一种虚拟同步发电机的控制方法、装置及系统与流程
本申请涉及电力控制技术领域，尤其涉及一种虚拟同步发电机的控制方法、装置及系统。
背景技术：
随着当今社会对能源的关注度不断提高，分布式发电技术得到高速发展。通常，分布式发电系统的输出为直流电，因而需要经过逆变器将直流电转换为工频交流电后，分布式发电系统才可并入电网。虚拟同步发电机(virtualsynchronousgenerator，vsg)技术可通过控制算法对逆变器进行控制，使得逆变器拥有与同步发电机相类似的外特性，从而改善逆变器的性能，实现分布式发电系统友好接入电网，提高分布式发电系统的稳定性。
通常，将逆变器以及采用vsg技术的控制模块统称为vsg。vsg包含电压源型vsg(voltagesourcevsg，vvsg)和电流源型vsg(currentsourcevsg，cvsg)。其中，vvsg的外特性表现为受控电压源，cvsg的外特性表现为受控电流源。
在电网实际运行过程中，电网电压易受到负载不平衡、短路故障、非全相运行等因素的影响而出现三相不平衡的现象，在这种情况下vsg会出现电流过载、功率振荡、电流不平衡等问题，威胁整个系统的安全稳定运行。因此，vsg如何通过控制算法来改善三相不平衡现象，是一个亟待解决的问题。
现有技术中，关于vvsg在不平衡条件下的控制策略已有所探讨，例如，通过优化vvsg的控制参数来改善三相不平衡现象。但是，关于cvsg在不平衡条件下的控制策略还未涉及。
综上，亟需一种cvsg在电网三相不平衡条件下的控制方案，从而改善电网的三相不平衡现象。
技术实现要素：
本申请实施例提供一种虚拟同步发电机的控制方法、装置及系统，用以提供一种cvsg在电网三相不平衡条件下的控制方案，从而改善电网的三相不平衡现象。
第一方面，本申请实施例提供一种虚拟同步发电机的控制方法，该方法包括如下步骤：
确定电网的正序电压、负序电压、正序电流和负序电流；根据正序电压以及电网电压的角频率计算得到正序电流参考指令，并根据负序电压和正序电压计算得到负序电流参考指令；其中，正序电流参考指令用于指示电网在三相平衡时与正序电压及电网电压的角频率对应的正序电流的响应值，负序电流参考指令用于指示电网在三相不平衡时与负序电压及正序电压对应的负序电流响应值；然后，根据正序电流参考指令以及正序电流计算得到正序调制波，并根据负序电流参考指令以及负序电流计算得到负序调制波；最后，根据正序调制波和负序调制波控制虚拟同步发电机的运行。
其中，正序调制波用于对电网的正序功率进行补偿，负序调制波用于对电网的负序功率进行补偿。
采用上述方案，由于根据电网的正序电压、负序电压、正序电流和负序电流计算得到正序电流参考指令和负序电流参考指令，该电流参考指令(即正序电流参考指令和负序电流参考指令)用于指示电网电流(即电网的正序电流和负序电流)的响应值值，可用于控制外特性为受控电流源的cvsg。因而通过(根据负序电流参考指令和负序电流计算得到的)负序调制波对并网发电系统中外特性为cvsg的逆变器进行控制，可以为不平衡电网提供负序功率(包括负序有功功率补偿和负序无功功率)的补偿，减小电网电压的负序分量，从而改善交流电力系统中的三相不平衡现象。同时，通过(根据正序电流参考指令和正序电流计算得到的)正序调制波对并网发电系统中外特性为cvsg的逆变器进行控制，可以为电网提供正序功率(正序有功功率补偿和正序无功功率)的补偿，从而减小电网的频率偏差和电压幅值偏差。
在一种可能的设计中，在确定电网的正序电压、负序电压、正序电流和负序电流之前，还可以采集虚拟同步发电机的并网点的三相电压和三相电感电流；那么，确定电网的正序电压、负序电压、正序电流和负序电流，具体可通过如下方式实现：根据三相电压和三相电感电流计算得到正序电压、负序电压、正序电流和负序电流。
具体地，在上述实现方式中，根据三相电压和三相电感电流计算得到电网的正序电压、负序电压、正序电流和负序电流，可通过如下方式实现：根据三相电压计算得到电网电压的角频率和相位、正序电压以及负序电压；其中，正序电压包含两相旋转坐标系下的d轴分量和q轴分量，负序电压包含两相旋转坐标系下的d轴分量和q轴分量；根据相位对三相电感电流进行分解，得到正序电流和负序电流；其中，正序电流包含两相旋转坐标系下的d轴分量和q轴分量，负序电流包含两相旋转坐标系下的d轴分量和q轴分量。
其中，两相旋转坐标系又称为dq坐标系。在两相旋转坐标系中，d轴分量表示有功分量，q轴分量表示无功分量。需要说明的是，本申请实施例中，某个变量的d轴分量即代表该变量的有功分量，某个变量的q轴分量即代表该变量的无功分量。
下面，分别介绍正序电流参考指令和负序电流参考指令的计算方法。
一、正序电流参考指令
具体地，根据正序电压以及电网电压的角频率计算得到正序电流参考指令，可以通过以下方式实现：根据电网电压的角频率计算得到虚拟同步发电机的正序有功功率；根据正序电压计算得到虚拟同步发电机的正序无功功率；根据正序有功功率、正序无功功率和正序电压计算得到正序电流参考指令。
采用上述方案，根据正序电流参考指令控制并网发电系统中的cvsg时，分别对正序有功功率和正序无功功率进行补偿，从而减小电网的频率偏差和电压幅值偏差。
在一种可能的设计中，根据电网电压的角频率计算得到的虚拟同步发电机的正序有功功率符合下述公式要求：
其中，pp为正序有功功率；pref为正序有功功率指令；j为虚拟惯量；ω0为电网电压的角频率指令；ω为电网电压的角频率；m为有功下垂系数。
在一种可能的设计中，根据正序电压计算得到的虚拟同步发电机的正序无功功率符合下述公式要求：
其中，qp为正序无功功率；qref为正序无功功率指令；n为无功下垂系数；uref为正序电压幅值指令；udp为正序电压在两相旋转坐标系下的d轴分量；uqp为正序电压在两相旋转坐标系下的q轴分量。
在一种可能的设计中，根据正序有功功率、正序无功功率、和正序电压计算得到的正序电流参考指令符合下述公式要求：
其中，
二、负序电流参考指令
具体地，根据负序电压和正序电压计算得到负序电流参考指令，可以通过如下方式实现：根据负序电压分别计算得到虚拟同步发电机的负序有功功率和负序无功功率；根据负序有功功率、负序无功功率和正序电压计算得到负序电流参考指令。
