多端柔性直流系統的運行狀態分析

高 強，董 立，林 燁，葉仁杰

(1.國網浙江省電力公司電力調度控制中心，浙江 杭州 310007；2.國網浙江省電力公司臺州供電公司，浙江 臺州 317000)

0 引言

高壓柔性直流輸電(VSC-HVDC)是新一代直流輸電技術，具有無功和有功獨立控制、潮流反轉快捷方便、運行方式變換靈活等優點，可向無源電網(孤島)供電，在風電并網、電網互聯、孤島和弱電網供電、城市供電等領域有著廣泛的應用。其中，多端柔性直流(VSC multi-term inal direct current，VSC-MTDC)輸電系統能夠實現多電源供電、多落點受電；與傳統兩端柔性直流輸電系統相比，能更好發揮直流輸電的經濟性和靈活性。

多端柔性直流輸電系統由3個或3個以上換流站及連接換流站的高壓直流輸電線路組成，通過串、并聯或混聯方式連接，能夠實現多個電源向多個負荷中心供電，在以下場合應用優勢明顯：

(1) 風電等新能源發電并網；

(2) 從能源基地輸送大量電力到遠方的幾個負荷中心，向大城市或工業中心供電。

(3) 直流線路中途分支接入電源或負荷；

(4) 大陸向多個分散海島供電；

(5) 幾個孤立交流電網非同步互聯。

目前，已投運的浙江舟山柔性直流輸電工程是世界上首個建成的5端直流輸電工程。

1 舟山柔性直流輸電工程概述

舟山柔性直流輸電工程承擔增強舟山北部諸島電網的供電能力，提高供電可靠性，促進舟山群島新區經濟發展的任務，具有電力工程技術創新的示范效應和重要的社會、經濟意義。它由舟定、舟岱、舟衢、舟泗、舟洋等5個直流換流站和多段直流電纜構成，直流電壓等級為±200 kV。各換流站采用模塊化多電平換流器，容量分別為舟定站400 MW、舟岱站300 MW、舟衢站100 MW、舟泗站100 MW、舟洋站100 MW。舟定和周岱換流站通過220 kV單線分別接入220 kV云頂變和蓬萊變，舟衢、舟泗和舟洋換流站通過110 kV單線分別接入110 kV大衢變、嵊泗變和沈家灣變，其系統接線如圖1所示。

舟山柔性直流換流站一次設備主要包括交流線路、直流線路、直流母線、聯結變、換流閥組等，其一次接線如圖2所示。

該工程投入運行后，舟山電網將發展為一個同時包含多端柔性直流、傳統交流和風電場的復雜交直流混聯電網，電能可同時通過交流和直流通道送達各島，運行方式復雜多變，在世界上尚屬首例。

2 運行方式

舟山柔性直流輸電系統可采用交直流并聯、單換流站直流孤島、多換流站直流孤島、單換流站STATCOM(靜止無功補償器)等4種運行方式。其中，交直流并聯方式屬于有源HVDC，單換流站直流孤島方式和多換流站直流孤島方式屬于無源HVDC。

圖1 舟山5端柔性直流輸電工程系統接線

(1) 交直流并聯方式(有源HVDC)是指柔性直流系統通過直流和交流線路聯網運行，共同向電網供電的運行方式。正常情況下，舟山柔性直流選擇交直流并聯方式，此時舟定站作為整流站運行，舟岱、舟衢、舟泗和舟洋站作為逆變站運行，形成5端柔性直流輸電系統。

(2) 單換流站直流孤島方式(無源HVDC)是指柔性直流換流站的交流側電網與交流主網聯絡線斷開，僅通過單個柔性直流換流站對局部孤立電網供電的運行方式。由圖1可知：當大嵊1931線檢修時，舟泗站可采用單換流站直流孤島方式；當上海同盛-沈家灣線檢修時，舟洋站可采用單換流站直流孤島方式；當云昌2R39和朗云2R41雙線檢修時，舟定站可采用單換流站直流孤島方式。單換流站直流孤島方式下，該換流站承擔局部電網的調頻和調壓任務。

