云南大理光伏±30 kV柔性直流輸電工程過電壓與絕緣配合研究

陳 卓, 蔣艾町, 梁亞博, 夏 雪

(中國電力工程顧問集團西南電力設(shè)計院有限公司，四川 成都 610021)

0 引 言

近年來，隨著清潔能源的不斷開發(fā)與利用，基于風(fēng)電、光伏等可再生能源的并網(wǎng)技術(shù)受到了廣泛的研究與實踐[1-3]。柔性直流輸電技術(shù)，基于電壓源型變流器，應(yīng)用先進的電力電子器件與PWM脈寬調(diào)制技術(shù)，克服了傳統(tǒng)直流輸電方法存在換相失敗風(fēng)險、諧波水平較高和需要無功補償?shù)戎T多缺點，為風(fēng)電、光伏等新能源并網(wǎng)提供了更加靈活、可靠的輸電方式[4-7]。

早期的柔性直流輸電技術(shù)多采用兩電平和三電平的拓撲結(jié)構(gòu),但這種結(jié)構(gòu)開關(guān)損耗較高、均壓困難，且由于電平數(shù)較少，輸出電壓諧波含量高[8-9]，因此，學(xué)者們提出了模塊化多電平換流器(modular multilevel converter，MMC)。與傳統(tǒng)的兩電平和三電平拓撲換流器相比，MMC易于擴展，輸出電壓諧波小、直流輸電系統(tǒng)效率高，且能夠降低系統(tǒng)的輸電損耗[10-12]。

國內(nèi)最早建成投運的MMC柔性直流輸電工程是上海南匯風(fēng)電柔性直流輸電工程，該工程實現(xiàn)了風(fēng)電場的接入并網(wǎng)。此外，國內(nèi)目前還建設(shè)有廣東南澳、浙江舟山和福建廈門柔性直流工程，都是基于MMC的柔性直流輸電工程[8-9]。

對于柔性直流輸電工程，系統(tǒng)的過電壓計算與絕緣配合研究是不可缺少的一項內(nèi)容，其不僅為避雷器的配置提供了參考依據(jù)，也為合理選擇換流站電氣設(shè)備的絕緣水平提供了指導(dǎo)，有助于實現(xiàn)工程設(shè)計經(jīng)濟合理的目標，維護系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行[13-15]。

目前國內(nèi)對于直流輸電工程的過電壓與絕緣配合研究主要集中在特高壓直流換流站。然而，與傳統(tǒng)直流輸電不同，柔性直流輸電技術(shù)由于受電力電子器件影響，輸送容量較低，選取絕緣裕度時需考慮容量的降低，以實現(xiàn)系統(tǒng)的經(jīng)濟型和與合理性[13]。文獻[14-15]分別研究了±200 kV和±320 kV的高壓大容量柔性直流工程換流站的絕緣配合；但對于低壓柔性直流輸電工程，由于輸電等級更低，輸送容量更小，過電壓水平會發(fā)生變化，其避雷器的配置和絕緣水平設(shè)計也會有所改變。因此，為了工程的經(jīng)濟性與合理性，有必要對±30 kV低壓柔性直流輸電工程的過電壓水平和絕緣配合進行研究。

云南大理光伏升壓±30 kV柔性直流工程采用基于MMC的柔性直流輸電技術(shù)，通過直流電纜將光伏發(fā)電接入電網(wǎng)，是國內(nèi)第一個光伏接入的低壓柔性直流輸電工程。下面基于云南大理光伏升壓±30 kV柔性直流工程，利用PSCAD/EMTDC電磁暫態(tài)仿真軟件搭建了系統(tǒng)的仿真模型，并對系統(tǒng)過電壓進行了計算，同時根據(jù)過電壓計算結(jié)果對系統(tǒng)進行了避雷器配置和絕緣配合研究。研究結(jié)果對低壓柔直換流站設(shè)備的選型和制造具有指導(dǎo)意義，為可再生能源接入的低壓柔直輸電工程換流站過電壓計算與絕緣配合研究提供了參考依據(jù)。

