在碳达峰与碳中和的总目标下，构建以新能源为主体的新型电力系统已经成为电力体制改革的主要手段^[1]。光伏发电将会逐步成为基础电力能源支柱^[2]。中国光伏发电目前以集中式大容量光伏电站为主^[3]，主要集中在太阳能资源丰富而电力消纳能力较弱的西北地区，需将光伏发电远距离传输到电力负荷大、电力资源较少的东南地区^[4-6]。基于模块化多电平换流器的柔性直流输电系统（modular multilevel converterr based high voltage direct current，MMC–HVDC）在传输远距离大容量光伏资源时具有输出电压质量好、谐波含量低、开关损耗低，并实现更大容量更高电压的功率传输^[7]。为节约系统建设成本，常采用架空线做为MMC–HVDC的直流功率传输线路^[8-9]。而直流架空线路发生直流短路故障的概率较高，且柔性直流系统阻尼小，故障电流上升速度快，峰值可达到数十千安，对电网中器件造成严重损坏^[10]。

因此，为提高电网运行的稳定性，对如何加强电网对新能源的消纳能力，改进光伏能源发电接入电网时的故障穿越及动态调节能力，提高光伏经MMC–HVDC并网直流故障穿越能力进行研究迫在眉睫。

目前在光伏经柔性直流并网系统故障穿越方面已开展了一些研究。武承杰等^[11]基于并网侧交流故障，分析了无功参考值与电压跌落之间的关系，提出一种电流限幅策略及无功参考值计算方法；但仅考虑故障时的并网点电压，并未研究光伏直流线路电压稳定程度。Benhalima等^[12]构建了一种基于VSC–HVDC的光伏中央发电连接海上风电系统，并通过使用修改后的Adaline算法提升整个系统的直流故障穿越能力；但研究仅局限于逆变器本身的控制，未对光伏与风电自身发出功率做了调整。高海力^[13]在单端光伏接柔直并网系统，利用含超级电容储能的光伏电站为发生交流故障时的系统提供无功补偿，使光伏电站在故障结束后快速恢复有功输出；采用模型为单端MMC连接光伏，可传输能量较低，光伏直流电压要求较高。王雨虹等^[14]在两端光伏接VSC–HVDC系统拓扑结构中，在直流线路上附加硬件耗能电路消耗因并网点交流故障产生的不平衡功率，并协同无功补偿装置使光伏系统能够平稳穿越故障，加强了供电系统稳定性；但未能根据故障类型投切不同耗能电阻，因此无法实现大规模光伏功率传输。朱惠君^[15]分析单端光伏经MMC并网系统交直流故障时的电流特性，并在故障特征基础上提出了换流站故障识别判据；分析了直流故障后直流线路的电压特征，提出了换流站交直流保护的协调配合策略，实现了快速识别交、直流故障；但仅对故障识别速度进行改进，未就故障穿越能力进行研究。石肖鹏^[16]针对两端光伏接VSC–HVDC功率传输系统，在光伏电站出口发生交流短路接地的情况，对光伏电站内逆变器进行功率调节，改变有功无功输出，保证光伏电站连接VSC–HVDC的稳定；但对并网系统影响最大的直流架空线路短路接地故障未采取保护措施。

上述研究大多集中在光伏经VSC–HVDC交流侧短路故障穿越，或光伏经单端MMC并网短路故障穿越。对光伏经双极MMC–HVDC并网的直流短路故障研究目前较少。

针对上述问题，本文分析了大容量光伏电站经两端双极MMC–HVDC功率传输系统发生单极短路接地故障时的故障特性，并提出1种应用于光伏经双极MMC–HVDC的新型直流短路故障穿越策略，故障后直流断路器（direct current circuit breaker，DCCB）将故障信号传递给MMC与光伏电站；故障极MMC闭锁并向并网点增加基于电压跌落计算的无功增量控制，与此同时光伏电站进行基于直流电压越限的光伏功率减载控制。通过协调控制，功率传输系统在故障时可以保证交直流线路电压稳定，各电力电子器件安全，并且故障结束后可以重合闸成功，光伏无需脱网，保证系统功率输送稳定。最后基于PSCAD/EMTDC搭建仿真系统模型，验证所提故障穿越策略的有效性。

1.   光伏经MMC–HVDC并网系统模型建立

1.1   并网拓扑

以光伏经双极MMC–HVDC并网系统模型为例，研究直流架空线路短路故障穿越能力，系统拓扑结构如图1所示。图1中：系统拓扑主要由大规模光伏电站、变压器、受端PMMC、送端GMMC、直流断路器及交流系统构成；MMC换流站分别为正负极两个半桥型MMC串联，单个MMC拓扑结构如图2所示，对称三相桥臂均由N个子模块和桥臂电抗器L串联而构成^[17]。

