孫天甲，劉海洋

（國(guó)網(wǎng)上海市電力公司，上海 200122）

0 引言

目前，我國(guó)電網(wǎng)系統(tǒng)已投運(yùn)跨區(qū)直流輸電項(xiàng)目25個(gè)（特高壓直流11個(gè)、常規(guī)直流14個(gè)），換流站45座，輸電容量高達(dá)12.922億kW?！笆奈濉逼陂g，將在全國(guó)范圍內(nèi)建設(shè)并投產(chǎn)一大批跨區(qū)域直流輸電工程。近十年來，隨著直流輸電項(xiàng)目的擴(kuò)建和投產(chǎn)，許多地區(qū)形成了大規(guī)模交直流混合電網(wǎng)的新格局。這種新型電網(wǎng)格局的特點(diǎn)之一是在送端電源聚集，單個(gè)交流故障可能對(duì)相鄰多個(gè)直流工程產(chǎn)生影響，在受端呈現(xiàn)多條直流饋電在負(fù)荷集中區(qū)域相繼落點(diǎn)，交直流耦合關(guān)系復(fù)雜。

傳統(tǒng)認(rèn)知中，直流輸電可實(shí)現(xiàn)不同頻率或相同頻率交流系統(tǒng)之間非同步聯(lián)系，且由直流輸電互相聯(lián)系的交流系統(tǒng)各自的短路容量不會(huì)因互聯(lián)而顯著增大。受直流輸電技術(shù)的發(fā)展水平和輸送容量的限制，現(xiàn)有研究往往割裂交、直流電網(wǎng)的運(yùn)行及故障特性，對(duì)直流輸電和交流電網(wǎng)耦合關(guān)系的理解存在片面性和局限性。文獻(xiàn)［1-5］分析多饋入直流系統(tǒng)因逆變站間存在交流電壓、控制特性、諧波分量、閥組結(jié)構(gòu)等多重耦合特性，以及基于受端交流電網(wǎng)運(yùn)行及故障情況，對(duì)多饋入直流系統(tǒng)發(fā)生相繼換相失敗原因及抑制策略展開研究。文獻(xiàn)［6-8］針對(duì)多回直流落點(diǎn)于同一交流系統(tǒng)，提出受端電網(wǎng)無功協(xié)調(diào)控制優(yōu)化方法。文獻(xiàn)［9-12］針對(duì)特高壓混合級(jí)聯(lián)系統(tǒng)受端換流器發(fā)生交流故障時(shí)直流側(cè)過電壓?jiǎn)栴}及故障結(jié)束后的功率恢復(fù)問題，提出電壓-功率協(xié)同控制策略及基于受端交流電壓變化的交流低壓限流控制策略。文獻(xiàn)［13-16］對(duì)交流濾波器投入時(shí)的過電壓情況展開研究。目前，關(guān)于送端電網(wǎng)故障造成多饋入受端發(fā)生相繼換相失敗和直流閉鎖的研究較少，其故障傳遞機(jī)理及受端換相失敗抑制措施尚未明確。

我國(guó)大規(guī)模交直流混聯(lián)的電網(wǎng)格局形成，解決了大范圍優(yōu)化配置資源的問題，同時(shí)交直流連鎖故障已成為故障的新常態(tài)，其特點(diǎn)是故障中的每個(gè)環(huán)節(jié)都屬于交直流系統(tǒng)的正常保護(hù)動(dòng)作，但由于多米諾骨牌效應(yīng)，可能導(dǎo)致大面積停電事故的發(fā)生，傳統(tǒng)的“安全穩(wěn)定三道防線體系”已很難滿足特高壓交直流輸電系統(tǒng)連鎖故障的保護(hù)要求。本文結(jié)合送端換流站交流系統(tǒng)故障對(duì)相鄰直流輸電工程受端交直流系統(tǒng)產(chǎn)生影響的實(shí)際案例，指出當(dāng)前“同送同受”直流群格局下，送端單一故障造成相鄰直流功率及電壓大幅波動(dòng)，甚至發(fā)生換相失敗，對(duì)送、受端電網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行產(chǎn)生影響，并提出有效的措施建議。

