220kV变电站电气接线比选与优化研究

王宇坤

(国网芜湖供电公司， 安徽 芜湖 241000)

0 引言

变电站电气主接线要根据变电站在系统中的地位、作用、种类、负荷性质、负荷容量、设备特点、电网结构等因素确定，对电网运行安全、供电可靠、运行灵活机动、检修方便、经济性等起着重要的作用，是电力系统的重要组成部分。

本文根据《220 kV～750 kV变电站设计技术规程》(DL/T 5218-2012)(以下简称规程)对安徽芜湖220 kV南二变电站的220 kV电气主接线进行比选和优化，兼顾可靠性、灵活性和经济性，形成该变电站远景和本期电气主接线方案。

1 工程概况

安徽芜湖220kV南二变电站所在供电区域存在的主要问题是供电线路长，供电可靠性差，供电质量低。地区电网依赖外部电源已不能满足区内负荷需求。因此建设该220 kV变电站可以满足当地电网负荷增长的需求、改善110 kV电网结构。

2 220kV电气主接线远景方案

安徽芜湖220 kV南二变电站220 kV出线本期1回，远景6回，各回线路均无T接线。根据《规程》第5.1.6条：“220 kV变电站中的220 kV配电装置，当在系统中居重要地位、出线回路数为4回及以上时，宜采用双母线接线。”因此根据变电站在系统中的地位、远景出线规模等现状，并与现有运行模式相匹配，本文推荐远景220 kV采用双母线接线形式，不考虑其他简单接线形式，如图1所示。

图1 220kV远景电气主接线

2.1 可靠性分析

220 kV南二变电站为地区重要变电站，本期从220 kV盛桥变电站单线受电，远景有不少于两回独立电源，采用双母线接线是一种可靠性高、运行方式灵活的接线形式。

双母线接线的主要优点是可靠性高、任一组母线故障时所有回路均不中断供电，220 kV南二变电站采用户外GIS设备，当单段母线故障或者故障时，双母线接线可以通过倒闸操作将该段母线上的所有进出线倒至另一段母线。也就是说，双母线接线在一条母线故障或检修时，需全站短时停电后恢复送电。表1给出了各种主要电气元件故障(或检修)时的运行方式的变化情况。

表1 各种主要电气元件故障(或检修)时的运行方式的变化

在二次设备方面，220 kV侧远景主接线选用双母线接线后，按主变配置一套双重化的主变差动、后备保护装置，按母线配置一套双重化的母线差动保护，按线路配置一套双重化的线路保护，按母联配置一套双重化的母联保护，均采用微机保护装置，保护单元配置独立的CPU，可靠性高。

根据上述分析，双母线接线的可靠性较高，220 kV南二变远景主接线采用双母线接线形式是合适的。

2.2 灵活性分析

220 kV远景主接线主要考虑对调度、检修的便利。

正常运行时，双母线接线各进出线固定于一条母线运行，以双母线接线运行。假定远景#1、#2主变、出线1、出线3、出线5固定接于1M母线；#3主变、出线2、出线4、出线6固定接于2M母线。

当某条母线停运(检修或故障)时，可以通过母线隔离开关倒闸操作实现两条母线出线的切换，相当于以一条单母线接线运行；

当#3主变停运(检修或故障)时，#3主变高压侧断路器退出运行，母联断路器投入运行，相当于以一条单母线接线运行；

当线路或#1主变或#2主变停运(检修或故障)时，母线不退出运行，仍然以双母线接线运行。

因此，220 kV南二变远景主接线采用双母线接线有利于运行单位开展调度、检修等工作，该接线形式运行灵活性较优。

2.3 经济性分析

对双母线接线方案相应的220 kV配电装置设备造价进行分析，由于220 kV远景主接线无其他备选方案，因此仅与国网典设C-1方案进行比较。

表2列出了主要一、二次设备项目。对于二次电缆、通讯光缆等材料，及其他费用等参照同等工程或按标准计列。

表2 双母线方案与国网典设C-1方案设备投资对比

与国网典设C-1方案相比，本工程220 kV远景主接线方案节省9组进出线隔离开关，在保证主接线可靠性的条件下，简化电气单元数量，在节省投资的同时，节省了占地，符合国网公司资源节约型、环境友好型变电站建设理念。

