柔性直流输电系统过电压与绝缘配合报告.doc

柔性直流输电系统过电压及绝缘配合报告 目 录1. 研究背景和内容42. 两端柔性直流输电系统仿真模型的建立42.1 柔性直流输电系统参数42.1.1 换流站电路拓扑42.1.2交流系统等效模型42.1.3 换流变压器参数42.1.4 交流滤波器与直流电容器42.1.5 直流输电线路42.2 VSC换流站控制系统42.2.1 SPWM控制原理42.2.2 整流站控制42.2.3 逆变站控制42.3 系统正常运行结果42.4 本章小结43. 柔性直流输电系统中的操作过电压43.1 柔性直流输电系统的过电压43.2 交流系统单相接地故障43.2.1 整流侧交流系统单相接地故障43.2.2 逆变侧交流系统接地故障43.2.3 过电压分析43.3 交流系统单相接地故障后断路器自动重合闸43.3.1 整流侧交流系统单相接地故障43.3.2 逆变侧交流系统接地故障43.3.3 过电压分析43.4 交流系统两相短路故障43.4.1 整流侧交流系统两相短路故障43.4.2 逆变侧交流系统两相短路故障43.4.3过电压分析43.5 交流系统两相短路接地故障43.4.1 整流侧交流系统两相短路接地故障43.4.2 逆变侧交流系统两相短路接地故障43.4.3过电压分析43.6 换流变压器与换流阀连接母线单相接地故障43.6.1 整流侧换流变压器与换流阀连接母线单线接地故障43.6.2 逆变侧换流变压器与换流阀连接母线单相接地故障43.6.3 过电压分析43.7换流阀阀顶接地故障43.7.1 整流侧换流阀阀顶接地故障43.7.2 逆变侧换流阀阀顶接地故障43.7.3 过电压分析43.8 直流极线接地故障43.9 本章小结44. 柔性直流输电系统的绝缘配合44.1 柔性直流输电系统的操作过电压统计44.2 柔性直流输电系统的避雷器配置44.2.1 换流站交流母线避雷器A144.2.2 换流变压器与换流阀连接母线避雷器A244.2.3 IGBT并联避雷器V44.2.4 直流极线避雷器DL44.3 本章小结45.结论41. 研究背景和内容柔性直流输电技术，即基于电压源型换流站的直流输电技术，是一种新型的直流输电技术，它使用可控的具有自关断能力的电力电子器件（如IGBT，GTO等）代替了传统直流输电技中的晶闸管作为换流器件，解决了传统直流输电系统无法向无源系统供电的缺陷。同时，由于脉宽调制（PWM）等技术的使用，使柔性直流输电系统具有可实现无源逆变、滤波及无功补偿设备简单、换流站建设成本低和潮流控制灵活等优势，在向偏远孤立负荷供电、联接分散的小型电场以及构建多端城市电网等方面具有广阔的应用前景。由于柔性直流输电系统在换流阀的工作特性、电路拓扑结构以及VSC换流站控制系统等方面不同于传统的直流输电系统，因此系统中发生故障时系统中各节点的过电压特性也不同于传统的直流输电系统，对电力设备的绝缘设计提出了新的要求；同时，避雷器作为系统中过电压防护的重要设备，在柔性直流输电系统的过电压特性下，对避雷器的参数选择及配置方案也提出了新的要求。因此，通过建立柔性直流输电系统的PSCAD仿真模型研究故障下系统中的过电压特性，可以为柔性直流输电系统中的避雷器配置和绝缘配合提供相应的参考。综上所述，主要报告的研究内容如下：（1）建立两端的柔性直流输电系统仿真模型。（2）计算各种常见故障下柔性直流输电系统中各节点的预期过电压。（3）根据（2）中预期过电压的计算结果，提出相应的避雷器配置建议。2. 两端柔性直流输电系统仿真模型的建立本项目中以两端柔性直流输电系统（如图2-1）为例进行分析，建立了相应的PSCAD仿真模型。本章将对模型中的各模块进行阐述。