閩粵聯(lián)網(wǎng)工程靜止無功發(fā)生器-有源濾波器故障退出事件分析及改進(jìn)措施

陳明泉

閩粵聯(lián)網(wǎng)工程靜止無功發(fā)生器-有源濾波器故障退出事件分析及改進(jìn)措施

陳明泉1,2

（1. 福建中試所電力調(diào)整試驗有限責(zé)任公司，福州 350007； 2. 國網(wǎng)福建省電力有限公司電力科學(xué)研究院，福州 350007）

背靠背閩粵聯(lián)網(wǎng)直流輸電工程是國家電網(wǎng)和南方電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)的標(biāo)志性工程，工程中靜止無功發(fā)生器（SVG）-有源濾波器（APF）應(yīng)用方案尚屬國內(nèi)常規(guī)直流工程中首次應(yīng)用。本文針對閩粵聯(lián)網(wǎng)工程初始投運階段發(fā)生的一起SVG-APF故障退出事件，詳細(xì)分析其現(xiàn)象和原因，提出對SVG-APF進(jìn)、出暫態(tài)控制策略參數(shù)和SVG-APF暫態(tài)控制過程策略參數(shù)的優(yōu)化方案，并在工程大負(fù)荷系統(tǒng)帶電調(diào)試期間進(jìn)行專項試驗，試驗結(jié)果驗證了方案的可行性。

閩粵聯(lián)網(wǎng)；絕對最小濾波器；暫態(tài)模式；過電流保護(hù)

0 引言

閩粵聯(lián)網(wǎng)工程作為國家電力發(fā)展“十四五”規(guī)劃重點建設(shè)項目[1]，是國家明確的基礎(chǔ)設(shè)施補短板重點輸變電工程，也是國家電網(wǎng)和南方電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)的標(biāo)志性工程。工程建成后，將成為自三峽—廣東±500kV直流工程2004年投運以來國家電網(wǎng)與南方電網(wǎng)的第二條互聯(lián)通道[2-7]。閩粵聯(lián)網(wǎng)工程采用常規(guī)直流背靠背雙單元接線方式，直流額定電壓為±100kV，輸送容量2 000MW，每個單元兩組12脈動換流器，包括整流器和逆變器各一組，粵側(cè)12脈動換流器中點接地，具有雙向功率輸送能力，閩粵聯(lián)網(wǎng)工程云霄換流站電氣主接線如圖1所示。閩粵聯(lián)網(wǎng)工程首次在高壓直流工程中應(yīng)用動態(tài)自適應(yīng)濾波技術(shù)，其中粵側(cè)安裝的靜止無功發(fā)生器（static var generator, SVG）-有源濾波器（active power filter, APF）不僅可以補償換流器產(chǎn)生的無功功率，減少換流站與交流系統(tǒng)的無功交換[8]，還可以在交流電壓升高或跌落時發(fā)出暫態(tài)無功功率，維持系統(tǒng)電壓，同時可以對換流站產(chǎn)生的低頻次諧波進(jìn)行補償[9]。相比于無源濾波器和電容器組無功補償裝置，SVG- APF具有無功功率連續(xù)平滑調(diào)節(jié)、響應(yīng)速度快、動態(tài)無功輸出、占地面積小等優(yōu)點[10-13]，在直流輸電領(lǐng)域具有廣泛的應(yīng)用前景。

圖1 云霄換流站電氣主接線

本文針對工程初始投運階段發(fā)生的一起SVG- APF故障退出事件，詳細(xì)分析事件現(xiàn)象和原因，提出改進(jìn)方案，并在工程大負(fù)荷系統(tǒng)帶電調(diào)試期間進(jìn)行專項試驗，以驗證方案的可行性。

