準東直流輸電工程的閉鎖故障和換相失敗故障研究

趙明君 南東亮 郝紅巖 張 鋒 李 斌

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準東直流輸電工程的閉鎖故障和換相失敗故障研究

趙明君1南東亮2郝紅巖3張 鋒3李 斌2

（1. 國網新疆電力有限公司信息通信公司，烏魯木齊 830011；2. 國網新疆電力公司電力科學研究院，烏魯木齊 830011；3. 國網新疆電力公司調度控制中心，烏魯木齊 830011）

本文首先介紹了準東直流輸電工程概況，基于短路電流超標機理分析，開展了該工程的潮流計算分析和短路電流分析等工作，并對投切濾波器進行了研究，在此基礎上，對直流近區的交流-1故障、-2故障和減少配套電源機組后的故障情況分別進行了分析，并分別總結出了若干有意義的結論；最后，從準東直流輸電工程的單極閉鎖故障、雙極閉鎖故障和換相失敗故障等方面，通過仿真驗證了準東直流輸電工程在不同故障情況下的穩定情況。本文的相關工作可為 ±1100kV直流輸電工程的運行方式設定、系統穩定分析、故障分析等提供一定的理論借鑒。

準東直流輸電工程；閉鎖故障；換相失敗故障

根據新疆電網“十三五”發展規劃，新疆電網“十三五”期間將繼續保持快速發展，到2020年新疆電網將建成“八通道、五環網”，進一步細分為“五直流、三通道、五環網”骨干網架。2015—2020年期間，新疆規劃建設成±660kV庫車—巴基斯坦、±1100kV準東—三華、±1100kV準東—皖南、±800kV哈密北—重慶的直流輸電（HVDC）工程，新疆750kV主電網將配合能源基地大規模電源開發和直流外送[1-3]。

自2010年6月18日世界第一回特高壓直流工程——云廣±800kV特高壓直流試驗示范工程在我國建成投運以來，迄今為止，我國已投運特高壓直流工程6回，在建7回，線路長度共計2.4萬km，輸送總容量達1.05億kW[4]。當能源基地距離負荷中心超2400km時，假若仍采用±800kV特高壓直流輸電技術，電力外送損耗將超過10%，而采用±1100kV特高壓直流輸電，可有效解決電力外送技術瓶頸[5]。在多直流外送的大前提下，評估直流故障、直流連鎖故障、交流故障等情況對交直流外送通道的影響將變得十分有必要。預計2018年在準東地區將建成±1100kV直流輸電系統，世界上尚缺乏可借鑒經驗，因此在對送端系統的各運行方式和極端故障下開展前期的相關理論研究具有重要理論及工程意義[6-7]。

文獻[8]研究了哈—鄭直流閉鎖故障下切機等直流安全穩定控制措施。文獻[9]研究了準東至重慶±1100kV特高壓HVDC工程母線側平波電抗器溫升。文獻[10]對±1100kV特高壓直流系統仿真計算進行了研究。文獻[11]研究了±1100kV特高壓HVDC工程換流母線分段運行影響。文獻[12]研究了±1100kV特高壓HVDC換流站直流場雷電侵入波過電壓。文獻[13]研究了±1100kV特高壓HVDC換流站過電壓保護和絕緣配合。本文將分別針對準東±1100kV HVDC工程的直流閉鎖故障、換相失敗等進行研究，對故障引起的近區電壓穩定問題以及全網頻率問題進行分析。

1 介紹準東直流輸電工程

新疆準東地區煤炭資源品質優良、開發條件好，適宜就地發電。準東—皖南工程是實施“疆電外送”的第2條特高壓輸電工程，可有效促進新疆地區新能源利用開發、對增速經濟增長等具有積極意義。

目前新疆通過哈密—敦煌和煙墩—沙州兩條750kV交流通道與西北電網聯絡，一條±800kV天中直流與華中河南電網聯網，實現大區域聯網和大容量電力外送形式。2018年計劃建成投運第二條昌吉—古泉±1100kV特高壓直流輸電工程。新疆電網將會迎來交直流特高壓混聯送端電網，電網結構和運行特性發生較大變化。

