特高压换流站站用电系统备自投可靠性提升研究

王应坤，刘顺意，黄晨， 李倩如，杨江涛

(1.国网湖南省电力有限公司超高压变电公司，湖南 长沙 410004；2.变电智能运检国网湖南省电力有限公司实验室，湖南长沙 410004)

0 引言

特高压换流站站用电系统(以下简称“站用电”)主要包括站用变压器(以下简称“站用变”)、开关柜及控制保护系统等。相较于传统交流变电站而言，换流站的生产系统和辅助系统更复杂[1]。换流站内的阀冷却系统、换流变冷却系统以及直流保护、极控等二次系统需不间断运行，因此换流站对站用电源的可靠性有极高的要求[2]。换流站的站用电系统大多采用了三回电源，并配置了备自投功能，以保证特高压直流输电系统及其所连接的交流系统的安全稳定运行[3]。

本文以±800 kV某换流站的交流站用电系统为例，介绍站用电系统的整体结构，站用电备自投的动作逻辑以及备自投逻辑存在的问题，为站用电系统可靠性提升提出建议。

1 站用电系统备自投逻辑

1.1 站用电系统

特高压±800 kV某换流站站用电系统采用三回电源供电，其中第一、二回主用电源分别取自站内的500 kV/35 kV站用变压器511B和512B，第三回备用电源取自站外的110 kV麦换线。对应10 kV 1号、2号、3号段分别接于相应的35 kV 31B、35 kV 32B、110 kV 33B站用降压变压器，三段母线间设置131、132两个母联开关。同时，经10 kV/400 V干式变压器降压为6套400 V配电系统供电，400 V两段母线间均设置400 V母联开关，主接线如图1所示。

图1 换流站站用电主接线

1.2 备自投逻辑

换流站站用电10 kV、400 V系统均双重化配置备自投逻辑，分别在SPCA/SPCB控制系统实现。两级备自投相互配合，最大限度的保证换流站内交流站用电源的可靠供电[4]。

1.2.1 10 kV备自投逻辑

10 kV备自投功能程序逻辑包含电压判断逻辑、备自投动作逻辑，接线图(程序设计)如图2所示。

图2 换流站10 kV站用电接线

1)备自投电压判断逻辑

备自投电压检测判断采用10 kV进线开关的分合状态、“工作/试验”位置及电压的复合判据方式。①进线开关(如图2中B101.JX)在合位且开关手车在“工作”位置时，站用变低压侧电压(即10 kV进线电压)或母线电压三相最小值大于定值0.8 p.u.时判为电压正常，否则判为失压，以保证当某一组测点回路异常导致电压跌落不会引起备自投逻辑的误动[5]。②进线开关在分位或开关手车在“试验”位置时，程序仅判断站用变低压侧电压三相最小值，当其值大于0.8 p.u.时判为电压正常，否则判为失压，以确保当电源供电恢复时动作恢复正常工作方式；将进线开关手车“工作/试验”位置作为判据辅助条件是为了防止进线开关手车在“试验”状态下引起备自投误动作[6]。如当母联开关运行且进线开关合闸时，若不考虑“试验”位置，将因母线电压正常误判该回电源电压正常，造成备自投误动作、母联开关分闸，导致母线失电，降低了站用电的可靠性。10 kV电压判断程序逻辑如图3所示。

图3 10 kV电压判断逻辑

2)备自投动作逻辑

根据10 kV 3段母线有压或失压的组合情况，共有8种不同的状态。备自投逻辑则根据这8种不同的状态分别完成对应的动作，其动作逻辑真值见表1，表中“√”表示有压，“×”表示失压。

表1 10 kV动作逻辑真值

当站用电主机程序监测到10 kV三个工作段电压发生变化(如失压)时，会根据变化后的电压情况，对五个备自投所涉及的开关(110/120/130/131/132)判断当前位置无条件发出断开或者合上的指令。断开与合上开关的指令时考虑指令执行及一次机构动作时间，分别设置不同的延时以确保不会发生合环(t10kV.分＝0.02 s，t10kV.合＝0.6 s)。另外，为避免暂态电压异常引起备自投频繁动作，失压条件也增加延时环节(t失压延时＝1 s)[7]。

1.2.2 400 V备自投逻辑

400 V备自投功能程序逻辑包含电压判断逻辑、备自投动作逻辑，接线图(程序设计)如图4所示。

图4 换流站400 V站用电接线

1)电压判断逻辑

备自投电压判断采用400 V进线开关的分合状态、开关“工作/试验”位置及电压的复合判据方式。当进线开关处于合位时，程序需同时判断站用变低压侧电压或母线电压，当其三相电压最小值大于0.8 p.u.时判为电压正常，否则判为失压[8]，以保证当某一组测点回路异常导致电压跌落不会引起备自投逻辑的误动。当进线开关处于分位时，程序仅判断站用变低压侧三相电压最小值，当其值大于0.8 p.u.时判为电压正常，否则判为失压，以确保当电源供电恢复时动作恢复正常工作方式。400 V备自投电压判断逻辑也采取进线开关手车“工作/试验”位置作为开关分合闸状态的辅助条件，防止备自投误动作[8]。电压判断逻辑如图5所示。

图5 400 V电压判断逻辑

2)备自投动作逻辑

根据两段400 V母线有压或失压的组合情况，共有4种不同的状态。备自投逻辑则根据这4种不同的状态分别完成对应的操作，其动作逻辑真值见表2，表中“√”表示有压，“×”表示失压。

