CN110071524B - 单相级联h桥光伏逆变器虚拟同步控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种单相级联H桥光伏逆变器虚拟同步控制方法，其目的是为了解决级联H桥光伏逆变器不具备同步电机特性、不能参与电网调频的问题。该方法步骤如下：(1)直流侧电压控制，实现各H桥单元直流侧电压跟踪其最大功率点电压；(2)虚拟同步控制，采用H桥单元有功备用的方式，同时在备用H桥单元输出功率上叠加调频功率，其余H桥单元运行于最大功率点，得到并网有功功率和并网无功功率的指令值；(3)网侧电流控制，能够实现有功电流和无功电流的独立控制，同时产生逆变器调制信号。该控制方法能够实现单相级联H桥光伏逆变器具备同步电机特性，参与电网调频，且具有算法简单、工程易实现等优点。

Description

单相级联H桥光伏逆变器虚拟同步控制方法

技术领域

本发明涉及一种单相级联H桥光伏逆变器虚拟同步控制方法，属于级联型光伏逆变器虚拟同步控制技术领域。

背景技术

光伏并网发电由于提供清洁能源，且环境友好而备受关注。面对如何提高光伏系统效率、降低发电成本等问题，级联H桥多电平逆变器由于其模块化易拓展、系统效率高、并网电流总谐波失真小等优势而成为研究的热点。

传统级联型光伏逆变器各直流侧光伏阵列采用独立的最大功率跟踪控制，以实现光伏阵列的最大效率。然而，由于并网逆变器不存在转动惯量和阻尼，其大规模接入将进一步降低电网应对功率波动的能力。随着光伏系统在电网中渗透率的不断提高，其对电力系统的影响引起人们极大的关注。采用虚拟同步控制技术使逆变器模拟同步发电机的惯性和阻尼特性，可以响应电网频率变化，提高光伏发电系统的并网友好性。因此，研究级联H桥光伏逆变器的虚拟同步控制方法具有突出的工程意义。

目前，国内外学者针对光伏逆变器的虚拟同步控制方法研究较多。如文献华北电力大学博士论文2016年“阿曼.基于虚拟同步发电机控制的级联H桥多电平逆变器”提出了一种级联H桥逆变器的虚拟同步发电机控制方法，使得逆变器能够按照并联运行方式下所占系统比例自动调节所分担的功率值。但该方法控制的逆变器处于离网带载状态，未研究级联型逆变器并网状态下参与电网调频的能力。

文献《电网技术》2019年第43卷第2期514-520页“张海峥，张兴，李明，张行，管玮琦，赵为.一种有功备用式光伏虚拟同步控制策略”提出了一种基于有功备用的三相全桥光伏逆变器虚拟同步控制方法，采用逆变器整体功率留有一定备用的方式实现光伏逆变器的调频调压功能，且间隔一段时间进行最大功率跟踪控制。但该方法针对集中式逆变器，在虚拟同步过程中所有光伏阵列均偏离最大功率点，会造成较多的功率损失从而降低光伏发电效率。

文献《中国电机工程学报》2017年第37卷第2期433-443页“涂春鸣，兰征，肖凡，等.具备同步电机特性的级联型光伏发电系统”提出了一种具备同步电机特性的级联型光伏发电系统，光伏阵列采用独立的最大功率点跟踪控制，储能作为功率缓冲单元，能平抑光伏随机性功率波动并响应电网频率变化。但该方法的虚拟同步特性依赖于储能单元，需要对传统的级联型光伏发电系统结构进行改造，导致系统运行与维护成本较高，且储能与光伏的协调控制较复杂。

综上所述，现有级联H桥光伏逆变器的虚拟同步控制方法主要存在如下问题：

(1)现有技术研究未涉及级联H桥光伏逆变器采用H桥单元有功备用的虚拟同步控制使其参与电网调频的方法；

(2)现有技术研究的光伏逆变器虚拟同步控制方法多针对集中式全桥逆变器，较少涉及级联型系统，级联型系统的模块化特点未得到充分研究；

(3)现有技术研究的级联型光伏系统的虚拟同步控制方法采用储能作为功率缓冲单元，储能设备的高昂成本加大了系统的投入和维护成本，同时光伏与储能的功率协调控制较复杂，系统的稳定性问题有待进一步研究。

