雷霄等丨闽粤联网直流工程与SVG/HAPF协同运行特性及现场试验

来源：《中国电力》2024年第4期

引文：雷霄, 许锐文, 郑宁敏, 等. 闽粤联网直流工程与SVG/HAPF协同运行特性及现场试验[J]. 中国电力, 2024, 57(4): 130-138.

编者按

背靠背直流输电工程无直流输电线路，直流侧损耗较小，可采用较低电压等级下的大电流送电。低电压等级对换流变压器、换流阀、平波电抗器等设备的绝缘要求也相对较低，可降低工程整体造价。背靠背直流输电同样可快速调节有功、无功，有利于改善两侧交流电网的稳定性。闽粤联网背靠背直流输电工程（以下简称闽粤工程）是国家大力推进的特高压输变电换流互补项目，可实现国家电网与南方电网之间的异步互联、余缺互济、应急互备，解决500 kV 输电网络薄弱问题。

《中国电力》2024年第4期刊发了雷霄等人撰写的《闽粤联网直流工程与SVG/HAPF协同运行特性及现场试验》一文。文章根据闽粤工程成套设计功能规范及相关设备功能说明，设计了完整的系统带电试验方案，以验证背靠背直流工程的可靠运行；同时提出了HAPF、SVG与直流协同运行试验方案，验证HAPF和SVG与直流系统的适配性。针对实际运行中SVG出现的问题进行深入分析，提出现场单体设备带电验证试验方案以及与直流协同运行验证试验方案，并完成现场实施，以验证优化策略的有效性。

闽粤联网直流工程与SVG/HAPF协同运行特性及现场试验

雷霄¹,许锐文¹,郑宁敏²,李德才¹,刘世成¹

1.中国电力科学研究院有限公司

2.闽粤联网电力运营有限公司

摘要

闽粤联网背靠背直流输电工程配置了专用于大容量高压直流工程滤波的高压直流工程滤波的高压有源滤波器（high voltage active power filter，HAPF）和静止无功发生器（static var generator，SVG），以分别满足换流站两侧的滤波需求和无功功率支撑。根据闽粤工程的特点，提出了完整的直流系统带电试验方案和HAPF、SVG与直流协同运行试验方案，验证了设备的可用性及与直流系统的适配性。针对实际运行中SVG故障退出事件，深入分析了SVG的高压暂态响应过程中多因素引起的连锁反应过程，并根据针对性的优化控制策略，提出了SVG单体设备高压/低压/三相不平衡暂态控制带电试验方案，以及验证SVG故障下SVG与直流系统全过程整体控制策略的系统试验方案，通过现场实施，验证了优化策略的正确性和有效性。

01 系统试验方案与现场实施

闽粤工程主回路示意如图1所示，其中换流变压器为示意图，实际工程为单相三绕组；交流滤波器（alternating current filter，ACF）与并联电容器（shunt capacitor，SC）也仅为示意，实际配置了多个小组，降压变压器（以下简称降压变）二次侧额定电压为35 kV。

图1 闽粤工程直流主回路示意

Fig.1 Schematic diagram of Min-Yue HVDC main circuit

1.1 直流系统试验

根据背靠背工程特点，直流系统试验包括初始运行试验、保护跳闸、系统监控功能验证、电流控制、有功功率控制、无功功率控制、辅助电源切换、扰动试验、交流单相瞬时接地故障试验、稳控系统传动试验、单单元额定运行和过负荷试验、谐波测量、可听噪声测量、无线电干扰测量和换流站辅助电源损耗测量等试验项目。其中，交流单相瞬时接地故障试验在闽送粤方式下两侧均进行了试验，对直流系统、HAPF和SVG的故障穿越特性同时进行了测试，结果满足设计需求。

