CN110198040A - 基于vsg的飞轮储能系统低电压穿越控制方法及装置 - Google Patents

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CN110198040A CN201910418341.3A CN201910418341A CN110198040A CN 110198040 A CN110198040 A CN 110198040A CN 201910418341 A CN201910418341 A CN 201910418341A CN 110198040 A CN110198040 A CN 110198040A
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Abstract

本发明公开了一种基于VSG的飞轮储能系统低电压穿越控制方法及装置，其中，该方法包括：S1，检测电网是否发生故障，若是，则判断故障是否为不对称故障，若是执行S2，若不是执行S3；S2，提取和分离并网点的电压和电流正负序分量，变更虚拟同步发电机控制的有功功率和无功功率指令，加入并网负序电流抑制环节，对并网侧AC/DC变流器的电流环加限幅环节，以使飞轮储能系统不脱离电网的运行；S3，变更虚拟同步发电机控制的有功功率和无功功率指令。该方法适用于电网电压对称和不对称跌落，可实现故障后短时间内系统不脱网运行并最大限度地向电网提供无功支撑及惯量支撑，同时直流母线电压稳定在一定范围内，储能电机可维持运行。

Description

基于VSG的飞轮储能系统低电压穿越控制方法及装置
技术领域
本发明涉及飞轮储能系统的并网运行可靠性技术领域，特别涉及一种基于VSG的飞轮储能系统低电压穿越控制方法及装置。
背景技术
在电网中，储能系统在功率波动抑制和电能质量改善中起着重要作用。在几种常用的储能系统中，飞轮储能系统可以实现快速响应，并且具有高能量密度和低维护成本的优点。随着电网中分布式电源渗透率的提高，电力电子低惯性和欠阻尼的特点将给电力系统的稳定运行带来负面影响。为了解决这个问题，有学者提出了虚拟同步发电机的控制策略，通过适当的控制算法，使并网变流器具有同步发电机的运行特性，特别是具有惯性和阻尼特性。
虚拟同步发电机控制与传统的并网变流器控制策略存在较大差异。在电网电压跌落故障的条件下，传统的控制方法不能直接应用于虚拟同步发电机的控制。现阶段，针对电网故障时传统矢量控制和直接功率控制的研究较多，但针对故障状态下虚拟同步控制变流器的控制与保护的研究工作较少。
发明内容
本发明旨在至少在一定程度上解决相关技术中的技术问题之一。
为此，本发明的一个目的在于提出一种基于VSG的飞轮储能系统低电压穿越控制方法，该方法适用于电网电压对称和不对称跌落，可实现故障后短时间内系统不脱网运行并最大限度地向电网提供无功支撑及惯量支撑，同时直流母线电压稳定在一定范围内，储能电机可维持运行。
本发明的另一个目的在于提出一种基于VSG的飞轮储能系统低电压穿越控制装置。
为达到上述目的，本发明一方面实施例提出了一种基于VSG的飞轮储能系统低电压穿越控制方法，包括：
S1，检测电网是否发生故障，若是，则判断所述故障是否为不对称故障，若是，则执行S2，若不是，则执行S3；
S2，提取和分离并网点的电压和电流正负序分量，变更虚拟同步发电机控制的有功功率和无功功率指令，加入并网负序电流抑制环节，对并网侧AC/DC变流器的电流环加限幅环节，以使飞轮储能系统不脱离所述电网的运行；
S3，变更所述虚拟同步发电机控制的有功功率和无功功率指令，以使所述飞轮储能系统不脱离所述电网的运行。
本发明实施例的基于VSG的飞轮储能系统低电压穿越控制方法，在电网故障时，通过提取电网电压正负序分量；变更VSG控制的有功功率和无功功率指令；对并网侧AC/DC变流器的电流环加限幅环节；并网负序电流的抑制，可实现故障后短时间内系统不脱网运行并最大限度地向电网提供无功支撑及惯量支撑，同时直流母线电压稳定在一定范围内，储能电机可维持运行，适用于电网电压对称跌落和不对称跌落。
