向无源网络供电的MMC-HVDC送端交流故障穿越策略

肖　亮　徐　政　刘　昇　安　婷　孔　明

(1.浙江大学电气工程学院　杭州　310007 2.国网智能电网研究院　北京　102211)



向无源网络供电的MMC-HVDC送端交流故障穿越策略

肖亮1徐政1刘昇1安婷2孔明2

(1.浙江大学电气工程学院杭州310007 2.国网智能电网研究院北京102211)

向无源网络供电的模块化多电平换流器型高压直流输电(MMC-HVDC)系统的送端交流系统发生故障时，功率传输的不平衡会使MMC-HVDC直流电压严重跌落直至系统崩溃。首先分析了送端交流系统发生故障时MMC电容放电的机理，然后设计了一种向无源网络供电的MMC-HVDC送端交流故障穿越策略，该策略的核心思想是在送端故障期间降低无源网络吸收的功率从而使MMC-HVDC直流侧功率尽量平衡。最后在PSCAD/EMTDC仿真平台上搭建了向由感应电动机和静态特性负荷组成的无源网络供电的MMC-HVDC系统，验证了送端系统故障时MMC电容放电机理。仿真结果表明，在所设计的故障穿越策略的作用下，MMC-HVDC在送端交流系统故障期间能够遏制直流电压跌落而保持稳定运行，提高了系统的故障穿越能力。

无源网络模块化多电平换流器型直流输电系统送端交流系统故障电容放电 故障穿越

0　引言

大规模风电场并网及向城市中心、海上平台等无源网络供电是模块化多电平换流器型高压直流输电(Modular Multilevel Converter-High Voltage Direct Current，MMC-HVDC)的重要应用领域[1-5]。从2010年第一个MMC-HVDC工程(Trans Bay Cable，±200 kV、400 MW)运行以来，已经有超过10个MMC-HVDC工程投运和正在建设中，尤其以欧洲北海靠近德国海岸的大规模风电场并网的应用最为广泛[1]。于2014年投运的连接法国Baixas和西班牙Santa Llogaia的INELFE工程的额定直流电压为±320 kV，额定传输容量为2×1 000 MW，是世界上传输容量最大的MMC-HVDC工程[6]。

无论是联于有源网络还是向无源网络供电，为了维持有功功率的平衡以及保证系统的正常运行，柔性直流输电(Voltage Source Converter-High Voltage Direct Current，VSC-HVDC)系统的一端换流站必须采用定直流电压控制[7-13]。以两端VSC-HVDC系统为例，当定直流电压换流站的交流系统发生严重故障时，由于功率的不平衡及电流限幅环节的作用，定直流电压站将会失去对直流电压的控制，从而使整个直流系统崩溃。为了提高VSC-HVDC在交流系统故障下运行的稳定性，文献[9]提出了一种具有直流电压控制功能的新型有功功率控制器，其基本原理是当定直流电压控制换流站不能有效控制直流电压时，自动由另一端换流站的有功功率控制器来承担直流电压控制。文献[10，11]设计了一种基于滞环和本地直流电压信号的模式切换控制策略，实现了系统故障时直流电压控制。提高VSC-HVDC故障穿越能力的关键是在故障期间维持系统的功率平衡，基于此原则，文献[12，13]提出了改进有功功率控制策略，当定直流电压侧交流系统故障时，通过引入直流电压信号来直接或间接改变另一端换流站的有功电流指令值从而确保直流电压在合理的范围内。文献[14，15]设计了一种同时将两侧交流系统的交流电压信号引入定有功功率换流站的外环功率指令的直流电压控制策略。以上4类VSC-HVDC交流系统故障穿越策略具有一定的局限性，只适用于VSC-HVDC联于两端均为有源系统的情况，而当VSC-HVDC向无源网络供电时，其无源网络侧必须采用定交流电压控制，因此当送端交流系统故障时必须重新考虑其故障穿越策略。

