孙 栩，王华伟，雷 霄，赵 兵，王姗姗

（中国电力科学研究院，北京 100192）

0 引言

国家电网公司正在规划建设基于架空线传输的±500 kV柔性直流电网，采用环形结构，所以需要配置高压直流断路器用以隔离故障。直流短路电流是直流电网构建中一个非常重要的问题，其不但是换流阀过流保护的决定判据，还是制造高压大电流直流断路器的关键参数，所以必须对换流器桥臂和直流断路器流过的短路电流进行计算分析。目前对于柔性直流电网的研究，主要集中于协调控制策略［1-8］、换流器拓扑［9-12］、直流断路器研制［13-14］、电力电子变压器设计［15-16］等方面，对于直流电网短路电流的专门分析还比较少，本文将对此进行较为细致的计算。

1 计算条件

1.1 系统条件

目前推荐的换流站站点位置为：抽水蓄能接入的丰宁站、风电接入的张北站、光伏接入的康保站、最终馈入北京站。其中，张北风电联网馈入，而康保的光伏则有可能采用联网或者孤岛方式接入柔性直流电网。4个站点均接入当地500 kV电压等级的电网，其中北京站按63 kA短路电流计算，其余3个站按30 kA短路电流计算；北京站及张北站的额定容量设定为3000 MW，其余2个站的额定容量设定为1500 MW。

1.2 直流电网及换流站拓扑

柔性直流电网的网架结构采用“口”字型结构，如图1所示，直流线路长度如表1所示。

图1 柔性直流电网的网架结构Fig.1 Framework of flexible DC grid

表1 直流线路长度Table 1 DC line lengths

柔性直流换流站主要有2种拓扑：每站1个换流器的对称单极结构和每站2个换流器的对称双极结构。对于柔性直流电网，其结构及控制已经很复杂，如果再采用对称双极结构，则总的控制架构和运行方式的复杂程度将更深，所以柔性直流电网换流站推荐采用对称单极结构。当采用对称单极结构，极线或直流线路发生接地故障时，不会发生直流极间短路，故障严重程度较低；并且对称单极结构发生极间故障的概率非常低，有利于系统的安全稳定运行。

柔性直流换流器主要有2种拓扑：①半桥模块化多电平换流器（MMC）子模块结构+高压大电流直流断路器；②故障自清除MMC子模块结构+快速直流机械开关。由于规划中的柔性直流电网采用直流架空线传输，所以发生线路故障的概率比较大。对于电压源型换流器而言，其发生极间故障时，直流阻尼很小，直流短路电流发展速度很快，在几个ms之内，直流故障电流就有可能冲到十几kA或者几十kA。拓扑①的原理是一旦直流线路发生极间短路故障，快速定位，通过直流断路器将故障线路切除，为了降低设备制造难度，直流断路器可以不考虑重合闸功能，因此直流电网由开始的环状电网变成后来的链状电网，潮流转移，但是各换流器一直保持在线运行；拓扑②的原理是一旦直流线路发生极间短路故障，各换流站短暂闭锁，时间长度大概为几十ms，在此期间各换流站均不向直流内部馈入能量，故障电流息弧。从成本角度而言，拓扑①需要配置24台高压大电流直流断路器，而拓扑②的换流阀所使用的全控型电力电子器件比拓扑①多，两者的成本与各装置的拓扑结构密切相关，需要进行技术经济比较；从技术成熟度而言，目前国内外的MMC柔性直流工程都是使用拓扑①技术路线，国内多个厂家都已经具备生产高压大容量半桥MMC的能力。综上所述，规划中的柔性直流电网推荐采用拓扑①方案。其换流器主电路如图2所示，各设备参数如表2所示。

图2 换流器主电路Fig.2 Main circuit of MMC

表2 柔性直流电网换流站主电路参数Table 2 Main circuit parameters of converter station of flexible DC grid

