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摘要:针对应用于±160 kV南澳多端柔性直流输电工程的机械式高压直流断路器本体故障的控制保护策略进行研究。首先,分析了机械式高压直流断路器的基本原理;其次,详细分析了机械式高压直流断路器在运行过程中可能出现的故障,包括直流断路器误合、误跳、拒分和拒合等4种故障,及其对南澳多端柔性直流输电工程造成的影响,提出了具体的控制保护策略;最后对所提的控制保护策略进行实时仿真验证,经实时仿真验证后的控制保护策略应用于工程现场。通过实时仿真和现场的试验表明,所提出的控制保护策略能够在机械式高压直流断路器本体故障的情况下保障南澳多端柔性直流输电工程运行的安全性。
0 引言
±160 kV南澳多端柔性直流工程是由中国南方电网公司于2013年底建成并投运的世界首个多端柔性直流输电工程,该工程包括塑城(200 MW)、金牛(100 MW)和青澳(50 MW)3个换流站。2017年12月20日,安装于工程现场的世界首台机械式高压直流断路器正式投运,在直流线路人工短路试验中,该机械式高压直流断路器成功开断直流故障电流,大幅提高了南澳多端柔性直流输电工程运行的灵活性和可靠性。
传统交流断路器可以利用交流电流的自然过零点进行电流的开断,而在直流系统中,由于直流电流不像交流电流一样存在自然过零点,其开断技术一直是研究的热点和难点[1-6]。目前,直流电流的开断技术有基于人工过零的机械式直流断路器[7-8]、基于纯电力电子器件的固态直流断路器[9-10]和两者结合的混合式直流断路器[11-14]。本工程采用机械式高压直流断路器的方案[15],基于耦合式高频人工过零技术实现双向直流电流的快速开断;电压等级为160 kV,具备0~9 kA直流电流的开断能力,开断时间小于5 ms;通态损耗低,无需加外部冷却系统;在高盐、高湿、强风等复杂的户外海岛环境下,占地仅为34 m2。以上特点凸显了此项技术具有良好的经济性和应用前景。
本文针对应用于±160 kV南澳多端柔性直流输电工程的机械式高压直流断路器,详细分析了机械式高压直流断路器在运行中可能出现的故障,及其对工程运行造成的影响,并提出了具体的控制保护策略。同时,对所提出的控制保护策略进行了实时仿真和工程现场试验验证,试验结果表明本文所提控制保护策略具有可行性,为后续机械式高压直流断路器的推广应用奠定基础。
1 机械式高压直流断路器原理
1.1 基本原理
本文所述的应用于±160 kV南澳多端柔性直流输电工程的机械式高压直流断路器(DC circuit breaker,DCCB)基于耦合式高频人工电流过零的技术,其原理如图1所示,其基本原理为电感L1和电容C1组成串联谐振起振回路,产生的高频振荡电流通过耦合电感耦合至由电感L2和电容C2构成的串联谐振振荡回路注入直流电流回路叠加产生电流过零点,并由真空断口实现灭弧而切断直流电流的目的。
图1 机械式高压直流断路器原理
1.2 开断电流仿真
本机械式高压直流断路器安装于南澳多端柔性直流输电工程(由塑城、金牛和青澳换流站构成)中的示意图如图2所示,具有控制简单、可靠性高的优点;其保护范围为青澳换流站区域及金牛换流站汇流母线至青澳换流站线路(即青汇线)。
针对以上的机械式高压直流断路器,对其开断电流过程进行仿真,如图3所示,为:直流断路器收到发分闸信号(由“10”变为“01”)和晶闸管发触发信号(由“00”变为“10”),并延时3.5 ms后信号起作用(模拟实际直流断路器的燃弧延时),串联谐振振荡回路导通,并通过耦合电感将振荡电流注入直流断路器本体支路,在电流过零点时,真空断口灭弧,实现开断直流电流的作用。
图2 安装示意图
图3 开断电流仿真波形
图3中,由上而下波形依次为直流断路器断口分闸信号(“10”为合闸,“01”为分闸)、晶闸管触发信号(“00”为无触发,“10”为触发)和直流断路器本体支路电流。
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