不同橋臂電抗配置海上風(fēng)電柔直換流站暫態(tài)應(yīng)力與絕緣配合對比

李元貞，袁藝嘉，孔明，孫寶寶，楊杰，賀之淵

（國網(wǎng)智能電網(wǎng)研究院有限公司，北京市 昌平區(qū) 102209）

0 引言

海上風(fēng)能資源蘊(yùn)藏豐富，風(fēng)電場容量大，運(yùn)行穩(wěn)定，其能量效益比陸地風(fēng)電高20%～40%，非常適合大規(guī)模開發(fā)[1]。近年來，中國海上風(fēng)電裝機(jī)規(guī)模增長迅速，截至2019年底，累計海上風(fēng)電并網(wǎng)容量達(dá)593萬kW。中國目前近海風(fēng)電開發(fā)程度已較高，未來深度開發(fā)空間相對有限。與之相比，遠(yuǎn)海風(fēng)電的風(fēng)能分布范圍更廣，風(fēng)能資源更豐富，風(fēng)力更加穩(wěn)定，且在遠(yuǎn)海發(fā)展風(fēng)電不占據(jù)岸線和航道資源，避免了對沿海工業(yè)生產(chǎn)和居民生活的不利影響，是未來風(fēng)電發(fā)展的“潛力股”[2]。柔性直流輸電相比于交流輸電，不存在長距離輸電的充電功率問題，能夠靈活控制功率，可實(shí)現(xiàn)動態(tài)無功支撐，已成為當(dāng)前遠(yuǎn)海風(fēng)電并網(wǎng)的首要解決方案，也是目前國際上唯一具有工程實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)的大規(guī)模遠(yuǎn)海風(fēng)電并網(wǎng)方案[3-4]。

暫態(tài)電氣應(yīng)力分析是柔性直流輸電系統(tǒng)設(shè)計的重要一環(huán)，其將直接決定海上換流站的設(shè)備暫態(tài)應(yīng)力技術(shù)規(guī)范，并影響海上換流站平臺尺寸、重量等指標(biāo)[5]。然而，相比于其他工程應(yīng)用場景，其暫態(tài)電氣應(yīng)力有特殊性。一方面，海上換流站交流側(cè)主要由風(fēng)電場構(gòu)成，其暫態(tài)電氣應(yīng)力與陸上換流站有所不同；另一方面，一次主回路的配置（如橋臂電抗的位置）也將影響換流站暫態(tài)電氣應(yīng)力。

已有的研究文獻(xiàn)鮮有對不同橋臂電抗配置方案換流站暫態(tài)應(yīng)力的研究，大多數(shù)暫態(tài)應(yīng)力分析研究假定橋臂電抗位于換流閥交流側(cè)[6-14]。文獻(xiàn)[6]針對模塊化多電平換流器技術(shù)，提出了操作過電壓計算模型，通過仿真研究得出操作過電壓決定性工況，包括閥交流母線單相接地故障、相間短路故障和直流母線接地故障。文獻(xiàn)[7-8]針對采用電纜輸電的對稱單極柔性直流輸電系統(tǒng)，分析了換流站和直流線路暫態(tài)過電壓特性。文獻(xiàn)[9]針對采用架空線輸電的對稱單極柔性直流輸電系統(tǒng)，分析了影響直流暫態(tài)過電壓水平的影響因素。文獻(xiàn)[10]則重點(diǎn)研究了模塊化多電平換流器的暫態(tài)電流應(yīng)力，分析了雙極短路下?lián)Q流閥的暫態(tài)電流應(yīng)力特性。文獻(xiàn)[11-14]則圍繞雙極柔性直流電網(wǎng)應(yīng)用場景，研究了單極接地工況下直流系統(tǒng)暫態(tài)過電壓機(jī)理與特性。

