海上风电柔性直流换流平台用±200 kV直流GIS关键电气应力研究

袁艺嘉，孔明，李元贞

(全球能源互联网研究院有限公司，北京 102209)

海上风电作为清洁能源之一，以其风资源优越、环保、节约土地、规模大等优势，受到世界各国的高度重视[1-3]。相比于交流输电，柔性直流输电由于具有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等技术优势，已成为解决当前远海风电并网的首要解决方案[4-7]。

在柔性直流输电系统直流侧，采用直流气体绝缘金属封闭开关设备(gas insulated metal-enclosed switchgear，GIS)，将断路器、隔离开关、互感器、避雷器等部件全部封闭在金属接地的外壳中，可大幅降低设备占地面积，也有利于提高系统经济性[8-9]。据评估，相比于同等电压等级的直流空气绝缘敞开式开关设备(air insulated switchgear，AIS)，采用直流GIS的设备体积可减少最大约95%，因此整体海上平台体积减少约10%[10-11]。由此可见，直流GIS将是实现未来轻型化、紧凑化海上换流平台的关键设备之一。

直流GIS目前尚无商业化产品投入海上风电柔性直流换流平台应用。世界上第1个高压直流GIS由日本日立公司于2000年研制，额定直流电压±500 kV，但实际运行电压只有±250 kV。近年来，欧洲几个在建的海上风电柔性直流并网工程均提出拟采用直流GIS。±320 kV的直流GIS已于2018年在荷兰阿纳姆的KEMA高压直流实验室通过长期在线测试。世界首个直流GIS工程(±320 kV直流GIS)将于2023年在欧洲北海地区的DolWin6海上风电工程中实现应用。此外德国Siemens公司已研制出匹配当前海上风电柔性直流并网工程的±550 kV直流GIS，产品通过了IEC标准要求的相关试验，将用于德国计划中的南北线路直流输电的变电站[11]。

直流GIS紧凑化、设备小型化的发展要求导致设备内部绝缘距离问题亟需解决。目前国内外研究主要集中在直流绝缘特性[12-13]、GIS的电荷分布特性[14-16]、固体表面电荷积聚问题、绝缘优化方案[17-19]，以及设备运行状态监测[20-21]等方面；但这些文献大多基于直流GIS的物理特性，从电磁分析等角度开展设备层面的研究，很少涉及从系统角度研究直流GIS关键设备的电气应力设计。

本文结合世界范围内柔性直流工程及我国厂家直流GIS发展现状，以基于对称单极系统拓扑的±200 kV海上风电柔性直流并网工程为例，对直流GIS关键电气应力及参数要求进行初步探讨。首先，基于PSCAD/EMTDC电磁暂态仿真软件，建立±200 kV海上风电柔性直流并网系统仿真模型，对直流GIS暂稳态电压、电流应力进行分析与计算；其次，确定海上换流平台直流GIS的暂稳态电气应力耐受要求；最后，考虑不同海缆输电距离的应用需求，校核所提出的直流GIS关键电气参数要求的适用性。

1 系统结构和参数

1.1 主系统

典型的海上风电柔性直流并网系统如图1所示(无海上升压站)。系统采用对称单极拓扑结构，包括海上换流平台、直流海缆和陆上换流站。海上换流平台和陆上换流站采用工程中普遍采用的半桥模块化多电平换流器(half bridge sub-model based modular multilevel converter，HB-MMC)。

国内外±200 kV左右电压等级的柔性直流输电工程统计见表1。本文参照国内舟山工程，确定所研究的±200 kV海上风电柔性直流并网系统输送容量400 MW，输电距离130 km。海上风电场、陆上交流系统的参数假定见附录A中表A1，海上换流平台和陆上换流站中联结变压器、换流阀等主要设备的参数见附录A中表A2，直流电缆参数见附录A中表A3[22]。

1.2 直流GIS主要元件及功能

直流GIS位于海上换流平台直流侧出口极线处，一般包含的主要元件设备有：直流光电流互感器(current transformer，CT)、直流阻容分压器、直流避雷器、直流隔离开关与接地开关等，如图1所示。在其他应用场景(诸如海上风电多端系统直流场)还需配备直流启动电阻、快速开关等元件。

表1 ±200 kV左右电压等级柔性直流工程统计Tab.1 Summary of VSC-HVDC projects at the rated DC voltage of around ±200 kV

