一种风电机组的虚拟同步控制方法、装置及控制器与流程

本发明涉及新能源接入与控制领域，具体涉及一种风电机组的虚拟同步控制方法、装置及控制器。

背景技术：

为应对大规模风电/光伏并网安全稳定运行挑战，借鉴传统同步机组的优良特性，国内外学者提出了虚拟同步发电机(virtualsynchronousgenerator,vsg)概念。该技术可以通过模拟同步发电机组的机电暂态特性，使采用变流器的电源具有同步发电机组的惯量、阻尼、一次调频、无功调压等并网运行外特性，从而实现新能源的友好接入。

目前，对于虚拟同步发电机的研究与应用主要集中在微电网领域以及光伏系统的并网控制。针对风电系统的虚拟同步技术，尤其是双馈型风电并网系统相对较少，并且当前已有研究主流采用的电压源型风电虚拟同步控制方式，然而，当前风电通常以传统矢量控制的电流源形式并网，因此，在实现大电网工程应用方面有较大难度。

技术实现要素：

针对现有技术的不足，本发明的目的是考虑变压器阻抗影响，能够根据并网点电压平滑调节风电机组的无功功率，实现无功调压控制。

本发明的目的是采用下述技术方案实现的：

一种风电机组的虚拟同步控制方法，其改进之处在于，所述方法包括：

根据风电机组实际输出有功功率和风电机组实际输出无功功率确定风电机组并网点电压幅值；

根据所述风电机组并网点电压幅值确定风电机组无功功率参考值；

根据所述风电机组有功功率参考值确定风电机组内电势幅值参考值；

根据所述风电机组内电势幅值参考值确定风电机组转子电流参考值的d/q轴分量；

根据所述风电机组转子电流参考值的d/q轴分量确定风电机组转子电压参考值的d/q轴分量；

根据所述风电机组转子电压参考值的d/q轴分量确定控制所述风电机组的pwm信号，并利用该pwm信号控制所述风电机组。

优选的，所述根据风电机组实际输出有功功率和风电机组实际输出无功功率确定风电机组并网点电压幅值，包括：

按下式确定风电机组并网点电压幅值ug：

其中，k为变压器变比系数，us为风电机组定子电压幅值，pmea为风电机组实际输出有功功率，rt为变压器等效电阻，qmea为风电机组实际输出无功功率，xt为变压器等效电抗。

优选的，所述根据所述风电机组并网点电压幅值确定风电机组无功功率参考值，包括：

按下式确定风电机组无功功率参考值qref：

qref＝q0+τq(un-ug)

其中，q0为风电机组初始无功功率，τq为无功电压下垂系数，un为风电机组并网点电压额定值，ug为风电机组并网点电压幅值。

优选的，所述根据所述风电机组有功功率参考值确定风电机组内电势幅值参考值，包括：

按下式确定风电机组内电势幅值参考值e'^*：

其中，kvp为无功控制环的比例系数，kvi为无功控制环的积分系数，s为拉普拉斯算子，qref为风电机组无功功率参考值，qmea为风电机组实际输出无功功率。

优选的，所述根据所述风电机组内电势幅值参考值确定风电机组转子电流参考值的d/q轴分量，包括：

按下式确定风电机组转子电流参考值的d轴分量

按下式确定风电机组转子电流参考值的q轴分量

其中，lm为风电机组定子，转子绕组间互感，ω1为电网同步角频率，lr为风电机组转子的电感，x'为风电机组的等效电抗，e'^*为风电机组内电势幅值参考值，θvsg为虚拟同步电机位置角，θs为风电机组定子位置角，us为风电机组定子电压幅值。

进一步的，按下式确定所述虚拟同步电机位置角θvsg：

其中，s为拉普拉斯算子，jvsg为虚拟同步电机的转动惯量，ω1为电网同步角频率，pref为风电机组有功功率参考值，pmea为风电机组实际输出有功功率，dvsg为虚拟同步电机的阻尼，ωvsg为虚拟同步电机角频率。