本文以對稱單極系統(tǒng)為主要研究對象，重點(diǎn)針對橋臂電抗交流側(cè)、直流側(cè)兩種配置方案，對比分析了海上柔性直流換流站暫態(tài)電氣應(yīng)力，以明確不同方案對設(shè)備的關(guān)鍵技術(shù)要求。首先，建立了兩種橋臂電抗配置方案的海上風(fēng)電柔性直流輸電系統(tǒng)PSCAD/EMTDC仿真模型；其次，對海上換流閥交流側(cè)單相接地、兩相短路，換流閥直流側(cè)母線接地等關(guān)鍵性故障暫態(tài)應(yīng)力產(chǎn)生機(jī)理進(jìn)行了詳細(xì)闡述，并進(jìn)行仿真分析；最后，對全站操作過電壓與絕緣配合進(jìn)行了對比研究。

1 海上風(fēng)電柔性直流輸電系統(tǒng)

1.1 對稱單極系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

目前，世界范圍內(nèi)已建或者在建海上風(fēng)電柔性直流并網(wǎng)工程均采用對稱單極系統(tǒng)拓?fù)鋄15]。本文將重點(diǎn)研究此系統(tǒng)結(jié)構(gòu)下，不同橋臂電抗配置方案對海上換流站暫態(tài)應(yīng)力的影響。典型的海上風(fēng)電柔性直流并網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1所示，主要由海上換流站、直流海纜和陸上換流站組成[16]。

圖1 典型對稱單極海上風(fēng)電柔性直流并網(wǎng)系統(tǒng)Fig.1 Sketch of a VSC-HVDC link used for integration of monopolar off shore wind farm

對于海上換流站，若采用66 kV風(fēng)電匯集技術(shù)，可省去海上交流升壓站。可采用雙變壓器配置，一方面降低單臺設(shè)備容量，另一方面保證了系統(tǒng)可靠性。換流器采用工程中普遍應(yīng)用的半橋模塊化多電平換流器（half bridge sub-model based modular multilevel converter,HB-MMC）。對于陸上換流站，還需要配置耗能裝置、啟動電阻、接地裝置等。

1.2 不同橋臂電抗配置方案

在現(xiàn)有的工程設(shè)計中，橋臂電抗一般配置在換流閥的交流側(cè)。近些年來，國外的海上風(fēng)電并網(wǎng)工程逐步將橋臂電抗配置于換流閥的直流側(cè)，以整合橋臂電抗與平波電抗的功能。此外，還有一種雙側(cè)橋臂電抗配置方案，即在換流閥的交直流側(cè)均配置橋臂電抗器，如圖2所示。

圖2 不同橋臂電抗配置方案Fig.2 Different arm reactor arrangements

不同配置方案會帶來暫態(tài)特性、設(shè)備要求、布局占地和工程造價的差異，方案設(shè)計時需要綜合考慮。

從設(shè)備投資的角度來看，橋臂電抗直流側(cè)配置方案中海上換流站所需直流套管較交流側(cè)配置方案更多，設(shè)備投資成本更高；從占地布局的角度來看，交流側(cè)方案占地相對較大。交直流側(cè)電抗配置方案所需設(shè)備最多、占地最大，一般不作為工程方案予以考慮。因此，本文重點(diǎn)針對交流側(cè)配置（方案1）和直流側(cè)配置（方案2）兩種方案進(jìn)行暫態(tài)應(yīng)力和絕緣配合對比分析。

2 仿真模型及其假設(shè)

2.1 主要參數(shù)

基于PSCAD/EMTDC仿真軟件，分別建立了兩種橋臂電抗配置方案的海上風(fēng)電柔性直流并網(wǎng)電磁暫態(tài)仿真模型。參照國內(nèi)外已有工程[17]，設(shè)定直流系統(tǒng)額定電壓為±200 kV，額定傳輸功率為400 MW，輸電距離為130 km。交直流系統(tǒng)一次主要設(shè)備參數(shù)詳見表1和表2。

表1 交流系統(tǒng)一次主要設(shè)備參數(shù)Table 1 Main parameters of primary devices within AC system

