分址建设直流输电系统拓扑方案与运行特性研究

孟沛彧 向 往 潘尔生 赵 峥 李 探 文劲宇

分址建设直流输电系统拓扑方案与运行特性研究

孟沛彧1向 往1潘尔生2赵 峥2李 探2文劲宇1

（1. 强电磁工程与新技术国家重点实验室（华中科技大学电气与电子工程学院） 武汉 430074 2. 国网经济技术研究院有限公司 北京 102209）

针对我国西部地区大规模可再生能源跨区输送场景，提出一种适用于不同地理位置新能源基地接入的分址建设特高压直流输电系统。首先，介绍该系统在常规直流与柔性直流换流器两种可行方案下的拓扑结构与控制方式。考虑分址建设场景下电网强度和地理距离对系统的影响，研究系统在交直流故障下的暂态响应与故障穿越方案。然后，根据两种方案的暂稳态运行特性，从经济性、技术性的角度对方案进行对比，并给出改进措施与推荐方案。最后，在PSCAD/EMTDC中搭建分址建设特高压直流输电系统模型，仿真验证系统暂稳态下的运行特性。

可再生能源 分址建设 高压直流输电 交直流故障穿越

0 引言

“十三五”期间，我国以水风光为主的可再生能源实现跨越式发展，2020年底，三类可再生能源总装机容量达到8.7亿kW，占全国总装机约40%，是构建清洁低碳能源体系的核心组成部分[1]。“十四五”时期我国可再生能源将进入高质量跃升发展新阶段，为早日实现“碳达峰、碳中和”目标提供主力支撑。

然而，风光发电受天气影响较大，出力的波动性与随机性使其并不具备传统火电机组的强可控性，带来严重的消纳问题。随着可再生能源并网规模的快速扩大，占比不断提高，输电系统安全稳定运行等问题进一步突出。而可再生能源的多能互补送出是平抑能源波动、解决可再生能源接入难题的重要途径[2]。常规水电具有技术成熟、调节能力稳定的优势，与风光发电有良好的互补性。因此，充分发挥水电既有调峰潜力，实施“水风光一体化”统筹开发是支撑可再生能源可靠消纳的有效举措。依托西南水电基地统筹推进水风光综合基地开发建设是我国“十四五”期间可再生能源发展的重大举措之一[1]。

针对可再生能源大规模跨区输送问题，国内外学者围绕常规直流和柔性直流两种输电技术方案开展了大量研究工作[3-5]。基于电网换相换流器（Line Commutated Converter, LCC）的常规高压直流输电（LCC-HVDC）技术成熟，目前我国已投运数十条±800kV及以上的LCC-HVDC工程[6]。基于模块化多电平换流器（Modular Multilevel Converter, MMC）的柔性直流输电（MMC-HVDC）具有无需换相支撑电压、有功和无功功率独立控制、可直接连接弱电网与新能源孤岛等技术优势[7]，其在大规模远距离架空线应用场景下的可行性也在2020年投运的张北工程和昆柳龙工程中得到验证[8-9]。

然而上述研究场景中送端多是单个换流站，未充分考虑到水风光等多类型可再生能源分布于不同地理位置的情况。

综合考虑可再生能源地理分布情况与可靠消纳需求，本文提出一种分址建设特高压直流输电系统。该系统送端高压换流站布置于以水电为主的能源基地，低压换流站布置于水风光混合能源基地，高低压阀组通过短距离的直流架空线路串联，再经长距离直流线路连接受端换流站，从而实现可再生能源的多能互补分址送出。在分址建设的应用场景下，直流输电系统主要面临以下问题与挑战：

1）对于西部地区的可再生能源特高压直流输送，已有工程送端全部采用常规直流输电技术。然而，可再生能源集中于偏远地区，接入点网架相对较弱，随着风电等低惯量的可再生能源大规模接入，送端系统呈现含高比例新能源弱系统的特点，常规直流输电稳定性存在恶化风险。

2）远距离传输和分址建设使得换流站之间存在多条直流架空线路，直流短路故障下存在多电压等级故障穿越问题，该问题在柔性直流输电技术中尤为突出。

3）受端交流故障给常规直流输电系统带来的换相失败问题以及给柔性直流输电系统带来的盈余功率耗散问题。

因此，应开展分址建设特高压直流拓扑构建方案选型与暂稳态运行特性研究，以实现分址建设直流输电系统的拓扑优选与可靠运行。

本文围绕常规直流与柔性直流两种方案，首先，介绍分址建设直流输电系统的拓扑结构并设计了相应的协调控制策略。然后，分析两种方案在交直流故障下的暂态响应与故障穿越策略。在此基础上，对比常直与柔直方案在分址建设系统中的适用性。最后，在PSCAD/EMTDC仿真平台中搭建输电系统电磁暂态模型，对系统多种工况下的运行情况进行仿真验证。

