混合三端直流输电系统受端交流故障穿越协调控制策略

王成磊，濮永现，黄力文，唐 岚，陈有为，胡红文，魏可佳

（1.昆明理工大学 电力工程学院，云南 昆明 650051；2.中国电建集团 昆明勘测设计研究院有限公司，云南 昆明 650051；3.云南电网责任有限公司 曲靖供电局，云南 曲靖 655100）

0 引言

以晶闸管为核心换流器（Line commutated converter，LCC）的传统高压直流输电系统（High voltage direct current transmission system，HVDC）被广泛运用于“西电东送”等能源工程。在运行过程中，若逆变站交流母线电压跌落10%以上，则极易引起LCC-HVDC换相失败，进而导致系统功率传输中断[1]。基于电压源换流器（Voltage source converter，VSC）的柔性直流输电VSC-HVDC为主动换流技术。应用该技术可以实现即使受端发生严重交流故障，在输出电流容量范围内，只要换流站交流侧电压不降低为0，则系统仍能维持一定的功率传输[2,3]。

将传统直流输电受端LCC更换为模块化多电平电压源换流器（Modular multilevel converter，MMC）的LCC-MMC型混合直流输电技术，兼具两种换流方式的优势，已成功运用于乌东德混合三端特高压直流输电工程及白鹤滩受端混联型输电工程[4,5]。

当LCC-MMC混合多端直流输电系统受端发生交流故障时，故障换流站有功送出能力跟随交流电压跌落，幅度近似等比例降低，且有功送出上限值取决于输出电流的限幅设定值。由于站间通信时滞等原因，送端电网短时间内仍维持原电流定值，从而将稳态额定有功全部送入直流系统，进而造成送受端功率盈余。该盈余功率无法流入交流电网，只能构成对MMC桥臂子模块电容的充电；由于柔直系统具有低惯量特性，所以站间直流电压在几十毫秒内迅速上升至直流电压保护定值[6,7]。最终，换流站过压闭锁等衍生故障[8,9]发生，严重影响输电系统的安全稳定运行。

为此，当受端交流故障时，快速消除及转移送受端换流站间的盈余功率是抑制直流过电压及维持输电能量平衡的首要目标。对此，现有研究主要集中于两方面：

一方面，在不影响送端交流系统正常出力及运行的情况下，为暂态过剩的能量提供一条新的泄能支路，即在输电系统交流或直流侧配置由大功率电力电子开关器件和耗散电阻构成的消能装置。该方案已运用到海上风电工程。文献[10-13]给出的方案是，分别在柔性直流输电系统的送受端装设由耗能电阻构成的交直流消能装置，实现系统盈余功率的较精准消纳。但是，由于消能装置配置量与柔直电网输送总容量的比值大致为1:1[9]，故其工程成本、占地面积、散热问题、能量浪费等问题较为突出。

另一方面，从附加控制策略的角度看，为减小送端注入功率[14]，有快速通信法、升频法及降压法等方法。文献[15-18]给出了通过风电场侧换流站FMMC（Full MMC）升高频率或降低交流母线电压来实现故障期间风电场减载运行的方案。但是，利用风场降压、升频法时有功降低速度较慢，易使风机网侧换流器过流；且受限于新能源场站频率及电压变化约束，有功下调范围有限[19]。

此外，对于抑制直流过电压，增大换流器等效电容、减缓过电压上升速率、利用子模块电容暂态过电压裕度储能等方法也有一定辅助作用。文献[9,20,21]给出的思路是，尽限利用系统的储能裕度对盈余功率进行回收，最大限度地推迟耗能装置投入。但该类方法对绝缘栅双极晶体管、子模块电容器的耐压值和容量要求较高。

综上，目前在关于盈余功率所致的直流过电压问题研究中存在的问题是研究对象较为单一，集中于纯VSC型的端对端海上风电输电工程及四端环状柔直电网。同时，针对不同的输电系统，从附加外部电力电子耗能设备及换流器增设控制策略的角度看，采用不同的直流过电压抑制措施各有优缺点。此外，从换流器增设控制策略的角度看，现有文献大多从送端换流站附加直流过电压抑制策略角度出发，在受端故障时不能保证系统快速抑制站间直流过电压。

