架空线柔性直流电网是实现大规模可再生能源广域协调互补和可靠送出的有效解决方案，是未来高压大容量柔性直流输电的重要应用方向。直流线路短路电流是柔性直流电网中换流阀、直流断路器及电抗器等关键主设备参数选取的重要依据之一。通过建立双极柔性直流电网单个换流站在直流线路不同短路故障类型下的等效电路数学模型，构建了故障时刻双极柔性直流电网等效电路网络模型，提出了一种适用于双极柔性直流电网的单极接地、单极接中性线及双极短路的暂态短路电流定量分析方法，实现了双极柔性直流电网直流线路任意故障类型、任意故障位置的暂态短路电流定量分析计算。最后，通过PSCAD/EMTDC仿真，验证了该分析方法的有效性和精确性。

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多端柔性直流系统在分布式能源和直流负荷接入、网络柔性互联、电能质量等方面具有显著优势，成为未来电网的重要发展趋势。为了保证多端柔性直流系统安全稳定可靠运行，需要能够在数毫秒内开断故障电流的直流断路器。本文面向张北±500 kV柔性直流电网示范工程的应用需求，开展了500 kV直流断路器原理研究与样机研制。首先，提出500 kV耦合负压换流型混合式直流断路器系统方案，给出其拓扑结构、工作原理和控制逻辑；进而，设计基于电磁斥力操动机构和电磁缓冲机构的快速机械开关、基于二极管和复合被动保护支路的交叉桥式电力电子开关和基于耦合负压电路的换流装置等；最后，研制500 kV耦合负压换流型混合式直流断路器工程样机进行实验验证。研究结果表明，研制的100 kV混合式直流断路器能够在3 ms开断25 kA短路电流，具有低损耗、低成本、高可靠性等特点，相关成果已经过实验验证。

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针对柔性直流输电系统直流侧故障快速清除的难题，结合南澳多端柔性直流输电工程的实际生产应用需求，提出了一种新型机械式高压直流断路器拓扑方案，研制出了160 kV超快速机械式高压直流断路器产品，提出了一种采用发电机源提供电流来模拟直流故障的开断试验方法，并完成了双向大电流开断试验，开断电流大于9 kA、开断时间小于5 ms。研究并提出了160 kV机械式高压直流断路器工程应用技术方案，并完成南澳加装高压直流断路器示范工程的现场系统调试，试验结果表明其圆满地解决了南澳多端柔性直流系统第三站在线投切和直流线路故障隔离清除的难题，有效地提高了南澳多端柔性直流输电系统的灵活性和可靠性。

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近年来高压直流（high-vo ltage direct current,HVDC）输电技术，尤其是基于电压源换流器(voltage source converters, VSC)的直流输电技术在电力传输中的应用得到飞速发展，由此推动发展的直流电网概念，呈现出与传统交流输电系统相辅相成的趋势。建立可靠的直流电网，必然需要能将直流故障隔离的设备，例如混合式高压直流断路器（hybrid HVDC Breaker, HHB）。HHB可以隔离系统中的短时或永久故障。此外，基于模块化设计的HHB及其智能控制系统，应用顺序合闸控制功能可以辅助直流线路故障后的重启过程，同时可以借助此功能消除换流器启动过程中因子模块充电而引发的涌流问题，从而替代直流启动电阻（pre-insertion resistor, PIR）。介绍了混合式高压直流断路器（HHB）的模块化设计概念和换流器充电过程中HHB的时序逻辑，并在PSCAD中搭建了多端直流电网模型，仿真验证了HHB分级顺序合闸逻辑的合理性，通过对比充电过程的换流器各电气量变化验证了所提出方法对系统性能的显著改善。提出的方法为实现高压直流电网的高效经济运行提供了解决方案。

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随着高压直流输电和直流电网技术的发展，研究可靠性高、经济性好的直流断路器变得越来越迫切。然而在目前关于直流断路器拓扑的研究中，采用的大都是IGBT理想开关模型，忽略了开关过程中IGBT的瞬态电气特性，从而无法得到足够精确的结果。首先介绍了基于二极管桥式子模块级联的混合式直流断路器的分断过程，然后对其分断期间的瞬态电气特性进行了理论分析，之后对比IGBT的两种模型并建立了精确的IGBT复合模型，最后在Simulink上搭建直流断路器故障分断仿真平台，并分别采用基于IGBT复合模型与理想模型的直流断路器进行仿真。仿真结果表明，IGBT复合模型能反映出器件微秒级开断特性，与理想模型相比，对直流断路器分断瞬态电气特性的仿真结果更加精确。采用IGBT复合模型有助于深入研究直流断路器瞬态电气特性。

