CN106655275B - 基于电网电压锁相及虚拟同步机的逆变器控制装置及方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于电网电压锁相及虚拟同步机的逆变器控制装置及方法，在逆变器工作初始阶段，逆变器采用基于电网电压锁相的常规逆变器控制方案完成并网工作；在逆变器并网工作稳定后，逆变器采用虚拟同步机控制方案。通过基于电网电压锁相的常规并网控制方案实现逆变器并网后，再将虚拟同步机控制策略与传统常规并网控制方案进行整体切换，实现并网逆变器的虚拟同步机化，省却了虚拟同步机控制方案下的逆变器由离网到并网过程中的预同步控制环节以及相应的机端电压检测点，为应用于分布式发电与微电网领域的逆变器控制方案提供重要的技术基础。且在两种控制模式切换过程中，逆变器系统始终保持稳定安全可靠运行。

Description

基于电网电压锁相及虚拟同步机的逆变器控制装置及方法

技术领域

本发明涉及一种基于电网电压锁相及虚拟同步机控制策略的逆变器控制装置，还涉及一种基于电网电压锁相及虚拟同步机控制策略的逆变器控制方法，属于三相逆变器控制技术领域。

背景技术

随着全球范围内的能源危机和环境问题的日益突出，分布式发电技术与微电网技术得到越来越多的关注，作为分布式资源与配电网(微电网)的纽带，并网逆变器的功能被深入挖掘并肯定了其有益的作用。但仍无法忽视常规控制策略本身给配电网和微电网安全稳定运行带来的挑战。尤其是常规并网逆变器响应速度快、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，更无法为稳定性相对较差的微电网提供必要的阻尼作用，缺乏一种与配电网及微电网有效的“同步”的机制。

在这种背景下，一种基于虚拟同步机控制策略的并网逆变器控制方案应运而生。在这种控制方案下，常规并网逆变器可呈现与同步发电机相类似的输出外特性，即：自主参与电网调频/调压、提供虚拟惯量、增强电网系统阻尼、更好的实现分布式电源的对等并联。

然而，发明人经研究发现基于虚拟同步机控制策略下的逆变器(虚拟同步机)实现离网到并网工作模式切换时，通常需要同时检测逆变器机端输出电压和电网电压，并通过一个类似于传统同步发电机并网前的预同步(并网同期)环节实现并网，整个并网过程比较复杂。而传统基于电网电压锁相的并网逆变器控制方案仅检测电网电压即可实现逆变器并网，因此，研究一种基于电网电压锁相及虚拟同步机控制方案的逆变器并网实现方法，由基于电网电压锁相的传统并网逆变器控制方案与虚拟同步机控制方案的控制模式切换，省却了虚拟同步机控制方案下的逆变器由离网到并网过程中的预同步控制(并网同期)环节以及相应的机端电压检测点，为应用于分布式发电与微电网领域的逆变器控制方案提供重要的技术基础，对于促进分布式发电与微电网应用推广，具有重要的理论意义和实用价值。

发明内容

本发明的目的在于克服现有技术中的不足，提供了一种基于电网电压锁相及虚拟同步机的逆变器控制装置及方法，实现了并网逆变器由常规控制方案向虚拟同步机控制方案的切换，且在两种控制模式切换过程中，逆变器系统始终保持稳定安全可靠运行。

为解决上述技术问题，本发明提供了一种基于电网电压锁相及虚拟同步机的逆变器控制装置，其特征是，包括电流测量模块、电压测量模块、PLL锁相模块、实际功率计算模块、常规并网逆变器控制及调制波生成模块、虚拟同步机控制及调制波生成模块、电气主电路虚拟模块、虚拟功率计算模块和调制模块；

电流测量模块，用于采集逆变器输出三相电感电流i_Labc并输出至实际功率计算模块；

电压测量模块，用于采集电网侧三相电压v_gabc分别输出至PLL锁相模块、实际功率计算模块、电气主电路虚拟模块和虚拟功率计算模块；

PLL锁相模块，用于根据电网侧三相电压v_gabc计算出电网电压幅值V_gm及电网电压相位θ_g；

实际功率计算模块，用于根据逆变器输出电流i_Labc和电网电压v_gabc计算得到逆变器实际输出有功功率P_e和无功功率Q_e；

常规并网逆变器控制及调制波生成模块，用于根据逆变器实际输出有功功率率P_e和无功功率Q_e，有功功率给定值P_ref和无功功率给定值Q_ref以及电网电压相位θ_g获得常规并网控制方案下的并网逆变器调制波V_mabc；

