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基于双逆变器群协调控制的微电网供电 电压和电网电流谐波同步补偿方法

阅读：1016发布：2021-01-05

专利汇可以提供基于双逆变器群协调控制的微电网供电电压和电网电流谐波同步补偿方法专利检索，专利查询，专利分析的服务。并且本发明涉及一种基于双逆变器群协调控制的微电网供电电压和电网电流谐波同步补偿方法，其特征在于：采用双接口变流器并联的拓扑结构，通过双变流器电压电流协调控制的策略，由变流器A负责实时补偿供电电压的谐波，变流器B负责补偿负载和变流器2产生的谐波电流，保证电网侧电流的电能质量。这种控制方法可以省去谐波电流提取环节和锁相环，大大降低了数字控制系统的运算量。同时，通过两个变流器的协调控制，系统中供电电压和电网电流的波形得到改善，电能质量明显提高。这对于减少系统损耗，保证系统的安全稳定运行具有重要作用。，下面是基于双逆变器群协调控制的微电网供电电压和电网电流谐波同步补偿方法专利的具体信息内容。

权利要求

1.一种基于双逆变器群协调控制的微电网供电电压和电网电流谐波同步补偿方法，其特征在于：双逆变器包括双变流器，所述方法所基于的双变流器并联拓扑结构具体为：包括一对并联设置的变流器A和变流器B，所述变流器A和变流器B分别通过各自的滤波器连接到公共连接点PCC后与大电网交换功率，其中，变流器A和变流器B均由六个功率开关模块组成三相全桥拓扑，变流器A和变流器B的直流侧并联一公用的直流侧母线电容VDC，滤波器均由变流器侧滤波电感L1、电网侧滤波电感L2和滤波电容Cf组成，非线性负荷接在变流器A的电网侧滤波电感L2和滤波电容Cf之间；
所述补偿方法采用双变流器电压电流协调控制的策略，具体方法如下：
步骤S1在每个采样周期开始时，变流器A利用采样电路采集滤波电容电压值VC,C1、公共连接点电压值VPCC、输出电流值I1,C1和并网电流值I2,C1，变流器B利用采样电路采集输出电流值I1,C2、并网电流值I2,C2、公共连接点电压值VPCC和变流器A的并网电流I2,C1，而有功功率参考Pref和无功功率参考Qref由设备使用者或者上层调度指令给定，并将转化后的数字量发送给各变流器的控制模块；
步骤S2变流器A的控制模块采用混合电压电流控制策略得到参考电压变流器B的控制模块采用基波谐波电流控制策略得到参考电压
步骤S3变流器A和变流器B在得到了参考电压后，通过按照正弦脉宽调制
(SPWM)或者空间矢量脉宽调制(SVPWM)，与三角波进行比较，得到功率开关模块的占空比信号，从而控制变流器功率开关模块的开通与关断，最终控制变流器A和变流器B的输出电压；
所述变流器A的参考电压由输出功率控制部分参考电压、电压谐波抑制部分参考电压和有源阻尼部分参考电压相加得到；即
其中为变流器A的参考电压，I2,C1,ref为变流器A的参考信号的输出电流，I2,C1为并网电流，VC,C1为变流器A的滤波电容电压值，I1,C1为变流器A的输出电流值；HPQ(s)、HHar(s)、HAD(s)分别为基波跟踪比例谐振控制器、谐波抑制比例谐振控制器、阻尼比例控制器的传递函数，变量s为复频率；变流器A输出功率控制部分的参考电压具体描述如下：由采样得到的并网电流值I2,C1和公共连接点电压值VPCC通过功率计算得到变流器A的输出有功功率Pc1和无功功率Qc1；然后，将参考信号的有功功率Pref、无功功率的Qref和实际信号的有功功率Pc1、无功功率Qc1输入比例积分控制器PI，得到参考信号的输出电流I2,C1,ref；该参考信号的输出电流I2,C1,ref与实际信号的并网电流I2,C1相减，差值输入基波跟踪比例谐振控制器HPQ(S)，得到变流器A功率控制部分的参考电压；变流器A电压谐波抑制部分的参考电压具体描述如下：由电压谐波参考值0与采样得到的滤波电容电压值VC,C1相减，差值输入谐波抑制比例谐振控制器HHar(S)，得到变流器A电压谐波抑制部分的参考电压；变流器A有源阻尼部分的参考电压具体描述如下：由采样得到的变流器A输出电流值I1,C1经过阻尼比例控制器HAD(S)，得到变流器A有源阻尼部分的参考电压。
2.根据权利要求1所述的基于双逆变器群协调控制的微电网供电电压和电网电流谐波同步补偿方法，其特征在于：所述参考信号的输出电流I2,C1,ref由参考信号的有功功率Pref、无功功率的Qref和实际信号的有功功率Pc1、无功功率Qc1的差值输入比例积分控制器PI得到；比例积分控制器PI的传递函数为
