鄧 旭，王東舉，沈 揚，周 浩，陳錫磊，孫 可

（1.浙江大學(xué) 電氣工程學(xué)院，浙江 杭州 310027；2.浙江省電力設(shè)計院，浙江 杭州 310014；3.浙江省慈溪市供電局，浙江 慈溪 315300；4.浙江省電力公司，浙江 杭州 310027）

0 引言

特高壓直流輸電作為一種遠距離、大容量輸電技術(shù)，是實現(xiàn)我國能源資源優(yōu)化配置的有效途徑[1-7]。我國能源資源主要集中在西部地區(qū)，而負荷中心主要集中在中東部地區(qū)，例如作為未來能源開發(fā)重點的新疆煤電基地向能源匱乏的中東部地區(qū)進行遠距離、大容量輸電，輸電距離將在2500 km以上，遠超過±800 kV特高壓直流的經(jīng)濟輸電距離[8]。隨著我國±800 kV特高壓直流輸電工程的順利開展和實施，為了滿足未來更大容量、更遠距離的輸電需求，有必要進一步研究更高電壓等級的直流輸電技術(shù)[9-12]。目前世界上最高電壓等級的直流輸電工程是±800 kV直流輸電，±1100 kV直流是我國正在研究的一個全新輸電電壓等級，并計劃用于規(guī)劃建設(shè)中的準(zhǔn)東—四川特高壓直流輸電工程[13-17]。因此開展 ±1100 kV特高壓直流輸電的研究具有重大現(xiàn)實意義，同時對于提高我國直流輸電技術(shù)的自主創(chuàng)新能力也至關(guān)重要。

高壓直流輸電系統(tǒng)運行時因故障、操作等原因會在換流站設(shè)備上產(chǎn)生各種過電壓。直流系統(tǒng)的過電壓水平不僅影響到換流變壓器、換流閥、斷路器、輸電線路等電力設(shè)備絕緣強度的合理設(shè)計，而且還直接關(guān)系到系統(tǒng)能否安全可靠地運行。目前，國內(nèi)外學(xué)者圍繞直流換流站的過電壓進行了廣泛研究，文獻[18-20]對±500 kV天廣直流輸電工程換流站的換流閥過電壓和中性母線過電壓機理進行了分析，文獻[21-22]研究了靈寶背靠背換流站和寧東—山東±660 kV直流換流站的暫態(tài)過電壓，文獻[23-25]研究了±800 kV特高壓直流換流站的暫態(tài)過電壓。上述文獻均是對±800 kV及以下電壓等級直流換流站的過電壓機理分析和仿真計算，但±1100 kV特高壓直流輸電的電壓等級更高、輸送容量更大、送電距離更長，故障或操作在設(shè)備上產(chǎn)生的過電壓也將更大，這將嚴(yán)重威脅換流站設(shè)備的絕緣，而目前國內(nèi)外對±1100 kV特高壓直流換流站過電壓研究報道的相關(guān)文獻極少。因此有必要對±1100 kV特高壓直流換流站的過電壓進行深入細致的研究。

本文對±1100 kV特高壓直流換流站的直流操作過電壓進行了研究，在PSCAD/EMTDC仿真平臺上建立了準(zhǔn)東—四川±1100 kV特高壓直流輸電模型，并對準(zhǔn)東換流站典型故障工況下的過電壓進行了仿真計算，得到了故障下相應(yīng)避雷器承受的最大過電壓和能量。研究結(jié)果可為該工程后續(xù)換流站的絕緣配合研究提供重要參考。

1 交直流系統(tǒng)參數(shù)

準(zhǔn)東—四川±1100 kV特高壓直流輸電工程雙極額定輸送功率10 450 MW，送端位于新疆準(zhǔn)東煤電基地，受端位于四川成都。兩端換流站每極采用550 kV+550 kV 2個12脈動換流器串聯(lián)的接線方式，直流系統(tǒng)單極金屬回線運行時，成都換流站為接地站。工程的基本運行參數(shù)如表1所示。