1 SVG-APF故障退出事件分析

1.1 SVG-APF故障退出事件經(jīng)過

1）SVG-APF1故障退出事件經(jīng)過

某日01:00—01:15，閩粵聯(lián)網(wǎng)工程云霄換流站在執(zhí)行國調(diào)下發(fā)的直流功率輸送計劃曲線過程中，云霄換流站執(zhí)行直流功率由0MW降至-300MW的操作，功率方向為廣東至福建。SVG-APF1故障退出事件報文見表1，可知在01:07:01.835，直流站控下發(fā)雙單元解鎖命令；01:07:04.156，直流站控下發(fā)SVG投入命令；01:07:21.293，直流站控下發(fā)廣東側(cè)絕對最小濾波器組[14]投入命令；01:07:21.473，廣東側(cè)第三大組第三小組5663無源濾波器（BP11/13）投入；01:07:21.476，SVG-APF1進(jìn)入暫態(tài)模式；01:07:22.045，廣東側(cè)電壓過高禁止投入濾波器；01:07:23.455，單元1解鎖；01:07:23.486，單元2解鎖；01:07:25.389，廣東側(cè)第二大組第三小組5653無源濾波器（HP24/36）投入；01:07:27.990，廣東側(cè)500kV 511B降壓變CSC—326保護(hù)裝置（四方繼保）動作出口，SVG-APF1故障退出。511B降壓變CSC—326保護(hù)裝置報文見表2。

表1 SVG-APF1故障退出事件報文

表2 511B降壓變CSC－326保護(hù)裝置報文

2）SVG-APF2故障退出事件經(jīng)過

在SVG-APF1故障退出后，01:07:28.023，SVG- APF2進(jìn)入暫態(tài)模式（SVG-APF2由備用狀態(tài)切換為主用狀態(tài)），云霄換流站繼續(xù)執(zhí)行國調(diào)下發(fā)的直流功率輸送計劃曲線。SVG-APF2故障退出事件報文見表3，可知在01:41:13.718，直流站控下發(fā)雙單元功率降至-300MW命令；01:42:45.100，雙單元功率調(diào)節(jié)至國調(diào)下發(fā)的直流功率輸送計劃曲線目標(biāo)值-300MW；01:43:10.099，廣東側(cè)500kV 512B降壓變CSC—326保護(hù)裝置（四方繼保）動作出口，SVG-APF2故障退出；01:43:10.181，雙SVG-APF不可用使直流站控的無功功率控制QPC功能自動投入。由于直流功率未超過QPC的功率限值1 400MW，因此雙SVG-APF故障退出未造成換流站輸送功率損失。512B降壓變CSC—326保護(hù)裝置報文見表4。

表3 SVG-APF2故障退出事件報文

表4 512B降壓變CSC—326保護(hù)裝置報文

1.2 相關(guān)控制、保護(hù)策略及SVG-APF故障退出原因分析

1）直流站控?zé)o功控制策略

云霄換流站的兩組SVG-APF一主一備，兩組SVG-APF均可用時，主機運行于恒無功控制模式，備機運行于恒無功控制模式或諧波補償模式（可通過控制字投退），恒無功功率值受直流站控控制。文獻(xiàn)[15]已對SVG-APF控制模式，包括恒無功控制模式、諧波補償模式、恒電壓控制模式、暫態(tài)快速無功補償控制模式（下文簡稱“暫態(tài)模式”）和兩臺SVG-APF間投退控制策略進(jìn)行了詳細(xì)介紹。除因工程在調(diào)試后期對SVG-APF的暫態(tài)模式新增部分功能外，其他本文不再贅述。

2）SVG-APF暫態(tài)模式原理

高壓暫態(tài)模式：當(dāng)SVG-APF降壓變的500kV側(cè)母線電壓任一相幅值突變到317.6kV以上時，為主的SVG-APF三相進(jìn)入高壓暫態(tài)模式（三相分相控制）?？刂颇繕?biāo)為母線線電壓在545kV±2.5kV范圍。母線三相相電壓幅值均低于310.6kV且持續(xù)10s后退出暫態(tài)模式，恢復(fù)至穩(wěn)態(tài)恒無功控制模式。SVG- APF在進(jìn)入穩(wěn)態(tài)模式之前，即使母線三相相電壓幅值均低于288.7kV，也繼續(xù)保持高壓暫態(tài)模式。

