級(jí)聯(lián)H橋光伏并網(wǎng)逆變器過調(diào)制控制策略

陳 威

(安徽理工大學(xué) 電氣與信息工程學(xué)院,安徽 淮南 232001)

隨著光伏發(fā)電在電網(wǎng)中所占比例的增加,其對(duì)電網(wǎng)的影響日益顯著。光伏并網(wǎng)逆變器作為光伏板與電網(wǎng)之間能量轉(zhuǎn)換的橋梁,發(fā)揮著關(guān)鍵作用[1-2],相較于傳統(tǒng)的兩電平逆變器,級(jí)聯(lián)H橋 (Cascaded H-bridge,CHB)逆變器具有多電平輸出電壓、開關(guān)器件應(yīng)力小、并網(wǎng)電流諧波含量低、濾波器體積小以及易于模塊化拓展等特點(diǎn)[3-4]。此外,通過合理配置級(jí)聯(lián)數(shù)目,可使其輸出電壓達(dá)到電網(wǎng)電壓水平,從而實(shí)現(xiàn)無變壓器并網(wǎng),進(jìn)一步降低了系統(tǒng)成本。因此,級(jí)聯(lián)H橋光伏逆變器尤其適用光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)[5-6]。

對(duì)于CHB光伏逆變器,每個(gè)H橋連接1個(gè)光伏面板且各H橋相互獨(dú)立,所有光伏面板在最大功率點(diǎn)MPP(Maximum Power Point)下工作。在實(shí)際工作中 ,光伏電池板接收不同的輻照強(qiáng)度、溫度以及老化程度不同,則每個(gè)光伏模塊的輸出功率可能不同,那么功率輸出較大的H橋單元易發(fā)生過調(diào)制,從而導(dǎo)致并網(wǎng)電流發(fā)生畸變。針對(duì)這個(gè)問題,文獻(xiàn)[7]有功占空比修正法是一種根據(jù)單元光伏面板輸出功率大小調(diào)節(jié)占空比的方法,保證直流母線電壓的穩(wěn)定,進(jìn)而實(shí)現(xiàn)功率平衡,但其穩(wěn)定運(yùn)行范圍小,無法應(yīng)對(duì)H橋單元調(diào)制度大于1的場(chǎng)合。文獻(xiàn)[8-9]提出無功補(bǔ)償控制策略,保證功率嚴(yán)重不平衡時(shí)所有功率單元均不會(huì)過調(diào)制,但是會(huì)降低系統(tǒng)功率因數(shù)。文獻(xiàn)[10-11]提出了一種三次諧波補(bǔ)償策略(THCS)來解決CHB逆變器中相間功率不平衡的問題,但其線性調(diào)制范圍較小,為1.155。文獻(xiàn)[12-15]提出諧波補(bǔ)償法(HCS),由于方波的基頻最大調(diào)制度為 4/π,通過補(bǔ)償多次諧波將調(diào)制波補(bǔ)償為準(zhǔn)方波,能夠?qū)⒛孀兤骶€性調(diào)制范圍提高至4/π,但是此類方法H橋單元共模電壓輸出諧波成分高且控制較為復(fù)雜。

綜上所述,針對(duì)現(xiàn)有CHB光伏并網(wǎng)逆變器控制策略調(diào)制范圍較小,并網(wǎng)電流質(zhì)量不高的問題,本文在THCS的基礎(chǔ)上,提出一種新型控制策略,調(diào)整調(diào)制波幅值并補(bǔ)償三次諧波,使得過調(diào)制單元調(diào)制波幅值剛好為1,同時(shí),在非過調(diào)制單元中進(jìn)行諧波抑制控制。即使H橋單元調(diào)制度大于1.155,也能避免系統(tǒng)發(fā)生過調(diào)制。

