基于SPF?PLL帶本地負荷的自同步虛擬同步逆變器并網控制器及方法與流程
本發明屬于微電網逆變器控制技術領域，涉及一種基于spf-pll帶本地負荷的自同步虛擬同步逆變器并網控制器及其并網方法。
背景技術：
隨著傳統化石能源的日益枯竭與日漸增加的環境壓力，能源結構正經歷著從傳統能源為主向可再生能源充分利用的調整過渡期。我國幅員遼闊，風能資源、海洋能量資源及生物能資源豐富，這為我國的能源結構調整提供了基本的前提。新能源的自身分散的特性使其更適用于作為分布式電源以微電網的形式向負載供電。
一般情況下，微電網可以以并網模式或孤島模式運行。處于孤島模式時，分布式電源(dg)為局部負載供電。微電網通常在電網故障條件下切換到孤島模式，故障清除后恢復并網模式。然而，如果微電網通過并網逆變器重新連接到電網時沒有預同步，則將會產生巨大的沖擊電流，對電網本身造成嚴重的威脅。這在一定程度上制約了微電網的進一步推廣。因此，提出一種微電網控制策略以保證兩種工作模式之間的無縫切換非常重要。
目前，微電網中典型的逆變器控制方法主要有：下垂控制、pq控制、vf控制和虛擬同步控制等。其中“虛擬同步控制”是一種由鐘慶昌教授提出的模擬同步發電機特性的逆變器控制策略。其使得沒有機械慣性的電力電子逆變器具備了等同于同步發電機慣性的特性，極大的改善了逆變器的動態性能，使得逆變器能像同步發電機一樣進行發電的同時抑制電網中的高頻紋波。因此，相對于其他控制策略，虛擬同步逆變器更適合在并網模式和孤島模式下的靈活運行。然而，與其他逆變器相同，為了實現并網模式的無縫切換，虛擬同步逆變器輸出電壓的頻率和相位也需要與電網同步。
目前已有的控制方法在切換過渡過程對電網和本地負荷的影響已經能夠顯著降低。然而，所有這些方法不僅需要獨立的pll(鎖相環)單元，而且還需要其它的補償控制器以及通信單元。致使系統調控結構略為復雜，且一般都不太適用于虛擬同步逆變器。
目前，具備鎖相環單元的預同步控制策略應用廣泛。有部分學者提出用于電壓同步的線性積分方法和適用于下垂控制的分布式電源孤島-并網模式無縫切換策略，兩種方法在切換過渡過程中對電網和本地負荷的影響都顯著減小。然而，這些方法不僅需要獨立的pll單元，而且還需要增加額外的補償控制器和通信環節，致使系統調控結構較為復雜，且都不能直接適用于虛擬同步逆變器。
有學者提出另一種使用虛擬阻抗而非增加鎖相環pll同步單元的自同步逆變器。在孤島模式和并網模式之間的無縫切換可以通過該同步器實現。但是，這一新型的自同步器的概念是基于無任何本地負荷的并網逆變器提出，不能適用于帶本地負荷的微電網。
因此，在簡化同步控制系統降低成本的前提下，研究一種普遍適用于帶負載與不帶負載的虛擬同步逆變器，實現同步并網的控制策略具有重要意義。
技術實現要素：
為實現上述目的，本發明提供一種基于spf-pll帶本地負荷的自同步虛擬同步逆變器并網控制器及其并網方法，解決了虛擬同步逆變器在孤島模式和并網模式切換過程中產生的沖擊電流等問題，實現帶負載虛擬同步逆變器從孤島模式到并網模式的無縫切換。
本發明所采用的技術方案是，基于spf-pll帶本地負荷的自同步虛擬同步逆變器并網控制器，由逆變器輸出電壓電流信息采集模塊、網側電壓信息采集模塊、虛擬同步逆變器控制模塊、離/并網切換模塊、pwm驅動器組成；