采用上述方案，根据负序电流参考指令控制并网发电系统中的cvsg时，是根据负序电压的有功分量和无功分量分别对电网的负序有功功率和负序无功功率进行补偿的，因而采用本申请实施例提供的虚拟同步发电机的控制方法，可以实现有功功率和无功功率的解耦补偿，降低算法的实现难度。
在一种可能的设计中，根据负序电压计算得到的虚拟同步发电机的负序有功功率符合下述公式要求：
pn＝p0+kqnuqn
其中，pn为负序有功功率，p0为负序有功功率指令，kqn为负序有功补偿系数，uqn为负序电压在两相旋转坐标系下的q轴分量。
在一种可能的设计中，根据负序电压计算得到的虚拟同步发电机的负序无功功率符合下述公式要求：
qn＝q0-kdnudn
其中，qn为负序无功功率，q0为负序无功功率指令，kdn为负序无功补偿系数，udn为负序电压在两相旋转坐标系下的d轴分量。
在一种可能的设计中，根据负序有功功率、负序无功功率和正序电压计算得到的负序电流参考指令符合下述公式要求：
其中，
此外，在第一方面提供的方法中，根据正序电流参考指令以及正序电流计算得到正序调制波，具体可通过如下方式实现：对正序电流参考指令和正序电流之差进行比例-积分控制，得到第一调制波；对第一调制波进行派克(park)反变换，得到两相静止坐标系下的正序调制波。
具体实现时，由于正序电流参考指令包含d轴分量和q轴分量，正序电流也包含d轴分量和q轴分量，因此在对正序电流参考指令和正序电流之差进行比例-积分控制时，可分别对正序电流参考指令的d轴分量和正序电流的d轴分量之差进行比例-积分控制，同时对正序电流参考指令的q轴分量和正序电流的q轴分量之差进行比例-积分控制，从而得到第一调制波的d轴分量和q轴分量。然后，再对第一调制波进行派克(park)反变换，即通过坐标转换将第一调制波的表达式由两相旋转坐标系变换到两相静止坐标系，得到正序调制波。
此外，在第一方面提供的方法中，根据负序电流参考指令以及负序电流计算得到负序调制波，具体可通过如下方式实现：对负序电流参考指令和负序电流之差进行比例-积分控制，得到第二调制波；对第二调制波进行派克(park)反变换，得到两相静止坐标系下的负序调制波。
与对第一调制波的派克(park)反变换类似，在对第二调制波进行派克(park)反变换时需要根据电网的负相位-θ进行变换，此处不再赘述。
在一种可能的设计中，根据正序调制波和负序调制波控制虚拟同步发电机的运行，具体可通过如下方式实现：将正序调制波在两相静止坐标系下的α轴分量和负序调制波在两相静止坐标系下的α轴分量相加，得到α轴调制波分量；将正序调制波在两相静止坐标系下的β轴分量和负序调制波在两相静止坐标系下的β轴分量相加，得到β轴调制波分量；对α轴调制波分量和β轴调制波分量进行空间矢量脉宽调制svpwm，得到驱动信号，驱动信号用于驱动虚拟同步发电机。
svpwm是在对三相交流电机进行转速控制时，为了使三相逆变桥的交流输出端输出期望的交流电压波形而采用的一种pwm调制技术。采用svpwm技术，可以将α轴调制波分量和β轴调制波分量转换为驱动信号，该驱动信号用于控制虚拟同步发电机中用于实现逆变功能的开关网络的通断状态，从而控制虚拟同步发电机输出的交流电压信号，提升电网三相电压的平衡度。
第二方面，本申请实施例提供一种虚拟同步发电机的控制装置，该装置包括：
计算单元，用于确定电网的正序电压、负序电压、正序电流和负序电流；
cvsg控制单元，用于根据正序电压以及电网电压的角频率计算得到正序电流参考指令；以及，根据负序电压和正序电压计算得到负序电流参考指令；其中，正序电流参考指令用于指示电网在三相平衡时与正序电压及所述电网电压的角频率对应的正序电流的响应值，负序电流参考指令用于指示电网在三相不平衡时与负序电压及正序电压对应的负序电流响应值；
电流控制单元，用于根据正序电流参考指令以及正序电流计算得到正序调制波；以及，根据负序电流参考指令以及负序电流计算得到负序调制波；其中，正序调制波可用于对电网的正序功率进行补偿，负序调制波可用于对电网的负序功率进行补偿；
调制单元，用于根据正序调制波和负序调制波控制虚拟同步发电机的运行。
在一种可能的设计中，第二方面提供的虚拟同步发电机的控制装置还包括采集单元，用于在计算单元确定电网的正序电压、负序电压、正序电流和负序电流之前，采集虚拟同步发电机的并网点的三相电压和三相电感电流；那么，计算单元在确定电网的正序电压、负序电压、正序电流和负序电流时，具体用于：根据三相电压和三相电感电流计算得到正序电压、负序电压、正序电流和负序电流。
具体地，在上述实现方式中，计算单元在根据三相电压和三相电感电流计算得到电网的正序电压、负序电压、正序电流和负序电流时，具体可通过如下方式实现：根据三相电压计算得到电网电压的角频率和相位、正序电压以及负序电压；其中，正序电压包含两相旋转坐标系下的d轴分量和q轴分量，负序电压包含两相旋转坐标系下的d轴分量和q轴分量；根据相位对三相电感电流进行分解，得到正序电流和负序电流；其中，正序电流包含两相旋转坐标系下的d轴分量和q轴分量，负序电流包含两相旋转坐标系下的d轴分量和q轴分量。
在一种可能的设计中，cvsg控制单元在根据正序电压以及电网电压的角频率计算得到正序电流参考指令时，具体用于：根据电网电压的角频率计算得到虚拟同步发电机的正序有功功率；根据正序电压计算得到虚拟同步发电机的正序无功功率；根据正序有功功率、正序无功功率和正序电压计算得到正序电流参考指令。
在一种可能的设计中，cvsg控制单元根据电网电压的角频率计算得到的虚拟同步发电机的正序有功功率符合下述公式要求：
其中，pp为正序有功功率；pref为正序有功功率指令；j为虚拟惯量；ω0为电网电压的角频率指令；ω为电网电压的角频率；m为有功下垂系数。
在一种可能的设计中，cvsg控制单元根据正序电压计算得到的虚拟同步发电机的正序无功功率符合下述公式要求：
其中，qp为正序无功功率；qref为正序无功功率指令；n为无功下垂系数；uref为正序电压幅值指令；udp为正序电压在两相旋转坐标系下的d轴分量；uqp为正序电压在两相旋转坐标系下的q轴分量。
在一种可能的设计中，cvsg控制单元根据正序有功功率、正序无功功率、和正序电压计算得到的正序电流参考指令符合下述公式要求：
