跨区直流输电安全运行分析及建议

刁冠勋，冷 超，周孝法，王和杰

（上海市电力公司 检修公司直流运检中心，上海 201708）

1 印度大停电事故的警示和借鉴

当地时间2012年7月30日2：33，从印度西部向北部电网输电的一条400kV重载超高压线路因距离保护Ⅲ段动作跳闸，此后因负荷转移导致10条联络线相继过载跳闸，北部电网与互联电网解列，电网因频率崩溃而瓦解，造成印度北部地区9个邦发生大面积停电，损失负荷约35.67GW，逾3.7亿人受到影响。

在上述地区恢复供电数小时后，31日12：58，由西部向北部电网输电的两条输送负荷各约300MW的220kV跨区重载联络线相继跳闸，13：00，引起30日停电事故的那条400kV重载线路再次因距离保护Ⅲ段动作跳闸，在相继跳开69条区域联络线后，北部、东部和东北部3个互联的区域电网因功角、频率和电压失稳而瓦解，包括首都新德里在内的东部、北部和东北部地区电网再次发生大面积停电，占全国近一半面积的23个邦陷入电力瘫痪状态，损失负荷约48GW，受影响人口超过6.7亿人。

印度2天之内连续发生大面积停电事故，是有史以来影响人口最多的电力系统事故，成为世界范围内规模最大的停电事件，给当地经济发展、社会稳定和国家的形象造成了严重影响。

尽管印度这次大停电事故主要原因归结为其滞后的电网发展和不合理的调度管理机制，但在某些方面对我国电网的安全运行有着重要的警示和借鉴作用。

与印度相似，我国的能源与消耗区域呈“逆向分布”，约80%的煤炭资源分布在西部和北部，80%以上的水能资源分布在西部，而75%的能源需求集中在东部、中部经济发达地区，能源基地距离电力负荷中心约800～3 000km。这种能源消耗与分布的不平衡，产生了对远距离、大容量、大规模电力输送的需求，电网互联是大势所趋。

由于在远距离、大容量输电方面的技术与经济优势，近年来直流输电技术在我国得到了广泛地应用与发展，截至目前已相继建成投运了葛南等9条±500kV超高压、宁东1条±660kV超高压、复奉等3条±800kV特高压远距离跨区直流输电系统，预计到2015年，将有19条远距离跨区直流输电系统建成投运。尽管直流输电具有快速故障隔离、紧急功率支援和抑制低频振荡等诸多优点，但换流站自身设备众多、结构复杂，多条跨区直流输电线路的投运在扩大电网输送容量、增加系统运行方式与电源安排灵活性的同时，也增加了系统结构的复杂性，跨区直流输电的安全运行问题值得深入思考，应研究制定针对性措施，坚决防范大面积停电事故的发生。

2 我国跨区直流输电发展概述

2.1 直流输电在我国的应用与发展

高压直流输电技术自20世纪50年代兴起，经过半个世纪的发展与完善，已经成为成熟的输电技术。我国的直流输电技术是在20世纪80年代得到发展，建成了自行研制的舟山直流输电工程（±100kV，100MW，55km）和代表当时世界先进水平的湖北葛洲坝—上海南桥±500kV直流输电工程。自20世纪90年代开始，直流输电技术在我国得到大力推广，截至目前已建成投运13条长距离超高压、特高压直流输电线路和2座背靠背换流站。根据规划，“十二五”期间将开工建设15项直流工程，总换流容量为2.3亿kW，线路全长为2.5万km，其中包括13项±800kV和1项±1 100kV直流工程。

2.2 我国直流输电安全运行情况

直流输电具有较高的运行安全可靠性，以中电联可靠性管理中心发布的2011年上半年我国直流输电系统可靠性数据为例，全国参与可靠性统计的11个点对点跨区直流输电系统能量可用率均在88%以上。其中，宜华直流能量可用率最高，达到97.45%；葛南直流能量利用率最高，达到70.36%；楚穗直流发生双极强迫停运1次，其它系统均未发生双极强迫停运。

