混合级联多端直流系统的分阶段协调故障穿越策略

喻建瑜，范栋琛，徐 凯，孔祥平，郑俊超，戴强晟

（1. 国网江苏省电力有限公司电力科学研究院，江苏 南京 211103；2. 国家电网有限公司，北京 100031）

0 引言

近年来，为满足新能源远距离大容量输电和区域电网互联的需求［1-2］，国内外相继投产了ABB Skagerrak 海峡4号双极混合直流输电、±800 kV 昆柳龙三端混合直流输电［3］等工程。混合直流输电技术结合了基于电网换相换流器LCC（Line Commutated Converter）的常规直流输电技术和基于模块化多电平换流器MMC（Modular Multilevel Converter）的柔性直流输电技术，可友好匹配送、受端系统，运行方式灵活，控制模式多变［4］。

目前针对混合级联多端直流系统的研究集中于稳定性分析、控制保护装置设计以及控制策略优化等［5-8］。但受制于单一拓扑结构和现有设备制造水平，混合级联多端直流系统的应用场景和适用范围受限。文献［9-10］提出了一种新型混合级联多端直流系统拓扑，其可实现跨区域、大容量及多落点地馈入受端交流电网，具备更好的输电可靠性和灵活性。文献［11-18］研究了混合级联多端直流系统拓扑结构的运行特性及其控制保护策略。文献［14-15］提出了混合级联多端直流系统协调控制策略，该策略可避免故障时系统出现不平衡电流，实现LCC 和MMC 组之间的功率支援。文献［16］提出了采用桥臂电流不平衡保护与换流器分步闭锁策略，抑制站内交流故障下子模块过电压应力。

然而目前针对混合级联多端直流系统拓扑结构的过负荷和故障穿越能力分析研究较少。特别地，当受端交流系统发生短路故障时，受端换流站高端LCC 换相失败，LCC 直流侧旁通，同时受端交流系统短路故障引起MMC 组送出功率能力受阻，这将导致MMC 阀元件产生过压过流问题，进而超过器件耐受能力。受端换流站分散接入交流电网的方案降低了LCC 与MMC 组间交流电场的耦合性，但若MMC 组功率器件长期按照过负荷能力运行（即以1.5倍额定电压运行）［17］，当MMC组送出功率能力受阻时，仍会导致换流阀子模块所承受电压超过1.5倍额定电压，故障穿越能力受限，无法满足换流阀故障穿越的要求，进而危害系统的稳定运行。为了解决上述问题，文献［18］配置暂态能量耗散装置以便疏解交流系统短路故障时系统中盈余的功率。

本文从利用设备裕度满足系统消能需要的角度出发，设计了一种分阶段协调故障穿越控制策略。首先介绍了混合级联多端直流系统的拓扑结构和相应控制策略，并针对采用带有电压裕度的下垂组合控制器的混合级联多端直流系统，分析其故障穿越能力受限来源于整流器的反下垂特性，为此设计了电压裕度快通道控制环节和分阶段协调故障穿越控制策略。仿真结果表明所提策略可以实现MMC 组内、逆变侧高低端间、整流逆变两侧的功率协调和配合，提高了系统的故障穿越能力，证明了所提策略的有效性。

1 MMC组交流故障工况特性分析

混合级联多端直流系统拓扑结构和典型控制系统见附录A 图A1—A4。单极等效电路示意图和各站电压-功率（U-P）特性曲线如图1 所示。图中：MMC1为主导站；MMC2和MMC3分别为辅助站1 和辅助站2；LCC-I、LCC-R分别为逆变侧高端LCC和整流侧LCC；Pdc、Pdc_Mi（i=1，2，3）和Pdc_R分别为直流侧注入MMC 组、MMCi的有功功率和LCC-R 输出的有功功率；Udc_M、Udc_I、Udc_R分别为MMC 组、LCC-I、LCC-R的直流电压；Uth1、Uth2分别为第一、第二电压裕度；Udc_M0为MMC 组的额定直流电压；Pdc0为直流线路额定直流功率为MMCi的额定送出功率。

