基于不同時間尺度的交直流混合配電網(wǎng)分層優(yōu)化控制策略

孟 明， 李 寬,2， 朱國林

(1.華北電力大學 電氣與電子工程學院，河北 保定 071003； 2.國網(wǎng)邢臺供電公司， 河北 邢臺 054000; 3. 國網(wǎng)鹽城供電公司，江蘇 鹽城 224005)

0 引 言

交流電作為主流配電形式已經(jīng)有一百多年的歷史，并且形成了完善的運行與控制標準，然而，隨著近年來城市配電網(wǎng)負荷密度的不斷增加，傳統(tǒng)的集中發(fā)電、高壓輸電、中低壓配電的供電模式暴露出越來越嚴重的問題，例如供電能力差、諧波含量高、傳輸走廊緊張以及環(huán)境污染等[1-3]。

另一方面，大量分布式電源和直流負荷接入配電網(wǎng)，改變了原有配電網(wǎng)的拓撲結(jié)構(gòu)以及潮流分布，導致了供電質(zhì)量差、電能損耗嚴重以及協(xié)調(diào)控制復雜等問題。在現(xiàn)有的交流配網(wǎng)條件下，光伏電池、超級電容、風力發(fā)電等分布式電源設(shè)備需經(jīng)過一系列AC/DC、DC/DC、DC/AC變換才能接入配電網(wǎng)，電動汽車、智能樓宇等新興直流負荷需經(jīng)過DC/AC變換才能接入配電網(wǎng)，如果可再生能源發(fā)出的直流電能直接接入直流電網(wǎng)，則可免去直流到交流的電壓變換過程，提高可再生能源利用效率[4]。

基于配電網(wǎng)改造的交直流混合配電網(wǎng)能夠充分利用原有配電網(wǎng)的存量資產(chǎn)，最大限度減少換流設(shè)備的使用數(shù)量，降低配電網(wǎng)建設(shè)成本，已成為一種由交流配電向直流配電過渡的可行途徑[1,5-6]。交直流混合配電網(wǎng)中最主要的換流設(shè)備為電壓源型換流器(voltage source converter，VSC)，VSC控制靈活，通過有功功率和無功功率的解耦控制能夠?qū)崿F(xiàn)靈活的潮流控制以及快速的無功補償[7]，保證配網(wǎng)中各節(jié)點的電壓穩(wěn)定和系統(tǒng)的功率平衡。

關(guān)于交直流混合配電網(wǎng)的控制策略已有部分文獻進行了相關(guān)研究，文獻[8]提出了一種交直流混合配電網(wǎng)協(xié)調(diào)控制方法，通過配網(wǎng)中換流裝置、儲能系統(tǒng)和光伏發(fā)電單元之間的相互配合保證系統(tǒng)的穩(wěn)定運行；文獻[9]對各換流站采用下垂控制，通過在內(nèi)環(huán)電流控制器中引入交流電壓和頻率控制環(huán)節(jié)來實現(xiàn)交直流子網(wǎng)的平穩(wěn)運行；但以上文獻均未涉及對系統(tǒng)中可控單元的優(yōu)化調(diào)度，難以對系統(tǒng)運行狀態(tài)進行優(yōu)化。

交直流混合配電網(wǎng)的優(yōu)化控制一般基于最優(yōu)潮流，通過優(yōu)化VSC換流站的功率，實現(xiàn)最優(yōu)的功率轉(zhuǎn)供從而達到不同的優(yōu)化目標[10]。文獻[11]通過優(yōu)化算法對交直流混合配電網(wǎng)中的無功儲備容量進行優(yōu)化，在電壓處于不同區(qū)段時采用不同的優(yōu)化目標，保證了交流母線電壓的穩(wěn)定，但未考慮直流側(cè)電壓的控制；文獻[12]基于最優(yōu)潮流算法提出了一種交直流混合配電網(wǎng)的分層控制方法，相比于傳統(tǒng)主從控制能夠有效降低對通信的要求，但其控制器的設(shè)計較為復雜。

為了滿足交直流混合配電網(wǎng)的潮流優(yōu)化和運行模式的快速切換要求，本文提出了一種基于不同時間尺度的分層優(yōu)化控制方法，在較短時間尺度內(nèi)，各并網(wǎng)變流器均根據(jù)上層調(diào)度指令工作于下垂控制模式，在較長時間尺度，對于交直流混合配電網(wǎng)不同的運行狀態(tài)設(shè)計了不同的調(diào)度策略，保證了系統(tǒng)運行于最優(yōu)狀態(tài)。

