电力系统近振荡中心换相失败分析与仿真

刘增训，张 尚，汪惟源，程保华

（1.国家电网有限公司，北京 100031；2.中国电力科学研究院电网安全与节能国家重点实验室，北京 100192；3.国网江苏省电力有限公司，南京 211106；4.天津城建大学控制与机械工程学院，天津 300384）

换相失败是高压直流输电系统中常见和需要解决的主要问题之一[1]。当逆变换流器两个桥臂之间换相结束后，刚退出导通的阀在反向电压作用的一段时间内，如果未能恢复阻断能力，或者换相过程在反向电压期间一直未能完成，当阀电压转变为正向时换相阀都将向原来预定退出的阀倒换相。这种换相阀向原来预定退出的阀倒换相的行为被称为换相失败[2]。

换相结束后，退出导通的阀继续承受反向电压作用的时间对应的电角度被称为熄弧角。根据相关文献[3-4]及工程运行经验，熄弧角低于7°时会引发换相失败。本文研究中，以逆变换流器熄弧角低于7°作为发生换相失败的判据。

文献[5]研究了直流输电系统受端短路故障对送端系统稳定性的影响及控制措施；文献[6]研究了受端系统三相短路故障时交直流混联系统中逆变换流器发生换相失败的暂态过程；文献[7]研究了三相短路故障时逆变换流站对区域电网的冲击。上述研究表明受端三相短路故障发生到故障线路切除时段内换流站会发生换相失败，受端三相接地故障线路切除后，逆变换流站是否仍发生换相失败的研究较少。文献[8]通过在电网不同位置施加周期冲击，分析了输电线路的功率摇摆，总结了引发电厂机组对主网功率振荡的原因；文献[9]用单机无穷大系统对功率低频振荡进行了理论计算分析；文献[10]通过推导发电机组引发功率振荡的代数方程，指出减小系统阻尼和外界强迫扰动是机组引发功率振荡的主要原因。上述研究表明发电机组能量冲击会引发机组对交流主网的功角振荡。

基于上述研究，本文对三相接地故障线路切除后的机组功角振荡过程与功角振荡特征进行机理分析，指出振荡中心近区换流站存在发生换相失败的可能性，并依据线路任意点电压公式，推广至系统振荡过程中线路任意直流落点。同时，给出定熄弧角控制影响振荡中心近区换流站换相失败的关键因素。借助仿真算例，对上述分析过程进行了验证。

1 三相接地故障线路切除后系统振荡分析

1.1 三相接地故障线路切除后的功角振荡过程

三相接地故障发生并切除故障线路后通常会引发电厂机组对主网的功角振荡。三相接地故障瞬间系统附加阻抗很低致使系统阻抗增大，发电机电磁功率减小。而功角是对电磁转矩变化量的二重积分，电磁转矩即使发生突变，功角也是在连续变化。因发电机输入机械功率恒定，电磁功率小于机械功率，发电机转子加速，角速度增加，系统功角逐渐增大。

三相接地故障线路切除瞬间系统阻抗减小，但大于系统正常运行时的阻抗，发电机电磁功率增大。因三相接地故障线路切除时刻对应功角一般大于此时电磁功率和机械功率稳定平衡点对应的功角，电磁功率大于机械功率，发电机转子开始减速，但仍大于同步转速，功角继续增大，当转子减速至同步转速时，功角增大到最大值。

若功角达到最大值后系统不失稳，发电机电磁功率大于机械功率，转子由同步转速减速，功角减小，电磁功率减小。当电磁功率等于机械功率时，发电机转子转速小于同步转速，功角继续减小。而后，发电机电磁功率小于机械功率，发电机转子开始加速，但仍小于同步转速，当转子加速到同步转速时，功角达到最小值。此后，上述过程交替往复。

三相接地故障线路切除后发电机电磁转矩和机械转矩大小关系交替变化过程中，机组转子始终受到指向稳定平衡点方向的转矩，功角产生振荡。同时，三相接地故障线路切除后若系统不失稳，在PSS等控制器产生的阻尼作用下，机组功角振荡逐渐衰减并最终收敛至新的稳定平衡点。

