CN117060488A - 构网型逆变器的平滑并网方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种构网型逆变器的平滑并网方法，构网型逆变器采用基于虚拟同步发电机控制的构网控制技术；本发明通过构建电压正交矢量，实时计算并网开关两侧电压的虚拟幅值差和虚拟相角差，并利用比例积分调节器来产生电压差额的补偿量，对所述构网型逆变器的输出电压与电网电压进行幅值和相角同步，以实现构网型逆变器的可靠平滑并网。本发明能够实现360°全范围相角差下的快速同步跟踪，有效解决并网冲击问题，具备良好的电网背景谐波抑制和三相不平衡应对能力，保证构网型逆变器的安全并网和高效稳定运行。

Description

构网型逆变器的平滑并网方法

技术领域

本发明涉及构网控制技术领域，特别是一种构网型逆变器的平滑并网方法。

背景技术

随着全球的能源转型升级，可再生能源和电力电子设备接入电网的规模不断扩大，

新型电力系统的运行特征发生了深刻变化，系统表征出惯量低、强度弱、稳定性下降的显著特点。目前，绝大多数电力电子变流器采用跟网控制技术，该类型变流器对外表现出电流源特性，需通过锁相环实时获取电网相位信息来保持同步，在弱电网下稳定性较差，甚至会引起功率振荡和频率失稳等问题。

基于上述问题，构网控制技术得以提出，并应用在构网型逆变器中。通过模拟同步机的发电特性及自同步原理，构网型逆变器对外表现出电压源特性，能够为电网提供电压和频率的主动支撑，在并网或离网模式下均能稳定运行，是新型电力系统解决高比例可再生能源并网稳定性问题的核心组件，适用于低惯量、弱阻尼的新时代电网生态。

然而在并网前，构网型逆变器和大电网的运行方式不同，二者不可避免地存在电压幅值和相角偏差，若没有做适当的准备直接并网，将对电网产生较大冲击，进而致使并网失败，严重时将引发电网振荡失稳。目前主流并网方法包括基于锁相环的同步并网控制和自同步并网控制。基于锁相环的同步并网控制方法的算法性能依赖于锁相环，当外界电网电压存在谐波或不平衡情况的影响下，锁相环的抗干扰能力较差，进而影响同步准确性；此外，该方法只能在小范围相角差内并网，对并网时刻的要求高。自同步并网控制本质上是通过改变控制策略，将功率控制部分等效为锁相环，在锁相过程中需要将变流器输出有功功率和无功功率控制至0，该方法无法实现带载并网。两类方法均存在局限性，难以满足新型电力系统的发展需求。因此，有必要研究一种高效可行的构网型逆变器平滑并网方法，实现并网过程的平滑过渡和后续稳定运行。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是，针对现有技术不足，提供一种构网型逆变器的平滑并网方法，使得构网型逆变器能实现安全平滑并网和高效稳定运行，具备良好的电网背景谐波抑制和三相不平衡应对能力。

为解决上述技术问题，本发明所采用的技术方案是：一种构网型逆变器的平滑并网方法，包括以下步骤：

S1、获取电网交流电压u_gx、构网型逆变器输出电压u_x和并网电流i_x的模拟信号，并将所述模拟信号转化为数字量；x＝a，b，c；

S2、利用所述数字量计算构网型逆变器输出的瞬时有功功率和瞬时无功功率；

S3、利用所述瞬时有功功率计算电压相角参考量θ_loop；利用所述瞬时无功功率计算电压幅值参考量E_loop；

S4、对所述构网型逆变器输出电压进行正序Clarke变换，得到两相静止坐标系下的电网电压，利用二阶广义复矢量滤波器提取出正序电网电压的正交矢量U_gy ⁺和负序电网电压的正交矢量U_gy ^-，采用预同步控制方法得到电压幅值补偿项ΔE_comp和相角补偿项Δθ_comp，分别对应补偿所述电压幅值参考量E_loop和所述电压相角参考量θ_loop，得到构网型逆变器的内电势幅值指令E_ref和相角指令θ_ref；U_gy ⁺＝[U_gα ⁺，U_gβ ⁺]^T，U_gy ^-＝[U_gα ^-，U_gβ ^-]^T； 其中，K_pE为幅值补偿环节的比例调节系数，K_iE为幅值补偿环节的积分调节系数，ΔE为虚拟幅值差，K_pθ为相角补偿环节的比例调节系数，K_iθ为相角补偿环节的积分调节系数，Δθ为虚拟相角差，，U_gα ⁺是U_gy ⁺的α轴电压分量，U_gβ ⁺是U_gy ⁺的β轴电压分量，U_gα ^-是U_gy ^-的α轴电压分量，U_gβ ^-是U_gy ^-的β轴电压分量，s为拉普拉斯算子；

