查申森，鄭建勇，胡繼軍

(1.東南大學(xué)電氣工程學(xué)院，南京市，210096；2.江蘇省電力設(shè)計(jì)院，南京市，211102)

0 引言

采用特高壓輸電，對實(shí)現(xiàn)更大范圍的資源優(yōu)化配置、提高輸電走廊的利用率和保護(hù)環(huán)境具有十分重要的意義［1］。我國特高壓輸電技術(shù)研究開始于1986年，在特高壓交流輸電領(lǐng)域相繼開展了“遠(yuǎn)距離輸電方式和電壓等級論證”、“特高壓輸電前期論證”和“采用交流百萬伏特高壓輸電的可行性”等研究，在特高壓輸電系統(tǒng)過電壓水平、絕緣配合、輸電線路對環(huán)境影響以及設(shè)備、線路、鐵塔、典型變電站的選擇與論證方面，取得了初步成果［2-4］。

變電站站用電系統(tǒng)是保障變電站安全、可靠運(yùn)行的重要環(huán)節(jié)。一旦站用電系統(tǒng)出現(xiàn)問題，將直接或間接地影響變電站安全、可靠運(yùn)行，嚴(yán)重時(shí)會擴(kuò)大事故范圍，導(dǎo)致電網(wǎng)解列等惡性事故的發(fā)生。特高壓系統(tǒng)的電壓等級高、容量大，為保證電力系統(tǒng)安全、可靠運(yùn)行，對站用電系統(tǒng)的可靠性要求將更加嚴(yán)格，開展這方面的研究工作對確保特高壓系統(tǒng)的安全運(yùn)行具有重要的作用［5-16］。

1 000 kV特高壓徐州變電站是錫盟—南京輸變電工程的重要組成部分，是華東電網(wǎng)接受北部地區(qū)外來電的匯集點(diǎn)，擔(dān)負(fù)著北部來電外送、特高壓線路電壓支撐以及徐州火電外送的重要功能。關(guān)于站用電系統(tǒng)設(shè)備選型、短路電流計(jì)算及電壓損失校驗(yàn)方面的內(nèi)容，已有很多文獻(xiàn)進(jìn)行了介紹，本文的主要工作是分析徐州1 000 kV變電站站用電系統(tǒng)的降壓方式與原理接線，提出一種新的站用電系統(tǒng)設(shè)計(jì)方案。

1 設(shè)計(jì)規(guī)模與設(shè)計(jì)原則

徐州1 000 kV變電站工程建設(shè)規(guī)模見表1。

目前尚無1 000 kV特高壓變電站站用電系統(tǒng)的設(shè)計(jì)規(guī)程，其設(shè)計(jì)原則可參考500 kV交流變電站站用電系統(tǒng)的設(shè)計(jì)［17］，一般性原則如下：

表1 徐州1 000 kV變電站建設(shè)規(guī)模Tab.1 Construction scale of Xuzhou 1 000 kV substation

500 kV變電站建設(shè)初期僅安裝1臺主變壓器時(shí)，站用電源通常只裝設(shè)1臺工作變和1臺備用變。對于1 000 kV變電站，按照保證站用電系統(tǒng)供電可靠性的原則，考慮其在系統(tǒng)中的重要性以及站用變壓器輪換檢修的要求，站用電系統(tǒng)的設(shè)計(jì)原則和配置要求應(yīng)不低于常規(guī)500 kV變電站。

2 站用電源配置

徐州1 000 kV變電站建設(shè)初期僅安裝了1組主變壓器(1號主變壓器)，因此要求至少有2路相互獨(dú)立的站用電源，并且1路站用電源直接從站內(nèi)引接，其他站用電源從站外引接。

2.1 遠(yuǎn)期電源配置

2臺站用工作變壓器(1、2號)電源由站內(nèi)1、2號主變壓器110 kV側(cè)母線引接；1臺站用備用變壓器(0號)電源由站外35 kV電源引接。

2.2 初期電源配置

1號站用變電源可引自1號主變壓器110 kV側(cè)母線，0號站用變電源由站外35 kV電源引接。

500 kV變電站建設(shè)初期僅安裝1臺主變壓器時(shí)，站用電源通常只裝設(shè)1臺工作變和1臺備用變，而1 000 kV變電站的站用電系統(tǒng)供電可靠性要求更高，當(dāng)主變壓器檢修時(shí)，只有1路站外電源供電，為提高站用電系統(tǒng)可靠性，初期應(yīng)引入第3路站用電源，文獻(xiàn)［3］中對第3路電源配置進(jìn)行了詳細(xì)分析。

