张北柔直电网的构建与特性分析

摘要

柔性直流输电技术是继交流输电、常规直流输电之后的新一代输电技术,基于柔性直流输电技术的直流电网是未来电网的重要组成部分。研究了直流电网的定义,基于张北柔性直流电网示范工程,分析了网络拓扑结构、主接线方式和设备配置方案,研究了直流电网低惯性弱阻尼特性,多电力电子设备协调配合难题和器件支撑能力不足的问题,提出了解决方案,为我国直流电网的研究、张北工程建设提供技术支撑。

关键词 :模块化多电平换流器;大规模新能源接入;张北直流电网;构建方案;

0 引言

随着环境问题的突出和能源危机的加剧,风能、太阳能等可再生能源发电得到了突飞猛进的发展。然而,可再生能源发电具有间歇性和随机性特点,电力系统自身消纳能力不足,导致出现了“弃风”、“弃光”等现象,可再生能源集中式开发面临着电网稳定和规模化送出难题[1-2]。

我国可再生能源主要分布于东南沿海和内陆地区,通常采用交流或者常规直流并网。然而,针对偏远地区新能源送出问题,采用交流并网需要将交流主网延伸,建设难度高、设备投资大,远距离输送时同时存在电压稳定与电能质量问题;采用常规直流并网又存在换相失败问题,需要强交流系统支撑,难以适应新能源出力频繁波动特性[3-6]。

柔性直流输电技术是基于IGBT器件和电压源换流器的新一代直流输电技术,与常规直流输电技术相比,具有有功、无功灵活控制,可向无源网络或者弱交流系统供电,不存在换相失败问题,易于扩展为多端直流输电系统和直流电网,系统谐波含量小,不需要配置交流滤波器和无功补偿装置等优点,在清洁能源并网、孤岛供电、城市异步电网互联、海上平台供电等技术领域具有明显优势[7-9]。

基于柔性直流技术的直流电网是未来电网的重要组成部分,它不仅具备了柔性直流输电技术的优点,网络特性还能提高系统供电可靠性,实现大范围、多种形式的清洁能源汇集和互补,提高电网输送能力和可再生能源利用效率,对加快边远地区可再生能源集约开发,推动我国能源结构变革具有重要意义[10]。

2022年冬奥会将在北京-张家口举行,为推进 “绿色奥运”、“低碳奥运”的理念,国家发改委印发《河北省张家口市可再生能源示范区发展规划》。根据规划,张家口地区2020年和2030年可再生能源装机规模将分别达到20 GW和50 GW,外送需求突出。北京地区经济发达,能源需求量大,为满足节能减排要求,需逐步提高外来电比例和可再生能源电量比重。

为解决大规模可再生能源送出问题,国家电网公司在北京、河北建设四端直流电网示范工程,构建直流电网理论体系,突破直流电网关键技术,研制并应用直流电网核心设备,进一步推进我国在直流电网领域原始创新和自主创新,充分利用张家口地区大规模风、光互补特性与抽蓄电站的灵活调峰能力,为京津冀地区提供稳定、可靠的清洁能源,为后续西北部新能源集中开发和规模外送创造条件。

目前对直流电网的研究主要集中在仿真建模[11-12]、控制保护策略[13-14]、潮流计算[15-16]和关键设备[17-20]研制方面,缺少从实际工程角度对柔性直流电网构建方案和运行特性分析。本文依托张北柔性直流电网示范工程,分析直流电网的定义、拓扑结构、主接线方式和设备配置方案,深入研究构建直流电网的难点和关键点,为张北直流电网示范工程建设提供技术支撑。

1 张北柔直电网构建方案

1.1 关于直流电网的定义

目前,国际上关于直流电网的定义还没有统一的说法。根据2011年国际大电网会议(CIGRE)B4-52工作组在《HVDC Grid Feasibility Study》报告中给出的定义,直流电网是换流器直流端互联所构成的网络化结构电网,2014年进一步定义直流电网是包含至少3个换流站和1个由输电线路组成的网孔的直流输电系统。

图1(a)所示的系统只能称为多端直流系统,它从交流系统引出多个换流站,通过多个端对端直流工程连接不同交流系统,网格不具备冗余效应,因此只能称为多端直流。

如果将直流线路相互连接起来,形成“一点对多点”和“多点对一点”网络拓扑结构,即可组成真正的直流电网,如图1(b)所示。每个交流系统通过一个换流站与直流电网连接,换流站之间有多条直流线路通过直流断路器连接,当发生故障时可通过断路器进行选择性切除线路或换流站。