基于上述分析，本文从无需增加外部设备、受端换流站增设控制辅助抑制直流过电压的角度，在充分利用混合三端直流输电拓扑结构条件下，提出一种发挥送受端换流站调控能力的直流过电压抑制策略。

首先，推导出不平衡功率存在期间直流过电压表达式，进而得到不平衡功率站间分布规律；然后，重点考虑受端不同故障情形所致的盈余功率消除问题。

在受端定电压主站网侧交流故障的情形下，通过故障换流站MMC实时投入所设计的无功补偿控制策略，从而在一定程度上提升受端电网的电压稳定性并辅助减小盈余功率值。

进一步，若故障换流站MMC并网耦合点补偿后的实际交流电压有效值小于预设阈值，则故障换流站MMC自适应投入所设计的MMC全桥自适应负投入调制策略，以补偿站间直流电压的上升；同时整流站LCC短暂延时后投入定量调整电流指令值策略，以减小故障换流站MMC的子模块的不平衡充电功率。

在受端主站阀侧交流故障导致单极停运时，故障极切换至半压运行模式并继续维持故障期间串联阀组的电压均衡：故障极从站主动跟随主站降压，相应的高低压阀组运行模式切换至高压阀组定直流电流控制策略及低压阀组定电压控制模式，以避免站间过电流及快速降低送端LCC注入功率。

1 LCC-MMC混合三端柔性直流输电系统拓扑结构

LCC-MMC混合三端柔性直流输电系统的拓扑结构如图1所示。

图1 LCC-MMC混合三端柔性直流输电系统拓扑结构Fig.1 Topology of LCC-MMC hybrid three-terminal flexible DC electric power transmission system

图中，系统各换流站的输电正负极由参数一致的高低压阀组串联组成。送端换流站单个阀组为双十二脉动LCC，采用定直流电流的控制方式，同时配置最小触发角控制及低压限流控制。两受端换流站单个阀组为全桥子模块占比不低于75%的混合型模块化多电平换流器[22]。其中，作为定电压主站的MMC2采用定直流电压及定无功功率的控制方式；从站MMC1则采用定有功功率及定无功功率的控制方式，并辅以基于电压—功率偏差的阀组均压策略[23]。此外，每极高、低压阀组的直流出口处都装设有旁路刀闸BPI（By-Pass Isolator，BPI）及旁路开关BPS（By-pass switch，BPS），以实现阀组在线投退的操作。

2 混合输电系统受端交流故障下的直流过电压机理

2.1 直流不平衡功率的站间分布规律

直流输电系统稳态运行时，直流电压维持在额定值水平，即表征柔直换流站的交直流侧功率平衡。当受端换流站因交流系统故障或换流器闭锁等原因导致稳态功率传输受阻或传输通道丧失时，若受端其他换流站的容量裕度不足以转代多余的有功功率，且送端换流站由于站间通信等原因短时内不能快速降低注入功率，直流输电系统即存在不平衡功率。

对于本文研究的并联型混合三端直流输电系统，在不平衡功率存在期间，两受端MMC换流站所承担的不平衡功率满足式（1）。

式中：ΔPΣ为系统不平衡功率总值，与受端换流站交流故障下的并网点交流电压跌落幅度正相关；ΔPi为受端主从站各自承担的不平衡功率值。

忽略换流站间的直流线路压降，当系统不平衡功率ΔPi在站间趋于稳定分布后，可近似认为受端各站的出口直流电压基本一致，因而可得到稳定后各站所承担的不平衡功率比值为：

式中：t、t0为系统不平衡功率所存在的起始时间及结束时间；Ceq,1、Ceq,2为受端各MMC换流站的等效电容；Csm,1、Csm,2为受端MMC的单个子模块电容值；1N、N2为MMC的每相桥臂子模块总数。

由式（2）可知，受端各站所分配的不平衡功率ΔiP与各自的等效电容成正比。求解出受端单个换流站的不平衡功率值表达式为：

2.2 直流不平衡功率对MMC子模块充电所致的直流过电压机理

输电系统存在直流不平衡功率时，该不平衡功率将对MMC子模块充电，从而抬升MMC换流站的出口直流电压。

为简化计算及推导暂态直流过电压演变过程，以换流站单极输电系统为例，如图2所示的单端串联高低压阀组的直流侧等效阻抗电路。

图2 单极单端MMC直流侧等效电路Fig.2 DC side equivalent circuit of unipolar single-ended MMC

图2中：Udc为单极直流侧输出电压值；Pdc、Pac分别为MMC直流侧输入功率与交流侧输出功率；Ceq,i、Req,i、Leq,i(i=1,2)分别为单个MMC等效电容、等效电阻及电感，其表达式[15]为：

