張漢花，田蓓，吳玫蓉，李宏強(qiáng)，顧雨嘉

(國網(wǎng)寧夏電力有限公司電力科學(xué)研究院，寧夏 銀川 750011)

近年來，隨著寧夏電網(wǎng)的快速發(fā)展和建設(shè)，跨區(qū)直流送電規(guī)模與寧夏電網(wǎng)內(nèi)總用電負(fù)荷之比越來越高。例如某日寧夏電網(wǎng)直流群送電規(guī)模為13.09 GW，網(wǎng)內(nèi)總用電負(fù)荷為12.380 GW，兩者之比達(dá)到106%。跨區(qū)直流送電規(guī)模提升后，特高壓直流運(yùn)行期間，直流單/雙極閉鎖對特高壓直流的自身運(yùn)行和交流電網(wǎng)的安全穩(wěn)定都具有一定的影響[1-3]。第2回直流雙極滿送功率達(dá)到8 GW，直流閉鎖后潮流大規(guī)模回退，將造成新疆與西北電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)通道電壓的大幅升高；同時直流閉鎖后寧夏電網(wǎng)內(nèi)伴隨著大規(guī)模安控切機(jī)，會造成電網(wǎng)內(nèi)部分線路過載，大規(guī)模功率不平衡引起系統(tǒng)頻率大幅波動；此外直流控制保護(hù)的正確動作將對電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行起決定性作用。

目前針對特高壓直流故障的研究主要包括對直流故障原因的分析、直流控制保護(hù)動作特性及穩(wěn)控策略的優(yōu)化、故障后直流本身特性研究。從歷史運(yùn)行情況來看，特高壓直流發(fā)生單/雙極閉鎖概率極低[3-4]，特高壓直流單極閉鎖往往是由直流本身故障引起的。文獻(xiàn)[5]分析了±800 kV普僑直流發(fā)生的一起直流線路故障導(dǎo)致直流閉鎖的事故，指出故障原因為中性母線上的避雷器被擊穿從而導(dǎo)致中性母線差動保護(hù)與極差保護(hù)動作。為減少直流線路故障引起單極停運(yùn)，直流極控系統(tǒng)設(shè)計了直流線路再啟動控制邏輯，以提高直流功率輸送的利用率[4]。文獻(xiàn)[4]針對±500 kV從直流線路故障再啟動邏輯，研究了直流故障再啟動控制邏輯對南方電網(wǎng)穩(wěn)定性的影響。文獻(xiàn)[6]根據(jù)±800 kV扎魯特-青州特高壓直流輸電工程設(shè)計參數(shù)，仿真分析了直流兩側(cè)交流系統(tǒng)發(fā)生故障以及換流器故障時直流系統(tǒng)的運(yùn)行特性。為減少直流閉鎖后功率恢復(fù)和重啟動過程中對電網(wǎng)穩(wěn)定性影響，文獻(xiàn)[3]以一起錦蘇直流單極閉鎖事件，仿真反演了直流故障瞬間閥組高速變化的暫態(tài)過程，分析了單極閉鎖過程中直流保護(hù)動作和重啟動的時序和邏輯。

目前針對特高壓直流故障的仿真分析已有大量研究，文獻(xiàn)[8-14]通過仿真計算分析了直流故障對交流電網(wǎng)的影響，但未與實測仿真數(shù)據(jù)進(jìn)行對比，且對送端交流系統(tǒng)的暫態(tài)特性影響研究較少，本文針對某次第2回直流單極連續(xù)閉鎖故障對寧夏送端電網(wǎng)的影響進(jìn)行仿真分析：首先介紹該故障發(fā)生的過程及直流重啟動的時序；其次分析故障前寧夏電網(wǎng)的運(yùn)行方式，包括直流及交流系統(tǒng)的運(yùn)行方式；最后通過PSASP建立寧夏電網(wǎng)仿真模型，還原故障前電網(wǎng)運(yùn)行方式，并仿真再現(xiàn)直流故障過程中寧夏電網(wǎng)系統(tǒng)動態(tài)特性的變化情況，包括直流功率，交流系統(tǒng)母線電壓及系統(tǒng)頻率等，為進(jìn)一步優(yōu)化PSASP仿真程序及離線參數(shù)建模提供依據(jù)。

1 故障基本情況

某日因安徽境內(nèi)惡劣天氣導(dǎo)致第2回直流線路發(fā)生故障，引起第2回直流連續(xù)多次閉鎖，故障時間從18時45分持續(xù)到次日2時23分，期間第2回直流極II發(fā)生3次閉鎖故障，最大造成直流功率損失1 000 MW。故障具體發(fā)生情況如下：

