汕头南澳岛近区海上风电有资源丰富、规模大的特点，“十二五” 规划投产的风电工程有洋东、塔屿海上风电场，“十三五” 规划投产的风电有勒门海上风电场。上述海上风电场近区为南澳岛电网，岛上又有牛头岭、青澳、云澳等已建陆上风电场，因此，南方电网选择在南澳岛近区进行示范工程建设，规划建成一个电压等级为±160kV，输送容量为200MW的四端VSC-HVDC输电系统，服务于牛头岭、青澳、云澳和塔屿风电场。分别在汕头南澳岛上建设2个送端换流站，在澄海区塑城站近区建设1个受端换流站，同期建设直流侧、交流侧的线路以及相关变电站的配套扩建。
6.2.3.1 建设规模
南澳示范工程按照直流电压±160kV，输送容量200MW 建设。工程本期建成3个换流站，其中青澳、金牛2个送端换流站位于汕头南澳岛，塑城1个受端换流站位于汕头澄海区。在金牛站汇流区预留远期50MW塔屿换流站的接入位置。
3个换流站的最终建设规模分别为：
（1）送端青澳换流站。
1）直流双极，额定电压±160kV，额定输送容量50MW；
2）连接变压器容量为1×63MVA。
（2）送端金牛换流站。
1）直流双极，额定电压±160kV，额定输送容量100MW；
2）连接变压器容量为1×120MVA；
3）直流场设置汇流母线，汇流母线输送容量200MW。
（3）受端塑城换流站。
1）直流双极，额定电压±160kV，额定输送容量200MW；
2）连接变压器容量为1×240MVA。
6.2.3.2 电气主接线
柔性直流换流站有单换流器和双换流器两种接线方式，两种接线方式各有优势。单换流器全站设置1台连接变压器，具有接线简单、造价低等特点，适用于输送容量较小的场合；双换流器全站需要2台连接变压器，具有运行方式灵活、可靠性较高等特点，适用于输送容量大，可靠性要求高的场合。
南澳示范工程是在已有风电场交流送出线路的基础上建设四端VSC-HVDC输电系统，额定输送容量仅为200MW，故本期建设的3个换流站均按照单换流器双极接线型式设计。换流站单换流器的桥臂通过阀电抗器与连接变压器相接后引入站内110kV交流配电装置。换流器采用基于MMC拓扑结构，直流侧配有直流电抗器、直流电压测量装置、直流电流测量装置、直流隔离开关及过电压保护设备等，可以实现对称双极的接线方式。
110kV交流配电装置按照单母线接线方式，选用户内GIS设备与双绕组连接变压器相连，站用电源2回由站外10kV引接。
全站设置2台10kV干式站用变压器，互为备用，容量1250kVA，变比10.5±2×2.5%/0.4kV，阻抗电压6%，连接方式Dyn11。
380/220V侧采用单母线分段接线，1号站用变压器、2号站用变压器380V侧分别接于两段母线上，双列布置在10kV/380V配电室内。
6.2.3.3 主要电气设备选择
换流站交流侧设备主要参数见表6-3。
表6-3 换流站交流侧设备主要参数
另外，110kV GIS连接变压器进线侧断路器需要考虑切合感性、容性电流的能力。
1.换流器
换流器采用MMC拓扑结构，接线示意图如图6-5所示。
图6-5 换流器接线示意图
（1）换流器阀开关器件。换流器采用MMC拓扑结构，两种类型开关器件 （模块式IGBT和压接式封装IGBT）都可以满足要求。两种类型开关器件各有优劣，其技术经济性能比较见表6-4。与压接式封装IGBT相比，模块式IGBT有较大的选择余地，器件供应较为有保证，换流器易于实现国产化，所以考虑采用模块式IGBT。
IGBT电压、电流的选择需要与换流器的直流电压等级、输送容量相匹配。目前，常用的高压IGBT器件的标称电压主要有3300V、4500V和6500V。在实际设计时，考虑到开关器件开关动作时产生的尖峰电压，以及直流电容电压上存在的波动，在选择器件电压等级时需要考虑留有1.5～2.0倍的裕量。IGBT器件所标称的电流值通常是指所能持续流过的有效电流值，这个电流主要受到器件发热的限制，一般在使用IGBT器件时也会考虑到使其电流承受能力留有1.5～2.0倍裕量。
表6-4 模块式IGBT和压接式封装IGBT技术经济性能比较
根据电压等级、容量和器件的可选性，考虑3300V和4500V两种电压等级的IGBT。开关器件参数见表6-5。
表6-5 开关器件参数
（2）换流器阀子模块。
1）子模块电容。对于MMC拓扑结构的换流器，子模块电容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受端站提供直流电压支撑。子模块电容的取值与很多因素相关，进行参数选择时，往往考虑几种主要的电气特性折中考虑，一般从子模块稳态电压波动、暂态电压波动、直流系统动态响应特性及直流双极短路时的设备安全裕度等4个方面综合考虑子模块电容的取值。子模块电压波动按不大于10%考虑，各换流站子模块电容最小值见表6-6。(www.xing528.com)
表6-6 子模块电容最小值 单位：μF
由于IGBT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，若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，一般选用干式金属化膜电容。这种电容具有自愈功能、耐腐蚀 （使用金属或塑料外壳封装）、电感较低等特点。南澳示范工程子模块电容采用干式金属化膜电容。
