海上换流站设计优化方案

相对LCC-HVDC输电技术，VSC-HVDC输电技术在海上风电领域应用效果更为显著，其控制灵活、占地面积小、模块化设计、噪音低等有利因素使其在海上风电输送中更具竞争优势，并且世界首个VSC-HVDC输电工程——瑞典Gotland工程就是为风电送出而建设的。

因此，本小节主要根据VSC-HVDC输电系统对换流站进行设计。本小节中换流站的主变压器选型、交流设备选型、防雷接地、结构设计等部分与海上变电站设计原则基本一致，因此在本节中将不再对此部分进行描述。

5.2.2.1 柔性直流换流器主电路拓扑结构

1.两电平电压源换流器

两电平电压源换流器是最为简单的电压源换流器拓扑结构，如图5-12所示。共有三个桥臂a、b、c，每个桥臂均由上下两组可关断器件IGBT及其相应的反并联续流二极管构成，每个交流输出端均可与正直流母线或负直流母线相连。直流侧中性点为假想的参考电位点，直流侧电压为udc，上、下两直流电容电压均为udc/2，电阻代表电压源换流器的开关损耗等效电阻Rdc；电压源换流器交流侧通过阻抗与交流电源相接，交流侧电感包括相电抗器的电感、变压器漏感以及交流电源的内部电感，交流侧电阻包括相电抗器中的电阻以及交流电源的内阻。电压源换流器每相输出仅取决于直流侧电压与功率开关器件的开关状态，而与负载电流方向无关。

图5-12　两电平电压源换流器拓扑结构示意图

图5-13　SPWM原理示意图

换流器的输出通常是采用脉宽调制（PWM）技术，其中主要包括正弦脉宽调制

（Sinus PWM，SPWM）、开关频率优化PWM方法 （Switching Frequency Optimal PWM，SFOPWM）、消　谐　波PWM 方　法 （Selected Harmonic Elimination PWM，SHPWM）、空间矢量PWM 方法等，原理都是在换流器输出端口a、b、c处输出跟随指令的正弦电压，如图5-13所示。

此处介绍在实际工程中使用较多和较广的正弦脉宽调制技术 （SPWM）。对于SPWM，a、b、c三相的PWM 控制共用一个三角波载波ut，三相调制信号ura、urb和urc的相位依次相差120°，a、b和c相功率开关器件的控制规律相同，现以a相为例来说明，当ura＞ut时，给上桥臂晶体管VT1以开通信号，给下桥臂VT2以关断信号，则a相相对于直流电源假想中性点n的输出电压uan=+udc/2；当ura＜ut时，给VT1以关断信号，给VT2以导通信号，uan=-udc/2。VT1和VT2的驱动信号始终是互补的，当给VT1（VT2）加导通信号时，可能是VT1（VT2）导通，也可能是二极管VD1（VD2）续流导通，这要由感性负载中原来电流的大小和方向来决定。在上下桥臂开关的交替开通与关断下，VSC在a端输出交流电压ua为幅值为±udc/2的二电平脉冲电压。从调制波与VSC输出电压基波分量的关系上看，VSC可视为一个增益为udc/2且无相位偏移的线性放大器。图5-13中，通过SPWM 技术，a点的输出电压可以跟随期望的指令。

目前的功率开关器件的电压等级最大只有几千伏，显然两电平电压源换流器无法直接实现VSC-HVDC输电系统的高压输出要求。虽然开关器件的直接串联是最为直接的解决方法，但是开关器件的直接串联在开关过程中存在串联器件间的动态均压问题。

2.三电平电压源换流器

为缓解两电平电压源换流器受到开关器件耐压与功率的限制，多电平电压源换流器（Multilevel Voltage Source Converter）拓扑得到发展。在已经形成的集中典型的多电平电压源换流器主电路结构型式中，二极管中点箝位型（Neutral Point Clamped，NPC）三电平电压源换流器在VSC-HVDC输电工程中得到应用。

NPC三电平电压源换流器拓扑结构如图5-14所示，换流器通常共用直流电容器，通过合适的调制策略，三电平换流器的一相 （以a点为例）可以输出三个电平：+udc/2、0和-udc/2，较两电平只能输出多一个电平。

图5-14　NPC三电平电压源换流器拓扑结构示意图

三相桥臂桥臂各有三个工作状态，以a点输出三种电平为例：

（1）当开关管VTa1、VTa2导通，VTa3、VTa4关断时，输出端a与直流电压的正极P端相连。若isa电流方向为正，则电流从P点流经VTa1和VTa2到达a点，忽略开关器件的正向导通压降后，输出端a点的电位等同于P点电位。若电流方向为负，则电流从a点经过续流二极管VDa1和VDa2，流进P点，此时输出端a点的电位仍等同于P点电位。这种状态定义为“1” 态，此时uaO=+udc/2。

（2）当开关管VTa2、VTa3导通，VTa1、VTa4关断时，输出端a相当于连接到分压电容的中性点O上。若电流方向为正，则电流从中性点O点经钳位二极管VDa5和续流二极管VDa2到达a点，输出端a点的电位同于O点的电位，即0电位。若电流方向为负，则电流从a点经过VTa3和钳位二极管VDa6流进O点，此时输出端a点的电位仍等同于O点电位。这种状态定义为“0” 态，此时uaO=0。

（3）当开关管VTa3、VTa4导通，VTa1、VTa2关断时，输出端a与直流电压的负极N相连。若电流方向为正，则电流从N点经续流二极管VDa4和VDa3到达a点，输出端a点的电位等同于N点电位。若电流方向为负，则电流从a点经过VTa3和VTa4流进N点，此时输出端a点的电位仍等同于N点电位。这种状态定义为 “-1” 态，此时uaO=-udc/2。

由此可见NPC三电平电压源换流器的拓扑结构每相能够输出三个电平，箝位二极管在负载电流反向时能够起到箝位和续流的作用。每个开关管承受的正向阻断电压为udc/2，而两电平承受的正向阻断电压为udc。处于桥臂中间位置的两个开关管VTa2，VTa3导通时间最长，引起的发热量最大，因而设计时也应以这两个开关管的散热为准。

相比于两电平电压源换流器，如果单个IGBT的开关频率相同，三电平电压源换流器的输出电压更接近正弦波，其谐波水平低于两电平电压源换流器。相同的直流系统电压下，三电平电压源换流器的产生的冲击电压 （du/dt）低于两电平电压源换流器，仅为两电平的一半；单个开关器件、电容承受的电压降低，仅为两电平的一半，有利于换流阀的串联实现。由于电平数多，三电平电压源换流器的开关损耗低于两电平。但是NPC三电平电压源换流器的拓扑结构也导致了其固有的缺点：①需要大量额外的箝位二极管；②存在电容器电压的动态和静态均压问题，使得控制上比两电平的困难；③阀组的承压不相同，不利于模块化实现。

3.模块化多电平电压源换流器

模块化多电平电压源换流器（MMC）技术首先由德国学者R. Marquardt于2001年提出，并由SIEMENS公司于2010年首次应用于实际工程——美国Trans Bay Cable工程（400MW，±200kV）。ABB和Alstom公司随即分别提出了各自的新型多电平换流器结构：ABB的称为两电平级联电压源换流器，Alstom的称为混合型电压源换流器。上海南汇柔性直流输电示范工程也采用了MMC拓扑结构。三种新型多电平电压源换流器的工作原理基本相似。

MMC不仅没有类似NPC多电平电压源换流器直流母线之间的直流电容器组，还具有级联型多电平电压源换流器中的H桥的 “模块化” 结构特点。图5-15为MMC的拓扑结构。MMC的基本结构为功率模块 （Power Module，PM），每个桥臂由2n个功率模块级联构成，上下桥臂间分别串联一个电抗器（其电感为Ls），同相上下两个桥臂构成一个相单元。功率模块的构成中，VT1和VT2为功率器件，VD1和VD2为相应的反并联二极管，C0为功率模块电容，其电压为uc。R1和R2为电阻，K1为快速旁路开关 （用于切除故障功率模块），K2为保护晶闸管。如果功率模块直流电容电压已经被控制为uc，MMC的每个换流单元可以输出0和uc两种电压，如果每个半桥臂有n个换流单元，则桥臂输出电压的状态将在0，uc，2uc，…，nuc之间变化，即具有n+1个电平状态。

