图1 三相级联模块化中压光伏发电系统电路
Fig.1 Circuit diagram of three-phase cascade modular medium-voltage PV power generation system
摘要 有功功率回流是级联H桥型光伏并网逆变器在电网不对称跌落故障条件下固有的问题，可能导致系统没有平衡运行点，H桥直流母线电压持续增大，逆变器因过电压保护而停机脱网。为此，该文以电网故障发生率最高的单相短路故障为研究目标，回顾现有控制方法，并定量地分析其局限性——在电网电压跌落较深且光伏阵列输出功率较低的工作场景下无法避免有功回流。在此基础上，提出一种适用于级联模块化中压光伏发电系统在单相短路故障条件下的有功功率回流抑制策略，根据光伏阵列实际输出的有功功率将系统的运行划分为两个区域，通过合理地设计系统的调制度，并在不同的运行区域内采用不同的控制方法，能够提高级联H桥光伏并网逆变器对不同的输出功率以及不同电网跌落深度的适应性，以改善系统的故障穿越能力。最后，通过实验验证了所提控制策略的有效性和可行性。
关键词：级联H桥 中压光伏发电系统 单相短路故障 有功功率回流
三相隔离型级联H桥（Cascaded H-Bridge, CHB）逆变器因采用模块化多电平结构，可实现灵活高效的大容量中压无工频变压器直挂式并网接入，尤其适用于单机20MW以上的光伏发电系统，在大规模光伏电站具有广阔的发展前景[1-3]，其模块化的结构可使用低压开关器件把系统扩展到较高的电压和功率等级，仅用单台变换器就有可能把整个光伏电站连接至中压电网。由于前级DC-DC变换器的高频变压器已经提供了电气隔离，因此，笨重的工频变压器将不再需要[4]。此外，多电平的输出电压允许H桥以较低的开关频率工作，不仅有助于提高转换效率，而且使用较小的滤波电感即可获得高质量的并网电流[4-6]。因此，这种模块化的级联型拓扑结构可为大容量中压光伏发电提供一种更为灵活、高效的新思路和新方案，赋能构建新型电力系统，助力我国实现“双碳”目标[7]。
随着中高压光伏并网变流器渗透率的持续增加，并网标准要求光伏发电系统必须在电网电压跌落时保持与电网连接并提供无功功率支撑电网电压，即具备低电压穿越（Low Voltage Ride Through, LVRT）能力[8-10]。然而，三相CHB型逆变器的拓扑结构相对特殊，从本质上可看作由3个独立的单相CHB逆变器组成[11]，若电网发生不对称故障，受电网负序电压分量的影响，三相CHB逆变器的某一相可能从电网吸收有功功率（其余两相向电网传输有功功率），存在特有的有功功率回流问题。有功功率回流将导致CHB型光伏并网逆变器在LVRT期间没有平衡运行点，造成H桥直流母线电容电压持续升高，逆变器最终因过电压故障而停机脱网，不能满足LVRT相关标准[12]。因此，对于三相CHB型光伏并网逆变器，在LVRT期间不仅需要满足并网导则的要求，而且必须采取额外的控制策略抑制有功功率回流。
当前，已有很多文献对CHB型光伏并网逆变器的LVRT控制策略进行研究。文献[13]分析了在不同电压跌落条件下CHB光伏并网逆变器的LVRT能力，提出一种不平衡电流注入策略，以抑制有功功率波动为目标，通过注入适量的负序电流实现LVRT期间有功功率的平稳输出。文献[14]提出一种零序电流前馈控制策略，其目的是为了实现电网故障条件下三角形联结的三相CHB并网逆变器的功率均衡。文献[15]推导出合适的零序电压的表达式，确保系统在不对称电网骤降情况下平衡三相星形联结的CHB光伏并网逆变器的直流母线电压和相间功率。文献[16]总结了不同故障条件下三相电压的幅值和相位规律，提出一种基于旁路限制输出功率的LVRT控制策略。文献[17]提出一种PWM掩模法对基于碳化硅的CHB多电平并网变流器在电网电压变化暂态过程中的冲击电流进行限制，并考虑控制环路的延时对阈值设置进行了分析。尽管文献[13-17]取得了很多创新性成果，但三相CHB光伏逆变器的LVRT研究主要集中于电网电压不对称骤降期间输出功率波动抑制、相间功率平衡以及冲击电流峰值限制，而不对称电网电压跌落的条件下有功功率回流抑制问题并未提及。文献[12]提出根据电网故障类型和电压跌落深度向电网注入合适的正序有功电流使三相CHB光伏并网逆变器每一相均向电网传输有功功率。然而，在清晨、傍晚、阴雨天等低光照强度条件下，实际输出功率远低于额定功率，即系统实际输出的正序有功电流可能小于需求值，依然存在有功回流问题。借鉴文献[14-15]相间功率平衡的思路，文献[18]提出一种基于零序电压补偿的级联光伏固态变压器的LVRT控制策略，通过补偿合适的零序电压以抵消负序电压对三相变换器有功功率在相间的分配，进而抑制有功功率回流。然而，当电网电压严重跌落时，补偿零序电压后调制电压的幅值明显增大，这可能引起逆变器过调制并且削弱零序电压的补偿效果，导致系统依然存在有功回流的风险。然而，文献[18]并未对这一问题进行深入分析。
