一种构网型储能变流器控制方法以及装置

技术领域

本公开涉及储能变流器控制领域，具体而言，涉及一种构网型储能变流器控制方法以及装置。

背景技术

我国部分电力供应困难地区无法进行集中式供电，一般采用分布式独立微电网给负荷供电，但微电网中接入大量电力电子设备、分布式能源使得微电网惯量支撑能力下降，无法为负荷提供电压支撑和频率支撑，这就需要具有构网能力的变流装置模拟同步发电机外特性，提供惯量支撑，改善电网低惯量、弱阻尼的特性。另外，随着对微电网容量要求逐步提升，储能变流器需要多机并联运行方可实现微电网的大容量构网，与之而来的问题是多机并联系统易产生功率振荡等问题，导致输出功率分配不均，影响并联效果。虚拟同步发电机控VSG可改善微电网惯量低、支撑能力弱的问题，且利用自身下垂特性实现多台变流器功率平均分配。

现有技术中，针对微电网的大容量构网需求问题及多机并联中低水平SOC变流器有功出力受限问题，尚无基于SOC水平的功率自调节的VSG控制策略研究。

因此，需要一种或多种方法解决上述问题。

需要说明的是，在上述背景技术部分公开的信息仅用于加强对本公开的背景的理解，因此可以包括不构成对本领域普通技术人员已知的现有技术的信息。

发明内容

本公开的目的在于提供一种构网型储能变流器控制方法以及装置，进而至少在一定程度上克服由于相关技术的限制和缺陷而导致的一个或者多个问题。

根据本公开的一个方面，提供一种构网型储能变流器控制方法，包括：

对单台储能变流器PCS的同步发电机频率和电压调节特性进行分析，建立单台储能变流器PCS的数学模型；

基于所述单台储能变流器PCS的数学模型，生成采用多机并联的方式的构网型储能变流器PCS数学模型，并基于虚拟同步发电机控制VSG的下垂特性实现对所述构网型储能变流器PCS的功率均匀分配；