1 交直流混合配電網(wǎng)的結(jié)構(gòu)及運行模式

1.1 交直流混合配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)

交直流混合配電網(wǎng)的典型拓撲結(jié)構(gòu)如圖1所示。圖中由柔性互聯(lián)裝置將兩條交流線路和直流線路連接起來，且在線路上接入相應的配用電單元分別組成交、直流子網(wǎng)，其主要包含以下三個部分：

圖1 交直流混合配電網(wǎng)的拓撲結(jié)構(gòu)Fig.1 Topological structure of hybrid AC/DC distribution network

(1)分布式發(fā)電單元：本文采用光伏發(fā)電單元經(jīng)DC/DC變流器并入直流子網(wǎng)；雙饋風機經(jīng)過交流變壓器接入交流子網(wǎng)。系統(tǒng)正常運行時使其處于最大功率跟蹤(maximum power point tracking，MPPT)模式，以保證新能源最大水平消納，但在特殊情況時需要降功率運行以滿足其他方面的電能需求。

(2)儲能單元：本文采用直流形式的蓄電池儲能經(jīng)雙向DC/DC變流器并入直流子網(wǎng)。一般運行時使其處于充電或者閑置狀態(tài)；當系統(tǒng)功率驟變或線路故障時，其作為備用電源為系統(tǒng)提供電壓支撐，以保證系統(tǒng)穩(wěn)定運行。

(3)負荷單元：交、直流負荷分別經(jīng)如圖1所示的換流器并入相應的配電子網(wǎng)。

1.2 運行模式

交直流混合配電網(wǎng)的運行模式可根據(jù)交、直流子網(wǎng)及柔性互聯(lián)裝置是否發(fā)生故障分為正常運行模式和故障狀態(tài)運行模式，本文僅討論直流傳輸線斷路的情況。在正常模式、故障模式及模式切換時應采用不同的控制策略以滿足相應的運行目標。

(1)正常運行模式

正常運行模式是指配電網(wǎng)系統(tǒng)未發(fā)生故障且穩(wěn)定運行。此時系統(tǒng)直流側(cè)電壓偏差較小，交、直流子網(wǎng)通過柔性互聯(lián)變流器實現(xiàn)功率的相互支撐。針對此種運行方式，傳統(tǒng)控制方法通常采用主從控制或下垂控制對配電網(wǎng)系統(tǒng)進行全局控制[13,14]，但主從控制策略對通信系統(tǒng)及主換流站要求較高，當通信故障或系統(tǒng)功率波動達到主換流站極限時，將難以維持整個配電網(wǎng)系統(tǒng)的穩(wěn)定；下垂控制雖無通信要求，但在系統(tǒng)功率波動較大時會造成直流側(cè)電壓偏差過大。

(2)故障運行模式

當直流線路斷開時，配電網(wǎng)被分為兩個獨立的配電系統(tǒng)，斷點兩側(cè)沒有功率交換，也無法為彼此提供電壓支撐，同時，系統(tǒng)拓撲結(jié)構(gòu)的改變導致系統(tǒng)潮流不合理。此時，若不調(diào)整換流站的控制策略，則可能導致故障點兩側(cè)節(jié)點電壓偏差過大，當線路閉合，系統(tǒng)恢復雙端運行時易產(chǎn)生較大的沖擊電流，危害系統(tǒng)中用電設(shè)備的安全穩(wěn)定運行。

2 基于不同時間尺度的分層控制策略

針對上述兩種交直流混合配電網(wǎng)運行模式，本文提出了一種基于不同時間尺度的分層控制，使得配電網(wǎng)穩(wěn)定運行時工作于最優(yōu)狀態(tài)，維持系統(tǒng)穩(wěn)定且不過分依賴調(diào)度系統(tǒng)；另外當系統(tǒng)運行模式改變時無需切換各互聯(lián)變流器的控制策略。本文提出的分層控制策略為在較長時間尺度內(nèi)，調(diào)度系統(tǒng)根據(jù)配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)、線路參數(shù)、分布式電源及負荷功率等數(shù)據(jù)計算出使得系統(tǒng)工作于最優(yōu)狀態(tài)的調(diào)度指令，各互聯(lián)變流器根據(jù)其指令采用下垂控制策略，當系統(tǒng)穩(wěn)定時將運行于指定工作點；在較短時間尺度內(nèi)，當線路故障、分布式電源或負荷功率波動時，若因數(shù)據(jù)傳輸延時或調(diào)度系統(tǒng)故障而未及時得到新的調(diào)度指令，則各互聯(lián)變流器均按照原有下垂曲線調(diào)節(jié)輸出功率，共同提供功率差額以維持系統(tǒng)直流側(cè)電壓穩(wěn)定，另外當電壓偏差較大時，儲能系統(tǒng)切換其控制模式補償功率差額。下面具體介紹各層控制及相關(guān)變流器控制方式。

