2.8 混合三端直流主回路參數(shù)

2.8.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

1.系統(tǒng)接線

烏東德工程采用三端直流輸電方案。工程起點位于云南省昆明市祿勸彝族苗族自治縣茂山鎮(zhèn)的昆北換流站，受端3000MW直流落點為廣西壯族自治區(qū)柳州市鹿寨縣中渡鎮(zhèn)的柳北換流站，5000MW直流落點為廣東省惠州市龍門縣龍?zhí)舵?zhèn)的龍門換流站。昆北換流站至柳北換流站直流線路長度為932km，柳北換流站至龍門換流站直流線路長度為557km。

三個換流站都為雙極結(jié)構(gòu)，昆北換流站每極由兩個400kV的12脈動閥組串聯(lián)，柳北換流站和龍門換流站每極由兩個400kV柔性直流閥組構(gòu)成。不投后備冷卻時，系統(tǒng)能在最大環(huán)境溫度下保持額定功率連續(xù)運行。

2.運行接線方式

（1）三端運行接線方式

三端運行接線方式如圖2.58～圖2.64所示。

（2）云南—廣東兩端運行接線方式

云南—廣東兩端運行接線方式如圖2.65～圖2.71所示。

（3）云南—廣西兩端運行接線方式

該運行方式接線與云南—廣東兩端運行接線方式類似。

（4）廣西—廣東兩端運行接線方式

廣西—廣東兩端運行接線方式如圖2.72～圖2.78所示。

（5）STATCOM運行接線方式

STATCOM運行接線方式如圖2.79所示。

3.運行方式

烏東德工程直流系統(tǒng)具備以下幾種運行方式：

1）三端，全電壓運行，昆北換流站整流運行，柳北和龍門換流站逆變運行。

2）三端，降電壓運行（80%、70%），昆北換流站整流運行，柳北和龍門換流站逆變運行。

3）三端，半電壓運行（50%），昆北換流站整流運行，柳北和龍門換流站逆變運行。

4）兩端，全電壓運行，昆北換流站整流運行，柳北換流站逆變運行。

5）兩端，降電壓運行（80%、70%），昆北換流站整流運行，柳北換流站逆變運行。

6）兩端，半電壓運行（50%），昆北換流站整流運行，柳北換流站逆變運行。

7）兩端，全電壓運行，昆北換流站整流運行，柳北和龍門換流站逆變運行。

8）兩端，降電壓運行（80%、70%），昆北換流站整流運行，龍門換流站逆變運行。

9）兩端，半電壓運行（50%），昆北換流站整流運行，龍門換流站逆變運行。

10）兩端，全電壓運行，柳北換流站整流運行，龍門換流站逆變運行。

11）兩端，降電壓運行（80%、70%），柳北換流站整流運行，龍門換流站逆變運行。

12）兩端，半電壓運行（50%），柳北換流站整流運行，龍門換流站逆變運行。

4.交流系統(tǒng)特性

交流系統(tǒng)特性見表2.21～表2.23。

5.直流線路參數(shù)

直流線路參數(shù)見表2.24～表2.26。

2.8.2 昆北換流站主回路參數(shù)計算

1.計算輸入數(shù)據(jù)

送端換流站計算輸入數(shù)據(jù)見表2.27。

2.U_dio的計算

考慮各種測量誤差、設(shè)備制造公差以及觸發(fā)延遲角/熄弧角的調(diào)整范圍等因素組合形成的U_dio的偏差，根據(jù)烏東德工程情況，可計算出U_dio及有載調(diào)壓開關(guān)OLTC結(jié)果。

3.換流變閥側(cè)電壓、電流及容量計算

送端換流站換流變壓器閥側(cè)線電壓額定值為

送端換流站換流變壓器閥側(cè)電流額定值為

送端換流站每臺單相雙繞組換流變壓器容量為

4.換流變壓器短路阻抗及閥側(cè)最大短路電流的計算

在忽略觸發(fā)延遲角變化影響和換流變壓器相對阻性電壓降的前提下，直流最大短路電流值為

式中，I_d為額定直流電流，I_d=5.0kA；S_n為額定換流變視在功率（6脈動），S_n=405.8 ×3MV·A=1217.4MV·A；S_kmax系統(tǒng)最大短路功率，× 525 × 63MV·A=57287.6MV·A。

