CN110460056A - 串联补偿环节与交直流母线接口变换器的协调控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及交直流混合微电网变换器控制技术领域，具体为一种串联补偿环节与交直流母线接口变换器的解耦协调控制方法，在传统交直流混合微电网种添加了串联补偿环节环节，其由串联补偿变压器与从属三相电压型变换器组成。串联补偿变压器的原边分别与智能开关和交流母线连接，副边与从属三相电压型变换器的交流侧连接，而从属三相电压型变换器的直流侧与直流母线连接。在此基础上，通过对系统整体建模制定了串联补偿环节与交直流母线接口变换器的解耦协调控制策略。本发明具有提高串联环节与母线接口变换器的补偿性能，优化交直流混合微电网的电能质量，实现所述交直流混合微电网的可靠、连续和高质量供电。

Description

串联补偿环节与交直流母线接口变换器的协调控制方法

技术领域

本发明属于交直流混合微电网变换器控制技术领域，具体为串联补偿环节与交直流母线接口变换器的协调控制方法。

背景技术

交直流混合微电网包含交流微源、交流负载、直流微源、直流负载、储能装置和多种功率变换器。其运行状态主要有离网运行模式与并网运行模式。当运行于离网模式时，交直流混合微网的交流子网与直流子网功率通过控制母线接口变换器来保证各自功率平衡，交流子网由微型汽轮机或其他电压与频率保持稳定的设备提供交流子网的参考电压与频率；当运行于并网模式时，由配电网去支撑交流子网的电压与频率。故当配电网发生故障，导致交流子网受其影响发生电压跌落、骤升、谐波或不平衡时，交流子网的负载无法正常运行，甚至通过接口变换器影响到直流子网的稳定；而故障更为严重时，配电网的故障电压与交流子网的电压差值加在线路阻抗上，导致故障大电流冲击到交流子网与母线接口变换器或配网侧其他低压馈线，严重危害设备安全。现有技术针对交直流混合微网的故障穿越能力的研究较少，且缺乏对插入补偿环节后变换器的输出耦合进行分析。因此，需对混合微网中的功率变换器进行协调控制策略的研究。

发明内容

本发明要解决的技术问题是：利用串联补偿环节与母线接口变换器的协调运行，提高其故障穿越能力与电能质量，保障交直流混合微电网的可靠、连续和高质量供电；配网侧发生电压跌落、骤升或不平衡时，串联补偿环节进行动态电压补偿或故障电流限制时，输出补偿量对母线接口变换器工作的影响；微网内部功率不平衡，母线接口变换器工作于整流或逆变时，对串联补偿环节性能的影响，提供了一种串联补偿环节与交直流母线接口变换器的解耦协调控制策略。

本发明解决其技术问题的技术方案是：串联补偿环节与交直流母线接口变换器的协调控制方法，在交直流混合微电网中添加了串联补偿环节环节，串联补偿环节环节由串联补偿变压器与从属三相电压型变换器组成，串联补偿变压器的原边两侧分别与智能开关和交流母线连接，副边与从属三相电压型变换器的交流侧连接，从属三相电压型变换器的直流侧与直流母线连接，具体控制过程包括以下步骤：

(1)采集配电网的三相电压u_sk和电流i_sk，采集串联补偿环节的输出电压u_ck和电流i_1k，采集交直流母线接口变换器的输出电压u_acsk和电流i_2k，采集非线性负载电流i_nonlineark，k＝a,b,c，采集直流母线电压u_dc；

(2)将三相静止坐标系下的量通过等量变换转换为两相旋转坐标系下；

(3)制定串联补偿环节与母线接口变换器的独立控制策略，其具体控制策略如下：

(3.1)通过配电网电压u_s，判断所设计的串联补偿环节的工作模式，当u_s＜0.2u_snor u_s＞1.8u_sn时串联补偿环节工作在限流模式，当0.2u_sn≤u_s≤1.8u_sn时串联补偿环节工作在调压模式，u_sn是电网正常运行的额定电压；

(3.2)若在调压模式下，通过配电网侧的基准电压u_sref与实际电压u_s作差，并将所得到值与串联补偿变压器变比N相乘，得到输出补偿量参考值u_cref；若在限流模式下，通过将配电网侧电流i_s与虚拟的注入阻抗Z_inj相乘，得到输出补偿量参考值u_cref；

(3.3)将输出补偿量参考值u_cref与采集到的串联补偿环节的输出电压u_c作差得到误差信号，经过电压控制器后，采用坐标反变换至abc坐标系下生成调制波，再通过PWM脉冲发生器生成串联补偿环节的控制信号；

