CN109980686B - 基于储能型虚拟同步发电技术的系统振荡抑制方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种基于储能型虚拟同步发电技术的系统振荡抑制方法，基于预先建立的单台虚拟同步发电机暂态参数动态调整控制模型，根据储能型虚拟同步发电单元的物理约束及设备运行约束条件，设定静态参数J/D及暂态控制策略触发功率偏差阈值；当功率偏差超过阈值时，启动单台虚拟同步发电机暂态参数动态调整控制模型中的暂态控制策略，依据暂态过程的三个区段分别设定对应的静态参数J/D值，从而缩短暂态过程及系统振荡超调量。本发明提出的控制方法跟踪速度快、超调量小，能够明显抑制振荡幅值、缩短暂态过程，充分发挥虚拟同步发电机惯量和阻尼系数灵活可调的优势，从而发挥储能型虚拟同步发电设备振荡抑制能力。

Description

基于储能型虚拟同步发电技术的系统振荡抑制方法及装置

技术领域

本发明涉及电网技术领域，具体是一种基于储能型虚拟同步发电技术的系统振荡抑制方法及装置。

背景技术

由于火电机组渗透率下降，系统发电侧低频振荡抑制能力减弱。分布式电源(DG)大规模、高渗透、高密度接入，使得以逆变器并网接口为主的电力电子型设备得到了广泛的应用。然而电力电子型器件并不具备刚体转动惯量的特性，当系统发生小扰动出现功率缺额时，DG机组并不能额外提供功率动态支持；而常规旋转发电机由于具有较大的转动惯量，能够实时响应该过程。为应对由高密度、高渗透率新能源接入所带来的系统惯性、阻尼的缺失，提高电网频率、电压支撑能力以及系统稳定性，虚拟同步发电机(Virtual SynchronousGenerator，VSG)技术应运而生。通过模拟同步发电机的动态调节特性，VSG能在系统扰动时提供必要的惯性和阻尼来抑制电网频率和输出功率的波动。

本申请的发明人在实现本发明的过程中经过研究发现：由于引入了转子运动方程，基于VSG控制的变流器在时间尺度上同常规同步发电机一致，因此不可避免的将参与到原有的机电振荡模式当中。因此，当多台VSG并网运行时若不协调设计VSG控制参数，将会显着影响系统低频振荡稳定性特性进而造成安全隐患；另一方面，基于 VSG控制策略的逆变器其控制参数J及D是虚拟的控制参数，因此， VSG控制器可以在振荡过程中实时调整J及D参数，使系统快速进入稳定状态，减小系统调节时间、超调量及稳态误差。这个特点使得VSG控制器在振荡抑制中表现出优越的灵活性，通过采用适当的控制策略抑制振荡过程，可使系统缩短振荡周期尽快恢复稳态。

发明内容

针对上述现有技术，本发明解决的技术问题是提供一种基于储能型虚拟同步发电技术的系统振荡抑制方法及装置，能更好的应对大规模新能源接入对电网的影响，增强柔性互联设备动态支撑能力。

为解决上述问题，本发明采用如下技术方案：

一种基于储能型虚拟同步发电技术的系统振荡抑制方法，包括如下步骤：

基于预先建立的单台虚拟同步发电机暂态参数动态调整控制模型，根据储能型虚拟同步发电单元的物理约束及设备运行约束条件，设定静态参数J/D及暂态控制策略触发功率偏差阈值ΔP；

当功率偏差超过阈值ΔP时，启动单台虚拟同步发电机暂态参数动态调整控制模型中的暂态控制策略，依据暂态过程的三个区段分别设定对应的静态参数J/D值，从而缩短暂态过程及系统振荡超调量。

进一步的，所述单台虚拟同步发电机暂态参数动态调整控制模型的建立具体包括如下步骤：

步骤1，结合储能型虚拟同步发电技术及传统同步发电机特点，建立虚拟同步发电机/同步发电机振荡扰动数学模型；

步骤2，基于D-stable鲁棒边界条件及步骤1建立的虚拟同步发电机/同步发电机振荡扰动数学模型，考虑硬件物理约束建立虚拟同步发电控制参数约束集及运行参数优化模型，确立虚拟同步发电稳态参数及其上下限制；

