CN113659611A - 一种并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制方法、装置、设备以及计算机可读存储介质，包括：根据电网角频率与额定角频率的差值判断电网频率是否发生偏差；若所述电网频率发生偏差，根据系统调整时间、虚拟同步发电机角频率超调量和虚拟同步发电机功率超调量三个动态指标，利用粒子群算法离线搜寻电网频率偏差下的最优虚拟惯量值。本发明所提供的方法、装置、设备以及计算机可读存储介质，运用粒子群算法离线搜寻最优虚拟惯量值，以应对电网频率偏差下的虚拟同步发电机输出有功功率波动。

Description

一种并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制方法
技术领域
本发明涉及电力系统技术领域，特别是涉及一种并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制方法、装置、设备以及计算机可读存储介质。
背景技术
近些年来，随着能源问题日渐突出，基于风能、光伏等可再生能源的分布式发电技术(Distributed Generation，DG)的应用率逐步增加。而作为分布式能源并网的关键设备，并网逆变器在电力系统中的应用也水涨船高。与传统同步发电机(SynchronousGenerator，SG)相比，通过逆变器并入电网的分布式电源具有反应速度快、控制方式灵活等优点，但缺少类似于SG的惯性和阻尼特性，影响电力系统稳定性。
为了解决该问题，通过建立储能能量与系统频率之间的动态关系来模拟SG外特性的虚拟同步发电机技术(Virtual Synchronous Generator，VSG)应运而生。该控制技术既具有SG的下垂、阻尼和惯量特性，又有参数自由配置的优势，具有提升系统稳定性的作用，已经成为当下的研究热点。作为一项新兴技术，虚拟同步发电机技术仍有许多问题有待解决。其中之一，便是在并网模式下，当电网频率出现偏差时，虚拟同步机输出有功功率会发生波动。在微电网、农村电网以及联合电网的边缘部分的电能质量较差，电网频率不能够保证为标准的50Hz，并且受负荷波动的影响，电网频率偏差存在随机性。而现有的VSG分析以及控制方式无法应对电网频率偏差下的有功功率波动。
综上所述可以看出，如何提供一种可以应对电网频率偏差的虚拟同步发电机虚拟惯量控制方法是目前有待解决的问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制方法、装置、设备以及计算机可读存储介质，以解决现有技术中的VSG分析及控制方式无法应对电网频率偏差下的有功功率波动的问题。
为解决上述技术问题，本发明提供一种并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制方法，包括：根据电网角频率与额定角频率的差值判断电网频率是否发生偏差；若所述电网频率发生偏差，根据系统调整时间、虚拟同步发电机角频率超调量和虚拟同步发电机功率超调量三个动态指标，利用粒子群算法离线搜寻电网频率偏差下的最优虚拟惯量值；其中，所述系统调整时间为虚拟同步发电机角频率到达并保持在稳态值允许误差范围内所需要的时间。
优选地，所述若所述电网频率发生偏差，根据系统调整时间、虚拟同步发电机角频率超调量和虚拟同步发电机功率超调量三个动态指标，利用粒子群算法离线搜寻电网频率偏差下的最优虚拟惯量值包括：
根据所述系统调整时间、所述虚拟同步发电机角频率超调量和所述虚拟同步发电机功率超调量，构建关于虚拟同步发电机的虚拟惯量的待优化目标函数f；
将所述虚拟惯量的优化区间设置在欠阻尼范围内，利用粒子群算法在所述优化区间内搜寻最小函数值fmin对应的所述最优虚拟惯量值。
优选地，所述根据所述系统调整时间、所述虚拟同步发电机角频率超调量和所述虚拟同步发电机功率超调量，构建关于虚拟同步发电机的虚拟惯量的待优化目标函数f包括：
构建所述待优化目标函数f＝ats+bPδ+cwδ；
其中，a、b、c为权重系数，且a+b+c＝1；
ts为所述系统调整时间：
Figure BDA0003142143980000021
J为所述虚拟惯量，w为所述虚拟同步发电机角频率，D为所述虚拟同步发电机的虚拟阻尼；
Pδ为所述虚拟同步发电机功率超调量：
Figure BDA0003142143980000022
E为虚拟同步发电机终端线电压的有效值，U为虚拟同步发电机电网线电压的有效值，X为虚拟同步发电机到电网之间的等效电抗；
wδ为所述虚拟同步发电机角频率超调量：
Figure BDA0003142143980000023
优选地，还包括：
采集调度指令，判断所述调度指令是否发生变化；
