一种多VSG逆变器环流抑制及故障处理的控制方法和系统与流程

本发明属于智能电网并网发电技术领域，具体涉及一种多vsg逆变器环流抑制及故障处理的控制方法和系统。

背景技术：

在微网中，并网和离网(孤岛)两种运行模式是体现微网技术及经济优势的关键，因此无缝、平滑的切换技术是保证微网在两种运行模式间平稳过渡的关键技术。由于虚拟同步发电机(vsg)技术通过模拟同步发电机的运行机理，可以自由的实现从孤岛转变成并网的过程，从而省去了由v/f转变成p/q的繁琐转变，并且具有惯性环节能较好地实现分布式电源的友好接入并提高电力系统稳定性。

虽然，vsg逆变器相比于普通的逆变器已经具有一定幅值和相位补偿能力，但是其主电路仍然是由脆弱的电力电子器件组成，其抗过压过流能力弱。若vsg逆变器仍采用传统的同步发电机拖入同步的方法并网，或者在离网或并网后也可能出现负载非对称的紧急情况，其并网瞬间产生的冲击电流可能会对逆变器开关器件以及磁性元件造成严重的损害。并且传统的并网逆变器在预同步的环节需要2次的坐标变换，5个pi环节来保证预同步的顺利实现，繁琐而且费时。

在多逆变器的离网向并网切换的过程中，尤其是在由离网运行切换至并网运行的瞬间，或者在负荷突然变化等紧急情况下，会存在较大的冲击电流，导致并网电流与pcc点电压畸变，降低电能质量，对电子器件的破坏也较为严重，因此在切换时不仅需要考虑预同步的问题，在多台vsg组成微网时，还存在着较为严重的环流问题，而多vsg逆变器的预同步并网控制、离网负载故障下的预同步并网控制、功率分配及环流抑制显得尤为重要。

技术实现要素：

为克服上述现有技术的不足，本发明提出一种多vsg逆变器环流抑制及故障处理的控制方法，其改进之处在于，包括：

当由离网进行并网切换时：针对每台完成功率参数设定的vsg逆变器，采用预同步控制补偿方法分别对各台vsg逆变器进行补偿，直到达到并网要求；

当并网后稳态运行时：若出现负载的非对称的故障，将电流型逆变器与完成功率参数设定后的所述vsg逆变器并联并入电网，补偿不平衡电流；

其中，各台vsg逆变器的功率参数基于各台vsg逆变器的额定容量设定。

本发明提供的第一优选技术方案，其改进之处在于，所述基于各台vsg逆变器的额定容量，设定各台vsg逆变器的功率参数，包括：

获取各台vsg逆变器的额定容量；

按照各台vsg逆变器的额定容量的比例为每台vsg逆变器设定功率参数；

其中，所述功率参数包括与额定容量成反比的虚拟电抗和无功电压下垂系数，以及与额定容量成正比的有功频率下垂系数、虚拟转动惯量和虚拟阻尼系数。

本发明提供的第二优选技术方案，其改进之处在于，所述针对每台完成功率参数设定的vsg逆变器，采用预同步控制补偿方法分别对各台vsg逆变器进行补偿，直到达到并网要求，包括：

