CN104718680B - 用于光伏电站的控制技术 - Google Patents

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Abstract

本发明提供一种光伏电站(100)，其包括太阳能电池以及将由所述太阳能电池生成的直流电转变成交流电的逆变器(130)。由所述逆变器(130)生成的无功功率基于由虚拟逆变器生成的无功功率。所述虚拟逆变器具有代表所述光伏电站(100)中所述逆变器(130)的阻抗的等效阻抗。所述逆变器的无功功率设定值可从局部解译器(132)接收。所述局部解译器(132)可通过由电网控制器(116)生成的全局无功功率设定值来生成所述无功功率设定值。

Description

用于光伏电站的控制技术
技术领域
本文所述主题的实施例整体涉及太阳能电池。更具体地讲，主题的实施例涉及光伏电站的运行和控制。
背景技术
光伏电站采用太阳能电池来将太阳辐射转化为电能。光伏电站还包括光伏逆变器(“逆变器”)，其将由太阳能电池生成的直流电(DC)转变成适用于通过变压器和输电线的网络输送至与公用电网的互连点(POI)的交流电(AC)。
逆变器在支持大型光伏电站背景下电网整合要求中的作用仍在发展。虽然公用事业级逆变器由于其拓扑结构和可控性而提供扩展的功能，诸如控制型无功功率输送、频率功率下垂控制及故障穿越，但尚未完全探究或理解与对在大型光伏电站中并联运行的多个逆变器的协调控制相关联的实际挑战。逆变器是高度灵活且可控的设备，但他们仅能够响应于其端子处所存在的状况。此外，大型光伏电站包含通常具有不同电路阻抗和动态特性的多个分布式逆变器站。由于大型光伏电站中所使用的逆变器可能购自多个供应商，因此它们的若干关键参数，诸如有功功率额定值和无功功率额定值、输出过电压容差以及控制响应速率，在逆变器站之间可能非常不同。逆变器与公用电网的POI的距离以及POI处信号感测的限制对通信基础结构以及对可实现的控制响应速率施加额外的约束。
发明内容
在一个实施例中，一种控制光伏电站运行的方法包括提供多个太阳能电池。多个逆变器将由太阳能电池生成的直流电转变成交流电，所述多个逆变器中的每一个根据输入无功功率设定值来生成无功功率。电网控制器生成全局无功功率设定值。多个解译器接收全局无功功率设定值。多个解译器中的每一个将全局无功功率设定值转变成针对多个逆变器中的特定的一组逆变器的无功功率设定值，并将该无功功率设定值提供至所述特定的一组逆变器。
在另一实施例中，一种控制光伏电站运行的方法包括确定代表光伏电站中多个逆变器的阻抗的等效阻抗。确定由具有等效阻抗的虚拟逆变器所生成的无功功率。基于由虚拟逆变器生成的无功功率来确定多个逆变器中每个逆变器的无功功率贡献。针对多个逆变器中的每个逆变器，使用所确定的逆变器的无功功率贡献来设定逆变器的无功功率设定值。多个逆变器中的每个逆变器基于其无功功率设定值来生成无功功率。
在另一实施例中，一种控制光伏电站运行的方法包括将光伏电站的阻抗网络划分成多个一级逆变器集群，所述一级逆变器集群中的每一个代表光伏电站中的多个逆变器。确定一级逆变器集群中的每一个的等效阻抗，该等效阻抗代表以一级逆变器集群中的每一个代表的逆变器的阻抗。把一级逆变器集群的等效阻抗分组成二级逆变器集群。至少基于一级逆变器集群和二级逆变器集群的等效阻抗来确定超级逆变器集群的等效阻抗，该超级逆变器集群的等效阻抗代表以一级逆变器集群代表的逆变器的阻抗。确定由具有超级逆变器集群的等效阻抗的虚拟逆变器所生成的无功功率。基于由虚拟逆变器生成的无功功率来确定以一级逆变器集群代表的逆变器中的每一个的无功功率贡献。以一级逆变器集群代表的逆变器根据针对该逆变器所确定的无功功率贡献来生成无功功率。
本领域的技术人员在阅读包括附图和权利要求书的本公开全文之后，本发明的这些和其他特征对于他们而言将是显而易见的。
附图说明
当结合以下附图考虑时，通过参见具体实施方式和权利要求书可以更完全地理解所述主题，其中在所有附图中，类似的附图标记是指类似的元件。
图1是根据本发明的一个实施例的光伏电站的示意图。
图2是根据本发明的一个实施例的示出了图1的光伏电站的更多细节的示意图。
图3是根据本发明的另一实施例的光伏电站的示意图。
图4是根据本发明的一个实施例的光伏电站的阻抗图，示出了使多个逆变器群集以生成具有一阻抗的单个虚拟逆变器的方法，所述阻抗代表多个逆变器的阻抗。
图5是根据本发明的一个实施例的图4的阻抗图，该阻抗图经重新标记以示出针对光伏电站的多个逆变器中的每一个生成优化的无功功率设定值的方法。
图6是根据本发明的一个实施例的进一步说明了图4的逆变器群集过程的示意图。
图7是根据本发明的一个实施例的光伏电站的等效电路的示意图，该光伏电站具有组合成单个超级逆变器集群的逆变器。
图8是根据本发明的一个实施例的使多个逆变器群集以生成具有一阻抗的单个虚拟逆变器的方法的流程图，所述阻抗代表多个逆变器的阻抗。