另外，根据本发明上述实施例的基于VSG的飞轮储能系统低电压穿越控制方法还可以具有以下附加的技术特征：
进一步地，在本发明的一个实施例中，所述飞轮储能系统包括：
所述虚拟同步发电机、储能电机侧双向AC/DC变流器、直流母线电容和所述并网侧双向AC/DC变流器、LC滤波电路、并网公共耦合点组成。
进一步地，在本发明的一个实施例中，还包括：
检测所述电网是否恢复正常，在所述电网恢复正常运行时，所述并网侧双向AC/DC变流器采用虚拟同步发电机控制策略，储能电机侧双向AC/DC变流器的控制策略包括对直流母线电压的PI外环控制环节和飞轮储能电机电流的PI内环控制环节。
进一步地，在本发明的一个实施例中，所述电网发生不对称故障时，并网点电压和电流负序分量不为零，使所述虚拟同步发电机的输出电流不平衡，并且所述虚拟同步发电机的输出功率中出现2倍频振荡。
进一步地，在本发明的一个实施例中，所述提取和分离并网点的电压和电流正负序分量，包括：
对并网点的电压和电流进行正负序分量的提取和分离，将并网点电压uabc＝[ua,ub,uc]T和并网点电流iabc＝[ia,ib,ic]T经Clark变换及正序Park变换从三相静止abc坐标系变换至正序旋转dq坐标系。
根据对称分量法：
其中，F代表并网点电压u或电流i，a＝ej(2π/3)。式(1)两端同时左乘Clark变换矩阵可得：
其中，b＝e-j(π/2)，表示90°的滞后因子；
静止两相αβ坐标系下的并网点电压和电流经两相αβ坐标系向正、反向同步旋转坐标系的恒功率变换，再经过2ωn陷波器滤波，得到并网点电压和电流在正向、反向同步旋转坐标系下的dq轴分量，udq+＝[ud+,uq+]T，udq-＝[ud-,uq-]T，idq+＝[id+,iq+]T，idq-＝[id-,iq-]T。
进一步地，在本发明的一个实施例中，所述对并网侧AC/DC变流器的电流环加限幅环节，电流限幅值的设置为：
其中，Imax为所述并网侧双向AC/DC变流器允许的最大电流。
为达到上述目的，本发明另一方面实施例提出了一种基于VSG的飞轮储能系统低电压穿越控制装置，包括：
第一检测模块，用于检测电网是否发生故障；
第一处理模块，用于在所述电网发生不对称故障时，提取和分离并网点的电压和电流正负序分量，变更虚拟同步发电机控制的有功功率和无功功率指令，加入并网负序电流抑制环节，对并网侧AC/DC变流器的电流环加限幅环节，以使飞轮储能系统不脱离所述电网的运行；
第二处理模块，用于在所述电网发生对称故障时，变更所述虚拟同步发电机控制的有功功率和无功功率指令，以使所述飞轮储能系统不脱离所述电网的运行。
本发明实施例的基于VSG的飞轮储能系统低电压穿越控制装置，在电网故障时，通过提取电网电压正负序分量；变更VSG控制的有功功率和无功功率指令；对并网侧AC/DC变流器的电流环加限幅环节；并网负序电流的抑制，可实现故障后短时间内系统不脱网运行并最大限度地向电网提供无功支撑及惯量支撑，同时直流母线电压稳定在一定范围内，储能电机可维持运行，适用于电网电压对称跌落和不对称跌落。
另外，根据本发明上述实施例的基于VSG的飞轮储能系统低电压穿越控制装置还可以具有以下附加的技术特征：
进一步地，在本发明的一个实施例中，还包括：
第二检测模块，用于检测所述电网是否恢复正常，在所述电网恢复正常运行时，所述并网侧双向AC/DC变流器采用虚拟同步发电机控制策略，储能电机侧双向AC/DC变流器的控制策略包括对直流母线电压的PI外环控制环节和飞轮储能电机电流的PI内环控制环节。
进一步地，在本发明的一个实施例中，所述电网发生不对称故障时，并网点电压和电流负序分量不为零，使所述虚拟同步发电机的输出电流不平衡，并且所述虚拟同步发电机的输出功率中出现2倍频振荡。
进一步地，在本发明的一个实施例中，所述提取和分离并网点的电压和电流正负序分量，包括：
