0 引言

随着世界人口、经济增长，能源消费不断增加，发展不平衡、环境污染等问题日益突出，建立稳定可靠、清洁低碳、经济高效的现代能源体系，已成为实现能源可持续发展的必经之路。全球的新能源资源十分丰富，但其资源富集地区多数远离用电负荷中心，且多数具有间歇性和波动性的特点[1-4]。构建各洲各国协同发展、互通互联的全球能源互联网，对于实现新能源的大规模开发、全球配置和高效利用具有重要意义[5-8]。

特高压直流输电技术具有输送容量大、距离远、效率高和可控性强的特点[9-10]，可用于实现大型清洁能源基地规模外送和超远距离电网互联等功能，是支撑未来全球能源互联网发展的主要技术方向。

基于模块化多电平换流器（modular multilevel converter，MMC）的柔性直流输电技术，相比传统直流输电技术，具有无换相失败风险、可以向无源电网提供支撑、有功无功独立控制、谐波水平低等优势[11-16]，在构建全球能源换联网直流电网过程中具有巨大的发展潜力。

但是现有理论研究及工程实践表明，交直流互联电网中交流系统和柔性直流系统存在较强的相互影响，主要体现在如下两个方面。

1）送端交流故障可以通过直流系统影响到受端交流系统[17-20]。考虑到柔性直流换流站电流限幅环节的存在，送端换流站的最大功率输送能力与换流站母线电压成比例关系。当故障导致送端换流站母线电压严重跌落时，送端换流站从交流系统吸收有功功率的能力受到限制，这意味着受端换流站注入系统的功率瞬时降低，进而对受端交流系统产生扰动。

2）受端交流故障可以通过直流系统影响到送端交流系统[21-22]。考虑到柔性直流换流站电流限幅环节的存在，受端换流站的最大功率输送能力与换流站母线电压成比例关系。对于受端的MMC换流站而言，当故障导致受端换流站母线电压严重跌落时，受端换流站的有功功率送出受阻，直流系统瞬时大功率盈余，直流侧出现严重过电压，进而引发受端MMC换流站闭锁，送端电网有功功率无法送出，最终导致送端电网暂态频率上升。

针对上述两种情况，现有研究主要集中于送端系统故障时的功率续传问题[17-20]。文献[17-18]介绍了一种基于最大调制比的交流故障穿越策略，能够在整流侧交流故障时，降低功率传输的跌落幅度。文献[19]提出一种逆变侧采用组合式C-MMC的混合直流系统，并给出了一种适用于该拓扑的送端交流故障穿越控制，能够维持故障期间的功率续传。文献[20]提出了一种逆变侧采用子模块混合型MMC的混合直流输电系统，利用其主动降电压运行的能力实现送端故障期间的功率续传。然而上述文献中所提的方法都只能在一定程度降低送端故障引起的输送功率下降，并不能完全隔绝对受端系统的功率冲击。

在构建全球能源互联网的过程中，需要高压柔性直流输电技术承担跨国跨洲大规模输电以及大规模新能源外送的任务。相比目前投运和在建的柔直工程，在全球能源互联网背景下的柔性直流电网具有以下特征：①柔直电网各端换流站与不同国家电网相连；②柔直电网各端系统强弱相差较大。因此，在全球互联网背景下，交流系统故障引发对直流系统和其他换流站所在交流系统的功率冲击是不可接受的。为此需要减少柔直系统对交流系统的依赖，提高其安全稳定性和灵活性，使其能够有效隔离交直流系统之间的交互影响，降低连锁故障发生的风险。

为了满足上述要求，使用储能型MMC来构建柔直电网是一条具有发展前景的技术路线。目前已有很多文献对储能型MMC进行了研究。文献[23]介绍了一种储能型MMC的电子暂态快速模型。文献[24]介绍了一种部分子模块含有储能装置的子模块混合型MMC的拓扑结构和控制策略。文献[25]介绍了一种储能装置全部分布在一条桥臂上的储能型MMC的控制策略。上述文献主要针对储能型MMC本体的拓扑结构和控制策略进行了深入研究，但对于储能型MMC在不同场景下的运用并未给出具体结论。