发明内容

本发明要解决的问题就是克服上述方案的局限性，针对单相级联H桥光伏逆变器不具备同步电机特性，不能参与电网调频的问题，提出一种基于H桥单元有功备用的单相级联H桥光伏逆变器虚拟同步控制方法。该方法不需要配置储能，采用H桥单元有功备用的方式响应电网频率变化，实现级联H桥光伏逆变器的虚拟同步控制。

为解决本发明的技术问题，本发明提供了一种单相级联H桥光伏逆变器虚拟同步控制方法，所述的单相级联H桥光伏逆变器由N个带有光伏组件的H桥单元和电感L_S组成，本控制方法包括直流侧电压控制、虚拟同步控制和网侧电流控制，步骤如下：

步骤1，直流侧电压控制

步骤1.1，对每个H桥单元的直流侧电压采样并依次经过100Hz陷波器滤波，得到N个H桥单元的直流侧电压实际值并记为V_PVi，i＝1,2,3...N；采样N个H桥单元的直流侧电流实际值并记为I_PVi，i＝1,2,3...N；采样电网电压实际值并记为V_grid；采样电网电流实际值并记为I_grid；

步骤1.2，通过对每个H桥单元直流侧进行最大功率点跟踪控制，得到N个H桥单元的直流侧电压指令值并记为V_PVi ^*i＝1,2,3...N，；

步骤1.3，根据步骤1.1得到的N个H桥单元的直流侧电压实际值V_PVi和步骤1.2得到的N个H桥单元的直流侧电压指令值V_PVi ^*，通过电压调节器，计算得到每个H桥单元的有功功率P_i，i＝1,2,3...N，其计算式为：

其中，K_VPi为电压调节器比例系数，i＝1,2,3...N；K_VIi为电压调节器积分系数，i＝1,2,3...N；s为拉普拉斯算子；

步骤2，虚拟同步控制

步骤2.1，对步骤1.1中采样的电网电压实际值V_grid进行锁相得到电网电压的相位θ、电网电压的角频率ω_g和电网电压有功分量U_od，计算得到调频有功功率P_VSG，其计算式为：

其中，m为有功下垂系数；J为转动惯量；ω₀为电网同步角频率；

步骤2.2，根据步骤1.3得到的每个H桥单元的有功功率P_i和步骤2.1得到的调频有功功率P_VSG，选取第N个H桥单元为有功备用单元，通过有功备用计算得到第N个H桥单元在虚拟同步控制下的有功功率指令值P_{N_VSG}，其计算式为：

P_{N_VSG}＝λP_N-(1-λ)(P₁+P₂+···+P_N-1)+P_VSG

其中，λ为有功备用系数，P_N为第N个H桥单元的有功功率；

步骤2.3，根据步骤1.3得到的每个H桥单元的有功功率P_i和步骤2.2得到的第N个H桥单元在虚拟同步控制下的有功功率指令值P_{N_VSG}，计算并网有功功率指令值P_ref，其计算式为：

P_ref＝P₁+P₂+···+P_N-1+P_{N_VSG}

步骤2.4，根据步骤2.1得到的电网电压有功分量U_od，计算并网无功功率指令值Q_ref，其计算式为：

其中，Q_ref0为上层给定无功功率指令；n为无功下垂系数；E₀为参考电动势；

步骤3，网侧电流控制

步骤3.1，通过二阶广义积分器将步骤1.1中采样的电网电流实际值I_grid转换成两相静止坐标系下的电网电流有功分量I_α和电网电流无功分量I_β，其计算式为：

其中，k为二阶广义积分器增益系数；

步骤3.2，根据步骤2.1得到的电网电压的相位θ和步骤3.1得到的两相静止坐标系下的电网电流有功分量I_α和电网电流无功分量I_β，计算得到两相同步旋转坐标系下的电网电流有功分量I_d和电网电流无功分量I_q，其计算式为：

步骤3.3，根据步骤2.1得到的电网电压有功分量U_od，步骤2.2得到的并网有功功率指令值P_ref和步骤2.3得到的并网无功功率指令值Q_ref，通过电流计算方程得到电网有功电流的指令值I_d ^*和电网无功电流的指令值I_q ^*，其计算式为：