若所述调度指令发生变化，则采集所述虚拟同步发电机角频率，根据所述虚拟同步发电机角频率自适应调整虚拟同步发电机的虚拟惯量；
实时监测虚拟同步发电机输出功率，当所述虚拟同步发电机输出功率到达预设稳定阈值时，将所述虚拟同步发电机的虚拟惯量切换至所述粒子群算法搜寻所得的所述最优虚拟惯量值。
优选地，所述若所述调度指令发生变化，则采集所述虚拟同步发电机角频率，根据所述虚拟同步发电机角频率自适应调整虚拟同步发电机的虚拟惯量包括：
若所述调度指令发生变化，则采集所述虚拟同步发电机角频率，并计算虚拟同步发电机角频率变化率；
根据所述虚拟同步发电机角频率与所述额定角频率，确定虚拟同步发电机角频率偏差值；
根据所述虚拟同步发电机角频率变化率与所述虚拟同步发电机角频率偏差值，自适应调整所述虚拟同步发电机的虚拟惯量。
优选地，所述根据所述虚拟同步发电机角频率变化率与所述虚拟同步发电机角频率偏差值，自适应调整所述虚拟同步发电机的虚拟惯量包括：
根据
Figure BDA0003142143980000031
自适应调整所述虚拟同步发电机的虚拟惯量；
其中，J为所述虚拟同步发电机的虚拟惯量，dw/dt为所述虚拟同步发电机角频率变化率，Δw＝w-wN为所述虚拟同步发电机角频率偏差值，w为所述虚拟同步发电机角频率，wN为额定角频率，J0为虚拟惯量基准值，k1、k2为调整系数，k1＞0，k2＞0，C为既定阈值。
本发明还提供了一种并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制装置，包括：
判断模块，用于根据电网角频率与额定角频率的差值判断电网频率是否发生偏差；
搜寻模块，用于若所述电网频率发生偏差，根据系统调整时间、虚拟同步发电机角频率超调量和虚拟同步发电机功率超调量三个动态指标，利用粒子群算法离线搜寻电网频率偏差下的最优虚拟惯量值；
其中，所述系统调整时间为虚拟同步发电机角频率到达并保持在稳态值允许误差范围内所需要的时间。
优选地，还包括：
采集模块，用于采集调度指令，判断所述调度指令是否发生变化；
自适应调整模块，用于若所述调度指令发生变化，则采集所述虚拟同步发电机角频率，根据所述虚拟同步发电机角频率自适应调整虚拟同步发电机的虚拟惯量；
监测模块，用于实时监测虚拟同步发电机输出功率，当所述虚拟同步发电机输出功率到达预设稳定阈值时，将所述虚拟同步发电机的虚拟惯量切换至所述粒子群算法搜寻所得的所述最优虚拟惯量值。
本发明还提供了一种并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制设备，包括：
存储器，用于存储计算机程序；处理器，用于执行所述计算机程序时实现上述一种并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制方法的步骤。
本发明还提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质上存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现上述一种并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制方法的步骤。
本发明所提供的并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制方法，采集电网角频率，根据电网角频率与额定角频率的差值，判断电网频率是否发生偏差；若所述电网频率发生偏差，则结合系统调整时间、虚拟同步发电机角频率超调量和虚拟同步发电机功率超调量三个动态指标，运用粒子群算法离线搜寻最优虚拟惯量值，以应对电网频率偏差下的虚拟同步发电机输出有功功率波动。
附图说明
为了更清楚的说明本发明实施例或现有技术的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单的介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明所提供的并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制方法的第一种具体实施例的流程图；
图2为本发明所提供的并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制方法的第二种具体实施例的流程图；
图3为虚拟同步发电机功角振荡图；
图4为虚拟惯量配置方式切换示意图；
图5为自适应虚拟惯量配置策略下虚拟惯量变换示意图；
图6为自适应虚拟惯量配置策略与“西门子二阶最佳系统”控制及虚拟惯量模糊控制的暂态过程对比图；
