110kV变电站现有直流系统典型设计的分析和改进建议

确保变电站直流系统充电模块和蓄电池组持续可靠输出是变电站安全稳定运行的一个重要环节，文章对110kV变电站直流系统接线方式典型设计进行了分析，并结合近期的一起主变压器失电后引起全站直流系统失电的故障展开深入论证，提出了直流系统典型设计在变电站实际应用中存在的薄弱环节、蓄电池常规监测手段的局限性以及相关改进建议。0引言直流系统在变电站中为控制、信号、继电保护、自动装置及事故照明等提供可靠的直流电源，还为各种操作提供可靠的操作电源。直流系统的可靠与否，对变电站的安全运行起着至关重要的作用，是变电站安全运行的保证。目前110kV变电站站内交直流系统之间的匹配存在一定的薄弱环节，即交流系统400V母线基本为单母线供电方式，其向直流系统供电的一主一备两个电源均出自同一母线，当变电站站用电电源因故障或其他原因发生切换时，直流系统的充电装置必然会短暂停止输出，在此期间完全靠蓄电池组来对变电站直流负载供电。由于目前变电站直流系统典型设计中对蓄电池组日常的在线监测手段不够丰富，当日常运行中蓄电池组中单个蓄电池发生异常时可能无法迅速发现并消除，使得蓄电池组在充电装置停止输出时也无法输出。当出现这种情况时，一旦遇到变电站发生负荷侧近区故障，会因负荷侧母线电压瞬时降低而引起站用电切换后直流短暂停止输出，导致保护失电而无法可靠切除故障，引起故障停电范围扩大。本文针对上述情况，对变电站直流系统典型设计接线进行了分析，指出了其具体的薄弱环节，并提出了改进意见。1直流系统典型设计接线分析110kV变电站大多为线变组接线，两台主变压器低压侧分列运行。站内400V交流系统典型接线方式为单母线。两台主变压器的低压侧母线各供1台站用变，这2台站用变低压侧向400V交流母线同时供电，一主一备，自动切换。个控制模块。充电模块输出直流向蓄电池充电，并再经硅链降压后供控制母线；控制模块直接供电给控制母线。

图1变电站直流系统典型设计图直流系统的这种典型设计接线方式存在如下问题：1）直流屏的两路交流电源及切换装置的电源取自400V交流系统的同一条母线，并没有实现真正意义上的“双电源、双保险”，一旦400V交流母线失电，直流系统将失去全部交流电源。2）直流系统的充电模块和控制模块（或载波稳压器）实际取自同一交流电源。若蓄电池组存在损坏，则交流主供电源失电时直接影响直流输出，导致全站直流消失，在备供交流切换完成后，直流系统才会恢复。3）直流系统的蓄电池没有内阻在线监测报警系统，单靠一年一次的核对性充放电试验可能延误了蓄电池单体的故障发现和处理时机。2某110kV变电站直流系统失电故障分析2.1故障描述2015年1月13日，某110kV变电站发生了一起因主变压器失电引起站用电系统切换，同时由于蓄电池单体故障，最终导致该变电站直流系统全部失电的故障。当日08：30，调控人员发现某变电站“1号主变压器失电”，主变压器所供的35kV和10kV侧的备自投均未动作。同时还发现该变电站远动通信已中断退出，无法对该变电站实现远程监控，调控班当即通知运维班现场进行事故处理。运维班人员发现：变电站现场保护屏上所有测控和保护装置运行灯全部熄灭，装置全部失电；直流屏上充电机及馈线电源指示灯均熄灭；交流屏1上的直流电源空气断路器在分闸位置、交流屏2上的直流电源空气断路器在合闸位置。当试送交流屏1上的“直流电源1”空气断路器后，直流系统恢复正常。2.2主变压器中低压侧备自投装置未动作原因分析在直流恢复后，检查35kV备自投装置，未发现有备自投动作信号，但装置在2015-01-1308：30：31时有掉电记录（见图2）。同样检查10kV备自投装置，也未发现有备自投动作信号，但装置在2015-01-1308：30：34时有掉电记录（见图3）。装置掉电时间正好为1号主变压器失电时间。因此可以判断，备自投装置未动作的原因是当1号主变压器失电后，引起1号主变压器所供的151#1站用变（主供电源）失电，站用电切换过程中，又由于某种原因，引起直流失电，从而导致备自投装置失电而无法动作。

