送端交流故障下混合级联高压直流系统的暂态电压特性与协同支撑策略研究

《Protection and Control of Modern Power Systems》：Transient Voltage Characteristics and Support Strategy of Hybrid Cascaded HVDC System Under Sending-end AC System Fault

本文针对混合级联高压直流（HC-HVDC）系统送端交流故障期间暂态电压特性不明确、无功支撑能力不足的问题，揭示了交流系统与HC-HVDC的无功耦合机制，建立了计及故障严重程度与持续时间的暂态电压数学模型。研究提出通过模块化多电平换流器（MMC）提供部分无功功率，并结合线路换相换流器（LCC）无功调节的协同控制策略，有效抑制暂态电压跌落，提升系统故障穿越能力。仿真结果验证了该策略在不同故障类型、持续时间、严重程度及位置下的有效性，为高比例新能源接入场景下直流送端系统的安全稳定运行提供了关键技术支撑。

　　

随着新能源大规模并网和远距离输电需求的增长，高压直流（HVDC）技术因其低损耗、大容量传输优势成为能源互联的关键载体。然而，传统线路换相换流器（LCC）型直流系统在弱交流电网适应性方面存在局限，而混合级联高压直流（HC-HVDC）系统通过将模块化多电平换流器（MMC）与LCC串联，兼具经济性与控制灵活性，尤其适用于高比例新能源送端系统。但在送端交流系统发生故障时，交流与直流系统之间的强耦合会导致暂态电压剧烈波动，威胁系统安全稳定运行。现有研究多集中于逆变侧暂态过电压抑制，而对送端交流故障下暂态电压跌落机理及多类型换流器协同支撑策略的研究尚不充分。

为厘清HC-HVDC系统在送端交流故障下的暂态电压特性，刘江山等人通过建立计及故障严重程度（如故障电阻R_f）和持续时间（t_dur）的暂态电压数学模型，揭示了故障传播路径：故障引发换流母线电压（U_Lr,pu）跌落，进而导致直流电压（U_dcLCC、U_dcMMC）和直流电流（I_dc）下降，LCC消耗的无功功率（Q_LCC）随之减少，打破交流系统无功平衡，产生不平衡无功功率（ΔQ_r），进一步加剧电压跌落。研究表明，暂态电压由故障直接引起的电压分量（U_Lr,puf）和由不平衡无功功率引起的电压变化量（ΔU_fq）叠加而成，其中故障严重程度、持续时间及LCC无功消耗是影响暂态电压的关键因素。

在分析方法上，研究团队基于PSCAD/EMTDC平台构建了HC-HVDC仿真模型，对比了仅依赖无功补偿装置与MMC参与无功支撑两种场景下的电压特性。通过函数f(U_Lr,pu)分析发现，MMC在稳态时替代部分无功补偿容量（Q_CrN′ = Q_CrN- Q_MMC），可在故障期间提供更稳定的无功支持，显著降低暂态电压跌落幅度。进一步地，研究量化了LCC的临界无功消耗（Q_LCC），指出当Q_LCC> Q_LCC时，LCC会削弱MMC的无功支撑效果，甚至恶化暂态电压。

针对上述问题，作者提出一种基于MMC无功支撑与LCC无功调节的协同控制策略：稳态运行时，MMC设定无功功率参考值（Q_refm）以分担部分无功补偿需求；暂态过程中，通过检测换流母线电压实时计算Q_LCC，并动态调整LCC的直流电流指令（I_dcref），确保Q_LCC不超过临界值，从而最大化MMC的无功支撑效果。该策略通过故障严重程度识别模块、判断模块和切除判别模块实现闭环控制，并在电压恢复阶段自动退出以避免过电压风险。

仿真案例覆盖不同故障类型（三相接地TPG、两相接地LLG）、严重程度（R_f=150Ω/10Ω）、持续时间（0.1s/0.2s）及故障点距离（电感L_f=0.1H/0.7H）。结果显示，当MMC提供400 Mvar和600 Mvar无功支撑时，严重故障（Case B）下暂态电压最低值分别提升31.41%和58.00%，验证了策略的有效性。此外，对称故障下的电压支撑效果优于不对称故障，近距离故障的支撑需求更显著。

本研究通过理论建模与仿真验证，明确了HC-HVDC系统在送端交流故障下的暂态电压演化机制，创新性地提出了多换流器协同的无功支撑策略。该策略不仅缓解了因无功不平衡导致的电压跌落问题，还为高比例新能源接入条件下直流送端系统的稳定运行提供了解决方案，对未来电力系统安全规划与运行控制具有重要参考价值。