羅澍忻，劉瑞寬，金楚，左鄭敏，林勇，張東輝，周強，王大洋

（1.廣東電網(wǎng)有限責任公司電網(wǎng)規(guī)劃研究中心，廣州 510620；2.清華四川能源互聯(lián)網(wǎng)研究院，成都 610000）

0 引言

廣東電網(wǎng)背靠背直流中、南通道工程坐落于粵港澳大灣區(qū)，該工程建成后將從根本上化解廣東電網(wǎng)短路電流超標、多直流落點風險、大面積停電三大風險，顯著提升廣東電網(wǎng)電力供應和配置能力。該工程采用的是柔性直流輸電技術，具有結構靈活、可控性高、輸出諧波小、不發(fā)生換相失敗等特點，具有較強的有功無功功率控制能力［1-2］。目前南方電網(wǎng)已建成魯西背靠背直流、南澳多端直流等柔性直流工程，烏東德多端直流工程受端采用的也是柔性直流換流技術［3-5］。

在柔性直流輸電廣泛應用的同時帶來的高頻諧振風險也逐漸暴露并引起重視。近年來，根據(jù)國內外已建成柔性直流工程的經驗，在部分海上風電柔性直流工程、柔性直流聯(lián)網(wǎng)工程以及柔性直流背靠背工程中［6-9］均出現(xiàn)了高頻諧振問題，國內最近的是渝鄂聯(lián)網(wǎng)工程和如東海上風電柔性直流送出工程高頻振蕩。柔性直流發(fā)生高頻諧振后，若在一段時間內不能及時消除，柔性直流換流站將極可能執(zhí)行閉鎖邏輯保護相關設備安全，由此產生的功率缺額或盈余對交流主網(wǎng)將產生嚴重的沖擊［10］，影響設備安全和電網(wǎng)運行安全。

目前，柔性直流系統(tǒng)高頻諧振分析根據(jù)描述方法不同可分為：特征值分析法、頻率掃描法、時域仿真法和阻抗分析法［11］。文獻［12］搭建了換流器交流側系統(tǒng)阻抗模型并基于阻抗分析法和奈奎斯特判據(jù)對交流系統(tǒng)穩(wěn)定性問題進行了分析。文獻［13］采用分塊化阻抗建模方法建立了MMC-HVDC 柔性直流輸電系統(tǒng)中高頻等效阻抗模型，并基于諧波阻抗分析法系統(tǒng)地揭示了MMC-HVDC 輸電系統(tǒng)中高頻諧振機理。文獻［14］從有源和無源的角度進行柔性直流系統(tǒng)的建模，系統(tǒng)性地梳理了高頻振蕩的分析方法和抑制策略，研究表明換流器與交流電網(wǎng)間的動態(tài)交互情況將成為影響電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的重要因素之一。文獻［15］依據(jù)實際柔性直流工程出現(xiàn)的高頻振蕩現(xiàn)象，從dq阻抗法、建模、高頻振蕩特性及阻尼控制幾個方面分析了柔性直流高頻阻抗及振蕩特性的影響，提出了一種高頻振蕩阻尼控制策略并設計了相關參數(shù)。文獻［16］表明阻抗法是近年來分析高頻振蕩問題的主流方法之一，相較于其他分析方法，計算更加簡便，對振蕩點的特性觀測準確，適用于復雜柔性直流系統(tǒng)的穩(wěn)定性分析。

本文結合廣東電網(wǎng)“十四五”期間新建的兩個柔性直流背靠背工程，綜合考慮背靠背柔性直流工程近區(qū)交流系統(tǒng)運行方式復雜、大規(guī)模風險掃描工作量大的難題，提出采用等值前后系統(tǒng)諧波阻抗掃描+等值后系統(tǒng)電磁仿真驗證的思路，對廣東電網(wǎng)的正常方式、檢修方式以及近區(qū)直流多種運行方式下高頻振蕩風險點進行了較為全面的排查，并從調節(jié)系統(tǒng)延時、改進柔性直流控制結構、限制系統(tǒng)運行方式等方面對諧振風險點提出了抑制措施驗證。

1 柔性直流與交流系統(tǒng)高頻諧振機理

柔性直流系統(tǒng)與交流系統(tǒng)的高頻諧波諧振產生原因主要是其電壓源型換流器的控制特性復雜快速，易在高頻諧波頻段呈現(xiàn)負阻尼，引起諧振現(xiàn)象［17-18］。