式中：L0、R0为MMC单个桥臂的电抗及电阻。

MMC中L0、R0的取值一般较小，同时R0仅影响MMC子模块的充电时间常数。因此，在系统不平衡功率对MMC子模块的充电过程中，可忽略MMC等效电阻及等效电抗的较小影响。进一步，可得出不平衡功率ΔPi存在期间，累积在单极单个MMC等效电容Ceq上的充放电能量差额为：

式中：ΔW为充放电能量差额，稳态期间约为0；Δt为不平衡充电功率持续时间；Udc(0)为直流电压初始稳态额定值。

设充电期间ΔPi为常数，可推导出换流站单极直流电压值Udc(Δt)表达式如式（6）所示。

由式（6）可知，柔直系统直流过电压上升速率及幅值由各站不平衡充电功率值ΔPi、充电持续时间Δt、MMC等效电容值Ceq直接决定。

3 直流过电压抑制协调控制策略

对于真双极接线方式的特高压LCC-MMC混合三端直流输电系统，有必要根据输电极高、低压阀组的交流故障条件，合理设计不同的直流过电压抑制策略。考虑到同种故障情形下，在受端容量最大的定电压主站功率传输通道受阻或丧失时，系统不平衡功率所致的直流过电压最为严重，因此针对受端定电压主站交流故障展开研究。

3.1 双极四阀组功率传输均受阻时直流过电压抑制策略

考虑输电系统受端发生网侧交流故障条件，可充分利用MMC对交流电网动态无功支撑的能力，在一定程度上提升受端电网的电压稳定性。鉴于此，通过设计合理的无功调控策略可使MMC尽限地补偿并网点交流电压的跌落量。

此外，受MMC换流站容量约束，MMC对并网点电压的补偿裕度不大。在受端存在较严重交流故障期间，并网点交流电压有效值迅速减小，MMC换流器的功率输送能力近似等比例下降；于是，受端换流站双极四阀组功率传输均受阻，这将导致输电系统双极直流过电压。

对于“西电东送”这种远距离输电场景，送端依靠站间通信或根据本地电气量测量信息降低不平衡注入功率的响应调节速度较慢，易导致直流线路电压短时越限[17]。因此，在故障初期，可考虑输电系统通过受端本地MMC换流站附加控制策略的方式来辅助抑制站间直流过电压。

根据张北柔直工程经验可知，MMC子模块电容运行电压上升至最高耐受电压的时间远大于直流线路电压上升至保护定值的时间[18]。因此，柔直换流站具有较大的电容电压能量裕度。MMC可充分利用子模块电容短时过电压的能力来储存一定的输电系统不平衡能量。

同时，混合三端直流输电系统受端为混合型MMC，全桥子模块配置比例为75%。考虑到全桥子模块具有负投入的能力，因而设计合理的全桥自适应负投入调制策略在故障初期投入，可补偿站间直流电压的上升并避免直流线路短时过压停运，这也有利于维持送端LCC对站间直流电压及直流电流的调控能力。

此外，为减小子模块电容的暂态过电压应力，送端LCC在短暂站间通信时延后，将以定量调整直流电流参考值的方式减小系统不平衡注入功率。

综合上述分析，本文所设计的双极直流过电压抑制策略实现流程如图3所示。

图3 混合多端直流电网受端交流故障下的直流过电压抑制策略流程Fig.3 DC overvoltage suppression strategy flow for hybrid multi-terminal DC power system with AC fault at the receiving-end

图中的直流过电压抑制策略的具体实现步骤为：

步骤1）。故障换流站（受端定直流电压主站）MMC实时投入无功补偿控制策略。

受端网侧发生交流故障时，故障换流站MMC自适应切入如图4所示的无功补偿控制策略。

图4 MMC无功补偿控制策略Fig.4 MMC reactive power compensation control strategy

图4中：、为并网点参考电压及实际电压。取值为稳态额定值，可保证MMC较大限度地提供无功补偿交流电压的跌落。Qrefn、为外环无功控制器稳态参考值及故障期间参考值。Qmax为MMC无功约束值。