1 CHB并網(wǎng)逆變器過調(diào)制問題與補(bǔ)償策略

圖1給出了單相CHB光伏并網(wǎng)逆變器的電路拓?fù)?逆變器由n個(gè)H橋模塊組成, H橋模塊直流側(cè)與光伏組件相連,交流側(cè)級(jí)聯(lián)后通過濾波電感與電網(wǎng)連接。圖中IPVn和Vdcn為各個(gè)光伏面板輸出電流和輸出電壓,Cn為直流側(cè)電容,LS為濾波電感,VHn為H橋單元輸出電壓,vg和ig分別表示電網(wǎng)電壓和并網(wǎng)電流。并網(wǎng)逆變器穩(wěn)定運(yùn)行時(shí),定義第i個(gè)H橋單元的調(diào)制波mi和調(diào)制度Mi分別為

(1)

(2)

式中:vi、Vi分別為第i個(gè)H橋單元輸出電壓VHi的基波分量和基波分量幅值。

圖1 CHB光伏并網(wǎng)逆變器拓?fù)?/p>

1.1 過調(diào)制問題分析

光伏電池板受輻照強(qiáng)度、溫度以及老化程度不同影響,H橋模塊間輸入功率不同。如圖1所示,假設(shè)光伏組件(PV1～PVx)光照強(qiáng)度下降與其連接的H橋單元輸出功率(P1～Px)下降,光伏組件(PVx～PVn) 光照強(qiáng)度不變與其連接的H橋單元輸出功率(Px～Pn)不變,系統(tǒng)的總輸出功率PT就會(huì)下降,實(shí)際情況中電網(wǎng)電壓vg不變,并網(wǎng)電流ig就會(huì)減小,而流經(jīng)各H橋單元的電流相同,最終會(huì)使輸出功率不變的H橋單元輸出電壓上升,調(diào)制波幅值變大直到大于1發(fā)生過調(diào)制。根據(jù)文獻(xiàn)[9]所述,為確保CHB逆變器的穩(wěn)定運(yùn)行,避免H橋模塊過調(diào)制,須遵循以下條件,即

(3)

式中:Ig為電網(wǎng)電流ig的有效值。

式(3)條件生效時(shí),則每一個(gè)H橋單元的調(diào)制度將小于1,CHB逆變器穩(wěn)定運(yùn)行,反之則調(diào)制度大于1,CHB逆變器將向電網(wǎng)注入大量諧波電流。因此,為解決H橋單元調(diào)制度大于1而引起并網(wǎng)電能質(zhì)量變差這一問題,須采取措施來擴(kuò)大并網(wǎng)逆變器的穩(wěn)定運(yùn)行范圍。根據(jù)文獻(xiàn)[10]通過補(bǔ)償三次諧波,將H橋單元的線性調(diào)制范圍提高到1.155。與文獻(xiàn)[12]所提的準(zhǔn)方波為調(diào)制波(調(diào)制度4/π)相比,還有一定的提升空間。

1.2 本文所提補(bǔ)償策略

針對(duì) THCS無法應(yīng)對(duì)模塊間輸入功率嚴(yán)重不平衡時(shí)導(dǎo)致過調(diào)制單元調(diào)制度大于1.155的場(chǎng)合這一問題,提出一種新的補(bǔ)償策略,以擴(kuò)大CHB逆變器的工作范圍。過調(diào)制單元調(diào)整調(diào)制波幅值并補(bǔ)償三次諧波,非過調(diào)制單元進(jìn)行諧波抑制控制。圖2為第i個(gè)H橋單元補(bǔ)償方法的原理圖,其中ma為過調(diào)制單元的原調(diào)制波,mx為補(bǔ)償和調(diào)整后的調(diào)制波,可見其峰值剛好為1。mc為補(bǔ)償?shù)娜沃C波,mb為調(diào)整后的調(diào)制波。

設(shè)定調(diào)制波ma和mb幅值分別為Ma和Mb,可得到mx的表達(dá)式,即

mx=Mbcos(ωt)+kxcos(3ωt),

(4)

式中:kx為補(bǔ)償系數(shù)。

圖2 調(diào)制波調(diào)整幅值和注入三次諧波

2 控制策略

2.1 系統(tǒng)控制策略

圖3 CHB 光伏并網(wǎng)逆變系統(tǒng)控制框圖

θr=arctan(Uq/Ud).