电气主电路虚拟模块，用于根据调制波信号V_Vmabc与电网电压信号v_gabc计算获得逆变器虚拟输出电流i_VLabc；

虚拟功率计算模块，用于根据虚拟输出电流i_VLabc与电网电压信号v_gabc计算获得逆变器虚拟输出有功功率P_Ve和无功功率Q_Ve；

虚拟同步机控制及调制波生成模块，用于根据电网电压幅值V_gm、有功功率给定值P_ref和无功功率给定值Q_ref、虚拟有功功率P_Ve和实际输出有功功率P_e经过选通开关S后选通的信号、虚拟无功功率Q_Ve和实际输出无功功率Q_e经过选通开关S后选通的信号，计算获得虚拟同步机控制方案下的并网逆变器调制波V_Vmabc；

调制模块，用于将调制波V_mabc与调制波V_Vmabc经过选通开关S后选通的调制波对载波信号V_r进行调制，产生控制逆变器功率开关的控制信号D。

进一步的，常规并网逆变器控制及调制波生成模块采用基于DQ坐标解耦控制。

相应的，本发明还提供了一种基于电网电压锁相及虚拟同步机的逆变器控制方法，其特征是，包括以下步骤：

步骤S1，采样逆变器输出电流i_Labc和电网电压v_gabc，计算出电网电压幅值V_gm、电网电压相位θ_g，以及逆变器实际输出有功功率P_e和无功功率Q_e；

步骤S2，在逆变器工作初始阶段，根据并网逆变器实际输出有功功率率P_e和无功功率Q_e，有功功率给定值P_ref和无功功率给定值Q_ref以及电网相位θ_g计算获得逆变器调制波V_mabc，选通开关S选通接入V_mabc对载波信号V_r进行调制，产生控制逆变器功率开关的控制信号D，逆变器完成并网过程；

步骤S3，逆变器并网稳定工作后，根据选通开关S选通接入实际有功功率P_e和无功功率Q_e信号、电网电压幅值V_gm、并网逆变器有功功率给定值P_ref和无功功率给定值Q_ref计算获得逆变器调制波V_Vmabc，选通开关S选通接入调制波V_Vmabc对载波信号V_r进行调制，产生控制逆变器功率开关的控制信号D。

进一步的，步骤S2中计算获得逆变器调制波V_mabc的具体计算公式如下：

其中：V_d、V_q分别为电网电压v_gabc在两相旋转坐标系下的dq轴分量，I_d、I_q分别为电感电流i_Labc在两相旋转坐标系下的dq轴分量，K_pi、K_ii为电流调节器PI参数，ω为电网角频率，s为拉普拉斯算子。

进一步的，在逆变器工作初始阶段，同时计算逆变器调制波V_Vmabc，公式如下：

式中：V_n为额定电压幅值，D_q为无功下垂系数，K_q为积分系数，ω_n为额定角频率，D_p为有功下垂系数，J为虚拟转动惯量，s为拉普拉斯算子，V_VSG为虚拟同步机控制生成的调制波幅值，ω_VSG为虚拟同步机控制生成的调制波角频率；

其中逆变器虚拟输出有功功率P_Ve和无功功率Q_Ve，根据逆变器虚拟输出电流i_VLabc与电网电压信号v_gabc计算获得，而逆变器虚拟输出电流i_VLabc根据调制波信号V_Vmabc与电网电压信号v_gabc计算获得，计算公式如下所示：

其中，s为拉普拉斯算子，L为主电路滤波器电感值，r为滤波器电感寄生电阻。

进一步的，逆变器并网稳定工作的判断依据为调制波V_Vmabc与V_mabc同步。

进一步的，在步骤S3中，计算逆变器调制波V_Vmabc的公式如下：

式中：V_n为额定电压幅值，D_q为无功下垂系数，K_q为积分系数，ω_n为额定角频率，D_p为有功下垂系数，J为虚拟转动惯量，s为拉普拉斯算子，V_VSG为虚拟同步机控制生成的调制波幅值，ω_VSG为虚拟同步机控制生成的调制波角频率。

