对新能源电力系统中的宽频振荡机理及其抑制技术进行了探讨。基于阻抗模型分析了交流电网谐振稳定性所处的两难困境，论证了宽频振荡的“负电阻”机理不能成立。提出了用宽频带电压源换流器模型和宽频带电流源换流器模型来描述电力电子装置的通用方法，从而将电力电子装置的非线性特性用谐波电压源和谐波电流源来表示；使得新能源电力系统仍然可以用线性系统来描述，并将宽频振荡的机理解释为由网络谐振引起的“谐波放大”现象，从而建立了新能源电力系统宽频振荡机理解释的一个新框架。通过对两种基本谐振电路的分析，导出了谐振模态阻尼比与谐波放大倍数之间的关系，为基于s域节点导纳矩阵法和C型阻尼滤波器分析与抑制宽频振荡奠定了理论基础。基于最大阻尼准则提出了C型阻尼滤波器的一种设计方法，所设计的C型阻尼滤波器具有很强的宽频带阻尼作用。

为了解决跟/构网混联风电场经柔性直流送出系统中因系统传输容量提升及构网型风机容量占比降低引发的振荡问题，建立了系统整体的状态空间模型，基于该模型采用根轨迹法与模态分析方法，识别了在不同工况下导致系统振荡的主导参与因子。分析结果表明，系统振荡主要受构网型风机和柔性直流换流站电压外环相关变量的影响。在此基础上提出了一种在构网型风机与柔直换流站的电压外环中引入虚拟阻抗的控制策略，以改善系统的阻抗特性，抑制振荡现象。通过根轨迹分析进一步确定了虚拟阻抗参数的合理设置范围。最后，通过仿真验证了所提出虚拟阻抗控制方法能够有效提升系统运行性能，证明了所提策略的可行性和有效性。

陆上风电全直流发电系统能够有效解决大规模风电并网过程中谐波谐振、无功功率传输等问题，但系统中电力电子设备种类多且各设备的控制耦合复杂，其大扰动下的暂态稳定性机理与传统交流系统不同。为了探究陆上风电全直流发电系统的大扰动稳定性机理，首先，针对“直流汇集—交流送出”方案，基于全直流系统中关键设备的运行特性及控制策略建立了系统等效模型。然后，基于Brayton-Moser混合势函数理论分析了陆上风电全直流发电系统的大扰动稳定性机理，通过求解稳定性判据分析关键参数对系统大扰动稳定性的影响，结果表明系统的稳定性与各变流器的系统参数和控制参数均有关联。最后，基于MATLAB/Simulink搭建仿真模型，验证了理论分析的正确性。

全直流型风电场具有良好的主动支撑能力且能解决传统交流输电系统中无功功率和过电压等问题，受到学术界和工业界的广泛关注。由于风电全直流系统电力电子化程度高，在发生大扰动时故障发展迅速且具有强时变非线性，暂态稳定性是影响其稳定运行的关键问题。针对风电全直流系统大扰动稳定性问题，考虑到稳定性保守性问题，首先使用Takagi-Sugeno（T-S）模糊模型方法建立风电全直流系统的主电路和控制器参数的平均模型。其次借助Lyapunov第二法构建系统能量函数，并构造估计系统稳定域，以此直观地对风电全直流系统进行大扰动稳定性分析。然后根据线性矩阵不等式（linear matrix inequality）工具判断系统电气及控制参数对系统大扰动稳定域的关系，并通过Lyapunov函数绘制出的系统稳定域，针对各系统参数对风电直流系统的影响进行了比较分析，实现了大扰动情况下保持系统的稳定性。仿真结果验证了所提方法有效性。

针对以远海岛屿特殊地理环境为背景的海上风电经柔性直流输电并网系统的直流单极接地故障问题，提出了一种故障期间实现一半额定功率传输的容错运行策略，以减少停运损失，并提高受端电网安全稳定性。首先采用岛上风电侧半桥型模块化多电平换流器（modular multilevel converter，MMC）和岸上并网侧混合型MMC的输电拓扑，并分析了其直流线路故障特性；通过利用风电侧换流站可串联备用变压器组网方案，避免了风电场因低压脱网，实现了故障期间的直流持续降压运行；进而在岛上配置了风电侧直流耗能装置，解决了风电场长时间减载下风电侧换流站的能量盈余问题，使系统进入一半额定功率传输的容错运行模式。最后基于PSCAD/EMTDC仿真平台验证了所提远海岛屿海上风电经柔直并网系统直流单极接地故障下容错运行策略的有效性。