1.2 HAPF与直流协同运行试验

试验项目包括HAPF不同控制模式下升降直流功率试验、HAPF故障退出试验、交流系统条件变化试验。

1）HAPF不同控制模式下升降直流功率试验。HAPF有2种运行模式：一种为阻抗模式，一种为电流模式。直流一旦解锁运行输送功率，HAPF会自动投入一组，并自动设定为阻抗模式，满足滤波的功能需求，后续随着直流功率的上升，无功功率（以下简称无功）控制在无功需求不足时会自动投入第2组HAPF，并自动设定为电流模式。试验方案为在以下3种HAPF运行组合模式下进行双单元直流功率220~500 MW之间的稳态升降：一组HAPF阻抗模式运行、一组HAPF电流模式运行和2组HAPF分别阻抗模式和电流模式运行。在功率升降过程中确认不同运行模式组合下HAPF输出响应的正确性。

2）HAPF故障退出试验。根据工程设计规范及无功配置表，直流运行过程中一组HAPF故障退出后将自动投入另一组热备用状态的HAPF；如果出现2组HAPF发生故障均不可用情况，而直流在1000 MW以上运行，将自动回降直流功率至1000 MW。为了在直流低功率下测试该功能并降低对交流系统的冲击，在试验前将现场程序中的回降功率定值由1000 MW修改为300 MW。现场试验方案为：直流双单元400 MW工况下，一组HAPF阻抗模式运行，在主控室执行该组HAPF紧急停运，另一组HAPF以阻抗模式自动投入运行，整个过程中直流系统无扰动；之后执行第2组HAPF紧急停运，直流自动回降功率至限定值300 MW。

3）交流系统条件变化试验。具体试验方案为：直流双单元400 MW运行，一组HAPF阻抗模式运行，东云I路由运行转为热备用状态，闽侧变为单回交流线路运行，核实直流系统与HAPF运行正常；之后手动投入第2组HAPF，自动转为电流模式运行，核实直流系统与HAPF运行正常；之后将东云I路由热备用转为运行状态，核实交直流系统依然保持稳定运行状态。

1.3 SVG与直流协同运行试验

粤侧无功功率潮流如图2所示，箭头方向为输出容性无功。根据工程设计，稳态运行时SVG的无功功率指令值由直流站控计算后给出。SVG1主要用于无功平衡，输出无功Q_SVG1在–40 ~ –120 MV·A之间（负值为感性），控制整个换流站与交流系统交换无功Q_S趋近于0 MV·A，如式（1）；SVG2设计为跟随直流功率变化进行正比例调整，直流功率100~450 MW对应SVG2出力Q_SVG2为–100 ~ –10 MV·A。QC为直流系统消耗无功，Q_ACF为ACF与SC输出容性无功总和。

图2粤侧无功功率潮流

Fig.2Reactive power flow of Guangdong side

SVG与直流协同运行试验项目如下。

1）直流功率升降过程中SVG协同运行试验。试验过程数据如图3所示。单单元解锁运行后最小功率为110 MW，由于交流滤波器根据无功策略表直接投入2组，滤波器总无功过剩，平衡无功的SVG1根据直流站控指令，执行满发感性无功120 MV·A，SVG2在110 MW有功功率工况下根据策略输出感性无功100 MV·A，直流系统整体交换无功为向交流系统发出50 MV·A（直流向交流系统发出无功为正）；再解锁第2个单元，总功率为220 MW，SVG2的出力根据既定策略自动下降至65 MV·A，直流系统整体无功仍然过剩接近30 MV·A，此时SVG1依然保持满发；之后执行直流功率上升，SVG2曲线持续下降， 400 MW工况下系统交换无功基本降为0，之后随着直流功率上升，SVG1出力开始低于120 MV·A；在490 MW附近无功控制自动投入一组交流滤波器，直流系统整体无功再度大幅过剩，虽然SVG1出力快速恢复至满发，但过剩的无功依然使粤侧电压大幅升高5 kV。由图3及全过程分析可见，随着直流功率的变化以及交流滤波器组的自动投入，2组SVG的出力基本按照功能设计进行变化。