其中变量s为复频率，kPI_p为比例系数，取值1～50；kPI_i为积分系数，取值10～800。
3.根据权利要求2所述的基于双逆变器群协调控制的微电网供电电压和电网电流谐波同步补偿方法，其特征在于：所述变流器A中基波跟踪比例谐振控制器HPQ(S)的传递函数其中变量s为复频率，kP1,C1为比例增益，取值0.1～1；ki,f为基波谐振增益，取值10～
800；ωc为带宽，取值3～20；ωo为中心角频率，ωo＝2πf0，f0＝50Hz。
4.根据权利要求2所述的基于双逆变器群协调控制的微电网供电电压和电网电流谐波同步补偿方法，其特征在于：所述变流器A中谐波抑制比例谐振控制器HHar(S)的传递函数其中变量s为复频率，h为谐波次数，系统中主要的低次谐波为5、7、11、13次；kp2,C1为比例增益，取值0.1～1；kv,h为电压谐波谐振增益，取值10～800；ωc为带宽，取值3～20；ωo为中心角频率，w0＝2πf0，f0＝50Hz。
5.根据权利要求2所述的基于双逆变器群协调控制的微电网供电电压和电网电流谐波同步补偿方法，其特征在于：所述变流器A中阻尼比例控制器HAD(S)的传递函数HAD(s)＝kAD；
其中kAD为比例控制系数，取值1～3。
6.根据权利要求1所述的基于双逆变器群协调控制的微电网供电电压和电网电流谐波同步补偿方法，其特征在于：所述变流器B的参考电压由功率控制部分的参考电压、电流谐波抑制部分的参考电压和有源阻尼部分的参考电压相加得到；即
其中为变流器B的参考电压，I2,C2,ref为变流器B的参考信号的输出电流，I2,C1为变流器A的并网电流，I2,C2为变流器B的并网电流，I1,C2为变流器B的输出电流值；HPQ(s)、HHar(s)、HAD(s)分别为基波跟踪比例谐振控制器、谐波抑制比例谐振控制器、阻尼比例控制器的传递函数，变量s为复频率；
变流器B的功率控制部分参考电压具体描述如下：由采样得到的并网电流值I2,C2和公共连接点电压值VPCC，计算得到变流器B的输出有功功率Pc2和无功功率Qc2；然后，将参考信号的有功功率Pref、无功功率Qref和实际信号的有功功率Pc2、无功功率Qc2输入比例积分控制器PI，得到参考信号的并网电流I2,C2,ref；该参考信号的输出电流I2,C2,ref与实际信号的并网电流I2,C2相减，差值输入基波跟踪比例谐振控制器HPQ(S)，得到功率控制部分的参考电压组成；
变流器B的电流谐波抑制部分参考电压具体描述如下：由采样得到的变流器A并网电流值I2,C1的作为参考电流，该采样值中的谐波电流成分即是变流器B需要输出的补偿电流；将参考电流I2,C1与变流器B的并网电流值I2,C2相减，差值输入谐波抑制比例谐振控制器HHar(s)，得到电流谐波抑制部分的参考电压组成；
变流器B的有源阻尼部分参考电压具体描述如下：由采样得到变流器输出电流值I1,C2经过阻尼比例控制器，得到有源阻尼部分的参考电压组成。
7.根据权利要求6所述的基于双逆变器群协调控制的微电网供电电压和电网电流谐波同步补偿方法，其特征在于：所述参考信号的输出电流I2,C2,ref由参考信号的有功功率Pref、无功功率的Qref和实际信号的有功功率Pc2、无功功率Qc2的差值输入比例积分控制器PI得到；比例积分控制器PI的传递函数为
其中变量s为复频率，kPI_p为比例系数，取值1～50；kPI_i为积分系数，取值10～800。
8.根据权利要求7所述的基于双逆变器群协调控制的微电网供电电压和电网电流谐波同步补偿方法，其特征在于：所述变流器B中基波跟踪比例谐振控制器HPQ(S)的传递函数其中变量s为复频率，kPI,C2为比例增益，取值0.1～1；ki,f为基波谐振增益，取值10～
800；wc为带宽，取值3～20；w0为中心角频率，w0＝2πf0，f0＝50Hz。
9.根据权利要求7所述的基于双逆变器群协调控制的微电网供电电压和电网电流谐波同步补偿方法，其特征在于：所述变流器B中谐波抑制比例谐振控制器HHar(S)的传递函数其中变量s为复频率，h为谐波次数，系统中主要的低次谐波为5、7、11、13次；kp2,C2为比例增益，取值0.1～1；ki,h为电流谐波谐振增益，取值10～800；wc为带宽，取值3～20；w0为中心角频率，w0＝2πf0，f0＝50Hz。
10.根据权利要求7所述的基于双逆变器群协调控制的微电网供电电压和电网电流谐波同步补偿方法，其特征在于：所述变流器B中阻尼比例控制器HAD(S)的传递函数HAD(s)＝kAD；其中kAD为比例控制系数，取值1～3。