图1 多端直流和直流电网

直流电网是具有“网孔”的输电系统,它具有以下特点：1）换流器之间有多回联络线路;2）直流线路拥有冗余回路,可靠性高,换流站数量少;

3）可以通过DC/DC变换器联接不同电压等级的电网。

构成直流电网的关键设备包括：1）高压大功率VSC换流器;2）高压直流断路器;3）高压DC/DC变换器;4）高压直流电缆及架空线路;5）高压直流限流器。其中高压DC/DC变换器来实现不同电压等级直流电网之间的互联,高压直流断路器用于隔离故障,高压直流限流器用于限制直流电网短路电流。

1.2 张北柔直电网网络拓扑

按照张家口可再生能源发展规划,该地区将建成大型可再生能源基地,已开发和规划开发的装机规模巨大,且拥有风、光、抽蓄等多种典型要素,具备良好的多能互补特性。张家口地区能源消纳量少,但毗邻京津唐负荷中心,是典型的大规模可再生能源开发与外送的场景。根据电源分布和电网发展,张北柔性直流工程总体方案是在河北的康保、张北、丰宁建设3个±535 kV送端柔性直流换流站,张北、康保站汇集张家口地区的风能、光伏新能源;丰宁站与建设中的丰宁抽水蓄能电站相连,通过张北柔性直流工程对张家口地区新能源进行汇集和调节,在北京建设一个±535 kV受端柔性直流换流站,向北京地区供电。

多端柔性直流输电技术是目前较为成熟的直流输电技术,也可以认为是直流电网发展的一个阶段,能够实现多电源供电或多落点供电。如果张北柔性直流工程采用多端柔性直流输电技术,其中任何一个换流站或线路发生故障,则整条线路及连接在这条线路的两侧换流站将全部退出运行,可靠性较低。若将直流传输线在直流侧互相连接起来,组成真正直流电网,可实现任一直流线路故障跳开后的潮流转移,提高输电可靠性。采用环形拓扑结构,可以在送端直接实现可再生能源、抽水蓄能等储能与负荷间的灵活能量交互,可有效实现大规模光伏、风能的昼夜互补,解决大规模可再生能源的系统调峰问题,减小间歇性能源对受端交流电网的扰动冲击,有利于改善清洁能源接入的友好性,提升可再生能源的利用效率。直流电网示范工程能够为未来电网的风、光、储、抽水蓄能一体化运作、功率互补输送起到非常好的技术指导和示范作用。采用环形拓扑结构之后,直流电网内部潮流按照线路阻抗自然分布,通过附加直流电网潮流控制器[21]可使系统潮流分布更加合理,提升系统经济性,降低站间环流对系统造成的影响。

张北柔性直流工程将构建输送大规模风电、光伏、抽蓄等多种能源的四端环形柔性直流电网,拓扑结构如图2所示。结合未来负荷的发展和示范工程应用效果,柔性直流电网可向承德、锡盟等风电、光伏发电基地延伸,进一步扩大可再生能源接入规模和范围,同时消纳范围可进一步延伸至唐山、天津等负荷中心。远期对四端环形柔性直流电网进行扩展,在御道口、蒙西、唐山等可再生能源丰富地区和负荷中心,形成泛京津冀七端直流电网,为多种形式的大规模可再生能源发电的广域互联和送出消纳提供高效传输平台。

图2 张北柔性直流电网示意

张北柔直电网四端换流站采用“手拉手”环形接线方式,系统运行分为3个层次,分别为正极运行层、负极运行层和金属回线运行层。正负极均可以独立运行,相当于2个独立环网,在一极故障时另外一极可以功率转带,提高了系统供电可靠性。通过大地回线与金属回线方案比较,考虑到华北地区接地极选择困难,推荐采用金属回线方案,避免入地电流对周围设施的影响。由于500 kV、3000 A及以上直流电缆正在研发试用,成本过高,而且未来直流电网将应用于远距离、大容量新能源送出,采用高压、大通流能力的直流电缆技术经济性较差,因此张北柔直电网直流线路采用架空输电线路。

