0 引言

伴随着全球经济社会的发展,一次能源消费增长和生态环境显著恶化问题日益突出,世界各国均提出了从化石能源向清洁能源转变的发展规划,同时也加快了大规模可再生清洁能源的开发和利用。促进可再生能源的高效开发利用,推动大范围的电力资源优化配置和变革,保障电力可靠供应和提高电网运行的经济性、灵活性,将成为我国电力事业当前和未来发展的重点。

张北地区可再生资源丰富,种类齐全。按照张北可再生能源发展规划,该地区将于2020年建成大型可再生能源基地,已开发和规划开发的装机规模巨大,且拥有风、光、抽蓄等多种典型因素,具备良好的多能互补特性。然而,由于该地区可再生能源资源和能源消耗的不对称分布,以及可再生能源的间歇性和波动特征,难以实现大规模可再生能源的整合和消费需求。

新一代的柔性直流输电技术发展日趋成熟,其独立功率调节和灵活运行能力,为间歇性的可再生能源的并网与消纳提供了安全高效的解决方案。目前,世界范围内投入商业运行的大部分柔性直流输电工程均采用点对点输送方式,工程案例如舟山5端±200 kV/1 000 MW（总容量）工程和厦门±320 kV/1 000 MW（总容量）工程。相较于多条点对点输送方式,直流电网在高压大容量领域中具备更好的可靠性、经济性和灵活性^[1]。

随着张北地区风电、光电等可再生能源不断开发,为了有效解决该地区大规模可再生能源安全并网、灵活汇集与送出困难等问题,国家电网公司研究决定,在张北地区建设柔性直流电网科技示范工程。确定建设四端环形柔性直流电网,选择在河北的康保、张北建设两个±500 kV送端柔性直流换流站,在河北省丰宁建设的±500 kV柔性直流换流站为调节端,在北京建设一个±500 kV受端柔性直流换流站。

本文从对张北四端直流电网的背景分析入手,概述张北系统配置方案和关键设备的技术参数要求,并在此基础上成功研制出±500 kV换流阀和±500 kV直流断路器关键设备样机。最后通过开展关键设备的系列试验,有效验证了所研发样机参数满足张北四端直流电网的需求。

1 张北四端直流电网设计

1.1 张北直流电网概况

随着我国张家口地区新能源快速增长,大规模、高比例新能源的可靠输送消纳能力亟需提升。然而,张家口地区的交流电网相对薄弱,即使通过增加动态无功支撑,500 kV交流系统的输电能力改善仍然有限。同时,张家口坝上地区电网的电源几乎都是可再生能源,没有传统同步发电机提供电压支撑。所有这些导致可再生能源传输消纳困难。

张家口地区毗邻京津唐负荷中心,考虑到柔性直流输电技术的优势,利用柔直技术解决张北地区可再生能源的输送消纳问题将是一个积极示范。此外,张家口和北京将联合举办“绿色冬奥会”。基于以上条件,国家电网公司在张北地区规划建设世界上第一个基于架空线的柔性直流电网示范工程。图1所示为张北柔性直流电网示范工程的地理位置。

张北柔性直流电网示范工程采用四端环网,系统配置是带金属回线的双极拓扑结构,如图2所示。系统的主要参数如表1所示。在张北四端柔性直流电网中,张北和康保换流站为送端,用于汇集当地风电;丰宁换流站为调节端,接入当地抽水蓄能,抑制风电波动;北京换流站为受端,用于为北京提供稳定清洁的电力。

当系统正常运行时,张北和康保换流站同时向直流电网注入电能,用于维持整个系统的电压稳定和功率平衡。丰宁和北京换流站根据负荷需求从直流侧接收电能,图3展示了系统的潮流分布。

1.2 系统配置方案

考虑到传输距离和电压等级增长的成本,张北直流电网采用架空线设计,采用架空线将增加直流故障的概率,由于柔性直流输电系统是低阻尼系统^{[ 2]},直流故障电流发展速度快,并且由于其无过零点,以致其开断困难。换流器主要由电力电子器件组成,耐流能力有限,故障清除、隔离速度要求