3 降壓方式選擇

3.1 問題的提出

一級降壓，即采用1臺變壓器直接將站用電源電壓轉(zhuǎn)變?yōu)?80 V站用電壓；二級降壓，即采用2臺變壓器串聯(lián)，將高壓通過2次降壓轉(zhuǎn)變?yōu)?80 V站用電壓。

500 kV及以下變電站站用電系統(tǒng)在設(shè)計(jì)時(shí)，因站用電源只有35、20、10 kV這3種電壓等級，并且有成熟運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)的變壓器，因此可以分別采用35/0.4 kV、20/0.4 kV、10/0.4 kV變壓器將高壓直接轉(zhuǎn)變?yōu)?80 V低壓。

1 000 kV特高壓變電站站用電系統(tǒng)的站內(nèi)電源引自主變壓器110 kV側(cè)，如果采用一級降壓方式，則站用變壓器需要將110 kV直接轉(zhuǎn)變?yōu)?00 V，變壓比數(shù)110/0.4，這是常規(guī)站用變壓器(以35/0.4為例，變比為87.5)的3倍。在交流特高壓示范工程1 000 kV晉東南變電站、1 000 kV荊門變電站中，考慮到設(shè)備的實(shí)際生產(chǎn)制造能力和運(yùn)行維護(hù)經(jīng)驗(yàn)等因素，均采用了有成熟制造經(jīng)驗(yàn)的110/10 kV變壓器和10/0.4 kV變壓器串聯(lián)的二級降壓方式。

目前，在1 000 kV特高壓變電站站用電系統(tǒng)設(shè)計(jì)中，尚無采用一級降壓方式的先例。

3.2 降壓方式比較

3.2.1 可靠性比較

一級降壓方式采用1臺站用變壓器直接降壓，從110 kV至400 V的供電回路中只有1臺斷路器和1臺變壓器。二級降壓方式采用2臺站用變壓器串聯(lián)降壓，從110 kV至400 V的供電回路中有1臺斷路器和2臺變壓器。從一次設(shè)備級聯(lián)的角度考慮，二級降壓方式多出1個(gè)中間環(huán)節(jié)，增加了1臺變壓器發(fā)生故障或檢修的概率，可靠性比一級降壓低；從保護(hù)配置角度考慮［18-19］，2種方式保護(hù)配置相同，一級降壓方式的保護(hù)整定計(jì)算比二級降壓簡單。因此，一級降壓方式的可靠性較高。

3.2.2 電壓偏移比較

為了保證站用電設(shè)備的可靠供電，首先要求站用電設(shè)備如直流系統(tǒng)等的受電電壓能滿足相關(guān)設(shè)備持續(xù)運(yùn)行，站用電低壓側(cè)母線電壓的典型值可參考文獻(xiàn)［17］，當(dāng)站用變壓器高壓側(cè)電壓和站用電負(fù)荷正常變動(dòng)時(shí)，站用電低壓母線的電壓偏移應(yīng)控制在±5％以內(nèi)。

1 000 kV變電站站用電系統(tǒng)采用站外110 kV電源時(shí)，其供電電壓主要受電網(wǎng)運(yùn)行方式影響，一般都能滿足文獻(xiàn)［20］的規(guī)定；而采用站內(nèi)110 kV電源時(shí)，其供電電壓不僅受電網(wǎng)運(yùn)行方式的影響，還會隨110 kV并聯(lián)電容器及電抗器的投切而大幅度波動(dòng)，因此站用電110 kV母線電壓的偏移將超過20％。

當(dāng)系統(tǒng)運(yùn)行在小方式時(shí)，110及1 000 kV母線電壓較高，二級降壓方式下400 V母線電壓偏移均可維持在±5％以內(nèi)，其中二級降壓方式分別通過2臺變壓器的抽頭電壓調(diào)整，可相對減少400 V側(cè)母線電壓的偏移，但變壓器抽頭調(diào)節(jié)頻繁，如圖1所示。