说明书全文

基于双逆变器群协调控制的微电网供电 电压和电网电流谐波

同步补偿方法

技术领域

[0001] 本发明涉及一种电网质量治理方法，特别涉及一种基于双逆变器群协调控制的微电网供电电压和电网电流谐波同步补偿方法。

背景技术

[0002] 随着用户对供电可靠性和电能质量的关注度不断提高以及太阳能、风能等各种形式的可再生能源大量利用，微电网作为分布式电源接入电网的有效途径得到了国内外学者的广泛关注。微电网一般是指将多种分布式电源、储能装置和负荷通过电力电子装置连接起来的小型电网形式，既能并网运行，与传统大电网交换能量，又能独立运行，成为一个能稳定运行的孤立系统。

[0003] 随着分布式发电单元的大量接入，电能质量问题日益严峻。改善电能质量的方法一般是采用无源滤波器或者有源滤波器。无源滤波器是采用以电力电容器、电抗器和电阻器适当组合而成的滤波器。这种方法既可抑制谐波又可补偿无功功率，而且结构简单，一直被广泛使用。然而，由于其受系统参数的影响较大，且不能实现动态补偿，因此发展有源滤波的方法。

[0004] 有源滤波的设备一般包括有源电力滤波器、动态电压恢复器、统一电能质量调节器等。这些设备可以适应系统的参数变化，实现动态补偿，提高电能质量。系统中应用于分布式发电的接口变流器也可以用作有源滤波，利用变流器的剩余容量进行谐波补偿，这也就是多功能接口变流器的作用。

[0005] 然而，单一的多功能接口变流器不能同时补偿电网侧的电流谐波和负载侧的电压畸变，尤其是在电网电压本身含有谐波的条件下。而统一电能质量调节器可以同时补偿电流和电压的畸变，但是其需要变压器，设备体积庞大且造价较高。

发明内容

[0006] 本发明要解决的技术问题是提供一种基于双逆变器群协调控制的微电网供电电压和电网电流谐波同步补偿方法，能够在不增加补偿装置的同时改善电能质量。

[0007] 为解决上述技术问题，本发明的技术方案为：

[0008] 一种基于双逆变器群协调控制的微电网供电电压和电网电流谐波同步补偿方法，双逆变器包括双变流器，所述方法所基于的双变流器并联拓扑结构具体为：包括一对并联设置的变流器A和变流器B，所述变流器A和变流器B分别通过各自的滤波器连接到公共连接点PCC后与大电网交换功率，其中，变流器A和变流器B均由六个功率开关模块组成三相全桥拓扑，变流器A和变流器B的直流侧并联一公用的直流侧母线电容VDC，滤波器均由变流器侧滤波电感L1、电网侧滤波电感L2和滤波电容Cf组成，非线性负荷接在变流器A的电网侧滤波电感L2和滤波电容Cf之间；

