多端直流输电系统控制研究综述
哈尔滨工业大学电气工程系的研究人员徐殿国、刘瑜超、武健，在2015年第17期《电工技术学报》上撰文，多端直流输电技术具有多起点多落点等特点，作为目前实现新能源并网最具潜力的方式，是未来直流电网发展的主要趋势。
多端直流输电系统控制是实现系统稳定运行最关键的技术之一，本文从多端直流输电技术发展的背景入手，概述多端直流输电技术的发展现状，介绍目前多端直流输电系统功率协调控制的主要方式及存在的问题，并讨论分析多端直流输电系统的控制及保护方法，为多端直流技术的后续研究提供参考。
风力、光伏发电作为经济性和实用性较高的可再生能源，近年来发展迅速。但受限于目前电网实际情况以及电力系统消纳问题，风力发电和光伏发电发展举步维艰，甚至出现了大量的“弃风”、“弃光”现象。
一方面，由于中国电力资源主要分布在西北部地区，且风电场大部分是离岸海上风电场或偏远地区，而目前以及未来很长一段时期内，国内的大部分负荷主要集中在中东部地区，需要实现远距离电力传输；另一方面，由于风力发电及光伏发电的随机性、稳定性低等特点，若将其直接接入电网会引起电网中的有功扰动，恶化电网中的频率质量。
此外，与电网解耦的变速风电机组隐藏了自身的惯量和调频能力，进一步使电网缺乏惯量支持。这些问题已成为抑制新能源发电发展的瓶颈。因此，实现新能源并网和远距离输电的要求十分迫切。
远距离大容量的输电无论从技术上还是经济上都应优先选择高压直流输电方式。基于电压源换流器的柔性直流输电(Voltage Source Converter High Voltage DirectCurrent, VSC-HVDC)技术的风电场联网已被广泛认为是实现大型风电场及风电场群与主网之间稳定互联的最有潜力的电力传输方式。
一方面，VSC-HVDC可以独立快速控制系统的有功和无功，维持电网接入点电压稳定，保证风电场不脱网运行，极大地增强了风电并网的灵活性；另一方面，通过大面积建设VSC-HVDC的直流电网可将大量可再生能源与现有能源系统互联，实现多种类、多形式、多时间尺度的灵活电力系统。
然而，采用传统的两端直流输电系统来实现多个电网之间的互联，需要多条直流传输线路，成本和运行费用很高。在两端直流输电的基础上发展而来的具有三个及三个以上换流站的直流输电，称为多端柔性直流输电(VSC-MTDC)，它具备常规直流输电系统远距离输电、潮流反转而电压极性不变等优点，且可以实现多电源供电和多落点受电，该技术的出现很好的解决风电并网所遇到的难题。
因此，开发含风力发电的VSC-MTDC系统，解决风电并网和消纳问题，突破目前风力发电的瓶颈，增强电网和风电系统之间的友好兼容关系是未来电网发展的趋势。
目前MTDC技术发展所面临的挑战主要包括：系统控制、系统故障分析及保护。一方面，急需改善含风力发电的MTDC系统的功率调节能力，使各端电网相互之间能够提供更完善的功率支持；另一方面，需要研究MTDC系统的故障保护策略，提高其可靠性和故障穿越能力。
我国目前对VSC-MTDC系统还未给出特定的技术指标要求，英国给出了三个MTDC技术要求，分别是：无论正常运行还是故障条件下，直流电压必须可控；当陆地电网发生故障时，MTDC能支持电网，满足低电压穿越，并对电网提供无功支持；当MTDC内部发生故障时，给出系统所允许的有功减少量的最大值，即为了保证系统的稳定性，应尽量减少因内部故障而造成输送功率的缺失[9]。
本文首先从国内外MTDC系统的发展概况入手，介绍现有多端直流输电工程，并介绍换流站拓扑及MTDC系统拓扑的发展概况；其次，从系统控制和故障分析及保护两个方面论述MTDC的研究现状及存在的关键问题；最后，总结MTDC技术的系统控制发展，并进行展望，为未来MTDC技术的研究提供参考。
1多端直流输电技术发展
