柔性直流電網直流側故障下500 kV混合式直流斷路器暫態電流特性分析

文衛兵，魏爭，賴佳祥，石巖，楊勇，王加龍

(1. 國網經濟技術研究院有限公司, 北京市 102209；2. 美國亞利桑那州立大學艾爾·富爾頓工程學院，美國亞利桑那州坦佩 85282)

0 引 言

大力推進新能源開發利用是實現能源結構轉型、保障國家能源安全的重要途徑。但是，風電、光伏等新能源發電波動性大、可控性弱，并網送出面臨巨大技術挑戰。柔性直流電網不僅可以發揮柔性直流輸電在新能源開發、利用上的技術優勢，還可實現多電源供電和多落點受電，通路冗余性強，非常適合解決大規模新能源并網和送出難題[1-2]。然而，柔性直流電網具有低慣性、弱阻尼特征[3]，直流側故障發展速度極快，易導致柔性直流換流閥等設備損壞。通過交流斷路器或全橋換流器處理柔性直流電網中的直流側故障，會在一段時間內導致電網中故障極全部換流器功率傳輸中斷[4]，進而造成孤島接入柔性直流電網的新能源電場出現大面積風機無序脫網等嚴重后果。直流斷路器能夠快速開斷直流短路電流，選擇性隔離故障元件，維持柔性直流電網功率輸送，是突破上述瓶頸的有效甚至唯一技術手段[5]。

直流斷路器主要分為機械式、固態式和混合式3類[6]。其中，混合式因通態損耗小、無電弧燒蝕、易于同時實現高換流速度和高可靠性而受到廣泛關注[6-10]。柔性直流電網直流側故障下，混合式直流斷路器所承受故障電流的發展速度可達每毫秒數千安。研究該場景下混合式直流斷路器暫態電流特性，對于直流斷路器主支路、轉移支路中電力電子閥組的設計及器件選型具有重要的指導意義。

針對柔性直流系統直流側故障下的暫態電流特性，文獻[11]分析了柔性直流換流閥直流雙極短路的故障機制，文獻[12]分析了柔性直流系統的直流側故障原理及浪涌電流計算方法。但上述文獻未考慮柔性直流電網中的短路電流特性。文獻[13]研究了柔性直流系統雙極短路故障電流計算方法，并將結論延伸至直流電網；文獻[14]提出了柔性直流電網單極接地、單極接中性線故障下的暫態電流分析方法；文獻[15]提出了一種直流電網極間短路故障電流計算方法，通過建立故障矩陣實現各支路暫態電流計算；文獻[16]提出了一種真雙極柔性直流電網單極接地短路電流計算方法。但上述研究未考慮短路故障后柔性直流電網真實控制保護邏輯和各交、直流斷路器的復雜動作時序，以及由此導致的直流斷路器暫態電流流通路徑和幅值變化率隨時間變化的情況。而在真實控制保護邏輯下，直流斷路器暫態電流通路和變化率均具有時變特性。目前尚無針對真實控制保護邏輯下直流斷路器暫態電流特性的相關研究。

針對上述問題，本文以張北±500 kV柔性直流電網工程為背景，基于真實控制保護邏輯，對500 kV混合式直流斷路器暫態電流特性進行研究，分析柔性直流電網保護動作各階段下的故障等效電路，推導各階段直流斷路器暫態電流的計算表達式，給出各支路暫態電流應力典型波形及柔性直流電網主回路參數對其影響規律。針對直流斷路器主支路暫態電流應力嚴酷問題，提出一種基于換流站內阻尼電阻的暫態電流抑制方法。最終通過電磁暫態仿真對理論分析結果和所提出方法進行驗證。

1 混合式直流斷路器工作機理

混合式直流斷路器結構如圖1所示，由主支路、轉移支路和耗能支路三部分組成。主支路由快速機械開關S和小規模電力電子開關Q1串聯構成。轉移支路由大規模電力電子開關Q2構成。耗能支路由金屬氧化物非線性電阻器(metal oxide varistors, MOV)單元串并聯構成。Q1和Q2均為子單元串并聯結構，子單元中開關器件通常采用絕緣柵雙極性晶體管(insulated gate bipolar transistor，IGBT)。