S5、利用所述内电势幅值指令E_ref和相角指令θ_ref进行三相正序电压合成，得到正序参考电压E_x；

S6、将所述负序电网电压的正交矢量U_gy ^-进行负序Clarke反变换，提取电网电压的三相负序不平衡分量u_x ^-，并叠加到所述正序参考电压E_x上，得到最终的调制波E_{x_ref}；

S7、对调制波E_{x_ref}进行SPWM同相层叠载波调制，输出PWM调制信号，控制所述构网型逆变器中各相桥臂功率器件的开关状态。

本发明在虚拟同步机控制的基础上，对构网型逆变器的内电势指令进行补偿修正，在理论上消除并网暂态过渡过程，以保证在并网开关合闸前，逆变器输出电压u_x能够零静差跟踪电网电压u_gx，实现高可靠的平滑并网，避免并网合闸过冲而导致的切机事故的发生，保障储能电池的安全高效运行。

本发明中，其中，U_gα是U_gy的α轴电压分量，U_gβ是U_gy的β轴电压分量，ΔE_α是ΔE_y的α轴电压分量，ΔE_β是ΔE_y的β轴电压分量，ΔE_y为构网型逆变器与电网之间的电压幅值差正交矢量，ΔE_y＝[ΔE_α，ΔE_β]^T，U_gy是将所述正序电网电压的正交矢量U_gy ⁺和负序电网电压的正交矢量U_gy ^-叠加得到的滤波后的电网电压正交矢量。

本发明中，设置预同步标志位F_PS，当F_PS为0时将所述虚拟幅值差ΔE置零，否则ΔE保持原值。

本发明中，其中，E_α是E_y的α轴电压分量，E_β是E_y的β轴电压分量，U_α是U_y的α轴电压分量，U_β是U_y的β轴电压分量，F_LD为空载/带载标志位，E_y为将正序参考电压E_x进行正序Clarke变换，并通过二阶广义复矢量滤波器做滤波处理得到的内电势指令的正交矢量，U_y为将构网型逆变器输出电压u_x进行正序Clarke变换，并通过二阶广义复矢量滤波器做滤波处理得到的构网型逆变器输出电压的正交矢量。

本发明中，设置预同步标志位F_PS，当F_PS为0时将所述虚拟相角差Δθ置零，否则Δθ保持原值。

与现有技术相比，本发明所具有的有益效果为：

(1)本发明提出了一种构网型逆变器的可靠平滑并网方法，在有源中点钳位型三电平拓扑结构下，根据逆变器的内电势指令和电网电压信息，实时计算电压幅值和相角补偿量，使逆变器具备快速可靠自同步功能，有效解决逆变器并网瞬间对电网带来的冲击和功率波动问题，保证在过渡过程中本地负荷的功率连续平滑，实现可靠平滑并网。本发明能够实现360°全范围相角差下的快速同步跟踪，有效解决并网冲击问题，具备良好的电网背景谐波抑制和三相不平衡应对能力，保证构网型逆变器的安全并网和高效稳定运行。

(2)本发明在预同步控制环节中增加了二阶广义复矢量滤波器，具有高频滤波特性和负序分量快速提取能力，能够在构网型逆变器的并网过程中有效降低电网电压不平衡和电网背景谐波的影响。

