周登波，陆启凡，周勇，顾硕铭

(中国南方电网有限责任公司超高压输电公司广州局，广州510405)

0 引言

通过高压直流输电将西部的清洁能源远距离输送到沿海经济发达地区，成为缓解我国能源分布不均、低碳高效发展的重要手段[1 - 3]，随着技术进步与负荷增长，常规的两端、背靠背直流输电向着特高压、多受端、混合直流输电技术方向发展[4 - 5]。高压直流输电大多为远距离架空输电线路，其输送距离远、功率大，一旦发生故障后将会对电网产生较大的影响，由于直流系统低阻尼的特性，短路电流瞬间上升导致直流高低端阀组闭锁、严重时单极、双极闭锁造成换流站的停运，对电网造成严重影响。当系统发生永久性故障时，为实现故障穿越以及运行方式的转换，金属回线转换断路器、大地回线转换断路器、中性母线断路器、高速并联断路器以及直流旁路断路器等直流断路器的协调配合非常重要[6 - 8]。

昆柳龙直流工程为目前国内唯一一个已投运的特高压混合多端直流工程，其抵御故障风险能力、直流断路器失效概率和运行维护周期确定等，都与系统故障后断路器的动作特性密切相关[9 - 11]，亟须开展系统的研究和分析。

本文在实际±800 kV昆柳龙三端混合直流工程仿真平台上，遍历仿真了系统7种运行方式下各站交流侧、换流站内、直流线路侧故障类型，通过大量仿真对比分析了各种故障情况下换流站电流、电压、功率恢复及断路器动作概率等特性，从而确定系统运行过程中断路器运行条件最恶劣的情况，并针对其中2种典型的故障类型具体分析该运行情况下系统发生故障后3个站的电流、电压以及功率恢复情况，从而为昆柳龙直流运行过程中潜在的风险进行预判，为昆柳龙运行维护提供建议和依据。

1 昆柳龙直流工程

1.1 昆柳龙工程简介

2020年12月，国家“西电东送”重点工程乌东德水电站送电广东广西特高压多端混合直流输电工程(简称昆柳龙直流工程)正式启动投产送电。该工程是目前国内唯一一个已投运的特高压混合多端直流工程，依托乌东德水电站，采用±800 kV真双极主接线方式的三端混合直流输电方案。送端云南昆北站采用常规直流(line commutated converter，LCC)方式，广西柳州站和广东龙门站采用柔性直流(modular multilevel converter，MMC)方式，三站额定直流电压为±800 kV(极对中性母线)，每极采用高低两个换流器串联方式，其中昆北常规直流站采用双12脉整流桥式结构，柳州和龙门柔性直流站桥臂功率模块采用半桥和全桥功率模块混合级联的结构。昆柳龙直流系统的拓扑结构如图1所示。

图1 特高压混合三端直流系统单极拓扑结构Fig.1 Unipolar topology structure of UHV hybrid three-terminal DC system

送端昆北站额定功率和额定电流分别为8 000 MW和5 kA；受端柳州站的额定功率和额定电流分别为3 000 MW和1 875 A；受端龙门站的额定功率和额定电流分别为5 000 MW和3 125 A。

1.2 昆柳龙主要运行方式及故障类型

昆柳龙直流系统兼具多端、柔性和混合三大特点，同时具备三站同时启停、柔直站在线投退、Y-ESOF(闭锁本站)和X-ESOF(闭锁三站)、OLT(空载加压运行)和柔直站STATCOM(无功补偿)等功能，其运行方式主要包括：三端双极满功率运行、昆龙双端双极运行、柳龙双端双极运行、昆柳单极大地回线运行、三端单极金属回线运行、三端单阀组运行、三端降压运行等[12 - 13]。不同的运行方式下系统的控制方式也不一样，其中送端站主要有定电流控制和定功率控制，受端柔直站主要有定电压控制和定功率控制。

相较于常规两端直流，昆柳龙直流运行方式更加多样，控制和保护策略更加复杂、存在更多的故障类型、短路容量也更大[14]。表1为昆柳龙直流工程几种典型故障类型。

表1 昆柳龙直流工程典型故障类型Tab.1 Typical fault types in Kunliulong DC project

1.3 昆柳龙直流断路器功能

昆柳龙直流工程相较于常规两端直流，除了中性母线断路器、金属回线转换断路器、大地回线转换断路器、中性母线接地断路器、直流旁路断路器等直流断路器之外，其在受端直流出线侧和汇流母线区域还配置了高速并联断路器(high speed switch, HSS)。各断路器主要功能如表2所示。这些配置在每个换流站内的直流断路器除了实现各自主要功能外，还需要在系统正常运行时能切断和接通高压线路和各种空载和负荷电流，而且当系统发生故障时，通过保护的作用还能自动、迅速、可靠地切除各种过负荷和短路电流，防止事故范围的扩大。所以对它们的通流能力和开断能力要求很高[15 - 17]。