图1 单极直流电路等效示意图和各站U-P特性曲线Fig.1 Equivalent schematic diagram of unipolar DC circuit and U-P characteristic curve of each station

混合级联多端直流系统拓扑具有辐射形多端系统的特点，优先考虑利用设备的电压裕度穿越故障，本文采用利用设备电压裕度的U-P下垂组合控制策略［19］，控制策略框图见附录A 图A5。该控制策略覆盖1 个MMC 主导站及2 个MMC 辅助站组成的类三端直流系统，辅助站正常运行时采用定直流功率控制，一旦主导站因故障失去定直流电压控制作用，辅助站能够稳定地切换到定直流电压控制，并作为平衡节点吸收系统的盈余功率。

当整流侧控制系统采用定直流电流控制模式时，直流侧注入MMC组的有功功率Pdc可表示为：

式中：Idc0为直流电流参考值。以MMC1的额定送出功率、额定直流电流Idc0/3、额定直流电压Udc_M0为基准值，可得标幺化后各电气变化量的表达式为：

式中：ΔPdc为Pdc变化量，ΔUdc_M为Udc_M变化量，二者均为标幺值。而当整流侧控制系统采用定直流功率控制模式时，直流侧注入MMC组的有功功率Pdc为：

式中：Udc_I0为LCC-I 额定直流电压；Pdc_R0为LCC-R 输出的有功功率参考值。假设稳态下MMC 组直流端口电压与LCC-I 直流端口电压相等，即Udc_M0=Udc_I0，由式（3）可进一步计算得到标幺化后各电气变化量表达式为：

当MMC1送出功率能力受阻时，忽略换流器损耗，直流系统功率盈余ΔPsp可表示为：

式中：ΔPdc_M1为主导站功率缺额（故障前、后主导站输送功率差）；ΔPdc_M2和ΔPdc_M3分别为辅助站1 和辅助站2 故障前、后增发功率。由式（5）可知，当交流侧发生故障时，直流系统功率盈余由3 种形式构成，分别是直流侧馈入功率、故障站功率缺额以及支援站增发功率。当功率缺额被直流馈入功率和增发功率完全补偿时，系统可充分吸收盈余功率，增发功率和直流馈入功率的补偿方式影响着系统吸收盈余功率的能力。其中，式（2）和式（4）表明，直流侧馈入MMC组的功率ΔPdc随MMC 两端直流电压升高呈线性增加。而单位电压下，相比于定直流功率控制模式，整流侧采用定电流控制模式会向MMC 组注入更多的有功功率，加速升压过程，对MMC 故障穿越控制有着更高要求。因此，本文针对定直流电流控制模式的整流侧控制系统，进行故障特征分析及故障穿越策略设计。

结合图1 和式（2）、（5），当系统过渡到新的稳定状态时，直流电压稳定，无功功率盈余，即ΔPdc=0，可得故障站功率缺额ΔPdc_M1与故障站直流电压变化量ΔUdc_M的静态特征关系，如图2所示。

图2 故障下ΔPdc_M1与ΔUdc_M的特征曲线Fig.2 Characteristic curve of ΔPdc_M1 and ΔUdc_M under fault conditions

图2 中，ΔUth1和ΔUth2分别为第一电压裕度和第二电压裕度变化量，预先设置电压裕度可保证系统运行于最优运行点。OA段和EF段的斜率为-3，在这2 个阶段下功率盈余将导致直流进一步攀升，具有反下垂特性，为非稳定状态，其中ΔUdz为电压死区。AB段斜率为KM1+KM2-3（KM1和KM2分别为辅助站1 和辅助站2 的下垂斜率），CD段斜率为KM2-3，这2段下垂曲线可以减小特性切换的暂态过程中出现的过调量。如果故障发生在辅助站1 网侧，那么ΔPdc_M2-ΔUdc_M特性关系曲线相较于图2 缺少第一电压裕度，此时可简化AB段过程，辅助站2同理。

