变电站直流系统运行状态与维护措施分析

山西敬天合创云能源有限公司 张双锁

变电站直流系统运行条件复杂，做好维护是保障直流系统正常运行的重要前提。根据直流系统运行特点开发监测系统，通过监测信息评价直流系统运行状态，制定维护策略，消除隐患。只有深入研究直流系统运行状态，才能够提升维护方式的可行性，取得良好的维护效果。因此，深入研究直流系统运行状态并采取维护措施具有重要意义，下文阐述具体要点，以供参考。

1 变电站直流系统的基本组成

直流系统由充电装置模块、阀控式密封铅酸蓄电池模块、微机绝缘监测模块、配电监控模块、控制模块、降压硅链模块、整流模块、直流馈电模块、高频开关电源模块等组成，采用模块化组成方式，其系统工作流程图如图1所示。行业内，生产直流系统的厂商较多，虽然各自生产方式存在差异，但直流系统的组成以及应用原理基本一致[1]。例如，充电装置模块为负载供电和蓄电池充电，降压硅链模块将各控制分路的电压稳定在合适范围内，由电池组均衡充电。

图1 直流系统工作原理图

2 直流系统运行现状

某地区供电公司所辖35kV 变电站50座，110kV变电站18座，220kV 变电站1座。2022年，该公司开展所辖变电站直流系统的改造升级工作，蓄电池均更新为阀控式密封铅酸蓄电池，用高频开关电源充电装置取代老式相控电源。

2.1 关键参数

以110V 直流系统为例，参数定值整定见表1。根据电力系统安全运行和可靠运行的要求，设定控制母线过欠压报警值，设定时综合考虑系统是否配置降压硅链装置，以及直流负荷允许的电压波动区间。母线绝缘能力降低报警值整定77kΩ，设定单组电池的节数为N，温度补偿系数为0.003V×N/℃，以54只的电池组为例，该参数设定方式下的温度补偿系数为0.162V/℃，反映的充电机输出电压变化关系是温度每升高1℃相应降低0.162V。蓄电池定期均衡充电，保持良好工作性能。

表1 110V 直流系统参数整定表

2.2 直流系统维护措施

2.2.1 日常维护

结合直流系统巡检周期，定期开展日常维护工作。维护时加强检查力度，根据检查结果判断直流系统运行状态，对故障部位采取维护措施。

一是检查各模块、监控器的参数定值，判断熔断器位置。二是检查各装置的运行状态，着重判断是否存在直流接地、报警等不利于直流系统稳定运行的情况。三是检查电流电压遥测值，对比各模块、监控器的实测值与实际值，若两者存在差异，须校准误差。四是检查充电模块风扇运行状态以及启停是否存在异常；手动、自动切换是否灵活；调压是否稳定可靠。五是检查各节电池连接是否良好，蓄电池室是否保持清洁和通风环境，蓄电池是否存在漏液、胀鼓、接线柱桩头氧化现象。六是核对直流设备信息，管理系统台账；将监控设备的操作说明粘贴至指定位置，以便运维人员根据说明开展维护工作。

2.2.2 专项维护

变电站直流系统的蓄电池是事故状态下的重要应急装置，属于专项维护的重点对象[2]。某供电公司根据行业规范，每年组织一次蓄电池核对性充放电试验，并在此期间开展直流系统中各关键设备的专项维护。

一是蓄电池核对性充放电。根据某供电公司所辖变电站的硬件配置可知，220kV 变电站的蓄电池组数量为2组，进行全容量核对性放电试验，其他备站均配置单组蓄电池，不应全容量核对性放电，且检验时不宜退出系统运行，可行方式是组织半容量核对性放电，电流采用10h 率放电电流I10。蓄电池放电期间，电压不可低于N×2V，每间隔1h 记录一次单节电压和整组电压数据，判断实测数据是否满足蓄电池放电时的电压控制要求。

蓄电池放电后，采用I10电流进行充电，以充电电流进行恒流限压充电，观测蓄电池的充电状态，实测电压值升高至均充电压整定值后，进入恒压充电阶段，若充电电流低于0.01C10A 后，延时15min或根据实际充电情况控制延时，再保持浮充运行。按照上述方法定期进行核对性充放电，能够防止蓄电池放电容量出现异常，对于保证蓄电池正常使用以及提升耐久性具有重要意义。