18時45分，靈州換流站極Ⅱ“直流線路電壓突變量保護(hù)”、“直流線路行波保護(hù)”動作，保護(hù)錄波波形如圖1所示。

(a)極Ⅱ極保護(hù)A套電壓突變量保護(hù)錄波波形

(b)極Ⅱ極保護(hù)A套行波保護(hù)錄波波形

由圖1(a)可知，直流線路電壓突變量最高達(dá)到-1 317 kV/ms(保護(hù)定值-1 248 kV/ms)，滿足保護(hù)邏輯，保護(hù)正確動作。行波保護(hù)差模幅度值達(dá)到735 kV(保護(hù)定值520 kV)，共模幅度值達(dá)到795 kV(保護(hù)定值600 kV)，滿足保護(hù)邏輯判斷條件，行波保護(hù)正確動作。極Ⅱ直流線路電壓突變量保護(hù)動作后，啟動直流線路再啟動功能，極Ⅱ進(jìn)行2次全壓重啟，1次降壓重啟，降壓啟動成功。重啟成功后，極Ⅱ保持在640 kV降壓運(yùn)行，無功率損失。直流線路故障測距顯示故障點距靈州站1 594 km，距紹興站117 km。20時10分，國調(diào)下令將極Ⅰ降至640 kV運(yùn)行。

21時13分，第2回直流降壓運(yùn)行期間，換流站極Ⅱ“直流線路電壓突變量保護(hù)”、“直流線路行波保護(hù)”動作，直流線路經(jīng)過2次重啟動不成功，極Ⅱ閉鎖。極Ⅱ閉鎖后，極Ⅱ高端換流器自動重啟成功，保持在400 kV運(yùn)行，無功率損失。直流線路故障測距顯示故障點距靈州站1 594 km，距紹興站117 km，與第一次線路故障點一致。21時44分，國調(diào)下令在線退出極Ⅰ低端換流器，第2回直流雙極以高端換流器400 kV大地回線方式運(yùn)行。

21時55分國調(diào)下令將極Ⅰ功率控制方式由雙極功率控制轉(zhuǎn)為單極功率控制。22時08分，第二回直流雙極高端換流器400 kV全壓運(yùn)行期間，“直流線路行波保護(hù)”動作，直流線路經(jīng)過2次重啟動不成功，極Ⅱ高端換流器閉鎖，極Ⅰ高端換流器運(yùn)行。故障造成直流功率由2 001 MW降至1 001 MW，損失1 000 MW。由于故障前極Ⅰ功率控制方式為單極功率控制，導(dǎo)致極Ⅱ高端閥組閉鎖后功率無法轉(zhuǎn)帶。次日00時15分，國調(diào)下令將直流輸送功率調(diào)整為1 200 MW，第2回直流以極Ⅰ高端換流器400 kV大地回線方式運(yùn)行。

次日02時18分，第2回直流極Ⅱ高端換流器解鎖。02時23分極Ⅱ“直流線路行波保護(hù)”再次動作，直流線路2次重啟不成功后，極Ⅱ高端換流器閉鎖，無功率損失，直流功率保持在1 200 MW。

2 故障前電網(wǎng)運(yùn)行方式

寧夏電網(wǎng)位于西北電網(wǎng)的末端，且處于西北電網(wǎng)受端側(cè)，與西北電網(wǎng)通過4回750 kV線路相連。目前寧夏電網(wǎng)以750 kV為最高電壓等級，750 kV電網(wǎng)呈現(xiàn)雙環(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu)，圖2為寧夏750 kV網(wǎng)架結(jié)構(gòu)。寧夏網(wǎng)內(nèi)共接入3回直流，±660 kV第一回直流及±800 kV第2回、第3回特高壓直流，形成國家電網(wǎng)三大送端直流群之一。

圖2 寧夏750 kV網(wǎng)架結(jié)構(gòu)

故障前寧夏電網(wǎng)總發(fā)電14 352 MW，其中火力發(fā)電13 881 MW，水力發(fā)電169 MW，新能源總發(fā)電300 MW(同時率1.7%)，包括光伏發(fā)電0 MW(同時率0%)，風(fēng)力發(fā)電300 MW(同時率3.0%)。負(fù)荷方面，寧夏電網(wǎng)總用電負(fù)荷10 807 MW。第一回直流雙極運(yùn)行，功率2 239 MW；第2回直流雙極運(yùn)行，功率2 001 MW；第3回直流雙極運(yùn)行，功率2 001 MW。