忽略电压死区，图2中各拐点的坐标分别为：

式中：ΔPmax为MMC 单站送出的功率极限。混合级联系统在进行MMC 容量设计时需考虑N-1故障，当主导站MMC 退出运行时，剩余的辅助站可以保证传输1.5 倍正常运行功率，即ΔPmax=0.5 p.u.。需要注意的是，当MMC 交流部分存在紧密的电气连接时，主导站侧发生交流故障将导致辅助站交流电压一同跌落，送出功率降低，且交流部分耦合程度越强，送出功率极限值ΔPmax越小。

组合控制策略中，以MMC 组汇集母线为公共直流母线，逆变侧高端LCC表现为直流恒压特性，为作用于整流侧LCC 的直流电压偏置，系统可视为LCC-3MMC 形式的辐射型多端直流系统。由图2 中点E坐标可知，该系统可承受的最大功率缺额极限为2ΔPmax-3ΔUth2。对比于四端电压源换流器（VSC）系统，单端故障下系统理论可承受的最大功率缺额为3ΔPmax。根据上述分析，这是由于整流侧LCC 的反下垂特性导致系统功率补偿能力削减，进而导致系统缺失功率支援功能，同时直流侧馈入MMC 组的功率变化量随电压升高线性增加，进一步缩减了系统可承受的功率缺额极限量。

另一方面，由于系统可承受的最大功率缺额极限为2ΔPmax-3ΔUth2，其大小与预先设置的最高电压裕度值成反比，且与辅助站1和辅助站2设置的下垂斜率值无关。当MMC组内采用电压-功率下垂组合控制策略时，系统无法吸收由整流侧LCC 反下垂特性所引起的注入MMC组盈余功率量，即3ΔUth2。因此，为实现整流侧与逆变侧之间的功率调控，本文提出了混合级联多端直流系统分阶段协调穿越控制策略。

2 混合级联多端直流系统分阶段协调故障穿越策略

2.1 电压裕度快通道环节

图3 为不同电压裕度下ΔPdc_M1与ΔUdc_M的特征曲线。由图可知，不同电压裕度下的最大功率缺额极限值ΔPmaxdc_M1落点均位于线段EF上，这表明ΔPmaxdc_M1随着第二电压裕度增大而减小。

图3 不同电压裕度下ΔPdc_M1与ΔUdc_M的特征曲线Fig.3 Characteristic curves of ΔPdc_M1 and ΔUdc_M under different voltage margins

对于阴影区域EFG的任意一点，向横轴投影，与线段EF的交点为该直流电压下混合级联多端直流系统可提供的最大补偿功率量（可承受的功率缺额极限），此时功率缺额量明显大于功率补偿量，盈余功率向子模块电容电压充电，直流电压进一步提升，运行点将离开预先设定的稳定区域。因此，为保证混合级联多端直流系统的故障穿越能力，穿越暂态过程中运行点要尽可能地远离区域EFG，预留足够的功率备用。

根据附录A 图A6 暂态运行点轨迹分析，本文在图A5 所示控制系统的基础上增加电压裕度快通道控制，如图4所示。图中：Udc_ref_max为最大直流电压参考值；Ps、Ps_ref分别为交流侧有功功率及其参考值；Isd_ref为交流电流d轴分量参考值。由图可知，电压裕度快通道控制无需经过积分环节进行电压裕度快、慢通道的选择切换，节省了延迟时间Td，而在进行快通道解锁时选择对应的比例积分（PI）参数，保留了积分环节进而保证了输出参考值的连续性。快通道解锁的判定条件可利用已测数据做插值，预测到达电压裕度的时刻，当其位于预先设定的时间窗内时，快通道解锁。

图4 电压裕度快通道控制框图Fig.4 Block diagram of voltage margin fast channel control

2.2 分阶段故障穿越策略

由第1 节分析可知，MMC 组受其交流功率送出限制，仅依靠MMC 组自身调节直流电压的能力有限，而LCC 中配有低压限流环节VDCOL（low Voltage Dependent Current Order Limiter），因此可通过配置LCC-MMC 组的协调控制策略，利用整流侧LCC的VDCOL配合实现进一步故障穿越。