对所述构网型储能变流器PCS建立基于虚拟定子阻抗的电压外环控制，实现对所述构网型储能变流器PCS的功率解耦、抑制功率振荡控制；

对所述构网型储能变流器PCS建立预设的基于功率自调节的VSG控制策略，实现对构网型储能变流器的控制。

在本公开的一种示例性实施例中，所述方法还包括：

对单台储能变流器PCS的同步发电机频率和电压调节特性进行分析，建立单台储能变流器PCS的数学模型；

基于单台储能变流器PCS的数学模型生成单台储能变流器PCS的虚拟同步发电机控制VSG控制框图；

基于所述虚拟同步发电机控制VSG控制框图，建立单台储能变流器PCS的有功小信号模型。

在本公开的一种示例性实施例中，所述方法还包括：

基于预设约束条件，对所述单台储能变流器PCS的有功小信号模型选取惯量J和阻尼D控制参数。

在本公开的一种示例性实施例中，所述方法还包括：

基于多机并联的方式的构网型储能变流器PCS数学模型，对所述构网型储能变流器PCS中的单台储能变流器PCS分别进行电压预同步处理、相位预同步处理。

在本公开的一种示例性实施例中，所述方法还包括：

对所述构网型储能变流器PCS的并联系统功率特性进行分析，分别生成相角、电压差对感性电路有功功率及无功功率的影响关系。

在本公开的一种示例性实施例中，所述方法还包括：

基于所述相角、电压差对感性电路有功功率及无功功率的影响关系，生成所述构网型储能变流器PCS的并联系统中各单台储能变流器PCS的下垂系数之比与功率分配关系式。

在本公开的一种示例性实施例中，所述方法还包括：

对所述构网型储能变流器PCS建立基于虚拟定子阻抗的电压外环控制，生成所述构网型储能变流器PCS的虚拟定子阻抗的整体控制框图；

基于所述虚拟定子阻抗的整体控制框图实现对所述构网型储能变流器PCS的功率解耦、抑制功率振荡控制。

在本公开的一种示例性实施例中，所述预设的基于功率自调节的VSG控制策略还包括：

当所述构网型储能变流器PCS中的第一单台储能变流器PCS1的预设SOC值低于20％时，生成触发信号；

DSP控制器基于所述触发信号，将PCS1标志位Flag_PCS1置为1，并判断第二单台储能变流器PCS2的标志位Flag_PCS2是否为1；

若所述Flag_PCS2不为1，则PCS2可以进行增发功率；

若所述Flag_PCS2为1，则PCS2无法增发功率，PCS1按原设定功率进行；

当满足PCS2增发功率条件后，PCS1将PCS1的输出电压和PCS1的电流值上传到预设控制系统，预设控制系统计算并更新所述PCS1的功率值，PCS2将PCS2的输出电压和PCS2的电流值上传到预设控制系统，预设控制系统计算并更新所述PCS2的功率值。

在本公开的一个方面，提供一种构网型储能变流器控制装置，包括：

单台PCS模型建立模块，用于对单台储能变流器PCS的同步发电机频率和电压调节特性进行分析，建立单台储能变流器PCS的数学模型；

构网型PCS模型建立模块，用于基于所述单台储能变流器PCS的数学模型，生成采用多机并联的方式的构网型储能变流器PCS数学模型，并基于虚拟同步发电机控制VSG的下垂特性实现对所述构网型储能变流器PCS的功率均匀分配；

虚拟定子阻抗控制模块，用于对所述构网型储能变流器PCS建立基于虚拟定子阻抗的电压外环控制，实现对所述构网型储能变流器PCS的功率解耦、抑制功率振荡控制；

功率自调节VSG控制模块，用于对所述构网型储能变流器PCS建立预设的基于功率自调节的VSG控制策略，实现对构网型储能变流器的控制。

本公开的示例性实施例中的一种构网型储能变流器控制方法，其中，该方法包括：对单台储能变流器PCS的同步发电机频率和电压调节特性进行分析，建立单台储能变流器PCS的数学模型；生成采用多机并联的方式的构网型储能变流器PCS数学模型，并基于虚拟同步发电机控制VSG的下垂特性实现对所述构网型储能变流器PCS的功率均匀分配；对所述构网型储能变流器PCS建立基于虚拟定子阻抗的电压外环控制；对所述构网型储能变流器PCS建立预设的基于功率自调节的VSG控制策略，实现对构网型储能变流器的控制。本公开考虑了微电网大容量构网需求，使构网型储能变流器在较小SOC值的PCS在并联时可以自动调节功率输出可靠运行。

应当理解的是，以上的一般描述和后文的细节描述仅是示例性和解释性的，并不能限制本公开。

附图说明

通过参照附图来详细描述其示例实施例，本公开的上述和其它特征及优点将变得更加明显。

图1示出了根据本公开一示例性实施例的一种构网型储能变流器控制方法的流程图；

图2示出了根据本公开一示例性实施例的一种构网型储能变流器控制方法的dq坐标系下NPC型PCS数学模型图；

图3示出了根据本公开一示例性实施例的一种构网型储能变流器控制方法的有功功率小信号模型图；

图4示出了根据本公开一示例性实施例的一种构网型储能变流器控制方法的J与D对有功输出影响仿真图；

图5示出了根据本公开一示例性实施例的一种构网型储能变流器控制方法的并联PCS主电路示意图；

图6示出了根据本公开一示例性实施例的一种构网型储能变流器控制方法的构网型储能变流器并联预同步示意图；

图7示出了根据本公开一示例性实施例的一种构网型储能变流器控制方法的预同步过程流程框图；

图8示出了根据本公开一示例性实施例的一种构网型储能变流器控制方法的两台储能变流器并联物理模型图；

图9示出了根据本公开一示例性实施例的一种构网型储能变流器控制方法的不加入虚拟定子阻抗后的控制框图；

图10示出了根据本公开一示例性实施例的一种构网型储能变流器控制方法的加入虚拟定子阻抗后的控制框图；

图11示出了根据本公开一示例性实施例的一种构网型储能变流器控制方法的虚拟定子阻抗的VSG整体控制框图；

图12示出了根据本公开一示例性实施例的一种构网型储能变流器控制方法的蓄电池单体的SOC水平与端口开路电压的关系图；

图13示出了根据本公开一示例性实施例的一种构网型储能变流器控制方法的功率自调节流程图；

图14示出了根据本公开一示例性实施例的一种构网型储能变流器控制装置的示意框图。

具体实施方式

现在将参考附图更全面地描述示例实施例。然而，示例实施例能够以多种形式实施，且不应被理解为限于在此阐述的实施例；相反，提供这些实施例使得本公开将全面和完整，并将示例实施例的构思全面地传达给本领域的技术人员。在图中相同的附图标记表示相同或类似的部分，因而将省略对它们的重复描述。