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全/半桥子模块混合型模块化多电平换流器（modular multilevel converter，MMC）由于具备直流故障穿越能力并兼顾了制造成本，成为当下柔性直流输电领域的研究热点之一。全桥子模块具备负电平输出能力，混合型MMC可以提升电压调制比，运行在过调制状态，提升运行效率。但是混合型MMC在过调制运行工况下的电流、热应力分布特性尚不明晰，为此针对混合型MMC在过调制下的全/半桥子模块开关器件的电流应力及热应力展开研究。通过分析混合型MMC在过调制下的工作原理和特性，结合仿真着重研究了不同电压调制比以及不同功率因数下换流器的损耗分布特性；归纳出了直流电流调制比的概念。研究发现随着直流电流调制比的增大，子模块内部开关器件的损耗—热应力分布不均程度加大，危及MMC安全运行，结论可以为混合型MMC的设计和优化提供指导。

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渝鄂柔性直流背靠背工程是世界首个用于异步大型电网互联的柔性直流工程，工程投运后，能够优化西南与华中电网的系统潮流分布，提高电压和频率稳定水平，但同时会带来系统转动惯量和动态阻尼减小等新的问题。因此分别从系统及设备的角度出发，分析工程接入系统后的交互影响。首先，充分调用柔直自身快速功率调节能力，提高接入后电网的稳定性；其次，基于设备的耐压耐流水平，针对近区严重故障，提出了故障穿越策略，保证了设备的安全可靠运行，减少了对交流系统的冲击。对所提的故障穿越策略进行实时仿真测试，验证了策略的有效性。上述所做分析，提高了系统的稳定性，为工程运行提供了技术支持。

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在分析各种运行方式下高压柔性直流电网控制目标的基础上，提出基于上层控制的高压多换流站协调控制系统架构，在此基础上设计了换流器双极有功、无功和交流电压闭环控制策略，针对柔性直流电网应用，设计了双极协调控制方法，在控制保护仿真系统上进行了动态性能验证，并提出高压直流电网在有、无通信条件下统一的多换流器协调控制策略，控制保护系统联合RTDS组成闭环数模仿真系统，在仿真系统上对多换流器不同通信条件下的统一多换流器协调控制策略进行验证，证明了所提策略的有效性和正确性。

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张北±500 kV四端柔直电网工程的送端张北站和康保站作为新能源外送的汇集站，分别连接大规模风电场群，受端北京站和丰宁站分别作为新能源消纳中心和柔直电网的功率平衡节点与华北地区交流电网相连接，丰宁站建有抽蓄机组为系统提供紧急功率支撑。整个工程结构复杂，风电场群出力间歇性、随机性大，柔直系统直流电压对多端有功功率的吞吐平衡量敏感性强，受端负荷中心对电能质量要求高，这为柔直换流器、新能源风电机组和抽蓄机组的控制提出了严峻挑战。针对三者的协调控制展开研究，为柔直送端换流器设计了带频率附加控制的V-f控制，为风电机组引入了以交流系统频率波动量为参考信号的P-f下垂附加控制，为抽蓄机组设置了以受端交流网线路潮流波动量为参考信号的功率附加控制，并在RTDS平台上搭建了硬件在环仿真模型进行了验证。仿真结果表明，在风电场群发生超短期总体出力波动的情况下，送端换流器和风电机组协同控制实现了风电场群超短期总体出力的自平抑，同时抽蓄机组参与控制缓解了受端交流电网潮流的波动，三者协调控制促进了风电场群、柔直电网、受端交流电网三者之间的柔性连接，提高了系统的安全稳定运行能力。

