宜宾换流站换流变压器冷却器应对交流电网扰动隐患分析

(国家电网公司运行分公司宜宾管理处，四川 宜宾 644000)

0 引 言

特高压宜宾站在双极低端带电调试过程中多次出现换流变压器冷却器电源异常故障，且后台OWS系统“故障”信号消失后，现场换流变压器冷却器电源故障不能自动复归。2014年3月19日宜宾换流站交流系统受到异常扰动，双极低端12台换流变压器同时发出“换流变两路交流电源故障、换流变冷却器全停”。下面从站内站用电结构、400 V电压扰动波形以及冷却器电源继电器选型等方面对本次事故进行详细分析，查找出本次事故的具体原因，并对站用电400 V电压扰动提出改进建议。

1 换流变压器冷却器电源配置

1.1 宜宾换流站站用电

特高压宜宾换流站站用电系统采用2回站内500 kV电源和1回站外35 kV电源供电。第1回取自本站500 kV GIS Ⅰ母；第2回取自本站500 kV GIS Ⅱ母；第3回采用架空线(普双线)取自110 kV普安变电站35 kV间隔引入本站；第1回和第2回是主电源，采用500 kV/35 kV变压器降压后接入相应35 kV母线，再采用35 kV/10 kV变压器二级降压后接入10 kV站用电系统；第3回是备用电源，采用35 kV线路引接至站内后，通过1台35 kV/10 kV站用变压器变压后接入站10 kV系统[1-2]。

站用电35 kV电源经35 kV/10 kV变压器降压后，通过地下电缆连接到交流场10 kV配电室的10 kV母线，经10 kV母线分配后通过10/0.4 kV干式变压器连接至布置在主、辅控制楼一楼及站公用400 V配电室；400 V侧直接与各低压配电屏相连。

10 kV系统采用3段母线布置，设2个工作段和1个备用段，每段各由1回独立的电源供电。10 kV电源进线开关与10 kV母联开关之间能实现备自投功能。400 V每段母线的电源进线开关与每段母线的母联开关之间能实现备用自投功能。当10 kV备用自投不成功时，400 V备用自投功能启动，以保证400 V母线正常供电。

10 kV母线工作Ⅰ段带极Ⅰ高端阀组交流配电室111B站用变压器、极Ⅰ低端阀组交流配电室113B站用变压器、极Ⅱ高端阀组交流配电室121B站用变压器、极Ⅱ低端阀组交流配电室123B站用变压器、公用交流配电室101B站用变压器。

10 kV母线工作Ⅱ段带极Ⅰ高端阀组交流配电室112B站用变压器、极Ⅰ低端阀组交流配电室114B站用变压器、极Ⅱ高端阀组交流配电室121B站用变压器、极Ⅱ低端阀组交流配电室124B站用变压器、公用交流配电室102B站用变压器。

10 kV母线工作Ⅲ段充电备用。

400 V系统分为5个主动力中心，分别为：极Ⅰ高、低端400 V系统，极Ⅱ高、低端400 V系统，站公用400 V系统。400 V系统采用母线分段运行，每段母线由1回独立的电源供电。

1.2 冷却器控制柜交流电源自动切换回路工作原理

宜宾换流站极Ⅰ、极Ⅱ高低端换流变压器冷却器就地动力控制柜交流电源共有2路，分别取自400 V站用电极I、极Ⅱ高低端的A、B两段，2路电源为主备用关系。正常运行时第1路电源为主用，第1路电源故障时柜内电源自动切换至第2路电源继续运行，当第1路电源恢复正常时再切回至第1路电源运行。

1.3 冷却器控制柜电源电压监视继电器

宜宾换流站冷却器基地控制柜电源电压监视继电器型号为CM-PVS，具有以下特点：

1)三相电源的相序监测(可关闭)、断相、过压和欠压；

2)可调节过压和欠压门限值的绝对值；

3)跳闸延迟可以被调整或通过对数刻度的装置关闭；

4)导通延迟或关断延时脱扣延时可选；

5)由测量电路提供电源。

该电源电压监视继电器中包含2个红色LED指示灯分别为F1和F2，均代表过电压信息的报警。

2014年3月19日宜宾站换流站用电扰动后，双极低端12台换流变压器就地控制柜内2路交流电源监视继电器过压动作指示灯F1(错误信号灯)点亮，用万用表测量交流进线电压为405 V，高于电压监视继电器的过压动作返回值399 V，导致此报警灯一直未复归，在过电压消失之后，该过电压报警灯一直点亮的情况。

1.4 冷却器风机控制柜内电源电压监视继电器工作原理

特高压宜宾换流站换流变压器冷却器就地动力控制柜所用的电源电压监视继电器型号为CM-PVS，主要用来监视交流进线电源过压、欠压、缺相等故障。如图1所示，当电压监视继电器K80.1检测到交流电源1异常时，通过控制回路断开K30.1接触器，交流电源1停止供电。

