舟山多端柔性直流工程过电压与绝缘配合

2014-02-13余世峰马为民聂定珍李亚男蒋维勇

电力建设 2014年3期

余世峰，马为民，聂定珍，李亚男，蒋维勇

(国网北京经济技术研究院，北京市100052)

0 引言

基于模块化多电平换流器的柔性直流输电系统是柔性直流技术的新型解决方案，除具备可控性高的传统特点外，还将直流系统损耗进一步降低，同时可以提高直流电压的等级［1-7］。工程应用方面，除国外已建工程外，舟山多端柔性直流工程也采用该技术方案，用以满足各岛屿用电负荷增长的需要，以及交流线路故障时向各岛屿供电［8］。

在建的舟山多端柔性直流工程是目前世界上端数最多的柔性直流工程，工程新建定海换流站(舟山本岛)、岱山换流站(岱山岛)、衢山换流站(衢山岛)、洋山换流站(洋山岛)、泗礁换流站(泗礁岛)共计5座±200 kV换流站［9］。

绝缘配置方案作为确定工程设备参数的重要条件，对工程设备选型及运行特性研究有指导意义。开展该项研究时，首先应当遵循通用的原则和标准，以确保工程的安全、稳定运行，并合理地选择设备以满足系统条件，绝缘配合的方法与电压等级和输送容量并无一定关系，但实际应用中应根据系统的特点开展相关研究。舟山多端柔性直流绝缘配合方案与传统直流不同之处在于，由于采用伪双极结构和全控型IGBT器件，换流器的拓扑与传统直流不同，因此对关键设备的保护方式也有所区别。由于运行方式的增加，考虑设备可能承受的过电压时也应当合理考虑可能存在的各种极限情况。舟山多端柔性直流工程大量采用海底电缆作为直流线路，敷设和运行均存在难度较大、成本较高的问题，在绝缘配合时应充分计及该设备耐受过电压的能力。

国网北京经济技术研究院从2012年开始独立开展舟山多端柔性直流工程的研究工作，并承担了工程成套设计，明确了工程接线、运行方式与控制模式，并基于此开展了绝缘配合方案研究，确定了避雷器保护配置，设备绝缘水平等关键参数，推进了工程设备的研发。

1 直流系统主接线及运行方式

舟山多端柔性直流系统拓扑结构示意图如图1所示，定海换流站采用定直流电压控制，考虑到测量误差，换流站直流电压不高于202 kV。其他换流站的最高运行电压需要根据直流网络(如图1所示)的潮流计算结果确定。以泗礁换流站为例，当其运行于逆变方式，输送功率为100 MW，洋山换流站也运行在逆变方式，功率也为100 MW，岱山至定海直流输电线路功率方向由岱山—定海，且功率为400 MW，直流线路电阻为最大值，泗礁换流站直流电压达到最高。当其运行于整流方式，输送功率为100 MW，洋山换流站也运行在整流方式，功率也为100 MW，岱山至定海直流输电线路功率方向由定海—岱山，且功率为400 MW，直流线路电阻为最大值，泗礁换流站直流电压达到最低。

图1 换流站拓扑Fig.1 Topology of converter stations

考虑到工程建设目的，舟山工程投运后最主要的运行方式是以定海站作为送电端，其他4个换流站作为受电端。当定海站退出运行时，舟山本岛与岱山岛间通过交流220 kV连接，岱山站将作为送电端，其他3个换流站作为受电端。

为增加运行的灵活性，发挥多端柔性直流输电系统的优势，也保留其他运行方式。对于并联型五端系统，其运行方式可分为五端、四端、三端、二端及STATCOM这五大类，理论上共有27种运行方式，但正常运行时衢山站和泗礁站不配置接地点，不考虑衢山站与泗礁站两端运行方式，也没有STATCOM运行方式，因此工程实际共有26种运行方式。各换流站的无功吸收和提供能力按功率因数为0.95确定，同时应具备1.1倍过负荷能力。

