CN110739722B - 级联型逆变器有功备用式变惯性虚拟同步控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明为一种级联型逆变器有功备用式变惯性虚拟同步控制方法，目的是为了解决级联H桥光伏逆变器不具备同步电机特性，不能参与电网调频的问题。步骤包括：直流侧电压控制；变惯性虚拟同步控制，根据电网电压角频率计算得到变化的虚拟转动惯量从而得到调频功率，在备用H桥单元输出功率上叠加调频功率，其余H桥单元运行于最大功率点，得到并网有功功率和并网无功功率的指令值；网侧电流控制。该方法能够实现单相级联H桥光伏逆变器具备同步电机特性，参与电网调频，同时在调频阶段充分释放备用功率以降低光伏发电损失，且算法简单，工程易实现。

Description

级联型逆变器有功备用式变惯性虚拟同步控制方法

技术领域

本发明涉及一种级联型逆变器有功备用式变惯性虚拟同步控制方法，属于级联型光伏逆变器虚拟同步控制技术领域。

背景技术

光伏并网发电由于提供清洁能源，且环境友好而备受关注。面对如何提高光伏系统效率、降低发电成本等问题，级联H桥多电平逆变器由于其模块化易拓展、系统效率高、并网电流总谐波失真小等优势而成为研究的热点。

传统级联型光伏逆变器各直流侧光伏阵列采用独立的最大功率跟踪控制，以实现光伏阵列的最大效率。然而，由于并网逆变器不存在转动惯量和阻尼，其大规模接入将进一步降低电网应对功率波动的能力。随着光伏系统在电网中渗透率的不断提高，其对电力系统的影响引起人们极大的关注。采用虚拟同步控制技术使逆变器模拟同步发电机的惯性和阻尼特性，可以响应电网频率变化，提高光伏发电系统的并网友好性。有功备用式的虚拟同步技术将一部分光伏功率作为备用，在电网频率变化时释放备用功率用于调频过程，可实现逆变器在不带储能设备条件下的电网频率支撑功能，节省了系统投资成本。此外，采用变惯性的虚拟同步控制技术，使得逆变器在参与电网调频的过程中尽可能的释放备用功率，可提高光伏发电量。因此，研究级联型逆变器有功备用式变惯性虚拟同步控制方法具有突出的工程意义。

目前，国内外学者针对光伏逆变器的虚拟同步控制方法研究较多。如文献《中国电机工程学报》2017年第37卷第2期433-443页“涂春鸣，兰征，肖凡，等.具备同步电机特性的级联型光伏发电系统”提出了一种具备同步电机特性的级联型光伏发电系统，光伏阵列采用独立的最大功率点跟踪控制，储能作为功率缓冲单元，能平抑光伏随机性功率波动并响应电网频率变化。但该方法的虚拟同步特性依赖于储能单元，需要对传统的级联型光伏发电系统结构进行改造，导致系统运行与维护成本较高，且储能与光伏的协调控制较复杂。

发明专利申请《基于有功备用的光伏并网逆变器控制方法》(CN108667072A)提出了一种基于有功备用的三相全桥光伏逆变器虚拟同步控制方法，采用逆变器整体功率留有一定备用的方式实现光伏逆变器的调频调压功能。但该方法采用传统全桥逆变器，在虚拟同步过程中所有光伏阵列均偏离最大功率点，会造成较多的功率损失从而降低光伏发电效率。

发明专利申请《基于单元有功备用的级联型逆变器虚拟同步控制方法》(CN110071523A)提出了一种级联型光伏逆变器虚拟同步控制方法，采用H桥单元有功备用的方式提供调频功率，实现了电网频率支撑作用。但该方法的虚拟惯性为恒定值，在调频过程中不能充分释放光伏功率。

综上所述，现有光伏逆变器的虚拟同步控制方法主要存在如下问题：

(1)现有技术研究的光伏逆变器虚拟同步控制方法多针对集中式全桥逆变器，较少涉及级联型系统，级联型系统的模块化特点未得到充分研究；

(2)现有技术研究的级联型光伏系统的虚拟同步控制方法采用储能作为功率缓冲单元，储能设备的高昂成本加大了系统的投入和维护成本，同时光伏与储能的功率协调控制较复杂，系统的稳定性问题有待进一步研究。

