高压直流断路器控制保护系统设计与开发

（南京合智电力科技有限公司，南京 210028）

0 引言

柔性直流输电是基于VSC（电压源换流器）和PWM（脉宽调制）的直流输电技术，具有无功功率、有功功率可独立控制，无需无源滤波及无功补偿设备，可向无源负荷供电，潮流翻转时电压极性不改变等优势，适合新能源并网和构建多端直流输电及直流电网[1-9]。然而柔性直流输电系统中，由于电压源型换流器的拓扑特殊性，直流侧故障时故障电流上升速度快、峰值大，如果不能及时切除故障，会造成柔性直流系统的停运，影响柔性直流输电的运行灵活性和供电可靠性，因此，直流侧故障隔离技术一直受到广泛关注。直流断路器既可在系统正常运行时改变运行方式，又可在直流系统不停电情况下快速切除故障元件，是构建多端直流输电和直流电网的关键设备[10-11]。

目前高压直流断路器主要分为机械式高压直流断路器、全固态高压直流断路器以及混合式高压直流断路器[12]。机械式直流断路器的分断时间长[13-15]，固态式直流断路器通态损耗极高[16-18]，而混合式高压直流断路器综合两者优点，通态损耗低且开断速度快，成为目前研究的热点[19-27]。2012年，ABB 公司研制了基于IGBT（绝缘栅双极型晶体管）直串技术与快速机械开关的320 kV/9 kA 样机模型，其开断时间5 ms，最大开断电流5 kA[19]。2016 年，全球能源互联网研究院研制的基于H桥级联的200 kV 高压直流断路器成功应用于舟山五端柔性直流输电工程，开断时间为3 ms，最大开断电流15 kA[24]。其后，南瑞继保电气有限公司、全球能源互联网研究院、许继集团、北电集团、思源集团通过不同的技术路线分别研制了500 kV 的高压直流断路器，并于2020 年成功应用于张北柔性直流电网试验示范工程，开断时间小于3 ms，最大开断电流25 kA[26-27]。

直流断路器及其控制保护系统是一个有机的整体，控制保护系统是直流断路器的“大脑”，关系到直流断路器的正常分、合闸，异常处理，状态监视与预警。然而目前与直流断路器相关的文献主要集中在直流断路器拓扑优化、试验系统、供能系统、协同清除故障策略等方面，涉及直流断路器控制保护系统的内容较为少见。

本文介绍了高压直流断路器对其控制保护系统需求以及控制保护系统的架构，并对控制保护功能进行详细介绍，最后分别通过厂内大电流开断试验和张北工程现场的人工接地短路试验验证了控制保护系统的功能和性能。

1 控制保护系统需求

混合式直流断路器有很多细分的技术路线，各技术路线的电路构成大体相似[19-27]，分、合闸过程也大体相似，图1 是基于负压耦合换流原理的混合式直流断路器的主电路示意图，该直流断路器主电路包含了主支路、转移支路、耗能支路以及负压耦合回路等四大主部件[27]。本文以基于负压耦合换流原理的混合式直流断路器为对象介绍其对控制保护系统的需求。

图1 直流断路器主电路

由于柔性直流输电的弱阻尼特性以及电压源换流器的弱过电流能力，柔性直流输电对直流断路器的开断速度要求极高，张北工程要求直流断路器的整体开断时间小于3 ms，控制保护系统的延时是影响直流断路器整体开断时间的重要因素之一，因此要求控制保护系统具有快速性。

直流断路器与直流保护配合实现直流电网的故障隔离与恢复功能，直流断路器的可靠性关系到直流电网的可靠性，而直流断路器的运行高度依赖于控制保护系统，因此要求控制保护系统具有高可靠性。

由于元器件电压电流等级的限制，高压直流断路器本体由数量巨大且类型各异的组部件通过串、并联方式构成，控制保护系统需要对这些组部件进行控制、保护和监视；另一方面，由于直流控制保护系统中需要操作直流断路器的控制和保护子系统较多，因此要求直流断路器控制保护系统的接口类型丰富，接口数量众多。

