直流换流站滤波器组投运判据的隐患分析及改进措施

湖北省电力公司检修公司 郑 华 戴 迪 李 君 刘 浔

三峡电力职业学院 王丽丽

1 引言

随着我国经济的持续、高速发展，电力需求越来越大，长距离大容量直流输电项目越来越多，超高压、特高压直流输电系统的可靠性问题愈显重要。直流换流站直流保护作为直流输电系统的核心，它的安全稳定运行也决定了直流系统的安全可靠稳定运行。

2015年6月5日16时35分，葛洲坝换流站直流极控系统切除在运的5613、5622交流滤波器，无功控制因绝对最小滤波器条件不满足引起功率回降，双极直流系统功率由700MW降至279MW。事件记录如下。

图1 事件记录

2 现场检查及原因分析

2.1 无功控制降功率情况检查

根据无功控制逻辑，仅1组低通滤波器(HP11/13)运行，且低通滤波器无备用时，直流系统延时3s发出降功率指令。

具体软件逻辑如图2所示。

由于5612滤波器处于检修状态，而5613、5622交流滤波器被误切（10分钟内不可用），上述三组剩余滤波器均为HP11/13，剩余HP11/13滤波器仅剩一组，满足上述降功率条件。目标功率为300MW-21MW=279MW（300MW为HP11/13滤波器仅剩一组时的最大功率值，21MW为裕度值）。降功率动作正确。

2.2 5612交流滤波器投入判据检查

控制系统软件中判5612交流滤波器投入判据如图3所示。

满足下列任一条件即判5612滤波器投入：

（1）5612开关在合位，56121刀闸在合位，滤波器组地刀在分位；

（2）5612滤波器充电：5612滤波器充电的判据是滤波器A相末端电流一次值大于门槛值4.5A（该滤波器额定运行电流值为75A）。

对比核查龙泉、江陵（图5）和宜都站控制系统软件中的滤波器投运判据，与葛洲坝站（图4）的判别逻辑相似，也是上述两个判据。不同的是其他三个站的滤波器充电判据中电流门槛值均为0.5倍的滤波器额定运行电流（额定运行电流154A，门槛值77A）。而葛洲坝站控制系统软件中的电流门槛值仅为0.06倍的额定电流，设置明显不合理。

进一步分析认为，判滤波器充电仅选取了A相电流，不足以说明该滤波器投入运行，判据不合理。在滤波器检修、板卡故障等特定工况下，会导致控制系统误判该滤波器投运。

2.3 双极直流系统降功率情况检查

在双极直流功率由700MW降至279MW过程中，发现两个极降功率的速率不同。极1（控制极）1.4s内电流由700A降到645A（即功率由350MW降到322MW），速率约为1200MW/分，与无功控制降功率定值相符。而极2（非控制极）直流电流快速由700A降到300A，软件中功率回降速率为1000000MW/分。详细分析见附件3：葛洲坝站2015年6月5日直流系统功率回降异常检查报告。

图6 双极直流功率降负荷时录波

根据以上检查情况，初步分析故障原因如下：

5612交流滤波器在检修状态下，由于控制软件中的交流滤波器投运判据存在缺陷，在对更换后的A相尾端CT进行正常的一次注流试验时，控制系统仅凭单相小电流条件误判5612交流滤波器投运，误切在运的5613、5622交流滤波器，直流系统因绝对最小滤波器不满足导致功率回降。

图2 无功控制降功率软件

图3 控制系统判5612交流滤波器投入软件

图4 葛洲坝站控制系统判5612交流滤波器充电软件

图5 江陵站控制系统判交流滤波器充电软件

图7 控制系统判电流测量异常软件

图8 控制系统判电流测量异常软件

3 存在问题

（1）控制系统判交流滤波器投运的软件逻辑存在缺陷。判交流滤波器投运的电流门槛值远低于额定运行电流，设置严重不合理，且仅凭A相电流判交流滤波器是否投运。在滤波器检修、板卡故障等特定工况下，会导致控制系统误判该滤波器投运。

（2）现场检修人员对直流控制保护软件不熟悉，对深层次的隐患未能及时发现，造成工作中危险点分析不到位。由于之前在龙泉、江陵站都对交流滤波器进行过注流，均未出现问题，误认为葛洲坝站情况相同，未能及时发现几个站的区别。

（3）交流站控系统判电流测量故障后进行系统切换的延时太长，存在隐患。无功控制判绝对最小滤波器不满足降功率的延时为3s，跳闸延时为20s，而交流站控系统判电流测量故障后进行系统切换的延时为60s。如果站控系统板卡测量故障，来不及进行系统切换，特定工况下会导致直流系统误判交流滤波器投运，存在误切运行交流滤波器的风险，可能会引起无功投切连锁反应，导致直流系统降功率（见图7）。

4 改进措施

由于单独判一相电气量，容易因为注流试验导致控制系统误判滤波器组投入，故可考虑将电气量判据修改为当滤波器组三相电流最小一相大于定值时，判滤波器组投入，如图8所示。

通过上述程序修改，可以有效避免滤波器组误判投入的可能，提高了直流控制系统的可靠性。