闽粤联网工程静止无功发生器-有源滤波器故障退出事件分析及改进措施

陈明泉

闽粤联网工程静止无功发生器-有源滤波器故障退出事件分析及改进措施

陈明泉1,2

（1. 福建中试所电力调整试验有限责任公司，福州 350007； 2. 国网福建省电力有限公司电力科学研究院，福州 350007）

背靠背闽粤联网直流输电工程是国家电网和南方电网联网的标志性工程，工程中静止无功发生器（SVG）-有源滤波器（APF）应用方案尚属国内常规直流工程中首次应用。本文针对闽粤联网工程初始投运阶段发生的一起SVG-APF故障退出事件，详细分析其现象和原因，提出对SVG-APF进、出暂态控制策略参数和SVG-APF暂态控制过程策略参数的优化方案，并在工程大负荷系统带电调试期间进行专项试验，试验结果验证了方案的可行性。

闽粤联网；绝对最小滤波器；暂态模式；过电流保护

0 引言

闽粤联网工程作为国家电力发展“十四五”规划重点建设项目[1]，是国家明确的基础设施补短板重点输变电工程，也是国家电网和南方电网联网的标志性工程。工程建成后，将成为自三峡—广东±500kV直流工程2004年投运以来国家电网与南方电网的第二条互联通道[2-7]。闽粤联网工程采用常规直流背靠背双单元接线方式，直流额定电压为±100kV，输送容量2 000MW，每个单元两组12脉动换流器，包括整流器和逆变器各一组，粤侧12脉动换流器中点接地，具有双向功率输送能力，闽粤联网工程云霄换流站电气主接线如图1所示。闽粤联网工程首次在高压直流工程中应用动态自适应滤波技术，其中粤侧安装的静止无功发生器（static var generator, SVG）-有源滤波器（active power filter, APF）不仅可以补偿换流器产生的无功功率，减少换流站与交流系统的无功交换[8]，还可以在交流电压升高或跌落时发出暂态无功功率，维持系统电压，同时可以对换流站产生的低频次谐波进行补偿[9]。相比于无源滤波器和电容器组无功补偿装置，SVG- APF具有无功功率连续平滑调节、响应速度快、动态无功输出、占地面积小等优点[10-13]，在直流输电领域具有广泛的应用前景。

图1 云霄换流站电气主接线

本文针对工程初始投运阶段发生的一起SVG- APF故障退出事件，详细分析事件现象和原因，提出改进方案，并在工程大负荷系统带电调试期间进行专项试验，以验证方案的可行性。

1 SVG-APF故障退出事件分析

1.1 SVG-APF故障退出事件经过

1）SVG-APF1故障退出事件经过

某日01:00—01:15，闽粤联网工程云霄换流站在执行国调下发的直流功率输送计划曲线过程中，云霄换流站执行直流功率由0MW降至-300MW的操作，功率方向为广东至福建。SVG-APF1故障退出事件报文见表1，可知在01:07:01.835，直流站控下发双单元解锁命令；01:07:04.156，直流站控下发SVG投入命令；01:07:21.293，直流站控下发广东侧绝对最小滤波器组[14]投入命令；01:07:21.473，广东侧第三大组第三小组5663无源滤波器（BP11/13）投入；01:07:21.476，SVG-APF1进入暂态模式；01:07:22.045，广东侧电压过高禁止投入滤波器；01:07:23.455，单元1解锁；01:07:23.486，单元2解锁；01:07:25.389，广东侧第二大组第三小组5653无源滤波器（HP24/36）投入；01:07:27.990，广东侧500kV 511B降压变CSC—326保护装置（四方继保）动作出口，SVG-APF1故障退出。511B降压变CSC—326保护装置报文见表2。

表1 SVG-APF1故障退出事件报文

表2 511B降压变CSC－326保护装置报文

2）SVG-APF2故障退出事件经过

在SVG-APF1故障退出后，01:07:28.023，SVG- APF2进入暂态模式（SVG-APF2由备用状态切换为主用状态），云霄换流站继续执行国调下发的直流功率输送计划曲线。SVG-APF2故障退出事件报文见表3，可知在01:41:13.718，直流站控下发双单元功率降至-300MW命令；01:42:45.100，双单元功率调节至国调下发的直流功率输送计划曲线目标值-300MW；01:43:10.099，广东侧500kV 512B降压变CSC—326保护装置（四方继保）动作出口，SVG-APF2故障退出；01:43:10.181，双SVG-APF不可用使直流站控的无功功率控制QPC功能自动投入。由于直流功率未超过QPC的功率限值1 400MW，因此双SVG-APF故障退出未造成换流站输送功率损失。512B降压变CSC—326保护装置报文见表4。