图2-1 两端柔性直流输电系统示意图2.1 柔性直流输电系统参数2.1.1 换流站电路拓扑模型中换流站采用传统的三相两电平结构，如图2-2所示。图2-2 三相两电平式换流站2.1.2交流系统等效模型在模型中，将换流站的交流侧系统等效为交流电源和阻抗的串联，设定交流系统的额定电压为115kV，整流侧交流系统为强交流系统而逆变侧交流系统为弱交流系统，等效的电源参数如表2-1所示，两端交流系统的等效模型如图2-3所示。设定交流电源的零序阻抗等于正序阻抗的3倍，以准确计算交流系统发生故障时系统中的过电压幅值。表2-1 交流系统等效参数电源电压/kV正序阻抗/W阻抗角/整流侧1150.3755780逆变侧11526.4580 （a）整流侧 （b）逆变侧图2-3 交流系统电源模型2.1.3 换流变压器参数换流变压器为三相双绕组变压器，变压器绕组为Y/D接法，其中交流侧绕组采用Y接法，中性点接地。变压器变比为115kV/62.5kV，绕组漏电抗为0.1p.u.。2.1.4 交流滤波器与直流电容器对于柔性直流输电系统，利用PWM技术和控制系统可以简化滤波和无功补偿设备，因此在模型中仅有简单的交流滤波器，并且都为低通滤波器（图2-4）。其中，整流侧滤波器电容C1=139.0mF，电阻R1=0.5W；逆变侧滤波器电容C2=2.0mF。 （a）整流侧 （b）逆变侧图2-4 交流滤波器模型换流站每极出口并联有直流电容器，起到缓冲换流阀开断过程中的冲击电流以及减少直流电压的谐波的作用。直流电容值为1000mF。2.1.5 直流输电线路为了减少输电线路的故障概率，直流输电线路采用电缆，线路长度为10km。沿线的土壤电阻率为100m，电缆参数如表2-2所示。表2-2 电缆参数*电缆深度/m1.0导线间距离/m0.4导体半径/mm10.4导体直流电阻率/m2.82e-8绝缘层1厚度/mm5.6外壳厚度/mm1.5绝缘层2厚度/mm1.0*电缆结构如图2-5所示图2-5 电缆结构示意图2.2 VSC换流站控制系统模型中VSC换流站采用基于VSC稳态模型的控制方式，换流阀则采用SPWM（正弦脉宽调制）技术。本节中将对控制系统进行简要的叙述。2.2.1 SPWM控制原理正弦脉宽调制（SPWM）的基本原理如图2-6所示，通过三角载波与正弦调制波的比较产生一系列触发脉冲控制IGBT的通断，每一相上下桥臂交替导通，则VSC换流站的输出电压在+和-之间切换，基频分量即为工频正弦电压。同时，VSC输出电压Vs与直流电压Vdc满足关系式：其中，M为SPWM的调制度。 图2-6 SPWM原理图图2-7 两个交流系统通过电抗器相连将VSC换流站和交流系统等效为交流电源，两者通过一个电抗器相连，如图2-7所示。假设电抗器为理想电抗器并且忽略谐波分量，VSC换流站和交流系统之间的功率传输满足下式：式中：Vs为VSC输出电压的基波分量，Vr为交流母线的基波分量，d为两者之间的相位差，XL为电抗器的电抗。由公式可得，当即滞后时，VSC发出有功功率，工作在逆变状态；当即超前时，VSC吸收有功功率，工作在整流状态，相位差d等于SPWM的调制波相角。因此利用通过控制SPWM的调制度和调制波相角可以实现对电网电压和系统输送功率的控制。2.2.2 整流站控制整流站控制采用定无功功率控制和有功功率控制。定无功功率控制为前馈控制，基本框图如图2-8所示，通过计算无功功率的测量值与设定值之间的误差，并将DQ作为PI控制器的输入，通过比例节分环节计算得到使无功功率误差DQ趋于零的PWM的调制波的幅值。图2-8 定无功功率控制框图有功功率控制根据整流侧传输的有功功率以及有功功率的变化率计算得到使有功功率变化量趋于零的相角d0，并加上变压器由于Y/D接法造成的30相角偏移和交流系统原先的相角0，得到PWM的调制波相角。