所述逆變器輸出電壓電流信息采集模塊，用于采集逆變器輸出端電壓信號、逆變器輸出端電流信號；
網側電壓信息采集模塊，用于采集并網點電壓信號；網側電壓信息采集模塊采集逆變器輸出側濾波電容c處電壓信號和輸出濾波電感ls上的電流信號，并將電壓、電流信號傳送給虛擬同步逆變器控制模塊的電壓電流信號輸入端，同時也將網側電壓信號傳送給虛擬同步逆變器控制模塊的電壓信號輸入端；
離/并網切換模塊，用于根據前級檢測到的逆變器輸出電流與公共電網電壓相位是否已經完成同步的信號，判斷用于連接虛擬同步逆變器輸出端與公共電網的斷路器cb2是否需要被立即切換以完成并網控制；
pwm驅動器，用于向逆變橋中的電力電子開關器件提供開通及關斷信號；
虛擬同步逆變器控制模塊，包括虛擬同步算法控制單元和自同步控制單元；所述虛擬同步算法控制單元，用于實現逆變器運行時具備同步發電機的特性；所述自同步控制單元，用于獲得虛擬同步逆變器相位角和頻率參考值的補償量，完成逆變器輸出電壓與電網電壓相位的同步。
進一步的，所述自同步控制單元，包括相位自跟蹤控制單元、pi控制單元；所述相位自跟蹤控制單元用于鎖定電網電壓的相位角；所述pi控制單元用于提高調節性能。
進一步的，所述相位自跟蹤控制單元中，兩相αβ靜止坐標系下的電網電壓，如下式(1)：
式中，uα、uβ表示兩相靜止坐標系下的α、β軸分量；uga、ugb、ugc表示電網三相電壓；eg為兩相靜止坐標變換后的網側電壓幅值；θg為電網電壓相位；
采用由虛擬同步控制產生的相位角θ作為參考相位角，通過park轉換，獲得電網電壓ug的dq軸分量，如下式(2)：
式中，ugd、ugq表示同步旋轉坐標系下的dq軸電壓直流分量；θ為虛擬同步算法控制單元產生的相位角。
進一步的，所述pi控制單元的傳遞函數gpi(s)如下式(3)：
式中，kp為pi控制單元的比例調節參數、ki為積分常數，s表示復變量，是將時域信號轉化到復頻域信號的變量；
考慮到當δθ接近于0時，sin(δθ)≈δθ，自同步控制單元(13)的開環傳遞函數簡化為下式(4)：
式中，gopen(s)為簡化后的開環傳遞函數，τpi＝kp/ki,ko＝kie*(eg＝e*)；τpi為pi控制器中比例調節參數與積分常數的比值，ko為pi控制器中積分常數與參考電壓的乘積，τpi、ko都為方便簡化開環傳遞函數設定；e*為給定的電網電壓參考幅值；τf為虛擬同步算法控制單元中的頻率控制環的時間常數；
為提高自同步控制單元的穩定性和動態響應性能，中頻寬h＝τpi/τf的斜率不應等于-2，因此τpi的值應大于τf，開環傳遞函數的增益符合下式(5)：
相應的，pi控制單元的參數表示為：
通常，考慮到h的值介于5～10之間，繼而式(6)可以推導至式(7)：
將電網電壓q軸分量ugq與基準值零進行比較，然后將ugq和0的差值輸出到pi控制單元，即可以獲得δωsyc，δωsyc作為虛擬同步算法控制單元(12)輸入額定角頻率的同步補償量。
進一步的，所述虛擬同步算法控制單元輸出的輸出的驅動電壓信號e的角頻率參考值ω如下式(8)所示：
式中，np為有功下垂系數，p表示逆變器輸出的電磁功率，p*為虛擬同步算法控制單元的給定有功參考功率，ω*為給定參考頻率；
同時，用e*減去nq(q-q*)，在無功慣性環節對相減后得到的結果進行積分，可以得到電壓幅值e；