1 多回直流輸電在故障情況下產(chǎn)生連鎖故障實(shí)例

事故案例中：A1直流為±800 kV特高壓常規(guī)直流，輸送功率8 000 MW；A2 直流為±800 kV特高壓常規(guī)直流，輸送功率6 400 MW；A3 直流為±500 kV 常規(guī)直流，輸送功率3 000 MW。A1直流、A2 直流送端相距較近，A2 直流、A3 直流受端相距較近，電網(wǎng)“強(qiáng)直弱交”特性明顯，交直流耦合關(guān)系復(fù)雜，導(dǎo)致單一直流送端交流系統(tǒng)故障對(duì)相鄰直流送、受端均產(chǎn)生不同程度的影響，進(jìn)而對(duì)受端交流系統(tǒng)產(chǎn)生較大擾動(dòng)，給受端電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行造成不利影響。

故障開始時(shí)，A1直流送端交流濾波器母線發(fā)生B 相、C 相接地短路，該故障導(dǎo)致A1 直流輸送功率大幅波動(dòng)，最低跌落至800 MW，跌幅達(dá)90%，由于A1 直流、A2 直流系統(tǒng)送端電氣距離非常近，交流故障期間A2 直流送端交流母線B相、C 相電壓大幅跌落至90 kV，使得A2 直流功率、電壓也出現(xiàn)大幅波動(dòng)，引發(fā)受端極Ⅰ直流濾波器過負(fù)荷保護(hù)動(dòng)作。A2直流功率波動(dòng)又引起受端交流母線電壓畸變，進(jìn)而其受端近區(qū)的A3直流受端交流電壓也出現(xiàn)波動(dòng)，最終導(dǎo)致A3直流發(fā)生雙極換相失敗［17］，由于受端發(fā)生換相失敗，A3直流送端感受到故障后，控制系統(tǒng)快速增大關(guān)斷角γ，通過降低直流電壓來控制受端短路電流，使得直流輸送功率大幅減少，此時(shí)短時(shí)間內(nèi)送端將出現(xiàn)功率盈余的情況，對(duì)送端電網(wǎng)造成沖擊；同時(shí)受端由于直流功率缺失，網(wǎng)內(nèi)潮流大范圍轉(zhuǎn)移，造成受端電網(wǎng)局部潮流越限，電壓及頻率大幅波動(dòng)的情況。整個(gè)過程持續(xù)時(shí)間約為200 ms 左右，直至受端電網(wǎng)交流擾動(dòng)消失，閥組恢復(fù)正常換相，直流輸送功率逐步恢復(fù)正常。同樣，在換相失敗恢復(fù)過程中，控制系統(tǒng)減小關(guān)斷角γ，直流系統(tǒng)從交流電網(wǎng)中吸收大量無功，造成近區(qū)電壓大幅波動(dòng)，送、受端功率平衡再次受到較大沖擊［18］。事故發(fā)展過程如圖1所示。

圖1 故障連鎖反應(yīng)過程

2 故障連鎖反應(yīng)過程

2.1 A1直流送端交流故障情況分析

A1 直流送端交流故障錄波如圖2 所示。根據(jù)圖2錄波分析，B相最大故障電流有效值47.9 kA，C 相最大故障電流有效值52.1 kA。雙套母差保護(hù)正確動(dòng)作，50 ms后故障切除并帶跳4組交流濾波器，對(duì)系統(tǒng)無功沖擊達(dá)1 040 Mvar。

圖2 A1直流送端交流故障錄波

A1直流送端故障交流濾波器母線跳閘，帶跳所接交流濾波器后，未能自動(dòng)投入備用濾波器，為維持直流輸送功率，需從系統(tǒng)吸收大量無功，導(dǎo)致送端交流電壓持續(xù)偏低，影響直流功率正常輸送。分析A1直流的無功控制邏輯可知，為減少不必要的操作，減小設(shè)備損耗，交流濾波器只有在直流穩(wěn)態(tài)功率變化時(shí)才能投切，在其他交流濾波器因故障而切除的情況下不會(huì)緊急投入，其自動(dòng)投切邏輯如圖3 所示。最終A1 直流送端因無功功率不足，交流母線電壓由524 kV 跌落至515 kV，同時(shí)引起相鄰A2直流送端交流電壓下降。

圖3 A1直流送端無功電壓控制邏輯

2.2 送端故障對(duì)受端系統(tǒng)產(chǎn)生的影響

因A1 直流與A2 直流送端電氣聯(lián)系緊密，A1直流送端交流濾波器母線故障導(dǎo)致A2直流送端交流電壓明顯下降，故障期間其交流母線電壓從522 kV 跌落至90 kV（跌幅83%），A2 直流功率從故障前的6 400 MW 跌落至1 686 MW（跌幅74%）。

