摘要：针对应用于±160 kV南澳多端柔性直流输电工程的机械式高压直流断路器本体故障的控制保护策略进行研究。首先,分析了机械式高压直流断路器的基本原理;其次,详细分析了机械式高压直流断路器在运行过程中可能出现的故障,包括直流断路器误合、误跳、拒分和拒合等4种故障,及其对南澳多端柔性直流输电工程造成的影响,提出了具体的控制保护策略;最后对所提的控制保护策略进行实时仿真验证,经实时仿真验证后的控制保护策略应用于工程现场。通过实时仿真和现场的试验表明,所提出的控制保护策略能够在机械式高压直流断路器本体故障的情况下保障南澳多端柔性直流输电工程运行的安全性。
0 引言
±160 kV南澳多端柔性直流工程是由中国南方电网公司于2013年底建成并投运的世界首个多端柔性直流输电工程,该工程包括塑城(200 MW)、金牛(100 MW)和青澳(50 MW)3个换流站。2017年12月20日,安装于工程现场的世界首台机械式高压直流断路器正式投运,在直流线路人工短路试验中,该机械式高压直流断路器成功开断直流故障电流,大幅提高了南澳多端柔性直流输电工程运行的灵活性和可靠性。
传统交流断路器可以利用交流电流的自然过零点进行电流的开断,而在直流系统中,由于直流电流不像交流电流一样存在自然过零点,其开断技术一直是研究的热点和难点[1-6]。目前,直流电流的开断技术有基于人工过零的机械式直流断路器[7-8]、基于纯电力电子器件的固态直流断路器[9-10]和两者结合的混合式直流断路器[11-14]。本工程采用机械式高压直流断路器的方案[15],基于耦合式高频人工过零技术实现双向直流电流的快速开断;电压等级为160 kV,具备0~9 kA直流电流的开断能力,开断时间小于5 ms;通态损耗低,无需加外部冷却系统;在高盐、高湿、强风等复杂的户外海岛环境下,占地仅为34 m2。以上特点凸显了此项技术具有良好的经济性和应用前景。
本文针对应用于±160 kV南澳多端柔性直流输电工程的机械式高压直流断路器,详细分析了机械式高压直流断路器在运行中可能出现的故障,及其对工程运行造成的影响,并提出了具体的控制保护策略。同时,对所提出的控制保护策略进行了实时仿真和工程现场试验验证,试验结果表明本文所提控制保护策略具有可行性,为后续机械式高压直流断路器的推广应用奠定基础。
1 机械式高压直流断路器原理
1.1 基本原理
本文所述的应用于±160 kV南澳多端柔性直流输电工程的机械式高压直流断路器(DC circuit breaker,DCCB)基于耦合式高频人工电流过零的技术,其原理如图1所示,其基本原理为电感L1和电容C1组成串联谐振起振回路,产生的高频振荡电流通过耦合电感耦合至由电感L2和电容C2构成的串联谐振振荡回路注入直流电流回路叠加产生电流过零点,并由真空断口实现灭弧而切断直流电流的目的。
图1 机械式高压直流断路器原理
1.2 开断电流仿真
本机械式高压直流断路器安装于南澳多端柔性直流输电工程(由塑城、金牛和青澳换流站构成)中的示意图如图2所示,具有控制简单、可靠性高的优点;其保护范围为青澳换流站区域及金牛换流站汇流母线至青澳换流站线路(即青汇线)。
针对以上的机械式高压直流断路器,对其开断电流过程进行仿真,如图3所示,为：直流断路器收到发分闸信号(由“10”变为“01”)和晶闸管发触发信号(由“00”变为“10”),并延时3.5 ms后信号起作用(模拟实际直流断路器的燃弧延时),串联谐振振荡回路导通,并通过耦合电感将振荡电流注入直流断路器本体支路,在电流过零点时,真空断口灭弧,实现开断直流电流的作用。
图2 安装示意图
图3 开断电流仿真波形
图3中,由上而下波形依次为直流断路器断口分闸信号(“10”为合闸,“01”为分闸)、晶闸管触发信号(“00”为无触发,“10”为触发)和直流断路器本体支路电流。
2 机械式高压直流断路器本体故障
应用于南澳多端柔性直流输电工程的机械式高压直流断路器在运行中可能出现的故障包括误合、误跳、拒分和拒合4种故障。以下对这4种开关故障对工程运行的影响及其控制保护策略进行分析,其控制保护架构如图4所示,包括直流控制和保护、直流断路器集控单元等。
图4 控制保护架构
