CN107196344B - 基于spf-pll带本地负荷的自同步虚拟同步逆变器并网控制器及方法 - Google Patents

基于spf-pll带本地负荷的自同步虚拟同步逆变器并网控制器及方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了基于SPF‑PLL带本地负荷的自同步虚拟同步逆变器并网控制器及方法，由逆变器输出电压电流信息采集模块、网侧电压信息采集模块、虚拟同步逆变器控制模块、离/并网切换模块、PWM驱动器组成；解决了虚拟同步逆变器在孤岛模式和并网模式切换过程中产生的冲击电流等问题，实现带负载虚拟同步逆变器从孤岛模式到并网模式的无缝切换。

Description

基于SPF-PLL带本地负荷的自同步虚拟同步逆变器并网控制 器及方法
技术领域
本发明属于微电网逆变器控制技术领域，涉及一种基于SPF-PLL带本地负荷的自同步虚拟同步逆变器并网控制器及其并网方法。
背景技术
随着传统化石能源的日益枯竭与日渐增加的环境压力，能源结构正经历着从传统能源为主向可再生能源充分利用的调整过渡期。我国幅员辽阔，风能资源、海洋能量资源及生物能资源丰富，这为我国的能源结构调整提供了基本的前提。新能源的自身分散的特性使其更适用于作为分布式电源以微电网的形式向负载供电。
一般情况下，微电网可以以并网模式或孤岛模式运行。处于孤岛模式时，分布式电源(DG)为局部负载供电。微电网通常在电网故障条件下切换到孤岛模式，故障清除后恢复并网模式。然而，如果微电网通过并网逆变器重新连接到电网时没有预同步，则将会产生巨大的冲击电流，对电网本身造成严重的威胁。这在一定程度上制约了微电网的进一步推广。因此，提出一种微电网控制策略以保证两种工作模式之间的无缝切换非常重要。
目前，微电网中典型的逆变器控制方法主要有：下垂控制、PQ控制、VF控制和虚拟同步控制等。其中“虚拟同步控制”是一种由钟庆昌教授提出的模拟同步发电机特性的逆变器控制策略。其使得没有机械惯性的电力电子逆变器具备了等同于同步发电机惯性的特性，极大的改善了逆变器的动态性能，使得逆变器能像同步发电机一样进行发电的同时抑制电网中的高频纹波。因此，相对于其他控制策略，虚拟同步逆变器更适合在并网模式和孤岛模式下的灵活运行。然而，与其他逆变器相同，为了实现并网模式的无缝切换，虚拟同步逆变器输出电压的频率和相位也需要与电网同步。
目前已有的控制方法在切换过渡过程对电网和本地负荷的影响已经能够显著降低。然而，所有这些方法不仅需要独立的PLL(锁相环)单元，而且还需要其它的补偿控制器以及通信单元。致使***调控结构略为复杂，且一般都不太适用于虚拟同步逆变器。
目前，具备锁相环单元的预同步控制策略应用广泛。有部分学者提出用于电压同步的线性积分方法和适用于下垂控制的分布式电源孤岛-并网模式无缝切换策略，两种方法在切换过渡过程中对电网和本地负荷的影响都显著减小。然而，这些方法不仅需要独立的PLL单元，而且还需要增加额外的补偿控制器和通信环节，致使***调控结构较为复杂，且都不能直接适用于虚拟同步逆变器。
有学者提出另一种使用虚拟阻抗而非增加锁相环PLL同步单元的自同步逆变器。在孤岛模式和并网模式之间的无缝切换可以通过该同步器实现。但是，这一新型的自同步器的概念是基于无任何本地负荷的并网逆变器提出，不能适用于带本地负荷的微电网。
因此，在简化同步控制***降低成本的前提下，研究一种普遍适用于带负载与不带负载的虚拟同步逆变器，实现同步并网的控制策略具有重要意义。
发明内容
为实现上述目的，本发明提供一种基于SPF-PLL带本地负荷的自同步虚拟同步逆变器并网控制器及其并网方法，解决了虚拟同步逆变器在孤岛模式和并网模式切换过程中产生的冲击电流等问题，实现带负载虚拟同步逆变器从孤岛模式到并网模式的无缝切换。