图1 张北四端直流电网地理位置 Fig.1 Geographical location of Zhangbei four-terminal DC grid

图2 张北四端直流电网设计原理图 Fig. 2 Schematic of Zhangbei four-terminal DC grid

表1 张北直流电网主要参数 Table 1 Main parameters of Zhangbei DC grid

高;如不能快速隔离故障,会造成多换流站闭锁,引起直流系统功率中断。为减小直流故障带来的影响,直流电网应能快速清除、隔离故障。

目前,模块化多电平技术（MMC）广泛应用于柔性直流输电工程中,子模块拓扑主要包括半桥子模块结构和全桥子模块结构。半桥MMC在闭锁后不能切断故障电流,全桥MMC能切断故障电流。根据不同子模块结构MMC的故障特性,直流电网

图3 张北四端直流电网潮流分布 Fig.3 Power flow distribution of Zhangbei four-terminal DC grid

快速清除、隔离故障,主要有两种技术路线：一种是采用直流断路器,跳开故障线路,分断故障电流;一种是采用故障自清除换流器,通过换流器闭锁阻断故障电流,配置快速机械开关隔离故障区域^{[ 3- 4]}。本文在张北直流电网工程中对这两种技术路线进行了对比。

1.2.1 半桥MMC+直流断路器方案

该技术路线如图4所示,换流器采用基于半桥子模块的MMC;每条线路的首末端,均配置一套直流断路器。由于采用架空线路,张北柔性直流电网故障恢复需要考虑重合闸功能;为了减小故障对交直流电网的影响,发生故障时,仅允许近端换流器闭锁,直流电网功率传输不间断。

采用该技术路线,康保—丰宁线路永久故障仿真结果如图5、图6所示。

从仿真结果可以看出,故障远端换流站维持直流电压,保证直流电网持续运行,一旦故障清除,闭锁换流站可以在短时间内解锁,恢复正常运行。

1.2.2 自清除换流器+直流快速开关的方案

该技术路线如图7所示,换流器采用具有故障自清除能力的MMC子模块结构^{[ 5- 6]},每条线路的首末端均配置一套直流机械开关。针对该方案,一旦发生直流侧故障,需要通过闭锁全部换流器以实现故障的清除;需要通过直流机械开关的分断,实现换流站与直流故障线路的隔离;此方案将造成直流电网功率传输中断,对交流系统冲击较大。

采用该技术路线,康保-丰宁线路永久故障仿真结果如图8、图9所示。

图4 技术路线一 Fig.4 The first technical route

图5 换流站直流电压 Fig.5 DC voltage of converter station

图6 换流站有功功率 Fig.6 Active power of converter station

从仿真结果可以看出,故障引起的功率中断时间较长,对系统冲击相对较大,可能会造成康保、张北换流站风电场侧系统频率和电压大幅波动。

图7 技术路线二 Fig.7 The second technical route

图8 换流站直流电压 Fig.8 DC voltage of converter station

1.2.3 方案对比

从表2可以看出,半桥MMC+直流断路器方案是直流故障清除与隔离的最优方案;全桥MMC+直流机械开关方案,将导致“局部故障,全网停运”问题,只建议在端对端直流系统中应用;鉴于两种技术路线的优缺点,推荐张北工程采用“半桥MMC+直流断路器”系统配置方案。

1.3 关键设备技术参数要求

由于张北工程采用了直流架空线路,因此大大增加了发生暂时性故障的概率。直流电网发生直流双极短路故障时,系统的暂态电流水平最为严重。因而为了确保整个系统最大程度的安全、可靠持续运行,张北工程的保护原则为故障清除前,最多有一个换流站因为过流而闭锁。为满足以上要求,一方面要求换流阀具备一定的故障电流耐受能力,尽可能不发生闭锁;另一方面,直流电网的保护系统