當(dāng)系統(tǒng)運(yùn)行在大方式或者110 kV低壓并聯(lián)電抗器投入容量進(jìn)一步增加時(shí)，110 kV母線電壓較低，二級降壓方式2臺主變阻抗串聯(lián)，變壓器阻抗較大，400 V母線電壓偏移反而大幅度增加，此時(shí)一級降壓方式更有優(yōu)勢，如圖2所示。

3.2.3 經(jīng)濟(jì)性比較

目前一級降壓方式采用的110/0.4 kV站用變壓器單臺報(bào)價(jià)約為105萬元。二級降壓方式采用的110/10 kV變壓器單臺價(jià)約為100萬元，10/0.4 kV干式變壓器單臺價(jià)約為25萬元。建設(shè)初期，因?yàn)橐患壗祲悍绞奖榷壗祲悍绞缴俳ㄔO(shè)2組10/0.4 kV干式變壓器，所以節(jié)約投資約45萬元，一級降壓方式的經(jīng)濟(jì)性較優(yōu)。

3.2.4 設(shè)備布置

一級降壓方式：遠(yuǎn)期建設(shè)3臺油浸式站用變壓器，布置在戶外場地；本期共建設(shè)2臺油浸式站用變壓器(1臺施工用變壓器不計(jì)入成本計(jì)算)，布置在戶外場地上。

二級降壓方式：遠(yuǎn)期建設(shè)3臺油浸式站用變壓器、2臺干式站用變壓器，分別布置在戶外場地和交流電源室內(nèi)；本期建設(shè)2臺油浸式變壓器(布置于戶外)、2臺干式變壓器(布置于戶內(nèi))。

可見一級降壓站用電系統(tǒng)的建筑面積較小。

3.2.5 設(shè)備制造

一級降壓方式采用的110/0.4 kV油浸式變壓器目前國內(nèi)幾乎沒有制造、運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，但ABB、西安變壓器有限公司等主要變壓器生產(chǎn)廠商均表示有能力生產(chǎn)該種變壓器。

二級降壓方式采用的110/10 kV變壓器和10/ 0.4 kV變壓器是成熟的產(chǎn)品，就生產(chǎn)、運(yùn)行、檢修經(jīng)驗(yàn)而言，比110/0.4 kV變壓器成熟。

可見2種設(shè)備制造能力相當(dāng)，但二級降壓產(chǎn)品成熟性較好。

3.2.6 對380 V設(shè)備選用的影響

經(jīng)計(jì)算，采用一級降壓方式的變壓器低壓側(cè)380 V母線三相短路電流約為34.3 kA(阻抗電壓取值為10.5％)，采用二級降壓方式的變壓器低壓側(cè)380 V母線三相短路電流約為29.6 kA(高、低壓站用變電壓阻抗值分別取為10.5％和6.5％)。

采用二級降壓方式時(shí)，主變380 V側(cè)短路電流比一級降壓方式小。晉東南1 000 kV變電站、荊門1 000 kV變電站的380 V站用電柜設(shè)備短路電流水平均為50 kA，而根據(jù)一級降壓方式380 V母線三相短路電流的計(jì)算結(jié)果，一級降壓方式的380 V設(shè)備短路電流水平也宜選擇50 kA，與二級降壓方式相當(dāng)。

因此，無論采用何種降壓方式，380 V設(shè)備短路電流水平的選擇基本相同，380 V設(shè)備選型沒有困難。

一級降壓方式和二級降壓方式的技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較見表2。

表2 一級降壓方式和二級降壓方式技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較(建設(shè)初期)Tab.2 Technological and econom ical com parisons between prim ary step-down system and secondary step-down ystem(first stage of construction)

由以上分析可知，一級降壓方式的技術(shù)可靠性、經(jīng)濟(jì)性均優(yōu)于二級降壓方式，變壓器制造和低壓設(shè)備選擇不存在困難，徐州1 000 kV特高壓站站用電系統(tǒng)推薦采用一級降壓方式，變壓器容量為2 500 kVA。

