舟山多端柔性直流工程過電壓與絕緣配合

余世峰，馬為民，聶定珍，李亞男，蔣維勇

(國網(wǎng)北京經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，北京市100052)

0 引言

基于模塊化多電平換流器的柔性直流輸電系統(tǒng)是柔性直流技術(shù)的新型解決方案，除具備可控性高的傳統(tǒng)特點(diǎn)外，還將直流系統(tǒng)損耗進(jìn)一步降低，同時(shí)可以提高直流電壓的等級(jí)［1-7］。工程應(yīng)用方面，除國外已建工程外，舟山多端柔性直流工程也采用該技術(shù)方案，用以滿足各島嶼用電負(fù)荷增長的需要，以及交流線路故障時(shí)向各島嶼供電［8］。

在建的舟山多端柔性直流工程是目前世界上端數(shù)最多的柔性直流工程，工程新建定海換流站(舟山本島)、岱山換流站(岱山島)、衢山換流站(衢山島)、洋山換流站(洋山島)、泗礁換流站(泗礁島)共計(jì)5座±200 kV換流站［9］。

絕緣配置方案作為確定工程設(shè)備參數(shù)的重要條件，對工程設(shè)備選型及運(yùn)行特性研究有指導(dǎo)意義。開展該項(xiàng)研究時(shí)，首先應(yīng)當(dāng)遵循通用的原則和標(biāo)準(zhǔn)，以確保工程的安全、穩(wěn)定運(yùn)行，并合理地選擇設(shè)備以滿足系統(tǒng)條件，絕緣配合的方法與電壓等級(jí)和輸送容量并無一定關(guān)系，但實(shí)際應(yīng)用中應(yīng)根據(jù)系統(tǒng)的特點(diǎn)開展相關(guān)研究。舟山多端柔性直流絕緣配合方案與傳統(tǒng)直流不同之處在于，由于采用偽雙極結(jié)構(gòu)和全控型IGBT器件，換流器的拓?fù)渑c傳統(tǒng)直流不同，因此對關(guān)鍵設(shè)備的保護(hù)方式也有所區(qū)別。由于運(yùn)行方式的增加，考慮設(shè)備可能承受的過電壓時(shí)也應(yīng)當(dāng)合理考慮可能存在的各種極限情況。舟山多端柔性直流工程大量采用海底電纜作為直流線路，敷設(shè)和運(yùn)行均存在難度較大、成本較高的問題，在絕緣配合時(shí)應(yīng)充分計(jì)及該設(shè)備耐受過電壓的能力。

國網(wǎng)北京經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院從2012年開始獨(dú)立開展舟山多端柔性直流工程的研究工作，并承擔(dān)了工程成套設(shè)計(jì)，明確了工程接線、運(yùn)行方式與控制模式，并基于此開展了絕緣配合方案研究，確定了避雷器保護(hù)配置，設(shè)備絕緣水平等關(guān)鍵參數(shù)，推進(jìn)了工程設(shè)備的研發(fā)。

1 直流系統(tǒng)主接線及運(yùn)行方式

舟山多端柔性直流系統(tǒng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)示意圖如圖1所示，定海換流站采用定直流電壓控制，考慮到測量誤差，換流站直流電壓不高于202 kV。其他換流站的最高運(yùn)行電壓需要根據(jù)直流網(wǎng)絡(luò)(如圖1所示)的潮流計(jì)算結(jié)果確定。以泗礁換流站為例，當(dāng)其運(yùn)行于逆變方式，輸送功率為100 MW，洋山換流站也運(yùn)行在逆變方式，功率也為100 MW，岱山至定海直流輸電線路功率方向由岱山—定海，且功率為400 MW，直流線路電阻為最大值，泗礁換流站直流電壓達(dá)到最高。當(dāng)其運(yùn)行于整流方式，輸送功率為100 MW，洋山換流站也運(yùn)行在整流方式，功率也為100 MW，岱山至定海直流輸電線路功率方向由定海—岱山，且功率為400 MW，直流線路電阻為最大值，泗礁換流站直流電壓達(dá)到最低。

