基于在線安全分析的直流換相失敗案例仿真分析

劉世超，孫其振，張繼勇，孫玉杰，王 鑫

（國網山東省電力公司，山東 濟南 250001）

0 引言

山東—河北特高壓交流環網正式投產后，山東電網通過10 回交流線路（6 回1 000 kV、4 回500 kV）與華北電網緊密互聯，通過銀東直流、昭沂直流、魯固直流與西北電網、東北電網聯絡，交直流總受電能力已突破30 000 MW，直流最大受電能力達17 000 MW［1-3］。山東電網形成以特高壓“三直五交”八大電源為支點、500 kV 密集環網為核心、地區220 kV 骨干網架為支撐的交直流混聯大電網運行格局。隨著交直流耦合更加緊密，故障影響全局化特征明顯，交流系統故障情況下，特別是直流落點近區220 kV 及以上線路故障引發直流換相失敗的概率增加，嚴重故障方式下將導致多回直流同時換相失敗、直流持續換相失敗而閉鎖，繼而導致山東電網內部低電壓、華北電網省間斷面越限，甚至造成華北—華中同步電網穩定破壞、頻率越限［4-5］。

交直流系統運行深度耦合，嚴重的交流系統故障會造成直流系統的換相失敗甚至閉鎖，嚴重威脅電網安全［6-7］。為準確評估電網安全風險，識別導致電網失穩的嚴重故障，亟須提高交直流精細化仿真和驗證能力。特別是當電網發生嚴重故障時，更需要基于建模完善、能夠反映實時運行狀態的電網模型進行仿真分析［8-11］，加強對大電網運行系統特性認知，保障交直流混聯大電網安全穩定運行。

目前，國內已開發多套面向新型電力系統的故障反演及分析系統，文獻［8］將電網仿真計算數據管理平臺的方式離線模型與智能電網調度控制系統的實時在線模型進行融合，建立準確的故障反演模型；文獻［12］建立面向特高壓換流站的全息多場景反事故推演平臺，并已投入實際電網運行；文獻［13-14］則通過改進時域反演算法提升仿真分析的準確性及可信度。然而，現有故障反演系統大多基于離線仿真平臺和模型，缺乏針對在線安全分析平臺的故障反演分析。基于在線安全分析平臺反演實際故障，尤其是換相失敗等與直流系統相關的故障，根據反演結果及時調整模型參數，對準確把握電網動態特性、保障電網安全穩定運行有重要意義。

在線安全分析（Dynamic Security Assessment，DSA）是實現大電網動態安全評估的核心技術。基于山東電網在線安全分析系統，開展500kV 東嶗Ⅰ線故障引發直流換相失敗事故反演，針對仿真結果與實際故障不一致原因進行理論分析，并改進系統模型，進一步提升仿真準確性與可信度，同時為山東電網在線安全分析實用化積累豐富的經驗。

1 故障過程描述與在線計算結果

1.1 事件起因

2022 年6 月26 日15：28，500 kV 東嶗Ⅰ線跳閘，C 相故障，兩側兩套縱聯差動保護正確動作，C 相開關跳閘，重合成功。東嶗Ⅰ線連接膠東站和嶗山站，線路全長50.29 km，全線為架空線路。東嶗Ⅰ線為銀東直流送出線，與銀東直流、昭沂直流和魯固直流落點電氣距離近。故障測距如下：故障點距膠東站側2.53 km、距嶗山站側47.76 km。在故障發生后，銀東直流雙極、昭沂直流雙極高低端、魯固直流雙極低端各換相失敗1 次。

為驗證山東在線安全穩定分析系統對500 kV交流線路故障時直流系統換相失敗仿真計算準確性，提高電網故障分析水平，利用在線安全穩定分析研究態暫穩模塊對該故障進行仿真驗證。

