柔性直流输电（HVDC Flexible）是基于电压源型换流器和脉冲宽度调制技术的新一代直流输电方式，可以独立快速控制所传输的有功功率和无功功率，是大型风电场和主网之间实现稳定联结的最有潜质的电力传输方式^{[1, 2]}。鉴于南澳岛近区海上风电资源丰富，且现已建成多个陆上风电场，南方电网有限责任公司承担的国家高新技术研究发展计划（863计划）“大型风电场柔性直流输电接入技术研究与开发”项目选择在南澳岛进行风电场多端柔性直流输电示范工程建设，通过柔性直流输电系统实现风电场与南澳电网及汕头主网的连接，将风电场电力安全送出，保障南澳岛供电安全，减少风电功率波动对当地薄弱电网的影响^{[3, 4]}。

本文对南澳三端柔性直流输电示范工程换流站基本控制方式和启动回路进行了分析，探讨了换流站的启停策略和操作，并通过对关键操作项分析来获得换流站启停过程中表征状态变化的电量值。1 南澳柔性直流输电工程概况

南澳多端柔性直流输电示范工程接入风电场的方案如图 1所示。本期工程是一个±160 kV、输送容量为150 MW的三端柔性直流输电系统，包括塑城换流站（受端，容量200 MVA）、金牛换流站（送端，容量100 MVA）、青澳换流站（送端，容量50MVA）和配套的交、直流输电线路；远期规划建设塔屿换流站（送端，容量50 MVA），将构成输送容量达200 MW的四端柔性直流输电系统。其中，青澳风电场T接入青澳换流站，通过青澳—金牛直流线路汇集至金牛换流站，牛头岭风电场和云澳风电场经110 kV金牛变电站接入金牛换流站，汇集至金牛换流站的电力通过架空线路和电缆混合的直流线路送至大陆塑城换流站，其交流出线送至220 kV塑城变电站的110 kV母线。

图 1(Figure 1)

图 1 南澳柔性直流输电示范工程系统接入方案

南澳柔性直流输电系统3个换流站主接线相同。换流站采用单换流器双极接线^[5]、模块化多电平拓扑结构（modular multilevel converter，MMC），主要由换流阀、阀电抗器、启动电阻、连接变压器、开关装置、直流电抗器、测量装置等设备构成（见图2），其中MMC换流阀为3相6桥臂结构，每个桥臂由多个子模块级联构成（塑城站147个，金牛站和青澳站各220个），其由可关断功率器件和反向并联二极管、电容等元件构成。

图 2(Figure 2)

图 2 换流站主接线图

通常情况下，柔性直流换流站有3种基本控制方式：一是定直流电压控制，即控制直流极电压和接入交流系统的无功功率；二是定功率控制，即控制接入交流系统的有功功率和无功功率；三是定交流电压控制，即控制接入交流系统的电压和频率。其中，方式1、方式2适用于与有源交流网络相连，方式3适用于向无源网络供电。

由于南澳三端柔性直流输电系统为1个受端、2个送端，不考虑直流电压控制的切换，而采用单点直流电压控制策略，即选取其中一端换流站定直流电压控制。若定直流电压控制的换流站交流侧发生故障，采用定功率控制的换流站仍将跟踪故障前有功功率指令，向直流系统注入（或汲取）有功功率，此时功率的不平衡将导致直流侧电容器快速充放电，从而使直流电压在很大的范围内波动，因此要求尽可能选择容量较大的换流站采用定直流电压控制。基于上述考虑，确定南澳多端柔性直流系统的控制方式为：塑城站采取定直流电压控制运行，金牛站和青澳站采取定功率控制运行（若南澳为孤岛运行时，则采用定交流电压控制）。在该控制方式下，若塑城站故障或停运，则整个系统必须停运。3 换流站启动回路

柔性直流输电系统换流站启动时，首先要建立一定的直流电压，可采取自励的方式预充电，预充电方式有2种^[6]：一是闭锁所有子模块的可关断功率器件，通过反向并联二极管向所有子模块电容同时充电，该过程电容电压通常不能达到稳定工作时的电压；二是桥臂各子模块逐次充电，当充电子模块电容电压达到额定电压时，通过控制子模块的可关断功率器件再对下一个子模块充电。

南澳柔性直流输电工程采用第1种预充电方式。换流站启动前，MMC换流阀各子模块电容电压为0，换流阀中可关断功率器件处于关断状态，因MMC换流阀中电容量较大，交流侧断路器合闸时回路中将产生较大的冲击电流及冲击电压。为防止因冲击电流及冲击电压过大而损坏MMC换流阀，必须设置启动回路（见图 3）。启动回路由启动电阻和旁路开关并联构成。启动电阻用于限制子模块电容充电电流，减少柔性直流系统充电时对交流系统造成扰动以及对二极管产生应力。选择启动电阻的依据为：充电电流小于等于一次设备的额定电流；换流阀启动过程中电流和电压平稳过渡；启动电阻的吸收能量要满足对三站同时充电的要求。根据换流站启动回路研究专题报告，南澳三端换流站启动电阻和电容充电电流峰值见表 1^[7]。旁路开关则用于MMC换流阀电容电压稳定后短接启动电阻以降低损耗，南澳多端柔性直流输电工程选用具有合2 A容性电流的隔离开关。