直流光CT主要用于极母线差动保护等功能；直流阻容分压器主要用于直流电压欠压/过压保护等功能；直流避雷器一般包括用于保护极母线设备的避雷器DB和保护直流海缆的避雷器DL；直流隔离开关与接地开关用于检修期间海上换流平台与直流电缆的物理隔离以及设备与大地之间的接地，在某些国外工程中，还要求接地开关具备紧急接地功能，用于直流海缆放电等。

2 控制保护与绝缘配合策略

2.1 基本控制策略

±200 kV海上风电柔性直流并网系统站级控制采用基于dq旋转坐标系的双环矢量控制策略。海上换流平台外环采用定电压/频率控制，陆上换流站外环采用定直电压/无功功率或交流电压控制。两站内部均采用内环电流限幅控制。

2.2 基本保护策略

海上风电柔性直流并网系统一般通过交流断路器实现故障隔离与清除。站级保护系统一般分为交流系统保护和直流系统保护。

对于交流系统保护，保护动作主要有：保护信号给直流系统保护、交流断路器跳闸。

对于直流系统保护，保护动作主要有：告警、切换控制系统、触发直流耗能装置、闭锁换流阀、交流断路器跳闸、极隔离、极线接地开关紧急接地。

上述保护动作中：交流断路器跳闸时间直接决定着直流GIS中避雷器能量耗散需求；直流耗能装置将影响直流GIS以及电缆全线暂态过电压水平；极线接地开关紧急接地决定着直流GIS接地开关暂态电流耐受能力。本文在确定直流GIS避雷器能量耗散需求时，为得到最严苛故障条件下的电压电流应力，考虑交流断路器失灵，由后备保护下发跳闸指令，设置交流断路器的跳闸时间为故障后300 ms，同时不考虑直流耗能装置动作来确定直流GIS最大应力。

2.3 绝缘配合策略

根据高压直流换流站的避雷器布置原则，并参照舟山工程和典型海上风电经柔性直流送出系统确定避雷器配置[23-24]，如图2所示，图中：A为交流进线避雷器；A2为变压器阀侧或换流阀交流母线避雷器；SRN为陆上换流站接地电抗中性点避雷器；CB为阀直流母线避雷器；DB为直流极母线避雷器；DL为直流电缆避雷器。

图2 换流站避雷器配置Fig.2 Arrester configuration for converter stations

图2中，直流避雷器DB、DL集成于直流GIS中，DB和DL参数相同，荷电率在0.76左右。直流避雷器电压-电流特性参数参见附录A中表A4，交流避雷器的额定电压Ur和直流避雷器的参考电压Uref参见附录A中表A5。

3 暂态电气应力分析

暂态电气应力分析是决定设备电气参数的重要环节[25-26]，同直流AIS设备类似，直流GIS需要基于所在系统来分析其暂态电压和暂态电流。其中，暂态过电压应力研究主要包括操作过电压、雷电过电压和陡波过电压等[27-28]。由于缺乏设备杂散参数相关数据，本文主要讨论操作过电压应力水平。

对于对称单极柔性直流系统，导致位于极线位置的直流GIS出现暂态过电压的工况主要包括：由于直流系统地电位变化导致的过电压(如变压器阀侧单相接地故障、极母线/直流电缆接地故障)，以及由于功率盈余造成的正负极线同时过电压(如陆上换流站变压器网侧三相短路故障)等。导致直流GIS出现暂态过电流的工况主要包括：由于极线接地故障造成的电缆放电，以及双极短路故障造成换流阀电容放电和交流短路馈入电流等。

在对称单极系统中，直流GIS站内及直流海缆暂态应力关键工况及应力特点统计见表2。基于PSCAD/EMTDC仿真软件，采用仿真计算的方法进行故障分析，设置的站内故障主要包括变压器阀侧交流故障、阀直流母线故障、直流极线故障等。对于直流海缆故障，考虑不同故障位置，以10 km为单位距离，每段两端均设有1个故障点和1个测点。以130 km直流海缆为例，共设置14个故障点和14个测点，如附录A中图A1所示，其中，F1—F14为分段电缆上设置的故障点，“@0 km”表示F1故障发生在距离海上换流平台0 km的位置，其他以此类推。

表2 直流GIS暂态应力关键工况及应力特点Tab.2 Key faults and characteristics of transient stress for DC GIS

3.1 过电压应力

用避雷器冲击过电压应力表征直流GIS冲击过电压水平，不同故障下直流GIS中避雷器应力水平仿真统计结果见表3，测点如附录A中图A2所示。由表3可知在桥臂电抗阀侧接地故障、单极接地故障下，直流GIS瞬时过电压水平较高，且在直流海缆接地故障情况下得到直流GIS极对地瞬时最高过电压355 kV，如图3所示，其中Udcp为正极极线对地电压，Udcn为负极极线对地电压，t为时间。