当前，LVRT标准仅关注四类故障：单相短路故障、两相短路故障、三相短路故障和相间短路故障。其中，单相短路故障在各类故障中发生的概率最高（占比70%左右）[19]。鉴于此，本文以星形联结的三相共直流母线CHB中压光伏发电系统为研究对象，着重研究电网发生单相短路故障且电网电压跌落较深、光伏阵列输出功率较低的工作场景下有功功率回流的抑制策略，主要工作如下：
（1）分析文献[12]所述的有功电流注入策略的优势以及局限性，并揭示了采用文献[18]所提出的零序电压补偿策略后三相调制电压的幅值随光伏阵列的输出功率以及电网电压跌落深度变化的规律，并定量地给出了逆变器的过调制区域，即有功回流抑制的失效区域。
（2）提出一种适用于级联模块化中压光伏发电系统在单相短路故障条件下的有功回流抑制策略，根据逆变器实际输出的有功功率和电网电压的跌落深度，将系统的运行划分为两个区域：功率较小时运行于区域Ⅰ需补偿零序电压；功率较大时运行在区域Ⅱ需注入特定的正序有功电流，并通过合理设定光伏逆变器的调制度，确保两种方法的失效区域不会发生重叠，从而有效地抑制有功功率回流。
三相隔离型CHB光伏逆变器包括独立直流母线与公共直流母线两种拓扑结构。相比于独立直流母线结构，公共直流母线结构既无相内功率不平衡问题，也无相间功率不平衡问题，是当前研究的热点[3]。特变电工西科公司和阳光电源股份有限公司基于公共直流母线结构分别研制了DC 800V/AC 10kV、DC 1 500V/AC 35kV的光伏并网逆变器样 机[20-21]。因此，本文以星形联结的三相共直流母线CHB中压光伏发电系统为研究对象，其原理如图1所示，每一相均有n个模块组成，所有模块的电路结构均相同。每个模块均由一个单路输入、4路输出的LLC变换器连接4个HB组成，用以简化系统的通信设计，提高功率密度和效率。所有的模块输入端并联形成公共直流母线，公共直流母线连接多个Boost变换器实现光伏阵列的多路最大功率点跟踪（Maximum Power Point Tracking, MPPT）。A、B、C三相中所有模块的交流输出端级联后，一端连接在一起形成公共点N，另一端均通过滤波电感Lf连接至公共耦合点。Boost变换器和LLC变换器均采用三电平拓扑结构，可使用市场上主流且常见的1 200V开关器件将系统应用于DC 1 500V光伏电站中。图1中，ugA、ugB、ugC为对应相公共耦合点的相电压；igA、igB、igC为逆变器的输出电流，也是流入公共耦合点的三相电流；Ucom为公共直流母线电压；UHAnj为A相的第n个模块的第j个HB直流母线电容电压。
图1 三相级联模块化中压光伏发电系统电路
Fig.1 Circuit diagram of three-phase cascade modular medium-voltage PV power generation system
当前，许多国家的并网导则均要求中型及大型光伏电站具有LVRT能力。尽管各国制定的LVRT标准有所不同，但均要求变流器在规定的动态响应时间内向电网注入与跌落深度不少于一定比例的无功电流，用以支撑电网电压，其主要区别在于注入无功电流的大小不同。以中国地区的LVRT标准为例进行分析，自动态无功电流响应起直到电压恢复至正常范围期间，逆变器输出的动态无功电流IT应实时跟踪并网点电压变化，满足
（1）
式中，D为电网电压跌落后和跌落前故障相的电压幅值之比；IT为逆变器输出动态无功电流的有效值；K1的取值范围应为1.5～2.5（通常取K1=2）；IN为逆变器交流侧额定输出电流的有效值。此外，发生对称故障时，动态无功电流的最大有效值不宜超过1.05IN；发生不对称故障时，动态无功电流的最大有效值不宜超过0.4IN。
