海上風電柔性直流換流閥端間絕緣試驗異常分析及改進方法

楊張斌，阮琳，雷肖，彭代曉，劉明洋

(1．中國科學院大學，北京市100049；2.中國科學院電工研究所，北京市100190；3. 中國三峽建工(集團)有限公司，成都市 610041；4．三峽大學電氣與新能源學院，湖北省宜昌市443002)

0 引 言

基于電壓源換流器(voltage source converter, VSC)的高壓直流輸電(high voltage direct current, HVDC)，也稱為柔性直流輸電(VSC-HVDC)，具備自換相功能，且不需要濾波裝置，設備占地面積小，在海上風電等可再生能源接入電網(wǎng)領域有廣闊的應用前景[1-2]。模塊化多電平換流器(modular multilevel converter, MMC)作為近年來發(fā)展迅速的VSC，由于其模塊化的結(jié)構更適合于高電壓等級和大傳輸容量，在國內(nèi)外背靠背、海上風電等工程中得到了廣泛應用[3-4]。

我國柔性直流輸電技術近幾年得到了快速發(fā)展，自2010年我國完成首個模塊化多電平換流器低壓樣機試驗至今，國家電網(wǎng)有限責任公司及中國南方電網(wǎng)有限責任公司已經(jīng)在陸上成功建設了多個大型柔性直流多端和背靠背工程。針對海上風電柔性直流輸電，目前國內(nèi)尚無投運工程實例，我國在海上柔性直流輸電系統(tǒng)建設方面仍需要開展大量的技術研究和探索工作。2020年開始，隨著國內(nèi)海上風電深遠海、規(guī)?；虚_發(fā)的趨勢越發(fā)明顯[5]，海上風電柔性直流輸電成為了直流輸電領域最熱門的研究方向之一，江蘇和廣東等地部分工程已進入技術可行性論證甚至工程實施階段。

為盡可能降低工程造價和施工風險，海上風電對于海上柔性直流輸電換流站提出了緊湊型、輕量化的要求，此外，設備還應適應海上長期高鹽高濕和低頻振動的運行環(huán)境。同時海上換流站的可達性和可維護性均較差，對工程能量利用率和設備可靠性提出了更高的技術指標。為滿足上述要求，換流閥在交付現(xiàn)場安裝前必須通過系列試驗來檢驗換流閥設計的正確性[6-9]和長期運行的可靠性。某海上風電柔性直流輸電工程按照常規(guī)試驗方法開展換流閥端間絕緣試驗期間，出現(xiàn)了直流局部放電異常的情況，該類似情況在之前的工程中未曾出現(xiàn)過，沒有現(xiàn)行技術規(guī)范和技術方案可供參考和改進。針對上述問題，本文以某海上風電柔性直流輸電工程換流閥端間絕緣試驗直流局部放電異?，F(xiàn)象為切入點，對 IEC 62501[10]和 GB/T 33348[11]的試驗規(guī)定和要求進行場景延展，深入分析換流閥端間絕緣試驗在典型試驗電路下，固定閥塔結(jié)構和電氣參數(shù)對不同直流電壓與交流電壓交互疊加的局部放電數(shù)值影響[12]；結(jié)合理論計算、模擬環(huán)境及現(xiàn)場設備驗證，提出解決高電壓下?lián)Q流閥端間絕緣試驗局部放電測量回路補償?shù)膮?shù)確定及回路設計方法。該方法在符合標準規(guī)范的前提下，能夠有效驗證同類拓撲結(jié)構多重閥單元外絕緣及各個單閥之間的電壓耐受能力和局部放電水平，為后續(xù)工程換流閥端間絕緣試驗的順利開展提供借鑒或參考。

