CN116526540A - 应对受端交流故障的海上风电柔性直流系统协调控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种应对受端交流故障的海上风电柔性直流系统协调控制方法，在受端电网发生交流故障时，海上风电柔性直流系统检测到直流电压大于阈值，通过直流电压与盈余功率的关系计算出平均盈余功率。根据平均盈余功率与海上换流站所能吸收的最大盈余功率的对比关系，调整海上换流站能量参考值吸收柔直系统中的盈余功率以及通过海上换流站来调整海上交流母线电压从而调整海上换流站的输入功率；当交流母线电压降低到阈值时，风机网侧换流器主动调节有功电流参考值来降低风电机组功率，使海上换流站可以完全消纳盈余功率。本发明可减少耗能电阻的投入，同时不会对风电场造成较大的影响，有良好的经济性和实用性。

Description

应对受端交流故障的海上风电柔性直流系统协调控制方法

技术领域

本发明属于电力系统输配电领域，更具体地，涉及一种应对受端交流故障的海上风电柔性直流系统协调控制方法。

背景技术

海上风电系统离岸距离超过70km的风电并网一般通过柔性直流输送；然而，在受端交流电网发生故障时，功率无法有效送出，如果不采取应对方法，将导致直流系统产生过电压，造成直流输电系统停运。

为解决柔直系统中的盈余功率问题，目前主要有两种方法，一种是降低风电场输出功率从而减小柔直系统内的盈余功率，另一种是装设耗能电阻消耗盈余功率。降低风电场的输出功率虽然可以减小柔直内的盈余功率，但当故障严重时，大幅度降低风电场输出功率会对风电场的正常运行造成重大影响，而装设耗能电阻虽不会影响风电场的正常运行，但需要附加额外的电路和冷却系统，且有较大的经济成本；因此，需要设计一种应对受端交流故障的海上风电柔性直流系统协调控制方法来解决上述问题。

发明内容

本发明的目的在于克服上述现有技术中大幅度降低风电场输出功率会对风电场的正常运行造成重大影响，而装设耗能电阻虽不会影响风电场的正常运行的缺点，具有能避免海上风电柔性直流系统在受端电网交流故障期间由于直流过电压而损坏，且提高了运行的经济性的特点。

为达到上述目的，本发明的技术方案如下：

一种应对受端交流故障的海上风电柔性直流系统协调控制方法，包括海上风电柔性直流系统，海上风电柔性直流系统包括海上风电场、海上换流站和岸上换流站；海上风电场为直驱风电场；协调控制包括海上换流站能量控制、海上换流站降压控制和风电机组主动降功率控制；应对受端交流故障的海上风电柔性直流系统协调控制方法包括以下步骤：

S1，受端电网发生交流故障时，海上风电柔性直流系统检测到直流电压大于阈值V_dcth，通过直流电压与盈余功率的关系计算出平均盈余功率P_exav；

S2，海上换流站的能量控制方法：

平均盈余功率P_exav不超过海上换流站所能吸收的最大盈余功率时，调节海上换流站能量参考值/>以斜率K₁进行抬升，海上换流站可完全消纳柔直系统中的盈余功率，维持直流电压稳定；当检测到故障清除时，调节海上换流站能量参考值/>以斜率K_F1下降至额定值；

S3，海上换流站与风电机组的协调控制方法：

平均盈余功率P_exav超过海上换流站所能吸收的最大盈余功率时，调节海上换流站能量参考值/>以斜率K₂进行抬升，同时海上换流站降低海上交流母线电压来降低海上换流站的输入功率；

当交流母线电压降低到阈值时，风机网侧换流器主动调节有功电流参考值来降低风电机组功率，准确控制柔直系统中的盈余功率维持在/>附近，使海上换流站可以完全消纳盈余功率；

当检测到故障清除时，调节海上换流站能量参考值以斜率K₂下降至额定值，同时海上换流站调节海上交流母线电压和风机网侧VSC主动调节有功电流参考值至额定值。

优选地，步骤S3中，通过检测海上换流站的能量来降低海上交流母线电压从而减少海上换流站的输入功率，电压降落的大小为：

ΔV_WF＝K_FRT(W_WFMMC-W_nom)ⁿ；

其中，W_nom为海上换流站能量额定值，W_WFMMC为海上换流站的能量，K_FRT为比例系数，设计为：

其中，V_nom为交流电压额定值；V_min为交流电压最小值；n为大于0的任意值，当n＞1时，对应相同的W_WFMMC，n越大，ΔV_WF的值越小，表明海上交流电压降落速率越慢；反之则说明电压降落速率越快；当0＜n＜1时，对应相同的W_WFMMC，n越大，ΔV_WF的值越大，表明海上交流电压降落速率越快；反之则说明电压降落速率越慢。

