舟山多端柔性直流工程系统方案

马玉龙，马为民，陈东，蒋维勇，吴方劼，梅念，余世峰

(国网北京经济技术研究院，北京市100052)

0 引言

由于采用了全控型电力电子器件，柔性直流输电解决了常规直流输电的诸多固有问题，如对有功功率和无功功率的独立控制，不需要无功补偿设备，无须交流系统支撑完成换相等，在风力发电并网、孤岛供电、多端直流输电以及城市配电网增容改造等领域有着广泛的应用前景［1-3］。

1997年，世界上第一个柔性直流输电工程(Heällsjön工程)成功运行，此后柔性直流输电技术呈现出快速发展的趋势，工程容量已从最初的MW级发展到GW级，直流电压等级从10 kV提升到500 kV。近年来，我国加快了柔性直流输电技术的研发力度和工程建设。2011年，由我国自主建设的柔性直流工程——上海南汇柔性直流输电科技示范工程投入运行。

舟山多端柔性直流输电示范工程为五端系统，各换流站分别位于舟山本岛(定海)、岱山岛、衢山岛、泗礁岛及洋山岛。工程直流电压等级为±200 kV，各换流站容量分别为定海换流站400 MW、岱山换流站300 MW、衢山换流站100 MW、洋山换流站100 MW、泗礁换流站100 MW。各换流站间采用电缆连接，电缆总长为140 km。

舟山工程各换流站将接入现有舟山电网，其中定海换流站以1回220 kV线路接入220 kV舟北变，岱山换流站以1回220 kV线路接入220 kV蓬莱变，衢山换流站以1回110 kV线路接入110 kV大衢变，洋山换流站以1回110 kV线路接入110 kV沈家湾变，泗礁换流站以1回110 kV线路接入110 kV嵊泗变。换流站与交流变电站间的线路、所接入的变电站的交流间隔均配套建设。

舟山工程各换流站采用基于模块化多电平技术的电压源换流器［4-5］。模块化多电平换流器可大大减小单个绝缘栅双极型晶体管(insulated gate bipolar transistor，IGBT)的开关频率，降低换流阀的功率损耗，使大容量柔性直流技术的工程化推广具备可能。舟山多端柔性直流工程建成后对于加强舟山群岛各海岛间的电气联系，增强网架结构，解决海上风电接入问题，提高供电可靠性等都有重要意义。

1 换流站主接线

舟山柔性直流工程的地理接线图如图1所示。换流阀采用半桥式模块化多电平换流器，其拓扑结构如图2所示。桥臂中的每个子模块可以独立控制，每相上、下2个桥臂的电压和等于直流母线电压。交流电压由每相中2个桥臂的子模块旁路比例控制，桥臂中的子模块越多，交流电压的谐波越小。每个桥臂装设桥臂电抗器，用于抑制故障电流的快速上升。定海、洋山换流站的主接线如图3、4所示，其他换流站的主接线与此类似。

图1 舟山工程地理接线图Fig.1 Geographical connection of Zhoushan project

图2 半桥式模块化多电平电压源换流器Fig.2 Half-bridge MMC VSC

2 多端系统运行方式

舟山电网的主要电源点位于舟山本岛(定海)，岱山等其他岛屿均通过交流220 kV或110 kV交流线路供电。建设舟山柔性直流工程的主要目的是满足各岛屿用电负荷增长的需要，以及交流线路故障时向各岛屿供电。因此，柔性直流工程投运后主要的运行方式是定海站作为送电端，其他4个换流站作为受电端。当定海站退出运行时，考虑到舟山本岛与岱山岛间通过交流220 kV连接，岱山站将作为送电端，其他3个换流站作为受电端。

图3 定海换流站主接线图Fig.3 Main wiring diagram of Dinghai converter station

图4 洋山换流站主接线图Fig.4 Main wiring diagram of Yangshan converter station

本工程除了考虑上述主要的运行方式外，为增加运行的灵活性，发挥多端柔性直流输电系统的优势，也保留其他运行方式。对于并联型五端系统，其运行方式可分为五端、四端、三端、二端及STATCOM 这五大类，理论上共有27种运行方式，但正常运行时衢山站和泗礁站不配置接地点，因此不考虑衢山站与泗礁站两端的运行方式，实际共有26种运行方式，详见表1。

受本工程模块化多电平换流器主接线技术特点的限制，不考虑单极运行方式。

3 换流站功率圆图与主回路参数

换流站功率圆图(即PQ圆图)指换流站与交流系统交换有功和无功的能力。绘制PQ圆图的限制条件包括联接变容量、调制比范围、电缆等设备的通流能力等。以定海站为例，其PQ圆图如图5所示。

设计得到的各换流站桥臂电抗器、联接变等设备的参数见表2、3。

4 控制保护策略

对于舟山五端系统，换流站控制保护［6-11］可分为系统级控制、换流站级控制与换流阀级控制。系统级控制确定柔性直流工程各个换流站的控制目标与相互配合关系，换流站级控制确定站内的控制策略，而换流阀级控制产生换流阀基本模块的触发脉冲。

