摘要：柔性直流输电技术作为新一代的直流输电技术，具有有功无功独立控制、响应快速灵活、扩展性强等突出优点，广泛应用于风电送出、电网互联、无源网络供电和远距离大容量输电等场景。在中国新型电力系统建设的背景下，针对新能源送出和多直流馈入电网安全稳定提升等重大需求，柔性直流输电技术优势将进一步凸显。文中对柔性直流输电技术的发展现状和趋势进行梳理，以多个代表性的柔性直流输电工程为例，系统地阐述了中国柔性直流输电技术的工程实践经验，重点介绍了柔性直流输电技术在新能源送出、电网互联和远距离大容量输电的典型应用及工程运行情况。最后，文中分析了新型电力系统下柔性直流输电技术的发展前景并指出所面临的挑战，为柔性直流输电技术的发展与应用提供参考。
引言
直流输电输送距离远、输电容量大、经济性好，是“西电东送”的主要形式。截至2021年底，中国特高压直流输电工程的输送容量已经超过130GW，为中国能源资源大范围优化配置发挥了重要作用。2021年，中国提出“2030年碳达峰、2060年碳中和”的战略目标，风电、光伏等新能源将成为未来新增电源的主要形式。2030年，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划建设总装机容量预计达到455GW以上（其中外送315GW，就地消纳140GW），而这些新能源距离中、东部负荷中心距离遥远，大规模新能源跨区消纳将是国家重大需求。海上风电也逐步向深远海发展，预计新增装机容量超过100GW。中国新能源开发利用对直流输电的需求非常迫切，规模有望在现有基础上翻一番。
柔性直流（voltagesourcedconverterbasedhighvoltagedirectcurrent，VSC-HVDC）输电是新一代的直流输电技术，自1990年概念提出，距今已有三十多年的发展历史，凭借控制灵活、谐波含量低、扩展性强、可全穿越交流系统故障、可向交流系统提供动态无功支撑、可向无源网络供电等突出优点，得到了广泛关注和快速发展。目前，柔性直流输电技术已在风电送出、电网互联、无源网络供电和远距离大容量输电等场景取得了充分发展和工程应用，其输电能力已经达到特高压等级，与基于晶闸管的传统高压直流（linecommutatedconverterbasedHVDC，LCC-HVDC）输电相当，在欧洲等部分地区甚至已经逐步取代传统直流输电。柔性直流输电已经成为直流输电的发展趋势，正在深刻影响着电网的发展格局，将是未来新能源送出的重要技术手段。
双碳背景下，大规模新能源通过电力电子变换器接入电网，将面临诸多挑战。在送端电网，千万千瓦级新能源基地数以万计纯电力电子变流器组网的运行特性和稳定机理不明确，新能源发电基地与直流输电系统优化配置和协调稳定控制难度较大；在受端电网，中国已经形成的多直流复杂电网在不断增加接纳直流输电容量的同时，将进一步叠加高比例新能源电力，现有的直流输电控制保护技术和多直流电网安全运行控制技术难以支撑电网安全稳定运行；在环境条件方面，超高海拔、高地震烈度、强宇宙射线和高盐雾等苛刻环境条件将对直流输电装备和基础材料提出更高要求。
针对上述发展需要，本文首先对柔性直流输电技术的发展现状进行梳理，以多个代表性的柔性直流输电工程为例，系统性地阐述了中国柔性直流输电技术的工程实践经验和技术启示，重点介绍了柔性直流输电技术在新能源送出、电网互联和远距离大容量输电的典型应用及工程运行情况。最后，分析了新型电力系统下柔性直流输电技术的发展前景和所面临的挑战，为其发展与应用提供参考。
1、柔性直流输电技术概况
1.1、柔性直流输电的基本原理
柔性直流输电是基于电压源型换流器的新一代直流输电技术，采用全控型功率器件，如绝缘栅双极型晶体管（insulatedgatebipolartransistor，IGBT），能够独立控制输出电压的幅值、频率和相位三大特征量。柔性直流输电系统的典型结构示意图如附录A图A1所示，通过控制换流器阀侧的输出电压，实现与电网的功率交换。有功功率主要通过控制阀侧电压与网侧电压的相角差实现，无功功率主要通过控制阀侧电压与网侧电压的幅值差实现。
