限制500kV变电站系统短路电流的设计与实施

王 伟，王佳音

（1.内蒙古电力经济技术研究院，内蒙古 呼和浩特 010090；2.内蒙古水利水电勘测设计院，内蒙古呼和浩特 010020）

0 引言

呼和浩特（简称呼市）电网供电区域包括4 个城区和5 个旗县区。呼市电网是内蒙古电网的重要组成部分。呼市地区电网通过双回500 kV 线路（即：永圣域～响沙湾I、II 回）与鄂尔多斯电网相连；通过双回500 kV 线路（即：永圣域～宁格尔I、II 回）与薛家湾电网相连；通过8回500 kV线路（即：武川～察右中2 回、武川～旗下营2 回、永圣域～丰泉3 回和永圣域～旗下营1 回500 kV 线路）与乌兰察布电网相连；通过双回500 kV 线路及3 回220 kV 线路（即：武川～春坤山双回500 kV 线路、惠川～土右双回220 kV 线路和毕克齐牵引所～美岱召牵引所单回220kV 线路）与包头电网相连。

呼市地区电网形成以城区为中心的220 kV 环网，同时各旗县形成以220 kV 变电站为支点，通过110 kV 变电站向地区负荷供电的辐射状供电结构。

随着地区电源接入和网架不断加强，呼市永圣域220 kV 侧短路电流水平将超出50 kA，而现有220 kV 侧常规开关设备的额定遮断容量为50 kA，因此，需采取措施解决短路电流超标问题[1]。经多方案比选，结合呼市电网网架结构分析，在保证地区负荷供电的前提下，将永圣域主变220 kV 侧分裂运行，能够明显降低永圣域220 kV 侧短路电流水平。文中对500 kV 永圣域变电站220 kV 双母线双分段改造方案进行了分析计算并实施。永圣域220 kV 侧短路电流降幅达到13 kA 左右，可降至37 kA 以内。

随着近期规划的盛乐500 kV 变的建设，永圣域220 kV 侧短路电流水平在40 kA 左右，将从根本上解决永圣域220 kV侧短路电流超标问题。

呼和浩特市电网十三五期间地理接线示意图如图1所示。

图1 呼和浩特市电网十三五期间地理接线示意图

1 永圣域500 kV变电站概况

永圣域500 kV 变电站站址位于内蒙古自治区呼和浩特市西南45 km 托克托县永圣域乡境内。该变电站已于2003年12月建成投运。

永圣域变现有2 台750 MVA 主变，500 kV 出线现有7回，其中2回至响沙湾、1回至宁格尔、1回至旗下营、3 回至丰泉，拟建1 回，至大路煤矸石电厂（2 台300 MW）。220 kV 出线现有12 回，分别为至昭君3回、燕山营2 回、台阁牧1 回、丰泰电厂2 回、台基营1回、盛乐220 kV 变2回、云中1回，220 kV 侧已达到终期规模。220 kV 侧原规划为双母线单分段接线，现已全部建成。

十三五初期，呼市电网形成了以武川、旗下营、永圣域3 座500 kV 变为顶点的三角形网络，其中托克托、和林地区均是由永圣域通过3回220 kV线路形成的三角环网供电，同时永圣域与武川、旗下营同时形成500/220 kV 电磁环网，网络结构紧密，供电联络线均在3 回及以上。现有网络可以满足地区负荷和电源的送出需求，但由于永圣域与地区电网的联络较为紧密，为呼市电网的枢纽变电站，且直接和间接接入的电源项目较多，导致永圣域220 kV 侧三相和单相短路电流水平较高。

根据地区电源建设规划，2022 年将建成京能盛乐电厂2 台350 MW 机组和大路煤矸石电厂2 台300 MW 机组，分别间接接入永圣域220 kV 侧和直接接入永圣域500 kV 侧。届时永圣域短路电流水平如表1所示。

表1 永圣域变电站短路电流水平（电厂接入后）

从表1 可以看出，随着地区电源的接入，永圣域220 kV 侧短路电流水平将超出50 kA，而现有220 kV侧常规开关设备的额定遮断容量为50 kA，因此，需考虑措施解决短路电流超标问题。永圣域500 kV 侧短路电流也达到47 kA，而永圣域由于建设时间较早，500 kV 侧部分开关设备额定遮断容量仅为50 kA，而国内目前常规的500 kV 侧开关设备额定遮断容量为63 kA，建议尽快将500 kV 侧的部分开关设备进行更换。