低壓暫態(tài)模式：當(dāng)SVG-APF降壓變的500kV側(cè)母線電壓任一相幅值跌落到288.7kV以下時，為主的SVG-APF三相進(jìn)入低壓暫態(tài)模式（三相分相控制）?？刂颇繕?biāo)為母線線電壓在505kV±2.5kV范圍。母線三相相電壓幅值均高于295.6kV且持續(xù)10s后退出暫態(tài)模式，恢復(fù)至穩(wěn)態(tài)恒無功控制模式。SVG- APF在進(jìn)入穩(wěn)態(tài)模式之前，即使母線三相相電壓幅值均高于317.6kV，也繼續(xù)保持低壓暫態(tài)模式。

3）變壓器保護(hù)的零序方向過電流保護(hù)原理

SVG-APF降壓變保護(hù)配置如圖2所示。圖2適用于512B降壓變，512B降壓變10kV側(cè)為備用間隔。

圖2 SVG-APF降壓變保護(hù)配置

兩臺降壓變分別采用四方公司的CSC—326T5—G變壓器保護(hù)裝置和南瑞科技公司的NSR—378T5變壓器保護(hù)裝置。各套裝置的中零流Ⅰ段保護(hù)電流定值0.06A（二次值），1時限定值3.5s，2時限定值4.0s。CSC—326T5—G變壓器保護(hù)裝置的零序方向過電流保護(hù)方向元件所用零序電壓固定為自產(chǎn)零序電壓，門檻值設(shè)置為0.4V（程序固化，要求不大于1V）[16]，電流固定為自產(chǎn)零序電流，靈敏角內(nèi)部固定為75°，方向整定為指向母線。CSC—326T5—G零序方向過電流保護(hù)邏輯框圖如圖3所示。

圖3 CSC—326T5—G零序方向過電流保護(hù)邏輯框圖

NSR—378T5變壓器保護(hù)裝置的零序方向過電流保護(hù)方向元件所用零序電壓固定為自產(chǎn)零序電壓，電流固定為自產(chǎn)零序電流，靈敏角內(nèi)部固定為75°，方向整定為指向母線。NSR—378T5零序方向過電流保護(hù)邏輯框圖如圖4所示。為保證方向元件判斷的準(zhǔn)確性，同時兼顧高阻接地故障的靈敏性，裝置零序過電流保護(hù)內(nèi)部設(shè)置判斷方向的自產(chǎn)零序電壓門檻值為0.9V（程序固化）。當(dāng)自產(chǎn)零序電壓低于0.9V時，零序方向元件判據(jù)返回，零序過電流保護(hù)計時復(fù)歸。

圖4 NSR—378T5零序方向過電流保護(hù)邏輯框圖

4）SVG-APF故障退出原因分析

直流站控?zé)o功控制策略投退波形如圖5所示。01:07:01，粵側(cè)母線線電壓運行值約為537kV，執(zhí)行雙單元解鎖命令后直流站控系統(tǒng)下發(fā)“SVG-APF投入命令”。直流站控系統(tǒng)于1時刻收到兩組SVG- APF運行狀態(tài)信號，此時兩組SVG-APF執(zhí)行直流站控下發(fā)的無功參考值輸出感性無功功率，導(dǎo)致濾波器母線線電壓降低至534.5kV左右。同時，在1時刻收到兩組SVG-APF運行狀態(tài)后，直流站控系統(tǒng)在2時刻投入第一組絕對最小濾波器（容性無功功率140Mvar）。由于此時換流器未解鎖造成濾波器容性無功功率過剩，抬高了交流系統(tǒng)母線電壓（根據(jù)仿真計算結(jié)果，±20Mvar的無功功率波動可引起±1kV的系統(tǒng)電壓波動）；濾波器投入時刻SVG-APF控制系統(tǒng)的母線電壓采樣值瞬時突變超過高壓暫態(tài)值（突變后電壓有跌落，但仍高于高壓暫態(tài)模式退出設(shè)定值線電壓538kV），SVG-APF1進(jìn)入高壓暫態(tài)模式，其輸出由感性無功轉(zhuǎn)為容性無功，進(jìn)一步抬高交流系統(tǒng)母線線電壓至544.3kV。此時，SVG- APF1出力不再執(zhí)行直流站控系統(tǒng)指令，SVG-APF2則退出濾波功能僅處于無功模式，按照設(shè)定斜率跟隨直流功率變化輸出感性無功功率。