5.平波電抗器主要參數(shù)選擇

平波電抗器最主要的參數(shù)是電感量。從平波電抗器的作用來看，其電感量一般趨于選大些，但也不能太大。因為電感量太大，運行時容易產(chǎn)生過電壓，使直流輸電系統(tǒng)的自動調(diào)節(jié)特性的反應(yīng)速度下降，而且平波電抗器的投資也增加，所以平波電抗器的電感量在滿足主要性能要求的前提下應(yīng)盡量小些，其選擇應(yīng)考慮以下幾點：

1）限制故障電流的上升率，有

式中，f為交流系統(tǒng)額定頻率，f=50Hz；γ_min為不發(fā)生換相失敗的最小關(guān)斷角；ΔU_d為直流電壓下降量；ΔI_d為不發(fā)生換相失敗所容許的直流電流增量；Δt為換相持續(xù)時間；β為逆變器的額定超前觸發(fā)延遲角。

2）平抑直流電流的紋波，有

式中，U_d（n）為直流側(cè)最低次特征諧波電壓有效值；I_d為額定直流電流；I_d（n）/I_d為允許的直流側(cè)最低特征諧波電流的相對值；n為最低次特征諧波；ω為基頻角頻率。

3）防止直流低負(fù)荷時的電流斷續(xù)，有

式中，U_dio為換流器理想空載直流電壓；α為直流低負(fù)荷時換流器觸發(fā)延遲角；I_dp為允許的最小直流電流限值。

4）平波電抗器電感值應(yīng)與直流濾波器參數(shù)統(tǒng)籌考慮。

5）平波電抗器電感量的取值應(yīng)避免與直流回路在50 Hz、100 Hz發(fā)生低頻諧振。

2.8.3 柳北換流站和龍門換流站主回路參數(shù)計算

1.柔直換流器穩(wěn)態(tài)運行特性

換流器的穩(wěn)態(tài)運行特性是主回路參數(shù)設(shè)計的基本理論依據(jù)。以A相為例，換流器主電路的外部穩(wěn)態(tài)電壓、電流表達(dá)式為

換流器內(nèi)部穩(wěn)態(tài)電壓、電流表達(dá)式為

式中，。

功率模塊電流表達(dá)式為

功率模塊電容電壓表達(dá)式為

2.柔直變壓器與橋臂電抗器設(shè)計

（1）設(shè)計原則

柔直變壓器與橋臂電抗器是柔性直流換流站與交流系統(tǒng)之間傳輸功率的紐帶。柔直變壓器的電壓比選擇應(yīng)使得換流器出口電壓與閥側(cè)電壓匹配，而柔直變壓器的漏抗與橋臂電抗器的電感值往往需要綜合考慮。具體需要考慮以下因素：

1）換流器額定功率輸出范圍。在額定運行條件下，柔性直流換流器的功率輸出范圍滿足以下約束條件：

式中，X為變壓器漏抗與等效橋臂電抗值（橋臂電抗值的一半）之和；U_c為換流器在額定運行工況下輸出線電壓有效值；U_s為交流系統(tǒng)額定電壓折算到柔直變壓器二次側(cè)的有效值。

2）功率器件通流能力。在額定運行工況下，要求柔性直流換流閥流過的電流有效值不能超過其額定電流，并保留足夠的安全裕度。根據(jù)與換流閥廠家的技術(shù)調(diào)研，建議在額定工況下IGBT的電流使用率不超過65%。

3）橋臂環(huán)流抑制能力。橋臂二倍頻環(huán)流與工頻分量的比值可以表示如下：

式中，m為額定功率水平下的調(diào)制比；N為每橋臂功率模塊數(shù)量；C為功率模塊電容值（mF）；cosφ為額定功率因數(shù)；ω為工頻角頻率（rad/s）。

