向家坝—上海800kV特高压直流工程中的关键技术方案

向家坝—上海800kV特高压直流工程中的关键技术方案马为民，聂定珍，曹燕明（国网直流工程建设有限公司，北京市东城区100005）摘要：通过总结向家坝－上海±800kV特高压直流工程的咨询研究工作，阐述了该工程的技术方案，包括设计条件(特高压直流工程接入交流系统的条件、污秽条件和大件运输条件)、直流系统设计(电气主接线、额定值、动态响应、无功配置及可靠性可用率)、绝缘配合及外绝缘、换流站设计及主设备要求等关键技术问题的主要结论，为高压直流输电技术的发展和设备的研发及特高压直流工程的建设提供借鉴意见。关键词：换流站；±800kV特高压直流；换流阀；绝缘配合；直流控制系统0引言向家坝—上海±800kV特高压直流工程目前已获国家发展和改革委员会核准，特高压直流输电是一项崭新的技术，在建设过程中必然遇到新的技术问题。受国家电网公司的委托，国网直流工程建设有限公司于2005年1月开始向家坝—上海±800kV特高压直流工程咨询研究。本次咨询工作承担了国家电网公司科技部下达的8项直流特高压科研课题，并根据设备研发和工程建设的需要，开展了25项咨询专题研究。其间系统组织召开了国际特高压工作组会议，成员包括ABB公司、SIEMENS公司及西安高压研究所，充分吸收采纳国内外先进技术及理念；与运行等单位联合召开技术研讨会，广泛征求运行人员的意见，总结运行经验；与设备制造厂进行技术研讨，优化技术参数，在此基础上提出了特高压直流系统的初步技术规范。为验证上述技术规范的合理性，还开展了特高压直流系统的概念设计，最终确定了本工程的各项技术方案。本文将对特高压直流工程的设计条件、直流系统设计、换流站设计以及主设备要求等关键技术方案进行深入探讨。1设计条件1.1交流系统条件送端向家坝换流站通过3回4×400mm2的500kV线路接入系统。受端上海换流站接入系统方案为：换流站本期通过3回4km500kV线路接入邻近的南汇变，其中2回出线导线截面为4×720mm2，1回导线截面为6×630mm2，另外预留1回备用。并保留南汇换流站远景2点接入三林变和南汇变的可能性。根据系统研究的成果和相关工程的经验，向家坝换流站交流系统正常电压变化范围为500~550kV，极端电压变化范围为475~550kV；南汇换流站交流系统正常电压变化范围为490~525kV，极端电压变化范围为475~525kV。向家坝换流站母线频率的正常波动范围为(500.2)Hz，事故后频率为49.5~51.0Hz，故障清除后为(500.5)Hz；南汇换流站母线频率的正常波动范围为(500.1)Hz，事故后频率为49.0~50.5Hz，故障清除后为49.5~50.4Hz。向家坝的交流系统容性无功提供能力按1000Mvar考虑，而受端交流系统不具备容性无功提供能力。送、受端交流系统的感性无功提供能力分别为0Mvar和300Mvar。两端换流站的最大三相及单相短路电流均取63kA，相应短路容量为57288MVA。送端直流满功率时最小三相短路电流为18.1kA，半功率时最小三相短路电流为11.7kA；受端最小三相短路电流为26kA。直流系统按交流系统正常运行方式设计，孤岛运行方式不作为考核直流设备的方式。对于孤岛方式下直流系统的运行能力今后将做进一步的研究，以指导运行。1.2站地污秽条件目前，送端向家坝站址内交流场标准盘形绝缘子的等值盐密年均值为0.067mg/cm2；未来电厂脱硫及新电厂投运后，计算的平均盐密值将为0.03mg/cm2。预测使用的交直流积污比取为2.4，预测直流场支柱绝缘子年度等值盐密约为0.036mg/cm2。受端南汇站址区域内交流盘形绝缘子表面等值盐密预测值为0.04mg/cm2；计及未来交通与新兴工业的污染及海洋可能的影响，交流盘形绝缘子表面等值盐密预测值可达到0.06mg/cm2，交流场支柱绝缘子表面等值盐密预测值可达到0.03mg/cm2，直流场支柱绝缘子表面等值盐密预测值可达到0.064mg/cm2。