大規模交直流混聯電網送端交流故障對受端電網的影響

孫天甲，劉海洋

（國網上海市電力公司，上海 200122）

0 引言

目前，我國電網系統已投運跨區直流輸電項目25個（特高壓直流11個、常規直流14個），換流站45座，輸電容量高達12.922億kW。“十四五”期間，將在全國范圍內建設并投產一大批跨區域直流輸電工程。近十年來，隨著直流輸電項目的擴建和投產，許多地區形成了大規模交直流混合電網的新格局。這種新型電網格局的特點之一是在送端電源聚集，單個交流故障可能對相鄰多個直流工程產生影響，在受端呈現多條直流饋電在負荷集中區域相繼落點，交直流耦合關系復雜。

傳統認知中，直流輸電可實現不同頻率或相同頻率交流系統之間非同步聯系，且由直流輸電互相聯系的交流系統各自的短路容量不會因互聯而顯著增大。受直流輸電技術的發展水平和輸送容量的限制，現有研究往往割裂交、直流電網的運行及故障特性，對直流輸電和交流電網耦合關系的理解存在片面性和局限性。文獻［1-5］分析多饋入直流系統因逆變站間存在交流電壓、控制特性、諧波分量、閥組結構等多重耦合特性，以及基于受端交流電網運行及故障情況，對多饋入直流系統發生相繼換相失敗原因及抑制策略展開研究。文獻［6-8］針對多回直流落點于同一交流系統，提出受端電網無功協調控制優化方法。文獻［9-12］針對特高壓混合級聯系統受端換流器發生交流故障時直流側過電壓問題及故障結束后的功率恢復問題，提出電壓-功率協同控制策略及基于受端交流電壓變化的交流低壓限流控制策略。文獻［13-16］對交流濾波器投入時的過電壓情況展開研究。目前，關于送端電網故障造成多饋入受端發生相繼換相失敗和直流閉鎖的研究較少，其故障傳遞機理及受端換相失敗抑制措施尚未明確。

我國大規模交直流混聯的電網格局形成，解決了大范圍優化配置資源的問題，同時交直流連鎖故障已成為故障的新常態，其特點是故障中的每個環節都屬于交直流系統的正常保護動作，但由于多米諾骨牌效應，可能導致大面積停電事故的發生，傳統的“安全穩定三道防線體系”已很難滿足特高壓交直流輸電系統連鎖故障的保護要求。本文結合送端換流站交流系統故障對相鄰直流輸電工程受端交直流系統產生影響的實際案例，指出當前“同送同受”直流群格局下，送端單一故障造成相鄰直流功率及電壓大幅波動，甚至發生換相失敗，對送、受端電網穩定運行產生影響，并提出有效的措施建議。

1 多回直流輸電在故障情況下產生連鎖故障實例

事故案例中：A1直流為±800 kV特高壓常規直流，輸送功率8 000 MW；A2 直流為±800 kV特高壓常規直流，輸送功率6 400 MW；A3 直流為±500 kV 常規直流，輸送功率3 000 MW。A1直流、A2 直流送端相距較近，A2 直流、A3 直流受端相距較近，電網“強直弱交”特性明顯，交直流耦合關系復雜，導致單一直流送端交流系統故障對相鄰直流送、受端均產生不同程度的影響，進而對受端交流系統產生較大擾動，給受端電網安全穩定運行造成不利影響。

故障開始時，A1直流送端交流濾波器母線發生B 相、C 相接地短路，該故障導致A1 直流輸送功率大幅波動，最低跌落至800 MW，跌幅達90%，由于A1 直流、A2 直流系統送端電氣距離非常近，交流故障期間A2 直流送端交流母線B相、C 相電壓大幅跌落至90 kV，使得A2 直流功率、電壓也出現大幅波動，引發受端極Ⅰ直流濾波器過負荷保護動作。A2直流功率波動又引起受端交流母線電壓畸變，進而其受端近區的A3直流受端交流電壓也出現波動，最終導致A3直流發生雙極換相失敗［17］，由于受端發生換相失敗，A3直流送端感受到故障后，控制系統快速增大關斷角γ，通過降低直流電壓來控制受端短路電流，使得直流輸送功率大幅減少，此時短時間內送端將出現功率盈余的情況，對送端電網造成沖擊；同時受端由于直流功率缺失，網內潮流大范圍轉移，造成受端電網局部潮流越限，電壓及頻率大幅波動的情況。整個過程持續時間約為200 ms 左右，直至受端電網交流擾動消失，閥組恢復正常換相，直流輸送功率逐步恢復正常。同樣，在換相失敗恢復過程中，控制系統減小關斷角γ，直流系統從交流電網中吸收大量無功，造成近區電壓大幅波動，送、受端功率平衡再次受到較大沖擊［18］。事故發展過程如圖1所示。