目前MMC拓扑结构是柔性直流输电换流站的主流方案。欧洲正在建设的BorWin2（±300kV/800MW，2013 年）、 HelWin1 （±259kV/576MW，2013 年）、INELFE（±320kV/1000MW×2，2013年）和SynWin1 （±320kV/864MW，2014年）等工程采用的换流器都是MMC结构。

4.拓扑比较

世界上目前在运行的多数柔性直流输电实际工程中，电压源换流器拓扑结构主要集中在两电平和三电平电压源换流器NPC型结构，调制策略主要集中在正弦脉宽调制技术、改进型的正弦脉宽调制技术（如3次谐波注入PWM、开关频率优化PWM）以及结合特定次谐波消除的优化脉宽调制技术。西门子公司2010年在美国跨湾工程中投入使用的多电平MMC结构是世界上第一例使用多电平拓扑结构的柔性直流输电工程。另外，在一些验证性工程中也采用了组合型电压源换流器结构，即换流器单元采用并联或串联的结构组合而成，比如ABB公司1998年投运的新信依（Shin-Shinano）三端背靠背验证工程中，采用了由4个两电平电压源换流器基本单元在直流侧并联所构成的组合型结构；西门子公司在早期验证性工程中采用了由2个基本两电平电压源换流器在直流侧串联所构成的组合型结构。

（1）两电平、三电平电压源换流器拓扑结构的缺点。虽然两电平、三电平电压源换流器拓扑结构柔性直流输电较传统晶闸管高压直流输电有诸多优势，但其拓扑结构也决定了以下共同缺陷：

1）换流站损耗大。由于采用高频PWM控制，开关频率以kHz计，导致开关损耗较大。开关频率为1950Hz的二电平柔性直流换流站功率损耗 （不含线路）为系统额定功率的6%，开关频率为1260Hz的三电平柔性直流换流站损耗 （不含线路）降低到3.6%。而常规直流换流站的晶闸管开关频率为工频，损耗只有系统额定功率的0.8%左右，远低于柔性直流换流站损耗。

2）不能控制直流侧故障时的故障电流。一旦直流侧故障，交流断路器必须瞬时断开。当断路器断开后，短时间内重新启动系统不太可能，换流器在开关动作前允许故障电流持续3个周波。柔性直流作为电力系统中重要的有功传输装置，要求它能够长期可靠地运行，因此为了降低直流线路的故障率，现有柔性直流工程一般都采用电缆输电而非架空线路，增加了工程投资。

3）目前只有ABB公司有成熟的串联IGBT动态均压技术，此类拓扑工程在国内推广存在一定的困难。

4）虽然较传统晶闸管直流输电谐波含量大幅降低，但仍然需要交流滤波器。

（2）MMC拓扑结构的优缺点。MMC拓扑结构主要优点为：

1）MMC可以运用较低的开关频率得到较优的输出电压波形，低开关频率带来器件开关损耗及系统总损耗的降低，单换流站损耗仅为总功率的1%，接近传统晶闸管直流输电，提高了换流系统的效率、可靠性及经济性。

2）MMC具有模块化的构造特点，极易扩展到不同的电压及功率等级，满足不同等级的工程需求，具有较强的灵活性。仅仅通过子模块单元数量上的变化即可实现不同电压及功率等级的多电平输出，不需要IGBT串联均压技术。

3）MMC允许使用在工业应用中较成熟的标准部件，如耐用且可靠性高的中压电容，加之其模块化的设计特点，将缩短实际工程的施工周期。

4）具有较强的故障保护能力。通过子模块单元结构上的改进，配之以一定的开关器件，即可实现换流器阀的冗余设计，当某一子模块发生故障时，可以迅速切换到备用子模块而不影响换流系统的正常工作；当发生某些严重故障，比如直流侧短路故障时，可以将冲击电流限制在较低的上升水平，有效地保护了IGBT与续流二极管，提高了系统的可靠性及可用率。

5）能够实现低电平台阶变化的多电平电压输出，降低电压变化的幅度及梯度，有效地缓解了换流器阀承受的电气应力，同时，具有较优的波形品质及较低的谐波含量，可以取消滤波器的使用，降低成本。正是由于较好的交流电压输出，对交流变压器的配置要求及冲击均较低，允许采用标准交流变压器。

当然MMC也有其自身的缺点：各相之间能量分配的不平衡，导致换流器内部环流的存在，使本来正弦的桥臂电流发生畸变，同时增加了对开关器件额定电流的要求；由于将电容组件与开关器件结合，串联叠加构成换流器阀，这样的换流器阀已经不仅仅具有实现传统意义上的开关功能，在一定程度上等效于可控电压源，各子模块上电容电压的均压问题使得控制器比两电平、三电平NPC拓扑结构要复杂得多。

综上所述，通过对主回路几种典型拓扑结构的分析，结合功率器件的技术发展水平和供应情况，MMC拓扑结构是目前国内柔性直流输电最可行的方案。

5.2.2.2 主接线方案

HVDC输电系统是由整流站 （送端）、逆变站 （受端）及直流线路组成的输电系统。VSC-HVDC输电技术的特点决定其易于实现多端直流输电，其换流站既可以作为整流站运行，又可以作为逆变站运行。功率正送时的整流站在功率反送时为逆变站，而正送时的逆变站在反送时为整流站，整流站和逆变站的主接线及一次设备基本相同。直流线路通常采用地下电缆或海底电缆，也可使用架空线，背靠背VSC-HVDC输电系统没有长距离直流线路。

送端和受端直流系统与直流输电能量流向密切相关。送端电力系统作为HVDC输电的电源，提供传输的功率；而受端系统则相当于负荷，接受由HVDC输电送来的功率。因此，两端交流系统是实现直流送电必不可少的组成部分。两端交流系统的结构和运行性能等对直流输电工程的设计和运行均有较大的影响，HVDC输电工程运行性能好坏也直接影响两端交流系统的运行性能。因此，HVDC输电系统的设计条件和要求在很大程度上取决于两端交流系统的特点和要求，例如换流站的主接线和主要设备的选择、换流站的绝缘配合和主要设备的绝缘水平、HVDC输电控制保护系统的功能配置和动态响应特性等。

一般来讲，VSC-HVDC输电和LCC-HVDC输电一样，可以分为单极系统 （正极或负极）、双极系统（正负两极）和背靠背系统 （无直流输电线路）三种类型，现在所有运行的工程都为双极系统（包括背靠背系统）。VSC-HVDC输电工程运行中可供选择的稳态运行的状态称为运行方式。运行方式与工程的直流侧接线方式、直流功率输送方向、直流输电系统的控制方式有关。相对于以晶闸管为基础的电流源型直流输电系统，VSCHVDC输电系统的运行方式相对简单。HVDC输电工程可以有多种运行方式，根据工程的具体情况以及两端交流系统的需要，选择合理的运行方式，可以有效地提高系统的可靠性、经济性。

1.交流侧接线方式

VSC-HVDC输电系统交流侧接线方式主要包括连接变压器和连接电抗器以及交流滤波器的接线方式。

VSC-HVDC输电系统根据抑制和隔离零序分量时所采取的不同措施采用不同接线方式，连接变压器和相电抗器的主要功能是提供一个等效的电抗，为交流系统与直流系统间功率传输建立纽带，同时起到抑制换流站输出电压和电流中的谐波分量、抑制短路电流上升速度的作用。在VSC-HVDC输电系统中，连接变压器和相电抗器两者至少要有其一。尽管VSC-HVDC输电系统可以不需要连接变压器，但是为充分利用半导体器件的电压容量和电流容量，实现交直流侧电压等级的配合，实际工程中通常均配置了变压器。

如果换流器通过变压器与交流系统相连，VSC-HVDC输电系统换流站与交流系统连接方式如图5-16所示。变压器通常会选择YNy或者YNd接法，靠近交流系统侧绕组多采用YN接法，靠近换流器侧多采用Y或者△接法，起到隔断零序分量在换流器与交流系统之间传递通路的作用。换流站中基本的换流器单元可以是两电平、三电平电压源换流器或多电平电压源换流器。

图5-16 （a）所示为两端直流系统2个换流站均通过变压器—电抗器与交流系统相连，图5-16 （b）所示为两端直流系统2个换流站分别通过电抗器、变压器—电抗器与交流系统相连，图5-16 （c）所示为两端直流系统2个换流站均通过电抗器与交流系统相连。