进一步的，按下式确定风电机组有功功率参考值pref：

pref＝p0+τp(ωn-ω1)

其中，p0为风电机组初始有功功率，τp为风电机组有功功率下垂系数，ωn为虚拟同步电机额定角频率，ω1为电网同步角频率。

进一步的，将风电机组定子电压实际值的d/q轴分量经过锁相环处理，获取风电机组定子位置角θs和电网同步角频率ω1。

进一步的，按下式确定风电机组定子电压实际值的d轴分量usd：

usd＝rsisd-x'isq+e'cosδvsg

按下式确定风电机组定子电压实际值的q轴分量usq：

usq＝rsisq+x'isd+e'sinδvsg

其中，rs为风电机组定子的电阻，isd为风电机组定子电流实际值的d轴分量，isq风电机组定子电流实际值的q轴分量，x'为风电机组的等效电抗，e'为风电机组的内电势实际值，δvsg为虚拟同步电机功角。

进一步的，按下式确定θvsg-θs：

θvsg-θs＝∫(ωvsg-ω1)dt

其中，θvsg为虚拟同步电机位置角，θs为风电机组定子位置角，ωvsg为虚拟同步电机角频率，ω1为电网同步角频率。

优选的，所述根据所述风电机组转子电流参考值的d/q轴分量确定风电机组转子电压参考值的d/q轴分量，包括：

按下式确定风电机组转子电压参考值的d轴分量

按下式确定风电机组转子电压参考值的q轴分量

其中，电流内环的比例系数，为电流内环的积分系数，s为拉普拉斯算子，为风电机组转子电流参考值的d轴分量，ird为风电机组转子电流实际值的d轴分量，δurd为风电机组转子电压补偿d轴分量，为风电机组转子电流参考值的q轴分量，irq为风电机组转子电流实际值的q轴分量，δurq为风电机组转子电压补偿的q轴分量。

进一步的，按下式确定风电机组转子电压补偿的d轴分量δurd：

按下式确定风电机组转子电压补偿的q轴分量δurq:

其中，ω1为电网同步角频率，ωr为风电机组风电机组转子角频率，lm为风电机组定子，转子绕组间互感，ls为风电机组定子的电感，us为风电机组定子电压幅值，x'为风电机组的等效电抗，irq为风电机组转子电流实际值的q轴分量，ird为风电机组转子电流实际值的d轴分量。

