远海风电直流送出系统过压保护绝缘配置方法与流程

本发明属于电力系统输配电，具体涉及一种基于中频不控整流技术的远海风电直流送出系统过压保护绝缘配置方法。

背景技术：

1、目前，对于远海风电场一般采用基于模块化多电平换流器(modular multilevelconverter，mmc)的柔性直流输电系统并网。然而，在现有技术条件下，纯柔性直流输电系统存在一些难以回避的问题：由于直流输电线路的电压等级较高，海上换流站mmc子模块数众多，电容体积庞大，海上换流平台重量大，投资成本较高，且换流站建造、安装、运输难度大；此外，由于mmc的结构与运行复杂度高，一定程度上增加了故障几率，使得海上换流站的运行与维护成本相对较高。综上所述，较高的建设与维护成本成为了制约海上风电直流送出并网方案的主要因素。

2、针对海上风电送出成本高昂的问题，现阶段提出了一种颇具潜力的海上风电低成本送出技术，即中频不控整流技术，通过将海上交流系统运行频率提高到中频范围(如100～200hz)，整流侧采用二极管不控整流单元(diode rectifier unit，dru)来降低设备、平台重量和尺寸；相比于柔性直流技术，其具有送端系统简单、平台体积小、重量轻、成本低等优势。然而中频不控整流技术于实际海上风电送出工程中的应用还有许多难题需攻克，而基于中频不控整流技术的远海风电直流送出系统中的过电压保护和绝缘配合是其必然面临且亟待解决的关键性问题之一。若远海风电送出系统中的绝缘水平设置得过高，设备制造的难度会相应增加，进而使整个直流系统的成本更加高昂；绝缘水平设置得过低，换流站因故障产生的过电压而停运的概率会变高，易造成额外的经济损失。

3、目前的绝缘配合研究主要集中在高压直流输电及多端高压直流输电领域，典型的电压等级包括±320kv、±500kv、±800kv以及±1100kv。我国已建成多条特高压直流输电线路，特高压直流换流站的过电压与绝缘配合研究的成果主要集中在±800kv特高压直流输电系统换流站的避雷器布置、避雷器参数选取、换流站过电压水平、设备绝缘水平确定等方向上，对±1100kv特高压直流输电系统换流站的过电压与绝缘配合研究也较多。

4、目前主流的两种避雷器布置方案有两种：一种是向家填-上海特高压直流工程换流站采用的abb公司避雷器布置方案，其采用mh避雷器与v避雷器串联的方式保护高端换流变压器阀侧绕组，缺点是避雷器保护水平较高，会给换流变足器的制造带来困难，优点是只用一台mh避雷器，经济性较强；另一种是云南-广东特高压直流工程换流站采用的siemens公司避雷器布置方案，siemens公司方案推荐采用a2避雷器直接保护高端换流变压器阀侧绕组，优点是可降低换流变皮器阀侧绕组约绝缘水平，但是需要3台避雷器，增加了投资。

5、总体而言，在绝缘配合方面，海上风电发展历史较短，工程经验有限，虽目前对部分系统结构的过电压与绝缘配合研究较多，但尚未形成统一的换流站绝缘配合布置方案，相关的配置方案基本参考工程经验；针对基于中频不控整流技术的远海风电直流送出系统，也无提出过电压与绝缘配合方法。因此为采用中频不控整流技术的远海风电送出系统选取合理的绝缘配合方案，是整个直流输电系统设计的一个非常重要的部分。

技术实现思路

1、鉴于上述，本发明提供了一种基于中频不控整流技术的远海风电直流送出系统过压保护绝缘配置方法，该方法实施简单，适用性强，在工程设计中有较大的使用价值。

2、一种基于中频不控整流技术的远海风电直流送出系统过压保护绝缘配置方法，包括如下步骤：

3、(1)搭建远海风电直流送出系统的仿真模型，计算确定系统的过电压特性；所述远海风电直流送出系统由风电场、交流海缆、海上整流站、直流海缆、陆上逆变站依次连接后最终接入陆上交流系统，其中海上整流站采用中频不控整流技术实现；

4、(2)分析评估系统中换流站(整流站和逆变站)及直流输电线路的过电压特性，并确定避雷器的布置方案，采用过电压保护方式以及避雷器的泄露电流和能量来实现故障清除功能；

