舟山柔直直流断路器用电容器运行评价

（国网浙江省电力有限公司舟山供电公司，浙江 舟山 316000）

0 引言

VSC-HVDC（柔性直流）输电系统无法实现直流故障的快速清除，一旦局部发生故障，系统中所有换流站必须停止运行，多端柔性直流输电技术的发展和广泛应用因此受到了制约。

为了更好地掌握直流断路器器运行状态与电气特性，同时解决工程运行过程中存在的问题，国家电网公司决定开展直流断路器在舟山柔直工程中的商业化应用。2016年12月29日首套直流断路器在舟山工程正式投入工程运行，不仅能实现故障后健全直流子系统稳定运行和网络重构、大幅降低故障电流对换流站设备和交流系统的冲击、保障系统设备安全，还能实现换流站和线路的快速带电投退，并在系统故障清楚后实现系统的快速启动。舟山柔直高压直流断路器采用机械开关和电力电子器件相结合的混合式拓扑，额定电压200 kV，额定电流2 kA，短路电流分断能力15 kA，分断时间3 ms，暂态电压300 kV，实现双向故障电流的快速无弧分断。本文对投运近3年的2台断路器主支路的直流支撑及转移支路吸收电容器进行了应力分析和抽检试验，归纳总结了设备运行评价流程，可用于指导实际生产运行。

1 直流断路器

基于快速机械开关和全桥（H桥）模块级联的混合式直流断路器，主要由3条并联支路构成，分别为主支路、转移支路和耗能支路（见图1），主支路用于导通系统负荷电流，由快速机械开关和少量全桥模块串联构成，通态损耗低；转移支路用于分断系统短路故障电流，由多级全桥模块串联构成；耗能支路由避雷器组构成，用于吸收系统短路电流并抑制分断过电压（1.5 p.u.）[10-12]。

图1 直流断路器的构成框图

直流断路器运行原理为：稳态运行时，系统负荷电流经主支路导通；当发生直流短路故障时，主支路全桥模块中IGBT关断，电流向转移支路转移；主支路电流迅速下降直至0（约150μs），分断主支路的快速机械开关，2 ms后快速开关打开足够开距，能够耐受直流断路器1.5 p.u.的暂态分断电压，此时闭锁转移支路，使得短路电流向转移支路全桥模块电容充电，直流断路器两端电压迅速升高；当直流断路器两端电压达到避雷器保护水平时，短路电流全部转移至耗能支路，避雷器吸收故障系统电感储存能量直至电流过零，完成故障电流分断和故障点隔离，如图2所示。

图2 直流断路器工作原理

2 直流断路器用电容器

2.1 供货参数

主支路的直流支撑及转移支路吸收电容器均采用自愈式金属化聚丙烯薄膜材料，其中聚丙烯薄膜作为绝缘介质，金属化镀层作为极板。主支路和转移支路电容器的技术要求如表1所示。

表1 主支路和转移支路电容器的技术参数

在舟定换流站安装的2组直流断路器的主支路的直流支撑电容器及转移支路吸收电容器分别由A和B供应商提供。主支路支撑电容参数2个产品略有不同，转移支路电容参数相同，外形尺寸基本相同。通过调研可知，2家制造商的工艺基本相同，均采用真空固体介质灌封。主要区别为A电容填充树脂，B电容填充聚氨酯。在缺少备品备件的情况下，存在应急互换的可行性。

2.2 电容器容量衰减与电压应力

舟山直流断路器电容器导通电流运行工况下，电容电压和电流为0。直流断路器正常分断工况下，电容承受暂态电压（峰值3.6 kV）和电流（峰值15 kA）冲击示意图如图3所示。

图3 电容器工作电流和电压示意

直流断路器断态下，电容经两端并联电阻泄放至0，时间常数为14 s。

电容器从0充电峰值至4 kV DC后，降至3.6 kV DC至机械开关动作，电容器电压降至0，整个过程小于90 s，整个寿命周期动作6 000次，折合连续通电时间为150 h，其他不可重复过电压为5 kV 15 s。现产品已完成通电70℃，5 040 V DC，300 h的耐久性试验（最大容量损失1.96%，已经可以完全覆盖全寿命周期中电容器通电时电介质老化过程的要求根据实际数据记录结果，150 h时容量衰减为0.85%）。根据产品过电压耐久性试验结果推算，基于过电压寿命的公式为：

