Page 140 - 《中国电力》2026年第4期

2026 年 第 59 卷

L =L =30 km。 直 流 母 线 电 压 为 400 kV， 交 流 线 3.2 共享控制模式
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路功率限值 ε 的安全裕度设为 5%，各换流站直流 该场景下，设置 t=0.2 s 时海上风电场出力骤
电压允许的最大安全波动范围为±10%。设置功率 降至零；随后在 t=0.5 s 时，VSC 因暂态故障触发
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方向由换流站流向直流系统为正。 保护闭锁机制，该闭锁状态持续至 t=0.8 s 解除。
为验证所提控制策略的有效性，对优先控制 系统动态响应过程如图 10 所示。
模式策略、共享控制模式策略及特殊工况下共享 VSC 1 ； VSC 2 ； VSC 5
控制模式 3 个场景进行仿真，分析计及异常工况 600 VSC 3 ； VSC 4 ；
400
的主从协调分层控制策略的效果。 200
P n /MW 0
3.1 优先控制模式 −200
−400
该场景下，设置 t=0.2 s 时，主换流站 VSC 发 −600
1
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4
生持续 0.3 s 的暂态内部故障，导致 VSC 闭锁。t= t/s
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a) VSC有功功率
0.9 s 时，海上风电场 VSC 有功功率升至 300 MW。
5
402
当 t=1.2 s 时 ， 主 换 流 站 VSC 因 严 重 故 障 永 久 退
1
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出运行。仿真结果如图 9 所示。 U dc /kV
394 VSC 1 ； VSC 2 ；
VSC 3 ；
VSC 4 ；
450

VSC 5
300 390
150 VSC 1 ； VSC 2 ； 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4
P n /MW −150 0 VSC 3 ； VSC 4 ； t/s
VSC 5
−300 b) VSC直流电压
−450
−600 图 10 共享控制模式下的仿真结果
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 Fig. 10 Simulation results under shared control mode

t/s
a) VSC有功功率 由图 10 可见，t=0.2 s 时风电场出力骤降，导
410 致直流系统不平衡功率峰值达到 460 MW。当 t=
VSC 1 ； VSC 2 ；
VSC 3 ； VSC 4 ；
1
400 VSC 5 0.5 s 时 VSC 闭锁事件发生，出现直流不平衡功
U dc /kV 390 率并引发直流电压快速跌落。鉴于单 VSC 调节能
380 力不足以消纳全部功率偏差，系统切换至协同控
370 制模式。协同控制模式下，两个换流器分别承担
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4
t/s 功率调节量，全过程直流电压稳定在 391~399 kV
b) VSC直流电压
的安全区间。故障恢复后系统立即恢复初始运行
图 9 优先控制模式下的仿真结果 模式。
Fig. 9 Simulation results under priority control mode
仿真表明，共享控制模式下 2 个 APC 换流站
在图 9 中，当 t=0.2 s 主换流器 VSC 闭锁时， 可有效平衡直流系统的不平衡功率，同时实现了
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其有功功率立即降至零。当辅助换流器达到最大 供电安全与关键线路等负载率控制的双重目标。

容量时，出现直流不平衡功率，系统随即转入 VSC 3 3.3 特殊工况下共享控制模式
优先模式，此时直流不平衡功率完全由 VSC 独 该场景下，设置 t=0.2 s 时海上风电场输出功
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立承担。在 VSC 优先模式下，直流电压快速下 率 归 零 ， t=0.5 s 时 VSC 因 严 重 故 障 永 久 退 出 运
3
1
降直至 VSC 转入下垂控制，此后直流电压始终 行。系统动态响应过程如图 11 所示。
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保持在安全范围内。 可以看出，t=0.2 s 时海上风电场输出功率归
当 t=0.9 s 海 上 风 电 场 输 出 有 功 功 率 上 升 时 ， 零后，直流系统产生 460 MW 的不平衡功率，触
VSC 的输出随之降低。当 t=1.2 s 时 VSC 因严重 发共享控制模式。t=0.5 s 时 2 个换流器均达到最
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故障长期退出运行，系统将切换至 VSC 优先模 大调节容量，但仍存在未吸收的残余功率，系统
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式以吸收直流不平衡功率，在此期间直流电压始 进入共享控制模式特殊工况。此时，与强电网连
终处于正常范围。 接的 VSC 继续吸收残余不平衡功率，而 VSC 维
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