基于MMC（模块化多电平）的高压直流（HVDC）系统中优化虚拟同步发电机控制，以抑制电力系统振荡

《Results in Engineering》：Optimizing Virtual Synchronous Generator Control in MMC-Based HVDC Systems for Power System Oscillation Damping

　　虚拟同步发电机在模块化多电平换流器中的应用研究，通过内部模拟电磁摆动方程实现惯性及阻尼特性，采用同步参考帧下的级联电压电流控制策略，验证了并网和孤岛模式下频率稳定性和电压控制的有效性。

　　
随着电力系统向高比例可再生能源和柔性直流输电（HVDC）方向发展，传统同步发电机的机械惯性逐渐弱化，导致系统面临低频振荡、电压波动等稳定性挑战。虚拟同步发电机（VSG）技术通过电子控制器模拟同步发电机惯性，成为解决上述问题的关键手段。本文以模块化多电平换流器（MMC）为载体，详细阐述了VSG控制策略的设计与验证过程，为现代电力系统提供了创新解决方案。

### 一、技术背景与核心挑战
在新能源发电占比超过40%的电网架构中，传统同步发电机的旋转机械惯性（约2.5-4.0 s）难以满足毫秒级快速响应需求。MMC作为现代HVDC系统的核心设备，其直流侧储能特性与AC侧动态响应存在本质差异。研究表明，当系统惯量低于0.5 pu时，电压源型换流器（VSC）的功率振荡幅度将增加300%-500%，严重威胁电网稳定。

VSG技术通过数学建模模拟同步发电机转子运动方程，在电子控制器中注入虚拟惯性（Jv=0.1-0.5 pu）和阻尼（Dv=4-6 pu）。实验数据显示，当系统惯量下降至0.2 pu以下时，VSG可使频率波动幅度降低62%，同时将阻尼时间常数优化至50-150 ms范围。

### 二、控制架构创新
#### 2.1 虚拟机械特性建模
研究团队采用改进型二阶 swing方程：
\[ \frac{d^2\omega}{dt^2} = \frac{1}{J} (Pm - Pe - D(\omega - \omega_0)) \]
通过引入动态虚拟惯量Jv和可调阻尼系数Dv，实现频率支撑与振荡抑制的协同控制。在额定容量60 kVA的MMC模型中，当系统惯量J=0.1 pu时，虚拟惯性Jv可设置为0.3 pu，使频率恢复时间缩短至300 ms以内。

#### 2.2 双闭环控制优化
传统VSC采用外环功率控制和内环电流控制的双闭环结构，而本文提出的VSG-MMC架构包含三个核心模块：
1. **虚拟机械特性单元**：实时计算虚拟转速ωv和加速转矩Te
2. **动态阻抗补偿模块**：通过一阶低通滤波器（截止频率5 Hz）抑制交流系统谐振
3. **自适应阻尼控制**：采用基于小波神经网络的阻尼系数动态调节算法，在正常工况下Dv=4.5 pu，故障时提升至6 pu

实验表明，该架构可使交流侧电压THD低于3%，功率指令跟踪误差小于2%，同时将直流电容电压波动控制在±5%以内。

#### 2.3 岛孤运行模式切换
当系统从并网转为孤岛运行时，VSG通过三阶段控制策略实现平滑过渡：
1. **惯性支撑阶段**（0-50 ms）：虚拟惯量维持频率稳定，功率输出保持惯性支撑
2. **电压调节阶段**（50-200 ms）：通过q-v控制模块将电压恢复至额定值±5%
3. **自主振荡抑制阶段**（200-500 ms）：激活虚拟阻尼补偿，消除2-5 Hz频段振荡

在额定电压380 V、负载阻抗从11 Ω突变为5 Ω的测试中，系统电压在120 ms内恢复至标称值的98%，振荡次数减少60%。

### 三、关键性能指标验证
#### 3.1 频率稳定性
在50 Hz基准下，当系统注入功率突然增加35 kW时：
- 虚拟转速波动范围：±0.8 pu（标准差1.2%）
- 频率恢复时间：180 ms（阻尼系数Dv=6时）
- 功率超调量：12%（通过PI调节器参数优化）

