基于换相安全域的LCC-HVDC后续换相失败抑制与功率传输优化研究

《Energy Conversion and Management-X》：Comparative study of solar radiation estimation models based on sunshine duration and irradiance measurements in the Tigray Region, Ethiopia

为解决电网换相换流器高压直流输电(LCC-HVDC)逆变站因交流系统故障易引发后续换相失败(SCF)及功率传输受限问题，研究人员开展了考虑交直流耦合的换相安全域建模与SCF抑制方法研究。通过建立逆变站功率可行域、考虑交直流耦合的电压-功率可行域及换相安全域，提出了基于拉格朗日乘子法的直流电流与触发超前角(FAA)协同控制策略。仿真验证表明，该方法能有效抑制SCF并显著提升故障期间有功功率传输能力，为大型LCC-HVDC系统安全稳定运行提供新思路。

　　

在能源跨区域优化配置的宏大背景下，高压直流输电技术犹如电力高速公路，承担着西电东送、新能源消纳的重要使命。其中，基于电网换相换流器的高压直流输电(LCC-HVDC)技术，凭借其大容量、低成本的优势，在全球电网互联中扮演着关键角色。然而，这座电力"桥梁"存在一个致命弱点——当受端交流系统发生故障时，逆变站极易发生换相失败(CF)。首次换相失败往往难以避免，但更棘手的是后续换相失败(SCF)的连锁反应，它不仅会导致输电功率剧烈波动，还可能引发连续换相失败，严重威胁跨区域电网的安全稳定运行。

传统抑制方法多聚焦于单一电气量的调节，或通过加装昂贵硬件设备来提升系统抗扰动能力。这些方法往往忽视了直流电流、触发角、交流母线电压、有功功率和无功功率之间复杂的交直流耦合关系。正如蝴蝶效应一般，对任何一个参数的调整都会引发一系列连锁反应：改变直流电流或触发角会影响熄弧角(EA)，进而改变传输功率；功率变化又会通过电网潮流约束反作用于交流母线电压，而电压波动又进一步影响换相过程。这种错综复杂的耦合关系，使得单纯优化局部参数难以从根本上解决SCF问题，甚至可能因功率骤降而引发新的系统风险。

面对这一挑战，重庆大学研究人员在《Energy Conversion and Management-X》发表论文，开创性地提出了基于换相安全域的SCF抑制方法。研究团队首先建立了逆变站在直流电流和触发超前角(FAA)约束下的功率可行域，清晰刻画了有功功率(P_d)和交换无功功率(Q_ac)的运行边界。如图1所示，通过三维曲面直观展示了不同FAA和直流电流(I_d)组合下的功率可行范围，其中蓝色到红色的渐变表示有功功率的递增趋势。

为进一步量化交直流耦合效应，研究人员推导了考虑电网潮流约束的电压-功率可行域数学模型。如公式(10)所示，该模型准确描述了交流母线电压(U_ac)与功率参数的动态关系。图3中黄色与蓝色渐变区域构成的功率可行域，与紫色曲面1（对应故障电抗X_f1）和红色曲面2（对应X_f2）的相交区域，正是不同故障条件下系统安全运行的数学表征。当故障电抗从X_f1增大到X_f2时，可行域整体上移，点c与点g的对比表明系统换相安全边际显著提升。

研究最具创新性的环节是构建了考虑交直流耦合的换相安全域模型。通过公式(11)的熄弧角约束和公式(12)的交直流耦合约束，形成了如公式(14)所定义的安全运行集合。在这个三维安全域内，任何直流电流、交流电压和FAA的组合都能确保避免SCF。基于此安全域，研究团队采用拉格朗日乘子法求解满足熄弧角约束的最大传输功率点，如公式(15)-(16)所示，实现了SCF抑制与功率传输的协同优化。

技术方法上，该研究主要采用：1）建立逆变站功率数学模型，推导直流电流与FAA约束下的功率可行域；2）构建考虑故障电抗的受端系统等效电路，建立交直流耦合的电压-功率可行域；3）结合熄弧角约束与潮流约束，建立换相安全域；4）基于拉格朗日条件极值法求解最优控制参数；5）通过CIGRE标准测试模型进行仿真验证。

2. 功率可行域分析

研究表明当FAA为38°时，逆变站有功功率可在19-1000MW范围调节，交换无功功率对应变化范围为475.71Mvar至0Mvar。而FAA增大到70°时，有功功率范围降至8.83-492.97MW，说明FAA对传输能力有显著影响。

3. 交直流耦合效应

通过等效故障电抗计算（公式9）和电压-功率关系推导（公式10），发现故障严重程度直接影响系统运行边界。图3中点a到点c的功率-电压轨迹表明，交流电压跌落会导致功率传输能力下降，而通过优化FAA和直流电流可改善运行点。

4. 换相安全域构建

将熄弧角约束（公式11）与交直流耦合约束（公式12）相结合，形成了完整的换相安全域（公式14）。该域准确表征了避免SCF的所有可行操作点，为控制策略设计提供了理论依据。

5. 抑制方法验证

案例分析显示，在三相故障（故障电感0.4H）条件下，传统方法（VDCOL+CEAC）在1.131s发生SCF，而提出的方法始终保持稳定。图5对比表明，新方法使有功功率提升0.15p.u.，且功率波动显著减小。单相故障测试（图7）进一步验证了方法的鲁棒性。

6. 故障适应性测试

通过改变接地电感模拟20%-80%故障严重度，统计结果表明（图8）：新方法将三相故障下的二次换相失败次数较传统方法减少8次，且完全避免了三次换相失败，显著提升系统故障穿越能力。

该研究通过建立换相安全域模型，首次实现了SCF抑制与功率传输的协同优化。相比传统方法，新策略不仅将故障期间有功传输能力提升15%以上，还显著降低了功率波动幅度。特别是对于容量超过1000MW的大型LCC-HVDC工程，该方法在保持基本控制架构不变的前提下，仅通过本地测量信号即可实现安全控制，避免了昂贵的硬件改造费用。研究成果为高比例新能源接入背景下直流输电系统的安全稳定运行提供了重要技术支撑，对保障跨区域电网安全具有重大实践意义。