直流断路器及阻尼快速恢复系统在舟山多端柔性直流输电工程中的应用

刘 黎，俞兴伟，乔 敏

（1.国网浙江省电力有限公司舟山供电公司，浙江 舟山 316000；2.国网浙江省电力有限公司，杭州 310007）

0 引言

舟山多端柔性直流输电示范工程于2014年7月投运，工程在舟山本岛、岱山岛、衢山岛、泗礁岛及洋山岛各设1座换流站，直流电压等级为±200 kV，额定容量分别为舟定换流站（简称“舟定站”，其余类推）400 MW，舟岱站300 MW，舟衢站100 MW，舟洋站100 MW，舟泗站100 MW。舟定站通过定云2R38线接入220 kV云顶变电站（简称“云顶变”，其余类推）、舟岱站通过岱蓬2R37线接入220 kV蓬莱变；舟衢站通过衢大1934线接入110 kV大衢变、舟洋站通过洋沈1933线接入110 kV沈家湾变、舟泗站通过大嵊1932线接入110 kV嵊泗变。舟山多端柔性直流输电系统的交直流耦合电网电气结构如图1所示。

柔直工程的投运提高了舟山海岛区域电网的可靠性，有效改善了风力发电系统的故障穿越能力，实现了舟山北部各岛屿间的电能灵活转换。已投运的柔直工程采用半桥子模块的模块化多电平换流器，该拓扑在系统发生直流双极短路故障时，由于二极管的续流效应，闭锁后不能切断电流，无法快速实现直流故障的自清除[1-4]。为解决舟山五端柔直输电系统存在直流侧故障无法快速隔离，直流系统无法快速重启动，运行灵活性仍需提高，桥臂短路时交流电流有直流偏置等问题，结合未来柔性直流输电技术发展需求，2016年舟山柔直系统直流断路器和阻尼恢复技术示范工程对5个换流站进行改造，包括加装5套阻尼模块、1套（2台）直流断路器和9套谐振开关，同时对二次系统进行升级。改造后柔直系统5个换流站拓扑结构如图2所示。

图1 舟山多端柔性直流输电系统交直流耦合电网结构

图2 改造后柔直系统拓扑结构

1 直流断路器及阻尼恢复系统主要设备

直流断路器多采用机械开关和电力电子器件相结合的混合式拓扑，在2～5 ms内断开直流故障电流，切除直流故障[4-7]；桥臂阻尼拓扑基于换流器模块化结构特点，将桥臂阻尼的子模块串联于模块化多电平换流器的桥臂中，在直流故障时提供额外的电阻，快速衰减故障电流，配合直流线路安装的谐振开关，可以在100～200 ms内切除直流线路故障，加快剩余健全系统的重启过程。

1.1 直流断路器

基于快速机械开关和全桥（H桥）模块级联的混合式直流断路器，主要由3条并联支路构成，分别为主支路、转移支路和耗能支路，如图3所示，主支路用于导通系统负荷电流，由快速机械开关和少量全桥模块串联构成，通态损耗低；转移支路用于分断系统短路故障电流，由多级全桥模块串联构成；耗能支路由避雷器组构成，用于吸收系统短路电流并抑制分断过电压（1.5 p.u.）。

图3 直流断路器的构成

直流断路器运行原理为：稳态运行时，系统负荷电流经主支路导通；当发生直流短路故障时，主支路全桥模块中IGBT（绝缘栅双极型晶体管）关断，电流向转移支路转移；主支路电流迅速下降直至为零 （约150 μs），此时分断主支路的快速机械开关，2 ms后快速开关打开足够开距，能够耐受直流断路器1.5 p.u.的暂态分断电压，此时闭锁转移支路，使得短路电流向转移支路全桥模块电容充电，直流断路器两端电压迅速升高；当直流断路器两端电压达到避雷器保护水平时，短路电流全部转移至耗能支路，避雷器吸收故障系统电感储存能量直至电流过零，完成故障电流分断和故障点隔离，直流断路器工作原理如图4所示。

舟山柔直高压直流断路器额定电压200 kV，额定电流2 kA，短路电流分断能力15 kA，分断时间3 ms，暂态电压300 kV。实现双向故障电流的快速无弧分断，通态损耗低，采用紧凑的模块化设计，扩展性强和适用性高，具备良好的动态均压和关断过冲抑制能力，降低了对IGBT器件一致性的苛刻要求，整体控制简单，可靠性高。

图4 直流断路器的工作原理

直流断路器在接收到系统分断命令后，分断电流为0～15 kA，分断时间3 ms；直流断路器主支路采用3串2并结构（强迫水冷），具备强过载能力，能够导通额定电流6 kA，2 h过负荷电流8 kA；直流断路器暂态最大耐受15 kA电流5 s，最大耐受40 kA故障电流5 ms。