(3)本发明的控制算法中无需锁相环等复杂结构，具备动态性能好、高效可靠等特点，确保构网型逆变器的安全平滑并网，应用前景较为广阔。

附图说明

图1为本发明一实施例的一种构网型逆变器的可靠平滑并网方法的流程图；

图2为本发明一实施例的构网型逆变器的主电路结构图；

图3为本发明一实施例的构网型逆变器的控制原理图；

图4为本发明一实施例的二阶广义复矢量滤波器控制原理图；

图5(a)为本发明一实施例的构网型逆变器在并网开关两侧电压幅值差10V、相角差180°情况下并网的A相输出电压和电网电压仿真波形图；图5(b)为本发明一实施例的构网型逆变器在图5(a)相同条件下的三相并网电流仿真波形图；图5(c)为本发明一实施例的构网型逆变器在图5(a)相同条件下的负荷功率仿真波形图；

图6(a)为本发明一实施例的构网型逆变器在电网电压存在5％三倍频谐波和3％五倍频谐波情况下直接并网的三相并网电流仿真波形图；图6(b)为本发明一实施例的构网型逆变器在图6(a)相同条件下经预同步控制算法补偿后并网的三相并网电流仿真波形图；

图7(a)为本发明一实施例的构网型逆变器在电网电压存在5.3％负序分量的情况下直接并网的三相并网电流仿真波形图；图7(b)为本发明一实施例的构网型逆变器在图7(a)相同条件下经预同步控制算法补偿后并网的三相并网电流仿真波形图。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地说明，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。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前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

在本文中，术语“第一”、“第二”和其它类似词语并不意在暗示任何顺序、数量和重要性，而是仅仅用于对不同的元件进行区分。在本文中，术语“一”、“一个”和其它类似词语并不意在表示只存在一个所述事物，而是表示有关描述仅仅针对所述事物中的一个，所述事物可能具有一个或多个。在本文中，术语“包含”、“包括”和其它类似词语意在表示逻辑上的相互关系，而不能视作表示空间结构上的关系。例如，“A包括B”意在表示在逻辑上B属于A，而不表示在空间上B位于A的内部。另外，术语“包含”、“包括”和其它类似词语的含义应视为开放性的，而非封闭性的。例如，“A包括B”意在表示B属于A，但是B不一定构成A的全部，A还可能包括C、D、E等其它元素。

参见附图2和图3，构网型逆变器100采用有源中点钳位型三电平拓扑结构，直流侧与储能电池相连，交流侧与本地负荷连接，并通过并网开关接至交流电网；构网型逆变器100采用控制系统200进行构网控制，附图2中的计算单元和控制单元集成于控制系统200中；附图2中的采集单元在附图3中不作详细展示，省略其模/数信号转换过程，以单箭头实线作为等效表现形式。

具体的，本实施例中的构网型逆变器100采用基于虚拟同步机的构网控制技术，通过模拟传统同步发电机的本体模型、有功调频、无功调压等特点，使逆变器从运行机制和外特性上模拟传统同步发电机。本实施例中的控制系统200用于控制构网型逆变器100中功率器件的开关状态，以实现将构网型逆变器100的构网控制。

进一步的，在控制系统200对构网型逆变器100实施构网控制的同时，本实施例将通过构网型逆变器的可靠平滑并网方法，解决构网型逆变器在并网过程中带来的冲击问题。参见附图1，本实施例的方法具体包括如下步骤：

S101、对电网交流电压u_gx进行正序Clarke坐标变换，并通过二阶广义复矢量滤波器提取正负序分量；

S102、利用所述内电势幅值指令E_ref、所述内电势相角指令θ_ref、所述正序电网电压的正交矢量U_gy ⁺，计算所述电压幅值差的正交矢量ΔE_y；

S103、将所述电压幅值差的正交矢量ΔE_y和所述电网电压的正交矢量U_gy送至虚拟幅值计算模块K₁，计算虚拟幅值差ΔE；

S104、对所述正序参考电压E_x、所述逆变器输出电压u_x进行正序Clarke坐标变换，并通过二阶广义复矢量滤波器滤波，送至状态转换模块S₁；

S105、检测所述空/带载标志位F_LD，并根据其值改变所述状态转换模块S₁的输入端触点位置；

S106、将状态转换模块S₁输出矢量和所述电网电压的正交矢量U_gy送至虚拟相角计算模块K₂，计算虚拟相角差Δθ；

S107、检测预同步标志位F_PS，并根据其值调整所述虚拟幅值差ΔE和虚拟相角差Δθ大小；

S108、将虚拟幅值差ΔE和虚拟相角差Δθ送至相应补偿环节的比例积分调节器中，计算幅值补偿项ΔE_comp和所述相角补偿项Δθ_comp，并通过补偿电压幅值参考量E_loop和电压相角参考量θ_loop，得到内电势幅值指令E_ref和内电势相角指令θ_ref；

