分址建設直流輸電系統拓撲方案與運行特性研究

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分址建設直流輸電系統拓撲方案與運行特性研究

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（1. 強電磁工程與新技術國家重點實驗室（華中科技大學電氣與電子工程學院） 武漢 430074 2. 國網經濟技術研究院有限公司 北京 102209）

針對我國西部地區大規?？稍偕茉纯鐓^輸送場景，提出一種適用于不同地理位置新能源基地接入的分址建設特高壓直流輸電系統。首先，介紹該系統在常規直流與柔性直流換流器兩種可行方案下的拓撲結構與控制方式?？紤]分址建設場景下電網強度和地理距離對系統的影響，研究系統在交直流故障下的暫態響應與故障穿越方案。然后，根據兩種方案的暫穩態運行特性，從經濟性、技術性的角度對方案進行對比，并給出改進措施與推薦方案。最后，在PSCAD/EMTDC中搭建分址建設特高壓直流輸電系統模型，仿真驗證系統暫穩態下的運行特性。

可再生能源 分址建設 高壓直流輸電 交直流故障穿越

0 引言

“十三五”期間，我國以水風光為主的可再生能源實現跨越式發展，2020年底，三類可再生能源總裝機容量達到8.7億kW，占全國總裝機約40%，是構建清潔低碳能源體系的核心組成部分[1]。“十四五”時期我國可再生能源將進入高質量躍升發展新階段，為早日實現“碳達峰、碳中和”目標提供主力支撐。

然而，風光發電受天氣影響較大，出力的波動性與隨機性使其并不具備傳統火電機組的強可控性，帶來嚴重的消納問題。隨著可再生能源并網規模的快速擴大，占比不斷提高，輸電系統安全穩定運行等問題進一步突出。而可再生能源的多能互補送出是平抑能源波動、解決可再生能源接入難題的重要途徑[2]。常規水電具有技術成熟、調節能力穩定的優勢，與風光發電有良好的互補性。因此，充分發揮水電既有調峰潛力，實施“水風光一體化”統籌開發是支撐可再生能源可靠消納的有效舉措。依托西南水電基地統籌推進水風光綜合基地開發建設是我國“十四五”期間可再生能源發展的重大舉措之一[1]。

針對可再生能源大規?？鐓^輸送問題，國內外學者圍繞常規直流和柔性直流兩種輸電技術方案開展了大量研究工作[3-5]?；陔娋W換相換流器（Line Commutated Converter, LCC）的常規高壓直流輸電（LCC-HVDC）技術成熟，目前我國已投運數十條±800kV及以上的LCC-HVDC工程[6]?；谀K化多電平換流器（Modular Multilevel Converter, MMC）的柔性直流輸電（MMC-HVDC）具有無需換相支撐電壓、有功和無功功率獨立控制、可直接連接弱電網與新能源孤島等技術優勢[7]，其在大規模遠距離架空線應用場景下的可行性也在2020年投運的張北工程和昆柳龍工程中得到驗證[8-9]。

然而上述研究場景中送端多是單個換流站，未充分考慮到水風光等多類型可再生能源分布于不同地理位置的情況。

綜合考慮可再生能源地理分布情況與可靠消納需求，本文提出一種分址建設特高壓直流輸電系統。該系統送端高壓換流站布置于以水電為主的能源基地，低壓換流站布置于水風光混合能源基地，高低壓閥組通過短距離的直流架空線路串聯，再經長距離直流線路連接受端換流站，從而實現可再生能源的多能互補分址送出。在分址建設的應用場景下，直流輸電系統主要面臨以下問題與挑戰：

1）對于西部地區的可再生能源特高壓直流輸送，已有工程送端全部采用常規直流輸電技術。然而，可再生能源集中于偏遠地區，接入點網架相對較弱，隨著風電等低慣量的可再生能源大規模接入，送端系統呈現含高比例新能源弱系統的特點，常規直流輸電穩定性存在惡化風險。

2）遠距離傳輸和分址建設使得換流站之間存在多條直流架空線路，直流短路故障下存在多電壓等級故障穿越問題，該問題在柔性直流輸電技術中尤為突出。

3）受端交流故障給常規直流輸電系統帶來的換相失敗問題以及給柔性直流輸電系統帶來的盈余功率耗散問題。

因此，應開展分址建設特高壓直流拓撲構建方案選型與暫穩態運行特性研究，以實現分址建設直流輸電系統的拓撲優選與可靠運行。

本文圍繞常規直流與柔性直流兩種方案，首先，介紹分址建設直流輸電系統的拓撲結構并設計了相應的協調控制策略。然后，分析兩種方案在交直流故障下的暫態響應與故障穿越策略。在此基礎上，對比常直與柔直方案在分址建設系統中的適用性。最后，在PSCAD/EMTDC仿真平臺中搭建輸電系統電磁暫態模型，對系統多種工況下的運行情況進行仿真驗證。

