比例向电网提供无功电流支撑，其大小为：

式中：k 为电网故障条件下并网点电压的标幺值。

为最大化逆变器有功输出，逆变器d 轴有功电流参考值不再由图2 中的直流母线电压外环得到，而是参照式（2）直接设定以最大化低电压穿越过程中的逆变器输出电流。

式中：Imax为逆变器最大允许输出电流。

综上，故障工况下逆变器的单内环控制策略框图如图3 所示。

图3 故障工况逆变器单内环控制策略

2 逆变器控制策略切换改进及仿真验证

2.1 逆变器控制策略切换方法改进

通常可将并网点电压的恢复视作光伏发电系统低电压穿越过程的结束，因而传统方案是当检测到并网点电压恢复至0.9 标幺值后随即将逆变器由单内环控制切换回双环控制。

为使光伏发电系统尽快恢复稳定运行，可在逆变器控制策略切换后，直流母线电压首次降至其额定值的时刻，将直流母线电压外环PI 控制中积分环节的输出设定为0，这有助于直流母线电压的尽快稳定，进而使光伏发电系统尽快恢复稳定运行。

2.2 仿真模型搭建

在MATLAB/Simulink 仿真平台搭建并网光伏发电系统模型以验证改进逆变器控制策略切换方法的效果，其功能实现模块如图4 所示，在0.6～0.8 s 时间段内，光伏发电系统处于低电压穿越状态，在0.8 s 时刻，并网点电压恢复至初始额定值。在低电压穿越暂态过程中，在逆变器直流母线电容两端并联卸荷电阻以避免直流母线电压越限。

图4 改进逆变器控制策略切换方法的功能实现模块

如图4 上方模块所示，以并网点电压大于还是小于0.9 标幺值为判据，逆变器d 轴有功电流参考值分别由直流母线电压外环设定（见图2）以及在低电压穿越过程中直接设定（式（2））。当检测到并网点电压回升至0.9 标幺值后，逆变器由单内环控制切换回双环控制。

本文改进主要体现在下方模块中，当判定低电压穿越过程结束后（左上方Switch 模块），且直流母线电压首次降至其控制参考值后（左下方Switch 模块），此时将直流母线电压外环的积分环节输出置零（输出由右下角下方PI 模块切换至上方PI 模块），以实现逆变器控制策略切换的改进方法。

2.3 仿真结果验证

基于所搭建仿真模型，对并网光伏发电系统的低电压穿越暂态过程进行仿真分析。对于机端电压跌落消除后的逆变器控制策略切换，分别采用传统方法以及本文改进方法进行分析。两种方法下的直流母线电压仿真结果对比如图5 所示。

图5 直流母线电压仿真结果对比

由图5 对比可知，本文方法所起到的改进效果主要体现在0.8 s 并网点电压恢复之后。在0.6～0.8 s 的低电压穿越期间，直流母线电压在卸荷电阻的作用下维持在750～800 V 之间。但在并网点电压恢复之后，传统方法仅将内环控制切换为双环控制，直流母线电压在1.15 s 时才重新稳定在其额定值700 V，且在此过程中直流母线电压出现了大幅波动（最低值降低到620 V 左右）。

相对的，改进方法在0.93 s 时刻直流母线电压首次回落至其额定值时将直流母线电压外环控制的输出清零。由图5 可知，采用改进方法可将直流母线电压快速稳定至其控制参考值，从而实现光伏发电系统向其常规运行工况的快速过渡。

3 结论

本文针对并网光伏发电系统的低电压穿越过程，对其在并网点电压恢复后向常规工况的过渡过程进行了研究。在现有光伏发电系统低电压穿越过程中由单内环电流控制向双环控制切换策略的基础上，以直流母线电压的快速稳定为目标，对逆变器控制策略切换的方法进行了改进。基于模型仿真结果验证了该方法对故障清除后，光伏发电系统直流母线电压迅速恢复稳定可起到的有益效果。