(3.4)设定直流母线电压幅值u_dcref，将其与检测到的实际直流母线电压幅值u_dc作差生成误差信号，经过电压控制器生成电流参考值i_2ref1；对非线性负载电流i_nonlineark进行谐波电流检测得到电流参考值i_2ref2；将i_2ref1+i_2ref2作为最终电流参考值与实际交直流母线接口变换器的输出电流i₂做差形成误差信号，经过电流控制器后，采用坐标反变换至abc坐标系下生成调制波，再通过PWM脉冲发生器产生交直流母线接口变化器的控制信号。

上述的串联补偿环节与交直流母线接口变换器的协调控制方法，制定了串联补偿环节与交直流母线接口变换器的解耦协调控制策略，具体包括以下步骤：

当交直流母线接口变换器工作于整流模式或逆变模式时，为降低交直流母线接口变换器对串联补偿环节的影响，将串联补偿环节控制策略中的电压环后附加输出电流i₁闭环控制，电压控制器输出的电流指令值i_1ref和电流i₁作差，并将所得到值输入到比例控制器，比例控制器输出的值与交流母线电压u_acsk做差后采用坐标反变换至abc坐标系下生成调制波；

当串联补偿环节工作于动态电压补偿或故障电流限制时，为降低串联补偿环节对交直流母线接口变换器影响，通过在交直流母线接口变换器的电压环输出后附加1/N倍的串联补偿环节的输出电流增量Δi₁，作为电流环的新参考电流，即最终电流参考值i_2ref1+i_2ref2与输出电流i₂、输出电流i₁做差后输入到电流控制器；并将交流母线电压u_acsk经过传递函数G后的值与电流控制器的输出相加，相加后的值用坐标反变换至abc坐标系下生成调制波。

本发明在传统交直流混合微电网中添加了串联补偿环节环节，其由串联补偿变压器与从属三相电压型变换器组成。在此基础上，通过对系统整体建模制定了串联补偿环节与交直流母线接口变换器的解耦协调控制策略。本发明提高串联环节与母线接口变换器的补偿性能，优化交直流混合微电网的电能质量，实现所述交直流混合微电网的可靠、连续和高质量供电。

附图说明

图1为本发明所涉及的改进交直流混合微电网拓扑图。

图2为本发明所涉及的串联补偿环节与母线接口变换器的具体结构图。

图3为单独串联补偿环节的控制策略图。

图4为单独母线接口变换器的控制策略图。

图5为改进后的串联补偿环节与母线接口变换器的解耦协调控制策略图。

图6为本发明所述配网侧电压发生三相跌落与混合微网功率波动时，未解耦的控制策略与改进后的控制策略对系统运行影响的仿真波形图。

图7为本发明所述配网侧电压发生三相跌落与混合微网功率波动时，采用改进后的控制策略，所述交直流混合微电网的运行状况的仿真波形图。

具体实施方式

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对本发明的技术方案进行详细的描述。显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所得到的所有其他实施方式，都属于本发明所保护的范围。

参见附图1至图7，现对本发明提供的一种串联补偿环节与交直流母线接口变换器的解耦协调控制策略进行说明。

本发明所述的由串联补偿环节和母线接口变换器构成的改进型交直流混合微电网，如图1所示。其中串联补偿环节由串联补偿变压器(Series CompensationTransformer，SCT)和三相电压型变换器(Slave Voltage SourceConverter，VSC_S)组成,串联补偿变压器的原边两侧分别与智能开关和交流母线连接，副边与三相电压型变换器的交流侧连接，三相电压型变换器的直流侧与直流母线连接；母线接口变换器定义为主电压型变换器(MainVoltageSource Converter，VSC_M)；交流子网的电压等级为380V，其中包含风力发电设备、光伏发电设备、采用PQ或下垂控制的大功率分布式发电设备、交流负载和敏感负载等；直流子网的电压等级为800V，其中中包含风力与光伏发电设备、燃料电池、储能设备和直流负荷等。当所述交直流混合微电网运行于并网模式时，智能开关闭合，母线接口变换器的作用是根据交流子网与直流子网的功率平衡，将VSC_M运行于停机模式、整流模式或逆变模式，并实现实时检测交流母线所含的谐波电流，进行谐波补偿，优化交流子网的电能质量。当所述交直流混合微网在并网模式下且配电网发生故障时，串联补偿环节的作用为根据配电网的故障程度工作于动态电压补偿或故障电流限制两种模式，保证交直流子网的可靠、连续供电。

一种串联补偿环节与交直流母线接口变换器的解耦协调控制策略，该策略是通过本发明所述的串联补偿环节与母线接口变换器实现的，它的简化结构图，如图2所示，具体包括以下步骤：

(1)采集配电网的三相电压u_sk，采集串联补偿环节的输出电压u_ck与输出电流i_1k，采集交流母线电压u_acsk，采集交直流母线接口变换器的输出电流i_2k，采集非线性负载电流i_nonlineark，k＝a,b,c，采集直流母线电压u_dc；

