交流滤波器低压侧避雷器泄漏电流偏大分析

武垣成，杨 猛，王长春

（上海市电力公司 检修公司直流运检中心，上海 201708）

0 引言

采用电网换相的直流输电换流站，无论是整流侧还是逆变侧，直流系统都要从交流系统吸收容性无功，即换流器对于交流系统而言，总是一种无功负荷。在正常情况下，整流装置所需的无功功率约为直流功率的30%～50%，逆变装置约为直流输送功率的40%～60%，所以无功补偿在直流输电系统的稳定运行中占有重要的地位［1］。

枫泾站的滤波器有2类，共9组。1～5组为A型HP12／24交流滤波器，6～9组为B型不带电抗器（SC）的电容器组。交流滤波器不仅能够提高无功功率，而且能够滤除换流器所产生的谐波，减少对系统的干扰。在额定运行情况下，两类无功补偿电容器提供的额定无功功率均为202 Mvar。交流滤波器的投入和切除顺序为先A型后B型。

根据枫泾换流站技术设计规范要求，与交流系统无功交换的设计值和实际值之间的偏差不得超过±131 Mvar。在直流总输送功率从最小值至2 h过负荷功率水平之间的任何直流功率水平上，两个换流站与交流系统的无功功率交换设计值为零。在直流负荷从最小值变到2 h过负荷的过程中，或从2 h过负荷变到最小值的过程中，任何电容器组或滤波器组或电抗器组最多只能投入和切除一次。

1 投切滤波器的级别与原则

枫泾换流站投切滤波器的级别为：

1）绝对最小滤波器容量限制（Abs Min Filer） 为了防止滤波设备过负荷所需投入的绝对最小滤波器组数。任何情况下，该条件必须满足。

2）最高／最低电压限制（Umax） 监视交流母线的稳态电压，避免稳态过电压引起保护动作。

3）最大无功交换限制（Qmax） 根据当前运行状况，限制投入滤波器组的数量，限制稳态过电压。

4）最小滤波器容量要求（Min Filter） 为了满足滤除谐波的要求，需要投入的最小滤波器组。

5）无功交换控制／电压控制（Qcontrol／Ucontrol） 控制换流站和交流系统的无功交换量为设定的参考值／控制换流站交流母线电压为设定的参考值。枫泾换流站作为逆变站，由运检人员选择当前运行在Qcontrol状态，并在正常运行中此条件必须满足。

为了防止滤波器组的频繁投切，应该采用滞回特性，设置的滞回窗口的上下限幅值，大于最大无功设备组容量的一半。

换流站与交流系统的无功交换，可由以下算式［2］得到：

式中：Qexc为换流站与交流电网的无功交换；Qfilt为交流滤波器或并联电容器组产生的无功功率；Uac为实际交流母线电压；UacN为无功设备设计时考虑的交流母线正常电压；QfiltN为无功设备设计时可以提供的无功功率；Qconv为换流器损耗的无功功率；Id为直流电流；Udi0为每一组6脉动换流器的空载直流电压；α为触发角；u为换相重叠角。

如果无功功率交换超过下列限制值，那么Qcontrol会发出命令，投入或切出一个滤波器或并联电容器组。

式中：Q为换流站与交流系统的无功交换量；Qref为运行人员设置的一个参考值。

枫泾换流站与交流系统无功交换量的死区为131 MVar，交流滤波器投切顺序为先投HP12／24型号再投SC型号。在现在无功控制策略下，枫泾站逆变、双极全压模式运行时，最小滤波器和绝对最小滤波器投切时需要满足表1要求。

表1 最小和绝对最小滤波器投切

2 避雷器泄漏电流偏大分析

2.1 泄漏电流超标

4月27日，直流双极负荷300 MW，由于交流母线电压偏高，调度要求只投一组交流滤波器（之前系统无功控制方式为自动时，按满足最小滤波器控制要求系统投入2组交流滤波器）。运行人员在现场巡视中发现，按照无功控制策略在手动模式下，并联于电抗器两端的Y10W1-23／55W型交流滤波器（5632）低压侧避雷器A3泄漏电流偏大，高达8.4～9.3 m A，正常泄漏电流值应该低于5 m A，超过5 m A就有可能造成阀片热崩溃而爆炸。

