±500kV禄高肇三端禄劝站交流滤波器频繁投切分析

±500kV禄高肇三端禄劝站交流滤波器频繁投切分析

潘明昊

中国南方电网有限责任公司超高压输电公司昆明局，云南 昆明 650217

摘要：±500kV云贵互联通道工程作为国内首个常规三端直流并联输电工程，具有电压等级高、输送容量大、输送距离远、运行更可靠等优点，禄劝站作为其中的整流站，存在直流功率在2600MW附近时，交流滤波器频繁出现投切情况，本报告对交流滤波器频繁投切的原因开展分析，并提出建议。

关键词：三端直流；交流滤波器；电压控制；无功控制

1禄劝换流站交流滤波器系统概述

1.1系统配置

禄劝换流站共有3大组交流滤波器，共9小组(3A、3B、3C)，每小组均提供额定无功170MVar，总共可提供的无功功率1530MVar。可以根据系统要求通过投切交流滤波器的数量来改变交流电压、滤除谐波和提供无功功率。

每大组交流滤波器均采用单母线接线，作为一个电气元件分别接在 500kV 交流场第六串、第四串和第七串上。每个大组交流滤波器均为三个小组；小组滤波器有 A、B、C三种型号，它们的配置为：A：DT（11/24）；B：TT（3/13/36）；C：Shunt C。具体布置如表 1:

表1交流滤波器组配置

2 交流滤波器投切逻辑

无功控制有Q（定无功功率）和U（定交流电压）两种控制模式。一般情况下，换流站的无功控制设置为Q模式。Q模式下，直流站控系统根据换流器消耗的无功功率Qconv、交流滤波器组提供的无功功率sum(Qfilter_A+Qfilter_B+Qfilter_C)计算交流系统和换流站之间的交换无功Qsys：

Qsys=Qconv-sum(Qfilter_A+Qfilter_B+Qfilter_C)

（1）当Qsys> Qmin_ref +Qbd时，延时5秒，投入滤波器小组。

（2）当Qsys < Qmin_ref时，延时10秒，切除滤波器小组。

其中Qmin_ref定值设置为0，Qbd=Qnext+Qmargin，Qnext为下一组即将投入的小组滤波器无功：

Qnext=(Uac/525)^2*170MVar，Uac为交流母线电压。Qmargin定值设置为40MVar。当Uac在525~540kV变化时，Qbd变化范围为210~220MVar。

3 交流滤波器投切分析

3.1 事件过程分析

9月13日、9月15日、9月16日、9月17日禄劝站直流功率约为2600MW，出现了交流滤波器频繁投切的情况，这几起事件的主要过程类似，期间均出现了乌东德电厂手动调整无功出力的情况。下面以9月15日为例分析对交流滤波器的投切过程开展分析，主要事件如表2所示：

表 2 9月15日禄劝站交流滤波器投切情况

图1至图3为相关录波。

图1 18:54相关录波

图 2 18:55相关录波

图 3 18:56相关录波

由图1至图3可知：

18:53:49时，乌东德电厂手动增加无功发出，禄劝站交流母线电压由532kV开始增加，禄劝站极1、极2触发角由15°升至16°，导致换流器消耗无功增加，系统交换无功随之上升并超过210MVar，直流站控正确发出投入交流滤波器指令。

563交流滤波器投入后，系统交换无功由218MVar变为49MVar。同时禄劝站交流母线电压进一步上升至539kV，极1、极2触发角继续增大至18°，导致18:54:26、18:54:30时，极1、极2换流变分接头依次由2档变为3档。极1、极2换流变分接头调档后，极1、极2触发角下降至16°，导致换流器消耗无功减少，系统交换无功下降至10MVar。

18:54:40左右，因乌东德电厂母线电压过高，电厂人员手动减少机组无功发出，禄劝站交流母线电压下降，使得极1、极2触发角继续下降至14°，系统交换无功进一步降低至低于0MVar，直流站控正确发出切除交流滤波器指令。

581交流滤波器切除后，系统交换无功由-13MVar变为139MVar。同时禄劝站交流母线电压进一步下降至528kV，极1、极2触发角继续减小至11°，导致18:55:22时，极1、极2换流变分接头由3档变为2档。极1、极2换流变分接头调档后，极1、极2触发角上升至14°，导致换流器消耗无功增加，系统交换无功上升至171MVar。