表3 SVG-APF2故障退出事件报文

表4 512B降压变CSC—326保护装置报文

1.2 相关控制、保护策略及SVG-APF故障退出原因分析

1）直流站控无功控制策略

云霄换流站的两组SVG-APF一主一备，两组SVG-APF均可用时，主机运行于恒无功控制模式，备机运行于恒无功控制模式或谐波补偿模式（可通过控制字投退），恒无功功率值受直流站控控制。文献[15]已对SVG-APF控制模式，包括恒无功控制模式、谐波补偿模式、恒电压控制模式、暂态快速无功补偿控制模式（下文简称“暂态模式”）和两台SVG-APF间投退控制策略进行了详细介绍。除因工程在调试后期对SVG-APF的暂态模式新增部分功能外，其他本文不再赘述。

2）SVG-APF暂态模式原理

高压暂态模式：当SVG-APF降压变的500kV侧母线电压任一相幅值突变到317.6kV以上时，为主的SVG-APF三相进入高压暂态模式（三相分相控制）。控制目标为母线线电压在545kV±2.5kV范围。母线三相相电压幅值均低于310.6kV且持续10s后退出暂态模式，恢复至稳态恒无功控制模式。SVG- APF在进入稳态模式之前，即使母线三相相电压幅值均低于288.7kV，也继续保持高压暂态模式。

低压暂态模式：当SVG-APF降压变的500kV侧母线电压任一相幅值跌落到288.7kV以下时，为主的SVG-APF三相进入低压暂态模式（三相分相控制）。控制目标为母线线电压在505kV±2.5kV范围。母线三相相电压幅值均高于295.6kV且持续10s后退出暂态模式，恢复至稳态恒无功控制模式。SVG- APF在进入稳态模式之前，即使母线三相相电压幅值均高于317.6kV，也继续保持低压暂态模式。

3）变压器保护的零序方向过电流保护原理

SVG-APF降压变保护配置如图2所示。图2适用于512B降压变，512B降压变10kV侧为备用间隔。

图2 SVG-APF降压变保护配置

两台降压变分别采用四方公司的CSC—326T5—G变压器保护装置和南瑞科技公司的NSR—378T5变压器保护装置。各套装置的中零流Ⅰ段保护电流定值0.06A（二次值），1时限定值3.5s，2时限定值4.0s。CSC—326T5—G变压器保护装置的零序方向过电流保护方向元件所用零序电压固定为自产零序电压，门槛值设置为0.4V（程序固化，要求不大于1V）[16]，电流固定为自产零序电流，灵敏角内部固定为75°，方向整定为指向母线。CSC—326T5—G零序方向过电流保护逻辑框图如图3所示。

图3 CSC—326T5—G零序方向过电流保护逻辑框图

NSR—378T5变压器保护装置的零序方向过电流保护方向元件所用零序电压固定为自产零序电压，电流固定为自产零序电流，灵敏角内部固定为75°，方向整定为指向母线。NSR—378T5零序方向过电流保护逻辑框图如图4所示。为保证方向元件判断的准确性，同时兼顾高阻接地故障的灵敏性，装置零序过电流保护内部设置判断方向的自产零序电压门槛值为0.9V（程序固化）。当自产零序电压低于0.9V时，零序方向元件判据返回，零序过电流保护计时复归。

图4 NSR—378T5零序方向过电流保护逻辑框图

4）SVG-APF故障退出原因分析

直流站控无功控制策略投退波形如图5所示。01:07:01，粤侧母线线电压运行值约为537kV，执行双单元解锁命令后直流站控系统下发“SVG-APF投入命令”。直流站控系统于1时刻收到两组SVG- APF运行状态信号，此时两组SVG-APF执行直流站控下发的无功参考值输出感性无功功率，导致滤波器母线线电压降低至534.5kV左右。同时，在1时刻收到两组SVG-APF运行状态后，直流站控系统在2时刻投入第一组绝对最小滤波器（容性无功功率140Mvar）。由于此时换流器未解锁造成滤波器容性无功功率过剩，抬高了交流系统母线电压（根据仿真计算结果，±20Mvar的无功功率波动可引起±1kV的系统电压波动）；滤波器投入时刻SVG-APF控制系统的母线电压采样值瞬时突变超过高压暂态值（突变后电压有跌落，但仍高于高压暂态模式退出设定值线电压538kV），SVG-APF1进入高压暂态模式，其输出由感性无功转为容性无功，进一步抬高交流系统母线线电压至544.3kV。此时，SVG- APF1出力不再执行直流站控系统指令，SVG-APF2则退出滤波功能仅处于无功模式，按照设定斜率跟随直流功率变化输出感性无功功率。