S109、将内电势幅值指令E_ref和内电势相角指令θ_ref送至三相正序电压生成模块，计算正序参考电压E_x；

S110、将负序电网电压的正交矢量U_gy ^-进行负序Clarke反变换，并将其结果用于正序参考电压E_x的负序补偿，得到调制波E_{x_ref}。

本实施例中，在虚拟同步机控制的基础上，对构网型逆变器100的内电势指令进行补偿修正，在理论上消除并网暂态过渡过程，以保证在并网开关合闸前，逆变器输出电压u_x能够零静差跟踪电网电压u_gx，实现高可靠的平滑并网，避免并网合闸过冲而导致的切机事故的发生，保障储能电池的安全高效运行。

参见附图3中的控制系统200，该控制系统200用于实现对构网型逆变器100的构网控制。进一步的，该控制系统200包括：功率计算环节210、幅值补偿环节220、相角补偿环节230、有功控制环节240、无功控制环节250、调制波计算环节260等。

进一步的，本实施例中，通过功率计算环节210、有功控制环节240和无功控制环节250协调配合，得到构网型逆变器100的电压幅值参考量E_loop、构网型逆变器100的电压相角参考量θ_loop，具体包括如下步骤：

1)采集电网电压u_gx(x＝a，b，c)和并网电流i_x(x＝a，b，c)；

2)对电网电压u_gx和并网电流i_x进行低通滤波处理；

3)根据滤波后的电网电压和并网电流信息，计算构网型逆变器100的瞬时有功功率P_out和瞬时无功功率Q_out，其计算公式为：

4)将瞬时有功功率P_out输入有功控制环节240，得到电压相角参考量θ_loop，其计算公式为:

5)将瞬时无功功率Q_out输入无功控制环节250，得到电压幅值参考量E_loop，其计算公式为：

其中，LPF为低通滤波运算符，T为矩阵转置运算符，Δω_out为有功控制环节输出的角频率修正量，ω₀为额定角频率，J为转动惯量，D_p为阻尼系数，P_ref为顶层下达有功功率指令，s为拉普拉斯算子，ΔE_out为无功控制环节输出的幅值修正量，E₀为内电势额定幅值，D_q为无功调节系数，Q_ref为顶层下达无功功率指令。

更进一步的，本实施例中，通过幅值补偿环节220、相角补偿环节230协调配合，得到构网型逆变器100的电压幅值补偿项ΔE_comp、构网型逆变器100的电压相角补偿项Δθ_comp，以实现构网型逆变器100的输出电压和电网电压的幅值和相位同步，具体包括如下步骤：

1)对电网电压u_gx进行正序Clarke变换，并通过二阶广义复矢量滤波器做滤波处理，得到所述电网电压的正交矢量U_gy(U_gy＝[U_gα，U_gβ]^T)，并提取出其正序分量U_gy ⁺(U_gy ⁺＝[U_gα ⁺，U_gβ ⁺]^T)和负序分量U_gy ^-(U_gy ^-＝[U_gα ^-，U_gβ ^-]^T)，其计算公式为：

2)根据内电势幅值指令E_ref、内电势相角指令θ_ref和正序电网电压的正交矢量U_gy ⁺，计算并网开关两侧的电压幅值差正交矢量ΔE_y(ΔE_y＝[ΔE_α，ΔE_β]^T)，其计算公式为：

3)根据电压幅值差的正交矢量ΔE_y和电网电压的正交矢量U_gy，计算虚拟幅值差ΔE，其计算公式为：

4)对正序参考电压E_x进行正序Clarke变换，并通过二阶广义复矢量滤波器做滤波处理，得到内电势指令的正交矢量E_y(E_y＝[E_α，E_β]^T)，其计算公式为：

5)对逆变器输出电压u_x进行正序Clarke变换，并通过二阶广义复矢量滤波器做滤波处理，得到构网型逆变器输出电压的正交矢量U_y(U_y＝[U_α，U_β]^T)，其计算公式为：

