“储能光伏逆变器：双碳目标下的‘光储充一体化’并离网技术新范式“

摘要：本文首先介绍了多模态控制光伏逆变器控制的策略，分析了无储能光伏逆变器的运行模式，提出了光伏逆变器主电路的拓扑结构，依次阐述了并网运行控制策略与无储能孤岛控制策略，然后进一步探讨并网平滑切换技术的具体应用，并通过实验方法检验该切换技术的应用效果，旨在为“双碳”背景下，分布式光伏电站的稳定运行提供保障。

关键词：双碳；无储能光伏逆变器；并网平滑切换

0引言

在我国提出“碳达峰”“碳中和”两个目标以来，我国逐步扩大了光伏新能源发电的装机规模，但并网运行主要采取电流型控制模式，对于电网电压、频率的依赖性较高，一旦发生电压失稳、频率波动现象，可能出现反孤岛保护而影响光伏逆变器的运行。为了解决这一问题，诞生了无储能光伏电压型控制技术，但需实现并网电流型控制，两网电压型控制之间的合理转换，通过多模态控制策略，并网平滑切换技术的有效实施，确保无储能孤岛运行保持稳定，从而实现电力能源的持续输送。

1双碳背景下无储能光伏逆变器的多模态控制分析

1.1光伏逆变器的运行模式

电流型控制模式下，交流母线的电压值低是影响光伏逆变器并网运行效果的关键要素，同时电网频率的大小也与逆变器能否稳定运行具有直接关联。若是由于这两方面因素影响导致负荷出现大幅变化，则需要利用电网平衡源带动。在此过程中，光伏电网电网输送有功功率，并且光伏逆变器对功率会进行追踪，若指令要求难以满足，则需要采用*大功率跟踪控制运行方式。而在电网出现故障时，电压、频率的稳定输送状态会被打破，此时，需要隔离运行，将并网运行转换为无储能孤岛运行模式。无储能孤岛运行模式下，光伏逆变器采用的是电压型控制方式，既要对母线电压提供支持，还需要对负载功率需求进行平衡。运行时，光伏逆变器要单机运行，以满足支撑电压及频率要求，还需用恒压恒频控制方式，应对刚体转矩一荷功率处于平衡状态，并根据负荷功率需求合理调节光伏输出功率。在电网恢复供电后，光伏逆变器再利用并网切换技术向电流型控制模式转换。

1.2逆变器主电路的拓扑结构

通过分析光伏逆变器的运行状态发现，光伏逆变器的拓扑结构应由前、后两级构成，前级为Boost变换器，后级为逆变器。通过数据方式，采用解耦控制模式，可同时对直接母线的电压以及电池的输出功率进行控制。逆变器通常选用三电平式逆变器，此种逆变器的前后级采用的控制装置有所不同，前级是直流升压变换器，而后级则需选用中点钳位型逆变器。逆变器主电路采用固态开关切换逆变器控制方式，此开关安装在电网、光伏逆变器的中部，若需实施并网，需要闭合此开关，使逆变器以电流型控制模式运行。若交流母线供电质量与负载要求不相符，为了确保负荷供电的连续性与稳定性，需要断开固态开关，只采用光伏电池供电的情况下，逆变器会向无储能孤岛模态转换。光伏逆变器主电路的拓扑结构详见图1。

图1 光伏逆变器主电路拓扑结构示意图

1.3多模态控制策略

（1）并网运行控制策略。电网以多模态控制模式运行时，需要采用恒定功率追踪策略，由于光伏逆变器具备良好的性能，可以动态化追踪系统传送过来的功率指令，可以实时调节电网的电压。并网运行模式下，需要应用锁相环，因而电网电压、逆变器的坐标系是统一的，此时可无需考虑输入信号，可运用下式计算逆变器输出的功功率及无功功率，进而对需要的并网功率进行跟踪调整。

有功功率计算公式：

无功功率计算公式：

式中，imd 与umd 分别代表旋转坐标系中，逆变器输出电流im 以及输出电压um各自的输入量。逆变器运行时，要确保逆变器前后级间电流、电压均保持稳定，从而有效平衡输入输出端的功率，才能保证此种控制模式的有效运行。因直流母线电压额定值已确定，在直流侧电压出现波动时，只需利用Boost变换器对光伏电池的输出功率进行调整即可满足功率要求。如果光伏逆变器无法输出各要求的功率值，逆变器会在*大功率点处运行，此时，Boost变换器会以电压电流双闭环模式运行，以便有效追踪电压指令，同时，对电感电流进行调整。而后级逆变器则以电流单闭环控制方式运行，可根据已知功率指令完成电流环指令值的计算。

