准东直流输电工程的闭锁故障和换相失败故障研究

赵明君 南东亮 郝红岩 张 锋 李 斌



准东直流输电工程的闭锁故障和换相失败故障研究

赵明君1南东亮2郝红岩3张 锋3李 斌2

（1. 国网新疆电力有限公司信息通信公司，乌鲁木齐 830011；2. 国网新疆电力公司电力科学研究院，乌鲁木齐 830011；3. 国网新疆电力公司调度控制中心，乌鲁木齐 830011）

本文首先介绍了准东直流输电工程概况，基于短路电流超标机理分析，开展了该工程的潮流计算分析和短路电流分析等工作，并对投切滤波器进行了研究，在此基础上，对直流近区的交流-1故障、-2故障和减少配套电源机组后的故障情况分别进行了分析，并分别总结出了若干有意义的结论；最后，从准东直流输电工程的单极闭锁故障、双极闭锁故障和换相失败故障等方面，通过仿真验证了准东直流输电工程在不同故障情况下的稳定情况。本文的相关工作可为 ±1100kV直流输电工程的运行方式设定、系统稳定分析、故障分析等提供一定的理论借鉴。

准东直流输电工程；闭锁故障；换相失败故障

根据新疆电网“十三五”发展规划，新疆电网“十三五”期间将继续保持快速发展，到2020年新疆电网将建成“八通道、五环网”，进一步细分为“五直流、三通道、五环网”骨干网架。2015—2020年期间，新疆规划建设成±660kV库车—巴基斯坦、±1100kV准东—三华、±1100kV准东—皖南、±800kV哈密北—重庆的直流输电（HVDC）工程，新疆750kV主电网将配合能源基地大规模电源开发和直流外送[1-3]。

自2010年6月18日世界第一回特高压直流工程——云广±800kV特高压直流试验示范工程在我国建成投运以来，迄今为止，我国已投运特高压直流工程6回，在建7回，线路长度共计2.4万km，输送总容量达1.05亿kW[4]。当能源基地距离负荷中心超2400km时，假若仍采用±800kV特高压直流输电技术，电力外送损耗将超过10%，而采用±1100kV特高压直流输电，可有效解决电力外送技术瓶颈[5]。在多直流外送的大前提下，评估直流故障、直流连锁故障、交流故障等情况对交直流外送通道的影响将变得十分有必要。预计2018年在准东地区将建成±1100kV直流输电系统，世界上尚缺乏可借鉴经验，因此在对送端系统的各运行方式和极端故障下开展前期的相关理论研究具有重要理论及工程意义[6-7]。

文献[8]研究了哈—郑直流闭锁故障下切机等直流安全稳定控制措施。文献[9]研究了准东至重庆±1100kV特高压HVDC工程母线侧平波电抗器温升。文献[10]对±1100kV特高压直流系统仿真计算进行了研究。文献[11]研究了±1100kV特高压HVDC工程换流母线分段运行影响。文献[12]研究了±1100kV特高压HVDC换流站直流场雷电侵入波过电压。文献[13]研究了±1100kV特高压HVDC换流站过电压保护和绝缘配合。本文将分别针对准东±1100kV HVDC工程的直流闭锁故障、换相失败等进行研究，对故障引起的近区电压稳定问题以及全网频率问题进行分析。

1 介绍准东直流输电工程

新疆准东地区煤炭资源品质优良、开发条件好，适宜就地发电。准东—皖南工程是实施“疆电外送”的第2条特高压输电工程，可有效促进新疆地区新能源利用开发、对增速经济增长等具有积极意义。

目前新疆通过哈密—敦煌和烟墩—沙州两条750kV交流通道与西北电网联络，一条±800kV天中直流与华中河南电网联网，实现大区域联网和大容量电力外送形式。2018年计划建成投运第二条昌吉—古泉±1100kV特高压直流输电工程。新疆电网将会迎来交直流特高压混联送端电网，电网结构和运行特性发生较大变化。

昌吉—古泉±1100kV直流输电工程是疆电外送第二条特高压直流输电工程，工程额定功率1200万kW，额定电压、电流分别为±1100kV、5400A。工程西起新疆维吾尔自治区昌吉地区五彩湾换流站，东至华东安徽皖南古泉换流站，输电距离约3324km。该项目将于2018年投入双极运行。其中，位于西北电网的五彩湾站为整流模式，位于华东电网的皖南站为逆变模式运行。