步骤3，依据系统暂态振荡周期的4个区间特点建立虚拟同步发电机暂态控制策略，以缩短振荡周期及系统超调量；

步骤4，根据步骤2确立的虚拟同步发电稳态参数范围及步骤3 建立的暂态控制策略，建立单台虚拟同步发电机暂态参数动态调整控制模型。

进一步的，所述步骤1中虚拟同步发电机/同步发电机振荡扰动数学模型具体如下：

式中，ω和ω₀分别为实际和额定转子角速度，J_dg为虚拟惯量， K_dg＝D_dgω₀,D_dg表示虚拟同步发电单元阻尼分量，K_ω为下垂系数，J_G及 D_G为同步发电机的转动惯量及阻尼系数，上述系统特征值p_1,2及阻尼比ξ分别为：

所述虚拟同步发电机/同步发电机振荡扰动数学模型满足：

D'_G＝D_G+K_ω+K_dg，J'_G＝(J_G+J_dg)，I＝[(U₁U₂)/Z_L]cosδ₀，ω和ω₀分别为实际和额定转子角速度，J_dg为虚拟惯量，K_dg＝D_dgω₀,D_dg表示系统阻尼分量，K_ω为下垂系数。

进一步的，所述步骤2中虚拟同步发电控制参数约束集及运行参数优化模型具体为：

式中，PM_req、f_cpmin分别为系统要求的相位裕度和截止频率，D_max为系统受限于稳定性及物理约束的最大下垂系数，θ＝arccosξ₀，ξ₀为由式(2)决定的系统阻尼比临界值，β为满足系统约束条件下，最小的参数上确界，α为系统特征值实部，Q∈R^n×n为不确定性矩阵，阶数同系统矩阵A一致。

进一步的，所述步骤3中虚拟同步发电机暂态控制策略具体为：

控制器在0～T₁时刻以最大上升速率k_max增长，并在T₁时刻达到最大角速度ω_max，在T₁～T₂时段内，角频率ω将保持最大角速度ω_max不变，在T₂时刻角频率ω开始以最大下降速率k_max下降并于T_osc时角频率恢复至额定角速度ω₀。

进一步的，所述步骤4中单台虚拟同步发电机暂态参数动态调整控制模型具体为：

T_osc表示系统暂态响应时间；对应公式(7)，第一项约束条件中ΔP 为与扰动对应的功率差，可由VSG和网侧的端电压U_vsg、U_grid以及二者间阻抗X_s计算得到；第二项约束条件对初值及最终的稳定状态进行了限制；第三、四项约束条件中，Δf_max为频率差阈值，k_max为频率变化率阈值。

进一步的，所述步骤3中虚拟同步发电机暂态控制策略满足以下公式：

式中，T₁＝Δf_max/k_max，T₂＝T_osc-Δf_max/k_max，T_osc为暂态周期时长。根据国标附加频率偏差控制的要求，频率偏差阈值设为±0.2Hz，k_max取决于储能电池充放电倍率。

进一步的，所述步骤4中单台虚拟同步发电机暂态参数动态调整控制模型满足以下公式：

1)0＜t＜T₁，J₁＝(P_ref+k_ω(ω-ω₀)-P_e)/2πk_maxω，D_dg＝0

2)T₁＜t＜T₂，

J取初始值J₀

3)T₂＜t＜T_osc，J₃＝-(P_ref+k_ω(ω-ω₀)-P_e)/2πk_maxω，D_dg＝0

式中，T₁＝Δf_max/k_max，T₂＝T_osc-Δf_max/k_max，T_osc为暂态周期时长，k_max取决于储能电池充放电倍率，ω和ω₀分别为实际和额定转子角速度， J₁为0＜t＜T₁阶段的虚拟惯量，D_dg为T₁＜t＜T₂阶段的阻尼系数，J₃为 T₂＜t＜T_osc阶段的虚拟惯量，P_e为火电机组的电磁功率，P_ref为给定的有功参考值，Δf_max为频率偏差最大阈值，K_ω为下垂系数。

一种基于储能型虚拟同步发电技术的系统振荡抑制装置，包括：

参数设定模块，用于基于预先建立的单台虚拟同步发电机暂态参数动态调整控制模型，根据储能型虚拟同步发电单元的物理约束及设备运行约束条件，设定静态参数J/D及暂态控制策略触发功率偏差阈值ΔP；

