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1、 广州换流站站用电与备自投配合问题探讨 张倩+林康照摘 要：本文介绍了广州换流站站用电系统及备自投运行方式，详细分析了备自投系统的切换逻辑和投切判据以及其设定值与配合逻辑。并以换流站站用电系统实际可能发生的事故对备自投系统进行检验。根据分析，现有的备自投与站用电系统之间存在配合问题。该文从修改保护出口矩阵、改进系统闭锁逻辑两方面入手，对备自投提出了改进方案。实际检验证明，该文采用的解决方案可有效解决站用电系统与备自投之间的配合缺陷，消除站用电系统部分故障对换流站安全运行带来的隐患。关键词：换流站 站用电系统 备自投 配合：TM721 ：A ：1672-3791（2014）10（c）-0094-
2、02备用电源自动投入装置（简称备自投）是电力系统中为了提高供电的可靠性而装设的自动装置，当工作电源因故障或者其他原因消失后，备自投迅速地将工作电源回路断开，并将备用电源或者其他正常工作电源投入工作。随着电网规模不断扩大，电力系统网络网络结构日益复杂，为保证供电的可靠性1，备自投在变电站尤其是换流站中得到了广泛的应用，备自投与站用电系统的配合对换流站的稳定运行有着极大的影响。该文将针对500 kV广州换流站备自投与站用电系统在现场运用中遇到的一些问题进行分析和探讨。1 广州换流站站用电系统及备自投介绍1.1 站用电接线方式介绍广州换流站站用电10 kV系统采用三回电源供电方式（图1所示），第I、
3、II回电源为主电源，第III回电源为备用电源。第I回电源取自站内220 kV配电室20D47间隔，经220 kV站用变压器21B，降压后供10 kV母线 I段101母。第II回电源取自站内220 kV配电室20D48间隔，经220kV站用变压器22B，降压后供10 kV母线II段102母。第III回电源取自江村变电站，经10 kV地埋式电缆向隔离变压器10B供电，10B带10 kV母线III段103母充电备用2。1.2 广州站备自投逻辑介绍广州换流站备自投系统由南瑞继保公司提供。该套系统比较特殊，备自投逻辑在站控中实现，没有单独的备自投装置。备自投的运行逻辑是（图2所示）：当系统备自投功能投入
4、时，检测到进线21B、10B、22B有一路或多路失压，并且持续时间达1秒，系统自动发出投切相关开关命令，将失压进线隔离；当失压线路故障排除，系统检测到该线路恢复电压，则自动发出投切相关开关命令，将进线恢复到正常工作状态3。切换逻辑如图2。备自投判断电压是否正常的逻辑为：当出线开关在分位时，若进线电压正常则该回电压ok；若出线开关在合位时，则判断母线电压是否正常，若正常则改回电压ok。2 换流站备自投定值与配合逻辑设定换流站的站用电系统直接给换流阀冷却系统（简称阀冷）供电，一旦阀冷系统失电，将导致直流闭锁，所以换流站的备自投系统的定值设定不仅需要与外接线路保护的定值配合，更要与阀冷系统配合。所以
5、目前换流站备自投定值整定原则为：本侧无压：应高于阀冷系统电源失压定值。邻侧有压：考虑与本侧无压定值配合。如阀冷系统电源失压定值为0.80Un，则阀冷系统电源失压定值可取0.85Un，邻侧有压定值取0.9 Un。低电流：I=0.04In（In为二次额定电流，1A或5A）。动作时间Tb与阀冷失电后跳闸时间T配合，同时应大于进线重合闸时间及后备保护动作闭锁自投时间。Tb=T-T-Th，T取0.10.2 s；Th为备自投跳闸与合闸的间隔时间，取0.150.2 s；Tb最低不小于0.1 s4。备自投闭锁：站用变低压侧过流保护I、II段动作时，应及时闭锁备自投。3 广州换流站站用电与备自投配合存在的问题目