2 潮流计算分析和短路电流的分析

2.1 潮流计算的分析

配套电源考虑20机情况方式下，准东直流输电工程功率为12000MW，配套电源出力为10000MW，准东换流站从新疆主网汇集电力为2000MW。

同时交流750kV通道中敦鱼、泉鱼、河鱼断面输电断面均按照5000MW考虑，在准东直流输电工程双极闭锁期间稳控正确动作切机，不平衡量按2000MW考虑则新疆外送（哈敦+烟沙断面）极限功率为3200MW，受制因素为直流闭锁后盈余电力转移至750kV交流通道造成的柴达木、酒泉750kV低电压问题。准东直流输电工程送端近区典型潮流分布如图1所示。

图1 新疆主网及准东直流输电工程送端区域750kV层面潮流分布

2.2 短路电流的分析

1）短路电流超标机理分析

根据二端口网络理论，构建等值电路，利用短路点自阻抗分析电网短路电流超标机理。自阻抗要素包括：表征母线对地的正序等值阻抗、零序等值阻抗；表征电磁环网的正序和零序等值联络阻抗。其中，等值联络阻抗取决于电磁环网紧密程度，电磁环网越紧密，该值越小，若该站为辐射型站点，则该阻抗无穷大[14]。

针对新疆电网特点，根据自阻抗的分析，可总结出如下规律：①750kV侧短路电流主要取决于750kV电网结构，因此需主要通过调整电网结构限制短路电流；②220kV侧短路电流主要取决于主变等值阻抗以及220kV侧对地阻抗，但二者对不同站点的影响程度不同。

2）准东直流短路电流分析

随配套电源0至20机机组数量的逐渐增长，准东换流站在全接线方式下750kV短路电流水平逐渐增长，在准东换流站短路配套电源由0至20机时准东换流站短路电流见表1。

表1 准东换流站机组增加时短路电流水平

在准东直流输电工程建成初期，根据配套机组由0至20机时的不同情况，分别进行短路计算，得出以下结论：

随准东直流输电工程配套机组数量的不断增大，五彩湾换流站750kV母线三相短路电流逐步提升，三相短路电流由建成初期的27.45kA提升至最终的48.81kA。

根据准东直流输电工程配套机组的投运数量下五彩湾换流站750kV母线短路电流水平提升情况，可得出每台66万kW配套机组对750kV三相短路电流提升在1.0～1.1kA。

直流配套机组数量增长对750kV换流站的短路比影响较大，直流送端因彩虹周边自备电源14台机组的存在和五彩湾坚强网架，使得系统整流侧短路比均满足3以上的强交流送端系统标准。

根据准东换流站运行要求，换流站750kV的最小短路电流大于33.5kA，为保障满足上述标准直流配套机组初期至少应建成7台以上。

3 投切滤波器分析

配套电源的机组数量决定着换流站的短路容量，因此在配套机组不同情况下投切电容对换流站稳态电压变化率随机组数量增长在不断改善。

通过考虑0、10机和20机时，在准东换流站切1组滤波器360Mvar，准东站进行的投切滤波器所产生的电压波动数据，详见表2和图2所示。

表2 准东换流站投切滤波器电压波动

图2 准东换流站内投切滤波器造成的电压波动

根据直流配套机组各阶段切除一组滤波器后电压变化数据得出以下结论：

1）随准东直流输电工程配套机组不断投运，在五彩湾换流站750kV侧切除一组360Mvar（单组最大容量）的滤波器时750kV层面电压变化幅度有所降低，但各阶段投切滤波器对电压变化均不超变化率2.5%的标准，在合理范围。

2）在准东直流输电工程投运初期（0机），切除一组直流滤波器换流站750kV电压降低4.9kV，波动量远小于±800kV天中直流初期约20kV的波动水平，表明在准东直流输电工程投运初期时五彩湾换短路容量水平较高，利于初期直流稳定运行。

3）配套电源0机到20机的方式，五彩湾换流站近区750kV线路发生投切滤波器时，换流站750kV系统电压变化率在0.31%～0.61%区间变化，稳定性好。

4 直流近区交流故障

当直流近区交流线路发生短路故障时，会引发换流站发生换相失败，形成交流系统故障和直流系统换相失败故障叠加而成的复合故障，从而表现出与传统交流线路故障表现出不同的特性[15]。复故障期间直流近区交流线路保护安装处测得的短路电流极大值max与短路故障发生时刻的关系为