其中，
在一种可能的设计中，cvsg控制单元在根据负序电压和正序电压计算得到负序电流参考指令时，具体用于：根据负序电压分别计算得到虚拟同步发电机的负序有功功率和负序无功功率；根据负序有功功率、负序无功功率和正序电压计算得到负序电流参考指令。
在一种可能的设计中，cvsg控制单元根据负序电压计算得到的虚拟同步发电机的负序有功功率符合下述公式要求：
pn＝p0+kqnuqn
其中，pn为负序有功功率，p0为负序有功功率指令，kqn为负序有功补偿系数，uqn为负序电压在两相旋转坐标系下的q轴分量。
在一种可能的设计中，cvsg控制单元根据负序电压计算得到的虚拟同步发电机的负序无功功率符合下述公式要求：
qn＝q0-kdnudn
其中，qn为负序无功功率，q0为负序无功功率指令，kdn为负序无功补偿系数，udn为负序电压在两相旋转坐标系下的d轴分量。
在一种可能的设计中，cvsg控制单元根据负序有功功率、负序无功功率和正序电压计算得到的负序电流参考指令符合下述公式要求：
其中，
在一种可能的设计中，电流控制单元在根据正序电流参考指令以及正序电流计算得到正序调制波时，具体用于：对正序电流参考指令和正序电流之差进行比例-积分控制，得到第一调制波；对第一调制波进行派克(park)反变换，得到两相静止坐标系下的正序调制波。
在一种可能的设计中，电流控制单元在根据负序电流参考指令以及负序电流计算得到负序调制波时，具体用于：对负序电流参考指令和负序电流之差进行比例-积分控制，得到第二调制波；对第二调制波进行派克(park)反变换，得到两相静止坐标系下的负序调制波。
在一种可能的设计中，调制单元在根据正序调制波和负序调制波控制虚拟同步发电机的运行时，具体用于：将正序调制波在两相静止坐标系下的α轴分量和负序调制波在两相静止坐标系下的α轴分量相加，得到α轴调制波分量；将正序调制波在两相静止坐标系下的β轴分量和负序调制波在两相静止坐标系下的β轴分量相加，得到β轴调制波分量；对α轴调制波分量和β轴调制波分量进行空间矢量脉宽调制svpwm，得到驱动信号，驱动信号用于驱动虚拟同步发电机。
第三方面，本申请实施例提供一种虚拟同步发电机的控制系统，包括：具备储能能力的直流系统、虚拟同步发电机和交流电力系统；其中，虚拟同步发电机中包含虚拟同步发电机的控制装置；虚拟同步发电机的控制装置用于执行第一方面及其任一种可能的设计中提供的方法，以控制虚拟同步发电机的运行。
第四方面，本申请实施例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存储有计算机指令，当所述指令在计算机上运行时，使得计算机执行上述第一方面及其任意可能的设计中提供的方法。
第五方面，本申请实施例提供了一种计算机程序产品，该计算机程序产品在被计算机调用时，使得计算机执行上述第一方面及其任意可能的设计中提供的方法。
另外，第二方面及其任一种可能设计方式所带来的技术效果可参见第一方面中不同设计方式所带来的技术效果，此处不再赘述。
附图说明
图1为本申请实施例提供的第一种应用场景的示意图；
图2为本申请实施例提供的第二种应用场景的示意图；
图3为本申请实施例提供的第三种应用场景的示意图；
图4为本申请实施例提供的第四种应用场景的示意图；
图5为本申请实施例提供的第五种应用场景的示意图；
图6为本申请实施例提供的一种虚拟同步发电机的控制方法的流程示意图；
图7为本申请实施例提供的正序调制波和负序调制波的算法流程图；
图8为本申请实施例提供的另一种虚拟同步发电机的控制方法的流程示意图；
图9为本申请实施例提供的一种cvsg的结构示意图；
图10为本申请实施例提供的一种虚拟同步发电机的控制装置的结构示意图；
图11为本申请实施例提供的另一种虚拟同步发电机的控制装置的结构示意图；
图12为本申请实施例提供的一种虚拟同步发电机的控制系统的结构示意图。
具体实施方式
为了使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本申请作进一步地详细描述。
首先，对本申请实施例的应用场景加以介绍。
如图1所示，本申请实施例提供的虚拟同步发电机控制方案可应用于并网发电系统，该并网发电系统包含具备储能能力的直流系统、逆变器和交流电力系统。其中，具备储能能力的直流系统可以对光伏发电系统、风力发电系统、风光互补发电系统、水力发电系统等发电系统产生的电能进行储能，以及将储存的电能以直流形式输出至逆变器；逆变器用于将直流电能转换为交流电能，并输出至交流电力系统；交流电力系统可通过交流电能为负载供电。通过图1所示的并网发电系统可以实现将直流系统储存的直流电能传输至交流电力系统，并由交流电力系统为负载供电。
图1中的逆变器可以包含开关网络、滤波器以及控制单元，如图2所示。开关网络通过开关单元的导通和关断实现将直流电能转换为交流电能；滤波器用于对交流电流进行滤波；控制单元用于控制开关网络，从而使得并网发电系统稳定、可靠地运行。其中，滤波器包括但不限于lcl滤波器、lc滤波器等。当然，本申请实施例中对滤波器的类型也不做具体限定，只要通过滤波器可以实现滤波功能即可。需要说明的是，滤波器与交流电力系统连接，滤波器与交流电力系统的连接点通常可以称为并网点。
具体地，图1所示的并网发电系统中，具备储能能力的直流系统包含但不限于预留备用光伏系统、配置储能系统的光伏系统以及储能系统；交流电力系统可以是为负载提供工频交流电的交流电网。
示例性地，图3为图1所示的并网发电系统的一个具体示例。光伏发电系统通过预留备用的方式实现直流电能的储能；在交流电网的频率降低时，预留备用光伏系统中储存的直流电能经过逆变器转换为交流电能，传输至交流电网。通过图3所示的并网发电系统可以在实现电能向交流电网传输的同时，实现交流电网的调频。
示例性地，图4为图1所示的并网发电系统的另一个具体示例。光伏发电系统通过配置储能系统的方式实现直流电能的储能；在交流电网的频率波动时，储能系统储存的直流电能经过逆变器转换为交流电能，并传输至交流电网。通过图4所示的并网发电系统可以在实现直流电力系统与交流电力系统之间的能量交换的同时，实现交流电网的调频。