向无源网络供电的VSC-HVDC控制策略主要包括幅相控制[16]、直接电压控制[17-20]、功率同步控制[21]和电流矢量控制[22-24]等方式。其中向无源网络供电的幅相控制器存在交流侧电流动态响应慢、交流电压容易受负荷波动影响等缺点，并且不具备交流故障穿越能力；直接电压控制是基于dq同步旋转坐标系下换流器的稳态数学模型设计的，在交流故障等暂态扰动下，不能有效地控制故障电流。功率同步控制的核心思想是通过有功功率控制环来取代锁相环，进而跟踪系统的交流电压，当应用在无源网络时，还要配合具有Pf下垂特性的频率控制器。向无源网络供电的电流矢量控制器，具有电流响应速度快且能控制交流故障电流等优点，因此适用于实际工程中。针对向无源网络供电的VSC-HVDC送端交流系统发生故障这一现象，现有的研究并不多。文献[24]设计了具有下垂特性的频率控制器，当送端交流系统故障时，通过改变无源侧系统的交流频率，使VSC-HVDC具有较好的故障穿越能力。文献[25]设计了基于直接电压控制的正负序无源控制器，在交流系统不对称故障时能有效地抑制负序电流，并提出了当交流系统发生故障时将无源侧负荷减小的控制保护策略。

本文首先分析了送端交流系统发生故障时MMC电容放电的机理，然后设计了一种向无源网络供电的MMC-HVDC送端交流故障穿越策略，最后在PSCAD仿真平台上搭建了向由感应电动机和静态特性负荷组成的无源网络供电的MMC-HVDC系统，验证了送端系统故障时MMC电容放电机理及所提故障穿越策略的有效性。

1　向无源网络供电的MMC-HVDC系统

向无源网络供电的MMC-HVDC的系统结构如图1所示。文献[26]指出，对于暂态稳定性等问题的研究，负荷母线上应尽可能接入不同特性的负荷模型。因此，本文的受端无源网络采用恒阻抗的静态特性负荷模型和由感应电动机(Induction Motors，IM)表征的动态特性负荷模型来模拟，而送端有源系统则用无穷大电源来表示。送端有源系统和受端无源系统的母线电压分别为US和UL，MMC1整流站和MMC2逆变站输出的电压分别为UV1和UV2。MMC-HVDC的双极直流电压为Udc，直流电流为Idc，系统的功率传输正方向如图1箭头所示。

图1　向无源网络供电的MMC-HVDC结构图Fig.1　System structure of MMC-HVDC supplying to passive network

换流站MMC的拓扑结构如图2所示。每个换流站由6个桥臂构成，每个桥臂包含了n个子模块(不考虑冗余)，子模块的电容为Csm，电容电压平均值为Usm。通过一定的调制方式控制上下桥臂子模块的投入或切除，即可输出期望的交流电压UVj(j=a，b，c)。此外，为了维持直流电压的恒定，要求每相单元在任意时刻投入的子模块个数恒定为n，即有式(1)成立。

(1)

图2　MMC拓扑结构Fig.2　Topology of MMC

目前实际工程应用最广泛的控制策略是基于同步旋转坐标系下的矢量控制，由内环电流控制和外环功率控制构成。结合无源网络的特点，如图1所示的整流站必须保证Udc恒定，而逆变站为了给无源网络输出高质量的交流电压，必须保证UL不受负荷波动的影响。因此向无源网络供电时，一般采取的控制策略为整流站定直流电压控制，逆变站为定交流电压控制，下文称之为常规控制策略。

2　向无源网络供电的MMC-HVDC送端交流故障特性

2.1MMC-HVDC送端交流系统的故障特性

以图1所示的系统为研究对象，为了便于分析故障特性，做出基于MMC简化模型的系统单线图，如图3所示，其中MMC换流站的等效电容用Ceq表示。

(2)

图3　基于简化模型的MMC-HVDC系统单线图Fig.3　Single line diagram of the MMC-HVDC based on simplified equivalent model

利用式(2)并结合式(1)即可求出Ceq的值如式(3)所示，其依据是等效前后每个时刻6个桥臂的电容储能之和保持不变。

(3)

由此可得Ceq对应的等效电容时间常数τc如式(4)所示，其物理意义是，以恒电流IdcN对直流电容充电，直流电压从0上升到UdcN所需要的时间[14]。

(4)