1 海上換流閥端間絕緣試驗條件及要求

1.1 海上換流閥絕緣試驗的特殊性

海上風電柔性直流輸電與陸上柔性直流輸電工程不同，海上風電柔性直流換流閥需充分考慮海上特殊環(huán)境要求及海上運輸起吊等過程振動對換流閥的影響，采用臨時加固及封裝措施，開展鹽霧霉菌、多維振動等專項試驗，以適應高濕度、高腐蝕及長期振動運行等復雜工況。此外，不同于陸上架空線傳輸，海上風電柔性直流輸電系統(tǒng)必須采用長距離直流海纜輸電。因此，對于海上風電柔性直流換流閥，除應具備同陸上柔性直流換流閥類似的電氣性能外，閥塔設備因防腐和抗振設計考慮，以及長距離直流海纜的影響，其結(jié)構布置、表層涂裝及電氣絕緣等要求與陸上電網(wǎng)直流輸電工程要求已完全不同，因此其端間絕緣試驗也出現(xiàn)了與陸上電網(wǎng)直流輸電工程不完全相同的情況。

1.2 海上風電換流閥端間試驗要求

換流閥端間絕緣試驗目的是驗證換流閥直流、交流過電壓特性及換流閥在規(guī)定試驗條件下局部放電水平及電子電路的預期負荷，試驗試品為一個完整閥塔。本項試驗包括短時試驗和長時試驗，短時試驗再現(xiàn)了某一換流器或系統(tǒng)故障導致的疊加的交-直流電壓。按照標準規(guī)定，試驗時在交流電源上連接電容器產(chǎn)生一個疊加的交流-直流電壓波形。電容器可作為閥的一部分，也可以是獨立的，也可使用一個單獨的直流電壓源來代替電容器。本文使用獨立的直流電壓源來開展換流閥端間絕緣試驗。

按照IEC 62501以及GB/T 33348的試驗要求，換流閥端間絕緣試驗初始試驗電壓應不高于最高試驗電壓的50%，然后升至短時試驗電壓Utv1，持續(xù)10 s后，電壓下降至長時試驗電壓Utv2，持續(xù)3 h恒定，最后電壓降為0。試驗過程中，水冷系統(tǒng)必須工作，試驗期間進行局部放電測量[13-14]。

換流閥端間絕緣試驗對于交流局部放電測量而言，在規(guī)定的3 h試驗期間的最后1 min記錄的局部放電的峰值不應大于200 pC。直流局部放電測量中，應在規(guī)定的3 h試驗的最后1 h記錄，整個記錄期間，平均每分鐘300 pC以上的脈沖數(shù)應不超過15個。直流局部放電詳細試驗要求見表 1。

表1 直流局放限值Table 1 Thresholds for DC partial discharge

1.3 被測換流閥參數(shù)

被測換流閥采用半橋型子模塊，子模塊由2個IGBT(4 500 V/2 000 A)模塊及其反并聯(lián)二極管、直流電容、直流均壓電阻等構成，換流閥的具體參數(shù)如表 2所示。換流閥的拓撲結(jié)構示意圖如圖 1所示。

表2 被測換流閥參數(shù)Table 2 Parameters of the test valve

圖1 MMC拓撲示意圖Fig.1 Topology of the MMC

2 海上風電換流閥端間絕緣試驗電壓計算

2.1 短時試驗電壓計算

換流閥端間絕緣試驗施加于換流閥塔全部組件進出線端間的電壓是一個含有直流分量的正弦波形，試驗電壓對于短時10 s試驗電壓Utv1按下式確定：

Utv1=[kc1Uac1sin(2πft)+Udc1]k0k9

(1)

其中：

1)Uac1是閥橋臂最大暫態(tài)過電壓交流分量峰值，應考慮實際運行工況下由于過電壓而裝設的閥避雷器或極避雷器的限制作用。本試驗按交流最大電壓465 kV的1.3倍考慮，此電壓下不存在避雷器的限制情況。

2)Udc1是閥最大暫態(tài)過電壓直流分量峰值。應考慮實際運行工況下由于過電壓而裝設的閥避雷器或極避雷器的限制作用。本試驗按直流額定電壓404 kV的1.15倍考慮，此電壓下不存在避雷器的限制情況。

3)kc1為電壓階躍過沖系數(shù)，與換流器輸出階梯電壓波的一個臺級電壓階躍相關，和確定Uac1的條件一致。對于MMC而言，電壓階躍過沖系數(shù)與每個子模塊電壓過沖系數(shù)相關，本試驗取kc1=1.01。