换流器是柔性直流输电系统实现电能交直流变换的核心。工程中采用的换流器拓扑主要有两电平、二极管钳位型三电平和模块化多电平换流器（modularmulti-levelconverter，MMC）三种。两电平和三电平拓扑存在谐波含量大、开关频率高损耗大、多器件串联的动静态均压等问题，电压和容量提升困难。为此，MMC应运而生。MMC采用模块化设计，具有输出电压质量高、无需滤波器、开关频率低、损耗低等优点，已被广泛应用于各项柔性直流输电工程，其基本结构如附录A图A2所示。
为解决直流线路故障清除难题，在MMC基础上，多种具备直流故障自清除能力的新型拓扑结构被提出，比如钳位双子模块拓扑、半压钳位子模块拓扑、半桥和全桥混用拓扑等。目前，工程应用的子模块主要有半桥和全桥两种，其基本结构如附录A图A3所示。
1.2、柔性直流输电工程的发展现状
1997年，在瑞士中部的赫尔斯扬完成了首次柔性直流输电的工业试验；1999年，第一个商业化的Gotland柔性直流输电工程在瑞典建成投运；2000年，Direct-Link柔性直流输电工程投运，容量首次突破100MW。由于国外公司独有的功率器件串联升压技术，早期的两电平和三电平柔性直流输电工程被其垄断。中国自主开展了柔性直流输电技术的研究工作，随着MMC的出现，中国同期开始了MMC型柔性直流输电的工程技术研究工作。2010年，世界上第一个基于MMC的柔性直流输电工程——TransBayCable工程建成投运；中国于2011年投运了上海南汇柔性直流输电工程，打破了国外对该技术的垄断。此后，中国的柔性直流输电技术发展迅速，2013年投运了世界首个多端柔性直流输电工程——南澳柔性直流输电工程；2015年投运了厦门柔性直流输电工程，输送容量进一步提升至1000MW；2016年投运了鲁西背靠背工程，首次将柔性直流输电应用于“西电东送”主电网。2020年，世界首个特高压柔性直流输电工程——昆柳龙直流工程建成投产；同年，世界首个基于柔性直流输电技术的直流电网工程——张北直流电网工程竣工投产。
目前，国际上已经投运的柔性直流输电工程数量达到51个，总变电容量超过60GW。其中，风电送出工程17项，电网互联工程28项，城市高密度负荷中心供电工程2项，海上平台供电工程4项。多端柔性直流输电工程共有4项。中国已建成投运或规划建设的柔性直流输电工程包括12项，详细情况如表1所示。表中，IEGT为注入增强型绝缘栅晶体管，BIGT为双模式绝缘栅晶体管。
可以说，模块化多电平技术的出现极大地推动了柔性直流输电技术的快速发展，市场竞争格局由独家垄断发展为充分竞争，柔性直流输电工程的输电电压、输送容量快速增加，单位投资成本大幅下降。以中国早期和近期的柔性直流输电工程为例，核心设备柔性直流输电换流阀的投资成本由2013年南澳工程的约1500元/kW下降至2022年广东背靠背工程的约450元/kW，下降幅度达到了70%。未来，随着IGBT、电容器等核心元件的进一步国产化，成本还将进一步下降。另一方面，模块化多电平技术使柔性直流换流阀的开关频率大幅降低至200Hz以内，极大地降低了换流阀的运行损耗，目前换流阀、变压器、桥臂电抗器等全站主设备的损耗总和已经低至0.85%左右。
1.3、柔性直流输电与传统直流输电的比较
表2为柔性直流输电与传统直流输电的主要对比。由于所用换流元件的根本性差异，传统直流输电和柔性直流输电对电网的需求是不同的。传统直流输电的送受两端都要有稳定、足够强度的交流系统；柔性直流输电不但不依赖电网，而且能够主动构网，对电网提供强支撑。在输电能力方面，尽管柔性直流输电已经达到特高压等级，但是受限于器件的通流能力，输送容量还无法达到传统直流输电的最高水平。在经济性方面，图1给出了传统直流输电与柔性直流输电的主设备损耗和投资分布的比较。由图可知，传统直流输电的变压器损耗略高于换流阀；柔性直流换流阀成本可以占据总设备成本的一半以上，而传统直流输电的变压器成本占比较高。
2、中国柔性直流输电技术的工程实践经验
2.1、柔性直流输电技术用于新能源送出
