湖南省住房和城乡建设厅

　　住房城乡建设引导专项资金

　　民用建筑中太阳能光伏系统

　　关键技术研究

　　结题报告主要内容

　　完 成 单 位： 湖南省建筑设计院集团股份有限公司

　　湖南工业大学

　　2023年3月

　　第1章 项目基本情况

　　1.1 研究计划及完成情况

　　项目组结合项目研究方案和合同进度要求，拟定了项目的技术开发计划。总体上将项目开发分为四个阶段，第一阶段主要建立逆变器集群、逆变器-电网系统模型，研究逆变器谐振机理分析方法；第二阶段主要构建逆变器-逆变器集群-电网三层协调控制系统；第三阶段主要提出逆变器分层协调控制方法的稳定性、动态性能及抗干扰能力分析方法；第四阶段总结项目成果，完成项目的结题报告，进行项目验收。具体项目技术开发计划安排如表1所示。

　　表1 项目技术开发计划安排

　　团队成员团结协作，经过八个月的联合攻关，圆满完成了上述全部研究内容。

　　1.2 人才培养

　　项目研究组中，共3位硕士生参与该项目研究工作，具体情况如表3所示。

　　表3 研究生培养情况

　　1.3 主要研究成果

　　共撰写论文2篇，其中投稿论文2篇，电力科学与技术学报1篇，电力电子技术1篇、授权发明专利1项，申报发明专利2项，并进入实质审查阶段。具体情况如表4所示。

　　表4 主要研究成果表

　　1.4 主要研究内容

　　1.4.1 背景及意义

　　太阳能作为一种资源丰富的清洁能源，在能源领域备受青睐。太阳能光伏发电21世纪占据世界能源消费的重要席位。国际能源署统计结果表明，2020年光伏发电量将占全球总发电量的11%，预计到2050年太阳能电力将占全球总发电量的25%。

　　近年来，太阳能等可再生能源作为取之不尽、用之不竭的新型环保能源，已经在民用建筑中得到越来越多的应用。据国家能源局发布的2017年前11个月统计数据，我国的光伏发电总量高达1069亿kWh，同比增长了72%，节能减排作用十分明显。可用于安装光伏系统的面积合计185.1亿m2，其中屋顶面积为89亿m2，城市可用于安装光伏系统的屋顶面积为11亿m2，农村可用于安装光伏系统的屋顶面积为78亿m2。根据国家统计局2016《中国统计年鉴》的数据，1995-2012年建筑竣工面积达到359.45亿m2，其中可用于安装光伏发电系统的面积为55亿m2，到2015年底我国可用于安装光伏发电系统规模达63.8GW。据估算，到2025年，我国可用于安装光伏发电系统的面积达140亿m2，其中10%的面积安装光伏系统，其安装规模达136.8GW。我国在2020年的第七十五届联合国大会首次提出要在2030年实现碳达峰、2060年实现碳中和的目标，对此全国各省市也陆续提出了发展目标，各行各业都在研究并推进此项工作，建筑领域在降碳方面也有很大的潜力。经有关数据研究，如果20%的屋顶安装太阳能电池，就会有178GWp的装机容量，因此屋顶光伏系统市场发展潜力巨大。近年来政府也出台了一系列的优惠补贴政策来支持屋顶光伏系统的发展。2009年3月颁布了《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》，支持开展光电建筑应用示范，并开始实施“太阳能屋顶计划”，对城市光电建筑一体化应用、农村及偏远地区建筑光电利用等给予定额补助。不管是城市还是乡村，我国还有比较大的建筑光伏发电潜力。民用建筑发电系统多采用分布式发电，分布式发电是基于“自发自用、余电上网”或是“全额上网”的一种模式，以就近发电、并网、转换为基本特征，能够有效提升同等规模光伏发电量，且可缓解电力升压和运输中的损耗问题，主要利用半导体材料的光电效应来实现太阳能向电能的转化。发电过程不消耗能源，污染性小、安全性高，且不受地域限制。

　　屋顶光伏系统设计运行尚存在较多问题，其中光伏逆变器的谐振是限制民用建筑光伏发电大规模发展的关键问题。民用建筑太阳能发电与传统发电形式有显著差异。传统发电方式，是使用不同形式的能量带动同步电机从而实现电能的输出。而民用建筑太阳能发电通常是通过光伏电池板发出电能，但光伏阵列输出电流为直流电，不能直接接入交流电网。因此，在以光伏板为电能输出装置的太阳能发电系统中，需要使以光伏逆变器为接口将光伏阵列输出的直流电逆变为交流电。为提高发电效率，往往还需在直流侧加入直流升压模块调节直流侧电压使光伏电板工作在最大功率点处。由于逆变器输出电流中包含大量的谐波成分，因此在逆变器的交流侧需要加入滤波器，减小输出电流中的谐波含量。经过合适的控制算法调制输出电流后逆变器可灵活地并入电网，实现太阳能到电能的转化。民用建筑太阳能发电系统易发生谐振问题，这是因为太阳能发电系统中含有大量的储能元件，能量会在不同储能元件之间发生振荡。通常，振荡体现在电流或电压波形上。在特定频率处，周期驱动力会产生大幅度振荡，此时系统发生了谐振。谐振可能使并网电流谐波含量增大，也可能使公共连接点处电压波形严重畸变。光伏逆变器集群系统中，谐振可能发生于单台逆变器上，也可能发生于多台逆变器之间，因此系统通常存在多个谐振频率。能量在不同的储能元件间转移中会有一定的损耗，这被称为阻尼。当阻尼不足时，振荡的能量会累积于系统中，系统的电压或电流波形会发生严重的畸变，严重时甚至危及控制系统稳定性并使系统发生解列。光伏逆变器集群中大量的电容电感都是无阻尼元件，由于光伏逆变器集群阻尼较小，系统易发生谐波谐振问题。现有谐振抑制方法在抑制小规模逆变器谐振方面有一定效果，但由于缺乏多机优化协同控制以及谐振点和逆变器之间的信息交互，未能充分考虑对系统进行全局优化与管理，难以从根本上对逆变器集群谐振进行有效抑制，从而制约了民用建筑光伏发电系统的进一步推广发展。因此，光伏逆变器的协同优化控制是民用建筑光伏发电系统并网运行中另一个急需解决的关键问题。

