银东直流输电工程站用电系统典型设计分析及改进

黄 晨，李帅兵，胡锦根

（国家电网公司运行分公司青岛管理处，山东 青岛 266300）

0 引言

换流站配置大量一、二次设备，如换流变压器、平波电抗器、换流阀、控制保护系统等，其可靠运行直接关系到整个直流输电系统的稳定性［1-4］，而站用电系统则为这些一、二次设备提供工作电源，对直流输电系统的安全稳定运行至关重要。国家电网公司系统内直流工程已多次发生由于站用电系统故障导致的停运事故［5-6］，提高站用电系统运行可靠性，对于保障直流输电系统安全稳定运行有着积极意义。

站用电系统缺陷主要有3类：1）设计不满足现场运行要求；2）设备制造工艺欠佳；3）现场施工工艺不符合标准、规范要求。由于第2）、3）类缺陷通过严把设备验收关能够及时消除，而设计缺陷往往修改困难，因此减少设计缺陷对于提高站用电系统稳定性，进而提高直流系统可靠性就显得十分重要。

1 银东直流站用电系统简介

银东直流站用电系统采用换流站典型设计方案：10kV 母线分为 3 段（10 kVⅠ、Ⅱ、Ⅲ母线），Ⅰ/Ⅲ、Ⅱ/Ⅲ段之间设置联络开关（141、142），通过10 kV备自投功能来实现一路电源失压时，相邻母线通过联络开关联络失压母线；400 V系统采用分段母线方式，段间设置低压联络开关（410、420、430），通过400 V备自投逻辑实现一条母线进线开关失电时，另一条母线联络失压母线运行。正常情况下，通过延时配合使10 kV备自投优先于400 V备自投动作，在10 kV备自投退出或故障时，400 V备自投动作，从而保证400 V系统负荷不失电。

胶东站站用电主接线图如图1所示，采用三回35 kV电源供电，第Ⅰ、Ⅱ回电源为主用电源，分别取自站内500 kV主变，第Ⅲ回电源为备用电源，取自站外［7］。

第Ⅰ、Ⅱ回电源分别经35 kV 301B和302B站用变压器降压后连接至10 kVⅠ段和Ⅱ段母线，第Ⅲ回电源经35 kV 303B站用变压器降压后连接至10 kVⅢ段母线，10 kVⅢ段母线可分别通过141、142联络开关和10 kVⅠ段或Ⅱ段母线相连。

10 kVⅠ段母线经 10 kV 11B、21B和 31B配电变压器带极Ⅰ400 VⅠ段母线、极Ⅱ400 VⅠ段母线和变电站400 VⅠ段母线运行，10 kVⅡ段母线经10 kV 12B、22B和32B配电变压器带极Ⅰ400 VⅡ段母线、极Ⅱ400 VⅡ段母线和变电站400 VⅡ段母线运行，极Ⅰ、极Ⅱ和变电站两段400 V母线可以分别经410、420、430开关联络运行。

图1 胶东站站用电系统主接线图

银川东站站用电系统与胶东站类似，不同点的是银川东站第Ⅰ、Ⅱ回电源取自站内750 kV主变，通过66/10 kV变压器接入10 kV母线。

2 银东直流站用电系统典型改进

2.1 10 kV联络开关未设置独立保护

1）问题分析。10 kV及400 V站用电系统中相应开关和变压器等一次设备的保护可以通过配置变压器保护来实现对变压器及相关一次设备的保护，也可以通过对系统中的开关配置独立开关保护来实现，胶东站和银川东站均采用配置变压器保护的方式来实现对变压器及其高、低压侧开关的保护。

由于两站的10 kV联络开关均未配置独立的保护装置，当10 kV系统联络运行时，只能通过35 kV（66 kV）站用变后备保护跳开其高、低压侧开关来切除联络开关发生的故障，导致10 kV母线停电。此种设计不仅扩大了故障时跳闸范围，而且在只有1台35 kV（66 kV）站用变压器带全站负荷运行的特殊工况下，若联络开关发生故障或任一10 kV母线发生故障，高压侧站用变保护动作将造成全站失电，导致直流双极闭锁。

2）新工程建议。对10 kV站用电系统联络开关配置独立保护，避免通过站用变压器保护来实现，以此来加强站用电系统运行的安全性和稳定性。

2.2 10 kV站用电第Ⅰ（Ⅱ）回电源无法单独联络整个10 kV母线运行

1）问题分析。胶东站10 kV站用电系统101（102）进线开关和141（142）联络开关设计有互相闭锁回路，导致10 kV单回电源无法联络10 kV系统运行，下面以141开关合闸闭锁回路为例来进行说明。

141开关合闸闭锁回路如图2所示，101开关在合闸位置时，141开关无法合闸。当站用电第Ⅱ回电源检修时，若备用的第Ⅲ回电源也出现异常，此种设计将导致10 kV站用电第Ⅰ回电源无法实现联络运行，大大降低了站用电系统的运行可靠性。

图2 改造前的141开关合闸闭锁回路图

为确保实现任意一回10 kV进线电源均能够联络整个10 kV系统，对141和142开关合闸闭锁回路进行修改：在141和142开关合闸回路中增加103开关位置判据，当101（102）和103中任一开关在分闸位置且1411（1421）刀闸在合闸位置时，141（142）开关可以合闸，从而实现站用电Ⅰ回（Ⅱ回）单独联络整个10 kV母线运行。修改后的141开关合闸闭锁回路如图3所示。

