黃 俊，趙成勇，高永強

(1.華北電力大學 新能源電力系統(tǒng)國家重點實驗室，河北 保定071003;2.山西呂梁東義煤氣公司，山西 呂梁033400)

0 引 言

2010年，由Siemens 公司承建的世界上第一項商業(yè)應(yīng)用MMC 的柔性直流輸電工程在Pittsburg和San Francisco 之間實現(xiàn)海底直流電纜聯(lián)網(wǎng)，目的在于解決輸電走廊緊張對電網(wǎng)擴建的限制，消除輸電瓶頸，并增強系統(tǒng)安全穩(wěn)定性和可靠性。而目前世界上容量最大的柔性直流輸電工程——大連跨海柔性直流輸電科技示范工程也采用MMC 技術(shù)，輸送容量為1 000 MW，直流電壓為±320 kV［1］。截至目前，國內(nèi)外學術(shù)界對MMC系統(tǒng)的研究相對較少，許多主要問題均有待深入研究，其中MMC 換流站的過電壓與絕緣配合問題是實際直流工程中亟待解決的難點之一［2～4］。MMC 換流站與傳統(tǒng)直流換流站和交流變電站相比，對保護和被保護設(shè)備的過電壓、保護裝置的配置、設(shè)備絕緣水平的選擇有著特殊的要求。MMC 換流站的絕緣配合設(shè)計是直流工程實施中需重點關(guān)注的問題之一，其目的是合理確定電氣設(shè)備的絕緣水平。鑒于MMC 實際工程的開展情況，對其換流站的絕緣配合進行分析和研究具有重要的理論和實際意義。

1 換流站過電壓與絕緣配合總流程

MMC-HVDC 換流站過電壓分析與絕緣配合總的流程圖如圖1 所示。主要包括系統(tǒng)過電壓分析、避雷器配置和絕緣配合設(shè)置三個模塊，通過這些模塊對MMC-HVDC 系統(tǒng)的各種過電壓進行準確分析計算，擬定避雷器配置和參數(shù)選擇方案，進而完成系統(tǒng)設(shè)備的絕緣配合，保證MMC-HVDC 輸電系統(tǒng)在正常運行、故障期間及故障恢復后的安全。

圖1 換流站過電壓分析與絕緣配合總流程圖Fig.1 Flowchart of overvoltage and insulation coordination

2 換流站過電壓分析及仿真結(jié)果統(tǒng)計

2.1 過電壓產(chǎn)生原因具體分析

(1)換流站交流側(cè)

暫時過電壓主要包括工頻電壓升高和諧振過電壓，暫時過電壓主要發(fā)生在換流站交流母線處，由不對稱接地故障、換流站停運、故障清除而引起。交流側(cè)雷電過電壓由距離換流器較近的架空線路遭受雷擊所引起，換流站交流母線產(chǎn)生雷電過電壓的原因有換流站直擊雷和交流線路侵入波兩類。交流系統(tǒng)的操作過電壓一般是由交流線路充電、故障清除等引起的緩波前過電壓，是由于交流側(cè)操作和故障引起的。

(2)換流站內(nèi)部

換流站內(nèi)部的過電壓主要由故障引起，包括換流站內(nèi)部交流母線與直流母線的故障，內(nèi)部換流閥可能出現(xiàn)的功能及結(jié)構(gòu)故障形式。

(3)換流站直流側(cè)

直流線路部分采用雙極電纜傳輸方式，電纜傳輸線可能由于接頭故障或者外力破壞導致其連接失效，由于連接失效而導致的電纜故障應(yīng)包括電纜的斷線故障、電纜單極接地故障以及電纜雙極短路故障。

2.2 過電壓分析仿真結(jié)果統(tǒng)計

Trans Bay Cable 直流輸電工程經(jīng)85 km 海底電纜聯(lián)接，該工程的基本參數(shù)如表1 所示［5～7］。

表1 工程基本參數(shù)Tab.1 Basic parameters of project

鑒于實際工程中換流器每相的單個橋臂由216 個 (含冗余)子模塊串聯(lián)而成，而仿真中受限于計算機硬件水平，故將仿真中所用的MMC電平數(shù)調(diào)整為21，即各橋臂均有20 個子模塊，橋臂電抗器選為40 mH，其他仿真參數(shù)同實際工程參數(shù)。在控制方式上整流側(cè)采用定直流電壓、定無功功率的控制方式，逆變側(cè)采用定有功功率、定無功功率的控制方式。工程中采用PWM調(diào)制方式，本文仿真研究中采用更適用于電平數(shù)較高場合的最近電平逼近 (nearest level control，NLC)的調(diào)制方式。