针对每台完成功率参数设定的vsg逆变器，进行预同步控制补偿所述vsg逆变器的角频率和电压；

分别判断预同步控制后每台所述vsg逆变器是否达到并网要求：若是，则将达到并网条件的vsg逆变器并入电网，否则继续进行预同步控制，直到达到并网要求。

本发明提供的第三优选技术方案，其改进之处在于，所述进行预同步控制补偿所述vsg逆变器的角频率和电压，包括：

采用锁相环获取电网的电压相角；

以所述相角为基准对vsg逆变器的输出电压进行dq变换，得到d轴分量和q轴分量；

将所述d轴分量输入pi调节器，得到角频率调节量，将所述q轴分量与三相电网电压幅值间的偏差输入pi调节器，得到幅值调节量；

将所述角频率调节量孤岛模式参考角频率相加，得到预同步环节的参考角频率，将所述幅值调节量与孤岛模式参考电压幅值相加，得到预同步环节的参考电压幅值。

本发明提供的第四优选技术方案，其改进之处在于，判断所述vsg逆变器是否达到并网要求，包括：

将vsg逆变器的输出电压进行dq变换，得到d轴输出电压和q轴输出电压；

判断q轴输出电压的绝对值是否小于q轴阈值，判断d轴输出电压与电网相电压的峰值的误差是否小于d轴阈值；

当两个判断结果均为是时，所述vsg逆变器达到并网要求，否则不达到并网要求。

本发明提供的第五优选技术方案，其改进之处在于，所述达到并网要求后，还包括：

将并入电网后的vsg逆变器的角频率和电压的补偿量置零。

本发明提供的第六优选技术方案，其改进之处在于，所述将电流型逆变器与完成功率参数设定后的所述vsg逆变器并联并入电网，补偿不平衡电流，包括：

将电流型逆变器与完成功率参数设定后的所述vsg逆变器并联并入电网；

采用保守功率理论将负载电流分解成平衡有功电流、平衡无功电流、不平衡电流与空电流分量；

通过控制所述电流型逆变器的输出电流等于负载电流中的不平衡电流与空电流分量，补偿不平衡电流。

本发明提供的第七优选技术方案，其改进之处在于，还包括：

当离网运行且出现负载的非对称的故障时：针对每台完成功率参数设定的vsg逆变器，采用负序控制方法分别对各台vsg逆变器进行控制，降低离网负载非对称故障时输出电压的不平衡度。

本发明提供的第八优选技术方案，其改进之处在于，所述采用负序控制方法对所述vsg逆变器进行控制，包括：

将所述vsg逆变器的三相静止坐标系下的三相电压和三相电流转换为两相静止坐标系下的两相电压和电流；

采用二阶广义积分器对所述两相电压和电流进行正负序分离，得到两相电压和电流的正序分量及负序分量；

将所述两相电压和电流的正序分量及负序分量从两相静止坐标系变换至两相旋转坐标系，分别得到正序的dq轴电压电流和负序的dq轴电压和电流；

对所述正序的dq轴电压电流进行控制，将所述负序的dq轴电压置零并进行控制，实现逆变器的输出电压中只含正序分量。

基于同一发明构思，本发明还提供了一种多vsg逆变器环流抑制及故障处理的控制系统，其改进之处在于，包括：并网切换模块和并网故障处置模块；

所述并网故障处置模块，用于当并网后稳态运行时：若出现负载的非对称的故障，将电流型逆变器与完成功率参数设定后的所述vsg逆变器并联并入电网，补偿不平衡电流；

其中，各台vsg逆变器的功率参数基于各台vsg逆变器的额定容量设定。

本发明提供的第九优选技术方案，其改进之处在于，还包括用于设置各台vsg逆变器的功率参数的参数设置模块，所述参数设置模块包括：容量获取单元和参数设置单元；

所述容量获取单元，用于获取各台vsg逆变器的额定容量；

所述参数设置单元，用于按照各台vsg逆变器的额定容量的比例为每台vsg逆变器设定功率参数；

其中，所述功率参数包括与额定容量成反比的虚拟电抗和无功电压下垂系数，以及与额定容量成正比的有功频率下垂系数、虚拟转动惯量和虚拟阻尼系数。

本发明提供的第十优选技术方案，其改进之处在于，所述并网切换模块包括：预同步控制单元和并网判断单元；

所述预同步控制单元，用于针对每台完成功率参数设定的vsg逆变器，进行预同步控制补偿所述vsg逆变器的角频率和电压；

所述并网判断单元，用于分别判断预同步控制后每台所述vsg逆变器是否达到并网要求：若是，则将达到并网条件的vsg逆变器并入电网，否则继续进行预同步控制，直到达到并网要求。