为实现工程双极对称运行，需要保证两极线中点的电位为零，因此在换流站合适的地方设置接地点。经系统研究后推荐，舟山工程定海、岱山换流站采用通过电抗器形成中性点经电阻接地的方案，以提供可靠的接地，并降低变压器成本。洋山换流站采用通过联结变Y绕组经接地电阻接地的方案，考虑到舟山五端直流工程变压器采用三相三绕组方式，存在第三绕组可以采用角形接线，因此洋山站变压器可以采用Y/Y0/△的方式。在定海和岱山站均退出的情况下，洋山站也可以作为系统接地点的备用，保证剩下的换流站正常运行。对于衢山、泗礁换流站，不考虑从这2个换流站充电运行的方式，因此在整个直流系统中完全可以由其他换流站通过电抗器形成中性点经电阻接地供接地点，这2个换流站不需要设置接地点。

2 主设备参数设计

作为过电压仿真的模型基础，需要确定工程主设备参数，并基于实际设备参数开展研究。研究中，通过主回路设计计算，确定了五站换流阀子模块电容、桥臂电感、变压器、直流电缆和启动电阻等主要参数。

2.1 子模块电容

根据IGBT器件的电压耐受能力以及冗余因素考虑，舟山工程初步拟选择250个子模块。根据直流电压的波动要求，计算得到子模块电容器参数值如表1所示［10-12］。舟山工程配置了直流电抗器，能够对直流电压波动有一定的抑制作用，换流阀厂家可综合考虑。

表1 各换流站子模块电容器参数Tab.1 Capacitor parameters in each convertor station mF

2.2 桥臂电抗器

桥臂电抗器是电压源换流器的一个重要部分，由该设备提供换相所需的主要电抗，换流器也是通过桥臂电抗器实现有功和无功的控制。桥臂电抗器参数的选择综合考虑二倍频环流抑制要求、电流响应速度、故障电流抑制、无功提供能力等方面的因素。桥臂电抗器参数的选择还要经过无功以及动态性能仿真的验证。综合考虑各方面因素，本工程各换流站桥臂电抗器暂按表2取值［13］。

表2 各换流站桥臂电抗器参数Tab.2 Arm reactor parameters in each convertor station mH

2.3 联结变压器

联结变压器详细参数见表3［14］，在柔性直流输电工程中其主要作用是在阀侧形成与换流阀直流侧匹配的电压，同时能够提供部分换相电抗。由于舟山工程采用伪双极结构，其联结变压器阀侧在正常运行条件下仅承受直流电流，而无直流电压。

本工程各换流站均以与系统交换功率为0作为额定运行状态。在确定最大最小分接头档位时，除了要考虑交流系统的运行电压、无功提供量，还要考虑直流的最大、最小电压。

表3 联结变压器参数Tab.3 Parameters of connection transformer

2.4 直流电缆

考虑到实际运行电流的需要，舟山工程直流电缆至少应满足1 000，750，250 A这3种通流能力，可采用通用截面电缆或不同规格电缆，视工程实际需求和造价决定。本工程研究中，对国内外制造厂商海底电缆的设计制造能力进行了详细的考核和评估，该设备的敷设及造价投资在工程中占相当大的比重［15］。

2.5 直流电抗器

直流电抗器主要起到抑制直流侧短路电流和限制站间环流的作用，其参数与桥臂电抗器的参数应相互适应配合，还能起到抑制直流纹波的作用。直流电抗器电感值各站均取20 mH［16］。

2.6 启动电阻

为了保证换流阀及其他一次设备的安全，柔性直流输电系统启动时需限制启动电流;充电电流不超过额定电流的50%，同时应对充电时间进行限制。经过设计，定海换流站启动电阻的阻值为6 kΩ，岱山为9 kΩ，其他换流站均为 26 kΩ［17］。

3 换流站绝缘配合方案

3.1 绝缘配合的原则

作为工程设计原则，舟山工程绝缘配合遵循相关国家标准及国际标准［18-19］。考虑避雷器配置时，应尽量按照交流侧和直流侧过电压由该侧避雷器保护的原则，并在关键设备紧密连接位置配置避雷器。详细布置如图2所示。

传统直流平波电抗器采用并联避雷器直接保护的方案，对加在电抗器本体的过电压进行限制，而对于柔性直流换流阀设备，其故障下冲击电流的抵御能力较低，若对直流电抗器仍采用并联避雷器保护方式，一旦该避雷器动作，故障电流将直接通过避雷器流向换流阀。对于常规直流换流阀，晶闸管换流阀能够承受，而通过调研，柔性直流换流阀对于该冲击的耐受能力较弱。因此，本工程选取在电抗器两侧加装避雷器的方式进行保护，桥臂电抗器的考虑方式相同。

