CN116169694B - 一种虚拟同步发电机控制方法、装置、设备 - Google Patents

一种虚拟同步发电机控制方法、装置、设备 Download PDF

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Abstract

本申请公开了一种虚拟同步发电机控制方法、装置、设备。所述方法包括，根据所述储能变流器采集的三相电网电压的实时监测结果，计算电网电压标幺值；根据所述电网电压标幺值确定所述电网低穿控制标志位；根据所述电网低穿控制标志位对所述储能变流器的第一控制模式和第二控制模式进行切换控制。本申请中的控制方法可以实现储能变流器的低电压穿越，并按照标准要求提供无功支撑能力，且避免了电网恢复后控制反切换时的冲击，适用于多种电网故障工况，工作运行方式清晰，响应速度快。

Description

一种虚拟同步发电机控制方法、装置、设备
技术领域
本申请涉及电网控制技术领域，尤其涉及一种虚拟同步发电机控制方法、装置、设备。
背景技术
近年来，以风力发电及光伏发电为代表的新能源发电技术发展迅猛。新能源发电技术多通过电力电子变流器接口与电网相连，且电力电子变流器的响应速度快，几乎没有转动惯量和阻尼，这会对电力系统的稳定运行产生负面影响。
为了提高系统稳定性，一些学者提出了虚拟同步发电机（VSG）技术，通过模拟同步发电机的机电暂态特性，使储能设备具有同步发电机的惯量、阻尼等运行外特性，同时可根据电网频率和电压变化实时调整发电功率，满足有功调频和无功调压等需求。
传统的电压型VSG控制方法因其机电惯性特性，当电网故障瞬间难以快速响应电压变化，势必会产生一个很大的冲击电流，甚至造成变流器损坏情况，严重影响系统的稳定运行，也无法满足穿越时对无功电流注入的时间要求。
需要说明的是，这里的陈述仅提供与本申请有关的背景信息，而不必然地构成现有技术。
发明内容
鉴于上述问题，本申请提出了一种克服上述问题或者至少部分地解决上述问题的虚拟同步发电机控制方法、装置、设备。
本申请实施例采用下述技术方案：
第一方面，本申请实施例提供一种虚拟同步发电机控制方法，应用于储能变流器，所述储能变流器并入电网运行，所述方法包括：根据所述储能变流器采集的三相电网电压的实时监测结果，计算电网电压标幺值；根据所述电网电压标幺值确定所述电网低穿控制标志位；根据所述电网低穿控制标志位对所述储能变流器的第一控制模式和第二控制模式进行切换控制。
优选地，所述根据所述电网电压标幺值确定所述电网低穿控制标志位，包括：判断所述电网电压标幺值是否高于门限阈值；如果所述电网电压标幺值高于所述门限阈值，则将所述电网低穿控制标志位设置为第一状态；如果所述电网电压标幺值低于所述门限阈值，则将所述电网低穿控制标志位设置为第二状态。
优选地，所述根据所述电网低穿控制标志位对所述储能变流器的第一控制模式和第二控制模式进行切换控制，包括：如果所述电网低穿控制标志位为第一状态，则按照所述第一控制模式控制所述电网；如果所述电网低穿控制标志位由所述第一状态变为所述第二状态，则将所述电网的第一控制模式切换为第二控制模式，并冻结第一控制模式；如果所述电网低穿控制标志位由所述第二状态变为所述第一状态，则维持所述第二控制模式预设时间后，将所述电网的第二控制模式切换为所述第一控制模式，并将所述第二控制模式复位。
优选地，所述第一控制模式包括VSG控制模式，所述第二控制模式包括电流PI参数控制和重复控制结合的控制模式。
优选地，所述按照所述第一控制模式控制所述电网，包括：根据所述储能变流器采集的三相逆变电压、三相电流，获取所述变流器输出的有功功率和无功功率；根据所述有功功率以及变流器有功功率指令，获取得到VSG矢量角；根据所述无功功率以及变流器无功功率指令，获取得到VSG输出电动势电压；根据所述VSG矢量角以及所述VSG输出电动势电压，获取VSG三相调制信号。
优选地，所述电网的第一控制模式切换为第二控制模式，包括：对所述变流器的三相逆变电流进行正负序分离，得到正序d轴电流、正序q轴电流、负序d轴电流以及负序q轴电流；计算注入电网的无功电流，将所述无功电流作为正序q轴电流指令；将所述正序q轴电流指令与所述正序q轴电流的差值，经电流PI参数控制和重复控制结合的控制模式处理，得到调制波q轴正分量；将正序d轴电流指令与所述正序d轴电流的差值，经电流PI参数控制和重复控制结合的控制模式处理，得到调制波d轴正分量；将负序q轴电流指令与所述负序q轴电流的差值，经PI控制处理，得到调制波q轴负分量；将负序d轴电流指令与所述负序d轴电流的差值，经PI控制处理，得到调制波d轴负分量；将所述调制波q轴正分量、调制波d轴正分量、调制波q轴负分量、调制波d轴负分量经预设坐标变换获取电流PI参数控制和重复控制结合的控制模式的三相调制信号；冻结VSG控制模式，用以防止电网恢复后反切换时产生的电流冲击。
