舟山多端柔直换流站起停顺序分析研究及改进

李剑波 刘 黎 苗晓君 刘明康 乔 敏

（国网浙江省电力公司舟山供电公司，浙江 舟山 316000）

柔性直流输电是基于全控型电力电子器件的新一代直流输电技术，是当今世界电力电子技术应用的制高点。柔性直流输电技术在提高电力系统稳定性，增加系统无功储备，改善电能质量，解决非线性负荷、冲击性负荷对系统的影响等方面都具有较强的技术优势。由于其本身具有的技术特点，柔性直流输电系统适用于可再生能源并网、分布式发电并网、孤岛供电、海上平台供电和大型城市电网供电方面，柔性直流输电系统的综合优势更加明显[1-2]。

为提高舟山群岛各岛供电能力和供电可靠性，解决电能质量偏低、风电等可再生能源接入电网等一系列问题，同时掌握多端柔性直流输电核心技术，国家电网公司在舟山建设多端柔性直流输电工程。工程采用最新型的模块化多电平换流器（Modular Multilevel Converter，MMC）[3]，在舟山本岛、岱山岛、衢山岛、泗礁岛及洋山岛，各建设1 座换流站，直流电压等级为±200kV，设计容量分别为舟定站400MW、舟岱换流站300MW、舟衢换流站100MW、舟洋换流站100MW、舟泗换流站100MW。

1 舟山多端柔性直流系统接入方式

舟定换流站通过定云2R38 线接入220kV 云顶变、舟岱站通过岱蓬2R37 线接入220kV 蓬莱变；舟衢换流站通过衢大1934 线接入110kV 大衢变、舟洋换流站通过洋沈1933 线接入110kV 沈家湾变、舟泗换流站通过大嵊泗1932 线接入110kV 嵊泗变。舟山多端柔性直流输电系统的交直流耦合电网，其电气结构图如图1所示。

2 舟山柔直换流站电气主接线

舟山柔直换流站一次主要设备包括交流线路、直流线路、直流母线、换流阀等，一次设备电气接线图如图2所示。

图1 舟山多端柔性直流输电系统的 交直流耦合电网结构图

柔性直流输电系统的结构和常规直流输电系统相比，存在较大的差异，柔性直流对电能的控制和调节更加灵活、快速，不存在换相失败问题，无需配置滤波及无功补偿设备，易于构建多端直流，利于电网黑起动。此外，因起动电阻、桥臂电抗器、平波电抗器、换流器都是柔性直流特有的设备，因此多端柔直换流站起停顺序与交流变电站、常规换流站有很大的不同。

柔直换流站内交流进线、直流线路、联结变常规电气设备状态定义于交流站类似，其特殊设备状态定义如下。

1）换流阀

检修：起动电阻旁路闸刀拉开位置，换流器正负极闸刀拉开位置，换流阀相关接地闸刀在合上位置。

图2 舟山柔直换流站一次系统图（舟定换流站为例）

冷备用：安全措施拆除，起动电阻旁路闸刀拉开位置，换流器正负极闸刀拉开位置，换流阀相关接地闸刀在拉开位置。

极连接：起动电阻旁路闸刀拉开位置，换流器正负极闸刀合上位置，换流阀相关接地闸刀在拉开位置，阀闭锁。

2）充电

（1）HVDC 充电：起动电阻旁路闸刀合上位置，换流器正负极闸刀合上位置，换流阀相关接地闸刀在拉开位置，阀闭锁。

（2）STATCOM 充电：起动电阻旁路闸刀合上位置，换流器正负极闸刀拉开位置，换流阀相关接地闸刀在拉开位置，阀闭锁。

3）运行

（1）有源HVDC 运行：起动电阻旁路闸刀合上位置，换流器正负极闸刀合上位置，换流阀相关接地闸刀在拉开位置，阀以有源HVDC 控制方式触发导通。

（2）无源HVDC 运行：起动电阻旁路闸刀合上位置，换流器正负极闸刀合上位置，换流阀相关接地闸刀在拉开位置，阀以无源HVDC 控制方式触发导通。

（3）STATCOM 运行：起动电阻旁路闸刀合上位置，换流器正负极闸刀拉开位置，换流阀相关接地闸刀在拉开位置，阀以STATCOM 控制方式触发导通。

3 直流系统起动/停运流程

换流站的站控系统接收来自运行人员通过运行人员工作站采用手动方式下达起动/停运直流系统的指令。起动/停运直流系统的顺序流程如图3所示。

3.1 直流系统起动流程

起动顺序流程如图3所示，顺序如下：

1）关上阀厅门且将阀厅门钥匙锁定在闭锁状态。

2）打开阀厅地刀。

3）处于冷备用状态。

4）极连接。

5）对联结变压器和子模块进行充电完毕，起动电阻退出。

6）处于换流阀充电状态。

7）阀解锁。

8）处于直流系统运行状态。

3.2 直流系统正常停运流程

正常停运直流系统的顺序流程如图3所示，顺序（按图3中起动顺序的序号逆向依次操作）如下：

1）阀闭锁。

2）到换流阀充电状态。

3）联结变压器放电。

4）极隔离。

5）到冷备用状态。

6）合上阀厅地刀。

7）释放阀厅钥匙，允许打开阀厅门。

图3 直流系统起动/停止顺序流程

此时，直流系统停运。换流站回到检修状态，可进入阀厅进行检修。

3.3 舟山多端柔性直流系统典型起动/停运顺序

1）舟山多端柔性直流系统起动顺序

（1）一次设备检查项目：①站内所有接地闸刀确已拉开；②起动电阻旁路闸刀确在拉开位置；③阀冷系统运行正常，无异常告警；④检查阀厅大门已闭锁；⑤阀厅暖通设备运行正常。

