CN112600249B - 可包含储能的光伏并网逆变系统多模式控制方法 - Google Patents

可包含储能的光伏并网逆变系统多模式控制方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及电力变换与控制技术领域，公开一种包含储能的光伏并网逆变系统多模式控制方法，以实现根据工况匹配运行模式的智能化运行。方法包括：逆变器控制器根据自身有功参考值、光伏出力情况、储能功率参考值和光伏控制模式，在PQ控制模式和直流电压控制模式间自动切换。光伏控制器根据直流电压情况在MPPT控制模式和直流电压控制模式间自动切换。最终形成两种组合运行模式：1)逆变器控制直流电压于较高的参考值，而光伏工作于MPPT状态；2)逆变器采用PQ控制而光伏退出MPPT状态，并将直流电压控制在较低的参考值。本发明适用系统中储能单元为可选项，且储能单元可按需集成在直流侧或交流侧，并始终采用恒功率控制。

Description

可包含储能的光伏并网逆变系统多模式控制方法
技术领域
本发明涉及电力电子与电力传动中电力变换与控制技术领域，尤其涉及一种可包含储能的光伏并网逆变系统多模式控制方法。
背景技术
为了改善高分布式光伏渗透率下配网的运行条件，可以在用户侧集成储能单元，当光伏出力大于负载时，利用储能吸收多余电能。当晚上负荷高峰期时，储能再将存储的能量释放，满足用户部分或全部功率需求。该方法不仅能提高光伏的就地消纳水平，降低用户对电网的依存度，而且还可以延迟电网升级改造的时间。因此，随着储能成本的大幅下降，再加上合理的政策鼓励，在用户侧安装光伏的同时集成储能单元的方法获得了人们越来越多的青睐。
在分布式光伏发电系统中，由于光伏电池容量相对较小，常采用DC/DC+DC/AC两级式结构。不仅具有更高的灵活性，而且方便实现直流侧和交流侧解耦控制，对于两级式结构。储能单元主要有直流侧集成和交流侧集成两种方式，再加上不含有储能的光伏并网逆变系统，将产生三种结构。不同的结构具有不同的特点，传统控制方式需要针对每一种结构单独设计，灵活性和通用性不高。如果配网中含有多个不同结构的单元时，将给上层调度带来很大困难，因此需要设计一种统一的能够兼容不同结构的协调控制方式。
此外，由于分布式光伏的出力曲线和配网中的负荷曲线不一致，在晴朗天气的中午，高分布式光伏渗透率情况下，光伏出力会远大于本地负荷需求，造成系统电压越限，此时需要限制光伏的出力，使光伏退出MPPT(Maximum Power Point Tracking，最大功率点跟踪)运行状态。这些运行工况要求光伏逆变系统的控制方法能够支持系统多模式运行。
发明内容
本发明目的在于公开一种可包含储能的光伏并网逆变系统多模式控制方法，以实现根据工况匹配运行模式的智能化运行。
为达上述目的，本发明公开一种可包含储能的光伏并网逆变系统多模式控制方法。该多模式控制方式适用的系统结构中，光伏子系统和逆变器子系统必不可少，而储能子系统属于可选组件。当含有储能子系统时，既可集成在直流侧，也可集成在交流侧。
该方法包含以下步骤：
步骤S1：逆变器控制器获取1)光伏控制器运行模式，记为ControlMode，等于0表示光伏子系统运行于控制直流电压的模式，等于1表示光伏子系统运行于MPPT模式；2)光伏实际输出功率Ppv；3)允许逆变器与电网交换的有功功率限值Pref_INV(正号表示向电网输出，负号表示从电网吸收)和4)储能单元的充放电功率PESS(充电时功率为负，放电时为正)。
步骤S2：如果本光伏并网逆变系统中没有储能单元或者储能单元是集成在交流侧，则将逆变器控制器获取到的储能单元充(放)电功率PESS设置为0。
步骤S3：根据Pref_INV，PESS和Ppv的关系，PESS的符号，以及光伏控制器运行模式确定逆变器的运行模式：如果PESS<0且Pref_INV-PESS<Ppv且光伏控制器运行模式ControlMode为0，则逆变器控制模式设置为PQ(P为有功功率，Q为无功功率)控制模式，否则逆变器控制模式设置为直流电压控制模式。
步骤S4：逆变器工作于PQ控制模式时，外环为功率环，内环为电感电流环。功率环中有功功率的参考值为Pref_INV，无功功率控制环节采用定无功功率控制方式。逆变器工作于直流电压控制模式时，外环有功环为直流电压环，外环无功环为无功功率控制环节，内环依然为电感电流环。无功功率控制环节采用定无功功率控制方式。
