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可切换构网 / 跟网型逆变器双向平滑切换控制策略研究（Simulink仿真实现）

news 2026/8/1 11:36:28

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💥第一部分——内容介绍

可切换构网 / 跟网型逆变器双向平滑切换控制策略研究

摘要

高渗透率分布式光伏、储能变流器大量接入配电网后，传统跟网型（Grid-Following，GFL）逆变器依赖电网电压锁相运行，在电网故障、弱电网、孤岛工况下易失稳脱网；构网型（Grid-Forming，GFM）虚拟同步发电机（VSG）逆变器可自主建立电压频率，适配孤岛独立供电场景，但并网状态下缺少同步调节机制，无法直接无缝切换。针对单一控制模式逆变器工况适配性差、模式切换冲击大的问题，本文基于文献《A Novel Design for Switchable Grid-Following and Grid-Forming Control》核心思路，提出一套支持双向平滑切换的 GFL/GFM 一体化控制策略。系统设定 GFL 额定输出功率 40kW、VSG 构网模式额定功率 20kW，通过阶跃指令实现GFM→GFL、GFL→GFM双向连续切换，完整复现 “40kW 跟网→20kW 构网→40kW 跟网→20kW 构网” 多阶段功率动态过程。文中分别搭建完整跟网控制模块、VSG 构网控制模块、独立模式切换逻辑模块，依托电压、电流实时检测信号作为切换判据，兼顾并网联网与孤岛离网双场景，适用于储能变流器、分布式新能源并网装置，仿真结果验证该策略能够抑制切换瞬间三相电压、电流、频率波动，实现无冲击平滑过渡，为源网荷储协同变流器多工况自适应运行提供理论与仿真支撑。关键词：虚拟同步发电机；构网逆变器；跟网逆变器；双向模式切换；平滑切换策略；分布式储能

1 引言

1.1 研究背景与意义

新型电力系统下分布式光伏、储能、风电等电力电子变流器大规模接入配电网，电力电子化电网惯性缺失、电压频率支撑能力不足问题凸显。现有并网变流器多采用 GFL 跟网控制，依靠锁相环跟踪电网电压相位实现功率输送，仅适用于强电网正常并网工况；当电网发生短路、断网、电压跌落等故障时，锁相环易失锁，逆变器脱网停运，供电可靠性大幅降低。 VSG 构网型 GFM 逆变器通过模拟同步发电机转子惯性与调压调频特性，无需依赖外部电网即可自主建立额定三相电压与频率，具备孤岛独立运行、弱电网稳定支撑能力，是解决高新能源渗透电网稳定性的核心方案。但单一 VSG 构网模式直接接入有源电网时，会产生频率、电压幅值偏差，引发较大冲击电流，无法直接并网带载运行。实际储能、分布式电站需同时兼容并网跟网送电与孤岛构网独立供电两类工况，变流器需具备 GFL/GFM 双向切换能力：电网正常连通时工作于 40kW 跟网模式，最大化消纳新能源出力；电网断开、孤岛形成时无缝切换至 20kW 构网模式，为本地负荷持续供电；电网恢复供电后再由构网切回跟网模式恢复并网运行。因此研究低冲击、双向可逆的 GFL-GFM 平滑切换策略，对提升分布式电源供电韧性、保障微电网稳定运行具备重要工程价值。

1.2 国内外研究现状

国内外学者针对可切换型逆变器控制策略已开展大量研究，文献《A Novel Design for Switchable Grid-Following and Grid-Forming Control》提出一体化复合控制架构，共用功率外环与电流内环，通过控制环路投切实现构网、跟网模式切换，解决两套独立控制器参数不匹配导致的切换震荡问题，为本文研究提供核心参考框架。现有相关研究仍存在局限：多数方案仅支持单向切换（仅孤岛切并网或并网切孤岛），无法实现多次往复双向切换；部分切换策略未限定两种模式额定功率，功率阶跃变化带来额外电压电流冲击；少数双向切换方案缺少完整判据逻辑，仅依靠手动信号切换，未结合电网电压、输出电流检测量实现工况自主判别；同时鲜有文献完整复现多阶段连续切换工况，难以直观观测功率、频率、电压动态全过程。基于上述现有研究短板，本文复现经典可切换 GFL/GFM 一体化控制架构，完善电压电流检测型切换判据逻辑，区分 40kW 跟网、20kW 构网固定功率等级，搭建可连续往复切换的仿真模型，完整观测多轮模式切换下电气量动态波形，优化切换过渡过程稳定性。

