限制500kV變電站系統(tǒng)短路電流的設(shè)計(jì)與實(shí)施

王 偉，王佳音

（1.內(nèi)蒙古電力經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，內(nèi)蒙古 呼和浩特 010090；2.內(nèi)蒙古水利水電勘測(cè)設(shè)計(jì)院，內(nèi)蒙古呼和浩特 010020）

0 引言

呼和浩特（簡(jiǎn)稱呼市）電網(wǎng)供電區(qū)域包括4 個(gè)城區(qū)和5 個(gè)旗縣區(qū)。呼市電網(wǎng)是內(nèi)蒙古電網(wǎng)的重要組成部分。呼市地區(qū)電網(wǎng)通過(guò)雙回500 kV 線路（即：永圣域～響沙灣I、II 回）與鄂爾多斯電網(wǎng)相連；通過(guò)雙回500 kV 線路（即：永圣域～寧格爾I、II 回）與薛家灣電網(wǎng)相連；通過(guò)8回500 kV線路（即：武川～察右中2 回、武川～旗下營(yíng)2 回、永圣域～豐泉3 回和永圣域～旗下營(yíng)1 回500 kV 線路）與烏蘭察布電網(wǎng)相連；通過(guò)雙回500 kV 線路及3 回220 kV 線路（即：武川～春坤山雙回500 kV 線路、惠川～土右雙回220 kV 線路和畢克齊牽引所～美岱召牽引所單回220kV 線路）與包頭電網(wǎng)相連。

呼市地區(qū)電網(wǎng)形成以城區(qū)為中心的220 kV 環(huán)網(wǎng)，同時(shí)各旗縣形成以220 kV 變電站為支點(diǎn)，通過(guò)110 kV 變電站向地區(qū)負(fù)荷供電的輻射狀供電結(jié)構(gòu)。

隨著地區(qū)電源接入和網(wǎng)架不斷加強(qiáng)，呼市永圣域220 kV 側(cè)短路電流水平將超出50 kA，而現(xiàn)有220 kV 側(cè)常規(guī)開關(guān)設(shè)備的額定遮斷容量為50 kA，因此，需采取措施解決短路電流超標(biāo)問(wèn)題[1]。經(jīng)多方案比選，結(jié)合呼市電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)分析，在保證地區(qū)負(fù)荷供電的前提下，將永圣域主變220 kV 側(cè)分裂運(yùn)行，能夠明顯降低永圣域220 kV 側(cè)短路電流水平。文中對(duì)500 kV 永圣域變電站220 kV 雙母線雙分段改造方案進(jìn)行了分析計(jì)算并實(shí)施。永圣域220 kV 側(cè)短路電流降幅達(dá)到13 kA 左右，可降至37 kA 以內(nèi)。

隨著近期規(guī)劃的盛樂(lè)500 kV 變的建設(shè)，永圣域220 kV 側(cè)短路電流水平在40 kA 左右，將從根本上解決永圣域220 kV側(cè)短路電流超標(biāo)問(wèn)題。

呼和浩特市電網(wǎng)十三五期間地理接線示意圖如圖1所示。

圖1 呼和浩特市電網(wǎng)十三五期間地理接線示意圖

1 永圣域500 kV變電站概況

永圣域500 kV 變電站站址位于內(nèi)蒙古自治區(qū)呼和浩特市西南45 km 托克托縣永圣域鄉(xiāng)境內(nèi)。該變電站已于2003年12月建成投運(yùn)。

永圣域變現(xiàn)有2 臺(tái)750 MVA 主變，500 kV 出線現(xiàn)有7回，其中2回至響沙灣、1回至寧格爾、1回至旗下營(yíng)、3 回至豐泉，擬建1 回，至大路煤矸石電廠（2 臺(tái)300 MW）。220 kV 出線現(xiàn)有12 回，分別為至昭君3回、燕山營(yíng)2 回、臺(tái)閣牧1 回、豐泰電廠2 回、臺(tái)基營(yíng)1回、盛樂(lè)220 kV 變2回、云中1回，220 kV 側(cè)已達(dá)到終期規(guī)模。220 kV 側(cè)原規(guī)劃為雙母線單分段接線，現(xiàn)已全部建成。