图3 直流GIS最大冲击过电压Fig.3 The maximum impulse overvoltage in DC GIS

表3 直流GIS避雷器应力水平统计Tab.3 Arrester stresses of DC GIS in case of different faults

当陆上换流站发生接地故障(如变压器阀侧单相接地、换流阀直流极线侧单相接地、直流极线接地故障)时，在换流阀闭锁后交流断路器跳闸前，直流GIS需要耐受一定的短时过电压，该电压由两侧交流系统(主要是陆侧)决定。当陆上换流站发生变压器阀侧单相接地故障时，极对地短时耐受电压最大值为267 kV。

3.2 过电流应力

直流GIS中的设备串联或并联在极线上。对于串联元件(如直流光CT、直流隔离开关等)的暂态电流应力，参数设计值可参考极线区域的计算值；对于并联元件(如接地开关)的暂态电流应力，还要考虑相关暂态工况，如通过闭合直流接地开关实现直流海缆的紧急接地等。

直流GIS串联设备的暂态电流应力决定性工况为海上换流平台双极短路故障，故障后的电流应力分析可分为2个阶段。

在换流阀闭锁前，换流阀电容直接放电，会在直流GIS上产生较大故障电流，此时一相的电容放电的等效电路如图4(a)所示，其中：L0为桥臂电抗；Lsr为变压器漏抗和系统阻抗之和；C0为单个子模块的电容值；n为一相桥臂投入的子模块总数；R为接地点电阻与电感电阻之和，一般可忽略。故障发生时刻，该电路中的初始电容电压等于直流电压，初始电流等于放电时刻桥臂电流IL。

当换流阀闭锁后，故障电流主要是流过二极管的交流侧馈入电流，如图4(b)所示。与陆上换流站不同的是，由于风电机组并网变流器的作用，故障后风电场呈现电流源特性(并联阻抗为风电场等效阻抗)，电流限幅在1.1倍额定电流左右。

图4 海上换流平台极母线双极短路故障等效电路Fig.4 Equivalent circuit of offshore converter platform in case of a pole-to-pole short-circuit fault

当海上换流平台发生双极短路故障，换流阀闭锁前，换流阀电容放电决定了直流GIS的最大暂态电流峰值，换流阀闭锁后陆上换流站馈入的短路电流决定了其短时电流水平。考虑初始电流的差异，仿真分析发现，在系统0功率下可得到一次回路暂态电流Idcp最大峰值为8.76 kA，最大短时电流Idcp1为7.93 kA，如图5所示。

图5 直流GIS中暂态电流和短时电流Fig.5 Transient currents and short time currents in DC GIS

对于直流接地开关的额定峰值耐受电流，设置的故障工况为：陆上换流站负极极线终端发生极对地故障，在换流站闭锁交流断路器跳闸后，极线接地开关紧急接地释放电缆能量。仿真计算测得，正极极线陆上换流站侧接地开关上的电流Iap2峰值为3.5 kA，仿真波形如图6所示。

图6 直流接地开关的额定峰值耐受电流Fig.6 Rated peak withstand current of DC earthing switch

4 直流GIS关键电气参数

4.1 稳态参数

正常运行时，以陆上换流站直流极线电压控制在±200 kV为约束条件，通过计算可得到系统各个关键点的电压和潮流分布，如图7所示。计算得出在满功率情况下，直流GIS对应的观测点传输功率为414 MW，对应的极线直流电压为±202 kV(直流电流为1.025 kA)。对应直流GIS稳态额定运行电压±202 kV，额定运行电流为1.025 kA。

图7 系统稳态运行电压和潮流分布Fig.7 Voltages and power flow distribution in the steady-state operation of the system

4.2 暂态参数

4.2.1 暂态电压耐受水平

直流GIS电压耐受水平受直流避雷器的参数影响较大，需要兼顾过电压和吸收能量，经过多次迭代以满足如下条件：①全线直流海缆的冲击过电压水平不超过设备耐受值；②直流避雷器吸收能量不要太大。根据设计经验，一般要求直流海缆全线同极性操作过电压不超过设备额定工作电压的2倍。

按照前文所述避雷器配置，考虑不同位置直流海缆故障情况，同时在故障点设置电压电流测点，可得到直流海缆全线过电压分布如图8所示，直流海缆全线最高同极性操作过电压约386 kV，可知满足电缆耐受约束，其中“Max”表示每个测点在各种故障下的最大值。