对并网点的电压和电流进行正负序分量的提取和分离，将并网点电压uabc＝[ua,ub,uc]T和并网点电流iabc＝[ia,ib,ic]T经Clark变换及正序Park变换从三相静止abc坐标系变换至正序旋转dq坐标系。
根据对称分量法：
其中，F代表并网点电压u或电流i，a＝ej(2π/3)。式(1)两端同时左乘Clark变换矩阵可得：
其中，b＝e-j(π/2)，表示90°的滞后因子；
静止两相αβ坐标系下的并网点电压和电流经两相αβ坐标系向正、反向同步旋转坐标系的恒功率变换，再经过2ωn陷波器滤波，得到并网点电压和电流在正向、反向同步旋转坐标系下的dq轴分量，udq+＝[ud+,uq+]T，udq-＝[ud-,uq-]T，idq+＝[id+,iq+]T，idq-＝[id-,iq-]T。
本发明附加的方面和优点将在下面的描述中部分给出，部分将从下面的描述中变得明显，或通过本发明的实践了解到。
附图说明
本发明上述的和/或附加的方面和优点从下面结合附图对实施例的描述中将变得明显和容易理解，其中：
图1为根据本发明一个实施例的基于VSG的飞轮储能系统低电压穿越控制方法流程图；
图2为根据本发明一个实施例的飞轮储能并网系统的统一拓扑；
图3为根据本发明一个实施例的基于VSG的飞轮储能系统基本控制策略中并网侧双向AC/DC变流器的控制框图；
图4为根据本发明一个实施例的低电压穿越技术要求图；
图5为根据本发明一个实施例的并网负序电流抑制控制框图；
图6为根据本发明又一个实施例的基于VSG的飞轮储能系统低电压穿越控制方法流程框图；
图7为根据本发明一个实施例的基于VSG的飞轮储能系统低电压穿越控制装置结构示意图。
具体实施方式
下面详细描述本发明的实施例，所述实施例的示例在附图中示出，其中自始至终相同或类似的标号表示相同或类似的元件或具有相同或类似功能的元件。下面通过参考附图描述的实施例是示例性的，旨在用于解释本发明，而不能理解为对本发明的限制。
下面参照附图描述根据本发明实施例提出的基于VSG的飞轮储能系统低电压穿越控制方法及装置。
首先将参照附图描述根据本发明实施例提出的基于VSG的飞轮储能系统低电压穿越控制方法。
图1为根据本发明一个实施例的基于VSG的飞轮储能系统低电压穿越控制方法流程图。
如图1所示，该基于VSG的飞轮储能系统低电压穿越控制方法包括以下步骤：
步骤S1，检测电网是否发生故障，若是，则判断故障是否为不对称故障，若是，则执行S2，若不是，则执行S3。
进一步地，基于虚拟同步发电机(Virtual Synchronous Generator，VSG)的飞轮储能并网系统低电压穿越控制装置由飞轮储能单元、储能电机侧双向AC/DC变流器、直流母线电容和并网侧双向AC/DC变流器、LC滤波电路、并网公共耦合点组成。
具体地，检测电网是否发生故障，在电网未发生故障时，飞轮储能系统正常运行，并网侧双向AC/DC变流器采用虚拟同步发电机控制策略；储能电机侧双向AC/DC变流器的控制策略包括对直流母线电压的PI外环控制和飞轮储能电机电流的PI内环控制。
检测到电网发生故障，针对不同的故障类型采取不同的应对措施。
进一步地，如果检测到发生的故障为不对称故障，则执行步骤S2的应对方法。如果检测到方式的故障为对称故障，则执行步骤S3的应对方法。
步骤S2，提取和分离并网点的电压和电流正负序分量，变更虚拟同步发电机控制的有功功率和无功功率指令，加入并网负序电流抑制环节，对并网侧AC/DC变流器的电流环加限幅环节，以使飞轮储能系统不脱离电网的运行。
