基于模块化多电平换流器的多端柔性直流系统接地方式

邓旭，沈扬，王东举，周浩

(1.浙江大学电气工程学院，杭州市310027;2.浙江省电力设计院，杭州市310012)

0 引言

随着以风电、太阳能等可再生能源为主的分布式发电的快速发展，以及海上风电场、孤岛供电等采用直流并网的需求，并且电力电子器件和相关控制技术的日新月异，多端柔性直流输电技术越来越受重视［1-5］。

按照规划，舟山多端柔性直流输电工程将通过海底直流电缆将5个岛屿互联，建成后将成为世界上第1个五端柔性直流输电工程。该柔性直流输电系统的直流额定电压为±200 kV，采用半桥式模块化多电平换流器(modular multi-level converter，MMC)的柔性直流输电技术，计划于2014年投运。

模块化多电平换流器采用子模块级联的形式，是新一代电压源换流器拓扑结构的领导者，与传统的两电平和三电平拓扑相比具有谐波含量小、开关频率低、运行损耗低等优点［6-9］。目前国内外已经投入运行的MMC型直流输电工程仅有2项，分别是美国Trans Bay Cable工程和中国上海的南汇风电场柔性直流输电示范工程，但这2项工程均为两端柔性直流输电工程［10-13］。而舟山多端柔性直流输电工程含有5个换流站，建成后将成为世界上首个五端柔性直流输电工程，系统的拓扑结构与以往的MMC型柔性直流输电工程有较大不同。

接地方式是柔性直流输电工程中必须首先解决的关键性问题，它为整个柔性直流系统提供参考电位，也是过电压研究、绝缘配合设计的基础，是系统设计中一个非常重要的环节［14-15］。常规高压直流输电工程通常采用双极结构，从中性母线引出接地极［16-18］。而电压源换流器型高压直流输电(voltage source converter based high voltage direct current，VSC-HVDC)为自然双极结构，无中性母线及接地极，其中两电平VSC-HVDC直流侧装设分裂电容，联结区交流场装设滤波器，其接地可利用直流侧的分裂电容引出接地。但是对于模块化多电平换流器型高压直流输电系统(modular multilevelconverterhigh voltage directcurrent，MMCHVDC)，系统直流侧没有集中布置的电容，而是采用桥臂分布式电容的布置方式。因此，MMC-HVDC的接地方式将与常规高压直流和两电平电压源换流器型高压直流(VSC－HVDC)存在显著差异。

目前关于柔性直流输电系统接地方式的研究主要是基于 VSC-HVDC 工程［15，19］，对于 MMC 型的柔性直流输电系统，由于其发展历史较短，对MMC型的多端柔性直流输电系统接地方式进行相关研究的文献很少。因此，非常有必要对基于MMC的多端柔性直流系统接地方式进行研究。

为此，本文依托舟山多端柔性直流输电工程，详细分析了2种不同接地方式的优缺点，确定了该工程五端换流站采用的接地方式，并分析直流侧箝位电阻在直流系统中的作用，在此基础上对该工程各换流站的过电压与绝缘配合进行研究，以得到五端换流站关键设备的过电压和绝缘水平。

1 系统参数

舟山多端柔性直流输电系统包含5个换流站:舟山、岱山、衢山、洋山和泗礁。各换流站之间的接线示意如图1所示。该工程额定直流电压为±200 kV，定海和岱山站的额定直流功率为400 MW和300 MW，其他3个站的额定直流功率均为100 MW。交直流系统的详细参数如表1所示。

图1 舟山多端柔性直流工程系统接线示意图Fig.1 Zhoushan MMC-HVDC power transmission project

表1 舟山多端柔性直流输电系统参数Tab.1 System parameters of Zhoushan MMC-HVDC project

考虑到换流站交流侧接入为110 kV及以上系统，为了隔离交流系统不对称故障产生的零序分量，220 kV联结变压器网、阀侧绕组采用Yn/Δ接线，110 kV联结变压器网、阀侧绕组采用Y/Y接线。每个换流站设1台联结变，主要参数见表2。

