CN113394825B - 一种极弱电网下并网逆变器正交功率同步控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种极弱电网下并网逆变器正交功率同步控制方法，通过引入虚拟功率的概念，分析了在对虚拟功率进行直接控制时，逆变器的功角运行范围和稳定性提升的原理；进而，提出了一种正交功率同步控制策略，所提出的方法能够抑制故障期间VSC与电网之间的功角偏移，防止VSC失去静态工作点，避免同步失稳问题，提升了并网逆变器在极弱电网工况下的同步稳定性。本发明能避免并网逆变器在极弱电网出现电压跌落情况下的同步失稳问题，无需检测电网故障工况，且无需进行模式切换，提高了并网逆变器的暂态稳定性。

Description

一种极弱电网下并网逆变器正交功率同步控制方法

技术领域

本发明属于换流器的并网运行控制策略技术领域，尤其涉及一种极弱电网下并网逆变器正交功率同步控制方法。

背景技术

近年来，在全球能源危机和环境问题不断加剧的背景下，国内外风力、光伏等可再生能源得到了快速的发展。继巴黎协定之后，我国提出在2030年前二氧化碳排放量达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和,可再生能源产业在迎来大发展机遇的同时也面临着弱电网并网运行时的稳定性问题。多种新型稳定问题的存在，给电网的安全运行带来了极大的挑战，逆变器的稳定性对电网的安全稳定运行具有重要意义。

随着可再生能源渗透率的进一步提高，交流系统逐渐变弱，如矢量电流控制、直接功率控制、下垂控制等传统换流器控制策略在极弱电网下的安全稳定运行缺乏深入的研究。为了改善电压源换流器(voltage source converter,VSC)在弱交流电网下的控制性能，有学者提出了功率同步控制策略(power synchronization control,PSC)，通过模拟传统同步电机的同步机理，有效增强了VSC在弱电网工况下的稳定性。已有学者将其应用于高压直流输电弱受端换流器中，实现了弱电网条件下电压源换流器的并网稳定运行。

在高比例新能源电力系统中，电网故障时，相比逆变器脱网或者切换控制策略，保证逆变器的良好同步运行与稳定的输出更具有意义与价值。由于换流器在极弱电网工况下存在功角接近稳定运行极限功角稳定裕度低的问题，逆变器的工作状态更易受到电网故障的影响，造成换流器的暂态工作点丢失，进而引发同步失稳。因此，极弱电网下功率同步控制的暂态稳定性提升十分重要。

发明内容

为解决并网逆变器在极弱电网条件下功角稳定裕度低，易在电网电压跌落故障时发生暂态同步失稳的技术问题，本发明提供一种极弱电网下并网逆变器正交功率同步控制方法。

本发明的一种极弱电网下并网逆变器正交功率同步控制方法，通过引入虚拟功率，分析采用传统有功功率实现同步与采用虚拟功率实现同步的逆变器暂态稳定特性，进而提出了正交功率同步控制策略，所提出的方法能够抑制故障期间VSC与电网之间的功角偏移，防止VSC失去静态工作点，避免同步失稳问题。无需检测电网故障工况，且无需进行控制模式切换，提高了并网逆变器的控制性能。具体为：

(1)所述的虚拟功率的获得具体采用以下方式：

以电网电压相位为参考，将VSC输出电压u逆时针旋转π/2rad以虚拟正交电压u_v。在并网条件相同的情况下，可得输出电压为u_v的虚拟正交并网逆变器系统，该虚拟正交系统输出电压与VSC输出实际电压在αβ坐标系下有如下关系：

