特高壓直流換流閥低壓加壓試驗的研究

潘俊銳

（安徽送變電工程公司，合肥 230601）

特高壓直流輸電（UHVDC）是指±800kV 及以上電壓等級的直流輸電及相關技術。特高壓直流輸電一般采用高可靠性的雙極兩端中性點接線方式，其主要技術特點如下。

1）UHVDC 系統中間不落點，可點對點、大功率、遠距離直接將電力輸送至負荷中心。

2）UHVDC 控制方式靈活、快速，可以減少或避免大量過網潮流，按照送、受兩端運行方式變化而改變潮流。

3）UHVDC 的電壓高、輸送容量大、線路走廊窄，適合大功率、遠距離輸電。

4）在交直流混合輸電的情況下，利用直流有功功率調制可以有效抑制與其并列的交流線路的功率振蕩，包括區域性低頻振蕩，提高交流系統的動態穩定性。

浙江金華換流站是溪洛渡左岸-浙西±800kV特高壓直流輸電工程的受端換流站，按照±800kV直流輸電工程換流站電氣二次設備交接驗收試驗規程（QGDW_264—2009）要求，換流站投運前需做換流變壓器帶換流閥組的低壓加壓試驗。換流器低壓加壓試驗是在完成換流變本體試驗、換流閥本體及閥控系統聯調試驗、換流站控制保護裝置試驗及極控與閥控聯調試驗后進行。該試驗的目的是檢查換流變一次接線的正確性，檢查換流閥觸發同步電壓與觸發控制電壓的正確性，檢查一次電壓的相序正確性及閥組觸發順序關系的正確性[1]。該試驗對保證直流工程系統調試的順利進行有著重要意義。

本工程額定直流輸送功率為8000MW，換流回路采用了雙極四閥組，單個閥組采用的基本換流單元為12 脈動換流單元，均為電觸發控制。該單元由兩個交流側電壓相位相差30°的6 脈動換流單元在直流側串聯而在交流側并聯所組成[2]。現場采用6臺單相雙繞組變壓器，其中3 臺閥側繞組為星形接線，另3 臺閥側繞組為三角形接線。極1 高、低端閥組采用西門子技術，由6 個雙重閥組成，每個雙重閥由兩個單閥構成，每個單閥由60 個晶閘管級構成。極2 高、低端閥組采用ABB 技術，由6 個雙重閥組成，每個雙重閥由兩個單閥構成，每個單閥由59 個晶閘管級構成。控制保護系統采用許繼公司的HCM3000 高壓直流控制保護系統，為確保設備可靠性，系統設有一主一備兩套控制裝置。

1 試驗原理及試驗前條件

本次試驗原理是在換流變網側加交流試驗電壓，通過系統軟件的相關控制，經換流閥整流成直流電壓，并對儀器錄取的各種電壓波形進行分析，這些電壓包括試驗晶閘管級兩端電壓、換流閥直流側電壓、換流變交流側同步電壓[3]。

換流閥低壓加壓試驗前，換流變壓器安裝及試驗應完成，換流閥安裝及接線工作完成，換流閥所有晶閘管的檢查測試應完成，控制保護系統安裝及分系統調試應完畢，控制保護廠家完成試驗程序和保護出口的臨時設置，斷開換流變網側母線與交流系統的連接（即將網側母線至交流GIS 的一次短引線臨時拆除），斷開換流閥廳與直流系統的連接（即將閥廳直流套管至直流場的一次短引線臨時拆除）。如圖1所示，斷開Q11、Q13 刀閘，斷開Q21、Q22、Q23、Q24 接地刀閘，斷開Q1 斷路器。

圖1 換流器刀閘開關示意圖

2 試驗參數計算

現場每組換流閥對應六臺換流變，每臺換流變額定容量382MVA，其中三臺接線組別為Y/Y12，額定電壓變比為另三臺接線組別為Y/d11，額定電壓變比為510/3（+23，-5）×1.25%/161.8/kV。

試驗時在換流變網側加試驗電壓，調整換流變壓器的有載調壓開關至29 檔。試驗時，極1 單閥兩側的電壓選為2000V，極2 單閥兩側的電壓選為500V。

設：Ud：換流器直流側電壓（V）

Id：直流側試驗電流（A）（試驗中取3A）

Rd：直流側試驗用電阻（Ω）

Pd：試驗電阻的功率（W）

U1：換流變網側線電壓（V）

U2：換流變閥側線電壓（V）

N1：YY 換流變變壓比

N2：YD 換流變變壓比

P1：極1 試驗電源容量

P1：極2 試驗電源容量

選用電阻性負載時計算式如下：

2.1 極1 參數計算

極1 換流變網側電壓應為

YY 分支：

YD 分支：

即500kV 換流變網側試驗電壓為10236V。

直流側輸出電壓（最大值）：

電阻熱容量：

電源容量：

考慮換流變損耗取35kVA。

2.2 極2 參數計算

極2 換流變網側電壓應為

YY 分支：

YD 分支：

即500kV 換流變網側試驗電壓為2559V。

直流側輸出電壓（最大值）：

電阻熱容量：

電源容量：

考慮換流變損耗取10kVA。

2.3 試驗儀器

現場使用儀器見表1。

表1 試驗設備儀器表

3 試驗接線及步驟

3.1 試驗接線

本次試驗接線原理圖如圖2所示。在極1 換流閥每個單閥中任意選取5 片晶閘管級（極2 任選1片晶閘管級），用臨時短接線將其它晶閘管級短路，臨時組成12 脈動整流接線方式，將直流側正負極電壓引出。根據計算，在直流側接入相應的直流負載電阻。