表2 联结变压器主要参数Tab.2 Main parameters of converter transformer

桥臂电抗器是换流站的关键设备，它是柔性直流输电系统与交流系统之间功率交换的纽带，它对换流器的功率输送能力、有功功率与无功功率的控制都有影响。该工程五端换流站桥臂电抗器的电感值参数如表3所示。

表3 桥臂电抗器主要参数Tab.3 Main parameters of converter reactor

直流平波电抗器主要用于削减直流侧谐波，减缓直流电压和电流的波动，在每个换流站正负极分别安装1台直流平波电抗器，电感值均为20 mH。

2 接地方式类型

接地方式是MMC-HVDC工程应用中亟待解决的关键性问题之一，它为整个直流系统提供参考电位，同时也是换流站过电压计算和进行换流站绝缘配合的基础，直接关系着换流站设备的绝缘水平。对于舟山多端柔性直流输电系统，结合现有的相关研究成果，理论上可行的接地方式主要有2种:(1)联结变阀侧交流场采用星形电抗+中性点电阻接地的方式;(2)Y/Y型联结变+阀侧绕组中性点电阻接地方式。2种接地方式示意如图2～3所示。图中中性点接地电阻的作用是为了限制入地电流大小。

图2 星形电抗+中性点接地电阻方式示意图Fig.2 Star ground reactance with neutral grounding resistor

图3 Y/Y型联结变+阀侧线圈中性点接地电阻方式示意图Fig.3 Converter transformer with Y/Y winding and neutral grounding resistor

2.1 联结变阀侧星形电抗+中性点接地电阻方式

联结变阀侧交流场星形电抗+中性点接地电阻的接地方式是在联结变阀侧交流场设置3个单相电抗，并在其中性点加接地电阻的方式，如图2所示。首先，为了避免直流偏磁问题，星形电抗采用3个单相干式电抗器;其次，从无功角度考虑，星形电抗值取得过小则消耗无功过多，对换流站无功运行范围产生较大影响，使得换流站对交流电网的容性无功补偿能力大大下降，减弱了交流电压的调节能力。综上考虑，该工程星形电抗消耗的无功不应超过额定有功功率的20%，因此电抗值不能取的太小。另外，还需满足接地装置投切过程中交流系统电压稳定等要求，仿真计算结果表明，换流站星形电抗器取值适当增大，可以减少启动及闭锁时对周边交流电网电压的影响。但电抗取值过大则制造安装困难，根据厂家针对舟山多端柔性直流工程特殊研制的干式电抗器资料，每台1.5 H的211 kV干式电抗器尺寸和质量已达到:直径约4.5 m，高约6 m，质量约9 t。因此，换流站星形电抗器的电感值应取一个合适的值。

此外，由于衢山、洋山和泗礁换流站接入110 kV交流系统，交流系统较弱。换流站接地装置如采用星形电抗+中性点接地电阻的方式，则在换流站启动过程中的充电初始状态和换流站闭锁过程中，换流阀处于闭锁阶段，需要由交流电网承担接地装置消耗的大量无功功率。而110 kV交流系统的无功补偿装置难以补偿接地装置的无功需求，从而导致交流系统电压将被拉低。接地装置消耗的无功功率主要取决于接地装置电抗器的电感值，因此接地装置电抗器取值大小对换流站启动及闭锁过程中交流系统电压的波动幅值影响较大。对于这些换流站，为满足交流系统电压波动要求，可采用较大的电抗器，但是电抗器取得过大会带来制造、安装上的困难。因此，这些换流站的接地装置不适合采用星形电抗+中性点接地电阻的形式，需要采用其他接地方式。

综合考虑上述因素，定海、岱山换流站交流侧接入220 kV系统，系统较强，推荐采取联结区星形电抗+中性点接地电阻的形式，并且星形电抗取值3 H，但由于制造困难，每相电抗由2台1.5 H的电抗串联组成。中性点接地电阻取1 kΩ。