2.2.3 逆变站控制逆变站采用定直流电压控制和定交流电压控制。定直流电压控制为前馈控制，基本框图如图2-9所示，输入量为逆变侧交流系统的平均三相交流电压有效值。通过计算测量值和设定值的误差，并将DUac作为PI控制器的输入，通过比例积分环节计算得到使误差趋于零的PWM的调制波幅值。图2-9 定交流电压控制框图定交流电压控制为前馈控制，基本框图如图2-10所示，输入量为直流极线间电压。通过计算测量值和设定值的误差，并将DUdc作为PI控制器的输入，通过比例积分环节计算得到使误差趋于零的相角d0，并加上变压器由于Y/D接法造成的30相角偏移和交流系统原先的相角0，得到PWM的调制波相角。图2-10 定直流电压控制框图2.3 系统正常运行结果根据上文所述的各模块模型建立整体的两端柔性直流输电系统仿真模型，如图2-11所示。（a）整流侧（b）逆变侧图2-11 两端柔性直流输电系统模型系统正常运行时，直流电压为60.87kV（图2-12（a），直流电流为0.8kA（图2-12（b）。同时，由于IGBT开关频率高（1650Hz），逆变侧交流电压低频谐波分量少，在逆变侧交流系统仅有一组电容器的情况下交流电压含有少量的高频谐波（图2-12（c）；整流侧采用定无功功率控制，正常运行时VSC换流站不消耗无功功率（图2-12（d），大大减少了无功补偿设备的需求。 （a）直流电压 （b）直流电流 （c）逆变侧交流电压 （d）整流侧无功功率图2-12 系统正常运行相关波形2.4 本章小结本章中建立了两端柔性直流输电系统的PSCAD仿真模型，用于下文中柔性直流输电系统在故障时的过电压和过电流规律的分析。3. 柔性直流输电系统中的操作过电压3.1 柔性直流输电系统的过电压根据上一章建立的仿真模型，本章将计算柔性直流输电系统中出现故障时系统重要节点的预期过电压。对于柔性直流输电系统，系统中的过电压主要分为暂时过电压，雷电过电压和操作过电压。暂时过电压主要包括甩负荷等，雷电过电压主要包括雷电沿交流线路、直流线路入侵引起的过电压，雷电直击电站设备引起的过电压等，柔性直流输电系统的暂时过电压与雷电过电压将在第4章柔性直流输电系统的绝缘配合中进行叙述，在此不进一步讨论。操作过电压按照故障产生的位置可分为换流站交流侧故障，换流站直流线路故障以及换流站内故障。本章考虑故障发生概率及对系统的危害等因素，计算了以下7种故障其对应的系统各节点的预期过电压：（1）换流站交流侧故障l 交流系统单相接地故障l 交流系统单相接地后断路器自动重合闸l 交流系统两相短路故障l 交流系统两相短路接地故障（2）换流站内故障l 换流变压器与换流阀连接母线单相接地故障l 换流阀阀顶接地故障（3）换流站直流线路故障l 直流极线接地故障下文将依次对各个故障下的系统中的预期过电压。3.2 交流系统单相接地故障换流站交流母线c相发生瞬时性单相接地故障（图3-1），故障发生时间为2.017s（交流电压相位约为90），故障持续50ms。图3-1 换流站交流母线单相接地故障3.2.1 整流侧交流系统单相接地故障故障发生在整流侧时，系统中各节点的电压波形如图3-2所示：（a）整流侧交流母线电压 （b）单个IGBT两端电压 （c）换流阀阀顶对地电压图3-2 整流侧交流母线单相接地故障相关波形3.2.2 逆变侧交流系统接地故障故障发生在逆变侧时，系统各节点的电压波形如图3-3所示：（a）逆变侧交流母线电压 （b）单个IGBT两端电压 （c）换流阀阀顶对地电压图3-3 逆变侧交流单相接地故障相关波形3.2.3 过电压分析计算结果如图3-2，3-3所示。