不同桥臂电抗配置海上风电柔直换流站暂态应力与绝缘配合对比

2022-05-19李元贞袁艺嘉孔明孙宝宝杨杰贺之渊

智能电网 2022年3期

李元贞，袁艺嘉，孔明，孙宝宝，杨杰，贺之渊

（国网智能电网研究院有限公司，北京市昌平区 102209）

0 引言

海上风能资源蕴藏丰富，风电场容量大，运行稳定，其能量效益比陆地风电高20%～40%，非常适合大规模开发[1]。近年来，中国海上风电装机规模增长迅速，截至2019年底，累计海上风电并网容量达593万kW。中国目前近海风电开发程度已较高，未来深度开发空间相对有限。与之相比，远海风电的风能分布范围更广，风能资源更丰富，风力更加稳定，且在远海发展风电不占据岸线和航道资源，避免了对沿海工业生产和居民生活的不利影响，是未来风电发展的“潜力股”[2]。柔性直流输电相比于交流输电，不存在长距离输电的充电功率问题，能够灵活控制功率，可实现动态无功支撑，已成为当前远海风电并网的首要解决方案，也是目前国际上唯一具有工程实践经验的大规模远海风电并网方案[3-4]。

暂态电气应力分析是柔性直流输电系统设计的重要一环，其将直接决定海上换流站的设备暂态应力技术规范，并影响海上换流站平台尺寸、重量等指标[5]。然而，相比于其他工程应用场景，其暂态电气应力有特殊性。一方面，海上换流站交流侧主要由风电场构成，其暂态电气应力与陆上换流站有所不同；另一方面，一次主回路的配置（如桥臂电抗的位置）也将影响换流站暂态电气应力。

已有的研究文献鲜有对不同桥臂电抗配置方案换流站暂态应力的研究，大多数暂态应力分析研究假定桥臂电抗位于换流阀交流侧[6-14]。文献[6]针对模块化多电平换流器技术，提出了操作过电压计算模型，通过仿真研究得出操作过电压决定性工况，包括阀交流母线单相接地故障、相间短路故障和直流母线接地故障。文献[7-8]针对采用电缆输电的对称单极柔性直流输电系统，分析了换流站和直流线路暂态过电压特性。文献[9]针对采用架空线输电的对称单极柔性直流输电系统，分析了影响直流暂态过电压水平的影响因素。文献[10]则重点研究了模块化多电平换流器的暂态电流应力，分析了双极短路下换流阀的暂态电流应力特性。文献[11-14]则围绕双极柔性直流电网应用场景，研究了单极接地工况下直流系统暂态过电压机理与特性。

本文以对称单极系统为主要研究对象，重点针对桥臂电抗交流侧、直流侧两种配置方案，对比分析了海上柔性直流换流站暂态电气应力，以明确不同方案对设备的关键技术要求。首先，建立了两种桥臂电抗配置方案的海上风电柔性直流输电系统PSCAD/EMTDC仿真模型；其次，对海上换流阀交流侧单相接地、两相短路，换流阀直流侧母线接地等关键性故障暂态应力产生机理进行了详细阐述，并进行仿真分析；最后，对全站操作过电压与绝缘配合进行了对比研究。

1 海上风电柔性直流输电系统

1.1 对称单极系统结构

目前，世界范围内已建或者在建海上风电柔性直流并网工程均采用对称单极系统拓扑[15]。本文将重点研究此系统结构下，不同桥臂电抗配置方案对海上换流站暂态应力的影响。典型的海上风电柔性直流并网系统结构如图1所示，主要由海上换流站、直流海缆和陆上换流站组成[16]。

图1 典型对称单极海上风电柔性直流并网系统Fig.1 Sketch of a VSC-HVDC link used for integration of monopolar off shore wind farm

对于海上换流站，若采用66 kV风电汇集技术，可省去海上交流升压站。可采用双变压器配置，一方面降低单台设备容量，另一方面保证了系统可靠性。换流器采用工程中普遍应用的半桥模块化多电平换流器（half bridge sub-model based modular multilevel converter,HB-MMC）。对于陆上换流站，还需要配置耗能装置、启动电阻、接地装置等。