(3)现有技术研究的级联型光伏系统的虚拟同步控制方法采用恒定虚拟转动惯量，在调频过程中不能充分释放光伏功率，造成光伏发电量损失。

发明内容

本发明要解决的问题就是克服上述方案的局限性，针对传统单相级联H桥光伏逆变器不具备同步电机特性的问题，提出一种级联型逆变器有功备用式变惯性虚拟同步控制方法。该方法不需要配置储能，采用H桥单元有功备用的方式存储调频功率，利用变惯性虚拟同步控制实现电网频率支撑，并在调频过程中充分释放备用的调频功率，降低光伏发电损失。

为解决本发明的技术问题，本发明提供了一种级联型逆变器有功备用式变惯性虚拟同步控制方法，所述的级联型逆变器为单相级联H桥光伏逆变器，单相级联H桥光伏逆变器由N个带有光伏组件的H桥单元和电感L_S组成，本控制方法包括直流侧电压控制、变惯性虚拟同步控制和网侧电流控制，步骤如下：

步骤1，直流侧电压控制

步骤1.1，对每个H桥单元的直流侧电压采样并依次经过100Hz陷波器滤波，得到N个H桥单元的直流侧电压实际值并记为V_PVi，i＝1,2,3...N；采样N个H桥单元的直流侧电流实际值并记为I_PVi，i＝1,2,3...N；采样电网电压实际值并记为V_grid；采样电网电流实际值并记为I_grid；

步骤1.2，通过对每个H桥单元直流侧进行最大功率点跟踪控制，得到N个H桥单元的直流侧电压指令值并记为V_PVi ^*，i＝1,2,3...N；

步骤1.3，根据步骤1.1得到的N个H桥单元的直流侧电压实际值V_PVi和步骤1.2得到的N个H桥单元的直流侧电压指令值V_PVi ^*，通过电压调节器，计算得到每个H桥单元的有功功率P_i，i＝1,2,3...N，其计算式为：

其中，K_VPi为电压调节器比例系数，i＝1,2,3...N；K_VIi为电压调节器积分系数，i＝1,2,3...N；s为拉普拉斯算子；

步骤2，变惯性虚拟同步控制

步骤2.1，对步骤1.1中采样的电网电压实际值V_grid进行锁相得到电网电压的相位θ、电网电压的角频率ω_g和电网电压有功分量U_od，计算得到一次调频功率P_w，其计算式为：

其中，m为有功下垂系数；ω₀为电网同步角频率；

步骤2.2，根据步骤1.3得到的每个H桥单元的有功功率P_i，选取第N个H桥单元为有功备用单元，计算得到有功备用单元在备用工作点的有功功率指令值P_{N_R}，其计算式为：

P_{N_R}＝λP_N-(1-λ)(P₁+P₂+…+P_N-1)

其中，λ为有功备用系数；P_N为第N个H桥单元的有功功率；

步骤2.3，根据步骤1.3得到的第N个H桥单元的有功功率P_N、步骤2.1得到的一次调频功率P_w和步骤2.2得到的有功备用单元在备用工作点的有功功率指令值P_{N_R}，计算得到有功备用单元的最大虚拟惯性功率P_{N_J}，其计算式为：

P_{N_J}＝P_N-(P_{N_R}+P_w)

步骤2.4，根据步骤2.1得到的电网电压的角频率ω_g和步骤2.3得到的有功备用单元的最大虚拟惯性功率P_{N_J}，计算得到虚拟转动惯量J，其计算式为：

sω_g＜0且s(sω_g)≤0时，

sω_g＜0且s(sω_g)>0时，J＝J₀

sω_g≥0时，J＝J_min

其中，ε为补偿系数；J₀为sω_g＜0且s(sω_g)＝0时的虚拟转动惯量J的值；J_min为最小虚拟转动惯量；

步骤2.5，根据步骤2.1得到的电网电压的角频率ω_g，一次调频功率P_w和步骤2.4得到的虚拟转动惯量J，计算得到调频有功功率P_VSG，其计算式为：

P_VSG＝P_w-Jω₀sω_g

步骤2.6，根据步骤2.2得到的有功备用单元在备用工作点的有功功率指令值P_{N_R}和步骤2.5得到的调频有功功率P_VSG，计算得到第N个H桥单元的有功功率指令值P_{N_VSG}，其计算式为：

