直流断路器对直流电网过电压特性的影响分析

许 烽，李继红，朱承治，章姝俊，童 凯

（1.国网浙江省电力公司电力科学研究院，杭州 310014；2.国网浙江省电力公司，杭州 310007）

输配电技术

直流断路器对直流电网过电压特性的影响分析

许 烽1，李继红2，朱承治2，章姝俊2，童 凯1

（1.国网浙江省电力公司电力科学研究院，杭州 310014；2.国网浙江省电力公司，杭州 310007）

直流断路器安装于直流电网后会对直流系统的过电压特性产生影响，尤其是直流断路器相邻位置的绝缘特性需要仔细校核。在分析了混合式直流断路器工作原理的基础上，针对相邻位置安装避雷器和不安装避雷器2种方案分别进行了过电压机理研究和仿真分析。为进一步降低直流单极接地故障下直流断路器分断可能造成的较高过电压，基于电压判据提出了一种缓解直流断路器相邻节点过电压水平的保护策略。通过建立三端直流输电PSCAD/EMTDC仿真模型，验证了缓解过电压水平的保护策略的可行性和有效性。

直流电网；直流断路器；避雷器；保护策略；机理研究

0 引言

直流电网是由大量直流端通过直流线路互联组成的能量传输系统，能够实现新能源的平滑接入，具有灵活、安全的潮流控制特性，是一种适应性更强的供电模式[1，2]。近年来，凭借优越的控制运行特性，直流电网已成为解决新能源大规模并网、海岛输电、城市电网供电的有效技术手段。舟山五端和南澳三端柔性直流输电系统为直流电网技术的发展铺垫了道路，同时，也为海洋经济的发展提供了电力保障[3-5]。

对于海洋/海岛输电而言，海缆的使用必不可少。虽然，采用深埋技术的海缆比架空线的故障率低许多，但是，船锚割断海缆等事情也时有发生，增加了海缆的故障发生率。因此，直流电网需要采用直流断路器技术。类比于交流电网中的交流断路器，直流断路器能够快速切除直流电网的故障点，缩小故障对直流电网的影响范围，促进直流电网灵活运行[6，7]。

继2012年ABB研制出世界上首台高压混合直流断路器之后，混合式直流断路器迅速成为业界研究的热点。但是，混合式直流断路器在关断瞬间可能会产生较大的端间电压，串入直流电网后，会对直流电网整体的电压特性产生影响，因此需要重新评估直流电网的绝缘情况。当前，用于海洋输电的柔性直流输电系统基本采用伪双极结构[3]，以下将在此结构基础上，对直流断路器安装前后可能导致的电压特性变化进行研究分析并提出相关改进策略。

1MMC拓扑结构和运行机理

直流电网技术的发展依托于换流阀技术的成熟，当前，运行特性优异、控制灵活的MMC（模块化多电平换流器）备受青睐[8-10]。如图1所示，MMC拓扑结构采用三相六桥臂结构，每个桥臂由N个半桥子模块SM级联而成，同时配置1个缓冲电抗L以抑制环流和故障电流上升率[11]。同相的上、下2个桥臂合在一起统称为1个相单元。半桥子模块由2个IGBT（绝缘栅双极晶体管T11，T12）、 2 个反并联二极管（D11， D12）和储能电容C组成。稳态运行时，模块电容按照正弦规律进行投入和切除，构成换流器交直流出口处所需电压波形，同时实现能量交换和传递。

2 混合式高压直流断路器

图2给出了一种混合式高压直流断路器拓扑结构，由主支路、转移支路和耗能支路并联构成[12]。其中，主支路由超高速机械开关和少量IGBT全桥模块串联构成，用于正常通流；转移支路由多个IGBT全桥模块串联构成，用于阻断故障电流；耗能支路由多个MOV（金属氧化物避雷器）构成，用于吸收直流系统中感性元件储存的能量并抑制分断电压。

