基于三端柔性直流的光热储能站与新能源场站功率协同控制策略

摘" 要：

新能源基地大多经传统交流方式接入高压交流或直流外送通道，为解决大规模新能源经交流接入方式下并网容量小、损耗大，以及功率波动对电网稳定性影响等问题，构建了一个基于柔性直流输电并网的风电和光伏、光热储能及电网三端柔性直流系统。基于直流电压-有功功率特性，提出一种适用于该系统的站间协调控制策略，根据柔性直流输电系统的直流电压波动情况，调整光热储能机组的出力，以平抑风、光功率波动，降低其对电网的影响。针对光热储能侧换流站，采用直流电压裕度下垂混合控制策略，通过控制器参数配置，抑制控制模式切换过程中的暂态过电压，提高系统响应速度。最后，在PSCAD/EMTDC中搭建三端柔性直流系统仿真模型，验证所提控制策略的有效性。

关键词：新能源并网；三端柔性直流输电；光热储能；功率协调控制；参数配置

DOI：10.15938/j.emc.2024.06.013

中图分类号：TM721

文献标志码：A

文章编号：1007-449X（2024）06-0131-12

收稿日期： 2023-10-24

基金项目：甘肃省自然科学基金（21JR7RA205）

作者简介：赵玲霞（1981—），女，博士研究生，研究方向为可再生能源发电系统与控制;

王兴贵（1963—），男，教授，博士生导师，研究方向为可再生能源发电系统与控制、电力电子与电气传动;

丁颖杰（1992—），女，博士研究生，研究方向为可再生能源发电系统与控制；

李锦键（1995—），男，博士研究生，研究方向为可再生能源发电系统与控制；

郭永吉（1995—），男，硕士，副教授，研究方向为电力电子与电气传动。

通信作者：赵玲霞

Power coordinated control strategy of concentrating solar power with thermal storage and new energy stations integrated by three-terminal VSC-HVDC

ZHAO Lingxia，" WANG Xinggui，" DING Yingjie，" LI Jinjian，" GUO Yongji

（College of Electrical and Information Engineering， Lanzhou University of Technology， Lanzhou 730050， China）

Abstract：

Most new energy bases are connected to high-voltage AC or DC transmission channels through traditional AC methods. In order to solve the problems of small grid connection capacity， high losses， and the impact of new energy power fluctuations on grid stability under AC access methods， a three-terminal flexible DC system was constructed for wind-photovoltaic power plants， concentrating solar power （CSP） plants and power grid based on flexible DC transmission grid connection. According to the characteristics of DC voltage-active power， a coordinated control strategy among stations suitable for this system was proposed. The strategy can adjust the output of CSP unit based on the fluctuation of DC voltage of the flexible DC transmission system， so as to suppress power fluctuations of wind and photovoltaic and reduce their impact on grid. For the CSP side converter station， a hybrid control strategy with DC voltage margin droop was adopted to suppress transient overvoltage during control mode switching and improve system response speed through controller parameter configuration. Finally， a simulation model of a three-terminal flexible DC transmission system was established in PSCAD/EMTDC to verify effectiveness of the proposed control strategy.

Keywords：new energy integration; three-terminal flexible direct current transmission; concentrating solar power station with thermal storage; power coordination control; parameter settings

0" 引" 言

近年来，在“碳达峰、碳中和”的双碳目标下，大规模新能源电力呈现持续、快速增长的趋势。在新能源富集的三北地区，形成了大量区域性能源基地，新能源基地送端系统一般为弱同步支撑，网架结构薄弱，新能源占比较高，系统惯量低［1］。在风、光功率波动及交流电网故障下，系统暂态稳定性恶化［2-3］。与此同时，新能源波动性、间歇性特点增加了电力系统调节负担，进而影响大规模新能源外送及消纳［4］。

柔性直流输电技术被认为是解决大规模新能源汇集并网问题的有效技术方案之一［5-7］，储能作为一种可调度的资源，在解决可再生能源出力波动性和不确定性方面得到广泛关注［8-9］。随着区域性大规模新能源基地的建设及并网容量的不断增加，新能源经柔性直流并入电网的拓扑结构由两端发展为多端互联［10-12］。基于多端柔性直流连接风、光、储系统，利用风光互补特性和储能的快速调节能力，解决大规模可再生能源的并网消纳问题［13］。