圖1 換流站拓?fù)銯ig.1 Topology of converter stations

考慮到工程建設(shè)目的，舟山工程投運(yùn)后最主要的運(yùn)行方式是以定海站作為送電端，其他4個(gè)換流站作為受電端。當(dāng)定海站退出運(yùn)行時(shí)，舟山本島與岱山島間通過交流220 kV連接，岱山站將作為送電端，其他3個(gè)換流站作為受電端。

為增加運(yùn)行的靈活性，發(fā)揮多端柔性直流輸電系統(tǒng)的優(yōu)勢，也保留其他運(yùn)行方式。對于并聯(lián)型五端系統(tǒng)，其運(yùn)行方式可分為五端、四端、三端、二端及STATCOM這五大類，理論上共有27種運(yùn)行方式，但正常運(yùn)行時(shí)衢山站和泗礁站不配置接地點(diǎn)，不考慮衢山站與泗礁站兩端運(yùn)行方式，也沒有STATCOM運(yùn)行方式，因此工程實(shí)際共有26種運(yùn)行方式。各換流站的無功吸收和提供能力按功率因數(shù)為0.95確定，同時(shí)應(yīng)具備1.1倍過負(fù)荷能力。

為實(shí)現(xiàn)工程雙極對稱運(yùn)行，需要保證兩極線中點(diǎn)的電位為零，因此在換流站合適的地方設(shè)置接地點(diǎn)。經(jīng)系統(tǒng)研究后推薦，舟山工程定海、岱山換流站采用通過電抗器形成中性點(diǎn)經(jīng)電阻接地的方案，以提供可靠的接地，并降低變壓器成本。洋山換流站采用通過聯(lián)結(jié)變Y繞組經(jīng)接地電阻接地的方案，考慮到舟山五端直流工程變壓器采用三相三繞組方式，存在第三繞組可以采用角形接線，因此洋山站變壓器可以采用Y/Y0/△的方式。在定海和岱山站均退出的情況下，洋山站也可以作為系統(tǒng)接地點(diǎn)的備用，保證剩下的換流站正常運(yùn)行。對于衢山、泗礁換流站，不考慮從這2個(gè)換流站充電運(yùn)行的方式，因此在整個(gè)直流系統(tǒng)中完全可以由其他換流站通過電抗器形成中性點(diǎn)經(jīng)電阻接地供接地點(diǎn)，這2個(gè)換流站不需要設(shè)置接地點(diǎn)。

2 主設(shè)備參數(shù)設(shè)計(jì)

作為過電壓仿真的模型基礎(chǔ)，需要確定工程主設(shè)備參數(shù)，并基于實(shí)際設(shè)備參數(shù)開展研究。研究中，通過主回路設(shè)計(jì)計(jì)算，確定了五站換流閥子模塊電容、橋臂電感、變壓器、直流電纜和啟動(dòng)電阻等主要參數(shù)。

2.1 子模塊電容

根據(jù)IGBT器件的電壓耐受能力以及冗余因素考慮，舟山工程初步擬選擇250個(gè)子模塊。根據(jù)直流電壓的波動(dòng)要求，計(jì)算得到子模塊電容器參數(shù)值如表1所示［10-12］。舟山工程配置了直流電抗器，能夠?qū)χ绷麟妷翰▌?dòng)有一定的抑制作用，換流閥廠家可綜合考慮。

表1 各換流站子模塊電容器參數(shù)Tab.1 Capacitor parameters in each convertor station mF

2.2 橋臂電抗器

橋臂電抗器是電壓源換流器的一個(gè)重要部分，由該設(shè)備提供換相所需的主要電抗，換流器也是通過橋臂電抗器實(shí)現(xiàn)有功和無功的控制。橋臂電抗器參數(shù)的選擇綜合考慮二倍頻環(huán)流抑制要求、電流響應(yīng)速度、故障電流抑制、無功提供能力等方面的因素。橋臂電抗器參數(shù)的選擇還要經(jīng)過無功以及動(dòng)態(tài)性能仿真的驗(yàn)證。綜合考慮各方面因素，本工程各換流站橋臂電抗器暫按表2取值［13］。