1 分址建設直流輸電系統簡介

1.1 系統拓撲結構

以正極系統為例，分址建設系統的常規直流輸電方案與柔性直流輸電方案拓撲結構如圖 1所示。送端系統1包含當地電網與風電基地，接入±400kV換流站；送端系統2主要為水電基地，接入±800kV換流站。送端±400kV換流站與±800kV換流站間通過約110km的直流架空線路連接，實現送端交流系統多能互補的分址建設系統。為實現大規模清潔能源的遠距離跨區輸送，送端±800kV換流站進一步通過約1 940km架空線路與受端±800kV換流站連接。圖1a的常規直流方案中，整流站與逆變站每極的高低壓閥組均采用12脈動LCC，LCC交流側配置有交流濾波器和無功補償設備，過濾交流諧波并提供無功功率。對于圖1b的柔性直流方案，綜合考慮直流故障穿越能力和設備成本，整流站與逆變站每極高低閥組均采用混合型MMC，并在各換流站出口處裝設限流電感。由于風電與光伏出力特征相似，本文以風電場代表新能源基地。

圖1 分址建設直流輸電系統拓撲

1.2 分址建設特點分析

常規的點對點直流輸電系統送端多接入單個能源基地，難以實現不同地理位置下多類型可再生能源的互補接入。為了接入多個交流電網，已有方案采用高、低壓閥組換流站同站建設，通過交流輸電線路連接能源基地或負荷中心的分層接入結構[10-11]。而本文所提分址建設結構則將高、低壓閥組場址設置于不同能源基地附近，利用直流輸電線路連接換流站。相比于已有方案，分址建設結構的主要特點有：

（1）風光等可再生能源基地多位于偏遠的高海拔地區，受地形和環境限制，單一地塊難以容納大容量換流站及相關設備，高、低壓閥組選擇不同場址建設有利于工程施工。

（2）輸送相同功率時，直流線路造價低、損耗小，且桿塔結構簡單，相比于交流輸電具有良好的經濟性，因此采用直流輸電線路而非交流線路連接距離較遠的多個能源基地具備經濟性優勢。

（3）直流輸電通道走廊窄，同等電壓等級下，單位走廊的送電功率是交流的4倍[12]，節省了寶貴的土地資源，同時降低了高海拔地區的輸電走廊施工難度。

此外，不同于多端直流輸電系統，分址建設直流輸電系統具有多電壓等級的特點，可以根據當地電網情況和傳輸容量需求合理選擇高低壓閥組直流電壓配比，降低了低壓換流站的建設成本與絕緣需求，進一步提高了輸電網絡的運行靈活性。

鑒于上述特點，分址建設結構在西南高海拔地區水風光混合能源基地接入場景下具有明顯優勢，可以有效降低工程造價與施工難度。

然而，分址建設結構在高、低壓閥組換流站間設置了直流輸電線路，從而增加了直流故障發生的概率，對換流器的直流故障穿越能力提出了更高的要求。

1.3 系統控制方案

1）常規直流換流器構建方案下系統控制策略

對于常規直流輸電系統，一般情況下，逆變側控制直流電壓，整流側控制直流電流。然而，分址建設結構在送端不同換流站間引入了直流輸電線路，送端沿用定直流電流控制將導致整流側高低壓閥組間的直流電壓分配無法主動控制，導致高低壓閥組有功出力不可預知。此外，高、低壓閥組實際流過的電流并非時刻相等，定直流電流控制將導致串聯閥組間電壓失衡。因此需要在高壓閥組附加dc-dc下垂環節，實現高低壓閥組直流電壓的主動控制，改進控制方案如圖2所示。

2）柔性直流換流器構建方案下系統控制策略

對于柔性直流方案下的分址建設輸電系統，穩態下逆變側采用定直流電壓與子模塊電容電壓控制，整流側采用有功功率與子模塊電容電壓控制，具體控制回路如圖3a所示。其中，交流控制回路將所有子模塊的電容電壓控制恒定，從而維持交直流系統的有功功率平衡，直流控制回路可選取定有功功率控制或定直流電壓控制[13]。