1.2 不同桥臂电抗配置方案

在现有的工程设计中，桥臂电抗一般配置在换流阀的交流侧。近些年来，国外的海上风电并网工程逐步将桥臂电抗配置于换流阀的直流侧，以整合桥臂电抗与平波电抗的功能。此外，还有一种双侧桥臂电抗配置方案，即在换流阀的交直流侧均配置桥臂电抗器，如图2所示。

图2 不同桥臂电抗配置方案Fig.2 Different arm reactor arrangements

不同配置方案会带来暂态特性、设备要求、布局占地和工程造价的差异，方案设计时需要综合考虑。

从设备投资的角度来看，桥臂电抗直流侧配置方案中海上换流站所需直流套管较交流侧配置方案更多，设备投资成本更高；从占地布局的角度来看，交流侧方案占地相对较大。交直流侧电抗配置方案所需设备最多、占地最大，一般不作为工程方案予以考虑。因此，本文重点针对交流侧配置（方案1）和直流侧配置（方案2）两种方案进行暂态应力和绝缘配合对比分析。

2 仿真模型及其假设

2.1 主要参数

基于PSCAD/EMTDC仿真软件，分别建立了两种桥臂电抗配置方案的海上风电柔性直流并网电磁暂态仿真模型。参照国内外已有工程[17]，设定直流系统额定电压为±200 kV，额定传输功率为400 MW，输电距离为130 km。交直流系统一次主要设备参数详见表1和表2。

表1 交流系统一次主要设备参数Table 1 Main parameters of primary devices within AC system

表2 直流系统一次主要设备参数Table 2 Main parameters of primary devices within DC system

需要注意的是，本文所选取的系统参数仅用于对不同桥臂电抗配置带来的暂态应力特性差异进行分析，相关结论也同样适用于额定直流电压如±320 kV、±400 kV等对称单极海上风电柔性直流输电并网工程。

2.2 故障设置

导致换流站出现暂态过压、过流应力的原因有多种，包括雷击、开关操作、短路接地故障等[18]。其中，故障导致过应力一般较为严重，同时考虑海上换流站的封闭环境，雷击影响可以忽略，本文重点关注由于故障和后续保护动作导致的暂态过程。故障设置如表3所示。

两种桥臂电抗配置方案所设置的故障总体相同，主要区别集中在换流阀区域，如图3所示。对于配置方案1，阀交流母线接地短路故障不同于变压器阀侧交流线路故障，阀直流母线接地短路故障效果与直流极线故障类似。对于配置方案2，阀交流母线接地短路故障与变压器阀侧故障类似，阀直流母线接地短路故障与直流极线故障特性略有差异，详见第3章应力分析。对于其他故障，换流阀和电抗器可视为一个整体，换流站暂态应力几乎无差异。

图3 阀区关键故障示意Fig.3 Sketch of the key faults within converter valve zone

2.3 相关假设

对系统初始运行条件，所采用的控制、保护等相关策略的假设如下。

1）假定系统运行于满功率状态，即在海上换流站直流母线PCC点功率约为400 MW。

2）换流站采用基于dq旋转坐标系的双矢量控制，海上换流站外环采用交流电压/频率控制；陆上换流站外环采用定直流电压/无功功率控制；为得到最严重的过压工况，假定直流耗能装置不动作。

3）假定风电场交流过电压保护的一段保护定值为1.3 pu/150 ms，二段为1.4 pu/50 ms；为了得到设备最严重的应力工况，换流站配置典型的如阀差动、直流电压不平衡等直流保护功能；考虑断路器失灵保护动作，海上换流站故障清除时间为150 ms，陆上换流站故障清除时间为300 ms左右。

3 关键故障应力对比分析

3.1 阀交流母线单相接地

3.1.1 故障机理

对于桥臂电抗器配置方案1，当阀交流母线出现单相接地故障时，换流阀会经过接地点对故障极海缆进行充电，故障机理示意如图4（a）所示。换流阀闭锁前，由于海缆电容相对较小，且回路中无电抗等阻尼元件，桥臂电流、直流极线会伴随瞬时过流。换流阀过流保护或者差动保护动作使阀闭锁后，子模块电容放电通路阻断，桥臂电流、极线电流快速衰减，阀直流母线和极母线电压由变压器阀侧电压决定，将出现含有大量工频分量的暂时过电压。

对于桥臂电抗器配置方案2，故障前后其故障机理与方案1类似。故障前对应的故障电流通路如图4（b）所示，但与方案1最大的不同在于故障回路中有桥臂电抗器，海缆充电速率大大降低，不会出现方案1中的瞬态过应力。阀闭锁后，暂态过程与方案1类似。