针对基于模块化多电平换流器（modular multilevel converter，MMC）的大规模风电直流送出系统在受端交流电压跌落时出现的直流电压升高问题，提出了一种基于超级电容储能型MMC的故障穿越策略。该策略利用超级电容储能系统吸收故障期间的盈余功率，稳定直流侧电压，同时通过合理设计受端MMC的有功和无功电流分配原则，优先为受端交流电网提供无功功率支撑。故障结束后，超级电容储能系统将存储的能量释放回电网，提高了风电利用效率。还提出了超级电容储能系统的参数设计方法，包括双向Buck/Boost变换器滤波电感、超级电容的串并联数量和稳态运行时的电压参考值等。通过在PSCAD/EMTDC平台搭建仿真模型验证了所提策略能有效抑制直流侧过电压，提升系统故障穿越能力。此外，仿真结果还验证了与基于直流卸荷电路的故障穿越策略相比，所提方案在直流电压稳定情况和能量利用效率方面具有优势。

单相分离源逆变器（single-phase split-source inverter，SSI）是一种新型且紧凑性高的升压型逆变器，该拓扑由一个直流链路电容器、一个升压电感、两个二极管和传统的电压源逆变器（voltage-source inverter，VSI）组成，但常规的空间矢量脉宽调制（space vector pulse-width modulation，SVPWM）策略会导致无源元件存在较大的纹波。另外，在传统滑模控制（sliding mode control，SMC）策略下无源元件的纹波存在较大的抖振且SSI系统输出电压质量低。针对SSI调制复杂、滑模控制抖振大和输出电压质量低等问题，提出了一种基于多目标成本函数（multi-objective cost function，MOCF）的有限控制集滑模控制（finite control set⁃sliding mode control，FCS-SMC）策略。SSI中的直流侧的电感电流、电容器电压以及交流侧的电感电压、电容器电流的控制是必不可少的，所提出的控制策略基于MOCF的FCS-SMC控制方法由于使用了MOCF函数，可以同时完成直流侧和交流侧变量的控制。此外，有限控制集的使用消除了对调制方案的要求，多目标成本函数与FCS的使用简化了控制器的设计，研究了所提出的控制策略对参数变化的鲁棒性，并与基于传统的SMC方法进行了比较。仿真和实验结果表明，所提出的FCS-SMC策略可以有效抑制纹波且减小抖振，提高SSI的输出电能质量。

含高比例非同步电源的低惯性电力系统抗扰动能力不足，在一次调频响应之前系统扰动引起的频率跌幅就可能触发低频减载风险，亟需配置足额的快速频率响应资源。针对国内快速频率响应备用体系缺失、直流频率限制控制器（frequency limiting controller，FLC）备用优化空间受限、储能多调节功能利用不足等问题，提出了一种直流FLC与储能协同优化的快速频率响应备用配置方法。首先，基于送端系统直流联络线的运行特性提出直流FLC与储能相协同的快速频率响应备用容量经济分配方法；其次，面向储能的多时间尺度调节特性，提出考虑多功能调节容量叠加复用的储能利用模式；在此基础上，构建送端直流FLC与储能协同优化的区域现货市场出清模型，实现系统快速频率响应备用的日前全时段优化。最后，通过南方区域现货市场出清模拟案例验证所提配置方法和出清模型的有效性。

为避免柔性直流分区对频率稳定性造成的负面影响，提出了一种柔性直流系统送受端频率耦合控制方法，并分析采用该方法后系统的稳定性。首先，针对柔直逆变站提出直流电压与交流频率的耦合附加控制，将受端交流频率变化映射至直流电压信号；其次，针对柔直整流站提出有功功率附加控制，以送端频率和直流电压变化为输入调整有功功率指令值；然后，在采用上述控制方法的情况下建立交直流系统状态空间模型，分析送受端频率耦合控制对系统稳定性的影响；最后，在一个修改的IEEE 11节点系统中进行测试，验证了所提出送受端频率耦合控制方法的有效性与稳定性分析结果的正确性。