1.3 本文主要研究内容

1）分别构建完整 GFL 跟网控制模块与 VSG-GFM 构网控制模块，明确各环路功能与运行约束，设定 GFL 额定 40kW、GFM 额定 20kW 功率输出基准； 2）设计独立切换逻辑控制单元，以电网三相电压、逆变器输出三相电流实时检测值作为工况判别依据，采用阶跃控制指令实现 GFM 与 GFL 双向环路投切，支持多次往复切换； 3）搭建一体化变流器仿真系统，设置完整切换时序：GFL40kW→GFM20kW→GFL40kW→GFM20kW，观测不同模式切换瞬间三相电压、三相电流、系统频率、输出有功无功功率动态变化规律； 4）分析 GFM→GFL、GFL→GFM 两类切换过程暂态冲击产生机理，验证本文切换策略对暂态波动的抑制效果，总结适用于储能、分布式微网变流器的构跟网切换设计方案。

2 跟网 / 构网逆变器基础控制架构

本文变流器控制体系分为三大独立功能模块：GFL 跟网控制模块、VSG-GFM 构网控制模块、模式切换逻辑模块，两套功率控制环路共用内环电流解耦控制通道，仅通过切换单元实现外环功率控制通路投切，减少两套控制器结构差异带来的切换扰动。

2.1 GFL 跟网型逆变器完整控制模块

跟网控制模式运行目标为精准跟踪电网电压相位、幅值，按照给定功率指令向电网输送恒定有功、无功功率，额定运行功率 40kW，模块由三层控制环路构成。第一层为同步锁相单元，采用三相软件锁相环 PLL 实时采集公共耦合点电网电压，提取电网电压 d/q 轴相位、频率、幅值信息，为 dq 坐标解耦、同步控制提供基准参考信号，保证逆变器输出电压与电网电压时刻同步。第二层为 dq 解耦电流内环控制，依托锁相环输出同步坐标完成三相静止坐标系至旋转 dq 坐标系变换，将交流电流分解为有功分量 d 轴电流、无功分量 q 轴电流；采用比例积分调节器实现电流无静差跟踪，快速抑制输出电流波动，作为两套控制模式共用内环，减少模式切换时控制结构变动。第三层为 GFL 功率外环控制，以 40kW 有功功率、指定无功功率为控制目标，根据电网电压幅值计算 d、q 轴电流参考值，将功率偏差转化为内环电流给定信号，实现恒功率并网输出。GFL 模式下逆变器无自主调压调频能力，电压、频率完全由大电网钳位。

2.2 VSG 构网型 GFM 逆变器完整控制模块

构网模式运行目标为脱离电网锁相依赖，自主建立稳定三相额定电压与额定频率，孤岛状态下支撑本地负荷供电，设定额定输出功率 20kW，控制核心为虚拟同步发电机算法，分为有功 - 频率控制环路、无功 - 电压控制环路两大外环，底层复用 dq 解耦电流内环。有功 - 频率环模拟同步发电机转子惯性、一次调频下垂特性，采集逆变器实时输出有功功率，与 20kW 额定有功指令做差值运算，通过虚拟惯量阻尼环节调节电压相位，自主控制系统运行频率；当负载功率波动时，依靠虚拟惯性抑制频率突变，具备主动频率支撑能力。无功 - 电压环模拟同步发电机励磁调压下垂特性，采集输出无功功率与机端电压幅值，根据电压偏差调节励磁参考电压，自主维持输出三相电压幅值稳定，无需外部电网电压支撑。 VSG 外环输出直接生成机端电压 d/q 参考信号，送入共用电流内环完成闭环调节；GFM 模式下不存在锁相环同步过程，电压、频率由 VSG 算法自主生成，仅在准备并网切换时，依靠电压电流检测逻辑完成同步预调节。

2.3 GFL/GFM 共用硬件与内环基础

功率主电路、LC 滤波电路、三相电流电压采样回路、dq 电流内环为两套控制模式共用硬件与底层控制通道，仅切换单元选择接入 GFL 功率外环或 VSG 功率外环。共用架构消除两套内环控制器参数不一致问题，从底层减小模式切换瞬间控制指令突变，为平滑双向切换提供硬件与控制基础。

