王應坤，劉順意，黃晨， 李倩如，楊江濤

(1.國網(wǎng)湖南省電力有限公司超高壓變電公司，湖南 長沙 410004；2.變電智能運檢國網(wǎng)湖南省電力有限公司實驗室，湖南長沙 410004)

0 引言

特高壓換流站站用電系統(tǒng)(以下簡稱“站用電”)主要包括站用變壓器(以下簡稱“站用變”)、開關柜及控制保護系統(tǒng)等。相較于傳統(tǒng)交流變電站而言，換流站的生產(chǎn)系統(tǒng)和輔助系統(tǒng)更復雜[1]。換流站內(nèi)的閥冷卻系統(tǒng)、換流變冷卻系統(tǒng)以及直流保護、極控等二次系統(tǒng)需不間斷運行，因此換流站對站用電源的可靠性有極高的要求[2]。換流站的站用電系統(tǒng)大多采用了三回電源，并配置了備自投功能，以保證特高壓直流輸電系統(tǒng)及其所連接的交流系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行[3]。

本文以±800 kV某換流站的交流站用電系統(tǒng)為例，介紹站用電系統(tǒng)的整體結構，站用電備自投的動作邏輯以及備自投邏輯存在的問題，為站用電系統(tǒng)可靠性提升提出建議。

1 站用電系統(tǒng)備自投邏輯

1.1 站用電系統(tǒng)

特高壓±800 kV某換流站站用電系統(tǒng)采用三回電源供電，其中第一、二回主用電源分別取自站內(nèi)的500 kV/35 kV站用變壓器511B和512B，第三回備用電源取自站外的110 kV麥換線。對應10 kV 1號、2號、3號段分別接于相應的35 kV 31B、35 kV 32B、110 kV 33B站用降壓變壓器，三段母線間設置131、132兩個母聯(lián)開關。同時，經(jīng)10 kV/400 V干式變壓器降壓為6套400 V配電系統(tǒng)供電，400 V兩段母線間均設置400 V母聯(lián)開關，主接線如圖1所示。

圖1 換流站站用電主接線

1.2 備自投邏輯

換流站站用電10 kV、400 V系統(tǒng)均雙重化配置備自投邏輯，分別在SPCA/SPCB控制系統(tǒng)實現(xiàn)。兩級備自投相互配合，最大限度的保證換流站內(nèi)交流站用電源的可靠供電[4]。

1.2.1 10 kV備自投邏輯

10 kV備自投功能程序邏輯包含電壓判斷邏輯、備自投動作邏輯，接線圖(程序設計)如圖2所示。

圖2 換流站10 kV站用電接線

1)備自投電壓判斷邏輯

備自投電壓檢測判斷采用10 kV進線開關的分合狀態(tài)、“工作/試驗”位置及電壓的復合判據(jù)方式。①進線開關(如圖2中B101.JX)在合位且開關手車在“工作”位置時，站用變低壓側電壓(即10 kV進線電壓)或母線電壓三相最小值大于定值0.8 p.u.時判為電壓正常，否則判為失壓，以保證當某一組測點回路異常導致電壓跌落不會引起備自投邏輯的誤動[5]。②進線開關在分位或開關手車在“試驗”位置時，程序僅判斷站用變低壓側電壓三相最小值，當其值大于0.8 p.u.時判為電壓正常，否則判為失壓，以確保當電源供電恢復時動作恢復正常工作方式；將進線開關手車“工作/試驗”位置作為判據(jù)輔助條件是為了防止進線開關手車在“試驗”狀態(tài)下引起備自投誤動作[6]。如當母聯(lián)開關運行且進線開關合閘時，若不考慮“試驗”位置，將因母線電壓正常誤判該回電源電壓正常，造成備自投誤動作、母聯(lián)開關分閘，導致母線失電，降低了站用電的可靠性。10 kV電壓判斷程序邏輯如圖3所示。

圖3 10 kV電壓判斷邏輯

2)備自投動作邏輯

根據(jù)10 kV 3段母線有壓或失壓的組合情況，共有8種不同的狀態(tài)。備自投邏輯則根據(jù)這8種不同的狀態(tài)分別完成對應的動作，其動作邏輯真值見表1，表中“√”表示有壓，“×”表示失壓。