实际并网逆变器的输出电流i_gαβ可在αβ坐标系下记作：

虚拟正交并网逆变器的输出电流i_gvαβ的表达式为：

通过整理实际并网逆变器的输出电流与虚拟电流之间的关系，虚拟正交并网逆变器输出电流i_gvαβ可由实际并网电流表示：

其中线路阻抗L_g可以通过在线阻抗测量得到。

故，根据虚拟正交电压与虚拟电流与实际信号量之间的传递关系，可以得到具有余弦函数特性的虚拟功率P_v：

由于实际有功功率与虚拟功率之间呈正交关系，故，P_v又可写作：

P_v＝1.5UEcosδ/X_g

(2)正交功率同步控制

采用有功功率实现电网同步时，反馈回路体现为非线性的正弦函数。由于反馈通道的非线性特性，VSC的稳态功角运行范围为(0，π/2)rad。弱电网工况下VSC的稳态功角接近π/2rad的功角稳定极限，电网电压较小的跌落亦会造成同步环功率不平衡，进而引起VSC故障期间的功角失稳。考虑到余弦函数在(0，π)具有单调性，因此构造与VSC输出有功功率呈正交关系的虚拟功率(virtual power,VP)。通过引入虚拟功率改进传统功率同步控制，拓宽VSC的功角稳定范围，提高VSC的暂态同步稳定性能。

传统功率同步控制采用实际功率实现同步时，换流器输出的有功功率表达式为：

P＝1.5UEsinδ/X_g

故系统的同步动态方程可以记作：

其中，P_ref为逆变器系统的有功功率参考值，k₁为功率同步环的同步系数,U为逆变器输出电压幅值，E为电网电压值，δ为逆变器系统的功角，X_g为线路感抗。

注意，采用虚拟功率实现同步的逆变器同步动态方程可以表示为：

其中，P_vref为有功功率参考值对应的虚拟功率参考值，k₂为虚拟功率同步环的同步系数。

通过虚拟功率的求解过程，易知对于一个控制目标为P_ref的真实并网逆变器系统而言，存在P与P_v的一一对应关系，即，要控制一个并网逆变器输出有功功率为P_ref，即可以采用传统功率同步控制实现逆变器输出有功功率跟踪P_ref，也可以通过虚拟功率同步控制P_v跟踪虚拟功率参考值P_vref，此处，P_ref与P_vref有如下对应关系：

其中，并网逆变器输出的最大有功功率P_max根据额定工况参数计算得到：

P_max＝1.5U_nE/X_g

综上可得，通过P_vref与P_ref的对应关系，采用虚拟功率实现同步的换流器可以等效控制换流器输出有功功率跟踪P_ref。且由于虚拟功率控制的同步环反馈回路呈余弦特性，提供了功角更大的可运行范围。但随着电网电压暂降深度的加重，采用虚拟功率实现同步的换流器依然存在失稳的风险。

传统功率同步控制和虚拟功率同步控制均存在暂态失稳的风险。为解决这一问题，结合有功功率同步环和虚拟功率同步环的暂态稳定特性，本发明提出一种传统功率同步控制与虚拟功率同步控制相结合的正交功率同步控制(orthogonal powersynchronization control,OPSC)，采用正交功率实现同步的换流器功角动态方程可以记作：

式中，k₁为有功功率同步系数，k₂为虚拟功率同步环的同步系数，

(3)正交功率同步控制参数设计

令有功功率和虚拟功率的同步系数k₁和k₂满足下式：

k₂＝-C·k₁

通过调整同步系数C的大小，可以实现功率同步和虚拟功率同步在同步环中所占比重，灵活调节功角运行范围和稳定裕度设计，避免并网逆变器在故障前后发生功角偏移。

将k₂用k₁表示，整理得到采用正交功率实现同步的换流器功角动态方程为：

式中，β＝arctan(C)。

令上式为0，得到VSC的稳态功角δ₀满足下式：

电网电压幅值由E跌落至E_sag，此时，若系统仍存在稳态运行点，则故障期间的稳态功角满足：

式中，δ_f为故障期间VSC的稳态运行功角。

若期望故障前后系统的运行功角稳定不变，则C应当满足：

本发明的有益技术效果为：

本发明通过引入虚拟功率(VOP)，分析了通过虚拟功率拓宽功角稳定运行范围与稳定裕度提升的可行性，进而提出了适用于极弱电网工况下的正交功率同步控制策略。通过合理的参数设计，调整同步环中正弦反馈通道和余弦反馈通道的贡献度，无需检测电网故障工况和切换控制模式，即可有效抑制电网电压暂降故障下的功角偏移，保证了逆变器的暂态功角稳定。