4.1 系统级控制策略

系统级控制策略主要从调度要求与直流系统稳定运行角度，确定多端系统的整体控制策略与各换流站的控制目标。当系统中有3个以上的换流站运行时可采用基于直流电压偏差控制的控制策略，其基本思想是选择某一换流站主控直流电压，并自动平衡系统的有功功率;对于其他换流站主控功率，也设置直流电压控制器，其直流电压指令值依次增加1个偏差带，这样可以确保任何情况下整个系统的直流电压都可控，并且只被1个换流站控制。当无站间通信时，基于电压偏差控制的控制策略也能很好地维持系统的稳定运行。当为五端换流站运行时，定海换流站的容量最大，平衡系统功率的能力最强，因此选择定海站作为直流电压主控站，岱山站次之，图6为基于电压偏差控制的控制策略示意图。

表1 舟山工程运行方式Tab.1 Operation modes of Zhoushan project

图5 定海站换流器PQ圆图Fig.5 PQ diagram of Dinghai converter station

表2 各换流站桥臂电抗器参数

表3 各换流站联接变参数

图6 基于电压偏差控制的控制策略Fig.6 Control strategy based on voltage offset control

基于电压偏差的控制策略主要适用于站间通信不正常时的直流电压控制，在通信正常时当定电压控制的换流站失去电压控制时可以通知其他换流站接管直流电压控制，并将直流电压控制在额定值。

电压控制权的转移主要有2种情况，一种是因直流系统的功率过剩导致的直流电压升高，另一种是直流系统的功率不足导致的直流电压下降。当多端系统中从直流系统汲取功率的换流站退出或汲取功率减小，或者向直流系统供给功率的换流站功率增大时，若定电压换流站向直流系统不能再增加所汲取的功率，直流系统的功率将出现缺额，从而引起直流电压的下降。当多端系统中向直流系统供给功率的换流站退出或供给功率减小，或者从直流系统汲取功率的换流站功率增大时，若定电压换流站向直流系统不能再增加所供给的功率，直流系统的功率将出现缺额，从而引起直流电压的下降。

在本工程中，最有可能发生的是因直流电压下降引起的电压控制权转移。例如，假定定海换流站向直流系统注入功率，其他4个换流站从直流系统汲取功率。若定海换流站退出运行，直流电压会下降，则超过直流电压死区值后岱山换流站会接管电压控制权，从而维持直流电压的稳定。若任一汲取功率的换流站退出运行或功率定值减小，则定海换流站会自动减少功率以维持直流电压的稳定。

在运行过程中，换流站的功率出力都要受换流器容量、过负荷水平等因素的限制，因此有些情况下有可能通过多次电压控制权的转移才能维持系统的稳定。例如在岱山 300 MW、衢山 100 MW、泗礁100 MW、洋山100 MW四端系统运行时，如果岱山站退出运行，由于其他换流站的容量较小，发生一级电压控制权的转移后系统仍不能保持功率平衡，当发生第二级电压控制权转移后系统才能稳定。

若所连接的交流系统为无源系统或交流系统很弱，例如洋山岛失去与舟山本岛、岱山岛的交流线路联系，则该换流站应进入频率控制，以满足向无源系统送电的要求。

以上分析了本工程有功类控制目标的选取。对于电压源型换流器而言，还具备无功类目标的控制，如与系统交换的无功、交流电压。各换流站可以根据需要选择无功或交流电压作为控制目标。

4.2 换流站级控制策略

换流站级控制策略执行系统级控制策略产生的有功类和无功类指令，并产生换流器级控制的指令，如调制电压。本工程推荐采用基于dq变换的直接电流控制策略，该控制策略在柔性直流工程以及电压源换流器控制中得到广泛应用。基于dq变换的直接电流控制实现了有功类控制目标与无功类控制目标的解耦，其d轴控制器以有功类指令为控制目标，q轴控制器以无功类指令为控制目标，d轴与q轴的矢量和为最终输出指令。d轴和q轴控制器均采用外环控制器与内环控制器嵌套的结构。换流站级控制还应具备抑制桥臂环流的能力。

联接变压器分接头的控制策略为控制换流器的调制比，使调制比位于死区范围内。当调制比超过上限值时调低联接变阀侧电压，低于下限值时调高联接变阀侧电压。图7为换流站级控制策略示意图。

图7 换流站级控制策略Fig.7 Control strategy of converter station level

4.3 换流器级控制策略

换流器级控制策略执行换流站级控制系统产生的电压调制波形，产生换流器桥臂子模块导通及关断的指令。采用最近电平控制(nearest level control，NLC)可以根据电压调制波形产生相应的子模块开通数量。换流器级控制中，应使各子模块的开关频率尽可能低，从而降低损耗，同时应采取合适的策略确保同一桥臂的各子模块电容电压相对均衡，减小相间环流。

4.4 直流保护配置

直流保护的范围为联接变阀侧至直流电缆区域，直流保护配置如图8所示。换流阀器件级的保护，如IGBT过流保护、子模块过压保护等由阀控承担。直流保护动作后应闭锁换流器，跳开交流进线开关，打开直流侧隔刀，退出包括联接变在内的所有直流设备。

图8 换流站保护配置Fig.8 Protection configuration of converter station

5 结论

舟山柔性直流工程采用半控型模块化多电平换流器技术，可显著降低直流工程损耗。舟山五端柔性直流工程直流电压等级为±200 kV，换流器总容量为1 000 MW，采用直流电缆互联，工程建成后将进一步改善舟山群岛的电网结构，提高电网供电的可靠性。

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