江門變電站改造方案分析

黃錦明

（廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司江門供電局，廣東 江門 529000）

500kV 江門變電站是廣東省第一座500kV 變電站，于1987年投產(chǎn)。江門站作為粵西電力送往負(fù)荷中心的必經(jīng)站點，是江門電網(wǎng)從省網(wǎng)下送電力的主要來源[1-2]。江門站的500kV 接線采用3/2 接線，2臺主變進(jìn)線均接入串中，電氣接線按5 串配置，500kV 配電裝置采用GIS 設(shè)備。江門站現(xiàn)有6 回出線（包括五邑站、西江站、順德站各兩回）。隨著糯扎渡直流的投運，糯扎渡換流站將有2 回500kV 線路接入江門站，屆時江門站的500kV 出線將增加至8 回。隨著出線的增加與電網(wǎng)的發(fā)展，江門站將出現(xiàn)母線穿越功率與短路電流增大、現(xiàn)有GIS 設(shè)備不能滿足要求的問題[3-4]。本文主要對江門站存在的問題進(jìn)行分析，研究合理的解決措施，并提出可行的改造方案。

1 500kV 江門站存在的問題

糯扎渡雙極與陽江核電的投產(chǎn)后，電力系統(tǒng)的規(guī)模擴(kuò)大，母線穿越功率將逐步增大，短路電流水平也會提高。江門站現(xiàn)有的GIS 設(shè)備難以滿足系統(tǒng)要求。

1.1 母線穿越功率問題

根據(jù)糯扎渡直流輸電工程研究成果，在糯扎渡直流雙極投產(chǎn)后，換流站出線4 回，其中有2 回接入江門站，江門站配串方案如圖1所示。

圖1 江門站配串方案圖

糯扎渡為直流電力送入通道，五邑間隔為粵西電力送入通道，而順德與主變方向均為電力送出通道，西江甲乙線電力流向根據(jù)電源負(fù)荷分布的不同會發(fā)生變化。由于電源線和負(fù)荷線分別集中配置在兩端，當(dāng)糯扎渡雙極投產(chǎn)后，糯扎渡和五邑站送入的潮流增加，江門站500kV 母線穿越功率最大將超過3500MVA；隨著陽江核電的投產(chǎn)，母線穿越功率仍將逐步增大，估算最大接近4500MVA。而現(xiàn)有GIS 設(shè)備母線額定電流僅為3150A，不能滿足要求。

1.2 短路電流問題

對500kV 江門站母線短路電流進(jìn)行計算，江門地區(qū)220kV 電網(wǎng)按分區(qū)供電考慮，2010—2015年及2020年的計算結(jié)果表明，各水平年江門站500kV 母線的短路電流（三相）均接近或超過50kA。除2011年外，短路電流水平均呈穩(wěn)步上升的趨勢。

對計算結(jié)果進(jìn)行分析，2011年500kV 側(cè)短路電流較2010年增加約5kA，這主要是因為500kV 接入的銅鼓電廠擴(kuò)建機(jī)組、嶺澳核電二期、平海電廠、三百門等電廠開始發(fā)揮作用，拉高了整體電網(wǎng)的短路電流水平，且五邑—獅洋線路使得珠三角西南電網(wǎng)更加緊密。而在2012年，由于斷開了沙角電廠與廣南站的聯(lián)絡(luò)，江門站500kV 母線的三相短路電流有所下降，但此后隨著近區(qū)臺山核電、陽江核電等電源陸續(xù)投產(chǎn)，500kV 電網(wǎng)規(guī)模的擴(kuò)大，使得電網(wǎng)網(wǎng)架日趨緊密，從而短路電流水平進(jìn)一步提升，從2014年起已超過50kA。至2020年，江門站500kV母線三相短路電流已接近60kA。江門站原有GIS開關(guān)設(shè)備開關(guān)遮斷容量為50kA，不能滿足要求[5]。

2 500kV 江門站存在問題的可能解決措施

為解決江門站母線穿越功率及短路電流過大的問題，可能采取的措施大致可分為4 類[6]：

1）調(diào)整江門站的500kV 出線間隔。

2）安裝串聯(lián)電抗器。

3）調(diào)整江門站近區(qū)的500kV 網(wǎng)架結(jié)構(gòu)。

4）對江門站進(jìn)行改造。

措施1）僅能解決母線穿越功率過大的問題，措施2）僅能解決短路電流水平過大的問題，而措施3）和措施4）則有可能同時解決上述兩個問題。下面對上述措施分別進(jìn)行分析。