P_{N_VSG}＝P_{N_R}+P_VSG

步骤2.7，根据步骤1.3得到的每个H桥单元的有功功率P_i和步骤2.6得到的第N个H桥单元的有功功率指令值P_{N_VSG}，计算并网有功功率指令值P_ref，其计算式为：

P_ref＝P₁+P₂+…+P_N-1+P_{N_VSG}

步骤2.8，根据步骤2.1得到的电网电压有功分量U_od，计算并网无功功率指令值Q_ref，其计算式为：

其中，Q_ref0为上层给定无功功率指令；n为无功下垂系数，E₀为参考电动势；

步骤3，网侧电流控制

步骤3.1，通过二阶广义积分器将步骤1.1中采样的电网电流实际值I_grid转换成两相静止坐标系下的电网电流有功分量I_α和电网电流无功分量I_β，其计算式为：

其中，k为二阶广义积分器增益系数；

步骤3.2，根据步骤2.1得到的电网电压的相位θ和步骤3.1得到的两相静止坐标系下的电网电流有功分量I_α和电网电流无功分量I_β，计算得到两相同步旋转坐标系下的电网电流有功分量I_d和电网电流无功分量I_q，其计算式为：

步骤3.3，根据步骤2.1得到的电网电压有功分量U_od，步骤2.7得到的并网有功功率指令值P_ref和步骤2.8得到的并网无功功率指令值Q_ref，通过电流计算方程得到电网有功电流的指令值I_d ^*和电网无功电流的指令值I_q ^*，其计算式为：

步骤3.4，根据步骤3.2得到的两相同步旋转坐标系下的电网电流有功分量I_d和电网电流无功分量I_q，步骤3.3得到的电网有功电流的指令值I_d ^*和电网无功电流的指令值I_q ^*，分别通过有功电流调节器和无功电流调节器，计算得到d轴PI调节值E_d和q轴PI调节值E_q，其计算式分别为：

其中，K_iP为电流调节器比例系数，K_iI为电流调节器积分系数；

步骤3.5，根据步骤2.1得到的电网电压有功分量U_od和步骤3.4得到的d轴PI调节值E_d和q轴PI调节值E_q，计算得到逆变器调制波电压幅值V_r和逆变器调制波电压相位θ_r，其计算式为：

其中，sqrt表示开根号函数，arctan表示反正切函数；

步骤3.6，根据步骤1.3得到的每个H桥单元的有功功率P_i和步骤2.6得到的第N个H桥单元的有功功率指令值P_{N_VSG}，计算每个H桥单元的功率分配系数Factor_i，i＝1,2,3...N，其计算式为：

i＝1,2,3...N-1时，

i＝N时，

步骤3.7，根据步骤1.1得到的每个H桥单元的直流侧电压实际值V_PVi、步骤2.1得到的电网电压的相位θ、步骤3.5得到的逆变器调制波电压幅值V_r和逆变器调制波电压相位θ_r、步骤3.6得到的每个H桥单元的功率分配系数Factor_i，计算每个H桥单元的调制信号m_i，i＝1,2,3...N，其计算式为：

与现有技术相比，本发明公开的一种级联型逆变器有功备用式变惯性虚拟同步控制方法，采用H桥单元有功备用的方式存储调频功率，同时利用变惯性虚拟同步控制实现电网频率支撑，并在调频过程中充分释放备用的调频功率，降低光伏发电损失。其有益效果具体体现在：

1、本发明提出的方法可以实现级联型光伏逆变器参与电网调频，从而提高逆变器的并网友好性。

2、本发明提出的方法不需要对现有逆变器结构进行改造，无需配置储能，通过控制算法实现虚拟同步控制功能，因而易于工程实现。

3、本发明提出的方法采用变惯性虚拟同步控制，可在调频过程中充分释放光伏功率，降低光伏发电损失。

附图说明

图1是本发明单相级联H桥光伏逆变器主电路拓扑框图。

图2是本发明单相级联H桥光伏逆变器总控制结构框图。

图3是本发明单相级联H桥光伏逆变器变惯性虚拟同步控制结构框图。

图4是变惯性虚拟同步控制中虚拟转动惯量的波形图。

图5是单相级联H桥光伏逆变器并网有功功率指令值波形图。

图6是电网电压角频率波形图。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，下面结合附图及实施例，对本发明作进一步清楚、完整地描述。