示例性地，图5为图1所示的并网发电系统的又一个具体示例。如图5所示，储能系统通过逆变器连接至交流电网。在交流电网的频率波动时，储能系统储存的直流电能经过逆变器转换为交流电能，并传输至交流电网。通过图5所示的并网发电系统可以在实现直流电力系统与交流电力系统之间的能量交换的同时，实现交流电网的调频。
在现有的并网发电系统中，当电网电压受到负载不平衡、短路故障、非全相运行等因素影响时，可能会出现三相不平衡的现象，即电网的三相负荷不同，具体表现为三相电压的相位不同、三相电压的幅值不同、三相电感电流的相位不同、三相电感电流的幅值不同等现象中的一种或多种。在这种情况下，vsg会出现电流过载、功率振荡、电流不平衡等问题，威胁整个系统的安全稳定运行。因此，vsg如何通过控制算法来改善三相不平衡现象，是一个亟待解决的问题。
现有技术中，关于vvsg在不平衡条件下的控制策略已有所探讨，例如，通过优化vvsg的控制参数来改善三相不平衡现象。但是，关于cvsg在不平衡条件下的控制策略还未涉及。
本申请实施例提供一种虚拟同步发电机的控制方法、装置及系统，用以提供一种cvsg在三相不平衡现象下的控制方案，从而改善电网的三相不平衡现象。其中，方法和装置是基于同一发明构思的，由于方法及装置解决问题的原理相似，因此装置与方法的实施可以相互参见，重复之处不再赘述。
需要说明的是，本申请实施例中所涉及的多个，是指两个或两个以上。另外，需要理解的是，在本申请实施例的描述中，“第一”、“第二”等词汇，仅用于区分描述的目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性，也不能理解为指示或暗示顺序。
下面结合附图对本申请实施例提供的虚拟同步发电机的控制方案进行具体说明。
参见图6，为本申请实施例提供的虚拟同步发电机的控制方法的流程示意图。该方法包括如下步骤：
s601：确定电网的正序电压、负序电压、正序电流和负序电流。
其中，电网即为图1所示的交流电力系统。
在执行s601之前，还可先采集虚拟同步发电机的并网点的三相电压和三相电感电流；那么，在执行s601确定电网的正序电压、负序电压、正序电流和负序电流时，就可以根据采集到的三相电压和三相电感电流计算得到正序电压、负序电压、正序电流和负序电流。
如前所述，本申请实施例中的电网可视为图1所示的并网发电系统。在图1所示的并网发电系统中，逆变器中的滤波器与交流电力系统的连接点称为并网点(通常有三个)，并网点处的三相电压可以反映出交流电力系统当前的运行状态：在交流电力系统中，可以把三相的不对称分量分解成对称分量(正序分量、负序分量)以及零序分量。在三相交流电力系统中，三相电压和三相电感电流均可以分解成上述三个分量。对于三相对称的交流电力系统，负序分量和零序分量都为零。当系统出现三相不平衡现象时，则可以分解出负序分量和零序分量。
本申请实施例中，虚拟同步发电机的控制方案的控制目标是减小电网电压的负序分量，从而提升三相电压的平衡度，本申请实施例中对零序分量不予考虑。
具体地，在上述实现方式中，根据三相电压和三相电感电流计算得到电网的正序电压、负序电压、正序电流和负序电流，可以通过如下方式实现：根据三相电压计算得到电网电压的角频率和相位、正序电压以及负序电压；其中，正序电压包含两相旋转坐标系下的d轴分量和q轴分量，负序电压包含两相旋转坐标系下的d轴分量和q轴分量；根据电网的相位对三相电感电流进行分解，得到正序电流和负序电流；其中，正序电流包含两相旋转坐标系下的d轴分量和q轴分量，负序电流也包含两相旋转坐标系下的d轴分量和q轴分量。
其中，两相旋转坐标系又称为dq坐标系。在两相旋转坐标系中，d轴分量表示有功分量，q轴分量表示无功分量。需要说明的是，本申请实施例中，某个变量的d轴分量即代表该变量的有功分量，某个变量的q轴分量即代表该变量的无功分量。
具体实现时，根据三相电压计算得到电网电压的角频率和相位、正序电压以及负序电压，可以通过基于双二阶广义积分器的锁相环(dualsecond-ordergeneralizedintegratorphaselockedloop，dsogi-pll)实现；根据电网的相位对三相电感电流进行分解得到正序电流和负序电流，可以通过双二阶广义积分器(dualsecond-ordergeneralizedintegrator，dsogi)实现。具体地，通过dsogi可以分解得到正序电流的d轴分量和q轴分量，以及负序电流的d轴分量和q轴分量。s602：根据正序电压以及电网电压的角频率计算得到正序电流参考指令，并根据负序电压和正序电压计算得到负序电流参考指令。
其中，正序电流参考指令用于指示电网在三相平衡时与正序电压及电网电压的角频率对应的正序电流的响应值，负序电流参考指令用于指示电网在三相不平衡时与负序电压及正序电压对应的负序电流响应值。
如前所述，当电网出现三相不平衡现象时，三相不平衡现象会体现在三相电压和三相电感电流的幅值和相位上，同样也会体现在正序电压和负序电压上。因而s602中计根据正序电压和负序电压计算得到的正序电流参考指令和负序电流参考指令，可以将三相不平衡现象考虑在内。也就是说，当电网中实际的负序电流值等于或接近负序电流参考指令指示的负序电流响应值时，cvsg的三相不平衡现象可以得到改善；同时，当电网中实际的正序电流值等于或接近于正序电流参考指令指示的正序电流的响应值时，可以减小电网的频率偏差和电压幅值偏差。
综上，本申请实施例提供的虚拟同步发电机的控制方案的控制目标是减小电网电压的负序分量。s602中计算得到正序电流参考指令和负序电流参考指令，该电流参考指令(即正序电流参考指令和负序电流参考指令)用于指示电网电流(即电网的正序电流和负序电流)的响应值，可用于控制外特性为受控电流源的cvsg。其中，通过(根据负序电流参考指令和负序电流计算得到的)负序调制波对cvsg进行控制，可以对不平衡电网进行负序功率(包括负序有功功率和负序无功功率)的补偿，从而减小未故障相出现过电压的风险、达到提升电网电压平衡度的控制目标。此外，通过(根据正序电流参考指令和正序电流计算得到的)正序调制波对cvsg进行控制，可以对电网进行正序功率(包括正序有功功率和正序无功功率)的补偿，从而减小电网的频率偏差和电压幅值偏差。
