In the modern power grid, distributed generators are widely connected to the grid via voltage source converters (VSCs). Analyzing the transient stability of VSCs under large disturbances is useful for maintaining the security of the grid. However, this topic is very little studied. In this paper, the transient stability behavior of the droop-controlled VSC is theoretically explained. In particular, it is shown that transient instability can occur to the droop-controlled VSC when its current is saturated under large disturbances. In addition, the dynamics of the VSC under voltage sags that could incur instability problem is elaborately studied to consider special non-fault disturbances. To deal with this instability problem, a stability enhanced P-f droop control is proposed. Simulations and hardware-in-the-loop experiments verify the validity of the transient stability analysis and the effectiveness of the proposed control scheme.

The focus of this paper is to develop a distributed control algorithm that will regulate the power output of multiple photovoltaic generators (PVs) in a distribution network. To this end, the cooperative control methodology from network control theory is used to make a group of PV generators converge and operate at certain (or the same) ratio of available power, which is determined by the status of the distribution network and the PV generators. The proposed control only requires asynchronous information intermittently from neighboring PV generators, making a communication network among the PV units both simple and necessary. The minimum requirement on communication topologies is also prescribed for the proposed control. It is shown that the proposed analysis and design methodology has the advantages that the corresponding communication networks are local, their topology can be time varying, and their bandwidth may be limited. These features enable PV generators to have both self-organizing and adaptive coordination properties even under adverse conditions. The proposed method is simulated using the IEEE standard 34-bus distribution network.

To maximize the revenue from selling energy, photovoltaic systems (PVs) in general operate in the so-called maximum power point tracking mode. However, the increasing penetration of renewable energy sources in power systems has motivated the design of innovative control to provide ancillary services. The focus of this paper is to develop a new control strategy that enables PVs to adjust the active power outputs and provide frequency regulation to power systems. In this strategy, two different modes are designed: 1) the frequency droop control mode for PVs to provide primary frequency support to power systems, and 2) the emergency control mode to prevent system frequency collapse and, therefore, to prevent too much generation tripping after fault. Based on a detailed PV dynamic model, simulation results show the effectiveness of the proposed control strategy in improving the frequency stability.

Under large disturbances, P-f droop-controlled voltage source converters may lose synchronous stability, just like synchronous generator. Moreover, the current limitation leads to a more complicated instability mechanism and decreases stability margin greatly. This letter describes a virtual power angle instability problem and analyzes its mechanism from the virtual power angle characteristic curves of a converter with respect to an infinite bus. Simulation verifies the rationality of the analysis.

Voltage-source converters (VSCs) are widely used in renewable energy sources as the grid interface, e.g., wind turbine generators and photovoltaics. These VSCs control the dc-link capacitor voltage and the reactive power output to track the reference values, which generally apply phase-locked loop (PLL) for grid synchronization. However, the dynamic performance of the conventional PLL can be deteriorated when the VSC is integrated into weak grids, which may even cause instability of the VSC. In this paper, a virtual synchronous control (ViSynC) is proposed for VSCs, which utilizes the dynamics of the dc-link capacitor to realize self-synchronization. Grid synchronization mechanism of the ViSynC-based VSC is particularly analyzed in this paper. The ViSynC-based VSC can provide inertial responses to the grid, and has the advantage that it can operate normally under weak grid conditions without any modification of the grid synchronization unit. Furthermore, virtual impedance and Q-V droop control can be easily implemented in the control structure of the ViSynC. Simulations based on MATLAB/ Simulink and hardware-in-the-loop real-time simulations based on RT-LAB verify the effectiveness of the proposed ViSynC.

Modern power systems with the high penetration of inverter-based resources (IBRs) commonly face phase-lock loops (PLLs)-dominated small-signal stability issues, especially in low short-circuit grids. These issues can be addressed by refining controllers' design of IBRs, which however fails to be effective when power grids are operating under some critical conditions. To this end, this paper presents a novel optimization model for coordinating active power outputs (i.e., operation adjustment) of IBRs while satisfying small-signal stability constraints (SSSCs). In particular, SSSCs are formulated based on a new metric that quantifies the small-signal stability from the viewpoint of grid strength, which is especially suitable for those "black-boxed" IBRs. To reduce the problem-solving complexity due to the inherent discontinuity and nonlinearity, a sequential solution approach is proposed to decompose the original optimization problem into a sequence of sub-optimization problems (SOPs). Also, a dynamical-region-adjustment method and a convex-relaxing method are integrated to ensure the existence of feasible solutions and further enhance the solution efficiency. Finally, the performance of the proposed method is verified based on two test power systems.

The large-scale integration of low-inertia converterinterfaced generations (CIGs) has reduced the power system's frequency robustness and increased the risk of frequency instability. Thus, it is imperative to allocate additional (virtual) inertia and damping in power systems to maintain and enhance frequency response. However, current research in this area typically relies on complicated numerical algorithms, making the optimized results difficult to interpret and only applicable to specific cases. In light of the above, this paper establishes a more general and comprehensible principle concerning the allocation of inertia and damping. Firstly, it is demonstrated that when the total amount of additional inertia and damping is constant, their distribution within the system predominantly influences the disparity in the bus frequency, which manifests as lowfrequency oscillations (LFOs) between generation devices. Then, it is revealed that for a weakly damped oscillation mode involving two groups of relatively oscillating devices, if the oscillation amplitudes within each group are approximately equal, distributing inertia and damping inversely (more damping to the group with less inertia, and vice versa) assists in mitigating the corresponding oscillation. This distribution is different with the conventional setting that inertia and damping are uniformly distributed. Case studies are provided to validate these conclusions