舟山多端柔性直流輸電系統接地方式研究

毛航銀，劉 黎 ，鄒國平，徐 政

（1.國網浙江省電力公司電力科學研究院，杭州 310014；2.浙江大學，杭州 310012）

0 引言

多端柔性直流輸電系統是指在同一直流網架下，含有2個以上VSC（電壓源換流器）換流站的柔性直流輸電系統[1-2]，其最顯著的特點是能夠實現多電源供電、多落點受電。作為一種更為靈活、快捷的輸電方式，多端柔性直流輸電在風電等新能源并網、構筑城市直流配電網等領域將具有廣闊的應用前景[3-5]。

多端柔性直流輸電在聯網狀態下只需保證單站接地即可實現全部換流站正常運行，但在單站STATCOM（靜止無功補償器）方式和從該站黑啟動時則需要保證該站有接地點，同時，接地點還將影響變壓器等設備的制造難度和交流網側的絕緣水平等，因此在滿足多端柔性直流輸電的運行方式情況下，可以考慮優化接地點配置。

舟山多端柔性直流輸電工程接入舟山電網的基本系統參數為：直流電壓±200 kV，五端換流站分別位于舟山本島（400 MW，220 kV）、岱山島（300 MW，220 kV）、衢山島（100 MW，110 kV）、泗礁島（100 MW，110 kV）和洋山島（100 MW，110 kV）。

本研究對柔性直流輸電系統換流站的4種接地方式進行網側絕緣影響、站內過電壓/過電流水平、電網側電壓暫降影響等方面進行研究分析，并根據舟山電網的實際情況給出了舟山多端柔性直流輸電系統的推薦接地方案。研究采用數字仿真手段，計算工具為電磁暫態仿真程序PSCAD/EMTDC 4.2.1。

1 接地方式

根據舟山電網的實際情況，舟山五端換流站可以有4種接地方式。

1.1 阻抗接地

聯結變壓器采用單臺Y/Δ結構，變壓器閥側中性點采用阻抗接地方式，變壓器網側直接接地，接線示意見圖1。

1.2 直流側電阻接地

圖1 交流側阻抗接地方式（方式a）

聯結變壓器采用單臺Y/Δ結構，直流線路側采用鉗位電阻接地方式，變壓器網側直接接地，接線示意見圖2。

圖2 直流側箝位電阻接地方式（方式b）

1.3 變壓器中性點接地

聯結變壓器采用單臺Δ/Y結構，變壓器閥側中性點采用電阻接地方式或直接接地方式，接線示意見圖3。

圖3 變壓器中性點接地方式（方式c）

1.4 不接地

聯結變壓器采用單臺Y/Δ結構，換流站內不接地，接線示意見圖4。

圖4 不接地方式（方式d）

2 網側絕緣影響分析

2.1 換流站接入110 kV及以上電網

電壓等級為110 kV及以上時，變壓器接線為Y形中性點直接接地方式，110 kV以下變壓器接線為Δ形不接地方式。方式a，b，d的聯結變壓器網側均為Y形直接接地方式。因此，a，b，d接地方式應用在110 kV及以上電壓等級時，其系統過電壓及絕緣配置與傳統交流類似。

方式c中聯結變壓器網側為Δ形結構。因此，c接地方式應用在110 kV及以上電壓等級時，對電網的設備及絕緣水平會產生影響。特別是c方式下發生網側單相接地故障時，系統側接地點可以鉗制電壓抬升，但因保護動作不一致等原因，形成聯結變壓器帶空載線路時，非故障相的電壓可能會抬升至1.7倍正常運行電壓，即線電壓。由于110 kV或220 kV系統按有效接地系統設計，電壓抬升會帶來以下問題：

（1）盡管抬升電壓未超過設備的1 min耐壓水平，但該電壓下承受時間有限，同時為避免出現弧光過電壓，需要及時切除線路。

（2）常規TV的飽和電壓較低，抬升電壓容易導致TV飽和，從而帶來諧振過電壓、TV電流過大的問題，故建議選用飽和電壓較高的TV或采用CVT。

（3）一般110 kV或220 kV系統線路避雷器額定電壓均不超過線電壓，電壓抬升必然導致避雷器動作，長時間工頻過電壓動作容易導致避雷器損壞，需要及時切除線路和重新配置避雷器。

（4）為避免出現空載線路狀態，應保證換流站保護先動作、網側系統后動作，同時由于換流站側故障電流相對較小，保護及時動作需要重新設定，并應完善保護機制。

2.2 換流站接入110 kV以下電網

根據電網現狀，方式a，b，d若應用在110 kV以下電網中，容易造成電網發生單相接地短路時需要立刻跳閘的情況，使電網可靠性降低。方式c接地方式應用在110 kV以下電網中則不會對電網造成影響。