柔性直流输电最早商业化运行即是解决风电送出问题，近年来被大量应用于海上风电场送出，如欧洲北海的DolWin2、DolWin3和BorWin3等工程，现已成为深远海风电送出的主要方式。中国早期的柔性直流输电工程，如南汇、南澳、舟山等工程，也考虑了当地风电消纳需求。本文以南澳工程为例，介绍柔性直流输电用于风电送出的关键功能。南澳工程采用并联多端方式，直流电压为±160kV，分别将南澳岛金牛站100MW和青澳站50MW风电场通过直流汇集输送至汕头主电网，附录A图A4给出了该工程的主回路接线。
附录A图A5给出了该工程在2015年10月份的功率波动曲线，可以看出柔性直流输电很好地适应了风电的波动性、间歇性和随机性特点。当风力较小时，风电场出力不足以满足岛上居民负荷用电，柔性直流输电通过快速控制将功率反送至岛上，为南澳岛负荷和风电场维持供电，出现风电功率波动时，能够进行快速跟踪调节，维持系统功率平衡。当风电场处于孤岛方式时，柔性直流输电利用黑启动能力，将受端电网能量反送，为风电场并网提供稳定的交流电压和频率支撑。此时，受端换流站工作在定直流电压控制模式，送端换流站工作在定交流电压和频率控制模式。该模式是柔性直流输电实现风电场黑启动和稳定可靠送出的基础控制。图2为该工程黑启动试验结果。图中，在3s时系统解锁，40s时直流电压达到额定值，随后风电场并网点的交流电压稳步达到额定值，风电场逐步并网；VSC表示电压源换流器。
南澳工程是中国首个百千伏百兆瓦级柔性直流输电工程，其成功实施为中国后续柔性直流输电的技术研发、集成设计、装备研制、系统试验和标准体系奠定了良好基础，也为中国未来海上风电开发利用提供了经验借鉴。中国于2021年实现了海上风电送出的突破，建成了±400kV/1100MW如东海上风电柔性直流输电示范工程，目前正在研发±525kV等级的柔性直流输电送出技术方案。
2.2、柔性直流输电技术用于电网互联
随着输电电压等级和传输容量的进一步提升，柔性直流输电开始逐步应用于电网互联，实现两个交流电网的电力交换，并提高已有交流电网的安全稳定水平，如国外的法西联网工程、德国—挪威NordLink工程，中国的鲁西背靠背工程、渝鄂背靠背工程等。
本文以鲁西背靠背工程为例，介绍柔性直流输电技术用于电网互联的主要优势。该工程位于云南与广西交界的罗平县，通道总容量为3000MW，近区电网较弱，最小短路容量仅3300MV·A。因此，综合考虑技术经济性，方案上采用了柔性直流输电与传统直流输电共站建设。附录A图A6所示为该工程主回路接线，采用2个传统直流输电单元和1个柔性直流输电单元并联的方式。传统直流输电单元的参数为±160kV/1000MW；柔性直流输电单元的参数为±350kV/1000MW，具备300Mvar无功补偿能力。采用柔性直流输电技术后，首先避免了弱系统条件下全部采用传统直流输电可能导致的系统无法恢复风险；其次能够实现稳态调压，减少了传统直流输电滤波器的小组数，节约了用地约5000m2。
图3给出了同一个受端交流系统故障时柔性直流输电单元和传统直流输电单元的动态响应波形。图中：LCC表示电网换相换流器。故障前，二者分别传输500MW有功功率，柔性直流输电单元与电网交换的无功功率为零，传统直流输电单元从交流侧吸收了约300Mvar无功功率，该部分无功功率由滤波器进行补偿。试验设置的故障点距离换流站约15km，在交流发生故障后，故障相交流母线电压跌落至0.2p.u.，柔性直流输电单元的传输功率降低至300MW，没有发生中断，而传统直流输电单元由于换相失败原因传输功率降低为0，出现了短时间中断。无功功率方面，传统直流输电单元在换相失败恢复过程中，从交流侧最大吸收了约600Mvar无功功率，此时的交流滤波器投切组合尚未变化，这意味着交流电网需要提供大量无功功率帮助传统直流输电单元换相失败恢复，而柔性直流输电单元在故障期间向交流系统提供了约400Mvar的动态无功支撑，支撑交流电网恢复。
鲁西背靠背工程是中国首次将千兆瓦级柔性直流输电应用于“西电东送”主电网，其成功实施一方面提高了中国柔性直流输电的装备制造能力，另一方面提高了对柔性直流输电与主电网交互影响方面的系统认识。比如，工程中发现交流故障时IGBT器件对故障电流比较敏感，易引发过电流闭锁，导致故障穿越失败；柔性直流输电与交流电网存在高频谐振的固有特性，危害设备安全运行。这些问题的发现和解决，进一步推动了中国柔性直流输电的高可靠换流阀、低链路延时控制保护及阀控、满足超高速保护需求的100kHz纯光测量等装备和交流故障全穿越、高频谐振抑制等控制方法的进步，为柔性直流输电未来在主电网更大范围的推广应用奠定了技术和工程实践基础。