图4 阀交流母线单相接地故障机理（闭锁前）Fig.4 Fault mechanisms in case of valve AC bus single-phase grounding faults(pre-valve blocking)

3.1.2 仿真对比

阀交流母线单相接地故障仿真对比结果见图5至图7。图5给出了两种桥臂电抗配置方案下，阀交流母线单相接地故障直流极线电压对比结果，表4给出了具体的暂态应力水平。故障发生在t=2.012 s，数百µs后换流阀因过流闭锁，方案1中瞬态电压（黑实线）达到峰值约365 kV，相同工况下方案2暂态电压值约238 kV。

表4 阀交流母线单相接地故障瞬态电气应力对比Table 4 Comparison of transient electrical stresses in case of valve AC bus single phase grounding faults

图5 阀交流母线单相接地直流极线电压对比Fig.5 Comparison of DC pole voltages in case of valve AC bus single phase grounding faults

图6和图7给出了两种方案在该故障下直流极线电压、直流电流、桥臂电压和桥臂电流以及电抗器端间电压波形图。如前所述，方案1故障瞬间还将伴随一定的直流极线和桥臂过流，见图6（b）和（d）所示。而在方案2中，由于桥臂电抗的抑制作用，子模块放电较慢，故障瞬间无明显过流应力，但桥臂端间暂态过电压大于方案1中的对应值。

图6 阀交流母线单相接地故障暂态应力（方案1）Fig.6 Transient stresses in case of valve AC bus single phase grounding faults(scheme 1)

图7 阀交流母线单相接地故障暂态应力（方案2）Fig.7 Transient stresses in case of valve AC bus single phase grounding faults(scheme 2)

3.2 阀交流母线两相短路

3.2.1 故障机理

对于桥臂电抗器配置方案1，阀交流母线两相短路故障会造成换流阀直接短路，换流阀的瞬时过流可达数百kA，严重危害设备安全，其对应的故障电流通路示意如图8（a）所示。

对于桥臂电抗器配置方案2，也会造成阀短路，但是由于桥臂电抗器位于阀直流母线侧，瞬态过流峰值将大大降低，其对应的故障电流通路示意如图8（b）所示。

图8 阀交流母线两相短路故障机理（闭锁前）Fig.8 Fault mechanisms in case of valve AC bus two-phase short circuit fault(pre-valve blocking)

3.2.2 仿真对比

图9和图10给出了两种桥臂电抗配置方案阀交流母线两相短路故障仿真结果，表5给出了具体的暂态应力水平。该故障主要导致换流站出现过流应力，在此仅给出了桥臂电流和电抗器端间电压。如图9（a）所示，方案1故障瞬间桥臂电流达到226 kA；方案2几乎不会出现过流应力，但会造成电抗器端间出现过电压，峰值电压约250 kV，约为方案1的2倍。因此，在采用方案1时，阀厅布局需要考虑阀交流母线间距，以避免此类故障发生。

图9 阀交流母线两相故障暂态应力（方案1）Fig.9 Transient stresses in case of valve AC bus two-phase short circuit fault(scheme 1)

图10 阀交流母线两相故障暂态应力（方案2）Fig.10 Transient stresses in case of valve AC bus two-phase short circuit fault(scheme 2)

表5 阀交流母线两相故障瞬态电气应力对比Table 5 Comparison of transient electrical stresses in case of valve AC bus two-phase short circuit fault

3.3 阀直流母线接地

3.3.1 故障机理

阀直流母线接地故障是柔性直流换流站又一关键性故障，而不同电抗器配置方案其故障特性有所不同。对于桥臂电抗器配置方案1，故障发生后换流阀闭锁前，一方面海缆对接地点进行放电，另一方面故障相上下桥臂投入的子模块经过上下桥臂电抗器、故障点向非故障极电缆进行充电，如图11（a）所示。由于电缆对地电容相对较小，非故障极迅速出现过压，阀闭锁后，阀对非故障极电缆充电回路被阻断，非故障极电压不再上升，后续过程主要由阀交流侧电压决定。