本发明所采用的技术方案是，基于SPF-PLL带本地负荷的自同步虚拟同步逆变器并网控制器，由逆变器输出电压电流信息采集模块、网侧电压信息采集模块、虚拟同步逆变器控制模块、离/并网切换模块、PWM驱动器组成；
所述逆变器输出电压电流信息采集模块，用于采集逆变器输出端电压信号、逆变器输出端电流信号；
网侧电压信息采集模块，用于采集并网点电压信号；逆变器输出电压电流信息采集模块采集逆变器输出侧滤波电容C处电压信号和输出滤波电感Ls上的电流信号，并将电压、电流信号传送给虚拟同步逆变器控制模块的电压电流信号输入端，同时也将网侧电压信号传送给虚拟同步逆变器控制模块的电压信号输入端；
离/并网切换模块，用于根据前级检测到的逆变器输出电流与公共电网电压相位是否已经完成同步的信号，判断用于连接虚拟同步逆变器输出端与公共电网的断路器CB2是否需要被立即切换以完成并网控制；
PWM驱动器，用于向逆变桥中的电力电子开关器件提供开通及关断信号；
虚拟同步逆变器控制模块，包括虚拟同步算法控制单元和自同步控制单元；所述虚拟同步算法控制单元，用于实现逆变器运行时具备同步发电机的特性；所述自同步控制单元，用于获得虚拟同步逆变器相位角和频率参考值的补偿量，完成逆变器输出电压与电网电压相位的同步。
进一步的，所述自同步控制单元，包括相位自跟踪控制单元、PI控制单元；所述相位自跟踪控制单元用于锁定电网电压的相位角；所述PI控制单元用于提高调节性能。
进一步的，所述相位自跟踪控制单元中，两相αβ静止坐标系下的电网电压，如下式(1)：
Figure GDA0002260363270000031
式中，uα、uβ表示两相静止坐标系下的α、β轴分量；uga、ugb、ugc表示电网三相电压；Eg为两相静止坐标变换后的网侧电压幅值；θg为电网电压相位；
采用由虚拟同步控制产生的相位角θ作为参考相位角，通过Park转换，获得电网电压ug的dq轴分量，如下式(2)：
Figure GDA0002260363270000032
式中，ugd、ugq表示同步旋转坐标系下的dq轴电压直流分量；θ为虚拟同步算法控制单元产生的相位角。
进一步的，所述PI控制单元的传递函数GPI(s)如下式(3)：
Figure GDA0002260363270000033
式中，kp为PI控制单元的比例调节参数、ki为积分常数，s表示复变量，是将时域信号转化到复频域信号的变量；
考虑到当Δθ接近于0时，sin(Δθ)≈Δθ，自同步控制单元(13)的开环传递函数简化为下式(4)：
Figure GDA0002260363270000034
式中，Gopen(s)为简化后的开环传递函数，τPI＝kp/ki,ko＝kiE*(Eg＝E*)；τPI为PI控制器中比例调节参数与积分常数的比值，ko为PI控制器中积分常数与参考电压的乘积，τPI、ko都为方便简化开环传递函数设定；E*为给定的电网电压参考幅值；τf为虚拟同步算法控制单元中的频率控制环的时间常数；
为提高自同步控制单元的稳定性和动态响应性能，中频宽h＝τPI/τf的斜率不应等于-2，因此τPI的值应大于τf，开环传递函数的增益符合下式(5)：
Figure GDA0002260363270000041
相应的，PI控制单元的参数表示为：
Figure GDA0002260363270000042
通常，考虑到h的值介于5～10之间，继而式(6)可以推导至式(7)：
Figure GDA0002260363270000043
将电网电压q轴分量ugq与基准值零进行比较，然后将ugq和0的差值输出到PI控制单元，即可以获得Δωsyc，Δωsyc作为虚拟同步算法控制单元(12)输入额定角频率的同步补偿量。
进一步的，所述虚拟同步算法控制单元输出的输出的驱动电压信号e的角频率参考值ω如下式(8)所示：
Figure GDA0002260363270000044
式中，np为有功下垂系数，P表示逆变器输出的电磁功率，P*为虚拟同步算法控制单元的给定有功参考功率，ω*为给定参考频率；