表2 400 V动作逻辑真值

当站用电主机程序监测到400 V两个工作段电压发生变化时，会根据变化后的电压情况，对三个备自投涉及的开关，判断当前位置无条件发出断开或者合上的指令[8]。断开与合上开关的指令考虑与10 kV备自投逻辑的配合关系设置延时，保证在10 kV备自投失效或退出后能够正确动作，并考虑指令执行及一次机构动作时间，分别设置不同的延时以确保不会发生合环 (t400V.分＝3 s，t400V.合＝4 s)。由于400 V备自投动作时间延时较长，不存在暂态异常引起的备自投频繁动作，失压条件不再增加延时环节。

2 站用电备自投可靠性提升

2.1 保护闭锁备自投

进线开关、母联开关保护、站用变低压侧后备保护等反映母线故障的保护动作时，应可靠闭锁备自投动作，防止备自投合闸于故障母线，造成事故扩大。变压器差动保护、非电量保护等反映变压器本体故障的保护，不应闭锁备自投，跳闸失电后备自投可以动作。

2.1.1 存在问题及分析

对于10 kV侧，保护动作闭锁的备自投功能由110 kV及35 kV站用变保护装置的动作矩阵生成闭锁低压侧备自投信号，通过硬接线的方式传至SPC主机来实现闭锁备自投。站用变低压侧后备复压过流保护均会闭锁该支路备自投，同时，母联开关自身内部保护(如过流保护而跳闸)时，均会导致该母联开关闭锁而闭锁备自投。站用变非电量保护等反映变压器本体故障的保护动作均不闭锁备自投，不存在非电量保护动作闭锁备自投的隐患。

对于400 V侧，10 kV干式变压器低压侧开关柜提供开关故障闭锁备自投信号，送至站用电接口屏内相关IO装置后传至SPC主机实现闭锁备自投。若400 V进线开关过流保护动作，其对应的闭锁信号将会闭锁母联开关。

分析发现，10 kV进线开关保护并未设置闭锁备自投的相关信号，即10 kV母线故障的10 kV进线开关保护动作时，未设置闭锁备自投功能逻辑及报警事件。若无其他联锁，此时进线开关保护动作将合母联开关，致正常母线故障，导致事故扩大，存在严重隐患。

2.1.2 可靠性提升措施

10 kV进线开关保护动作时，增加闭锁备自投功能逻辑(图6)，在后台增加相应报警事件，便于运维人员及时发现问题。

图6 10 kV进线开关软件修改逻辑

2.2 备自投闭锁方式

10 kV、400 V备自投宜采用按开关分别闭锁的方式，应具备完善的开关保护动作闭锁相邻开关功能。当任一开关存在闭锁备自投信号时，仅闭锁相关开关备自投功能，保证其他开关备自投功能仍有效。

2.2.1 存在问题及分析

400 V备自投闭锁为整体退出，即当任一开关存在闭锁备自投信号时，备自投功能全部退出。如图7所示，400 V任意开关出现闭锁信号后，均会导致400 V备自投功能整体退出，此时备自投相关分、合开关逻辑均无效。

图7 400 V备自投闭锁信号逻辑

以极Ⅰ高端阀组400 V为例(图8)来说明400 V备自投闭锁方式为整体退出时对站用电系统可靠性的影响。400 V母线P1.H1段和P1.H2段为极Ⅰ高端阀组交流配电室。正常情况下，400 V进线开关411、412为合上位置，400 V母联开关410为拉开位置。

图8 极Ⅰ高端阀组400 V站用电接线

当进线411开关、母线410合闸运行时，412分位；若411进线开关故障跳闸并发出闭锁备自投信号、极Ⅰ高端阀组400 V备自投功能整体退出时，进线412开关复电，因备自投退出，无法自动合上。存在两路400 V母线同时较长时间失电，导致阀水冷保护动作闭锁阀组的风险。

通过上述分析可知，400 V备自投为整体退出的闭锁方式降低了站用电系统可靠性的结论。

2.2.2 可靠性提升措施

将400 V备自投闭锁改为按开关分别闭锁的方式，即当单一开关存在闭锁备自投信号时，仅闭锁相关开关备自投功能，保证其他开关备自投功能仍有效。

2.3 备自投电压判断逻辑

10 kV备自投失压判据应为:当进线开关合位时，进线或母线线电压三相最小值大于0.8 p.u.判定为进线正常；当进线开关不在合位时，进线线电压三相最小值大于0.8 p.u.判定为进线正常。

2.3.1 存在问题及分析

备自投检测失压逻辑采用进线和母线电压模拟量作为动作判据，备自投失压判据为进线或母线相电压，如图9所示。当10 kV发生单相接地故障时，采用相电压作为检测失压判据，备自投会出现误动作，不满足可靠性要求。

图9 10 kV相电压取量逻辑

2.3.2 可靠性提升措施

10 kV站用电为不接地系统，当10 kV发生单相接地故障时，采用相电压作为检测失压判据，备自投会出现误动作[9]。单相接地故障时可满足故障运行2 h，此时备自投不应动作，选取进线和母线线电压模拟量判据可以准确检测10 kV站用电失压。进线电压恢复回切时，选取三相线电压最小值作为备自投回切判据，提高进线电压正常判据的准确性[10]，提高10 kV备自投可靠性。

10 kV备自投的电压采样方式由目前的“伪线电压”值:

通过软件修改为线电压值:

3 结语

站用电系统备自投功能对换流站直流输电系统安全稳定运行有着非常重要的作用，本文介绍了±800 kV某换流站的站用电系统组成和备自投功能逻辑，通过备自投逻辑、判据等分析，发现其严重隐患，提出改进建议，为换流站站用电备自投逻辑优化提供借鉴，对特高压换流站站用电系统的可靠性提升有着重要意义。