5、(3)考虑到仿真模型的局限性，对换流站的绝缘配置进行分析，从而确定各避雷器的配置参数。

6、进一步地，所述步骤(1)在计算系统的过电压特性时所选取的典型工况包括网侧三相接地故障、变压器二次侧接地故障、桥臂电抗器阀侧接地故障、直流母线接地故障，从而确定系统中不同位置的最大过电压。

7、进一步地，所述步骤(2)中由于系统直流侧全部采用海缆，因此在确定避雷器布置方案时不考虑从直流侧传来的雷电过电压；同时，由于交流系统本身还存在其他避雷器，雷电过电压能够被这些避雷器限制住，因此也不需要考虑逆变站交流侧的雷电过电压，只需考虑操作过电压即可。

8、进一步地，所述步骤(2)中的过电压保护方式即针对阀厅及换流站直流故障以及直流线路故障，在故障5ms后将逆变站中igbt触发脉冲封锁，50ms后使交流断路器跳闸；对于换流变压器网侧故障，若故障持续时间0.1s后被清除，则逆变站中igbt触发脉冲不封锁。

9、进一步地，所述步骤(2)中遵循避雷器布置原则和不同故障情况的严酷性以确定避雷器的布置方案，具体为：在换流变压器网侧布置避雷器a1接地，在换流变压器阀侧布置避雷器a2接地，在整流站上下桥臂中心连接点处布置避雷器a3接地，在逆变站桥臂与桥臂电抗连接点处布置避雷器a3接地，在逆变站桥臂电抗两端并联避雷器r、在逆变站桥臂两端并联避雷器v、在整流站桥臂两端并联避雷器v、在平波电抗器与换流站连接点处布置避雷器c接地、在平波电抗器与直流输电线路连接点处布置避雷器d接地、在平波电抗器两端并联避雷器sr。

10、进一步地，所述避雷器的配置参数即为避雷器的参考电压，避雷器的参考电压等于避雷器布置点的最大持续运行电压峰值除以荷电率，不同类型避雷器的荷电率各不相同。对于a1型避雷器，由于a1型避雷器布置于室外，可能会受到客观条件的影响，故荷电率一般较低，取0.8左右；对于a2型避雷器和a3型避雷器，两者需与a1型避雷器之间合理配合，荷电率选取比a1型略高，一般在0.85左右为宜；对于v型避雷器，考虑到其安装在阀厅中，污秽和温度变化的影响可以不考虑，荷电率可以设置到0.9以上；对于c型避雷器和直流线路侧d型避雷器，在一些严重故障情况下，其过电压会达到正常运行电压的2倍，若避雷器荷电率选取的太高，其泄露电流会过大，因此避雷器的参考电压还需要根据实际情况做相应调整，一般选取0.85左右为宜；对于r型避雷器和直流侧sr型避雷器，最大持续运行电压的峰值很低，其参考电压的确定与荷电率没关系，通过故障扫描来确定。

11、进一步地，根据故障扫描以及过往工程经验，对于整流站换流变压器网侧布置的避雷器a1，其荷电率取值为0.81；对于逆变站换流变压器网侧布置的避雷器a1，其荷电率取值为0.8；对于整流站换流变压器阀侧布置的避雷器a2，其荷电率取值为0.84；对于逆变站换流变压器阀侧布置的避雷器a2，其荷电率取值为0.88；对于逆变站桥臂与桥臂电抗连接点处布置的避雷器a3，其荷电率取值为0.77；对于整流站桥臂两端并联的避雷器v，其荷电率取值为0.94；对于逆变站桥臂两端并联的避雷器v，其荷电率取值为0.96；对于避雷器c，其荷电率取值为0.81；对于避雷器d，其荷电率取值为0.82。

12、进一步地，对于整流站桥臂与桥臂电抗连接点处布置的避雷器a3、避雷器r以及避雷器sr，其参考电压根据故障扫描情况直接给定。

13、基于上述技术方案，本发明具有以下有益技术效果：

14、1.对于基于中频不控整流技术的远海风电直流送出系统，本发明填补了目前对其过电压保护与绝缘配合方面研究的空白，能为未来工程设计提供一定的参考。

15、2.本发明通用性强，理论上该过电压保护与绝缘配合方案适用于多种海上风电经二极管整流单元送出系统。