直流斷路器及阻尼快速恢復系統在舟山多端柔性直流輸電工程中的應用

劉 黎，俞興偉，喬 敏

（1.國網浙江省電力有限公司舟山供電公司，浙江 舟山 316000；2.國網浙江省電力有限公司，杭州 310007）

0 引言

舟山多端柔性直流輸電示范工程于2014年7月投運，工程在舟山本島、岱山島、衢山島、泗礁島及洋山島各設1座換流站，直流電壓等級為±200 kV，額定容量分別為舟定換流站（簡稱“舟定站”，其余類推）400 MW，舟岱站300 MW，舟衢站100 MW，舟洋站100 MW，舟泗站100 MW。舟定站通過定云2R38線接入220 kV云頂變電站（簡稱“云頂變”，其余類推）、舟岱站通過岱蓬2R37線接入220 kV蓬萊變；舟衢站通過衢大1934線接入110 kV大衢變、舟洋站通過洋沈1933線接入110 kV沈家灣變、舟泗站通過大嵊1932線接入110 kV嵊泗變。舟山多端柔性直流輸電系統的交直流耦合電網電氣結構如圖1所示。

柔直工程的投運提高了舟山海島區域電網的可靠性，有效改善了風力發電系統的故障穿越能力，實現了舟山北部各島嶼間的電能靈活轉換。已投運的柔直工程采用半橋子模塊的模塊化多電平換流器，該拓撲在系統發生直流雙極短路故障時，由于二極管的續流效應，閉鎖后不能切斷電流，無法快速實現直流故障的自清除[1-4]。為解決舟山五端柔直輸電系統存在直流側故障無法快速隔離，直流系統無法快速重啟動，運行靈活性仍需提高，橋臂短路時交流電流有直流偏置等問題，結合未來柔性直流輸電技術發展需求，2016年舟山柔直系統直流斷路器和阻尼恢復技術示范工程對5個換流站進行改造，包括加裝5套阻尼模塊、1套（2臺）直流斷路器和9套諧振開關，同時對二次系統進行升級。改造后柔直系統5個換流站拓撲結構如圖2所示。

圖1 舟山多端柔性直流輸電系統交直流耦合電網結構

圖2 改造后柔直系統拓撲結構

1 直流斷路器及阻尼恢復系統主要設備

直流斷路器多采用機械開關和電力電子器件相結合的混合式拓撲，在2～5 ms內斷開直流故障電流，切除直流故障[4-7]；橋臂阻尼拓撲基于換流器模塊化結構特點，將橋臂阻尼的子模塊串聯于模塊化多電平換流器的橋臂中，在直流故障時提供額外的電阻，快速衰減故障電流，配合直流線路安裝的諧振開關，可以在100～200 ms內切除直流線路故障，加快剩余健全系統的重啟過程。

1.1 直流斷路器

基于快速機械開關和全橋（H橋）模塊級聯的混合式直流斷路器，主要由3條并聯支路構成，分別為主支路、轉移支路和耗能支路，如圖3所示，主支路用于導通系統負荷電流，由快速機械開關和少量全橋模塊串聯構成，通態損耗低；轉移支路用于分斷系統短路故障電流，由多級全橋模塊串聯構成；耗能支路由避雷器組構成，用于吸收系統短路電流并抑制分斷過電壓（1.5 p.u.）。

圖3 直流斷路器的構成

直流斷路器運行原理為：穩態運行時，系統負荷電流經主支路導通；當發生直流短路故障時，主支路全橋模塊中IGBT（絕緣柵雙極型晶體管）關斷，電流向轉移支路轉移；主支路電流迅速下降直至為零 （約150 μs），此時分斷主支路的快速機械開關，2 ms后快速開關打開足夠開距，能夠耐受直流斷路器1.5 p.u.的暫態分斷電壓，此時閉鎖轉移支路，使得短路電流向轉移支路全橋模塊電容充電，直流斷路器兩端電壓迅速升高；當直流斷路器兩端電壓達到避雷器保護水平時，短路電流全部轉移至耗能支路，避雷器吸收故障系統電感儲存能量直至電流過零，完成故障電流分斷和故障點隔離，直流斷路器工作原理如圖4所示。