2 直流短路计算原理

MMC在发生极间短路故障时，故障电流分为电容放电电流和交流系统馈入电流两部分，其短路电流通路如图2所示。图中灰色实线部分为电容放电电流通路（点划线方框中为其具体元件名称），虚线部分为交流系统馈入电流通路。电容放电通路中，投入状态子模块中的电容通过VT1放电，而切出状态子模块中的VD2提供短路电流回路。

放电回路的电流计算公式如式（1）所示［4］。

其中，ω为角频率；T为时间常数；n为桥臂子模块数；L为桥臂电感值；C0为子模块电容值；Rstray为电抗器直流电阻、电容器串联等效电阻、器件开通关断损耗及导通损耗的等效杂散电阻和放电回路金属构件的接触电阻的总和；Udc为换流器直流侧电压。电压源型换流器极间短路最大放电电流可近似如式（4）所示。

其中，U0为换流器直流侧额定电压。

3 直流限流电抗器配置

3.1 直流限流电抗器集中配置

现有的多端直流输电工程，无论是柔性直流还是常规直流，其限流电抗器（平波电抗器）都集中布置于换流器出口。柔性直流电网限流电抗器集中配置时，电抗器布置位置及计算考虑的故障位置如图3所示。

图3 直流限流电抗器集中布置及故障位置图Fig.3 Centralized configuration of DC currentlimiting inductors and fault locations

图中，故障点位于各换流器的出口以及各条直流线路的两端和中点。换流器出口故障与直流线路两端故障相比较，各换流器向故障点贡献的短路电流相同，整个直流电网的电气特性完全一致，只是个别直流断路器流经的故障电流幅值及方向存在区别。本文在电磁暂态仿真软件PSCAD/EMTDC上搭建仿真模型进行计算。由于直流短路故障电流发展得很快，因此要求柔性直流电网中的相关直流断路器尽快断开，目前从故障发生到断路器完全断开的总时间大约为6 ms，其中控制保护装置故障检测保护出口时间约3 ms，正在研制的±500 kV直流断路器的开断时间约3 ms，考虑一定裕度，所以本文统计的是10 ms之内的直流线路短路电流最大值。同时，由于IGBT过负荷能力目前还很弱，换流阀本体具有过流保护功能，故障电流达到2倍额定电流时，换流站就闭锁。经过分析，对于抑制直流故障电流快速上升最有效的手段是在换流器出口配置较大的限流电抗器。本文首先以各换流器出口配置100 mH、150 mH、200 mH限流电抗器为例计算直流线路短路电流的最大值以及换流站闭锁的情况，分别见表3及表4（以张北—康保线路右端处发生极间故障为例，其直流故障电流最为严重）。

表3 不同换流器出口处限流电抗器电感值对应的短路电流最大值Table 3 Maximum short circuit current corresponding to inductance of current-limiting inductor at MMC exit port

表4 不同换流器出口处限流电抗器电感值对应的换流站闭锁时间Table 4 Converter station blocking time corresponding to inductance of current-limiting inductor at MMC exit port

从以上的结果可以看出，在换流器出口处配置限流电抗器达到200 mH时，直流线路上短路电流6 ms内基本可以限制在15 kA左右，10 ms内基本可以限制在20 kA左右，可以满足直流断路器的开断要求。但是桥臂上电流上升很快，触发过流保护，即使限流电抗达到200mH，4ms内1个换流站闭锁，5ms内2个换流站闭锁，6 ms内3个换流站闭锁。可见，即使直流断路器可以断开直流线路上流过的短路电流，但是此时多个换流站都已经闭锁，失去了配置直流断路器的意义。

3.2 直流限流电抗器分散配置

如果将限流电抗器分散配置，即只配置线路电抗器Lx，或者Lx和平波电抗器Lp混合配置（如图4所示），有可能改善以上分析的问题。当然，分散配置时换流器出口故障和直流线路两端故障下，故障电气特性并不一致，需要分别考虑。

下文以只配置Lx为例进行分析计算，Lx分别为100 mH、150 mH、200 mH工况下，直流线路短路电流的最大值以及换流站闭锁的情况分别见表5及表6（以张北—康保线路故障为例）。