图5 直流站控无功控制策略投退波形

第一组绝对最小滤波器投入后，在3时刻双单元完成解锁，直流单元最小功率运行，由于解锁后的换流器消耗无功功率，且随着SVG-APF2的缓启动过程感性无功进一步增大，导致3时刻后滤波器母线线电压逐渐降低至541kV左右。在4时刻根据绝对最小滤波器投切表投入第二组绝对最小滤波器（容性无功功率140Mvar），此时换流器消耗无功功率基本不变，SVG-APF1在2时刻后进入高压暂态模式发出容性无功功率，SVG-APF2已完成缓启过程，完成感性无功目标值输出，导致容性无功功率进一步过剩，滤波器母线线电压进一步抬高至547kV左右。最终SVG-APF1一直保持高压暂态模式运行，直至511B降压变保护动作切除SVG-APF1。

保护装置内置录波波形如图6所示，511B降压变外置录波器波形如图7所示，SVG-APF1进入暂态模式时，511B降压变35kV侧三相电流幅值突然增大，且B相电流幅值小于A、C相，因此产生零序电流，造成中零流Ⅰ段1时限动作，动作后1个周波左右故障切除，动作时的零序电流有效值为0.139A（大于电流定值0.06A）。图中四方公司的CSC—326T5—G保护装置内置录波只能存储启动前2个周波和动作后6个周波的数据[17]。所以，也可通过分析外置录波器的波形得知，暂态模式时外置录波器的波形中35kV侧零序分量趋势与内置录波一致，且大于0.06A的持续时间是3 549ms（大于中零流Ⅰ段1时限定值3.5s），满足511B降压变保护中零流Ⅰ段1时限动作条件。

图6 保护装置内置录波波形

图7 511B降压变外置录波器波形

由于511B降压变保护动作出口跳闸，SVG- APF1故障退出后，SVG-APF2切为主用，此时系统的母线线电压仍未恢复至538kV以下，因此SVG- APF2继续保持高压暂态模式运行，以母线线电压545kV±2.5kV为控制目标进行恒电压三相分相控制。SVG-APF2进入暂态模式后，相关电气量变化与SVG-APF1的一致，512B降压变CSC—326T5—G保护动作出口行为也与511B降压变相近，此处不再赘述。不同之处在于，512B降压变保护在中零流Ⅰ段1时限动作跳闸后，中零流Ⅰ段2时限相继动作，详见表2和表4。但中零流Ⅰ段2时限仅有动作报文，实际未出口跳闸。因为现场的保护装置均为双CPU设计，需两块CPU同时动作才能出口跳闸。由于高压暂态模式时零序电流值在保护动作值边界，以及保护装置的双CPU采样偏差的原因，故障之初仅CPU1采样值大于中零流Ⅰ段1时限和2时限电流定值，经过500ms左右CPU2采样值也大于中零流Ⅰ段电流定值，最终故障持续约4s左右，CPU1中零流Ⅰ段1、2时限和CPU2中零流Ⅰ段1时限动作，动作后约1个周波时间故障电流切除。因此，中零流Ⅰ段2时限保护仅有动作报文，保护装置实际未出口跳闸。

另外，本次事件中两台降压变的另一套南瑞科技公司NSR—378T5变压器保护未动作的根本原因在于，上述SVG-APF暂态模式引起的零序电压（二次值）大于四方公司CSC—326T—5G保护装置的零序电压门槛值0.4V，但小于南瑞科技公司NSR—378T5保护装置的零序电压门槛值0.9V。因此，NSR—378T5变压器保护未动作符合该软件设计逻辑。

2 SVG-APF故障退出事件的优化方案

综上所述，在特定工况下（粤侧系统运行电压偏高时），由于SVG-APF暂态退出参数设置得不合理，投入第一组无源滤波器之后，两组SVG-APF相继进入且长期处于高压暂态模式运行。由于SVG- APF暂态模式采用三相分相控制策略，且控制系统的三相母线电压采样存在偏差等，导致高压暂态模式三相输出不一致。因此，造成降压变35kV侧一直存在零序分量，零序分量满足降压变的零序方向过电流保护动作条件，保护装置动作出口跳闸，使两组SVG-APF相继退出运行。

由于变压器中压侧零序电流保护的定值整定，需考虑本侧故障有足够的灵敏度、与其他保护时间配合和设备耐受问题[18]，因此该次事件的优化方案主要从以下两方面进行。

一方面是优化SVG-APF进、出暂态控制策略参数：①高压暂态修改为系统任意相电压高于317.6kV，装置进入暂态，三相相电压均低于312.9kV退出暂态；②低压暂态修改为系统任意相电压低于282.9kV，装置进入暂态，三相相电压均高于294.5kV退出暂态；③高、低压暂态控制目标均修改为母线线电压在525kV±2.5kV范围。另一方面，优化SVG- APF暂态控制过程策略参数，当进入暂态后装置采用三相分相恒电压控制模式，1.5s后自动切换为三相恒电压控制，三相输出电流一致，减小零序电流输出。