圖1 混合式直流斷路器拓撲

混合式直流斷路器開斷過程中，主支路、轉移支路和耗能支路電流i1、i2、i3及端間電壓u的波形如圖2所示。故障前，主支路承擔穩態電流。t=0時故障發生，i1開始增大。To時刻直流斷路器接到分閘指令，閉鎖Q1，導通Q2，電流向轉移支路轉移。換流完成后，i2逐漸增大，S在零電流下開始無弧分斷。Tb時刻S各串聯斷口達到可耐受恢復電壓的開距，閉鎖Q2，電流向耗能支路轉移，導致u升高。換流完成后，u達到最大值，i3逐漸減小，MOV吸收能量，并最終實現直流開斷。

圖2 混合式斷路器各支路電流和電壓波形示意圖

2 柔性直流電網結構及故障工況

張北±500 kV柔性直流電網工程采用半橋模塊化多電平換流器和雙極接線方式，如圖3所示。換流站1、2為送端，3、4為受端。以站1正極為例，主接線如圖4所示。相鄰兩站極母線和中性母線分別通過極線路和金屬中線聯接。換流站4中性母線接地。

圖3 四端柔性直流電網的網架結構

圖4 站1正極主接線

以圖4中線路4上的直流斷路器為例：若故障發生在直流斷路器站1側，則斷路器暫態電流主要由遠端的站4等饋入；若故障發生在線路4側，其暫態電流主要由近端的站1等饋入。因此，線側故障下直流斷路器的暫態電流更加嚴酷。線側故障包括單極接地、單極對金屬中線短路和雙極接地，三者的故障等效回路結構相同，僅回路中阻抗大小不同，因此暫態電流變化規律相同。不失一般性，本文以直流斷路器線側單極對金屬中線短路為例進行分析，故障位置如圖4所示。定義距離該故障最近的直流斷路器為本級直流斷路器，如圖4所示，本文主要研究本級直流斷路器暫態電流。與本級直流斷路器位于同一極母線上的為下級直流斷路器。

上述故障后，應依靠本級直流斷路器切除故障線路，健全元件不停運。此時，多站短路電流經本級直流斷路器匯入故障點，在該斷路器上產生嚴酷的暫態電流。此外，類比于交流電網，對于柔性直流電網故障后本級直流斷路器失靈的情況，應利用相鄰的故障隔離設備清除故障[17]，即跳開下級直流斷路器、閉鎖近端換流器并跳開進線交流斷路器。此過程中，失靈直流斷路器在較長時間內耐受嚴酷的暫態電流。因此，需針對故障后本級直流斷路器正常動作和失靈的工況，對其暫態電流特性進行分析。

3 理論分析

3.1 正常動作直流斷路器的暫態電流特性

3.1.1 單個換流器引起的直流斷路器暫態電流

設穩態下線路1通道退出，站1正極換流器僅由線路4輸送功率。圖4中故障發生后，由于柔性直流電網繼電保護和直流斷路器動作速度較快，Tb通常僅為6～7 ms[17-18]。此過程中換流器不閉鎖，等效為RLC串聯電路[13]。故障等效電路如圖5所示。圖中：Ron為單橋臂開關管導通電阻之和；C為子模塊電容；RTL和LTL為故障回路所含極線路和金屬中線等效總電阻和總電感；Req=2Ron/3+RTL;Leq=2Lb/3+Lp+LTL+Ln;Ceq=6C/N；Lb、Lp、Ln分別為橋臂電抗、極線限流電抗和中性線限流電抗的電感值。

圖5 單個換流器引起直流斷路器暫態電流的故障等效電路

設故障發生時刻t=0，等效電容的初始電壓為換流器端口穩態電壓Udc，回路初始電流為線路4穩態電流I0。求解電容電壓uc和直流斷路器電流i可得：

(1)

式中：Req和Leq分別為故障等效電路中的電阻和電感，如圖5所示。

通常Req較小，ω0?δ，在毫秒級時間Tb內可忽略i(t)指數衰減項，由式(1)可得：

(2)

