编者按

  在全球气候变暖和国家能源安全紧张的背景下，中国在2020年9月的第七十五届联合国大会上向世界做出“碳达峰” “碳中和”的庄严承诺，“十四五”规划与2035年远景目标纲要也将以“建设大型清洁能源基地”为首的“构建现代能源体系”列入其中。未来中国必将持续大规模开发风电、光伏等清洁能源。中国陆上清洁能源主要分布在“三北”与西南地区，当地消纳能力不足，而同中东部负荷中心距离一般长达上千公里，采用特高压直流输电送出几乎成为必然选择。

  《中国电力》2023年第4期刊发了徐文哲等人撰写的《欧洲能源危机下英国电网电力保供措施对中国的借鉴启示》一文。文章首先比选了3种适用于纯新能源送出场景的混合式直流输电拓扑，并着重介绍最终选用的送端采用LCC与MMC混合级联、受端采用D-MMC的拓扑。进而设计了系统的基本控制和故障穿越策略：以整流站MMC直流电压控制表征直流线路送出功率的LCC直流电流指令值，使整流站MMC不仅支撑起送端交流电压，还实现了送出功率平衡中转功能；基于三次谐波注入调制的后备定电流控制使HBSM型MMC具备降直流电压微调能力，令本文拓扑兼具经济性与故障穿越能力。随后，提出了一种应对受端分散接入方式下受端交流系统严重故障的故障穿越策略。最后，在PSCAD/EMTDC仿真软件中建立双极输电系统电磁暂态模型进行仿真验证。

  摘要

  为满足大规模纯新能源发电基地送出需求，经过拓扑比选，选取在送端采用电网换相换流器（LCC）与模块化多电平换流器（MMC）混合级联拓扑、受端采用二极管-模块化多电平换流器（D-MMC）拓扑的混合式直流输电方案。其中，由整流站MMC提供送端交流电压支撑，并与LCC配合作为送出功率平衡中转站。随后，设计系统的基本控制和故障穿越策略，使系统能够稳定送出新能源功率且兼具经济性与故障穿越能力。最后，在PSCAD/EMTDC中搭建±800 kV/5000 MW双极直流输电仿真模型，验证所提控制与故障穿越策略的有效性，结果表明：所选拓扑适用于大规模纯新能源发电基地送出场景。

  1 混合型纯新能源直流送出系统拓扑

  1.1 混合型直流送出系统拓扑对比

  针对传统直流输电，对比了LCC-D-MMC，送端LCC、受端半桥与全桥子模块混合型FHMMC，送端LCC、受端LCC与MMC串联3种混合拓扑的交流故障特性。对于纯新能源送出场景，只需将三者送端改造为LCC与MMC串联，所得出的结论依然具有参考价值，改造后的3种系统拓扑依次命名为拓扑1~3，如图1所示。

图1 3种混合直流系统拓扑

Fig.1 Topological diagram of three hybrid HVDC systems

  然而，基于半桥子模块（half bridge sub-module，HBSM）型MMC不具备降直流电压能力这一前提。通过引入3次谐波注入调制和无功功率动态调整策略，使HBSM型MMC具备了一定的降直流电压运行能力，需要对3种拓扑重新进行评估，评估结果见表1。

表1 3种混合直流输电系统对比

Table 1 Comparison of three hybrid HVDC systems

  从表1可知，本文选取的拓扑1兼具经济性与故障穿越能力；由于MMC采用HBSM，相较拓扑2降低了系统投资与损耗；受端纯MMC结构彻底消除了拓扑3存在的换相失败风险；通过引入受端直流电压微调控制策略，使送端交流故障穿越能力得到提升，如仿真证实能成功穿越故障，则无须选用降压能力更强但投资偏大的拓扑2。

  1.2 本文系统拓扑

  本文基于±800 kV/5000 MW纯新能源送出场景，系统采用真双极接线，整体拓扑如图2所示。

图2 纯新能源发电基地经混合直流输电送出系统拓扑

Fig.2 System topological diagram of pure new energy power base transmitted by hybrid HVDC