图1为本发明实施例单相级联H桥光伏逆变器拓扑结构，如图中所示，所述的单相级联H桥光伏逆变器包括由N个带有光伏组件的H桥单元和电感L_S组成。具体的，N个H桥单元直流侧依次与光伏电池板PV1,PV2...PVN连接；光伏电池板工作条件为在额定温度25℃，额定光照强度1000W/m²下的最大功率点电压为30.59V，每块光伏电池板通过14.1mF电容与每个H桥单元相连，级联系统通过1.5mH电感L_S连接到电网，电网电压实际值为V_grid，电网电流实际值为I_grid。

本发明的总控制框图如图2所示，包括直流侧电压控制、变惯性虚拟同步控制和网侧电流控制三部分。

步骤1，直流侧电压控制

步骤1.1，对每个H桥单元的直流侧电压采样并依次经过100Hz陷波器滤波，得到N个H桥单元的直流侧电压实际值并记为V_PVi，i＝1,2,3...N；采样N个H桥单元的直流侧电流实际值并记为I_PVi，i＝1,2,3...N；采样电网电压实际值并记为V_grid；采样电网电流实际值并记为I_grid。

本实施例中，以五个H桥单元为例，每个H桥单元初始时的直流侧电压实际值为V_PV1＝V_PV2＝V_PV3＝V_PV4＝V_PV5＝35V。

步骤1.2，通过对每个H桥单元直流侧进行最大功率点跟踪控制，得到N个H桥单元的直流侧电压指令值并记为V_PVi ^*，i＝1,2,3...N。

本实施例中，初始时刻t＝0s时，各H桥单元均工作在额定温度T＝25℃，额定光照强度E₁＝E₂＝E₃＝E₄＝E₅＝1000W/m²的条件下，得到每个H桥单元的直流侧电压指令值V_PV1 ^*＝V_PV2 ^*＝V_PV3 ^*＝V_PV4 ^*＝V_PV5 ^*＝30.59V。

步骤1.3，根据步骤1.1得到的N个H桥单元的直流侧电压实际值V_PVi和步骤1.2得到的N个H桥单元的直流侧电压指令值V_PVi ^*，通过电压调节器，计算得到每个H桥单元的有功功率P_i，i＝1,2,3...N，其计算式为：

其中，K_VPi为电压调节器比例系数，i＝1,2,3...N；K_VIi为电压调节器积分系数，i＝1,2,3...N；s为拉普拉斯算子。电压调节器比例系数和电压调节器积分系数按照常规并网逆变器进行设计，本实施例中，K_VPi＝5；K_VIi＝200。

步骤2，变惯性虚拟同步控制

步骤2.1，对步骤1.1中采样的电网电压实际值V_grid进行锁相得到电网电压的相位θ、电网电压的角频率ω_g和电网电压有功分量U_od，计算得到一次调频功率P_w，其计算式为：

其中，m为有功下垂系数；ω₀为电网同步角频率。有功下垂系数和电网同步角频率按照常规具备同步电机特性的并网逆变器进行设计，本实施例中，m＝0.246，ω₀＝100πrad/s。

步骤2.2，根据步骤1.3得到的每个H桥单元的有功功率P_i，选取第N个H桥单元为有功备用单元，计算得到有功备用单元在备用工作点的有功功率指令值P_{N_R}，其计算式为：

P_{N_R}＝λP_N-(1-λ)(P₁+P₂+…+P_N-1)

其中，λ为有功备用系数；P_N为第N个H桥单元的有功功率。有功备用系数按照常规具备同步电机特性的并网逆变器进行设计，本实施例中，λ＝0.9。

步骤2.3，根据步骤1.3得到的第N个H桥单元的有功功率P_N、步骤2.1得到的一次调频功率P_w和步骤2.2得到的有功备用单元在备用工作点的有功功率指令值P_{N_R}，计算得到有功备用单元的最大虚拟惯性功率P_{N_J}，其计算式为：

P_{N_J}＝P_N-(P_{N_R}+P_w)

步骤2.4，根据步骤2.1得到的电网电压的角频率ω_g和步骤2.3得到的有功备用单元的最大虚拟惯性功率P_{N_J}，计算得到虚拟转动惯量J，其计算式为：

sω_g＜0且s(sω_g)≤0时，

sω_g＜0且s(sω_g)>0时，J＝J₀

sω_g≥0时，J＝J_min

其中，ε为补偿系数；J₀为sω_g＜0且s(sω_g)＝0时的虚拟转动惯量J的值；J_min为最小虚拟转动惯量。补偿系数和最小虚拟转动惯量按照常规具备同步电机特性的并网逆变器进行设计，本实施例中，ε＝1；J_min＝1。