与传统交流输电汇集并网方式相比，风光、储能经基于电压源换流器（voltage source converter，VSC） 的多端直流（multi-terminal direct current，MTDC）输电汇集并网方式更为灵活，但各端换流站控制策略也相对复杂［14］，其中系统直流电压控制是关键。目前VSC-MTDC系统直流电压的控制方式主要有3种：主从控制、直流电压裕度控制、下垂控制。为了提高VSC-MTDC系统的安全性和可靠性，研究人员综合上述3种控制方式各自的特点，提出组合控制策略，实现多点电压协调控制［15］。文献［16］基于N-1法则，提出一种将主从控制与电压下垂控制相结合的联合控制策略，避免了控制模式切换以及裕度参数选取不当可能导致控制器误切换的不利影响。文献［17］基于主从控制提出一种（P-U-I）控制策略，在直流电压外环附加功率环，以减小换流站控制模式切换引起的直流电压波动较大和过电流等问题。文献［18］考虑直流电压偏差，引入2个下垂系数，缩短了暂态过渡时间，实现了控制模式的平滑切换和直流电压稳定控制目标。文献［19］在下垂控制中，根据直流电压偏差和功率偏差修正下垂系数，提高了系统响应速度，改善了功率分配和直流电压的控制效果。此外，文献［20］提出了一种利用多端柔性直流电网公共直流电压作为公共信息源的协同控制方法，避免了电压控制权的争夺问题。

本文针对西北新能源基地传统交流汇集并网存在的暂态稳定性问题，提出在本地电网送端采用柔直汇集并网方案。针对新能源波动性、间歇性给电力系统调节带来的问题，结合当地储能电站建设实际，选择光热储能电站作为调节电源，以平抑风光出力波动。在此基础上，提出一种基于三端柔性直流输电并网的光热储能电站和新能源场站功率协调控制策略。其中，光储侧换流站采用直流电压裕度-下垂混合控制策略，根据柔直系统直流电压波动切换工作模式，从而使光储电站调整其储热工作模式（储热或放热）及输出功率，在新能源经柔直系统并网之前，减小其出力波动，维持系统直流电压稳定。

1" 三端柔性直流并网系统拓扑及建模

1.1" 三端柔性直流并网系统拓扑

考虑到风光互补特性及换流站成本等因素，建立新能源、光热储能电站及交流电网互联的三端柔直系统，拓扑结构如图1所示。风电和光伏汇集后由送端换流站VSC1转换为直流，经直流线路传输到受端，再由VSC3转换为交流接入电网。风光出力具有随机波动性，影响柔直输电系统的安全稳定运行。为抑制风光出力波动，在柔直系统中加入出力可调的光储电站，经换流站VSC2接入直流系统。

图1所示三端柔性直流输电并网系统中，风电场、光伏电站、光热电站均属无源并网，对应的送端换流站VSC1、VSC2需采用恒压恒频控制，为风电、光伏及光热提供稳定的并网交流电压和频率。受端换流站VSC3接交流电网，采用直流电压控制，当其功率在设定范围以内时，运行在定直流电压模式；当其功率超出设定范围时，运行模式切换为下垂模式，并根据下垂特性调节其输出电压和功率。

当系统直流电压在正常波动范围内时，VSC2运行于定有功模式。若网侧换流站VSC3因新能源出力波动较大、VSC1交流侧故障或退出运行等原因，导致其功率越限时，将切换到下垂控制模式，并引起直流电压变化。当直流电压达到VSC2控制模式切换的动作限值时，VSC2也切换到下垂控制模式，通过改变自身输出功率的大小，辅助VSC3稳定系统直流电压。因此，VSC2控制模式切换与VSC3的控制模式及系统直流电压变化密切相关。

