银川东换流站直流功率回降原因分析及改进措施

刘亮，吴明凯，陆洪建，安燕杰，王晓东

（国网宁夏电力有限公司超高压公司，宁夏 银川 750011）

0 引言

直流换流站在运行过程中消耗的无功功率约占有功功率的40%～60%，因此对无功功率的控制尤为重要。其控制逻辑的最高级为绝对滤波器最小组数，功能为防止滤波器过负荷[1～4]，如果现场实际工况不满足绝对最小滤波器组数要求，将导致直流功率回降，甚至导致直流闭锁。无功控制投切滤波器命令由直流站控主机下发，经由光纤、PROFIBUS现场总线等发送至现一次设备，实现交流滤波器分合闸。通过对银川东换流站直流站控与交流滤波器断路器通信链路瞬时堵塞导致连续切除同类型滤波器引起功率回降事故进行分析，明确了连续切除同类型滤波器的故障原因及通信链路阻塞原因，并提出了具体的无功控制逻辑修改措施，能够有效避免因通信链路堵塞导致连续切除同类型滤波器事件再次发生，对直流输电工程建设及地区电网无功就地平衡具有参考意义。

1 功率回降情况概述

银川东换流站控制保护系统由控制系统（包括极控系统、站控系统）、保护系统（包括直流保护、直流滤波器保护、换流变压器保护、交流滤波器保护）及测控系统等组成[5]。其中无功控制策略的判断与执行由直流站控系统负责，控制系统采用HCM200硬件平台，软件平台采用STRUCG可视化图形编程工具，控制系统按照完全双重化原则配置。目前，银川东换流站配置了14组交流滤波器[5～6]。

故障发生前银川东直流为双极大地回线运行方式，无功控制方式为Q控制模式（Qcontrol），直流输送有功功率按照调度计划曲线从4 000 MW降至1 600 MW；交流滤波器为三组HP11/13（3613、3624、3633）、三组HP24/36（3614、3625、3634）及一组HP3（3615）运行，无功控制限制为2A+2B，其中A代表HP11/13型滤波器，B代表HP24/36型滤波器。如图1所示，当有功功率下降至2 500 MW左右时，Qcontrol切除3634交流滤波器，约520 ms后，Qcontrol再次切除3625交流滤波器。直流站控15 s后发出“最小滤波器不满足”，30 s后发出“绝对最小滤波器不满足”指令，回降有功功率约600 MW。

图1 实际功率变化节点

2 功率回降原因分析

2.1 无功控制Q控制逻辑策略

在无功控制策略中，Qcontrol根据当前的无功交换值Q来投切滤波器，控制无功交换值在设定的目标值的范围内。以银川东换流站为例，全压运行情况下，每一组交流滤波器提供的无功功率为150 Mvar，直流站控主机根据投入滤波器的组数计算出交流滤波器提供的总无功功率，再减去极Ⅰ、极Ⅱ换流器及低压电抗器消耗的无功功率，即得到无功补偿值，计算公式为

式中:QACF为交流滤波器提供的无功功率，QWT1,act为极Ⅰ换流器实际消耗的无功功率，QWT2,act为极Ⅱ换流器实际消耗的无功功率，QL1、QL2分别为两组低抗消耗的无功功率，Qsyst为无功补偿值。

无功补偿值作用于滤波器的投切，如果Qset-Qsyst＞Qdset时，延时投入一组滤波器；如果Qsyst-Qset＞Qdset时，延时切除一组滤波器。

其中Qset为运行人员手动整定的无功参考值，银川东换流站设定为-180 Mvar；Qdset为死区值，银川东站为112 Mvar。即当Qsyst＜-292 Mvar时，延时投入一组滤波器，当Qsyst＞-68 Mvar时，延时切除一组滤波器。

