《Protection and Control of Modern Power Systems》：An Oscillation Suppression Method for PMSG-Based VSC-MTDC Systems from the Perspective of Oscillation Energy Transmission
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现有基于参数整定的振荡抑制策略涉及复杂的建模过程，且其参数调节范围受基频性能约束；同时，基于控制结构优化的振荡抑制策略无法满足振荡频率变化条件下的抑制需求。因此，两类方法均无法在各种运行工况和场景下实现对永磁同步发电机（PMSG）并网电压源换流器多端直流（VS
现有基于参数整定的振荡抑制策略涉及复杂的建模过程，且其参数调节范围受基频性能约束；同时，基于控制结构优化的振荡抑制策略无法满足振荡频率变化条件下的抑制需求。因此，两类方法均无法在各种运行工况和场景下实现对永磁同步发电机（PMSG）并网电压源换流器多端直流（VSC-MTDC）输电系统振荡的快速稳定抑制。为应对该问题，研究人员分析了扰动下不同控制系统环节的响应特性，揭示了送端扰动引发振荡失稳的机理。基于子系统间交互能量幅值的增长率，识别出导致振荡失稳的主导交互能量分量。进而，以静止无功发生器（SVG）和超级电容器（SC）的输出功率为反馈信号，提出了一种调节其内电流环参考值的控制策略，以补偿主导交互能量分量。该方法通过抑制储能的增长实现振荡的快速抑制。基于RT-LAB半物理平台的仿真试验验证表明，所提方法能够在数百毫秒内有效抑制送端扰动引发的振荡，同时保持系统功率和电压的基频响应特性。
该研究发表于《Protection and Control of Modern Power Systems》（现代电力系统保护与控制 SERVICES与控制）。随着风电场容量及输电距离的增加，传统点对点柔性直流输电技术已无法满足多个风电场在多个并网点接入的需求，VSC-MTDC输电系统已成为风电外送的主流技术之一。然而，与传统交流并网系统不同，VSC-MTDC系统包含大量紧密耦合的电力电子设备，控制策略高度复杂，在故障条件下存在较高的振荡失稳风险。现有PMSG并网VSC-MTDC输电系统振荡抑制策略主要分为三类：参数优化、控制优化和附加装置安装。参数优化方法通常依赖详细数值仿真，通过构建动态微分代数方程和传递函数，采用数值积分模拟系统动态响应，但限制了参数调节范围且难以适应变化工况；控制结构优化方法虽能增强特定频率下的系统阻尼，但当运行条件变化导致系统振荡频率偏移时，无法满足变频率条件下的抑制需求。附加装置方法虽已成为振荡抑制的主流途径，但附加装置与电力电子设备的耦合进一步加剧了系统内部相互作用的复杂性。现有策略在刻画输电系统动态能量交互路径、分析不同控制回路和子系统间相互作用方面存在不足，未能揭示失稳机理及不同控制回路和子系统对稳定性的独立贡献。
为解决上述问题，该研究从振荡能量传递视角出发，提出了一种基于附加装置控制的振荡抑制方法。研究人员将输电系统按照数学模型划分为多个子系统，采用首次积分法构建子系统的动态能量模型，从能量交互视角揭示振荡失稳机理，识别出导致振荡失稳的主导交互能量。研究表明，时域中的振荡抑制等效于能量域中动态交互能量的抑制。在此基础上，建立了SVG和SC等附加装置关键控制环节参考值与主导动态交互能量补偿项之间的关联，提出了基于附加装置的振荡抑制方法，通过调节附加装置的功率参考值实现振荡的快速抑制。