2.1 本地控制

2.1.1 第一層控制

在第一層控制中，直流側(cè)電壓偏差較小，此時分布式電源運行于MPPT模式；蓄電池根據(jù)其荷電狀態(tài)處于恒功率充電或閑置狀態(tài)；各柔性互聯(lián)裝置均根據(jù)調(diào)度指令采用下垂控制策略，共同調(diào)節(jié)直流側(cè)電壓與功率，其下垂關(guān)系如式(1)所示。

Pref-Popf=-kpu(Umes-Uopf)

(1)

式中：Popf和Uopf分別為互聯(lián)變流器的功率和電壓調(diào)度指令；Umes為變流器直流側(cè)電壓測量值；kpu為下垂控制的斜率；Pref為控制功率參考值。

主換流站作為系統(tǒng)的平衡節(jié)點，承擔著維持系統(tǒng)電壓平衡的任務，采用下垂控制能夠有效抑制功率波動較大時對系統(tǒng)的影響，因此設(shè)定主換流站的電壓波動范圍為±3%p.u.；對于從換流站，其主要任務是在系統(tǒng)功率發(fā)生波動時依據(jù)制定好的下垂關(guān)系提供功率差額，故取其允許的電壓波動范圍為±5%p.u.。具體的下垂控制策略示意圖如圖2所示。

圖2 換流站控制策略示意圖Fig.2 Converter station control strategy

以主換流站運行曲線為例，其中曲線l2為傳統(tǒng)下垂控制策略運行特性曲線，當運行參考點位于l2上方時，主換流站運行特性曲線如圖中l(wèi)1所示，同理，當運行參考點在l2下方時，主換流站運行特性曲線如圖l3所示，從換流站運行特性亦是如此，相應的控制器結(jié)構(gòu)如圖3所示，其由有功功率下垂環(huán)節(jié)、定無功功率環(huán)節(jié)、直流電壓限幅環(huán)節(jié)、電壓環(huán)和電流環(huán)組成，通過對有功功率的控制可以實現(xiàn)降低損耗以及調(diào)節(jié)直流線路節(jié)點電壓的功能，通過對無功功率的控制可以實現(xiàn)調(diào)節(jié)交流線路節(jié)點電壓的功能[15]。首先將直流側(cè)電壓測量值代入式(1)中得到變流器控制功率參考值，然后經(jīng)功率外環(huán)得到其控制電壓參考值，其后部分可視為帶有電壓限幅的定電壓控制，通過設(shè)置Udcref上下限以及idref上下限可以保證直流側(cè)電壓以及換流站功率不越限。

圖3 換流站控制器結(jié)構(gòu)Fig.3 Structure of converter station controller

2.1.2 第二層控制

圖4為蓄電池控制器結(jié)構(gòu)，當大容量負荷的投切或分布式發(fā)電單元功率劇變導致系統(tǒng)運行狀態(tài)惡化時，直流母線偏差ΔUdc≥0.03，主換流站轉(zhuǎn)入限流模式，從換流站仍按照如式(1)所示的下垂關(guān)系調(diào)節(jié)功率輸出，但僅依靠從換流站的調(diào)節(jié)能力可能難以平抑功率波動，此時蓄電池單元由恒功率充電或待機模式轉(zhuǎn)入下垂控制模式，實現(xiàn)直流側(cè)電壓的二次恢復，維持系統(tǒng)的功率平衡，其下垂控制特性可由式(2)表示。

(2)

為了避免蓄電池組的過度充放電現(xiàn)象，本文設(shè)置當檢測到蓄電池荷電狀態(tài)(state of charge，SOC)大于80%或小于20%時關(guān)閉雙向DC/DC變流器的觸發(fā)脈沖，提高蓄電池組的運行壽命。