式中，各变量的含义详参文献[15]，本文在此不再赘述。

4.1 近区交流N-1故障

在准东站附近、设定三永750kV线路发生-1故障、且系统整体仍维持稳定状态，且近区线路不过载，具体仿真结果见表3。

表3 准东换流站近区750kV线路三永N-1故障校核

根据五彩湾直流投运后换流站周边输电线路三相短路故障-1跳闸后计算数据，可得出以下结论：

1）随直流配套机组的增多，在准东直流输电工程外送1200万kW时，发生近区周边750kV线路三相短路故障跳闸后，对系统影响较小，直流可以维持稳定运行。

2）准东直流输电工程换流站在投运初期和配套机组全部建成后，五彩湾周边短路容量大，在发生750kV线路短路故障跳闸后对电压影响较小。

3）在直流配套电源20机的方式，准东换流站近区750kV线路发生三永-1故障后，系统功率角稳定，母线电压波动在合理范围内，周边线路无过载。

4.2 近区交流N-2故障

配套电源20机方式下，准东换—五彩湾750kV线路发生异名相-2故障后，系统功率角稳定，母线电压在正常范围内，线路不过载。西北机组功率角曲线如图3所示。

图3 准东换—五彩湾异名相N-2故障，新疆同西北机组功率角曲线

配套电源20机方式，乌北—五彩湾750kV线路发生异名相-2故障后，系统可以保持稳定运行，母线电压在正常范围内，线路不过载。西北机组功率角均稳定，功率角曲线如图4所示。

4.3 减少配套电源机组后

关停直流配套电源5机后，五彩湾—准东换交流通道组织3000MW电力方式下，乌北—五彩湾750kV线路发生异名相-2故障后，双回线潮流存在通过天山750kV双环网大量转移，引起吐鲁番、鄯善地区750kV母线电压大幅下降到0.9p.u.，西北机组功率角曲线、吐鲁番地区负荷电压曲线如图5、图6所示。为保证乌北—五彩湾异名相-2故障后吐鲁番地区负荷母线电压恢复到0.9p.u.以上，需要采取切除东天山环网西部区域乌昌地区机组1000～1500MW或控制准东直流输电工程交流通道供应电力3000MW以下的安控措施。

图4 乌北—五彩湾750线异名相N-2故障，新疆与西北机组功率角曲线

图5 乌北—五彩湾异名相N-2，新疆同西北机组功率角曲线

图6 乌北—五彩湾异名相N-2，东天山环网片区负荷电压曲线

5 准东直流输电工程故障分析

5.1 准东直流输电工程单极闭锁故障

-1规则规定：网络中任意一条输电线路故障或直流单极闭锁时，系统不切机不切负荷也应能保持稳定[16]。准东—皖南直流投运后，随着直流配套机组不断投运（外送功率增长），在直流外送1200万kW时发生单极闭锁故障存在暂态失稳和暂态过电压问题。因此，闭锁故障期间需要采取切机策略，根据仿真计算得出各类直流外送功率下系统所需切机量和暂态过电压变化量见表4。

表4 电源0至20机组下准东五彩湾换流站750kV侧单极闭锁暂态压升

根据五彩湾直流配套机组投运各阶段仿真得出单极闭锁后控制措施和电压变化数据，可得出以下结论：

1）随准东直流输电工程外送功率增长，外送功率在3000MW以上发生单极闭锁后，需要采取稳控切机措施才可以保障电网安全稳定运行。

2）随直流配套机组的增多及直流外送功率的增长，在单极闭锁故障后富余功率增多，为保障电网稳定运行配套机组的切机量最高增至3800MW。

3）随直流外送功率增长，在发生直流单极闭锁故障后750kV层面的暂态电压和稳态电压升高水平随之变大。

5.2 准东直流输电工程双极闭锁故障

直流输电系统双极闭锁是对输电系统影响最严重的故障之一[17]。准东—皖南直流投运后，随着直流外送功率增长，在直流外送1200万kW时发生双极闭锁故障存在功率角稳定和电压稳定问题。在准东直流输电工程发生双极闭锁故障，会造成新疆对西北主网功率角失稳，柴达木330kV母线电压低于315kV，在功率满送时需要采取切除配套电源9800MW的安控措施。根据仿真计算得出各类型输送功率下切机后电压变化量，见表5。

