基于光伏电站低电压穿越技术的要求与实现

在必要时可以降低id从而留出电流裕度用以输出无功电流iq。其控制策略如图4所示。

　　图中，控制器检测并网点电压是否跌落，若电压跌落，则断开电压外环，在电流内环直接给定输出不过流时的id值作为参考值，可用正常运行时id=1作为参考值，也可以用小于1的值作为参考值从而减小id，降低有功功率输出;另一种方法是用逆变器正常运行时的id=1作为限制值，通过限幅环节限制住i*d的增大，从而限制住id的增加。若检测到电压没有跌落，则i*d继续取自电压外环计算出的结果。

　　新的并网要求还规定，在电网故障期间，光伏电站不仅需要保持并网状态，而且最好能够动态发出无功功率以支撑电网电压，并尽快恢复电气有功出力。

　　正常情况时逆变器运行在单位功率因数，id=i=1(pu)，逆变器输出电流i在电网电压跌落时不能超过额定电流的1.1倍，id以1pu作为限制，则最大无功电流给定有：

　　即最大的无功电流给定不能超过额定电流的46%，否则会造成交流侧输出电流过流。如果要进一步增大无功电流给定，则就必须减小有功电流给定值i*d，例如采用上面的方法一。

　　3仿真验证

　　本文采用PSCAD/EMTDC平台对所提光伏电站低电压穿越策略的可行性与正确性进行验证。算例如图5所示。1MW光伏电站中单台逆变器容量为500kW，光伏逆变器出口为400V母线，经过升压变压器升高到35kV，经过专线与大电网相连。下面分析光伏电站在电网侧发生三相接地短路故障和单相短路故障时的低电压穿越特性。假设故障前光伏电站以单位功率因数满功率运行，即id=1pu。

　　3.1三相接地短路故障

　　假设算例中35kV母线在0.5s时发生三相接地短路故障，短路阻抗为0.025Ω。故障于0.8s时清除。光伏电站中逆变器输出电流、交流侧电压、逆变器直流侧电流、电压及输出的有功和无功功率、输出电流的有功和无功分量如图6所示。(为了便于观察，把交流输出电流和电压错开180°，故障前输出电流和电压同相位)

　　由图可见，光伏逆变器交流侧电压在电网故障时下降到了正常状态时的20%，导致输出的有功功率骤然减小;由于采用了低电压穿越控制，光伏电站可以保持并网运行，其交流侧输出的电流在故障期间经过短暂的调节过程恢复至额定电流值，故障过程中电流略有增大，但是能很好的限制在额定电流的1.1倍以内，LVRT控制策略基本限制住了电流的增大，保护了逆变器的电力电子器件。由于功率输出减小，电能累积在逆变器直流侧电容增多，电容的充电效应使直流侧电压有所增大;直流侧电流在故障期间有所减小。

　　光伏电站在实现低电压穿越的同时还可以向电网侧发送一定的无功功率(约0.1pu)，通过光伏逆变器有功和无功的解耦，可以使之向电网发送无功，在一定程度上支撑并网点电压的跌落。从图中可见，无功电流在故障期间增大，而有功电流由于受到了限制，基本保持不变，无功电流达到了最大值0.46pu，与第2节中的无功功率极限的推导一致，因此电流增大的部分主要是无功电流。

　　通过计算也可知道，光伏电站发出的无功电流为0.46pu，网侧电压跌落到0.2pu，则光伏电站向电网发送的无功功率为0.46*0.2≈0.092pu，也与实测的无功功率(约0.1pu)一致。

　　图7是光伏电站发送无功功率前后并网点电压的对比。由图中可见，光伏电站能通过发送无功功率，把并网点电压从0.2pu提升到约0.35pu。

　　3.2单相接地短路故障

　　假设算例中35kV母线在0.5s时发生单相(a相)接地短路故障，短路阻抗为0.025Ω。故障于0.65s时清除。光伏电站中逆变器输出三相电流、交流侧三相电压、逆变器直流侧电流、电压及输出有功和无功功率、输出电流的有功和无功分量如图8所示。

　　电网侧单相电压跌落时实现光伏电站低电压穿越的关键也是限制住逆变器网侧电流的增大。由图可见，在短路故障发生时，a相的电压跌落到额定值的60%，其他两相电压没有影响;a相电流有所增大，但基本限制在1.1倍以内。由于已经限制住了有功电流，因此增大的部分主要是无功电流。其他两相电流基本没有影响。光伏逆变器直流侧电容的充电效应使直流侧电压有所增大，直流侧电流有所减小。由于是单相电压跌落，并网点电压略有减少，输出的有功功率略有下降。

　　光伏电站发出的无功电流约为0.46pu，网侧电压跌落到0.88pu(图13)，则光伏电站向电网发送的无功功率为0.46*0.880.4pu，与实测的无功功率一致。在故障期间光伏电站保持并网的同时还可以向电网输出一定的无功功率，支撑并网点电压，如图9所示，能将并网点电压从0.88pu提升到约0.93pu。

　　4结论

通过对光伏电站中核心部件光伏逆变器采用一定的控制策略，可以使其在电网扰动或故障导致并网点电压跌落时保持并网运行，实现低电压穿