圖2 常規直流輸電系統控制策略

若風電占比較高或送端系統1中當地電網的短路比較低，則圖3a中的跟網型（Grid Following, GFL）控制存在失穩風險[14]，因此低壓閥組MMC應采用構網型（Grid Forming, GFM）控制以實現風電場的穩定接入，本文采用較為常見的功率同步控制，如圖3b所示。此時混合型MMC的交流控制回路控制并網點交流電壓，直流控制環控制子模塊電容電壓。

此外，由于弱電網下鎖相環與電網阻抗之間存在強耦合，混合型MMC不再使用鎖相環測量電網相位信息，而使用功率同步環（Power Synchronization Loop, PSL）實現與電網的同步，其傳輸函數為

式中，Pref和Ppu分別為流入換流站有功功率的指令值和實際值；D為系統的阻尼系數；J為模擬轉動慣量；Δω為實際角頻率與額定角頻率的差值，即Δω=ω- ω0。

2 直流故障應對分析

大規模遠距離輸電一般采用架空線進行傳輸，架空線路故障率高，并網系統需具備直流故障處理能力。本節以圖 4所示的分址建設輸電系統單極為例，分析系統的直流故障穿越能力。

圖4 分址建設輸電系統故障示意圖

2.1 常規直流分址建設系統故障穿越策略

對于常規直流輸送方案，其整流側可以依靠LCC的強制移相清除故障電流，LCC的單向導通性使逆變側不會向故障點提供短路電流，系統具備直流故障穿越能力。

2.1.1 高壓線路直流短路故障

高壓線路發生直流對地故障后，整流側高、低壓閥組LCC均采取強制移相控制，觸發延遲角快速提升至150°，從而將故障電流快速限制為零。故障電流清除完成后，整流站與逆變站的控制指令值按照預設斜率逐步從0升至1(pu)，重新建立系統的直流電壓與直流電流。

2.1.2 低壓線路直流短路故障

送端低壓線路發生瞬時性對地故障后，整流側低壓閥組LCC強制移相抑制故障電流，其余換流站無需切換控制。故障清除后，系統所有換流站均使控制指令值逐步從0升至1(pu)，系統恢復原有功率傳輸。

若低壓輸電線路發生了永久性直流故障，則在低壓閥組LCC強制移相將故障電流限制為0后，低壓線路上的直流機械開關開斷，將低壓閥組切除。隨后逆變站的直流電壓指令值由0上升至0.5(pu)，整流站的直流電流指令值由0上升至1(pu)，系統運行在400kV電壓等級下，維持50%的功率傳輸。

值得注意的是，從直流故障發生到LCC濾波器切除（一般延時200ms）之前，換流站無功消耗為0，大量無功盈余將導致送端交流系統暫態過電壓。根據我國風電并網標準，風機在并網點電壓超過1.1(pu)時便存在脫網風險，電壓超過1.3(pu)時便會立即脫網，直流故障可能引起送端大規模風機高壓脫網[15]。

2.2 柔性直流分址建設系統故障穿越策略

柔性直流輸電方案通過控制混合型MMC的交流調制比和直流調制比dc，改變橋臂電壓的大小，使其輸出指定的交直流電壓，如式（2）所示。直流故障期間，換流站負投入全橋子模塊，利用全橋子模塊電容電壓鉗位控制故障點電流，完成直流故障穿越?；旌闲蚆MC在零直流電壓下運行，可實現直流故障下的不間斷運行和快速重啟，無需配置直流斷路器。

2.2.1 高壓線路直流短路故障

檢測到高壓傳輸線路直流短路故障后，所有換流站的直流控制環均切換為零直流電流控制，以降低直流調制比dc，同時將故障電流限制為0，如圖 3a中的狀態Ⅱ所示。故障清除后，逆變站的直流外環切換為定直流電壓控制，整流站也逐步提升有功功率指令值，系統恢復功率傳輸。

2.2.2 低壓線路直流短路故障

送端低壓傳輸線路發生瞬時性對地故障后，低壓線路上直流電壓降為0，由于逆變站仍采用定直流電壓控制，導致整流側高壓閥組在故障瞬間承擔近800kV的故障電壓。雖然整流側高壓換流閥的橋臂電抗器和出口直流電抗器可以短時分擔直流過電壓，保護換流器，但長期過電壓將導致換流器閉鎖。此外，逆變側電壓高于整流側使得高壓直流輸電線路上的電流反向，逆變站向故障點饋入故障電流。因此在低壓線路直流故障發生后，整流側的高低壓換流站應切換為零直流電流控制以清除故障電流，同時逆變站也切換為零直流電流控制，抑制故障電流的同時快速降低dc，防止整流側高壓站長時間過電壓，損壞換流器。

