基于自主响应的新能源送端电网暂态压升的控制方法与流程

1.本发明属于交直流送端电网暂态电压控制领域，尤其涉及基于自主响应的新能源送端电网暂态压升的控制方法。


背景技术：

2.随着风电、光伏等新能源装机容量的不断提高，为满足新能源送出、负荷中心电力供应、节能减排等方面的迫切需求，特高压直流外送以其输送容量大、输电损耗低、输送距离远等优点成为新能源外送的主要手段。直流故障可能会引起直流送端系统过电压，引发风电机端电压骤升，当暂态过电压幅值低于风电场低电压穿越值或超过风电场高压穿越限值时，风电场将面临脱网风险。倘若故障发生时控制不当，将影响交直流系统正常运行。对与直流系统的故障，传统的控制方案主要为指令控制，由于在传统指令控制之下，svc具有无功功率调节时间上的延迟，在直流输电系统换相失败时将助长暂态电压的提升，因此，分析直流故障引发新能源送端电网电压变化的机理，研究动态无功补偿设备的调节特性和svc的无功反调机理，进而提出基于自主响应的新能源送端电网暂态压升的控制方法，对高压直流送端电网电压控制策略具有重要的指导意义。
3.以上内容虽然已有许多专家学者有过研究，但大多数集中在动态无功补偿设备的指令控制，而研究直流故障后送端新能源电网暂态过电压自主响应的内容较少。


技术实现要素：

4.本发明的目的在于，提供一种基于自主响应的新能源送端电网暂态压升的控制方法，用于解决前述存在问题。为实现上述目的，本发明提供的技术方案是基于自主响应的新能源送端电网暂态压升的控制方法，其特征和所述方法包括：
5.1.基于自主响应的新能源送端电网暂态压升的控制方法，其特征在于，所述分析方法包括以下步骤：
6.s1：分析直流故障引发新能源送端电网电压变化的机理；
7.s2：研究动态无功补偿设备的调节特性，建立动态无功补偿设备的调节模型；
8.s3：分析传统控制方法下多次换相失败故障直流送端svc的无功反调机理；
9.s4：提出基于自主响应的新能源送端电网暂态压升的控制方法；
10.s5：搭建仿真模型，验证所提控制方法的有效性。
11.所述s1包括以下步骤：
12.s101：分析换相失败对新能源送端电网电压的影响机理；
13.s102：分析直流闭锁故障对新能源送端电网电压的影响机理；
14.所述s2包括以下步骤：
15.s201：分析调相机的工作原理，得到其动态无功响应调节特性，建立调相机的控制模型；
16.s202：分析svc的工作原理，得到其无功响应调节特性，建立svc的控制模型。
17.2.所述s3包括以下步骤：
18.s301：基于s2，分析传统控制方法下svc的响应滞后性；
19.s302：基于s301，分析传统控制下svc的无功反调机理分析。
20.3.所述s4包括以下步骤：
21.s401：基于s3，提出换相失败下防止动态无功补偿装置无功反调的自主响应控制方法；
22.s402：基于s401，提出基于自主响应的新能源送端电网暂态压升的整流站侧集中控制的控制方法；
23.s403：基于s401，提出基于自主响应的新能源送端电网暂态压升的风电场侧分散控制的控制方法。
24.6.所述s5包括以下步骤：
25.s501：搭建高压直流输电模型，并仿真验证本控制方法可行性和有效性；
26.s502：对比控制方法应用前后暂态电压曲线变化图；
27.s503：真验证本发明所提控制方法的有效性。
附图说明
28.下面通过附图和实施例，对本发明的技术方案做进一步的详细描述。
29.图1为本发明所述的基于自主响应的新能源送端电网暂态压升的控制方法的流程图；
30.图2为本发明所述的直流输电系统接线示意图；
31.图3为本发明所述的整流器和逆变器阀电压波形图；
32.图4为本发明所述的整流站无功功率交换情况示意；
33.图5为本发明所述的调相机的励磁调节模型框图；
34.图6为本发明所述的tsc tcr型svc单相基本结构图；
35.图7为本发明所述的svc的无功调节模型框图；
36.图8为本发明所述的控制系统滞后时间和输入信号频率变化关系；
37.图9为本发明所述的svc附加闭锁控制逻辑图；
38.图10为本发明所述的包含svc附加闭锁控制逻辑的电压调节器模型图；
39.图11为本发明所述的整流站调相机电压控制策略流程图；