2.3、柔性直流输电技术用于远距离架空线输电
截至2019年，国际上的柔性直流输电工程基本采用两电平、三电平和半桥型MMC拓扑结构。由于反并联二极管可以构成不控整流电路，这些拓扑在直流侧极间短路故障时，交流系统、换流器和故障点会构成短路通路，无法凭借换流器控制清除故障，必须通过跳开交流开关来清除故障，停电时间长。如非洲Caprivi-Link工程，直流电压为−350kV（仅有直流负极），输电容量为300MW，输电距离970km，通过跳闸交流断路器并快速重合闸来清除直流侧故障，故障清除和功率恢复时间长达1.5s以上，难以满足大电网稳定需要。自该工程后长达10年，国际上始终没有新的架空线应用于柔性直流输电工程，主要采用故障率非常低的电缆线路。而对于中国“西电东送”场景的直流输电，输电距离长达1000km以上，沿线走廊地理环境复杂多变，直流线路采用造价高昂的电缆是不现实的，必须采用架空线输电线路，而架空线输电线路由于雷击等原因发生暂时性故障的概率高，为了保障工程的可靠性，需要解决的核心问题是架空线故障的快速清除。
一种思路是通过研发新型柔性直流换流阀拓扑结构，使柔性直流输电系统具备直流线路故障自清除能力并实现快速重新启动。该方法需要改进换流阀拓扑，造价高于半桥拓扑，但故障清除与换流阀能力融合，故障清除和重启策略便捷，线路能量主要泄放至换流阀的储能电容或交流电网中。中国的昆柳龙直流工程即采取了该技术路线，换流器为半桥和全桥混合型MMC，国外公司依托德国Ultranet工程正在研发全桥型MMC的技术方案。
另一种思路是采用直流断路器阻隔直流故障电流，该方法需新增直流断路器设备，适合组网。中国南澳多端柔性直流输电工程和舟山五端柔性直流输电工程后期改造示范即采用了该技术方案，张北直流电网工程也采取了直流断路器方案。
本文以昆柳龙直流工程为例，重点介绍该工程在第一种思路方面取得的主要技术突破。昆柳龙直流工程是落点广东的第10回高压直流输电工程，将乌东德水电站的电力输送至两广负荷中心，输电距离为1452km，输送容量为8000MW。如附录A图A7所示，受端采用柔性直流输电技术后，受端电网最小多直流有效短路比由第10回采用传统直流输电技术的2.1提高至2.65，比原有9回直流最小多直流有效短路比2.4提高了约11%，将引发全部直流同时换相失败的风险区缩小了50%。柔性直流输电技术扭转了多直流有效短路比持续下降的趋势，有效降低了多直流馈入电网的多直流同时换相失败风险，提高了电网的安全稳定水平。
1、特高压柔性直流输电技术
已有柔性直流输电工程主要采用对称单极结构或对称双极单阀结构，直流电压仅达到±500kV等级。昆柳龙直流工程首次采用了对称双极双阀组均衡串联的典型结构，将柔性直流输电工程的输电电压提升至±800kV，双阀组接线可实现单个阀组在线投、退，保证特高压直流系统的可靠性不降低。同时，采用高低压阀组均衡串联接线结构，便于柔性直流换流站与送端特高压传统直流换流站匹配，提高系统运行灵活性。主要挑战是定功率控制的高低阀组电压均衡控制、变压器阀侧接地等极端故障时换流阀内部过电压的抑制、阀组独立投退控制等。附录A图A8所示为昆柳龙直流工程的电气主接线图。
2、柔性直流远距离架空线故障自清除技术
为实现直流线路瞬时性故障清除和重启动，受端柔性直流换流器首次使用“全桥+半桥”的混合型MMC拓扑方案，采用主动降压控制方法，利用全桥子模块输出负压将直流电流控制为零，配合送端传统直流换流站的快速移相，可以在百毫秒级别（不计设定的去游离时间）实现直流线路故障快速自清除和重启动。在满足工程应用对直流侧故障自清除、快速重启动要求的同时，采用混合型MMC方案与采用全桥设计技术方案相比，能够降低IGBT器件用量，降低设备投资，同时还可以降低运行损耗。
