电工技术学报

k	V_gf/V	Δδ/rad	V_if/V	P^*/kW
0.8	245	0.1	311	22.99
0.6	185	0.2	270	17.95
0.4	125	0.3	180	14.07
0.2	60	0.4	125	11.99

k	V_gf/V	Δδ/rad	V_if/V	P^*/kW
0.8	245	0.1	311	22.99
0.6	185	0.2	270	17.95
0.4	125	0.3	180	14.07
0.2	60	0.4	125	11.99

k	V_gf/V	V_if/V	Q^*/kvar
0.2	60	125	10.36
0.4	125	180	13.35
0.6	185	270	24.46
0.8	245	311	30.97

k	V_gf/V	V_if/V	Q^*/kvar
0.2	60	125	10.36
0.4	125	180	13.35
0.6	185	270	24.46
0.8	245	311	30.97

参数	数值
直流电压V_dc/V	800
开关频率f_s/kHz	10
电网频率f_g/Hz	50
电网电压幅值V_g/V	380
滤波电感L/mH	3
滤波电容C/μF	6
等效电阻R/Ω	0.1
网侧等效电感L_g/mH	20
额定有功功率P_ref/kW	35
额定无功功率Q_ref/kvar	10
额定电流I_n/A	75
最大扰动电流I_f/A	110
有功下垂系数k_p	3 200
无功下垂系数k_q	650

参数	数值
直流电压V_dc/V	800
开关频率f_s/kHz	10
电网频率f_g/Hz	50
电网电压幅值V_g/V	380
滤波电感L/mH	3
滤波电容C/μF	6
等效电阻R/Ω	0.1
网侧等效电感L_g/mH	20
额定有功功率P_ref/kW	35
额定无功功率Q_ref/kvar	10
额定电流I_n/A	75
最大扰动电流I_f/A	110
有功下垂系数k_p	3 200
无功下垂系数k_q	650

系统状态	控制策略	i_g/A	P/kW	Q/kvar	Δδ/rad
扰动前	构网型控制	75	35	10	0.2
扰动后	典型构网型控制	187.5	35	30	0.41
文献[27]	—	—	—	—
文献[28]	187.5	17.5	35.5	0.2
自适应LVRT	112	17.5	25	0.2

系统状态	控制策略	i_g/A	P/kW	Q/kvar	Δδ/rad
扰动前	构网型控制	75	35	10	0.2
扰动后	典型构网型控制	187.5	35	30	0.41
文献[27]	—	—	—	—
文献[28]	187.5	17.5	35.5	0.2
自适应LVRT	112	17.5	25	0.2

构网型储能变流器自适应低电压穿越控制策略

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李建林 ¹ , 邹菲 ¹ , 游洪灏 ¹ , 袁晓冬 ²

电工技术学报 | “新型电力系统下的先进构网技术及应用”专题（特约主编：张兴陈燕东黄萌教授） 2025,40(9): 2724-2737

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电工技术学报 | “新型电力系统下的先进构网技术及应用”专题（特约主编：张兴陈燕东黄萌教授） 2025, 40(9): 2724-2737

构网型储能变流器自适应低电压穿越控制策略

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李建林¹, 邹菲¹, 游洪灏¹, 袁晓冬²

作者信息

1.国家能源用户侧储能创新研发中心（北方工业大学）北京 100144

2.国网江苏省电力有限公司电力科学研究院南京 211103

李建林男，1976年生，博士，教授，博士生导师，研究方向为大规模储能技术等。E-mail：dkyljl@163.com

通讯作者:

邹菲女，2000年生，硕士研究生，研究方向为构网型储能技术。E-mail：ffykxy@163.com

Adaptive Low-Voltage Ride-Through Control Strategy of Grid-Forming Energy Storage Converter

Jianlin Li¹, Fei Zou¹, Honghao You¹, Xiaodong Yuan²

Affiliations

1. National User-Side Energy Storage Innovation Research and Development Center North China University of Technology Beijing 100144 China

2. State Grid Jiangsu Electric Power Co. Ltd Electric Power Science Research Institute Nanjing 211103 China

出版时间: 2025-05-10 doi: 10.19595/j.cnki.1000-6753.tces.240850

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摘要

收起

构网型储能变流器虽具备主动支撑能力、可有效降低新型电力系统所面临的风险，但当电力系统受到扰动导致电压呈现不同程度的跌落时，易出现失稳及过电流问题，威胁电力系统运行的安全稳定性。该文首先对构网型储能变流器暂态特性及系统扰动电流决定性因素进行探讨，得出系统稳定性取决于扰动下的功角曲线与有功参考值是否存在交点，系统扰动电流大小与变流器输出电压和电网电压差值呈正相关，即与变流器输出无功功率相关；然后，基于分析提出一种构网型储能变流器自适应低电压穿越控制策略，该控制策略可根据系统扰动程度对有功、无功功率参考值进行调整，此控制无需切换控制策略，不改变构网型控制策略结构，使储能变流器在扰动期间仍表现为电压源特性，具备对系统的主动支撑能力，实现了在维持系统稳定性的同时对扰动电流进行有效限制；最后，通过仿真及半实物实验验证了所提控制策略的有效性。

