大容量110 kV變電站建設方案研究

麻敏華 張雪瑩 張躍 彭杰 謝浩輝

第一作者簡介：麻敏華（1982-），女，碩士，高級工程師。研究方向為電力系統規劃與分析、電網項目及電源并網管理等。

*通信作者：謝浩輝（1985-），男，碩士，電力工程電氣高級工程師。研究方向為電力系統規劃設計。

DOI：10.19981/j.CN23-1581/G3.2024.13.033

摘? 要：為解決電網建設和城市用地之間的矛盾，有必要建設大容量110 kV變電站，提高單位變電站的供電能力。基于變壓器制造技術的進步，采用增大單臺變壓器容量的方式提升供電能力，從63 MVA到80 MVA具有可行性，但需要對設備選型、主接線配合以及典型設計方案的經濟性嚴格論證分析。該文以3×80 MVA的110 kV/10 kV變電站為對象，對大容量變電站的建設方案進行研究，通過與3×63 MVA的典型方案分析對比發現，3×80 MVA的方案用地面積僅增加4%，但變電容量提升27%，能有效提高變電站土地利用率。

關鍵詞：大容量變電站；設備選型；主接線；負載率控制；投資成本

中圖分類號：TM63? ? ? ?文獻標志碼：A? ? ? ? ? 文章編號：2095-2945（2024）13-0136-04

Abstract： In order to solve the contradiction between power grid construction and urban land use， it is necessary to build a large-capacity 110 kV substation to improve the power supply capacity of the unit substation. Based on the progress of transformer manufacturing technology， it is feasible to increase the power supply capacity of a single transformer by enlarging the capacity of the 110 kV transformer from 63 MVA to 80 MVA. However， the study of equipment selection， main wiring coordination， and strict economic analysis of typical design schemes is required. This paper focuses on the construction plan of a large-capacity 110 kV/10 kV substation with 3×80 MVA capacity， and the results are compared with the typical solutions of 3×63 MVA capacity plan. It is found that the land area of the 3×80 MVA scheme only increases by 4%， but the substation capacity increases by 27%， which can effectively improve the land utilization rate of the substation.

Keywords： large-capacity substation; equipment selection; main wiring; load rate control; investment cost

近年來，廣州等沿海城市新增用地指標在不斷遞減，而用電負荷增長迅猛，新建變電站與土地供應矛盾難以調和。尤其是數據中心、高端半導體制造業、新能源汽車零部件制造業等高負荷密集地區，單個常規110 kV變電站難以滿足用電需求。為提高單位變電站的供電能力、減少變電站數量、降低土地使用需求、充分利用站址和現有的土地資源、解決電網建設和城市用地之間的矛盾[1-2]，有必要建設主變規模更大的變電站。

目前廣東高負荷密度地區110 kV變電站序列最大規模多數為3臺63 MVA主變，使用較為成熟。大容量變電站應用方面，佛山、中山均有遠景計劃為4臺63 MVA主變的變電站，但目前建設投運仍為3臺63 MVA主變。參考其他省份大容量變壓器的應用經驗，探討廣東發展110 kV大容量變電站的可行性，具有現實意義。

通過調研了解國內110 kV大容量變電站多以4×63 MVA和3×80 MVA方案為主，其中4×63 MVA大容量變電站已在廣東省內完成了設計，故本文以3×80 MVA的110 kV/10 kV變電站為例，對大容量變電站的建設方案進行研究?？紤]廣東地區高負荷密度地區對變電站供電能力、出線規模等系統指標的要求，并聯系現有變電站實際結構的不足和缺陷，從多方面分析該設計方案的性能優勢，明確其經濟性和可行性。同時，提出110 kV大容量主變及變電站的技術要求，包含主變選型、主接線模式、線路選型和短路電流水平等變電站設計相關指標。最終為本地區大容量主變及大容量變電站的適用性提出參考意見。

1? 設備選型及配置

選用100%/100%的110 kV/10 kV大容量變壓器，10 kV側額定電流大，達4 619 A，同時為限制短路容量，須采用高阻抗主變[3]。目前電網工程應用廣泛的10 kV開關柜最大額定電流為4 000 A，單個開關柜無法與80 MVA主變的額定電流匹配。因此，每臺80 MVA主變需配置2個半段10 kV母線、2個進線開關柜。