表1 10 kV動作邏輯真值

當站用電主機程序監(jiān)測到10 kV三個工作段電壓發(fā)生變化(如失壓)時，會根據(jù)變化后的電壓情況，對五個備自投所涉及的開關(110/120/130/131/132)判斷當前位置無條件發(fā)出斷開或者合上的指令。斷開與合上開關的指令時考慮指令執(zhí)行及一次機構動作時間，分別設置不同的延時以確保不會發(fā)生合環(huán)(t10kV.分＝0.02 s，t10kV.合＝0.6 s)。另外，為避免暫態(tài)電壓異常引起備自投頻繁動作，失壓條件也增加延時環(huán)節(jié)(t失壓延時＝1 s)[7]。

1.2.2 400 V備自投邏輯

400 V備自投功能程序邏輯包含電壓判斷邏輯、備自投動作邏輯，接線圖(程序設計)如圖4所示。

圖4 換流站400 V站用電接線

1)電壓判斷邏輯

備自投電壓判斷采用400 V進線開關的分合狀態(tài)、開關“工作/試驗”位置及電壓的復合判據(jù)方式。當進線開關處于合位時，程序需同時判斷站用變低壓側電壓或母線電壓，當其三相電壓最小值大于0.8 p.u.時判為電壓正常，否則判為失壓[8]，以保證當某一組測點回路異常導致電壓跌落不會引起備自投邏輯的誤動。當進線開關處于分位時，程序僅判斷站用變低壓側三相電壓最小值，當其值大于0.8 p.u.時判為電壓正常，否則判為失壓，以確保當電源供電恢復時動作恢復正常工作方式。400 V備自投電壓判斷邏輯也采取進線開關手車“工作/試驗”位置作為開關分合閘狀態(tài)的輔助條件，防止備自投誤動作[8]。電壓判斷邏輯如圖5所示。

圖5 400 V電壓判斷邏輯

2)備自投動作邏輯

根據(jù)兩段400 V母線有壓或失壓的組合情況，共有4種不同的狀態(tài)。備自投邏輯則根據(jù)這4種不同的狀態(tài)分別完成對應的操作，其動作邏輯真值見表2，表中“√”表示有壓，“×”表示失壓。

表2 400 V動作邏輯真值

當站用電主機程序監(jiān)測到400 V兩個工作段電壓發(fā)生變化時，會根據(jù)變化后的電壓情況，對三個備自投涉及的開關，判斷當前位置無條件發(fā)出斷開或者合上的指令[8]。斷開與合上開關的指令考慮與10 kV備自投邏輯的配合關系設置延時，保證在10 kV備自投失效或退出后能夠正確動作，并考慮指令執(zhí)行及一次機構動作時間，分別設置不同的延時以確保不會發(fā)生合環(huán) (t400V.分＝3 s，t400V.合＝4 s)。由于400 V備自投動作時間延時較長，不存在暫態(tài)異常引起的備自投頻繁動作，失壓條件不再增加延時環(huán)節(jié)。

2 站用電備自投可靠性提升

2.1 保護閉鎖備自投

進線開關、母聯(lián)開關保護、站用變低壓側后備保護等反映母線故障的保護動作時，應可靠閉鎖備自投動作，防止備自投合閘于故障母線，造成事故擴大。變壓器差動保護、非電量保護等反映變壓器本體故障的保護，不應閉鎖備自投，跳閘失電后備自投可以動作。

2.1.1 存在問題及分析

對于10 kV側，保護動作閉鎖的備自投功能由110 kV及35 kV站用變保護裝置的動作矩陣生成閉鎖低壓側備自投信號，通過硬接線的方式傳至SPC主機來實現(xiàn)閉鎖備自投。站用變低壓側后備復壓過流保護均會閉鎖該支路備自投，同時，母聯(lián)開關自身內(nèi)部保護(如過流保護而跳閘)時，均會導致該母聯(lián)開關閉鎖而閉鎖備自投。站用變非電量保護等反映變壓器本體故障的保護動作均不閉鎖備自投，不存在非電量保護動作閉鎖備自投的隱患。

對于400 V側，10 kV干式變壓器低壓側開關柜提供開關故障閉鎖備自投信號，送至站用電接口屏內(nèi)相關IO裝置后傳至SPC主機實現(xiàn)閉鎖備自投。若400 V進線開關過流保護動作，其對應的閉鎖信號將會閉鎖母聯(lián)開關。

