云南大理光伏±30 kV柔性直流輸電工程過電壓與絕緣配合研究

陳 卓, 蔣艾町, 梁亞博, 夏 雪

(中國電力工程顧問集團西南電力設計院有限公司，四川 成都 610021)

0 引 言

近年來，隨著清潔能源的不斷開發與利用，基于風電、光伏等可再生能源的并網技術受到了廣泛的研究與實踐[1-3]。柔性直流輸電技術，基于電壓源型變流器，應用先進的電力電子器件與PWM脈寬調制技術，克服了傳統直流輸電方法存在換相失敗風險、諧波水平較高和需要無功補償等諸多缺點，為風電、光伏等新能源并網提供了更加靈活、可靠的輸電方式[4-7]。

早期的柔性直流輸電技術多采用兩電平和三電平的拓撲結構,但這種結構開關損耗較高、均壓困難，且由于電平數較少，輸出電壓諧波含量高[8-9]，因此，學者們提出了模塊化多電平換流器(modular multilevel converter，MMC)。與傳統的兩電平和三電平拓撲換流器相比，MMC易于擴展，輸出電壓諧波小、直流輸電系統效率高，且能夠降低系統的輸電損耗[10-12]。

國內最早建成投運的MMC柔性直流輸電工程是上海南匯風電柔性直流輸電工程，該工程實現了風電場的接入并網。此外，國內目前還建設有廣東南澳、浙江舟山和福建廈門柔性直流工程，都是基于MMC的柔性直流輸電工程[8-9]。

對于柔性直流輸電工程，系統的過電壓計算與絕緣配合研究是不可缺少的一項內容，其不僅為避雷器的配置提供了參考依據，也為合理選擇換流站電氣設備的絕緣水平提供了指導，有助于實現工程設計經濟合理的目標，維護系統的安全穩定運行[13-15]。

目前國內對于直流輸電工程的過電壓與絕緣配合研究主要集中在特高壓直流換流站。然而，與傳統直流輸電不同，柔性直流輸電技術由于受電力電子器件影響，輸送容量較低，選取絕緣裕度時需考慮容量的降低，以實現系統的經濟型和與合理性[13]。文獻[14-15]分別研究了±200 kV和±320 kV的高壓大容量柔性直流工程換流站的絕緣配合；但對于低壓柔性直流輸電工程，由于輸電等級更低，輸送容量更小，過電壓水平會發生變化，其避雷器的配置和絕緣水平設計也會有所改變。因此，為了工程的經濟性與合理性，有必要對±30 kV低壓柔性直流輸電工程的過電壓水平和絕緣配合進行研究。

云南大理光伏升壓±30 kV柔性直流工程采用基于MMC的柔性直流輸電技術，通過直流電纜將光伏發電接入電網，是國內第一個光伏接入的低壓柔性直流輸電工程。下面基于云南大理光伏升壓±30 kV柔性直流工程，利用PSCAD/EMTDC電磁暫態仿真軟件搭建了系統的仿真模型，并對系統過電壓進行了計算，同時根據過電壓計算結果對系統進行了避雷器配置和絕緣配合研究。研究結果對低壓柔直換流站設備的選型和制造具有指導意義，為可再生能源接入的低壓柔直輸電工程換流站過電壓計算與絕緣配合研究提供了參考依據。

1 工程概況及系統運行參數

1.1 工程概況

云南大理光伏升壓±30 kV柔性直流工程是國家重點研發計劃項目“大型光伏電站直流升壓匯集接入關鍵技術及設備研制”的配套工程。工程基于柔性直流輸電技術，計劃由大理市干塘子光伏電站經過直流匯集升壓和DC/DC變換將直流電壓提升至±30 kV，通過600 m長的直流電纜線路輸送至MMC換流站，再經過換流站接入35 kV交流系統，系統接入方案如圖1所示。該工程既示范了低壓柔性直流電網輸電技術的應用，同時解決了大理州地區可再生能源送出與消納問題。