本发明提供的第十一优选技术方案，其改进之处在于，所述并网故障处置模块包括：电流型逆变器入网单元、电流分解单元和电流补偿单元；

所述电流型逆变器入网单元，用于将电流型逆变器与完成功率参数设定后的所述vsg逆变器并联并入电网；

所述电流分解单元，用于采用保守功率理论将负载电流分解成平衡有功电流、平衡无功电流、不平衡电流与空电流分量；

所述电流补偿单元，用于通过控制所述电流型逆变器的输出电流等于负载电流中的不平衡电流与空电流分量，补偿不平衡电流。

与最接近的现有技术相比，本发明具有的有益效果如下：

本发明提供一种多vsg逆变器环流抑制及故障处理的控制方法和系统，包括：基于各台vsg逆变器的额定容量，设定各台vsg逆变器的功率参数；当由离网进行并网切换时：针对每台完成功率参数设定的vsg逆变器，采用预同步控制补偿方法分别对各台vsg逆变器进行补偿，直到达到并网要求；当并网后稳态运行时：若出现负载的非对称的故障，将电流型逆变器与完成功率参数设定后的vsg逆变器并联并入电网，补偿不平衡电流。本发明所提出的多vsg逆变器制方法，不仅有效地保证了多vsg逆变器通过参数进行设置可实现功率分配，而且可以保证在预同步过程中与电网的同步，可有效抑制并网冲击电流，提高电能质量，实现运行模式间的无缝切换。并且消除了多vsg逆变器之间的环流问题。

本发明计算过程中锁相环只需一个，pi环节只需2个，并将频率补偿环节直接接到vsg转子中，大大的减小了计算量，使得并网的算法简单、快速有效。不仅减小了电流冲击，实现了功率分配并且有效地抑制了并网瞬间的环流及故障处理的问题。

本发明不仅可以实现功率的正确分配，而且有效地抑制了当离网和并网后出现紧急情况下，还能顺利的实现离并网无缝切换、抑制并网瞬间的环流、谐波等问题。

附图说明

图1为本发明提供的一种多vsg逆变器环流抑制及故障处理的控制方法流程示意图；

图2为本发明提供的一种多vsg逆变器环流抑制及故障处理的控制方法中预同步流程示意图；

图3为加入预同步策略后两台vsg逆变器并联运行主电路结构图；

图4为本发明提供的一种多vsg逆变器环流抑制及故障处理的控制方法中预同步控制框图；

图5为本发明提供的引入负序控制环节的改进vsg控制框图；

图6为未加入预同步控制策略两台vsg并联微网母线相电流波形示意图；

图7为未加入预同步控制策略vsg1输出有功/无功功率波形示意图；

图8为未加入预同步控制策略vsg2输出有功/无功功率波形示意图；

图9为加入预同步的vsg1并联微网母线相电流波形示意图；

图10为加入预同步的vsg2并联微网母线相电流波形示意图；

图11为加入预同步的vsg1输出有功/无功功率波形示意图；

图12为加入预同步的vsg2输出有功/无功功率波形示意图；

图13为未加入预同步控制并网前后两台逆变器间环流波形示意图；

图14为加入预同步控制并网前后两台逆变器间环流波形示意图；

图15为非对称负载下采用并网电流补偿方案前后的并网电压电流波形示意图；

图16为本发明提供的一种多vsg逆变器环流抑制及故障处理的控制系统基本结构示意图；

图17为本发明提供的一种多vsg逆变器环流抑制及故障处理的控制系统详细结构示意图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的具体实施方式做进一步的详细说明。

实施例1：

本发明提供的一种多vsg逆变器环流抑制及故障处理的控制方法流程示意图如图1所示，包括：

步骤1：当由离网进行并网切换时：针对每台完成功率参数设定的vsg逆变器，采用预同步控制补偿方法分别对各台vsg逆变器进行补偿，直到达到并网要求；

步骤2：当并网后稳态运行时：若出现负载的非对称的故障，将电流型逆变器与完成功率参数设定后的vsg逆变器并联并入电网，补偿不平衡电流；

其中，各台vsg逆变器的功率参数基于各台vsg逆变器的额定容量设定。

本发明为了解决紧急情况下，多台不同容量的逆变器由离网向并网过程中存在的较大冲击电流、环流或者故障问题，如何快速、准确地实现与电网电压同步并实现功率分配、环流抑制和故障处理。

下面对本发明的实施例进行具体说明。

本发明针对多vsg并网逆变器组成的微网系统，先通过配置适合的vsg功率参数实现功率分配的基础上，再利用锁相环(pll)技术，提取电网电压相位，并等待并网的预同步使能信号。此信号到达后，以电网电压相位为基准对微网母线处电压进行dq变换，不断地检测每台vsg逆变器离网时各自的q轴输出值与零的误差以及d轴输出值与电网电压幅值的误差，判断上述两个误差如果均小于预先设定好的阈值，则表明pcc点两侧的电压偏差足够小，从而快速的给出各自所需要补偿的频率和幅值，闭合并网开关，实现并网。并网前后考虑负载的非对称工况带来的影响，采用了加入一个与vsg逆变器并联运行的电流型逆变器来补偿负载电流的不平衡电流分量，有效地抑制了并网电流不平衡与pcc点电压的畸变。

