2023高压直流系统调度运行管理规范

高压直流系统调度运行管理规范II目 录前 言 II范围 1规范性引用文件 1术语和定义 1运行管理 5总体要求 5功率调整 5电压调整 6操作管理 6一般原则 6极、换流器、直流背靠背单元操作 6线路操作 7接线方式转换 7直流滤波器、交流滤波器操作 7空载加压试验 7换流变中性点隔直装置操作 8二次设备操作 8故障处置 8基本原则 8直流闭锁类故障 9功率受限类 9其他故障 10附录A高压直流系统典型接线图 11PAGEPAGE10高压直流系统调度运行管理规范范围本标准适用于±120kV及以上电压等级的直流背靠背系统、±400kV及以上电压等级的直流输电系统。规范性引用文件（不包括勘误的内容GB/T13498-2017 高压直流输电术语GB/T34118-2017 高压直流系统用电压源换流器术语GB/T20996.2-2020 2部分：故障和操作GB/T22390.1-2008 1部分：运行人员控制系统GB/T22390.4-2008 2部分：交直流系统站控设备GB/T25843-2017 ±800kV特高压直流输电控制与保护设备技术要求GB/T35745-2017 柔性直流输电控制与保护设备技术要求GB/T28814-2012 ±800kV换流站运行规程编制导则DL/T961-2020 电网调度规范用语DL/T349-2010 换流站运行操作导则DL/T350-2010 换流站运行规程编制导则术语和定义下列术语和定义适用于本标准。直流类型按换流阀类型分类常规直流：换流阀由半控型器件（晶闸管SCR等）组成；柔性直流：换流阀由全控型器件（IGBTIEGT）组成。按有无直流输电线路分类：高压直流背靠背系统：无直流输电线路，整流器与逆变器建设在同一地点。c）按电压等级分类：特高压直流：额定电压为±800kV及以上。高压直流：额定电压在±120kV及以上、±800kV以下。直流术语高压直流系统高压直流输电系统在两个或多个地理位置之间传输能量的高压直流系统，简称端对端直流，分为正负两个极系统。两端高压直流输电系统由两个高压直流换流站和连接它们的直流线路组成的高压直流输电系统，简称两端直流。多端高压直流输电系统由两个以上独立高压直流换流站和互联的直流线路组成的高压直流输电系统，简称多端直流。高压直流背靠背系统单极大地回线系统单极金属回线系统以直流输电线路中的金属导线作为高压直流系统中性点间的电流返回通路的一个直流输电极系统。相应的接线方式和运行状态分别为单极金属回线、单极金属回线运行。双极大地回线系统极系统高压直流输电系统中连接整流换流站和逆变换流站站内交流母线的一套能量传输系统，包括换流器、平波电抗器、直流滤波器、直流线路和接地极系统等。直流背靠背单元极换流器换流阀由晶闸管或功率子模块组成，将直流转换成交流或将交流转换成直流的设备。换流变压器连接交流系统和换流阀的变压器，简称换流变。直流线路直流输电系统中连接不同换流站极母线刀闸（或线路刀闸）之间的线路。接地极系统接地极线路连接换流站与接地极的线路。接地极放置在大地或海中的导电元件，提供直流系统与大地之间的低阻通路。共用接地极由多回直流共用的接地极。交流滤波器直流滤波器直流控制系统直流保护系统（直流测量系统其他关于直流设备的更完整的术语见GB/T13498-2017、GB/T34118-2017。设备状态DL/T961-2020。下列状态定义适用于本标准。直流保护装置a）投入：装置正常运行、功能及出口正常投入。b）退出：装置全部功能或出口退出。直流控制系统接线方式直流输电系统双极方式：正、负两极在运行状态，整流侧、逆变侧通过接地极系统正常接地。单极大地回线方式：正、负两极中仅一极在运行状态，整流侧、逆变侧通过接地极系统正常接地。单极金属回线方式：正、负两极中仅一极在运行状态，通过直流线路作为电流回路，其中一侧换流站作为金属回线方式下的接地钳位点。带线路单极空载加压试验方式：试验侧换流站接地极线路在运行状态，试验极直流侧连接，即不带线路单极空载加压试验方式：或称为站内单极空载加压试验方式，试验侧换流站接地极线STATCOM直流背靠背系统背靠背常规直流正常方式：整流侧、逆变侧换流器在运行状态。空载加压试验方式：试验侧换流器运行状态，直流中性点地刀合上用于钳制电位，非试验侧换流器在交流侧热备用或冷备用状态。用于检验设备绝缘性能。背靠背柔性直流正常方式：整流侧、逆变侧换流器在运行状态。c）STATCOM钳制电位。向交流系统提供无功功率。d）黑启动方式：整流侧换流器在运行状态；逆变侧换流阀解锁，换流变进线开关在断开位置。作为逆变侧电网黑启动的电源点。运行管理总体要求直流输电系统在方式转换和功率调整时，入地电流应满足相关规定。直流解闭锁操作；直流单极大地回线与单极金属回线方式相互转换；c）直流功率（电流）、变化率及限制值调整；直流电压调整；f）主控站的设定与切换。