　　综上所述，本项目研究对提高民用建筑光伏发电效率和安全稳定运行具有十分重要的科学意义和工程应用价值。

　　1.4.2主要研究内容

　　（1）民用建筑中光伏逆变器系统动态建模

　　① 光伏逆变器集群动态建模。考虑光伏逆变器数字控制延时、死区效应、以及电网振荡模态多样化、模型高阶化问题，研究多运行模式多拓扑结构下逆变器增益随运行条件变化宽范围调节规律，探索逆变器与有源阻尼、智能检测、升压变压器及电能质量调节器的耦合规律，提出民用建筑中光伏逆变器线性变参数建模方法。

　　② 输电线路等效电网阻抗动态建模。考虑多时间尺度、气候环境变化及逆变器阻抗等因素对宽频域输电线路及电网等效阻抗的影响，研究电网振荡模态多样化、模型高阶化情况下输电线路电感、电容分布规律与计算方法及其与逆变器的交互影响。建立输电线路等效电网阻抗多端网络模型及模型参数的准确性、稳定性评价准则。

　　（2）民用建筑中光伏逆变器谐振机理

　　① 光伏逆变器集群谐振机理。考虑多控制方法多拓扑结构逆变器系统的复杂性以及功率回路复杂的高阶电网络特性，研究不同工况下逆变器系统整体动态行为特性、稳定裕度分析方法，获取宽频域多运行模式下多谐波源耦合后对逆变器运行影响的计算方法，得出逆变器之间及其与电能质量调节器、升压变压器、储能变换器之间的谐振机理。

　　② 光伏逆变器与电网阻抗间的谐振机理。考虑动态条件下多机线路传输与滤波支路阻抗分布状态及电网端口阻抗特性，建立逆变器与电网阻抗的匹配准确度模型，分析匹配度对谐振特征参数的影响，探索逆变器并网系统的阻尼特性、谐振稳定运行范围及谐振风险评估方法。形成完整、准确、实用的民用建筑中光伏逆变器集群谐振机理。

　　（3）民用建筑中光伏逆变器分层协同控制策略

　　① 光伏逆变器分层协同控制策略。考虑多运行模式下光伏逆变器系统的复杂性、结构的多样性，构建逆变器-逆变器集群两层协同控制结构，形成两维一体的逆变器分层协同控制系统。第一层：研究基于有源阻尼控制的逆变器控制方法，增加逆变器本体阻尼，抑制逆变器内部谐振。第二层：研究逆变器集群的谐振模态分布和交互特性，分析谐振模态随逆变器数量、组合以及阻抗波动性的变化规律协调优化系统内逆变器的阻尼，抑制逆变器集群谐振。最后，研究谐振点和各单机之间的信息交互及分层协同优化控制，解决各层之间通信压力及迭代算法收敛速度问题，快速实现系统整体振荡最小的目标。

　　② 分层协同控制的稳定性、动态性能及抗干扰能力分析。考虑逆变器数量、线路参数分布规律及电网阻抗变化对逆变器并网谐振特性的影响，建立分层协调控制过程中状态量的稳定性矩阵，研究状态量变化及电网扰动对系统灵敏度和稳定性裕量的影响，提出逆变器分层协同控制策略的稳定性、动态性能及抗干扰能力分析方法及评价指标体系。

　　（4）民用建筑中光伏储能控制方法

　　① 光伏储能系统建模。考虑光伏系统易受环境影响，研究复杂环境下光伏储能系统整体动态行为特性，获取复杂环境下系统不同运行模式的输出特性，得出光伏阵列、升压变压器、储能变换器和负载之间的工作机理，提出民用建筑中光伏储能系统模型。

　　② 光伏储能控制方法。考虑光伏电池发电效率低、电压不稳定、储能装置寿命短对储能系统的影响，研究储能变换器和蓄电池拓扑结构和相应的数学模型，设计基于最大功率跟踪技术和电流电压双闭环控制的储能控制方法，提出光伏储能控制方法的稳定性和动态性能分析方法及评价指标体系。