1 分址建设直流输电系统简介

1.1 系统拓扑结构

以正极系统为例，分址建设系统的常规直流输电方案与柔性直流输电方案拓扑结构如图 1所示。送端系统1包含当地电网与风电基地，接入±400kV换流站；送端系统2主要为水电基地，接入±800kV换流站。送端±400kV换流站与±800kV换流站间通过约110km的直流架空线路连接，实现送端交流系统多能互补的分址建设系统。为实现大规模清洁能源的远距离跨区输送，送端±800kV换流站进一步通过约1 940km架空线路与受端±800kV换流站连接。图1a的常规直流方案中，整流站与逆变站每极的高低压阀组均采用12脉动LCC，LCC交流侧配置有交流滤波器和无功补偿设备，过滤交流谐波并提供无功功率。对于图1b的柔性直流方案，综合考虑直流故障穿越能力和设备成本，整流站与逆变站每极高低阀组均采用混合型MMC，并在各换流站出口处装设限流电感。由于风电与光伏出力特征相似，本文以风电场代表新能源基地。

图1 分址建设直流输电系统拓扑

1.2 分址建设特点分析

常规的点对点直流输电系统送端多接入单个能源基地，难以实现不同地理位置下多类型可再生能源的互补接入。为了接入多个交流电网，已有方案采用高、低压阀组换流站同站建设，通过交流输电线路连接能源基地或负荷中心的分层接入结构[10-11]。而本文所提分址建设结构则将高、低压阀组场址设置于不同能源基地附近，利用直流输电线路连接换流站。相比于已有方案，分址建设结构的主要特点有：

（1）风光等可再生能源基地多位于偏远的高海拔地区，受地形和环境限制，单一地块难以容纳大容量换流站及相关设备，高、低压阀组选择不同场址建设有利于工程施工。

（2）输送相同功率时，直流线路造价低、损耗小，且杆塔结构简单，相比于交流输电具有良好的经济性，因此采用直流输电线路而非交流线路连接距离较远的多个能源基地具备经济性优势。

（3）直流输电通道走廊窄，同等电压等级下，单位走廊的送电功率是交流的4倍[12]，节省了宝贵的土地资源，同时降低了高海拔地区的输电走廊施工难度。

此外，不同于多端直流输电系统，分址建设直流输电系统具有多电压等级的特点，可以根据当地电网情况和传输容量需求合理选择高低压阀组直流电压配比，降低了低压换流站的建设成本与绝缘需求，进一步提高了输电网络的运行灵活性。

鉴于上述特点，分址建设结构在西南高海拔地区水风光混合能源基地接入场景下具有明显优势，可以有效降低工程造价与施工难度。

然而，分址建设结构在高、低压阀组换流站间设置了直流输电线路，从而增加了直流故障发生的概率，对换流器的直流故障穿越能力提出了更高的要求。

1.3 系统控制方案

1）常规直流换流器构建方案下系统控制策略

对于常规直流输电系统，一般情况下，逆变侧控制直流电压，整流侧控制直流电流。然而，分址建设结构在送端不同换流站间引入了直流输电线路，送端沿用定直流电流控制将导致整流侧高低压阀组间的直流电压分配无法主动控制，导致高低压阀组有功出力不可预知。此外，高、低压阀组实际流过的电流并非时刻相等，定直流电流控制将导致串联阀组间电压失衡。因此需要在高压阀组附加dc-dc下垂环节，实现高低压阀组直流电压的主动控制，改进控制方案如图2所示。

2）柔性直流换流器构建方案下系统控制策略

对于柔性直流方案下的分址建设输电系统，稳态下逆变侧采用定直流电压与子模块电容电压控制，整流侧采用有功功率与子模块电容电压控制，具体控制回路如图3a所示。其中，交流控制回路将所有子模块的电容电压控制恒定，从而维持交直流系统的有功功率平衡，直流控制回路可选取定有功功率控制或定直流电压控制[13]。