舟山柔直高壓直流斷路器額定電壓200 kV，額定電流2 kA，短路電流分斷能力15 kA，分斷時間3 ms，暫態電壓300 kV。實現雙向故障電流的快速無弧分斷，通態損耗低，采用緊湊的模塊化設計，擴展性強和適用性高，具備良好的動態均壓和關斷過沖抑制能力，降低了對IGBT器件一致性的苛刻要求，整體控制簡單，可靠性高。

圖4 直流斷路器的工作原理

直流斷路器在接收到系統分斷命令后，分斷電流為0～15 kA，分斷時間3 ms；直流斷路器主支路采用3串2并結構（強迫水冷），具備強過載能力，能夠導通額定電流6 kA，2 h過負荷電流8 kA；直流斷路器暫態最大耐受15 kA電流5 s，最大耐受40 kA故障電流5 ms。

1.2 阻尼模塊

阻尼模塊能大幅縮短直流系統重啟動時間，使多端直流系統的無故障端可以快速恢復，其優點在于：阻尼模塊的成本相對較低，具有較高的經濟性；阻尼模塊不但可以加速直流雙極短路故障后的電流衰減，還可加速橋臂短路故障時交流系統側故障電流的直流分量衰減速度，縮短交流斷路器分斷時間。阻尼模塊主要由阻尼電阻R，IGBT，旁路開關以及模塊的控制和取能電路等部分組成，阻尼模塊中IGBT和電阻的安裝形式如圖5所示。

圖5 阻尼模塊安裝形式

橋臂阻尼模塊有3種常用的運行狀態，如圖6所示。換流站正常運行時，通過觸發脈沖導通阻尼模塊內的IGBT，使得阻尼模塊被旁路出直流系統，當控制保護系統檢測到交直流系統發生故障后，通過快速的閉鎖換流閥同時將阻尼模塊的IGBT閉鎖，使得阻尼電阻串聯進入故障回路。加速交流回路中的直流偏置分量的衰減，促使交流斷路器能正常跳閘，未配備阻尼模塊和配備阻尼模塊的橋臂故障仿真對比波形如圖7所示。當交流斷路器正常跳開后，阻尼模塊也能加速回路中能量的消耗，通過諧振開關的配合，加速故障隔離過程和重啟動過程。

綜合考慮阻尼電阻的取值和衰減時間要求，各個站橋臂阻尼電阻的取值范圍在8～20 Ω。

1.3 諧振開關

圖6 橋臂阻尼模塊3種常用的運行狀態

圖7 阻尼模塊對直流分量的加速衰減作用

諧振開關由3部分組成：開斷裝置，形成電流過零點為目的的振蕩回路，以吸收直流回路中儲存的能量為目的的耗能元件。開斷裝置采用SF6斷路器等交流斷路器，振蕩回路通常采用LC振蕩回路，耗能元件采用MOA（金屬氧化物避雷器）。諧振開關的原理如圖8所示。

圖8 諧振開關原理

諧振開關的主要技術參數：額定電壓200 kV，分斷電流500 A，開斷時間50 ms。

諧振開關的開斷可以分為3個階段：

（1）強迫電流過零階段。換流回路至少應產生一個電流過零點。

（2）介質恢復階段。要求斷路器有較快的滅弧介質恢復速度，并且要高于滅弧觸頭間恢復電壓的上升速度，即觸頭間的耐壓要快于恢復電壓，達到MOA的持續最大運行電壓。而當恢復電壓達到MOA的持續最大運行電壓時，MOA導通。