昌吉—古泉±1100kV直流輸電工程是疆電外送第二條特高壓直流輸電工程，工程額定功率1200萬kW，額定電壓、電流分別為±1100kV、5400A。工程西起新疆維吾爾自治區昌吉地區五彩灣換流站，東至華東安徽皖南古泉換流站，輸電距離約3324km。該項目將于2018年投入雙極運行。其中，位于西北電網的五彩灣站為整流模式，位于華東電網的皖南站為逆變模式運行。

2 潮流計算分析和短路電流的分析

2.1 潮流計算的分析

配套電源考慮20機情況方式下，準東直流輸電工程功率為12000MW，配套電源出力為10000MW，準東換流站從新疆主網匯集電力為2000MW。

同時交流750kV通道中敦魚、泉魚、河魚斷面輸電斷面均按照5000MW考慮，在準東直流輸電工程雙極閉鎖期間穩控正確動作切機，不平衡量按2000MW考慮則新疆外送（哈敦+煙沙斷面）極限功率為3200MW，受制因素為直流閉鎖后盈余電力轉移至750kV交流通道造成的柴達木、酒泉750kV低電壓問題。準東直流輸電工程送端近區典型潮流分布如圖1所示。

圖1 新疆主網及準東直流輸電工程送端區域750kV層面潮流分布

2.2 短路電流的分析

1）短路電流超標機理分析

根據二端口網絡理論，構建等值電路，利用短路點自阻抗分析電網短路電流超標機理。自阻抗要素包括：表征母線對地的正序等值阻抗、零序等值阻抗；表征電磁環網的正序和零序等值聯絡阻抗。其中，等值聯絡阻抗取決于電磁環網緊密程度，電磁環網越緊密，該值越小，若該站為輻射型站點，則該阻抗無窮大[14]。

針對新疆電網特點，根據自阻抗的分析，可總結出如下規律：①750kV側短路電流主要取決于750kV電網結構，因此需主要通過調整電網結構限制短路電流；②220kV側短路電流主要取決于主變等值阻抗以及220kV側對地阻抗，但二者對不同站點的影響程度不同。

2）準東直流短路電流分析

隨配套電源0至20機機組數量的逐漸增長，準東換流站在全接線方式下750kV短路電流水平逐漸增長，在準東換流站短路配套電源由0至20機時準東換流站短路電流見表1。

表1 準東換流站機組增加時短路電流水平

在準東直流輸電工程建成初期，根據配套機組由0至20機時的不同情況，分別進行短路計算，得出以下結論：

隨準東直流輸電工程配套機組數量的不斷增大，五彩灣換流站750kV母線三相短路電流逐步提升，三相短路電流由建成初期的27.45kA提升至最終的48.81kA。

根據準東直流輸電工程配套機組的投運數量下五彩灣換流站750kV母線短路電流水平提升情況，可得出每臺66萬kW配套機組對750kV三相短路電流提升在1.0～1.1kA。

直流配套機組數量增長對750kV換流站的短路比影響較大，直流送端因彩虹周邊自備電源14臺機組的存在和五彩灣堅強網架，使得系統整流側短路比均滿足3以上的強交流送端系統標準。

根據準東換流站運行要求，換流站750kV的最小短路電流大于33.5kA，為保障滿足上述標準直流配套機組初期至少應建成7臺以上。

3 投切濾波器分析

配套電源的機組數量決定著換流站的短路容量，因此在配套機組不同情況下投切電容對換流站穩態電壓變化率隨機組數量增長在不斷改善。

通過考慮0、10機和20機時，在準東換流站切1組濾波器360Mvar，準東站進行的投切濾波器所產生的電壓波動數據，詳見表2和圖2所示。

表2 準東換流站投切濾波器電壓波動

圖2 準東換流站內投切濾波器造成的電壓波動

根據直流配套機組各階段切除一組濾波器后電壓變化數據得出以下結論：

1）隨準東直流輸電工程配套機組不斷投運，在五彩灣換流站750kV側切除一組360Mvar（單組最大容量）的濾波器時750kV層面電壓變化幅度有所降低，但各階段投切濾波器對電壓變化均不超變化率2.5%的標準，在合理范圍。