在LVRT过程中，如果电网电压发生不对称跌落，负序电压必然会在某一相产生的有功功率小于零[19]，不妨假设A相的负序电压产生的有功功率小于零且A相的正序电压产生的有功功率较小，那么A相传输的总的有功功率可能会小于零，即有功功率会从电网回流到光伏逆变器。对于传统的光伏逆变器，三相的直流母线是公用的，且负序电压产生的有功功率能够回流到公共直流母线相互抵消，并不会对系统产生不利的影响。虽然图1所示的拓扑也是公共直流母线结构，但这种三相拓扑从本质上可以看作是由3个单相变换器组成的，且所用的三电平LLC变换器只能够单向传输能量，A相回流的有功功率不能传输至公共直流母线，而是汇集到H桥直流母线。文献[12]研究了三相隔离型CHB光伏并网逆变器的LVRT穿越控制策略，指出：①有功功率回流是三相CHB光伏并网逆变器特有的问题，并且以三相电网电压不对称故障为前提条件；②有功功率回流将导致系统在LVRT期间没有平衡运行点，H桥直流母线电压持续升高，系统最终因过电压故障而停机脱网。综上所述，当电网发生三种不对称跌落故障期间，三相共直流母线CHB中压光伏发电系统不仅需要向电网注入特定的无功电流以满足LVRT标准，而且必须采取额外的控制策略抑制有功功率回流。
在LVRT所关注的这四类故障中，单相对地短路故障、两相对地短路故障、两相相间短路故障属于非对称跌落故障，三相对地跌落故障属于对称故障[19]。因此，仅当电网发生单相对地短路故障、两相对地短路故障、两相相间短路故障时，三相共直流母线CHB中压光伏发电系统才会发生有功功率回流。考虑到单相对地短路故障是所有电网故障中最常见的，其发生概率占70%左右，因此本文暂以电网发生单相对地短路故障为背景条件，研究三相共直流母线CHB中压光伏发电系统的有功功率回流抑制策略。
对于三相共直流母线CHB中压光伏并网逆变器，不妨假设PxP、PxN和Px0分别为x（x=A, B, C）相输出的正序电压、负序电压和零序电压产生的有功功率，那么x相向电网传输的总功率可以计算为
（2）
根据式（2），为了在LVRT期间抑制有功功率回流（Px≥0），文献[12, 18]分别提出了有功电流注入策略和零序电压补偿控制策略。本节主要介绍这两种方法的原理，并定量地分析其在实际应用中的局限性。
有功电流注入策略的核心思想是：三相逆变器输出的零序电压为0，且逆变器输出的正序有功电流较大，以确保x相输出的正序电压产生的有功功率大于输出的负序电压产生的有功功率的绝对值，即
（3）
根据上述分析，文献[12]研究了单相对地短路故障条件下为避免有功功率回流，逆变器需要向电网注入的正序有功电流的约束条件，即
（4）
式中，idP_LVRT和iqP_LVRT分别为LVRT过程中的正序有功、无功电流的幅值。
考虑到单相对地短路故障为非对称故障，根据式（1），取K1=2，LVRT期间正序无功电流的幅值iqP_LVRT为
（5）
式中，IgN为电网电流的额定幅值。
从式（4）和式（5）可以看出，随着D的减小，逆变器需要向电网注入的正序有功电流的幅值增大。然而，正序有功电流idP_LVRT受限于两个约束条件：①光伏逆变器的过载能力，即逆变器允许输出的最大电流；②逆变器实际能够输出的正序有功电流，这由光伏阵列的实际输出功率和电网电压的正序有功分量共同决定。
光伏逆变器通常设计具有1.1倍过载能力，即逆变器的最大可持续输出电流为1.1IgN，在LVRT期间逆变器允许输出的最大有功电流idP_LVRT1为
（6）
为获取逆变器实际能够输出正序有功电流idP_LVRT2，首先计算出不同电网电压跌落深度时电网正序电压的dq轴分量udP和uqP、电网负序电压的dq轴分量udN和uqN。然后，计算出电网正序电压的幅值UP、负序电压的幅值UN、负序电压的初始相位b 和零序电压ug0，单相对地短路故障条件下关键变量的转换结果见表1。表中，UgN为电网相电压的额定幅值。
表1 单相对地短路故障条件下关键变量的转换结果
Tab.1 Conversion results of key variables during single-phase short-circuit fault with ground
关键变量单相对地短路故障 A相短路B相短路C相短路 udP uqP000 udN uqN0 UP UN b ug0
定义几个变量：PN为系统的额定功率，PT为光伏阵列实际的输出功率，RP为PT与PN的比值，有
