基于改进直流断路器注入信号的柔直电网自适应重合闸方案

张大海，杨宇辰，梁晨光，李 猛，刘艳梅，和敬涵

（北京交通大学电气工程学院,北京市 100044）

0 引言

基于模块化多电平换流器（modular multilevel converter,MMC）的柔性直流输电技术具有控制灵活、无换相失败、输出电气量谐波含量低等优点,在新能源并网、连接弱交流系统等方面有着广阔的应用场景［1-2］。考虑到远距离、大容量输电的成本问题,柔性直流电网广泛采用架空线路进行功率传输［3-4］。然而架空线路长期暴露在大气中,发生瞬时性故障的概率较高。为了提高直流电网供电的可靠性,需要合理配置重合闸方案［5-6］。

目前,工程上通常采用自动重合闸方案实现故障恢复［7-8］。该方案无法在合闸操作之前判别故障性质,当断路器重合于永久性故障时,会对柔性直流电网中的电力电子设备造成二次冲击,严重危害直流系统的安全稳定运行。因此,亟须研究具备预先判别故障性质能力的自适应重合闸策略,避免直流断路器（direct current circuit breaker,DCCB）重合于永久性故障。

针对自动重合闸存在的问题,已有文献提出基于主动信号注入的自适应重合闸方案,主要分为以下两大类:

1）采用换流器注入信号的自适应重合闸方案。文献［9］通过调整换流器的控制策略,短时间内导通DCCB 的转移支路,向直流线路注入一个幅值较小的电压脉冲,检测电压反射波的极性来确定故障性质。文献［10］在换流器的控制策略中增加故障性质辨识模式,通过主动注入一定特征频率的电压信号来判别故障性质。文献［11］利用全桥型MMC 的高可控性,通过附加控制策略向故障线路注入电压方波信号,根据行波测距原理判别故障性质。以上方法应用于多端直流电网时,换流器控制策略的改变将引起直流电压的突变,从而影响非故障线路的正常运行,对相邻的健全线路造成扰动甚至冲击。

2）采用DCCB 或辅助装置注入信号的自适应重合闸方案。文献［12］通过投切级联全桥型DCCB的转移支路子模块,产生一定频率的检测电压,根据断路器端口电压、电流在对应频率下的相位特征判别故障性质。文献［13］在全桥型DCCB 中附加控制策略,短时间导通少量的子模块,向线路注入电压脉冲,通过行波测距判别故障性质。然而此类方法对于不同拓扑结构的混合式DCCB 不具有普适性。文献［14］对DCCB 的拓扑进行改进,增加辅助电路实现信号注入,检测电流反行波的极性判别故障性质。由于晶闸管的关断条件限制,该方法不能控制信号的注入次数,不利于判别持续时间较长的瞬时性故障。文献［15］利用断路器实现电气隔离,通过并联吸能电路注入脉冲信号,根据电压反行波的极性判别故障性质。但该方法无法调整注入信号的幅值,幅值过小将影响高阻接地故障的检测,幅值过大又可能会导致故障点再次击穿。

此外,限流电抗器对注入信号具有明显的衰减作用,而现有研究缺乏相关的理论分析与推导,容易导致自适应重合闸方案失效。

本文提出一种适用于混合式DCCB 的RCT（resistor-capacitor-thyristor）型缓冲电路,增加主动信号注入模式来实现自适应重合闸。该方案充分利用断路器的电气隔离作用,不影响多端直流电网功率传输的稳定性；在推导电抗器衰减作用的基础上选取注入信号脉宽,并基于行波保护信息自适应调整注入信号幅值,有效提高故障性质判别的可靠性与准确性。

1 一种RCT 型缓冲电路

1.1 混合式DCCB 拓扑结构

混合式DCCB 的拓扑结构如图1 所示,由主支路、转移支路以及耗能支路并联组成［16-17］。主支路由超快速机械开关（ultra fast disconnector,UFD）与负载换流开关（load commutation switch,LCS）串联而成；转移支路由绝缘栅双极型晶体管（insulated gate bipolar transistor,IGBT）共发射-集电极串联型子模块组成；耗能支路由金属氧化物电阻（metal oxide varistor,MOV）串并联构成。对于多端直流电网而言,若能充分利用断路器的电气隔离作用,控制DCCB 注入信号来判别故障性质,与基于换流器注入信号的自适应重合闸方案相比,可以避免信号产生过程对相邻健全线路的干扰、冲击。