图235kV备自投装置掉电和上电情况

图310kV备自投装置掉电和上电情况2.3直流系统失电原因分析整个故障过程中，直流系统一共失电2次，第一次是从8：30：34开始，持续时间不到1min；第二次是从8：37开始，9：17左右恢复。2.3.1直流系统第一次失电分析发生事故变电站的400V交流系统为单母线方式，两路电源来自不同的10kV母线，分别为接于10kVⅠ段母线的151#1接地站用变和接于10kVⅡ段母线152#2接地站用变。交流进线切换装置采用的方式是“2选1”的主备方式供电，正常情况下1号接地站用变主供，2号接地站用变备供，见图4。

图4发生故障变电站151#1站用变交流屏其工作原理为：1号站用变失电时延时切换至2号站用变供电，当1号站用变恢复来电时延时切回1号站用变供电；当2号站用变失电时切换装置不动作，仍保留1号站用变供电的方式。由于该变电站直流屏的两路交流进线电源均接于同一条400V母线上，等同于由1个交流电源供电。因此当1号站用变失电后，2号站用变投入前，直流的两路进线电源均处于失电状态，导致直流屏上所有充电模块均瞬时失电，直到2号站用变自动投入后，所有充电模块方才恢复工作，而蓄电池由于某种原因没起到作用，因此造成了第一次失电，由于站用变主供电源失电后，3s备供电源自行投入，加上直流模块及保护装置重启所需时间，第一次失电持续时间大约不到1min。2.3.2直流系统第二次失电分析直流系统第二次失电后，现场检查发现，交流屏供直流屏的第一路电源空气断路器因某种原因在跳闸位置，第二路在合闸位置。由于直流屏的交流电源切换装置PSMA控制器使用的工作电源为直流电源（见图5），此时直流电源因为蓄电池故障而失电，因此直流屏的PSMA无法将直流屏输入电源从第一路切换到第二路，造成直流系统第二次失电，直到运维人员到达现场合上交流屏的第一路电源后，直流屏的充电及控制模块开始恢复工作。而交流屏供直流屏的第一路电源空气断路器跳闸的原因，经分析为直流系统第二次启动时带了变电站所有直流负载，再加上充电模块启动时可能有冲击电流，启动电流过大，导致交流屏上“直流电源1”空气断路器跳闸。按照以往运行经验，的确曾发生过交流屏上的直流系统进线电源在站用电切换时发生跳闸的事件，但多为偶发情况。

图5发生事故变直流系统的PSMA控制器2.3.3蓄电池组未输出的分析现场查看直流屏控制及监测仪，发现第10号蓄电池的电压为17.26V（见图6），正常充电情况下应为13.5V左右。现场对蓄电池回路进行了检查，回路正常，将蓄电池空气断路器拉开，系统端为243V，电池组端电压为238V，仍然正常。