参数调整模块，用于当功率偏差超过阈值ΔP时，启动单台虚拟同步发电机暂态参数动态调整控制模型的暂态控制策略，依据暂态过程的三个区段分别设定对应的静态参数J/D值，从而缩短暂态过程及系统振荡超调量。

进一步的，还包括模型建立模块，所述模型建立模块包括：

振荡扰动数学模型建立模块，用于结合储能型虚拟同步发电技术及传统同步发电机特点，建立虚拟同步发电机/同步发电机振荡扰动数学模型；

稳态参数确定模块，用于基于D-stable鲁棒边界条件及建立的虚拟同步发电机/同步发电机振荡扰动数学模型，考虑硬件物理约束建立虚拟同步发电控制参数约束集及运行参数优化模型，确立虚拟同步发电稳态参数及其上下限制；

暂态控制策略建立模块，用于依据系统暂态振荡周期的4个区间特点建立虚拟同步发电机暂态控制策略，以缩短振荡周期及系统超调量；

暂态参数动态调整控制模型建立模块，用于根据确立的虚拟同步发电稳态参数范围及建立的暂态控制策略，建立单台虚拟同步发电机暂态参数动态调整控制模型。

本发明能够更好的提升系统振荡稳定特性，有效减少超调量、限制振荡幅值、缩短暂态过程，且能够适用于自治模式下的VSG机组，使系统快速进入稳定状态，更好的适应未来新能源友好型并网技术的发展要求。

附图说明

图1为简单两机系统示意图；

图2为双VSG系统稳定性分析图；

图3为典型发电机的功角曲线图；

图4为理想角频率及有功变化曲线图；

图5为仿真算例拓扑图；

图6为算例系统根轨迹图；

图7为本发明不同控制策略下电流响应比较图；

图8为本发明不同控制策略下频率响应比较图；

图9为本发明不同控制策略下有功响应比较图；

图10为本发明虚拟惯量变化曲线图；

图11为本发明阻尼系数变化曲线图。

具体实施方式

下面将结合本发明中的附图，对本发明中的技术方案进行清楚、完整地描述。

为了更好的应对背景技术中提到的上述问题，本发明具体从两个方面提出了振荡抑制策略：

1)推导了VSG与同步发电机之间产生的低频振荡机理；给出多 VSG机参数设计方法，从而保证系统稳态运行过程中的阻尼特性。

2)通过建立转动惯量J及阻尼系数D协调优化模型，实现暂态扰动中参数自适应协调优化控制，削短振荡周期并优化暂态振荡过程。

本发明提供一种基于储能型虚拟同步发电技术的系统振荡抑制方法，包括如下步骤：

步骤1、VSG/同步发电机振荡过程分析，结合储能型虚拟同步发电技术及传统同步发电机特点，建立虚拟同步发电机/同步发电机振荡扰动数学模型。

根据经典小干扰稳定分析方法，采用图1所示的简单两机系统来定量研究虚拟同步发电机与同步发电机产生的交互影响。U₁为DG接入母线1的电压，U₂为母线2的电压，Z_L为母线1与母线2之间线路的等值阻抗。令母线2电压相位为参考相位。同步发电机的经典线性化模型可表示为：

式中，ω和ω₀分别为实际和额定转子角速度，P_e为火电机组的电磁功率，J_G及D_G为同步发电机的转动惯量及阻尼系数，ΔP_DG为DG 的有功功率。则图1中传输功率P_L满足：

母线1处以δ₀为初始状态的功率平衡线性化方程为：

为解决传统电流源/电压源变流器无法为系统提供惯性的问题，许多专家引入虚拟同步发电机控制策略，在功率波动及故障时对系统频率和电压进行支撑。结合ω-P下垂控制策略，虚拟同步发电机模拟转子运动方程可表示为：

式中，ω和ω₀分别为实际和额定转子角速度，J_dg为虚拟惯量， K_dg＝D_dgω₀,D_dg表示系统阻尼分量，K_ω为下垂系数。由于传统的分布式发电控制采用最大功率点跟踪的运行方式，其输出有功功率不随电网的小扰动而变化，即式(3)中ΔP_DG＝0；而虚拟同步发电机控制策略的引入，使输出有功能够对电网频率的变化进行响应。结合式(2)、(3)、(4)，可以分别得到不引入/引入虚拟同步发电机控制策略下的系统线性化模型(即虚拟同步发电机/同步发电机振荡扰动数学模型)：