根据整流侧LCC 采用定直流电流控制模式时VDCOL 是否触发，混合级联多端直流系统的分阶段协调控制策略可以分为2 个阶段，如附录A 图A7 所示。第一阶段，当故障站功率缺额小于等于MMC 组最大功率补偿极限时，由MMC 组调节汇集母线处的直流电压至预先设定的电压裕度，而逆变侧高端LCC 调节直流线路处的直流电压，防止直流线路过压。第二阶段，当故障站功率缺额大于MMC 组最大功率补偿极限时，MMC 直流母线电压超过预先设定的最大电压裕度，逆变侧高端LCC 切换至协调控制策略，降低直流线路处的直流电压，触发整流侧LCC的VDCOL，直流电流的减少使得馈入MMC 的直流功率降低，系统重新恢复至稳态。

本文在逆变侧高端LCC的定直流电压控制器中增设二次低压偏差控制环节VDEC（secondary low Voltage Dependent Error Contoller），控制框图及其控制特性分别如附录A 图A8、A9 所示。由图A9 可知，VDEC 的静态特性由2 段不同斜率的线段组成。斜率较小的线段对应MMC 组单独调控过程，此时逆变侧高端LCC 以稳定输电线路母线电压为目标，则要求VDEC 的斜率控制在一定范围内。斜率较大的线段对应LCC-MMC 组协调控制过程，VDEC 的输出量应能触发整流侧LCC 的VDCOL，线段的斜率应与VDCOL相互配合。

LCC-MMC 组协调控制过程中，逆变侧高端LCC直流端电压变化量ΔUdc_Ⅰ和MMC 组直流端电压变化量ΔUdc_M之间的关系可以描述为：

式中：KVDEC和CVDEC分别为VDCE 特性曲线中斜率较大线段的斜率和截距。

同时根据附录A 图A10 所示VDCOL 静态特性曲线，直流电流变化量ΔIdc将被限制为：

式中：KVDCOL和CVDCOL分别为VDCOL 特性曲线中的斜率和截距。

2.3 协调控制策略下的故障特性分析

整流侧LCC 参与协调控制策略后，直流线路电压和直流电流在VDCOL 的调节下过渡到新的稳态，则馈入MMC组的直流功率变化量可用式（9）近似。

将式（7）和式（8）代入式（9）可得：

进入协调控制前，辅导站和主导站MMC 已经运行于功率输送的极限，将式（10）代入式（5），则馈入MMC组的直流功率变化量应满足：

式中：KCORD=-3［2-KVDCOL（KVDEC-1）］/2，为曲线斜率；ΔPCORD=2ΔPmax+3KVDCOLCVDEC/2+3CVDCOL，为曲线截距。

假设协调控制下主导站网侧发生小扰动记为ΔP′M1，则频域下MMC直流电压扰动为：

式中：CMMC为等效电容。式（12）表明该传递函数有一个极点，即-KCORD/CMMC。则当KCORD为正时，满足KVDCOL（KVDEC-1）<2，此时可保证交流系统发生扰动时，协调控制系统仍能稳定于设定的运行点。

结合式（11），拓展可得分阶段协调控制策略下故障主导站功率缺额变化量ΔPdc_M1与MMC 组直流电压变化量ΔUdc_M的特征关系，如图5 所示，图中ΔUdz_Ⅰ为拓展后的电压裕度值。如图中线段HI所示，LCC-MMC 组分阶段协调控制策略提高了混合级联多端直流系统所能承受的最大功率缺额极限，加强了故障穿越能力。一方面，电压裕度控制中由于定电流侧控制反下垂特性造成的暂态过程失控的故障情况，可在协调控制作用下重新恢复稳定运行，如点a所示；另一方面，协调控制为功率缺额量超出MMC 组内调节极限的故障提供了稳定运行点，如点b所示。由式（8）可进一步得出，第二阶段协调控制策略与故障点位置无关，仅与MMC 组达到送出功率极限时的状态相关。

图5 分阶段协调控制策略下ΔPdc_M1与ΔUdc_M的特征曲线Fig.5 Characteristic curve of ΔPdc_M1 and ΔUdc_M under staged coordinated fault ride-through strategy