（7）
其中
将表1中udP的值代入式（7），就可以计算出逆变器实际能够输出正序有功电流idP_LVRT2为
（8）
因此，在LVRT过程中，为了实现最大能量传输且满足逆变器的过电流限制，正序有功电流的幅值iqP_LVRT可计算为
（9）
根据式（5）和式（9），LVRT期间逆变器的功率因数角
的表达式为
（10）
根据式（4）所述的单相对地短路故障条件下为避免有功功率回流逆变器，需要向电网注入的正序有功电流的约束条件，即为式（5）和式（9）所计算的正序有功电流和正序无功电流，定义函数f(D, RP)表达式为
（11）
根据上述分析可知，f(D, RP)＞0对应的区域表示单相对地短路故障条件下，文献[12]提出的有功电流注入策略的失效范围。用Matlab软件绘制出f(D, RP)关于D和RP的带有等高线的三维曲面如图2所示，曲线W1与坐标轴D和RP围成的区域为单相对地跌落故障下有功电流注入策略的失效区域。考虑到实际运行情况，在清晨、傍晚、阴雨天以及其他低光照强度的条件下，光伏阵列输出的总功率PT远远低于系统的额定功率PN，若此时电网发生故障且电压跌落程度较深（D较小），则系统很有可能运行于有功电流注入策略的无效区域。
图2 f(D, RP)关于D和RP的带有等高线的三维曲面
Fig.2 Three dimensional surfacediagram with contour lines about D and RP of f(D, RP)
对于三相星形联结的系统，给逆变器补偿零序电压并不会产生额外的有功功率，也不会产生额外的零序电流，仅仅是重新分配了三相传输的有功功率。因此，零序电压补偿策略的核心思想是，补偿合适的零序电压，使其能够抵消负序电压对三相有功功率的分配，从而避免有功功率回流。
（12）
根据上述分析，文献[18]推导了所需补偿的零序电压u0表达式为
（13）
由于三相具有轮换对称性，仅以A相电压跌落为例进行分析，根据表1，负序电压的幅值UN、初始相位b 以及电网电压的零序分量ug0分别为
（14）
则有
（15）
其中
（16）
为了向电网注入平衡的电流，逆变器输出电压的负序分量应与电网电压的负序分量相同。逆变器输出电压的正序分量是由电网电压的正序分量与滤波电感电压组成，而中压级联型变换器由于模块数目通常较多，滤波电感较小。为简化分析，暂不考虑滤波电感电压，则逆变器输出电压的正序和负序分量近似为电网电压的正序和负序分量（即三相电网电压分别减去零序分量ug0）。因此，给三相变换器补偿零序电压u0后，其表达式可近似为
（17）
其中
（18）
补偿零序电压后，系统的相量如图3所示，
、
、
分别为ugA、ugB、ugC的相量形式，
、
、
分别为igA、igB、igC的相量形式，
、
、
分别表示补偿零序电压前调制电压ucA、ucB、ucC的相量形式，
、
、
分别为补偿零序电压后调制电压
、
、
的相量形式，
、
、
分别为u0、ug0、
的相量形式。根据余弦定理计算出的幅值
和相位
分别为
（19）
（20）
图3 A相短路故障系统补偿零序电压后的相量
Fig.3 Phasor diagram of phase A short-circuit fault system after compensating for zero sequence voltage
根据式（19），补偿零序电压后，三相调制电压的幅值
、
、
分别为
（21）
定义3个函数g1(D,RP)、g2(D,RP)和g3(D,RP)，分别表示、和与电网相电压额定值的幅值UgN的比值，有
（22）
从式（20）可知，q1和q2均是关于j 的函数，而j 又是关于D和RP的函数。因此，g1(D, RP)、g2(D, RP)和g3(D, RP)均是关于D和RP的函数。用Matlab软件绘制出g1(D, RP)、g2(D, RP)和g3(D, RP)关于D和RP带有等高线的三维曲面如图4所示。可以看出，当电网发生A相对地跌落故障时，C相的调制电压可能会过调制，并且当功率比RP=0.22和跌落深度D=0时，调制电压幅值与电网额定电压幅值之比取得最大值1.215。由于三相具有轮换对称性，B相对地跌落时，A相的调制电压具有过调制风险；C相对地跌落时，B相的调制电压具有过调制风险。