关键词

新型电力系统 / 储能变流器 / 构网型控制 / 低电压穿越

Abstract

收起

With a high proportion of power electronic devices connected to the power system, the new power system presents low inertia, low impedance, weak stability and other characteristics, and the risk of operational security increases. In this regard, the grid-forming energy storage converter should be emerged, the grid-forming energy storage converter gives inner loop voltage control the amplitude and phase angle through the power external loop control, presenting the voltage source characteristics. It has active anti-interference, active support characteristics, can effectively solve the problems faced by the new power systems. However, when the system is disturbed and the voltage falls to different degrees, the grid-forming energy storage is limited by the power angle curve of the power outer loop and the fixed active and reactive reference values, which will result in a large power angle instability and a disturbance current of more than 5 times. It threats the security and stability of the system operation. To address this problem, this paper firstly establishes a model of grid-forming energy storage converter. Based on the established model, the droop control power angle curve is plotted, and the transient destabilization mechanism of the grid-forming energy storage converter is analyzed under large disturbances. After analyzing the system, it is known that the stability of the system during large disturbances depends on the existence of an intersection between the system power angle curve and the active power reference value. At the same time, the size of the system disturbance current is affected by the degree of power angle change to a certain extent. Secondly, the disturbance current characteristics and its determining factors are analyzed, and the effect of direct current limiting control on the transient stability of the system is revealed. The analysis results show that the direct current limiting control tends to destabilize the system and cannot be directly used to limit the disturbance current. After theoretical analysis in this paper, it is found that the disturbance current size of the system is positively correlated with the difference between the converter out put voltage and the grid-side voltage, and the converter out put voltage size is correlated with the reference value of the power outer loop reactive power of the structural network type control. Therefore, during the disturbance period, the disturbance current can be limited by adjusting the system reactive power and then controlling the converter out put voltage. Based on the above theoretical analysis, an adaptive low-voltage ride-through (LVRT) control strategy for grid-forming energy storage converter is proposed, which can adjust the active and reactive reference values according to the degree of system perturbation, without switching the control strategy and changing the structure of the grid-forming control strategy. The energy storage converter still exhibits the characteristics of the voltage source during the distribution period, and it has the ability of active support for the system. It realizes effective limitation of the distribution current in the course of maintaining the stability of the system. At the same time, the disturbance current is effectively limited. Finally, the effectiveness of the proposed control strategy is verified by simulation and semi-physical experiment.

Key words

New power system / energy storage converter / grid-forming control / low-voltage ride-through

引用本文

李建林, 邹菲, 游洪灏, 袁晓冬. 构网型储能变流器自适应低电压穿越控制策略. 电工技术学报, 2025 , 40 (9) : 2724 -2737 . DOI: 10.19595/j.cnki.1000-6753.tces.240850

Jianlin Li, Fei Zou, Honghao You, Xiaodong Yuan. Adaptive Low-Voltage Ride-Through Control Strategy of Grid-Forming Energy Storage Converter[J]. Transactions of China Electrotechnical Society, 2025 , 40 (9) : 2724 -2737 . DOI: 10.19595/j.cnki.1000-6753.tces.240850

正文

收起

0 引言

收起

在系统运行安全可靠性风险增加的新型电力系统中，构网型储能变流器凭其主动抗扰、主动支撑特性得到广泛关注^[1]。构网型储能变流器在系统运行时，通过功率外环控制给定变流器应输出的电压幅值与相位，呈现电压源特性，可广泛应用于弱电网中^[2]，对其具备电压、频率支撑能力，解决了传统依赖锁相环的跟网型控制由于缺乏支撑能力所导致的在弱电网中易脱网^[3]、易失稳问题。但当其面临系统大扰动工况时，所展现出的支撑能力及稳定性却是有限的。

构网型储能变流器虽然在稳态运行时对电力系统具有自主支撑能力，但当电网受到大扰动时，受其功率外环控制的功角曲线及固定的有功、无功功率参考值限制，会出现大幅度功角失稳并产生5倍以上的扰动电流^[4]，导致电力电子功率器件被击穿，继而损坏设备。对此，通常做法是当储能变流器不稳定时，切除其与电网的连接^[5]，以避免扰动进一步扩大，但在新能源高比例渗透的新型电力系统中储能变流器应具备低电压穿越能力（Low Voltage Ride-Through, LVRT），以维护电力系统的稳定性。

