黃 晨，李帥兵，胡錦根

（國家電網(wǎng)公司運行分公司青島管理處，山東 青島 266300）

0 引言

換流站配置大量一、二次設備，如換流變壓器、平波電抗器、換流閥、控制保護系統(tǒng)等，其可靠運行直接關系到整個直流輸電系統(tǒng)的穩(wěn)定性［1-4］，而站用電系統(tǒng)則為這些一、二次設備提供工作電源，對直流輸電系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行至關重要。國家電網(wǎng)公司系統(tǒng)內(nèi)直流工程已多次發(fā)生由于站用電系統(tǒng)故障導致的停運事故［5-6］，提高站用電系統(tǒng)運行可靠性，對于保障直流輸電系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行有著積極意義。

站用電系統(tǒng)缺陷主要有3類：1）設計不滿足現(xiàn)場運行要求；2）設備制造工藝欠佳；3）現(xiàn)場施工工藝不符合標準、規(guī)范要求。由于第2）、3）類缺陷通過嚴把設備驗收關能夠及時消除，而設計缺陷往往修改困難，因此減少設計缺陷對于提高站用電系統(tǒng)穩(wěn)定性，進而提高直流系統(tǒng)可靠性就顯得十分重要。

1 銀東直流站用電系統(tǒng)簡介

銀東直流站用電系統(tǒng)采用換流站典型設計方案：10kV 母線分為 3 段（10 kVⅠ、Ⅱ、Ⅲ母線），Ⅰ/Ⅲ、Ⅱ/Ⅲ段之間設置聯(lián)絡開關（141、142），通過10 kV備自投功能來實現(xiàn)一路電源失壓時，相鄰母線通過聯(lián)絡開關聯(lián)絡失壓母線；400 V系統(tǒng)采用分段母線方式，段間設置低壓聯(lián)絡開關（410、420、430），通過400 V備自投邏輯實現(xiàn)一條母線進線開關失電時，另一條母線聯(lián)絡失壓母線運行。正常情況下，通過延時配合使10 kV備自投優(yōu)先于400 V備自投動作，在10 kV備自投退出或故障時，400 V備自投動作，從而保證400 V系統(tǒng)負荷不失電。

膠東站站用電主接線圖如圖1所示，采用三回35 kV電源供電，第Ⅰ、Ⅱ回電源為主用電源，分別取自站內(nèi)500 kV主變，第Ⅲ回電源為備用電源，取自站外［7］。

第Ⅰ、Ⅱ回電源分別經(jīng)35 kV 301B和302B站用變壓器降壓后連接至10 kVⅠ段和Ⅱ段母線，第Ⅲ回電源經(jīng)35 kV 303B站用變壓器降壓后連接至10 kVⅢ段母線，10 kVⅢ段母線可分別通過141、142聯(lián)絡開關和10 kVⅠ段或Ⅱ段母線相連。

10 kVⅠ段母線經(jīng) 10 kV 11B、21B和 31B配電變壓器帶極Ⅰ400 VⅠ段母線、極Ⅱ400 VⅠ段母線和變電站400 VⅠ段母線運行，10 kVⅡ段母線經(jīng)10 kV 12B、22B和32B配電變壓器帶極Ⅰ400 VⅡ段母線、極Ⅱ400 VⅡ段母線和變電站400 VⅡ段母線運行，極Ⅰ、極Ⅱ和變電站兩段400 V母線可以分別經(jīng)410、420、430開關聯(lián)絡運行。

圖1 膠東站站用電系統(tǒng)主接線圖

銀川東站站用電系統(tǒng)與膠東站類似，不同點的是銀川東站第Ⅰ、Ⅱ回電源取自站內(nèi)750 kV主變，通過66/10 kV變壓器接入10 kV母線。

2 銀東直流站用電系統(tǒng)典型改進

2.1 10 kV聯(lián)絡開關未設置獨立保護

1）問題分析。10 kV及400 V站用電系統(tǒng)中相應開關和變壓器等一次設備的保護可以通過配置變壓器保護來實現(xiàn)對變壓器及相關一次設備的保護，也可以通過對系統(tǒng)中的開關配置獨立開關保護來實現(xiàn)，膠東站和銀川東站均采用配置變壓器保護的方式來實現(xiàn)對變壓器及其高、低壓側(cè)開關的保護。