第二方面，本申请实施例还提供一种虚拟同步发电机控制装置，应用于储能变流器，所述储能变流器并入电网运行，所述装置包括：电压标幺值计算单元，用于根据所述储能变流器采集的三相电网电压的实时监测结果，计算电网电压标幺值；标志位确定单元，用于根据所述电网电压标幺值确定所述电网低穿控制标志位；切换决策单元，用于根据所述电网低穿控制标志位对所述储能变流器的第一控制模式和第二控制模式进行切换控制。
第三方面，本申请实施例还提供一种虚拟同步发电机控制设备，包括：处理器、电压型虚拟同步发电机控制装置、以及被安排成存储计算机可执行指令的存储器，所述可执行指令在被执行时使所述处理器执行所述第一方面之任一所述方法。
本申请实施例采用的上述至少一个技术方案能够达到以下有益效果：
本申请基于VSG低电压穿越控制，提出了一种电压型VSG低电压穿越控制方法，正常并网运行时为VSG输出特性，为系统提供电压和频率支撑，当检测到电网故障时迅速切换至电流PI+重复控制方法，减小冲击电流，且可按照标准要求提供无功支撑能力，同时冻结VSG控制，防止电网恢复后反切换时产生冲击；待电网故障恢复后，再平滑切换至VSG控制，为系统提供惯性支撑和阻尼控制，并复位电流PI+重复控制器。该方法适用于多种电网故障工况，控制结构简单可靠，系统工作运行方式清晰，响应速度快。
本申请技术方案的上述说明仅是本申请技术方案的概述，为了能够更清楚了解本申请的技术手段，而可依照说明书的内容予以实施，并且为了让本申请的上述和其它目的、特征和优点能够更明显易懂，以下特举本申请的具体实施方式。
附图说明
通过阅读下文优选实施方式的详细描述，各种其他的优点和益处对于本领域普通技术人员将变得清楚明了。附图仅用于示出优选实施方式的目的，而并不认为是对本申请的限制。而且在整个附图中，用相同的参考符号表示相同的部件。在附图中：
图1为本申请实施例中虚拟同步发电机控制方法流程示意图；
图2为本申请实施例中基于ANF-PLL正负序分离框图；
图3为本申请实施例中电压型VSG控制结构框图；
图4为本申请实施例中电流PI+重复控制结构框图；
图5为本申请实施例中低电压穿越曲线图；
图6为本申请实施例中虚拟同步发电机控制装置示意图；
图7为本申请实施例中虚拟同步发电机控制设备结构示意图。
具体实施方式
为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本申请具体实施例及相应的附图对本申请技术方案进行清楚、完整地描述。显然，所描述的实施例仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，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，都属于本申请保护的范围。
本申请的构思在于，针对电压型VSG自身输出特性，当电网故障瞬间难以快速响应电压变化，势必会产生一个很大的冲击电流，甚至造成变流器损坏，严重影响系统的稳定运行的现状，提出一种电压型VSG低电压穿越控制方法，适用于多种电网故障工况，控制结构简单可靠，系统工作运行方式清晰，响应速度快。
发明人在电网控制技术方面做了许多研究，研究发现电网控制过程中，如何减小电网故障瞬间的冲击电流是电网控制技术面临的主要问题。
一些方法中，提出了基于电压型VSG的综合限流法，可限制稳态故障电流和暂态冲击电流，但是，该方法仅针对三相对称故障，且无功电流未按照标准要求注入。
另一些方法中，提出了网侧跌落时将电压型VSG切换为电流型VSG来避免暂态电流冲击，但是，该方法未充分考虑故障清除后反切换时的电压冲击。
还有一些方法中，提出了检测电网故障时迅速切换至准比例谐振控制，待电网故障恢复后，再切换为VSG控制，但是，该方法仅考虑三相对称故障，且平滑切换方法过于复杂。
