CN113489027B - 抑制虚拟同步发电机频率振荡的虚拟电感控制方法和系统 - Google Patents

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Abstract

抑制虚拟同步发电机频率振荡的虚拟电感控制方法和系统，通过建立虚拟电感引入前后的系统功率模型，根据功率守恒的原则，籍由有功功率与无功功率前馈来模拟L滤波器电感的附加电感，然后根据稳定判据来计算高功率耦合度下保持系统稳定所需的虚拟电感值。本发明仅引入虚拟电感来增加滤波器电感值，不需要在滤波器中新加电感，而是在控制方案中加入电感，避免了额外的成本和硬件修改，同时，本发明建立了含虚拟电感的有功功率与无功功率前馈虚拟同步发电机(VSG)并网模型，特征值的根轨迹表明，该虚拟电感前馈控制方案可以有效抑制并网VSG系统频率振荡，可以在有功功率与无功功率高度耦合时使系统稳定运行，保持了系统的稳态性能和动态性能。

Description

抑制虚拟同步发电机频率振荡的虚拟电感控制方法和系统
技术领域
本发明涉及电力电子装置控制技术领域，特别涉及一种抑制虚拟同步发电机频率振荡的虚拟电感控制方法和系统。
背景技术
近些年来，越来越多的分布式可再生能源发电并入到传统电力系统中，这使得电网能源结构变得越来越复杂。由于可再生能源发电的并网，电力系统呈现出惯性小、阻尼差的显著特性，使得系统遭受扰动时的频率变化率和频率偏移量在大范围内波动，威胁交流电力系统的安全稳定运行。
虚拟同步发电机控制模拟了传统同步发电机的惯性和阻尼特性，是一种新兴的改善系统惯性和阻尼的技术。虚拟惯性控制策略，为交流电网提供惯性，减小频率偏移量。在分布式电源并网的系统中线路呈现出阻感特性，有功功率与无功功率之间存在耦合，在有功功率和无功功率耦合程度高的情形下，当系统发生扰动时，并网系统将出现次同步振荡稳定性问题。现有的逆变器或并网VSG振荡抑制方案都是基于电压电流内环双环控制来抑制逆变器或并网VSG振荡，无法实现无双环控制结构的并网VSG系统的次同步振荡抑制。
发明内容
本发明的目的之一是提供一种抑制虚拟同步发电机频率振荡的虚拟电感控制方法，以实现无电压电流双闭环的并网VSG功率解耦控制，以及并网VSG的频率振荡抑制。
为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：抑制虚拟同步发电机频率振荡的虚拟电感控制方法，建立虚拟电感引入前后的系统功率模型，根据功率守恒的原则，通过有功功率与无功功率前馈来模拟L滤波器电感的附加电感，然后根据稳定判据计算高功率耦合度下保持系统稳定所需的虚拟电感值，通过调节所引入的虚拟电感值并使其与计算值一致，进而实现无电压电流双闭环的并网VSG功率解耦控制，提高并网系统在高功率耦合情形下的稳定性。
具体而言，上述虚拟电感控制方法包括以下步骤：
(1)根据获取的虚拟同步发电机三相输出电压、三相并网电流，建立引入虚拟电感前后的系统功率模型，计算虚拟同步发电机输出有功功率与无功功率；
(2)根据有功功率和无功功率参考值，结合VSG惯量方程获得虚拟同步发电机输出电压幅值和相角；
(3)确定系统有功功率与无功功率的耦合程度，根据所确定的系统功率耦合程度，分析系统参数及控制参数与有功通道和无功通道耦合程度的关系；
(4)通过有功功率与无功功率前馈来模拟L滤波器电感的附加电感，根据稳定性分析方法，分析虚拟电感引入前后及引入虚拟电感的大小与系统稳定性的关系，计算出高功率耦合度下保持系统稳定所需的虚拟电感值。
其中，在步骤(1)中，按下式计算虚拟同步发电机输出有功功率P和无功功率Q：