4)k0為被試閥段試驗比例系數(shù)，在閥組件上進行的所有絕緣試驗，試驗電壓需通過比例系數(shù)k0進行調(diào)整，其計算方式為：

(2)

式中：Ntu為試品中沒有短路連接的串聯(lián)閥級的數(shù)量，本試驗共計144個子模塊串聯(lián)，冗余模塊不短接，即Ntu取144；Nt為閥中串聯(lián)閥級的總數(shù)，本試驗橋臂共計3個閥塔，串聯(lián)閥級的總數(shù)為432；Ntr為閥中冗余的串聯(lián)閥級的總數(shù)，本試驗冗余的串聯(lián)閥級為正常運行閥級數(shù)的8%。根據(jù)前述數(shù)據(jù)，可以計算得到k0=0.36。

5)k9為試驗安全系數(shù)。當被試閥段子模塊數(shù)量不足一個完整閥塔子模塊數(shù)量時，k9=1.15；當被試閥段子模塊數(shù)量大于或等于一個完整閥塔子模塊數(shù)量時，k9=1.10。本試驗試品k9取1.10。

根據(jù)各系數(shù)取值，最終可以確定短時10 s試驗電壓。

2.2 長時3 h試驗電壓

長時3 h試驗電壓Utv2的計算表達式如下所示：

Utv2=Utac2+Utdc2

(3)

式中：Utac2和Utdc2的計算式分別如下所示：

(4)

Utdc2=Udmaxk0k9

(5)

式中：k0和k9參考短時試驗電壓中的定義，其他參數(shù)定義如下：

1)Umax_cont為聯(lián)接變壓器交流母線最大持續(xù)運行線電壓，按交流最大重復電壓峰值的1.1倍考慮。

2)Udmax為穩(wěn)態(tài)運行最高直流電壓，按直流額定電壓的1.1倍考慮。

3)kc2為電壓階躍過沖系數(shù)，其與換流器輸出階梯電壓波的一個臺級電壓階躍相關，和定義kc1時的系統(tǒng)條件一致，取kc2=1.01。

2.3 試驗電壓的折算

國內(nèi)現(xiàn)有的試驗回路中，交流電壓發(fā)生器和直流電壓發(fā)生器直接連接于半橋MMC閥塔兩端給功率模塊電容器充電，若交流電壓峰值高于直流電壓，則半橋MMC功率模塊二極管D2將會導通，交直流試驗電源回路將發(fā)生短路，造成試驗電源及相關設備的損壞。因此在實際的試驗過程中，需要對試驗電壓值進行折算，調(diào)整降低交流電壓峰值，抬升直流電壓，在保證換流閥端間總電壓不變且交流電壓盡可能接近計算值的前提下，確保交直流試驗電源回路不發(fā)生短路，保證試驗安全。

為保證交流電壓峰值不高于直流電壓，對上文計算的10 s和3 h電壓總值進行交直流等分，折算后的電壓及要求如表3所示。

表3 試驗電壓及要求Table 3 Test voltages and other requirements

3 試驗步驟及異常分析

3.1 試驗接線

閥塔底層接交流，閥塔頂層接直流負極，閥塔底座及支柱絕緣子法蘭等接地。試驗接線原理如圖 2所示。試驗前采用200 pC校準源對交流回路進行校準，2 000 pC校準源對直流回路進行校準。

圖2 閥端間耐壓試驗電路原理Fig.2 Principle of the test circuit for valve terminal withstand voltage

試驗采用交直流聯(lián)合加壓的方式，利用交流高壓電源和直流高壓電源在整個閥塔的閥端間產(chǎn)生交直流復合電壓，試驗過程中使用的直流高壓電源為2 400 kV/300 mA直流電壓發(fā)生器，交流高壓電源為600 kV/5 A工頻試驗系統(tǒng)。試驗回路示意圖如圖 3所示。此試驗回路為常規(guī)試驗回路，以往的柔性直流工程均采用此試驗回路。