若低壓輸電線路發生了永久性直流故障，所有換流站仍需切換為零直流電流控制，故障電流抑制為0后低壓線路直流機械開關動作，切除低壓閥組。然后，逆變站切回定直流電壓控制，直流電壓指令值由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)，系統運行在400kV電壓等級下，維持50%功率傳輸。

由文獻[16]可知，僅考慮橋臂輸出電壓需求時，50%的全橋子模塊即可實現直流故障無閉鎖穿越。然而，逆變站存在長期50%降壓運行情況，為滿足橋臂電流過零點的需求，本文參照昆柳龍工程，將混合型MMC的全橋子模塊占比選定為70%。

對于采用功率同步控制的混合型MMC，直流故障發生后，換流站輸出的直流電流被抑制為0，然而PSL的二階慣性環節響應速度較慢，交流側輸入換流站的有功功率難以迅速降為0，盈余的有功功率向子模塊充電，進一步導致子模塊過電壓。由于風電場出力在故障瞬間保持不變，應使當地電網和風電場注入MMC的有功功率之和為0。在功率同步控制下，送端系統1中當地電網注入混合型MMC的有功功率可表示為

式中，g和c分別為送端系統1的交流母線電壓幅值和換流站的交流電壓幅值；為電網與MMC之間的阻抗；為換流站交流電壓滯后于交流母線電壓的角度。

為快速地將交流側輸入功率降低為0，在式（3）基礎上引入補償相位Δ，直流故障發生后快速投入，其計算公式為

式中，wpu為風電場的有功功率。

根據本節分析，將常規直流系統與柔性直流系統在直流故障下的暫態響應總結對比見表1。

表1 直流故障暫態響應對比

Tab.1 Transient response comparison under DC fault

3 交流故障應對分析

3.1 常規直流分址建設系統交流故障

送端交流故障發生后，交流電壓跌落會引起LCC直流電壓下降，此時整流站仍采用定電流控制，則觸發延遲角不斷減小以抑制直流電流的下降。當交流電壓跌落嚴重時，整流側LCC達到其最小觸發延遲角限制，將導致功率傳輸中斷。送端交流故障不會使直流側產生過電壓和過電流，因此無需直流系統停運[17]。故障清除后，隨著交流電壓的恢復，直流功率傳輸快速恢復。為防止整流站恢復瞬間過電壓，整流站一般配置交流故障控制器[8]。

當逆變側LCC的交流母線電壓因交流故障跌落時，LCC的直流電壓會隨之減小，進一步引起逆變側直流電流的增大。若此時逆變側LCC仍然采用穩態下的定直流電壓控制，為了保持直流電壓不變，其關斷角將不斷減小，從而引發換相失敗。這將導致逆變側LCC的直流端口電壓降為零，進一步造成直流電流激增和直流功率的損失。在受端換相失敗初期，送端LCC通過增大觸發延遲角抑制直流電流，需要吸收大量無功功率，導致送端交流電壓下降。而在換相失敗恢復過程中，送端LCC無功需求小，無功補償裝置的延遲切除將導致送端交流電壓上升，進一步引起過電壓問題。對于逆變側的換相失敗預測與抑制方法，文獻[18-19]已經進行了大量研究，本文不再深入介紹。

3.2 柔性直流分址建設系統交流故障

對于柔性直流輸送方案，其受端交流故障后不會出現與常規直流類似的換相失敗問題。然而，故障導致受端換流站母線電壓嚴重跌落時，受端換流站功率輸出受阻。若不采取任何措施，故障期間的盈余功率將注入受端MMC，導致其子模塊過電壓旁路閉鎖，影響系統正常運行，因此需要快速抑制送端功率或投入耗能裝置進行功率吸收。

對于前一種方案，由于系統傳輸功率較大，受端換流站子模塊電容電壓上升速度相對較快，可在幾十ms內突破安全界限[20]?？紤]遠距離輸電的通信延時，送端功率快速抑制的時間要求十分苛刻?；谏鲜鲈颍捎每煽睾哪苎b置實現系統受端交流故障的無閉鎖穿越更為有效合理。根據文獻[21]中多種耗能方案的對比，本文選取高壓直串型IGBT閥和耗能電阻等設備構成的直流耗能裝置，并將其安裝于受端換流站直流出口處。