Figure GDA0003706462540000031
其中，ed、eq为dq坐标系下的虚拟同步发电机的输出电压，id、iq为dq坐标系下的系统并网电流，且有：
Figure GDA0003706462540000032
Figure GDA0003706462540000033
其中，R＝Rf+Rg，L＝Lf+Lg；R为VSG输出滤波器电阻与电网电阻之和的总阻值，Rf为输出单电感滤波器的寄生电阻，Rg为电网电阻，L为滤波器电感与电网电感值之和，Lf为VSG输出滤波器电感值，Lg为电网电感，s为复频域拉普拉斯算子，E为电压幅值，δ为VSG输出电压的相角，Ug为电网电压幅值，ωn为系统额定角频率。
其中，在步骤(2)中，虚拟同步发电机中有功功率和无功功率的转子运动虚拟惯量阻尼方程表达式为：
Figure GDA0003706462540000034
其中，Pref、Qref为有功功率和无功功率参考值，PE、QE为虚拟同步发电机的输出的有功功率和无功功率，Dp为有功通道(频率支撑)的虚拟阻尼系数，Jp为有功通道(频率支撑)的虚拟惯量系数，Jq为无功通道(电压支撑)的虚拟惯量系数，ω为并网VSG的角频率，s为复频域的拉普拉斯算子。
进一步地，在步骤(3)中，包括构建ΔE与Δω之间的传递函数：
Figure GDA0003706462540000041
Figure GDA0003706462540000042
其中，ΔE为VSG出口电压幅值(内电势幅值)的小信号分量，Δω为VSG(输出)角频率的小信号分量，MωE(s)为VSG电压幅值对角频率的动态影响，GPE(s)为电压幅值的小信号分量到有功功率小信号分量之间的传递函数，GPδ(s)为VSG输出电压功角的小信号分量到有功功率小信号分量之间的传递函数，NEω(s)为VSG角频率对VSG电压幅值的动态影响，GQδ(s)为VSG输出电压功角的小信号分量到无功功率小信号分量之间的传递函数，GQE(s)为电压幅值的小信号分量到无功功率小信号分量之间的传递函数；
通过上述式(5)和式(6)建立的反馈回路，确定ΔE与Δω之间的动态交互作用；其中，Δω和ΔE之间的耦合关系为：
Figure GDA0003706462540000043
其中，频率Δωi与Δωi+1之间的关系为：
Figure GDA0003706462540000044
结合式(8)，定义：
Δωi+1＝kΔωi (9)；
其中，i表示第i个时刻，k为频率的反馈系数，k反应系统功率的耦合程度。
更进一步地，在步骤(4)中，先按下式(10)计算引入虚拟电感后的虚拟同步发电机输出有功功率Pv和无功功率Qv：
Figure GDA0003706462540000051
其中，edv、eqv为引入虚拟电感后的dq坐标系下的虚拟同步发电机的输出电压，idv、iqv是引入虚拟电感后的dq坐标系下的系统并网电流并由下式(11)计算得出：
Figure GDA0003706462540000052
其中，Lv为引入的虚拟电感值；
引入虚拟电感部分的有功功率和无功功率前馈量按下式(12)计算：
Figure GDA0003706462540000053
其中，Pvir为有功功率前馈量，Qvir为无功功率前馈量；
根据式(12)，引入虚拟电感控制部分分别叠加至有功通道和无功通道的有功功率和无功功率的小信号模型表示为：
Figure GDA0003706462540000061