1 工程概況及系統(tǒng)運行參數(shù)

1.1 工程概況

云南大理光伏升壓±30 kV柔性直流工程是國家重點研發(fā)計劃項目“大型光伏電站直流升壓匯集接入關(guān)鍵技術(shù)及設(shè)備研制”的配套工程。工程基于柔性直流輸電技術(shù)，計劃由大理市干塘子光伏電站經(jīng)過直流匯集升壓和DC/DC變換將直流電壓提升至±30 kV，通過600 m長的直流電纜線路輸送至MMC換流站，再經(jīng)過換流站接入35 kV交流系統(tǒng)，系統(tǒng)接入方案如圖1所示。該工程既示范了低壓柔性直流電網(wǎng)輸電技術(shù)的應(yīng)用，同時解決了大理州地區(qū)可再生能源送出與消納問題。

圖1 系統(tǒng)接入方案

1.2 系統(tǒng)運行參數(shù)

該工程基于MMC的柔性直流輸電技術(shù)，輸送容量為5 MW，直流輸送電壓等級為±30 kV，交流側(cè)電壓等級為35 kV。工程換流站采用單極對稱接線形式，聯(lián)絡(luò)變壓器采用11型雙繞組無勵磁調(diào)壓變壓器，容量為1×6300 kVA，變壓器抽頭選擇為38.5±2×2.5%/35 kV，阻抗電壓為8%。橋臂電抗器電感值為156 mH。

直流輸電線路選用電力電纜直埋方式，由于工程直流線路距離較短，因此直接利用MMC換流站對側(cè)光伏電站接地，為直流系統(tǒng)提供直流零電位參考點。

2 工程過電壓計算

柔性直流輸電系統(tǒng)換流站由于整流和逆變的需要，存在著大量的非線性元件，這些元件在發(fā)生短路故障時容易引起過電壓的問題，危害換流站甚至整個直流系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行[14]。因此，研究系統(tǒng)暫態(tài)過電壓的特性，為輸電系統(tǒng)合理配置避雷器、確定設(shè)備的絕緣水平提供參考依據(jù)，不僅可以節(jié)約設(shè)備制造成本，實現(xiàn)工程的經(jīng)濟設(shè)計，也有助于工程系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行[16-17]。

在PSCAD/EMTDC電磁暫態(tài)仿真軟件中搭建了如圖2所示拓撲結(jié)構(gòu)的大理光伏升壓±30 kV柔性直流輸電系統(tǒng)仿真模型，其中工程直流側(cè)光伏組件出力為5 MW，系統(tǒng)直流電壓為±30 kV，4個DC/DC直流變換器的容量分別為1.5 MW、1.5 MW、1 MW、1 MW，其中1.5 MW回路直流升壓裝置由3個500 kW的DC/DC升壓模塊串聯(lián)，每個模塊輸出電壓為DC±10 kV ；1 MW回路直流升壓裝置由1個1 MW DC/DC升壓模塊構(gòu)成，4個DC/DC直流變換器采用輸出并聯(lián)的接線方式匯集并網(wǎng)。 MPPT控制采用電導(dǎo)增量法，以實現(xiàn)對光能的最大利用。工程換流站換流閥橋臂采用36個全橋子模塊和36個半橋子模塊串聯(lián)的混合結(jié)構(gòu)，橋臂電感為0.156 H，子模塊電容為1260 μF。交流側(cè)通過換流變壓器與35 kV交流系統(tǒng)相連。換流閥模塊采用定直流電壓控制，控制極間直流電壓為60 kV。交路系統(tǒng)則采用兩點等值法進行等值處理。

圖2 大理光伏升壓±30 kV柔性直流系統(tǒng)拓撲結(jié)構(gòu)

