简析柔直电网操作要点

2022-02-08国网北京市电力公司刘吉昀涂明涛国文亮

电力设备管理 2022年24期

国网北京市电力公司刘吉昀涂明涛马锋李雪国文亮

设计、建设期间，各科研单、高校、建设单位、调试单位等开展大量研究、分析、调试、论证等工作，但在运行过程中仍暴露出新能源大规模并网、直流电网特性分析不足等问题，也发生过因控制闭锁逻辑不完善导致操作过程中直流电网故障的情况。张北直流电网网架结构薄弱、运行特性复杂、电网控制复杂，对运行值班人员要求更高，需要在掌握本站运行方式的同时，提高直流电网网架思维，全面了解直流电网运行方式、控制模式、各项规定等，确保直流电网安全稳定运行。

1 运行方式介绍

1.1 电网运行方式

张北直流电网采用四端环形连接方案，未来可扩展为“日”字形七端网络，换流站预留未来扩展设备位置，很容易在送受端建设新的落点，送受端均可与弱电网或者无源网络进行连接，可对无功功率和有功功率进行独立快速地调节，实现输送功率的连续、快速动态调节[1]。采用真双极接线方案，包括正极层、负极层及金属回线层，延庆站设置主接地点，阜康站设置备用接地点。采用“手拉手”环形接线方式连接，其中正负极均可独立运行，相当于两个独立环网，任何一条线路或换流单元的退出不影响直流电网剩余元件的正常运行，如图1所示。

建设阶段设计运行方式44种，其中端对端2种、直流电网42种，直流电网采用两种基本运行方式：全接线运行方式和非全接线运行方式，具体运行方式可以分为8类，分别为全接线运行方式（1种）、单换流器退出运行（8种）、单极线路退出运行（8种）、极母线退出运行（8种）、金属回线退出运行（4种）、中性母线退出运行（4种）、单换流站退出运行（4种）和单通道退出运行（5种），一共42种运行方式。直流电网不考虑降压运行方式，同一换流站的正、负极功率方向保持一致。

图1

1.2 控制模式

根据换流站与所在地区交流电网连接方式分为直流联网、直流孤岛、STATCOM，具体情况如下：

正常运行情况下直流电网控制由直流电网协调控制与换流站控制配合完成，直流电网协调控制主要包括电压接管功能、电网电压范围控制、NGBS的顺控联锁功能、潮流优化功能等，协调控制功能依赖站间通讯。换流站控制主要功能包括数据采集、运行状态监视、顺控与联锁、换流变分接头控制、换流器充电与解锁控制、过负荷限制、功率盈余控制等。在延庆、中都换流站各配置2套直流电网协调控制系统主站，延庆为主控制站，中都为后备控制站。

中都、康巴诺尔换流站孤岛运行，采用交流定电压/定频率控制，其传输的有功功率及发出的无功功率由光电场、风电场决定；阜康换流站采用定直流电压控制，通过调节调制波相角保证换流站直流电压为设定值，实现全网功率平衡，从而保证直流电网的直流电压稳定；延庆换流站采用定有功功率控制，控制下送电网有功功率值。

1.3 站内接线方式

换流站站内接线方式应能实现上述电网的各种运行方式，同时可实现：换流站内直流系统的一极进行隔离及接地或对直流线路一极进行隔离及接地；对直流电网某一个换流站进行隔离及接地；在双极电流平衡运行或金属回线电流小于定值时，实现主备接地点的在线切换；一极检修或故障跳闸后不影响保留极的功率；检修结束后试验或重新投入任何一个极不应中断运行极输送功率。本工程应用机械式、固态式和混合式3种高压直流断路器，实现正常运行及电网故障时的电流开断。

表1

采用“半桥MMC+直流断路器”方案，对称真双极接线，直流部分采用简化单母线接线，分两极，每1极由上下桥臂各1个MMC换流器组成[2]。利用安控策略切除接入直流电网的机组无法满足直流电网故障清除速度的要求，在送端站设有交流耗能装置，由晶闸管阀组控制投切，在故障发生后1.4ms时间内快速投入并吸收系统盈余功率，为安控策略切除风机争取时间[3]。

换流变、启动电阻及桥臂电抗器布置在户外，桥臂电抗器与阀体设备通过穿墙套管连接，换流阀、直流断路器及二者之间的测量装置、避雷器和开关等设备放置在阀厅内，直流侧汇流母线采用单母线方式放置在阀厅内，直流正、负极出线经穿墙套管连至站外直流输电线，直流侧配置直流限流电抗器、中性线开关（NBS）、金属回线开关（MBS）及中性线接地开关（NBGS）等设备，延庆、阜康站设接地装置，中都、康巴诺尔站设耗能装置，接线图如图2所示。