特别需要指出的是，截止到2012年10月份，宜华直流已安全运行2 100余天，创造了直流输电系统安全运行的世界记录。根据目前该系统的运行状况来看，将继续保持并创造新的世界记录。

3 易发故障及保护控制策略分析［1］

世界上的历次大停电事故绝大多数直接起因是由系统中某一元件（某台发电机或变压器、某条输电线路等）故障所致。不同于交流系统中故障的检测和消除，由继电保护装置和断路器来完成。在直流系统中故障的消除通常是通过对换流器的控制来实现的，而且有些故障可以通过系统自身的调节功能来恢复。所以，直流系统对于交流系统和直流系统所发生的故障要有很好的响应特性，换流器及其控制系统的性能起着决定性的作用，事关整个交直流系统的安全运行。

3.1 换相失败及控制保护对策

换相失败是指换流器两个阀进行换相时，换相过程未能进行完毕，或者预计关断的阀关断后在反向电压期间未能恢复阻断能力，当加在该阀上的电压为正时，立即又重新导通发生了倒换相，使预定开通的阀重新关断。换相失败是直流输电系统中常见的故障之一。

换相失败故障大多发生在逆变侧，整流侧换流阀只有在发生丢触发脉冲故障时才会发生换相失败。在逆变侧，用触发越前角β来表示触发脉冲的相位角，它与整流侧触发脉冲触发角α的关系为β＝180°－α，β＝γ＋μ，式中μ为换相重迭角。在换流阀运行中，当γ≤γmin时容易发生换相失败，式中γmin为固有极限关断角，对应晶闸管元件中载流子复合和建立P－N结阻挡层所必需的时间，其大小与晶闸管元件参数及加于晶闸管元件上的电压和流过的电流大小有关，它随电压和电流的增大而增大。

发生换相失败的主要原因如下：

1）阀两端交流电压较大幅度下降；

2）交流系统故障等暂态过程或谐波引起换相电压波形畸变，特别是换相电压过零点发生跳变；

3）阀控制系统中触发越前角β，或关断越前角γ设定值过小；

4）交流系统发生单相或相间不对称故障；

5）直流电流Id较大幅度增大。

上述各种引起换相失败原因的最终结果，是导致γ角小于固有极限关断角γmin。在阀的正常运行中一般设定γ角在15°～20°，γmin取15°为宜。

通常，换相失败有一次换相失败和连续换相失败。一次换相失败如不能自行恢复，发展成连续换相失败将导致直流电流Id下降，工频交流量将进入到直流系统。如直流线路的对地电容与平波电抗器的电感参数相匹配将在直流回路中引起谐振，造成直流系统谐振过电压，威胁系统安全运行。

根据换相失败故障所产生后果，可采取下列控制保护对策来应对：

1）监测关断角γ是否小于设定值γmin；

2）监测直流电流中的50Hz交流分量是否超过整定值；

3）直流电流Id与换流变阀侧三相交流电流经整流后的数值Ia相比较，当Id＞Ia时说明有换相失败故障。

利用上述3种判据可组成3种互为主后备的保护：最小关断角保护、50Hz交流分量保护及换流器桥差保护。保护动作后经一定延时时间（一般小于200ms）去启动阀控制系统紧急关闭（ESOF）程序，停运直流系统。

3.2 丢失脉冲故障及控制保护对策

换流器的一个阀臂中所有串联的晶闸管元件都是用一个触发脉冲触发的，这个触发脉冲的时序由阀控系统（VCU）产生并经阀基电子设备（VBE）按阀的导通顺序进行分配。当逆变侧触发脉冲丢失时，相当于控制角α瞬间增大到极限180°，即β＝0，γ＝0，小于γmin必然造成换相失败。在故障录波图中也可通过观察是否有雪崩二极管（BOD）的动作信号、直流电流Id下降、交流电压的波形明显异常等特征来判断是否发生了丢失脉冲故障。如连续多次丢失脉冲会造成连续换相失败，将威胁系统安全运行。

