基于储能的风电柔直并网系统直流故障穿越协调控制策略

2023-02-27孙银锋路玉泽刘宇晗王振浩李国庆吴学光

电力系统自动化 2023年3期

孙银锋，路玉泽，刘宇晗，王振浩，李国庆，吴学光

（1. 现代电力系统仿真控制与绿色电能新技术教育部重点实验室（东北电力大学）,吉林省吉林市 132012；2. 全球能源互联网研究院有限公司,北京市 102209；3. 直流电网技术与仿真北京市重点实验室,北京市 102209）

0 引言

能源清洁低碳转型是“双碳”目标实现的关键,必将进一步促进新能源开发和利用的不断深入［1］。传统的新能源经交流线路或常规直流大规模并网的方式在无功补偿需求及换相失败等方面的弊端越来越明显［2-3］。中国风电开发具有远离负荷中心、需远距离传输等特点［4］,柔性直流（以下简称柔直）输电即基于电压源型换流器的高压直流（voltage source converter based high voltage direct current,VSCHVDC）输电具有有功功率和无功功率解耦控制、不存在换相失败、可向无源网络供电等优势［5-6］,这为大规模风电场并网提供了新的方案［7-9］,其中,模块化多电平换流器（modular multilevel converter,MMC）更是大规模海上风电并网的优选方案之一。

在风电场经柔直输电并网的系统中,复杂的交流、直流故障穿越问题亟待解决。已有较多文献研究受端交流并网点处的故障［10-12］。架空线输电方式具有明显的经济和技术优势,使得直流故障穿越的研究成为热点。现有直流线路故障穿越策略主要可分为3 种:1）通过具有直流故障隔离和清除能力的子模块拓扑实现故障穿越；2）采用直流断路器（direct current circuit breaker,DCCB）隔离故障线路；3）利用桥臂阻尼等方式快速衰减故障电流,从而实现故障穿越［13-14］。文献［15］提出具有直流故障隔离和清除能力的新型子模块,能够有效阻断故障。文献［16］提出基于DCCB 的直流故障保护方案,加快了故障检测和隔离速度。文献［17］提出MMC 桥臂阻尼模块和谐振开关配合实现直流故障快速抑制与系统恢复的方式。然而,新型子模块应用于实际工程尚需时日,且需要考虑其与现有子模块的控制方式兼容性等问题；而即使采用造价昂贵的断路器切除故障极线路,仍需采取相应措施防止大量风功率涌入非故障极而导致换流器过载。目前实际工程中,采用换流母线处的耗能电阻来吸收双极直流系统单极故障时的过剩功率,并要求其立即投入,这种方式能够有效保证故障工况下的稳定运行,但其不足在于设备所消纳的功率相对固定,且存在能量浪费及散热等问题。

为避免上述方案的不足,需要探索直流故障穿越下的新方法。文献［18］研究了压缩空气储能在各种运行工况下的风储系统优化运行策略,并考虑了运行成本等因素；文献［19］通过在风电场并网母线处设置储能系统,从而实现系统稳态运行工况下的功率平稳输出；文献［20］提出在永磁风电机组的直流链路设置储能系统,提高稳态运行和交流主网三相故障工况下系统的稳定性。以上研究从多个角度验证了风电场配置储能系统的必要性,而事实上也有越来越多的实际工程按照一定的技术经济要求配置了相应的储能系统。然而,上述研究重点关注储能系统的新能源交流并网或交流侧故障抑制方面［18-22］,而对于储能系统在风电场经柔直输电并网系统中的直流故障方面的研究较少。由于直流系统低惯性、弱阻尼的特性,故障后各物理量变化速度极快。因此,需要研究更合理有效的能量平衡方式及相应的控制策略。

另一方面,现有研究主要集中在直流故障电流或电压的计算和隔离抑制,重点关注几毫秒内的故障初始阶段,而对于直流故障类型判断、重合闸前后运行工况及整体含大规模风电接入的交直流系统面临的功率不平衡问题的探讨较少。新能源、储能系统、换流站、DCCB 在直流故障工况下协调配合的研究对实际工程应用具有一定的参考价值。

本文在大规模风电场经柔直输电并网系统发生直流故障的工况下,针对瞬时故障和永久性故障这2 种故障情形,提出应用风电场现有储能系统配合风电场、DCCB 以及风电场MMC（WFMMC）实现故障穿越的完整协调控制流程。同时,该策略可以保证风电场换流母线电压和直流电网电压稳定。通过与交流耗能电阻方式下消耗不平衡功率的故障穿越措施进行对比分析,验证了所提措施的正确性与有效性。