其中，ΔPvir为叠加至原有虚拟同步发电机有功环控制通道的虚拟电感叠加的有功分量，KδP_v(s)为VSG虚拟转子的功角小信号分量到虚拟电感叠加有功功率小信号分量的传递函数，KEP_v(s)为VSG电压幅值小信号分量到虚拟电感叠加有功功率小信号分量的传递函数，ΔQvir为叠加至原有虚拟同步发电机有功环控制通道的虚拟电感叠加的无功分量，KδQ_v(s)为VSG虚拟转子的功角小信号分量到虚拟电感叠加无功功率小信号分量的传递函数，KEQ_v(s)为VSG电压幅值小信号分量到虚拟电感叠加无功功率小信号分量的传递函数，Δδ为虚拟同步发电机虚拟转子功角的小信号分量；
然后根据稳定性分析方法，分析虚拟电感引入前后及引入虚拟电感的大小与系统稳定性的关系，进而计算出高功率耦合度下保持系统稳定所需的虚拟电感值。
另外，本发明还涉及一种抑制虚拟同步发电机频率振荡的虚拟电感控制程序，其存储在连接有数据输入装置的计算机中运行并用于执行上面所述的虚拟电感控制方法中的各步骤，程序运行时，通过所述数据输入装置外接的电压传感器、电流传感器获取虚拟同步发电机输出三相电压及并网电流数据。
最后，本发明还涉及一种抑制虚拟同步发电机频率振荡的虚拟电感控制系统，其包括数据输入装置、电压传感器、电流传感器及运行前面所述虚拟电感控制程序的计算机，所述电压传感器和电流传感器均连接数据输入装置并籍由数据输入装置将获取的虚拟同步发电机三相输出电压、三相并网电流数据传输至运行所述虚拟电感控制程序的计算机。
总体而言，本发明是基于功率守恒的原理来实现虚拟电感的模拟，然后引入有功功率和无功功率前馈解耦控制，通过所引入的虚拟电感来实现功率解耦，并在此基础上通过特征值和反馈分析方法对并网系统的稳定性进行分析计算并进行调节，由此实现无电压电流双闭环的并网VSG功率解耦控制，提高并网系统在高功率耦合下的稳定性。
与现有技术相比，本发明首次提出了适用于无电压电流双闭环VSG控制的虚拟电感控制方案，并以此抑制并网系统次同步振荡。另外，本发明是从功率守恒的角度来模拟引入虚拟电感的有功功率和无功功率前馈解耦控制，从而获得了额外的阻尼并由此解决了电力电子化系统中因功率耦合带来的系统不稳定问题。最后，本发明通过引入虚拟电感来增加滤波器电感值，可以在有功功率与无功功率高度耦合时使系统稳定运行，不需要在滤波器中新加电感，而是在控制方案中加入电感，避免了额外的成本和硬件修改，同时保持了系统的稳态性能和动态性能。
附图说明
图1为实施例中虚拟同步发电机并网拓扑结构及控制图；
图2为虚拟同步发电机的小信号模型框图；
图3为并网VSG系统在不同功率耦合程度下的仿真结果图；
图4为基于功率前馈虚拟电感的并网VSG系统的小信号模型框图；
图5为引入不同虚拟电感值对应的系统仿真结果；
图6为引入不同虚拟电感值对应的系统稳定性矢量图；
图7为实施例中基于有功功率和无功功率前馈的虚拟电感控制的仿真结果。
具体实施方式
为了便于本领域技术人员更好地理解本发明相对于现有技术的改进之处，下面结合附图和实施例对本发明作进一步的说明。
以下实施例的主要技术思路是：根据功率守恒原理模拟引入有功功率和无功功率前馈的虚拟电感控制调整功率耦合程度，实现虚拟同步发电机有功功率与无功功率的解耦，通过对并网系统从不同的电网阻抗进行稳定性分析，然后引入虚拟电感控制，分析虚拟电感大小对系统稳定性的影响，从而计算出高功率耦合度下保持系统稳定所需的虚拟电感值，并以此为依据调节所引入的虚拟电感值，实现无电压电流双闭环的并网VSG功率解耦控制。
在开始对本发明所涉方案进行详细说明之前，先对虚拟同步发电机进行简单介绍。图1示出了虚拟同步发电机的拓扑结构。在图1中，虚拟同步发电机包括三相电压源逆变器、L滤波器、电网和虚拟同步发电机控制器，其中虚拟同步发电机控制器包括有功功率环、无功功率环。其中，Udc是并网逆变器直流侧电压源，Rline是电网线路电阻，Lline是电网线路电感，eabc是逆变器输出电压，Vabc是PCC点输出电压，Ugabc为三相电网电压，iabc是并网电流。