衢山、洋山和泗礁换流站交流侧接入110 kV系统，系统较弱，换流站启动、退出、故障等接地装置投切时交流110 kV系统电压波动较大，因此这些换流站，不采用这种接地方式。

2.2 Y/Y型联结变+中性点接地电阻方式

根据前文分析可知，对于衢山、洋山和泗礁换流站，联结变压器网侧接入110 kV交流系统，接地装置不适合采用星形电抗+中性点接地电阻的形式，需要采用其他接地方式。

对于第2种接地方式，即换流站联结变采用Y(网侧)/Y(阀侧)接线组别，联结变阀侧绕组采用中性点通过电阻接地的方式，该接地方式下换流站交流系统不存在因电抗器消耗无功导致电压波动的问题，因此衢山、洋山和泗礁换流站可以采取该种接地方式。但是，在该接地方式下，换流站正常工作时，由于参数误差引起直流不平衡电流会长期流经联结变中性点。而且当直流侧发生接地故障时，联结变中性点也会流过短路电流直流分量。联结变中性点直流电流通过会引起直流偏磁，使变压器铁心半周饱和，引起变压器震动加剧，噪音增加，降低变压器效率，缩短变压器寿命，产生大量谐波，降低电压质量［20-23］。为了减小中性点入地电流的大小，可以在中性点安装1只接地电阻来限制入地电流的大小，从而减小入地电流对系统造成的影响。当电阻取得过大则整个系统近似不接地，无法实现其为整个换流站提供参考电位的功能，因此接地电阻值不能太大。

综合考虑上述因素，该工程衢山、洋山和泗礁换流站采用Y/Y型联结变+中性点接地电阻的接地方式，并且中性点接地电阻取为2 kΩ。

3 直流侧箝位电阻的作用分析

基于MMC的多端柔性直流输电系统中的直流侧箝位电阻如图4所示，直流侧通过2个大电阻接地。直流侧箝位电阻的主要作用是:一方面通过箝位电阻箝位两极的直流电压，使直流极线正负极电压保持对称;另一方面可提供直流系统的电位参考点。

图4 直流侧箝位电阻方式示意图Fig.4 DC clamp resistance

箝位电阻的性能与箝位电阻参数选取密切相关，箝位电阻取值越小，接地效果越明显，故障后系统恢复越快。但是电阻取得过小，由于直流电压较高，从而导致系统稳态运行时损耗较大，影响系统综合效益;当电阻取得过大则相当于不接地，无法实现其箝位作用，因此，需选取一个合适的电阻值。综合考虑上述因素，并参考仿真结果，该工程各换流站的直流箝位电阻取8 MΩ。

与前文第2节提出的换流站接地方式不同，前文的接地装置位于联结变阀侧交流系统，主要是为直流系统提供参考电位。而直流侧箝位电阻位于直流线路侧，主要起直流箝位作用，保持直流极线正负极电压对称。

4 换流站设备的过电压与绝缘配合

4.1 避雷器布置及参数

换流站系统的安全运行离不开过电压保护装置，根据以往直流输电工程的经验，主要通过安装无间隙金属氧化物避雷器来保护换流站设备。换流站的避雷器布置直接关系到换流站设备在各种操作及故障下能否安全可靠运行，同时对工程的造价也会有重要影响。根据长期以来国内外直流输电工程所积累的绝缘配合经验，换流站避雷器配置主要遵循以下原则:(1)换流站交流侧产生的过电压主要由交流侧的避雷器进行限制;(2)换流站直流侧产生的过电压主要由直流侧避雷器进行限制;(3)对于换流站内重要设备，通常在其两端并联1支避雷器进行保护。