步骤3.4，根据步骤3.2得到的两相同步旋转坐标系下的电网电流有功分量I_d和电网电流无功分量I_q，步骤3.3得到的电网有功电流的指令值I_d ^*和电网无功电流的指令值I_q ^*，分别通过有功电流调节器和无功电流调节器，计算得到d轴PI调节值E_d和q轴PI调节值E_q，其计算式分别为：

其中，K_iP为电流调节器比例系数，K_iI为电流调节器积分系数；

步骤3.5，根据步骤1.1中采样的电网电压实际值V_grid，步骤2.1得到的电网电压的相位θ和步骤3.4得到的d轴PI调节值E_d和q轴PI调节值E_q，计算得到逆变器调制波电压V_r，其计算式为：

V_r＝E_dcosθ-E_qsinθ+V_grid

步骤3.6，根据步骤1.3得到的每个H桥单元的有功功率P_i和步骤2.2得到的第N个H桥单元在虚拟同步控制下的有功功率指令值P_{N_VSG}，计算每个H桥单元的功率分配系数Factor_i，i＝1,2,3...N，其计算式为：

i＝1,2,3...N-1时，

i＝N时，

步骤3.7，根据步骤1.1得到的每个H桥单元的直流侧电压实际值V_PVi，步骤3.5得到的逆变器调制波电压V_r和步骤3.6得到的每个H桥单元的功率分配系数Factor_i，计算每个H桥单元的调制信号Q_i，i＝1,2,3...N，其计算式为：

与现有技术相比，本发明公开的一种单相级联H桥光伏逆变器虚拟同步控制方法，采用H桥单元有功备用的方式实现光伏逆变器的虚拟同步控制，其有益效果具体体现在：

1、本发明提出的方法可以实现级联型光伏逆变器参与电网调频，从而具备虚拟同步电机特性。

2、本发明提出的方法不需要对现有逆变器结构进行改造，无需配置储能，通过控制算法实现虚拟同步控制功能，因而易于工程实现。

3、本发明提出的方法采用级联H桥逆变器H桥单元有功备用的方式，非备用H桥单元始终运行于最大功率点，系统效率较高。

附图说明

图1是本发明单相级联H桥光伏逆变器主电路拓扑框图。

图2是本发明单相级联H桥光伏逆变器总控制结构框图。

图3是单相级联H桥光伏逆变器并网有功功率指令值波形图。

图4是单相级联H桥光伏逆变器五个H桥单元的有功功率波形图。

图5是电网电压的角频率波形图。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，下面结合附图及实施例，对本发明作进一步清楚、完整地描述。

图1为本发明实施例单相级联H桥光伏逆变器拓扑结构，如图中所示，所述的单相级联H桥光伏逆变器包括由N个带有光伏组件的H桥单元和电感L_S组成。具体的，N个H桥单元直流侧依次与光伏电池板PV1,PV2...PVN连接；光伏电池板工作条件为在额定温度25℃，额定光照强度1000W/m²下的最大功率点电压为30.59V，每块光伏电池板通过14.1mF电容与每个H桥单元相连，级联系统通过1.5mH电感L_S连接到电网，电网电压实际值为V_grid；电网电流实际值为I_grid。

本发明的控制框图如图2所示，包括直流侧电压控制、虚拟同步控制和网侧电流控制三部分。

步骤1，直流侧电压控制

步骤1.1，对每个H桥单元的直流侧电压采样并依次经过100Hz陷波器滤波，得到N个H桥单元的直流侧电压实际值并记为V_PVi，i＝1,2,3...N；采样N个H桥单元的直流侧电流实际值并记为I_PVi，i＝1,2,3...N；采样电网电压实际值并记为V_grid；采样电网电流实际值并记为I_grid。

本实施例中，以五个H桥单元为例，每个H桥单元初始时的直流侧电压实际值为V_PV1＝V_PV2＝V_PV3＝V_PV4＝V_PV5＝35V。

步骤1.2，通过对每个H桥单元直流侧进行最大功率点跟踪控制，得到N个H桥单元的直流侧电压指令值并记为V_PVi ^*，i＝1,2,3...N。

本实施例中，初始时刻t＝0s时，各H桥单元均工作在额定温度T＝25℃，额定光照强度E₁＝E₂＝E₃＝E₄＝E₅＝1000W/m²的条件下，得到每个H桥单元的直流侧电压指令值V_PV1 ^*＝V_PV2 ^*＝V_PV3 ^*＝V_PV4 ^*＝V_PV5 ^*＝30.59V。

