研究背景
目前由电力电子装置与电网阻抗相互作用引起的宽频振荡问题日益突出。SVG作为一种潜在的阻尼调配资源，对系统稳定性具有重要影响，且构网技术的应用有助于进一步挖掘SVG在新型电力系统中的阻尼塑造潜力，为提升新能源并网系统的稳定性提供了新的解决思路。然而，目前关于构网型SVG对新能源场站稳定性影响的研究还处于探索阶段，尤其是构网型SVG的建模及其对新能源场站稳定性的影响规律等都还有待进一步深入研究。
论文所解决的问题及意义
基于多谐波线性化建模方法，建立了完整的基于直流电压同步的构网型SVG序阻抗标准化模型，为并网稳定性分析提供了理论基础。详细对比了构网型SVG与跟网型SVG的阻抗差异，定量分析了构网关键参数对输出阻抗的影响规律，为参数优化设计提供了依据。建立了含构网型SVG的风电场阻抗网络模型，定量评估了跟网/构网型SVG、同步调相机对风电场稳定性的影响差异，明确了构网型SVG对风电场稳定性的提升机制。
论文方法及创新点
1、构网型SVG序阻抗模型推导
图1 构网型SVG功率电路及控制框图
根据多谐波线性化频域建模方法，首先需要建立其功率电路频域模型，如图1(a)所示SVG主功率电路的频域小信号模型为
进一步基于图1(b)控制结构，推导SVG构网控制引入调制小信号表达式为
联立功率小信号表达式和控制小信号表达式，可得到构网型SVG序阻抗矩阵表达式为
图2 构网型SVG序阻抗扫频验证及不同控制下SVG阻抗特性对比分析
对式中所推导的构网型SVG序阻抗模型进行实验扫频验证（如图2所示），表明该数学模型具有高度准确性。图2同时给出了跟/构网两种控制方式下的SVG阻抗特性对比分析，其中跟网型SVG存在1～71.9 Hz的负阻尼区间，而构网型SVG的负阻尼频段可以缩减到50～57.9 Hz。这说明构网控制可以显著改善单机SVG阻抗的负阻尼特性，降低并网振荡风险。
2、不同无功补偿设备接入对风电场稳定性影响分析
基于已有网络聚合方法，建立考虑无功补偿装置接入的风电场站聚合阻抗模型，对比构网型SVG接入场站聚合阻抗Zewf1、跟网型SVG接入场站聚合阻抗Zewf2和同步调相机接入场站聚合阻抗Zewf3的阻抗特性。
图3 跟网、构网型SVG及同步调相机接入风电场站阻抗特性曲线
对比三者阻抗特性可知，在10～500 Hz频段内，构网型SVG接入下场站聚合阻抗（Zewf1）的幅值高于跟网型SVG接入场景（Zewf2），与电网阻抗交截频率显著后移（从82.1Hz移至112.1Hz），避免了风电场等效聚合阻抗在负阻尼频段与电网等效阻抗相交。
相较跟网SVG接入条件，构网SVG接入有助于缩小风电场聚合阻抗的负阻尼区间，并提高相位裕度（从-10.24°提高至12.06°）。与此同时，同步调相机接入风电场后，也可提升聚合阻抗（Zewf3）交截频率处的相位裕度（24.79°），但其风电场聚合阻抗幅值在基频处跌落明显，与电网阻抗产生了额外交截，可能诱发基频处潜在振荡风险。上述分析结果表明，构网型SVG在弱电网条件下有利于风电场并网的稳定性。
表1 不同无功补偿设备接入时风电场弱电网适应性提升对比
为了量化构网SVG接入条件下的阻尼能力与弱电网适应性，表1对比了跟网型SVG、同步调相机和构网型SVG三种不同的无功补偿装置接入条件下，风电场能够稳定工作的最低短路比。当风电场接入跟网型SVG时，系统最低短路比为1.78，短路比提升度为4.8%，这说明传统跟网型SVG接入有助于提高风电场的弱电网适应能力，但短路比提升效果并不显著。当采用同步调相机和构网型SVG接入方案时，最低短路比可分别进一步扩展到1.32和1.33，短路比提升度分别显著提高至29.4%和28.9%，两者效果相当。
3、构网控制与线路参数对风电场聚合阻抗的影响
构网型SVG的关键控制参数主要包括：直流电压调频系数、无功电压环惯性系数及虚拟阻抗等。图4以直流电压调频系数为例，系统分析了该参数对风场稳定性的影响。
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（a）直流电压调频系数对风电场阻抗特性的影响 | （b）直流电压调频系数的稳定边界 |
