特高壓1 000 kV降壓220 kV變壓器的應(yīng)用前景分析

程軍照，陳江波，張 曦，郭慧浩，蔡勝偉，邵苠峰

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特高壓1 000 kV降壓220 kV變壓器的應(yīng)用前景分析

程軍照，陳江波，張 曦，郭慧浩，蔡勝偉，邵苠峰

（中國電力科學(xué)研究院，湖北 武漢 430074）

特高壓電網(wǎng)是未來電網(wǎng)發(fā)展的重要方向，使用1 000 kV降壓220 kV變壓器，可以縮短電源和負(fù)荷之間的電氣距離，節(jié)約土地資源和工程投資，但同時(shí)也會增加短路電流，必須對其應(yīng)用前景進(jìn)行綜合分析。針對上述問題，設(shè)定了同樣的輸送容量，比較了使用1 000 kV降壓220 kV變壓器的直接降壓方案和傳統(tǒng)1 000 kV降壓500 kV再降壓220 kV的兩級降壓方案的經(jīng)濟(jì)性。針對不同的電網(wǎng)發(fā)展水平，用PSASP軟件計(jì)算了傳統(tǒng)兩級降壓方案和直接降壓方案的短路電流水平，分析了直接降壓方案對短路水平的影響。最后綜合經(jīng)濟(jì)性和短路電流兩方面的因素，得到1 000 kV降壓220 kV變壓器的應(yīng)用場合需滿足的條件，為工程實(shí)踐提供參考。

特高壓; 變壓器; 經(jīng)濟(jì)性; 短路電流；應(yīng)用前景

0 引言

近年來，我國特高壓輸電快速發(fā)展，目前采用1 000 kV降壓500 kV然后再降壓到220 kV的方案。在某些存在集中大負(fù)荷的特殊地區(qū)，利用1 000 kV/ 220 kV變壓器（后文稱為直降變）將特高壓骨干網(wǎng)架與220 kV電網(wǎng)直接連接，可以減少中間降壓環(huán)節(jié)，縮短電氣距離，節(jié)約土地資源和工程投資，并進(jìn)一步發(fā)揮特高壓輸電的優(yōu)勢。

因此，國家電網(wǎng)公司開展了1 000 kV降壓220 kV變壓器的研究，確定了直降變的主要技術(shù)參數(shù)（單臺額定容量為500 MVA，短路阻抗高－中為18%，高－低為41%，中－低為20%），本文主要分析直降變的應(yīng)用前景。

采用1 000 kV/220 kV變壓器，1 000 kV到220 kV只需一級降壓（后文稱為直接降壓），和傳統(tǒng)的1 000 kV降壓500 kV再降壓220 kV的兩級降壓方案相比，其變電部分的成本會降低，但送電線路部分會增加，因此，需要對兩種方案的經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行綜合分析。

目前，許多地區(qū)出現(xiàn)電網(wǎng)短路電流水平過高的現(xiàn)象，甚至超過現(xiàn)有斷路器的開斷容量。采用1 000 kV/220 kV變壓器，電氣距離縮短，會進(jìn)一步提高電網(wǎng)的短路電流水平，需要對此進(jìn)行評估。

對于變送同樣容量的電能，本文分析了直接降壓和傳統(tǒng)兩級降壓方案的經(jīng)濟(jì)性；針對不同的電網(wǎng)發(fā)展水平，用PSASP軟件計(jì)算了直接降壓和傳統(tǒng)兩級降壓方案的短路電流，分析了直接降壓對短路水平的影響。最后綜合經(jīng)濟(jì)性和短路電流兩方面的因素，得到1 000 kV降壓220 kV變壓器的應(yīng)用場合需滿足的條件，為工程實(shí)踐提供參考。

1 直降變的經(jīng)濟(jì)性分析

欲將1 000 kV線路輸送的電能變壓220 kV，供給地區(qū)電網(wǎng)?？刹捎弥苯底?，一級變壓；也可采用兩級變壓的方法，現(xiàn)通過同等變送容量下二者造價(jià)的比較來確定它們的經(jīng)濟(jì)性。1 000 kV降壓220 kV變壓器主要用于經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)地區(qū)，土地資源緊張，因此假定變電站全部采用GIS或HGIS設(shè)備。在1 000 kV變電站造價(jià)估算過程中，參考了特高壓交流示范工程的相關(guān)資料，進(jìn)行了大致估算，其他計(jì)算數(shù)據(jù)依據(jù)相關(guān)參考文獻(xiàn)。