1.2 數據準備

取故障發生日15：25 數據斷面，依據實際故障情況設置故障相別、位置與故障切除時間，并核對換流站交流濾波器切除策略、沂南站調相機模型參數與實際一致。

山東電網在線安全穩定分析系統故障參數設置情況如圖1 所示，直流換相失敗計算判據設置為熄弧角小于7°。

圖1 山東在線安全穩定分析系統故障參數設置Fig.1 Fault parameter settings for Shandong online security and stability analysis system

1.3 在線計算結果分析

根據交流線路故障引發直流換相失敗連鎖故障分析模塊計算結果，500 kV 東嶗Ⅰ線C 相故障情況下，山東電網各直流逆變側換相失敗情況如圖2所示。

通過仿真發現500 kV 東嶗Ⅰ線C 相故障情況下，僅銀東直流發生換相失敗，昭沂直流與魯固直流未發生換相失敗，與實際情況差異較大。進一步利用在線安全穩定分析暫態時域仿真曲線瀏覽工具對各直流逆變側熄弧角曲線進行分析，結果如圖3所示。

圖3 山東電網各直流逆變側熄弧角曲線Fig.3 Arc extinguishing angle curve of each DC inverter side in Shandong power grid

從直流熄弧角曲線可以看出，銀東直流雙極逆變側熄弧角最小值已接近0，發生換相失敗；昭沂直流低端逆變側熄弧角最小值9°左右，雖然熄弧角大幅下降，但仍未達到熄弧角小于7°的判據，因此未發生換相失敗，而昭沂直流高端逆變側熄弧角曲線未明顯下降，同樣未發生換相失敗。此外，魯固直流雙極低端換也未發生換相失敗。根據計算結果，銀東直流雙極換流器換相失敗仿真結果與實際故障情況一致，但昭沂直流雙極高低端、魯固直流雙極低端換相失敗仿真結果與實際故障情況存在差異。

2 仿真與實際不一致原因分析

2.1 直流換相失敗原理

銀東直流、昭沂直流、魯固直流所采用的換流器為電網換相換流器（line commutated converter，LCC），LCC 也是我國我國當前大容量的高壓直流輸電系統所采用的主要換流器。基于LCC 的高壓直流輸電系統（LCC Based High Voltage Direct Current，LCCHVDC）優點是能夠長距離、大容量地輸送功率，但其缺點是換相過程需要依賴交流電網支撐，容易受到交流故障影響。

直流系統正常運行時，各換流閥按照一定的順序導通和關斷，通過循環往復的換相過程完成整流和逆變。在兩個橋臂之間的換相過程結束后，應當關斷的換流閥在反向電壓作用時間內未能恢復阻斷能力，或者在反向電壓期間換相過程一直未能進行完畢，在上述兩種情況下，當閥電壓轉變為正向的過程中，被換相的閥都將向原來預定退出導通的閥倒換相，造成換相不成功，上述過程稱為換相失敗［15］。

LCC 的正常換相過程需要交流系統提供換相電壓，當交流系統發生故障無法提供LCC 需要的換相電壓時，換流器會發生換相失敗故障，嚴重的交流故障還會導致LCC 發生連續換相失敗（Successive Commutation Failure，SCF）［16］。

在換相過程中，換流閥需要一定的時間恢復阻斷能力，完全恢復阻斷能力所需時間大約為400 μs，該時間所對應的工頻角度為7°左右，即最小熄弧角γmin=7°。當關斷時間不足時，將導致換流器的換相失敗。當交流系統對稱時，逆變側熄弧角為［17］

式中：Xc為換相電抗；β為觸發超前角；Uc為換流母線電壓；k為換流變壓器變比；Id為直流電流；?為換流母線電壓中性點偏移角。

可見逆變側熄弧角的變化與多種因素有關，其中與交流電壓跌落幅值、不平衡故障導致中性點偏移角度、故障時刻、零序參數關系較大。

2.2 交流電壓跌落幅值

由于整流側的換流閥在關斷后較長時間內處于反向電壓下，所以只有在觸發電路故障時，整流器才可能發生換相失敗，LCC-HVDC 中的絕大部分換相失敗都發生在逆變側，其中逆變側交流系統的短路故障是導致換相失敗的主要原因［18］。