送端系統交流故障發生后，考慮到送端換流站的最大功率輸送能力與換流站母線電壓呈比例關系，系統的功率傳輸在故障期間相應減少。而故障后瞬間受端換流站輸出功率不變，有功功率缺額將由送端MMC子模塊電容放電補償，從而導致故障初期送端換流站橋臂電流過電流以及直流電壓跌落。為減少子模塊電容放電并抑制橋臂電流，可以在檢測到整流站的電容電壓低于下限值時將直流電流指令值切換為0，同時對交流電流進行限幅控制。更進一步地，文獻[22]提出了一種有源型柔直輸電技術，解決送端交流故障對直流側系統的功率沖擊，保證直流系統的穩定運行。而對于功率同步控制下的換流站，交流故障期間可以通過切換為電流矢量控制、電流限幅控制或虛擬阻抗控制來限制故障電流并實現故障穿越[14, 23-25]。

風電場側交流故障對常規直流與柔性直流輸電系統的影響與送端交流電網故障類似，主要問題為風電場自身的故障穿越[26]。文獻[27-28]提出了詳細的風電場低壓穿越配套裝備與協調控制，本文不再贅述。

根據本節分析，將常規直流系統與柔性直流系統在交流故障下的暫態響應總結對比見表2。

表2 交流故障暫態響應對比

Tab.2 Transient response comparison under AC fault

4 技術方案對比

為了選取更適合于分址建設直流輸電系統的技術路線，本節從經濟性、可行性以及暫態響應等方面對基于常規直流和柔性直流換流器的兩種分址建設直流輸電系統可行方案進行對比。

4.1 經濟性對比

在現有設備制造水平下，單位容量半橋型MMC的成本相比LCC提升了約32%，混合型MMC相比于半橋型MMC的成本進一步提升，全橋子模塊占比為70%的混合型MMC成本相比LCC提升了約52%[29]。此外，混合型MMC的運行損耗（0.6%～0.8%）高于LCC（0.35%），使得常規直流方案相比于柔性直流方案具備明顯的經濟性優勢。

4.2 可行性對比

常規直流輸電系統具有耐受電壓高、通流能力大的優勢，適合遠距離大容量電能輸送。柔直換流閥正在向特高壓大容量方向發展，已有±500kV/ 3 000MW和±800kV/5 000MW的柔直換流站投入運行。但是相比于常直換流站±800kV/10 000MW的輸送能力，柔直換流站目前仍有一定差距。

隨著新型電力系統建設的不斷深入，大規模可再生能源遠距離直流外送將面臨兩個新的挑戰：送端大規模風光電基地接入的本地電網網架越來越薄弱；隨著高比例電力電子設備的接入，受端系統的慣量和電網強度逐漸降低[30]。

常規直流輸電系統難以接入弱交流電網，其兩端電網必須要有足夠的強度才能保證系統的安全穩定運行，而柔性直流輸電系統可以連接弱交流系統甚至無源系統。因此，針對分址建設直流系統送端高比例新能源接入的輸電場景，采用柔直技術更為適合，常規直流輸電系統則需要配套調相機等輔助設備以提供無功和電壓支撐，這將極大地削弱其經濟性優勢[29]。

4.3 暫態響應對比

常規直流輸電系統與基于混合型MMC的柔性直流輸電系統都具備直流故障穿越的能力，均可以有效應對高低壓直流輸電線路故障。但常規直流輸電系統在直流故障期間面臨濾波器無功盈余導致的風電機組高壓脫網問題，而柔性直流輸電系統可以在直流故障期間穩定控制交流電壓。

送端交流故障發生后，送端換流站母線電壓跌落均會導致整流站的直流電壓和輸出功率降低。若交流電壓嚴重跌落，柔直輸電系統將會出現短時的功率反送，而LCC的單相導通性使常規直流不存在此問題。

在受端交流故障下，LCC可能會發生換相失敗，導致輸送功率直接降到零，多次連續換相失敗將使直流功率大幅波動，甚至會造成直流閉鎖，給交流電網帶來巨大沖擊[31]。此外，逆變站換相失敗將造成送端交流暫態過電壓，引發大規模風電機組過電壓保護脫網，嚴重危害電網安全[19, 32]。而MMC不存在換相失敗問題，對交流故障耐受能力很強，故障期間功率損失小，故障清除后恢復迅速。

