蘇州1000kV特高壓變電站500kV電氣主接線方案技術經濟分析

王昊，王展，陳斌

(1.江蘇省電力公司，南京市 210024;2.江蘇省電力設計院，南京市 211102)

0 引言

建設特高壓電網是解決我國經濟持續、高速發展與電力能源供求之間日趨尖銳之矛盾的重要手段。特高壓電網輸送容量大、供電范圍廣、發生事故時影響較大;同時，作為受端電力交換的主要載體，需要保證遠方大容量電力的合理分配和受端供電可靠性。為提高特高壓電網的可靠性和安全性，需開展特高壓輸變電技術的研究，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的意義，對大電網系統運行、繼電保護控制、電氣設備選擇、配電裝置布置方式的擬定有著較大的影響。

GB 50697—2011《1000kV變電站設計規范》規定，1000kV變電站的電氣主接線，應根據變電站在電力系統中的地位，綜合考慮變電站的規劃容量、負荷性質、連接元件數、配電裝置特點、設備制造和供貨能力等因素，以滿足供電可靠、運行靈活、檢修方便、便于擴建、投資合理、節省占地為原則，通過技術經濟比較后再確定。規定提出當初期線路、變壓器等連接元件較少時，可根據具體的元件總數采用角形接線或其他使用斷路器數量較少的簡化接線型式，但在布置上應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側的電氣主接線，對3/2接線及雙母線接線這2種接線方案進行詳細的技術經濟比較。

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，華東地區將形成多直流饋入的受端電網?；茨稀暇虾?滬西)1000kV交流輸變電工程是“三縱三橫”骨干網架的重要組成部分，與“皖電東送”特高壓工程一起形成長三角特高壓受端環網，它將有利于提高華東負荷中心接納區外電力能力及內部電力交換能力，提高電網的安全穩定水平和“皖電東送”送電可靠性，對緩解江蘇、上海地區用電緊張局面，增強長三角電網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)是特高壓目標網架“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、上海負荷中心供電，是華東特高壓受端電網的重要核心節點［3-4］。該站遠景規劃裝設6臺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(上海和江蘇)獨立的配電裝置區，每區出線4回。蘇州站本期裝設2臺30000MW主變壓器，1000kV出線4回，500kV出線4回，每個獨立的配電裝置區出線2回。1000kV及500kV均采用戶外GIS配電裝置。

2 2種方案技術經濟比較

2.1 可靠性分析

可靠性分析主要利用清華大學電機系開發的發電廠、變電站電氣主接線可靠性評估軟件(Station and SubstationReliabilityEvaluation–Tsinghua University，SSRE-TH)進行主接線方案的可靠性計算及比較分析?？煽啃栽u估中，主要參考連續性、充裕度和安全性3個指標。連續性指標給出了任意1回出線、任意2回出線判據下的故障率(次/年)、年平均故障停電時間(小時/年)、故障概率、可用率、不可用率。充裕度指標給出了系統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)。安全性指標給出了任意1臺、2臺、3臺、4臺及所有變壓器停運的故障率(次/年)、年平均故障停電時間(小時/年)、故障概率、可用率、不可用率［5-7］。

計算中元件的可靠性參數以500kV平均數據作為基礎［8-12］，確定計算用到的變壓器、斷路器、隔離開關、架空線、母線等5類設備的4個基本參數:故障率、平均修復時間、計檢率、計檢平均時間。具體可靠性參數如表1所示。

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

為了分析元件故障的后果(即停運時間)，需要詳細分析各個元件故障后每個斷路器的操作過程，因此，需要知道故障判定時間和隔離開關操作時間2個參數。

在本文中，故障判定時間為0.5 h，隔離開關倒閘操作時間為0.1 h/組。按此基本數據計算各個元件故障后的修復停運時間和倒閘停運時間。

根據主變“3+3”分片原則，特高壓蘇州變電站500kV側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。這里只對上海部分的主接線進行分析計算。上海部分500kV側本期規模1變2線，遠景規模取3變4線。

2種方案的各項可靠性指標對比如圖1～6所示。圖中各項指標均進行了歸一化處理。

由圖可以看出，本期及遠景情況下3/2接線方案下的連續性指標，安全性指標及充裕度指標均優于雙母線接線方案。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Tab.2 Reliability index of double-bus connection

