西藏吉隆500 kV变电站本远期过渡优化方案

唐 滔，先驰宇，罗忠军，白小奇，李海龙，王 鑫

(1.中国电力工程顾问集团西南电力设计院有限公司，四川 成都 610021；2.国家电网西藏电力有限公司，西藏 拉萨 850010)

0 引言

吉隆500 kV变电站为西藏阿里与藏中电网联网工程其中一个变电站，站址位于日喀则地区吉隆县，平均海拔高度4 070 m，按500/220/35 kV变电站规划，本期建设其中的220 kV部分，为220/110/35 kV变电站。项目建成后将扩大西藏地区主电网覆盖范围，对提高电网供电能力和供电可靠性、维护边疆民族地区安全稳定、推动西藏全面建成小康社会有着重大意义。

1 项目简述及特点

根据系统规划要求，吉隆500 kV变电站规划为500/220/35 kV变电站，本期建设220 kV部分，为220/110/35 kV变电站。本期建设2台220 kV临时主变，远期升压时更换为2台500 kV主变，220 kV临时主变及110 kV配电装置搬迁至附近变电站，工程建设规模如表1所示。

表1 建设规模一览表

1.1 本期工程简述

吉隆站本期(过渡期)建设2×120 MVA、220/110/35 kV三相一体变，220 kV采用双母双分段接线户内气体绝缘金属封闭开关设备(gas insulated switchgear，GIS)。110 kV 采 用 两 变一线扩大单元接线复合式组合电器(hybrid gas insulated switchgear，HGIS)。35 kV 采 用 单 母线分段接线户外敞开式设备，户外软母线中型、罐式断路器双列式布置。

220 kV主变布置于站区中部远期500 kV主变场地，220 kV、35 kV配电装置按远期规划布置，同时兼顾本期进出线。110 kV配电装置布置于远期500 kV配电装置场地。

1.2 远期工程简述

吉隆站远期建设2×750 MVA、500/220/35 kV单相自耦变，500 kV采用3/2断路器接线户内GIS，220 kV采用双母双分段接线户内GIS，35 kV采用单母线分段接线户外敞开式设备，户外软母线中型、罐式断路器双列式布置。

本期220 kV主变拆除后场地用于布置500 kV主变，220 kV、35 kV配电装置在本期基础上进行扩建改造，本期110 kV配电装置拆除后用于布置500 kV主变进线构架及设备。

1.3 项目特殊性

与其它500 kV与220 kV合建站或500 kV变电站不同，吉隆站有如下特殊性：

1)吉隆站本远期主变压器电压等级不一致。

2)查务—吉隆2回线路(以下简称“查隆线”)按500 kV电压等级一次建成，本期降压至220 kV运行，接入站内220 kV配电装置，远期升压为500 kV时，改接入500 kV配电装置。

3)吉隆—门布110 kV单回出线(以下简称“隆门线”)利用降压至110 kV运行的220 kV线路接入站内110 kV配电装置，远期升压后取消。

4)远期升压时，考虑拆除220 kV主变及110 kV配电装置、新建500 kV主变及配电装置对全站停电时间的影响，需通过本远期结合并优化布置，以最大限度减少升压时变电站停电时间。

鉴于吉隆站的特殊性，在进行电气总平面布置时需同时考虑本远期主接线及过渡方案。

2 电气主接线

2.1 本远期建设过渡电气接线

西藏地区500 kV输变电工程面临线路走廊资源紧缺，本期输送功率较小，远期输送功率较大，本远期间隔时间较长等特殊情况。面对该问题，在系统方案论证时，一般会提出三种方案：

1)以远期功率为准，线路及两端变电站按500 kV电压等级一次性建成。

2)以本期功率为准，线路及两端变电站按220 kV电压等级建设，后期需要时再重新建设新的输变电网络。

3)本远期结合，线路按500 kV电压等级一次性建成，两端变电站按500 kV变电站规划，本期建设220 kV部分。500 kV线路降压至220 kV运行，接入站内220 kV配电装置。

针对本远期过渡接线方案，在电气主接线设计中，需要充分考虑各种方案，充分考虑本期方案与远期方案的结合性，提出经济合理的降压运行过渡方案。

经系统充分论证，吉隆站采用本远期结合，500 kV线路降压至220 kV运行，接入站内220 kV配电装置方案。

2.2 500 kV电气主接线

西藏地区的500 kV网架极其薄弱，未形成网状结构，基本为长距离链式结构、从一端向另外一端送电的型式。长距离链式结构电网可靠性较低，需要在变电站电气主接线配串中采取将起始侧进线和终端侧出线配成一串、电源侧进线和主变配成一串等特殊措施，以增强其系统可靠性。

吉隆站远期500 kV进出线共10回，为枢纽变电站，推荐采用成熟可靠的3/2断路器接线。

2.3 220 kV电气主接线

西藏地区地域辽阔，系统上的220 kV变电站之间分布范围较远，配套的220 kV线路比普通平原地区均较长，该地区的220 kV变电站需要有更高的可靠性。

吉隆站远期220 kV进出线共14回(本期共5回)，可采用双母单分段接线。因需要给电铁牵引站供电，而接入牵引站的两路电源应引至不同母线段，故本远期220 kV主接线推荐采用双母双分段接线。

2.4 110 kV电气主接线

为提高供电可靠性，减少远期升压时110 kV出线停电时间，临时的110 kV隆门线采用2变1线扩大单元组接线。

2.5 35 kV电气主接线

吉隆站35 kV出线共6回(本期共3回)，采用单母分段接线。

吉隆站本远期电气主接线示意图详如图1、图2所示。

图1 吉隆站本期电气主接线示意图

图2 吉隆站远期电气主接线示意图

3 电气总平面布置方案

3.1 绝缘水平及空气间隙海拔修正

依据西藏电科院对《西藏阿里与藏中电网联网工程初步设计海拔修正、电气设备绝缘配合方法及空气间隙计算书》复核评估报告及设计回复，吉隆站各电压等级绝缘水平及最小空气间隙按海拔4 100 m进行修正，推荐采用GB 311.1—2012[1]中修正方法进行海拔修正。各电压等级海拔修正结果如表2、表3所示。