圖1 系統接入方案

1.2 系統運行參數

該工程基于MMC的柔性直流輸電技術，輸送容量為5 MW，直流輸送電壓等級為±30 kV，交流側電壓等級為35 kV。工程換流站采用單極對稱接線形式，聯絡變壓器采用11型雙繞組無勵磁調壓變壓器，容量為1×6300 kVA，變壓器抽頭選擇為38.5±2×2.5%/35 kV，阻抗電壓為8%。橋臂電抗器電感值為156 mH。

直流輸電線路選用電力電纜直埋方式，由于工程直流線路距離較短，因此直接利用MMC換流站對側光伏電站接地，為直流系統提供直流零電位參考點。

2 工程過電壓計算

柔性直流輸電系統換流站由于整流和逆變的需要，存在著大量的非線性元件，這些元件在發生短路故障時容易引起過電壓的問題，危害換流站甚至整個直流系統的安全穩定運行[14]。因此，研究系統暫態過電壓的特性，為輸電系統合理配置避雷器、確定設備的絕緣水平提供參考依據，不僅可以節約設備制造成本，實現工程的經濟設計，也有助于工程系統的安全穩定運行[16-17]。

在PSCAD/EMTDC電磁暫態仿真軟件中搭建了如圖2所示拓撲結構的大理光伏升壓±30 kV柔性直流輸電系統仿真模型，其中工程直流側光伏組件出力為5 MW，系統直流電壓為±30 kV，4個DC/DC直流變換器的容量分別為1.5 MW、1.5 MW、1 MW、1 MW，其中1.5 MW回路直流升壓裝置由3個500 kW的DC/DC升壓模塊串聯，每個模塊輸出電壓為DC±10 kV ；1 MW回路直流升壓裝置由1個1 MW DC/DC升壓模塊構成，4個DC/DC直流變換器采用輸出并聯的接線方式匯集并網。 MPPT控制采用電導增量法，以實現對光能的最大利用。工程換流站換流閥橋臂采用36個全橋子模塊和36個半橋子模塊串聯的混合結構，橋臂電感為0.156 H，子模塊電容為1260 μF。交流側通過換流變壓器與35 kV交流系統相連。換流閥模塊采用定直流電壓控制，控制極間直流電壓為60 kV。交路系統則采用兩點等值法進行等值處理。

圖2 大理光伏升壓±30 kV柔性直流系統拓撲結構

下面將通過仿真，全面計算分析工程系統發生故障時交流側與直流側的暫態過電壓,包括交流側的雷擊過電壓、交流輸電線路發生不對稱接地故障時的工頻過電壓和短路故障時的操作過電壓，與直流側的直流電纜外絕緣故障時的過電壓以及交流斷路器動作換流閥兩側過電壓。由于云南大理光伏升壓±30 kV柔性直流工程直流側線路采用的是電纜直埋敷設方式，故直流場電氣設備不考慮雷電過電壓的問題。

2.1 交流側暫態過電壓

2.1.1 雷電過電壓

對于低電壓等級的換流站或者變電站，由于建設水平不高、絕緣水平不理想等缺點，因雷擊導致的跳閘、絕緣子閃絡等故障停電成為降低工程安全可靠運行的主要因素之一[18-19]。同時，低電壓等級系統的工頻過電壓與操作過電壓水平往往較低，因此換流站交流側的雷電過電壓水平是工程設計關注的重點，也是系統避雷器配置與絕緣配合的主要參考依據。

根據文獻[20-21]中介紹的雷電流、桿塔、絕緣子以及換流站設備的數學等效模型搭建方法，在PSCAD中搭建換流站的雷電過電壓仿真模型，包括交流場進線段1～2 km輸電線路模型和主要電氣設備的電磁暫態仿真模型，如圖3所示，以研究系統在雷電繞擊和反擊工況下的過電壓水平。其中，雷電流幅值根據換流站所處地區雷電流幅值分布概率確定，其數學模型采用雙指數函數模型[20]；桿塔桿頭絕緣子閃絡的判定采用規程法，即絕緣子串兩端出現的過電壓超過絕緣的50%放電電壓即判為閃絡[22],該工程選用的絕緣子的50%放電電壓約350 kV，因此將閃絡電壓設為350 kV。