圖1 故障連鎖反應過程

2 故障連鎖反應過程

2.1 A1直流送端交流故障情況分析

A1 直流送端交流故障錄波如圖2 所示。根據圖2錄波分析，B相最大故障電流有效值47.9 kA，C 相最大故障電流有效值52.1 kA。雙套母差保護正確動作，50 ms后故障切除并帶跳4組交流濾波器，對系統無功沖擊達1 040 Mvar。

圖2 A1直流送端交流故障錄波

A1直流送端故障交流濾波器母線跳閘，帶跳所接交流濾波器后，未能自動投入備用濾波器，為維持直流輸送功率，需從系統吸收大量無功，導致送端交流電壓持續偏低，影響直流功率正常輸送。分析A1直流的無功控制邏輯可知，為減少不必要的操作，減小設備損耗，交流濾波器只有在直流穩態功率變化時才能投切，在其他交流濾波器因故障而切除的情況下不會緊急投入，其自動投切邏輯如圖3 所示。最終A1 直流送端因無功功率不足，交流母線電壓由524 kV 跌落至515 kV，同時引起相鄰A2直流送端交流電壓下降。

圖3 A1直流送端無功電壓控制邏輯

2.2 送端故障對受端系統產生的影響

因A1 直流與A2 直流送端電氣聯系緊密，A1直流送端交流濾波器母線故障導致A2直流送端交流電壓明顯下降，故障期間其交流母線電壓從522 kV 跌落至90 kV（跌幅83%），A2 直流功率從故障前的6 400 MW 跌落至1 686 MW（跌幅74%）。

通過整流側直流電壓、逆變側直流電壓、直流電流的傳導鏈條，整流側交流系統電壓變化對直流系統的運行狀態產生影響，直流系統功率波動以及直流功率變化對逆變側無功產生影響，導致逆變側交流系統電壓波動較大，最終影響了受端多饋入直流的運行穩定性［19］。

2.2.1 直流功率波動原因分析

直流輸電主要是輸送有功功率，整流側換流站將其功率輸送至直流線路，逆變側換流站從直流線路接收功率。由于將直流線路參數認為恒定不變，兩端換流站通過改變各自直流電壓來調節直流電流［20］。

12 脈動整流器兩端的直流電壓UdR計算公式為：

式中：ER為整流側交流電壓有效值；α為整流器觸發角；Id為直流電流；IdN為額定直流電流；dx為換流變壓器相對感抗；dr為換流器相對阻抗；UT為換流閥換相壓降；Udi0N為額定空載直流電壓；N為每極6脈動換流器數（特高壓每極一般為4）。

12 脈動逆變器兩端的直流電壓UdI計算公式為：

式中：EI為逆變側交流電壓有效值；Udi0IN為逆變側額定空載電壓。

根據直流輸電的等效電路可得出直流電流Id計算公式為：

式中：Rd為線路電阻。

由式（3）可知，在線路電阻Rd和換流閥換相壓降UT恒定不變時，直流電流的大小取決于整流側交流電壓ER、整流側觸發角α、逆變側交流電壓EI、逆變側關斷角γ的變化。

本次A1直流送端交流濾波器母線發生相間故障期間，A2 直流交流電壓大幅跌落，由式（1）—（3）可知這直接導致A1 直流電壓和直流電流均大幅降低，也造成送端輸送功率大幅波動。盡管交流電壓故障期間整流側控制系統檢測到直流電流實際值減小，閉環控制器輸入ΔI將出現較大正偏差，閉環控制降低觸發角至5°，逆變側電流裕度補償功能亦啟動以盡力恢復直流電壓、電流，但仍無法阻止直流電壓、電流降低。

2.2.2 受端交流電壓降低原因分析

雖然直流輸送的是有功功率，但換流器卻會產生很大感性無功需求，為防止受端這部分無功完全由系統提供而導致受端交流母線降低，可配置一定數量的交流濾波器，通過提供容性無功來補償感性無功的消耗。