储能变流器应具备的LVRT能力主要针对暂态失稳和过电流两个方面。针对大扰动下储能变流器过电流问题，目前国内外学者主要从电流限幅控制、虚拟阻抗控制、切换控制策略三方面展开研究。文献[6 -8]对采用直接电流限幅控制展开研究。文献[6]探讨了电流限幅环节对不同类型变流器的影响，指出使用电流限幅环节会改变变流器在故障期间的运行状态及条件，会对其故障响应产生影响。文献[7]提出一种电流饱和限幅策略（Current Saturation Strategy, CSS），通过在CSS中使用控制参数功率因数角（Power Actor Angle, PAA）增强变流器LVRT能力。文献[8]对扰动特性展开研究，提出基于引入反向限流参考和基于引入相角调节限流参考两种改进限流方法，实现扰动电流的可控。此类电流限幅控制方法虽易实施，且无复杂的计算流程，但在系统受到大扰动的情况下，电流限幅环节带来的电流饱和现象会对系统稳定性产生影响，容易造成系统失稳，同时暂态冲击电流可能增大，造成电力电子装置被击穿，不能使变流器具备良好的LVRT能力。考虑到扰动电流会影响系统阻抗值，文献[9 -11] 通过增加虚拟阻抗以实现限制扰动电流的目的。文献[9]提出基于电压曲线的虚拟阻抗限流控制策略，根据电压跌落曲线与短路电流瞬时值对虚拟阻抗数值进行自适应调整，对扰动电流进行限制。文献[10]对虚拟阻抗的干预机制及限流原理进行分析，基于此，提出在不同工况下虚拟阻抗数值的计算方法。文献[11]考虑变流器输出无功电流，对虚拟阻抗值进行定量设计。文献[10-11]相较于电流限幅控制不会造成系统失稳，但针对系统由于扰动造成的失稳并没有控制作用，依旧没有使变流器具备良好的LVRT能力。同时，虚拟阻抗控制虽可对电压跌落过程中的扰动电流进行有效限制，但并不能在扰动期间对虚拟阻抗值进行实时调整，具有局限性，在电压跌落程度较为严重时，受到虚拟阻抗取值上限的影响，也不能达到很好的限流效果。在系统发生大扰动期间，文献[12 -15]将构网型控制切换至电流源控制方式，此方式虽使变流器具备LVRT能力，但在扰动期间对系统不具备支撑能力，失去了构网型控制所具备的优势。

上述研究普遍只针对大扰动下变流器的过电流问题展开研究，而忽略暂态失稳的问题。目前已有部分学者针对此问题提出功率调节LVRT控制方法。文献[16]考虑不同控制参数对变流器稳定性的影响，提出一种增强控制策略，通过对有功功率的自适应调节维持暂态稳定性，但本文并没有考虑过电流问题。文献[17]提出一种LVRT增强控制，通过引入d轴电压分量维持扰动下变流器的暂态稳定性，但在此控制策略中，对扰动电流的限制仍是依靠电流限幅环节，其对变流器的扰动响应存在影响。文献[18]提出一种相量限流方法限制扰动电流，并简要讨论了扰动期间，通过调节无功功率指令以限制扰动电流，但只对其进行定性分析，并未给出具体的定量分析及控制方法。

基于上述问题，本文首先对储能变流器在大扰动下的暂态失稳机理进行分析，提出有功功率参考值调节方法，实现在扰动期间维持系统稳定性。其次针对电流限幅环节对暂态稳定性的影响进行分析，并对扰动电流特性展开探讨，分析其主要影响因素，定量分析无功功率参考值与扰动电流之间的关系，进而提出一种无功功率参考值调节方法，以实现对扰动电流的限制。然后提出一种自适应LVRT控制方法，并给出控制流程，使储能变流器具备LVRT能力，实现在大扰动下兼顾暂态稳定性和限流的功能。此控制策略无需改变构网型控制基本结构，保持变流器在扰动期间仍呈现电压源特性，具备对系统的主动支撑能力。最后，通过仿真及半实物实验验证本文所提控制方法的有效性。

1 构网型储能变流器暂态特性分析

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1.1 储能变流器建模

构网型储能变流器控制框图如图1所示，其中L、C为滤波电感、电容^[19]，R为线路等效电阻，L_g为线路等效电感；V_i、i_g为变流器输出的电压、电流，V_g为电网电压。

主电路部分主要由储能电池、储能变流器、LC滤波器和电网构成，控制回路由电压电流双闭环控制和功率外环控制-下垂控制两部分组成，下垂控制方程为

（1）

P ref − P = k p ω − ω n = k p θ ˙ − θ ˙ g = k p δ ′

（2）

Q ref − Q = k q (U − U n)