多端柔性直流系统具有高效性与经济性，非常适用于大规模新能源多站点接入。然而，直流系统相较于交流系统惯性更低，易受扰动影响，严重时甚至可能导致系统失稳。针对这一问题，提出了基于MMC等效子模块数的惯量控制法和虚拟储能元件惯量控制法。前者通过改变MMC调制过程中上、下桥臂等效投入的子模块数量，提升MMC直流侧等效子模块电容。后者通过在MMC外环功率控制中加入扰动补偿量，实现MMC直流侧虚拟储能的引入。在此基础上，提出了一种多端柔性直流系统惯量综合控制策略，通过对两种控制方法叠加使用，实现更优的扰动平抑效果。最后，在PSCAD/EMTDC中搭建了在运的南澳三端柔性直流系统模型，验证所提控制策略的有效性。结果表明，与未采用任何惯量控制策略以及采用单一惯量控制的系统相比，采用所提惯量控制策略在系统发生扰动后直流电压和有功功率波动的平抑效果最好。

沙戈荒大规模新能源基地交流汇集网架面临无常规电源支撑、无交流主网联络的问题，基于构网控制的换流站集中送出可为交流汇集网架提供电压支撑，通过构网换流站的优化选址可最大化提高交流网架电压强度。对此，提出了一种构网柔直提供电压支撑的新能源汇集网架电压强度评估方法，并提出采用多目标粒子群算法（multi-objective particle swarm optimization，MOPSO）实现上述场景中构网换流站优化选址，提升新能源汇集网架整体电压强度。首先，根据设备之间的电气距离与设备并网后引起的电压波动，推导出由构网型换流站提供电压支撑的新能源辐射型交流汇集网架的电压强度的评估方法。然后，将所提网架强度评估方法用于多目标粒子群算法，构建构网型换流站的优化选址算法模型，进行新能源交流汇集网架规划。最后，通过算例验证了所提网架电压强度评估方法的准确性，以及构网换流站优化选址对网架整体电压强度提升的合理性。

柔直送出下大规模光伏送端电网的故障特征受双端电力电子设备的控制策略和系统拓扑形式影响显著，传统继电保护的适应性受到挑战。综合考虑换流器的故障控制策略、送端电网的拓扑、变压器接线方式和故障位置，从设备建模和系统建模两个方面建立了光伏送端电网交流送出线路的故障等值模型。通过分析系统的复合序网，提取了不对称故障下线路的差流特征和故障距离阻抗特征。基于柔直侧的故障特征，提出了光伏送端电网的不对称故障距离保护方案：对于接地短路故障，利用序分量特征计算故障距离阻抗，在原理上不受过渡电阻影响；对于不接地短路故障，基于阻抗复平面法利用故障相差流特征计算故障距离。PSCAD/EMTDC 仿真结果表明，该方案仅利用了柔直侧的单端量信息，能够准确计算故障距离阻抗，可靠地区分区内外故障，提高了双端弱馈场景中距离保护的耐受过渡电阻能力。

基于模块化多电平换流器（modular multilevel converter，MMC）的柔性直流输电技术因其效率高、控制灵活、便于扩展至多端系统等优势，逐渐成为海上风电并网的重要方式。海上风电场送出的有功功率具有随机性和波动性，大范围的功率波动可能造成受端换流站功率越限、直流电压越限和交直流系统功率回环等问题。为此，提出了两种适用于大规模海上风电经柔直送出系统的受端功率协调控制策略。首先，介绍了送出系统基本结构和MMC控制策略。然后，设计了受端有功功率自均衡控制策略和共用外环的定直流电压控制，两种策略具有不同的技术特点，但均能够实现多个受端换流站之间的有功功率合理分配，从而避免不必要的功率越限、电压越限和功率回环等问题。最后，利用PSCAD/EMTDC仿真验证了两种控制策略的有效性。

海上风电的大规模开发是实现“双碳”目标的重要举措之一。针对未来大规模海上风电集中开发与送出的需求，开展了风电直流直送负荷中心拓扑选取影响因素分析与构建原则研究。首先，针对海上风电送出规模扩大的背景，讨论了海上风电登陆后经直流架空线直送负荷中心的必要性。然后，从海上风电汇集方案、多端直流网络拓扑、直流故障隔离、海上换流站拓扑以及柔性直流系统受端落点方式5个方面出发，分析了大规模海上风电直流送出并网的拓扑选取影响因素，并提出海上风电直流直送负荷中心的拓扑构建原则。最后，针对某地区实际电网开展了海上风电多端直流系统的构建，证明了所提构建原则的可行性。