图7为离线粒子群配置虚拟惯量策略与阻尼比分别为0.707、0.45的功率、频率对比图；
图8为本发明实施例提供的一种并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制装置的结构框图。
具体实施方式
本发明的核心是提供一种并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制方法、装置、设备以及计算机可读存储介质，运用粒子群算法离线搜寻最优虚拟惯量值，以应对电网频率偏差下的虚拟同步发电机输出有功功率波动。
为了使本技术领域的人员更好地理解本发明方案，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步的详细说明。显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
请参考图1，图1为本发明所提供的并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制方法的第一种具体实施例的流程图；具体操作步骤如下：
步骤S101：根据电网角频率与额定角频率的差值判断电网频率是否发生偏差；
若所述电网角频率与所述额定角频率的差值不为零，则说明电网频率发生偏差。
虚拟同步发电机输出功率Pe关于电网角频率偏差wg-wN的传递函数如下式所示：
Figure BDA0003142143980000061
其中，Kp为功角到VSG输出功率的恒定系数，J和D分别为虚拟同步发电机的虚拟惯量和虚拟阻尼，wN为额定角频率，wg为电网角频率。
由上述可知，电网频率偏差会导致VSG系统功率振荡，因此本实施例所提供的控制方法，通过离线粒子群配置虚拟惯量，以应对电网频率偏差下的虚拟同步发电机输出有功功率波动。
步骤S102：若所述电网频率发生偏差，根据系统调整时间、虚拟同步发电机角频率超调量和虚拟同步发电机功率超调量三个动态指标，利用粒子群算法离线搜寻电网频率偏差下的最优虚拟惯量值；其中，所述系统调整时间为虚拟同步发电机角频率到达并保持在稳态值允许误差范围内所需要的时间。
本实施例所提供的控制方法，综合考虑系统调整时间ts、VSG角频率超调量wδ、VSG功率超调量Pδ三个动态指标，构建关于虚拟同步发电机的虚拟惯量的待优化目标函数：
f＝ats+bPδ+cwδ
Figure BDA0003142143980000062
Figure BDA0003142143980000063
Figure BDA0003142143980000064
其中，a、b、c为权重系数，且a+b+c＝1，权重系数可根据实际应用具体设置；w为所述虚拟同步发电机角频率，E为虚拟同步发电机终端线电压的有效值，U为虚拟同步发电机电网线电压的有效值，X为虚拟同步发电机到电网之间的等效电抗。
工程实际应用中，过阻尼系统响应缓慢，通常不希望采用过阻尼系统，因此在发明中将所述虚拟惯量的搜寻范围限制在欠阻尼范围内。
本实施例所提供的控制方法，通过实时采集电网角频率频率监测电网频率是否发生偏差；在电网频率出现偏差时，综合系统调整时间、VSG角频率超调量和VSG功率超调量三个动态指标，运用粒子群算法离线获得最优虚拟惯量，优化电网频率偏差下的动态性能，解决了现有的VSG分析及控制方式无法应对电网频率偏差下的有功功率波动的问题。
在并网模式下，当电网频率出现偏差以及调度指令变化时，虚拟同步机输出有功功率均会发生波动，而现有的VSG分析以及控制方式只能应对调度指令变化下的有功功率波动。基于上述实施例，在本实施例中，提供了一种可同时应对调度指令变化和电网频率偏差下的VSG输出有功功率波动的控制方法，且电网频率偏差下对应的最优虚拟惯量值可以与自适应虚拟惯量控制策略实现自动切换，以应对不同波动场景。
请参考图2，图2为本发明所提供的并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制方法的第二种具体实施例的流程图；具体操作步骤如下：
步骤S201：采集电网角频率，根据所述电网角频率与额定角频率的差值判断电网频率是否发生偏差；
步骤S202：若所述电网频率发生偏差，根据系统调整时间、虚拟同步发电机角频率超调量和虚拟同步发电机功率超调量三个动态指标，利用粒子群算法离线搜寻电网频率偏差下的最优虚拟惯量值；
步骤S203：采集调度指令，判断所述调度指令是否发生变化；
步骤S204：若所述调度指令发生变化，则采集所述虚拟同步发电机角频率，并计算虚拟同步发电机角频率变化率；
步骤S205：根据所述虚拟同步发电机角频率与所述额定角频率，确定虚拟同步发电机角频率偏差值；
步骤S206：根据所述虚拟同步发电机角频率变化率与所述虚拟同步发电机角频率偏差值，自适应调整所述虚拟同步发电机的虚拟惯量；