下面基于上述虚拟同步发电机的拓扑结构，详细介绍本发明所涉抑制虚拟同步发电机频率振荡的虚拟电感控制方法的具体实施方案。
一、通过电压传感器、电流传感器测得虚拟同步发电机输出三相电压eabc及并网电流iabc，并计算虚拟同步发电机输出有功功率P和无功功率Q。
图2为并网系统基于虚拟同步发电机控制的小信号图。虚拟同步发电机输出有功功率P和无功功率Q如下：
Figure GDA0003706462540000091
其中，ed、eq为dq坐标系下的虚拟同步发电机的输出电压，id、iq为dq坐标系下的系统并网电流，且有：
Figure GDA0003706462540000092
Figure GDA0003706462540000093
其中，R＝Rf+Rg，L＝Lf+Lg；R为VSG输出滤波器电阻与电网电阻之和的总阻值，Rf为输出单电感滤波器的寄生电阻，Rg为电网电阻，L为滤波器电感与电网电感值之和，Lf为VSG输出滤波器电感值，Lg为电网电感，s为复频域拉普拉斯算子，E为电压幅值，δ为VSG输出电压的相角，Ug为电网电压幅值，ωn为系统额定角频率。
从上述式(1)-(3)可以看出，有功功率和无功功率均为关于相角δ和电压幅值E的关系表达式，在平衡点处进行线性化：
Figure GDA0003706462540000101
其中，GPδ(s)、GPE(s)、GQδ(s)、GQE(s)为功率耦合项，ΔP和ΔQ与Δδ和ΔE均相关。
二、根据有功功率和无功功率的参考值，结合VSG惯量方程获得虚拟同步发电机输出电压幅值和相角。
其中，虚拟同步发电机中有功功率和无功功率的转子运动虚拟惯量阻尼方程表达式为：
Figure GDA0003706462540000102
其中，Pref、Qref为有功功率和无功功率的参考值，PE、QE为虚拟同步发电机的输出的有功功率和无功功率，Dp为有功通道(频率支撑)的虚拟阻尼系数，Jp为有功通道(频率支撑)的虚拟惯量系数，Jq为无功通道(电压支撑)的虚拟惯量系数，ω为并网VSG的角频率，s为复频域的拉普拉斯算子。
三、通过仿真确定系统的有功功率与无功功率的耦合程度，根据所确定的系统功率耦合程度，分析系统参数及控制参数对有功通道和无功通道的耦合程度的影响。
图3为不同电网阻抗特性下对应的理论分析结果，其中ΔE与Δω之间的传递函数为：
Figure GDA0003706462540000103
Figure GDA0003706462540000111
其中，ΔE为VSG出口电压幅值(内电势幅值)的小信号分量，Δω为VSG(输出)角频率的小信号分量，MωE(s)为VSG电压幅值对角频率的动态影响，GPE(s)为电压幅值的小信号分量到有功功率小信号分量之间的传递函数，GPδ(s)为VSG输出电压功角的小信号分量到有功功率小信号分量之间的传递函数，NEω(s)为VSG角频率对VSG电压幅值的动态影响，GQδ(s)为VSG输出电压功角的小信号分量到无功功率小信号分量之间的传递函数，GQE(s)为电压幅值的小信号分量到无功功率小信号分量之间的传递函数；
可以看出，上述式(5)和式(6)建立了反馈回路，并确定了它们之间的动态交互作用，Δω和ΔE形成一个循环的交互作用。对于Δω和ΔE之间的耦合关系可以用下式(7)描述：
Figure GDA0003706462540000112
结合上述式(5)-(7)可以得出，频率Δωi与Δωi+1之间的关系如下：