此外，所描述的特征、结构或特性可以以任何合适的方式结合在一个或更多实施例中。在下面的描述中，提供许多具体细节从而给出对本公开的实施例的充分理解。然而，本领域技术人员将意识到，可以实践本公开的技术方案而没有所述特定细节中的一个或更多，或者可以采用其它的方法、组元、材料、装置、步骤等。在其它情况下，不详细示出或描述公知结构、方法以及装置、实现、材料或者操作以避免模糊本公开的各方面。

附图中所示的方框图仅仅是功能实体，不一定必须与物理上独立的实体相对应。即，可以采用软件形式来实现这些功能实体，或在一个或多个软件硬化的模块中实现这些功能实体或功能实体的一部分，或在不同网络和/或处理器装置和/或微控制器装置中实现这些功能实体。

在本示例实施例中，首先提供了一种构网型储能变流器控制方法；参考图1中所示，该一种构网型储能变流器控制方法可以包括以下步骤：

步骤S110，对单台储能变流器PCS的同步发电机频率和电压调节特性进行分析，建立单台储能变流器PCS的数学模型；

步骤S120，基于所述单台储能变流器PCS的数学模型，生成采用多机并联的方式的构网型储能变流器PCS数学模型，并基于虚拟同步发电机控制VSG的下垂特性实现对所述构网型储能变流器PCS的功率均匀分配；

步骤S130，对所述构网型储能变流器PCS建立基于虚拟定子阻抗的电压外环控制，实现对所述构网型储能变流器PCS的功率解耦、抑制功率振荡控制；

步骤S140，对所述构网型储能变流器PCS建立预设的基于功率自调节的VSG控制策略，实现对构网型储能变流器的控制。

本公开的示例性实施例中的一种构网型储能变流器控制方法，其中，该方法包括：对单台储能变流器PCS的同步发电机频率和电压调节特性进行分析，建立单台储能变流器PCS的数学模型；生成采用多机并联的方式的构网型储能变流器PCS数学模型，并基于虚拟同步发电机控制VSG的下垂特性实现对所述构网型储能变流器PCS的功率均匀分配；对所述构网型储能变流器PCS建立基于虚拟定子阻抗的电压外环控制；对所述构网型储能变流器PCS建立预设的基于功率自调节的VSG控制策略，实现对构网型储能变流器的控制。本公开考虑了微电网大容量构网需求，使构网型储能变流器在较小SOC值的PCS在并联时可以自动调节功率输出可靠运行。

下面，将对本示例实施例中的一种构网型储能变流器控制方法进行进一步的说明。

实施例一：

在步骤S110中，可以对单台储能变流器PCS的同步发电机频率和电压调节特性进行分析，建立单台储能变流器PCS的数学模型。

在本示例的实施例中，对单台储能变流器PCS的同步发电机频率和电压调节特性进行分析，建立单台储能变流器PCS的数学模型；

基于单台储能变流器PCS的数学模型生成单台储能变流器PCS的虚拟同步发电机控制VSG控制框图；

基于所述虚拟同步发电机控制VSG控制框图，建立单台储能变流器PCS的有功小信号模型。

在本示例的实施例中，所述方法还包括：

基于预设约束条件，对所述单台储能变流器PCS的有功小信号模型选取惯量J和阻尼D控制参数。

在步骤S120中，可以基于所述单台储能变流器PCS的数学模型，生成采用多机并联的方式的构网型储能变流器PCS数学模型，并基于虚拟同步发电机控制VSG的下垂特性实现对所述构网型储能变流器PCS的功率均匀分配。