虚拟同步发电机有功调频部分模拟了同步发电机的转子运动方程，如下式所示：
Figure BDA0003142143980000081
其中，Tm、Te和Td分别为机械转矩、电磁转矩和阻尼转矩，Pref为上层有功调度指令。
所述虚拟惯量和所述虚拟阻尼的引入使并网VSG存在二阶传递系统，如下式所示：
Figure BDA0003142143980000082
所述VSG输出功率在动态过程中将会呈现与同步发电机类似的振荡特性。
调度指令下所述VSG输出功率将发生振荡，如图3所示，初始运行状态下，VSG空载稳定运行在a点，图中对应的各个阶段状态、VSG角频率偏差Δw＝w-wN、VSG角频率变化率dw/dt如表1所示。
表1需求响应评价指标的对比
阶段 dw/dt Δw 状态
a-b >0 >0 偏离稳定点
b-c <0 >0 接近稳定点
c-b >0 <0 偏离稳定点
b-a <0 <0 接近稳定点
由同步发电机的转子运动方程可知，所述虚拟惯量J与所述VSG角速度变化率dw/dt成反比，J取较小值时，可以加速dw/dt的变化，但会导致所述VSG角频率偏差Δw增加；J取较大值时，能防止Δw过大，但会导致系统振荡速度减慢，延长调节时间。因此可通过采集的虚拟同发电机角频率等数据，依据表1中所述角频率偏差及所述角频率变化率与虚拟惯量之间的关系，实现虚拟惯量不同阶段取值不同的自适应控制，达到快速恢复稳定的效果，本发明通过下式自适应虚拟惯量：
Figure BDA0003142143980000091
其中，J0为虚拟惯量基准值，在固定虚拟阻尼下，参照“西门子二阶最佳系统”，设为对应值，即保证阻尼比为0.707；k1、k2为调整系数，k1＞0，k2＞0，可设定不同的大小改变系统动态特性；C为既定阈值，防止系统因测量误差造成误动。
步骤S207：实时监测虚拟同步发电机输出功率，当所述虚拟同步发电机输出功率到达预设稳定阈值时，将所述虚拟同步发电机的虚拟惯量切换至所述粒子群算法搜寻所得的所述最优虚拟惯量值。
本发明虚拟惯量维持为粒子群寻优所得值，当判断发生功率调度时，切换为自适应虚拟惯量控制模式；当监测虚拟同步发电机输出功率已达到稳定阈值时，切换回粒子群所得虚拟惯量值，如图4所示。
为说明本发明所提供控制方法的优越性，设置两阶段对比仿真：阶段1仅调度指令发生改变，在1.0s时，调度指令由5kW设为6kW，1.8s时有功功率由6kW设为7.5kW；阶段2仅电网频率发生偏差，在2.5s时，电网频率由50Hz上升至50.2Hz，并在3.2s时恢复到50Hz。
为应对调度指令变化，阶段1采用的是自适应虚拟惯量控制策略，如图5所示，虚拟惯量初始维持在粒子群寻优所得值，以应对电网频率偏差，为0.0383，该数值为等权重系数下搜寻所得值；当需要功率调度时，自动切换为自适应控制，即对应图中第一个折点；当检测到|dw/dt|＜C，切换为J＝J0，即对应图中第二个折点；当检测到系统到达稳定点时，切换为J＝0.0383，即对应图中第三个折点。图6展示了本发明自适应控制策略与“西门子二阶最佳系统”控制及虚拟惯量模糊控制的暂态过程对比。如图6所示，当采用本发明自适应控制策略时，与模糊控制相比，频率曲线具有更小的超调量，调整时间相一致，功率曲线与模糊控制接近；与“西门子二阶最佳系统”控制系统对比，功率、频率超调与调整时间均有所改善。即本发明所采取的自适应控制策略能有效改善功率调度下的暂态性能,并能与粒子群所得虚拟惯量值自动切换。
为应对电网频率偏差，阶段2采用粒子群搜寻的最优虚拟惯量，设定权重系数相等时，虚拟惯量值搜寻结果为0.0383，图7是与阻尼比分别为0.707、0.45的功率、频率对比图。如图7所示，当采用粒子群算法得到的J时，功率、频率曲线超调明显更小，调整时间更短。
本发明所提供的并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制方法，功率调度变化时，依据功率振荡和虚拟惯量之间关系，采用虚拟惯量自适应控制，减小超调，缩短调整时间，改善调度指令下的暂态性能；电网频率出现偏差时，可综合频率超调，功率超调和调整时间三个动态指标，运用粒子群算法离线获得最优虚拟惯量，优化电网频率偏差下的动态性能；且电网频率偏差下对应的虚拟惯量值能与自适应虚拟惯量控制策略实现自动切换，以应对不同波动场景。
请参考图8，图8为本发明实施例提供的一种并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制装置的结构框图；具体装置可以包括：
判断模块100，用于根据电网角频率与额定角频率的差值判断电网频率是否发生偏差；