由于流經(jīng)所有H橋的電流等于電網(wǎng)電流,因此H橋單元的輸出功率Pi與輸出電壓VHi的基波電壓幅值Vi成比例,可表示為

(5)

由式(2)和式(5)可以計(jì)算第i個(gè)H橋單元的調(diào)制波幅值Mi為

(6)

2.2 H橋變換器調(diào)制波分配策略

假設(shè)CHB光伏并網(wǎng)逆變器有n個(gè)單元,根據(jù)第2.1節(jié)所述的控制策略與式(6)中的Mi的計(jì)算方法,可以將系統(tǒng)H橋單元?jiǎng)澐譃?種工作狀態(tài):

1) 單元 (1,2,…,p)調(diào)制度為1～1.155;

2) 單元(p+1,p+2,…,p+q)調(diào)制度大于1.155;

3) 單元(p+q+1,p+q+2,…,n)調(diào)制度小于1為非過調(diào)制單元。

2.2.1 工作狀態(tài)1

向過調(diào)制單元(1,2,…,p)的調(diào)制波中注入適量的三次諧波,將調(diào)制波幅值補(bǔ)償剛好為1。補(bǔ)償后過調(diào)制單元的調(diào)制波幅值可以表示為

(7)

為使注入到系統(tǒng)中的三次諧波最少,令 max(mi)剛好為1,則ki與Mi的關(guān)系表示為

Mi=[max(cos(ωt+θr)+kicos(3ωt+3θr))]-1.

(8)

根據(jù)公式(8),繪制ki與Mi的關(guān)系曲線 ,如圖4所示。可以看出隨著三次諧波的補(bǔ)償系數(shù)ki不斷增大,過調(diào)制單元的最大基波調(diào)制度也增大。當(dāng)ki=-1/6時(shí),基波調(diào)制度達(dá)到最大Mi=1.155。同時(shí),為了求解補(bǔ)償系數(shù)ki,對(duì)關(guān)系曲線進(jìn)行五次多項(xiàng)式擬合得到ki與Mi的關(guān)系式,即

(9)

式中:Bi為多項(xiàng)式擬合系數(shù),其值可由MATLAB擬合工具箱計(jì)算得到,如表1所示。

根據(jù)式(9)可以計(jì)算出單元(1,2,…,p)補(bǔ)償?shù)娜沃C波總量mT,即

注射劑口服：①氯化鉀注射劑口服。臨床上常使用口服氯化鉀注射液補(bǔ)鉀[10]，認(rèn)為比較直接、方便、簡(jiǎn)單易行。缺點(diǎn)是口感苦澀，難以咽下，易出現(xiàn)惡心、嘔吐，引起消化液丟失；應(yīng)稀釋于冷開水或飲料中，分次服用。②欖香稀乳注射劑口服。欖香稀乳有口服液和注射劑兩種劑型。醫(yī)師開具處方時(shí)恰逢口服劑型缺貨，于是用注射劑代替口服劑型給患者服用。欖香稀乳注射劑說明書明確載明：該劑型口服吸收差，生物利用度僅為18.8%。藥師不建議使用。

(10)

圖4 三次諧波注入系數(shù)與基波調(diào)制度關(guān)系

表1 擬合系數(shù)

2.2.2 工作狀態(tài)2

通過向單元(p+1,p+2,…,p+q)中注入三次諧波和調(diào)整調(diào)制波幅值,將調(diào)制波幅值補(bǔ)償為1。根據(jù)圖4三次諧波補(bǔ)償?shù)淖畲笳{(diào)制度為1.155,對(duì)應(yīng)的補(bǔ)償系數(shù)ki=-1/6,因此為使過調(diào)制單元原調(diào)制波幅值與調(diào)整后的調(diào)制波幅值差值較小 ,第i個(gè)過調(diào)制單元補(bǔ)償固定幅值的三次諧波mhi為

mhi=-0.192 5cos(3ωt+3θr).

(11)

第i個(gè)過調(diào)制單元基頻調(diào)制波調(diào)整量mfi為

mfi=-(Mi-1.155)cos(ωt+θr).