式中，I＝[(U₁U₂)/Z_L]cosδ₀。可计算出上述系统特征值p_1,2及阻尼比ξ分别为：

对于引入虚拟同步发电机控制的系统，有D'_G＝D_G+K_ω+K_dg， J'_G＝(J_G+J_dg)；不难看出，此时惯量和阻尼都有所增加。由式(6)、 (7)可知，当虚拟同步发电机与同步发电机参数设置不当时(例如J'_G较大且D'_G较小时)，系统阻尼比将会下降，特征值可能会向右半平面运动。因此，不当的系统参数会降低稳定裕度，增加功角失稳的风险，不利于电网对低频振荡的抑制。

图2给出了由两台VSG并联运行所组成的简单系统，当转动惯量及阻尼系数由额定值变化到阈值时，系统特征根轨迹曲线图2所示。特征值的变化结果表明，为更好的提升系统稳态运行特性，需优化同步发电机控制参数。

步骤2、基于D-stable鲁棒边界条件及步骤1建立的扰动数学模型，考虑硬件物理约束建立虚拟同步发电控制参数约束集及运行参数优化模型，确立虚拟同步发电稳态参数及其上下限制。

为使系统在扰动时仍能保持良好的鲁棒性及衰减特性，利用 D-stable稳定域来让额定运行状态下的系统特征根位于理想的范围内。D-stable鲁棒性约束条件可表示为：

AQ+QA^T+2αQ＜0 (8)

其中对称矩阵

为线性不等式LMI变量。α及θ为D-stable 区域边界参数。α表示系统特征根实部离虚轴的距离需大于α，θ为系统期望的最小阻尼角。令θ＝arccosξ₀,ξ₀为电力系统阻尼系数阈值。在实际电网工程中,我们常常要求系统运行在强阻尼模式，ξ₀应大于等于0.05[15]，参数α满足α＝ξ₀ω_n.

在实际电网当中，有功下垂系数K_ω由系统运行需求决定，VSG 惯量J_dg和阻尼D_dg需满足：

式中，PM_req、f_cpmin分别为系统要求的相位裕度和截止频率，D_max为系统受限于稳定性及物理约束的最大下垂系数。结合VSG变流器的小信号模型，考虑随机激励下的小干扰稳定优化问题可以描述为：

式(11)中，β为满足系统约束条件下，最小的参数上确界。令θ＝arccosξ₀，ξ₀为由式(9)决定的系统阻尼比临界值。实际工程当中，通常希望ξ₀不小于0.05，此时称之为强阻尼模式。取约束条件ξ₀＝0.05、α＝ξ₀ω_n。

3、虚拟同步发电机暂态控制策略

如图3所示，一般情况下，当系统发生扰动时同步发电机至少需要经历三个振荡过程(如图3所示a-b-c-b)才能恢复到新的稳定运行状态，这将不可避免地引起系统的振荡。对于同步发电机，转动惯量的大小仅取决于发电机转子本身的物理性质，而阻尼系数则受机械摩擦、定子损耗及阻尼绕组等多种因素影响。因此，对于某台典型的同步发电机，其转动惯量和阻尼系数几乎是固定的。然而，不同于同步发电机，VSG的转动惯量和阻尼系数却是灵活可调的虚拟参数，因此在暂态响应过程中VSG可利用这一优势进行实时参数优化，以获得最佳的系统动态响应特性。若采用适当的控制策略振荡过程 (a-b-c-b)，可进一步优化缩短至一个阶段(a-b)即可恢复稳态。由图4，当系统遭受大扰动超过阈值时，控制器动作频率开始以最大上升速率k_max增长，并在t_u时刻达到最大角速度ω_max，此阶段功率始终保持增长。控制器在0～T₁时刻以最大上升速率k_max增长，并在T₁时刻达到最大角速度ω_max，在T₁～T₂时段内，角频率ω将保持最大角速度ω_max不变，在T₂时刻角频率ω开始以最大下降速率k_max下降并于T_osc时角频率恢复至额定角速度ω₀。整个过程中，由于虚拟同步发电机的有功输出始终保持增长，因此不需经历b-c-b的调整过程。其中，在T₁至T₂时为线性增长，并于T_osc时到达稳态值P₂。对应于上述过程，角速度ω(t) 满足：