图9 换流站有功功率 Fig.9 Active power of converter station

表2 方案对比 Table 2 Comparison of schemes

应能快速检测与定位直流故障,并且直流断路器在尽可能少的换流器闭锁前,切断故障暂态电流。为此,需要明确系统的暂态电流水平,提出对关键设备的技术参数要求。

目前,直流系统保护装置检测和定位直流故障的最短时间为3 ms,该时间也将作为张北直流电网保护系统的基本设计参数。根据已经在舟山五端直流输电系统中投运的直流断路器,其设计的开断时间为3 ms,而张北工程直流断路器的开断电流能力和开断时间都将在舟山工程的基础上进一步提高。在暂态电流计算时,仍以开断时间3 ms作为最低的要求。因此,从直流侧故障发生到暂态电流下降的总时间为6 ms（保护出口3 ms+直流断路器开断3 ms）,这将意味着需要通过比较故障发生后6 ms时的暂态电流和换流器的过流保护阈值来判断是否需要闭锁换流器。

当直流电网发生极对极短路故障时,所有的换流器将向故障点注入短路电流。直流侧的短路故障电流主要由换流阀子模块电容放电电流和交流系统馈入的短路电流组成。为了限制故障清除期间的暂态电流,需要配置直流电抗器。针对张北直流电网,提出了两种直流电抗器的配置方案,分别为集中式和分散式方案,分别如图10(a)和10(b)所示。根据进一步的分析可知,当线路发生短路故障时,采用分散式配置,远端换流站的放电回路电抗更大,故障扩散速度更慢,因此张北直流电网可采用分散式来抑制远端换流站的闭锁。

针对分散式直流电抗器配置方案,在不同电抗器取值、直流电网不同位置下发生极对极短路故障进行仿真计算,其仿真结果如表3所示。表中,每一时刻对应的暂态电流为同一时刻不同位置故障下暂态电流的最大值。

从表3可以看出,增大直流电抗器能够有效降低故障下的暂态电流。然而,增大直流电抗同样会使得直流系统的动态特性恶化,因此直流电抗器的取值需要综合考虑。

当康保站和丰宁站的过流保护阈值为4 kA、张北站和北京站的过流保护阈值为6 kA、直流电抗器取值为200 mH时,直流电网发生直流线路故障后6 ms内,最多有2个换流站闭锁。2个换流站闭锁的情形发生在张北与康保之间的直流线路故障中,原因在于张北和康保之间的距离最短,线路阻抗最小。因此,为满足换流站闭锁数目的要求,通过优化张北和康保之间线路配置的直流电抗器进行,将其取值增加至300 mH,使得直流故障发生6 ms内最多有一个换流站闭锁。

图11所示为直流线路故障发生后,直流断路器需要开断的最大暂态电流。从图11可以看出,6 ms内直流断路器开断电流为12.984 kA,考虑一定的裕度,同时考虑到张北直流电网未来将扩展至7端,直流断路器的开断能力将不应低于25 kA/3 ms。

2 换流阀研制

张北直流输电系统换流阀采用的双极半桥MMC拓扑结构,其基本功能单元为子模块。每个换流器由三相换流单元组成,每个相单元包含两个阀桥臂,由相同个数的子模块串联组成。单个功率子模块单元拓扑由两个全控型器件IGBT和一个电容器组成。子模块的投入和切出是通过控制IGBT来实现的。因此,桥臂电压等于所有投入的子模块单元电压值之和。换流器的直流电压值由上下桥臂电压叠加得到,通过改变投入的子模块个数,从而

图10 不同的直流电抗器配置方案 Fig.10 Different configuration schemes of DC reactor

表3 不同时刻下最大暂态电流 Table 3 Maximum transient current at different time

图11 线路故障6 ms内直流断路器最大开断电流 Fig.11 Maximum transient current to be cut off by DC breaker at 6 ms after failure

得到所需的交流电压。

IGBT是换流阀的核心半导体部件,额定工作电压由子模块的电容电压纹波,器件的故障率,直流电容金属膜的制造水平,以及子模块自身保护决定。考虑以上因素,换流阀系统的应用现状,工作可靠性以及性价比,子模块的额定工作电压定为2.2 kV。