图3 直流与SVG协同运行的有功与无功曲线

Fig.3 Active and reactive power curves for HVDC and SVG coordinated operation

在直流功率升降过程中，同步完成了交流滤波器投切过程SVG无功控制试验，SVG1根据直流站控指令完成了无功调整。

2）SVG故障退出试验。由于现场出现故障后进行了策略优化，后续重新做了试验。

3）SVG使能谐波补偿功能试验。虽然本工程的SVG只用于无功补偿，但是其设备设计具备谐波补偿功能，且后续特高压直流工程可能会进行应用，因此本工程对谐波补偿功能进行了试验，步骤为：SVG 2中断与直流站控的通信，转为就地控制模式，退出SVG2，之后修改SVG2设备恒无功参数为输出感性无功40 MV·A，再手动投入SVG2，并对11次谐波进行补偿，确认直流系统稳定运行，然后退出11次谐波补偿功能；再对13次谐波进行补偿，确认直流系统稳定运行，随后退出13次谐波补偿功能；最后同时对11次及13次谐波进行补偿，确认直流系统稳定运行。

02 SVG事件分析及解决措施

2.1 现场事件分析

2022年某日，闽粤工程执行双单元解锁运行，功率方向粤送闽，双单元功率由0 MW升至220 MW。直流解锁4 s后，SVG1连接的降压变中性点零序电流I段保护动作，降压变跳闸，导致SVG1退出运行；34 min后，直流功率开始执行由220 MW升至300 MW的操作，2 min后，SVG2连接的降压变中性点零序电流I段保护动作，降压变跳闸，导致SVG2也退出运行；直流换流器无功功率控制（converter reactive power control，QPC）功能自动投入，整流侧触发角升至42°，直流电压降至83 kV，直流电流自动提升，有功功率保持300 MW不变。

1）SVG响应情况分析。

首先对2组SVG的配合策略进行说明：SVG1固定为主用设备，SVG2固定为从用设备，直流启动前会通过站控向2台SVG同时发送启动信号，由于2台SVG各自采用独立的通信通道以及不同的路由和接口机箱，每次启动时2组SVG收到启动命令的先后顺序存在一定的随机性。如果SVG1先于SVG2收到启动命令，2组SVG的输出无功均直接阶跃至设定值；如果SVG2先于SVG1收到启动命令，SVG2会认为主机未启动，按照程序设定自动转为主机模式，SVG1启动后则自动进行主从机的切换，此切换逻辑会触发2组SVG的缓慢启动逻辑，5 s内2组SVG的无功按照设定斜率缓慢上升至设定值。

图4为启动过程的故障录波，其中，Uacf_Y为粤侧交流线电压有效值，Q_SVG1act和Q_SVG1ref分别为SVG1的无功功率和无功指令值，Q_SVG2act和Q_SVG2ref分别为SVG2的无功功率和无功指令值，Q_{SYS_Y}为换流站与交流系统交换无功，P_ACT为双单元实际有功功率，图4中无功正值表示发出无功。SVG1_ON和SVG2_ON为2组SVG投入运行信号，DBLK_P1和DBLK_P2分别为2个单元解锁信号，SVGU_TM为SVG进入高压暂态模式信号。SVG在正常运行时，接收直流站控的无功功率指令，输出对应的无功功率；而当交流系统电压过高、超过定值时，SVG自动进入高压暂态模式，转为控制交流电压，可以输出最高1.2 p.u.的感性无功，目标是尽力降低交流电压至控制目标区间内；反之则自动进入低压暂态模式，输出容性无功以提升交流电压。图4的启动过程如下。

图4 优化前直流解锁过程中两组SVG故障录波

Fig.4 Fault recording during HVDC deblock process before optimization

①t1时刻：直流解锁前向2组SVG发送启动信号，2组SVG解锁运行，根据波形分析本次SVG2先于SVG1启动，SVG1启动后2组均进入缓起过程，SVG2阶跃至感性40 MV·A后开始缓慢上升，SVG1由感性0 MV·A开始缓慢上升。

②t2时刻：直流站控向第一组交流滤波器发出投入命令，系统交换无功QSYS_Y由–40 MV·A变为100 MV·A（QSYS_Y并非实测，根据交流滤波器投入信号和直流系统运行状态计算得出），同时SVG1的无功指令阶跃至–120 MV·A，但由于已进入缓起模式，实际输出无功依然在缓慢上升。