丢失脉冲故障的控制保护对策有：除设置与连续换相失败同样的保护外，还增加丢失脉冲保护，即连续丢失脉冲个数超过整定值次数则经一定延时（一般取120ms）后发出启动阀控制系统ESOF程序，停运直流系统。

3.3 晶闸管电子设备故障及控制保护对策

晶闸管电子（TE）设备是换流阀内的重要元件之一，用于将VCU送来的光触发脉冲信号转换成电脉冲去触发晶闸管从而实现控制直流输出功能。当发生触发信号不连续时，TE能自动补发触发脉冲。另外，在运行过程中TE将产生有关晶闸管、光接收器、光发射器、TE电子回路运行情况的各种回报信号以保证晶闸管的可靠触发。

如果TE故障，将失去触发脉冲，晶闸管两端的电压高到一定值时BOD管被击穿发出触发脉冲，使晶闸管导通从而保护了晶闸管。但BOD的动作次数有一定限值，如超过动作限值则发出ESOF信号，停运直流系统。

3.4 直流开关场设备故障及控制保护对策

直流开关场设备是指在换流器和直流线路的出口，装设的直流系统运行所必备的一次设备。该类设备的常见故障有不均匀湿闪（如高压直流穿墙套管不均匀湿闪）、表面闪络、电流互感器瓷瓶爆炸等。

直流开关场一次设备的保护主要有极差保护、中性线差动保护、直流开关场线路侧差动保护、金属回线中性线极差保护、直流线路断线保护、站接地点开路保护、直流欠压保护、直波滤波器电容器不平衡保护及差动保护等。其中，除直流滤波器保护外，一旦发生故障，其控制策略都是ESOF。

直流滤波器配备有电容器电流不平衡保护及差动保护，如电容器损坏数未达到定值则报警，如损坏超过一定数量即不平衡电流达到定值，保护动作跳电动隔离刀闸。所以，当直流滤波器故障跳闸及一旦通信干扰系数超出标准，则启动阀控Fastof快速闭锁阀。

3.5 直流线路故障及控制保护对策

直流线路保护与阀控制系统是一个整体，通过与阀控制系统紧密结合来消除线路故障。通常行波保护作为直流线路的主保护，dU／dt＋欠压保护、纵差保护为后备保护。

当行波保护判断线路发生故障时，在10ms内发出设置线路故障信号给阀控系统，整流侧阀控移相150°使Id＝0，并延时120ms后使阀控制自动全压再启动，直流系统再启动保护监视直流电压Ud，启动过程为60ms。

延时120ms是为了使故障点熄弧及去游离，不同直流输电工程该延时有所不同，取决于每条直流线路沿线地理及气候条件的差异，污秽级别等，一般取100～150ms。若第一次全压启动成功，说明线路接地故障已清除，若再启动保护监视直流电压仍为零，给阀控制发出设置线路故障顺序信号，阀控制移相150°，再延时120ms为线路再一次去游离。120ms后阀控制降压70%Ud再启动，再启动保护监视直流电压Ud，再启动时间仍为60ms，若再启动保护监视直流电压仍为零，说明发生了永久性接地，则发出ESOF紧急停机信号。

交、直流系统导线相距较近并联运行时，在直流线路保护中增加了50Hz基频保护来解决交、直流碰线问题。在直流单极金属返回运行接线方式中，除设有纵差保护快速动作启动阀控ESOF外，还在逆变侧设有线路接地保护，当检测到IdE1＋IdE2＞ΔI（IdE1、IdE2分别为接地极线路二根导线电流）时发出ESOF闭锁阀。对于高阻接地故障情况，采用纵差保护动作延时大于或等于5s后启动阀控系统ESOF去紧急闭锁阀。

