CN111900747A - 用于多馈入直流系统的储能电站暂态无功控制方法和系统 - Google Patents

Abstract

本发明公开用于多馈入直流系统的储能电站暂态无功控制方法和系统，属于电力系统领域。包括：判断交流母线电压幅值是否小于稳态电压幅值最低值，若是，进入S2，否则，维持储能电站无功指令值为0；S2.判断是否同时满足直流处于首次换相失败的恢复过程、直流逆变侧关断角小于阈值、间隔时间小于阈值，若是，储能电站无功指令值维持为0，否则，储能电站无功指令值维持为最大值。本发明结合多馈入特高压直流系统连续换相失败机理与储能电站作用机制分析，权衡储能电站在暂态过程中对交流电压和触发角的影响，优化储能电站对多馈入特高压交直流混联系统的暂态控制效果，抑制直流故障后的连续换相失败，减小直流功率波动，改善交流电压恢复。

Description

用于多馈入直流系统的储能电站暂态无功控制方法和系统

技术领域

本发明属于电力系统领域，更具体地，涉及用于多馈入直流系统的储能电站暂态无功控制方法和系统。

背景技术

为了解决我国能源与负荷逆向分布的问题，越来越多特高压直流工程被应用到电力系统中。随着大容量特高压直流输电工程的不断建成投运，电力系统逐渐形成交直流混联结构，电力电子化特征日趋明显，电网动态特性趋向复杂，电网应对故障扰动的暂态控制手段需要进一步加强。以河南电网为例，随着天中直流、青海-河南直流的相继投运，河南电网将形成多直流馈入结构。多馈入结构使得各直流与受端电网间复杂耦合，电力系统运行灵活性不足，由单一故障引起交直流混联系统连锁故障的风险显着增加，电网运行的安全性、稳定性更需要提供有力保障。

逆变侧换相失败是特高压直流系统中常见的严重故障之一。由于交直流混联系统的复杂耦合特性，直流可能会在故障后发生多次连续换相失败，使直流传输功率大幅度波动，严重时甚至导致直流闭锁，对交流电网造成巨大冲击。因此，现阶段研究主要关注如何抑制直流连续换相失败，其大致思路可分为两类：一是通过改善直流本身的控制结构和控制特性，降低故障后换相失败风险。另一类则是利用电网中动态无功资源对系统进行暂态无功支撑，提升交流电压，降低直流换相失败的风险。

电化学储能技术近年来发展迅猛，截至2017年底，全球电化学储能累计装机规模已达2926.6MW。预计短期内，电化学储能装机规模仍将保持高速增长。与其它储能方式相比，电化学储能具有响应速度快、动态有功无功支撑能力强、循环效率高等优势。因此，电化学储能电站的规模化应用将是一种有效改善特高压交直流混联受端电网暂态稳定性的控制手段。

电化学储能电站在电力系统中的应用模式主要分为稳态控制和暂态控制两个层面。在稳态控制层面，现有研究主要关注储能电站在电力系统调峰、调频、调压方面的应用；在暂态控制层面，现有研究主要关注储能电站在抑制电力系统低频振荡、功率摆动和提升系统阻尼等方面的应用。但在现阶段研究中，储能电站在电网中的应用场景主要还是传统交流电网，鲜有涉及储能电站在多馈入直流系统中的暂态无功支撑应用研究，储能电站对交直流混联电网暂态过程的作用机制尚不明确，储能电站在多馈入直流系统中的暂态无功有效控制方法亟待探索。

发明内容

针对现有技术的缺陷和改进需求，本发明提供了用于多馈入直流系统的储能电站暂态无功控制方法和系统，其目的在于解决现有技术中储能电站对特高压交直流混联系统连续换相失败抑制方法不明确的问题。

为实现上述目的，按照本发明的第一方面，提供了一种用于多馈入直流系统的储能电站暂态无功控制方法，该方法包括以下步骤：

S1.判断交流母线电压幅值是否小于稳态电压幅值最低值，若是，则判定储能电站进入暂态控制模式，进入步骤S2，否则，判定储能电站进入稳态控制模式，维持储能电站无功指令值为0；