式中，P、Q分别为储能变流器输出的有功、无功功率；P_ref、Q_ref为下垂控制给定有功、无功功率参考值；k_p、k_q分别为有功、无功下垂系数；ω为储能变流器输出角频率；ω_n为额定角频率；θ、θ_g为变流器及电网输出电压相位；

δ ′

为下垂控制虚拟功角；U为下垂控制输出的电压幅值；U_n为下垂控制电压参考值。

储能变流器输出有功、无功功率表达式为

（3）

P = 3 V i V g sin δ 2 ω L g

（4）

Q = 3 V i (V i − V g cos δ) 2 ω L g

式中，δ 为系统运行实际功角，即变流器输出电压相位与电网输出电压相位差；L_g为线路等效电感。

1.2 暂态失稳机理

本节针对构网型储能变流器失稳机理展开研究。根据式（1）可绘制下垂控制功角曲线如图2所示。由于构网型储能变流器正常运行时，系统运行功角等于下垂控制虚拟功角，因此本文后续内容统一采用符号δ 表示系统运行功角。由图2可看出系统存在两个平衡工作点a、b，a为系统的稳定平衡工作点，b为不稳定平衡工作点^[17]。

当系统受到外部扰动时，电压会发生不同程度的跌落^[20]，图3为不同程度的电压跌落下的构网型储能变流器功角曲线。系统正常运行时处于平衡工作点a，当电压跌落程度较轻时，如图3曲线Ⅱ所示，扰动期间的功角曲线与有功功率参考值仍存在交点，系统运行状态将由a点跌落至b点，最终将稳定运行于工作点c，但此时系统运行的功角由δ_a增大至δ_c，变流器输出电流将随之增加，可能出现过电流现象。若电压跌落程度较重，如图3中曲线Ⅲ所示，扰动期间系统运行功角曲线与有功功率参考值不存在交点，系统运行状态将由a点跌落至d点，随后由于变流器输出有功功率始终小于有功功率参考值，功角变化率大于零，系统运行功角将持续增大，最终系统失稳。

根据上述分析可知，系统在大扰动期间是否可以稳定运行，取决于系统功角曲线是否与有功功率参考值存在交点，功角是否保持稳定。同时系统扰动电流大小也在一定程度上受功角变化程度的影响。

2 扰动电流特性分析

收起

2.1 限流环节对暂态稳定性影响

现有研究中通常采取在系统中增加电流限幅环节以限制扰动电流，增加电流限幅环节控制结构如图4所示^[27]。图4中，i_th为限幅环节电流阈值。本节针对图4所示的控制结构对系统稳定性的影响展开分析。设变流器输出电流小于系统运行最大允许电流时，系统状态为电流未饱和状态，电流限幅环节将输出电流限制于最大允许电流时，系统状态为电流饱和状态。当系统处于电流饱和状态时，变流器输出的有功功率为

（5）

P lim = I max V i cos δ = I max V i sin δ + 90 ° = P smax sin δ + 90 °

式中，P_lim为电流饱和时变流器输出的有功功率；P_smax为电流饱和时变流器输出功率最大值；

I max

为变流器输出电流最大值，其中，根据T/CES 243—2023《构网型储能系统并网技术规范》，构网型储能变流器级别应具备150%额定电流过载能力要求，因此本文设定I_max为1.5倍的变流器输出电流额定值^[25]，即

（6）

I max = 1.5 I n

式中，I_n为变流器输出电流额定值。

由式（5）可绘制电流饱和状态下系统功角曲线，如图5所示。图5中，曲线Ⅰ为电流未饱和状态系统功角曲线，曲线Ⅱ为电流饱和状态系统功角曲线，P_umax为电流未饱和时变流器输出有功功率最大值，δ_max为最大电流不饱和功角，对应有功功率为P_max，计算公式为

（7）

P max = P umax P smax P smax 2 + P umax 2 ≈ P smax

当系统功角δ<δ_max时，系统功角曲线符合曲线Ⅱ，此时变流器输出电流小于I_max；当δ>δ_max时，功角曲线则符合曲线Ⅰ，曲线Ⅱ虚线部分不可运行，此时变流器输出电流等于最大允许输出电流I_max。由图5可看出，增加电流限幅环节的系统在正常工况下是否可以稳定运行取决于有功功率参考值的大小，有功功率参考值小于P_max时，如图5中P_ref1，其存在稳定工作点a，此时系统电流小于I_max，因此系统运行工作点不受电流限幅环节影响。当有功功率参考值大于P_max时，如图中P_ref2，电流未饱和情况下，系统运行于稳定工作点c，对其进行限流后，电流饱和，由c点突变至工作点d，随后功角持续增大，如路径①，系统失稳。因此，有功功率参考值是增加电流限幅环节的系统是否可以稳定运行的决定性因素。

