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基于模块化多电平换流器(modular multilevel converter，MMC)的柔性直流输电技术凭借其低谐波、高拓展的优点成为电力系统发展的重点方向[1-3]。随着我国可再生能源的占比不断提升，多端直流电网的建设热潮开始逐步兴起，如舟山直流工程[4]、张北直流工程[5]、白鹤滩直流工程[6]、昆柳龙直流工程[7]等。直流输电技术的弊端在于其故障电流激增速率快、峰值高[8]，且直流电网的故障影响范围大，这使得直流断路器(DC circuit breakers，DCCB)[4,9-10]及直流故障限流器(fault current limiter，FCL)[11-12]等故障电流抑制装置成为构建直流电网所必需的保护设备。近年来，为提升设备的经济性，兼备故障限流及开断功能的直流电网集成化关键设备成为研究的热点[13]，但在已有拓扑的基础上继续研究重合闸策略的文献相对较少。
针对全桥子模块的MMC换流器，文献[14]采用注入特征信号的方式来判别直流故障的性质，用以解决HVDC无法选择性重启的问题，但其没有依托直流故障抑制装备，使用MMC换流器直接切断故障电流，扩大了故障影响范围；文献[15]提出了一种重合闸电阻的计算方法，用以限制桥臂电流，降低重合闸失败后DCCB的电气应力，但如何快速投入重合闸电阻需要进一步设计；文献[16]基于附加电容的放电特性，提出了一种柔性直流输电线路的自适应重合闸策略，有助于降低重合闸失败的电气冲击，但附加电容的预充电电压较难获取；文献[17]针对直流电网提出了一种区分瞬时故障和永久故障的方法，提高了重合闸的交流成功率；文献[18]提出了柔性直流电网换流器与DCCB的快速重合闸协调控制策略，以实现功率的快速恢复。
目前已有的直流系统重合闸研究大多都是利用换流器与DCCB的配合，而随着直流系统电压等级和容量的提升，未来直流电网必定会采用兼备故障限流及开断功能的开关设备。文献[19]、文献[20]相继提出了单端口及多端口的电感耦合型高压直流限流断路器。本文在多端口[20]拓扑的基础上，继续对其重合闸控制策略展开研究，重点研究与弱交流系统相连接的换流站同限流断路器的协同重合闸策略，并在四端双极柔性直流电网仿真系统中对其进行验证。
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本文使用的多端口直流断路器拓扑结构如图1所示。总体由引流支路、故障隔离限流器、初级限流器构成。引流支路采用主动接地模式，包括T1电力电子开关群组以及超快速机械开关S。初级限流器使用LL、L0两个异名端相连接的耦合电感进行限流，T2、T3两个开关群组负责控制耦合电感的连接状态。故障隔离限流器使用L1、L2两个异名端相连接的耦合电感抑制换流器向故障点的注入电流，便于超快速机械开关S2断开，T4、T5、T6 3个开关群组负责控制故障点注入电流的流通路径。该设备的拓扑结构适用于n条直流引出线的直流母线。
图 1 故障限流断路器拓扑
Figure 1. Topology of current limiting DCCB
该设备的工作流程、经济性分析、相关耦合电感的取值在文献[20]中已经详细说明，本文仅作简要描述：
1）限流断路器初始状态为T1、T5、T6关断，T2、T3、T4导通。
2）系统检测到故障电流激增后，迅速关断全部线路的T2、T3将耦合电感L0串联接入电路，抑制故障电流上升率，同时闭合S1。
3）系统确定故障线路后，导通故障线路的T3以及引流支路的T1，构建主动短路点，吸引故障电流。同时关断故障线路的T4，并交替导通T5、T6，使异名端相连的耦合电感L1和L2交替接入，使故障点为高阻抗点，进而迫使全部故障电流流入主动短路点。即可实现S2的零流开断，与故障点实现物理隔离。
4）最后，同时关断T1和T3，切断引流支路的故障电流，冲击电压由T1和T3共同承受。
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直流电网中增加DCCB等故障电流抑制设备的目的就是防止直流故障导致换流器闭锁，扩大故障影响范围。即故障隔离后，换流器的控制系统仍在正常执行控制命令，这将对后续的重合闸过程产生一定的影响。以四端柔性直流电网为例，对故障隔离后的直流电压展开研究。多端口电感耦合型高压直流限流断路器在四端柔性直流输电系统正极线路中的配置情况如图2所示。
图 2 四端直流系统
Figure 2. A four-terminal DC system
由于主从控制策略完全依赖通信系统，所以一般情况下直流电网的各个换流站采用下垂控制策略，实时监测端口直流电压与功率的关系，防止各站之间通信不畅带来的延时。各个换流器下垂控制流程如图3所示。
图 3 外环控制器下垂控制策略
Figure 3. The droop control strategy of outer loop controller
图3中：Pref、Udcref是有功功率和直流电压的参考值；Pac、Udc是实际的交流有功功率和换流器直流端口电压；PN、UdcN是有功功率和直流电压的额定值；Kd是下垂系数；idref是外环控制器输出的d轴电流参考值，输入至内环电流控制器。