1.2" VSC数学模型

目前，VSC一般采用模块化多电平换流器（modular multilevel converter，MMC），图1中各换流站拓扑结构相同，具体如图2所示。

图2中：ua、ub、uc为换流器交流侧电压基频分量有效值；ia、ib、ic为相电流；R、L分别为桥臂等效电阻和电抗。换流器在dq同步旋转坐标系下的数学模型［21］可表示如下：

Ldiddt=ud－vd－Rid+ωLiq；

Ldiqdt=uq－vq－Riq－ωLid。（1）

式中：ud、uq和id、iq分别为换流器交流侧电压和电流的d、q轴分量；ω为角频率。

由上述换流器数学模型可得MMC电流内环控制器结构，具体可参考文献［22-23］。

2" 光热电站数学模型及运行模式

2.1" 光热储能电站数学模型

光热电站主要由集热、储热（thermal storage，TS）及发电3个环节构成。导热工质（heat-transfer fluid，HTF）在光场（solar field，SF）中被加热后，一部分进入发电环节，经热力循环（power cycle，PC）产生高温蒸汽推动汽轮发电机组发电；另一部分则进入储热罐经热交换进行热能存储，在需要时放热发电。以槽式光热电站为例，根据其运行机理，其静态能量流简化模型如图3［24］所示。

以HTF为节点，忽略TS和PC中的热损耗及HTF中的能量损耗，可得系统功率平衡方程

QSHt－QHTt+QTHt－QHPt=0。（2）

式中：QSHt为SF向HTF传递的热功率；QHTt、QTHt分别为HTF与TS之间传递的热功率；QHPt为HTF向PC传递的热功率。其中QSHt为光场接收的热功率Qsolart与弃光功率Qcurtt的差值，即

QSHt=Qsolart－Qcurtt。（3）

式中Qsolart与光场面积、太阳能直接辐射指数有关，具体可表示如下：

Qsolart=η1SSFDt。（4）

式中：η1为光场光-热转换效率；SSF为光场面积；Dt为t时段光照直辐射强度。

HTF向PC传递的热功率中用于发电的热功率QCSPt为

QCSPt=QHPt－uCSPtQHPSU。（5）

式中：QHPSU为PC模块启动所需热功率；uCSPt为光热电站t时刻启动的状态变量，1表示启动。

TS在储热和放热过程中都会产生一定的热损耗，可用储热及放热效率描述：

QTS_ct=ηc1QHTt；（6）

QTS_dt=QTHtηd1。（7）

式中：QTS_ct、QTS_dt分别为储热装置在t时段的充热及放热功率；ηc1、ηd1分别为充热及放热效率。

基于上述公式可建立光热机组输出的电功率PCSPt与光场吸收的热功率Qsolart之间的函数关系

PCSPt=f（Qsolart）=η2QCSPt。（8）

式中η2为热-电转换效率。

2.2" 正常情况下光热运行模式切换

光热储能电站的运行模式与光照强度有关，具体分为以下几种：光场独立发电、光场发电并储热运行、光场和储热联合发电、储热放热发电。当发电系统启动后，随着太阳能直接辐射强度（direct normal irradiance，DNI）的变化，光热电站在上述4种运行模式间进行切换。正常切换时（以夏季晴天为例），其主要参数变化情况如图4所示。图中DNI曲线由日照计测得的直接辐射强度数据绘制而成。根据DNI曲线，结合光热电站静态能量流简化模型，可得系统储热量及机组出力曲线。

假设光热电站储热容量设计满24 h连续运行条件，则在次日DNI较小时，储热装置先放热发电。随着DNI的增大，集热装置中导热油出口温度逐渐升高，光场集热装置和储热装置联合供热。当导热油出口温度达到355 ℃时，储热系统中放热装置逐渐退出运行，系统进入光场独立发电模式。当DNIgt;550 W/m2时，系统导热油量基本达到设计出力，在满足机组负荷出力的前提下，光热系统进入发电并储热运行模式［25］。在16点以后，DNI开始下降，当DNI低于一定值时，储热装置充热过程停止，然后进入光场独立发电模式或光场与储热联合发电模式，具体取决于DNI的大小。在19点以后，因光场集热能力不足，系统进入光场与储热联合发电模式，夜间为储热放热发电模式。