图  1  光伏经MMC–HVDC并网系统图

Fig.  1  System diagram of photovoltaic grid-connected via MMC–HVDC

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图  2  MMC拓扑结构图^[17]

Fig.  2  MMC topology diagram^[17]

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光伏电站采用如图3所示的双级式结构，光伏阵列出口电压U_pv与电流I_pv经DC–DC升压变换器改变直流电压至U_d，直流电流至I_d；最大功率跟踪（maximum power point tracing, MPPT）环节由U_pv与I_pv计算出最大功率输出参考电压U_mppt；最后通过逆变器逆变和LCL滤波器滤波将功率输入MMC–HVDC系统。

图  3  光伏电站结构图

Fig.  3  Structure diagram of photovoltaic power station

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1.2   控制方式

1.2.1   光伏电站控制策略

光伏电站并网逆变器通过使用内外环控制，将有功功率和无功功率进行解耦，使光伏电站输出功率保持稳定。在逆变器出口处电压下降或者上升时，以PLL锁相环节对逆变器出口处电压的相位进行跟踪。并且将光伏阵列输出功率矢量解耦后，其功率方程如式（1）所示^[18]：

式中，P_g和Q_g分别为光伏电站输出有功功率和无功功率，u_g为并网点电压，u_gd和u_gq分别为u_g的d轴和q轴分量，i_gd和i_gq分别为并网点电流i_g的d轴和q轴分量。

由式（1）可知，分别控制i_gd和i_gq可实现单独控制光伏电站输出的有功功率或无功功率^[19]，从而控制u_g的稳定。

1.2.2   MMC换流站控制策略

传输光伏电站输出功率的双极MMC–HVDC系统拓扑采用对称双极接线方式，在正负极两个串联的MMC中间引出接地极，当其中一极发生故障后，故障极直流断路器动作，隔离故障的同时故障极MMC闭锁使故障极退出运行，非故障极可以通过大地形成回路，保证系统可以不脱网，正常传输功率^[20]。

本文的MMC控制策略采用直接电流控制，通过跟踪有功功率，直流电压和无功功率，交流电压等参数并计算内环电流控制参考值，实现控制换流器输出电压、电流。

为使直流输电线路的直流电压稳定和方便调节系统中的无功功率，送端MMC换流站采用直流电压控制与交流电压控制，其控制方式如图4所示。根据直流架空线路的直流电压E_dc与直流电压参考值E_dref差值计算电流外环参考值i_dref，实现直流架空线路线路电压稳定；根据电网交流电压u_ac与参考值电压u_acref计算电流内环参考值i_qref,实现并入电网电压稳定^[21]。

图  4  定直流电压控制与定交流电压控制图

Fig.  4  Diagram of constant DC voltage control and constant AC voltage control

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为维持系统中传输功率的稳定，受端MMC换流站采用有功功率控制和无功功率控制，控制方式如图5所示。根据光伏电站并网点输入有功功率P_g与有功参考值P_gref的差计算电流外环参考值i_dref，并引入直流电压E_dc计算量防止E_dc越限，实现有功功率稳定输送；根据光伏电站并网点输入无功功率Q_g与无功参考值Q_gref之差计算电流内环参考值i_qref，保证并网点无功功率稳定^[22]。

图  5  有功功率控制和无功功率控制图

Fig.  5  Constant active power control and constant reactive power control diagram

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2.   光伏柔直并网直流故障穿越策略

2.1   直流故障分析

本文研究目标为图1所示模型直流架空线路发生单极短路接地故障。当故障发生时，故障极换流站导通的子模块电容如图6所示，电容迅速向短路点放电，电容电压V_cn快速下降，使直流架空线路电流快速上升；故障极MMC换流器中断功率传输，光伏电站交流侧出口相当于发生三相短路故障；并且由电容与短路点放电形成的直流分量及光伏电站交流侧出口形成的短路分量桥臂电流迅速上升^[23]。

图  6  闭锁前子模块电流通路^[23]

Fig.  6  Sub-module current path before latching^[23]

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由上述故障分析可得，当直流线路故障发生后，需要快速将故障极的MMC闭锁，使MMC内部子模块停止放电，防止MMC中开关器件过流。

但是，在换流器闭锁后如图7所示桥臂电感仍会同MMC内部子模块中的二极管形成回路，并向直流架空线路释放剩余能量，且剩余能量释放结束（桥臂电流衰减接近0）时，MMC以不可控整流方式在直流侧短路情况下运行。所以需要通过直流断路器动作，在换流站闭锁前切断直流架空线路中的故障电流^[24]。