针对电网故障时，传统VSG控制会产生很大的冲击电流，甚至造成变流器损坏情况的问题，本申请实施例提供了一种虚拟同步发电机控制方法、装置、设备。本申请将电流PI+重复控制与电压型VSG控制相结合，主要包括三种工况：当电网正常时，变流器以VSG控制模式运行，为系统提供电压和频率支撑；当电网故障时，变流器迅速切换至电流PI+重复控制模式，避免冲击电流，并为系统提供无功支撑，同时冻结VSG控制，防止电网恢复后反切换时产生冲击；当电网恢复后，电流PI+重复控制维持一段时间，做好反切换准备，待检测网侧电压稳定后，变流器切换至VSG控制模式，并复位电流PI+重复控制器。
如图1所示，提供了本申请实施例中流程示意图，所述方法至少包括如下的步骤S110至步骤S130：
步骤S110，根据所述储能变流器采集的三相电网电压的实时监测结果，计算电网电压标幺值。
虚拟同步发电机VSG是将同步发电机的数学模型嵌入变流器的控制算法中，将静止电力电子装置模拟为旋转电机的运行技术，并通过模拟同步发电机的一次调频、调压使其具有阻尼电压和频率快速波动、自动功率分配、同步电网运行的功能。
如图2所示，储能变流器采集三相逆变电压、三相电流以 及实时检测三相电网电压，并利用自适应陷波器锁相环(phase locked loop with ANF，ANF-PLL)对三相电网电压进行正负序分离，得到及锁相角，利用计算电网电压标幺值，其 中，电网电压标幺值为。
步骤S120，根据所述电网电压标幺值确定所述电网低穿控制标志位。
电力系统是三相的，对称故障是指三相都发生的故障，主要指三相短路故障。这种故障是严重故障，短路电流很大，发生几率很低。除了对称故障以外都是不对称故障，包括单相接地，两相短路，两相短路接地等故障。
变流器实时检测的大小，当高于预设值，比如0.85时，低穿控制标志Lart_ Flag为0，变流器以VSG控制模式运行；检测到低于0.85时，说明电网发生对称或不对称 故障，Lart_Flag由0置为1，变流器迅速切换至电流PI+重复控制模式运行，同时冻结VSG控 制；当恢复至0.85以上，延迟一定时间，比如1s后，待稳定后，Lart_Flag由1恢复至0， 变流器切换至VSG控制模式，并复位电流PI+重复控制器。
步骤S130，根据所述电网低穿控制标志位对所述储能变流器的第一控制模式和第二控制模式进行切换控制。
如图3所示，当Lart_Flag为0时，变流器以VSG控制模式运行。运行过程如下：
首先，根据计算电压幅值，并根据和 计算变流器实际输出有功功率Pe和无功功率Q；
其中，实际输出有功功率Pe和无功功率Q计算如下：
（1）
式中，为二阶低通滤波器的传递函数，公式为：
式中，ωn为二阶低通滤波器的自然角频率，为二阶低通滤波器的阻尼系数。
其次，建立基于VSG的数学模型，包括由原动机调节方程和转子运动方程共同构成的有功-频率控制模型，及通过无功电压下垂关系建立的无功-电压控制模型；并根据变流器有功功率指令Pref、额定角频率ωN和如上所得的实际输出有功功率Pe，经过VSG有功-频率控制方程得到输出角频率ω，对角频率ω进行积分得到VSG矢量角θ'。具体地，所述有功-频率控制的转子运动方程为：
（2）
式中，ωN、ω分别为额定和实际转子角频率，J、D分别为转动惯量和阻尼系数，Pm、Pe分别为机械和电磁功率（Pe即输出有功P），δ为功角。原动机调节方程为：
（3）
式中，Pref为有功功率指令，kf为有功调频系数。无功-电压控制的方程为：
（4）
式中，Em为电动势，Qref为无功功率指令，UN为额定相电压幅值，K为无功惯性系数。
再次，根据变流器无功功率指令Qref、额定电压幅值UN，以及上述所得的实际输出 无功功率Q和经过VSG无功-电压控制方程得到输出电动势电压；
最后，根据矢量角θ'及电动势电压Em合成三相调制信号，经过PWM调 制模块后再经驱动电路驱动变流器运行。
如图4所示，当Lart_Flag由0置为1时，变流器迅速切换至电流PI+重复控制模式运行，同时冻结VSG控制，具体过程如下：
首先，对三相电流进行正负序分离得到；
其次，根据电网电压跌落深度，按照标准要求计算注入电网的无功电流，令正序 q轴电流指令等于，用与作差，并经PI+重复控制处理，得到调制波q分 量，实现动态无功支撑；其中，所述根据以下公式计算：
（5）
其中，为注入电网的无功电流，为电网电压标幺值，为为变流器额定电流。 需要说明的是，电网电压跌落深度与低电压穿越曲线相关，如图5所示，为低电压穿越曲线 图。