当换流器稳定运行时，输入PI控制器的误差值应近乎为0，以此保证idref为恒定值，有功功率和直流电压满足关系式：
$$\left\{ \begin{aligned} & \frac{{{K_{\rm{d}}}({U_{{\rm{dcref}}}} - {U_{{\rm{dc}}}})}}{{{U_{{\rm{dcN}}}}}} + \frac{{\Delta P}}{{{P_{\rm{N}}}}} = 0 \\ & \Delta P = {P_{{\rm{ref}}}} - {P_{{\rm{ac}}}} \end{aligned} \right.$$ (1) $${U_{{\rm{dc}}}} = \frac{{\Delta P{U_{{\rm{dcN}}}}}}{{{P_{\rm{N}}}{K_{\rm{d}}}}} + {U_{{\rm{dcref}}}}$$ (2) 采用下垂控制策略的换流器Udc-Pac的特性曲线如图4所示。
图 4 下垂控制特性曲线
Figure 4. Droop control characteristic curve
当直流电网实现故障隔离后，故障线路被切断，无法继续传输功率，由于下垂控制策略的作用，换流器的端口电压必然发生变化：
1）对于整流站，端口电压将呈现上升趋势，在重合闸前100~200 ms时间段内，可能导致端口过电压。
2）对于逆变站，端口电压将呈现下降趋势，在重合闸前100~200 ms时间段内，可能导致端口欠电压。
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由于绝大多数故障为瞬时故障，重合闸的时长决定了电能的恢复速度。重合闸时长包括操作时长和恢复时长，要实现快速重合闸，必须从这两个方面同时着手。
故障隔离后，故障线路两侧的电感耦合型多端口直流限流断路器的超快速机械开关S1处于闭合状态，S2均处于打开状态，两个限流断路器的动作时序，决定了重合闸的时间。
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限流断路器避雷器完成能量泄放后100~200 ms时间段内直流线路完成去游离，控制保护系统向限流断路器下发重合闸指令。重合闸动作后，直流线路电流迅速上升，表明该故障为永久故障，重合闸失败，重新进入文献[20]的开断流程。直流电流可控地恢复，表明是瞬时故障，重合闸成功。
几种重合闸的时序分析。
时序1：控制保护系统命令故障线路某一侧的限流断路器闭合超快速机械开关S2，然后导通T2、T3、T4 3个电力电子开关群组，待初级限流器与故障隔离限流器实现完全导通后，对故障线路另一侧的限流断路器下发相同时序的指令，随后故障线路进入功率恢复阶段。
时序2：控制保护系统同时向故障线路两侧的限流断路器下发重合闸指令，待超快速机械开关S2闭合后，导通T2、T3、T4 3个电力电子开关群组，故障线路随即进入功率恢复阶段。
时序3：控制保护系统同时向故障线路两侧的限流断路器下发重合闸指令，待超快速机械开关S2闭合后，仅导通T4电力电子开关群组，仍使用L0和LL两个耦合电感限流，防止永久故障导致重合闸电流激增，待确定线路为瞬时故障后，导通两侧限流断路器的T2、T3开关群组。
综合分析3种重合闸动作时序，第1种动作时序最为保守，故障线路两侧的限流断路器先后动作，能够最大程度地降低永久故障对重合闸的不利影响，但重合闸时间过长；第2种动作时序重合闸时间最短，若为瞬时故障，故障线路能够快速恢复功率传输，但若为永久故障，限流断路器需要再次进行限流并开断故障电流，故障电流抑制时间较长，且限流断路器承受的电气应力较大；第3种动作时序能够有效抑制重合闸失败后的故障电流上升速率，在故障电流开断的过程中节省了限流时间，同时降低了设备的电气应力，若为瞬时故障，仅需要导通T2、T3开关群组即可将L0旁路，电力电子设备的导通速度极快，对功率恢复时长影响较小。综上所述，拟采用第3种动作时序作为多端口直流限流断路器的重合闸策略。
但由于发生故障到重合闸这一段时间内，各个换流器并未闭锁，仍受到外环控制器的下垂控制，有可能导致故障线路两侧的换流站直流端口电压严重不平衡，若在这种状态下进行重合闸，必定会在故障线路上产生一定的冲击电流，这种冲击电流有可能会使控制保护系统误认为故障是永久故障，致使重合闸失败。
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由于换流器的下垂控制会对重合闸造成不利影响，所以当限流断路器开断故障电流，故障线路两侧的换流站需要改变控制策略，为快速重合闸提供相对平衡的电压环境。
对换流器控制系统与重合闸的配合方向，四川大学进行了较为深入的研究，并提出了一种改进型的混合式DCCB快速重合闸策略[18]，能够有效降低重合闸时的冲击电流。但该策略以及所搭建的模型，仅适用于与强交流电网相连接的换流站，即直流故障被隔离后，交流电网能够瞬间恢复额定电压与频率，以此来维持换流站控制系统的定直流电压控制策略。