图2

交流部分均采用GIS设备，500kV采用1个半断路器接线、220kV采用双母线双分段接线、66kV侧采用单母线单元接线，变压器选用500kV单相三绕组自耦、无励磁调压油浸式变压器。中都、康巴诺尔换流站装设交流耗能装置，交流耗能装置主要由晶闸管阀、耗能电阻、66kV GIS和交流耗能变压器组成，并接于220kV/66kV降压变低压侧。

2 相关运行规定

国网公司出台《直流换流站五项管理规定》、十八项反措、直流二十一项反措、柔直反措等，规定中对换流站运行期间的运行维护、倒闸操作、故障及异常处理、特色要求等加以明确，各级坚持“安全第一，分级负责，精益管理，标准作业，运维到位”的原则，做好日常工作。发布89号文、“六查六禁”，加强倒闸操作管理，提高运行操作水平。

张北直流电网属于华北网调调度范围，其先后在2020年、2022年制订并修订《±500千伏张北柔性直流输电系统调度管理规定》，加强对张北直流电网运行方式、倒闸操作、继电保护、自动化、事故处理及配套新能源场站等方面管理。

调试单位在调试结束后编写《张北柔直工程直流标准操作手册》，同时将调试报告移交运行单位，可作为运行单位日常操作、事故处理、运维等工作的参考。

张北直流电网分属北京、冀北公司管辖，在总结常规换流站运行经验基础上，结合柔性直流设备特点，编制了完整齐全的柔性直流换流站运行管理制度，各自根据本站实际编制现场运行规程，详细规定各一次、二次、辅助、消防等设备运行要求。针对不同站设备特点、运行方式，根据“六查六禁”要求，逐项制定专项管控措施，根据操作任务编制风险预控措施卡，针对较为复杂操作，提前组织倒闸操作任务勘察，落实到岗到位把关要求，实行差异化管控措施，杜绝运维责任事件发生。

3 操作注意事项

在张北柔直电网设计联调、系统调试、试运行期间，成套设计单位、调试单位、运维单位、技术支撑单位、控保厂家等，通过模拟仿真、现场调试等手段，分析直流电网特性，提高网架意识，总结出部分操作要点，有助于调度、运行单位日常工作。

运维人员直流部分倒闸操作主要采用顺序控制，顺序控制可对换流站内开关、刀闸的分/合操作和换流阀从接地到运行、从运行到接地等提供自动执行功能，OWS系统、DLC就地控制屏均可进行操作。

经过现场实际操作，直流电网操作基本确定了启停方式，先合入两个接地装置，再连接中延（先延庆后中都）、阜诺（先阜康后康巴诺尔）金属回线，再连接中延、阜诺极线，由延庆、阜康交流侧充电，四站解锁运行，中都、康巴诺尔进行站用变倒闸、耗能变和耗能装置转运行，新能源场站发电，后再四端环网，阜康站接地装置拉开，延庆站正、负极有功控制方式转为双极功率控制。

由于张北柔直电网的复杂性和输送新能源的特性，在系统调试过程中，2020年12月张北工程康巴诺尔站向交流侧诺英线充电过程中，也发生了多次1500Hz左右的高频振荡的现象[4]。后续分析原因后，制订相应操作规定，新能源场站并网发电时，需要逐个场站进行并网发电（新能源并网发电的机组越多系统越稳定），避免出现同时有两条及以上220kV空线路运行的情况出现。

针对张北柔直电网首台首套设备，同时总结出部分操作注意事项：直流线路允许单侧旁路，在四端启动运行时，同一极层不允许同时有两台及以上高压直流开关旁路运行；极母线开关不允许开断直流电流；阀充电必须经过充电电阻，同时满足启动电阻冲击规定；直流断路器操作后存在自锁时间限制；金属回线不能进行OLT试验，只有正、负极线可以进行OLT试验；自动功率曲线功能投入之前，需将定直流功率站的功率与自动功率曲线的功率调整一致；柔直系统启动运行后，需要先将孤岛站耗能变和耗能装置转运行，再启动新能源并网运行；四套协控主机全部故障后（方式优化功能退出、协控无法计算柔直输电能力），协控主站申请四端柔直系统停运；先将停运极转为单极功率控制，并降至0再进行一次设备操作；全自动功率曲线投入前，在得到调度认可后，先根据曲线功率值，将功率值与自动功率曲线调整一致。

目前，直流电网协调控制系统设有运行方式优化，张北柔直电网四端运行时，发生故障后自动转换至调度规定的标准运行方式。运行方式优化动作必须依靠事故总信号来触发，保护动作后，换流器先闭锁然后直流线路隔离，其他的不存在先后顺序，各电气元件收到优化方式信号后各自独立退出。阜延直流、中诺直流的正、负极线、金属回线全部处于断开（线路任一侧断开定义为断开状态）状态，方式优化功能自动闭锁，其他运行方式下方式优化功能自动投入。