[0009] 所述补偿方法采用双变流器电压电流协调控制的策略，具体方法如下：

[0010] 步骤S1在每个采样周期开始时，变流器A利用采样电路采集滤波电容电压值VC,C1、公共连接点电压值VPCC、输出电流值I1,C1和并网电流值I2,C1，变流器B利用采样电路采集输出电流值I1,C2、并网电流值I2,C2、公共连接点电压值VPCC和变流器A的并网电流I2,C1，而有功功率参考Pref和无功功率参考Qref由设备使用者或者上层调度指令给定，并将转化后的数字量发送给各变流器的控制模块；

[0011] 步骤S2变流器A的控制模块采用混合电压电流控制策略得到参考电压变流器B的控制模块采用基波谐波电流控制策略得到参考电压

[0012] 步骤S3变流器A和变流器B在得到了参考电压后，通过按照正弦脉宽调制(SPWM)或者空间矢量脉宽调制(SVPWM)，与三角波进行比较，得到功率开关模块的占空比信号，从而控制变流器功率开关模块的开通与关断，最终控制变流器A和变流器B的输出电压；所述变流器A的参考电压由输出功率控制部分参考电压、电压谐波抑制部分参考电压和有源阻尼部分参考电压相加得到；即

[0013] 其中为变流器A的参考电压，I2,C1,ref为变流器A的参考信号的输出电流，I2,C1为并网电流，VC,C1为变流器A的滤波电容电压值，I1,C1为变流器A的输出电流值；HPQ(s)、HHar(s)、HAD(s)分别为基波跟踪比例谐振控制器、谐波抑制比例谐振控制器、阻尼比例控制器的传递函数，变量s为复频率；变流器A输出功率控制部分的参考电压具体描述如下：由采样得到的并网电流值I2,C1和公共连接点电压值VPCC通过功率计算得到变流器A的输出有功功率Pc1和无功功率Qc1；然后，将参考信号的有功功率Pref、无功功率的Qref和实际信号的有功功率Pc1、无功功率Qc1输入比例积分控制器PI，得到参考信号的输出电流I2,C1,ref；该参考信号的输出电流I2,C1,ref与实际信号的并网电流I2,C1相减，差值输入基波跟踪比例谐振控制器HPQ(S)，得到变流器A功率控制部分的参考电压；变流器A电压谐波抑制部分的参考电压具体描述如下：由电压谐波参考值0与采样得到的滤波电容电压值VC,C1相减，差值输入谐波抑制比例谐振控制器HHar(S)，得到变流器A电压谐波抑制部分的参考电压；变流器A有源阻尼部分的参考电压具体描述如下：由采样得到的变流器A输出电流值I1,C1经过阻尼比例控制器HAD(S)，得到变流器A有源阻尼部分的参考电压。

[0014] 所述参考信号的输出电流I2,C1,ref由参考信号的有功功率Pref、无功功率的Qref和实际信号的有功功率Pc1、无功功率Qc1的差值输入比例积分控制器PI得到；比例积分控制器PI的传递函数为

[0015]

[0016] 其中变量s为复频率，kPI_p为比例系数，取值1～50；kPI_i为积分系数，取值10～800。

[0017] 所述变流器A中基波跟踪比例谐振控制器HPQ(S)的传递函数

[0018]

[0019] 其中变量s为复频率，kP1,C1为比例增益，取值0.1～1；ki,f为基波谐振增益，取值10～800；ωc为带宽，取值3～20；ωo为中心角频率，ωo＝2πf0，f0＝50Hz。

[0020] 所述变流器A中谐波抑制比例谐振控制器HHar(S)的传递函数

[0021]

[0022] 其中变量s为复频率，h为谐波次数，系统中主要的低次谐波为5、7、11、13次；kp2,C1为比例增益，取值0.1～1；kv,h为电压谐波谐振增益，取值10～800；ωc为带宽，取值3～20；ωo为中心角频率，w0＝2πf0，f0＝50Hz。