图2 常规直流输电系统控制策略

若风电占比较高或送端系统1中当地电网的短路比较低，则图3a中的跟网型（Grid Following, GFL）控制存在失稳风险[14]，因此低压阀组MMC应采用构网型（Grid Forming, GFM）控制以实现风电场的稳定接入，本文采用较为常见的功率同步控制，如图3b所示。此时混合型MMC的交流控制回路控制并网点交流电压，直流控制环控制子模块电容电压。

此外，由于弱电网下锁相环与电网阻抗之间存在强耦合，混合型MMC不再使用锁相环测量电网相位信息，而使用功率同步环（Power Synchronization Loop, PSL）实现与电网的同步，其传输函数为

式中，Pref和Ppu分别为流入换流站有功功率的指令值和实际值；D为系统的阻尼系数；J为模拟转动惯量；Δω为实际角频率与额定角频率的差值，即Δω=ω- ω0。

2 直流故障应对分析

大规模远距离输电一般采用架空线进行传输，架空线路故障率高，并网系统需具备直流故障处理能力。本节以图 4所示的分址建设输电系统单极为例，分析系统的直流故障穿越能力。

图4 分址建设输电系统故障示意图

2.1 常规直流分址建设系统故障穿越策略

对于常规直流输送方案，其整流侧可以依靠LCC的强制移相清除故障电流，LCC的单向导通性使逆变侧不会向故障点提供短路电流，系统具备直流故障穿越能力。

2.1.1 高压线路直流短路故障

高压线路发生直流对地故障后，整流侧高、低压阀组LCC均采取强制移相控制，触发延迟角快速提升至150°，从而将故障电流快速限制为零。故障电流清除完成后，整流站与逆变站的控制指令值按照预设斜率逐步从0升至1(pu)，重新建立系统的直流电压与直流电流。

2.1.2 低压线路直流短路故障

送端低压线路发生瞬时性对地故障后，整流侧低压阀组LCC强制移相抑制故障电流，其余换流站无需切换控制。故障清除后，系统所有换流站均使控制指令值逐步从0升至1(pu)，系统恢复原有功率传输。

若低压输电线路发生了永久性直流故障，则在低压阀组LCC强制移相将故障电流限制为0后，低压线路上的直流机械开关开断，将低压阀组切除。随后逆变站的直流电压指令值由0上升至0.5(pu)，整流站的直流电流指令值由0上升至1(pu)，系统运行在400kV电压等级下，维持50%的功率传输。

值得注意的是，从直流故障发生到LCC滤波器切除（一般延时200ms）之前，换流站无功消耗为0，大量无功盈余将导致送端交流系统暂态过电压。根据我国风电并网标准，风机在并网点电压超过1.1(pu)时便存在脱网风险，电压超过1.3(pu)时便会立即脱网，直流故障可能引起送端大规模风机高压脱网[15]。

2.2 柔性直流分址建设系统故障穿越策略

柔性直流输电方案通过控制混合型MMC的交流调制比和直流调制比dc，改变桥臂电压的大小，使其输出指定的交直流电压，如式（2）所示。直流故障期间，换流站负投入全桥子模块，利用全桥子模块电容电压钳位控制故障点电流，完成直流故障穿越。混合型MMC在零直流电压下运行，可实现直流故障下的不间断运行和快速重启，无需配置直流断路器。

2.2.1 高压线路直流短路故障

检测到高压传输线路直流短路故障后，所有换流站的直流控制环均切换为零直流电流控制，以降低直流调制比dc，同时将故障电流限制为0，如图 3a中的状态Ⅱ所示。故障清除后，逆变站的直流外环切换为定直流电压控制，整流站也逐步提升有功功率指令值，系统恢复功率传输。

2.2.2 低压线路直流短路故障

送端低压传输线路发生瞬时性对地故障后，低压线路上直流电压降为0，由于逆变站仍采用定直流电压控制，导致整流侧高压阀组在故障瞬间承担近800kV的故障电压。虽然整流侧高压换流阀的桥臂电抗器和出口直流电抗器可以短时分担直流过电压，保护换流器，但长期过电压将导致换流器闭锁。此外，逆变侧电压高于整流侧使得高压直流输电线路上的电流反向，逆变站向故障点馈入故障电流。因此在低压线路直流故障发生后，整流侧的高低压换流站应切换为零直流电流控制以清除故障电流，同时逆变站也切换为零直流电流控制，抑制故障电流的同时快速降低dc，防止整流侧高压站长时间过电压，损坏换流器。

若低压输电线路发生了永久性直流故障，所有换流站仍需切换为零直流电流控制，故障电流抑制为0后低压线路直流机械开关动作，切除低压阀组。然后，逆变站切回定直流电压控制，直流电压指令值由0上升至0.5(pu)，整流站的有功功率指令值由0上升至1(pu)，系统运行在400kV电压等级下，维持50%功率传输。