3 站內過電壓及短路電流影響分析

3.1 仿真說明

仿真采用五端柔性直流輸電接入舟山電網的電磁暫態仿真模型。

針對2種最嚴重的故障，即直流線路（靠近平波電抗器側）對地短路和直流線路雙極短路故障進行計算分析。

3.2 故障過電壓及短路電流監測點設置

（1）監測點1：聯結變壓器閥側電壓（二次側）；

（2）監測點2：直流極線對地電壓（平波電抗器的線路側）；

（3）監測點3：直流母線對地電壓（閥頂或平波電抗器的閥側）；

（4）監測點4：平波電抗器兩端電壓；

（5）監測點5：橋臂電抗兩端電壓；

（6）監測點6：接地電阻電壓；

（7）監測點7：聯結變壓器閥側電流；

（8）監測點8：直流側電流。

3.3 仿真計算

仿真建立標幺值系統如表1所示，仿真結果如表2、表3所示。

表1 基準值取值

表2 對地短路故障的仿真結果

3.4 計算結果分析

根據仿真結果，得出以下結論：

（1）方式 a，b，c，d的過電壓及短路電流水平相當。

（2）方式b直流側接地電阻的過電壓水平較高，達到2.934倍標幺值。

（3）方式c接地電阻過電壓為1.414倍標幺值，變壓器中性點絕緣水平較高，這對變壓器提出較高要求，當變壓器整體容量較大時，設計制造相對困難。

表3 雙極短路故障的仿真結果

4 電網側電壓暫降影響分析

多端柔性直流輸電系統發生直流線路故障時，MMC換流站會立即閉鎖，并在0.1 s后跳開所有換流站網側交流開關，使多端直流系統退出運行。方式a與其他3種方式不同，電抗器正常運行時需要從換流站吸收大量的無功功率，換流站閉鎖后將無法繼續提供無功補償。以接地電抗取值3H、站內交流電壓208 kV為例，消耗無功達45.9 Mvar。因此方式a下，接地裝置的無功負荷在交流開關跳開前將由交流系統承擔，對于弱交流聯網系統將會導致較大的電壓暫降。

舟山多端柔性直流輸電工程的5個換流站若采用方式a接地，發生閉鎖后的換流站交流母線最大壓降如表4所示。

表4 采用方式a時換流站閉鎖情況下的交流電網電壓暫降情況

從表4可以看出，由于定海、岱山電網較強，電壓暫降相對較小（7%以內），而衢山、泗礁、洋山電網較弱，電壓暫降則較大（最大達19%）。因此，對于較強的電網，采用方式a在故障情況下對電網影響不大，但是對于較弱電網，方式a在故障情況下會對電網產生沖擊。

5 結論

根據舟山多端柔性直流輸電工程實際情況，推薦采用以下接地方案：

（1）定海、岱山站是直流系統的主要功率源和聯絡站，運行時間長，可采用方式a，即交流閥側阻抗接地方式。這種方式能夠提供穩定可靠的中性點接地，且對變壓器沒有影響，電壓暫降在可承受范圍內。

（2）泗礁、衢山站不考慮從這兩站啟動或者SVG的運行方式，且電壓暫降影響較大，可以采用方式d，即不接地的方式，在運行過程中可以由其他換流站提供接地點。

（3）洋山站與對側110 kV沈家灣站距離較近，且沈家灣站110 kV直接接地，故障情況下能夠鉗制電壓，而洋山站在運行中需考慮黑啟動方式，且電壓暫降影響大，故考慮采用方式b或方式c，即直流側大電阻接地方式和閥側變壓器中性點電阻接地方式。采用方式b時，考慮到長期運行情況下電阻的絕緣等級和損耗較大，可以在穩定運行后將電阻退出運行，洋山站的接地點由其他換流站提供；采用方式c時，變壓器中性點絕緣等級較高，且需承受直流偏磁影響，在工程實際中也沒有退出電阻的成熟開關設備，故推薦采用方式c。

[1]徐政.柔性直流輸電系統[M].北京：機械工業出版社，2012.

[2]湯廣福.基于電壓源換流器的高壓直流輸電技術[M].北京：中國電力出版社，2010.

[3]王偉，安森.柔性高壓直流輸電綜述[J].沈陽工程學院學報（自然科學版），2011，7（3）:235-238.

[4]李庚銀，呂鵬飛，李廣凱.輕型高壓直流輸電技術的發展與展望[J].電力系統及其自動化，2003，27（4）:77-80.

[5]徐政，陳海榮.電壓源換流器型直流輸電技術綜述[J].高電壓技術，2007，33（1）:1-10.