CN103972928A - 一种基于虚拟同步发电机的微网微源控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种基于虚拟同步发电机的微网微源控制方法，包括以下步骤：建立虚拟同步发电机的机械方程和电磁方程；通过虚拟同步发电机有功调节进行微源的有功控制；通过虚拟同步发电机无功调节进行微源的无功控制；实现微网不同运行模式之间的无缝切换。本发明提供一种基于虚拟同步发电机的微网微源控制方法，具有与同步发电机相类似的有功和无功调节能力，且能模拟同步发电机的惯性和阻尼特性，能克服传统并网逆变器无惯性给电网带来的冲击，可有效提升电网接纳可再生能源的能力。

Description

一种基于虚拟同步发电机的微网微源控制方法

技术领域

本发明属于电气工程领域，具体涉及一种基于虚拟同步发电机的微网微源控制方法。

背景技术

随着全球范围内的能源危机和气候问题日益突出，可同时集成多种清洁能源的分布式发电技术和微电网技术得到了越来越多的关注[1-3]。然而，分布式发电系统和微电网内含有大量的并网逆变器，给配电网和微电网的安全稳定运行带来了巨大的挑战[4-5]。尤其是常规并网逆变器响应速度快、几乎没有转动惯量、难以参与电网调节，无法为含分布式电源的主动配电网提供必要的电压和频率支撑[6-7]，更无法为稳定性相对较差的微电网提供必要的阻尼作用[8-9]。

借鉴传统电力系统的运行经验，若使得并网逆变器具有同步发电机的外特性，必然能提高含并网逆变器的分布式发电系统和微电网的运行性能，并能方便地将一些传统电网的运行控制策略移植到微电网中[10-11]。基于该思想，有学者提出：在并网逆变器的功率外环中引入类似于同步发电机的电压和频率调差特性，并给出了一些并网逆变器的下垂控制策略。文献[12-17]提出了并网逆变器在离网运行模式下的下垂控制策略，在并网逆变器的有功和无功功率指令中引入了微电网电压和频率的偏差反馈，使得并网逆变器在离网运行模式下能根据微电网的频率和电压偏差以及自身的额定容量分享网内的负荷功率。文献[18-19]给出了并网逆变器在联网模式下的下垂控制策略，使得并网逆变器能根据微电网或配电网的电压频率异常事件做出响应，在故障时能有效地为电网提供必要的有功和无功支撑。然而，基于下垂控制的一些方法只是针对同步发电机下垂外特性来做适当的近似，还不足以模拟同步发电机的真实运行特性。文献Zhong Q C,Weiss G.Synchronverters:Inverters That Mimic SynchronousGenerators[J].IEEE Transactions on Industrial Electronics,2011,58(4):1259-1267.借鉴同步发电机的机械方程和电磁方程来控制并网逆变器，使得并网逆变器在机理上和外特性上均能与同步发电机相媲美，该类控制策略称为“虚拟同步发电机”技术，其特别适用于储能装置与配电网之间的连接，有望在未来主动配电网和微电网中发挥重要作用。要使虚拟同步发电机能适应微电网应用，还需进一步的研究虚拟同步发电机有功、无功功率的跟踪控制，以及并网、离网两种运行模式之间的无缝切换策略等[23-27]。

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发明内容

为了克服上述现有技术的不足，本发明提供一种基于虚拟同步发电机的微网微源控制方法，具有与同步发电机相类似的有功和无功调节能力，且能模拟同步发电机的惯性和阻尼特性，为克服传统并网逆变器无惯性给电网带来的冲击，可有效提升电网接纳可再生能源的能力。

为了实现上述发明目的，本发明采取如下技术方案：

本发明提供一种基于虚拟同步发电机的微网微源控制方法，所述方法包括以下步骤：

步骤1：建立虚拟同步发电机的机械方程和电磁方程；

步骤2：通过虚拟同步发电机有功调节进行微源的有功控制；

步骤3：通过虚拟同步发电机无功调节进行微源的无功控制；

步骤4：实现微网不同运行模式之间的无缝切换。

所述步骤1中，由牛顿第二定律，虚拟同步发电机的机械方程表示为：

$H\frac{\mathrm{d\ω}}{\mathrm{dt}}=T_m-T_e-T_d=T_m-T_e-D(\mathrm{\ω}-{\mathrm{\ω}}_0)---\left(1\right)$

