劉世超，孫其振，張繼勇，孫玉杰，王 鑫

（國網(wǎng)山東省電力公司，山東 濟(jì)南 250001）

0 引言

山東—河北特高壓交流環(huán)網(wǎng)正式投產(chǎn)后，山東電網(wǎng)通過10 回交流線路（6 回1 000 kV、4 回500 kV）與華北電網(wǎng)緊密互聯(lián)，通過銀東直流、昭沂直流、魯固直流與西北電網(wǎng)、東北電網(wǎng)聯(lián)絡(luò)，交直流總受電能力已突破30 000 MW，直流最大受電能力達(dá)17 000 MW［1-3］。山東電網(wǎng)形成以特高壓“三直五交”八大電源為支點、500 kV 密集環(huán)網(wǎng)為核心、地區(qū)220 kV 骨干網(wǎng)架為支撐的交直流混聯(lián)大電網(wǎng)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(tǒng)故障情況下，特別是直流落點近區(qū)220 kV 及以上線路故障引發(fā)直流換相失敗的概率增加，嚴(yán)重故障方式下將導(dǎo)致多回直流同時換相失敗、直流持續(xù)換相失敗而閉鎖，繼而導(dǎo)致山東電網(wǎng)內(nèi)部低電壓、華北電網(wǎng)省間斷面越限，甚至造成華北—華中同步電網(wǎng)穩(wěn)定破壞、頻率越限［4-5］。

交直流系統(tǒng)運行深度耦合，嚴(yán)重的交流系統(tǒng)故障會造成直流系統(tǒng)的換相失敗甚至閉鎖，嚴(yán)重威脅電網(wǎng)安全［6-7］。為準(zhǔn)確評估電網(wǎng)安全風(fēng)險，識別導(dǎo)致電網(wǎng)失穩(wěn)的嚴(yán)重故障，亟須提高交直流精細(xì)化仿真和驗證能力。特別是當(dāng)電網(wǎng)發(fā)生嚴(yán)重故障時，更需要基于建模完善、能夠反映實時運行狀態(tài)的電網(wǎng)模型進(jìn)行仿真分析［8-11］，加強(qiáng)對大電網(wǎng)運行系統(tǒng)特性認(rèn)知，保障交直流混聯(lián)大電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。

目前，國內(nèi)已開發(fā)多套面向新型電力系統(tǒng)的故障反演及分析系統(tǒng)，文獻(xiàn)［8］將電網(wǎng)仿真計算數(shù)據(jù)管理平臺的方式離線模型與智能電網(wǎng)調(diào)度控制系統(tǒng)的實時在線模型進(jìn)行融合，建立準(zhǔn)確的故障反演模型；文獻(xiàn)［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(wǎng)運行；文獻(xiàn)［13-14］則通過改進(jìn)時域反演算法提升仿真分析的準(zhǔn)確性及可信度。然而，現(xiàn)有故障反演系統(tǒng)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?；谠诰€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(tǒng)相關(guān)的故障，根據(jù)反演結(jié)果及時調(diào)整模型參數(shù)，對準(zhǔn)確把握電網(wǎng)動態(tài)特性、保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行有重要意義。

在線安全分析（Dynamic Security Assessment，DSA）是實現(xiàn)大電網(wǎng)動態(tài)安全評估的核心技術(shù)?；谏綎|電網(wǎng)在線安全分析系統(tǒng)，開展500kV 東嶗Ⅰ線故障引發(fā)直流換相失敗事故反演，針對仿真結(jié)果與實際故障不一致原因進(jìn)行理論分析，并改進(jìn)系統(tǒng)模型，進(jìn)一步提升仿真準(zhǔn)確性與可信度，同時為山東電網(wǎng)在線安全分析實用化積累豐富的經(jīng)驗。