表2 直流系統(tǒng)一次主要設(shè)備參數(shù)Table 2 Main parameters of primary devices within DC system

需要注意的是，本文所選取的系統(tǒng)參數(shù)僅用于對不同橋臂電抗配置帶來的暫態(tài)應(yīng)力特性差異進(jìn)行分析，相關(guān)結(jié)論也同樣適用于額定直流電壓如±320 kV、±400 kV等對稱單極海上風(fēng)電柔性直流輸電并網(wǎng)工程。

2.2 故障設(shè)置

導(dǎo)致?lián)Q流站出現(xiàn)暫態(tài)過壓、過流應(yīng)力的原因有多種，包括雷擊、開關(guān)操作、短路接地故障等[18]。其中，故障導(dǎo)致過應(yīng)力一般較為嚴(yán)重，同時考慮海上換流站的封閉環(huán)境，雷擊影響可以忽略，本文重點(diǎn)關(guān)注由于故障和后續(xù)保護(hù)動作導(dǎo)致的暫態(tài)過程。故障設(shè)置如表3所示。

兩種橋臂電抗配置方案所設(shè)置的故障總體相同，主要區(qū)別集中在換流閥區(qū)域，如圖3所示。對于配置方案1，閥交流母線接地短路故障不同于變壓器閥側(cè)交流線路故障，閥直流母線接地短路故障效果與直流極線故障類似。對于配置方案2，閥交流母線接地短路故障與變壓器閥側(cè)故障類似，閥直流母線接地短路故障與直流極線故障特性略有差異，詳見第3章應(yīng)力分析。對于其他故障，換流閥和電抗器可視為一個整體，換流站暫態(tài)應(yīng)力幾乎無差異。

圖3 閥區(qū)關(guān)鍵故障示意Fig.3 Sketch of the key faults within converter valve zone

2.3 相關(guān)假設(shè)

對系統(tǒng)初始運(yùn)行條件，所采用的控制、保護(hù)等相關(guān)策略的假設(shè)如下。

1）假定系統(tǒng)運(yùn)行于滿功率狀態(tài)，即在海上換流站直流母線PCC點(diǎn)功率約為400 MW。

2）換流站采用基于dq旋轉(zhuǎn)坐標(biāo)系的雙矢量控制，海上換流站外環(huán)采用交流電壓/頻率控制；陸上換流站外環(huán)采用定直流電壓/無功功率控制；為得到最嚴(yán)重的過壓工況，假定直流耗能裝置不動作。

3）假定風(fēng)電場交流過電壓保護(hù)的一段保護(hù)定值為1.3 pu/150 ms，二段為1.4 pu/50 ms；為了得到設(shè)備最嚴(yán)重的應(yīng)力工況，換流站配置典型的如閥差動、直流電壓不平衡等直流保護(hù)功能；考慮斷路器失靈保護(hù)動作，海上換流站故障清除時間為150 ms，陸上換流站故障清除時間為300 ms左右。

3 關(guān)鍵故障應(yīng)力對比分析

3.1 閥交流母線單相接地

3.1.1 故障機(jī)理

對于橋臂電抗器配置方案1，當(dāng)閥交流母線出現(xiàn)單相接地故障時，換流閥會經(jīng)過接地點(diǎn)對故障極海纜進(jìn)行充電，故障機(jī)理示意如圖4（a）所示。換流閥閉鎖前，由于海纜電容相對較小，且回路中無電抗等阻尼元件，橋臂電流、直流極線會伴隨瞬時過流。換流閥過流保護(hù)或者差動保護(hù)動作使閥閉鎖后，子模塊電容放電通路阻斷，橋臂電流、極線電流快速衰減，閥直流母線和極母線電壓由變壓器閥側(cè)電壓決定，將出現(xiàn)含有大量工頻分量的暫時過電壓。

