基于频率恢复控制的逆变器主动同步策略研究

冯建周， 王晓寰， 张纯江， 高彩云

(1. 计算机虚拟技术与系统集成河北省重点实验室， 燕山大学, 河北 秦皇岛 066004;2. 电力电子节能与传动控制河北省重点实验室， 燕山大学， 河北 秦皇岛 066004)

基于频率恢复控制的逆变器主动同步策略研究

冯建周1， 王晓寰2， 张纯江2， 高彩云2

(1. 计算机虚拟技术与系统集成河北省重点实验室， 燕山大学, 河北 秦皇岛 066004;2. 电力电子节能与传动控制河北省重点实验室， 燕山大学， 河北 秦皇岛 066004)

随着微电网的提出，运行于独立和并网双模式的并网逆变器受到越来越多的关注。逆变器并网过程中与大电网的同步问题是实现逆变器平滑并网的关键，如何保证并网过程中频率和相角的精确快速控制是主动同步控制的难点。本文提出了一种适用于下垂控制的主动同步控制策略，该策略采用频率恢复控制方法使得并网逆变器工作频率固定为额定值，主动同步过程只需考虑幅值和相角同步，简化了控制策略，解决了采用传统下垂控制时频率和相角难以实现同时同步的问题。仿真和实验验证了该方法的有效性。

下垂控制； 平滑切换； 主动同步控制； 频率恢复

1 引言

近年来，以可再生能源为基础的分布式发电技术发展迅速[1]，将分布式电源与电网相连实现并网发电是合理有效利用分布式电源的关键技术[2]。双模式逆变器可以工作在独立和并网两种模式[3-5]。分布式发电系统的接口逆变器在独立运行模式与并网运行模式之间的平滑切换是实现电网与分布式发电系统相结合的研究重点[6]。

逆变器并网时刻的瞬态冲击电流受瞬时电压偏差和系统阻抗两个因素的影响。系统阻抗由逆变器与电网之间的线路阻抗以及逆变器的输出阻抗组成，线路阻抗与电网的电压等级以及传输线路的距离有关，逆变器的输出阻抗则由系统的控制策略决定，因此，仅通过调节系统阻抗减小并网冲击的方法并不实际。要实现逆变器双模式运行及两种运行模式间的平滑切换，与电网的同步过程是不可或缺的。若未能实现同步，系统在由独立运行模式切换至并网运行模式时，在逆变器输出电压与电网瞬时电压差较大时闭合并网开关，就会产生较大的冲击电流，这将严重影响电网的安全稳定运行，甚至造成并网失败。因此，快速、精确的主动同步控制算法是逆变器实现并脱网平滑切换的必备条件[7]。

逆变器采用下垂控制带载运行时，其输出电压的频率和幅值随负载变化；另一方面，负载电压与电网电压的相位也有偏差，且偏差随时间变化。为了减小并网冲击，在逆变器从独立运行模式切换至并网运行模式之前，必须进行负载电压与电网电压的同步控制，即控制逆变器输出电压幅值、频率和相角向电网电压的幅值、频率和相角逼近，最终两者差值达到一定的阈值，满足并网开关闭合标准。基于下垂控制的主动同步控制策略中，频率差和相角差都是通过控制逆变器输出电压的频率进行调节，频率不同步会导致相角差不停变化，因此，如何实现频率和相角的同时同步是主动同步控制的难点。

本文详细介绍了基于下垂控制的频率同步调节过程，分析了频率和相角分时段调节的同步方法与频率、相角同时调节的同步方法的工作原理及弊端。提出了一种基于频率恢复控制的逆变器主动同步控制策略，频率恢复控制保证逆变器运行过程中输出电压频率恢复至额定值，主动同步控制策略只需考虑幅值和相角同步，解决了采用传统下垂控制时频率和相角难以实现同时同步的问题。理论分析和实验结果表明主动同步控制策略具有良好的快速性和稳定性。

2 频率和相角调节

传统下垂控制的表达式为[8]：

ω=ω0-m(P-P0)

(1)

V=V0-n(Q-Q0)

(2)

式中，ω、V分别为逆变器输出电压的频率和幅值；ω0、V0为逆变器输出电压的额定频率和额定幅值；P0、Q0分别为逆变器额定有功、无功功率；m、n分别为有功、无功下垂系数。

文献[9,10]介绍了一种频率和相角分时段调节的同步方法。为了稳定相角差，首先进行频率的同步，频率同步完成后再以一固定的频率扰动进行相角同步。频率和幅值的同步控制式为：

ω=ω0-m(P-P0)+Gsynω(s)(ωgrid-ω)

(3)

V=V0-n(Q-Q0)+GsynV(s)(Vgrid-V)

(4)