表2 各換流站橋臂電抗器參數(shù)Tab.2 Arm reactor parameters in each convertor station mH

2.3 聯(lián)結(jié)變壓器

聯(lián)結(jié)變壓器詳細(xì)參數(shù)見表3［14］，在柔性直流輸電工程中其主要作用是在閥側(cè)形成與換流閥直流側(cè)匹配的電壓，同時(shí)能夠提供部分換相電抗。由于舟山工程采用偽雙極結(jié)構(gòu)，其聯(lián)結(jié)變壓器閥側(cè)在正常運(yùn)行條件下僅承受直流電流，而無直流電壓。

本工程各換流站均以與系統(tǒng)交換功率為0作為額定運(yùn)行狀態(tài)。在確定最大最小分接頭檔位時(shí)，除了要考慮交流系統(tǒng)的運(yùn)行電壓、無功提供量，還要考慮直流的最大、最小電壓。

表3 聯(lián)結(jié)變壓器參數(shù)Tab.3 Parameters of connection transformer

2.4 直流電纜

考慮到實(shí)際運(yùn)行電流的需要，舟山工程直流電纜至少應(yīng)滿足1 000，750，250 A這3種通流能力，可采用通用截面電纜或不同規(guī)格電纜，視工程實(shí)際需求和造價(jià)決定。本工程研究中，對國內(nèi)外制造廠商海底電纜的設(shè)計(jì)制造能力進(jìn)行了詳細(xì)的考核和評估，該設(shè)備的敷設(shè)及造價(jià)投資在工程中占相當(dāng)大的比重［15］。

2.5 直流電抗器

直流電抗器主要起到抑制直流側(cè)短路電流和限制站間環(huán)流的作用，其參數(shù)與橋臂電抗器的參數(shù)應(yīng)相互適應(yīng)配合，還能起到抑制直流紋波的作用。直流電抗器電感值各站均取20 mH［16］。

2.6 啟動(dòng)電阻

為了保證換流閥及其他一次設(shè)備的安全，柔性直流輸電系統(tǒng)啟動(dòng)時(shí)需限制啟動(dòng)電流;充電電流不超過額定電流的50%，同時(shí)應(yīng)對充電時(shí)間進(jìn)行限制。經(jīng)過設(shè)計(jì)，定海換流站啟動(dòng)電阻的阻值為6 kΩ，岱山為9 kΩ，其他換流站均為 26 kΩ［17］。

3 換流站絕緣配合方案

3.1 絕緣配合的原則

作為工程設(shè)計(jì)原則，舟山工程絕緣配合遵循相關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)及國際標(biāo)準(zhǔn)［18-19］。考慮避雷器配置時(shí)，應(yīng)盡量按照交流側(cè)和直流側(cè)過電壓由該側(cè)避雷器保護(hù)的原則，并在關(guān)鍵設(shè)備緊密連接位置配置避雷器。詳細(xì)布置如圖2所示。

傳統(tǒng)直流平波電抗器采用并聯(lián)避雷器直接保護(hù)的方案，對加在電抗器本體的過電壓進(jìn)行限制，而對于柔性直流換流閥設(shè)備，其故障下沖擊電流的抵御能力較低，若對直流電抗器仍采用并聯(lián)避雷器保護(hù)方式，一旦該避雷器動(dòng)作，故障電流將直接通過避雷器流向換流閥。對于常規(guī)直流換流閥，晶閘管換流閥能夠承受，而通過調(diào)研，柔性直流換流閥對于該沖擊的耐受能力較弱。因此，本工程選取在電抗器兩側(cè)加裝避雷器的方式進(jìn)行保護(hù)，橋臂電抗器的考慮方式相同。

3.2 換流站避雷器保護(hù)配置

換流站過電壓來源包括外部及內(nèi)部2個(gè)途徑。引起過電壓的外部因素有:交流系統(tǒng)(本工程包括220 kV和110 kV)開關(guān)操作、故障清除、雷擊和甩負(fù)荷，這些事件不會(huì)直接導(dǎo)致直流系統(tǒng)停運(yùn)。引起過電壓的內(nèi)部因素有:直流系統(tǒng)內(nèi)(包括電源部分)的接地故障、短路以及控制故障，這些故障通常會(huì)導(dǎo)致直流系統(tǒng)停運(yùn)。