同时，用E*减去nq(Q-Q*)，在无功惯性环节对相减后得到的结果进行积分，可以得到电压幅值E；
对角速度ω进行积分可得到参考波的A相相位，已知电压幅值和A相角度即可计算出A相参考正弦波，分别逆时针和顺时针旋转120度即可得到B和C相参考波，此参考波信号与控制器内部锯齿波发生器所发出的锯齿波信号做比较运算，得到逆变桥中电力电子开关器件的控制信号，以此控制其通断；
根据式(8)逐渐调节虚拟同步逆变器的角频率，将相位差Δθ＝θg-θ归化为零时，标志虚拟同步逆变器与电网已经实现同步。
本发明所采用的另一技术方案是，基于SPF-PLL带本地负荷的自同步虚拟同步逆变器并网控制器的并网方法，当网侧故障切除或需要并网时，***需要进行并网切换，启动虚拟同步逆变器控制模块中的自同步控制单元，再将虚拟同步逆变器控制模块中的虚拟同步算法控制单元产生的相位角θ作为参考相位角输入到自同步控制单元，并将检测的网侧电压ug也输入其中；通过Clark转换和Park转换，获得电网电压ug的q轴分量ugq，将q轴分量ugq与基准值零进行比较，然后将差值作为PI控制器的输入，经过调节即可以获得Δωsyc，作为虚拟同步算法控制单元中额定角频率的同步补偿量；虚拟同步算法控制单元输出电压的角频率参考值ω逐渐增加Δωsyc的大小，并在最终过渡到稳态值；检测到Δθ为零，电网电压的q轴分量ugq也为零，标志着虚拟同步逆变器与电网电压已经同步，虚拟同步逆变器控制模块输出切换信号给离/并网切换模块执行并网命令，闭合断路器CB2并移除角频率补偿器补偿Δωsyc，在这一过程期间，虚拟同步逆变器的有功功率输出保持不变。
本发明的有益效果是针对虚拟同步逆变器，提出的一种基于SPF-PLL带本地负荷的自同步虚拟同步逆变器并网控制方法。相比于传统的控制方法，本发明无需增加任何外部专用同步控制单元和通信环节，能完成孤岛模式与并网模式之间的无缝切换，解决了虚拟同步逆变器在孤岛模式和并网模式切换过程中产生的冲击电流等问题，且简化了控制***，有较强的实用价值。普遍适用于带本地负荷与不带本地负荷的情况，十分有利于虚拟同步逆变器的进一步使用与推广。
附图说明
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，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明实施例提供的带本地负荷的自同步虚拟同步逆变器并网***拓扑结构图。
图2是本发明实施例提供的虚拟同步逆变器控制模块内部原理框图。
图3是本发明实施例提供的虚拟同步算法控制单元内部算法结构图。
图4是本发明实施例提供的PWM驱动模块控制信号产生原理图。
图中，1.逆变桥，2.PWM驱动器，3.虚拟同步逆变器控制模块，4.公共电网，5.信号调理模块a，6.AD1，7.AD2，8.离/并网切换模块，9.AD3，10.信号调理模块b，11.本地负荷，12.虚拟同步算法控制单元，13.自同步控制单元，
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，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。
基于SPF-PLL(同步参考坐标系锁相环)带本地负荷的自同步虚拟同步逆变器并网控制方法，普遍适用于带本地负荷与不带本地负荷的虚拟同步逆变器，其思路是通过在虚拟同步控制模块中设计一个基于SPR-PLL的PI控制单元，获得虚拟同步逆变器相位角和频率参考值的补偿量，继而对补偿量进行调节以自动实现逆变器与电网电压的同步，进而实现虚拟同步逆变器从孤岛模式到并网模式的无缝切换。
基于SPF-PLL带本地负荷的自同步虚拟同步逆变器，结构如图1所示，
由逆变器输出电压电流信息采集模块、网侧电压信息采集模块、虚拟同步逆变器控制模块3、离/并网切换模块8、PWM驱动器2组成；