6)根据内电势指令的正交矢量E_y、逆变器输出电压的正交矢量U_y、电网电压的正交矢量U_gy和空/带载标志位F_LD，计算虚拟相角差Δθ，其计算公式为：

当F_LD为0时，表示构网型逆变器100在离网模式下处于空载运行状态，其内电势与输出电压大小一致，可直接使用内电势指令作为构网型逆变器100实际输出电压的近似表示，该状态下只需电网电压的外部信息即可实现同步并网；

当F_LD为1时，表示构网型逆变器100在离网模式下处于带载运行状态，由于逆变器滤波电感上的电压降落，构网型逆变器100的内电势与输出电压大小不一致，该标志位状态下预同步算法需要电网电压和逆变器输出电压信息参与计算，以实现同步并网。

7)将虚拟幅值差和所述虚拟相角差送入相应补偿环节的比例积分调节器进行计算，得到电压幅值补偿项ΔE_comp和电压相角补偿项Δθ_comp，其计算公式为：

预同步标志位F_PS为1时，表示构网型逆变器100启动预同步功能，开始计算电压的幅值和相角补偿项，以修正构网型逆变器100的输出电压，实现与电网电压完全同步；

预同步标志位F_PS为0时，表示构网型逆变器100未启动预同步功能或预同步过程已完成，前者是对比例积分调节器的输入量实时清零，以防止积分器提前饱和造成误差累计，后者通过重新清除比例积分调节器的输入量来锁存逆变器输出电压和电网电压的幅值和相角偏差；

8)电压幅值补偿项ΔE_comp和电压相角补偿项Δθ_comp补偿有功控制环节240和无功控制环节250的输出量，得到内电势幅值指令E_ref和内电势相角指令θ_ref，其计算公式为：

9)对负序电网电压的正交矢量U_gy ^-进行负序Clarke反变换，得到电网电压的三相负序不平衡分量u_x ^-(x＝a，b，c)，其计算公式为：

其中，SGCF为二阶广义复矢量滤波运算符，||·||₂为矢量的二范数运算符，E₀为内电势额定幅值，^—为逻辑非运算符，K_pE为幅值补偿环节的比例调节系数，K_iE为幅值补偿环节的积分调节系数，K_pθ为相角补偿环节的比例调节系数，K_iθ为相角补偿环节的积分调节系数。

更进一步的，本实施例中，通过调制波计算环节260和幅值补偿环节220、相角补偿环节230、有功控制环节240以及无功控制环节250的协调配合，得到三相调制波信号E_{x_ref}，具体包括如下步骤：

1)将所述内电势幅值指令E_ref和所述内电势相角指令θ_ref送至三相正序电压生成模块，计算三相正序参考电压E_x(x＝a，b，c)，其计算公式为：

2)将幅值补偿环节220输出的电网电压的三相负序分量u_x ^-与所述三相正序参考电压E_x叠加，得到三相调制波信号E_{x_ref}，其计算公式为：

使用PWM调制器对所述三相调制波信号进行SPWM同相层叠载波调制，得到PWM驱动信号，驱动信号用来控制所述构网型逆变器100中各相桥臂的通断，保证构网型逆变器100安全并入电网。

在上述实施例的基础上，参见附图3，在所述构网型逆变器100成功并网后，闭锁控制系统200的预同步功能(将预同步标志位F_PS置为0)，实现所述幅值补偿环节220和所述相角补偿环节230中比例积分调节器输入量的置零操作，从而锁存住电压幅值补偿项和电压相角补偿项，保证在预同步结束后并网开关两侧电压仍然维持状态同步，以达到并网过程平滑切换的目标要求。