在本示例的实施例中，所述方法还包括：

基于多机并联的方式的构网型储能变流器PCS数学模型，对所述构网型储能变流器PCS中的单台储能变流器PCS分别进行电压预同步处理、相位预同步处理。

在本示例的实施例中，所述方法还包括：

对所述构网型储能变流器PCS的并联系统功率特性进行分析，分别生成相角、电压差对感性电路有功功率及无功功率的影响关系。

在本示例的实施例中，所述方法还包括：

基于所述相角、电压差对感性电路有功功率及无功功率的影响关系，生成所述构网型储能变流器PCS的并联系统中各单台储能变流器PCS的下垂系数之比与功率分配关系式。

在步骤S130中，可以对所述构网型储能变流器PCS建立基于虚拟定子阻抗的电压外环控制，实现对所述构网型储能变流器PCS的功率解耦、抑制功率振荡控制。

在本示例的实施例中，所述方法还包括：

对所述构网型储能变流器PCS建立基于虚拟定子阻抗的电压外环控制，生成所述构网型储能变流器PCS的虚拟定子阻抗的整体控制框图；

基于所述虚拟定子阻抗的整体控制框图实现对所述构网型储能变流器PCS的功率解耦、抑制功率振荡控制。

在步骤S140中，可以对所述构网型储能变流器PCS建立预设的基于功率自调节的VSG控制策略，实现对构网型储能变流器的控制。

在本示例的实施例中，所述方法中，所述预设的基于功率自调节的VSG控制策略还包括：

当所述构网型储能变流器PCS中的第一单台储能变流器PCS1的预设SOC值低于20％时，生成触发信号；

DSP控制器基于所述触发信号，将PCS1标志位Flag_PCS1置为1，并判断第二单台储能变流器PCS2的标志位Flag_PCS2是否为1；

若所述Flag_PCS2不为1，则PCS2可以进行增发功率；

若所述Flag_PCS2为1，则PCS2无法增发功率，PCS1按原设定功率进行；

当满足PCS2增发功率条件后，PCS1将PCS1的输出电压和PCS1的电流值上传到预设控制系统，预设控制系统计算并更新所述PCS1的功率值，PCS2将PCS2的输出电压和PCS2的电流值上传到预设控制系统，预设控制系统计算并更新所述PCS2的功率值。

实施例二：

在本示例的实施例中，通过对中点箝位型NPC三电平PCS的电路分析，构网型PCS需要向负载供电。因此，只考虑电路分析中i

式中

假设三相输出电压平衡，且带三相平衡负载，可得

将式(2)代入式(1)，可得

因此，式(1)可简化为

为便于书写和分析，定义部分变量如下

将式(5)代入式(4)可得

然而，由于式(6)中均为交流变量，不适合控制策略设计，因此可以对式(6)进行坐标变换。由三相静止坐标系变换至两相旋转坐标系的变换矩阵为

两相旋转坐标系变换至三相静止坐标系的变换矩阵为

根据式(8)可得

将式(9)代入式(6)可得

式中，

将式(10)两边同时乘以式(7)可得

式中，H

式(11)就可以简化为

对式(13)进行拉氏变换，并展开为

根据式(14)可得到中点箝位型NPC三电平PCS的数学模型如图2所示。

在本示例的实施例中，分析系统有功频-率特性时借助转子机械运动方程来实现，但本质上转子机械运动方程是大信号模型，为更好分析系统在负载小扰动时的动态特性及选取参数J和D，建立有功小信号模型。

感性电路中，有功与无功近似解耦。在系统稳态带载时，此时向负载输入的功率为静态工作点，在静态工作点附近引入小信号扰动，下列列出了VSG模型中各物理量的小信号形式。

将上式代入式(15)，并去除稳态分量和高次非线性分量得到

对式(16)进行拉普拉斯变换，可得到

由式(17)可得有功功率小信号模型图如图3所示。

由图3可以得出其有功闭环传递函数为

从式(18)中可以看出，有功小信号的闭环传递函数是一个典型的二阶系统，因此可以得到其特征方程根和衰减频率ω

从式(19)中可以看出，衰减频率ω

频率环传递函数为

式(20)中，下垂特性与阻尼系数D和下垂系数K

从式(19)和式(21)可以看出，有功闭环传递函数的响应速度比频率环传递函数响应速度快，设计频率环为过阻尼系统，考虑PCS容量，当频率变化±0.5Hz，K

将式(19)代入式(22)可得

欠阻尼系统的阻尼比在0.4＜ξ＜0.8为宜，结合式(19)可得

/>

下面给出具体参数：U

同时满足两个边界条件则J的取值范围为

2.74≤J≤5.68(26)

