CN115714435A - 基于虚拟同步发电机的光伏混合储能系统功率分配及虚拟惯性控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种基于虚拟同步发电机的光伏混合储能系统功率分配及虚拟惯性控制方法，包括如下步骤：S1、确定混合储能系统的功率分配方式；S2、确定虚拟同步发电机的虚拟惯性和两种储能荷电状态之间的关联关系；S3、确定虚拟惯性的自适应控制策略；S4、确定相关参数的选取原则。本发明引入与全钒液流电池和超级电容器荷电状态相关的调节系数，使得虚拟惯性同时根据逆变器输出频率和两种储能的荷电状态进行调节，并通过根轨迹对系统的稳定性进行分析，确定虚拟惯性、阻尼等关键参数的选取原则。本发明能够有效改善光伏混合储能系统电压和频率的稳定性，实现混合储能间功率的合理分配，避免储能的荷电状态越限，提高储能的充放电性能和寿命。

Description

基于虚拟同步发电机的光伏混合储能系统功率分配及虚拟惯 性控制方法

技术领域

本发明属于电力系统保护与控制技术领域，具体涉及一种基于虚拟同步发电机的光伏混合储能系统功率分配及虚拟惯性控制方法。

背景技术

为缓解能源短缺、环境污染和气候变化等问题，可再生能源的开发和利用得到广泛关注。其中，太阳能具有储量丰富、分布广泛等优势，因此光伏发电作为利用太阳能的重要方式，成为各国大力发展的必然选择。但是，光伏大规模并网运行时，会对电网的动态响应和稳定性带来不利影响。一方面，虽然光伏并网逆变器的输出频率由电网提供支撑，但光伏出力的间歇性、随机性和波动性以及电网的频率或功率扰动会导致逆变器的输出频率出现动态响应过程，存在越限的风险，进而引起输出功率的超调或振荡，导致较大的功率冲击，严重时触发过流保护动作。另一方面，光伏并网逆变器属于无转动惯量的电力电子元件，大量接入会导致电网整体的转动惯量和阻尼不足，应对功率和频率扰动的能力下降。因此，为了提高光伏并网的友好性，可以在逆变器的控制中引入虚拟同步发电机(VirtualSynchronous Generator，VSG)控制技术，并在光伏电站中配置一定容量的储能设备，为虚拟同步发电机的调节过程提供能量缓冲。

近年来，储能凭借快速响应、双向调节和精确跟踪等优势，在电力系统的规划和控制中受到广泛关注。为了改善储能出力性能、降低储能成本和延长循环寿命，可以根据储能自身的工作特点考虑不同类型储能的配合。目前，光储系统中常使用低通滤波器实现混合储能之间的功率分配，但实际应用中，功率波动的频率和大小未知，因此低通滤波器截止频率的设计存在困难。有文献在低通滤波时采用超级电容器平抑高频功率扰动，蓄电池平抑低频功率扰动，并根据储能的运行状态和经济性对截止频率进行调整，但没有将混合储能与VSG控制技术相结合，无法充分发挥VSG控制参数灵活可调的优势。有文献根据VSG模型和控制原理提出了混合储能的功率分配方法，并对控制参数进行了整定，但其只适用于与大电网隔离独立运行的孤岛微网，光伏及混合储能系统并网运行的情况下，逆变器输出频率被主网钳位，功频特性发生变化，导致该功率分配方法无法适用。

VSG技术是指通过在并网逆变器的控制策略中模拟传统同步发电机的本体模型、有功调频、无功调压等特性，使含有电力电子接口的新能源发电系统在运行控制和外特性上近似与同步发电机等效，具有惯性和阻尼特性。有文献通过在VSG的有功-频率控制环节中引入频率变化量，对虚拟惯性和阻尼参数进行自适应控制，有效优化了逆变器输出频率和功率的动态响应曲线。但是，现有VSG控制策略大多以无穷大电源来等效分布式电源和储能元件，没有考虑其真实的输出能力对VSG虚拟惯性自适应控制效果的影响，阻碍了新能源发电系统的实用化。