与现有技术相比，本发明所达到的有益效果是：通过基于电网电压锁相的常规并网控制方案实现逆变器并网后，再将虚拟同步机控制策略与传统常规并网控制方案进行整体切换，实现并网逆变器的虚拟同步机化，省却了虚拟同步机控制方案下的逆变器由离网到并网过程中的预同步控制环节以及相应的机端电压检测点，为应用于分布式发电与微电网领域的逆变器控制方案提供重要的技术基础。且在两种控制模式切换过程中，逆变器系统始终保持稳定安全可靠运行。

附图说明

图1是本发明逆变器控制装置的整体结构框图；

图2是实施例中并网逆变器工作在常规控制方案下，常规并网逆变器控制及调制波生成模块输出的A相波形与虚拟同步机控制及调制波生成模块输出的A相波形仿真结果示意图；

图3是实施例中并网逆变器控制方案切换瞬间，逆变器输出三相电流仿真结果示意图；

图4是基于虚拟同步机控制下的并网逆变器在有功功率给定值突变时，三相输出电流和有功功率仿真结果示意图；

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步描述。以下实施例仅用于更加清楚地说明本发明的技术方案，而不能以此来限制本发明的保护范围。

本发明的基于电网电压锁相及虚拟同步机的逆变器控制装置，如图1所示，电源并网主电路1为电源经三相逆变器主电路和LC滤波电路后并入电网，还包括电流测量模块2、电压测量模块3、PLL锁相模块4、实际功率计算模块5、常规并网逆变器控制及调制波生成模块6、虚拟同步机控制及调制波生成模块8、电气主电路虚拟模块9、虚拟功率计算模块10和调制模块7；

电流测量模块2，用于采集逆变器输出三相电感电流i_Labc并输出至实际功率计算模块；

电压测量模块3，用于采集电网侧三相电压v_gabc分别输出至PLL锁相模块、实际功率计算模块、电气主电路虚拟模块和虚拟功率计算模块；

PLL锁相模块4，用于根据电网侧三相电压v_gabc计算出电网电压幅值V_gm及电网电压相位θ_g，并将电网电压幅值V_gm输出至虚拟同步机控制及调制波生成模块，将电网电压相位θ_g输出至常规并网逆变器控制及调制波生成模块；

实际功率计算模块5，用于根据逆变器输出电流i_Labc和电网电压v_gabc计算得到逆变器实际输出有功功率P_e和无功功率Q_e；

常规并网逆变器控制及调制波生成模块6，用于根据逆变器实际输出有功功率率P_e和无功功率Q_e，有功功率给定值P_ref和无功功率给定值Q_ref以及电网电压相位θ_g获得常规并网控制方案下的并网逆变器调制波V_mabc；

电气主电路虚拟模块9，用于根据调制波信号V_Vmabc与电网电压信号v_gabc计算获得逆变器虚拟输出电流i_VLabc；

虚拟功率计算模块10，用于根据虚拟输出电流i_VLabc与电网电压信号v_gabc计算获得逆变器虚拟输出有功功率P_Ve和无功功率Q_Ve；

虚拟同步机控制及调制波生成模块8，用于根据电网电压幅值V_gm、有功功率给定值P_ref和无功功率给定值Q_ref、虚拟有功功率P_Ve和实际输出有功功率P_e经过选通开关S后输出的信号、虚拟无功功率Q_Ve和实际输出无功功率Q_e经过选通开关S后输出的信号，计算获得虚拟同步机控制方案下的并网逆变器调制波V_Vmabc；

调制模块7，用于将调制波V_mabc与调制波V_Vmabc经过选通开关S后选通任一调制波对载波信号V_r进行调制，产生控制逆变器功率开关的控制信号D。

本发明中的选通开关S，可以采用现有技术中一个逻辑选通开关，选通信号为同一个，该选通信号可由上位机手动控制，也可以由系统自动控制。其选通信号控制依据是当调制波V_Vmabc与V_mabc基本同步之后，所有选通开关S同时由“上”置“下”，即：初始时候，选通开关S置于“上”位，逆变器工作在常规并网控制方法下，选通开关S分别选通接入V_mabc、P_Ve、Q_Ve信号；当调制波V_Vmabc与V_mabc基本同步之后，选通开关S置于“下”位，选通开关S选通接入V_Vmabc、P_e、Q_e信号，此时逆变器控制整体切换到虚拟同步机控制方案下。