12脈動換流器消耗的無功功率Qd為：

受端直流交流濾波器提供的無功功率QACFI為：

式中：UacI為受端交流系統電壓；BI為受端交流濾波器電納。

受端直流與交流系統交換的無功功率QI為：

式中：NI為換流器數量。

由式（4）可知，本次故障期間，因送端交流系統故障導致直流電壓、電流均大幅跌落，受端直流無功在故障初始大幅損失，受端換流站交流濾波器未切除的情況下，QI出現較大正偏差，大量容性無功功率進入受端交流電網，導致交流電壓升高。由于受端交流系統電壓的變化，直流換相失敗預測功能啟動并增大關斷角，伴隨著送端交流電網故障恢復和受端交流系統電壓調整，直流功率逐步恢復至故障前水平，由式（4）、（6）可知，因受端換流器關斷角增大，直流電流快速恢復并產生過調情況，換流器消耗無功增大，QI出現較大負偏差，而交流濾波器Q 控制邏輯投入濾波器延時一般為秒級（通常為3 s），直流系統產生大量感性無功功率，將從受端交流系統吸收大量的無功功率，使得受端交流電網電壓短時降低。

通過以上分析可知，從送端交流電網故障開始到結束的整個過程中，因直流有功功率、無功功率波動，導致受端交流電網電壓受到較大影響。

2.3 直流濾波器保護動作情況分析

由于A2直流受端直流功率、直流電壓發生較大波動，其極Ⅰ直流濾波器直流電壓瞬時值達到1 029 kV，直流濾波器首尾端出現明顯差流，如圖4所示，推斷內部發生閃絡放電。該故障使得受端極Ⅰ直流濾波器電阻器過負荷保護動作切除直流濾波器。

圖4 受端極Ⅰ直流電壓及直流濾波器首尾端電流

分析直流瞬時電壓高的原因，主要是A1直流送端交流故障切除后，A2 直流送端B 相、C 相電壓逐漸恢復，當閥組B相、C相導通時，加在直流電壓上的電壓為B相、C相之間的線電壓UBC，由于A1直流送端交流兩相接地故障和交流濾波器跳閘導致直流系統出現大量二次諧波，疊加故障切除后直流電壓的恢復過程，產生較高的直流暫態電壓，另考慮換流變壓器變比及分接頭位置等因素，直流電壓會超過按額定變比計算得到的電壓值，因此A2直流受端直流電壓超過1 000 kV。

2.4 受端直流換相失敗

A1 直流、A2 直流功率的大幅波動引起受端區域電網交流電壓擾動，并影響饋入區域電網其余直流運行，造成多回直流換相失敗預測邏輯動作。通過檢測逆變側交流電壓擾動，提前增大熄弧角，可減少相鄰直流換相失敗情況的發生，避免電網運行遭受更大的擾動［21］。

2.4.1 換相失敗預測功能

CFPRED（換相失敗預測控制）的作用是防止受端由于交流故障而引發換相失敗，該功能的判據為零序電壓判據和αβ變換電壓判據。

零序電壓判據為：

αβ變換電壓判據為：

式中：Uαβ為αβ坐標系下以角速度旋轉的電壓矢量幅值為αβ坐標系下經過時間t之后的電壓矢量幅值，其中s為復變量；ΔUαβ-set為αβ變換電壓判據整定值。

若上述兩個判據中任意一個滿足，CFPRED將啟動，系統通過增大γ角指令值或直接增大γ角來防止換相失敗的發生。此外，在CFPRED 啟動后，還會增大AMIN（最小換相裕度控制）功能的換相裕度參考值。

2.4.2 AMIN功能

換相裕度的定義為從疊弧結束到換相電壓過零點的剩余的電壓-時間區域，如圖5所示，其中iR為關斷橋臂電流，iS為導通橋臂電流。換相裕度反映換流閥恢復阻斷能力實際恢復時間，如果該時間區域過小，換流閥不能可靠阻斷，就會發生換相失敗。為了降低發生換相失敗的概率，LCC換流器控制系統對逆變側的換相裕度進行實時檢測和計算。如果換相裕度低于參考值，AMIN 將動作，立即發出觸發指令。如果已經發生了換相失敗，換相裕度參考值將迅速增大，以避免連續的換相失敗。此外，為避免再次發生換相失敗，該項功能動作后復歸的時間常數較大。

圖5 換相裕度的定義

2.4.3 A3直流換相失敗原因

A3 直流控制保護系統采用較老的控保平臺，未投入AMIN 功能。其CFPRED 功能動作后，只是將熄弧角控制參考值γref增大10°，然后將增大的γref代入式（9）得到最終的觸發角αAMAX。

式中：Iref為直流電流參考值；dxN為換相電抗；K1為PI控制器的放大系數。

這種處理方式需要通過控制系統調節作用才能將實際的熄弧角增大，且算法執行周期長，無法快速減小觸發角，抑制換相失敗效果不佳。而相鄰其余直流控保平臺則將Δα直接加在觸發角，當換流站母線電壓高于80%時，一般不會發生換相失敗。據運行情況記錄，A3直流發生換相失敗的次數遠超其他常規直流。本次故障期間，A3直流受端相電壓變化約3 kV，導致雙極換相失敗。