为解决上述问题，有文献给出针对VSG的储能单元优化配置策略，但没有给出相应的荷电状态(State Of Charge，SOC)控制方法。有文献建立了基于储能SOC约束的VSG控制模型，提出了计及储能容量和SOC约束的虚拟惯性选取范围，但没有考虑根据储能单元荷电状态的变化对虚拟惯性进行自适应调节。有文献提出了一种IFVI控制策略，在储能剩余容量不足时仅根据储能SOC对VSG虚拟惯性进行调节，避免了储能过充过放的情况出现，但没有综合考虑频率的变化，导致逆变器输出频率和功率的动态响应特性较差。

发明内容

本发明的目的在于克服现有技术的不足，提供一种基于虚拟同步发电机的光伏混合储能系统功率分配及虚拟惯性控制方法，根据虚拟同步发电机模型和控制原理将混合储能系统的输出功率进行分解，克服了传统一阶低通滤波器截止频率设计存在困难的问题，且分解后两部分功率分别与全钒液流电池能量密度大和超级电容器功率密度大、充放电循环次数多的工作特性相适应。本发明能够有效改善光伏及混合储能系统电压和频率的稳定性，实现混合储能间功率的合理分配，避免储能的荷电状态越限，提高储能的充放电性能和寿命。

本发明解决其技术问题是通过以下技术方案实现的：

一种基于虚拟同步发电机的光伏混合储能系统功率分配及虚拟惯性控制方法，其特征在于：所述方法的步骤为：

S1、确定光伏混合储能系统的功率分配方式

当电网调度的虚拟同步发电机有功功率指令发生阶跃变化ΔP_ref时，光伏混合储能系统需要吸收或释放总功率表现为二阶振荡特性；当基于虚拟同步发电机控制的逆变器输入输出功率不平衡时，输出角频率偏差与功率变化量之间的传递函数为一阶惯性环节，结合上述关系以及全钒液流电池能量密度大和超级电容器功率密度大、充放电循环次数多的特点，将储能需要承担的功率中表现出一阶惯性特性的部分分配给全钒液流电池，其余部分由超级电容器承担，即：

其中：J和D分别为虚拟同步发电机的虚拟惯性和虚拟阻尼；

ω₀为虚拟同步发电机虚拟转子对应的实际角速度和额定角速度；

K_ω为原动机的调差系数；

K_VRB取值为Dω₀+K；

则虚拟同步发电机有功功率指令发生阶跃变化后，超级电容器只承担动态响应过程中快速变化的功率，而当动态响应过程结束系统进入稳态时，超级电容器不参与功率交换，由全钒液流电池完全承担该部分差值功率；

S2、确定虚拟同步发电机的虚拟惯性和储能荷电状态之间的关联关系

当电网调度的虚拟同步发电机有功功率指令发生阶跃变化ΔP_ref时，全钒液流电池和超级电容器输出功率的动态响应分别为：

其中：ξ为阻尼比；

ω_d为有阻尼的自然振荡频率；

全钒液流电池和超级电容器的荷电状态和充放电功率存在如下关系：

其中：S_SOC和S_SOC0分别为储能当前和初始的荷电状态；

P为储能的充放电功率，其值为正时表示放电，为负时表示充电；

S_n为储能的额定容量；

虚拟同步发电机有功功率指令发生阶跃变化后，当虚拟同步发电机虚拟惯性较大时，系统的响应时间较长，全钒液流电池输出功率的上升速度较为缓慢，达到稳态时其荷电状态的下降较小；超级电容器充放电功率的振荡较为剧烈，释放能量较多，达到稳态时其荷电状态的下降较大；

S3、确定虚拟惯性的自适应控制策略

根据两种储能荷电状态分别确定其荷电状态调节系数K_{SOC_SC}和K_{SOC_VRB}，在储能荷电状态不足时减小其出力，防止出现荷电状态越限的情况，根据两种储能的剩余容量确定荷电状态调节系数的权重ρ，进而得到由超级电容器和全钒液流电池组成的混合储能的荷电状态调节系数K_SOC，使得虚拟惯性的调节主要考虑荷电状态更加接近极限的储能，保证两种储能的荷电状态均处于合理范围内，虚拟同步发电机虚拟惯性的自适应控制策略为：