表1 準(zhǔn)東—四川±1100 kV特高壓直流工程基本運行參數(shù)Tab.1 Operating parameters of Zhundong-Sichuan±1100 kV UHVDC project

換流站每極平波電抗器電感量按240 mH考慮，并采用分置于直流極母線與中性母線（簡稱平抗分置）的布置方式，各為120 mH（60 mH+60 mH）。

2 換流站避雷器布置及參數(shù)

換流站設(shè)備的主要過電壓保護裝置是氧化鋅避雷器。目前國內(nèi)外已投運的±800 kV特高壓直流輸電工程僅有2項，并且均建在我國，其換流站的避雷器布置主要有2種：云南—廣東±800 kV特高壓直流工程采用的SIEMENS推薦方案；向家壩—上海±800 kV特高壓直流工程采用的ABB推薦方案。這2種避雷器布置方案各有優(yōu)缺點[26-27]。2種方案的主要區(qū)別在于對高端換流變壓器閥側(cè)繞組的保護，向上工程采用MH與V避雷器串聯(lián)的保護方式，每站每極僅需安裝1臺MH避雷器，避雷器數(shù)量較少，避雷器布置相對簡單，缺點是換流變閥側(cè)繞組的絕緣水平較高；而云廣工程采用A2避雷器直接保護高端換流變壓器閥側(cè)繞組，可以降低該處設(shè)備的絕緣水平，缺點是每站每極需安裝3臺，會占用閥廳較大的空間。

在特高壓直流系統(tǒng)中，由于采用了雙12脈動換流器串聯(lián)的接線方式，最高端Y/Y換流變閥側(cè)電壓很高，對絕緣的要求也很高。而過高的絕緣會導(dǎo)致?lián)Q流變壓器的體積增大，給設(shè)備的制造運輸帶來較大困難。并且，在特高壓直流系統(tǒng)中，設(shè)備的成本與絕緣水平之間呈現(xiàn)強烈的非線性關(guān)系，絕緣水平的略微提高會導(dǎo)致設(shè)備絕緣尺寸的急劇增大，從而設(shè)備費用大幅度增加[28]。因此，在特高壓直流系統(tǒng)中，高壓端換流變壓器閥側(cè)套管的絕緣水平通常是換流變研制的最大瓶頸，降低高壓端換流變壓器閥側(cè)套管的絕緣水平對降低整個工程的絕緣費用非常重要。考慮到±1100 kV特高壓直流輸電工程的電壓等級比±800 kV更高，高端Y/Y換流變閥側(cè)繞組的絕緣水平將直接關(guān)系到換流變壓器的制造以及換流站設(shè)備的絕緣費用，因此降低該處設(shè)備的絕緣水平對于整個工程而言是至關(guān)重要的。而根據(jù)前文分析知，云廣工程采用的避雷器布置方案下?lián)Q流變閥側(cè)設(shè)備的絕緣水平更低。

因此，本文在準(zhǔn)東—四川±1100 kV特高壓直流工程換流站絕緣配合研究中考慮準(zhǔn)東換流站的避雷器按云廣工程布置，即如圖1所示的避雷器布置方案，圖中各避雷器的描述如表2所示。

準(zhǔn)東換流站避雷器的基本參數(shù)如表3所示。

3 換流站直流操作過電壓分析

特高壓換流站直流側(cè)設(shè)備包括閥廳內(nèi)設(shè)備和直流場設(shè)備，其中直流場設(shè)備又分為直流母線相關(guān)設(shè)備和中性母線相關(guān)設(shè)備，下面分別對各種設(shè)備上的典型操作過電壓進行分析。

圖1 準(zhǔn)東換流站避雷器布置方案Fig.1 Disposal scheme for arresters of Zhundong converter station