上述一种应对受端交流故障的海上风电柔性直流系统协调控制方法的有益效果如下：

1，本发明构建的应对受端交流故障的海上风电柔性直流系统协调控制方法，可利用柔直系统海上换流站的能量裕度吸收受端电网交流故障期间柔直系统中的盈余功率，同时降低风电场输入柔直系统的功率，最大限度地减少耗能装置的投入。在实现消纳盈余功率的基础上，不会对风电场造成较大的影响，还可提高运行的经济性。

2，本发明提出的海上换流站降压控制和风电机组降功率控制，不需要大幅度降低海上交流母线电压，减小了降压控制对风电场的影响，使风电场尽可能地送出有功功率，进一步减少能源浪费。

附图说明

图1为一种典型海上风电柔性直流系统的结构示意图；

图2为本发明实施例提供的一种应对受端交流故障的海上风电柔性直流系统协调控制方法；

图3为本发明提供的海上风电柔性直流系统海上换流站储能元件图；

图4为本发明提供的海上换流站能量控制图；

图5为本发明提供的海上换流站与风电机组协调控制图；

图6为本发明提供的海上换流站降压控制方法图；

图7为本发明提供的海上风电场网侧换流器主动降功率控制图；

图8为本发明提供的海上风电柔性直流系统在受端电网交流母线处设置电压跌落深度分别为0.4、0.5和0.6的三相短路故障的受端电网电压仿真结果图；

图9为本发明提供的海上风电柔性直流系统在受端电网交流母线处设置电压跌落深度分别为0.4、0.5和0.6的三相短路故障的岸上换流站输出功率仿真结果图；

图10为本发明提供的海上风电柔性直流系统在受端电网交流母线处设置电压跌落深度分别为0.4、0.5和0.6的三相短路故障的海上换流站输入功率仿真结果图；

图11为本发明提供的海上风电柔性直流系统在受端电网交流母线处设置电压跌落深度分别为0.4、0.5和0.6的三相短路故障的MMC直流电压仿真结果图；

图12为为本发明提供的海上风电柔性直流系统在受端电网交流母线处设置电压跌落深度分别为0.4、0.5和0.6的三相短路故障的海上换流站的能量仿真结果图；

图13为本发明提供的海上风电柔性直流系统在受端电网交流母线处设置电压跌落深度分别为0.7、0.8和0.9的三相短路故障的受端电网电压仿真结果图；

图14为本发明提供的海上风电柔性直流系统在受端电网交流母线处设置电压跌落深度分别为0.7、0.8和0.9的三相短路故障的岸上换流站输出功率仿真结果图；

图15为本发明提供的海上风电柔性直流系统在受端电网交流母线处设置电压跌落深度分别为0.7、0.8和0.9的三相短路故障的海上交流电压仿真结果图；

图16为本发明提供的海上风电柔性直流系统在受端电网交流母线处设置电压跌落深度分别为0.7、0.8和0.9的三相短路故障的海上换流站输入功率仿真结果图；

图17为本发明提供的海上风电柔性直流系统在受端电网交流母线处设置电压跌落深度分别为0.7、0.8和0.9的三相短路故障的MMC直流电压仿真结果图；

图18为本发明提供的海上风电柔性直流系统在受端电网交流母线处设置电压跌落深度分别为0.7、0.8和0.9的三相短路故障的海上换流站的能量仿真结果图；

图19为本发明提供的海上风电柔性直流系统在受端电网交流母线处设置电压跌落深度为1.0的三相短路故障的受端电网电压仿真结果图；

图20为本发明提供的海上风电柔性直流系统在受端电网交流母线处设置电压跌落深度为1.0的三相短路故障的岸上换流站输出功率仿真结果图；

图21为本发明提供的海上风电柔性直流系统在受端电网交流母线处设置电压跌落深度为1.0的三相短路故障的海上交流电压仿真结果图；

图22为本发明提供的海上风电柔性直流系统在受端电网交流母线处设置电压跌落深度为1.0的三相短路故障的海上风电场网侧换流器有功电流仿真结果图；