2）在準東直流輸電工程投運初期（0機），切除一組直流濾波器換流站750kV電壓降低4.9kV，波動量遠小于±800kV天中直流初期約20kV的波動水平，表明在準東直流輸電工程投運初期時五彩灣換短路容量水平較高，利于初期直流穩定運行。

3）配套電源0機到20機的方式，五彩灣換流站近區750kV線路發生投切濾波器時，換流站750kV系統電壓變化率在0.31%～0.61%區間變化，穩定性好。

4 直流近區交流故障

當直流近區交流線路發生短路故障時，會引發換流站發生換相失敗，形成交流系統故障和直流系統換相失敗故障疊加而成的復合故障，從而表現出與傳統交流線路故障表現出不同的特性[15]。復故障期間直流近區交流線路保護安裝處測得的短路電流極大值max與短路故障發生時刻的關系為

式中，各變量的含義詳參文獻[15]，本文在此不再贅述。

4.1 近區交流N-1故障

在準東站附近、設定三永750kV線路發生-1故障、且系統整體仍維持穩定狀態，且近區線路不過載，具體仿真結果見表3。

表3 準東換流站近區750kV線路三永N-1故障校核

根據五彩灣直流投運后換流站周邊輸電線路三相短路故障-1跳閘后計算數據，可得出以下結論：

1）隨直流配套機組的增多，在準東直流輸電工程外送1200萬kW時，發生近區周邊750kV線路三相短路故障跳閘后，對系統影響較小，直流可以維持穩定運行。

2）準東直流輸電工程換流站在投運初期和配套機組全部建成后，五彩灣周邊短路容量大，在發生750kV線路短路故障跳閘后對電壓影響較小。

3）在直流配套電源20機的方式，準東換流站近區750kV線路發生三永-1故障后，系統功率角穩定，母線電壓波動在合理范圍內，周邊線路無過載。

4.2 近區交流N-2故障

配套電源20機方式下，準東換—五彩灣750kV線路發生異名相-2故障后，系統功率角穩定，母線電壓在正常范圍內，線路不過載。西北機組功率角曲線如圖3所示。

圖3 準東換—五彩灣異名相N-2故障，新疆同西北機組功率角曲線

配套電源20機方式，烏北—五彩灣750kV線路發生異名相-2故障后，系統可以保持穩定運行，母線電壓在正常范圍內，線路不過載。西北機組功率角均穩定，功率角曲線如圖4所示。

4.3 減少配套電源機組后

關停直流配套電源5機后，五彩灣—準東換交流通道組織3000MW電力方式下，烏北—五彩灣750kV線路發生異名相-2故障后，雙回線潮流存在通過天山750kV雙環網大量轉移，引起吐魯番、鄯善地區750kV母線電壓大幅下降到0.9p.u.，西北機組功率角曲線、吐魯番地區負荷電壓曲線如圖5、圖6所示。為保證烏北—五彩灣異名相-2故障后吐魯番地區負荷母線電壓恢復到0.9p.u.以上，需要采取切除東天山環網西部區域烏昌地區機組1000～1500MW或控制準東直流輸電工程交流通道供應電力3000MW以下的安控措施。