优选的，所述根据所述风电机组转子电压参考值的d/q轴分量确定控制所述风电机组的pwm信号，并利用该pwm信号控制所述风电机组，包括：

对所述风电机组转子电压参考值的d/q轴分量进行clarke变换，获取α/β坐标系下的风电机组转子电压参考值的α/β分量；

对所述α/β坐标系下的风电机组转子电压参考值的α/β分量进行空间矢量调制，获取控制所述风电机组的pwm信号，并利用该pwm信号控制所述风电机组。

一种风电机组的虚拟同步控制装置，其改进之处在于，所述装置包括：

第一确定单元，用于根据风电机组实际输出有功功率和风电机组实际输出无功功率确定风电机组并网点电压幅值；

第二确定单元，用于根据所述风电机组并网点电压幅值确定风电机组无功功率参考值；

第三确定单元，用于根据所述风电机组有功功率参考值确定风电机组内电势幅值参考值；

第四确定单元，用于根据所述风电机组内电势幅值参考值确定风电机组转子电流参考值的d/q轴分量；

第五确定单元，用于根据所述风电机组转子电流参考值的d/q轴分量确定风电机组转子电压参考值的d/q轴分量；

第六确定单元，用于根据所述风电机组转子电压参考值的d/q轴分量确定控制所述风电机组的pwm信号，并利用该pwm信号控制所述风电机组。

一种风电机组的虚拟同步控制器，其改进之处在于，所述控制器包括：

风电机组并网点电压幅值计算模块，第一加法器，第一比例控制器，第二加法器，第三加法器，第一pi控制器，风电机组转子电流参考值计算模块，第四加法器，第二pi控制器，第五加法器，α/β坐标系变换模块，空间矢量调制模块，第六加法器，第二比例控制器，第七加法器，第八加法器，第一积分控制器，第二积分控制器，第九加法器，乘法器，第三比例控制器，第十加法器，第三pi控制器，第十一加法器，第一d/q坐标系变换模块，风电机组转子电压补偿计算模块，微分控制器，第二d/q坐标系变换模块，锁相环，第十二加法器；

所述风电机组并网点电压幅值计算模块，第一加法器，第一比例控制器，第二加法器，第三加法器，第一pi控制器，风电机组转子电流参考值计算模块，第四加法器，第二pi控制器，第五加法器，α/β坐标系变换模块，空间矢量调制模块依次连接；

所述第六加法器，第二比例控制器，第七加法器，第八加法器，第一积分控制器，第二积分控制器，风电机组转子电流参考值计算模块，第十加法器，第三pi控制器，第十一加法器，α/β坐标系变换模块，空间矢量调制模块依次连接；