圖3 換流站的雷電過電壓仿真模型

圖4為系統分別在雷電繞擊和反擊工況下故障相絕緣子兩端的電壓水平。由圖可知，當發生雷電流繞擊情況時，絕緣子兩端電壓達到378 kV，絕緣子出現閃絡；當發生雷電流反擊情況時，絕緣子兩端電壓達到444 kV，絕緣子出現閃絡。

圖4 雷電繞擊和反擊工況下故障相絕緣子兩端電壓水平

因此，可以看出，如果不裝設避雷器，絕緣子會出現閃絡情況，交流場各設備的過電壓值遠大于設備的絕緣水平，對設備絕緣和系統運行造成十分嚴重的影響。

2.1.2 不對稱接地故障時的工頻過電壓

以水平年夏季最大運行方式為研究方式，利用搭建的仿真模型(如圖2所示)，分別在系統交流側輸電線路首端、中端和末端設置單相接地故障和兩相接地故障，以計算兩種故障發生時健全相產生的過電壓值。仿真過程中故障發生時刻為3 s，持續時間100 ms。

計算結果分別如表1和表2所示。可以看出，當線路首端發生單相接地短路時，線路首端過電壓幅值最大，達到40.21 kV；當線路中端發生兩相接地故障時，線路首端過電壓幅值最大，達到38.50 kV。

表1 交流線路單相接地故障后工頻過電壓最大值

表2 交流線路兩相接地故障后工頻過電壓最大值

2.1.3 短路故障時的操作過電壓

同樣的，利用如圖2所示的仿真模型，在系統穩定運行后(t=3 s)對交流線路首段、中端、末端分別施加單相接地故障和兩相接地故障，故障持續0.5 s，計算斷路器動作100 ms內，健全相首端、中端、末端產生的過電壓最大值，仿真結果分別如表3和表4所示。

表3 交流線路單相接地故障操作過電壓最大值

表4 交流線路兩相接地故障操作過電壓最大值

可以看出，當線路中端發生單相接地短路故障斷路器動作后，線路首端過電壓幅值最大，達到38.28 kV；當線路首端發生兩相接地短路故障斷路器動作后，線路末端過電壓幅值最大，達到34.03 kV。

2.2 直流側暫態過電壓

2.2.1 直流電纜外絕緣故障過電壓

對電纜外絕緣出現破損時發生單極接地故障或極間短路故障引起的直流側過電壓進行仿真計算，仿真結果如表5所示。

表5 直流側外絕緣故障后直流側過電壓最大值

2.2.2 交流斷路器動作換流閥兩側過電壓

在系統交流側線路首端分別設置單相接地故障和兩相接地故障，仿真計算斷路器動作時換流站換流閥兩側的暫態過電壓值。仿真結果如表6所示。

表6 交流斷路器動作換流閥兩側過電壓最大值

可以看出，當系統發生單相接地故障時，斷路器分閘，換流閥兩側過電壓最大可達127.31 kV；當系統發生兩接地故障時，斷路器分閘，換流閥兩側過電壓最大可達126.01 kV。

3 避雷器配置與系統絕緣配合

由第2節計算結果可以看出，對于交流側，當系統受到雷擊時，設備承受的過電壓很大；對于直流側，交流斷路器動作時換流閥兩側的過電壓幅值均超過100 kV，其中單相接地故障時分閘最高過電壓值達到127.31 kV，超過直流設備正常運行電壓水平，因此必須進行避雷器配置來保護電氣設備。

3.1 避雷器配置方案

該工程采用金屬氧化物避雷器(metal-oxide surge arresters，MOA)，其配置原則與常規柔性直流輸電系統的避雷器配置原則相同[14]，由于工程電壓等級較低，過電壓水平不高，不是所有關鍵位置的過電壓都會對系統造成威脅，因此可以對避雷器作適當的增減。