多端直流输电的概念最早于20世纪60年代被提出。因其在输电方面所占有的优势而得到广泛认可，迄今为止，世界上已存在多个多端直流输电工程，国内外各个MTDC工程的概况如表1所示。
表1 国内外多端直流输电工程概况
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工程名称 |
端数 |
换流站 |
额定功率/MW |
额定电压/kV |
投运时间 |
|
加拿大纳尔逊河 |
4 |
LCC |
3800 |
±500 |
1985 |
|
意大利科西嘉-撒丁岛 |
3 |
LCC |
200 |
±200 |
1987 |
|
美国太平洋联络线 |
4 |
LCC |
3100 |
±500 |
1989 |
|
加拿大魁北克-新英格兰 |
5 |
LCC |
2250 |
±500 |
1992 |
|
日本新信浓 |
3 |
LCC |
153 |
±10.6 |
2000 |
|
广东南澳岛 |
3 |
MMC |
200 |
±345 |
2014 |
|
浙江舟山 |
5 |
MMC |
400 |
±200 |
2014 |
|
美国Super Station |
3 |
MMC |
750 |
±345 |
2015 |
|
瑞典-挪威 |
3 |
MMC |
2×700 |
±300 |
2016 |
|
美国GBX |
3 |
2个LCC,1个MMC |
3500 |
±600,±345 |
- |
1.1 换流站拓扑
换流站拓扑结构是MTDC技术的核心，其发展历程主要分为三代：第一代为晶闸管换流器(Line CommutedConverter, LCC)，第二代为两电平或三电平电压源换流器(VSC)，第三代为模块化多电平换流器(MMC)和两电平级联换流器。
第一代由于晶闸管易出现换相失败，系统发生潮流反转时电压极性发生反转等缺点逐渐被VSC取代。
第二代由于电力电子开关耐压等级、容量等级、通流能力问题，换流器存在二极管续流，难以实现故障快速清除等问题，难以适用于高压大容量的柔性直流输电系统。因此，第二代主要适用于分散性、轻小型功率输送场合，如风电、光伏并网、海上孤岛供电或海上钻井平台供电等。
第三代换流器拓扑是目前直流输电的研究热点，MMC因其满足高压大容量，同时具有良好的故障穿越能力而得到了各界学者的青睐。
目前研究倾向于结合第一代和第三代换流器的优点组成混合多端直流输电拓扑，提高系统的灵活性。
1.2 MTDC系统拓扑结构
MTDC系统拓扑需要综合考虑稳定性、故障穿越能力、断路器与隔离开关数量以及成本等因素来决定。目前对于MTDC系统的拓扑结构，还没有一套完整的评价标准。
文献[7]介绍了几种常见的MTDC连接方式，主要分为串联型和并联型。以四端系统为例，串联型MTDC系统如图1a所示，各换流站流过的直流电流相同，需要有一端换流站控制直流电流，其它换流站调节功率分配。该连接方式故障恢复速度慢，当有新器件接入电路中时，对设备的绝缘和耐压等级要求高，不利于电网拓展。因此，实际中应用较少。并联型MTDC系统各换流站的电压等级相同，故障恢复快，有利于电网拓展，因此，在工程中得到了广泛应用。而并联型MTDC根据换流站之间的连线方式又可分为辐射型和环网型，分别如图1b、图1c所示。
辐射型连接方式是将所有换流器的连线汇聚到一点，形成分支结构，该拓扑接线短，经济性好，适用于远距离输电和海上风电场并网，缺点是当电路中任意一条线路检修或是发生故障退出时，至少有一个换流站停运。
环网型连接方式是利用输电线路将系统中所有换流站连接成一个闭合回路，当一个换流站出现故障时，其它换流站利用各自的过负荷能力使系统继续保持运行，可靠性高，易于检修，运行方式灵活，而缺点是系统潮流易受运行方式的影响，且系统控制复杂，直流线路投资成本高。混联结构则由串、并联换流站结合组成，如图1d所示，具有更高的灵活性。