2.2 3634交流滤波器切除原因分析

后台执行有功功率由4 000 MW（16：00）降至1 600 MW（18：00）过程中，无功补偿值大于设定上限值切除滤波器，站控主A系统在17：26：06：420下发“无功Qcontrol切除滤波器电容器组”命令，系统正确执行并切除3634交流滤波器。

2.3 连续切除同类型滤波器（HP24/36）原因分析

无功Qcontrol在切除3634交流滤波器后，直流站控主A系统约520 ms后再次下发“无功Qcontrol切除滤波器电容器组”，现场执行切除3625（HP24/36）交流滤波器的命令。

对无功控制程序梳理，总结交流滤波器切除程序逻辑为系统交换无功功率大于-68 Mvar时，Qcontrol延时5 s切除一组滤波器。Qcontrol切除滤波器命令最终通过“或”逻辑模块输出DECF_ORD信号。该信号与滤波器切除优先级选择模块共同作用，判断并下发切除具体滤波器的命令。其中，直流站控软件根据滤波器开关位置状态确定在投交流滤波器的数量变动，判断是否有交流滤波器切除。若有滤波器切除，则在10 s内闭锁Qcontrol切除下一组滤波器请求，1 s内闭锁Umax/Umin切滤波器请求和Qmax切滤波器请求。此外，直流站控根据直流功率计算各类型交流滤波器理论投入数量，只有当该类型交流滤波器实际投入数量大于理论投入数量，才允许Qcontrol切除该类型滤波器，即切除该类型滤波器后，在投的滤波器仍满足绝对最小滤波器组数要求，补发切除交流滤波器命令逻辑如图2所示。

图2 补发切除交流滤波器命令逻辑

综合分析故障事件时序，相邻两次投切同类型滤波器的时间间隔仅为520 ms而非10 s，且切除滤波器后造成绝对最小滤波器功能不满足。因此根据上述程序确定误切的原因为主系统在第一次Qcontrol下发切除滤波器命令后，由于通信链路阻塞，未在400 ms内收到该组滤波器分位信号，站控系统判断该组滤波器未能正常切除，Qcontrol再次下发切除同类型滤波器命令，第二组滤波器切除后分位信号返回正常且在此期间第一组滤波器分位信号返回，直流站控判断两组滤波器均切除，绝对最小滤波器不满足引起功率回降。

2.4 功率回降原因分析

通信链路恢复后，主系统判3634、3625滤波器已切除，实际投入滤波器为2A+B，此时功率运行水平约为2 489 MW。绝对最小滤波器策略见表1[6～8]。

表1 双极全压绝对最小滤波器策略

当前功率水平需求应为2A+2B，由于不满足绝对最小滤波器要求且无该类型滤波器可投入（3634、3625滤波器需放电3 min，无法立即投入），执行功率回降命令，参考值为2 000 MW。为防止无功功率在临界点波动，导致滤波器频繁投切，程序中设置了50 MW裕度，因此实际功率参考值为1 950 MW（见图3）。

通过上述分析，判断连续切除同类型滤波器故障原因为DFU410测控装置与直流站控主系统的通信链路瞬时阻塞，导致直流站控主机未在400 ms内收到滤波器分位信号，进而引起功率回降。

3 通信链路传输阻塞分析

3.1 通信链路简述

3634断路器的分合闸由330 kV第2继电器小室滤波器就地接口屏A204就地测控装置（20号站）具体控制。直流站控系统到A204装置的通信路径如图4所示，直流站控系统下发的分闸命令由HCM200控制平台中通信板卡SS52通过PROFIBUS现场总线传输至站控屏内光电转换模块(optical link modules，OLM），再通过光纤环网传输至32继电小室OLM模块，该OLM模块通过现场总线将命令信号传输至A204装置通信板卡，A204装置开入的断路器位置信号同样通过该链路传回直流站控系统[9]。