（3）能量吸收階段。要求耗能裝置MOA的放電負荷能力應大于直流系統中殘存的能量，并且要考慮至少有二次滅弧耗能的要求。

2 快速重啟動

對于舟山柔直系統，在將發生故障的直流線路切除后健全系統可恢復運行，大大提高多端系統的可靠性，快速恢復時序如圖9所示。

圖9 快速恢復時序

其中的控制邏輯策略主要包括：

（1）直流故障隔離策略。

直流線路故障發生時，保護動作后立刻發出閉鎖換流閥指令，此時換流閥中的半橋子模塊和阻尼模塊均閉鎖并開始阻尼故障電流，在發出閉鎖換流閥指令的同時發出跳開交流開關指令。交流開關跳開后，交流電源向故障點注流回路被切斷，此時只存在包含阻尼模塊電阻的橋臂電抗、平抗等電抗器續流回路，由于阻尼模塊電阻的作用，續流回路中的電流將迅速衰減。當續流回路中的電流衰減至諧振開關的開斷能力時，發出斷開諧振開關命令，最終實現直流故障的隔離。

故障發生后舟岱、舟洋、舟衢、舟泗換流站閉鎖換流閥，投入阻尼模塊并跳開交流斷路器，舟定站閉鎖換流閥并跳開直流斷路器，當直流海纜電流衰減至500 A后跳開相應故障站（舟岱站或舟洋站）直流母線相連的海纜側諧振開關，確認諧振開關跳開后跳開故障站交流斷路器完成故障隔離，然后合上所有海纜上的諧振開關恢復接線。之后無故障的3個換流站（除舟定站）合上交流斷路器并重新解鎖運行，舟定站采用單站投入方式并入直流電網恢復四站運行。

（2）故障選線策略。

對于多端柔直應用場合，當直流線路發生永久故障時，需要正確選擇發生故障的線路，并將故障線路切除后才能恢復健全系統的運行。

對于偽雙極拓撲結構在發生單極接地或雙極短路故障時，故障發生的初期，非故障線路兩端的故障電流為穿越性的，故障線路兩端的電流為非穿越性的，根據故障發生初期故障電流的方向能夠有效判斷出故障的區域。

偽雙極拓撲結構在發生單極接地和雙極短路故障時，故障檢測、故障區分以及故障定位列表如表1所示。

表1 故障檢測策略

（3）恢復策略。

在直流線路故障成功隔離后，健全系統將進入重啟動階段。由于柔性直流輸電系統的特點是需要采用直流電壓控制模式的換流站來平衡直流電網的功率，因此優先解鎖定直流電壓控制站維持直流電壓穩定，經過適當的延時后分別解鎖采用功率控制模式的換流站并恢復功率傳輸。

3 換流站的單站投退

3.1 換流站的退出時序

當任一換流站因檢修需要從運行的直流系統中退出，由于舟山柔直有2種類型換流站，分別為帶直流斷路器的換流站即舟定站，和帶諧振開關的換流站，包括舟岱、舟洋、舟衢和舟泗站，因此，采用不同的退出時序。