2.1 調(diào)整江門站500kV 出線間隔

為降低母線的穿越功率，考慮優(yōu)化母線的排列，將現(xiàn)有五邑—江門線路的間隔，調(diào)整至順德—江門線路的位置。

本方案調(diào)整后，五邑方向出線需跨越西江方向、順德方向兩個線路走廊，共跨越4 回500kV 線路，實施難度較大。

2.2 安裝串聯(lián)電抗器

為降低江門站的短路電流水平，考慮在江門站部分出線上安裝串聯(lián)電抗器。經(jīng)計算校核，需在西江—江門雙回線路及江門—順德雙回線路分別加裝20的串聯(lián)電抗器，至2015年均可將江門站的三相和單相短路電流限制在50kA 以下；2020年之前，需再在江門—五邑雙回線路上加裝 20串聯(lián)電抗器，方可將江門站的三相和單相短路電流限制在50kA 以下。

本方案需要安裝串抗的數(shù)目較多，占地較大，在不改動站內(nèi)布置的條件下，存在較大的裝設(shè)難度，實施難度也較大。故本措施宜與江門變電站的改造結(jié)合起來考慮。

2.3 調(diào)整江門站近區(qū)500kV 網(wǎng)架結(jié)構(gòu)

針對江門站存在的兩個問題，主要通過將江門站500kV 出線在站外永久性跳通的手段來調(diào)整其近區(qū)的500kV 網(wǎng)架結(jié)構(gòu)。

從控制母線穿越功率的角度來看，糯扎渡、五邑均為主要電源線，有大量的功率注入。要降低母線穿越功率，需將上述電源線分隔，即應(yīng)有一路電源直接與某一路負(fù)荷線接通。采取此種500kV 出線調(diào)整措施后，江門站500kV 出線將減少至4 回，其短路電流應(yīng)有較大幅度的下降。

500kV 江門站出線的調(diào)整方案擬定如下。

方案1：五邑—江門雙回線路與江門—西江雙回線路分別跳通，形成五邑—西江雙回線路。

方案2：糯扎渡直流換流站—江門雙回線路與江門—順德雙回線路分別跳通，形成糯扎渡直流換流站—順德雙回線路（即換流站至順德共4 回線路）。

方案3：糯扎渡直流換流站—江門雙回線路與江門—西江雙回線路分別跳通，形成糯扎渡直流換流站—西江雙回線路。

方案4：五邑—江門雙回線路與江門—順德雙回線路分別跳通，形成五邑—順德雙回線路。

上述4 個方案中，方案1 與方案2 均減少了珠江口西南部地區(qū)（包括中山、珠海、新會、廣州南部、順德）的對外聯(lián)絡(luò)線。正常運行時，該區(qū)域500kV電網(wǎng)與外區(qū)電網(wǎng)的聯(lián)系僅剩恩平—獅洋雙回線路，降低了該區(qū)域電網(wǎng)運行的可靠性。方案3、方案4均利用直流送出線路，保持了珠江口西南部地區(qū)與外區(qū)電網(wǎng)的4 回線路聯(lián)絡(luò)，但在一定程度上將不利于直流的可靠運行。其中方案4 中形成了換流站—江門—西江的鏈?zhǔn)浇Y(jié)構(gòu)，對直流運行的可靠性有更大的影響。

分析并比較各方案對網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)的影響，在上述4 個方案中，方案3 是相對較優(yōu)的。但各方案均減弱了江門站近區(qū)的500kV 電網(wǎng)結(jié)構(gòu)，長遠(yuǎn)來說不利于電網(wǎng)的長期發(fā)展。

2.4 對江門站進(jìn)行改造

500kV 江門站的運行時間已較長，至“十二五”期間，站內(nèi)部分設(shè)備將陸續(xù)到達(dá)使用年限，有更新或改造的必要。因此可結(jié)合站內(nèi)設(shè)備的更新改造需要，對全站進(jìn)行較大規(guī)模的改造，使改造后的江門站滿足系統(tǒng)對母線穿越功率與短路電流水平的要求。

2.5 綜合分析

在上述四類措施中，調(diào)整500kV 間隔與安裝串聯(lián)電抗器的措施均有較大的實施難度，而調(diào)整網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)雖然操作簡便、停電時間少，但明顯減弱了江門變電站近區(qū)的500kV 電網(wǎng)結(jié)構(gòu)，降低了供電可靠性。對江門站進(jìn)行改造，雖然實施過程較長，需要較長的停電時間，投資較大，但不改變原有的500kV網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，可充分利用原有設(shè)備與站內(nèi)場地，有利于對原變電站進(jìn)行優(yōu)化，并保證改造后的江門站在較長時間內(nèi)繼續(xù)安全可靠地運行。綜合比較，從長遠(yuǎn)來說，推薦對江門站進(jìn)行改造。