基于换流阀的结构,每个桥臂包含两个双联四层的阀塔。每层包含6个阀模块,每个阀模块包括6个子模块。一个阀模块包含多个子模块。根据模块化及标准化原则,阀模块设计成标准单元。根据电压等级,恰当选择级联换流阀模块个数以满足系统要求并提升其通用性。考虑每个子模块的额定工作电压,可靠性及操作条件,张北直流联网工程共每个桥臂采用264个子模块,包括20个冗余子模块。换流阀阀塔有阀模块,支撑结构,连接母排,水冷管线,均压结构,光纤,以及辅助支撑部分。换流阀阀塔有阀模块,支撑结构,连接母排,水冷管线,均压结构,光纤,以及辅助支撑部分。考虑了空气绝缘,MMC换流阀总体上采用支撑阀塔结构,而子模块采用了悬挂结构。±500 kV柔直换流阀阀塔样机如图12所示。

±500 kV柔直换流阀的主要参数列出如下：

（1）额定电压：535 kV。

（2）额定容量：3 000 MW。

（3）开关冲击耐受电压：1 175 kV。

（4）雷电冲击耐受电压：1 425 kV。

（5）100 ms暂态耐受电流：32 kA。

（6）抗震能力：9级。

由于换流阀在5个100 ms周期内能够承受最高32 kA的电压,前述直流断路器的20 kA/3 ms的分断能力不会导致换流阀的损坏或故障。

张北直流输电系统换流阀阀基控制器（VBC）采用分层分布式架构。通过总体电流控制单元,实现环流抑制策略和电压参考波调制等功能,再通过各电压分段控制单元,实现电压平衡策略、子模块投切决策以及点对点子模块控制等功能。同时,通过独立的基于网络共享式微秒级监视系统实现子模块全态在线监测。控制周期和保护周期可达50 μs,并灵活可分,保护周期可以根据保护需求缩至20~30 μs,可以很好的实现分桥臂闭锁等保护策略。

以往工程对于换流阀保护,主要集中在低压穿越方面,达到保护定值,六桥臂闭锁,系统停运。张北直流电网工程采用架空线传输,在运行中会产生较多无需停运的暂态干扰,这对于柔直换流阀的持续运行能力提出了严峻考验,阀基控制器采用分桥臂闭锁策略,对各桥臂电流进行实时微秒级监控,一旦触发保护定值动作,直接对该桥臂发送闭锁命令,使六桥臂能够独立闭锁,而整个系统依旧运行,不影响功率的传输。整个闭锁延迟时间控制在百微秒内,电流恢复正常水平,直接单桥臂解锁,既保护了换流阀设备,系统还可以持续运行不受影响,确保整个直流电网的功率传输稳定可靠。

图13是张北工程阀基控制器样机,图14是分桥臂闭锁保护策略在RTLAB数字混合仿真平台上的换流阀桥臂电流仿真波形。

3 模块级联混合式直流断路器

张北工程设计为对称双极系统,采用半桥式多级变流器（MMC）拓扑结构和架空线路进行电力传输。直流断路器配置在传输线两端,以便快速清除由雷击引起临时故障,并实现快速重合。基于二极管桥模块级联混合式直流断路器拓扑如图15所示,该拓扑包含3个并联支路：主分支、转移支路和能量吸收分支。其中,主支路由超高速机械开关和少

图12 ±500 kV换流阀样机 Fig.12 Prototype of ±500 kV VSC converter valve

图13 阀基控制器 Fig.13 Valve base controller

图14 分桥臂闭锁桥臂电流仿真波形 Fig.14 Waveform of arm current during on separating bridge lock

图15 模块级联混合式直流断路器及其半导体模块 Fig.15 H-bridge modular cascaded hybrid DC breaker and two types of semiconductor module

量的IGBT全桥子模块单元串联构成,用于导通直流系统稳态电流;转移支路承担了分断故障电流的功能,由大量的二极管全桥子模块单元级联构成,其优点是可以在不牺牲断路器分断能力的前提下将IGBT的使用数量减少一半;能量吸收支路由多组避雷器串联构成,每组避雷器并联连接于转移支路基本单元两端,用于抑制分断过电压和吸收系统感性元件储存能量。