對角速度ω進行積分可得到參考波的a相相位，已知電壓幅值和a相角度即可計算出a相參考正弦波，分別逆時針和順時針旋轉120度即可得到b和c相參考波，此參考波信號與控制器內部鋸齒波發生器所發出的鋸齒波信號做比較運算，得到逆變橋中電力電子開關器件的控制信號，以此控制其通斷；
根據式(8)逐漸調節虛擬同步逆變器的角頻率，將相位差δθ＝θg-θ歸化為零時，標志虛擬同步逆變器與電網已經實現同步。
本發明所采用的另一技術方案是，基于spf-pll帶本地負荷的自同步虛擬同步逆變器并網控制器的并網方法，當網側故障切除或需要并網時，系統需要進行并網切換，啟動虛擬同步逆變器控制模塊中的自同步控制單元，再將虛擬同步逆變器控制模塊中的虛擬同步算法控制單元產生的相位角θ作為參考相位角輸入到自同步控制單元，并將檢測的網側電壓ug也輸入其中；通過clark轉換和park轉換，獲得電網電壓ug的q軸分量ugq，將q軸分量ugq與基準值零進行比較，然后將差值作為pi控制器的輸入，經過調節即可以獲得δωsyc，作為虛擬同步算法控制單元中額定角頻率的同步補償量；虛擬同步算法控制單元輸出電壓的角頻率參考值ω逐漸增加δωsyc的大小，并在最終過渡到穩態值；檢測到δθ為零，電網電壓的q軸分量ugq也為零，標志著虛擬同步逆變器與電網電壓已經同步，虛擬同步逆變器控制模塊輸出切換信號給離/并網切換模塊執行并網命令，閉合斷路器cb2并移除角頻率補償器補償δωsyc，在這一過程期間，虛擬同步逆變器的有功功率輸出保持不變。
本發明的有益效果是針對虛擬同步逆變器，提出的一種基于spf-pll帶本地負荷的自同步虛擬同步逆變器并網控制方法。相比于傳統的控制方法，本發明無需增加任何外部專用同步控制單元和通信環節，能完成孤島模式與并網模式之間的無縫切換，解決了虛擬同步逆變器在孤島模式和并網模式切換過程中產生的沖擊電流等問題，且簡化了控制系統，有較強的實用價值。普遍適用于帶本地負荷與不帶本地負荷的情況，十分有利于虛擬同步逆變器的進一步使用與推廣。
附圖說明
為了更清楚地說明本發明實施例或現有技術中的技術方案，下面將對實施例或現有技術描述中所需要使用的附圖作簡單地介紹，顯而易見地，下面描述中的附圖僅僅是本發明的一些實施例，對于本領域普通技術人員來講，在不付出創造性勞動的前提下，還可以根據這些附圖獲得其他的附圖。
圖1是本發明實施例提供的帶本地負荷的自同步虛擬同步逆變器并網系統拓撲結構圖。
圖2是本發明實施例提供的虛擬同步逆變器控制模塊內部原理框圖。
圖3是本發明實施例提供的虛擬同步算法控制單元內部算法結構圖。
圖4是本發明實施例提供的pwm驅動模塊控制信號產生原理圖。
圖中，1.逆變橋，2.pwm驅動器，3.虛擬同步逆變器控制模塊，4.公共電網，5.信號調理模塊a，6.ad1，7.ad2，8.離/并網切換模塊，9.ad3，10.信號調理模塊b，11.本地負荷，12.虛擬同步算法控制單元，13.自同步控制單元，
具體實施方式
下面將結合本發明實施例中，對本發明實施例中的技術方案進行清楚、完整地描述，顯然，所描述的實施例僅僅是本發明一部分實施例，而不是全部的實施例。基于本發明中的實施例，本領域普通技術人員在沒有做出創造性勞動前提下所獲得的所有其他實施例，都屬于本發明保護的范圍。