所述第九加法器，乘法器，第三比例控制器、第八加法器依次连接；

所述第一d/q坐标系变换模块和风电机组转子电压补偿计算模块连接；

所述微分控制器与含风电机组的电网中的风电机组连接；

所述第二d/q坐标系变换模块，锁相环，第十二加法器依次连接；

所述风电机组并网点电压幅值计算模块的输入为pmea和qmea；

所述第一加法器的输入为-ug和un；

所述第一比例控制器的输入为所述第一加法器的输出量且所述第一比例控制器的比例系数为τq；

所述第二加法器的输入为q0和所述第一比例控制器的输出量；

所述第三加法器的输入为-qmea和所述第二加法器的输出量；

所述第一pi控制器的输入为所述第三加法器的输出量；

所述风电机组转子电流参考值计算模块的输入为所述第一pi控制器的输出的e'^*、所述第二积分控制器的输出的θvsg、θs和us；

所述第四加法器的输入为所述风电机组转子电流参考值计算模块输出的风电机组转子电流参考值的q轴分量和-irq；

所述第二pi控制模块的输入为所述第四加法器的输出量；

所述第五加法器的输入为所述第二pi控制的输出量和δurq；

所述α/β坐标系变换模块的输入为所述第五加法器的输出量和所述第十一加法器的输出量；

所述空间矢量调制模块的输入为所述α/β坐标系变换模块的输出量，所述空间矢量调制模块的输出为控制风电机组的pwm信号；

所述第六加法器的输入为-ω1和ωn；

所述第二比例控制器的输入为所述第六加法器的输出量且所述第二比例控制器的比例系数为τp；

所述第七加法器的输入为所述第二比例控制器的输出量和p0；

所述第八加法器的输入为所述第七加法器的输出量、所述第三比例控制器的输出量和-pmea；

所述第一积分控制器的输入为所述第八加法器的输出量且所述第一积分控制器的积分系数为

所述第二积分控制器的输入为所述第一积分控制器的输出量且所述第二积分控制器的积分系数为

所述第九加法器的输入为-ω1和所述第一积分控制器的输出量；

所述乘法器的输入为所述第九加法器的输出量和ω1；

所述第三比例控制的输入为所述乘法器的输出量且所述第三比例控制的比例系数为dvsg；

所述第十加法器的输入为所述风电机组转子电流参考值计算模块输出的风电机组转子电流参考值的d轴分量和-ird；

所述第三pi控制器的输入为所述第十加法器的输出量；

所述第十一加法器的输入为所述第三pi控制器的输出量和δurd；

所述第一d/q坐标系变换模块的输入为含风电机组的电网中a，b，c三相电流和所述第十二加法器的输出量；

所述风电机组转子电压补偿计算模块的输入为所述第一d/q坐标系变换模块的输出量、所述微控制器的输出量、ω1和us；

所述微分控制器的输入为θr；

所述第二d/q坐标系变换模块的输入为含风电机组的电网中a，b，c三相电压和θs；

所述锁相环的输入为所述第二d/q坐标系变换模块的输出量；

所述第十二加法器的输入为θs和θr；

其中，pmea为风电机组实际输出有功功率，qmea为风电机组实际输出无功功率，us为风电机组定子电压幅值，ug为所述风电机组并网点电压幅值计算模块输出的风电机组并网点电压幅值，un为风电机组并网点电压额定值，τq为无功电压下垂系数，q0为风电机组初始无功功率，qmea为风电机组实际输出无功功率，θs为风电机组定子位置角，δurq为所述风电机组转子电压补偿计算模块输出的风电机组转子电压补偿的q轴分量，ωn为虚拟同步电机额定角频率，ω1为电网同步角频率，τp为风电机组有功功率下垂系数，p0为风电机组初始有功功率，s为拉普拉斯算子，jvsg为虚拟同步电机的转动惯量，dvsg为虚拟同步电机的阻尼，δurd为所述风电机组转子电压补偿计算模块输出的风电机组转子电压补偿d轴分量，θr为风电机组转子位置角，θs为风电机组定子位置角，θvsg为虚拟同步电机位置角，irq为所述第一d/q坐标系变换模块输出的风电机组转子电流实际值的q轴分量，ird为所述第一d/q坐标系变换模块输出的风电机组转子电流实际值的d轴分量。

与最接近的现有技术相比，本发明具有的有益效果：

本发明提供的技术方案，充分考虑到了变压器阻抗的影响，可以根据风电机组升压变压器与电网的连接点处的电压平滑调节风电机组的无功功率，实现了风电机组的无功调压控制；本发明提供的技术方案，增加了阻尼环节，可以实现对传统同步电机惯量、阻尼、无功调压和一次调频功能的模拟；本发明提供的技术方案，适用于当前的大电网环境，可以避免现有技术中电压源型风电虚拟同步控制并网可能引发的功率环流等不利因素，提升并网友好性。

附图说明

图1是本发明提供的一种风电机组的虚拟同步控制方法流程图；

图2是本发明实施例提供的变压器等效电路；

图3是本发明实施例提供的虚拟同步控制矢量关系图；

图4是本发明提供的一种风电机组的虚拟同步控制装置结构示意图；

图5是本发明提供的一种风电机组的虚拟同步控制器即控制框图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步的详细说明。

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例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它实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明提供了一种风电机组的虚拟同步控制方法，如图1所示，包括：

101.根据风电机组实际输出有功功率和风电机组实际输出无功功率确定风电机组并网点电压幅值，包括：

按下式确定风电机组并网点电压幅值ug：

其中，k为变压器变比系数，us为风电机组定子电压幅值，pmea为风电机组实际输出有功功率，rt为变压器等效电阻，qmea为风电机组实际输出无功功率，xt为变压器等效电抗。如图2所示，为变压器的等效电路。

确定风电机组并网点电压幅值之后，需根据所述风电机组并网点电压幅值确定风电机组无功功率参考值，因此，所述步骤102.根据所述风电机组并网点电压幅值确定风电机组无功功率参考值，包括：

按下式确定风电机组无功功率参考值qref：

qref＝q0+τq(un-ug)

其中，q0为风电机组初始无功功率，τq为无功电压下垂系数，un为风电机组并网点电压额定值，ug为风电机组并网点电压幅值。

确定风电机组无功功率参考值之后，需根据所述风电机组有功功率参考值确定风电机组内电势幅值参考值，因此，所述步骤103.根据所述风电机组有功功率参考值确定风电机组内电势幅值参考值，包括：