附图说明

图1为VSC并网主电路及控制结构图。

图2为虚拟功率实现具体结构框图。

图3为传统功率同步控制与虚拟功率实现同步的并网逆变器闭环同步回路(其中，a为传统功率同步控制，b为虚拟功率同步控制)。

图4为虚拟功率同步相图分析。

图5为传统功率同步控制与虚拟功率同步控制相图分析(其中，a为传统功率同步控制，b为虚拟功率同步控制)。

图6为正交功率同步控制框图。

图7为正交功率同步控制相图分析(其中，a为C变化，b为U变化)。

图8为传统功率同步控制实验波形(其中，a为电网电压跌落至0.9p.u，b为电网电压跌落至0.8p.u)。

图9为虚拟功率同步控制实验波形(其中，a为电网电压跌落至0.9p.u，b为电网电压跌落至0.4p.u)。

图10为正交功率同步控制实验波形(其中，a为电网电压跌落至0.9p.u，b为电网电压跌落至0.4p.u)。

具体实施方式

下面结合附图及具体实施案例对本发明做进一步的详细说明。

图1所示为PSC-VSC连接至极弱受端交流电网的主电路与控制结构。作为并网接口的逆变器采用基于dq轴实现的“功率同步控制-电压外环-电流内环”的三环控制器。功率同步环通过调节VSC输出的有功功率和角频率实现电网同步，电压外环的电压参考值直接给定为额定电压值U_n。逆变器输出三相电压V_abc经过LC滤波器滤波后，通过感性传输线路连接至电网。其中U_abc为滤波电容上的电压，I_gabc为逆变器并网电流，E_abc为三相电网电压，L_g传输线路感抗。

本发明主要针对极弱电网工况下，电网电压故障跌落而导致逆变器暂态失稳的问题。在此分析过程中，考虑到电压电流双环的带宽往往是功率外环的十倍以上，故可以忽略内环的动态响应过程。

逆变器输出有功功率的表达式可以记作：

P＝1.5UEsinδ/X_g

传统功率同步控制的功角变化率记作：

式中，k₁为虚拟功率同步环的同步系数。

通过建立与原系统并网条件相同的正交逆变器系统，其中，虚拟逆变器输出的电压u_v与原逆变器输出电压u大小相同，角度超前90°。虚拟逆变器输出的电压与原逆变器输出电压在αβ坐标系下表达式为：

同时，实际逆变器系统的并网电流i_gαβ与虚拟逆变器的并网电流i_gvαβ分别可表达为：

通过消去电网电压，可以得到由实际并网电流和逆变器输出电压表示的虚拟正交系统的并网电流：

其中，电网等效阻抗L_g的值可以通过阻抗在线测量的方式获取。

通过瞬时功率理论，虚拟功率(虚拟正交系统所输出的虚拟有功功率)可通过下式获得：

P_v＝u_βi_gvα-u_αi_gvβ＝1.5EUcosδ/X_g

虚拟功率的实现框图如附图2所示。采用有功功率实现同步的传统功率同步控制策略和采用虚拟功率实现同步的并网逆变器闭环同步回路可由附图3表示。

其中，采用虚拟功率实现同步控制的换流器同步动态方程可以记作：

式中，k₂为虚拟功率同步环的同步系数。

附图4所示为k₂分别取正值和负值所对应的相图。箭头表示相图上的点的运动方向，易知，对于k₂取正的相图而言，平衡点E为不稳定平衡点；对于k₂取负的相图而言，平衡点E为稳定平衡点。因此，k₂的取值应为负值。

虚拟功率同步控制器稳定后，虚拟功率P_v将达到其额定值P_vref。此时，VSC输出的实际功率P应达到其参考值P_ref。因此，虚拟正交功率参考值P_vref与实际功率参考值P_ref存在一一对应关系，P_vref需精心设计。