3" 三端柔直并网系统中光热与风光发电功率协调控制

光热发电机组具备同步电源特性，同时还配置了储热装置，因此具有调频功能。当光热电站通过柔直输电并网时，无法根据交流电网的频率变化调整输出功率的大小。但当柔直系统注入交流电网的功率波动时，将会导致系统直流电压变化。因此，光热可根据直流电压变化建立“功率-直流电压”二者的联系，调整自身出力，以平抑柔直系统中风光出力波动，并辅助系统中主导换流站稳定直流电压。

3.1" 光热储能侧换流站控制策略

3.1.1" 直流电压裕度下垂控制

由上述可知，在图1所示三端柔直系统中，光储侧换流站VSC2根据柔直系统直流电压波动切换运行模式，而光储电站随之调整储热模式并改变输出功率。与抽蓄电站及电化学储能电站不同，光储电站通过储热或放热的方式来减小或增加出力。当系统直流电压降低时，储热装置工作于放热模式，以增加输出功率；反之，储热装置工作于储热模式，减小输出功率。为了给柔直系统提供功率协调备用，正常运行时光储需减载运行，以便在直流电压波动时，通过增加或减小出力来平抑新能源波动。

根据光储电站运行特性，采用直流电压裕度下垂控制策略，该策略将直流电压裕度控制与直流电压下垂控制相结合，兼顾控制的灵活性和稳定性，能更好地适用于多端柔直系统控制［26-28］。其有功功率-直流电压特性曲线及控制框图如图5所示。

图5（a）为VSC2直流电压-功率特性曲线，规定功率正方向为换流站向直流系统注入功率为正，反之为负。由图可知，VSC2特性曲线在电压轴的右侧（pgt;0），工作于整流状态，向直流系统注入功率。

根据VSC2特性曲线，其运行模式可分为3种［29］：1）恒功率运行模式，该模式对应系统稳态运行状态，系统直流电压在电压裕度范围［udcL2，udcH2］内，工作点为特性曲线b-d段，对应有功功率指令值为pref；特别地，当系统直流电压偏差为0，即udc=udcref时，则VSC2运行于工作点a。2）下垂控制模式，当风光功率波动较大，导致系统直流电压超出裕度上下限时，即udclt;udcL2或udcgt;udcH2，则VSC2由恒功率运行模式切换到下垂控制模式，对应直流电压跟踪指令为udcrefL2或udcrefH2，若系统直流电压升高，则运行于b-c段，以减少注入到直流系统中的功率；若系统直流电压降低，则运行于d-e段，以增加注入到直流系统中的功率。3）限流模式，在下垂控制模式中，若VSC2的直流电压超出模式切换值udcH1或udcL1时，则其进入限流模式，限制有功功率，此时功率跟踪指令为pmax或pmin，udcmax和udcmin为系统直流电压极限值。其中，前两种为系统正常运行模式，第3种为换流站非正常运行模式。

图5（b）为直流电压裕度下垂控制器，kp、ku分别为控制器功率及直流电压特性参数。 根据图5（a）有功功率-直流电压特性，在下垂控制阶段，即udcL1lt;udclt;udcL2或udcH2lt;udclt;udcH1时，稳定工作点处的下垂特性表达式为

ku（udc－udcref）+kp（p－pref）=0。（9）

根据直流电压裕度控制器原理，结合下垂控制特性，可得控制器直流电压特性参数ku和参考值udcref的表达式［30］分别为：

ku=|f（udc）|=kuref，udcH2lt;udclt;udcH1或udcL1lt;udclt;udcL2；

0，udcL2≤udc≤udcH2。（10）

udcref=udcH2，f（udc）=kuref；

udcref，f（udc）=0；

udcL2，f（udc）=－kuref。（11）

3.1.2" 控制器参数选择

光热储能侧换流站VSC2在系统正常运行时，工作于定有功控制模式，为了保证风光出力增大或减小时，光热均能平抑其出力波动，取其出力参考值为pref=（pmax－pmin）/2。VSC2控制器参数选择主要包括：特性参数kp、kuref，稳态运行时的电压上限udcH2和下限udcL2。kp、kuref选择不当，可能会导致换流站满载从而切换为定功率运行；udcH2、udcL2的选取则直接影响控制器的动态特性，若取值较小，控制器动作过于灵敏，将会在该值附近产生振荡，影响系统稳定性；若取值较大，则导致动态响应较慢，影响系统快速性。

