前  言

在新能源与储能技术快速发展的背景下，储能变流器（PCS）作为连接储能电池与电网（或负荷）的核心设备，其控制方法直接决定了储能系统的运行稳定性、功率响应特性及并网兼容性。不同的控制策略决定了储能变流器如何与电网互动，其行为模式和对系统的影响也截然不同。

目前，PQ控制、V/F控制、下垂控制和虚拟同步发电机（VSG）控制是业界最主流的四种技术路线。理解它们的本质区别、优劣势及适用场景，对于规划、设计和运营现代电力系统至关重要。本文将首先剖析这些策略背后的根本逻辑——“跟网”与“构网”的二元分野，然后深入对比分析这四种策略的不同之处。

一、跟网型与构网型控制

要理解四种控制策略的差异，首先必须建立一个高层级的分类框架。这个框架将复杂的控制问题简化为一种直观的二元关系：“领导者”与“跟随者”。这两种角色，即构网型和跟网型，定义了逆变器与电网的基本互动模式。

1.跟网型控制：电网的“忠实跟随者”

跟网型控制的核心，就好像是电网的“忠实跟随者”或“受控电流源”。跟网型逆变器的首要任务是适应并跟随一个已经存在的、稳定的电网。它通过内部的锁相环（Phase-Locked Loop, PLL）电路，像雷达一样精确地侦测并锁定外部电网的电压波形，从而同步自己的频率和相位。一旦同步完成，它就根据上级调度系统下发的指令或内部预设值，向电网注入或吸收指定大小的有功功率（P）和无功功率（Q）。

2.构网型控制：电网的“主动构建者”

构网型控制的核心，就好像是电网的“主动构建者”或“受控电压源”。与跟网的被动适应不同，构网型逆变器能够主动建立并维持一个独立的交流电网。它不依赖外部电网，而是自主生成一个稳定的电压波形，定义系统的电压幅值和频率。这使其能够在没有大电网支持的情况下独立运行，例如在孤岛、微电网或电网黑启动场景中。

下图为四大控制策略的能力对比，下面根据四大策略能力详细介绍他们的原理、功能和区别。

二、PQ控制：典型的跟网型

PQ控制（恒功率控制）属于典型的跟网型控制，PQ控制的核心目标是按指令精确输出有功功率（P）和无功功率（Q），其设计逻辑基于“电网主导”的运行场景。在并网模式下，电网的频率和电压由大电网的同步发电机稳定支撑，储能变流器无需参与频率或电压的调节，仅需根据调度指令（或能量管理系统信号）输出指定的有功和无功功率。

控制原理：该控制策略的核心在于d-q旋转坐标系下的电流解耦控制。首先，通过锁相环(PLL)锁定电网电压的相位。然后，将三相交流电量变换到d-q同步旋转坐标系中，此时有功功率P主要与d轴电流相关，无功功率Q主要与q轴电流相关。通过两个独立的PI控制器分别调节d轴和q轴的电流分量，即可实现对有功和无功功率的独立、快速控制。

优势：响应速度快，功率跟踪精度高，适合需要快速功率调节的场景（如电网调峰、调频辅助服务。

局限：完全依赖电网支撑，无法独立维持系统频率和电压，因此仅适用于并网模式，孤岛运行时会因缺乏电压/频率基准而失效。

三、VF控制：基础的构网型

VF控制（恒压恒频控制）属于基础的构网型控制，VF控制目标是输出一个幅值(V)和频率(f)都恒定不变的交流电压，为负载提供稳定的电源。当储能系统脱离大电网独立运行（孤岛模式）时，需要变流器主动维持系统的电压（V）和频率（f）稳定，VF控制正是为此设计的“电压-频率主导者”。在孤岛场景中，负荷的波动会直接影响系统的电压和频率，VF控制通过闭环调节确保电压幅值和频率始终稳定在设定范围内。 

控制原理：V/F控制的原理非常直接。控制器内部生成一个幅值和频率都固定的理想正弦波作为电压参考信号。然后，通过电压和电流组成的双闭环控制系统，实时测量逆变器输出端子的实际电压，并与内部参考信号进行比较，通过PI调节器驱动PWM模块，迫使输出电压精确跟踪这个内部参考。其本质是“电压源”特性——变流器自身设定电压幅值和频率基准，相当于一个独立的“小电网”。 

优势：能独立支撑孤岛系统稳定运行，电压和频率控制精度高，适合作为微网中的“主电源”（如离网光伏储能系统、应急电源）。

局限：多台VF控制的变流器直接并联时，会因电压和频率基准的微小差异导致功率分配不均，甚至引发环流，因此不适合无通信协调的多机并联场景。

四、下垂控制：进阶的构网型

下垂控制的目标是：模拟传统同步发电机的外特性（即下垂特性），实现多个构网型逆变器在无需高速通信的情况下，自主、按比例地分担系统总负载。因为在微网或多储能单元并联运行的场景中，如何让多台变流器在无通信的情况下自动分配有功和无功功率，是下垂控制要解决的核心问题。其设计灵感来源于同步发电机的“自然下垂特性”——当发电机输出有功功率增加时，转速（频率）会略有下降；输出无功功率增加时，端电压会略有降低。

控制原理：下垂控制在VF控制的基础上，引入“频率-有功下垂”（f-P下垂）和“电压-无功下垂”（V-Q下垂）特性。例如，当某台变流器输出的有功功率超过其额定值时，控制系统会按比例降低其频率设定值，促使其他变流器承担更多功率，最终实现多机功率的自动均衡。 

优势：无需通信链路即可实现多机并联功率分配，可靠性高，适合分布式微网（如工业园区微网、村落微网）。

局限：存在固有的稳态误差，即系统频率和电压会随负载变化而偏离标称值。功率分配的精度会受到线路阻抗不匹配的影响。动态响应相对较慢，且本身只有阻尼，不提供惯性支撑。 

五、VSG控制：高级的构网型

VSG控制的目标：是在算法层面深度模拟传统同步发电机的转子运动方程和电磁暂态特性，使逆变器对外呈现出可调节的惯量和阻尼特性，从而主动支撑电网稳定。由于风电、光伏等新能源的高比例接入，电网中同步发电机的占比下降，导致系统惯性和阻尼特性减弱，容易引发频率波动和电压震荡。虚拟同步发电机（VSG）控制通过模拟同步发电机的惯性、阻尼、功角特性等“机电暂态特性”，让储能变流器具备同步机的“惯性支撑能力”。

控制原理：VSG控制在下垂控制的基础上，引入惯性环节（模拟同步机转子惯性）和阻尼环节（抑制频率波动），同时通过“虚拟功角”调节实现有功功率的动态响应。例如，当电网频率突然下降时，VSG会像同步机一样释放储能能量（利用惯性），抑制频率跌落幅度。

优势：增强系统惯性和阻尼，提升电网抗扰动能力，适合高比例新能源接入的电网（如新能源电站配套储能、新型电力系统）。

局限：控制逻辑复杂，对硬件算力要求高；惯性和阻尼参数的设计需与系统匹配，否则可能引入新的稳定性问题。

六、核心总结

为了更直观地理解这四种策略的差异，下表从多个维度进行了总结。

从PQ控制到V/F、下垂控制，再到VSG控制，我们清晰地看到储能变流器控制策略的演进路径：从一个“电网的被动适应者”向“电网的主动构建者和稳定器”的深刻转变。跟网和构网并非简单的互相取代关系，而是在不同应用场景下各司其职，共同构成了现代电力系统的控制工具箱。未来的电网，必然是一个跟网和构网设备深度融合、协同工作的混合系统。

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