图4 直流站控系统到就地测控装置通信路径

3.2 通信链路瞬时阻塞原因分析

3.2.1 光电转换模块OLM异常分析

OLM是PROFIBUS光电转换模块，用于构成光纤环网（如图4）。任意一个OLM设备的两路光纤都有数据，内部有优先级的侦测机制，采用先到达该设备的合法数据判断OLM设备及光纤环网无异常。

3.2.2 测控装置DFU410通信板卡异常分析

根据后台报文事件记录，可判断直流站控系统发出命令到开关分位信号返回测控装置的时间差值在157 ms（图5中1、2、3、4、5部分），符合实际运行状况，判断DFU410开入和开出插件运行正常，但对COMM总线通信板卡进行电快速瞬变脉冲群抗扰度试验时发现测试结果异常，导致通信延时。

图5 命令发出至分位信号返回测控装置

3.2.3 SS52通信板卡异常分析

SS52主站板卡通过电缆双绞线和OLM连接，然后通过光纤和各个小室的OLM通信，如图6所示。

图6 主站与从站轮询通信

SS52主站板卡采用依次轮询的方式和每个DFU410从站通信。从第一个从站设备轮询至最后一个从站设备所需要的时间为单次通信的最小时间[10]。当SS52运行状况不正常时将导致本次轮询中某个从站设备收不到最新的数据，从而导致DFU410装置发出的设备状态信号返回延时，对SS52通信板卡进行电快速瞬变脉冲群抗扰度试验发现测试结果异常，因此SS52板卡存在异常导致整个通信链路堵塞。

因此综合分析判断通信链路瞬时阻塞的原因为DFU410装置COMM通信板卡及HCM200控制平台SS52板卡异常。

4 改进措施

4.1 硬件改进措施

现场对DFU410装置COMM通信板卡及HCM200直流站控主机SS52板卡进行更换。更换后对整个通信链路延时进行测试，当3612、3621、3622滤波器开关变位时站控主机CPU板卡和PROFIBUS总线之间的通信延时为129 ms、111 ms、149 ms，在正常延时波动范围内。站控主机发令时PROFIBUS总线和测控装置返回变位信息延时分别为74 ms、93 ms、92 ms，该时间差为主机发令报文、开关变位报文出现在现场总线上的时间，红色箭头所示的2→3→4→5→6→7在正常延时波动范围内（见图7）。

图7 命令发出至分位信号返回测控装置

考虑到银东工程投运时间已超过12年，直流控保相关板卡出现不同程度的老化情况，对站内老旧板卡进行升级更换，从硬件上降低事故发生机率，提高设备运行可靠性。

4.2 软件改进措施

考虑直流控制系统为双系统冗余配置（见图8），为防止因单套系统通信故障造成连续切除同类型交流滤波器情况的发生，提出软件改进措施：当直流站控主机发出交流滤波器切除指令后计时400 ms，期间若未收到开关合位消失和分位产生信号，则报软件故障并切换控制系统，若最新的主系统也未收到开关合位消失和分位产生信号，则由新主系统补发切除上一组滤波器的命令并重新开始计时，500 ms后若仍未收到开关合位消失和分位产生信号，则判断为开关故障，此时由主系统下发切除下一组同类型滤波器的命令。

图8 双系统冗余配置

通过对无功控制逻辑进行修改，增加系统切换功能及增加延时裕度，能够有效避免因通信链路阻塞引起连续切除同类型滤波器的异常情况发生。

5 结语

本文针对银川东换流站连续切除同类型滤波器导致功率回降事故，从无功控制逻辑与投切滤波器的通信链路进行分析，最终明确了连续切除同类型滤波器的故障原因及通信链路阻塞原因。通过对无功控制逻辑软件优化及硬件设备更换，解决了通信链路瞬时堵塞导致连续切除同类型滤波器的问题。本文提出的改进措施可在一定程度上减少早期直流工程无功投切由于硬件运行时间过长、部分元器件老化、软件逻辑存在缺陷引起的直流功率回降偶发现象，从而减少由于直流功率回降引起的电网波动。