由文献[16]可知，仅考虑桥臂输出电压需求时，50%的全桥子模块即可实现直流故障无闭锁穿越。然而，逆变站存在长期50%降压运行情况，为满足桥臂电流过零点的需求，本文参照昆柳龙工程，将混合型MMC的全桥子模块占比选定为70%。

对于采用功率同步控制的混合型MMC，直流故障发生后，换流站输出的直流电流被抑制为0，然而PSL的二阶惯性环节响应速度较慢，交流侧输入换流站的有功功率难以迅速降为0，盈余的有功功率向子模块充电，进一步导致子模块过电压。由于风电场出力在故障瞬间保持不变，应使当地电网和风电场注入MMC的有功功率之和为0。在功率同步控制下，送端系统1中当地电网注入混合型MMC的有功功率可表示为

式中，g和c分别为送端系统1的交流母线电压幅值和换流站的交流电压幅值；为电网与MMC之间的阻抗；为换流站交流电压滞后于交流母线电压的角度。

为快速地将交流侧输入功率降低为0，在式（3）基础上引入补偿相位Δ，直流故障发生后快速投入，其计算公式为

式中，wpu为风电场的有功功率。

根据本节分析，将常规直流系统与柔性直流系统在直流故障下的暂态响应总结对比见表1。

表1 直流故障暂态响应对比

Tab.1 Transient response comparison under DC fault

3 交流故障应对分析

3.1 常规直流分址建设系统交流故障

送端交流故障发生后，交流电压跌落会引起LCC直流电压下降，此时整流站仍采用定电流控制，则触发延迟角不断减小以抑制直流电流的下降。当交流电压跌落严重时，整流侧LCC达到其最小触发延迟角限制，将导致功率传输中断。送端交流故障不会使直流侧产生过电压和过电流，因此无需直流系统停运[17]。故障清除后，随着交流电压的恢复，直流功率传输快速恢复。为防止整流站恢复瞬间过电压，整流站一般配置交流故障控制器[8]。

当逆变侧LCC的交流母线电压因交流故障跌落时，LCC的直流电压会随之减小，进一步引起逆变侧直流电流的增大。若此时逆变侧LCC仍然采用稳态下的定直流电压控制，为了保持直流电压不变，其关断角将不断减小，从而引发换相失败。这将导致逆变侧LCC的直流端口电压降为零，进一步造成直流电流激增和直流功率的损失。在受端换相失败初期，送端LCC通过增大触发延迟角抑制直流电流，需要吸收大量无功功率，导致送端交流电压下降。而在换相失败恢复过程中，送端LCC无功需求小，无功补偿装置的延迟切除将导致送端交流电压上升，进一步引起过电压问题。对于逆变侧的换相失败预测与抑制方法，文献[18-19]已经进行了大量研究，本文不再深入介绍。

3.2 柔性直流分址建设系统交流故障

对于柔性直流输送方案，其受端交流故障后不会出现与常规直流类似的换相失败问题。然而，故障导致受端换流站母线电压严重跌落时，受端换流站功率输出受阻。若不采取任何措施，故障期间的盈余功率将注入受端MMC，导致其子模块过电压旁路闭锁，影响系统正常运行，因此需要快速抑制送端功率或投入耗能装置进行功率吸收。

对于前一种方案，由于系统传输功率较大，受端换流站子模块电容电压上升速度相对较快，可在几十ms内突破安全界限[20]。考虑远距离输电的通信延时，送端功率快速抑制的时间要求十分苛刻。基于上述原因，采用可控耗能装置实现系统受端交流故障的无闭锁穿越更为有效合理。根据文献[21]中多种耗能方案的对比，本文选取高压直串型IGBT阀和耗能电阻等设备构成的直流耗能装置，并将其安装于受端换流站直流出口处。

送端系统交流故障发生后，考虑到送端换流站的最大功率输送能力与换流站母线电压呈比例关系，系统的功率传输在故障期间相应减少。而故障后瞬间受端换流站输出功率不变，有功功率缺额将由送端MMC子模块电容放电补偿，从而导致故障初期送端换流站桥臂电流过电流以及直流电压跌落。为减少子模块电容放电并抑制桥臂电流，可以在检测到整流站的电容电压低于下限值时将直流电流指令值切换为0，同时对交流电流进行限幅控制。更进一步地，文献[22]提出了一种有源型柔直输电技术，解决送端交流故障对直流侧系统的功率冲击，保证直流系统的稳定运行。而对于功率同步控制下的换流站，交流故障期间可以通过切换为电流矢量控制、电流限幅控制或虚拟阻抗控制来限制故障电流并实现故障穿越[14, 23-25]。