所采取的控制策略需锁相环个数及pi控制环节数量均少于传统的逆变器预同步策略，并且将频率补偿环节直接补偿到vsg的转子方程中，即使在负载不对称故障下也能快速、准确、简单的实现多vsg逆变器离网向并网的无缝切换，而且在预同步的瞬间微网内的环流也得到很好的抑制，提高了电能质量。

多vsg逆变器环流抑制及故障处理的控制方法具体流程如下：

步骤101、虚拟同步发电机模型的建立

虚拟同步发电机模型包括vsg的电子电磁方程、转矩与频率方程、运动方程和虚拟励磁方程。这些方程的形式是公知的，本申请不做说明。

步骤102、vsg离并网切换过程分析

在分析过程中发现由并网向离网切换时，vsg逆变器在运行模式切换过程中不会出现明显的暂态过程，但在vsg逆变器离网向并网的过程中，却会产生很大的冲击电流，甚至导致并网失败，最大的瞬时偏差可达电网电压幅值的两倍即2u。同时会导致电压的畸变，电能质量的恶化。

步骤103、单台vsg逆变器的预同步控制策略的选择

在步骤102基础上设计了一种基于pll的vsg逆变器预同步控制策略，采用pll方法提取到电网电压相位的基础上，保证预同步阶段vsg逆变器输出电压幅值、频率及相位与电网达到一致时，再将并网开关闭合，此控制策略避免了直接并网产生的弊端。

步骤104、单台vsg并网逆变器的并网信号的生成

在步骤103完成后，即并网的预同步使能信号到达后，频率补偿环节δω和幅值补偿环节δu开始运行，图2中为具体的流程：

通过锁相环获取电网电压相位，当预同步使能信号到达时，vsg算法以加入预同步控制后的算法运行，并不断检测是否达到并网要求，若未达到，则继续进行预同步调节；若已达到，则闭合并网开关并将补偿量置零。

通过不断检测经dq变换后的逆变器q轴输出电压uq的绝对值是否小于q轴阈值uqerms，d轴输出电压ud与电网相电压的峰值的误差是否小于d轴阈值uderms，若上述两个条件均满足，则表明pcc点两侧的电压偏差足够小，认为基本实现了vsg逆变器输出端电压与电网电压的同步，可以进行并网。此时，闭合并网开关，最终实现单台vsg逆变器离网向并网的无缝切换。

步骤105、多vsg逆变器的功率分配及参数配置

对于微网中不同容量vsg逆变器并联运行的情况，无论是离网还是并网运行模式下，功率分配都是实现系统稳定运行的关键之一。因此，首先进行功率分配及其参数配置然后再进行预同步控制策略的设计。这里以两台vsg逆变器为例进行说明。通过图3可以显示其具体实施方式。

图3为加入预同步控制策略后两台vsg逆变器并联运行主电路结构图，图中包含主电路拓扑和控制电路。主电路拓扑采用的是典型lc三相桥式电路，该电路拓扑结构可工作在离网和并网两种运行模式下，通过公共连接点(pointofcommoncoupling,pcc)实现外部电力系统与供电网络之间的联络。当pcc与主网断开联络时，系统能够自动运行在离网模式，确保对微网内负荷进行不间断供电。控制电路部分包括功率计算模块、vsg算法模块以及电压电流双闭环控制模块。其中，功率计算模块可实时采样逆变器输出的有功功率和无功功率；vsg算法模块使得逆变器的输出特性与同步发电机相似；电压电流双闭环控制可进一步提高系统稳定性。在预同步过程中加入虚线框内的频率补偿值δωi(i＝1,2)与电压幅值补偿值δui(i＝1,2)，即可实现两台逆变器分别的预同步。

步骤105-a、忽略线路阻抗，得到每台vsg逆变器机端输出有功功率、无功功率分别为：其中，ug为电网电压幅值，ei为第i台vsg逆变器输出电压的幅值；δi为第i台vsg逆变器输出电压相角；zi为第i台vsg逆变器与电网之间的等效阻抗。