40.图12为本发明所述的风电场svc电压控制策略流程图；
41.图13为本发明实施例所述的高压直流输电模型图；
42.图14为本发明实施例所述的高压直流换相失败故障后，各控制方法下整流站母线的暂态电压曲线图；
43.图15为本发明实施例所述的高压换相失败故障后，各控制方法下风电场母线的暂态电压曲线图；
44.图16为本发明实施例所述的高压直流换相失败故障后，各控制方法下新能源送端电网暂态压升幅值对比图。
具体实施方式
45.为了清楚了解本发明的技术方案，将在下面的描述中提出其详细的结构。显然，本发明实施例的具体施行并不足限于本领域的技术人员所熟习的特殊细节。本发明的优选实施例详细描述如下，除详细描述的这些实施例外，还可以具有其他实施方式。
46.下面结合附图和实施例对本发明做进一步详细说明。
47.实施例：
48.本发明实施例采用如图13所示的800kv的高压直流输电模型验证本发明提出的机理分析方法，换流站为双极运行方式，每极给定功率pd为3250mw。高压直流输电线路单极为电阻为9.015ω，电感为1906mh，换流器两端分别有0.3h的直流平波电抗器。对于无功补偿装置，换流站交流母线71共设置补偿量为245mvar的电容10组，补偿量为305mvar的电容3组。图1为本发明所述的基于自主响应的新能源送端电网暂态压升的控制方法流程图。图1中，本发明提供的控制方法，包括下述步骤：
49.s1：分析直流故障引发新能源送端电网电压变化的机理；
50.s2：研究动态无功补偿设备的调节特性，建立动态无功补偿设备的调节模型；
51.s3：分析传统控制方法下多次换相失败故障直流送端svc的无功反调机理；
52.s4：提出基于自主响应的新能源送端电网暂态压升的控制方法；
53.s5：搭建仿真模型，验证所提控制方法的有效性。
54.所述s1包括以下步骤：
55.s101：分析换相失败对新能源送端电网电压的影响机理
56.图2为高压直流输电系统接线示意图，其主要由两端换流站、直流输电线路和接地极系统所组成，图中1为交流系统，2为换流变压器，3为换流器，4为平波电抗器，5为直流输电线路，6为接地极系统。
57.图3(a)、(b)分别为整流器和逆变器阀电压波形。从图3(a)可以看出换相结束后，退出换相的整流器阀在电流关断后马上承受长时间的反向电压；从图3(b)可以看出，逆变器阀在电流关断后承受短暂的反向电压后马上承受正向电压。如果退出换相的逆变器阀臂从电流关断到其阳极电压由负变正的过零时刻之间的时间过短，退出换相的阀臂上还有剩余截流子，在正向电压的作用下，不加触发脉冲也会重新导通，则会引发倒换相，并使预计开通的阀重新关断，这种现象为换相失败。
58.对于高压直流输电系统，暂态期间送端交流系统母线电压变化为：
[0059][0060]
式中δu为换流站交流母线暂态电压变化率；δq为换流站与交流系统无功交换变化量；sc为换流站交流母线的短路容量。换流站消耗的无功功率为：
[0061][0062]
式中α为触发角；μ为换相角；i为直流电流；u
dio
为理想空载直流电压。交直流系统运行中的换相失败故障会引发直流侧短路，直流电流迅速增加，整流侧换流器在此期间消耗的无功功率瞬间增大，导致交流系统出现无功缺额，交流母线电压降低；整流站配备的电
流控制环节使得直流电流迅速减少，换流站配备的滤波器所发出的无功全部注入整流侧交流电网，从而出现暂态过电压。因此，换相失败引发的系统故障期间，直流送出交流系统母线电压会呈现出“先低后高”的变化规律。当交流系统没有及时清除故障或直流保护系统性能较差时，将发生连续换相失败，此时直流系统将闭锁。
[0063]
s102：分析直流闭锁对直流送端电网电压的影响机理；
[0064]
直流闭锁主要发生在直流系统和交流系统发生故障时，保护装置关断换流阀以此来切断直流电流，达到关断直流功率的目的。
[0065]
交直流系统整流站无功功率交换图如图4所示，图中，p
ac
和q
ac
分别为送端交流系统与直流系统交换的有功功率和无功功率，pd和qd分别为直流系统输送的有功功率和换流站内消耗的无功功率，qc为无功补偿装置为系统提供的无功功率，ue和xe分别为交流系统的等值电势和等值电抗，u