圖4 烏北—五彩灣750線異名相N-2故障，新疆與西北機組功率角曲線

圖5 烏北—五彩灣異名相N-2，新疆同西北機組功率角曲線

圖6 烏北—五彩灣異名相N-2，東天山環網片區負荷電壓曲線

5 準東直流輸電工程故障分析

5.1 準東直流輸電工程單極閉鎖故障

-1規則規定：網絡中任意一條輸電線路故障或直流單極閉鎖時，系統不切機不切負荷也應能保持穩定[16]。準東—皖南直流投運后，隨著直流配套機組不斷投運（外送功率增長），在直流外送1200萬kW時發生單極閉鎖故障存在暫態失穩和暫態過電壓問題。因此，閉鎖故障期間需要采取切機策略，根據仿真計算得出各類直流外送功率下系統所需切機量和暫態過電壓變化量見表4。

表4 電源0至20機組下準東五彩灣換流站750kV側單極閉鎖暫態壓升

根據五彩灣直流配套機組投運各階段仿真得出單極閉鎖后控制措施和電壓變化數據，可得出以下結論：

1）隨準東直流輸電工程外送功率增長，外送功率在3000MW以上發生單極閉鎖后，需要采取穩控切機措施才可以保障電網安全穩定運行。

2）隨直流配套機組的增多及直流外送功率的增長，在單極閉鎖故障后富余功率增多，為保障電網穩定運行配套機組的切機量最高增至3800MW。

3）隨直流外送功率增長，在發生直流單極閉鎖故障后750kV層面的暫態電壓和穩態電壓升高水平隨之變大。

5.2 準東直流輸電工程雙極閉鎖故障

直流輸電系統雙極閉鎖是對輸電系統影響最嚴重的故障之一[17]。準東—皖南直流投運后，隨著直流外送功率增長，在直流外送1200萬kW時發生雙極閉鎖故障存在功率角穩定和電壓穩定問題。在準東直流輸電工程發生雙極閉鎖故障，會造成新疆對西北主網功率角失穩，柴達木330kV母線電壓低于315kV，在功率滿送時需要采取切除配套電源9800MW的安控措施。根據仿真計算得出各類型輸送功率下切機后電壓變化量，見表5。

表5 電源0至20機組下準東五彩灣換流站750kV側雙極閉鎖暫態壓升

根據五彩灣直流配套機組投運各階段仿真得出雙極閉鎖后控制措施和電壓變化數據，可得出以下結論：

1）在準東直流輸電工程發生雙極閉鎖故障，無措施下會造成新疆對西北主網功率角失穩，疆電外送通道沿線750kV電壓均大幅度下降的問題。

2）隨直流配套機組的增多及直流外送功率的增長，在雙極閉鎖故障后富余功率增多，為保障電網穩定運行配套機組的切機量最高增至9800MW切機量。

3）隨直流外送增長在雙極閉鎖故障后750kV層面的暫態電壓和穩態電壓升高均較高，其中在外送12000MW時暫態壓升最高達151.4kV，運行風險高。

5.3 準東直流輸電工程換相失敗故障

換相失敗是指當換流閥兩橋臂間換相結束后，剛退出導通的閥在反向電壓作用時間內，如未能恢復阻斷能力，或在反向電壓作用下換相過程未結束，當閥電壓變為正向時，被換相閥將向原預定退出導通的閥倒換相[18]。晶閘管關斷過程需要一定的時間完成載流子復合、恢復阻斷能力，其去離子恢復時間在400ms，因而關斷越前角當低于電角度數值時，關斷角不能達到最低要求，系統會發生換相失敗。直流電流的突然增大、換相線電壓的降低、觸發脈沖的丟失及交流系統不對稱故障引起的換相電壓相角的改變等都會引起換相失敗[15]。準東—皖南直流投運后，隨著準東直流輸電工程外送功率增長直流發生相繼2次換相失敗功率波動，系統功率角穩定，柴達木330kV母線電壓在315kV以上，不需要采取預控措施。但是在直流外送由3000MW增長至1200萬kW時發生換相失敗故障存在暫態低電壓和暫態過電壓問題。而且換相失敗故障期間無相應電壓調整控制策略，根據仿真計算得出電壓變化量見表6。