步骤1.3，根据步骤1.1得到的N个H桥单元的直流侧电压实际值V_PVi和步骤1.2得到的N个H桥单元的直流侧电压指令值V_PVi ^*，通过电压调节器，计算得到每个H桥单元的有功功率P_i，i＝1,2,3...N，，其计算式为：

其中，K_VPi为电压调节器比例系数，i＝1,2,3...N；K_VIi为电压调节器积分系数，i＝1,2,3...N；s为拉普拉斯算子；电压调节器比例系数和电压调节器积分系数按照常规并网逆变器进行设计，本实施例中，K_VPi＝5；K_VIi＝200。

步骤2，虚拟同步控制

步骤2.1，对步骤1.1中采样的电网电压实际值V_grid进行锁相得到电网电压的相位θ，电网电压的角频率ω_g和电网电压有功分量U_od，计算得到调频有功功率P_VSG，其计算式为：

其中，m为有功下垂系数；J为转动惯量；ω₀为电网同步角频率；s为拉普拉斯算子。有功下垂系数，转动惯量和电网同步角频率按照常规具备同步电机特性的并网逆变器进行设计，本实施例中，m＝0.246，J＝0.13，ω₀＝100πrad/s。

步骤2.2，根据步骤1.3得到的每个H桥单元的有功功率P_i和步骤2.1得到的调频有功功率P_VSG，选取第N个H桥单元为有功备用单元，通过有功备用计算得到第N个H桥单元在虚拟同步控制下的有功功率指令值P_{N_VSG}，其计算式为：

P_{N_VSG}＝λP_N-(1-λ)(P₁+P₂+···+P_N-1)+P_VSG

其中，λ为有功备用系数，P_N为第N个H桥单元的有功功率。有功备用系数按照常规具备同步电机特性的并网逆变器进行设计，本实施例中，λ＝0.9。

步骤2.3，根据步骤1.3得到的每个H桥单元的有功功率P_i和步骤2.2得到的第N个H桥单元在虚拟同步控制下的有功功率指令值P_{N_VSG}，计算并网有功功率指令值P_ref，其计算式为：

P_ref＝P₁+P₂+···+P_N-1+P_{N_VSG}

步骤2.4，根据步骤2.1得到的电网电压有功分量U_od，计算并网无功功率指令值Q_ref，其计算式为：

其中，Q_ref0为上层给定无功功率指令；n为无功下垂系数；E₀为参考电动势。参考电动势按照常规并网逆变器进行设计，本实施例中，E₀＝130；上层给定无功功率指令，无功下垂系数按照常规具备同步电机特性的并网逆变器进行设计，本实施例中，Q_ref0＝0；n＝0.005。

步骤3，网侧电流控制

步骤3.1，通过二阶广义积分器将步骤1.1中采样的电网电流实际值I_grid转换成两相静止坐标系下的电网电流有功分量I_α和电网电流无功分量I_β，其计算式为：

其中，k为二阶广义积分器增益系数；ω₀为电网同步角频率；s为拉普拉斯算子。二阶广义积分器增益系数按照常规并网逆变器中二阶广义积分器参数整定方法设计，本实施例中，k＝0.5；电网同步角频率按照常规具备同步电机特性的并网逆变器进行设计，本实施例中，ω₀＝100πrad/s。

步骤3.2，根据步骤2.1得到的电网电压的相位θ和步骤3.1得到的两相静止坐标系下的电网电流有功分量I_α和电网电流无功分量I_β，计算得到两相同步旋转坐标系下的电网电流有功分量I_d和电网电流无功分量I_q，其计算式为：

步骤3.3，根据步骤2.1得到的电网电压有功分量U_od，步骤2.2得到的并网有功功率指令值P_ref和步骤2.3得到的并网无功功率指令值Q_ref，通过电流计算方程得到电网有功电流的指令值I_d ^*和电网无功电流的指令值I_q ^*，其计算式为：