1.3大件运输限制条件根据实地调研及参考各种相关资料，向家坝－上海800kV直流输电工程最大单件的运输限制条件为：长13m，宽4.5m，高5m；运输重量400t，运输方式采用水路+公路。2直流系统技术方案2.1电气主接线及系统运行方式两端换流站的交流场电气主接线均采用常规500kV3/2断路器接线，交流滤波器分大组，大组作为一个元件接入3/2断路器配电串中。800kV特高压直流场电气主接线采用一个双极，每极2个12脉动换流阀组串联并设置旁路开关，电压按400kV+400kV考虑。换流变压器采用单相双绕组型式。送端3个直流换流站将采用共用接地极接线设计方案。2.2直流系统额定值特高压直流系统额定电压800kV，考虑各种设备公差和控制误差后，直流电压最高不超过816kV，最低不低于784kV。特高压直流系统额定功率为6400MW，并至少应具有如下的过负荷能力：连续过负荷能力为额定功率的1.05倍(投入备用冷却)；2h过负荷能力为额定功率的1.1倍(不投入备用冷却)；3s过负荷能力为额定功率的1.4倍(不投入备用冷却)，对5s和10s的暂时过负荷能力目前暂不作明确规定。整个直流系统应能在70%~100%的直流电压下连续运行，但单极金属回路的接线方式下，允许完整单极降压运行的最低电压为70%~75%额定直流电压。2.3直流系统响应要求直流系统响应时间按以下标准执行：（1）电流阶跃响应。当直流功率输送水平处于最小功率至额定功率之间时，直流极电流对电流指令的阶跃增加或阶跃降低的响应应满足如下要求：当电流指令的变化量不超过直流电流余裕时，响应时间不得大于90ms(考虑到电流控制回路的误差，允许电流指令的最大变化比直流电流余裕小额定电流的2%)。当电流指令变化量超过直流电流余裕时，响应时间不得大于110ms。（2）直流功率指令响应。当直流系统在最小功率到额定功率之间的任意功率水平下运行时，直流功率控制器对功率指令阶跃增加或降低的响应必须使得90%的直流功率变化能在整定值变化后150ms内达到，这个时间还应包括电流指令的往返确认时间。（3）交流系统故障后响应。在整流侧和逆变侧的交流系统发生故障时，直流系统的输送功率从故障切除瞬间起分别应在120ms和140ms内恢复到故障前的90%。2.4无功配置方案向家坝换流站和南汇换流站无功分组投切引起的动态电压变化应不大于2.0%和1.5%，稳态电压变化不大于1.0%。送端换流站无功小组容量220Mvar，共14个小组，分为4个大组，每大组3~4个小组；受端换流站无功小组容量为260Mvar，共15个小组，分为4个大组，每大组3~4个小组。送端向家坝换流站可按装设180Mvar可投切高抗配置感性无功。受端南汇换流站通过在附近的500kV变电站安装300Mvar低压电抗器使交流系统具备一定的无功吸收能力，在换流站内不考虑装设高抗等感性无功补偿设备。2.5可靠性可用率根据我国现有直流系统的运行经验，并结合特高压直流系统本身的技术特点，特高压直流系统合理的可靠性指标如表1所示。2.6过电压及绝缘配合依据对向家坝—上海800kV直流输电工程绝缘配合的研究，并考虑到ABB、SIEMENS等国外制造商的绝缘配合方案，基本确定了绝缘配合的方案和各点的绝缘水平。高压端保护水平已确定为1600/1800kV，绝缘裕度如表2所示。根据绝缘配合方案确定了设备绝缘试验水平，如换流变压器阀侧套管直流试验电压应比相应绕组的试验电压提高15%；对于交流耐压试验，套管试验电压应比相应绕组试验电压提高10%；对于冲击试验，套管试验电压应比相应绕组试验电压提高5%。3换流站设计3.1可听噪声的控制换流站的噪声控制是换流站设计时的重点之一，要求两端换流站产生的可听噪声在厂界外20m处不大于50dB。上海侧换流站附近有民房，是噪声控制的敏感点，敏感点处噪声水平不大于45dB。