系统按二阶系统最优阻尼比ξ＝0.707来设计，则最终J取3.5，代入式(21)得ζ

在本示例的实施例中，构网型储PCS并联拓扑由单台拓扑发展而来，其结构如图5所示。其中，两台PCS交流侧经过线路阻抗后连接到交流母线上，共同给负载供电。由图5可看出，两台PCS各自独立控制，两台PCS是相互对称的，S为继电器开关。在交流母线处输出的电路为三相对称电路。滤波装置采用的是LC滤波器，在实际应用中PCS存在线路阻抗，在主电路模型中线路阻抗统一写成Z

在本示例的实施例中，构网型储能变流器并联预同步包括：

在构网型PCS并联中，一台PCS当做“电网”，另一台PCS当做设备。设备在“并网”过程中需要对电网的电压幅值与相位进行跟踪锁相，当设备电压和相位与电网一致时方可并入，如果相位不同步会在并联的瞬间引起电流冲击，此时系统会触发过流保护，并联失败。另外，由于PCS与负载之间存在线路阻抗，在其中一台PCS构网运行时，此时采集的电压包含线路阻抗压降，这会导致两台PCS在并联时电压幅值不一致，同样并联失败。因此，针对相位和电压进行预同步处理，以PCS1为参考电网，PCS2对PCS1进行相位、电压预同步处理。控制框图如图6所示。图6中可以看出，实现相位预同步是改进PCS2的有功-频率环，具体思路为：两台PCS经过锁相环得到输出电压角频率ω

预同步过程流程框图如图7所示。从图7中可以看出，相位预同步和电压预同步是同时进行的，在电压预同步中每台PCS的线路阻抗有可能不一致，两台PCS在并联瞬间电压幅值很难达到完全一致。两台PCS的电压幅值的差值满足|U

在本示例的实施例中，并联系统功率特性分析包括：

对图5中的电路模型进行物理建模分析，每台构网型储能变流器的桥臂输出电压都可以等效成一个理想电压源，因此，可以构成的并联系统如图8所示。图8所示的并联模型中，E

在并联系统中，以PCS1为例，当处于稳态运行时，其给负载提供的功率为

S

负载侧吸收的功率为

结合式(27)和(28)，可得到PCS1提供给负载的有功和无功功率为

同理，得到PCS2提供给负载的有功和无功功率为

在并联系统运行时，装置交流侧的输出电压E

将式(31)代入式(29)、式(30)中，可得

根据式(32)，可以对装置输出的有功功率进行特性分析：以PCS1的输出电压幅值E

由式(33)可以看出，输出电压角度θ

当整个并联系统处于稳定运行时，PCS输出电压的相位θ

同理，对装置输出的无功功率进行特性分析：以PCS1的输出电压相位角θ

由上述分析可知，由于电路呈感性，则r

从式(28)中可看出，电路呈感性时PCS输出电压幅值E

基于上述所有假设条件，可将式(32)改写为

从式(38)可以看到，当电路呈感性时，影响有功功率的主要因素为相角，影响无功功率的主要因素为PCS与负载之间的电压差。

在本示例的实施例中，功率均分原理包括：

构网型PCS并联控制中，功率的合理分配是及其重要的，多台PCS之间功率不均分易引发功率振荡。功率均分问题可以分为两大类，第一类为负载变化时功率均分；第二类为系统给定值变化时的功率分配问题，二者都属于暂态功率均分问题。

多台PCS之间最终输出的总功率与负载功率之间满足

以两台PCS为例，假设两台PCS的额定功率均为100kW，给定功率相同，负载为200kW的有功负载，则控制目标是两台PCS各自输出100kW。若此时减载，则最终稳态输出功率也按减载后的功率平均分配。

