溪浙特高压直流输电工程交流滤波器投切异常分析及对策
许继电气直流输电系统公司、中建八局第一建设有限公司的研究人员艾红杰、王亚涛、熊飞、靳红杰、王勇，在2017年第5期《电气技术》杂志上撰文指出，在特高压直流输电工程中，交流滤波器为输电系统提供无功、滤除谐波，保证换流器正常启停、母线电压稳定和保证良好的电能质量，对于直流输电系统的安全稳定运行作用重大。
文章以溪浙工程交流滤波器投切异常为例，分析了投切异常的原因，阐述直流输电工程无功控制滤波器投切策略以及针对投切异常所采取的改进优化措施。现场运行情况表明，优化后的交流滤波器投切正常，系统运行稳定、可靠。
溪洛渡左岸-浙江金华±800kV特高压直流输电工程西起四川省宜宾市双龙换流站，东至浙江省金华市武义换流站，直流线路长度约1670km，双极直流线路1回，每极2个12脉动换流器串联，是迄今为止输送功率最大的特高压直流输电工程。溪洛渡-浙西直流工程控制保护系统首次应用了许继自主开发的具有完全知识产权的DPS-3000平台。
在DPS-3000平台下，交流滤波器保护单独配置，交流滤波器控制和双极层控制功能集成在直流站控中[1]。无功控制RPC根据系统运行状况控制交流母线电压、系统无功交换量，滤除特征谐波，配合直流控制进行交流滤波器、电抗器的投切，实现直流输电系统安全、稳定运行。
1 交流滤波器投切异常情况
2015年2月10日至2月13日溪浙工程功率升降过程一致，具体功率变化如表1所示。2月10日08时01分17秒，溪浙工程功率由1328MW开始以52MW/min的速率上升，08时08分01秒，投入最小滤波器组，08时15分升至1734MW。晚21时开始由1734MW降至1328MW，速率为41MW/min，21:05:33金华换流站直流站控从系统B，发出Q控制切除交流滤波器指令，因为是从系统命令没有出口。5分钟之后，21:10:26直流站控主系统A发出Q控制切除交流滤波器指令，5641断路器跳开，切除滤波器小组。异常现象：主从系统指令不同步。
2015年2月11日，溪浙工程工况与2月10日相同，早08时开始升功率，从1328MW到1734MW，升功率过程中投入最小滤波器组。晚上21时，功率由1734MW降1328MW，21:11:31，直流站控主系统A发出Q控制切除交流滤波器指令，5621断路器跳开，交流滤波器小组被切除。直流站控从系统B始终没有发投入最小滤波器组指令。
2015年2月12日，溪浙工程工况与2月10日相同，早08时开始升功率，从1328MW到1734MW，升功率过程中投入最小滤波器组。晚上21时，功率由1734MW降1328MW，21:09:43，直流站控主系统A发出Q控制切除交流滤波器指令，5621断路器跳开，交流滤波器小组被切除。但5秒钟之后，即21:09:48，直流站控从系统B发投入最小滤波器组，因为B是从系统命令未出口，并没有投入交流滤波器组。异常现象：主从系统命令完全相反。
连续3天同样工况却现象各异，上述3次滤波器投切异常，虽然只报了事件，并没有造成滤波器的错误投切，但存在一定的运行风险，亟待重视。
2 投切异常原因分析
交流滤波器投切由直流站控无功控制功能实现，溪浙直流输电系统无功控制功能框图如图1所示。查看投入异常的事件记录，与本次交流滤波器投切异常相关的无功控制功能只有最小滤波器和Q控制，即Min Filter和Q control。
图1 溪浙工程无功控制策略框图
表1溪浙工程功率升降记录卡
Min Filter：最小滤波器容量要求，为满足滤除谐波要求需投入的最小滤波器组。为了防止滤波器组的频繁投切，应采用滞回特性[2]。
Q control/U control：无功交换控制/电压控制(可切换)，控制换流站和交流系统的无功交换为设定的参考值/控制换流站交流母线电压为设定的参考值。两个功能只能同时有一个起作用，溪浙工程选择Q control。
如果无功功率交换超过下列限制值，那么Qcontrol会发出命令，投入或切除一个滤波器或并联电容器组（仅宜宾站有）。
其中Qexc为换流站与交流系统的无功交换量，Qref是运行人员设置的一个参考值，溪浙工程始终为0MVar；Qdz是投切死区，溪浙工程无功控制死区为214MVar。即当无功交换大于214MVar时，需要切除一组滤波器，当无功交换小于-214MVar就需要投入一组交流滤波器。
最小滤波器控制主要功能是滤除特征谐波，保证电能质量。在无功控制策略中处于相对低的优先级，它只负责投入滤波器组，不负责切除[3-7]。
表2 金华换流站最小滤波器配置表
为防止在最小滤波器投切点功率附近上下波动，造成滤波器组反复投切，在站控程序中增加了迟滞环节，迟滞死区为0.025Pu(0.025*8000MW=200MW)。
以1600MW第3组最小滤波器为例，当超过1600MW之后投入第3组最小滤波器，滤波器投入后，在1400MW-1800MW内，第3组滤波器不会变化，即当低于1600且不小于1400MW，最小滤波器不会切除，大于1600但小于1800MW，也不会多投入。
最小滤波器控制和Q控制二者相互联系的纽带就在于系统的功率。最小滤波器控制根据系统功率确定是否投入滤波器组，Q控制根据系统输送功率算出交直流系统交换的无功大小，从而决定滤波器投入还是切除。所以在分析本次投切异常需从系统功率入手。