圖2 換流站避雷器配置(基于定海站接線)Fig.2 Configuration of arresters in convertor station(based on connection of Dinghai station)

(1)直流電抗器線側(cè)的直流極線。直流電抗器線路側(cè)的設(shè)備由直流極線避雷器保護(hù)。傳統(tǒng)直流極母線過電壓分析時(shí)需要著重考慮由直流線路侵入的雷電或因直流場屏蔽失效的雷擊。對于柔性直流工程，由于采用電纜連接，且均采用海底電纜或隧道敷設(shè)。因此無須考慮雷擊影響。電纜應(yīng)直接接入戶內(nèi)設(shè)備，且在電纜連接處(無屏蔽層)需考慮配置避雷針或其他設(shè)備。

(2)閥頂。閥頂區(qū)域故障由閥頂避雷器保護(hù)。閥頂避雷器能夠限制閥頂區(qū)域的過電壓水平，同時(shí)，閥頂避雷器配合換流閥與橋臂電抗間避雷器，保護(hù)閥設(shè)備。對于基于模塊化多電平換流器的柔性直流系統(tǒng)，需要考慮交流側(cè)出現(xiàn)過電壓時(shí)直流側(cè)的過電壓水平。

(3)換流閥與橋臂電抗間母線。該點(diǎn)過電壓需要考慮的故障主要包括其他橋臂故障、對極橋臂故障、閥頂故障以及聯(lián)接變壓器閥側(cè)故障對該點(diǎn)的沖擊。

(4)變壓器閥側(cè)母線。變壓器閥側(cè)避雷器保護(hù)聯(lián)接變閥側(cè)和接地點(diǎn)母線。避雷器的安裝緊靠接地電抗。變壓器閥側(cè)避雷器的能量要求和操作沖擊保護(hù)水平(switching impulse protection level，SIPL)由交流系統(tǒng)故障引起的操作沖擊決定。直流側(cè)接地故障也可能導(dǎo)致該點(diǎn)電壓升高。

(5)交流母線。交流母線避雷器保護(hù)聯(lián)接變交流側(cè)。避雷器的安裝緊靠聯(lián)接變。換流站交流母線側(cè)避雷器的能量要求和SIPL要考慮與220 kV交流系統(tǒng)避雷器保護(hù)水平的匹配。換流站交流母線側(cè)避雷器的雷電沖擊保護(hù)水平(lightningimpulse protection level，LIPL)由來自交流系統(tǒng)的雷電沖擊決定，其配合電流按每一組避雷器單獨(dú)承擔(dān)電流設(shè)計(jì)。

3.3 避雷器參數(shù)

設(shè)計(jì)時(shí)，為保證避雷器在最嚴(yán)重過電壓情況下能夠保證安全，在研究能量特性時(shí)，對象避雷器應(yīng)采用最小特性曲線，同時(shí)其他避雷器采用最大特性。研究中假定多柱避雷器中的每柱避雷器伏安特性相同，因此，被研究的避雷器將盡可能多地承擔(dān)能量，而非研究對象的避雷器將盡可能少地分擔(dān)能量。

直流工程避雷器為滿足過電壓時(shí)能量要求，可能采用多柱并聯(lián)的方式，多柱避雷器性能設(shè)計(jì)時(shí)必須考慮避雷器伏安特性曲線的制造公差。進(jìn)行多柱避雷器性能設(shè)計(jì)時(shí)，多柱避雷器要保證電流分配誤差低于例行試驗(yàn)的保證值。電流分配試驗(yàn)應(yīng)按與實(shí)際放電電流相近的電流進(jìn)行。電流分配保證值用于降低避雷器能量要求。若承受電流最大的一柱避雷器，其電流比平均試驗(yàn)電流高10%，那么該柱避雷器的能量要求與最嚴(yán)重的研究結(jié)果相比，也提高10%。