式中，UdcN为额定双极直流电压，kV；SN为换流站的额定容量，MV·A。

当送端交流系统在母线US处发生接地故障时，在常规控制策略下，一方面，送端有源系统输入MMC-HVDC的功率大大降低，而无源网络在故障期间不断汲取功率，这将导致两站MMC的电容向无源网络放电，以试图维持无源网络的功率平衡，电容放电的结果是导致直流电压下降；另一方面，故障接地点的引入给MMC换流站的电容提供了放电通道，加剧了直流电压的下降速率，电容放电的示意图如图3所示。为了实现故障时的限流控制，通常在外环控制器上设置限幅环节，直流电压的持续下降及送端交流系统故障电流的急剧上升致使外环直流电压控制器很快进入限流控制状态，其结果是导致MMC-HVDC系统的直流电压失去控制，电容电压将持续下降，导致直流系统发生崩溃。送端交流系统故障时MMC电容放电的机理总结如图4所示。

图4　送端交流系统故障时MMC电容放电机理Fig.4　Discharging mechanism of capacitors in MMC during ground fault in AC grid

若送端交流系统发生三相金属性接地故障，当故障持续时间大于等效电容时间常数τc时，直流电压Udc将持续下降为零。若将子模块电容Csm的计算公式[9]代入式(4)，则进一步可以求得τc的典型值为65.4 ms[27]。

若送端交流系统发生三相非金属性接地故障使交流母线从额定相电压USN跌至USdrop，d轴电流分量从额定值ivdN上升至ivdlim，根据瞬时功率理论[2]，故障前后送端交流系统注入MMC的有功功率分别为PdcN=3USNivdN/2、Pdcdrop=3USdropivdlim/2，故障期间注入MMC的功率缺额为ΔP=PdcN-Pdcdrop。本文规定MMC-HVDC系统安全稳定运行时的最低允许直流电压为Udclim，送端故障导致直流电压下降到Udclim所对应的时间为τlim，以MMC-HVDC直流侧等效电路为研究对象，忽略换流器和直流线路的损耗，若故障期间负荷吸收的功率保持不变，则理论上

(5)

式(5)给出了MMC-HVDC在送端交流系统故障下安全运行的临界持续时间，其意义表明，系统需要在τlim时间内做出相应控制使直流电压保持在安全稳定运行范围内。

此外，当送端系统发生不对称接地故障时，也会使送端传输的功率降低，从而导致MMC电容放电，使直流电压下降。不对称故障的另一个问题是产生的负序电压会引起MMC换流站交流侧较大的负序电流，严重威胁设备的可靠运行。文献[28]对MMC-HVDC的单相接地故障特性做了大量细致的研究，从理论上推导了在单相接地故障下MMC相单元的瞬时功率，解析了单相接地故障期间直流电压产生的二倍频分量，并提出了一种新型的控制器以抑制该二倍频分量。

2.2MMC-HVDC送端交流系统的故障穿越策略

结合上述分析，当送端交流系统发生故障时，为了提高MMC-HVDC的故障穿越能力，其控制策略必须满足以下两个要求：①在故障期间尽可能维持直流电压的稳定，防止直流电压严重跌落造成系统崩溃；②能够限制故障电流，抑制不对称故障产生的负序分量，防止设备过流[10]。

因此，本文中MMC整流站采用的是常规的电流矢量控制策略，逆变站则采用向无源网络供电的电流矢量控制器，两站的控制器均引入了负序分量抑制环节。在逆变站设计了一种根据本地直流电压信号来改变外环交流电压指令值的故障穿越的控制策略，其核心思想是在送端交流系统故障期间降低无源网络吸收的功率，从而使得MMC-HVDC直流侧功率尽量平衡，保证了故障期间直流电压不会严重跌落。

3　向无源网络供电的MMC-HVDC送端交流故障穿越策略的实现

交流系统发生不对称故障时，同步相位和瞬时对称分量的实时检测对VSC-HVDC的控制保护系统尤为重要，为此文献[2，10，28，29]进行了大量深入细致的研究，建立了同步旋转坐标系下MMC正负序分量的数学模型及相应的控制器。换流器负序分量的数学模型及相应的负序控制器与正序系统的区别是其dq坐标变换的θ取负值。为了抑制不对称故障产生的负序电流，本文采用文献[10]所设计的负序电流控制器，将负序电流的参考值设为零。另外，MMC联于有源网络时的控制系统在现有的文献中已经详述，为节省篇幅，本节的重点在于MMC联于无源网络时控制器的设计，并给出故障穿越策略的实现方法。