关键技术方法包括：首次积分法构建动态能量模型、基于动态能量流的稳定性分析、主导交互能量分量识别、以及基于SVG和SC附加控制器的振荡抑制策略设计。研究采用RT-LAB半物理平台进行仿真验证。
动态能量模型构建方面，研究人员针对含SVG和SC的PMSG并网VSC-MTDC输电系统，建立了统一的数学模型。将子系统数学模型统一表述为包含等效电阻、电感、电容的标准形式，应用首次积分法得到系统动态能量函数，定义为等效储能（V
s）、等效耗散能（V
d）和等效交互能（V
t）之差，并证明了该动态能量模型符合能量守恒定律。
动态能量流稳定性分析与主导交互能量识别方面，研究提出了动态能量稳定性判据。故障清除后，系统电压电流可表示为衰减振荡分量的叠加形式。通过提取储能变化率、耗散能变化率和交互能变化率的非周期分量，发现储能变化率的符号仅由衰减系数决定：当储能变化率非周期分量大于零时，振荡发散导致系统不稳定；小于零时振荡收敛，系统稳定；等于零时为临界稳定。耗散能变化率始终为负，促进储能衰减，有利于系统稳定。交互能变化率的符号由状态变量及其交互项决定，正向贡献降低系统稳定性，负向贡献提高稳定性。
基于上述判据，研究人员分析了SVG、SC与送端换流站之间的动态能量交互路径。研究表明，SVG和SC内部d轴与q轴子系统间的交互能相互抵消，不影响系统振荡稳定性；而SVG与送端换流站之间的交互能、SC与送端换流站之间的交互能对系统稳定性具有正向作用。通过调节SVG无功功率和SC有功功率，可增加子系统间的交互能，降低系统交互能增长率，从而增强振荡稳定性。研究推导了维持系统稳定运行的SVG无功功率边界和SC有功功率边界，以及相应的电流参考值调节范围，建立了基于SVG和SC的振荡抑制控制策略。
研究结果部分，"动态能量稳定性分析方法的有效性验证"表明，在仿真案例中，系统总交互能非周期分量的幅值大于总耗散能，导致总储能随时间增长，验证了所提稳定性分析方法的正确性。
"振荡抑制方法的有效性验证"包含多个测试场景：仅投入SVG时，系统振荡在约650毫秒内恢复稳态；仅投入SC时，恢复时间超过1秒；同时投入SVG和SC时，400毫秒内即可将振荡幅值降至[0.95, 1.05]标幺值范围内。SVG与SC同时投入的抑制效果优于仅投入单一装置，且SVG单独作用的效果优于SC，这与SVG能够输出更高动态能量以增强系统振荡稳定性的分析一致。此外，在送端不对称故障引发的振荡场景下，所提方法约500毫秒内实现稳态恢复；在受端换流站控制策略切换的场景下，约700毫秒内实现稳态恢复，验证了方法的强适应性。
"系统基频性能验证"表明，所提稳定控制方法投入时，PMSG输出有功功率的超调偏差和响应时间偏差均低于1%，送端换流站交流电压幅值的超调偏差和响应时间偏差同样低于1%，不影响系统基频性能。
"与其他方法的对比"通过Prony分析识别系统主导振荡模式。参数优化方法将主导极点移至s = ?0.95 ± j21.85，阻尼比仅4.35%；附加SVC方法将极点移至s = ?3.50 ± j22.25，阻尼比提升至15.55%；而所提策略将极点移至s = ?7.80 ± j22.50，阻尼比高达娠.81%，分别为SVC方法的2倍以上和参数优化方法的7倍以上。
研究结论部分：送端故障清除后，送端换流站外电压环与内电流环子系统之间的动态交互能随时间增长且保持正值，是诱发系统振荡失稳的关键因素。基于SVG和SC的振荡抑制策略能够有效补偿送端换流站外电压环与内电流环子系统间交互能量的不利影响，从而提高系统振荡稳定性。所提方法能够在数百毫秒内有效抑制振荡，且与系统功率和电压的基频响应特性兼容。随着构网型和跟网型控制单元并网容量的逐步增加，未来研究应关注适用于柔性直流输电系统并网混合风电场的振荡机理与稳定控制方法。