风电场侧交流故障对常规直流与柔性直流输电系统的影响与送端交流电网故障类似，主要问题为风电场自身的故障穿越[26]。文献[27-28]提出了详细的风电场低压穿越配套装备与协调控制，本文不再赘述。

根据本节分析，将常规直流系统与柔性直流系统在交流故障下的暂态响应总结对比见表2。

表2 交流故障暂态响应对比

Tab.2 Transient response comparison under AC fault

4 技术方案对比

为了选取更适合于分址建设直流输电系统的技术路线，本节从经济性、可行性以及暂态响应等方面对基于常规直流和柔性直流换流器的两种分址建设直流输电系统可行方案进行对比。

4.1 经济性对比

在现有设备制造水平下，单位容量半桥型MMC的成本相比LCC提升了约32%，混合型MMC相比于半桥型MMC的成本进一步提升，全桥子模块占比为70%的混合型MMC成本相比LCC提升了约52%[29]。此外，混合型MMC的运行损耗（0.6%～0.8%）高于LCC（0.35%），使得常规直流方案相比于柔性直流方案具备明显的经济性优势。

4.2 可行性对比

常规直流输电系统具有耐受电压高、通流能力大的优势，适合远距离大容量电能输送。柔直换流阀正在向特高压大容量方向发展，已有±500kV/ 3 000MW和±800kV/5 000MW的柔直换流站投入运行。但是相比于常直换流站±800kV/10 000MW的输送能力，柔直换流站目前仍有一定差距。

随着新型电力系统建设的不断深入，大规模可再生能源远距离直流外送将面临两个新的挑战：送端大规模风光电基地接入的本地电网网架越来越薄弱；随着高比例电力电子设备的接入，受端系统的惯量和电网强度逐渐降低[30]。

常规直流输电系统难以接入弱交流电网，其两端电网必须要有足够的强度才能保证系统的安全稳定运行，而柔性直流输电系统可以连接弱交流系统甚至无源系统。因此，针对分址建设直流系统送端高比例新能源接入的输电场景，采用柔直技术更为适合，常规直流输电系统则需要配套调相机等辅助设备以提供无功和电压支撑，这将极大地削弱其经济性优势[29]。

4.3 暂态响应对比

常规直流输电系统与基于混合型MMC的柔性直流输电系统都具备直流故障穿越的能力，均可以有效应对高低压直流输电线路故障。但常规直流输电系统在直流故障期间面临滤波器无功盈余导致的风电机组高压脱网问题，而柔性直流输电系统可以在直流故障期间稳定控制交流电压。

送端交流故障发生后，送端换流站母线电压跌落均会导致整流站的直流电压和输出功率降低。若交流电压严重跌落，柔直输电系统将会出现短时的功率反送，而LCC的单相导通性使常规直流不存在此问题。

在受端交流故障下，LCC可能会发生换相失败，导致输送功率直接降到零，多次连续换相失败将使直流功率大幅波动，甚至会造成直流闭锁，给交流电网带来巨大冲击[31]。此外，逆变站换相失败将造成送端交流暂态过电压，引发大规模风电机组过电压保护脱网，严重危害电网安全[19, 32]。而MMC不存在换相失败问题，对交流故障耐受能力很强，故障期间功率损失小，故障清除后恢复迅速。

基于LCC的常规直流和基于混合型MMC的柔性直流方案对比总结见表3。

表3 技术方案对比总结

Tab.3 Summary of technical solution comparison

4.4 改进措施与推荐方案

由总结可知，动态无功补偿和电压稳定是限制常规直流大规模跨区输送新能源的主要因素。为解决上述问题，在常规直流输电系统的送受端分别加装同步调相机是切实有效的方案。

调相机可以有效提升系统短路容量，增强电网电压支撑强度，在送端保障新能源安全稳定接入，在受端降低换相失败风险。根据文献[29, 33-34]的研究结果，送受端均配置系统传输容量1/3的同步调相机，调相机单位容量的成本为LCC换流站的117%，运行损耗为1.15%。在没有配置同步调相机时，LCC抵御换相失败的能力只有MMC的20%，而配置调相机可以使LCC抵御换相失败能力提升至40%[34]。