1 故障過程描述與在線計算結(jié)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(cè)兩套縱聯(lián)差動保護(hù)正確動作，C 相開關(guān)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(cè)2.53 km、距嶗山站側(cè)47.76 km。在故障發(fā)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(wěn)定分析系統(tǒng)對500 kV交流線路故障時直流系統(tǒng)換相失敗仿真計算準(zhǔn)確性，提高電網(wǎng)故障分析水平，利用在線安全穩(wěn)定分析研究態(tài)暫穩(wěn)模塊對該故障進(jìn)行仿真驗證。

1.2 數(shù)據(jù)準(zhǔn)備

取故障發(fā)生日15：25 數(shù)據(jù)斷面，依據(jù)實際故障情況設(shè)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(diào)相機(jī)模型參數(shù)與實際一致。

山東電網(wǎng)在線安全穩(wěn)定分析系統(tǒng)故障參數(shù)設(shè)置情況如圖1 所示，直流換相失敗計算判據(jù)設(shè)置為熄弧角小于7°。

圖1 山東在線安全穩(wěn)定分析系統(tǒng)故障參數(shù)設(shè)置Fig.1 Fault parameter settings for Shandong online security and stability analysis system

1.3 在線計算結(jié)果分析

根據(jù)交流線路故障引發(fā)直流換相失敗連鎖故障分析模塊計算結(jié)果，500 kV 東嶗Ⅰ線C 相故障情況下，山東電網(wǎng)各直流逆變側(cè)換相失敗情況如圖2所示。

通過仿真發(fā)現(xiàn)500 kV 東嶗Ⅰ線C 相故障情況下，僅銀東直流發(fā)生換相失敗，昭沂直流與魯固直流未發(fā)生換相失敗，與實際情況差異較大。進(jìn)一步利用在線安全穩(wěn)定分析暫態(tài)時域仿真曲線瀏覽工具對各直流逆變側(cè)熄弧角曲線進(jìn)行分析，結(jié)果如圖3所示。

圖3 山東電網(wǎng)各直流逆變側(cè)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(cè)熄弧角最小值已接近0，發(fā)生換相失?。徽岩手绷鞯投四孀儌?cè)熄弧角最小值9°左右，雖然熄弧角大幅下降，但仍未達(dá)到熄弧角小于7°的判據(jù)，因此未發(fā)生換相失敗，而昭沂直流高端逆變側(cè)熄弧角曲線未明顯下降，同樣未發(fā)生換相失敗。此外，魯固直流雙極低端換也未發(fā)生換相失敗。根據(jù)計算結(jié)果，銀東直流雙極換流器換相失敗仿真結(jié)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(jié)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(wǎng)換相換流器（line commutated converter，LCC），LCC 也是我國我國當(dāng)前大容量的高壓直流輸電系統(tǒng)所采用的主要換流器?；贚CC 的高壓直流輸電系統(tǒng)（LCC Based High Voltage Direct Current，LCCHVDC）優(yōu)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(wǎng)支撐，容易受到交流故障影響。

直流系統(tǒng)正常運行時，各換流閥按照一定的順序?qū)ê完P(guān)斷，通過循環(huán)往復(fù)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(jié)束后，應(yīng)當(dāng)關(guān)斷的換流閥在反向電壓作用時間內(nèi)未能恢復(fù)阻斷能力，或者在反向電壓期間換相過程一直未能進(jìn)行完畢，在上述兩種情況下，當(dāng)閥電壓轉(zhuǎn)變?yōu)檎虻倪^程中，被換相的閥都將向原來預(yù)定退出導(dǎo)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(tǒng)提供換相電壓，當(dāng)交流系統(tǒng)發(fā)生故障無法提供LCC 需要的換相電壓時，換流器會發(fā)生換相失敗故障，嚴(yán)重的交流故障還會導(dǎo)致LCC 發(fā)生連續(xù)換相失?。⊿uccessive Commutation Failure，SCF）［16］。

在換相過程中，換流閥需要一定的時間恢復(fù)阻斷能力，完全恢復(fù)阻斷能力所需時間大約為400 μs，該時間所對應(yīng)的工頻角度為7°左右，即最小熄弧角γmin=7°。當(dāng)關(guān)斷時間不足時，將導(dǎo)致?lián)Q流器的換相失敗。當(dāng)交流系統(tǒng)對稱時，逆變側(cè)熄弧角為［17］