從上式可以看出，橋臂電抗的數(shù)值越大越有利于降低橋臂的二倍頻環(huán)流幅值。實際上，當(dāng)橋臂間環(huán)流不是很大時，對柔性直流換流器的運行影響較小，在設(shè)計橋臂電抗時一般不需特別考慮這方面因素。當(dāng)橋臂二倍頻環(huán)流的有效值為橋臂電流額定值的x倍時，橋臂電流總有效值的增加為，比如當(dāng)x為30%時，橋臂電流僅增加到約1.05倍，對整個換流器橋臂電流和發(fā)熱并沒有十分明顯的影響。因此，本章在設(shè)計橋臂電抗器的電感值時，重點考慮換流器額定功率輸出范圍和交流系統(tǒng)故障穿越能力兩個因素，僅對橋臂環(huán)流抑制能力進(jìn)行校核計算。如果校核結(jié)果不滿足橋臂二倍頻環(huán)流含量低于30%的要求，則適當(dāng)增加橋臂電抗器的電感值，同時調(diào)整變壓器的電壓比和漏抗值，直至滿足要求。

由于環(huán)流的大小主要是影響橋臂電流的畸變度和峰值，而且在實際工程運行中通常會由環(huán)流抑制控制器對環(huán)流進(jìn)行抑制，因此在最小電抗值的基礎(chǔ)上可以適當(dāng)減小。

（2）柔直變壓器容量

針對換流站的容量，考慮15%左右的裕度，烏東德工程的柔直變壓器視在容量見表2.28。

（3）柔直變壓器漏抗

針對換流站的容量，綜合變壓器制造、運輸?shù)确矫娴目紤]，烏東德工程的變壓器短路阻抗選擇見表2.29。

（4）柔直變壓器電壓比

經(jīng)過分析計算，烏東德工程柔直變壓器的額定電壓比見表2.30。

（5）橋臂電抗器

經(jīng)過分析計算，對于烏東德工程的橋臂電抗器值見表2.31。

（6）柔直變壓器分接頭

采用有載調(diào)壓柔直變壓器，可以擴大換流站的調(diào)節(jié)范圍，并優(yōu)化換流器運行的電壓和電流。考慮電壓波動范圍，并且滿足龍門換流站和柳北換流站輸出功率范圍的要求，可以計算出額定直流電壓運行時柔直變壓器分接頭級數(shù)需求，計算結(jié)果見表2.32。

換流變分接頭設(shè)計過程如下：

變壓器分接頭調(diào)節(jié)檔位方向約定為檔位數(shù)越高，變壓器二次側(cè)電壓越低；檔位數(shù)越低，變壓器二次側(cè)電壓越高。

變壓器最大分接頭級數(shù)計算公式如下：

變壓器最小分接頭級數(shù)計算公式如下：

式中，U_smax為系統(tǒng)最大電壓（kV）；U_smin為系統(tǒng)最小電壓（kV）；U_tr2N為柔直變壓器二次側(cè)額定電壓（kV）；U_tr2為不同運行方式下要求的柔直變壓器二次側(cè)額定電壓（kV）。

3.功率運行范圍

圖2.80和圖2.81所示分別為在有載調(diào)壓開關(guān)檔位正確調(diào)節(jié)，且系統(tǒng)在連續(xù)運行工作范圍內(nèi)情況下龍門換流站和柳北換流站單個閥組的PQ運行曲線圖。點畫線框為要求的運行范圍。

4.功率模塊數(shù)量

功率模塊的直流電壓等級需要與所選擇的IGBT電壓等級相配合，相應(yīng)地也決定了所需的功率模塊數(shù)目。單橋臂串聯(lián)功率模塊數(shù)的計算公式為

式中，ceil（x）是向上取整函數(shù)；U_dcn為空載運行最大直流電壓（kV）；U_dcm和U_m為不同運行工況下的直流電壓和柔性直流換流閥輸出的交流相電壓幅值（kV）。