1.3 张北柔直电气主接线

柔直换流器主接线方式主要包括双极对称接线方案(也称“真双极”)和单极对称方案(也称“伪双极”)。双极对称接线方案采用2个6桥MMC结构,分别组成正极和负极,两极可以独立运行,中间采用金属回线或接地极形成返回电流通路。这种接线方案的特点是可靠性较高,当一极故障时另外一极可以继续运行;直流极线电压和设备绝缘水平大幅降低。但是,在这种接线方案下,每一极的交流侧联接区在正常运行时都要承受一个带直流偏置的交流电压,提高了变压器及连接区相关设备的制造难度。单极对称接线方案采用单个MMC拓扑结构,在交流侧采用合适的接地装置钳制中性点电位,2条直流极线为对称的正负电位。这种接线方案结构简单,在正常运行时,联接变压器阀侧仅承受正常的交流电压,因此可以采用与普通交流变压器类似的结构,但是变压器容量增大一倍,按照目前确定的输送容量和器件水平,研制运输极其困难。考虑张北柔直电网的可靠性和设备研制难度,换流器推荐采用真双极接线方案。

相对于端对端直流工程,张北柔直电网工程需要研究直流母线接线形式。参照交流母线接线形式,主要有单母线接线、单母线分段、双母线接线和3/2接线4种可能的方案。采用3/2接线配置直流断路器最多,单回母线故障或者检修不会导致任何直流出线停运,可靠性较高,但是可能由于潮流穿越导致直流断路器的最大开断电流超出设备能力,主接线方式如图3(a)所示;对于单母线接线,直流断路器配置数量较少,直流母线故障将导致进出线停运,可靠性较低,主接线方式如图3(b)所示;单母线分段和双母线情况介于以上2种情况之间。考虑到直流断路器造价昂贵且可靠性指标尚不明确,每回直流母线的出线较少,而且直流母线故障概率较低,因此可以采用单母线接线方式,同时在换流器接入直流母线的回路上装设快速开关替代直流断路器,在远期直流出线较多时更换为直流断路器,这种主接线方式称为简化单母线主接线,如图3(c)所示。

图3 直流极母线主接线方式

不同直流母线接线方式下的直流断路器配置数量、故障后对系统的影响如表1所示。采用简化单母线接线,换流器故障时直流母线和直流线路需要短时停运,通过快速开关可以隔离故障换流器,在故障发生后100 ms时间内恢复直流线路运行,对交流电网冲击较小。如果直流母线故障,与之相连的换流器必须闭锁才能隔离故障,无法实现STATCOM运行。从系统年电能损失费用与投资成本对比看,采用简化单母线方案可节约工程投资36亿元。综合比较,考虑直流断路器关断能力和设备投资,张北柔直电网工程中各换流站直流场电气主接线推荐采用简化单母线方案,每站装设4台直流断路器。

表1 不同直流母线接线方式对比

张北柔直电网中性线采用金属回线环形连接,中性母线采用类似完整单母线接线,主接线方式如图4所示。本站每极换流器通过NBS转换开关与直流母线相连,金属回线出线采用MBS转换开关接入母线,在北京站、丰宁站设置站内接地开关。金属回线故障(线路故障)跳开该支路MBS开关,电流转移到其他中性金属回线;换流器侧故障,跳开极线直流断路器,在跳开NBS后隔离;母线故障跳开所有对应支路极线断路器和转换开关。

图4 直流中性母线主接线

1.4 张北柔直设备配置方案

张北柔直电网采用架空直流输电线路,遭受雷击、山火、覆冰闪络等故障概率较高,故障发展速度快,为减小直流线路故障带来的影响,快速清除、隔离故障,需要研究换流站设备配置方案。