图1 混合式DCCB 拓扑结构Fig.1 Topology of hybrid DCCB

由电阻、电容、二极管组成的传统RCD（resistor-capacitor-diode）型缓冲电路并联于IGBT两端,起到保护IGBT、协助换流的作用［18-19］。当转移支路处于导通状态时,缓冲电路两侧的电压为IGBT 的通态压降,近似等于0。一旦向IGBT 发送关断信号,短路电流快速换流至缓冲电路,通过二极管D 对电容C充电。该充电过程可以限制IGBT 两端电压的上升率,减小由关断信号延时导致的动态压差,抑制尖峰电压。随着MOV 两侧的电压上升至启动阈值,耗能支路导通并泄放直流系统储存的能量。能量泄放完毕后,故障电流被DCCB 阻断,各电容两端的电压之和与断路器两侧的电压相等,电阻Rp用于减小由IGBT 漏电流不一致引起的静态压差。当转移支路再次导通时,电容C经电阻Rs释放能量,端电压下降至0。

由上述换流过程可知,在DCCB 阻断故障电流至再次导通转移支路的时间内,电容C中储存的能量没有被释放。以此为突破口,本文对传统的RCD型缓冲电路进行改进,在不影响其正常缓冲、换流能力的基础上,增加主动信号注入模式,将储存在电容C中的能量注入线路,旨在判别故障性质。

1.2 RCT 型缓冲电路工作模式

本文提出一种RCT 型缓冲电路,其拓扑结构与工作模式如图2 所示,图中红色为电流流通路径。

图2 RCT 型缓冲电路拓扑结构与工作模式Fig.2 Topology and working modes of RCT snubber circuit

该缓冲电路由电阻、电容、晶闸管构成,并联于转移支路的IGBT 共发射-集电极串联型子模块两侧。由于混合式DCCB 具有双向开断故障电流的能力,晶闸管T1、T2反向并联,双向电流均可通过晶闸管对电容C充电。基于缓冲电路中晶闸管、子模块中IGBT 的可控性,可实现脉冲信号注入。

本文所提RCT 型缓冲电路具有以下2 种工作模式:

1）缓冲、换流模式。以开断正向故障电流为例进行说明,反向断流情况与之类似。当转移支路流过正向故障电流时,向晶闸管T1施加触发脉冲,并向IGBT 发送关断信号。T1的触发脉冲先于IGBT关断信号150 μs 施加,在发送关断信号150 μs 后移除,以保证可靠缓冲、换流。晶闸管T1承受正向电压而导通,晶闸管T2保持关断状态。此时换流通路如图2（a）所示,电流通过晶闸管T1对电容C充电,实现动态均压。随着故障电流换流至耗能支路,晶闸管T1承受反向电压自行关断。由于晶闸管的钳位作用,各电容两端的电压之和为DCCB 两侧的峰值电压。电阻Rp、Rs共同实现IGBT 的静态均压,且Rp的阻值远大于Rs。因此,电容C无法经电阻Rp放电,而是始终通过电阻Rs缓慢释放能量。

2）主动信号注入模式。首先将配置RCT 型缓冲电路的子模块划分为:电容放电（Ⅰ类）子模块、非电容放电（Ⅱ类）子模块。在DCCB 阻断故障电流后,断开残余直流电流断路器K1,实现电气隔离［20］。经过大约300 ms 的去游离,闭合快速机械开关K2。向Ⅰ类子模块中的晶闸管T2施加触发脉冲,并短时间导通Ⅱ类子模块中的IGBT g2。此时放电通路如图2（b）所示,实现向故障线路注入一个幅值为负的电压脉冲。通过改变Ⅰ类子模块投入的数量,可调整注入脉冲信号的幅值；控制Ⅱ类子模块的g2导通时间,即可调节电压脉冲的宽度。

如附录A 图A1、A2 所示,转移支路分别采用全桥结构、二极管桥式结构的子模块时,RCT 型缓冲电路均能实现以上2 种工作模式,在不同拓扑结构的混合式DCCB 中具有普适性。