图4 g1(D, RP)、g2(D, RP)和g3(D, RP)关于D和RP三维曲面
Fig.4 Three dimensional surface diagrams with contour lines about D and RP of g1(D, RP)、g2(D, RP) and g3(D, RP)
从第2节分析可以看出：文献[12]所提出的有功电流注入控制策略在光伏阵列输出功率较低的工作场景不能提供所必须的正序有功电流，无法有效地抑制有功功率回流；虽然文献[18]提出的零序电压补偿控制策略对正序有功电流的大小不做具体要求，但补偿零序电压后会过调制，过调制将导致电网电流含有低频谐波，并且削弱零序电压的补偿效果，系统依然存在有功回流的风险。因此，有必要进一步研究三相CHB中压直挂式光伏并网逆变器在单相短路故障中的有功回流抑制策略，使其能够应对较低输出功率以及较深电压跌落的工作场景。
首先，推导出单相对地跌落故障时临界有功回流条件下RP与D的关系式，根据式（11）可得
（23）
将式（5）、式（6）、式（8）和式（9）代入式（23），可得
（24）
式（24）在RP和D平面内绘制的曲线即图2所示的曲线W1，它与坐标轴RP和D所围成的区域为有功电流注入策略的失效区域。
其次，三相共直流母线CHB中压直挂式光伏并网逆变器的调制度ST可定义为
（25）
式中，UHxij为x相第i个模块的第j个HB变换器的直流母线电压。
以A相跌落故障为例，由于补偿零序电压后仅C相有可能过调制，因此可将式（25）重新表示为
（26）
根据逆变器的运行原理可知，如果式（27）成立，则补偿零序电压后三相CHB中压直挂式光伏并网逆变器不会过调制。
（27）
根据式（22）、式（26）和式（27），采用文献[18]所提出的零序电压补偿策略，逆变器的过调制运行区域可重新表述为
（28）
因此，曲线g3(D, RP)=1/ST与坐标轴RP围成的区域即为零序电压补偿控制策略的过调制范围。以ST=0.833 3、ST=0.865 8以及ST=0.909 1为例绘制g3(D, RP)=1/ST的曲线，分别记为曲线CSS1、曲线CSS2和曲线CSS3，并将它们与曲线W1放置在同一个坐标系下，不同调制度下补偿零序电压后的过调制区域如图5所示。可以看出，随着ST的不断增大，零序电压补偿策略过调制的区域也越大；当ST≤ 0.865 8时，有功电流注入策略与零序电压补偿策略的失效范围没有交集。
图5 不同调制度下补偿零序电压后的过调制区域
Fig.5 Overmodulation regions at different modulation indexesafter compensating zero sequence voltage
将曲线W1在三维空间坐标系下扩展成曲面W(D, RP)，并与g3(D, RP)绘制在同一坐标系下，如图6a所示。将曲面W(D, RP)右侧部分记为区域Ⅰ，W(D, RP)左侧部分记为区域Ⅱ。可以看出，当RP= 0.092 4且D=0时，W(D, RP)与g3(D, RP)的交点取得最大值RMAX=1.155。同时，这也是曲面g3(D, RP)在区域Ⅰ内的最大值。基于上述分析，提出三相CHB中压直挂式光伏并网逆变器在电网单相短路故障时的有功回流抑制策略：①当逆变器工作于区域Ⅱ时，向电网输出的正序有功电流满足式（4）的约束条件，LVRT期间按式（9）计算正序有功电流，可以有效抑制有功回流；②当光照强度较低且电网电压跌落深度较大时，逆变器工作于区域Ⅰ，即逆变器能够向电网输出的最大正序有功电流不满足式（4）的约束条件。LVRT期间按式（9）计算正序有功电流，并且补偿式（13）所计算出的零序电压，根据文献[18]的分析能够有效抑制有功功率回流。值得注意的是，此时逆变器交流侧输出电压基波分量的最大值为RMAX倍电网电压的幅值的额定值，为避免过调制需要将逆变器的调制度设定为不大于1/RMAX，即
（29）
通常，光伏并网逆变器的调制度设定在0.8～0.9之间，也就是说，采用所提出的控制方法，调制度的设定能够满足光伏并网逆变器的一般需求，只要ST≤0.865 8，就可保证逆变器在单相对地跌落条件下能够有效抑制有功功率回流且不会过调制。
图6 单相对地跌落条件下系统运行区域划分