图8 直流海缆极对地操作过电压的分布Fig.8 Overvoltage distribution of pole-to-ground faults on DC submarine cable

进一步地，根据最大操作应力工况统计结果以及户内设备雷电保护设计经验，确定直流GIS避雷器保护水平，见表4。对于直流GIS考虑最低20%的雷电冲击绝缘裕度和15%的操作冲击绝缘裕度[29-30]，得到设备冲击耐受水平，见表5，即直流GIS雷电冲击耐受电压为450 kV，操作冲击耐受电压为450 kV。

表4 直流GIS避雷器关键电气参数Tab.4 Key electrical parameters of arresters of DC GIS

表5 直流GIS极对地冲击耐受电压Tab.5 Pole-to-earth impulse withstand voltage of DC GIS kV

4.2.2 暂态电流耐受水平

对于暂态电流耐受水平设计，一般通过关键故障计算得到设备暂态电流水平(故障电流峰值)和短时电流水平以确定设备的动稳定性，得到设备热电流水平(持续一段时间的电流有效值)以评估设备的热稳定性。

根据前文分析，可初步确定直流GIS一次回路最大峰值耐受电流不应低于8.76 kA，其中直流接地开关的最大峰值耐受电流不应低于3.5 kA，最大短时耐受电流不应低于7.93 kA。参照IEC 60059[31]，可初步确定最大峰值耐受电流为12.5 kA(直流接地开关的最大峰值耐受电流为4 kA)，最大短时耐受电流为10 kA。

4.3 不同海缆长度直流GIS参数适用性

由表1可知，用于±200 kV左右电压等级的海上风电柔性直流并网工程直流海缆距离从50～200 km不等。为了验证所确定的直流GIS的适应性，本节结合不同直流海缆距离，重点校核了直流GIS暂态参数的正确性。

考虑直流海缆距离分别为50 km、130 km和200 km，直流GIS暂态冲击电压和直流海缆全线过电压分布情况如图9所示。直流线路的暂态过电压水平随线路长度的增加而增大，各长度最高过电压均在海缆中点处测得。直流海缆最大暂态过电压均在电缆耐受水平范围内(标幺值为2)。同时，200 km直流海缆最高过电压在399 kV左右，即若以前文所述的直流GIS参数设计为基础，则当前直流GIS的直流海缆适用极限为200 km，当长度超过该距离时，需考虑降低直流避雷器参考电压。

图9 不同直流海缆长度全线过电压Fig.9 Transient overvoltages along the entire DC cable of different lengths

此外，对比了不同直流电缆长度下海上直流GIS直流避雷器能量耗散需求，以及最大暂态过电压，结果见表6。对于不同直流电缆长度，直流GIS避雷器应力水平相差不大，避雷器保护水平无需调整。

表6 不同长度直流电缆下的直流GIS避雷器关键电气参数Tab.6 Key electrical parameters of arresters in DC GIS with different lengths of DC cables

对于暂态电流耐受要求，从前文可知，最大峰值耐受电流主要受换流阀参数影响，在相同的阀参数设计条件下可保持不变。

最大短时耐受电流主要受到陆上交流短路容量和等值回路电阻等参数影响，输电距离越长，短时耐受电流要求越低。考虑最短50 km的输电应用场景，得到最大的短时电流水平为9.21 kA，参照IEC 60059[31]，可初步确定最大短时耐受电流为10 kA。

5 结论

本文结合世界范围内柔性直流工程及我国厂家直流GIS发展现状，以±200 kV对称单极系统拓扑海上风电柔性直流并网工程为例，对直流GIS关键电气应力及参数要求进行了初步探讨。主要结论如下：

a)海上风电柔性直流并网系统用±200 kV直流GIS的过电压应力关键性故障有站内接地故障、极线和海缆接地故障，产生过电流应力的关键性故障为双极短路。

b)研究得出的±200 kV直流GIS典型暂态参数包括：操作过电压耐受水平应不低于450 kV，雷电过电压耐受水平应不低于450 kV；一次回路暂态峰值电流应不低于12.5 kA(直流接地开关不低于4 kA)，短时耐受电流应不低于10 kA；

c)研究发现，电缆长度对直流GIS的电气应力影响较大，尤其是过电压和避雷器吸收能量。分析可知，本文推荐的±200 kV直流GIS暂态应力耐受参数，可适用于最长200 km的直流海缆工程。