一级降压站用电系统在特高压变电站中的应用

查申森，郑建勇，胡继军

(1.东南大学电气工程学院，南京市，210096；2.江苏省电力设计院，南京市，211102)

0 引言

采用特高压输电，对实现更大范围的资源优化配置、提高输电走廊的利用率和保护环境具有十分重要的意义［1］。我国特高压输电技术研究开始于1986年，在特高压交流输电领域相继开展了“远距离输电方式和电压等级论证”、“特高压输电前期论证”和“采用交流百万伏特高压输电的可行性”等研究，在特高压输电系统过电压水平、绝缘配合、输电线路对环境影响以及设备、线路、铁塔、典型变电站的选择与论证方面，取得了初步成果［2-4］。

变电站站用电系统是保障变电站安全、可靠运行的重要环节。一旦站用电系统出现问题，将直接或间接地影响变电站安全、可靠运行，严重时会扩大事故范围，导致电网解列等恶性事故的发生。特高压系统的电压等级高、容量大，为保证电力系统安全、可靠运行，对站用电系统的可靠性要求将更加严格，开展这方面的研究工作对确保特高压系统的安全运行具有重要的作用［5-16］。

1 000 kV特高压徐州变电站是锡盟—南京输变电工程的重要组成部分，是华东电网接受北部地区外来电的汇集点，担负着北部来电外送、特高压线路电压支撑以及徐州火电外送的重要功能。关于站用电系统设备选型、短路电流计算及电压损失校验方面的内容，已有很多文献进行了介绍，本文的主要工作是分析徐州1 000 kV变电站站用电系统的降压方式与原理接线，提出一种新的站用电系统设计方案。

1 设计规模与设计原则

徐州1 000 kV变电站工程建设规模见表1。

目前尚无1 000 kV特高压变电站站用电系统的设计规程，其设计原则可参考500 kV交流变电站站用电系统的设计［17］，一般性原则如下：

表1 徐州1 000 kV变电站建设规模Tab.1 Construction scale of Xuzhou 1 000 kV substation

500 kV变电站建设初期仅安装1台主变压器时，站用电源通常只装设1台工作变和1台备用变。对于1 000 kV变电站，按照保证站用电系统供电可靠性的原则，考虑其在系统中的重要性以及站用变压器轮换检修的要求，站用电系统的设计原则和配置要求应不低于常规500 kV变电站。

2 站用电源配置

徐州1 000 kV变电站建设初期仅安装了1组主变压器(1号主变压器)，因此要求至少有2路相互独立的站用电源，并且1路站用电源直接从站内引接，其他站用电源从站外引接。

2.1 远期电源配置

2台站用工作变压器(1、2号)电源由站内1、2号主变压器110 kV侧母线引接；1台站用备用变压器(0号)电源由站外35 kV电源引接。

2.2 初期电源配置

1号站用变电源可引自1号主变压器110 kV侧母线，0号站用变电源由站外35 kV电源引接。

500 kV变电站建设初期仅安装1台主变压器时，站用电源通常只装设1台工作变和1台备用变，而1 000 kV变电站的站用电系统供电可靠性要求更高，当主变压器检修时，只有1路站外电源供电，为提高站用电系统可靠性，初期应引入第3路站用电源，文献［3］中对第3路电源配置进行了详细分析。

3 降压方式选择

3.1 问题的提出

一级降压，即采用1台变压器直接将站用电源电压转变为380 V站用电压；二级降压，即采用2台变压器串联，将高压通过2次降压转变为380 V站用电压。

500 kV及以下变电站站用电系统在设计时，因站用电源只有35、20、10 kV这3种电压等级，并且有成熟运行经验的变压器，因此可以分别采用35/0.4 kV、20/0.4 kV、10/0.4 kV变压器将高压直接转变为380 V低压。