该无功补偿控制策略以MMC并网点的交流电压作为控制目标。首先，通过比较实时获得的并网点实际交流电压有效值与其交流电压参考值的偏差。然后，将该偏差经PI（Proportional integral）控制算法得到的输出与无功参考理论值计算求和，获得不超过系统无功约束条件的无功动态参考值Qr′ef。无功参考理论值其计算模块为前馈环节，可由MMC交流出口处与交流电网之间的无功传输关系获得；模块配合PI控制的输出，可实现故障期间无功的快速、精准调控。

步骤2）。MMC控制模式切换。

经步骤1）的MMC无功补偿后，MMC实时比较并网点交流电压与并网点预设阈值的大小，结果作为后续直流过电压抑制策略的投入判据。其中，并网点预设阈值由柔直系统直流线路电压上升至短时过电压阈值与有功电流取值为限幅值idmax求解出。

参照文献[9,19]，取值为1.1倍的额定直流电压。因此，仅当直流电压幅值将超过额定值的1.1倍时才投入后续直流过电压抑制策略，这样可有效利用柔直系统的能量裕度储存一部分的盈余功率，从而避免了送端换流站的频繁功率急降。

较具体的控制切换步骤为：当故障换流站并网点补偿后的交流电压有效值小于预设阈值时，输电系统投入所设计的直流过电压抑制协调控制策略，包括受端各MMC换流站投入全桥自适应负投入调制策略，从站切换为定直流电压控制模式，送端LCC短暂时延后定量减小直流电流参考值。

MMC全桥自适应负投入调制策略如图5所示。该策略的基本思想为：在受端交流故障导致直流电压将超过直流线路短时过电压阈值时，各换流站紧急负投入一定数量的全桥子模块，以补偿站间直流电压的快速上升并使站间直流电压维持在稳态值附近，进而保证送端LCC始终处于额定电流的可控模式。

图5 MMC全桥自适应负投入调制策略Fig.5 MMC full-bridge adaptive negative input modulation strategy

图5中：iPΔ、tΔ分别为各换流站所分担的不平衡功率值及充电持续时长。UCSM为预设的子模块电容电压值，在控制中取为稳态额定值。Nfull为每相所需产生负电平的全桥子模块总数。MMC稳态基本参数包括子模块电容值及额定电容电压、每相额定子模块投入总数。为故障期间目标直流电压值，该值可根据具体输电系统取值；为了保障送端LCC对直流电流的调控能力，取值为稳态额定值。

稳态运行期间，在采用常规NLM（Nearest level modulation）调制方式下，MMC每相上下桥臂投入的子模块总数恒为定值N。当受端网侧交流故障时，MMC全桥自适应负投入调制策略根据系统的不平衡功率值等参数，自适应计算出满足要求的全桥子模块负投入总数，从而使MMC每相上下桥臂输出的直流电压之和趋向于所设的目标直流电压值。从能量平衡的角度，在故障期间的一定时间间隔内（如4 ms），每相上下桥臂所有子模块都会投入或切除[20]。因此，在不平衡功率一定的情况下，为MMC充电的不平衡功率可近似认为平均存储在每相的所有子模块中，即子模块电容电压上升幅度不受同一时刻负电平投入个数的影响。

将该MMC全桥自适应负投入调制策略直接作用于换流器阀级控制，以快速、精准地抑制站间短时直流过电压。此外，当送端LCC采取所述的控制策略后，受端MMC也能根据输电系统不断减小的不平衡功率值PΔ，自适应降低全桥子模块的负投入个数，并最终恢复至每相子模块全为正投入的运行状态。

图6给出了送端LCC定量调整直流电流指令值策略：经过短暂时延T（含站间通信及控制切换）后，送端LCC根据受端各换流站所能传输的有功实际值定量下调直流电流指令值，从而较快地减小受端MMC子模块的不平衡注入功率，并配合受端从站保障故障期间直流电压维持在预设目标值附近。