图5　具有故障穿越能力的MMC无源供电控制器Fig.5　MMC cascade controller with fault ride-through capacity for passive network supplying

图6　联于无源网络的MMC控制系统结构图Fig.6　Control system structure of MMC connected to passive networks

MMC-HVDC向无源网络供电时，MMC建模和控制均在dq坐标系下实现，由于在无源网络下无法通过PLL获取同步相位，因此我们将参考相位设定为θ=2πf0t，f0=50 Hz，保证了供电电压频率的稳定性。

在稳态下，设负荷母线的三相交流相电压为

(6)

取等量变换矩阵P(θ)为

(7)

由于给定的θ=2πf0t始终与负荷母线a相电压ULa(t)同相位，因此对式(6)进行式(7)的变换可得

(8)

为了实现dq轴电流的解耦控制，结合MMC的数学模型及负荷侧dq轴电压的特性，设计了如图5所示的MMC无源供电控制器。其中故障穿越外环交流电压控制器的q轴电压指令值ULqref设定为0，通过改变d轴电压指令值ULdref即可控制负荷母线相电压幅值ULm。

外环控制器的参数和结构说明如下：ULdrefN为稳态下无源外环控制器d轴电压的指令值，设置为1.00 (pu)；Udc2为本地测量的直流电压，Udcmin为直流电压的下限值，其值必须比稳态下Udc2的值小，本文设置为0.96 (pu)；Udc2和Udcmin的误差经过PI调节后输入比较器MIN，与ULdrefN进行比较，将较小值输出作为无源外环控制器d轴电压的最终指令值ULdref；ULdmax为PI限幅环节的上限值，其取值必须比ULdrefN大，本文设置为1.20 (pu)；ULdmin为PI限幅环节的下限值，为了使在故障下直流电压尽快恢复，其值应尽可能小，本文设置为0。

该控制器的工作原理说明如下：

1)稳态下，送端直流电压被控制为1.00 (pu)，在线路压降影响下，受端直流电压Udc2会比1.00 (pu)略小，但必须大于Udcmin，Udc2和Udcmin的误差始终大于零，经过PI调节后输出为ULdmax，该值比ULdrefN大，因此稳态下ULdref=ULdrefN=1.00 (pu)，负荷母线电压稳定在额定值。

2)当送端交流系统发生接地故障时，若故障持续时间较长，则MMC电容持续放电导致直流电压Udc2下降，当降到Udc2

因此在故障暂态下该控制策略减缓了电容放电的速率，有利于直流电压的稳定，提高了MMC-HVDC的故障穿越能力。当故障清除后，Udc2恢复到正常水平时，ULdref自动调整回稳态时的指令值，MMC-HVDC恢复稳态运行。

值得注意的是，送端故障时可采取闭锁换流器的策略来保证设备的安全，但是其缺点是故障期间MMC-HVDC功率传输为零，负荷需要全部切除退出运行，并且换流站的闭锁和重启动是有时间代价的。早期的研究表明[30]，当直流电压跌落至0.9 (pu)时，需要切除一定负荷保证系统运行，而切负荷并不是一种优选的做法，因此研究人员提出了多种负荷故障穿越策略，如将感应电机的负载转矩减小、安装储能转置提供有功紧急支援来保证故障期间能够续传功率且故障清除后负荷能够及时恢复工作，这些策略的区别在于设备的投资及故障期间功率续传的多少。

对于感应电机等电压敏感负荷，文献[31]推导了电压跌落时不同类型感应电机的稳定运行范围，并指出当电压严重跌落至零时，以感应电机转速降低10%为限制，感应电机可稳定运行0.5～1 s。考虑到感应电机等负荷具有低压保护装置，且具有一定的低压运行能力[31，32]，而大多数送端系统故障并不会使交流电压严重跌落为零，因此本文所提的控制策略虽然在故障期间降低了受端交流电压，但是故障期间换流器无需闭锁，负荷无需切除，在有限的故障时间内不会引起受端网络严重的停电事故，且故障清除后负荷能够迅速恢复工作。

