江門變電站改造方案分析

黃錦明

（廣東電網有限責任公司江門供電局，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。江門站作為粵西電力送往負荷中心的必經站點，是江門電網從省網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臺主變進線均接入串中，電氣接線按5 串配置，500kV 配電裝置采用GIS 設備。江門站現有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的發展，江門站將出現母線穿越功率與短路電流增大、現有GIS 設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后，電力系統的規模擴大，母線穿越功率將逐步增大，短路電流水平也會提高。江門站現有的GIS 設備難以滿足系統要求。

1.1 母線穿越功率問題

根據糯扎渡直流輸電工程研究成果，在糯扎渡直流雙極投產后，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電源負荷分布的不同會發生變化。由于電源線和負荷線分別集中配置在兩端，當糯扎渡雙極投產后，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，母線穿越功率仍將逐步增大，估算最大接近4500MVA。而現有GIS 設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行計算，江門地區220kV 電網按分區供電考慮，2010—2015年及2020年的計算結果表明，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步上升的趨勢。

對計算結果進行分析，2011年500kV 側短路電流較2010年增加約5kA，這主要是因為500kV 接入的銅鼓電廠擴建機組、嶺澳核電二期、平海電廠、三百門等電廠開始發揮作用，拉高了整體電網的短路電流水平，且五邑—獅洋線路使得珠三角西南電網更加緊密。而在2012年，由于斷開了沙角電廠與廣南站的聯絡，江門站500kV 母線的三相短路電流有所下降，但此后隨著近區臺山核電、陽江核電等電源陸續投產，500kV 電網規模的擴大，使得電網網架日趨緊密，從而短路電流水平進一步提升，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開關設備開關遮斷容量為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）調整江門站的500kV 出線間隔。

2）安裝串聯電抗器。

3）調整江門站近區的500kV 網架結構。

4）對江門站進行改造。

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行分析。

2.1 調整江門站500kV 出線間隔

為降低母線的穿越功率，考慮優化母線的排列，將現有五邑—江門線路的間隔，調整至順德—江門線路的位置。

本方案調整后，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電抗器。經計算校核，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目較多，占地較大，在不改動站內布置的條件下，存在較大的裝設難度，實施難度也較大。故本措施宜與江門變電站的改造結合起來考慮。

2.3 調整江門站近區500kV 網架結構

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整其近區的500kV 網架結構。

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，即應有一路電源直接與某一路負荷線接通。采取此種500kV 出線調整措施后，江門站500kV 出線將減少至4 回，其短路電流應有較大幅度的下降。

500kV 江門站出線的調整方案擬定如下。

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（包括中山、珠海、新會、廣州南部、順德）的對外聯絡線。正常運行時，該區域500kV電網與外區電網的聯系僅剩恩平—獅洋雙回線路，降低了該區域電網運行的可靠性。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與外區電網的4 回線路聯絡，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—西江的鏈式結構，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絡結構的影響，在上述4 個方案中，方案3 是相對較優的。但各方案均減弱了江門站近區的500kV 電網結構，長遠來說不利于電網的長期發展。

2.4 對江門站進行改造

500kV 江門站的運行時間已較長，至“十二五”期間，站內部分設備將陸續到達使用年限，有更新或改造的必要。因此可結合站內設備的更新改造需要，對全站進行較大規模的改造，使改造后的江門站滿足系統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，調整500kV 間隔與安裝串聯電抗器的措施均有較大的實施難度，而調整網絡結構雖然操作簡便、停電時間少，但明顯減弱了江門變電站近區的500kV 電網結構，降低了供電可靠性。對江門站進行改造，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網絡結構，可充分利用原有設備與站內場地，有利于對原變電站進行優化，并保證改造后的江門站在較長時間內繼續安全可靠地運行。綜合比較，從長遠來說，推薦對江門站進行改造。

3 500kV 江門站改造方案

對江門站進行改造，即在盡量不影響江門站500kV 出線的基礎上對江門站實施改造，使其改造后的站內設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 設備；②方案A-G：將500kV配電裝置改造為GIS 設備。

第二類方案是利用江門站站內或鄰近場地建成江門Ⅱ站。江門Ⅱ站初步按開關站考慮，最終主變規模2×1000MVA。江門Ⅱ站500kV 出線規模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 聯絡線路。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 回線路聯絡及原有2 臺主變進線。舊站第3 串以后的設備、基礎及相應建筑全部拆除，以布置江門Ⅱ站的設備，站內可采用短路電流為63kA 的HGIS 或GIS設備，按照設備類型的不同有2 種方案：①方案B-H：采用HGIS 設備；②方案B-G：采用GIS 設備。

3.2 改造方案比較

對上述各方案進行技術與經濟性的比較：

1）方案A-H 不需要新征地，設備投資最低，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，但設備投資較高。

3）方案B-H 需要新征地，設備投資較高，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 高壓串抗運行維護成本高、損耗大。

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

分析各方案的技術與經濟性，方案A-H 與A-G要優于方案B-H 與B-G。

3.3 短路電流校核

對提出的4 種改造方案進行短路電流的校核，結果如下：①A 類方案。A 類方案改造完成后，500kV江門站的500kV 出線恢復8 回，即至糯扎渡換流站、五邑、順德、西江各2 回，站內63kA 設備的可滿足系統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絡線路上均需加裝5的串聯電抗器。新建的江門II 站63kA 的設備及原江門站50kA 的設備均可滿足系統需要。

3.4 改造方案選擇

依據原地改造與新建江門Ⅱ站這兩類方案，按照設備類型的不同，合計給出四種方案。對四種方案進行技術與經濟性的比較，并對設備能否滿足短路電流的要求進行校核。經過綜合比較，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 設備。

4 結論

本文針對江門站現有設備無法滿足母線穿越功率及短路電流水平的問題，對可能采取的調整500kV 間隔、安裝串聯電抗器、調整500kV 網架結構、對江門站進行改造四種措施的實施難度、停電時間、供電可靠性等進行分析比較。提出了對江門站進行原地改造的方案，將500kV 配電裝置改造為HGIS 設備。

[1] 鐘杰峰,陳旭,吳寶英,等.廣東500kV 主網可靠性評估[J].華東電力,2004,32(3): 19-22.

[2] 鐘杰峰,曹華珍,曾勇剛,等.近期廣東電網分區供電方案研究[J].華東電力,2004,32(9): 57-59.

[3] 邱偉,鐘杰峰,李峰,等.糯扎渡特高壓直流規模對廣東電網影響研究[J].南方電網技術,2009,3(6): 18-21.

[4] 毛曉明,吳小辰.南方交直流并聯電網運行問題分析[J].電網技術,2004,28(2): 6-9,13.

[5] 蔡廣林,曹華珍.廣東電網限制短路電流措施探討[J].南方電網技術,2011,5(1): 90-94.

[6] 楊振綱,李力,李揚絮,等.廣東電網短路電流超標問題及對策[J].南方電網技術,2011,5(5): 90-93.