十三五初期，呼市電網(wǎng)形成了以武川、旗下營(yíng)、永圣域3 座500 kV 變?yōu)轫旤c(diǎn)的三角形網(wǎng)絡(luò)，其中托克托、和林地區(qū)均是由永圣域通過(guò)3回220 kV線路形成的三角環(huán)網(wǎng)供電，同時(shí)永圣域與武川、旗下營(yíng)同時(shí)形成500/220 kV 電磁環(huán)網(wǎng)，網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)緊密，供電聯(lián)絡(luò)線均在3 回及以上?，F(xiàn)有網(wǎng)絡(luò)可以滿足地區(qū)負(fù)荷和電源的送出需求，但由于永圣域與地區(qū)電網(wǎng)的聯(lián)絡(luò)較為緊密，為呼市電網(wǎng)的樞紐變電站，且直接和間接接入的電源項(xiàng)目較多，導(dǎo)致永圣域220 kV 側(cè)三相和單相短路電流水平較高。

根據(jù)地區(qū)電源建設(shè)規(guī)劃，2022 年將建成京能盛樂(lè)電廠2 臺(tái)350 MW 機(jī)組和大路煤矸石電廠2 臺(tái)300 MW 機(jī)組，分別間接接入永圣域220 kV 側(cè)和直接接入永圣域500 kV 側(cè)。屆時(shí)永圣域短路電流水平如表1所示。

表1 永圣域變電站短路電流水平（電廠接入后）

從表1 可以看出，隨著地區(qū)電源的接入，永圣域220 kV 側(cè)短路電流水平將超出50 kA，而現(xiàn)有220 kV側(cè)常規(guī)開關(guān)設(shè)備的額定遮斷容量為50 kA，因此，需考慮措施解決短路電流超標(biāo)問(wèn)題。永圣域500 kV 側(cè)短路電流也達(dá)到47 kA，而永圣域由于建設(shè)時(shí)間較早，500 kV 側(cè)部分開關(guān)設(shè)備額定遮斷容量?jī)H為50 kA，而國(guó)內(nèi)目前常規(guī)的500 kV 側(cè)開關(guān)設(shè)備額定遮斷容量為63 kA，建議盡快將500 kV 側(cè)的部分開關(guān)設(shè)備進(jìn)行更換。

同樣由于永圣域變電站是500 kV 樞紐變電站，220 kV 系統(tǒng)采用雙母線雙分段接線方式后，在任一段母線發(fā)生短路故障時(shí)，可將停電范圍限制到最小，也為生產(chǎn)運(yùn)行人員倒閘操作提供了便捷。

2 雙母雙分段改造

2.1 工程建設(shè)的規(guī)模

將永圣域主變220 kV 側(cè)母線由現(xiàn)有的雙母線單分段接線改造為雙母線雙分段接線，從而能夠?qū)崿F(xiàn)將永圣域主變220 kV側(cè)分裂運(yùn)行。近期為保證地區(qū)負(fù)荷供電可靠性，永圣域220 kV 側(cè)出線排序維持現(xiàn)狀。根據(jù)永圣域變220 kV 出線排列順序，分裂后和林地區(qū)將由永圣域2 號(hào)主變供電，托克托地區(qū)由永圣域1號(hào)主變供電，同時(shí)1 號(hào)主變與旗下營(yíng)、武川仍維持電磁環(huán)網(wǎng)。近期永圣域主變分裂后地區(qū)正常運(yùn)行方式潮流圖如圖2所示。

圖2 永圣域220 kV側(cè)母線分裂運(yùn)行后正常方式潮流圖

2.2 主要設(shè)計(jì)原則

該期220 kV 配電裝置突破原規(guī)劃將雙母線單分段接線更改為雙母線雙分段接線。該期在原II 號(hào)母線上新建一個(gè)分段間隔，將原II 號(hào)母線分段為II、IV號(hào)母線。

