基于模型预测控制的构网型MMC-HVDC受端换流站暂态功角稳定控制策略

《IEEE Access》：Transient Power Angle Stability Control for Grid-Forming MMC-HVDC Receiving-End Converter Station Based on MPC

为解决柔性直流输电系统中构网型模块化多电平换流器(MMC)在交流电网电压跌落时出现的功角失稳及振荡问题，研究人员开展了一项基于模型预测控制(MPC)的暂态功角稳定控制策略研究。该研究通过建立构网型MMC站模型，结合虚拟同步发电机(VSG)功角特性分析，引入MPC算法动态优化有功功率指令，实现下垂系数的自适应调整。仿真结果表明，所提策略能有效抑制功角振荡，提升系统故障穿越能力，为高比例新能源接入电网的安全稳定运行提供重要技术支撑。

　　

随着跨区域能源互联需求的日益增长，基于模块化多电平换流器(MMC)的柔性直流输电(HVDC)技术因其模块化结构、高扩展性和优越的电能质量备受关注。然而，通过MMC-HVDC系统接入可再生能源对电网稳定性提出了严峻挑战：频繁的电压跌落和不平衡故障可能导致电网解列甚至换流器损坏，而大规模同步发电机被MMC-HVDC替代会降低系统惯量和抗扰动能力，危及受端电网的安全稳定运行。

为了赋予电力电子设备类似同步发电机的惯性和阻尼特性，虚拟同步发电机(VSG)控制技术被引入MMC应用，形成了具有自主建网能力的构网型MMC技术。该方法通过模拟同步发电机的转子运动方程和电磁暂态过程，在MMC拓扑中实现有功-频率和无功-电压的下垂控制，为电力系统提供旋转惯量和阻尼系数，增强对电网的电压和频率支撑能力。尽管VSG技术继承了同步电机的优良外特性，但在严重电网电压跌落期间也会出现传统的暂态功角稳定问题。若未及时干预，可能导致设备损坏甚至引发级联故障，危及系统安全。

针对构网型MMC在交流电网故障下的功角振荡问题，本文提出了一种基于模型预测控制(MPC)的暂态功角稳定控制策略。该研究首先建立了构网型MMC站模型，利用VSG功角特性分析了有功功率、输出电压与功角稳定性之间的关系。研究发现，电网电压跌落会导致有功功率参考值与实际输出值之间产生偏差，这种功率不平衡会加速VSG功角增长，是引发暂态功角失稳的根本原因。

基于常规下垂控制，研究人员引入了MPC算法，该算法根据功角偏差和有功功率偏差实时动态优化有功功率指令，间接实现下垂系数的自适应调整。通过补偿系统的有功功率缺额，有效抑制功角振荡，同时确保电网故障清除后系统快速恢复稳定运行。

在MATLAB/Simulink平台上建立了相应的仿真模型，时域仿真结果表明：在20%和80%电压跌落工况下，传统VSG控制会出现明显的功角失稳和电流振荡，而MPC-VSG控制策略能有效维持功角稳定；在连续电压跌落（从80%进一步跌至20%）的严苛工况下，该策略通过引入可测量扰动的前馈补偿环节，仍能保持系统稳定。与阻抗自适应方法和功率补偿方法相比，MPC-VSG控制具有更小的暂态波动和更快的恢复速度，显著提升了系统的动态性能和电网适应性。

关键技术方法包括：建立构网型MMC-HVDC系统的拓扑结构和VSG控制框架；推导考虑无功环影响的P-δ特性曲线，基于等面积法则分析暂态稳定机理；设计MPC增强型有功-频率控制回路，通过状态空间模型预测未来系统动态；构建包含预测时域N_p=20和控制时域N_m=10的优化性能函数，在线求解机械功率最优序列；设置功率输出约束条件（P_max=15 MW，P_min=-15 MW），确保系统安全运行。

研究结果表明：在单次电压跌落工况下，传统VSG控制会出现持续功率振荡，而MPC-VSG策略能将功角波动抑制在±0.5 rad内，有功功率在故障清除后0.3 s内恢复稳定；在连续电压跌落工况下，MPC-VSG通过实时调整功率参考值，将加速面积减少约60%，显著提升暂态稳定裕度；系统在保持良好稳态性能的同时，故障期间输出电流峰值降低25%，有效避免过流保护动作。

本研究通过理论分析和仿真验证得出三个重要结论：首先，有功功率偏差是引发功角失稳的根本原因，消除该偏差对维持暂态稳定至关重要；其次，MPC-VSG控制策略通过简单结构实现下垂系数的动态自适应，克服了传统固定参数控制的局限性；最后，该策略显著提升构网型MMC换流站在复杂工况下的适应能力，为柔性直流输电系统安全稳定运行提供有效解决方案。这些研究成果为MMC-HVDC系统的构网型控制工程应用提供了重要参考。