根据上述避雷器布置原则，并结合近年来国内外相关MMC型直流输电工程所积累的宝贵经验，如美国的Trans Bay Cable工程和中国上海的南汇风电场柔性直流输电示范工程中换流站避雷器的布置方案，可确定舟山多端柔性直流输电工程换流站的避雷器详细布置方案。由于每个换流站的避雷器布置基本相同，限于篇幅，本文仅列出定海换流站的避雷器布置，如图5所示。图5中不同区域避雷器的定义如表4所示，避雷器的基本参数如表5所示。

表4 柔性直流输电系统换流站避雷器定义Tab.4 Arrester’s definition for converter stations of MMC-HVDC

4.2 换流站设备的过电压与绝缘水平

4.2.1 过电压水平

图5 定海换流站避雷器布置方案Fig.5 Arrester configuration of Dinghai converter station

表5 换流站避雷器主要参数Tab.5 Main parameters of arresters for converter stations

换流站关键设备包括联结变网侧、联结变阀侧、平波电抗器阀侧和平波电抗器网侧设备。对于联接变网侧交流设备，主要由联结变压器网侧交流避雷器A保护，该区域的设备与常规220 kV或110 kV交流系统相同，该处设备的过电压与常规交流系统也基本类似，本文不再赘述。对于联结变阀侧交流设备，当发生联结变阀侧单相接地、相间短路、三相接地和桥臂电抗器阀侧单相接地等故障时会在这些设备上产生较大过电压，分别对上述故障进行仿真计算，并找出五端换流站该区域设备在上述故障下最严重的过电压，最严重过电压计算结果如表6所示。对于换流站直流侧设备，包括平波电抗器阀侧和网侧的相关设备，当发生直流极线接地和平波电抗器阀侧直流母线接地故障时会在相关设备上产生较大过电压，分别对上述各种典型故障进行仿真计算，找出最严重的过电压。换流站关键设备的过电压计算结果如表6所示。

表6 换流站设备的过电压水平Tab.6 Overvoltage of converter station equipment kV

4.2.2 设备绝缘水平

在多端柔性直流输电系统中，换流站设备的绝缘水平直接关系到整个工程的造价。设备的绝缘水平与设备绝缘裕度直接相关，不同设备由于所处位置以及在换流站中的重要性不同，对绝缘裕度的要求也不同，因此选择合适的设备绝缘裕度至关重要。由于舟山多端柔性直流输电工程为世界上第1个基于MMC型的五端柔性直流输电工程，目前尚未见到相关资料对换流站设备绝缘裕度选取的专门论述，并且已有的MMC型直流输电工程的投运时间并不长，缺少长期运行经验。但是，国内外常规高压直流输电工程经过不断发展，已积累了相当丰富的运行经验，关于设备绝缘裕度的选取也已形成相关技术标准［24］。另外，除换流阀和换流变外，多端柔性直流输电系统中换流站的其他交直流设备基本与高压直流输电工程相似，只是设备参数上的差异。基于以上考虑，本文建议在选取多端柔性直流输电系统换流站设备绝缘裕度时，可以参照常规高压直流输电工程的经验及相关标准。表7为本工程推荐的换流站设备绝缘裕度。

根据上述确定的换流站相关避雷器的保护水平以及设备绝缘裕度，可以确定换流站关键设备的绝缘水平。五端换流站联结变压器网侧交流系统存在较大差别，定海、岱山站网侧交流系统额定电压为220 kV，衢山、洋山和泗礁换流站的网侧交流系统额定电压为110 kV。根据前文分析知联结变网侧设备与常规交流系统类似，因此设备的绝缘水平可参照常规交流系统选取，对于交流220 kV和110 kV电气设备，首先考虑雷电冲击耐压，设备的绝缘水平如表8所示。

表7 舟山多端柔性直流工程换流站设备绝缘裕度Tab.7 Equipment insulation margins of converter stations in Zhoushan VSC-HVDC project