图5-16　两端直流系统与交流系统连接方式

2.直流侧接线方式

（1）单极大地回线方式。单极大地回线接线方式如图5-17所示，系统直流侧只有一根极导线，利用大地或海水作为返回线，构成直流侧闭环回路。两端换流站需要有可长期连续流过额定直流电流的接地极系统。接地极系统是此工程不可分割的一部分，接地极系统故障，则直流输电工程停运。单极大地回路方式中，由于电流的回路是通过大地或海水和相应的电极，可以减少线路造价和降低损耗。直流电流通过接地极散流入地 （水），地（水）的电阻可以忽略不计，这时仅需考虑从换流站到接地极系统的损耗。但是利用大地做电流回路存在明显的缺点，接地极系统附近的地下管道、电缆等金属设备会被逐渐地电解腐蚀，危及其安全运行。为了避免金属设备的损坏，接地极系统通常设置在远离换流站的地方，在危险区以内的管道和电缆采取阴极保护的措施。

图5-17　单极大地回线接线方式示意图

（2）单极金属回线方式。为了避免单极大地回线方式所产生的电解腐蚀等问题，以一根金属线代替单极大地回线方式中的大地回线，由此构成了单极金属回线的接线方式。单极金属回线接线方式如图5-18所示，除有一根极导线以外，还有一根低绝缘的金属返回线。金属返回线的一端接地是为了固定直流侧的电位并提高运行的安全性，属于安全接地的性质。如果实际工程中不允许利用大地（或海水）为回线或选择接地极较困难，通常考虑采用这种接线方式。

图5-18　单极金属回线接线方式示意图

（3）双极两端中性点接地方式。VSC-HVDC输电系统换流站直流侧双极 （IEC称为对称单极接地方式）两端中性点接地接线方式如图5-19所示，各换流站直流侧中点通过接地系统可靠接地。正常运行时两极的电流相等，方向相反，对地回路中仅有少量谐波电流。当交流系统发生不对称故障时，对地回路中将有一定幅值的零序电流流过。由于VSC-HVDC输电系统换流器不能单极独立运行，如果换流器某一极发生故障，整个换流站将全部停运。但是如果直流输电线路发生故障，则可以通过特定的控制方式将接线方式调整为单极金属回线方式或单极大地回线方式。

图5-19　双极两端中性点接地接线方式示意图

（4）双极一端中性点接地方式。双极一端点中性点接地接线方式中，VSC-HVDC输电系统直流侧回路由正负两根极线构成，但只有一端换流站中性点安全接地，如图5-20所示。由于大地在直流侧不能构成回路，因此可以保证在运行过程中大地回路没有直流电流流过。但是在发生直流线路故障时，这种接线方式只可能转换为单极金属回线方式。因此，在运行灵活性和可靠性上不如两端中性点接地方式。

图5-20　双极一端中性点接地接线方式示意图

（5）IEC双极接线方式。两个不对称金属回线方式或大地回线方式的换流单元可组成双极接线方式的VSC-HVDC输电系统，如图5-21所示。该系统将2个换流单元串联，更有利于提高直流输电的电压。其中性点接地方式与LCC-HVDC输电系统的接地方式类似，当某一换流单元或线路发生故障时，双极接线方式的系统可以通过改变运行方式，利用非故障器件以不对称单极接线继续运行，提高了系统的可靠性。但这种接线方式，对于其中一个换流器交流侧，人为注入了1/2直流电压，在设备绝缘方面需要特别注意。

图5-21 双极接线方式示意图

目前，已投运的柔性直流输电工程中，Caprivi Link工程采用了这种双极接线的双换流器拓扑结构。

（6）两个换流单元的并联。由于流过单个IGBT的电流受到安全工作区域（SOA）的限制，为提高直流输电线路的输送电流，可将两换流单元并联，如图5-22所示。为避免两换流单元不良的相互作用，在其间应配置一定值的阻抗。两个换流单元并联系统的上层控制、交直流开关，相比于图5-17～图5-20的接线方式，也应做相应的改变。当某一换流单元发生故障时，系统可以改变运行方式继续传送电能，系统可靠性较强；但是当直流线路发生故障时，该系统只能停运。

图5-22　换流单元并联接线方式示意图

5.2.2.3 换流站平面布置

1.综合考虑因素

海上换流站的平面布置应从紧凑型的角度出发，根据电气主接线方案、建设条件、噪声控制、出线方向等条件进行综合考虑，主要包括以下因素：

（1）功能分区应明确、合理，不宜功能混杂或凌乱，以免造成运行、维护不便。

（2）工艺流程紧凑、顺畅、合理，方便接线，不能出现工艺迂回、接线困难。

（3）布置紧凑、合理，充分考虑施工、设备安装、运行维护的便捷性，不能一味追求紧凑而造成施工、运行维护不便。

（4）与周围环境友好、协调，不能影响周围工作人员的生活。

（5）布置优化，节能节地。

2.四大区域内容布置

根据换流站布置原则，结合换流站电气主接线，按照其功能定位和工作原理，换流站可划分为交流场、阀厅、直流场和功能房间四大区域。如果工程采用模块化多电平拓扑结构、电平数高的话，系统的交、直流谐波很少，满足规范要求，可以不设置交、直流滤波器装置，不存在滤波场区域。换流站四大区域具体布置如下：

（1）交流场区域主要包含交流进线、变压器、启动回路、阀电抗器等。

（2）阀厅区域主要包含换流器、阀厅接地刀闸等。

（3）直流场区域主要包含直流电抗器、直流隔离开关、电流测量装置、电压测量装置、避雷器、直流PLC （预留）、故障定位装置等。

（4）功能房间区域主要包含低压配电室、继电器室、主控制室、阀冷设备间、备品备件间、通信机房、二次蓄电池室、通信电源室、工具间等。

每个功能区域在有机联系的同时，应尽量独立成区，减弱各区域间的交互影响。

换流站功能分区间的工艺流程如图5-23所示。

图5-23　换流站的工艺流程

3.多层布置方案

海上换流站布置中，应尽量按照图5-23的工艺流程设计，避免迂回、曲折。为节省占地，应考虑多层布置，而不是陆上换流站常用的单层布置。布置时应考虑以下因素：

（1）当变压器、阀电抗器布置在一层时，为使流程顺畅，接线简洁、明晰，交流场区域宜整体布置在同一层。

（2）考虑交流场区域与阀厅和直流场的整体尺寸相当，为节约占地，当交流场区域布置在首层时，阀厅和直流场宜布置在二层。（3）考虑到每层都有与其相关联的功能房间，各层应设置功能房间区域。

换流站每层平面布置工艺规划如图5-24、图5-25所示，接线流程工艺规划如图5-26所示。

图5-24　换流站首层平面布置工艺规划图

图5-25　换流站二层平面布置工艺规划图

图5-26　换流站接线流程工艺规划图

5.2.2.4 主要电气设备选择

1.电压源换流阀开关器件选择

从半导体结构和原理区分，大功率半导体器件可以分为晶闸管 （Thyristor）和晶体管 （Transistor）两类。而其中可以胜任HVDC输电的晶闸管类功率器件包括常规直流输电中的晶闸管、可关断晶闸管以及IGCT；晶体管类功率器件包括IEGT和IGBT。

IGBT依靠其运行稳定可靠、供应厂商广泛等优势，近年来发展迅速，已经发展到4500V/3000A 的等级，虽然仍没有完全达到晶闸管类器件的水平，但是已经可以满足大部分高压大容量换流器的应用，国内各主流制造商均选择了IGBT器件作为主要技术发展路线，在VSC-HVDC输电工程中占绝对主导地位。

在IGBT的种类上，包括适用于两电平、三电平拓扑结构和级联两电平拓扑结构的压接式IGBT，以及适用于MMC及其类似拓扑结构的模块式IGBT。其中模块式IGBT是当前IGBT主流方案，供应商也均为主流的IGBT厂商。但是模块式IGBT存在引起损坏开路模式和可能爆炸的风险，需要设计额外的旁路保护电路，并且在机械结构设计上也要考虑保证旁路电路不受IGBT爆炸的影响。

在IGBT选型时，应核对各种工况下IGBT承受的电压和电流，使其不会超出IGBT器件的安全工作区域（Safe Operation Area，SOA）导致器件损坏。SOA限定了稳态运行时的安全工作区域。图5-27以ABB的5SNA0750G650300 （参数6500V/750A）的SOA曲线为例，其中水平边界和垂直边界分别反映了器件的最大允许电流和电压，稳定运行时不应超出这个范围。