参见附图4，本发明一实施例中控制系统200的二阶广义复矢量滤波器控制原理图，该滤波器由面向基波正序分量提取的复矢量滤波器和面向基波负序分量提取的复矢量滤波器两部分组成(参见阮新波，王学华，潘冬华等.LCL型并网逆变器的控制技术[M].北京：科学出版社，2015.3.)。通过引入二阶广义复矢量滤波器，控制系统200能够精准提取出电网电压的正序分量，提升了预同步控制算法对电网背景谐波和不平衡分量干扰的鲁棒性，强化了所述构网型逆变器100的准确同步和快速调节能力，其频域表达式为：其中，ψ_α为某一正交矢量ψ滤波后的α轴分量，ψ_β为某一正交矢量ψ滤波后的β轴分量，ψ_{α_bef}为某一正交矢量ψ滤波前的α轴分量，ψ_{β_bef}为某一正交矢量ψ滤波前的β轴分量，ψ_α ⁺¹为某一正交矢量ψ基波正序部分的α轴分量，ψ_β ⁺¹为某一正交矢量ψ基波正序部分的β轴分量，ψ_α ^-1为某一正交矢量ψ基波负序部分的α轴分量，ψ_β ^-1为某一正交矢量ψ基波负序部分的β轴分量，H₊₁(s)为面向基波正序分量提取的复矢量滤波器传递函数，H_-1(s)为面向基波负序分量提取的复矢量滤波器传递函数，ω₀为额定角频率，k为无阻尼自然角频率ω_n和额定角频率ω₀的比值，ζ为滤波器阻尼比(通常取0.707)，s为拉普拉斯算子，j为虚数符号。

二阶广义复矢量滤波器中，以面向基波正序分量提取的复矢量滤波器为例，其传递函数在基波正序分量处(f₀＝50Hz)增益为1并且无相移，在基波负序分量(f₀＝-50Hz)处增益为0，实现电网电压基波正序分量的无失真提取和负序分量的完全消除。同理，面向基波负序分量提取的复矢量滤波器能够完全提取电网电压基波负序分量。由二者构成的二阶广义复矢量滤波器通过引入零点的方式，提取电网电压的基波正负序分量，并对高频谐波起抑制作用。通过引入系数k，来调节滤波器中无阻尼自然角频率ω_n和额定角频率ω₀的比率，在保证滤波器高频谐波抑制效果的同时，提升滤波器的动态性能。

步骤S103和S106中电压幅值补偿项ΔE_comp和电压相角补偿项Δθ_comp，求解过程如下：

在并网前，并网开关两侧的电压并不一致，在电压幅值和相角上存在偏差，未经准备的直接合闸并网将在短时内冲击电网，对系统稳定运行带来极大的负面影响。为了计算的简便性，本发明实施例利用Clarke坐标变换对并网点两侧电压信息进行降价处理，得到所述构网型逆变器100输出电压的正交矢量U_y(U_y＝[U_α，U_β]^T)和电网电压的正交矢量U_gy(U_gy＝[U_gα，U_gβ]^T)，二者具备以下关系：

其中，U为构网型逆变器输出电压的幅值，U_g为电网电压的幅值，θ为构网型逆变器输出电压的相角，θ_g为电网电压的相角，Δθ为构网型逆变器输出电压和所述电网电压的相角差。

当并网开关两侧电压的相角非常接近时，sinΔθ和Δθ可认为近似相等，并且可认为所述逆变器输出电压幅值U和所述电网电压幅值U_g在短时间尺度内保持恒定且相等，数值上与内电势额定幅值E₀一致。基于上述假设，电压相角差Δθ可通过下式获取：

通过式(2)计算得到的Δθ，可认为是并网开关两侧电压近似假设下的虚拟相角差，此时，将虚拟相角差Δθ与零的差值送至相角补偿环节的比例积分调节器，输出相角差的补偿项Δθ_comp，当虚拟相角差Δθ调节至0时，并网开关两侧电压的实际相角偏差也将因补偿项Δθ_comp的修正而被完全消除。电压相角补偿项Δθ_comp的计算式为：

同理，将逆变器内电势指令E_ref和正序电网电压幅值U_gmax ⁺的偏差量作为幅值，进行正交矢量构造，得到电压幅值差的正交矢量ΔE_y(ΔE_y＝[ΔE_α，ΔE_β]^T)，其构造式为：

其中，U_gα ⁺为正序电网电压正交矢量的α轴电压分量，U_gβ ⁺为正序电网电压正交矢量的β轴电压分量，ΔE为逆变器输出电压和所述电网电压的幅值差。

电压幅值差的正交矢量ΔE_y与电网电压的正交矢量U_gy具备以下关系：

当并网开关两侧电压保持高度同步时，cosΔθ近似为1，并且认为电网电压幅值U_g在短时间尺度内保持恒定且相等，数值上与内电势额定幅值E₀一致。基于上述假设，电压幅值差ΔE可通过下式获取：