寧夏與西北電網(wǎng)4回750 kV聯(lián)絡(luò)線潮流為-2 710 MW(寧夏受入)，系統(tǒng)頻率為50.02 Hz，750 kV母線電壓運(yùn)行在777 kV到786 kV之間，330 kV母線電壓運(yùn)行在348 kV到354 kV之間，220 kV母線電壓運(yùn)行在229 kV到233 kV之間，均在合理運(yùn)行范圍。

此外，故障前第2回直流運(yùn)行方式為雙極四閥組大地回線運(yùn)行，直流輸送功率2 001 MW，功率正送，極Ⅰ、極Ⅱ直流濾波器均在運(yùn)行狀態(tài)，無功控制方式為Q控制。

3 故障后電網(wǎng)動態(tài)特性仿真分析

此次第2回直流極II連續(xù)多次閉鎖故障，從11日18：45一直持續(xù)到12日02：23，持續(xù)時間久，且電網(wǎng)運(yùn)行方式變化頻繁，新能源發(fā)電功率從300 MW變化到3 846 MW。直流運(yùn)行方式從雙極運(yùn)行到雙極降壓運(yùn)行再到雙極高端運(yùn)行，運(yùn)行方式頻繁調(diào)整。

PSASP綜合穩(wěn)定程序主要對1 min以內(nèi)的暫態(tài)過程進(jìn)行仿真分析，無法直接仿真持續(xù)時間8小時的電網(wǎng)暫態(tài)過程；因此根據(jù)直流故障發(fā)生的幾個階段，選擇18：45及22：08這2個較為典型的故障方式進(jìn)行仿真分析，對比電網(wǎng)暫態(tài)過程的變化曲線。

3.1 仿真程序及仿真模型

根據(jù)故障前寧夏電網(wǎng)運(yùn)行方式詳細(xì)數(shù)據(jù)，進(jìn)行了還原建模，仿真程序采用PSASP。運(yùn)行方式還原的基本原則為寧夏電網(wǎng)通過110 kV及以上電壓等級接入的火電廠、水電廠機(jī)組有功出力情況與EMS系統(tǒng)記錄數(shù)據(jù)基本一致，寧夏電網(wǎng)負(fù)荷點下網(wǎng)潮流與EMS系統(tǒng)記錄數(shù)據(jù)基本一致，由此保證寧夏主網(wǎng)重要變電站電壓及重要輸送通道功率與事故前保持一致。由于缺乏西北其余各省電網(wǎng)運(yùn)行方式數(shù)據(jù)，通過調(diào)整各省機(jī)組出力與負(fù)荷水平，使得寧夏電網(wǎng)與西北主網(wǎng)省際聯(lián)絡(luò)線功率與事故前保持一致。

發(fā)電機(jī)采用Eq′、Eq″、Ed″電勢變化的5階模型，其中寧夏主網(wǎng)200 MW以上機(jī)組均采用實測勵磁模型及參數(shù),調(diào)速系統(tǒng)模型仍采用綜合程序提供的典型模型及參數(shù)：發(fā)電廠廠用負(fù)荷按40%恒阻抗+60%電動機(jī)考慮；高載能負(fù)荷按90%恒電流+10%感應(yīng)電動機(jī)；普通工業(yè)和民用負(fù)荷按70%恒阻抗+30%感應(yīng)電動機(jī)考慮。

直流模型采用PSASP程序提供的5型準(zhǔn)穩(wěn)態(tài)直流模型，其控制主要包括電流控制、電壓控制、最小觸發(fā)角控制，γ角控制等，模型結(jié)構(gòu)如圖3所示，圖中參數(shù)含義詳見文獻(xiàn)[7]。

圖3 PSASP程序5型直流模型控制框架

3.2 18時45分電網(wǎng)動態(tài)特性仿真分析

18時45分，第2回直流極II兩次全壓啟動，一次降壓啟動成功，啟動成功后極II電壓降至640 kV，無功率損失。根據(jù)實際故障發(fā)生過程，設(shè)置直流故障發(fā)生時序如下：

0.48 s，第2回直流極II第1次全壓再啟動；

0.78 s，第2回直流極II第2次全壓再啟動；

1.13 s，第2回直流極II第3次降壓再啟動；

1.18 s，故障結(jié)束。

3.2.1 直流功率變化情況

故障前第2回直流極II有功功率為1 000 MW，0.48 s時極II發(fā)生第1次全壓再啟動，啟動期間直流有功功率下降為零，無功功率瞬間增大至3 303 Mvar。0.78秒極II發(fā)生第2次全壓再啟動，1.18 s極II發(fā)生第3次降壓再啟動。第3次降壓啟動成功后極II有功功率恢復(fù)至900 MW，無功功率上升至750 Mvar，極II電壓降至640 kV。