對于橋臂電抗器配置方案2，故障前后其故障機(jī)理與方案1類似。故障前對應(yīng)的故障電流通路如圖4（b）所示，但與方案1最大的不同在于故障回路中有橋臂電抗器，海纜充電速率大大降低，不會出現(xiàn)方案1中的瞬態(tài)過應(yīng)力。閥閉鎖后，暫態(tài)過程與方案1類似。

圖4 閥交流母線單相接地故障機(jī)理（閉鎖前）Fig.4 Fault mechanisms in case of valve AC bus single-phase grounding faults(pre-valve blocking)

3.1.2 仿真對比

閥交流母線單相接地故障仿真對比結(jié)果見圖5至圖7。圖5給出了兩種橋臂電抗配置方案下，閥交流母線單相接地故障直流極線電壓對比結(jié)果，表4給出了具體的暫態(tài)應(yīng)力水平。故障發(fā)生在t=2.012 s，數(shù)百μs后換流閥因過流閉鎖，方案1中瞬態(tài)電壓（黑實(shí)線）達(dá)到峰值約365 kV，相同工況下方案2暫態(tài)電壓值約238 kV。

表4 閥交流母線單相接地故障瞬態(tài)電氣應(yīng)力對比Table 4 Comparison of transient electrical stresses in case of valve AC bus single phase grounding faults

圖5 閥交流母線單相接地直流極線電壓對比Fig.5 Comparison of DC pole voltages in case of valve AC bus single phase grounding faults

圖6和圖7給出了兩種方案在該故障下直流極線電壓、直流電流、橋臂電壓和橋臂電流以及電抗器端間電壓波形圖。如前所述，方案1故障瞬間還將伴隨一定的直流極線和橋臂過流，見圖6（b）和（d）所示。而在方案2中，由于橋臂電抗的抑制作用，子模塊放電較慢，故障瞬間無明顯過流應(yīng)力，但橋臂端間暫態(tài)過電壓大于方案1中的對應(yīng)值。

圖6 閥交流母線單相接地故障暫態(tài)應(yīng)力（方案1）Fig.6 Transient stresses in case of valve AC bus single phase grounding faults(scheme 1)

圖7 閥交流母線單相接地故障暫態(tài)應(yīng)力（方案2）Fig.7 Transient stresses in case of valve AC bus single phase grounding faults(scheme 2)

3.2 閥交流母線兩相短路

3.2.1 故障機(jī)理

對于橋臂電抗器配置方案1，閥交流母線兩相短路故障會造成換流閥直接短路，換流閥的瞬時過流可達(dá)數(shù)百kA，嚴(yán)重危害設(shè)備安全，其對應(yīng)的故障電流通路示意如圖8（a）所示。

對于橋臂電抗器配置方案2，也會造成閥短路，但是由于橋臂電抗器位于閥直流母線側(cè)，瞬態(tài)過流峰值將大大降低，其對應(yīng)的故障電流通路示意如圖8（b）所示。

圖8 閥交流母線兩相短路故障機(jī)理（閉鎖前）Fig.8 Fault mechanisms in case of valve AC bus two-phase short circuit fault(pre-valve blocking)

3.2.2 仿真對比

圖9和圖10給出了兩種橋臂電抗配置方案閥交流母線兩相短路故障仿真結(jié)果，表5給出了具體的暫態(tài)應(yīng)力水平。該故障主要導(dǎo)致?lián)Q流站出現(xiàn)過流應(yīng)力，在此僅給出了橋臂電流和電抗器端間電壓。如圖9（a）所示，方案1故障瞬間橋臂電流達(dá)到226 kA；方案2幾乎不會出現(xiàn)過流應(yīng)力，但會造成電抗器端間出現(xiàn)過電壓，峰值電壓約250 kV，約為方案1的2倍。因此，在采用方案1時，閥廳布局需要考慮閥交流母線間距，以避免此類故障發(fā)生。

圖9 閥交流母線兩相故障暫態(tài)應(yīng)力（方案1）Fig.9 Transient stresses in case of valve AC bus two-phase short circuit fault(scheme 1)