  其中，送端系统换流站由高压阀组12脉动LCC与低压阀组MMC组成，两者在直流侧串联、交流侧并联。LCC阀组交直流侧均需配置滤波器，送端换流站交流母线为整流站公共连接点（point of common coupling，PCC），由MMC支撑送端交流电压并为LCC提供换相电压。受端换流站高低压阀组均采用HBSM型MMC，逆变站直流出口串接大功率二极管阀以使逆变站MMC具备直流故障自清除能力。送受端近中性母线处设置阻波器。

  送端新能源基地额定电压500 kV，采用3个跟网型VSC集总表示。为与新能源电源采用的跟网型控制策略相一致，图2中3个VSC采用定直流侧电压控制，其输出功率大小取决于直流侧电流源大小。等值VSC分别使用两回500 kV交流线路送出，距离各设置为50 km、100 km和150 km。受端可以采用集中接入或分散接入交流系统2种方式，受端交流系统额定电压500 kV，采用戴维南等值电路模拟，短路比设置为6。

  2 混合型纯新能源直流送出系统的基本控制

  2.1 整流站MMC控制策略

  采用跟网型非同步机电源的纯新能源基地本身并不具备交流电压支撑能力，等同于无源网络。为使新能源功率有效送出，需要由送端换流站的低压MMC建立稳定的交流电压。因此，整流站MMC必须工作在V/f控制模式下，控制送端交流电网电压幅值和频率。整流站MMC的外环控制策略框图如图3 a)所示。

图3 换流器控制框图

Fig.3 Block diagram of converter controllers

  2.2 整流站LCC控制策略

  新能源基地出力的随机波动导致经直流系统送出的有功功率无法确定，整流站LCC不能像传统直流输电那样直接采用定电流控制。

  考虑到直流系统中，直流电压是反映系统功率平衡水平的基本指标。对本文拓扑，可以用送端MMC直流电压反映送端功率平衡程度。送端MMC的功率平衡方程为

  式中：N、C分别为送端MMC子模块数目和单个子模块的电容值；UdcMMCrec为送端MMC直流电压；Ps为送端MMC交流输入有功；Idc为直流电流。

  式（1）表示送端MMC除控制交流母线电压恒定外，还承担着平衡新能源基地所发功率与直流线路输送功率的任务。不平衡的功率被储存在MMC子模块电容中，将UdcMMCrec与基准值作差，经PI环节得到表征直流送出功率的整流站LCC直流电流Idc指令值，实现功率稳定送出。若UdcMMCrec小于指令值，代表送出功率大于新能源基地出力，需要减小LCC电流指令值以减少直流功率送出。反之亦然，而其中的功率差额由送端MMC子模块电容储存的能量提供。本系统UdcMMCrec的指令值取为400 kV。

  基于此，送端LCC采用如图3 b)所示的定直流电流配最小触发角控制策略。

  2.3 逆变站MMC控制策略

  逆变站MMC需要承担定直流线路电压的任务：有功类控制定直流电压，将直流线路送端出口电压维持在±800 kV，单个MMC站直流电压指令值图片按式（2）给出；无功类控制定交流出口无功为0。其外环控制框图如图3 c)所示。

  式中：Rdcline为直流输电线路等值电阻。

  3 混合型纯新能源直流送出系统的故障穿越

  3.1 交流侧故障穿越策略

  送端交流故障可能使送端交流电压发生跌落，造成整流站LCC直流电压下降。为缓解相应的整流侧功率送出受阻，参考传统直流输电，为逆变站MMC配置如图4所示的后备定电流控制。

图4 逆变站MMC后备定电流控制

Fig.4 Stand-by control for constant current of inverter station MMC

  直流电流参考值图片来自整流侧（见图3 b)），考虑到送受端间的输电距离，需要经20 ms延时。同时为了避免控制投切过于频繁，影响稳态运行，需要对经延时后的图片乘以0.9作为最终参考值。当逆变侧直流电流低于该参考值时，降低逆变站MMC直流电压使直流电流上升。正常运行时，图4中的PI输出应限幅在0，使逆变站MMC直流电压指令值为Udcsteady。

  不过，受限于MMC调制比，在受端交流电压健全时，所述后备定电流控制不能大幅降低逆变站MMC直流电压，否则将使受端交流电流产生大的畸变。只能通过三次谐波注入和无功功率动态调整等手段来尽可能增大HBSM型MMC的降压幅度。本文采用如式（3）所示的1/6三次谐波注入。