图9是根据本发明的一个实施例的针对光伏电站的多个逆变器生成优化的无功功率设定值的方法的流程图。
图10是根据本发明的一个实施例的确定多个逆变器中每一个的最佳无功功率贡献的方法的流程图。
图11示出了通过建模和计算得到的对各种无功功率控制技术进行比较的曲线图。
具体实施方式
在本发明中，提供了许多具体细节，例如设备、组件和方法的实例，从而获得对本发明实施例的全面理解。然而，本领域的技术人员将会认识到，本发明可在没有所述具体细节中的一者或多者的情况下实施。在其他情况下，未示出或描述为人们所熟知的细节，以避免使本发明的方面模糊不清。
一般来讲，可如下地描述大型光伏电站的一般性最佳无功功率调度问题。针对连接了所有逆变器集群的适当选择的中点节点，给定一组中点节点变量vm(k)和qm(k)，以及逆变器变量：pi(k)，i＝1，2，...，N，计算Qi(k)，i＝1，2，...，N，其在以下约束条件下使所选择的目标函数J(k)最小化，
|qi(k)|≤qimax(k) (式1)
其中qimax(k)，逆变器的无功功率极限i，主要取决于逆变器的能力，且通常取决于VA功率容量Simax，及运行功率pi(k)。例如，对于能够提供受运行功率因数极限限制的无功功率的逆变器而言，qimax(k)通过下式给出：
其中，pfimax为逆变器在满额定VA功率下的最大功率因数。
或者，对于能够提供仅受运行功率因数限制的无功功率的逆变器而言，
示例性目标函数通过下式给出
其中，优化过程引起对所有逆变器的所需无功功率的计算，所述逆变器共同确保逆变器端电压尽可能接近中点电压。需指出的是，逆变器无功功率的最佳值是针对每个工作点来计算k的，并且由于工作点的数量可能较大，出于实际可行性，将需要对结果进行组合和合并以获得简明的解决方案，诸如通过其自身的逆变器群集过程，从而考虑针对各个工作点获得的所需无功功率的分配。
上文所述的优化过程的一般性解决方案路径可能较复杂，特别是对于具有大量逆变器或逆变器集群的大型光伏电站而言。下面描述了一种使用二叉树逆变器群集模型的易驾驭的解决方案路径，其中首先把整个光伏电站的独立逆变器(或最低级逆变器集群)分组在一起，进而又把所得的逆变器集群分组在一起，继续该过程直至获得单个逆变器集群。注意，可将优化过程扩展至其他逆变器群集模型，诸如三叉树、四叉树等。
现在参见图1，其示出了根据本发明的一个实施例的光伏电站100的示意图。在图1的实例中，光伏电站100包括计算机109、电网控制器110、感测模块112、电压和电流传感器124、光伏逆变器站130(即，130-1、130-2、...、130-n)以及局部解译器132(即，132-1、132-2、...、132-n)。
如图2所示，逆变器站130可包括一个或多个光伏逆变器131、多个光伏模块114(即，114-1、114-2、...、114-n)以及变压器133。通常，在逆变器站130中存在不止一个逆变器131，但为了图示的清楚性，在图2中仅示出了一个逆变器。局部解译器132将控制信号以无功功率(Q)设定值、功率因数(PF)设定值和/或有功功率极限(P-limit)形式发送至逆变器站130的一个或多个逆变器131。
光伏模块114可包括多个太阳能电池115。需指出的是，为了图示的清楚性，在图2中仅标记了太阳能电池115中的一些。太阳能电池115将太阳辐射转化为电能。逆变器131将由太阳能电池115生成的直流电(DC)转变成交流电(AC)，且变压器133将逆变器131的AC输出电压递增至适用于输送至互连点(POI)101的水平。如图1所示，可通过一网络将逆变器131的经递增的AC输出电压耦合至公用电网108，该网络包括二级变压器134、将逆变器站变压器133连接至二级变压器134的电缆或输电线135以及将二级变压器134连接至POI 101的输电线136。
参见图1，电压和电流传感器124可包括测量POI 101处的电压和电流的仪表。感测模块112接收来自电压和电流传感器124的电压和电流测量值。感测模块112可包括预处理模块(例如，滤波器)以调节电压和电流测量值。感测模块112还可包括计算模块以处理经预处理的电压和电流测量值，从而确定POI 101处的功率因数、无功功率、电压及有功功率(还称为“实际功率”)。不同于逆变器站130中测量其端子处的状况的逆变器131，感测模块112检测POI 101处的功率因数、无功功率、电压及有功功率。这就允许对POI处的状况进行更准确的检测，从而消除了因输电损耗所致的感测问题。
计算机109可包括台式计算机、膝上型计算机、工作站或其他计算设备。在一个实施例中，计算机109包括建模和分析软件，该建模和分析软件可位于存储器(例如，RAM)中以供处理器执行。建模和分析软件可包括数学软件包，诸如MATLABTM、PSSETM、MATCHCADTM和/或PSLFTM软件工具。计算机109可被配置为执行计算以针对逆变器站130中的逆变器131确定最佳无功功率设定值。例如，可通过计算机网络或通过可移动计算机可读存储介质(例如，USB棒、CD、DVD)来将优化的无功功率设定值从计算机109提供至电网控制器110和/或局部解译器132。取决于电网控制器110的计算资源，也可在电网控制器110中实施计算机109的功能。
