500 kV直流融冰兼動態(tài)無功補償裝置的晶閘管閥試驗

陸 翌，胡文堂，陳金法，趙啟承，金涌濤

（浙江省電力試驗研究院，杭州 310014）

500 kV直流融冰兼動態(tài)無功補償系統(tǒng)工程是浙江省電力公司的重點項目，所采用的直流融冰兼動態(tài)無功補償裝置 （下簡稱 “融冰兼動補裝置”）安裝于金華500 kV雙龍變電站。該裝置可以靈活簡便地從動態(tài)無功補償模式切換到直流融冰模式，其核心設備是由晶閘管組成的整流器[1]。對晶閘管閥組的試驗可參照靜止無功補償裝置（SVC）的規(guī)程進行，但也有其獨特的要求。筆者結合金華500 kV雙龍變直流融冰兼動態(tài)無功補償系統(tǒng)的工程實施經(jīng)驗，總結了此類裝置晶閘管閥的現(xiàn)場試驗方法，并提出了一些注意事項。

1 晶閘管閥的構成

融冰兼動補裝置采用六相12脈可控整流電路，如圖1所示，共有2組三相6脈晶閘管閥組，每組晶閘管閥又由3個單相6脈沖晶閘管閥組成。每個單相晶閘管閥由1個正橋臂和1個負橋臂串接組成 （見圖2），并采用N+2冗余原則，即每個橋臂上任意2個晶閘管損壞，整個閥體仍然可以正常工作。

晶閘管采用光電式觸發(fā)方式。每個晶閘管配有1個晶閘管電子電路（TE），其功能是將控制系統(tǒng)進來的光觸發(fā)信號（脈沖）轉換為觸發(fā)電流脈沖，使晶閘管觸發(fā)導通，同時將晶閘管的狀態(tài)信號（正常/損壞）轉換為光脈沖信號轉發(fā)給控制系統(tǒng)，從而使控制系統(tǒng)發(fā)出晶閘管告警或保護信號。

晶閘管過電壓保護采用擊穿二極管保護電路（Break Over Diode，BOD），能在觸發(fā)脈沖丟失等極端情況下強制導通晶閘管以保護設備安全。

控制系統(tǒng)與晶閘管電子電路間通過光纖連接，每塊TE電路連接2根光纖，分別傳送晶閘管觸發(fā)信號和回送狀態(tài)信號。

晶閘管采用水冷卻，水冷散熱器串聯(lián)于晶閘管閥串中。

圖1 六相12脈可控整流電路拓撲結構

圖2 單相閥的結構示意圖

2 閥體均壓試驗

由于每相閥由多個晶閘管串聯(lián)而成，所以必須確保閥串所承受的電壓均勻分布到每個晶閘管上。閥體的均壓系數(shù)可以在低壓下測量，即在閥串兩端施加380 V電壓并測量每個晶閘管閥兩端的電壓。均壓系數(shù)η為：

式中：UT為閥串兩端的總電壓；UM為閥串中單個晶閘管所承受的最大電壓；ns為閥串串聯(lián)的晶閘管數(shù)。

以融冰兼動補裝置1號閥組C相閥正向串為例，實際測得各晶閘管閥兩端的電壓如表1所示，其均壓系數(shù)以式（1）計算可得η為99.3%。

表1 1號閥組C相閥串的均壓試驗數(shù)據(jù)

值得注意的是，閥體的均壓主要由晶閘管的RC阻尼回路來承擔[2]。RC阻尼回路采用的是水電阻，并且通常大功率電力電子設備的開關元件都串聯(lián)有水冷散熱器，所以在進行均壓試驗前必須確認水冷系統(tǒng)已安裝調試完畢。在試驗時，水冷系統(tǒng)可以不開啟，但是管道內(nèi)必須有水，并且已經(jīng)通過一段時間的過濾，各項參數(shù)達到正常運行要求。

3 晶閘管手動觸發(fā)試驗

晶閘管的手動觸發(fā)試驗主要是驗證同一閥串上多個晶閘管開通和關斷時間的均衡性，以確保閥體起到應有的均壓作用。如果試驗條件允許，手動觸發(fā)試驗應在閥體可承受的最高電壓下進行，但也可以在低壓下進行[3]。簡單試驗接線如圖3所示。三相380 V接入閥組的交流輸入端，同時在直流側串聯(lián)一小電抗。試驗時，控制系統(tǒng)給出觸發(fā)脈沖導通晶閘管，用示波器查看同一閥串上相鄰2個晶閘管之間的電壓（導通/關斷時刻）波形，如圖4所示，相鄰2個晶閘管應基本同時導通。

圖3 閥組低電壓測試接線示意圖

如果現(xiàn)場條件允許，手動觸發(fā)試驗應在最大和最小觸發(fā)角之間重復多次并且測量每個晶閘管的導通關斷時間。需要注意的是，不同型號的晶閘管存在大小不同的最小導通電壓。如果現(xiàn)場試驗條件只允許進行低壓觸發(fā)試驗，但380 V的低壓又不足以導通整個閥組時，可以對單相閥或者閥串上某個閥段分別進行試驗。