典型的原理分析方法是阻抗分析法，利用奈奎斯特（Nyquist）判據(jù)對柔性直流系統(tǒng)穩(wěn)定性進行分析。以換流站交流母線為分界點，將換流站與交流電網(wǎng)視為兩個獨立端口，依據(jù)端口阻抗進行系統(tǒng)高頻諧波諧振機理分析。

電網(wǎng)中的設備可分為有源設備（如柔性直流單元、發(fā)電機、STATCOM 等）與無源設備（如交流濾波器、高抗等）。若換流站同時接入有源設備和無源設備，則端口阻抗網(wǎng)絡圖如圖1 所示［19-21］。圖1中包括電網(wǎng)模型、發(fā)電設備及無源元件，其中Zgrid為交流系統(tǒng)等效阻抗，Zinverter為有源設備阻抗，Zpassive為無源設備阻抗。因采用輸出電流控制，柔性直流被等效為電流源與阻抗的并聯(lián)支路。則公共連接點電壓Vpcc為：

圖1 包含交流電網(wǎng)、有源設備、無源設備的端口阻抗網(wǎng)絡示意圖Fig.1 Schematic diagram of port impedance network including AC grid,active equipment and passive equipment

式中：Vgrid為交流系統(tǒng)等效內電勢；Iref為有源設備諾頓等效模型中的并聯(lián)電流源；Z為Zpassive和Zinverter的并聯(lián)阻抗，即Z=。

當系統(tǒng)條件變化時，若在某個頻率點Zgrid/Z=-1，則電網(wǎng)中可能出現(xiàn)諧波諧振風險。

令：

根據(jù)奈奎斯特穩(wěn)定性判據(jù)：當Gstability在幅值大于0 dB 區(qū)間由上向下凈穿越(2k+1)π 的次數(shù)大于由下向上穿越(2k+1)π的次數(shù)時，系統(tǒng)不穩(wěn)定。

基于以上分析，在得到阻抗Z和Zgrid后，可通過奈奎斯特判據(jù)對柔性直流系統(tǒng)的穩(wěn)定性進行分析，如何建立MMC 阻抗模型和交流系統(tǒng)阻抗模型是分析問題的關鍵。

2 交直流系統(tǒng)阻抗模型建立

2.1 柔性直流系統(tǒng)阻抗計算

柔性直流輸電采用可關斷的電力電子器件（insulated gate bipolar transistor，IGBT），具有結構靈活、可控性高、輸出諧波小、不發(fā)生換相失敗等特點，具有較強的有功無功功率控制能力，其輸電系統(tǒng)換流站示意圖如圖2所示［22-23］。

圖2 柔性直流輸電系統(tǒng)換流站示意圖Fig.2 Schematic diagram of converter station of VSC-HVDC transmission system

隨著模塊化多電平換流器（modular multilevel converter，MMC）拓撲的推廣和應用，目前MMC拓撲已成為柔性直流輸電系統(tǒng)中換流器的主流拓撲。MMC 的控制系統(tǒng)主電路如圖3 所示，極控由內環(huán)電流控制器、外環(huán)功率控制器和鎖相環(huán)構成。

圖3 MMC主電路及控制結構Fig.3 MMC main circuit and control structure

目前，用于確定柔性直流系統(tǒng)諧波阻抗特性的方法主要有阻抗模型法和測試信號法（又稱頻率掃描法），基于時域仿真的測試信號法是目前應用于電力電子設備諧波阻抗掃描的通用工程方法，也作為各類設備等值阻抗模型的一種驗證或輔助生成手段。

2.2 交流系統(tǒng)阻抗計算

研究柔性直流系統(tǒng)與交流系統(tǒng)的高頻諧波諧振，需要準確計算交流系統(tǒng)等值諧波阻抗。和柔性直流一樣，可以通過時域仿真測試信號法測試，也可以通過電網(wǎng)模型進行諧波阻抗掃描計算，其中，后者效率高，適合于多方式、大范圍快速計算。本文采用諧波阻抗掃描工具HISCAN 研究交流系統(tǒng)的寬頻諧波阻抗。HISCAN 諧波阻抗掃描工具面向交直流互聯(lián)系統(tǒng)諧波阻抗綜合掃描而開發(fā)，采用了一系列通用諧波阻抗模型，包括同步發(fā)電機、變壓器、交流輸電線路、恒定負荷、交流濾波器等元件模型，可以進行交流系統(tǒng)阻抗掃描、交流濾波器阻抗計算。HISCAN 交流系統(tǒng)諧波阻抗計算流程如圖4所示。