對各種過電壓的所有待分析故障類型進行仿真計算，統(tǒng)計MMC-HVDC 輸電系統(tǒng)中所有設(shè)備的端對地及端間的電壓應(yīng)力。此處考慮了可能在故障發(fā)生后引起過電壓的故障類型，選取其中具有代表性的11 種故障類型作為該換流站過電壓分布結(jié)果的統(tǒng)計來源。11 種故障設(shè)置如下:a.在換流變的網(wǎng)側(cè)交流母線近處發(fā)生單相接地短路;b.在換流變的網(wǎng)側(cè)交流母線近處發(fā)生兩相接地短路;c.在換流變閥側(cè)交流母線上發(fā)生單相接地短路;d.在換流變閥側(cè)交流母線上發(fā)生兩相接地短路;e.在換流閥出口處的直流母線上發(fā)生單極接地故障;f.在整流側(cè)A 相上橋臂上模擬由于外部閃絡(luò)導致整個上橋臂發(fā)生短路故障;g.換流站出口與直流正極電纜連接處發(fā)生斷線的永久性故障;h.在直流電纜的首端發(fā)生單極接地短路故障;i.正負極直流母線發(fā)生瞬時性短路故障;j.雷擊落點選在換流變網(wǎng)側(cè)遠處的架空交流線路A 相上，雷電沖擊電流幅值設(shè)定為10 kA，近似模擬2.6/50 μs 的雷電流波形;k.反擊雷落點選在換流變閥側(cè)的交流母線A 相上，雷電流波形同j。

仿真中雷電流模型取負極性斜角波，繞擊和反擊雷電通道波阻抗分別取為800 Ω 和300 Ω，雷電流波形由受控電流源產(chǎn)生，如圖2 所示。而對于換流站交流側(cè)、內(nèi)部、直流側(cè)的其他過電壓類型 (操作過電壓、暫時過電壓等)，由于引起原因復雜多樣，過電壓主頻率難以正確描述，導致數(shù)學模型難以統(tǒng)一表示，文中采用模擬過電壓具體產(chǎn)生原因的方法替代解決。以故障類型a 為例，故障發(fā)生時刻設(shè)置為3 s，故障持續(xù)時間為0.1 s，聯(lián)結(jié)變壓器為Ynd 接線形式，變比為110/220 kV。通過仿真計算，可得聯(lián)結(jié)變壓器網(wǎng)側(cè)交流母線的電壓變化、橋臂電抗器兩端的電壓變化、直流極母線間電壓變化分別如圖3、圖4、圖5 所示。其余故障類型限于篇幅所限不再贅述，相應(yīng)的統(tǒng)計結(jié)果如表1 所示。通過分析表1可得，故障c，d，f，i，j 和k 引起的過電壓較為嚴重，換流變網(wǎng)側(cè)交流母線及閥側(cè)交流母線上選用合理的避雷器可有效降低故障j 入侵的過電壓和故障k 產(chǎn)生的反擊過電壓，由于換流站站內(nèi)環(huán)境較好，橋臂發(fā)生閃絡(luò)短路故障的可能性不高，可適當降低對橋臂保護避雷器的要求，而直流側(cè)母線或電纜出口處的單極接地短路故障和正負極直流母線短路故障引起的過電壓水平較為嚴重，需重點關(guān)注。

圖2 雷電流模型Fig.2 The model of lightning current

圖3 網(wǎng)側(cè)交流母線電壓變化Fig.3 The voltage changes of AC bus

圖4 橋臂電抗器兩端電壓變化Fig.4 The voltage changes of bridge arm reactor

圖5 直流母線極間電壓變化Fig.5 The voltage changes of DC bus

表2 換流站過電壓分布統(tǒng)計結(jié)果Tab.2 Overvoltage distribution statistics of converter station

3 換流站避雷器配置方案

根據(jù)上述基本原則和配置步驟以及換流站過電壓分布統(tǒng)計結(jié)果的分析，擬定的MMC-HVDC一端換流站避雷器配置方案如圖6 所示。圖6 中各避雷器的具體描述如表3 所示 (圖中只在一個橋臂上作了標注，其余橋臂類推)。對圖6 方案中各避雷器保護功能分述如下:

圖6 換流站避雷器配置方案Fig.6 Arrester configuration program of converter station

(1)A。安裝在換流變網(wǎng)側(cè)母線處，主要用來限制交流側(cè)由各種原因產(chǎn)生的操作過電壓 (如故障a，b 等)。此外，該避雷器也能限制由交流線路侵入波引起的雷電過電壓。另外在選擇避雷器A 時，需要考慮到系統(tǒng)中已經(jīng)存在的交流避雷器，做好兩者的協(xié)調(diào)配合，避免出現(xiàn)一者過載現(xiàn)象。

(2)B。安裝在每個相單元的上/下橋臂兩端，主要用來限制由交流側(cè)經(jīng)換流變傳遞過來的操作過電壓或直流側(cè)由各種原因產(chǎn)生的過電壓(如故障c，d 等)。橋臂由子模塊級聯(lián)而成，造價昂貴，選擇合理的橋臂避雷器保護水平有利于換流閥整體造價的降低。