电网控制器110可被配置为维持POI 101处的指定无功功率，和/或对POI 101处的全局有功功率产生量设定极限。在一个实施例中，电网控制器110从感测模块112接收POI101处的功率因数、无功功率、电压及有功功率值，将这些值与参考值116进行比较，并通过控制逻辑模块117来调节发送至逆变器站130的全局无功功率设定值(Q)或全局功率因数(PF)设定值以及全局有功功率极限(P-limit)，使得逆变器站130中的逆变器131输出电压和电流以实现POI 101处的指定无功功率和有功功率水平。上述设定值和极限是全局的，因为它们意在用于光伏电站100中的所有逆变器131。
无功功率设定值是对逆变器131的命令以生成实现由无功功率设定值所指示的无功功率的输出电流。即，逆变器131根据提供至逆变器131的无功功率设定值来生成无功功率。类似地，功率因数设定值是对逆变器131的命令以生成实现由功率因数设定值所指示的功率因数的输出电流。一般来讲，从逆变器131输送的有功功率基于太阳能电池115的输出。然而，电网控制器110可对低于来自太阳能电池115的可用总实际功率的总有功功率产生量设定极限。另外，一般来讲，功率因数设定值和无功功率设定值彼此依赖，并且取决于所选择的工作模式来选择这些中的仅一者，而其他设定值则通过前者来决定。电网控制器110基于从太阳能电池115输出的可用功率来生成全局无功功率设定值或功率因数设定值，或者在一些情况下，调节全局有功功率极限以提供为满足POI无功功率要求而可能需要的额外全局无功功率。
在图1的实施例中，电网控制器针对逆变器站130中的所有逆变器131生成单个全局无功功率设定值(Q)或功率因数设定值(PF)以及有功功率极限(PF-limit)。如将在下文更显而易见的，可针对每个逆变器131或每组类似逆变器131确定优化的无功功率设定值。为实施该优化，局部解译器132可从电网控制器110接收全局无功功率设定值或全局功率因数设定值以及全局有功功率极限，并将这些全局值转变成供特定逆变器站130中的所有逆变器131使用的局部值。例如，局部解译器132可缩放全局无功功率设定值或对全局无功功率设定值添加偏置值以达到与对应逆变器站130的优化的无功功率设定值相同或类似的水平。每个局部解译器132可针对特定逆变器站130的逆变器131从电网控制器110或通过计算机网络、通过手动配置、通过可移动计算机可读存储介质等从计算机109接收缩放和偏置因数或优化的无功功率设定值。经缩放的无功功率设定值或功率因数设定值以及有功功率极限由局部解译器132提供至对应逆变器站130中的逆变器131。局部解译器132可实施为电路、已编程逻辑或一些其他设备。
局部解译器132的使用有利地允许通过简单地将局部解译器132插入在电网控制器与每个逆变器站之间来将本发明实施例部署在已有光伏电站中。然而，需指出的是，也可将局部解译器132的功能结合在电网控制器110内。例如，电网控制器110还可针对每个逆变器站130输出单独的优化的无功功率设定值、功率因数设定值以及有功功率极限，而不是针对所有逆变器站130发送单个全局值。该实施例在图3中示意性地示出，图3示出了光伏电站100B。光伏电站100B与光伏电站100相同，不同的是电网控制器110针对每个逆变器站130生成单独的优化的无功功率设定值(Q1、Q2、...、Qn)、功率因数设定值(PF1、PF2、...、PFn)以及有功功率极限(P1-lim、P2-lim、...、Pn-lim)。光伏电站100B的组件和运行在其他方面与光伏电站100的那些相同。
图4和图5示出了光伏电站100的阻抗图，其中垂直轴代表电抗(X)且水平轴代表电阻(R)。图4的阻抗图被标记为示出根据本发明的一个实施例的使多个逆变器131群集以生成具有一阻抗的单个虚拟逆变器的方法，所述阻抗代表多个逆变器131的阻抗。在图4的实例中，逆变器131的阻抗是指逆变器131的线路阻抗，该线路阻抗包括逆变器131的输出阻抗、连接至逆变器131的一级变压器133的阻抗以及一直到连接了多个逆变器站130的下一个接合节点的电缆和输电线135的阻抗。与在其他大型光伏电站中一样，光伏电站100的逆变器131可来自不同供应商并且可具有不同阻抗。另外，一级变压器133以及电缆和输电线135可具有显著不同的阻抗。为了更为准确，在群集过程中考虑了逆变器131的输出的这些阻抗。