[0023] 所述变流器A中阻尼比例控制器HAD(S)的传递函数HAD(s)＝kAD；其中kAD为比例控制系数，取值1～3。

[0024] 所述变流器B的参考电压由功率控制部分的参考电压、电流谐波抑制部分的参考电压和有源阻尼部分的参考电压相加得到；即

[0025]

[0026] 其中为变流器B的参考电压，I2,C2,ref为变流器B的参考信号的输出电流，I2,C1为变流器A的并网电流，I2,C2为变流器B的并网电流，I1,C2为变流器B的输出电流值；HPQ(s)、HHar(s)、HAD(s)分别为基波跟踪比例谐振控制器、谐波抑制比例谐振控制器、阻尼比例控制器的传递函数，变量s为复频率；

[0027] 变流器B的功率控制部分参考电压具体描述如下：由采样得到的并网电流值I2,C2和公共连接点电压值VPCC，计算得到变流器B的输出有功功率Pc2和无功功率Qc2；然后，将参考信号的有功功率Pref、无功功率Qref和实际信号的有功功率Pc2、无功功率Qc2输入比例积分控制器PI，得到参考信号的并网电流I2,C2,ref；该参考信号的输出电流I2,C2,ref与实际信号的并网电流I2,C2相减，差值输入基波跟踪比例谐振控制器HPQ(S)，得到功率控制部分的参考电压组成；

[0028] 变流器B的电流谐波抑制部分参考电压具体描述如下：由采样得到的变流器A并网电流值I2,C1的作为参考电流，该采样值中的谐波电流成分即是变流器B需要输出的补偿电流；将参考电流I2,C1与变流器B的并网电流值I2,C2相减，差值输入谐波抑制比例谐振控制器HHar(s)，得到电流谐波抑制部分的参考电压组成；

[0029] 变流器B的有源阻尼部分参考电压具体描述如下：由采样得到变流器输出电流值I1,C2经过阻尼比例控制器，得到有源阻尼部分的参考电压组成。

[0030] 所述参考信号的输出电流I2,C2,ref由参考信号的有功功率Pref、无功功率的Qref和实际信号的有功功率Pc2、无功功率Qc2的差值输入比例积分控制器PI得到；比例积分控制器PI的传递函数为

[0031]

[0032] 其中变量s为复频率，kPI_p为比例系数，取值1～50；kPI_i为积分系数，取值10～800。

[0033] 所述变流器B中基波跟踪比例谐振控制器HPQ(S)的传递函数

[0034]

[0035] 其中变量s为复频率，kPI,C2为比例增益，取值0.1～1；ki,f为基波谐振增益，取值10～800；wc为带宽，取值3～20；w0为中心角频率，w0＝2πf0，f0＝50Hz。

[0036] 所述变流器B中谐波抑制比例谐振控制器HHar(S)的传递函数

[0037]

[0038] 其中变量s为复频率，h为谐波次数，系统中主要的低次谐波为5、7、11、13次；kp2,C2为比例增益，取值0.1～1；ki,h为电流谐波谐振增益，取值10～800；wc为带宽，取值3～20；w0为中心角频率，w0＝2πf0，f0＝50Hz。

[0039] 所述变流器B中阻尼比例控制器HAD(S)的传递函数HAD(s)＝kAD；

[0040] 其中kAD为比例控制系数，取值1～3。

[0041] 本发明的优点在于：

[0042] 本发明中采用双接口变流器并联的结构，在输出基波功率的同时，一变流器对负载供电电压的谐波进行补偿，另一变流器对负载和一变流器产生的谐波电流进行补偿，保证电网侧的供电电流的电能质量。这种方法利用分布式发电系统的接口变流器改善电能质量，无需增加的补偿装置，节约成本，经济实用，便于推广。且本发明采用新的控制控制方法，其可以省去谐波电流提取环节和锁相环，大大减小了数字控制系统的运算负担。附图说明