圖5 直流站控?zé)o功控制策略投退波形

第一組絕對最小濾波器投入后，在3時刻雙單元完成解鎖，直流單元最小功率運行，由于解鎖后的換流器消耗無功功率，且隨著SVG-APF2的緩啟動過程感性無功進(jìn)一步增大，導(dǎo)致3時刻后濾波器母線線電壓逐漸降低至541kV左右。在4時刻根據(jù)絕對最小濾波器投切表投入第二組絕對最小濾波器（容性無功功率140Mvar），此時換流器消耗無功功率基本不變，SVG-APF1在2時刻后進(jìn)入高壓暫態(tài)模式發(fā)出容性無功功率，SVG-APF2已完成緩啟過程，完成感性無功目標(biāo)值輸出，導(dǎo)致容性無功功率進(jìn)一步過剩，濾波器母線線電壓進(jìn)一步抬高至547kV左右。最終SVG-APF1一直保持高壓暫態(tài)模式運行，直至511B降壓變保護(hù)動作切除SVG-APF1。

保護(hù)裝置內(nèi)置錄波波形如圖6所示，511B降壓變外置錄波器波形如圖7所示，SVG-APF1進(jìn)入暫態(tài)模式時，511B降壓變35kV側(cè)三相電流幅值突然增大，且B相電流幅值小于A、C相，因此產(chǎn)生零序電流，造成中零流Ⅰ段1時限動作，動作后1個周波左右故障切除，動作時的零序電流有效值為0.139A（大于電流定值0.06A）。圖中四方公司的CSC—326T5—G保護(hù)裝置內(nèi)置錄波只能存儲啟動前2個周波和動作后6個周波的數(shù)據(jù)[17]。所以，也可通過分析外置錄波器的波形得知，暫態(tài)模式時外置錄波器的波形中35kV側(cè)零序分量趨勢與內(nèi)置錄波一致，且大于0.06A的持續(xù)時間是3 549ms（大于中零流Ⅰ段1時限定值3.5s），滿足511B降壓變保護(hù)中零流Ⅰ段1時限動作條件。

圖6 保護(hù)裝置內(nèi)置錄波波形

圖7 511B降壓變外置錄波器波形

由于511B降壓變保護(hù)動作出口跳閘，SVG- APF1故障退出后，SVG-APF2切為主用，此時系統(tǒng)的母線線電壓仍未恢復(fù)至538kV以下，因此SVG- APF2繼續(xù)保持高壓暫態(tài)模式運行，以母線線電壓545kV±2.5kV為控制目標(biāo)進(jìn)行恒電壓三相分相控制。SVG-APF2進(jìn)入暫態(tài)模式后，相關(guān)電氣量變化與SVG-APF1的一致，512B降壓變CSC—326T5—G保護(hù)動作出口行為也與511B降壓變相近，此處不再贅述。不同之處在于，512B降壓變保護(hù)在中零流Ⅰ段1時限動作跳閘后，中零流Ⅰ段2時限相繼動作，詳見表2和表4。但中零流Ⅰ段2時限僅有動作報文，實際未出口跳閘。因為現(xiàn)場的保護(hù)裝置均為雙CPU設(shè)計，需兩塊CPU同時動作才能出口跳閘。由于高壓暫態(tài)模式時零序電流值在保護(hù)動作值邊界，以及保護(hù)裝置的雙CPU采樣偏差的原因，故障之初僅CPU1采樣值大于中零流Ⅰ段1時限和2時限電流定值，經(jīng)過500ms左右CPU2采樣值也大于中零流Ⅰ段電流定值，最終故障持續(xù)約4s左右，CPU1中零流Ⅰ段1、2時限和CPU2中零流Ⅰ段1時限動作，動作后約1個周波時間故障電流切除。因此，中零流Ⅰ段2時限保護(hù)僅有動作報文，保護(hù)裝置實際未出口跳閘。