IGBT器件的標(biāo)稱電壓通常是指其集電極和發(fā)射極之間所能承受的最大阻斷電壓，IGBT器件在運行時所承受的電壓（包括暫態(tài)過程的峰值電壓）均不應(yīng)超過此值。在烏東德工程中使用的高壓IGBT器件的標(biāo)稱電壓等級主要是4500 V。在實際設(shè)計時，考慮到開關(guān)器件開關(guān)動作時產(chǎn)生的尖峰電壓，以及直流電容電壓上存在的波動，在選擇功率模塊直流電壓等級時需要考慮留有2倍左右的裕量。

在計算功率模塊數(shù)量時，空載運行最大直流電壓取為±800kV。為了提高直流系統(tǒng)的運行可靠性，功率模塊冗余比例取為8%。

5.功率模塊直流電容

由于功率模塊直流電容承受交流電流，因此會產(chǎn)生電壓波動。為了抑制電壓波動，需要選擇合適的電容值，選取理論依據(jù)如下：

式中，m為額定功率水平下的調(diào)制比；N為每橋臂功率模塊數(shù)量；C為功率模塊電容值（mF）；S為換流器視在容量（MW）；cosφ為額定功率因數(shù)；ω為工頻角頻率（rad/s）；U_dc為換流器額定直流運行電壓（kV）；ε為電容電壓波動幅值設(shè)計值。

在實際設(shè)計時，還需要考慮環(huán)流分量和閥控均壓措施對功率模塊電壓波動幅度的影響，因此，功率模塊電容值還應(yīng)該在上述計算結(jié)果的基礎(chǔ)上取一定的裕度。

6.啟動電阻

啟動電阻的作用主要用于限制對電容器充電時啟動瞬間在橋臂電抗器上的過電壓及功率模塊二極管上的過電流。另外，充電速度不宜太快或太慢，以免電壓電流上升率過高，或在充電過程中發(fā)生電容電壓發(fā)散問題。參考已有工程經(jīng)驗，為控制啟動時的沖擊電流電壓，宜將換流閥沖擊電流峰值限制在100A以內(nèi)，同時啟動電阻設(shè)計時還應(yīng)考慮最小單次啟動能量要求。啟動電阻安裝的位置可以為變壓器網(wǎng)側(cè)，也可以為變壓器閥側(cè)。當(dāng)安裝在變壓器網(wǎng)側(cè)時，啟動電阻會恒定流過變壓器的勵磁電流，該電流在啟動電阻上產(chǎn)生較大的熱損耗，導(dǎo)致啟動電阻溫升較高。因此，若啟動電阻安裝在網(wǎng)側(cè)，需要盡快投入旁路開關(guān)將其退出，因此建議旁路開關(guān)選擇交流斷路器。當(dāng)安裝在變壓器閥側(cè)時，啟動電阻在穩(wěn)態(tài)階段流過的電流較小，熱累積主要集中在充電的初始階段，因此對旁路開關(guān)動作時機無嚴(yán)格要求，選取隔離開關(guān)即可。

啟動電阻安裝在網(wǎng)側(cè)或者閥側(cè)均是可行的。考慮換流站平面布置、閥廳占地面積等因素，建議啟動電阻安裝位置優(yōu)先考慮在網(wǎng)側(cè)，其次為閥側(cè)。參考現(xiàn)有工程啟動電阻應(yīng)用經(jīng)驗，烏東德工程啟動電阻初步推薦值為5kΩ，后續(xù)可進(jìn)一步優(yōu)化。