3 双向模式切换逻辑设计

3.1 切换判据检测量选取

切换逻辑模块实时采集两类核心电气量作为工况判别依据：公共耦合点三相电网电压、逆变器滤波输出三相电流。 1）电网电压检测判据：若三相电压幅值持续低于正常阈值、电压相位持续失稳，判定电网孤岛故障，发出 GFL 切 GFM 模式指令；若电网电压恢复额定幅值、频率稳定且相位连续，判定电网恢复正常，发出 GFM 切 GFL 并网指令。 2）输出电流辅助判据：检测逆变器输出三相电流畸变、冲击幅值，作为切换闭锁条件，避免故障电流下强行切换造成设备过流损坏。实际仿真过程中简化工况判别流程，直接采用外部阶跃控制指令触发模式切换，精准控制各模式运行时长与切换时序，便于定量观测每一次切换的暂态电气量变化。

3.2 双向切换控制时序设计

本文设置四段连续运行时序，完整实现多轮往复双向切换，各阶段额定功率固定：阶段 1：系统初始启动，变流器工作于 GFL 跟网模式，稳定输出有功 40kW，与大电网同步运行；阶段 2：阶跃切换指令触发 GFL→GFM 切换，切换完成后稳定运行 VSG 构网模式，输出有功 20kW，孤岛自主稳压稳频；阶段 3：再次下发阶跃切换指令触发 GFM→GFL 切换，切回跟网并网工况，有功恢复 40kW 稳定输出；阶段 4：第三次阶跃指令触发二次 GFL→GFM 切换，再次进入 20kW 构网孤岛运行状态。时序覆盖两类核心切换过程：并网跟网向孤岛构网切换、孤岛构网向并网跟网切换，可完整对比两种切换路径下功率、电压、频率动态差异。

3.3 平滑切换过渡抑制策略

双向切换过程冲击主要来源于两类偏差：一是两套外环输出电压参考值幅值、相位、频率不匹配；二是 40kW 与 20kW 功率指令阶跃变化带来功率突变。本文切换逻辑配套过渡调节机制： 1）预同步调节：GFM 切 GFL 前，切换逻辑模块启动 VSG 预同步环节，微调 VSG 输出电压频率、幅值、相位，使其与电网电压偏差缩小至阈值范围内后再完成环路切换，消除并网冲击电流； 2）功率缓变限幅：模式切换瞬间对有功功率给定值设置变化速率限制，避免 40kW 与 20kW 功率直接阶跃突变，平缓功率过渡过程； 3）环路无扰投切：切换单元采用同步环路切换逻辑，保证切换时刻电流内环给定信号无跳变，抑制三相输出电流尖峰。

3.4 切换逻辑模块工程适用场景

整套切换逻辑适配储能变流器、户用分布式光伏微网、园区综合能源变流器装置：电网正常运行时工作 40kW 跟网模式，向电网输送新能源功率；配电网检修、故障孤岛时自动切换 20kW 构网模式，保障园区、重要负荷不间断供电；电网故障消除后自动切回跟网模式恢复并网，实现源网荷储变流器全工况自适应运行。

4 仿真结果与动态特性分析

依托一体化 GFL/GFM 可切换逆变器仿真平台，按照预设四段时序完成多轮双向模式切换，分别观测有功无功功率、三相输出电压、三相输出电流、系统运行频率四类关键波形，分析两类切换路径暂态、稳态特性。

4.1 输出有功功率阶段性变化规律

阶段 1 稳态 GFL 工况下，有功功率稳定维持 40kW，无功功率可根据给定指令恒定输出，功率无低频波动，跟网控制稳态精度高；阶段 2 GFL→GFM 切换瞬间，有功功率出现小幅暂态跌落与震荡，经短暂过渡后稳定收敛至 20kW 构网额定功率，震荡持续时间短，未出现功率失稳发散现象；阶段 3 GFM→GFL 切换过程中，功率小幅波动后平稳回升至 40kW，对比孤岛切并网与并网切孤岛两类过程，GFM 向 GFL 切换的功率暂态震荡幅值略小于反向切换；阶段 4 二次 GFL 转 GFM 切换，功率动态过程与第一次切换高度重合，证明该切换策略具备可重复性，多次往复切换不会出现控制失稳。全程无功功率跟随模式同步调节，稳态无静差，切换暂态波动被有效抑制。

