1.一种复杂负荷下多机并联储能功率变流器的离网控制方法，其特征在于，所述离网控制方法包括以下步骤：

S1：每台储能变流器单独采集各自输出电流、输出电压，并分离出基波正序分量、基波负序分量以及各次谐波分量；

S2：每台储能变流器根据各自额定功率与实际物理馈线阻抗，确定虚拟阻抗取值，进而计算基波正序虚拟阻抗压降、基波负序虚拟阻抗压降以及各次谐波虚拟阻抗压降；

S3：每台储能变流器计算各自基波正序输出功率，通过虚拟同步机控制和下垂控制，以及频率、电压二次调节，生成交流侧输出电压的频率参考值和幅度参考值；

S4：每台储能变流器将电压频率参考值和幅度参考值通过电压电流双环控制，产生开关管的PWM控制信号，控制储能PCS运行。

2.如权利要求1所述的一种复杂负荷下多机并联储能功率变流器的离网控制方法，其特征在于，所述步骤S1中，储能变流器输出电流、输出电压的分离包括以下步骤：S1‑1：每台储能变流器单独采集各自输出电流、输出电压信号，首先将采集到的三相abc静止坐标系的信号变换到两相αβ静止坐标系，变换表达式如下：其中x(a)、x(b)、x(c)为采集到的三相信号，x(α)、x(β)为采集信号的αβ分量，Tabc‑αβ为Clarke变换矩阵，表达式如下：

S1‑2：得到的两相αβ静止坐标系信号减去不同序次相应的前馈补偿量，得到不同序次的αβ静止坐标系下的耦合分量，表达式如下：其中h＝6k±1，h＝1表示基波正序分量，h＝‑1表示基波负序分量，其余表示各次谐波分量， 为αβ静止坐标系下h序次的耦合分量，xch(α)、xch(β)为h序次的αβ前馈补偿量；

S1‑3：αβ静止坐标系下不同序次的耦合分量，通过不同旋转坐标变换，转为不同序次的dq耦合分量，表达式如下：

其中h＝6k±1， 为dq坐标系下h序次的耦合分量，Tαβ‑dq为Park变换矩阵，表达式如下：

S1‑4：不同序次的dq耦合分量经过低通滤波，滤除其他序次分量，得到不同序次的dq滤波分量，表达式如下：

其中LPF表示低通滤波， 为h序次的dq滤波分量；

S1‑5：不同序次dq滤波分量通过Park逆变换转为不同序次的αβ分量，表达式如下：其中xh(α)、xh(β)为最终分离得到的h序次静态αβ分量；

S1‑6：最后，计算不同序次的αβ前馈补偿分量：其中xch(α)、xch(β)为h序次的αβ前馈补偿分量；

S1‑7：采集储能变流器输出三相电流ipcs(a)、ipcs(b)、ipcs(c)和输出三相电压vpcs(a)、vpcs(b)、vpcs(c)信号，代入公式(1)到(8)，分离出储能变流器输出电流的不同序次分量ipcs_h(α)、ipcs_h(β)和h序次耦合分量 输出电压的不同序次分量vpcs_h(α)、vpcs_h(β)和h序次耦合分量 h＝6k±1，h＝1表示基波正序分量，h＝‑1表示基波正序分量，其余为各次谐波分量。

3.如权利要求1或2所述的一种复杂负荷下多机并联储能功率变流器的离网控制方法，其特征在于，所述步骤S2中，各序虚拟阻抗的实现包括以下过程：S2‑1：储能变流器的等效阻抗为实际馈线阻抗和虚拟阻抗的串联，通过调节基波正序、基波负序和各谐波序次上的虚拟阻抗，使变流器等效阻抗与其额定容量成反比，可实现多并联储能变流器各序次静态电流按各自额定容量分配，表达式如下：其中h＝6k±1，Rh_i和Lh_i为第i台储能变流器在h序次的等效电阻和等效电感，Spcs_i为第i台储能变流器的额定容量；

S2‑2：通过式(9)确定了储能变流器的等效阻抗，物理馈线阻抗已知，则可求出每台储能变流器的虚拟阻抗：

其中h＝6k±1，Rphy_h_i和Lphy_h_i为第i台储能变流器在h序次的实际馈线电阻和馈线电感，Rv_h_i和Lv_h_i为第i台储能变流器在h序次的虚拟电阻和虚拟电感；

S2‑3：每台储能变流器根据各序次虚拟阻抗，计算各序次虚拟阻抗压降，表达式如下：其中，ωf是基波频率，h＝6k±1，ipcs_h(α)、ipcs_h(β)为储能变流器h序次的输出电流，Rv_h、Lv_h为储能变流器h序次的虚拟电阻和虚拟电感，vv_h(α)、vv_h(β)为储能变流器h序次的虚拟阻抗压降。

4.如权利要求1或2所述的一种复杂负荷下多机并联储能功率变流器的离网控制方法，其特征在于，所述步骤S3包括以下过程：S3‑1：根据储能PCS的输出电流和电压，进行基波正序功率计算，表达式如下：其中，ipcs_1(α)、ipcs_1(β)为储能变流器输出基波正序电流的αβ分量，vpcs_1(α)、vpcs_1(β)为储能变流器输出基波正序电压的αβ分量，P、Q为储能变流器基波正序有功功率和基波正序无功功率；

S3‑2：采用虚拟同步机控制，将同步发电机的电磁方程、转子运动方程、调速器特性和调压器特性引入储能变流器的控制，模拟同步机的有功‑频率下垂、无功‑电压下垂和系统惯性特性；

有功‑频率控制和无功‑电压控制的表达式为：其中：P表示发电机输出的电磁功率或储能变流器基波正序有功功率实时值，Pref表示参考功率值，ωN表示额定角速度或电网额定电角速度，ω*表示储能变流器输出电角速度参考值，Kp表示有功‑频率下垂系数，D表示阻尼系数，J表示转子转动惯量；Kq表示无功‑电压下垂系数，Qref表示无功功率参考值，Q表示储能变流器基波正序无功功率实时值，VN为额定*

相电压幅值，V为输出相电压幅值；

S3‑3：根据虚拟同步发动机的二次控制原理，在有功‑频率控制和无功‑电压控制中分别增加误差积分的二次补偿环节，使微电网频率和电压能够恢复到额定值：其中， 为二次调频I控制器调节系数， 为二次调压I控制器调节系数；

* *

S3‑4：根据ω与V，产生的电压外环参考电压为：其中， 为电压外环参考电压的αβ分量， 为电压外环参考电压矢量。

5.如权利要求1或2所述的一种复杂负荷下多机并联储能功率变流器的离网控制方法，其特征在于，在所述步骤S4中，电压电流双闭环控制包括以下步骤：S4‑1：储能变流器基波正负序电压外环采用PI控制器，谐波电压环采用多环PR控制器，电流内环采用P控制器，电压外环表达式如下：其中： 为电流内环参考电流矢量， 为电压外环参考电压矢量， 为基波正序虚拟阻抗压降矢量， 为基波负序虚拟阻抗压降矢量， 为h序次虚拟阻抗压降矢量， 为储能变流器输出电压矢量， 为储能变流器基波正序输出电压矢量， 为储能变流器基波正序输出电压矢量，为基波负序输出电压矢量， 为基波负序输出电压矢量；

S4‑2：储能PCS电流内环采用P控制器，表达式如下：其中， 为储能PCS输出电流矢量， 为储能PCS本地电流矢量，K4为电流内环的比例系数， 为储能PCS输出电压矢量， 为PWM调制的调制波电压矢量；

S4‑3：将 送入调制单元产生开关器件脉冲信号。