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(wǎng)新疆電力有限公司信息通信公司，烏魯木齊 830011；2. 國網(wǎng)新疆電力公司電力科學(xué)研究院，烏魯木齊 830011；3. 國網(wǎng)新疆電力公司調(diào)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(biāo)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(chǔ)上，對直流近區(qū)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(jié)出了若干有意義的結(jié)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(wěn)定情況。本文的相關(guān)工作可為 ±1100kV直流輸電工程的運行方式設(shè)定、系統(tǒng)穩(wěn)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(jù)新疆電網(wǎng)“十三五”發(fā)展規(guī)劃，新疆電網(wǎng)“十三五”期間將繼續(xù)保持快速發(fā)展，到2020年新疆電網(wǎng)將建成“八通道、五環(huán)網(wǎng)”，進一步細分為“五直流、三通道、五環(huán)網(wǎng)”骨干網(wǎng)架。2015—2020年期間，新疆規(guī)劃建設(shè)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(wǎng)將配合能源基地大規(guī)模電源開發(fā)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?cè)萘窟_1.05億kW[4]。當(dāng)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(shù)，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(shù)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(yù)計2018年在準東地區(qū)將建成±1100kV直流輸電系統(tǒng)，世界上尚缺乏可借鑒經(jīng)驗，因此在對送端系統(tǒng)的各運行方式和極端故障下開展前期的相關(guān)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(wěn)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(cè)平波電抗器溫升。文獻[10]對±1100kV特高壓直流系統(tǒng)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(qū)電壓穩(wěn)定問題以及全網(wǎng)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(qū)煤炭資源品質(zhì)優(yōu)良、開發(fā)條件好，適宜就地發(fā)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(qū)新能源利用開發(fā)、對增速經(jīng)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(wǎng)聯(lián)絡(luò)，一條±800kV天中直流與華中河南電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)，實現(xiàn)大區(qū)域聯(lián)網(wǎng)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(wǎng)將會迎來交直流特高壓混聯(lián)送端電網(wǎng)，電網(wǎng)結(jié)構(gòu)和運行特性發(fā)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(qū)昌吉地區(qū)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(wǎng)的五彩灣站為整流模式，位于華東電網(wǎng)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(wǎng)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(wěn)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(zhuǎn)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(qū)典型潮流分布如圖1所示。

圖1 新疆主網(wǎng)及準東直流輸電工程送端區(qū)域750kV層面潮流分布

2.2 短路電流的分析

1）短路電流超標(biāo)機理分析

根據(jù)二端口網(wǎng)絡(luò)理論，構(gòu)建等值電路，利用短路點自阻抗分析電網(wǎng)短路電流超標(biāo)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(huán)網(wǎng)的正序和零序等值聯(lián)絡(luò)阻抗。其中，等值聯(lián)絡(luò)阻抗取決于電磁環(huán)網(wǎng)緊密程度，電磁環(huán)網(wǎng)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(wǎng)特點，根據(jù)自阻抗的分析，可總結(jié)出如下規(guī)律：①750kV側(cè)短路電流主要取決于750kV電網(wǎng)結(jié)構(gòu)，因此需主要通過調(diào)整電網(wǎng)結(jié)構(gòu)限制短路電流；②220kV側(cè)短路電流主要取決于主變等值阻抗以及220kV側(cè)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(shù)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(jù)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(jié)論：

隨準東直流輸電工程配套機組數(shù)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(jù)準東直流輸電工程配套機組的投運數(shù)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(shù)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(wǎng)架，使得系統(tǒng)整流側(cè)短路比均滿足3以上的強交流送端系統(tǒng)標(biāo)準。

根據(jù)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(biāo)準直流配套機組初期至少應(yīng)建成7臺以上。

3 投切濾波器分析

配套電源的機組數(shù)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(wěn)態(tài)電壓變化率隨機組數(shù)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(chǎn)生的電壓波動數(shù)據(jù)，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(nèi)投切濾波器造成的電壓波動