下面对s602中如何计算得到正序电流参考指令和负序电流参考指令进行介绍。
具体地，根据正序电压以及电网电压的角频率计算得到正序电流参考指令，可以通过如下方式实现：根据电网电压的角频率计算得到虚拟同步发电机的正序有功功率；根据正序电压计算得到虚拟同步发电机的正序无功功率；根据正序有功功率、正序无功功率和正序电压计算得到正序电流参考指令。
其中，根据电网电压的角频率计算得到的虚拟同步发电机的正序有功功率可以符合下述公式要求：
在上述公式中，pp为正序有功功率；pref为正序有功功率指令；j为虚拟惯量；ω0为电网电压的角频率指令；ω为电网电压的角频率；m为有功下垂系数。其中，正序有功功率指令pref可以根据并网需求进行设置，例如正序有功功率指令可以设置为0。有功下垂系数可以根据电网允许的频率偏差进行设置。例如，电网允许的频率偏差为1％，虚拟同步发电机的有功功率响应为100％。
其中，根据正序电压计算得到的虚拟同步发电机的正序无功功率可以符合下述公式要求：
在上述公式中，qp为正序无功功率；qref为正序无功功率指令；n为无功下垂系数；uref为正序电压幅值指令；udp为正序电压在两相旋转坐标系下的d轴分量；uqp为正序电压在两相旋转坐标系下的q轴分量。其中，正序无功功率指令qref可以根据并网需求进行设置，例如正序无功功率指令可以设置为0。无功下垂系数可以根据电网允许的电压幅值偏差进行设置。例如，电网允许的电压幅值偏差为3％，虚拟同步发电机的无功功率响应为100％。
其中，根据正序有功功率、正序无功功率、和正序电压计算得到的正序电流参考指令可以符合下述公式要求：
在上述公式中，
具体地，根据负序电压和正序电压计算得到负序电流参考指令，具体可通过如下方式实现：根据负序电压分别计算得到虚拟同步发电机的负序有功功率和负序无功功率，进而根据负序有功功率、负序无功功率和正序电压计算可以得到负序电流参考指令。
其中，根据负序电压计算得到的虚拟同步发电机的负序有功功率可以符合下述公式要求：
pn＝p0+kqnuqn
在上述公式中，pn为负序有功功率，p0为负序有功功率指令，kqn为负序有功补偿系数，uqn为负序电压在两相旋转坐标系下的q轴分量。其中，负序有功功率指令p0可以根据并网需求进行设置，例如负序有功功率指令可以设置为0。负序有功补偿系数可以根据负序有功功率的补偿要求进行设置。例如，根据国际标准vde4120中对光伏发电系统提出的负序有功功率的补偿要求，可以将负序有功补偿系数设置为2～6之间的数值。
其中，根据负序电压计算得到的虚拟同步发电机的负序无功功率可以符合下述公式要求：
qn＝q0-kdnudn
在上述公式中，qn为负序无功功率，q0为负序无功功率指令，kdn为负序无功补偿系数，udn为负序电压在两相旋转坐标系下的d轴分量。其中，负序无功功率指令q0可以根据并网需求进行设置，例如负序无功功率指令可以设置为0。负序无功补偿系数可以根据负序无功功率的补偿要求进行设置。例如，根据国际标准vde4120中对光伏发电系统提出的负序无功功率的补偿要求，可以将负序无功补偿系数设置为2～6之间的数值。
其中，根据负序有功功率、负序无功功率和正序电压计算得到的负序电流参考指令可符合下述公式要求：
在上述公式中，
s603：根据正序电流参考指令以及正序电流计算得到正序调制波，并根据负序电流参考指令以及负序电流计算得到负序调制波。
其中，正序调制波可以用于对电网的正序功率进行补偿，负序调制波可以用于对电网的负序功率进行补偿。正序功率可以包括正序有功功率和正序无功功率；负序功率可以包括负序有功功率和负序无功功率。
s603中，根据正序电流参考指令以及正序电流计算得到正序调制波，可以通过如下方式实现：对正序电流参考指令和正序电流之差进行比例-积分控制，得到第一调制波；对第一调制波进行派克(park)反变换，得到两相静止坐标系下的正序调制波。
正序电流参考指令用于指示所述电网在三相平衡时与正序电压及电网电压的角频率对应的正序电流的响应值，也就是说，正序电流的实际值越接近该响应值，电网的频率偏差和电压幅值偏差越小。通过对正序电流参考指令和正序电流之差进行比例-积分控制，可以使得正序电流接近于或等于正序电流参考指令，从而减小电网的频率偏差和电压幅值偏差。
具体实现时，由于正序电流参考指令包含d轴分量和q轴分量，正序电流也包含d轴分量和q轴分量，因此在对正序电流参考指令和正序电流之差进行比例-积分控制时，可分别对正序电流参考指令的d轴分量和正序电流的d轴分量之差进行比例-积分控制，同时对正序电流参考指令的q轴分量和正序电流的q轴分量之差进行比例-积分控制，从而得到第一调制波的d轴分量和q轴分量。然后，再对第一调制波进行派克(park)反变换，即通过坐标转换将第一调制波的表达式由两相旋转坐标系变换到两相静止坐标系，得到正序调制波。
其中，两相静止坐标系又可以称为αβ坐标系。在两相静止坐标系中，α轴与β轴垂直并滞后于β轴90°。
其中，由两相旋转坐标系到两相静止坐标系的坐标变换公式可以如下：
其中，fd代表第一调制波在两相旋转坐标系下的d轴分量，fq代表第一调制波在两相旋转坐标系下的q轴分量；fα代表正序调制波在两相静止坐标系下的α轴分量，fβ代表正序调制波在两相静止坐标系下的β轴分量。θ为电网的相位，可以通过前述dsogi-pll计算得到。也就是说，在对第一调制波进行派克(park)反变换时，需要根据电网的相位θ进行变换。需要说明的是，将两相旋转坐标系下的电流、电压或调制波转换到两相静止坐标系中表示时，上述公式均适用。
需要说明的是，本申请实施例中，正序电流参考指令本质上也是电流值，因此可以将正序电流参考指令与正序电流求差后进行比例-积分控制，从而得到第一调制波。通过第一调制波的调制可以实现正序电流无限趋近于正序电流参考指令(或者说正序电流等于正序电流参考指令)，从而达到本申请实施例中根据正序电流参考指令进行控制的目标，即减小电网的频率偏差和电压幅值偏差。
同样需要说明的是，本申请实施例中，除了可以对正序电流参考指令和正序电流之差进行比例-积分控制这种控制方式以外，还可以采用比例控制、积分控制、比例-积分-微分控制中的任一种控制方式。本申请实施例中对具体控制方式不做限定，只要能够实现正序电流无限趋近于正序电流参考指令即可。