表2 各电压等级电气设备外绝缘水平推荐值

表3 各电压等级最小空气间隙推荐值

3.2 本远期电气布置方案

依据最小空气间隙海拔修正计算结果，结合 DL/T 5352—2018[2]、DL/T 5218—2012[3]、国网公司通用设计西藏电网分册[4]及西藏同类工程参考资料，吉隆站各电压等级配电装置出线门型构架尺寸如表4所示。

表4 各电压等级出线门型构架尺寸

吉隆站规划为500 kV变电站，本期建设220 kV部分，在进行电气总平面布置时，应重点考虑如下问题：

1)主变及35 kV配电装置按远期500 kV主变规划，同时兼顾本期220 kV主变接入方案；

2) 220 kV配电装置应考虑本远期主变进线及出线接入方案；

3)查隆线500 kV高抗布置方案；

4)降压运行的查隆线、隆门线接入配电装置方案；

5)远期建设500 kV主变时应尽量缩短停电时间，减少停电损失。

鉴于吉隆站系统规划的特殊要求，结合站址条件，设计拟考虑如下三个方案。

方案一：高抗终期位置布置、110 kV电缆出线

方案二：高抗终期位置布置、110 kV架空出线

方案三：高抗与主变一列布置、110 kV架空出线

结合吉隆站远期电气主接线，远期电气总平面布置图如图3所示。

图3 远期电气总平面布置图

3.2.1 高抗终期位置布置、110 kV电缆出线

220 kV、35 kV配电装置按本远期结合规划布置，2台220 kV临时主变占用远期500 kV主变位置。本期降压运行的查隆线按终期规划位置接入500 kV配电装置出线构架，经站内架空线接入220 kV配电装置查务(远期为吉隆)间隔，线路高抗布置于500 kV出线构架外侧。远期吉隆站升压为500 kV时，拆除架空线，改接入500 kV配电装置。为减少远期升压时改接线停电时间，架空线下方的500 kV GIS室本期提前建设。

110 kV配电装置布置于远期500 kV配电装置区域。本期降压运行的隆门线按终期规划位置接入220 kV配电装置聂拉木1出线构架，经电缆接入站内110 kV配电装置。该布置方案电气总平面布置如图4所示。

图4 电气总平面布置图(方案1)

3.2.2 高抗终期位置布置、110 kV架空出线

本方案全站总布置与方案1基本一致，区别在于本期降压运行的查隆线接入500 kV配电装置出线构架后，经电缆或气体绝缘金属封闭输电线路(gas insulated metal enclosed transmission lines，GIL)母线接入站内220 kV配电装置查务(远期为备用)间隔。

110 kV配电装置布置于远期500 kV配电装置区域。本期降压运行的隆门线接入220 kV配电装置吉隆1出线构架，经架空线接入站内110 kV配电装置。该布置方案电气总平面布置如图5所示。

图5 电气总平面布置图(方案2)

3.2.3 高抗与主变一列布置、110 kV架空出线

220 kV、35 kV配电装置按本远期结合规划布置，2台220 kV临时主变占用远期500 kV主变位置。本期降压运行的查隆线经站外绕行接入站内220 kV配电装置查务(远期为备用)间隔，线路高抗布置于220 kV主变南侧。远期吉隆站升压为500 kV时，拆除高抗引接线，高抗搬迁至500 kV出线构架外侧，出线接入500 kV配电装置出线构架。

110 kV配电装置布置于远期500 kV配电装置区域。本期降压运行的隆门线接入220 kV配电装置吉隆1出线构架，经架空线接入站内110 kV配电装置。该布置方案电气总平面布置如图6所示。

图6 电气总平面布置图(方案3)

3.3 三种布置方案技术经济比较

三种布置方案技术经济比较，如表5所示。

表5 不同布置方案技术经济比较表

为减少停电时间，三个方案远期升压时，500 kV主变均需分期建设，查隆线路单回运行，方案3线路单回运行时间最长。110 kV配电装置及隆门线最终需要拆除、搬迁，远期应考虑尽可能减少该回线路停电时间。

三个方案远期220 kV、35 kV配电装置均可直接利用。方案一需提前建设架空线下方的500 kV GIS室，但可靠性高，运行维护方便，远期停电时间短。方案二采用电缆初期设备投资较省，但电缆运行可靠性相对较低，一旦事故，修复时间较长，停电损失较大，后期运行维护工作量大；采用GIL母线初期设备投资高，且GIS分支母线拆除之后无法再利用，隆门线站外线路需绕行。方案三初期站内投资最低，但远期高抗需站内拆除、搬迁，查隆线及隆门线站外线路均需绕行，线路投资高。

结合各方意见，综合考虑远期停电时间，经技术经济综合比较，吉隆站最终采用高抗终期位置布置、110 kV电缆出线方案。

4 结语

文章结合工程实践，针对西藏吉隆500 kV变电站设计，分析了吉隆站的特殊性、依托设备外绝缘及最小空气间隙海拔修正结果，结合站址条件，提出了吉隆站本远期电气总平面布置过渡优化方案，经综合考虑远期停电时间及经技术经济比较，最终确定项目实施方案。通过对吉隆站不同过渡优化方案的论述及工程实践，希望能为后续高海拔地区变电站及内地特殊变电站的设计提供指导和参考。