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采用常规直流与柔性直流混合的特高压多端直流输电系统是昆柳龙直流工程技术方案之一，对采用全桥和半桥混合拓扑的特高压柔性直流输电换流器充电时的均压问题进行分析，提出了两种不同的充电策略。研究了混合三端直流系统的启停顺控流程和直流线路瞬时故障穿越、重启策略。在RT-LAB中搭建三端混合直流输电系统，连接外部阀控装置进行实时仿真实验，实验结果验证了提出的充电策略的正确性，表明所提出的直流线路故障穿越和重启策略可以很好地实现系统穿越故障，使系统重新进入稳态。此外，在±10.5 kV/60 MW柔性直流背靠背样机上进行了充电策略验证和直流双极短路故障穿越后重启策略验证，充分验证了采用全半桥混合拓扑柔直系统的故障穿越能力。

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近20年来，由于新能源并网、海上风电和跨海输电等长距离输电的需求，直流电缆得到了长足的发展。简要回顾了世界直流电缆的发展历程，介绍了世界主要直流电缆输电工程及目前世界直流电缆的生产现状，对不同绝缘型式的直流电缆进行了介绍和比较；探讨了直流电缆的关键技术问题，包括电导率温度特性和空间电荷特性，最后对直流电缆的发展进行了展望。这些研究可为未来特高压直流电缆的发展提供参考。

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换流变压器是直流输电系统中最重要的设备之一，短路阻抗是确定整个直流系统成套设计方案的最重要输入条件，对直流主回路参数、短路电流、绝缘配合、无功配置、设备制造、大件运输、技术经济性等具有决定性作用。定量分析了±1100 kV特高压直流工程中以上因素对阻抗选择的影响，并提出了全寿命周期成本分析方法。基于此分析，以±1100 kV昌吉—古泉特高压直流工程为例，提出了该工程的最优阻抗推荐值，并应用于实际工程。

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为使滇西北送广东±800 kV特高压直流输变电工程投运后尽快满送功率，在送端电厂机组长期处于开机量较小的情况下，需云南主网增加外送滇西北直流功率。针对送端小开机方式下直流被动进入孤岛后的系统过电压展开了风险分析，提出了提升直流输送能力的过电压抑制措施并进行了现场调试验证。计算表明：若以传统的过电压保护策略，送端电厂开2机和5机情况下直流输送功率极限分别为1500 MW和3300 MW；采取直流被动进入孤岛后采用先全切交流滤波器组、切断成功后延时闭锁直流的过电压抑制措施后，可以将直流输能力提升至额定功率，并使系统过电压水平满足要求。

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据统计，国网所辖特高压直流线路雷击故障概率较特高压交流线路高，有必要对国网特高压直流线路防雷运行现状进行分析。国网三大特高压直流线路（复奉线、锦苏线、宾金线，简称“三大直流”）的雷电参数及雷击重启情况表明宾金线的雷击重启率较高。在提出若干影响特高压直流线路雷击重启的因素基础上，分别研究了各因素对雷击重启的影响程度，并基于各因素间的相关性分析，分别得到了单因素和多重因素组合对雷击重启的影响程度。通过电气几何模型，分析杆塔耐雷性能，得出了宾金线雷击重启率高的原因为导线和横担间的空气间隙距离较短。对两个典型的雷击重启失败，进而造成单极闭锁的案例进行了分析，结果表明后续多重雷击以及正极性雷电的长连续电流是造成特高压直流线路重启失败的重要原因。最后对目前的防雷现状进行了总结，为特高压直流线路防雷治理工作提供了重要的理论依据。

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昌吉换流站和古泉换流站是±1100 kV昌吉—古泉特高压直流输电工程枢纽，一旦发生雷击损坏事故，可能造成大面积停电，影响十分严重。首先给出了换流站直流侧雷电侵入波过电压的计算方法，然后利用电磁暂态计算程序（EMTP），对±1100 kV昌吉换流站和古泉换流站直流侧设备的雷电侵入波过电压进行了仿真计算。给出了典型运行方式下，换流站进线段遭受反击和绕击时，换流站直流设备上的雷电侵入波过电压，确定了换流站直流侧避雷器的配置方案，并校核了换流站直流侧设备的雷电冲击绝缘水平。研究成果对保障±1100 kV昌吉—古泉特高压直流输电工程的防雷安全具有重要意义，对后续工程亦具有参考价值。

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