對于直接降壓和兩級降壓，1 000 kV線路高抗的造價(jià)相當(dāng)，所以造價(jià)概算過程中略去高抗。

1.1變送容量為9 000 MVA

（1）兩級降壓

采用傳統(tǒng)方法，需進(jìn)行兩級變壓，建設(shè)1 000 kV的變電站1座，容量為9 000 MVA；500 kV變電站3座，單座容量為3 000 MVA。

1 000 kV變電站安裝3 000 MVA主變3組；

1 000 kV母線采用3/2接線，2回出線，兩組主變進(jìn)串，第三組主變接二段母線；500 kV采用3/2接線，9回出線。110 kV裝設(shè)無功補(bǔ)償：電抗器6×240 Mvar、電容器12×210 Mvar；全站采用GIS設(shè)備。其造價(jià)概算如表1所示。

表1兩級降壓1 000 kV變電站造價(jià)(總變送容量9 000 MVA)

Table 1 Cost of 1 000 kV substation for two stages step-down scheme with total capacity of 9 000 MVA

500 kV變電站安裝750 MVA主變4組；500 kV 3/2接線，3回出線；220 kV雙母接線，12回出線；全站配電裝置采用戶外GIS設(shè)備。利用參考文獻(xiàn)[3]中的方法對其進(jìn)行造價(jià)概算，主要設(shè)備的價(jià)格采用2006年國網(wǎng)公司招標(biāo)價(jià)，整站靜態(tài)投資為5.7億。

假設(shè)500 kV變電站供電區(qū)域是半徑為24.5 km的圓，則500 kV站和1 000 kV站的距離為28.3 km，供電區(qū)域如圖1所示。計(jì)算線路造價(jià)時(shí)，曲折系數(shù)取1.1，500 kV線路按150萬/km計(jì)算，則500 kV線路的造價(jià)為4.2億；按照以500 kV站為圓心，半徑方向輻射確定220 kV線路的長度，造價(jià)按76萬/ km計(jì)算，則220 kV線路的總造價(jià)為7.4億，兩級降壓的總靜態(tài)投資為42億。

HGIS裝置綜合造價(jià)比同樣規(guī)模的GIS低30%，用同樣的方法，可估算出，若500 kV配電裝置采用HGIS，直接降壓的總造價(jià)為40億。

（2）直接降壓（兩座1 000 kV站）

采用1 000 kV降壓220 kV變壓器，建造1 000 kV直降220 kV變電站2座，單座容量為4 500 MVA。

安裝1 500 MVA直降變壓器3組；1 000 kV采用3/2接線，4回出線，兩組主變進(jìn)串，第三組主變接二段母線；220 kV雙母接線，18回出線。66 kV裝設(shè)電抗器3×240 Mvar、電容器6×210 Mvar；全站采用GIS設(shè)備。其造價(jià)概算如表2所示。

表2 直接降壓1 000 kV變電站造價(jià)(總變送容量9 000 MVA,兩座直降站)

為了增強(qiáng)可比性，直接降壓（兩座1 000 kV站）和兩級降壓的供電區(qū)域應(yīng)盡量一致，據(jù)此計(jì)算得到直降變電站的供電半徑為30 km，供電區(qū)域如圖2所示。計(jì)算線路造價(jià)時(shí)，曲折系數(shù)取1.1，1 000 kV線路造價(jià)是420萬/km，則線路總造價(jià)是5.5億；按照以變電站為圓心，半徑方向輻射計(jì)算220 kV線路長度，則220 kV線路的總造價(jià)為9.0億。其中一座直降變電站只需1回1 000 kV出線，可減少一串GIS斷路器，即造價(jià)減少9 750萬，則直接降壓（兩座1 000 kV站）的總造價(jià)為33.7億。