式中：Xc為換相電抗；β為觸發(fā)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(cè)熄弧角的變化與多種因素有關(guān)，其中與交流電壓跌落幅值、不平衡故障導(dǎo)致中性點偏移角度、故障時刻、零序參數(shù)關(guān)系較大。

2.2 交流電壓跌落幅值

由于整流側(cè)的換流閥在關(guān)斷后較長時間內(nèi)處于反向電壓下，所以只有在觸發(fā)電路故障時，整流器才可能發(fā)生換相失敗，LCC-HVDC 中的絕大部分換相失敗都發(fā)生在逆變側(cè)，其中逆變側(cè)交流系統(tǒng)的短路故障是導(dǎo)致?lián)Q相失敗的主要原因［18］。

當(dāng)受端電網(wǎng)發(fā)生短路故障時，換流母線電壓會出現(xiàn)嚴(yán)重下降的情況，根據(jù)式（1）可知，換流母線電壓降低將直接導(dǎo)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(guān)。故障位置決定故障后逆變側(cè)電壓跌落程度，當(dāng)故障地點距離直流受端較遠(yuǎn)時，故障對換流母線電壓影響較小，可能不會導(dǎo)致直流換相失?。欢?dāng)故障點距離直流距離較近時，逆變側(cè)母線電壓跌落較大，易導(dǎo)致直流換相失敗，甚至導(dǎo)致多條直流同時換相失敗。

實際電網(wǎng)故障點與各換流站電氣距離、線路實際參數(shù)可能與仿真數(shù)據(jù)存在一定差異，是導(dǎo)致仿真結(jié)果與實際不一致的原因之一。

2.3 不對稱故障導(dǎo)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(tǒng)中發(fā)生概率最大的故障。交流系統(tǒng)不對稱故障會造成部分換相電壓相位偏移，進(jìn)而對換相過程產(chǎn)生影響。此外，不對稱故障發(fā)生時，逆變側(cè)各閥觸發(fā)角不同，直流系統(tǒng)向交流系統(tǒng)注入大量諧波，交直流兩側(cè)電氣量具有明顯的諧波特征，也會引發(fā)換相失?。?9］。

假設(shè)ΔU為故障相電壓跌落值，當(dāng)直流系統(tǒng)逆變側(cè)交流母線發(fā)生三相對稱故障時，偏移角?=0；當(dāng)逆變側(cè)交流母線發(fā)生三相不對稱故障時，根據(jù)三角形正弦定理，解得不對稱故障下?lián)Q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(dǎo)致的偏移角的大小也會對熄弧角產(chǎn)生一定影響。但機(jī)電暫態(tài)仿真是基于三相對稱的基波相量數(shù)據(jù)，對不對稱故障的還原精確度不如電磁暫態(tài)仿真，是導(dǎo)致仿真結(jié)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(dǎo)致熄弧角變小，換相恢復(fù)面積不足，是引發(fā)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(fā)生在換相間隙時，換相恢復(fù)面積更小，更容易發(fā)生換相失敗。

1）故障發(fā)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(guān)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(fā)生外部交流故障，即將關(guān)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(fù)面積（承受反壓的時間積分）較大，加上此時閥組電流已經(jīng)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(fā)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(fā)生在換相過程時的換相面積與恢復(fù)面積Fig.5 The commutation area and recovery area during the commutation process when the fault occurs

2）故障發(fā)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(fā)生如圖7 所示的外部交流故障，即將關(guān)斷的閥組承受的反向電壓在換相前就已經(jīng)降低，再加上此時閥組通過電流較大，更不容易關(guān)斷，換相角更大，導(dǎo)致恢復(fù)面積更小，從而易發(fā)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(fā)生在換相間隙時的換相面積與恢復(fù)面積Fig.7 The commutation area and recovery area when the fault occurs in the commutation gap

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

2.5 零序參數(shù)

