内蒙古某些偏远地区地处电网末端,电网电能波动较大,可利用当地的风能和太阳能资源互补的优势,改善电能质量,解决当地电能短缺的问题,临近大电网的区域也可将分布式电源并网。然而,电力电子器件在电网中的渗透降低了系统的惯性和阻尼,增加了电网发生扰动时失稳的风险。为提高系统抗干扰水平,虚拟同步发电机（Virtual Synchronous Generator,VSG）控制技术被广泛应用在逆变器的控制策略中。目前基于VSG的转动惯量J和阻尼D自适应控制策略在系统给定负荷突变和离/并网切换时,存在有功功率超调量大,暂态时间长的问题;VSG在携带不平衡负载时,机端电压出现了负序分量,输出电压三相不对称。为解决以上问题,本文对VSG的控制策略进行了研究,具体内容如下:首先通过VSG的小信号模型,做出有功环的根轨迹,说明J和D与VSG逆变器系统稳定性的关系,改进现有的参数自适应控制策略,通过调节不同时段的J与D提高VSG负荷突变和离/并网切换的动态响应特性,并通过Matlab/simulink仿真对比bang-bang自适应控制与比例J自适应控制策略来证明本文策略的优越性。模拟初始负荷为10kW的农场,在并网和离网两种模式下分别分析它的工作情况,离网工作时在1.5秒后负荷突变为40kW,相比于现有的两种控制策略,超调量明显降低,稳定时间缩短;并网运行模式时,1s无预同步环节直接并入电网,2s时有功输入由10kW阶跃至40kW,稳定时间缩短至0.2s,有功变化控制在5%的范围内。仿真结果验证了本文改进控制策略具有改善频率响应性能和降低系统有功超调量的优势。其次通过分析不平衡电压的产生机理和电压不平衡的原因,提出一种不平衡电压补偿控制:改进电压分序控制,采用基于虚拟阻抗的控制策略对机端负序电压分量进行补偿。搭建一个容量为15kV·A的VSG模型,模拟带对称负载运行的牧场,接着机端投入不平衡负载,并且在Matlab/simulink对比改进后的策略与传统VSG仿真的输出波形。改进后机端不平衡负载为15Ω时电压不平衡度最大值为3.2%,电压的稳定时间约为0.03s,0.03s后系统的电压不平衡度基本恢复至0.02%,符合国家标准,提高了VSG带不平衡负载运行时系统的稳定性。