步骤S5：光伏控制器根据直流电压采样值与参考值的差值，利用滞环比较器自动切换运行模式。若差值大于滞环上限，滞环比较器输出高电平，则光伏控制器工作于直流电压控制模式，若差值小于滞环下限，滞环比较器输出低电平，则光伏控制器工作于MPPT模式。
步骤S6：当光伏控制器工作于直流电压控制模式时，立刻闭锁MPPT环节并锁存闭锁前的输出值，作为光伏电池端电压的基准参考值VPVbase_ref。然后直流电压控制环节开始工作，根据直流电压参考值和实际值的差值，利用PI调节器在光伏电池端电压基准参考值的基础上产生额外叠加的变化量ΔVPVbase_ref，该变化量下限限制为0。当光伏控制器工作于MPPT模式时，立刻闭锁直流电压控制环节并保持其输出ΔVPVbase_ref为0，MPPT环节正常工作，输出值为光伏电池端电压的基准参考值VPVbase_ref。最后将VPVbase_ref与ΔVPVbase_ref求和后作为内环光伏电池端电压的参考信号，再经PI调节器和PWM发生器，产生光伏子系统中Boost电路的驱动信号。
步骤S7：整个过程中，储能单元始终采用PQ控制，根据上级调度指令或者预先设置的充放电曲线，控制充放电功率。
本发明可包含储能的光伏并网逆变系统多模式控制方法的特点在于：将光伏和逆变器的运行模式根据运行条件组合为两种：第一种是逆变器控制直流电压而光伏工作于MPPT状态；第二种是逆变器采用PQ控制而光伏工作于控制直流电压模式。并且，第一种模式下的直流电压略高于第二种模式下的直流电压，具体的差值需要根据实际情况进行整定，一般最大不超过10V。当光伏工作在直流电压模式时，通过设置PI调节器输出的限幅值，使光伏阵列两端的电压始终高于最大功率点对应的电压，以保证系统的稳定性。
本发明可包含储能的光伏并网逆变器系统协同控制方法的特点还在于：为实现不同模式之间的自动切换，首先对逆变器设置公式(1)所示的条件，当满足公式(1)时，逆变器转为PQ控制运行模式，反之逆变器为控制直流电压运行模式。
当逆变器采用PQ控制时，根据公式(1)，此时光伏控制器还处于MPPT控制模式，因此光伏子系统向直流母线输入的功率将大于储能和逆变器吸收的功率之和，直流母线电压将会升高，当大于一定阈值(如660V)时，自动触发光伏控制器进入直流电压控制模式，维持直流母线电压为一较高水平的固定值(如660V)。当光照等环境条件变化、逆变器与电网交换的有功功率限值变化或者储能功率参考值变化时，导致公式(1)中的功率关系不再满足，此时逆变器会转换为直流电压控制模式，并期望将电压控制在较低的水平(如650V)。与此同时，由于光储输出功率不足以满足公式(1)中的功率关系，直流母线电压也会自动降低。二者同时作用可迅速使电压稳定在较低的水平(如650V)，在此过程中，自动触发光伏控制器重新进入MPPT运行状态。
本发明可包含储能的光伏并网逆变器系统协同控制方法的特点还在于：为了实现光伏控制器在MPPT运行状态和控制直流电压运行状态之间自动有序切换，设计了一个以直流母线电压为变量的滞环比较器，比较器上限为较高的直流电压(如660V)，滞环宽度应根据实际进行整定，一般最大超过10V。
本发明可包含储能的光伏并网逆变器系统协同控制方法的特点也在于：储能单元始终采用PQ控制方式，控制储能的充放电功率。
综上，本发明中，逆变器控制器根据自身有功参考值、光伏出力情况、储能功率参考值和光伏控制模式，在PQ控制模式和直流电压控制模式间自动切换。光伏控制器根据直流电压情况在MPPT控制模式和直流电压控制模式间自动切换。最终形成两种组合运行模式：
1)逆变器控制直流电压于较高的参考值，而光伏工作于MPPT状态；
2)逆变器采用PQ控制而光伏退出MPPT状态，并将直流电压控制在较低的参考值。与现有技术相比，本发明有益效果还体现在：
1、本发明在配网中分布式光伏高渗透率的背景下，充分考虑源端光伏的调节能力，有效解决在极端情况下，光伏出力过剩时引起的配网电压越限问题。
2、本发明对于现有光伏并网逆变系统中新增储能单元的场景具有良好的应用前景，只需升级部分控制算法即可，能显著减小升级改造费用。
3、本发明中光伏控制器和逆变器控制器，仅需依靠本地信息即可实现运行状态的切换，实现协调控制，便于多机并联运行。
4、通过设置合适的限幅值和滞环宽度，避免了光伏控制器与逆变器控制器出现同时控制直流电压和同时不控制直流电压的情况，增强了系统的稳定性。