3 仿真验证

3.1 系统参数配置

在PSCAD／EMTDC 上搭建附录A 图A1 所示混合级联多端直流系统仿真模型。直流输电线路额定电压为800 kV，额定直流电流为5 kA，MMC 组额定直流电压为400 kV，单站额定功率为667 MW，桥臂子模块个数为218（实际投入个数为200），子模块电容值为18 mF。MMC 直流控制系统下垂控制等环节及LCC 直流控制系统VDCOL、VDEC 等环节的参数配置见附录B 表B1。根据附录B 表B1，可绘制仿真系统模型的故障静态特性，如附录B图B1所示。

3.2 故障仿真分析

稳态运行方式下，MMC汇集母线电压为1.00 p.u.，主导站输出功率为0.93 p.u.，辅助站输出功率为1.00 p.u.，无功功率均为0。逆变侧高端LCC 直流侧端电压为1.00 p.u.，输出功率为0.99 p.u.。在主导站变压器网侧设置三相对称故障，通过设置不同的接地电阻值模拟故障电压跌落深度，不同电压跌落深度下主导站换流器产生的功率缺额量不同，根据运行工况可以分为以下几个阶段。

1）电压跌落范围为［0.62，0.90］p.u.。

图6 为故障工况下网侧电流Iac和MMC 组两端直流电压Udc_M波形，图中Iac和Udc_M均为标幺值。当电压跌落程度较低时，主导站可以通过增大网侧电流输出以维持功率平衡。MMC 组直流电压经过短暂波动后仍保持在额定工况下。故障前主导站输出功率为0.93 p.u.，下垂控制启动阶段可承受的功率缺额为-0.06 p.u.，通过电流最大限幅值1.60 p.u.可计算出，当电压跌落范围为［0.62，0.90］p.u.时，仅通过主导站的定直流电压控制即可实现这一阶段的故障穿越。

图6 故障工况下Iac和Udc_M波形（Uac∈［0.62，0.90］p.u.）Fig.6 Waveforms of Iac and Udc_M under fault conditions（Uac∈［0.62，0.90］p.u.）

2）电压跌落范围为［0.45，0.62）p.u.。

该故障工况下辅助站2 的有功功率、直流电压波形如附录B 图B2 所示。由图可知，随着电压继续跌落，主导站交流电流达到限幅后，无法保证故障前后输出功率相同，直流系统出现功率盈余，MMC 子模块电容电压充电，汇集母线电压攀升，待越过电压死区后，辅助站在下垂控制作用下增大送出功率，之后系统恢复稳定运行，随着故障程度加深，直流电压稳定运行点基本按照图B1 中线段AB轨迹上升。值得注意的是，由于辅助站下垂控制采用的连续性死区而非阶跃死区，主导站交流侧功率缺额为负数时仍存在稳定工作点，其对应电压跌落范围为［0.58，0.62）p.u.以内的故障工况。

3）电压跌落范围为［0.23，0.45）p.u.。

该故障工况下辅助站2 的有功功率、直流电压波形如附录B 图B3 所示。由图可知，直流电压稳定于第一电压裕度（1.10 p.u.），这表明辅助站1 已切换至电压裕度控制，代替主导站作为平衡节点，吸收系统的盈余功率。该阶段对应于图B1 中的线段BC，考虑到变压器网侧压降及换流器损耗，点C横坐标存在约0.02 p.u.的误差。换流器损耗变化量可视为恒常量，严重故障后主导站和辅助站在控制器的作用下，于交流出口处表现为恒定电流源，其幅值为限幅值，换流器内部损耗大幅增加，等同于承担了部分直流侧的功率盈余。

4）电压跌落范围为［0.12，0.23）p.u.。

该故障工况下辅助站2 的有功功率、直流电压波形如附录B 图B4 所示。由图可知，当辅助站1 达到其功率极限时，由辅助站2 接管定直流电压控制，作为直流系统的平衡节点，直流电压稳定在预先设定的第二电压裕度（1.15 p.u.），第二电压裕度预测时刻通过对电压值为1.12 p.u.和1.14 p.u.的时刻做线性插值得到，时间窗设置为0.30 s，比较时间窗和预测时刻判定快通道是否需要解锁。

