第1章绪论
1.1 传统直流输电的发展及现状
我国能源分布与负荷中心的不平衡决定了我国电力资源优化配置的基本选择是远距离大容量输电。电网换相换流器型高压直流输电 (line commutated converter based high voltage direct current，LCC-HVDC)具有输送容量大、有功功率快速可控、不存在交流输电稳定问题、可实现电网非同步并网等优势，已被广泛应用于远距离大容量架空线输电场合[1-3]。自舟山直流输电工程投运以来，我国的高压直流输电发展迅猛，并在世界范围内成功运行了±800kV特高压直流输电工程，首个特高压直流输电工程云南—广东±800kV直流输电工程于 2010年投运。2019年我国投运了世界上电压等级昀高、输送容量昀大、输送距离昀远的昌吉—古泉特高压直流输电工程，电压等级为 ±1100kV，额定输电容量为 12000MW，输电距离达 3324km。截至 2020年 12月，我国已建成投运 38条 LCC-HVDC系统，如表 1-1所示。
表 1-1 我国已投运的 LCC-HVDC系统
然而，由于 LCC-HVDC换流器采用无自关断能力的晶闸管作为换流器件，在客观上存在无功补偿容量需求大、交流系统依赖性强、换相失败问题等不足。此外，由于多条直流从不同能源基地向同一负荷中心输电，使我国的华东电网和南方电网出现了多馈入直流输电的情况，交流与直流、直流与直流之间有很强的相互作用，在故障情况下可能会导致多直流系统发生同时或级联换相失败，威胁电网的安全稳定运行[4]。据统计，2004年～2018年，国家电网公司运营的 21条直流系统共发生换相失败 1353次；自 2011年第一条复奉特高压直流大功率送电开始，国家电网共发生因交流系统故障或异常引发两回及以上的直流系统同时换相失败 66次，其中接入华东电网直流系统发生同时换相失败 60次、接入华中电网直流系统发生同时换相失败 6次，四回直流系统同时换相失败 9次，三回直流系统同时换相失败 9次，两回直流系统同时换相失败 48次[5]。其中， 2012年 8月 8日，葛南、宜华、林枫和复奉 4回直流级联换相失败，60ms内 4回直流输送总有功功率从 9168MW降到 1023MW；在三峡近区，葛南、宜华和林枫三回直流有功损失共 6924MW，导致三峡电厂 32台机组有功输出总共减少 5024MW；同时，葛南、宜华、林枫和复奉直流恢复过程中吸收的无功功率分别突然增加 2067Mvar、 4039Mvar、553Mvar和 2872Mvar[6]，该事故给电网的功率平衡和电压 /频率稳定造成了很大冲击。因此，增强 LCC-HVDC系统的换相失败抵御能力，对我国电网的安全稳定运行具有重要意义。
1.2 柔性直流输电的发展及现状
20世纪 90年代以后，采用全控型器件的电压源换流器型高压直流输电 (voltage sourced converter based HVDC，VSC-HVDC)得到了快速发展。该类型换流器功能强、体积小、可减少换流站的设备、简化换流站的结构， ABB公司将这一技术称为 HVDC Light，西门子公司称之为 HVDC Plus，我国称之为柔性直流输电[7，8]。与 LCC-HVDC相比，柔性直流输电具备有功和无功功率的四象限独立控制、不需要交流系统提供换相支撑、且不存在换相失败风险等技术优势。其中，模块化多电平换流器型高压直流输电(modular multilevel converter based HVDC，MMC-HVDC)系统，因具有模块化设计、谐波含量低、损耗小等技术优势，目前已成为柔性直流输电的主流方案，并在国内外得到了广泛关注和工程应用。
目前我国已投运和建设中的柔性直流输电工程均采用 MMC拓扑。 2011年上海南汇风电场柔性直流输电工程投运，直流电压为±30kV，额定功率为 18MW，用于南汇风电场并网，并形成交流输电线路和柔性直流输电线路并列运行方式。 2013年 12月，广东汕头南澳三端柔性直流输电示范工程建成投运，直流电压为 ±160kV，额定功率为 200MW，该工程同样适用于大型风电场联网，是世界上首个多端柔性直流输电工程。2014年 6月，浙江舟山五端柔性直流输电工程建成并投运，该工程用于实现多个海岛之间的互联，也是世界上端数昀多的柔性直流输电工程。2015年 12月，福建厦门柔性直流输电工程建成投运，额定电压为 ±320kV，额定功率为 1000MW，该工程首次采用真双极的接线方式，用于厦门城市中心供电。