图23为本发明提供的海上风电柔性直流系统在受端电网交流母线处设置电压跌落深度为1.0的三相短路故障的海上换流站输入功率仿真结果图；

图24为本发明提供的海上风电柔性直流系统在受端电网交流母线处设置电压跌落深度为1.0的三相短路故障的MMC直流电压仿真结果图；

图25为本发明提供的海上风电柔性直流系统在受端电网交流母线处设置电压跌落深度为1.0的三相短路故障的海上换流站的能量仿真结果图。

具体实施方式

实施例1：

如图1所示为一种典型海上风电柔性直流系统的结构示意图，主要包括海上风电场，海上换流站，岸上换流站和交流电网。

图2为本发明实施例提供的一种应对受端交流故障的海上风电柔性直流系统协调控制方法流程图，具体流程如下：

应对受端交流故障的海上风电柔性直流系统协调控制方法，包括海上风电柔性直流系统，海上风电柔性直流系统包括海上风电场、海上换流站和岸上换流站；海上风电场为直驱风电场；协调控制包括海上换流站能量控制、海上换流站降压控制和风电机组主动降功率控制；应对受端交流故障的海上风电柔性直流系统协调控制方法包括以下步骤：

S1，受端电网发生交流故障时，海上风电柔性直流系统检测到直流电压大于阈值V_dcth，通过直流电压与盈余功率的关系计算出平均盈余功率P_exav；

S2，海上换流站的能量控制方法：

平均盈余功率P_exav不超过海上换流站所能吸收的最大盈余功率时，调节海上换流站能量参考值/>以斜率K₁进行抬升，海上换流站可完全消纳柔直系统中的盈余功率，维持直流电压稳定；当检测到故障清除时，调节海上换流站能量参考值/>以斜率K_F1下降至额定值；

S3，海上换流站与风电机组的协调控制方法：

平均盈余功率P_exav超过海上换流站所能吸收的最大盈余功率时，调节海上换流站能量参考值/>以斜率K₂进行抬升，同时海上换流站降低海上交流母线电压来降低海上换流站的输入功率；

当交流母线电压降低到阈值时，风机网侧换流器主动调节有功电流参考值来降低风电机组功率，准确控制柔直系统中的盈余功率维持在/>附近，使海上换流站可以完全消纳盈余功率；

当检测到故障清除时，调节海上换流站能量参考值以斜率K₂下降至额定值，同时海上换流站调节海上交流母线电压和风机网侧VSC主动调节有功电流参考值至额定值。

优选地，步骤S3中，通过检测海上换流站的能量来降低海上交流母线电压从而减少海上换流站的输入功率，电压降落的大小为：

ΔV_WF＝K_FRT(W_WFMMC-W_nom)ⁿ；

其中，W_nom为海上换流站能量额定值，W_WFMMC为海上换流站的能量，K_FRT为比例系数，设计为：

其中，V_nom为交流电压额定值；V_min为交流电压最小值；n为大于0的任意值，当n＞1时，对应相同的W_WFMMC，n越大，ΔV_WF的值越小，表明海上交流电压降落速率越慢；反之则说明电压降落速率越快；当0＜n＜1时，对应相同的W_WFMMC，n越大，ΔV_WF的值越大，表明海上交流电压降落速率越快；反之则说明电压降落速率越慢。

实施例2：

图3为本发明提供的海上风电柔性直流系统海上换流站储能元件图，在额定运行工况下，海上换流站的额定电容能量W_WFMMC0为：

其中，C₀为海上换流站子模块电容的电容值，V_CN为电容的额定电压，N为海上换流站单个桥臂的子模块数量。海上换流站的能量裕度可ΔW_WFMMC表示为：

其中，V_CmaxV_Cmax为子模块电容电压最大值，考虑电容实际耐受过电压能力以及实际工程的选型原则，V_Cmax取值V_Cmax为1.5V_CN。受端交流电网故障多为瞬时性故障，并且在故障持续0.1s左右后断路器将会动作，所以本发明设故障持续时间Δt为0.1s，则利用海上换流站储能裕度所能吸收的最大盈余功率为：

