陳明泉

閩粵聯(lián)網(wǎng)工程靜止無(wú)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(yàn)有限責(zé)任公司，福州 350007； 2. 國(guó)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(guó)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(wú)功發(fā)生器（SVG）-有源濾波器（APF）應(yīng)用方案尚屬國(guó)內(nèi)常規(guī)直流工程中首次應(yīng)用。本文針對(duì)閩粵聯(lián)網(wǎng)工程初始投運(yùn)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(duì)SVG-APF進(jìn)、出暫態(tài)控制策略參數(shù)和SVG-APF暫態(tài)控制過(guò)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(xiàng)試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)果驗(yàn)證了方案的可行性。

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

0 引言

閩粵聯(lián)網(wǎng)工程作為國(guó)家電力發(fā)展“十四五”規(guī)劃重點(diǎn)建設(shè)項(xiàng)目[1]，是國(guó)家明確的基礎(chǔ)設(shè)施補(bǔ)短板重點(diǎn)輸變電工程，也是國(guó)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(yùn)以來(lái)國(guó)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(gè)單元兩組12脈動(dòng)換流器，包括整流器和逆變器各一組，粵側(cè)12脈動(dòng)換流器中點(diǎn)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(dòng)態(tài)自適應(yīng)濾波技術(shù)，其中粵側(cè)安裝的靜止無(wú)功發(fā)生器（static var generator, SVG）-有源濾波器（active power filter, APF）不僅可以補(bǔ)償換流器產(chǎn)生的無(wú)功功率，減少換流站與交流系統(tǒng)的無(wú)功交換[8]，還可以在交流電壓升高或跌落時(shí)發(fā)出暫態(tài)無(wú)功功率，維持系統(tǒng)電壓，同時(shí)可以對(duì)換流站產(chǎn)生的低頻次諧波進(jìn)行補(bǔ)償[9]。相比于無(wú)源濾波器和電容器組無(wú)功補(bǔ)償裝置，SVG- APF具有無(wú)功功率連續(xù)平滑調(diào)節(jié)、響應(yīng)速度快、動(dòng)態(tài)無(wú)功輸出、占地面積小等優(yōu)點(diǎn)[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(duì)工程初始投運(yùn)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(xiàng)試驗(yàn)，以驗(yàn)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(guò)

1）SVG-APF1故障退出事件經(jīng)過(guò)

某日01:00—01:15，閩粵聯(lián)網(wǎng)工程云霄換流站在執(zhí)行國(guó)調(diào)下發(fā)的直流功率輸送計(jì)劃曲線過(guò)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?yàn)閺V東至福建。SVG-APF1故障退出事件報(bào)文見(jiàn)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(duì)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(wú)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(guò)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(wú)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(dòng)作出口，SVG-APF1故障退出。511B降壓變CSC—326保護(hù)裝置報(bào)文見(jiàn)表2。

表1 SVG-APF1故障退出事件報(bào)文

表2 511B降壓變CSC－326保護(hù)裝置報(bào)文

2）SVG-APF2故障退出事件經(jīng)過(guò)

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(guó)調(diào)下發(fā)的直流功率輸送計(jì)劃曲線。SVG-APF2故障退出事件報(bào)文見(jiàn)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(guó)調(diào)下發(fā)的直流功率輸送計(jì)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(dòng)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(wú)功功率控制QPC功能自動(dòng)投入。由于直流功率未超過(guò)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(bào)文見(jiàn)表4。

表3 SVG-APF2故障退出事件報(bào)文

表4 512B降壓變CSC—326保護(hù)裝置報(bào)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(shí)，主機(jī)運(yùn)行于恒無(wú)功控制模式，備機(jī)運(yùn)行于恒無(wú)功控制模式或諧波補(bǔ)償模式（可通過(guò)控制字投退），恒無(wú)功功率值受直流站控控制。文獻(xiàn)[15]已對(duì)SVG-APF控制模式，包括恒無(wú)功控制模式、諧波補(bǔ)償模式、恒電壓控制模式、暫態(tài)快速無(wú)功補(bǔ)償控制模式（下文簡(jiǎn)稱“暫態(tài)模式”）和兩臺(tái)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(duì)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(shí)，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(wú)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(shí)，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(wú)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(guò)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(tái)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(shí)限定值3.5s，2時(shí)限定值4.0s。CSC—326T5—G變壓器保護(hù)裝置的零序方向過(guò)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(guò)電流保護(hù)邏輯框圖如圖3所示。