3.2换流站阀厅布置方案送、受端换流站阀厅布置都采用面对面方案，如1所示。即换流阀选用二重阀，高、低压阀厅“面对面”排列，2个低压阀厅背靠背挨在一起，每个阀厅前6台换流变压器一字排列布置在阀厅的一侧。这种布置对降低可听噪声有一定的效果。3.3直流场方案及外绝缘换流站直流场可采用户内场方案和户外场方案，如采用户内直流场，平波电抗器和直流滤波器宜采用户内布置。800kV特高压直流工程的外绝缘是在特高压直流工程实施中令人特别关注的问题：①直流绝缘子的积污特性导致其要求的爬距远大于交流绝缘子；②电压等级的进一步提高导致对爬距的要求更加严酷，能满足要求的裸瓷产品难以生产，沿用以往的外绝缘设计思想工程将难以实现。因此，如采用户外直流场，可采用合成套管和绝缘子，或裸瓷套管和绝缘子加涂RTV。如采用户内直流场，可采用裸瓷绝缘子。爬电比距应以换流站在正常运行条件下对地的最高直流运行电压计算。直流设备的爬电比距应不小于以下值：阀厅，包括阀的外绝缘和套管为14mm/kV；户内直流开关场设备所有绝缘为25mm/kV；户外非纯瓷支柱绝缘子为45mm/kV。关于绝缘子的伞形(特高压用绝缘子伞形如图2所示)，如采用深棱型绝缘子，最小伞距应不小于95mm，伞距与伞伸出长度的比值不小于1。如采用大小伞型绝缘子，伞间距与伞伸出的比值不小于0.9，当垂直安装时，建议伞型关键参数选择如下：大伞间距S65mm；大小伞伸出差P-P1应大于交流瓷绝缘子采用的距离，尽量采用更大的伞伸出差，如20mm。上倾角a10，下倾角b10。不宜采用过小的下倾角，以防止雨水回流，也不宜采用过大的下倾角，以防止伞下积污。不建议采用伞下加棱的方案。4主设备要求4.1晶闸管换流阀特高压直流晶闸管换流阀采用6英寸阀片，阀结构为双重阀。换流阀最大短路电流最小应不低于46~50kA，换流阀冷却水的处理采用反渗透的方法，同时考虑到防噪，原则上要求采用低噪声的设计。4.2换流变压器换流变压器的短路阻抗为(18.00.9)%，冷却方式采用强迫油导向循环风冷或强迫油循环风冷的冷却方式均可。工厂试验中换流变压器的可听噪声水平应不大于75dB(A)，同时现场应采取改进的全封闭结构的安装方式，有效消除变压器本体产生的噪声。换流变压器有载分接开关的分接级数按照不超过目前有载调压开关的最大能力的原则确定，具体的级数将在今后的研究工作中进一步核实。4.3平波电抗器平波电抗器采用干式，如采用户内直流场，则安装在户内。干式平波电抗器由多线圈串联组成时，各项试验可以线圈为单位进行，各线圈均应并联避雷器，线圈的股间绝缘材料的耐热等级应为H级，匝间绝缘材料的耐热等级应为F级或更高，最热点温度不得超过140℃。4.4直流断路器金属回路转换开关等直流开关的振荡回路，不配置充电回路，转换时可先降低电流至不低于2500A。特高压直流工程比常规直流工程多出了旁路开关，旁路开关应安装在阀厅外，如采用户内直流场，则应安装在户内直流场中。4.5直流控制保护系统控制系统按功能可划分为：双极控制、极控制、12脉动换流器控制，但在控制系统的物理结构安排上，根据目前国内外设备供应商的设备研制情况，可将双极和极控功能在同一个硬件中实现，也可分别实现，不做具体的限制。在12脉动阀组的投退策略方面，考虑到不同设备供应商有不同的12脉动阀组投退策略的实现方式，目前只提功能要求，具体的实现方法在成套设计阶段再优化确定。5结论经过2005年以来的2a多时间里多方的合作与努力，国网直流工程建设有限公司取得了特高压直流大量咨询课题的研究成果。本文通过对特高压直流工程的设计条件、直流系统解决方案以及换流站设计和主设备要求这些技术方案的深入探讨，确定了直流系统采用正常运行方式，换流站的阀厅采用面对面布置方案、外绝缘参数值和裕度等关键数据，这些研究成果将在不久开工建设的向家坝—上海800kV特高压直流工程中具体实施，为特高压直流工程的建设与实施提供完善的技术解决方案。参考文献（略）《电网技术》第31卷第11期2007年6月