Fig.6 System operation area division under single-phase short-circuit fault condition
根据上述分析，所提出的级联模块化光伏并网逆变器在单相短路故障条件下的控制策略框图如图7所示，由主控制器、LLC控制器和HB控制器三部分构成，每个控制器的功能如下所述。
对于主控制器，首先，使用解耦双同步坐标系锁相环[22]（Decoupled Double Synchronous Reference Frame-Phase Locked Loop, DDSRF-PLL）得到三相电网电压的相位
以及正序和负序电压的dq轴分量uDp、udN、uqP、uqN，结合表1中的数据判断电网故障类型以及电压跌落深度D。基于相位对三相电网电流igA、igB、igC进行abc/dq变换得到正序和负序电网电流的dq轴分量idP、idN、iqP、iqN。根据式（6）～式（9），计算LVRT期间正序有功电流给定值id_LVRT、正序无功电流给定值iq_LVRT以及实际功率与额定功率之比RP。在此基础上，根据式（24）确定系统所在的运行区域。当逆变器运行在区域Ⅰ时，需要补偿零序电压且零序电压u0按照式（13）进行计算；若系统运行于区域Ⅱ，仅注入正序有功电流即可，不需要补偿零序电压，即u0=0。然后，求取所有HB的直流母线电压UHxij（i=1, 2,…, n, j=1, 2, 3, 4）的平均值UHaver，并将UHaver控制为参考电压Uref，控制器的输出为
。电网电压正常时，正序有功电流给定值
，负序有功电流给定值
；在LVRT期间，正序有功电流给定值
= id_LVRT，
=iq_LVRT，值得注意的是，在系统正常工作且运行在单位功率因数的情况下，系统发出的无功电流指令
应为0。最后，通过PI调节器将idP控制为，iqP控制为
, idN和iqN均控制为0，可以保证逆变器向电网注入的负序电流为0。根据4个PI调节器的输出，可以计算出正序有功调制电压的幅值
，正序无功调制电压的幅值
，负序有功调制电压的幅值
，负序无功调制电压的幅值
，对其做dq/abc变换计算出三相调制电压ucA、ucB、ucC。补偿零序电压u0后，三相变换器的调制电压为
、
、
，分别除以HB的模块数目4n，得到HB的调制电压uAH、uBH和uCH，此过程可以保证每一相中所有模块的有功功率平衡分配。
图7 级联模块化光伏并网逆变器在单相短路故障条件下的控制策略框图
Fig.7 Control strategy block diagram of cascade modular photovoltaic grid-connected inverters under single-phase short-circuit fault condition
对于HB控制器，各相HB的调制电压uAH、uBH、uCH分别除以对应HB直流母线电压UHAij、UHBij、UHCij得到对应调制波mAij、mBij、mCij，通过载波移相正弦波脉冲宽度调制[23]获得各HB的开关驱动信号。对于LLC控制器，通过PI调节器把输出电压的平均值UHxi控制为Ucom/NT，控制器的输出为三电平LLC变换器的开关频率fDxi（i=1, 2,…, n）。采用变频调制策略[24]可以得到LLC变换器的开关驱动信号。
为验证所提出的控制策略，制作了一台三相CHB光伏并网逆变器的低压小功率实验样机，并使用该样机进行三组实验验证控制策略可行性，实验结果分别如图8～图10所示。实验样机每相均包含两个模块（两个三电平LLC变换器和8个H桥）。Chroma 62150H-1000S光伏模拟器连接至公共直流母线，为整个系统供电。使用Chroma 61860电网模拟器模拟电网，并且输出电压幅值与频率分别为120V/ 50Hz。因此，系统的总调制度ST=120/(17.5×8)= 0.857 1＜0.865 8。系统的额定功率为3 600W，因此电网电流的额定幅值为20A。实验样机的其他主要参数见表2。
图8 逆变器运行于区域Ⅰ但未补偿零序电压时的输出波形
Fig.8 Output waveforms when the inverter operates in the region Ⅰ without compensating zero-sequence voltage