图1为三相接地故障前后的功角特性曲线。图中，P1是系统正常运行时功角特性曲线、P2是三相接地故障期间功角特性曲线、P3是三相接地故障线路切除后功角特性曲线，σa是系统正常运行时稳定平衡点对应功角，σk是故障线路切除后系统稳定平衡点对应功角，σf是故障线路切除后系统不稳定平衡点对应功角，σc是故障线路切除时刻对应功角，σe是故障线路切除后功角振荡最大值，σmin是故障线路切除后功角振荡最小值。

图1 三相接地故障前后功角特性Fig.1 Power-angle characteristics before and after threephase grounding fault

1.2 三相接地故障线路切除后功角振荡特征

三相接地故障线路切除后系统功角振荡过程中，功角幅值、功角稳定性和功角振荡周期具有以下特征。

（1）功角摆动幅度大，功角振荡剧烈。三相接地故障线路切除后线路等值阻抗比系统正常运行时等值阻抗大，功角特性[11]更平缓。因三相接地故障期间积累的暂态能量较大，切除三相接地故障线路后功角摆动幅度大，功角振荡剧烈。

（2）三相接地故障线路切除后功角大幅剧烈振荡，易引发功角失稳[12]。随三相接地故障线路切除时刻增大，对应功角σc增大，故障期间功角加速面积增加，所需功角减速面积增加，易引发功角失稳。

（3）功角振荡周期长，功角变化速率慢。切除三相接地故障后的功角振荡是机组功角在较长时间尺度上发生连续变化的动态过程。三相接地故障线路切除后等值阻抗比系统正常运行时大，功角振荡角频率较小，典型取值时功角振荡周期达上千ms[13]，切除故障线路后功角振荡是一个缓慢变化的过程。

1.3 切除部分机组后功角振荡特征

三相接地故障线路切除后功角的大幅剧烈振荡易造成功角失稳，切除部分机组可缓解功角振荡，实现功角稳定。图1中，因切除部分机组后机械功率向下平移，产生同样功角减速面积，需要的功角变化变小，功角振荡幅度减小，通过切除部分机组可达到功角稳定[14]。对系统稳定性而言，相同的切机量切机越早，增加的减速面积越大，阻止失稳的效果越显著，但切机量也需和不稳定情景相匹配。若切机量不足，则无法通过一次切机阻止系统失稳，并且有可能失去最佳的控制时机；若切机量过大，会造成不必要的经济损失，甚至过量可能会引发新的稳定性问题。本文在仿真研究过程中，针对失稳机组，在故障线路切除时刻同时切除部分机组进行仿真分析。

2 振荡中心近区电压特性

2.1 振荡中心

三相接地故障线路切除后，若功角稳定，系统振荡过程中电压最低的位置为振荡中心。电网系统及振荡中心电压示意如图2所示。图2（a）所示电网系统，若阻抗角相同，振荡中心将落在阻抗中心处。设的幅值相等均为E，则输电线路上任意点电压相量末端都将位于连接相量末端的直线上，如图2（b）所示，振荡中心电压相量垂直于电压相量的差

图2 电网系统及振荡中心电压示意Fig.2 Schematic of power grid system and voltage at the oscillation center

2.2 振荡中心近区电压特性

三相接地故障线路切除后剧烈功角振荡过程中，振荡中心及其近区将出现持续的低电压现象。振荡中心电压幅值可表示为

（1）三相接地故障线路切除时刻，振荡中心电压瞬间升高，但低于系统正常运行时的电压。因三相接地故障期间系统功角逐渐增大，由式（1）可知，三相接地故障线路切除时刻振荡中心电压瞬间抬升，但其值取决于该时刻功角。随三相接地故障线路切除时刻功角的增大，该时刻振荡中心能够恢复的电压降低。

（2）三相接地故障线路切除后，振荡中心电压不会突然跌落，而是从故障线路切除后电压恢复值开始下跌。功角振幅越大，振荡中心及其近区电压越低。三相接地故障线路切除后功角振荡周期长，功角变化速率慢，振荡中心电压历经数百毫秒或更长时间后跌至最低值。

（3）三相接地故障线路切除后，振荡中心近区电压最大值大于系统正常运行时的电压，因三相接地故障期间积累的暂态能量较大，功角振荡过程中第一次达到的功角最小值会低于系统正常运行时的功角值，甚至可能出现功角为负值的情形。功角最小时刻振荡中心近区电压大于系统正常运行时的电压。