選用100%/50%/50%的110 kV/10 kV/10 kV低壓雙分裂變壓器，裂變結構高低壓側的半穿越阻抗增大，起到了限制短路電流的作用[4]，主變10 kV開關柜采用常規柜（3 150 A）即可。但變壓器單側容量只有總容量一半，當主變N-1時，故障（或停電運維）主變一半負荷轉由旁邊正常運行主變的單側供電，正常供電主變的單側容易過載。建議選用100%/100%的110 kV/10 kV 80 MVA主變。

1.1? 短路電流控制

常規變壓器63 MVA短路阻抗值一般采用16%。根據X標幺值=（Uk%/100）×（S基準/S額定），為控制短路電流不變，80 MVA主變的短路阻抗值應提高至20.3%。

1.2? 主變負載率控制

大容量變電站應用在高負荷密度地區，應滿足“N-1安全準則”，即1臺主變故障時，其負荷可平均轉移至其余正常運行主變的低壓側，屆時正常運行主變仍不過載。即主變平時運行的最高負載率應控制在2/3=66.7%；考慮變壓器1.1倍過載可長期連續運行，可適度調高變電站的最高負載率，即2×1.1/3=73.3%。

1.3? 10 kV間隔配置

廣東電網3×63 MVA變電站的10 kV出線規模為48回[5]，10 kV主干線一般采用3×300 mm2電纜（允許載流量552 A，約9.56 MVA）或240 mm2架空線（允許載流量610 A，約10.57 MVA）。每回線路平均最大輸送容量約4 MVA，線路平均最大負載率約40%，處于相對較低水平。

綜合考慮變電站周邊管線通道資源以及線路負載情況，建議3×80 MVA變電站10 kV出線規模維持48回，每回線路平均最大輸送容量提升至5 MVA，線路平均最大負載率約50%，具體見表1。

2? 主接線方式

2.1? 10 kV主接線方式

受限于目前10 kV斷路器的最大額定電流，建議3×80 MVA變電站采用單母六分段環形接線，每臺主變配置2個半段母線（A段、B段合計1段母線負荷），進線斷路器額定電流4 000 A（69.28 MVA），如圖1所示。變電站最高平均負載率73.3%，每個半段10 kV母線最高負荷80×73.3%/2=29.32 MVA。1臺主變故障時，負荷平均轉移至剩余正常運行的2臺主變，1個進線斷路器最大帶2個半段母線（合計1段母線）負荷，即58.64 MVA，滿足“N-1”運行要求。

2.2? 110 kV主接線方式

110 kV變電站110 kV側典型接線有2種方式[6]：①線路變壓器組方式；②具有高壓母線的一次側接線方式，包括單母線分段接線、內橋接線和外橋接線。結合廣東110 kV電網終期接線方式，3×80 MVA變電站的110 kV目標接線主要有3種：①“單母分段+雙側電源完全雙回鏈”接線；②“一進二出+雙側電源手拉手”接線；③“線變組+雙側電源三T”接線。

1）“單母分段+雙側電源雙回鏈式”接線方式：雙側電源雙回鏈式接線方式，如圖2所示。正常供電時，110 kV站A由左側220 kV站供電，110 kV站B由右側220 kV站供電，中間110 kV線路互備。線路N-1故障時，首段線路單回線路能帶“1”整個站負荷，不影響供電；220 kV站110 kV母線N-1故障時，110 kV備自投動作轉供電，轉由對側220 kV站供電，不影響供電（后續需調整110 kV運行方式，改分列運行）；主變N-1故障時，通過10 kV備自投，可將故障主變負荷轉由同站鄰近2臺主變供電，首段110 kV線路供電壓力不變。這種接線方式線路回路數少，投資相對較少，但每回線路的載流量要求更高，導線截面更大。