通过式(6)计算得到的ΔE，可认为是并网开关两侧电压近似假设下的虚拟幅值差，此时，将虚拟幅值差ΔE与零的差值送至幅值补偿环节的比例积分调节器，输出幅值差的补偿项ΔE_comp，当虚拟幅值差ΔE调节至0时，并网开关两侧电压的实际幅值差也将因补偿项ΔE_comp的修正而被完全消除。电压幅值补偿项ΔE_comp的计算式为：

通过MATLAB/Simulink软件验证本发明实施例所提控制方法的有效性和先进性。

参见附图5(a)～图5(c)，为并网开关两侧电压幅值差10V、相角差180°情况下利用本发明实施例所提可靠平滑并网方法进行离/并网模式切换的仿真结果图，构网型逆变器额定容量为250kVA，电压等级为直流1500V/交流690V，并带有阻性负荷，仿真模型在0.2s启动预同步功能，0.7s合闸并网开关，1.2s下达250kW有功功率阶跃指令。图5(a)为逆变器A相输出电压和A相电网电压仿真波形图，在0.2s启动预同步功能后，u_a迅速跟踪上u_ga，二者在55ms内从180°反相关系转变为同相，在360°全范围相角偏差下均能实现电压快速同步。图5(b)为三相并网电流仿真波形图，由于控制延时等因素的影响，电压偏差无法完全消除，在0.7s并网开关合闸瞬间，冲击电流被抑制在60A以内，构网型逆变器能够实现可靠平滑并网；在1.2s时有功功率指令P_ref从0阶跃至250kW，瞬时有功功率P_out经过0.2s后跟踪上指令，验证了构网型逆变器的惯量和阻尼模拟功能。图5(c)为负荷功率仿真波形图，在并网全过程中，本地负荷始终维持供电连续性和恒功率运行。

参见附图6(a)～图6(b)，为并网开关两侧电压的基波正序分量完全一致，同时电网电压中含有5％三倍频谐波和3％五倍频谐波的情况下利用本发明实施例所提控制方法进行离/并网模式切换的仿真结果图，仿真模型的其他参数与附图5相同。图6(a)为直接并网下三相并网电流仿真波形图，由于电网低次背景谐波的影响，并网开关合闸瞬间的暂态电流尖峰超300A，过电流衰减过程持续时间超0.2s，对电网造成极大冲击。图6(b)为经预同步算法补偿后并网的三相并网电流仿真波形图，并网开关合闸瞬间的最大电流低于60A，且在0.1s内衰减至0，冲击电流得到快速抑制。本发明实施例所提方法在电网背景谐波影响下仍能保持并网过程的可靠切换，具有较好的抗谐波干扰能力。

参见附图7(a)～图7(b)，为并网开关两侧电压的基波正序分量完全一致，且电网电压中含有5.3％负序分量的情况下利用本发明实施例所提控制方法进行离/并网模式切换的仿真结果图，仿真模型的其他参数与附图5相同。图7(a)为直接并网下三相并网电流仿真波形图，其中电网电压可等效为正序电压源和负序电压源的串联叠加，所述构网型逆变器因控制器而对外表现为正序电压源，在并网合闸瞬间产生较大负序电流，暂态过电流峰值超过400A，并向电网灌送100A的稳态负序电流，严重威胁到电网的正常运行。图7(b)为经预同步算法补偿后并网的三相并网电流仿真波形图，通过算法对调制波指令的负序补偿作用，并网开关合闸所引起的冲击电流峰值被限制在100A以内，并且稳态下负序电流分量不超过18A。本发明实施例所提方法有效解决了电网不平衡情况下的并网冲击问题，提升了构网型逆变器的并网稳定性和运行模式平滑切换能力。

尽管已描述了本申请的优选实施例，但本领域内的技术人员一旦得知了基本创造性概念，则可对这些实施例作出另外的变更和修改。所以，所附权利要求意欲解释为包括优选实施例以及落入本申请范围的所有变更和修改。