根據(jù)直流配套機組各階段切除一組濾波器后電壓變化數(shù)據(jù)得出以下結(jié)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(cè)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(biāo)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(wěn)定運行。

3）配套電源0機到20機的方式，五彩灣換流站近區(qū)750kV線路發(fā)生投切濾波器時，換流站750kV系統(tǒng)電壓變化率在0.31%～0.61%區(qū)間變化，穩(wěn)定性好。

4 直流近區(qū)交流故障

當(dāng)直流近區(qū)交流線路發(fā)生短路故障時，會引發(fā)換流站發(fā)生換相失敗，形成交流系統(tǒng)故障和直流系統(tǒng)換相失敗故障疊加而成的復(fù)合故障，從而表現(xiàn)出與傳統(tǒng)交流線路故障表現(xiàn)出不同的特性[15]。復(fù)故障期間直流近區(qū)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(fā)生時刻的關(guān)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(qū)交流N-1故障

在準東站附近、設(shè)定三永750kV線路發(fā)生-1故障、且系統(tǒng)整體仍維持穩(wěn)定狀態(tài)，且近區(qū)線路不過載，具體仿真結(jié)果見表3。

表3 準東換流站近區(qū)750kV線路三永N-1故障校核

根據(jù)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(shù)據(jù)，可得出以下結(jié)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(fā)生近區(qū)周邊750kV線路三相短路故障跳閘后，對系統(tǒng)影響較小，直流可以維持穩(wěn)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(fā)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(qū)750kV線路發(fā)生三永-1故障后，系統(tǒng)功率角穩(wěn)定，母線電壓波動在合理范圍內(nèi)，周邊線路無過載。

4.2 近區(qū)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(fā)生異名相-2故障后，系統(tǒng)功率角穩(wěn)定，母線電壓在正常范圍內(nèi)，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(fā)生異名相-2故障后，系統(tǒng)可以保持穩(wěn)定運行，母線電壓在正常范圍內(nèi)，線路不過載。西北機組功率角均穩(wěn)定，功率角曲線如圖4所示。

4.3 減少配套電源機組后

關(guān)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(fā)生異名相-2故障后，雙回線潮流存在通過天山750kV雙環(huán)網(wǎng)大量轉(zhuǎn)移，引起吐魯番、鄯善地區(qū)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(qū)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(qū)負荷母線電壓恢復(fù)到0.9p.u.以上，需要采取切除東天山環(huán)網(wǎng)西部區(qū)域烏昌地區(qū)機組1000～1500MW或控制準東直流輸電工程交流通道供應(yīng)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(huán)網(wǎng)片區(qū)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(guī)則規(guī)定：網(wǎng)絡(luò)中任意一條輸電線路故障或直流單極閉鎖時，系統(tǒng)不切機不切負荷也應(yīng)能保持穩(wěn)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(fā)生單極閉鎖故障存在暫態(tài)失穩(wěn)和暫態(tài)過電壓問題。因此，閉鎖故障期間需要采取切機策略，根據(jù)仿真計算得出各類直流外送功率下系統(tǒng)所需切機量和暫態(tài)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(cè)單極閉鎖暫態(tài)壓升

根據(jù)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(shù)據(jù)，可得出以下結(jié)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(fā)生單極閉鎖后，需要采取穩(wěn)控切機措施才可以保障電網(wǎng)安全穩(wěn)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(wǎng)穩(wěn)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(fā)生直流單極閉鎖故障后750kV層面的暫態(tài)電壓和穩(wěn)態(tài)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(tǒng)雙極閉鎖是對輸電系統(tǒng)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(fā)生雙極閉鎖故障存在功率角穩(wěn)定和電壓穩(wěn)定問題。在準東直流輸電工程發(fā)生雙極閉鎖故障，會造成新疆對西北主網(wǎng)功率角失穩(wěn)，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(jù)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(cè)雙極閉鎖暫態(tài)壓升

