±1100kV特高压换流站直流操作过电压研究

邓 旭，王东举，沈 扬，周 浩，陈锡磊，孙 可

（1.浙江大学 电气工程学院，浙江 杭州 310027；2.浙江省电力设计院，浙江 杭州 310014；3.浙江省慈溪市供电局，浙江 慈溪 315300；4.浙江省电力公司，浙江 杭州 310027）

0 引言

特高压直流输电作为一种远距离、大容量输电技术，是实现我国能源资源优化配置的有效途径[1-7]。我国能源资源主要集中在西部地区，而负荷中心主要集中在中东部地区，例如作为未来能源开发重点的新疆煤电基地向能源匮乏的中东部地区进行远距离、大容量输电，输电距离将在2500 km以上，远超过±800 kV特高压直流的经济输电距离[8]。随着我国±800 kV特高压直流输电工程的顺利开展和实施，为了满足未来更大容量、更远距离的输电需求，有必要进一步研究更高电压等级的直流输电技术[9-12]。目前世界上最高电压等级的直流输电工程是±800 kV直流输电，±1100 kV直流是我国正在研究的一个全新输电电压等级，并计划用于规划建设中的准东—四川特高压直流输电工程[13-17]。因此开展 ±1100 kV特高压直流输电的研究具有重大现实意义，同时对于提高我国直流输电技术的自主创新能力也至关重要。

高压直流输电系统运行时因故障、操作等原因会在换流站设备上产生各种过电压。直流系统的过电压水平不仅影响到换流变压器、换流阀、断路器、输电线路等电力设备绝缘强度的合理设计，而且还直接关系到系统能否安全可靠地运行。目前，国内外学者围绕直流换流站的过电压进行了广泛研究，文献[18-20]对±500 kV天广直流输电工程换流站的换流阀过电压和中性母线过电压机理进行了分析，文献[21-22]研究了灵宝背靠背换流站和宁东—山东±660 kV直流换流站的暂态过电压，文献[23-25]研究了±800 kV特高压直流换流站的暂态过电压。上述文献均是对±800 kV及以下电压等级直流换流站的过电压机理分析和仿真计算，但±1100 kV特高压直流输电的电压等级更高、输送容量更大、送电距离更长，故障或操作在设备上产生的过电压也将更大，这将严重威胁换流站设备的绝缘，而目前国内外对±1100 kV特高压直流换流站过电压研究报道的相关文献极少。因此有必要对±1100 kV特高压直流换流站的过电压进行深入细致的研究。

本文对±1100 kV特高压直流换流站的直流操作过电压进行了研究，在PSCAD/EMTDC仿真平台上建立了准东—四川±1100 kV特高压直流输电模型，并对准东换流站典型故障工况下的过电压进行了仿真计算，得到了故障下相应避雷器承受的最大过电压和能量。研究结果可为该工程后续换流站的绝缘配合研究提供重要参考。

1 交直流系统参数

准东—四川±1100 kV特高压直流输电工程双极额定输送功率10 450 MW，送端位于新疆准东煤电基地，受端位于四川成都。两端换流站每极采用550 kV+550 kV 2个12脉动换流器串联的接线方式，直流系统单极金属回线运行时，成都换流站为接地站。工程的基本运行参数如表1所示。

表1 准东—四川±1100 kV特高压直流工程基本运行参数Tab.1 Operating parameters of Zhundong-Sichuan±1100 kV UHVDC project

换流站每极平波电抗器电感量按240 mH考虑，并采用分置于直流极母线与中性母线（简称平抗分置）的布置方式，各为120 mH（60 mH+60 mH）。

2 换流站避雷器布置及参数

换流站设备的主要过电压保护装置是氧化锌避雷器。目前国内外已投运的±800 kV特高压直流输电工程仅有2项，并且均建在我国，其换流站的避雷器布置主要有2种：云南—广东±800 kV特高压直流工程采用的SIEMENS推荐方案；向家坝—上海±800 kV特高压直流工程采用的ABB推荐方案。这2种避雷器布置方案各有优缺点[26-27]。2种方案的主要区别在于对高端换流变压器阀侧绕组的保护，向上工程采用MH与V避雷器串联的保护方式，每站每极仅需安装1台MH避雷器，避雷器数量较少，避雷器布置相对简单，缺点是换流变阀侧绕组的绝缘水平较高；而云广工程采用A2避雷器直接保护高端换流变压器阀侧绕组，可以降低该处设备的绝缘水平，缺点是每站每极需安装3台，会占用阀厅较大的空间。