对基于混合型MMC的柔直系统来说，换流站成本与运行损耗是制约其发展的瓶颈。因此考虑成本更低的半桥型MMC，对四种方案进行统一对比，对比结果如图 5所示。图5中，得分代表每种方案在该项考核指标的表现，得分越高，优势越明显。需要说明的是，成本、运行损耗和输送容量的评分是根据工程数据定量计算得出，而其余指标则通过调研已有研究定性给出粗略评分。

图5 四种方案对比雷达图

由图5可知，配置同步调相机后，常规直流的技术可行性得到了明显提升，且在经济性上相比于混合型MMC仍具备一定优势，但调相机也只能在一定程度上降低换相失败发生的概率，而无法彻底杜绝风险。半桥型MMC在成本和运行损耗上的评分较高，但无法有效处理直流故障，使其可靠性较差。

综合多种技术方案的优缺点，在交流系统较强且新能源占比不高时，分址建设直流输电系统优选常直技术；而在经济预算充足时，分址建设直流输电系统应优先考虑基于混合型MMC的柔直技术；若要综合考虑经济性与技术性，可以采取LCC配置同步调相机的折中方案。在实际工程中，可以根据具体场景对各个考核指标合理分配权重，加权计算各方案得分，选取最优方案。

此外，根据本文对分址建设直流输电系统暂稳态运行情况的分析，送、受端不同阀组对换流站的运行需求不同，可以进一步讨论适用于分址建设的LCC-MMC混合型直流输电系统的潜在方案，如图 6所示。

图6 分址建设直流输电系统的混合型结构

图6a为送端采用柔性直流、受端采用常规直流的端间混合方案，既可发挥柔性直流为可再生能源送出提供电压支撑的技术优势，又能有效降低工程造价。图 6b为送受端都采用LCC与MMC混联结构的方案，该方案同样综合了两种换流器的技术经济优势，可利用LCC处理长距离架空线路的直流故障问题，受端混联结构可以充分发挥MMC的无功支撑能力抑制换相失败。随着IGBT、子模块电容等柔直关键器件的进一步升级，柔直换流阀正在向特高压大容量方向发展，分址建设直流输电系统的混合型结构未来将具有较强的工程实用性，值得进一步研究。

5 仿真验证

为进一步研究分址建设直流输电系统在稳态与暂态下的运行情况，以其正极系统为例，在PSCAD/EMTDC中搭建如图1所示直流系统的电磁暂态仿真模型，仿真参数见表 4。其中，风电场由单台功率10MW的永磁同步发电机经电流放大环节等效。单极LCC换流器的电压功率等级选取为+800kV/5 000MW，单极MMC换流器为+800kV/ 2 500MW。两种输电方案中，送端高压站和受端换流站所连接的交流系统短路比均为8（且g/g=8），风电出力在低压阀组的占比均为30%。

表4 仿真参数

Tab.4 Parameters of the simulation model

5.1 稳态运行仿真

本节验证分址建设系统在送端系统1中，当地电网强度不断变弱的情况下系统的稳态运行情况。

常规直流输电系统的仿真结果如图7所示，在当地电网阻抗为1.57+j12.57Ω时，系统可以平稳起动，交直流电压与有功功率均能维持在额定值。当地电网阻抗增大至2.36+j18.85Ω时，系统交流电压由额定运行时的330kV下降至321kV。而当阻抗进一步增大至2.75+j21.99Ω时，系统失稳，证明了常规直流输电系统在弱交流电网接入下存在稳定性恶化的问题。

在送端系统1中配置800Mvar的同步调相机后，常规直流输电系统在不同电网强度下运行情况的仿真结果如图8所示。配置调相机后，LCC-HVDC在弱电网下的运行情况得以改善，可在低压阀组当地电网阻抗为4.73+j37.69Ω时稳定运行，相比于无同步调相机时的2.36+j18.85Ω有明显提升，然而在电网阻抗进一步增大时同样出现了稳定性恶化问题。

图8 常规直流输电运行仿真（配置800Mvar调相机）

图 9展示了跟网型控制下柔性直流输电系统的运行情况。风电场出力在2.0～2.2s时由1(pu)下降至0.2(pu)，在3.0～3.2s时上升至0.7(pu)，在4.0～4.2s时恢复至1(pu)，与其相连的当地电网同样调整其有功出力以维持整流站的有功功率不变，如图9a所示。由图9b可知，跟网型控制的MMC相比于LCC仍具有较强的弱系统接入能力，当地电网阻抗从2.36+j18.8Ω增大到7.07+j56.5Ω时，交流电压从额定运行的330kV下降到287kV，但系统仍能保持稳定运行。而在阻抗增大到7.5+j60Ω时，跟网型的功率控制已经不能维持系统稳定，有功功率与交流电压开始振荡。而采取构网型控制的MMC则可以继续在弱电网下稳定运行，如图10所示。在当地电网阻抗由7.07+j56.6Ω增大到10.6+j84.8Ω的过程中，低压阀组的交流电压始终维持在额定值，且在弱电网下仍能较好地响应风电出力变化。