1 000 kV特高压变电站站用电系统的站内电源引自主变压器110 kV侧，如果采用一级降压方式，则站用变压器需要将110 kV直接转变为400 V，变压比数110/0.4，这是常规站用变压器(以35/0.4为例，变比为87.5)的3倍。在交流特高压示范工程1 000 kV晋东南变电站、1 000 kV荆门变电站中，考虑到设备的实际生产制造能力和运行维护经验等因素，均采用了有成熟制造经验的110/10 kV变压器和10/0.4 kV变压器串联的二级降压方式。

目前，在1 000 kV特高压变电站站用电系统设计中，尚无采用一级降压方式的先例。

3.2 降压方式比较

3.2.1 可靠性比较

一级降压方式采用1台站用变压器直接降压，从110 kV至400 V的供电回路中只有1台断路器和1台变压器。二级降压方式采用2台站用变压器串联降压，从110 kV至400 V的供电回路中有1台断路器和2台变压器。从一次设备级联的角度考虑，二级降压方式多出1个中间环节，增加了1台变压器发生故障或检修的概率，可靠性比一级降压低；从保护配置角度考虑［18-19］，2种方式保护配置相同，一级降压方式的保护整定计算比二级降压简单。因此，一级降压方式的可靠性较高。

3.2.2 电压偏移比较

为了保证站用电设备的可靠供电，首先要求站用电设备如直流系统等的受电电压能满足相关设备持续运行，站用电低压侧母线电压的典型值可参考文献［17］，当站用变压器高压侧电压和站用电负荷正常变动时，站用电低压母线的电压偏移应控制在±5％以内。

1 000 kV变电站站用电系统采用站外110 kV电源时，其供电电压主要受电网运行方式影响，一般都能满足文献［20］的规定；而采用站内110 kV电源时，其供电电压不仅受电网运行方式的影响，还会随110 kV并联电容器及电抗器的投切而大幅度波动，因此站用电110 kV母线电压的偏移将超过20％。

当系统运行在小方式时，110及1 000 kV母线电压较高，二级降压方式下400 V母线电压偏移均可维持在±5％以内，其中二级降压方式分别通过2台变压器的抽头电压调整，可相对减少400 V侧母线电压的偏移，但变压器抽头调节频繁，如图1所示。

当系统运行在大方式或者110 kV低压并联电抗器投入容量进一步增加时，110 kV母线电压较低，二级降压方式2台主变阻抗串联，变压器阻抗较大，400 V母线电压偏移反而大幅度增加，此时一级降压方式更有优势，如图2所示。

3.2.3 经济性比较

目前一级降压方式采用的110/0.4 kV站用变压器单台报价约为105万元。二级降压方式采用的110/10 kV变压器单台价约为100万元，10/0.4 kV干式变压器单台价约为25万元。建设初期，因为一级降压方式比二级降压方式少建设2组10/0.4 kV干式变压器，所以节约投资约45万元，一级降压方式的经济性较优。

3.2.4 设备布置

一级降压方式：远期建设3台油浸式站用变压器，布置在户外场地；本期共建设2台油浸式站用变压器(1台施工用变压器不计入成本计算)，布置在户外场地上。

二级降压方式：远期建设3台油浸式站用变压器、2台干式站用变压器，分别布置在户外场地和交流电源室内；本期建设2台油浸式变压器(布置于户外)、2台干式变压器(布置于户内)。

可见一级降压站用电系统的建筑面积较小。

3.2.5 设备制造

一级降压方式采用的110/0.4 kV油浸式变压器目前国内几乎没有制造、运行经验，但ABB、西安变压器有限公司等主要变压器生产厂商均表示有能力生产该种变压器。

二级降压方式采用的110/10 kV变压器和10/ 0.4 kV变压器是成熟的产品，就生产、运行、检修经验而言，比110/0.4 kV变压器成熟。

可见2种设备制造能力相当，但二级降压产品成熟性较好。

3.2.6 对380 V设备选用的影响

经计算，采用一级降压方式的变压器低压侧380 V母线三相短路电流约为34.3 kA(阻抗电压取值为10.5％)，采用二级降压方式的变压器低压侧380 V母线三相短路电流约为29.6 kA(高、低压站用变电压阻抗值分别取为10.5％和6.5％)。