图9 逆变器运行于区域Ⅰ且补偿零序电压时的输出波形
Fig.9 Output waveforms when the inverter operates in the region Ⅰ and compensates zero-sequence voltage
图10 逆变器运行于区域Ⅱ且注入较大正序有功电流时的输出波形
Fig.10 Output waveforms when the inverter operates in zone Ⅱ and injects large positive sequence active current
表2 实验样机的其他主要参数
Tab.2 Other main parameters of the experimental prototype
参 数数 值 网侧滤波电感Lf/mH1.5 HB的开关频率fHB/Hz500 HB直流母线电容Cxij/mF18.8 谐振电感Lrxi/mH180 谐振电容Crxi/nF56 励磁电感Lmxi/mH2 高频变压器一次侧与二次侧匝比NT21 LLC变换器开关频率fLLC/Hz50 000
第一个实验的条件为A相电网电压发生对地短路故障且光伏模拟器的输出功率相对较低，仅为240W（RP=240/3 600=0.067）。在某一时刻，ugA降至零（D=0），如图8a所示。根据式（5）和式（9），在LVRT期间，iqP_LVRT=8A，idP_LVRT=2A。显然，iqP_LVRT和idP_LVRT不满足式（4）的约束条件，因此系统运行于区域Ⅰ。如果不补偿零序电压，C相将出现有功功率回流，igA、igB、igC和UHC11的实验波形如图8b所示。可以看出，在ugA跌落后，C相第一个模块的第一个H桥直流母线电压UHC11从17.5V持续上升到22.5V，触发过电压保护，逆变器停机脱网。此外，CHB逆变器的交流输出电压uAT、uBT和uCT如图8c所示。可以看出，电网电压跌落前，逆变器的输出电压为标准的多电平阶梯波。
第二个实验与第一个实验的条件相同，实验波形如图9所示。基于提出的控制策略，为了避免有功功率回流，需要补偿零序电压。当ugA跌落时，实验波形如图9a～图9c所示。当ugA恢复时，实验波形如图9d～图9f所示。可以看出，在ugA跌落前后，UHC11始终保持在17.5V。此外，电网电流的动态响应时间在电压跌落时为67.5ms，在电网电压恢复时为105ms，满足LVRT标准。
第三个实验的条件为A相电网电压发生单相对地短路故障且光伏模拟器的输出功率为960W（RP= 960/3 600=0.267）的条件下进行的。根据式（5）和式（9），在LVRT期间计算出iqP_LVRT=8A，idP_LVRT= 8A。显然，iqP_LVRT和idP_LVRT满足式（4）的约束条件，因此系统运行于区域Ⅱ。基于所提出的优化LVRT控制策略，不需要补偿零序电压，实验结果如图10所示。当ugA跌落时，波形如图10a～图10c所示。当ugA恢复时，波形如图10d～图10f所示。可以看出，在电网电压跌落前后，UHC11可以保持在17.5V。此外，电网电流的动态响应时间在电压跌落时为65ms，在电网电压恢复时为72.5ms。综上所述，无论逆变器工作在区域Ⅰ还是区域Ⅱ，所提出的控制策略都能满足LVRT标准，并且有效避免单相短路故障下的有功功率回流。
本文主要研究了单相短路故障条件下三相共直流母线CHB中压光伏并网逆变器的有功功率回流抑制策略，主要结论如下：
1）逆变器运行于区域Ⅰ时，在总调制度设定不大于0.865 8的前提下，采用零序电压补偿策略可有效地抑制有功功率回流。
2）逆变器运行于区域Ⅱ时，正序无功电流和正序有功电流按式（5）和式（9）计算，通过注入特定的正序有功电流可有效地抑制有功功率回流。
3）通过对系统运行区域的划分和调制度的合理设定，能够确保有功电流注入和零序电压补偿两种控制方法的失效区域不会发生重叠，当发生单相短路故障时能够在整个运行范围内避免有功功率回流，以满足LVRT相关标准。
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Active Power Backflow Suppression of Cascaded Module Medium-Voltage PV Power Generation System During Single-Phase Short-Circuit Fault