检查时发现三相电流较大，5632交流滤波器其他部件运行正常，无明显放电发热现象。检查保护装置的采样值正确，故障录波也正常。现场进行红外测温，设备运行正常，避雷器表面为22℃，环境温度为20℃，均无明显发热点。分析原因认为这是由于交流滤波器（5632）中流过大量谐波分量过负荷引起，导致低压侧电感元件两端电压偏高，达到避雷器动作门槛电压值，使避雷器出现泄漏电流大幅增加的缘故，属于轻度谐波过负荷现象。

在电力系统中，发生避雷器泄漏电流增大或内部闪络的事故较多，严重时避雷器会发生爆炸，所以一旦发现避雷器泄漏电流增大，应该进行严密监视。当泄漏电流读数为投运初始值的120%时，必须作为紧急缺陷立刻上报，必要时要采取隔离避雷器的应急措施［3］。

2.2 泄漏电流偏大原因分析

在当天双极负荷300 MW工况下，1组交流滤波器仅能满足绝对最小滤波器要求，无法满足最小滤波器要求（投1组交流滤波器主要为满足交流母线电压要求），初步推测1组交流滤波器可能有轻度的谐波过负荷现象，导致低压侧电感元件两端电压较高，达到避雷器动作门槛电压值，使避雷器出现泄漏电流大幅增加的现象。

为了进一步找出泄漏电流偏大的原因，申请轮换交流滤波器。在投入5622交流滤波器，操作到5622与5632共同运行时，发现两组避雷器的泄露电流均在3.5～4.0 m A之间，小于厂家规定的最小额定电流值。继续操作，拉开5632交流滤波器开关后，发现5622滤波器的该型避雷器电流也增加至9 m A左右，随后又进行了3次滤波器轮换操作，现象与之一致。

因此，怀疑异常原因在于1组交流滤波器可能有轻度的谐波过负荷现象。而在其他运行条件下，也曾发生过泄漏电流偏大的案例。

枫泾换流站在无功自动方式下运行时，测得交流滤波器低压侧避雷器的泄漏电流值，如表2所示。

表2 交流滤波器低压侧避雷器实际运行时泄漏电流

2.3 临时应急措施

针对交流滤波器低压侧避雷器A3泄漏电流在某些功率下发生泄漏电流偏大、对设备安全运行构成严重威胁的现状，短期可以将无功控制暂时改为手动运行方式，采用提前投1组交流滤波器的方法来限制泄漏电流在合理范围内。采取以下策略，换流站与系统无功交换时不会超过设计要求（0，300 Mvar），同时，交流滤波器低压侧避雷器泄漏电流可以降低到可以接受的水平。

1）单极大地回线运行时 当直流输送功率达到850 MW时，投入第三组滤波器。直流输送功率达到1.25 GW时，投入第四组滤波器。

2）双极全压运行时 当直流输送功率达到1 GW时，投入第三组滤波器；直流输送功率达到1.4 GW时，投入第四组滤波器。

2.4 手动投切方式存在弊端

为避免避雷器发生异常，运行人员采取手动增加一组交流滤波器，使泄露电流降至5 m A以内。枫泾换流站在无功手动方式下运行时，测得交流母线电压，如表3所示。

表3 手动投入滤波器后交流母线电压

由于提前增加一组滤波器，引起与系统交换无功过大，造成母线电压较高。国调与华东网调对交流母线电压均有严格要求，特别是华东地区对于电压合格率有较高要求，枫泾换流站采用手动提前投一组交流滤波器的方法虽能使避雷器泄漏电流限制在5 m A以内，但是由于无功交换增大，使得在某些功率运行条件下不能满足电压考核要求。

另外，无功控制模式处于手动状态，按调度曲线升降功率时，必须将无功控制模式先改为自动，使滤波器按照程序设定自行投切后，如果A3避雷器泄漏电流没有超标则保持无功模式自动状态，如果泄露电流超标则将无功控制模式改为手动，然后手动投入交流滤波器，严重地影响了运行工作。所以，目前手动投切方式仅为应急手段，不能满足长期稳定运行需要，对于系统无功交换，电压合格率以及运行管理存在影响。

3 结语

电力系统中避雷器泄漏电流增大导致的事故较多，严重时避雷器会发生爆炸，提前投1组交流滤波器的方法来限制泄漏电流在合理范围内只是短期的做法，为了使设备能够长期安全运行，建议相关设计单位进行更严密的计算和测量，及时更换满足要求的避雷器使用，确保设备安全运行。

［1］ 王官洁，任震.高压直流输电技术［M］.重庆大学出版社，1997.

［2］ 赵畹君.高压直流输电工程技术［M］.中国电力出版社，2004.

［3］ 张全元.变电运行现场技术问答［M］.中国电力出版社，2009.