圖4 蓄電池控制器結(jié)構(gòu)Fig.4 Structure of battery controller

2.2 調(diào)度層控制策略

本文設(shè)計的優(yōu)化調(diào)度策略示意圖如圖5所示，首先，將交直流混合配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)參數(shù)與實時風電、光伏、儲能、負荷功率數(shù)據(jù)上傳至能量管理系統(tǒng)(energy management system，EMS)，再通過最優(yōu)潮流算法計算出VSC換流器以及其他可控單元的運行狀態(tài)參考點，最后，由EMS將優(yōu)化調(diào)度指令下達至各個換流站，由于優(yōu)化區(qū)間較長(min級)，能夠有效降低對通信的過高要求。

圖5 優(yōu)化調(diào)度流程示意圖Fig.5 Optimal scheduling process

2.2.1 正常狀態(tài)優(yōu)化模型

交直流混合配電網(wǎng)正常運行時，系統(tǒng)各節(jié)點功率以及換流站容量均處在安全范圍內(nèi)，因此可考慮以系統(tǒng)總損耗最低以及各節(jié)點電壓偏差最小為優(yōu)化目標，保證配電網(wǎng)的經(jīng)濟優(yōu)化運行。約束條件主要包括系統(tǒng)潮流等式約束、節(jié)點電壓約束、線路傳輸功率約束、換流器容量約束、蓄電池充放電功率及荷電狀態(tài)約束。

(1) 目標函數(shù)

當系統(tǒng)處于正常狀態(tài)時，目標函數(shù)為系統(tǒng)總損耗最小和總電壓偏差最小。

(3)

(4)

式中：i表示系統(tǒng)內(nèi)節(jié)點編號；Ui表示節(jié)點i電壓；UN表示額定電壓。

(2) 約束條件

a.系統(tǒng)潮流等式約束

(5)

(6)

式中:AC和DC表示系統(tǒng)交流側(cè)和直流側(cè);Ui表示節(jié)點i電壓;j為與節(jié)點i直接相連的節(jié)點。

b.節(jié)點電壓約束

Umin≤Ui≤Umax

(7)

式中:Ui表示節(jié)點i的電壓;Umin和Umax為節(jié)點i電壓的允許下限和上限。

c.線路傳輸功率約束

(8)

(9)

d.換流器容量約束

(10)

式中:Pvsc、Qvsc分別表示換流器的有功功率和無功功率;Smax表示換流器的最大容量。

e.蓄電池充放電功率及荷電狀態(tài)約束

CSOC_min≤CSOC≤CSOC_max

(11)

Pbat_min≤Pbat≤Pbat_max

(12)

式中：CSOC表示蓄電池的荷電狀態(tài);CSOC_max、CSOC_min分別表示其上下限；Pbat表示蓄電池的充放電功率;Pbat_max、Pbat_min分別表示其上下限。

2.2.2 故障狀態(tài)優(yōu)化模型

當直流系統(tǒng)發(fā)生斷線故障時，系統(tǒng)供電模式由雙端供電變?yōu)殡p端隔離供電，此時，為了減小直流系統(tǒng)合環(huán)時產(chǎn)生的沖擊電流，應保證故障點兩側(cè)電壓盡可能一致，因此考慮以調(diào)壓為目的，約束條件主要系統(tǒng)潮流等式約束、線路傳輸功率約束、換流器容量約束、蓄電池充放電功率及荷電狀態(tài)約束。

(1) 目標函數(shù)

當故障發(fā)生時，目標函數(shù)為故障點左右兩側(cè)節(jié)點電壓偏差最小。

minFR=|Ul-Ur|

(13)

式中:Ul表示故障點左側(cè)節(jié)點電壓；Ur表示故障點右側(cè)節(jié)點電壓。

(2) 約束條件

系統(tǒng)潮流等式約束、線路傳輸功率約束、換流器容量約束、蓄電池充放電功率及荷電狀態(tài)約束同式(5)-(6)、式(8)-(12)。

3 仿真驗證

為了驗證本文所提出的交直流混合配電網(wǎng)的優(yōu)化控制策略的有效性，使用Matlab/Simulink軟件進行仿真，所搭建的交直流混合配電網(wǎng)的拓撲結(jié)構(gòu)如圖1所示。直流母線額定電壓為±10 kV，交流側(cè)電網(wǎng)電壓為6 kV，系統(tǒng)各項重要仿真參數(shù)如表1所示，配電網(wǎng)中各換流單元的容量約束與換流損耗參數(shù)如表2所示。