1 风电场经柔直输电并网系统的拓扑及控制方式

1.1 风电场经柔直输电并网系统的拓扑

如图1 所示,风电场经对称双极接线柔直输电并网系统包括永磁直驱风电场、柔直输电系统、储能系统和变压器等。永磁直驱风电场主要由永磁直驱风力发电机和全功率变流器构成；柔直输电系统主要包括WFMMC、电网侧MMC（GSMMC）和正负极直流母线、DCCB；储能系统主要包括AC/DC 双向换流器、DC/DC 变换器及储能单元,其中储能单元由锂电池组单元经串并联构成。图1 中:upcc为风电场汇流母线交流电压；uwind为交流主网电压；Pref为储能系统吸收有功功率参考值；ud和uq分别为三相电压d、q轴分量；eabc为电流内环输出的三相参考电压；θwind为交流主网电压相角；udc为直流母线电压；θpcc为风电场汇流母线电压相角；PWM 表示脉宽调制；SVPWM 表示空间矢量脉宽调制；PLL 表示锁相环。

图1 风电场经柔直输电并网系统的拓扑及控制框图Fig.1 Topology and control block diagram of grid-connected system with wind farm through flexible DC transmission

如附录A 图A1 所示,WFMMC 和GSMMC 构造相同,由三相上、下桥臂组成,每个桥臂包含数目相同的子模块和桥臂电感,子模块采用半桥拓扑。储能系统采用集中式接入风电场换流母线处,这种接入方式区别于分散式接入,不以某一台风电机组为对象,而是提升风电场整体的稳定性。

1.2 换流站数学模型及控制方式

电压源型换流器（VSC）交流侧等效电路方程在两相旋转坐标系下的数学模型如下［23］:

式中:L和R分别为MMC 交流侧等效电阻和等效电感；ω为风电场换流母线的电压角频率；usd和usq分别为风电场换流母线交流电压的d、q轴分量；id和iq分别为风电场换流母线交流电流的d、q轴分量；ucd和ucq分别为MMC 交流侧电压的d、q轴分量。式（1）经过电流内环的前馈项解耦可以独立控制有功分量和无功分量。

dq坐标系下的有功功率P和无功功率Q可表示为:

如图1 所示,GSMMC 和WFMMC 均采用级联的功率外环和电流内环组成的矢量控制方式,根据外环不同的参考值实现不同的控制目标。系统稳定运行期间,GSMMC 负责稳定直流线路电压,WFMMC 则为风电场换流母线提供稳定的交流电压和频率。系统故障后,GSMMC 控制方式不变,WFMMC 的故障极换流站须切换为定交流电压定直流电压控制方式,非故障极则切换为有功功率优先的控制方式。

GSMMC 的控制方程为［24］:

式中:id,ref和iq,ref分别为功率外环的d、q轴分量参考值；md和mq分别为功率内环比例-积分（PI）环节的d、q轴分量输出值；udc,ref和udc,pu分别为有功功率外环的直流电压参考值和实际值；Qref和Qpu分别为无功功率外环的无功功率参考值和实际值；Kgso,p1和Kgso,i1分别为d轴GSMMC 控制器外环的比例、积分参数；Kgsi,p1和Kgsi,i1分别为d轴GSMMC 控制器内环的比例、积分参数；Kgso,p2和Kgso,i2分别为q轴GSMMC 控制器外环的比例、积分参数；Kgsi,p2和Kgsi,i2分别为q轴GSMMC 控制器内环的比例、积分参数。

WFMMC 的控制方程为:

式中:usd,ref和usd,pu分别为功率外环交流电压d轴的参考值和实际值；usq,ref和usq,pu分别为功率外环交流电压q轴的参考值和实际值；id,ref1和id,ref2分别为稳态和故障期间功率外环的d轴分量参考值；id,pu和iq,pu分别为功率外环d轴和q轴分量的实际值；Kwfo,p1和Kwfo,i1分别为d轴WFMMC 控制器外环的比例、积分参数；Kwfi,p1和Kwfi,i1分别为d轴WFMMC 控制器内环的比例、积分参数；Kwfo,p2和Kwfo,i2分别为q轴WFMMC 控制器外环的比例、积分参数；Kwfi,p2和Kwfi,i2分别为q轴WFMMC 控制器内环的比例、积分参数；φ和φ0分别为WFMMC 交流侧的参考相位及初始相位；f0为初始频率。具体参数见附录A表A1。