其中：J₀为虚拟惯性的稳态值；

K_J为虚拟惯性的调节系数；

M_J为频率变化率的阈值；

S4、确定相关参数的选取原则

分析虚拟同步发电机虚拟惯性、阻尼和调差系数对于光伏混合储能系统的稳定性和动态性能的影响，并据此确定参数的选取原则为：

其中：P_max为逆变器的功率上限。

而且，所述步骤S1中，光伏混合储能系统的功率分配方式充分利用虚拟同步发电机的模型和控制原理，时间常数可以用虚拟同步发电机的虚拟惯性和阻尼参数表示，并随之进行自适应调整，且全钒液流电池承担的功率表现为一阶惯性特性，变化速度较慢且没有超调量，超级电容器承担的功率表现为衰减振荡特性，且稳态下不参与功率交换，符合两种储能自身的工作特性。

而且，所述步骤S3中，虚拟同步发电机虚拟惯性的自适应控制策略引入混合储能荷电状态的调节系数，同时根据逆变器输出频率和两种储能荷电状态的变化对虚拟惯性进行自适应调节，在改善光储系统输出频率和功率动态响应过程的同时，协调控制两种储能的出力和荷电状态。

本发明的优点和有益效果为：

1、本发明的基于虚拟同步发电机的光伏混合储能系统功率分配及虚拟惯性控制方法，根据虚拟同步发电机模型和控制原理将混合储能系统的输出功率进行分解，克服传统一阶低通滤波器截止频率设计存在困难的问题。

2、本发明的基于虚拟同步发电机的光伏混合储能系统功率分配及虚拟惯性控制方法，考虑储能的出力约束，在传统控制策略基础上引入混合储能荷电状态的调节系数，根据逆变器输出频率和两种储能荷电状态的变化对虚拟惯性进行自适应调节，在改善光储系统输出频率和功率动态响应过程的同时，协调控制两种储能的出力和荷电状态。

3、本发明的基于虚拟同步发电机的光伏混合储能系统功率分配及虚拟惯性控制方法，通过根轨迹对系统的稳定性进行分析，确定关键参数的选取原则，提高参数设计的准确性。

附图说明

图1为本发明基于VSG的光伏混合储能系统拓扑结构图；

图2为本发明的VSG控制原理图；

图3为本发明的VSG有功-频率控制框图；

图4为本发明的光伏混合储能系统各端输出功率的仿真验证结果图；

图5为本发明直流母线电压的仿真验证结果图；

图6为本发明不同控制策略下的仿真验证结果图；

图7为本发明不同工况下的仿真验证结果图。

具体实施方式

下面通过具体实施例对本发明作进一步详述，以下实施例只是描述性的，不是限定性的，不能以此限定本发明的保护范围。

一种基于虚拟同步发电机的光伏混合储能系统功率分配及虚拟惯性控制方法，其创新之处在于：所述方法的步骤为：

S1、基于VSG的混合储能系统功率分配方式

基于VSG的光伏及混合储能系统拓扑结构如图1所示。系统直流侧的光伏发电单元、全钒液流电池和超级电容器分别通过Boost变换器和双向DC/DC变换器接入直流母线，之后通过DC/AC变换器接入电网。其中，光伏发电单元的Boost变换器采用最大功率点跟踪MPPT(Maximum Power Point Tracking)控制；全钒液流电池的双向DC/DC变换器采用恒功率控制，按照功率指令输出所需功率；超级电容器的双向DC/DC变换器采用恒电压控制，维持直流母线电压稳定；DC/AC变换器采用VSG控制，使光伏及混合储能系统按照电网功率调度指令输出功率，并具有惯性和阻尼特性，提高系统的稳定性。

VSG控制包括有功-频率控制和无功-电压控制，如图2所示。图中，C_DC为直流侧稳压电容，L_f、r_f、C_f和R_f分别为滤波器滤波电感、寄生电阻、滤波电容和电阻；L_g和R_g分别为VSG与电网间的线路电感和电阻；E和δ分别为由上层功率控制得到的电压幅值和功角，经过电压、电流双环控制生成PWM调制信号。

并网情况下VSG的有功-频率控制框图，如图3所示。图中，J和D分别为VSG的虚拟惯性和虚拟阻尼；P_e为VSG的实际输出功率；P_ref为VSG的输出有功功率指令值，由电网调度给出；ω和ω₀分别为VSG虚拟转子对应的实际角速度和额定角速度；K_ω为原动机的调差系数；K_p为比例系数。