6、前广州换流站备用站用变保护为南瑞的RCS-9679C保护装置，该保护装置没有专门备自投闭锁出口。目前备用站用变闭锁备自投的方式是将RCS-9679C保护装置远方信号“保护动作”信号接到备自投中，备自投动作后仅闭锁高压侧进线开关，不闭锁低压侧出线开关及母联开关。这样的设计存在以下问题：（1）依照相关规程规定，变压器差动、非电量、高后备动作时不应闭锁备自投。当主变故障引起差动、非电量、高后备动作时，因为是切除了各侧开关，不存在向故障点倒送电流的情况，备自投应合上分段开关，恢复失压母线的负荷。当主变低压侧后备保护动作时，证明故障点不在主变范围内，而是在下一级回路，此时保护应当闭锁备自投。由于RCS-
7、9679C保护装置不管何种保护动作都会发出“保护动作”信号，这样备自投无法区分到底是哪一类型保护动作，无法正确发出闭锁命令。（2）备用站用变动作后发命令给备自投，闭锁高压侧进线开关，不闭锁出线开关（13DL）。由备自投装置逻辑可发现，当备用站用变低压侧过流I段保护动作时，保护仅跳开低压侧出线开关，备用站用变进线开关依然处于合位。备自投收到保护动作信号后，出口闭锁高压侧出线开关。由于高压侧出线开关没有跳开，低压侧开关跳开后故障被切除，进线电压电压恢复正常，此时备自投将判定低压侧出线开关满足合闸条件（表一所示），经过延时后，满足13DL合闸所有连锁条件，备自投发命令将低压侧出线开关再次合上。由于此
8、时低压侧母线故障尚未消除，保护会再次动作跳开低压侧开关，如此循环，开关将在短时间内多次分合，极有可能导致开关损坏。（3）三回站用变低压侧过流保护动作都不闭锁母联开关。当变压器低压侧后备保护动作，说明低压侧母线有故障或低压侧的出线有故障而开关未动，造成越级跳，如果此时不闭锁备自投那么备自投将合上母联开关，故障点将再次受到短路电流的冲击。考虑到极端情况下，广州换流站备用电源不可用（10B退出），此时若101 M发生故障，11DL跳开，若此时不能及时闭锁备自投，备自投将自动将012DL、013DL母联开关合上。故障将会转移到正常工作的103 M上，导致12DL也会跳开，这样整个站用电系统将失去电源，
9、从而导致阀冷失电，直流系统ESOF（紧急停运）。4 解决方法为解决广州换流站站用电与备自投配合上存在的问题，考虑从以下两方面入手：（1）鉴于备用站用电保护RCS-9679C保护装置没有专用备自投闭锁出口，可考虑修改保护的出口矩阵，将矩阵的出口1（图3所示）改为闭锁备自投出口，重新铺设电缆之备自投系统作为闭锁备自投的开入，通过矩阵可以保证仅低压侧过流保护I、II段动作时才会闭锁备自投。（GL1：高压侧过流保护I段；GL2：高压侧过流保护II段；GL3：高压侧过流保护III段；DL1：低压侧过流保护I段；DL2：低压侧过流保护II段；DL3：低压侧过流保护III段；CK1：闭锁备自投；CK2：跳变
10、压器各侧开关；CK3：跳变压器低压侧出口开关），（2）改进备自投系统的闭锁逻辑，将备用站用电闭锁备自投逻辑的信号定义为“BUS103_ICB_BLOCK”并引入母联开关及低压侧出线开关闭锁逻辑中，实现备自投低压侧保护动作时可靠闭锁低压侧出线开关及母联开关。5 结语该文介绍了广州换流站站用电系统及备自投系统的总体概况，分析了换流站站用电系统和备自投的配合关系。针对广州站目前站用电系统与备自投存在的逻辑缺陷，提出了实际有效的解决方案。参考文献1 陈茂英.110kV备自投装置应用中的相关问题探讨J.实用技术与管理，2014（1）：43-47.2 超高压广州局.广州换流站运行规程Z.超高压广州局，2014.3 南瑞继保.交流站控系统设计规范Z.南瑞继保，2009.4 超高压输电公司.超高压输电公司继电保护整定业务指导书Z.超高压，2014：20-21.endprint -全文完-