张北柔直设备配置方案主要有2种：方案一是“半桥MMC+直流断路器”方案,如图5(a)所示,采用直流断路器跳开故障线路,切除故障电流;方案二是“具有故障自清除能力MMC+快速机械开关”方案,如图5(b)所示,采用故障自清除的全桥换流器,通过换流器闭锁阻断故障电流。采用方案一时,直流线路故障可以通过直流断路器清除故障,如果换流阀耐受应力满足要求,换流器可以不闭锁,直流电网功率传输不间断。但是对于方案一,如果两换流站之间直流线路较长,例如1000 km,在直流线路一端发生故障时,行波信号从故障点送到另一端换流站的时间延迟约3.3 ms,再加上保护装置的处理时间2 ms,将增加了直流断路器的故障切除时间,给换流阀和直流断路器带来较大压力,张北工程换流站之间直流线路长度均不超过250 km,影响相对较小。采用方案二时,一旦直流线路发生故障需要闭锁全部换流器,通过直流机械开关隔离故障,故障清除后重启换流器,将造成直流电网功率传输短时中断,对交流系统冲击较大。柔直电网电源侧发电机组孤岛接入时,如果换流器全部短时闭锁将导致发电机组网侧电压紊乱,引起发电机组脱网跳闸,故障扩大、系统难以短时间恢复供电;同时对于具有故障自清除能力的全桥式子模块结构换流阀或者嵌位双子模块结构换流阀,拓扑结构更加复杂,实现同样的直流输电电压和输送功率需要更多、甚至较半桥式MMC更多IGBT和二极管器件,导致造价急剧升高,而且由于元器件增多,可靠性降低。经综合比较,张北工程考虑推荐采用“半桥MMC+直流断路器”的技术方案。

图5 直流设备配置方案

2  张北柔直电网特性分析

张北工程是世界首个具有真正网络特性的直流工程,它可以实现单回直流线路故障、单换流器故障时系统不停运、功率传输不中断。但是,由于直流电网没有同步发电机组,故障发展迅速,设备制造能力有限,因此直流电网的构建存在诸多关键点和难点。

2.1 柔直电网的低惯性弱阻尼特性

直流电网电压与交流电网频率在时间和空间特性上显著不同,在时间响应特性上,直流电网电压比交流电网频率快3个数量级;直流电网内部能量储存于电容和电感元件中,直流电网电压主要与电容总存储的能量有关,由于电容中存储的能量与直流电网的输入、输出功率相比很小,因此直流电网电压的响应时间一般在毫秒级。而交流电网的能量存储在发电机转子上,交流电网的频率直接与发电机转子的转速即动能相关,频率响应的时间与发电机的惯性时间常数相当,为秒级。在空间响应特性上,交流频率稳态下全网一致,而直流电网中各个节点的电压是不相同的,随运行方式的改变而变化[8]。直流电网为功率-电压(P-V)特性,控制进出直流电网的功率平衡才能维持直流电网电压稳定,柔直电网惯性小,直流系统阻尼系数小,直流电网呈低惯性、弱阻尼特性,短路故障时,网络中换流阀电容和交流系统集中向短路点放电,电流迅速发展,几乎呈斜线上升,几个毫秒就超过换流阀、直流断路器的耐受能力。张北工程送端采用无源孤岛接入,柔性直流输电系统必须采用无源交流电压控制,为风机、光伏提供可靠的并网电压,在此情况下流入换流器的有功功率无法控制,进一步恶化了故障发展程度。

图6为送端康保站单极闭锁情况下健全极桥臂电流的仿真波形,由于送端采用无源交流电压控制,换流站单极闭锁之后健全极被迫转带故障极全部功率,故障发生后7ms桥臂电流已经达到4.7 kA,超出IGBT器件4 kA的最大关断能力。

图6 送端单极闭锁情况下健全极的桥臂电流仿真波形

图7为受端双极闭锁时的直流电压,闭锁之后流出直流电网的功率降低,而送端换流站采用无源交流电压控制,无法限制流入直流电网的有功功率,导致直流电网功率盈余,直流电压在故障发生后29 ms已经达到600 kV,超出设备耐受能力。

图7 受端双极闭锁情况下的直流电压仿真波形

直流电网发生故障时,直流电压、直流电流的变化时间尺度为几毫秒至几十毫秒,而交流断路器动作时间约为40~60 ms,安控策略切除风机时间约为150 ms,利用安控策略切除接入直流电网的机组无法满足直流电网故障清除速度的要求。

为应对张北直流电网功率盈余问题,主要有2种技术方案,方案一是通过交流储能系统吸收盈余功率,目前已有的储能电站规模一般在兆瓦级,超级电容储能装置最大充电功率为1~2 MW,储能时间为秒级,储能装置吸收盈余功率的速度和直流电网故障发展速度不匹配,因此无法通过储能装置解决张北工程功率盈余问题。方案二是通过交流耗能装置消耗盈余功率,交流耗能装置由晶闸管阀组控制投切,在故障发生后1.4 ms时间内快速投入并吸收系统盈余功率,为安控策略切除风机争取时间。