圖5中的電感和電容在H和mF量級，I0在kA級，duc/dt約為數kA/ms。在Tb內Udc?|duc|，可認為cos(ω0t)=1，sin(ω0t)=ω0t。代入式(2)，可得單個換流器引起的直流斷路器暫態電流：

(3)

Q2閉鎖后，式(3)中i(t)因MOV投入由上升轉為下降。

3.1.2 柔性直流電網中的直流斷路器暫態電流

設穩態下電網各元件正常運行，t=0時發生圖4所示故障。在Tb內，各換流站放電規律與3.1.1節分析相同，由此得到圖6所示的柔性直流電網故障等效電路，電路滿足線性疊加原理，本級直流斷路器總電流為故障前穩態值I0_DCB與故障后各換流站對暫態電流增量的貢獻之和，即：

圖6 0≤t≤Tb時的柔性直流電網等效電路

(4)

式中：I0_DCB為故障前本級直流斷路器總穩態電流；kjUdct為各站對暫態電流增量的貢獻，j為換流站編號，kj由j站向直流斷路器饋入電流通路中的等效電感決定，電感越小則kj越大。i(t)波形如圖7所示。

圖7 直流斷路器正常動作情況下的暫態電流波形示意圖

由于故障點將線路4隔離成兩段，使得相比于換流站1饋入電流的通路，站3和站4饋入電流通路的路程更遠，包含電抗更多，回路電感更大，對應產生的電流分量遠小于站1提供的分量，因此式(4)中站3和站4電流分量k3Udct和k4Udct可忽略。

式(4)中i(t)在Tb時刻達到峰值Ip，該值為轉移支路元件需承受的峰值和開斷電流應力，也是確定Q2中IGBT并聯數的主要依據。由于Tb和Udc為確定值，Ip僅由I0_DCB和故障通路等效電感決定。

3.2 失靈直流斷路器的暫態電流特性

設穩態下電網各元件正常運行，t=0時發生圖4中故障，且本級直流斷路器失靈。失靈斷路器暫態電流i(t)主要由各站經該斷路器饋入故障點的短路電流疊加而成。如前所述，主要針對站1和站2的貢獻進行分析。柔性直流電網動作時序如圖8所示。

圖8 直流斷路器失靈情況下的動作時序

i(t)的發展過程分為5個階段。第1—5階段中的柔性直流電網故障等效電路分別如圖9(a)—(e)所示。

圖9 直流斷路器失靈情況下的柔性直流電網故障等效電路

第1階段為0≤t≤T1，各元件均未動作，此時有：

i(t)=k1Udct+k2Udct+I0_DCB

(5)

第2階段為T1

(6)

第3階段為T2

(7)

式中：Umov為MOV投入時的端電壓，約為1.5Udc，用以制造反壓，快速開斷電流。因此，站2提供的電流分量(等式右側第2項)快速減小，其衰減速度通常高于站1饋入電流上升速度，使得總電流i(t)開始減小。

第4階段為T3

(8)

站2提供的電流分量在T3時刻降為0，此后維持在0(下級斷路器完全斷開)，T3后僅剩站1提供的上升電流分量，因此第4階段中i(t)逐漸增大。

第5階段為T4

(9)

i(t)對應波形如圖10所示，在T2達到峰值(或拐點)Ip1，在T4達到峰值Ip2，在T5降回額定值IN。

圖10所示i(t)即為失靈直流斷路器主支路需承受的短時電流應力，也是確定主支路元件并聯數的主要依據。短時電流應力主要對主支路元件造成熱效應的考驗，i(t)產生的熱效應可表示為：

圖10 直流斷路器失靈情況下暫態電流波形示意圖

(10)

3.3 直流斷路器暫態電流應力抑制措施

如前所述，為抑制直流斷路器暫態電流i(t)，即減小特征參數Ip、Ip1、Ip2和T5，需改變I0_DCB或柔性直流電網中的電感、電阻值。由式(5)—(9)和圖7、10可知：

1)增大柔性直流電網主回路中的電感，可降低i(t)上升速度，由于保護動作時間已確定，最終可減小Ip、Ip1、Ip2。但增大電感也會降低i(t)下降速度，因此無法確保主支路短時電流持續時間T5減小。