其中，逆变器输出电压电流信息采集模块，包括霍尔a、信号调理模块a5、AD1 6、AD2 7，用于采集逆变器输出端电压信号、逆变器输出端电流信号；
网侧电压信息采集模块，包括霍尔b、信号调理模块b10、AD3 9，用于采集并网点电压信号；逆变器输出电压电流信息采集模块采集逆变器输出侧滤波电容C处电压信号和输出滤波电感Ls上的电流信号，并将电压、电流信号传送给虚拟同步逆变器控制模块3的电压电流信号输入端，同时也将网侧电压信号传送给虚拟同步逆变器控制模块3的电压信号输入端。
离/并网切换模块8，用于根据前级检测到的逆变器输出电流与公共电网电压相位是否已经完成同步的信号，判断断路器CB2(如图1用于连接虚拟同步逆变器输出端与公共电网4的断路器CB2)是否需要被立即切换以完成并网控制。
PWM驱动器2，用于向逆变桥1中的电力电子开关器件提供开通及关断信号。
虚拟同步逆变器控制模块3，包括虚拟同步算法控制单元12和自同步控制单元13两部分。其中，虚拟同步算法控制单元12，用于实现逆变器运行时具备同步发电机的特性；自同步控制单元13，用于获得虚拟同步逆变器相位角和频率参考值的补偿量，完成逆变器输出电压与电网电压相位的同步。
虚拟同步逆变器控制模块3中的虚拟同步算法控制单元12以逆变器输出电流信号is为输入并以此时三相电压参考值为电压按功率计算公式进行相乘作为虚拟同步逆变器控制模块3的有功无功功率输入，然后虚拟同步算法控制单元12中的有功惯性下垂环接收有功功率输入后与给定有功功率值做差，将差值乘以有功下垂系数，用虚拟同步算法控制单元12的新的输入参考值减去乘积再积分，可以得到参考波角速度ω，同时对角速度进行积分，得到参考波的相位角；虚拟同步算法控制单元12中的无功惯性下垂环接收无功功率输入后与给定无功功率值做差，将差值乘以无功下垂系数，用参考电压幅值减去乘积再积分，可以得到电压幅值E。最后，该幅值乘以参考波相位角的正弦值作为虚拟同步逆变器控制模块3的输出之一。
虚拟同步逆变器控制模块3中的自同步控制单元13包括两部分：
1、相位自跟踪控制单元，用于锁定电网电压的相位角θg。
首先在相位自跟踪控制单元中，两相αβ静止坐标系下的电网电压如下式(1)：
Figure GDA0002260363270000071
式中，uα、uβ表示两相静止坐标系下的α、β轴分量；uga、ugb、ugc表示电网三相电压；Eg为两相静止坐标变换后的网侧电压幅值；θg为电网电压相位。
采用由虚拟同步控制产生的相位角θ作为参考相位角。通过Park转换，获得电网电压ug的dq轴分量如下式(2)：
Figure GDA0002260363270000072
式中，ugd、ugq表示同步旋转坐标系下的dq轴电压直流分量；θ为虚拟同步算法控制单元产生的相位角θ。
2、PI控制单元，用于提高调节性能。
将电网电压q轴分量ugq与基准值零进行比较，然后将ugq和0的差值输出到PI控制单元，即可以获得Δωsyc，Δωsyc作为虚拟同步算法控制单元12输入额定角频率的同步补偿量。
进一步详细说明本发明自同步控制单元13中PI控制单元的设计原则。首先PI控制单元的传递函数GPI(s)如下式(3)：
Figure GDA0002260363270000081
式中，kp为PI控制单元的比例调节参数、ki为积分常数，s表示复变量，是将时域信号转化到复频域信号的变量，变量s又称“复频率”。
考虑到当Δθ接近于0时，sin(Δθ)≈Δθ，自同步控制单元13的开环传递函数框图可以简化为下式(4)：
Figure GDA0002260363270000082
式中，Gopen(s)为简化后的开环传递函数，τPI＝kp/ki,ko＝kiE*(Eg＝E*)；τPI为PI控制器中比例调节参数与积分常数的比值，ko为PI控制器中积分常数与参考电压的乘积，τPI、ko都为方便简化开环传递函数设定；E*为给定的电网电压参考幅值；τf为虚拟同步算法控制单元中的频率控制环的时间常数。