图6第二次直流系统电源恢复初期10号电池浮充电压为进一步确认该节蓄电池是否异常，将充电模块临时设置成“均衡充电”状态，电压控制在254V，发现该蓄电池的电压为28V，并且直流屏上浮充电流表显示为“0”，出现明显异常：254V与238V之间存在压差，在这种情况充电电流不应为0。据此可以判定：在充电模块和控制模块都不工作的情况下，由于10号电池故障，导致蓄电池组没有直流输出。因此当模块失电需要蓄电池应急供电时，蓄电池组已无法正常向直流负载供电，从而导致全站所有直流负载全部失电，并直接导致事故变电站远动通信中断退出，备自投装置全部失电而无法动作。本次故障后我们对更换下来的10号蓄电池进行了测试，发现其内阻已接近无穷大，蓄电池实际内部已经开路，而正常的120Ah的12V单体蓄电池其内阻一般为4～5m。2.4蓄电池组突然“失效”的原因分析当前使用的阀控式铅酸蓄电池（VRLA）端电压与放电能力无相关性，VRLA电池和电池组在运行过程中，随着使用年限的增加很有可能会出现个别或部分电池因内阻变大，呈退行性老化现象。实践证明，整组电池的容量受状况最差的那节电池的容量值影响最大，而不是以平均值或额定值（初始值）为准。当电池的实际容量下降到其本身额定容量的90%以下时，电池便进入衰退期；当容量下降到原来的80%以下时，转入急剧的衰退状况，衰退期很短，可能在一次核对性充放电后2～3个月就失效，而且蓄电池组都是串联方式，如果其中一节发生问题，则整组蓄电池都将失效，导致直流系统面临极大的事故隐患。很显然，本次10号电池的失效引起了整组蓄电池的失效。该蓄电池组共18节，单体电池12V，100Ah；直流充电、控制模块为ES-11C220P。2012年5月7日和2014年6月11日，按照蓄电池容量考核要求，分别进行了两次蓄电池容量的充放电试验，试验结果正常。最近的这次试验中，整组蓄电池放电后电压由242.5V降至207.9V，其中10号电池放电开始时为13.38V，放电4h时为11.84V，放电8h时是11.37V。尽管电压最低，但仍合格。由此可见，常规的蓄电池核对性充放电试验不能完全确保蓄电池的完好。查找历史数据发现，10号电池在正常处于“浮充”状态时，其电压波动均在合格范围内，仅在“均充”（90天或180天1次）或模块失电后恢复初期对蓄电池充电时才会报“单体电压异常”，因此运维人员平时较难发现这一缺陷。2014年12月17日，该变电站曾进行过151#1站用变的预试和切换。现在分析，实际当时该变电站直流系统就已经发生过2次失电，图2、图3所示的35kV和10kV备自投装置中也记录了这两次装置失电时间，只是当时由于直流系统的“交流进线电源1”开关未跳闸，所以在站用电切换完成后，直流模块马上恢复了供电，只在直流监控装置中出现过“电池电压异常”的报警信号，见图7、图8。值班员检查完站用电切换情况后，相关保护、自动装置及通信系统已经重启完成，信号自动复归，并未注意直流系统中的告警信号。另外，由于直流失电时，总控装置与其他所有保护、通信装置都同时失电，“装置失电”硬接点告警已经启动，但由于没有直流电源而无法发出，总控装置也无法接收；而当总控装置重启后，硬接点告警信号也已返回。因此直流消失时，变电站当地的监控后台和调控中心的远方监控端，都没有收到任何告警信号，这给早期发现问题带来了较大的困难。

图72014年12月17日10号蓄电池第一、二次报警情况

图82014年12月17日10号蓄电池第三次报警情况基于上述情况，认为在蓄电池组的日常运行时，光靠检测蓄电池单体电压来判断单体蓄电池是否正常有很大的局限性，必须要增加对单体蓄电池在线监测的手段，比如增加对单体蓄电池内阻的在线监测。通过大量的试验得出：蓄电池的内阻值随蓄电池容量的降低而升高，也就是说，当蓄电池不断的老化，容量在不断的降低时，蓄电池的内阻会不断加大。通过这个试验结果，我们可以得出，通过在线对比整组蓄电池的内阻值或跟踪单体电池的内阻变化程度，可以提前发现并找出整组中落后的电池，同时结合单体蓄电池的电压监测和单体放电测试，可以大大提升蓄电池组的健康水平，并大幅降低维护工作强度，使直流系统的后备电源系统更加安全稳定运行。3改进建议分析110kV变电站直流系统现有典型设计的接线情况，并结合上述故障案例的全过程描述，现对110kV变电站直流系统的接线方式提出以下几个方面的改进建议。1）直流屏的两路交流电源进线应实现真正意义上的主备互供。为此，建议将变电站交流系统400V母线接线方式改进为单母线分段方式，两台站用变400V出线分别连接两段母线，分段开关正常处于分闸位置，并采用“3取2”方式来控制400V进线开关和分段开关的分合，从而避免2台站用变低压侧合环运行。2）直流屏既要有充电模块，还要有控制模块或载波稳压器，且两类模块应取自不同的交流电源。这样，即使蓄电池损坏时，任何一路交流电源失电均不会影响直流输出。只有两路交流电源全部失电，且蓄电池同时损坏时才会发生直流消失，整个直流系统的运行可靠性大大提高。3）对于110kV变电站现有400V站用交流