采用二级降压方式时，主变380 V侧短路电流比一级降压方式小。晋东南1 000 kV变电站、荆门1 000 kV变电站的380 V站用电柜设备短路电流水平均为50 kA，而根据一级降压方式380 V母线三相短路电流的计算结果，一级降压方式的380 V设备短路电流水平也宜选择50 kA，与二级降压方式相当。

因此，无论采用何种降压方式，380 V设备短路电流水平的选择基本相同，380 V设备选型没有困难。

一级降压方式和二级降压方式的技术经济比较见表2。

表2 一级降压方式和二级降压方式技术经济比较(建设初期)Tab.2 Technological and econom ical com parisons between prim ary step-down system and secondary step-down ystem(first stage of construction)

由以上分析可知，一级降压方式的技术可靠性、经济性均优于二级降压方式，变压器制造和低压设备选择不存在困难，徐州1 000 kV特高压站站用电系统推荐采用一级降压方式，变压器容量为2 500 kVA。

4 站用电系统原理接线

徐州1 000 kV特高压变电站共设3路站用电源，初期1路引自站内，2路引自站外；远期2路引自站内，1路引自站外。站用电接线方案的选择应考虑远期和初期供电的可靠性，并适应运行方式的灵活性。文献［3］基于二级降压方式，提出了“两运一备”和“一运两备”2种方案，并推荐了“两运一备”方案。本文基于一级降压方式，提出了2种接线方案并进行了比较，得出不同于文献［3］的结论。

4.1 原理接线

基于一级降压方式的2种站用电系统原理接线方案如图3、4所示。方案1在工作I段、Ⅱ段母线之间设联络开关K5；方案2在0号站用备用变压器低压侧设置开关K5。

4.2 方案比较

方案1、2的工作机制，文献［3］已进行了详细阐述。本文着重分析2种方案的不同。由图3～4可知，2种方案不同之处在于联络开关K5的位置，其对站用电系统运行的影响分析如下。

(1)正常运行：方案1中开关K5处于开断状态，方案2中开关K5处于闭合状态，2种方案均正常运行，基本无差异。

(2)1台站用变失电：当1号或2号站用工作变压器失电时，联络开关K3或K4自动投入，实现0号站用变压器对1号、2号站用工作变压器的专门备用。

方案2中0号备用变对工作母线的供电回路中有2台开关(K3和K5或K4和K3)，相比方案1回路中多了1台开关，增加了中间环节，提高了开关出现故障的概率，可靠性不及方案1。

(3)2台站用变同时失电：假设1号、0号站用变同时故障或检修。

方案1：通过手动投入母联开关K5，使2号站用变向I、Ⅱ段母线供电。手动投入K5将会使站用电系统短时停电。

方案2：通过手动操作K3、K4开关，使得非故障的2号工作电源能够实现对全站负荷的供电。在手投K3、K4开关时，将会使站用电系统短时停电。与方案1相比，在2路电源发生故障时，需要多投入1台开关；而且在1路电源带2段母线工作的回路中，方案2比方案1多1台开关，增加了中间环节，可靠性不及方案1。

4.3 推荐方案

通过以上分析可知：

(1)2个方案投资成本相同，均能实现各种情况下的电源互备投切功能，具有同等的灵活性。

(2)方案1开关自投时中间环节较少，可靠性高。方案2在电源投切过程中比方案1多1台开关，提高了断路器出现故障的概率，可靠性较低。

综上所述，与荆门1 000 kV变电站推荐方案不同，徐州1 000 kV变电站站用电系统接线推荐采用方案1接线。

5 结论

(1)徐州1 000 kV变电站建设初期仅安装1组主变，需要采用3路站用电源以提高供电可靠性。

(2)一级降压方式技术可靠性、经济性均优于二级降压方式，徐州1 000 kV变电站站用电系统推荐采用一级降压方式。

(3)在380/220V工作I段、Ⅱ段母线之间设置联络开关K5，与特高压示范工程的方案相比可靠性更高。

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