Abstract Active power backflow is an inherent problem of cascaded H-bridge (CHB) PV grid- tied inverters under the asymmetric grid voltage fault conditions, which may result in the system not having a balanced operation point, the continuous increase of H-bridge DC-bus voltage, and shutdown and disconnection due to overvoltage protection. Aiming at this issue, this paper took the single-phase short-circuit fault with the highest incidence of power grid fault as the research goal, reviewed the existing control methods, and quantitatively analyzed their limitations, that is, it is impossible to avoid active power backflow in the scenario of deep power grid voltage drop and low output power of PV array. On this basis, an active power backflow suppression strategy suitable for cascaded modular medium-voltage PV power generation system under single-phase short-circuit fault was proposed. According to the actual output active power of PV array, the operation of the system is divided into two areas. By reasonably designing the system regulation and adopting different control methods in different operation areas, the adaptability of the CHBPV grid-tied inverter to different output powers and different grid drop depths is improved, and the fault ride through ability of the system is also improved. Finally, the effectiveness and feasibility of the proposed control strategy were verified by the experimental results.
keywords：Cascaded H-bridge, medium-voltage PV power generation system, single-phase short- circuit fault, active power backflow
DOI: 10.19595/j.cnki.1000-6753.tces.212067
中图分类号：TM464
收稿日期 2021-12-21
改稿日期 2022-04-08
杜磊 男，1999年生，本科，研究方向为多电平光伏发电技术。E-mail: dulei199909@163.com
赵涛 男，1991年生，博士，副教授，研究方向为级联H桥模块化多电平变换器以及光伏并网发电技术。E-mail: zt_kyyx@163.com（通信作者）
（编辑 陈 诚）