当换流站交流母线发生单相接地故障时，与交流系统类似，由于不对称故障时零序电压的存在，交流母线的非故障相电压升高；同时当接地故障消失时，故障相交流电压会产生一个较高的过电压；但由于直流系统的隔离作用，一侧交流母线的单相接地故障并未对对侧换流站的交流系统产生影响。如图3-2（a），3-3（a）所示，故障发生在整流侧时，整流站交流母线非故障相过电压最高1.2p.u.；故障发生在逆变站时，逆变站交流母线非故障相过电压最高1.2p.u.，故障相在故障消失时产生过电压，幅值达到1.56p.u.。通过控制系统对SPWM的调制度M和相角的调整，使交流系统的单相接地故障基本没有对单个IGBT两端电压以及换流阀阀顶对地电压的幅值产生影响（图3-2（b）、（c），图3-3（b）、（c）。3.3 交流系统单相接地故障后断路器自动重合闸为提高电力系统的供电可靠性，通常会在系统中设置自动重合闸装置。对于110kV系统，断路器一般采用三相一次重合闸。设换流站交流母线c相发生单相接地故障（如图3-4），故障产生的交流电压相位在一个工频周期内均匀分布，故障持续70ms，考虑继电保护以及断路器操作时间在故障产生40ms后断路器三相分闸，最大分闸不同期5ms，分闸300ms后断路器三相合闸，最大合闸不同期10ms，在PSCAD模型中建立统计开关模块，通过120次计算得到各节点的98%统计过电压值。图3-4 换流站交流母线单相接地故障3.3.1 整流侧交流系统单相接地故障故障发生在整流侧时，系统中各节点的典型电压波形如图3-5所示： （a）整流侧交流母线电压 （b）逆变侧交流母线电压 （c）单个IGBT两端电压 （d）换流阀阀顶对地电压图3-5 整流侧交流母线单相接地故障相关波形3.3.2 逆变侧交流系统接地故障故障发生在逆变侧时，系统各节点的典型电压波形如图3-6所示：（a）逆变侧交流母线电压 （b）单个IGBT两端电压 （c）换流阀阀顶对地电压图3-6 逆变侧交流单相接地故障相关波形3.3.3 过电压分析如图3-5，3-6所示为计算结果的典型波形。当故障发生在整流侧时，整流侧交流母线电压如图3-5（a）所示，当断路器分闸后，系统发生潮流反转，逆变站向整流站输送功率，进而使整流站交流母线电压较高的幅值，达到2.3p.u.；当断路器合闸时，在系统中产生振荡，引起逆变侧交流母线、单个IGBT两端以及换流阀阀顶对地电压产生高幅值的过电压（图3-5（b）、（c）、（e），逆变侧交流母线过电压为1.25p.u.，换流阀两端及换流阀阀顶对地电压最高达2.0p.u.。当故障发生在逆变侧时，逆变侧交流母线在断路器分闸时在由于振荡高达3.1p.u.的过电压（图3-6（a）；断路器合闸时在单个IGBT两端以及换流阀阀顶对地电压产生2.0p.u.的过电压（图3-6（b）、（c）。3.4 交流系统两相短路故障换流站交流母线b，c相发生两相短路故障（图3-7），故障发生时间为2.017s，故障持续50ms。图3-7 换流站交流母线两相短路故障3.4.1 整流侧交流系统两相短路故障故障发生在整流侧时，系统各节点电压波形如图3-8所示： （a）整流侧交流母线电压 （b）单个IGBT两端电压 （c）换流阀阀顶对地电压图3-8 整流侧交流母线两相短路故障相关波形3.4.2 逆变侧交流系统两相短路故障故障发生在逆变侧时，系统各节点电压波形如图3-9所示： （a）逆变侧交流母线电压 （b）单个IGBT两端电压 （c）换流阀阀顶对地电压图3-9 逆变侧交流母线两相短路故障相关波形3.4.3过电压分析计算结果如图3-8，3-9所示。当换流站交流母线发生两相短路故障时，同交流系统中发生两相短路故障类似，系统中不存在零序电压，过电压幅值略低于单相接地与两相接地故障。