③t3时刻：第一组交流滤波器实际带电，容性无功导致系统交流电压突升，140 MV·A的无功对应交流线电压有效值上升的稳态值为7 kV左右。

④t4时刻：SVGU_TM信号变为1，SVG1进入高压暂态模式，SVG1转为输出容性无功21 MV·A，此时交流线电压有效值最高达到544.3 kV。触发高压暂态模式的交流相电压瞬时值为449 kV，后根据精度更高的故障录波证实了单相交流电压在交流滤波器投入后的暂态过程中确实超过了此定值，导致进入暂态模式；彼时暂态模式的控制目标为保持交流线电压有效值在542.5±2.5 kV的区间内。

⑤t5时刻：直流双单元解锁运行，直流功率快速提升至220 MW，直流从交流系统吸收无功大约80 MV·A，使得交流电压下降，在低于SVG1暂态控制区间之后，SVG1根据彼时的控制逻辑，为使交流电压保持在542.5±2.5 kV的区间内，提升其输出的容性无功直至120 MV·A，使交流电压始终维持在一个较高水平。

⑥t6时刻：第2组交流滤波器自动投入，交流电压提升至547 kV，SVG1由于依然在暂态模式，又降低其输出的容性无功至75 MV·A，使交流电压保持在其暂态控制区间内；而由于彼时退出暂态模式的定值为538 kV，实际电压持续高于此值，故一直处于高压暂态模式。

2）降压变保护动作原因。

SVG1进入暂态模式后，采用分相恒电压控制，三相各自的电压控制目标值相同，因此在交流系统初始三相电压存在一定不平衡的情况下，SVG1的三相输出电流也存在差异，故障录波如图5所示。图5中由上至下分别为降压变35 kV侧A、B、C相电流以及中性点零序电流。可以看出，降压变35 kV侧电流即SVG1输出电流在分相控制之下存在差异且变化较大，导致零序电流较大，有效值达到670 A左右，最终满足零序电流I段保护动作条件（大于300 A、持续3.5 s），降压变跳闸，SVG1同时退出运行。SVG1退出后SVG2自动转为主机，随后进入暂态模式，其所连的降压变跳闸及退出运行过程与SVG1基本类似，这里不再详述。

图5 降压变电流的故障录波

Fig.5 Fault recording of step-down transformer current

3）直流系统触发QPC功能。

2组SVG均退出运行后，为了保证粤侧交流系统电压不会过高，直流系统会自动进入QPC控制，增大粤侧的触发角（粤送闽）或关断角（闽送粤），提升直流系统吸收的无功功率，以平衡换流站和交流系统的交换总无功功率，如图2所示的QS，并回降功率至设定值1400 MW。本次事件中，进入QPC运行后，由于直流初始功率为300 MW，未超过1400 MW，故直流功率无变化，粤侧触发角升至42°，闽侧关断角升至41.5°，直流电压下降至±83 kV，直流电流升至890 A，通过QPC功能将QS控制在10 MV·A左右。

2.2 解决方案

出现2台降压变跳闸导致SVG退出运行的原因有几个方面：一是由于2组SVG启动顺序的随机性进入缓起模式，导致在投入第一组滤波器时SVG1和SVG2 均未达到出力目标值，交流电压大幅升高触发SVG 的高压暂态模式；二是SVG 进入暂态模式后持续采用分相恒电压控制方式，在系统电压三相不完全平衡状态下SVG 三相输出不平衡；三是SVG暂态模式的控制参数和策略在这种特殊工况下使SVG并未起到正向有益的作用。因此，设计单位与设备厂家进行了策略优化。

1）SVG 缓起策略调整：2组SVG在接收到直流站控的启动命令后，SVG1先投入，SVG2延时1 s投入，且均在1 ms内将出力升至无功指令值。

2）SVG进入暂态模式后的分相恒电压控制策略修改为分相控制时间仅持续1.5 s，1.5 s之后立即转为三相平衡控制，直至暂态模式退出。

3）SVG 暂态模式控制策略和参数调整为：设定线电压有效值额定值为525 kV，当任一相交流电压大于 1.048 p.u.时，SVG进入高压暂态模式，“高压暂态U控的目标值”Uref_U为1±0.0048 p.u.（对应线电压有效值为525±2.5 kV），线电压低于1.032 p.u.且持续10 s 后退出暂态模式；当任一相交流电压小于0.933 p.u. 后，SVG进入低压暂态模式，“低压暂态U控的目标值”Uref_D为1±0.0048 p.u.，线电压高于0.971 p.u.且持续 10 s 后退出暂态模式。

