电力论文哪里有？本文主要研究成果和创新点如下。（1）构建了多能源交直流混联系统暂态稳定分析数学模型。本文针对特高压交直流混联电网频率稳定及电压稳定分析的暂态过程，构建了多能源交直流混联系统模型架构，包括多能源发电系统模型、交直流混联系统潮流计算模型、交直流混联系统综合频率响应模型、交直流混联系统电压稳定分析模型。该模型体系能够反映出与实际系统一致的频率与电压稳定特性，以及不同控制策略、参数优化的系统响应特性，为后文开展特高压直流送端电网频率与电压特性指标研究、优化控制方法与主动防御策略设计以及基于实际工程的仿真分析奠定了理论基础。
第 1 章 绪论
1.2.1 特高压直流送端电网频率稳定研究现状
（1）特高压直流调频技术
直流调频技术是特高压直流输电一种附加控制功能，利用直流输电系统功率的快速可控性，调节所连一端或两端交流电网的频率，共同利用两端交流系统所储备的热备用容量，保证两端系统频率稳定运行[41]。特高压直流调频方式通常包括以下两种，一是将某一端交流系统频率保持在额定值（在允许的死区范围内），该直流调频方式适用于一端交流系统短路容量较大的情况；二是按直流两端交流系统频率偏差比例调节，该直流调频方式适用于两端交流网络短路容量相近的情况。其中，直流系统两端频率调制方式是以整流侧某一母线和逆变侧某一母线的频率偏差作为输入信号，通过微分环节、滤波环节、补偿环节、放大环节、限幅环节，将其输出的调节信号作为附加功率控制信号与直流系统功率指令信号进行叠加，从而修正直流系统输出功率，达到直流系统参与交流系统频率调制的目的[42]。
目前，国内尚无成熟的直流调频技术标准体系，国家电网公司企业标准《高压直流输电系统附加频率控制器选型及参数整定规范》处于起草阶段。按上述规范指导意见，直流调频控制器的设计应综合考虑设备耐受能力以及电网实际需求，且直流控制器动作不能引发直流故障，并应与电网三道防线等其他控制措施相适应[43]。
目前，风力发电机组调频技术包括虚拟惯量控制法、转子转速控制法及桨距角控制法[47-50]。其中，虚拟惯量控制在于调节作为电网频率导数函数的参考转矩，利用存储在风机旋转质量块中动能参与电网动态频率调整，为系统暂态功率调节提供虚拟惯量，但其对稳态频率并无支撑作用，且风机在放电后恢复动能过程中易引起系统负功率穿透，存在引发系统稳态频率崩溃风险[51-53]；转子转速控制法对系统频率波动响应较快，但其调频输出功率要受到风机转子转速的制约[54]；桨距角控制法可实现大范围功率调制，且对风机具有普遍适应性，但调节方式属于机械动作，降低机组寿命[55-58]。
第 3 章 特高压直流送端电网频率特性分析与控制方法
3.1 特高压外送型电网频率特性分析
3.1.1 直流系统故障方式高频特性分析
本文以典型的特高压外送型电网—东北电网为研究对象。东北电网中鲁固特高压直流额定输送容量高达 10000MW，接近东北电网总负荷的 14%，电网运行呈现出的“强直弱交”和“单一通道输电容量占比较大”特征明显。鲁固直流大功率运行时若发生闭锁、换相失败等故障，大量不平衡功率将导致系统发生高频问题，给电网安全稳定运行带来极大影响。
目前，东北电网高频紧急控制系统（系统保护）按东北电网不平衡功率 200 万千瓦整定，预计鲁固直流最大输送功率增至 720 万千瓦（极端情况不超过 750 万千瓦）。本文按东北电网小负荷方式下，鲁固直流输送功率 800 万千瓦时发生双极闭锁故障进行高频特性分析。若故障发生后系统不采取任何措施，系统暂态频率最高达到 53.52Hz、最高频率悬停于 52.50 Hz 以上，系统频率失稳；若故障发生后系统采取相关切机措施，根据系统频率仿真曲线可以得出，保护措施中切除机组容量越大，系统频率稳定水平越好，若故障后切除 600 万千瓦机组，系统暂态频率最高达到 50.43 Hz、稳态频率可恢复到 50.20 Hz，可满足电网频率稳定要求。