图1 MTDC系统主要拓扑结构
目前MTDC最典型的应用是连接近海风电场与电网。文献给出几种常见的应用于风电场并网的MTDC拓扑结构，并进行了简单的比较和分析，但未进行深入研究。其中最常用的是星形拓扑和环形拓扑，还包括点对点拓扑、星形和环形混合拓扑、风电场环形拓扑、变电站环形拓扑以及一些其它拓扑，其它拓扑都是以更多的直流断路器和更复杂的电路，以及更高的成本来换取系统更高的灵活性，实际应用价值不大。
文献提出连接海上风电场的串联MTDC拓扑，并提出了相应的控制策略，但出现故障时对整个系统影响较大。
2 MTDC系统控制
由于MTDC系统控制中需协调控制多个换流站，对于串联型MTDC系统，需保持各换流站直流电压的平衡；对于并联型MTDC系统，需保持各换流站直流电流的协调分配。选择适合的运行模式和控制方式是MTDC正常运行的基础。MTDC的控制模式与换流器类型、系统规模、运行要求等密切相关，并决定了MTDC的上层协调与上层控制器设计。
2.1 MTDC系统控制方式
图2 MTDC系统控制方式分类
表2 多端控制方式的优缺点对比
|
方式 特点 |
主从 |
电压裕度控制 |
下垂控制 |
分段下垂控制 |
|
直流电压稳定性 |
好 |
较好 |
较差 |
较差 |
|
系统功率平衡 |
由主站和从站承担 |
由主站和预备主站承担 |
由多个换流站共同承担 |
由多个换流站共同承担 |
|
是否可以准确单个换流站功率 |
可以准确控制 |
可以准确控制 |
难以准确控制 |
难以准确控制 |
|
是否依赖通信 |
依赖 |
不依赖 |
不依赖 |
不依赖 |
|
控制器设计 |
控制器结构简单 |
需选择合适的电压裕度值 |
电压下降特性选取较为复杂 |
需选取合适的电压阈值 |
目前，MTDC技术仍处于理论研究和工程试验阶段。MTDC系统控制最基本的要求是需要满足N-1原则，即任一换流站退出都不影响系统的稳定运行。目前MTDC的控制方式按照直流电压控制方式主要分为单点直流电压控制方式和多点直流电压控制方式，常见的多端直流输电控制方法分类如图2所示，其中各方式的优缺点对比如表2所示。
主从控制器的工作特性曲线如图3所示，一般设定一个主换流站作为功率平衡节点来实现直流电压的控制，其它换流站设定为定有功功率控制，一旦主换流站发生故障退出运行时，从换流站代替主换流站切换到定直流电压控制模式。该控制方法优点是控制简单，缺点是对换流站间的通信要求较高，通信故障后系统难以控制。
图3 主从控制工作特性曲线
电压裕度控制是主从控制的一种扩展，相当于一种改进的具有多个可选择功率平衡节点的定直流电压控制，当一端功率平衡节点故障或达到系统限制时，电压调节控制由另一换流站接替，其工作特性曲线如图4所示。
文献首次提出电压裕度控制并用于直流电网，该控制是定直流电压和定有功/电流控制的结合，换流站正常运行在定有功/电流控制下，当直流电压偏差达到电压裕度的限制后，换流站切换为定直流电压控制，使直流电压保持在电压裕度限制值以内，防止直流电压偏差进一步增大，但该控制方法在主控制器切换时会引起系统振荡。
图4 电压裕度控制工作特性曲线
电压下垂控制的工作特性曲线如图5所示，其基本思想是基于功率-频率下垂控制。各换流站通过测量自身功率的大小，基于电压下垂特性，将功率转换为以输出电压为指令的控制信号，再根据调整后的功率反作用于输出电压信号，达到自我调节、自动分配功率的目的。
系统中各个换流站共同承担功率平衡，通过调节直流电压来控制功率的大小。因为下垂控制中多个换流站共同参与功率的平衡和直流电压的调节，因此，其相对于主从控制具有更高的可靠性，且不会造成电压振荡。
文献提出一种基于直流电压-有功调节特性的控制策略，在系统负荷突变或任一换流站故障退出后，具备功率调节能力的换流站自动完成功率的重新分配，扰动发生后各换流站均能稳定运行。