本文提出了一种具有解耦运行能力的有源型柔性直流输电技术，该技术在换流站内增加储能装置，用于平衡交流故障对直流系统产生的功率冲击，从而充分发挥直流系统的“防火墙”作用，隔离交流系统故障对直流系统和非故障换流站的影响，极大地提高了柔性直流输电应用于全球能源互联网时的安全稳定性。首先梳理了柔直系统在全球能源互联网中的典型应用场景；其次，基于电磁暂态仿真软件PSCAD/EMTDC，分析了传统柔性直流输电技术在典型应用场景中的故障响应特性；然后介绍了有源型柔性直流输电技术换流站的拓扑结构和控制策略；最后仿真验证了有源型柔性直流输电技术在典型应用场景中的解耦运行能力。

1 直流输电系统典型应用场景

1.1 点对点跨区域输电

点对点跨区域输电是目前高压直流输电的最主要应用场景。全球能源互联背景下可以应用点对点跨区域高压直流输电的场景主要为水电富集地区向负荷集中地区的输送，如东南亚和中国西南地区水电向中国东部地区、东北亚、南亚等负荷中心的输送，北欧水电向欧洲大陆的输送等。这种场景的主要特点为：①通常需要远距离输送大功率，交流线路无法有效地实现这个目的，只能通过高压直流输电系统；②直流系统送受端通常位于不同的交流电网；③通常潮流从整流侧流向逆变侧，一般不会出现潮流反转的现象。

1.2 非同步电网背靠背互联

非同步电网背靠背互联是高压直流输电的主要应用场景之一。背靠背直流输电的主要功能是实现异步联网、不同交流电压间的联网和在大范围交流电网联网时起“隔离”作用，达到控制联络线功率、限制短路电流和故障水平、提高原有交流系统稳定性的目的，从而提高整个电网安全稳定运行水平，可以分为3类。

1）系统间异步联网。目前世界上电力系统采用50 Hz和60 Hz两种频率，当不同频率的电网靠近而需要互联时，采用背靠背直流是最为简便和理想的办法，多年来也是首选措施。美国的Highgate、Blackwater等背靠背直流均属此类。

2）不同交流电压电网互联。位于加拿大魁北克蒙特利尔的Chateauguay站既是异步电网互联，又起到不同交流电压电网互联的作用（加拿大侧交流电压315 kV，美国侧交流电压120 kV）。

3）大范围交流电网联网时起“隔离”作用。印度的Vindhyachal站既有异步联网的需要，同时也将印度北部电网与西部电网“隔开”，起到控制联络线功率、限制故障扰动范围、优化水火电运行和提高现有电网稳定水平等作用。

非同步电网背靠背直流系统的主要特点为：①背靠背直流系统没有直流线路，它将送端换流站和受端换流站建在一处；②由于没有直流线路，背靠背直流系统的直流电压不像常规直流系统那样由输送功率和输电距离优化得出，而是根据输送功率和可控硅阀片的额定参数决定，因此背靠背换流站的直流电压一般都比较低；③由于通过大地的仅仅是不平衡电流，所以背靠背换流站不需要接地极，可利用换流站接地网兼作接地极；④无需直流滤波器、直流避雷器、直流载波通信等直流侧设备，平波电抗器亦可节省一半。

1.3 大规模新能源送出

大规模新能源送出是未来高压直流输电的最主要应用场景，主要为大规模风电场送出和大规模光伏送出。在全球能源互联网中，大规模新能源送出的场景包括西亚太阳能向欧洲送电，北极地区风电基地向中国、韩国、日本送电等。这种场景的主要特点为：①送端系统只包含新能源电源，不含同步机电源，因此送端系统为常规意义上的无源系统；②送端换流站不能采用常规直流输电技术，因为送端系统为无源系统，不存在换相电源，送端换流站必须采用电压源换流器，且运行在无源控制方式；③通常潮流从整流侧流向逆变侧，一般不会出现潮流反转的现象。