當受端電網發生短路故障時，換流母線電壓會出現嚴重下降的情況，根據式（1）可知，換流母線電壓降低將直接導致熄弧角減小，引起換相失敗，而換流母線電壓降低的程度與故障類型、故障位置密切相關。故障位置決定故障后逆變側電壓跌落程度，當故障地點距離直流受端較遠時，故障對換流母線電壓影響較小，可能不會導致直流換相失敗；而當故障點距離直流距離較近時，逆變側母線電壓跌落較大，易導致直流換相失敗，甚至導致多條直流同時換相失敗。

實際電網故障點與各換流站電氣距離、線路實際參數可能與仿真數據存在一定差異，是導致仿真結果與實際不一致的原因之一。

2.3 不對稱故障導致中性點偏移角度

單相短路故障是不對稱故障，也是電力系統中發生概率最大的故障。交流系統不對稱故障會造成部分換相電壓相位偏移，進而對換相過程產生影響。此外，不對稱故障發生時，逆變側各閥觸發角不同，直流系統向交流系統注入大量諧波，交直流兩側電氣量具有明顯的諧波特征，也會引發換相失敗［19］。

假設ΔU為故障相電壓跌落值，當直流系統逆變側交流母線發生三相對稱故障時，偏移角?=0；當逆變側交流母線發生三相不對稱故障時，根據三角形正弦定理，解得不對稱故障下換相線電壓過零點偏移角度［20］為

因此，單相故障下除了電壓跌落引起的熄弧角減小外，不對稱故障導致的偏移角的大小也會對熄弧角產生一定影響。但機電暫態仿真是基于三相對稱的基波相量數據，對不對稱故障的還原精確度不如電磁暫態仿真，是導致仿真結果與實際不一致的原因之一。

2.4 故障時刻

電壓諧波、畸變導致熄弧角變小，換相恢復面積不足，是引發換相失敗的重要原因之一。故障時刻會影響換相面積，一般情況下，故障發生在換相間隙時，換相恢復面積更小，更容易發生換相失敗。

1）故障發生在換相過程中。

換流閥在換相過程中的電流波形如圖4 所示。由圖4 可知，換相過程中即將關斷的閥組電流開始降低，即將開通的閥組電流開始增加。若此時發生外部交流故障，即將關斷的閥組在開始承受正常的反向電壓一段時間后才開始承受較低的故障電壓，換相角較小，恢復面積（承受反壓的時間積分）較大，加上此時閥組電流已經開始降低，更容易換相成功。換相過程如圖5 所示，圖中，μ為換相角，α為觸發滯后角。

圖4 換流閥換相過程中電流波形Fig.4 Current waveform during commutation process of converter valve

圖5 故障發生在換相過程時的換相面積與恢復面積Fig.5 The commutation area and recovery area during the commutation process when the fault occurs

2）故障發生在換相間隙。

換流閥在換相間隙的電流波形如圖6 所示，由圖6 可知，此時閥組承受正常運行電流。如果此時發生如圖7 所示的外部交流故障，即將關斷的閥組承受的反向電壓在換相前就已經降低，再加上此時閥組通過電流較大，更不容易關斷，換相角更大，導致恢復面積更小，從而易發生換相失敗。

圖6 換流閥換相間隙的電流波形Fig.6 Current waveform of commutation valve during commutation gap

圖7 故障發生在換相間隙時的換相面積與恢復面積Fig.7 The commutation area and recovery area when the fault occurs in the commutation gap

由于機電暫態仿真無法仿真實際的換相過程，所以無法還原實際故障發生的時刻對熄弧角的影響，也是導致仿真結果與實際不一致的原因之一。

2.5 零序參數

經過對研究態連鎖故障仿真的離線反演與參數核對，發現山東在線安全分析系統中部分新投運設備零序參數缺失。因本次研究對象為單相非對稱接地故障引起的直流換相失敗問題，零序參數的準確性、完整性直接影響機電暫態仿真的準確性。