圖2 變送容量9 000 MVA時(shí)直接降壓（兩座1 000 kV站）供電區(qū)域

（3）直接降壓（三座1 000 kV站）

采用1 000 kV降壓220 kV變壓器，建造1 000 kV直降220 kV的變電站3座，單座容量為3 000 MVA。

安裝1 500 MVA直降變壓器2組；1 000 kV采用3/2接線，4回出線；220 kV雙母接線，12回出線。66 kV裝設(shè)電抗器2×240 Mvar、電容器4×210 Mvar；全站采用GIS設(shè)備。其造價(jià)概算如表3所示。

表3 直接降壓（三座1 000 kV站）1 000 kV變電站造價(jià)

直接降壓（三座1 000 kV站）和兩級降壓的供電區(qū)域應(yīng)盡量一致，計(jì)算得到1 000 kV直降220 kV變電站之間的供電半徑為24.5 km，如圖3所示。計(jì)算線路造價(jià)時(shí)，曲折系數(shù)取1.1，則1 000 kV線路線路總造價(jià)是9.0億；按照以1 000 kV站為圓心，半徑方向輻射計(jì)算220 kV線路長度，則220 kV線路的總造價(jià)為7.4億。直接降壓（三座1 000 kV站）的總造價(jià)為39.1億。

圖3 變送容量9 000 MVA時(shí)直接降壓（三座1 000 kV站）供電區(qū)域

表4為變送容量為9 000 MVA時(shí)直接降壓以及兩級降壓的工程總造價(jià)，比較可得下述結(jié)論：

1）直接降壓的經(jīng)濟(jì)性優(yōu)于兩級降壓，其中直接降壓（兩座1 000 kV站）的優(yōu)勢更大，直接降壓（三座1 000 kV站）的經(jīng)濟(jì)性只有微弱優(yōu)勢。

2）單純從變電站部分造價(jià)來看，直接降壓遠(yuǎn)低于兩級降壓的造價(jià)。但采用傳統(tǒng)兩級降壓，只需用500 kV變電站將電能送到各個負(fù)荷中心，變電站之間以500 kV線路互聯(lián)；而采用直接降壓，需用1 000 kV變電站將電能送到各個負(fù)荷中心，變電站之間以1 000 kV線路互聯(lián)。1 000 kV線路的單位造價(jià)遠(yuǎn)高于500 kV線路，因此線路造價(jià)的差距會削弱

1 000 kV直降220 kV變電方案的經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢。

表4 變送容量為9 000 MVA時(shí)不同變壓方案的造價(jià)

1.2 變送容量為6 000 MVA

（1）兩級降壓

采用傳統(tǒng)兩級，建設(shè)1 000 kV變電站1座，容量為6 000 MVA；500 kV變電站2座，單座容量為3 000 MVA。

1 000 kV變電站安裝3 000 MVA主變2組；1 000 kV母線采用3/2接線，2回出線，兩組主變進(jìn)串；500 kV采用3/2接線，6回出線。110 kV裝設(shè)無功補(bǔ)償：電抗器4×240 Mvar、電容器8×210 Mvar；全站采用GIS設(shè)備。其造價(jià)概算如表5所示。

表5 兩級降壓1 000 kV變電站造價(jià)(總變送容量6 000 MVA)

500 kV變電站安裝750 MVA主變4組；500 kV 3/2接線，3回出線；220 kV雙母接線，12回出線；全站配電裝置采用戶外GIS設(shè)備，其造價(jià)為5.7億元。

假定1 000 kV變電站和500 kV變電站的距離是24.5 km，供電區(qū)域如圖4所示。計(jì)算線路造價(jià)時(shí)，曲折系數(shù)取1.1，500 kV線路的造價(jià)為150萬/ km，則線路的造價(jià)為2.4億；按照以500 kV站為圓心，半徑方向輻射計(jì)算220 kV線路長度，則220 kV線路的總造價(jià)為4.9億，直接降壓的總靜態(tài)投資為28.3億。

圖4 變送容量6 000 MVA時(shí)兩級降壓供電區(qū)域

若500 kV配電裝置采用HGIS裝置，用同樣的方法，可估算出，直接降壓的總造價(jià)為26.8億。

（2）直接降壓

1 000 kV變電站安裝1 500 MVA直降變壓器2組；1 000 kV采用3/2接線，4回出線；220 kV雙母接線，12回出線。66 kV裝設(shè)電抗器2×240 Mvar、電容器4×210 Mvar；全站采用GIS設(shè)備。其造價(jià)概算如表6所示。

