高压直流闭锁对交流系统频率影响研究综述

覃锦涛，刘洪波

(东北电力大学，吉林 吉林 132012)

随着高压直流输电项目陆续投入运营，大规模直流跨区域传输和全网交直流混联已成为我国电网结构的主要特征之一[1-2]。我国已经建成或正在规划的直流工程的电压等级主要分为±500 kV、±800 kV、±1 100 kV，其中已经建成并投运的±500 kV的直流工程有三峡-广东直流输电工程、三峡-上海直流输电工程等，输送的容量为3 000 MW[3]。±800 kV电压等级的直流工程有酒泉-湘潭直流工程、哈密-郑州直流工程等，额定输送容量为8 000 MW。2018年底，随着我国自主设计建设的世界首个±1 100 kV特高压直流输电工程昌吉-古泉特高压工程成功启动全压送电，输送容量已经达到了12 000 MW。随着直流传输容量逐渐增加，当直流闭锁后对送、受端系统造成的功率冲击也就越大，进而引发系统频率波动甚至造成机组脱网、甩负荷等，对电网的安全运行造成严重影响。

直流闭锁故障后系统频率失稳的问题日益突出，本文对直流闭锁故障后交流系统频率特性的研究进行了归纳总结。首先，从直流系统内部故障和交流系统外部故障这两个方面对造成直流闭锁的原因进行了归纳；其次，通过冲击功率的三阶段分配原理分析了直流闭锁后影响送、受端系统频率变化的过程及特性；最后，总结了目前直流闭锁后一些调频措施的研究，可为交直流系统的规划与运行起到借鉴作用。

1 直流闭锁原因

在交直流混合系统中，由于系统设备种类繁多且由于设备老化而出现故障、二次保护设备设计时没有考虑到系统运行中某种特殊情况，以及交直流系统之间的相互影响都有可能导致直流系统出现闭锁故障，从而影响交直流系统的正常运行。通过对工程上一些闭锁故障进行分析总结，将导致闭锁故障的原因可以分为直流系统内部故障和交流系统故障两个方面。

1.1 直流系统内部故障

a.直流系统主要设备故障。高压直流输电系统主要设备接线见图1。如换流器发生故障、直流线路发生接地故障、换流站内接地开关故障等都可能触发闭锁信号导致换流站退出运行。文献[4]分析了±800 kV普侨直流系统中直流线路故障后引发差动保护动作最后导致直流闭锁的详细过程。文献[5]通过对天广直流的运行情况进行总结，在一年半的时间内，发生的28次直流闭锁事故中有8次是由于直流线路故障导致直流闭锁，给系统安全运行带来了较大的威胁。

图1 高压直流输电系统主要设备接线

b.直流系统二次保护设备故障或设计不合理。当二次保护设备故障时会造成保护误动作从而发出闭锁信号导致闭锁，另外由于某些二次设备设计不合理从而不能够正确响应直流运行中某些特殊情况也会导致直流闭锁。文献[6]介绍了兴安直流站由于隔离开关操作对测量信号产生干扰导致差动保护误动作造成闭锁的过程。文献[7]分析了换流器桥差保护的设计由于没有考虑到换流变压器的合应涌流的影响而导致保护误动作造成闭锁的过程。

c.直流系统冗余配置同时故障。如2套直流站保护系统同时不工作和A型交流滤波器均不可用等都会发出闭锁信号导致直流闭锁。为了提高直流系统可靠性，直流系统中每站每极均有3套基本一致的直流保护系统，但直流保护系统的“三取二”出口逻辑功能模块仅布置在直流保护系统1和直流保护系统2中，如果该直流保护系统1和2同时故障时会导致闭锁。文献[8]就对天广直流两起极1闭锁故障进行分析，结果表明两次闭锁故障均是由于极1中直流保护系统1和保护系统2同时故障造成的极1闭锁。

1.2 交流系统故障

由于换流阀中的晶闸管缺乏自关断能力，所以需要交流系统中的换流母线提供一定的反向电压作用于换流阀，并且每个换流阀都具有一个最小关断角γmin，当换相电压因为交流故障而幅值降低时会引起逆变侧直流电压降低从而使直流电流升高，然而换相电压的降低和直流电流的升高都会进一步造成换流阀关断角变小。当换流阀关断角小于其最小关断角时，就会发生换相失败。

当交流故障引发一次换相失败后高压直流恢复稳定运行所需要的时间为200 ms，而现有的死区保护及失灵保护清除交流故障的时间为300 ms，在故障或者扰动清除之前，高压直流将会再次发生换相失败，并且工程上把首次换相失败发生后间隔200 ms如果再次发生了换相失败定义为一次连续换相失败[9]。由于每次换相失败都会造成直流功率的传输中断，所以当交流故障造成连续换相失败时，如果直流损失的功率大于系统所能承受的临界冲击功率，将引发换相失败保护动作发出闭锁信号造成直流闭锁。文献[10]对林枫直流发生交流故障后引发的直流闭锁过程进行了分析。