步骤105-b、保证在调速器过程中，稳定状态下电磁功率与机械功率相等。因此，第i台vsg逆变器的电磁功率pi及励磁电动势ei可表示为：pi＝prefi+kωi(ωref-ωmi)，ei＝eref+kqi(qrefi-qi)。其中，kωi表示第i台vsg逆变器的无功电压下垂系数，kqi表示第i台vsg逆变器的有功频率下垂系数，prefi表示第i台vsg逆变器给定的有功功率参考值，ωref表示vsg逆变器给定的角频率参考值，ωmi表示第i台vsg逆变器运行的真实角频率器，eref表示vsg逆变器并网点给定的电压幅值参考值，qrefi表示第i台vsg逆变器给定的无功功率的参考值。

步骤105-c、令两台vsg逆变器的额定容量si^*，i＝1,2，之比为n，若稳定运行时，两个励磁电动势相等，两个并网逆变器的角度也相等，即e1＝e2，δ1＝δ2，则可得到有功之比为：z2＝nz1。

步骤105-d、再考虑无功功率的分配，当无功功率满足kq2＝kq1n，则可使vsg逆变器按照额定容量比进行分配。

步骤105-e、为了使并联运行的vsg逆变器有较好的动态响应特性，考虑两台逆变器有功功率的变化量分别为δp1和δp2，可得：不同容量的vsg逆变器并联运行时，设置参数使得每个逆变器的虚拟电抗xi、无功电压下垂系数kωi与容量成反比；有功频率下垂系数kqi、虚拟转动惯ji、虚拟阻尼系数di与容量si^*成正比，即可实现功率分配且在发生扰动时具有较好的动态特性。具体关系式如下：

步骤106、紧急情况下多vsg逆变器预同步、环流抑制及故障处理的控制策略

在步骤105实现多台vsg并联运行功率分配的基础上，对系统的运行控制分为以下三种工况进行处理：

情况一：正常情况下，多台vsg并联运行进行离并网切换时，通过每台vsg逆变器离网时的输出电压给定进行各自的频率补偿δω和幅值补偿δu，如图3中虚线框内所示，δω和δu的具体计算方式则如图4所示。通过保证公共连接pcc点电压不会因为每台vsg逆变器输出电压的瞬时幅值差和相位差而与电网电压产生较大偏差，从而有效抑制冲击电流，实现多台逆变器的离网向并网的无缝切换。并且所提出的控制策略有效的抑制了多逆变器之间的环流问题。

情况二：当多台vsg并联离网运行时，出现了负载非对称的紧急情况，本方案在传统的vsg逆变器控制环路中引入一个负序控制环节，改进后的vsg控制结构图如图5所示。三相静止坐标系下的逆变器输出电压uabc和输出电流iabc通过坐标变换成两相静止坐标系下的uαβ和iαβ,用二阶广义积分器(sogi)正负序分离后电压电流的正负序分量从两相静止坐标系变换至两相旋转坐标系，此时对正序电压电流和负序电压电流分别独立进行控制，负序控制环路中的d、q轴负序电压给定值均设置成0，控制实现vsg逆变器的输出电压中只含正序分量。当引入负序控制环节后vsg逆变系统处于稳定运行状态时，预同步使能信号到达，按情况一所描述对每台vsg逆变器离网时的输出电压给定进行各自的频率补偿δω和幅值补偿δu，同样能有效抑制冲击电流，实现多台逆变器的离网向并网的无缝切换。

情况三：在情况一实现多台vsg并联运行离并网无缝切换的基础上，系统已处于稳定运行状态，此时若出现负载非对称紧急工况下，本方案加入一个与vsg逆变器并联运行的电流型逆变器，采用保守功率理论(cpt)将负载电流分解成平衡有功电流、平衡无功电流、不平衡电流与空电流分量，控制该电流型逆变器的输出电流等于负载电流中的不平衡电流与空电流分量，从而补偿负载电流中的不平衡电流与空电流分量。达到稳态后负载的外特性会表现为三相平衡负载，结构图如图3所示，从而有效地抑制了并网电流不平衡与pcc点电压的畸变。

图4是预同步控制框图，具体给出了图3中频率与电压幅值补偿量的计算方式。所设计的预同步控制策略主要包括频率补偿环节δω和幅值补偿环节δu。三相电网电压ugabc经过锁相环输出电网电压相角θg，vsg逆变器输出电压uabc以θg为基准进行dq变换，分别得到d轴分量ud和q轴分量uq。将uq的参考值设为0，uq与0的偏差送入pi调节器，输出的调节量δω与孤岛模式参考角频率ω^*相加，共同构成预同步环节的参考角频率ωm。而d轴分量ud的参考值为三相电网电压幅值ugm，ud与ugm的偏差送入pi调节器，输出的调节量δu与孤岛模式参考电压幅值e相叠加得到参考电压幅值uref，最终与参考相位共同合成三相参考电压，从而实现预同步控制。