下面將通過仿真，全面計算分析工程系統(tǒng)發(fā)生故障時交流側(cè)與直流側(cè)的暫態(tài)過電壓,包括交流側(cè)的雷擊過電壓、交流輸電線路發(fā)生不對稱接地故障時的工頻過電壓和短路故障時的操作過電壓，與直流側(cè)的直流電纜外絕緣故障時的過電壓以及交流斷路器動作換流閥兩側(cè)過電壓。由于云南大理光伏升壓±30 kV柔性直流工程直流側(cè)線路采用的是電纜直埋敷設(shè)方式，故直流場電氣設(shè)備不考慮雷電過電壓的問題。

2.1 交流側(cè)暫態(tài)過電壓

2.1.1 雷電過電壓

對于低電壓等級的換流站或者變電站，由于建設(shè)水平不高、絕緣水平不理想等缺點，因雷擊導(dǎo)致的跳閘、絕緣子閃絡(luò)等故障停電成為降低工程安全可靠運行的主要因素之一[18-19]。同時，低電壓等級系統(tǒng)的工頻過電壓與操作過電壓水平往往較低，因此換流站交流側(cè)的雷電過電壓水平是工程設(shè)計關(guān)注的重點，也是系統(tǒng)避雷器配置與絕緣配合的主要參考依據(jù)。

根據(jù)文獻[20-21]中介紹的雷電流、桿塔、絕緣子以及換流站設(shè)備的數(shù)學(xué)等效模型搭建方法，在PSCAD中搭建換流站的雷電過電壓仿真模型，包括交流場進線段1～2 km輸電線路模型和主要電氣設(shè)備的電磁暫態(tài)仿真模型，如圖3所示，以研究系統(tǒng)在雷電繞擊和反擊工況下的過電壓水平。其中，雷電流幅值根據(jù)換流站所處地區(qū)雷電流幅值分布概率確定，其數(shù)學(xué)模型采用雙指數(shù)函數(shù)模型[20]；桿塔桿頭絕緣子閃絡(luò)的判定采用規(guī)程法，即絕緣子串兩端出現(xiàn)的過電壓超過絕緣的50%放電電壓即判為閃絡(luò)[22],該工程選用的絕緣子的50%放電電壓約350 kV，因此將閃絡(luò)電壓設(shè)為350 kV。

圖3 換流站的雷電過電壓仿真模型

圖4為系統(tǒng)分別在雷電繞擊和反擊工況下故障相絕緣子兩端的電壓水平。由圖可知，當(dāng)發(fā)生雷電流繞擊情況時，絕緣子兩端電壓達到378 kV，絕緣子出現(xiàn)閃絡(luò)；當(dāng)發(fā)生雷電流反擊情況時，絕緣子兩端電壓達到444 kV，絕緣子出現(xiàn)閃絡(luò)。

圖4 雷電繞擊和反擊工況下故障相絕緣子兩端電壓水平

因此，可以看出，如果不裝設(shè)避雷器，絕緣子會出現(xiàn)閃絡(luò)情況，交流場各設(shè)備的過電壓值遠大于設(shè)備的絕緣水平，對設(shè)備絕緣和系統(tǒng)運行造成十分嚴重的影響。

2.1.2 不對稱接地故障時的工頻過電壓

以水平年夏季最大運行方式為研究方式，利用搭建的仿真模型(如圖2所示)，分別在系統(tǒng)交流側(cè)輸電線路首端、中端和末端設(shè)置單相接地故障和兩相接地故障，以計算兩種故障發(fā)生時健全相產(chǎn)生的過電壓值。仿真過程中故障發(fā)生時刻為3 s，持續(xù)時間100 ms。

計算結(jié)果分別如表1和表2所示?？梢钥闯觯?dāng)線路首端發(fā)生單相接地短路時，線路首端過電壓幅值最大，達到40.21 kV；當(dāng)線路中端發(fā)生兩相接地故障時，線路首端過電壓幅值最大，達到38.50 kV。