圖4 交流系統(tǒng)諧波阻抗計算流程Fig.4 AC system harmonic impedance calculation process

采用諧波阻抗掃描工具HISCAN 程序獲取交流大電網(wǎng)寬頻諧波阻抗數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)中高頻段存在多個阻抗拐點，且在某些頻率點可能呈現(xiàn)容性特性，如圖5所示。

圖5 某實際柔性直流換流站交流系統(tǒng)阻抗掃描結果Fig.5 Impedance scanning results of AC system of an actual VSC-HVDC converter station

3 廣東電網(wǎng)背靠背直流高頻諧振風險分析

3.1 本文所采用分析方法

本文采用通用工程分析方法研究柔性直流與交流系統(tǒng)間的諧波諧振，具體的步驟如下。

1）采用諧波阻抗掃描工具HISCAN 獲取中通道、南通道柔性直流站點交流側系統(tǒng)在各種運行方式下的寬頻諧波阻抗。

2）基于中通道、南通道柔性直流電磁仿真平臺，采用頻率掃描法獲取各柔性直流兩端的交流端口阻抗特性。

3）綜合柔性直流站點交、直流側阻抗掃描結果，應用奈奎斯特判據(jù)分析交直流諧波諧振風險，并給出相角裕度低于30 °的風險頻率點。

4）基于PSCAD 平臺上搭建的廣東電網(wǎng)全電磁模型，修改模型到對應的風險運行方式，連續(xù)時域仿真中觀察是否發(fā)生諧波諧振現(xiàn)象，并采用FFT 算法分析電壓電流采樣值數(shù)據(jù)中的諧波頻率及分量，并與理論分析結果進行比對驗證。

3.2 柔性直流和廣東電網(wǎng)全電磁模型建立

廣東電網(wǎng)背靠背直流工程中通道、南通道柔性直流規(guī)劃容量為2×1 500 MW，單個柔性直流單元的容量為1 500 MW，計算采用的柔性直流模型控制參數(shù)見表1。

表1 柔性直流單元模型參數(shù)表Tab.1 Parameter table of VSC-HVDC unit model

柔性直流電磁模型基于PSCAD v4.6.0 平臺搭建，模型總體結構如圖6 所示，主要包括一次主電路和柔性直流控制系統(tǒng)（鎖相環(huán)、外環(huán)功率控制、正負序內環(huán)電流控制、高/低電壓穿越控制等）。柔性直流模型主要包括兩個自定義模塊，VSC_Converter模塊和MMC_PWM 模塊。

圖6 柔性直流模型總體結構Fig.6 Overall structure of the VSC-HVDC

本文中對廣東電網(wǎng)全電磁模型進行了電網(wǎng)等值建模，一方面是受到PSCAD 全電磁仿真能力的限制，另一方面柔性直流與交流電網(wǎng)高頻諧振一般主要與近區(qū)交流高電壓等級電網(wǎng)關系較大?；趶V東電網(wǎng)2025 年規(guī)劃數(shù)據(jù)，采用自主開發(fā)的HISCAN諧波阻抗掃描工具獲取中通道、南通道各柔性直流換流站的寬頻諧波阻抗特性。其中，阻抗掃描包括分別掃描原始大網(wǎng)數(shù)據(jù)和等值后電網(wǎng)數(shù)據(jù)，如圖7所示，中通道柔性直流換流站一側原始大網(wǎng)和等值電網(wǎng)的阻抗掃描結果差別較小，主要諧振峰分布基本一致，驗證了等值前后電網(wǎng)對柔性直流交流端口處諧波阻抗影響很小。

圖7 原始大網(wǎng)和等值電網(wǎng)的中通道柔性直流換流站的寬頻諧波阻抗Fig.7 Broadband harmonic impedance of middle channel VSCHVDC converter stations of original large grid and equivalent grid

因此，本文建立的廣東交流500 kV 電網(wǎng)全電磁模型并接入近區(qū)常規(guī)直流模型和中通道、南通道柔性直流模型是適合于柔性直流高頻諧振電磁仿真分析的。