[0043] 图1为本发明中双接口变流器并联拓扑结构示意图。

[0044] 图2为本发明中变流器A控制策略流程图。

[0045] 图3为本发明中变流器B控制策略流程图。

[0046] 图4为本发明只补偿供电电压谐波的仿真波形图；

[0047] 图5为本发明只补偿谐波电流的仿真波形图。

[0048] 图6为本发明同时补偿供电电压与谐波电流的仿真波形图。

[0049] 图7为本发明同时补偿电压与电流谐波时变流器A的仿真波形图。

[0050] 图8为本发明同时补偿电压与电流谐波时变流器B的仿真波形图。

具体实施方式

[0051] 如图1所示，本发明的补偿方法是基于一种双接口变流器并联拓扑结构，其结构具体如下：

[0052] 包括一对并联设置的变流器A1和变流器B2，变流器A1和变流器B2分别通过各自的滤波器3、4连接到公共连接点PCC后与大电网交换功率；其中，变流器A1和变流器B2均由六个功率开关模块组成三相全桥拓扑，变流器A1和变流器B2的直流侧并联一公用的直流侧母线电容VDC，滤波器3、4均由变流器侧滤波电感L1、电网侧滤波电感L2和滤波电容Cf组成，非线性负荷5接在变流器A1的电网侧滤波电感L2和滤波电容Cf之间。

[0053] 本发明中的补偿方法采用双变流器电压电流协调控制的策略，具体方法如下：

[0054] 步骤S1：在每个采样周期开始时，变流器A利用采样电路采集滤波电容电压值VC,C1、公共连接点电压值VPCC、输出电流值I1,C1和并网电流值I2,C1，变流器B利用采样电路采集输出电流值I1,C2、并网电流值I2,C2、公共连接点电压值VPCC和变流器A的并网电流I2,C1，而有功功率参考Pref和无功功率参考Qref由设备使用者或者上层调度指令给定，并将转化后的数字量发送给各变流器的控制模块；

[0055] 步骤S2：变流器A的控制模块采用混合电压电流控制策略得到参考电压变流器B的控制模块采用基波谐波电流控制策略得到参考电压

[0056] 步骤S3：变流器A和变流器B在得到了参考电压后，按照正弦脉宽调制(SPWM)或者空间矢量脉宽调制(SVPWM)，与三角波进行比较，得到功率开关模块的占空比信号，从而控制变流器功率开关模块的开通与关断。

[0057] 其中，通过正弦波脉宽调试方法具体为：参考电压与三角波进行比较，当参考电压高于三角波电压时，上管给出导通信号，下管给出关断信号，反之则上管给出关断信号，下管给出导通信号，从而得到功率开关模块的占空比信号，最终控制变流器A和变流器B的输出电压。

[0058] 作为本发明更具体的实施方式：

[0059] 步骤S2中：变流器A的参考电压由输出功率控制部分参考电压、电压谐波抑制部分参考电压和有源阻尼部分参考电压相加得到；概括成方程式一即

[0060]

[0061] 其中为变流器A的参考电压，I2,C1,ref为变流器A的参考信号的输出电流，I2,C1为并网电流，VC,C1为变流器A的滤波电容电压值，I1,C1为变流器A的输出电流值；HPQ(s)、HHar(s)、HAD(s)分别为基波跟踪比例谐振控制器、谐波抑制比例谐振控制器、阻尼比例控制器的传递函数，变量s为复频率；

[0062] 由于功率控制部分为基波控制，在谐波频率下传递函数的增益很小。同时，电压谐波抑制部分为谐波控制，在基波频率下传递函数的增益很小。因此这两个部分是解耦的，相互几乎不影响。这也是混合电压电流控制策略可以发挥作用的基础。

[0063] 变流器A输出功率控制部分用来输出分布式电源发出的有功功率和无功功率，其参考电压为HPQ(s)·(I2,C1,ref-I2,C1)，具体描述如下：由采样得到的并网电流值I2,C1和公共连接点电压值VPCC通过功率计算得到变流器A的输出有功功率Pc1和无功功率Qc1；然后，将参考信号的有功功率Pref、无功功率的Qref和实际信号的有功功率Pc1、无功功率Qc1输入比例积分控制器PI，得到参考信号的输出电流I2,C1,ref；该参考信号的输出电流I2,C1,ref与实际信号的并网电流I2,C1相减，差值输入基波跟踪比例谐振控制器HPQ(s)·，得到变流器A功率控制部分的参考电压。