（2）无储能孤岛控制策略。无储能孤岛模态主要是在电网出现故障后运行。运行时，因没有外部电源支持，光伏逆变器需要使用恒压恒频控制方式，以确保交流母线电压及频率保持稳定状态。运行过程中，光伏输出端、负荷需求需要具有相同的功率值，如果受到不可控因素导致光伏电池的功率输出无法保持稳定，或是负荷值发生改变，光伏电池会自动启动工作点调节功能，用于平衡两端功率。如果电池输出的功率比负载需求的功率更高，会出现直流电容*大现象；反之，则会使直流电容降低。直流电容的电压变化是由于源侧及负载侧之间功率不一致造成的，为保持源端功率的平衡性，应使直流母线电压保持稳定，即对前级光伏的工作点进行确定，合理控制光伏功率变动。

2无储能光伏逆变器并网两种切换技术的应用策略

2.1 并网运行和无储能孤岛模态的切换

电网故障情况下，光伏逆变器需要将并网运行转换成无储能孤岛运行。在模态转换过程中，保证直流电压的稳定性是Boost变换器的主要任务，此时，需要将恒定功率控制切换为恒压恒频控制方式，以确保模态切换顺利完成。并网运行模式下，两个固态开关分别以闭合、开启两种不同状态工作，如果坐标发生变化，需要以锁相环两侧相位为依据，对每个相位发出功率指令需要的电流进行计算。若不限以并网状态运行，而是切换为无储能孤岛运行模式时，需要将两个固态开关中原本闭合的开关打开，并将开启状态的开关闭合，此时，会由电压外环输出电流指令，相位的产生则会以频率指令作为依据。如果光伏逆变器的控制模式为电流内环控制，并网运行以及无储能孤岛运行模式下，控制器并未不在明显差异，但内环指令的生成在有序不同，所以会引发过流冲击。为防止此问题，需要利用积分器进行初始化，使切换前后数据保持一致。这样，模态切换的过程中，电压外环仍然执行的是并网时的电流指令，且控制模块的相位也发生变化，可增加电流指令稳定性，避免相位发生非正常跳转，还可使控制模块的切换更加顺畅。

2.2 无储能孤岛内部运行模式的切换

无储能孤岛运行模式内并网运行模式切换时，应采用同步控制措施，消除负载相位、电压及电网之间的差异，防止因相位变化引发过流冲击现象而影响并网效果。无储能孤岛运行状态下，要将固态开关切断，通过频率指令分段生成相位指令。从无储能孤岛运行切换至并网运行模式时，在固态开关闭合后，立即启动并网环节，分别读取两侧电压值、电网电压值，并求出二者的差值，然后计算具体的电压调节需求。为了保障此数据计算的准确性，要将无储能孤岛模式下所产生的电压指令值纳入考量。然后，按照得出的准确预同步电压指令进行调整，从而平衡两侧及电网电压。在预同步相位的过程中，需要合理调整频率，注意应根据锁相环网侧相位与参考相位之差来取频率调节的具体数值。若网侧相位比相位参考值高，且补偿量为正，需调大角频率，直至两个相位值相同。若网侧相位低于相位参考值，且补偿量为负，则需调小角频率，也可实现相位一致、电压、相位预同步后，通过调控开关，将参考相位转换为锁相环输出的网侧相位，便可完成无储能孤岛模态向并网运行模态的转换。MATLAB的Simulink仿真平台，搭建仿真电路，控制电路详见图2所示。

图2 逆变器输出电压并网切换

3并网平滑切换技术策略应用效果的验证分析

3.1 搭建实验平台

验证并网平滑切换技术应用效果时，选用直流源串联电阻，将之视作光伏电池，采用前后级结构不同的三电平式逆变器，并运用兼具电感、电容、电容器的LCL滤波电路作为负荷端过渡装置。光伏逆变器与电网之间采用固态开关、空气开关连接，逆变器的控制器型号为DSP28377。实验平台的电网电压及无储能孤岛运行电压均为70V，而电流源电压则介于70～80V，并网功率指今为210W，而无储能孤岛运行电压频率及开关频率分别是50Hz与10kHz，负载及串联电阻则分别是20Ω与2.5Ω。