1.3 RCT 型缓冲电路参数设计

结合实际工程情况,混合式DCCB 的转移支路由多级子模块串联而成,假设每级子模块两侧均并联有RCT 型缓冲电路。当IGBT g1先于其余串联IGBT Δtoff时间关断时,流经g1的电流立即向电容C换流,由于电容C两端的电压无法突变,g1两侧的电压Ug1将缓慢上升,满足:

由式（2）可知,增大电容C的取值,可以减小最大电压差ΔU,增强动态均压的效果。但电容C的取值过大,会延长缓冲电路的换流过程,进而增加DCCB 隔离故障所需的时间。综合考虑动态均压和快速断流的需求,电容C选取为207 μF。

在大约300 ms 的去游离时间内［10］,电容C通过电阻Rs缓慢放电,端电压按指数规律下降。Rs的取值需确保注入信号时电容C两侧电压的幅值足够大。本文设经去游离时间放电后,电容C两端电压为初始值的80%,则电阻Rs需要满足:

式中:td为故障点的去游离时间。

根据式（3）,将电阻Rs选取为6.5 kΩ。在RCT型缓冲电路中,电阻Rp、Rs共同实现IGBT 的静态均压。通常取Rp、Rs的总电阻为IGBT 关断电阻Roff的1/10［22］,即可确定电阻Rp为2.3 MΩ。

2 注入信号特征的选取与调整

向不同故障状态下的直流线路注入电压脉冲,在线路首端检测到的电压波极性具有明显差异,以此判别故障性质较为简单直接,文献［9-15］均采用该方法进行故障识别。但已有文献未计及限流电抗器对电压脉冲的衰减作用,且注入固定幅值的信号势必存在耐受过渡电阻的问题。

2.1 注入信号宽度的选取

由式（4）、式（5）可解析得到放电系数γ与脉宽Ton的对应关系,与仿真值对比如附录A 图A4 所示。随着Ton的增加,电容C持续释放储存的电能,导致端电压uC下降。当Ton不超过500 μs 时,uC不低于0.84 倍的初始值,即信号注入期间,电容C两侧电压的下降程度较小。

故假设电容C的端电压uC在Ton内保持初始值UC不变,进一步研究电抗器对注入电压脉冲的衰减作用。信号注入线路的等效电路如附录A 图A5示。在复频域,NCUC/s、NC/(sC)分别为NC个子模块的等效电压与等效容抗,u1q(s)为线路首端的电压行波,ZC为线路的波阻抗。求解等效电路,可以得到电压行波u1q(s)的表达式为:

根据式（8）、式（9）,解析得到衰减系数α与脉宽Ton的对应关系,与仿真值对比如附录A 图A6 所示。Ton≤300 μs 时,α随Ton的增加而增大；当300 μs ＜Ton≤500 μs 时,α基本保持不变。因此,为了减小电抗器的衰减作用,应适当增加Ton。但近距离故障下,Ton过大会导致反射波首端与前行波末端重合,在一定程度上影响电压波的检测效果。综合考虑以上因素,将脉宽Ton选取为100 μs,对应的衰减系数α=0.35。同时,将晶闸管T2的触发信号宽度选取为300 μs,先于IGBT g2的触发脉冲100 μs 施加,保证可靠注入信号。

2.2 注入信号幅值的自适应调整

根据1.2 节的分析,在晶闸管T1承受反向电压自行关断后,N个电容C两侧的电压总和为DCCB两端的峰值电压Ubmax。电容C始终经电阻Rs缓慢放电,在t时刻注入电压脉冲的幅值up为:

式中:Krel为可靠系数,考虑实际存在的各种误差影响,取Krel=0.85；α为电抗器的衰减系数,脉宽Ton=100 μs 时,α=0.35；Kline为线路的损耗系数,通过仿真可得Kline=0.49。

由式（12）可知,针对高阻故障场景,需要注入幅值较大的信号。但注入电压脉冲的幅值过大,在发生金属性短路且线路绝缘强度未充分恢复的情况下,会导致故障点再次发生击穿［23］。为此,本文利用行波保护信息预估过渡电阻,提出注入信号幅值的自适应调整策略。