　　1.5 考核指标

　　（1）提出民用建筑中太阳能光伏逆变器集群协调控制方法，提交“民用建筑中太阳能光伏逆变器集群协调控制方法研究”研究报告；

　　（2）撰写高水平期刊论文1-2篇；

　　（3）申请发明专利2项；

　　（4）造就一批在该行业具有扎实理论基础和创新能力的人才，培养研究生2-3名。

　　第2章 民用建筑中光伏逆变器集群谐振机理及分层协调控制

　　民用建筑中，将光伏组件与建筑物结合利用其表面空间发电具有广阔发展前景[1-3]。当前民用建筑中光伏发电具有“自发自用，余电并网”特点，屋顶光伏逆变器多以集群形式并联在公共耦合点(Point of Common Coupling,PCC)后接入电网，以此提高光伏逆变器集群并网系统容量和发电效率[4]。但由于逆变器多采用LCL滤波器存在固有谐振以及逆变器集群并网与电网阻抗耦合产生谐振，会影响系统稳定以及电能质量。此前已发生多起因逆变器谐振而威胁电网安全稳定运营的事件。因此，对民用建筑中光伏逆变器集群谐振控制方法研究有十分重要工程实际意义[5-6]。

　　目前，对于光伏逆变器集群谐振机理，已有较多研究人员展开相关研究。不同于单台逆变器，逆变器集群的谐振机理更复杂，各逆变器之间、逆变器与电网阻抗之间都存在耦合作用[7]。文献[8-9]分析指出弱电网情况下光伏逆变器集群并网系统存在两个谐振点：LCL滤波器内部谐振以及光伏逆变器集群与网侧阻抗的外部耦合谐振。对于谐振抑制方法已有较多国内外学者展开相关研究。文献[10]针对光伏逆变器集群谐振提出采用状态变量反馈有源阻尼法和PCC点加装RC谐振抑制电路相结合的抑制策略，但是加装硬件电路会产生额外功率损耗。为解决硬件电路产生功率损耗的问题，文献[11]在不增加系统传感器前提下提出有源谐波电导法来抑制逆变器谐波电流，以此来避免谐振发生。文献[12]基于逆变器的阻抗模型分析多逆变器之间耦合特性，进一步提出基于陷波器谐振抑制方法，但是没有涉及网侧阻抗对系统稳定性的影响。文献[13]对于光伏逆变器集群与电网阻抗耦合产生谐振提出一种基于PCC点并联虚拟导纳策略，但是没有给出虚拟导纳具体参数设计方法。

　　在以往研究基础上本文以民用建筑中光伏逆变器集群为研究对象，首先，建立其拓扑结构，在单台逆变器基础上推导光伏逆变器集群谐振机理与谐振特性；其次，针对光伏逆变器集群并网产生谐振，提出一种光伏逆变器集群谐振分层协调控制策略；最后利用仿真软件SIMULINK和半实物平台搭建模型，验证所提控制方法有效性和正确性。

　　2.1光伏逆变器集群并网拓扑结构

　　民用建筑中光伏逆变器集群系统由单台逆变器并联组成，每个逆变器的输出电流通过公共并网点汇集经电网阻抗后流入大电网。民用建筑中光伏逆变器集群并网拓扑结构如图1所示。

　　图1 民用建筑中光伏逆变器集群并网拓扑结构

　　图1中，每套光伏系统由光伏电池板、逆变器、LCL滤波器和电网四个主要部分组成。其中，PVi(i=1，2，3…N，N为逆变器并联台数，下同)为屋顶太阳能光伏电池板；Ui为逆变器输出电压；L1i、L2i分别为逆变器侧滤波电感和网侧滤波电感；Ci为滤波电容，Uc为滤波电容两端电压；iL1i为流过逆变器侧电感的电流，igi为第i台逆变器并网电流； Upcc为逆变器集群并网系统PCC点电压；Lg为网侧等效电感，由文献[13]可知电网阻抗中阻性分量可以增强系统稳定性，为验证本文所提策略在最坏工况下有效性，所以只考虑电网感性分量即Zg=sLg；ig，ug为入网电流和电网电压。

　　2.2光伏逆变器谐振机理及特性分析

　　2.2.1 单台光伏逆变器谐振机理及特性分析

　　以单台LCL型光伏并网逆变器为基础，其并网电流反馈控制框图如图2所示，其中i*1为系统并网电流基准值，ig1为并网电流；Gi(s)为电流控制器，Kpwm为调制波到逆变器侧电压的传递函数。图2中对应的G1(s)、Gc(s)、G2(s)的表达式分别为：

　　                                                                    (1)

　　图2 单台逆变器并网电流反馈控制框图

　　根据图2可以求出单台逆变器输出电压Ui到并网电流ig1的传递函数为：

　　                                                                                   (2)

　　由式(2)特征方程可知系统存在一个固有谐振点，其谐振频率为：

　　                   (3)

　　在谐振频率f处存在一个谐振峰，使相位发生现-180°跳变，会产生一对右半平面闭环极点使并网电流产生振荡，对系统稳定性造成一定影响。当LCL滤波器参数固定以后，谐振点一般不会发生改变。

　　根据图2可得每台LCL型并网逆变器诺顿等效电路如图3所示，由受控源G1i*1和输出导纳Y1并联再与电网串联组成，对应表达式分别为：

　　                (4)

　　图3 单台并网逆变器诺顿等效电路

　　2.2.2 逆变器集群并网谐振机理及特性分析

　　图4所示为 N台逆变器集群并网运行时诺顿等效电路。根据基尔霍夫电压电流定律可以求出第一台并网逆变器输出电流为：

　　                   (5)