图4 直流限流电抗器分散布置及故障位置图Fig.4 Decentralized configuration of DC currentlimiting inductors and fault locations

表5 不同线路限流电抗器电感值对应的短路电流最大值Table 5 Maximum short circuit current corresponding to inductance of current-limiting inductor

表6 不同线路限流电抗器电感值对应的换流站闭锁时间Table 6 Converter station blocking time corresponding to inductance of current-limiting inductor

从表中可以看出，张北—康保短线路发生极间短路故障，限流电抗器分散布置下，即使线路电抗器Lx达到200 mH，6 ms内仍然存在多个换流站闭锁的情况。可见，柔性直流电网某处发生极间短路故障，关键的问题并不是直流断路器无法断开直流线路上汇集的故障短路电流，而是换流站由于过流保护造成的过快闭锁。为此考虑2种改进措施：①将张北—康保直流线路的Lx增加到350 mH，增加两站之间的电气距离；②额定功率1500 MW的换流站的过流保护定值从2.0 p.u.提高到2.4 p.u.，额定功率3000 MW的换流站的保护定值维持不变。综上所述，相同故障情况下采用改进措施后的直流线路短路电流的最大值以及换流站闭锁的情况见表7及表8。

从表中可以看出，采取改进措施后，柔性直流电网线路上发生极间短路故障时，流经直流断路器的故障电流在6 ms内都小于15 kA，完全满足直流断路器的要求；而且6 ms内没有换流站闭锁，满足设计初衷。

表7 采用改进措施后的短路电流最大值Table 7 Maximum short circuit current when improved measures are applied

表8 采用改进措施后的换流站闭锁时间Table 8 Converter station blocking time when improved measures are applied

直流输电系统直接发生极间短路故障的概率非常低，一般都是双极同时发生接地故障间接造成的双极极间短路。单极接地故障在站外架空线上发生的概率较高，所以以上的分析都是针对图4中站外区域而言的，计算结果也表明直流电网直流线路发生极间故障，不会有换流站闭锁，从运行的角度看满足要求。目前柔性直流电网的站内（图4虚线框外部分）的布置一般都采用封闭式，发生单极接地故障的概率很小，间接引起的极间故障概率极小，几乎几十年一遇。但是从设计的角度看，必须对站内故障进行计算校验，保证只有故障对应站因为站内故障必须闭锁，其他3个换流站不发生闭锁。因此对各站发生站内极间短路故障下，所有站的闭锁情况进行计算扫描，如表9所示。

表9 发生站内极间短路故障时各换流站的闭锁时间Table 9 Converter station blocking time when instation pole-to-pole short circuit fault occurs

从表9可以看出，柔性直流电网1个换流站发生站内区域故障时，只有对应的本站闭锁，其他站不会闭锁。同时，必须说明的是，站内故障分为换流器出口故障（F1）、母线故障（F2）和线路断路器站内侧故障（F3），这些故障都会引起对应站闭锁，但是都有各自的保护策略，动作后果也不同：故障F1引起相应换流器断路器断开，其他断路器不动作；故障F2引起母线上所连的所有断路器均断开；故障F3执行线路保护逻辑，对应线路两侧断路器断开，其余断路器不动作。

4 结论

本文对柔性直流电网发生严重短路故障时的故障电流进行了较为详细的计算和比较分析，得到以下结论。

a.配置合理的限流电抗器是抑制直流短路电流的有效手段。

b.限流电抗器集中布置时，线路发生极间故障，在直流断路器断开之前，已经有多个换流站闭锁。

c.限流电抗器应分散布置或者混合布置，还应采取加大短线路限流电抗器电抗值、加大1500 MW换流站过流保护定值等改进措施。

d.区分了柔性直流电网的站内与站外故障，站外线路故障的发生概率相对较大，但是不会引起任何换流站闭锁；站内严重故障的发生概率极小，只会引起对应站的闭锁。所提限流电抗器的配置方案满足了设计与运行的要求。

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