同样由于永圣域变电站是500 kV 枢纽变电站，220 kV 系统采用双母线双分段接线方式后，在任一段母线发生短路故障时，可将停电范围限制到最小，也为生产运行人员倒闸操作提供了便捷。

2 双母双分段改造

2.1 工程建设的规模

将永圣域主变220 kV 侧母线由现有的双母线单分段接线改造为双母线双分段接线，从而能够实现将永圣域主变220 kV侧分裂运行。近期为保证地区负荷供电可靠性，永圣域220 kV 侧出线排序维持现状。根据永圣域变220 kV 出线排列顺序，分裂后和林地区将由永圣域2 号主变供电，托克托地区由永圣域1号主变供电，同时1 号主变与旗下营、武川仍维持电磁环网。近期永圣域主变分裂后地区正常运行方式潮流图如图2所示。

图2 永圣域220 kV侧母线分裂运行后正常方式潮流图

2.2 主要设计原则

该期220 kV 配电装置突破原规划将双母线单分段接线更改为双母线双分段接线。该期在原II 号母线上新建一个分段间隔，将原II 号母线分段为II、IV号母线。

2.2.1 电气一次

永圣域500 kV变电站220 kV配电装置布置在站区北侧，架空向北出线，采用屋外支持管母线断路器单列布置。分段间隔宽度为24 m。

经校验，变电站部分500 kV设备短路开断水平为50 kA，能满足永圣域220 kV侧分裂后，盛乐500 kV变投产前短路要求，但不能满足永圣域主变220 kV 侧分裂运行，盛乐500 kV 变及五里营220 kV 变投运后短路要求。220 kV、35 kV 设备均能满足短路要求。因此，该期扩建暂不更换短路开断水平为50 kA的500 kV 设备，待远期不满足时再更换。该期新增220 kV设备按短11路水平50 kA选择。

该变电站新增的电气设备选型应与站内现有设备型式相一致，以使配电装置的布置整齐、美观和运行检修方便。

根据《内蒙古电力系统污区分布图》（2011 年版），该变电站处于III（D）级污秽区。

2.2.2 系统保护

该期工程220 kV 部分由双母线单分段接线改造为双母线双分段接线，站内原有双套适用于双母线单分段的220 kV 母线保护装置不能满足该期工程的要求，该次设计考虑对改造后的每组220 kV 母线配置双套适用于双母线双分段接线的母线保护装置，每套保护装置组1面柜，共配置4面柜，其中2面占用原有母线保护柜屏位，2面占用备用屏位。

永圣域变配置的NS8000 型保护及故障信息远传系统为2010 年生产改造工程中更换的设备，设备容量不能满足该期突破规模建设内容的接入要求，该期需要对原有装置进行扩容。

2.2.3 调度自动化

永圣域500 kV 变电站原由国调华北调控分中心和内蒙中调实施两级调度管理，其中220 kV 系统由内蒙中调调度管理。该期工程实施后，调度关系维持不变。永圣域500 kV 变电站电气控制方式为微机监控的综合自动化方式，该期新增的远动信息由监控系统的测控单元完成，由原有远动工作站收集所有远动信息后利用原有通道向内蒙中调传输。

2.2.4 电气二次

该工程根据永圣域500 kV变220 kV母线改造评审意见的要求，对原1号主变保护屏进行更换。原永圣域500 kV 变电站的计算机监控系统采用分层分布式结构，由于该工程220 kV 接线形式由双母单分段改为双母双分段接线，突破了工程的远景规模，原有监控系统需对后台软件进行现场修改。

原有监控系统的主机容量需满足该期扩建的内容，该期按间隔配置对应的测控单元，将新增的测控装置通过屏蔽双绞线接入原有监控网络。该期新建1 回220kV 分段间隔控制方式与原方式一致，采用微机监控方式。