当两台PCS给定功率不变时有功与下垂系数的关系为

在稳定运行时，两台PCS电压幅值和相角相差不大，因此，将式(40)代入式(38)可得

从式(41)中可以看出，两台PCS输出阻抗比与下垂系数呈比例关系，当两台下垂系数比与输出阻抗比相同时，功率便可实现输出均分。输出阻抗包括滤波器输出阻抗和线路阻抗，两台相同参数的PCS滤波器参数一般相同，但由于两台PCS之间可能相差甚远，导致线路阻抗存在不同，这就导致输出功率难以均分且存在振荡，由此，需要引入虚拟阻抗来平衡线路阻抗，减小功率波动、解决功率均分问题。

第二类均分为PCS给定功率变化。假设负载不变化，在某一时刻，某一台PCS的给定值变大，那么两台PCS此刻的功率给定值不等，给定值较大的要增发功率，根据下垂特性，另外一台PCS就要减发功率，给定值减少，输出功率目标值减少，但输出的总功率仍满足式(39)。

当PCS1的给定值增加时，VSG在额定频率下的发出的P

由此可见，实现功率均分的重要因素在于两台PCS的下垂系数之比，如果两台PCS下垂系数相同则可以实现功率1:1分配。因此，本文是基于两台PCS的下垂系数相同进行研究。

在本示例的实施例中，虚拟定子阻抗控制策略包括：

常规的VSG控制是把转子的机械方程的输出相位和无功-电压环输出参考电压经dq变换给到电压电流双闭环控制，但由同步发电机定子电压方程式可知，定子输出电压在给到闭环控制之前还应考虑定子本身阻抗压降，这样建立的模型更加精确且可以调节输出阻抗，因此，需要添加虚拟定子阻抗。虚拟定子阻抗的功能是模拟定子本身的阻抗压降。它是作为一个虚拟阻抗控制器来工作的。虚拟定子阻抗控制器是通过将输出电流乘以虚拟定子阻抗Z

首先分析不加入虚拟定子阻抗，其控制框图如图9所示。图9中，K

因此，得到电压电流环的前向增益G(s)为

在不加定子阻抗调节器时，滤波器的输出阻抗Z

加入虚拟定子阻抗后的控制框图如图10所示。由图10可得到

将式(46)合并，可得到：

由式(47)可以看出，加入虚拟阻抗后的装置等效输出阻抗为

Z

从式(48)可以看出，加入虚拟定子阻抗后，PCS的等效输出阻抗就变成了原来的滤波器输出阻抗与虚拟阻抗之和。

下面针对虚拟定子阻抗进行建模分析，假设三相虚拟阻抗电路为

由于本文采用的算法都是基于dq坐标系，因此，虚拟阻抗建模也基于dq坐标系来实现

综合以上分析可得到虚拟定子阻抗的整体控制框图，如图11所示。

在本示例的实施例中，考虑SOC特性的功率自调节策略包括：

在构网并联运行中PCS作为主电源使用，在运行中若储能装置在SOC水平较低时仍出较大的有功，很有可能使PCS因电量不足而停机，PCS在停机后会是整个微电网无法正常运行，后果极其严重。因此，需要考虑储能介质的物理特性，这会限制了VSG设计的自由度，以蓄电池为例。蓄电池单体的SOC水平与端口开路电压的关系如图12所示。由图12可以看出，蓄电池单体的开路电压与SOC的水平呈正相关，在SOC处于20％-80％时电压较为稳定。蓄电池单体的端电压在3.8V±0.1V范围内变化；当SOC水平低于10％时，蓄电池单体的开路电压显著降低；储能系统需要多个蓄电池单体并联形成蓄电池组,电压跌落会更加明显。若电池组电压过低，PCS仍长时间输出较大有功，会导致系统电量不足而无法工作。因此，对VSG控制做出约束。