搜寻模块200，用于若所述电网频率发生偏差，根据系统调整时间、虚拟同步发电机角频率超调量和虚拟同步发电机功率超调量三个动态指标，利用粒子群算法离线搜寻电网频率偏差下的最优虚拟惯量值；
其中，所述系统调整时间为虚拟同步发电机角频率到达并保持在稳态值允许误差范围内所需要的时间。
本实施例的并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制装置用于实现前述的并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制方法，因此并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制装置中的具体实施方式可见前文中的并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制方法的实施例部分，例如，判断模块100，搜寻模块200，分别用于实现上述并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制方法中步骤S101和S102，所以，其具体实施方式可以参照相应的各个部分实施例的描述，在此不再赘述。
本发明具体实施例还提供了一种并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制设备，包括：存储器，用于存储计算机程序；处理器，用于执行所述计算机程序时实现上述一种并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制方法的步骤。
本发明具体实施例还提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质上存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现上述一种并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制方法的步骤。
本说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其它实施例的不同之处，各个实施例之间相同或相似部分互相参见即可。对于实施例公开的装置而言，由于其与实施例公开的方法相对应，所以描述的比较简单，相关之处参见方法部分说明即可。
专业人员还可以进一步意识到，结合本文中所公开的实施例描述的各示例的单元及算法步骤，能够以电子硬件、计算机软件或者二者的结合来实现，为了清楚地说明硬件和软件的可互换性，在上述说明中已经按照功能一般性地描述了各示例的组成及步骤。这些功能究竟以硬件还是软件方式来执行，取决于技术方案的特定应用和设计约束条件。专业技术人员可以对每个特定的应用来使用不同方法来实现所描述的功能，但是这种实现不应认为超出本发明的范围。
结合本文中所公开的实施例描述的方法或算法的步骤可以直接用硬件、处理器执行的软件模块，或者二者的结合来实施。软件模块可以置于随机存储器(RAM)、内存、只读存储器(ROM)、电可编程ROM、电可擦除可编程ROM、寄存器、硬盘、可移动磁盘、CD-ROM、或技术领域内所公知的任意其它形式的存储介质中。
以上对本发明所提供的一种并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制方法、装置、设备以及计算机可读存储介质进行了详细介绍。本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想。应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以对本发明进行若干改进和修饰，这些改进和修饰也落入本发明权利要求的保护范围内。

Claims (10)

1.一种并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制方法，其特征在于，包括：
根据电网角频率与额定角频率的差值判断电网频率是否发生偏差；
若所述电网频率发生偏差，根据系统调整时间、虚拟同步发电机角频率超调量和虚拟同步发电机功率超调量三个动态指标，利用粒子群算法离线搜寻电网频率偏差下的最优虚拟惯量值；
其中，所述系统调整时间为虚拟同步发电机角频率到达并保持在稳态值允许误差范围内所需要的时间。
2.如权利要求1所述的控制方法，其特征在于，所述若所述电网频率发生偏差，根据系统调整时间、虚拟同步发电机角频率超调量和虚拟同步发电机功率超调量三个动态指标，利用粒子群算法离线搜寻电网频率偏差下的最优虚拟惯量值包括：
根据所述系统调整时间、所述虚拟同步发电机角频率超调量和所述虚拟同步发电机功率超调量，构建关于虚拟同步发电机的虚拟惯量的待优化目标函数f；