但通常柔性直流输电系统需要与诸如风电等可再生能源相连接，可再生能源发电厂侧的换流站所连接的交流系统相对较弱，即直流故障被隔离后，交流电压不会立即恢复，对于孤岛风电场等系统，甚至无法自恢复，所以需要换流器的进一步控制，才能维持交流系统的稳定。
近年来，我国所建设及规划的柔性直流系统，均为双极输电模式，相比于对称单极模式，双极模式传输容量更大，且能够实现功率转带。其最大的特点为每个换流站含有两个换流器，两换流器可以采用不同的控制策略以实现对快速重合闸的支持。在直流电网中与风电场相连接的双极柔性直流换流站接线结构如图5所示。
图 5 海上风电经直流并网示意图
Figure 5. Sketch map of grid connection of offshore wind farm via DC network
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双极直流系统发生单极接地短路故障后，在交流侧呈现三相短路特性，故障极线路被切除后，非故障极仍能够继续传输一半的有功功率[21]。
依据上述特性，当风电场等弱交流系统的盈余功率仍可从非故障极进行传输，所以快速重合闸逻辑可以分为以下两个步骤。
步骤1：控制算法转换。当限流断路器完成故障隔离后，将与故障极相连接的换流器的外环控制器d轴分量转换为直流电压控制，q轴分量转换为交流电压控制，即STATCOM运行状态，如图6(a)所示，其目的是维持直流电压及交流电压有效值恒定。与非故障极相连接的换流器的外环控制器采用交流频率控制及交流电压d、q轴分量控制，即定VF运行状态，如图6(b)所示，其目的是维持交流电压频率及相位恒定。两个换流器的控制策略相结合，为弱交流系统提供一个相对稳定的交流电压，便于故障极换流器控制直流电压。
图 6 故障隔离后各换流器控制策略
Figure 6. Control strategy of converters after the fault isolated
图中：ua、ub、uc分别为实际测量的三相交流电压；URMS和URMS_ref分别为交流相电压有效值及参考值；UacN为交流相电压额定值；θ为同步相位；ud和uq分别为交流电压d轴和q轴分量；Udref和Uqref分别为交流电压d轴和q轴分量参考值；iqref为外环控制器输出的q轴电流参考值；vdref和vqref分别为内环电流控制器输出的d轴和q轴电压参考值；ua、ub、uc分别为注入阀基控制器的三相电压参考值。最终由阀基控制器输出触发脉冲，作用于换流器子模块的IGBT开关器件。
步骤2：快速重合闸。采用第3种动作时序后，若监测到故障电流迅速上升超过额定值，则认定为永久故障，导通T1进行引流，同时交替导通T5和T6限制注入故障点的电流，待S2完全拉开后，断开T1开关组，切断故障电流。若无电流激增现象，则导通T2和T3，各个换流器恢复正常控制策略，使idref从0开始上升至设定参考值，直流网络恢复正常工作状态。
自故障隔离至重合闸结束这段时间的具体操作流程如图7所示。
图 7 基于限流断路器的快速重合闸流程图
Figure 7. Flow chart of fast reclosing based on current limiting circuit breaker
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为校验所提出的多端口直流限流断路器快速重合闸策略，在PSCAD/EMTDC中搭建了四端双极MMC-HVDC输电系统，各换流站间的正、负极连接方式以及多端口限流断路器在正、负极的配置方式均与图2相同。此外，4个换流站的直流中性点通过接地的金属回线相连接。各个换流站的相关参数如表1所示，其中换流站1与风电场连接。
表 1 四端直流系统参数
Table 1. Parameters of four terminal DC system
参数名称 换流站1 换流站2 换流站3 换流站4 额定传输功率/MW 3000 3000 1500 1500 子模块电容/mF 15 15 11.2 8 子模块数/个 264 264 228 264 直流电压/kV ±500 ±500 ±500 ±500 桥臂电感/mH 75 75 75 75 中性线电感/mH 150 150 150 150 L1、L2/mH 20 20 20 20 LL/mH 100 100 100 100 L0/mH 100 100 100 100 耦合系数 0.9 0.9 0.9 0.9 变压器变比/kV 525/263 525/263 525/263 525/263 -
在四端柔性直流输电系统稳定运行后2 ms，在换流站1-换流站2输电线路正极发生短路故障[20]，故障电流迅速上升，初级限流器耦合电感投入后，对故障电流抑制效果显著，引流支路基本能够吸引全部故障电流，限流断路器达到了在6 ms内实现故障隔离的基本要求。在该过程中故障电流峰值不足6.5 kA，T1开关群组承受最大冲击电压，约为550 kV，略高于额定电压500 kV，T4、T5、T6 3个开关群组承受冲击电压不足50 kV，基本可以忽略，相关电压、电流波形如图8所示。所以该多端口电感耦合型直流限流断路器具备良好的故障电流开断能力，可以进行下一步的重合闸校验。