步骤2.5，根据步骤2.1得到的电网电压的角频率ω_g，一次调频功率P_w和步骤2.4得到的虚拟转动惯量J，计算得到调频有功功率P_VSG，其计算式为：

P_VSG＝P_w-Jω₀sω_g

步骤2.6，根据步骤2.2得到的有功备用单元在备用工作点的有功功率指令值P_{N_R}和步骤2.5得到的调频有功功率P_VSG，计算得到第N个H桥单元的有功功率指令值P_{N_VSG}，其计算式为：

P_{N_VSG}＝P_{N_R}+P_VSG

步骤2.7，根据步骤1.3得到的每个H桥单元的有功功率P_i和步骤2.6得到的第N个H桥单元的有功功率指令值P_{N_VSG}，计算并网有功功率指令值P_ref，其计算式为：

P_ref＝P₁+P₂+…+P_N-1+P_{N_VSG}

步骤2.8，根据步骤2.1得到的电网电压有功分量U_od，计算并网无功功率指令值Q_ref，其计算式为：

其中，Q_ref0为上层给定无功功率指令；n为无功下垂系数；E₀为参考电动势。参考电动势按照常规并网逆变器进行设计，本实施例中，E₀＝130；上层给定无功功率指令，无功下垂系数按照常规具备同步电机特性的并网逆变器进行设计，本实施例中，Q_ref0＝0；n＝0.005。

步骤3，网侧电流控制

步骤3.1，通过二阶广义积分器将步骤1.1中采样的电网电流实际值I_grid转换成两相静止坐标系下的电网电流有功分量I_α和电网电流无功分量I_β，其计算式为：

其中，k为二阶广义积分器增益系数。二阶广义积分器增益系数按照常规并网逆变器中二阶广义积分器参数整定方法设计，本实施例中，k＝0.5。

步骤3.2，根据步骤2.1得到的电网电压的相位θ和步骤3.1得到的两相静止坐标系下的电网电流有功分量I_α和电网电流无功分量I_β，计算得到两相同步旋转坐标系下的电网电流有功分量I_d和电网电流无功分量I_q，其计算式为：

步骤3.3，根据步骤2.1得到的电网电压有功分量U_od，步骤2.7得到的并网有功功率指令值P_ref和步骤2.8得到的并网无功功率指令值Q_ref，通过电流计算方程得到电网有功电流的指令值I_d ^*和电网无功电流的指令值I_q ^*，其计算式为：

步骤3.4，根据步骤3.2得到的两相同步旋转坐标系下的电网电流有功分量I_d和电网电流无功分量I_q，步骤3.3得到的电网有功电流的指令值I_d ^*和电网无功电流的指令值I_q ^*，分别通过有功电流调节器和无功电流调节器，计算得到d轴PI调节值E_d和q轴PI调节值E_q，其计算式分别为：

其中，K_iP为电流调节器比例系数，K_iI为电流调节器积分系数。电流调节器比例系数和电流调节器积分系数按照常规并网逆变器进行设计，本实施例中，K_iP＝5；K_iI＝80。

步骤3.5，根据步骤2.1得到的电网电压有功分量U_od和步骤3.4得到的d轴PI调节值E_d和q轴PI调节值E_q，计算得到逆变器调制波电压幅值V_r和逆变器调制波电压相位θ_r，其计算式为：

其中，sqrt表示开根号函数，arctan表示反正切函数。

步骤3.6，根据步骤1.3得到的每个H桥单元的有功功率P_i和步骤2.6得到的第N个H桥单元的有功功率指令值P_{N_VSG}，计算每个H桥单元的功率分配系数Factor_i，i＝1,2,3...N，其计算式为：

i＝1,2,3...N-1时，

i＝N时，

步骤3.7，根据步骤1.1得到的每个H桥单元的直流侧电压实际值V_PVi、步骤2.1得到的电网电压的相位θ、步骤3.5得到的逆变器调制波电压幅值V_r和逆变器调制波电压相位θ_r、步骤3.6得到的每个H桥单元的功率分配系数Factor_i，计算每个H桥单元的调制信号m_i，i＝1,2,3...N，其计算式为：

