换流站阀侧交流接地故障电流快速抑制方案

2022-06-15束洪春单节杉田鑫萃薄志谦

电力自动化设备 2022年6期

束洪春，任敏，单节杉，田鑫萃，薄志谦

（昆明理工大学电力工程学院，云南昆明 650051）

0 引言

基于模块化多电平换流器的柔性直流输电（MMC-HVDC）谐波水平低、控制灵活且没有换相失败、无功补偿问题，得到了广泛的关注与迅速的发展［1-3］。柔性直流输电电压等级和容量不断提高，而电缆输电存在输送容量有限、发生故障时故障排除时间长、维修困难、造价高等一系列缺点，难以适应高电压和大容量输电场景。柔性直流输电系统故障中，绝大部分为架空输电线路接地故障，故障电流上升极快［4‐6］。

对直流系统故障特性的分析是保护、控制及直流电网安全稳定的基础。目前的研究主要是针对直流侧故障的解析，如文献［7］研究真双极系统直流侧的故障特性，推导出不同接地电阻下的故障点等效电路。针对交流侧故障的研究主要聚焦于直流侧对交流系统短路电流的影响，如文献［8-9］从电网运行的角度分析直流侧提供短路电流的特征及短路电流计算的原则。换流站阀侧交流接地故障是较少发生的故障类型，主要由穿墙套管绝缘老化、雷击闪络等引起，如：某年某月某日16 时44 分，某±800 kV 直流换流站穿墙套管故障引起极Ⅰ高端换流器差动保护Ⅱ段动作、极Ⅰ极差动保护Ⅱ段动作。该故障引起的冲击电流巨大，导致套管防爆膜完全炸裂脱落，套管内部有熏黑痕迹，伞裙存在缺口；某年某月某日19时38分31秒，某±800 kV直流换流站穿墙套管故障，引起极Ⅱ的3 套极母线差动保护动作，极Ⅱ闭锁，现场发现极Ⅱ高端穿墙套管裙边出现大量裂片并散落在套管下方［10］。由于阀侧故障接地点与直流侧接地点构成故障电流的流通通路，换流器闭锁前的冲击电流大，甚至比直流线路故障更严重，而该故障位于交流保护区，不能通过直流断路器切除，极易对换流站造成损害，同时由于现有的限流电抗位于直流母线出口，这种情况下不能对故障电流进行抑制。

目前较多文献针对抑制直流侧故障电流提出了故障限流方案，考虑抑制阀侧交流接地故障电流的文献较少。文献［11］提出采用LR 并联接地方式抑制阀侧交流接地故障电流，但该方法不能使接地极提供真实的接地点，单极故障下该方案会对健全极造成长时间的电压振荡。文献［12-14］根据检测到的直流电流变化率，在直流侧故障下通过降低直流电压指令值减少子模块的投入数，从而限制故障电流的上升速率和幅值。这类方案在半桥型模块化多电平换流器（MMC）或混合型MMC 拓扑结构下均适用，由于控制系统响应速度理论上达到微秒级，具有良好的速动性，且不需要引入额外的硬件类故障限流设备即可抑制电流上升率。文献［15］提出在直流线路出口串入辅助故障限流器，等效为故障下增大平波电抗器电感值。文献［16］提出在上下桥臂间设置一条由晶闸管和电阻串联构成的桥臂旁路，发生故障时导通晶闸管可以减小故障电流，但该方法会导致旁路电阻产生极大的热量，对MMC 造成威胁。文献［17］在直流断路器中引入故障限流阻抗支路，提出一种具有故障限流功能的直流断路器。