表5 电源0至20机组下准东五彩湾换流站750kV侧双极闭锁暂态压升

根据五彩湾直流配套机组投运各阶段仿真得出双极闭锁后控制措施和电压变化数据，可得出以下结论：

1）在准东直流输电工程发生双极闭锁故障，无措施下会造成新疆对西北主网功率角失稳，疆电外送通道沿线750kV电压均大幅度下降的问题。

2）随直流配套机组的增多及直流外送功率的增长，在双极闭锁故障后富余功率增多，为保障电网稳定运行配套机组的切机量最高增至9800MW切机量。

3）随直流外送增长在双极闭锁故障后750kV层面的暂态电压和稳态电压升高均较高，其中在外送12000MW时暂态压升最高达151.4kV，运行风险高。

5.3 准东直流输电工程换相失败故障

换相失败是指当换流阀两桥臂间换相结束后，刚退出导通的阀在反向电压作用时间内，如未能恢复阻断能力，或在反向电压作用下换相过程未结束，当阀电压变为正向时，被换相阀将向原预定退出导通的阀倒换相[18]。晶闸管关断过程需要一定的时间完成载流子复合、恢复阻断能力，其去离子恢复时间在400ms，因而关断越前角当低于电角度数值时，关断角不能达到最低要求，系统会发生换相失败。直流电流的突然增大、换相线电压的降低、触发脉冲的丢失及交流系统不对称故障引起的换相电压相角的改变等都会引起换相失败[15]。准东—皖南直流投运后，随着准东直流输电工程外送功率增长直流发生相继2次换相失败功率波动，系统功率角稳定，柴达木330kV母线电压在315kV以上，不需要采取预控措施。但是在直流外送由3000MW增长至1200万kW时发生换相失败故障存在暂态低电压和暂态过电压问题。而且换相失败故障期间无相应电压调整控制策略，根据仿真计算得出电压变化量见表6。

表6 电源0至20机组下准东五彩湾换流站750kV侧换相失败暂态电压

根据五彩湾直流配套机组投运各阶段仿真得出换相失败后控制措施和电压变化数据，可得出以下结论：

1）在直流外送各阶段时准东直流输电工程换相失败故障期间不造成直流闭锁故障时系统可以维持稳定运行，不会出现功率角稳定问题。

2）准东直流输电工程换相失败期间，交流滤波器无功大量释放，高端运行时引起准东换流站暂态电压升高0.1748p.u.。随着直流外送功率的提升换相失败故障时750kV暂态电压升高逐渐提升。

3）换相失败故障时750kV暂态电压最低到0.5～0.6p.u.左右，机端电压更低。

6 结论

基于本文的准东HVDC工程的闭锁故障和换相失败故障相关研究，总结出以下具有一定意义的 结论：

1）准东HVDC工程换流站建成初期750kV五彩湾变电站周边火电机组预计在21～25台，同时准东HVDC工程周边火电机组预计在2018年初具备10台左右配套机组投运的能力，因此±1100kV准东—皖南直流双极投运初期仍具备组织外送600～900万kW能力。

2）在准东HVDC工程双极闭锁期间稳控正确动作切机时，在准东直流输电工程发生双极闭锁故障，将引起对西北主网功率角失稳。

3）配套电源0机到20机的方式，五彩湾换流站近区750kV线路发生投切滤波器时，换流站750kV系统电压变化率在0.31%～0.61%区间变化，稳定性好。

4）在750kV五彩湾换流站周边发生750kV输电线路三相短路发生-1、故障跳闸后±1100kV准东直流和750kV交流系统均可以维持稳定运行。乌北—五彩输电工程湾750kV线路发生异名相-2故障后，潮流在东天山750kV环网转移，通过采取切除东天山环网西部区域乌昌地区机组1000～1500MW，使其余-2故障后±1100kV准东HVDC工程和750kV交流系统均可以维持稳定运行，且乌北—五彩湾异名-2故障后吐鲁番地区负荷母线电压恢复到0.9p.u.以上。

5）准东HVDC工程单极闭锁故障并切机后，剩余功率通过近区环网和甘新断面送出，会造成新疆—西北联网通道沿线750kV电压下降20～58kV。

6）准东HVDC工程双极闭锁故障并切机后，剩余功率通过近区环网和甘新断面送出，会造成新疆—西北联网通道沿线750kV电压下降30～60kV。

上述结论可为准东HVDC工程的实际运行提供重要的借鉴参考，有助于准东HVDC工程的安全稳定运行。

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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，工程师，主要从事电力系统安全稳定控制工作。