其中，H为虚拟同步发电机的惯性时间常数，单位为s；ω为虚拟同步发电机的角速度，ω₀为微网同步角速度，单位为rad/s；T_m、T_e和T_d分别为虚拟同步发电机的机械转矩、电磁转矩和阻尼转矩，单位均为N·m；D为阻尼系数，单位为N·m·s/rad；其中，虚拟同步发电机电磁转矩T_e表示为：

T_e=P_e/ω=(e_ai_a+e_bi_b+e_ci_c)/ω(2)

其中，P_e为虚拟同步发电机输出的电磁功率，e_a、e_b和e_c分别为虚拟同步发电机的A、B和C相的机端电势，i_a、i_b和i_c分别为虚拟同步发电机的A、B和C相的机端电流；

虚拟同步发电机的电磁方程可以表示为：

$L\frac{{\mathrm{di}}_{\mathrm{abc}}}{\mathrm{dt}}=e_{\mathrm{abc}}-u_{\mathrm{abc}}-{\mathrm{Ri}}_{\mathrm{abc}}---\left(3\right)$

其中，L为虚拟同步发电机的同步电感，R为虚拟同步发电机的同步电阻，e_abc、u_abc和i_abc分别为虚拟同步发电机的机端电势、电压和电流。

所述步骤2中，通过对虚拟同步发电机机械转矩T_m的调节即可实现微源的有功控制；T_m由机械转矩指令T₀和机械频率偏差反馈指令ΔT两部分组成，其中T₀表示为：

T₀=P_ref/ω(4)

其中，P_ref为并网逆变器的有功指令；

频率响应的调节通过虚拟的自动频率调节器实现，这里取自动频率调节器为比例环节，即机械功率偏差反馈指令ΔT表示为：

ΔT=-k_f(f-f₀)(5)

其中，f为虚拟同步发电机机端电压的频率，f0为微网基准频率，k_f为调频系数。

所述步骤3中，通过调节虚拟同步发电机电势E_p来调节虚拟同步发电机的机端电压和无功功率，即可实现微源的无功控制；E_p表示为：

E_p=E₀+ΔE_Q+ΔE_U(6)

其中，E₀为虚拟同步发电机的空载电势，ΔE_U和ΔE_Q分别为虚拟同步发电机机端电压调节量和无功功率调节量；其中ΔE_Q表示为：

ΔE_Q=k_q(Qre_f-Q)(7)

其中，k_q为无功调节系数，Q_ref为并网逆变器的无功指令，Q为并网逆变器机端输出的瞬时无功功率值，表示为：

$Q=[(u_a-u_b)i_c+(u_b-u_c)i_a+(u_c-u_a)i_b]/\sqrt{3}---\left(8\right)$

u_a、u_b和u_c分别为虚拟同步发电机的A、B和C相的机端电压；

ΔE_U等效为虚拟同步发电机的自动电压调节器，将自动电压调节器简化为比例环节，那么ΔE_U表示为：

ΔE_U=k_v(U_ref-U)(9)

其中，k_v为电压调节系数，U_ref和U分别为并网逆变器机端电压有效值的指令值和真实值；

进而，得到虚拟同步发电机电势电压向量E，表示为：

其中，为虚拟同步发电机的相位。

所述步骤4中，根据微网具有离网和并网两种不同的运行模式，实现微网并/离网、离/并网运行模式间的无缝切换。

微网微网从并网运行模式向离网运行模式的无缝切换过程如下：

将并网逆变器等效为独立的电压源，计划孤岛或非计划孤岛时，当微网切除后，虚拟同步发电机仍然保持并网时的初始状态，实现微网从并网运行模式向离网运行模式的无缝切换；

微网从并网运行模式向离网运行模式的无缝切换的过程中，通过对微网内负荷功率需求和离网前的指令功率之间的偏差，以及机端电压调节和频率响应调节，不断修正并网逆变器的有功指令和无功指令，达到新的虚拟同步发电机电势和功角δ平衡点，以满足微网内有功功率和无功功率的供需平衡。