(3)BR。直接跨接于各相單元的上/下橋臂的電抗器兩端，主要用來限制由交流側(cè)經(jīng)換流變傳遞過來的操作過電壓或內(nèi)部換流閥因功能及結(jié)構(gòu)故障產(chǎn)生的過電壓。橋臂電抗器避雷器保護水平的設(shè)置要充分考慮電抗器本身的絕緣水平。

(4)DB，DL。分別為直流母線、直流極線避雷器，其電氣參數(shù)近乎相同，只是安裝位置不同。DB 位于直流極線平波電抗器閥側(cè)，DL 位于直流線路出口處，兩者都用于限制直流開關(guān)場的操作過電壓 (如故障e，h，i 等)。

(5)DR。直接跨接于直流母線平波電抗器兩端，主要用來限制由于接頭故障或外力破壞導致連接失效引起電纜傳輸線故障產(chǎn)生的過電壓(如故障g，h，i 等)。

(6)SM。直接跨接于各個子模塊兩端，主要用來限制相單元中其他子模塊功能故障引起的該相電壓振蕩，保護子模塊中IGBT、電容器等元件［8］。該避雷器為可選模塊，需綜合考慮經(jīng)濟性、安裝施工難度和設(shè)備保護水平，絕緣配合設(shè)置中可充分利用各子模塊自身的絕緣水平，也可與橋臂避雷器配合使用。

(7)PM。掛接于相單元內(nèi)的中點，主要用來限制相單元內(nèi)由于各種原因產(chǎn)生的操作過電壓及交流側(cè)入侵的雷電過電壓 (如故障j 等)。

表3 MMC-HVDC 換流站避雷器配置描述Tab.3 Arrester configuration description of MMC converter station

4 避雷器保護水平和設(shè)備絕緣水平

4.1 避雷器保護水平

表4 為換流站避雷器參數(shù)及其保護水平，未考慮DB，DR，SM 避雷器的雷電沖擊保護水平主要是基于這些部位遭受雷電過電壓的概率較低，而考慮了DL 的原因是工程實際中直流線路并非完全是電纜線路，而是在首端含有小段的架空線路。

表4 換流站避雷器參數(shù)及保護水平Tab.4 Parameters and protective levels for arresters

4.2 設(shè)備絕緣水平

相比較于傳統(tǒng)直流換流站，MMC 換流站在設(shè)備絕緣裕度選擇的考慮上有所不同，但鑒于目前沒有明確的標準規(guī)范，本文結(jié)合MMC 換流站內(nèi)設(shè)備自身的特點，在進行絕緣設(shè)計時，各個設(shè)備的絕緣水平針對某些特定的過電壓應(yīng)力。另外考慮到換流閥的絕緣具有較好的閥廳安裝環(huán)境、先進的閥元件監(jiān)控系統(tǒng)等特點，適當降低閥的絕緣裕度在技術(shù)上是可行的，并能帶來顯著的經(jīng)濟效益。綜合考慮其與傳統(tǒng)直流換流站的不同點，最終推薦的絕緣裕度如表5 所示。

表5 換流站設(shè)備推薦絕緣裕度Tab.5 Insulation margin suggested for converter station equipment

根據(jù)各避雷器保護水平和絕緣裕度，可得到換流站各主要部位的設(shè)備絕緣水平的推薦值，如表6 所示。必須指出的是，仿真中采用的避雷器模型為單一的非線性電阻模型，采用分段線性化的方法來擬合其伏安特性，自定義設(shè)置時需充分考慮被保護設(shè)備對保護水平的需求，通過反復優(yōu)化伏安特性達到在效果上最優(yōu)。與實際工程中配套的不同特性的避雷器相比，表6 的仿真分析結(jié)果在實際應(yīng)用中存在一定程度上的局限性，需后續(xù)不斷地完善和補充。

表6 換流站設(shè)備絕緣水平Tab.6 Insulation levels for converter station equipment

5 結(jié) 論

本文提出了MMC 換流站過電壓分析的步驟，分析了換流站交流側(cè)、直流側(cè)及換流站內(nèi)部過電壓產(chǎn)生的具體原因，在PSCAD 環(huán)境中基于Trans Bay Cable 直流輸電工程仿真模型，統(tǒng)計了MMC換流站過電壓分布結(jié)果，提出了MMC 換流站絕緣配合的方案，介紹了方案中各個避雷器的保護功能，最終確定了換流站避雷器參數(shù)和保護水平，結(jié)合適當?shù)膿Q流站設(shè)備絕緣裕度，得到了換流站設(shè)備的絕緣水平。研究結(jié)果為該規(guī)模及以上水平的MMC 工程避雷器及其他設(shè)備的選型、制造提供重要的依據(jù)。

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