2.1 直流断路器集控单元与直流控制保护的配合
直流断路器的故障按等级分为3类：一般故障、严重故障和分闸失败。其配合关系为：
1)直流控制收到直流断路器集控单元的“一般故障”信号,不做处理;此时若青澳换流站及青汇线发生故障,则3站全部停运。
2)直流控制收到直流断路器集控单元的“严重故障”信号,则发跳直流断路器指令并且闭锁青澳换流站。
3)若直流控制收到直流断路器集控单元的“严重故障”且“分闸失败”信号,则3站全部停运。
2.2 直流断路器误合
直流断路器误合为直流断路器在分闸状态且没有合闸指令的情况下,直流断路器一个或多个断口自动合上的故障。这种类型的故障对直流断路器本体和工程运行的影响较小,原因一是当直流断路器在分闸状态时,其两侧的隔离开关处于分闸状态,此时直流断路器的分闸、合闸不受限制;二是当进行第3站在线投入时,虽然此时直流断路器两侧的隔离开关处于合闸状态,但是由于两侧的电位基本相等,直流断路器的误合不会造成直流断路器真空断口的击穿损坏。
直流断路器集控单元自保护策略如下：
1)无合闸命令且自分闸已成功,直流断路器处于分位(4个断口处于分位且一致),开始检查断口位置。
2)如果检测断口合位数不等于0,置一般故障信号,启动自保护分闸延时,同时拒分拒合操作;1 ms延时后自保护分闸执行。
3)自保护分闸操作10 ms后检测断口状态：如果断口分位数等于4,取消拒分拒合状态;如果断口分位数不等于4,置严重故障信号,且取消拒分拒合状态。
2.3 直流断路器误跳
直流断路器误跳是指直流断路器在合闸状态且没有分闸指令的情况下,直流断路器一个或多个断口处于分闸燃弧的状态。这种类型的故障对多端系统和直流断路器本体会造成损害,直流断路器集控单元自保护策略如下：
1)无分闸命令且自合闸已成功,直流断路器处于合位(4个断口处于合位且一致),开始检查断口位置。
2)如果检测分位数不等于0,置一般故障信号,启动自保护合闸延时,同时拒分拒合操作;1 ms延时后自保护合闸执行。
3)自保护合闸操作15 ms后检测断口状态,如果合位数等于4,取消拒分拒合状态;如果合位数不等于4,置严重故障信号,取消拒分状态。
2.4 直流断路器拒分
直流断路器拒分是指直流断路器在收到控制或保护跳闸指令的情况下,拒绝分闸或分闸不成功。其自保护策略为：
1)收到分闸指令后立即执行,10 ms后检测直流断路器是否分闸成功。
2)如果有以下情况之一,判为分闸失败：
①检测到断口仍然有电流;②2个或2个以上断口还是处于合位。
3)上面任意条件成立,置严重故障和分闸失败信号,同时置拒分拒合;启动自保护合闸延时,1 ms延时后自保护合闸执行。
2.5 直流断路器拒合
直流断路器拒合是指直流断路器在收到直流控制合闸指令的情况下,拒绝合闸或合闸不成功。其自保护策略为：
1)合闸操作20 ms后开始检测断口状态。
2)如果检测到4个断口合位数不等于4,置一般故障,启动自保护分闸延时,同时拒分拒合操作;1 ms延时后自保护分闸执行。
3)自保护分闸操作10 ms后检测断口状态,如果4个断口分位数等于4,取消拒分拒合状态;如果4个断口分位数不等于4,置严重故障和分闸失败信号。
3 试验验证
3.1 实时仿真系统
为验证所提控制保护策略的正确性,搭建了实时仿真系统,如图5所示。其中,直流控制保护和直流断路器集控单元的配置与工程现场一致;RT- LAB仿真配置包括：一台OP5600仿真机,用于模拟交直流系统、直流断路器一次回路和塑城换流站的模拟量和数字量的传输;一台OP7000仿真机,分别模拟塑城、金牛和青澳换流站的模块化多电平换流阀;一台IO扩展机箱,用于青澳换流站模拟量和数字量的传输;一台OP5607仿真机,用于金牛换流站模拟量和数字量的传输,以及与直流断路器集控单元的数据通信。
3.2 直流断路器误合
在塑城—金牛两端交直流并联满功率运行、青汇线极连接、青澳换流站极连接且STATCOM解锁运行、直流断路器本体支路在“热备用”状态的工况下,RT-LAB模拟直流断路器误合,直流断路器集控单元报“严重故障”,塑城—金牛保持两端正常运行,青澳换流站STATCOM继续运行,试验结果符合预期。
3.3 直流断路器误跳