根據(jù)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(shù)據(jù)，可得出以下結(jié)論：

1）在準東直流輸電工程發(fā)生雙極閉鎖故障，無措施下會造成新疆對西北主網(wǎng)功率角失穩(wěn)，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(wǎng)穩(wěn)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(tài)電壓和穩(wěn)態(tài)電壓升高均較高，其中在外送12000MW時暫態(tài)壓升最高達151.4kV，運行風(fēng)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(dāng)換流閥兩橋臂間換相結(jié)束后，剛退出導(dǎo)通的閥在反向電壓作用時間內(nèi)，如未能恢復(fù)阻斷能力，或在反向電壓作用下?lián)Q相過程未結(jié)束，當(dāng)閥電壓變?yōu)檎驎r，被換相閥將向原預(yù)定退出導(dǎo)通的閥倒換相[18]。晶閘管關(guān)斷過程需要一定的時間完成載流子復(fù)合、恢復(fù)阻斷能力，其去離子恢復(fù)時間在400ms，因而關(guān)斷越前角當(dāng)?shù)陀陔娊嵌葦?shù)值時，關(guān)斷角不能達到最低要求，系統(tǒng)會發(fā)生換相失敗。直流電流的突然增大、換相線電壓的降低、觸發(fā)脈沖的丟失及交流系統(tǒng)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(fā)生相繼2次換相失敗功率波動，系統(tǒng)功率角穩(wěn)定，柴達木330kV母線電壓在315kV以上，不需要采取預(yù)控措施。但是在直流外送由3000MW增長至1200萬kW時發(fā)生換相失敗故障存在暫態(tài)低電壓和暫態(tài)過電壓問題。而且換相失敗故障期間無相應(yīng)電壓調(diào)整控制策略，根據(jù)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(cè)換相失敗暫態(tài)電壓

根據(jù)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(shù)據(jù)，可得出以下結(jié)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(tǒng)可以維持穩(wěn)定運行，不會出現(xiàn)功率角穩(wěn)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(tài)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(tài)電壓升高逐漸提升。

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

6 結(jié)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(guān)研究，總結(jié)出以下具有一定意義的 結(jié)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(yù)計在21～25臺，同時準東HVDC工程周邊火電機組預(yù)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(wěn)控正確動作切機時，在準東直流輸電工程發(fā)生雙極閉鎖故障，將引起對西北主網(wǎng)功率角失穩(wěn)。

3）配套電源0機到20機的方式，五彩灣換流站近區(qū)750kV線路發(fā)生投切濾波器時，換流站750kV系統(tǒng)電壓變化率在0.31%～0.61%區(qū)間變化，穩(wěn)定性好。

4）在750kV五彩灣換流站周邊發(fā)生750kV輸電線路三相短路發(fā)生-1、故障跳閘后±1100kV準東直流和750kV交流系統(tǒng)均可以維持穩(wěn)定運行。烏北—五彩輸電工程灣750kV線路發(fā)生異名相-2故障后，潮流在東天山750kV環(huán)網(wǎng)轉(zhuǎn)移，通過采取切除東天山環(huán)網(wǎng)西部區(qū)域烏昌地區(qū)機組1000～1500MW，使其余-2故障后±1100kV準東HVDC工程和750kV交流系統(tǒng)均可以維持穩(wěn)定運行，且烏北—五彩灣異名-2故障后吐魯番地區(qū)負荷母線電壓恢復(fù)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(qū)環(huán)網(wǎng)和甘新斷面送出，會造成新疆—西北聯(lián)網(wǎng)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(qū)環(huán)網(wǎng)和甘新斷面送出，會造成新疆—西北聯(lián)網(wǎng)通道沿線750kV電壓下降30～60kV。

上述結(jié)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(wěn)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(tǒng)安全穩(wěn)定控制工作。