通過整流側(cè)直流電壓、逆變側(cè)直流電壓、直流電流的傳導(dǎo)鏈條，整流側(cè)交流系統(tǒng)電壓變化對(duì)直流系統(tǒng)的運(yùn)行狀態(tài)產(chǎn)生影響，直流系統(tǒng)功率波動(dòng)以及直流功率變化對(duì)逆變側(cè)無功產(chǎn)生影響，導(dǎo)致逆變側(cè)交流系統(tǒng)電壓波動(dòng)較大，最終影響了受端多饋入直流的運(yùn)行穩(wěn)定性［19］。

2.2.1 直流功率波動(dòng)原因分析

直流輸電主要是輸送有功功率，整流側(cè)換流站將其功率輸送至直流線路，逆變側(cè)換流站從直流線路接收功率。由于將直流線路參數(shù)認(rèn)為恒定不變，兩端換流站通過改變各自直流電壓來調(diào)節(jié)直流電流［20］。

12 脈動(dòng)整流器兩端的直流電壓UdR計(jì)算公式為：

式中：ER為整流側(cè)交流電壓有效值；α為整流器觸發(fā)角；Id為直流電流；IdN為額定直流電流；dx為換流變壓器相對(duì)感抗；dr為換流器相對(duì)阻抗；UT為換流閥換相壓降；Udi0N為額定空載直流電壓；N為每極6脈動(dòng)換流器數(shù)（特高壓每極一般為4）。

12 脈動(dòng)逆變器兩端的直流電壓UdI計(jì)算公式為：

式中：EI為逆變側(cè)交流電壓有效值；Udi0IN為逆變側(cè)額定空載電壓。

根據(jù)直流輸電的等效電路可得出直流電流Id計(jì)算公式為：

式中：Rd為線路電阻。

由式（3）可知，在線路電阻Rd和換流閥換相壓降UT恒定不變時(shí)，直流電流的大小取決于整流側(cè)交流電壓ER、整流側(cè)觸發(fā)角α、逆變側(cè)交流電壓EI、逆變側(cè)關(guān)斷角γ的變化。

本次A1直流送端交流濾波器母線發(fā)生相間故障期間，A2 直流交流電壓大幅跌落，由式（1）—（3）可知這直接導(dǎo)致A1 直流電壓和直流電流均大幅降低，也造成送端輸送功率大幅波動(dòng)。盡管交流電壓故障期間整流側(cè)控制系統(tǒng)檢測(cè)到直流電流實(shí)際值減小，閉環(huán)控制器輸入ΔI將出現(xiàn)較大正偏差，閉環(huán)控制降低觸發(fā)角至5°，逆變側(cè)電流裕度補(bǔ)償功能亦啟動(dòng)以盡力恢復(fù)直流電壓、電流，但仍無法阻止直流電壓、電流降低。

2.2.2 受端交流電壓降低原因分析

雖然直流輸送的是有功功率，但換流器卻會(huì)產(chǎn)生很大感性無功需求，為防止受端這部分無功完全由系統(tǒng)提供而導(dǎo)致受端交流母線降低，可配置一定數(shù)量的交流濾波器，通過提供容性無功來補(bǔ)償感性無功的消耗。

12脈動(dòng)換流器消耗的無功功率Qd為：

受端直流交流濾波器提供的無功功率QACFI為：

式中：UacI為受端交流系統(tǒng)電壓；BI為受端交流濾波器電納。

受端直流與交流系統(tǒng)交換的無功功率QI為：

式中：NI為換流器數(shù)量。

由式（4）可知，本次故障期間，因送端交流系統(tǒng)故障導(dǎo)致直流電壓、電流均大幅跌落，受端直流無功在故障初始大幅損失，受端換流站交流濾波器未切除的情況下，QI出現(xiàn)較大正偏差，大量容性無功功率進(jìn)入受端交流電網(wǎng)，導(dǎo)致交流電壓升高。由于受端交流系統(tǒng)電壓的變化，直流換相失敗預(yù)測(cè)功能啟動(dòng)并增大關(guān)斷角，伴隨著送端交流電網(wǎng)故障恢復(fù)和受端交流系統(tǒng)電壓調(diào)整，直流功率逐步恢復(fù)至故障前水平，由式（4）、（6）可知，因受端換流器關(guān)斷角增大，直流電流快速恢復(fù)并產(chǎn)生過調(diào)情況，換流器消耗無功增大，QI出現(xiàn)較大負(fù)偏差，而交流濾波器Q 控制邏輯投入濾波器延時(shí)一般為秒級(jí)（通常為3 s），直流系統(tǒng)產(chǎn)生大量感性無功功率，將從受端交流系統(tǒng)吸收大量的無功功率，使得受端交流電網(wǎng)電壓短時(shí)降低。