由图3可以得到，当电网调度给出的VSG有功功率指令发生阶跃变化ΔP_ref时，储能系统需要吸收或释放总功率表现为二阶振荡特性；当基于VSG控制的逆变器输入输出功率不平衡时，输出角频率偏差与功率变化量之间的传递函数为一阶惯性环节。结合上述分析以及全钒液流电池能量密度大和超级电容器功率密度大、充放电循环次数多的特点，提出混合储能系统的功率分配方法，将ΔP_e中表现出一阶惯性特性的部分分配给全钒液流电池，其余部分由超级电容器承担。全钒液流电池和超级电容器输出功率的阶跃响应分别为：

为减小VSG有功功率指令发生阶跃变化后对于超级电容器容量的需求，使超级电容器只承担动态响应过程中快速变化的功率，而当动态响应过程结束系统进入稳态时，超级电容器不参与功率交换，由全钒液流电池完全承担该部分差值功率，将参数K_VRB取值为Dω₀+K_ω，此时有：

S2、考虑储能SOC的VSG虚拟惯性自适应控制

当电网调度给出的VSG有功功率指令发生阶跃变化ΔP_ref时，全钒液流电池和超级电容器输出功率的动态响应如下式所示：

式中，ξ为阻尼比；ω_d为有阻尼的自然振荡频率。

全钒液流电池和超级电容器的SOC和充放电功率存在如下关系：

式中，S_SOC和S_SOC0分别为储能当前和初始的荷电状态；P为储能的充放电功率，其值为正时表示放电，为负时表示充电；S_n为储能的额定容量。

可以得出结论，VSG有功功率指令发生阶跃变化后，当VSG虚拟惯性较大时，系统的响应时间较长，全钒液流电池输出功率的上升速度较为缓慢，达到稳态时其SOC的下降较小；超级电容器充放电功率的振荡较为剧烈，释放能量较多，达到稳态时其SOC的下降较大。据此，考虑储能SOC的VSG虚拟惯性自适应控制策略。

定义储能充放电系数K_SOC，如下式所示：

式中，K_c和K_d分别为储能充电和放电状态对应的系数。将储能SOC划分为5个区间，S_SOCmin、S_SOClow、S_SOChigh和S_SOCmax分别为根据电池自身特性设置的SOC最小值、较小值、较大值和最大值。另外，为更好的满足实际工程的需要，采用线性分段函数，则K_c和K_d与储能SOC之间的关系如下：

基于储能SOC与VSG虚拟惯性之间的关联关系，定义超级电容器和全钒液流电池的SOC调节系数K_{SOC_SC}和K_{SOC_VRB}，如下式所示：

K_{SOC_SC}＝K_SOC

K_{SOC_VRB}＝2-K_SOC

当超级电容器或全钒液流电池放电且剩余放电容量不足时，SOC越低，超级电容器的SOC调节系数K_{SOC_SC}越小，而全钒液流电池的SOC调节系数K_{SOC_VRB}越大，使得超级电容器或全钒液流电池释放的能量越少，达到稳态时SOC的下降越小，以避免SOC过低的情况出现。超级电容器或全钒液流电池充电且剩余充电容量不足的情况同理。

定义权重系数ρ'，如下式所示，储能的充放电剩余容量越大，权重系数越小，其SOC对于虚拟惯性自适应调节的影响越小。

ρ_i′＝f_i ^c(S_SOC-0.1)+f_i ^d(0.9-S_SOC)

式中，i为全钒液流电池或超级电容器；f_i ^c和f_i ^d为充、放电标志。

对权重系数进行归一化处理，得到归一化后的权重系数为：

定义由超级电容器和全钒液流电池组成的混合储能的SOC调节系数为：

K_SOC＝ρK_{SOC_SC}+(1-ρ)K_{SOC_VRB}

VSG虚拟惯性的自适应控制策略可以表示为：

式中，J₀为虚拟惯性的稳态值；K_J为虚拟惯性的调节系数；M_J为频率变化率的阈值。

当电网调度给出的VSG有功功率指令发生阶跃变化时，随着频率变化率的增大，虚拟惯性会快速增大，但其取值也会根据全钒液流电池和超级电容器的SOC进行自适应调整。首先，根据两种储能的SOC分别确定其SOC调节系数，在储能SOC不足时减小其出力，防止出现SOC越限的情况；然后，根据两种储能的剩余容量确定SOC调节系数的权重，使得虚拟惯性的调节主要考虑SOC更加接近极限的储能，保证两种储能的SOC均处于合理范围内，实现对两种储能协调控制。