对增加电流限幅环节的系统在不同扰动下的工作状态进行分析，如图6所示。系统正常运行时，存在a、i两个平衡工作点，其中a为稳定平衡工作点，i为不稳定平衡工作点，i对应的系统功角δ_cu为最大切除角。系统开始稳定运行于a点，当系统受到扰动程度较轻，扰动期间功角曲线如曲线Ⅱ所示，工作点将由a突变至b点，随后功角逐渐降低至c点，如路径①所示，故障切除后，将由工作点c突变至工作点d，随着功角降低，最终稳定运行于工作点e，但当系统运行状态处于e点时，电流仍然是饱和的，并不是可以持续稳定运行的理想工作点；当系统受到扰动程度较大时，扰动器件功角曲线如图中曲线Ⅳ所示，系统将由a点突变至f点，若扰动未及时清除，如路径②，系统功角将持续增加，系统失稳。若扰动清除时系统功角大于最大切除角δ_cu，如路径④，在工作点j切除扰动，工作状态突变至k点，随后功角持续增加，系统失稳。若对扰动进行及时清除，切除时系统功角小于最大切除角δ_cu，如路径③，在工作点g进行扰动切除，此时工作点g将突变于工作点h，最终稳定于平衡工作点i，但是平衡工作点i为不稳定平衡工作点，当再受到扰动时，系统将失稳。

由上述分析可以看出，仅通过在系统中增加电流限幅环节，对系统大扰动期间的稳定运行并不理想，同时更易造成系统失稳，其对系统暂态稳定性的影响不可忽略^[21-22]。

2.2 扰动电流特性

构网型储能变流器将线路电压的幅值和相位作为控制目标，呈现自主电压源外特性^[23-24]。在正常工作状态下，线路方程满足

（8）

V i sin (ω t + δ) = V g sin (ω t) + Δ U Δ U = L g d i ˙ g d t

式中，

Δ U

为线路阻抗压降。

当线路受到扰动导致电压跌落时，网侧三相电压幅值降低，相位仍保持对称，因此以三相交流信号中a相为例说明扰动电流特性。由式（8）可得a相扰动电流幅值表达式为

（9）

I f = 2 V if 2 − 2 V if V gf cos δ f + V gf 2 L g

式中，I_f为扰动电流；V_if与V_gf分别为发生扰动后变流器输出电压与电网电压；δ_f为扰动期间系统功角。由式（9）可看出，扰动电流的大小与变流器输出电压的幅值、功角、电网电压跌落程度均相关，根据式（9）分别绘制三者关系如图7与图8所示。图7为扰动电流大小与电网电压及变流器输出电压关系，由图可以看出：当电网电压跌落程度一定时，扰动电流随着电网电压与变流器输出电压差值增大而增大，由此可得扰动电流大小与变流器输出电压与网侧电压差值呈正相关，在扰动期间可通过控制变流器输出电压大小进而对扰动电流进行限制。图8为扰动电流与功角及变流器输出电压之间关系，由图可看出变流器输出电压一定时，扰动电流大小随功角的增加而增大，因此可通过调节系统功角与变流器输出电压幅值对扰动电流进行控制。

3 自适应低电压穿越控制策略

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基于上述分析，本文提出一种自适应LVRT控制策略，使系统在扰动期间根据系统电压跌落程度自主对有功无功功率参考值进行调节，从而实现兼顾功角稳定与限制扰动电流功能，增强系统LVRT能力，基于自适应LVRT控制策略的系统结构如图9所示，详细控制流程在本文3.3节进行描述。

3.1 有功参考值调节

当系统处于正常运行工况时，变流器输出有功功率如式（3）所示。系统受到扰动时，电网电压幅值降低，系统功角增大，则扰动期间变流器输出有功功率如式（10）所示。

(10)

P f = 3 V if V gf sin δ f 2 ω L g = 3 V if V gf sin (δ + Δ δ) 2 ω L g = 3 V if V gf sin δ cos Δ δ + cos δ sin Δ δ 2 ω L g

式中，P_f为扰动期间变流器输出有功功率；Δδ 为功角变化值。本节所提控制策略通过调节有功功率参考值使扰动期间功角几乎不发生变化，相关原理如图10所示。因此可将δ_f≈δ，将式（10）进一步简化为

（11）

P f = 3 V if V gf sin δ + Δ δ cos δ 2 ω L g = 3 V if V gf sin δ 2 ω L g + 3 V if V gf Δ δ cos δ 2 ω L g

由式（3）和式（11）可得扰动期间输出功率变化值ΔP为

（12）

Δ P = P − P f = 3 V i V g sin δ 2 ω L g − 3 V if V gf sin δ 2 ω L g − 3 V if V gf Δ δ cos δ 2 ω L g