[0064] 其中，参考信号的输出电流I2,C1,ref由参考信号的有功功率Pref、无功功率的Qref和实际信号的有功功率Pc1、无功功率Qc1的差值输入比例积分控制器PI得到；

[0065] 比例积分控制器PI的传递函数为

[0066] 其中变量s为复频率，kPI_p为比例系数，取值1～50；kPI_i为积分系数，取值10～800。

[0067] 比例谐振控制器HPQ的传递函数

[0068] 其中变量s为复频率，kPI,C1为比例增益，取值0.1～1；ki,f为基波谐振增益，取值10～800；wc为带宽，取值3～20；w0为中心角频率，w0＝2πf0，f0＝50Hz。

[0069] 变流器A电压谐波抑制部分用来改善负载供电电压的电能质量，其参考电压为HHar(s)·(VC,C1,ref-VC,C1)，具体描述如下：由电压谐波参考值VC,C1,ref选0与采样得到的滤波电容电压值VC,C1相减，差值输入谐波抑制比例谐振控制器HHar，得到变流器A电压谐波抑制部分的参考电压；比例谐振控制器HHar的传递函数

[0070]

[0071] 其中变量s为复频率，h为谐波次数，系统中主要的低次谐波为5、7、11、13次；kp2,C1为比例增益，取值0.1～1；kv,h为电压谐波谐振增益，取值10～800；wc为带宽，取值3～20；w0为中心角频率，w0＝2πf0，f0＝50Hz。

[0072] 变流器A有源阻尼部分用于提高系统的阻尼，抑制变流器产生谐振，其参考电压为HAD(s)·I1,C1,具体描述如下：由采样得到的变流器A输出电流值I1,C1经过阻尼比例控制器HAD，得到变流器A有源阻尼部分的参考电压；比例控制器HAD的传递函数HAD(s)＝kAD；其中kAD为比例控制系数，取值1～3。

[0073] 本步骤中，变流器A的谐波电压抑制和基波电流跟踪两个环节都采用了比例谐振控制。由于比例谐振控制器的频率选择特性，谐波电压抑制和基波电流跟踪两个环节是解耦的，互不影响。在谐波频率下，呈现出电压源的特性，当电压参考设为零时，供电电压谐波可以被有效地抑制。然而在基波频率下，呈现出电流源的特性，可以按照指令输出功率。

[0074] 步骤S2中：变流器B的参考电压由功率控制部分的参考电压、电流谐波抑制部分的参考电压和有源阻尼部分的参考电压相加得到；概括成方程式二即：

[0075]

[0076] 其中为变流器B的参考电压，I2,C2,ref为变流器B的参考信号的输出电流，I2,C1为变流器A的并网电流，I2,C2为变流器B的并网电流，I1,C2为变流器B的输出电流值；HPQ(s)、HHar(s)、HAD(s)分别为基波跟踪比例谐振控制器、谐波抑制比例谐振控制器、阻尼比例控制器的传递函数，变量s为复频率。

[0077] 变流器B的功率控制部分参考电压为HPQ(s)·(I2,C2,ref-I2,C2)，具体描述如下：由采样得到的并网电流值I2,C2和公共连接点电压值VPCC，计算得到变流器B的输出有功功率Pc2和无功功率Qc2；然后，将参考信号的有功功率Pref、无功功率Qref和实际信号的有功功率Pc2、无功功率Qc2输入比例积分控制器PI，得到参考信号的并网电流I2,C2,ref；该参考信号的输出电流I2,C2,ref与实际信号的并网电流I2,C2相减，差值输入基波跟踪比例谐振控制器HPQ，得到功率控制部分的参考电压组成。

[0078] 其中，参考信号的输出电流I2,C2,ref由参考信号的有功功率Pref、无功功率的Qref和实际信号的有功功率Pc2、无功功率Qc2的差值输入比例积分控制器PI得到；

