基于交叉反馈补偿的构网型功率变换系统次同步和超同步振荡抑制策略

《International Journal of Electrical Power & Energy Systems》：A strategy for suppressing sub- and super-synchronous oscillations in grid-forming power conversion system based on cross-feedback compensation

　　

采用双闭环电压电流控制时，构网型功率变换系统（GFM-PCS）在基频附近表现出明显的负阻尼特性。变流器与可变强度电网的阻抗交点可能引发次同步和超同步振荡。控制延迟和比例积分器（PI）的低通特性产生相位滞后，形成负阻尼区域并导致失稳交互。所提出的交叉反馈补偿虚拟同步发电机（CFC-VSG）控制重塑了GFM-PCS在目标频率附近的序阻抗，以产生正阻尼，增强对次同步和超同步振荡的抑制。理论分析和实验验证了该策略优化了阻抗特性，并保证了在复杂电网条件下的稳定运行。在功率环中增加了一个额外的积分控制器，以仅依靠改进控制消除电网频率扰动下的GFM-PCS有功功率偏差。对于机构模型，此举削减了38.64%的储能投资，降低了硬件成本，具有强大的工程和经济价值。

**论文解读：基于交叉反馈补偿的构网型功率变换系统次同步和超同步振荡抑制策略**

**研究背景与问题**

随着风能、太阳能等新能源在电力系统中的渗透率持续提高，这些能源通过背靠背变流器等电力电子设备接入电网。与传统火电不同，它们无法为系统提供惯性和阻尼支撑，导致系统惯性和阻尼减弱，给稳定运行带来诸多挑战。基于典型虚拟同步发电机（TVSG）技术的构网型功率变换系统（GFM-PCS）通过模拟同步发电机的转动惯量和阻尼特性，可提供动态频率和电压支撑，参与负荷调节、调频和紧急供电，从而增强系统稳定性。然而，TVSG控制下引入的模拟特性导致GFM-PCS与电网之间出现日益复杂的动态交互，尤其在并网运行时诱发次同步和超同步振荡的风险。现有研究提出两类方法：第一类通过优化控制环参数（如增加阻尼系数）来抑制振荡，但存在参数适应性不足、储能容量需求增加等问题；第二类通过重构控制环（如引入虚拟阻抗、调制信号反馈等）来改善抑制能力，但仍有负阻尼区域、动态响应滞后或缺乏标准化参数设计等局限。因此，亟需一种既能有效抑制振荡又能减少有功功率响应偏差的新型控制策略。本研究针对上述问题开展，论文发表在《International Journal of Electrical Power》。

**主要技术方法**

研究人员采用了以下关键技术方法：1）基于双闭环电压电流控制的GFM-PCS序阻抗建模方法，考虑电压电流双闭环控制及控制延迟和PI低通特性，推导正负序输出阻抗表达式；2）交叉反馈补偿（CFC）控制策略，通过在电压电流双闭环控制中引入一阶滤波器交叉反馈支路和增益系数，利用d-q轴耦合特性重构电压参考相位，重塑GFM-PCS的序阻抗特性；3）基于阻抗灵敏度的参数设计方法，结合电网规范和工程应用，确定反馈增益系数τ、校正角频率ω_f和附加积分增益K_i的最优值；4）硬件在环实验验证，采用储能变流器测试平台，在MATLAB/Simulink仿真和硬件在环实验中验证策略有效性。样本队列来源未明确注明，但使用了2.7kW构网型储能模型。

**研究结果**

**2.1 GFM-PCS控制架构与阻抗建模**
通过谐波线性化方法推导了GFM-PCS的正负序输出阻抗表达式，该模型能反映双闭环控制特性的影响，为理解次同步和超同步振荡机理提供基础。仿真扫频结果与理论阻抗一致，验证了模型准确性。

**2.2 不同电网强度下GFM-PCS的次同步和超同步振荡机理**
基于广义奈奎斯特稳定性准则分析：当电网阻抗呈纯感性时，GFM-PCS正序阻抗在幅频曲线过零点处呈现负阻尼特性。在45.2Hz–48.2Hz频段内，若正序阻抗与电网阻抗的幅频特性相交，相位裕度小于零，易诱发振荡。控制延迟和PI低通特性导致相位滞后，使扰动电流与电压方向相反，形成负阻尼。增加阻尼系数D_p可提升相位裕度，但D_p物理等效于下垂系数，频率扰动下有功功率偏差会增大，增加储能容量和建设成本。

