高 强，董 立，林 烨，叶仁杰

(1.国网浙江省电力公司电力调度控制中心，浙江 杭州 310007；2.国网浙江省电力公司台州供电公司，浙江 台州 317000)

0 引言

高压柔性直流输电(VSC-HVDC)是新一代直流输电技术，具有无功和有功独立控制、潮流反转快捷方便、运行方式变换灵活等优点，可向无源电网(孤岛)供电，在风电并网、电网互联、孤岛和弱电网供电、城市供电等领域有着广泛的应用。其中，多端柔性直流(VSC multi-term inal direct current，VSC-MTDC)输电系统能够实现多电源供电、多落点受电；与传统两端柔性直流输电系统相比，能更好发挥直流输电的经济性和灵活性。

多端柔性直流输电系统由3个或3个以上换流站及连接换流站的高压直流输电线路组成，通过串、并联或混联方式连接，能够实现多个电源向多个负荷中心供电，在以下场合应用优势明显：

(1) 风电等新能源发电并网；

(2) 从能源基地输送大量电力到远方的几个负荷中心，向大城市或工业中心供电。

(3) 直流线路中途分支接入电源或负荷；

(4) 大陆向多个分散海岛供电；

(5) 几个孤立交流电网非同步互联。

目前，已投运的浙江舟山柔性直流输电工程是世界上首个建成的5端直流输电工程。

1 舟山柔性直流输电工程概述

舟山柔性直流输电工程承担增强舟山北部诸岛电网的供电能力，提高供电可靠性，促进舟山群岛新区经济发展的任务，具有电力工程技术创新的示范效应和重要的社会、经济意义。它由舟定、舟岱、舟衢、舟泗、舟洋等5个直流换流站和多段直流电缆构成，直流电压等级为±200 kV。各换流站采用模块化多电平换流器，容量分别为舟定站400 MW、舟岱站300 MW、舟衢站100 MW、舟泗站100 MW、舟洋站100 MW。舟定和周岱换流站通过220 kV单线分别接入220 kV云顶变和蓬莱变，舟衢、舟泗和舟洋换流站通过110 kV单线分别接入110 kV大衢变、嵊泗变和沈家湾变，其系统接线如图1所示。

舟山柔性直流换流站一次设备主要包括交流线路、直流线路、直流母线、联结变、换流阀组等，其一次接线如图2所示。

该工程投入运行后，舟山电网将发展为一个同时包含多端柔性直流、传统交流和风电场的复杂交直流混联电网，电能可同时通过交流和直流通道送达各岛，运行方式复杂多变，在世界上尚属首例。

2 运行方式

舟山柔性直流输电系统可采用交直流并联、单换流站直流孤岛、多换流站直流孤岛、单换流站STATCOM(静止无功补偿器)等4种运行方式。其中，交直流并联方式属于有源HVDC，单换流站直流孤岛方式和多换流站直流孤岛方式属于无源HVDC。

图1 舟山5端柔性直流输电工程系统接线

(1) 交直流并联方式(有源HVDC)是指柔性直流系统通过直流和交流线路联网运行，共同向电网供电的运行方式。正常情况下，舟山柔性直流选择交直流并联方式，此时舟定站作为整流站运行，舟岱、舟衢、舟泗和舟洋站作为逆变站运行，形成5端柔性直流输电系统。

(2) 单换流站直流孤岛方式(无源HVDC)是指柔性直流换流站的交流侧电网与交流主网联络线断开，仅通过单个柔性直流换流站对局部孤立电网供电的运行方式。由图1可知：当大嵊1931线检修时，舟泗站可采用单换流站直流孤岛方式；当上海同盛-沈家湾线检修时，舟洋站可采用单换流站直流孤岛方式；当云昌2R39和朗云2R41双线检修时，舟定站可采用单换流站直流孤岛方式。单换流站直流孤岛方式下，该换流站承担局部电网的调频和调压任务。

(3) 多换流站直流孤岛方式(无源HVDC)是指柔性直流换流站的交流侧电网与交流主网联络线断开，通过多个柔性直流换流站对局部孤立电网供电的运行方式。由图1可知：当蓬大1943和蓬衢1950双线同时检修时，舟衢站和舟洋站可采用多换流站直流孤岛方式；当蓬洲2R48和朗蓬2R42双线同时检修时，舟岱站、舟衢站和舟洋站可采用多换流站直流孤岛方式。

(4) STATCOM方式是指柔性直流换流站与交流系统通过电气连接，而与其他换流站通过直流线路电气连接断开的运行方式。

3 控制模式

舟山柔性直流输电系统各换流站控制模式可分为有功类控制和无功类控制2大类。

3.1 有功类控制

有功类控制的主要功能是通过换流站直接控制注入到交流系统的有功功率或间接调节与有功功率相关的物理量，主要包括定直流电压控制、定有功功率控制、定频率控制等，其选取原则如下。

图2 换流站一次接线

(1) 定直流电压控制。直流电压的有效控制是柔性直流输电系统安全稳定运行的基础。正常运行时，直流联网换流站有且只有1个换流站采用定直流电压控制。根据舟山电网网架结构和换流站容量，承担定直流电压控制的换流站优先顺序为舟定站、舟岱站、舟衢站、舟泗站和舟洋站。采用STATCOM方式的换流站，其有功类控制亦选择定直流电压控制。正常情况下，舟山柔性直流以额定直流电压±200 kV运行，不考虑降压运行。

(2) 定有功功率控制。正常运行时，非定直流电压控制的换流站一般采用定有功功率控制模式。

(3) 定频率控制。当单换流站(或多换流站)直流孤岛供电区域与交流主网失去联络时，承担局部电网调频任务的换流站采用定频率控制模式。在多换流站直流孤岛方式下，定频率控制换流站的优先顺序为舟岱站、舟衢站、舟泗站、舟洋站。