文献［24-25］提出的直流线路行波保护方案分别将电压变化率（du/dt）、极波变化率（dP/dt）作为判据量,与电压变化率相比,极波变化率受线路的衰减影响较小。在线路全长240 km 范围内,设置经0 Ω 至600 Ω 过渡电阻接地故障,行波保护根据线路首端的电气量信息,计算得到极波变化率幅值（dP/dt）max的变化见图3。由图3 可知,（dP/dt）max能反映Rf的大小,当故障距离一定时,（dP/dt）max随Rf的增大而降低。因此,考虑选取整定值（dP/dt）set,通过比较（dP/dt）max与（dP/dt）set的大小对过渡电阻Rf进行预估。结合式（11）可计算得到故障点的反射系数βf。将βf代入式（12）,确定所需注入电压脉冲的幅值up。通过式（10）调控Ⅰ类子模块投入的数量,可以实现注入信号幅值的自适应调整。

图3 极波变化率幅值变化Fig.3 Amplitude variation of polarity wave change rate

设距离线路首端x=lkm 处发生经0 Ω 至600 Ω过渡电阻接地故障,通过行波保护计算得到一系列的极波变化率幅值,记作（dP/dt）max,x=l。由图3 可知,故障距离x的增加会使（dP/dt）max发生一定程度的衰减,对于x＜lkm 与x＞lkm 处的故障,满足:

若将（dP/dt）max,x=l作为整定值（dP/dt）set,对于x＜lkm 处的故障,预估的过渡电阻Rf偏小,进而导致信号幅值up的计算值偏小；反之,x＞lkm 时,将造成up的计算值偏大。注入幅值偏小的信号,在高阻情况下可能导致故障性质的误判；而注入信号的幅值偏大,保证了故障判别的准确性。因此,将（dP/dt）max,x=0作为整定值（dP/dt）set。故障发生后,行波保护装置实时计算（dP/dt）max。待信号注入阶段,将（dP/dt）max与整定值（dP/dt）set作比较,判断（dP/dt）max所在的区间,自适应调整注入信号的幅值,如附录A 表A1 所示。

3 自适应重合闸方案

3.1 故障性质判别

在确定电压脉冲的宽度并自适应调整信号的幅值后,控制混合式DCCB 注入信号（负极性）。信号注入与行波传播特性如附录A 图A7 所示［15］,线路首端产生的电压行波为u1q,u1q沿着直流线路向前传播。在故障点处或线路边界处,波阻抗发生改变,电压行波在波阻抗变化的位置产生反射。

由2.2 节分析可知,发生永久性故障时,检测到极性为正的电压波um1。对于瞬时性故障而言,信号注入时,故障点的电弧已经消失,此时,电压行波u1q传播至n点发生反射。反射波u1f、反射系数βn为:

式中:Z1、Z2分别为反射点前、后的波阻抗。由于断路器CB21处于断开状态,线路末端可视为开路,即波阻抗Z2=∞。

根据式（14）可知,反射波u1f的极性与电压行波u1q的极性相同,即发生瞬时性故障时,测量点检测到的电压波um1极性为负。因此,通过比较um1的极性可以判别故障的性质。将幅值作为um1的观测量［9］,考虑一定的裕度,得到永久性故障判据为:

式中:uMM1为电压波um1的幅值。为了消除电压波动、噪声干扰等影响,uset设置为5 kV。

3.2 重合闸方案实现流程

本文提出的基于改进DCCB 注入信号的自适应重合闸方案动作时序如图4 所示。

图4 自适应重合闸方案动作时序Fig.4 Operation sequence of adaptive reclosing scheme

1）假设t0时刻线路发生故障,行波保护装置实时计算并记录极波变化率幅值（dP/dt）max。

2）线路保护经短暂延时后动作,t1时刻RCT 型缓冲电路投入,线路两侧混合式DCCB 断开。

3）等待直流电流下降至0,t2时刻残余直流电流断路器K1 断开,实现电气隔离。

4）经过300 ms 左右的去游离后,t3时刻快速机械开关K2 闭合。

5）t4时刻混合式DCCB 主动控制,注入电压脉冲,判别故障性质,具体流程如图5 所示。

图5 故障性质判别流程Fig.5 Fault nature identification process

查附录A 表A1 判断（dP/dt）max所在的区间,自适应调整脉冲信号的幅值up。采用间歇性注入信号的方式,避免将持续时间较长的瞬时性故障误判为永久性故障。设定注入信号的次数nset=3,若检测到电压波幅值uMM1≥uset,且注入信号的次数ns小于设定次数nset,延时50 ms 再次注入信号；若第ns（ns≤3）次注入信号后,检测到uMM1＜uset,则判别为瞬时性故障；若注入信号的次数ns≥nset时,仍满足uMM1≥uset,则判定为永久性故障。