图4给出了该工程直流线路故障清除与重启动的典型试验结果。由图可知，当直流线路故障检测系统检测到故障后，送端昆北站快速启动紧急移相策略，将触发角快速调整至164°，柳州站和龙门站柔性直流换流站自动切换至定直流电流控制策略，控制目标值设置为零。通过该策略，柳州站和龙门站的直流电流在10ms内快速降低过零；经过设定的400ms去游离时间后，直流开始恢复功率，约100ms直流功率恢复至故障前的90%。
3、混合多端直流输电技术
工程的送端云南侧采用传统直流输电技术，技术更加成熟且更具经济性，而对于受端方案的选择，设计时考虑了传统直流+柔性直流、传统直流+传统直流、柔性直流+柔性直流的方案对比。对于多端直流输电系统，当传统直流逆变站由于受端交流故障发生换相失败时，相当于直流极间短路故障，给多端直流系统带来严峻考验。受端采用柔性直流输电技术时可避免本回直流换相失败，不增加多直流馈入系统换相失败概率；受端均采用柔性直流输电技术，任一受端发生交流故障时不会波及另一受端电力输送，有利于提高三端直流输电系统的可靠性。因此，对于混合多端的直流输电系统，多个并联逆变站适宜全部采用柔性直流输电技术。
图5给出了昆柳龙直流工程在受端交流故障试验时的结果。由图可知，发生交流故障时，龙门换流站故障相交流电压跌落至0.34p.u.，换流站直流侧电压基本保持稳定，由于电流发生变化，直流传输功率出现小幅度波动，换流站在交流故障期间提供了高达1000Mvar的无功支撑。
昆柳龙直流工程运行至今稳定可靠，经受了长期满负荷运行考验。全部可靠清除了已发生的19次直流线路故障，与研究结果、设计预期吻合，穿越了全部发生的17次交流短路故障，并快速、准确提供无功支撑。截至2022年10月，工程累计送电量超过48.5TW·h时。该工程的成功实践，证明了柔性直流输电技术已经具备特高压输电能力，完全适应远距离大容量输电场景，并且可以与传统直流输电技术构成一种新的直流输电系统，为中国“西电东送”的持续实施提供了新的解决方案。
3、柔性直流输电技术的发展前景和挑战
3.1、柔性直流输电技术的发展前景
据预测，未来10年国外新增柔性直流输电工程的数量将达到50个以上，新增容量预计超过60GW。目前，欧洲大陆、北美地区等都已规划基于柔性直流输电技术的工程项目实现跨区域联网。欧洲“超级电网”计划将柔性输电作为骨干网架和主要路线，提高欧洲电网可再生能源的消纳利用。
在“碳达峰·碳中和”目标下，中国新能源将迎来快速增长，预计到2030年风电光伏总装机容量达到12TW以上，“以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系”成为国家重大需求。为实现更大范围资源优化配置大平台，中国南方电网已明确提出“新建直流受端以柔性直流为主，存量直流逐步实施柔性直流改造”。可见，作为新能源并网消纳、电网互联和远距离输电的重要方式，柔性直流输电技术的发展前景十分广阔。
从国内外应用需求来看，柔性直流输电技术的未来发展方向主要有千万千瓦级大规模新能源发电基地柔性直流送出、更大容量的海上风电柔性直流送出、多电压等级直流电网和高压大容量柔性直流新装备等。
3.2、千万千瓦级大规模新能源发电基地柔性直流送出
沙漠、戈壁、荒漠地区的大规模风光基地将是中国新能源新增装机的主要部分，如何送出消纳将是重大课题。国外也在积极探索大型光伏基地送出方法，如澳大利亚正在论证计划将北部达尔文地区的大量光伏资源经柔性直流输电技术送电至新加坡，采用海底电缆的输电距离长达4200km，送电容量约为3200MW。
中国的这类地区人口稀少，本地消纳水平有限，大量电力需要外送，但是电源基地距离中、东部负荷中心遥远，可达2500km，直流送出的经济性更好。但电源侧网架薄弱，风、光、水、火、储等多类型发电方式互补联合运行，早期阶段甚至只有风光新能源孤岛送出，系统运行特性和稳定机理复杂；中、东部受端地区电网多直流馈入特征明显，受端电网安全稳定风险突出。送、受端电网的特性决定了大规模新能源基地采用柔性直流输电技术送出将是重要的技术方案。本文从送端、直流线路和受端3个角度，分析该方案面临的技术挑战。
1、送端大规模新能源的组网问题
大规模新能源基地可能包括风、光、水、火、储等多种类型电源，根据电源建设时序，不同阶段呈现不同的电网形态。