图5-27　ABB 5SNA 0750G650300安全工作区域

由于电路中必然存在杂散参数和非理想因素，并考虑到运行的安全裕量，一般情况下在运行的电压和电流都会留有一定的裕量，实际工程中典型的方式是取额定参数的1/2～2/3。

2.直流电容器选择

（1）开关型VSC换流站直流电容器。直流电容器是电压源换流器的直流储能元件，它的主要作用是为换流器提供直流电压，同时可以缓冲系统故障时引起的直流侧电压波动、减小直流侧电压纹波并为换流站提供直流电压支撑。直流侧电容的大小也影响着控制器的响应性能和VSC-HVDC输电系统直流侧的动态特性。开关型VSC换流站采用PWM 技术，直流电流中包含大量高次谐波分量导致直流电压发生脉动，直流电容的容值和PWM载波频率还共同决定了直流电压的脉动范围。

目前，VSC-HVDC输电系统中常用的直流电容为金属氧化膜电容，这种电容是干式电容，具有自愈功能、耐腐蚀 （使用金属或塑料外壳封装）、电感较低等特点。由于IGBT阀的快速开关导致的高频脉冲电流会经过由阀、直流电容、直流母线形成的回路，这个回路中杂散电感过大，尤其在故障时电流变化率增加，会在阀上产生一个很大的电压应力，甚至导致阀的损坏。因此直流电容上的杂散电感要尽量小，一般选用干式金属氧化膜电容。

（2）模块化多电平电流源换流器直流电容器。对于MMC HVDC，其直流电容分散布置在每个子模块中，考虑子模块电容值时，除了需要满足在稳态情况下子模块电压波动不能超过某一定值外，还需要考虑子模块电压波动与运行状态的关系。当直流系统有功功率平衡时，电容电压稳定在额定值附近，电压的波动由无功功率交换引起；而当有功功率不平衡时，电容电压会上升或下降。子模块电容的取值与很多因素相关，进行参数选择时，往往将几种主要的电气特性折中考虑。

综上所述，直流电容器的主要设计原则有以下方面：

（1）储能要求。能够支撑直流电压，电容器上的储能相当于换流器在额定有功功率下做功，做功时间为t，工程上t≤5ms。

（2）低杂散电感。直流电容的杂散电感尽量要小，防止换流过程中器件高速开合引起高频谐波电流在阀两端产生高频过电压。

（3）稳压要求。直流电压波动与交流系统不平衡、交流系统谐波、换流器运行方式及调制策略有关，直流电容的取值应该能够将直流电压波动抑制在允许的范围内。

（4）弱化两换流站间的耦合作用。直流电容的取值应尽量减小一端换流站的谐波电流通过直流电容耦合到另一端引起谐波过电压。

（5）动态响应速度与控制系统匹配。当系统运行条件发生变化时，保证及时响应控制系统发出的指令。

3.连接变压器和相电抗器参数选择

（1）连接变压器。VSC-HVDC输电的连接变压器是交直流两侧功率输送的纽带，其主要功能有：①在交流系统和换流器之间与相电抗器一起提供接口电抗；②提供与直流侧电压相匹配的交流二次侧电压，使换流器工作在最佳的运行范围内；③确保换流器调制比在合适的范围，以减小换流器输出电压和电流的谐波含量；④阻止零序电流在交流系统和换流站间流动；⑤在一些应用场合实现换流器的多重化，增加换流器的脉动数，同时提高电压等级并增加容量，降低系统开关频率与系统损耗；⑥在短路比较大的系统中，可通过选择适当的漏抗值以提高交流滤波器的滤波性能。

VSC-HVDC输电系统中使用的连接变压器和普通的电力变压器结构基本相同，但是由于两者的运行条件存在一定的差异，所以在连接变压器的设计、制造和运行中也不尽相同。

1）连接变压器绕组配置。为了隔离两端零序分量的相互影响，连接变压器一般设计为消除零序分量的接法，两侧必须有一侧为不接地系统，即YNy、YNd、Dyn和Dd等接法。实际工程中多为YNy或YNd接法，同时二次侧设计为带分接头控制。

连接变压器可设计为三相或者单相，主要取决于所选用容量的变压器制造能力以及大件运输限制水平。常规交流工程中，在变压器制造及大件运输能够满足条件的情况下，优先选择三相变压器，以减小占地与造价。而柔性直流输电工程中，变压器造价一般在整个工程造价中占的比重相对较小，且工程占地本身已经大为压缩，可以更多地关注可靠性和可用率。因此，在容量较大时，可优先选择单相变压器，并在现场配置4台，其中1台作为备用以实现整个系统的高可靠性。国外在Caprivi Link工程 （单级直流输送功率300MW）和Cross Sound Cable工程（直流额定输送功率330MW）等工程均选用了单相变压器。

对于柔性直流换流站来说，调压装置并不是必需的，但调压装置确实可以起到在低交流电压时稳定传输功率能力的作用。为了换流站能够运行在最优的功率状况下，可以在变压器的二次侧绕组加上分接头，通过调节分接头来调节二次侧的基准电压，进而获得最大的有功和无功输送能力。比如交流电网本身的电压波动会引起连接变压器二次侧电压变化，这时为了补偿连接变压器交流测系统电压的变化，以使换流器调制比保持在一个最佳的范围，这就需要变压的变比能够进行一定程度的调节。

LCC-HVDC输电工程常采用直流降压运行模式 （多为70%降压和80%降压），如70%降压运行时，分接头需要将变压器二次侧电压调节到0.7倍的电压额定值。降压运行模式能够消除直流架空线路由于气象及污秽等原因而产生的非永久性接地故障，以提高输电系统的可用率。这种情况下，变压器所需要的正分接头调压范围会比较大。VSCHVDC输电一般采用直流电缆送电，很少考虑直流降压运行方式，因此调压范围可以按常规工程配置。

此外，调压装置一般配置在二次侧，以使变压器二次侧电压 （即交流滤波器母线电压）被调节在合适的范围内，保证了交流滤波器的输出性能，同时对换流器的有功和无功输出能力也有一定的影响。特别是采用三相三绕组变压器时（第三绕组用于站用电或用于换流器串联方案），调压装置一般只能配置在二次侧。

2）变比选择。连接变压器的二次侧电压为

连接变压器的额定变比k的影响因素为：①换流器设计的运行范围；②换流器采用的调制方法，具体是指直流电压利用率；③调制比M；④直流电压Udc；⑤等效换流电抗X；⑥直流电压利用率μ。

VSC-HVDC输电系统一般要求工作在线性调制区。考虑到控制裕度、交流电压和直流电压的波动可能引起的过调，M 并不能取到上限，同时M 也不能够过低，否则会使交流系统总的谐波畸变率超过允许值，波形质量变差。稳态运行时M 应保持在最佳调节范围，一般在0.85～0.95之间。换流器的拓扑结构、调制方式选定后，μ、M 值就确定了，根据接入系统分析输出的额定P、Q值，按式（5-1）就能够计算出连接变压器二次侧的额定电压US1N，进而得到连接变压器的额定变比。

3）短路阻抗参数选择考虑。为限制阀臂或直流母线短路时的故障电流，以避免损坏换流阀中的器件，连接变压器应具有足够大的短路阻抗以限制这个过电流。但短路阻抗过大将使得换流站在确定的直流运行电压条件下的功率运行范围变小。需要说明的是，一般情况下换流站均会配置连接变压器和相电抗器，两者共同限制阀臂或直流母线短路时的故障电流。工程设计中一般先固定连接变压器的短路阻抗，然后综合考虑“直流短路电流限制” 等条件来确定相电抗器的的参数。

在目前的变压器制造水平下，某一电压等级的变压器短路阻抗一般都限制在一定的范围内，取大或取小都会导致变压器制造成本的增加。如500kV变压器，短路阻抗一般在10%～22%之间。实际工程中，一般选择短路阻抗为15%的连接变压器。ABB推荐连接变压器的短路阻抗在交流系统频率为50Hz时取14%，在交流系统频率为60Hz时取17%。