此外，s603中，根据负序电流参考指令以及负序电流计算得到负序调制波，可以通过如下方式实现：对负序电流参考指令和负序电流之差进行比例-积分控制，得到第二调制波；对第二调制波进行派克(park)反变换，得到两相静止坐标系下的负序调制波。
负序电流参考指令用于指示电网在三相不平衡时与负序电压及正序电压对应的负序电流响应值，也就是说，负序电流的实际值越接近该响应值，交流电力系统中的三相不平衡现象改善得越显著。通过对负序电流参考指令和负序电流之差进行比例-积分控制，可以使得负序电流接近于或等于负序电流参考指令，从而改善交流电力系统中的三相不平衡现象。
具体实现时，由于负序电流参考指令包含d轴分量和q轴分量，负序电流也包含d轴分量和q轴分量，因此在对负序电流参考指令和负序电流之差进行比例-积分控制时，可分别对负序电流参考指令的d轴分量和负序电流的d轴分量之差进行比例-积分控制，同时对负序电流参考指令的q轴分量和负序电流的q轴分量之差进行比例-积分控制，从而得到第二调制波的d轴分量和q轴分量。然后，再对第二调制波进行派克(park)反变换，即通过坐标转换将第二调制波的表达式由两相旋转坐标系变换到两相静止坐标系，得到负序调制波。
与对第一调制波的派克(park)反变换类似，在对第二调制波进行派克(park)反变换时需要根据电网的负相位(-θ)进行变换，此处不再赘述。
同样地，本申请实施例中，负序电流参考指令本质上也是电流值，因此可以将负序电流参考指令与负序电流求差后进行比例-积分控制，从而得到第二调制波。通过第二调制波的调制可以实现负序电流无限趋近于负序电流参考指令(或者说负序电流等于负序电流参考指令)，从而达到本申请实施例中根据负序电流参考指令进行控制的目标，即提升电网三相电压的平衡度。
此外，除了可以对负序电流参考指令和负序电流之差进行比例-积分控制这种控制方式以外，还可以采用比例控制、积分控制、比例-积分-微分控制中的任一种控制方式。本申请实施例中对具体控制方式不做限定，只要能够实现负序电流无限趋近于负序电流参考指令即可。
通过执行如上步骤s602和s603，可以根据并网点的正序电压、正序电流、负序电压和负序电流得到用于控制cvsg运行的正序调制波和负序调制波。具体地，s602～s603的算法流程可以如图7所示：
图7中，udn为负序电压在两相旋转坐标系下的d轴分量，uqn为负序电压在两相旋转坐标系下的q轴分量，udp为正序电压在两相旋转坐标系下的d轴分量，uqp为正序电压在两相旋转坐标系下的q轴分量，
图7中，ω为电网电压的角频率，
图7中，idn为负序电流在两相旋转坐标系下的d轴分量，iqn为负序电流在两相旋转坐标系下的q轴分量，uβn为负序调制波在两相静止坐标系下的β轴分量，uαn为负序调制波在两相静止坐标系下的α轴分量。负序电流控制单元用于执行s603中根据负序电流参考指令以及负序电流计算得到负序调制波的操作。
图7中，idp为正序电流在两相旋转坐标系下的d轴分量，iqp为正序电流在两相旋转坐标系下的q轴分量，uβp为正序调制波在两相静止坐标系下的β轴分量，uαp为正序调制波在两相静止坐标系下的α轴分量。正序电流控制单元用于执行s603中根据正序电流参考指令以及正序电流计算得到正序调制波的操作。
s604：根据正序调制波和负序调制波控制虚拟同步发电机的运行。
具体地，s604中，根据正序调制波和负序调制波控制虚拟同步发电机的运行，可以通过如下方式实现：将正序调制波在两相静止坐标系下的α轴分量和负序调制波在两相静止坐标系下的α轴分量相加，得到α轴调制波分量；将正序调制波在两相静止坐标系下的β轴分量和负序调制波在两相静止坐标系下的β轴分量相加，得到β轴调制波分量；对α轴调制波分量和β轴调制波分量进行空间矢量脉宽调制(spacevectorpulsewidthmodulation，svpwm)，得到驱动信号，该驱动信号用于驱动虚拟同步发电机。
其中，svpwm是在对三相交流电机进行转速控制时，为了使三相逆变桥的交流输出端输出期望的交流电压波形而采用的一种pwm调制技术。采用svpwm技术，可以将α轴调制波分量和β轴调制波分量转换为驱动信号，该驱动信号用于控制虚拟同步发电机中用于实现逆变功能的开关网络的通断状态，从而控制虚拟同步发电机输出的交流电压信号，提升电网三相电压的平衡度。
采用图6所示的虚拟同步发电机的控制方法，由于根据电网的正序电压、负序电压、正序电流和负序电流计算得到正序电流参考指令和负序电流参考指令，该电流参考指令(即正序电流参考指令和负序电流参考指令)可用于控制外特性为受控电流源的cvsg。因而根据负序电流参考指令对并网发电系统中外特性为cvsg的逆变器进行控制，可以为不平衡电网提供负序有功功率补偿和负序无功功率补偿，减小电网电压的负序分量，从而改善交流电力系统中的三相不平衡现象。同时，根据正序电流参考指令对并网发电系统中外特性为cvsg的逆变器进行控制，可以为电网提供正序有功功率补偿和正序无功功率补偿，从而减小电网的频率偏差和电压幅值偏差。
此外，本申请实施例中，根据负序电流参考指令控制并网发电系统中的cvsg时，是根据负序电压的d轴(有功)分量和q轴(无功)分量分别对电网的负序有功功率和负序无功功率进行补偿的，因而采用本申请实施例提供的虚拟同步发电机的控制方法，可以实现有功功率和无功功率的解耦补偿，降低算法的实现难度。
基于以上实施例，本申请实施例还提供一种虚拟同步发电机的控制方法，该方法可视为图6所示方法的一个具体示例。参见图8，该方法可以包括如下步骤：
1、获取电网电压的角频率ω、正序电压在两相旋转坐标系下的d轴分量udp、正序电压在两相旋转坐标系下的q轴分量uqp，通过正序cvsg控制单元计算得到正序电流参考指令在两相旋转坐标系下的d轴分量
2、将
3、将uαp和uαn相加，得到α轴调制波分量；并，将uβp和uβn相加，得到β轴调制波分量。
需要说明的是，图8所示方法可视为图6所示方法的一个具体示例。图8所示方法中未详尽描述的实现方式可参见图6所示方法中的相关描述。
本申请实施例中，采用图8所示方法对cvsg进行控制时，cvsg的一个具体示例可以如图9所示。