文献[7]已经详细介绍了IGBT全桥子模块的工作原理。在本方案转移支路中出现的二极管全桥子模块,由4个快速恢复二极管和2个压接式IGBTs以及一个缓冲支路组成。该拓扑具备双向电流导通和关断能力,其运行工况决定了直流断路器运行状态,包含有导通和关断两种状态,如图16所示。

在导通状态下,电流流通路径由D₁—IGBT—D₃组成,这里值得注意的是,无论电流路径从D₁—D₃还是D₄—D₂,电流流经IGBT半导体器件的方向保持不变。当分断信号触发,IGBT器件被关闭,电流开始流向缓冲支路对全桥模块电容充电直至MOV动作电压。

图17展示了在电流分断期间,本文所提混合式直流断路器的关键操作波形。主支路具有低阻抗特性,在断路器正常操作过程中承载额定负载电流。

图16 二极管全桥模块工作状态 Fig.16 Operating state of diode based H-bridge

图17 断路器分断和重合闸电气应力图 Fig.17 Schematic voltage and current waveforms during current breaking and reclosing

当发生故障后主支路电流i_main在t₁时刻达到预设值时,系统向断路器发出分断指令,主支路的IGBT全桥子模块单元率先被闭锁,以迫使故障电流转移到转移支路。超高速机械开关保持导通状态直至t₂时刻,即主支路电流完全衰减到零。此时故障电流等于转移支路电流i_transfer,当超高速机械开关分离达到足够的距离并且能够耐受瞬时分断电压时,转移支路的二极管全桥模块在t₃时刻被闭锁随机避雷器被激活。在t₃~t₄期间,故障电流由转移支路向能量吸收支路转移。此时,断路器两端电压为避雷器保护电压U_DB（一般设计为1.5倍的系统额定电压U_N）。当能量吸收支路电流i_absorb衰减到零时,断路器分断过程在t₅时刻完全结束,同时断路器两端电压等于系统额定电压U_N。

鉴于张北工程采用架空线进行能量的传输,常见的短路故障多数由雷电引起的临时故障。在断路器第一次成功分断短路故障（临时或永久故障）且等待系统完成去离子化后（t₅~t₆）,断路器在t₆时刻收到重合闸指令即转移支路二极管全桥模块重新被导通。如果直流故障依然存在（永久故障）,且当转移支路电流i_transfer超过保护阀值(I_TH)时,该支路二极管全桥模块会在t₇时刻重新闭锁;如果在临时故障下,意味着转移支路电流不会超过保护阀值,则主支路将被重新导通断路器重新投入运行。

本文所提混合式直流断路器拓扑具备以下特点：

（1）较强的分断能力。

（2）更好的均压效果。

（3）超高速机械开关无弧分断。

（4）快速的重合闸能力。

（5）模块设计更易于扩展。

为了减少断路器的占地面积,其核心部件包括超高速机械开关、半导体器件和避雷器等都被集中安装在一个500 kV高电位支撑平台上,如图18所示。由于该支撑平台采用特有框架结构设计,其抗地震性能可达里氏9.0级。

