中国储能网讯：

前  言

传统的储能变流器采用跟网型控制策略，通过锁相环（PLL）跟踪电网相位，基于电压电流双闭环实现并网控制，曾是新能源储能系统并网的主流方案。但随着并网规模扩大与电力系统电子化程度提升，该策略的系统性缺陷逐渐凸显。

一、系统惯量显著锐减

1. 惯量机制差异：传统同步机依靠旋转转子存储动能，天然具备惯量支撑能力；而储能变流器作为电力电子设备，无旋转部件，其跟网型控制依赖锁相环(PLL）获取公共连接点（PCC）电压相角，与物理惯量无直接关联，默认控制下不具备惯量特性。

2. 并网影响：光伏、储能等新能源大规模接入导致同步机占比下降，系统惯量总量锐减。故障时电网频率跌落速度加快、跌幅加深，频率变化率显著增大，稳定性恶化。国外多起大停电事故表明，变流器并网引发的惯量缺失是导致保护误动的直接原因。

二、电网电压稳定性弱化

1. 弱电网工况挑战：光伏、储能场站多位于电网末端，短路比常小于3，属于弱电网范畴。此时线路阻抗与变压器漏抗影响显著，PCC电压易受三相不平衡等扰动冲击。

2. 阻尼与谐振风险：变流器控制中的有源阻尼与弱电网系统阻抗耦合，可能引发负阻尼效应；弱电网阻抗宽范围变化会导致谐振频率漂移，加剧次同步振荡风险。此外，PLL在弱电网中与系统阻抗的耦合随带宽增加而增强，进一步导致电压畸变，诱发系统失稳。

三、变流器同步能力不足

1. 同步机制缺陷：传统同步机内电势相位由转子运动方程自主维持，可独立构建电压与频率基准；而跟网型变流器依赖PLL跟踪电网相位，自身无法生成独立基准，稳定性完全依赖电网强度与PLL性能。

2. 扰动响应局限：系统惯量下降导致电压与频率扰动频发时，跟网型变流器难以在电压跌落时主动提供支撑，可能扩大事故影响。在100%新能源孤岛微网中，仅靠跟网型变流器无法建立稳定的电压与频率基准，导致离网运行失效。

四、总结

跟网型变流器“被动跟随”的特性，在电网电子化背景下已成为系统稳定的瓶颈。核心矛盾在于电力电子设备的快速响应特性，与传统电网“惯量-频率”“阻抗-电压”的耦合机制不匹配。因此，急需通过虚拟同步机、主动阻尼设计等控制策略革新，打造构网型储能变流器，提升系统支撑能力。