原有直流系统设置两组阀控式密封铅酸蓄电池和2 套高频开关电源作为充电、浮充电装置，电压220 V，供监控、继电保护、自动装置、UPS及事故照明等用电，不设端电池，蓄电池以浮充电方式运行。在各个继电小室内均设有直流分屏。220 kV 1 号保护小室直流分屏没有空余直流回路，无法满足该期扩建要求，所以220 kV 1、2号保护小室所需直流电源都从220kV 2号保护小室直流分屏直接引接。

原有UPS 不停电电源系统容量及馈线回路满足该次扩建需求。为防止误操作，新增断路器、隔离开关闭锁接入原微机五防系统。由于接线形式的变化需厂家修改五防软件，且需增加相应的硬件配置。

2.2.5 总交部分

该期工程为该变电站完善2 号母线分段间隔，布置在站区北侧，占地面积0.03 hm2，扩建工程在原有围墙内预留场地进行，不需新征用地。

2.2.6 土建部分

该次扩建内容为：220 kV 设备支架及设备基础（断路器基础、隔离开关基础、电流互感器支架、电压互感器支架等），该次扩建沿用一期工程作法。

该期需拆除220 kV 母线支架（钢管柱）及基础一组；支柱绝缘子支架（钢管柱）及1 变基础各三个；由于该工程局部新建设备支架距离室外电缆沟很近，需考虑局部拆除并恢复电缆沟。220 kV 设备支架采用直缝焊接圆钢管柱，每一设备下设单柱或多柱支撑，支架柱根部采用插入式杯口连接，横梁采用型钢。支架基础均采用重力式混凝土独立基础。地下水埋深在-2.0 m 左右，施工时需采取降水措施，构筑物采用明沟排水方式。

3 电气部分

3.1 电气主接线

3.1.1 远景规划

永圣域500 kV变电站远景规划建设750 MVA主变压器4 组，500 kV 出线10 回，采用一个半断路器接线；220 kV 出线12 回，采用双母线单分段接线，设2组母联断路器，1 组分段断路器，母线分段处设置隔离开关。每组主变35 kV 侧装设3 组电抗1 组电容，采用单母线接线。

3.1.2 现状与本期建设

目前，变电站已建设750 MVA 主变压器2 组，500 kV 出线8 回（达拉特I、达拉特II、宁格尔I、宁格尔II、丰泉I、丰泉II、丰泉III、旗下营I）；2 回主变进线，8 回出线，组成4 个完整串和2 个不完整串；500 kV接线为一个半断路器接线。220 kV配电装置已建出线12回，按进出线可将母线分为：I、II母线侧：燕山营II、台阁牧、呼市热电II、呼市热电I、昭君I、昭君II、1 号主变；II、III 母线侧昭君III、2 号主变、台基营I、和林盛乐II、和林盛乐I、云中、燕山营I，采用双母线单分段接线。该期220 kV 配电装置突破原规划将双母线单分段接线更改为双母线双分段接线。该期在原II号母线上新建一个分段间隔，将原II号母线分段为II、IV号母线[3]。

3.2 电气平面布置

500 kV 配电装置布置在站区南侧，架空向东西出线，母线采用悬吊管母线，配用垂直伸缩式母线隔离开关，断路器三列布置。220 kV 配电装置布置在站区北侧，架空向北出线，采用屋外支持管母线断路器单列布置。分段间隔宽度为24 m。

3.3 短路电流计算及电气设备选择

根据系统提供的永圣域主变分裂运行，盛乐500 kV变及五里营220 kV变投运后的远期系统阻抗，计算得：500 kV 侧短路电流为52.02 kA；1 号主变220 kV 侧短路电流为38.046 kA；2 号主变220 kV 侧短路电流为38.964 kA；35 kV主变侧三相短路电流为35.388 kA。

根据系统提供的永圣域220 kV 侧分裂后，盛乐500 kV 变投产前的近期系统阻抗，计算得：500 kV侧短路电流为49.765 kA；1号主变220 kV侧短路电流为36.849 kA；2 号主变220 kV 侧短路电流为31.49 kA；35 kV主变侧三相短路电流为34.15 kA。