3 本次連鎖故障暴露的問題

本次故障在交直流系統中引起大范圍擾動，暴露出規劃設計、交直流設備選型、控制保護配置等方面的一些具體問題。

3.1 直流送端落點過于密集

A1 直流、A2 直流送端的換流站相距過近，是交流短路故障能影響到多回直流的重要因素之一。在直流送端落點選擇上，SCR（短路比）和MSCR（多饋入短路比）越高的地區，交流系統對直流的承載能力越強，因此應盡量選擇SCR 和MSCR 較高的接入點，工程運用中要求SCR 和MSCR不小于2.5。在實際電網規劃中，還會面臨交流電網網架的規劃調整，可能導致SCR 和MSCR 降低。因此，應做好電網的長期規劃，合理安排直流群的落點，加強對集中接入方案的論證，降低單一故障通過多回直流傳播的系統性風險［22］。

3.2 交流濾波器分組容量偏大

交流濾波器是特高壓直流工程的重要組成部分，能對換流閥產生的諧波進行有效抑制，且無論是整流還是換相，都能為換流器提供換相所需要的大量無功。為節約用地，特高壓直流工程的交流濾波器單組容量高達280 Mvar，是常規直流的2～2.5 倍［23］，單組投切或大組跳閘對交流系統擾動較大。因此當交流濾波器母線發生故障，切除所帶交流濾波器后，會從交流系統中吸收大量無功，同時在直流系統中產生大量諧波，并可能影響直流輸送容量，若未及時投入備用交流濾波器，會降低交流系統側運行電壓，影響系統穩定性。

3.3 換相失敗預測能力不足

A3直流受限于硬件平臺等因素，在CFPRED啟動后，不是直接調節觸發角α，而是間接調整定熄弧角控制的參考值γref，得到最終的觸發角，處理周期為625 μs，相較于將Δα直接加在觸發角上，采用CFPRED 功能的實現方法無法快速減小觸發角，抑制換相失敗的效果不佳。若A3直流故障期間持續發生雙極換相失敗，將造成雙極閉鎖，對送、受端電網造成更大沖擊，擴大故障影響范圍。

4 應對措施及建議

4.1 完善交直流電網仿真系統

傳統仿真系統多以大電網機電暫態分析和仿真為主，直流系統暫態響應方面研究工作缺失，而電磁暫態又以單回直流接入電網情況下直流控保系統的運行特性為切入點，暴露出傳統仿真系統無法完整描述大規模交直流混聯電網運行故障特性的問題［24］。因此，亟需加快建設完善的交直流電網仿真系統，以應對日益增加的電力電子設備接入電網后帶來的一系列問題，滿足新形勢下分析電網運行特性的需要。

4.2 受端加快可控換流器的應用

為減小直流系統受端近區發生交流故障對送、受端電網的影響，降低發生換相失敗的概率，目前在運的直流工程大多配置了換相失敗預測功能，但該功能往往受限于硬件平臺采樣周期及執行周期較長的問題，靈敏度不足，無法避免換相失敗情況的發生，仍有待進一步完善和提升。另一方面在受端采用IGBT（絕緣柵雙極型晶體管）等可控換相換流器，積極探索全控型換流閥的應用，從原理上杜絕換相失敗情況的發生。

4.3 優化直流設備規劃建設

加強交直流系統規劃，充分考慮電網過渡期，加強規劃和設計階段對送、受端的系統研究，并合理安排直流群的落點。對現有已投運直流輸電工程，可通過增加串聯電抗器等方式增加落點間電氣距離，從而夯實大電網結構基礎。優化直流工程本體設計，根據交流電網具體情況，提升直流裝備技術水平和對交流電網故障的適應性，適當提高關鍵直流設備的冗余配置，保障特高壓直流的高可靠性運行。

4.4 提高直流動態調節能力

一方面，通過改進控制策略，優化現有控制參數，在直流輸電發生換相失敗或再啟動時能更快穩定交流電壓，有利于系統盡快穩態穩定。另一方面，深入研究直流輸電參與電網慣量支撐和調頻控制的方法，利用直流功率提升、功率速降等功能幫助交流系統提升暫態穩定。

5 結語

本次故障連鎖階段多、影響范圍大，出現了送端故障通過直流群影響受端的新情況，對于大電網安全運行具有重要的借鑒和警示作用。隨著我國直流輸電規模的不斷擴大，交直流之間的相互耦合影響不斷加劇，對電網的運行和建設提出了更高的要求。

本文模擬分析多回直流輸電在故障情況下相互影響的原因，并提出應對措施和建議，為保障送、受端電網安全穩定運行提供理論支撐和技術保障。