l
为换流母线电压。
[0066]
p
ac
＝pdꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(3)
[0067][0068]
直流闭锁后，换流阀关断，系统会切除滤波器保护系统设备安全。由于触发角的移相过程非常迅速，其无功消耗会迅速下降，但是极控系统切除滤波器最快需要约200ms，在切除滤波器之前，盈余的无功功率会使得换流母线电压迅速升高，破坏系统稳定性，pd和qd均降至0，换流母线的电压变化量为：
[0069][0070]
式中：sc是交流系统短路容量。从上式可以分析出在滤波器切除前，换流器运行时本该消耗的无功功率越大，整流站换流母线闭锁之后出现的压升越大。
[0071]
当极控系统切除送端多余滤波器后，电压有所回落，但电压仍高于故障前电压值。电压升高幅值与直流外送功率呈正相关，直流外送功率越大，发生直流闭锁后暂态压升效应越明显,换流站母线电压变化量为：
[0072][0073]
式中，u
pn
换流站母线电压，p
acp
、q
acp
分别为直流闭锁前系统交换的有功、无功功率，s
ac
为换流母线短路容量。
[0074]
所述s2包括以下步骤：
[0075]
s201：分析调相机的工作原理，得到其动态无功响应调节特性，建立调相机的控制模型。
[0076]
同步调相机可认为是内电势可调的无功电压源，根据不同电气机理，调相机在直流故障后的动态无功响应可分为两部分：一是内电势不变、但接入的母线电压发生变化的自发无功响应；二是内电势受调相机励磁调节器控制的无功响应。
[0077]
自发无功响应过程的无功分量δq
sc1
跟随整流站母线电压变化自然产生，主要由
直轴次暂态电抗x
″d决定其瞬时值：
[0078]
δq
sc1
＝-urδur/(x
″d x
tr
) δu
pid0
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(7)
[0079]
其中，δur＝u
r-u
r0
，u
r0
为故障前整流站母线电压；x
tr
为调相机并网变压器短路电抗；i
d0
为调相机电流初值的d轴分量。δq
sc1
受直轴稳态电抗xd的影响，随时间衰减至稳态值。
[0080]
励磁调节器控制无功分量δq
sc2
需考虑励磁控制系统特性，实际工程中需考虑20ms的响应时间，则发生故障后δq
sc2
为
[0081]
δq
sc2
＝-ur(f(t)*δur δuri
r0
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(8)
[0082][0083][0084]
其中，ka为励磁放大倍数；t'
d0
为直轴暂态短路时间常数初值；x'd为直轴暂态电抗；“*”代表卷积符号。
[0085]
根据式和式可知，由于i
d0
很小，δq
sc1
、δq
sc2
与δur均呈负相关，如整流站电压升高时δur》0，此时δq
sc1
《0，δq
sc2
《0，即调相机进相运行吸收无功；反之，调相机迟相运行发出无功。
[0086]
建立如图5的调相机的励磁调节模型框图。输入信号需要经过一系列惯性环节、超前滞后环节才能形成输出信号等。调相机励磁调节器中，参考电压与系统电压的有效值作差后得到电压偏差，经量测环节、串联校正环节、并联校正环节(并联校正系数kf＝0)、功率放大环节、低励限制和过励限制环节得到调相机内电势调相机励磁控制系统传递函数为：
[0087][0088]
式中：k为串联校正环节的直流增益；ka为功率放大环节增益；kv为积分校正选择因子(kv＝0时为纯积分型校正，kv＝1时为比例积分型校正)；t1、t2、t3、t4为串联校正环节时间常数；tr为量测环节时间常数；ta为功率放大环节时间常数。由式可知，励磁控制系统输出量e
fd
的大小主要取决于传递函数中串联校正环节增益k和功率放大环节增益ka，励磁控制系统的延时主要取决于传递函数中各环节的时间常数和积分校正类型。
[0089]
s202：分析svc的工作原理，得到其无功响应调节特性，建立svc的控制模型。
[0090]
