張 吼，楊 勇，許 琤，詹志雄，袁 杰

（國網(wǎng)浙江省電力有限公司舟山供電公司，浙江 舟山 316000）

0 引言

隨著能源短缺、環(huán)境惡化問題的不斷加劇，世界各國已經(jīng)認(rèn)識到能源利用與開發(fā)必須從傳統(tǒng)能源向清潔可再生能源過渡的理念。基于常規(guī)直流及柔性直流的多端直流輸電系統(tǒng)和直流電網(wǎng)技術(shù)是解決新能源并網(wǎng)和消納問題的有效技術(shù)手段之一。

VSC-HVDC（柔性直流輸電）是由可關(guān)斷電力電子器件——IGBT（絕緣柵雙極型晶體管）組成的VSC（電壓源換流器）所構(gòu)成的新一代直流輸電技術(shù)[1]，VSC-HVDC技術(shù)具有無功功率、有功功率可獨(dú)立控制，無需濾波及無功補(bǔ)償設(shè)備，可向無源負(fù)荷供電，潮流翻轉(zhuǎn)時電壓極性不改變等優(yōu)勢。因此VSC更適合用于構(gòu)建多端直流輸電系統(tǒng)及直流電網(wǎng)[2-3]。

2014年7月4日，世界上端數(shù)最多的柔性直流輸電工程在舟山正式投運(yùn)。工程投運(yùn)后，由于直流系統(tǒng)的阻尼相對較低，相比于交流系統(tǒng)，直流系統(tǒng)的故障發(fā)展更快，控制保護(hù)難度更大[4]。同時，對基于IGBT的舟山柔性直流輸電系統(tǒng)來說，一旦直流側(cè)發(fā)生故障，由于IGBT中反向并聯(lián)二極管的存在，無法采用閉鎖換流器的方法來限制短路電流，必須采用斷開交流側(cè)斷路器的方法來分?jǐn)喙收想娏?。因此為快速限制并切斷故障電流，以維持直流電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行并保護(hù)電網(wǎng)中的關(guān)鍵設(shè)備，配置高壓直流斷路器成為有效甚至唯一技術(shù)手段。

2016年12月29日，世界上電壓等級最高、分?jǐn)嗄芰ψ顝?qiáng)的直流斷路器在舟山多端柔性直流工程正式投運(yùn)，實(shí)現(xiàn)了柔直系統(tǒng)故障后健全子系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行和網(wǎng)絡(luò)重構(gòu)，大幅度降低了故障電流對換流站設(shè)備和交流系統(tǒng)的沖擊，實(shí)現(xiàn)了單個換流站和線路的快速帶電投退，并在故障清除后實(shí)現(xiàn)了系統(tǒng)的快速啟動，解決了因直流系統(tǒng)電壓不存在自然過零點(diǎn)導(dǎo)致無法開斷的難題，是直流系統(tǒng)中最為核心的設(shè)備之一。

高壓直流斷路器曾在舟山柔性直流輸電系統(tǒng)操作過程中出現(xiàn)合閘操作后無法分閘的現(xiàn)象。以下詳細(xì)介紹了故障分析及檢測過程，最后通過優(yōu)化調(diào)整工藝、工位等措施解決了該問題，并從技術(shù)、工藝、后臺功能方面提出了優(yōu)化性建議，為同類型高壓直流斷路器的安裝及運(yùn)維檢修管理提供借鑒。

1 設(shè)備原理

發(fā)生故障直流斷路器的型號為DCB-Flexible200，生產(chǎn)日期為2016年9月，操作機(jī)構(gòu)為混合型，主要結(jié)構(gòu)由主回路、電流轉(zhuǎn)移回路和能量吸收回路組成[5]。主回路和電流轉(zhuǎn)移回路主要通過半導(dǎo)體器件IGBT組成，能量吸收回路主要由避雷器實(shí)現(xiàn)。斷路器拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)如圖1所示。

直流斷路器拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)中包括3個支路[6]：

（1）主通流支路由3臺100 kV快速隔離開關(guān)模塊串聯(lián)，為提高分閘速度和滅弧能力，每臺快速開關(guān)內(nèi)由2個極柱（即斷口）組成，再整體與主通流支路電子開關(guān)串聯(lián)。主通流支路電子開關(guān)采用2并3串H橋結(jié)構(gòu)。主通流支路電子開關(guān)采用水冷方式。

（2）轉(zhuǎn)移支路共由144級H橋模塊串聯(lián)組成，分為4個50 kV閥層，每個閥層由4個閥段串聯(lián)，分左右兩列布局，每個閥段由9級H橋模塊串聯(lián)，每個閥層共計(jì)36級H橋模塊串聯(lián)；轉(zhuǎn)移支路電子開關(guān)采用自然冷卻方式。