3.3 高頻諧振關鍵影響因素分析

根據(jù)奈奎斯特判據(jù)，柔性直流高頻振蕩主要取決于柔性直流交流端口阻抗和交流系統(tǒng)阻抗。柔性直流系統(tǒng)側主要影響因素包括柔性直流運行功率水平、柔性直流控制模式、柔性直流系統(tǒng)延時、單元檢修等條件；交流系統(tǒng)側影響因素為系統(tǒng)運行方式，包括正常全接線運行方式、近區(qū)線路N-1、近區(qū)常規(guī)直流投運情況（考慮交流濾波器），其示意圖如圖8所示。

圖8 柔性直流高頻振蕩影響因素Fig.8 Influencing factors of VSC-HVDC high frequency oscillation

其中，不同運行功率水平和不同控制模式對柔性直流系統(tǒng)高頻特性的影響較小，基本不影響柔性直流寬頻阻抗變化整體趨勢和諧振點分布。

不同系統(tǒng)延時對柔性直流系統(tǒng)高頻特性的影響較大，特別是諧振點分布與系統(tǒng)延時強相關［24］，系統(tǒng)延時越大，與系統(tǒng)延時對應的諧振頻率越小，與系統(tǒng)延時Td（單位為s）對應的諧振點分布在1/Td的倍頻處［25-26］。

相較于柔性直流雙單元運行，單元檢修時柔性直流交流端口阻抗幅值增大一倍，中高頻阻抗相位基本無變化。

柔性直流站點近區(qū)線路發(fā)生N-1時，交流系統(tǒng)阻抗幅值與相角都發(fā)生較大的變化，諧振峰分布頻率也發(fā)生變化，如圖9 所示。一般情況下，N-1后，柔性直流站區(qū)短路容量降低，阻抗幅值會有明顯增加。

圖9 南通道柔性直流站點近區(qū)線路N-1與全接線時交流系統(tǒng)寬頻阻抗比對Fig.9 Comparison of broadband impedance of near-area line N-1 of south channel VSC-HVDC station and AC system with full wiring

3.4 廣東背靠背振蕩風險點分析

計算廣東電網(wǎng)中通道和南通道柔性直流各換流站的交、直流側寬頻諧波阻抗，交流系統(tǒng)阻抗采用HISCAN 程序掃描，柔性直流阻抗采用頻率掃描獲取，基于奈奎斯特判據(jù)判定系統(tǒng)的諧振穩(wěn)定性，并給出相角裕度。其中，需要分析的運行方式如下。

1）正常全接線運行方式：網(wǎng)架保持與2025 年規(guī)劃數(shù)據(jù)全接線方式一致，柔性直流和近區(qū)常規(guī)直流全投入，包括中通道附近的烏東德直流；

2）近區(qū)線路N-1 檢修運行方式：考慮柔性直流站點近區(qū)（2 級出線以內）的線路發(fā)生N-1 斷線，尋找極端方式；

3）1 個柔性直流單元檢修的運行方式：中通道和南通道柔性直流都有兩個柔性直流單元，可分別獨立運行，考慮僅有1 個柔性直流單元運行的情況；

4）柔性直流系統(tǒng)延時與柔性直流高頻諧振點分布直接相關，重點針對系統(tǒng)延時分別取600 μs（默認）、400 μs和200 μs時，分析柔性直流與交流系統(tǒng)間的諧振風險。

針對阻抗分析結果顯示有風險的運行方式，采用PSCAD 全電磁模型進行時域仿真驗證?？紤]到PSCAD 仿真大網(wǎng)效率低，采用先將廣東外網(wǎng)機電數(shù)據(jù)進行等值（等值前后諧波阻抗掃描結果偏差＜5%），然后轉換為PSCAD 全電磁模型，諧波阻抗掃描分析分別采用等值前機電數(shù)據(jù)和等值后機電數(shù)據(jù)進行。

對于中通道柔性直流西側，諧波阻抗掃描顯示其在個別檢修方式下有550～650 Hz 的諧振風險，但時域仿真沒有諧波放大現(xiàn)象。中通道柔性直流西側風險點電磁仿真電壓、電流波形及FFT 分析結果顯示，柔性直流站點含有不超過70 A 的諧波電流，這是由近區(qū)多常規(guī)直流所提供的特征諧波，且沒有產生諧波電流放大現(xiàn)象。對于中通道柔性直流東側，諧波阻抗掃描和時域仿真結果顯示中通道柔性直流東側基本沒有諧波諧振風險。

