浅谈江门地区110千伏主变经济运行方式

摘 要：电力供应的需求大大推动了电力设备扩容、电网构架扩大的发展速度。在如此飞速的发展速度下，供电企业的目光容易着重于发展而忽视了经济节能的重要性。因此，文章以江门电网为例，从调度管理和科研发展的角度，以降低110千伏主变损耗为主线浅谈对经济运行方式的看法。

关键词：主变；经济运行；方式

引言

随着一线城市的工商业饱和，对周边二线城市的发展需求日益剧增，同时，也推动着这些地区的电力需求增长。供电企业为了满足本区的电力需求和发展趋势，对电力设备的配给更多地偏向于发展的前瞻性，有时可能因为时间、空间的差异，忽略了及时的合理调整，并未满足设备经济运行的要求，所以，我们提出了“经济运行”的课题。

江门，位于珠三角地区中心，正是崛起二线城市的代表。为什么要把江门地区经济运行的重心放在110千伏主变运行方式上？众所周知，网损是是电网运行过程中不可避免的能量损耗，通过更优技术手段降低网损，不但能减少负荷损失、降低设备负载，也能减少供电企业的运营成本，更加贴切经济运行的目标。据统计，江门地区58%的网损来于自变压器，38%来自输电线路。江门地区共拥有500千伏变电站3座、220千伏变电站22座、110千伏变电站124座（不包括用户站）。其中，110千伏变电站为江门地调调管设备，含变压器243台，总变压器容量9894.8MW。所以，从数据分析可以看出，减少110千伏主变的运行损耗对江门电网经济运行起到举足轻重的作用。

1 江门地区主变运行情况

1.1 主变运行方式

1.1.1 单主变。单主变110千伏变电站12座，占全区9.6%。此类变电站以单母线接线方式为主，多分布在发达县区的较边远地区，承担负荷较低，供电可靠性要求较低，在该区网架中起到负荷中转或远程补给的作用。

1.1.2 双主变。双主变110千伏变电站105座，占全区84.7%。此类变电站以双母线和分段接线方式为主，部分带有旁路母线，供电可靠性较强，是分布最广泛的配备模式。

1.1.3 三主变。三主变110千伏变电站7座，占全区5.6%。此类变电站以分段式接线为主，多分布在负荷较重地区（如工业区等），装机容量较大，负载能力强，供电可靠性强。

1.2 网架特点

江门电网存在着网架虽大，但对扰动的承受能力不强和负荷分布不均两大特点，可以分解出以下几个问题：（1）环网结构，解环运行；（2）部分220千伏片区间110千伏相互联络不足；（3）同杆架设单一通道供电；（4）局部网络结构较为薄弱，相互联络不足；（5）串供变电站较多、供电距离较长；（6）负荷中心区变电站重载，边远地区变电站轻载。针对这些问题和特点，我们思考通过时间和空间的差异，使用管理和科技手段进行优化和改善。

2 经济调控

2.1 管理手段

2.1.1 季度调整。根据2015年基建投产计划、负荷需求预测及发电计划安排等，编制江门电网年度典型方式的潮流数据，确定2015年夏大、夏小、冬大、冬小典型运行方式，并对各方式下的潮流进行计算分析，结果收敛，无过载变电站及线路，计算结果如下：

（1）夏大方式。负荷水平：3740.03+j630.42（MW，Mvar）。（2）夏小方式。负荷水平：2401.50+j241.51（MW，Mvar）。（3）冬大方式。负荷水平：3280.08+j421.65（MW，Mvar）。（4）冬小方式。负荷水平：2240.28+j248.86（MW，Mvar）。

从经济运行的角度，我们需要关注的是，针对双主变和三主变的变电站，在负荷较低的冬季多会减少运行主变来降低损耗：在满足电力供应的前提下，将站内一台主变转为空载运行，配合10千伏备自投装置使其作为备用电源，可以减少无功损耗。

2.1.2 节假日调整。如春节、元旦、国庆等国家法定节假日期间，工厂的大规模停工休假将导致本区的负荷大幅度下降。为减少此期间的损耗，部分双主变及以上的变电站将倒为单主变运行，其余主变倒为空载运行或热备用状态，配合10千伏备自投装置作为备用电源。这是兼顾供电安全和经济运行前提下，作为控制无功出力保证电能品质的重要手段。

2.2 科技手段

2.2.1 备自投方式统计。双主变及以上变电站配置10母联备自投装置92座，占82%，其中，三主变变电站配备双套备自投装置站100%。同样是在夏季运行方式下，负荷中心与边远地区所带的负荷差异很大，是否存在改善方式，能减少电能的损失呢？

2.2.2 改善方案。以双主变为例，运行方式分三种：双主变分列运行、一台主变运行，一台热备用和双主变并列运行。

双主变分列运行，可靠性高，一台主变失压，可通过10千伏分段备自投自动恢复失压母线供电，但低负荷时损耗较大，运行不经济，是最普遍的运行方式。一台主变运行，一台热备用，低负荷时损耗较小，经济性高，但可靠性低，10千伏分段备自投不起作用，运行主变失压需人工恢复备用主变供电，一般不被采用。双主变并列运行，可靠性高，超过一定负荷时损耗较小，经济性高，但10千伏短路电流可能超标，两台主变不一定具备并列运行的条件，与AVC系统配合存在困难，一般不被采用。我们是否能够通过对10千伏备自投改造来达到目的？其原理十分简单：一台主变运行，一台热备用，10千伏母联合上。运行主变失压，主变备自投则自动隔离故障主变，投入备用主变，恢复10千伏母线供电。这样便能兼顾供电可靠性与运行经济型。负荷率在30%以下时，可一台主变运行，投入主变备投功能。需要主变分列运行，则可投入分段备投功能。在原有已实现分段备自投功能的10千伏备自投装置内增加主变高压侧相关回路，实现主变备投功能。若原有装置无法实现，则需更换装置。如装置具备此功能，则只需完善相关二次回路接线。实现起来耗费都不大。

2.2.3 应用成效。台山地区较为偏远的渔塘站作为试点，在备自投装置改造后得到表1数据。

从数据中可以得出，改造10千伏备自投装置对降低主变损耗确实能达到预期的效果。

3 结束语

文章从110千伏变压器运行方式方面浅谈对江门电网经济运行的看法。从时间的角度，辨析夏冬季负荷差异和节假日负荷突变的现象，通过经济调度手段进行管控；从空间的角度，区分负荷中心和边远地区的差异，通过科技手段对边远变电站的10千伏备自投装置进行改造从而达到主变经济运行的目的。

参考文献

[1]陈曦，张庆.备自投装置的若干应用问题及改进措施探讨[J].科技创新导报，2010（8）：88-89.

[2]黄常抒，胡云花.备自投装置接线中的问题及应对措施[J].电力自动化设备，2009（4）.

作者简介：李达扬（1989-），男，广东广州人，本科，助理工程师，主要从事电力调度运行工作。