±1100 kV特高压直流输电工程直流线路故障重启动过程非故障极换相失败研究

杨 鹏 ，吴娅妮 ，马士聪 ，杨 景 ，岑 旭 ，王军波

（1.中国电力技术装备有限公司，北京 100052；2.中国电力科学研究院，北京 100192；3.国网山东省电力公司威海供电公司，山东 威海 264200；4.国网山东省电力公司烟台供电公司，山东 烟台 264001）

0 引言

换相失败是采用晶闸管作为换流阀元件的直流系统面临的常见故障之一。我国将形成规模庞大、形式复杂的多馈入直流输电系统［1-2］。作为高压直流输电系统最为常见的典型系统故障，换相失败会引起直流电压下降和直流电流短时增大等影响系统运行的不利因素［3］；连续的换相失败甚至会引起阀组闭锁或极闭锁［4-5］。随着多馈入直流规模的增大及直流落点间电气距离的减小，受端交流系统故障时，可能引起多回直流同时或相继换相失败；当交流故障严重时，多回直流换相失败的发生可能导致较大的直流功率传输中断［6］，严重威胁直流系统的安全稳定运行。

另外，我国将在±800kV特高压直流输电工程成功经验的基础上建设±1100 kV特高压直流输电工程，新的更高直流电压等级下交直流系统的鲁棒性，尤其是直流系统对换相失败的抵御特性尚需进一步研究［7-8］。在±1100 kV特高压直流输电系统研究过程中发现，双极额定功率运行时如果一极直流线路发生瞬时接地故障，在该极重新启动过程中可能引发另一极的换相失败［9］。本文在此基础上研究换相失败的主要影响因素，针对各个因素对换相失败的影响机理进行了分析，并给出与特高压直流输电工程实际控制保护设备特性一致的详细电磁暂态仿真算例［10-12］，研究了适用于 ±1100 kV 特高压直流输电系统的避免直流线路故障期间换相失败的措施，并给出实际工程中减少换相失败概率的建议。

1 逆变站换流变短路阻抗对换相失败的影响

为了抑制阀臂及直流母线短路时的故障电流以避免损坏换流阀的晶闸管元件，换流变压器应有足够大的短路阻抗。通常情况下常规直流工程大容量换流变压器短路阻抗百分数为12%～18%；±800 kV特高压直流工程由于电压等级更高、额定运行电流更大，对应的短路电流也大大高于常规直流工程，其换流变短路阻抗百分数最高可达22%［13］。而±1100 kV特高压直流工程的短路电流在±800 kV基础上进一步提高，对应的换流变短路阻抗百分数将继续增大，最高可达24%。

逆变站换流阀换相角公式为：

其中，μ为换相角；γ为关断角；dx为系统等值换相阻抗；Id为直流电流；U2为换流变二次侧空载线电压有效值；α为触发角。运行中逆变站的换相角μ随着直流电流Id、交流电压U2、触发角α以及系统的等值换相电抗dx的变化而变化，在其他条件不变而系统等值换相电抗dx增大的情况下，换相角μ增大［14-15］。

为了防止换相失败，在正常运行过程中γ≥γ0，γ0为满足换流阀恢复阻断能力的最短时间对应的角度，同时考虑交流系统三相不对称性留有一定裕度，通常γ0取值17°左右。根据式（1），若由于系统扰动引起直流电流Id增大或者交流电压U2减小，则换相角μ增大；根据式（2），在触发角α来不及调整的情况下，γ必然减小，若γ低于换流阀恢复阻断能力所需的最小角度，则发生换相失败。

换流变短路阻抗的增大确实起到了抑制短路电流的作用，但同时也增大了换流阀的换相时间，增加了系统发生换相失败的风险。图1（a）给出了换流变短路阻抗为24%时双极输送额定功率发生极I直流线路瞬时故障后，在极I线路重新启动期间极Ⅱ逆变站发生换相失败的波形（从上到下分别是极Ⅱ直流电压 UdⅡ、极Ⅱ电流指令值IrefdⅡ（虚线）和实际值IdⅡ（实线）、极I整流站触发角指令αI、极Ⅱ逆变站关断角γⅡ，后同）。从图中可以看出：在极I重新启动期间极Ⅱ电流有扰动导致逆变站关断角逐渐减小，最终发生换相失败。

改变逆变站换流变短路阻抗分别为23%、22%、21%和20%，计算结果表明短路阻抗在23%、22%和21%情况下都发生了换相失败，短路阻抗为20%时没有发生换相失败，如图1（b）所示。

