一种基于耦合虚拟阻抗的发电系统接口变流器控制方法与流程

本发明涉及一种基于耦合虚拟阻抗调节的控制策略，具体涉及一种基于耦合虚拟阻抗的可再生能源发电系统接口变流器控制方法。

背景技术

近年来，能源紧缺、气候变化、环境污染等问题日益严重。因此，太阳能、风能等可再生能源的开发利用逐渐受到各国重视，新型分布式发电技术迅速发展。在可再生能源发电系统中，变流器作为能量转换装置，在可再生能源与电网之间起到了必不可少的接口作用。开发高效、可靠的变流器控制策略是保证系统稳定运行的基础，也是众多学者、工程师研究的重点。

当可再生能源并网容量较大时，往往采用多个变流器模块并联的形式。这种方案增加了系统冗余性，提高供电可靠性。目前针对这类并联结构的变流器控制策略主要分为两类：一类为闭环电流控制方法，其具有快速功率响应能力，并且对于电网扰动有较强的鲁棒性。然而此类方法的劣势在于离网状态下不能稳定运行，当可再生能源发电系统从并网状态转换成离网状态时，需要复杂的模式切换策略。另一类为基于下垂控制的电压控制方法，其在并网/离网双模式下都能够稳定运行，且具有自动均分功率的能力，易于实现“即插即用”功能，即投入/切除其中一个变流器时，不需要对其他变流器做任何修改。然而，此类方法易受线路阻抗和负荷扰动的影响。为了提高电压控制方法的鲁棒性，许多学者提出了改进方法，其中被广泛认同的是虚拟阻抗控制方法。然而传统虚拟阻抗参数是预先设定的，没有考虑系统运行状态变化带来的影响。另外，固定虚拟阻抗在提高鲁棒性的同时，会降低功率响应速度和动态性能，对电网中的敏感负荷产生不利影响。

技术实现要素：

本发明的目的是为了克服现有技术中的不足，提供一种基于耦合虚拟阻抗的发电系统接口变流器控制方法，从而达到以下三个控制目标：一是在并网模式下系统具有快速功率响应能力；二是能够实现并网/离网双模式运行，不需要进行复杂的模式切换策略；三是在离网模式下能够实现功率和谐波的均分，并保证公共连接点电压的电能质量。

本发明的目的是通过以下技术方案实现的：

一种基于耦合虚拟阻抗的发电系统接口变流器控制方法，其中，发电系统的拓扑结构为两个变流器并联，每个变流器包括由四个功率开关模块组成的单相全桥拓扑结构，并通过lcl滤波器连接至公共连接点pcc后再与大电网相连，变流器的直流侧连接母线电容和等效的直流电源，lcl滤波器由变流器侧滤波电感l1、电网侧滤波电感l2和滤波电容cf组成，所述公共连接点pcc连接负荷；该变流器控制方法包括以下步骤：

步骤一、在每个采样周期开始时，发电系统采集公共连接点pcc单相电压值vpcc、第一变流器输出单相电流值iinv,c1、并网单相电流值ic1和滤波电容电压值vc1，第二变流器输出单相电流值iinv,c2、并网单相电流值ic2和滤波电容电压值vc2；第一变流器采用电流控制方法，第二变流器采用电压控制方法，并由上层调度指令给定有功功率参考pref和无功功率参考qref；

步骤二、判断发电系统运行模式，当发电系统为并网模式时，各变流器功率参考如下：

式(1)中，变量pref,c2和qref,c2为第二变流器有功和无功功率参考，pc2和qc2为第二变流器实际输出的有功和无功功率，pref,c1和qref,c1为第一变流器有功和无功功率参考；

步骤三、第一变流器通过比例-积分控制器产生交流电流参考iref,c1，具体如下：

式(2)中，变量pc1和qc1为第一变流器实际输出的有功和无功功率，kp,pq和ki,pq为第一变流器闭环功率控制器的比例系数和积分系数，e^*为公共连接点pcc的额定电压幅值，θ为第一变流器滤波电容电压值vc1的电压相角；