第 5 章 特高压直流送端电网电压特性分析与无功优化方法
5.1 特高压外送型电网电压特性分析
5.1.1 交直流系统故障方式暂态电压特性分析
在交流系统发生短路或直流系统发生换相失败、直流闭锁等故障后，会导致故障侧直流和交流系统母线电压瞬时降低，打破交直流系统无功平衡情况。图 5.1 为鲁固直流系统发生换相失败故障后换流站和近区风电场母线电压曲线。从图 5.1 可以看出，鲁固直流系统发生换相失败故障后，换流站和近区风电场母线电压呈现“先低后高”的趋势（故障后 20ms 达到最低值，140ms 达到最高值）。在直流系统发生换相失败时，直流故障侧相当于发生短路，电压大幅降低，呈现出“低”的特征；直流侧电压降低会导致直流系统输送功率降低，消耗的无功功率随之降低，直流系统盈余的无功功率将打破交直流系统无功平衡，使得电压呈现出“高”的特征。
5.2 特高压直流送端电网电压稳定协调控制架构
5.2.1 电压稳定控制域
根据特高压外送型电网电压稳定特性，本文将特高压外送型电网电压稳定运行与控制状态分为稳定控制域、弱稳定控制域、不稳定控制域三个域，分别表征交直流混联系统对电压稳定控制能力。其中，稳定控制域内系统无功储备充足，电压调节能力较强，电压稳定水平较高，且负荷承载空间较大；弱稳定控制域内无功功率储备不足，无功补偿装置已达到输出极限，负荷承载空间较小；不稳定控制域内潮流方程无解，并会发生电压崩溃。特高压直流送端电网电压稳定控制域如图 5.5 所示。
第 6 章 结论
大规模能源经特高压交直流系统外送已成为我国能源基地电力外送的主要途径。鲁固特高压直流工程投运后，极大缓解了东北电网供大于求的局面，将富裕电力通过特高压直流通道送向华北负荷中心，在实现大规模电力资源优化配置的同时，也给作为能源送端系统的东北电网安全稳定运行带来了极大挑战。风电渗透率和特高压直流输送功率的不断攀升，使得东北电网频率和电压稳定问题突出，原有的系统保护方案难以满足新形势下电网安全稳定需求。研究风电并网、电力电子器件及交直流系统交互作用等因素对电力系统稳定性的影响机理，提出高渗透率风电特高压直流送端电网交直流混联模式下频率与电压主动防御策略，对于保障东北电网安全稳定运行具有重要理论和工程意义。
本文以高渗透率风电特高压直流送端电网交直流混联模式下频率稳定与电压稳定为研究对象，分别从多能源交直流混联系统暂态稳定分析数学模型搭建、特高压外送型电网频率特性分析与控制方法研究、特高压外送型电网电压特性分析与无功优化方法研究、特高压外送型电网有功与电压耦合模式主动防御策略研究等方面开展了深入研究。本文主要研究成果和创新点如下。
（1）构建了多能源交直流混联系统暂态稳定分析数学模型。本文针对特高压交直流混联电网频率稳定及电压稳定分析的暂态过程，构建了多能源交直流混联系统模型架构，包括多能源发电系统模型、交直流混联系统潮流计算模型、交直流混联系统综合频率响应模型、交直流混联系统电压稳定分析模型。该模型体系能够反映出与实际系统一致的频率与电压稳定特性，以及不同控制策略、参数优化的系统响应特性，为后文开展特高压直流送端电网频率与电压特性指标研究、优化控制方法与主动防御策略设计以及基于实际工程的仿真分析奠定了理论基础。
（2）分析了特高压外送型电网频率稳定特性，提出了特高压外送型电网频率综合控制方法，结合实际电网频率调控可实施度，在综合考虑系统频率分布时空特性的基础上，提出了含 LFC 参与系数的频率控制方法，从频率控制系统架构角度解决了不同调频控制方法的协调性问题；建立了特高压外送型电网频率稳定评价体系，给出了东北电网典型故障集下频率稳定综合评价结果（表 3.3），为电网频率稳定优化控制方法研究提供指导；提出了“火-风-核-直流”耦合模式频率优化控制方法，根据负荷重要程度与负荷频率灵敏度设计了东北电网三段式频率稳定主动防御策略。
参考文献（略）