图  7  闭锁后子模块电流通路示意图^[24]

Fig.  7  Schematic diagram of the current path of the sub-module after blocking^[24]

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当双极直流架空线路的某一极发生短路接地故障时，短路点同时向受端和送端换流器传播故障行波。通过分析行波中的行波电流、行波电压所含的故障信息，快速检测出故障类型，同时故障极换流器快速做出相应动作隔离故障，并且将故障极换流器快速闭锁，从而让故障极停止功率传输^[25]。

此时，为保持系统传输功率的安全及直流线路运行的稳定，非故障极线路需要保持继续运行且消纳光伏电站输出功率。但是若出现光伏电站输出功率大于非故障极MMC允许最大功率的工况时，光伏电站需要根据式（2）快速减小输出功率，并调整换流站输出的无功功率以减小光伏电站出口处交流电压跌落。

由于故障时光伏电站逆变器出口相当于发生三相短路，所以故障时发生输出电压u_g下降，同时电流i_g上升；但是为保护逆变器中的电力电子器件，实际应用中逆变器控制一般加有限流措施^[26]。所以，光伏电站输出功率会有一定幅度的减小，而光伏阵列发出功率没有变化。根据式（2）可知，故障时会产生堆积在光伏阵列出口的直流线路上的冗余功率 $ \Delta $ P₁，使光伏阵列出口直流线路的直流电压U_d显著上升。

式中，S_pv为光伏阵列输出功率，S_MMC为光伏电站传输到受端MMC的功率。

所以，为缓解不平衡功率对受端电网频率和电压的影响，以及保护非故障极换流器子模块电容不会因未消纳功率而过电压损坏，防止光伏电站内直流电压越限，得到对故障穿越策略有效性研究的关键问题为：直流架空线路短路接地故障后，非故障极功率稳定传输，故障极成功重合闸后传输功率稳定恢复问题，和光伏电站同MMC–HVDC的送端换流站协同穿越控制问题。

2.2   故障穿越策略

根据两端双极型MMC–HVDC发生直流单极短路接地故障时的故障特性可知，为维持系统功率传输安全，需要非故障极以额定功率运行，光伏电站减少一定功率，减少量为不平衡功率 $ \Delta $ P₁，受端非故障极换流站需要向并网点提供无功功率。因此，本文提出一种基于光伏电站内直流电压越限稳定的光伏减载控制与换流站前馈无功补偿控制协同故障穿越措施。

2.2.1   光伏电站减载策略

光伏阵列在MPPT系统控制下通常运行在最大功率输出点，在系统接受到减载信号后通过改变光伏电站DC–DC升压变比系数来改变直流电压U_pv^[27]，使系统运行在小于最大功率点处，减少光伏阵列输出功率。系统可在不改变系统拓扑和不增加经济投资的情况下实现直流故障穿越。

在实际工程应用中，在一定光照和温度情况下，光伏发电系统会根据最大功率跟踪得到光伏阵列能够输出最大功率时对应的端口电压，并且通过DC–DC直流斩波电路将端口电压调整为最大功率对应电压，使光伏资源得到最大程度的应用^[28]。

因为在MMC–HVDC单极接地短路故障发生后，由于冗余功率，光伏电站内的直流线路电压会上升，为保护直流线路安全运行，且降低光伏阵列输出功率，需要在最大功率跟踪的计算流程中增加计算量K_t、F(x)，从而改变boost电路中直流电压的变比系数，实现输出功率大小的调整。整体控制策略如图8所示。

图  8  减载控制策略图

Fig.  8  Load shedding control strategy diagram

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图8中，F(x)的取值是基于对光伏电站高压侧直流线路额定电压U_dN的波动。在电压U_d大于1.1U_dN时，系统在故障时不能消纳冗余功率，使U_d越限，F(x)=1,光伏最大功率跟踪控制环节加入减载信号；当U_d小于1.1U_dN时，系统可以吸收故障时产生的冗余功率，使U_d不越限，F(x)=0，光伏功率P_pv输出保持在最大功率点。

在保证光伏电站施加减载控制后，能够在故障隔离或者消除后及时返回最大功率跟踪控制，实现最大功率输出。最大程度避免对光伏资源的浪费。

K_t的取值是基于光伏阵列的P–U特性曲线，如图9所示^[29]。图9中，在一定温度和光照下，光伏需减小输出 $ \Delta $ P₁的能量，使输出最大功率P_max降至系统可进行故障穿越的功率P_LVRT时；光伏最高功率输出相应的电压U_pvh需要减小 $ \Delta $ U₁至U_pv1， $ \Delta $ P₁与 $ \Delta $ U₁之间关系为： $ \Delta {U}_{\text{1}}={K}_{{\rm{t}}}\cdot\Delta {P}_{1} $ 。