經(jīng)過對研究態(tài)連鎖故障仿真的離線反演與參數(shù)核對，發(fā)現(xiàn)山東在線安全分析系統(tǒng)中部分新投運設(shè)備零序參數(shù)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(shù)的準(zhǔn)確性、完整性直接影響機(jī)電暫態(tài)仿真的準(zhǔn)確性。

3 改進(jìn)模型后仿真結(jié)果對比

國網(wǎng)山東省電力公司于2020 年完成在線安全分析系統(tǒng)直流模型更新，改進(jìn)魯固直流、昭沂直流分層接入直流系統(tǒng)調(diào)制與控制模型，并結(jié)合電網(wǎng)直流系統(tǒng)實時運行參數(shù)和離線典型模型參數(shù)信息，細(xì)化常規(guī)直流系統(tǒng)和分層接入直流系統(tǒng)機(jī)電暫態(tài)仿真模型建模，提升了對分層接入直流發(fā)生換相失敗、閉鎖仿真分析的準(zhǔn)確性。2021 年，完成特高壓交直流研究態(tài)故障分析功能模塊部署，實現(xiàn)考慮直流有功、無功詳細(xì)控制模型等因素的暫態(tài)、中長期交直流故障交互影響的全過程仿真。

結(jié)合本次故障反演結(jié)果，進(jìn)一步調(diào)整電網(wǎng)模型的參數(shù)，使之更符合電網(wǎng)實際運行情況。調(diào)整考慮中性點偏移、故障時刻的影響，在調(diào)整之后，再次進(jìn)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(cè)熄弧角仿真結(jié)果如圖8 所示。

圖8 改進(jìn)模型后山東各直流逆變側(cè)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(cè)熄弧角最小值已接近0，均會發(fā)生換相失??；魯固直流低端逆變側(cè)熄弧角最小值約為8.9°，雖然未達(dá)到換相失敗的熄弧角閥值7°，但熄弧角曲線明顯出現(xiàn)大幅下降，考慮直流實際運行時，一些非理想因素會導(dǎo)致熄弧角閥值增大，因此即使熄弧角大于7°，也存在一定風(fēng)險發(fā)生換相失敗。根據(jù)計算結(jié)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(jié)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(jié)果與實際不同，與改進(jìn)模型前相比，結(jié)果準(zhǔn)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(fù)時間、波形畸變程度密切相關(guān)。針對魯固直流低端換相失敗仿真結(jié)果與實際故障不一致的情況，進(jìn)一步分析對應(yīng)換流站母線電壓仿真結(jié)果，計算結(jié)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(jī)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(fù)速度均稍慢于實測曲線。

4 結(jié)束語

基于特高壓交直流研究態(tài)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(fā)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(wǎng)交直流耦合特性的認(rèn)知，提升應(yīng)對突發(fā)事故的應(yīng)急處置能力；另一方面，可以為電網(wǎng)前期規(guī)劃提供數(shù)據(jù)支撐，及時定位并發(fā)現(xiàn)電網(wǎng)薄弱點，統(tǒng)籌推進(jìn)交流和直流、新能源和常規(guī)電源協(xié)調(diào)發(fā)展，做好大電網(wǎng)安全管控，全鏈條、全環(huán)節(jié)阻斷連鎖故障的發(fā)生。

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

未來隨著電網(wǎng)負(fù)荷和新能源裝機(jī)進(jìn)一步增長，大規(guī)模新能源和直流替代常規(guī)電源，電壓支撐能力削弱，連鎖風(fēng)險將進(jìn)一步加劇。下一步，將不斷結(jié)合調(diào)控運行實際需要，持續(xù)開展在線安全穩(wěn)定分析在線分析，進(jìn)一步修正仿真模型，提升故障反演精度；推進(jìn)風(fēng)險評估與預(yù)警功能建設(shè)，提高對大電網(wǎng)系統(tǒng)運行特性認(rèn)知和控制水平，進(jìn)而實現(xiàn)從“離線仿真、事后反演”邁向“在線評估、事前預(yù)警”，滿足新型電力系統(tǒng)發(fā)展背景下山東電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的需要。