  式中： udiff 为调制波；M为基频调制波幅值；θ为基频调制波相角。

  此时，调制波幅值降到最低图片/2。若取正常运行时MMC调制度为0.85，则引入1/6三次谐波注入后逆变站MMC最多能降压到0.736 p.u.，据此对图4中PI输出上限幅值做出限制。

  此外，为解决受端交流系统故障下功率送出受阻的问题，参考张北柔直电网工程设计，在送端换流站交流母线处装设交流耗能装置，根据送端MMC直流电压及闭锁情况进行投切。

  3.2 直流侧故障穿越策略

  由于串接在逆变站直流出口的大功率二极管阀具有单向导通特性，直流线路发生故障后，受端MMC不会向故障点输出故障电流，直流侧故障清除只需考虑送端LCC-MMC混合拓扑。针对该混合拓扑，详细论证了一种利用整流站LCC和MMC协同控制以清除直流故障的方法：利用LCC强制移相和MMC闭锁使整流侧直流电压降为负值，阻断故障电流。然而，该文献中送端交流系统足够强，对于本文由送端MMC提供交流电压支撑的纯新能源送出场景，需仿真验证该方法的适用性。以下为具体故障清除策略。

  1） 参考直流输电工程常见保护设置，直流电流故障检测阈值设为1.5 p.u.。2） 检测到直流故障后，对故障极整流站，闭锁MMC并对LCC强制移相，同时投入一半组数的交流耗能装置。强制移相时为防止LCC换相失败，先将触发角αR设置为110°，待短路电流低于1.0 p.u. 后再将αR斜坡抬升至135°。3） 待直流故障电流清除后，继续保持上述控制动作0.2 s，以完成故障点的去游离过程。4） 待绝缘恢复和去游离过程完成后，系统重新启动。解锁故障极MMC，切除闭锁MMC时投入的交流耗能装置。设置αR从45°线性减小到15°，逆变站MMC直流电压指令值先减小至0.75 p.u.，待故障极直流电流恢复至1.0 p.u.后再线性抬升至稳态值。整个启动过程耗时0.2 s，启动完成后，切换回稳态控制方式。逆变站MMC的降压能力由3.1节中的1/6三次谐波注入调制保证。

  其中，步骤2）中将触发角αR抬升至135°的理论依据为所提出的结论，即

  式中：kmin为稳态时整流站LCC直流电压URL与MMC直流电压URM的最小比值；15°为常规直流工程中LCC稳态触发角。本文算例取URL=URM，故根据式（4），触发角αR大于133.08°即可。

  此外，由于LCC直流电流指令值是根据各自极的送端MMC直流电压得到的，并不具备主动控制能力。在发生正负极不对称故障后，可能出现LCC触发角α达到下限幅而直流电流仍无法跟上指令值的情况，使正负极直流电流出现不对称。为此，图5给出了相应的正负极功率不平衡控制策略及其原理分析。

图5 正负极功率不平衡控制及其原理

Fig.5 Power imbalance control and its principle of positive and negative poles

  图5中：下标P、N分别代表正、负极，正、负极电流之差 ΔIdc 经PI环节叠加至图3 a)中整流站MMC交流电压幅值指令上。若正极电流大于负极，以正极为例，响应过程按图5 b)给出，通过增大、减小正、负极MMC交流电压指令值，最终实现正负极功率平衡。需要说明的是，本文参考方向以流出MMC为交流侧电流的正方向，故图5b)中图片为负；而usd实际值由于正负极指令抵消，变化很小。MMC交流输入有功为

  3.3 受端分散接入方式下受端交流电网严重故障穿越策略

  针对一种近年来被提出的受端换流器分散接入交流系统的混合直流系统拓扑，本文提出了一种受端交流电网严重故障下的故障穿越策略。对受端分散接入方式重画如图6所示。

图6 受端分散接入方式下严重故障

Fig.6 Serious failure of distributed access at receiving end

  假设受端一处交流系统发生严重故障，则有功功率送出将大量受阻，若不采取相应措施，受端积聚的能量将导致对应MMC子模块电容电压迅速上升并超过1.4 p.u.闭锁，影响故障后恢复。为此，需要减少故障系统所连MMC吸收的有功功率。对于图6拓扑，一个方法是在检测到受端严重故障后迅速降低对应MMC的直流电压。

