摘 要：對大容量降壓變應用后對電網(wǎng)引起的各種影響進行了深入分析，如短路電流水平計算、短路阻抗選擇分析、無功補償研究分析、導線截面選擇研究等方面，為今后大容量降壓變選擇提供了技術依據(jù)，研究結論可以在今后類似工程中嘗試應用。

關鍵詞：西安電網(wǎng)；變電站；大容量降壓變；短路電流；無功補償

引言

隨著經(jīng)濟社會的持續(xù)發(fā)展和電力系統(tǒng)規(guī)模的迅速擴大，電網(wǎng)建設與城市用地之間的矛盾日趨突出。負荷密集地區(qū)，如西安地區(qū)，甚至出現(xiàn)難以按規(guī)劃選擇變電站站址的情況。解決電網(wǎng)建設與城市用地之間矛盾的措施之一是采用大容量降壓變，增加單座變電站建設規(guī)模，以減少變電站座數(shù)。但單臺變壓器額定容量的增加和單座變電站建設規(guī)模的擴大，可能對供電安全性和可靠性以及上下級電網(wǎng)之間結構及匹配方式產(chǎn)生影響[1]。

文章主要對500MVA/330kV大容量降壓變應用及大容量變電站的建設可能存在的問題進行分析，并提出對策和解決方案。重點從短路電流、短路阻抗、無功補償?shù)确矫孢M行了分析計算，提出了西安電網(wǎng)500MVA/330kV大容量降壓變短路阻抗、無功補償、導線截面等參數(shù)的推薦意見。

1 大容量330kV變壓器容量的需求

近年來，陜西電網(wǎng)330kV變電站布點較為困難，尤其是西安地區(qū)。有的330kV變電站選站工作持續(xù)多年，使得原有規(guī)劃變電站工程進度嚴重滯后。在工程前期論證階段，多方專家提出了突破現(xiàn)有330kV變電站規(guī)模的方案。近兩年的330kV變電站工程中，提出了330kV變電站采用4×360MVA主變，或采用3×500MVA主變的方案。以下從主變壓器臺數(shù)和容量、參數(shù)要求等多方面具體比較4×360MVA主變和3×500MVA主變的優(yōu)缺點。

假定根據(jù)負荷預測及電力平衡結果，擬建的新變電站投運時負荷為280MW，投運中期預測值為470MW，根據(jù)負荷預測的水平，提出兩種主變配比方案，方案一：本期主變?nèi)萘繛?×500MVA，遠期主變?nèi)萘繛?×500MVA；方案二：本期主變?nèi)萘繛?×360MVA，遠期主變?nèi)萘繛?×360MVA。

（1）供電容量及可靠性比較。以上兩個方案的本遠期規(guī)模比較，方案一的優(yōu)勢在本期N-1的方式下優(yōu)于方案二，方案二的優(yōu)勢在于遠期N-2的情況下供電能力優(yōu)于方案一。結合目前西安電網(wǎng)實際情況，變電站站址都比較緊張，如果按遠期4×360MVA主變規(guī)模考慮變電站布置，實施難度較大，因此選擇單臺主變?nèi)萘枯^大的方案具有供電能力強、占地面積小的優(yōu)點。

（2）損耗比較。從兩種主變配比的遠期方案來看，方案一遠期為3×500MVA，方案二遠期為4×360MVA。從兩種主變配比方案的損耗比較來看，方案一比方案二每年節(jié)省電量為227.7萬kW/h，方案一較優(yōu)。

（3）綜合比較結果。從可靠性來說，4×360MVA優(yōu)于3×500MVA，但西安電網(wǎng)特別是用地緊張的地區(qū)330kV變電站落點較難，大容量降壓變的應用，為節(jié)省變電站占地面積，解決大容量、高密度輸變電的問題提供一個有效、可行的解決方案。故陜西330kV變電站整體容量有增大的趨勢，規(guī)劃變電站會采用4×360MVA主變，但在用地特別緊張地區(qū)如西安城區(qū)會采用3×500MVA主變。

2 大容量降壓變的應用對電網(wǎng)的影響

2.1 大容量降壓變對短路阻抗的影響

2.2 大容量降壓變對短路電流的影響

2.2.1 不同容量變壓器低壓側短路電流比較

330kV變電站多臺變壓器運行時，各臺變壓器的低壓側母線（35kV母線）是獨立的。變壓器容量不同，但高壓側、中壓側、低壓側之間阻抗電壓差別不大（均歸算到變壓器高壓繞組容量）。

結合陜西電網(wǎng)實際情況，按照330kV變電站主變高壓側開斷電流為50kA來校核35kV短路電流水平。通過計算可以看出，在相同的系統(tǒng)短路水平下，500MVA的變壓器與360MVA、240MVA變壓器比較，35kV母線短路電流分別增大8kA、14kA。