图5 下垂控制工作特性曲线
分段下垂控制结合了电压裕度控制和下垂控制的优点，以两阶分段下垂控制为例，其工作特性曲线如图6所示。
文献详细介绍了多阶混合控制，文献提出含死区的下垂控制，该控制类似于电压裕度控制，换流站正常运行在定有功/电流控制下，当直流电压偏差达到电压裕度限制值后，换流站切换为下垂控制。
文献提出一种改进的电压-功率下垂控制，在下垂控制中增加两条线段，同时在有功和直流电压控制的切换过程中加入滞环控制，避免模式之间的频繁切换。文献提出一种基于功率控制与直流电压控制之间自动转换的MTDC系统控制模式。
文献适用于风电场并网的基于直流电压偏差控制的多点直流电压控制方式，该控制方式无需通信、简单可靠，能保证定直流电压控制的换流站故障退出后，系统能继续维持有功的平衡和直流电压的稳定，确保风电场的可靠输出。
图6 分段下垂控制工作特性曲线
2.2 MTDC系统功率协调控制
直流网络中直流电压的稳定相当于交流网络中频率的稳定，在缺乏定直流电压控制的MTDC系统中，直流过电压将严重影响换流站，甚至导致系统直流保护电路误动作。然而，直流电压的控制与交流系统中频率的控制又有所区别。
一方面，由于直流系统中没有大的储能系统，不具备交流系统所具备的旋转惯性，系统中任何扰动将影响直流电压变化；另一方面，由于线路电阻导致直流电压产生压降，直流电压的检测信号无法作为系统中的全局控制信号。
为了解决该问题，文献提出采用公共电压信号或者标准电压，但该方法依赖于通信，且缺乏下垂控制换流器的局部信号。文献提出一种MTDC二级控制方法，即时更新直流电压参考值，避免由线路阻抗产生的压降所引起的换流站电压不同导致换流站出现功率偏差。
MTDC系统采用下垂控制有助于对各个换流站之间的协调控制，但下垂控制无法控制整个有功潮流，因此，传统的电压下垂控制无法实现定直流电压，难以实现功率分配和电压波动之间的权衡。
针对此，文献提出了一种改进的下垂控制策略，该策略结合了定直流电压和下垂控制的优点，但未考虑换流站过载或故障引起直流电压偏差过大时，系统之间的功率协调控制。文献提出一种四端直流输电系统功率分配的设计方法，给出不同电压控制方法和功率调度策略以满足不同的电力需求。
文献讨论了下垂电压控制与直流电压压降之间的关系，研究了换流站故障后电压偏差与功率分配之间的关系，但仅限于故障情况。
传统下垂控制都是严格按照事先设定好的下垂曲线来调节换流站的功率变化，无法灵活应对不同的条件变化，下垂系数固定，未考虑实际负载情况和换流站承担功率的动态裕量。
有学者提出适用于功率分配的自适应下垂控制方法，文献将一台逆变器设定为基准，对其进行传统的下垂控制，通过基准逆变器和其它逆变器的功率之差自适应调节各个逆变器的下垂系数，但各个逆变器之间需要通信；文献考虑了换流站可能的动态裕量，避免了换流站过载，但下垂系数计算复杂，响应速度慢。
MTDC系统下垂控制中，下垂系数的选取将影响整个系统的运行特性。文献对比分析了电流-电压下垂控制和功率-电压下垂控制的特性，证明这两种方法是等效的，并研究了下垂系数的改变对电压偏差的影响。
文献指出，在忽略直流线路电阻的影响下，MTDC系统中直流下垂系数越小，直流线电压下降引起的直流网侧功率分配的偏差越大。在相同的电压等级下，合理的下垂系数可以减小系统的总损耗[31-323333]。
为了使MTDC系统损耗最小化，文献提出一种循环下垂控制方法，但该方法仅适用于连接风电场的环形多端拓扑。由于下垂控制高度依赖MTDC系统拓扑及电缆参数，文献基于多端系统建模和频率响应绘制提出了下垂系数设计方法，以减小系统额定误差。
文献针对不同的换流器故障时的功率分配提出了下垂系数的选取方法，文献基于混合敏感准则提出一种下垂系数的计算方法，但都未考虑不同应用场合下的有功潮流的最优化。