基于spf-pll(同步參考坐標系鎖相環)帶本地負荷的自同步虛擬同步逆變器并網控制方法，普遍適用于帶本地負荷與不帶本地負荷的虛擬同步逆變器，其思路是通過在虛擬同步控制模塊中設計一個基于spr-pll的pi控制單元，獲得虛擬同步逆變器相位角和頻率參考值的補償量，繼而對補償量進行調節以自動實現逆變器與電網電壓的同步，進而實現虛擬同步逆變器從孤島模式到并網模式的無縫切換。
基于spf-pll帶本地負荷的自同步虛擬同步逆變器，結構如圖1所示，
由逆變器輸出電壓電流信息采集模塊、網側電壓信息采集模塊、虛擬同步逆變器控制模塊3、離/并網切換模塊8、pwm驅動器2組成；
其中，逆變器輸出電壓電流信息采集模塊，包括霍爾a、信號調理模塊a5、ad16、ad27，用于采集逆變器輸出端電壓信號、逆變器輸出端電流信號；
網側電壓信息采集模塊，包括霍爾b、信號調理模塊b10、ad39，用于采集并網點電壓信號；網側電壓信息采集模塊采集逆變器輸出側濾波電容c處電壓信號和輸出濾波電感ls上的電流信號，并將電壓、電流信號傳送給虛擬同步逆變器控制模塊3的電壓電流信號輸入端，同時也將網側電壓信號傳送給虛擬同步逆變器控制模塊3的電壓信號輸入端。
離/并網切換模塊8，用于根據前級檢測到的逆變器輸出電流與公共電網電壓相位是否已經完成同步的信號，判斷斷路器cb2(如圖1用于連接虛擬同步逆變器輸出端與公共電網4的斷路器cb2)是否需要被立即切換以完成并網控制。
pwm驅動器2，用于向逆變橋1中的電力電子開關器件提供開通及關斷信號。
虛擬同步逆變器控制模塊3，包括虛擬同步算法控制單元12和自同步控制單元13兩部分。其中，虛擬同步算法控制單元12，用于實現逆變器運行時具備同步發電機的特性；自同步控制單元13，用于獲得虛擬同步逆變器相位角和頻率參考值的補償量，完成逆變器輸出電壓與電網電壓相位的同步。
虛擬同步逆變器控制模塊3中的虛擬同步算法控制單元12以逆變器輸出電流信號is為輸入并以此時三相電壓參考值為電壓按功率計算公式進行相乘作為虛擬同步逆變器控制模塊3的有功無功功率輸入，然后虛擬同步算法控制單元12中的有功慣性下垂環接收有功功率輸入后與給定有功功率值做差，將差值乘以有功下垂系數，用虛擬同步算法控制單元12的新的輸入參考值減去乘積再積分，可以得到參考波角速度ω，同時對角速度進行積分，得到參考波的相位角；虛擬同步算法控制單元12中的無功慣性下垂環接收無功功率輸入后與給定無功功率值做差，將差值乘以無功下垂系數，用參考電壓幅值減去乘積再積分，可以得到電壓幅值e。最后，該幅值乘以參考波相位角的正弦值作為虛擬同步逆變器控制模塊3的輸出之一。
虛擬同步逆變器控制模塊3中的自同步控制單元13包括兩部分：
1、相位自跟蹤控制單元，用于鎖定電網電壓的相位角θg。
首先在相位自跟蹤控制單元中，兩相αβ靜止坐標系下的電網電壓如下式(1)：
式中，uα、uβ表示兩相靜止坐標系下的α、β軸分量；uga、ugb、ugc表示電網三相電壓；eg為兩相靜止坐標變換后的網側電壓幅值；θg為電網電壓相位。
采用由虛擬同步控制產生的相位角θ作為參考相位角。通過park轉換，獲得電網電壓ug的dq軸分量如下式(2)：
式中，ugd、ugq表示同步旋轉坐標系下的dq軸電壓直流分量；θ為虛擬同步算法控制單元產生的相位角θ。