1.2 阻尼模块

阻尼模块能大幅缩短直流系统重启动时间，使多端直流系统的无故障端可以快速恢复，其优点在于：阻尼模块的成本相对较低，具有较高的经济性；阻尼模块不但可以加速直流双极短路故障后的电流衰减，还可加速桥臂短路故障时交流系统侧故障电流的直流分量衰减速度，缩短交流断路器分断时间。阻尼模块主要由阻尼电阻R，IGBT，旁路开关以及模块的控制和取能电路等部分组成，阻尼模块中IGBT和电阻的安装形式如图5所示。

图5 阻尼模块安装形式

桥臂阻尼模块有3种常用的运行状态，如图6所示。换流站正常运行时，通过触发脉冲导通阻尼模块内的IGBT，使得阻尼模块被旁路出直流系统，当控制保护系统检测到交直流系统发生故障后，通过快速的闭锁换流阀同时将阻尼模块的IGBT闭锁，使得阻尼电阻串联进入故障回路。加速交流回路中的直流偏置分量的衰减，促使交流断路器能正常跳闸，未配备阻尼模块和配备阻尼模块的桥臂故障仿真对比波形如图7所示。当交流断路器正常跳开后，阻尼模块也能加速回路中能量的消耗，通过谐振开关的配合，加速故障隔离过程和重启动过程。

综合考虑阻尼电阻的取值和衰减时间要求，各个站桥臂阻尼电阻的取值范围在8～20 Ω。

1.3 谐振开关

图6 桥臂阻尼模块3种常用的运行状态

图7 阻尼模块对直流分量的加速衰减作用

谐振开关由3部分组成：开断装置，形成电流过零点为目的的振荡回路，以吸收直流回路中储存的能量为目的的耗能元件。开断装置采用SF6断路器等交流断路器，振荡回路通常采用LC振荡回路，耗能元件采用MOA（金属氧化物避雷器）。谐振开关的原理如图8所示。

图8 谐振开关原理

谐振开关的主要技术参数：额定电压200 kV，分断电流500 A，开断时间50 ms。

谐振开关的开断可以分为3个阶段：

（1）强迫电流过零阶段。换流回路至少应产生一个电流过零点。

（2）介质恢复阶段。要求断路器有较快的灭弧介质恢复速度，并且要高于灭弧触头间恢复电压的上升速度，即触头间的耐压要快于恢复电压，达到MOA的持续最大运行电压。而当恢复电压达到MOA的持续最大运行电压时，MOA导通。

（3）能量吸收阶段。要求耗能装置MOA的放电负荷能力应大于直流系统中残存的能量，并且要考虑至少有二次灭弧耗能的要求。

2 快速重启动

对于舟山柔直系统，在将发生故障的直流线路切除后健全系统可恢复运行，大大提高多端系统的可靠性，快速恢复时序如图9所示。

图9 快速恢复时序

其中的控制逻辑策略主要包括：

（1）直流故障隔离策略。

直流线路故障发生时，保护动作后立刻发出闭锁换流阀指令，此时换流阀中的半桥子模块和阻尼模块均闭锁并开始阻尼故障电流，在发出闭锁换流阀指令的同时发出跳开交流开关指令。交流开关跳开后，交流电源向故障点注流回路被切断，此时只存在包含阻尼模块电阻的桥臂电抗、平抗等电抗器续流回路，由于阻尼模块电阻的作用，续流回路中的电流将迅速衰减。当续流回路中的电流衰减至谐振开关的开断能力时，发出断开谐振开关命令，最终实现直流故障的隔离。

故障发生后舟岱、舟洋、舟衢、舟泗换流站闭锁换流阀，投入阻尼模块并跳开交流断路器，舟定站闭锁换流阀并跳开直流断路器，当直流海缆电流衰减至500 A后跳开相应故障站（舟岱站或舟洋站）直流母线相连的海缆侧谐振开关，确认谐振开关跳开后跳开故障站交流断路器完成故障隔离，然后合上所有海缆上的谐振开关恢复接线。之后无故障的3个换流站（除舟定站）合上交流断路器并重新解锁运行，舟定站采用单站投入方式并入直流电网恢复四站运行。

（2）故障选线策略。

对于多端柔直应用场合，当直流线路发生永久故障时，需要正确选择发生故障的线路，并将故障线路切除后才能恢复健全系统的运行。

对于伪双极拓扑结构在发生单极接地或双极短路故障时，故障发生的初期，非故障线路两端的故障电流为穿越性的，故障线路两端的电流为非穿越性的，根据故障发生初期故障电流的方向能够有效判断出故障的区域。

伪双极拓扑结构在发生单极接地和双极短路故障时，故障检测、故障区分以及故障定位列表如表1所示。

表1 故障检测策略

（3）恢复策略。

在直流线路故障成功隔离后，健全系统将进入重启动阶段。由于柔性直流输电系统的特点是需要采用直流电压控制模式的换流站来平衡直流电网的功率，因此优先解锁定直流电压控制站维持直流电压稳定，经过适当的延时后分别解锁采用功率控制模式的换流站并恢复功率传输。