再次，令正序d轴电流指令为0，用与作差，并经PI+重复控制处 理，得到调制波dq分量，保证输出最大无功电流；针对不对称故障引起的电流不平衡，令 负序dq轴电流指令为0，用与对应作差，并经 单独PI控制处理，得到调制波dq分量。
然后，将得到的调制波d、q轴分量经dq/abc坐标变换得到 最终的三相调制信号，经过PWM调制模块后再经驱动电路驱动变流器运行；
最后，令VSG控制kf、kv等于0，Pref等于Pe，Qref等于Q，冻结VSG控制，防止电网恢复后反切换时产生冲击。图4中，Gpi(z)为PI控制z域的传递函数，Q(z)为重复控制的内模系数，C(z)为重复控制补偿环节的传递函数，Z-N为重复控制的延时环节。
当Lart_Flag由1恢复至0时，变流器切换至VSG控制模式，并复位电流PI+重复控制器，具体步骤如下：
首先，变流器切换至VSG控制模式，实现方式如下：当恢复至0.85以上，延迟一 定时间，待稳定后，Lart_Flag由1恢复至0，变流器切换至VSG控制模式，并复位电流PI+ 重复控制器。
其次，变流器复位PI控制及重复控制中间变量，为下一次电网故障做准备。
本申请的一些实例中，所述根据所述电网电压标幺值确定所述电网低穿控制标志位，包括：判断所述电网电压标幺值是否高于门限阈值；如果所述电网电压标幺值高于所述门限阈值，则将所述电网低穿控制标志位设置为第一状态；如果所述电网电压标幺值低于所述门限阈值，则将所述电网低穿控制标志位设置为第二状态。所述根据所述电网低穿控制标志位对所述储能变流器的第一控制模式和第二控制模式进行切换控制，包括：如果所述电网低穿控制标志位为第一状态，则按照所述第一控制模式控制所述电网；如果所述电网低穿控制标志位由所述第一状态变为所述第二状态，则将所述电网的第一控制模式切换为第二控制模式，并冻结第一控制模式；如果所述电网低穿控制标志位由所述第二状态变为所述第一状态，则维持所述第二控制模式预设时间后，将所述电网的第二控制模式切换为所述第一控制模式，并将所述第二控制模式复位。所述第一控制模式包括VSG控制模式，所述第二控制模式包括电流PI参数控制和重复控制结合的控制模式。具体如下：
变流器实时检测的大小，当高于0.85时，低穿控制标志Lart_Flag为0，变流 器以VSG控制模式运行；检测到低于0.85时，Lart_Flag由0置为1，变流器迅速切换至电 流PI+重复控制模式运行，同时冻结VSG控制；当恢复至0.85以上，延迟一定时间，待稳 定后，Lart_Flag由1恢复至0，变流器切换至VSG控制模式，并复位电流PI+重复控制器。
本申请的一些实例中，所述按照所述第一控制模式控制所述电网，包括：根据所述储能变流器采集的三相逆变电压、三相电流，获取所述变流器输出的有功功率和无功功率；根据所述有功功率以及变流器有功功率指令，获取得到VSG矢量角；根据所述无功功率以及变流器无功功率指令，获取得到VSG输出电动势电压；根据所述VSG矢量角以及所述VSG输出电动势电压， 获取VSG三相调制信号。
如图3所示，首先，根据获取的计算电压幅值，并根据和计算变流器实际输出有功功率Pe和无功功率Q；
其中，实际输出有功功率Pe和无功功率Q计算如下：
（1）
式中，为二阶低通滤波器的传递函数，公式为：
式中，ωn为二阶低通滤波器的自然角频率，为二阶低通滤波器的阻尼系数。
其次，建立基于VSG的数学模型，包括由原动机调节方程和转子运动方程共同构成的有功-频率控制模型，及通过无功电压下垂关系建立的无功-电压控制模型；并根据变流器有功功率指令Pref、额定角频率ωN和如上所得的实际输出有功功率Pe，经过VSG有功-频率控制方程得到输出角频率ω，即通过图中的转动惯量和阻尼系数控制模块，对角频率ω进行积分得到VSG矢量角θ'。具体地，所述有功-频率控制的转子运动方程为：
（2）
式中，ωN、ω分别为额定和实际转子角频率，J、D分别为转动惯量和阻尼系数，Pm、Pe分别为机械和电磁功率（Pe即输出有功P），δ为功角。原动机调节方程为：
（3）
式中，Pref为有功功率指令，kf为有功调频系数。无功-电压控制的方程为：
（4）
式中，Em为电动势，Qref为无功功率指令，UN为额定相电压幅值，K为无功惯性系数。
再次，根据变流器无功功率指令Qref、额定电压幅值UN，以及上述所得的实际输出 无功功率Q和经过VSG无功-电压控制方程得到输出电动势电压；