表2 換流站避雷器描述Tab.2 Arrester definitions of converter station

表3 準(zhǔn)東換流站避雷器參數(shù)Tab.3 Arrester parameters of Zhundong converter station

3.1 閥廳內(nèi)操作過電壓

換流站閥廳內(nèi)的晶閘管閥由并聯(lián)在其兩端的閥避雷器V直接進行保護，如圖1中所示的V1、V2和V3。當(dāng)發(fā)生高壓端Y/Y換流變與換流閥之間接地短路時，故障簡化示意如圖2所示，故障發(fā)生后換流變閥側(cè)繞組A相交流電壓立即降為0，直流極線由于存在較大的對地電容從而對地電壓不會突變，故加在閥VT1兩端的電壓為較大的反向電壓，從而導(dǎo)致?lián)Q流閥關(guān)斷。而直流線路和濾波器上儲存了較大的能量，在閥關(guān)斷后將通過閥避雷器釋放，可見該能量主要加到上12脈動換流單元最上層閥避雷器V1上，因此該故障下閥避雷器V1上承受的能量比V3大。另外，來自交流側(cè)的操作沖擊也會加到閥避雷器上，但其釋放的能量通常比高壓端Y/Y換流變與換流閥之間發(fā)生接地故障時低。故閥避雷器V1的決定性故障為高壓端Y/Y換流變與換流閥之間的接地短路；同理，閥避雷器V2的決定性故障為直流系統(tǒng)1/2雙極不平衡運行方式下（如極Ⅰ下12脈動換流器單獨運行，極Ⅱ雙12脈動換流器運行），極Ⅰ低壓端Y/Y換流變與換流閥之間發(fā)生接地短路。此外，換流站交流系統(tǒng)因操作或故障等原因在交流母線上產(chǎn)生的相間操作過電壓，也會通過換流變壓器繞組感應(yīng)到換流變閥側(cè)，在換流閥上產(chǎn)生較高的過電壓，閥避雷器V3的過電壓和能量則主要由該故障決定。

圖2 高壓端Y/Y換流變閥側(cè)繞組單相接地簡化示意Fig.2 Schematic diagram of single-phase grounding fault of HV Y/Y transformer winding at valve side

由圖1所示的換流站避雷器布置圖可知，高壓端Y/Y換流變閥側(cè)繞組由避雷器A2直接保護。當(dāng)準(zhǔn)東站作為逆變站，即功率反送運行時，由于交流開關(guān)控制保護故障或其他原因造成偷跳閘，會發(fā)生逆變側(cè)準(zhǔn)東換流站失去交流電源的事故，故障簡化示意如圖3所示?？梢?，故障后直流線路儲存的能量通過換流閥和換流變源源不斷地注入交流側(cè)，而交流側(cè)由于存在交流濾波器和電容器等儲能元件，與換流變壓器等值電抗共同作用，在交流側(cè)設(shè)備上產(chǎn)生電磁振蕩過程，從而在換流站交、直流側(cè)均會引起很高的過電壓，該故障工況主要決定了避雷器A2的過電壓和能量。

圖3 逆變側(cè)失交流電源故障簡化示意Fig.3 Schematic diagram of AC power loss at inverter side

根據(jù)換流站避雷器布置可知，換流器上12脈動換流單元由并聯(lián)在其兩端的避雷器C2直接進行保護，12脈動換流單元中間母線由避雷器C1直接保護，下12脈動換流器6脈動橋母線由避雷器M直接保護。當(dāng)發(fā)生全電壓起動故障時，會在避雷器C1、C2和M上產(chǎn)生較大過電壓，全電壓起動故障機理見3.2節(jié)。