采用3/2接線由于進出線回路較少，本期1變2線只能形成2串，不能充分發揮多環狀供電的優越性。而且本站500kV出線作為負荷接入當地500kV環網，其可靠性要求相對常規500kV主接線要低一些。據分析，即使本站500kV出線故障或停運也不會對上?；蚪K地區的電網系統造成太大的影響，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滿足下列要求:

(1)應可以靈活地調配電源和負荷，滿足系統在事故運行方式、檢修運行方式以及特殊運行方式下的系統調度要求。

(2)檢修時，可以方便地停運斷路器、母線，進行安全檢修而不致影響變壓器的運行。

(3)擴建時，很容易地實現從初期接線過渡到最終接線。

3/2斷路器接線成多環狀供電，1個回路與2臺斷路器連接，調度靈活，可斷開任意1個斷路器而不影響供電。隔離開關只作為檢修電器，而不作為操作電器，不需要進行任何倒閘操作，避免了因誤操作引起的事故，處理事故時，利用斷路器操作，可迅速消除事故。但停運1個回路需操作2臺斷路器，母線故障時，接線內潮流變化大。本站500kV本期接線只有2串，未充分發揮多環狀供電的優越性。

雙母線接線隔離開關作為操作電器，改變運行方式時，需進行倒閘操作，易造成事故;處理事故時需操作隔離開關，增加了事故的處理時間。采用雙母線接線不形成多環狀供電，1個回路由1臺斷路器供電，而調度不如3/2斷路器接線靈活。但各個電源和各回路負荷可以任意分配到某一組母線上，能靈活地適應系統中各種要求和潮流變化的需要。當系統為了限制系統短路電流、需要分列運行時則比較方便。

3/2斷路器接線檢修斷路器時，可任意停下來檢修，及時發現缺陷，及時處理，保證斷路器處于良好的工況。但是設備布置比較復雜，停電范圍和開閉狀態不易辨認。雙母線接線及雙母線雙分段接線饋線斷路器檢修時，需停運該回路，因此需限制和選擇檢修時間。但設備布置比較清晰，停電范圍和開閉狀態容易被辨認?？紤]到本站500kV本期僅有2回同名回路出線，遠景僅有4回2個同名回路出線，檢修斷路器時停運其中一回出線，能保證任意方向的功率輸送，對整個系統的影響并不大。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。

雙母線接線擴建時可以對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雜，擴建時需對擴建串內的一次回路、二次回路及保護均做相應的調整。遠景擴建主變時，3/2接線將本期不完整串擴建為完整串，此時需斷開間隔內的1組斷路器和2組隔離開關，將擴建的斷路器和隔離開關接入串內。而雙母線接線只需將負荷全部轉移到其中1條母線，將擴建間隔的設備接入不帶電的母線即可?？紤]到本站500kV采用GIS配電裝置，擴建難度比常規戶外配電裝置要大，故本站采用雙母線接線擴建更為方便。

綜上所述，綜合考慮調度運行的靈活性、檢修的安全性、遠景擴建的方便性等各方面，本站500kV側更適合采用雙母線接線。

2.3 經濟性分析

相同規模和條件下，3/2接線設備較雙母線多，其占地面積也稍大。本站500kV側采用3/2接線，占地面積約10545 m2，采用雙母線接線優化后500kV場地占地約6300 m2，占地面積約減少了40.3%，節省征地費用約127.5萬元。

本站本期為1變2線，遠景為3變4線，采用3/2接線，本期形成1個完整串、1個不完整串需5臺斷路器、遠景3/2接線分段形成3個完整串、1個不完整串共需13臺斷路器。若本期采用雙母線接線，共需4臺斷路器，相比3/2接線減少1臺斷路器，節省投資約650萬元。遠景采用雙母雙分段接線，共需11臺斷路器，相比3/2分段接線減少2臺斷路器，節省投資約1300萬元。

綜合分析，采用雙母線接線較3/2接線本期節省費用777.5萬元，遠景節省費用1427.5萬元，故雙母線接線經濟性優于3/2接線。

3 結論

通過對蘇州特高壓變電站500kV側雙母線接線和3/2接線的可靠性、靈活性和經濟性的對比分析得到如下結論:

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

(2)雙母線接線和3/2接線在靈活性方面各有優勢，但綜合考慮調度運行的靈活性、遠景擴建的方便性和檢修的安全性等各方面因素，本站500kV側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、設備投資少、經濟性更好。

綜合考慮，蘇州特高壓變電站500kV側本期適合采用雙母線接線，遠景采用雙母雙分段接線。

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