S2.判断是否同时满足直流处于首次换相失败的恢复过程、直流逆变侧关断角小于关断角预设阈值、间隔时间小于时间间隔预设阈值，若是，储能电站无功指令值维持为0，否则，储能电站无功指令值维持为1p.u.。

优选地，步骤S2包括以下子步骤：

S21.检测直流逆变侧关断角大小，若检测到的关断角大于等于关断角预设阈值γ_set且触发信号tr1为无效状态0，则将触发信号tr1设置为有效输出1，并转至步骤S22；若检测到的关断角小于γ_set且触发信号tr1为0，则维持储能电站无功指令值为1p.u.；若触发信号tr1为1，则转至步骤S22，所述触发信号tr1用于界定直流所处状态，触发信号tr1为0，表示直流还没有到首次换相失败后的恢复阶段；触发信号tr1为1，表示直流处于首次换相失败的恢复阶段；

S22.检测直流逆变侧关断角大小，若检测到的关断角小于γ_set且触发信号tr2为无效状态0，则Δt从当前时刻开始计时，同时将触发信号tr2设置为有效输出1，并转至步骤S23；若检测到的关断角大于等于γ_set且触发信号tr2为0，维持储能电站无功指令值为1p.u.；若触发信号tr2为1，则转至步骤S23，所述触发信号tr2用于界定直流所处状态，触发信号tr2为0，表示直流还没到首次换相失败后恢复过程的特定区间；触发信号tr2为1，表示直流已经处于首次换相失败后恢复过程的特定区间，即储能电站的无功需要退出的区间；

S23.检测时间间隔Δt，若Δt<时间间隔预设阈值t_set，则维持储能电站无功指令值为0；若Δt≥t_set，则将触发信号tr1、tr2与Δt清零。

优选地，U_low取值范围为[0.8p.u.-0.95p.u.]；γ_set、t_set的选取原则是判定直流处于首次换相失败恢复过程中的连续换相失败高风险阶段；触发信号tr1和tr2初始值均设为无效输出0，间隔时间Δt初始值设为0。

优选地，多馈入直流系统为特高压交直流混联系统。

为实现上述目的，按照本发明的第二方面，提供了一种适用于多馈入直流系统的储能电站暂态无功控制系统，该系统包括：

第一判断单元，用于判断交流母线电压幅值是否小于稳态电压幅值最低值，若是，则判定储能电站进入暂态控制模式，否则，判定储能电站进入稳态控制模式，维持储能电站无功指令值为0。

第二判断单元，用于在储能电站进入暂态控制模式时，判断是否同时满足直流处于首次换相失败的恢复过程、直流逆变侧关断角小于关断角预设阈值、间隔时间小于时间间隔预设阈值，若是，储能电站无功指令值维持为0，否则，储能电站无功指令值维持为1p.u.。

优选地，第二判断单元的具体实现方式如下：

(1)检测直流逆变侧关断角大小，若检测到的关断角大于等于关断角预设阈值γ_set且触发信号tr1为无效状态0，则将触发信号tr1设置为有效输出1，并转至步骤S22；若检测到的关断角小于γ_set且触发信号tr1为0，则维持储能电站无功指令值为1p.u.；若触发信号tr1为1，则转至步骤(2)，所述触发信号tr1用于界定直流所处状态，触发信号tr1为0，表示直流还没有到首次换相失败后的恢复阶段；触发信号tr1为1，表示直流处于首次换相失败的恢复阶段；

(2)检测直流逆变侧关断角大小，若检测到的关断角小于γ_set且触发信号tr2为无效状态0，则Δt从当前时刻开始计时，同时将触发信号tr2设置为有效输出1，并转至步骤(3)；若检测到的关断角大于等于γ_set且触发信号tr2为0，维持储能电站无功指令值为1p.u.；若触发信号tr2为1，则转至步骤S23，所述触发信号tr2用于界定直流所处状态，触发信号tr2为0，表示直流还没到首次换相失败后恢复过程的特定区间；触发信号tr2为1，表示直流已经处于首次换相失败后恢复过程的特定区间，即储能电站的无功需要退出的区间；