最后，根据矢量角θ'及电动势电压Em合成三相调制信号，经过PWM调 制模块后再经驱动电路驱动变流器运行。
本申请的一些实例中，所述电网的第一控制模式切换为第二控制模式，包括：对所述变流器的三相逆变电流进行正负序分离，得到正序d轴电流、正序q轴电流、负序d轴电流以及负序q轴电流；计算注入电网的无功电流，将所述无功电流作为正序q轴电流指令；将所述正序q轴电流指令与所述正序q轴电流的差值，经电流PI参数控制和重复控制结合的控制模式处理，得到调制波q轴正分量；将正序d轴电流指令与所述正序d轴电流的差值，经电流PI参数控制和重复控制结合的控制模式处理，得到调制波d轴正分量；将负序q轴电流指令与所述负序q轴电流的差值，经PI控制处理，得到调制波q轴负分量；将负序d轴电流指令与所述负序d轴电流的差值，经PI控制处理，得到调制波d轴负分量；将所述调制波q轴正分量、调制波d轴正分量、调制波q轴负分量、调制波d轴负分量经预设坐标变换获取电流PI参数控制和重复控制结合的控制模式的三相调制信号；冻结VSG控制模式，用以防止电网恢复后反切换时产生的电流冲击。
如图4所示，首先，对三相电流进行正负序分离得到；
其次，根据电网电压跌落深度，按照标准要求计算注入电网的无功电流，令正序 q轴电流指令等于，用与作差，并经PI+重复控制处理，得到调制波q分 量，实现动态无功支撑；其中，所述根据以下公式计算：
（5）
其中，为注入电网的无功电流，为电网电压标幺值，为变流器额定电流。 需要说明的是，电网电压跌落深度与低电压穿越曲线相关，如图5所示，为低电压穿越曲线 图。
再次，令正序d轴电流指令为0，用与作差，并经PI+重复控制处 理，得到调制波dq分量，保证输出最大无功电流；针对不对称故障引起的电流不平衡，令 负序dq轴电流指令为0，用与对应作差，并经 单独PI控制处理，得到调制波dq分量。
然后，将得到的调制波d、q轴分量经dq/abc坐标变换得到 最终的三相调制信号，经过PWM调制模块后再经驱动电路驱动变流器运行；
最后，令VSG控制kf、kv等于0，Pref等于Pe，Qref等于Q，冻结VSG控制，防止电网恢复后反切换时产生冲击。图4中，Gpi(z)为PI控制z域的传递函数，Q(z)为重复控制的内模系数，C(z)为重复控制补偿环节的传递函数，Z-N为重复控制的延时环节。
本申请基于VSG控制，提出了一种电压型VSG低电压穿越控制方法，正常并网运行时为VSG输出特性，为系统提供电压和频率支撑，当检测到电网故障时迅速切换至电流PI+重复控制方法，减小冲击电流，且可按照标准要求提供无功支撑能力，同时冻结VSG控制，防止电网恢复后反切换时产生冲击；待电网故障恢复后，再平滑切换至VSG控制，为系统提供惯性支撑和阻尼控制，并复位电流PI+重复控制器。该方法适用于多种电网故障工况，控制结构简单可靠，系统工作运行方式清晰，响应速度快。
本申请实施例还提供了虚拟同步发电机控制装置600，如图6所示，提供了本申请实施例中虚拟同步发电机控制的结构示意图，所述装置600至少包括：电压标幺值计算单元610、标志位确定单元620、切换决策单元630，其中：
在本申请的一个实施例中，所述电压标幺值计算单元610具体用于根据所述储能变流器采集的三相电网电压的实时监测结果，计算电网电压标幺值。
如图2所示，储能变流器采集三相逆变电压、三相电流以 及实时检测三相电网电压，并利用自适应陷波器锁相环(phase locked loop with ANF，ANF-PLL)对三相电网电压进行正负序分离，得到及锁相角，利用计算电网电压标幺值，其 中，电网电压标幺值为。
在本申请的一个实施例中，所述标志位确定单元620具体用于根据所述电网电压标幺值确定所述电网低穿控制标志位。
变流器实时检测的大小，当高于0.85时，低穿控制标志Lart_Flag为0，变流 器以VSG控制模式运行；检测到低于0.85时，说明电网发生对称或不对称故障，Lart_ Flag由0置为1，变流器迅速切换至电流PI+重复控制模式运行，同时冻结VSG控制；当恢 复至0.85以上，延迟一定时间，比如1s后，待稳定后，Lart_Flag由1恢复至0，变流器切换 至VSG控制模式，并复位电流PI+重复控制器。
在本申请的一个实施例中，所述切换决策单元630具体用于根据所述电网低穿控制标志位对所述储能变流器的第一控制模式和第二控制模式进行切换控制。