對于南通道柔性直流西側，在多種方式下存在諧振現(xiàn)象，特別是在南通道SYN-1 和南通道WSSYN-1 方式下存在嚴重的諧振風險，且理論分析出的諧振頻率與電磁仿真諧振頻率吻合，諧振幅度也與相角裕度吻合，南通道柔性直流西側典型風險方式下電磁仿真電壓電流波形和FFT結果如圖10—11所示。

圖10 南通道柔性直流西側在典型風險方式下的電壓電流波形Fig.10 Voltage and current waveform of the west side of the south channel under typical risk mode

圖11 南通道柔性直流西側在典型風險方式下電壓電流FFT波形Fig.11 FFT waveforms of voltage and current under typical risk mode at the west side of the south channel

南通道柔性直流東側在多種方式下也存在諧振現(xiàn)象，特別是在正常全接線、南通道DF 甲乙線N-1 方式下存在嚴重的諧振風險，理論分析出的諧振頻率與電磁仿真諧振頻率吻合，典型風險方式下電磁仿真電壓電流波形的FFT 結果如圖12 所示，南通道柔性直流東側風險點統(tǒng)計結果見表2（限于篇幅原因，本文僅展示了部分仿真分析結果，但結論是根據(jù)案例總體分析結果得出的）。

表2 南通道柔性直流東側風險點仿真驗證Tab.2 Simulation verification of risk points on the east side of VSC-HVDC in the south passage

圖12 南通道柔性直流東側在典型風險方式下電壓電流FFT波形Fig.12 FFT waveforms of voltage and current under typical risk mode at the east side of the south channel

3.5 諧波諧振風險點總結

通過等值前后系統(tǒng)諧波阻抗掃描和等值后系統(tǒng)時域仿真，成功驗證中通道柔性直流東側基本沒有諧振風險；諧波阻抗掃描顯示中通道西側在個別檢修方式下有風險，但時域仿真顯示柔性直流站點含有不超過70 A 的550 Hz 和650 Hz 諧波電流，這是由近區(qū)多常規(guī)直流所提供的特征諧波，且沒有產生諧波電流放大現(xiàn)象，但不排除實際系統(tǒng)可能有諧振風險；南通道柔性直流西側和東側在嚴重風險方式存在諧振現(xiàn)象，特別是在正常全接線、南通道-SYN-1、WS-SYN-1、南通道-DFN-1 這幾種方式下存在嚴重的諧振風險，實際運行中需重點關注。

中通道柔性直流西側在個別檢修方式下存在550～650 Hz頻段的諧振風險，電磁仿真顯示柔性直流站點含有不超過70 A 的550 Hz 和650 Hz 諧波電流，這是由近區(qū)多常規(guī)直流所提供的特征諧波，且沒有產生諧波電流放大現(xiàn)象，中通道諧波諧振風險示意圖如圖13所示。

圖13 中通道諧波諧振風險示意圖Fig.13 Schematic diagram of the risk of harmonic resonance in the middle channel

南通道西側和東側在多種運行條件下存在與近區(qū)交流系統(tǒng)嚴重的高頻諧振風險，諧振頻率與時域仿真結果吻合，南通道諧波諧振風險示意圖如圖14所示。

圖14 南通道諧波諧振風險示意圖Fig.14 Schematic diagram of the risk of harmonic resonance in the south channel

4 抑制措施及效果

4.1 調節(jié)柔性直流系統(tǒng)延時

柔性直流系統(tǒng)延時與柔性直流高頻諧振點分布直接相關，減小系統(tǒng)延時可以使阻抗角特性曲線的負阻尼范圍向高頻段移動，由于高頻段電感項主導作用增強，從而起到削弱負阻尼的作用，以達到改善阻抗特性的效果。一般降低系統(tǒng)延時可以起到正向抑制作用。

1）南通道柔性直流西側風險抑制

在南通道柔性直流-SY甲乙線N-1或WS-SY甲乙線N-1時，南通道柔性直流西側出現(xiàn)輕微諧振現(xiàn)象。若系統(tǒng)延時由600 μs降為400 μs，諧振頻率升高，諧振風險加劇。若系統(tǒng)延時由600 μs 降為200 μs，諧振風險消失。

因此，降低系統(tǒng)延時可能加劇或抑制南通道柔性直流西側的諧振風險，當柔性直流系統(tǒng)延時為200 μs 時，南通道柔性直流西側諧振風險得到抑制。

2）南通道柔性直流東側風險抑制

南通道柔性直流東側在交流系統(tǒng)全接線、南通道柔性直流-東方甲乙線N-1 時存在嚴重風險。若系統(tǒng)延時由600 μs降為400 μs，各種運行條件下諧振風險情況明顯改善。當結合采用柔性直流單元檢修+減小柔性直流系統(tǒng)延時到200 μs 的措施時，柔性直流諧振得到抑制，且具有較高的相角裕度（930 Hz，26.7 °）。若系統(tǒng)延時由600 μs 降為200 μs，諧振風險消失。