可以看出，开环传递函数是一个典型的II型二阶***，为提高自同步控制单元的稳定性和动态响应性能，中频宽h＝τPI/τf的斜率不应等于-2，因此τPI的值应大于τf，开环传递函数的增益必须符合下式(5)：
Figure GDA0002260363270000083
式中，E*为给定的电网电压参考幅值；τf为虚拟同步算法控制单元中的频率控制环的时间常数；h＝τPI/τf为中频宽。
相应的，PI控制单元的参数可以表示为：
Figure GDA0002260363270000084
通常，考虑到h的值介于5～10之间，继而式(6)可以推导至式(7)：
Figure GDA0002260363270000091
此外，在实际应用***中，为了避免预同步过程中虚拟同步逆变器频率的大波动，PI控制单元的输出应限幅。
继而将经PI补偿调节后的相角频率Δωsyc提供给虚拟同步逆变器控制模块3中的虚拟同步算法控制单元12。则虚拟同步算法控制单元12输出的驱动电压信号e的角频率参考值ω如下式(8)推导所示：
Figure GDA0002260363270000092
式中，np为有功下垂系数，P表示逆变器输出的电磁功率，P*为虚拟同步算法控制单元的给定有功参考功率，ω*为给定参考频率；
本发明中自同步控制单元13的核心控制思想是通过调节虚拟同步逆变器的角频率来将相位差Δθ归化为零，电网电压的q轴分量ugq也为零，实现带本地负荷的并网逆变器与公用电网的自同步。
进一步的，离/并网切换模块8以虚拟同步逆变器控制模块3输出的切换信号为输入信号，进行虚拟同步逆变器***离/并网的切换。
本发明的控制方法是：当***孤岛模式运行，断路器CB2断开，虚拟同步逆变器控制模块3中的自同步控制单元13及外部的离/并网切换模块8不工作，虚拟同步逆变器的输出电压电流经过逆变器输出电压电流信息采集模块及网侧电压信息采集模块送到虚拟同步逆变器控制模块3，控制带本地负荷11的虚拟同步逆变器正常运行。
当网侧故障切除或需要并网时，***需要进行并网切换，启动虚拟同步逆变器控制模块3中的自同步控制单元13，再将虚拟同步逆变器控制模块3中的虚拟同步算法控制单元12产生的相位角θ作为参考相位角输入到自同步控制单元13，并将检测的网侧电压ug也输入其中。通过Clark转换和Park转换，获得电网电压ug的q轴分量ugq。将q轴分量ugq与基准值零进行比较，然后将差值作为PI控制器的输入，经过调节即可以获得Δωsyc，作为虚拟同步算法控制单元中额定角频率的同步补偿量。虚拟同步算法控制单元12输出电压的角频率参考值ω逐渐增加Δωsyc的大小，并在最终过渡到稳态值。检测到Δθ为零，电网电压的q轴分量ugq也为零，标志着虚拟同步逆变器与电网电压已经同步，虚拟同步逆变器控制模块3输出切换信号给离/并网切换模块8执行并网命令，闭合断路器CB2并移除角频率补偿器补偿Δωsyc。在这一过程期间，虚拟同步逆变器的有功功率输出保持不变。
实施例
如图1所示，由直流电压源Udc、三相的逆变桥、PWM驱动器、本地负荷、逆变器侧阻抗(Rs、Ls)、线路等效阻抗(Rg、Lg)、公共电网、逆变器输出LC滤波器(Ls和C)、逆变器输出电压电流采样模块、网侧电压信息采集模块、虚拟同步逆变器控制模块(包括虚拟同步算法控制单元和自同步控制单元两部分)、离/并网切换模块组成。
其连接方式为：采集三相的逆变桥输出侧滤波电容C处电压信号、输出滤波电感Ls上的电流信号和并网点处公共电网的电压信号，将其以包括但不限于有线传输的方式将电压、电流信号传送给虚拟同步逆变器控制模块3的电压电流信号的输入端(如图1中a、b、c端口所示)作为实际电压电流输入；将虚拟同步逆变器控制模块3的输出信号(如图1中d、e端口所示)分别作为离/并网切换模块和PWM驱动器的输入信号。
直流电源Udc给逆变器提供电能并维持直流母线电压稳定。直流电源Udc包括但不限于电池、光伏板等直流形式电源，直流输入经过逆变桥变换为频率在50Hz附近的交流电向电网提供电能。