附录B图B5对比了电压跌落至0.13 p.u.时，有、无配置电压快通道控制环节的直流电压波形图。由3.1 节分析可知，仅依赖电压裕度慢控制环节时，需要经过2 次长延时的PI 输出量比较及解锁激活过程，暂态过程运行轨迹靠近最大功率补偿的极限，直流电压超调量容易威胁到功率器件的最大耐受耐压能力。而配置电压裕度快通道控制使得辅助站2 的功率支援速度更快，能快速获得第二电压裕度附近MMC 组内的紧急功率支撑，更小的电压超调量以及更加快速地稳定到预先设定的工作运行点保障了系统的稳定裕度。这一阶段对应图B1 所示的线段DE，考虑到变压器网侧压降及换流器损耗，点E横坐标存在约0.02 p.u.的误差。

5）电压跌落范围为［0，0.12）p.u.及主导站闭锁。

当发生严重故障超出电压裕度控制的穿越能力时，混合级联多端直流系统控制模式将会切换至协调控制模式。该工况下的MMC 直流电压、线路直流电压、直流电流波形如附录B 图B6 所示。由图可知，故障下的MMC 直流电压特性同下垂控制相同，电压稳定运行点随故障严重程度线性变化，变化曲线基本符合图B1中的线段HI。

协调控制下逆变侧母线电压和直流电流随着故障加重而下降，变化规律满足提前设定的静态曲线。主导站全站闭锁是功率缺额最严重的工况，相比于三相金属接地故障增加了换流器损耗的缺额量，最大缺额值达到0.97 p.u.。附录B 图B7 对比了发生三相金属接地后有、无VDEC 时直流电压波形图。根据式（6）计算，主导站功率缺额为0.93 p.u.，显然超过了MMC 组能承受的最大缺额极限值0.75 p.u.，在缺少泄能装置保护情况下，故障无法通过设备裕度实现穿越。而配置了VDEC 后，当MMC 组直流母线电压进入VDEC 特性曲线的大斜率段时，送端LCC的VDCOL 相应触发，送、受端协调控制提高了系统可承受的最大功率缺额极限值，实现了通过设备裕度完成故障穿越过程。

根据上述仿真结果，可得到本仿真模型在不同电压跌落深度下MMC 直流电压的稳态运行点，如附录B 图B8 所示。该特性曲线由3 条直线和2 条下垂线组成，分别对应以上5 个阶段，系统可穿越变压器网侧金属性接地故障及MMC 单站闭锁的情况，MMC 最大瞬时直流电压保持在1.33 p.u.以内，最大稳定运行点的直流电压为1.280 p.u.。仿真结果表明，本文提出的分阶段协调故障穿越策略避免了由于整流侧LCC 对故障MMC 组的反下垂特性带来吸收系统盈余功率能力不足的问题，可保证系统的故障穿越能力。

4 结论

本文针对基于LCC-MCC 组的混合级联多端直流输电系统在遭受不同程度故障时的静态特性进行了详细分析，并提出分阶段协调故障穿越控制策略。策略的第一阶段为MMC 单独调控过程，此阶段可承受一定电压跌落深度下的故障工况，即故障站功率缺额小于MMC 组最大功率补偿极限时，由MMC 组调节汇集母线处的直流电压至预先设定的电压裕度，而逆变侧高端LCC调节直流线路处的直流电压，防止直流线路过压。第二阶段为LCC-MMC 组共同调控过程，此阶段可承受MMC 交流近端金属接地或主导站闭锁等严重故障工况，即故障站功率缺额大于MMC组最大功率补偿极限时，逆变侧高端LCC切换至协调控制策略，触发整流侧LCC 的VDCOL，系统充分吸收盈余功率，直流线路电压稳定。

分阶段协调故障穿越控制策略给出了一种利用设备裕度抵御交流故障的保护方案，通过采用多个阶段的协调控制模式实现不同严重程度的故障穿越，直流侧无需能量耗散支路，直流受端多个换流器按照预先制定的运行模式协调配合，疏散系统盈余功率，保证系统稳定运行。仿真结果表明，协调控制策略在不同故障深度下均能快速稳定过渡到预先设定的稳定运行点，提高了混联系统的故障穿越能力。

附录见本刊网络版（http：//www.epae.cn）。