为了确保VSC2的直流电压裕度下垂控制器在系统正常运行时的稳定运行，udcH2、udcL2的选择应满足以下条件：

udcH2gt;udcNH；

udcL2lt;udcNL。（12）

式中udcNH、udcNL分别为换流站VSC3正常运行时，换流站VSC2稳态直流电压最大值和最小值。

故引入直流电压波动率α表示VSC2稳态直流电压上下限udcH2、udcL2［31］，即

udcH2=（1+α）udcref；

udcL2=（1－α）udcref。（13）

为保证VSC2在下垂阶段的直流电压不超出极限值，引入参数β（0lt;βlt;1），可得：

udcH1=udcmax－β（udcmax－udcH2）；

udcL1=udcmin－β（udcmin－udcL2）。（14）

根据图5（a）可得，VSC2在下垂阶段的下垂系数

kuref=－udcH1－udcH2pref－pmin或kuref=－udcL2－udcL1pmax－pref。（15）

联立式（13）～式（15）可得：

或kuref=－（1－β）［udcmax－（1+α）udcref］pref－pmin；

kuref=－（1－β）［（1－α）udcref－udcmin］pmax－pref。（16）

3.2" 风光出力波动下光热储能电站与交流系统不平衡功率分配策略

换流站VSC1连接风电场和光伏电站，工作于交流电压控制模式，系统正常运行时其输出功率由最大功率点跟踪控制，不具备功率调节能力。当风光出力波动时，将造成直流系统输入输出功率不平衡，可能导致网侧换流站VSC3功率超出裕度范围，进入下垂控制模式。此时，系统直流电压不再保持恒定，而是按照一定的下垂系数变化。当直流电压变化超出光热储能侧换流站VSC2的直流电压裕度范围时，VSC2也进入下垂控制模式，并承担一定的不平衡功率。VSC2、VSC3特性曲线如图6所示。

由于目前光热电站容量有限，而新能源电站容量一般较大。当柔直系统中风光出力波动较大时，光热电站将只能平抑部分不平衡功率，剩余的不平衡功率则需通过受端换流站VSC3输出到电网侧，然后由电网侧常规电源去平衡。因此，光热电站需和交流系统对不平衡功率按照一定比例进行分配。

忽略直流系统网络损耗，近似认为各换流站具有相同的直流电压，则当直流系统出现不平衡功率Δp时，令VSC2和VSC3承担不平衡功率分别为Δpcsp、ΔpG。在换流站VSC2下垂控制阶段，根据式（9）可得其电压波动量为

Δudc=－kpkuΔpcsp。（17）

在下垂控制阶段，ku≠0，令kcsp=－kpku，则

Δudc=kcspΔpcsp。（18）

同理，可得换流站VSC3在下垂控制模式下的电压波动量

Δudc=kGΔpG。（19）

式中 kcsp、kG分别为VSC2、VSC3在下垂控制模式下的下垂系数。

根据式（18）、式（19），总的不平衡功率Δp可表示如下：

Δp=Δpcsp+ΔpG=Δudc（1kcsp+1kG）。（20）

联立式（18）～式（20）可得Δpcsp、ΔpG，即

Δpcsp=Δpkcsp（1kcsp+1kG）=kGkcsp+kGΔp；（21）

ΔpG=ΔpkG（1kcsp+1kG）=kcspkcsp+kGΔp。（22）

由上式可知，在系统总的不平衡功率一定的前提下，处于下垂控制模式的换流站不平衡功率分配与各自下垂特性曲线的下垂系数成反比，下垂系数越大，承担的不平衡功率越小。通常情况下，下垂系数根据换流站的容量来设定［32-34］，即kcsppVSC2_max=kGpVSC3_max，其中pVSC2_max、pVSC3_max分别为换流站VSC2和VSC3的额定容量。由此可以看出，换流站容量越小，下垂系数越大，承担的不平衡功率越小，从而避免了功率过载的问题。

