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。福建中试所电力调整试验有限责任公司的陈明泉，在2023年第2期《电气技术》上撰文，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。
闽粤联网工程作为国家电力发展“十四五”规划重点建设项目，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。
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2000MW，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 云霄换流站电气主接线
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，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。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。
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。
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。
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，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1400MW，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。
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。有文献已对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kV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kV范围。母线s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kV，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kV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kV范围。母线s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kV，也继续保持低压暂态模式。
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。
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），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—G零序方向过电流保护逻辑框图如图3所示。
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。
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kV，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T1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，导致滤波器母线时刻收到两组SVG-APF运行状态后，直流站控系统在T2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（根据仿线Mvar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kV），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kV。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。
第一组绝对最小滤波器投入后，在T3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T3时刻后滤波器母线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T2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kV左右。最终SVG-APF1一直保持高压暂态模式运。