圖10 閥交流母線兩相故障暫態(tài)應(yīng)力（方案2）Fig.10 Transient stresses in case of valve AC bus two-phase short circuit fault(scheme 2)

表5 閥交流母線兩相故障瞬態(tài)電氣應(yīng)力對比Table 5 Comparison of transient electrical stresses in case of valve AC bus two-phase short circuit fault

3.3 閥直流母線接地

3.3.1 故障機(jī)理

閥直流母線接地故障是柔性直流換流站又一關(guān)鍵性故障，而不同電抗器配置方案其故障特性有所不同。對于橋臂電抗器配置方案1，故障發(fā)生后換流閥閉鎖前，一方面海纜對接地點(diǎn)進(jìn)行放電，另一方面故障相上下橋臂投入的子模塊經(jīng)過上下橋臂電抗器、故障點(diǎn)向非故障極電纜進(jìn)行充電，如圖11（a）所示。由于電纜對地電容相對較小，非故障極迅速出現(xiàn)過壓，閥閉鎖后，閥對非故障極電纜充電回路被阻斷，非故障極電壓不再上升，后續(xù)過程主要由閥交流側(cè)電壓決定。

對于橋臂電抗器配置方案2，閥閉鎖前后機(jī)理與方案1類似，其對應(yīng)的故障回路如圖11（b）所示。由于橋臂電抗器位于直流側(cè)，僅下橋臂電抗器在故障回路中，相同條件下非故障極海纜充電電流大于方案1中對應(yīng)的值；同時，橋臂電抗端間暫態(tài)過電壓是方案1對應(yīng)值的2倍左右。換流閥閉鎖瞬間，若橋臂電流為正（參考方向?yàn)橛烧龢O到負(fù)極），故障極所有子模塊電壓將作用在非故障極海纜等效電容與橋臂電抗器之間，此時橋臂電抗器端間電壓達(dá)到最大。

此外，需要指出的是方案1的直流極母線接地故障與方案2的直流極線接地故障類似，但方案1不存在方案2中圖11所述的故障。

圖11 閥直流母線接地故障機(jī)理（閉鎖前）Fig.11 Fault mechanisms in case of valve DC bus grounding fault(pre-valve blocking)

3.3.2 仿真對比

圖12和圖13給出了兩種方案下閥直流母線接地故障仿真結(jié)果，表6給出了具體的暫態(tài)應(yīng)力水平。由于閥直流母線和直流極線為等電位，方案1故障后直流極線電壓直接被鉗位至0電位，橋臂過流略有增大，橋臂電抗器端間暫態(tài)過電壓峰值約100 kV。方案2故障后由于回路僅包含非故障極橋臂電抗，橋臂瞬時電流峰值變化幅值約是方案1的2倍；同樣，故障瞬間橋臂電抗端間電壓也大概為方案1的2倍。閉鎖瞬間，橋臂電流為正，橋臂電抗端間電壓出現(xiàn)嚴(yán)重的瞬時過電壓，峰值可達(dá)400 kV。

圖12 閥直流母線單相接地故障暫態(tài)應(yīng)力（方案1）Fig.12 Transient stresses in case of valve DC bus single phase grounding fault(scheme 1)

圖13 閥直流母線單相接地故障暫態(tài)應(yīng)力（方案2）Fig.13 Transient stresses in case of valve DC bus single phase grounding fault(scheme 2)

表6 閥直流母線單相接地故障瞬態(tài)電氣應(yīng)力對比Table 6 Comparison of transient electrical stresses in case of valve DC bus single phase grounding fault

4 過電壓與絕緣配合對比

4.1 避雷器配置方案

根據(jù)高壓直流換流站避雷器配置原則[19-20]，并參考國外海上風(fēng)電柔性直流并網(wǎng)工程，設(shè)計了2種橋臂電抗器配置方案下海上換流站避雷器的典型配置方案，各避雷器類型與位置示意如圖14所示。其中，A為交流進(jìn)線避雷器；A2為變壓器閥側(cè)交流母線/閥交流母線避雷器；CB為閥直流母線避雷器；DB為直流極母線避雷器；DL為直流海纜避雷器。閥交流電抗配置方案（方案1）中無CB型避雷器，DB兼顧閥直流母線避雷器功能；閥直流電抗器配置方案中需要增加閥直流母線避雷器CB。