步骤四、第一变流器电流跟踪控制器采用双环控制器，生成最终的参考电压vout,c1，并按照正弦脉宽调制或者空间矢量脉宽调制，得到开关管的占空比信号，从而控制第一变流器开关管的开通与关断；

步骤五、第二变流器采用电压控制方法，应用耦合虚拟阻抗在线调节策略，耦合虚拟阻抗包括虚拟电感lv_f和虚拟电阻rv_f：

式(3)和式(4)中，和为静态虚拟电感和静态虚拟电阻值；

当两个变流器无功功率之差大于门限值α1时，开始动态调节虚拟电感lv_f，kp_l和ki_l为虚拟电感控制器的比例系数和积分系数；当两个变流器无功功率之差小于门限值α2时，虚拟电感值缓慢恢复到原始设定值kres_l为恢复控制器的积分系数；

当两个变流器有功功率之差大于门限值α1时，开始动态调节虚拟电阻rv_f，kp_r和ki_r为虚拟电阻控制器的比例系数和积分系数；当两个变流器有功功率之差小于门限值α2时，虚拟电阻值需要缓慢恢复到原始设定值kres_r为恢复控制器的积分系数；

步骤六、第二变流器通过下垂控制器产生原始交流电压参考vref，droop，c2，其角频率参考ωref，c2与幅值参考eref，c2如下：

式(5)中，变量ω^*为发电系统额定电压角频率，dp和dq为有功下垂系数和无功下垂系数，kiq为无功功率调节器积分系数，kiq仅在并网模式下起作用，在离网模式下设置为零；δe为弥补耦合虚拟阻抗产生的电压降落而设置的补偿量，即

δe＝(lv_f·qc2+rv_f·pc2)/e^*(6)

因此生成的原始交流电压参考为vref，droop，c2＝eref，c2cos(∫ωref，c2dt)；

步骤七、得到采用耦合虚拟阻抗方法的第二变流器最终交流电压参考vref，c2如下：

式(7)中，变量δvf为由虚拟阻抗在基波频率上产生的交流电压降落，if，c2为第二变流器并网单相电流值ic2的基波频率部分，if，c2和共轭，即的相角比if，c2的相角延迟90度；

步骤八、第二变流器电压跟踪控制器采用双环控制器，生成最终的参考电压vout，c2，并按照正弦脉宽调制或者空间矢量脉宽调制，得到开关管的占空比信号，从而控制第二变流器开关管的开通与关断；

步骤九、当发电系统由并网模式切换为离网模式时，控制器采样并保持切换瞬间的角频率参考与电压幅值参考不变，并逐渐恢复到其额定值，即

式(8)中，变量t为收到并网转离网模式切换信号后的时间，τ为时间常数，取值10～200ms；

步骤十、当发电系统为离网模式时，第二变流器采用恒压恒频控制方式，为保证pcc点供电电压质量，对第二变流器最终交流电压参考做出修正：

式(9)中，变量vref,m,c2为修正过的第二变流器最终交流电压参考，δvh为由虚拟阻抗在谐波频率上产生的交流电压降落，rv_k为k次谐波频率上的虚拟电阻，lv_k为k次谐波频率上的虚拟电感，ik,c2为第二变流器并网单相电流值ic2的k次谐波频率部分，ik,c2和共轭，即的相角比ik,c2的相角延迟90度；

步骤十一、当系统为离网模式时，要求第一变流器与第二变流器均分谐波电流，因此对第一变流器交流电流参考做出如下修正：

iref,m,c1＝iref,c1+ghar(s)·ic2(10)

式(10)中，变量iref,m,c1为修正过的第一变流器交流电流参考，ghar(s)为谐波提取器传递函数：

式(11)中，变量s为复频率，ωc是谐波提取器的带宽，取值3～20rad/s；ω^*＝2πf，f＝50hz。

进一步的，步骤十和步骤十一中k取值3,5,7,9。

与现有技术相比，本发明的技术方案所带来的有益效果是：

本发明综合电压控制方法和电流控制方法的优势，首先能够在并网模式下系统具有快速功率响应能力；其次能够实现并网/离网双模式运行，不需要进行复杂的模式切换策略；最后在离网模式下能够实现功率和谐波的均分，并保证公共连接点电压的电能质量。