下面将参照附图，对本发明作进一步详细的说明。
附图说明
构成本申请的一部分的附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：
图1为本发明实施例中光伏并网逆变系统的结构图，三个子图分别表示是否含有储能以及储能单元的集成方式；
图2为本发明实施例中逆变器控制模式选择的流程图；
图3为本发明实施例中光伏单元、逆变器和储能单元的控制框图；
图4为本发明实施例的仿真结果。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的实施例进行详细说明，但是本发明可以由权利要求限定和覆盖的多种不同方式实施。
实施例1
本实施例公开一种可包含储能的光伏并网逆变系统多模式控制方法，所述光伏并网逆变系统至少包括光伏子系统和逆变器子系统，方法包含以下步骤：
步骤1：逆变器控制器获取下述信息：
1)光伏控制器运行模式，记为ControlMode，等于0表示光伏子系统运行于控制直流电压的模式，等于1表示光伏子系统运行于MPPT模式；
2)光伏实际输出功率Ppv；
3)允许逆变器与电网交换的有功功率限值Pref_INV，正号表示向电网输出，负号表示从电网吸收；
4)储能单元的充放电功率PESS，充电时功率PESS为负，放电时PESS为正；当光伏并网逆变系统中没有储能单元或者储能单元是集成在交流侧，则将PESS设置为0；
步骤2：根据Pref_INV，PESS和Ppv的关系、PESS的符号、以及光伏控制器运行模式确定逆变器的运行模式：如果PESS<0且Pref_INV-PESS<Ppv且光伏控制器运行模式ControlMode为0，则逆变器控制模式设置为PQ控制模式，否则逆变器控制模式设置为直流电压控制模式；
步骤3：逆变器工作于PQ控制模式时，外环为功率环，内环为电感电流环；功率环中有功功率的参考值为Pref_INV，无功功率控制环节采用定无功功率控制方式；逆变器工作于直流电压控制模式时，外环有功环为直流电压环，外环无功环为无功功率控制环节，内环为电感电流环；无功功率控制环节采用定无功功率控制方式；
步骤4：光伏控制器根据直流电压采样值与参考值的差值，利用滞环比较器自动切换运行模式；若差值大于滞环上限，滞环比较器输出高电平，则光伏控制器工作于直流电压控制模式，若差值小于滞环下限，滞环比较器输出低电平，则光伏控制器工作于MPPT模式；
步骤5：当光伏控制器工作于直流电压控制模式时，闭锁MPPT环节并锁存闭锁前的输出值，作为光伏电池端电压的基准参考值VPVbase_ref，然后直流电压控制环节开始工作，根据直流电压参考值和实际值的差值，利用PI调节器在光伏电池端电压基准参考值的基础上产生额外叠加的变化量ΔVPVbase_ref；当光伏控制器工作于MPPT模式时，闭锁直流电压控制环节并保持其输出ΔVPVbase_ref为0，MPPT环节正常工作，输出值为光伏电池端电压的基准参考值VPVbase_ref；最后将VPVbase_ref与ΔVPVbase_ref求和后作为内环光伏电池端电压的参考信号，再经PI调节器和PWM发生器，产生光伏子系统中Boost电路的驱动信号。
优选地，所述光伏并网逆变系统还包括储能子系统；所述储能子系统集成在直流侧或交流侧，所述方法还包括：
步骤6：整个过程中，储能单元始终采用PQ控制，根据上级调度指令或者预先设置的充放电曲线，控制充放电功率。
优选地，当逆变器采用PQ控制时，根据下述公式(1)：
此时光伏控制器还处于MPPT控制模式，使得光伏子系统向直流母线输入的功率将大于储能和逆变器吸收的功率之和，直流母线电压将会升高，当大于光伏控制器中直流电压参考值一定阈值时，超过滞环上限，自动触发光伏控制器进入直流电压控制模式，维持直流母线电压为升高后的一固定值；
当光照等环境条件变化、逆变器与电网交换的有功功率限值变化或者储能功率参考值变化时，导致公式(1)中的功率关系不再满足，直流母线电压自动降低，此时逆变器转换为直流电压控制模式以控制直流电压在降低后的一固定值，该固定值与光伏控制器中直流电压参考值的差值小于滞环下限，自动触发光伏控制器重新进入MPPT运行状态。
