大规模交直流混联电网送端交流故障对受端电网的影响

孙天甲，刘海洋

（国网上海市电力公司，上海 200122）

0 引言

目前，我国电网系统已投运跨区直流输电项目25个（特高压直流11个、常规直流14个），换流站45座，输电容量高达12.922亿kW。“十四五”期间，将在全国范围内建设并投产一大批跨区域直流输电工程。近十年来，随着直流输电项目的扩建和投产，许多地区形成了大规模交直流混合电网的新格局。这种新型电网格局的特点之一是在送端电源聚集，单个交流故障可能对相邻多个直流工程产生影响，在受端呈现多条直流馈电在负荷集中区域相继落点，交直流耦合关系复杂。

传统认知中，直流输电可实现不同频率或相同频率交流系统之间非同步联系，且由直流输电互相联系的交流系统各自的短路容量不会因互联而显著增大。受直流输电技术的发展水平和输送容量的限制，现有研究往往割裂交、直流电网的运行及故障特性，对直流输电和交流电网耦合关系的理解存在片面性和局限性。文献［1-5］分析多馈入直流系统因逆变站间存在交流电压、控制特性、谐波分量、阀组结构等多重耦合特性，以及基于受端交流电网运行及故障情况，对多馈入直流系统发生相继换相失败原因及抑制策略展开研究。文献［6-8］针对多回直流落点于同一交流系统，提出受端电网无功协调控制优化方法。文献［9-12］针对特高压混合级联系统受端换流器发生交流故障时直流侧过电压问题及故障结束后的功率恢复问题，提出电压-功率协同控制策略及基于受端交流电压变化的交流低压限流控制策略。文献［13-16］对交流滤波器投入时的过电压情况展开研究。目前，关于送端电网故障造成多馈入受端发生相继换相失败和直流闭锁的研究较少，其故障传递机理及受端换相失败抑制措施尚未明确。

我国大规模交直流混联的电网格局形成，解决了大范围优化配置资源的问题，同时交直流连锁故障已成为故障的新常态，其特点是故障中的每个环节都属于交直流系统的正常保护动作，但由于多米诺骨牌效应，可能导致大面积停电事故的发生，传统的“安全稳定三道防线体系”已很难满足特高压交直流输电系统连锁故障的保护要求。本文结合送端换流站交流系统故障对相邻直流输电工程受端交直流系统产生影响的实际案例，指出当前“同送同受”直流群格局下，送端单一故障造成相邻直流功率及电压大幅波动，甚至发生换相失败，对送、受端电网稳定运行产生影响，并提出有效的措施建议。

1 多回直流输电在故障情况下产生连锁故障实例

事故案例中：A1直流为±800 kV特高压常规直流，输送功率8 000 MW；A2 直流为±800 kV特高压常规直流，输送功率6 400 MW；A3 直流为±500 kV 常规直流，输送功率3 000 MW。A1直流、A2 直流送端相距较近，A2 直流、A3 直流受端相距较近，电网“强直弱交”特性明显，交直流耦合关系复杂，导致单一直流送端交流系统故障对相邻直流送、受端均产生不同程度的影响，进而对受端交流系统产生较大扰动，给受端电网安全稳定运行造成不利影响。

故障开始时，A1直流送端交流滤波器母线发生B 相、C 相接地短路，该故障导致A1 直流输送功率大幅波动，最低跌落至800 MW，跌幅达90%，由于A1 直流、A2 直流系统送端电气距离非常近，交流故障期间A2 直流送端交流母线B相、C 相电压大幅跌落至90 kV，使得A2 直流功率、电压也出现大幅波动，引发受端极Ⅰ直流滤波器过负荷保护动作。A2直流功率波动又引起受端交流母线电压畸变，进而其受端近区的A3直流受端交流电压也出现波动，最终导致A3直流发生双极换相失败［17］，由于受端发生换相失败，A3直流送端感受到故障后，控制系统快速增大关断角γ，通过降低直流电压来控制受端短路电流，使得直流输送功率大幅减少，此时短时间内送端将出现功率盈余的情况，对送端电网造成冲击；同时受端由于直流功率缺失，网内潮流大范围转移，造成受端电网局部潮流越限，电压及频率大幅波动的情况。整个过程持续时间约为200 ms 左右，直至受端电网交流扰动消失，阀组恢复正常换相，直流输送功率逐步恢复正常。同样，在换相失败恢复过程中，控制系统减小关断角γ，直流系统从交流电网中吸收大量无功，造成近区电压大幅波动，送、受端功率平衡再次受到较大冲击［18］。事故发展过程如图1所示。