在图4的实例中，采用逆变器群集方法来生成代表光伏电站100中的总电网的等效阻抗，如从互连点(POI)一直到由具有单个线路阻抗的单个“虚拟”聚集逆变器代表所有逆变器131的那个点所见。在最低逆变器集群处，以集群代表的逆变器为实际逆变器131。在下一个更高级逆变器集群处以及继更高级逆变器集群之后，集群中的逆变器为“虚拟”逆变器(与物理逆变器相反)，因为这些逆变器仅出于建模和分析的目的而提供代表性逆变器。
在图4的实例中，将光伏电站100的阻抗网络划分成多个一级逆变器集群200(即，200-1、200-2、200-3、200-4、200-5)。在该实例中，一级逆变器集群200为最低级逆变器集群。因此，每个一级逆变器集群200包括具有类似线路阻抗水平的逆变器131(与虚拟逆变器相反)的群组。例如，每个一级逆变器集群200可为单个馈线网络中的逆变器站130的逆变器131的群组，或者为不同馈线网络的但具有类似线路阻抗水平的逆变器站130的逆变器131的群组。在图4的实例中，一级逆变器集群200中的每个空心点代表具有在数学上由Rijk+jXijk描述的线路阻抗的单个逆变器131，其中Rijk为线路阻抗的电阻分量且Xijk为逆变器131的线路阻抗的电抗分量。需指出的是，在图4的实例中，下标k表示一级逆变器集群，下标j表示二级逆变器集群，且下标i表示三级逆变器集群。需指出的是，光伏电站可具有若干层级的逆变器集群，但这里为了图示的清楚性仅描述了三个层级。一级逆变器集群200可包括多个逆变器131的群组，但仅一些逆变器131以每个一级逆变器集群200代表，如在图4中为了图示的清楚性所示。
在图4的实例中，代表一级逆变器集群200中逆变器131的所有线路阻抗的等效阻抗由实心点表示并且在数学上由Rij+jXij描述。在一个实施例中，可使用加权平均技术来计算代表一级逆变器集群200中逆变器131的所有线路阻抗的等效阻抗，从而考虑独立逆变器131的功率额定值，其包括相关联的变压器、电缆等。在图4的实例中，箭头231指示通过以一级逆变器集群200-1代表的每个独立逆变器131的阻抗Rijk+jXijk进行的对一级逆变器集群200-1的等效阻抗Rij+jXij的计算。针对所有一级逆变器集群200计算等效阻抗。可将一级逆变器集群200中的每一个当作由具有等效阻抗的单个虚拟逆变器代表，该等效阻抗代表属于该一级逆变器集群200的逆变器131的所有线路阻抗。
重复上文所述的逆变器群集和阻抗计算过程，直到光伏电站100的整个阻抗网络被简化成单个超级集群，该超级集群代表具有单个等效阻抗的单个虚拟逆变器。在图4的实例中，一级逆变器集群200还分组成二级逆变器集群210(即，210-1、210-2、210-3)。每个二级逆变器集群210可包括具有类似等效阻抗的一级逆变器集群200。然后计算代表二级逆变器集群210中一级逆变器集群200的所有等效阻抗的等效阻抗。可以与一级逆变器集群200的等效阻抗计算相同的方式来计算二级逆变器集群210的等效阻抗。在图4的实例中，二级逆变器集群210的虚拟逆变器由实心点表示并且具有在数学上由Ri+jXi描述的等效阻抗。二级逆变器集群210的等效阻抗代表二级逆变器集群210中的虚拟逆变器的所有阻抗。箭头232指示通过一级逆变器集群200-1和一级逆变器集群200-2的等效阻抗Rij+jXij而进行的对二级逆变器集群210-1的等效阻抗Ri+jXi的计算，一级逆变器集群200-1和一级逆变器集群200-2分组在一起以形成二级逆变器集群210-1。针对所有二级逆变器集群210计算等效阻抗。
通过把二级逆变器集群210的等效阻抗分组成下一个更高级逆变器集群来进一步重复上文所述的过程，直至仅保留单个逆变器集群。在图4的实例中，下一个更高级逆变器集群为超级逆变器集群220，在该实例中该超级逆变器集群为唯一保留的逆变器集群。需指出的是，光伏电站可具有若干层级的逆变器集群，但这里为了图示的清楚性仅描述了三个层级。超级逆变器集群220代表具有一等效阻抗的虚拟逆变器，该等效阻抗代表超级逆变器集群220中虚拟逆变器的所有阻抗。在图4的实例中，由超级逆变器集群220代表的虚拟逆变器被示出为实心点并且具有在数学上由阻抗R+jX描述的等效阻抗。可以与更低级逆变器集群的等效阻抗计算相同的方式来计算超级逆变器集群220的等效阻抗。在图4的实例中，箭头233指示通过二级逆变器集群210-1和二级逆变器集群210-2的阻抗Ri+jXi而进行的对超级逆变器集群220的等效阻抗R+jX的计算。在该实例中，超级逆变器集群220的等效阻抗代表光伏电站100的所有逆变器131和总电网的线路阻抗。保留逆变器群集过程中所计算的所有阻抗。
图5示出了如在图4中的光伏电站100的阻抗图。已参考图4讨论一级逆变器集群200、二级逆变器集群210及超级逆变器集群220。
图5已被标记为示出根据本发明的一个实施例的基于超级逆变器集群220的虚拟逆变器针对逆变器131中的每一个生成优化的无功功率设定值的方法。