为满足张北直流电网对断路器的需求,断路器参数如下所示：

（1）额定电压：535 kV。

（2）额定电流：3 kA。

（3）分断时间（不包括故障清除时间）：≤3 ms。

（4）分断电流：≥25 kA。

（5）开路下断路器耐绝缘电压能力：≥800 kV。

（6）重合闸时间：≤300 ms。

4 换流阀与直流断路器试验

换流阀与直流断路器作为直流电网中配置的核心设备,其运行的安全性和可靠性极为重要。为此,在设备投运前必须进行一系列的试验来检测设备是否满足工程的特殊要求。

4.1 换流阀试验技术

IEC62501中规定了柔性直流换流阀的常规型式试验项目,主要包括运行试验、短路电流试验、IGBT过流关断试验、电磁兼容测试试验以及绝缘试验。

在上述试验项目中,运行试验的目的是为了检测换流阀对最严苛的可重复的电压、电流应力的耐受能力和阀体与阀控设备的配合逻辑的正确性。运行试验主要包含了以下试验项目：最大电流连续运行试验、最大暂态过负荷运行试验、最小直流电压试验。其中最大电流连续运行试验需要在试验中等效复现换流阀在额定工况下的电压、电流和热应力;最大暂态过负荷运行试验是为了考核换流阀的短时过负荷耐受能力;最小直流电压试验是为了验证子模块中自取能电源从直流电容器取能回路的正确性。根据IEC62501中的相关要求,运行试验应能等效复现换流阀在实际运行工况下的各种应力参数,包括电压与电流应力、水流量及进出口温度、电力电子开关器件结温、IGBT开关频率、调制策略及其他必要的控制策略等。一般地,在最大电流

图18 500 kV直流断路器样机示意图 Fig.18 500 kV hybrid HVDC breaker prototype

图19 换流阀运行试验拓扑 Fig.19 Operational test circuit of converter valves

连续运行试验需考虑1.05倍的安全系数且试验时间≥30 min,而最小直流电压试验需考虑0.95倍的安全系数且持续时间≥10 min。

模块化多电平换流器内部包含了大量的子模块,其电压等级很高、容量很大,因此很难将完整的换流器作为试验对象进行运行试验。为此,将若干个子模块串联而成的阀段（阀组件）作为试验对象并采用图19所示的等比例缩小的运行试验拓扑来进行试验。

两侧阀组件通过负载电感L₁交换的有功功率P和无功功率Q分别为

\(\)\(\left\{ \begin{align} & P=\frac{{{U}_{\text{1}}}{{U}_{\text{2}}}}{\omega {{L}_{1}}}\sin \delta \\ & Q=\frac{{{U}_{\text{1}}}({{U}_{\text{1}}}-{{U}_{\text{2}}}\cos \delta )}{\omega {{L}_{1}}} \\ \end{align} \right.\) (1)

式中：U₁、U₂为两侧阀组件输出的交流电压;δ为相角差。

交流有功功率在两侧阀组间传输会使两侧子模块电容中储存的能量出现差异,两个相单元间形成直流电压偏差,从而在相间产生直流电流。直流电流总是自动地从直流电压高的一侧流向直流电压低的一侧,从而使两侧电容中的能量重新回归平衡。因此,试验回路中两个相单元交换的交流有功功率P和直流功率P_dc应满足如下平衡关系

\(\)\({{P}_{\text{dc}}}={{U}_{\text{dc}}}{{I}_{\text{dc}}}=P\) (2)

联立式(1)、(2)可以得到试验回路中直流电流I_dc的表达式为

\(\)\({{I}_{\text{dc}}}=\frac{{{U}_{\text{1}}}{{U}_{\text{2}}}}{{{U}_{\text{dc}}}\omega {{L}_{1}}}\sin \delta \) (3)

此外,在负载电感L₁两端电压构成的相量三相形中,利用余弦定理可以计算回路中交流电流为

\(\)\({{I}_{\text{ac}}}=\frac{\sqrt{U_{\text{1}}^{2}+U_{\text{2}}^{2}-2{{U}_{\text{1}}}{{U}_{\text{2}}}\cos \delta }}{\omega {{L}_{1}}}\) (4)

由式(3)、(4)可知,通过改变U₁、U₂、δ的取值可以控制回路中交、直流电流分量的大小,从而在试验中等效复现MMC阀实际工况下的电流应力,典型的运行试验电压、电流波形如图20所示。

4.2 高压直流断路器试验技术

高压直流断路器是柔性直流电网主保护系统执行设备,主要用于排除直流电网系统输电线路短路故障,其工作机理和使用条件与传统交流断路器完全不同,与中低压直流断路器也差别极大。迄今为止,高压直流断路电气试验尚未形成国际、国家标准^{[ 8- 9]}。本文依据工程实践,提出了以绝缘试验和运行试验为骨架的电气试验方案。在运行试验中,分断试验用于验证高压直流断路终止系统最大故障电流能力,是断路器试验技术研究的核心。

根据高压直流断路器整机应力特性和试验等效性研究结论^{[ 10]},能够复现等效应力的断路器分断试验系统需要通过最大电流上升率(di/dt)_max、最大分断电流i_max、分断暂态电压U_MOV、系统电压U_dc以及耗散能量E_dissipation这5个参数来评估。5种参数服从式(5)规律