(12)

由公式(11)～(12)可知,補(bǔ)償?shù)絾卧?p+1,p+2,…,p+q)的三次諧波總量mfhT和調(diào)整的總基頻調(diào)制波幅值MfT為

2.2.3 工作狀態(tài)3

1) 定義第i個(gè)非過調(diào)制H橋單元可允許補(bǔ)償?shù)恼{(diào)制波幅值裕度Mcoi,即

Mcoi=(1-Mi).

(13)

2) 計(jì)算第i個(gè)非過調(diào)制單元所需的反向諧波調(diào)制電壓vPri,即

(14)

由式(13)～(14)計(jì)算第i個(gè)非過調(diào)制單元諧波抑制調(diào)制波mhoi,則

(15)

最后,系統(tǒng)在工作狀態(tài)3下,由式(15)計(jì)算第i個(gè)非過調(diào)制單元調(diào)制波mxi,即

mxi=mhoi+Micos(ωt+θr).

3 仿真驗(yàn)證與結(jié)果分析

為了驗(yàn)證單相CHB并網(wǎng)逆變器在光照不均勻 下所提控制策略的有效性,搭建了1個(gè)七電平CHB光伏并網(wǎng)逆變器的Simulik仿真模型。表1和表2分別為光伏面板和逆變器的具體參數(shù)。

表2 光伏組件參數(shù)

仿真設(shè)定了2組對(duì)照組,分別為對(duì)照組一:三次諧波補(bǔ)償策略(THCS)與未附加功率功率均衡控制的仿真對(duì)比;對(duì)照組二:三次諧波補(bǔ)償策略(THCS)與過調(diào)制控制策略仿真對(duì)比。分別對(duì)應(yīng)2種工況下的光照強(qiáng)度,見表4。

表3 逆變器參數(shù)

表4 光伏組件光照強(qiáng)度設(shè)置 W/m2

3.1 對(duì)照組一

圖5為工況一光照條件下,未附加功率均衡控制的仿真波形,圖5(a)為3個(gè)H橋單元光伏組件輸出功率Pi, 0.5 s后隨著光伏組件1和光伏組件2光照強(qiáng)度下降,其輸出功率降低,光伏組件3輸出功率不變。圖5 (b)為各H橋單元調(diào)制度Mi,0.5 s前未發(fā)生過調(diào)制,電流質(zhì)量較好,總諧波畸變率(THD)為2.68%;0.5 s后,第三個(gè)H橋單元大于1(小于1.155)發(fā)生過調(diào)制,并網(wǎng)電流發(fā)生畸變,THD值為20.25%。

(a) 光伏組件輸出功率

(b) H橋單元調(diào)制度Mi

(c) 電網(wǎng)電壓與并網(wǎng)電流圖5 工況一下未附加功率均衡控制仿真波形

圖6為工況一光照條件下三次諧波補(bǔ)償控制(THCS)下的仿真波形。由于在工況一光照條件下第三個(gè)H橋單元的調(diào)制度小于1.155,未超過THCS的線性調(diào)制范圍。0.5 s前,與圖5(a)一樣并網(wǎng)電流THD值為2.68%;0.5 s后第三個(gè)單元經(jīng)過三次諧波補(bǔ)償后調(diào)制波幅值小于1(見圖6(a)),并網(wǎng)電流質(zhì)量極大改善,THD值為3.57%。