一种类型是新能源基地送端电源系统是100%新能源构成的，没有常规电源支撑，惯量近乎为零。这类电网是由成千上万个电力电子变换器组网构成的，其中，柔性直流换流器是最大的电力电子变换器，负责整个电网的功率平衡。在这类电网中，柔性直流输电可以通过反送功率为送端新能源基地提供并网所需的电压和频率支撑，实现新能源电站黑启动。但是，目前对该系统的运行特性和稳定机理研究尚不清晰，规划设计和运行控制等关键技术亟待突破。面临的突出问题有：宽频振荡。柔性直流输电本身的控制在宽频带均有响应，部分频带存在负阻尼。因此，相比新能源接入交流电网，新能源通过柔性直流输电送出的电网中更容易发生宽频振荡，解决办法主要包括优化新能源换流器和柔性直流输电系统的控制策略与参数、优化电网运行方式或者增加无源阻尼设备等。除此以外，还要关注次/超同步谐振风险。交流保护灵敏度不足。送端交流电网故障时，故障特性高度受控于柔性直流输电与新能源集群的暂态控制策略，传统的短路电流计算和整定方法难以适应，可以通过优化电力电子设备暂态控制策略、优化交流保护等方式解决。
另一种类型是新能源基地送端电源系统是新能源和水电或火电构成的，形成弱同步支撑。在这类高比例电力电子电网中，系统惯量极低。由于柔性直流输电没有交流滤波器，而且具备动态无功补偿能力，其暂态电压稳定问题没有“新能源基地+传统直流”系统严峻，但仍需关注无功问题。与传统直流输电系统不同，柔性直流输电可以根据系统需要采用跟网控制或构网控制，主动提供系统所需的电压和频率支撑。当柔性直流输电采取电压频率控制时，将与常规电源的电压频率特性相互作用，容易发生低频振荡。
2、超远距离架空线问题
直流输电线路增加至2500km甚至更长，线路存储的能量增加，可能导致故障熄弧时间增加，需要对换流器拓扑结构、故障自清除控制策略、控制器参数等进行优化。当送端为孤岛发电基地时，发生直流线路故障或者直流单极闭锁故障后，由于发电侧出力无法快速降低，送端大量盈余功率缺乏耗散通道，极可能引起直流健康极过压过流闭锁风险以及送端电网电压和频率稳定问题，导致新能源脱网、直流线路故障清除与重启动失败，甚至引发双极闭锁。如何解决直流故障时送端电网的盈余功率是保障直流稳定可靠运行的关键。
3、提升受端电网安全稳定性的问题
柔性直流输电可以通过快速输出无功功率提高电网的稳定性，但当交流电网发生故障时，能否穿越故障是决定柔性直流输电能否发挥作用的关键。一方面，柔性直流输电要保持良好的动态响应和高频谐振抑制能力，但二者往往难以兼顾，由于控制器链路延时、控制参数和采样滤波等环节作用，柔性直流换流阀可能在故障瞬间发生过电流，触发器件电流保护，引发交流故障穿越失败。另一方面，由于控制器电流限幅的作用，受端换流器的输出功率受限，送端不能快速反应降低输入有功功率，送、受端功率不平衡导致直流侧高过电压，可能引发直流过压闭锁，导致交流故障穿越失败。直流侧盈余功率处理、换流器动态性能和高频谐振抑制能力的综合优化将是受端交流故障穿越设计的重点。
目前，柔性直流输电接入受端电网时基本采用跟网型控制，主要目标是传输功率，同时为电网提供无功支撑。未来，随着基于电力电子变换器新能源发电和柔性直流输电等大规模发展和高比例接入，电力系统的惯量将会逐步下降，系统的频率将更加敏感，频率稳定问题会更加突出。从电力电子变换器的角度出发，构网型控制是应对这一挑战的有效手段。通过构网控制，可以进一步发掘柔性直流输电的调频能力和惯量支撑能力，但由于对外呈现电压源外特性，交流故障时面临更加严峻的限流保护和故障穿越挑战。
3.3、更大容量的海上风电柔性直流送出
在海上风电送出方面，高可靠、低成本的海上风电集中送出始终是重要研究方向。柔性直流输电工程目前的最高容量为1100MW，更高等级的送出方案（±525kV/2000~3000MW）正处于研发当中，示范工程有望在未来2至3年内投入应用。
更大规模海上风电集中送出能够有效降低送出成本。根据初步测算，百公里输电距离下，单回±500kV/2000MW比两回±320kV/1000MW方案单位容量送出成本降低20%左右。因此，为满足未来亿千瓦级海上风电基地开发和电网消纳需求，需要数百万千万，甚至千万千瓦级海上风电汇集组网直送负荷中心，其主要难点是多端协调控制，以及电缆和架空线混合输电系统的直流侧故障高速高精度定位、电缆故障的快速隔离、架空线故障的快速清除与再启动等。