（2）连接电抗器。连接电抗器是柔性直流换流站的一个非常关键的部件，它具有以下功能：

1）决定了换流器的功率输送能力，以及有功功率和无功功率控制。

2）连接电抗器能抑制换流器输出的电流和电压中的开关频率谐波量，以获得期望的基波电流和基波电压，使得连接变压器可以采用普通标准变压器。

3）当系统发生扰动或短路时，可以抑制电流上升率和限制短路电流的峰值。

（3）连接电抗器选型。电抗器在设计的时候可以使用常用规格进行设计，但是为了减少传送到系统侧的谐波，应该使用杂散电容很小的电抗器；为了减小换流器阀每个开关过程产生的高du/dt对换流器阀的强应力，应该尽量使用干式空心电抗器，避免使用油浸式电抗器；同时，为了减小高频谐波通过电抗产生的电磁干扰，还需要进行必要的屏蔽。

（4）电感参数选择考虑。在柔性直流输电中，换流器为电压源性质，因此必须通过连接电抗器接入到交流电网中。对于不同的换流器技术，连接电抗器的等效电抗的参数选择方法区别不大，只是对于MMC换流器拓扑等效为Lc/2，而两电平或三电平结构则为Lc。目前大部分工程对电抗率的选择在8%～20%之间，认为该值主要取决于具体的换流器结构（包括电平数目）、调制策略、系统短路容量等情况，并主要根据设计者的经验选择参数，然后通过计算或仿真进行校验。对连接电抗器大小对于系统性能的影响一般应考虑以下几点：

1）PCC点谐波畸变。在其他参数确定的情况下，电抗越大，越有利于降低PCC点的谐波电压，也有利于降低流过连接电抗的谐波电流。

2）换流器无功电流输出能力。在其他参数确定的情况下 （例如电网电压和直流电压），连接电抗越大，输出容性无功电流的能力越低，这是由输出容性无功时连接电抗上的压降所导致的。也就是说，当交流端口额定电压确定时，连接电抗越大，所需的额定直流电压就越高。

3）桥臂环流。对于MMC换流器，连接电抗越大，桥臂间的环流越小。由于桥臂间环流不是很大时，对MMC换流器的运行并没有明显影响，在设计连接电抗时一般不需特别考虑这方面因素。

4）动态控制性能。一般来说，连接电抗越小，系统的动态响应时间会越小一些。但是连接电抗比较小时，也使换流器的运行容易受到一些扰动的影响，因此从运行稳定性的角度来说，一般连接电抗不宜过小。

除连接电抗的电感参数外，在设计连接电抗时还必须考虑到其电流承受能力。除额定的工频电流外，应用于换流器的连接电抗器还会承受一定的高频谐波电流，这主要是由换流器脉冲控制的谐波电压带来的。高频谐波电流对于电抗器的发热有较大的影响，在设计电抗器时必须根据运行时所可能出现的最大谐波电流值及其对应频率进行专门设计。(www.xing528.com)

另外，在设计连接电抗时，往往将连接变压器漏抗和连接电抗器的电抗和作为一个等效电抗值来考虑。

4.换流站其他主要设备选择

基于VSC-HVDC输电的运行原理，VSC-HVDC输电可能需要的主要设备除了上述设备外，还应包括开关设备、中性点接地支路、滤波器、直流电抗器及测量装置等设备，下面将对此部分设备的设计思路进行阐述。

（1）开关设备选择。

1）直流断路器选型考虑。LCC-HVDC输电所采用的直流断路器主要有无源型叠加振荡电流型式和有源型叠加振荡电流型式。叠加振荡电流型式的直流断路器一般都是由三部分构成：①转换开关，可以采用少油断路器或SF6断路器等；②振荡回路，通常采用LC振荡回路；③耗能元件，一般使用金属氧化物避雷器。振荡回路产生的振荡电流叠加到电弧电流上制造过零点，耗能元件吸收直流电流过零时回路中储存的能量。

在VSC-HVDC输电系统中，对直流断路器的要求依换流器拓扑的不同而不同。对于换流器阀起开关作用的VSC-HVDC输电系统，如两电平VSC-HVDC输电系统，直流断路器的作用是切除故障点，保护续流二极管，直流线路发生暂时故障时阻止直流电容快速放电；对于换流器阀起电压源作用的VSC-HVDC输电系统，如模块化多电平直流输电系统，换流器阀闭锁后子模块电容没有放电通路，续流二极管有晶闸管保护，直流侧不需要断路器。鉴于直流断路器的上述作用，它必须在几个毫秒内切断故障电流，因此LCC HV-DC输电采用的直流断路器不适用于VSC-HVDC输电。

VSC-HVDC输电用直流断路器可以采用基于IGBT的快速开关，本质上与换流器阀结构相同，由一个或几个阀层组成，串联在直流线路中，接受控制保护系统发出的命令，快速切断故障电流。在ABB的试验工程赫尔斯扬工程 （Hellsjon，直流电压±10kV，直流电流150A）中即采用了基于IGBT的快速直流断路器。

由于目前受到技术方面的限制，直流断路器在实际工程中尚无应用，但各大设备厂家已经将直流断路器作为主力科研攻关方向，不断出现技术突破。ABB公司于2012年成功研制 “混合式高压直流断路器”，攻克了直流断路器领域的难题，以此为理论依据开展产品的研发，并计划将产品应用于示范工程中。“混合式高压直流断路器” 同时采用了传统的开关技术和半导体器件，既解决了纯机械高压直流断路器开关速度慢的缺点，又解决了基于半导体高压直流断路器传导损耗较大的缺点。在此之后，各大设备厂商相继在高压直流断路器领域的研究取得进展，相信无需过多时日，技术成熟的直流断路器将陆续出现于各项工程中。

2）交流断路器选型考虑。交流侧断路器及开关设备是从交流系统进入VSC-HVDC输电系统的入口，其主要功能是连接或断开VSC-HVDC输电系统和交流系统之间的联系。

由于VSC-HVDC输电系统在启动时由交流系统通过换流器中的二极管向直流侧电容进行充电，此时相当于一个不控整流电路。由于换流器直流侧电容器容量较大，而且各滤波器组中也都含有电容器，因此在断路器闭合时相当于向一个容性回路送电过程，在各个电容器上可能会产生较大的冲击电流及暂态恢复电压。所以在VSC-HVDC输电系统的启动过程中，需要加装一个缓冲电路。通常考虑在断路器上设置一个启动电阻，这个电阻可以降低电容的充电电流，减小VSC-HVDC输电系统上电时对交流系统造成的扰动和对换流器阀上二极管的应力。具体的电路示意图如图5-28所示。当系统进行启动时，在t1时刻先合上断路器QF1，经过一定的延迟时间到达t2后，再合上断路器QF2，此时电阻R 就被旁路掉了，开关QF1也随之断开，直流充电过程结束。

图5-28　带启动缓冲电阻的断路器

此外，VSC-HVDC输电系统运行在STATCOM状态下，交流电流为纯电容或电感电流。GB1984—2014 《高压交流断路器》对110～500kV断路器的容性电流开断能力要求为400A，根据国内外断路器厂家，一般厂家的型式试验报告均按此要求进行产品试验，同时表示国家标准对该要求的设定主要考虑试验条件的限制，实际上断路器的容性开断能力要大于该值。关于交流断路器容性电流开断能力，在具体工程设计中需加以注意。

（2）中性点接地支路。中性点接地支路为直流线路提供对地电位参考点，中性点可以直接接地，也可以通过接地支路接地。接地支路可以由电抗器、电容器、电阻器、避雷器和接地极组成。对于两电平或三电平VSC-HVDC输电系统，两极输电系统的接地支路通常由直流电容支路的中点引出，单极输电系统通常可以从任意一个直流端子引出。对于MMC结构的VSC-HVDC输电系统，直流侧没有明显接地点，一般可以用两种方法设置接地点：①在直流侧单独设置直流平衡电阻或电容提供直流中性点；②可以在连接变压器二次侧接地。工程中具体选择哪种方案要通过技术经济分析来确定。如美国Trans Bay Cable工程中，采用在连接变压器二次侧出口单独设置接地支路；上海南汇工程则采用Dyn绕组的变压器，在变压器二次绕组接地。