7.直流電抗器

直流側(cè)裝設(shè)直流電抗器主要有以下作用：

1）抑制直流開關(guān)場或直流線路所產(chǎn)生的陡波沖擊波進(jìn)入閥廳，使換流閥免于遭受過電壓而損害。

2）削減長距離輸電直流線路上的諧波電流，消除直流線路上的諧振。

3）防止直流低負(fù)荷時發(fā)生電流斷續(xù)現(xiàn)象。

4）抑制直流線路故障時換流閥的暫態(tài)電流上升率。

對于柔性直流輸電而言，由于采取模塊化多電平拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)，其交、直流側(cè)諧波含量非常低，直流電抗器設(shè)計不需要考慮諧波抑制問題。同時，柔性直流輸電直流側(cè)也不存在電流斷續(xù)現(xiàn)象。因此，柔性直流輸電的直流電抗器設(shè)計重點需要考慮換流閥暫態(tài)電流抑制要求和直流側(cè)陡波沖擊，同時需要避免直流線路上的諧振問題。

為將故障時換流閥暫態(tài)電流上升率限制在合理水平，留給控制保護(hù)充分時間判斷識別故障，保證換流閥IGBT在安全電流水平下可靠關(guān)斷，需要設(shè)計合理的直流電抗器值。此外，在設(shè)計時安全裕度一般按照10%考慮。

在直流最嚴(yán)重工況下，即直流故障位于換流閥800kV直流母線出口，如圖2.82所示。為了確保直流故障時，換流閥暫態(tài)電流峰值能控制在安全范圍內(nèi)，建議直流電抗器安裝在中性母線位置；為了防止直流線路的陡波沖擊，建議直流極線也安裝直流電抗器，其具體數(shù)值需要考慮過電壓和絕緣配合要求。

本節(jié)重點討論中性母線位置的直流電抗器的設(shè)計，即L_d1。為避免交流系統(tǒng)故障時，換流閥暫態(tài)電流上升引起IGBT暫時性閉鎖，要求暫態(tài)電流滿足以下約束條件：

I _max+Δi_act_ac+Δi_dct_dc＜I₀

式中，t_ac為控制保護(hù)裝置延時，取600μs；t_dc為換流閥快速過電流保護(hù)動作時間，取200μs；I_max為換流閥最大峰值電流（kA）；I₀為設(shè)置的器件最大關(guān)斷電流值（kA）。

換流閥800kV母線出口發(fā)生直流故障時，換流閥暫態(tài)電流上升率近似計算如下：

交流系統(tǒng)故障時，換流閥暫態(tài)電流上升率計算需要考慮最嚴(yán)苛工況，為此主要設(shè)定以下邊界條件：

1）柔性直流輸電換流站輸出額定有功功率和額定無功功率。

2）交流故障時刻，柔性直流換流閥輸出最大電壓（相電壓幅值為直流電壓一半）。

3）交流系統(tǒng)故障時，換流母線電壓瞬間跌落。因此，交流系統(tǒng)故障時，換流閥暫態(tài)電流上升率為

式中，L_t為交流側(cè)變壓器的短路阻抗值（mH）；L_s為換流閥橋臂電抗器的電感值（mH）；L_d為備選直流電抗器的電感值（mH）。

經(jīng)上述計算，中性母線直流電抗器取值建議見表2.33。

考慮到現(xiàn)有成型設(shè)備的情況，同時盡量保持柔性直流換流站直流側(cè)阻抗成對稱分布，建議龍門換流站和柳北換流站直流極線直流電抗器值也選擇為75mH。

2.8.4 各種主要運行方式下的主回路參數(shù)

1.主回路主要參數(shù)

昆北換流站主回路主要參數(shù)有直流電壓、直流電流、直流功率、無功功率、觸發(fā)延遲角、變壓器分接頭位置。

龍門換流站和柳北換流站主回路主要參數(shù)有直流電壓、直流電流、直流功率、無功功率、換流閥交流電流、換流閥橋臂電流、換流閥二倍頻換流、功率模塊電容電壓、功率模塊電容電流、A點電壓、B點電壓、C點電壓，如圖2.83所示。