附图说明

图1为本发明中可再生能源发电系统的拓扑结构示意图；

图2为本发明中可再生能源发电系统的控制示意图；

图3为本发明中的耦合虚拟阻抗控制框图。

图4(a)和图4(b)分别为本发明中模式切换中第一变流器和第二变流器的控制框图。

图5为并网模式下，不采用本文提出的耦合虚拟阻抗控制方法时，功率动态响应情况，第一通道为第一变流器有功功率pc1和第二变流器有功功率pc2波形，第二通道为第一变流器无功功率qc1和第二变流器无功功率qc2波形，第三通道为可再生能源发电系统总输出有功功率pall和无功功率qall波形。

图6为并网模式下，采用本发明方法时，功率动态响应情况，第一通道为第一变流器有功功率pc1和第二变流器有功功率pc2波形，第二通道为第一变流器无功功率qc1和第二变流器无功功率qc2波形，第三通道为可再生能源发电系统总输出有功功率pall和无功功率qall波形。

图7为本发明方法的仿真波形图。从上到下依次为第一变流器并网电流ic1、第二变流器并网电流ic2和可再生能源发电系统总输出电流iall。

图8为本发明方法模式切换过程和离网模式下仿真波形图。从上到下依次为公共连接点pcc电压vpcc、电网电流ig、第二变流器电容电压vc2。

图9为本发明方法模式切换过程和离网模式下仿真波形图。从上到下依次为负荷电流iload、第一变流器并网电流ic1、第二变流器并网电流ic2。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例对本发明技术方案作进一步详细描述，所描述的具体实施例仅对本发明进行解释说明，并不用以限制本发明。

本发明提出的一种基于耦合虚拟阻抗的可再生能源发电系统接口变流器控制方法，其中，如图1所示，可再生能源发电系统的拓扑结构为两个变流器并联，每个变流器包括由四个功率开关模块组成的单相全桥拓扑结构，并通过lcl滤波器连接到公共连接点pcc后再与大电网相连，变流器的直流侧连接母线电容和等效的直流电源，lcl滤波器由变流器侧滤波电感l1、电网侧滤波电感l2和滤波电容cf组成，所述公共连接点pcc连接负荷。

本发明提出的控制方法如图2所示，该变流器控制方法包括以下步骤：

步骤一、在每个采样周期开始时，可再生能源发电系统采集公共连接点pcc单相电压值vpcc、第一变流器输出单相电流值iinv,c1、并网单相电流值ic1和滤波电容电压值vc1，第二变流器输出单相电流值iinv,c2、并网单相电流值ic2和滤波电容电压值vc2；第一变流器采用电流控制方法，第二变流器采用电压控制方法，并由上层调度指令给定有功功率参考pref和无功功率参考qref；

步骤二、判断系统运行模式，当系统为并网模式时，各变流器功率参考如下：

式(1)中，变量pref,c2和qref,c2为第二变流器有功和无功功率参考，pc2和qc2为第二变流器实际输出的有功和无功功率，pref,c1和qref,c1为第一变流器有功和无功功率参考；由于电流控制方法的功率响应速度较快，因此第一变流器的功率参考为总参考功率减去第二变流器的输出功率，这样可以保证整个可再生能源发电系统具有较快的功率响应速度。

步骤三、第一变流器通过比例-积分控制器产生交流电流参考iref,c1如下：

式(2)中，变量pc1和qc1为第一变流器实际输出的有功和无功功率，kp,pq和ki,pq为第一变流器闭环功率控制器的比例系数和积分系数，e^*为公共连接点pcc的额定电压幅值，θ为第一变流器滤波电容电压值vc1的电压相角；