如可理解，超级逆变器集群220的等效阻抗可被当作代表光伏电站100中的所有逆变器131和总电网的单个虚拟逆变器的阻抗。在图5的实例中，采用超级逆变器集群220的等效阻抗，即，由超级逆变器集群220代表的虚拟逆变器的阻抗，来针对POI 101处的每个工作点计算无功功率要求、对应的有功功率和工作电压。由超级逆变器集群220的虚拟逆变器输出的POI 101处的所得无功功率(Q)和有功功率(P)在数学上由P+jQ描述。然后在以超级逆变器集群220代表的独立虚拟逆变器之间分配需要由超级逆变器集群220的虚拟逆变器生成的无功功率。即，以超级逆变器集群220代表的每个独立虚拟逆变器提供无功功率，该无功功率共同满足需要由超级逆变器集群220所代表的虚拟逆变器针对POI 101处的对应工作点生成的无功功率。还计算对应于每个无功功率贡献的有功功率。在图5的实例中，以超级逆变器集群220代表的每个独立虚拟逆变器提供Pi+jQi功率。在图5的实例中，箭头241指示对以超级逆变器集群220代表的独立虚拟逆变器的无功功率贡献及对应有功功率的计算。
继续在更低级逆变器集群的独立虚拟逆变器之间分配无功功率生成量直至每个逆变器131的无功功率贡献被确定。在图5的实例中，每个二级逆变器集群210可被认为具有预期生成在数学上由Pi+jQi描述的无功功率和有功功率(即，以超级逆变器集群220代表的独立虚拟逆变器的贡献)的总虚拟逆变器。然后在以二级逆变器集群210代表的独立虚拟逆变器之间分配需要由二级逆变器集群210的总虚拟逆变器生成的无功功率。即，以二级逆变器集群210代表的每个独立虚拟逆变器提供无功功率以满足二级逆变器集群210的总虚拟逆变器所需的无功功率。还计算对应于无功功率贡献的有功功率。在图5的实例中，以二级逆变器集群210代表的每个独立虚拟逆变器提供Pij+jQij功率。在图5的实例中，箭头242指示对以二级逆变器集群210-1代表的独立虚拟逆变器的无功功率贡献及对应有功功率的计算。还计算其他二级逆变器集群210中每个独立虚拟逆变器的无功功率贡献及对应有功功率。
最后，通过一级逆变器集群200的虚拟逆变器来计算以每个一级逆变器集群200代表的逆变器站130的每个逆变器131的无功功率贡献。在图5的实例中，每个一级逆变器集群200可被当作具有预期生成在数学上由Pij+jQij描述的无功功率和有功功率(即，以二级逆变器集群210代表的独立虚拟逆变器的贡献)的虚拟逆变器。然后在以一级逆变器集群200代表的逆变器131之间分配需要由一级逆变器集群200的总虚拟逆变器生成的无功功率。即，以一级逆变器集群200代表的每个独立逆变器131提供无功功率以满足一级逆变器集群200的总虚拟逆变器所需的无功功率。独立逆变器131的无功功率贡献经优化并且可用作该逆变器131的无功功率设定值。还针对每个逆变器131计算对应于无功功率贡献的有功功率极限。在图5的实例中，以一级逆变器集群210代表的逆变器站130的每个逆变器131提供Pijk+jQijk功率。在图5的实例中，箭头243指示对包括在一级逆变器集群200-1中的每个逆变器131的无功功率贡献及对应有功功率的计算。还计算其他一级逆变器集群200中每个逆变器131的无功功率贡献及对应有功功率。针对逆变器131计算的无功功率贡献可用作该逆变器131的无功功率设定值。
图6是根据本发明的一个实施例的进一步说明了图4的逆变器群集过程的示意图。图6包括简单的二叉树逆变器集群系统，其中通过二叉树逆变器群集过程来获得两个逆变器集群250(即，250-1、250-2)。在该实例中，逆变器集群250中的每一个为一级逆变器集群。假定从中点节点251所见的逆变器集群250的等效阻抗彼此显著不同并且由两个逆变器集群250代表的逆变器的功率额定值不一定相同。
在图6的实例中，vg代表POI 101处的电压变量，qg代表POI 101处的无功功率变量，vm代表连接了逆变器集群250的中点节点251处的节点电压变量，vi1和vi2代表以逆变器集群250代表的逆变器131的端电压变量，ii1和ii2为来自以逆变器集群250代表的逆变器131自勺电流变量，ig为代表从逆变器集群250流入到公用电网108中的电流的变量，ic为代表通过由Xc表示的开关电容器的电流的变量，Zg为POI 101与中点节点251之间的阻抗，Zi1和Zi2为中点节点251与逆变器131之间的阻抗。另外，pi1和pi2为代表由逆变器131生成的有功功率的变量。还需指出的是，阻抗Zi1、Zi2以及Zi1和Zg通常为形式Zx＝Rx+jXx，其中Rx为电阻分量且Xx为阻抗Zx的感应电抗分量。
从图6中，
vm＝vg+Zgig (式5)
vi1＝vm+Zi1ii1 (式6)
vi2＝vm+Zi2ii2 (式7)
图7示出了根据本发明的一个实施例的光伏电站100的等效电路，其中逆变器集群250组合成单个超级逆变器集群270。在图7的实例中，ii＝ii1+ii2代表来自逆变器集群250的逆变器131的总电流，并且
为从中点节点251所见的逆变器集群250的等效戴维南阻抗。需指出的是，pi(k)≈pi1(k)+pi2(k)，假定逆变器集群250处的功率损耗是可忽略的。