2.2.2 不同容量變壓器中壓側短路電流比較

變壓器中壓側短路電流增大的原因從各區(qū)域電網(wǎng)規(guī)劃看，負荷中心110kV電網(wǎng)的負荷主要由330kV電網(wǎng)供電，由于330kV電網(wǎng)結構緊密，各地市110kV電網(wǎng)分網(wǎng)運行，110kV電網(wǎng)功能發(fā)生變化，逐步由輸電轉化為配電，因此，330kV變電站中壓側（110kV母線）的短路電流主要受330kV電網(wǎng)短路水平所控制。以下分析330kV變電站采用不同容量變壓器對中壓側短路電流影響。

通過計算可知，在相同的系統(tǒng)短路水平下，3臺500MVA的變壓器（U1-2=10.5%、U1-3=26%、U2-3=12.5%），中壓側短路電流為48.5kA，與3臺360MVA、3臺240MVA比較，短路電流分別大了10kA、20kA。其原因是變壓器總容量不同，變壓器等值阻抗相同，容量大阻抗小，短路電流大。

2.2.3 總容量相同變壓器中壓側短路電流比較

當變電站變壓器總容量相同，臺數(shù)不同，則短路電流無數(shù)量級差別（例如3臺500MVA、4臺360MVA、6臺240MVA）。在相同的系統(tǒng)短路水平下，330kV變電站中壓側短路電流增大的原因不是變壓器單臺容量增大，而是變電站變壓器的總容量的增大。

3 大容量降壓變短路阻抗的選擇

選擇短路阻抗要兼顧短路電流水平和制造成本，在滿足短路電流水平的條件下，應盡量取小一些的阻抗電壓。各側阻抗值的選擇必須從電力系統(tǒng)穩(wěn)定、潮流方向、無功分配、繼電保護、短路電流、系統(tǒng)內(nèi)的調壓手段和并聯(lián)運行等各方面進行綜合考慮，并以對工程起決定性作用的因素確定[2]。

500MVA變壓器的阻抗需綜合以下各方面考慮：（1）提高變壓器容量后，為了不增大短路電流，可以提高變壓器的阻抗。（2）變壓器的阻抗提高后，無功損耗的增幅。（3）對于某些變壓器廠，變壓器阻抗超過某一數(shù)值時，常規(guī)單柱式結構將存在困難，需采用雙柱帶旁柱的鐵心結構，造價和損耗均會大幅增加。綜上所述，提高變壓器的高-中阻抗電壓，固然可以降低短路電流，但在提高到一定幅度后，會給變壓器的結構、造價、電能損耗、無功損耗、電網(wǎng)運行費用等帶來更大幅度的增長。因此，變壓器阻抗電壓的確定，應綜合各方面因素，兼顧考慮。（4）通過“不同容量變壓器中壓側短路電流比較”分析看出，常規(guī)阻抗的3×360MVA主變或2×500MVA變壓器并列時，中壓側短路電流已經(jīng)接近110kV斷路器的開斷容量，故應采用高阻抗變壓器，因此對于阻抗值進行了分析計算。

通過分析計算可知，3×500MVA主變并列運行時，綜合考慮系統(tǒng)穩(wěn)定條件、現(xiàn)有和規(guī)劃的330kV變電站的330kV設備的開斷電流、限制系統(tǒng)短路水平、設備制造能力和變壓器自身的經(jīng)濟性， 500MVA/330kV主變建議采用高阻抗變壓器，短路阻抗值按以下數(shù)值考慮：U1-2=16%、U1-3=40%、U2-3=20%。

4 大容量降壓變對母線通流容量的影響

330kV變電站110kV母線通過功率大小主要取決于變壓器進線功率大小， 即取決于單臺變壓器容量大小，也取決于出線回路是否有輸入功率（系統(tǒng)電源線），同時與進出線排列和運行方式有關。如果采用500MVA的變壓器，110kV母線通過功率至少采用500MVA，母線電流近3000A。目前陜西大容量降壓變應用的地區(qū)主要是西安電網(wǎng)，不再考慮系統(tǒng)電源線路。因此110kV配電裝置不論是采用常規(guī)形式還是HGIS，亦或是GIS型式，結合廠家的制造能力，主要設備的選擇都不會成為主要矛盾。

5 大容量降壓變對無功配置的影響

在目前完成和開展前期工作的工程中，應用了500MVA主變的工程主要分布在西安城市電網(wǎng)，故在近幾年甚至相當長的一段時間的，500MVA大容量降壓變會應用在城市電網(wǎng)。而目前城市電網(wǎng)的發(fā)展，110kV采用了電纜線路，這樣與常規(guī)的330kV變電站相比，低壓側的無功補償有了很大的變化。因此，我們對低壓無功補償進行了分析。