2.2.1 電氣一次

永圣域500 kV變電站220 kV配電裝置布置在站區(qū)北側(cè)，架空向北出線，采用屋外支持管母線斷路器單列布置。分段間隔寬度為24 m。

經(jīng)校驗(yàn)，變電站部分500 kV設(shè)備短路開斷水平為50 kA，能滿足永圣域220 kV側(cè)分裂后，盛樂(lè)500 kV變投產(chǎn)前短路要求，但不能滿足永圣域主變220 kV 側(cè)分裂運(yùn)行，盛樂(lè)500 kV 變及五里營(yíng)220 kV 變投運(yùn)后短路要求。220 kV、35 kV 設(shè)備均能滿足短路要求。因此，該期擴(kuò)建暫不更換短路開斷水平為50 kA的500 kV 設(shè)備，待遠(yuǎn)期不滿足時(shí)再更換。該期新增220 kV設(shè)備按短11路水平50 kA選擇。

該變電站新增的電氣設(shè)備選型應(yīng)與站內(nèi)現(xiàn)有設(shè)備型式相一致，以使配電裝置的布置整齊、美觀和運(yùn)行檢修方便。

根據(jù)《內(nèi)蒙古電力系統(tǒng)污區(qū)分布圖》（2011 年版），該變電站處于III（D）級(jí)污穢區(qū)。

2.2.2 系統(tǒng)保護(hù)

該期工程220 kV 部分由雙母線單分段接線改造為雙母線雙分段接線，站內(nèi)原有雙套適用于雙母線單分段的220 kV 母線保護(hù)裝置不能滿足該期工程的要求，該次設(shè)計(jì)考慮對(duì)改造后的每組220 kV 母線配置雙套適用于雙母線雙分段接線的母線保護(hù)裝置，每套保護(hù)裝置組1面柜，共配置4面柜，其中2面占用原有母線保護(hù)柜屏位，2面占用備用屏位。

永圣域變配置的NS8000 型保護(hù)及故障信息遠(yuǎn)傳系統(tǒng)為2010 年生產(chǎn)改造工程中更換的設(shè)備，設(shè)備容量不能滿足該期突破規(guī)模建設(shè)內(nèi)容的接入要求，該期需要對(duì)原有裝置進(jìn)行擴(kuò)容。

2.2.3 調(diào)度自動(dòng)化

永圣域500 kV 變電站原由國(guó)調(diào)華北調(diào)控分中心和內(nèi)蒙中調(diào)實(shí)施兩級(jí)調(diào)度管理，其中220 kV 系統(tǒng)由內(nèi)蒙中調(diào)調(diào)度管理。該期工程實(shí)施后，調(diào)度關(guān)系維持不變。永圣域500 kV 變電站電氣控制方式為微機(jī)監(jiān)控的綜合自動(dòng)化方式，該期新增的遠(yuǎn)動(dòng)信息由監(jiān)控系統(tǒng)的測(cè)控單元完成，由原有遠(yuǎn)動(dòng)工作站收集所有遠(yuǎn)動(dòng)信息后利用原有通道向內(nèi)蒙中調(diào)傳輸。

2.2.4 電氣二次

該工程根據(jù)永圣域500 kV變220 kV母線改造評(píng)審意見的要求，對(duì)原1號(hào)主變保護(hù)屏進(jìn)行更換。原永圣域500 kV 變電站的計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)采用分層分布式結(jié)構(gòu)，由于該工程220 kV 接線形式由雙母單分段改為雙母雙分段接線，突破了工程的遠(yuǎn)景規(guī)模，原有監(jiān)控系統(tǒng)需對(duì)后臺(tái)軟件進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)修改。

原有監(jiān)控系統(tǒng)的主機(jī)容量需滿足該期擴(kuò)建的內(nèi)容，該期按間隔配置對(duì)應(yīng)的測(cè)控單元，將新增的測(cè)控裝置通過(guò)屏蔽雙絞線接入原有監(jiān)控網(wǎng)絡(luò)。該期新建1 回220kV 分段間隔控制方式與原方式一致，采用微機(jī)監(jiān)控方式。