**3 基于交叉反馈补偿的VSG控制策略（CFC-VSG）**
提出CFC-VSG控制结构，在双闭环控制中引入一阶滤波器交叉反馈回路和增益τ，通过d-q轴耦合重构电压参考相位，重塑阻抗特性以缓解负阻尼。同时在有功功率环中增加附加积分器（增益K_i），实现频率扰动下有功功率的无静差调节。通过联立方程推导出CFC-VSG的输出序阻抗表达式，论证了交叉反馈补偿利用低通滤波器提供相位超前补偿，增益τ优化频带阻尼特性，并抑制高频噪声。

**4 CFC-VSG的稳定性分析与参数整定**
采用参数τ=0.36、ω_f=314 rad/s、K_i=4，绘制CFC-VSG输出阻抗特性。在SCR=2.4、7.6、17.2三种电网强度下，原负阻尼区域（红色区域）移至正阻尼区域（绿色区域），相位裕度始终大于零，消除了系统失稳风险。通过灵敏度分析，确定参数影响程度从大到小为τ、ω_f、K_i。采用边界约束整定法：τ的上限由双闭环解耦原则确定（τ<0.4时功率阶跃响应最佳），下限由相位裕度≥45°确定（τ≥0.32），最终选择τ=0.36使系统兼具稳定裕度和瞬态响应性能。ω_f通过快速傅里叶变换（FFT）获取实际失稳主导振荡频率，并调整ω_f使相位频率响应保持在±90°范围内，最终确定ω_f对应60Hz。K_i基于典型二阶系统阻尼比ζ=0.707计算得出4.94。

**5 CFC-VSG的实验验证**
通过硬件在环实验验证：在SCR=7.6时，传统TVSG控制下系统持续振荡，电流总谐波失真（THD）达38.21%；DFS-VSG控制下振荡逐渐抑制但响应慢，THD为10.64%；CFC-VSG控制下振荡快速抑制，THD仅为0.06%，满足并网标准。在不同输出功率（1.25 pu、0.75 pu、0.5 pu）和不同SCR（9.2、7.6、4.5）条件下，CFC-VSG均能快速有效抑制振荡，表现出良好鲁棒性。在频率扰动测试中，当电网频率下降1%时，TVSG控制下有功功率出现持续偏差（1.7kW），DFS-VSG控制下功率峰值大且调节时间长，而CFC-VSG控制暂态功率峰值仅3.7kW且稳态后恢复额定功率，实现无静差调节。基于2.7kW模型的经济性分析：TVSG需8.8kWh储能容量，CFC-VSG仅需5.4kWh，减少储能初始投资38.64%。

**总结与讨论**

论文讨论部分指出，CFC-VSG控制策略通过重塑目标频率附近序阻抗引入正阻尼，显著增强系统抑制次同步和超同步振荡的能力，实验和理论分析均证实该方法优化了阻抗特性，确保复杂电网条件下稳定运行。针对频率扰动下的有功功率响应偏差，附加积分控制器使系统仅通过改进控制算法抵消功率偏差，无需大幅增加储能备用容量，对于机构模型削减38.64%的储能资产初始投资，具有良好的工程应用性和经济性。

**研究结论（翻译）**
1. 考虑双闭环电压电流控制，GFM-PCS的序阻抗特性在基频附近表现出明显负阻尼。当系统接入不同强度电网时，若两系统阻抗幅值曲线在次同步和超同步频率范围内相交，该阻抗交互易诱发谐振，导致次同步和超同步振荡。该现象反映了电压电流双闭环控制延迟和PI低通特性在次同步和超同步频带造成相位滞后，从而影响GFM-PCS的小信号稳定性并形成负阻尼区域，揭示了双闭环控制结构下GFM-PCS与电网交互的失稳机理。
2. 本文提出的CFC-VSG控制策略通过重塑GFM-PCS在目标频率及其附近的序阻抗特性，有效引入正阻尼，显著增强系统抑制次同步和超同步振荡的能力。实验和理论分析均证实该方法能优化GFM-PCS的阻抗特性，确保其在复杂电网条件下稳定运行。
3. 为解决电网频率扰动下GFM-PCS的有功功率响应偏差问题，本文在有功功率控制环中引入附加积分控制器，使系统仅通过重构控制算法抵消频率波动引起的功率偏差，无需大幅增加储能备用容量。对于研究所开发的模型，该方法削减了38.64%的储能资产初始投资，显著降低硬件建设成本，具有优良的工程适用性和经济性。