圖2 晶閘管臨時短接示意圖

本次試驗現場接線圖如圖3、圖4所示。將自耦變壓器的輸出端接至許繼閥測量接口屏的網側二次電壓輸入端，即閥的觸發控制單元，保證輸入同步電壓的相序要正確。將試驗變壓器的高壓側接入換流變網側，注意試驗電源與換流變壓器的原邊相序要一致，調整換流變壓器的有載調壓器在最低檔位，將換流閥的末端接地。試驗選取自耦變壓器輸出的三相同步電壓、直流電壓及D1（極2 D4）單閥電壓接入示波器。

圖3 極1 試驗接線圖（單閥取D1）

圖4 極2 試驗接線圖（單閥取D4）

3.2 試驗步驟

本次試驗步驟如下：

1）檢查試驗接線是否正確。

2）將控制保護系統設置為整流模式，退出換流變保護、直流低電壓保護、脈沖丟失保護、直流電壓異常保護，直流線路保護和角度過延時保護，檢查確認換流閥基電子設備裝置及換流閥無異常，進行必要的臨時試驗設置。

3）打開閥廳的接地刀閘，投入試驗電源，調整自耦變壓器，使得副邊線電壓為100V。

4）檢查試驗電源相序與許繼閥組觸發控制單元同步電壓信號相序要求是否一致。

5）檢查并確認同步信號正常后，調整感應調壓器輸出電壓，對換流變壓器加電，將試驗電壓加至預期值。

6）若無異常，將直流運行控制系統單側獨立解鎖（120°）。正常后，閉鎖換流閥，重新在90°解鎖。控制觸發角從90°開始并逐步降低到75°、60°、45°、30°、15°，用示波器檢查記錄每個角度的閥側電壓及波形[4]。

7）觀察記錄儀直流波形的波頭是否完整，分析同步回路、觸發控制回路的控制接線是否完好。

8）測試結束后，斷開試驗電源，合上接地刀閘；移除所有臨時電纜接線，重新裝載計算機軟件。

4 試驗結果分析

4.1 觸發角在60°和90°時極1 西門子閥的試驗波形

觸發角在60°和90°時極1 西門子閥的試驗波形如圖5、圖6所示。圖中，U1顯示的是試驗交流電壓整流后的直流電壓（正值），波形顯示波頭均勻、完整，一個工頻周期內有12 個脈動數。Ua與Uc交叉且Ua大于Uc處為換相點a。U2顯示的是D1 單閥電壓波形，其豎直變水平點為該閥導通處b。因D1閥的實際導通電壓Uac（YD 換流變）滯后同步電壓Uac（YY 換流變）30°，故圖中b 點滯后a 點的角度值加上30°就是試驗時的觸發角。在圖5中，觸發角為60°，b 點滯后a 點30°，在圖6中，觸發角為90°，b 點滯后a 點60°。

圖5 觸發角為60°時試驗波形

圖6 觸發角為90°時試驗波形

4.2 觸發角在30°和60°時極2 ABB 閥的試驗波形

觸發角在30°和60°時極2 ABB 閥的試驗波形如圖7、圖8所示。圖中，U1顯示的是試驗交流電壓整流后的直流電壓（負值），波形顯示波頭均勻、完整，一個工頻周期內有12 個脈動數。Ua與Uc交叉且Uc大于Ua處為換相點a，U2顯示的是D4 單閥電壓波形，其豎直變水平點為該閥導通處b。因D4閥的實際導通電壓Uac（YD 換流變）滯后同步電壓Uac（YY 換流變）30°，故圖中b 點滯后a 點的角度值加上30°就是試驗時的觸發角。圖7中，觸發角為30°，a 點與b 點重合；圖8中，觸發角為60°，b 點滯后a 點30°。

圖7 觸發角為30°時試驗波形

圖8 觸發角為60°時試驗波形

5 結論

現場試驗前，必須根據系統結構和設備參數進行計算，選擇合理的試驗方案和設備[5]。為確保安全，在滿足晶閘管觸發的前提下，試驗電壓、試驗電流應盡可能的小，直流負載電阻應有一定的裕度，有時為避免旁通斷路器的斷口均勻電容對試驗角度的影響，還需斷開換流閥與閥廳穿墻套管的一次引線。

傳統試驗時，現場往往通過直流電壓的大小及變化來判斷觸發角的正確性，受試驗回路負載、儀器及試驗環境等的影響，試驗時直流電壓實測值均小于理論計算值，使得觸發角的判斷存在不確定性。本工程試驗時采用取單閥電壓與同步電壓的相位比較法，可以準確判斷觸發角的大小。若直流脈動波形有任一單閥因某種原因沒有導通時，利用所測單閥導通時對應的直流電壓波形，通過正常的觸發順序，可大致判斷出具體哪個閥有問題，該方法簡單有效，有很好的實際應用意義。

[1] Q/GDW_264—2009《±800kV 直流輸電工程換流站電氣二次設備交接驗收試驗規程》常浩,康健,陶瑜等.國家電網公司.

[2] 趙畹君.高壓直流輸電工程技術[M].2 版.北京: 中國電力出版社,2010.

[3] 郭磊,寇曉適,王君亮,等.高壓直流換流閥低壓加壓試驗的實際應用[J].河南電力,2010(3): 25-27.

[4] 丁一工,康健,金濤.高壓直流換流閥的低壓加壓試驗研究[J].湖北電力,2003,27(12).

[5] 朱奕帆,鮑偉,高繼鳴.±800kV 特高壓直流輸電換流閥組低壓加壓試驗方法探討和應用[J].華東電力,2010,38(11): 1717-1720.