图3为本发明单相级联H桥光伏逆变器变惯性虚拟同步控制结构框图。

图4为变惯性虚拟同步控制中虚拟转动惯量J的波形图。1.0s时刻电网电压角频率降低，1.6s时刻电网电压角频率升高。从图中可以看出，虚拟转动惯量在电网电压角频率降低的过程中是一个不断变化的值，而在电网电压角频率升高的过程中保持在最小转动惯量值不变。

图5为单相级联H桥光伏逆变器并网有功功率指令值波形图，图中画出了本发明的变惯性虚拟同步控制下并网有功功率指令值和恒定惯性虚拟同步控制下并网有功功率指令值。0.5s时刻，开始有功备用，并网有功功率指令值降低。1.0s时刻电网电压角频率降低，1.6s时刻电网电压角频率升高。从图中可以看出，电网电压角频率降低时，并网有功功率指令值升高；电网电压角频率升高时，并网有功功率指令值降低。并网有功功率指令值随电网电压角频率的变化而变化验证了逆变器参与电网调频，具备虚拟同步机特性。在电网电压角频率变化的过程中，本发明的变惯性虚拟同步控制下并网有功功率指令值大于恒定惯性虚拟同步控制下并网有功功率指令值，验证了本发明具有提高逆变器光伏输出功率的功能。

图6为电网电压的角频率ω_g波形图，图中画出了本发明的变惯性虚拟同步控制下电网电压的角频率，恒定惯性虚拟同步控制下电网电压的角频率和无虚拟同步控制下电网电压的角频率。1.0s时刻电网电压角频率降低，1.6s时刻电网电压角频率升高。从图中可以看出，本发明的变惯性虚拟同步控制下电网电压的角频率相比无虚拟同步控制下电网电压角频率的跌落值较大，体现了本发明控制的逆变器对电网频率的支撑作用。本发明的变惯性虚拟同步控制下电网电压的角频率相比恒定惯性虚拟同步控制下电网电压角频率的下降速度较慢，上升速度较快，更有利于提高逆变器对电网频率的支撑作用。

Claims (1)

1.一种级联型逆变器有功备用式变惯性虚拟同步控制方法，所述的级联型逆变器为单相级联H桥光伏逆变器，由N个带有光伏组件的H桥单元和电感L_S组成，其特征在于，本控制方法包括直流侧电压控制、变惯性虚拟同步控制和网侧电流控制，步骤如下：

步骤1，直流侧电压控制

步骤1.1，对每个H桥单元的直流侧电压采样并依次经过100Hz陷波器滤波，得到N个H桥单元的直流侧电压实际值并记为V_PVi，i＝1,2,3...N；采样N个H桥单元的直流侧电流实际值并记为I_PVi，i＝1,2,3...N；采样电网电压实际值并记为V_grid；采样电网电流实际值并记为I_grid；

步骤1.2，通过对每个H桥单元直流侧进行最大功率点跟踪控制，得到N个H桥单元的直流侧电压指令值并记为V_PVi ^*，i＝1,2,3...N；

步骤1.3，根据步骤1.1得到的N个H桥单元的直流侧电压实际值V_PVi和步骤1.2得到的N个H桥单元的直流侧电压指令值V_PVi ^*，通过电压调节器，计算得到每个H桥单元的有功功率P_i，i＝1,2,3...N，其计算式为：

其中，K_VPi为电压调节器比例系数，i＝1,2,3...N；K_VIi为电压调节器积分系数，i＝1,2,3...N；s为拉普拉斯算子；

步骤2，变惯性虚拟同步控制

步骤2.1，对步骤1.1中采样的电网电压实际值V_grid进行锁相得到电网电压的相位θ、电网电压的角频率ω_g和电网电压有功分量U_od，计算得到一次调频功率P_w，其计算式为：

其中，m为有功下垂系数；ω₀为电网同步角频率；

步骤2.2，根据步骤1.3得到的每个H桥单元的有功功率P_i，选取第N个H桥单元为有功备用单元，计算得到有功备用单元在备用工作点的有功功率指令值P_{N_R}，其计算式为：

P_{N_R}＝λP_N-(1-λ)(P₁+P₂+…+P_N-1)

其中，λ为有功备用系数；P_N为第N个H桥单元的有功功率；

步骤2.3，根据步骤1.3得到的第N个H桥单元的有功功率P_N、步骤2.1得到的一次调频功率P_w和步骤2.2得到的有功备用单元在备用工作点的有功功率指令值P_{N_R}，计算得到有功备用单元的最大虚拟惯性功率P_{N_J}，其计算式为：