原有直流系統(tǒng)設(shè)置兩組閥控式密封鉛酸蓄電池和2 套高頻開關(guān)電源作為充電、浮充電裝置，電壓220 V，供監(jiān)控、繼電保護(hù)、自動(dòng)裝置、UPS及事故照明等用電，不設(shè)端電池，蓄電池以浮充電方式運(yùn)行。在各個(gè)繼電小室內(nèi)均設(shè)有直流分屏。220 kV 1 號(hào)保護(hù)小室直流分屏沒(méi)有空余直流回路，無(wú)法滿足該期擴(kuò)建要求，所以220 kV 1、2號(hào)保護(hù)小室所需直流電源都從220kV 2號(hào)保護(hù)小室直流分屏直接引接。

原有UPS 不停電電源系統(tǒng)容量及饋線回路滿足該次擴(kuò)建需求。為防止誤操作，新增斷路器、隔離開關(guān)閉鎖接入原微機(jī)五防系統(tǒng)。由于接線形式的變化需廠家修改五防軟件，且需增加相應(yīng)的硬件配置。

2.2.5 總交部分

該期工程為該變電站完善2 號(hào)母線分段間隔，布置在站區(qū)北側(cè)，占地面積0.03 hm2，擴(kuò)建工程在原有圍墻內(nèi)預(yù)留場(chǎng)地進(jìn)行，不需新征用地。

2.2.6 土建部分

該次擴(kuò)建內(nèi)容為：220 kV 設(shè)備支架及設(shè)備基礎(chǔ)（斷路器基礎(chǔ)、隔離開關(guān)基礎(chǔ)、電流互感器支架、電壓互感器支架等），該次擴(kuò)建沿用一期工程作法。

該期需拆除220 kV 母線支架（鋼管柱）及基礎(chǔ)一組；支柱絕緣子支架（鋼管柱）及1 變基礎(chǔ)各三個(gè)；由于該工程局部新建設(shè)備支架距離室外電纜溝很近，需考慮局部拆除并恢復(fù)電纜溝。220 kV 設(shè)備支架采用直縫焊接圓鋼管柱，每一設(shè)備下設(shè)單柱或多柱支撐，支架柱根部采用插入式杯口連接，橫梁采用型鋼。支架基礎(chǔ)均采用重力式混凝土獨(dú)立基礎(chǔ)。地下水埋深在-2.0 m 左右，施工時(shí)需采取降水措施，構(gòu)筑物采用明溝排水方式。

3 電氣部分

3.1 電氣主接線

3.1.1 遠(yuǎn)景規(guī)劃

永圣域500 kV變電站遠(yuǎn)景規(guī)劃建設(shè)750 MVA主變壓器4 組，500 kV 出線10 回，采用一個(gè)半斷路器接線；220 kV 出線12 回，采用雙母線單分段接線，設(shè)2組母聯(lián)斷路器，1 組分段斷路器，母線分段處設(shè)置隔離開關(guān)。每組主變35 kV 側(cè)裝設(shè)3 組電抗1 組電容，采用單母線接線。

3.1.2 現(xiàn)狀與本期建設(shè)

目前，變電站已建設(shè)750 MVA 主變壓器2 組，500 kV 出線8 回（達(dá)拉特I、達(dá)拉特II、寧格爾I、寧格爾II、豐泉I、豐泉II、豐泉III、旗下營(yíng)I）；2 回主變進(jìn)線，8 回出線，組成4 個(gè)完整串和2 個(gè)不完整串；500 kV接線為一個(gè)半斷路器接線。220 kV配電裝置已建出線12回，按進(jìn)出線可將母線分為：I、II母線側(cè)：燕山營(yíng)II、臺(tái)閣牧、呼市熱電II、呼市熱電I、昭君I、昭君II、1 號(hào)主變；II、III 母線側(cè)昭君III、2 號(hào)主變、臺(tái)基營(yíng)I、和林盛樂(lè)II、和林盛樂(lè)I、云中、燕山營(yíng)I，采用雙母線單分段接線。該期220 kV 配電裝置突破原規(guī)劃將雙母線單分段接線更改為雙母線雙分段接線。該期在原II號(hào)母線上新建一個(gè)分段間隔，將原II號(hào)母線分段為II、IV號(hào)母線[3]。