三相逆变器输出端接LC滤波器，达到滤出高频谐波，提高波形质量的目的。
本地负荷用于模拟典型虚拟同步逆变***的实际情况。
图2为图1中虚拟同步逆变器控制模块内部原理框图，其右侧为本发明中自同步控制单元；图2详细标识了基于SPF-PLL的自同步虚拟同步逆变器的数学机理，以图2为实施例对自同步虚拟同步逆变器的具体数学机理进行分析。
图2包含图1中三个输入信号：逆变器输出端电压信号us(由图1中逆变器输出电压电流信息采集模块的霍尔a、信号调理模块a、AD2获得)、逆变器输出电流信号is(由图1中霍尔a、信号调理模块a、AD1获得)以及PCC点电压ug(由图1中霍尔b、信号调理模块b、AD3获得)。此外还包括控制目标参考电压e以及虚拟同步算法控制单元的给定有功参考功率P*、给定无功参考功率Q*、给定电压参考幅值E*和给定参考频率ω*等。
图2中基于SPF-PLL的虚拟同步逆变器控制模块具体数学原理为：
右侧自同步控制单元中，首先检测三相电网电压实际值ug，经过Clark转换以后得到uα＝Egcosθg，uβ＝Egsinθg。采用图2左半部分由虚拟同步逆变器控制模块的算法产生的相位角θ作为参考相位角。结合uα、uβ经过Park转换，得到同步旋转坐标系下电网电压dq轴分量，ugd＝Egcos(θg-θ)，ugq＝Egsin(θg-θ)。并且以d轴定向，则ugd＝0。提取电网电压q轴分量ugq与基准值零进行比较，然后将ugq和0的差值输出到PI控制单元进行调节，为了避免预同步过程中虚拟同步逆变器频率的大波动，PI控制单元的输出应限幅。最后输出左侧虚拟同步算法控制单元中额定角频率的同步补偿量Δωsyc。与原来虚拟同步算法控制单元中角频率的参考值ω*相加即可得到虚拟同步算法控制单元12的新的输入参考值(ω*+Δωsyc)(即公式8方括号内左侧部分)。分析左侧虚拟同步算法控制单元内部，首先检测到三相输出电流瞬时值is后与逆变器电势相乘得到输出有功功率P和无功功率Q，以给定有功P*和无功Q*分别与逆变器输出有功和无功做差，分别得到P-P*和Q-Q*，将P-P*和Q-Q*分别与有功下垂系数np和无功下垂系数nq相乘后得到np(P-P*)和nq(Q-Q*)，然后用(ω*+Δωsyc)减去np(P-P*)，在有功惯性环节对差进行积分，可以得到角速度ω。与此同时，用E*减去nq(Q-Q*)，在无功惯性环节对前面相减后得到的结果进行积分，可以得到电压幅值E。继而对角速度ω进行积分可得到参考波的A相相位，已知电压幅值和A相角度即可计算出A相参考正弦波，分别逆时针和顺时针旋转120度即可得到B和C相参考波，此参考波信号与控制器内部锯齿波发生器所发出的锯齿波信号做比较运算，得到逆变桥中电力电子开关器件的控制信号，以此控制其通断。当根据虚拟同步算法控制单元内部算法公式ω＝1/(1+τfs)*[ω*+Δωsyc-np(P-P*)]逐渐调节虚拟同步逆变器的角频率，将相位差Δθ＝θg-θ归化为零时，标志虚拟同步逆变器与电网已经实现同步，此时电网电压的q轴分量ugq也为零。
当虚拟同步逆变器控制模块内部检测到虚拟同步逆变器与电网已经完成同步以后，会输出一个并网切换信号输出给离/并网控制切换模块，表示已进入并网切换准备状态。然后闭合CB2，并移除角频率补偿器补偿Δωsyc断开自同步控制单元，完成虚拟同步逆变器的并网过程。
图3为图2中左侧虚拟同步算法控制单元的内部算法结构图，包括转子机械方程、电磁转矩Te、逆变器三相输出电压e和无功输出功率Q的数学模型。
即：
Figure GDA0002260363270000121
Figure GDA0002260363270000122
Figure GDA0002260363270000123
Figure GDA0002260363270000124