3 优化方案现场试验验证

现场根据实际运行工况，临时修改控制系统进、出暂态的阈值参数，分别对两组SVG-APF进行高、低压暂态功能测试，SVG-APF暂态试验项目见表5。

表5 SVG-APF暂态试验项目

1）SVG-APF1高压暂态测试（三相不平衡）

SVG-APF1高压暂态测试（三相不平衡）波形如图8所示，初始条件SVG-APF1输出容性无功20Mvar，临时修改进、出暂态阈值后进入高压暂态。进入暂态后装置采用三相分相控制策略，由于系统电压存在些微不平衡，使控制系统输出不尽相同，因此SVG-APF1三相输出不一致，出现较大的零序电流。在1.5s后改为三相控制策略，三相输出电流一致，零序电流迅速消失。

图8 SVG-APF1高压暂态测试（三相不平衡）波形

2）SVG-APF1高压暂态测试（满载）

SVG-APF1高压暂态测试（满载）波形如图9所示，初始条件SVG-APF1输出感性无功功率70Mvar，SVG-APF2输出容性无功功率70Mvar。临时修改进、出暂态阈值后进入高压暂态，由于装置容量不足以将电压控制在合格范围以内，因此装置满发感性电流，基本无零序电流产生。

图9 SVG-APF1高压暂态测试（满载）波形

3）SVG-APF1低压暂态测试（满载）

SVG-APF1低压暂态测试（满载）波形如图10所示，初始条件SVG-APF1输出容性无功功率70Mvar，SVG-APF2输出感性无功功率70Mvar。临时修改进、出暂态阈值后进入低压暂态，由于装置容量不足以将电压控制在合格范围以内，因此装置满发容性电流，基本无零序电流产生。

图10 SVG-APF1低压暂态测试（满载）波形

因SVG-APF2的暂态试验步骤及试验结果与SVG-APF1一致，本文不再赘述。综上所述，优化后的SVG-APF暂态模式策略，既能确保在电网系统故障恢复时不影响SVG-APF的暂态无功支撑功能，又能在其进暂态模式1.5s后有效减小零序电流输出，避免保护装置误动作。试验结果符合预期，验证了新方案的可行性。

4 结论

针对闽粤联网工程初始投运阶段发生的一起SVG-APF故障退出事件，本文详细分析事件现象和原因，并提出优化方案。一方面是优化SVG-APF进、出暂态控制策略参数：①高压暂态修改为系统任意相电压高于317.6kV，装置进入暂态，三相相电压均低于312.9kV退出暂态；②低压暂态修改为系统任意相电压低于282.9kV，装置进入暂态，三相相电压均高于294.5kV退出暂态；③高、低压暂态控制目标均修改为母线线电压在525kV±2.5kV范围。另一方面，优化SVG-APF暂态控制过程策略参数，当进入暂态后装置采用三相分相恒电压控制模式，1.5s后自动切换为三相恒电压控制，三相输出电流一致，减小零序电流输出，可靠避免因SVG- APF进入暂态控制模式引起保护误动作事件发生。最后，在工程大负荷系统带电调试期间进行专项试验，试验结果验证了方案的可行性。

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Analysis and improvement measures of static var generator-active power filter fault exit event in Fujian-Guangdong interconnection project

CHEN Mingquan1,2

(1. Fujian Zhongshisuo Electric Power Testing & Commissiong Co., Ltd, Fuzhou 350007; 2. State Grid Fujian Electric Power Research Institute, Fuzhou 350007)

The Fujian-Guangdong back-to-back HVDC transmission project is a landmark project for the interconnection of the state grid and the southern power grid. The static var generator (SVG)-active power filter (APF) in the project is still the first application in domestic conventional HVDC projects. Based on an SVG-APF fault exit event during the initial operation of Fujian-Guangdong interconnection project, this paper analyzes the phenomenon and causes of the event in detail, and puts forward optimization schemes for the parameters of SVG-APF incoming and outgoing transient state control strategy and SVG-APF transient state control process strategy. Special tests are carried out during the live heavy load commissioning of the project, and the test results verify the feasibility of the optimization schemes.

Fujian-Guangdong interconnection; absolute minimum filter; transient mode; over current protection

2022-12-05

2023-01-03

陈明泉（1982—），男，福建省南平市人，本科，工程师，主要从事继电保护及自动化、直流输电及电力监控安全防护工作。