图3 改造后的141开关合闸闭锁回路图

2）新工程建议。站用电系统设计时应充分考虑特殊运行工况，考虑多回站用电故障情况下的站用电运行方式，防止由于联锁设计影响站用电系统可靠性。

2.3 35 kV低抗投切策略影响站用电电能质量

1）问题分析。胶东换流变电站设计有4组35 kV低抗参与直流系统无功控制，在直流低功率运行时4组低抗投入，随着直流功率上升而陆续切除。

在系统调试时，直流系统解锁后4组低抗立即投入，胶东站35 kV母线电压下降10%以上，由于胶东站两回主用301B、302B站用变压器分别同参与无功控制的低抗安装在同一35 kV母线上，如图4所示，导致站用电10 kV母线电压降低5%，400 V母线电压降低10%，造成站用电电能质量大幅降低；同时由于备自投切换逻辑“欠压”定值为 0.79 pu［9-10］，此种情况也容易造成 10 kV 及 400 V备自投误动。当直流系统在低功率闭锁时，4组低抗全部退出，导致10kV母线电压上升达15%，400 V母线电压上升10%，对设备运行造成了较大影响。

鉴于以上情况，调试期间临时修改策略，在直流启动时，将投入低抗的数量改为2组，发现35 kV母线电压降低约4%，10 kV母线电压降低约5%，400 V母线电压降低5%；直流系统在低功率闭锁时，退出2组低抗，检查35 kV母线电压上升至4%，10 kV母线电压上升10%，400 V母线电压上升5%，电压质量有了较大改观。

图4 胶东站35 kV系统接线图

2）新工程建议。由于多组35 kV低抗同时投入、退出，严重降低站用电系统的电压质量，进而影响站内设备的稳定运行，建议新建直流工程中，避免低电压等级无功设备参与直流无功控制，不可避免时应将参与无功控制的无功设备与站用变压器设计在不同母线上，防止由于无功设备投退造成站用电系统电压波动过大。

2.4 10 kV电源进线侧未配置电压互感器

1）问题分析。胶东站和银川东站站用电系统设计时均未在10 kV电源进线侧配置电压互感器，由此导致10 kV备自投逻辑中的自恢复功能无法正常实现：以胶东站为例，当35 kV 301 B、302 B、303 B站用变压器由失电状态转为带电状态时，由于站用变压器低压侧未配置电压互感器，导致其低压侧10 kV断路器无法根据电压自动合闸，降低了操作和故障处理的速度。

目前，两站均对备自投逻辑进行了修改，从软件上实现站用电系统的自恢复功能。以胶东站为例，通过在运行人员工作站站用电监视界面中的Ⅰ回、Ⅱ回电源上增加“启动自恢复”按钮，当35 kV 1号（2号）母线电压正常，并且相应的35 kV站用变压器高压侧开关及刀闸在合上位置时，点击“启动自恢复”按钮后，10 kV联络开关自动拉开，相应站用变压器低压侧10 kV断路器自动合上，站用变压器由失电状态自动转为带负荷运行状态。胶东站运行人员工作站站用电监视界面如图5所示。

2）新工程建议。虽然通过软件修改可以实现备自投逻辑自恢复功能，但由于在恢复过程中需要人工操作，恢复速度较慢，且存在误操作风险，建议今后新建工程中，在站用电系统的10 kV电源进线侧配置相应的电压互感器，如图6所示，当相应的10 kV进线电源恢复正常时，通过检测进线侧的电压互感器电压启动其10 kV断路器自动合闸，这不仅可以提升操作和故障处理的速度，同时在10 kV断路器偷跳时，该断路器也能自动合上，提高了系统运行可靠性。

2.5 10 kV开关储能接点扩展回路电源设计缺陷

图5 运行人员工作站站用电系统界面

1）问题分析。胶东站10 kV开关柜弹簧储能信号取自储能接点扩展回路，该接点扩展回路设计为交流220 V电源供电，如图7所示。当10 kV母线进线电源失电时，该扩展回路的交流220 V电源丢失，中间继电器ZJ失磁，弹簧未储能的接点闭合，控制系统收到10 kV母线进线开关及10 kV联络开关弹簧未储能信号。由于该信号用于开关分合闸软件联锁，这就导致10 kV备自投功能失效，只有待400 V备自投动作，扩展回路的交流220 V电源恢复后，10 kV母线进线开关及10 kV联络开关弹簧未储能信号消失，此时10 kV备自投才能动作将10 kV联络。

通过将10 kV开关柜储能信号回路中的交流中间继电器更换为直流中间继电器，并将扩展回路电源改为110 V直流电源供电后，消除了10 kV开关动作时造成储能信号回路失电进而影响备自投动作的缺陷。

2）新工程建议。为确保10 kV备自投的可靠性，建议10 kV开关储能回路应采用直流电源供电，避免采用交流电源，防止站用电系统切换过程中自备投功能受影响。

图7 改造前的10 kV开关储能接点扩展回路图

2.6 开关欠压脱扣器影响400 V备自投

1）问题分析。 胶东站6台400 V进线开关（即 411、412、421、422、431、432 开关）内部均设计有欠电压脱扣器，该欠压脱扣器在10/0.4 kV干式变压器失电后立即跳开相应的400 V开关，导致站用电400 V备自投控制功能失效，直接影响内外冷水设备的安全稳定运行。现场已将6台400 V进线开关的欠压脱扣器全部拆除，欠压情况下由备自投功能跳开400 V开关，自动合上联络开关。

2）新工程建议。建议新建换流站站用电系统低压开关和中压开关设计时，应充分考虑开关自带的保护及控制功能与自备投功能的配合，一般情况下进线开关不应配置欠压脱扣器。

3 结语

通过分析银东直流输电工程站用电系统的典型设计缺陷，立足提高站用电系统运行可靠性，确保站用电正常运行方式和特殊运行方式下均能够可靠供电，结合现场已经采取的改进措施，提出针对性的解决方案，可为后续直流工程站用电系统设计提供借鉴。