3.2 直流場操作過電壓

換流站直流極線平波電抗器線路側(cè)的開關(guān)設(shè)備主要由直流極線避雷器DL和直流母線避雷器DB保護，兩者共同用于限制直流開關(guān)場的雷電和操作沖擊引起的過電壓。當(dāng)直流控制系統(tǒng)失靈或通信系統(tǒng)發(fā)生故障致使逆變站處于閉鎖狀態(tài)時，整流站以最小觸發(fā)角解鎖，這會在直流線路以及開關(guān)設(shè)備上產(chǎn)生全電壓起動過電壓，故障簡化示意如圖4所示。由于整流站以最小觸發(fā)角解鎖，因此直流線路的瞬間充電電壓較高，而閉鎖的逆變站相當(dāng)于線路末端開路，直流充電電壓傳到線路末端，在線路末端呈現(xiàn)反射，從而在直流線路和設(shè)備上會產(chǎn)生很高的過電壓。此外，當(dāng)發(fā)生逆變站閉鎖而旁通對未解鎖事故時，由于逆變站閉鎖，換流閥不能正常換相，原來導(dǎo)通的閥繼續(xù)保持導(dǎo)通，交流側(cè)電壓將直接通到直流側(cè)，從而在直流線路上振蕩產(chǎn)生較大的過電壓。

圖4 全電壓起動簡化示意Fig.4 Schematic diagram of full voltage starting

中性母線平波電抗器閥側(cè)的相關(guān)設(shè)備由避雷器E1H保護。其主要用于限制線路或閥廳內(nèi)接地故障引起的各種操作沖擊，需承受很大的能量，通常安裝在閥廳外。過電壓計算表明，在各種接地故障中，決定該避雷器最大過電壓和能量的故障工況為高壓端Y/Y換流變與換流閥之間發(fā)生接地短路，故障簡化如圖2所示，閥廳內(nèi)其他接地故障下該避雷器承受的能量較小。

平波電抗器線路側(cè)的各種開關(guān)設(shè)備主要由中性母線高能量避雷器E2H和中性母線避雷器E2共同保護，其中避雷器E2H為高能量避雷器，主要用于吸收系統(tǒng)各種運行方式下直流線路或閥廳內(nèi)接地故障引起的操作沖擊能量，而避雷器E2則主要用于限制竄入中性母線的雷電沖擊。決定避雷器E2H的最大過電壓和能量的故障工況為高壓端Y/Y換流變與換流閥之間發(fā)生接地短路。

綜上分析知，在換流站直流側(cè)設(shè)備上產(chǎn)生嚴(yán)重操作過電壓的典型故障工況有：高壓端Y/Y換流變閥側(cè)繞組單相接地、低壓端Y/Y換流變閥側(cè)繞組單相接地、交流側(cè)相間操作沖擊、逆變側(cè)失交流電源、全電壓起動和逆變站閉鎖而旁通對未解鎖事故。

4 直流操作過電壓仿真計算

在PSCAD/EMTDC仿真平臺上搭建準(zhǔn)東—四川±1100 kV特高壓直流輸電系統(tǒng)模型，分別對上述各種典型故障工況在準(zhǔn)東換流站設(shè)備上產(chǎn)生的過電壓進行仿真計算。

4.1 高壓端Y/Y換流變閥側(cè)繞組單相接地

根據(jù)前文過電壓分析可知，換流站高壓端Y/Y換流變閥側(cè)發(fā)生單相接地故障時，會在閥避雷器V1和中性母線避雷器E1H、E2H上產(chǎn)生較大過電壓。

直流系統(tǒng)以完整雙極平衡方式運行，功率正送時，高壓端換流變Y/Y閥側(cè)發(fā)生單相接地故障，在閥避雷器V1上產(chǎn)生的過電壓最大。故障發(fā)生后，直流差動保護動作，故障極緊急停運，立即移相、閉鎖，同時向逆變側(cè)發(fā)出閉鎖信號。在1個工頻周期內(nèi)找出避雷器承受最大能量的時刻，表4列出了該故障下的計算結(jié)果，換流閥兩端最大過電壓為539 kV，避雷器V1通過的最大能量達14.90 MJ。閥避雷器V1上的過電壓波形和能量積累如圖5所示。