通过分析了有功闭环传递函数为二阶欠阻尼系统，PCS输出功率在功率指令变化ΔP

式中，

可得有功最大值为

从式(53)中可以得出有功最大值与功率指令变化、超调量有关。在SOC值为20％时，超调要尽量小。令ΔP

具体实现的流程框图如图13所示。以PCS1为例，从图13可以看出，当EMS检测到PCS1的SOC值低于20％时，会将触发信号传到PCS1的DSP中，DSP收到触发信号，将PCS1标志位Flag_PCS1置为1，并判断PCS2的标志位Flag_PCS2是否为1，如果不为1，则表示PCS2当前处于较高SOC，可以进行增发功率；若标志位为1，则代表PCS2也处于低SOC，PCS2无法增发功率，PCS1仍按原设定功率进行。满足PCS2增发功率条件后，PCS1将当前输出电压和电流值上传到EMS系统，EMS系统计算得出当前PCS1功率，重新给定PCS1功率值，同时，PCS2的输出电压和电流值也上传到EMS系统，重新给定PCS2功率值。

在本示例的实施例中，对单台与多台构网型PCS虚拟同步发电机控制进行介绍分析。首先对传统发电机调频和调压原理进行分析；建立了同步发电机转子机械模型和定子电压电气模型，由此提出单台VSG控制策略，包括有功-频率方程与无功电压方程；建立有功小信号模型，根据标准界定得出最佳惯量。根据单台PCS拓扑得出多机并联拓扑，设计构网型PCS并联预同步环节减小并联瞬间功率和电流的冲击；分析功率特性；考虑微电网中多机并联时若SOC低，导致微网不能正常工作的问题，给出功率自调节的设计流程。

需要说明的是，尽管在附图中以特定顺序描述了本公开中方法的各个步骤，但是，这并非要求或者暗示必须按照该特定顺序来执行这些步骤，或是必须执行全部所示的步骤才能实现期望的结果。附加的或备选的，可以省略某些步骤，将多个步骤合并为一个步骤执行，以及/或者将一个步骤分解为多个步骤执行等。

此外，在本示例实施例中，还提供了一种构网型储能变流器控制装置。参照图4所示，该一种构网型储能变流器控制装置200可以包括：单台PCS模型建立模块210、构网型PCS模型建立模块220、虚拟定子阻抗控制模块230以及功率自调节VSG控制模块240。其中：

单台PCS模型建立模块210，用于对单台储能变流器PCS的同步发电机频率和电压调节特性进行分析，建立单台储能变流器PCS的数学模型；

构网型PCS模型建立模块220，用于基于所述单台储能变流器PCS的数学模型，生成采用多机并联的方式的构网型储能变流器PCS数学模型，并基于虚拟同步发电机控制VSG的下垂特性实现对所述构网型储能变流器PCS的功率均匀分配；

虚拟定子阻抗控制模块230，用于对所述构网型储能变流器PCS建立基于虚拟定子阻抗的电压外环控制，实现对所述构网型储能变流器PCS的功率解耦、抑制功率振荡控制；

功率自调节VSG控制模块240，用于对所述构网型储能变流器PCS建立预设的基于功率自调节的VSG控制策略，实现对构网型储能变流器的控制。

上述中各一种构网型储能变流器控制装置模块的具体细节已经在对应的一种构网型储能变流器控制方法中进行了详细的描述，因此此处不再赘述。

应当注意，尽管在上文详细描述中提及了一种构网型储能变流器控制装置200的若干模块或者单元，但是这种划分并非强制性的。实际上，根据本公开的实施方式，上文描述的两个或更多模块或者单元的特征和功能可以在一个模块或者单元中具体化。反之，上文描述的一个模块或者单元的特征和功能可以进一步划分为由多个模块或者单元来具体化。

此外，上述附图仅是根据本发明示例性实施例的方法所包括的处理的示意性说明，而不是限制目的。易于理解，上述附图所示的处理并不表明或限制这些处理的时间顺序。另外，也易于理解，这些处理可以是例如在多个模块中同步或异步执行的。

本领域技术人员在考虑说明书及实践这里公开的发明后，将容易想到本公开的其他实施例。本申请旨在涵盖本公开的任何变型、用途或者适应性变化，这些变型、用途或者适应性变化遵循本公开的一般性原理并包括本公开未公开的本技术领域中的公知常识或惯用技术手段。说明书和实施例仅被视为示例性的，本公开的真正范围和精神由权利要求指出。

应当理解的是，本公开并不局限于上面已经描述并在附图中示出的精确结构，并且可以在不脱离其范围进行各种修改和改变。本公开的范围仅由所附的权利要求来限。