CM-PVS电源电压监视继电器主要应用在交流三相电机工作回路中，用于保护电机安全运行。该继电器本身带有时间延时功能，可以选择延时动作或延时返回。宜宾换流站CM-PVS的延时时间设置为0，即当继电器过/欠压动作后接点立即动作，当故障消失后接点返回。其电压保护工作原理如图2所示，以宜宾换流站为例，当工作电压大于U1(420 V)时，接点立即动作，当电压低于399 V时接点延时后返回；当电压低于U2(340 V)，接点立即动作，当电压高于357 V时接点延时后返回。

图1 CM-PVS电源电压监视继电器原理接线

图2 CM-PVS电源电压监视继电器保护工作原理

1.5 宜宾换流站35 kV低抗控制策略

宜宾换流站现有6组低压电抗器(以下简称低抗)，35 kV 1号、2号母线各带3组，站用电低抗控制策略如下：

1)每组低抗均有“参与换流母线电压控制”、“参与换流站无功平衡”两种运行状态。

2)低抗单独设置自动/手动切换功能，自动/手动切换功能对“参与换流母线电压控制”的低抗有效。“参与换流站无功平衡”的低抗的自动/手动投切由直流无功控制(RPC)确定。

3)直流闭锁情况下，所有低抗均“参与换流母线电压控制”。

4)直流解锁时，RPC选择两组未投运低抗“参与换流站无功平衡”，这两组低抗在直流解锁期间一直“参与换流站无功平衡”，直到直流闭锁；直流闭锁后，“参与换流站无功平衡”的低抗恢复为“参与换流母线电压控制”。

5)“参与换流母线电压控制”策略：交流电压高于540 kV，延时5 s投入1组低抗，选择原则以使两台站用变压器低抗趋于平衡为目标；交流电压低于525 kV，延时5 s切除一台低抗，选择原则以使两台站用变下低抗趋于平衡为目标。参与换流站无功平衡的低抗不参与电压控制。

2 事件过程及故障分析过程

2.1 事件过程

2014年3月19日20：47，宜宾换流站直流系统停运，OWS界面显示交流母线电压为497 kV，1 s后事件记录DCSA/B主机报“WC1-Z2-Q1(312)断路器分”事件。20：47：43，OWS界面显示交流母线电压为524 kV仍然低于525 kV，DCSA/B主机随即报“WC1-Z5-Q1(322)断路器分”事件，此时交流母线电压为530 kV，此后400 V母线电压出现波动。宜宾换流站500 kV高压侧母线电压波动后查看故障时刻事件记录见表1，在切除低抗312L、322L后，400 V交流系统母线电压波动持续120 ms，导致CM-PVS电源电压监视继电器故障接点无法返回，最后换流变压器冷却器控制柜电源失电。

表1 低抗切除时刻事件记录

2.2 站内出现短时过电压原因分析

如图3所示，在20:47:32：439时刻，500 kV交流系统出现异常扰动，交流母线电压下降至最低495 kV，根据换流母线电压控制逻辑，当电压低于525 kV时，系统自动切除参与电压控制的低抗，时间延时为5 s，直至全部切除完为止。

综上所述，站内低抗在阀组解锁时两组未投入低抗参与站内无功计算，当阀组闭锁后参与交流母线电压控制。交流系统发生扰动时，直流系统处于停运状态，但站内两组低抗在运行状态。20:47:32交流母线最低电压为497 kV，低于母线电压控制切除低抗策略定值电压，延时5 s后切除一组低抗312L，之后交流母线电压仍低于切除低抗定值电压，故延时5 s切除另一组低抗322L。

图3 500 kV交流系统母线电压录波

站内在10 s内连续切除2组低抗导致系统暂态电压升高。由于500 kV站用电系统分接开关为无载调压模式，故不能快速调节电压变化，因此400 V母线电压出现短时过压情况。

查看当时站用电系统故障录波，从500 kV站用变压器高压侧电流变化可以看出，切除312L时间为2014-03-19 20:48:04：122，切除322L时间为2014-03-19 20:48:09：590，前后时间相差5 s，与软件设置一致。

2.3 交流系统电压波动后果分析

查看400 V母线故障录波，如图4所示。根据式(1)可计算得出，母线短时出现过电压为421.7 V，持续时间约为120 ms，之后恢复至405 V运行。

(1)

式中：Uf为母线三相暂态过电压；U1为母线单相过电压的有效值；n为变压器变比。

根据CM-PVS工作特性和当前设定值可知，当400 V母线电压低于420 V运行时，两路交流电源同时故障，约120 ms后过电压情况消失。此时400 V母线电压为405 V，高于动作返回值399 V，电压监视继电器仍然认为过压情况未消失，故接点不能返回，造成冷却器两路交流电源同时失电，而实际上交流系统并没有真正失电。