表4 高壓端Y/Y換流變閥側(cè)繞組單相接地計算結(jié)果Tab.4 Calculated results for single-phase grounding fault of HV Y/Y transformer winding at valve side

圖5 高壓端Y/Y換流變閥側(cè)繞組單相接地時避雷器V1電壓和能量波形Fig.5 Waveforms of voltage and energy of arrester V1 during single-phase grounding fault of HV Y/Y transformer winding at valve side

直流系統(tǒng)單極金屬回線運行，功率正送時，高壓端換流變Y/Y閥側(cè)發(fā)生單相接地故障，在換流站中性母線上產(chǎn)生的過電壓最大。故障發(fā)生后，直流極線和金屬回線上儲存的能量主要通過中性母線高能量避雷器E1H和E2H釋放，在1個工頻周期內(nèi)分別找出避雷器承受最大能量的時刻，計算結(jié)果如表4所示，中性母線平波電抗器閥側(cè)最大過電壓為427 kV，避雷器E1H通過的最大能量為19.44 MJ；中性母線平波電抗器線路側(cè)的最大過電壓為381 kV，避雷器E2H通過的最大能量為26.96 MJ。其中，中性母線平抗閥側(cè)高能量避雷器E1H上的過電壓波形和能量積累如圖6所示。

圖6 高壓端Y/Y換流變閥側(cè)繞組單相接地時避雷器E1H電壓和能量波形Fig.6 Waveforms of voltage and energy of arrester E1H during single-phase grounding fault of HV Y/Y transformer winding at valve side

4.2 低壓端Y/Y換流變閥側(cè)繞組單相接地

閥避雷器V2的決定性故障為直流系統(tǒng)1/2雙極不平衡運行方式下（如極Ⅰ下12脈動換流器單獨運行，極Ⅱ雙12脈動換流器運行），極Ⅰ低壓端Y/Y換流變與換流閥之間發(fā)生接地短路。故障發(fā)生后，直流差動保護動作，故障極緊急停運，立即移相、閉鎖，同時向逆變側(cè)發(fā)出閉鎖信號。表5列出了該故障下的計算結(jié)果，換流閥兩端最大過電壓為541 kV，避雷器V2通過的最大能量達6.38 MJ。

表5 低壓端Y/Y換流變閥側(cè)繞組單相接地計算結(jié)果Tab.5 Calculated results for single-phase grounding fault of LV Y/Y transformer winding at valve side

4.3 交流側(cè)相間操作沖擊

避雷器V3的決定性故障為交流相間操作沖擊，而交流操作過電壓的幅值主要由換流變一次側(cè)交流母線避雷器A的保護水平?jīng)Q定。根據(jù)避雷器參數(shù)可知，該工程避雷器A的保護水平為1106 kV，從嚴(yán)考慮相間操作過電壓幅值可取為相對地過電壓的1.7倍[29]，即 1880 kV。 仿真計算結(jié)果如表 6所示，換流閥兩端最大過電壓為523 kV，避雷器V3通過的最大能量為0.145 MJ。閥避雷器V3的過電壓波形和能量積累如圖7所示。

表6 交流側(cè)相間操作沖擊計算結(jié)果Tab.6 Calculated results for phase-to-phase switching surge at AC side

圖7 交流側(cè)相間操作沖擊下避雷器V3電壓和能量波形Fig.7 Waveforms of voltage and energy of arrester V3 during phase-to-phase switching surge at AC side

4.4 逆變側(cè)失交流電源

當(dāng)準(zhǔn)東站作為逆變站運行，即功率反送，發(fā)生逆變站失交流電源故障時，直流側(cè)的能量通過換流閥和換流變注入交流側(cè)，會在高壓端Y/Y換流變閥側(cè)產(chǎn)生較大過電壓。仿真計算中，逆變側(cè)失交流電源故障發(fā)生40 ms后，逆變站控制保護系統(tǒng)起動緊急停運，立即投入旁通對閉鎖并向?qū)φ景l(fā)出閉鎖信號。計算結(jié)果如表7所示，可知該故障下在換流變閥側(cè)交流線路上產(chǎn)生較大過電壓。避雷器A2的過電壓和能量積累如圖8所示。