5.1 低壓電容器的配置

電力系統(tǒng)配置的無功補償裝置應能保證在系統(tǒng)有功負荷高峰和負荷低谷運行方式下，分（電壓）層和分（供電）區(qū)的無功平衡；無功補償配置應根據(jù)電網(wǎng)情況，實施分散就地補償與變電站集中補償相結合，電網(wǎng)補償和用戶補償相結合，高壓補償與低壓補償相結合，滿足降損和調壓的需要。500（330）kV變電站，容性無功補償容量應按照主變壓器容量的10%～20%配置，或經(jīng)計算后確定。

主變損耗校驗

（1）經(jīng)驗值校驗

（2）綜合程序計算

某330kV變本期裝設2臺500MVA主變，按照主變負載率為65%考慮，主變110kV母線側最大負荷約為585MW，功率因數(shù)0.9計算，每臺主變的無功損耗86Mvar。按照主變負載率為80%考慮，主變110kV母線側最大負荷約為720MW，功率因數(shù)0.9計算，每臺主變的無功損耗140Mvar。

建議每臺主變低壓側裝設電容器容量本期為1×（30～40）Mvar，遠期為2×（30～40）Mvar，比典型性設計中的電容器減少了組數(shù)。

5.2 低壓電抗器

高低壓并聯(lián)電抗器的配置需要結合具體的330kV出線規(guī)模，線路長度和110kV出線規(guī)模，線路長度等，每個變電站的配置方案不盡相同。例如城南330kV變電站，本期為1×45Mvar，遠期為2×45Mvar電抗器。

6 導線截面的校核和選取

對于500MVA/330kV變電站，330kV電源進線方案較多，至少2回進線，對于3回進線以上的方案，330kV線路選擇壓力不大，但對于2回進線考慮N-1方式時，邊界條件較為苛刻，故文章僅對2回進線，末端站進行分析，其他形式的進線方式，在工程中可具體研究分析。

330kV導線截面采用雙回2×LGJ-300導線或者單回4×LGJ-300導線。2×500MVA時，電纜考慮2500mm2；3×500MVA時，暫考慮2×（1000～1200）mm2并列運行。

7 110kV送出規(guī)模和導線截面

考慮500MVA主變主要應用于城市電網(wǎng)，負荷密集區(qū)單回送出線路容量較大，且總回路數(shù)不應太多，綜合考慮3×500MVA變電站110kV出線最終規(guī)模為22回。

雙回鏈式接線示意圖如下：

（1）雙回鏈式接線，3座110kV變電站主變規(guī)模均為3×50MVA，架空線路采用LGJ-2×400，電纜1000mm2。

（2）雙回鏈式接線，3座110kV變電站，其中1座（3×50MVA）、2座規(guī)劃變（2×50MVA）架空線路采用LGJ-2×240，電纜800mm2。

（3）雙回鏈式接線，2座110kV變電站主變規(guī)模均為3×50MVA，架空線路采用LGJ-2×240，電纜630-800mm2。

（4）雙回鏈式接線2座110kV主變規(guī)模，其中1座（3×50MVA）、1座規(guī)劃變（2×50MVA），架空線路采用LGJ-2×240，電纜630mm2。

8 結束語

綜上所述，大容量變電站的建設更適應主變?nèi)萘看笮突l(fā)展的趨勢，它將節(jié)約大量站址資源和線路通道資源，更能滿足電網(wǎng)建設可持續(xù)發(fā)展要求。

考慮電網(wǎng)的現(xiàn)狀及將來的發(fā)展趨勢，為解決西安等負荷密集地區(qū)用電需求增長與變電站建設用地缺乏的矛盾，陜西電網(wǎng)將出現(xiàn)多個配置330kV、500MVA 變壓器的變電站。西安城區(qū)變電站將采用大容量降壓變是大勢所趨，是陜西大容量變電站應用的前沿陣地。

參考文獻

[1]孫景強，陳志剛，楊洪平，等.大容量變壓器應用時的問題及應對措施[J].電力建設，2008，10.

[2]朱敏華.1500MVA大容量變壓器應用若干問題的探討[J].沿海企業(yè)與科技，2009，11.

[3]楊柳，鐘杰峰.廣東1500MVA大容量變壓器短路阻抗的研究[J].電力系統(tǒng)自動化，2008，23.

作者簡介：黃媛芳（1983-），女，碩士，研究方向為電力系統(tǒng)規(guī)劃。

王艷（1979-），女，工程師，研究方向為電力系統(tǒng)規(guī)劃。