P_{N_J}＝P_N-(P_{N_R}+P_w)

步骤2.4，根据步骤2.1得到的电网电压的角频率ω_g和步骤2.3得到的有功备用单元的最大虚拟惯性功率P_{N_J}，计算得到虚拟转动惯量J，其计算式为：

sω_g＜0且s(sω_g)≤0时，

sω_g＜0且s(sω_g)>0时，J＝J₀

sω_g≥0时，J＝J_min

其中，ε为补偿系数；J₀为sω_g＜0且s(sω_g)＝0时的虚拟转动惯量J的值；J_min为最小虚拟转动惯量；

步骤2.5，根据步骤2.1得到的电网电压的角频率ω_g，一次调频功率P_w和步骤2.4得到的虚拟转动惯量J，计算得到调频有功功率P_VSG，其计算式为：

P_VSG＝P_w-Jω₀sω_g

步骤2.6，根据步骤2.2得到的有功备用单元在备用工作点的有功功率指令值P_{N_R}和步骤2.5得到的调频有功功率P_VSG，计算得到第N个H桥单元的有功功率指令值P_{N_VSG}，其计算式为：

P_{N_VSG}＝P_{N_R}+P_VSG

步骤2.7，根据步骤1.3得到的每个H桥单元的有功功率P_i和步骤2.6得到的第N个H桥单元的有功功率指令值P_{N_VSG}，计算并网有功功率指令值P_ref，其计算式为：

P_ref＝P₁+P₂+…+P_N-1+P_{N_VSG}

步骤2.8，根据步骤2.1得到的电网电压有功分量U_od，计算并网无功功率指令值Q_ref，其计算式为：

其中，Q_ref0为上层给定无功功率指令；n为无功下垂系数，E₀为参考电动势；

步骤3，网侧电流控制

步骤3.1，通过二阶广义积分器将步骤1.1中采样的电网电流实际值I_grid转换成两相静止坐标系下的电网电流有功分量I_α和电网电流无功分量I_β，其计算式为：

其中，k为二阶广义积分器增益系数；

步骤3.2，根据步骤2.1得到的电网电压的相位θ和步骤3.1得到的两相静止坐标系下的电网电流有功分量I_α和电网电流无功分量I_β，计算得到两相同步旋转坐标系下的电网电流有功分量I_d和电网电流无功分量I_q，其计算式为：

步骤3.3，根据步骤2.1得到的电网电压有功分量U_od，步骤2.7得到的并网有功功率指令值P_ref和步骤2.8得到的并网无功功率指令值Q_ref，通过电流计算方程得到电网有功电流的指令值I_d ^*和电网无功电流的指令值I_q ^*，其计算式为：

步骤3.4，根据步骤3.2得到的两相同步旋转坐标系下的电网电流有功分量I_d和电网电流无功分量I_q，步骤3.3得到的电网有功电流的指令值I_d ^*和电网无功电流的指令值I_q ^*，分别通过有功电流调节器和无功电流调节器，计算得到d轴PI调节值E_d和q轴PI调节值E_q，其计算式分别为：

其中，K_iP为电流调节器比例系数，K_iI为电流调节器积分系数；

步骤3.5，根据步骤2.1得到的电网电压有功分量U_od和步骤3.4得到的d轴PI调节值E_d和q轴PI调节值E_q，计算得到逆变器调制波电压幅值V_r和逆变器调制波电压相位θ_r，其计算式为：

其中，sqrt表示开根号函数，arctan表示反正切函数；

步骤3.6，根据步骤1.3得到的每个H桥单元的有功功率P_i和步骤2.6得到的第N个H桥单元的有功功率指令值P_{N_VSG}，计算每个H桥单元的功率分配系数Factor_i，i＝1,2,3...N，其计算式为：

i＝1,2,3...N-1时，

i＝N时，

步骤3.7，根据步骤1.1得到的每个H桥单元的直流侧电压实际值V_PVi、步骤2.1得到的电网电压的相位θ、步骤3.5得到的逆变器调制波电压幅值V_r和逆变器调制波电压相位θ_r、步骤3.6得到的每个H桥单元的功率分配系数Factor_i，计算每个H桥单元的调制信号m_i，i＝1,2,3...N，其计算式为：

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