图1 故障连锁反应过程

2 故障连锁反应过程

2.1 A1直流送端交流故障情况分析

A1 直流送端交流故障录波如图2 所示。根据图2录波分析，B相最大故障电流有效值47.9 kA，C 相最大故障电流有效值52.1 kA。双套母差保护正确动作，50 ms后故障切除并带跳4组交流滤波器，对系统无功冲击达1 040 Mvar。

图2 A1直流送端交流故障录波

A1直流送端故障交流滤波器母线跳闸，带跳所接交流滤波器后，未能自动投入备用滤波器，为维持直流输送功率，需从系统吸收大量无功，导致送端交流电压持续偏低，影响直流功率正常输送。分析A1直流的无功控制逻辑可知，为减少不必要的操作，减小设备损耗，交流滤波器只有在直流稳态功率变化时才能投切，在其他交流滤波器因故障而切除的情况下不会紧急投入，其自动投切逻辑如图3 所示。最终A1 直流送端因无功功率不足，交流母线电压由524 kV 跌落至515 kV，同时引起相邻A2直流送端交流电压下降。

图3 A1直流送端无功电压控制逻辑

2.2 送端故障对受端系统产生的影响

因A1 直流与A2 直流送端电气联系紧密，A1直流送端交流滤波器母线故障导致A2直流送端交流电压明显下降，故障期间其交流母线电压从522 kV 跌落至90 kV（跌幅83%），A2 直流功率从故障前的6 400 MW 跌落至1 686 MW（跌幅74%）。

通过整流侧直流电压、逆变侧直流电压、直流电流的传导链条，整流侧交流系统电压变化对直流系统的运行状态产生影响，直流系统功率波动以及直流功率变化对逆变侧无功产生影响，导致逆变侧交流系统电压波动较大，最终影响了受端多馈入直流的运行稳定性［19］。

2.2.1 直流功率波动原因分析

直流输电主要是输送有功功率，整流侧换流站将其功率输送至直流线路，逆变侧换流站从直流线路接收功率。由于将直流线路参数认为恒定不变，两端换流站通过改变各自直流电压来调节直流电流［20］。

12 脉动整流器两端的直流电压UdR计算公式为：

式中：ER为整流侧交流电压有效值；α为整流器触发角；Id为直流电流；IdN为额定直流电流；dx为换流变压器相对感抗；dr为换流器相对阻抗；UT为换流阀换相压降；Udi0N为额定空载直流电压；N为每极6脉动换流器数（特高压每极一般为4）。

12 脉动逆变器两端的直流电压UdI计算公式为：

式中：EI为逆变侧交流电压有效值；Udi0IN为逆变侧额定空载电压。

根据直流输电的等效电路可得出直流电流Id计算公式为：

式中：Rd为线路电阻。

由式（3）可知，在线路电阻Rd和换流阀换相压降UT恒定不变时，直流电流的大小取决于整流侧交流电压ER、整流侧触发角α、逆变侧交流电压EI、逆变侧关断角γ的变化。

本次A1直流送端交流滤波器母线发生相间故障期间，A2 直流交流电压大幅跌落，由式（1）—（3）可知这直接导致A1 直流电压和直流电流均大幅降低，也造成送端输送功率大幅波动。尽管交流电压故障期间整流侧控制系统检测到直流电流实际值减小，闭环控制器输入ΔI将出现较大正偏差，闭环控制降低触发角至5°，逆变侧电流裕度补偿功能亦启动以尽力恢复直流电压、电流，但仍无法阻止直流电压、电流降低。

2.2.2 受端交流电压降低原因分析

虽然直流输送的是有功功率，但换流器却会产生很大感性无功需求，为防止受端这部分无功完全由系统提供而导致受端交流母线降低，可配置一定数量的交流滤波器，通过提供容性无功来补偿感性无功的消耗。