2 典型应用场景下传统柔性直流输电的故障特性

为了研究传统柔直输电系统在上述3种典型应用场景下的故障特性，在PSCAD中搭建仿真平台，对3种故障场景进行仿真研究。其中，非同步电网背靠背互联场景与点对点跨区域输电场景的故障特性类似，不再重复给出。

2.1 故障场景一：点对点跨区域输电系统送端交流故障

对于点对点跨区域输电场景，考虑送端系统发生影响最大的交流故障，即送端换流站交流母线发生三相金属性短路故障。该故障场景主要研究送端交流故障对受端系统的影响，因此可以将送端系统等效为理想电压源串联电抗，而受端系统采用四机系统模拟，如图1所示。四机系统和MMC换流站的参数分别如 表1和表2所示。

图1 点对点跨区域输电系统送端故障
Fig.1 Sending end failure of point-to-point HVDC transmission system

表1 四机系统参数
Table 1 Parameters of four-machine system

续表

表2 MMC换流站参数
Table 2 Parameters of MMC

设置0.5 s时送端换流站换流母线PCC1处发生三相金属性短路故障，故障持续0.1 s。受端换流站与受端交流系统故障响应特性如图2所示。图2给出了受端换流站的直流电流、直流电压、交流功率和四机系统发电机功角波形。可以发现，送端故障造成送端换流站有功功率中断，进而导致受端换流站功率中断，从而对受端交流系统造成扰动。

图2 受端系统故障响应特性
Fig.2 Fault response characteristics of receiving end

2.2 故障场景二：点对点跨区域输电系统受端交流故障

对于点对点跨区域输电场景，考虑受端系统发生影响最大的交流故障，即受端换流站交流母线发生三相金属性短路故障。该故障场景研究受端交流故障对送端系统的影响，因此可以将受端系统等效为理想电压源串联电抗，而送端系统采用四机系统模拟，如图3所示。其中四机系统和换流站参数同样如表1和表2所示。

图3 点对点跨区域输电系统受端故障
Fig.3 Receiving end failure of point-to-point HVDC transmission system

设置0.5 s时受端换流站换流母线PCC2处发生三相金属性短路故障，故障持续0.1 s。送端系统故障响应特性如图4所示。图4给出了送端换流站的直流电流、直流电压、交流功率和四机系统发电机功角波形。可以看出，受端交流系统故障造成受端换流站有功功率中断，而送端换流站依旧从交流系统吸收功率，从而导致直流功率盈余，换流站因直流侧严重过电压而发生闭锁，反过来影响送端换流站功率输送，从而对送端交流系统造成扰动。

图4 送端系统故障响应特性
Fig.4 Fault response characteristics of sending end

2.3 故障场景三：大规模新能源送出系统受端交流故障

对于大规模新能源送出场景，考虑受端系统发生影响最大的交流故障，即受端换流站交流母线发生三相金属性短路故障。该故障场景研究受端交流故障对整个新能源柔直送出系统的影响，送端系统采用额定功率为400 MW的风机替代整个新能源基地，受端系统采用理想电压源串联电抗等效，如图5所示。换流站参数如表2所示。

图5 大规模新能源送出系统受端故障
Fig.5 Receiving end failure of large-scale renewable energy transmission system

设置0.5 s时受端换流站换流母线PCC2处发生三相金属性短路故障，故障持续0.1 s。新能源送出系统故障响应特性如图6所示。图6给出了送端换流站的直流电流、直流电压和交流功率。可以看到，受端交流系统故障造成受端换流站无法将功率送出，此时送端换流站依旧从新能源基地吸收功率，导致直流侧电压快速上升引起换流站闭锁，从而对送端新能源系统造成扰动。

图6 新能源送出系统故障响应特性
Fig.6 Fault response characteristics of large-scale renewable energy transmission system

2.4 传统柔性直流输电技术的缺陷

通过对上述3种典型故障场景下传统柔直故障特性的研究和归纳，能够得到如下结论：交直流互联电网中交流系统和柔性直流系统存在较强的相互影响，送、受端的交流故障均会对另一侧的非故障系统产生功率冲击。而在全球能源互联网背景下，非故障站交流系统受到直流线路另一侧交流故障的影响通常是不可接受的，因此，全球能源互联网对于柔性直流输电系统提出了新的技术需求。