3.2 无功类控制

无功类控制的主要功能是通过换流站直接控制注入到交流系统的无功功率或间接调节与无功功率相关的物理量，主要包括定无功功率控制、定交流电压控制等，其选取原则如下。

(1) 正常运行情况下，各换流站无功类控制可选择定无功功率控制和定交流电压控制模式。

(2) 采用STATCOM运行方式的换流站，可选择定无功功率控制和定交流电压控制模式。

(3) 当单换流站和多换流站直流孤岛供电区域与主网失去交流联络时，承担局部电网调压任务的换流站采用定交流电压控制。

4 设备运行状态和启停操作流程

舟山柔性直流输电系统包含元件众多，运行状态复杂多样，换流站的启停操作缺乏借鉴经验，换流站各主要元件的运行状态和启停操作流程如下。

4.1 直流线路

(1) 检修。直流线路正负极闸刀在拉开位置，线路接地闸刀在合上位置。

(2) 冷备用。安全措施解除，直流线路正负极闸刀及线路接地闸刀在拉开位置。

(3) 运行。安全措施解除，直流线路正负极闸刀在合上位置，线路接地闸刀在拉开位置。

4.2 直流母线

(1) 检修。直流母线上所有闸刀在拉开位置，直流母线接地闸刀在合上位置。

(2) 冷备用。直流母线上所有闸刀在拉开位置，直流母线接地闸刀在拉开位置。

(3) 运行。直流母线上任一闸刀在合上位置，直流母线接地闸刀在拉开位置。

4.3 联结变

(1) 检修。联结变各侧闸刀在拉开位置，交流线路开关和两侧闸刀在拉开位置，联结变各侧接地闸刀在合上位置。

(2) 冷备用。联结变各侧闸刀在拉开位置，交流线路开关和两侧闸刀在拉开位置，联结变各侧接地闸刀在拉开位置。

(3) 热备用。联结变各侧闸刀在合上位置，交流线路开关两侧闸刀在合上位置，交流线路开关在拉开位置，联结变各侧接地闸刀在拉开位置。

(4) 运行。联结变各侧闸刀在合上位置，交流线路开关及两侧闸刀在合上位置，联结变各侧接地闸刀在拉开位置。

4.4 换流阀

(1) 检修。启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。

(2) 冷备用。安全措施解除，启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。

(3) 极连接。启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。

(4) HVDC充电。启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。

(5) STATCOM充电。启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。

(6) 有源HVDC运行。启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。

(7) 无源HVDC运行。启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。

(8) STATCOM运行。启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。

4.5 换流器

(1) 检修。联结变及换流阀检修状态。

(2) 冷备用。联结变及换流阀冷备用状态。

(3) 极隔离。联结变热备用，换流阀冷备用。

(4) 极连接。联结变热备用，换流阀极连接。

(5) 无源HVDC充电。联结变热备用，换流阀HVDC充电。

(6) 有源HVDC充电。联结变运行，换流阀HVDC充电。

(7) STATCOM充电。联结变运行，换流阀STATCOM充电。

(8) 有源HVDC运行。联结变运行，换流阀有源HVDC运行。

(9) 无源HVDC运行。联结变运行，换流阀无源HVDC运行。

(10) STATCOM运行。联结变运行，换流阀STATCOM运行。

4.6 换流站启停操作流程

各换流站运行方式包括：有源HVDC方式、无源HVDC方式和STATCOM方式，各运行方式的启停操作流程如图3～6所示。在操作中需要注意以下事项。

(1) 正常启停操作时，各模式间的切换必须在极隔离或图示状态(包括冷备用和检修状态)进行。

(2) 涉及换流站直流联网运行个数改变的操作，均需在原运行方式下将每个换流站改为极隔离或图示状态(包括冷备用和检修状态)后，方可启动新的运行方式。

(3) 有源HVDC运行时，必须指定一站为定直流电压控制站。在舟山柔性直流输电系统启动时，承担定直流电压控制的换流站必须首先投入运行；在其停运时，该站必须最后退出运行。

图3 多站有源HVDC运行方式的启动流程

图4 多站有源HVDC运行方式的停运流程

图5 有源站向无源站启动流程

图6 STATCOM站启停流程

(4) 启动操作有源HVDC运行方式时，应待启动的各直流联网换流站改为极连接后方可进行改有源HVDC充电的操作；应待启动的各直流联网换流站改为有源HVDC充电后，方可进行改运行的操作。

(5) 有源HVDC运行方式停运操作时，应在各直流联网换流站均改为无源HVDC充电后，方可进行改极隔离的操作。

(6) 1个或多个换流站以无源HVDC运行方式启动操作时，至少有1个换流站应以有源HVDC运行方式启动；须在无源HVDC运行方式换流站改无源HVDC充电，有源HVDC运行方式换流站改极连接后，方可进行有源HVDC运行方式换流站改有源HVDC充电操作。

5 结语

舟山5端柔性直流输电工程的建成，将加强舟山诸岛之间的电气联系，增强网架结构，提高供电可靠性，为柔性直流输电的大规模推广起到良好示范作用。通过对舟山5端柔性直流输电系统的运行方式、控制模式、主要设备运行状态，以及各种运行方式的启停操作流程和注意事项的分析、总结，有助于设备正常运行、调度发令以及现场倒闸操作，为舟山5端柔性直流输电系统安全运行提供技术保障，为多端柔性直流技术的发展和实际应用提供理论基础和参考经验。

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