图1 逆变站换流变短路阻抗对换相失败的影响Fig.1 Influence of converter transformer short circuit resistance of inverter station on commutation failure

从仿真计算结果也可以看出换流变短路阻抗影响直流换相过程，阻抗越大，越易发生换相失败。从避免换相失败角度而言，逆变站不建议选择过大的换流变短路阻抗。

2 逆变站交流系统强度对换相失败的影响

逆变站交流系统强度主要是通过无功支撑能力和电压的变化影响换相过程，系统越弱，故障或者扰动期间交流系统无功支撑能力越弱，电压畸变越严重，越不利于换流阀的换相过程，从而引发换相失败的概率越大。

图2（a）给出逆变站交流系统短路容量63 kA、换流变短路阻抗24%、双极输送0.77 p.u.功率的情况下发生极I直流线路瞬时故障后的波形，在极I线路重启动过程中极Ⅱ没有发生换相失败。若仅改变逆变站短路容量为30 kA，则在极I线路重启动期间极Ⅱ发生换相失败，如图2（b）所示。

图2 逆变站交流系统容量对换相失败的影响Fig.2 Influence of AC system capacity of inverter station on commutation failure

为避免发生换相失败，换流站规划时应该考虑逆变站接入交流系统的强度，且随着直流输送功率的提高安排更强的交流系统运行方式。对于即将建设的±1100 kV特高压工程，由于直流功率进一步提升，需要更强的系统落点。

3 直流功率控制方式对换相失败的影响

直流电流越大则换相过程越长，直流功率控制方式主要通过改变直流电流的大小从而影响换相过程。运行极采用双极功率控制时，在对极故障期间将提升本极功率以弥补直流功率损失［16］，提升后直流电流增大，换相过程加长，如果此时直流系统产生其他扰动（如故障极重启动）导致直流电流波动，则容易引发换相失败。图3（a）给出了双极输送额定功率时，极I发生直流线路瞬时故障及重新启动期间，极Ⅱ逆变站发生换相失败的波形，两极均采用双极功率控制方式，逆变站交流系统短路容量为63 kA、换流变短路阻抗为22%。若仅将两极的功率控制方式改为单极功率控制，则极I直流线路故障再启动期间，极Ⅱ没有发生换相失败，其最小关断角为11.4°，如图3（b）所示。图3（a）中，极Ⅱ采用双极功率控制方式，在极I直流线路故障期间提升了极Ⅱ直流功率指令，极I再启动过程对极Ⅱ产生扰动导致其电流增大并引发换相失败；图3（b）中，极Ⅱ采用单极功率控制方式，在极I直流线路故障期间没有改变自身的功率指令，能够抵御极I重启动带来的扰动。

虽然直流单极功率控制方式对于抑制潜在的换相失败有利，但是运行期间大部分工况下直流双极都处于双极功率控制模式，以期在一极故障期间弥补损失的直流功率。建议对于换相失败问题突出的运行工况，可以考虑采取单极功率控制模式。

图3 直流功率控制方式对换相失败的影响Fig.3 Influence of DC power control strategy on commutation failure

4 直流重启动策略对换相失败的影响

极Ⅱ在极I直流线路故障重启动期间发生换相失败，说明极I重启动过程对极Ⅱ造成冲击，导致极Ⅱ关断角减小，从而引发换相失败［17-18］。如果能够减小极I重启动对极Ⅱ造成的冲击，或者优化极I重启动时极Ⅱ的控制策略，将有利于极Ⅱ的稳定运行。

本文研究发现，故障极重新启动过程中直流电流控制器的速度对另外一极是否发生换相失败有着重要影响，快速的故障恢复策略有利于故障极直流功率的快速恢复，但会导致另一极出现较大扰动［19］，增大其发生换相失败的概率。图4（a）为极Ⅰ直流线路故障及再启动期间极Ⅱ的波形；两极均采用双极功率控制方式，逆变站交流系统短路容量为63 kA、换流变短路阻抗为24%；从仿真波形可以看出极Ⅱ在极I恢复过程中发生了换相失败。若将极Ⅰ直流线路故障恢复期间的电流控制速度减慢，则可以有效避免极Ⅱ的换相失败，在此期间极Ⅱ最小关断角为15.4°，如图4（b）所示。该算例说明故障极的功率恢复速度对非故障极是否发生换相失败有显著影响，实际工程中若换相失败问题严峻，可以考虑降低故障极的功率恢复速度以减小非故障极换相失败的发生概率。