3.2 换流站避雷器保护配置

换流站过电压来源包括外部及内部2个途径。引起过电压的外部因素有:交流系统(本工程包括220 kV和110 kV)开关操作、故障清除、雷击和甩负荷，这些事件不会直接导致直流系统停运。引起过电压的内部因素有:直流系统内(包括电源部分)的接地故障、短路以及控制故障，这些故障通常会导致直流系统停运。

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

(1)直流电抗器线侧的直流极线。直流电抗器线路侧的设备由直流极线避雷器保护。传统直流极母线过电压分析时需要着重考虑由直流线路侵入的雷电或因直流场屏蔽失效的雷击。对于柔性直流工程，由于采用电缆连接，且均采用海底电缆或隧道敷设。因此无须考虑雷击影响。电缆应直接接入户内设备，且在电缆连接处(无屏蔽层)需考虑配置避雷针或其他设备。

(2)阀顶。阀顶区域故障由阀顶避雷器保护。阀顶避雷器能够限制阀顶区域的过电压水平，同时，阀顶避雷器配合换流阀与桥臂电抗间避雷器，保护阀设备。对于基于模块化多电平换流器的柔性直流系统，需要考虑交流侧出现过电压时直流侧的过电压水平。

(3)换流阀与桥臂电抗间母线。该点过电压需要考虑的故障主要包括其他桥臂故障、对极桥臂故障、阀顶故障以及联接变压器阀侧故障对该点的冲击。

(4)变压器阀侧母线。变压器阀侧避雷器保护联接变阀侧和接地点母线。避雷器的安装紧靠接地电抗。变压器阀侧避雷器的能量要求和操作冲击保护水平(switching impulse protection level，SIPL)由交流系统故障引起的操作冲击决定。直流侧接地故障也可能导致该点电压升高。

(5)交流母线。交流母线避雷器保护联接变交流侧。避雷器的安装紧靠联接变。换流站交流母线侧避雷器的能量要求和SIPL要考虑与220 kV交流系统避雷器保护水平的匹配。换流站交流母线侧避雷器的雷电冲击保护水平(lightningimpulse protection level，LIPL)由来自交流系统的雷电冲击决定，其配合电流按每一组避雷器单独承担电流设计。

3.3 避雷器参数

设计时，为保证避雷器在最严重过电压情况下能够保证安全，在研究能量特性时，对象避雷器应采用最小特性曲线，同时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，被研究的避雷器将尽可能多地承担能量，而非研究对象的避雷器将尽可能少地分担能量。

直流工程避雷器为满足过电压时能量要求，可能采用多柱并联的方式，多柱避雷器性能设计时必须考虑避雷器伏安特性曲线的制造公差。进行多柱避雷器性能设计时，多柱避雷器要保证电流分配误差低于例行试验的保证值。电流分配试验应按与实际放电电流相近的电流进行。电流分配保证值用于降低避雷器能量要求。若承受电流最大的一柱避雷器，其电流比平均试验电流高10%，那么该柱避雷器的能量要求与最严重的研究结果相比，也提高10%。

表4所列为换流站内避雷器参数，其中，A避雷器参数由接入的交流电网电压等级决定，定海和岱山站为A(220 kV)避雷器，衢山、洋山和泗礁站使用A(110 kV)避雷器。交流避雷器的参数选择参考GB 11032—2010，其中，按照252 kV考虑，交流避雷器实际持续运行电压的峰值不超过146 kV，对应额定电压204 kV型避雷器，实际填写避雷器持续运行电压最大值(crest value of continuous operating voltage，CCOV)为 150 kV。

表4 换流站避雷器参数及保护水平Tab.4 Parameters and protection levels of arresters in convertor station

4 过电压验证及设备绝缘水平

4.1 过电压验证

对于避雷器保护，既要考虑避雷器对被保护设备的有效作用，即在研究避雷器设备参数的基础上，设计合理的保护水平，将过电压限制在一定范围内，同时，给予绝缘配合设计的避雷器特性参数用于过电压仿真建模，通过过电压仿真结果对其配合参数进行校核和验证。