为确保每次注入信号的幅值足够大,在第2、3 次注入信号时需要通过式（10）修正Ⅰ类子模块投入的数量,并替换为未投入过的Ⅱ类子模块。考虑极端情况进行定量分析,线路末端发生经600 Ω 过渡电阻接地故障时,3 次注入信号需投入的Ⅰ类子模块数分别为53、55、57,而转移支路的子模块总数为300 级,具有较高的冗余度与充裕性。

6）t5时刻快速机械开关K2 断开。

7）t6时刻DCCB 执行重合指令或重合闸闭锁。

本文所提自适应重合闸方案利用断路器实现电气隔离,避免信号注入过程对多端直流电网功率稳定传输的影响。自适应调整信号幅值、间歇性注入信号提高了故障性质判别方法的准确性。

4 仿真验证

4.1 仿真建模

为了验证所提RCT 型缓冲电路与自适应重合闸方案的有效性,在PSCAD/EMTDC 中建立如附录B 图B1 所示的四端柔性直流输电系统仿真模型。

直流电网系统参数、混合式DCCB 及缓冲电路参数分别如附录C 表C1、C2 所示。换流器MMC1至MMC4均为对称双极结构,由半桥型子模块构成。MMC2采用定电压控制,其余换流器为定功率控制。架空线路采用如附录B 图B2 所示的频率相关模型,每2 个换流站之间的线路长度设置为240 km。

4.2 RCT 型缓冲电路仿真验证

4.2.1 缓冲、换流模式

为了验证缓冲、换流模式的有效性,考虑到IGBT 实际存在的关断延时差异,采样频率选取为200 kHz。当t=0.503 s 时,向转移支路的IGBT 发送关断信号,设置IGBT g1先于其余串联IGBT 5 μs关断。对子模块不含有缓冲电路以及两端并联有RCT 型缓冲电路两种情况进行对比仿真,结果如附录B 图B3 所示。图B3 中,Ug1为g1两侧的电压,Ug2为其余各同向串联IGBT 两端的电压,ΔU为Ug1与Ug2的差值。当子模块不含有缓冲电路时,g1关断后两侧的电压Ug1迅速上升,导致短时过电压。经过5 μs 延时,其余IGBT 同时断开,Ug1恢复至正常关断电压。关断过程中,电压差ΔU的最大值为7.89 kV。当子模块两端并联有RCT 型缓冲电路时,g1关断后Ug1的上升速度减缓,且与其余IGBT 关断后Ug2的上升速度保持一致。关断过程中,电压差ΔU不超过0.09 kV。因此,本文所提RCT 型缓冲电路可以限制IGBT 两侧电压的上升速度,减小关断过程中产生的电压差,有效抑制过电压。

4.2.2 主动信号注入模式

对主动信号注入模式进行仿真验证时,选取的采样频率为50 kHz。若所需注入脉冲信号的幅值为-39.72 kV,由式（10）计算可得Ⅰ类子模块投入的数量NC=19,在0.801 4 s 控制混合式DCCB 向线路注入一个脉宽为100 μs 的电压脉冲。在限流电抗器L的不同取值下,注入信号的仿真波形如附录B 图B4 所示。

由于误差的存在,实际注入的电压脉冲幅值为-39.17 kV。经50 mH 的电抗器衰减后,电压行波u1q的幅值为-13.6 kV。计算可得衰减系数α=0.35,在2.1 节中解析的结果与仿真结果一致,能够准确反映限流电抗器的衰减作用,同时验证了所提RCT 型缓冲电路主动注入信号的有效性。