如图4所示，当Lart_Flag由0置为1时，变流器迅速切换至电流PI+重复控制模式运行，同时冻结VSG控制，防止电网恢复后反切换时产生冲击。当Lart_Flag由1恢复至0时，变流器切换至VSG控制模式，并复位电流PI+重复控制器。
能够理解，上述虚拟同步发电机控制装置，能够实现前述实施例中提供的虚拟同步发电机控制方法的各个步骤，关于虚拟同步发电机控制方法的相关阐释均适用于虚拟同步发电机控制装置，此处不再赘述。
图7是本申请的一个实施例虚拟同步发电机控制设备的结构示意图。请参考图7，在硬件层面，该电子设备包括处理器，可选地还包括内部总线、网络接口、存储器。其中，存储器可能包含内存，例如高速随机存取存储器(Random-Access Memory，RAM)，也可能还包括非易失性存储器（non-volatile memory），例如至少1个磁盘存储器等。当然，该虚拟同步发电机控制设备还可能包括其他业务所需要的硬件。
处理器、网络接口和存储器可以通过内部总线相互连接，该内部总线可以是ISA(Industry Standard Architecture，工业标准体系结构）总线、PCI(PeripheralComponent Interconnect，外设部件互连标准)总线或EISA(Extended Industry StandardArchitecture，扩展工业标准结构）总线等。所述总线可以分为地址总线、数据总线、控制总线等。为便于表示，图7中仅用一个双向箭头表示，但并不表示仅有一根总线或一种类型的总线。
存储器，用于存放程序。具体地，程序可以包括程序代码，所述程序代码包括计算机操作指令。存储器可以包括内存和非易失性存储器，并向处理器提供指令和数据。
处理器从非易失性存储器中读取对应的计算机程序到内存中然后运行，在逻辑层面上形成虚拟同步发电机控制装置。处理器，执行存储器所存放的程序，并具体用于执行以下操作：
根据所述储能变流器采集三相电网电压的实时监测结果，计算电网电压标幺值；根据所述电网电压标幺值确定所述电网低穿控制标志位；根据所述电网低穿控制标志位对所述储能变流器的第一控制模式和第二控制模式进行切换控制。
上述如本申请图1所示实施例揭示的虚拟同步发电机控制装置执行的方法可以应用于处理器中，或者由处理器实现。处理器可能是一种集成电路芯片，具有信号的处理能力。在实现过程中，上述方法的各步骤可以通过处理器中的硬件的集成逻辑电路或者软件形式的指令完成。上述的处理器可以是通用处理器，包括中央处理器（Central ProcessingUnit，CPU）、网络处理器（Network Processor，NP）等；还可以是数字信号处理器（DigitalSignal Processor，DSP）、专用集成电路（Application Specific Integrated Circuit，ASIC）、现场可编程门阵列（Field－Programmable Gate Array，FPGA）或者其他可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件。可以实现或者执行本申请实施例中的公开的各方法、步骤及逻辑框图。通用处理器可以是微处理器或者该处理器也可以是任何常规的处理器等。结合本申请实施例所公开的方法的步骤可以直接体现为硬件译码处理器执行完成，或者用译码处理器中的硬件及软件模块组合执行完成。软件模块可以位于随机存储器，闪存、只读存储器，可编程只读存储器或者电可擦写可编程存储器、寄存器等本领域成熟的存储介质中。该存储介质位于存储器，处理器读取存储器中的信息，结合其硬件完成上述方法的步骤。
该虚拟同步发电机控制设备还可执行图1中虚拟同步发电机控制装置执行的方法，并实现虚拟同步发电机控制装置在图1所示实施例的功能，本申请实施例在此不再赘述。
本申请实施例还提出了一种计算机可读存储介质，该计算机可读存储介质存储一个或多个程序，该一个或多个程序包括指令，该指令当被包括多个应用程序的虚拟同步发电机控制设备执行时，能够使该虚拟同步发电机控制设备执行图1所示实施例中虚拟同步发电机控制装置执行的方法，并具体用于执行：
根据所述储能变流器采集三相电网电压的实时监测结果，计算电网电压标幺值；根据所述电网电压标幺值确定所述电网低穿控制标志位；根据所述电网低穿控制标志位对所述储能变流器的第一控制模式和第二控制模式进行切换控制。
