蘇州1000kV特高壓變電站500kV電氣主接線方案技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析

王昊，王展，陳斌

(1.江蘇省電力公司，南京市 210024;2.江蘇省電力設(shè)計(jì)院，南京市 211102)

0 引言

建設(shè)特高壓電網(wǎng)是解決我國經(jīng)濟(jì)持續(xù)、高速發(fā)展與電力能源供求之間日趨尖銳之矛盾的重要手段。特高壓電網(wǎng)輸送容量大、供電范圍廣、發(fā)生事故時(shí)影響較大;同時(shí)，作為受端電力交換的主要載體，需要保證遠(yuǎn)方大容量電力的合理分配和受端供電可靠性。為提高特高壓電網(wǎng)的可靠性和安全性，需開展特高壓輸變電技術(shù)的研究，特高壓變電站電氣主接線的可靠性分析是其中很重要的一部分。研究并確定主接線方案具有深遠(yuǎn)的意義，對(duì)大電網(wǎng)系統(tǒng)運(yùn)行、繼電保護(hù)控制、電氣設(shè)備選擇、配電裝置布置方式的擬定有著較大的影響。

GB 50697—2011《1000kV變電站設(shè)計(jì)規(guī)范》規(guī)定，1000kV變電站的電氣主接線，應(yīng)根據(jù)變電站在電力系統(tǒng)中的地位，綜合考慮變電站的規(guī)劃容量、負(fù)荷性質(zhì)、連接元件數(shù)、配電裝置特點(diǎn)、設(shè)備制造和供貨能力等因素，以滿足供電可靠、運(yùn)行靈活、檢修方便、便于擴(kuò)建、投資合理、節(jié)省占地為原則，通過技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較后再確定。規(guī)定提出當(dāng)初期線路、變壓器等連接元件較少時(shí)，可根據(jù)具體的元件總數(shù)采用角形接線或其他使用斷路器數(shù)量較少的簡化接線型式，但在布置上應(yīng)便于過渡到最終接線［1-2］。

本文主要研究蘇州1000kV特高壓變電站500kV側(cè)的電氣主接線，對(duì)3/2接線及雙母線接線這2種接線方案進(jìn)行詳細(xì)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較。

1 蘇州特高壓變電站工程概況

隨著向上、錦屏、溪洛渡等特高壓直流工程的建成投產(chǎn)，華東地區(qū)將形成多直流饋入的受端電網(wǎng)。淮南—南京—上海(滬西)1000kV交流輸變電工程是“三縱三橫”骨干網(wǎng)架的重要組成部分，與“皖電東送”特高壓工程一起形成長三角特高壓受端環(huán)網(wǎng)，它將有利于提高華東負(fù)荷中心接納區(qū)外電力能力及內(nèi)部電力交換能力，提高電網(wǎng)的安全穩(wěn)定水平和“皖電東送”送電可靠性，對(duì)緩解江蘇、上海地區(qū)用電緊張局面，增強(qiáng)長三角電網(wǎng)抵御重大故障的能力，具有重要意義。

特高壓蘇州變電站(下稱蘇州站)是特高壓目標(biāo)網(wǎng)架“三縱三橫”的重要組成部分之一。該站承接北方火電后向蘇南、上海負(fù)荷中心供電，是華東特高壓受端電網(wǎng)的重要核心節(jié)點(diǎn)［3-4］。該站遠(yuǎn)景規(guī)劃裝設(shè)6臺(tái)3000MW主變壓器;1000kV出線4回，其中泰州2回，滬西2回;500kV出線8回，分成2個(gè)(上海和江蘇)獨(dú)立的配電裝置區(qū)，每區(qū)出線4回。蘇州站本期裝設(shè)2臺(tái)30000MW主變壓器，1000kV出線4回，500kV出線4回，每個(gè)獨(dú)立的配電裝置區(qū)出線2回。1000kV及500kV均采用戶外GIS配電裝置。

2 2種方案技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較

2.1 可靠性分析

可靠性分析主要利用清華大學(xué)電機(jī)系開發(fā)的發(fā)電廠、變電站電氣主接線可靠性評(píng)估軟件(Station and SubstationReliabilityEvaluation–Tsinghua University，SSRE-TH)進(jìn)行主接線方案的可靠性計(jì)算及比較分析。可靠性評(píng)估中，主要參考連續(xù)性、充裕度和安全性3個(gè)指標(biāo)。連續(xù)性指標(biāo)給出了任意1回出線、任意2回出線判據(jù)下的故障率(次/年)、年平均故障停電時(shí)間(小時(shí)/年)、故障概率、可用率、不可用率。充裕度指標(biāo)給出了系統(tǒng)的期望故障受阻電力(expected power not supplied，EPNS)(MW/年)，期望故障受阻電能(expected energy not supplied，EENS)(MW·h/年)。安全性指標(biāo)給出了任意1臺(tái)、2臺(tái)、3臺(tái)、4臺(tái)及所有變壓器停運(yùn)的故障率(次/年)、年平均故障停電時(shí)間(小時(shí)/年)、故障概率、可用率、不可用率［5-7］。