图  9  光伏P–U特性曲线图^[29]

Fig.  9  Photovoltaic power voltage characteristic diagram^[29]

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2.2.2   换流站前馈控制协同穿越策略

在光伏电站进行减载控制的同时，若u_g跌落过大则光伏电站减载后的输出功率无法稳定传输，并且光伏电站有低电压情况脱网风险，使非故障极也未能进行功率传输，系统失去输出功率能力，电网受比较强的功率波动性影响。

因此，受端非故障极MMC也需要调节无功功率输出功率。由于受端MMC采用有功控制与无功控制，所以可以在无功控制环内增加一个前馈增量以改变无功参考值，实现非故障极MMC无功功率输出的调整，使非故障极MMC向电压u_g提供无功支撑。

无功前馈控制流程如图10所示。图10中， $ \Delta $ u_g为由电压u_g相对于额定电压u_gN下降程度计算的前馈量如式（3）所示。

图  10  无功前馈控制流程图

Fig.  10  Flowchart of reactive power feedforward control

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在计算中加入K_p调节量，且在穿越过程中交流电压u_g大于限定值u_gmax时,K_p归零。维持光伏电站出口电压使其能够稳定连接双极MMC–HVDC功率传输系统。

受端非故障极MMC换流器的额定容量满足式（4）：

式中，P_mmc2、Q_mmc2分别为MMC换流器有功功率和无功功率。由式(4)可知，MMC换流器的视在功率S_mmc2值一定时，针对MMC换流器向并网处输出的无功功率Q_mmc2增加，MMC换流器输送到直流架空线路的功率也会有相应的减少量，且由于直流架空线路传输功率 $ {P_{{\text{dc}}}} = {E_{{\text{dc}}}}{I_{{\text{dc}}}} $ ，其中，I_dc为直流架空线路电流，即故障发生时直流架空线路的直流电压和直流电流上升量也会下降。

综上可得，当光伏经双极MMC–HVDC的功率传输系统发生单极接地短路故障时，故障协调穿越措施详细流程如图11所示。

图  11  直流故障协调穿越流程图

Fig.  11  Flowchart of DC fault coordinated ride-through

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图11中，穿越措施可分为3部分协同控制：第1部分为DCCB检测到直流故障后发出故障穿越信号并隔离故障电流，将故障极换流器闭锁，消除桥臂电流；第2部分为非故障极换流站接到故障穿越信号后，换流器的无功功率控制增加前馈控制；第3部分非故障极换流站接到故障穿越信号后，计算不平衡功率值，并将信号值传递给光伏电站，光伏电站进行减载控制，使系统功率传输达到平衡，电网电压频率达到稳定。

3.   仿真验证

为验证故障穿越策略的有效性，基于PSCAD/EMTDC仿真平台搭建光伏经双极MMC–HVDC的两端功率传输模型。模型中光伏电站额定容量为1 300 MVA，送端和受端换流站分别由两个额定容量为650 MVA的MMC串联而成，光伏电站出口电压为180 kV，送端换流站连接电网电压为230 kV。

模型的各参数见表1。仿真模拟光伏阵列在光照强度S为1 000 W/m²,温度T为25℃的标准测试环境条件下，双极MMC–HVDC在t=3 s时发生正极接地短路，正极DCCB在6 ms内切断故障线路，并向系统发送故障信号，然后采取本文提出的故障穿越控制，在t=3.26 s时故障成功清除，重合闸成功情况下系统的运行情况。

为充分验证光伏减载同MMC–HVDC协调故障穿越的可行性，使光伏电站输出功率为800 MVA，双极MMC–HVDC的两极换流站各输送400 MVA。从正、负极MMC有功功率P_GMMC1、P_GMMC2，负极MMC无功功率Q_GMMC2及负极子模块电压V_c，桥臂电流I_T，交流电压u_g,直流电压U_d,光伏阵列输出功率P_pv这8个仿真结果来展示故障时系统的故障穿越情况。

在直流架空线路发生正极短路接地时，经故障穿越措施调节后的P_pv和U_d变化仿真结果如图12所示。由图12（a）可见：3.00 s之前，P_pv稳定输出780 MW的能量；在3.06 s时，DCCB动作，光伏MPPT控制环节增加减载控制，并在0.04 s内，P_pv减小到最小值590 MW，且在故障穿越期间维持在650 MW以下；在3.26 s时，故障结束且DCCB重合闸成功后，P_pv逐步恢复到780 MW的功率输出。