4.2 三相电压、电流波形动态分析

GFL 稳态阶段，逆变器输出三相电压与电网电压完全同步，三相电流波形正弦度高，无畸变； GFL 向 GFM 切换瞬间，短暂出现小幅电压幅值波动、电流尖峰，依靠预同步与功率缓变策略，冲击电流幅值控制在安全区间，无过流畸变；进入 GFM 孤岛稳态后，三相电压波形对称标准，电压幅值由 VSG 无功 - 电压环自主稳定； GFM 切回 GFL 并网切换时，预同步环节提前匹配电网电压相位幅值，切换瞬间电压几乎无跳变，三相电流仅存在微小暂态波动，过渡过程平滑性优于孤岛启动构网切换；多次往复切换过程中，三相电压始终保持三相对称，无不平衡畸变，证明切换逻辑不会引发输出电能质量恶化。

4.3 系统频率动态变化特性

GFL 跟网模式下，逆变器频率完全由大电网决定，频率无波动，恒定维持电网额定频率； GFL 切换至 GFM 孤岛工况瞬间，频率出现小幅短暂偏移，依靠 VSG 有功 - 频率虚拟惯性与阻尼环节快速拉回额定频率，无持续频率偏移、频率震荡失稳问题； GFM 孤岛稳态运行时，负荷小幅扰动下频率仅存在微小下垂偏差，调压调频特性稳定； GFM 切回 GFL 并网后，逆变器频率快速被电网钳位至额定值，频率偏差瞬间消除，不存在频率持续振荡现象。

5 切换策略优劣对比与工程应用建议

5.1 本文双向切换策略优势

1）支持完整双向多次往复切换，同时兼容 40kW GFL 并网、20kW GFM 孤岛两种固定功率工况，适配新能源储能实际功率运行需求，弥补现有方案单向切换局限； 2）复用 dq 解耦电流内环架构，配合预同步、功率缓变无扰投切逻辑，大幅降低切换瞬间电压、电流、频率暂态冲击，电能质量满足并网标准； 3）切换判据融合电网电压、输出电流实时检测，既可仿真阶跃指令手动切换，也可拓展为电网故障自主识别自动切换，兼具仿真研究与工程落地价值； 4）完整复现《A Novel Design for Switchable Grid-Following and Grid-Forming Control》一体化控制架构，两套控制模块划分清晰，便于针对储能、微网场景优化参数。

5.2 工程落地优化建议

1）针对大功率储能变流器，可进一步优化 VSG 虚拟惯量、阻尼系数参数，减小孤岛 - 并网切换时频率波动幅度； 2）增设故障闭锁逻辑，当检测到严重三相短路、过流故障时，闭锁模式切换指令，优先保护功率器件； 3）扩展多机并联场景适配逻辑，多台可切换型储能变流器并联孤岛运行时，优化 VSG 无功电压下垂系数，实现多机组均压均流； 4）结合配电网继电保护逻辑，将模式切换信号与电网故障保护联动，实现故障快速孤岛、故障消除自动并网。

6 结论

本文以经典文献《A Novel Design for Switchable Grid-Following and Grid-Forming Control》为理论基础，构建一套可实现双向平滑切换的 GFL 跟网、VSG-GFM 构网一体化逆变器控制体系，独立搭建跟网控制模块、VSG 构网控制模块、模式切换逻辑模块，区分 40kW 并网额定功率与 20kW 孤岛额定功率，通过阶跃切换指令完成 “跟网 40kW— 构网 20kW— 跟网 40kW— 构网 20kW” 多阶段往复切换仿真测试。仿真动态波形结果表明：所设计的双向切换逻辑配合预同步、功率缓变无扰投切策略，能够有效抑制 GFL→GFM、GFM→GFL 两类切换过程中三相电压、输出电流、系统频率的暂态震荡与冲击；多次往复切换工况下控制环路始终保持稳定，功率可精准收敛至对应模式额定值。该构网 / 跟网双向切换策略同时适配并网送电与孤岛独立供电场景，可为储能变流器、分布式微网逆变器多工况自适应运行提供可行的控制方案，对提升新型电力系统分布式电源供电可靠性、电网电压频率支撑能力具备理论参考价值。