3 振荡中心近区换流站换相失败分析

三相接地故障线路切除时刻若功角过大引发功角失稳，振荡中心近区换流站连续换相失败不可避免。三相接地故障线路切除时刻，若满足功角稳定，因功角衰减振荡，振荡中心近区换流站存在连续换相失败的可能性。直流一次换相失败大概持续几ms，但换相失败引起的高压直流功率波动过程长达160～200 ms，根据不同直流工程的特性存在一定差异。本文所指“换相失败”是指“因换相失败引起的功率波动过程”[15]。

3.1 振荡中心近区换流站响应特性

三相接地故障线路切除后，振荡中心及其近区换流母线电压被主网钳位，被动跟随振荡中心及其近区电压一起波动。若不考虑换流器附近调相机或SVC等直接参与电压调节的动态无功补偿装置，常规直流换流器并无交流电压调节能力。在三相接地故障线路切除后数秒的时间范围内，已投入滤波器容量以及换流变压器分接头位置均保持不变，投切滤波器及调整分接头位置手段均不会参与交流侧调压。

3.2 振荡中心近区换流站换相失败风险

三相接地故障发生时刻，线路电压瞬间降低，极易引发振荡中心换流站首次换相失败。三相接地故障线路切除后，因三相接地故障期间积累的大量暂态能量，功角第一次达到的最大值可能很大，对应振荡中心近区电压很小，该时刻熄弧角很可能小于7°，振荡中心换流站存在连续换相失败的可能性。

（1）三相接地故障切除时机对振荡中心近区换流站连续换相失败有显著影响。随故障线路切除时间的增加，系统的失稳模式将发生改变。加快故障线路切除时间，能取得较好的暂态稳定效果。结合我国电网现有条件和电网安全稳定规范，本文理论分析和仿真验证中将三相接地故障线路切除时间设置为0.1 s。考虑定熄弧角控制的动作滞后时间约40 ms和完全动作时间约60 ms，三相接地故障后0.1 s切除故障线路，定熄弧角控制已完全动作到位，熄弧角已调整至较大值附近，此时振荡中心近区换流站连续换相失败风险主要与电压跌落和直流控制方式相关。

（2）三相接地故障线路切除后剧烈功角波动过程中，由于振荡中心近区交流电压可能会极低，且其电压长时间悬停在较低位置，在直流电流及触发角均不变的情况下，交流电压的下跌将导致换流器熄弧角的大幅度下降，存在连续换相失败风险。同时，为维持直流功率传输恒定，定功率控制对于直流电流有助增作用，进一步降低了逆变换流器的熄弧角，加大了连续换相失败风险。

3.3 线路任意直流落点换流站换相失败风险

三相接地故障线路切除后系统剧烈振荡过程中，线路任意点电压跟随主网电压一起波动。电气位置示意如图3所示。

图3 电气位置示意Fig.3 Schematic of electrical location

图3中，对于线路任意点K，定义SK为K点电气位置系数，则有

式中，XΣ为切除三相接地故障线路L1后剩余通道各段电抗之和，XΣ=XM+XMK+XG+XGK。

线路L2上任意点电压可表示为

结合式（4）可对线路任意直流落点换流站是否存在换相风险进行评估。

3.4 缓解连续换相失败风险的相关因素分析

即使切除三相接地故障线路后导致振荡中心近区电压的严重跌落，仍有一些因素能够缓解振荡中心近区换流站的连续换相失败风险[16]。

（1）若三相接地故障线路切除时刻换流器具有较大熄弧裕度，因电压跌落是从电压恢复值开始的连续变化过程，在故障线路切除后一段时间内，换流器可依靠熄弧裕度保持正常换相。

（2）切除三相接地故障线路后的剧烈振荡过程中，近区直流的定功率控制较难快速动作到位，因此对于直流电流的实际助增作用不如到位条件下明显。再考虑到定熄弧角控制通常与定功率控制几乎是同时开始动作，定功率控制对于换相失败的影响被进一步削弱。

