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(wǎng)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(tǒng)穩(wěn)定性，增加系統(tǒng)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(tǒng)的影響等方面都具有較強的技術優(yōu)勢。由于其本身具有的技術特點，柔性直流輸電系統(tǒng)適用于可再生能源并網(wǎng)、分布式發(fā)電并網(wǎng)、孤島供電、海上平臺供電和大型城市電網(wǎng)供電方面，柔性直流輸電系統(tǒng)的綜合優(yōu)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(wǎng)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(wǎng)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(tǒng)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(tǒng)的交直流耦合電網(wǎng)，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(tǒng)的 交直流耦合電網(wǎng)結構圖

柔性直流輸電系統(tǒng)的結構和常規(guī)直流輸電系統(tǒng)相比，存在較大的差異，柔性直流對電能的控制和調節(jié)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(wǎng)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(guī)換流站有很大的不同。

柔直換流站內交流進線、直流線路、聯(lián)結變常規(guī)電氣設備狀態(tài)定義于交流站類似，其特殊設備狀態(tài)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(tǒng)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(fā)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(fā)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(fā)導通。

3 直流系統(tǒng)起動/停運流程

換流站的站控系統(tǒng)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(tǒng)的指令。起動/停運直流系統(tǒng)的順序流程如圖3所示。

3.1 直流系統(tǒng)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(tài)。

2）打開閥廳地刀。

3）處于冷備用狀態(tài)。

4）極連接。

5）對聯(lián)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(tài)。

7）閥解鎖。

8）處于直流系統(tǒng)運行狀態(tài)。

3.2 直流系統(tǒng)正常停運流程

正常停運直流系統(tǒng)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(tài)。

3）聯(lián)結變壓器放電。

4）極隔離。

5）到冷備用狀態(tài)。

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(tǒng)起動/停止順序流程

此時，直流系統(tǒng)停運。換流站回到檢修狀態(tài)，可進入閥廳進行檢修。

3.3 舟山多端柔性直流系統(tǒng)典型起動/停運順序

1）舟山多端柔性直流系統(tǒng)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(tǒng)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(tài)正常，無異常告警，二次壓板投退符合運行規(guī)定，重點檢查直流控制保護裝置主備方式、通信狀態(tài)正常。

（3）起動前設備狀態(tài)檢查：①核對各換流站都已擺至極連接狀態(tài)；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(tǒng)控制方式符合調度及現(xiàn)場運行規(guī)定，多端柔性直流系統(tǒng)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(wǎng)運行狀態(tài)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(tǒng)停運順序

（1）值班人員通過監(jiān)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(tài)。

（3）按照調度指令換流站改至所需狀態(tài)。

（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(fā)現(xiàn)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(tǒng)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(jiān)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(xiàn)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(tài)實現(xiàn)程序化操作，節(jié)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(xiàn)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(tài)定義進行了介紹，對柔直系統(tǒng)正常起動、停運流程，多端柔性直流系統(tǒng)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(wǎng)、孤島供電、柔性直流交直流并列運行、電網(wǎng)無功控制等提供有力的技術支撐和相關的運行經(jīng)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(wǎng)的可靠具有重要的意義。

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