3.1.1 舟定站退出時序

若舟定站需退出，其操作順序如下：

（1）舟定站控制保護系統發出閉鎖本站命令，2 ms后舟定站閉鎖。

（2）控制保護系統發出跳開直流斷路器ZK1命令，3 ms后直流斷路器ZK1跳開。

（3）若舟定站退出前控制模式為定直流電壓控制，其退出后由舟岱站接管直流電壓控制，若舟定站退出前控制模式為定功率控制，其退出對其余換流站沒有影響。

（4）控制保護系統發出跳開該站閥側交流斷路器命令，40 ms后閥側交流斷路器跳開。

從上述退出時序可以看出，此類檢修操作時間約45 ms。

3.1.2 帶諧振開關的換流站退出時序

舟岱站、舟衢站、舟洋站和舟泗站的退出操作順序相同，以舟岱站為例：

（1）舟岱站控制保護系統發出閉鎖本站命令，2 ms后舟定站閉鎖。

（2）控制保護系統發出跳開本站閥側交流斷路器命令，40 ms后交流斷路器跳開。

（3）在確認交流斷路器跳開后，控制保護系統發出跳諧振開關XK2命令，60 ms后諧振開關XK2跳開。

（4）若舟岱站退出前控制模式為定直流電壓控制，其退出后由舟定站接管直流電壓控制，若舟岱站退出前控制模式為定功率控制，其退出對其余換流站沒有影響。

從上述邏輯可以看出，此類檢修操作時間約102 ms。

3.2 換流站的投入時序

3.2.1 舟定站投入時序

舟定站投入的操作順序如下：

（1）運行人員進行舟定站充電操作。

（2）待子模塊電容電壓完成充電階段后，運行人員控制舟定站以STATCOM模式解鎖運行。

（3）待舟定站直流出口側電壓穩定后，控制保護系統發送閉鎖命令，2 ms后舟定站閉鎖。

（4）確認舟定站閉鎖后，控制保護系統向直流斷路器ZK1發送閉合命令，3 ms后直流斷路器ZK1閉合。

（5）直流斷路器ZK1合上后，舟定站以定功率的控制模式解鎖，完成換流站帶電投入。

（6）運行人員將舟定站改成定直流電壓運行，舟岱站改成定功率運行。

3.2.2 帶諧振開關的換流站投入時序

舟岱站、舟衢站、舟洋站和舟泗站的投入操作順序相同，以舟岱站為例：

（1）運行人員進行舟岱站充電操作。

（2）待子模塊電容電壓完成充電階段后，運行人員控制舟岱站以STATCOM模式解鎖運行。

（3）待舟岱站直流出口側電壓穩定后，控制保護系統發送閉鎖命令，2 ms后舟岱站閉鎖。

（4）確認舟岱站閉鎖后，控制保護系統向諧振開關XK2發送閉合命令，60 ms后諧振開關XK2閉合。

（5）諧振開關XK2合上后，舟岱站以定功率的運行模式解鎖，完成換流站帶電投入。

4 存在的問題

直流斷路器分斷完成后，隔離開關未打開的情況下，斷路器模塊內部電壓放電下降至系統電壓相等后，系統電壓將經永久故障點對各部件所配置并聯電阻放電，產生系統漏電流（約20 mA），該漏電流將在各電阻甚至MOV中產生持續功率損耗。由于直流斷路器（尤其是轉移支路模塊中各電阻）主要針對暫態通流下脈沖功率而設計，未配置冷卻系統，因而不具備長時通流能力，1 min時間內電阻溫升將達到上百攝氏度，若溫度進一步升高，對電阻自身壽命及周邊設備的安全運行都將產生危害，故提出了要求直流斷路器分斷狀態下，兩側隔離開關分合時長不超過1 min的運行要求。

另一問題是諧振開關的電容器按耐受200 kV直流電壓5 min進行設計，無法長時間耐受此電壓，要求兩側隔離開關在5 min打開。

因此換流站單站投退中隔離開關參與了控制邏輯。現場實際運行發現，直流隔離開關電源供電方案在單套站用電失電情況下，無法滿足直流斷路器和諧振開關對兩側隔離開關的操作要求，會導致換流站極隔離失敗，故障擴大。

針對站用變切換過程中五站直流場所有隔離開關存在拒動的隱患，已通過技術改造項目將隔離開關交流供電的操動機構改為直流供電的操動機構，通過直流分屏提供電源。

5 結語

直流斷路器及阻尼快速恢復系統的加裝大大提高了舟山柔直系統運行的可靠性，縮短直流故障清除和非故障端重啟動時間，實現換流站的單站帶電投入和退出功能，提高工程運行靈活性并解決橋臂故障交流電流存在較大直流偏置的問題。隨著舟山海島負荷的不斷增加以及海島風電場的不斷接入，柔性直流線路故障對于交流系統的沖擊將不斷增大，該改造工程將為此做好充分的防備，降低未來海島供電的風險，進一步提高海島供電的可靠性。