（3）实际逆变换流器普遍采用定熄弧角控制，其能够根据实际熄弧角与设定值的偏差调整触发角，实现熄弧角调节[17]。典型闭环定熄弧角控制器如图4所示。

图4 闭环定熄弧角控制器Fig.4 Closed-loop constant extinction angle controller

与三相接地故障造成电压瞬时大幅跌落不同，三相接地故障线路切除后，振荡中心近区电压跌落速率慢，定熄弧角控制有时间采取措施进行熄弧角调控。定熄弧角控制工作原理是：电压缓慢跌落过程中，熄弧角减小，熄弧角设定值与熄弧角计算值的差经比例积分调节后送到相位控制部分，通过减小触发角，增大熄弧角，缓解发生换相失败的风险。其调节特性可表示为

式中：Δδ为熄弧角测量值与设定值的差；G(s)为PI调节的传递函数，表示为

式中：Kp为触发角调节器比例调节系数；Ki为触发角调节器积分调节系数。

式（5）用微分方程式表示为

式中：α为触发角；δ0为熄弧角设定值；γ为换相角。可见，定熄弧角控制特性不仅与PI参数Kp和Ki相关，而且与换相角和熄弧角设定值相关。

4 定熄弧角控制影响振荡中心近区换流站连续换相失败关键因素分析

定熄弧角控制能够缓解连续换相失败发生的风险，但在逆变换流器电压跟随振荡中心近区电压波动过程中，能否避免连续换相失败尚存在不确定性。其关键影响因素有定熄弧角控制设定值大小、触发角调整范围和定熄弧角控制快速性。

4.1 定熄弧角设定值和电压跌落速率对连续换相失败的影响

三相接地故障线路切除后，适当增大定熄弧角控制设定值，可增加逆变换流器关断裕度和减小换相失败临界电压，从而减小逆变换流器发生连续换相失败的概率。

在同样电压跌落速率情形下，适当增大熄弧角设定值，不但可以延长关断裕度作用时间，还可以抵消较大电压跌落幅度造成的熄弧角减小量。但关断裕度增大时，系统无功功率消耗会增加，直流传输功率下降，影响系统经济运行。

在同样熄弧角设定值情形下，电压跌落速率越慢，发生连续换相失败的概率越低。因三相接地故障线路切除后的电压跌落速率较慢和定熄弧角控制对换流母线电压的小幅提升作用，在换流母线电压跌落过程中，定熄弧角控制可有效降低连续换相失败发生的概率。

4.2 定熄弧角控制调整范围和电压跌落幅度对连续换相失败的影响

三相接地故障线路切除后，振荡中心电压跌落幅度大，定熄弧角控制调节触发角范围受限。定熄弧角控制器能否对逆变换流器触发角实施足够幅度的位移，很大程度上影响了振荡中心近区换流器连续换相失败的发生。

（1）触发角调整调节范围受限。首先，为保持逆变换流器处于逆变状态，触发角需满足α＞90°；其次，为保证熄弧角大于7°并留有一定裕量，触发角需满足α＜170°；同时，为避免直流电流断续，并尽可能避免换流器工作在各类非正常工作模式下，定熄弧角控制通常要将触发角保持在120°以上。

（2）换流母线电压下降时换相角γ会增加，依据α+γ+δ=180°，定熄弧角控制下，换相角 γ增加，触发角α调节范围进一步减小。

（3）三相接地故障线路切除后振荡中心电压跌落到最小值附近时，能否避免连续换相失败还与整流侧相关。若定熄弧角控制调节触发角到120°刚好抵消电压跌落造成的熄弧角减小量，因定功率控制器同样包含比例调节和积分调节环节，其不能瞬时动作使直流传输功率维持恒定，仍存在连续换相失败风险。

4.3 定熄弧角控制响应速度和电压跌落速率对连续换相失败的影响

三相接地故障线路切除后，振荡中心电压跌落速率虽然缓慢，但定熄弧角控制不能瞬间完全动作到位，定熄弧角控制的响应速度会对连续换相失败产生较大影响。

（1）逆变换流器的熄弧角无法直接获取，需通过交流侧电压、直流电流等其他量的量测以及触发角指令的情况加以间接估计。熄弧角观测器如图5所示，振荡中心及其近区电压跌落造成熄弧角减小时，定熄弧角控制器改变触发脉冲调节触发角，熄弧角观测器依据当前触发脉冲和定熄弧角控制器输出，得到熄弧角观测值。观测熄弧角需要一段时间，定熄弧角控制不能瞬间做出反应。