图9 柔性直流输电运行仿真（GFL控制）

图10 柔性直流输电运行仿真（GFM控制）

上述仿真结果表明，在接入含高比例可再生能源弱电网的场景下，柔性直流输电方案的适用性更好。

5.2 直流故障测试

5.2.1 常规直流分址建设系统直流线路故障

对常直输电系统施加三种直流故障：①LCC2正极出口处发生单极对地故障，持续0.2s，记为故障A；②LCC1正极出口处发生单极对地故障，持续0.2s，记为故障B；③LCC1正极出口处发生单极对地永久性故障，记为故障C。故障在系统稳态运行至2.985s时施加，故障检测与动作延迟为15ms，故障电阻0.1Ω，故障维持电流为0.01kA，故障的仿真结果如图11～图13所示。

图11 直流故障A的暂态仿真结果

图12 直流故障B的暂态仿真结果

图13 直流故障C的暂态仿真结果

由图11可以看出，高压输电线路直流故障发生后，整流侧LCC强制移相可快速降低直流电压，从而在20ms内将故障电流抑制为0。低压输电线路直流故障发生后，LCC1强制移相，80ms内将故障电流抑制为0，如图 12所示。瞬时性故障清除后，系统经过0.5s的启动过程恢复额定电压与功率传输。对于低压直流线路的永久性故障，仿真结果如图13所示。80ms内故障电流被抑制为0后，低压线路直流机械开关动作，切除低压换流站，3.3s时其余换流站重新起动，直流电压降为400kV，传输功率为2 500MW。

5.2.2 柔性直流分址建设系统直流线路故障

对GFM控制下的柔直输电系统施加两种直流故障：①MMC2正极出口处发生单极对地故障，持续0.2s，记为故障D；②MMC1正极出口处发生单极对地永久性故障，记为故障E。直流故障设置和动作延迟与5.2.1节一致，故障的仿真结果如图14和图15所示。

在图14a和图14b中，系统直流电压因高压线路故障迅速下降到零，换流站检测到直流电压跌落后切换为零直流电流控制，将故障电流迅速抑制为0。由于混合型MMC在故障期间无闭锁运行，换流站子模块电容电压维持在额定值附近，如图14c所示。3.2s故障清除后，MMC3、MMC4在3.3s切换回直流电压控制，逐步建立直流电压，MMC1、MMC2在3.4s恢复功率传输。由图14d可知，MMC1的功率同步控制在直流故障期间仍可以维持交流电压稳定。为进一步验证所提附加相角控制的有效性，图 14e～图14g展示了附加相角控制的效果。采用附加相角控制后，直流故障期间风电场的盈余功率被当地电网重新分配而不流入换流站。在没有附加相角的情况下，即使故障发生后MMC1迅速将功率指令值ref切换为0，功率同步控制的响应速度十分缓慢，仍将导致MMC1的子模块电容电压升至2.1(pu)，在实际工程中，该值必将导致换流站闭锁以保护子模块。采用附加相角控制后，故障后MMC1的有功功率响应速度加快，子模块电容电压峰值为1.2(pu)，可以实现无闭锁故障穿越。

图14 直流故障D的暂态仿真结果

在图 15a和图15b中，低压输电线路直流故障导致MMC1直流电压降为0，各换流站切换为零直流电流控制，150ms内将故障电流抑制为0，随后开断低压线路直流机械开关。2.3s逆变站恢复定直流电压控制，直流电压指令值为0.5(pu)，MMC2恢复定功率控制，功率指令值为1(pu)，系统维持 1 250MW的功率传输，如图15d所示。