图5是引入负序控制环节的改进vsg控制框图，图中三相静止坐标系下的逆变器输出电压uabc和输出电流iabc通过坐标变换成两相静止坐标系下的uαβ和iαβ,用二阶广义积分器(sogi)正负序分离后电压电流的正负序分量从两相静止坐标系变换至两相旋转坐标系，此时对正序电压电流和负序电压电流分别独立进行控制，负序控制环路中的d、q轴负序电压给定值均设置成0，控制实现vsg逆变器的输出电压中只含正序分量，从而降低离网负载非对称故障时输出电压的不平衡度。

实施例2：

下面给出一个多vsg逆变器环流抑制及故障处理的控制方法具体应用的实施例。采用本控制方法对当两台不同容量的vsg并联运行进行仿真分析验证。选择vsg1容量为20kw+10kvar，vsg2容量为10kw+5kvar，两者容量比为2:1，两者共同的本地负载为18kw+15kvar。图6～图8分别为微网母线的相电流波形以及vsg1和vsg2的输出有功/无功功率波形图。由仿真结果可以看出，在多台vsg并联的微网系统中，不采用任何预同步控制策略也可实现并网，但是微网母线电流有很大的冲击，大致为正常并网电流的8倍，同时两台逆变器的输出功率也会产生巨大的尖峰与振荡，降低了电能质量。

将本专利提出的预同步控制策略引入上述多机并联的系统中。图9～图12为加入预同步控制后的微网母线相电流波形以及vsg1和vsg2的输出有功/无功功率波形图。由仿真结果可以看出，vsg1和vsg2在离网运行模式下可根据本地负载需求按逆变器容量比进行功率分配，并网运行模式下，按照功率参考值向电网及负载提供能量，证明所述功率分配控制策略的正确性。当加入的预同步控制策略后，微网母线的冲击电流得到有效的抑制，功率的尖峰和振荡也很大程度的减弱，可以实现多台不同容量vsg逆变器由离网向并网的无缝切换。通过观察加入预同步后的微网母线相电流以及vsg1和vsg2输出功率波形图9～图12，与未加入预同步控制策略的波形图6～图8对比，可以看出，冲击电流由约440a降至约80a，且功率尖峰及振荡得到抑制，可见上述控制策略的正确性与有效性。

加入补偿环节后的环流抑制对比如图13～图14所示，环流由80a降为12a，说明该控制策略也可有效抑制并网瞬间逆变器间产生的环流。

在负载发生非对称故障时采用另加一个电流型逆变器补偿非线性电流的方案，如图15所示。在0.2s时发生负载不对称故障，此时电流、电压发生畸变，0.7s加入电流补偿方案，可以看出该方案可有效抑制并网电压电流的畸变以及不平衡度，并网电压总谐波失真thd由6.85％降至3.26％，并网电流thd由4.57％降至0.66％，并网电能质量显著提高。仿真结果可以看出该方法可有效抑制并网电压电流的畸变，明显降低了三相并网电流的不平衡程度，有效降低并网电压电流thd，提高并网电能质量。

实施例3：

基于同一发明构思，本发明还提供了一种多vsg逆变器环流抑制及故障处理的控制系统，由于这些设备解决技术问题的原理与多vsg逆变器环流抑制及故障处理的控制方法相似，重复之处不再赘述。