图5 熄弧角观测器Fig.5 Extinction angle observer

在实际控制系统中，熄弧角的观测过程存在时间延迟。虽然在本地即可测量所需电气量信息，避免了远方通信所导致的较大通信延时，但与换流器上换相、熄弧等时间尺度极短的过程相比，本地量采集过程仍存在较大时间延迟。

（2）定熄弧角控制不能瞬时产生明显的控制量，响应速度受限。控制回路中积分环节的存在，使得定熄弧角控制需要一定的时间才能对熄弧角偏差做出明显反应。同时，在定熄弧角控制动作之前，逆变换流器熄弧角几乎处于不受控状态，此时段内无法缓解连续换相失败风险。

上述分析中，关断裕度受实际系统直流传输功率需求和三相接地故障切除时刻的影响；定熄弧角控制调整范围和响应速度受系统正常运行时的参数、控制方式和控制器本身参数设置的影响；电压跌落速率和电压跌落幅度取决于具体切除线路情形。较难通过理论分析明确给出其相互关系是否满足避免连续换相失败的要求，需借助仿真结合具体高压直流输电系统来进行分析。

5 仿真分析

依据国际大电网会议标准，采用PSD-BPA建立高压直流输电系统仿真算例。仿真中，电厂通过两通道向负荷中心送电，三相接地故障时刻设置在0.2 s，0.3 s切除故障通道，逆变换流站位于剩余通道上。

图6～图10分别为切除三相接地故障线路后的电厂机组交流主网功角、电厂机组剩余送出通道有功功率、振荡中心近区逆变换流站换流母线电压、逆变换流站熄弧角和直流传输功率。

图6 切除故障线路后机组功角Fig.6 Power-angle of unit after cutting off the fault line

图7 切除故障线路后电厂剩余送出通道有功功率Fig.7 Active power transmitted by the remaining channels of power plant after cutting off the fault line

图8 切除故障线路后换流母线电压Fig.8 Converter bus voltage after cutting off the fault line

图9 振荡中心近区逆变换流站熄弧角Fig.9 Extinction angle of inverter converter station near the oscillation center

图10 振荡中心近区逆变换流站直流传输功率Fig.10 DC transmission power of inverter converter station near the oscillation center

由图6可看出，三相接地故障发生至切除故障线路后的较长时段内，电厂机组功角持续增大。因三相接地故障期间积累的大量暂态能量，致使切除故障线路后功角仍持续增大并超越不稳定平衡点对应功角，电厂机组对交流主网功角失稳。

由图7可看出，一通道发生三相接地故障后，剩余通道送出有功功率出现短暂中断。切除故障线路后，电厂所有功率被迫通过剩余通道向负荷中心送电，剩余送出通道上功率出现大幅波动。当机组功角超越不稳定平衡点，剩余送出通道上有功功率为负，主网向发电机组输送有功功率。

由图8可看出，三相接地故障发生后，振荡中心近区换流母线电压瞬间降至约0.42 p.u.。因定熄弧角控制来不及动作，结合图9，熄弧角降至临界熄弧角以下，发生首次换相失败。结合图10，首次换相失败期间，直流传输功率中断。之后，换流母线电压虽维持在较低水平，但随定熄弧角控制和定功率控制动作到位，熄弧角逐渐调至较大值，直流传输功率恢复。

由图8可看出，0.3 s切除三相接地故障线路，振荡中心近区换流母线电压瞬间抬升至约0.92 p.u.，其低于系统正常运行时的电压。切除三相接地故障线路后700 ms内，随系统功角逐渐增大，振荡中心近区换流母线电压小幅波动，但呈不断降低趋势，且跌落幅度较大，最低电压约0.30 p.u.。在此过程中，当换流母线电压大于0.75 p.u.时，没有发生连续换相失败；当换流母线电压小于0.75 p.u.并持续减小时，逆变换流站发生连续换相失败。切除三相接地故障线路初始阶段，振荡中心近区换流母线电压跌落程度较轻时，换流站直流功率正常传输。振荡中心近区换流母线电压跌落程度较重时，连续换相失败期间换流站直流传输功率中断；定熄弧角控制动作期间，恢复部分直流传输功率。

图11～图14分别为三相接地故障线路切除时刻同时采取切除20%或35%容量机组安全稳定控制措施时，电厂机组对交流主网功角对比、振荡中心近区逆变换流站换流母线电压对比、逆变换流站熄弧角对比和直流传输功率对比。