式中，ωgrid、Vgrid分别为电网电压的频率和幅值。

频率同步控制原理如图1所示，调节过程如图2所示。逆变器独立运行时，P-ω下垂曲线为L1，运行点A对应额定负载P0、额定频率ω0。有功负载变化时，输出电压频率也随之变化。假定初始状态下负载为P1，根据下垂控制曲线，系统运行于B点，输出电压频率上升为ω0+Δω。启动同步控制后，逆变器与电网电压的频率差经过PI调节器得到频率补偿量，下垂曲线根据其大小上下移动，系统运行点也随之移动，输出电压频率向电网电压频率靠近。当两电压频率相同时，PI调节器输出不再变化，下垂曲线固定为L2，即实现频率同步[11]。

图1 频率同步控制原理Fig.1 Principle of frequency synchronization control

图2 频率同步调节过程Fig.2 Regulation of frequency synchronization

频率同步完成后，将PI调节器输入置0，其输出固定为Δω，再以一固定的频率扰动ΔΩ进行相角同步。相角同步完成后，去掉ΔΩ，Δω的存在保证了频率同步和相角同步同时实现，相角同步控制原理如图3所示。

图3 相角同步控制原理Fig.3 Principle of phase synchronization control

频率和相角分时段调节的同步方法能够保证逆变器输出电压和电网电压频率和相角的准确同步。但是，相角的同步过程会对原有的频率同步造成影响，频率扰动的大小决定了相角调节的速度，也影响着整个主动同步控制过程的快慢。因此，在切换逻辑及频率扰动值的设计上需予以考虑[12]。

由于相角差调节至零且不再变化时，频率也一定是同步的，许多文献只对相角差进行同步控制，同时调节频率差和相角差[13]。相角和幅值的同步控制式为

ω=ω0-m(P-P0)+Gsynω(s)(θgrid-θ)

(5)

V=V0-n(Q-Q0)+GsynV(s)(Vgrid-V)

(6)

式中，θ、θgrid分别为输出相角和电网电压相角。

与式(3)和式(4)相比，式(5)和式(6)简化了同步过程。但是，同时调节频率差和相角差会导致一个较长的振荡过程，不但很难实现频率和相角的同时同步，而且会对系统的稳定运行产生负面影响。

3 基于频率恢复控制的主动同步控制

应用P-ω下垂控制两台容量相同的逆变器，并联运行系统在负载突变时的调节过程如图4所示。假设初始t0时刻，两逆变器有功负载P1(t0)=P2(t0)=P0，ω1(t0)=ω2(t0)=ω0。t1时刻，突增有功负载至Pload，且靠近DG1而远离DG2。因为DG1等效阻抗小于DG2，DG1输出有功增加至P1(t1)以满足负载需求，DG2输出有功则增加至相对较低的P2(t1)，因此，ω1(t1)<ω2(t1)。DG1和DG2输出频率积分即相位同时减小，但是θ1相对降低以减小DG1输出的有功功率，而θ2相对升高以增加DG2输出的有功功率。t2时刻，ω1(t2)和ω2(t2)变化至相同的值，使得θ1和θ2以相同的速率变化而不改变其相对值，两逆变器输出有功固定为P1(t2)和P2(t2)，均分有功负载。

图4 P-ω下垂控制原理Fig.4 Principle of P-ω droop control

由以上分析可知，各逆变器稳态运行时频率相同，因此

m1(P1-P01)=m2(P2-P02)

(7)

若选择下垂系数m1P01=m2P02，则稳态时各DG输出有功功率满足式(8)，即各逆变器输出有功功率与其有功容量相匹配。

(8)

稳态时，逆变器输出电压频率偏离额定值，为了使频率恢复至额定值，本文提出一种频率恢复控制方法。以DG1为例，其控制式为：

(9)

频率恢复控制原理如图5所示。图5表明，t2时刻开始频率恢复控制，ω1(t2)与ω0(通常为0)之间的差值使得有功功率设定点P01向P1移动。因此P-ω下垂控制线向上移动，而ω1向其设定值ω0靠近。t3时刻，P01=P1，ω1=ω0，恢复过程达到稳态。为了避免对功率分配性能的影响，频率恢复控制的常数应尽量取大，当两逆变器频率恢复控制的动态性能一致时，在恢复过程中两台逆变器相对相位差维持不变，因此有功功率分配状态保持不变。

图5 频率恢复控制原理Fig.5 Principle of frequency recovery control

下垂控制及频率恢复控制的输出只与本地负载有关，稳态时逆变器输出电压频率达到额定值。基于频率恢复控制的主动同步控制原理如图6所示。

图6 基于频率恢复控制的主动同步控制原理Fig.6 Principle of active synchronization control based on frequency recovery control

图6表明，主动同步控制器通过三相系统的软件锁相环(SoftwarePhaseLockLoop,SPLL)获取并网开关两侧的PCC电压和电网电压信息[14,15]，得到角频率扰动量Δω的计算公式为：

(10)

由式(10)可知，电网电压和PCC电压的相角差经过PI调节器后得到角频率扰动量Δω，Δω使得逆变器输出电压频率偏离电网频率，从而控制相角差不断减小直至为0，此时Δω恢复至0即逆变器输出电压频率恢复为电网频率，实现了相角和频率的同时同步。