表1 仿真模型參數(shù)

表2 配電網(wǎng)各單元的容量及損耗參數(shù)

Tab.2 Capacity and loss parameters in distribution network units

節(jié)點類型[Pmin,Pmax]/MW換流站損耗百分比主換流站[-2.5,2.5]2從換流站[-2.5,2.5]2光伏單元[0,2]3蓄電池單元[-2,2]3雙饋風機單元[0,4]0交流負荷L1—3直流負荷L2—0交流負荷L3—0

3.1 無功補償仿真分析

為了驗證VSC換流站對交流系統(tǒng)的無功補償作用，設(shè)定在某一時刻，交流負荷L1功率為2 MVA,功率因數(shù)為0.95，蓄電池處于充電狀態(tài)，充電功率為1 MW，直流負荷L2為1 MW，光伏電池未接入系統(tǒng)，雙饋風力發(fā)電機功率為0.5 MVA，功率因數(shù)為0.98，交流負荷L3功率為3 MVA，功率因數(shù)為0.95，此時，通過優(yōu)化算法得到主換流站VSC1、從換流站VSC2的無功出力指令值分別為2 MVar和1.1 MVar，優(yōu)化前后交流側(cè)各節(jié)點電壓標幺值如表3所示。

表3 無功補償仿真結(jié)果

通過對比分析可以得出，當交流側(cè)節(jié)點電壓處于正常范圍時，通過優(yōu)化VSC換流器的無功出力，能夠有效減小節(jié)點電壓偏差；當節(jié)點電壓超出正常范圍時，以表3中節(jié)點⑩電壓為例，通過VSC的快速調(diào)節(jié)能力，能夠?qū)㈦妷悍€(wěn)定在0.95 p.u.以上，避免了電壓越限的風險。

3.2 系統(tǒng)正常運行模式仿真分析

圖6為圖1所示的交直流混合配電網(wǎng)正常運行時的仿真結(jié)果，圖(a)-(c)分別為負荷、分布式電源以及蓄電池的功率波形，圖(d)為蓄電池荷電狀態(tài)，圖(e)為直流側(cè)光伏電池并網(wǎng)點電壓標幺值。取5 s為一個長時間尺度優(yōu)化周期，即每5 s上層優(yōu)化調(diào)度系統(tǒng)會向各換流站下達優(yōu)化指令，其余時刻，換流站與儲能系統(tǒng)通過檢測直流電壓變化，將動作指令下達至各控制器，調(diào)整短時間尺度(s級)的功率波動以實現(xiàn)系統(tǒng)平穩(wěn)運行。

仿真初始時刻，負荷L1、L2、L3分別為2 MW、1MW、1 MW，雙饋風機、光伏電池發(fā)電功率分別為1 MW、1.5 MW，蓄電池處于充電狀態(tài)，充電功率為1 MW，此時，交直流混合配電網(wǎng)在優(yōu)化調(diào)度系統(tǒng)控制下最優(yōu)運行；2 s時，光照強度降低，光伏電池發(fā)電功率降低至1 MW，同時負荷L2增大為2 MW，此時，各換流站依據(jù)制定好的下垂曲線增加功率輸出，主換流站功率達到限值并轉(zhuǎn)入限流模式，不再提供功率差額，直流側(cè)電壓達到了0.97 p.u.；約4.7 s時，蓄電池SOC達到最大值并轉(zhuǎn)入待機狀態(tài)，5 s時，負荷L3增大為2 MW，此時，調(diào)度系統(tǒng)改變各換流站的功率參考值以維持系統(tǒng)的最優(yōu)狀態(tài)；8 s時，系統(tǒng)運行狀態(tài)繼續(xù)惡化，負荷L1增大為3 MW，負荷L2增大為3 MW，光伏電池發(fā)電功率減小為0.5 MW，雙饋風機發(fā)電功率增大為1.5 MW，此時，各換流站均進入限流模式，蓄電池檢測到系統(tǒng)電壓偏差大于0.3 p.u.并轉(zhuǎn)入下垂控制，發(fā)出約0.6 MW功率以保證直流側(cè)電壓不越限，直流側(cè)電壓被維持在0.955 p.u.左右；10 s時，負荷L1減小為1 MW，負荷L2減小為2 MW，蓄電池轉(zhuǎn)入充電狀態(tài)，同時優(yōu)化調(diào)度系統(tǒng)發(fā)出指令對系統(tǒng)運行狀態(tài)進行優(yōu)化；約11 s時，蓄電池充電結(jié)束并再次轉(zhuǎn)入待機狀態(tài)，此時，直流側(cè)電壓恢復為額定值左右。