具体地，基本控制策略包括对储能单元侧双向AC/DC变流器的控制以及对并网侧双向AC/DC变流器的控制，其中，储能单元侧双向AC/DC变流器控制策略包括飞轮储能电机电流的内环PI控制环节和直流母线电压的外环PI控制环节，并网侧双向AC/DC变流器控制策略包括基于VSG的控制环节。并网侧AC/DC变流器的控制主要包括三部分：有功-频率控制、无功-电压控制和参考电压的生成；有功功率控制环模拟同步发电机的转子阻尼与惯性特性，无功功率控制环模拟同步发电机的励磁惯性特性，虚拟阻抗控制环模拟同步发电机的定子电气特性，PI解耦电流环输出SVPWM的控制信号，经SVPWM调制生成驱动信号。储能单元侧双向AC/DC变流器的控制以稳定直流母线电压Udc为目标。
如图2所示，给出了飞轮储能并网系统的统一拓扑。其组成为：飞轮、永磁同步电机、储能电机侧双向AC/DC变流器、直流母线电容和并网侧双向AC/DC变流器、LC滤波电路、并网公共耦合点。
如图3所示，有功环控制框部分模拟同步发电机转子阻尼和惯性特性，具体如下：
其中，P*为有功功率参考值；Pe为飞轮储能系统实际从电网吸收的有功功率；δ为虚拟同步发电机的功角；ωn为额定角频率；Δω为虚拟同步发电机角频率相对于ωn的偏差；J为虚拟转动惯量；D为虚拟阻尼系数。
如图3所示，无功环控制框部分模拟同步发电机的励磁惯性特性，确保无功功率无差控制，具体如下：
其中，Q*为无功功率参考值；Qe为飞轮储能系统实际从电网吸收的无功功率；Un为额定电压有效值；E为虚拟内电势；ΔE为E相对于Un的偏差；K为无功功率积分系数，用于调整无功功率的响应速度。
根据瞬时功率理论，虚拟同步发电机(VSG)向电网注入的瞬时功率Pe和Qe可表示为：
其中，ugα、ugβ为虚拟同步发电机(VSG)端电压的αβ分量，igα、igβ为虚拟同步发电机(VSG)输出电流的αβ分量。
如图3所示，虚拟阻抗控制环模拟同步发电机的定子电气特性，具体如下：
其中，rv为虚拟电阻，Lv为虚拟电感。
如图4所示，本实施例的飞轮储能系统低电压穿越的相关标准，参照GB/T36558-2018《电力系统电化学储能系统通用技术条件》中对电化学储能低电压穿越的要求，电网电压故障后，对基于虚拟同步发电机(VSG)的飞轮储能系统低电压穿越控制策略进行设计。
进一步地，在本发明的一个实施例中，电网发生不对称故障时，并网点电压和电流负序分量不为零，使虚拟同步发电机的输出电流不平衡，并且虚拟同步发电机的输出功率中出现2倍频振荡。
具体地，在电网的电压不对称跌落时，并网点电压和电流负序分量不为零，负序分量的出现会导致虚拟同步发电机(VSG)输出电流不平衡，同时输出功率中将出现2倍频振荡。其中，有功功率振荡与虚拟同步发电机(VSG)直流母线电压波动对应，会使交流系统产生谐波并可能引起直流母线过电压；不平衡电压会使飞轮储能电机电磁转矩产生波动，影响储能电机的正常运行，而该波动与输出无功功率的振荡相对应。
首先对并网点的电压和电流进行正负序分量的提取和分离，将并网点电压uabc＝[ua,ub,uc]T和并网点电流iabc＝[ia,ib,ic]T经Clark变换及正序Park变换从三相静止abc坐标系变换至正序旋转dq坐标系。
其中，F代表并网点电压u或电流i，a＝ej(2π/3)。对式(5)两端同时左乘Clark变换矩阵可得：
其中，b＝e-j(π/2),表示90°的滞后因子。
静止两相αβ坐标系下的并网点电压、电流经两相αβ坐标系向正、反向同步旋转坐标系的恒功率变换，再经过2ωn陷波器滤波，即可得到并网点电压、电压在正向、反向同步旋转坐标系下的dq轴分量，即udq+＝[ud+,uq+]T,udq-＝[ud-,uq-]T,idq+＝[id+,iq+]T,idq-＝[id-,iq-]T。
电网电压故障期间，变更虚拟同步发电机(VSG)控制的有功功率和无功功率参考值。基于VSG的飞轮储能系统应充分利用并网侧变流器开关器件的电流额定容量以向电网提供无功支撑。飞轮储能系统低电压穿越期间，无功功率参考值为：
其中，为并网电压正序分量的幅值，为VSG额定电流的幅值，一般取为并网侧双向AC/DC变流器允许的最大电流Imax的一半。
电网电压故障期间，有功功率的指令也需要进行变更。当电网电压跌落程度较轻时，充分利用并网侧双向AC/DC变流器最大电流允许值，一般取最大连续运行电流为0.8Imax，基于VSG的飞轮储能系统吸收的有功功率参考值为：