通過以上分析可知，從送端交流電網(wǎng)故障開始到結(jié)束的整個(gè)過程中，因直流有功功率、無功功率波動(dòng)，導(dǎo)致受端交流電網(wǎng)電壓受到較大影響。

2.3 直流濾波器保護(hù)動(dòng)作情況分析

由于A2直流受端直流功率、直流電壓發(fā)生較大波動(dòng)，其極Ⅰ直流濾波器直流電壓瞬時(shí)值達(dá)到1 029 kV，直流濾波器首尾端出現(xiàn)明顯差流，如圖4所示，推斷內(nèi)部發(fā)生閃絡(luò)放電。該故障使得受端極Ⅰ直流濾波器電阻器過負(fù)荷保護(hù)動(dòng)作切除直流濾波器。

圖4 受端極Ⅰ直流電壓及直流濾波器首尾端電流

分析直流瞬時(shí)電壓高的原因，主要是A1直流送端交流故障切除后，A2 直流送端B 相、C 相電壓逐漸恢復(fù)，當(dāng)閥組B相、C相導(dǎo)通時(shí)，加在直流電壓上的電壓為B相、C相之間的線電壓UBC，由于A1直流送端交流兩相接地故障和交流濾波器跳閘導(dǎo)致直流系統(tǒng)出現(xiàn)大量二次諧波，疊加故障切除后直流電壓的恢復(fù)過程，產(chǎn)生較高的直流暫態(tài)電壓，另考慮換流變壓器變比及分接頭位置等因素，直流電壓會(huì)超過按額定變比計(jì)算得到的電壓值，因此A2直流受端直流電壓超過1 000 kV。

2.4 受端直流換相失敗

A1 直流、A2 直流功率的大幅波動(dòng)引起受端區(qū)域電網(wǎng)交流電壓擾動(dòng)，并影響?zhàn)伻雲(yún)^(qū)域電網(wǎng)其余直流運(yùn)行，造成多回直流換相失敗預(yù)測(cè)邏輯動(dòng)作。通過檢測(cè)逆變側(cè)交流電壓擾動(dòng)，提前增大熄弧角，可減少相鄰直流換相失敗情況的發(fā)生，避免電網(wǎng)運(yùn)行遭受更大的擾動(dòng)［21］。

2.4.1 換相失敗預(yù)測(cè)功能

CFPRED（換相失敗預(yù)測(cè)控制）的作用是防止受端由于交流故障而引發(fā)換相失敗，該功能的判據(jù)為零序電壓判據(jù)和αβ變換電壓判據(jù)。

零序電壓判據(jù)為：

αβ變換電壓判據(jù)為：

式中：Uαβ為αβ坐標(biāo)系下以角速度旋轉(zhuǎn)的電壓矢量幅值為αβ坐標(biāo)系下經(jīng)過時(shí)間t之后的電壓矢量幅值，其中s為復(fù)變量；ΔUαβ-set為αβ變換電壓判據(jù)整定值。

若上述兩個(gè)判據(jù)中任意一個(gè)滿足，CFPRED將啟動(dòng)，系統(tǒng)通過增大γ角指令值或直接增大γ角來防止換相失敗的發(fā)生。此外，在CFPRED 啟動(dòng)后，還會(huì)增大AMIN（最小換相裕度控制）功能的換相裕度參考值。

2.4.2 AMIN功能

換相裕度的定義為從疊弧結(jié)束到換相電壓過零點(diǎn)的剩余的電壓-時(shí)間區(qū)域，如圖5所示，其中iR為關(guān)斷橋臂電流，iS為導(dǎo)通橋臂電流。換相裕度反映換流閥恢復(fù)阻斷能力實(shí)際恢復(fù)時(shí)間，如果該時(shí)間區(qū)域過小，換流閥不能可靠阻斷，就會(huì)發(fā)生換相失敗。為了降低發(fā)生換相失敗的概率，LCC換流器控制系統(tǒng)對(duì)逆變側(cè)的換相裕度進(jìn)行實(shí)時(shí)檢測(cè)和計(jì)算。如果換相裕度低于參考值，AMIN 將動(dòng)作，立即發(fā)出觸發(fā)指令。如果已經(jīng)發(fā)生了換相失敗，換相裕度參考值將迅速增大，以避免連續(xù)的換相失敗。此外，為避免再次發(fā)生換相失敗，該項(xiàng)功能動(dòng)作后復(fù)歸的時(shí)間常數(shù)較大。