此外，海上风电中频汇集直流送出、风机全直流组网、低频送出等新型柔性并网技术也是近年来的研究热点，需要评估不同送出方式的经济性。在技术层面，需要深入研究系统运行特性、控制保护技术和精确模拟仿真验证方法，建立非标装备的研制和试验技术体系。
3.4、多电压等级直流电网
目前的直流输电系统均为端对端、多端或直流电网结构，具有单一电压等级。直流电网具备冗余的输电通道，能够大范围实现多种能源类型的时空互补，是国内外研究的热点。中国于2020年建成世界上第一个直流电网工程，实现了直流组网的基础理论、控制保护、关键装备和系统集成的突破。为了适应未来更大规模、更大海域海上风电基地送出需要，连接不同电压等级的直流系统，多电压等级直流电网的概念近年来被提出。其系统结构、功率调节、故障隔离等技术还未得到系统研究，而且缺乏直流变压器和直流潮流控制器等核心装备支撑。从工程应用现实来看，多电压等级直流电网在短期内尚无技术需求。
就其技术特征而言，涉及的核心装备主要有直流断路器、直流变压器和直流潮流控制器等。依托南澳、舟山和张北工程，中国已经在直流断路器方面取得了突破，电压等级可达±535kV，开断电流达到25kA，更高电压和开断能力还需未来进一步研发。直流变压器分为隔离型和非隔离型两类，但目前都处于低电压、小功率的示范应用阶段，适应输电系统需要的高压大容量直流变压器还处于拓扑结构、仿真计算和原理样机验证阶段。直流潮流控制器是直流电网中的潮流优化调节设备，当直流电网线路数量大于等于换流站数量时，可用于避免部分线路过载，优化网络线损，目前还处于拓扑原理和实验室样机论证阶段。
3.5、含高比例新能源的交直流大电网仿真分析技术
高精度仿真是掌握电网特性、验证电网演化路径的重要技术手段。由于直流模型的局限性，传统机电暂态仿真无法满足中国交直流复杂大电网研究分析需要。为此，中国已经研发了基于全电磁暂态的全景电网实时仿真方法。以中国南方电网为例，仿真平台包含了所有直流和500kV/220kV交流电网，并且连接了实际的直流控制保护装置，既能够真实反映直流输电的微秒级动态过程，又能够准确反映系统各大区间机群的功角稳定特性。
随着中国新型电力系统建设的推进，超大规模新能源接入多直流复杂电网，系统将面临仿真对象更加多样、仿真规模更加庞大、动态过程更加复杂等挑战，现有仿真技术已无法适应。为了满足叠加高比例新能源的全景交直流大电网实时仿真研究分析对精度和规模的要求，需进一步突破能够精确模拟电力电子高频动态响应过程的微秒级仿真建模方法、风光新能源场站全拓扑场景实时仿真方法和支撑更大仿真规模的高效高精度仿真解算方法。
3.6、高压大容量柔性直流核心装备
1、柔性直流换流阀
换流阀是柔性直流输电的“心脏”，其核心元件是电力电子器件、干式电容器和二次控制板卡等。
在电力电子器件方面，柔性直流输电工程目前主要采用IGBT，成熟应用的最高参数为4500V/3000A，5000AIGBT已在研发测试中。在海上风电应用中，为降低模块数量，提高换流阀紧凑性，6500V等级的IGBT也在研发测试中。更高电压、更大电流的IGBT需要更大尺寸封装结构和更多芯片并联，在保证器件可靠性的同时，多芯片并联压力均衡及静动态均流等技术难度极高，子模块大容量电容器储能也对其防护设计带来严峻挑战。
与IGBT相比，由于更高的阻断电压、更低的通态压降和成本，集成门极换流晶闸管（integratedgatecommutatedthyristor，IGCT）近年来成为柔性直流输电用功率器件的研究热点。中国已经研制出基于4500V/5000AIGCT的柔性直流换流阀试验样机，在部分中低压直流配网工程中，也已有小规模示范应用。总体来看，基于IGCT的柔性直流换流阀目前还处于起步阶段，IGCT换流阀样机的应用场景、运行工况、设计要求和试验标准等还未达到高压大容量柔性直流输电工程的高可靠要求，还需要进一步研发和试用测试。