3 换流站的单站投退

3.1 换流站的退出时序

当任一换流站因检修需要从运行的直流系统中退出，由于舟山柔直有2种类型换流站，分别为带直流断路器的换流站即舟定站，和带谐振开关的换流站，包括舟岱、舟洋、舟衢和舟泗站，因此，采用不同的退出时序。

3.1.1 舟定站退出时序

若舟定站需退出，其操作顺序如下：

（1）舟定站控制保护系统发出闭锁本站命令，2 ms后舟定站闭锁。

（2）控制保护系统发出跳开直流断路器ZK1命令，3 ms后直流断路器ZK1跳开。

（3）若舟定站退出前控制模式为定直流电压控制，其退出后由舟岱站接管直流电压控制，若舟定站退出前控制模式为定功率控制，其退出对其余换流站没有影响。

（4）控制保护系统发出跳开该站阀侧交流断路器命令，40 ms后阀侧交流断路器跳开。

从上述退出时序可以看出，此类检修操作时间约45 ms。

3.1.2 带谐振开关的换流站退出时序

舟岱站、舟衢站、舟洋站和舟泗站的退出操作顺序相同，以舟岱站为例：

（1）舟岱站控制保护系统发出闭锁本站命令，2 ms后舟定站闭锁。

（2）控制保护系统发出跳开本站阀侧交流断路器命令，40 ms后交流断路器跳开。

（3）在确认交流断路器跳开后，控制保护系统发出跳谐振开关XK2命令，60 ms后谐振开关XK2跳开。

（4）若舟岱站退出前控制模式为定直流电压控制，其退出后由舟定站接管直流电压控制，若舟岱站退出前控制模式为定功率控制，其退出对其余换流站没有影响。

从上述逻辑可以看出，此类检修操作时间约102 ms。

3.2 换流站的投入时序

3.2.1 舟定站投入时序

舟定站投入的操作顺序如下：

（1）运行人员进行舟定站充电操作。

（2）待子模块电容电压完成充电阶段后，运行人员控制舟定站以STATCOM模式解锁运行。

（3）待舟定站直流出口侧电压稳定后，控制保护系统发送闭锁命令，2 ms后舟定站闭锁。

（4）确认舟定站闭锁后，控制保护系统向直流断路器ZK1发送闭合命令，3 ms后直流断路器ZK1闭合。

（5）直流断路器ZK1合上后，舟定站以定功率的控制模式解锁，完成换流站带电投入。

（6）运行人员将舟定站改成定直流电压运行，舟岱站改成定功率运行。

3.2.2 带谐振开关的换流站投入时序

舟岱站、舟衢站、舟洋站和舟泗站的投入操作顺序相同，以舟岱站为例：

（1）运行人员进行舟岱站充电操作。

（2）待子模块电容电压完成充电阶段后，运行人员控制舟岱站以STATCOM模式解锁运行。

（3）待舟岱站直流出口侧电压稳定后，控制保护系统发送闭锁命令，2 ms后舟岱站闭锁。

（4）确认舟岱站闭锁后，控制保护系统向谐振开关XK2发送闭合命令，60 ms后谐振开关XK2闭合。

（5）谐振开关XK2合上后，舟岱站以定功率的运行模式解锁，完成换流站带电投入。

4 存在的问题

直流断路器分断完成后，隔离开关未打开的情况下，断路器模块内部电压放电下降至系统电压相等后，系统电压将经永久故障点对各部件所配置并联电阻放电，产生系统漏电流（约20 mA），该漏电流将在各电阻甚至MOV中产生持续功率损耗。由于直流断路器（尤其是转移支路模块中各电阻）主要针对暂态通流下脉冲功率而设计，未配置冷却系统，因而不具备长时通流能力，1 min时间内电阻温升将达到上百摄氏度，若温度进一步升高，对电阻自身寿命及周边设备的安全运行都将产生危害，故提出了要求直流断路器分断状态下，两侧隔离开关分合时长不超过1 min的运行要求。

另一问题是谐振开关的电容器按耐受200 kV直流电压5 min进行设计，无法长时间耐受此电压，要求两侧隔离开关在5 min打开。

因此换流站单站投退中隔离开关参与了控制逻辑。现场实际运行发现，直流隔离开关电源供电方案在单套站用电失电情况下，无法满足直流断路器和谐振开关对两侧隔离开关的操作要求，会导致换流站极隔离失败，故障扩大。

针对站用变切换过程中五站直流场所有隔离开关存在拒动的隐患，已通过技术改造项目将隔离开关交流供电的操动机构改为直流供电的操动机构，通过直流分屏提供电源。

5 结语

直流断路器及阻尼快速恢复系统的加装大大提高了舟山柔直系统运行的可靠性，缩短直流故障清除和非故障端重启动时间，实现换流站的单站带电投入和退出功能，提高工程运行灵活性并解决桥臂故障交流电流存在较大直流偏置的问题。随着舟山海岛负荷的不断增加以及海岛风电场的不断接入，柔性直流线路故障对于交流系统的冲击将不断增大，该改造工程将为此做好充分的防备，降低未来海岛供电的风险，进一步提高海岛供电的可靠性。