18:55:47左右，因乌东德电厂母线电压过低，电厂人员手动增加机组无功发出，禄劝站交流母线电压上升，使得极1、极2触发角继续上升至16°，系统交换无功进一步上升至高于210MVar，直流站控正确发出投入交流滤波器指令。

571交流滤波器投入后，系统交换无功由218MVar变为60MVar。同时禄劝站交流母线电压进一步上升至539kV，极1、极2触发角继续增大至18°，导致18:55:07、18:55:17时，极1、极2换流变分接头依次由2档变为3档。极1、极2换流变分接头调档后，极1、极2触发角下降至15°，导致换流器消耗无功减少，系统交换无功下降至3MVar。

随后禄劝站交流母线电压降低，系统交换无功下降低于至0MVar，直流站控系统正确发出切除交流滤波器指令，563交流滤波器切除。

3.2 小结

通过上述分析，可知此次禄劝站交流滤波器频繁投切的主要原因为禄劝站交流滤波器投切后，禄劝站交流系统母线电压变化较大，引起禄劝站触发角和系统交换无功发生较大改变。同时因乌东德电厂手动调整发电机组无功出力，最终导致禄劝站交流滤波器投切后，禄劝站系统交换无功再次超过直流站控设置的无功允许范围，引发频繁投切。

4 换流站滤波器投切及电厂无功出力对交流电压的影响

4.1 禄劝交流滤波器投切对交流电压的影响

采用BPA软件，基于9月月度大方式和小方式数据，调整禄高肇直流三端“二送一”方式运行，在禄劝站不同直流送出功率水平下，校核禄劝站投切一组交流滤波器对交流系统电压水平的影响。

表 3禄劝站交流滤波器投切导致系统电压波动计算结果

以方式4（9月小方式下禄劝送出2600MW）为例，投入/切除一组170MVarr的交流滤波器后，母线电压暂态变化情况如图4所示：

图4禄劝站投入/切除一组交流滤波器导致母线电压波动曲线

禄劝站交流滤波器投切导致系统电压波动计算结果表明，在所考虑的正常运行工况下，禄劝站投切一组交流滤波器导致的交流电压暂态和稳态变化量均小于1%，在运行规程允许范围内。

另外，小组滤波器投切导致电压波动的仿真曲线表明，滤波器投入（切除）后，母线电压达到暂态峰（谷）值，随后在换流变分接头调整、换流器触发角调整、机组励磁响应等共同作用下，母线电压回归稳态值，且稳态值介于电压初值与峰（谷）值之间。但禄劝站录波表明，交流滤波器投入（切除）后，换流母线电压继续上升（下降），且电压变化量超过投切导致的暂态波动量，说明滤波器投切不是导致交流电压变化的唯一原因，系统中可能存在导致无功盈余（缺额）持续增大的因素。

由结果可知，交流滤波器投切本身导致的电压波动在合理范围内，交流滤波器投并非导致切现场母线电压波动较大的唯一原因。

4.2 禄劝交流滤波器投切及乌东德无功出力变化对交流电压的影响

根据运行人员反馈，9月15日18时54分，由于乌东德左岸电站母线电压低于设定值，且电站AVC功能未投入，运行人员手动设置电站无功出力增加100MVar。现仿真计算乌东德左岸电站无功出力增加100MVar的条件下，禄劝站投入一组170MVar交流滤波器后换流母线电压变化情况。

图 5乌东德增加100MVar无功出力且禄劝站同时投入一组滤波器后母线电压波动曲线

由仿真结果可知，考虑乌东德左岸电站增加100MVar无功出力的影响后，禄劝站交流滤波器投入后电压波动量超过1%，且电压变化趋势基本与现场录波相符（9月15日18:54:02~18:54:26段），说明9月15日禄劝站换流母线电压波动的原因可能为滤波器投切和乌东德电站无功出力调整共同作用的结果。

5 改进措施

改进措施可分别从降低禄劝交流母线电压波动和增大禄劝直流站控程序允许的无功交换范围两方面考虑。

5.1降低禄劝交流母线电压波动

此次禄劝站交流滤波器频繁投切的一个主要原因为禄劝站交流滤波器投切后，禄劝站交流母线电压变化较大。可考虑在乌东德电厂投入自动电压控制功能（AVC），降低禄劝站交流母线电压波动，有助于减少交流滤波器的频繁投切。