以图6所示典型的晶闸管投切电容器(tsc)和晶闸管控制电抗器(tcr)型svc(tsc tcr型svc)来介绍其无功调节特性。tsc tcr型svc是通过tsc作容性无功分级粗调与tcr作感性无功相控细调来进行平滑连续无功调节的，该类型补偿器谐波含量低，响应速度快，可快速改变发出的无功，具有较强的无功调节能力，提供动态无功补偿，从而提供动态电压支撑，加快暂态电压恢复，提高系统电压稳定水平。该种补偿器一般含有一组tcr与多组tsc，在设计时补偿器内部要串联降压变压器，这不仅可以避免晶闸管承受过高的电压，也可消除由晶闸管产生的3次谐波。
[0091]
svc发出的无功q
svc
为
[0092][0093]
其中，ω为频率；c
svc
、x
svc
分别为svc内部电容值、电抗值；α
svc
为svc内部晶闸管触发角。由式可知，svc发出的无功与风电场电压的平方呈正相关，当系统电压过低时，svc向电网输出无功的能力也较弱，此时svc会发出较大的电纳参考值，以发出较大的感性无功；当系统电压升高时则恰恰相反，svc吸收较大的感性无功。无论是发出无功还是吸收无功，依靠的都是内部储能元件的无功响应能力和晶闸管的半控特性，而储能元件有时滞效应、晶闸管导通有限制条件，电纳参考值变化需要时间，均导致无功控制无法瞬时完成。
[0094]
电压闭环控制是常用的svc控制方法。控制系统通过控制svc内部晶闸管触发角，平滑地改变svc等效电纳，从而动态调整svc输出无功，达到调节并网点电压的目的。图7为典型的svc的无功控制调节模型框图，测量元件将系统电压反馈给控制系统，计算所得的电压偏差经过电压调节器环节转换成控制指令，该指令可以控制晶闸管触发角度，从而最终调节无功输出。
[0095]
svc参考电压与系统电压有效值作差后得到电压偏差，经过一阶惯性环节、超前滞后环节(两个超前滞后环节分子分母相等)和考虑电压偏差的快速调控模块得到svc等效电纳值，并由信号发生器生成投入的电容器数量和触发角信号。当电压偏差不超过快速调控模块阈值时，svc控制系统传递函数为：
[0096][0097]
式中：k
svs
为连续控制增益，t
s1
为滤波器时间常数，t
s6
为可控硅触发时延。由式可知，svc控制系统输出量的大小主要取决于传递函数中连续控制增益k
svs
，svc控制系统的延时主要取决于传递函数中各环节的时间常数。
[0098]
所述s3包括以下步骤：
[0099]
s301：基于s2，分析传统控制方法下svc的响应滞后性。
[0100]
由s2中svc的传递函数可以得出控制系统传函在各个频段下均呈现出负相频特性，对于不同频率的正弦输入信号，在该控制系统作用下会产生不同程度的滞后效应。接下来推导滞后时间与输入信号频率的关系，以频率为自变量，可得传函表达式如下：
[0101][0102]
从而得到滞后相位为：
[0103][0104]
根据式，不同频率的输入信号在控制系统作用下的滞后时间可以由下式确定：
[0105][0106]
将典型参数t1＝0.02s、t2＝0.06s带入式，可得控制系统滞后时间和输入信号之间的关系，如图8所示。
[0107]
由此可得，输入信号频率越低，在svc控制系统作用下的滞后效应越明显；而“先低后高”型电压谐波分量主要集中在低频频段。因此当该电压误差信号作为svc控制系统输入信号时，会导致控制系统响应滞后。由此可知，当直流系统换相失败引起的送端电网电压波动时，svc无功电压响应滞后，从而可能会助增送端交流系统暂态过电压。
[0108]
s302：基于s301，分析传统控制下svc的无功反调机理分析。
[0109]
由于svc响应滞后，故障期间svc先是保持其晶闸管触发角不变，根据式可知svc的等效电纳也保持不变，因此电压跌落会导致svc输出无功功率减少；故障消除后系统电压恢复期间，svc开始低压响应，增发的无功功率助增了系统过电压，威胁到送端系统的稳定运行。暂态期间svc所发无功由式确定，其中q
svc
为svc所发无功，qc为固定电容器所发无功，q
tcr
为tcr所吸收无功：
[0110]qsvc
(t)＝qc(t)-q
tcr
(t)
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(17)