　　弱电网情况下，由式(5)可知，任何一台逆变器的输出电流与三部分存在耦合关系：第一部分为逆变器本身指令电流，其耦合关系强度用K(s)表示；第二部分为2-N台其它逆变器指令电流，其耦合关系强度用H(s)表示；第三部分为电网电压，其耦合关系强度用F(s)表示，具体表达式如下：

　　                    (6)

　　图4 N台逆变器并网运行诺顿等效电路

　　假定每台逆变器自身参数和控制方法相同，根据逆变器本身指令电流耦合关系式可计算得出光伏逆变器集群并网系统存在三个谐振频率点分别为：

　　                  (7)

　　式(7)中：f1为LCL逆变器自身固有谐振频率，fn为光伏逆变器集群与电网阻抗耦合所产生谐振的频率。f2为负的震荡峰值所对应的频率，一般情况下谐波电流源在此处不会引发谐振[9]。因此本文重点研究LCL逆变器自身固有谐振以及逆变器集群与电网阻抗交互作用下引发的耦合谐振。

　　光伏逆变器集群频率特性如图5所示。由图可知存在电网阻抗耦合作用时，随着逆变器并联台数的（3，5，7，14台）增加，fn逐渐向低频偏移，加大了系统发生谐波谐振风险；而f1不会发生改变。

　　图5 光伏逆变器集群频率特性曲线

　　2.3 光伏逆变器集群谐振分层协调控制方法

　　根据分析对于逆变器集群并网产生谐振，本文提出一种分层协调控制方法，其控制框图如图6所示。第一层，针对LCL型光伏逆变器电容电感串联引起固有谐振，提出基于前向通道串联陷波器的电容电压惯性反馈的有源阻尼法，增加逆变器本体阻尼，抑制逆变器集群内部谐振；第二层，针对光伏逆变器集群与电网阻抗耦合所产生谐振，设计基于PCC点并联虚拟导纳的谐振抑制方法；从而达到抑制集群并网谐振，协调优化并网电流质量目的。

　　图6 光伏逆变器集群谐振分层协调控制方法

　　2.3.1 基于前向通道串联陷波器的电容电压惯性反馈法

　　LCL型逆变器固有谐振是影响并网电流质量一个重要因素，本文针对固有谐振提出一种基于前向通道串联陷波器的电容电压惯性反馈的有源阻尼法，其控制框图如图7所示，与传统电容电流比例反馈控制策略相比电容电压惯性反馈可以节省一个电流传感器降低系统成本，同时加入陷波器优化阻尼效果，充分抑制逆变器固有谐振。

　　图7 前向通道串联陷波器的电容电压惯性反馈控制策略

　　图7中，i*1为系统并网电流基准值，ig1为并网电流；Gi(s)为QPR控制器；GQ(s)为电容电压惯性反馈环节，GQ(s)=-A/(Ts+1)，其中A，T分别为惯性环节比例系数，时间常数。由图7可得系统开环传递函数为：

　　             (8)

　　式中：

　　                  (9)

　　                    (10)

　　                (11)

　　式(10)中ξ为阻尼系数取0.707[14]，式(11)中Gtrp(s)为陷波器传递函数，其表达式为：

　　                    (12)

　　式中ωn为中心角频率，Q为质量因数，主要影响陷波器补偿的深度和宽度。

　　图8为Q取不同值时Gtrap(s)的波特图。

　　图8 Q取不同值时陷波器波特图

　　观察图8可知信号会在ωn处大幅度衰减，而在其余频段陷波器阻尼增益为0，不会影响幅频特性，信号可以无衰减的通过。同时质量因数Q也会影响传递函数的波特图，Q取值越小，对逆变器固有谐振点抑制能力越强，但是对于电网频率波动适应能力较弱，反之亦然；因此本文综合选取Q值为0.1[15]。通过将ωn设置为LCL滤波器谐振频率，以提高电容电压惯性反馈控制策略的谐振抑制效果。

　　根据表5所给参数结合式(8)绘制出基于前向通道串联陷波器的电容电压惯性反馈控制策略幅频特性如图9所示，电容电压惯性反馈控制策略加入后电流谐振峰值从114dB下降到-4.1dB，表明电容电压惯性反馈控制策略可以在一定程度上抑制谐振但是系统幅值裕度较低，稳定性较差。前向通道加入陷波器优化电容电压惯性反馈控制策略以后，谐振点峰值下降到-8.26dB，同时系统获得较高幅值和相位裕度。说明基于前向通道串联陷波器的电容电压惯性反馈控制策略可以有效抑制谐振。

　　图9 基于前向通道串联陷波器的电容电压惯性反馈控制频率特性曲线

　　2.3.2 基于PCC点并联虚拟导纳法

　　逆变器集群系统与电网阻抗交互耦合作用下容易引发全局谐振，导致系统失去稳定。文献[9]采取在公共并网点并联RC谐振抑制电路方法减小并网电流谐波，但该方法增大系统成本同时产生额外损耗。

　　本文设计PCC点并联虚拟导纳YL(s)方法如图10所示,其在遇到基波电流情况下呈现高阻抗状态，同时能够泄放高频谐波电流，以此来提高并网电流质量。因此可采用截止频率较低的一阶高通滤波器来提取并网电流中除开基波电流以外的高次谐波，增加高频处系统阻尼减少对基频附近电流影响，其传递函数表达式为：