圖3 試驗回路Fig.3 Test circuits

圖3中：MC1為直流回路主開關；Tr1為直流變壓器；Rp1、Rp2為保護電阻；C為濾波電容；Dv1為直流分壓器；R1、R2為直流分壓器電阻；MS1為直流電壓測量系統(tǒng)；MC2為交流回路主開關；Tr2為交流變壓器；Dv2為電容分壓器；C1、C2為分壓器電容；MS2為交流電壓測量系統(tǒng)。

3.2 試驗過程

首先對換流閥進行可控充電，退出可控充電后，將交流電壓升至217 kV，此刻直流電壓約為250 kV，開始計時10 s。升壓過程及10 s測試期間不監(jiān)測局部放電。

10 s后降低交流電壓到190 kV，降低直流電壓到 210 kV，開始計時3 h。前2 h監(jiān)測直流局部放電，后1 h 記錄直流局部放電，整個試驗期間監(jiān)測交流局部放電，最后1 min記錄交流局部放電。試驗期間電壓會波動，控制交流電壓不低于190 kV，直流電壓不低于195 kV。

因為MMC電容在試驗中不斷地進行充放電，期間二極管頻繁通斷，可能出現(xiàn)與系統(tǒng)中電力電子器件電流換相有關的規(guī)律性重復干擾，因此在試驗中局部放電參照GB/T 7354—2018進行開窗測量，若每個周期內(nèi)出現(xiàn)幾個與電源同步的干擾源時，開窗抑制間隔不超過試驗周期的10%。

3.3 試驗異常分析

在首次進行閥塔端間交直流耐壓試驗時，10 s試驗順利通過，但3 h試驗交流局部放電超標。

針對試驗過程中出現(xiàn)的問題，試驗現(xiàn)場進行了詳細排查：分別使用超聲和紫外成像儀多次觀察，未發(fā)現(xiàn)異常放電現(xiàn)象；使用直流電壓發(fā)生器和交流電源分別進行單層、兩層和三層閥端間試驗，局部放電均滿足要求；通過提高直流電壓，降低交流電壓的方式(230 kV(DC)+150 kV(AC))開展試驗，局部放電亦滿足要求。通過以上檢查和各層間支架測試分析判斷換流閥本體并無絕緣缺陷。

在試驗過程中對交流電源波形進行監(jiān)視，發(fā)現(xiàn)交流端對地電壓波形有明顯畸變，交流端對地電壓波形如圖 4所示。此波形畸變加劇了二極管開通關斷的干擾脈沖且相位不一致，影響局部放電測量結(jié)果。試驗過程中，直流高電壓通過子模塊上的反并聯(lián)二極管、工頻試驗變壓器的二次繞組給子模塊電容充電。此時充電回路產(chǎn)生的子模塊直流充電電流持續(xù)流過試驗變壓器的二次繞組，導致變壓器直流偏磁逐漸加劇，使交流電壓波形畸變，如圖 5所示，最終導致局部放電測量超標，最大放電量達968 pC。

圖4 交流相電壓波形Fig.4 AC Phase voltage

圖5 試驗交流變壓器Tr2的二次側(cè)交流電壓波形Fig.5 Secondary voltage of Tr2

為驗證直流偏磁對交流電壓波形畸變的影響，利用SABER軟件對試驗變壓器進行直流偏磁工況仿真，仿真結(jié)果如圖6所示。從仿真結(jié)果看，變壓器直流偏磁對變壓器輸出電壓波形造成很大影響，與試驗結(jié)果分析一致[15-16]。

圖6 試驗變壓器直流偏磁仿真結(jié)果Fig.6 Simulation for DC magnetic bias

4 解決措施

GB/T 33348指出：柔性直流換流閥端間絕緣試驗是為試驗高壓交流系統(tǒng)和元件開發(fā)的標準波形和標準試驗方法，特殊的高壓直流應用可能導致實際波形不同于標準波形，在此情況下，可通過改進試驗回路以達到實際需要的電氣條件[17]。經(jīng)過分析研究及試品檢測摸底試驗，發(fā)現(xiàn)MMC電容充放電的直流電流引起的直流偏磁導致試驗變壓器交流電壓畸變是影響局部放電干擾脈沖增多的因素之一，因此在試驗回路中增加補償回路，通過交流電流對試驗變壓器進行交流消磁，從而改善交流發(fā)生器輸出電壓波形[18]。