额定工况下,并网逆变器输出最大有功功率P_max的计算公式为：

P_max＝1.5U_nE/X_g

给定有功功率参考值P_ref，并网逆变器系统稳态功角δ₀可记作：

实际系统运行在稳态功角位置时，虚拟功率应同样达到虚拟功率参考值P_vref。故而，P_vref与P_ref的关系满足

据此可对虚拟功率同步控制器的虚拟参考功率进行设计。

图5所示为传统功率同步控制与采用虚拟功率同步控制的并网逆变器相图。如图5(a)所示，传统功率同步控制采用有功功率环路实现功率无差调节与电网同步控制，相图最低点时，功角为π/2rad。其稳态功角的取值范围为(0，π/2)。如图5(b)所示，采用虚拟功率实现同步的并网逆变器系统相图稳定边界点在0rad和πrad，其稳态功角可运行在(0，π)。当相图与x轴无交点时，系统不存在稳定运行点，故可通过相图曲线的最值与x轴的最小距离，表征系统的稳定裕度。最值越接近x轴，故障失稳的风险越大，因此采用虚拟功率实现同步的VSC暂态稳定性优于传统功率同步控制。但随着电网电压暂降深度的加重，采用虚拟功率实现同步的换流器依然存在失稳的风险。为解决这一问题，结合有功功率同步环和虚拟功率同步环的暂态稳定特性，提出一种传统功率同步控制与虚拟功率同步控制相结合的正交功率同步控制(orthogonal power synchronization control,OPSC)，其框图如图6所示。其中，P_v通过附图2的方式实现。

正交功率同步控制功角动态方程为：

令k₁,k₂关系满足k₂＝-C*k₁。正交功率同步控制的相图分析如图7(a)所示。当同步系数比C取值远小于1时，正交功率控制同步环以传统功率同步控制为主导；当C取值大于1时，虚拟功率同步的余弦函数反馈通道占据主导作用，系统稳态运行功角范围随着同步系数比C的增大由π/2rad向πrad扩展，且相图最低点逐渐远离x轴。这表明虚拟功率的引入在拓宽功角运行范围的同时，一定程度上提高了VSC应对电网电压跌落故障时的暂态同步稳定性能。虚拟功率的引入拓展了功角运行范围和稳定裕度设计的灵活性。将k₂用k₁进行表示，正交功率同步控制功角动态方程可改写为：

式中：β＝arctan(C)。

令上式等于0，VSC稳态功角满足式下式：

电网电压幅值由E跌落至E_sag，此时，若系统仍存在稳态运行点，则故障期间的稳态功角满足：

式中，δ_f为故障期间VSC的稳态运行功角。

结合故障前后的功角表达式易知，若期望故障前后系统的运行功角保持不变，则C应当满足：

正交功率同步控制系统的功角特性方程可记作：

满足上述参数设计条件的正交功率同步控制相图如附图7(b)所示。即恰当的同步系数比C可以保证电网电压跌落前后，系统功角恒定不变，避免故障前后功角发生偏移。正交功率同步控制不需要检测电网故障工况或在暂态故障时投入附加暂态控制策略，极大的提高了VSC在电网电压暂降故障下的暂态同步稳定性能。

实施例1：

表1实验参数

以单逆变器并入极弱交流电网为例，系统框图如附图1所示。实验所使用的参数见表1。逆变器以P_ref＝0.9p.u启动，采用以有功功率实现同步的传统功率同步控制策略。故障设置为电网电压分别跌落至0.9p.u及0.8p.u，实验波形如附图8所示。附图8(a)电网电压跌落至0.9p.u，VSC有稳态运行点。故障后，系统的功角不断增大，并以过阻尼的形式过渡到新的稳态工作点。附图8(b)电网电压跌落至0.8p.u.，由于VSC的最大输出有功功率小于参考值，功率同步控制环无法达到平衡，功角不断增加，逆变器同步失稳。当故障被清除后，功角将收敛到一个新的稳定平衡点，VSC恢复与电网的同步。