本文在分析换流站阀侧交流接地故障特性的基础上，得出接地极在正常运行时基本没有电流流过，并在高概率的架空线路单极故障和换流站阀侧交流接地故障中参与了故障回路。因此，接地极引入故障限流装置不仅对于系统的正常运行没有影响，还能有效抑制阀侧交流接地故障电流，同时能抑制高概率的单极接地故障电流。着眼于以上特点，本文对故障限流装置安装于不同位置的效果进行了详细的讨论，进而提出了分散组合式安装方法和一种新型故障限流技术，并分析了故障限流装置的拓扑结构和故障限流原理。最后在PSCAD／EMTDC 搭建仿真模型，验证了阀侧交流接地故障电流理论推导的正确性和故障限流方案的有效性。

1 换流站阀侧交流接地故障电流解析

对于伪双极直流输电系统，其接地方式不同于真双极，在单极接地或阀侧交流接地故障下，故障回路阻尼极大，因此故障电流小。对于大容量、高电压的柔性直流输电系统，通常采用真双极的输电形式，在上述2 类故障下的故障电流大，易损坏换流器等一次设备。2 类输电方式的典型拓扑结构如图1 所示。图中：Ldc为平波电抗器的电感值；DCCB 为直流断路器；Lp、Ln分别为正、负极架空线路；Rg为接地极等效电阻；Rs为接地大电阻。

图1 不同柔性直流输电系统拓扑结构Fig.1 Topology of different flexible DC transmission systems

现场实际存在由于穿墙套管绝缘老化、雷击闪络等引起的阀侧交流接地故障，某±800 kV 变压器穿墙套管如附录A 图A1 所示。故障引起的巨大冲击电流导致套管防爆膜完全炸裂脱落，套管内部有熏黑痕迹，伞裙存在缺口，如附录A图A2所示。

从近端换流站看，故障点与下桥臂、接地极构成电容放电回路，并通过“上桥臂→直流线路→远端换流站→远端换流站接地极→故障点”构成故障回路［18］，分别如图2和图3所示。图中，IDL和IDEE分别为极线母线出口和接地极线路母线出口的电流测点。

图2 △侧接地故障下故障点、下桥臂和接地极构成的电容放电回路Fig.2 Capacitor discharge circuit composed of fault point，lower bridge arm and grounding electrode under grounding fault at △side

图3 △侧接地故障下故障点、上桥臂、直流线路与对端换流站的电流流通通路Fig.3 Current flow path of fault point，upper bridge arm，DC transmission line and opposite converter station under grounding fault at △side

考虑到下桥臂子模块投切与控制系统密切相关，精确求取下桥臂故障电流较为复杂，而由于MMC闭锁前电容放电过程极短，约为1～2 ms，因此本文忽略控制投切的影响，以故障临界时刻的桥臂电压、电流为初始条件，求解闭锁前换流站提供的故障电流。为简化分析，以图1（b）中整流侧换流站阀侧交流发生三相接地故障为例进行分析，将图2所示的电容放电回路转换成运算电路模型，如附录A 图A3 所示。

假设交流调制比为1，由于上下桥臂同一交流分量差180°，可知j相阀侧交流电压uvj(t)和下桥臂电流inj(t)分别为［19］：

式中：Usmj为j相交流侧线电压幅值；Ismj为j相交流电流幅值；Udc(0)为输电系统稳态下的直流电压；idc(0)为稳态运行下线路上的直流电流；φj为j相交流电压初相角；φ′为交流系统稳态运行下的负载阻抗角；ω为交流侧角频率。

对下桥臂组成的故障回路列写基尔霍夫电压定律（KVL）方程，如式（2）所示。

式中：L0为桥臂电感；unj(t)为t时刻j相下桥臂等效电容电压。

由此可知，故障时刻j相下桥臂投入的子模块总个数Nnj=unj(0)/uc(0)，其中uc(0)为子模块平均电容电压，可根据Udc(0)和稳态时上下桥臂投入的子模块个数之和N获取。