　　                  (13)

　　式中K为时间常数；由于高通滤波器截止频率，K取0.003时则可计算出Hz。

　　图10 PCC点并联虚拟导纳等效电路图

　　为便于理论分析，选择将YL(s)移至每台逆变器侧，通过控制单台逆变器并网电流实现与PCC点并联虚拟导纳同样目的，对于每台逆变器相当于加入一个并联反馈支路-HGh(s)，其等效控制框图如图11所示，图中Gh为一阶高通滤波器，H为虚拟导纳调节系数。

　　图11 PCC点并联虚拟导纳等效控制框图

　　根据图7、11结合式(8)分析可得并联虚拟导纳前后逆变器输出阻抗Zout1(s)、Zout2(s)的表达式分别为：

　　               (14)

　　                   (15)

　　为分析虚拟导纳调节系数H与逆变器输出阻抗关系，图12分别画出不同H值时逆变器输出阻抗Bode图。分析图12可知随着导纳调节系数H取值增大，电网阻抗Zg与逆变器输出阻抗交点与-90°距离越远，表明逆变器输出阻抗相角裕度越大则系统越稳定。同时在基波频率处输出阻抗的幅值增益与添加虚拟导纳之前没有区别，因此对并网电流稳态误差影响较小。但是随着H取值增加，输出阻抗在低频段的幅值会有所降低，因此综合选取H为0.55，其他相关参数由表5给出。

　　图12 不同H取值下逆变器输出阻抗Bode图

　　根据阻抗稳定性判据 [15]证明所提控制策略在逆变器集群中谐振抑制能力，若电网阻抗与逆变器输出阻抗的比值T=Z*g/Zout满足奈奎斯特稳定性判据，则系统达到稳定状态，其中Z*g=NZg，代表N台并联逆变器等效网侧总阻抗值。根据分析分别绘制PCC点并联虚拟导纳前后奈氏曲线，如图13所示，电网阻抗取Lg=1mH。

　　(a) 添加虚拟导纳之前

　　(b) 添加虚拟导纳之后

　　图13 添加虚拟导纳前后阻抗比Nyquist曲线

　　观察图13(a)可知采用PCC点并联虚拟导纳之前随着逆变器并联台数的增加，电网阻抗与逆变器输出阻抗比Nyquist曲线包围(-1,j0)点，不符合奈奎斯特稳定性判据，此时光伏逆变器集群并网系统出现谐振。由图13(b)可知PCC点并联虚拟导纳以后，随着逆变器并联台数的增多阻抗比曲线仍然能够满足奈奎斯特稳定性判据，系统稳定性较强，表明所提策略对逆变器集群与电网阻抗耦合引发谐振具有较好抑制能力。

　　2.4 仿真与实验分析

　　2.4.1 仿真分析

　　为验证本文所提光伏逆变器集群谐振分层协调控制方法有效性，在SIMULINK中构建两台光伏逆变器并联接入电网仿真模型模拟民用建筑中光伏逆变器集群并网情况。系统仿真参数如表5所示

　　表5 系统仿真参数

　　采用传统电容电流比例反馈控制和本文所提分层协调控制并网电流波形如图14所示。对比可知采用传统的电容电流比例反馈控制策略并网电流波形质量较差，仍然存在较高畸变。采用本文所提光伏逆变器集群谐振分层协调控制策略，电流波形得到较大的改善，并网电流质量较高。

　　(a) 电容电流比例反馈控制

　　(b) 分层协调控制

　　图14 并网电流波形

　　通过快速傅里叶分析得到并网电流THD值如图15所示，采用传统电容电流比例反馈控制并网电流THD为4.95%，虽满足并网标准，但是逆变器集群与电网耦合产生谐振并未得到有效抑制。采用本文所提控制策略并网电流THD值为0.85%，逆变器集群与电网阻抗在2750Hz所产生耦合谐振得到有效抑制，与式(7)计算结果吻合。

　　(a) 电容电流比例反馈控制

　　(b) 分层协调控制

　　图15 并网电流谐波畸变率

　　图16为采用分层协调控制策略动态并网电流波形， 0.1s前由于采用分层协调控制策略电流波形质量较好， 0.1s时在仿真模型中撤掉PCC点并联虚拟导纳策略，由于此时逆变器集群与电网阻抗发生耦合谐振电流开始发生畸变。0.2s时撤去基于前向通道串联陷波器的电容电压惯性反馈控制策略，由于LCL逆变器固有谐振和逆变器集群与电网阻抗耦合谐振的共同作用导致电流急剧震荡，此时系统将无法正常工作。

　　图16 分层协调控制动态并网电流波形

　　图17为电流基准值发生跳变时并网电流电压波形。可以看出，t=0.05s和t=0.2s时电流基准值在75A到 100A之间跳变时，并网电流能够迅速追踪指令电流变化。表明采用本文所提分层协调控制方法使并网逆变器具有良好动态性能。