图9中，三相变流器可包括图1示出的逆变器中的开关网络和滤波器，图9中除三相变流器之外的结构可视为逆变器中的控制单元，用于对cvsg进行控制，从而改善电网中的三相不平衡现象。
通过图9中的电压采样单元可获取并网点的三相电压，通过图9中的电流采样单元可获取三相电感电流。然后，通过dsoli-spll得到正序电压(udp和uqp)和负序电压(udn和uqn)以及电网电压的角频率ω、电网的相位θ，通过dsoli得到正序电流(idp和iqp)和负序电流(idn和iqn)；接着，分别通过正序cvsg控制单元和负序cvsg控制单元得到正序电流参考指令(
基于同一发明构思，本申请实施例提供一种虚拟同步发电机的控制装置，该装置可用于执行图6所示的方法。参见图10，该装置1000包括计算单元1001、cvsg控制单元1002、电流控制单元1003以及调制单元1004。
计算单元1001，用于确定电网的正序电压、负序电压、正序电流和负序电流；
cvsg控制单元1002，用于根据正序电压以及电网电压的角频率计算得到正序电流参考指令；以及，根据负序电压和正序电压计算得到负序电流参考指令；其中，正序电流参考指令用于指示电网在三相平衡时与正序电压及电网电压的角频率对应的正序电流的响应值，负序电流参考指令用于指示电网在三相不平衡时与负序电压及正序电压对应的负序电流响应值。
电流控制单元1003，用于根据正序电流参考指令以及正序电流计算得到正序调制波；以及，根据负序电流参考指令以及负序电流计算得到负序调制波；其中，正序调制波可用于对电网的正序功率进行补偿，负序调制波可用于对电网的负序功率进行补偿。
调制单元1004，用于根据正序调制波和负序调制波控制虚拟同步发电机的运行。
需要说明的是，计算单元1001可用于执行图6所示方法中的s601；cvsg控制单元1002可用于执行图6所示方法中的s602；电流控制单元1003可用于执行图6所示方法中的s603；调制单元1004可用于执行图6所示方法中的s604。
同样需要说明的是，计算单元1001执行的操作可视为图9中dsogi以及dsogi-spll执行的操作，cvsg控制单元1002可视为图9中正序cvsg控制单元以及负序cvsg控制单元执行的操作，电流控制单元1003可视为图9中正序电流控制单元以及负序电流控制单元执行的操作，调制单元1004可视为图9中scpwm调制单元执行的操作。
可选地，装置1000还可以包括采集单元，用于在计算单元1001确定电网的正序电压、负序电压、正序电流和负序电流之前，采集虚拟同步发电机的并网点的三相电压和三相电感电流；那么，计算单元1001在确定电网的正序电压、负序电压、正序电流和负序电流时，具体可通过如下方式实现：根据三相电压和三相电感电流计算得到正序电压、负序电压、正序电流和负序电流。
具体地，采集单元可以由用于采集三相电感电流的电流采样单元以及用于采集三相电压的电压采样单元组成。即，采集单元通过在并网点进行电流采样和电压采样，可以得到上述三相电压和三相电感电流。
在上述实现方式中，计算单元1001在根据三相电压和三相电感电流计算得到电网的正序电压、负序电压、正序电流和负序电流时，具体可采用如下方式：根据三相电压计算得到电网电压的角频率和相位、正序电压以及负序电压；其中，正序电压包含两相旋转坐标系下的d轴分量和q轴分量，负序电压包含两相旋转坐标系下的d轴分量和q轴分量；根据相位对三相电感电流进行分解，得到正序电流和负序电流；其中，正序电流包含两相旋转坐标系下的d轴分量和q轴分量，负序电流包含两相旋转坐标系下的d轴分量和q轴分量。
本申请实施例中，cvsg控制单元1002用于计算正序电流参考指令和负序电流参考指令。下面分别介绍cvsg控制单元1002计算正序电流参考指令和负序电流参考指令的计算方法。
一、正序电流参考指令的计算方法
cvsg控制单元1002在根据正序电压以及电网电压的角频率计算得到正序电流参考指令时，可以通过如下方式计算：根据电网电压的角频率计算得到虚拟同步发电机的正序有功功率；根据正序电压计算得到虚拟同步发电机的正序无功功率；根据正序有功功率、正序无功功率和正序电压计算得到正序电流参考指令。
在上述实现方式中，cvsg控制单元1002根据电网电压的角频率计算得到的虚拟同步发电机的正序有功功率可以符合下述公式要求：
其中，pp为正序有功功率；pref为正序有功功率指令；j为虚拟惯量；ω0为电网电压的角频率指令；ω为电网电压的角频率；m为有功下垂系数。
在上述实现方式中，cvsg控制单元1002根据正序电压计算得到的虚拟同步发电机的正序无功功率可以符合下述公式要求：
其中，qp为正序无功功率；qref为正序无功功率指令；n为无功下垂系数；uref为正序电压幅值指令；udp为正序电压在两相旋转坐标系下的d轴分量；uqp为正序电压在两相旋转坐标系下的q轴分量。
在上述实现方式中，cvsg控制单元1002根据正序有功功率、正序无功功率、和正序电压计算得到的正序电流参考指令可以符合下述公式要求：
其中，
二、负序电流参考指令的计算方法
cvsg控制单元1002在根据负序电压和正序电压计算得到负序电流参考指令时，可以通过如下方式计算：根据负序电压分别计算得到虚拟同步发电机的负序有功功率和负序无功功率；根据负序有功功率、负序无功功率和正序电压计算得到负序电流参考指令。
在上述实现方式中，cvsg控制单元1002根据负序电压计算得到的虚拟同步发电机的负序有功功率可以符合下述公式要求：
pn＝p0+kqnuqn
其中，pn为负序有功功率，p0为负序有功功率指令，kqn为负序有功补偿系数，uqn为负序电压在两相旋转坐标系下的q轴分量。
在上述实现方式中，cvsg控制单元1002根据负序电压计算得到的虚拟同步发电机的负序无功功率可以符合下述公式要求：
qn＝q0-kdnudn
其中，qn为负序无功功率，q0为负序无功功率指令，kdn为负序无功补偿系数，udn为负序电压在两相旋转坐标系下的d轴分量。
在上述实现方式中，cvsg控制单元1002根据负序有功功率、负序无功功率和正序电压计算得到的负序电流参考指令可以符合下述公式要求：
其中，