图4 400 V母线故障录波

根据以上情况总结分析，宜宾换流站交流系统可能存在短时过电压(约1.05 p.u.)情况,持续时间约120 ms，按照目前电压监视继电器设置情况，电压监视继电器定值整定灵敏度较高且故障持续时间过长，导致故障消失后继电器接点不能及时返回，存在换流变压器冷却器全停的隐患，严重影响设备的安全稳定运行。

3 改进措施及试验验证

3.1 改进措施

通过上述分析，经与设备厂家探讨，现场已从两个方面进行整改：

1)通过试验得出400 V系统电压波动的峰值，依照中国电科院的试验结果，该峰值为433 V。

2)将电压监视继电器的控制模式由延时返回改为延时动作。如图5所示，所谓延时返回就是使继电器设定的故障返回时间区域t2大于电压故障时间区域t0，在故障时间段内的任意时刻检查到故障消失都可以使故障信号消失，但如果电压故障时间超过故障返回时间(在超出故障返回时间的故障时间段内)继电器会认为该故障依然存在，所以故障信号不会消失。而延时动作则是让继电器设定的故障返回时间区域t1滞后电压故障时间区域并且小于该时间区域t0，这样一来，当电压故障出现时，原本应该动作的继电器由于滞后了一段时间而没有动作，从而躲过该电压波动。二者比较可以看出，延时动作主动地躲过了电压故障，不会存在故障信号不能消失的隐患，所以将电压监视继电器的控制模式由延时返回改为延时动作[3]。动作延时由100 ms改为500 ms(大于交流系统扰动产生过电压的时间约120 ms，并在此基础上增加一定的裕度)。

图5 “延时返回”与“延时动作”示意

3)将电压监视继电器过电压门槛值由420 V提高至440 V，返回值和欠电压门槛值也随之提高。正是因为目前宜宾换流站400 V工作电压在403 V左右，按照之前的参数设置，若继电器检测出故障后动作，则故障消失后不能自动返回。

3.2 验证步骤及试验结论

为此中国电科院进行了一项试验：在阀组隔离状态下，同时拉开同一35 kV母线上的3组低抗负载。

由于在站内小系统运行方式下，投切电抗器对站内交流系统电压影响最严重，故选择同时切除3组低抗作为较为极端的试验。试验完成后查看故障录波，发现投切对400 V母线电压有较大冲击，暂态电压明显上升，最高电压出现在C相，达到433 V并持续约60 ms，如图6所示。

图6 低抗切除后400 V母线故障录波

现场检查，换流变压器冷却器就地控制柜交流开关电压监视器状态正常(过电压门槛值为440 V，大于400 V母线冲击电压433 V，监视器未动作)。

试验结论：新设定的电压监视继电器定值能够躲过上述严重工况下的电压冲击，上述定值设置较为合理。

4 结 语

400 V交流系统扰动不容忽视。导致出现此类问题的原因基本都是400 V交流负荷电源开关设计和定值没有针对400 V交流系统扰动时的电压变化范围作出优化改进。由于厂家选择继电器型号与设定继电器定值时是出于保证自己设备运行“无风险、低损耗、寿命长”的原则，对于运行时的负荷变化确实是存在着一定的局限性。因为运行单位要求

的是整个交、直流系统的稳定运行，尽量减小系统波动影响而带来对不同继电器定值范围的要求自然而然要大一些，这就意味着有了足够的定值范围，设备继电器与设备可以躲过比较严重的系统电压波动。但这对于运行设备而言，过高的电压就会让设备承受更大冲击，对设备的影响也相应增加。虽然这种情况与厂家的想法背道而驰，但是如果在迎峰度夏大负荷情况下发生这种事故，对电网的影响可是巨大的，作为特高压直流输电的运维单位对这种隐患的存在绝对不能忽视。所以针对本站出现的400 V系统电压波动情况，在今后的生产过程中提出以下建议：

1)选定同时切除站内3组低抗的较为极端的试验，对站内现有负荷开关进行波动的耐受试验。

2)根据宜宾换流站内实际电压波动情况，选择与之相适应的400 V负荷电源。

3)各类继电器的门槛值以及返回值的设定要留有充分地裕度。

4)在今后设备选型方面，要依据站内实际要求，选择裕度足够大，抗电压波动性足够强的设备。

5)建议锦屏换流站择期针对此隐患进行相对应的冲击试验：在站内小系统运行方式下，补做投切电抗器对站内交流系统电压影响最严重的同时切除3组低抗的极端试验，来验证400 V所带负荷，包括阀水冷却器、换流变压器冷却器等电压监视继电器是否会出现上述异常情况，并及时改进。