由于逆变侧交流系统为弱交流系统，故障发生在逆变侧交流母线时产生较明显的过电压，非故障相最高为1.26p.u.，故障相为1.43p.u.（图3-9（a），单个IGBT两端及换流阀阀顶对地最高为1.46p.u.（图3-9（b）、（c）。3.5 交流系统两相短路接地故障换流站交流母线b，c相发生两相短路接地故障（图3-10），故障发生时间为2.017s，故障持续50ms。图3-10 换流站交流母线两相短路接地故障3.4.1 整流侧交流系统两相短路接地故障故障发生在整流侧时，系统各节点电压波形如图3-11所示：（a）整流侧交流母线电压 （b）单个IGBT两端电压 （c）换流阀阀顶对地电压图3-11 整流侧交流母线两相短路接地故障相关波形3.4.2 逆变侧交流系统两相短路接地故障故障发生在逆变侧时，系统各节点电压波形如图3-12所示： （a）逆变侧交流母线电压 （b）单个IGBT两端电压 （c）换流阀阀顶对地电压图3-12 逆变侧交流母线两相短路接地故障相关波形3.4.3过电压分析计算结果如图3-11，3-12所示。换流站交流母线两相短路接地故障与单相接地故障均为不对称短路故障，在故障时会在系统中产生零序电压，因此两种故障下系统的过电压特征类似。当故障发生在整流侧时，接地故障时非故障相电压最高达1.23p.u.（图3-11（a），通过控制系统对SPWM的调制度M和相角的调整，使交流系统的单相接地故障基本没有对单个IGBT两端电压以及直流电压的幅值产生影响（图3-11（b）、（c）。当故障发生在逆变侧时，由于逆变侧为弱交流系统，系统的振荡更加剧烈，各节点的过电压幅值更高，非故障相最高达1.3p.u.，故障相在故障消失时产生很高的过电压，达到1.88p.u.（图3-12（a），同时单个IGBT两端电压与换流阀阀顶对地电压也达到1.45p.u.。3.6 换流变压器与换流阀连接母线单相接地故障换流变压器与换流阀连接母线发生单相接地故障（包括换流变压器阀侧绕组出线套管闪络、穿墙套管闪络等故障），故障发生在c相，如图3-13所示，故障产生时间为2.017ms，故障持续50ms。图3-13 换流变压器和换流阀连接母线单相接地故障3.6.1 整流侧换流变压器与换流阀连接母线单线接地故障整流站换流变压器与换流阀连接母线发生单相接地故障，系统中的各节点电压波形如图3-14所示。 （a）单个IGBT两端电压 （b）换流阀阀顶对地电压（c）逆变侧交流母线电压图3-14 整流站换流变压器与换流阀连接母线单相接地故障相关波形3.6.2 逆变侧换流变压器与换流阀连接母线单相接地故障逆变换流变压器与换流阀连接母线发生单相接地故障，系统中的各节点电压波形如图3-15所示。 （a）单个IGBT两端电压 （b）换流阀阀顶对地电压 （c）逆变侧交流母线电压图3-15逆变站换流变压器与换流阀连接母线单相接地故障相关波形3.6.3 过电压分析计算结果如图3-14，3-15所示。换流变压器与换流阀连接母线发生单相接地故障时，直流极线通过导通的IGBT与接地点直接相连，直流电压直接降落至零，故障清除后直流电压经过振荡回到正常水平，由于故障时直流电压降至零，逆变侧交流电压下降至约正常1/3，故障清除后逐渐恢复正常值。故障发生在整流侧时，单个IGBT两端电压与换流阀阀顶对地电压在故障消失后产生过电压，最高值达到1.5p.u.（图3-14（a），逆变侧交流母线最高达1.25p.u.（图3-14（c）。故障发生在逆变侧时，与故障发生在整流侧结果相似，单个IGBT两端电压与换流阀阀顶对地电压在故障消失后过电压最高达1.5p.u.。3.7换流阀阀顶接地故障换流阀阀顶发生接地故障，如图3-16所示，故障发生在2.0s，故障持续50ms。同时换流器直流极线出口接地故障可认为与换流阀阀顶接地故障为同一种故障类型。