AVC是根据电网系统给定的发电厂高压母线电压设定值及实测电压偏差，计算需要调节的无功值，在满足电站及机组的各种安全约束条件下，对全厂的机组做出实时的控制决策，合理分配和给定厂内各机组的无功功率，使高压母线电压达到系统给定值。投入乌东德电厂AVC后，发电机可以在暂态过程中快速的进行电压调节。根据现场反馈，乌东德电厂AVC预计今年10月投入。乌东德电厂投入AVC后是否可以避免交流滤波器的频繁投切还需通过RTDS仿真验证。

5.2增大禄劝直流站控程序允许的无功交换范围

根据禄劝站《ED1.020.L-0_无功补偿与无功平衡》研究报告，禄劝换流站与交流系统无功交换范围建议为0~240MVar。根据当前直流站控程序逻辑，考虑Uac最大值为550kV，禄劝站的系统交换无功范围为0~226.6MVar，因此可考虑进一步增大禄劝站直流站控程序的无功允许范围，避免该工况下禄劝站交流滤波器投切后，禄劝站系统交换无功再次越限。有下述2种方案：

（1）修改Qmargin定值

根据第2节分析可知，直流站控程序允许的无功上限为Qmin_ref +Qbd，允许的无功下限为Qmin_ref，允许的无功变化量为Qbd。此次事件中，交流滤波器投切叠加换流变分接头档位调整后，无功最大变化量为215MVar，对应的交流电压Uac为540kV。因此为避免滤波器频繁投切，需Uac为540kV时的Qbd大于215MVAR且尽量留较多的裕度，同时为满足系统无功交换需求，考虑最严苛工况Uac为550kV时的Qbd应小于或等于240MVar。

根据上述条件，代入Qbd=(Uac/525)^2*170+Qmargin可计算Qmargin最大值为53MVar，当Qmargin为53MVar时，Uac为540kV时的Qbd为233MVar，距215MVAR有18MVar的裕度（当前定值下裕度为5MVar）。该方案是否可以避免交流滤波器的频繁投切还需通过RTDS仿真验证。

（2）修改Q模式交流滤波器投入逻辑，直接比较系统交换无功Q与无功设定上限

梳理南瑞技术路线程序，发现南瑞技术路线Q模式下直流站控直接比较系统交换无功Q与无功设定上下限进行交流滤波器投切。

图 6 南瑞相关程序

为增大交流滤波器投切后的无功裕度，可考虑参考南瑞技术路线程序，将系统交换无功Q直接与无功上限240MVar比较，当系统交换无功Q高于无功上限240MVar时，投入交流滤波器，按照该逻辑，交流滤波器投切后有25MVar的无功裕度，较当前定值增加了20MVar的无功裕度。该方案是否可以避免交流滤波器的频繁投切还需通过RTDS仿真验证。

6 结论与建议

通过上述分析可以得出以下结论和建议：

（1）禄劝站交流滤波器频繁投切的原因为禄劝站交流滤波器投切后，禄劝站交流母线电压变化较大，使得禄劝站系统交换无功变化较大，在交流滤波器投切后，禄劝站系统交换无功再次越限，引发交流滤波器频繁投切。

（2）根据BPA计算结果，禄劝站交流母线电压变化较大，可能为禄劝站交流滤波器投切及乌东德电厂手动调整发电机组无功出力共同作用导致。

（3）短期措施：1）建议乌东德电厂手动调整发电机组无功出力时每次以小于100MVar无功幅度调整；2）禄劝站可考虑采用U控制模式，根据此次异常事件过程，交流滤波器投切及乌东德电厂无功调整后，禄劝交流母线电压变化最大可达约10kV，根据禄劝交流母线电压变化范围，建议针对该工况，Umin设置为527kV，Umax设置为539kV。

（4）中长期措施：针对该事件，一方面可考虑乌东德电厂投入AVC控制，降低禄劝交流电压波动，另一方面可考虑增大禄劝直流站控程序允许的无功交换范围，有修改Qmargin定值、修改Q模式交流滤波器投入逻辑2种方案。Qmargin定值修改方案程序逻辑维持不变，Qmargin定值由40MVar改为53MVarr，针对此次工况有18MVar的无功裕度。Q模式交流滤波器投入逻辑修改方案直接比较系统交换无功与无功设定上限，判断是否发出交流滤波器投入命令，针对此次工况有25MVar的无功裕度。整改方案的有效性，还需在RTDS仿真平台上开展仿真验证。