图4 直流故障恢复策略对换相失败的影响Fig.4 Influence of DC recovery strategy on commutation failure

图5 非故障极控制策略对换相失败的影响Fig.5 Influence of healthy pole control strategy on commutation failure

5 非故障极关断角控制策略对换相失败的影响

目前的直流工程中通常情况下逆变站关断角参考值给定为17°，对于额定运行电流不大、逆变站短路阻抗较小的直流工程，一般情况下17°已经可以抵御扰动带来的换相失败。但以上研究结果表明，对于±1100 kV直流工程而言，17°的关断角参考值抵御换相失败效果并不十分理想。虽然对于抵御换相失败而言该值越大越好，但是关断角的增大会引发无功消耗增多问题，增加交流滤波器投资。本文提出一种兼顾抵御换相失败和换流站建设经济性的关断角控制方法，即正常运行时关断角参考值17°，直流线路故障期间增大该值，待故障极完成重启动后关断角恢复17°运行。图5给出了该控制策略下（故障期间非故障极关断角指令提高8°）的仿真计算波形，两极均采用双极功率控制方式，逆变站交流系统短路容量为63 kA、换流变短路阻抗为24%，计算结果显示该策略有效抵御了换相失败。

6 多因素组合对换相失败的影响

以上因素都可以在一定程度上影响直流换相过程，如果配合合理可以提高直流系统抵御换相失败的能力。在±1100 kV直流工程规划阶段，应当根据接入系统条件合理配置各因素，以尽可能降低换相失败发生概率。

根据前文研究结论，避免换相失败可以采取的手段主要包括：减小逆变站换流变短路阻抗、提高逆变站交流系统短路容量、采用单极功率或电流控制方式、适当提高逆变站关断角指令值、减缓故障极的直流重启动速度等。表1给出了直流额定功率工况下，换流变短路阻抗、系统短路容量、关断角指令、直流线路故障极在重新启动期间的电流控制速度和功率控制方式等各因素，在故障极重启过程中对非故障极换相失败的影响情况。

表1 多因素组合对换相失败的影响Table 1 Influence of multiple factors on commutation failure

结合仿真计算结果分析可得以下结论。

a.逆变站换流变短路阻抗24%或22%、系统短路容量63 kA的工况下，只要降低极I在重新启动期间电流控制器的速度或者采用故障期间增大极Ⅱ关断角参考值的策略即可避免极Ⅱ换相失败，采用后者直流功率恢复速度快于前者。

b.逆变站换流变短路阻抗24%或22%、系统短路容量45 kA的工况下，可以通过多措施组合避免换相失败。如：降低极I在故障恢复期间电流控制器的速度，同时极Ⅱ功率控制方式采用单极功率控制；降低极I在故障恢复期间电流控制器的速度，同时极Ⅱ在故障期间提升关断角参考值。

c.建议±1100 kV直流工程额定负荷运行时逆变站系统越强越好，尽可能接近63 kA；如果系统短路容量在45 kA以下且运行功率较高，建议采取直流线路故障慢速重启动策略，同时非故障极在对极直流线路故障期间提升关断角参考值。

7 结论和建议

a.在直流线路故障及故障恢复期间影响非故障极换相失败的因素主要包括逆变站换流变短路阻抗、逆变站交流系统短路容量、直流功率控制方式、逆变站关断角参考值、故障极的重启动速度以及直流运行功率水平等；

b.建议±1100 kV直流工程额定负荷运行时逆变站系统越强越好；

c.±1100 kV直流工程逆变站换流变短路阻抗在满足限制短路电流的条件下尽可能减小到22%及以下；

d.直流线路故障后的直流重启动速度还需要进一步优化，使其既满足交流网对功率恢复速度的要求，又能够避免冲击引发的对极换相失败；

e.若±1100 kV特高压直流输电工程换相失败问题严峻，且限于接入系统条件及设备制造能力，交流系统强度及换流变短路阻抗调整范围有限时，应当重点研究直流线路故障慢速重启动策略和非故障极在对极直流线路故障期间的关断角控制策略。

参考文献：

［1］刘振亚，舒印彪，张文亮，等.直流输电系统电压等级序列研究［J］.中国电机工程学报，2008，28（10）：1-8.LIU Zhenya，SHU Yinbiao，ZHANG Wenliang，et al.Study on voltage class series for HVDC transmission system［J］.Proceedings of the CSEE，2008，28（10）：1-8.