在特高压直流系统中，由于采用了双12脉动换流器串联的接线方式，最高端Y/Y换流变阀侧电压很高，对绝缘的要求也很高。而过高的绝缘会导致换流变压器的体积增大，给设备的制造运输带来较大困难。并且，在特高压直流系统中，设备的成本与绝缘水平之间呈现强烈的非线性关系，绝缘水平的略微提高会导致设备绝缘尺寸的急剧增大，从而设备费用大幅度增加[28]。因此，在特高压直流系统中，高压端换流变压器阀侧套管的绝缘水平通常是换流变研制的最大瓶颈，降低高压端换流变压器阀侧套管的绝缘水平对降低整个工程的绝缘费用非常重要。考虑到±1100 kV特高压直流输电工程的电压等级比±800 kV更高，高端Y/Y换流变阀侧绕组的绝缘水平将直接关系到换流变压器的制造以及换流站设备的绝缘费用，因此降低该处设备的绝缘水平对于整个工程而言是至关重要的。而根据前文分析知，云广工程采用的避雷器布置方案下换流变阀侧设备的绝缘水平更低。

因此，本文在准东—四川±1100 kV特高压直流工程换流站绝缘配合研究中考虑准东换流站的避雷器按云广工程布置，即如图1所示的避雷器布置方案，图中各避雷器的描述如表2所示。

准东换流站避雷器的基本参数如表3所示。

3 换流站直流操作过电压分析

特高压换流站直流侧设备包括阀厅内设备和直流场设备，其中直流场设备又分为直流母线相关设备和中性母线相关设备，下面分别对各种设备上的典型操作过电压进行分析。

图1 准东换流站避雷器布置方案Fig.1 Disposal scheme for arresters of Zhundong converter station

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

表3 准东换流站避雷器参数Tab.3 Arrester parameters of Zhundong converter station

3.1 阀厅内操作过电压

换流站阀厅内的晶闸管阀由并联在其两端的阀避雷器V直接进行保护，如图1中所示的V1、V2和V3。当发生高压端Y/Y换流变与换流阀之间接地短路时，故障简化示意如图2所示，故障发生后换流变阀侧绕组A相交流电压立即降为0，直流极线由于存在较大的对地电容从而对地电压不会突变，故加在阀VT1两端的电压为较大的反向电压，从而导致换流阀关断。而直流线路和滤波器上储存了较大的能量，在阀关断后将通过阀避雷器释放，可见该能量主要加到上12脉动换流单元最上层阀避雷器V1上，因此该故障下阀避雷器V1上承受的能量比V3大。另外，来自交流侧的操作冲击也会加到阀避雷器上，但其释放的能量通常比高压端Y/Y换流变与换流阀之间发生接地故障时低。故阀避雷器V1的决定性故障为高压端Y/Y换流变与换流阀之间的接地短路；同理，阀避雷器V2的决定性故障为直流系统1/2双极不平衡运行方式下（如极Ⅰ下12脉动换流器单独运行，极Ⅱ双12脉动换流器运行），极Ⅰ低压端Y/Y换流变与换流阀之间发生接地短路。此外，换流站交流系统因操作或故障等原因在交流母线上产生的相间操作过电压，也会通过换流变压器绕组感应到换流变阀侧，在换流阀上产生较高的过电压，阀避雷器V3的过电压和能量则主要由该故障决定。

图2 高压端Y/Y换流变阀侧绕组单相接地简化示意Fig.2 Schematic diagram of single-phase grounding fault of HV Y/Y transformer winding at valve side

由图1所示的换流站避雷器布置图可知，高压端Y/Y换流变阀侧绕组由避雷器A2直接保护。当准东站作为逆变站，即功率反送运行时，由于交流开关控制保护故障或其他原因造成偷跳闸，会发生逆变侧准东换流站失去交流电源的事故，故障简化示意如图3所示。可见，故障后直流线路储存的能量通过换流阀和换流变源源不断地注入交流侧，而交流侧由于存在交流滤波器和电容器等储能元件，与换流变压器等值电抗共同作用，在交流侧设备上产生电磁振荡过程，从而在换流站交、直流侧均会引起很高的过电压，该故障工况主要决定了避雷器A2的过电压和能量。

图3 逆变侧失交流电源故障简化示意Fig.3 Schematic diagram of AC power loss at inverter side

根据换流站避雷器布置可知，换流器上12脉动换流单元由并联在其两端的避雷器C2直接进行保护，12脉动换流单元中间母线由避雷器C1直接保护，下12脉动换流器6脉动桥母线由避雷器M直接保护。当发生全电压起动故障时，会在避雷器C1、C2和M上产生较大过电压，全电压起动故障机理见3.2节。