2 直流闭锁影响交流系统频率变化的过程及特点

当换流站接收到闭锁信号后，整流器将关闭触发脉冲使直流系统不再传输功率。功率的突然变化会对送端电网造成一个大的功率冲击引起发电和负荷之间的不平衡。因为闭锁后时间不同，冲击功率在发电机之间的分配情况不同，从而导致机组电磁功率的改变量不同，并且机组电磁功率和机械功率的改变量共同作用决定了系统的动态频率特性，因此直流闭锁对系统频率的影响可以通过冲击功率分配的三个阶段来进行分析[11]。

首先在直流闭锁扰动瞬间，各个发电机i按照同步功率系数迅速完成冲击功率ΔP的分配。其中各个发电机的电磁功率改变量ΔPei为:

(1)

式中：Kik=EiUkBikcosδik为发电机i与扰动点k的同步功率系数[12]；Ei、Uk、Bik分别为发电机i的电动势、扰动点k的节点电压、发电机与扰动点的转移电纳；δik为Ei和Uk的相角差；n为发电机数量。

随后进入第二阶段，在此阶段调速系统还没有感受到信号，调速系统不发挥作用。此时各发电机组按照转动惯量系数进行扰动量的分配，电磁功率的改变量为:

(2)

式中：TJi为第i台发电机的转动惯量；TJj为第j台发电机的转动惯量。

此时电磁功率瞬间减小，然而由于调速系统还没发挥作用，机械功率不能突变，此时机械功率大于电磁功率，从而导致系统频率升高。

最后进入第三阶段，随着发电机转速的迅速升高，当转速变化值超过一次调频的动作死区，一次调频系统开始动作并减小机组出力来改变机组的机械功率。经过一个动态调节过程使发电机的机械功率与电磁功率再次相等重新建立平衡，频率恢复稳定并保持在一个准稳态值，此时发电机i电磁功率和机械功率稳态改变量分别为ΔPei(∞)和ΔPmi(∞)，可由式(3)求取(假设忽略了负荷的频率调节特性)。

(3)

式中：σi为发电机i的调差系数。

一次调频过后二次调频动作，将功率交换恢复到设定值使频率恢复到设定的运行频率，以此来保证一次调频容量可以再次用来调频。直流闭锁影响送端系统频率变化的过程见图2a，其中fn、fs、fd和fmax分别为频率设定值、一次调频稳态值、一次调频动作值和频率最高点。

由于一次调频系统要求有6%的限幅环节，发电机不可能无限制的调节发电机出力，当直流闭锁后一、二次调频动作仍不能使频率恢复到系统所允许的运行范围内，并且系统频率超过51.5 Hz且持续30 s以上时高频切机保护动作，使频率最终保持在系统所允许的运行范围内。

对于逆变侧而言，闭锁后逆变器立即投入旁通对来保护换流阀，停止对交流系统输送功率，对于逆变侧交流系统而言相当于减少了电源供给，此时受端机组承受更多的负荷[13]。同样可以通过冲击功率三阶段分配原理来分析受端交流系统，只是电磁功率改变量ΔPei变为正数，其中在第二阶段，调速器没有起作用，机械功率保持不变，此时电磁功率大于机械功率，导致受端系统频率降低。最后通过调频恢复到正常运行范围。影响受端系统频率变化的过程见图2b，其中fmin为系统频率最低点。

图2 直流闭锁影响送受端系统频率变化的阶段图

与送端系统一样，当一、二次调频动作后仍不能使频率恢复稳定时，则当频率低于49.2 Hz的时间超过0.14 s且频率变化率低于5 Hz/s将触发第一轮低频减载装置动作，通过降低负荷功率来使频率保持在系统允许的运行范围内。

3 直流闭锁后主要调频措施研究

由于我国风电、光伏等新能源不同于常规能源的特性以及多馈入直流容量占比持续增长导致电网转动惯量的减小，直流闭锁故障将对电网频率的稳定带来很大挑战，以往的调频措施已经不能很好的响应直流闭锁故障从而导致频率失稳。针对这种情况，对系统的调频措施必须重新进行研究。目前针对直流闭锁故障后的调频研究主要为以下几类。