根据下垂系数和换流站容量关系可得

kcspkG=pVSC3_maxpVSC2_max。（23）

将kcsp=－kp2ku2，kG=－kp3ku3代入上式可得

kp2ku2：kp3ku3=pVSC3_maxpVSC2_max。（24）

根据式（24）即可确定VSC2和VSC3在下垂控制阶段的功率比例系数kp2、kp3。

3.3" 三端柔并网系统中光热与风光发电功率协调控制策略

在含有风电和光伏的柔直系统中，当风电和光伏的预测出力与实际出力不相等时，系统将产生不平衡功率。根据光热储能电站控制策略，以及风光出力波动较大时光热储能和交流系统不平衡功率分配策略，提出三端柔性直流系统中光热与风电、光伏发电的功率协调控制策略如下：

1）当风光出力波动导致系统出现不平衡功率时，首先判断不平衡功率是否超出网侧换流站VSC3的功率上下限，若没有超出设定的功率限值，则属于正常波动，在VSC3的定直流电压控制模式下，系统直流电压保持稳定，光热储能侧换流站VSC2保持恒功率运行，不平衡功率由VSC3输出到网侧。

2）若系统不平衡功率超出网侧换流站VSC3设定的功率限值，则VSC3由定直流电压控制模式切换到下垂控制模式，其直流母线电压按照预设的下垂系数随不平衡功率的大小而变化，当直流电压变化超出光热储能侧换流站VSC2设定的直流电压裕度范围时，VSC2由恒功率控制模式切换的到下垂控制模式。此时，系统按照不平衡功率分配策略，结合VSC2、VSC3的下垂系数kcsp、kG对不平衡功率进行分配，光热储能电站根据系统分配的不平衡功率调整出力的大小，若系统直流电压升高，则降低出力；反之，则增加出力。

3）在光热出力调整达到上限或下限时，其运行模式由下垂控制切换到限流模式，此时光热以最大功率运行或按最低出力运行，具体取决于系统直流电压是升高还是降低。具体控制策略如图7所示。

4" 算例分析

为验证本文所提三端柔直系统模型中光储侧换流站控制策略，以及光储侧换流站与网侧换流站协调控制策略的正确性和有效性，根据图1所示三端柔直系统，在PSCAD中搭建仿真模型，系统典型参数分别如表1、表2所示。此外，直流电压波动率α取4%，参数β取0.4，直流电压波动率极限取udcref的±8%，结合式（13）、式（14）可得图5（a）中VSC2控制模式切换时的直流电压动作限值分别为：udcH1=532 kV，udcL1=468 kV，udcH2=520 kV，udcL2=480 kV；根据α、β取值及光储侧换流站功率裕度，并结合式（16）可得，kuref=－0.1。设定ku2=kuref=－0.1，且kp2=kp3=1，结合式（24），可得ku3=－0.25。VSC3的udcH1、udcL1的取值同VSC2。

仿真对三端柔直系统在稳态运行、暂态运行两种工况均进行了分析。其中，稳态运行包括功率未越限和越限两种情形，暂态运行包括换流站交流侧故障及退出运行两种情形。同时，在暂态仿真过程中，采用两种控制方式，方式1：换流站VSC1和VSC2采用定有功控制，VSC3采用定直流电压控制；方式2：换流站VSC1采用定有功控制，换流站VSC2和VSC3采用本文所提控制策略。仿真对换流站交流侧故障及退出运行两种暂态工况，采用上述两种不同控制方式时的功率和直流电压进行了对比分析。

4.1" 稳态仿真分析

送端换流站VSC1功率增大或减小时，受端换流站VSC3功率随之增大或减小。具体分两种情况，一是VSC1功率变化较小，VSC3功率波动但没有越限，此时VSC2和VSC3分别工作于定有功及定直流电压模式；二是VSC1功率变化较大，导致VSC3功率越限并启动下垂控制，系统直流电压出现变化，VSC2直流电压裕度下垂控制启动。