[0111]
进一步的，式可表示成式，其中bc为固定电容器的电纳值，b
tcr
为tcr等效电纳值，u为svc并网点电压：
[0112]qsvc
(t)＝[b
c-b
tcr
(t)]
·
u2(t)
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(18)
[0113]
考虑在电压最高点所对应的时刻对式求导，再联立式、式可得式。
[0114][0115][0116][0117]
式中b
tc
表示tcr等效电纳；α为晶闸管触发角度；x
l
为tcr最大电感值。观察式可知q
svc
的导数与晶闸管触发角的导数同号，因此在电压最高点时刻，当tcr触发角变化率为正时将产生无功反调现象。
[0118]
所述s4包括以下步骤：
[0119]
s401：基于s3，提出换相失败下防止svc无功反调的自主响应控制方法。
[0120]
对于s3所描述的svc无功反调问题，本方法采用闭锁控制加以解决。该控制逻辑包含在svc控制器内，主要适用于外部故障引起svc接入点出现严重低电压的场景。当检测到svc接入点电压跌落至其限值u
min
以下且电压变化率为[dv/dt
min
,dv/dt
max
]时，电纳参考值b
ref
被钳位置零，闭锁svc，清零电压调节器的积分器；待检测到svc接入点电压恢复至u
max
以上时，重新投入svc电压调节器，即解锁svc，如图9、图10所示。该控制逻辑采用电压阈值的选择来实现两种电压的判别。
[0121]
控制方法中相关参数取值考虑如下:电压阈值第一个设定值u
min
的选取可依据svc最小工作电压值vss，该值亦可根据需要设定，一般经验值取值区间为[0.3p.u.，0.5p.u.]，但结合直流换相失败特性，为防止换相失败期间svc反调，结合所选svc类型取为0.8p.u.；电压阈值第二个设定值u
max
通常要高于u
min
约0.09～0.2p.u.，取u
max
为1.0p.u.；dv/dt
min
和dv/dt
max
根据不同情况下换相失败电压变化率取-11p.u./s和-7p.u./s；延时δt的取值需综合考虑继电保护动作时间、svc响应时间以及系统的网络结构，下述分析主要针对带fc的
tcr型svc(实际动态响应时间为30～100ms)，结合单次换相失败故障持续时间(约200～300ms)，取δt值为60ms。
[0122]
整体而言，此控制流程下对外呈现的外特性即为当svc并网点电压变化率处于[-7p.u./s,-11p.u./s]且电压值低于0.9p.u.时进入闭锁缓冲，低于0.8p.u.时彻底闭锁svc，以防止换相失败后期暂态电压突升时，svc迟滞效应带来更高的暂态压升峰值。待检测到svc接入点电压恢复至1.0p.u.以上时，解除svc闭锁，使svc正常工作以应对接下来的暂态过电压。当发生直流闭锁故障时，由于暂态电压呈直接升高特性，故svc接入点电压不在闭锁区，svc自主响应降低暂态过电压。采取低压闭锁环节的svc控制方案优点在于：舍弃了换相失败期间低电压期间svc受低压影响的小部分无功出力，换取抵消svc迟滞效应带来的换相失败高压期间暂态过电压二次压升。
[0123]
s402：基于s401，提出基于自主响应的新能源送端电网暂态压升的整流站侧集中控制的控制方法。
[0124]
在整流站侧集中控制层中，有调相机作为暂态电压控制设备，在稳态时协调控制调相机与滤波器出力，给调相机预留足够的动态无功调节容量。根据s3分析可知，其内部无功响应分量可分为自发无功分量和励磁控制无功分量，自发无功分量可无延时响应控制，基本没有延时，但在没有励磁控制的情况下，自发无功分量会随时间衰减至零；励磁控制无功分量有20ms的响应控制延时，可控制调相机进入深度进相运行状态吸收过剩无功。对于装设在整流站侧的调相机，其电压调控的基本思想为：在换相失败期间的暂态电压波动期，充分发挥调相机无延时自发的无功响应特性，并在直流闭锁后的暂态过电压时期，发挥励磁调节器的控制作用，调动调相机深度进相能力吸收过剩无功，在暂态过程结束后，继续通过励磁控制无功输出，恢复系统正常电压。图11为调相机电压控制策略流程图，具体步骤如下：
①