式中，T₁＝Δf_max/k_max，T₂＝T_osc-Δf_max/k_max，根据国标附加频率偏差控制的要求，频率偏差阈值设为±0.2Hz，k_max取决于储能电池充放电倍率。

4、虚拟同步发电机暂态控制策略

对应步骤3的控制策略，首先需要设置该控制策略的触发阈值。当扰动ΔP＞L时该控制策略工作。式中，临界值L由系统频率偏差阈值及VSG变流器性能所决定(例如，VSG容量及电池充放电能力等)。

对于单台虚拟同步发电机，建立如下优化模型：

式中，T_osc表示系统暂态响应时间；第一项约束条件中ΔP为与扰动对应的功率差，可由VSG和网侧的端电压U_vsg、U_grid以及二者间阻抗X_s计算得到；第二项约束条件对初值及最终的稳定状态进行了限制；第三、四项约束条件中，Δf_max为频率差阈值，考虑到VSG变流器储能电池充放电倍率等因素的限制，k_max为频率变化率阈值。

由于角频率的下降速度不变，由式(12)、(13)可得：

T_osc可由式(14)计算得到。根据式(12)，dω/dt满足：

结合式(12)～(15)，当满足扰动ΔP＞L时，虚拟惯量J和阻尼系数D的取值可分为以下三个阶段：

1)0＜t＜T₁，频率以斜率k_max线性增长，此阶段虚拟惯量J满足：

J₁＝(P_ref+k_ω(ω-ω₀)-P_e)/2πk_maxω (16)

为加速暂态过程，此时可令D_dg＝0；

2)当系统dω/dt＝0时，进入第二阶段，此时阻尼系数D满足：

这一阶段中，虚拟惯量J可取初始值J₀；

3)T₁＜t＜T₂，频率以斜率k_max线性下降，同第一阶段，此时D_dg＝0 且有：

J₃＝-(P_ref+k_ω(ω-ω₀)-P_e)/2πk_maxω (18)

5、仿真分析

采用某典型微电网系统，如图5所示。表1给出了微电网系统主网参数及虚拟同步发电控制策略的运行参数。在 MATLAB/SIMULINK中验证本发明所提出的控制策略算法。

表1微网系统仿真参数

设系统运行最小阻尼比为0.05，VSG变流器物理约束条件如表1 所示。则基于本文所提出的协调控制算法，当转动惯量J由-0.1kg/m2 变化至1kg/m²时，系统特征值根变化趋势如图6所示。优化参数后，当j变化，系统特征值均在理想范围内，由图6可见，优化后系统阻尼系数及特征根实部在J由-0.1kg/m²变化至1kg/m²过程中均满足系统运行条件，系统低频振荡稳定裕度得到了提高。

为进一步检验本文提出的协调控制策略，分析VSG暂态响应过程，算例设置交流负荷1有功功率在0.5s时突增10％，并在2s后恢复至额定状态。在本文所提出的协调控制策略下，每台VSG的电流、频率以及有功响应对比传统及改进控制策略的仿真结果如图7至图9所示；其暂态响应过程中自适应虚拟惯量和阻尼系数的变化曲线如图 10、图11所示。

由图7至图9可知，传统J/D自适应控制策略相比本发明提出的协调控制算法，其频率调节时间更长，超调量也更大大；而基于定J/D 控制下系统响应特性更恶劣，其频率振荡幅值峰值甚至大于系统频率运行要求的偏差范围(±1Hz)。而基于本文所提出的控制策略在功率扰动发生时有较佳的动态响应特性。由仿真图可见，该控制算法能够缩短系统调节时间，使整个暂态过程不超过0.07s。同时，系统整体超调量较小，频率及有功功率振荡过程不明显，调节过程较平滑，其上升及下降过程同图4的预期控制目标基本一致。

图10、11中，虚拟惯量J和阻尼系数D的变化曲线基本负荷式 (15)至(17)的理论分析结果。第一阶段中，虚拟惯量J随着角频率ω的线性增长而下降，阻尼系数D保持不变；第二阶段，虚拟惯量 J为零，阻尼系数D保持平稳下降；第三阶段中，J随着角频率ω的下降而增长，阻尼系数D保持不变。需要指出的是，第三阶段为了能加快频率收敛速度，虚拟惯量J此时取值为负。