　　图17 电流基准值发生跳变时并网电流电压波形

　　2.4.2 实验分析

　　对于上述所提控制方法进行进一步实验验证，基于远宽MT1000实时仿真平台搭建两台光伏逆变器集群并网半实物模型，实验参数如表5所示。

　　图18(a)为采用传统电容电流比例反馈控制并网电流实验波形，并网电流含有较多谐波，波形质量较差，接入电网会对电网造成污染。图18(b)为采用本文所提分层协调控制策略并网电流实验波形，此时电流波形光滑，电能质量较好，只含有少量谐波符合并网要求。

　　(a) 电容电流比例反馈控制

　　(b) 分层协调控制

　　图18 并网电流实验波形

　　2.5 结论

　　针对民用建筑中光伏逆变器集群引发谐振问题，探究了谐振产生机理，提出基于前向通道串联陷波器的电容电压惯性反馈和PCC点并联虚拟导纳相结合分层协调控制策略，并进行了仿真和实验验证，得出以下结论：

　　1）采用基于前向通道串联陷波器的电容电压惯性反馈控制策略对比传统电容电流反馈控制策略，减少1个电流传感器，同时加入陷波器优化阻尼效果，提高控制精度，减少系统成本同时增强可靠性。

　　2）采用本文所提光伏逆变器集群谐振分层协调控制策略可以有效抑制LCL型逆变器自身固有谐振和逆变器集群与电网阻抗交互耦合作用引发系统全局谐振，相较传统控制策略并网电流谐波畸变率从4.95%下降到0.85%，下降程度达到82.8%。

　　第3章  民用建筑中光伏储能控制方法

　　随着国家能源战略的进一步推进以及我国经济的快速和可持续发展，太阳能光伏技术作为绿色建筑和低碳城市的重要技术，在民用建筑中飞速发展。民用建筑中通过将光伏组件与屋顶建筑相结合进行光伏发电是当前利用太阳能的重要形式，但是光伏发电系统受光照辐射强度和负载特性的影响，发出的电能存在波动性和间歇性等问题，从而限制其应用范围[16-17]。而储能可为用电负载提供稳定的电能，稳定光伏系统输出电压，提高光伏发电效率，因此储能成为民用建筑中光伏发电系统必不可少的环节[18-19]。

　　储能变换器和最大功率点跟踪(Maximum Power Point Tracking, MPPT)技术是储能控制的核心。目前，储能变换器主要是双向直流-直流(DC/DC)变换器，运用其升降压功能，调节降压充电和升压放电的转换和维持直流母线电压稳定。文献[20]提出一种新型高增益DC-DC变换器，该变换器在开关周期内既可提高升压比，也可降低开关功率器件的电压应力，同时减少输入电流纹波，有利于开关器件的选择，降低电路的损耗。文献[21]在建立双向DC-DC变换器数学模型的基础上，提出一种基于自抗扰控制器的双向DC-DC变换器控制策略，设计了适用于光伏储能双向DC-DC变换器的自抗扰控制器，该控制策略能有效抑制直流母线电压波动，提高光伏储能系统的动态性能和抗干扰能力。

　　为提高能源利用率，对最大功率点跟踪技术(MPPT)问题已有众多学者展开相关研究。文献[22]为了使光伏系统在外界复杂环境下能够准确跟踪最大功率点，提出了一种预测模型与扰动观测算法相结合的MPPT技术，该算法将扰动观测法与模型预测法相结合，实现了光伏发电系统在外界复杂多变环境情况下的快速跟踪。文献[23]提出了一种分段自适应变步长扰动观测法，在最大功率点(Maximum Power Point, MPP)周围以2%Pmax区间为分界将跟踪区域划为三部分，根据距离MPP的远近及位置选用三种不同的跟踪步长进行扰动跟踪，并且在初始跟踪时根据光强的强弱设置了相应的基础占空比，达到了快速跟踪的效果，并在一定程度上有效阻止了因环境突变跟踪点发生误判的问题。

　　综上所述，针对民用建筑中光伏电池工作效率低，电压不稳定等问题，本文基于MPPT控制技术设计一种应用于光伏储能系统的控制方法，采用电导增量法能够使最大功率跟踪响应速度更快，控制更精确。仿真结果验证了控制方法的有效性和稳定性，从而有效地提高了太阳能的利用率。

　　3.1光伏储能系统拓扑结构

　　民用建筑中大多采用独立式光伏发电系统，光伏储能系统拓扑结构如图19所示。图中，储能系统由光伏阵列、控制器/变换器、负载和储能装置四个部分构成。光伏阵列(Photovoltaic Array, PV)输出电能后，经升压变换器实现升压，以满足负载侧电压利用率要求，同时实现光伏阵列MPPT控制，直流侧母线通过DC/DC变流器接入蓄电池，实现能量储存。

　　图19 光伏储能系统拓扑结构图

　　图19中，储能系统由光伏阵列、控制器/变换器、负载和储能装置四个部分构成。光伏阵列PV输出电能后，经升压变换器实现升压，以满足负载侧电压利用率要求，同时实现光伏阵列MPPT控制，直流侧母线通过DC/DC变流器接入蓄电池，实现能量储存。

　　3.2 光伏储能系统模型分析

　　3.2.1 光伏电池模型及输出特性

　　光伏电池是光伏阵列(PV)的最小单元，它是通过光生伏打效应实现光能转换成电能。图20为光伏电池的等效电路，图中Rs、Rsh分别表示为串、并联等效电阻。在实际应用场合中Rs很小，Rsh很大，因此当我们在分析研究等效电路时，通常不考虑Rs、Rsh。根据基尔霍夫定律可得光伏电池的输出电流方程为：