03 优化策略的试验方案与现场验证

针对现场出现的问题，在完成现场控制程序修改后，设计现场带电试验方案，以验证SVG单体功能及与直流系统协同运行特性是否满足要求。

3.1 SVG单体功能验证

为了验证修改后的SVG高压与低压暂态功能是否满足2.2节优化策略，需要对SVG进行单体设备的带电测试，考虑到实际交流系统电压不能满足测试所需的范围，采用对SVG临时置数的方式进行测试。测试前将2组SVG均设置为停机状态，即断开与直流站控的通信，避免对直流系统的运行产生干扰，相关的操作和置数均在就地就行。由于一组SVG出力120 MV·A时交流电压变化6 kV，为了避免单台SVG测试时引起交流系统电压的大幅扰动，将另一台SVG启动并输出一定的反向无功，以平衡测试引起的冲击。本文以SVG1为例，具体的试验方案和过程如下。

1）高压暂态功能测试。

修改SVG1的参数“恒装置无功功率指令”为“20”MV·A（注意这里的参数正值对应感性无功），修改SVG2的参数“恒装置无功功率指令”为“–20”MV·A，依次将SVG1和SVG2投入运行，确认分别输出20 MV·A感性无功和20 MV·A容性无功。之后交替台阶式提升两者的无功输出，按照40→60→70 MV·A的顺序，直至两者分别输出70 MV·A感性无功和70 MV·A容性无功。此过程可以最大限度降低对较弱交流系统的扰动。

粤侧交流系统实际电压一般运行在525~540 kV之间，试验前记录该时刻的交流系统实际电压为Uact，修改SVG1的参数“高压暂态U控的目标值”为“Uact–10 kV”， 之后修改参数“高压恢复阈值”为“Uact–10 kV”，“高压触发阈值”为“Uact–10 kV”；修改参数之后，实际电压高于“高压触发阈值”，SVG1立刻进入高压暂态模式，三相输出电流同时提升，输出感性无功由70 MV·A快速提升以期降低交流电压，直至达到设备上限1.2 p.u.即140 MV·A，实际交流电压降低3.5 kV左右，由于交流电压仍高于修改后的“高压恢复阈值”，SVG1持续处于高压暂态模式的三相满发状态，三相输出电流基本相等，无零序电流，如图6所示。图6中从上至下分别为降压变低压35 kV侧三相电压、三相电流以及中性点电流。

图6 高压暂态测试录波

Fig.6 High voltage transient test recording

之后依次将“高压触发阈值”“高压恢复阈值” 恢复为原定值，SVG1在10 s后自动退出高压暂态模式，无功输出回到70 MV·A，响应情况符合修改后的策略；之后将“高压暂态U控的目标值”恢复为原定值，并将2组SVG的出力依次台阶式降至0，试验结束。

2）低压暂态功能测试。

低压暂态功能测试原理同高压暂态测试。SVG1和SVG2投入运行，设定分别输出20 MV·A容性无功和20 MV·A感性无功，之后各台阶提升至70 MV·A。修改SVG1的参数“低压暂态U控的目标值”为“Uact+10 kV”， 之后修改参数“低压恢复阈值”为“Uact+10 kV”，“低压触发阈值”为“Uact+10 kV”，SVG1立刻进入低压暂态模式，输出容性无功由70 MV·A阶跃至120 MV·A，实际交流电压上升2.5 kV左右，且处于三单相均满发状态。之后依次恢复定值，确认SVG响应情况符合修改后的策略。