（2）二次设备检查项目：①阀控设备运行正常，告警信号已复归；②所有保护装置运行、通信状态正常，无异常告警，二次压板投退符合运行规定，重点检查直流控制保护装置主备方式、通信状态正常。

（3）起动前设备状态检查：①核对各换流站都已摆至极连接状态；②换流站运行模式设定（有源HVDC、无源HVDC、STATCOM）选择符合调度及运行方式要求；④直流系统控制方式符合调度及现场运行规定，多端柔性直流系统中只有一站作为定直流电压控制，其他站为有功功率（频率）控制，无功功率控制方式结合实际电网运行状态设定。

（4）换流阀充电：①定电压控制站充电，检查换流阀充电正常，起动电阻旁路闸刀按照设定定值自动合上，直流电压充电至±320kV 左右，子模块运行正常且电压平衡；②其他各站充电，并检查起动电阻旁路闸刀按照设定定值自动合上，子模块运行正常且电压平衡。

（5）换流阀解锁：①定电压控制站解锁，直压升至±400kV 左右，子模块运行正常且电压平衡；②其他各站解锁，子模块运行正常且电压平衡。

（6）五站有源HVDC 运行模式起动流程图如图4所示。

图4 五站有源HVDC 运行模式起动流程图

2）舟山多端柔性直流系统停运顺序

（1）值班人员通过监控后台操作任一换流站使换流阀闭锁，其他各站在站间通信正常的情况自动闭锁换流阀，拉开各站交流进线开关。

（2）换流器正极闸刀、换流器负极闸刀在换流站换流阀闭锁、交流进线开关分闸15min 后以及正极电流、负极电流降至5A 以下，后拉开，将各站改至及隔离状态。

（3）按照调度指令换流站改至所需状态。

（4）五站有源HVDC 运行模式停运流程图如图5所示。

图5 有源HVDC 运行模式五站停运流程图

3.4 舟山多端柔性直流起停顺序的改进建议

目前，舟山多端柔性直流换流站按照上述流程进行起停操作，发现起停顺序还有待改进，提出以下三个方面的建议。

1）舟山多端柔直换流站起停顺序依赖于站间通信，若站间通信失去的情况下，将无法起动多端柔性直流，无站间通信的情况下，多端柔直换流站将自动停运。建议后期工程开展对换流站直流系统控制策略的研究，使得多端柔直换流站起停顺序不依赖于站间通信。

2）换流站监控后台程序化操作还不完善，目前只满极隔离之后程序化操作功能，极隔离之前的操作只实现遥控操作的条件。建议工程后期完善程序化操作逻辑，使得全站状态实现程序化操作，节省多端柔直换流站起动/停运的时间。

3）目前某个换流站退出运行，需其他换流站配合停运，影响了多端柔直换流站运行的可靠性，建议后期开展换流器正负极闸刀带电分合闸试验，试验成功后，可以实现在换流阀闭锁时，通过换流器正负极闸刀进行改变其运行方式，将某一个站退出和投入运行，使得多端柔性直流起停顺序更加灵活。

4 结论

本文对舟山多端柔性直流接入方式，换流站电气设备组成，换流站设备调度状态定义进行了介绍，对柔直系统正常起动、停运流程，多端柔性直流系统典型起动/停运顺序进行了总结，给出了舟山多端柔性直流起停顺序的改进建议。舟山多端柔性直流输电示范工程是世界首个五端柔性直流输电工程,该工程将为今后的风电场并网、孤岛供电、柔性直流交直流并列运行、电网无功控制等提供有力的技术支撑和相关的运行经验,对促进我国多端柔性直流输电技术的工程化和使用化，提高电网的可靠具有重要的意义。

[1] 刘隽,何维国,包海龙.柔性直流输电技术及其应用前景研究[J].供用电,2008,25(1): 6-9.

[2] 屠卿瑞,徐政.多端直流系统关键技术概述[J].华东电力,2009,37(2): 267-271.

[3] 汤广福,贺之渊,滕乐天,等.电压源换流器高压直流输电技术最新研究进展[J].电网技术,2008,32(22): 39-44,89.

[4] 徐政,陈海荣.电压源换流器型直流输电技术综述[J].高电压技术,2007,33(1): 1-10.

[5] 何湘宁,陈阿莲.多电平变换器的理论和应用技术[M].北京: 机械工业出版社,2006.

[6] 浙江大学发电教研组直流输电科研组.直流输电

[M].北京: 电力工业出版社,1982.