　　                                                     (16)

　　式中表示为恒流电流源，表示为流经二极管的电流，表示为流经并联电阻的电流。

　　为通过PN结的总扩散电流，与反向，表达式为:

　　                                           (17)

　　式中Io为内部等效二极管的P-N节反响饱和电流；为电子电荷量，；为光伏电池输出电流；为光伏电池输出电压；为玻尔兹曼常数，；为光伏电池的工作温度；为光伏电池常数因子（正偏电压较大时，值可取1，正偏电压较小,值可取2）。

　　由式(16)、(17)可得光伏电池输出电流和输出电压表达式为：

　　                             (18)

　　                                           (19)

　　由式(18)、(19)可知光伏电池输出电流和输出电压随光照强度和温度变化，即光伏电池输出功率随光强和温度变化而变化。

　　图20 光伏电池等效电路图

　　光伏电池的输出功率响应于太阳光照强度和温度的变化是非线性的。图21为温度一定时，光照强度分别在800、1000、1200W/m2时光伏电池输出特性曲线，图22为光照强度一定时，温度分别在15、25、35˚C时光伏电池输出特性曲线。从图中可以知道光照强度主要影响光伏电池的输出电流，光照越强，输出电流和最大输出功率越高，而温度主要影响光伏电池的输出电压，光伏组件的温度越低，其输出电压和最大输出功率都越高。

　　图21 变化光照下P-U和I-U特性曲线

　　图22 变化温度下P-U和I-U特性曲线

　　3.2.2 双向DC/DC变换器结构分析

　　在光伏储能系统中，当光伏电池产出电能充足时，电能通过双向变换电路输送到储能电池端进行存储；当光伏电池电能产出不足时，储能电池端可以通过双向变换电路输送电能，给负载（母线）端提供电能。根据能量流动的方向，双向DC/DC变换器可分别工作在Buck（能量由高压负载侧流向低压蓄电池侧）和Boost（能量由低压蓄电池侧流向高压负载侧）两种工作模式，图23为双向半桥变换器拓扑结构图。

　　图23 双向半桥变换器拓扑结构图

　　通过控制开关S1和S2，实现双向直流升压与降压的目的。在升压运行时，S1动作，S2关断，双向变换器工作在Boost升压状态，在降压运行时，S2动作，S1关断，双向变换器工作在Buck降压状态。

　　图24和图25分别为双向半桥DC/DC变换器工作原理图。升压模式下在S1导通期间，电感上的电压等于Ui，电感电流变大且此时电感储存电能，D1关断，C2给负载供电；S1关断期间，电感电流经由D2续流到Uo侧，Ui侧能量和电感能量给负载和C2供电，电感电流线性减小。

　　图24 双向半桥变换器升压原理图

　　降压模式下，S2驱动导通期间，电路中的能量经由S2给电感L释放能量，电感流向低压蓄电池Ui端，此时电感电流反向线性增大，S2关断期间，由于电感电路不可能突变，L经由D2续流给低压蓄电池Ui端放电，电感电流反向线性减小。

　　图25 双向半桥变换器降压原理图

　　3.2.3 蓄电池模型分析

　　光伏蓄电池在光伏储能系统中起到为光伏电池储存电能，在负载需求时输出电能的作用。光伏蓄电池是光伏储能系统中的重要一环，其充放电特性决定了整个发电系统工作的稳定性。现如今光伏蓄电池种类很多，主要有铅酸蓄电池、锂蓄电池、镍铬蓄电池等几种。其中铅酸蓄电池具有价格低廉、技术成熟、应用广泛等优点，在光伏储能系统中十分常见。在为蓄电池的等效电路建立数学模型时，不需要考虑蓄电池内部参加电化学反应的离子状况，将蓄电池等效为一个二端口网络，其对外特性有开路电压、短路电流、等效阻抗。蓄电池等效电路图如图26所示。

　　图26 蓄电池等效电路图

　　内阻模型蓄电池的开路电压用理想电压源Uoc来表示，用R来表示等效电阻即蓄电池的内阻。其中开路电压和内阻都是蓄电池工作环境温度、荷电状态及循环寿命等的函数。该模型可精确的表示蓄电池的短路电流以及用内阻R上的功率损耗来表征蓄电池的损耗特性。

　　3.3光伏储能控制方法

　　目前，光伏储能控制最大功率点跟踪技术可分为传统算法和智能算法两类。传统算法控制器成本较低，控制过程简单，技术较为成熟，应用广泛。

　　传统算法中观察扰动法通过降低动态响应速度来实现系统的稳定运行，适用于工作环境相对稳定的光伏发电系统。而电导增量法在外部光照或温度变化时，光伏阵列的输出电压能平稳的变化，从而使光伏阵列输出功率稳定在最大功率点附近，能够适应更复杂的外部环境。故本文采用传统算法中的电导增量法进行光伏储能控制，利用电导增量法控制光伏阵列并使其运行于最大功率点(MPP)，同时在外部光照或温度变化的情况下能快速跟踪到最大功率点。对于蓄电池储能过程采用电流内环、电压外环的双闭环控制，实现先恒流再恒压的分阶段储能。