2.3 含风电场MTDC系统协调控制
一方面，由于直流输电对海上和陆上电网进行了解耦，导致海上风电场惯性减小，且随着风电场容量增加，系统的惯量越小，在系统负荷变化或故障情况下，系统将产生较大的频率偏移，严重影响直流输电系统的稳定性；另一方面，由于风电的不确定性，直接接入电网必然会影响系统的稳定性。因此，需要完善含风电场的MTDC系统的协调控制，提高风电利用效率。
文献讨论了风电不确定性对电网系统的影响，包括电网频率、电压、电能质量、暂态稳定性等，提出通过提高风电场的可控性和调度性来减小风电场不确定性对电力系统的影响。
为了减小交流系统中的频率偏移，文献提出一种基于当地直流电压-频率下垂控制的频率支撑策略，但该控制策略未考虑非对称双极结构。文献分析讨论了含有金属回路的非对称双极MTDC结构交流系统的频率支撑，但忽略了交流侧锁相环对系统的影响。文献分析了MTDC中风电场侧电压-电流的特性，并针对VSC在正常和故障条件下的电压-电流特性设计了一种控制系统。
文献基于VSC电压-电流特性和故障时减少功率注入的思想，提出大规模海上供电的协调控制策略。文献提出一种直流电压优化控制方法，通过检测直流电压偏差，换流站在定有功和下垂控制中切换，但在功率频繁变化的场合，不同控制模式之间的频繁切换将影响系统的稳定性。
为了提高风电场并网电压的稳定性，文献提出一种改善电压稳定性的风电场无功和电压协调控制方法。当系统故障时，风电场采用下垂控制减小功率控制，同时引入风电场频率为控制信号，自主调节风电场功率，从而保持直流电压稳定，避免换流站之间通信。
对风电场而言，其本身相当于一个存在多源接入的低压配电网，因此风电场的有功/无功控制既有局部性也有全局性，必须将两者协调统一才能达到较理想的控制效果。然而，目前研究通常将风电场的有功和无功分别独立控制。
风电场的有功控制一般分为两种：一种是将风电场等值为单台风电机组，通过最优转速控制、随机最优控制等方式，模拟风电场的有功控制；另一种是考虑单机控制特性的风场内多台风电机组之间的协调控制。
由于风电场的有功输出和风电场的风速关系极为密切，可控性较弱。因此，风电并网的研究更多集中在无功/电压控制。文献提出一种基于预测控制弱化风电场功率波动的无功电压协调控制方法，但该方法对风电场的模型要求较高。
文献根据风电场局部区域某节点电压与参考值的偏差得到整个风电场的无功需求，并按等功率因数算法分配给各台风电机组。文献提出按风电场容量、系统潮流和损耗三种不同的方式分配无功，但未详细对比三种方式的适用场合。
文献提出一种风电场面向接入点电压控制的协调控制策略，基于风电场功率预测数据的优化预先进行电容器组投切控制，并将风机按剩余的无功裕度比例调节各台机组的无功输出。
文献提出了风电场群的无功电压协调控制思路，以风电场群的汇集站为电压中枢点，以各风电场升压变压器的高压侧电压为约束，协调控制各风电场的无功调节装置动作。
2.4 多端直流输电系统最优潮流控制
最优功率潮流(Optimal Power Flow, OPF)计算作为一个重要的规划工具在交流系统中已被广泛使用。在MTDC系统中，OPF也被作为一项重要指标受到广大学者的重视。随着MTDC系统中节点数的增加，约束条件增多，OPF的计算仍然是一个巨大的挑战。
文献提出了VSC-HVDC的最优功率潮流模型，但仅限于两端直流输电系统。文献讨论了系统稳态最优潮流，并通过暂态仿真分析了四种不同拓扑结构的AC/DC直流网络，但该方法不具有通用性。
为了减小MTDC系统中器件损耗和传输损耗，文献针对VSC-MTDC的OPF进行了成本效益分析。文献[29]研究了线路电阻对MTDC有功潮流的影响，指出线路阻抗上的压降影响系统功率分配，但未提出解决方法。