分析發(fā)現(xiàn)，10 kV進線開關保護并未設置閉鎖備自投的相關信號，即10 kV母線故障的10 kV進線開關保護動作時，未設置閉鎖備自投功能邏輯及報警事件。若無其他聯(lián)鎖，此時進線開關保護動作將合母聯(lián)開關，致正常母線故障，導致事故擴大，存在嚴重隱患。

2.1.2 可靠性提升措施

10 kV進線開關保護動作時，增加閉鎖備自投功能邏輯(圖6)，在后臺增加相應報警事件，便于運維人員及時發(fā)現(xiàn)問題。

圖6 10 kV進線開關軟件修改邏輯

2.2 備自投閉鎖方式

10 kV、400 V備自投宜采用按開關分別閉鎖的方式，應具備完善的開關保護動作閉鎖相鄰開關功能。當任一開關存在閉鎖備自投信號時，僅閉鎖相關開關備自投功能，保證其他開關備自投功能仍有效。

2.2.1 存在問題及分析

400 V備自投閉鎖為整體退出，即當任一開關存在閉鎖備自投信號時，備自投功能全部退出。如圖7所示，400 V任意開關出現(xiàn)閉鎖信號后，均會導致400 V備自投功能整體退出，此時備自投相關分、合開關邏輯均無效。

圖7 400 V備自投閉鎖信號邏輯

以極Ⅰ高端閥組400 V為例(圖8)來說明400 V備自投閉鎖方式為整體退出時對站用電系統(tǒng)可靠性的影響。400 V母線P1.H1段和P1.H2段為極Ⅰ高端閥組交流配電室。正常情況下，400 V進線開關411、412為合上位置，400 V母聯(lián)開關410為拉開位置。

圖8 極Ⅰ高端閥組400 V站用電接線

當進線411開關、母線410合閘運行時，412分位；若411進線開關故障跳閘并發(fā)出閉鎖備自投信號、極Ⅰ高端閥組400 V備自投功能整體退出時，進線412開關復電，因備自投退出，無法自動合上。存在兩路400 V母線同時較長時間失電，導致閥水冷保護動作閉鎖閥組的風險。

通過上述分析可知，400 V備自投為整體退出的閉鎖方式降低了站用電系統(tǒng)可靠性的結論。

2.2.2 可靠性提升措施

將400 V備自投閉鎖改為按開關分別閉鎖的方式，即當單一開關存在閉鎖備自投信號時，僅閉鎖相關開關備自投功能，保證其他開關備自投功能仍有效。

2.3 備自投電壓判斷邏輯

10 kV備自投失壓判據(jù)應為:當進線開關合位時，進線或母線線電壓三相最小值大于0.8 p.u.判定為進線正常；當進線開關不在合位時，進線線電壓三相最小值大于0.8 p.u.判定為進線正常。

2.3.1 存在問題及分析

備自投檢測失壓邏輯采用進線和母線電壓模擬量作為動作判據(jù)，備自投失壓判據(jù)為進線或母線相電壓，如圖9所示。當10 kV發(fā)生單相接地故障時，采用相電壓作為檢測失壓判據(jù)，備自投會出現(xiàn)誤動作，不滿足可靠性要求。

圖9 10 kV相電壓取量邏輯

2.3.2 可靠性提升措施

10 kV站用電為不接地系統(tǒng)，當10 kV發(fā)生單相接地故障時，采用相電壓作為檢測失壓判據(jù)，備自投會出現(xiàn)誤動作[9]。單相接地故障時可滿足故障運行2 h，此時備自投不應動作，選取進線和母線線電壓模擬量判據(jù)可以準確檢測10 kV站用電失壓。進線電壓恢復回切時，選取三相線電壓最小值作為備自投回切判據(jù)，提高進線電壓正常判據(jù)的準確性[10]，提高10 kV備自投可靠性。

10 kV備自投的電壓采樣方式由目前的“偽線電壓”值:

通過軟件修改為線電壓值:

3 結語

站用電系統(tǒng)備自投功能對換流站直流輸電系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行有著非常重要的作用，本文介紹了±800 kV某換流站的站用電系統(tǒng)組成和備自投功能邏輯，通過備自投邏輯、判據(jù)等分析，發(fā)現(xiàn)其嚴重隱患，提出改進建議，為換流站站用電備自投邏輯優(yōu)化提供借鑒，對特高壓換流站站用電系統(tǒng)的可靠性提升有著重要意義。