4.1.1" VSC3功率未越限时的系统仿真分析

初始运行状态下，VSC1和VSC2的有功功率指令分别为450、240 MW。在t为1.5 s时，VSC1的有功功率指令由450 MW增加至495 MW，运行至2.5 s时，再次增加至540 MW，3.5 s时由540 MW降低至405 MW，4.5 s时再次降低至360 MW仿真结果如图8所示。

图8中P1、P2、P3分别为系统中换流站VSC1、VSC2、VSC3的有功功率，流入为正，流出为负。由图8（a）可知，当VSC1有功功率指令升高至540 MW时，VSC3输出功率对应升高到-755 MW；而当VSC1功率指令降低至360 MW时，VSC3输出功率对应降为-585 MW。上述过程中，当P1增加或减小时，因P3未越限，故VSC3运行于定直流电压控制模式，此时系统直流电压不会变化。 因此，VSC2的输入功率P2保持不变，不平衡功率将通过VSC3传输至交流电网侧。

图8（b）中，udc1、udc2、udc3分别为三端换流站VSC1、VSC2、VSC3的直流电压，由图可知，初始状态下，udc1=507 kV，udc2=506 kV，udc3=500 kV，即送端直流电压udc1、udc2高于受端直流电压udc3，三端直流电压仅在功率波动瞬间略有波动，但波动不超过5%。

4.1.2" VSC3功率越限时的系统仿真分析

初始运行状态下，VSC1和VSC2的有功功率指令同上，且VSC1的有功功率指令P1在1.5 s及3.5 s时变化情况与功率未越限时相同。但在2.5 s时，P1由495 MW增加至560 MW，4.5 s时由405 MW降低至338 MW，仿真结果如图9所示。

由图9（a）可知，当t在1.5～2.5 s及3.5～4.5 s时，P1虽有波动，但因未超出P3的上下限，故VSC2、VSC3的运行模式保持不变，VSC2的有功功率P2也保持不变，为240 MW。

在2.5 s时，P1升高至560 MW，P3由-680变为-724 MW，即从直流侧吸收的有功功率增大。同时，P2由240 MW降低至184 MW。表明换流站VSC3功率超出上限， VSC2、VSC3由原来的运行模式切换到下垂控制模式。在下垂控制模式下，P2随着P1的增大而减小，P3的绝对值随P1增大而增加。在4.5 s时，P1降低至338 MW，P3从直流侧吸收的功率减小，系统稳定后为-624 MW，P2由初始值240 MW升高至300 MW，即P2随着P1的减小而增大。表明此时VSC3功率低于下限， VSC2、VSC3的下垂控制启动，P3在P1减小时呈下降趋势。

对比图8（b）可知，在2.5、4.5 s处，图9（b）中P1波动较大导致P3越限，换流站VSC2、VSC3的直流电压波动因下垂控制作用而相对较小。

4.2" 暂态仿真分析

暂态仿真中，VSC1的有功功率指令初值同稳态仿真初值，即450 MW，VSC2的有功功率指令初值为150 MW。

4.2.1" 换流站交流侧接地故障

换流站VSC1、VSC3交流侧发生三相瞬时接地故障时，系统在方式1和方式2下的有功功率、直流电压波形分别如图10和图11所示。假设在t=1.5 s时，送端换流站VSC1交流侧发生三相瞬时接地故障；在t=3 s时，受端换流站VSC3交流侧发生三相瞬时接地故障，故障持续时间均为0.4 s。

图10（a）、图10（b）分别对应三端换流站交、直流侧有功功率，图10（c）为交流侧电压有效值波形，图10（d）为各换流站直流电压波形。

由图10可知，在t=1.5 s时，VSC1交流侧发生三相瞬时接地故障，其有功功率P1快速下降为0，系统输入功率低于输出功率，导致三端直流电压udc1、udc2、udc3均下降，其中udc1、udc2的最小值低于480 kV，电压降落超过额定电压的20%。同时，VSC1交流电压有效值uacrms1也由额定值230 kV降为0，而uacrms2、uacrms3则保持不变。控制方式1下换流站VSC2、VSC3分别工作于定有功和定直流电压控制模式，VSC2有功功率P2保持不变，为150 MW。此时，VSC3的有功功率P3大小主要取决于P2，由于存在线路损耗，因此故障期间的P3略低于P2。故障消除后，电压及功率均快速恢复。