3 具有解耦运行能力的有源型柔性直流输电技术

在传统的柔性直流输电系统中，故障对直流系统的影响为功率冲击，具体体现为功率盈余或功率缺失。故障期间，换流站功率的不平衡会直接导致直流系统的直流电压变化，并且变化速度极快，变化幅度非常大。对于直流系统而言，各个换流站的功率水平完全由直流电压决定，过高或者过低的直流电压都会造成换流站的闭锁。因此，为了减小交流故障和直流故障对交流系统的冲击，需要尽可能维持故障期间故障站的直流电压。在故障站的直流电压能稳定的前提之下，非故障站的运行状态可以保持不变，从而降低故障对非故障站交流系统的冲击、避免直流系统的过电压/欠电压，可以充分发挥直流系统的“防火墙”功能。

3.1 拓扑结构

为了实现直流系统独立解耦运行的效果，减小直流系统对交流系统功率支撑的依赖，本文提出了一种具有交直流解耦运行能力的有源型MMC换流器，其拓扑结构如图7（a）所示，子模块拓扑结构如图7（b）所示。其中ubat为储能装置两端的电压，ibat为储能装置输出的电流，TS1和TS2为DC/DC变换器的开关信号。

忽略换流站的损耗，采用上述拓扑结构的有源型MMC-HVDC的功率流动特性可用下式表达：

式中：Pdc为MMC向直流线路输出的有功功率；Pac为MMC从交流系统吸收的有功功率；Pbat为储能装置输出的有功功率。

图7 有源型MMC换流器拓扑结构
Fig.7 Topology of the active MMC

在稳态运行时，储能装置不与外界进行能量交换，有源型MMC同常规MMC能量流动特性相同。当交流系统发生故障时，储能装置将用来隔离交流故障对于直流侧的冲击，具体表现为：对于送端换流站，交流故障导致Pac减小，控制储能装置发出功率Pbat等于交流侧有功功率的跌落量，保证换流站直流侧送出的功率Pdc不变；对于受端换流站，稳态下Pac为负值，交流系统故障导致Pac绝对值减少，控制储能装置吸收功率－Pbat等于故障引起的交流侧送出功率跌落，保证换流站从直流侧吸收的功率不变。因此，有源型MMC-HVDC能够完全隔离交流故障对直流系统的影响。

3.2 控制策略

有源型MMC换流站的控制器可分为MMC本体控制策略和储能装置控制策略两部分。为了尽可能维持交流故障期间换流站直流侧电压不发生变化，MMC本体控制策略参考了文献[20]中所介绍的定电容电压平均值和直流电流控制策略。

定电压站控制框图如图8（a）所示，其控制目的为保证交流侧故障期间直流侧电压不发生变化，主要控制思路为：稳态情况下，外环控制器d轴控制子模块电容电压平均值，q轴控制与交流系统交换的无功功率；交流系统故障期间，根据子模块电容电压平均值计算每个桥臂投入的子模块数量，配合储能装置提供的功率支撑保证直流侧电压不发生变化；故障清除后，d轴外环控制器控制子模块电容电压快速恢复到额定值。

定功率站控制策略如图8（b）所示，控制目的主要为保证故障期间换流站向直流系统输出或吸收的功率不发生变化，主要控制思路为：稳态情况下，外环控制器d轴控制子模块电容电压平均值，q轴控制与交流系统交换的无功功率，直流电压指令值由直流侧控制器给出；故障发生时，根据子模块电容电压平均值和直流电压指令值计算每个桥臂投入的子模块数量，配合储能装置提供的功率支撑保证直流侧电流不发生变化；故障清除后，d轴外环控制器控制子模块电容电压快速恢复到额定值。

有源型MMC内部储能装置的控制策略同样也分为定电压站和定功率站两种情况。

定电压站储能装置的作用主要为故障期间提供功率支撑维持子模块电容电压不变，其控制框图如图9（a）所示。在稳态运行过程中，储能装置输出电流的指令值为0，控制储能装置与外界之间没有能量交换；当检测到故障发生后，由定子模块电容电压控制得到储能装置输出电流指令值，再通过PI控制环节和PWM调制最终得到DC/DC变换器的开关信号。

