一起直流单极连续3次闭锁故障仿真分析

2020-02-01张汉花田蓓吴玫蓉李宏强顾雨嘉

宁夏电力 2020年6期

张汉花，田蓓，吴玫蓉，李宏强，顾雨嘉

(国网宁夏电力有限公司电力科学研究院，宁夏银川 750011)

近年来，随着宁夏电网的快速发展和建设，跨区直流送电规模与宁夏电网内总用电负荷之比越来越高。例如某日宁夏电网直流群送电规模为13.09 GW，网内总用电负荷为12.380 GW，两者之比达到106%。跨区直流送电规模提升后，特高压直流运行期间，直流单/双极闭锁对特高压直流的自身运行和交流电网的安全稳定都具有一定的影响[1-3]。第2回直流双极满送功率达到8 GW，直流闭锁后潮流大规模回退，将造成新疆与西北电网联网通道电压的大幅升高；同时直流闭锁后宁夏电网内伴随着大规模安控切机，会造成电网内部分线路过载，大规模功率不平衡引起系统频率大幅波动；此外直流控制保护的正确动作将对电网安全稳定运行起决定性作用。

目前针对特高压直流故障的研究主要包括对直流故障原因的分析、直流控制保护动作特性及稳控策略的优化、故障后直流本身特性研究。从历史运行情况来看，特高压直流发生单/双极闭锁概率极低[3-4]，特高压直流单极闭锁往往是由直流本身故障引起的。文献[5]分析了±800 kV普侨直流发生的一起直流线路故障导致直流闭锁的事故，指出故障原因为中性母线上的避雷器被击穿从而导致中性母线差动保护与极差保护动作。为减少直流线路故障引起单极停运，直流极控系统设计了直流线路再启动控制逻辑，以提高直流功率输送的利用率[4]。文献[4]针对±500 kV从直流线路故障再启动逻辑，研究了直流故障再启动控制逻辑对南方电网稳定性的影响。文献[6]根据±800 kV扎鲁特-青州特高压直流输电工程设计参数，仿真分析了直流两侧交流系统发生故障以及换流器故障时直流系统的运行特性。为减少直流闭锁后功率恢复和重启动过程中对电网稳定性影响，文献[3]以一起锦苏直流单极闭锁事件，仿真反演了直流故障瞬间阀组高速变化的暂态过程，分析了单极闭锁过程中直流保护动作和重启动的时序和逻辑。

目前针对特高压直流故障的仿真分析已有大量研究，文献[8-14]通过仿真计算分析了直流故障对交流电网的影响，但未与实测仿真数据进行对比，且对送端交流系统的暂态特性影响研究较少，本文针对某次第2回直流单极连续闭锁故障对宁夏送端电网的影响进行仿真分析：首先介绍该故障发生的过程及直流重启动的时序；其次分析故障前宁夏电网的运行方式，包括直流及交流系统的运行方式；最后通过PSASP建立宁夏电网仿真模型，还原故障前电网运行方式，并仿真再现直流故障过程中宁夏电网系统动态特性的变化情况，包括直流功率，交流系统母线电压及系统频率等，为进一步优化PSASP仿真程序及离线参数建模提供依据。

1 故障基本情况

某日因安徽境内恶劣天气导致第2回直流线路发生故障，引起第2回直流连续多次闭锁，故障时间从18时45分持续到次日2时23分，期间第2回直流极II发生3次闭锁故障，最大造成直流功率损失1 000 MW。故障具体发生情况如下：

18时45分，灵州换流站极Ⅱ“直流线路电压突变量保护”、“直流线路行波保护”动作，保护录波波形如图1所示。

(a)极Ⅱ极保护A套电压突变量保护录波波形

(b)极Ⅱ极保护A套行波保护录波波形

由图1(a)可知，直流线路电压突变量最高达到-1 317 kV/ms(保护定值-1 248 kV/ms)，满足保护逻辑，保护正确动作。行波保护差模幅度值达到735 kV(保护定值520 kV)，共模幅度值达到795 kV(保护定值600 kV)，满足保护逻辑判断条件，行波保护正确动作。极Ⅱ直流线路电压突变量保护动作后，启动直流线路再启动功能，极Ⅱ进行2次全压重启，1次降压重启，降压启动成功。重启成功后，极Ⅱ保持在640 kV降压运行，无功率损失。直流线路故障测距显示故障点距灵州站1 594 km，距绍兴站117 km。20时10分，国调下令将极Ⅰ降至640 kV运行。