3 220 kV电气主接线本期方案

根据《规程》第5.1.9条：“各级电压配电装置，初期回路数较少时，宜采用断路器数量较少的简化接线，但在布置上应满足过渡到最终接线的可实施性。”

本节提出220 kV主接线本期三种备选方案，即线变组接线(方案一)、单母线接线(方案二)和双母线接线(方案三)。其中，线变组接线线路侧采用了电子式三相电流电压互感器，本期可取消2M母线设备，节省本期设备投资。

表3 三种备选方案

图2 220 kV电气主接线比选方案

需要说明的是，三个备选方案均考虑远景向双母线接线方式过渡，即远景的主接线形式相同。方案1～方案3三种备选方案主要设备见表4。

表4 方案主要设备数量表

3.1 可靠性分析

根据《评审意见》，本站本期220 kV出线1回，1×180 MVA主变压器，采用户外GIS双列布置，架空出线。考虑到本期建设规模，无论采用何种接线形式，任意一个元件(隔离开关、断路器、母线)故障，都会造成变压器失电，因此原则上应选用尽可能少的电气元件以提高接线形式的可靠性。

采用线变组接线，仅有架空线-断路器-母线-#1主变4个电气元件，元件数量最少；采取单母线接线相较线变组接线，需要增加一个断路器；采取双母线接线相较单母线接线，需要增加一个母线元件。因此，单从元件可靠性来看，线变组接线元件可靠性最高、单母线接线次之、双母线接线最低。

3.2 灵活性分析

220 kV本期主接线灵活性主要考虑向远景扩建的便利性。

在此重点讨论方案1线变组接线、方案2单母线接线向终期双母线接线过渡的施工及停电方案(注：方案3双母线接线已按终期规模建成，在此不再讨论)，主要从一次设备改接复杂性及停电时间长短，以及继电保护配置、二次接线改接复杂性两个方面进行论述。

根据系统规划，假定扩建双母线后，本站的规模为3线2变，新上220 kV出线2、出线3、1M母线、#2主变并完善相应间隔。方案1、方案2向双母线过渡的扩建内容见表5。

表5 方案1、方案2向双母线过渡的扩建内容

如上表所述，两个扩建方案区别在于：方案1比方案2需要多上1台主变进线间隔断路器、1组2M母线设备。

经向施工单位收资，方案2完成上述扩建内容需全站停电1次，停电时间为4天；方案1比方案2需增加全站停电1次，停电时间为1天，因此下文在研究线变组接线向双母线过渡的设计方案时，试图通过优化设备布置形式，优化停电方式、尽最大可能地缩短停电时间。

(1)线变组接线向双母线过渡扩建内容

1)一次设备改接及停电时间分析。方案1线变组接线本期只上一组母线，按照双母线接线预留一组母线安装位置，且按照远景进出线预留间隔扩建位置。由于本期#1主变进线间隔断路器不上，需要使用支柱绝缘子对2M母线和#1主变间的导线进行过渡，采用这种设备引接方式在后期扩建时需要全站停电，将支柱绝缘子及导线拆解，并制作断路器基础。为了减少扩建工程时上述停电时间，本期工程将#1主变高压侧断路器的基础提前制作并就位，并将支柱绝缘子与断路器基础错开布置方式，从而减少一次为期1天的全站停电时间。通过上述设备布置方案，线变组向双母线接线过渡时间的全站停电次数减少为1次，停电时间缩短为4天，停电期间的一次专业工作内容见表6。

表6 停电期间的一次专业工作内容

2)继电保护配置及二次接线改接复杂性。从二次专业来看，线变组接线仅配置1套线路保护、1套主变保护，母线保护不上，扩建时需新上1套母线保护，1套母联保护，后期扩建另一条母线时需要改接第一套母线保护，并新上第二套母线保护。该部分扩建工作可伴随一次设备停电在4天时间内完成，停电期间的二次专业工作内容见表7。