4　仿真分析与验证

4.1仿真模型参数

为了验证向无源网络供电的MMC-HVDC在送端交流系统故障时的电容放电机理以及本文所提的故障穿越策略的有效性，在PSCAD/EMTDC仿真平台中搭建了如图1所示的MMC-HVDC系统，其中无源网络由感应电动机(用一台IM模拟某个区域的所有感应电动机)和恒阻抗的静态特性负荷(用SZ表示)组成。系统和负荷参数分别见表1和表2。

表1　MMC-HVDC系统参数Tab.1　Parameters of MMC-HVDC

表2　负荷参数Tab.2　Parameters of loads

4.2常规控制下的送端交流系统故障仿真

从理论上来说，向无源网络供电的MMC-HVDC在送端交流系统发生三相金属性接地故障时，MMC的电容放电造成直流电压下降，经过τc时间单位后，直流电压将降为零，系统崩溃。将表1的MMC参数(Csm=5 000 μF，UdcN=400 kV，SN=400 MV·A，n=160)，代入式(4)可算出时间常数τc=75 ms。为了验证这一结论，在常规控制策略下，系统稳定运行至2.0 s时，送端交流系统发生三相金属性接地故障，故障持续200 ms后清除，仿真结果如图7所示。由仿真结果可以看出，故障发生后两侧MMC子模块电容放电，如图7b、图7c所示，直流电压持续下降(图7d)，约经过77 ms降为零，MMC-HVDC系统崩溃，故障清除后也无法恢复稳定运行。为了排除偶然性，在一定范围内改变电容的大小，理论计算和仿真的结果见表3，结果显示误差在合理的范围内。

表3　时间常数τc计算与仿真结果Tab.3　Calculation and simulation results of time constant τc

图7　常规控制下送端系统三相金属性接地故障响应Fig.7　System response under AC three-phase ground fault with common control strategy

故障期间直流电流的响应如图7e所示，直流电流先是下降为零，然后出现很大的反向过冲电流。这是因为整流侧MMC离故障点近，两端的电容放电速率不可能完全一致，当整流侧MMC电容完全放电时，逆变侧MMC残余电容还会往故障点注入电流，导致直流线路电流反向增大。

4.3改进策略下送端交流系统接地故障仿真

1)送端交流系统三相接地故障仿真

为了验证第3节所提的送端交流系统故障穿越策略的有效性，系统稳定运行至2.0 s时，送端交流系统发生三相金属性接地故障，故障持续200 ms后清除，仿真结果如图8所示。由结果可以看出，在改进控制策略下，故障期间两侧MMC子模块电容放电速率变慢，直流电压下降程度明显减小，故障约一个周波后直流电压基本稳定在约0.90 (pu)，如图8g所示。仿真结果表明，在改进控制策略下，MMC-HVDC在送端交流系统三相接地故障期间能够遏制直流电压下降而保持稳定运行，提高了系统的故障穿越能力。MMC子模块电容电压和直流线路电流的响应特性良好，分别如图8e、图8i所示，两侧MMC换流站的三相电流响应分别如图8k、图8m所示。

图8　故障穿越策略下送端系统接地故障响应Fig.8　System response under AC ground fault with fault ride-through strategy

2)送端交流系统单相接地故障仿真

系统稳定运行至2.0 s时，送端交流系统发生单相接地故障，故障持续200 ms后清除，仿真结果如图8所示。由结果可以看出，在改进控制策略下，故障期间直流电压下降程度明显更小，故障期间直流电压基本稳定在0.96 (pu)，如图8h所示。仿真结果表明，在改进控制策略下，MMC-HVDC在送端交流系统单相接地故障期间能够遏制直流电压下降而保持稳定运行。MMC子模块电容电压和直流线路电流的响应特性良好，分别如图8f和图8j所示，在负序电流抑制环节的作用下，两侧MMC换流站的三相电流基本保持三相平衡，分别如图8l、图8n所示。

3)故障期间送受端之间的功率平衡分析

本文设计的故障穿越控制策略，是通过调节受端VSC输出的交流电压幅值，从而影响受端负荷的功率，进而自动寻找直流侧功率平衡的工作点。只要直流电压在故障期间能够保持稳定，就说明功率是两端平衡的。以送端单相故障的仿真算例为例进行分析：故障期间直流电压UdcF约稳定在400×0.96=384 kV(图8h)，直流电流IdcF平均值约为0.8 kA(图8j)，直流功率PdcF=UdcFIdcF=307.2 MW；受端负荷吸收有功功率约为300 MW(图8p)，考虑输电线路等损耗，可以认为故障期间功率是平衡的。