对于桥臂电抗器配置方案2，阀闭锁前后机理与方案1类似，其对应的故障回路如图11（b）所示。由于桥臂电抗器位于直流侧，仅下桥臂电抗器在故障回路中，相同条件下非故障极海缆充电电流大于方案1中对应的值；同时，桥臂电抗端间暂态过电压是方案1对应值的2倍左右。换流阀闭锁瞬间，若桥臂电流为正（参考方向为由正极到负极），故障极所有子模块电压将作用在非故障极海缆等效电容与桥臂电抗器之间，此时桥臂电抗器端间电压达到最大。

此外，需要指出的是方案1的直流极母线接地故障与方案2的直流极线接地故障类似，但方案1不存在方案2中图11所述的故障。

图11 阀直流母线接地故障机理（闭锁前）Fig.11 Fault mechanisms in case of valve DC bus grounding fault(pre-valve blocking)

3.3.2 仿真对比

图12和图13给出了两种方案下阀直流母线接地故障仿真结果，表6给出了具体的暂态应力水平。由于阀直流母线和直流极线为等电位，方案1故障后直流极线电压直接被钳位至0电位，桥臂过流略有增大，桥臂电抗器端间暂态过电压峰值约100 kV。方案2故障后由于回路仅包含非故障极桥臂电抗，桥臂瞬时电流峰值变化幅值约是方案1的2倍；同样，故障瞬间桥臂电抗端间电压也大概为方案1的2倍。闭锁瞬间，桥臂电流为正，桥臂电抗端间电压出现严重的瞬时过电压，峰值可达400 kV。

图12 阀直流母线单相接地故障暂态应力（方案1）Fig.12 Transient stresses in case of valve DC bus single phase grounding fault(scheme 1)

图13 阀直流母线单相接地故障暂态应力（方案2）Fig.13 Transient stresses in case of valve DC bus single phase grounding fault(scheme 2)

表6 阀直流母线单相接地故障瞬态电气应力对比Table 6 Comparison of transient electrical stresses in case of valve DC bus single phase grounding fault

4 过电压与绝缘配合对比

4.1 避雷器配置方案

根据高压直流换流站避雷器配置原则[19-20]，并参考国外海上风电柔性直流并网工程，设计了2种桥臂电抗器配置方案下海上换流站避雷器的典型配置方案，各避雷器类型与位置示意如图14所示。其中，A为交流进线避雷器；A2为变压器阀侧交流母线/阀交流母线避雷器；CB为阀直流母线避雷器；DB为直流极母线避雷器；DL为直流海缆避雷器。阀交流电抗配置方案（方案1）中无CB型避雷器，DB兼顾阀直流母线避雷器功能；阀直流电抗器配置方案中需要增加阀直流母线避雷器CB。

图14 海上换流站避雷器配置示意Fig.14 Sketch of arrester configuration within offshore converter station

4.2 避雷器参数

根据避雷器配置原则，确定2种桥臂电抗配置方案下海上换流站避雷器额定电压、参考电压如表7所示。其中，方案2中CB避雷器参考电压不能太低，以避免阀直流侧接地故障，导致避雷器严重放电，其长期运行电压按照暂时过电压的1.4倍考虑。避雷器CB、DB、DL的荷电率为0.76左右。

表7 避雷器额定电压与参考电压Table 7 Rated voltages and reference voltages of surge arresters kV

4.3 操作过电压与耐受水平

2种桥臂电抗配置方案下海上换流站各避雷器对应的观测点，以及主要设备操作过电压统计结果如表8所示。按照所述避雷器配置方案，2种方案除去避雷器CB对地电压、桥臂电抗端间电压，二者最大操作过电压基本一致。方案2中桥臂电抗端间过电压要高于方案1中的对应值。

表8 海上换流站最大操作过电压统计Table 8 Summary of switching overvoltage observed in case of the faults studied within offshore converter station kV

根据仿真结果，确定了避雷器的配合电流，以及操作冲击保护水平（switching impulse protective level,SIPL），并对2种方案的海上换流站进行了绝缘配合设计，确定了主要设备对地操作冲击耐受水平（switching impulse withstand level,SIWL），详见表9，同时给出了所要求的操作冲击耐受水平（required switching impulse withstand level，RSIWL）。2种方案除去阀直流母线区域设备，其他区域设备操作耐受水平基本一致。方案2中阀直流母线SIPL高于方案1中的对应值，故所需耐受水平要求与最小空气净距要求也要高于方案1中的对应值。