步骤3.4，根据步骤3.2得到的两相同步旋转坐标系下的电网电流有功分量I_d和电网电流无功分量I_q，步骤3.3得到的电网有功电流的指令值I_d ^*和电网无功电流的指令值I_q ^*，分别通过有功电流调节器和无功电流调节器，计算得到d轴PI调节值E_d和q轴PI调节值E_q，其计算式分别为：

其中，K_iP为电流调节器比例系数，K_iI为电流调节器积分系数，s为拉普拉斯算子。电流调节器比例系数和电流调节器积分系数按照常规并网逆变器进行设计，本实施例中，K_iP＝5；K_iI＝80。

步骤3.5，根据步骤1.1中采样的电网电压实际值V_grid，步骤2.1得到的电网电压的相位θ和步骤3.4得到的d轴PI调节值E_d和q轴PI调节值E_q，计算得到逆变器调制波电压V_r，其计算式为：

V_r＝E_dcosθ-E_qsinθ+V_grid

步骤3.6，根据步骤1.3得到的每个H桥单元的有功功率P_i和步骤2.2得到的第N个H桥单元在虚拟同步控制下的有功功率指令值P_{N_VSG}，计算每个H桥单元的功率分配系数Factor_i，i＝1,2,3...N，其计算式为：

i＝1,2,3...N-1时，

i＝N时，

步骤3.7，根据步骤1.1得到的每个H桥单元的直流侧电压实际值V_PVi，步骤3.5得到的逆变器调制波电压V_r和步骤3.6得到的每个H桥单元的功率分配系数Factor_i，计算每个H桥单元的调制信号Q_i，i＝1,2,3...N，其计算式为：

图3为单相级联H桥光伏逆变器并网有功功率指令值波形图。1.5s时刻，开始虚拟同步控制；2s时刻，电网电压的角频率发生跌落。从图中可以看出，开始虚拟同步控制后，由于有功备用导致并网有功功率指令值P_ref降低；电网电压的角频率发生跌落时，由于调频功率增大导致并网有功功率指令值P_ref升高。

图4为单相级联H桥光伏逆变器五个H桥单元的有功功率波形图。1.5s时刻，开始虚拟同步控制；2s时刻，电网电压的角频率发生跌落。从图中可以看出，开始虚拟同步控制后，由于有功备用导致备用的第五个H桥单元有功功率P_{5_VSG}降低；电网电压的角频率发生跌落时，由于调频功率增大导致备用的第五个H桥单元有功功率P_{5_VSG}升高。在此过程中，第一个至第四个H桥单元有功功率P₁、P₂、P₃和P₄基本保持不变。

图5为电网角频率ω_g波形图。2s时刻，电网角频率发生跌落。加入虚拟同步控制的逆变器在电网频率发生跌落时输出调频功率，而未加入虚拟同步控制的逆变器在电网频率发生跌落时不会输出调频功率。从图中可以看出，加入虚拟同步控制相对于未加入虚拟同步控制，电网角频率跌落较少，表明加入虚拟同步控制的逆变器参与了电网调频。

Claims (1)

1.一种单相级联H桥光伏逆变器虚拟同步控制方法，所述的单相级联H桥光伏逆变器由N个带有光伏组件的H桥单元和电感L_S组成，其特征在于，本控制方法包括直流侧电压控制、虚拟同步控制和网侧电流控制，步骤如下：

步骤1，直流侧电压控制

步骤1.1，对每个H桥单元的直流侧电压采样并依次经过100Hz陷波器滤波，得到N个H桥单元的直流侧电压实际值并记为V_PVi，i＝1,2,3...N；采样N个H桥单元的直流侧电流实际值并记为I_PVi，i＝1,2,3...N；采样电网电压实际值并记为V_grid；采样电网电流实际值并记为I_grid；

步骤1.2，通过对每个H桥单元直流侧进行最大功率点跟踪控制，得到N个H桥单元的直流侧电压指令值并记为V_PVi ^*，i＝1,2,3...N；

步骤1.3，根据步骤1.1得到的N个H桥单元的直流侧电压实际值V_PVi和步骤1.2得到的N个H桥单元的直流侧电压指令值V_PVi ^*，通过电压调节器，计算得到每个H桥单元的有功功率P_i，i＝1,2,3...N，其计算式为：