图6 送端LCC换流站定量调整电流指令值策略Fig.6 The current instruction value strategy for quantitative adjustment of the LCC converter station at the sending-end

图6中：Idr,N、Idr为送端LCC定直流电流方式的稳态额定值及参考值。Udc,N为故障期间目标直流电压预设值。为MMC并网点实际交流电压有效值。为定电压主站故障期间所能传输的有功实际值；该值大小取决于与有功电流限幅值idmax，经瞬时功率理论计算得出。为从站传输功率上限值；该值体现了故障期间从站承担调控系统直流电压的任务，并较大程度保障输电送端的有功传输量。

3.2 单极单阀组功率传输通道丧失时直流过电压抑制策略

在换流器发生内部交流故障情形下，柔直系统采用快速闭锁换流器、断开交流断路器的控保措施，这将导致换流器的交流功率传输通道丧失。在受端主站单阀组因内部交流故障闭锁停运时，故障极主站所承担的直流电压迅速跌落至稳态值的一半，而故障极从站直流电压短时继续维持稳态值。因而，故障极主从站之间极不平衡的电压差额将使从站直流电流迅速反向，进而导致主站严重的直流过电流。同时，故障极主站所能输送的功率值减半，这将很快导致输电系统单极直流过电压。

故在该功率传输通道丧失的故障情形下，有必要同时考虑故障初期的站间直流过电流及不平衡功率充电所致的单极直流过电压。为此，所设计的故障期间高低压阀组间的协调控制策略如图7、8所示。图7中，、分别为从站直流电流实测值及稳态额定值，Udc,N、Usd分别为直流电压稳态值及网侧交流电压d轴分量。图8中，is为交流侧有功电流前馈值。

图7 故障极从站高阀组定直流控制策略Fig.7 DC control strategy for high valve group of fault pole secondary station

图8 从站低压阀组定电压控制框图Fig.8 Voltage control block diagram of low voltage valve group of secondary station

此外，考虑到正负极输电网络可独立控制功率的特点，故障期间非故障极可通过满载运行的方式来转代故障极存在的部分不平衡功率，从而使受端尽可能多地送出发电端的功率。

故障期间，故障极从站的高压阀组由稳态定交流有功功率控制切换至定直流电流控制策略。同时，NLM调制环节中电压参考值自动取值为0.5Udc,N。

故障时，为正值的迅速减小并很快过零，因而为负值的从站直流电流偏差经PI控制再加上前馈量is后，将很快减小内环有功电流参考值is。其中，is可由故障期间维持MMC阀组交直流侧功率平衡的这一控制目标求解出。

此外，图7中为限幅环节的下限值，其取值大小为稳态定有功控制方式的限幅下限值，保持不变。限幅环节的上限值取值为-is。该取值的目的为故障初期，PI控制器的输出跟随迅速减小is。当受端换流站在调整MMC交流侧实际有功电流isd跟踪is的过程中，isd一直小于或等于-is。从能量平衡的角度，-is的取值保证了MMC交流侧有功始终大于或等于直流侧有功，从而在一定程度上加快了故障时故障极从站MMC的降压响应速度。

该控制以直流电流为直接控制目标，负责向内环电流控制提供有功电流指令值is，并配合前述的NLM调制环节，从而在故障极从站主动跟随主站降压运行的同时实现故障初期主从站之间直流过电流抑制。

图8中，εth为稳态运行期间直流电流允许的预设变化率。故障瞬间，故障极从站的实测直流电流变化率/dt与εth滞回比较。该控制的切换判据满足，则故障极从站低压阀组自适应切换为定直流电压控制，且电压参考值取值为0.5Udc,N。

综合图7、8的控制策略可知，在故障期间，受端以半压运行的方式快速降低送端LCC的不平衡注入功率，从而实现单极直流过电压的抑制。同时，在阀组间均压控制策略失效的情况下，故障极从站高低压串联阀组采用图7、8所示的协调控制策略，这有利于继续维持阀组之间的直流电压均衡。

4 仿真分析

利用PSCAD/EMTDC仿真软件搭建图1仿真模型。以单阀组为例，输电系统的各项参数如表1所示。

表1 LCC-MMC混合直流输电系统的输电设备主要参数Tab.1 Main parameters of transmission equipment in LCC-MMC hybrid DC transmission system