4.1 帶補償支路的改進測試電路

為改善交流電壓波形，對原試驗回路進行了改進，在試驗變壓器二次繞組高壓端與地之間增加了負載補償回路，該回路由電容與電感串聯(lián)組成。改進后的試驗回路原理如圖7所示。

4.2 補償支路參數(shù)設計

補償支路主要有電感Lx、電容Cx和電阻R構成。其主要參數(shù)設計原則如下：

1)電容。電容的選取需要確保在現(xiàn)有試驗條件下，閥的交流對地波形基本為正弦。經(jīng)現(xiàn)場測試，當電容值取20 mF時，交流側(cè)電壓總諧波失真率小于5%，滿足要求。

2)電感。電感的選取需要結(jié)合諧振頻率考慮。脈沖電流法局放儀依靠局部放電脈沖引發(fā)的耦合電路震蕩來測量局部放電，典型諧振頻率在30～300 kHz，補償支路的LC諧振頻率應避開局放測量用的頻率范圍。當電感值取16 mH時，補償支路的諧振頻率為8.9 Hz，其對局部放電耦合頻率信號表現(xiàn)為電感特性，不會影響局部放電測量裝置。

圖7 帶補償支路的改進試驗回路Fig.7 Improved test circuit with supplementary branch

3)電阻。由于局部放電測量前會先行校準，因此電阻對局部放電測量裝置的影響較小。電阻主要考慮能夠阻尼濾波LC振蕩，并且不影響50 Hz基波的波形。電阻值取2 kΩ。

4.3 改進后的效果

在測試電路中加入補償支路后，試驗變壓器的交流電壓波形如圖8所示，其畸變程度降低效果明顯。在此試驗回路下，重新進行了10 s與3 h耐壓試驗。

圖8 改進后的交流電壓Fig.8 Improved AC voltage

試驗結(jié)果為：3 h耐壓200 kV(DC)+191.4 kV(AC)，交流局部放電量為89.3 pC；直流局部放電分別為5.97次/min(300 pC)、2.17次/min(500 pC)、0.067次/min(1 000 pC)、0次/min(2 000 pC)。交直流局部放電及施加電壓均滿足技術規(guī)范及標準要求[19]。

根據(jù)GB/T 7354—2018第4.2節(jié)所述“有時在高壓端接入一個阻抗或濾波器，以減小來自供電電源的背景噪聲?！币虼嗽囼灮芈坊趪鴺嗽黾拥呢撦d補償可以起到有效隔離來自供電電源背景噪聲的作用。改進后的試驗回路符合GB/T 7354—2018中推薦的試驗回路，同時負載補償不會影響試品閥的局部放電測量[20]。

5 結(jié) 論

本文介紹了海上風電柔性直流輸電工程換流閥端間交直流耐壓試驗情況， 在按照以往陸上柔性直流輸電工程試驗回路及試驗方法出現(xiàn)局部放電超標的情況下，對局部放電超標的原因和機理進行了深入分析和計算仿真。提出了符合標準要求的試驗回路補償方法及參數(shù)整定值，通過相同試驗環(huán)境和電壓條件再次試驗，試驗結(jié)論滿足設計要求，驗證了換流閥單元的外絕緣電壓耐受能力和多重閥單元結(jié)構之間的電壓耐受能力和局部放電水平。改進后的試驗回路符合高壓直流輸電用電壓源換流器閥電氣試驗的標準要求，采用改進試驗回路后的試驗結(jié)果滿足了標準規(guī)范和工程的要求。本文結(jié)論可為以后采用更高電壓等級換流閥端間絕緣試驗的順利開展提供方法指導。

隨著海上風電資源的深遠、規(guī)?；_發(fā)，高壓大容量柔性直流輸電的技術應用領域得到延展。同時海上風電固有的孤島型電源、長距離海纜及海洋環(huán)境適應性等系列特點，仍需要在檢測手段和試驗方法上進行專項研究和定制，以更有利于設備的可靠性驗證和性能指標評估，為進一步實現(xiàn)高比例可再生能源、高比例電力電子裝備的能源電力系統(tǒng)結(jié)構演化奠定基礎。