表2 昆柳龙直流断路器主要功能对比Tab.2 Comparison of main functions of Kunliulong DC circuit breakers

2 昆柳龙直流故障清除与恢复过程

直流故障主要包括瞬时性故障和永久性故障，其中瞬时性故障即线路遭雷击、污秽等对地发生闪络。如果发生故障后仅采取断开交流侧断路器和直接闭锁换流阀的措施，会严重影响功率的输送和两端交流系统的稳定运行。所以针对此类问题，昆柳龙直流工程系统结构设计使其具备了故障自清除能力，在不闭锁换流阀的情况下，实现故障电流的快速消除和系统功率的快速恢复[18 - 19]。

昆柳龙特高压三端混合直流工程中，逆变侧采用半桥和全桥子模块混合拓扑结构，如图2所示。全桥功率模块输出负压，可实现直流侧故障自清除功能。当系统检测到故障时，整流侧昆北站只需要快速移相灭弧，触发角α增大到120 °的区域，换流器进入逆变状态，从而快速释放直流侧储存的能量，直流故障电流能够迅速降低至0，经过350～500 ms的去游离时间，解除强制移相指令，此时设置触发角α从45 °线性降低到15 °，昆北站恢复系统电压和电流，重启过程持续约200 ms，之后系统将恢复正常运行状态。

图2 混合式MMC结构示意图Fig.2 Schematic diagram of hybrid MMC structure

针对逆变侧柳州站和龙门站，正常运行时，其处于定直流电压控制模式，当系统检测到短路故障后，全桥子模块提供反向电压，提供与交流系统电压极性相反的反电势，图中VD1、VD4或VD2、VD3这些反并联二极管承受反压而截止，使得交流侧电流无法注入换流阀，从而实现故障电流快速衰减[20 - 21]。

昆柳龙直流系统的故障恢复过程主要包括故障自清除阶段(LCC站移相和MMC站电压控零)、去游离绝缘恢复阶段、功率恢复阶段[22]。当线路发生瞬时性故障并在重启次数内恢复成功，则系统重新建立直流电压，恢复功率传输，如果线路发生永久性故障，则需要利用直流断路器将直流故障线路进行隔离，同时配合交流断路器，将整个MMC换流站退出运行，同时需要稳控系统配合采取切机措施，防止交流系统失稳[23 - 25]。

当发生直流线路故障时，首先昆柳龙直流系统的控制保护动作清除故障电流，并开始故障恢复过程，恢复期间会造成短时系统功率不平衡阶段，待直流恢复后稳控系统不采取控制措施。对于永久性故障，直流恢复过程失败且恢复次数达上限，如果故障发生在昆柳段，昆北站将无法供电，则闭锁三站同时闭锁信号将触发稳控系统。如果故障发生在柳龙段，则选择龙门站退出运行。通过中性母线断路器以及极母线高速并联断路器和汇流母线高速并联断路器配合将系统运行方式切换为两端运行，同时启动龙门站故障极在线退出程序，之后另外两站重新建立电压，恢复功率，之后故障极闭锁信号将触发稳控系统。

当换流站内发生短路故障，包括换流阀、换流变压器、极母线以及接地极故障，此时由于故障点离换流阀非常近，流过的故障电流会非常大，属于严重直流故障。该情况下柔直站的换流阀组将在故障电流清除瞬间闭锁并退出运行。该换流站站内的中性母线和极母线处的高速并联断路器基本都会动作来使故障极退出运行。对于阀组故障，该阀组闭锁，直流旁路断路器动作使阀组退出运行。其他站内非故障极则可在故障电流清除后恢复功率。

当柔直站交流侧发生永久性故障时，其站内每个极的中性母线断路器和高速并联断路器都会在故障电流清除后断开，使整个站退出运行，对于送端昆北站发生交流侧永久性故障时，则会直接断开相应交流断路器，停止功率的传输，三站都退出运行。

3 故障后断路器动作特性分析

为辨识在发生瞬时性和永久性故障时及故障切除阶段，各直流断路器的电压、电流、功率变化及断路器的动作特性，利用PSCAD/EMTDC搭建了昆柳龙直流系统模型，对系统不同运行方式下线路侧、换流站内、交流侧发生短路故障进行仿真，并在198种不同类型的故障仿真基础上，总结各换流站内以及汇流母线处各断路器的动作情况。其中，由于昆北是唯一功率送端，除了三站闭锁，不存在换流站退出运行的情况，故该站内仅直流旁路断路器有动作，所以在此只列出其他两站的情况。表3—4分别为柳州站和龙门站各断路器动作汇总情况。

表3 柳州站内各断路器动作概率Tab.3 Operation probability of each circuit breaker in Liuzhou Station under failure%

表4 龙门站内各断路器动作概率Tab.5 Operation probability of each circuit breaker in Longmen Station under failure%