表1 交流線路單相接地故障后工頻過電壓最大值

表2 交流線路兩相接地故障后工頻過電壓最大值

2.1.3 短路故障時的操作過電壓

同樣的，利用如圖2所示的仿真模型，在系統(tǒng)穩(wěn)定運行后(t=3 s)對交流線路首段、中端、末端分別施加單相接地故障和兩相接地故障，故障持續(xù)0.5 s，計算斷路器動作100 ms內(nèi)，健全相首端、中端、末端產(chǎn)生的過電壓最大值，仿真結(jié)果分別如表3和表4所示。

表3 交流線路單相接地故障操作過電壓最大值

表4 交流線路兩相接地故障操作過電壓最大值

可以看出，當(dāng)線路中端發(fā)生單相接地短路故障斷路器動作后，線路首端過電壓幅值最大，達到38.28 kV；當(dāng)線路首端發(fā)生兩相接地短路故障斷路器動作后，線路末端過電壓幅值最大，達到34.03 kV。

2.2 直流側(cè)暫態(tài)過電壓

2.2.1 直流電纜外絕緣故障過電壓

對電纜外絕緣出現(xiàn)破損時發(fā)生單極接地故障或極間短路故障引起的直流側(cè)過電壓進行仿真計算，仿真結(jié)果如表5所示。

表5 直流側(cè)外絕緣故障后直流側(cè)過電壓最大值

2.2.2 交流斷路器動作換流閥兩側(cè)過電壓

在系統(tǒng)交流側(cè)線路首端分別設(shè)置單相接地故障和兩相接地故障，仿真計算斷路器動作時換流站換流閥兩側(cè)的暫態(tài)過電壓值。仿真結(jié)果如表6所示。

表6 交流斷路器動作換流閥兩側(cè)過電壓最大值

可以看出，當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障時，斷路器分閘，換流閥兩側(cè)過電壓最大可達127.31 kV；當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生兩接地故障時，斷路器分閘，換流閥兩側(cè)過電壓最大可達126.01 kV。

3 避雷器配置與系統(tǒng)絕緣配合

由第2節(jié)計算結(jié)果可以看出，對于交流側(cè)，當(dāng)系統(tǒng)受到雷擊時，設(shè)備承受的過電壓很大；對于直流側(cè)，交流斷路器動作時換流閥兩側(cè)的過電壓幅值均超過100 kV，其中單相接地故障時分閘最高過電壓值達到127.31 kV，超過直流設(shè)備正常運行電壓水平，因此必須進行避雷器配置來保護電氣設(shè)備。

3.1 避雷器配置方案

該工程采用金屬氧化物避雷器(metal-oxide surge arresters，MOA)，其配置原則與常規(guī)柔性直流輸電系統(tǒng)的避雷器配置原則相同[14]，由于工程電壓等級較低，過電壓水平不高，不是所有關(guān)鍵位置的過電壓都會對系統(tǒng)造成威脅，因此可以對避雷器作適當(dāng)?shù)脑鰷p。

大理光伏升壓±30 kV柔性直流輸電系統(tǒng)換流站避雷器配置方案如圖5所示。

圖5 大理光伏升壓±30 kV柔性直流輸電系統(tǒng)換流站避雷器配置方案

1)針對交流側(cè)，主要是雷電過電壓很大，工頻及操作過電壓水平較低，因此，結(jié)合過電壓計算結(jié)果及系統(tǒng)主接線方案，采用在聯(lián)絡(luò)變壓器出口和線路出線處同時裝設(shè)交流避雷器A。

2)針對直流側(cè)，由于與斷路器動作時換流閥兩端過電壓水平相比，直流側(cè)外絕緣故障后直流側(cè)的過電壓值較低，因此直流側(cè)主要針對當(dāng)故障斷路器動作時換流閥兩端過電壓水平進行避雷器配置。同時直流配電電纜接多個分布式負荷或電源，存在多個直流極線出口，需在每一個出口處布置避雷器以保護出線端的設(shè)備，因此在換流閥和直流隔離開關(guān)之間裝設(shè)直流避雷器DL。

交流避雷器A和直流避雷器DL的相關(guān)參數(shù)如表7所示。

表7 交流避雷器A和直流避雷器DL參數(shù)選擇 單位：kV(有效值)