3.2 直流场操作过电压

换流站直流极线平波电抗器线路侧的开关设备主要由直流极线避雷器DL和直流母线避雷器DB保护，两者共同用于限制直流开关场的雷电和操作冲击引起的过电压。当直流控制系统失灵或通信系统发生故障致使逆变站处于闭锁状态时，整流站以最小触发角解锁，这会在直流线路以及开关设备上产生全电压起动过电压，故障简化示意如图4所示。由于整流站以最小触发角解锁，因此直流线路的瞬间充电电压较高，而闭锁的逆变站相当于线路末端开路，直流充电电压传到线路末端，在线路末端呈现反射，从而在直流线路和设备上会产生很高的过电压。此外，当发生逆变站闭锁而旁通对未解锁事故时，由于逆变站闭锁，换流阀不能正常换相，原来导通的阀继续保持导通，交流侧电压将直接通到直流侧，从而在直流线路上振荡产生较大的过电压。

图4 全电压起动简化示意Fig.4 Schematic diagram of full voltage starting

中性母线平波电抗器阀侧的相关设备由避雷器E1H保护。其主要用于限制线路或阀厅内接地故障引起的各种操作冲击，需承受很大的能量，通常安装在阀厅外。过电压计算表明，在各种接地故障中，决定该避雷器最大过电压和能量的故障工况为高压端Y/Y换流变与换流阀之间发生接地短路，故障简化如图2所示，阀厅内其他接地故障下该避雷器承受的能量较小。

平波电抗器线路侧的各种开关设备主要由中性母线高能量避雷器E2H和中性母线避雷器E2共同保护，其中避雷器E2H为高能量避雷器，主要用于吸收系统各种运行方式下直流线路或阀厅内接地故障引起的操作冲击能量，而避雷器E2则主要用于限制窜入中性母线的雷电冲击。决定避雷器E2H的最大过电压和能量的故障工况为高压端Y/Y换流变与换流阀之间发生接地短路。

综上分析知，在换流站直流侧设备上产生严重操作过电压的典型故障工况有：高压端Y/Y换流变阀侧绕组单相接地、低压端Y/Y换流变阀侧绕组单相接地、交流侧相间操作冲击、逆变侧失交流电源、全电压起动和逆变站闭锁而旁通对未解锁事故。

4 直流操作过电压仿真计算

在PSCAD/EMTDC仿真平台上搭建准东—四川±1100 kV特高压直流输电系统模型，分别对上述各种典型故障工况在准东换流站设备上产生的过电压进行仿真计算。

4.1 高压端Y/Y换流变阀侧绕组单相接地

根据前文过电压分析可知，换流站高压端Y/Y换流变阀侧发生单相接地故障时，会在阀避雷器V1和中性母线避雷器E1H、E2H上产生较大过电压。

直流系统以完整双极平衡方式运行，功率正送时，高压端换流变Y/Y阀侧发生单相接地故障，在阀避雷器V1上产生的过电压最大。故障发生后，直流差动保护动作，故障极紧急停运，立即移相、闭锁，同时向逆变侧发出闭锁信号。在1个工频周期内找出避雷器承受最大能量的时刻，表4列出了该故障下的计算结果，换流阀两端最大过电压为539 kV，避雷器V1通过的最大能量达14.90 MJ。阀避雷器V1上的过电压波形和能量积累如图5所示。

表4 高压端Y/Y换流变阀侧绕组单相接地计算结果Tab.4 Calculated results for single-phase grounding fault of HV Y/Y transformer winding at valve side

图5 高压端Y/Y换流变阀侧绕组单相接地时避雷器V1电压和能量波形Fig.5 Waveforms of voltage and energy of arrester V1 during single-phase grounding fault of HV Y/Y transformer winding at valve side

直流系统单极金属回线运行，功率正送时，高压端换流变Y/Y阀侧发生单相接地故障，在换流站中性母线上产生的过电压最大。故障发生后，直流极线和金属回线上储存的能量主要通过中性母线高能量避雷器E1H和E2H释放，在1个工频周期内分别找出避雷器承受最大能量的时刻，计算结果如表4所示，中性母线平波电抗器阀侧最大过电压为427 kV，避雷器E1H通过的最大能量为19.44 MJ；中性母线平波电抗器线路侧的最大过电压为381 kV，避雷器E2H通过的最大能量为26.96 MJ。其中，中性母线平抗阀侧高能量避雷器E1H上的过电压波形和能量积累如图6所示。

图6 高压端Y/Y换流变阀侧绕组单相接地时避雷器E1H电压和能量波形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 低压端Y/Y换流变阀侧绕组单相接地

阀避雷器V2的决定性故障为直流系统1/2双极不平衡运行方式下（如极Ⅰ下12脉动换流器单独运行，极Ⅱ双12脉动换流器运行），极Ⅰ低压端Y/Y换流变与换流阀之间发生接地短路。故障发生后，直流差动保护动作，故障极紧急停运，立即移相、闭锁，同时向逆变侧发出闭锁信号。表5列出了该故障下的计算结果，换流阀两端最大过电压为541 kV，避雷器V2通过的最大能量达6.38 MJ。