基于LCC的常規直流和基于混合型MMC的柔性直流方案對比總結見表3。

表3 技術方案對比總結

Tab.3 Summary of technical solution comparison

4.4 改進措施與推薦方案

由總結可知，動態無功補償和電壓穩定是限制常規直流大規?？鐓^輸送新能源的主要因素。為解決上述問題，在常規直流輸電系統的送受端分別加裝同步調相機是切實有效的方案。

調相機可以有效提升系統短路容量，增強電網電壓支撐強度，在送端保障新能源安全穩定接入，在受端降低換相失敗風險。根據文獻[29, 33-34]的研究結果，送受端均配置系統傳輸容量1/3的同步調相機，調相機單位容量的成本為LCC換流站的117%，運行損耗為1.15%。在沒有配置同步調相機時，LCC抵御換相失敗的能力只有MMC的20%，而配置調相機可以使LCC抵御換相失敗能力提升至40%[34]。

對基于混合型MMC的柔直系統來說，換流站成本與運行損耗是制約其發展的瓶頸。因此考慮成本更低的半橋型MMC，對四種方案進行統一對比，對比結果如圖 5所示。圖5中，得分代表每種方案在該項考核指標的表現，得分越高，優勢越明顯。需要說明的是，成本、運行損耗和輸送容量的評分是根據工程數據定量計算得出，而其余指標則通過調研已有研究定性給出粗略評分。

圖5 四種方案對比雷達圖

由圖5可知，配置同步調相機后，常規直流的技術可行性得到了明顯提升，且在經濟性上相比于混合型MMC仍具備一定優勢，但調相機也只能在一定程度上降低換相失敗發生的概率，而無法徹底杜絕風險。半橋型MMC在成本和運行損耗上的評分較高，但無法有效處理直流故障，使其可靠性較差。

綜合多種技術方案的優缺點，在交流系統較強且新能源占比不高時，分址建設直流輸電系統優選常直技術；而在經濟預算充足時，分址建設直流輸電系統應優先考慮基于混合型MMC的柔直技術；若要綜合考慮經濟性與技術性，可以采取LCC配置同步調相機的折中方案。在實際工程中，可以根據具體場景對各個考核指標合理分配權重，加權計算各方案得分，選取最優方案。

此外，根據本文對分址建設直流輸電系統暫穩態運行情況的分析，送、受端不同閥組對換流站的運行需求不同，可以進一步討論適用于分址建設的LCC-MMC混合型直流輸電系統的潛在方案，如圖 6所示。

圖6 分址建設直流輸電系統的混合型結構

圖6a為送端采用柔性直流、受端采用常規直流的端間混合方案，既可發揮柔性直流為可再生能源送出提供電壓支撐的技術優勢，又能有效降低工程造價。圖 6b為送受端都采用LCC與MMC混聯結構的方案，該方案同樣綜合了兩種換流器的技術經濟優勢，可利用LCC處理長距離架空線路的直流故障問題，受端混聯結構可以充分發揮MMC的無功支撐能力抑制換相失敗。隨著IGBT、子模塊電容等柔直關鍵器件的進一步升級，柔直換流閥正在向特高壓大容量方向發展，分址建設直流輸電系統的混合型結構未來將具有較強的工程實用性，值得進一步研究。

5 仿真驗證

為進一步研究分址建設直流輸電系統在穩態與暫態下的運行情況，以其正極系統為例，在PSCAD/EMTDC中搭建如圖1所示直流系統的電磁暫態仿真模型，仿真參數見表 4。其中，風電場由單臺功率10MW的永磁同步發電機經電流放大環節等效。單極LCC換流器的電壓功率等級選取為+800kV/5 000MW，單極MMC換流器為+800kV/ 2 500MW。兩種輸電方案中，送端高壓站和受端換流站所連接的交流系統短路比均為8（且g/g=8），風電出力在低壓閥組的占比均為30%。

表4 仿真參數

Tab.4 Parameters of the simulation model

5.1 穩態運行仿真

本節驗證分址建設系統在送端系統1中，當地電網強度不斷變弱的情況下系統的穩態運行情況。

常規直流輸電系統的仿真結果如圖7所示，在當地電網阻抗為1.57+j12.57Ω時，系統可以平穩起動，交直流電壓與有功功率均能維持在額定值。當地電網阻抗增大至2.36+j18.85Ω時，系統交流電壓由額定運行時的330kV下降至321kV。而當阻抗進一步增大至2.75+j21.99Ω時，系統失穩，證明了常規直流輸電系統在弱交流電網接入下存在穩定性惡化的問題。