当电网电压跌落程序较深时，令有功功率为0，并网侧变流器容量全部用于提供无功支撑。
为保持电网不对称故障期间并网电流的平衡输出，在低电压穿越控制中需要加入负序电流抑制环节。如图5所示，负序电流的参考值均置为0。
基于虚拟同步发电机(VSG)的飞轮储能低电压穿越期间，由于其依然能够为电网提供惯量支撑，故响应功率指令值的变更需要一定的响应时间，为防止在响应阶段输出电流过大，对并网侧AC/DC变流器的电流环加限幅环节，电流限幅值的设置具体为：
其中，Imax为并网侧双向AC/DC变流器允许的最大电流。
步骤S3，变更虚拟同步发电机控制的有功功率和无功功率指令，以使飞轮储能系统不脱离电网的运行。
进一步地，在电网发生的为对称故障时，通过变更虚拟同步发电机控制的有功功率和无功功率指令，以使飞轮储能系统不脱离电网的运行。
如图6所示，展示了本发明实施例的整体流程框图，在电网正常运行时，并网侧双向AC/DC变流器采用虚拟同步发电机控制策略；储能电机侧双向AC/DC变流器的控制策略包括对直流母线电压的PI外环控制和飞轮储能电机电流的PI内环控制。
电网电压故障时，基于虚拟同步发电机的飞轮储能并网系统控制策略，增加提取和分离电网电压、电流正负序分量，变更虚拟同步发电机控制的有功功率和无功功率指令，对并网侧AC/DC变流器的电流环加限幅，并网负序电流抑制四个环节，实现电网故障后短时间内系统可以不脱网运行并最大限度地向电网提供无功支撑及惯量支撑，同时直流母线电压稳定在一定范围内，储能电机可维持运行。
根据本发明实施例提出的基于VSG的飞轮储能系统低电压穿越控制方法，在电网故障时，通过提取电网电压正负序分量；变更VSG控制的有功功率和无功功率指令；对并网侧AC/DC变流器的电流环加限幅环节；并网负序电流的抑制，可实现故障后短时间内系统不脱网运行并最大限度地向电网提供无功支撑及惯量支撑，同时直流母线电压稳定在一定范围内，储能电机可维持运行，适用于电网电压对称跌落和不对称跌落。
其次参照附图描述根据本发明实施例提出的基于VSG的飞轮储能系统低电压穿越控制装置。
图7为根据本发明一个实施例的基于VSG的飞轮储能系统低电压穿越控制装置的结构示意图。
如图7所示，该基于VSG的飞轮储能系统低电压穿越控制装置包括：第一检测模块100、第一处理模块200和第二处理模块300。
其中，第一检测模块100，用于检测电网是否发生故障。
第一处理模块200，用于在电网发生不对称故障时，提取和分离并网点的电压和电流正负序分量，变更虚拟同步发电机控制的有功功率和无功功率指令，加入并网负序电流抑制环节，对并网侧AC/DC变流器的电流环加限幅环节，以使飞轮储能系统不脱离电网的运行。
第二处理模块300，用于在电网发生对称故障时，变更虚拟同步发电机控制的有功功率和无功功率指令，以使飞轮储能系统不脱离电网的运行。
该装置适用于电网电压对称和不对称跌落，可实现故障后短时间内系统不脱网运行并最大限度地向电网提供无功支撑及惯量支撑，同时直流母线电压稳定在一定范围内，储能电机可维持运行。
进一步地，在本发明的一个实施例中，还包括：
第二检测模块，用于检测电网是否恢复正常，在电网恢复正常运行时，并网侧双向AC/DC变流器采用虚拟同步发电机控制策略，储能电机侧双向AC/DC变流器的控制策略包括对直流母线电压的PI外环控制环节和飞轮储能电机电流的PI内环控制环节。
进一步地，在本发明的一个实施例中，飞轮储能系统包括：
虚拟同步发电机、储能电机侧双向AC/DC变流器、直流母线电容和并网侧双向AC/DC变流器、LC滤波电路、并网公共耦合点组成。
进一步地，在本发明的一个实施例中，电网发生不对称故障时，并网点电压和电流负序分量不为零，使虚拟同步发电机的输出电流不平衡，并且虚拟同步发电机的输出功率中出现2倍频振荡。
进一步地，在本发明的一个实施例中，提取和分离并网点的电压和电流正负序分量，包括：