3.6 直流接地极与线路故障及控制保护对策

当直流系统接线方式为单极、双极大地返回运行时，整流站与逆变站需分别经各自接地线路连接到接地极，此时在2根导线上设有过流保护及横差保护。一旦保护动作，除发出告警信号外可视其输送功率情况发或不发紧急闭锁阀信号ESOF。

3.7 阀冷却水系统故障及控制保护对策

阀冷却水系统工况比较复杂，故障概率比较高。阀冷却水有一套专门的双重化监控系统，负责监控阀的进出口水温、水的流量、水电导率。如果出口水温过高、水流量太小、水的电导率过高都会发出ESOF信号关闭阀。另外，阀冷却水系统漏水超过一定限度则由漏水检测器动作启动阀控ESOF，停运直流系统。

3.8 交流系统故障及控制保护对策

3.8.1 交流滤波器故障

当交流滤波器中的电容器损坏时，其谐振频率将产生偏差，影响滤波效果。因此，当电容器损坏到一定数量后其保护动作跳开该组滤波器，相应的VCU自动地减少直流功率输送，以减少流入交流系统的特性谐波及达到无功平衡。只有在最小交流滤波器投入条件不满足或因交流滤波器故障跳闸后引起无功减载保护动作时，才会启动阀控ESOF闭锁阀。

3.8.2 整流侧或逆变侧的近距离故障

发生故障时交流电压会迅速下降，经延时一定时间后启动阀控ESOF跳交流侧断路器。交流电压下降多少、延时多少，需由系统研究试验来确定。对于严重换流变压器故障、交流母线故障、变压器及母差保护信号在交流开关跳闸前，应启动阀控ESOF闭锁阀。

3.8.3 整流侧交流系统三相远距离对称故障

由于故障引起交流母线电压下降，从而使得Ud下降，Ido也下降。此时，整流侧定电流调节器配合换流变的有载调压的作用迅速减少触发角α，以提高直流电压来保持Id恒定。如果交流母线电压继续下降，超过了电流调节器的调节极限，则α减少到αmin的限制，使Id＜Ido－ΔI，此时Ud降到0.35pu左右，逆变侧则自动投入电流调节器，通过增加β角减少电流来参与系统的电流调节，并且自动设定Idmin限值。此时的直流电压取决于整流侧交流系统故障后的电压水平。这种控制措施称为低电压限流控制（VDCOL），控制使Pd减小，同时也减少了逆变器的无功消耗，从而增加了逆变侧交流系统的稳定性。

3.8.4 逆变侧交流系统三相远距离对称故障

如交流系统电压降低不大时，逆变侧的电压调节器可配合换流变的有载调压进行调整。如交流系统电压下降太大使关断角变小，当γ＜γmin时关断角调节器用增大越前触发角β角来进行调节，用以避免发生换相失败。从Ido＝（UdRUdI）／R表达式可知，由于UdI的减少，Ido将增加，整流侧的定电流调节通过增大触发角α企图使Ido保持恒定，直流电压UdI也相应下降，其下降程度与逆变侧交流母线故障后的电压水平有关。

3.8.5 交流系统不对称故障

交流系统发生单相接地、两相相间不对称故障时，加在阀上的交流电压严重畸变将导致换相失败。对于这种情况，一般采取保护跳三相后重合闸或不重合闸的措施。

4 保障跨区直流输电安全运行的建议

结合这次印度大停电事故的教训，基于上述对直流输电系统故障及控制保护策略的分析，对如何提高跨区直流输电系统的安全运行水平，从技术和管理两个方面给出如下建议。

4.1 加强技术研究

4.1.1 研究多直流馈入对大受端电网的安全稳定运行的影响

目前，我国的华东电网、南方电网已经形成多馈入直流输电系统格局，多条直流系统馈入受端系统的功率所占比例越来越高，而且各直流逆变站间电气耦合十分紧密，对受端系统的安全稳定性影响越来越大，主要体现在以下两个方面。