根据图A3 可得a 相下桥臂提供的故障电流Idcg，a(s)为：

式中：una(0)为故障时刻a 相下桥臂等效电容电压；ina(0)为故障时刻a 相下桥臂瞬时电流；R0为桥臂等效电阻；C0为子模块电容值。

由式（3）可以得到Idcg，a(s)的时域表达式为：

同理可得到b、c 相下桥臂提供的故障电流的表达式，则换流站下桥臂提供的电流之和idcg，∑(t)为：

将图3所示的故障回路转换为运算电路模型，如附录A 图A4 所示。由叠加定理，将对端MMC 与近故障点的MMC各上桥臂视为两部分激励，因此令：

求取Idc1(s)的时域形式，可以得到：

idc1(t)=∑(K1ep1jt+K2ep2jt)j=a，b，c （9）

求取Idc2(s)的时域形式，可以得到：

由此可得上桥臂提供的故障电流Idc(s)为：

式（15）的时域表达式为：

目前对于换流器阀侧的研究较少，根据上述分析可知，换流站阀侧交流接地故障下，对于图3 所示故障回路，由于近故障点换流器上桥臂电容初始电压与故障电流方向相反，且故障回路存在平波电抗器等故障限流器件，故直流线路故障电流较小，但由于阀侧交流出口处电位被箝制为0，因此上桥臂的子模块电容将产生极大的过电压，导致子模块电容击穿，通过断开近端直流断路器可有效解决该问题。而对于图2 所示电容放电回路，下桥臂流过的故障电流迅速增大，且无法通过断路器切断换流站与故障点的联系，因此采取可靠的故障限流措施能有效避免阀侧交流接地故障对换流站等一次设备造成严重伤害，并降低对此类故障的保护要求。

2 换流站阀侧及直流线路故障电流限制方案分析

故障限流器对输电系统造成的影响与其安装位置有着不可分割的关系，在保证直流系统发生短路故障时，故障限流器能有效地起到故障限流作用的前提下，要满足对输电系统正常运行造成的影响最小或者不造成影响。以图1（b）所示的双极MMC-HVDC系统故障为例，故障限流器安装位置可以分为直流母线出口处、中性线路和接地极母线出口处，如图4所示。图中：iGND为接地极电流，定义电流由母线流向线路为正。本节将从各个方面详细分析这3 处安装位置的利弊，并给出最优安装方案。

图4 故障限流器安装位置示意图Fig.4 Schematic diagram of installation position of fault current limiter

2.1 故障限流器安装于直流线路出口与中性线路处

故障限流器安装于直流母线出口与中性线路上，这2 处的故障限流器处于同一输电回路中，因此对直流输电系统的影响无较大差别，传统的直流输电工程也是在这2处配置平波电抗器。

当图4 中f1、f2处发生短路故障时，由于两极参数对称，与单相接地故障相比，在忽略接地电阻的情况下，双极短路故障电流大小与单极接地故障下基本相同，可知当故障限流器安装在直流线路出口和中性线路时，对于单极接地故障和双极短路故障都能起到抑制故障电流的效果。当图4 中f3处，即换流站阀侧发生交流接地故障时，不同于安装在中性线路处的故障限流装置，直流母线出口处的故障限流器不参与故障回路，无法抑制故障电流。考虑到在上述安装位置下，故障限流器与一次系统直接相连，将给输电系统正常运行带来额外的风险，从而降低供电的可靠性。另一方面，类似平波电抗器这类直接串入输电线路的故障限流装置，若其电感取值过大，则将导致系统响应速度变慢，甚至直流系统失稳，故其取值不能过大，故障限流效果受限。

2.2 故障限流器安装于接地极母线出口处

接地极是真双极直流输电系统中不可或缺的重要组成部分，接地极线路一般为同塔架设的架空线路，在直流系统双极平衡运行时，接地极起箝制换流器中性点电位的作用。在双极不对称和单极大地回线运行方式下，接地极不但起箝制换流器中性点电位的作用，还为直流电流提供通路，接地极线路如附录A图A5所示。