3.2 实验结果分析

并网运行模式下，光伏逆变器的输出功率为210W，而无储能孤岛模态转换时，先将空气开关切断，逆变器发现电网存在故障后，会立即切断固态开关，并进行模态转换，转换过程中，原本在并网运行模态下为74V的光伏电池端口电压，逐步下降至70V，而直流母线电压先是小幅度下降，然后快速升高，达到200V后保持稳定，逆变器输出电压及电流切换过程没有出现冲击现象，逆变器输出功率对负载需求进行跟踪后，逐步提升并稳定在360W（见图3(a)）。而无储能孤岛切换至并网运行模态实验中，无储能孤岛模态下逆变器以360W进行功率输出，向并网运行模态切换时，逆变器输出电压与电网电压基本保持平衡，并且闭合固态开关后，切换顺畅完成。整个切换过程中，直流母线的电压一直保持在相对稳定的状态，而光伏电池工作点处没有出现过波不畅的情况。并网运行后，光伏电池的输出功率未超过规

定的并网功率范围（见图3(b)）。实验结果说明，按照本文提出的控制策略，可确保光伏逆变器在无储能孤岛运行及并网运行模态下进行相互间的平滑切换。切换实验中逆变器输出功率的变化情况详见图3所示。

图3 切换实验中逆变器输出功率变化情况

4安科瑞Acrel-2000MG微电网能量管理系统

4.1概述

Acrel-2000MG 储能能量管理系统是安科瑞专门针对工商业储能 电站研制的本地化能量管理系统，可实现了储能电站的数据采集、数据处理、数据存储、数据查询与分析、可视化监控、报警管理、统计 报表、策略管理、历史曲线等功能。其中策略管理，支持多种控制策 略选择，包含计划曲线、削峰填谷、需量控制、防逆流等。该系统不 仅可以实现下级各储能单元的统一监控和管理，还可以实现与上级调 度系统和云平台的数据通讯与交互，既能接受上级调度指令，又可以 满足远程监控与运维，确保储能系统安全、稳定、可靠、经济运行。

4.2应用场景

适用于工商业储能电站、新能源配储电站。

4.3系统结构

4.4系统功能

（1）实时监管

对微电网的运行进行实时监管，包含市电、光伏、风电、储能、充电桩及用电负荷，同时也包括收益数据、天气状况、节能减排等信息。

（2）智能监控

对系统环境、光伏组件、光伏逆变器、风电控制逆变一体机、储能电池、储能变流器、用电设备等进行实时监测，掌握微电网系统的运行状况。

（3）功率预测

对分布式发电系统进行短期、超短期发电功率预测，并展示合格率及误差分析。

（4）电能质量

实现整个微电网系统范围内的电能质量和电能可靠性状况进行持续性的监测。如电压谐波、电压闪变、电压不平衡等稳态数据和电压暂升/暂降、电压中断暂态数据进行监测分析及录波展示，并对电压、电流瞬变进行监测。

（5）可视化运行

实现微电网无人值守，实现数字化、智能化、便捷化管理;对重要负荷与设备进行不间断监控。

（6）优化控制

通过分析历史用电数据、天气条件对负荷进行功率预测，并结合分布式电源出力与储能状态，实现经济优化调度，以降低尖峰或者高峰时刻的用电量，降低企业综合用电成本。

（7）收益分析

用户可以查看光伏、储能、充电桩三部分的每天电量和收益数据，同时可以切换年报查看每个月的电量和收益。

（8）能源分析

通过分析光伏、风电、储能设备的发电效率、转化效率，用于评估设备性能与状态。

（9）策略配置

微电网配置主要对微电网系统组成、基础参数、运行策略及统计值进行设置。其中策略包含计划曲线、削峰填谷、需量控制、新能源消纳、逆功率控制等。

5硬件及其配套产品

6 结语

为了满足“双碳”要求，确保分布式光伏逆变器在电网故障情况下，在无电源支持时能够稳定运行，本文提出了无储能光伏逆变器多模态控制模式，并运用并网平滑切换技术确保并网运行模式能够顺畅、快捷转换为无储能孤岛运行模式。对比以往常用的传统控制策略，本文所提出的新型控制方法，创新在于可在不超过功能点范围内情况下，深度挖掘光伏的稳定运行潜力，减少了对外部电源的依赖度，保证了并网两种模态的顺畅切换，降低了电压电流冲击现象的发生率。实验结果验证，本文所提出的控制策略与模态切换技术应用策略具有一定的可行性。