(3)检测时间间隔Δt，若Δt<时间间隔预设阈值t_set，则维持储能电站无功指令值为0；若Δt≥t_set，则将触发信号tr1、tr2与Δt清零。

优选地，U_low取值范围为[0.8p.u.-0.95p.u.]；γ_set、t_set的选取原则是判定直流处于首次换相失败恢复过程中的连续换相失败高风险阶段；触发信号tr1和tr2初始值均设为无效输出0，间隔时间Δt初始值设为0。

优选地，多馈入直流系统为特高压交直流混联系统。

总体而言，通过本发明所构思的以上技术方案，能够取得以下有益效果：

本发明提供了一种用于多馈入直流系统的储能电站暂态无功控制方法和系统，该控制方法结合多馈入特高压直流系统连续换相失败机理分析与储能电站作用机制分析，权衡了储能电站在暂态过程中对交流电压和触发角控制的影响，优化了储能电站对多馈入特高压交直流混联系统的暂态控制效果，可有效改善储能电站对多馈入特高压交直流混联系统的暂态控制效果，抑制直流故障后的连续换相失败，减小直流功率波动，改善交流电压恢复。

附图说明

图1为本发明提供的一种用于多馈入直流系统的储能电站暂态无功控制方法流程示意图；

图2为本发明提供的河南多馈入直流系统模型；

图3为本发明提供的锂电池电化学储能电站模型；

图4为现有技术中储能电站常规无功控制策略框图；

图5为现有技术和本发明控制方式接地电感为0.04H时的天中直流逆变侧关断角与直流功率暂态曲线对比图；

图6为现有技术和本发明控制方式接地电感为0.04H时的天中直流交流电压与逆变侧触发角暂态曲线对比图；

图7为现有技术和本发明控制方式接地电感为0.008H时的天中直流逆变侧关断角与直流功率暂态曲线对比图；

图8为现有技术和本发明控制方式接地电感为0.008H时的天中直流交流电压与逆变侧触发角暂态曲线对比图；

图9为现有技术和本发明控制方式接地电感分别为0.04H和0.008H时储能电站的暂态无功出力曲线对比图。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。此外，下面所描述的本发明各个实施方式中所涉及到的技术特征只要彼此之间未构成冲突就可以相互组合。

如图1所示，本发明提供了一种用于多馈入直流系统的储能电站暂态无功控制方法，该方法包括以下步骤：

步骤S1.判断交流母线电压幅值是否小于稳态电压幅值最低值，若是，则判定储能电站进入暂态控制模式，进入步骤S2，否则，判定储能电站进入稳态控制模式，维持储能电站无功指令值为0。

交流母线电压幅值小于稳态电压幅值最低值U_low，表示交直流系统处于较大扰动的暂态过程，直流面临着换相失败的风险；交流母线电压幅值大于等于稳态电压幅值最低值，表示交直流系统处于较为平稳的运行工况。

步骤S2.判断是否同时满足直流处于首次换相失败的恢复过程、直流逆变侧关断角小于关断角预设阈值、间隔时间小于时间间隔预设阈值，若是，储能电站无功指令值维持为0，否则，储能电站无功指令值维持为1p.u.。

上述步骤在储能电站暂态控制的每个控制周期(取决于控制系统的精度)内都会循环执行一次。另外，在本发明中所选取的控制参数(U_low、γ_set、t_set)是人为选定的经验值，可以进行适当调整。U_low的选取原则为判定直流系统处于较大扰动的暂态过程；电压0.05pu之内的波动属于合理波动范围，一般可认为系统处于稳态过程；波动范围超过0.05pu以上的，属于合理波动范围之外，此时可认为系统处于较大扰动的暂态过程。因此，本发明中U_low取值0.95pu作为界定系统是否处于较大扰动的暂态过程的阈值。但是根据不同应用场景下系统的特点不同，U_low取值可以适当变化，一般情况下U_low取值在[0.8pu-0.95pu]属于合理的区间。γ_set、t_set的选取原则是判定直流处于首次换相失败恢复过程中的连续换相失败高风险阶段。触发信号tr1和tr2初始值均设为无效输出0，间隔时间Δt初始值设为0。

