随着全球新能源装机规模持续攀升，传统交流输电系统在应对大容量、远距离电力传输时逐渐显现出稳定性不足、无功补偿困难等短板。在此背景下，柔性直流输电技术（VSC-HVDC）凭借其独立调控有功与无功功率、快速动态响应及适配弱电网环境等优势，成为新能源并网与区域电网互联的关键技术方向。其中，模块化多电平换流器（Voltage Source Converter, VSC）作为柔直系统的核心设备，其性能直接决定了整个系统的传输效率与运行稳定性。
柔直变流器普遍采用模块化多电平（MMC）拓扑结构。相较于传统两电平换流器，MMC拓扑可将谐波含量降低45%至60%，同时显著提升设备可靠性与系统扩展能力。在运行控制层面，柔直变流器通过“电流内环+功率外环”双闭环控制策略实现精准能量管理。以新疆750kV直流工程为例，当风电出力波动±15%时，采用该策略后母线电压波动幅度控制在±1.7%，较传统控制方案下降约64%，充分验证了其应对新能源功率波动的有效性。
针对柔直互联系统多端交互引发的电压波动与谐振问题，研究团队引入虚拟阻抗解耦控制技术。在±800kV仿真系统中，该技术使系统阻尼特性显著增强，低频谐振幅度降低38%，电压稳定时间从0.32秒缩短至0.19秒。对于新能源出力高度不确定的场景，基于模糊逻辑的功率平滑策略通过动态调整有功输出，使风光出力曲线平滑度提升26.4%，储能系统荷电状态（SOC）波动幅度降低18.7%，有效提升了系统抗干扰能力。
全球首个四端柔直系统——张北柔直互联工程，接入容量达9GW，采用±500kV电压等级。该工程单端换流阀功率达3000MW，运行数据显示：系统可在80毫秒内完成功率重新分配，稳态功率误差小于0.5%，整体传输效率高达97.6%。而在广东阳江海上风电柔直工程中，±320kV柔直系统通过新型水冷VSC-MMC换流器，在风速剧烈波动时将电流波动控制在±2%以内，并在一次电缆故障后0.14秒内自动切换至冗余支路，展现了高可靠性与快速响应能力。
在光伏储能一体化领域，柔直变流器同样发挥着关键作用。宁夏某100MW光储示范项目采用两端柔直互联结构，光伏端电压±500V，储能单元容量50MWh，峰值功率因数达0.998。运行数据显示，该项目年均能量利用率提升8.9%，光照剧烈变化时母线电压偏差仅±2.1%，储能系统响应延迟小于200毫秒，有效支撑电网频率稳定在49.98至50.02Hz区间。
当前，柔直技术正朝着多端协同、智能化与高压化方向加速演进。多端柔直系统（MTDC）通过区域电网互联实现多能互补与备用共享；基于深度学习的故障诊断系统模块级预警准确率达98.3%；新型1200V/1700V碳化硅（SiC）MOSFET器件使系统损耗降低20%至30%；液冷与热管复合冷却方案将功率密度提升至35kW/L。这些突破性进展，正推动柔直系统向更高电压等级、更高可靠性及智能自适应控制方向迈进。