对VSG虚拟惯性、阻尼和调差系数等参数对于系统稳定性和动态性能的影响进行分析，当D和K_ω为恒定值时，J的值越大，极点越接近坐标原点，系统稳定性越差；当J为恒定值时，D或K_ω的值越大，极点实部的绝对值越大，调节时间越短，衰减速度越快，系统的稳定性越强。据此确定参数的选取原则为：

式中，P_max为逆变器的功率上限。

为了验证本发明所提出的混合储能系统功率分配方法和VSG虚拟惯性自适应控制策略的有效性，在MATLAB/Simulink中搭建基于VSG控制的光伏及混合储能系统，其拓扑结构如图1所示。

在直流侧采用单一全钒液流电池和由全钒液流电池和超级电容器组成的混合储能系统的情况下进行仿真对比，光伏及混合储能系统各端的输出功率以及直流母线电压的变化如图4和图5所示。图4中，a代表单一全钒液流电池，b代表混合储能。

初始时刻光伏出力与VSG有功功率指令值相等，储能系统不参与功率交换，直流侧母线电压稳定于750V。VSG有功功率指令值突增后，逆变器的输出功率跟随指令值变化。当VSG直流侧采用单一全钒液流电池时，由于其响应速度较慢，直流侧总的输出功率与逆变器实际输出功率之间存在差额，系统功率出现不平衡的情况，导致直流母线电压下降较多。当VSG直流侧配置混合储能时，逆变器输出功率与光伏出力差额中的一阶惯性部分由全钒液流电池承担，其变化速度较慢且没有超调量，剩余部分功率由超级电容器承担，表现为衰减振荡特性，且稳态下不参与功率交换，分别符合两种储能自身的工作特性，且由于超级电容器能快速响应功率的变化，直流母线电压波动较小。因此，本发明所提的混合储能系统功率分配方法可以将两种储能的优势相结合，提高储能系统的响应速度和寿命，改善光伏并网发电系统的电压稳定性。

在不同VSG虚拟惯性控制策略下进行仿真对比，逆变器的输出频率、功率和虚拟惯性的变化特征曲线如图6所示。相比于其他VSG虚拟惯性控制策略，本发明所提策略中虚拟惯性可以同时根据频率和储能SOC的变化进行自适应调节，使得逆变器输出频率的最大偏差较小，恢复速度较快，输出功率的超调量和调节时间均较小。因此，本发明所提出的虚拟惯性自适应控制策略可以改善光储系统输出频率和功率的动态响应特性，有利于提高光伏并网发电系统的稳定性。

在不同工况下进行仿真对比，超级电容器的SOC、全钒液流电池的SOC和输出功率以及虚拟惯性的变化特征曲线如图7所示。

图7a中，工况一下，超级电容器处于过放区，全钒液流电池处于过充区，当VSG采用本发明所提控制策略时，虚拟惯性的自适应调节考虑了超级电容器和全钒液流电池SOC的影响，在超级电容器放电时适当减小，使得仿真期间超级电容器的SOC下降明显减小，有效避免了超级电容器SOC过低的问题出现。

图7b中，工况二下，超级电容器处于过充区，全钒液流电池处于过放区，当VSG采用本发明所提控制策略时，虚拟惯性适当增大，使得仿真期间全钒液流电池的SOC下降有所减小，延缓了其SOC低于工作下限的时间。

此外，在超级电容器剩余充放电容量充足的情况下，当VSG采用本发明所提控制策略时，虚拟惯性的适当增大还可以起到降低全钒液流电池输出功率变化速度的作用，从而使得其波动更为平缓，更加符合全钒液流电池自身的工作特性。

因此，本发明所提出的VSG虚拟惯性自适应控制策略在改善光储系统输出频率和功率动态响应过程的同时，还可以对超级电容器和全钒液流电池的输出功率和SOC进行调节，有利于改善储能的工作状态，延长储能的使用寿命，提高系统运行的安全稳定性。

尽管为说明目的公开了本发明的实施例和附图，但是本领域的技术人员可以理解：在不脱离本发明及所附权利要求的精神和范围内，各种替换、变化和修改都是可能的，因此，本发明的范围不局限于实施例和附图所公开的内容。

Claims (3)

