舟山多端柔性直流输电系统接地方式研究

毛航银，刘 黎 ，邹国平，徐 政

（1.国网浙江省电力公司电力科学研究院，杭州 310014；2.浙江大学，杭州 310012）

0 引言

多端柔性直流输电系统是指在同一直流网架下，含有2个以上VSC（电压源换流器）换流站的柔性直流输电系统[1-2]，其最显著的特点是能够实现多电源供电、多落点受电。作为一种更为灵活、快捷的输电方式，多端柔性直流输电在风电等新能源并网、构筑城市直流配电网等领域将具有广阔的应用前景[3-5]。

多端柔性直流输电在联网状态下只需保证单站接地即可实现全部换流站正常运行，但在单站STATCOM（静止无功补偿器）方式和从该站黑启动时则需要保证该站有接地点，同时，接地点还将影响变压器等设备的制造难度和交流网侧的绝缘水平等，因此在满足多端柔性直流输电的运行方式情况下，可以考虑优化接地点配置。

舟山多端柔性直流输电工程接入舟山电网的基本系统参数为：直流电压±200 kV，五端换流站分别位于舟山本岛（400 MW，220 kV）、岱山岛（300 MW，220 kV）、衢山岛（100 MW，110 kV）、泗礁岛（100 MW，110 kV）和洋山岛（100 MW，110 kV）。

本研究对柔性直流输电系统换流站的4种接地方式进行网侧绝缘影响、站内过电压/过电流水平、电网侧电压暂降影响等方面进行研究分析，并根据舟山电网的实际情况给出了舟山多端柔性直流输电系统的推荐接地方案。研究采用数字仿真手段，计算工具为电磁暂态仿真程序PSCAD/EMTDC 4.2.1。

1 接地方式

根据舟山电网的实际情况，舟山五端换流站可以有4种接地方式。

1.1 阻抗接地

联结变压器采用单台Y/Δ结构，变压器阀侧中性点采用阻抗接地方式，变压器网侧直接接地，接线示意见图1。

1.2 直流侧电阻接地

图1 交流侧阻抗接地方式（方式a）

联结变压器采用单台Y/Δ结构，直流线路侧采用钳位电阻接地方式，变压器网侧直接接地，接线示意见图2。

图2 直流侧箝位电阻接地方式（方式b）

1.3 变压器中性点接地

联结变压器采用单台Δ/Y结构，变压器阀侧中性点采用电阻接地方式或直接接地方式，接线示意见图3。

图3 变压器中性点接地方式（方式c）

1.4 不接地

联结变压器采用单台Y/Δ结构，换流站内不接地，接线示意见图4。

图4 不接地方式（方式d）

2 网侧绝缘影响分析

2.1 换流站接入110 kV及以上电网

电压等级为110 kV及以上时，变压器接线为Y形中性点直接接地方式，110 kV以下变压器接线为Δ形不接地方式。方式a，b，d的联结变压器网侧均为Y形直接接地方式。因此，a，b，d接地方式应用在110 kV及以上电压等级时，其系统过电压及绝缘配置与传统交流类似。

方式c中联结变压器网侧为Δ形结构。因此，c接地方式应用在110 kV及以上电压等级时，对电网的设备及绝缘水平会产生影响。特别是c方式下发生网侧单相接地故障时，系统侧接地点可以钳制电压抬升，但因保护动作不一致等原因，形成联结变压器带空载线路时，非故障相的电压可能会抬升至1.7倍正常运行电压，即线电压。由于110 kV或220 kV系统按有效接地系统设计，电压抬升会带来以下问题：

（1）尽管抬升电压未超过设备的1 min耐压水平，但该电压下承受时间有限，同时为避免出现弧光过电压，需要及时切除线路。

（2）常规TV的饱和电压较低，抬升电压容易导致TV饱和，从而带来谐振过电压、TV电流过大的问题，故建议选用饱和电压较高的TV或采用CVT。

（3）一般110 kV或220 kV系统线路避雷器额定电压均不超过线电压，电压抬升必然导致避雷器动作，长时间工频过电压动作容易导致避雷器损坏，需要及时切除线路和重新配置避雷器。

（4）为避免出现空载线路状态，应保证换流站保护先动作、网侧系统后动作，同时由于换流站侧故障电流相对较小，保护及时动作需要重新设定，并应完善保护机制。

2.2 换流站接入110 kV以下电网

根据电网现状，方式a，b，d若应用在110 kV以下电网中，容易造成电网发生单相接地短路时需要立刻跳闸的情况，使电网可靠性降低。方式c接地方式应用在110 kV以下电网中则不会对电网造成影响。