正常情况下调相机的励磁调节器有效，记励磁调节器信号s
avr
＝1，此时调相机运行于轻负荷状态，为后续调节备用无功容量；
②
当调相机控制器收到逆变站的换相失败信号时，设置调相机内部的励磁调节器无效，记s
avr
＝0，以防止励磁调节器的延时控制恶化暂态过电压；
③
当调相机控制器收到逆变站的第3次换相失败信号s
cf3
时，延时t
avrre
投入励磁调节器，记s
avr
＝1并控制调相机零励磁深度进相运行，t
avrre
需躲过换相失败后的暂态压降阶段；
④
在直流闭锁并切除整流站多余滤波器后，根据此时的整流站母线电压ur，重新设定调相机参考内电势e
reff
，以稳定整流站的母线电压，完成调相机的电压控制。
[0125]
s403：基于s401，提出基于自主响应的新能源送端电网暂态压升的风电场侧分散控制的控制方法。
[0126]
风电场侧分散控制层中，有svc作为暂态电压控制设备。对于在风电场并网点母线处装设的svc，其电压调控的基本思想为：判断直流系统发生换相失败时，svc自发响应转变为闭锁状态，防止无功反调现象的出现；并在直流闭锁后暂态过电压时期，svc解除闭锁，吸收风电场过量无功，降低风机后续高压脱网的风险。图12为svc电压调控的流程图，具体步骤如下：
①
正常情况下投入svc，记s
break
＝0；
②
当系统检测到换相失败时，闭锁svc，记s
break
＝1；
③
处于脱网状态的svc根据并网点电压调整参考电纳b
ref1
；
④
当svc控制器收到第3次换相失败的信号s
cf3
后，延时t
svcre
svc自主响应投入运行，记s
break
＝0，t
svcre
应当足够避开换相失败后短暂的电压骤降阶段，保证svc在暂态过电压时安全投入运行，直接进入吸收系统无功的状态，抑制风电机组后续高压脱网；
⑤
在直流闭锁发生后，考虑在整流站滤波器切除
时，svc的时滞效应导致吸收无功的状态无法瞬时变化，可能会造成送端电压过低。因此，在切除滤波器时svc再度自发闭锁，风电场电压有所回落，svc延时t
svcre2
解除闭锁，重新调整参考电纳b
ref2
，调节设备输出无功，以恢复风电场电压，完成svc电压控制。
[0127]
所述s5包括以下步骤：
[0128]
s501：采用psasp搭建了一个如图13所示的含有800kv的高压直流输电的新能源送端电网模型验证本发明的技术效果，换流站进行双极运行，每极给定功率pd为3250mw。高压直流输电线路单极为电阻为9.015ω，电感为1906mh，换流器两端分别有0.3h的直流平波电抗器。整流站交流母线共设置补偿量为245mvar的电容10组，补偿量为305mvar的电容3组。整流站母线附近设置有风电机组，稳态时的潮流如图14所示。设置仿真总时长为2s，在0.2s时设置发生三次连续换相失败并且在换相失败后直流系统闭锁。
[0129]
s502：传统控制方法为调相机自主响应，svc不附加闭锁控制进行直流故障暂态过电压控制，本发明方法所用控制为在甘祁连换71母线的调相机与滤波器在稳态时协同控制电压，当换相失败发生时调相机励磁不动作，同时在风电场母线接入的svc设置有换相失败闭锁功能控制暂态电压。在不同的控制方法下进行直流故障仿真后，得到故障发生前后整流站母线和风电场母线的暂态电压的曲线变化如图14和图15所示。
[0130]
s503：由s502可知，本方法所提的控制策略能有效降低新能源送端电网在高压直流故障下的暂态压升，各控制下新能源送端电网暂态压升峰值如图16所示。由图可知本控制方法较传统控制策略暂态压升抑制整流站母线0.094pu，抑制风电场母线0.097pu。由仿真结果可知，本控制方法对高压直流故障的新能源送端电网暂态压升抑制效果显著，验证了本发明的实用性和有效性。
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最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，这些未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，均在申请待批的权利要求保护范围之内。