表4所列為換流站內(nèi)避雷器參數(shù)，其中，A避雷器參數(shù)由接入的交流電網(wǎng)電壓等級(jí)決定，定海和岱山站為A(220 kV)避雷器，衢山、洋山和泗礁站使用A(110 kV)避雷器。交流避雷器的參數(shù)選擇參考GB 11032—2010，其中，按照252 kV考慮，交流避雷器實(shí)際持續(xù)運(yùn)行電壓的峰值不超過146 kV，對應(yīng)額定電壓204 kV型避雷器，實(shí)際填寫避雷器持續(xù)運(yùn)行電壓最大值(crest value of continuous operating voltage，CCOV)為 150 kV。

表4 換流站避雷器參數(shù)及保護(hù)水平Tab.4 Parameters and protection levels of arresters in convertor station

4 過電壓驗(yàn)證及設(shè)備絕緣水平

4.1 過電壓驗(yàn)證

對于避雷器保護(hù)，既要考慮避雷器對被保護(hù)設(shè)備的有效作用，即在研究避雷器設(shè)備參數(shù)的基礎(chǔ)上，設(shè)計(jì)合理的保護(hù)水平，將過電壓限制在一定范圍內(nèi)，同時(shí)，給予絕緣配合設(shè)計(jì)的避雷器特性參數(shù)用于過電壓仿真建模，通過過電壓仿真結(jié)果對其配合參數(shù)進(jìn)行校核和驗(yàn)證。

舟山工程過電壓仿真分析考慮了以下操作故障:(1)220 kV或110 kV交流母線接地故障(包括單相和三相);(2)聯(lián)接變壓器閥側(cè)接地故障(包括單相和三相);(3)換流閥與橋臂電抗間接地故障;(4)直流側(cè)電抗閥側(cè)接地故障;(5)直流側(cè)電抗線路側(cè)接地故障;(6)電纜中點(diǎn)短路故障;(7)直流側(cè)開路故障。

如前文所述，由于直流側(cè)無直接暴露于戶外的設(shè)備及線路，因此無須考慮其雷電過電壓，僅需考慮交流側(cè)雷擊過電壓。故障位置如圖3所示。

圖3 故障位置Fig.3 Fault position

(1)交流側(cè)故障。交流側(cè)故障包括交流電網(wǎng)故障與聯(lián)接變壓器閥側(cè)故障2類。網(wǎng)側(cè)故障與交流系統(tǒng)條件有關(guān)，根據(jù)可行性研究相關(guān)成果，短路電流按遠(yuǎn)景年換流站短路電流水平選取。考慮聯(lián)接變壓器的接線方式，故障時(shí)零序分量對閥側(cè)不會(huì)產(chǎn)生較大影響。三相接地短路故障時(shí)，交流側(cè)電壓降至0，由于直流側(cè)采用定電壓控制，仍維持運(yùn)行電壓，因此在閥及橋臂電抗上產(chǎn)生較高過電壓。

與傳統(tǒng)直流輸電系統(tǒng)交流側(cè)故障不同，柔性直流輸電系統(tǒng)交流側(cè)無濾波器。傳統(tǒng)直流交流側(cè)故障時(shí)，故障過電壓產(chǎn)生于故障恢復(fù)時(shí)刻，而柔性直流不存在交流濾波器，然而持續(xù)的交流側(cè)過電壓可能在直流側(cè)產(chǎn)生較高過電壓，這樣就對避雷器、電纜等直流側(cè)設(shè)備提出了較高的絕緣要求。而聯(lián)接變壓器閥側(cè)故障會(huì)在閥臂和直流側(cè)產(chǎn)生嚴(yán)重的過電壓。

(2)直流側(cè)故障。換流閥與橋臂電抗器間的故障會(huì)在閥臂和直流側(cè)產(chǎn)生過電壓。閥頂故障會(huì)在閥臂和直流側(cè)產(chǎn)生過電壓。而極母線故障則會(huì)在閥臂和直流側(cè)產(chǎn)生過電壓。