步骤四、第一变流器电流跟踪控制器采用传统的双环控制器，生成最终的参考电压vout,c1，并按照正弦脉宽调制或者空间矢量脉宽调制，得到开关管的占空比信号，从而控制第一变流器开关管的开通与关断。

步骤五、第二变流器采用电压控制方法，为了提高该方法的动态响应特性，如图3所示，本发明提出了耦合虚拟阻抗(虚拟电感lv_f和虚拟电阻rv_f)在线调节策略：

式(3)和式(4)中，和为静态虚拟电感和静态虚拟电阻值；公式第二部分为分段函数，当两个变流器无功功率之差大于门限值α1时，开始动态调节虚拟电感lv_f，kp_l和ki_l为虚拟电感控制器的比例系数和积分系数；当两个变流器无功功率之差小于门限值α2时，虚拟电感值需要缓慢恢复到原始设定值kres_l为恢复控制器的积分系数；

当两个变流器有功功率之差大于门限值α1时，开始动态调节虚拟电阻rv_f，kp_r和ki_r为虚拟电阻控制器的比例系数和积分系数；当两个变流器有功功率之差小于门限值α2时，虚拟电阻值需要缓慢恢复到原始设定值kres_r为恢复控制器的积分系数；该步骤将虚拟阻抗与系统功率耦合起来，在功率参考发生变化时，能够在暂态过程中减小虚拟阻抗，因此提高了动态响应特性。

步骤六、第二变流器通过下垂控制器产生原始交流电压参考vref，droop，c2，其角频率参考ωref，c2与幅值参考eref，c2如下：

式(5)中，变量ω^*为系统额定电压角频率，dp和dq为有功下垂系数和无功下垂系数，kiq为无功功率调节器积分系数，该系数仅在并网模式下起作用，在离网模式下设置为零。δe为弥补耦合虚拟阻抗产生的电压降落而设置的补偿量，即

δe＝(lv_f·qc2+rv_f·pc2)/e^*(6)

因此生成的原始交流电压参考为vref，droop，c2＝eref，c2cos(∫ωref，c2dt)；

步骤七、采用耦合虚拟阻抗方法的第二变流器最终交流电压参考vref，c2如下：

式(7)中，变量δvf为由虚拟阻抗在基波频率上产生的交流电压降落，if，c2为第二变流器并网单相电流值ic2的基波频率部分，if，c2和共轭，即的相角比if，c2的相角延迟90度。

步骤八、第二变流器电压跟踪控制器采用传统的双环控制器，生成最终的参考电压vout，c2，并按照正弦脉宽调制或者空间矢量脉宽调制，得到开关管的占空比信号，从而控制第二变流器开关管的开通与关断。

步骤九、当系统由并网模式切换为离网模式时，由于第二变流器采用电压控制方式，能够很方便地维持切换前后的电压保持不变，减小切换过程产生的冲击，如图4(b)所示，控制器采样并保持切换瞬间的角频率参考与电压幅值参考不变，并逐渐恢复到其额定值，即

式(8)中，变量t为收到并网转离网模式切换信号后的时间，τ为时间常数，取值10～200ms；

步骤十、当系统为离网模式时，第二变流器采用恒压恒频控制方式，该模式下谐波问题比较突出，为了保证pcc点供电电压质量，需要对谐波电流在lcl滤波器网侧滤波电感l2上产生的电压降落进行补偿，采用谐波虚拟阻抗控制策略，对第二变流器最终交流电压参考做出如下修正：

式(9)中，变量vref,m,c2为修正过的第二变流器最终交流电压参考，δvh为lcl滤波器电网侧滤波电感l2在在谐波频率上产生的交流电压降落，这里主要考虑了3、5、7、9次谐波，rv_k为k次谐波频率上的虚拟电阻，lv_k为k次谐波频率上的虚拟电感，ik,c2为第二变流器并网单相电流值ic2的k次谐波频率部分(k＝3,5,7,9)，ik,c2和共轭，即的相角比ik,c2的相角延迟90度。