图11 切除容量机组时发电机功角对比Fig.11 Comparison of power-angle of generator after removing the capacity unit

图12 切除容量机组时换流母线电压对比Fig.12 Comparison of converter bus voltage after removing the capacity unit

图13 切除容量机组时熄弧角对比Fig.13 Comparison of extinction angle after removing the capacity unit

图14 切除容量机组时直流传输功率对比Fig.14 Comparison of DC transmission power after removing the capacity unit

由图11可看出，切除三相接地故障线路同时采取切除20%或35%容量机组措施后，电厂机组对交流主网的功角振荡得到缓解后功角稳定，但仍出现功角的大幅振荡，功角振荡周期均接近1.0 s。切除容量机组越多，功角振荡幅度越小，新稳态平衡点对应功角越小，且新稳态平衡点对应功角均大于系统正常运行时功角。

由图12可看出，切除三相接地故障线路同时采取切除20%或35%容量机组措施后，振荡中心近区换流母线电压瞬间抬升至约0.92 p.u.，其证明电压恢复值取决于电气位置和相应功角，而与切机措施无关。采取切机措施后，振荡中心近区换流站母线电压跌落程度降低，切除容量机组越多，降低电压跌落程度越明显。

由图13可看出，于0.3 s切除三相接地故障线路同时采取切除20%或35%容量机组措施时，首次换相失败后定熄弧角控制已动作到位，熄弧角调整至约70°。随换流母线电压降低熄弧角减小，63°的裕度能保证40 ms内熄弧角大于临界熄弧角，未产生连续换相失败。之后，定熄弧角控制动作到位，熄弧角调整至17°附近。随换流母线电压持续降低，10°的裕度不能保证40 ms内熄弧角大于临界熄弧角，产生连续换相失败；之后，定熄弧角控制再次将熄弧角调整到约70°。结合图12可看出，当换流母线电压值大于0.75 p.u.时，没有发生连续换相失败；当换流母线电压值小于0.75 p.u.并持续减小时，逆变换流站发生连续换相失败。随换流母线电压振荡抬升并稳定，熄弧角稳控在定值附近。结合图12和图13可看出，采取切除35%容量机组措施后，于0.42 s左右熄弧角降至临界熄弧角附近，此时刻位于两次定熄弧角控制动作之间，逆变器触发角不变，且此时换流母线电压降低至0.75 p.u.附近，0.42～0.48 s时段内，定功率控制正向波动，熄弧角减小到临界熄弧角以下，产生换相失败。0.62 s左右熄弧角再次降至临界熄弧角附近，此时刻也位于两次定熄弧角控制动作之间，逆变器触发角不变，且此时换流母线电压同样在0.75 p.u.附近，但0.62～0.68 s时段内，定功率控制负向波动，熄弧角随之增大，没有产生换相失败。切除20%容量机组与切除35%容量机组相比，在0.3～0.5 s时段内，换流母线电压、熄弧角和直流传输功率变化过程相近。但切除20%容量机组0.5 s时刻后，换流母线电压持续降低，在电压低于0.75 p.u.时段内，发生连续换相失败，结合图14，期间在定功率控制和定熄弧角控制作用下，维持部分功率传输。

同时，依据图11中功角稳定振荡时最大功角值和图12中发生换相失败时的最低电压，结合线路任意点电压计算公式（4），可评估线路任意直流落点换流站在系统振荡过程中发生换相失败的风险。

6 结语

本文分析了切除三相接地故障线路后，大容量电厂对交流主网的功角振荡过程及功角振荡特性，分析了振荡中心近区电压特性，揭示了振荡中心近区换流站发生换相失败的机理，给出评估线路任意直流落点换流站换相失败风险的依据；分析了功角振荡过程中缓解连续换相失败风险的相关措施，给出定熄弧角控制降低振荡中心近区换流站连续换相失败发生风险的关键因素。

通过搭建仿真算例，运用机电暂态仿真分析手段验证了切除三相接地故障线路后系统振荡中心近区逆变换流站的换相失败现象。通过仿真验证了采取切除部分失稳机组的安全稳定控制措施以减轻功角振荡幅度，进而实现功角稳定的可行性。同时，验证了定熄弧角控制缓解振荡中心逆变换流站连续换相失败风险的有效性。