21时13分，第2回直流降压运行期间，换流站极Ⅱ“直流线路电压突变量保护”、“直流线路行波保护”动作，直流线路经过2次重启动不成功，极Ⅱ闭锁。极Ⅱ闭锁后，极Ⅱ高端换流器自动重启成功，保持在400 kV运行，无功率损失。直流线路故障测距显示故障点距灵州站1 594 km，距绍兴站117 km，与第一次线路故障点一致。21时44分，国调下令在线退出极Ⅰ低端换流器，第2回直流双极以高端换流器400 kV大地回线方式运行。

21时55分国调下令将极Ⅰ功率控制方式由双极功率控制转为单极功率控制。22时08分，第二回直流双极高端换流器400 kV全压运行期间，“直流线路行波保护”动作，直流线路经过2次重启动不成功，极Ⅱ高端换流器闭锁，极Ⅰ高端换流器运行。故障造成直流功率由2 001 MW降至1 001 MW，损失1 000 MW。由于故障前极Ⅰ功率控制方式为单极功率控制，导致极Ⅱ高端阀组闭锁后功率无法转带。次日00时15分，国调下令将直流输送功率调整为1 200 MW，第2回直流以极Ⅰ高端换流器400 kV大地回线方式运行。

次日02时18分，第2回直流极Ⅱ高端换流器解锁。02时23分极Ⅱ“直流线路行波保护”再次动作，直流线路2次重启不成功后，极Ⅱ高端换流器闭锁，无功率损失，直流功率保持在1 200 MW。

2 故障前电网运行方式

宁夏电网位于西北电网的末端，且处于西北电网受端侧，与西北电网通过4回750 kV线路相连。目前宁夏电网以750 kV为最高电压等级，750 kV电网呈现双环网结构，图2为宁夏750 kV网架结构。宁夏网内共接入3回直流，±660 kV第一回直流及±800 kV第2回、第3回特高压直流，形成国家电网三大送端直流群之一。

图2 宁夏750 kV网架结构

故障前宁夏电网总发电14 352 MW，其中火力发电13 881 MW，水力发电169 MW，新能源总发电300 MW(同时率1.7%)，包括光伏发电0 MW(同时率0%)，风力发电300 MW(同时率3.0%)。负荷方面，宁夏电网总用电负荷10 807 MW。第一回直流双极运行，功率2 239 MW；第2回直流双极运行，功率2 001 MW；第3回直流双极运行，功率2 001 MW。

宁夏与西北电网4回750 kV联络线潮流为-2 710 MW(宁夏受入)，系统频率为50.02 Hz，750 kV母线电压运行在777 kV到786 kV之间，330 kV母线电压运行在348 kV到354 kV之间，220 kV母线电压运行在229 kV到233 kV之间，均在合理运行范围。

此外，故障前第2回直流运行方式为双极四阀组大地回线运行，直流输送功率2 001 MW，功率正送，极Ⅰ、极Ⅱ直流滤波器均在运行状态，无功控制方式为Q控制。

3 故障后电网动态特性仿真分析

此次第2回直流极II连续多次闭锁故障，从11日18：45一直持续到12日02：23，持续时间久，且电网运行方式变化频繁，新能源发电功率从300 MW变化到3 846 MW。直流运行方式从双极运行到双极降压运行再到双极高端运行，运行方式频繁调整。

PSASP综合稳定程序主要对1 min以内的暂态过程进行仿真分析，无法直接仿真持续时间8小时的电网暂态过程；因此根据直流故障发生的几个阶段，选择18：45及22：08这2个较为典型的故障方式进行仿真分析，对比电网暂态过程的变化曲线。