注入信号的衰减程度与电抗器L的大小成正比,当L增大至150 mH 时,衰减系数α减小至0.2。结合式（10）、式（12）可知,极端情况下单次注入信号需要投入的Ⅰ类子模块数最大为100 级。若L进一步增大,可能导致3 次注入信号所需投入的Ⅰ类子模块总数超出转移支路的子模块数。此时,增大单次注入信号的幅值以满足故障判别的要求,但会造成注入信号的次数有所减少,可能在一定程度上延长瞬时性故障的判别时间。

4.3 自适应重合闸方案验证

在附录B 图B1 中正极线路OHL12P上设置不同类型的故障,F1为单极接地故障,F2为双极短路故障。电压波的测量点在线路OHL12P首端（m点）,采样频率选取为50 kHz。

4.3.1 瞬时性故障

当t=0.5 s 时,线路OHL12P中点发生瞬时性单极接地故障（金属性短路）F1,故障持续时间tf分别设置为0.3、0.35、0.4 s。通过行波保护计算所得（dP/dt）max为2.62×107kV/s,查附录A 表A1 确定注入信号的幅值up为-28.43 kV。间歇性注入信号后进行故障性质判别,仿真结果如附录B 图B5所示。

根据附录B 图B5（a）可知,由于瞬时性故障的持续时间为0.3 s,在0.801 4 s 注入电压脉冲时,故障点已经消失,线路首端产生的电压行波u1q传播至末端发生反射。m点检测到的第1 个电压波um1极性为负,满足uMM1＜5 kV,因此判别为瞬时性故障。对于图B5（b）、（c）所示持续时间较长的瞬时性故障,分别在第2、3 次注入信号后,检测到uMM1＜5 kV,同样可以准确判别故障性质。线路OHL12P中点发生瞬时性双极短路故障（金属性短路）F2,仿真结果如附录B 图B6 所示,判别过程与单极故障类似,这里不再赘述。判别出系统发生瞬时性故障后,DCCB 执行重合指令。

通过以上仿真分析,验证了所提方案对于检测持续时间较长的瞬时性故障具有优势,可以避免直流系统不必要的停运,提高供电恢复效率。

4.3.2 永久性故障

当t=0.5 s 时,线路OHL12P中点发生F1永久性单极接地故障,故障持续时间tf设置为10 s,过渡电阻Rf分别设置为0、300、600 Ω。通过行波保护计算所得（dP/dt）max分别为2.62×107、9.18×106、5.57×106kV/s,查附录A 表A1 确定注入信号的幅值up分别为-28.43、-62.27、-84.86 kV。间歇性注入信号后判别故障性质,仿真结果如附录B 图B7所示。

由附录B 图B7 可知,对于永久性故障而言,在每次注入脉冲信号时,电压行波u1q均传播至故障点发生反射。m点检测到的第1 个电压波um1始终为正极性,在第3 次注入信号后,仍满足uMM1＞5 kV,因此可判别为永久性故障。当线路OHL12P中点发生永久性双极短路故障F2时,仿真结果如图B8 所示,判别过程与单极故障类似,在此不再赘述。当判断出系统发生永久性故障后,重合闸闭锁。

为了进一步验证所提自适应重合闸方案的普适性,本文仿真了距离线路首端15、20、30、110、210 km 处,分别经300、600 Ω 过渡电阻的永久性单极接地故障,判别结果如表1 所示。

表1 永久性单极接地故障判别结果Table 1 Identification results of permanent pole-toground faults

由表1 中结果可知,在不同距离处发生永久性单极接地故障,过渡电阻分别为300、600 Ω 时,所提方案均能准确判别故障性质,具有较强的耐受过渡电阻能力。当故障距离小于15 km 时,受到脉冲宽度的限制,反射波与注入信号产生混叠。以DCCB完成信号注入为起始检测时刻,避免注入信号叠加于反射波上引起误判。近端故障判别结果如附录B图B9 所示,由于采样频率有限,所提方案存在一定的检测盲区（故障距离小于2 km）。将自动重合闸作为后备方案［7］,当检测盲区发生永久性故障并进行误合闸操作时,保护装置将再次检测到故障,混合式DCCB 快速分闸。

4.3.3 对系统健全部分的影响

附录B 图B10、B11 分别为永久性、瞬时性故障情况下,自适应重合闸过程中直流系统各电气量的变化情况。由图可知,断路器隔离故障后,故障线路传输的功率转移至健全线路。在DCCB 主动注入信号、判别故障性质的过程中,健全线路的电压、电流以及各换流站输出的功率保持稳定,直流系统健全部分的正常运行不受影响。当判别为瞬时性故障时,断路器重合,故障线路逐渐恢复功率传输。