在送端系統1中配置800Mvar的同步調相機后，常規直流輸電系統在不同電網強度下運行情況的仿真結果如圖8所示。配置調相機后，LCC-HVDC在弱電網下的運行情況得以改善，可在低壓閥組當地電網阻抗為4.73+j37.69Ω時穩定運行，相比于無同步調相機時的2.36+j18.85Ω有明顯提升，然而在電網阻抗進一步增大時同樣出現了穩定性惡化問題。

圖8 常規直流輸電運行仿真（配置800Mvar調相機）

圖 9展示了跟網型控制下柔性直流輸電系統的運行情況。風電場出力在2.0～2.2s時由1(pu)下降至0.2(pu)，在3.0～3.2s時上升至0.7(pu)，在4.0～4.2s時恢復至1(pu)，與其相連的當地電網同樣調整其有功出力以維持整流站的有功功率不變，如圖9a所示。由圖9b可知，跟網型控制的MMC相比于LCC仍具有較強的弱系統接入能力，當地電網阻抗從2.36+j18.8Ω增大到7.07+j56.5Ω時，交流電壓從額定運行的330kV下降到287kV，但系統仍能保持穩定運行。而在阻抗增大到7.5+j60Ω時，跟網型的功率控制已經不能維持系統穩定，有功功率與交流電壓開始振蕩。而采取構網型控制的MMC則可以繼續在弱電網下穩定運行，如圖10所示。在當地電網阻抗由7.07+j56.6Ω增大到10.6+j84.8Ω的過程中，低壓閥組的交流電壓始終維持在額定值，且在弱電網下仍能較好地響應風電出力變化。

圖9 柔性直流輸電運行仿真（GFL控制）

圖10 柔性直流輸電運行仿真（GFM控制）

上述仿真結果表明，在接入含高比例可再生能源弱電網的場景下，柔性直流輸電方案的適用性更好。

5.2 直流故障測試

5.2.1 常規直流分址建設系統直流線路故障

對常直輸電系統施加三種直流故障：①LCC2正極出口處發生單極對地故障，持續0.2s，記為故障A；②LCC1正極出口處發生單極對地故障，持續0.2s，記為故障B；③LCC1正極出口處發生單極對地永久性故障，記為故障C。故障在系統穩態運行至2.985s時施加，故障檢測與動作延遲為15ms，故障電阻0.1Ω，故障維持電流為0.01kA，故障的仿真結果如圖11～圖13所示。

圖11 直流故障A的暫態仿真結果

圖12 直流故障B的暫態仿真結果

圖13 直流故障C的暫態仿真結果

由圖11可以看出，高壓輸電線路直流故障發生后，整流側LCC強制移相可快速降低直流電壓，從而在20ms內將故障電流抑制為0。低壓輸電線路直流故障發生后，LCC1強制移相，80ms內將故障電流抑制為0，如圖 12所示。瞬時性故障清除后，系統經過0.5s的啟動過程恢復額定電壓與功率傳輸。對于低壓直流線路的永久性故障，仿真結果如圖13所示。80ms內故障電流被抑制為0后，低壓線路直流機械開關動作，切除低壓換流站，3.3s時其余換流站重新起動，直流電壓降為400kV，傳輸功率為2 500MW。

5.2.2 柔性直流分址建設系統直流線路故障

對GFM控制下的柔直輸電系統施加兩種直流故障：①MMC2正極出口處發生單極對地故障，持續0.2s，記為故障D；②MMC1正極出口處發生單極對地永久性故障，記為故障E。直流故障設置和動作延遲與5.2.1節一致，故障的仿真結果如圖14和圖15所示。

在圖14a和圖14b中，系統直流電壓因高壓線路故障迅速下降到零，換流站檢測到直流電壓跌落后切換為零直流電流控制，將故障電流迅速抑制為0。由于混合型MMC在故障期間無閉鎖運行，換流站子模塊電容電壓維持在額定值附近，如圖14c所示。3.2s故障清除后，MMC3、MMC4在3.3s切換回直流電壓控制，逐步建立直流電壓，MMC1、MMC2在3.4s恢復功率傳輸。由圖14d可知，MMC1的功率同步控制在直流故障期間仍可以維持交流電壓穩定。為進一步驗證所提附加相角控制的有效性，圖 14e～圖14g展示了附加相角控制的效果。采用附加相角控制后，直流故障期間風電場的盈余功率被當地電網重新分配而不流入換流站。在沒有附加相角的情況下，即使故障發生后MMC1迅速將功率指令值ref切換為0，功率同步控制的響應速度十分緩慢，仍將導致MMC1的子模塊電容電壓升至2.1(pu)，在實際工程中，該值必將導致換流站閉鎖以保護子模塊。采用附加相角控制后，故障后MMC1的有功功率響應速度加快，子模塊電容電壓峰值為1.2(pu)，可以實現無閉鎖故障穿越。