当图4 中f1处发生接地故障时，可知接地极与故障点和换流站组成放电回路。当图4 中f2处发生双极故障时，故障电流并不流经接地极线路，故障限流器在双极故障下失去作用。而考虑到直流系统双极平衡运行时，理论上流过接地极的电流值为0，可知引入接地极的故障限流器对直流系统的正常运行基本没有影响，其抑制故障电流上升率的电感取值可更大，对于单极接地故障的故障限流效果更好。另一方面，对于直流架空输电线路而言，发生接地故障的概率比极间短路故障高得多，加之正、负两极输电线路相隔甚远，实际工程中可达到几十米，进一步降低了双极故障的可能性［20-21］。若发生极间短路故障，换流站一般闭锁停运并断开与交流系统的联系，中断功率输送。当图4中f3处发生故障时，由第2节的分析可知，下桥臂流过的故障电流上升快、幅值大，而接地极参与构成故障回路，安装于接地极的故障限流器能有效抑制该故障下的故障电流。由上述分析可知，接地极线路引入限流器对大概率的单极故障和换流站阀侧交流接地故障具有更好的限流效果，且基本不对正常运行时的直流输电系统造成影响。

根据上述分析，故障限流设备集中安装在接地极，安装成本少、对绝大部分故障都有较好的限流效果，但故障限流器的安装方式不能忽略故障概率低的故障类型，其应满足所有类型故障下对电流上升率抑制的要求，因此本文推荐分散组合式安装方式，即在正、负极母线出口和接地极线路均引入故障限流设备。设接地极母线出口限流设备的容量为a，直流母线出口限流设备容量为b，根据图4 所示的故障回路可知：a应满足阀侧交流接地故障、换流器内部接地故障对电流上升率的要求，以防止过冲电流损坏换流站等一次设备；a+b应满足单极故障对电流上升率的要求；b应满足双极故障对电流上升率的要求。虽然这种安装方式增加了故障限流设备的安装成本，提高了故障限流设备控制的协同性要求，但能满足输电系统对阀侧交流接地故障和直流侧故障电流上升率的要求。

3 新型故障限流器拓扑及其限流原理

理想的故障限流装置应在系统稳定运行下，具有电流双向流动、通态损耗低等特点，而直流侧故障下，为了保证速动性，故障限流装置一般完全由电力电子器件控制。由第2 节的分析可知，安装于接地极处的故障限流装置能兼顾抑制正、负单极故障下的电流上升率，有较好的经济性，且对系统稳态运行影响小，但在单极故障下不可避免地会使中性点电压偏移，造成健全极过电压。鉴于上述分析，本文提出一种适用于一次回路及接地极线路的新型故障限流器，使健全极承受的过电压在工程合理范围内。新型故障限流器的拓扑如图5所示，其主要由2条支路组成：支路1 为由n个IGBT 与二极管反并联的电力电子器件组成的通流支路，LCS 表示电流转移开关；支路2 由1 对反并联的晶闸管Ta和Tb、限流电感Lf及由k个电容器组串联等效的电容Ceq和避雷器（MOV）组成。

图5 新型故障限流器拓扑示意图Fig.5 Schematic diagram of novel fault current limiter topology

3.1 故障限流原理

大量文献已针对故障限流器安装于直流母线出口处进行了分析。因此本文结合第2 节的分析，将新型故障限流器安装于接地极母线出口处，对其故障限流原理进行讨论和分析。

新型故障限流器的工作模式分为正常模式、故障模式、解锁模式，如表1所示。表中开关状态1、0分别表示器件导通、关断。

表1 新型故障限流器在不同运行模式下的开关状态Table1 Switch status of novel fault current limiter under different operation modes

将图5 所示的新型故障限流器安装于接地极母线出口处，其在3 种运行模式下的示意图如图6 所示。图中：ib、if分别为不平衡电流、故障电流。

图6 新型故障限流器的3种运行模式示意图Fig.6 Schematic diagram of novel fault current limiter under three operation modes