　　3.3.1 电导增量法

　　当工作的外界温度不变时，且在均匀光照下时，光伏电池的P-V特性曲线只有一个极值点，由于是极值点，故而此点的导数dP/dU=0，即可推导出在极值点处电导变化率与电导的关系式为：

　　                                           (20)

　　                                                         (21)

　　电导增量法正是利用这种关系来判断光伏系统是否工作在最大功率点处，当电导的变化量等于电导的负值时，可以判断系统工作于MPP处。具体的判断条件式为：

　　                                                     (22)

　　                                                     (23)

　　                                                     (24)

　　式(22)表明系统处于最大功率点右侧；式(23)表明系统处于最大功率点；式(24)表明系统处于最大功率点左侧。

　　图27为电导增量法流程图。电导增量法在外部光照或温度变化时，光伏阵列的输出电压能平稳的变化，从而使光伏阵列输出功率稳定在最大功率点附近，波动小，响应速度快，控制精确度高。

　　图27 电导增量法流程图

　　3.3.2 蓄电池电流电压双闭环充电控制

　　在设计电池组的充电控制策略时，需要考虑电池状态、功率需求等相关因素。本文充电控制策略设计如图28所示：检测初始荷电状态(State of Charge, SOC)是否在允许的充电区间内，判断是否可以充电。如果可以进行充电，则马上发出充电命令。充电模式时，当电池组端电压小于设定值时，进行恒流充电控制；当电池组端电压大于设定值时，则进入恒压充电控制，直至电池充电过程结束。

　　图28 充电控制策略图

　　在电池储能初期，充电电压低，达不到电压的限定值，只有电流环发挥作用，充电电流被控制，储能阶段为恒流阶段，到充电末期，充电电压达到电压限定值，电压环发挥作用，电流失去作用，充电电压被限制，储能阶段为恒压阶段。控制逻辑如图29所示，将电压基准值与实际电压作差得出差值e，将差值经传函数送入比例积分(Proportional-Integral, PI)控制器，经传递函数与实际电流作差，再经传递函数送PI控制器然后送入PWM脉冲宽度调制器得出所需要的脉冲。

　　图29 双向DC/DC变换器控制逻辑图

　　本文电压外环、电流内环的双闭环系统，均采用PI控制，电流内环控制框图如图30所示，图中Iref电流基准值；Ibat为电流反馈值；Gipi(s)为PI调节器的传递函数；Gpwm(s)为PWM脉宽调制器的传递函数；Gd(s)为占空比到电流的传递函数；Hi(s)为电流反馈传递函数。电流反馈传递函数Hi(s)和闭环传递函数Giclose(s)表达式为：

　　                                   (25)

　　                                     (26)

　　图30 电流内环控制框图

　　电压外环控制框图如图31所示，图中Vref电流基准值；Vbat为电流反馈值；Gvpi(s)为电压传递函数；Gvi(s)为电流到电压的传递函数，Hv(s)为电压反馈传递函数。电压反馈传递函数Hv(s)和闭环传递函数Gvclose(s)表达式为：

　　                                 (27)

　　                                     (28)

　　图31 电压外环控制框图

　　3.4 仿真分析与结论

　　3.4.1 仿真分析

　　为验证民用建筑中光伏储能控制方法的可行性和有效性，利用MATLAB软件进行仿真实验。储能控制仿真图如图32、33、34所示。

　　图32 主电路仿真图

　　图33 电流电压双闭环控制仿真图

　　图34 电导增量法控制仿真图

　　根据搭建的仿真模型，设置环境温度为25℃。仿真时间0～2s时，光照强度为1000W/m2；2～5s时，光照强度为1500W/m2，PV输出功率波形及电流波形如图35、36所示。

　　图35 变化光照强度PV输出功率波形

　　图36 变化光照强度PV电流波形

　　由图35、36可知当环境温度保持不变，而光照辐射强度变化时，PV输出电流波动较大，符合光伏电池的输出特性。随着光照辐射强度增加，PV的最大功率点能快速跟随光照辐射强度的增加，实现最大功率输出。

　　设置直流电压为600V，恒流充电电流为20A，恒压充电电压为500V，仿真结果如图37、38、39所示。

　　图37 电池电流变化曲线图

　　图38 电池电压变化曲线图

　　图39 直流电压曲线图

　　由图37、38、39可知恒流充电时电流维持在20A左右，随后进入恒压充电，恒压充电电压为500V，直流电压经过振荡后维持在600V。

　　3.4.2 结论

　　本文针对民用建筑中光伏发电系统易受环境影响，发电效率低，电压不稳定等问题，探究了光伏发电原理，设计了基于最大功率跟踪（MPPT）的光伏储能控制方法，并进行了仿真验证，仿真结果表明本文所设计的光伏储能控制方法能在0.05s内实现光伏电池的最大功率跟踪，且能快速跟踪外界光照强度变化，维持直流电压稳定在600V，蓄电池储能过程能实现恒流电流为20A、恒压电压为500V的先恒流再恒压的分阶段充电，实现恒流快速充电并限制最终充电电压，延长蓄电池使用寿命。该储能控制方法对于提高整个光伏发电系统的发电效率具有重要意义，为民用建筑中太阳能光伏储能控制的设计应用提供了参考。