一是直流系统故障时，受端系统的功率缺额是否能够得到有效补充，对受端运行条件提出了更高的要求。例如，2005年11月20日13：56：39，龙政直流输电系统因政平站失去站用电而双极闭锁，在失去直流电源功率近3GW后华东电网频率骤降至49.518Hz，历时231s才恢复到正常频率50Hz，这一事故暴露出网内某些机组、一次调频和自动发电控制（AGC）策略应对频率事故能力的不足。

二是交流系统故障引起直流系统短时闭锁，故障清除后各直流的恢复过程非常复杂，若不能及时顺利恢复，就有可能最终导致电力系统失稳。例如，2012年8月8日台风“海葵”途经华东区域时，造成多处交流线路故障，上海地区的4个换流站在短时间内发生过18次换相失败，所幸的是未造成严重后果。但是，这些换相失败全是由交流系统故障导致的，还是部分由各直流系统间相互影响造成的，还有待深入分析与研究。

对于上述问题，电网规划部门和调度部门都可以通过机电、电磁仿真计算，探究其机理，制定应对策略。需要指出的是，各直流系统的控制保护系统结构和参数，对系统的动态特性影响巨大，在仿真建模过程中，应基于各直流工程控制保护系统的实际结构和参数，抓住重点进行适当简化，只有这样，所建模型才能反映出实际系统的动态特性，为制定合理、安全、稳定的控制策略，提供有力的支持。

4.1.2 开展设备深度隐患排查与治理工作

与变电站相比，换流站设备不仅种类繁多，而且结构复杂，设备发生故障的概率更大。目前，国内大多数跨区直流输电系统建成投运时间较短，不可避免地存在一些潜伏的设备隐患，通过深入开展换流站设备隐患排查工作，及时发现影响直流系统安全运行的隐患，根据具体情况研究制定技术改造方案和反事故措施，及时消除隐患，避免因元件、设备故障导致系统停运，确保系统安全稳定运行。

4.2 加强运检管理

1）运检专业化 直流输电系统设备纷繁复杂，技术含量高，专业性强，对系统运检工作提出了更高要求。为了提高运检效率，减少人为事故，必须建立专业化运检队伍，实行专业化运检，在实践中不断提高从业人员的业务素质和技术水平，培养锻炼出精于直流运检技能的专业人才。

2）管理标准化 目前，国内大多数跨区直流输电系统的运检负责机构（直流运检中心、直流工区）成立时间较短，管理业务流程、规章制度等大多借鉴于交流输电系统而来。有必要针对直流输电运检业务的自身特点，逐步制定管理措施，完善相应的业务流程，实现直流输电的标准化和精益化管理。

5 结语

近年来，直流输电技术在我国的跨区电能输送中得到了广泛的应用与发展，直流系统的运行情况直接关系到整个电力系统的安全稳定。受印度大停电事故的警示，围绕我国跨区直流输电系统的安全运行问题，进行了分析和研究。

在对直流输电系统特有故障及其控制保护策略进行全面分析的基础上，从技术和管理角度就多直流馈入对大受端电网的安全稳定运行影响、换流站设备深度隐患排查与治理、直流运检专业化、管理业务流程标准化等问题提出了措施与建议，以期引起业界进一步提高对跨区直流输电系统安全运行的关注与重视。

［1］陈红军.高压直流输电系统故障及控制策略［J］.华中电力，2001（5）：5－8.

［2］Kundur P.Power system stability and control.New York：MacGraw－Hill，1994.

［3］浙江大学发电教研组直流输电教研组.直流输电［M］.北京：水利电力出版社，1985.

［4］赵畹君.高压直流输电工程技术（第二版）［M］.北京：中国电力出版社，2011.