3）高压暂态三相不平衡测试。

前述试验由于暂态控制目标值与实际值偏差较大，无法对2.2节的优化策略2）进行验证，因此考虑了以下试验方案。

修改SVG1的参数“恒装置无功功率指令”为“–20”MV·A，并将之投入运行，输出20 MV·A容性无功。记录该时刻的交流系统实际电压Uact，修改SVG1的参数“高压暂态U控的目标值”为“Uact–5 kV”， 之后修改参数“高压恢复阈值”为“Uact–10 kV”， “高压触发阈值”为“Uact–10 kV”，SVG1立刻进入高压暂态模式，输出无功由容性20 MV·A阶跃至感性30 MV·A左右，交流实际电压降低2.5 kV左右，满足高压暂态控制目标为Uact–5 kV±2.5 kV区间范围后，SVG1输出无功不会再自行调整。

进入高压暂态控制后的前1.5 s将各自相的电压控制在相同目标值范围以内，由于系统电压三相之间本身存在一定的不平衡，而SVG三相控制目标一致，导致其三相输出电流不一致（与前述试验1）不同在于，由于SVG1进入高压暂态模式后三相不用均输出至1.2 p.u.即可满足各相的电压控制目标），出现了零序电流，最高峰值达到549 A；1.5 s 后根据程序设定自动转为三相平衡控制，强制三相输出电流一致，零序电流迅速消失，从而最终验证了2.2节策略2）的逻辑，如图7所示。图7中从上至下分别为降压变低压35 kV侧三相电压、三相电流以及中性点电流。

图7 高压暂态三相不平衡测试录波

Fig.7 Recording of high voltage transient imbalance test

3.2 直流协同运行的试验验证

首先通过直流解锁运行，验证2.2节优化策略1）的有效性。直流双单元解锁录波如图8所示。

图8 优化后直流解锁过程中两组SVG故障录波

Fig.8 Fault recording during HVDC deblock process after optimization

图8故障录波量与图4一致。由图8可见，与图4相比，SVG1投入运行1 s后SVG2投入运行，2组SVG的无功出力在直流解锁前均阶跃至设定值，直流解锁运行且2组交流滤波器投入后，交流电压基本不变。可见，SVG完成了直流解锁过程的无功平衡控制目标，且响应过程符合优化策略的设定。

为了对2组SVG相继故障后直流自动进入QPC且根据限值自动回降直流功率功能进行验证，设计了如下试验方案。

直流初始运行于双单元总功率400 MW，功率方向为闽送粤。

1）执行SVG1紧急停运，SVG2自动转为主机模式，执行平衡换流站与交流系统交换的策略；2）将失去2组SVG后直流功率回降定值1400 MW修改为300 MW；3）执行SVG2紧急停运，直流功率自动回降至250 MW（根据程序设定需额外回降50 MW），且自动投入QPC功能，粤侧换流器关断角上升至48.2°，闽侧触发角上升至49.8°，直流电压降为±73.8 kV，直流电流升至850 A；4）将双单元输送功率由250 MW降至220 MW，再升至300 MW，以测试QPC模式下的稳态功率调整能力；5）依次将SVG1和SVG2重新投入运行，然后手动退出QPC模式。

试验结果表明，一组SVG故障后的切换策略正确执行，2组SVG故障后直流均能自动进入QPC控制，并确保直流与系统交换无功维持在较小值，从而完整验证了与直流协同运行下SVG出现故障退出问题后的整体控制策略。

04 结语

本文在闽粤联网背靠背直流输电工程系统调试全方案的基础上，提出了HAPF和SVG与直流协同运行的带电系统试验方案并完成了现场验证；导致现场发生SVG故障退出的原因为：1）SVG缓起模式导致直流解锁时交流电压过高；2）SVG进入暂态模式后分相控制时间过长导致三相电流不平衡；3）暂态模式逻辑与参数设置无法适应特殊工况。根据故障原因及优化策略，设计了SVG单体带电试验，验证了高压/低压暂态优化控制策略的正确性和有效性，并设计了SVG与直流协同运行试验，验证了SVG故障下SVG与直流系统全过程整体控制策略的正确性，确保了工程后续的可靠运行。

通过闽粤联网工程系统试验，深入掌握了直流与HAPF/SVG协同运行性能特性，为含高比例电力电子设备的新型电力系统的发展积累了经验。