表5 低压端Y/Y换流变阀侧绕组单相接地计算结果Tab.5 Calculated results for single-phase grounding fault of LV Y/Y transformer winding at valve side

4.3 交流侧相间操作冲击

避雷器V3的决定性故障为交流相间操作冲击，而交流操作过电压的幅值主要由换流变一次侧交流母线避雷器A的保护水平决定。根据避雷器参数可知，该工程避雷器A的保护水平为1106 kV，从严考虑相间操作过电压幅值可取为相对地过电压的1.7倍[29]，即 1880 kV。 仿真计算结果如表 6所示，换流阀两端最大过电压为523 kV，避雷器V3通过的最大能量为0.145 MJ。阀避雷器V3的过电压波形和能量积累如图7所示。

表6 交流侧相间操作冲击计算结果Tab.6 Calculated results for phase-to-phase switching surge at AC side

图7 交流侧相间操作冲击下避雷器V3电压和能量波形Fig.7 Waveforms of voltage and energy of arrester V3 during phase-to-phase switching surge at AC side

4.4 逆变侧失交流电源

当准东站作为逆变站运行，即功率反送，发生逆变站失交流电源故障时，直流侧的能量通过换流阀和换流变注入交流侧，会在高压端Y/Y换流变阀侧产生较大过电压。仿真计算中，逆变侧失交流电源故障发生40 ms后，逆变站控制保护系统起动紧急停运，立即投入旁通对闭锁并向对站发出闭锁信号。计算结果如表7所示，可知该故障下在换流变阀侧交流线路上产生较大过电压。避雷器A2的过电压和能量积累如图8所示。

表7 逆变侧失交流电源计算结果Tab.7 Calculated results for AC power loss at inverter side

图8 逆变侧失交流电源时避雷器A2电压和能量波形Fig.8 Waveforms of voltage and energy of arrester A2 during AC power loss at inverter side

4.5 全电压起动

由第3节分析知，当发生全电压起动故障时会在DB、DL、C1、C2和M等避雷器上产生较大过电压。计算准东换流站相关避雷器最大过电压时，采取功率正送的方式，准东站以最小触发角解锁，逆变站成都站开路，计算结果如表8所示。

表8 全电压起动的计算结果Tab.8 Calculated results for full voltage starting

由表8计算结果可知，全电压起动时在准东换流站极线平波电抗器线路侧产生的最大过电压为1 822 kV，通过避雷器DB/DL的最大能量为14.96 MJ；加在上12脉动换流单元的最大过电压为933 kV，通过避雷器C2的最大能量为0.71 MJ；12脉动换流单元中间直流母线上的最大过电压为889 kV，通过C1的能量0.68 MJ；避雷器M几乎不动作，通过的能量可忽略不计。

4.6 逆变侧闭锁而旁通对未解锁

当直流系统发生逆变侧闭锁而旁通对未解锁故障时，会在直流线路上产生较大过电压。表9列出了该故障下的计算结果，在直流极线上产生的最大过电压为1852 kV，比全电压起动故障产生的过电压更大。

表9 逆变侧闭锁而旁通对未解锁故障计算结果Tab.9 Calculated results for inverter blocking without by-pass de-blocking

5 结论

a.在PSCAD/EMTDC仿真平台上搭建准东—四川±1100 kV特高压直流输电系统模型，分别对各种典型故障在准东换流站设备上产生的最大过电压进行了仿真计算，得到了相应避雷器承受的最大过电压和能量。

b.在换流阀两端产生的最大过电压为541 kV，其中高压端换流变Y/Y阀侧发生单相接地故障，阀避雷器V1承受的最大过电压和能量分别为539 kV和14.90 MJ；低压端换流变Y/Y阀侧发生单相接地故障时，阀避雷器V2承受的最大过电压和能量分别为541 kV和6.38 MJ；来自交流侧的相间操作冲击，在换流阀两端产生的最大过电压为523 kV，避雷器V3通过的最大能量0.145 MJ。

c.中性母线平抗阀侧和线路侧的最大过电压分别为427 kV和381 kV，决定性故障均为高压端换流变Y/Y阀侧发生单相接地故障，避雷器E1H和E2H通过的最大能量分别为19.44 MJ和26.96 MJ。

d.直流系统功率反送时，发生逆变站失交流电源故障，在准东换流站高压端Y/Y换流变阀侧产生最大过电压为1767 kV，通过避雷器A2的最大能量为2.23 MJ。

e.直流极线的最大过电压为1852 kV，决定性故障为逆变侧闭锁而旁通对未解锁故障；通过避雷器DB/DL的最大能量为14.96 MJ，决定性故障为全电压起动。