对并网点的电压和电流进行正负序分量的提取和分离，将并网点电压uabc＝[ua,ub,uc]T和并网点电流iabc＝[ia,ib,ic]T经Clark变换及正序Park变换从三相静止abc坐标系变换至正序旋转dq坐标系。
根据对称分量法：
其中，F代表并网点电压u或电流i，a＝ej(2π/3)。式(1)两端同时左乘Clark变换矩阵可得：
其中，b＝e-j(π/2)，表示90°的滞后因子；
静止两相αβ坐标系下的并网点电压和电流经两相αβ坐标系向正、反向同步旋转坐标系的恒功率变换，再经过2ωn陷波器滤波，得到并网点电压和电流在正向、反向同步旋转坐标系下的dq轴分量，udq+＝[ud+,uq+]T，udq-＝[ud-,uq-]T，idq+＝[id+,iq+]T，idq-＝[id-,iq-]T。
进一步地，在本发明的一个实施例中，对并网侧AC/DC变流器的电流环加限幅环节，电流限幅值的设置为：
其中，Imax为并网侧双向AC/DC变流器允许的最大电流。
需要说明的是，前述对基于VSG的飞轮储能系统低电压穿越控制方法实施例的解释说明也适用于该实施例的装置，此处不再赘述。
根据本发明实施例提出的基于VSG的飞轮储能系统低电压穿越控制装置，在电网故障时，通过提取电网电压正负序分量；变更VSG控制的有功功率和无功功率指令；对并网侧AC/DC变流器的电流环加限幅环节；并网负序电流的抑制，可实现故障后短时间内系统不脱网运行并最大限度地向电网提供无功支撑及惯量支撑，同时直流母线电压稳定在一定范围内，储能电机可维持运行，适用于电网电压对称跌落和不对称跌落。
此外，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括至少一个该特征。在本发明的描述中，“多个”的含义是至少两个，例如两个，三个等，除非另有明确具体的限定。
在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必须针对的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。
尽管上面已经示出和描述了本发明的实施例，可以理解的是，上述实施例是示例性的，不能理解为对本发明的限制，本领域的普通技术人员在本发明的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。

Claims (10)

1.一种基于VSG的飞轮储能系统低电压穿越控制方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1，检测电网是否发生故障，若是，则判断所述故障是否为不对称故障，若是，则执行S2，若不是，则执行S3；
S2，提取和分离并网点的电压和电流正负序分量，变更虚拟同步发电机控制的有功功率和无功功率指令，加入并网负序电流抑制环节，对并网侧AC/DC变流器的电流环加限幅环节，以使飞轮储能系统不脱离所述电网的运行；
S3，变更所述虚拟同步发电机控制的有功功率和无功功率指令，以使所述飞轮储能系统不脱离所述电网的运行。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述飞轮储能系统包括：
所述虚拟同步发电机、储能电机侧双向AC/DC变流器、直流母线电容和所述并网侧双向AC/DC变流器、LC滤波电路、并网公共耦合点组成。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，还包括：
检测所述电网是否恢复正常，在所述电网恢复正常运行时，所述并网侧双向AC/DC变流器采用虚拟同步发电机控制策略，储能电机侧双向AC/DC变流器的控制策略包括对直流母线电压的PI外环控制环节和飞轮储能电机电流的PI内环控制环节。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，