圖3 CSC—326T5—G零序方向過(guò)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(guò)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(guò)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(shí)兼顧高阻接地故障的靈敏性，裝置零序過(guò)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(shí)，零序方向元件判據(jù)返回，零序過(guò)電流保護(hù)計(jì)時(shí)復(fù)歸。

圖4 NSR—378T5零序方向過(guò)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(yùn)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(shí)刻收到兩組SVG- APF運(yùn)行狀態(tài)信號(hào)，此時(shí)兩組SVG-APF執(zhí)行直流站控下發(fā)的無(wú)功參考值輸出感性無(wú)功功率，導(dǎo)致濾波器母線線電壓降低至534.5kV左右。同時(shí)，在1時(shí)刻收到兩組SVG-APF運(yùn)行狀態(tài)后，直流站控系統(tǒng)在2時(shí)刻投入第一組絕對(duì)最小濾波器（容性無(wú)功功率140Mvar）。由于此時(shí)換流器未解鎖造成濾波器容性無(wú)功功率過(guò)剩，抬高了交流系統(tǒng)母線電壓（根據(jù)仿真計(jì)算結(jié)果，±20Mvar的無(wú)功功率波動(dòng)可引起±1kV的系統(tǒng)電壓波動(dòng)）；濾波器投入時(shí)刻SVG-APF控制系統(tǒng)的母線電壓采樣值瞬時(shí)突變超過(guò)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(wú)功轉(zhuǎn)為容性無(wú)功，進(jìn)一步抬高交流系統(tǒng)母線線電壓至544.3kV。此時(shí)，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(wú)功模式，按照設(shè)定斜率跟隨直流功率變化輸出感性無(wú)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(duì)最小濾波器投入后，在3時(shí)刻雙單元完成解鎖，直流單元最小功率運(yùn)行，由于解鎖后的換流器消耗無(wú)功功率，且隨著SVG-APF2的緩啟動(dòng)過(guò)程感性無(wú)功進(jìn)一步增大，導(dǎo)致3時(shí)刻后濾波器母線線電壓逐漸降低至541kV左右。在4時(shí)刻根據(jù)絕對(duì)最小濾波器投切表投入第二組絕對(duì)最小濾波器（容性無(wú)功功率140Mvar），此時(shí)換流器消耗無(wú)功功率基本不變，SVG-APF1在2時(shí)刻后進(jìn)入高壓暫態(tài)模式發(fā)出容性無(wú)功功率，SVG-APF2已完成緩啟過(guò)程，完成感性無(wú)功目標(biāo)值輸出，導(dǎo)致容性無(wú)功功率進(jìn)一步過(guò)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(yùn)行，直至511B降壓變保護(hù)動(dòng)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(shí)，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(shí)限動(dòng)作，動(dòng)作后1個(gè)周波左右故障切除，動(dòng)作時(shí)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(chǔ)啟動(dòng)前2個(gè)周波和動(dòng)作后6個(gè)周波的數(shù)據(jù)[17]。所以，也可通過(guò)分析外置錄波器的波形得知，暫態(tài)模式時(shí)外置錄波器的波形中35kV側(cè)零序分量趨勢(shì)與內(nèi)置錄波一致，且大于0.06A的持續(xù)時(shí)間是3 549ms（大于中零流Ⅰ段1時(shí)限定值3.5s），滿足511B降壓變保護(hù)中零流Ⅰ段1時(shí)限動(dòng)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(dòng)作出口跳閘，SVG- APF1故障退出后，SVG-APF2切為主用，此時(shí)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(yùn)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(dòng)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(shí)限動(dòng)作跳閘后，中零流Ⅰ段2時(shí)限相繼動(dòng)作，詳見(jiàn)表2和表4。但中零流Ⅰ段2時(shí)限僅有動(dòng)作報(bào)文，實(shí)際未出口跳閘。因?yàn)楝F(xiàn)場(chǎng)的保護(hù)裝置均為雙CPU設(shè)計(jì)，需兩塊CPU同時(shí)動(dòng)作才能出口跳閘。由于高壓暫態(tài)模式時(shí)零序電流值在保護(hù)動(dòng)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(shí)限和2時(shí)限電流定值，經(jīng)過(guò)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(shí)限和CPU2中零流Ⅰ段1時(shí)限動(dòng)作，動(dòng)作后約1個(gè)周波時(shí)間故障電流切除。因此，中零流Ⅰ段2時(shí)限保護(hù)僅有動(dòng)作報(bào)文，保護(hù)裝置實(shí)際未出口跳閘。