大理光伏升壓±30 kV柔性直流輸電系統換流站避雷器配置方案如圖5所示。

圖5 大理光伏升壓±30 kV柔性直流輸電系統換流站避雷器配置方案

1)針對交流側，主要是雷電過電壓很大，工頻及操作過電壓水平較低，因此，結合過電壓計算結果及系統主接線方案，采用在聯絡變壓器出口和線路出線處同時裝設交流避雷器A。

2)針對直流側，由于與斷路器動作時換流閥兩端過電壓水平相比，直流側外絕緣故障后直流側的過電壓值較低，因此直流側主要針對當故障斷路器動作時換流閥兩端過電壓水平進行避雷器配置。同時直流配電電纜接多個分布式負荷或電源，存在多個直流極線出口，需在每一個出口處布置避雷器以保護出線端的設備，因此在換流閥和直流隔離開關之間裝設直流避雷器DL。

交流避雷器A和直流避雷器DL的相關參數如表7所示。

表7 交流避雷器A和直流避雷器DL參數選擇 單位：kV(有效值)

配置避雷器后對系統交流側雷電過電壓和直流側操作過電壓水平重新進行計算。按照如圖5所示避雷器配置方案在仿真模型中加入交流避雷器A和直流避雷器DL，仿真結果分別如表8和表9所示。

表8 配置避雷器后交流側雷電繞擊和反擊過電壓 單位：kV

表9 配置避雷器后交流斷路器動作換流閥兩側過電壓最大值

可以看出，配置避雷器后，交流側的雷擊過電壓明顯下降，當交流線路發生單相接地故障和兩相接地故障時，斷路器動作后，換流閥兩側過電壓最大值分別為83.57 kV和84.66 kV，均小于配置避雷器前的過電壓值，直流避雷器DL最大吸收能量為0.598 kJ，證明了避雷器配置的有效性。

3.2 電氣設備絕緣配合

根據第3.1節避雷器的配置結果和配置避雷器后計算得到的各設備的雷電過電壓和工頻過電壓值，本節參照國家標準GB/T 50064—2014《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合》[22]對交流側和直流側電氣設備的絕緣水平進行選取。

值得注意的是，云南大理光伏升壓±30 kV柔性直流工程位于云南省大理州，站址海拔約為1730 m，為保證高海拔下設備的安全運行，其外絕緣水平需要進行海拔修正。根據GB/T 50064—2014給出的外絕緣放電電壓氣象條件校正方法進行修正，計算得到該工程35 kV電壓等級的海拔修正系數ka估算結果(相-地)如表10所示。

表10 35 kV電壓等級海拔修正系數ka估算結果

根據表10計算出的海拔修正系數ka，可得到該工程35 kV電氣設備的絕緣水平和直流側電氣設備的絕緣水平，分別如表11和表12所示。

表11 35 kV電氣設備絕緣水平及保護水平配合系數表

表12 直流側電氣設備外絕緣水平

4 結 語

基于云南大理光伏升壓±30 kV柔性直流工程對低壓柔性直流換流站的過電壓與絕緣配合進行了詳細的研究。利用PSCAD/EMTDC電磁暫態仿真軟件搭建了工程系統的仿真模型，仿真計算了未配置避雷器時系統交流側的雷擊過電壓、交流輸電線路發生不對稱接地故障時的工頻過電壓和短路故障時操作過電壓與直流側的直流電纜外絕緣故障時的過電壓以及交流斷路器動作換流閥兩側過電壓。計算結果表明：交流側的雷電過電壓水平較高，受到雷擊時，過電壓最高可達444 kV，出現絕緣子閃絡情況，其他工況下過電壓水平較低；直流側則是操作過電壓水平較高，當出現故障斷路器動作時，換流站換流閥兩側過電壓水平較高，達到了127.31 kV。

根據過電壓計算結果，對系統交流側雷電過電壓和直流側操作過電壓進行了避雷器配置，在聯絡變壓器出口和線路出線處同時裝設了交流避雷器A，在換流閥和直流隔離開關之間裝設了直流避雷器DL，并且確定了避雷器的具體參數。然后對工程電氣設備進行了絕緣配合，并且基于工程實際情況進行了海拔修正，給出了工程設備最終的絕緣水平。研究結果對換流站設備的選型和制造具有指導意義，為過電壓計算與絕緣配合研究提供了有用的參考數據。