2)減小電流I0_DCB可起到減小峰值Ip、Ip1、Ip2的作用；但由于I0_DCB相對較小，在長時間尺度下早已逐漸衰減到零，因此改變I0_DCB對于長達秒級的主支路短時電流持續時間T5的影響較小。

可見，增大回路電感和減小I0_DCB難以改善T5。T5過長將導致主支路熱效應嚴酷，影響設備安全運行，導致元件性能要求和設備造價大幅提升。

為此，本文提出在換流站內增加阻尼電阻抑制直流斷路器主支路暫態電流應力的方法。所增加阻尼電阻的配置方法如圖11所示，在換流閥每個橋臂上，新增阻尼電阻Rb與IGBT-二極管對并聯，之后與橋臂閥組串聯。新增阻尼電阻投入策略如下：

圖11 新增阻尼電阻工作狀態

1)電壓源型換流器(voltage sourced converter, VSC)閥運行時，阻尼電阻并聯的IGBT-二極管對導通，將電阻旁路，避免其產生穩態損耗；

2)一旦VSC閥閉鎖，則立刻閉鎖阻尼電阻并聯IGBT，將阻尼電阻投入。

對于故障后直流斷路器失靈工況，新增阻尼電阻對斷路器主支路暫態電流的抑制作用分析如下：

1)站1中的阻尼電阻在T1時刻站1換流閥閉鎖的同時投入。此后，T1

2)在T4

圖12 T4

類似前述第5階段，i(t)處于續流狀態，續流電流在橋臂中方向為自下而上，因此阻尼電阻不會被其并聯的IGBT-二極管對所旁路。此時i(t)為：

(11)

對比式(9)和(11)可知，由于2Rb/3?Req，增加阻尼電阻后可使直流斷路器主支路暫態電流在此階段的衰減速度大幅增加，從而有效減小電流持續時間T5。

4 仿真驗證與分析

4.1 計算條件

為驗證理論分析結果，基于PSCAD仿真平臺搭建圖3和圖4所示的四端柔性直流電網模型，各站主要參數如表1所示。線路1—4的長度為50、210、190和220 km，各線路正負極線及金屬中線同塔布置。

表1 PSCAD模型中柔性直流電網各換流站主要參數

基本計算條件為：故障前柔性直流電網無元件退出；除特殊說明外各站滿功率運行；t=0時發生圖4所示故障。本級直流斷路器正常動作和失靈情況下，保護動作時序如前所述，具體動作時間如表2所示。

表2 保護及設備動作時間

4.2 直流斷路器暫態電流特性驗證

直流斷路器正常動作情況下，本級直流斷路器各支路暫態電流特性的仿真結果如圖13所示，與3.1.2節分析一致：故障后，本級直流斷路器主支路電流線性增長；接到分閘指令后，電流轉入轉移支路并繼續增長，隨后在Q2閉鎖時達到峰值Ip；之后電流轉入耗能支路并開始下降。

圖13 直流斷路器正常動作情況下暫態電流仿真結果

直流斷路器失靈情況下，主支路暫態電流特性的仿真結果如圖14所示，與3.2節分析一致：失靈直流斷路器在故障后快速增長，在T1時刻換流器閉鎖后增速變慢；在T2時刻下級直流斷路器MOV投入后開始減小并出現峰值i(T2)=Ip1，在T3時刻線路1電流降為0后緩慢回升，在T4時刻出現峰值i(T4)=Ip2，隨后呈指數衰減。

圖14 直流斷路器失靈情況下暫態電流仿真結果

4.3 柔性直流電網參數對直流斷路器暫態電流影響驗證

4.3.1 回路中電感值的影響

以Lp為例分析回路中電感值對直流斷路器暫態電流的影響，對Lp取50、100、150、200、250、300 mH的情況進行仿真計算。本級直流斷路器正常動作和失靈情況下暫態電流i(t)的仿真結果分別如圖15和圖16所示。Ip、Ip1、Ip2、T5隨Lp的變化規律如表3所示。