微网微网从离网运行模式向并网运行模式的无缝切换过程如下：

在矢量图模型中，设微电网和虚拟同步发电机对应的相位分别ω₀和ω；微电网和虚拟同步发电机的电压分别为U₁和U₂；微电网电压矢量U₁以角速度ω₀旋转，虚拟同步发电机的电压矢量U₂以角速度ω旋转，若能调节U₂的旋转速度，使得U₂和U₁重合，即可实现微电网与虚拟同步发电机之间电压的同步，进而实现微网从离网运行模式向并网运行模式的无缝切换；

若将dq坐标系的q轴定位U₁的反方向上，通过控制U₂的d轴分量为0且q轴分量为设定值–U_set实现U₂对U₁的同步追踪；在计算过程中，采用从abc坐标系到dq坐标系的Park变换，有

其中，C_abc/dq为Park变换符号。

与现有技术相比，本发明的有益效果在于：

1.具有与同步发电机相类似的有功和无功调节能力，且能模拟同步发电机的惯性和阻尼特性，能克服传统并网逆变器无惯性给电网带来的冲击，可有效提升电网接纳可再生能源的能力；

2.由于在该控制策略中，并网逆变器电压幅值和频率可调，一方面，能在电网异常事件条件下为电网提供必要的有功和无功支撑，提升电网的稳定运行能力；另一方面，还可以通过并网同步过程辅助实现微电网离/并网、并/离网运行模式的无缝、平滑切换；

3.所提的并网逆变器控制策略具有传统同步发电机的外特性，使得传统电网成熟的相关技术可以轻松移植到并网逆变器的控制中。此外，每个并网逆变器都可独立、自治地运行，可以省却调度用复杂的通信控制线路，尤其适用于分散式光伏、风机等可再生能源接入电网。

附图说明

图1是本发明实施例中虚拟同步发电机硬件电路图；

图2是本发明实施例中虚拟同步发电机控制框图；

图3是本发明实施例中并网同步过程示意图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步详细说明。

本发明针对传统并网逆变器鲁棒性差、不能自动参与配网调节的问题，提出应用虚拟同步发电机技术的微网微源功率控制策略以及适应微电网不同运行模式间无缝切换的方法。通过虚拟电机技术使得并网逆变器自动参与应配网频率/电压调整，具备自动参与配网调节的能力。

本发明依赖的硬件拓扑如图1所示；控制策略如图2所示。本发明提供一种基于虚拟同步发电机的微网微源控制方法，包括以下步骤：

步骤1：建立虚拟同步发电机的机械方程和电磁方程；

步骤2：通过虚拟同步发电机有功调节进行微源的有功控制；

步骤3：通过虚拟同步发电机无功调节进行微源的无功控制；

步骤4：实现微网不同运行模式之间的无缝切换。

所述步骤1中，考虑如图1所示的典型并网逆变器拓扑，由牛顿第二定律，虚拟同步发电机的机械方程表示为：

$H\frac{\mathrm{d\ω}}{\mathrm{dt}}=T_m-T_e-T_d=T_m-T_e-D(\mathrm{\ω}-{\mathrm{\ω}}_0)---\left(1\right)$

其中，H为虚拟同步发电机的惯性时间常数，单位为s；ω为虚拟同步发电机的角速度，ω₀为微网同步角速度，单位为rad/s；T_m、T_e和T_d分别为虚拟同步发电机的机械转矩、电磁转矩和阻尼转矩，单位均为N·m；D为阻尼系数，单位为N·m·s/rad；其中，虚拟同步发电机电磁转矩T_e表示为：

T_e=P_e/ω=(e_ai_a+e_bi_b+e_ci_c)/ω(2)

其中，P_e为虚拟同步发电机输出的电磁功率，e_a、e_b和e_c分别为虚拟同步发电机的A、B和C相的机端电势，i_a、i_b和i_c分别为虚拟同步发电机的A、B和C相的机端电流；