显然，本领域的技术人员可以对本申请进行各种改动和变型而不脱离本申请的精神和范围。这样，倘若本申请的这些修改和变型属于本申请权利要求及其等同技术的范围之内，则本申请也意图包含这些改动和变型在内。

Claims (5)

1.一种构网型逆变器的平滑并网方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1、获取电网交流电压u_gx、构网型逆变器输出电压u_x和并网电流i_x的模拟信号，并将所述模拟信号转化为数字量；x＝a，b，c；

S2、利用所述数字量计算构网型逆变器输出的瞬时有功功率和瞬时无功功率；

S3、利用所述瞬时有功功率计算电压相角参考量θ_loop；利用所述瞬时无功功率计算电压幅值参考量E_loop；

S4、对所述构网型逆变器输出电压进行正序Clarke变换，得到两相静止坐标系下的电网电压，利用二阶广义复矢量滤波器提取出正序电网电压的正交矢量U_gy ⁺和负序电网电压的正交矢量U_gy ^-，采用预同步控制方法得到电压幅值补偿项ΔE_comp和相角补偿项Δθ_comp，分别对应补偿所述电压幅值参考量E_loop和所述电压相角参考量θ_loop，得到构网型逆变器的内电势幅值指令E_ref和相角指令θ_ref；U_gy ⁺＝[U_gα ⁺，U_gβ ⁺]^T，U_gy ^-＝[U_gα ^-，U_gβ ^-]^T；

其中，K_pE为幅值补偿环节的比例调节系数，K_iE为幅值补偿环节的积分调节系数，ΔE为虚拟幅值差，K_pθ为相角补偿环节的比例调节系数，K_iθ为相角补偿环节的积分调节系数，Δθ为虚拟相角差，U_gα ⁺是U_gy ⁺的α轴电压分量，U_gβ ⁺是U_gy ⁺的β轴电压分量，U_gα ^-是U_gy ^-的α轴电压分量，U_gβ ^-是U_gy ^-的β轴电压分量，s为拉普拉斯算子；

S5、利用所述内电势幅值指令E_ref和相角指令θ_ref进行三相正序电压合成，得到正序参考电压E_x；

S6、将所述负序电网电压的正交矢量U_gy ^-进行负序Clarke反变换，提取电网电压的三相负序不平衡分量u_x ^-，并叠加到所述正序参考电压E_x上，得到最终的调制波E_{x_ref}；

S7、对调制波E_{x_ref}进行SPWM同相层叠载波调制，输出PWM调制信号，控制所述构网型逆变器中各相桥臂功率器件的开关状态。

2.根据权利要求1所述的构网型逆变器的平滑并网方法，其特征在于，

其中，U_gα是U_gy的α轴电压分量，U_gβ是U_gy的β轴电压分量，ΔE_α是ΔE_y的α轴电压分量，ΔE_β是ΔE_y的β轴电压分量，ΔE_y为构网型逆变器与电网之间的电压幅值差正交矢量，ΔE_y＝[ΔE_α，ΔE_β]^T，/>U_gy是将所述正序电网电压的正交矢量U_gy ⁺和负序电网电压的正交矢量U_gy ^-叠加得到的滤波后的电网电压正交矢量，E₀为内电势额定幅值。

3.根据权利要求2或3所述的构网型逆变器的平滑并网方法，其特征在于，设置预同步标志位F_PS，当F_PS为0时将所述虚拟幅值差ΔE置零，否则ΔE保持原值。

4.根据权利要求2所述的构网型逆变器的平滑并网方法，其特征在于，

其中，E_α是E_y的α轴电压分量，E_β是E_y的β轴电压分量，U_α是U_y的α轴电压分量，U_β是U_y的β轴电压分量，F_LD为空载/带载标志位，E_y为将正序参考电压E_x进行正序Clarke变换，并通过二阶广义复矢量滤波器做滤波处理得到的内电势指令的正交矢量，U_y为将构网型逆变器输出电压u_x进行正序Clarke变换，并通过二阶广义复矢量滤波器做滤波处理得到的构网型逆变器输出电压的正交矢量，E₀为内电势额定幅值。

5.根据权利要求2或4所述的构网型逆变器的平滑并网方法，其特征在于，设置预同步标志位F_PS，当F_PS为0时将所述虚拟相角差Δθ置零，否则Δθ保持原值。