图1 MMC拓扑结构和稳态等效电路

图2 混合式高压直流断路器结构

正常运行情况下，主支路内的超高速机械开关和全桥模块处于导通状态，直流电流从主支路流过。直流系统发生故障后，流过主支路的故障电流快速上升，当故障电流超过预设值之后，转移支路内的全桥模块迅速导通，同时关断主支路内的全桥模块，故障电流将由主支路换流至转移支路。当流经主支路的电流下降至0时，打开超高速机械开关。超高速机械开关打开动作完成后，对转移支路内的全桥模块施加关断信号，故障电流将从转移支路换流至耗能支路，直流网络剩余能量将通过避雷器泄放。至此，实现了直流故障的快速隔离。关于该混合式高压直流断路器结构的详细介绍可参见文献[12-13]，在此不再赘述。

当前，在不考虑直流断路器接入系统后与直流系统绝缘配合的情况下，直流断路器内部避雷器的过电压保护水平一般设置为接入系统单极直流额定电压的1.5倍左右[12]。

3 避雷器配置方案

图3为直流电网内换流站直流极线安装直流断路器后的避雷器配置示意。在未安装直流断路器的情况下，避雷器的配置借鉴现有多端柔性直流输电工程（南澳三端柔直和舟山五端柔直）的经验，在交流进线侧、联结变压器高压侧和低压侧、换流阀底部和顶部、直流线路侧配置相应容量的避雷器。在安装直流断路器的情况下，换流站交流侧、阀区域和直流线路侧的避雷器位置维持不变，以保障换流阀和直流海缆的绝缘水平，而直流极线侧（直流断路器近阀侧）的避雷器配置有2种可选方案，如图3所示：平波电抗器和直流断路器连接点K安装避雷器；连接点K不安装避雷器。

图3 换流站避雷器配置示意

混合式直流断路器自身配置有避雷器，依据图3所示的直流断路器安装方式，其内部避雷器串接于直流极线上。若连接点K不安装避雷器，连接点K的绝缘水平则由直流断路器的避雷器、极线避雷器保护水平决定。直流系统需要充分考虑不同故障引发连接点K过电压的最严重情况，以便在设计阶段确定连接点K的绝缘水平。若连接点K安装避雷器，直流断路器两侧避雷器及其自身避雷器三者之间需要进行匹配研究，以确定避雷器参数。以下将针对连接点K是否安装避雷器展开讨论，需要说明的是，直流海缆的建模参数会影响系统过电压水平，但为简化问题，均以直流海缆采用集中参数作为研究前提。

4 节点K过电压分析

4.1 系统仿真模型

在电磁暂态仿真软件PSCAD/EMTDC内搭建如图4所示的三端MMC-HVDC仿真平台，直流额定电压为±200 kV，A站、B站、C站的额定容量分别为400 MVA，300 MVA和100 MVA，平波电抗器为20 mH。MMC采用快速仿真模型[14]，每个桥臂的子模块个数为270，子模块电容为6 000 μF，子模块额定电压为1.6 kV。A站和B站相距80 km，B站和C站相距50 km。

图4 三端MMC-HVDC示意

4.2 过电压仿真分析

基于上述仿真系统（直流系统未配置避雷器），在换流站交流侧、换流阀内部、换流站直流场和直流海缆等位置设立故障点，针对系统故障时直流断路器不分断和分断2种情况进行故障扫描仿真。

从仿真结果来看，在系统故障但直流断路器不动作的情况下，换流阀直流出口侧单极接地故障或直流线路单极接地故障时，节点K过电压水平最为严重，瞬时过电压为额定电压的2.5倍左右，该结果与文献[15]的仿真结果相似。在系统故障但直流断路器动作情况下，节点K过电压水平最为严重的情况仍是换流阀直流出口侧单极接地故障和直流线路单极接地故障，瞬时过电压为额定电压的3.5倍左右。

4.3 过电压机理研究

（1）系统未配置避雷器的情况下，当出现单极接地故障时，正常极的电压将抬升至额定电压的2倍左右（瞬间电压会更高）。直流海缆对外呈现容性，故障后，伴随着正常极和故障极上直流电压的变化，直流海缆进入充放电状态。较大的充放电电流流经直流断路器后引发直流断路器保护动作。当直流断路器转移支路闭锁后，电流对全桥子模块电容形成充电效应，导致直流断路器两侧的电压差增加。当两侧电压差大于自身避雷器动作值时，避雷器动作，吸收直流网络剩余能量。由于正常极的直流海缆此时处于近2倍的过电压水平，因此，连接点K的过电压水平理论上可以达到直流额定电压的3.5倍（海缆电压+直流断路器两侧压差）。不过，该过电压水平仅为理论最大值，实际还需要考虑海缆波过程等因素对系统过电压水平的影响。