由于H的存在，使得并网逆变器在频率扰动过程中具有了惯性；且由于D的存在，使得逆变器型并网发电装置也存在了阻尼系统功率振荡的能力。这两个变量对微电网的运行性能具有重要的改善能力。

虚拟同步发电机的电磁方程可以表示为：

$L\frac{{\mathrm{di}}_{\mathrm{abc}}}{\mathrm{dt}}=e_{\mathrm{abc}}-u_{\mathrm{abc}}-{\mathrm{Ri}}_{\mathrm{abc}}---\left(3\right)$

其中，L为虚拟同步发电机的同步电感，R为虚拟同步发电机的同步电阻，e_abc、u_abc和i_abc分别为虚拟同步发电机的机端电势、电压和电流。

对比图1，并网逆变器的输出滤波电感可以等效为同步发电机的同步电感，滤波电感和功率器件的等效电阻可以视为同步发电机的同步电阻，三相桥臂中点的输出电压可以等效为同步发电机的暂态电势。电磁方程中的电感L和R可以与实际并网逆变器的滤波电感不一致。在控制策略中，电阻R越大，可以增强系统的阻尼，但是会使得并网逆变器的输出电压、无功功率和指令值之间出现偏差；电感L越大，也能提高系统阻尼，但是会导致输出电压和有功指令偏差。这从另一个侧面反应出模型参数摄动对虚拟同步发电机带来的影响，下面将建立虚拟同步发电机的有功、无功调节控制策略。

传统同步发电机通过对机械转矩的调节，来调节发电机的有功输出，并且通过调频器实现对电网频率偏差的响应。这里借鉴类似的原理，通过对虚拟同步发电机机械转矩T_m的调节即可实现微源的有功控制；T_m由机械转矩指令T₀和机械频率偏差反馈指令ΔT两部分组成，其中T₀表示为：

T₀=P_ref/ω(4)

其中，P_ref为并网逆变器的有功指令；

频率响应的调节通过虚拟的自动频率调节器(Automatic Frequency Regulator，AFR)实现，这里取自动频率调节器为比例环节，即机械功率偏差反馈指令ΔT表示为：

ΔT=-k_f(f-f₀)(5)

其中，f为虚拟同步发电机机端电压的频率，f₀为微网基准频率，k_f为调频系数。

可见，虚拟同步发电机的有功调节不同于传统并网逆变器的PQ控制策略，其在并网功率跟踪的基础上还能针对其接入点频率的偏差做出有功调节响应，有效提升并网逆变器应对频率异常事件的能力。

同步发电机通过调节励磁来调节其无功输出及机端电压。类似地，通过调节虚拟同步发电机电势E_p来调节虚拟同步发电机的机端电压和无功功率，即可实现微源的无功控制；E_p表示为：

E_p=E₀+ΔE_Q+ΔE_U(6)

其中，E₀为虚拟同步发电机的空载电势，ΔE_U和ΔE_Q分别为虚拟同步发电机机端电压调节量和无功功率调节量；其中ΔE_Q表示为：

ΔE_Q=k_q(Qre_f-Q)(7)

其中，k_q为无功调节系数，Q_ref为并网逆变器的无功指令，Q为并网逆变器机端输出的瞬时无功功率值，表示为：

$Q=[(u_a-u_b)i_c+(u_b-u_c)i_a+(u_c-u_a)i_b]/\sqrt{3}---\left(8\right)$

u_a、u_b和u_c分别为虚拟同步发电机的A、B和C相的机端电压；

ΔE_U等效为虚拟同步发电机的自动电压调节器，将自动电压调节器(Automatic VoltageRegulator，AVR)简化为比例环节，那么ΔE_U表示为：

ΔE_U=k_v(U_ref-U)(9)

其中，k_v为电压调节系数，U_ref和U分别为并网逆变器机端电压有效值的指令值和真实值；

进而，得到虚拟同步发电机电势电压向量E，表示为：

其中，为虚拟同步发电机的相位。

可见，虚拟同步发电机的无功调节完全不同于传统并网逆变器的PQ控制策略。其在保证无功功率跟踪的同时，还能参与配电网或微电网电压调节，根据电压的偏差为其接入的电网提供必要的无功支撑。