式中，Tm、Td和J分别是施加到转子的机械扭矩、阻尼扭矩和虚拟转动惯量；Mf是励磁绕组和定子绕组之间的最大互感；if是励磁电流；ω是虚轴角频率；θ是转子相角；
Figure GDA0002260363270000125
是虚轴角频率的导数，即代表角频率的变化率；Te是虚拟同步逆变器内部虚拟电磁转矩；i是从虚拟电机定子流出的三相矢量电流；P为虚拟同步逆变器实际输出有功功率；Q为虚拟同步逆变器实际输出无功功率。
ω既为虚拟同步发电机的角频率又是驱动电压信号e的角频率参考值。e是驱动器的输入信号，由虚拟同步逆变器算法控制单元12输出。ω在以上4个公式中为虚拟同步发电机的角频率，式(8)中为驱动电压信号e的角频率参考值。4个公式为虚拟同步逆变器算法控制单元的主要组成，原来虚拟同步算法控制单元12的输入角频率参考值为ω*，本方法相角同步的作用就是将原来的ω*换成(8)中的(ω*+Δωsyc)，起到了一个闭环反馈补偿调节的作用。
图4所示PWM驱动器具体控制方式：PWM驱动器接收到电压电流双闭环控制输出信号refPWM时，一般情况下有0≤refPWM≤1，将信号refPWM与驱动器内5kHz频率锯齿波进行比较，当信号值refPWM小于或等于锯齿波信号值时，由驱动器向逆变桥中电力电子开关器件控制端输送高电平开通驱动信号，直至信号值refPWM大于锯齿波信号值，此时PWM驱动器向开关器件控制端输送低电平关断信号；本实例仅仅现有模型锯齿波信号频率为5kHz而仅举例为此频率数值，实际应用此频率并不只限于该数值。
以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并非用于限定本发明的保护范围。凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均包含在本发明的保护范围内。

Claims (2)

1.基于SPF-PLL带本地负荷的自同步虚拟同步逆变器并网控制器，其特征在于，由逆变器输出电压电流信息采集模块、网侧电压信息采集模块、虚拟同步逆变器控制模块(3)、离/并网切换模块(8)、PWM驱动器(2)组成；
所述逆变器输出电压电流信息采集模块，用于采集逆变器输出端电压信号、逆变器输出端电流信号；
网侧电压信息采集模块，用于采集并网点电压信号；逆变器输出电压电流信息采集模块采集逆变器输出侧滤波电容C处电压信号和输出滤波电感Ls上的电流信号，并将电压、电流信号传送给虚拟同步逆变器控制模块(3)的电压电流信号输入端，网侧电压信息采集模块同时也将网侧电压信号传送给虚拟同步逆变器控制模块(3)的电压信号输入端；
离/并网切换模块(8)，用于根据前级检测到的逆变器输出电流与公共电网电压相位是否已经完成同步的信号，判断用于连接虚拟同步逆变器输出端与公共电网(4)的断路器CB2是否需要被立即切换以完成并网控制；
PWM驱动器(2)，用于向逆变桥(1)中的电力电子开关器件提供开通及关断信号；
虚拟同步逆变器控制模块(3)，包括虚拟同步算法控制单元(12)和自同步控制单元(13)；所述虚拟同步算法控制单元(12)，用于实现逆变器运行时具备同步发电机的特性；所述自同步控制单元(13)，用于获得虚拟同步逆变器相位角和频率参考值的补偿量，完成逆变器输出电压与电网电压相位的同步；
所述自同步控制单元(13)，包括相位自跟踪控制单元、PI控制单元；所述相位自跟踪控制单元用于锁定电网电压的相位角；所述PI控制单元用于提高调节性能；
所述相位自跟踪控制单元中，两相αβ静止坐标系下的电网电压，如下式(1)：
Figure FDA0002411264640000011
式中，uα、uβ表示两相静止坐标系下的α、β轴分量；uga、ugb、ugc表示电网三相电压；Eg为两相静止坐标变换后的网侧电压幅值；θg为电网电压相位；
采用由虚拟同步控制产生的相位角θ作为参考相位角，通过Park转换，获得电网电压ug的dq轴分量，如下式(2)：
Figure FDA0002411264640000021