2 系统设计

2.1 系统架构

直流断路器控制保护系统是复杂的多输入、多输出、多控制保护对象的系统，为了满足快速性、高可靠性、接口类型丰富、接口数量众多的要求，限制任一环节故障对直流断路器控制保护功能造成的影响，借鉴直流控制保护系统[28-31]和阀控系统[32-34]的成熟应用经验，按照分层分布式设计原则将直流断路器控制保护系统划分为3层，即运行人员控制层、控制保护层、高电位就地层，如图2 所示。

2.1.1 运行人员控制层

运行人员控制层对应的子系统称为监控子系统，通过站控层网络与控制保护层的所有装置通信，其主要功能是接受运行人员的操作指令并下发给具体的控制保护装置来执行，完成直流断路器事件记录、报警和状态展示，运行人员控制层的主要设备布置在换流站的监控室。

2.1.2 控制保护层

控制保护层是直流断路器控制保护系统的核心层，包括控制子系统和保护子系统，布置在控制保护室或者阀控室。

控制子系统包含双重化配置的控制主机及其FEU（光纤接口扩展单元），控制主机与对应的FEU通过IEC 60044—8 协议“点对点”通信，双套控制主机之间通过双重化的光纤以太网实现双套控制主机之间的状态交互，从而实现值班备用切换逻辑和直流断路器运行状态跟随逻辑，正常情况下双套控制主机中一套值班另一套备用，光纤接口扩展单元的值班备用状态跟随对应控制主机。光纤接口扩展单元主要是为了满足控制保护系统接口数量众多的需求而对控制主机的接口实现了扩展，为了提高控制子系统的响应速度，光纤接口扩展单元接受到控制主机的命令后直接转发给高电位就地层的控制模块，如此兼顾了快速性和接口数量众多的需求，采用直接转发策略后控制子系统的延时减少了50～100 μs。

保护子系统采用三取二冗余配置方案，包含三重化冗余配置的本体保护装置和双重化配置的三取二单元，经过三取二判断逻辑之后的保护动作出口信号发送给控制主机，由控制主机根据直流断路器的运行状态综合判断，采取相应的动作行为。为了提高保护的响应速度，本体保护装置直接接受电流互感器的电流信号，实现了本体保护和合并单元的双重功能，减少了保护子系统的延时。

2.1.3 高电位就地层

高电位就地层包含接口类型和数量众多的高电位控制模块，包括若干SCU（机械开关控制单元）、NCU（负压耦合回路控制单元）、ICU（IEGT控制单元）等。所有高电位控制模块双重化配置与双重化配置的FEU 通过光纤通信实现交叉互联，提高了直流断路器控制保护系统的可靠性。高电位控制模块采用严格的同步守时机制，从而实现所有控制模块的同步触发，有利于串联组部件之间的均压和并联组部件之间的均流。

2.2 功能分配

直流断路器控制保护系统是一个分层分布式系统，其控制保护功能分布在不同子系统的不同装置或模块中。功能分配遵循以下原则：

（1）面向对象设计，减少不同装置的通信接口数量和信号数量，降低不同装置之间的耦合度。

（2）均衡不同装置的负载，实现性能的优化和可靠性的提高。

（3）减少控制保护全链路环节数量，提高串联系统的可靠性，降低控制保护全链路的延时，提高实时性。

（4）尽可能将控制保护功能下放至底层控制器，减少上层控制器故障对直流断路器的影响。

按照上述原则将直流断路器的控制保护功能在不同装置或模块中进行分配，分配结果如图3所示。

2.3 接口设计

图2 控制保护系统架构

从图2、图3 可以发现，直流断路器控制主机在整个直流断路器控制保护系统中处于中枢地位，需要与高层级的直流控制保护系统、同层级的直流断路器保护子系统、低层级的不同类型的光纤接口扩展单元接口。而其他装置或模块的接口类型相对单一，本节重点介绍直流断路器控制主机的接口设计。