2、pi控制單元，用于提高調節性能。
將電網電壓q軸分量ugq與基準值零進行比較，然后將ugq和0的差值輸出到pi控制單元，即可以獲得δωsyc，δωsyc作為虛擬同步算法控制單元12輸入額定角頻率的同步補償量。
進一步詳細說明本發明自同步控制單元13中pi控制單元的設計原則。首先pi控制單元的傳遞函數gpi(s)如下式(3)：
式中，kp為pi控制單元的比例調節參數、ki為積分常數，s表示復變量，是將時域信號轉化到復頻域信號的變量，變量s又稱“復頻率”。
考慮到當δθ接近于0時，sin(δθ)≈δθ，自同步控制單元13的開環傳遞函數框圖可以簡化為下式(4)：
式中，gopen(s)為簡化后的開環傳遞函數，τpi＝kp/ki,ko＝kie*(eg＝e*)；τpi為pi控制器中比例調節參數與積分常數的比值，ko為pi控制器中積分常數與參考電壓的乘積，τpi、ko都為方便簡化開環傳遞函數設定；e*為給定的電網電壓參考幅值；τf為虛擬同步算法控制單元中的頻率控制環的時間常數。
可以看出，開環傳遞函數是一個典型的ii型二階系統，為提高自同步控制單元的穩定性和動態響應性能，中頻寬h＝τpi/τf的斜率不應等于-2，因此τpi的值應大于τf，開環傳遞函數的增益必須符合下式(5)：
式中，e*為給定的電網電壓參考幅值；τf為虛擬同步算法控制單元中的頻率控制環的時間常數；h＝τpi/τf為中頻寬。
相應的，pi控制單元的參數可以表示為：
通常，考慮到h的值介于5～10之間，繼而式(6)可以推導至式(7)：
此外，在實際應用系統中，為了避免預同步過程中虛擬同步逆變器頻率的大波動，pi控制單元的輸出應限幅。
繼而將經pi補償調節后的相角頻率δωsyc提供給虛擬同步逆變器控制模塊3中的虛擬同步算法控制單元12。則虛擬同步算法控制單元12輸出的驅動電壓信號e的角頻率參考值ω如下式(8)推導所示：
式中，np為有功下垂系數，p表示逆變器輸出的電磁功率，p*為虛擬同步算法控制單元的給定有功參考功率，ω*為給定參考頻率；
本發明中自同步控制單元13的核心控制思想是通過調節虛擬同步逆變器的角頻率來將相位差δθ歸化為零，電網電壓的q軸分量ugq也為零，實現帶本地負荷的并網逆變器與公用電網的自同步。
進一步的，離/并網切換模塊8以虛擬同步逆變器控制模塊3輸出的切換信號為輸入信號，進行虛擬同步逆變器系統離/并網的切換。
本發明的控制方法是：當系統孤島模式運行，斷路器cb2斷開，虛擬同步逆變器控制模塊3中的自同步控制單元13及外部的離/并網切換模塊8不工作，虛擬同步逆變器的輸出電壓電流經過逆變器輸出電壓電流信息采集模塊及網側電壓信息采集模塊送到虛擬同步逆變器控制模塊3，控制帶本地負荷11的虛擬同步逆變器正常運行。
當網側故障切除或需要并網時，系統需要進行并網切換，啟動虛擬同步逆變器控制模塊3中的自同步控制單元13，再將虛擬同步逆變器控制模塊3中的虛擬同步算法控制單元12產生的相位角θ作為參考相位角輸入到自同步控制單元13，并將檢測的網側電壓ug也輸入其中。通過clark轉換和park轉換，獲得電網電壓ug的q軸分量ugq。將q軸分量ugq與基準值零進行比較，然后將差值作為pi控制器的輸入，經過調節即可以獲得δωsyc，作為虛擬同步算法控制單元中額定角頻率的同步補償量。虛擬同步算法控制單元12輸出電壓的角頻率參考值ω逐漸增加δωsyc的大小，并在最終過渡到穩態值。檢測到δθ為零，電網電壓的q軸分量ugq也為零，標志著虛擬同步逆變器與電網電壓已經同步，虛擬同步逆變器控制模塊3輸出切換信號給離/并網切換模塊8執行并網命令，閉合斷路器cb2并移除角頻率補償器補償δωsyc。在這一過程期間，虛擬同步逆變器的有功功率輸出保持不變。