由式（12）可看出，功率变化量与功角扰动量相关的仅有公式第三个分量，据此对扰动期间有功参考值进行调节，保持系统受到扰动时的功角稳定，调节方式如式（13）所示。

（13）

P * = P ref − 3 V if V gf Δ δ cos δ 2 ω L g

式中，P^*为调节后的有功功率参考值；P_ref为系统正常工况稳定运行时给定有功功率参考值。

控制原理如图10所示。系统原稳定运行于工作点a，系统发生大扰动后，未对有功功率参考值进行调整时，系统从工作点a跳变至工作点b，随后沿着路径②功角逐渐增大，系统失稳。本文基于上述分析提出式（13）所示的扰动期间有功功率参考值计算方法，此有功调节方式在大扰动发生时，瞬时对有功功率参考P^*进行调整，系统工作点将由a点沿着路径①至工作点b点，随后在扰动期间稳定运行于工作点b，扰动期间功角几乎未发生变化，保持系统稳定性，同时在一定程度上降低了扰动电流。

根据式（13）绘制P^*与Δδ、V_if的关系如图11所示，并选取四种典型的电压跌落程度，列出其对应数据见表1。

3.2 无功功率参考值调节

构网型储能系统具备主动电压支撑能力，当网侧电压由于受到扰动跌落时，储能变流器通过输出无功功率主动对系统进行电压支撑，但同时由2.2节可知，当变流器输出电压与电压电网幅值差值较大时，会造成较大的扰动电流，因此需要在扰动期间对功率外环电压参考值及无功功率参考值进行调节。通过3.1节对有功功率参考值进行调节可维持功角稳定，即故障期间功角不发生变化，如式（14）所示。设扰动期间电网电压是额定电压的k倍，如式（15）所示。

（14）

δ f ≈ δ

（15）

V gf = k V g = k U n

系统在正常稳定运行时V_g=U_n，由式（9）与式（14）、式（15）可得有功功率参考值调节后的扰动电流I_fp为

（16）

I fp = 2 (V if 2 − 2 k V if U n cos δ + k 2 U n 2) ω L g

由式（8）可得系统处于正常工况稳定运行时，系统功角表达式为

（17）

cos δ = V i 2 + V g 2 − ω 2 L g 2 I n 2 2 V i V g = V i 2 + U n 2 − ω 2 L g 2 I n 2 2 V i U n

当系统出现过大的工作电流时，对其进行限制，将工作电流限制于1.5倍额定电流^[25]，即

（18）

I fp = I f = 1.5 I n

式中，I_n为逆变器输出额定电流。

根据式（16）~式（18）可得出最大扰动电流所对应的变流器输出电压参考值，即下垂控制参考电压，即

（19）

V ifref = h k + h 2 k 2 − 4 U n 2 h 2 + 4.5 ω 2 L g 2 I n 2 2

其中

（20）

h = V i 2 + U n 2 − ω 2 L g 2 I n 2 V i

将式（19）、式（20）、式（4）代入式（2）中可得无功功率参考值调整为

（21）

Q * = k q V if − V ifref + Q = k q V if − V ifref + 3 V if V if − V gf cos δ 2 ω L g

式中，Q^*为调节后的无功功率参考值。

根据式（21）绘制Q^*与V_gf、V_if的关系如图12所示，并从图12中选取四种典型的电压跌落程度，列出其对应的数据见表2。

3.3 自适应LVRT控制流程

基于上述控制方法，提出储能变流器自适应LVRT控制策略，控制流程如图13所示。首先对系统中电网电压幅值、变流器输出电压电流值及下垂控制输出功角进行检测，以此判断系统是否受到大扰动，若系统未受到扰动或受扰动程度较低，电压电流未发生大波动时，下垂控制有功、无功功率参考值不进行调整，即输出有功、无功功率参考值为

（22）

P * = P ref

（23）

Q * = Q ref

若系统监测到电网电压幅值跌落至额定电压的0.9(pu)以下时^[26]，则根据式（13）对有功功率参考值进行自适应调整，保持功角稳定性。随后对变流器输出电流进行判断，当变流器输出电流大于最大扰动电流时，根据式（19）~式（21）对功率外环无功功率参考值进行自适应调整，将变流器输出电流限制在最大扰动电流。通过自适应LVRT控制策略，可对大扰动下功率外环控制的有功功率、无功功率参考值进行调整，通过调整有功功率参考值保持系统稳定，通过调整无功功率参考值以限制扰动电流，在限制扰动电流的基础上最大程度地输出无功功率以对系统提供支撑。

4 仿真与实验验证

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4.1 仿真研究

为验证本文对构网型储能变流器在扰动期间的暂态特性分析及所提控制策略的真实有效性，基于Matlab/Simulink仿真平台搭建图9所示的基于自适应LVRT控制的构网型储能变流器仿真模型，所搭建的仿真模型主要参数见表3。