图3-16 换流阀阀顶接地故障3.7.1 整流侧换流阀阀顶接地故障整流侧换流阀阀顶发生接地故障，系统中各节点的电压波形如图3-17所示。 （a）负极直流极线电压 （b）单个IGBT两端电压（c）逆变侧交流母线电压图3-17整流站换流阀阀顶接地故障相关波形3.7.2 逆变侧换流阀阀顶接地故障逆变侧换流阀阀顶发生接地故障，系统各节点的电压波形如图3-18所示。 （a）负极直流极线电压 （b）单个IGBT两端电压（c）逆变侧交流母线电压图3-18 逆变站换流阀阀顶接地故障相关波形3.7.3 过电压分析计算结果如图3-17，3-18所示。当换流站换流阀阀顶接地时，由于定直流电压控制保持直流极线间直流电压不变，因此另一极直流极线对地电压（等于换流阀另一极阀顶对地电压）在经过振荡后稳定在原运行电压的两倍，故障发生在整流侧时，另一极直流极线对地电压最高达155kV（图3-17（a），而故障发生在逆变侧时，另一极直流极线对地电压最高为145kV（图3-18（a）。故障发生在逆变侧时对单个IGBT两端电压影响较大，最高值为1.5p.u.（图3-18（b）。而故障对逆变侧交流母线电压基本没有影响。由于故障发生时直流极线间的直流电压并未发生变化，在定直流电压控制的作用下，故障消失后两直流极线对地电压并未恢复故障前的状态。因此当接地故障为永久故障时，系统中各节点的电压波形与瞬时性故障一致。3.8 直流极线接地故障由于模型中直流电路为电缆，因此当发生接地故障时认为电缆的固体绝缘被击穿，因此故障为永久性故障。设定故障发生在正极线中点（图3-19），故障发生在2.0s，系统中的各节点电压和电流波形如图3-20所示。图3-19 直流极线中点接地故障 （a）负极极线对地电压 （b）单个IGBT两端电压图3-20 直流极线接地故障相关波形计算结果如图3-20所示。正极极线中点接地时，由于定直流电压控制维持直流极线间电压稳定，因此负极极线电压在振荡后稳定在正常工作电压的2倍，振荡过程过电压峰值达到160kV。但对于换流阀，单个IGBT在关断时承受直流极线间电压，因此在故障时，单个IGBT两端的过电压峰值为正常工作的1.5倍。故障时两端故障极直流电容器直接通过接地点放电，在故障极上产生很高的故障电流，但非故障极和换流阀并不受到影响。对于直接单极接地故障，在直流电容器和直流电缆绝缘设计合理的情况下，具备一定的带故障运行能力，而不会威胁换流阀的安全。3.9 本章小结本章计算了各种故障下柔性直流输电系统中各节点的预期过电压情况，从计算中得到当故障出现在逆变侧时，由于逆变侧交流电网较弱并且逆变侧为功率受端，因此系统中的振荡更加剧烈，一般过电压幅值也比整流侧故障时更高。而柔性直流系统中灵活的PWM控制方式在一定程度上起到了抑制系统中过电压的作用。本章的计算结果也为柔性直流输电系统的避雷器配置提供了参考。4. 柔性直流输电系统的绝缘配合电力系统的绝缘配合是指综合考虑电力设备在电力系统中可能承受的各种电压（工作电压及过电压）、保护装置的特性和设备绝缘对各种作用电压的耐受特性，合理地确定设备必要的绝缘水平，以达到经济上和安全运行上的总体效益最大化。而避雷器作为保护电力设备免受系统中过电压损害的主要设备，根据电力系统的过电压情况合理的配置避雷器、选择避雷器参数成为输电系统绝缘配合的核心内容之一。本章中将结合上文的柔性直流输电系统中操作过电压计算结果，讨论柔性直流输电系统中的避雷器配置方法。4.1 柔性直流输电系统的操作过电压统计根据第三章的计算结果，对各种故障下系统中重要节点的预期过电压幅值进行统计。考虑一般整流站与逆变站采用相同的避雷器配置方案，因此统计各种故障下整流侧与逆变侧相应节点的过电压的最大值，统计结果如表4-1所示。