12脉动换流器消耗的无功功率Qd为：

受端直流交流滤波器提供的无功功率QACFI为：

式中：UacI为受端交流系统电压；BI为受端交流滤波器电纳。

受端直流与交流系统交换的无功功率QI为：

式中：NI为换流器数量。

由式（4）可知，本次故障期间，因送端交流系统故障导致直流电压、电流均大幅跌落，受端直流无功在故障初始大幅损失，受端换流站交流滤波器未切除的情况下，QI出现较大正偏差，大量容性无功功率进入受端交流电网，导致交流电压升高。由于受端交流系统电压的变化，直流换相失败预测功能启动并增大关断角，伴随着送端交流电网故障恢复和受端交流系统电压调整，直流功率逐步恢复至故障前水平，由式（4）、（6）可知，因受端换流器关断角增大，直流电流快速恢复并产生过调情况，换流器消耗无功增大，QI出现较大负偏差，而交流滤波器Q 控制逻辑投入滤波器延时一般为秒级（通常为3 s），直流系统产生大量感性无功功率，将从受端交流系统吸收大量的无功功率，使得受端交流电网电压短时降低。

通过以上分析可知，从送端交流电网故障开始到结束的整个过程中，因直流有功功率、无功功率波动，导致受端交流电网电压受到较大影响。

2.3 直流滤波器保护动作情况分析

由于A2直流受端直流功率、直流电压发生较大波动，其极Ⅰ直流滤波器直流电压瞬时值达到1 029 kV，直流滤波器首尾端出现明显差流，如图4所示，推断内部发生闪络放电。该故障使得受端极Ⅰ直流滤波器电阻器过负荷保护动作切除直流滤波器。

图4 受端极Ⅰ直流电压及直流滤波器首尾端电流

分析直流瞬时电压高的原因，主要是A1直流送端交流故障切除后，A2 直流送端B 相、C 相电压逐渐恢复，当阀组B相、C相导通时，加在直流电压上的电压为B相、C相之间的线电压UBC，由于A1直流送端交流两相接地故障和交流滤波器跳闸导致直流系统出现大量二次谐波，叠加故障切除后直流电压的恢复过程，产生较高的直流暂态电压，另考虑换流变压器变比及分接头位置等因素，直流电压会超过按额定变比计算得到的电压值，因此A2直流受端直流电压超过1 000 kV。

2.4 受端直流换相失败

A1 直流、A2 直流功率的大幅波动引起受端区域电网交流电压扰动，并影响馈入区域电网其余直流运行，造成多回直流换相失败预测逻辑动作。通过检测逆变侧交流电压扰动，提前增大熄弧角，可减少相邻直流换相失败情况的发生，避免电网运行遭受更大的扰动［21］。

2.4.1 换相失败预测功能

CFPRED（换相失败预测控制）的作用是防止受端由于交流故障而引发换相失败，该功能的判据为零序电压判据和αβ变换电压判据。

零序电压判据为：

αβ变换电压判据为：

式中：Uαβ为αβ坐标系下以角速度旋转的电压矢量幅值为αβ坐标系下经过时间t之后的电压矢量幅值，其中s为复变量；ΔUαβ-set为αβ变换电压判据整定值。

若上述两个判据中任意一个满足，CFPRED将启动，系统通过增大γ角指令值或直接增大γ角来防止换相失败的发生。此外，在CFPRED 启动后，还会增大AMIN（最小换相裕度控制）功能的换相裕度参考值。

2.4.2 AMIN功能

换相裕度的定义为从叠弧结束到换相电压过零点的剩余的电压-时间区域，如图5所示，其中iR为关断桥臂电流，iS为导通桥臂电流。换相裕度反映换流阀恢复阻断能力实际恢复时间，如果该时间区域过小，换流阀不能可靠阻断，就会发生换相失败。为了降低发生换相失败的概率，LCC换流器控制系统对逆变侧的换相裕度进行实时检测和计算。如果换相裕度低于参考值，AMIN 将动作，立即发出触发指令。如果已经发生了换相失败，换相裕度参考值将迅速增大，以避免连续的换相失败。此外，为避免再次发生换相失败，该项功能动作后复归的时间常数较大。

图5 换相裕度的定义

2.4.3 A3直流换相失败原因

A3 直流控制保护系统采用较老的控保平台，未投入AMIN 功能。其CFPRED 功能动作后，只是将熄弧角控制参考值γref增大10°，然后将增大的γref代入式（9）得到最终的触发角αAMAX。

式中：Iref为直流电流参考值；dxN为换相电抗；K1为PI控制器的放大系数。

这种处理方式需要通过控制系统调节作用才能将实际的熄弧角增大，且算法执行周期长，无法快速减小触发角，抑制换相失败效果不佳。而相邻其余直流控保平台则将Δα直接加在触发角，当换流站母线电压高于80%时，一般不会发生换相失败。据运行情况记录，A3直流发生换相失败的次数远超其他常规直流。本次故障期间，A3直流受端相电压变化约3 kV，导致双极换相失败。