式中：tv为v电压下寿命；tV为V电压下寿命。

根据现有的试验数据，1.4倍过电压条件下，容量衰减2%的时间为300 h，计算寿命为65 300 h。按照40年6 000次每次90 s计算，每10年容量衰减应小于0.1%。

电容器在承受冲击电流时可能会出现介质极化过程中的绝缘击穿及电极喷金连接腐蚀现象，为此产品也完成了5次在非可重复电压5 kV条件下的短路放电及4 kV，15 kA放电11 000次，均已完全覆盖电容器在整个寿命周期条件下冲击电流使用工况（根据实验数据，5次短路放电容量衰减0.07%，11 000次放电后容量衰减1.48%，按照后6 000次计算容量衰减0.95%，即理论全负载条件下每10年容量衰减应小于0.15%）。

2.3 实际运行工况

舟山直流断路器自投运以来主支路的直流支撑及转移支路吸收电容器实际考验次数、特别是转移支路吸收电容器的有效使用次数（考虑分断故障电流）为5次。

2018年11月23日，定岱线分别发生正负极海缆单极接地故障，在10 ms内识别故障，阻尼恢复系统和直流断路器正确隔离故障，健全系统在509 ms内快速恢复。2019年3月29日，舟山工程发生双极短路故障，在2.7 ms内分断4.58 kA故障电流。如图4、图5所示。

2019年5月开展了直流断路器短路试验，进行了正极接地、负极接地、双极短路共3次试验，结果显示，单极接地情况下，直流断路器开断故障电流峰值为1.007 kA，开断时间为2.7 ms，对地电压峰值达到380 kV，双极短路情况下，开断短路电流峰值为5.724 kA，开断时间为2.7 ms，暂态开断电压峰值为300 kV，经受最大电压变化率为190 kV/μs、最大电流变化率为1.1 kA/μs。

图4 单极接地故障波形

图5 双极短路故障波形

通过实际工况分析，判断支撑电容和转移支路吸收电容器的电压、电流峰值水平均未超过设备订货技术规范要求。

3 电容器试验

按照GB/T 17702—2013《电力电子电容器》，检测电容器经一段时间运行后的性能是否发生了变化，对投运近3年的2台断路器主支路的直流支撑及转移支路吸收电容器进行抽检试验。通过试验抽测部分电容器的性能参数，核实是否发生自愈继而造成容量衰减、固体介质的劣化情况。试验数据详见表2、表3。

表2 转移支路电容器试验数据

表3 主支路电容器试验数据

电容器出现介质击穿首先与填充材料长期在直流电场作用下的老化相关，随着填充材料老化加剧，介质耐电强度降低，出现介质击穿，发生自愈继而造成容量衰减。本次试验只能比对各台电容器的例行试验数据与现场抽测值，反映的是设备运行工况对电容器发生自愈造成的容量衰减考核结果。

4 结论

通过对舟山柔直工程直流断路器用电容器进行运行评价，归纳总结了设备应用评价流程如下：

（1）设备资料完整性评价。依据有关技术标准、规程规范对设备的性能指标、备品备件、资料移交等进行的检查与确认。

（2）运行工况评价。根据每次直流断路器开断动作时的录波图，判断支撑电容和转移支路吸收电容器的电压、电流峰值水平是否超过设备订货技术规范要求，如有越限情况，应立即对设备进行试验评价；如没有越限，应待整个运行检修周期结束进行试验评价。根据电容器实际考验次数，特别是转移支路吸收电容器的有效使用次数（考虑分断故障电流），评价运行期间是否存在超过设计要求的电气应力水平。

（3）进行试验评价。电容量测试的准确度要求为优于0.2%；介损测试的准确度要求为优于10%；端子间的耐压试验，按自愈式直流电容器的要求施加1.5直流额定电压，历时10 s。

（4）出具评价结果。