考虑到一组工作要求|vg(k)|＝Vg(k)，以及POI 101处的qg(k)＝Qg(k)，以及超级逆变器集群270处的pi(k)＝Pi(k)，其中k代表工作点，则可使用以下方程式来执行潮流计算以确定对应的工作变量vm(k)、ic(k)、ii(k)和vi(k)：
|vg(k)|＝Vg(k) (式9)
vm(k)＝vg(k)+Zgig(k) (式10)
vi(k)＝vm(k)+Ziii(k) (式11)
其中和分别代表ii(k)和ig(k)的复共轭。例如，可使用适当的非线性方程求解程序诸如牛顿-拉夫逊方法或可从软件工具中获得的等效方法来执行潮流计算，所述软件工具诸如MATLABTM、PSSETM或PSLFTM软件工具。
现在，将由超级逆变器集群270的总虚拟逆变器生成的无功功率计算为
考虑到对应于图7的单个逆变器集群270的vi(k)和qi(k)，可通过优化方法来确定独立逆变器集群250之间无功功率贡献的最佳分配。首先，以如下方式建立可从逆变器集群250获得的无功功率的极限以及逆变器集群250之间的可允许失衡度(allowableimbalance)：
|qi1(k)|≤Qi1max(k)， (式15)
|qi2(k)|≤Qi2max(k)， (式16)
其中，qi1(k)和qi2(k)为待确定的两个独立逆变器集群250的无功功率，Qi1max(k)和Qi2max(k)为可从逆变器集群250获得的无功功率的极限。用Δqi(k)表示逆变器集群250之间待确定的无功功率微分，我们得到
其中，
|Δqi(k)|≤ΔQimax(k) (式19)
其中ΔQimax(k)为无功功率微分Δqi(k)的允许极限。
接下来，使用光伏电站100的逆变器集群250和太阳能电池115的主要功率产生能力来建立和固定可从逆变器集群250抽取的有功功率Pi1(k)和Pi2(k)。需指出的是，
Pi(k)＝Pi1(k)+Pi2(k) (式20)
逆变器集群250的有功功率通过下式与其电压和电流变量相关：
下一个步骤是使用以下目标函数来计算逆变器集群250与使超级逆变器集群270与独立的子逆变器集群250之间的电压幅值误差最小化的对应逆变器电流ii1(k)和ii2(k)之间的无功功率微分Δqi(k)的最佳值
J(k)＝{|vi(k)|-|vi1(k)|}2+{|vi(k)|-|vi2(k)|}2 (式23)
而与此同时满足上述方程式式15到式22。可例如通过标准非线性优化技术来解决上述问题，所述标准非线性优化技术可通过软件工具诸如MATLABTM软件工具获得。
接下来，通过使用上面获得的无功功率微分，使用方程式式17和式18来获得独立逆变器集群250的最佳无功功率贡献，并且此外还使用方程式式6、式7、式21和式22来计算对应的电压和电流变量{vi1(k)，vi2(k)，ii1(k)，ii2(k)}。针对更低级逆变器集群重复该过程，直至独立逆变器(或最低逆变器集群中的逆变器)的最佳无功功率贡献被确定。可通过对整个网络进行的反向潮流研究来验证优化的结果。如有需要，可通过迭代过程来执行对优化的进一步改善，该迭代过程包括在反向潮流研究之前计算独立逆变器的最佳无功功率贡献，其中一迭代步骤的结果用于更新下一个迭代步骤的变量，并且继续该过程直至结果收敛在容差带内。
图8示出了根据本发明的一个实施例的使多个逆变器131群集以生成具有一阻抗的单个虚拟逆变器的方法的流程图，所述阻抗代表多个逆变器131的阻抗。图8的方法连同图9和图10的方法一起允许例如对光伏电站100的光伏逆变器131的优化控制。仅出于举例说明的目的，参考图1的光伏电站100对图8-10的方法加以说明。
在图8的实例中，把光伏电站100的逆变器131分组成一级逆变器集群(步骤301)。在图8的实例中，具有类似阻抗的逆变器131可分组在一起以形成一级逆变器集群。逆变器131可基于其位置而分组在一起。例如，逆变器站130-1中的所有逆变器131可分组在一起以形成一级逆变器集群，逆变器站130-2中的所有逆变器131可分组在一起以形成另一个一级逆变器集群，等等。
针对每个一级逆变器集群确定等效阻抗(步骤302)。一级逆变器集群的等效阻抗代表所有逆变器131的阻抗以及一级逆变器集群中的其他线路阻抗，诸如相关联的变压器和输电线的阻抗。
把一级逆变器集群的等效阻抗分组成二级逆变器集群中(步骤303)。二级逆变器集群包括在二级逆变器集群中所包括的一级逆变器集群的等效阻抗。
针对每个二级逆变器集群确定等效阻抗(步骤304)。二级逆变器集群的等效阻抗代表二级逆变器集群中的一级逆变器集群的所有等效阻抗。
如在步骤301-304中一样，继续把逆变器集群分组成更高级逆变器集群并确定更高级逆变器集群的等效阻抗，直至保留代表具有单个等效阻抗的单个虚拟逆变器的单个逆变器集群，即超级逆变器集群(步骤305)。超级逆变器集群的单个等效阻抗代表光伏电站100的所有逆变器131的阻抗以及相关联的线路阻抗。保留逆变器集群图以及所确定的阻抗以供在以下去群集过程中使用(步骤306)。