储能电站无功指令值维持为0，表示储能电站不向交流系统输出无功功率；储能电站无功指令值维持为1p.u.，表示储能电站向交流系统输出最大容量无功功率。

步骤S2包括以下子步骤：

S21.检测直流逆变侧关断角大小，若检测到的关断角大于等于关断角预设阈值γ_set且触发信号tr1为无效状态0，则将触发信号tr1设置为有效输出1，并转至步骤S22；若检测到的关断角小于γ_set且触发信号tr1为0，则维持储能电站无功指令值为1p.u.；若触发信号tr1为1，则转至步骤S22，所述触发信号tr1用于界定直流所处状态，触发信号tr1为0，表示直流还没有到首次换相失败后的恢复阶段，触发信号tr1为1，表示直流处于首次换相失败的恢复阶段。

检测到的关断角大于等于γ_set，表示直流处于首次换相失败后的恢复过程；检测到的关断角小于γ_set，表示直流处于首次换相失败恢复前。

S22.检测直流逆变侧关断角大小，若检测到的关断角小于γ_set且触发信号tr2为无效状态0，则Δt从当前时刻开始计时，同时将触发信号tr2设置为有效输出1，并转至步骤S23；若检测到的关断角大于等于γ_set且触发信号tr2为0，维持储能电站无功指令值为1p.u.；若触发信号tr2为1，则转至步骤S23，所述触发信号tr2用于界定直流所处状态，触发信号tr2为0，表示直流还没到首次换相失败后恢复过程的特定区间，触发信号tr2为1，表示直流已经处于首次换相失败后恢复过程的特定区间，即储能电站的无功需要退出的区间。

S23.检测时间间隔Δt，若Δt<时间间隔预设阈值t_set，则维持储能电站无功指令值为0；若Δt≥t_set，则将触发信号tr1、tr2与Δt清零。

Δt<t_set，表示储能无功退出的时间间隔小于预设值；Δt≥t_set，表示退出时间间隔到达预设值，储能应该重新恢复无功出力。

对应地，本发明还提供了一种适用于多馈入直流系统的储能电站暂态无功控制系统，该系统包括：

第一判断单元，用于判断交流母线电压幅值是否小于稳态电压幅值最低值，若是，则判定储能电站进入暂态控制模式，否则，判定储能电站进入稳态控制模式，维持储能电站无功指令值为0。

第二判断单元，用于在储能电站进入暂态控制模式时，判断是否同时满足直流处于首次换相失败的恢复过程、直流逆变侧关断角小于关断角预设阈值、间隔时间小于时间间隔预设阈值，若是，储能电站无功指令值维持为0，否则，储能电站无功指令值维持为1p.u.。

本实施例以河南多馈入直流系统作为特高压交直流混联系统，对于直流系统而言，±800kV电压等级以上属于特高压；对于交流系统而言，1000kV以上属于特高压。在PSCAD/EMTDC中搭建了相应仿真模型，如图2所示。河南多馈入直流系统包括青海-河南直流、天中直流两条特高压直流输电线路，其电压等级均为±800kV，稳态时传输的直流功率均为8000MW。图中河南多馈入直流系统交流等值模型阻抗参数如表1所示。

表1

此外在PSCAD/EMTDC中搭建了锂电池电化学储能电站模型，如图3所示。模型主要包括锂电池阵列、Boost升压电路以及并网逆变器三个部分。储能电站采用定功率控制结构，通过改变P_ref与Q_ref能够灵活改变储能电站的功率输出。

接下来通过仿真算例验证所提储能电站改进暂态无功控制策略对于河南多馈入直流系统连续换相失败的抑制效果。设置图2所示天中直流逆变侧交流母线在0.5s时通过一定大小的接地电感发生三相接地故障，持续时间为0.1s。容量为600MVar的储能电站接至交流母线上，储能电站的暂态无功控制策略分别采用常规控制方式与本发明所提的改进控制方式。常规控制策略如图4所示，即当交流电压低于U_low时，就维持储能电站无功指令值为1p.u.不变。本实施例中，U_low、γ_set、t_set分别取值0.95p.u.、35°、40ms。