圖5 換相裕度的定義

2.4.3 A3直流換相失敗原因

A3 直流控制保護(hù)系統(tǒng)采用較老的控保平臺(tái)，未投入AMIN 功能。其CFPRED 功能動(dòng)作后，只是將熄弧角控制參考值γref增大10°，然后將增大的γref代入式（9）得到最終的觸發(fā)角αAMAX。

式中：Iref為直流電流參考值；dxN為換相電抗；K1為PI控制器的放大系數(shù)。

這種處理方式需要通過控制系統(tǒng)調(diào)節(jié)作用才能將實(shí)際的熄弧角增大，且算法執(zhí)行周期長(zhǎng)，無法快速減小觸發(fā)角，抑制換相失敗效果不佳。而相鄰其余直流控保平臺(tái)則將Δα直接加在觸發(fā)角，當(dāng)換流站母線電壓高于80%時(shí)，一般不會(huì)發(fā)生換相失敗。據(jù)運(yùn)行情況記錄，A3直流發(fā)生換相失敗的次數(shù)遠(yuǎn)超其他常規(guī)直流。本次故障期間，A3直流受端相電壓變化約3 kV，導(dǎo)致雙極換相失敗。

3 本次連鎖故障暴露的問題

本次故障在交直流系統(tǒng)中引起大范圍擾動(dòng)，暴露出規(guī)劃設(shè)計(jì)、交直流設(shè)備選型、控制保護(hù)配置等方面的一些具體問題。

3.1 直流送端落點(diǎn)過于密集

A1 直流、A2 直流送端的換流站相距過近，是交流短路故障能影響到多回直流的重要因素之一。在直流送端落點(diǎn)選擇上，SCR（短路比）和MSCR（多饋入短路比）越高的地區(qū)，交流系統(tǒng)對(duì)直流的承載能力越強(qiáng)，因此應(yīng)盡量選擇SCR 和MSCR 較高的接入點(diǎn)，工程運(yùn)用中要求SCR 和MSCR不小于2.5。在實(shí)際電網(wǎng)規(guī)劃中，還會(huì)面臨交流電網(wǎng)網(wǎng)架的規(guī)劃調(diào)整，可能導(dǎo)致SCR 和MSCR 降低。因此，應(yīng)做好電網(wǎng)的長(zhǎng)期規(guī)劃，合理安排直流群的落點(diǎn)，加強(qiáng)對(duì)集中接入方案的論證，降低單一故障通過多回直流傳播的系統(tǒng)性風(fēng)險(xiǎn)［22］。

3.2 交流濾波器分組容量偏大

交流濾波器是特高壓直流工程的重要組成部分，能對(duì)換流閥產(chǎn)生的諧波進(jìn)行有效抑制，且無論是整流還是換相，都能為換流器提供換相所需要的大量無功。為節(jié)約用地，特高壓直流工程的交流濾波器單組容量高達(dá)280 Mvar，是常規(guī)直流的2～2.5 倍［23］，單組投切或大組跳閘對(duì)交流系統(tǒng)擾動(dòng)較大。因此當(dāng)交流濾波器母線發(fā)生故障，切除所帶交流濾波器后，會(huì)從交流系統(tǒng)中吸收大量無功，同時(shí)在直流系統(tǒng)中產(chǎn)生大量諧波，并可能影響直流輸送容量，若未及時(shí)投入備用交流濾波器，會(huì)降低交流系統(tǒng)側(cè)運(yùn)行電壓，影響系統(tǒng)穩(wěn)定性。

3.3 換相失敗預(yù)測(cè)能力不足

A3直流受限于硬件平臺(tái)等因素，在CFPRED啟動(dòng)后，不是直接調(diào)節(jié)觸發(fā)角α，而是間接調(diào)整定熄弧角控制的參考值γref，得到最終的觸發(fā)角，處理周期為625 μs，相較于將Δα直接加在觸發(fā)角上，采用CFPRED 功能的實(shí)現(xiàn)方法無法快速減小觸發(fā)角，抑制換相失敗的效果不佳。若A3直流故障期間持續(xù)發(fā)生雙極換相失敗，將造成雙極閉鎖，對(duì)送、受端電網(wǎng)造成更大沖擊，擴(kuò)大故障影響范圍。