微电网具有离网和并网两种不同的运行模式。为了适应微电网的这一特点，需要研究并网逆变器的并网、离网双模运行方式，及其应对离/并网、并/离网运行模式间的无缝切换策略。为给离网运行模式下的微电网提供必要的电压和频率支撑，常规逆变器型微电网中至少含有一台并网逆变器可做双模式运行，即在并网模式下做PQ控制，在离网运行模式下做V/f控制。通过对并网逆变器运行模式的切换来实现微电网不同运行模式的切换过程。然而，这种解决方案往往难于实现不同运行模式之间的无缝切换，切换过程中可能会存在数个周波的电压中断，干扰敏感负荷的正常工作。为此，文献[23-27]等研究了一些传统并网逆变器的无缝切换控制策略。

从式(10)不难看出，虚拟同步发电机具有电压源的外特性，既可以完成并网运行，也可以自治地实现离网运行。下面主要探讨虚拟同步发电机在不同运行模式之间的无缝切换技术。

所述步骤4中，微网具有离网和并网两种不同的运行模式，实现微网并/离网、离/并网运行模式间的无缝切换。

微网微网从并网运行模式向离网运行模式的无缝切换过程如下：

从前面的分析可以发现，基于虚拟同步发电机控制的并网逆变器具有和同步发电机相比拟的外特性，将并网逆变器等效为独立的电压源，计划孤岛或非计划孤岛时，当微网切除后，虚拟同步发电机仍然保持并网时的初始状态（虚拟发电机电势E_p和相位），实现微网从并网运行模式向离网运行模式的无缝切换；

微网从并网运行模式向离网运行模式的无缝切换的过程中，通过对微网内负荷功率需求和离网前的指令功率之间的偏差，以及机端电压调节和频率响应调节，不断修正并网逆变器的有功指令和无功指令，达到新的虚拟同步发电机电势和功角δ平衡点，以满足微网内有功功率和无功功率的供需平衡。

为了保证虚拟同步发电机在离网运行模式下的稳定运行，需要在其直流侧配备一定容量的储能装置，以满足其新的运行平衡点对输出功率缺额的补给。

在离网向并网的切换过程中，不难发现：当虚拟同步发电机处于离网运行后，由于电压和频率的调节作用，其运行电压幅值和频率和电网的真实值之间会出现一定的偏差，随着时间的累积，会使得微电网电压和电网电压之间的幅值和相位出现偏差，在不合时宜的并网时刻将微电网投入电网可能会引起过大的冲击电流，导致离/并网失败。下面将定量分析虚拟同步发电机的离/并网过程，并提出一种合适的离/并网无缝切换策略。

以A相为例，离网运行模式下微电网电压u_ga和虚拟同步发电机的机端电压u_a分别为：

u_ga=U₁sin(ω₀t+θ₁)(11)

u_a=U₂sin(ωt+θ₂)(12)

其中，ω₀和ω，以及θ₁和θ₂分别为微电网和虚拟同步发电机对应的频率和相位；U₁和U₂分别为微电网和虚拟同步发电机的电压幅值，一般地，微电网离网运行的电压幅值和电网电压幅值相差不大，于是有U₁≈U₂=U，U为常数；

微电网的电压与虚拟同步发电机的机端电压的瞬时差值为：

$\begin{array}{c}{u}_e=u_{\mathrm{ga}}-u_a=U_1\sin ({\mathrm{\ω}}_{0}t+{\mathrm{\θ}}_1)-U_2\sin (\mathrm{\ωt}+{\mathrm{\θ}}_2)\\ \≈2U\sin [\frac{{\mathrm{\ω}}_0+\mathrm{\ω}}{2}+\frac{{\mathrm{\θ}}_0+\mathrm{\θ}}{2}\cos [\frac{{\mathrm{\ω}}_0+\mathrm{\ω}}{2}+\frac{{\mathrm{\θ}}_0+\mathrm{\θ}}{2}]\end{array}$