本发明装置主要实施过程为：

在并网逆变器工作初始阶段，选通开关S置于“上”位。首先将通过采样获得的电网电压v_gabc送入PLL锁相模块4，PLL锁相模块4基于现有技术中锁相环算法计算出电网电压幅值V_gm及电网电压相位θ_g，再将采样获得逆变器输出电流i_Labc和电网电压v_gabc送入实际功率计算模块5(功率计算方法为现有通用技术)得到并网逆变器实际输出有功功率P_e和无功功率Q_e，将所获得的并网逆变器实际输出有功功率率P_e和无功功率Q_e，有功功率给定值P_ref和无功功率给定值Q_ref以及电网相位θ_g送入常规并网逆变器控制及调制波生成模块6计算获得常规并网控制方案下的并网逆变器调制波V_mabc。

此处常规并网逆变器控制及调制波生成模块6中采用常规并网逆变器控制方案，此方案是根据有功功率指令值P_ref和无功功率指令值Q_ref在两相旋转坐标系下(dq坐标系)间接获得对应的有功电流指令I_dref和无功电流指令I_qref，然后通过反馈逆变器电感电流并在两相旋转坐标下进行电流闭环调节，最后将两相旋转坐标系下(dq坐标系)的调节器输出M_d、M_q通过坐标变换在三相静止坐标系获得三相调制波V_mabc。具体计算公式如下：

其中：V_d、V_q分别为电网电压v_gabc在两相旋转坐标系下的dq轴分量，I_d、I_q分别为电感电流i_Labc在两相旋转坐标系下的dq轴分量，K_pi、K_ii为电流调节器PI参数，ω为电网角频率。

常规并网逆变器控制及调制波生成模块获得并网逆变器调制波V_mabc，经过选通开关S选通后对载波信号V_r进行调制，产生控制逆变器功率开关的控制信号D。通过控制信号D控制逆变器中功率开关器件的开通和关断，可以调节交流电压的幅值、频率和相位，使其输出电流与电网电压相位及频率保持同步。称此时逆变器工作在基于电网电压锁相的常规并网控制方案下，逆变器完成并网过程。

与此同时，将电网电压幅值V_gm、并网逆变器有功功率给定值P_ref和无功功率给定值Q_ref、经过选通开关S选通接入的虚拟功率计算模块10输出的虚拟有功功率P_Ve、经过选通开关S选通接入的虚拟功率计算模块10输出的虚拟无功功率Q_Ve，共同送入虚拟同步机控制及调制波生成模块8获得虚拟同步机控制方案下的并网逆变器调制波V_Vmabc。

虚拟同步机控制及调制波生成模块8计算公式分别如式(1)(2)所示：

当选通开关S置“上”时，公式(1)中取P_Ve、Q_Ve进行计算；当选通开关S置“下”时，公式(1)中取P_e、Q_e进行计算。

式中：V_n为额定电压幅值，D_q为无功下垂系数，K_q为积分系数，ω_n为额定角频率，D_p为有功下垂系数，J为虚拟转动惯量，s为拉普拉斯算子，V_VSG为虚拟同步机控制生成的调制波幅值，ω_VSG为虚拟同步机控制生成的调制波角频率。

将所获得调制波信号V_Vmabc与电网电压信号v_gabc送入电气主电路虚拟模块9生成同步逆变器虚拟输出电流i_VLabc；以逆变器输出侧为LC滤波器结构为例，电气主电路虚拟模块9计算公式如式(3)所示：

其中，s为拉普拉斯算子，L为主电路滤波器电感值，r为滤波器电感寄生电阻。

将所获得的虚拟输出电流i_VLabc与电网电压信号v_gabc送入虚拟功率计算模块10获得并网逆变器虚拟输出有功功率P_Ve和无功功率Q_Ve，在将此信号送入虚拟同步机控制及调制波生成模块8，形成反馈，进而获得虚拟同步机控制方案下的并网逆变器调制波V_Vmabc。