优选地，触发光伏控制器进入直流电压控制模式的阈值为660V，即光伏控制器中直流电压参考值(650V)加上滞环宽度的一半；触发光伏控制器进入MPPT控制模式的阈值为650V，即光伏控制器中直流电压参考值减去滞环宽度的一半。
优选地，ΔVPVbase_ref变化量下限限制为0，上限为150。
优选地，所述滞环比较器的上限为5V，下限为-5V，滞环宽度为10V。
本实施例中，可包含储能单元的光伏并网逆变系统结构如图1所示。其中图1(a)中光伏并网逆变器系统由光伏单元和逆变器二者组成，而光伏单元主要由光伏电池，Boost变换器和光伏控制器等组成，逆变器主要包含逆变器主电路和逆变器控制器等。当包含储能单元时；图1(b)表示储能集成在直流侧，主要包含Buck-Boost双向变换器及其控制器；图1(c)表示储能集成在交流侧，除Buck-Boost双向变换器及其控制器外，还包含一个控制直流电压(即Buck-Boost双向变换器输出端电压)的逆变器。以下以图1(b)为例进行详细说明，面对其他两种系统结构，只需将逆变器控制器获取到的储能单元充放电功率PESS设置为0即可。
针对图1(b)所示的系统结构，光伏单元，逆变器和储能单元的主电路的参数分别如表1-3所示：
表1：光伏单元主电路参数
表2：逆变器主电路参数
项目(单位) 值
交流侧滤波电容(uF) 40
交流侧滤波电感(mH) 1
开关频率(kHz) 5
表3：储能单元主电路参数
项目(单位) 值
电池额定电压(V) 400
电池额定容量(Ah) 25
SOC允许工作范围 10％～95％
开关频率(kHz) 5
Boost电路输入侧电感值(mH) 3
Boost电路输出侧电容值(uF) 2200
本发明可包含储能的光伏并网逆变器系统协同控制方法具体的实现流程图和框图分别如图2和图3所示。其中图2表示逆变器运行模式的选择流程，图3表示光伏单元，逆变器和储能单元三者的控制框图。
光伏控制器首先将直流电压参考值Vdc_ref1与直流电压采样值Vdc做差，差值送入滞环比较器。如果滞环比较器输出高电平，则触发光伏的MPPT控制模式，同时闭锁直流电压环PI调节器输出置零；反之，如果滞环比较器输出低电平，则闭锁MPPT环节并保持其输出值为闭锁前的值，使能直流电压环PI调节器正常工作，并对其输出进行限幅。下限设置为0，避免光伏阵列端输出电压低于MPPT点对应的电压，上限在本实例中设置为150，避免光伏阵列端输出电压超过开路电压。将MPPT环节的输出值和直流电压环PT调节器的输出值求和后作为光伏控制器内环的参考值，与光伏阵列电压比较，并经PI调节后产生占空比。最后经PWM环节产生触发脉冲，驱动Boost电路中的开关管工作。
逆变器控制器首先根据图2流程图确定运行模式，然后将图3中的运行模式选择开关置相应的位置。当运行模式标志位RunMode＝0时，表示逆变器工作于PQ控制模式；当RunMode＝1时，表示逆变器有功环工作于直流电压控制模式，无功环工作于Q控制模式。两种运行模式下的内环一致，均为电流环。发波方式在本实例中采用SVPWM发波方式。
储能控制器采用双环控制结构，外环为功率环，内环为储能电池侧电流环。
为验证本发明的有效性，设置表4所示的仿真条件，仿真结果如图4所示。根据设置的仿真条件和图4中的仿真结果波形，得到的理论仿真结果可知，在本发明可包含储能的光伏并网逆变器系统协同控制方法的控制下，光伏发电系统能根据光伏单元出力能力，逆变器与电网交换功率限值和储能充放电功率值的变化，在不同运行模式之间准确切换。
表4：仿真测试条件设置情况
时间 0～1.8s 1.8～3.8s 3.8～5.8s 5.8～7.8s
逆变器输出功率限值(W) 7000 7000 7000 10000
储能充放电功率(W) -3500 -3500 -3500 -3500
光照强度(W/m2) 1000 500 1000 1000
时间 7.8～9.8s 9.8～11.8s 11.8～13.8s
逆变器输出功率限值(W) 10000 10000 7000
储能充放电功率(W) -500 -3500 -3500
光照强度(W/m2) 1000 1000 1000
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (6)

1.一种可包含储能的光伏并网逆变系统多模式控制方法，所述光伏并网逆变系统至少包括光伏子系统和逆变器子系统，其特征在于，方法包含以下步骤：
步骤1：逆变器控制器获取下述信息：