该系统基本结构如图16所示，包括：并网切换模块和并网故障处置模块；

其中，

并网切换模块，用于当由离网进行并网切换时：针对每台完成功率参数设定的vsg逆变器，采用预同步控制补偿方法分别对各台vsg逆变器进行补偿，直到达到并网要求；

并网故障处置模块，用于当并网后稳态运行时：若出现负载的非对称的故障，将电流型逆变器与完成功率参数设定后的vsg逆变器并联并入电网，补偿不平衡电流；

其中，各台vsg逆变器的功率参数基于各台vsg逆变器的额定容量设定。

一种多vsg逆变器环流抑制及故障处理的控制系统详细结构如图17所示。

其中，该系统还包括用于设置各台vsg逆变器的功率参数的参数设置模块，参数设置模块包括：容量获取单元和参数设置单元；

容量获取单元，用于获取各台vsg逆变器的额定容量；

参数设置单元，用于按照各台vsg逆变器的额定容量的比例为每台vsg逆变器设定功率参数；

其中，功率参数包括与额定容量成反比的虚拟电抗和无功电压下垂系数，以及与额定容量成正比的有功频率下垂系数、虚拟转动惯量和虚拟阻尼系数。

其中，并网切换模块包括：预同步控制单元和并网判断单元；

预同步控制单元，用于针对每台完成功率参数设定的vsg逆变器，进行预同步控制补偿vsg逆变器的角频率和电压；

并网判断单元，用于分别判断预同步控制后每台vsg逆变器是否达到并网要求：若是，则将达到并网条件的vsg逆变器并入电网，否则继续进行预同步控制，直到达到并网要求。

其中，预同步控制单元包括：相角采集子单元、第一dq变换子单元、调节量子单元和参考值子单元；

相角采集子单元，用于采用锁相环获取电网的电压相角；

第一dq变换子单元，用于以相角为基准对vsg逆变器的输出电压进行dq变换，得到d轴分量和q轴分量；

调节量子单元，用于将d轴分量输入pi调节器，得到角频率调节量，将q轴分量与三相电网电压幅值间的偏差输入pi调节器，得到幅值调节量；

参考值子单元，用于将角频率调节量孤岛模式参考角频率相加，得到预同步环节的参考角频率，将幅值调节量与孤岛模式参考电压幅值相加，得到预同步环节的参考电压幅值。

其中，并网判断单元包括：第二dq变换子单元、dq判断子单元和并网判断子单元；

第二dq变换子单元，用于将vsg逆变器的输出电压进行dq变换，得到d轴输出电压和q轴输出电压；

dq判断子单元，用于判断q轴输出电压的绝对值是否小于q轴阈值，判断d轴输出电压与电网相电压的峰值的误差是否小于d轴阈值；

并网判断子单元，用于当两个判断结果均为是时，判断vsg逆变器达到并网要求，否则不达到并网要求。

其中，并网切换模块还包括置零单元；

置零单元，用于将并入电网后的vsg逆变器的角频率和电压的补偿量置零。

其中，并网故障处置模块包括：电流型逆变器入网单元、电流分解单元和电流补偿单元；

电流型逆变器入网单元，用于将电流型逆变器与完成功率参数设定后的vsg逆变器并联并入电网；

电流分解单元，用于采用保守功率理论将负载电流分解成平衡有功电流、平衡无功电流、不平衡电流与空电流分量；

电流补偿单元，用于通过控制电流型逆变器的输出电流等于负载电流中的不平衡电流与空电流分量，补偿不平衡电流。

其中，多vsg逆变器环流抑制及故障处理的控制系统还包括离网故障处置模块；

离网故障处置模块，用于当离网运行且出现负载的非对称的故障时：针对每台完成功率参数设定的vsg逆变器，采用负序控制方法分别对各台vsg逆变器进行控制，降低离网负载非对称故障时输出电压的不平衡度。

其中，离网故障处置模块，包括：第一转换单元、正负分离单元、第二转换单元和正负序控制单元；

第一转换单元，用于将vsg逆变器的三相静止坐标系下的三相电压和三相电流转换为两相静止坐标系下的两相电压和电流；

正负分离单元，用于采用二阶广义积分器对两相电压和电流进行正负序分离，得到两相电压和电流的正序分量及负序分量；

第二转换单元，用于将两相电压和电流的正序分量及负序分量从两相静止坐标系变换至两相旋转坐标系，分别得到正序的dq轴电压电流和负序的dq轴电压和电流；

正负序控制单元，用于对正序的dq轴电压电流进行控制，将负序的dq轴电压置零并进行控制，实现逆变器的输出电压中只含正序分量。

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:以上实施例仅用于说明本申请的技术方案而非对其保护范围的限制,尽管参照上述实施例对本申请进行了详细的说明,所属领域的普通技术人员应当理解:本领域技术人员阅读本申请后依然可对申请的具体实施方式进行种种变更、修改或者等同替换，但这些变更、修改或者等同替换，均在申请待批的权利要求保护范围之内。