4 應(yīng)對(duì)措施及建議

4.1 完善交直流電網(wǎng)仿真系統(tǒng)

傳統(tǒng)仿真系統(tǒng)多以大電網(wǎng)機(jī)電暫態(tài)分析和仿真為主，直流系統(tǒng)暫態(tài)響應(yīng)方面研究工作缺失，而電磁暫態(tài)又以單回直流接入電網(wǎng)情況下直流控保系統(tǒng)的運(yùn)行特性為切入點(diǎn)，暴露出傳統(tǒng)仿真系統(tǒng)無法完整描述大規(guī)模交直流混聯(lián)電網(wǎng)運(yùn)行故障特性的問題［24］。因此，亟需加快建設(shè)完善的交直流電網(wǎng)仿真系統(tǒng)，以應(yīng)對(duì)日益增加的電力電子設(shè)備接入電網(wǎng)后帶來的一系列問題，滿足新形勢(shì)下分析電網(wǎng)運(yùn)行特性的需要。

4.2 受端加快可控?fù)Q流器的應(yīng)用

為減小直流系統(tǒng)受端近區(qū)發(fā)生交流故障對(duì)送、受端電網(wǎng)的影響，降低發(fā)生換相失敗的概率，目前在運(yùn)的直流工程大多配置了換相失敗預(yù)測(cè)功能，但該功能往往受限于硬件平臺(tái)采樣周期及執(zhí)行周期較長(zhǎng)的問題，靈敏度不足，無法避免換相失敗情況的發(fā)生，仍有待進(jìn)一步完善和提升。另一方面在受端采用IGBT（絕緣柵雙極型晶體管）等可控?fù)Q相換流器，積極探索全控型換流閥的應(yīng)用，從原理上杜絕換相失敗情況的發(fā)生。

4.3 優(yōu)化直流設(shè)備規(guī)劃建設(shè)

加強(qiáng)交直流系統(tǒng)規(guī)劃，充分考慮電網(wǎng)過渡期，加強(qiáng)規(guī)劃和設(shè)計(jì)階段對(duì)送、受端的系統(tǒng)研究，并合理安排直流群的落點(diǎn)。對(duì)現(xiàn)有已投運(yùn)直流輸電工程，可通過增加串聯(lián)電抗器等方式增加落點(diǎn)間電氣距離，從而夯實(shí)大電網(wǎng)結(jié)構(gòu)基礎(chǔ)。優(yōu)化直流工程本體設(shè)計(jì)，根據(jù)交流電網(wǎng)具體情況，提升直流裝備技術(shù)水平和對(duì)交流電網(wǎng)故障的適應(yīng)性，適當(dāng)提高關(guān)鍵直流設(shè)備的冗余配置，保障特高壓直流的高可靠性運(yùn)行。

4.4 提高直流動(dòng)態(tài)調(diào)節(jié)能力

一方面，通過改進(jìn)控制策略，優(yōu)化現(xiàn)有控制參數(shù)，在直流輸電發(fā)生換相失敗或再啟動(dòng)時(shí)能更快穩(wěn)定交流電壓，有利于系統(tǒng)盡快穩(wěn)態(tài)穩(wěn)定。另一方面，深入研究直流輸電參與電網(wǎng)慣量支撐和調(diào)頻控制的方法，利用直流功率提升、功率速降等功能幫助交流系統(tǒng)提升暫態(tài)穩(wěn)定。

5 結(jié)語

本次故障連鎖階段多、影響范圍大，出現(xiàn)了送端故障通過直流群影響受端的新情況，對(duì)于大電網(wǎng)安全運(yùn)行具有重要的借鑒和警示作用。隨著我國(guó)直流輸電規(guī)模的不斷擴(kuò)大，交直流之間的相互耦合影響不斷加劇，對(duì)電網(wǎng)的運(yùn)行和建設(shè)提出了更高的要求。

本文模擬分析多回直流輸電在故障情況下相互影響的原因，并提出應(yīng)對(duì)措施和建議，為保障送、受端電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行提供理論支撐和技術(shù)保障。