(2)单母线接线向双母线过渡

单母线接线向双母线过渡时需要停电1次，停电时间为3.5天，与线变组接线的过渡方案相比，在下表的一、二次设备安装与调试阶段节省了0.5天停电时间。

1)一次设备改接及停电时间分析。停电期间的一次专业较线变组接线节省如下工作内容，节省停电时间0.5天：

序号电气一次专业节省的工作内容1220kV场区#1主变间隔断路器安装、2G至断路器之间设备连线安装制作。

2)继电保护配置及二次接线改接复杂性。从二次专业来看，单母线接线配置1套线路保护、1套主变保护，1套母线保护，扩建时需新上2套线路保护、1套母线保护，1套母联保护，并改接第一套母线保护。该部分扩建工作可伴随一次设备停电在3.5天时间内完成，停电期间的二次专业较线变组接线节省工作内容如下：

(3)双母线接线扩建内容

本期为双母线接线时，扩建220 kV出线2、出线3线路、1M母线、#2主变并完善相应间隔需要全站停电1次，停电时间为2.5天。

1)一次设备改接及停电时间分析。停电期间电气一次工作内容如下：

序号电气一次工作内容1220 kV场区出线2、出线3、母联间隔2G安装(包括静触头安装)。2220 kV场区出线2、出线3间隔1G至2G、2G至断路器之间设备连线安装制作。3220 kV场区母联间隔2G至断路器之间设备连线安装制作。4220 kV场区#2主变间隔,1G至2G、2G至断路器之间设备连线安装制作。5220 kV场区#2主变间隔1G静触头安装、1G至断路器之间设备连线安装制作。

2)继电保护配置及二次接线改接复杂性。从二次专业来看，双母线接线配置1套线路保护、1套主变保护、2套母线保护、1套母联保护，扩建时需新上2套线路保护，并改接2套母线保护。该部分扩建工作可伴随一次设备停电在2.5天时间内完成，停电期间的二次专业工作内容如下：

序号工作内容1#2主变高压侧间隔I母刀闸位置,II母刀闸位置接入新母线保护并验证,电流接入新母线保护及通流试验,失灵启动回路完善;两套母差保护传动220 kV出线4线开关、#1主变开关。2220 kV出线2、出线3间隔I母刀闸位置、II母刀闸位置接入两套母线保护并验证,2条线路、#2主变电流接入原母线保护及通流试验,失灵启动回路完善;两套母差保护传动220 kV出线2、出线3、#2主变开关。3220 kVI、II母电压接入220 kV电压并列屏,完善220 kV电压回路,通压试验,电压切换并列试验(涉及220 kV所有间隔刀闸)。

根据上述分析，220 kV本期电气主接线采用方案1与方案2灵活性相近，方案3灵活性最优。

3.3 经济性分析

三个备选方案远景主接线均为双母线接线，故三个方案的主要区别在于本期投资不同。在此对各种接线方案相应的220 kV配电装置本期工程有差异的部分进行比较。

表8列出了主要一、二次设备项目。对于二次电缆、通讯光缆等材料，及其他费用等参照同等工程或按标准计列。

表8 三种备选主接线方案设备投资对比

由表8可知，方案1本期投资最为节省，方案2投资居中，方案3投资最多。

3.4 小结

(1)根据上述分析结果，220 kV远景主接线采用双母线接线；

(2)根据《规范》以及本工程《评审意见》等相关材料，考虑到220 kV南二变电站主变扩建及220 kV出线间隔没有明确的时间表，综合可靠性计算、灵活性分析和经济性评价结果，220 kV本期电气主接线推荐线变组接线作为最优方案。

220 kV本期主接线三种可选方案均为有汇流母线接线，远景均为双母线接线方式。

方案1本期经济效益最省，方案2居中，方案3经济效益最差；

方案1和方案2相比，两者可靠性相当。对于本站负荷受电可靠性、出线送变电可靠性而言，两者基本相同。方案3可靠性最高，但是本期投资较多。

从远景向双母线接线扩建的方便性和过渡方案的实施难度来看，方案3接线形式已按终期规模建设，后续扩建最为简便；方案1扩建复杂性与方案2基本相同。

4 结论

电气主接线方案选型，需要根据电网运行安全、可靠性，运行方式机动灵活性，建设投资经济性指标综合评定。对于可靠性技术指标合格的备选方案，需要根据经济性指标，同时兼顾灵活性、扩建方便等因素，选择最优方案。