  对于送端交流系统故障，由于受端交流电压健全，受端MMC直流电压受限于调制度并不能大幅降低；但对受端交流系统严重故障，其交流电压本身大幅降低，受端MMC直流电压不再受此限制。故上述策略在原理上不存在问题。

  所提故障穿越策略框图如图7所示，以图6中低压MMC 3出口处发生严重故障为例。当检测到故障后，降低MMC 3直流电压指令值以减少功率积聚，过剩有功由送端交流耗能装置消耗。对于交流故障的检测，采用受端三相交流电压瞬时有效值经一阶惯性环节完成，出于响应速度的要求，此惯性环节时间常数不宜过大。故障期间，MMC 3直流电压指令值即取受端交流系统电压有效值，送端LCC直流电流指令值可以不做改变以保持未发生故障的MMC 5正常传输功率。

图7 受端严重故障穿越策略

Fig.7 Serious fault ride-through strategy at receiving end

  4 仿真验证

  4.1 算例介绍

  在PSCAD/EMTDC中建立图1所示±800 kV/5000 MW纯新能源双极直流送出系统电磁暂态模型。算例中的换流器参数（正极）如表2所示；直流线路采用PSCAD中的Frequency Dependent（Phase） Model，长度2 000 km，等效直流电阻11.12 Ω；交流线路采用Bergeron Model，单位长度R、L、C分别为0.008 3 Ω/km、0.789 6 mH/km、0.014 3 μF/km。送端母线上的交流耗能装置总额定容量为5 000 MW，投入电压为1.2 p.u.，切除电压为1.05 p.u.（根据整流站MMC直流电压和闭锁情况投切）。

表2 换流器参数

Table 2 Converter parameters

  4.2 新能源出力波动

  初始时各新能源基地均满发1 667 MW有功，2.0 s后，基地1所发功率阶跃降至667 MW，2.5 s时恢复原值，系统响应特性如图8所示，为直观起见，正负极对称工况只作出正极波形。

图8 新能源出力波动仿真结果

Fig.8 Simulation results of new energy power fluctuation

  由图8可知，所建系统能够稳定运行，送端MMC很好地支撑起了送端交流母线电压，且能平稳送出纯新能源基地功率。系统跟随新能源出力波动的特性良好，整流侧送出的功率在0.1 s内基本完成响应，验证了2.2节所提出的控制策略。盈余的功率储存在送端MMC的子模块电容中，因此送端MMC的直流电压响应时间较长，可以通过调节PI参数在响应时间与MMC过压程度间进行取舍。

  4.3 送端单相故障

  图9展示的是对系统送端PCC在2.0 s施加单相金属性短路故障后的响应结果，故障持续0.1 s。

图9 送端换流站PCC单相金属性故障的仿真结果

Fig.9 Simulation results of single-phase metallic fault of convertor station PCC at sending end

  从图9可以看出，送端PCC单相金属性短路会造成整流站LCC直流电压下降；与此同时，逆变站MMC将从定直流电压控制切换为后备定电流控制，逆变站MMC直流电压有所下降以适应直流电流变化。故障期间，直流电流最低跌落至0.5 p.u.附近，不出现断流；系统仍具备一定的功率传输能力，直流功率传输维持在0.66 p.u.以上。故障清除后，除交流不对称故障引起的小幅振荡恢复时间较长外，系统可以快速恢复到稳定运行状态。因此，本文选取的拓扑配合后备定电流降直流电压微调策略能穿越送端最常发生的单相金属性故障，无须采用投资更大的FHMMC方案。

  4.4 直流线路故障

  2.0 s时在系统正极直流线路中点处施加金属性接地故障，故障清除过程按3.2节时序进行。仿真结果如图10所示，说明直流故障清除策略在纯新能源送出场景下依然适用。

图10 直流线路故障的仿真结果

Fig.10 Simulation results of DC fault

  故障发生后，逆变站出口二极管阀使得故障极逆变侧直流电流瞬间被限制到零；整流侧则由LCC强制移相产生负压以抵消MMC在闭锁状态下输出的正电压，整流侧短路电流约180 ms被清除。经0.2 s去游离过程，2.38 s左右开始恢复过程：逆变侧直流电压小幅下降，整流站MMC解锁，LCC角度逐渐拉小。到2.55 s，功率传输恢复至稳态，且不存在正负极功率不平衡现象。期间，非故障极功率传输未中断，故障极受阻功率由整流侧交流耗能装置吸收，送端MCC未过电压。