按照直接降壓和兩級降壓供電區(qū)域面積相等的原則，計(jì)算得到1 000 kV降壓220 kV變電站供電半徑為24.5 km，則兩站之間的距離是49 km，供電區(qū)域如圖5所示。計(jì)算線路造價(jià)時(shí)，曲折系數(shù)取1.1，1 000 kV線路造價(jià)是420萬/km，則線路總造價(jià)是4.5億；按照以1 000 kV站為圓心，半徑方向輻射計(jì)算220 kV線路長度，則220 kV線路的總造價(jià)為4.9億，其中一座變電站只需2回1 000 kV出線，可減少一串GIS斷路器，即造價(jià)減少9 750萬，直接降壓的總造價(jià)為24.2億。

表6 直接降壓1 000 kV變電站造價(jià)(總變送容量6 000 MVA)

圖5 變送容量6 000 MVA時(shí)直接降壓供電區(qū)域

表7為變送容量為6 000 MVA時(shí)直接降壓以及兩級降壓的工程總造價(jià)，比較二者，可得與變送容量為9 000 MVA時(shí)類似的結(jié)論。

表7 變送容量為6 000 MVA時(shí)不同變壓方案的造價(jià)

2 直降變的短路電流水平分析

目前全國許多地方出現(xiàn)了220 kV母線短路電流接近或超過斷路器開斷能力的問題，這也是直降變應(yīng)用所面臨的主要問題，現(xiàn)對這一問題進(jìn)行計(jì)算分析。

本文對直接降壓和兩級降壓時(shí)220 kV側(cè)的短路電流水平進(jìn)行了計(jì)算，根據(jù)有關(guān)參考文獻(xiàn)，電網(wǎng)發(fā)展到一定水平之后應(yīng)實(shí)行分層分區(qū)運(yùn)行，可減小短路電流，本文設(shè)定直接降壓和兩級降壓220 kV側(cè)帶相對獨(dú)立的片區(qū)電網(wǎng)，并設(shè)定片區(qū)電網(wǎng)內(nèi)的電源容量和外部電網(wǎng)送入的容量比為1:1。

由于無法確定具體220 kV分區(qū)電網(wǎng)的結(jié)構(gòu)和參數(shù)，本文采用文獻(xiàn)[9]提出的三相短路計(jì)算的近似處理方法。

1 000 kV側(cè)以特高壓交流示范工程所處系統(tǒng)為背景，該系統(tǒng)由華北電網(wǎng)和華中電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)而成，晉東南-荊門有兩回1 000 kV線路，其他部分采用2008年電網(wǎng)實(shí)際數(shù)據(jù)，計(jì)算變送容量為9 000 MVA和6 000 MVA時(shí)的短路電流。

2.1 變送容量為9 000 MVA

兩級降壓方案：在荊門1 000 kV母線上添加3組1 000 kV/500 kV變壓器，單組容量為3 000 MVA，構(gòu)成1 000 kV/500 kV變電站；然后分別經(jīng)3座容量為3 000 MVA的500 kV/220 kV變電站降壓至220 kV，每座直降變電站的220 kV側(cè)帶一個分區(qū)電網(wǎng)。

直接降壓方案(兩座直降站)：建設(shè)兩座1 000 kV/220 kV變電站，每座安裝3組1 000 kV/220 kV變壓器，共計(jì)4 500 MVA，兩座變電站的1 000 kV母線相連并接入荊門1 000 kV母線。

直接降壓方案(三座直降站)：建設(shè)三座1 000 kV/220 kV變電站，每座安裝2組1 000 kV/220 kV變壓器，共計(jì)3 000 MVA，三座變電站的1 000 kV母線相連并接入荊門1 000 kV母線。

利用PSASP計(jì)算三相短路電流，結(jié)果為：1）采用方案一時(shí)的短路電流為44.4 kA；2）采用方案二時(shí)的短路電流為59.0 kA；3）采用方案三時(shí)的短路電流為47.9 kA。