圖6 正常運行仿真結(jié)果Fig.6 Simulation results in normal operation

由圖6(e)可以看出，相比于傳統(tǒng)下垂控制策略。本文的控制策略在減少直流線路電壓偏差上具有較大優(yōu)勢，相比于文獻[12]所提出的控制方法，本文的控制策略在簡化了控制器結(jié)構(gòu)的前提下仍能達到良好的控制效果。三種控制方法對應的系統(tǒng)損耗如表4所示，由于系統(tǒng)總損耗中換流器損耗占較大部分，因此相比于傳統(tǒng)下垂控制，本文的優(yōu)化效果并不很明顯。

表4 系統(tǒng)損耗對比

3.3 直流斷線故障仿真分析

圖7(a)為配網(wǎng)直流側(cè)斷線故障的仿真波形，仿真開始時，負荷L1、L2、L3分別為2 MW、1 MW、1 MW；光伏電池及雙饋風機的發(fā)電功率分別為1.5 MW、1 MW；蓄電池處于待機狀態(tài)，系統(tǒng)按照依照優(yōu)化調(diào)度指令最優(yōu)運行，2 s時，直流側(cè)節(jié)點7、8間線路斷線，此時，故障點左側(cè)節(jié)點電壓迅速增大為1.02 p.u.左右，同時故障點右側(cè)節(jié)點電壓減小為0.975 p.u.左右，4 s時，調(diào)度系統(tǒng)檢測到故障并調(diào)整各換流器的運行參考點，約4.5 s時，故障點左右兩側(cè)節(jié)點電壓恢復為1.0 p.u.左右并保持穩(wěn)定。

圖7 直流斷線故障仿真結(jié)果Fig.7 DC disconnection fault simulation result

圖7(b)為配電網(wǎng)直流斷線故障時的系統(tǒng)損耗波形，初始時刻，系統(tǒng)按照優(yōu)化調(diào)度指令運行，此時系統(tǒng)損耗較低，約為0.23 MW左右；2 s時，直流側(cè)斷線故障發(fā)生，系統(tǒng)潮流結(jié)構(gòu)改變，由于優(yōu)化調(diào)度為長時間尺度控制，此時，原有調(diào)度指令無法繼續(xù)優(yōu)化系統(tǒng)運行，系統(tǒng)運行狀態(tài)惡化同時系統(tǒng)損耗增大，達到0.32 MW左右；4 s時，故障點兩側(cè)電壓在優(yōu)化調(diào)度指令的作用下達到一致，但此時系統(tǒng)損耗進一步增加，這是因為當故障發(fā)生后，換流器需增加功率輸出來維持故障點電壓的平衡。

4 結(jié) 論

本文以雙端交直流混合配電網(wǎng)為研究對象，針對系統(tǒng)不同的運行模式建立了相應的優(yōu)化調(diào)度模型，并給出了各換流站以及蓄電池單元的控制策略，在Matlab/Simulink仿真軟件中搭建了仿真模型，理論分析及仿真驗證表明，本文提出的控制策略具有以下優(yōu)點：

(1)將優(yōu)化調(diào)度策略與傳統(tǒng)下垂控制策略相結(jié)合，在系統(tǒng)正常運行以及直流斷線故障時均能實現(xiàn)系統(tǒng)的運行優(yōu)化，優(yōu)化區(qū)間較長，能夠有效降低對通信的過高要求。

(2)在VSC的分層控制策略中，通過在傳統(tǒng)下垂控制中加入直流電壓與內(nèi)環(huán)電流限幅環(huán)節(jié)，簡化了控制器的設(shè)計。

(3)通過不同時間尺度控制之間的相互配合，在系統(tǒng)功率驟變、電路故障等惡劣工況時，能實現(xiàn)系統(tǒng)運行狀態(tài)的平穩(wěn)過渡。