由于兩站的10 kV聯(lián)絡開關均未配置獨立的保護裝置，當10 kV系統(tǒng)聯(lián)絡運行時，只能通過35 kV（66 kV）站用變后備保護跳開其高、低壓側(cè)開關來切除聯(lián)絡開關發(fā)生的故障，導致10 kV母線停電。此種設計不僅擴大了故障時跳閘范圍，而且在只有1臺35 kV（66 kV）站用變壓器帶全站負荷運行的特殊工況下，若聯(lián)絡開關發(fā)生故障或任一10 kV母線發(fā)生故障，高壓側(cè)站用變保護動作將造成全站失電，導致直流雙極閉鎖。

2）新工程建議。對10 kV站用電系統(tǒng)聯(lián)絡開關配置獨立保護，避免通過站用變壓器保護來實現(xiàn)，以此來加強站用電系統(tǒng)運行的安全性和穩(wěn)定性。

2.2 10 kV站用電第Ⅰ（Ⅱ）回電源無法單獨聯(lián)絡整個10 kV母線運行

1）問題分析。膠東站10 kV站用電系統(tǒng)101（102）進線開關和141（142）聯(lián)絡開關設計有互相閉鎖回路，導致10 kV單回電源無法聯(lián)絡10 kV系統(tǒng)運行，下面以141開關合閘閉鎖回路為例來進行說明。

141開關合閘閉鎖回路如圖2所示，101開關在合閘位置時，141開關無法合閘。當站用電第Ⅱ回電源檢修時，若備用的第Ⅲ回電源也出現(xiàn)異常，此種設計將導致10 kV站用電第Ⅰ回電源無法實現(xiàn)聯(lián)絡運行，大大降低了站用電系統(tǒng)的運行可靠性。

圖2 改造前的141開關合閘閉鎖回路圖

為確保實現(xiàn)任意一回10 kV進線電源均能夠聯(lián)絡整個10 kV系統(tǒng)，對141和142開關合閘閉鎖回路進行修改：在141和142開關合閘回路中增加103開關位置判據(jù)，當101（102）和103中任一開關在分閘位置且1411（1421）刀閘在合閘位置時，141（142）開關可以合閘，從而實現(xiàn)站用電Ⅰ回（Ⅱ回）單獨聯(lián)絡整個10 kV母線運行。修改后的141開關合閘閉鎖回路如圖3所示。

圖3 改造后的141開關合閘閉鎖回路圖

2）新工程建議。站用電系統(tǒng)設計時應充分考慮特殊運行工況，考慮多回站用電故障情況下的站用電運行方式，防止由于聯(lián)鎖設計影響站用電系統(tǒng)可靠性。

2.3 35 kV低抗投切策略影響站用電電能質(zhì)量

1）問題分析。膠東換流變電站設計有4組35 kV低抗參與直流系統(tǒng)無功控制，在直流低功率運行時4組低抗投入，隨著直流功率上升而陸續(xù)切除。

在系統(tǒng)調(diào)試時，直流系統(tǒng)解鎖后4組低抗立即投入，膠東站35 kV母線電壓下降10%以上，由于膠東站兩回主用301B、302B站用變壓器分別同參與無功控制的低抗安裝在同一35 kV母線上，如圖4所示，導致站用電10 kV母線電壓降低5%，400 V母線電壓降低10%，造成站用電電能質(zhì)量大幅降低；同時由于備自投切換邏輯“欠壓”定值為 0.79 pu［9-10］，此種情況也容易造成 10 kV 及 400 V備自投誤動。當直流系統(tǒng)在低功率閉鎖時，4組低抗全部退出，導致10kV母線電壓上升達15%，400 V母線電壓上升10%，對設備運行造成了較大影響。

鑒于以上情況，調(diào)試期間臨時修改策略，在直流啟動時，將投入低抗的數(shù)量改為2組，發(fā)現(xiàn)35 kV母線電壓降低約4%，10 kV母線電壓降低約5%，400 V母線電壓降低5%；直流系統(tǒng)在低功率閉鎖時，退出2組低抗，檢查35 kV母線電壓上升至4%，10 kV母線電壓上升10%，400 V母線電壓上升5%，電壓質(zhì)量有了較大改觀。

圖4 膠東站35 kV系統(tǒng)接線圖

2）新工程建議。由于多組35 kV低抗同時投入、退出，嚴重降低站用電系統(tǒng)的電壓質(zhì)量，進而影響站內(nèi)設備的穩(wěn)定運行，建議新建直流工程中，避免低電壓等級無功設備參與直流無功控制，不可避免時應將參與無功控制的無功設備與站用變壓器設計在不同母線上，防止由于無功設備投退造成站用電系統(tǒng)電壓波動過大。