圖14 海上換流站避雷器配置示意Fig.14 Sketch of arrester configuration within offshore converter station

4.2 避雷器參數(shù)

根據(jù)避雷器配置原則，確定2種橋臂電抗配置方案下海上換流站避雷器額定電壓、參考電壓如表7所示。其中，方案2中CB避雷器參考電壓不能太低，以避免閥直流側(cè)接地故障，導(dǎo)致避雷器嚴(yán)重放電，其長期運(yùn)行電壓按照暫時過電壓的1.4倍考慮。避雷器CB、DB、DL的荷電率為0.76左右。

表7 避雷器額定電壓與參考電壓Table 7 Rated voltages and reference voltages of surge arresters kV

4.3 操作過電壓與耐受水平

2種橋臂電抗配置方案下海上換流站各避雷器對應(yīng)的觀測點(diǎn)，以及主要設(shè)備操作過電壓統(tǒng)計結(jié)果如表8所示。按照所述避雷器配置方案，2種方案除去避雷器CB對地電壓、橋臂電抗端間電壓，二者最大操作過電壓基本一致。方案2中橋臂電抗端間過電壓要高于方案1中的對應(yīng)值。

表8 海上換流站最大操作過電壓統(tǒng)計Table 8 Summary of switching overvoltage observed in case of the faults studied within offshore converter station kV

根據(jù)仿真結(jié)果，確定了避雷器的配合電流，以及操作沖擊保護(hù)水平（switching impulse protective level,SIPL），并對2種方案的海上換流站進(jìn)行了絕緣配合設(shè)計，確定了主要設(shè)備對地操作沖擊耐受水平（switching impulse withstand level,SIWL），詳見表9，同時給出了所要求的操作沖擊耐受水平（required switching impulse withstand level，RSIWL）。2種方案除去閥直流母線區(qū)域設(shè)備，其他區(qū)域設(shè)備操作耐受水平基本一致。方案2中閥直流母線SIPL高于方案1中的對應(yīng)值，故所需耐受水平要求與最小空氣凈距要求也要高于方案1中的對應(yīng)值。

表9 海上換流站主要設(shè)備操作耐受水平Table 9 Switching impulse withstanding levels for the key equipment of offshore converter station kV

5 結(jié)論

本文聚焦海上風(fēng)電柔性直流并網(wǎng)應(yīng)用場景，針對工程實(shí)際中換流閥交流側(cè)和直流側(cè)2種橋臂電抗配置方案，對比研究了其在3種關(guān)鍵故障工況下暫態(tài)電氣應(yīng)力特性、絕緣配合設(shè)計上的差異，主要結(jié)論如下。

1）對于閥交流側(cè)橋臂電抗器配置方案，需要重點(diǎn)關(guān)注閥交流側(cè)故障；由于閥與海纜之間、閥與閥之間缺少阻尼，交流母線單相接地、相間短路故障造成閥出現(xiàn)瞬時沖擊電流；在閥交流母線單相接地工況下，直流極線上會出現(xiàn)暫態(tài)過壓應(yīng)力；若采用該方案，需在閥廳布局設(shè)計中盡可能避免閥交流相間短路故障發(fā)生。

2）對于閥直流側(cè)橋臂電抗器配置方案，需要重點(diǎn)關(guān)注閥直流側(cè)故障；無閥交流側(cè)配置方案所述過應(yīng)力，但在閥直流母線接地故障下橋臂電抗需要承受約2倍的暫態(tài)過電壓；若采用該方案，閥直流側(cè)操作過電壓與絕緣耐受水平要高于交流側(cè)配置方案，其他位置一致。