本发明实施例还提供一种基于储能型虚拟同步发电技术的系统振荡抑制装置，包括：

参数设定模块，用于基于预先建立的单台虚拟同步发电机暂态参数动态调整控制模型，根据储能型虚拟同步发电单元的物理约束及设备运行约束条件，设定静态参数J/D及暂态控制策略触发功率偏差阈值ΔP；

参数调整模块，用于当功率偏差超过阈值ΔP时，启动单台虚拟同步发电机暂态参数动态调整控制模型的暂态控制策略，依据暂态过程的三个区段分别设定对应的静态参数J/D值，从而缩短暂态过程及系统振荡超调量。

所述基于储能型虚拟同步发电技术的系统振荡抑制装置还包括模型建立模块，所述模型建立模块包括：

振荡扰动数学模型建立模块，用于结合储能型虚拟同步发电技术及传统同步发电机特点，建立虚拟同步发电机/同步发电机振荡扰动数学模型；

稳态参数确定模块，用于基于D-stable鲁棒边界条件及建立的虚拟同步发电机/同步发电机振荡扰动数学模型，考虑硬件物理约束建立虚拟同步发电控制参数约束集及运行参数优化模型，确立虚拟同步发电稳态参数及其上下限制；

暂态控制策略建立模块，用于依据系统暂态振荡周期的4个区间特点建立虚拟同步发电机暂态控制策略，以缩短振荡周期及系统超调量；

暂态参数动态调整控制模型建立模块，用于根据确立的虚拟同步发电稳态参数范围及建立的暂态控制策略，建立单台虚拟同步发电机暂态参数动态调整控制模型。

以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何属于本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。

Claims (4)

1.一种基于储能型虚拟同步发电技术的系统振荡抑制方法，其特征在于包括如下步骤：

基于预先建立的单台虚拟同步发电机暂态参数动态调整控制模型，根据储能型虚拟同步发电单元的物理约束及设备运行约束条件，设定静态参数J/D及暂态控制策略触发功率偏差阈值ΔP；

当功率偏差超过阈值ΔP时，启动单台虚拟同步发电机暂态参数动态调整控制模型中的暂态控制策略，依据暂态过程的三个区段分别设定对应的静态参数J/D值，从而缩短暂态过程及系统振荡超调量；

所述单台虚拟同步发电机暂态参数动态调整控制模型的建立具体包括如下步骤：

步骤1，结合储能型虚拟同步发电技术及传统同步发电机特点，建立虚拟同步发电机/同步发电机振荡扰动数学模型；

步骤2，基于D-stable鲁棒边界条件及步骤1建立的虚拟同步发电机/同步发电机振荡扰动数学模型，考虑硬件物理约束建立虚拟同步发电控制参数约束集及运行参数优化模型，确立虚拟同步发电稳态参数及其上下限制；

步骤3，依据系统暂态振荡周期的4个区间特点建立虚拟同步发电机暂态控制策略，以缩短振荡周期及系统超调量；

步骤4，根据步骤2确立的虚拟同步发电稳态参数范围及步骤3建立的暂态控制策略，建立单台虚拟同步发电机暂态参数动态调整控制模型；

所述步骤1中虚拟同步发电机/同步发电机振荡扰动数学模型具体如下：

式中，ω和ω₀分别为实际和额定转子角速度，J_dg为虚拟惯量，K_dg＝D_dgω₀,D_dg表示虚拟同步发电单元阻尼分量，K_ω为下垂系数，J_G及D_G为同步发电机的转动惯量及阻尼系数，上述系统特征值p_1,2及阻尼比ξ分别为：

所述虚拟同步发电机/同步发电机振荡扰动数学模型满足：

D'_G＝D_G+K_ω+K_dg，J'_G＝(J_G+J_dg)，I＝[(U₁U₂)/Z_L]cosδ₀，ω和ω₀分别为实际和额定转子角速度，J_dg为虚拟惯量，K_dg＝D_dgω₀,D_dg表示系统阻尼分量，K_ω为下垂系数；

所述步骤2中虚拟同步发电控制参数约束集及运行参数优化模型具体为：

AQ+QA^T+2αQ＜0 (4)