由圖4可以看出，第1次再啟動低電壓保護(hù)階段(0.63 s)，有功功率變化幅值較仿真結(jié)果更大一些，第3次再啟動過程有功、無功功率變化幅值均較仿真結(jié)果更劇烈；同時再啟動成功后，仿真結(jié)果中有功、無功功率恢復(fù)時間較實測結(jié)果延遲0.2 s左右。圖5中，直流再啟動成功后，極II無功功率仿真結(jié)果為1 030 Mvar，較實測結(jié)果760 Mvar高270 Mvar。由于PSASP中直流再啟動故障卡已固化，降壓再啟動電壓為560 kV，而第二回直流實際降壓再啟動電壓為640 kV，因此再啟動成功后極II無功功率有一定差別。

圖4 18時45分第2回直流極II有功功率對比曲線

圖5 18時45分第2回直流極II無功功率對比曲線

3.2.2 750 kV母線電壓變化情況

圖6為G站750 kV母線電壓仿真對比曲線，故障前G站750 kV母線電壓為784 kV，再啟動過程中由于直流吸收無功功率突然增大，電壓也發(fā)生跌落。

圖6 18時45分G站750 kV母線電壓對比曲線

由圖6可以看出，在第2次去游離過程中仿真電壓升高幅度較實際結(jié)果更大，仿真最大電壓為796 kV，實測最大電壓為790 kV。在第3次降壓啟動過程中仿真結(jié)果幅值均高于實測結(jié)果，實測結(jié)果電壓有明顯波動，而仿真電壓持續(xù)在高電壓狀態(tài)。再啟動成功后，仿真電壓維持在776 kV，實測電壓為779 kV，相差3 kV。由于仿真與實際直流降壓運(yùn)行電壓不一致，直流吸收無功不一致，導(dǎo)致750 kV母線電壓存在一定差別。

3.2.3 系統(tǒng)頻率變化情況

圖7為系統(tǒng)頻率仿真與實測對比曲線，故障前系統(tǒng)頻率為50.04 Hz，由于第2回直流極II再啟動過程中直流有功功率突然下降，系統(tǒng)頻率增大。由圖7可以看出PMU頻率最大達(dá)到50.15 Hz，仿真最大頻率為50.11 Hz，相差0.04 Hz，兩者穩(wěn)態(tài)頻率均為50.04 Hz。直流再啟動結(jié)束后，實測系統(tǒng)頻率在50.04 Hz附近持續(xù)抖動，而仿真頻率緩慢過渡到50.5 Hz。

圖7 18時45分系統(tǒng)頻率對比曲線

3.3 22時08分電網(wǎng)動態(tài)特性仿真分析

22時08分，第2回直流雙極高端運(yùn)行，極Ⅰ功率控制方式為單極功率控制。極II 400 kV方式下發(fā)生2次再啟動失敗，極II高端閉鎖，第2回直流功率損失1 000 MW。根據(jù)實際故障發(fā)生過程，設(shè)置故障如下：

0.44 s，第2回直流極II 400 kV第1次再啟動；

0.74 s，第2回直流極II 400 kV第2次再啟動；

1.09 s，第2回直流極II閉鎖。

3.3.1 直流功率變化情況

圖8，圖9分別為第2回直流極II有功功率、無功功率實測與仿真對比曲線。故障前第2回直流極I、II雙極高端運(yùn)行，單極有功功率為1 000 MW，無功功率為450 Mvar。0.44 s時極II發(fā)生再啟動故障，有功功率下降至0，無功功率瞬時上升。再啟動過程中無功功率最大達(dá)到1 837 Mvar，為初始無功功率的4倍。1.09 s時極II再啟動失敗后閉鎖，由于極I采用單極功率控制方式，極II功率無法轉(zhuǎn)移至極I，導(dǎo)致第2回直流損失功率1 000 MW。

圖8 22時08分第2回直流極II有功功率對比曲線

圖9 22時08分第二回直流極II無功功率對比曲線

由圖8，圖9可以看出仿真與實測曲線變化趨勢一致，圖8中再啟動期間仿真有功功率幅值較實測值較小，仿真最大幅值為477 MW，實測最大幅值為862 MW。圖9中再啟動過程中仿真無功功率幅值較實測值更大，仿真最大幅值為2 398 Mvar，實測最大幅值為1 837 Mvar。

3.3.2 750 kV母線電壓變化情況

圖10為G站750 kV母線電壓仿真與實測對比曲線，仿真最大電壓為795 kV，最低電壓為741 kV，實測最大電壓為796.5 kV，最低電壓為757 kV，仿真電壓跌落較實測更為嚴(yán)重。直流閉鎖后，仿真與實測穩(wěn)態(tài)電壓均達(dá)到779 kV。