针对输电系统受端MMC网侧及阀侧发生交流故障2种情形，对比分析下述控制方式下的系统直流过电压抑制效果。

控制方式1：输电系统仅配备稳态基本协调控制策略。

控制方式2：输电系统在故障期间投入本文所提协调控制策略。

4.1 受端网侧交流故障下的双极直流过电压抑制仿真验证

设置在3 s时受端主站网侧发生三相交流接地故障。故障期间交流电压跌落量为65%。站间通信延时与控制延时之和为40 ms[20]。输电系统仿真结果如图9所示。

图9 MMC网侧交流故障时双极直流过电压抑制仿真结果Fig.9 Simulation results of bipolar DC overvoltage suppression under AC fault in MMC network

当主站MMC的交流电网侧发生较严重三相交流故障时，在输电系统保持稳态的基本协调控制策略（控制方式1）不变工况下，由图9（e）、（f）可知，MMC外环有功类控制器迅速增大有功电流至本仿真模型的限幅值；但由于MMC交流并网点的交流电压有效值跌落幅度较大，主站MMC阀组的有功传输能力大幅降低，其通过调控系统有功从而维持直流电压稳定的功能完全丧失。

与此同时，由图9（h）可知，由于主站MMC的功率传输通道受阻，输电系统直流电网产生的盈余功率只能对MMC子模块充电，因而MMC子模块电容电压迅速增大，且子模块电容电压最高峰值大致为稳态额定值的1.4倍左右。

进一步，MMC子模块电压升高迅速抬升了图9（c）所示的系统直流电压，且故障期间直流电压一直维持在额定值的1.1倍以上。

此外，由图9（b）可知，当受端MMC直流电压大幅度增大，送端LCC只能试图以减小触发角的方式继续维持送受端稳态电压差额；但当LCC触发角减小至最小下限值5°时，LCC便失去了调控系统直流电流的能力，因而图9（a）中送端直流电流被迫迅速跌落，且在直流电流跌落的过程中存在送端功率传输中断的风险。

当输电系统配备本文所提出的直流过电压抑制协调控制策略（控制方式2）后，故障时主站实时投入无功补偿控制策略，则MMC尽限发出的无功功率如图9（g）所示。由于交流故障较为严重，经MMC无功补偿后的并网点实际电压远大于预设阈值，则输电系统送受端换流器按步骤投入相应的协调控制策略。

为尽快抑制站间直流电压上升至额定值的1.1倍，如图9（d）所示，受端各站MMC首先根据所承担的盈余功率值等，自适应负投入一定数量的全桥子模块。由图9（c）可知，由于MMC定量减小了每相等效正投入的子模块总数，受端直流电压将在稳态额定值附近波动，从而避免了站间直流电压上升而导致的直流线路停运。

同时，由图9（a）（b）可知，故障期间送端LCC始终处于定电流的可控状态。当受端定电压主站的实际有功传输值经站间通信传递给送端后，送端LCC则通过增大触发角的方式来主动降低直流电流值至2.75 kA附近。

由图9（d）（h）可知，由于送端减小了直流输电系统的不平衡功率，受端MMC的子模块电容电压很快恢复至稳态额定值1.82 kV附近，MMC每相等效正投入子模块总数也自适应恢复至稳态值350附近。

此外，由图9（i）可知，在换流站容量允许范围内，故障期间受端从站较大限度地传输了输电送端有功，并承担了调控系统直流电压的任务。

4.2 受端阀侧交流故障下的单极直流过电压抑制仿真验证

在系统稳态运行至4 s时，假设受端主站输电正极高压阀组因阀侧交流故障闭锁停运。该情形下，输电系统在控制方式1、2下的电气量响应特性如图10所示。

图10 MMC阀侧故障闭锁时单极直流过电压抑制仿真Fig.10 Simulation of unipolar DC overvoltage suppression in MMC valve-side fault blocking

系统仅配备常规的控制策略（控制方式1）条件下，当受端主站输电正极高压阀组退出运行时，该主站正极仅低压阀组承担直流电压输出。

故障瞬间主站正极低压阀组输出直流电压为稳态额定值，从站正极直流电压保持双阀组直流输出电压值。因而，正极主从站之间极不平衡的直流电压差额导致正极主站MMC短时过直流电流。图10（d）中主站所出现的严重短时直流过电流，其峰值为图10（a）中送端LCC直流电流与图10（h）中从站MMC直流电流的绝对值之和。