文献通过计算系统功率损耗，研究了MTDC功率的准确控制。文献研究了VSC-MTDC中不同元件的损耗，提出了OPF控制方法，但仅优化了直流侧而未考虑交流侧，文献提出了适用于定直流电压控制和直流电压下垂控制的交直流网络的OPF，以减小系统的传输损耗。
文献提出了一种连接大型海上风电场的MTDC最优潮流方法，计算出最优电压并通过通信传递给各个VSC。
任何MTDC系统都需要满足N-1安全准则，即任一换流站退出都不影响整个系统的稳定运行。因此，MTDC系统的安全性约束最优有功潮流(Security Constrained Optimal Power Flow, SC-OPF)成为一个研究挑战。SC-OPF的目的是在一定的约束条件下，需要同时满足稳态条件以及故障条件下MTDC系统的经济运行。
文献基于线性近似提出SC-OPF控制方法，同时考虑了HVDC的准确控制。文献基于直流OPF提出了一种新型分布式电压直接控制策略，并根据是否含有N-1故障条件进行了比较，但该控制仅考虑了直流网络而忽略了交流网络。文献提出一种改进的含校正的SC-OPF方法，该方法考虑了MTDC系统交直流侧N-1故障时的安全约束条件。
3 MTDC故障分析及保护控制
MTDC系统的故障分析和保护控制仍是其发展的一个障碍，其中首要解决的是直流换流站故障后的启停技术。需要通过对故障情况的综合分析，并对故障信息进行快速、准确检测，而后做出相应的保护动作。
3.1 MTDC故障分析
在系统故障情况下，快速准确的获取故障后信息并对故障进行定位，是采取合理控制策略的关键。按照故障的位置，换流站故障可以分为直流侧故障和交流侧故障两大类。直流侧故障包括直流侧输电网故障和MTDC系统中换流站故障，典型的故障现象为直流母线电压波动。交流侧故障则包括交流电网或风电场侧发生短路等，典型故障现象为交流侧电压出现幅值和相角突变以及三相不平衡等。
文献根据暂态电流的特征对MTDC直流传输线路故障进行定位，但该方法对MTDC保护系统要求较高。文献提出两种故障识别方式，一种是设定电流上升和电压下降的区间，通过判断系统是否超过限定值来检测故障，但只能区分交流故障和直流故障；另一种是通过比较各个换流器故障电流的增长速度来判断。
直流故障下系统的运行能力是评估直流输电系统的重要指标[8]。对直流侧故障的研究重点在于无远端通信条件下如何对直流侧故障的辨识和处理。直流输电系统中直流故障电流会对器件造成冲击，并且，直流侧故障对连接交流系统而言相当于三相短路故障，尤其对MTDC系统而言，直流侧单点故障相当于多点故障，对系统的稳定运行造成很大的影响。
根据电力电子设备的特点，为防止直流故障引起直流过压造成设备损坏，直流侧通常需设置放电或储能单元。由于直流侧没有电流过零点，需要对应的故障保护器件来快速中断大电流。针对直流侧故障，可以将MTDC系统中换流站故障处理与MTDC系统拓扑相结合，根据系统的拓扑结构制定相关策略。
在交流电压故障情况下，并网电压发生突变，系统需要快速准确的检测电网电压的幅值及相角变化，包括故障情况下电压基波幅值、相位信息的变化特征，不对称故障情况下负序分量的产生，故障对换流站的危害程度等。
3.2 MTDC保护控制
对于VSC-MTDC，由于续流二极管的存在，系统发生直流故障时，即使封锁开关管脉冲信号，直流电流仍会流入故障点，如果不加入直流断路器(Circuit Breakers, CBs)，则必须封锁所有换流站的交流CBs，系统重启时，需要重新对电容充电，耗时较长。
针对此问题，文献[57]提出采用MMC换流器拓扑将直流故障电流限制到一个较低水平或者为零。然而，即使MMC具有故障容错能力，MTDC系统中仍需要直流CBs，将故障电路隔离，从而保证系统恢复时系统中不含功率。文献提出一种直流故障控制方法，但该控制方法下，一旦出现故障，必须所有换流站同时退出，灵活性不高。