图4为本发明提供的海上换流站能量控制图，采用MMC子模块电容电压和直流电压的解耦控制与换流器交直流电流对偶控制。正常运行工况时，海上换流站为传统控制模式，控制交流电压，为海上风电场建立稳定的海上交流电压。当系统判定故障发生时，稳态控制继续稳定交流电压，使海上换流站输入功率保持不变，同时投入能量控制，其控制外环为海上换流站的能量控制，通过控制直流电流从而控制直流输出功率，实现海上换流站能量的控制。当能量参考值增大时，通过PI控制输出直流电流参考值/>使直流电流I_dc跟随直流电流参考值减小，从而控制直输出功率减小，由于此时海上换流站输入功率不变，他们之间的功率差将对海上换流站的子模块电容充电，进而实现海上换流站的能量吸收；反之，当能量参考值减小时，直流电流增大，直流输出功率增大，输入功率不变，子模块电容放电，实现海上换流站的能量释放。

对于图1所示海上风电柔性直流系统，其系统直流电压与盈余功率的关系为

其中，C为海上换流站的等效电容，P_W为海上换流站输入功率，P_G为岸上换流站输出功率，P_ex为盈余功率。由于公式(4)计算结果为实时值，得到的P_ex存在误差，将影响与比较的结果。因此，本发明采用平均盈余功率P_exav进行计算，其表示为：

其中，Δt_av为10ms，V_dc1为直流电压上升到V_dcth后Δt_av时刻的直流电压值。考虑到正常运行工况下直流电压最大值不大于1.01pu，设置V_dcth为1.03pu。

为了最大限度利用海上换流站的储能裕度，海上换流站能量参考值最大为能量最大值：

根据单个子模块电容电压最大值V_Cmax为1.5pu，得到W_max为2.25pu。

能量吸收阶段，为保证直流电压不超过最大值，海上换流站按照等于平均盈余功率的速率吸收能量，从而消纳盈余功率，抑制直流电压上升。因此，设置海上换流站参考值以斜率K₁进行抬升，其K₁为：

当故障切除进入能量释放阶段时，设置海上换流站能量参考值以斜率K_F1下降至额定值，K_F1为：

由于海上换流站释放能量将导致岸上换流站输出功率比额定值大，因此需满足输出功率始终不大于最大值1.2pu，则能量释放速率K_F1的取值范围为：

K_F1＝P_W-P_G≥P_W-1.2 (9)

图5为本发明提供的海上换流站与风电机组协调控制图。当时，海上换流站发挥本身的最大储能限度，/>能量参考值按照等于/>的速率K₂进行抬升，即

图6为本发明提供的海上换流站降压控制方法图。当时，有一部分盈余功率无法通过海上换流站吸收，需要降低输入的有功功率，避免换流站吸收过大的盈余功率造成系统损坏。因此，本发明通过降低海上交流母线电压来降低海上换流站的输入功率。电压降落ΔV_WF为：

ΔV_WF＝K_FRT(W_WFMMC-W_nom)ⁿ (10)

其中，W_nomW_nom为海上换流站能量额定值，W_WFMMCW_WFMMC为海上换流站的能量，K_FRTK_FRT为比例系数，设计为

其中，V_nom V_nom为交流电压额定值，V_min V_min为交流电压最小值。n可取大于0的任意值，当n＞1时，对应相同的W_WFMMC，n越大，ΔV_WF的值越小，表明海上交流电压降落速率越慢；反之，则说明电压降落速率越快。当0＜n＜1时，对应相同的W_WFMMC，n越大，ΔV_WF的值越大，表明海上交流电压降落速率越快；反之，则说明电压降落速率越慢。以n＝1为例，W_WFMMC＝W_max时，交流电压下降到最小值V_min，实现海上换流站吸收能量的同时降低海上交流母线的电压，进而减少海上换流站输入功率。

故障期间，为保证盈余功率维持在附近，结合公式(5)得到需要海上换流站减小的有功功率ΔP：

当忽略功率损耗时，海上换流站通过降低交流电压幅值减小的有功功率可表示为：

其中，ΔP_WFW_nom为降低的功率大小，ΔV_WFW_nom为海上换流站降低的电压，I_WFW_WFMMC为海上换流站输出电流。联立公式(12)与公式(13)得：

根据公式(14)，海上交流母线电压幅值与平均盈余功率呈正相关，故依据平均盈余功率来设定海上换流站降低电压的大小。

图7为本发明提供的海上风电场网侧换流器主动降功率控制图；其中，为稳态时d轴电流参考值；/>为切换降功率控制时d轴电流参考值；i_wd i_wd为轴电流实际值；i_wq/>i_wq为轴电流参考值与实际值；u_wd、u_wqu_wd、u_wq为d、q轴电压实际值；LL为等值电感；ωω为电网频率。

