一起多端柔性直流输电系统短路故障分析

裘 鹏，王 一，陆 翌，黄晓明，陈 骞，许 烽

（1.国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，杭州 310014；2.浙江大学，杭州 310027；3.国网浙江省电力有限公司检修分公司，杭州 311232）

0 引言

柔性直流输电技术[1-9]具有优越的控制特性及功率翻转能力，是发展直流电网的基础技术。迄今为止，世界上已有多个多端柔性直流输电工程投运。从多端柔性直流输电发展到直流电网必须解决直流故障分断、隔离和系统快速重启动问题，在这方面，国内已率先实现了工程化应用。2016 年12 月29 日，世界首台高压直流断路器和阻尼恢复系统在舟山五端柔性直流输电（以下简称“舟山柔直”）工程投运，实现了多端柔性直流输电系统的直流故障快速隔离和系统快速重启[10-13]。2017 年12 月20 日，世界首台机械式高压直流断路器在南澳多端柔性直流输电工程投运[14-16]。

目前已有许多文献讨论直流故障的隔离和系统重启策略[17-18]，但除了南澳工程在投运初期开展了人工短路试验，未见其他有关工程应用上直流断路器和故障恢复系统运行情况的公开报道。本文详细分析了2018 年11 月23 日舟山柔直工程定岱线路遭遇单极接地故障的过程及直流断路器和阻尼恢复系统的动作过程。

1 舟山柔直工程直流故障处理逻辑

1.1 舟山柔直拓扑结构

舟山柔直工程由舟定换流站（简称“舟定站”，下同）、舟岱站、舟衢站、舟泗站和舟洋站五站组成，其容量分别为400 MW，300 MW，100 MW，100 MW，100 MW,交流侧分别接入交流220 kV或110 kV 变电站，直流侧采用树状接线，舟岱站作为中心枢纽站，具体结构如图1 所示。

图1 舟山柔直接入结构

为实现故障隔离和快速重启动，五站在换流阀桥臂均配置了阻尼模块，此外，在舟定站直流出线正负极各配置一个直流断路器，其余四站所有直流线路正极为谐振型直流开关，负极为普通交流断路器。系统接线、直流断路器及阻尼恢复系统拓扑如图2—4 所示。

图2 加装直流断路器和阻尼恢复系统的舟山柔直拓扑结构

图3 直流断路器拓扑结构

图4 阻尼恢复系统拓扑结构

1.2 单极接地故障判断逻辑

一般来说，直流电网对直流故障处理需要以下几个步骤：故障判断、定位、隔离、重启。

针对舟山多端柔直工程，由于采用了伪双极拓扑，直流故障一般有单极接地故障和双极短路故障两类。单极接地故障判断和保护逻辑如表1所示。

表1 单极接地故障判断和保护逻辑

1.3 故障隔离逻辑

由于舟山五站仅配置了一端的直流断路器，同时也未配置快速故障定位装置，因此无法进行直接故障隔离。故障发生后通过如下逻辑实现故障隔离：

（1）闭锁所有运行的换流站，投入阻尼模块加速故障电流衰减，并触发跳交流进线断路器。

（2）交流断路器分断期间，利用站间通信开展线路差流分析，定位直流故障线路。

（3）若故障线路为定岱线，则直接跳开直流断路器，另一侧待故障电流衰减至500 A 以下后跳开谐振断路器和交流断路器。

（4）若故障线路为非定岱线，则待故障电流衰减至500 A 以下后跳开本侧谐振断路器和交流断路器。

1.4 快速重启动逻辑

故障隔离完成后就需要快速开展健全系统的恢复供电，其执行步骤如下：

（1）健全系统中的容量较大换流站重合交流断路器。

（2）直流充电电压建立后，其余换流站重合交流断路器。

（3）定直流电压换流站解锁。

（4）其余换流站解锁，恢复故障前输送功率。

从故障判断到重启动完成一般需要500～600 ms。

2 故障经过

2.1 故障前运行状态

故障前柔直系统舟定、舟岱、舟衢三端联网运行，其中舟定站定直流电压控制，送有功功率53 MW（包括系统损耗）；舟岱站定功率控制，受有功功率40 MW，吸收无功功率20 Mvar；舟衢站定功率运行，受有功功率10 MW，吸收无功功率0 Mvar。