（3）滤波器。

1）交流滤波器。基于换流器拓扑结构的选择和交流系统电网的情况，可能需要配置交流滤波器来阻止VSC产生的高频谐波注入交流系统，或者用来阻止交流系统背景谐波的放大。

和LCC-HVDC输电一样，VSC-HVDC输电中的交流滤波器也会产生一定的副作用，如滤波器需要消耗工频无功，在设计整个VSC-HVDC输电系统P-Q 运行范围时，被滤波器消耗掉的无功应予以考虑。滤波器及其相关的断路器设计与LCC-HVDC、FACTS的原则是一致的。

2）无线电干扰滤波器。无线电干扰滤波器将注入交流电网的无线电干扰波降低到可以接受的范围。该谐波的计算需要对换流站布置进行详细分析，包括换流站功率设备、母线、接地装置等的结构和几何形状。电流和电压在换流过程中的波形都对无线电干扰产生影响。无线电干扰滤波器的设计原则与传统LCC-HVDC、FACTS基本一致。

（4）直流侧电抗器。

1）直流电抗器选型。当输电距离比较长时，直流线路上通常要串联一个直流电抗器用来削减直流线路上的谐波电流，消除直流线路上的谐振。当设计直流电抗器时也要考虑它带来的负面影响，由于直流电压基本固定，输电功率的改变主要依赖于直流电流，因此直流电流改变的快慢直接影响到系统的动态特性，而直流电抗器会阻碍电流快速变化。电压源控制直流输电系统中使用的直流电抗器要比常规直流中的平波电抗器小得多，但设计方法是类似的。

2）共模抑制电抗器选型。换流站的谐波在流入双极长距离直流输电线路时会分成差模和共模电流，由于差模电流产生的磁场可以在两条距离很近的导线内互相抵消，因此由其产生的电磁干扰影响很小，可以忽略不计。但共模电流会对直流线路附件的通信产生很大的干扰，因此需要装设共模抑制电抗器。共模抑制电抗器由两个互相耦合的电感组成，对于共模电流来说相当于一个高阻抗，以达到对共模电流进行抑制的目的。

（5）测量装置。为实现对VSC-HVDC输电系统的调节、控制、保护等功能，需要取得可靠的系统数据，所以必须在换流站中设置相应的测量装置，以准确、高速地获取所需要的各种信号。这些信号可能会包括换流站交流侧的电压、电流和频率，换流站直流侧的电压和电流，换流器阀中的控制信号等。

交流侧的信号可以使用常规的交流系统测量装置，只是在选用时需要注意在换流站中的特殊要求，比如可能会受到的谐波影响。以下分析直流系统测量装置。

1）直流电流互感器。对直流电流互感器，主要需要关注输出电路与被测电路之间要有足够的绝缘强度、抗电磁干扰性能强、测量精度高和响应时间快等特点。可以分为电磁式和光电式两种。

电磁式直流电流互感器又分为串联和并联两个类型，这两种类型都是以磁放大器为基础。其主要组成部分都为饱和电抗器、辅助交流电源、整流电路和负荷电阻等。由于电抗器磁芯材料的矩形系数很高，矫磁力较小，当主回路直流电流变化时，将在负荷电阻上得到与一次电流成正比例的二次直流信号。

光电式直流电流互感器通常的组成部分包括：①高精度分流器 （可以是分流电阻或罗科夫斯基线圈），将较高的电压按照一定比例转换成较低的电压；②光电模块，实现被测信号的模数转换及数据发送；③信号传输光纤，用来传输数字信号；④光接口模块，用于接收光纤传输的数字信号，并通过模块中的处理器芯片处理后送至相应的控制保护装置。

光电式直流电流互感器与电磁式直流电流互感器相比最大的优点是对绝缘水平要求小，电子回路比较简单，可以有效地减小闪络故障和电磁干扰，同时也降低了成本。缺点是响应速度相对较慢。

2）直流电压互感器。直流电压互感器按原理分为直流电流互感器型和电阻分压器型两种。

使用直流电流互感器原理的直流电压互感器是在直流电流互感器的一次绕组串接一个高压电阻，这个电阻要求温度系数很小，以减小一次绕组电阻的温度变化对整个一次电路总电阻值的影响，同时也可以减小一次回路的时间常数。

使用电阻分压器原理的直流电压互感器一般是使用电阻构成直流分压回路，然后将分压器的电压经放大后即可以获得与直流电压成比例的电压输出。若要求响应时间较快，可以采用阻容型分压器。由于分压器的电阻很大，很容易受到杂散电容的影响，所以必须要加装屏蔽或补偿电容。

5.2.2.5 过电压及绝缘配合

1.避雷器配置原则

柔性直流换流站避雷器配置原则与普通高压直流换流站的避雷器配置原则相同，即交流侧产生的过电压应由交流侧避雷器限制，直流侧产生的过电压应由直流侧避雷器限制，重要设备应由与之直接并联的避雷器保护。因直流电容器分散安装于各相换流阀组中且IGBT并联有反向二极管，对换流阀过电压有强烈的抑制作用，故阀厅内不再配置避雷器。

直流开关场中，考虑在直流母线处并联直流极母线避雷器，并在直流极线进线处安装DL型线路避雷器以限制由线路传播过来的内部过电压和外部过电压。

交流场避雷器配置分别按照普通相应电压等级海上变电站的标准设计进行。

2.系统过电压校核

系统过电压校核应选取最严重的工况分析装设避雷器之后的过电压情况。

对于换流站交流侧内部过电压，选取交流母线三相短路故障。对于直流线路，以全线电缆为例，选取故障时健全极过电压最高的故障点。

3.绝缘配合裕度要求

DL/T620—1997 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》中指出，选取绝缘配合裕度系数Kc时应考虑到下列因素：①绝缘类型及其特性；②性能指标；③过电压幅值及分布特性；④大气条件；⑤设备生产、装配中的分散性及安装质量；⑥绝缘在预期寿命期间的老化，试验条件及其他未知因素。

对于雷电冲击，根据我国情况，一般取Kc≥1.4；对于操作冲击，一般取Kc≥1.15。

IEC60071 2—1996 《绝缘配合 第2部分：应用指南》规定高压直流换流站的绝缘配合裕度，即绝缘耐受电压与冲击保护水平比值见表5-7。

表5-7　IEC60071 2要求的绝缘耐受电压与冲击保护水平指导性比值

注 1. RSIWV为要求的操作冲击耐受电压；SIPL为操作冲击保护水平；RLIWV为要求的雷电冲击耐受电压；LIPL为雷电冲击保护水平；RSFIWV为要求的陡波前冲击耐受电压；STIPL为陡波前冲击保护水平，用于阀避雷器。
2.配合系数仅适用于由紧靠的避雷器直接保护的设备。
3.本表用于一般设计的指导性比值，最终比值 （增加或减小）可根据性能指标选择。

目前国内±500kV换流站绝缘配合研究均在表5-7的基础上开展，但提高了直流开关场设备的操作/雷电/陡波比值为1.20/1.25/1.25，只有阀避雷器的比值仍保持1.15/1.15/1.25。

根据交流系统的绝缘配合的经验，即电压等级越高绝缘配合裕度越低，因此，在选择绝缘配合裕度时，交流侧按照相应电压等级交流变电站标准设计配置，直流侧按照绝缘裕度大于500kV直流换流站的水平设计。

4.设备绝缘水平

GB311.1—2012 《绝缘配合 第1部分：定义、原则和规范》规定了额定冲击耐受电压标准值 （峰值，kV）分别为20、40、60、75、95、125、145、170、185、200、250、325、380、450、550、650、750、850、950、1050、1175、1300、1425、1550、1675、1800、1950、2100、2250、2400、2550、2700、2900、3100。选择设备绝缘水平需要在避雷器保护水平基础上，乘以绝缘配合裕度系数Kc，之后再选取不小于此值的额定冲击耐受电压标准值。

根据对柔性直流换流站配置保护避雷器后针对换流站内部过电压和外部过电压仿真计算，可以确定设备最高过电压和避雷器保护水平，以此为依据进行换流站设备绝缘水平的选取。

（1）直流侧设备绝缘水平。以直流母线电压±150kV为例，直流极母线设备在安装避雷器保护后，内部过电压最严重的工况是直流线路永久性接地故障 （持续时间大于10ms），其避雷器最大应力为264kV/1kA/2MJ，则：