将调制波V_Vmabc与V_mabc进行对比，当调制波V_Vmabc与V_mabc同步(幅值和相位均同步)时，说明并网逆变器并网稳定工作。将选通开关S置于“下”位，此时选通开关S选通接入V_Vmabc、P_e、Qe信号，即实际功率计算模块5输出的有功功率P_e和无功功率Q_e、电网电压幅值V_gm、并网逆变器有功功率给定值P_ref和无功功率给定值Q_ref、进入虚拟同步机控制及调制波生成模块8生成调制波V_Vmabc，调制波V_Vmabc经过选通开关S进入调制模块7，对载波信号V_r进行调制，产生控制逆变器功率开关的控制信号D。称此时逆变器工作在虚拟同步机并网控制方案下，逆变器系统整体控制策略由常规并网逆变器控制切换为虚拟同步机控制。

由于并网逆变器为现有技术中虚拟同步机控制策略时，其离网转并网过程时，除了需要电网电压检测之外，还需要增加自身电容电压检测点，用于进行相位同期(类似同步发电机并网过程)，即需要同时检测并网开关S_g两侧电压。而传统并网逆变器控制仅仅检测电网电压就可以实现离网到并网了。因此，本发明通过基于电网电压锁相的常规并网控制方案实现逆变器并网后，再将虚拟同步机控制策略与传统常规并网控制方案进行整体切换，实现并网逆变器的虚拟同步机化，省却了单独虚拟同步机控制方案下的逆变器由离网到并网过程中的预同步控制(并网同期)环节以及相应的机端电压检测点，为应用于分布式发电与微电网领域的逆变器控制方案提供重要的技术基础。

实施例

为说明本发明的正确性和可行性，对所提出的一种基于电网电压锁相及虚拟同步机控制方案的逆变器并网实现方法进行了仿真实验验证，其中仿真参数为：逆变器直流输入电压U_in为800VDC，变流器输出滤波电感L为0.15mH，输出滤波电容C为200μF(三角型连接)。初始时刻，逆变器工作在常规控制方案下并网，且有功功率给定值(或称为有功功率指令)为500kW、无功功率给定值(或称为无功功率指令)为0kVAr；在1s时刻，逆变器整体控制策略切换到虚拟同步机控制(可控制上自动切换、也可由上位机手动切换)；在1.5s时刻，有功功率指令减小到300kW，且无功功率指令保持不变。

图2给出了逆变器工作在常规并网控制方案下时，在相同功率指令情况下，常规并网逆变器控制及调制波生成模块输出的A相波形V_ma与虚拟同步机控制及调制波生成模块输出的A相波形V_Vma。仿真波形显示，当逆变器工作在常规并网控制方案下，在相同的功率指令情况下，常规并网逆变器控制及调制波生成模块与虚拟同步机控制及调制波生成模块输出的调制波波形保持幅值、相位同步，从而为逆变器控制策略平滑切换提供必要条件。

图3给出了1s时刻，逆变器控制策略由常规并网控制方案切换到虚拟同步机控制方案时，逆变器输出三相电流波形i_Labc。仿真波形显示，当逆变器发生控制策略切换时，逆变器输出电流平稳，且不受系统控制策略切换影响。

图4给出了1.5s时刻，此时基于虚拟同步机控制下的并网逆变器在有功功率指令突变时，三相输出电流i_Labc和有功功率波形。仿真波形显示，当逆变器转为虚拟同步机控制策略后，当有功功率指令发生变化，系统很好的执行功率给定指令，实现了良好的闭环控制。整个逆变器系统始终保持稳定运行。

以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明技术原理的前提下，还可以做出若干改进和变型，这些改进和变型也应视为本发明的保护范围。

Claims (3)

1.一种基于电网电压锁相及虚拟同步机的逆变器控制装置，其特征是，包括电流测量模块、电压测量模块、PLL锁相模块、实际功率计算模块、常规并网逆变器控制及调制波生成模块、虚拟同步机控制及调制波生成模块、电气主电路虚拟模块、虚拟功率计算模块和调制模块；

电流测量模块，用于采集逆变器输出三相电感电流i_Labc并输出至实际功率计算模块；

电压测量模块，用于采集电网侧三相电压v_gabc分别输出至PLL锁相模块、实际功率计算模块、电气主电路虚拟模块和虚拟功率计算模块；

PLL锁相模块，用于根据电网侧三相电压v_gabc计算出电网电压幅值V_gm及电网电压相位θ_g；

实际功率计算模块，用于根据逆变器输出电流i_Labc和电网电压v_gabc计算得到逆变器实际输出有功功率P_e和无功功率Q_e；

常规并网逆变器控制及调制波生成模块，用于根据逆变器实际输出有功功率率P_e和无功功率Q_e，有功功率给定值P_ref和无功功率给定值Q_ref以及电网电压相位θ_g获得常规并网控制方案下的并网逆变器调制波V_mabc；