5　结论

本文以向无源网络供电的MMC-HVDC系统为研究对象，设计一种在送端交流系统故障下能够提高MMC-HVDC故障穿越能力的控制策略，得出了以下结论：

1)送端交流系统三相金属性接地故障时，MMC的电容放电会导致直流电压持续下降，经过等效电容常数τc时间单位后，电容放电完毕，直流电压下降为零，导致系统崩溃。

2)所设计的无源供电矢量控制器能够实现dq轴解耦控制，并且具有响应速度快等优点，在不对称故障下能够有效抑制负序电流。

3)所提出的送端交流系统故障穿越策略在故障期间能够明显遏制直流电压下降而使系统保持稳定运行，提高了系统的故障穿越能力。

4)本文所提策略具有简单可行、经济性等特点，但具有一定的局限性：不能保证故障期间满功率续传，并且不适用于故障持续时间较长(如大于500 ms)的严重三相故障。因此可以考虑与储能装置一起投入使用，但是需要考虑设备投资及协调控制等问题，以期获得最佳的故障穿越效果。

[1]Perez M A，Bernet S，Rodriguez J，et al.Circuit topologies，modelling，control schemes and applications of modular multilevel converters[J].IEEE Transactions on Power Electronics，2015，30(1)：4-17.

[2]徐政，屠卿瑞，管敏渊，等.柔性直流输电系统[M].北京：机械工业出版社，2012：1- 45.

[3]黄晟，王辉，廖武，等.基于VSC-HVDC串并联拓扑结构风电场协调控制策略研究[J].电工技术学报，2015，30(23)：155-162.

Huang Sheng，Wang Hui，Liao Wu，et al.The coordinated control strategy based on VSC-HVDC series-parallel topology in wind farm[J].Transactions of China Electrotechnical Society，2015，30(23)：155-162.

[4]黄晟，王辉，廖武，等.基于VSC-HVDC海上串联拓扑风电场低电压穿越控制策略研究[J].电工技术学报，2015，30(14)：362-369.

Huang Sheng，Wang Hui，Liao Wu，et al.Control strategy based on VSC-HVDC series topology offshore wind farm for low voltage ride through[J].Transactions of China Electrotechnical Society，2015，30(14)：362-369.

[5]李响，韩民晓，许东.直流串并联海上风电机组控制策略[J].电力系统保护与控制，2015，43(3)：46-52.

Li Xiang，Han Minxiao，Xu Dong.Control strategy of DC parallel-series offshore wind turbines[J].Power System Protection and Control，2015，43(3)：46-52.

[6]Francos P L，Verdugo S S，álvarez H F，et al.INELFE-Europe’s first integrated onshore HVDC interconnection[C]//2012 IEEE Power and Energy Society General Meeting，San Diego，CA，2012：1-8.

[7]边晓燕，王本利，陈建平，等.改进的DFIG与VSC-HVDC协调控制改善风电场低电压穿越能力[J].电力系统保护与控制，2016，44(1)：9-16.

Bian Xiaoyan，Wang Benli，Chen Jianping，et al.Improvement of low voltage ride through capability of wind farm using coordinated control of the improved DFIG and VSC-HVDC[J].Power System Protection and Control，2016，44(1)：9-16.

[8]章心因，胡敏强，吴在军，等.基于VSC-HVDC并网风电场的低电压穿越技术研究[J].电力系统保护与控制，2014，42(19)：93-99.

Zhang Xinyin，Hu Minqiang，Wu Zaijun，et al.Research on the low voltage ride-through technology of integrated wind farms based on VSC-HVDC[J].Power System Protection and Control，2014，42(19)：93-99.

[9]张静，徐政，潘武略.VSC-HVDC 系统新型广义直流电压控制策略[J].电力系统自动化，2008，32(21)：46-50.Zhang Jing，Xu Zheng，Pan Wulüe.A novel generalized DC voltage control strategy for VSC-HVDC[J].Automation of Electric Power Systems，2008，32(21)：46-50.