3.1 仿真程序及仿真模型

根据故障前宁夏电网运行方式详细数据，进行了还原建模，仿真程序采用PSASP。运行方式还原的基本原则为宁夏电网通过110 kV及以上电压等级接入的火电厂、水电厂机组有功出力情况与EMS系统记录数据基本一致，宁夏电网负荷点下网潮流与EMS系统记录数据基本一致，由此保证宁夏主网重要变电站电压及重要输送通道功率与事故前保持一致。由于缺乏西北其余各省电网运行方式数据，通过调整各省机组出力与负荷水平，使得宁夏电网与西北主网省际联络线功率与事故前保持一致。

发电机采用Eq′、Eq″、Ed″电势变化的5阶模型，其中宁夏主网200 MW以上机组均采用实测励磁模型及参数,调速系统模型仍采用综合程序提供的典型模型及参数：发电厂厂用负荷按40%恒阻抗+60%电动机考虑；高载能负荷按90%恒电流+10%感应电动机；普通工业和民用负荷按70%恒阻抗+30%感应电动机考虑。

直流模型采用PSASP程序提供的5型准稳态直流模型，其控制主要包括电流控制、电压控制、最小触发角控制，γ角控制等，模型结构如图3所示，图中参数含义详见文献[7]。

图3 PSASP程序5型直流模型控制框架

3.2 18时45分电网动态特性仿真分析

18时45分，第2回直流极II两次全压启动，一次降压启动成功，启动成功后极II电压降至640 kV，无功率损失。根据实际故障发生过程，设置直流故障发生时序如下：

0.48 s，第2回直流极II第1次全压再启动；

0.78 s，第2回直流极II第2次全压再启动；

1.13 s，第2回直流极II第3次降压再启动；

1.18 s，故障结束。

3.2.1 直流功率变化情况

故障前第2回直流极II有功功率为1 000 MW，0.48 s时极II发生第1次全压再启动，启动期间直流有功功率下降为零，无功功率瞬间增大至3 303 Mvar。0.78秒极II发生第2次全压再启动，1.18 s极II发生第3次降压再启动。第3次降压启动成功后极II有功功率恢复至900 MW，无功功率上升至750 Mvar，极II电压降至640 kV。

由图4可以看出，第1次再启动低电压保护阶段(0.63 s)，有功功率变化幅值较仿真结果更大一些，第3次再启动过程有功、无功功率变化幅值均较仿真结果更剧烈；同时再启动成功后，仿真结果中有功、无功功率恢复时间较实测结果延迟0.2 s左右。图5中，直流再启动成功后，极II无功功率仿真结果为1 030 Mvar，较实测结果760 Mvar高270 Mvar。由于PSASP中直流再启动故障卡已固化，降压再启动电压为560 kV，而第二回直流实际降压再启动电压为640 kV，因此再启动成功后极II无功功率有一定差别。

图4 18时45分第2回直流极II有功功率对比曲线

图5 18时45分第2回直流极II无功功率对比曲线

3.2.2 750 kV母线电压变化情况

图6为G站750 kV母线电压仿真对比曲线，故障前G站750 kV母线电压为784 kV，再启动过程中由于直流吸收无功功率突然增大，电压也发生跌落。

图6 18时45分G站750 kV母线电压对比曲线

由图6可以看出，在第2次去游离过程中仿真电压升高幅度较实际结果更大，仿真最大电压为796 kV，实测最大电压为790 kV。在第3次降压启动过程中仿真结果幅值均高于实测结果，实测结果电压有明显波动，而仿真电压持续在高电压状态。再启动成功后，仿真电压维持在776 kV，实测电压为779 kV，相差3 kV。由于仿真与实际直流降压运行电压不一致，直流吸收无功不一致，导致750 kV母线电压存在一定差别。

3.2.3 系统频率变化情况

图7为系统频率仿真与实测对比曲线，故障前系统频率为50.04 Hz，由于第2回直流极II再启动过程中直流有功功率突然下降，系统频率增大。由图7可以看出PMU频率最大达到50.15 Hz，仿真最大频率为50.11 Hz，相差0.04 Hz，两者稳态频率均为50.04 Hz。直流再启动结束后，实测系统频率在50.04 Hz附近持续抖动，而仿真频率缓慢过渡到50.5 Hz。