1）SIPL=264kV，配合电流1kA，绝缘配合裕度系数取1.20，则RSIWV=317kV，取650kV。

2）LIPL=319kV，配合电流10kA，绝缘配合裕度系数取1.25，则RLIWV=399kV，取850kV。

即±150kV极线设备对地操作/雷电冲击绝缘水平均取650kV/850kV，由阀顶到联结变压器端对端绝缘水平也取此数值。

（2）交流侧设备绝缘水平。交流侧绝缘水平的选择与计算参见5.2.1.4中 “设备绝缘配合”。

5.2.2.6 二次系统方案

海上换流站二次系统设计相对于传统陆上风电场换流站具有一定的不同，主要体现的方面与海上变电站二次系统方案相同，见5.2.1.5节。

1.计算机监控系统

海上换流站计算机监控系统，按照“无人值班，无人值守” 原则设计，实现站内设备数据采集与处理、监视和报警、控制与操作。

海上换流站内计算机监控系统按双重化原则配置。

（1）系统设备配置。海上换流站计算机监控系统的主要配置如下：

1）站控层设备，包括系统服务器、文件服务器、磁盘阵列、运行人员工作站、工程师工作站、文档工作站等。

2）间隔层设备，包括换流站内测控单元和智能设备等。

3）网络设备，包括网络交换机、光/电转换器、接口设备、网络线缆及网络安全设备等。

4）接口设备，包括与远方控制中心的接口设备及与站内其他辅助控制系统接口设备。与远方控制中心的接口设备一般指远动工作站，在海上换流站中双套配置，实现与远方调度的通信。其与站用辅助电源、阀冷控制保护系统及辅助控制系统接口设备（一般指规约转换装置）在海上换流站中双套配置，实现站用辅助电源、阀冷控制保护系统及辅助控制系统的信息采集接入海上换流站监控系统中。

（2）主要功能。海上换流站计算机监控系统主要有以下功能：

1）运行人员控制功能。包括柔性直流系统的正常启动/停运控制、柔性直流系统的状态控制、运行过程中的运行人员的控制、故障时的运行人员控制、海上换流站内主设备及其辅助系统的操作控制、直流系统的试验操作控制、交流系统的操作控制、运行工况的打印输出功能、运行报表定时自动生成等。

2）数据采集与处理功能。采集到的数据经处理可实现设备异常及越限报警，事故追忆及事件顺序记录等功能。

3）监视功能。其监视系统可分为远方监视、继电器室就地监视。

2.直流控制系统

直流控制系统是柔性直流输电系统的核心，直流控制系统的控制性能将直接决定直流系统的各种响应特性以及直流电压和传输功率的稳定性。

（1）分层设计。直流控制系统一般按4个层次设计，按其功能由高至低依次为系统级控制、换流站级控制、换流器级控制及换流阀级控制，如图5-29所示。

图5-29　柔性直流分层控制原理

1）系统级控制。系统级控制主要完成站间的监视与协调控制和交　直流系统的协调控制。系统级控制能保证在各种运行方式下各换流站的协调运行，以确保风电场功率的正常输送以及各类暂稳态控制目标满足设计要求；同时在各种运行方式下，确保各换流站具备正常的启停能力，能在停运到运行不同状态之间平稳过渡。

2）换流站级控制。换流站级控制接收调度端或系统级控制层发送的有功/无功指令、系统运行方式指令及启停控制指令等，对换流站进行监视和控制，同时对站内的控制保护及辅助系统下发控制指令。

换流站主要的控制模式是功率控制，按其功能性质可以分为以下类型：

a.有功综合控制功能。能够灵活地控制柔性直流输电系统的有功功率以满足风电输送的需求，并且在交流输电线路过载时提供直流紧急功率抬升，提升交直流并联运行的故障穿越能力。

b.无功综合控制功能。能够灵活地控制柔性直流输电系统的无功功率以满足稳态调压、暂态电压需求，提供无功支撑、防止电压崩溃、加速故障后电压恢复。

c.VF综合控制功能。能够在孤岛模式下为风电场提供并网接口，并且在受端电网故障时，通过控制风场并网点的交流电压快速地降低风电场功率，提升纯直流方式的故障穿越能力。

d.直流电压控制功能。能够灵活地控制柔性直流输电系统的直流电压，维持启停过程、暂稳态过程中直流网络电压的稳定，保障柔性直流输电系统的安全稳定运行。

e.控制模式的选择和切换功能。协调和管理各种功率控制功能，保证换流器的控制模式和柔性直流输电系统的运行方式相匹配且能够平滑切换。

3）换流器级控制。换流器级控制接收换流站级控制层的控制模式指令，完成有功控制、无功控制和电流控制，生成各个换流阀控制电压或调制波信号。

换流器级控制主要完成下述控制和操作：①定有功功率或定直流电压控制；②定无功功率控制；③孤岛情况下电压频率控制；④电流控制。

当换流器交流侧连接到交流电网时，控制器结构上分为外环和内环结构，外环包括有功、无功、直流电压控制，跟踪上级发来的指令信号，完成①、②的控制功能；电流控制为内环，跟踪外环计算获得的电流指令，完成④的控制功能。当换流器交流侧只连接风电和无源负载时，控制器执行上级发来的电压幅值和频率指令，完成③的控制功能，为交流侧供电。

4）换流阀级控制。换流阀级控制实现控制脉冲发生、阀层子模块投切、模块电容电压平衡控制、桥臂环流控制、对子模块的状态进行监测并上报至直流控制层的监控单元。其主要包括以下功能：①产生驱动功率模块内IGBT的触发脉冲；②监测功率模块内部电容电压、模块温度及其控制电路的工作状态；③负责冗余的功率模块在故障状态下的切换；④在严重故障如正负极双极短路情况下，通过功率模块内的旁路开关和晶闸管对其进行保护；⑤负责阀控系统的自检。

（2）系统配置。柔性直流输电的控制系统按照冗余原则设计。冗余的范围从测量二次线圈开始包括完整的测量回路、信号输入回路、信号输出回路、通信回路、主机和所有相关的直流控制装置，直流控制系统与阀控系统的接口都要按冗余化的原则配置控制装置。

控制系统的冗余设计保证当一个系统出现故障时，不会通过信号交换接口，以及装置的电源等将故障传播到另一个系统，确保VSC-HVDC输电系统不会因为控制系统的单重故障而发生停运。

主要的设备包括直流控制A/B屏、直流测控接口A/B屏、阀级控制保护监视A/B屏等。

直流控制系统与换流站计算机监控系统通信物理介质为以太网，直流控制保护系统与阀控系统的通信物理介质为光纤。

3.直流保护系统

（1）保护配置原则。柔性直流输电系统的保护配置来源于交流系统的保护配置原则，并结合自己的特点，主要有以下几个方面：

1）可靠性。保护装置一般采用冗余配置，每套冗余配置的保护完全一样，有自己独立的硬件设备，包括专用电源、主机、输入/输出回路和直流保护全部功能软件，避免因保护装置本身故障而引起的主设备或系统停运。

2）灵敏性。保护的配置应能够检测到所有可能的，致使直流系统及设备处于危险情况的、对于系统运行来说不可以接受的故障以及异常运行情况，因此柔性直流保护采用分区重叠，没有遗漏，没有死区，每一区域或设备至少采用相同原理的双主双备保护或不同原理的一主一备保护配置。

3）选择性。VSC-HVDC输电系统保护分区配置，每个区域或设备至少有一个选择性强的主保护，处于故障识别状态；可以根据需要退出和投入部分保护功能，而不影响系统安全运行；任何区域或设备发生故障时，直流保护系统中应最先动作该区域或设备相应的保护功能；保护不依赖于两端换流站之间的通信，必须采取措施避免一端换流器故障时引起另一端换流器的保护动作。

4）快速性。充分利用VSC-HVDC输电控制系统，以尽可能快的速度停运、隔离故障系统或设备，保证系统和设备的安全。保护措施包括紧急移相、封锁触发脉冲、跳交流侧开关等。

5）可控性。通过控制系统控制故障电压、电流等运行参数的方法，来减轻各种故障对设备的危害程度。

6）安全性。保护既不能拒动，也不能误动。为了保证设备和人身安全，在不能兼顾防止保护误动和拒动时，保护及跳闸回路的配置宁可误动也不可拒动。跳闸回路应为独立的双跳闸线圈、双操作电源。

7）可维护性。各种VSC-HVDC输电系统保护功能的参数应便于调整，保护的配置应该考虑到装置试验和维护时不会影响到被保护的系统运行。

（2）保护区域的划分。与LCC-HVDC输电相似，VSC-HVDC输电系统的保护配置原则采取分区配置，海上换流站保护可划分为4个保护区域，分别为交流区、交流母线区、换流器区及直流极区。