3 本次连锁故障暴露的问题

本次故障在交直流系统中引起大范围扰动，暴露出规划设计、交直流设备选型、控制保护配置等方面的一些具体问题。

3.1 直流送端落点过于密集

A1 直流、A2 直流送端的换流站相距过近，是交流短路故障能影响到多回直流的重要因素之一。在直流送端落点选择上，SCR（短路比）和MSCR（多馈入短路比）越高的地区，交流系统对直流的承载能力越强，因此应尽量选择SCR 和MSCR 较高的接入点，工程运用中要求SCR 和MSCR不小于2.5。在实际电网规划中，还会面临交流电网网架的规划调整，可能导致SCR 和MSCR 降低。因此，应做好电网的长期规划，合理安排直流群的落点，加强对集中接入方案的论证，降低单一故障通过多回直流传播的系统性风险［22］。

3.2 交流滤波器分组容量偏大

交流滤波器是特高压直流工程的重要组成部分，能对换流阀产生的谐波进行有效抑制，且无论是整流还是换相，都能为换流器提供换相所需要的大量无功。为节约用地，特高压直流工程的交流滤波器单组容量高达280 Mvar，是常规直流的2～2.5 倍［23］，单组投切或大组跳闸对交流系统扰动较大。因此当交流滤波器母线发生故障，切除所带交流滤波器后，会从交流系统中吸收大量无功，同时在直流系统中产生大量谐波，并可能影响直流输送容量，若未及时投入备用交流滤波器，会降低交流系统侧运行电压，影响系统稳定性。

3.3 换相失败预测能力不足

A3直流受限于硬件平台等因素，在CFPRED启动后，不是直接调节触发角α，而是间接调整定熄弧角控制的参考值γref，得到最终的触发角，处理周期为625 μs，相较于将Δα直接加在触发角上，采用CFPRED 功能的实现方法无法快速减小触发角，抑制换相失败的效果不佳。若A3直流故障期间持续发生双极换相失败，将造成双极闭锁，对送、受端电网造成更大冲击，扩大故障影响范围。

4 应对措施及建议

4.1 完善交直流电网仿真系统

传统仿真系统多以大电网机电暂态分析和仿真为主，直流系统暂态响应方面研究工作缺失，而电磁暂态又以单回直流接入电网情况下直流控保系统的运行特性为切入点，暴露出传统仿真系统无法完整描述大规模交直流混联电网运行故障特性的问题［24］。因此，亟需加快建设完善的交直流电网仿真系统，以应对日益增加的电力电子设备接入电网后带来的一系列问题，满足新形势下分析电网运行特性的需要。

4.2 受端加快可控换流器的应用

为减小直流系统受端近区发生交流故障对送、受端电网的影响，降低发生换相失败的概率，目前在运的直流工程大多配置了换相失败预测功能，但该功能往往受限于硬件平台采样周期及执行周期较长的问题，灵敏度不足，无法避免换相失败情况的发生，仍有待进一步完善和提升。另一方面在受端采用IGBT（绝缘栅双极型晶体管）等可控换相换流器，积极探索全控型换流阀的应用，从原理上杜绝换相失败情况的发生。

4.3 优化直流设备规划建设

加强交直流系统规划，充分考虑电网过渡期，加强规划和设计阶段对送、受端的系统研究，并合理安排直流群的落点。对现有已投运直流输电工程，可通过增加串联电抗器等方式增加落点间电气距离，从而夯实大电网结构基础。优化直流工程本体设计，根据交流电网具体情况，提升直流装备技术水平和对交流电网故障的适应性，适当提高关键直流设备的冗余配置，保障特高压直流的高可靠性运行。

4.4 提高直流动态调节能力

一方面，通过改进控制策略，优化现有控制参数，在直流输电发生换相失败或再启动时能更快稳定交流电压，有利于系统尽快稳态稳定。另一方面，深入研究直流输电参与电网惯量支撑和调频控制的方法，利用直流功率提升、功率速降等功能帮助交流系统提升暂态稳定。

5 结语

本次故障连锁阶段多、影响范围大，出现了送端故障通过直流群影响受端的新情况，对于大电网安全运行具有重要的借鉴和警示作用。随着我国直流输电规模的不断扩大，交直流之间的相互耦合影响不断加剧，对电网的运行和建设提出了更高的要求。

本文模拟分析多回直流输电在故障情况下相互影响的原因，并提出应对措施和建议，为保障送、受端电网安全稳定运行提供理论支撑和技术保障。