张 吼，杨 勇，许 琤，詹志雄，袁 杰

（国网浙江省电力有限公司舟山供电公司，浙江 舟山 316000）

0 引言

随着能源短缺、环境恶化问题的不断加剧，世界各国已经认识到能源利用与开发必须从传统能源向清洁可再生能源过渡的理念。基于常规直流及柔性直流的多端直流输电系统和直流电网技术是解决新能源并网和消纳问题的有效技术手段之一。

VSC-HVDC（柔性直流输电）是由可关断电力电子器件——IGBT（绝缘栅双极型晶体管）组成的VSC（电压源换流器）所构成的新一代直流输电技术[1]，VSC-HVDC技术具有无功功率、有功功率可独立控制，无需滤波及无功补偿设备，可向无源负荷供电，潮流翻转时电压极性不改变等优势。因此VSC更适合用于构建多端直流输电系统及直流电网[2-3]。

2014年7月4日，世界上端数最多的柔性直流输电工程在舟山正式投运。工程投运后，由于直流系统的阻尼相对较低，相比于交流系统，直流系统的故障发展更快，控制保护难度更大[4]。同时，对基于IGBT的舟山柔性直流输电系统来说，一旦直流侧发生故障，由于IGBT中反向并联二极管的存在，无法采用闭锁换流器的方法来限制短路电流，必须采用断开交流侧断路器的方法来分断故障电流。因此为快速限制并切断故障电流，以维持直流电网安全稳定运行并保护电网中的关键设备，配置高压直流断路器成为有效甚至唯一技术手段。

2016年12月29日，世界上电压等级最高、分断能力最强的直流断路器在舟山多端柔性直流工程正式投运，实现了柔直系统故障后健全子系统稳定运行和网络重构，大幅度降低了故障电流对换流站设备和交流系统的冲击，实现了单个换流站和线路的快速带电投退，并在故障清除后实现了系统的快速启动，解决了因直流系统电压不存在自然过零点导致无法开断的难题，是直流系统中最为核心的设备之一。

高压直流断路器曾在舟山柔性直流输电系统操作过程中出现合闸操作后无法分闸的现象。以下详细介绍了故障分析及检测过程，最后通过优化调整工艺、工位等措施解决了该问题，并从技术、工艺、后台功能方面提出了优化性建议，为同类型高压直流断路器的安装及运维检修管理提供借鉴。

1 设备原理

发生故障直流断路器的型号为DCB-Flexible200，生产日期为2016年9月，操作机构为混合型，主要结构由主回路、电流转移回路和能量吸收回路组成[5]。主回路和电流转移回路主要通过半导体器件IGBT组成，能量吸收回路主要由避雷器实现。断路器拓扑结构如图1所示。

直流断路器拓扑结构中包括3个支路[6]：

（1）主通流支路由3台100 kV快速隔离开关模块串联，为提高分闸速度和灭弧能力，每台快速开关内由2个极柱（即断口）组成，再整体与主通流支路电子开关串联。主通流支路电子开关采用2并3串H桥结构。主通流支路电子开关采用水冷方式。

（2）转移支路共由144级H桥模块串联组成，分为4个50 kV阀层，每个阀层由4个阀段串联，分左右两列布局，每个阀段由9级H桥模块串联，每个阀层共计36级H桥模块串联；转移支路电子开关采用自然冷却方式。

（3）耗能支路由每层并联一组避雷器组成。

断路器正常运行时工作原因[7]，主支路及电流转移支路导通，由于主支路中的导通电阻远小于转移支路电阻，电流主要通过主支路。当直流侧发生短路故障，导致直流侧电流达到断路器动作阈值或是断路器收到极控下发的跳闸指令，则执行分闸操作，其控制时序如图2所示。

图2 直流断路器控制时序

正常运行时刻t0，断路器的运行参考电流为Irate，当tl时刻断路器保护设备检测到线路电流达到了保护阈值Ilim，启动断路器转移支路的IGBT导通，并且闭锁主支路的IGBT闭合，完成第1次换流过程，使线路电流从主支路转移至转移支路。由于主支路处于无电压、无电流状态，快速隔离开关开始分断，在t2时刻，快速隔离开关完成了分断操作，电流全部在转移支路，此时断路器等待控制保护系统的分闸命令，并且开启限流功能，t3时刻，断路器控制设备收到控制保护系统的分闸命令，关闭转移支路的IGBT，使电流向避雷器开始转移，完成第2次的换流过程，避雷器动作后，线路电流得到抑制，t5时刻，避雷器动作结束。若t4时刻，线路电流达到了断路器的最大分断电流Ibreak而并没有收到控制保护系统的分闸命令，断路器闭锁转移支路的IGBT，使得电流向避雷器转移，t6时刻避雷器动作结束[8]。

2 故障现象

某日多端柔性直流换流站进行单站投入操作（STATCOM运行改有源HVDC充电），直流断路器合闸过程中，断路器控制器下发快速开关合闸指令后，负极快速开关第4个断口（即第二组快速开关的极柱2）的B系统（主）位置信号未及时返回，断路器控制器认为快速开关拒合，导致子模块全旁路，不再具备分闸条件。图3为断路器录波，从上到下依次为：快速开关合闸指令；负极断路器快速隔离开关位置信号；正极断路器快速隔离开关位置信号。

图3 断路器录波

3 故障分析

3.1 故障原因初步

舟山多端柔性直流示范工程的快速隔离开关采用主从控制器A、B进行独立控制，每台控制器分别接入3个位置检测传感器输入信号，控制器内部通过FPGA进行3取2逻辑判断后上传快速隔离开关的极柱合分位状态信号，位置检测原理如图4所示。