另外，本次事件中兩臺降壓變的另一套南瑞科技公司NSR—378T5變壓器保護(hù)未動作的根本原因在于，上述SVG-APF暫態(tài)模式引起的零序電壓（二次值）大于四方公司CSC—326T—5G保護(hù)裝置的零序電壓門檻值0.4V，但小于南瑞科技公司NSR—378T5保護(hù)裝置的零序電壓門檻值0.9V。因此，NSR—378T5變壓器保護(hù)未動作符合該軟件設(shè)計邏輯。

2 SVG-APF故障退出事件的優(yōu)化方案

綜上所述，在特定工況下（粵側(cè)系統(tǒng)運行電壓偏高時），由于SVG-APF暫態(tài)退出參數(shù)設(shè)置得不合理，投入第一組無源濾波器之后，兩組SVG-APF相繼進(jìn)入且長期處于高壓暫態(tài)模式運行。由于SVG- APF暫態(tài)模式采用三相分相控制策略，且控制系統(tǒng)的三相母線電壓采樣存在偏差等，導(dǎo)致高壓暫態(tài)模式三相輸出不一致。因此，造成降壓變35kV側(cè)一直存在零序分量，零序分量滿足降壓變的零序方向過電流保護(hù)動作條件，保護(hù)裝置動作出口跳閘，使兩組SVG-APF相繼退出運行。

由于變壓器中壓側(cè)零序電流保護(hù)的定值整定，需考慮本側(cè)故障有足夠的靈敏度、與其他保護(hù)時間配合和設(shè)備耐受問題[18]，因此該次事件的優(yōu)化方案主要從以下兩方面進(jìn)行。

一方面是優(yōu)化SVG-APF進(jìn)、出暫態(tài)控制策略參數(shù)：①高壓暫態(tài)修改為系統(tǒng)任意相電壓高于317.6kV，裝置進(jìn)入暫態(tài)，三相相電壓均低于312.9kV退出暫態(tài)；②低壓暫態(tài)修改為系統(tǒng)任意相電壓低于282.9kV，裝置進(jìn)入暫態(tài)，三相相電壓均高于294.5kV退出暫態(tài)；③高、低壓暫態(tài)控制目標(biāo)均修改為母線線電壓在525kV±2.5kV范圍。另一方面，優(yōu)化SVG- APF暫態(tài)控制過程策略參數(shù)，當(dāng)進(jìn)入暫態(tài)后裝置采用三相分相恒電壓控制模式，1.5s后自動切換為三相恒電壓控制，三相輸出電流一致，減小零序電流輸出。

3 優(yōu)化方案現(xiàn)場試驗驗證

現(xiàn)場根據(jù)實際運行工況，臨時修改控制系統(tǒng)進(jìn)、出暫態(tài)的閾值參數(shù)，分別對兩組SVG-APF進(jìn)行高、低壓暫態(tài)功能測試，SVG-APF暫態(tài)試驗項目見表5。