3.2 電氣平面布置

500 kV 配電裝置布置在站區(qū)南側(cè)，架空向東西出線，母線采用懸吊管母線，配用垂直伸縮式母線隔離開關(guān)，斷路器三列布置。220 kV 配電裝置布置在站區(qū)北側(cè)，架空向北出線，采用屋外支持管母線斷路器單列布置。分段間隔寬度為24 m。

3.3 短路電流計(jì)算及電氣設(shè)備選擇

根據(jù)系統(tǒng)提供的永圣域主變分裂運(yùn)行，盛樂(lè)500 kV變及五里營(yíng)220 kV變投運(yùn)后的遠(yuǎn)期系統(tǒng)阻抗，計(jì)算得：500 kV 側(cè)短路電流為52.02 kA；1 號(hào)主變220 kV 側(cè)短路電流為38.046 kA；2 號(hào)主變220 kV 側(cè)短路電流為38.964 kA；35 kV主變側(cè)三相短路電流為35.388 kA。

根據(jù)系統(tǒng)提供的永圣域220 kV 側(cè)分裂后，盛樂(lè)500 kV 變投產(chǎn)前的近期系統(tǒng)阻抗，計(jì)算得：500 kV側(cè)短路電流為49.765 kA；1號(hào)主變220 kV側(cè)短路電流為36.849 kA；2 號(hào)主變220 kV 側(cè)短路電流為31.49 kA；35 kV主變側(cè)三相短路電流為34.15 kA。

經(jīng)校驗(yàn)，變電站部分500 kV設(shè)備短路開斷水平為50 kA，能滿足永圣域220 kV 側(cè)分裂后，盛樂(lè)500 kV變投產(chǎn)前短路要求，但不能滿足永圣域主變220 kV側(cè)分裂運(yùn)行，盛樂(lè)500 kV 變及五里營(yíng)220 kV 變投運(yùn)后短路要求。220 kV、35 kV 設(shè)備均能滿足短路要求。因此，該期擴(kuò)建暫不更換短路開斷水平為50 kA的500 kV 設(shè)備，待遠(yuǎn)期不滿足時(shí)再更換。該期新增220 kV設(shè)備按短路水平50 kA選擇。

4 系統(tǒng)及電氣二次

4.1 保護(hù)現(xiàn)狀

內(nèi)蒙古電網(wǎng)目前以500 kV 電網(wǎng)為主干網(wǎng)架，西起吉蘭太，東至塔拉，220 kV 電網(wǎng)向東西兩側(cè)延伸。現(xiàn)網(wǎng)內(nèi)220 kV 聯(lián)絡(luò)線路基本均配置了雙套全線速動(dòng)主保護(hù)及階段式相間距離、接地距離及零序電流方向后備保護(hù)，兩套主保護(hù)分別采用不同生產(chǎn)廠家的設(shè)備，近幾年新建廠（場(chǎng)）、站的220 kV 線路保護(hù)執(zhí)行兩面組柜，網(wǎng)內(nèi)其它的220 kV 線路保護(hù)按三面組柜，220 kV 線路配置重合閘裝置。線路縱聯(lián)保護(hù)信號(hào)傳輸通道基本采用數(shù)字光纖通道，少數(shù)不具備條件的采用電力載波通道。網(wǎng)內(nèi)變電站及電廠220 kV 母線根據(jù)需要配有雙套母線保護(hù)，220 kV 部分根據(jù)需要配置有集中式微機(jī)故障錄波器。重要的廠、站均配置保護(hù)及故障信息遠(yuǎn)傳系統(tǒng)。

永圣域500 kV變電站現(xiàn)運(yùn)行2臺(tái)主變，電壓等級(jí)為500/220/35 kV。220 kV 主接線為雙母線單分段接線，220 kV母線配置有2套微機(jī)型母線差動(dòng)保護(hù)，型號(hào)分別為BP-2B+BP-2A。220 kV 出線12 回，分別至燕山營(yíng)2回、臺(tái)閣牧1回、昭君3回、線路均配置雙套相互獨(dú)立的微機(jī)型全線速動(dòng)保護(hù)，保護(hù)按三面組柜。永圣域變220 kV 側(cè)按小室配置有微機(jī)型故障錄波器，型號(hào)均為：YS-88A；站內(nèi)配置一套保護(hù)及故障信息遠(yuǎn)傳系統(tǒng)，型號(hào)為NS8000。