通过单独的降压控制减少海上换流站输入功率，将导致输入功率不能准确降到从而使海上换流站吸收过大盈余功率，造成能量越限。为了解决此问题，本发明提出了控制方法让海上风电场网侧换流器检测海上交流母线电压，当电压降低到阈值时，主动修正有功电流参考值来降低风电机组功率，使风电场降低的功率与海上换流站降低的功率相匹配。故障期间，海上风电场网侧换流器通过修改有功电流参考值降低的功率为：

其中，ΔP_GSV_nom为海上风电场降低的功率，V_GSd V_min为海上风电场网侧换流器的d轴电压，V_nom为有功电流参考值的修正量。联立公式(13)与公式(15)得：

故根据公式(16)，有功电流与海上换流站降低的电压呈正相关，因此有功功率电流参考值设计为：

其中，V_WF为海上并网母线的交流电压；为触发降功率控制的交流电压阈值(0.95pu)；/>为降功率控制动作前的d轴电流参考值。有功电流参考值将根据交流电压下降的程度进行修正，使风电场输出的有功功率与海上交流电压以相同的程度减小，进一步提升控制盈余功率减小的准确性。由于主动降功率控制时，风电场输出功率的减少导致风机内存在盈余功率，从而引起风机直流过电压，所以还须投入风机耗能电阻，确保风机直流电压稳定。

当故障切除时，转为能量释放阶段，为了尽快恢复风电场的正常运行状态，海上换流站能量以速率K₂回到额定值；根据公式(10)、(11)和(17)，当能量释放完毕时，交流电压与风电场输出功率也K_FS3回到额定值。

本发明设计的一种应对受端交流故障的海上风电柔性直流系统协调控制方法，当发生最严重的三相短路故障时，由于受端换流站的输出功率减小到0，降压控制需要使电压降到一个很低的水平才能保证海上换流站输入功率也减至0，从而消除盈余功率，抑制直流电压的上升。然而，本发明所提方法只要保证盈余功率在以内，就能利用海上换流站储能裕度完全消纳盈余功率，由于此时风电场输出功率降低程度比降压控制的小，因此投入一个电阻配置数量少的风机耗能装置就能消耗风机内部盈余功率，使风机直流电压稳定在最大值下，进一步减小了能量的浪费，提升了系统的经济性。

为了验证本发明方法的有效性，在PSCAD/EMTDC中搭建如图1所示的海上风电柔性直流系统的仿真模型。其中，各项参数如表1所示。

表1

如图8～图12所示，在受端电网交流母线处设置三相短路故障，故障时刻为3.0s，故障持续时间为0.1s，电压跌落深度ΔV_g分别为0.4、0.5和0.6。

由图9可知，不同ΔV_g导致输出功率下降大小不同，但造成的盈余功率均小于因此采用海上换流站能量控制可以应对受端交流电网的故障。

由图10～图12可知，输入功率保持不变，海上换流站以斜率K₁吸收能量，消纳不同ΔV_g下的盈余功率，使直流电压稳定在V_dcmax(1.1pu)以下。当故障清除后，转为能量释放阶段。

由图11和图12可以看出，海上换流站以斜率K_F1释放能量，海上换流站能量和直流电压同时下降至额定值；此外，由于K_F1的配置，图9中不同ΔV_g的岸上换流站输出功率在能量释放阶段均小于1.2pu，符合预定的要求。

如图13～图18所示，进一步设置电压跌落深度ΔV_g分别为0.7、0.8和0.9的三相短路故障，故障时刻为3.0s，故障持续时间为0.1s。

由图14可知，相比上一个仿真实验，输出功率下降程度更大，此时所有情况下的盈余功率均大于采用基于海上换流站与风电机组的协调控制方法可以应对受端交流电网的故障。

由图15～图18可知，在电网发生故障后，海上换流站开始吸收能量，不同ΔV_g的海上交流电压根据公式(10)和(11)下降，当交流电压下降到阈值时，进行风电机组主动降功率控制，保证盈余功率维持在附近，使海上换流站以稳定的速率K₂吸收能量，并在故障切除时所有ΔV_g的海上换流站能量均上升到最大值W_max(2.25pu)附近，充分利用了海上换流储能裕度，消纳了盈余功率，使直流电压稳定在阈值以下。当故障清除时，转为能量释放阶段，由图14～图18可知，所有ΔV_g的海上换流站能量在3.23s左右回到额定值，于此同时，交流电压、输入功率和直流电压也回到额定值，岸上换流站输出功率小于最大值1.2pu，符合预设要求，验证了本发明所提方法的有效性。