表5 SVG-APF暫態(tài)試驗項目

1）SVG-APF1高壓暫態(tài)測試（三相不平衡）

SVG-APF1高壓暫態(tài)測試（三相不平衡）波形如圖8所示，初始條件SVG-APF1輸出容性無功20Mvar，臨時修改進(jìn)、出暫態(tài)閾值后進(jìn)入高壓暫態(tài)。進(jìn)入暫態(tài)后裝置采用三相分相控制策略，由于系統(tǒng)電壓存在些微不平衡，使控制系統(tǒng)輸出不盡相同，因此SVG-APF1三相輸出不一致，出現(xiàn)較大的零序電流。在1.5s后改為三相控制策略，三相輸出電流一致，零序電流迅速消失。

圖8 SVG-APF1高壓暫態(tài)測試（三相不平衡）波形

2）SVG-APF1高壓暫態(tài)測試（滿載）

SVG-APF1高壓暫態(tài)測試（滿載）波形如圖9所示，初始條件SVG-APF1輸出感性無功功率70Mvar，SVG-APF2輸出容性無功功率70Mvar。臨時修改進(jìn)、出暫態(tài)閾值后進(jìn)入高壓暫態(tài)，由于裝置容量不足以將電壓控制在合格范圍以內(nèi)，因此裝置滿發(fā)感性電流，基本無零序電流產(chǎn)生。

圖9 SVG-APF1高壓暫態(tài)測試（滿載）波形

3）SVG-APF1低壓暫態(tài)測試（滿載）

SVG-APF1低壓暫態(tài)測試（滿載）波形如圖10所示，初始條件SVG-APF1輸出容性無功功率70Mvar，SVG-APF2輸出感性無功功率70Mvar。臨時修改進(jìn)、出暫態(tài)閾值后進(jìn)入低壓暫態(tài)，由于裝置容量不足以將電壓控制在合格范圍以內(nèi)，因此裝置滿發(fā)容性電流，基本無零序電流產(chǎn)生。

圖10 SVG-APF1低壓暫態(tài)測試（滿載）波形

因SVG-APF2的暫態(tài)試驗步驟及試驗結(jié)果與SVG-APF1一致，本文不再贅述。綜上所述，優(yōu)化后的SVG-APF暫態(tài)模式策略，既能確保在電網(wǎng)系統(tǒng)故障恢復(fù)時不影響SVG-APF的暫態(tài)無功支撐功能，又能在其進(jìn)暫態(tài)模式1.5s后有效減小零序電流輸出，避免保護(hù)裝置誤動作。試驗結(jié)果符合預(yù)期，驗證了新方案的可行性。

4 結(jié)論

針對閩粵聯(lián)網(wǎng)工程初始投運階段發(fā)生的一起SVG-APF故障退出事件，本文詳細(xì)分析事件現(xiàn)象和原因，并提出優(yōu)化方案。一方面是優(yōu)化SVG-APF進(jìn)、出暫態(tài)控制策略參數(shù)：①高壓暫態(tài)修改為系統(tǒng)任意相電壓高于317.6kV，裝置進(jìn)入暫態(tài)，三相相電壓均低于312.9kV退出暫態(tài)；②低壓暫態(tài)修改為系統(tǒng)任意相電壓低于282.9kV，裝置進(jìn)入暫態(tài)，三相相電壓均高于294.5kV退出暫態(tài)；③高、低壓暫態(tài)控制目標(biāo)均修改為母線線電壓在525kV±2.5kV范圍。另一方面，優(yōu)化SVG-APF暫態(tài)控制過程策略參數(shù)，當(dāng)進(jìn)入暫態(tài)后裝置采用三相分相恒電壓控制模式，1.5s后自動切換為三相恒電壓控制，三相輸出電流一致，減小零序電流輸出，可靠避免因SVG- APF進(jìn)入暫態(tài)控制模式引起保護(hù)誤動作事件發(fā)生。最后，在工程大負(fù)荷系統(tǒng)帶電調(diào)試期間進(jìn)行專項試驗，試驗結(jié)果驗證了方案的可行性。

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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

陳明泉（1982—），男，福建省南平市人，本科，工程師，主要從事繼電保護(hù)及自動化、直流輸電及電力監(jiān)控安全防護(hù)工作。