正常运行时，故障限流器处于正常模式，LCS 不动作，ib流过通流支路1，如图6（a）所示。发生正极接地短路故障后，当流过LCS 的不平衡电流ib的幅值超过其临界值时，故障限流器转为故障模式，LCS闭锁，与此同时，给Tb施加导通信号，Tb承受正向电压将立即导通，电流转移到故障限流支路上，如图6（b）所示，限流电感Lf能有效抑制故障电流if的上升率，同时电容器组Ceq吸收直流回路中的能量，使得箝制点电位发生偏移，换流站出口对地电压迅速减小，从而降低故障电流。当故障限流支路上的电压增大到一定程度时，MOV 将导通以耗散故障回路的能量，避免故障限流支路过电压。断路器切除故障后，流过故障限流支路的电流将降为0，故障限流器转为解锁模式，如图6（c）所示，LCS 解锁恢复导通，将中性点电位箝制为0，以免造成健全极长时间过电压。此时Tb因承受反向电压而关断，电容器组储存的故障能量继续通过MOV 损耗。由上述分析可知，故障限流支路能有效抑制回路故障电流的大小和上升率，降低断路器两端的电压，减小断路器吸收的能量，从而降低了对断路器的要求，有利于断路器的迅速动作。

3.2 带故障限流器的阀侧交流接地故障电流特性分析

为分析带限流器的换流站阀侧交流故障电流，以图4 中f3处发生三相接地故障为例，带故障限流器的简化运算电路如附录A 图A6 所示。由于IGBT承受过流的能力有限，为了保证IGBT 不被烧毁，一般在故障电流大于IGBT 额定电流的2 倍时闭锁。LCS 闭锁电流Iblim的取值一般大于正常负荷电流的最大值，并保证有一定的裕度，可见Iblim不会太大，为了简化分析，近似认为每相下桥臂的等效激励与故障时刻相同。由图A6 可得到a 相下桥臂为故障点提供的故障电流I′dcg，a(s)为：

同理可得b、c 相下桥臂为故障点提供的短路电流。

从式（17）、（18）中可看出，Lf值越大，Ceq值越小，对于故障电流的抑制效果越好，然而，一方面，过大的电感值或过小的电容值会导致过电压的问题，从而危及支路上的半导体器件，也会给系统造成安全隐患；另一方面，冗余的设计造成了不必要的浪费，降低了经济性。工程中对平波电抗器电感值的选取是通过逐步优化性能价格来确定最优参数的过程，平波电抗器的选取原则一般为：在满足主要性能要求的前提下，希望平波电抗器电感越小越好。限流阻抗参数受直流电压等级、网络拓扑结构、系统调节速度、经济效益等多方面约束，选取原则不尽相同。综合上述分析，本文从抑制阀侧交流接地故障与直流侧故障下的电流上升率方面考虑，提出如下选取原则：在将故障电流上升率抑制到满足直流断路器切断容量的条件下，Lf值尽量小、Ceq值尽量大。

4 仿真验证

利用PSCAD／EMTDC 搭建如图1（b）所示的±320 kV 双端直流输电系统仿真模型，其中MMC1、MMC2为定直流电压和定交流电压控制，MMC3、MMC4为定有功功率和定交流电压控制。换流器采用半桥子模块且参数一致，单个换流站主回路参数如附录A 表A1 所示。直流故障电流上升快、幅值大，考虑故障限流器时，保护需要在1～3 ms 内出口动作［2］，目前性能较好的混合式DCCB的动作时间约为3～5 ms，可认为清除故障电流的极限时间为8 ms，因此要保证该时间段内故障电流小于换流站闭锁值。结合模型参数，取直流线路电流iblk=12 kA 为换流站闭锁电流。