(2)将三相静止坐标系下的量通过等量变换转换为两相旋转坐标系下

(3)制定串联补偿环节与母线接口变换器的独立控制策略，其具体控制策略如下：

(3.1)通过配电网电压u_s，判断所设计的串联补偿环节的工作模式，当u_s＜0.2u_snor u_s＞1.8u_sn时串联补偿环节工作在限流模式，当0.2u_sn≤u_s≤1.8u_sn时串联补偿环节工作在调压模式，u_sn是电网正常运行的额定电压；

(3.2)若在调压模式下，通过配电网侧的基准电压u_sref与实际电压u_s作差，并将所得到值与串联补偿变压器变比N相乘，得到输出补偿量参考值u_cref；若在限流模式下，通过将配电网侧电流i_s与虚拟的注入阻抗Z_inj相乘，得到输出补偿量参考值u_cref；

(3.3)将输出补偿量参考值u_cref与采集到的串联补偿环节的输出电压u_c作差得到误差信号，经过电压控制器后，采用坐标反变换至abc坐标系下生成调制波，再通过PWM脉冲发生器生成串联补偿环节的控制信号，如图3所示；

(3.4)通过设定直流母线电压幅值u_dcref，将其与检测到的实际直流母线电压幅值u_dc作差生成误差信号，经过电压控制器生成电流参考值i_2ref1；检测到的谐波电流作为电流参考值i_2ref2；将i_2ref1+i_2ref2作为最终电流参考值与实际交直流母线接口变换器的输出电流i₂做差形成误差信号，经过电流控制器后，采用坐标反变换至abc坐标系下生成调制波，再通过PWM脉冲发生器产生交直流母线接口变化器的控制信号，如图4所示；

(4)当交直流母线接口变换器工作于整流模式或逆变模式时，为降低交直流母线接口变换器对串联补偿环节的影响，将串联补偿环节控制策略中的电压环后附加输出电流i₁闭环控制，电压控制器输出的电流指令值i_1ref和电流i₁作差，并将所得到值输入到比例控制器，比例控制器输出的值与交流母线电压u_acsk做差后采用坐标反变换至abc坐标系下生成调制波；

(5)当串联补偿环节工作于动态电压补偿或故障电流限制时，为降低串联补偿环节对交直流母线接口变换器影响，通过在交直流母线接口变换器的电压环输出后附加1/N倍的串联补偿环节的输出电流增量Δi₁，作为电流环的新参考电流，即最终电流参考值i_2ref1+i_2ref2与输出电流i₂、输出电流i₁做差后输入到电流控制器；并将交流母线电压u_acsk经过传递函数G(G为输出电流i₂对交流母线电压u_acsk的传函)后的值与电流控制器的输出相加，相加后的值用坐标反变换至abc坐标系下生成调制波。

所述的一种串联补偿环节与交直流母线接口变换器的解耦协调控制策略框图，如图5所示。相比于单独的控制策略，仅仅增加了串联补偿环节的输出电流采样部分，在完成串联补偿环节与母线接口变换器的输出耦合量解耦的同时，还抑制了直流母线电压的波动。

所述图3和图4中，电压控制器(Voltage Regulator，VR)和电流控制器(CurrentRegulator，CR)均选用比例积分控制器，控制策略的设计均在串联补偿环节与母线接口变换器模型的dq0坐标系下进行。

所述图6(a)、(b)、(c)分别表示串联补偿环节与母线接口变换器均采用未解耦控制策略、改进串联补偿环节的控制策略和均采用改进控制策略的仿真波形，自上而下分别配网侧电压、串联补偿环节输出补偿电压、直流母线电压和母线接口变换器的输出电流。当采用传统控制策略时，直流母线电压与输出电流均响应缓慢并受到耦合影响；改进串联补偿环节控制策略时，直流母线电压得到了优化；最后，均采用改进控制策略时，再次利用了串联补偿环节的输出电流，考虑其与源侧电流的关系，前馈它的增量，可以看出直流母线电压与输出电流都得到了较大改善。

所述图7表示所述交直流混合微电网运行于并网模式时，在0.0～0.2s期间，VSC_M与VSC_S均不工作，配网侧电压正常且交流子网与直流子网均功率平衡；在0.2～0.4s期间，直流微网负荷变小，VSC_M工作于逆变模式；在0.4～0.6s期间，光伏出力变小，VSC_M工作于整流模式；在0.6～0.8s期间，VSC_M仍处于整流模式，同时设置网侧电压在0.6s幅值由1.0pu跌落为0.7pu，并在0.7s恢复为1.0pu，VSC_S工作于调压模式。