實施例
如圖1所示，由直流電壓源udc、三相的逆變橋、pwm驅動器、本地負荷、逆變器側阻抗(rs、ls)、線路等效阻抗(rg、lg)、公共電網、逆變器輸出lc濾波器(ls和c)、逆變器輸出電壓電流采樣模塊、網側電壓信息采集模塊、虛擬同步逆變器控制模塊(包括虛擬同步算法控制單元和自同步控制單元兩部分)、離/并網切換模塊組成。
其連接方式為：采集三相的逆變橋輸出側濾波電容c處電壓信號、輸出濾波電感ls上的電流信號和并網點處公共電網的電壓信號，將其以包括但不限于有線傳輸的方式將電壓、電流信號傳送給虛擬同步逆變器控制模塊3的電壓電流信號的輸入端(如圖1中a、b、c端口所示)作為實際電壓電流輸入；將虛擬同步逆變器控制模塊3的輸出信號(如圖1中d、e端口所示)分別作為離/并網切換模塊和pwm驅動器的輸入信號。
直流電源udc給逆變器提供電能并維持直流母線電壓穩定。直流電源udc包括但不限于電池、光伏板等直流形式電源，直流輸入經過逆變橋變換為頻率在50hz附近的交流電向電網提供電能。
三相逆變器輸出端接lc濾波器，達到濾出高頻諧波，提高波形質量的目的。
本地負荷用于模擬典型虛擬同步逆變系統的實際情況。
圖2為圖1中虛擬同步逆變器控制模塊內部原理框圖，其右側為本發明中自同步控制單元；圖2詳細標識了基于spf-pll的自同步虛擬同步逆變器的數學機理，以圖2為實施例對自同步虛擬同步逆變器的具體數學機理進行分析。
圖2包含圖1中三個輸入信號：逆變器輸出端電壓信號us(由圖1中逆變器輸出電壓電流信息采集模塊的霍爾a、信號調理模塊a、ad2獲得)、逆變器輸出電流信號is(由圖1中霍爾a、信號調理模塊a、ad1獲得)以及pcc點電壓ug(由圖1中霍爾b、信號調理模塊b、ad3獲得)。此外還包括控制目標參考電壓e以及虛擬同步算法控制單元的給定有功參考功率p*、給定無功參考功率q*、給定電壓參考幅值e*和給定參考頻率ω*等。
圖2中基于spf-pll的虛擬同步逆變器控制模塊具體數學原理為：
右側自同步控制單元中，首先檢測三相電網電壓實際值ug，經過clark轉換以后得到uα＝egcosθg，uβ＝egsinθg。采用圖2左半部分由虛擬同步逆變器控制模塊的算法產生的相位角θ作為參考相位角。結合uα、uβ經過park轉換，得到同步旋轉坐標系下電網電壓dq軸分量，ugd＝egcos(θg-θ)，ugq＝egsin(θg-θ)。并且以d軸定向，則ugd＝0。提取電網電壓q軸分量ugq與基準值零進行比較，然后將ugq和0的差值輸出到pi控制單元進行調節，為了避免預同步過程中虛擬同步逆變器頻率的大波動，pi控制單元的輸出應限幅。最后輸出左側虛擬同步算法控制單元中額定角頻率的同步補償量δωsyc。與原來虛擬同步算法控制單元中角頻率的參考值ω*相加即可得到虛擬同步算法控制單元12的新的輸入參考值(ω*+δωsyc)(即公式8方括號內左側部分)。