a.一次调频。一次调频是系统频率受到扰动后主要调频手段之一，但是针对直流闭锁发生后，机组实际的一次调频响应情况与理想响应情况不相符。主要是因为运行过程中汽轮机调门过大导致调节裕度不足、在闭锁前小频差的干扰下一次调频已经动作并且消耗了部分蓄热，导致直流闭锁发生后机组调频性能不足等原因，因此文献[14]在对锦苏直流闭锁后频率响应分析的基础上提出了机组优化运行需要兼顾一次调频性能与机组经济性，在电网需要的时段上降低汽轮机调门开度，适当降低机组运行的经济性来提高系统的一次调频能力并且优化完善机组一次调频控制策略。

b.高频切机策略。作为电网频率紧急控制的第三道防线，不合理的高频切机策略会导致切机装置重复动作，最终导致系统频率崩溃[15]。然而当前切机参数主要是参照火电机组标准去设计，但是随着风电、光伏等新能源代替同步机组接入电网导致系统的调频能力持续减弱，在发生直流闭锁故障这种大扰动的作用下，以往以常规机组为主要的系统切机方案已经不再适用。文献[16]针对直流闭锁引起的高频问题，制定了能够适应风光波动的风光火联合高频切机方案。

c.直流频率限制器。充分利用直流短时间内能够承受1.1倍过负载的能力，在多馈入直流系统中当其中一条直流发生闭锁故障后，通过采取直流频率控制来迅速增加其余直流的传输功率，对系统的频率起到一个快速支撑的作用。直流频率控制模型见图3。其中，ω为被控机组的角速度；Td和Tf分别为微分环节时间常数和滤波器时间常数；ε为引导补偿因子；K为调制增益；Pmax和Pmin分别是直流调制量的上限和下限；PMOD为输出的功率附加调节量，作用在直流控制系统中的直流功率参考值上。

图3 直流频率控制模型

针对闭锁故障后直流系统的协调控制，文献[17]研究了直流频率限制器与一次调频协同调频策略，提出频率出现扰动后优先利用直流系统的频率限制器来平衡功率，放大机组一次调频死区作为后备措施的调频策略。

d.构建频率紧急协调控制系统。多直流馈入的送端电网发生双回直流闭锁故障后频率降低，当受端系统一、二次调频性能也难以让频率维持在低频减载动作值之上时，如果不采取额外措施必然导致低频减载动作造成重大事故。针对此类情况，构建频率紧急协调控制系统，这套系统主要包括直流紧急功率调升主站、抽蓄切泵控制主站和精准负荷控制主站。当直流闭锁功率达到门槛值，频率紧急协调控制系统开始发挥作用，首先紧急调升其他多回路直流的功率，当控制量不足以让系统频率恢复到允许范围时，抽蓄切泵控制主站动作切除掉抽水工况的抽蓄机组，这是因为当处于低谷时段，抽水蓄能电厂将运行在抽水工况，闭锁后可以当做用电负荷切除，如果此时措施量仍不足，此时精准负荷控制主站动作，切除掉一些可中断供电的负荷来补偿功率缺额，最终让频率控制在允许运行范围内，避免直流闭锁后的受端系统大面积低频减载动作。文献[18]对华东电网直流闭锁后采取的频率紧急协调控制策略进行了仿真分析，表明在闭锁故障后频率紧急协调控制能够尽可能的减少用电负荷的损失，提高了系统抵抗闭锁后频率失稳风险的能力。

随着大规模新能源接入电力系统，当受到直流闭锁这种大的功率冲击时，系统所采用的单一的调频策略已经难以具有较好的调频能力。面对这种情况，未来应该进一步充分挖掘风力发电机的调频能力，通过风力发电机参与调频与常规机组的一次调频相互配合，并同时利用直流短时过负荷能力参与系统调频，制定出三者能够同时响应系统频率变化的协调控制策略，来使系统调频能力能够改善由于新能源的不断开发利用而导致系统调频能力不足的问题。

4 结论

本文从直流系统内部设备故障和交流系统故障引发直流发生连续换相失败而造成换流站闭锁两个方面对直流闭锁故障的原因进行了详细的梳理。根据冲击功率分配的三阶段原理，从闭锁瞬间、调速系统动作前、调速系统动作后三个阶段分析了直流闭锁后影响系统频率变化的过程及特点，由于闭锁后产生的冲击功率较大，对于送端系统将会导致频率的升高而受端系统频率降低，当一、二次调频系统动作后仍不能将系统频率恢复到稳定运行范围内时，送端系统将触发高频切机，受端系统将触发低频减载。最后对当前闭锁后调频策略进行总结，主要从一次调频、闭锁后的切机策略、直流频率限制器以及频率紧急协调控制系统这几个方面进行了详细的论述，并且随着新能源的不断发展，应该制定出风机调频、直流系统参与调频与常规机组一次调频的协调控制策略，来改善由于新能源的开发利用而导致系统调频能力不足的问题。