（3）耗能支路由每層并聯(lián)一組避雷器組成。

斷路器正常運(yùn)行時工作原因[7]，主支路及電流轉(zhuǎn)移支路導(dǎo)通，由于主支路中的導(dǎo)通電阻遠(yuǎn)小于轉(zhuǎn)移支路電阻，電流主要通過主支路。當(dāng)直流側(cè)發(fā)生短路故障，導(dǎo)致直流側(cè)電流達(dá)到斷路器動作閾值或是斷路器收到極控下發(fā)的跳閘指令，則執(zhí)行分閘操作，其控制時序如圖2所示。

圖2 直流斷路器控制時序

正常運(yùn)行時刻t0，斷路器的運(yùn)行參考電流為Irate，當(dāng)tl時刻斷路器保護(hù)設(shè)備檢測到線路電流達(dá)到了保護(hù)閾值Ilim，啟動斷路器轉(zhuǎn)移支路的IGBT導(dǎo)通，并且閉鎖主支路的IGBT閉合，完成第1次換流過程，使線路電流從主支路轉(zhuǎn)移至轉(zhuǎn)移支路。由于主支路處于無電壓、無電流狀態(tài)，快速隔離開關(guān)開始分?jǐn)啵趖2時刻，快速隔離開關(guān)完成了分?jǐn)嗖僮?，電流全部在轉(zhuǎn)移支路，此時斷路器等待控制保護(hù)系統(tǒng)的分閘命令，并且開啟限流功能，t3時刻，斷路器控制設(shè)備收到控制保護(hù)系統(tǒng)的分閘命令，關(guān)閉轉(zhuǎn)移支路的IGBT，使電流向避雷器開始轉(zhuǎn)移，完成第2次的換流過程，避雷器動作后，線路電流得到抑制，t5時刻，避雷器動作結(jié)束。若t4時刻，線路電流達(dá)到了斷路器的最大分?jǐn)嚯娏鱅break而并沒有收到控制保護(hù)系統(tǒng)的分閘命令，斷路器閉鎖轉(zhuǎn)移支路的IGBT，使得電流向避雷器轉(zhuǎn)移，t6時刻避雷器動作結(jié)束[8]。

2 故障現(xiàn)象

某日多端柔性直流換流站進(jìn)行單站投入操作（STATCOM運(yùn)行改有源HVDC充電），直流斷路器合閘過程中，斷路器控制器下發(fā)快速開關(guān)合閘指令后，負(fù)極快速開關(guān)第4個斷口（即第二組快速開關(guān)的極柱2）的B系統(tǒng)（主）位置信號未及時返回，斷路器控制器認(rèn)為快速開關(guān)拒合，導(dǎo)致子模塊全旁路，不再具備分閘條件。圖3為斷路器錄波，從上到下依次為：快速開關(guān)合閘指令；負(fù)極斷路器快速隔離開關(guān)位置信號；正極斷路器快速隔離開關(guān)位置信號。

圖3 斷路器錄波

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離開關(guān)采用主從控制器A、B進(jìn)行獨(dú)立控制，每臺控制器分別接入3個位置檢測傳感器輸入信號，控制器內(nèi)部通過FPGA進(jìn)行3取2邏輯判斷后上傳快速隔離開關(guān)的極柱合分位狀態(tài)信號，位置檢測原理如圖4所示。

快速隔離開關(guān)執(zhí)行合分閘操作時，控制器A與B根據(jù)輸入傳感器信號判斷開關(guān)斷口位置，A與B系統(tǒng)判斷邏輯如圖5所示。

圖5 快速隔離開關(guān)位置判斷邏輯

（1）在合閘操作時，控制器檢測到分位為邏輯“0”，合位為邏輯“1”，判斷開關(guān)斷口運(yùn)動到合位。

（2）在分閘操作時，控制器檢測到合位和分位為邏輯“0”，同時中間傳感器檢測到上升沿脈沖信號，判斷開關(guān)運(yùn)動到耐受暫態(tài)開斷電壓的距離。

（3）在分閘操作時，控制器檢測到合位為邏輯“0”，分位為邏輯“1”，判斷開關(guān)斷口運(yùn)動到分位。

根據(jù)上面開關(guān)位置判斷邏輯和存在告警的現(xiàn)象，分析可能導(dǎo)致告警的原因主要有以下幾種：

（1）斷路器通信原因：在快速隔離開關(guān)執(zhí)行合閘操作后，發(fā)生通信中斷或通信報文丟失而導(dǎo)致快速隔離開關(guān)的位置檢測傳感器信號傳輸延遲。

（2）斷路器控制器處理異常原因：斷路器控制器在接收到通信報文后的處理進(jìn)程中，可能發(fā)生信號處理有誤或延遲[9]。

（3）開關(guān)位置傳感器響應(yīng)延遲：位置傳感器在斥力機(jī)構(gòu)高速沖擊下偏離額定工作位置從而導(dǎo)致傳感器響應(yīng)延遲[10]。