1）交流区包括连接变压器至交流侧断路器区域。

2）交流母线（或称启动回路保护）区包括换流变压器阀侧套管至桥臂电抗器电网侧区域。

3）换流器区包括桥臂电抗器电网侧至阀厅极线侧直流穿墙套管区域。

4）直流极区包括阀厅极线侧直流电流互感器至直流线路所有直流设备 （包括平波电抗器、直流线路）。

（3）保护配置。

1）交流区保护。交流区保护主要包括连接变压器保护及交流断路器失灵保护。

连接变压器保护与常规交流保护类似，交流断路器失灵保护的失灵判据与常规交流保护不同：在VSC-HVDC海上换流站交流区域采用传统断路器失灵保护装置实现断路器失灵远跳上级断路器的功能，判据为交流保护装置保护动作及电网侧电流；直流区域的直流保护装置、站级控制装置、直流极保护装置通过增加带保护装置保护动作及电压判据的跳闸出口启动远跳接口装置直接远跳上级断路器。本方案通过交流区域及直流区域保护装置的相互配合，在断路器失灵的情况下，能无死角启动远跳接口装置跳闸，实现对海上换流站内昂贵设备的保护。

2）交流母线区。交流母线区保护配置见表5-8。

表5-8　交流母线区保护配置列表

3）换流器区。换流器区保护配置见表5-9。

表5-9　换流器区保护配置列表

续表

4）直流极区。直流极区保护配置见表5-10。

表5-10　直流极区保护配置列表

4.控制电源

（1）直流系统。海上换流站设置一套直流系统用于向站内一次、二次及通信设备提供直流电源。由于海上换流站离岸距离远，事故修复时间长，全站事故停电时间按4h考虑。

海上换流站直流系统采用两段母线接线，两段母线之间设联络开关，每段母线各带一套充电装置和一组蓄电池。直流母线采用阻燃绝缘铜母线，各馈线开关均选用小型自动空气断路器，短路跳闸发报警信号。直流馈电屏上装设微机绝缘在线监测及接地故障定位装置，自动监测各电缆直流绝缘情况，发出接地信号，指出接地电缆编号。直流系统还配有电池监测装置、系统监控单元，并能通过以太网口与站内变电站自动化系统通信，达到远方监控的目的。

（2）交流不间断电源。海上换流站配置一套交流不间断电源系统（UPS），由UPS供电的设备包括计算机型控制系统设备、火灾报警系统主机、调度数据网交换机及二次安全防护设备、五防工作站等不能中断供电电源的重要生产设备。海上换流站遥视系统主机、交换机及路由器可接入UPS，遥视系统其他设备不接入UPS。每套UPS包括整流器、逆变器、静态切换开关以及旁路系统。

海上换流站UPS各选用两套逆变电源，采用双机双母线带母联运行接线方式。UPS不配单独的蓄电池，直流电源采用站内的110V直流系统，每套UPS均具全容量，当交流供电中断时，UPS能保证4h事故供电。

5.视频环境监控系统

海上换流站设置一套视频及环境监控系统，包括多台现场摄像机及附件、监视控制器、图像监视器CCTV、温湿度传感器、水浸探头以及配套电缆等全套设备。其中现场摄像机采用高速、中速一体化球形摄像机和固定摄像机，图像监视器采用彩色监视器。

监视区域包括连接变压器、阀厅、阀电抗器室、HGIS室，阀冷设备室、交直流开关场、继电器室、通信室、水泵房、海上换流站大门等重要区域。

火灾报警系统与图像监视系统之间设置通信联系。当火灾报警系统的探测器探测到某个区域发生火警时，图像监视系统能够根据该探测器的位置信息，自动调整摄像头的角度，将火灾区域的画面在图像终端自动显示。

6.火灾报警系统

海上换流站设置一套火灾报警系统，用于实现对站内各重要设备的火灾报警，并能自动和手动启动相关消防设备，确保运行人员能及时了解火灾情况，迅速采取消防、灭火措施，有效地减小火灾影响范围，遵循国家消防标准GB50229—2006 《火力发电厂及变电所防火设计规范》和GB50116—2013 《火灾自动报警系统设计规范》。

继电器室内设置火灾报警主机实现监视、报警、消防联动控制等功能，并与控制保护系统及计算机监控系统进行通信和接口。运行人员可在计算机监控系统上监视火灾报警信息。同时在继电器室、配电室、通信机房、阀厅、连接变压器室、备品备件库、站内水泵房等处均设有各种火灾探测器、手动报警装置以及灭火控制器，并可分区设置区域火灾控制显示器。其中火灾探测器根据不同的场地环境，可采用感烟型探测器、火焰探测器、感温电缆等。灭火控制器可根据火灾报警信号或控制器传来的控制信号自动启动消防联动控制设备进行灭火。

阀厅内采用吸气式火灾探测器，并设置红外火焰和紫外线检测对射探测器作为后备。吸气式火灾探测器通过检测空气中粒子判断是否有早期火灾现象，为迅速发现和扑灭早期火灾提供条件。当多个探测区域发出告警信号时，将闭锁、隔离换流阀，并将自动关闭阀厅空气处理系统的送回风机，确认火灾扑灭且不能复燃后，打开排烟风机进行排烟。

继电器室、通信设备室等采吸气式火灾探测器与感烟型探测器；其他房间包括蓄电池室、配电室等采用离子烟雾探测器或光学感烟探测器；控制楼内的电缆竖井及沟道采用离子型烟雾探测器，同时配置消防联动接口。

连接变压器采用感温电缆，布置在设备周围，同时，瓦斯动作信号将与探测报警回路联锁，所有告警信号接入中央报警屏并联动连接变压器水喷雾消防系统。

电缆间内采用离子烟雾探测器，探测器动作后向中央报警屏发送相应的告警信号，并配置消防联动接口。

站内消防分区设置，并根据不同的被保护对象，采取相应的消防设施：连接变压器采用水喷雾消防系统；其余地方采用消火栓，消火栓设置在走廊及阀厅的入口处。

火灾报警系统要求具有高灵敏度、高可靠性、低误报率和误动率，联动消防系统安全可靠。

7.在线监测系统

（1）连接变压器油中溶解气体在线监测系统。海上换流站连接变压器各配置一套油中溶解气体在线监测系统。系统一般由油气分离单元、气体检测单元、数据采集和控制数据处理单元以及辅助单元等组成。当变压器带电运行时，可用于对变压器全部绝缘油中溶解特征气体含量进行连续监测，也可按要求以较短的周期进行定时在线检测。

海上换流站配置一套综合数据处理装置，通过综合业务数据网接至地调变压器油中溶解气体在线监测系统主站，并能提供远期其他在线监测系统接入的接口。

（2）避雷器动作计数远传系统。海上换流站阀厅与直流线路上所有避雷器的动作次数需远传到海上换流站的计算机监控系统。

避雷器现场的计数器（信号转换及传输装置）采用电流感应方式获取避雷器的动作信号，在现场显示避雷器动作计数的同时，将避雷器动作信号转换为有效的光信号。每一个避雷器动作次数的光信号通过光纤接入避雷器动作计数信号接收装置，避雷器动作计数远传系统经数据处理后实时记录各路避雷器的新增动作记 （带时间），同时将数据通过RS485接口输出到综合数据处理单元，避雷器动作次数经综合数据处理单元通过网络形式接入二次安防的非控制区交换机上送监控系统。

8.二次系统设备布置

海上换流站二次控制保护设备采用集中布置方式，共设1个主控制台、1个继电器室、2个蓄电池室和1个阀冷设备间。

（1）主控制台。用于放置运行人员工作站、工程师工作站、文档管理工作站、远动工作站、集控系统工作站、视频及环境监控系统后台。

（2）继电器室。用于放置系统服务器屏、交直流控制保护、换流阀控制保护、故障录波、计量、直流屏、远动工作站、保信子站屏、视频及环境监控系统、火灾报警系统主机、同步时钟对时系统屏、交流不间断电源屏、二次安全防护屏以及电能采集系统等二次屏柜。

（3）蓄电池室。设置2个专用蓄电池室，用于放置2组蓄电池。

（4）阀冷设备间。用于放置换流阀冷却系统的控制保护屏柜与动力屏柜。