由上述计算结果可知，对于定海和岱山换流站，即联结变网侧交流母线及设备的雷电冲击绝缘水平推荐为950 kV，对于衢山、洋山和泗礁换流站，联结变网侧交流母线及设备的雷电冲击绝缘水平推荐为450 kV。

表8 舟山多端直流工程联结变网侧设备绝缘水平Tab.8 Equipments insulation levels at system side of converter transformer in Zhoushan VSC-HVDC project

对于五端换流站联结变阀侧交流设备及直流设备，系统额定电压相同，根据前文确定的避雷器保护水平和设备绝缘裕度，可以计算得到各设备的绝缘水平，如表9所示。

表9 舟山多端柔性直流输电工程换流站联结变阀侧及直流关键设备的绝缘水平Tab.9 Equipment insulation levels at valve side and DC switchyard in Zhoushan VSC-HVDC project

由上述计算结果可知:

(1)根据计算可以得到的五端换流站联结变阀侧交流母线的雷电和操作冲击绝缘水平分别为625 kV和511 kV，在设计时留有一定的绝缘裕度，在确定设备最终的绝缘水平时，可将计算值往上取整作为推荐值，故推荐联结变阀侧交流母线的雷电和操作冲击绝缘水平为650 kV(或取更高一级绝缘水平750 kV)和550 kV。

(2)根据计算可以得到的五端换流站200 kV直流母线的雷电和操作冲击绝缘水平分别为541 kV和478 kV，因此可以推荐换流站200 kV直流母线的雷电冲击绝缘水平和操作冲击绝缘水平分别取为650 kV(或取更高一级绝缘水平750 kV)和550 kV。

5 结论

(1)基于MMC的多端柔性直流系统接地方式主要有2种:联结变阀侧交流场采用星形电抗+中性点电阻的接地方式、Y/Y型联结变+中性点接地电阻的接地方式。联结变阀侧交流场采用星形电抗+中性点电阻的接地方式适用于强交流接入系统，由于定海、岱山站交流侧接入220 kV交流系统，系统较强，因此推荐采取该接地方式，并且星形电抗取值为3 H，每相电抗由2台1.5 H的电抗串联组成，中性点接地电阻取1 kΩ。对于衢山、洋山和泗礁换流站，由于换流站接入的交流系统较弱，如采用联结变阀侧交流场星形电抗+中性点接地电阻的接地方式，则换流站启动、退出、故障等接地装置投切时交流110 kV系统的电压波动较大，因此不推荐采取该种接地方式。对于这几个换流站，推荐采取Y/Y型联结变+中性点接地电阻的接地方式，该接地方式不存在电压波动问题，但是直流不平衡电流会长期流经联结变中性点，导致直流偏磁。为了限制入地电流大小，可在中性点安装1只接地电阻，并且在该工程中，对于衢山、洋山和泗礁换流站，换流站的中性点接地电阻取为2 kΩ。

(2)与联结变阀侧交流场星形电抗+中性点接地电阻、Y/Y型联结变+中性点接地电阻等2种接地方式的原理不同，直流侧箝位电阻位于换流站直流线路侧，主要起直流箝位作用，保持直流极线正负极电压对称;另外也可为直流系统提供电位参考点。

(3)在确定各换流站接地方式的基础上，搭建了舟山多端柔性直流输电系统仿真模型，仿真计算了换流站的过电压水平，并根据过电压计算结果确定了换流站关键设备的绝缘水平。对于换流站联结变网侧交流母线及设备，定海和岱山换流站联结变网侧为220 kV交流系统，设备的雷电冲击绝缘水平取为950 kV;衢山、洋山和泗礁换流站联结变网侧为110 kV交流系统，相关设备的雷电冲击绝缘水平取为450 kV。五端换流站联结变阀侧交流母线的雷电和操作冲击绝缘水平推荐为650 kV(或取更高一级绝缘水平750 kV)和550 kV;200 kV直流母线的雷电冲击绝缘水平和操作冲击绝缘水平取为650 kV(或取更高一级绝缘水平750 kV)和550 kV。

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