\({{E}_{\text{dissipation}}}=\frac{1}{2}\cdot \frac{{{U}_{\text{dc}}}{{U}_{\text{MOV}}}}{{{U}_{\text{MOV}}}-{{U}_{\text{dc}}}}\cdot \frac{i_{\max }^{2}}{{{(di/dt)}_{\max }}}\) (5)

采用谐振电源来复现上述5种参数是因为谐振电源是最能模拟真实柔性直流电网系统故障暂态的试验电源。决定谐振电源输出的3个变量分别是电源电容值C、电源电感值L以及电容初始充电电压U₀。分断试验结束后电容终值电压记为U_T。采用谐振电源模拟故障电流发展,主要采用了电源电感L

图20 典型的运行试验电压、电流波形 Fig.20 Typical waveform of valve current and voltage during operational test

和电源电容C振荡放电最初的四分之一周波T_LC,该时段应大于短路电流发展时间T_fault

\(\frac{{{T}_{\text{LC}}}}{4}=\frac{\pi \sqrt{LC}}{2}\ge {{T}_{\text{fault}}}=\frac{{{i}_{\max }}}{{{\left( di/dt \right)}_{\max }}}\) (6)

谐振电源放电电流最大值应大于故障电流最大值

\(i\left( \frac{{{T}_{\text{LC}}}}{4} \right)={{U}_{0}}\sqrt{\frac{C}{L}}\ge {{i}_{\max }}\) (7)

谐振电源释放能量E_LC应大于断路器耗散能量

\({{E}_{\text{LC}}}=\frac{1}{2}CU_{0}^{2}-\frac{1}{2}CU_{\text{T}}^{2}\ge {{E}_{\text{dissipation}}}\) (8)

试验电流过零后,断路器的端间电压为U_T,该值应当大于系统电压

\({{U}_{\text{T}}}\ge {{U}_{\text{dc}}}\) (9)

根据式(6)—(9)可确定谐振电源参数电源电容值C、电源电感值L以及电容初始充电电压U₀。

本文采用谐振电源方法完成了500 kV直流断路器整机的短路电流分断试验及重合闸试验。搭建的谐振电源试验电路拓扑如图21所示。当电源电容C被充满电时,开关K打开,将充电电源与电容隔离。在断路器闭合导通后,触发晶闸管阀开始试验。断路器完成分断后试验结束。采用多次触发晶闸管阀方法,可以实现重合闸试验。试验电路中的电感L用于调节电流上升率和分断电流极值。

2017-07,500 kV高压直流断路器通过了全套型式试验,其中最核心的试验项目就是断路器短路电流分断试验。直流断路器重合闸试验波形见图22。重合闸试验包含两个短路电流分断过程。第1次分断中机械开关在晶闸管阀触发1.6 ms后动作,再延

图21 500 kV断路器分断试验拓扑 Fig.21 Breaking test circuit for 500 kV breaker prototype

图22 500 kV混合式高压直流断路器重合闸试验波形 Fig.22 Reclosing test waveforms of 500 kV hybrid HVDC breaker

时2.6 ms分断峰值为26 kA的电流,端间电压峰值达810 kV。间隔300 ms后进行第2次分断,分断电流为9 kA。

5 结论

张北工程采用半桥模块化多电平换流阀,通过在直流架空线路两侧配置535 kV直流断路器实现如雷击等线路故障的清除。本文详细介绍了张北工程系统主接线方案,并完成了系统故障特性的分析,提出了换流阀和断路器设计需求。进一步研制了500 kV柔直换流阀和模块级联混合式直流断路器。张北工程将于2019年投入使用。

高压直流电网技术是提升大规模可再生能源的并网和消纳能力有效途径,在全球的范围内能源变革的环境下应用需求广泛。英国、欧洲和美国等都提出了柔性直流电网的规划建设,在张北直流的成套设计和试验技术将有利的推进为该技术在全球范围内的推广应用。

参考文献

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