圖14 直流故障D的暫態仿真結果

在圖 15a和圖15b中，低壓輸電線路直流故障導致MMC1直流電壓降為0，各換流站切換為零直流電流控制，150ms內將故障電流抑制為0，隨后開斷低壓線路直流機械開關。2.3s逆變站恢復定直流電壓控制，直流電壓指令值為0.5(pu)，MMC2恢復定功率控制，功率指令值為1(pu)，系統維持 1 250MW的功率傳輸，如圖15d所示。

圖15 直流故障E的暫態仿真結果

5.3 交流故障測試

關于LCC-HVDC的交流故障已有大量文獻進行了仿真研究[19,35-36]，因此本節主要關注分址建設柔直輸電系統的交流故障響應情況。

系統穩態運行至1.5s時，逆變站變壓器網側發生三相接地短路故障，持續0.1s后清除，仿真結果如圖16所示。

圖16 受端交流故障的暫態仿真結果

交流故障發生后，逆變站的交流電壓瞬間跌落至0，有功功率傳輸受阻，如圖16a和圖16b所示。由于直流側仍有完整的電流通路，所以系統的直流電壓與直流電流并未受到嚴重影響，如圖 16c和圖16d所示。圖 16e為受端直流耗能裝置的投切信號，為防止耗能裝置頻繁投切，為其加入遲滯比較環節：當子模塊電容電壓超過1.25(pu)時，投入耗能電阻，而在子模塊電容電壓低于1(pu)時，切除耗能電阻。故障期間耗能裝置共吸收能量250MJ。圖 16g為是否配置耗能裝置的電容電壓對比，無耗能裝置時，逆變站子模塊電容電壓峰值達到1.95(pu)，而有耗能裝置時該值僅為1.27(pu)。

對于送端交流系統故障，系統穩態運行至1.5s時在MMC2交流側設置持續0.1s的三相接地短路故障，仿真結果如圖17所示。

圖17 送端交流故障的暫態仿真結果

圖 17a和圖17b為MMC2交流電壓與整流側輸出功率，交流電壓跌落至0導致有功功率同樣快速跌落，并在最低點從逆變側吸收300MW功率。故障發生后，MMC2子模塊電容放電導致整流側直流電壓跌落，由于逆變站仍保持定直流電壓控制，系統直流電流快速下降，當整流側直流電壓低于逆變側時，直流電流反向，如圖 17c和圖17d所示。為防止子模塊長時間放電，檢測到MMC2子模塊電容電壓低于0.8(pu)時，將其直流電流指令值切換為0，同時觸發交流電流限幅控制，將限幅值取為±0.1(pu)。由圖 17e和圖17f可知，限制故障期間MMC2的交直流電流可以有效減少子模塊電容放電并抑制橋臂電流。

6 結論

本文針對大規模可再生能源的多能互補、遠距離輸送問題，開展如下研究工作：

1）提出了一種分址建設特高壓直流輸電系統的拓撲結構，在送端高低壓閥組間引入直流架空線路，從而實現多類型可再生能源基地跨區接入。

2）圍繞常規直流輸電與柔性直流輸電兩種可行技術方案，考慮分址建設場景下地理距離對系統的影響，分別分析了分址建設系統的暫穩態運行情況，提出了高、低壓輸電線路直流故障和送、受端系統交流故障的應對策略。

3）根據系統運行特性、控制能力和設備投資情況，從技術可行性和經濟性等方面對兩種方案進行了對比分析，給出了不同場景下的優選方案，并討論了LCC-MMC混合型分址建設直流輸電系統的潛在方案。

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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

國家電網有限公司總部管理科技項目“4000米高海拔下接入弱交流系統的分址建設特高壓直流設計關鍵技術研究”（5200-202256077A-1-1-ZN）資助。

2022-07-16

2022-08-17

孟沛彧 男，1997年生，博士研究生，研究方向為直流輸電系統建模與控制。E-mail：pennymeng1@foxmail.com

向 往 男，1990年生，教授，博士生導師，研究方向為柔性直流輸電技術、直流電網、交直流電網運行與控制等。E-mail：xiangwang1003@hust.edu.cn（通信作者）

（編輯 郭麗軍）