110 kV側采用單母分段主接線方式，若嚴格考慮滿足“N-1安全準則”（包括母線N-1），全站最高負載率要求控制到更低水平，可供電容量提升不明顯。

圖1? 10 kV側接線方式

圖2? “單母分段+雙側電源雙回鏈”接線方式

2）“一進二出+雙側電源手拉手”接線方式：每臺主變110 kV側配置3個斷路器（一進二出，根據新能源或用戶接入需求每臺主變可增加1個斷路器），將每回110 kV線路分成3段，如圖3所示。首段線路N-1故障時，若主變有備用線路（例如站A的#1主變），通過110 kV備自投轉備用線路供電，則備用線路首段供2臺主變，帶2段10 kV母線負荷；若主變無備用線路（例如站A的#2主變），通過10 kV備自投將負荷均分至相鄰主變，則相鄰線路供1臺主變，帶1.5段10 kV母線負荷。主變N-1故障時，通過10 kV備自投，可將故障主變負荷轉由同站鄰近2臺主變供電，鄰近110 kV線路供電壓力增大（供1臺主變，帶1.5段10 kV母線負荷）。220 kV站110 kV母線N-1故障時，考慮最嚴重情況（例如220 kV站I下母線），站A的#1主變通過110 kV備自投恢復供電，站A的#2主變通過10 kV備自投均分負荷，此時220 kV站II線路供2臺主變，帶2.5段10 kV母線負荷。這種接線方式，運行方式靈活，檢修方便，供電可靠性高。但線路規模、投資相對較大，出線間隔較多，運維設備較多。

3）“線變組+雙側電源三T”接線方式：相對于“一進二出+雙側電源手拉手”，每臺主變110 kV側只配置1個斷路器，如圖4所示。線路N-1故障時，故障線路的2臺主變停電，通過10 kV備自投，可將故障主變負荷轉由同站鄰近2臺主變供電，鄰近110 kV線路供電壓力增大（線路供2臺主變，帶3段10 kV母線負荷）；主變N-1故障時，通過10 kV備自投，可將故障主變負荷轉由同站鄰近2臺主變供電，鄰近110 kV線路供電壓力增大（線路供2臺主變，帶2.5段10 kV母線負荷）；220 kV站110 kV母線N-1故障時，相關線路的2臺主變停電，通過10 kV備自投，可將故障主變負荷轉由同站鄰近2臺主變供電，鄰近110 kV線路供電壓力增大（線路供2臺主變，帶3段10 kV母線負荷）。

這種接線方式在線路規模、投資方面，跟“一進二出+雙側電源手拉手”接線方式一致。相對“一進二出+雙側電源手拉手”接線方式，“線變組+雙側電源三T”接線方式只配置了1個進行間隔，運維相對簡單，但在運行靈活性、施工停電靈活性、供電可靠性高方面相對較弱。這種接線方式的最大問題是，同通道故障，2個110 kV站全停（地市局一般重點考慮架空線同塔故障全停，比較少考慮電纜同溝故障全停）。

圖3? “一進二出+雙側電源手拉手”接線方式

圖4? “線變組+雙側電源三T”接線方式

2.3? 不同110 kV接線方式下的電纜選型

大容量變電站應用在高負荷密度地區，常采用電纜敷設方式，電纜選型應滿足“N-1安全準則”[7-10]。由表2可知，“一進二出+雙側電源手拉手”和“線變組+雙側電源三T”接線方式出線回路數較多，但對各段線路載流量的要求較低；而“單母分段+雙側電源雙回鏈式”接線方式則出線回路數少，但對線路載流量要求最高。

3? 投資分析

參考廣東電網110 kV站典型設計方案，3×80 MVA變電站的用地面積（44.2 m×78.4 m）比3×63 MVA變電站（44.2 m×75.4 m）增加4%，但變電容量提升27%，有效提高變電站土地利用率。

“線變組+雙側電源三T”接線組，變電站投資最小，但110 kV電纜回路數多、首段電纜截面大，線路投資相應增大，最終總投資最大；“一進二出+雙側電源手拉手”接線組，變電站投資最大，但110 kV電纜截面最小，最終總投資為中間值；“單母分段+雙側電源雙回鏈式”接線組，變電站投資比“一進二出”稍小，同時110 kV電纜回路數少，最終總投資最小，見表3。

4? 結論

大容量變電站建設在珠三角地區處于探索階段。為了適應高負荷密度地區的需求和土地節約使用的原則，本文探索以3×80 MVA為代表的大容量變電站在本地應用的可行性及其設計指標。通過研究有如下建議。

1）80 MVA主變建議選用100%/100%的110 kV/10 kV變壓器，主變短路阻抗值提高至20.3%。為滿足“N-1安全準則”，同時考慮變壓器可1.1倍過載長期連續運行，主變負載率控制在73.3%以內。

2）3×80 MVA變電站10 kV出線規模建議維持48回，10 kV主接線方式建議采用單母六分段環形接線，每臺主變配置2段10 kV母線，進線斷路器選用額定電流4 000 A。

3）“一進二出+雙側電源手拉手”接線方式，在供電可靠性、運行靈活性和檢修方便性方面均優于其他2種接線方式，而且投資位于中間值，建議優先采用。

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