江门变电站改造方案分析

黄锦明

（广东电网有限责任公司江门供电局，广东 江门 529000）

500kV 江门变电站是广东省第一座500kV 变电站，于1987年投产。江门站作为粤西电力送往负荷中心的必经站点，是江门电网从省网下送电力的主要来源[1-2]。江门站的500kV 接线采用3/2 接线，2台主变进线均接入串中，电气接线按5 串配置，500kV 配电装置采用GIS 设备。江门站现有6 回出线（包括五邑站、西江站、顺德站各两回）。随着糯扎渡直流的投运，糯扎渡换流站将有2 回500kV 线路接入江门站，届时江门站的500kV 出线将增加至8 回。随着出线的增加与电网的发展，江门站将出现母线穿越功率与短路电流增大、现有GIS 设备不能满足要求的问题[3-4]。本文主要对江门站存在的问题进行分析，研究合理的解决措施，并提出可行的改造方案。

1 500kV 江门站存在的问题

糯扎渡双极与阳江核电的投产后，电力系统的规模扩大，母线穿越功率将逐步增大，短路电流水平也会提高。江门站现有的GIS 设备难以满足系统要求。

1.1 母线穿越功率问题

根据糯扎渡直流输电工程研究成果，在糯扎渡直流双极投产后，换流站出线4 回，其中有2 回接入江门站，江门站配串方案如图1所示。

图1 江门站配串方案图

糯扎渡为直流电力送入通道，五邑间隔为粤西电力送入通道，而顺德与主变方向均为电力送出通道，西江甲乙线电力流向根据电源负荷分布的不同会发生变化。由于电源线和负荷线分别集中配置在两端，当糯扎渡双极投产后，糯扎渡和五邑站送入的潮流增加，江门站500kV 母线穿越功率最大将超过3500MVA；随着阳江核电的投产，母线穿越功率仍将逐步增大，估算最大接近4500MVA。而现有GIS 设备母线额定电流仅为3150A，不能满足要求。

1.2 短路电流问题

对500kV 江门站母线短路电流进行计算，江门地区220kV 电网按分区供电考虑，2010—2015年及2020年的计算结果表明，各水平年江门站500kV 母线的短路电流（三相）均接近或超过50kA。除2011年外，短路电流水平均呈稳步上升的趋势。

对计算结果进行分析，2011年500kV 侧短路电流较2010年增加约5kA，这主要是因为500kV 接入的铜鼓电厂扩建机组、岭澳核电二期、平海电厂、三百门等电厂开始发挥作用，拉高了整体电网的短路电流水平，且五邑—狮洋线路使得珠三角西南电网更加紧密。而在2012年，由于断开了沙角电厂与广南站的联络，江门站500kV 母线的三相短路电流有所下降，但此后随着近区台山核电、阳江核电等电源陆续投产，500kV 电网规模的扩大，使得电网网架日趋紧密，从而短路电流水平进一步提升，从2014年起已超过50kA。至2020年，江门站500kV母线三相短路电流已接近60kA。江门站原有GIS开关设备开关遮断容量为50kA，不能满足要求[5]。

2 500kV 江门站存在问题的可能解决措施

为解决江门站母线穿越功率及短路电流过大的问题，可能采取的措施大致可分为4 类[6]：

1）调整江门站的500kV 出线间隔。

2）安装串联电抗器。

3）调整江门站近区的500kV 网架结构。

4）对江门站进行改造。

措施1）仅能解决母线穿越功率过大的问题，措施2）仅能解决短路电流水平过大的问题，而措施3）和措施4）则有可能同时解决上述两个问题。下面对上述措施分别进行分析。

2.1 调整江门站500kV 出线间隔

为降低母线的穿越功率，考虑优化母线的排列，将现有五邑—江门线路的间隔，调整至顺德—江门线路的位置。

本方案调整后，五邑方向出线需跨越西江方向、顺德方向两个线路走廊，共跨越4 回500kV 线路，实施难度较大。

2.2 安装串联电抗器

为降低江门站的短路电流水平，考虑在江门站部分出线上安装串联电抗器。经计算校核，需在西江—江门双回线路及江门—顺德双回线路分别加装20的串联电抗器，至2015年均可将江门站的三相和单相短路电流限制在50kA 以下；2020年之前，需再在江门—五邑双回线路上加装 20串联电抗器，方可将江门站的三相和单相短路电流限制在50kA 以下。