4.4 方案对比

4.4.1 技术指标对比

文献已有的自适应重合闸方案［9-15］根据信号注入源的不同可分为2 类:1）基于MMC 注入信号的方案；2）基于混合式DCCB 或辅助装置注入信号的方案。第1 类方案对于MMC 的拓扑结构和控制策略有特定要求,还会影响多端直流电网功率的稳定传输,因此仅适用于双端直流系统。第2 类方案利用断路器实现电气隔离,不影响相邻健全线路的正常运行,适用于多端直流电网,但依赖于混合式DCCB 的拓扑结构,或存在无法调控注入信号幅值、次数的问题。本文在第2 类方案的基础上进一步改进,提出的自适应重合闸方案较好地解决了以上问题,具有明显的技术优势。所提方案与已有方案技术指标对比如附录C 表C3 所示。

4.4.2 经济性对比

DCCB 转移支路的子模块主要分为反串联结构、全桥结构与二极管桥式结构,在相同的工况下,转移支路采用二极管桥式结构的子模块具有更低的成本［17］。因此,本节将RCT 型缓冲电路应用于二极管桥式结构子模块,在此基础上进行经济性对比。由3.2 节的定量分析可知,前文在RCT 型缓冲电路的配置数量上保留了较大的冗余度与充裕性。从经济性角度考虑,只需在165 级子模块两端配置RCT型缓冲电路,其余子模块配置传统的RCD 型缓冲电路,即可满足各类故障判别的要求。如附录B 图B12 所示,RCT 与RCD 型缓冲电路应用于二极管桥式结构子模块时,通过对Ⅰ类、Ⅱ类子模块进行调控,可实现缓冲、换流与主动信号注入。

混合式DCCB 的经济性由转移支路的开关器件数量决定,选取的IGBT、晶闸管与二极管额定参数均为4.5 kV/3 kA,单价分别为3.5、0.7、0.35 万元［26］。在±500 kV 直流系统的应用场景下,转移支路大约需要300 级子模块串联、5 条支路并联［5,7］。将二极管桥式拓扑、文献［12-14］采用拓扑以及本文提出拓扑所需主要器件数量汇总于附录C表C4。

文献［12-13］采用的转移支路子模块为全桥结构,若选取相同规格的IGBT,其关断电流的能力是二极管桥式拓扑的2 倍。因此,将文献［12-13］拓扑所需IGBT 数量等效为实际数量的一半。由附录C表C4 可知,本文所提拓扑的经济性优于文献［12-13］拓扑,与二极管桥式拓扑相比,成本提高了2.2%（173 万元）。文献［14］在二极管桥式结构的基础上增加了10%串联子模块数量的晶闸管,其注入信号的幅值远低于本文所提方案,且无法灵活调整信号幅值和注入次数。若降低对注入信号幅值、次数的要求,本文所提方案需要配置RCT 型缓冲电路的数量可进一步减少,成本将进一步降低。

由此可见,本文所提方案在满足各项技术指标的同时,不会大幅度增加成本,具有较高的灵活性,有利于技术指标与经济性需求的权衡。

5 结语

本文针对现有柔性直流电网重合闸方案的不足,提出一种基于改进DCCB 注入信号的自适应重合闸方案,且通过大量仿真验证其可行性与优越性,主要有如下结论:

1）提出的RCT 型缓冲电路不仅可以抑制IGBT 两端的过电压,还具备向故障线路注入电压脉冲的能力,注入信号后通过检测反射波的极性可实现故障性质的判别。

2）所提方案考虑了限流电抗器对注入信号的衰减作用,解析得到的衰减系数能够为电压脉冲宽度的选取提供依据。

3）所提方案利用行波保护信息预估过渡电阻,提出的注入信号幅值自适应调整策略提高了故障性质判别方法的耐受过渡电阻能力。

所提方案对于半桥型MMC 与全桥型MMC 柔性直流输电系统均适用,具有良好的应用前景,但会导致混合式DCCB 的成本有所增加,因此所提方案的经济性有待进一步研究提升。

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