計算表明，降低系統(tǒng)延時可以在一定程度抑制南通道柔性直流東側高頻諧振風險，當柔性直流系統(tǒng)延時為200 μs時，南通道柔性直流東側諧振風險得到抑制。

4.2 改進柔性直流的控制結構

為了改善柔性直流換流器的阻抗特性，文獻［3，5-6］中介紹了在電壓前饋環(huán)節(jié)加入濾波器的方法。其中，在電壓前饋環(huán)節(jié)加入二階低通濾波器的方法是目前最為常規(guī)的方法，已在實際柔性直流背靠背工程中得到應用。

二階低通濾波器的表達式為：

式中：ξ為阻尼系數(shù)，ξ=0.707；ωn為自然角頻率，ωn=400×2π。

為了抑制南通道柔性直流東西側諧振風險，在南通道柔性直流東西側電壓前饋環(huán)節(jié)加入二階低通濾波器，前后柔性直流阻抗特性比對如圖15所示。

圖15 加入電壓前饋低通濾波器前后的柔性直流阻抗特性Fig.15 VSC-HVDC impedance characteristics before and after adding a voltage feedforward low-pass filter

通過阻抗比對可以發(fā)現(xiàn)，在電壓前饋加入二階低通濾波器后，柔性直流阻抗特性曲線的高頻段諧振尖峰和負阻尼特性消失，但1 000 Hz 以下的中頻段出現(xiàn)了負阻尼特性。

由此可見，電壓前饋二階低通濾波器可以削弱阻抗計算分母中系統(tǒng)延時項的作用，削減阻抗諧振尖峰，減少負阻尼頻段范圍，但仍存在中頻段負阻尼風險，因此本工程加入電壓前饋低通濾波后，柔性直流仍有可能與交流系統(tǒng)發(fā)生諧振。

4.3 其他抑制措施

柔性直流系統(tǒng)側運行方式包括柔性直流單元檢修等條件，交流系統(tǒng)側運行方式包括近區(qū)線路N-1/2、近區(qū)常規(guī)直流投運情況（含交流濾波器），通過限制交、直流系統(tǒng)運行方式可以改變柔性直流交流端口阻抗及交流系統(tǒng)阻抗，一定程度上規(guī)避高頻諧振風險。但是，限制交直流系統(tǒng)運行方式作為破壞交直流諧振的被動型方法具有局限性，一般在設計階段不應作為推薦應用的主要方法。

5 結論

本文對廣東電網(wǎng)中、南通道背靠背直流工程在多種運行方式下的高頻諧振風險和對策進行了研究，結論如下。

1）采用等值前后系統(tǒng)諧波阻抗掃描+等值后系統(tǒng)電磁仿真驗證的思路，對廣東電網(wǎng)的正常方式、檢修方式以及近區(qū)直流多種運行方式下高頻振蕩風險點進行了較為全面的排查，驗證了柔性直流與交流系統(tǒng)的高頻諧波諧振機理。

2）通過掃描和全電磁仿真兩者計算均表明，廣東電網(wǎng)中、南通道背靠背直流工程采用本文計算模型和參數(shù)，在多種運行方式下南通道與近區(qū)交流系統(tǒng)存在較嚴重的諧振風險，中通道西側在個別檢修方式下可能有諧振風險。

3）對解決柔性直流與交流系統(tǒng)振蕩風險進行了研究，總結出調節(jié)柔性直流控制系統(tǒng)延時、改進柔性直流控制結構、限制交直流系統(tǒng)運行方式等措施能夠有效抑制相應的柔性直流高頻諧振風險，其中調節(jié)柔性直流控制系統(tǒng)延時效果最為明顯。

本文提出的中通道、南通道柔性直流系統(tǒng)存在的諧振風險問題及抑制措施為廣東電網(wǎng)系統(tǒng)規(guī)劃和設計提供了理論和設計依據(jù)，關鍵措施已在工程中實際采取并確保工程的安全穩(wěn)定運行。另外，后續(xù)在有條件的前提下，期望本文相應研究結論能結合現(xiàn)場實際進行驗證。