图7 18时45分系统频率对比曲线

3.3 22时08分电网动态特性仿真分析

22时08分，第2回直流双极高端运行，极Ⅰ功率控制方式为单极功率控制。极II 400 kV方式下发生2次再启动失败，极II高端闭锁，第2回直流功率损失1 000 MW。根据实际故障发生过程，设置故障如下：

0.44 s，第2回直流极II 400 kV第1次再启动；

0.74 s，第2回直流极II 400 kV第2次再启动；

1.09 s，第2回直流极II闭锁。

3.3.1 直流功率变化情况

图8，图9分别为第2回直流极II有功功率、无功功率实测与仿真对比曲线。故障前第2回直流极I、II双极高端运行，单极有功功率为1 000 MW，无功功率为450 Mvar。0.44 s时极II发生再启动故障，有功功率下降至0，无功功率瞬时上升。再启动过程中无功功率最大达到1 837 Mvar，为初始无功功率的4倍。1.09 s时极II再启动失败后闭锁，由于极I采用单极功率控制方式，极II功率无法转移至极I，导致第2回直流损失功率1 000 MW。

图8 22时08分第2回直流极II有功功率对比曲线

图9 22时08分第二回直流极II无功功率对比曲线

由图8，图9可以看出仿真与实测曲线变化趋势一致，图8中再启动期间仿真有功功率幅值较实测值较小，仿真最大幅值为477 MW，实测最大幅值为862 MW。图9中再启动过程中仿真无功功率幅值较实测值更大，仿真最大幅值为2 398 Mvar，实测最大幅值为1 837 Mvar。

3.3.2 750 kV母线电压变化情况

图10为G站750 kV母线电压仿真与实测对比曲线，仿真最大电压为795 kV，最低电压为741 kV，实测最大电压为796.5 kV，最低电压为757 kV，仿真电压跌落较实测更为严重。直流闭锁后，仿真与实测稳态电压均达到779 kV。

图10 22时08分G站750 kV母线电压对比曲线

3.3.3 系统频率变化情况

图11为系统频率仿真与实测对比曲线，PMU频率最大达到50.11 Hz，仿真最大频率为50.08 Hz，相差0.03 Hz，两者稳态频率均为50.05 Hz。直流极II闭锁后，实测系统频率出现较大波动，伴随着小幅度抖动，且频率恢复缓慢，经过10 s左右才达到50.05 Hz稳态频率，而仿真频率较为快速地过渡到50.5 Hz。

图11 22时08分系统频率对比曲线

3.3.4 与直流交互影响情况

第2回直流与第1回直流为近电气距离接入的两回直流，两回直流电气距离仅58 km。第二回直流故障期间，近区750 kV母线电压发生波动，从而引起第1回直流功率波动。图12，图13分别为第1回直流有功功率，无功功率仿真与实测对比曲线。

图12 22时08分第1回直流有功功率对比曲线

图13 22时08分第1回直流无功功率对比曲线

由图12及图13可以看出，仿真与实测曲线变化趋势基本一致。在直流低电压保护阶段，第1回直流有功功率下降幅值实测较仿真更为严重，仿真最低幅值为2 831 MW，实测最低幅值为2 882 MW。第1回直流无功功率仿真较实测下降幅度也更保守一些，仿真最低幅值为1 276 Mvar，实测最低幅值为1 383 Mvar。

3.3.5 风机暂态变化情况

22时08分宁夏电网风电大发，风电功率达到3 082 MW，风电同时率为30.5%，占全网总发电19.4%。直流极II再启动过程由于直流有功功率的下降，引起电网无功功率盈余，造成风电场110 kV母线暂态压升。

图14为某近区风场110 kV母线电压仿真与实测变化曲线，该风电场故障前风电出力达到105 MW(装机容量172.5 MW)，再启动故障引起风电场110 kV母线暂态压升最大达0.01 p.u.。