直流电压

回复电压法是利用固体材料在直流电压下的极化特性，获得VM曲线及其参数，研究这些参数与含水量和老化程度等的关系，对绝缘状况进行判断。 PDC法就是测量试品在阶跃电压作用下的充电（极化）电流和之后短路状态下的放电（去极化）电流。

±400kV海上风电柔性直流输电系统为江苏如东黄沙洋海域三个海上风电场的直流送出系统，该输电系统包括海上和陆上换流站及两站间连接的直流海缆，海上换流站交流侧6回220kV海缆出线，陆上换流站交流侧1回500kV出线，系统直流电压±400kV，直流电流1375A，直流出线1回，承担黄沙洋海域H6（400MW）、H8（300MW）及H10(400MW)三个风电场共1100MW总装机规模的电力输送。本技术产品自2018年开始研究，2021年正式投运，系世界上在运容量最大、电压等级最高的海上风电柔性直流输电系统，系统设计可靠性大于98.51%，系统损耗小于2%，各项性能指标处于世界领先水平，经济社会效益显著。

针对逆变侧交流故障导致换相失败期间送端系统所遭受的有功冲击问题，首先，基于换相失败期间直流等值电路明确了换相失败后整流器有功波动的主导因素，并计及换相失败期间直流电压的波动特性分析了整流侧各电气量与控制量的响应机理，从而确定了整流侧各直流电气量与控制量暂态响应与送端系统传输有功极值时刻之间的关系。其次，基于换相失败期间的拉氏运算电路，推导建立了换相失败后送端系统各电气量的时域表达式，实现了整流器的暂态有功建模。通过划分时间区间对低压限流环节进行优化改进，利用直流电流时域表达式补偿直流电流指令值，提出了基于传输有功暂态极值时刻的有功支撑策略。最后，PSCAD与CIGRE-HVDC的仿真结果验证了理论分析的正确性与有功支撑策略的有效性。

针对海上风电多端柔直系统岸上交流电网故障时的盈余功率问题，提出一种采用能量控制的多个海上换流站与风电机组的协调控制策略。在故障期间，部分海上换流站先启动能量控制，根据直流电压的变化抬升能量参考值，吸收直流系统中的盈余功率。剩余海上换流站对直流电压进行预测，当直流电压预测值超过限值后，剩余海上换流站启动能量控制吸收盈余功率。海上换流站在吸收盈余功率的同时对风电机组采用降压控制，根据换流站储能的增加情况降低风机侧交流电压参考值。风电机组网侧换流器根据交流电压的变化调节d轴电流参考值，减少输送到多端柔直系统的有功功率，避免多端柔直系统的直流电压越限。最后，在PSCAD/EMTDC中对不同类型的故障进行仿真，验证了所提协调控制策略的有效性。

为了实现系统功率双向传输控制、有功无功解耦控制、故障隔离等目标，2个交流微电网通过背靠背结构的电压源型变流器（VSC）进行直流互联。在功率双向流动系统中，定功率控制模式下变流器作为功率负载时，其直流或交流端口阻抗会呈负阻抗特性，进而减小系统阻尼，容易让系统失去稳定。针对该问题，提出一种多阻抗优化控制方法，不仅将该变流器直流和交流端口的负阻抗优化为正阻抗，还对定直流电压模式下的变流器直流端口阻抗进行优化，减小两侧阻抗的相位差，多角度增强系统的稳定性。首先，对系统的结构和控制进行了简单介绍。其次，对优化前两侧变流器多个端口阻抗的特性进行分析。然后，分析了多阻抗优化控制的工作机理，并得到优化后的端口阻抗模型。依据最小环路比和奈奎斯特稳定判据，对比分析了优化前后系统的稳定性。结果表明：提出的多阻抗优化控制方法能对系统中多个端口阻抗进行优化，不仅可以将原交、直流侧的阻抗特性从负优化为正，还可以减小直流侧阻抗间的相位差，使系统保持更大的稳定裕度。最后通过Matlab/Simulink仿真对所提控制方法的有效性进行了验证。