計(jì)算中元件的可靠性參數(shù)以500kV平均數(shù)據(jù)作為基礎(chǔ)［8-12］，確定計(jì)算用到的變壓器、斷路器、隔離開關(guān)、架空線、母線等5類設(shè)備的4個(gè)基本參數(shù):故障率、平均修復(fù)時(shí)間、計(jì)檢率、計(jì)檢平均時(shí)間。具體可靠性參數(shù)如表1所示。

表1 主要元件可靠性參數(shù)Tab.1 Reliability parameters of main components

為了分析元件故障的后果(即停運(yùn)時(shí)間)，需要詳細(xì)分析各個(gè)元件故障后每個(gè)斷路器的操作過程，因此，需要知道故障判定時(shí)間和隔離開關(guān)操作時(shí)間2個(gè)參數(shù)。

在本文中，故障判定時(shí)間為0.5 h，隔離開關(guān)倒閘操作時(shí)間為0.1 h/組。按此基本數(shù)據(jù)計(jì)算各個(gè)元件故障后的修復(fù)停運(yùn)時(shí)間和倒閘停運(yùn)時(shí)間。

根據(jù)主變“3+3”分片原則，特高壓蘇州變電站500kV側(cè)分為江蘇部分與上海部分，2部分之間無電氣連接，但采用的接線形式一致。這里只對(duì)上海部分的主接線進(jìn)行分析計(jì)算。上海部分500kV側(cè)本期規(guī)模1變2線，遠(yuǎn)景規(guī)模取3變4線。

2種方案的各項(xiàng)可靠性指標(biāo)對(duì)比如圖1～6所示。圖中各項(xiàng)指標(biāo)均進(jìn)行了歸一化處理。

由圖可以看出，本期及遠(yuǎn)景情況下3/2接線方案下的連續(xù)性指標(biāo)，安全性指標(biāo)及充裕度指標(biāo)均優(yōu)于雙母線接線方案。雙母線接線的可靠性不如3/2接線，雙母線接線故障頻率和故障概率如表2所示，本期故障概率為0.2765次/年，遠(yuǎn)景為0.0407次/年，故障率較低，仍然具有較高的可靠性。

表2 雙母線接線可靠性指標(biāo)Tab.2 Reliability index of double-bus connection

采用3/2接線由于進(jìn)出線回路較少，本期1變2線只能形成2串，不能充分發(fā)揮多環(huán)狀供電的優(yōu)越性。而且本站500kV出線作為負(fù)荷接入當(dāng)?shù)?00kV環(huán)網(wǎng)，其可靠性要求相對(duì)常規(guī)500kV主接線要低一些。據(jù)分析，即使本站500kV出線故障或停運(yùn)也不會(huì)對(duì)上海或江蘇地區(qū)的電網(wǎng)系統(tǒng)造成太大的影響，雙母線接線的可靠性已能夠滿足要求。

2.2 靈活性分析

電氣主接線的靈活性應(yīng)滿足下列要求:

(1)應(yīng)可以靈活地調(diào)配電源和負(fù)荷，滿足系統(tǒng)在事故運(yùn)行方式、檢修運(yùn)行方式以及特殊運(yùn)行方式下的系統(tǒng)調(diào)度要求。

(2)檢修時(shí)，可以方便地停運(yùn)斷路器、母線，進(jìn)行安全檢修而不致影響變壓器的運(yùn)行。

(3)擴(kuò)建時(shí)，很容易地實(shí)現(xiàn)從初期接線過渡到最終接線。

3/2斷路器接線成多環(huán)狀供電，1個(gè)回路與2臺(tái)斷路器連接，調(diào)度靈活，可斷開任意1個(gè)斷路器而不影響供電。隔離開關(guān)只作為檢修電器，而不作為操作電器，不需要進(jìn)行任何倒閘操作，避免了因誤操作引起的事故，處理事故時(shí)，利用斷路器操作，可迅速消除事故。但停運(yùn)1個(gè)回路需操作2臺(tái)斷路器，母線故障時(shí)，接線內(nèi)潮流變化大。本站500kV本期接線只有2串，未充分發(fā)揮多環(huán)狀供電的優(yōu)越性。

雙母線接線隔離開關(guān)作為操作電器，改變運(yùn)行方式時(shí)，需進(jìn)行倒閘操作，易造成事故;處理事故時(shí)需操作隔離開關(guān)，增加了事故的處理時(shí)間。采用雙母線接線不形成多環(huán)狀供電，1個(gè)回路由1臺(tái)斷路器供電，而調(diào)度不如3/2斷路器接線靈活。但各個(gè)電源和各回路負(fù)荷可以任意分配到某一組母線上，能靈活地適應(yīng)系統(tǒng)中各種要求和潮流變化的需要。當(dāng)系統(tǒng)為了限制系統(tǒng)短路電流、需要分列運(yùn)行時(shí)則比較方便。