圖15 直流斷路器正常動作時Lp取值對暫態電流影響

圖16 直流斷路器失靈時Lp取值對暫態電流影響

表3 Lp取值對直流斷路器電流應力的影響

仿真結果顯示，Lp越大則Ip、Ip1、Ip2越小。這是由于在Tb、T1、T2和T4等時間確定的條件下，Lp越大則各站子模塊電容儲能和交流系統能量轉化為回路電感儲能的速率越慢。另一方面，圖16和表3顯示，Lp越大則T5越大。這是由于當Lp增大，i(t)在第5階段的衰減時間常數增大，最終導致T5增大。可見，增大回路電感值能夠有效減小斷路器各支路峰值(開斷)電流應力Ip、Ip1和Ip2，但可能導致持續時間T5增加，與3.3節理論分析結果一致。

4.3.2 穩態電流值的影響

令各位置Lp取150 mH。通過調節各換流站有功功率，改變所觀測本級直流斷路器的穩態電流I0_DCB。分別對I0_DCB為2.5、1.5、0.5 kA的情況進行仿真計算。本級直流斷路器正常動作和失靈情況下暫態電流i(t)的仿真結果分別如圖17和圖18所示。Ip、Ip1、Ip2、T5隨I0_DCB變化規律如表4所示。

圖17 直流斷路器正常動作時I0_DCB對暫態電流影響

圖18 直流斷路器失靈時I0_DCB對暫態電流影響

表4 I0_DCB取值對直流斷路器電流應力的影響

仿真結果顯示，Ip、Ip1隨初值I0_DCB等量減小，這是由于在短時間尺度Tb和T2內，di/dt保持恒定。但是，由表4可知，Ip2和T5隨I0_DCB的變化微弱。這是因為在長時間尺度下i(t)中與I0_DCB有關的零輸入分量已逐漸衰減到零，使得I0_DCB變化對i(t)的影響變弱?？梢?，減小I0_DCB能夠有效減小直流斷路器各支路峰值(開斷)電流應力Ip、Ip1，但無法有效改善持續時間T5，與3.3節理論分析結果一致。

4.4 直流斷路器暫態電流抑制方法有效性驗證

對3.3節所述直流斷路器主支路暫態電流抑制方法進行仿真驗證，計算條件如4.1節所述。站內各橋臂上新增阻尼電阻值Rb分別取1、3、5 Ω時，本級直流斷路器失靈情況下的暫態電流仿真結果如圖19所示。Ip2、T5隨Rb變化情況如表5所示。

圖19 直流斷路器失靈時Rb取值對其暫態電流的影響

表5 Rb取值對直流斷路器主支路電流應力的影響

真結果表明，Rb增大可使暫態電流峰值及持續時間T5顯著減小。相比于表3中未配置阻尼電阻時T5=6.33 s，當Rb為1、3、5 Ω時T5分別減小至1.05、0.41、0.27 s。這是因為一方面截止到T4時刻Rb已投入T4-T1=60 ms，使得式(11)中i(t)的衰減初值i(T4)得到抑制；另一方面，Rb增大使衰減時間常數Leq/Req也得到有效減小。上述仿真結果與3.3節理論分析結果一致，驗證了電流抑制方法的有效性。

5 結 論

本文以張北工程為背景，開展柔性直流電網真實控制保護邏輯下的500 kV混合式直流斷路器暫態電流特性及抑制方法研究。首先，推導了各階段直流斷路器暫態電流的計算表達式，提出了各支路暫態電流應力典型波形，揭示了直流斷路器暫態電流發展規律，為直流斷路器的電氣設計、核心器件選型、試驗方案制定提供了依據。其次，分析了柔性直流電網主回路參數對直流斷路器暫態電流的影響規律。通過增大柔性直流電網回路電感和減小直流斷路器穩態電流，能夠在一定程度上減小斷路器各支路峰值(開斷)電流應力，但難以改善主支路短時電流應力持續時間。針對此問題，提出了一種基于換流站內阻尼電阻的直流斷路器暫態電流抑制方法。理論分析和仿真驗證結果表明，所提出方法能夠有效抑制直流斷路器主支路暫態電流，減小短時電流應力持續時間，從而降低了主支路器件通流能力要求，可使并聯電力電子器件數量減少，有助于降低直流斷路器造價、提高設備可靠性。本文的研究工作可為混合式直流斷路器的設計及其在柔性直流電網中的應用奠定理論基礎。