4 站用電系統(tǒng)原理接線

徐州1 000 kV特高壓變電站共設(shè)3路站用電源，初期1路引自站內(nèi)，2路引自站外；遠(yuǎn)期2路引自站內(nèi)，1路引自站外。站用電接線方案的選擇應(yīng)考慮遠(yuǎn)期和初期供電的可靠性，并適應(yīng)運(yùn)行方式的靈活性。文獻(xiàn)［3］基于二級降壓方式，提出了“兩運(yùn)一備”和“一運(yùn)兩備”2種方案，并推薦了“兩運(yùn)一備”方案。本文基于一級降壓方式，提出了2種接線方案并進(jìn)行了比較，得出不同于文獻(xiàn)［3］的結(jié)論。

4.1 原理接線

基于一級降壓方式的2種站用電系統(tǒng)原理接線方案如圖3、4所示。方案1在工作I段、Ⅱ段母線之間設(shè)聯(lián)絡(luò)開關(guān)K5；方案2在0號站用備用變壓器低壓側(cè)設(shè)置開關(guān)K5。

4.2 方案比較

方案1、2的工作機(jī)制，文獻(xiàn)［3］已進(jìn)行了詳細(xì)闡述。本文著重分析2種方案的不同。由圖3～4可知，2種方案不同之處在于聯(lián)絡(luò)開關(guān)K5的位置，其對站用電系統(tǒng)運(yùn)行的影響分析如下。

(1)正常運(yùn)行：方案1中開關(guān)K5處于開斷狀態(tài)，方案2中開關(guān)K5處于閉合狀態(tài)，2種方案均正常運(yùn)行，基本無差異。

(2)1臺站用變失電：當(dāng)1號或2號站用工作變壓器失電時(shí)，聯(lián)絡(luò)開關(guān)K3或K4自動(dòng)投入，實(shí)現(xiàn)0號站用變壓器對1號、2號站用工作變壓器的專門備用。

方案2中0號備用變對工作母線的供電回路中有2臺開關(guān)(K3和K5或K4和K3)，相比方案1回路中多了1臺開關(guān)，增加了中間環(huán)節(jié)，提高了開關(guān)出現(xiàn)故障的概率，可靠性不及方案1。

(3)2臺站用變同時(shí)失電：假設(shè)1號、0號站用變同時(shí)故障或檢修。

方案1：通過手動(dòng)投入母聯(lián)開關(guān)K5，使2號站用變向I、Ⅱ段母線供電。手動(dòng)投入K5將會使站用電系統(tǒng)短時(shí)停電。

方案2：通過手動(dòng)操作K3、K4開關(guān)，使得非故障的2號工作電源能夠?qū)崿F(xiàn)對全站負(fù)荷的供電。在手投K3、K4開關(guān)時(shí)，將會使站用電系統(tǒng)短時(shí)停電。與方案1相比，在2路電源發(fā)生故障時(shí)，需要多投入1臺開關(guān)；而且在1路電源帶2段母線工作的回路中，方案2比方案1多1臺開關(guān)，增加了中間環(huán)節(jié)，可靠性不及方案1。

4.3 推薦方案

通過以上分析可知：

(1)2個(gè)方案投資成本相同，均能實(shí)現(xiàn)各種情況下的電源互備投切功能，具有同等的靈活性。

(2)方案1開關(guān)自投時(shí)中間環(huán)節(jié)較少，可靠性高。方案2在電源投切過程中比方案1多1臺開關(guān)，提高了斷路器出現(xiàn)故障的概率，可靠性較低。

綜上所述，與荊門1 000 kV變電站推薦方案不同，徐州1 000 kV變電站站用電系統(tǒng)接線推薦采用方案1接線。

5 結(jié)論

(1)徐州1 000 kV變電站建設(shè)初期僅安裝1組主變，需要采用3路站用電源以提高供電可靠性。

(2)一級降壓方式技術(shù)可靠性、經(jīng)濟(jì)性均優(yōu)于二級降壓方式，徐州1 000 kV變電站站用電系統(tǒng)推薦采用一級降壓方式。

(3)在380/220V工作I段、Ⅱ段母線之間設(shè)置聯(lián)絡(luò)開關(guān)K5，與特高壓示范工程的方案相比可靠性更高。

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