4.2 系統(tǒng)繼電保護(hù)配置

根據(jù)《繼電保護(hù)和安全自動(dòng)裝置技術(shù)規(guī)程》規(guī)定以及內(nèi)蒙古電網(wǎng)系統(tǒng)繼電保護(hù)的配置習(xí)慣，確定保護(hù)配置方案如下：

該期220 kV 部分由雙母線單分段接線改造為雙母線雙分段接線，站內(nèi)原有雙套適用于雙母線單分段的220 kV 母線保護(hù)裝置不能滿足本期工程的要求，該次設(shè)計(jì)考慮對(duì)改造后的每組220 kV 母線配置雙套適用于雙母線雙分段接線的母線保護(hù)裝置，每套保護(hù)裝置組1面柜，共配置4面柜，其中2面占用原有母線保護(hù)柜屏位，2面占用備用屏位[4]。

永圣域變?cè)?20 kV 側(cè)配置的2 套YS-88A 型線路故障錄波裝置為2001 年投產(chǎn)設(shè)備，裝置運(yùn)行年限已超過(guò)12年，由于裝置運(yùn)行年限較長(zhǎng)，內(nèi)部元件老化，設(shè)備廠家該系列產(chǎn)品已經(jīng)下線，因此，該次設(shè)計(jì)考慮對(duì)其進(jìn)行升級(jí)改造。

永圣域變配置的NS8000 型保護(hù)及故障信息遠(yuǎn)傳系統(tǒng)為2010 年生產(chǎn)改造工程中更換的設(shè)備，設(shè)備容量不能滿足本期突破規(guī)模建設(shè)內(nèi)容的接入要求，該期需要對(duì)原有裝置進(jìn)行擴(kuò)容。

4.3 其他要求

1）保護(hù)裝置均應(yīng)具有以太網(wǎng)接口（光或電）和RS-485 接口，用于接入監(jiān)控系統(tǒng)、保護(hù)及故障信息遠(yuǎn)傳系統(tǒng)。全站采用統(tǒng)一對(duì)時(shí)，監(jiān)控系統(tǒng)應(yīng)具備足夠的對(duì)時(shí)接點(diǎn)提供給相應(yīng)的保護(hù)裝置。對(duì)雙重化的保護(hù)應(yīng)由兩組獨(dú)立直流蓄電池分別供電。

2）保護(hù)用電流互感器的準(zhǔn)確性能應(yīng)符合DL/T 866 的有關(guān)規(guī)定，其配置及二次繞組的分配應(yīng)盡量避免主保護(hù)出現(xiàn)死區(qū)。接入母線保護(hù)各支路TA變比差不宜大于4倍。

3）系統(tǒng)繼電保護(hù)交流電流、交流電壓、直流電源回路的設(shè)計(jì)原則應(yīng)滿足《電力系統(tǒng)繼電保護(hù)及安全自動(dòng)裝置反事故措施要點(diǎn)》的要求。

5 結(jié)語(yǔ)

通過(guò)文中的分析可知，對(duì)于目前500 kV 變電站220 kV 系統(tǒng)較為普及的雙母線雙分段接線，在目前的技術(shù)條件下，可以解決短路電流超標(biāo)的問(wèn)題；并且，母線運(yùn)行靈活，對(duì)于生產(chǎn)運(yùn)行的操作提供了靈活方便，減少停電范圍，提高工作效率，同時(shí)，也降低了安全風(fēng)險(xiǎn)[5]。

目前，該500 kV 變電站220 kV 系統(tǒng)已經(jīng)順利投產(chǎn)，為變電站的安全運(yùn)行奠定了基礎(chǔ)。按照文中的思路設(shè)計(jì)的改造方案經(jīng)歷了設(shè)備出廠驗(yàn)收、現(xiàn)場(chǎng)聯(lián)調(diào)試驗(yàn)和正式帶電運(yùn)行，運(yùn)行狀況良好，有效限制了短路電流，達(dá)到合理值[6]。對(duì)今后的工程具有重要的指導(dǎo)意義和較高的參考價(jià)值。