实施例2：

实验参数如实施例1，并网逆变器采用通过虚拟功率实现同步的虚拟功率同步控制策略，其中P_vref对应实施例1中P_ref＝0.9p.u的情况。故障设置为电网电压分别跌落至0.8p.u及0.4p.u，实验波形如附图9所示。附图9(a)电网电压跌落至0.8p.u，即使传统功率同步控制的换流器不存在稳态工作点，采用虚拟功率实现同步的VSC仍存在稳态运行点。采用虚拟功率控制的换流器依然能够通过维持虚拟功率与参考功率P_vref的平衡，实现电网同步。故障期间，电网电压暂降导致稳态功角减小，输出功率明显降低。根据附图5(b)所示相图分析，虽然虚拟功率同步控制在一定程度上提升了VSC应对电网电压暂降的暂态同步稳定性，但依旧无法避免暂态失稳的问题。图9(b)所示为电网电压跌落至0.4p.u时，VSC输出的波形。虽然故障期间P_vref对应的有功功率目标值随着电压暂降深度等效减小，但虚拟功率控制静态稳定点的丢失仍会导致换流器暂态同步失稳。

实施例3：

通过在传统功率同步控制环路中引入虚拟功率，进行同步系数设计，可拓宽VSC的功角可运行范围，保证了系统在不同电压暂降深度情况下的暂态稳定性。故障期间不需要进行模式的切换，有效的避免了模式切换过程带来的电压电流冲击。通过对比不同电压暂降深度下的传统功率同步控制和正交功率同步控制，验证本发明所提控制策略的正确性与有效性。

当电网电压跌落至0.9p.u时，如图10(a)所示的传统功率同步控制策略实验波形，VSC故障期间有稳态工作点且不存在暂态失稳问题。故障过程中，采用正交功率同步控制策略的VSC输出的有功功率轻微下降，但该控制策略有效的抑制了暂态功角偏移。在暂态过程中，正交功率同步控制有效的提高了系统的动态响应速度，有利于故障后VSC的恢复。为了验证本发明所提出的正交功率同步控制策略在深度电网电压跌落故障下的有效性，对采用正交功率同步控制策略的VSC进行电网电压跌至0.4p.u的实验测试,即使故障期间采用传统功率同步控制的换流器不存在稳定工作点，由于引入虚拟正交功率，改善了换流器的暂态功角特性方程，抑制了功角的偏移，使得故障前后系统的功角稳定工作点保持不变，保证故障期间VSC的同步运行。实验波形图如图10(b)所示。在电网电压严重跌落的情况下，换流器依旧能有效抑制功角偏移并与电网维持良好的同步状态。

由此，基于虚拟正交功率可提高换流器暂态同步稳定性的分析，本发明提出了一种灵活可控的正交功率同步控制策略，通过合理的参数设计，有效的抑制了电网电压故障期间系统的功角偏移，无需检测电网的故障工况或切换控制策略，提升了极弱电网工况下换流器的暂态同步稳定性。

Claims (1)

1.一种极弱电网下并网逆变器正交功率同步控制方法，其特征在于，引入虚拟功率构造正交功率同步控制器，通过参数设计实现电网电压故障期间系统功角偏移的抑制，具体为：

(1)引入虚拟功率：

建立与原系统并网条件相同的虚拟正交逆变器系统，其中，虚拟正交逆变器输出的电压u_v与原逆变器输出电压u大小相同，角度超前90°；虚拟正交逆变器输出的电压与原逆变器输出电压在αβ坐标系下的分量分别为u_αβ，u_vαβ，二者关系表示为：

采用以下公式计算虚拟正交逆变器系统的虚拟正交功率P_v：

其中，i_gαβ为原系统并网电流在αβ坐标系下的表示；*为共轭运算符号；L_g为线路阻抗；

(2)正交功率同步控制：

正交功率同步控制的动态特性方程满足以下公式：

其中，k₂为虚拟功率同步环的同步系数，U为逆变器输出电压幅值，E为电网电压值，δ为逆变器系统的功角，P_vref为有功功率参考值对应的虚拟正交功率参考值，X_g为线路感抗，P_ref为逆变器系统的有功功率参考值，k₁为有功功率同步系数；

(3)正交功率同步控制参数设计：

当k₂＝-C*k₁时，同步系数C的选取满足：

其中，δ₀为并网逆变器额定工况下的系统功角。

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