1)光伏控制器运行模式，记为ControlMode，等于0表示光伏子系统运行于控制直流电压的模式，等于1表示光伏子系统运行于MPPT模式；
2)光伏实际输出功率Ppv；
3)允许逆变器与电网交换的有功功率限值Pref_INV，正号表示向电网输出，负号表示从电网吸收；
4)储能单元的充放电功率PESS，充电时功率PESS为负，放电时PESS为正；当光伏并网逆变系统中没有储能单元或者储能单元是集成在交流侧，则将PESS设置为0；
步骤2：根据Pref_INV，PESS和Ppv的关系、PESS的符号、以及光伏控制器运行模式确定逆变器的运行模式：如果PESS<0且Pref_INV-PESS<Ppv且光伏控制器运行模式ControlMode为0，则逆变器控制模式设置为PQ控制模式，否则逆变器控制模式设置为直流电压控制模式；
步骤3：逆变器工作于PQ控制模式时，外环为功率环，内环为电感电流环；功率环中有功功率的参考值为Pref_INV，无功功率控制环节采用定无功功率控制方式；逆变器工作于直流电压控制模式时，外环有功环为直流电压环，外环无功环为无功功率控制环节，内环为电感电流环；无功功率控制环节采用定无功功率控制方式；
步骤4：光伏控制器根据直流电压采样值与参考值的差值，利用滞环比较器自动切换运行模式；若差值大于滞环上限，滞环比较器输出高电平，则光伏控制器工作于直流电压控制模式，若差值小于滞环下限，滞环比较器输出低电平，则光伏控制器工作于MPPT控制模式；
步骤5：当光伏控制器工作于直流电压控制模式时，闭锁MPPT环节并锁存闭锁前的输出值，作为光伏电池端电压的基准参考值VPVbase_ref，然后直流电压控制环节开始工作，根据直流电压参考值和实际值的差值，利用PI调节器在光伏电池端电压基准参考值的基础上产生额外叠加的变化量ΔVPVbase_ref；当光伏控制器工作于MPPT模式时，闭锁直流电压控制环节并保持其输出ΔVPVbase_ref为0，MPPT环节正常工作，输出值为光伏电池端电压的基准参考值VPVbase_ref；最后将VPVbase_ref与ΔVPVbase_ref求和后作为内环光伏电池端电压的参考信号，再经PI调节器和PWM发生器，产生光伏子系统中Boost电路的驱动信号。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述光伏并网逆变系统还包括储能子系统；所述储能子系统集成在直流侧或交流侧，所述方法还包括：
步骤6：整个过程中，储能单元始终采用PQ控制，根据上级调度指令或者预先设置的充放电曲线，控制充放电功率。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，还包括：
当逆变器采用PQ控制时，根据下述公式(1)：
此时光伏控制器还处于MPPT控制模式，使得光伏子系统向直流母线输入的功率将大于储能和逆变器吸收的功率之和，直流母线电压将会升高，当大于光伏控制器中直流电压参考值一定阈值时，超过滞环上限，自动触发光伏控制器进入直流电压控制模式，维持直流母线电压为升高后的一固定值；
当光照等环境条件变化、逆变器与电网交换的有功功率限值变化或者储能功率参考值变化时，导致公式(1)中的功率关系不再满足，直流母线电压自动降低，此时逆变器转换为直流电压控制模式以控制直流电压在降低后的一固定值，该固定值与光伏控制器中直流电压参考值的差值小于滞环下限，自动触发光伏控制器重新进入MPPT运行状态。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，触发光伏控制器进入直流电压控制模式的阈值为660V，即光伏控制器中直流电压参考值加上滞环宽度的一半；触发光伏控制器进入MPPT控制模式的阈值为650V，即光伏控制器中直流电压参考值减去滞环宽度的一半。
5.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，ΔVPVbase_ref变化量下限限制为0，上限为150。
6.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述滞环比较器的上限为5V，下限为-5V，滞环宽度为10V。
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