可见，离网运行的微电网电压和电网电压之间可能存在频率和相位的偏差，导致公共耦合点(Point of Common Coupling，PCC)两侧电压存在大的瞬时值偏差（偏差的最大峰值为2U）。在电压不同步的情况下，将微电网投入到并网运行模式，可能会产生大的并网冲击电流，使得切换不成功，即使能切换成功，也会导致电压波形畸变，给恶化电能质量。因此，需要寻找一种稳定的无缝切换控制方法。

微网微网从离网运行模式向并网运行模式的无缝切换过程如下：

如图3所示的矢量图模型，微电网电压矢量U₁以角速度ω₀旋转，虚拟同步发电机的电压矢量U₂以角速度ω旋转，若能调节U₂的旋转速度，使得U₂和U₁重合，即可实现微电网与虚拟同步发电机之间电压的同步，进而实现微网从离网运行模式向并网运行模式的无缝切换；

若将dq坐标系的q轴定位U₁的反方向上，通过控制U₂的d轴分量为0且q轴分量为设定值–U_set实现U₂对U₁的同步追踪；在计算过程中，采用从abc坐标系到dq坐标系的Park变换，有

其中，C_abc/dq为Park变换符号。

基于以上分析，在离/并网切换过程中，控制器实时检测PCC并网开关两侧电压差，当电压差u_e的有效值小于阈值u_rems（本发明中初步取为30V）时，即表明并网开关两侧的电压差足够小，已实现微电网电压与电网电压的同步，可以并网。

这里的离/并网同步控制策略和传统同步发电机的同期并列装置具有相似的性质。

综上，可以得到基于虚拟同步发电机的带有自适应离网/并网切换的并网逆变器控制框图，如图2所示。其中，u_g=[u_ga，u_gb，u_gc]^T为电网电压；i_ref=[i_refa，i_refb，i_refc]^T为虚拟同步发电机输出电流指令。

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (7)

1.一种基于虚拟同步发电机的微网微源控制方法，其特征在于：所述方法包括以下步骤：

步骤1：建立虚拟同步发电机的机械方程和电磁方程；

步骤2：通过虚拟同步发电机有功调节进行微源的有功控制；

步骤3：通过虚拟同步发电机无功调节进行微源的无功控制；

步骤4：实现微网不同运行模式之间的无缝切换。

2.根据权利要求1所述的基于虚拟同步发电机的微网微源控制方法，其特征在于：所述步骤1中，由牛顿第二定律，虚拟同步发电机的机械方程表示为：

$H\frac{\mathrm{d\ω}}{\mathrm{dt}}=T_m-T_e-T_d=T_m-T_e-D(\mathrm{\ω}-{\mathrm{\ω}}_0)---\left(1\right)$

其中，H为虚拟同步发电机的惯性时间常数，单位为s；ω为虚拟同步发电机的角速度，ω₀为微网同步角速度，单位为rad/s；T_m、T_e和T_d分别为虚拟同步发电机的机械转矩、电磁转矩和阻尼转矩，单位均为N·m；D为阻尼系数，单位为N·m·s/rad；其中，虚拟同步发电机电磁转矩T_e表示为：

T_e=P_e/ω=(e_ai_a+e_bi_b+e_ci_c)/ω(2)

其中，P_e为虚拟同步发电机输出的电磁功率，e_a、e_b和e_c分别为虚拟同步发电机的A、B和C相的机端电势，i_a、i_b和i_c分别为虚拟同步发电机的A、B和C相的机端电流；

虚拟同步发电机的电磁方程可以表示为：

$L\frac{{\mathrm{di}}_{\mathrm{abc}}}{\mathrm{dt}}=e_{\mathrm{abc}}-u_{\mathrm{abc}}-{\mathrm{Ri}}_{\mathrm{abc}}---\left(3\right)$