式中，PM_req、f_cpmin分别为系统要求的相位裕度和截止频率，D_max为系统受限于稳定性及物理约束的最大下垂系数，θ＝arccosξ₀，ξ₀为由式(5)决定的系统阻尼比临界值，β为满足系统约束条件下，最小的参数上确界，α为系统特征值实部，Q∈R^n×n为不确定性矩阵，阶数同系统矩阵A一致；

所述步骤3中虚拟同步发电机暂态控制策略具体为：

控制器在0～T₁时刻以最大上升速率k_max增长，并在T₁时刻达到最大角速度ω_max，在T₁～T₂时段内，角频率ω将保持最大角速度ω_max不变，在T₂时刻角频率ω开始以最大下降速率k_max下降并于T_osc时角频率恢复至额定角速度ω₀；

所述步骤4中单台虚拟同步发电机暂态参数动态调整控制模型具体为：

T_osc表示系统暂态响应时间；对应公式(13)，第一项约束条件中ΔP为与扰动对应的功率差，可由VSG和网侧的端电压U_vsg、U_grid以及二者间阻抗X_s计算得到；第二项约束条件对初值及最终的稳定状态进行了限制；第三、四项约束条件中，Δf_max为频率差阈值，k_max为频率变化率阈值。

2.如权利要求1所述的基于储能型虚拟同步发电技术的系统振荡抑制方法，其特征在于：所述步骤3中虚拟同步发电机暂态控制策略满足以下公式：

式中，T₁＝Δf_max/k_max，T₂＝T_osc-Δf_max/k_max，T_osc为暂态周期时长，根据国标附加频率偏差控制的要求，频率偏差阈值设为±0.2Hz，k_max取决于储能电池充放电倍率。

3.如权利要求1所述的基于储能型虚拟同步发电技术的系统振荡抑制方法，其特征在于：所述步骤4中单台虚拟同步发电机暂态参数动态调整控制模型满足以下公式：

1)0＜t＜T₁，J₁＝(P_ref+k_ω(ω-ω₀)-P_e)/2πk_maxω，D_dg＝0

2)T₁＜t＜T₂，

J取初始值J₀

3)T₂＜t＜T_osc，J₃＝-(P_ref+k_ω(ω-ω₀)-P_e)/2πk_maxω，D_dg＝0

式中，T₁＝Δf_max/k_max，T₂＝T_osc-Δf_max/k_max，T_osc为暂态周期时长，k_max取决于储能电池充放电倍率，ω和ω₀分别为实际和额定转子角速度，J₁为0＜t＜T₁阶段的虚拟惯量，D_dg为T₁＜t＜T₂阶段的阻尼系数，J₃为T₂＜t＜T_osc阶段的虚拟惯量，P_e为火电机组的电磁功率，P_ref为给定的有功参考值，Δf_max为频率偏差最大阈值，K_ω为下垂系数。

4.一种基于储能型虚拟同步发电技术的系统振荡抑制装置，其特征在于用于执行权利要求1-3中任一项所述方法，所述装置包括：

参数设定模块，用于基于预先建立的单台虚拟同步发电机暂态参数动态调整控制模型，根据储能型虚拟同步发电单元的物理约束及设备运行约束条件，设定静态参数J/D及暂态控制策略触发功率偏差阈值ΔP；

参数调整模块，用于当功率偏差超过阈值ΔP时，启动单台虚拟同步发电机暂态参数动态调整控制模型的暂态控制策略，依据暂态过程的三个区段分别设定对应的静态参数J/D值，从而缩短暂态过程及系统振荡超调量；

还包括模型建立模块，所述模型建立模块包括：

振荡扰动数学模型建立模块，用于结合储能型虚拟同步发电技术及传统同步发电机特点，建立虚拟同步发电机/同步发电机振荡扰动数学模型；

稳态参数确定模块，用于基于D-stable鲁棒边界条件及建立的虚拟同步发电机/同步发电机振荡扰动数学模型，考虑硬件物理约束建立虚拟同步发电控制参数约束集及运行参数优化模型，确立虚拟同步发电稳态参数及其上下限制；

暂态控制策略建立模块，用于依据系统暂态振荡周期的4个区间特点建立虚拟同步发电机暂态控制策略，以缩短振荡周期及系统超调量；

暂态参数动态调整控制模型建立模块，用于根据确立的虚拟同步发电稳态参数范围及建立的暂态控制策略，建立单台虚拟同步发电机暂态参数动态调整控制模型。

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