本方案需要安装串抗的数目较多，占地较大，在不改动站内布置的条件下，存在较大的装设难度，实施难度也较大。故本措施宜与江门变电站的改造结合起来考虑。

2.3 调整江门站近区500kV 网架结构

针对江门站存在的两个问题，主要通过将江门站500kV 出线在站外永久性跳通的手段来调整其近区的500kV 网架结构。

从控制母线穿越功率的角度来看，糯扎渡、五邑均为主要电源线，有大量的功率注入。要降低母线穿越功率，需将上述电源线分隔，即应有一路电源直接与某一路负荷线接通。采取此种500kV 出线调整措施后，江门站500kV 出线将减少至4 回，其短路电流应有较大幅度的下降。

500kV 江门站出线的调整方案拟定如下。

方案1：五邑—江门双回线路与江门—西江双回线路分别跳通，形成五邑—西江双回线路。

方案2：糯扎渡直流换流站—江门双回线路与江门—顺德双回线路分别跳通，形成糯扎渡直流换流站—顺德双回线路（即换流站至顺德共4 回线路）。

方案3：糯扎渡直流换流站—江门双回线路与江门—西江双回线路分别跳通，形成糯扎渡直流换流站—西江双回线路。

方案4：五邑—江门双回线路与江门—顺德双回线路分别跳通，形成五邑—顺德双回线路。

上述4 个方案中，方案1 与方案2 均减少了珠江口西南部地区（包括中山、珠海、新会、广州南部、顺德）的对外联络线。正常运行时，该区域500kV电网与外区电网的联系仅剩恩平—狮洋双回线路，降低了该区域电网运行的可靠性。方案3、方案4均利用直流送出线路，保持了珠江口西南部地区与外区电网的4 回线路联络，但在一定程度上将不利于直流的可靠运行。其中方案4 中形成了换流站—江门—西江的链式结构，对直流运行的可靠性有更大的影响。

分析并比较各方案对网络结构的影响，在上述4 个方案中，方案3 是相对较优的。但各方案均减弱了江门站近区的500kV 电网结构，长远来说不利于电网的长期发展。

2.4 对江门站进行改造

500kV 江门站的运行时间已较长，至“十二五”期间，站内部分设备将陆续到达使用年限，有更新或改造的必要。因此可结合站内设备的更新改造需要，对全站进行较大规模的改造，使改造后的江门站满足系统对母线穿越功率与短路电流水平的要求。

2.5 综合分析

在上述四类措施中，调整500kV 间隔与安装串联电抗器的措施均有较大的实施难度，而调整网络结构虽然操作简便、停电时间少，但明显减弱了江门变电站近区的500kV 电网结构，降低了供电可靠性。对江门站进行改造，虽然实施过程较长，需要较长的停电时间，投资较大，但不改变原有的500kV网络结构，可充分利用原有设备与站内场地，有利于对原变电站进行优化，并保证改造后的江门站在较长时间内继续安全可靠地运行。综合比较，从长远来说，推荐对江门站进行改造。

3 500kV 江门站改造方案

对江门站进行改造，即在尽量不影响江门站500kV 出线的基础上对江门站实施改造，使其改造后的站内设备满足母线穿越功率与短路电流的要求。

3.1 改造方案拟定

江门站的改造方案可分成两类：原地改造方案及新建江门Ⅱ站的方案。

第一类方案有两种：①方案A-H：将500kV 配电装置改造为HGIS 设备；②方案A-G：将500kV配电装置改造为GIS 设备。

第二类方案是利用江门站站内或邻近场地建成江门Ⅱ站。江门Ⅱ站初步按开关站考虑，最终主变规模2×1000MVA。江门Ⅱ站500kV 出线规模10回；即新站建成后，原江门站全部8 回500kV 出线