1.3 储能系统拓扑及控制策略

如图1 所示,储能系统包含DC/AC 双向VSC、DC/DC 双向变换器以及储能单元。其中,VSC 采用定直流电压、定交流电压控制,一方面可以保持其直流侧电容电压的稳定,另一方面可以配合WFMMC 共同维持风电场换流母线电压的稳定。DC/DC 变换器则根据系统不同状态以及储能单元的荷电状态（state of charge,SOC）运行在充放电或保持状态,防止过充或过放。系统稳定运行期间,储能系统不吸收功率,在收到系统的故障信号后切换为充电模式,确定吸收功率的参考值。

1.4 储能系统的参数设计

以风电场正常情况下发电功率为参考（假设风电场输出功率为1 p.u.）,则单极换流站最大传输功率与储能系统配置功率之间应当满足以下约束:

式中:Pbess为储能系统配置的有功功率；Pmmc,max为单极换流站最大传输功率；Pwind为风电场输出功率；Pmmc为单极换流站正常运行的传输功率。

系统故障穿越的功率配置可行域的情况分析如图2 所示。图2 中:区域1 中单极换流站能够传输的功率小于风电场功率,在稳态时柔直无法传输全部风电场功率,属于功率配置的不可行区域；区域2 虽然满足稳态下传输全部风电场功率的要求,但是在发生直流单极故障的情况下,非故障极换流站和储能系统无法平衡风电场功率,存在过载等问题,因此也属于功率配置的不可行区域；区域3 和4 都能满足系统正常运行和故障期间的功率约束,但区域4 中柔直的传输效率低于50%,因此也视为不可行区域；区域3 是满足功率约束的可行域,且越靠近红色界限,系统的功率冗余越小。处于故障穿越可行域边界的功率配置情况为相对优选方案,根据已有风电场和直流换流站的功率关系,可设置单极换流站和储能系统二者共同承担整个风电场的功率,能够在实现系统故障穿越的同时降低成本。在系统暂态过程中,非故障极换流站按最大容量传输,此时系统的功率平衡关系为:

图2 故障穿越的功率配置可行域Fig.2 Feasible domain of power configuration for fault ride-through

式中:Pload为风电场的本地负荷功率；ΔPmmc为系统故障期间非故障极换流站的额外传输功率。

基于上述分析,考虑系统处于最不利的情况下,暂态过程可能持续的时间段为t0-t1,在t2时刻投入储能系统,则储能系统、风电场以及换流站之间的能量平衡关系为:

式中:Ebess为储能系统的容量。

2 直流故障特性分析及故障穿越协调控制策略

2.1 直流故障特性分析

针对图1 所示系统,直流输电线路出现故障后故障点电压瞬间跌落至0,与故障极直连的换流站子模块电容将迅速放电,如附录A 图A2 所示。

由于半桥型子模块无法主动阻断故障电流,直流侧的故障会引起交流侧风电场换流母线电压的波动和降低,甚至导致风电场解列。为快速隔离故障线路,在直流线路设置典型拓扑的DCCB（见附录A图A3）,目前工程中要求DCCB 在故障后6 ms 内隔离故障。

DCCB 通过电流转移支路逐级退出分断策略将故障线路切除后,故障极MMC 如果不进行控制方式的转换,由于其桥臂电感的存在,使其电流无法瞬时降为0,而是会通过其他桥臂子模块的反并联二极管形成回路。如附录A 图A4 所示,此时换流站交流侧会持续对故障极子模块充电,引起子模块过电压损坏。

下面分析WFMMC 单极换流站中储存的总能量与其子模块电容电压的关系,即

式中:EΣ为单极换流站子模块储存能量；Ceq为单极换流站的等效电容；ucΣ为桥臂平均电压；ucu,i和ucl,i分别为i相上桥臂平均电压和下桥臂平均电压。

则WFMMC 单极换流站的能量变化可以用功率表示为:

式中:Pin为交流侧注入换流站的功率；Pout为换流站输出至直流侧的功率。

2.2 故障类型判别

直流输电线路故障的类型可利用行波折反射原理进行判别,其原理为行波传播中遇到线路参数变化的节点会在该点处发生折反射,而折反射情况与线路参数相关。

折反射电压、电流之间满足:

式中:u1q和i1q分别为入射波的电压、电流；u1f和i1f分别为反射波对应的电压、电流；u2q和i2q分别为折射波对应的电压和电流；Z1和Z2为线路阻抗发生变化的对应部分阻抗。

联立式（11）和式（12）可得折反射电压的表达式为:

式中:A和B分别为电压波的折射和反射系数,由线路本身的参数决定。

由式（13）可知,若发生永久性故障,将在故障点处发生折反射；若故障已经消除,则在线路末端才发生反射。可通过向线路注入电压脉冲并检测脉冲波形来判断故障类型［25］。

2.3 不同故障情形下系统故障穿越策略

本文将重点对发生概率最高的单极接地故障情形下的永久故障和非永久故障展开讨论。

对称双极主接线的柔直系统中,单极线路发生接地时,故障极换流站由于线路故障无法传输功率；而非故障极换流站可正常传输功率。仅靠非故障极换流站无法完全传输整个风电场的功率,可能导致换流器过载,触发保护动作。此时,须协调储能系统、风电场和非故障极换流器,共同将故障极无法传输的功率进行消纳,实现系统在故障状态下的并网运行。

风电机组经柔直并网系统发生直流单极接地故障后,故障穿越的过程如下。

1）故障检测与隔离:通过检测直流线路的信号确定故障发生及位置,发出故障信号,利用DCCB隔离故障线路。

2）故障初期控制切换:WFMMC、储能系统在收到故障信号后切换控制方式,开始故障穿越下的运行。

3）不同故障类型下的配合:确定故障类型后非故障极换流站配合储能系统或风电场实现故障穿越。

具体的故障穿越流程如图3 所示。

图3 系统故障穿越协调控制流程图Fig.3 Flow chart of coordinated control for system fault ride-through

在故障穿越过程中非故障极MMC 额外传输的有功功率为:

式中:ΔP为储能系统在故障期间吸收功率的最大值。

2.4 故障穿越过程中不同阶段能量分析

系统的能量流动如附录A 图A5 和图A6 所示。故障期间储能系统配合非故障极换流站及风电场平衡系统功率,永久故障情形下须控制风电场降低出力,以防储能系统长时间投入,而非故障极换流站保持运行。系统发生故障后的故障穿越控制过程可分为以下3 个阶段:

第1 阶段:故障发生瞬间至DCCB 动作切除故障线路的6 ms 时间内,风电场输出的功率由WFMMC 吸收并传输。此时间段内,WFMMC 换流站控制方式仍为控制交流电压和频率。

第2 阶段:故障线路切除后至故障类型判别的约300 ms 时间内,WFMMC 故障极换流站控制方式切换为定直流电压、定交流电压方式,停止吸收并传输来自风电场的功率；非故障极换流站以接近满载状态运行,同时投入储能系统,吸收不平衡功率。

第3 阶段:瞬时故障情况下,储能系统在DCCB重合闸后停止吸收功率,WFMMC 重新恢复正常运行状态；永久性故障情况下,储能系统须保持吸收功率直到风电场转子加速控制,减少并网风机数量,使得风电场输出的功率能够被非故障极换流站完全消纳。

从系统发生故障时刻开始,系统各部分吸收能量的数值变化情况如图4 所示。图中,Ewind为风电场输出能量；Ebat为储能系统吸收能量；Emmcft为WFMMC 中故障极换流站吸收功率；Emmcnom为WFMMC 中非故障极换流站吸收功率。

从图4 可以看出,相较于仅利用DCCB 切除故障线路,本文所提故障穿越策略能达到避免WFMMC 故障极换流站子模块过电压以及系统功率不平衡的目的。

图4 不同时刻系统各部分传输能量Fig.4 Energy transmitted by each part of system at different moments

2.5 风电机组转子加速控制

为了进一步降低系统故障穿越期间对储能系统功率和容量的需求,故障期间通过控制风电机组的机侧换流器降低其输出的电磁功率,将一部分能量以机械能的形式储存在风电机组的转子中。

风电机组的电磁转矩和机械转矩的表达式为:

式中:λf为转子磁通量；igq为定子电流q轴的分量；Tm和Te分别为风电机组的机械转矩和电磁转矩；ωm为风电机组的转速；J为风电机组的转动惯量。

风电机组转子从额定转速提速之后,储存的能量与转速之间的关系为:

式中:E为转子的动能；ωN为转子的额定转速。

风电机组转子储存的能量与转速之间的关系为:

式中:Pm为原动机输入的有功功率；Pe为风电机组输出的有功功率。

在风电机组的定子电流以及转速的允许范围内,其转子可以储存一定的能量,从而减少风电机组的输出功率。在采用风电机组加速控制之后,系统的功率配置可行域将增加图2 中白色区域部分。

3 仿真验证

在PSCAD 中搭建图1 所示仿真系统,分别针对永久性故障和非永久性故障2 种工况,与目前工程中采用的交流耗能电阻作为消耗不平衡功率方式的故障穿越效果进行对比,其参数如附录A 式（A1）和式（A2）所示。

仿真模型中风电场由80 台额定功率为5 MW的永磁风机组成,风电场正常运行期间所发有功功率为360 MW,风电机组出口端电压为0.69 kV,经全功率换流器联接至换流母线。风电场换流母线电压幅值为230 kV,WFMMC 单极换流站额定容量为300 MV∙A。储能系统容量设置为300 MW∙h,功率为80 MW。交流耗能电阻采用交流相间耗能方式,在直流电压升高或跌落超过阈值后投入运行,以减少风电场注入换流站的功率。

WFMMC 和GSMMC 分别采用定交流电压和定直流电压/定无功功率控制,相关的系统仿真参数如附录A 表A2 所示。

3.1 稳态运行验证

为了验证上述系统运行的稳定性,搭建好仿真模型后,系统在无故障情况下的运行结果如附录A图A7 和图A8 所示。图A7 表明仿真开始后,GSMMC 在0.1 s 时解锁,建立直流电压；WFMMC在0.4 s 时解锁,建立风电场换流母线交流电压；最后风电场开始并网发电。随着风电场输出功率达到稳定,换流母线电流上升并稳定。图A8 表明,稳态下风电场输出功率为360 MW,WFMMC 的正负极换流站输送功率约180 MW。储能系统吸收有功功率近似为0,输出无功功率约4 Mvar。通过仿真波形可以表明,所搭建的模型能够稳定运行,为后续故障穿越情形下的控制策略验证做好准备。

3.2 永久故障情形

为了验证永久性故障情况下的故障穿越措施,在t=5 s 时设置正极直流母线中点单极接地故障。在t=5.002 s 时系统发出故障信号,进入故障穿越流程,直流断路器在故障后6 ms 断开故障线路。

如图5 所示,直流线路发生故障后瞬间DCCB尚未动作,故障极换流站对地放电直流端口电压迅速下降,造成非故障极换流站传输功率下降,功率涌入故障极换流站,故障极换流站功率由稳态运行下的180 MW 上升至260 MW。在发出故障信号后,各部分开始协调平衡有功功率。故障极换流站、非故障极换流站切换控制方式,功率停止进入故障极换流站,非故障极换流站所传输的功率由稳态运行下的180 MW 上升至280 MW 左右,接近满载运行。储能系统在接收到故障信号后转换为充电模式,其充电功率参考值由式（15）决定,在本算例中风电场无本地负荷情况下为80 MW。

图5 永久性故障下功率流动情况Fig.5 Situations of power flow under permanent fault

图5（c）和（d）展示了消耗功率方式下耗能系统吸收功率以及对应的直流端口电压情况。耗能系统在WFMMC 直流电压跌落至0.9 p.u.时,判定为发生直流故障,开始投入消耗功率,从而降低注入直流换流站的功率。从仿真结果中可以看出,交流耗能电阻方式吸收功率波动比储能方式更大,在本算例中其功率波动范围在理想值的7.5%～9.0%之间,而储能方式吸收功率波动范围仅在2.5%以下。此外,从直流电压的影响方面可以看出,储能系统在协调控制策略下,从接收故障信号开始吸收功率,投入时间比耗能电阻提前数毫秒。在系统各部分吸收或释放无功功率方面,由于耗能电阻是通过反向连接的晶闸管桥接入三相线路,因而其投入期间消耗了一定的无功功率,而储能系统的VSC 无功环控制参数设置为0,因此其在吸收有功功率期间几乎不吸收无功功率。