(a) H橋單元調(diào)制波mi

(b) 電網(wǎng)電壓與并網(wǎng)電流圖6 工況一下THCS仿真波形

3.2 對(duì)照組二

工況二光照條件下,圖7為采用文獻(xiàn)[10]中THCS控制的仿真波形。圖7 (a)為3個(gè)H橋單元光伏組件輸出功率Pi, 0.5 s后隨著光伏組件1和光伏組件2光照強(qiáng)度下降,其輸出功率降低,光伏組件3輸出功率不變;圖7 (b) 為各H橋單元調(diào)制度Mi,0.5 s后,第3個(gè)H橋單元調(diào)制度大于1.155(圖中M3為1.4以上)遠(yuǎn)超THCS最大線性調(diào)制范圍(1.155);圖7 (c) 為各H橋單元調(diào)制波mi,0.5 s后,第3個(gè)H橋單元經(jīng)過三次諧波補(bǔ)償后,調(diào)制波幅值仍然大于1;圖7 (d)為CHB光伏并網(wǎng)逆變器的并網(wǎng)電流ig和電網(wǎng)電壓vg的波形,0.5 s前,所有H橋單元均未發(fā)生過調(diào)制,逆變器穩(wěn)定運(yùn)行,并網(wǎng)電流質(zhì)量較好, THD值為2.68%,0.5 s后,系統(tǒng)發(fā)生過調(diào)制并網(wǎng)電流的THD為10.6%,不符合并網(wǎng)電流質(zhì)量要求。相較于工況一,隨著光伏組件一的光照強(qiáng)度進(jìn)一步下降,THCS已不能應(yīng)對(duì)輸入功率不平衡程度進(jìn)一步擴(kuò)大的場(chǎng)合。

圖7 工況二下THCS仿真波形

圖8為工況二光照條件下,采用本文所提的過調(diào)制控制策略的仿真波形。圖8(a) 為各H橋單元調(diào)制波mi,0.5 s后,第3個(gè)H橋單元原調(diào)制波經(jīng)過幅值調(diào)整和三次諧波補(bǔ)償后,調(diào)制波幅值剛好為1,第1和第2個(gè)H橋單元進(jìn)行諧波抑制控制,系統(tǒng)未發(fā)生過調(diào)制;圖8 (b)為CHB光伏并網(wǎng)逆變器的并網(wǎng)電流ig和電網(wǎng)電壓vg的波形,0.5 s前,所有H橋單元均未發(fā)生過調(diào)制,并網(wǎng)電流THD為0.56%,0.5 s后,并網(wǎng)電流THD為2.03%。

3.3 結(jié)果分析

在2種工況下對(duì)2種控制策略進(jìn)行了仿真驗(yàn)證,對(duì)比如表5所示。

表5 不同控制策略仿真結(jié)果

在工況一光照條件下,由于H橋單元調(diào)制度未超過1.155,THCS具有較好的并網(wǎng)電流質(zhì)量,但是隨著光照強(qiáng)度的繼續(xù)下降(工況二),第三個(gè)H橋單元調(diào)制度超過1.155(達(dá)到1.4以上),THCS失效并網(wǎng)電流質(zhì)量急劇下降。采用本文所提的過調(diào)制控制策略時(shí),第三個(gè) H橋單元調(diào)制波幅值剛好為1(見圖8(a)),系統(tǒng)未發(fā)生過調(diào)制,并網(wǎng)電流質(zhì)量較好(見圖8(b))。綜上所述,與THCS相比,本文所提的過調(diào)制控制策略具有更強(qiáng)的調(diào)節(jié)H橋間功率不平衡的能力同時(shí)保證了較好的電能質(zhì)量并網(wǎng)。

圖8 工況二下過調(diào)制控制策略仿真波形

4 結(jié)語

三次諧波補(bǔ)償策略(THCS)可有效改善過調(diào)制導(dǎo)致的并網(wǎng)電流質(zhì)量變差的問題,但是其線性調(diào)制范圍只能達(dá)到1.155,無法應(yīng)對(duì)模塊間輸入功率不平衡程度進(jìn)一步擴(kuò)大的場(chǎng)合,本文提出的新型控制策略有效解決了這一問題。當(dāng)H橋單元發(fā)生過調(diào)制且調(diào)制度大于1.155時(shí),過調(diào)制單元調(diào)整調(diào)制波幅值并補(bǔ)償三次諧波,使其調(diào)制波幅值剛好為1,非過調(diào)制單元進(jìn)行諧波抑制控制。在Matlab/Simulink中搭建仿真模型,在相同光照條件下,對(duì)提出的過調(diào)制控制策略與三次諧波補(bǔ)償控制策略進(jìn)行仿真實(shí)驗(yàn)。結(jié)果表明,所提的過調(diào)制控制策略具有更大的調(diào)制范圍且并網(wǎng)電流質(zhì)量更好。