按下式确定风电机组内电势幅值参考值e'^*：

其中，kvp为无功控制环的比例系数，kvi为无功控制环的积分系数，s为拉普拉斯算子，qref为风电机组无功功率参考值，qmea为风电机组实际输出无功功率。

如图3所示，为虚拟同步控制矢量关系图，风电机组定子电压幅值us在同步旋转d/q坐标系下以电网同步角频率ω1旋转，风电机组定子位置角为θs；风电机组的内电势实际值e'在同步旋转d/q坐标系下以虚拟同步电机角频率ωvsg旋转，虚拟同步电机位置角为θvsg，且风电机组的内电势实际值e'超前风电机组转子磁链矢量ψr90°；风电机组转子以转子角频率ωr旋转，风电机组转子位置角为θr。

确定了风电机组内电势幅值参考值之后，需根据所述风电机组内电势幅值参考值确定风电机组转子电流参考值的d/q轴分量，因此，所述步骤104.根据所述风电机组内电势幅值参考值确定风电机组转子电流参考值的d/q轴分量，包括：

按下式确定风电机组转子电流参考值的d轴分量

按下式确定风电机组转子电流参考值的q轴分量

其中，lm为风电机组定子，转子绕组间互感，ω1为电网同步角频率，lr为风电机组转子的电感，x'为风电机组的等效电抗，e'^*为风电机组内电势幅值参考值，θvsg为虚拟同步电机位置角，θs为风电机组定子位置角，us为风电机组定子电压幅值。

按下式确定所述虚拟同步电机位置角θvsg：

其中，s为拉普拉斯算子，jvsg为虚拟同步电机的转动惯量，ω1为电网同步角频率，pref为风电机组有功功率参考值，pmea为风电机组实际输出有功功率，dvsg为虚拟同步电机的阻尼，ωvsg为虚拟同步电机角频率。

按下式确定风电机组有功功率参考值pref：

pref＝p0+τp(ωn-ω1)

其中，p0为风电机组初始有功功率，τp为风电机组有功功率下垂系数，ωn为虚拟同步电机额定角频率，ω1为电网同步角频率。

将风电机组定子电压实际值的d/q轴分量经过锁相环处理，获取风电机组定子位置角θs和电网同步角频率ω1。

按下式确定风电机组定子电压实际值的d轴分量usd：

usd＝rsisd-x'isq+e'cosδvsg

按下式确定风电机组定子电压实际值的q轴分量usq：

usq＝rsisq+x'isd+e'sinδvsg

其中，rs为风电机组定子的电阻，isd为风电机组定子电流实际值的d轴分量，isq风电机组定子电流实际值的q轴分量，x'为风电机组的等效电抗，e'为风电机组的内电势实际值，δvsg为虚拟同步电机功角。

按下式确定θvsg-θs：

θvsg-θs＝∫(ωvsg-ω1)dt

其中，θvsg为虚拟同步电机位置角，θs为风电机组定子位置角，ωvsg为虚拟同步电机角频率，ω1为电网同步角频率。

确定了风电机组转子电流参考值的d/q轴分量之后，需根据所述风电机组转子电流参考值的d/q轴分量确定风电机组转子电压参考值的d/q轴分量，因此，所述步骤105.根据所述风电机组转子电流参考值的d/q轴分量确定风电机组转子电压参考值的d/q轴分量,包括：

按下式确定风电机组转子电压参考值的d轴分量

按下式确定风电机组转子电压参考值的q轴分量

其中，电流内环的比例系数，为电流内环的积分系数，s为拉普拉斯算子，为风电机组转子电流参考值的d轴分量，ird为风电机组转子电流实际值的d轴分量，δurd为风电机组转子电压补偿d轴分量，为风电机组转子电流参考值的q轴分量，irq为风电机组转子电流实际值的q轴分量，δurq为风电机组转子电压补偿的q轴分量。