可以看出，柳州站的中性母线断路器和极母线HSS动作次数完全一致，说明二者在发生故障时的动作逻辑相同，而且对于换流站内发生的故障都会动作，直流旁路断路器主要动作于昆北和龙门交流故障以及昆北和柳州换流站内故障。中性母线接地断路器则是在柳州站内故障时动作，动作概率很小。龙门站内的中性母线断路器和极母线HSS二者动作特性也相同，当换流站内发生故障时均会动作，站内直流旁路断路器动作情况和柳州站直流旁路断路器一致。汇流母线处的柳州HSS主要动作于本站和龙门站的交流侧故障以及该换流站内故障；龙门HSS则主要是柳龙段直流线路、龙门换流站内和龙门交流侧发生故障时动作。

下面根据仿真结果选取了两种严重故障工况进行系统故障后电流、电压、功率恢复以及相关断路器动作特性分析，其中选取的两种故障情况分别为三端满功率运行时柳州站直流线路侧发生单极永久性故障和龙门站换流站内发生单极永久性故障。

3.1 直流线路故障仿真

在第一种工况下，柳龙段单极线路发生永久性故障，系统检测到线路故障，保护发出指令，昆北站强制移相，同时柳州、龙门两站快速控电压为0，为加速能量释放，实际会控到一定程度的负压，因此故障点电位高于换流站，换流站流向故障点的电流立即反向，故障电流迅速衰减，之后柳州、龙门站控直流电压为0，等待故障点去游离。这一过程持续约400 ms，之后系统发出重启指令，由于故障依旧存在，且系统达到3次重启次数上限，系统直流故障恢复失败。但由于故障发生在受端，考虑仅损失1个负荷端，线路保护动作，此时龙门站站执行Y-ESOF，闭锁本站故障极。同时三站配合，将电流控到15 A以下后，先断开龙门站极母线处高速并联断路器以及开关，再断开汇流母线高速并联断路器，最后断开中性母线断路器，隔离龙门站故障极。随后三站的正常极重新恢复电压和电流继续供电。其中三站电流、电压、功率以及龙门站内断路器动作情况如图3—6所示。

图3 各换流站故障极电流恢复情况Fig.3 Current recovery of fault poles in each converter station

图4 各换流站故障极电压恢复情况Fig.4 Voltage recovery of fault poles in each converter station

图5 各换流站功率恢复情况Fig.5 Power recovery of each converter station

图6 龙门站内断路器动作状态Fig.6 Action state of circuit breaker in Longmen station

3.2 换流站内直流故障仿真

在第二种工况下，龙门站内发生单极阀组接地故障，系统检测到故障后，保护发出指令，执行故障自清除过程，区别于工况一，该故障情况下，柔直站内母线上电流陡升，为了保护柔性换流阀，会采取直接闭锁该换流阀的措施。所以龙门站该故障极在故障电流消除后直接闭锁退出运行，而不是再等待去游离后重新建立起电压。没有发生故障的柳州站继续执行故障重启动作，与昆北站配合完成故障恢复过程。龙门站故障极在退出运行时，当故障电流降低到15 A后极母线HSS最先断开，之后汇流母线处的HSS再断开，最后故障极对应的中性母线断路器断开。故障恢复过程中，各换流站电流、电压、功率恢复情况以及龙门站内断路器动作情况如图7—10所示。

图7 各换流站故障极电流恢复情况Fig.7 Current recovery of fault poles in each converter station

图8 各换流站故障极电压恢复情况Fig.8 Voltage recovery of fault poles in each converter station

图9 各换流站功率恢复情况Fig.9 Power recovery of each converter station

图10 龙门站内断路器动作状态Fig.10 Action state of circuit breaker in Longmen station

在上面分析的两种仿真工况下故障发生后，均在线退出了故障极，导致送端功率缺失，所以送端交流系统最高频率会超过系统稳定运行的允许范围，因此，三端运行时线路发生单极故障应该采取稳控切机措施，来保证送端电网的安全稳定。

4 结论

本文在介绍了特高压混合多端示范工程昆柳龙直流工程以及直流场内各断路器功能的基础上，分析了多端混合直流系统发生故障后故障恢复过程以及交流侧、直流线路、换流站内发生故障后直流断路器相互配合进行故障穿越的过程。在故障遍历的基础上，对比了各直流断路器的动作特性以及断路器动作概率，断路器动作概率越高则表明该故障类型下断路器潜在风险越高，通过动作概率统计确定了系统严重故障，通过严重故障工况下昆柳龙三端直流系统各换流站电流、电压、功率的恢复过程以及断路器动作情况表明，昆柳龙直流在断路器准确动作时，系统可以顺利完成所有的故障穿越，但各断路器运行工况不同，需要根据系统故障情况及断路器动作概率，调整不同断路器的检修和维护计划，从而为今后昆柳龙应对不同故障突发情况以及断路器运行维护工作提供数据参考。