2.2 故障过程

2018-11-23 T 8：41：13，舟定站、舟岱站、舟衢站后台PCP A/B 系统同时出现“直流电压不平衡保护Ⅰ段跳闸”“跳阀侧交流断路器命令已触发”“五站连跳命令已触发”“永久性闭锁已触发”“本站五站紧急停运命令发出”“定岱线直流线路故障出现”。具体时序如下：

（1）舟定站

08：41：13：096 直流电压不平衡保护Ⅰ段，跳闸；08：41：13：096 换流器闭锁命令，触发；08：41：13：097五站连跳命令，触发；08：41：13：097 跳阀侧断路器命令，触发。

（2）舟岱站

08：41：13：096 直流电压不平衡保护Ⅰ段，跳闸；08：41：13：096 换流器闭锁命令，触发；08：41：13：097五站连跳命令，触发；08：41：13：097 跳阀侧断路器命令，触发。

（3）舟衢站

08：41：13：097 直流电压不平衡保护Ⅰ段，跳闸；08：41：13：097 换流器闭锁命令，触发；08：41：13：098五站连跳命令，触发；08：41：13：098 跳阀侧断路器命令，触发。

3 故障录波及分析

本次故障涉及3 个换流站，其故障期间波形如图5—7 所示。

图5 舟定站波形

根据上述波形可见，三站波形相似，以舟定站波形为例分析：故障后直流电压迅速发生变化，在2 ms 内正极电压从200 kV 降至0 kV，负极电压从-200 kV 降到-380 kV 左右；同时，正负极电流及接地极电流也迅速上升，交流电压发生负向偏置。到定值并延时10 ms 后三站电压不平衡保护动作，换流阀闭锁并跳开阀侧交流断路器。根据上述电压电流变化情况，可以判断直流系统正极极线发生了单极接地故障。

图6 舟岱站波形

图7 舟衢站波形

为判断故障线路，需分析所有线路正极电流变化，定岱、岱衢2 条线路两端线路电流如图8—11 所示。

以故障前时刻差流为0 作为参考，计算得到故障后8 ms 线路电流差值如表2 所示。可见，岱衢线差流非常小，定岱线出现明显差流，因此可以确定定岱线发生正极接地短路。

待系统闭锁且故障位置明确后，系统跳开故障线路两侧断路器，舟定站直流侧采用混合式高压直流断路器，但由于故障电流较小，断路器属于慢分，隔离故障需要30 多毫秒，舟岱站线路采用了谐振断路器，需要直流电流下降至500 A以下方可开断，隔离故障时间稍长。

图8 定岱线舟定站侧正极直流故障电流

图9 定岱线舟岱站侧正极直流故障电流

图10 岱衢线舟岱站侧正极直流故障电流

图11 岱衢线舟衢站侧正极直流故障电流

表2 线路差流

为保障系统供电，故障隔离完成后需要重启动健全系统，因此舟岱站、舟衢站及舟衢线需要快速重启动。舟岱站交流侧断路器在故障发生451 ms 后重新合闸充电并解锁，舟衢站在故障发生681 ms 后重合闸充电、解锁并恢复至故障前运行状态，具体波形如图12—13 所示。

图12 舟岱站重启动波形

图13 舟衢站重启动波形

由图12—13 可见，重启动后舟岱站作为定直流电压站平衡系统功率，舟衢站依旧为定功率运行，并恢复至故障前输送功率，因此最终由舟岱站向舟衢站输送有功功率。

4 结语

本文介绍了加装高压直流断路器和阻尼恢复系统后的舟山五端柔性直流输电工程直流故障隔离和系统重启策略。

（1）定岱线正极接地故障期间保护与控制动作逻辑、选线逻辑和系统重启动逻辑符合设计要求。

（2）本次故障电流较小，不利于转移支路进入工作状态，高压直流断路器满速分断故障电流。谐振断路器只具备较小直流电流开断能力，系统仍需要全停隔离故障后重启动。