其中换流站交流母线以及换流变压器与换流阀连接母线的预期过电压结果主要为换流变压器的保护提供参考；而的单个IGBT两端电压以及换流阀直流极线出口的预期过电压结果主要为换流阀的保护提供参考。从表4-1可以看到，交流系统单相接地断路器自动重合闸时各个节点上都产生了较高幅值的过电压，因此这种故障工况成为配置避雷器时的重点考核依据。而换流阀阀顶接地故障和直流极线接地故障在换流变压器与换流阀连接母线以及换流阀直流极线出口处产生的幅值达160kV左右的过电压与本文模型中采用的定直流电压控制方式相关，因此是否作为配置避雷器的参考依据需根据系统的实际情况决定。表4-1 柔性直流输电系统操作过电压*换流站交流母线/96kV换流变压器与换流阀连接母线/60kV单个IGBT两端电压/120kV换流阀直流极线出口（换流阀阀顶对地）/60kV交流系统单相接地故障1.56p.u.1.1p.u.1.1p.u.1.1p.u.交流系统单相接地后断路器自动重合闸3.12p.u.2.0p.u.2.0p.u.2.0p.u.交流系统两相短路故障1.43p.u.1.46p.u.1.46p.u.1.46p.u.交流系统两相短路接地故障1.88p.u.1.45p.u.1.45p.u.1.45p.u.换流变压器与换流阀连接母线单相接地故障1.25p.u.1.5p.u.1.5p.u.1.5p.u.换流阀阀顶接地故障1.17p.u.155kV2.0p.u.155kV直流极线接地故障1.2p.u.160kV1.3p.u.160kV*以各节点正常运行电压作为基准值4.2 柔性直流输电系统的避雷器配置根据避雷器配置的总原则：交流侧产生的过电压应由交流避雷器限制；直流侧产生的直流过电压应由直流侧避雷器限制；重要设备应由与之并联的避雷器保护。根据表4-1的结果，围绕换流变压器和换流阀两大重要的电力设备，对于本文所采用的柔性直流输电系统，拟采用如下的避雷器配置方案，如图4-1所示：图4-1 柔性直流输电系统换流站避雷器配置图中，换流站交流母线避雷器A1用于限制交流母线过电压，保护交流设备；换流变压器与换流阀连接母线避雷器A2用于限制连接母线过电压，保护换流变压器阀侧绕组；IGBT并联避雷器V用于限制IGBT两端过电压，保护IGBT；直流极线避雷器DL用于限制直流线路传入换流站的过电压，保护换流站直流场设备。在初步选定避雷器的安装位置后，需要确定各个避雷器的保护水平，一般避雷器的动作电压需高于系统的工频过电压，因此主要考虑避雷器的操作冲击保护水平和雷电冲击保护水平；并进一步对其在各个工况下相应的配合电流与吸收能量进行校核。对于本文所提出的避雷器配置方案，下文将对其校核工况进行叙述。4.2.1 换流站交流母线避雷器A1一般在换流站交流侧发生不对称接地故障，在故障消失或断路器进行自动重合闸操作时，交流母线避雷器将承受最大操作过电压冲击。根据表4-1的计算结果，交流母线单相接地后断路器自动重合闸是校核交流母线避雷器A1的配合电流与吸收能量的最主要依据之一，而交流线路的不对称故障也可以作为校核的参考。文中模型的交流侧为110kV系统，对于110kV系统一般系统的雷电过电压会高于系统的操作过电压，在绝缘配合中起主导作用。因此，雷电沿交流线路入侵也是避雷器参数选择的最主要依据之一。综合考虑操作过电压与雷电过电压，典型的110kV交流母线避雷器参数例如：操作冲击500A残压226kV，雷电冲击10kA残压266kV。4.2.2 换流变压器与换流阀连接母线避雷器A2根据表4-1的计算结果，交流侧单相接地后断路器自动重合闸时连接母线避雷器将承受最大操作过电压冲击，该工况应为校核换流变压器与换流阀连接母线避雷器A2的配合电流