图15 直流故障E的暂态仿真结果

5.3 交流故障测试

关于LCC-HVDC的交流故障已有大量文献进行了仿真研究[19,35-36]，因此本节主要关注分址建设柔直输电系统的交流故障响应情况。

系统稳态运行至1.5s时，逆变站变压器网侧发生三相接地短路故障，持续0.1s后清除，仿真结果如图16所示。

图16 受端交流故障的暂态仿真结果

交流故障发生后，逆变站的交流电压瞬间跌落至0，有功功率传输受阻，如图16a和图16b所示。由于直流侧仍有完整的电流通路，所以系统的直流电压与直流电流并未受到严重影响，如图 16c和图16d所示。图 16e为受端直流耗能装置的投切信号，为防止耗能装置频繁投切，为其加入迟滞比较环节：当子模块电容电压超过1.25(pu)时，投入耗能电阻，而在子模块电容电压低于1(pu)时，切除耗能电阻。故障期间耗能装置共吸收能量250MJ。图 16g为是否配置耗能装置的电容电压对比，无耗能装置时，逆变站子模块电容电压峰值达到1.95(pu)，而有耗能装置时该值仅为1.27(pu)。

对于送端交流系统故障，系统稳态运行至1.5s时在MMC2交流侧设置持续0.1s的三相接地短路故障，仿真结果如图17所示。

图17 送端交流故障的暂态仿真结果

图 17a和图17b为MMC2交流电压与整流侧输出功率，交流电压跌落至0导致有功功率同样快速跌落，并在最低点从逆变侧吸收300MW功率。故障发生后，MMC2子模块电容放电导致整流侧直流电压跌落，由于逆变站仍保持定直流电压控制，系统直流电流快速下降，当整流侧直流电压低于逆变侧时，直流电流反向，如图 17c和图17d所示。为防止子模块长时间放电，检测到MMC2子模块电容电压低于0.8(pu)时，将其直流电流指令值切换为0，同时触发交流电流限幅控制，将限幅值取为±0.1(pu)。由图 17e和图17f可知，限制故障期间MMC2的交直流电流可以有效减少子模块电容放电并抑制桥臂电流。

6 结论

本文针对大规模可再生能源的多能互补、远距离输送问题，开展如下研究工作：

1）提出了一种分址建设特高压直流输电系统的拓扑结构，在送端高低压阀组间引入直流架空线路，从而实现多类型可再生能源基地跨区接入。

2）围绕常规直流输电与柔性直流输电两种可行技术方案，考虑分址建设场景下地理距离对系统的影响，分别分析了分址建设系统的暂稳态运行情况，提出了高、低压输电线路直流故障和送、受端系统交流故障的应对策略。

3）根据系统运行特性、控制能力和设备投资情况，从技术可行性和经济性等方面对两种方案进行了对比分析，给出了不同场景下的优选方案，并讨论了LCC-MMC混合型分址建设直流输电系统的潜在方案。

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Research on Topology and Operation Characteristics of HVDC Transmission System Based on Site-Division Construction

Meng Peiyu1Xiang Wang1Pan Ersheng2Zhao Zheng2Li Tan2Wen Jinyu1

(1. State Key Laboratory of Advanced Electromagnetic Engineering and Technology School of Electrical and Electronic Engineering Huazhong University of Science and Technology Wuhan 430074 China 2. State Grid Economic and Technological Research Institute Co. Ltd Beijing 102209 China)

Aiming at the large-scale cross-regional transmission of renewable energy in the western region of China, a site-division construction of the UHVDC transmission system suitable for the integration of renewable energy bases in different locations was proposed. Firstly, the topology and control methods of the system under two feasible schemes of LCC-HVDC and MMC-HVDC were introduced. Considering the influence of grid’s strength and geographic distance on the system in the site-division construction scenario, the transient response and fault ride-through scheme of the system under AC and DC faults were researched. Then, according to the transient and steady-state operation characteristics of the two schemes, the schemes were compared from the economic and technical aspects. The improvement measures and recommended schemes were given. Finally, the site-division construction HVDC system was built in PSCAD/EMTDC, and the operation characteristics of the system under the transient and steady state were verified.

Renewable energy, site-division construction, HVDC transmission, AC and DC fault ride-through

10.19595/j.cnki.1000-6753.tces.221374

TM721

国家电网有限公司总部管理科技项目“4000米高海拔下接入弱交流系统的分址建设特高压直流设计关键技术研究”（5200-202256077A-1-1-ZN）资助。

2022-07-16

2022-08-17

孟沛彧 男，1997年生，博士研究生，研究方向为直流输电系统建模与控制。E-mail：pennymeng1@foxmail.com

向 往 男，1990年生，教授，博士生导师，研究方向为柔性直流输电技术、直流电网、交直流电网运行与控制等。E-mail：xiangwang1003@hust.edu.cn（通信作者）

（编辑 郭丽军）