图  12  光伏阵列出口U_d、P_pv

Fig.  12  U_d and P_pv at the outlet of PV array

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由图12（b）可知：在未施加故障穿越措施时，由于冗余功率U_d快速上升至150 kV附近，直流电压越限严重，光伏电站难以正常运行；在3.06 s时，故障穿越措施加入后，在故障穿越期间U_dLVRT迅速下降至58 kV，其中，穿越前稳定的直流电压与穿越期间的直流电压之间的差值为 $ \Delta $ U_d，即可减少相应冗余功率 $ \Delta $ P_d对应的直流电压量。

在光伏电站进行减载的同时，MMC–HVDC的受端负极换流器向光伏电站出口处输出无功功率Q_MMC2的情况如图13（a）所示。如图13（a）可见：3.00 s前,从光伏电站吸收150 Mvar无功功率；3.00至3.06 s故障发生初期无功吸收不断增加；在接收到DCCB的故障信号后，3.06 s时，Q_MMC2快速转换为向光伏电站出口输出200 Mvar无功功率，为u_g提供无功支撑。无功支撑效果如图13（b）所示，其中，u_g(a)、u_g(b)、u_g(c)分别为u_g的A、B、C三相电压。由图13（b）可见：在故障发生初期，即3.00 到3.06 s时，u_g幅值严重跌落，谐波大量增加；在3.06 s时，收到故障穿越信号，同时对光伏电站与MMC–HVDC连接点的无功功率注入增加。故障穿越期间电压谐波被深度抑制，电压在越限程度内上升；保证光伏电站不会发生因电压跌落造成的脱网，维持系统功率传输稳定。

图  13  光伏电站出口侧u_g与非故障极Q_MMC2变化趋势

Fig.  13  Change trend of u_g at outlet side of photovoltaic power station and non-fault pole Q_MMC2

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故障穿越控制施加前后MMC–HVDC正极MMC有功功率P_MMC1变化如图14（a）所示。由图14（a）可见：在增加故障穿越控制后，由于DCCB动作及MMC闭锁降低为0；在3.06 s故障隔离结束后，P_MMC1LVRT稳定恢复正常功率传输。

图  14  换流站有功功率故障穿越对比与非故障极子模块电压和桥臂电流

Fig.  14  Comparison of active power fault ride-through in converter station and non-faulty pole sub-module voltage and bridge arm current

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故障穿越控制施加前后，负极MMC传输的功率P_MMC2变化如图14（b）所示。由图14（b）可见：未加穿越措施时的P_MMC2在故障发生时系统失稳，不能在故障结束后恢复正常功率输出；施加穿越措施P_MMC2LVRT在3.06 s后，u_g收到无功支撑，电压上升后，恢复功率输送稳定，P_MMC2LVRT开始快速增加传输功率至额定功率，故障隔离后恢复至正常功率传输。

故障时，正极MMC子模块电压V_C如图14（c）所示。由图14（c）可见，3.06 s穿越措施加入后，V_CLVRT的幅值减小，并且在架空线路传输有功P_MMC2L增加后，V_CLVRT始终保持在允许范围内。

未加故障穿越策略时，负极MMC的桥臂电流I_T如图14（d）所示，其中，I_T(1)、I_T(2)、I_T(3)分别为三相桥臂电流值。由图14（d）可见，在故障穿越策略施加后，三相桥臂电流I_TLVRT不会出现冲击电流越限，保护了电子器件，且运行时电流波动小，减少了系统中谐波含量。

4.   结　论

本文针对光伏电站连接双极MMC–HVDC系统发生单极直流接地短路故障，在DCCB隔离直流故障基础上，提出1种直流故障穿越策略，得到以下结论：

1）在直流短路故障发生时，采用光伏电站减载控制，利用光伏发电自身特性减小输出功率，使非故障极换流器以额定功率运行消纳不平衡功率，降低了故障穿越成本，使系统运行安全。

2）在故障穿越期间MMC子模块电压控制在0.8～1.2标幺值范围内，增强直流架空线路电压稳定性；在故障穿越控制施加后，有效防止了MMC桥臂电流快速上升越限，为功率传输系统安全提供了保护。

3）直流短路故障发生时，故障穿越策略增加MMC向并网点的无功支撑，降低并网点电压的跌落程度；减小直流线路上的功率传输，直流电压稳定性增强。

本文为大规模光伏经MMC–HVDC并网提供了技术支撑，后续将进一步研究光储联合系统经多端柔性直流输电系统并网的协调控制及直流故障穿越策略。