当接地电感为0.04H时，仿真结果如图5所示。可以看到，当储能未接入时，由于此时故障较轻，直流在故障后只发生了一次换相失败即恢复正常换相。当储能接入且采用常规控制方式时，直流在故障后连续换相失败次数反而增加至三次。而当储能接入且采取改进控制方式时，直流换相失败次数则不会增加。图6为在第二次换相失败发生时刻(0.5978s)前后的交流电压与触发角曲线。如图6所示，储能采用常规控制方式接入之后，确实有效抬升了交流电压，改善了换相条件。但与此同时，由于在直流恢复阶段中换相条件有所改善，逆变侧关断角略微增大，从而使得直流控制输出的触发角有所增大，即提前量减小。由连续换相失败机理分析可知，直流在恢复过程的特定阶段中发生连续换相失败的风险较高，储能接入后在直流的恢复阶段可能造成触发角提前量减小，其造成的负面影响可能会大于交流电压提升所带来的正面影响，故在这种工况下储能接入后直流连续换相失败反而恶化了。而当储能采用改进控制方式接入时，由于暂态无功的退出，其对交流电压的支撑能力稍弱于常规控制方式，但能使得储能在直流恢复阶段对触发角造成的影响更小一些，避免储能暂态无功对直流换相失败造成负面的控制效果。

当接地电感变为0.008H时，仿真结果如图7所示。可以看到，此时由于故障较为严重，直流在故障后发生了4次连续换相失败。而在储能接入后，无论采取常规控制方式还是改进控制方式均能将换相失败次数抑制为1次。直流恢复阶段的交流电压和触发角曲线如图8所示，可以看到，储能接入后对交流电压有了较大的提升作用，从而有效抑制了直流连续换相失败。进一步地，当储能采取常规控制方式时，其对交流电压的支撑效果较好，但也使得触发角提前量减小。不过在本工况下，交流电压提升的正面作用大于触发角提前量减小的负面作用，储能仍然能够有效抑制直流换相失败。而当储能采取改进控制方式时，其对交流电压的支撑能力略有下降，但也一定程度较小了对触发角的影响，且从图7中可以看到此时直流故障后关断角恢复更好，直流功率波动更小，储能电站的暂态控制效果更好。

储能电站的暂态无功出力曲线如图9所示，上图是接地电感为0.04H时储能电站的无功出力，下图是接地电感为0.008H时储能电站的无功出力。可以看到，改进控制方式与常规控制方式相比，在直流恢复过程的特定阶段储能无功暂时退出，从而减小了对直流触发角的不良影响，同时又一定程度上保持了对交流电压的支撑能力，储能电站能够起到较好的暂态控制效果。

设置图2所示天中直流逆变侧交流母线通过一定大小的接地电感发生三相接地故障，持续时间为0.1s。通过改变故障时刻和接地电感大小设置了多组工况进行了遍历仿真，并对比了不同条件下储能的换相失败抑制效果。遍历仿真结果如表2所示，表中每个工况下从左到右的三个数字分别代表无储能、储能接入采取常规控制方式、储能接入采取改进控制方式情况下直流换相失败次数。可以看到，在绝大部分工况下，储能接入之后均能减少直流故障后换相失败次数，起到良好的控制效果。进一步地，在某些工况下，储能接入且采取改进控制方式时，能够将直流换相失败次数抑制到最少，储能能够实现最佳的控制效果。另外在少数工况下，储能采用常规控制方式接入时反而会恶化直流换相失败次数，而采用改进控制方式时则能有效避免储能造成负面的控制效果。由遍历仿真结果可知所提储能电站改进暂态无功控制策略对系统不同运行工况具有良好的适用性。

表2

本领域的技术人员容易理解，以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种用于多馈入直流系统的储能电站暂态无功控制方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：

S1.判断交流母线电压幅值是否小于稳态电压幅值最低值，若是，则判定储能电站进入暂态控制模式，进入步骤S2，否则，判定储能电站进入稳态控制模式，维持储能电站无功指令值为0；

S2.判断是否同时满足直流处于首次换相失败的恢复过程、直流逆变侧关断角小于关断角预设阈值、间隔时间小于时间间隔预设阈值，若是，储能电站无功指令值维持为0，否则，储能电站无功指令值维持为1p.u.。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤S2包括以下子步骤：