图 8 故障隔离测试电压、电流波形
Figure 8. Voltage & current waveform of fault isolation test
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故障隔离后，直流线路需要100~200 ms的去游离时间，这段时间内若换流站1故障极换流器仍采用下垂控制策略，其交流侧三相电压标幺值如图9(a)所示，直流正、负极电压标幺值如图9(b)所示，非故障极换流器交流有功功率Pac及无功功率Qac标幺值如图9(c)所示。系统于t=2 s时发生正极接地故障。
图 9 直接重合闸换流站1交直流电压及功率
Figure 9. AC / DC voltage and power of converter station 1 under direct reclosing
由图9可知，直流故障后，即使限流断路器完成故障隔离，换流站交流侧仍无法恢复正常交流电压，因此非故障极换流器也无法正常消纳风电场功率，交流功率振荡严重。由于换流器的控制，直流电压相对稳定，正极电压呈现上升趋势，与前文分析一致。该状态下，若在t=2.2 s时进行重合闸，则直流侧电流如图10所示。
图 10 直流重合闸前后直流电流
Figure 10. DC current before and after direct reclosing
由图10可知，由于故障极两侧的直流电压不均衡，限流断路器重合闸后直流线路电流峰值仍可达到1.7 pu，且呈现振荡趋势，t=2.35 s时刻以后，直流电流逐渐呈现可控趋势。根据表1计算得出，换流站1直流额定电流为3 kA，即重合闸所导致的冲击电流峰值约5.1 kA，该电流必定使限流断路器再次开断，导致重合闸失败。
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故障隔离后，换流站1的2台换流器分别切换为图6所示的控制策略，在维持风电场交流电压的同时保证直流电压为额定电压。此外，由于换流站2连接电网，只需要在故障隔离后切换至直流电压控制即可，总目标是保证重合闸时刻故障线路两侧的电压为平衡状态。
系统于t=2 s时发生正极接地故障，换流站1交流侧三相电压标幺值如图11(a)所示，直流正、负极电压标幺值如图11(b)所示，非故障极换流器交流有功功率Pac及无功功率Qac标幺值如图11(c)所示。
图 11 配合重合闸换流站1交直流电压及功率
Figure 11. AC / DC voltage and power of converter station 1
由图11可知，直流故障后，换流器交流侧三相电压以及直流正极电压在故障阶段略有下降，限流断路器于t=2.006 s时刻完成故障隔离，交直流两侧的电压均能够恢复平稳状态。由于风电场相当于交流电流源，所以采用VF控制的非故障极换流器能够正常消纳风场的功率。该状态下，若在t=2.2 s时进行重合闸，则直流侧电流如图12所示。
图 12 配合重合闸前后直流电流
Figure 12. DC current before and after coordinate reclosing
由图12可知，由于故障极两侧的直流电压几乎相同，若为瞬时故障，限流断路器重合闸后直流线路电流无激增现象，于t=2.21 s时将换流站1及换流站2的各个换流器切换至原始控制策略，开始传输功率，进入故障恢复阶段，正极（故障极）电流平稳上升。由于接地金属中性线电抗器对正极电流的阻碍作用，所以在功率上升阶段部分正极电流被迫流入负极线路，导致负极出现短时间过电流现象。大约在t=2.3 s时刻柔性直流输电系统完全恢复正常输电。
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1）本文分析了故障隔离后，直流电网下垂控制策略对换流站直流端口的电压影响，得到了重合闸时刻故障线路两侧存在较大电压差的结论，这将导致直流线路出现较大的冲击电流，致使重合闸失败。
2）本文设计了不同动作时序的多端口限流断路器重合闸策略，通过对比分析，得出动作时序3既能够满足重合闸的速度要求，也能够有效防止电流激增，降低再次开断的电气应力。
3）针对与风电场等弱交流系统相连接的换流站，本文设计了故障隔离后换流器控制策略的切换方式以及与限流断路器的配合方法，形成了快速重合闸流程。
4）在PSCAD/EMTDC中搭建了四端双极MMC-HVDC输电系统以验证所提出的重合闸策略，通过与限流断路器直接重合闸的对比仿真，得出了所提出了快速重合闸方案适用于与弱交流系统相连接的柔性直流电网，并且具有较短的故障恢复时间。
Adaptive Reclosing Strategy of Multi-port Inductively Coupled Current Limiting DC Circuit Breaker