柔性直流输电系统成套设计及核心装备系列国家标准，包括1《柔性直流输电系统成套设计规范》、2《柔性直流输电换流器技术规范》、3《柔性直流输电控制与保护设备技术要求》，均由南方电网科学研究有限责任公司牵头编写，为世界上首次制定，技术创新难度大，标准成果达到国际领先水平。 本项目之前，世界上尚无相关国际标准参考，南网科研院突破柔性直流输电技术领域三个重要技术方向，包括成套设计、换流器、控制保护核心技术，研究成果形成国家标准，规范了国内柔性直流输电系统成套及核心装备设计情况，为成套设计及核心装备设计、制造、试验、验收提供直接参考依据，意义重大。 项目团队依托国家863计划课题，通过多年技术攻关，完全掌握高柔性直流输电关键技术，在成套设计、换流器、控制保护等方面取得重大创新成果，形成技术标准，并率先实现工程应用，引起巨大社会反响： 1.标准1中第4、6、7部分，世界上首次提出了百千伏级高压柔性直流输电系统集成设计方法，实现了大规模新能源并网和区域电网互联的整体工程应用。 2.标准2中第5、6部分，世界上首次设计了自主化的高压大容量柔性直流输电换流阀关键装备，实现了直流电压从±160kV到±350kV、输送容量从百兆瓦到千兆瓦的跨越式突破。 3.标准3中第5部分，世界上首次提出了柔性直流输电控制与保护设备的体系化技术要求，有效支撑柔性直流输电工程控制保护系统的研发。 4.标准1中第9部分、标准2中第7部分、标准3中第6部分，世界上首次提出了覆盖柔性直流输电系统研究、装备研制、主设备试验的试验技术。 项目获得专利15项（发明专利12项）、软件著作权1项，发表论文14篇，专著1部。相关成果通过了中国电机工程学会及中国机械工业联合会的成果鉴定，鉴定委员会一致认为“多端柔性直流输电技术处于国际领先水平”、“研发的千兆瓦级柔性直流背靠背系统装备具有完全自主知识产权，达到国际领先水平”。 本系列标准已成功应用在云南电网与南网主网鲁西背靠背直流异步联网工程、乌东德电站送电广东广西特高压多端直流示范工程、三峡如东海上风电柔性直流输电示范项目中的系统成套设计、换流阀、控制保护等核心设备研制中，社会经济效益显著。 项目完成的国家标准是柔性直流输电技术成果转化为知识产权的直接体现，通过成功实施和推广应用，建成了产学研用科研团队，培养了大批专业技术人才，带动了国内高压大容量柔性直流输电换流器、控制保护等核心装备制造业的发展，提升了我国能源科技自主创新能力和国际竞争力，践行了国家创新驱动发展战略。

针对由中点钳位型(neutral-point clamped, NPC)功率单元和H桥级联型(cascade H-bridge, CHB)功率单元构成的混合级联型静止无功发生器(hybrid cascade static var generator, HC-SVG)在补偿不平衡负载时产生的CHB功率单元相间电压失衡问题，提出一种基于零序电压前馈的CHB功率单元相间电压平衡控制方法，并对零序电压注入后HC-SVG直流侧电压取值进行分析。首先，分析CHB功率单元承担基波电压分量与HC-SVG输出基波电压的关系。推导HC-SVG补偿不平衡负载时CHB功率单元相间电压平衡所需的零序电压，建立零序电压前馈控制。其次，基于零序电压与补偿电流的解析关系，讨论补偿电流不平衡度与HC-SVG直流侧电压取值之间的约束关系。以6 kV/3 Mvar装置为算例，进行直流侧电压的取值分析。并与星接CHB-SVG进行对比，揭示补偿不平衡负载时HC-SVG所需直流电压低的特点。仿真验证了相间电压平衡控制与直流电压取值分析的有效性。

针对风电全直流系统并网给交流电网带来的系统惯量降低、调频能力不足等问题，提出一种改善惯性响应与一次调频的变系数风电全直流系统协调控制策略。在惯量响应方面，网侧换流站采用惯性同步控制，直流升压站采用恒变比控制，实现直流电容对电网的惯量支撑及直流低压侧的直流电压对交流系统频率的感知，在此基础上对直流风电机组(direct current wind turbine,DCWT)附加变虚拟惯性系数的虚拟惯量控制，使风电全直流系统在不同频率响应阶段具备不同的等效惯量。在一次调频方面，DCWT采用超速与变桨相结合的减载运行方式，通过变下垂控制来改变其有功出力，充分利用不同风速下的备用容量，使风电全直流系统更有效地参与一次调频。仿真算例表明，文中所提策略改善了风电全直流系统接入后电力系统的惯性响应及一次调频。