S21.检测直流逆变侧关断角大小，若检测到的关断角大于等于关断角预设阈值γ_set且触发信号tr1为无效状态0，则将触发信号tr1设置为有效输出1，并转至步骤S22；若检测到的关断角小于γ_set且触发信号tr1为0，则维持储能电站无功指令值为1p.u.；若触发信号tr1为1，则转至步骤S22，所述触发信号tr1用于界定直流所处状态，触发信号tr1为0，表示直流还没有到首次换相失败后的恢复阶段，触发信号tr1为1，表示直流处于首次换相失败的恢复阶段；

S22.检测直流逆变侧关断角大小，若检测到的关断角小于γ_set且触发信号tr2为无效状态0，则Δt从当前时刻开始计时，同时将触发信号tr2设置为有效输出1，并转至步骤S23；若检测到的关断角大于等于γ_set且触发信号tr2为0，维持储能电站无功指令值为1p.u.；若触发信号tr2为1，则转至步骤S23，所述触发信号tr2用于界定直流所处状态，触发信号tr2为0，表示直流还没到首次换相失败后恢复过程的特定区间，触发信号tr2为1，表示直流已经处于首次换相失败后恢复过程的特定区间，即储能电站的无功需要退出的区间；

S23.检测时间间隔Δt，若Δt<时间间隔预设阈值t_set，则维持储能电站无功指令值为0；若Δt≥t_set，则将触发信号tr1、tr2与Δt清零。

3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，U_low取值范围为[0.8p.u.-0.95p.u.]；γ_set、t_set的选取原则是判定直流处于首次换相失败恢复过程中的连续换相失败高风险阶段；触发信号tr1和tr2初始值均设为无效输出0，间隔时间Δt初始值设为0。

4.如权利要求1至3任一项所述的方法，其特征在于，多馈入直流系统为特高压交直流混联系统。

5.一种适用于多馈入直流系统的储能电站暂态无功控制系统，其特征在于，该系统包括：

第一判断单元，用于判断交流母线电压幅值是否小于稳态电压幅值最低值，若是，则判定储能电站进入暂态控制模式，否则，判定储能电站进入稳态控制模式，维持储能电站无功指令值为0；

第二判断单元，用于在储能电站进入暂态控制模式时，判断是否同时满足直流处于首次换相失败的恢复过程、直流逆变侧关断角小于关断角预设阈值、间隔时间小于时间间隔预设阈值，若是，储能电站无功指令值维持为0，否则，储能电站无功指令值维持为1p.u.。

6.如权利要求5所述的系统，其特征在于，第二判断单元的具体实现方式如下：

(1)检测直流逆变侧关断角大小，若检测到的关断角大于等于关断角预设阈值γ_set且触发信号tr1为无效状态0，则将触发信号tr1设置为有效输出1，并转至步骤S22；若检测到的关断角小于γ_set且触发信号tr1为0，则维持储能电站无功指令值为1p.u.；若触发信号tr1为1，则转至步骤(2)，所述触发信号tr1用于界定直流所处状态，触发信号tr1为0，表示直流还没有到首次换相失败后的恢复阶段，触发信号tr1为1，表示直流处于首次换相失败的恢复阶段；

(2)检测直流逆变侧关断角大小，若检测到的关断角小于γ_set且触发信号tr2为无效状态0，则Δt从当前时刻开始计时，同时将触发信号tr2设置为有效输出1，并转至步骤(3)；若检测到的关断角大于等于γ_set且触发信号tr2为0，维持储能电站无功指令值为1p.u.；若触发信号tr2为1，则转至步骤S23，所述触发信号tr2用于界定直流所处状态，触发信号tr2为0，表示直流还没到首次换相失败后恢复过程的特定区间，触发信号tr2为1，表示直流已经处于首次换相失败后恢复过程的特定区间，即储能电站的无功需要退出的区间；

(3)检测时间间隔Δt，若Δt<时间间隔预设阈值t_set，则维持储能电站无功指令值为0；若Δt≥t_set，则将触发信号tr1、tr2与Δt清零。

7.如权利要求6所述的系统，其特征在于，U_low取值范围为[0.8p.u.-0.95p.u.]；γ_set、t_set的选取原则是判定直流处于首次换相失败恢复过程中的连续换相失败高风险阶段；触发信号tr1和tr2初始值均设为无效输出0，间隔时间Δt初始值设为0。

8.如权利要求5至7任一项所述的系统，其特征在于，多馈入直流系统为特高压交直流混联系统。

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