式中，ugd、ugq表示同步旋转坐标系下的dq轴电压直流分量；θ为虚拟同步算法控制单元产生的相位角；
所述PI控制单元的传递函数GPI(s)如下式(3)：
Figure FDA0002411264640000022
式中，kp为PI控制单元的比例调节参数、ki为积分常数，s表示复变量，是将时域信号转化到复频域信号的变量；
考虑到当相位差Δθ接近于0时，sin(Δθ)≈Δθ，自同步控制单元(13)的开环传递函数简化为下式(4)：
Figure FDA0002411264640000023
式中，Gopen(s)为简化后的开环传递函数，τPI＝kp/ki,ko＝kiE*，Eg＝E*；τPI为PI控制器中比例调节参数与积分常数的比值，ko为PI控制器中积分常数与参考电压的乘积，τPI、ko都为方便简化开环传递函数设定；E*为给定的电网电压参考幅值；τf为虚拟同步算法控制单元中的频率控制环的时间常数；
为提高自同步控制单元的稳定性和动态响应性能，中频宽h＝τPI/τf的斜率不应等于-2，因此τPI的值应大于τf，开环传递函数的增益符合下式(5)：
Figure FDA0002411264640000024
相应的，PI控制单元的参数表示为：
Figure FDA0002411264640000025
考虑到h的值介于5～10之间，继而式(6)可以推导至式(7)：
Figure FDA0002411264640000031
将电网电压q轴分量ugq与基准值零进行比较，然后将ugq和0的差值输出到PI控制单元，即可以获得Δωsyc，Δωsyc作为虚拟同步算法控制单元(12)输入额定角频率的同步补偿量；
所述虚拟同步算法控制单元(12)输出的驱动电压信号e的角频率参考值ω如下式(8)所示：
Figure FDA0002411264640000032
式中，np为有功下垂系数，P表示逆变器输出的电磁功率，P*为虚拟同步算法控制单元的给定有功参考功率，ω*为给定参考频率；
同时，用E*减去nq(Q-Q*)，在无功惯性环节对相减后得到的结果进行积分，可以得到电压幅值E；nq表示无功下垂系数，Q表示无功功率，Q*表示给定无功参考功率；
对角频率参考值ω进行积分可得到参考波的A相相位，已知电压幅值和A相角度即可计算出A相参考正弦波，分别逆时针和顺时针旋转120度即可得到B和C相参考波，此参考波信号与控制器内部锯齿波发生器所发出的锯齿波信号做比较运算，得到逆变桥中电力电子开关器件的控制信号，以此控制其通断；
根据式(8)逐渐调节虚拟同步逆变器的角频率，将相位差Δθ＝θg-θ归化为零时，标志虚拟同步逆变器与电网已经实现同步。
2.一种如权利要求1任意一项所述的基于SPF-PLL带本地负荷的自同步虚拟同步逆变器并网控制器的并网方法，其特征在于，当网侧故障切除或需要并网时，***需要进行并网切换，启动虚拟同步逆变器控制模块(3)中的自同步控制单元(13)，再将虚拟同步逆变器控制模块(3)中的虚拟同步算法控制单元(12)产生的相位角θ作为参考相位角输入到自同步控制单元(13)，并将检测的网侧电压ug也输入其中；通过Clark转换和Park转换，获得电网电压ug的q轴分量ugq，将q轴分量ugq与基准值零进行比较，然后将差值作为PI控制器的输入，经过调节即可以获得Δωsyc，作为虚拟同步算法控制单元中额定角频率的同步补偿量；虚拟同步算法控制单元(12)输出电压的角频率参考值ω逐渐增加Δωsyc的大小，并在最终过渡到稳态值；检测到Δθ为零，电网电压的q轴分量ugq也为零，标志着虚拟同步逆变器与电网电压已经同步，虚拟同步逆变器控制模块(3)输出切换信号给离/并网切换模块(8)执行并网命令，闭合断路器CB2并移除角频率补偿器补偿Δωsyc，在这一过程期间，虚拟同步逆变器的有功功率输出保持不变。
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