功率调整直流功率（电流）的调整操作由值班调度员向主控站或控直流功率（电流）站下令执行。功率调整过程中，值班调度员可以根据需要改变或终止调整进程。直流功率调整，需综合考虑送端电厂出力、网间送受电调整等，合理确定直流功率调整速率。若因设备原因导致直流送电能力受限，运行值班员须尽快汇报值班调度员。直流系统闭锁前宜降至最小输送功率；直流系统解锁前功率宜设定为最小功率。直流背靠背系统中多个直流背靠背单元的功率方向应一致。（电流电压调整8070%降压运行。直流背靠背系统无降压方式。特高压直流输电系统单换流器运行时无降压方式。操作管理一般原则运行值班员操作自行管辖设备对直流运行有影响时，操作前汇报值班调度员并征得同意。极、换流器、直流背靠背单元停电转冷备用状态后，除与交流系统作为明显断开点的刀闸和与极、接地极线路、直流线路同时停电转冷备用后，除与交流系统作为明显断开点的刀闸和与直以下操作可采用口头或专业信息系统申请，经值班调度员许可后执行。直流控制功能设定（例如：控制级别、主从控站、有功无功控制模式、换流变分接头设定切换等）；直流调控（功率、电压调整c）事故紧急处理；d）有功协调控制功能投退及功率分配系数设定（有多个直流背靠背单元的换流站）；e）双回协调控制功能投退（双回直流）；1直流线路带电作业、“故障再启动功能”投退；h）直流无功控制模式的切换与设定；i）直流功率输送方向设定。（电流操作过程中直流系统出现故障或异常，运行值班员应立即停止操作，向值班调度员汇报。极、换流器、直流背靠背单元操作（换流器（换流器直流背靠背系统的各个直流背靠背单元应分别进行启动、停运操作。直流背靠背单元停复电操作，调度可直接下令进行冷备用与运行之间的状态转换。线路操作线路各侧有明显或可判断的断开点后，才允许合上线路地刀和装设接地线。装有多把地刀的线路转检修状态时，应合上该线路的所有地刀。接线方式转换进行直流接线方式转换时，应符合接地极入地电流限制规定。直流滤波器、交流滤波器操作直流滤波器在经过调度机构批准的运行方式下可带电进行操作。交流滤波器退出运行后如需再次投入，需确认该交流滤波器具备投入条件。交流滤波器控制模式正常应根据换流器无功控制策略自动投切。交流滤波器控制模式“自动”、“手动”切换，应确保不影响直流功率输送。空载加压试验（站内单极空载加压试验）方式。（由运行值班员根据试验需要确定。换流变中性点隔直装置操作换流变处于热备用及运行状态时，相应隔直装置应处于投入状态。二次设备操作（或缺陷（换流器（换流器发出跳闸和顺序操作信号。直流输电系统主从控站切换，正常情况下由换流站根据调度机构规定的轮换周期向值班调度员申请，值班调度员许可后各站点配合开展；必要时，值班调度员可下令进行主控站临时切换。故障处置基本原则值班调度员在指挥进行直流故障处理时，可以不填写操作票，但事故后必须做好记录。汇报本站设备情况及是否具备复电条件。当直流系统发生跳闸或者其他故障，接地极出现入地电流时，值班调度员应根据相关管控要求，尽快采取措施，在规定时间内控制接地极入地电流在限值以下。在站间通信异常时，一般不进行直流极系统启动、停运、直流功率（电流）调整操作。直流闭锁类故障直流线路故障：直流线路故障引起直流单极闭锁时，值班调度员可强送一次。强送前视相关规程要求开展带线接地极线路故障：直流系统停电对系统影响不大时，应尽快安排双极同时停运，然后转为单极金属回线方式运行后，开展故障接地极线路处置工作。直流系统停电对系统影响较大时，应先尽可能平衡降低双极直流功率，然后将直流双极有功控双极停运前已将故障接地极线路处理好，值班调度员应组织现场运行值班员将接地极线路操恢复到运行状态，然后断开本侧换流站高速接地开关，恢复正常双极方式运行。站内设备故障：因换流变故障引起极或换流器停运，值班调度员应首先根据继电保护动作情况和事故跳闸当时（阀、极母线、平波电抗器等直流场设备故障引起的直流停运，运行值班员未经检查处理不得申请恢复运行。功率受限类直流输送功率受限时，运行值班员应立即向值班调度员汇报当前最大输送能力。发生极或换流器跳闸时，应尽快将运行极或换流器降至额定功率以下运行。换流变分接头故障时，不能进行直流功率调整。现场值班员应采取措施恢复换流变分接头正常。若分接头故障无法消除，应在系统允许时停电处理。换流站辅助系统故障但不影响直流额定输送能力时，运行值班员按规程自行处理。交流滤波器跳闸：交流滤波器故障跳闸，运行值班员应分析对直流输送功率的影响，并立即汇报值班调度员。同时加强站内电压、无功的监视。交流滤波器故障跳闸，运行值班员应尽快检查处理，恢复交流滤波器冗余配置。故障交流滤波器未经检查处理不得安排试送。直流功率控制功能异常：直流功率远方自动控制、功率曲线自动执行、功率曲线现场执行功能异常时，运行值班员应不现场不能接收调度下发的直流功率曲线时，运行值班员应立即