在t=3 s时，控制方式1下，VSC3交流侧发生三相瞬时接地故障时，其有功功率P3快速下降为0，交流电压有效值uacrms3也由额定值525 kV降为0。因本文所建三端系统模型只有一个受端，故当VSC3故障时，系统输入功率大于输出功率，直流电压udc1、udc2、udc3均上升，且最大值高于540 kV。此时，系统处于非正常运行状态，为保证系统安全，随着P3 的快速减小，P1、P2也迅速下降，最终降为0。故障消除后，交直流侧电压及功率快速恢复。

图11为系统在方式2下的有功功率、直流电压波形，VSC1、VSC3故障时刻同图10。

控制方式2下，故障时因有功功率及直流电压突变，导致换流站VSC2、VSC3的控制模式切换，下垂控制被启动。对比图10可知，图11（a）、图11（b）中，在t=1.5 s时，VSC1交流侧发生三相瞬时接地故障，随着P1 的降低，VSC2有功功率P2在下垂控制作用下快速上升，由150 MW升至额定值300 MW，VSC3的有功功率约P3在-200～-400 MW之间，较方式1有所提高。图11（c）各换流站交流电压有效值变化与方式1基本相同。图11（d）三端直流电压udc1、udc2、udc3均降低，但udc1、udc2的最小值大于480 kV，较控制方式1有所提高。

在t=3 s时，VSC3交流侧三相瞬时接地故障，控制方式2下故障恢复瞬间，有功功率P1、P2、P3的下降速度相对于控制方式1较快。同时，在VSC2的调节作用下，系统稳定后，udc1、udc2、udc3的最大值小于540 kV，较控制方式1有所降低。

4.2.2" 送端换流站VSC1退出运行

柔直系统在运行过程中，因检修或故障可能出现换流站退出运行的情况， VSC1退出时，系统在控制方式1下的有功及直流电压波形如图12所示。

假设在t=1.5 s时，送端换流站VSC1退出运行。由图12可知，控制方式1下，VSC1退出瞬间，P1快速下降为0，P2保持不变，P3随P1的降低而减小，系统稳定后，其大小接近P2，因线路损耗略低于P2。由于系统输入功率小于输出功率，直流电压降低，udc2、udc3的最小值低于480 kV，电压降落超过额定电压的20%。

VSC1退出时，系统在控制方式2下的有功功率及直流电压波形如图13所示。

由图13可知，控制方式2下，VSC1退出时，因有功功率及直流电压突变， VSC2的运行模式由定功率控制切换为下垂控制，VSC3的运行模式由定直流电压控制切换为下垂控制。对比图12可知，随着P1 的降低，P2在下垂控制作用下快速上升，由初值升至额定值300 MW，P3在-200～-400 MW之间快速波动，较方式1有所提高。另外，直流电压udc2、udc3的最小值大于480 kV，高于方式1的最小值，但在下垂控制方式下，由于VSC1退出运行，系统出现大功率缺额，导致udc2、udc3均产生振荡，且udc3的振幅较大。

5" 结" 论

本文针对基于柔性直流输电并网的光热储能电站和风光新能源发电系统，分析了各端换流站的基本运行模式，依据系统不平衡功率和直流电压波动二者之间的联系，提出一种光热侧换流站和网侧换流站运行模式自动切换的协调控制策略。该策略根据不平衡功率大小与直流电压波动情况调整光热电站出力，以稳定柔直并网系统中的直流电压，提高系统运行稳定性。通过在PSCAD中建立含风光新能源发电站、光热储能电站及交流电网的三端柔性直流输电系统仿真模型，验证了本文所提控制策略能够使柔直并网系统在风光功率波动和换流站交流侧故障等扰动下，在光储侧和电网侧两个换流站间自动分配不平衡功率，维持直流电压稳定。同时，对光热储能电站在基于柔直输电并网的风光发电系统中平抑功率波动的可行性进行了初步探索，并为基于柔性直流互联的风光储系统功率协调控制提供了一个可行方案。

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（编辑：刘素菊）