3 改進模型后仿真結果對比

國網山東省電力公司于2020 年完成在線安全分析系統直流模型更新，改進魯固直流、昭沂直流分層接入直流系統調制與控制模型，并結合電網直流系統實時運行參數和離線典型模型參數信息，細化常規直流系統和分層接入直流系統機電暫態仿真模型建模，提升了對分層接入直流發生換相失敗、閉鎖仿真分析的準確性。2021 年，完成特高壓交直流研究態故障分析功能模塊部署，實現考慮直流有功、無功詳細控制模型等因素的暫態、中長期交直流故障交互影響的全過程仿真。

結合本次故障反演結果，進一步調整電網模型的參數，使之更符合電網實際運行情況。調整考慮中性點偏移、故障時刻的影響，在調整之后，再次進行連鎖故障仿真分析，昭沂直流低端、魯固直流低端和銀東直流逆變側熄弧角仿真結果如圖8 所示。

圖8 改進模型后山東各直流逆變側熄弧角曲線Fig.8 Arc extinguishing angle curves of various DC inverter sides in Shandong using the improved model

從直流熄弧角曲線可以看出，昭沂直流低端、銀東直流雙極逆變側熄弧角最小值已接近0，均會發生換相失敗；魯固直流低端逆變側熄弧角最小值約為8.9°，雖然未達到換相失敗的熄弧角閥值7°，但熄弧角曲線明顯出現大幅下降，考慮直流實際運行時，一些非理想因素會導致熄弧角閥值增大，因此即使熄弧角大于7°，也存在一定風險發生換相失敗。根據計算結果，昭沂直流雙極低端、銀東直流雙極換流器換相失敗仿真結果與實際故障情況一致，僅魯固直流雙極低端換相失敗仿真結果與實際不同，與改進模型前相比，結果準確性提升明顯。

直流換相失敗與交流母線電壓跌落速度、恢復時間、波形畸變程度密切相關。針對魯固直流低端換相失敗仿真結果與實際故障不一致的情況，進一步分析對應換流站母線電壓仿真結果，計算結果和故障時同步向量測量裝置（Phasor Measurement Unit，PMU）實測曲線如圖9 所示。

圖9 廣固換流站1 000 kV 1號母線C相電壓曲線Fig.9 Phase C voltage curve of 1000kV No.1 bus at Guanggu converter station

分析圖9 中曲線可知，廣固換流站低端換流母線C 相電壓機電仿真最低值（1.01 pu）高于PMU 實測曲線最低值（0.93 pu），電壓恢復速度均稍慢于實測曲線。

4 結束語

基于特高壓交直流研究態故障分析功能模塊，完成500 kV 東嶗Ⅰ線C 相故障的仿真反演，模擬了交流故障引發多回直流換相失敗等問題。通過此次故障分析一方面加深了對故障過程中山東電網交直流耦合特性的認知，提升應對突發事故的應急處置能力；另一方面，可以為電網前期規劃提供數據支撐，及時定位并發現電網薄弱點，統籌推進交流和直流、新能源和常規電源協調發展，做好大電網安全管控，全鏈條、全環節阻斷連鎖故障的發生。

針對在線安全穩定分析系統中直流換相失敗仿真計算結果與實際情況不一致的問題，文章開展機理分析，從零序參數、中性點偏移等多個角度進行探究，并及時進行電網模型更新，對進一步提升仿真準確性與可信度具有重要意義。

未來隨著電網負荷和新能源裝機進一步增長，大規模新能源和直流替代常規電源，電壓支撐能力削弱，連鎖風險將進一步加劇。下一步，將不斷結合調控運行實際需要，持續開展在線安全穩定分析在線分析，進一步修正仿真模型，提升故障反演精度；推進風險評估與預警功能建設，提高對大電網系統運行特性認知和控制水平，進而實現從“離線仿真、事后反演”邁向“在線評估、事前預警”，滿足新型電力系統發展背景下山東電網安全穩定運行的需要。