2）子模块个数。换流器直流电压等级与开关器件实际利用电压决定了每相桥臂子模块个数。同时考虑可靠性和可用率，每相桥臂子模块个数需考虑一定的冗余，当某一子模块故障时，通过闭合子模块中的快速旁路开关使故障子模块短路，退出运行，投入冗余子模块，不影响换流器的正常工作，待检修维护时，对故障子模块进行更换，考虑了10%的冗余。每相桥臂子模块个数见表6-7。
表6-7 每相桥臂子模块个数
（3）换流器绝缘冷却方式。从绝缘方式看，换流器有空气绝缘、油绝缘和SF6绝缘等。从冷却方式看，换流器有水冷却、风冷却、油冷却、氟利昂冷却等。根据LCCHVDC输电工程采用空气绝缘、水冷却方式的运行情况，其冷却效果理想，检修维护方便，设计、制造技术成熟，运行经验非常丰富，是换流器的主流。根据站址水源及气象条件，采用空气绝缘、水冷却的方式。
（4）换流器触发方式。柔性直流换流器的触发方式主要为光电转换触发方式。光电转换触发方式将阀控系统得到的触发信号经阀基电子设备 （VBE）转换成光信号，通过光纤传送到每个IGBT的门极控制单元 （GDU），在门极控制单元把光信号再转换为电信号，经放大后触发IGBT开关器件。光电转换触发利用了光器件和光纤的优良特性，实现了触发脉冲发生装置和换流器之间低电位和高电位的隔离，同时也避免了电磁干扰，减小了各元件触发脉冲的传递时差，使触发电路简单化和小型化，并使能耗减少，造价降低。本工程换流器触发方式考虑采用光电转换触发方式。
（5）换流器安装方式。换流器的安装方式可以是悬挂式，也可以是卧式 （支持式）。目前，已投运工程中两电平和三电平的换流器都是采用悬挂式布置，MMC结构的换流器采用卧式布置。悬挂式的安装方式可以使换流器能够抵御地震和其他的一些振动的影响。
目前国内厂家的MMC结构的换流器采用的是卧式布置设计，所以本工程换流器考虑卧式布置。由于工程站址地震烈度为8级，换流器需要能够抵抗地震烈度8级。
2.连接变压器和阀电抗器
连接变压器与阀电抗器是柔性直流换流站与交流系统之间传输功率的纽带，连接变压器的变比选择应使得换流器出口电压与换流阀侧电压匹配，而连接变压器的漏抗与阀电抗器的电感值一般并无准确的计算公式，通常根据经验综合考虑各方面因素选择，然后通过计算或仿真进行校验。阀电抗器电抗值的选择需要考虑换流器的无功电流输出能力、桥臂环流、PCC （公共连接点）的谐波水平、直流线路谐波、响应速度等因素。另外，应配合连接变压器漏抗的选择，尽可能使连接变压器的漏抗为标准值。
（1）连接变压器。连接变压器采用三相双绕组有载调压电力变压器，电网侧按三角形连接，避免谐波分量进入交流电网；换流阀侧按星形连接，中性点引出。其初步参数见表6-8。
表6-8 连接变压器参数
（2）阀电抗器。为了减少传送到系统侧的谐波，阀电抗器应采用杂散电容很小的电抗器。为了减小换流器每个开关过程产生的高du/dt对换流器的强应力，阀电抗器应尽量使用干式空心电抗器，避免使用油浸式电抗器及铁芯电抗器。阀电抗器采用干式空心电抗器，各换流站阀电抗器的技术参数见表6-9。
表6-9 阀电抗器参数
3.直流场设备
直流场设备主要包含穿墙套管、直流电抗器、隔离开关、电流测量装置、电压测量装置、避雷器等。其中穿墙套管考虑采用干式，直流电抗器采用干式空心，电流测量装置考虑采用光电式，同时可与隔离开关集成。各换流站直流场设备主要参数见表6-10。
表6-10 直流场设备主要参数
4.交流侧设备
交流侧设备考虑采用紧凑化设备，GIS和HGIS。
（1）110kV配电装置采用GIS设备。
（2）启动回路。启动回路接线结构比较特殊，存在隔离开关与断路器并联回路，如图6-6所示，若采用紧凑化设备，考虑启动电阻很难集成到GIS中，把启动电阻单独设置，为了接线便捷，需要考虑单相HGIS，如图6-6中点划线内所示范围。
图6-6 启动回路接线
（3）交流场与阀厅的电气连接。交流场位于一层，阀厅位于二层，综合考虑相序变更难易、接地刀闸和电流测量装置集成的可行性和综合投资，充分利用GIS设备连接的灵活性，采用GIS纵向连接一层交流场设备与二层换流阀的方式。
（4）站用变系统。各换流站设置1台110kV站用变压器，110+8×1.25%/10.5kV，6300kVA，Uk=10.5%；2台10kV 站用干式变压器，10.5/0.4kV，1250kVA，Uk=6%。10kV开关柜采用中置式开关柜，380V配电屏采用抽屉式，加装智能模块。
6.2.3.4 过电压保护
换流站内设备的主要保护装置为金属氧化锌避雷器，避雷器保护配置方案如图6-7所示。
图6-7 换流站避雷器配置方案
A型—保护变压器交流系统侧；A2型—保护阀电抗器、连接变压器二次侧；D型—保护直流线路设备，间接保护换流阀等设备；SR型—保护直流电抗器；SM—换流器
换流站避雷器保护水平见表6-11。
表6-11 换流站避雷器保护水平
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