电气主电路虚拟模块，用于根据调制波信号V_Vmabc与电网电压信号v_gabc计算获得逆变器虚拟输出电流i_VLabc；

虚拟功率计算模块，用于根据虚拟输出电流i_VLabc与电网电压信号v_gabc计算获得逆变器虚拟输出有功功率P_Ve和无功功率Q_Ve；

虚拟同步机控制及调制波生成模块，用于根据电网电压幅值V_gm、有功功率给定值P_ref和无功功率给定值Q_ref、虚拟有功功率P_Ve和实际输出有功功率P_e经过选通开关S后选通的信号、虚拟无功功率Q_Ve和实际输出无功功率Q_e经过选通开关S后选通的信号，计算获得虚拟同步机控制方案下的并网逆变器调制波V_Vmabc；

调制模块，用于将调制波V_mabc与调制波V_Vmabc经过选通开关S后选通的调制波对载波信号V_r进行调制，产生控制逆变器功率开关的控制信号D。

2.根据权利要求1所述的逆变器控制装置，其特征是，常规并网逆变器控制及调制波生成模块采用基于DQ坐标解耦控制。

3.一种基于电网电压锁相及虚拟同步机的逆变器控制方法，其特征是，包括以下步骤：

步骤S1，采样逆变器输出电流i_Labc和电网电压v_gabc，计算出电网电压幅值V_gm、电网电压相位θ_g，以及逆变器实际输出有功功率P_e和无功功率Q_e；

步骤S2，在逆变器工作初始阶段，根据并网逆变器实际输出有功功率率P_e和无功功率Q_e，有功功率给定值P_ref和无功功率给定值Q_ref以及电网相位θ_g计算获得逆变器调制波V_mabc，选通开关S选通接入V_mabc对载波信号V_r进行调制，产生控制逆变器功率开关的控制信号D，逆变器完成并网过程；

步骤S3，逆变器并网稳定工作后，根据选通开关S选通接入实际有功功率P_e和无功功率Q_e信号、电网电压幅值V_gm、并网逆变器有功功率给定值P_ref和无功功率给定值Q_ref计算获得逆变器调制波V_Vmabc，选通开关S选通接入调制波V_Vmabc对载波信号V_r进行调制，产生控制逆变器功率开关的控制信号D；

步骤S2中计算获得逆变器调制波V_mabc的具体计算公式如下：

其中：V_d、V_q分别为电网电压v_gabc在两相旋转坐标系下的dq轴分量，I_d、I_q分别为电感电流i_Labc在两相旋转坐标系下的dq轴分量，K_pi、K_ii为电流调节器PI参数，ω为电网角频率，s为拉普拉斯算子；

在逆变器工作初始阶段，同时计算逆变器调制波V_Vmabc，公式如下：

式中：V_n为额定电压幅值，D_q为无功下垂系数，K_q为积分系数，ω_n为额定角频率，D_p为有功下垂系数，J为虚拟转动惯量，s为拉普拉斯算子，V_VSG为虚拟同步机控制生成的调制波幅值，ω_VSG为虚拟同步机控制生成的调制波角频率；

其中逆变器虚拟输出有功功率P_Ve和无功功率Q_Ve，根据逆变器虚拟输出电流i_VLabc与电网电压信号v_gabc计算获得，而逆变器虚拟输出电流i_VLabc根据调制波信号V_Vmabc与电网电压信号v_gabc计算获得，计算公式如下所示：

其中，s为拉普拉斯算子，L为主电路滤波器电感值，r为滤波器电感寄生电阻；

逆变器并网稳定工作的判断依据为调制波V_Vmabc与V_mabc同步；

在步骤S3中，计算逆变器调制波V_Vmabc的公式如下：

式中：V_n为额定电压幅值，D_q为无功下垂系数，K_q为积分系数，ω_n为额定角频率，D_p为有功下垂系数，J为虚拟转动惯量，s为拉普拉斯算子，V_VSG为虚拟同步机控制生成的调制波幅值，ω_VSG为虚拟同步机控制生成的调制波角频率。