Renxin Yang（IEEE会员）、Gang Shi（IEEE会员）、Chen Zhang（IEEE会员）、Gen Li（IEEE会员）和Xu Cai（IEEE高级会员）共同完成的论文《Internal Energy Based Grid-Forming Control for MMC-HVDC Systems with Wind Farm Integration》发表于2023年1月/2月的《IEEE Transactions on Industry Applications》第59卷第1期。这项研究聚焦于柔性直流输电（MMC-HVDC）系统在弱电网条件下的控制策略创新，特别针对海上风电场并网场景下的频率稳定和故障穿越问题提出了原创性解决方案。
随着海上风电大规模开发，基于模块化多电平换流器的高压直流输电（MMC-HVDC）系统因其无电缆充电效应等优势，逐步替代传统交流输电（HVAC）。然而，MMC-HVDC系统缺乏同步发电机的惯性响应能力，且弱电网条件下传统锁相环（PLL）控制的并网换流器易引发振荡。虚拟同步发电机（VSG）控制虽能提供电网支撑功能，但其在MMC-HVDC系统中应用时面临直流侧电压稳定性与多环路参数整定的挑战。本研究旨在通过利用MMC子模块（SM）电容器的内部能量动态特性，设计一种新型构网型控制（grid-forming control）策略，实现实时惯性支撑与直流电压解耦控制。
研究团队提出以MMC子模块电容器总储能（Wₜₒₜₐₗ）作为状态变量替代传统VSG控制的虚拟惯量。具体流程包括：
- 自同步机制构建：通过建立Wₜₒₜₐₗ与输出频率ωᵣₑ₉的数学关联（式10-11），模拟同步发电机的摇摆方程（swing equation）。当电网频率波动时，系统通过调节内部能量自动调整功率角δ（式17），实现无PLL的同步（图4）。
- 直流电压解耦控制：开发基于插入数（nₒₙ）实时调节的解耦控制（式19），使内控直流电压eₐₑ直接跟踪参考值，避免传统方法中SM电容充放电的延迟（图5-6）。该策略将等效惯性时间常数控制在30-50ms范围内，兼顾动态响应与物理约束。
针对严重电网故障导致的功率失衡问题，研究提出：
- 虚拟导纳限流：通过式20-21设计电流参考值限幅算法，在故障期间动态调整虚拟阻抗，确保输出电流不超过半导体器件限值（图7）。
- 能量-电流协调控制：当SM电容电压超过1.05 p.u.阈值时，切换至直流电流控制模式（式22），并引入Wₜₒₜₐₗ-iₐₑ下垂控制以维持电压稳定（图8）。同时增大虚拟惯性系数hᵥ以抑制功率角振荡。
基于PSCAD/EMTDC搭建含1 GW永磁同步风机（PMSG）的MMC-HVDC系统模型（表I参数），设计三类场景：
- 案例1：风电场功率阶跃变化（1 p.u.↔0.2 p.u.）测试表明，解耦控制使直流电压波动从传统方法的5%降至1.5%（图9）。
- 案例2：电网负荷突增（4 GW→5 GW）验证频率支撑能力。通过直流电压-频率映射（式23），风电场无需通信即可提供10%额定功率的惯性响应（图10-11）。
- 案例3：三相短路故障（PCC电压跌至0.2 p.u.）表明，FRT策略能限制SM电压波动在5%以内，故障清除后功率角恢复稳定（图12-13），而传统方法导致失步。
本研究提出了一种基于内部能量的构网型控制范式，其科学价值体现在：
1. 理论创新：首次将MMC子模块储能动态作为同步机制的核心变量，突破了传统VSG依赖直流电压的局限性。
2. 工程应用：所提策略在张北柔直工程等场景中可提升风电渗透率至30%以上，同时降低弱电网下的振荡风险。
3. 方法论贡献：开发的虚拟导纳限流算法和能量-电流协调框架为多端直流系统（MTDC）的故障保护设计提供了新思路。
附录A-B详细推导了关键公式（式18, 8）的数学基础，为后续研究者复现算法提供理论支撑。与现有技术对比（表II）显示，该策略在弱电网适应性、多端系统扩展性和故障穿越成功率三项指标上均优于传统方法。