(3) 多換流站直流孤島方式(無源HVDC)是指柔性直流換流站的交流側電網與交流主網聯絡線斷開，通過多個柔性直流換流站對局部孤立電網供電的運行方式。由圖1可知：當蓬大1943和蓬衢1950雙線同時檢修時，舟衢站和舟洋站可采用多換流站直流孤島方式；當蓬洲2R48和朗蓬2R42雙線同時檢修時，舟岱站、舟衢站和舟洋站可采用多換流站直流孤島方式。

(4) STATCOM方式是指柔性直流換流站與交流系統通過電氣連接，而與其他換流站通過直流線路電氣連接斷開的運行方式。

3 控制模式

舟山柔性直流輸電系統各換流站控制模式可分為有功類控制和無功類控制2大類。

3.1 有功類控制

有功類控制的主要功能是通過換流站直接控制注入到交流系統的有功功率或間接調節與有功功率相關的物理量，主要包括定直流電壓控制、定有功功率控制、定頻率控制等，其選取原則如下。

圖2 換流站一次接線

(1) 定直流電壓控制。直流電壓的有效控制是柔性直流輸電系統安全穩定運行的基礎。正常運行時，直流聯網換流站有且只有1個換流站采用定直流電壓控制。根據舟山電網網架結構和換流站容量，承擔定直流電壓控制的換流站優先順序為舟定站、舟岱站、舟衢站、舟泗站和舟洋站。采用STATCOM方式的換流站，其有功類控制亦選擇定直流電壓控制。正常情況下，舟山柔性直流以額定直流電壓±200 kV運行，不考慮降壓運行。

(2) 定有功功率控制。正常運行時，非定直流電壓控制的換流站一般采用定有功功率控制模式。

(3) 定頻率控制。當單換流站(或多換流站)直流孤島供電區域與交流主網失去聯絡時，承擔局部電網調頻任務的換流站采用定頻率控制模式。在多換流站直流孤島方式下，定頻率控制換流站的優先順序為舟岱站、舟衢站、舟泗站、舟洋站。