配置避雷器后對系統(tǒng)交流側(cè)雷電過電壓和直流側(cè)操作過電壓水平重新進行計算。按照如圖5所示避雷器配置方案在仿真模型中加入交流避雷器A和直流避雷器DL，仿真結(jié)果分別如表8和表9所示。

表8 配置避雷器后交流側(cè)雷電繞擊和反擊過電壓 單位：kV

表9 配置避雷器后交流斷路器動作換流閥兩側(cè)過電壓最大值

可以看出，配置避雷器后，交流側(cè)的雷擊過電壓明顯下降，當(dāng)交流線路發(fā)生單相接地故障和兩相接地故障時，斷路器動作后，換流閥兩側(cè)過電壓最大值分別為83.57 kV和84.66 kV，均小于配置避雷器前的過電壓值，直流避雷器DL最大吸收能量為0.598 kJ，證明了避雷器配置的有效性。

3.2 電氣設(shè)備絕緣配合

根據(jù)第3.1節(jié)避雷器的配置結(jié)果和配置避雷器后計算得到的各設(shè)備的雷電過電壓和工頻過電壓值，本節(jié)參照國家標準GB/T 50064—2014《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合》[22]對交流側(cè)和直流側(cè)電氣設(shè)備的絕緣水平進行選取。

值得注意的是，云南大理光伏升壓±30 kV柔性直流工程位于云南省大理州，站址海拔約為1730 m，為保證高海拔下設(shè)備的安全運行，其外絕緣水平需要進行海拔修正。根據(jù)GB/T 50064—2014給出的外絕緣放電電壓氣象條件校正方法進行修正，計算得到該工程35 kV電壓等級的海拔修正系數(shù)ka估算結(jié)果(相-地)如表10所示。

表10 35 kV電壓等級海拔修正系數(shù)ka估算結(jié)果

根據(jù)表10計算出的海拔修正系數(shù)ka，可得到該工程35 kV電氣設(shè)備的絕緣水平和直流側(cè)電氣設(shè)備的絕緣水平，分別如表11和表12所示。

表11 35 kV電氣設(shè)備絕緣水平及保護水平配合系數(shù)表

表12 直流側(cè)電氣設(shè)備外絕緣水平

4 結(jié) 語

基于云南大理光伏升壓±30 kV柔性直流工程對低壓柔性直流換流站的過電壓與絕緣配合進行了詳細的研究。利用PSCAD/EMTDC電磁暫態(tài)仿真軟件搭建了工程系統(tǒng)的仿真模型，仿真計算了未配置避雷器時系統(tǒng)交流側(cè)的雷擊過電壓、交流輸電線路發(fā)生不對稱接地故障時的工頻過電壓和短路故障時操作過電壓與直流側(cè)的直流電纜外絕緣故障時的過電壓以及交流斷路器動作換流閥兩側(cè)過電壓。計算結(jié)果表明：交流側(cè)的雷電過電壓水平較高，受到雷擊時，過電壓最高可達444 kV，出現(xiàn)絕緣子閃絡(luò)情況，其他工況下過電壓水平較低；直流側(cè)則是操作過電壓水平較高，當(dāng)出現(xiàn)故障斷路器動作時，換流站換流閥兩側(cè)過電壓水平較高，達到了127.31 kV。

根據(jù)過電壓計算結(jié)果，對系統(tǒng)交流側(cè)雷電過電壓和直流側(cè)操作過電壓進行了避雷器配置，在聯(lián)絡(luò)變壓器出口和線路出線處同時裝設(shè)了交流避雷器A，在換流閥和直流隔離開關(guān)之間裝設(shè)了直流避雷器DL，并且確定了避雷器的具體參數(shù)。然后對工程電氣設(shè)備進行了絕緣配合，并且基于工程實際情況進行了海拔修正，給出了工程設(shè)備最終的絕緣水平。研究結(jié)果對換流站設(shè)備的選型和制造具有指導(dǎo)意義，為過電壓計算與絕緣配合研究提供了有用的參考數(shù)據(jù)。