2.3.1 与直流控制保护系统接口

为了降低双重化的直流断路器控制主机与双重化的直流控制保护系统的耦合程度，双方按照“交叉互联”原则共配置4 组光纤通道，每组内部配置2～3 根光纤，如图4 所示，其中：fiber1 是必配光纤，由直流控制保护系统发送给直流断路器控制主机，通信协议为IEC 60044—8，通信信号包括直流控制保护系统逻辑设备名、值班状态、慢分指令、快分指令、合闸指令、重合闸指令等；fiber2 是必配光纤，由直流断路器控制主机发送给直流控制保护系统，通信协议为IEC 60044—8，通信信号包括直流断路器控制主机逻辑设备名、值班状态、分位、合位、允许慢分、允许快分、允许合闸、自分断、失灵等；fiber3 是选配光纤，由直流控制保护系统发送给直流断路器控制主机，通信协议为FSK（频移键控协议），通信信号为快分指令。

需要特别指出的是，在柔性直流电网中，有些故障对断路器分闸速度要求极高，针对这些故障配置的直流保护发出的快分信号传输延时也相应地要求极短，这种情况下可以选配fiber3。传统的FSK 信号包括1 MHz 或10 kHz 高频信号，张北工程为了进一步缩短延时，将FSK 信号优化为5 MHz 或50 kHz 高频信号，其中5 MHz 代表快分指令，50 kHz 代表非快分指令，非5 MHz 非50 kHz 代表通信故障。

2.3.2 与本体保护三取二单元接口

双重化的直流断路器控制主机与双重化的本体保护三取二单元按照“交叉互联”原则共配置4组光纤通道，每组内部配置1 根光纤，通信协议为IEC 60044—8，通信信号包括经过三取二裁决之后的保护动作信号以及经过合并转发的电流信号。

图3 控制保护功能配置

图4 直流断路器控制主机与直流控制保护系统接口

2.3.3 与光纤接口扩展单元接口

双重化的直流断路器控制主机与双重化的光纤接口扩展单元按照“点对点”原则共配置两组光纤通道，每组内部配置fiber1 和fiber2 两根光纤，其中fiber1 由直流断路器控制主机发送给对应光纤扩展单元，通信协议为IEC 60044—8，通信信号包括直流断路器控制主机值班状态、光纤扩展单元对应的主部件的控制指令等；fiber2 由对应光纤扩展单元发送给直流断路器控制主机，通信协议为IEC 60044—8，通信信号包括光纤扩展单元的故障状态、光纤扩展单元对应的主部件的运行状态等。

张北工程中，按照图2—4 配置的直流断路器控制保护系统运行良好，其可行性得到了实际工程的验证。

3 功能实现

3.1 控制位置定义与切换

直流断路器设定两种控制位置，即就地控制位置和远方控制位置。就地控制位置指的是控制主机所在的屏柜，远方控制位置指的是运行人员工作站或直流控制保护系统，二者通过控制主机所在的屏柜上的“远方/就地”把手进行切换。

控制主机所在的屏柜上配置了“手分”“手合”把手，当处于就地控制位置时，可以通过“手分”“手合”把手来整体操作直流断路器。

运行人员工作站配置了“遥分”“遥合”按钮，当处于远方控制位置时，可以通过“遥分”“遥合”按钮来整体操作直流断路器，也可以通过直流控制保护系统手动或自动进行整体操作。

3.2 模式定义与切换

直流断路器有3 种模式，即运行模式、试验模式和检修模式，如图5 所示。运行模式下可以通过直流断路器控制保护系统按照既定的时序操作直流断路器主部件；试验模式下可以通过直流断路器控制保护系统对直流断路器主部件进行传动试验，验证主部件的动作特性；检修模式下检修人员可以不带电检修直流断路器本体。

图5 直流断路器状态切换示意

3 种模式可以相互切换：运行模式下投入试验命令会进行试验模式；试验模式下将直流断路器两侧隔刀分开，将两侧地刀合上，会进入检修模式；检修模式下将直流断路器两侧地刀打开，将两侧隔刀打开，会进入试验模式；试验模式下退出试验命令会进入运行模式。

3.2.1 运行模式

（1）正常操作时序控制

正常分闸时序为：机械开关分闸，转移支路导通；一段时间后负压耦合回路触发；一段时间后主支路电流无流，转移支路关断，总支路电流开始衰减；总支路电流衰减至零，分闸成功。