3/2斷路器接線檢修斷路器時(shí)，可任意停下來檢修，及時(shí)發(fā)現(xiàn)缺陷，及時(shí)處理，保證斷路器處于良好的工況。但是設(shè)備布置比較復(fù)雜，停電范圍和開閉狀態(tài)不易辨認(rèn)。雙母線接線及雙母線雙分段接線饋線斷路器檢修時(shí)，需停運(yùn)該回路，因此需限制和選擇檢修時(shí)間。但設(shè)備布置比較清晰，停電范圍和開閉狀態(tài)容易被辨認(rèn)。考慮到本站500kV本期僅有2回同名回路出線，遠(yuǎn)景僅有4回2個(gè)同名回路出線，檢修斷路器時(shí)停運(yùn)其中一回出線，能保證任意方向的功率輸送，對(duì)整個(gè)系統(tǒng)的影響并不大。故從檢修的安全性和方便性來考慮，雙母線接線較3/2接線更優(yōu)。

雙母線接線擴(kuò)建時(shí)可以對(duì)2條母線分別停電，不影響原有回路的工作。3/2接線布置較雙母線復(fù)雜，擴(kuò)建時(shí)需對(duì)擴(kuò)建串內(nèi)的一次回路、二次回路及保護(hù)均做相應(yīng)的調(diào)整。遠(yuǎn)景擴(kuò)建主變時(shí)，3/2接線將本期不完整串?dāng)U建為完整串，此時(shí)需斷開間隔內(nèi)的1組斷路器和2組隔離開關(guān)，將擴(kuò)建的斷路器和隔離開關(guān)接入串內(nèi)。而雙母線接線只需將負(fù)荷全部轉(zhuǎn)移到其中1條母線，將擴(kuò)建間隔的設(shè)備接入不帶電的母線即可。考慮到本站500kV采用GIS配電裝置，擴(kuò)建難度比常規(guī)戶外配電裝置要大，故本站采用雙母線接線擴(kuò)建更為方便。

綜上所述，綜合考慮調(diào)度運(yùn)行的靈活性、檢修的安全性、遠(yuǎn)景擴(kuò)建的方便性等各方面，本站500kV側(cè)更適合采用雙母線接線。

2.3 經(jīng)濟(jì)性分析

相同規(guī)模和條件下，3/2接線設(shè)備較雙母線多，其占地面積也稍大。本站500kV側(cè)采用3/2接線，占地面積約10545 m2，采用雙母線接線優(yōu)化后500kV場(chǎng)地占地約6300 m2，占地面積約減少了40.3%，節(jié)省征地費(fèi)用約127.5萬元。

本站本期為1變2線，遠(yuǎn)景為3變4線，采用3/2接線，本期形成1個(gè)完整串、1個(gè)不完整串需5臺(tái)斷路器、遠(yuǎn)景3/2接線分段形成3個(gè)完整串、1個(gè)不完整串共需13臺(tái)斷路器。若本期采用雙母線接線，共需4臺(tái)斷路器，相比3/2接線減少1臺(tái)斷路器，節(jié)省投資約650萬元。遠(yuǎn)景采用雙母雙分段接線，共需11臺(tái)斷路器，相比3/2分段接線減少2臺(tái)斷路器，節(jié)省投資約1300萬元。

綜合分析，采用雙母線接線較3/2接線本期節(jié)省費(fèi)用777.5萬元，遠(yuǎn)景節(jié)省費(fèi)用1427.5萬元，故雙母線接線經(jīng)濟(jì)性優(yōu)于3/2接線。

3 結(jié)論

通過對(duì)蘇州特高壓變電站500kV側(cè)雙母線接線和3/2接線的可靠性、靈活性和經(jīng)濟(jì)性的對(duì)比分析得到如下結(jié)論:

(1)雖然雙母線接線在可靠性指標(biāo)方面不如3/2接線，但是其可靠性程度仍然較高，能夠滿足本站500kV側(cè)的要求。

(2)雙母線接線和3/2接線在靈活性方面各有優(yōu)勢(shì)，但綜合考慮調(diào)度運(yùn)行的靈活性、遠(yuǎn)景擴(kuò)建的方便性和檢修的安全性等各方面因素，本站500kV側(cè)更適合采用雙母線接線。

(3)相比3/2接線，采用雙母線接線其占地面積小、設(shè)備投資少、經(jīng)濟(jì)性更好。

綜合考慮，蘇州特高壓變電站500kV側(cè)本期適合采用雙母線接線，遠(yuǎn)景采用雙母雙分段接線。

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