舟山工程过电压仿真分析考虑了以下操作故障:(1)220 kV或110 kV交流母线接地故障(包括单相和三相);(2)联接变压器阀侧接地故障(包括单相和三相);(3)换流阀与桥臂电抗间接地故障;(4)直流侧电抗阀侧接地故障;(5)直流侧电抗线路侧接地故障;(6)电缆中点短路故障;(7)直流侧开路故障。

如前文所述，由于直流侧无直接暴露于户外的设备及线路，因此无须考虑其雷电过电压，仅需考虑交流侧雷击过电压。故障位置如图3所示。

图3 故障位置Fig.3 Fault position

(1)交流侧故障。交流侧故障包括交流电网故障与联接变压器阀侧故障2类。网侧故障与交流系统条件有关，根据可行性研究相关成果，短路电流按远景年换流站短路电流水平选取。考虑联接变压器的接线方式，故障时零序分量对阀侧不会产生较大影响。三相接地短路故障时，交流侧电压降至0，由于直流侧采用定电压控制，仍维持运行电压，因此在阀及桥臂电抗上产生较高过电压。

与传统直流输电系统交流侧故障不同，柔性直流输电系统交流侧无滤波器。传统直流交流侧故障时，故障过电压产生于故障恢复时刻，而柔性直流不存在交流滤波器，然而持续的交流侧过电压可能在直流侧产生较高过电压，这样就对避雷器、电缆等直流侧设备提出了较高的绝缘要求。而联接变压器阀侧故障会在阀臂和直流侧产生严重的过电压。

(2)直流侧故障。换流阀与桥臂电抗器间的故障会在阀臂和直流侧产生过电压。阀顶故障会在阀臂和直流侧产生过电压。而极母线故障则会在阀臂和直流侧产生过电压。

(3)系统模型的建立。过电压仿真采用电磁暂态仿真方法，模型按照系统实际控制策略进行［20］，提出故障时序和保护，并与其他直流工程进行了对比，通过对控制保护设备厂家的调研，该控制策略可以顺利实现，故障后的保护时序按照过电压研究的基本原则在合理范围内选取了最为保守的情况。实践证明，直流电缆参数对过电压仿真结果有显著影响，因此在建模过程中对国内外厂家电缆的典型参数进行了仿真，在设备规范编制阶段，尽量保证了要求与仿真模型一致。

4.2 设备绝缘水平

舟山工程设备绝缘裕度参考相关标准［18-19］，对于本工程的关键设备电缆，推荐采用30%的绝缘裕度，整体绝缘裕度按不小于表5所示值考虑。最终确定的设备绝缘水平见表6。

表5 设备绝缘裕度Tab.5 Insulation margins of equipments %

表6 换流站保护水平及设备绝缘保护水平Tab.6 Protection levels of convertor station and insulation levels of equipments kV

工程中，直流电缆的绝缘水平充分考虑了各种过电压，由于海底电缆故障后维修和更换不具备实际操作的可行性，因此设计的510 kV绝缘水平是合理且能够保证系统安全稳定运行的。设备绝缘水平已实际应用于指导舟山工程设备技术规范的编制。

5 结论

本文的研究结果已实际应用于舟山多端柔性直流工程设计、设备选型及试验，各项参数已应用于设备规范;同时确定了柔性直流工程过电压及绝缘配合研究方法;若采用架空线路时，需要考虑线路雷电过电压的影响。

(1)基于开展工程完整成套设计，完成舟山多端柔性直流输电工程换流站绝缘配合技术前期研究及工程设计。

(2)结合模块化多电平柔性直流换流器的特点，特别制定了对换流阀本体的避雷器保护配置策略，对直流电抗器、桥臂电抗器及换流阀本体均采用两侧布置避雷器的保护方式，而并非常规直流的并联保护方式。

(3)结合工程设计需要对各制造厂商的设计制造能力进行调研，根据模块化多电平柔性直流控制策略建立了电磁暂态仿真模型。模型参数包括换流阀、联结变压器、桥臂电抗器、直流电缆等设备的准确参数。由于该工程的仿真尚属首次，且过电压仿真能够真实反映实际系统特性，所以本文结果具有实际意义。

(4)确定了舟山多端柔性直流工程用避雷器的参数及各主要设备的绝缘水平，设计结果可用于指导工程设备规范的制定。

(5)详细开展直流电缆设计及试验方案研究，针对直流电缆设备采用海底敷设的方式，提出采用30%的绝缘裕度，并提出其绝缘水平。

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