4 低壓通電試驗

在晶閘管閥的分系統(tǒng)調試中，最重要的環(huán)節(jié)是低壓通電試驗。閥組在低電壓條件下模擬正常運行工況，使設備本身的隱患可以在這一環(huán)節(jié)暴露出來，避免高壓情況下?lián)p壞設備。低壓通電試驗的目的是驗證晶閘管電子電路、控制系統(tǒng)、光電轉換設備、晶閘管和光纖功能的正確性。試驗接線同圖3。試驗時控制系 統(tǒng)和水冷系統(tǒng)必須投入正常運行。在監(jiān)控系統(tǒng)上啟動融冰兼動補裝置并調節(jié)到最小運行工況后，依次檢查各晶閘管狀態(tài)和交流側電流信號，如果條件允許還應測量裝置輸出的諧波電流含有量；檢查直流側電流信號，直流電流測量結果如圖5所示，為典型的6脈沖整流波形。

確認裝置運行正常后，還應進行以下試驗：

（1）保護功能試驗，即改變各項保護的整定值，使其低于當前運行值，驗證保護能正常動作。

（2）抗干擾試驗，即驗證控制系統(tǒng)和光電轉換設備的抗電磁干擾能力。試驗時在距控制柜20 cm處，分別在開門和關門狀態(tài)下持手機通話，手機的發(fā)射功率應在1～5 W。直流側和交流側的電流波形正常，沒有突變的現(xiàn)象，且沒有跳閘信號輸出。

圖5 閥組低壓通電時的直流電流波形

（3）系統(tǒng)冗余試驗，即驗證裝置備用系統(tǒng)和主系統(tǒng)之間的切換功能正常且切換過程平滑。如融冰兼動補裝置的晶閘管電子電路有220VAC和220VDC 2路高頻電流源 （一主一備），試驗時可手動切除1路，檢查備用電源是否正常啟動且裝置輸出無波動。

5 模擬擊穿和丟失脈沖試驗

試驗模擬2種故障工況，驗證晶閘管閥保護功能，同時驗證光纖通信功能的正確性。

擊穿試驗是模擬閥組有一個或多個晶閘管被擊穿，此時閥兩端的電壓由同一閥串上的其他晶閘管承受。為防止其他晶閘管乃至裝置的損壞，控制系統(tǒng)應發(fā)出相應的報警或保護信號。具體試驗步驟為：在閥兩端施加可以使其導通的電壓，并確認控制系統(tǒng)已開啟，閥電子電路已供電。然后對晶閘管的狀態(tài)反饋光纖逐一插拔，確認閥電子電路報警顯示正常。由于融冰兼動補裝置的晶閘管閥采用N+2設計，當1個晶閘管故障時應報警，每串閥有3個及以上晶閘管故障時應跳閘。

丟失脈沖試驗是模擬一個晶閘管丟失脈沖情況下，丟失脈沖的晶閘管處于關斷狀態(tài)，而閥串上的其他晶閘管處于導通狀態(tài)，這樣閥串兩端電壓全部由1個晶閘管承受，如不將其強制導通則必然引起晶閘管損壞[4]。試驗時裝置在低壓通電情況下正常運行，通過拔除1個晶閘管的觸發(fā)光纖來模擬晶閘管連續(xù)多次丟失脈沖故障，脈沖丟失持續(xù)時間應大于相應的保護時延。檢查晶閘管的BOD保護是否正確動作，晶閘管是否被強制觸發(fā)。此試驗可以檢驗光纖連接是否正確，同時驗證晶閘管觸發(fā)脈沖已發(fā)送并被正確接收，以檢驗晶閘管BOD保護的正確性。

6 結語

晶閘管閥是融冰兼動補裝置重要的子系統(tǒng)。由于現(xiàn)代電力電子裝置的高集成度，晶閘管閥的部分試驗 （耐壓、絕緣等）在安裝之前就可以完成。本文主要介紹融冰兼動補裝置所用晶閘管閥的現(xiàn)場調試。根據(jù)現(xiàn)場調試經(jīng)驗，提出以下注意事項和重要原則：

（1）在進行均壓試驗時，如果水冷系統(tǒng)未投入運行，則必須確認冷卻水的各項參數(shù) （電導率等）達到運行要求。

（2）在進行手動觸發(fā)試驗時，必須注意晶閘管的最小導通電壓。如果受現(xiàn)場條件限制，試驗可以在閥串上分段進行。

（3）低壓通電試驗時雖然電流較小，但為了確保設備及人身安全，一般要求水冷系統(tǒng)正常運行。

（4）晶閘管擊穿保護和丟失脈沖保護無法通過改變保護定值來驗證，必須以手動插拔光纖來驗證。

[1] 申屠剛，程極盛，江道灼，等.500 kV直流融冰兼動態(tài)無功補償系統(tǒng)研發(fā)與工程試點[J].電力系統(tǒng)自動化，2009，33（23）：75-80.

[2] T.BAUER，H.P.LIPS，G.THIELE，et al.Operational Tests on HVDC Thyristor Modules in a Synthetic Test Circuit for the Sylmar East Restoration Project[J].IEEE Transactions on Power Delivery，1997，12 （3）：1151-1158.

[3] M.SAMPEI，T.YAMADA，S.TANABE，et al.Secular Change in Characteristics of Thyristors Used in HVDC Valve[J].IEEE Transactions on Power Delivery，1997，12（3）：1159-1167.

[4] J.URBANEK，R.J.PIWKO，E.V.LARSEN，et al.Thyristor Controlled Series Compensation Prototype Installation at the Slatt 500 kV Substation[J].IEEE Transactions on Power Delivery，1993，8（3）：1460-1469.