Figure GDA0003706462540000113
为了更好的分析系统的频率特性，定义k为频率反馈系数：
Δωi+1＝kΔωi (9)；
其中，i表示第i个时刻，k反应系统功率的耦合程度。
由仿真结果可知，当系统电阻增大时，频率反馈系数k也随之增大，当k>1时，系统频率呈现出正反馈特性，频率发生振荡。
四、引入虚拟电感，通过有功功率与无功功率前馈来模拟L滤波器电感的附加电感，利用稳定性分析方法，分析虚拟电感引入前后及引入虚拟电感的大小对系统稳定性的影响。
图4为引入虚拟电感后的系统小信号控制框图，通过有功功率与无功功率前馈来模拟L滤波器电感的附加电感，计算引入虚拟电感后的功率模型：
Figure GDA0003706462540000121
其中，edv、eqv为引入虚拟电感后的dq坐标系下的虚拟同步发电机的输出电压，idv、iqv是引入虚拟电感后的dq坐标系下的系统并网电流并由下式(11)计算得出：
Figure GDA0003706462540000122
其中，Lv为引入的虚拟电感值；
引入虚拟电感部分的有功功率和无功功率前馈量按下式(12)计算：
Figure GDA0003706462540000123
其中，Pvir为有功功率前馈量，Qvir为无功功率前馈量；
根据式(12)，引入虚拟电感控制部分分别叠加至有功控制环通道和无功控制环通道的有功功率和无功功率的小信号模型表示为：
Figure GDA0003706462540000131
其中，ΔPvir为叠加至原有虚拟同步发电机有功环控制通道的虚拟电感叠加的有功分量，KδP_v(s)为VSG虚拟转子的功角小信号分量到虚拟电感叠加有功功率小信号分量的传递函数，KEP_v(s)为VSG电压幅值小信号分量到虚拟电感叠加有功功率小信号分量的传递函数，ΔQvir为叠加至原有虚拟同步发电机有功环控制通道的虚拟电感叠加的无功分量，KδQ_v(s)为VSG虚拟转子的功角小信号分量到虚拟电感叠加无功功率小信号分量的传递函数，KEQ_v(s)为VSG电压幅值小信号分量到虚拟电感叠加无功功率小信号分量的传递函数，Δδ为虚拟同步发电机虚拟转子功角的小信号分量；
最后根据稳定性分析方法，分析虚拟电感引入前后及引入虚拟电感的大小与系统稳定性的关系，计算出高功率耦合度下保持系统稳定所需的虚拟电感值，并以此为依据调节所引入的虚拟电感值，实现无电压电流双闭环的并网VSG功率解耦控制。
图5和图6分别为引入不同虚拟电感值对应的仿真结果与矢量分析图。仿真结果表明，引入虚拟电感可以减小频率反馈系数，使系统处于负反馈状态，并且随着引入虚拟电感Lv的增大，反馈系数k值越小，系统在发生扰动时，则更容易振荡衰减恢复稳定。另外，由矢量分析结果可知，虚拟电感的引入，在本质上是增大系统阻尼，Lv越大，提供的阻尼就越大，可以很好的抑制系统的频率振荡。
图7为基于有功功率和无功功率前馈的虚拟电感控制的仿真结果。仿真结果与上述理论分析结果相符，证明引入虚拟电感控制后实现了系统频率振荡的抑制。
综上，上述实施例建立了含虚拟电感的有功功率与无功功率前馈VSG并网模型，特征值的根轨迹表明，虚拟电感前馈控制方案可以抑制并网系统频率振荡。与现有技术中解决电力电子化电力系统由于功率耦合所致暂态稳定性问题的方案不同，上述实施例通过引入虚拟电感来增加滤波器电感值，可以在有功功率与无功功率高度耦合时使系统稳定运行，不需要在滤波器中新加电感，而是在控制方案中加入电感，避免了额外的成本和硬件修改，同时保持了系统的稳态性能，能够更好地解决电力电子化系统中因功率耦合带来的系统不稳定问题。