3.2 無功類控制

無功類控制的主要功能是通過換流站直接控制注入到交流系統的無功功率或間接調節與無功功率相關的物理量，主要包括定無功功率控制、定交流電壓控制等，其選取原則如下。

(1) 正常運行情況下，各換流站無功類控制可選擇定無功功率控制和定交流電壓控制模式。

(2) 采用STATCOM運行方式的換流站，可選擇定無功功率控制和定交流電壓控制模式。

(3) 當單換流站和多換流站直流孤島供電區域與主網失去交流聯絡時，承擔局部電網調壓任務的換流站采用定交流電壓控制。

4 設備運行狀態和啟停操作流程

舟山柔性直流輸電系統包含元件眾多，運行狀態復雜多樣，換流站的啟停操作缺乏借鑒經驗，換流站各主要元件的運行狀態和啟停操作流程如下。

4.1 直流線路

(1) 檢修。直流線路正負極閘刀在拉開位置，線路接地閘刀在合上位置。

(2) 冷備用。安全措施解除，直流線路正負極閘刀及線路接地閘刀在拉開位置。

(3) 運行。安全措施解除，直流線路正負極閘刀在合上位置，線路接地閘刀在拉開位置。

4.2 直流母線

(1) 檢修。直流母線上所有閘刀在拉開位置，直流母線接地閘刀在合上位置。

(2) 冷備用。直流母線上所有閘刀在拉開位置，直流母線接地閘刀在拉開位置。

(3) 運行。直流母線上任一閘刀在合上位置，直流母線接地閘刀在拉開位置。

4.3 聯結變

(1) 檢修。聯結變各側閘刀在拉開位置，交流線路開關和兩側閘刀在拉開位置，聯結變各側接地閘刀在合上位置。

(2) 冷備用。聯結變各側閘刀在拉開位置，交流線路開關和兩側閘刀在拉開位置，聯結變各側接地閘刀在拉開位置。

(3) 熱備用。聯結變各側閘刀在合上位置，交流線路開關兩側閘刀在合上位置，交流線路開關在拉開位置，聯結變各側接地閘刀在拉開位置。

(4) 運行。聯結變各側閘刀在合上位置，交流線路開關及兩側閘刀在合上位置，聯結變各側接地閘刀在拉開位置。

4.4 換流閥

(1) 檢修。啟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。

(2) 冷備用。安全措施解除，啟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。

(3) 極連接。啟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。

(4) HVDC充電。啟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。

(5) STATCOM充電。啟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。

(6) 有源HVDC運行。啟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。

(7) 無源HVDC運行。啟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。

(8) STATCOM運行。啟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。

4.5 換流器

(1) 檢修。聯結變及換流閥檢修狀態。

(2) 冷備用。聯結變及換流閥冷備用狀態。

(3) 極隔離。聯結變熱備用，換流閥冷備用。

(4) 極連接。聯結變熱備用，換流閥極連接。

(5) 無源HVDC充電。聯結變熱備用，換流閥HVDC充電。

(6) 有源HVDC充電。聯結變運行，換流閥HVDC充電。

(7) STATCOM充電。聯結變運行，換流閥STATCOM充電。

(8) 有源HVDC運行。聯結變運行，換流閥有源HVDC運行。

(9) 無源HVDC運行。聯結變運行，換流閥無源HVDC運行。

(10) STATCOM運行。聯結變運行，換流閥STATCOM運行。

4.6 換流站啟停操作流程

各換流站運行方式包括：有源HVDC方式、無源HVDC方式和STATCOM方式，各運行方式的啟停操作流程如圖3～6所示。在操作中需要注意以下事項。

(1) 正常啟停操作時，各模式間的切換必須在極隔離或圖示狀態(包括冷備用和檢修狀態)進行。

(2) 涉及換流站直流聯網運行個數改變的操作，均需在原運行方式下將每個換流站改為極隔離或圖示狀態(包括冷備用和檢修狀態)后，方可啟動新的運行方式。

(3) 有源HVDC運行時，必須指定一站為定直流電壓控制站。在舟山柔性直流輸電系統啟動時，承擔定直流電壓控制的換流站必須首先投入運行；在其停運時，該站必須最后退出運行。

圖3 多站有源HVDC運行方式的啟動流程

圖4 多站有源HVDC運行方式的停運流程

圖5 有源站向無源站啟動流程

圖6 STATCOM站啟停流程

(4) 啟動操作有源HVDC運行方式時，應待啟動的各直流聯網換流站改為極連接后方可進行改有源HVDC充電的操作；應待啟動的各直流聯網換流站改為有源HVDC充電后，方可進行改運行的操作。

(5) 有源HVDC運行方式停運操作時，應在各直流聯網換流站均改為無源HVDC充電后，方可進行改極隔離的操作。

(6) 1個或多個換流站以無源HVDC運行方式啟動操作時，至少有1個換流站應以有源HVDC運行方式啟動；須在無源HVDC運行方式換流站改無源HVDC充電，有源HVDC運行方式換流站改極連接后，方可進行有源HVDC運行方式換流站改有源HVDC充電操作。

5 結語

舟山5端柔性直流輸電工程的建成，將加強舟山諸島之間的電氣聯系，增強網架結構，提高供電可靠性，為柔性直流輸電的大規模推廣起到良好示范作用。通過對舟山5端柔性直流輸電系統的運行方式、控制模式、主要設備運行狀態，以及各種運行方式的啟停操作流程和注意事項的分析、總結，有助于設備正常運行、調度發令以及現場倒閘操作，為舟山5端柔性直流輸電系統安全運行提供技術保障，為多端柔性直流技術的發展和實際應用提供理論基礎和參考經驗。

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