本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质（包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等）上实施的计算机程序产品的形式。
本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备（系统）、和计算机程序产品的流程图和／或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和／或方框图中的每一流程和／或方框、以及流程图和／或方框图中的流程和／或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和／或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和／或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和／或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
在一个典型的配置中，计算设备包括一个或多个处理器 (CPU)、输入/输出接口、网络接口和内存。
内存可能包括计算机可读介质中的非永久性存储器，随机存取存储器 (RAM) 和/或非易失性内存等形式，如只读存储器 (ROM) 或闪存(flash RAM)。内存是计算机可读介质的示例。
计算机可读介质包括永久性和非永久性、可移动和非可移动媒体可以由任何方法或技术来实现信息存储。信息可以是计算机可读指令、数据结构、程序的模块或其他数据。计算机的存储介质的例子包括，但不限于相变内存 (PRAM)、静态随机存取存储器 (SRAM)、动态随机存取存储器 (DRAM)、其他类型的随机存取存储器 (RAM)、只读存储器 (ROM)、电可擦除可编程只读存储器 (EEPROM)、快闪记忆体或其他内存技术、只读光盘只读存储器(CD-ROM)、数字多功能光盘 (DVD) 或其他光学存储、磁盒式磁带，磁带磁磁盘存储或其他磁性存储设备或任何其他非传输介质，可用于存储可以被计算设备访问的信息。按照本文中的界定，计算机可读介质不包括暂存电脑可读媒体 (transitory media)，如调制的数据信号和载波。
还需要说明的是，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、商品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、商品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、商品或者设备中还存在另外的相同要素。
本领域技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质（包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等）上实施的计算机程序产品的形式。
以上所述仅为本申请的实施例而已，并不用于限制本申请。对于本领域技术人员来说，本申请可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原理之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的权利要求范围之内。

Claims (7)

1.一种虚拟同步发电机控制方法，应用于储能变流器，所述储能变流器并入电网运行，其特征在于，所述方法包括：
根据所述储能变流器采集的三相电网电压的实时监测结果，计算电网电压标幺值；
根据所述电网电压标幺值确定电网低穿控制标志位；
根据所述电网低穿控制标志位对所述储能变流器的第一控制模式和第二控制模式进行切换控制，其中，所述第一控制模式包括VSG控制模式，所述第二控制模式包括电流PI参数控制和重复控制结合的控制模式；
当所述电网低穿控制标志位由第一状态变为第二状态时，则将所述电网的第一控制模式切换为第二控制模式，并冻结第一控制模式，其中，所述电网的第一控制模式切换为第二控制模式，包括：
对所述变流器的三相逆变电流进行正负序分离，得到正序d轴电流、正序q轴电流、负序d轴电流以及负序q轴电流；
计算注入电网的无功电流，将所述无功电流作为正序q轴电流指令；