3.2 故障檢測

經(jīng)故障分析后，檢修人員對該設(shè)備進(jìn)行了故障檢測，檢測方法、過程如下。

3.2.1 檢測方法

采用快速隔離開關(guān)控制板，模擬斷路器控制器發(fā)出操作指令，同時接收快速隔離開關(guān)的上送數(shù)據(jù)，并進(jìn)行錄波，對異常告警進(jìn)行定位和分析。

3.2.2 檢測過程

圖6為第1次測試的錄波數(shù)據(jù)，從上到下的信號分別為合閘指令close_com，快速分閘指令fast_open_com，慢速分閘指令slow_open_com，上位機(jī)下發(fā)給控制板的操作指令碼com，快速開關(guān)接收到指令后的啟動信號pole1_start，極柱1合位傳感器信號pole1_close，極柱1分位傳感器信號pole1_open，極柱2合位傳感器信號Pole2_close，極柱2分位傳感器信號pole1_open。

圖6 傳感器調(diào)整前測試錄波波形

從測試波形中可知，在合閘指令發(fā)出后，快速隔離開關(guān)啟動，在大約15 ms左右快速隔離開關(guān)2的極柱1的合位和分位傳感器信號均正常變位，快速隔離開關(guān)2的極柱2的合位傳感器信號正常變位，但分位傳感器信號未及時變位，即說明快速隔離開關(guān)2的極柱2的分位傳感器的返回信號未及時變位。因而可以排除通信故障和斷路器控制器處理故障，初步分析可能是快速隔離開關(guān)極柱2的分位傳感器安裝位置偏移。

經(jīng)現(xiàn)場排查發(fā)現(xiàn)，該設(shè)備分位傳感器安裝不牢固且離開關(guān)合閘位置過近，隨后檢修人員對傳感器位置進(jìn)行調(diào)整并緊固后重新進(jìn)行測試。

圖7為經(jīng)過調(diào)試后的第1次測試波形圖，可以看出快速隔離開關(guān)2的極柱2（pole2_open）的分位傳感器在15 ms左右已正常變位，說明故障排除。為進(jìn)一步充分驗(yàn)證，此后又進(jìn)行了幾次操作測試，快速隔離開關(guān)2的極柱2（pole2_open）分位傳感器均在正常時間變位，說明問題已解決。

圖7 傳感器調(diào)整后第一次測試錄波波形

3.3 故障分析結(jié)論

通過以上的分析及檢測，檢修人員得出結(jié)論，由于斷路器2號開關(guān)內(nèi)2號極柱分位傳感器在前期安裝過程中傳感器位置安裝不牢固（安裝位置如圖8所示），且調(diào)試階段快速隔離開關(guān)頻繁操作，隔離開關(guān)位置傳感器在高速沖擊下偏離額定工作位置從而致使傳感器響應(yīng)延遲，導(dǎo)致斷路器拒動。

圖8 傳感器安裝示意

同時偏移的分位傳感器離合位過近，直流斷路器合閘過程中，斷路器控制器下發(fā)快速開關(guān)合閘指令后，快速開關(guān)第4個斷口（第2組快速開關(guān)的極柱2）的B系統(tǒng)（主）位置信號未及時返回，且分位傳感器感應(yīng)到合位信號，與控制邏輯不符，斷路器控制器認(rèn)為快速開關(guān)拒合，導(dǎo)致子模塊全旁路，不再具備分閘條件。最終檢修人員將分位傳感器調(diào)整至正確工作位置，解決了斷路器操作拒動問題。

4 結(jié)語與建議

以上介紹了舟山柔性直流輸電系統(tǒng)中混合型直流斷路器出現(xiàn)操作拒動故障現(xiàn)象，故障原因主要包括斷路器與控制系統(tǒng)的通信故障、斷路器控制器處理功能異常、斷路器分合位置傳感器異常。在此通過工況模擬檢測，排除了通信及控制器異常原因，故障定位在位置傳感器，發(fā)現(xiàn)其位置偏移，最終通過將位置傳感器調(diào)整至正確工作位置的方法解決了斷路器操作拒動的問題。

鑒于世界首個五端柔性直流工程換流站內(nèi)的直流斷路器設(shè)備具有極強(qiáng)的特殊性，為此，通過此次故障現(xiàn)象的分析判定，結(jié)合實(shí)際工作經(jīng)驗(yàn)，提出以下建議：

（1）混合型直流斷路器的結(jié)構(gòu)組成方面是由電力電子元器件為核心，高壓電氣設(shè)備為配合的綜合性設(shè)備，運(yùn)行工況較之交流設(shè)備更為苛刻；且舟山多端柔性直流工程200 kV高壓直流斷路器作為全球首臺投入工程應(yīng)用的高壓直流斷路器，需要大量試驗(yàn)測試斷路器各項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)指標(biāo)，建議制定權(quán)威性的檢修規(guī)程，以規(guī)范檢修工藝。

（2）建議監(jiān)控后臺增加斷路器操作次數(shù)統(tǒng)計(jì)功能，從而更好保證舟山示范工程200 kV直流斷路器系統(tǒng)的運(yùn)行可靠性。

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