由此可見，直接降壓（兩座1 000 kV站）的三相短路電流遠(yuǎn)超50 kA，需要采取母線分列運(yùn)行等措施才能實(shí)用，直接降壓（三座1 000 kV站）的電流雖未超標(biāo)，但是仍然較大，接近50 kA。

2.2 變送容量為6 000 MVA

兩級降壓方案：在荊門1 000 kV母線上添加2組1 000 kV/500 kV變壓器，單組容量為3 000 MVA，構(gòu)成1 000 kV/500 kV變電站；然后分別經(jīng)2座容量為3 000 MVA的500 kV/220 kV變電站降壓至220 kV，每座直降變電站的220 kV側(cè)帶一個分區(qū)電網(wǎng)。

直接降壓方案：建設(shè)兩座1 000 kV/220 kV變電站，每座安裝2組1 000 kV/220 kV變壓器，共計(jì)3 000 MVA，兩座變電站的1 000 kV母線相連并接入荊門1 000 kV母線。

在變電站220 kV母線設(shè)置三相短路故障，利用PSASP計(jì)算短路電流，結(jié)果為：1）采用兩級降壓方案時(shí)的短路電流為42.0 kA；2）采用直接降壓方案時(shí)的短路電流為46.4 kA。直接降壓比兩級降壓的短路電流增加4.4 kA。

為了獲得高壓側(cè)電網(wǎng)不同發(fā)展水平下的短路電流情況，利用PSASP進(jìn)行了進(jìn)一步計(jì)算，計(jì)算設(shè)定條件為：1）傳統(tǒng)500 kV降壓220 kV變電站安裝有3組變壓器，每組容量1 000 MVA，高中壓側(cè)短路阻抗為16%，設(shè)定500 kV母線短路電流水平為60 kA，50 kA，30 kA，10 kA，分別對這幾種條件下的220 kV母線的短路電流水平進(jìn)行了計(jì)算；2）1 000 kV降壓220 kV變電站裝有2組變壓器，每組容量1 500 MVA，設(shè)定1 000 kV母線短路電流水平為60 kA，50 kA，30 kA，10 kA，分別對這幾種條件下的220 kV母線的短路電流水平進(jìn)行了計(jì)算。結(jié)果見表8，從計(jì)算結(jié)果可以看出：

1）與常規(guī)500 kV變電站相比，1 000 kV直變220 kV，高壓側(cè)注入220 kV短路電流較高。

2）高壓側(cè)短路電流水平越低，1 000 kV直變220 kV，高壓側(cè)注入中壓側(cè)短路電流水平與常規(guī)500 kV變電站差距越大。高壓側(cè)短路電流水平都為60 kA時(shí)，兩種變壓方式，中壓側(cè)短路電流水平相差約1.2 kA；高壓側(cè)短路電流水平都為10 kA時(shí)，兩種變壓方式，中壓側(cè)短路電流水平相差約6.5 kA。

表8 高壓側(cè)電網(wǎng)不同發(fā)展水平下的短路電流

因此，在高壓側(cè)電網(wǎng)較薄弱的時(shí)期或者地方，1 000 kV直變220 kV，將增大220 kV電網(wǎng)短路電流水平。在高壓側(cè)電網(wǎng)較強(qiáng)的時(shí)期或者地方，1 000 kV直變220 kV，對220 kV電網(wǎng)短路電流水平影響反而降低。

3 直降變的應(yīng)用前景

綜合分析經(jīng)濟(jì)性和短路電流水平可知，直降變的應(yīng)用場合仍需滿足如下條件：

① 負(fù)荷量大，負(fù)荷密度高。否則，1 000 kV變電站彼此之間的距離將會過大，1 000 kV線路的造價(jià)大幅升高，降低整體經(jīng)濟(jì)性。

② 電網(wǎng)實(shí)行分層分片運(yùn)行，1 000 kV降壓220 kV變電站帶分片電網(wǎng)，該分片電網(wǎng)和500 kV電網(wǎng)無連接或聯(lián)系很弱，分片電網(wǎng)內(nèi)的電源容量相對較小。