图9是根据本发明的一个实施例的针对光伏电站100中的每个逆变器131生成优化的无功功率设定值的方法的流程图。
光伏电站100可预期针对POI 101处的不同有功功率水平而提供不同水平的无功功率。无功功率和有功功率水平中的每一个为POI 101处的工作点。针对POI 101处的每个工作点，确定由超级逆变器集群代表的虚拟逆变器处的无功功率要求及工作电压(步骤321)。如先前所述，上文所述的逆变器群集方法得到超级逆变器集群，该超级逆变器集群代表具有单个等效阻抗的虚拟逆变器。可采用超级逆变器集群的等效阻抗来计算超级逆变器集群的虚拟逆变器处的对应无功功率及工作电压(例如，参见针对方程式式9到式14的讨论)。
针对下一个更低级逆变器集群，确定独立逆变器集群的无功功率贡献(步骤322)。例如，可通过在下一级逆变器集群之间分配将要由超级逆变器集群生成的无功功率，来确定仅低于超级逆变器集群的下一级逆变器集群的无功功率贡献(例如，参见针对方程式式15到式22的讨论)。考虑到将要由逆变器集群生成的无功功率，可计算逆变器集群处的对应工作电压。
继续确定在更低级逆变器集群之间的无功功率分配，直至最低级逆变器集群中的逆变器131的无功功率贡献被确定(步骤323)。例如，一旦确定了将要由一级逆变器集群所代表的虚拟逆变器生成的无功功率，便在逆变器131之间分配该无功功率的生成量。即，一级逆变器集群中的每个逆变器131预期生成无功功率，使得由该一级逆变器集群中的逆变器131生成的总无功功率满足将要由该一级逆变器集群生成的无功功率。然后将逆变器131的所确定的无功功率贡献用作该逆变器131的无功功率设定值(步骤324)。逆变器131根据其无功功率设定值来输出无功功率(步骤325)。
图10是根据本发明的一个实施例的确定多个逆变器中每一个的最佳无功功率贡献的方法的流程图。图10的方法可用于执行图9的方法的步骤322。
在图10的实例中，确定可从逆变器集群获得的无功功率的极限以及逆变器集群之间的可允许失衡度(步骤331)。无功功率的极限可基于逆变器集群中的逆变器的功率额定值以及来自逆变器集群的主要有功功率产生量。一旦确定了逆变器集群的无功功率极限，然后便可确定逆变器集群之间的允许最大微分(即最大增量)无功功率(例如，参见针对方程式式15到式19的讨论)。
确定从逆变器集群提取有功功率的状况(步骤332)。所述状况可基于逆变器集群和相关联的太阳能电池的主要有功功率产生能力(例如，参见针对方程式式20到式22的讨论)。
确定逆变器集群之间的无功功率微分(步骤333)。可基于所确定的无功功率的极限、逆变器集群之间的最大无功功率微分以及在步骤331和332中确定的从每个逆变器集群提取有功功率的状况，来确定逆变器集群之间的无功功率微分。然后使用在步骤333中获得的无功功率微分来确定每个逆变器集群的独立无功功率贡献(步骤334)。然后确定对应于逆变器集群的无功功率贡献的有功功率和工作电压(步骤335)。需指出的是，在最低层级处，“逆变器集群”为逆变器站130的逆变器131。即，一旦该过程达到一级逆变器集群，便确定逆变器131之间的无功功率微分等。
图8-图10的方法得到针对POI 101处的每个工作点的每个最低级逆变器集群(或独立逆变器131)所要求的一组最佳无功功率贡献(图5中的Qijk)。通常，来自每个最低级逆变器集群的无功功率贡献的部分是具有取决于POI 101处的工作点的值的变量。然而，可使用诸如分段线性化的技术或其自身的逆变器群集技术，类似于上文所提出的技术，来针对每个最低级逆变器集群获得单组比例常数和偏置常数，或者多组比例常数和偏置常数，所述组涵盖整个工作范围。例如，可针对多个工作点获得所有值的加权平均数，其中基于对应工作点的相对重要性来选择用于求平均数的加权数。针对每个最低级逆变器集群使用预定组的比例常数和偏置常数(而不是取决于POI 101处工作点的变量的比例常数和偏置常数)使得所得的总解决方案未达最佳标准，但显著地简化了控制系统设计，促进了运行期间的系统性增益调度，并有助于确保整个系统的稳定运行。
可通过迭代过程进一步改善通过图8-图10的方法所获得的结果，其中首先将通过每个最低级逆变器集群建立的独立的有功和无功功率贡献用于潮流研究以评估POI 101处的总体无功功率性能以及在包括逆变器端子的各个节点处的所得电压状况。可将该评估的结果用于重新建立或改善所述状况以便实现优化并且重复该过程。
虽然如上文所述离线地建立独立的最低级逆变器集群或逆变器131的无功功率贡献的所需比例，但也可通过局部解译器132来实现所述比例在分布式控制系统中的实施。虽然整个系统的合并无功功率反馈信号(由图1中的Q和PF代表)由电网控制器110生成，但每个逆变器站130的局部解译器132根据预定缩放算法来缩放该无功功率反馈信号并对该无功功率反馈信号添加偏置，并且生成由图1中的Qn和PFn代表的经缩放和偏置添加的反馈信号。