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摘要: 高压直流（high voltage DC，HVDC）电网是连接可再生能源与交流主网的主要载体，直流故障后的恢复速度对整个交直流电网的稳定性有重要影响。基于多端口电感耦合型高压直流限流断路器，提出一种与直流电网换流器控制策略相配合的快速重合闸策略。介绍了多端口限流断路器的拓扑结构，分析了换流器控制策略对故障隔离后直流电压的影响，并对限流断路器的重合闸时序进行了选择，形成了与风电场等弱交流系统连接的换流器-断路器协调配合重合闸的控制策略及逻辑流程。在4端双极直流电网仿真模型中，验证了所提重合闸策略具有冲击电流较低，故障恢复时间较短的优势。Abstract: HVDC power grid is the main carrier connecting renewable energy and AC main network. The post-DC fault recovery speed greatly impacts the stability of the whole AC/DC power grid. Based on multi-port inductively coupled high voltage DC current limiting circuit breaker, a fast reclosing strategy coordinating with converter control strategy of HVDC grid was proposed. Firstly, the topological structure of multi-port current limiting dc circuit breaker was briefly presented. Secondly, the influence of converter control strategy on DC voltage after fault isolation was analyzed. Thirdly, the reclosing sequence of current limiting circuit breaker was selected and the control strategy and logic flow of coordinated reclosing for converter-circuit breaker connected with such weak AC system as wind farm and so on were formed. Finally, in a simulation model of four-terminal bipolar HVDC grid it is verified that there is relatively lower impulse current in the proposed reclosing strategy and the failure recovery time is shorter.
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Key words:
- DC fault /
- current limiting circuit breaker /
- reclosing /
- control strategy /
- weak AC system
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图 5 海上风电经直流并网示意图
Figure 5. Sketch map of grid connection of offshore wind farm via DC network
图 7 基于限流断路器的快速重合闸流程图
Figure 7. Flow chart of fast reclosing based on current limiting circuit breaker
图 9 直接重合闸换流站1交直流电压及功率
Figure 9. AC / DC voltage and power of converter station 1 under direct reclosing
表 1 四端直流系统参数
Table 1. Parameters of four terminal DC system
参数名称 换流站1 换流站2 换流站3 换流站4 额定传输功率/MW 3000 3000 1500 1500 子模块电容/mF 15 15 11.2 8 子模块数/个 264 264 228 264 直流电压/kV ±500 ±500 ±500 ±500 桥臂电感/mH 75 75 75 75 中性线电感/mH 150 150 150 150 L1、L2/mH 20 20 20 20 LL/mH 100 100 100 100 L0/mH 100 100 100 100 耦合系数 0.9 0.9 0.9 0.9 变压器变比/kV 525/263 525/263 525/263 525/263 
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