（2）系统配置避雷器而连接点K不配置避雷器的情况下，直流线路发生单极接地故障后的电流回路如图5所示。此时，连接点K的过电压水平为极线避雷器残压与直流断路器的避雷器残压之和。由于阀顶避雷器和极线避雷器的残压水平一般都设计在额定电压的2倍以上，因此，连接点K最大过电压水平与上述系统未配置避雷器的情况相似。

图5 连接点K未安装避雷器的电路结构示意

（3）系统配置避雷器且连接点K也配置避雷器的情况下，直流线路发生单极接地故障后的电流回路如图6所示。极线避雷器、直流断路器避雷器、连接点K处避雷器三者的保护水平和吸收能量等参数应进行匹配研究，直流断路器的相关参数应根据实际情况定制化设计。

5 缓解过电压的保护策略研究

从上一节分析可以看出，由于安装了直流断路器，连接点K的过电压水平将明显高于系统其他位置，即使通过过电压校核、一次设备设计的方式能够满足系统安全运行的要求，但若能够通过保护策略的优化来缓解一次设备过电压水平，可在一定程度上减缓一次设备老化速度，延长设备的有效使用寿命。

图6 连接点K安装避雷器的电路结构示意

连接点K最大过电压出现在直流发生单极接地故障且直流断路器转移支路关断之后，此时，缓解连接点K过电压水平有2种方法。方法1，抑制流过直流断路器的故障电流，使得全桥子模块电容不被充电，进而降低直流断路器两侧的电压差；方法2，通过切除故障点，消除直流偏置电压，进而降低正常极直流海缆电压后再断开正常极的直流断路器。

安装于换流站出口侧的直流断路器（图4所示DBA，DBB1和DBC）可通过闭锁相连换流阀达到方法1的效果，但安装于直流母线与直流海缆之间的断路器（图4所示DBB2和DBB3）却只能通过闭锁所有换流站才能达到方法1的效果。因此，方法1不宜采纳，且先闭锁换流阀再断开直流断路器的方式限制了直流断路器的运行灵活性。

方法2可以通过先断开故障极上海缆线路两侧的直流断路器，待正常极直流电压回落至某一值时，再断开与故障线路相对应的正常极上两侧的直流断路器。相比于直流系统双极短路故障，单极接地故障引发的过电流明显要小得多，尤其是故障极上故障线路两侧的断路器断开后，正常极上的电流将显著降低，因此，上述方法不会将直流断路器置于过流烧毁的风险之中，具有较好的可行性。为实现方法2的保护功能，正负极间应具有先断开故障极直流断路器后断开正常极直流断路器的能力。为此，利用直流单极接地故障体现出的电压偏移特性，增加设计的直流断路器保护策略（如图7所示），其中，Ioset为直流断路器过电流动作设定值，Idmes为流过直流断路器的电流测量值，Uset为直流高电压设定值，Udmes为直流电压测量值。Ioset因系统而异，一般可以设置为直流额定电流值的2.5倍左右，Uset可以设置为直流电压额定值的1.25倍左右（图4系统Uset可设定为250 kV）。

图7 过电压缓解保护策略示意

从图7可以看出，Udmes和Uset经滞环比较环节再经短时间的延时并取反后并入断路器关断指令逻辑与门，滞环比较环节用于防止信号抖动对逻辑判断的影响。因此，当直流电压较高时，除部分特殊保护外，直流断路器将不能被关断，这将有效实现直流单极接地故障后，正常极直流断路器的延后关断，从而达到方法2的效果。

6 仿真研究

在4.1节仿真系统的基础上，设置阀顶避雷器和极线避雷器的保护水平为390 kV，直流断路器的保护水平为320 kV，连接点K不设置避雷器。A站为定直流电压站，B站和C站为定直流功率站且满功率运行，在A站负极直流断路器和直流海缆之间设置单极接地故障点。