按下式确定风电机组转子电压补偿的d轴分量δurd：

按下式确定风电机组转子电压补偿的q轴分量δurq:

其中，ω1为电网同步角频率，ωr为风电机组风电机组转子角频率，lm为风电机组定子，转子绕组间互感，ls为风电机组定子的电感，us为风电机组定子电压幅值，x'为风电机组的等效电抗，irq为风电机组转子电流实际值的q轴分量，ird为风电机组转子电流实际值的d轴分量。

确定了风电机组转子电压参考值的d/q轴分量之后，需根据所述风电机组转子电压参考值的d/q轴分量确定控制所述风电机组的pwm信号，并利用该pwm信号控制所述风电机组，因此，所述步骤106.根据所述风电机组转子电压参考值的d/q轴分量确定控制所述风电机组的pwm信号，并利用该pwm信号控制所述风电机组，包括：

对所述风电机组转子电压参考值的d/q轴分量进行clarke变换，获取α/β坐标系下的风电机组转子电压参考值的α/β分量；

对所述α/β坐标系下的风电机组转子电压参考值的α/β分量进行空间矢量调制，获取控制所述风电机组的pwm信号，并利用该pwm信号控制所述风电机组。

基于上述方法同一构思，本发明还提供一种风电机组的虚拟同步控制装置，如图4，所述装置包括：

第一确定单元，用于根据风电机组实际输出有功功率和风电机组实际输出无功功率确定风电机组并网点电压幅值；

第二确定单元，用于根据所述风电机组并网点电压幅值确定风电机组无功功率参考值；

第三确定单元，用于根据所述风电机组有功功率参考值确定风电机组内电势幅值参考值；

第四确定单元，用于根据所述风电机组内电势幅值参考值确定风电机组转子电流参考值的d/q轴分量；

第五确定单元，用于根据所述风电机组转子电流参考值的d/q轴分量确定风电机组转子电压参考值的d/q轴分量；

第六确定单元，用于根据所述风电机组转子电压参考值的d/q轴分量确定控制所述风电机组的pwm信号，并利用该pwm信号控制所述风电机组。

本发明还提供一种风电机组的虚拟同步控制器，如图5所示，所述控制器包括：

风电机组并网点电压幅值计算模块，第一加法器，第一比例控制器，第二加法器，第三加法器，第一pi控制器，风电机组转子电流参考值计算模块，第四加法器，第二pi控制器，第五加法器，α/β坐标系变换模块，空间矢量调制模块，第六加法器，第二比例控制器，第七加法器，第八加法器，第一积分控制器，第二积分控制器，第九加法器，乘法器，第三比例控制器，第十加法器，第三pi控制器，第十一加法器，第一d/q坐标系变换模块，风电机组转子电压补偿计算模块，微分控制器，第二d/q坐标系变换模块，锁相环，第十二加法器；

所述风电机组并网点电压幅值计算模块，第一加法器，第一比例控制器，第二加法器，第三加法器，第一pi控制器，风电机组转子电流参考值计算模块，第四加法器，第二pi控制器，第五加法器，α/β坐标系变换模块，空间矢量调制模块依次连接；

所述第六加法器，第二比例控制器，第七加法器，第八加法器，第一积分控制器，第二积分控制器，风电机组转子电流参考值计算模块，第十加法器，第三pi控制器，第十一加法器，α/β坐标系变换模块，空间矢量调制模块依次连接；