2016年 6月，南方电网鲁西背靠背直流异步联网工程建成投运，首次采用大容量 MMC-HVDC与 LCC-HVDC组成多直流混合并联运行结构，其中 MMC单元容量为 1000MW，直流电压为 ±350kV。2019年投运的渝鄂柔性直流背靠背联网工程，直流电压为 ±420kV，输送容量为 4×1250MW(单个 MMC容量达 1250MW)。 2020年，乌东德特高压混合三端直流输电工程投运，其额定电压达 ±800kV，云南送端 LCC换流站的额定容量为 8000MW，广东、广西受端 MMC换流站的额定容量分别为 5000MW和 3000MW。2020年，张北四端柔性直流电网工程投运，其电压等级达±500kV，单端昀大容量达 3000MW，该工程将充分发挥柔性直流输电在新能源利用方面的技术优势，可实现大规模风电、光伏、储能、抽水蓄能等多种形态能源的汇集与输送，也将是国内外首个柔性直流电网工程。国家电网正在建设的白鹤滩—江苏特高压混合级联多端直流输电工程，预计 2022年投运，直流电压为±800kV，输送容量为 8000MW，该工程中的受端换流站将采用 LCC与多个并联 MMC组串联的混合级联直流技术。截至 2020年底，国内外主要投运与在建的柔性直流输电工程如表 1-2所示。
表 1-2 国内外投运与在建的柔性直流输电系统
1.3 不同类型的增强型直流输电系统
电压源型换流器 VSC对于功率的快速可控性和交流电压的灵活调节能力，为增强 LCC-HVDC的换相失败抵御能力提供了可行方案。目前，结合 LCC和 VSC技术经济优势的不同类型直流输电系统逐步在电网中出现。例如， 2014年国家电网投运了舟山五端柔性直流工程，其嵊泗站与芦嵊传统直流线路的逆变站在嵊泗岛上形成了混合双馈入直流输电系统； 2014年，挪威和丹麦之间的 Skagerrak HVDC Interconnections Pole 4工程投运了一条 VSC-HVDC作为极 4，与原有 3极 LCC-HVDC构成了混合多极直流输电系统； 2016年，南方电网投运的鲁西背靠背直流异步联网工程，采用两条 LCC-HVDC与一条 MMC-HVDC组成的多直流混合并联运行结构；南方电网已投运的乌东德混合三端直流输电工程，送端云南采用 LCC，受端广东、广西采用 MMC，因而其逆变站不存在换相失败问题，投运后广东侧的 MMC将与建成的溪洛渡-广东±500kV LCC-HVDC工程逆变站落点接近，形成由 LCC-HVDC和 MMC-HVDC构成的混合双馈入直流输电系统；此外，国家电网正在建设的白鹤滩-江苏±800kV特高压混合级联多端直流输电工程，送端采用 LCC、受端采用 LCC与三个并联 MMC组串联的结构。上述直流输电工程，虽然建设目标各有不同，但由于电压源换流器对无功功率的快速灵活调节能力，在一定程度上均可以改善交流电压的动态特性，增强 LCC-HVDC系统的换相失败抵御能力。
具有良好动态调节性能的无功功率补偿装置，也可以增强 LCC-HVDC的换相失败抵御能力。STATCOM通过脉宽调制技术控制全控器件的开断，依靠改变电压源换流器交流侧电压的幅值和相位来实现无功功率的快速调节。南方电网为改善交流系统的电压动态特性，降低 LCC-HVDC换相失败概率，投运多套大容量 STATCOM，从而形成含 STATCOM的 LCC-HVDC系统。同步调相机相当于不带机械负载的同步电机，通过励磁系统调节无功输出，其无功输出特性受母线电压影响较小，并具备较强的过载能力，电网故障导致电压跌落时仍能输出较大容量的无功功率；作为旋转设备，同步调相机还能提供旋转惯量和增加短路电流。国家电网公司已在锡盟 -泰州、上海庙 -山东等多回特高压直流输电工程的受端加装同步调相机，以增强 LCC-HVDC的换相失败抵御能力，改善系统的运行特性。
国内外很多学者也一直在探索新型 LCC换流器拓扑结构，通过引入可控电压源模块，来增加晶闸管关断期间的反向电压大小及反向电压持续时间，从而主动增强故障及系统恢复期间 LCC-HVDC的换相能力，以达到降低换相失败概率的目的。其中，电容换相换流器 (capacitor commuted converter，CCC)[10]在逆变器和换流变压器间串入了电容器，利用串联的电容不仅可以增强换相失败的抵御能力，
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