如图19～图25所示，在受端电网交流母线处设置最严重的ΔV_g为1.0的三相短路故障，故障时刻为3.0s，故障持续时间为0.1s。

由图21～图23可知，故障期间，降压控制下的海上交流电压和输入功率都比协调控制下的低，这是因为在协调控制下可通过海上换流站自身的储能裕度消纳部分盈余功率，所以不需将交流电压与输入功率降至最低。

由图25可知，降压控制下的海上换流站能量在故障期间始终在1.22pu以下，没有充分利用储能裕度，而协调控制下的能量在故障切除时上升到最大值，进一步验证了协调控制的有效性。

由图22～图24可知，由于协调控制下对海上风电场网侧换流器的有功电流进行修正，海上交流电压与电流同时下降，更加准确地控制盈余功率减小，而降压控制下交流电流存在小范围波动，将导致海上换流站通过降压控制减少功率的准确性比协调控制下的小，进一步导致降压控制下的直流电压稳定情况稍差。

上述的实施例仅为本发明的优选技术方案，而不应视为对于本发明的限制，本申请中的实施例及实施例中的特征在不冲突的情况下，可以相互任意组合。本发明的保护范围应以权利要求记载的技术方案，包括权利要求记载的技术方案中技术特征的等同替换方案为保护范围。即在此范围内的等同替换改进，也在本发明的保护范围之内。

Claims (2)

1.应对受端交流故障的海上风电柔性直流系统协调控制方法，其特征在于：包括海上风电柔性直流系统，海上风电柔性直流系统包括海上风电场、海上换流站和岸上换流站；海上风电场为直驱风电场；协调控制包括海上换流站能量控制、海上换流站降压控制和风电机组主动降功率控制；应对受端交流故障的海上风电柔性直流系统协调控制方法包括以下步骤：

S1，受端电网发生交流故障时，海上风电柔性直流系统检测到直流电压大于阈值V_dcth，通过直流电压与盈余功率的关系计算出平均盈余功率P_exav；

S2，海上换流站的能量控制方法：

平均盈余功率P_exav不超过海上换流站所能吸收的最大盈余功率时，调节海上换流站能量参考值/>以斜率K₁进行抬升，海上换流站可完全消纳柔直系统中的盈余功率，维持直流电压稳定；当检测到故障清除时，调节海上换流站能量参考值/>以斜率K_F1下降至额定值；

S3，海上换流站与风电机组的协调控制方法：

平均盈余功率P_exav超过海上换流站所能吸收的最大盈余功率时，调节海上换流站能量参考值/>以斜率K₂进行抬升，同时海上换流站降低海上交流母线电压来降低海上换流站的输入功率；

当交流母线电压降低到阈值时，风机网侧换流器主动调节有功电流参考值来降低风电机组功率，准确控制柔直系统中的盈余功率维持在/>附近，使海上换流站可以完全消纳盈余功率；

当检测到故障清除时，调节海上换流站能量参考值以斜率K₂下降至额定值，同时海上换流站调节海上交流母线电压和风机网侧VSC主动调节有功电流参考值至额定值。

2.根据权利要求书1所述的应对受端交流故障的海上风电柔性直流系统协调控制方法，其特征在于：步骤S3中，通过检测海上换流站的能量来降低海上交流母线电压从而减少海上换流站的输入功率，电压降落的大小为：

ΔV_WF＝K_FRT(W_WFMMC-W_nom)ⁿ；

其中，W_nom为海上换流站能量额定值，W_WFMMC为海上换流站的能量，K_FRT为比例系数，设计为：

其中，V_nom为交流电压额定值；V_min为交流电压最小值；n为大于0的任意值，当n＞1时，对应相同的W_WFMMC，n越大，ΔV_WF的值越小，表明海上交流电压降落速率越慢；反之则说明电压降落速率越快；当0＜n＜1时，对应相同的W_WFMMC，n越大，ΔV_WF的值越大，表明海上交流电压降落速率越快；反之则说明电压降落速率越慢。