4 仿真与实验

4.1 仿真分析

本节对提出的基于频率恢复控制的主动同步控制策略进行仿真分析。设置仿真参数：逆变器输入直流电压160V，额定输出电压幅值60V，角频率ω给定值314rad/s，输出额定有功功率500W，无功功率0var，电网电压等级60V。

首先验证频率恢复控制的功能。系统带本地阻性负载独立运行，图7为负载突变时逆变器输出功率及各控制量的变化过程。图7表明，负载突增及突减后，逆变器输出功率立刻变化以满足负载要求，由于频率恢复控制的作用，有功功率的参考值跟随负载变化，稳态时与负载大小匹配，逆变器输出电压角频率ω经过波动后恢复至额定值。

图7 负载突变时频率恢复控制功能验证Fig.7 Function verification of frequency recovery control during load mutation

主动同步控制相角调节过程如图8所示。图8表明，由于本文采用的频率恢复控制，PCC电压与电网电压的相角差由电网频率偏差引起，由于受电网电压质量控制，偏差很小。

图8 主动同步控制相角调节过程Fig.8 Angle adjusting process of active synchronization

图9为主动同步控制过程中电网电压、PCC电压和两者之差的波形。初始时刻，逆变器独立运行，其输出电压与电网电压的差值随时间变化；2s时加入主动同步控制，PCC电压与电网电压的差值逐渐减小至0；同步完成后，PCC电压一直跟踪电网电压，两者差值稳定为0，因此可在此后任意时刻闭合并网开关。

图9 主动同步控制加入前后电压波形Fig.9 Voltage waveforms before and after adding active synchronization control

综上所述，本文提出的基于频率恢复控制的主动同步控制器可以使逆变器输出电压迅速跟踪电网电压，为独立运行向并网运行的平滑切换提供了必要条件。

4.2 实验验证

搭建了采用DSP+FPGA作为主控电路的三相并网逆变器实验平台。实验参数与仿真一致，在主动同步之前，采用三相锁相环获得PCC电压和电网电压的幅值、相位信息。图10为A相电网电压和电网电压相位信息。

图10 A相电网电压和电网电压相位信息Fig.10 Grid voltage and its phase information of A

主动同步相角调节过程如图11所示。未加入主动同步时，相角差以非常缓慢的速度变化；加入主动同步控制器后，角频率扰动量使得相角差迅速减小，稳态时两者均稳定为0，与仿真分析一致。

图11 主动同步相角调节过程Fig.11 Angle regulating process of active synchronization

图12为主动同步控制过程中电压波形。图12表明，初始时刻逆变器独立带载运行，其输出电压与电网电压差值随时间变化。加入主动同步控制后，电压差迅速减小后达到并网标准，完成同步。

图12 主动同步控制加入前后电压波形Fig.12 Voltage waveforms before and after adding active synchronization control

图13为同步完成稳态时电压波形。图13表明，同步后，逆变器输出端口电压一直保持对电网电压的跟踪，等待并网开关的闭合。

图13 同步完成后稳态电压波形Fig.13 Voltage waveforms in steady state after synchronization completed

5 结论

本文提出的基于频率恢复控制的主动同步控制策略，在稳态时保证了孤岛运行的逆变器工作频率稳定为额定值，主动同步过程仅控制调节幅值和相角同步，简单有效地实现了基于下垂控制方法的并网同步，仿真和实验结果验证了其可行性。该方法的提出为基于下垂控制双模式逆变器控制系统的稳定运行提供了有力保障。

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Active synchronization control of inverter based on frequency recovery control

FENG Jian-zhou1, WANG Xiao-huan2, ZHANG Chun-jiang2, GAO Cai-yun2

(1. Key Lab for Computer Virtual Technology and System Integration of Hebei Province，Yanshan University, Qinhuangdao 066004, China;2. Key Lab of Power Electronics for Energy Conservation and Motor Drive of Hebei Province, Yanshan University, Qinhuangdao 066004, China)

The inverter operating in grid-connected and islanding modes is getting more and more attention with micro-gird is put forward. The synchronization problem of inverter during connecting to the grid is the key to achieve smooth transfer between grid-connected operation and islanding operation. How to realize the frequency and phase synchronization at the same time is the chief difficulty in active synchronization control. In this paper, the active synchronization control strategy suitable for droop control was designed, and the frequency recovery control was adopted to ensure the operating frequency of the inverter fixed at rated value. Only the magnitude and phase synchronization were needed to consider during the synchronization process, which simplified the control strategy. The problem that frequency and phase angle synchronization were difficult to achieve at the same time when adopting the traditional droop control was solved. Simulation and experiment results verify the correctness and feasibility of the proposed method.

droop control; smooth transfer; active synchronous control; frequency recovery

2015-07-31

河北省高校青年基金 (QN2014183)、 燕山大学基金(14LGB010,15LGB012)、 河北省自然科学基金(F2014203192)资助项目

冯建周 (1978-), 男， 河北籍， 副教授， 博士， 研究方向为分布式系统; 张纯江 (1961-), 男, 黑龙江籍, 教授, 博士, 研究方向为分布式发电控制(通信作者)。

TM91

A

1003-3076(2016)06-0007-06