[10]陈海荣.交流系统故障时VSC-HVDC系统的控制与保护策略研究[D].杭州：浙江大学，2007.

[11]任敬国，赵建国，于大洋，等.VSC-HVDC输电系统模式切换控制策略[J].电力系统自动化，2012，36(6)：69-73.

Ren Jingguo，Zhao Jianguo，Yu Dayang，et al.Mode switching control strategy for VSC-HVDC transmission system[J].Automation of Electric Power Systems，2012，36(6)：69-73.

[12]张静，徐政，王峰.包含 VDCCOL的VSC-HVDC 改进控制策略[J].电力系统自动化，2008，32(22)：41- 46.

Zhang Jing，Xu Zheng，Wang Feng.An improved control strategy for VSC-HVDC using VDCCOL[J].Automation of Electric Power Systems，2008，32(22)：41- 46.

[13]任敬国，李可军，牛林，等.基于附加信号的VSC-HVDC 系统改进有功功率控制策略[J].电力自动化设备，2013，33(7)：46-51.

Ren Jingguo，Li Kejun，Niu Lin，et al.Advanced active power control strategy based on additional Signal for VSC-HVDC transmission system[J].Electric Power Automation Equipment，2013，33(7)：46-51.

[14]Hagiwara M，Akagi H.An approach to regulating the DC-link voltage of a voltage-source BTB system during power line faults[J].IEEE Transactions on Industry Applications，2005，41(5)：1263-1271.

[15]Adam G P，Ahmed K H，Finney S J，et al.AC fault ride-through capability of a VSC-HVDC transmission systems[C]//Proceedings of energy conversion congress and exposition (ECCE)，Atlanta，US.2010：12-16.

[16]赵成勇，马国鹏，李广凯.向无源网络供电的VSC-HVDC调节特性研究[J].华北电力大学学报，2008，35(6)：39- 43.

Zhao Chengyong，Ma Guopeng，Li Guangkai.Research on characteristics of regulation of VSC-HVDC supplying power to passive network[J].Journal of North China Electric Power University，2008，35(6)：39- 43.

[17]管敏渊，徐政.MMC型柔性直流输电系统无源网络供电的直接电压控制[J].电力自动化设备，2012，32(12)：1-5.

Guan Minyuan，Xu Zheng.Direct voltage control of MMC-based VSC-HVDC system for passive networks[J].Electric Power Automation Equipment，2012，32(12)：1-5.

[18]郭春义，赵成勇，王晶.新型双馈入直流输电系统供电无源网络的运行特性研究[J].电工技术学报，2012，27(11)：211-218.

Guo Chunyi，Zhao Chengyong，Wang Jing.Operation characteristic research on novel double-infeed HVDC system supplying passive network[J].Transactions of China Electrotechnical Society，2012，27(11)：211-218.

[19]王卫安，桂卫华，马雅青，等.向无源网络供电的模块化多电平换流器型高压直流输电系统控制器设计[J].高电压技术，2012，38(3)：751-761.

Wang Wei’an，Gui Weihua，Ma Yaqing，et al.Control design for MMC-HVDC system connected to passive network[J].High Votlage Engineering，2012，38(3)：751-761.

[20]梁营玉，张涛，刘建政，等.向无源网络供电的VSC-HVDC模型预测控制[J].电工技术学报，2015，30(11)：78-89.

Liang Yingyu，Zhang Tao，Liu Jianzheng，et al.Model predictive control for VSC-HVDC supplying passive networks[J].Transactions of China Electrotechnical Society，2015，30(11)：78-89.

[21]Zhang L，Harnefors L，Nee H P.Modeling and control of VSC-HVDC links connected to island systems[J].IEEE Transactions on Power Systems，2011，26(2)：783-793.

[22]管敏渊，徐政.向无源网络供电的MMC型直流输电系统建模与控制[J].电工技术学报，2013，28(2)：255-263.

Guan Minyuan，Xu Zheng.Modeling and control of modular multilevel converter based VSC-HVDC system connected to passive networks[J].Transactions of China Electrotechnical Society，2013，28(2)：255-263.

[23]王珂，骆健，杨胜春，等.向无源网络供电的 VSC-HVDC 启动控制研究[J].中国电机工程学报，2011，31(1)：277-281.