二是模拟接地告警试验。为判断接地检测是否正常，选取站内直流备用小开关，模拟直流一点接地。结合变电站直流系统运行状态，绝缘监测仪在馈线接地故障状态时无法显示支路名称，故障维护人员通过绝缘检测仪只能掌握接地支路数，由于故障信息有限，增加诊断和处理直流系统接地故障的难度[3]。针对该问题，在核对性充放电试验期间，以直流备用小开关所处位置为准，将检测仪显示的接地支路名称与之进行对比，根据彼此间的关系编制接地选线对照表，见表2。

表2 接地选线对照表（部分）

施工单位在直流系统改造或新站验收时，对直流系统接地故障的处理可以依据接地选线对照表高效进行，保证处理的精准性，提高处理效率。

2.2.3 蓄电池在线监测

测端电压、核对性放电等常规方法在判断蓄电池组工作状态时存在弊端，例如难以准确判断哪组蓄电池存在故障，检测的时效性差，可能引起蓄电池运行状态判断不准确、维护难度大等问题。同时，现阶段变电站以无人值守模式为主，若蓄电池组出现异常，运维人员难以及时巡视，可能因错过最佳处理时间而诱发严重危害。为提高蓄电池组运行状态的判断水平，提出在线监测应对策略，由智能电源监控系统全面监测蓄电池组，反馈被测部位的运行状态，发现问题随即报警，运维人员根据报警信息准确判断故障部位，采取处理措施，缩短故障持续时间。

3 变电站直流系统故障处理

3.1 故障处理流程

直流系统故障类型包含充电机故障、监控器故障、馈线故障、熔断器故障、降压硅链故障、蓄电池电压异常等，主要涉及直流系统中各类设备的故障。在全面监测的基础上，根据监测信息判断设备故障，快速处理。监控单位监测直流系统运行状态，某部位出现故障后，随即发出“直流系统故障”信号，输出接电信号，对应光字牌点亮，故障处理人员读取监控单元的报警信息，根据信息锁定位置，确定故障类型，采取处理措施[4]。

变电站直流系统日常运行中，不同厂家提供的设备的高发故障类型有所区别，例如部分厂家的监控器经长期运行后定值漂移，引起误告警；而一些厂家的充电模块运行稳定性差，故障发生率高，难以提供充电功能。即便各类产品的故障类型和故障发生率存在区别，但处理流程基本一致，具体如图2所示。

图2 直流系统故障处理流程图

3.2 实例分析

以某供电公司所辖的某变电站直流系统为例，运维人员接收系统告警信号后，随即赶赴现场，调取监控器的信息，见表3。

表3 告警信息

根据监控器显示的告警信息，初步判断为交流单元故障，综合考虑直流系统运行状态，初步确定可能存在的故障类型：交流电源电压异常、交流接触器故障、交流配电单元故障、交流运行参数错误、交流缺相等。详细检查，逐步分析，确定故障：交流欠压报警342V，交流过压报警437V，两项参数合理；用万用表测量交流输入电源电压，发现失压问题，因此将故障源初步锁定为交流输入电源故障，再逐级分析与排查，最终判断故障的原因为站用变低压总开关内部接触不良。

结合实际调查结果可知，该总开关实际处于分闸位置，看似合闸但并未维持合闸状态，针对该问题，运维人员随即处理低压总开关，告警解除，直流系统恢复正常。故障告警、分析、处理各项工作紧密衔接，对故障的响应速度快，在告警信息的指导下快速处理故障。

4 结语

综上所述，变电站直流系统集各类功能模块于一体，加强监测和维护是保障直流系统正常运行的重要前提。由于变电站直流系统模块多，运维人员需要考虑各模块的运行特点，应用在线监测维护技术，发现故障后随即报警，采取维护措施。蓄电池属于变电站直流系统的重要组成部分，能够保障故障状态下对各类设备的正常供电，因此需要加大对蓄电池的运维力度，进行核对性充放电试验，检查蓄电池运行状态，2节以上蓄电池异常时，整组换新。在全面维护工作策略下，保证变电站直流系统稳定运行。