［2］浙江大学直流输电科研组.直流输电［M］.北京：电力工业出版社，1982：58-86.

［3］赵畹君.高压直流输电工程技术［M］.北京：中国电力出版社，2004：33-56.

［4］戴熙杰.直流输电基础［M］.北京：水利电力出版社，1990：96-160.

［5］黄俊，王兆安.电力电子变流技术［M］.北京：机械工业出版社，1999：53-59.

［6］李兴源.高压直流输电系统的运行与控制［M］.北京：科学出版社，1998：35-96.

［7］田杰.高压直流控制保护系统的设计与实现［J］.电力自动化设备，2005，25（9）：10-14.TIAN Jie.Design and realization of HVDC control and protection system［J］.Electric Power Automation Equipment，2005，25（9）：10-14.

［8］梁旭明，吴巾克，冀肖彤.国家电网公司直流输电工程控制保护系统运行情况分析［J］.电网技术，2005，29（23）：7-17.LIANG Xuming，WU Jinke，JI Xiaotong.Operating performance analysis on control and protection system of SGCC’s HVDC projects［J］.Power System Technology，2005，29（23）：7-17.

［9］陶瑜，龙英，韩伟.高压直流输电控制保护技术的发展与现状［J］.高电压技术，2004，30（11）：8-10.TAO Yu，LONG Ying，HAN Wei.Status and development of HVDC control and protection［J］.High Voltage Engineering，2004，30（11）：8-10.

［10］SIMENS.Pole control system information manual［R］.Munich，Germany：SIMENS，2004.

［11］SIMENS.Pole control study report［R］.Munich，Germany：SIMENS，2004.

［12］李少华，刘涛.±800 kV特高压直流输电系统解锁/闭锁研究［J］.电力系统保护与控制，2010，38（6）：84-87.LI Shaohua，LIU Tao.Research on deblocking /blocking operation in ±800 kV UHVDC system［J］.Power System Protection and Control，2010，38（6）：84-87.

［13］杨万开，印永华，曾南超，等.三广直流工程系统调试概述［J］.中国电力，2005，38（11）：14-15.YANG Wankai，YIN Yonghua，ZENG Nanchao，et al.Summary of system commissioning test for Three Gorges-Guangdong HVDC project［J］.Electric Power，2005，38（11）：14-15.

［14］徐箭，张华坤，孙涛，等.多馈入直流系统的特高压直流接入方式优选方法［J］.电力自动化设备，2015，35（6）：58-63.XU Jian，ZHANG Huakun，SUN Tao，et al.Optimal selection of UHVDC connection mode to multi-infeed HVDC system［J］.Electric Power Automation Equipment，2015，35（6）：58-63.

［15］邓旭，王东举，沈杨，等.±1100 kV准东—四川特高压直流输电工程主回路参数设计［J］.电力自动化设备，2014，34（4）：133-140.DENG Xu，WANG Dongju，SHEN Yang，et al.Main circuit parameter design of Zhundong-Sichuan±1 100 kV UHVDC power transmission project［J］.Electric Power Automation Equipment，2014，34（4）：133-140.

［16］石岩，韩伟，张民，等.特高压直流输电工程控制保护系统的初步方案［J］.电网技术，2007，31（2）：11-15.SHI Yan，HAN Wei，ZHANG Min，et al.A preliminary scheme for control and protection system of UHVDC project［J］.Power System Technology，2007，31（2）：11-15.

［17］林凌雪，张尧.多馈入直流输电系统中换相失败研究综述［J］.电网技术，2006，30（17）：40-46.LIN Lingxue，ZHANG Yao.A survey on commutation failures in multi-infeed HVDC transmission systems［J］.Power System Technology，2006，30（17）：40-46.

［18］刘云，王明新，曾南超.高压直流输电系统逆变站最后断路器跳闸配置原则［J］.电网技术，2006，30（6）：35-40.LIU Yun，WANG Mingxin，ZENG Nanchao.Configuration principle of last breaker trip equipment in inverter station of HVDC［J］.Power System Technology，2006，30（6）：35-40.

［19］蒲莹，石岩，王庆，等.东北—华北联网高岭背靠背直流工程动态性能研究［J］.电网技术，2008，32（20）：49-55.PU Ying，SHI Yan，WANG Qing，et al.Researches on dynamic performance of Gaoling back-to-back HVDC project for interconnection of Northeast China Power Grid with North China Power Grid［J］.Power System Technology，2008，32（20）：49-55.