将所述正序q轴电流指令与所述正序q轴电流的差值，经电流PI参数控制和重复控制结合的控制模式处理，得到调制波q轴正分量；
将正序d轴电流指令与所述正序d轴电流的差值，经电流PI参数控制和重复控制结合的控制模式处理，得到调制波d轴正分量；
将负序q轴电流指令与所述负序q轴电流的差值，经PI控制处理，得到调制波q轴负分量；
将负序d轴电流指令与所述负序d轴电流的差值，经PI控制处理，得到调制波d轴负分量；
将所述调制波q轴正分量、调制波d轴正分量、调制波q轴负分量、调制波d轴负分量经预设坐标变换获取电流PI参数控制和重复控制结合的控制模式的三相调制信号；
冻结VSG控制模式，用以防止电网恢复后反切换时产生的电流冲击。
2.如权利要求1所述方法，其特征在于，所述根据所述电网电压标幺值确定所述电网低穿控制标志位，包括：
判断所述电网电压标幺值是否高于门限阈值；
如果所述电网电压标幺值高于所述门限阈值，则将所述电网低穿控制标志位设置为第一状态；
如果所述电网电压标幺值低于所述门限阈值，则将所述电网低穿控制标志位设置为第二状态。
3.如权利要求2所述方法，其特征在于，所述根据所述电网低穿控制标志位对所述储能变流器的第一控制模式和第二控制模式进行切换控制，包括：
如果所述电网低穿控制标志位为所述第一状态，则按照所述第一控制模式控制所述电网；
如果所述电网低穿控制标志位由所述第一状态变为所述第二状态，则将所述电网的第一控制模式切换为第二控制模式，并冻结第一控制模式；
如果所述电网低穿控制标志位由所述第二状态变为所述第一状态，则维持所述第二控制模式预设时间后，将所述电网的第二控制模式切换为所述第一控制模式，并将所述第二控制模式复位。
4.如权利要求3所述方法，其特征在于，所述按照所述第一控制模式控制所述电网，包括：
根据所述储能变流器采集的三相逆变电压、三相电流，获取所述变流器输出的有功功率和无功功率；
根据所述有功功率以及变流器有功功率指令，获取得到VSG矢量角；
根据所述无功功率以及变流器无功功率指令，获取得到VSG输出电动势电压；
根据所述VSG矢量角以及所述VSG输出电动势电压，获取VSG三相调制信号。
5.如权利要求1所述方法，其特征在于，所述计算注入电网的无功电流，包括：
其中，IT为注入电网的无功电流，UT为电网电压标幺值，IN为变流器额定电流。
6.一种虚拟同步发电机控制装置，应用于储能变流器，所述储能变流器并入电网运行，其特征在于，所述装置包括：
电压标幺值计算单元，用于根据所述储能变流器采集的三相电网电压的实时监测结果，计算电网电压标幺值；
标志位确定单元，用于根据所述电网电压标幺值确定电网低穿控制标志位；
切换决策单元，用于根据所述电网低穿控制标志位对所述储能变流器的第一控制模式和第二控制模式进行切换控制，其中，所述第一控制模式包括VSG控制模式，所述第二控制模式包括电流PI参数控制和重复控制结合的控制模式；
当所述电网低穿控制标志位由第一状态变为第二状态时，则将所述电网的第一控制模式切换为第二控制模式，并冻结第一控制模式，其中，所述电网的第一控制模式切换为第二控制模式，包括：
对所述变流器的三相逆变电流进行正负序分离，得到正序d轴电流、正序q轴电流、负序d轴电流以及负序q轴电流；
计算注入电网的无功电流，将所述无功电流作为正序q轴电流指令；
将所述正序q轴电流指令与所述正序q轴电流的差值，经电流PI参数控制和重复控制结合的控制模式处理，得到调制波q轴正分量；
将正序d轴电流指令与所述正序d轴电流的差值，经电流PI参数控制和重复控制结合的控制模式处理，得到调制波d轴正分量；
将负序q轴电流指令与所述负序q轴电流的差值，经PI控制处理，得到调制波q轴负分量；
将负序d轴电流指令与所述负序d轴电流的差值，经PI控制处理，得到调制波d轴负分量；
将所述调制波q轴正分量、调制波d轴正分量、调制波q轴负分量、调制波d轴负分量经预设坐标变换获取电流PI参数控制和重复控制结合的控制模式的三相调制信号；
冻结VSG控制模式，用以防止电网恢复后反切换时产生的电流冲击。
7.一种虚拟同步发电机控制设备，包括：处理器、电压型虚拟同步发电机控制装置、以及被安排成存储计算机可执行指令的存储器，所述可执行指令在被执行时使所述处理器执行所述权利要求1～5之任一所述方法。
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