#### 3.2 电压控制精度
采用改进型q-v控制算法后：
- 电压波动范围：380 V±3.5%
- 功率-电压耦合度降低至0.15 pu（传统方法为0.35 pu）
- 交流侧谐波畸变率THD<2.1%

#### 3.3 岛孤运行性能
在突然解列并接入5 Ω负载时：
- 电压恢复时间：280 ms（阻尼系数Dv=5时）
- 虚拟转速超调量：18%
- 电流谐波含量降低至4.7%

### 四、创新点与工程价值
#### 4.1 自适应虚拟阻抗模型
提出基于双线性定子轨迹（BLLT）的虚拟阻抗补偿算法，当系统阻抗Rg<0.1 Ω时，动态调整虚拟阻抗值：
\[ Z_{eq} = R_{eq} + jX_{eq} = (Rg + k_d) + j(Xg - \alpha) \]
其中k_d=0.2，α=0.05，有效抑制低惯量系统下的功率振荡。

#### 4.2 现场可调参数体系
开发五级参数调节机制：
1. 基础参数（Jv0=0.3, Dv0=4.5）
2. 阻尼补偿系数（k_d=0.1-0.3）
3. 虚拟惯量调节区间（0.1-0.5 pu）
4. 电压控制灵敏度（k_v=0.02-0.05）
5. 故障穿越增益（β=1.2-1.8）

#### 4.3 系统鲁棒性提升
通过引入虚拟惯性-阻尼耦合控制：
\[ P_{out} = P_{ref} + K_{ω}(f - f_0) + K_{d}\int(f - f_0)dt \]
当系统惯量J<0.2 pu时，虚拟惯性贡献率可达75%，将低频振荡抑制幅度提高40%。

### 五、工程应用展望
#### 5.1 多端HVDC系统扩展
在6端HVDC网络中，通过分布式VSG控制实现：
- 动态惯量共享：各换流站虚拟惯量Jv按容量占比分配
- 互联阻抗自适应：根据线路拓扑调整虚拟阻抗模型
- 异常模式切换：当某节点故障时，自动启用局部VSG模式

#### 5.2 微电网集成方案
提出"VSG+储能"协同控制架构：
- 电池侧：配置1 μF直流电容与200 mH电抗器组成惯性模拟单元
- 控制层：采用分层PID控制，外层VSG控制响应时间50 ms，内层储能控制响应时间10 ms
- 测试数据表明，该结构可将频率波动幅度从12%降低至3.8%

#### 5.3 柔性直流输电系统
在±500 kV直流输电中应用VSG技术可带来：
- 黑启动能力提升：虚拟惯量支持孤岛运行时间延长至30分钟
- 跨同步机系统协调：通过虚拟惯性参数同步实现多机协同
- 某次模拟显示，在双机系统间频率差达0.5 Hz时，VSG可使振荡衰减时间缩短至650 ms

### 六、技术局限性与发展方向
当前VSG-MMC控制存在三方面限制：
1. **虚拟惯量饱和**：当系统惯量J<0.1 pu时，虚拟惯性贡献超过80%，可能引发过调节
2. **阻尼参数整定**：传统方法难以适应多时间尺度扰动，需开发智能参数自整定算法
3. **通信延迟敏感**：在弱连接网络中，延迟超过200 ms时系统稳定性下降约40%

未来研究重点包括：
- 开发基于数字孪生的VSG参数在线辨识系统
- 研究多VSG协同控制策略，提升大型电网解耦能力
- 探索人工智能算法在虚拟惯量优化中的应用
- 完善极端工况下的安全控制机制

该技术已在某实际变电站的1.5 MW试验平台上验证，成功将系统最低频率支撑能力从48.2 Hz提升至49.8 Hz，电压调节精度达到±1.2%，完全满足国家电网《新型电力系统稳定性导则》要求。后续工程应用将重点突破大规模并网场景下的多时间尺度协调控制问题。