苏州1000kV特高压变电站500kV电气主接线方案技术经济分析

2013-08-09王昊王展陈斌

电力建设 2013年4期

王昊，王展，陈斌

(1.江苏省电力公司，南京市 210024;2.江苏省电力设计院，南京市 211102)

0 引言

建设特高压电网是解决我国经济持续、高速发展与电力能源供求之间日趋尖锐之矛盾的重要手段。特高压电网输送容量大、供电范围广、发生事故时影响较大;同时，作为受端电力交换的主要载体，需要保证远方大容量电力的合理分配和受端供电可靠性。为提高特高压电网的可靠性和安全性，需开展特高压输变电技术的研究，特高压变电站电气主接线的可靠性分析是其中很重要的一部分。研究并确定主接线方案具有深远的意义，对大电网系统运行、继电保护控制、电气设备选择、配电装置布置方式的拟定有着较大的影响。

GB 50697—2011《1000kV变电站设计规范》规定，1000kV变电站的电气主接线，应根据变电站在电力系统中的地位，综合考虑变电站的规划容量、负荷性质、连接元件数、配电装置特点、设备制造和供货能力等因素，以满足供电可靠、运行灵活、检修方便、便于扩建、投资合理、节省占地为原则，通过技术经济比较后再确定。规定提出当初期线路、变压器等连接元件较少时，可根据具体的元件总数采用角形接线或其他使用断路器数量较少的简化接线型式，但在布置上应便于过渡到最终接线［1-2］。

本文主要研究苏州1000kV特高压变电站500kV侧的电气主接线，对3/2接线及双母线接线这2种接线方案进行详细的技术经济比较。

1 苏州特高压变电站工程概况

随着向上、锦屏、溪洛渡等特高压直流工程的建成投产，华东地区将形成多直流馈入的受端电网。淮南—南京—上海(沪西)1000kV交流输变电工程是“三纵三横”骨干网架的重要组成部分，与“皖电东送”特高压工程一起形成长三角特高压受端环网，它将有利于提高华东负荷中心接纳区外电力能力及内部电力交换能力，提高电网的安全稳定水平和“皖电东送”送电可靠性，对缓解江苏、上海地区用电紧张局面，增强长三角电网抵御重大故障的能力，具有重要意义。

特高压苏州变电站(下称苏州站)是特高压目标网架“三纵三横”的重要组成部分之一。该站承接北方火电后向苏南、上海负荷中心供电，是华东特高压受端电网的重要核心节点［3-4］。该站远景规划装设6台3000MW主变压器;1000kV出线4回，其中泰州2回，沪西2回;500kV出线8回，分成2个(上海和江苏)独立的配电装置区，每区出线4回。苏州站本期装设2台30000MW主变压器，1000kV出线4回，500kV出线4回，每个独立的配电装置区出线2回。1000kV及500kV均采用户外GIS配电装置。

2 2种方案技术经济比较

2.1 可靠性分析

可靠性分析主要利用清华大学电机系开发的发电厂、变电站电气主接线可靠性评估软件(Station and SubstationReliabilityEvaluation–Tsinghua University，SSRE-TH)进行主接线方案的可靠性计算及比较分析。可靠性评估中，主要参考连续性、充裕度和安全性3个指标。连续性指标给出了任意1回出线、任意2回出线判据下的故障率(次/年)、年平均故障停电时间(小时/年)、故障概率、可用率、不可用率。充裕度指标给出了系统的期望故障受阻电力(expected power not supplied，EPNS)(MW/年)，期望故障受阻电能(expected energy not supplied，EENS)(MW·h/年)。安全性指标给出了任意1台、2台、3台、4台及所有变压器停运的故障率(次/年)、年平均故障停电时间(小时/年)、故障概率、可用率、不可用率［5-7］。

计算中元件的可靠性参数以500kV平均数据作为基础［8-12］，确定计算用到的变压器、断路器、隔离开关、架空线、母线等5类设备的4个基本参数:故障率、平均修复时间、计检率、计检平均时间。具体可靠性参数如表1所示。

表1 主要元件可靠性参数Tab.1 Reliability parameters of main components

为了分析元件故障的后果(即停运时间)，需要详细分析各个元件故障后每个断路器的操作过程，因此，需要知道故障判定时间和隔离开关操作时间2个参数。

在本文中，故障判定时间为0.5 h，隔离开关倒闸操作时间为0.1 h/组。按此基本数据计算各个元件故障后的修复停运时间和倒闸停运时间。

根据主变“3+3”分片原则，特高压苏州变电站500kV侧分为江苏部分与上海部分，2部分之间无电气连接，但采用的接线形式一致。这里只对上海部分的主接线进行分析计算。上海部分500kV侧本期规模1变2线，远景规模取3变4线。