步骤十一、当系统为离网模式时，要求第一变流器与第二变流器均分谐波电流，如图4(a)所示，对第一变流器交流电流参考做出如下修正：

iref,m,c1＝iref,c1+ghar(s)·ic2(10)

式(10)中，变量iref,m,c1为修正过的第一变流器交流电流参考，ghar(s)为谐波提取器传递函数：

式(11)中，变量s为复频率，ωc是谐波提取器的带宽，取值3～20rad/s；ω^*＝2πf，f＝50hz；

图5-图9为本发明的仿真波形图，用matlab/simulink搭建如图1所示的仿真模型，对本发明提出的控制方法进行验证。

图5为并网模式下，不采用本文提出的耦合虚拟阻抗控制方法时，功率动态响应情况。系统无功功率参考在3s时发生跳变，由7.5kvar跳变至15kvar。其中各变流器有功功率基本不变，而第一变流器无功功率q\c1响应速度较快，在0.2s内达到稳定。但是第二变流器无功功率q\c2响应速度缓慢，调节时间超过1.2s。受限于第二变流器的功率响应情况，系统总无功功率q\all响应速度较慢，调节时间也超过1.2s。

图6为并网模式下，采用本发明提出的耦合虚拟阻抗控制方法时，功率动态响应情况。系统无功功率参考在3s时发生跳变，由7.5kvar跳变至15kvar。与图4相比，第二变流器无功功率q\c2响应速度得到显著提高，调节缩减为0.4s。与此同时，由于两个并联变流器的协调控制，整个系统无功功率调节时间缩减为0.3s，动态特性明显提升。

图7为本发明提出的耦合虚拟阻抗控制方法的仿真波形图。第一变流器并网电流ic1、第二变流器并网电流ic2和可再生能源发电系统总输出电流iall的波形质量很好，在3s功率参考发生跳变时，没有明显的电流畸变，同时动态响应特性很快。

图8为本发明提出的控制方法模式切换过程和离网模式下仿真波形图。在模式切换前后，电网电流ig直接削减为零，公共连接点pcc电压vpcc波形无明显变化，电压谐波畸变率(thd)基本不变，而第二变流器电容电压vc2产生了明显畸变，其原因是为了保证pcc点供电电压质量，第二变流器采用了谐波虚拟阻抗控制策略。在离网模式下，不采用本发明提出的控制方法时，虽然第二变流器电容电压vc2的波形质量较好，但是公共连接点pcc电压vpcc波形质量明显变差，电压谐波畸变率(thd)由4.73％升高至13.55％，远超过电能质量限值5％。仿真结果说明，本发明的控制方法能够实现平滑的模式切换，且保证公共连接点pcc的电压质量。

图9为本发明提出的控制方法模式切换过程和离网模式下仿真波形图。从上到下依次为负荷电流iload、第一变流器并网电流ic1、第二变流器并网电流ic2。在模式切换前后负荷电流iload几乎不受影响，而第一变流器并网电流ic1和第二变流器并网电流ic2波形一致，验证了本发明的控制方法在离网模式下依然能够实现良好的均流特性。而不采用本发明提出的谐波虚拟阻抗控制方法时，第一变流器仅输出基波电流，而负荷的谐波电流主要由第二变流器提供，二者均流特性很差，具有较大的谐波环流。

综上，本发明方法可以并网模式下有效提高可再生能源发电系统的功率响应特性，能够实现并网/离网双模式运行与平滑的模式切换，在离网模式下能够实现功率和谐波的均分，并保证公共连接点电压的电能质量。

尽管上面结合附图对本发明进行了描述，但是本发明并不局限于上述的具体实施方式，上述的具体实施方式仅仅是示意性的，而不是限制性的，本领域的普通技术人员在本发明的启示下，在不脱离本发明宗旨的情况下，还可以做出很多变形，例如本发明可以直接推广到三相系统的应用中，在并联变流器容量不同的条件下也可以有效应用，这些均属于本发明的保护之内。