2.4 10 kV電源進線側(cè)未配置電壓互感器

1）問題分析。膠東站和銀川東站站用電系統(tǒng)設計時均未在10 kV電源進線側(cè)配置電壓互感器，由此導致10 kV備自投邏輯中的自恢復功能無法正常實現(xiàn)：以膠東站為例，當35 kV 301 B、302 B、303 B站用變壓器由失電狀態(tài)轉(zhuǎn)為帶電狀態(tài)時，由于站用變壓器低壓側(cè)未配置電壓互感器，導致其低壓側(cè)10 kV斷路器無法根據(jù)電壓自動合閘，降低了操作和故障處理的速度。

目前，兩站均對備自投邏輯進行了修改，從軟件上實現(xiàn)站用電系統(tǒng)的自恢復功能。以膠東站為例，通過在運行人員工作站站用電監(jiān)視界面中的Ⅰ回、Ⅱ回電源上增加“啟動自恢復”按鈕，當35 kV 1號（2號）母線電壓正常，并且相應的35 kV站用變壓器高壓側(cè)開關及刀閘在合上位置時，點擊“啟動自恢復”按鈕后，10 kV聯(lián)絡開關自動拉開，相應站用變壓器低壓側(cè)10 kV斷路器自動合上，站用變壓器由失電狀態(tài)自動轉(zhuǎn)為帶負荷運行狀態(tài)。膠東站運行人員工作站站用電監(jiān)視界面如圖5所示。

2）新工程建議。雖然通過軟件修改可以實現(xiàn)備自投邏輯自恢復功能，但由于在恢復過程中需要人工操作，恢復速度較慢，且存在誤操作風險，建議今后新建工程中，在站用電系統(tǒng)的10 kV電源進線側(cè)配置相應的電壓互感器，如圖6所示，當相應的10 kV進線電源恢復正常時，通過檢測進線側(cè)的電壓互感器電壓啟動其10 kV斷路器自動合閘，這不僅可以提升操作和故障處理的速度，同時在10 kV斷路器偷跳時，該斷路器也能自動合上，提高了系統(tǒng)運行可靠性。

2.5 10 kV開關儲能接點擴展回路電源設計缺陷

圖5 運行人員工作站站用電系統(tǒng)界面

1）問題分析。膠東站10 kV開關柜彈簧儲能信號取自儲能接點擴展回路，該接點擴展回路設計為交流220 V電源供電，如圖7所示。當10 kV母線進線電源失電時，該擴展回路的交流220 V電源丟失，中間繼電器ZJ失磁，彈簧未儲能的接點閉合，控制系統(tǒng)收到10 kV母線進線開關及10 kV聯(lián)絡開關彈簧未儲能信號。由于該信號用于開關分合閘軟件聯(lián)鎖，這就導致10 kV備自投功能失效，只有待400 V備自投動作，擴展回路的交流220 V電源恢復后，10 kV母線進線開關及10 kV聯(lián)絡開關彈簧未儲能信號消失，此時10 kV備自投才能動作將10 kV聯(lián)絡。

通過將10 kV開關柜儲能信號回路中的交流中間繼電器更換為直流中間繼電器，并將擴展回路電源改為110 V直流電源供電后，消除了10 kV開關動作時造成儲能信號回路失電進而影響備自投動作的缺陷。

2）新工程建議。為確保10 kV備自投的可靠性，建議10 kV開關儲能回路應采用直流電源供電，避免采用交流電源，防止站用電系統(tǒng)切換過程中自備投功能受影響。

圖7 改造前的10 kV開關儲能接點擴展回路圖

2.6 開關欠壓脫扣器影響400 V備自投

1）問題分析。 膠東站6臺400 V進線開關（即 411、412、421、422、431、432 開關）內(nèi)部均設計有欠電壓脫扣器，該欠壓脫扣器在10/0.4 kV干式變壓器失電后立即跳開相應的400 V開關，導致站用電400 V備自投控制功能失效，直接影響內(nèi)外冷水設備的安全穩(wěn)定運行?，F(xiàn)場已將6臺400 V進線開關的欠壓脫扣器全部拆除，欠壓情況下由備自投功能跳開400 V開關，自動合上聯(lián)絡開關。

2）新工程建議。建議新建換流站站用電系統(tǒng)低壓開關和中壓開關設計時，應充分考慮開關自帶的保護及控制功能與自備投功能的配合，一般情況下進線開關不應配置欠壓脫扣器。

3 結(jié)語

通過分析銀東直流輸電工程站用電系統(tǒng)的典型設計缺陷，立足提高站用電系統(tǒng)運行可靠性，確保站用電正常運行方式和特殊運行方式下均能夠可靠供電，結(jié)合現(xiàn)場已經(jīng)采取的改進措施，提出針對性的解決方案，可為后續(xù)直流工程站用電系統(tǒng)設計提供借鑒。