图8 有源型MMC换流器控制策略
Fig.8 Control strategy of the active MMC

定功率站储能装置的作用主要为故障期间填补交流故障引起的功率缺失或盈余，其控制框图如9（b）所示。其中Ploss为测量得到的故障期间交流功率与故障前交流功率之差的标幺值，Pbat为储能装置输出功率的标幺值。当检测到故障发生后，Ploss和Pbat经过PI控制得到储能装置输出电流指令值，再通过PI控制环节和PWM调制最终得到DC/DC变换器的开关信号。

图9 有源型MMC换流器储能装置控制策略
Fig.9 Control strategy of energy storage device of active MMC

4 典型应用场景下有源型柔性直流输电技术的故障特性

针对第2章中介绍的3种典型故障场景，将换流站全部替换为有源型柔直换流站，在PSCAD中仿真验证有源型柔直换流站隔离交流故障对直流系统和非故障换流站功率冲击的能力。仿真模型中锂电池组采用文献[26]中介绍的一阶RC等效模型，电池组参数如表3所示。

表3 锂电池组参数
Table 3 Parameters of batteries

4.1 故障场景一：点对点跨区域输电系统送端交流故障

采用图1所示的仿真系统，将MMC换流站替换为第3章中介绍的有源型MMC换流站，四机系统参数和换流站参数如表1和表2所示。

设置0.5 s时送端换流站换流母线PCC1处发生三相金属性短路故障，故障持续0.1 s。受端换流站与受端交流系统故障响应特性如图10所示。图10给出了受端换流站的直流电流、直流电压、交流功率和受端四机系统发电机功角波形。可以看到，送端换流站发生三相接地故障后，送端有源型MMC换流站起到了故障隔离的作用，隔离了交流故障对直流侧系统的功率冲击，从而保证了直流系统的稳定运行，使受端交流系统功角几乎没有受到影响。

图10 采用有源型MMC的受端系统故障响应特性
Fig.10 Fault response characteristics of receiving end with active MMC

故障过程中，送端有源型MMC换流站内部的故障响应特性如图11所示。图11（a）给出了A相上桥臂的子模块电容电压平均值波形，故障期间，有源型MMC内的子模块电容电压受故障影响有一定的跌落，但通过MMC本身控制和储能装置控制之间的配合，并未对直流侧电流和电压波形产生影响，并在故障清除后迅速恢复到稳态值。图11（b）给出了A相上桥臂第一个子模块内储能装置的输出电流波形，检测到故障发生后，控制系统立刻控制储能装置向子模块输出功率支撑换流站的直流电压和直流电流。

图11 送端有源型MMC故障响应特性
Fig.11 Fault response characteristics of the active MMC at sending end

4.2 故障场景二：点对点跨区域输电系统受端交流故障

采用图3所示的仿真系统，将MMC换流站替换为第3章中介绍的有源型MMC换流站，四机系统参数和换流站参数如表1和表2所示。

设置0.5 s时受端换流站换流母线PCC2处发生三相金属性短路故障，故障持续0.1 s。送端换流站和送端交流系统故障响应特性如图12所示。图12给出了送端换流站的直流电流、直流电压、交流功率和送端四机系统发电机功角波形。可以看到受端交流故障被有源型MMC换流站隔离，未对直流系统产生功率冲击，保证了直流系统的稳定运行，使送端交流系统功角不受受端故障影响。

图12 采用有源型MMC的送端系统故障响应特性
Fig.12 Fault response characteristics of sending end with active MMC

故障过程中，受端有源型MMC换流站内部的故障响应特性如图13所示。图13（a）给出了A相上桥臂的子模块电容电压平均值波形，故障期间，有源型MMC内的子模块电容电压受故障影响有一定的增大，但通过MMC本身控制和储能装置控制之间的配合，保证了直流侧电压不发生变化。图13（b）给出了A相上桥臂第一个子模块内电池的输出电流波形，检测到故障发生后，控制系统立刻控制储能装置从子模块吸收功率，以维持子模块电容电压与故障前相同。