圖10 22時08分G站750 kV母線電壓對比曲線

3.3.3 系統(tǒng)頻率變化情況

圖11為系統(tǒng)頻率仿真與實測對比曲線，PMU頻率最大達(dá)到50.11 Hz，仿真最大頻率為50.08 Hz，相差0.03 Hz，兩者穩(wěn)態(tài)頻率均為50.05 Hz。直流極II閉鎖后，實測系統(tǒng)頻率出現(xiàn)較大波動，伴隨著小幅度抖動，且頻率恢復(fù)緩慢，經(jīng)過10 s左右才達(dá)到50.05 Hz穩(wěn)態(tài)頻率，而仿真頻率較為快速地過渡到50.5 Hz。

圖11 22時08分系統(tǒng)頻率對比曲線

3.3.4 與直流交互影響情況

第2回直流與第1回直流為近電氣距離接入的兩回直流，兩回直流電氣距離僅58 km。第二回直流故障期間，近區(qū)750 kV母線電壓發(fā)生波動，從而引起第1回直流功率波動。圖12，圖13分別為第1回直流有功功率，無功功率仿真與實測對比曲線。

圖12 22時08分第1回直流有功功率對比曲線

圖13 22時08分第1回直流無功功率對比曲線

由圖12及圖13可以看出，仿真與實測曲線變化趨勢基本一致。在直流低電壓保護(hù)階段，第1回直流有功功率下降幅值實測較仿真更為嚴(yán)重，仿真最低幅值為2 831 MW，實測最低幅值為2 882 MW。第1回直流無功功率仿真較實測下降幅度也更保守一些，仿真最低幅值為1 276 Mvar，實測最低幅值為1 383 Mvar。

3.3.5 風(fēng)機(jī)暫態(tài)變化情況

22時08分寧夏電網(wǎng)風(fēng)電大發(fā)，風(fēng)電功率達(dá)到3 082 MW，風(fēng)電同時率為30.5%，占全網(wǎng)總發(fā)電19.4%。直流極II再啟動過程由于直流有功功率的下降，引起電網(wǎng)無功功率盈余，造成風(fēng)電場110 kV母線暫態(tài)壓升。

圖14為某近區(qū)風(fēng)場110 kV母線電壓仿真與實測變化曲線，該風(fēng)電場故障前風(fēng)電出力達(dá)到105 MW(裝機(jī)容量172.5 MW)，再啟動故障引起風(fēng)電場110 kV母線暫態(tài)壓升最大達(dá)0.01 p.u.。

圖14 22時08分近區(qū)風(fēng)電場110 kV母線電壓對比曲線

由圖14可以看出，仿真與實測曲線變化趨勢較為接近。仿真曲線電壓跌落幅值較實測曲線更大，暫態(tài)壓升實測與仿真較為接近。該風(fēng)電場實測暫態(tài)壓升為0.01 Hz，仿真暫態(tài)壓升為0.011 Hz。由于直流單極發(fā)生再啟動故障，且單極運(yùn)行功率較小，故障引起的風(fēng)電場110 kV母線電壓暫態(tài)壓升較小。

4 結(jié) 論

詳細(xì)分析了某日第2回直流單極連續(xù)3次閉鎖故障發(fā)生過程，并還原了故障前電網(wǎng)運(yùn)行方式，建立了故障仿真模型，仿真再現(xiàn)了故障后電網(wǎng)動態(tài)特性。通過仿真結(jié)果與實測結(jié)果的對比，得出以下結(jié)論：

(1)實測與仿真關(guān)鍵參數(shù)(電壓、頻率、直流功率)變化趨勢基本吻合，特別是直流故障再啟動引起的750 kV母線穩(wěn)態(tài)壓升、風(fēng)電機(jī)端暫態(tài)壓升曲線的仿真值與實測值基本一致。

(2)PSASP仿真程序故障卡中第2回直流降壓再啟動的電壓固化為560 kV，與實際降壓再啟動電壓640 kV不一致。造成仿真的直流有功、無功功率曲線及750 kV母線電壓與實際存在偏差。

(3)系統(tǒng)頻率仿真與實測差別相對較大。由于仿真模型中大部分機(jī)組調(diào)速器均采用典型模型，導(dǎo)致機(jī)組長過程調(diào)節(jié)特性與實際存在差別。此外省外機(jī)組出力沒有具體數(shù)據(jù)，省外機(jī)組調(diào)節(jié)作用與實際也存在差別，因此導(dǎo)致系統(tǒng)頻率仿真與實測差別較大。