1.一种基于虚拟同步发电机的光伏混合储能系统功率分配及虚拟惯性控制方法，其特征在于：所述方法的步骤为：

S1、确定光伏混合储能系统的功率分配方式

当电网调度的虚拟同步发电机有功功率指令发生阶跃变化ΔP_ref时，光伏混合储能系统需要吸收或释放总功率表现为二阶振荡特性；当基于虚拟同步发电机控制的逆变器输入输出功率不平衡时，输出角频率偏差与功率变化量之间的传递函数为一阶惯性环节，结合上述关系以及全钒液流电池能量密度大和超级电容器功率密度大、充放电循环次数多的特点，将储能需要承担的功率中表现出一阶惯性特性的部分分配给全钒液流电池，其余部分由超级电容器承担，即：

其中：J和D分别为虚拟同步发电机的虚拟惯性和虚拟阻尼；

ω₀为虚拟同步发电机虚拟转子对应的实际角速度和额定角速度；

K_ω为原动机的调差系数；

K_VRB取值为Dω₀+K；

则虚拟同步发电机有功功率指令发生阶跃变化后，超级电容器只承担动态响应过程中快速变化的功率，而当动态响应过程结束系统进入稳态时，超级电容器不参与功率交换，由全钒液流电池完全承担该部分差值功率；

S2、确定虚拟同步发电机的虚拟惯性和储能荷电状态之间的关联关系

当电网调度的虚拟同步发电机有功功率指令发生阶跃变化ΔP_ref时，全钒液流电池和超级电容器输出功率的动态响应分别为：

其中：ξ为阻尼比；

ω_d为有阻尼的自然振荡频率；

全钒液流电池和超级电容器的荷电状态和充放电功率存在如下关系：

其中：S_SOC和S_SOC0分别为储能当前和初始的荷电状态；

P为储能的充放电功率，其值为正时表示放电，为负时表示充电；

S_n为储能的额定容量；

虚拟同步发电机有功功率指令发生阶跃变化后，当虚拟同步发电机虚拟惯性较大时，系统的响应时间较长，全钒液流电池输出功率的上升速度较为缓慢，达到稳态时其荷电状态的下降较小；超级电容器充放电功率的振荡较为剧烈，释放能量较多，达到稳态时其荷电状态的下降较大；

S3、确定虚拟惯性的自适应控制策略

根据两种储能荷电状态分别确定其荷电状态调节系数K_{SOC_SC}和K_{SOC_VRB}，在储能荷电状态不足时减小其出力，防止出现荷电状态越限的情况，根据两种储能的剩余容量确定荷电状态调节系数的权重ρ，进而得到由超级电容器和全钒液流电池组成的混合储能的荷电状态调节系数K_SOC，使得虚拟惯性的调节主要考虑荷电状态更加接近极限的储能，保证两种储能的荷电状态均处于合理范围内，虚拟同步发电机虚拟惯性的自适应控制策略为：

其中：J₀为虚拟惯性的稳态值；

K_J为虚拟惯性的调节系数；

M_J为频率变化率的阈值；

S4、确定相关参数的选取原则

分析虚拟同步发电机虚拟惯性、阻尼和调差系数对于光伏混合储能系统的稳定性和动态性能的影响，并据此确定参数的选取原则为：

其中：P_max为逆变器的功率上限。

2.根据权利要求1所述基于虚拟同步发电机的光伏混合储能系统功率分配及虚拟惯性控制方法，其特征在于：所述步骤S1中，光伏混合储能系统的功率分配方式充分利用虚拟同步发电机的模型和控制原理，时间常数可以用虚拟同步发电机的虚拟惯性和阻尼参数表示，并随之进行自适应调整，且全钒液流电池承担的功率表现为一阶惯性特性，变化速度较慢且没有超调量，超级电容器承担的功率表现为衰减振荡特性，且稳态下不参与功率交换，符合两种储能自身的工作特性。

3.根据权利要求1所述基于虚拟同步发电机的光伏混合储能系统功率分配及虚拟惯性控制方法，其特征在于：所述步骤S3中，虚拟同步发电机虚拟惯性的自适应控制策略引入混合储能荷电状态的调节系数，同时根据逆变器输出频率和两种储能荷电状态的变化对虚拟惯性进行自适应调节，在改善光储系统输出频率和功率动态响应过程的同时，协调控制两种储能的出力和荷电状态。

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