图13 受端有源型MMC故障响应特性
Fig.13 Fault response characteristics of the active MMC at receiving end

4.3 故障场景三：大规模新能源送出系统受端交流故障

采用图5所示的仿真系统，将受端换流站替换为第3章中介绍的有源型MMC换流站，换流站参数如 表2所示。

设置0.5 s时受端换流站换流母线PCC2处发生三相金属性短路故障，故障持续0.1 s。新能源送出系统故障响应特性如图14所示。图14给出了送端换流站的直流电流、直流电压、交流功率。可以看到有源型MMC有效隔离了发生在受端交流系统的故障，使故障期间直流系统和送端换流站基本不受到扰动，保证了大规模新能源送出系统稳定运行。

图14 采用有源型MMC的新能源送出系统送端换流站故障响应特性
Fig.14 Fault response characteristics of large-scale renewable energy transmission system with active MMC

故障过程中，受端有源型MMC换流站内部的故障响应特性如图15所示。图15（a）给出了A相上桥臂的子模块电容电压平均值波形，故障期间，有源型MMC内的子模块电容电压受故障影响有一定的增大，但通过MMC本身控制和储能装置控制之间的配合，保证了直流侧电压不发生变化。图15（b）给出了A相上桥臂第一个子模块内电池的输出电流波形，检测到故障发生后，控制系统立刻控制储能装置从子模块吸收功率，以维持子模块电容电压与故障前相同。

图15 受端有源型MMC故障响应特性
Fig.15 Fault response characteristics the active MMC at receiving end

5 结论

Application of Active MMC-HVDC in the Background of Global Energy Interconnection

LIU Yao1, WU Jiawei1*, XIAO Jinyu1, HOU Jinming1, ZHAO Xiaoling1, XU Yuzhe2, ZHANG Zheren2, XU Zheng2
(1.Global Energy Interconnection Group Co., Ltd., Xicheng District, Beijing 100031, China;2.College of Electrical Engineering, Zhejiang University, Hangzhou 310027, Zhejiang Province, China)

Abstract: Global energy interconnection is an important development direction for the rational allocation and efficient use of renewable energy resources on a global scale.Modularmultilevel-converter-based high voltage direct current(MMC-HVDC)can provide support for passive grids and control flexibility.As a result, it is gradually becoming one of the important technologies for building global energy interconnection.This study focuses on the application of MMCHVDC in global energy interconnection.First, three typical scenarios for the application of MMC-HVDC in global energy interconnection are obtained.Then, the fault characteristics of conventional MMC-HVDC in these scenarios are studied using PSCAD/EMTDC, and the problems of applying MMCHVDC to global energy interconnection are analyzed.An active MMC-HVDC based on a battery energy storage system with decoupling operation capability is proposed to solve these problems, and its topology and control strategy are introduced in detail.Finally, the ability of the proposed active MMC to isolate the power impact of an AC system fault on a DC system in the aforementioned scenarios is verified by performing simulations using PSCAD.

Keywords: global energy interconnection; modular multilevel converter; VSC-HVDC; energy storage; decoupling operation

作者简介：

刘耀

刘耀（1983），男，高级工程师，研究方向为高压直流输电、电力系统仿真及新型输电技术，E-mail：yaoliu@geidco.org

吴佳玮（1991），女，博士，研究方向为柔性直流输电、高电压技术、新能源资源评估。通信作者，E-mail：jiawei-wu@geidco.org。

肖晋宇（1977），男，博士，教授级高级工程师，研究方向为电力系统规划设计和电力系统分析，E-mail：jinyu-xiao@geidco.org。

徐雨哲（1994），男，博士研究生，研究方向为直流输电与柔性交流输电，E-mail：xuyuzhe@zju.edu.cn。

张哲任（1988），男，博士后，研究方向为直流输电与柔性交流输电，E-mail：3071001296zhang@zju.edu.cn。

徐政（1962），男，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、新能源发电及其并网技术等，E-mail：xuzheng007@zju.edu.cn。

（责任编辑 李锡）