均接入新站，并利用老站出线间隔，使老站与新站之间保留2 回500kV 联络线路。此方案可保留原500kV 江门变电站中的前2 串用于新旧站间2 回线路联络及原有2 台主变进线。旧站第3 串以后的设备、基础及相应建筑全部拆除，以布置江门Ⅱ站的设备，站内可采用短路电流为63kA 的HGIS 或GIS设备，按照设备类型的不同有2 种方案：①方案B-H：采用HGIS 设备；②方案B-G：采用GIS 设备。

3.2 改造方案比较

对上述各方案进行技术与经济性的比较：

1）方案A-H 不需要新征地，设备投资最低，同时改造停电时间短，但需要将主变的出线套管改为瓷套管。

2）方案A-G 不需要新征地，改造停电时间较短，但设备投资较高。

3）方案B-H 需要新征地，设备投资较高，改造停电时间也较长，主变的出线套管需要改为瓷套管；同时500kV 高压串抗运行维护成本高、损耗大。

4）方案B-G 需要新征地，设备投资较高，改造停电时间也较长；同时500kV 高压串抗运行维护成本高、损耗大。

分析各方案的技术与经济性，方案A-H 与A-G要优于方案B-H 与B-G。

3.3 短路电流校核

对提出的4 种改造方案进行短路电流的校核，结果如下：①A 类方案。A 类方案改造完成后，500kV江门站的500kV 出线恢复8 回，即至糯扎渡换流站、五邑、顺德、西江各2 回，站内63kA 设备的可满足系统母线穿越功率及短路电流水平需要；②B 类方案。B 类方案改造完成后，500kV 江门Ⅱ站的500kV 出线为10 回，除了2 回至原江门站外，另8回同样是至糯扎渡换流站、五邑、顺德、西江各2回。江门Ⅱ站与原江门站之间的每回联络线路上均需加装5的串联电抗器。新建的江门II 站63kA 的设备及原江门站50kA 的设备均可满足系统需要。

3.4 改造方案选择

依据原地改造与新建江门Ⅱ站这两类方案，按照设备类型的不同，合计给出四种方案。对四种方案进行技术与经济性的比较，并对设备能否满足短路电流的要求进行校核。经过综合比较，江门站改造方案推荐原地改造方案A-H，将500kV 配电装置改造为HGIS 设备。

4 结论

本文针对江门站现有设备无法满足母线穿越功率及短路电流水平的问题，对可能采取的调整500kV 间隔、安装串联电抗器、调整500kV 网架结构、对江门站进行改造四种措施的实施难度、停电时间、供电可靠性等进行分析比较。提出了对江门站进行原地改造的方案，将500kV 配电装置改造为HGIS 设备。

[1] 钟杰峰,陈旭,吴宝英,等.广东500kV 主网可靠性评估[J].华东电力,2004,32(3): 19-22.

[2] 钟杰峰,曹华珍,曾勇刚,等.近期广东电网分区供电方案研究[J].华东电力,2004,32(9): 57-59.

[3] 邱伟,钟杰峰,李峰,等.糯扎渡特高压直流规模对广东电网影响研究[J].南方电网技术,2009,3(6): 18-21.

[4] 毛晓明,吴小辰.南方交直流并联电网运行问题分析[J].电网技术,2004,28(2): 6-9,13.

[5] 蔡广林,曹华珍.广东电网限制短路电流措施探讨[J].南方电网技术,2011,5(1): 90-94.

[6] 杨振纲,李力,李扬絮,等.广东电网短路电流超标问题及对策[J].南方电网技术,2011,5(5): 90-93.