其中，K_VPi为电压调节器比例系数，i＝1,2,3...N；K_VIi为电压调节器积分系数，i＝1,2,3...N；s为拉普拉斯算子；

步骤2，虚拟同步控制

步骤2.1，对步骤1.1中采样的电网电压实际值V_grid进行锁相得到电网电压的相位θ、电网电压的角频率ω_g和电网电压有功分量U_od，计算得到调频有功功率P_VSG，其计算式为：

其中，m为有功下垂系数；J为转动惯量；ω₀为电网同步角频率；

步骤2.2，根据步骤1.3得到的每个H桥单元的有功功率P_i和步骤2.1得到的调频有功功率P_VSG，选取第N个H桥单元为有功备用单元，通过有功备用计算得到第N个H桥单元在虚拟同步控制下的有功功率指令值P_{N_VSG}，其计算式为：

P_{N_VSG}＝λP_N-(1-λ)(P₁+P₂+…+P_N-1)+P_VSG

其中，λ为有功备用系数，P_N为第N个H桥单元的有功功率；

步骤2.3，根据步骤1.3得到的每个H桥单元的有功功率P_i和步骤2.2得到的第N个H桥单元在虚拟同步控制下的有功功率指令值P_{N_VSG}，计算并网有功功率指令值P_ref，其计算式为：

P_ref＝P₁+P₂+…+P_N-1+P_{N_VSG}

步骤2.4，根据步骤2.1得到的电网电压有功分量U_od，计算并网无功功率指令值Q_ref，其计算式为：

其中，Q_ref0为上层给定无功功率指令；n为无功下垂系数；E₀为参考电动势；

步骤3，网侧电流控制

步骤3.1，通过二阶广义积分器将步骤1.1中采样的电网电流实际值I_grid转换成两相静止坐标系下的电网电流有功分量I_α和电网电流无功分量I_β，其计算式为：

其中，k为二阶广义积分器增益系数；

步骤3.2，根据步骤2.1得到的电网电压的相位θ和步骤3.1得到的两相静止坐标系下的电网电流有功分量I_α和电网电流无功分量I_β，计算得到两相同步旋转坐标系下的电网电流有功分量I_d和电网电流无功分量I_q，其计算式为：

步骤3.3，根据步骤2.1得到的电网电压有功分量U_od，步骤2.2得到的并网有功功率指令值P_ref和步骤2.3得到的并网无功功率指令值Q_ref，通过电流计算方程得到电网有功电流的指令值I_d ^*和电网无功电流的指令值I_q ^*，其计算式为：

步骤3.4，根据步骤3.2得到的两相同步旋转坐标系下的电网电流有功分量I_d和电网电流无功分量I_q，步骤3.3得到的电网有功电流的指令值I_d ^*和电网无功电流的指令值I_q ^*，分别通过有功电流调节器和无功电流调节器，计算得到d轴PI调节值E_d和q轴PI调节值E_q，其计算式分别为：

其中，K_iP为电流调节器比例系数，K_iI为电流调节器积分系数；

步骤3.5，根据步骤1.1中采样的电网电压实际值V_grid，步骤2.1得到的电网电压的相位θ和步骤3.4得到的d轴PI调节值E_d和q轴PI调节值E_q，计算得到逆变器调制波电压V_r，其计算式为：

V_r＝E_dcosθ-E_qsinθ+V_grid

步骤3.6，根据步骤1.3得到的每个H桥单元的有功功率P_i和步骤2.2得到的第N个H桥单元在虚拟同步控制下的有功功率指令值P_{N_VSG}，计算每个H桥单元的功率分配系数Factor_i，i＝1,2,3...N，其计算式为：

i＝1,2,3...N-1时，

i＝N时，

步骤3.7，根据步骤1.1得到的每个H桥单元的直流侧电压实际值V_PVi，步骤3.5得到的逆变器调制波电压V_r和步骤3.6得到的每个H桥单元的功率分配系数Factor_i，计算每个H桥单元的调制信号Q_i，i＝1,2,3...N，其计算式为：

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