舟山多端柔直換流站起停順序分析研究及改進

李劍波 劉 黎 苗曉君 劉明康 喬 敏

（國網浙江省電力公司舟山供電公司，浙江 舟山 316000）

柔性直流輸電是基于全控型電力電子器件的新一代直流輸電技術，是當今世界電力電子技術應用的制高點。柔性直流輸電技術在提高電力系統穩定性，增加系統無功儲備，改善電能質量，解決非線性負荷、沖擊性負荷對系統的影響等方面都具有較強的技術優勢。由于其本身具有的技術特點，柔性直流輸電系統適用于可再生能源并網、分布式發電并網、孤島供電、海上平臺供電和大型城市電網供電方面，柔性直流輸電系統的綜合優勢更加明顯[1-2]。

為提高舟山群島各島供電能力和供電可靠性，解決電能質量偏低、風電等可再生能源接入電網等一系列問題，同時掌握多端柔性直流輸電核心技術，國家電網公司在舟山建設多端柔性直流輸電工程。工程采用最新型的模塊化多電平換流器（Modular Multilevel Converter，MMC）[3]，在舟山本島、岱山島、衢山島、泗礁島及洋山島，各建設1 座換流站，直流電壓等級為±200kV，設計容量分別為舟定站400MW、舟岱換流站300MW、舟衢換流站100MW、舟洋換流站100MW、舟泗換流站100MW。

1 舟山多端柔性直流系統接入方式

舟定換流站通過定云2R38 線接入220kV 云頂變、舟岱站通過岱蓬2R37 線接入220kV 蓬萊變；舟衢換流站通過衢大1934 線接入110kV 大衢變、舟洋換流站通過洋沈1933 線接入110kV 沈家灣變、舟泗換流站通過大嵊泗1932 線接入110kV 嵊泗變。舟山多端柔性直流輸電系統的交直流耦合電網，其電氣結構圖如圖1所示。

2 舟山柔直換流站電氣主接線

舟山柔直換流站一次主要設備包括交流線路、直流線路、直流母線、換流閥等，一次設備電氣接線圖如圖2所示。

圖1 舟山多端柔性直流輸電系統的 交直流耦合電網結構圖

柔性直流輸電系統的結構和常規直流輸電系統相比，存在較大的差異，柔性直流對電能的控制和調節更加靈活、快速，不存在換相失敗問題，無需配置濾波及無功補償設備，易于構建多端直流，利于電網黑起動。此外，因起動電阻、橋臂電抗器、平波電抗器、換流器都是柔性直流特有的設備，因此多端柔直換流站起停順序與交流變電站、常規換流站有很大的不同。

柔直換流站內交流進線、直流線路、聯結變常規電氣設備狀態定義于交流站類似，其特殊設備狀態定義如下。

1）換流閥

檢修：起動電阻旁路閘刀拉開位置，換流器正負極閘刀拉開位置，換流閥相關接地閘刀在合上位置。

圖2 舟山柔直換流站一次系統圖（舟定換流站為例）

冷備用：安全措施拆除，起動電阻旁路閘刀拉開位置，換流器正負極閘刀拉開位置，換流閥相關接地閘刀在拉開位置。

極連接：起動電阻旁路閘刀拉開位置，換流器正負極閘刀合上位置，換流閥相關接地閘刀在拉開位置，閥閉鎖。

2）充電

（1）HVDC 充電：起動電阻旁路閘刀合上位置，換流器正負極閘刀合上位置，換流閥相關接地閘刀在拉開位置，閥閉鎖。

（2）STATCOM 充電：起動電阻旁路閘刀合上位置，換流器正負極閘刀拉開位置，換流閥相關接地閘刀在拉開位置，閥閉鎖。

3）運行

（1）有源HVDC 運行：起動電阻旁路閘刀合上位置，換流器正負極閘刀合上位置，換流閥相關接地閘刀在拉開位置，閥以有源HVDC 控制方式觸發導通。

（2）無源HVDC 運行：起動電阻旁路閘刀合上位置，換流器正負極閘刀合上位置，換流閥相關接地閘刀在拉開位置，閥以無源HVDC 控制方式觸發導通。

（3）STATCOM 運行：起動電阻旁路閘刀合上位置，換流器正負極閘刀拉開位置，換流閥相關接地閘刀在拉開位置，閥以STATCOM 控制方式觸發導通。

3 直流系統起動/停運流程

換流站的站控系統接收來自運行人員通過運行人員工作站采用手動方式下達起動/停運直流系統的指令。起動/停運直流系統的順序流程如圖3所示。

3.1 直流系統起動流程

起動順序流程如圖3所示，順序如下：

1）關上閥廳門且將閥廳門鑰匙鎖定在閉鎖狀態。

2）打開閥廳地刀。

3）處于冷備用狀態。

4）極連接。

5）對聯結變壓器和子模塊進行充電完畢，起動電阻退出。

6）處于換流閥充電狀態。

7）閥解鎖。

8）處于直流系統運行狀態。

3.2 直流系統正常停運流程

正常停運直流系統的順序流程如圖3所示，順序（按圖3中起動順序的序號逆向依次操作）如下：

1）閥閉鎖。

2）到換流閥充電狀態。

3）聯結變壓器放電。

4）極隔離。

5）到冷備用狀態。

6）合上閥廳地刀。

7）釋放閥廳鑰匙，允許打開閥廳門。

圖3 直流系統起動/停止順序流程

此時，直流系統停運。換流站回到檢修狀態，可進入閥廳進行檢修。

3.3 舟山多端柔性直流系統典型起動/停運順序

1）舟山多端柔性直流系統起動順序

（1）一次設備檢查項目：①站內所有接地閘刀確已拉開；②起動電阻旁路閘刀確在拉開位置；③閥冷系統運行正常，無異常告警；④檢查閥廳大門已閉鎖；⑤閥廳暖通設備運行正常。