张北工程在送端张北换流站和康保换流站分别装设3000 MW和1500 MW的交流耗能装置,交流耗能装置拓扑结构如图8所示,它包括220 kV/ 66 kV的降压变压器、晶闸管阀组和耗能电阻。为了确保交流耗能装置投切过程中系统功率、直流电压、交流母线电压波动最小,交流耗能装置采用分组投切策略,每组容量375 MW,张北站配置8组交流耗能电阻、康保站配置4组交流耗能电阻。在送端交流系统故障时,交流耗能装置根据故障类型和直流功率分组投切,并配合安控策略有序切除风机,维持交流系统功率平衡,投切策略如表2所示。在直流电网内部或者受端交流系统故障时,交流耗能装置根据直流电压和直流功率分组投切,为此直流电网内部功率平衡,张北站投切策略如表3所示。

图8 交流耗能装置示意

表2 送端故障时的张北站耗能装置投切策略

表3 受端故障时的张北站耗能装置投切策略

2.2 柔直电网故障穿越要求与器件能力的不匹配

作为具有网络特性的柔性直流电网,必须具备故障穿越能力,正常方式下,直流电网发生单一元件故障(N—1故障),保护、开关及重合闸可快速、正确动作隔离故障区域,不采取稳定控制措施(特殊工况除外),直流电网保持稳定运行且不会引起直流电网功率传输终端和功率不平衡,其他元件不发生过载或者跳闸。故障过程中,直流电网的换流器、直流断路器和直流线路不发生过流、过压。

柔直电网中的关键设备如换流阀、直流断路器等直流设备均依托全控型电力电子器件IGBT,受制于目前器件技术水平,各关键设备的性能参数存在上限。张北柔直电网额定直流电流达到3000 A,额定短路电流约25 kA,目前参数最高的4.5 kV/ 3000 A的IGBT器件额定电流3000 A,最大关断电流仅为6 kA/ms,与晶闸管10倍于额定电流的故障电流耐受能力相差甚远。直流断路器最快动作时间仅为6 ms,考虑到直流断路器拒动作等严重工况,直流故障情况下换流阀、直流断路器需耐受6~8 ms的短路电流不闭锁,器件参数与设备性能要求不匹配问题更加突出。张北柔直电网还需要适应未来七端直流电网扩展需求,对设备、器件提出了更高的要求。

为了应对张北工程故障穿越能力和器件参数不匹配问题,首先优化了直流电网电抗器配置方案,在直流线路配置了150 mH的线路电抗、中性线配置了300 mH电抗器,配置方案如图9所示,通过线路电抗的网络效应进一步降低故障电流的发展速度。

图9 张北工程电抗器配置方案

其次,阀控过流保护采用分桥臂闭锁策略,如图10所示。在直流故障穿越过程中允许个别桥臂暂时性闭锁,既保证了直流电网在故障穿越过程中的功率传输,又确保换流阀的本体安全。

图10 张北工程换流阀分桥臂闭锁策略

最后优化了阀控过流保护动作速度。目前阀控过流保护动作时间约为315 μs[22]。张北工程阀控过流保护采用纯光式电流互感器,电流互感器采样频率为100 kHz,阶跃响应延时由原来的90 μs降低到了60 μs以内。另外,张北工程阀控过流保护控制周期由原有的200 μs缩短到50 μs,从而使得阀控过流保护整体动作延时控制在125 μs以内,大幅降低故障情况下的IGBT器件电流应力。

2.3 多电力电子系统精准协调配合困难

张北工程是世界首个具备网络特性的直流电网,控制保护的架构、功能和策略直接决定了直流电网的运行特性和安全稳定性能,柔直电网的控制保护系统整体架构应体现直流电网的基本特性,即直流电网的运行可不依赖于站间通信,在无通信情况下,换流站控制功能应保证直流电网稳定运行,直流电网各点的直流电压不超过电网中设备的安全耐压水平,各处的运行电流不超过电网中设备的

安全通流能力,系统架构应考虑与新能源机组变流器控制、耗能装置控制、系统安控可靠接口和协同控制,满足直流电网的未来自由拓展要求。张北工程本阶段四个换流站,新能源机组孤岛方式接入张北、康保换流站;丰宁站接入抽水蓄能机组,要求具备孤岛运行能力,北京站要求供电负荷稳定,这些边界条件给张北工程控制保护设计带来巨大困难,为保证直流电网协调运行,还需要研究设置电网协调控制层来优化直流电网运行控制能力。