将所述虚拟惯量的优化区间设置在欠阻尼范围内，利用粒子群算法在所述优化区间内搜寻最小函数值fmin对应的所述最优虚拟惯量值。
3.如权利要求2所述的控制方法，其特征在于，所述根据所述系统调整时间、所述虚拟同步发电机角频率超调量和所述虚拟同步发电机功率超调量，构建关于虚拟同步发电机的虚拟惯量的待优化目标函数f包括：
构建所述待优化目标函数f＝ats+bPδ+cwδ；
其中，a、b、c为权重系数，且a+b+c＝1；
ts为所述系统调整时间：
Figure FDA0003142143970000011
J为所述虚拟惯量，w为所述虚拟同步发电机角频率，D为所述虚拟同步发电机的虚拟阻尼；
Pδ为所述虚拟同步发电机功率超调量：
Figure FDA0003142143970000012
E为虚拟同步发电机终端线电压的有效值，U为虚拟同步发电机电网线电压的有效值，X为虚拟同步发电机到电网之间的等效电抗；
wδ为所述虚拟同步发电机角频率超调量：
Figure FDA0003142143970000021
4.如权利要求1所述的控制方法，其特征在于，还包括：
采集调度指令，判断所述调度指令是否发生变化；
若所述调度指令发生变化，则采集所述虚拟同步发电机角频率，根据所述虚拟同步发电机角频率自适应调整虚拟同步发电机的虚拟惯量；
实时监测虚拟同步发电机输出功率，当所述虚拟同步发电机输出功率到达预设稳定阈值时，将所述虚拟同步发电机的虚拟惯量切换至所述粒子群算法搜寻所得的所述最优虚拟惯量值。
5.如权利要求4所述的控制方法，其特征在于，所述若所述调度指令发生变化，则采集所述虚拟同步发电机角频率，根据所述虚拟同步发电机角频率自适应调整虚拟同步发电机的虚拟惯量包括：
若所述调度指令发生变化，则采集所述虚拟同步发电机角频率，并计算虚拟同步发电机角频率变化率；
根据所述虚拟同步发电机角频率与所述额定角频率，确定虚拟同步发电机角频率偏差值；
根据所述虚拟同步发电机角频率变化率与所述虚拟同步发电机角频率偏差值，自适应调整所述虚拟同步发电机的虚拟惯量。
6.如权利要求5所述的控制方法，其特征在于，所述根据所述虚拟同步发电机角频率变化率与所述虚拟同步发电机角频率偏差值，自适应调整所述虚拟同步发电机的虚拟惯量包括：
根据
Figure FDA0003142143970000022
自适应调整所述虚拟同步发电机的虚拟惯量；
其中，J为所述虚拟同步发电机的虚拟惯量，dw/dt为所述虚拟同步发电机角频率变化率，Δw＝w-wN为所述虚拟同步发电机角频率偏差值，w为所述虚拟同步发电机角频率，wN为额定角频率，J0为虚拟惯量基准值，k1、k2为调整系数，k1＞0，k2＞0，C为既定阈值。
7.一种并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制装置，其特征在于，包括：
判断模块，用于根据电网角频率与额定角频率的差值判断电网频率是否发生偏差；
搜寻模块，用于若所述电网频率发生偏差，根据系统调整时间、虚拟同步发电机角频率超调量和虚拟同步发电机功率超调量三个动态指标，利用粒子群算法离线搜寻电网频率偏差下的最优虚拟惯量值；
其中，所述系统调整时间为虚拟同步发电机角频率到达并保持在稳态值允许误差范围内所需要的时间。
8.如权利要求7所述的控制装置，其特征在于，还包括：
采集模块，用于采集调度指令，判断所述调度指令是否发生变化；
自适应调整模块，用于若所述调度指令发生变化，则采集所述虚拟同步发电机角频率，根据所述虚拟同步发电机角频率自适应调整虚拟同步发电机的虚拟惯量；
监测模块，用于实时监测虚拟同步发电机输出功率，当所述虚拟同步发电机输出功率到达预设稳定阈值时，将所述虚拟同步发电机的虚拟惯量切换至所述粒子群算法搜寻所得的所述最优虚拟惯量值。
9.一种并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制设备，其特征在于，包括：
存储器，用于存储计算机程序；
处理器，用于执行所述计算机程序时实现如权利要求1至6任一项所述一种并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制方法的步骤。
10.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质上存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现如权利要求1至6任一项所述一种并网模式下虚拟同步发电机虚拟惯量的控制方法的步骤。
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