3 站内过电压及短路电流影响分析

3.1 仿真说明

仿真采用五端柔性直流输电接入舟山电网的电磁暂态仿真模型。

针对2种最严重的故障，即直流线路（靠近平波电抗器侧）对地短路和直流线路双极短路故障进行计算分析。

3.2 故障过电压及短路电流监测点设置

（1）监测点1：联结变压器阀侧电压（二次侧）；

（2）监测点2：直流极线对地电压（平波电抗器的线路侧）；

（3）监测点3：直流母线对地电压（阀顶或平波电抗器的阀侧）；

（4）监测点4：平波电抗器两端电压；

（5）监测点5：桥臂电抗两端电压；

（6）监测点6：接地电阻电压；

（7）监测点7：联结变压器阀侧电流；

（8）监测点8：直流侧电流。

3.3 仿真计算

仿真建立标幺值系统如表1所示，仿真结果如表2、表3所示。

表1 基准值取值

表2 对地短路故障的仿真结果

3.4 计算结果分析

根据仿真结果，得出以下结论：

（1）方式 a，b，c，d的过电压及短路电流水平相当。

（2）方式b直流侧接地电阻的过电压水平较高，达到2.934倍标幺值。

（3）方式c接地电阻过电压为1.414倍标幺值，变压器中性点绝缘水平较高，这对变压器提出较高要求，当变压器整体容量较大时，设计制造相对困难。

表3 双极短路故障的仿真结果

4 电网侧电压暂降影响分析

多端柔性直流输电系统发生直流线路故障时，MMC换流站会立即闭锁，并在0.1 s后跳开所有换流站网侧交流开关，使多端直流系统退出运行。方式a与其他3种方式不同，电抗器正常运行时需要从换流站吸收大量的无功功率，换流站闭锁后将无法继续提供无功补偿。以接地电抗取值3H、站内交流电压208 kV为例，消耗无功达45.9 Mvar。因此方式a下，接地装置的无功负荷在交流开关跳开前将由交流系统承担，对于弱交流联网系统将会导致较大的电压暂降。

舟山多端柔性直流输电工程的5个换流站若采用方式a接地，发生闭锁后的换流站交流母线最大压降如表4所示。

表4 采用方式a时换流站闭锁情况下的交流电网电压暂降情况

从表4可以看出，由于定海、岱山电网较强，电压暂降相对较小（7%以内），而衢山、泗礁、洋山电网较弱，电压暂降则较大（最大达19%）。因此，对于较强的电网，采用方式a在故障情况下对电网影响不大，但是对于较弱电网，方式a在故障情况下会对电网产生冲击。

5 结论

根据舟山多端柔性直流输电工程实际情况，推荐采用以下接地方案：

（1）定海、岱山站是直流系统的主要功率源和联络站，运行时间长，可采用方式a，即交流阀侧阻抗接地方式。这种方式能够提供稳定可靠的中性点接地，且对变压器没有影响，电压暂降在可承受范围内。

（2）泗礁、衢山站不考虑从这两站启动或者SVG的运行方式，且电压暂降影响较大，可以采用方式d，即不接地的方式，在运行过程中可以由其他换流站提供接地点。

（3）洋山站与对侧110 kV沈家湾站距离较近，且沈家湾站110 kV直接接地，故障情况下能够钳制电压，而洋山站在运行中需考虑黑启动方式，且电压暂降影响大，故考虑采用方式b或方式c，即直流侧大电阻接地方式和阀侧变压器中性点电阻接地方式。采用方式b时，考虑到长期运行情况下电阻的绝缘等级和损耗较大，可以在稳定运行后将电阻退出运行，洋山站的接地点由其他换流站提供；采用方式c时，变压器中性点绝缘等级较高，且需承受直流偏磁影响，在工程实际中也没有退出电阻的成熟开关设备，故推荐采用方式c。

[1]徐政.柔性直流输电系统[M].北京：机械工业出版社，2012.

[2]汤广福.基于电压源换流器的高压直流输电技术[M].北京：中国电力出版社，2010.

[3]王伟，安森.柔性高压直流输电综述[J].沈阳工程学院学报（自然科学版），2011，7（3）:235-238.

[4]李庚银，吕鹏飞，李广凯.轻型高压直流输电技术的发展与展望[J].电力系统及其自动化，2003，27（4）:77-80.

[5]徐政，陈海荣.电压源换流器型直流输电技术综述[J].高电压技术，2007，33（1）:1-10.