需要说明的是，上述抑制虚拟同步发电机频率振荡的虚拟电感控制方法可以借助计算机程序来实现，程序在连接有数据输入装置的计算机中运行并用于执行上述步骤一至四，程序运行时，可以通过数据输入装置外接的外接的电压传感器、电流传感器获取虚拟同步发电机输出三相电压及并网电流数据。
此外，还可以设计一种抑制虚拟同步发电机频率振荡的虚拟电感控制系统来实现无电压电流双闭环的并网VSG功率解耦控制。该系统中应当包括数据输入装置、电压传感器、电流传感器及运行前面所述虚拟电感控制程序的计算机，电压传感器和电流传感器均连接数据输入装置并籍由数据输入装置将其获取的虚拟同步发电机三相输出电压、三相并网电流数据传输至计算机，通过计算机中运行的虚拟电感控制程序来实现对虚拟同步发电机频率振荡进行抑制。
上述实施例为本发明较佳的实现方案，除此之外，本发明还可以其它方式实现，在不脱离本技术方案构思的前提下任何显而易见的替换均在本发明的保护范围之内。
为了让本领域普通技术人员更方便地理解本发明相对于现有技术的改进之处，本发明的一些附图和描述已经被简化，并且为了清楚起见，本申请文件还省略了一些其它元素，本领域普通技术人员应该意识到这些省略的元素也可构成本发明的内容。

Claims (6)

1.抑制虚拟同步发电机频率振荡的虚拟电感控制方法，其特征在于：
(1)根据获取的虚拟同步发电机三相输出电压、三相并网电流，建立引入虚拟电感前后的系统功率模型，计算虚拟同步发电机输出有功功率与无功功率；
(2)根据有功功率和无功功率参考值，结合VSG惯量方程获得虚拟同步发电机输出电压幅值和相角；
(3)确定系统有功功率与无功功率的耦合程度，根据所确定的系统功率耦合程度，分析系统参数及控制参数与有功通道和无功通道耦合程度的关系；
(4)通过有功功率与无功功率前馈来模拟L滤波器电感的附加电感，引入虚拟电感部分的有功功率和无功功率前馈量按下式(12)计算：
Figure FDA0003706462530000011
其中，Pvir为有功功率前馈量，Qvir为无功功率前馈量，Pv和Qv为引入虚拟电感后的虚拟同步发电机输出有功功率和无功功率，P和Q为引入虚拟电感前的虚拟同步发电机输出有功功率和无功功率，δ为VSG输出电压的相角，E为电压幅值；
根据式(12)，引入虚拟电感控制部分分别叠加至有功通道和无功通道的有功功率和无功功率的小信号模型表示为：
Figure FDA0003706462530000012
其中，ΔPvir为叠加至原有虚拟同步发电机有功环控制通道的虚拟电感叠加的有功分量，KδP_v(s)为VSG虚拟转子的功角小信号分量到虚拟电感叠加有功功率小信号分量的传递函数，KEP_v(s)为VSG电压幅值小信号分量到虚拟电感叠加有功功率小信号分量的传递函数，ΔQvir为叠加至原有虚拟同步发电机有功环控制通道的虚拟电感叠加的无功分量，KδQ_v(s)为VSG虚拟转子的功角小信号分量到虚拟电感叠加无功功率小信号分量的传递函数，KEQ_v(s)为VSG电压幅值小信号分量到虚拟电感叠加无功功率小信号分量的传递函数，ΔE为VSG出口电压幅值的小信号分量，Δδ为虚拟同步发电机虚拟转子功角的小信号分量；
然后根据稳定性分析方法，分析虚拟电感引入前后及引入虚拟电感的大小与系统稳定性的关系，进而计算出高功率耦合度下保持系统稳定所需的虚拟电感值；
通过调节所引入的虚拟电感值并使其与计算值一致，进而实现无电压电流双闭环的并网VSG功率解耦控制，提高并网系统在高功率耦合情形下的稳定性及动态性能。
2.根据权利要求1所述的虚拟电感控制方法，其特征在于，在步骤(1)中，按下式计算引入虚拟电感前的虚拟同步发电机输出有功功率P和无功功率Q：
Figure FDA0003706462530000021