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（c）场站并网处电压电流(K=1) | （d）振荡初电流波形FFT分析(K=1) |
图4 直流电压调频系数对风电场稳定性影响分析
图4(a)给出了直流电压调频系数对风电场聚合阻抗特性的影响曲线，从图中可知，该系数对聚合阻抗的影响主要集中于基频附近，K值越小，即在越快的调频速度情况下，聚合阻抗幅值越容易剧烈波动。在K=1工况下，风电场聚合阻抗曲线与电网阻抗交互于71.1 Hz和74.2 Hz，且在71.1 Hz处相角裕度为40.74°，并网系统不稳定。
进一步针对直流电压调频系数变化时风电场聚合阻抗遍历分析，可获得其稳定设计边界（图4(b)所示），当K在0.1～1.3范围内时，直流电压同步控制环与系统主要交互在70～90 Hz频段，聚合阻抗幅值与相角在此频段中会出现大幅度跌落，极易出现系统振荡；当K在5～6.5范围内时，聚合阻抗在基频附近59 Hz处发生幅值跌落，并与电网阻抗交截于负阻尼频段。
RT-Lab半实物仿真平台对稳定性进行验证，图4(c)及图4(d)给出了K从初始值10变化至1时风电场输出电压电流波形和谐波分析，实验结果与前文分析结论一致。
线路参数对并网系统的稳定性也有重要影响。图5给出了新能源场站SCR分别为1.29、1.6、1.86时的风电场聚合阻抗模型。随着线路长度增加，系统短路比下降，会导致聚合阻抗的负阻尼频段显著拓宽。同时，由于线路阻抗Zeg幅值上升，更易与风电场聚合阻抗Zewf1在次超同步频段交截，带来振荡风险。图5中，当SCR=1.29时，并网系统在55.8 Hz处的相角裕度为25.5°，风电场出现振荡现象；而在SCR=1.6和1.86的工况下，风电场聚合阻抗与电网阻抗不会相交，仅在110～120 Hz频段会出现阻抗交截，相角裕度分别为12.06°和26.6°。
图5 线路参数对风电场阻抗特性影响
结论
本文针对构网型SVG在风电场中的应用进行了深入研究，建立了跟/构网型SVG的序阻抗模型，并对两者在风电场稳定性方面的影响进行了详细对比分析，研究结果表明：
1) 构网型SVG相比于跟网型SVG，其输出阻抗的负阻尼区间显著缩小，表明构网SVG能够提供更强的阻尼作用；
2) 弱电网条件下，构网型SVG相比跟网型SVG接入在风电场具有更优的适应能力，容许最低短路比提升度从4.8%提升到28.9%，与同步调相机相当；
3) 基于直流电压同步的构网型SVG虽能提供一定的阻尼作用，但基波频段附近仍存在一定的负阻尼区间，因此在应用时需注意基频附近振荡风险。
南京航空航天大学陈新教授团队专注于分布式发电与并网稳定相关专业领域研究，研究方向包括用于新能源发电系统的功率变换关键技术，分布式发电与微电网的建模、控制与系统集成，集成新能源电力系统的稳定性分析等。近年主持包括国家863计划项目、国家自然科学基金项目在内的数十项科研课题，获授权技术发明专利20余项。在国内外重要核心期刊和重要学术会议上发表论文100余篇，其中SCI、EI检索论文70余篇，多篇论文入选ESI高被引论文、中国精品科技期刊顶尖学术论文、年度优秀论文、高影响力论文等，先后获得江苏省高等学校科技进步一等奖（2023）、电力科学技术进步一等奖（2022）、中国电源学会技术发明二等奖（2022）等奖项。
硕士研究生，主要研究方向为SVG建模、控制及稳定性分析。
博士，教授，博士生导师，主要从事分布式发电和微电网系统的建模、控制与稳定性研究等。
博士研究生，主要研究方向为新能源发电并网系统控制与稳定性研究。
本工作成果发表在2026年第3期《电工技术学报》，论文标题为“面向新能源场站的构网型静止无功发生器阻抗建模及稳定性分析“。本课题得到国家自然科学基金面上项目资助。
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