查看滤波器投切异常时的录波文件，见图2和图3，发现2月10日早溪浙工程功率提升到1734MW时，直流站控A、B系统收到的功率大小不一致，从图中可以看出，B系统接收到的直流功率超过了1800MW，在1820MW左右，A系统在预设功率1734MW左右。
在无功控制策略中，由于最小滤波器防震荡的迟滞死区（200MW）的存在，当系统功率在最小滤波器投入点波动时，关于滤波器投切点功率的计算会非常特殊。
以2月10的升降过程为例，由于在功率上升的过程中B系统的功率达到1820MW，这就超出了第3组最小滤波器的迟滞死区上限（1800MW），程序中关于滤波器投切起始点功率的计算选择会被复位，即系统功率从1734MW下降过程中，直流站控B系统程序认定滤波器投切功率起始点为实际的1600MW。
A系统功率没有超过1800MW，程序中没有复位，由于最小滤波器控制迟滞死区的限制，直流站控A系统滤波器投切功率值计算点为程序设置的1600MW-0.025Pu，即1600MW-0.025*8000MW=1400MW。
所以当双极直流功率降至1600MW后，B系统达到投切点阈值，最小滤波器控制到了投切点，允许切除，B系统Q控切除滤波器组。由于滤波器投切点功率起算值不一样，A系统在双极实际功率降至1400MW后，发出切除滤波器命令。
图2 2月10日 A系统功率
图3 2月10日 B系统功率
A、B系统功率起始点相差200MW，而功率下降速率为41MW/MIN，下降过程刚好是5分钟，与异常状况相吻合。由于此次功率升降过程中，最高功率刚好在最小滤波器控制的迟滞死区内，且送入直流站控B系统的模拟量出现测量畸变，两个条件同时出现导致投切指令的不一致。如果功率点不在死区内，就不会出现此类现象。
2015年2月11日21:11:31，直流站控主系统A发切除交流滤波器命令，从系统B始终未发切除命令。查看直流站控程序发现，判断交流滤波器开关分合位的监视时间为1S，根据工程经验，现场总线命令下发、开关本体动作、状态返回时间基本在1S左右，处于临界状态。
如果某一系统总线网络产生延时，就会出现两套系统对同一开关量状态或模拟量大小判断不一致。A系统Q控制切除滤波器时，由于网络延时原因， B系统刷新功率值时出现调变，刷新后的B系统功率已降到滤波器切除点以下，而A系统已切除滤波器， B系统判断功率水平和滤波器个数相匹配，所以没有发切除命令。
同样，2015年2月12日，金华换流站降功率，21:09:43,直流站控主系统A发切除交流滤波器命令，交流滤波器切除。21：09：48，直流站控从系统B，发投入交流滤波器命令。
达到滤波器投切功率点时，主系统A发“Q控制切除交流滤波器命令”，5621断路器跳开，而由于网络延时B系统功率值还大于交流滤波器投切功率点，此时的暂态功率不需要切除交流滤波器组，但A系统已将本组滤波器切除，B系统收到了5621断路器的分闸状态后，判断不满足最小滤波器个数，立即发出投入命令。
根据上述分析可以得出，不同工程中，需要根据现场总线距离和总线环网的大小确定刀闸分合位的监视时间。
3 完善和优化
针对直流站控B系统直流功率突然畸变增大，通过录波文件可以看出为系统扰动造成电流阶跃，只是偶然现象，可以通过增加滤波时间，能够有效抑制瞬时扰动，让阀组控制程序测量的电压、电流变化更平滑，这样通过IFC快速总线送入直流站控的电压电流平稳，计算出的功率就不会出现大的波动。
后续运行过程中未发生A、B系统命令相隔5分钟的情况，侧面证明A系统功率波动只是偶然现象，增加滤波时间能够解决上述异常。
关于现场总线延时造成直流站控A\B系统对同一开关刀闸状态和模拟量大小判断不一致，首先是对原来的现场总线网络进行改造，将交流区域的GIS串、交流滤波器组、站用电区域单独组网，相互独立，大大减小了现场总线网络规模。这样就有效地降低了总线环网太大造成的延时。
同时，在直流站控程序中增加了滤波器投入的判断逻辑，原逻辑是分位或者合位产生之后，判断滤波器是否分合，现在改成分命令和分状态取或，只要命令下发或者状态返回都认为分产生。原来的判断逻辑是等“DFC（完全合位）=1”时，程序判断断路器合位，如图4所示。完善措施是将“DFC”和“CDC（合命令）”通过或模块，同时作为判断合位的条件，如图5。
这样判断结果更快，在南方电网的工程中多用此种逻辑。在VIGET应用程序中增大判断分合状态的时间，由原来的1000ms增加为2000ms。即在2s内开关分合位置信号产生，都能断定开关的分合状态。
并且在DFU410底层程序中减小了开关分合的滤波时间，由50ms减少为10ms，判断分合更迅速，尽可能地减少装置时延对断路器分和状态的影响。修改见图6和图7。
图4 原断路器分合位判断时间及判断逻辑
图5 修改后的断路器分合位判断时间及逻辑
需要指出的是，在工程应用中，重要的开关刀闸可以考虑用IFC快速总线传输分合位信息，快速总线时延非常小，可以忽略不计。当然这会增加工程成本和布线难度，使用与否需要综合考虑。
图6原有DFU410滤波时间配置
图7修改后的DFU410滤波时间配置
4 结论
通过更改DFU410底层程序和HCM3000的应用程序，增加开关分合位的判断逻辑，并缩短DFU410装置中开关分合的延时，这样即使是在现场总线延时的情况下，也能正确判断开关的分合位状态，保证滤波器组的正确投切。
完善措施实施以后，金华换流站再未出现滤波器投切命令不一致或者两套系统指令完全相反的情况。通过完善和优化，实现了滤波器投入切除的准确有效操作，保证了系统的安全稳定运行。