本文通过设定网侧线路等效电感L_g为20 mH，以模拟弱电网工况。所搭建的仿真模型在不同跌落程度下的仿真结果与图1所示的构网型储能变流器模型、文献[27]提到的电流限幅控制、文献[28]提出的暂态自适应控制方法进行对比，仿真结果如图14所示，详细数据对比见表4。

给所搭建的仿真模型增加扰动，使系统并网点电压跌落至0.6(pu)，仿真结果如图14所示。图14a为基于下垂控制的构网型储能变流器仿真结果，在0.4 s系统发生扰动，1.6 s扰动切除，扰动时间持续1.2 s。在扰动期间储能变流器输出无功功率上升至3(pu)，通过输出无功功率给系统提供电压支撑，系统功角增加至2.0(pu)，与本文1.2节暂态特性分析结果一致，扰动电流增加至2.5(pu)，出现明显过电流现象，不利于系统的安全稳定运行。搭建文献[27]中的增加电流限幅控制仿真模型，仿真结果如图14b所示，仿真时长4 s，1.0 s系统受到扰动，有功功率瞬时下降，功角瞬时增加随后系统失稳，符合2.1节中电压重度跌落情形，由此验证了电流限幅环节会对系统稳定性产生影响。搭建文献[28]所提出的暂态自适应控制模型，仿真结果如图14c所示，与图14a进行对比可以看出，在发生扰动期间变流器有功功率输出下降至0.5(pu)，功角在扰动期间保持1.0(pu)，验证了2.1节控制策略有效性，但扰动电流仍处于2.5(pu)。图14d为采用本文所提出的自适应LVRT控制仿真波形，与图14a相比，扰动期间变流器无功功率输出从3.0(pu)降为2.5(pu)，无功功率输出减少，以此将变流器输出电流限制在最大扰动电流1.5(pu)，同时扰动期间变流器输出电压稳定在0.6(pu)，验证了本文所提控制策略在扰动期间仍具备对系统支撑能力。

图15为电压跌落至0.2(pu)时，典型构网型控制与本文所提出的自适应LVRT控制策略仿真结果对比，仿真时长6 s，1.5 s系统受到扰动，4.5 s扰动切除。图15a为典型构网型控制仿真结果，图15b为自适应LVRT控制策略仿真结果。

由图15a可看出，当系统受到扰动至电压跌落至0.2(pu)时，系统输出有功功率瞬间降低，功角瞬间增大，扰动电流增至额定电流6倍，系统在扰动期间失稳，符合1.2节对图3中曲线Ⅲ-重度跌落暂态过程分析。由图15b可看出，当采用本文提出的自适应LVRT控制策略时，系统受到扰动电压跌落至0.2(pu)时，为保持功角稳定，变流器输出有功功率输出降低至0.2(pu)，功角稳定后保持在1.0(pu)，无功功率输出保持在1.0(pu)，通过降低变流器输出无功功率，将扰动电流限制在最大扰动电流1.5(pu)范围内，由此验证了本文所提控制策略的有效性。

4.2 实验验证

为了进一步验证本文所提控制策略的有效性，采用如图16所示的半实物仿真平台对其进一步验证。在实验中采用突增电阻方式模拟系统受到大扰动的工况，此实验工况下电压跌落0.6(pu)，实验控制参数与仿真保持一致。

图17为采用典型构网型控制的仿真波形。由图17可看出，当系统发生大扰动导致电压跌落至0.6(pu)左右时，变流器输出电流由75 A突增至149 A，约为2倍额定电流，出现明显的过电流现象。系统功角由0.2(pu)增至0.4(pu)，有功功率扰动前后未发生明显变化，无功功率由10 kvar增加至29 kvar，以实现对系统的无功功率支撑。由此可看出采用传统典型的构网型控制在系统受到大扰动时，会出现过电流现象，与本文分析一致。

图18为采用本文所提出的自适应LVRT控制的仿真波形。由图18可看出，在与图17相同的工况下，采用此控制策略可通过无功调节将扰动电流限制在1.5倍额定电流内，实现本文设定的限流效果。有功功率由35 kW降至26 kW，以控制扰动期间功角几乎不发生变化，维持系统的稳定。扰动期间的有功、无功功率数值均与本文第3节中表1、表2数据几乎一致，验证了本文所提控制策略的有效性。

5 结论

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本文基于对构网型储能变流器的暂态特性及扰动电流特性分析，针对构网型储能变流器在大扰动工况下的暂态失稳和过电流问题，提出一种构网型储能变流器自适应LVRT控制策略研究，本文所得结论如下：