限于篇幅，本書僅給出在正常交流電壓（昆北525kV、龍門525kV、柳北525kV）下三端雙極全電壓運行方式下和單端STATCOM方式下的主回路參數(shù)。

2.三端雙極全電壓運行

在交流電壓昆北525kV、柳北525kV、龍門525kV下，直流功率從0.1 p.u.至1.05 p.u.時的運行特性如下。

（1）昆北換流站

昆北換流站主回路數(shù)據(jù)見表2.34。

（2）柳北換流站

單400kV閥組數(shù)據(jù)，以0 Mvar無功功率情況為例，結(jié)果見表2.35。

（3）龍門換流站

單400kV閥組數(shù)據(jù)，以0 Mvar無功功率情況為例，結(jié)果見表2.36。

（4）廣東STATCOM運行

廣東STATCOM運行模式下的主回路參數(shù)見表2.37。

2.8.5 極限運行電壓計算

1.計算原則

在混合三端直流輸電系統(tǒng)不同功率水平條件下，柔性直流換流閥的輸出電壓是不同的，這影響到換流站B點（柔直變壓器閥側(cè)套管位置）和C點（橋臂電抗器靠近閥側(cè)）的運行電壓。B點和C點的極限運行電壓影響到柔直變壓器和換流閥的交直流電壓耐受要求，需要進(jìn)行掃描計算，以確定其運行邊界。

在計算確定B點和C點的運行邊界時，需要充分考慮變壓器分接開關(guān)位置、變壓器漏抗值、橋臂電抗器電感值的誤差，還應(yīng)該考慮系統(tǒng)的運行方式。根據(jù)分析，兩端運行方式下和STATCOM運行方式下，B點和C點的電壓相對更高。因此本章計算中，以云南—廣東、云南—廣西、廣西—廣東、STATCOM運行方式為主，相關(guān)設(shè)備參數(shù)誤差考慮如下：

Ⅰ.換流變壓器分接開關(guān)存在一個負(fù)檔位偏差，而此時連接變壓器電壓比仍為額定電壓比。

Ⅱ.換流變壓器分接開關(guān)存在一個正檔位偏差，而此時連接變壓器電壓比仍為額定電壓比。

Ⅲ.換流變壓器漏抗與橋臂電抗實際值處于最大正制造偏差，即漏抗（+5%），橋臂電抗（+3%）。

Ⅳ.換流變壓器漏抗與橋臂電抗實際值處于最大負(fù)制造偏差，即漏抗（-5%），橋臂電抗（-3%）。

B點和C點的對地電位是由直流分量和工頻分量疊加而成的，其大小與直流功率水平、換流器無功輸出大小有關(guān)。圖2.84所示為柳北換流站B點的對地電位隨著直流功率水平的變化曲線，計算條件：云南—廣西兩端運行方式、輸出額定無功功率、考慮Ⅰ+Ⅲ組合誤差。可以看出，B點實際最大對地電位約為790kV。

2.龍門換流站

圖2.85所示為龍門換流站C點的對地電位隨著直流功率水平的變化曲線，計算條件：云南—廣東兩端運行方式、輸出額定無功功率、考慮Ⅰ+Ⅲ組合誤差。可以看出，C點實際最大對地電位約為814kV。

2.8.6 過負(fù)荷能力

對特高壓混合多端直流技術(shù)方案的昆北換流站過負(fù)荷能力要求如下：在不額外增加換流站設(shè)備投資的前提下，云南送端2 h過負(fù)荷能力暫按額定輸送容量的1.05倍考慮，暫態(tài)（3s）過負(fù)荷暫按額定輸送容量的1.3倍考慮。直流系統(tǒng)運行時的過負(fù)荷能力與環(huán)境溫度、備用冷卻裝置是否投入有關(guān)。

對于柳北換流站和龍門換流站，主要考慮有二倍頻換流分量與無二倍頻換流分量時，換流閥橋臂電流的最大有效值；同時按照大容量功率器件的額定電流值，結(jié)合換流閥廠家提供的技術(shù)參數(shù)，確定水冷卻系統(tǒng)的設(shè)計可否將IGBT的結(jié)溫控制在100℃以下，即低于器件允許的最大運行結(jié)溫（一般為125℃），以確保系統(tǒng)運行安全。