其中，ed、eq为dq坐标系下的虚拟同步发电机的输出电压，id、iq为dq坐标系下的系统并网电流，且有：
Figure FDA0003706462530000031
Figure FDA0003706462530000032
其中，R＝Rf+Rg，L＝Lf+Lg；R为VSG输出滤波器电阻与电网电阻之和的总阻值，Rf为输出单电感滤波器的寄生电阻，Rg为电网电阻，L为滤波器电感与电网电感值之和，Lf为VSG输出滤波器电感值，Lg为电网电感，s为复频域拉普拉斯算子，E为电压幅值，δ为VSG输出电压的相角，Ug为电网电压幅值，ωn为系统额定角频率。
3.根据权利要求2所述的虚拟电感控制方法，其特征在于，在步骤(2)中，虚拟同步发电机中有功功率和无功功率的转子运动虚拟惯量阻尼方程表达式为：
Figure FDA0003706462530000033
其中，Pref、Qref为有功功率和无功功率参考值，PE、QE为虚拟同步发电机的输出的有功功率和无功功率，Dp为有功通道频率支撑的虚拟阻尼系数，Jp为有功通道的虚拟惯量系数，Jq为无功通道电压支撑的虚拟惯量系数，ω为并网VSG的角频率，s为复频域的拉普拉斯算子。
4.根据权利要求3所述的虚拟电感控制方法，其特征在于，在步骤(3)中，先构建ΔE与Δω之间的传递函数：
Figure FDA0003706462530000041
Figure FDA0003706462530000042
其中，ΔE为VSG出口电压幅值的小信号分量，Δω为VSG角频率的小信号分量，MωE(s)为VSG电压幅值对角频率的动态影响，GPE(s)为电压幅值的小信号分量到有功功率小信号分量之间的传递函数，GPδ(s)为VSG输出电压功角的小信号分量到有功功率小信号分量之间的传递函数，NEω(s)为VSG角频率对VSG电压幅值的动态影响，GQδ(s)为VSG输出电压功角的小信号分量到无功功率小信号分量之间的传递函数，GQE(s)为电压幅值的小信号分量到无功功率小信号分量之间的传递函数；
通过上述式(5)和式(6)建立的反馈回路，确定ΔE与Δω之间的动态交互作用；其中，Δω和ΔE之间的耦合关系为：
Figure FDA0003706462530000043
其中，频率Δωi与Δωi+1之间的关系为：
Figure FDA0003706462530000044
结合式(8)，定义：
Δωi+1＝kΔωi (9)；
其中，i表示第i个时刻，k为频率的反馈系数，k反应系统功率的耦合程度。
5.根据权利要求4所述的虚拟电感控制方法，其特征在于，在步骤(1)中，按下式(10)计算引入虚拟电感后的虚拟同步发电机输出有功功率Pv和无功功率Qv：
Figure FDA0003706462530000051
其中，edv、eqv为引入虚拟电感后的dq坐标系下的虚拟同步发电机的输出电压，idv、iqv是引入虚拟电感后的dq坐标系下的系统并网电流并由下式(11)计算得出：
Figure FDA0003706462530000052
其中，Lv为引入的虚拟电感值。
6.抑制虚拟同步发电机频率振荡的虚拟电感控制系统，其特征在于：包括数据输入装置、电压传感器、电流传感器及运行虚拟电感控制程序的计算机，所述虚拟电感控制程序在计算机中运行以执行权利要求1-5中任意一项所述虚拟电感控制方法中的各步骤，所述电压传感器和电流传感器均连接数据输入装置并籍由数据输入装置将获取的虚拟同步发电机三相输出电压、三相并网电流数据传输至运行所述虚拟电感控制程序的计算机。
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