1）构网型储能变流器的暂态稳定性取决于其功角曲线与有功参考值是否存在交点。系统扰动电流的大小和变流器输出电压与电网电压之间的差值呈正相关。

2）所提控制策略首先保持系统在受到大扰动情况下的稳定性，通过有功功率参考值的调整使功角曲线与有功功率参考值始终存在交点，有效防止大扰动造成的系统失稳。

3）所提控制策略在保持系统稳定的前提下根据电压跌落程度对无功功率参考值进行调整，以减少变流器输出电压与电网电压的差值，从而限制扰动电流。

4）所提控制策略未对构网型控制结构进行改变，使其在系统受到大扰动期间，对扰动电流进行有效限制的基础上最大程度输出无功功率，始终呈现电压源特性，具备主动支撑能力。

基金

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国家电网公司总部科技项目资助：车网互动关键技术标准、支持工具及应用研究(5400-202318585A-3-2-ZN)

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文献

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2025年第40卷第9期

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doi: 10.19595/j.cnki.1000-6753.tces.240850

接收时间：2024-05-22
首发时间：2025-10-30
出版时间：2025-05-10

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作者

出版历史

收稿日期：2024-05-22
修回日期：2024-06-04

基金

国家电网公司总部科技项目资助：车网互动关键技术标准、支持工具及应用研究(5400-202318585A-3-2-ZN)

作者信息

1.国家能源用户侧储能创新研发中心（北方工业大学）北京 100144

2.国网江苏省电力有限公司电力科学研究院南京 211103

通讯作者:

邹菲女，2000年生，硕士研究生，研究方向为构网型储能技术。E-mail：ffykxy@163.com

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2种不同金属材料的力学参数

科 Family	属数 Number of genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)	属 Genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)
鹅膏菌科Amanitaceae	2	11	5.26	鹅膏菌属 Amanita	10	4.78
小菇科 Mycenaceae	2	12	5.74	丝盖伞属 Inocybe	5	2.39
多孔菌科 Polyporaceae	8	14	6.70	蜡蘑属 Laccaria	5	2.39
红菇科 Russulaceae	3	23	11.00	小皮伞属 Marasmius	6	2.87
				小菇属 Mycena	11	5.26
				光柄菇属 Pluteus	5	2.39
				红菇属 Russula	17	8.13
				栓菌属 Trametes	5	2.39

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TxT

k	V_gf/V	Δδ/rad	V_if/V	P^*/kW
0.8	245	0.1	311	22.99
0.6	185	0.2	270	17.95
0.4	125	0.3	180	14.07
0.2	60	0.4	125	11.99

V_gf/V

Δδ/rad

V_if/V

P^*/kW

0.8

245

0.1

311

22.99

0.6

185

0.2

270

17.95

0.4

125

0.3

180

14.07

0.2

0.4

125

11.99

k	V_gf/V	V_if/V	Q^*/kvar
0.2	60	125	10.36
0.4	125	180	13.35
0.6	185	270	24.46
0.8	245	311	30.97

V_gf/V

V_if/V

Q^*/kvar

0.2

125

10.36

0.4

125

180

13.35

0.6

185

270

24.46

0.8

245

311

30.97

参数	数值
直流电压V_dc/V	800
开关频率f_s/kHz	10
电网频率f_g/Hz	50
电网电压幅值V_g/V	380
滤波电感L/mH	3
滤波电容C/μF	6
等效电阻R/Ω	0.1
网侧等效电感L_g/mH	20
额定有功功率P_ref/kW	35
额定无功功率Q_ref/kvar	10
额定电流I_n/A	75
最大扰动电流I_f/A	110
有功下垂系数k_p	3 200
无功下垂系数k_q	650

参数

数值

直流电压V_dc/V

800

开关频率f_s/kHz

电网频率f_g/Hz

电网电压幅值V_g/V

380

滤波电感L/mH

滤波电容C/μF

等效电阻R/Ω

0.1

网侧等效电感L_g/mH

额定有功功率P_ref/kW

额定无功功率Q_ref/kvar

额定电流I_n/A

最大扰动电流I_f/A

110

有功下垂系数k_p

3 200

无功下垂系数k_q

650

系统状态	控制策略	i_g/A	P/kW	Q/kvar	Δδ/rad
扰动前	构网型控制	75	35	10	0.2
扰动后	典型构网型控制	187.5	35	30	0.41
文献[27]	—	—	—	—
文献[28]	187.5	17.5	35.5	0.2
自适应LVRT	112	17.5	25	0.2

系统状态

控制策略

i_g/A

P/kW

Q/kvar

Δδ/rad

扰动前

构网型控制

0.2

扰动后

典型构网型控制

187.5

0.41

文献[27]

—

文献[28]

187.5

17.5

35.5

0.2

自适应LVRT

112

17.5

0.2