本文以武漢地區(qū)電網(wǎng)為背景設(shè)置了一個算例，對于某500 kV變電站A，擁有3組1 000 MVA主變， 2020年其500 kV母線、220 kV母線短路電流水平分別為60 kA、50 kA。計(jì)算時(shí)以武漢電網(wǎng)數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，并在上述假定條件下對其進(jìn)行了適當(dāng)調(diào)整。

現(xiàn)在更改降壓方式，取消A站500 kV母線、3組主變，僅保留220 kV母線。在A站遠(yuǎn)離市區(qū)的方向建設(shè)1座1 000 kV直變220 kV的變電站W(wǎng)，站內(nèi)設(shè)立獨(dú)立的一段220 kV母線，聯(lián)接2組1 500 MVA主變，并出4回30 km的220 kV線路接入A站220 kV母線。此時(shí)A站成為220 kV匯集站，該匯集站220 kV側(cè)電網(wǎng)在其他地方和500 kV電網(wǎng)有一定聯(lián)絡(luò)，設(shè)W站2020年1 000 kV母線短路電流水平為60 kA。

對于1 000 kV直變站220 kV母線與220 kV匯集站母線之間線路長度，本文進(jìn)行了初步分析：

1座1 000 kV直變220 kV變電站（容量8×1 500 MVA）可以替代3座500 kV變電站（每座規(guī)劃容量4×1 000 MVA）。從當(dāng)前負(fù)荷密集區(qū)域的500 kV變電站分布來看，相鄰500 kV變電站距離在20～30 km左右。較理想的情況，是將1 000 kV直變站選址于中間500 kV變電站附近。但從目前特高壓變電站選址情況來看，實(shí)施難度較大。本文暫考慮1 000 kV直變站選址與各相關(guān)220 kV匯集站之間線路平均長度為30 km，短路電流計(jì)算結(jié)果見表9。

表9 直降變用于武漢地區(qū)的短路電流

采用1 000 kV降壓220 kV變壓器同樣可以滿足武漢地區(qū)未來電網(wǎng)發(fā)展的需要，經(jīng)濟(jì)上具有一定優(yōu)勢，短路電流也可以滿足需要。

如果故障電流限流器能夠獲得突破，直降變壓器將能獲得更大的應(yīng)用空間。

4 結(jié)論

本文通過對1 000 kV降壓220 kV變壓器的經(jīng)濟(jì)性和短路電流水平的研究，得到了以下結(jié)論：

1）一般情況下，相比于傳統(tǒng)的兩級降壓，使用1 000 kV降壓220 kV變壓器具有一定的經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢。

2）1 000 kV降壓220 kV變壓器會提高電網(wǎng)的短路電流，電網(wǎng)自身短路水平越高，影響越小。

3）1 000 kV降壓220 kV變壓器的應(yīng)用需要滿足一定條件，即負(fù)荷密度大、電網(wǎng)實(shí)行分層分區(qū)運(yùn)行，且分區(qū)電網(wǎng)和500 kV電網(wǎng)無連接或聯(lián)系很弱。

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Application prospect analysis for 1 000 kV/220 kV UHV transformer

CHENG Jun-zhao, CHEN Jiang-bo, ZHANG Xi, GUO Hui-hao, CAI Sheng-wei, SHAO Min-feng

(China Electric Power Research Institute, Wuhan 430074, China)

UHV is a promising technology for the development of grid. 1 000 kV/220 kV transformer will shorten electric distance between power supplies and load, which will lead to lower cost and smaller occupation for transmission project. But it can also raise short circuit current level. Thus it is essential to analyze the prospect of 1 000 kV step-down 220 kV transformer comprehensively. This paper compares the cost of direct step-down scheme by using 1 000 kV/220 kV transformer and the conventional step down scheme by using 1 000 kV/500 kV in series with 500 kV/220 kV transformer for the same transmission capacity. The short circuit current level of the two aforementioned schemes are also analyzed by PSASP for different gird develop stages. The requirements for using 1 000 kV/220 kV transformer are finally summarized as a practice reference.

UHV; transformer; cost; short-circuit current; application prospect

TM72

A

1674-3415(2014)15-0142-07

2013-11-01

程軍照(1982-),男,碩士,工程師,主要從事變壓器技術(shù)研究。E-mail: chengjunzhao@126.com

國家電網(wǎng)公司科技項(xiàng)目（SG0907）