所述电网发生不对称故障时，并网点电压和电流负序分量不为零，使所述虚拟同步发电机的输出电流不平衡，并且所述虚拟同步发电机的输出功率中出现2倍频振荡。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述提取和分离并网点的电压和电流正负序分量，包括：
对并网点的电压和电流进行正负序分量的提取和分离，将并网点电压uabc＝[ua,ub,uc]T和并网点电流iabc＝[ia,ib,ic]T经Clark变换及正序Park变换从三相静止abc坐标系变换至正序旋转dq坐标系，
根据对称分量法：
其中，F代表并网点电压u或电流i，a＝ej(2π/3)。式(1)两端同时左乘Clark变换矩阵可得：
其中，b＝e-j(π/2)，表示90°的滞后因子；
静止两相αβ坐标系下的并网点电压和电流经两相αβ坐标系向正、反向同步旋转坐标系的恒功率变换，再经过2ωn陷波器滤波，得到并网点电压和电流在正向、反向同步旋转坐标系下的dq轴分量，udq+＝[ud+,uq+]T，udq-＝[ud-,uq-]T，idq+＝[id+,iq+]T，idq-＝[id-,iq-]T。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述对并网侧AC/DC变流器的电流环加限幅环节，电流限幅值的设置为：
其中，Imax为所述并网侧双向AC/DC变流器允许的最大电流。
7.一种基于VSG的飞轮储能系统低电压穿越控制装置，其特征在于，包括：
第一检测模块，用于检测电网是否发生故障；
第一处理模块，用于在所述电网发生不对称故障时，提取和分离并网点的电压和电流正负序分量，变更虚拟同步发电机控制的有功功率和无功功率指令，加入并网负序电流抑制环节，对并网侧AC/DC变流器的电流环加限幅环节，以使飞轮储能系统不脱离所述电网的运行；
第二处理模块，用于在所述电网发生对称故障时，变更所述虚拟同步发电机控制的有功功率和无功功率指令，以使所述飞轮储能系统不脱离所述电网的运行。
8.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，还包括：
第二检测模块，用于检测所述电网是否恢复正常，在所述电网恢复正常运行时，所述并网侧双向AC/DC变流器采用虚拟同步发电机控制策略，储能电机侧双向AC/DC变流器的控制策略包括对直流母线电压的PI外环控制环节和飞轮储能电机电流的PI内环控制环节。
9.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，
所述电网发生不对称故障时，并网点电压和电流负序分量不为零，使所述虚拟同步发电机的输出电流不平衡，并且所述虚拟同步发电机的输出功率中出现2倍频振荡。
10.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，所述提取和分离并网点的电压和电流正负序分量，包括：
对并网点的电压和电流进行正负序分量的提取和分离，将并网点电压uabc＝[ua,ub,uc]T和并网点电流iabc＝[ia,ib,ic]T经Clark变换及正序Park变换从三相静止abc坐标系变换至正序旋转dq坐标系，
根据对称分量法：
其中，F代表并网点电压u或电流i，a＝ej(2π/3)。式(1)两端同时左乘Clark变换矩阵可得：
其中，b＝e-j(π/2)，表示90°的滞后因子；
静止两相αβ坐标系下的并网点电压和电流经两相αβ坐标系向正、反向同步旋转坐标系的恒功率变换，再经过2ωn陷波器滤波，得到并网点电压和电流在正向、反向同步旋转坐标系下的dq轴分量，udq+＝[ud+,uq+]T，udq-＝[ud-,uq-]T，idq+＝[id+,iq+]T，idq-＝[id-,iq-]T。
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