此外，在装置1000中，电流控制单元1003在根据正序电流参考指令以及正序电流计算得到正序调制波时，可以通过如下方式实现：对正序电流参考指令和正序电流之差进行比例-积分控制，得到第一调制波；对第一调制波进行派克(park)反变换，得到两相静止坐标系下的正序调制波。
类似地，电流控制单元1003在根据负序电流参考指令以及负序电流计算得到负序调制波时，可以通过如下方式实现：对负序电流参考指令和负序电流之差进行比例-积分控制，得到第二调制波；对第二调制波进行派克(park)反变换，得到两相静止坐标系下的负序调制波。
可选地，调制单元1004在根据正序调制波和负序调制波控制虚拟同步发电机的运行时，具体用于：将正序调制波在两相静止坐标系下的α轴分量和负序调制波在两相静止坐标系下的α轴分量相加，得到α轴调制波分量；将正序调制波在两相静止坐标系下的β轴分量和负序调制波在两相静止坐标系下的β轴分量相加，得到β轴调制波分量；对α轴调制波分量和β轴调制波分量进行空间矢量脉宽调制，得到驱动信号，驱动信号用于驱动虚拟同步发电机。
需要说明的是，本申请实施例中对单元的划分是示意性的，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式。在本申请的实施例中的各功能单元可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中。上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。
所述集成的单元以硬件的形式实现时，该集成的单元中可以包含加法器、乘法器、放大器、脉冲宽度调制器、锁相环等器件，以实现图5所示的虚拟同步发电机的控制方法。
所述集成的单元如果以软件功能模块的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本申请的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分或者该技术方案的全部或部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)或处理器(processor)执行本申请各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：u盘、移动硬盘、只读存储器(read-onlymemory，rom)、随机存取存储器(randomaccessmemory，ram)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
同样需要说明的是，虚拟同步发电机的控制装置1000可用于执行图6所示的虚拟同步发电机的控制方法，虚拟同步发电机的控制装置1000中未详尽描述的实现方式及其技术效果可参见图6所示的虚拟同步发电机的控制方法中的相关描述。
对应于图2所示的应用场景，虚拟同步发电机的控制装置1000可用于执行图2中的控制单元执行的操作，以控制虚拟同步发电机的运行；虚拟同步发电机相当于图2中的逆变器；具体地，在通过虚拟同步发电机的控制装置1000控制虚拟同步发电机的运行时，相当于控制逆变器中开关单元的通断，以改善三相不平衡现象。
基于同一发明构思，本申请实施例还提供一种虚拟同步发电机的控制装置，该装置可用于执行图6所示的虚拟同步发电机的控制方法，也可以是与虚拟同步发电机的控制装置1000相同的装置。该装置可以如图11所示。
其中，图11中的dsogi和dsogi-spll可用于执行图6所示方法中的s601；图11中的正序cvsg控制单元和负序cvsg控制单元可用于执行图6所示方法中的s602；图11中的正序电流控制单元和负序电流控制单元可用于执行图6所示方法中的s603；图11中的svpwm可用于执行图6所示方法中的s604。
需要说明的是，虚拟同步发电机的控制装置1100可用于执行图6所示的虚拟同步发电机的控制方法，虚拟同步发电机的控制装置1100中未详尽描述的实现方式及其技术效果可参见图6所示的虚拟同步发电机的控制方法中的相关描述。
此外，本申请实施例还提供一种虚拟同步发电机的控制系统。如图12所示，该系统包括：具备储能能力的直流系统1201、虚拟同步发电机1202和交流电力系统1203；其中，虚拟同步发电机中包含虚拟同步发电机的控制装置；虚拟同步发电机的控制装置用于执行图6所示的方法，以控制虚拟同步发电机的运行。
其中，虚拟同步发电机的控制装置相当于图2中的控制单元，虚拟同步发电机相当于图2中的逆变器，在通过虚拟同步发电机的控制装置控制虚拟同步发电机的运行时，相当于控制图2中的逆变器中的开关单元的通断，以改善三相不平衡现象。
本申请是参照根据本申请的方法、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。
显然，本领域的技术人员可以对本申请进行各种改动和变型而不脱离本申请的精神和范围。这样，倘若本申请的这些修改和变型属于本申请权利要求及其等同技术的范围之内，则本申请也意图包含这些改动和变型在内。
在上述实施例中，可以全部或部分地通过软件、硬件、固件或者其任意组合来实现。当使用软件实现时，可以全部或部分地以计算机程序产品的形式实现。所述计算机程序产品包括一个或多个计算机指令。在计算机上加载和执行所述计算机程序指令时，全部或部分地产生按照本发明实施例所述的流程或功能。所述计算机可以是通用计算机、专用计算机、计算机网络、或者其他可编程装置。所述计算机指令可以存储在计算机可读存储介质中，或者从一个计算机可读存储介质向另一个计算机可读存储介质传输，例如，所述计算机指令可以从一个网站站点、计算机、服务器或数据中心通过有线(例如同轴电缆、光纤、数字用户线(dsl))或无线(例如红外、无线、微波等)方式向另一个网站站点、计算机、服务器或数据中心进行传输。所述计算机可读存储介质可以是计算机能够存取的任何可用介质或者是包含一个或多个可用介质集成的服务器、数据中心等数据存储设备。所述可用介质可以是磁性介质，(例如，软盘、硬盘、磁带)、光介质(例如，dvd)、或者半导体介质(例如固态硬盘solidstatedisk(ssd))等。
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