所述图7为VSC_M与VSC_S协调工作时，所述改进型交直流混合微电网的配网侧、交流母线、SCT与直流母线的电压波形，分别为图7(a)、(b)、(c)、(d)。在电压理想状态下，SCT处于短路状态，配网为交流母线提供电压与频率支撑，同时通过VSC_M支撑直流母线电压。当交直流子网功率不平衡时，VSC_M可工作于整流或逆变状态，在保证直流母线电压稳定的同时，使VSC_S的工作不受影响。

所述图7(e)、(f)、(g)、(h)分别为VSC_M的A相端口电压电流波形、VSC_M、VSC_S及交流母线敏感负荷的功率。如图7中的(f)、(g)所示，VSC_M、VSC_S在不工作时的输出功率均为0，当直流侧负载减小10kW时，直流子网通过VSC_M逆变10kW，保证直流子网功率平衡的同时反馈给配网功率；当直流侧光伏发电功率减小10kW时，配网通过VSC_M整流10kW，保证系统的稳定；当网侧电压跌落时，VSC_S补偿网侧电压跌落0.3pu所引起的5kW。

上面结合附图对本发明的实施方式作了详细说明，但是本发明并不限于上述实施方式，在本领域普通技术人员所具备的知识范围内，还可以在不脱离本发明宗旨的前提下做出各种变化。

Claims (2)

1.串联补偿环节与交直流母线接口变换器的协调控制方法，其特征在于：在交直流混合微电网中添加了串联补偿环节，串联补偿环节由串联补偿变压器与从属三相电压型变换器组成，串联补偿变压器的原边两侧分别与智能开关和交流母线连接，副边与从属三相电压型变换器的交流侧连接，从属三相电压型变换器的直流侧与直流母线连接，具体控制过程包括以下步骤：

(1)采集配电网的三相电压u_sk和电流i_sk，采集串联补偿环节的输出电压u_ck和电流i_1k，采集交直流母线接口变换器的输出电压u_acsk和电流i_2k，采集非线性负载电流i_nonlineark，k＝a,b,c，采集直流母线电压u_dc；

(2)将三相静止坐标系下的量通过等量变换转换为两相旋转坐标系下；

(3)制定串联补偿环节与母线接口变换器的独立控制策略，其具体控制策略如下：

(3.1)通过配电网电压u_s，判断所设计的串联补偿环节的工作模式，当u_s＜0.2u_snor u_s＞1.8u_sn时串联补偿环节工作在限流模式，当0.2u_sn≤u_s≤1.8u_sn时串联补偿环节工作在调压模式，u_sn是电网正常运行的额定电压；

(3.2)若在调压模式下，通过配电网侧的基准电压u_sref与实际电压u_s作差，并将所得到值与串联补偿变压器变比N相乘，得到输出补偿量参考值u_cref；若在限流模式下，通过将配电网侧电流i_s与虚拟的注入阻抗Z_inj相乘，得到输出补偿量参考值u_cref；

(3.3)将输出补偿量参考值u_cref与采集到的串联补偿环节的输出电压u_c作差得到误差信号，经过电压控制器后，采用坐标反变换至abc坐标系下生成调制波，再通过PWM脉冲发生器生成串联补偿环节的控制信号；

(3.4)设定直流母线电压幅值u_dcref，将其与检测到的实际直流母线电压幅值u_dc作差生成误差信号，经过电压控制器生成电流参考值i_2ref1；对非线性负载电流i_nonlineark进行谐波电流检测得到电流参考值i_2ref2；将i_2ref1+i_2ref2作为最终电流参考值与实际交直流母线接口变换器的输出电流i₂做差形成误差信号，经过电流控制器后，采用坐标反变换至abc坐标系下生成调制波，再通过PWM脉冲发生器产生交直流母线接口变化器的控制信号。

2.根据权利要求1所述的串联补偿环节与交直流母线接口变换器的协调控制方法，其特征在于：制定了串联补偿环节与交直流母线接口变换器的解耦协调控制策略，具体包括以下步骤：

当交直流母线接口变换器工作于整流模式或逆变模式时，为降低交直流母线接口变换器对串联补偿环节的影响，将串联补偿环节控制策略中的电压环后附加输出电流i₁闭环控制，电压控制器输出的电流指令值i_1ref和电流i₁作差，并将所得到值输入到比例控制器，比例控制器输出的值与交流母线电压u_acsk做差后采用坐标反变换至abc坐标系下生成调制波；

当串联补偿环节工作于动态电压补偿或故障电流限制时，为降低串联补偿环节对交直流母线接口变换器影响，通过在交直流母线接口变换器的电压环输出后附加1/N倍的串联补偿环节的输出电流增量Δi₁，作为电流环的新参考电流，即最终电流参考值i_2ref1+i_2ref2与输出电流i₂、输出电流i₁做差后输入到电流控制器；并将交流母线电压u_acsk经过传递函数G后的值与电流控制器的输出相加，相加后的值用坐标反变换至abc坐标系下生成调制波。