图 3(Figure 3)

图 3 MMC换流阀启动时电流回路图

表 1(Table 1)

表 1 换流站启动电阻和充电电流峰值

表 1 换流站启动电阻和充电电流峰值

为避免在系统运行模式切换过程中出现瞬态过电流，危及设备安全，南澳多端柔性直流输电系统采用基于换流站自励充电的站间协调控制的两阶段换流站充电启动策略：在启动第1阶段，通过串接充电电阻对MMC换流阀直流电容器充电，限制启动初期的过电流，待直流电压达到阈值后充电结束，启动转入第2阶段；在启动第2阶段，换流站转入定直流电压控制模式继续对电容器充电，直至直流电压达到预设值（±160 kV），进而为系统中其他换流站由启动控制模式切换至正常运行模式作准备。

南澳多端柔性直流输电系统只在塑城站无故障情况下才投入运行，故设计的启动策略为：在直流线路保持接通状态下，塑城站、金牛站及青澳站按照上述启动第1阶段对电容充电，然后塑城站按照上述启动第2阶段对电容充电（即定直流电压控制，无功功率参考值可设置为0），待换流站直流电压达到额定值（±160 kV）后，金牛站及青澳站直接按照定功率控制方式运行。 5 换流站启停操作分析 5.1 启动

假设换流站启动前，南澳电网和汕头澄海电网交流联网运行。换流站启动后，按正常运行工况的控制方式进入交、直流并列运行，在该控制模式下，有功功率的传输在三站之间保持平衡，无功功率则在各站和所接入交流系统间交换。为保持柔性直流输电系统功率的平衡关系，启动操作须遵循先启动逆变站、再启动整流站原则。假设启动前直流线路已处于接通状态，具体操作步骤如下。

（1） 闭锁各换流站。

（2） 合塑城站交流进线开关，塑城站交流电源对塑城站MMC环流阀子模块电容器充电。假设交流侧L2相电压高于L1相电压，则充电电流方向如图 3箭头所示。设U_lm为连接变压器阀侧交流线电压的峰值，n 为MMC 换流阀单个桥臂的子模块数量，则各子模块电容电压可充至U_lm/n，同时，直流母线电压U_lm通过直流线路对金牛站和青澳站MMC换流阀子模块电容充电，可充至U_lm/2n。

（3） 合金牛和青澳交流进线开关，金牛站和青澳站交流电源将继续对本站阀子模块电容充电。

（4） 待充电电流小于2 A时，合各换流站启动电阻旁路隔离开关。

（5） 直流电压稳定后，塑城站解锁，解锁后塑城站定直流电压（±160 kV）控制，各子模块电容电压则充电至要求值（320 kV/n），此时青澳站、金牛站各子模块电容电压也将达到要求值。

（6） 直流电压达到额定电压（±160 kV）后，金牛站和青澳站解锁，按调度下达的功率设定值进行定有功功率和无功功率控制。

至此，整个系统启动完毕，柔性直流输电系统接入电网。若直流线路处于检修状态，则各换流站可作为独立的STATCOM方式并入电网，启动时则以本站的交流电源对阀子模块电容充电，再进行定直流电压、无功功率或交流电压控制。 5.2 停运

在交、直流并列运行状态下，为保持柔性直流输电系统功率的平衡关系，三端柔性直流输电系统换流站停运操作应先停整流站、再停逆变站。具体操作步骤如下：

（1） 闭锁青澳换流站；

（2） 依次断开青澳站交流进线开关；

（3） 断开启动电阻旁路隔离开关、直流侧隔离开关，青澳站停运；

（4） 闭锁金牛换流站；

（5） 依次断开金牛站交流进线开关；

（6） 断开启动电阻旁路隔离开关、直流侧隔离开关，金牛站停运；

（7） 闭锁塑城换流站；

（8） 依次断开塑城站交流进线开关；

（9） 断开启动电阻旁路隔离开关、直流侧隔离开关，塑城站停运。

至此，柔性直流输电系统与交流电网隔离，各换流站之间隔离，系统停运。若控制系统出现故障而导致闭锁脉冲无法发出，可按上述操作步骤直接断开各站的交流进线开关，实现各站停运；若在控制保护系统完备的状况下发生事故，可直接闭锁塑城站，此时青澳站和金牛站将闭锁，然后断开各站的交流进线开关，实现紧急停运。6 结语

多端柔性直流输电系统的运行方式十分灵活、多样，其难点在于控制保护技术，直流换流站的启停是其首要解决的问题。本文以世界首个投运的多端柔性直流输电系统——南澳三端柔性直流输电示范工程为研究对象，基于换流站的基本控制方式和主设备接线，探讨了换流站的启停策略与操作步骤，并应用于工程实际。该工程投运后，所采用的启停策略及操作步骤正确有效，通过对换流站启停操作分析，得到关键电气量的特征值，为换流站运行维护人员对系统启停工况的掌控提供帮助，可为我国其他多端柔性直流工程提供借鉴。