由图10（h）（i）可知，故障瞬间从站MMC的直流电流及有功功率传输方向过0，即从站产生了潮流反转现象。该功率的反向传输，降低了与从站相连接的交流电网的稳定性。

进一步，由于受端主站正极高压阀组功率传输通道丧失，正极输电系统即存在不平衡功率。该不平衡功率迅速对MMC子模块充电。由图10（c）（e）（g）可看出，受端主从站正极MMC的子模块电容电压及站间直流电压迅速上升，且正极主站低压阀组MMC的子模块电容过电压现象严重。在实际运行中，该过电压幅值将导致MMC子模块的不可逆损坏。

同时，由图10（a）可知，在输电系统直流电压因不平衡功率而上升的过程中，送端LCC直流电流在跌落的过程中也存在短时功率传输中断的现象。

此外，区别于图10（c）中主站输电正极MMC出口直流电压的迅速升高，由图10（g）可知，故障发生后的较小时间范围内，从站输电正极的出口直流电压会跌落一定幅度，其原因为故障瞬间从站正极MMC的直流侧输入功率大幅度转移至主站，而其交流侧有功输出值短时仍维持原稳态额定值，这就使得MMC只能试图以子模块放电的形式来维持换流器交直流侧功率传输平衡。但由于正极直流输电系统不平衡功率的存在，最终从站输电正极MMC跌落的直流电压又迅速较大幅度上升。

在采用本文所提出的单极直流过电压抑制策略（控制方式2）后，由图10（g）可知，故障发生后从站正极单个MMC阀组迅速减小其直流输出电压至320 kV附近，从而使正极输电系统运行在半压运行工况。

该工况下，如图10（a）（b）所示，由于输电正极受端MMC的主动降压运行，故障期间LCC可调控触发角至60°的附近，从而保证送端直流输出电流一直维持在额定值附近。

在图10（f）（i）中，输电正极受端MMC主动降压的方式，可使输电送端注入到输电受端MMC的有功功率值减半，从而保证了输电系统可较快消除所存在的不平衡有功功率。图10（c）（e）可知，主站正极MMC的子模块电容电压及直流输出电压在出现不严重的短时过电压现象后，很快恢复至稳态额定值附近。

此外，由图10（d）（h）可知，故障瞬间通过控制策略2调整后，主站输电正极的直流过电流抑制效果明显，同时避免了从站输电正极的直流电流出现潮流反转的现象。受端主从站输电正极MMC的直流电流将稳定在额定值附近。

5 结论

在分析混合三端直流输电系统受端交流故障期间站间盈余功率分布规律及直流过电压演变机理的基础上，针对受端MMC阀侧及网侧故障所致的直流过电压分别设计了抑制协调控制策略。

通过仿真分析，所得出的结论如下：

1）输电系统受端主站换流阀组网侧发生交流故障时，MMC首先利用所设计的无功补偿策略尽限地补偿并网点交流电压的跌落，可在一定程度上提升受端电网的电压稳定性。

进一步，设计的自适应全桥负投入调制策略直接作用于MMC换流阀层级，可迅速抑制换流站间直流电压上升至直流线路过电压保护阈值，并使送端LCC一直处于定电流的可控模式。

同时，为减小受端MMC子模块的暂态过电压应力，送端LCC将根据受端MMC换流站的实际有功送出能力，主动定量地降低送端直流电流值，实现了从输电送端减小系统盈余功率的控制效果，并最终较好地抑制了输电系统的直流过电压、保障了故障期间的总体有功传输容量。

2）输电系统受端主站换流器阀侧交流故障导致单一阀组闭锁停运时，故障极从站高低压阀组分别投入所设计的定直流控制及定电压控制策略，可使受端在以主动降压运行的方式来减小输电送端注入功率的同时，也较好地抑制故障初期故障极主从站间的直流过电流，并维持了故障期间送端LCC对直流电流的调控能力。

总之，用该控制策略能够以低成本方式抑制混合三端直流输电系统受端交流故障产生的直流过电压，并有效提升直流输电系统运行的可靠性。