3 500kV 江門站改造方案

對江門站進(jìn)行改造，即在盡量不影響江門站500kV 出線的基礎(chǔ)上對江門站實施改造，使其改造后的站內(nèi)設(shè)備滿足母線穿越功率與短路電流的要求。

3.1 改造方案擬定

江門站的改造方案可分成兩類：原地改造方案及新建江門Ⅱ站的方案。

第一類方案有兩種：①方案A-H：將500kV 配電裝置改造為HGIS 設(shè)備；②方案A-G：將500kV配電裝置改造為GIS 設(shè)備。

第二類方案是利用江門站站內(nèi)或鄰近場地建成江門Ⅱ站。江門Ⅱ站初步按開關(guān)站考慮，最終主變規(guī)模2×1000MVA。江門Ⅱ站500kV 出線規(guī)模10回；即新站建成后，原江門站全部8 回500kV 出線

均接入新站，并利用老站出線間隔，使老站與新站之間保留2 回500kV 聯(lián)絡(luò)線路。此方案可保留原500kV 江門變電站中的前2 串用于新舊站間2 回線路聯(lián)絡(luò)及原有2 臺主變進(jìn)線。舊站第3 串以后的設(shè)備、基礎(chǔ)及相應(yīng)建筑全部拆除，以布置江門Ⅱ站的設(shè)備，站內(nèi)可采用短路電流為63kA 的HGIS 或GIS設(shè)備，按照設(shè)備類型的不同有2 種方案：①方案B-H：采用HGIS 設(shè)備；②方案B-G：采用GIS 設(shè)備。

3.2 改造方案比較

對上述各方案進(jìn)行技術(shù)與經(jīng)濟(jì)性的比較：

1）方案A-H 不需要新征地，設(shè)備投資最低，同時改造停電時間短，但需要將主變的出線套管改為瓷套管。

2）方案A-G 不需要新征地，改造停電時間較短，但設(shè)備投資較高。

3）方案B-H 需要新征地，設(shè)備投資較高，改造停電時間也較長，主變的出線套管需要改為瓷套管；同時500kV 高壓串抗運行維護(hù)成本高、損耗大。

4）方案B-G 需要新征地，設(shè)備投資較高，改造停電時間也較長；同時500kV 高壓串抗運行維護(hù)成本高、損耗大。

分析各方案的技術(shù)與經(jīng)濟(jì)性，方案A-H 與A-G要優(yōu)于方案B-H 與B-G。

3.3 短路電流校核

對提出的4 種改造方案進(jìn)行短路電流的校核，結(jié)果如下：①A 類方案。A 類方案改造完成后，500kV江門站的500kV 出線恢復(fù)8 回，即至糯扎渡換流站、五邑、順德、西江各2 回，站內(nèi)63kA 設(shè)備的可滿足系統(tǒng)母線穿越功率及短路電流水平需要；②B 類方案。B 類方案改造完成后，500kV 江門Ⅱ站的500kV 出線為10 回，除了2 回至原江門站外，另8回同樣是至糯扎渡換流站、五邑、順德、西江各2回。江門Ⅱ站與原江門站之間的每回聯(lián)絡(luò)線路上均需加裝5的串聯(lián)電抗器。新建的江門II 站63kA 的設(shè)備及原江門站50kA 的設(shè)備均可滿足系統(tǒng)需要。

3.4 改造方案選擇

依據(jù)原地改造與新建江門Ⅱ站這兩類方案，按照設(shè)備類型的不同，合計給出四種方案。對四種方案進(jìn)行技術(shù)與經(jīng)濟(jì)性的比較，并對設(shè)備能否滿足短路電流的要求進(jìn)行校核。經(jīng)過綜合比較，江門站改造方案推薦原地改造方案A-H，將500kV 配電裝置改造為HGIS 設(shè)備。

4 結(jié)論

本文針對江門站現(xiàn)有設(shè)備無法滿足母線穿越功率及短路電流水平的問題，對可能采取的調(diào)整500kV 間隔、安裝串聯(lián)電抗器、調(diào)整500kV 網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、對江門站進(jìn)行改造四種措施的實施難度、停電時間、供電可靠性等進(jìn)行分析比較。提出了對江門站進(jìn)行原地改造的方案，將500kV 配電裝置改造為HGIS 設(shè)備。

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