（2）二次設備檢查項目：①閥控設備運行正常，告警信號已復歸；②所有保護裝置運行、通信狀態正常，無異常告警，二次壓板投退符合運行規定，重點檢查直流控制保護裝置主備方式、通信狀態正常。

（3）起動前設備狀態檢查：①核對各換流站都已擺至極連接狀態；②換流站運行模式設定（有源HVDC、無源HVDC、STATCOM）選擇符合調度及運行方式要求；④直流系統控制方式符合調度及現場運行規定，多端柔性直流系統中只有一站作為定直流電壓控制，其他站為有功功率（頻率）控制，無功功率控制方式結合實際電網運行狀態設定。

（4）換流閥充電：①定電壓控制站充電，檢查換流閥充電正常，起動電阻旁路閘刀按照設定定值自動合上，直流電壓充電至±320kV 左右，子模塊運行正常且電壓平衡；②其他各站充電，并檢查起動電阻旁路閘刀按照設定定值自動合上，子模塊運行正常且電壓平衡。

（5）換流閥解鎖：①定電壓控制站解鎖，直壓升至±400kV 左右，子模塊運行正常且電壓平衡；②其他各站解鎖，子模塊運行正常且電壓平衡。

（6）五站有源HVDC 運行模式起動流程圖如圖4所示。

圖4 五站有源HVDC 運行模式起動流程圖

2）舟山多端柔性直流系統停運順序

（1）值班人員通過監控后臺操作任一換流站使換流閥閉鎖，其他各站在站間通信正常的情況自動閉鎖換流閥，拉開各站交流進線開關。

（2）換流器正極閘刀、換流器負極閘刀在換流站換流閥閉鎖、交流進線開關分閘15min 后以及正極電流、負極電流降至5A 以下，后拉開，將各站改至及隔離狀態。

（3）按照調度指令換流站改至所需狀態。

（4）五站有源HVDC 運行模式停運流程圖如圖5所示。

圖5 有源HVDC 運行模式五站停運流程圖

3.4 舟山多端柔性直流起停順序的改進建議

目前，舟山多端柔性直流換流站按照上述流程進行起停操作，發現起停順序還有待改進，提出以下三個方面的建議。

1）舟山多端柔直換流站起停順序依賴于站間通信，若站間通信失去的情況下，將無法起動多端柔性直流，無站間通信的情況下，多端柔直換流站將自動停運。建議后期工程開展對換流站直流系統控制策略的研究，使得多端柔直換流站起停順序不依賴于站間通信。

2）換流站監控后臺程序化操作還不完善，目前只滿極隔離之后程序化操作功能，極隔離之前的操作只實現遙控操作的條件。建議工程后期完善程序化操作邏輯，使得全站狀態實現程序化操作，節省多端柔直換流站起動/停運的時間。

3）目前某個換流站退出運行，需其他換流站配合停運，影響了多端柔直換流站運行的可靠性，建議后期開展換流器正負極閘刀帶電分合閘試驗，試驗成功后，可以實現在換流閥閉鎖時，通過換流器正負極閘刀進行改變其運行方式，將某一個站退出和投入運行，使得多端柔性直流起停順序更加靈活。

4 結論

本文對舟山多端柔性直流接入方式，換流站電氣設備組成，換流站設備調度狀態定義進行了介紹，對柔直系統正常起動、停運流程，多端柔性直流系統典型起動/停運順序進行了總結，給出了舟山多端柔性直流起停順序的改進建議。舟山多端柔性直流輸電示范工程是世界首個五端柔性直流輸電工程,該工程將為今后的風電場并網、孤島供電、柔性直流交直流并列運行、電網無功控制等提供有力的技術支撐和相關的運行經驗,對促進我國多端柔性直流輸電技術的工程化和使用化，提高電網的可靠具有重要的意義。

[1] 劉雋,何維國,包海龍.柔性直流輸電技術及其應用前景研究[J].供用電,2008,25(1): 6-9.

[2] 屠卿瑞,徐政.多端直流系統關鍵技術概述[J].華東電力,2009,37(2): 267-271.

[3] 湯廣福,賀之淵,滕樂天,等.電壓源換流器高壓直流輸電技術最新研究進展[J].電網技術,2008,32(22): 39-44,89.

[4] 徐政,陳海榮.電壓源換流器型直流輸電技術綜述[J].高電壓技術,2007,33(1): 1-10.

[5] 何湘寧,陳阿蓮.多電平變換器的理論和應用技術[M].北京: 機械工業出版社,2006.

[6] 浙江大學發電教研組直流輸電科研組.直流輸電

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