MTDC的保护系统不仅要保护系统中的元件，还需要维持故障以外的系统稳定运行，因此，需要在其它连接的换流站封锁并变成不可控之前断开直流CBs隔离故障。ABB提出的直流CBs成为一大突破。但所提出的直流CBs解决方案还不足以使系统故障后快速恢复运行。
为了克服时间限制，文献提出在换流站出口使用限流电抗器，减小直流故障电流的峰值及上升速度。但加入电感后，在减小系统的故障电流的同时，一方面，降低了多端系统的刚度，影响了系统的潮流控制，需要在换流站控制器中加以补偿，增加了换流站控制器的复杂度；另一方面，增大了系统的成本和体积。
文献基于协方差适应进化策略提出一种限流电感设计的优化方法，一方面在VSC输出侧将电抗器电感值最小化；另一方面，将电抗器的成本、体积以及直流故障电流峰值最小化。为了确保MTDC系统的可靠性，必须对故障线路和换流站进行解耦，提高MTDC故障穿越能力，文献提出一种利用换流站局部控制信号，减轻故障时有功注入交流网络所造成的直流电压上升，无需通信。
传统的机械断路器响应时间长，且半导体开关所承受的电流应力大。直流固态断路器可以缩短中断时间，但其成本较高，且由于主回路中存在半导体器件导致较大的通路损耗。文献对HVDC CBs进行了综述，讨论了直流故障电流的研究进展，研究了HVDC断路器的设计，同时，对比分析了电流源型换流器（Current Source Converter, CSC）和VSC之间的差别。
对于CSC-HVDC而言，功率容量大且系统损耗小，保护系统已较成熟，而缺点是交流侧故障将导致换相失败，从而使直流电压崩溃。相反，VSC-HVDC则对于直流侧故障极其脆弱，任何地点发生直流故障将引起幅值极大的故障电流。系统故障时，CSC-HVDC的直流短路电流上升率较小且可控，但VSC-HVDC的短路电流上升率很大。
在交流系统中，CBs可以切断全部短路电流。相比于交流CBs，直流CBs体积更大，价格更昂贵。因此，文献提出使用换流站控制来中断直流线路故障，假设系统发生非持续性故障，换流站和直流线路可重新上电，整个过程需要几百毫秒到几秒时间，适用于两端直流输电系统，但该方法只适用于CSC或者交流断路器。
文献[68][]提出切断整个HVDC系统，但该方法只适用于小功率的三端或四端系统。文献对比分析了直流故障对不同的MTDC拓扑的影响，提出了直流故障保护策略，为了清除故障，基于故障时间和电流方向的故障检测方法对比分析了四种不同的直流CBs技术，研究表明对称单级拓扑在故障中所受的影响最小。
4 结论
MTDC方式作为目前连接新能源，实现电网互联最有潜力的方式，是未来电网发展的必然趋势。其系统控制和故障保护控制仍然是MTDC技术发展的两大挑战。
1）目前，MTDC系统的协调控制为了避免高度依赖通信，在传统下垂控制的基础上进行改进，很难做到兼顾直流电压稳定和有功功率协调分配。因此，应进一步提高MTDC系统功率协调技术，在实现保证系统直流电压稳定的同时，合理分配系统功率，从而改善MTDC系统的稳定性，逐步提高新能源在电网中的主动调节能力。
2）针对MTDC系统所表现出的良好性能和应用前景，基于MTDC的风电场协调控制应进一步深入研究，以充分发挥风场侧的有功、无功控制能力，使风电场与电网之间在一定目标下实现协调和互动，合理分配和控制风电场的输出功率、减小电压波动，以有效抑制风电随机性带来的影响，改善新能源并网的稳定性，提高电网对风能的消纳能力。
3）在未来MTDC发展阶段，系统故障的检测和保护控制技术仍然是MTDC系统的主要研究方向之一。随着MTDC系统换流站个数增多，拓扑结构更复杂，各个换流站之间的关系也更为密切，换流站故障的控制及保护关系到整个MTDC系统的稳定运行。因此，应进一步改进和提升直流断路器技术以及换流站故障自清除能力，提高MTDC系统的故障穿越能力。此外，还应进一步研究MTDC系统在故障清除后重新恢复联网运行。