(3)系統(tǒng)模型的建立。過電壓仿真采用電磁暫態(tài)仿真方法，模型按照系統(tǒng)實(shí)際控制策略進(jìn)行［20］，提出故障時(shí)序和保護(hù)，并與其他直流工程進(jìn)行了對比，通過對控制保護(hù)設(shè)備廠家的調(diào)研，該控制策略可以順利實(shí)現(xiàn)，故障后的保護(hù)時(shí)序按照過電壓研究的基本原則在合理范圍內(nèi)選取了最為保守的情況。實(shí)踐證明，直流電纜參數(shù)對過電壓仿真結(jié)果有顯著影響，因此在建模過程中對國內(nèi)外廠家電纜的典型參數(shù)進(jìn)行了仿真，在設(shè)備規(guī)范編制階段，盡量保證了要求與仿真模型一致。

4.2 設(shè)備絕緣水平

舟山工程設(shè)備絕緣裕度參考相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)［18-19］，對于本工程的關(guān)鍵設(shè)備電纜，推薦采用30%的絕緣裕度，整體絕緣裕度按不小于表5所示值考慮。最終確定的設(shè)備絕緣水平見表6。

表5 設(shè)備絕緣裕度Tab.5 Insulation margins of equipments %

表6 換流站保護(hù)水平及設(shè)備絕緣保護(hù)水平Tab.6 Protection levels of convertor station and insulation levels of equipments kV

工程中，直流電纜的絕緣水平充分考慮了各種過電壓，由于海底電纜故障后維修和更換不具備實(shí)際操作的可行性，因此設(shè)計(jì)的510 kV絕緣水平是合理且能夠保證系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行的。設(shè)備絕緣水平已實(shí)際應(yīng)用于指導(dǎo)舟山工程設(shè)備技術(shù)規(guī)范的編制。

5 結(jié)論

本文的研究結(jié)果已實(shí)際應(yīng)用于舟山多端柔性直流工程設(shè)計(jì)、設(shè)備選型及試驗(yàn)，各項(xiàng)參數(shù)已應(yīng)用于設(shè)備規(guī)范;同時(shí)確定了柔性直流工程過電壓及絕緣配合研究方法;若采用架空線路時(shí)，需要考慮線路雷電過電壓的影響。

(1)基于開展工程完整成套設(shè)計(jì)，完成舟山多端柔性直流輸電工程換流站絕緣配合技術(shù)前期研究及工程設(shè)計(jì)。

(2)結(jié)合模塊化多電平柔性直流換流器的特點(diǎn)，特別制定了對換流閥本體的避雷器保護(hù)配置策略，對直流電抗器、橋臂電抗器及換流閥本體均采用兩側(cè)布置避雷器的保護(hù)方式，而并非常規(guī)直流的并聯(lián)保護(hù)方式。

(3)結(jié)合工程設(shè)計(jì)需要對各制造廠商的設(shè)計(jì)制造能力進(jìn)行調(diào)研，根據(jù)模塊化多電平柔性直流控制策略建立了電磁暫態(tài)仿真模型。模型參數(shù)包括換流閥、聯(lián)結(jié)變壓器、橋臂電抗器、直流電纜等設(shè)備的準(zhǔn)確參數(shù)。由于該工程的仿真尚屬首次，且過電壓仿真能夠真實(shí)反映實(shí)際系統(tǒng)特性，所以本文結(jié)果具有實(shí)際意義。

(4)確定了舟山多端柔性直流工程用避雷器的參數(shù)及各主要設(shè)備的絕緣水平，設(shè)計(jì)結(jié)果可用于指導(dǎo)工程設(shè)備規(guī)范的制定。

(5)詳細(xì)開展直流電纜設(shè)計(jì)及試驗(yàn)方案研究，針對直流電纜設(shè)備采用海底敷設(shè)的方式，提出采用30%的絕緣裕度，并提出其絕緣水平。

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［16］國網(wǎng)北京經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院.舟山多端柔性直流輸電示范工程技術(shù)規(guī)范:直流電抗器［S］.北京:國網(wǎng)北京經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，2012.

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