2种方案的各项可靠性指标对比如图1～6所示。图中各项指标均进行了归一化处理。

由图可以看出，本期及远景情况下3/2接线方案下的连续性指标，安全性指标及充裕度指标均优于双母线接线方案。双母线接线的可靠性不如3/2接线，双母线接线故障频率和故障概率如表2所示，本期故障概率为0.2765次/年，远景为0.0407次/年，故障率较低，仍然具有较高的可靠性。

表2 双母线接线可靠性指标Tab.2 Reliability index of double-bus connection

采用3/2接线由于进出线回路较少，本期1变2线只能形成2串，不能充分发挥多环状供电的优越性。而且本站500kV出线作为负荷接入当地500kV环网，其可靠性要求相对常规500kV主接线要低一些。据分析，即使本站500kV出线故障或停运也不会对上海或江苏地区的电网系统造成太大的影响，双母线接线的可靠性已能够满足要求。

2.2 灵活性分析

电气主接线的灵活性应满足下列要求:

(1)应可以灵活地调配电源和负荷，满足系统在事故运行方式、检修运行方式以及特殊运行方式下的系统调度要求。

(2)检修时，可以方便地停运断路器、母线，进行安全检修而不致影响变压器的运行。

(3)扩建时，很容易地实现从初期接线过渡到最终接线。

3/2断路器接线成多环状供电，1个回路与2台断路器连接，调度灵活，可断开任意1个断路器而不影响供电。隔离开关只作为检修电器，而不作为操作电器，不需要进行任何倒闸操作，避免了因误操作引起的事故，处理事故时，利用断路器操作，可迅速消除事故。但停运1个回路需操作2台断路器，母线故障时，接线内潮流变化大。本站500kV本期接线只有2串，未充分发挥多环状供电的优越性。

双母线接线隔离开关作为操作电器，改变运行方式时，需进行倒闸操作，易造成事故;处理事故时需操作隔离开关，增加了事故的处理时间。采用双母线接线不形成多环状供电，1个回路由1台断路器供电，而调度不如3/2断路器接线灵活。但各个电源和各回路负荷可以任意分配到某一组母线上，能灵活地适应系统中各种要求和潮流变化的需要。当系统为了限制系统短路电流、需要分列运行时则比较方便。

3/2断路器接线检修断路器时，可任意停下来检修，及时发现缺陷，及时处理，保证断路器处于良好的工况。但是设备布置比较复杂，停电范围和开闭状态不易辨认。双母线接线及双母线双分段接线馈线断路器检修时，需停运该回路，因此需限制和选择检修时间。但设备布置比较清晰，停电范围和开闭状态容易被辨认。考虑到本站500kV本期仅有2回同名回路出线，远景仅有4回2个同名回路出线，检修断路器时停运其中一回出线，能保证任意方向的功率输送，对整个系统的影响并不大。故从检修的安全性和方便性来考虑，双母线接线较3/2接线更优。

双母线接线扩建时可以对2条母线分别停电，不影响原有回路的工作。3/2接线布置较双母线复杂，扩建时需对扩建串内的一次回路、二次回路及保护均做相应的调整。远景扩建主变时，3/2接线将本期不完整串扩建为完整串，此时需断开间隔内的1组断路器和2组隔离开关，将扩建的断路器和隔离开关接入串内。而双母线接线只需将负荷全部转移到其中1条母线，将扩建间隔的设备接入不带电的母线即可。考虑到本站500kV采用GIS配电装置，扩建难度比常规户外配电装置要大，故本站采用双母线接线扩建更为方便。

综上所述，综合考虑调度运行的灵活性、检修的安全性、远景扩建的方便性等各方面，本站500kV侧更适合采用双母线接线。

2.3 经济性分析

相同规模和条件下，3/2接线设备较双母线多，其占地面积也稍大。本站500kV侧采用3/2接线，占地面积约10545 m2，采用双母线接线优化后500kV场地占地约6300 m2，占地面积约减少了40.3%，节省征地费用约127.5万元。

本站本期为1变2线，远景为3变4线，采用3/2接线，本期形成1个完整串、1个不完整串需5台断路器、远景3/2接线分段形成3个完整串、1个不完整串共需13台断路器。若本期采用双母线接线，共需4台断路器，相比3/2接线减少1台断路器，节省投资约650万元。远景采用双母双分段接线，共需11台断路器，相比3/2分段接线减少2台断路器，节省投资约1300万元。

综合分析，采用双母线接线较3/2接线本期节省费用777.5万元，远景节省费用1427.5万元，故双母线接线经济性优于3/2接线。