另外，本次事件中兩臺(tái)降壓變的另一套南瑞科技公司NSR—378T5變壓器保護(hù)未動(dòng)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(dòng)作符合該軟件設(shè)計(jì)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(yùn)行電壓偏高時(shí)），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(wú)源濾波器之后，兩組SVG-APF相繼進(jìn)入且長(zhǎng)期處于高壓暫態(tài)模式運(yùn)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(guò)電流保護(hù)動(dòng)作條件，保護(hù)裝置動(dòng)作出口跳閘，使兩組SVG-APF相繼退出運(yùn)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(shí)間配合和設(shè)備耐受問(wèn)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(guò)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(dòng)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(chǎng)試驗(yàn)驗(yàn)證

現(xiàn)場(chǎng)根據(jù)實(shí)際運(yùn)行工況，臨時(shí)修改控制系統(tǒng)進(jìn)、出暫態(tài)的閾值參數(shù)，分別對(duì)兩組SVG-APF進(jìn)行高、低壓暫態(tài)功能測(cè)試，SVG-APF暫態(tài)試驗(yàn)項(xiàng)目見(jiàn)表5。

表5 SVG-APF暫態(tài)試驗(yàn)項(xiàng)目

1）SVG-APF1高壓暫態(tài)測(cè)試（三相不平衡）

SVG-APF1高壓暫態(tài)測(cè)試（三相不平衡）波形如圖8所示，初始條件SVG-APF1輸出容性無(wú)功20Mvar，臨時(shí)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(cè)試（三相不平衡）波形

2）SVG-APF1高壓暫態(tài)測(cè)試（滿載）

SVG-APF1高壓暫態(tài)測(cè)試（滿載）波形如圖9所示，初始條件SVG-APF1輸出感性無(wú)功功率70Mvar，SVG-APF2輸出容性無(wú)功功率70Mvar。臨時(shí)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(wú)零序電流產(chǎn)生。

圖9 SVG-APF1高壓暫態(tài)測(cè)試（滿載）波形

3）SVG-APF1低壓暫態(tài)測(cè)試（滿載）

SVG-APF1低壓暫態(tài)測(cè)試（滿載）波形如圖10所示，初始條件SVG-APF1輸出容性無(wú)功功率70Mvar，SVG-APF2輸出感性無(wú)功功率70Mvar。臨時(shí)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(wú)零序電流產(chǎn)生。

圖10 SVG-APF1低壓暫態(tài)測(cè)試（滿載）波形

因SVG-APF2的暫態(tài)試驗(yàn)步驟及試驗(yàn)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(shí)不影響SVG-APF的暫態(tài)無(wú)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(dòng)作。試驗(yàn)結(jié)果符合預(yù)期，驗(yàn)證了新方案的可行性。

4 結(jié)論

針對(duì)閩粵聯(lián)網(wǎng)工程初始投運(yùn)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(guò)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(dòng)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(dòng)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(xiàng)試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)果驗(yàn)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(dòng)化、直流輸電及電力監(jiān)控安全防護(hù)工作。