快速隔离开关执行合分闸操作时，控制器A与B根据输入传感器信号判断开关断口位置，A与B系统判断逻辑如图5所示。

图5 快速隔离开关位置判断逻辑

（1）在合闸操作时，控制器检测到分位为逻辑“0”，合位为逻辑“1”，判断开关断口运动到合位。

（2）在分闸操作时，控制器检测到合位和分位为逻辑“0”，同时中间传感器检测到上升沿脉冲信号，判断开关运动到耐受暂态开断电压的距离。

（3）在分闸操作时，控制器检测到合位为逻辑“0”，分位为逻辑“1”，判断开关断口运动到分位。

根据上面开关位置判断逻辑和存在告警的现象，分析可能导致告警的原因主要有以下几种：

（1）断路器通信原因：在快速隔离开关执行合闸操作后，发生通信中断或通信报文丢失而导致快速隔离开关的位置检测传感器信号传输延迟。

（2）断路器控制器处理异常原因：断路器控制器在接收到通信报文后的处理进程中，可能发生信号处理有误或延迟[9]。

（3）开关位置传感器响应延迟：位置传感器在斥力机构高速冲击下偏离额定工作位置从而导致传感器响应延迟[10]。

3.2 故障检测

经故障分析后，检修人员对该设备进行了故障检测，检测方法、过程如下。

3.2.1 检测方法

采用快速隔离开关控制板，模拟断路器控制器发出操作指令，同时接收快速隔离开关的上送数据，并进行录波，对异常告警进行定位和分析。

3.2.2 检测过程

图6为第1次测试的录波数据，从上到下的信号分别为合闸指令close_com，快速分闸指令fast_open_com，慢速分闸指令slow_open_com，上位机下发给控制板的操作指令码com，快速开关接收到指令后的启动信号pole1_start，极柱1合位传感器信号pole1_close，极柱1分位传感器信号pole1_open，极柱2合位传感器信号Pole2_close，极柱2分位传感器信号pole1_open。

图6 传感器调整前测试录波波形

从测试波形中可知，在合闸指令发出后，快速隔离开关启动，在大约15 ms左右快速隔离开关2的极柱1的合位和分位传感器信号均正常变位，快速隔离开关2的极柱2的合位传感器信号正常变位，但分位传感器信号未及时变位，即说明快速隔离开关2的极柱2的分位传感器的返回信号未及时变位。因而可以排除通信故障和断路器控制器处理故障，初步分析可能是快速隔离开关极柱2的分位传感器安装位置偏移。

经现场排查发现，该设备分位传感器安装不牢固且离开关合闸位置过近，随后检修人员对传感器位置进行调整并紧固后重新进行测试。

图7为经过调试后的第1次测试波形图，可以看出快速隔离开关2的极柱2（pole2_open）的分位传感器在15 ms左右已正常变位，说明故障排除。为进一步充分验证，此后又进行了几次操作测试，快速隔离开关2的极柱2（pole2_open）分位传感器均在正常时间变位，说明问题已解决。

图7 传感器调整后第一次测试录波波形

3.3 故障分析结论

通过以上的分析及检测，检修人员得出结论，由于断路器2号开关内2号极柱分位传感器在前期安装过程中传感器位置安装不牢固（安装位置如图8所示），且调试阶段快速隔离开关频繁操作，隔离开关位置传感器在高速冲击下偏离额定工作位置从而致使传感器响应延迟，导致断路器拒动。

图8 传感器安装示意

同时偏移的分位传感器离合位过近，直流断路器合闸过程中，断路器控制器下发快速开关合闸指令后，快速开关第4个断口（第2组快速开关的极柱2）的B系统（主）位置信号未及时返回，且分位传感器感应到合位信号，与控制逻辑不符，断路器控制器认为快速开关拒合，导致子模块全旁路，不再具备分闸条件。最终检修人员将分位传感器调整至正确工作位置，解决了断路器操作拒动问题。

4 结语与建议

以上介绍了舟山柔性直流输电系统中混合型直流断路器出现操作拒动故障现象，故障原因主要包括断路器与控制系统的通信故障、断路器控制器处理功能异常、断路器分合位置传感器异常。在此通过工况模拟检测，排除了通信及控制器异常原因，故障定位在位置传感器，发现其位置偏移，最终通过将位置传感器调整至正确工作位置的方法解决了断路器操作拒动的问题。

鉴于世界首个五端柔性直流工程换流站内的直流断路器设备具有极强的特殊性，为此，通过此次故障现象的分析判定，结合实际工作经验，提出以下建议：

（1）混合型直流断路器的结构组成方面是由电力电子元器件为核心，高压电气设备为配合的综合性设备，运行工况较之交流设备更为苛刻；且舟山多端柔性直流工程200 kV高压直流断路器作为全球首台投入工程应用的高压直流断路器，需要大量试验测试断路器各项关键技术指标，建议制定权威性的检修规程，以规范检修工艺。

（2）建议监控后台增加断路器操作次数统计功能，从而更好保证舟山示范工程200 kV直流断路器系统的运行可靠性。

[1]郑占锋，邹积岩，董恩源，等.直流开断与直流断路器[J].高压电器，2006（6）∶445-449.

[2]李宾宾，苟锐锋，张万荣.±800 kV特高压直流输电系统用直流断路器研究[J].能源评论，2007（3）∶8-11.

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[4]吴俊，方芳，赵晓明.柔性直流输电舟洋换流站无源HVDC启动试验中典型故障分析[J].浙江电力，2016，35（1）∶6-9.

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