经校验，变电站部分500 kV设备短路开断水平为50 kA，能满足永圣域220 kV 侧分裂后，盛乐500 kV变投产前短路要求，但不能满足永圣域主变220 kV侧分裂运行，盛乐500 kV 变及五里营220 kV 变投运后短路要求。220 kV、35 kV 设备均能满足短路要求。因此，该期扩建暂不更换短路开断水平为50 kA的500 kV 设备，待远期不满足时再更换。该期新增220 kV设备按短路水平50 kA选择。

4 系统及电气二次

4.1 保护现状

内蒙古电网目前以500 kV 电网为主干网架，西起吉兰太，东至塔拉，220 kV 电网向东西两侧延伸。现网内220 kV 联络线路基本均配置了双套全线速动主保护及阶段式相间距离、接地距离及零序电流方向后备保护，两套主保护分别采用不同生产厂家的设备，近几年新建厂（场）、站的220 kV 线路保护执行两面组柜，网内其它的220 kV 线路保护按三面组柜，220 kV 线路配置重合闸装置。线路纵联保护信号传输通道基本采用数字光纤通道，少数不具备条件的采用电力载波通道。网内变电站及电厂220 kV 母线根据需要配有双套母线保护，220 kV 部分根据需要配置有集中式微机故障录波器。重要的厂、站均配置保护及故障信息远传系统。

永圣域500 kV变电站现运行2台主变，电压等级为500/220/35 kV。220 kV 主接线为双母线单分段接线，220 kV母线配置有2套微机型母线差动保护，型号分别为BP-2B+BP-2A。220 kV 出线12 回，分别至燕山营2回、台阁牧1回、昭君3回、线路均配置双套相互独立的微机型全线速动保护，保护按三面组柜。永圣域变220 kV 侧按小室配置有微机型故障录波器，型号均为：YS-88A；站内配置一套保护及故障信息远传系统，型号为NS8000。

4.2 系统继电保护配置

根据《继电保护和安全自动装置技术规程》规定以及内蒙古电网系统继电保护的配置习惯，确定保护配置方案如下：

该期220 kV 部分由双母线单分段接线改造为双母线双分段接线，站内原有双套适用于双母线单分段的220 kV 母线保护装置不能满足本期工程的要求，该次设计考虑对改造后的每组220 kV 母线配置双套适用于双母线双分段接线的母线保护装置，每套保护装置组1面柜，共配置4面柜，其中2面占用原有母线保护柜屏位，2面占用备用屏位[4]。

永圣域变原有220 kV 侧配置的2 套YS-88A 型线路故障录波装置为2001 年投产设备，装置运行年限已超过12年，由于装置运行年限较长，内部元件老化，设备厂家该系列产品已经下线，因此，该次设计考虑对其进行升级改造。

永圣域变配置的NS8000 型保护及故障信息远传系统为2010 年生产改造工程中更换的设备，设备容量不能满足本期突破规模建设内容的接入要求，该期需要对原有装置进行扩容。

4.3 其他要求

1）保护装置均应具有以太网接口（光或电）和RS-485 接口，用于接入监控系统、保护及故障信息远传系统。全站采用统一对时，监控系统应具备足够的对时接点提供给相应的保护装置。对双重化的保护应由两组独立直流蓄电池分别供电。

2）保护用电流互感器的准确性能应符合DL/T 866 的有关规定，其配置及二次绕组的分配应尽量避免主保护出现死区。接入母线保护各支路TA变比差不宜大于4倍。

3）系统继电保护交流电流、交流电压、直流电源回路的设计原则应满足《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》的要求。

5 结语

通过文中的分析可知，对于目前500 kV 变电站220 kV 系统较为普及的双母线双分段接线，在目前的技术条件下，可以解决短路电流超标的问题；并且，母线运行灵活，对于生产运行的操作提供了灵活方便，减少停电范围，提高工作效率，同时，也降低了安全风险[5]。

目前，该500 kV 变电站220 kV 系统已经顺利投产，为变电站的安全运行奠定了基础。按照文中的思路设计的改造方案经历了设备出厂验收、现场联调试验和正式带电运行，运行状况良好，有效限制了短路电流，达到合理值[6]。对今后的工程具有重要的指导意义和较高的参考价值。