分析左側虛擬同步算法控制單元內部，首先檢測到三相輸出電流瞬時值is后與逆變器電勢相乘得到輸出有功功率p和無功功率q，以給定有功p*和無功q*分別與逆變器輸出有功和無功做差，分別得到p-p*和q-q*，將p-p*和q-q*分別與有功下垂系數np和無功下垂系數nq相乘后得到np(p-p*)和nq(q-q*)，然后用(ω*+δωsyc)減去np(p-p*)，在有功慣性環節對差進行積分，可以得到角速度ω。與此同時，用e*減去nq(q-q*)，在無功慣性環節對前面相減后得到的結果進行積分，可以得到電壓幅值e。繼而對角速度ω進行積分可得到參考波的a相相位，已知電壓幅值和a相角度即可計算出a相參考正弦波，分別逆時針和順時針旋轉120度即可得到b和c相參考波，此參考波信號與控制器內部鋸齒波發生器所發出的鋸齒波信號做比較運算，得到逆變橋中電力電子開關器件的控制信號，以此控制其通斷。當根據虛擬同步算法控制單元內部算法公式ω＝1/(1+τfs)*[ω*+δωsyc-np(p-p*)]逐漸調節虛擬同步逆變器的角頻率，將相位差δθ＝θg-θ歸化為零時，標志虛擬同步逆變器與電網已經實現同步，此時電網電壓的q軸分量ugq也為零。
當虛擬同步逆變器控制模塊內部檢測到虛擬同步逆變器與電網已經完成同步以后，會輸出一個并網切換信號輸出給離/并網控制切換模塊，表示已進入并網切換準備狀態。然后閉合cb2，并移除角頻率補償器補償δωsyc斷開自同步控制單元，完成虛擬同步逆變器的并網過程。
圖3為圖2中左側虛擬同步算法控制單元的內部算法結構圖，包括轉子機械方程、電磁轉矩te、逆變器三相輸出電壓e和無功輸出功率q的數學模型。
即：
式中，tm、td和j分別是施加到轉子的機械扭矩、阻尼扭矩和虛擬轉動慣量；mf是勵磁繞組和定子繞組之間的最大互感；if是勵磁電流；ω是虛軸角頻率；θ是轉子相角；
ω既為虛擬同步發電機的角頻率又是驅動電壓信號e的角頻率參考值。e是驅動器的輸入信號，由虛擬同步逆變器算法控制單元12輸出。ω在以上4個公式中為虛擬同步發電機的角頻率，式(8)中為驅動電壓信號e的角頻率參考值。4個公式為虛擬同步逆變器算法控制單元的主要組成，原來虛擬同步算法控制單元12的輸入角頻率參考值為ω*，本方法相角同步的作用就是將原來的ω*換成(8)中的(ω*+δωsyc)，起到了一個閉環反饋補償調節的作用。
圖4所示pwm驅動器具體控制方式：pwm驅動器接收到電壓電流雙閉環控制輸出信號refpwm時，一般情況下有0≤refpwm≤1，將信號refpwm與驅動器內5khz頻率鋸齒波進行比較，當信號值refpwm小于或等于鋸齒波信號值時，由驅動器向逆變橋中電力電子開關器件控制端輸送高電平開通驅動信號，直至信號值refpwm大于鋸齒波信號值，此時pwm驅動器向開關器件控制端輸送低電平關斷信號；本實例僅僅現有模型鋸齒波信號頻率為5khz而僅舉例為此頻率數值，實際應用此頻率并不只限于該數值。
以上所述僅為本發明的較佳實施例而已，并非用于限定本發明的保護范圍。凡在本發明的精神和原則之內所作的任何修改、等同替換、改進等，均包含在本發明的保護范圍內。
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