正常的合闸或重合闸时序为：转移支路导通；转移支路电流小于一定值并持续一段时间后机械开关合闸；机械开关合位确认后转移支路关断，合闸成功。

（2）自分断时序控制

直流断路器在合闸或重合闸过程中，如果不能按照既定的时序对直流断路器的主部件进行操作，需要将直流断路器退回到分断状态，确保直流断路器本体的安全，这个过程称为自分断过程。以下为两个典型的自分断过程：

自分断过程一，当合闸转移支路导通时，如果合于故障，那么转移支路电流将迅速增加，此时将不合机械开关而是立即将关断转移支路。

自分断过程二，当合闸执行到第二步机械开关合闸时，如果机械开关串没有全部合上，直接闭锁转移支路会导致没有合上的机械开关将被击穿或者承受较高的电压，因此有必要分开所有机械开关。

（3）失灵时序控制

直流断路器在进行快速分闸时，一旦快分失败，应产生失灵信号并发送至直流控制保护系统，以便直流控制保护系统跳上一级直流断路器或者闭锁换流阀，并跳开交流侧断路器。以下为两个典型的失灵过程：

失灵过程一，机械开关不允许分闸的情况下收到快分指令，直流断路器将不响应快分指令，并产生失灵信号发送至直流控制保护系统。

失灵过程二，快分过程中，机械开关超过一定时间还没有建立足够的绝缘距离，即直流断路器分闸超时，将产生失灵信号并发送至直流控制保护系统。

3.2.2 试验模式

直流断路器本体可以操作的主部件包括机械开关、转移支路、负压耦合回路。在初次安装、检修完成或者更换完成后，需要验证这些主部件的动作特性，这些操作不同于运行状态下的整体协同操作，其只需要对单个部件或者部分部件进行操作，因此需要设置单独的试验模式并设计相应的传动功能。

单部件传动功能包括机械开关分闸传动、机械开关合闸传动、转移支路短时导通传动、负压耦合回路触发传动。

负压耦合回路中不仅包含可以单部件传动的晶闸管阀组，还包含预充电的电容器组和耦合电抗器，电容器组和耦合电抗器与直流断路器的分断能力和分断时间密切相关，而单部件传动并不能验证到电容器组和耦合电抗器，因此需要设计专门的联合部件传动功能来验证整个负压耦合回路的动作特性。

联合部件传动试验要求机械开关处于合位，然后按照以下顺序依次操作：

（1）合转移支路，转移支路过流保护动作则跳转至（4）。

（2）一段时间后触发负压耦合回路，转移支路过流保护动作则跳转至（4）。

（3）一段时间后分转移支路。

（4）保护动作分转移支路。

4 试验验证

4.1 厂内大电流开断试验

张北工程要求直流断路器的最大开断能力为25 kA，在厂内组建完整的直流断路器及其试验系统并开展大电流开断试验，试验波形如图6 所示。试验系统产生25 kA 故障电流，过流保护模拟装置检测到故障电流大于一定值后产生快分指令，并发送至直流断路器控制保护系统，直流断路器控制保护系统控制直流断路器按照既定时序分闸，清除故障电流。

图6 厂内大电流开断试验波形

4.2 工程现场人工接地短路试验

张北工程于2020 年6 月9 日开展了一系列的直流线路人工接地短路试验，故障发生后直流控制保护系统发出直流断路器快分指令，直流断路器分闸成功后将故障线路切除，一段时间后直流控制保护系统下发直流断路器重合闸指令，直流断路器重合闸成功，重新将对应线路投入运行，试验期间直流断路器控制保护系统的波形如图7 所示，其中LPR2F3A 指的是直流线路保护三取二单元的A 系统。

5 结语

直流断路器是构建多端直流输电和直流电网的关键设备，本文结合基于负压耦合换流原理的混合式直流断路器，分析了直流断路器控制保护系统的需求和构建原则，设计了控制保护架构和功能分配方案，据此开发了实际的控制保护系统，并成功应用在张北工程中。

图7 工程现场人工接地短路试验波形

由于高压直流断路器还处于应用的初期阶段，应用样本还比较少，其控制保护系统还需经受长期运行的检验，并随着应用的发展而进一步完善。在中压或者低压直流断路器应用场景下，由于成本和体积等因素的制约，直流断路器控制保护系统需要做一定程度的简化和归并。