1)试验验证1。
图5 实时仿真系统
在直流断路器工作状态和3站交直流并联满功率稳态运行的工况下,RT-LAB模拟正极直流断路器误跳,直流断路器启动自保护且无法成功自合闸,直流断路器集控单元报“严重故障”;直流控制收到“严重故障”信号后发跳闸直流断路器指令无法跳开直流断路器,3站全部停运。仿真波形如图6所示,可见3站正确闭锁停运,符合试验预期。
图6 直流断路器误跳且自合闸失败
2)试验验证2。
在直流断路器在工作状态和3站交直流并联满功率稳态运行的工况下,RT-LAB模拟直流断路器误跳且自合闸成功(实际断口一直在合闸状态),直流断路器集控单元延时1 ms后自保护合闸(合闸脉冲维持1 ms),自保护合闸操作15 ms后检测断口状态,此时RT-LAB输出的断口信号已经恢复4个断口为合位,3站继续保持稳定运行。仿真波形如图7所示,由图7(b)可见,直流断路器误跳维持6 ms后自合闸成功,试验结果符合预期。
图7 直流断路器误跳且合闸成功
3.4 直流断路器拒分
1)验证试验1。
在直流断路器工作状态和3站交直流并联满功率稳态运行的工况下,RT-LAB在信号输入口拒收直流断路器集控单元4个断口的分闸指令,此时执行青澳换流站在线退出操作,青澳换流站降功率低于阈值后,闭锁青澳换流站同时跳直流断路器;之后直流断路器集控单元报“严重故障”、“分闸失败”,3站全部停运。仿真波形如图8所示。
图8 在线退出失败
2)验证试验2。
在直流断路器在工作状态和3站交直流并联满功率稳态运行的工况下,RT-LAB在信号输入口拒收直流断路器集控单元4个断口的分闸指令,此时RT-LAB模拟青汇线发生正极接地故障,由于金牛和青澳换流站都配置了线路差动保护,因此金牛/青澳换流站直流保护动作跳直流断路器,直流断路器集控单元报“严重故障”、“分闸失败”,3站全部停运。仿真波形如图9所示,可见从直流故障发生至塑城换流站闭锁整个时长约29 ms,保障了直流断路器在故障且青汇线发生故障的情况下,南澳多端柔性直流系统能够快速闭锁3站,从而保障了系统的安全性。
图9 直流保护跳直流断路器失败
3)现场试验。
在工程现场对直流断路器集控单元与直流控制保护的配合关系进行验证。在直流断路器工作状态和3站交直流并联稳态运行的工况下,青澳换流站开出直流线路差动保护传动,青澳换流站正确闭锁,6 ms后正、负极直流断路器跳开;再经14 ms后正极直流断路器出现断口不一致,直流断路器集控单元报“严重故障”且“分闸失败”,导致3站全部停运。如图10所示,从直流断路器分闸失败至塑城换流站闭锁时间约16 ms,进一步验证了直流断路器在故障且青汇线发生故障的情况下,南澳多端柔性直流系统能够快速闭锁3站,从而保障了系统的安全性。
图10 直流断路器分闸失败现场试验
3.5 直流断路器拒合
试验验证：在塑城—金牛两端交直流并联满功率运行、青汇线极连接、青澳换流站极连接且STATCOM解锁运行、直流断路器本体支路在“热备用”状态的工况下,RT-LAB模拟直流断路器拒合,此时执行青澳换流站在线投入操作,直流断路器集控单元报“一般故障”,正极直流断路器拒合, 1 ms延时后自保护分闸执行;自保护分闸操作 10 ms后检测断口状态,4个断口分位数等于4;直流站控闭锁青澳换流站,塑城—金牛两端继续运行。
4 结论
本文针对应用于±160 kV南澳多端柔性直流输电工程的机械式高压直流断路器本体故障的控制保护策略进行研究,分析和试验结果表明：
1)直流断路器误合故障在实际应用中不会对直流断路器本体和工程运行造成影响,直流断路器集控单元自保护起作用,直流控制保护不作响应。
2)直流断路器误跳故障时,直流断路器集控单元启动自保护合闸。若合闸成功则3站系统保持继续运行;若合闸失败则3站系统停运。
3)当直流断路器本体故障且青汇线发生故障时,系统能够快速闭锁3站,从而保障了南澳多端柔性直流输电工程运行的安全性。
4)青澳换流站在线投入且直流断路器拒合时,青澳换流站闭锁,其他2站保持继续运行,从而保障了南澳多端柔性直流输电工程运行的可靠性。
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