4.1 换流站阀侧交流接地故障特性分析

为验证前文理论分析的正确性，取Lf=100 mH，Ceq=0.4 mF，对5 ms时刻发生MMC1阀侧交流三相接地故障进行仿真，结果如附录A 图A7所示。由图可见，仅依靠平波电抗器抑制故障电流时，MMC1下桥臂放电提供的阀侧故障电流idcg上升速率快、幅值大，在接地极母线出口处引入限流器后，电流峰值为6 kA 左右，能有效地抑制换流站阀侧交流接地故障所产生的冲击电流，并有利于加快换流站闭锁后故障电流衰减，缩短换流站重启时间；故障电流的计算曲线与仿真曲线基本吻合，验证了本文理论分析的正确性。

4.2 故障限流器不同安装位置处的故障限流效果对比

1）故障限流器安装于直流线路出口。

为了验证本文故障限流器的效果，设故障发生在直流母线出口处，根据正常运行时的负荷电流设置Iblim=4 kA，MOV 动作电压设置为100 kV。结合第4节的分析，分别选取2组参数进行对比：

1）Ceq=0.4 mF，Lf分别取为50、100、150 mH；

2）Lf=100 mH，Ceq分别取为0.2、0.4、0.6 mF。

将本文故障限流器安装于直流母线出口处时，上述2 组参数下idc的仿真结果如附录A 图A8 所示。图中，故障电流超过闭锁值的部分用虚线表示。由图可见，仅依靠平波电抗器抑制故障电流时，故障极电流在4 ms 时就达到了闭锁值。由此可知，仅依靠平波电抗器来限制故障电流的上升率达不到理想的效果，尤其对于高电压、大容量的输电系统，其短路故障也更加严重，在直流断路器技术受限的情况下，有必要采取有效可行的限流方法与断路器相配合。当极线电流达到Iblim时，LCS 中的IGBT 闭锁，故障电流转移到限流支路上，随着限流电感Lf的增大，故障电流的上升率越来越小；Ceq值越小，故障电流的峰值越小，其到达闭锁值的时间越长。可见本文的故障限流装置能有效延长闭锁时间，降低了对断路器动作时间的要求。

2）故障限流器安装于接地极母线出口。

正常运行时，通流支路电流近似为0，这说明Iblim设定值可以更小，设安装于接地极母线出口处的故障限流器的Iblim=2 kA，有利于故障限流器的快速动作。将本文故障限流器安装于直流母线出口处时，上述2组参数下idc的仿真结果如附录A图A9所示。比较图A8、A9 可知，在故障限流器参数相同的情况下，2种安装位置的故障限流仿真效果基本相同，这是因为在单极接地故障下，2 种安装位置的故障限流器作用于相同的电流通路。考虑到单极接地故障切除后，系统转变为单极运行模式，相应地，此时接地极线路将流过单极运行模式下的负荷电流，此时安装于接地极线路上的故障限流器与安装在直流线路上的故障限流器的LCS闭锁值应一致，即Iblim=4 kA。

在发生单极接地故障时，引入接地极线路上的故障限流器将导致中性点箝制电位偏移，不可避免地对健全极造成过电压，但并不改变换流站出口与中性点的电压差，即不改变桥臂电容电压，而短时间的暂态过电压并不会对健全极及其他一次设备造成危害。接地极母线出口处不同参数的故障限流器的暂态过电压比较如附录A 图A10 所示。若确认故障切除后，故障限流器由故障模式转变为解锁模式，考虑断路器的极限切除时间，假设该过程不超过20 ms，则从故障发生到恢复供电过程所造成的暂态过电压不超过20 ms。从图中可以看出，Ceq值越小，限流两端电压越高，对中性点箝制电位产生的偏移越大，因此故障极换流站出口对地电压越低，可有效降低故障电流的峰值，并能有效维持故障极线路电压，降低断路器两端的电压，保护了断路器中的电力电子器件，降低了断路器对MOV设计参数的要求。