另一个研究热点是宽禁带半导体器件，如碳化硅（siliconcarbide，SiC）。相比传统的硅器件，其耐受电压、工作温度和通流密度更高，且损耗更低，将其应用于柔性直流输电，将对现有的系统设计、装备制造和试验体系带来革命性变化，重点在于万伏级SiCIGBT器件的技术突破。但是，由于材料、芯片和封装等技术工艺和成本问题，SiC目前主要在小容量工程中探索和示范应用，短期内尚无法应用于高压大容量直流输电工程。
目前，中国柔性直流换流阀的装备集成技术已经处于国际领先水平，但是换流阀电力电子器件、直流电容器等核心元件和控制芯片仍然依赖进口。近年来，国产化也取得了一定进展，2017年成功研制出4500V/3600A压接型IGBT，并在昆柳龙、广东背靠背等工程中实现应用突破，尤其在广东背靠背工程中已经实现一个完整整流逆变单元的100%使用。
柔性直流输电使用的电容器为干式金属化膜电容器，采用聚丙烯薄膜作为储能电介质，具有可自愈、能量密度高、电容量大、损耗小、无油环保、长寿命等技术特点。目前，中国柔性直流输电工程已经使用超过10万只电容器，全部为进口品牌。中国已经初步具备采用国产薄膜制造样机的能力，且研制出干式电容器样机，实现少量试用，但还未形成批量生产能力。核心制约是电容膜聚丙烯（PP）粒料要求极低的灰分和高等规度等，工艺条件苛刻，生产技术集中在少数国外公司手中。
柔性直流换流阀的二次板卡主要包括取能电源、控制板、驱动等。工程实际运行数据表明，造成子模块旁路的绝大部分故障都是板卡级故障，其中，取能电源和主控板故障占比超过50%。二次板卡包含数十种运算、存储、隔离和采样等主要芯片，目前基本依赖进口。国产化研制工作也取得了一定进展，相关机构也已经研制出全国产化的阀段样机，有待工程进一步长时间运行考验。
2、直流电缆
在海上风电送出、海底电缆输电等场景，直流电缆是制约柔性直流输电电压和输送容量的关键。由于输送容量大、工作温度高、工艺相对简单、经济性好、无漏油风险等特点，柔性直流输电工程中主要使用交联聚乙烯（XLPE）绝缘高压直流电缆。
1998年，世界第一条XLPE直流电缆在Gotland工程中投运，电压±80kV，全长72km。目前，国外直流电压最高的XLPE直流电缆为±400kV，长为140km，输电能力为1400MW，已经在英国—比利时NemoLink工程投运。近10年，中国高压直流电缆的设计、制造、试验和运行技术也取得长足发展，先后实现了±160kV、±200kV、±320kV、±400kV直流电缆的应用，距离最长为如东工程的103km。当前，中国和欧洲正在研发测试±500kV等级XLPE直流电缆，输送容量可以达到2000~2600MW，预计2至3年内将实现工程应用。未来更高电压等级、更大截面、更长距离的直流电缆也可能出现。比如，2015年欧洲提出2030年战略研发规划，预期实现±1000kV/5000MW挤包绝缘直流电缆系统的开发应用，以满足可再生能源开发与区域联网的需求。主要难点是更高运行温度的电缆绝缘材料、大厚度大长度的挤出工艺和电缆试验技术等。随着市场需求的推动和技术的不断发展，新型非交联型电缆绝缘材料也将在未来直流工程中不断获得发展应用，如德国A-Nord和SuidOstlink工程将采用非交联聚烯烃绝缘电缆。
4、结语
柔性直流输电作为新一代的直流输电技术，通过30年发展已有许多成熟的工程技术沉淀和经验积累。昆柳龙、张北、广东背靠背、如东等工程的成功实践表明，无论是在输电电压、输电容量、电缆/架空线输电方式，还是在可靠性方面，柔性直流输电均已经满足远距离大容量输电、区域电网互联和大容量海上风电送出需求，部分场景已经具备取代传统直流输电的能力。
在全球能源变革背景和中国“双碳”目标下，沙漠、戈壁、荒漠地区大规模光伏基地送出已经是重大需求，新能源大规模接入和电网结构优化升级需求巨大，柔性直流输电势必将成为未来电网的重要输电方式之一。随着大规模新能源接入电网，常规电源陆续退出，柔性直流输电在电网中的角色定位、功能性能需求和环境适应性等也将面临新的挑战，柔性直流输电的基础理论、控制保护、关键原材料和元部件、核心装备及试验技术等将迎来全面升级，为新型电力系统建设发挥重要作用。
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