  4.5 受端交流故障

  4.5.1 受端单相故障对比

  分别对受端集中接入方式下的本文拓扑与拓扑3在受端PCC于2.0 s施加持续时间0.1 s的单相金属性短路故障，关键波形对比如图11展示。其中，拓扑3方案采用的换流器与线路参数与本文拓扑一致，详见4.1节算例介绍。

图11 受端换流站PCC单相金属性故障对比仿真结果

Fig.11 Simulation results of comparison of single-phase metallic fault of convertor station PCC at receiving end

  由图11可知，受端故障情况下，本文拓扑较拓扑3所表现出的特性更好。由于受端为纯MMC结构，不存在换相失败问题，在故障期间表现平稳，直流电流与新能源场站送出功率均未受太大影响。而拓扑3由于存在LCC，发生换相失败，直流电流波动大，受端功率传输进一步受阻，触发交流耗能装置，使新能源场站送出功率受损。

  4.5.2 受端分散接入方式受端严重故障

  为验证本文所提严重故障穿越策略，将双极系统受端改为图6所示的分散接入方式。2.0 s系统运行至稳定后，于正极低压MMC 3出口施加三相金属性接地故障，2.1 s切除故障，正极故障响应特性如图12所示(由于负极遭受冲击小于发生故障的正极，故图12只展示正极波形)。

图12 受端低压PCC三相金属性故障的仿真结果（正极）

Fig.12 Simulation results of three-phase metallic fault of low voltage PCC at receiving end (positive pole)

  由图12可知，所提受端交流严重故障下的降电压穿越策略有效。故障发生后，故障检测环节迅速完成检测，MMC 3直流电压迅速降低到较低水平。而由于整流站LCC定直流电流的控制，正极LCC触发角α马上增大，直流电流并不会因为受端MMC直流电压的大幅降低而上升过高，仿真中上升至1.34 p.u.，未超过直流故障检测值。受端故障对应的MMC 3由于直流电压的快速响应，并未吸收过多有功功率，其子模块电容电压最高上升至1.22 p.u.，桥臂电流最大值上升至1.65 p.u.；受端非故障阀组在整个故障期间所受影响不大，仍能维持接近额定功率送出；系统受阻的有功功率由送端PCC交流耗能装置消耗，整流站MMC子模块电容电压值最大1.21 p.u.，桥臂电流最高达到1.49 p.u.。送受端MMC均未触发过压、过流保护。故障清除后150 ms系统基本恢复至稳态。

  经仿真验证，该故障穿越策略同样能够穿越两相金属性接地故障与受端集中接入方式下的严重故障，但对参数整定要求较高；直流电流容易超过1.5 p.u.而触发直流故障保护；送受端MMC存在易过压、过流等问题。其实用性尚有待改进，需要对控制流程做进一步的优化。

  5 结论

  本文基于大规模纯新能源发电基地送出场景，采用一种对既有LCC-D-MMC混合直流输电系统进行改造的拓扑，将送端改造为LCC与MMC串联拓扑，利用MMC为送端纯新能源基地提供电压支撑。并提出与之配套的基本控制与故障穿越策略。基于仿真结果，主要结论如下。1）所采用的混合直流输电拓扑及其配套基本控制策略能够很好地支撑送端交流电压，以无源方式实现了100%的纯新能源送出。根据送端MMC直流电压调节直流系统送出功率的控制策略能够很好地适应新能源基地的出力波动。2）该混合直流输电系统具有较强的故障穿越能力，逆变站MMC的后备定电流控制和整流侧PCC装设的交流耗能装置保证了系统的交流故障穿越能力；同时也继承了LCC-D-MMC拓扑对远距离直流架空线路的故障清除能力。3）提出了一种受端交流电网严重故障下的降直流电压穿越策略，在受端分散接入方式下，故障受端不会发生严重过压、过流，非故障受端仍能基本维持额定功率送出。