[0079] 比例积分控制器PI的传递函数为

[0080] 其中变量s为复频率，kPI_p为比例系数，取值1～50；kPI_i为积分系数，取值10～800。

[0081] 比例谐振控制器HPQ的传递函数

[0082] 其中变量s为复频率，kPI,C2为比例增益，取值0.1～1；ki,f为基波谐振增益，取值10～800；wc为带宽，取值3～20；w0为中心角频率，w0＝2πf0，f0＝50Hz。

[0083] 变流器B的电流谐波抑制部分用来补偿非线性负载和变流器A的谐波电流，改善电网侧电流的电能质量，其参考电压为HHar(s)·(I2,C1-I2,C2)，具体描述如下：由采样得到的变流器A并网电流值I2,C1的作为参考电流，该采样值中的谐波电流成分即是变流器B需要输出的补偿电流；将参考电流I2,C1与变流器B的并网电流值I2,C2相减，差值输入谐波抑制比例谐振控制器HHar，得到电流谐波抑制部分的参考电压组成；比例谐振控制器HHar的传递函数[0084]

[0085] 其中变量s为复频率，h为谐波次数，系统中主要的低次谐波为5、7、11、13次；kp2,C2为比例增益，取值0.1～1；ki,h为电流谐波谐振增益，取值10～800；wc为带宽，取值3～20；w0为中心角频率，w0＝2πf0，f0＝50Hz。

[0086] 变流器B的有源阻尼部分参考电压为HAD(s)·I1,C2，具体描述如下：由采样得到变流器输出电流值I1,C2经过阻尼比例控制器，得到有源阻尼部分的参考电压组成；比例控制器HAD的传递函数HAD(s)＝kAD；其中kAD为比例控制系数，取值1～3。

[0087] 本步骤中，变流器B的谐波电流抑制和基波电流跟踪两个环节也采用了比例谐振控制，因此谐波电流抑制和基波电流跟踪两个环节也是是解耦的，互不影响。对于谐波电流抑制环节，输出电流相对于谐波补偿电流参考的幅值增益在基波频率下很小，而在特定的谐波频率下，具有零幅值增益、零相角增益的特性。因此，谐波提取环节可以省去，采样得到的信号可以直接应用于闭环控制。然而，对于基波电流跟踪环节，输出电流相对于基波功率电流参考的幅值增益在谐波频率下很小，而在基波频率下，具有零幅值增益、零相角增益的特性。这说明在输出基波功率时，锁相环可以省去。

[0088] 图4-8为本发明的仿真波形图，图中a、b、c代表电力系统的三相相序。用Matlab/Simulink搭建如图1所示的仿真模型，电网电压含有稳态的谐波畸变，电网电压THD为5.6％。在变流器输出有功功率的同时，分别对只补偿供电电压谐波、只补偿电流谐波、电压和电流谐波同时补偿三种情况下进行仿真验证。

[0089] 图4为只补偿供电电压谐波的情况，图中可以看出，此时负载供电电压THD仅仅为1.48％，但是电网电流THD为12.28％。

[0090] 图5为只补偿谐波电流的情况，图中可以看出，此时电网电流THD大大降低，为4.57％，而负载供电电压THD为6.45％。图4-6为采用本发明电压电流同时补偿的协调控制策略。

[0091] 图6所示为电网电压与电流波形，可以看出，电流波形接近正弦，电流THD为3.54％。

[0092] 图7所示为变流器A的电容电压、输出电流等波形。由于变流器A的控制目标是改善负载供电电压的电能质量。可以看出，供电电压的波形几乎为正弦，电压THD为2.28％，说明变流器A的谐波电压抑制非常有效。

[0093] 图8所示为变流器B的电容电压、输出电流等波形，其控制目标是补偿负载和变流器A产生的谐波电流。由图4可知电网电流THD为3.54％，说明变流器B的补偿效果良好。

[0094] 结论：因此本发明所提出的微电网供电电压和电网电流的谐波补偿方法切实可行，可以减小系统的损耗，保证系统稳定运行。且可以省去谐波电流提取环节和锁相环环节，大大减小了数字控制系统的计算量，是一种值得推广的提高电能质量的方法。

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基于双逆变器群协调控制的微电网供电电压和电网电流谐波同步补偿方法

基于双逆变器群协调控制的微电网供电电压和电网电流谐波

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