Wang Ke，Luo Jian，Yang Shengchun，et al.Startu Pprocedures for the VSC-HVDC system supplying power to passive network[J].Proceedings of the CSEE，2011，31(1)：277-281.

[24]Du C，Bollen M H J，Agneholm E，et al.A new control strategy of a VSC-HVDC system for high-quality supply of industrial plants[J].IEEE Transactions on Power Delivery，2007，22(4)：2386-2394.

[25]蔡新红，赵成勇，庞辉，等.向无源网络供电的MMC-HVDC系统控制与保护策略[J].中国电机工程学报，2014，34(3)：405- 414.

Cai Xinhong，Zhao Chengyong，Pang Hui，et al.Control and protection strategies for MMC-HVDC supplying passive networks[J].Proceedings of the CSEE，2014，34(3)：405- 414.

[26]Price W W，Taylor C W，Rogers G J.Standard load models for power flow and dynamic performance simulation[J].IEEE Transactions on Power Systems，1995，10(3)：1302-1313.

[27]Liu Shen，Xu Zheng，Hua Wen，et al.Electromechanical transient modeling of modular multilevel converter based multi-terminal HVDC systems[J].IEEE Transactions on Power Systems，2014，29(1)：72-83.

[28]Shi Xiaojie，Wang Zhiqiang，Liu Bo，et al.Characteristic investigation and control of a modular multilevel converter-based HVDC system under single-line-to-ground fault conditions[J].IEEE Transactions on Power Electronics，2015，30(1)：408- 421.

[29]Guan Minyuan，Xu Zheng.Modeling and control of a modular multilevel converter-based HVDC system under unbalanced grid conditions[J].IEEE Transactions on Power Electronics，2012，27(12)：4858- 4867.

[30]Von Jouanne A，Enjeti P N，Banerjee B.Assessment of ride-through alternatives for adjustable-speed drives[J].IEEE Transactions on Industry Applications，1999，35(4)：908-916.

[31]Das J C.Effects of momentary voltage dips on the operation of induction and synchronous motors[J].IEEE Transactions on Industry Applications，1990，26(4)：711-718.

[32]Bollen M H J，Zhang L D.Analysis of voltage tolerance of AC adjustable-speed drives for three-phase balanced and unbalanced sags[J].IEEE Transactions on Industry Applications，2000，36(3)：904-910.

AC Fault Ride-Through Strategy of MMC-HVDC Connected to Passive Networks

Xiao Liang1Xu Zheng1Liu Sheng1An Ting2Kong Ming2

(1.College of Electrical EngineeringZhejiang UniversityHangzhou310027China 2.State Grid Smart Grid Research InstituteBeijing102211China)

When there is a severe ground fault in AC grid，the modular multilevel converter high voltage direct current (MMC-HVDC) system connected to passive networks will collapse due to the continuous decline of the DC voltage caused by the imbalanced power transfer.Firstly，the discharging mechanism of the capacitors in the MMC is analyzed.Then an AC fault ride-through strategy of the MMC-HVDC system connected to passive networks is proposed，the key of which is to make a balance between the DC power flowing into and out of the MMC-HVDC system through reducing the power absorbed by the passive networks during the fault.Finally，an MMC-HVDC system connected to passive networks，including induction motors and static load models，is established in the PSCAD/EMTDC software，based on which the discharging mechanism of capacitors in the MMC under the condition of ground fault in AC grid is verified.The simulation results demonstrate that，with the help of the proposed fault ride-through strategy，the drop of the DC voltage is mitigated and the MMC-HVDC system operates steadily during the ground fault in the AC system.

Passive networks，modular multilevel converter high voltage direct current，ground fault in AC grid，discharging of capacitor，fault ride-through strategy

2015-05-25改稿日期2015-09-14

肖亮男，1991年生，硕士，研究方向为柔性直流输电技术。

E-mail：xlxiaoliang@zju.edu.cn(通信作者)

徐政男，1962年生，教授，博士生导师，研究方向为大规模交直流电力系统分析、直流输电与柔性交流输电、风力发电技术与风电场并网技术。

E-mail：xuzheng007@zju.edu.cn

国网科技项目资助。