从附录A 图A9 可见,在耗能电阻和储能系统这2 种方式下,换流站桥臂电压在故障发生后短时间内受到较大波动,在系统采取故障穿越措施后能够保持相对稳定,提高了系统的暂态稳定性。通过对比可见,本文所提储能系统方式下桥臂电压在故障后的波动程度和受影响的时间相对更优。

附录A 图A10 表明,永久性故障情况下,在t=5.3 s 时注入脉冲宽度为100 μs、脉冲幅值为20 kV的电压波信号。该电压脉冲在线路故障点发生负的反射,在换流器端口发生正的全反射,因而检测到的第1 个电压脉冲为负,其故障检测波形具有明显的正负脉冲特性,与前述行波折反射原理分析一致。

附录A 图A11 表明,故障后控制风电机组转子加速,能使风电机组转子转速短时间内有所升高,风电场出力进一步降低约10 MW,可以减小所需配置储能系统的容量。附录A 图A12 表明,仅靠转子加速能够减少风电场的出力,但仍可能超出非故障极换流站的容量。此时,须通过减少并网风电机组来减少风电场出力。

如图6 所示,在故障穿越过程中风电场换流母线电压和电流并未发生剧烈波动,能够持续为风电场并网运行提供条件。在永久性故障情形下,系统各部分协调配合,能够实现故障穿越。

图6 储能方式下风电场换流母线电压和电流Fig.6 Voltage and current of converter bus in wind farm with energy storage mode

3.3 非永久故障情形

为验证非永久性故障情形下系统故障穿越措施的有效性,t=5 s 时设置持续时间为0.2 s 的直流正极母线中点接地故障。在t=5.002 s 时系统发出故障信号,进入故障穿越流程,DCCB 在6 ms 后跳开。仿真结果如附录A 图A13 所示。图A13（a）至（c）表明,在非永久性故障情形下,故障后故障极换流站无法传输的180 MW 有功功率由非故障极和储能系统配合消纳,三者协调配合完成功率平衡,各部分吸收的功率由式（14）和式（15）决定。图A13（c）和（d）表明,储能方式和耗能方式均可实现功率平衡,但储能系统吸收功率更平稳可控,效果相对更为理想。

附录A 图A14 表明,在非永久性故障情形下,t=5.3 s 时注入的电压脉冲信号传递至线路末端（GSMMC 的直流端口）发生全反射,反射波传递至线路首端（WFMMC 直流端口）后发生正的全反射,电压脉冲检测波形极性全部为正,同样验证了前述故障识别理论。此外,附录A 图A15 表明,风电场的输出功率、风电场换流母线电压和电流在故障穿越期间能够保持平稳,系统可以实现故障穿越。通过仿真可以表明所提策略能够有效提升系统稳定性。

最后,附录A 图A16 表明,采用储能系统消纳不平衡功率的方式下,当风电场换流母线接有不同容量的本地负荷时,储能系统可以根据本地负荷的不同功率情况调节自身吸收功率的参考值,从而动态地调节系统不平衡功率。在储能系统设计建造的功率范围内,其可以灵活调节吸收功率的大小,相较而言,交流耗能电阻方式在建设完毕后难以调节吸收功率的大小,灵活性略显不足。

通过分析与仿真可知,储能系统相较于交流耗能电阻方式具有以下特点:

1）故障穿越控制中的灵活性:储能系统吸收功率可在其功率范围内灵活调节,由控制系统通过计算各部分功率值即可确定储能系统的功率指令；而交流耗能电阻一旦投入,则其功率和容量相对固定,双向灵活调节方面表现一般。储能系统通过与其他部分的协调控制,其运行方式可适应不同运行场景的转换。

2）附加控制效果:除了作为故障穿越过程中功率平衡的手段,储能系统还可在系统故障恢复后的稳态运行中稳定风电功率的波动,增强新能源的并网友好性,而耗能电阻只能作为吸收功率的设备存在,作用效果相对单一。

3）成本分析:若利用现有的风电场储能系统实现直流输电系统直流故障的故障穿越,并未附加过多的储能成本,经济性可在前期储能配置时进行详细分析,而且相当于省去了耗能电阻的配置成本、散热设施等投资,经济性可以满足实际应用需求。同时,储能系统除了在系统故障穿越方面有所作为之外,还具有调峰、调频等多方面价值,仅是在调频收益方面,目前电力储能的平均年收益可达28.25 万元/（MW·h）［26］。随着未来储能技术的发展和制造工艺的提升,储能系统在新能源柔直并网故障穿越方面将有更为广阔的应用前景。