其中，L为虚拟同步发电机的同步电感，R为虚拟同步发电机的同步电阻，e_abc、u_abc和i_abc分别为虚拟同步发电机的机端电势、电压和电流。

3.根据权利要求2所述的基于虚拟同步发电机的微网微源控制方法，其特征在于：所述步骤2中，通过对虚拟同步发电机机械转矩T_m的调节即可实现微源的有功控制；T_m由机械转矩指令T₀和机械频率偏差反馈指令ΔT两部分组成，其中T₀表示为：

T₀=P_ref/ω(4)

其中，Pre_f为并网逆变器的有功指令；

频率响应的调节通过虚拟的自动频率调节器实现，这里取自动频率调节器为比例环节，即机械功率偏差反馈指令ΔT表示为：

ΔT=-k_f(f-f0)(5)

其中，f为虚拟同步发电机机端电压的频率，f₀为微网基准频率，k_f为调频系数。

4.根据权利要求2所述的基于虚拟同步发电机的微网微源控制方法，其特征在于：所述步骤3中，通过调节虚拟同步发电机电势E_p来调节虚拟同步发电机的机端电压和无功功率，即可实现微源的无功控制；E_p表示为：

E_p=E₀+ΔE_Q+ΔE_U(6)

其中，E₀为虚拟同步发电机的空载电势，ΔEU和ΔE_Q分别为虚拟同步发电机机端电压调节量和无功功率调节量；其中ΔE_Q表示为：

ΔE_Q=k_q(Q_ref-Q)(7)

其中，k_q为无功调节系数，Q_ref为并网逆变器的无功指令，Q为并网逆变器机端输出的瞬时无功功率值，表示为：

$Q=[(u_a-u_b)i_c+(u_b-u_c)i_a+(u_c-u_a)i_b]/\sqrt{3}---\left(8\right)$

u_a、u_b和u_c分别为虚拟同步发电机的A、B和C相的机端电压；

ΔE_U等效为虚拟同步发电机的自动电压调节器，将自动电压调节器简化为比例环节，那么ΔE_U表示为：

ΔE_U=k_v(U_ref-U)(9)

其中，k_v为电压调节系数，U_ref和U分别为并网逆变器机端电压有效值的指令值和真实值；

进而，得到虚拟同步发电机电势电压向量E，表示为：

其中，为虚拟同步发电机的相位。

5.根据权利要求1所述的基于虚拟同步发电机的微网微源控制方法，其特征在于：所述步骤4中，根据微网具有离网和并网两种不同的运行模式，实现微网并/离网、离/并网运行模式间的无缝切换。

6.根据权利要求5所述的基于虚拟同步发电机的微网微源控制方法，其特征在于：微网微网从并网运行模式向离网运行模式的无缝切换过程如下：

将并网逆变器等效为独立的电压源，计划孤岛或非计划孤岛时，当微网切除后，虚拟同步发电机仍然保持并网时的初始状态，实现微网从并网运行模式向离网运行模式的无缝切换；

微网从并网运行模式向离网运行模式的无缝切换的过程中，通过对微网内负荷功率需求和离网前的指令功率之间的偏差，以及机端电压调节和频率响应调节，不断修正并网逆变器的有功指令和无功指令，达到新的虚拟同步发电机电势和功角δ平衡点，以满足微网内有功功率和无功功率的供需平衡。

7.根据权利要求5所述的基于虚拟同步发电机的微网微源控制方法，其特征在于：微网微网从离网运行模式向并网运行模式的无缝切换过程如下：

在矢量图模型中，设微电网和虚拟同步发电机对应的相位分别ω₀和ω；微电网和虚拟同步发电机的电压分别为U₁和I₂；微电网电压矢量U₁以角速度ω₀旋转，虚拟同步发电机的电压矢量U₂以角速度ω旋转，若能调节U₂的旋转速度，使得U₂和U₁重合，即可实现微电网与虚拟同步发电机之间电压的同步，进而实现微网从离网运行模式向并网运行模式的无缝切换；

若将dq坐标系的q轴定位U₁的反方向上，通过控制U₂的d轴分量为0且q轴分量为设定值–U_set实现U₂对U₁的同步追踪；在计算过程中，采用从abc坐标系到dq坐标系的Park变换，有

其中，C_abc/dq为Park变换符号。