表7 逆變側(cè)失交流電源計算結(jié)果Tab.7 Calculated results for AC power loss at inverter side

圖8 逆變側(cè)失交流電源時避雷器A2電壓和能量波形Fig.8 Waveforms of voltage and energy of arrester A2 during AC power loss at inverter side

4.5 全電壓起動

由第3節(jié)分析知，當(dāng)發(fā)生全電壓起動故障時會在DB、DL、C1、C2和M等避雷器上產(chǎn)生較大過電壓。計算準(zhǔn)東換流站相關(guān)避雷器最大過電壓時，采取功率正送的方式，準(zhǔn)東站以最小觸發(fā)角解鎖，逆變站成都站開路，計算結(jié)果如表8所示。

表8 全電壓起動的計算結(jié)果Tab.8 Calculated results for full voltage starting

由表8計算結(jié)果可知，全電壓起動時在準(zhǔn)東換流站極線平波電抗器線路側(cè)產(chǎn)生的最大過電壓為1 822 kV，通過避雷器DB/DL的最大能量為14.96 MJ；加在上12脈動換流單元的最大過電壓為933 kV，通過避雷器C2的最大能量為0.71 MJ；12脈動換流單元中間直流母線上的最大過電壓為889 kV，通過C1的能量0.68 MJ；避雷器M幾乎不動作，通過的能量可忽略不計。

4.6 逆變側(cè)閉鎖而旁通對未解鎖

當(dāng)直流系統(tǒng)發(fā)生逆變側(cè)閉鎖而旁通對未解鎖故障時，會在直流線路上產(chǎn)生較大過電壓。表9列出了該故障下的計算結(jié)果，在直流極線上產(chǎn)生的最大過電壓為1852 kV，比全電壓起動故障產(chǎn)生的過電壓更大。

表9 逆變側(cè)閉鎖而旁通對未解鎖故障計算結(jié)果Tab.9 Calculated results for inverter blocking without by-pass de-blocking

5 結(jié)論

a.在PSCAD/EMTDC仿真平臺上搭建準(zhǔn)東—四川±1100 kV特高壓直流輸電系統(tǒng)模型，分別對各種典型故障在準(zhǔn)東換流站設(shè)備上產(chǎn)生的最大過電壓進行了仿真計算，得到了相應(yīng)避雷器承受的最大過電壓和能量。

b.在換流閥兩端產(chǎn)生的最大過電壓為541 kV，其中高壓端換流變Y/Y閥側(cè)發(fā)生單相接地故障，閥避雷器V1承受的最大過電壓和能量分別為539 kV和14.90 MJ；低壓端換流變Y/Y閥側(cè)發(fā)生單相接地故障時，閥避雷器V2承受的最大過電壓和能量分別為541 kV和6.38 MJ；來自交流側(cè)的相間操作沖擊，在換流閥兩端產(chǎn)生的最大過電壓為523 kV，避雷器V3通過的最大能量0.145 MJ。

c.中性母線平抗閥側(cè)和線路側(cè)的最大過電壓分別為427 kV和381 kV，決定性故障均為高壓端換流變Y/Y閥側(cè)發(fā)生單相接地故障，避雷器E1H和E2H通過的最大能量分別為19.44 MJ和26.96 MJ。

d.直流系統(tǒng)功率反送時，發(fā)生逆變站失交流電源故障，在準(zhǔn)東換流站高壓端Y/Y換流變閥側(cè)產(chǎn)生最大過電壓為1767 kV，通過避雷器A2的最大能量為2.23 MJ。

e.直流極線的最大過電壓為1852 kV，決定性故障為逆變側(cè)閉鎖而旁通對未解鎖故障；通過避雷器DB/DL的最大能量為14.96 MJ，決定性故障為全電壓起動。