所述第九加法器，乘法器，第三比例控制器、第八加法器依次连接；

所述第一d/q坐标系变换模块和风电机组转子电压补偿计算模块连接；

所述微分控制器与含风电机组的电网中的风电机组连接；

所述第二d/q坐标系变换模块，锁相环，第十二加法器依次连接；

所述风电机组并网点电压幅值计算模块的输入为pmea和qmea；

所述第一加法器的输入为-ug和un；

所述第一比例控制器的输入为所述第一加法器的输出量且所述第一比例控制器的比例系数为τq；

所述第二加法器的输入为q0和所述第一比例控制器的输出量；

所述第三加法器的输入为-qmea和所述第二加法器的输出量；

所述第一pi控制器的输入为所述第三加法器的输出量；

所述风电机组转子电流参考值计算模块的输入为所述第一pi控制器的输出的e'^*、所述第二积分控制器的输出的θvsg、θs和us；

所述第四加法器的输入为所述风电机组转子电流参考值计算模块输出的风电机组转子电流参考值的q轴分量和-irq；

所述第二pi控制模块的输入为所述第四加法器的输出量；

所述第五加法器的输入为所述第二pi控制的输出量和δurq；

所述α/β坐标系变换模块的输入为所述第五加法器的输出量和所述第十一加法器的输出量；

所述空间矢量调制模块的输入为所述α/β坐标系变换模块的输出量，所述空间矢量调制模块的输出为控制风电机组的pwm信号；

所述第六加法器的输入为-ω1和ωn；

所述第二比例控制器的输入为所述第六加法器的输出量且所述第二比例控制器的比例系数为τp；

所述第七加法器的输入为所述第二比例控制器的输出量和p0；

所述第八加法器的输入为所述第七加法器的输出量、所述第三比例控制器的输出量和-pmea；

所述第一积分控制器的输入为所述第八加法器的输出量且所述第一积分控制器的积分系数为

所述第二积分控制器的输入为所述第一积分控制器的输出量且所述第二积分控制器的积分系数为

所述第九加法器的输入为-ω1和所述第一积分控制器的输出量；

所述乘法器的输入为所述第九加法器的输出量和ω1；

所述第三比例控制的输入为所述乘法器的输出量且所述第三比例控制的比例系数为dvsg；

所述第十加法器的输入为所述风电机组转子电流参考值计算模块输出的风电机组转子电流参考值的d轴分量和-ird；

所述第三pi控制器的输入为所述第十加法器的输出量；

所述第十一加法器的输入为所述第三pi控制器的输出量和δurd；

所述第一d/q坐标系变换模块的输入为含风电机组的电网中a，b，c三相电流和所述第十二加法器的输出量；

所述风电机组转子电压补偿计算模块的输入为所述第一d/q坐标系变换模块的输出量、所述微控制器的输出量、ω1和us；

所述微分控制器的输入为θr；

所述第二d/q坐标系变换模块的输入为含风电机组的电网中a，b，c三相电压和θs；

所述锁相环的输入为所述第二d/q坐标系变换模块的输出量；

所述第十二加法器的输入为θs和θr；

其中，pmea为风电机组实际输出有功功率，qmea为风电机组实际输出无功功率，us为风电机组定子电压幅值，ug为所述风电机组并网点电压幅值计算模块输出的风电机组并网点电压幅值，un为风电机组并网点电压额定值，τq为无功电压下垂系数，q0为风电机组初始无功功率，qmea为风电机组实际输出无功功率，θs为风电机组定子位置角，δurq为所述风电机组转子电压补偿计算模块输出的风电机组转子电压补偿的q轴分量，ωn为虚拟同步电机额定角频率，ω1为电网同步角频率，τp为风电机组有功功率下垂系数，p0为风电机组初始有功功率，s为拉普拉斯算子，jvsg为虚拟同步电机的转动惯量，dvsg为虚拟同步电机的阻尼，δurd为所述风电机组转子电压补偿计算模块输出的风电机组转子电压补偿d轴分量，θr为风电机组转子位置角，θs为风电机组定子位置角，θvsg为虚拟同步电机位置角，irq为所述第一d/q坐标系变换模块输出的风电机组转子电流实际值的q轴分量，ird为所述第一d/q坐标系变换模块输出的风电机组转子电流实际值的d轴分量。

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。

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求保护范围之内。