使用非对称大型公用事业规模系统的典型实例，发明人已在有和没有本文所述的最佳无功功率控制的情况下执行详细的电网建模和系统动态模拟。图11示出了通过建模和计算得到的对各种无功功率控制技术进行比较的曲线图(例如，使用MathCADTM软件工具)。曲线图示出了与理想的对称网络相比在非对称网络中非最佳无功功率控制的约束。对称网络是其中所有独立逆变器集群具有几乎相同的等效阻抗的光伏电站网络。相比之下，非对称网络是其中独立逆变器集群和/或子逆变器集群具有显著不同的等效阻抗的光伏电站网络。本文所述的最佳无功功率控制显著改善了在具有非对称网络的POI处的功率因数覆盖。改善的覆盖可因此另外根据需要使辅助无功功率设备的容量降低大约30％，所述辅助无功功率设备诸如开关电容器组或静态VAR补偿器。
本文所述的优化的无功功率控制为在光伏电站的许多逆变器之间分配无功功率生成负载提供了有效的解决方案，从而提供以下有益效果：(a)增加太阳能电池的实用性以及改善总体系统性能；(b)通过总电网建模并最大程度地利用逆变器能力提高POI处的电压控制或支持；(c)通过使对额外外部电容器组或静态VAR补偿器设备的需求最小化并使线路损耗最小化来提高功率因数或无功功率控制；以及d)为用于提供上述服务的太阳能电池系统赢得潜在额外收益。
最佳无功功率控制确保系统在POI处有效地输送预期的控制范围。它还确保可成功地协调分布式逆变器的控制力度以在POI处提供所需响应，从而使对额外保护系统或过程的需求最小化。总而言之，所提出的电网控制设计将太阳能电池系统作为单个直接可控的资产而提供给公用设施一类似于传统电站，从而引起降低的硬件和互连成本。
虽然已提供了本发明的具体实施例，但是应当理解，这些实施例是用于举例说明的目的，而不用于限制。许多另外的实施例对于阅读本发明的本领域的技术人员而言将是显而易见的。

Claims (12)

1.一种控制光伏电站运行的方法，所述方法包括：
确定代表所述光伏电站的多个逆变器的阻抗的等效阻抗；
确定由具有所述等效阻抗的虚拟逆变器所生成的无功功率；
基于由所述虚拟逆变器生成的所述无功功率来确定所述多个逆变器中每个逆变器的无功功率贡献；
针对所述多个逆变器中的每个逆变器，使用所确定的所述逆变器的无功功率贡献来设定所述逆变器的无功功率设定值；以及
所述多个逆变器中的每个逆变器基于其无功功率设定值来生成无功功率。
2.根据权利要求1所述的方法，其中确定代表所述多个逆变器的阻抗的所述等效阻抗包括：
把所述多个逆变器分组成多组逆变器；以及
针对所述多组逆变器中的每组逆变器确定其他等效阻抗，所述其他等效阻抗代表以该组逆变器代表的所有逆变器的阻抗。
3.根据权利要求2所述的方法，还包括：
通过每组逆变器的所述其他等效阻抗来确定所述等效阻抗。
4.根据权利要求1所述的方法，其中所述光伏电站的多个逆变器的由所述等效阻抗代表的所述阻抗包括所述多个逆变器的线路阻抗。
5.根据权利要求4所述的方法，其中所述多个逆变器的线路阻抗包括所述多个逆变器的输出阻抗。
6.根据权利要求5所述的方法，其中所述多个逆变器的线路阻抗包括电缆的阻抗，所述电缆将所述多个逆变器耦合至连接了多个逆变器站的接合处。
7.一种控制光伏电站运行的方法，所述方法包括：
把所述光伏电站的多个逆变器分组成多个一级逆变器集群；
确定所述多个一级逆变器集群中的每一个的等效阻抗，所述多个一级逆变器集群中的每一个的所述等效阻抗代表以所述一级逆变器集群中的每一个代表的逆变器的阻抗；
把所述一级逆变器集群的等效阻抗分组成二级逆变器集群；
至少基于所述一级逆变器集群和二级逆变器集群的等效阻抗来确定超级逆变器集群的等效阻抗，所述超级逆变器集群的等效阻抗代表以所述一级逆变器集群代表的逆变器的阻抗；
确定由具有所述超级逆变器集群的等效阻抗的虚拟逆变器所生成的无功功率；
基于由所述虚拟逆变器生成的所述无功功率来确定以所述一级逆变器集群代表的所述逆变器中的每一个的无功功率贡献；以及
以所述一级逆变器集群代表的逆变器根据针对该逆变器所确定的无功功率贡献来生成无功功率。
8.根据权利要求7所述的方法，还包括：
以所述一级逆变器集群代表的所述逆变器根据针对该逆变器确定的所述无功功率贡献来接收无功功率设定值。
9.根据权利要求7所述的方法，还包括：
以所述一级逆变器集群代表的所述逆变器从局部解译器接收所述无功功率设定值。
10.根据权利要求9所述的方法，还包括：
所述局部解译器通过从电网控制器接收的全局无功功率设定值来生成所述无功功率设定值。
11.根据权利要求10所述的方法，还包括：
所述局部解译器缩放所述全局无功功率设定值以生成所述无功功率设定值。
12.一种光伏电站，其由前述任一权利要求所述的方法控制运行。
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