若不采用过电压缓解保护策略，故障后的系统响应特性曲线如图8所示。其中，Udp1—Udp3和Udn1—Udn3分别为图5所示的正极和负极上阀顶避雷器、连接点K、极线避雷器处的直流电压，Idp为正极直流电流，DBactive为断路器转移支路关断指令。故障发生后，负极直流电压迅速衰减至零值附近，正极直流电压抬升至380 kV左右，与此同时，直流电流最高点升至5.15 kA，引发直流断路器动作。直流断路器转移支路关断后，正极连接点K处的最大电压为674 kV，相比于关断前，直流电压抬升了294 kV，直流电流快速衰减至0。

图8 无过电压缓解保护策略下的故障响应曲线

图9 具有过电压缓解保护策略下的故障响应曲线

若采用过电压缓解保护策略，在相同的系统运行状态下，故障后的系统响应特性曲线如图9所示。其中，Idn为负极直流电流，DBactive1和DBactive2分别为正极线路两侧直流断路器和负极线路两侧直流断路器转移支路的关断信号。

从图中可以看出，故障发生5 ms内负极直流海缆两侧所在的直流断路器断开，正极直流电流和负极直流电流立刻衰减至0，同时，正极直流电压从402 kV开始衰减。正极直流断路器因过电压缓解保护而不分断。经过35 ms后，正极直流电压衰减至250 kV，过电压缓解保护逻辑不再满足，正极直流断路器分断。从电压波形可以看出，此时连接点K未出现如图8所示的过电压情况，表明了保护策略的有效性。

需要说明的是，故障线路两侧的直流断路器断开后，正常极的直流电压由剩余健全的直流系统通过直流电压控制实现从过电压向额定电压的变化。从电路结构上来讲，直流海缆的充放电回路由交流侧接地、换流阀和海缆等效对地电容构成。交流侧接地方式、换流阀控制策略以及海缆分布电容参数都会影响正常极电压衰减的时间常数，难以实现解析计算。但是，从仿真结果来看，正常极直流电压从额定电压的2倍左右衰减至1.25倍，衰减时间基本都在百毫秒内。延时断开的正常极线路两侧的直流断路器能够在短时间内有效断开，不影响健全系统的运行。

7 结论

（1）采用直流海缆输电的伪双极直流输电系统在安装直流断路器后，会对直流系统的过电压特性产生影响，尤其是在直流海缆单极接地故障下，直流断路器相邻位置的过电压情况最为严重。

（2）提出的通过引入电压判据来控制直流断路器延时关断的过电压缓解保护策略能够较好地抑制直流系统严重过电压的发生。接地方式研究[J].浙江电力，2014，33（4）∶10-13.

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Analysis on the Influence of DC Circuit Breaker on the Over-voltage Characteristics of DC Grid

XU Feng1，LI Jihong2，ZHU Chengzhi2，ZHANG Shujun2， TONG Kai1

（1.State Grid Zhejiang Electric Power Research Institute，Hangzhou 310014， China；2.State Grid Zhejiang Electric Power Company， Hangzhou 310007， China）

DC circuit breakers installed in the DC power grid will have an impact on the overvoltage characteristics of the DC system.The insulation characteristics of the locations adjacent to the DC circuit breakers need to be carefully checked particularly.Based on the operational principle analysis of the hybrid DC circuit breakers， the overvoltage mechanism research and simulation analysis are carried out for the two schemes，one is installing arrester at the adjacent location and the other is not.Under the DC monopole grounding fault， in order to further reduce the overvoltage during the breaking of the DC circuit breaker， a protection strategy for the mitigation of the adjacent node overvoltage is proposed based on voltage criterion.Finally，through simulation of a three-terminal DC system in PSCAD/EMTDC，feasibility and validity of the protection strategy for over-voltage mitigation are verified.

DC gird； DC circuit breaker； arrester； protection strategy； mechanism study

10.19585/j.zjdl.201709003

1007-1881（2017）09-0013-06

TM561

A

国家电网公司科技项目（5211DS16000C）

2017-05-04

许 烽（1988），男，工程师，主要研究方向为高压直流输电和柔性直流输电及大功率电力电子技术。

（本文编辑：方明霞）