表6 電源0至20機組下準東五彩灣換流站750kV側換相失敗暫態電壓

根據五彩灣直流配套機組投運各階段仿真得出換相失敗后控制措施和電壓變化數據，可得出以下結論：

1）在直流外送各階段時準東直流輸電工程換相失敗故障期間不造成直流閉鎖故障時系統可以維持穩定運行，不會出現功率角穩定問題。

2）準東直流輸電工程換相失敗期間，交流濾波器無功大量釋放，高端運行時引起準東換流站暫態電壓升高0.1748p.u.。隨著直流外送功率的提升換相失敗故障時750kV暫態電壓升高逐漸提升。

3）換相失敗故障時750kV暫態電壓最低到0.5～0.6p.u.左右，機端電壓更低。

6 結論

基于本文的準東HVDC工程的閉鎖故障和換相失敗故障相關研究，總結出以下具有一定意義的 結論：

1）準東HVDC工程換流站建成初期750kV五彩灣變電站周邊火電機組預計在21～25臺，同時準東HVDC工程周邊火電機組預計在2018年初具備10臺左右配套機組投運的能力，因此±1100kV準東—皖南直流雙極投運初期仍具備組織外送600～900萬kW能力。

2）在準東HVDC工程雙極閉鎖期間穩控正確動作切機時，在準東直流輸電工程發生雙極閉鎖故障，將引起對西北主網功率角失穩。

3）配套電源0機到20機的方式，五彩灣換流站近區750kV線路發生投切濾波器時，換流站750kV系統電壓變化率在0.31%～0.61%區間變化，穩定性好。

4）在750kV五彩灣換流站周邊發生750kV輸電線路三相短路發生-1、故障跳閘后±1100kV準東直流和750kV交流系統均可以維持穩定運行。烏北—五彩輸電工程灣750kV線路發生異名相-2故障后，潮流在東天山750kV環網轉移，通過采取切除東天山環網西部區域烏昌地區機組1000～1500MW，使其余-2故障后±1100kV準東HVDC工程和750kV交流系統均可以維持穩定運行，且烏北—五彩灣異名-2故障后吐魯番地區負荷母線電壓恢復到0.9p.u.以上。

5）準東HVDC工程單極閉鎖故障并切機后，剩余功率通過近區環網和甘新斷面送出，會造成新疆—西北聯網通道沿線750kV電壓下降20～58kV。

6）準東HVDC工程雙極閉鎖故障并切機后，剩余功率通過近區環網和甘新斷面送出，會造成新疆—西北聯網通道沿線750kV電壓下降30～60kV。

上述結論可為準東HVDC工程的實際運行提供重要的借鑒參考，有助于準東HVDC工程的安全穩定運行。

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Blocking contingency and commutation failure for Zhundong HVDC transmission

Zhao Mingjun1Nan Dongliang2Hao Hongyan3Zhang Feng3Li Bin2

(1. Infornation and Communication Company of State Grid Xinjiang Electric Power Company, Urumqi 830011; 2. State Grid Electric Power Research Institute of Xinjiang Electric Power Company, Urumqi 830011;3. Xinjiang Electric Power Dispatching and Communication Center, Urumqi 830011)

First, the Zhundong HVDC transmission project is analyzed. The power flow and short circuit analysis for the project are presented based on short-circuit current exceeding standard mechanism. And the switching filter for the project is analyzed. The-1 AC fault,-2 fault and the faults reducing the power supply unit DC side are studied. Some meaningful conclusions are drawn. Finally, by the simulation of unipolar locking fault, bipolar block fault and commutation failure fault, the stability of Zhundong HVDC project in different fault conditions is verified. The related work can be provide theoretical reference of operation mode setting, system stability analysis and fault analysis for ±1100kV HVDC system.

Zhundong HVDC; blocking contingency; commutation failure

2017-10-16

孔繁宇（1988-），男，南京市人，本科，工程師，主要從事電力系統安全穩定控制工作。