张北柔性直流电网示范工程的显著特点是柔直网络化、交流直流混联、新能源机组孤岛接入。新能源机组、柔直换流器、耗能装置和交流系统之间能量转换转移过程复杂,故障发展速度快,整个系统包括风机、光伏、耗能装置、柔直换流器、直流断路器等大量由基于电力电子构成的设备,新能源机组、柔直电网、耗能装置和交流安控装置在系统运行和故障处理过程中,相互耦合关系强,配合逻辑复杂,加上故障发展速度及控制保护系统响应时间均为毫秒级,IGBT设备电流耐受安全裕度仅为几百安培,必须精准配合才能实现系统安全稳定运行,如图11所示。

图11 直流电网控制保护、安控、耗能装置配合示意

张北工程换流站控制系统在传统的双极控制层、极控层的基础上增加了站间协调控制层,在张北和北京站各配置一套站间协调控制系统,北京站为协调控制为主站,张北站为后备控制站。站间协调控制系统主要用于调节直流电网电压、线路过负荷、顺控联锁和直流电网潮流优化,在站间协调控制系统失去后直流电网仍能正常运行。

直流电网极控系统采用直流电压斜率偏差控制[23],定直流电压控制主站控制直流电压在参考值,其他换流站在参考值偏差范围内不参与电压调节。当直流电压变化超过死区后,其他换流站按照设定好的斜率调整功率,使直流电压运行在新的稳态值,如图12所示。

图12 直流电压斜率偏差控制策略工作模式

张北工程直流电网控制系统架构如图13所示,直流电网极控系统与安控系统、站间协调控制系统接口,双极控制系统与交流耗能装置接口。在交直流系统故障情况下,换流站极控系统快速调节直流电网功率,如果系统功率盈余则快速投入交流耗能装置,同时下发安控切机指令,使得直流电网在新的稳态运行点工作。站间协调控制系统属于慢速控制系统,在直流电网功率达到平衡之后,优化直流电网内部潮流分布,确保直流电网在最优状态运行。

图13 张北直流电网控制系统架构

2.4 故障穿越仿真验证

以张北工程参数搭建四端环形柔性直流电网EMTDC仿真模型,仿真模拟送端单极故障时的穿越过程。

初始时四站均双极运行,其中张北站和康保站接入孤岛系统,分别输送风电功率2650 MW和1500 MW,丰宁站下网功率1500 MW,北京站定直流电压运行。当张北站发生单极闭锁时,仿真波形如图14。

在t=0.1 s时,张北站极1发生故障闭锁,极2检测到对极闭锁后立即投入4组375 MW交流耗能装置,220 ms后,稳控系统切除750 MW容量风电功率,退出2×375 MW交流耗能装置,100 ms后稳控系统切除375 MW容量风电功率,退出375 MW交流耗能装置,100 ms后稳控切除25 MW容量风电功率,退出最后一组交流耗能装置,张北站极2继续输送1500 MW功率,实现了接入新能源孤岛系统情况下送端单极故障的穿越。

图14 孤岛方式下单极闭锁仿真

3 结论与建议

张北工程是世界首个具有网络特性的直流工程,也是国家电网公司探索未来电网形态的重大工程,经过对张北工程的系统分析与成套设计,得到如下结论。

1）直流电网要求具备故障穿越能力,故障穿越过程中直流功率传输不能中断,因此设备推荐采用“半桥MMC+直流断路器”的技术方案。

2）直流电网要求具备扩展能力,换流阀、直流断路器等关键设备应预留足够的安全裕度,各站控制保护系统之间应该相互独立,减小扩展对既有直流电网结构、设备的影响。

3）直流电网呈现低惯性、弱阻尼特性,故障发展迅速,传统交流安控策略无法满足直流电网故障清除速度要求。

4）IGBT器件的额定电流和故障电流耐受能力小,对柔性直流设备和直流电网支撑能力不足,需要附加交流耗能装置、站间协调控制系统、分桥臂闭锁策略、优化控制保护动作时间等多种方案才能维持直流电网正常运行。

5）直流电网交直流系统包含风机、光伏、交流耗能装置、柔直换流阀、直流断路器等大量电力电子设备,各设备需要在几个毫秒时间内完成相互之间的协调配合,控制保护系统极其复杂,设备可靠性有待工程验证。

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