220 kV GIS间隔双断口母线隔离开关技术在变电站中的应用研究

程子豪 毛毳闽 姜 文 王家鹏 殷建刚 鄢旭冉

（1.湖北省电力勘测设计院有限公司，湖北武汉430040；2.国网湖北省电力有限公司，湖北武汉430077；3.电子科技大学，四川成都610054）

0 引言

目前国内220 kV变电站的高压侧及500 kV变电站的中压侧在新建工程中大多数采用双母线接线方式，并预留有部分备用间隔。经调研，当前国内主流组合电器厂家设计的220 kV母线隔离开关均为单断口结构。该型结构应用于GIS设备改扩建耐压试验时，需对原运行母线进行停电处理，以规避隔离断口过电压叠加引起的放电击穿问题[1]。然而在实际工程建设中，已投运变电站的220 kV双母线全停不仅意味着巨大的停电经济性损失，还将对地区电网的安全稳定运行造成风险。该问题已成为制约GIS改扩建工程建设的顽疾[2]。

1 220 kV GIS间隔双断口母线隔离开关的技术优势

220 kV GIS间隔双断口母线隔离开关技术的应用，能有效解决上述问题，保障电网的安全可靠运行[3]，大幅降低变电站建设的全寿命周期费用。其技术优势在于：

（1）双断口隔离开关的任一个断口均能满足试验或运行电压的绝缘要求。两个断口的组合，使整体设备的断口间能承受最极端的电压，即试验电压和运行电压之和。

（2）在设置有两个断口的基础上，该型设备的动触头中间设置有一组手动接地开关。当其中一个断口发生击穿故障时，作为中间接地点，能避免影响母线正常运行，有效控制事故范围。

2 双断口隔离开关技术在变电站中的应用

双断口隔离开关的技术特点已凸显其良好的应用前景。为满足旧站改造及设计标准化要求，含双断口隔离开关的组合电器应与常规GIS设备保持一定的通用性。下面以全户内220 kV变电站为例，对双断口隔离开关设备在变电站中的应用进行分析。

2.1 接线方式的差异

常规220 kV配电装置在一期建设中一般终/本期均为双母线接线。母联及母线PT间隔一次上齐，预留若干备用出线及主变进线间隔。若采用双断口设备，建议双母线在一期建设中一次性上齐，且所有备用出线及备用主变进线回路均采用双断口式母线隔离开关。其他一期建设的完整220 kV间隔可采用常规母线隔离开关，以减少工程造价。

以国家电网通用设计A2-2方案[4]为例，220 kV配电装置接线图如图1所示。

图1 220 kV配电装置接线图

双断口母线隔离开关的应用没有改变220 kV配电装置的接线形式，也没有增加整体设备气室数量，符合设计规范要求。

2.2 设备的通用性

经调研，目前国内已有广州±800 kV东方变电站、武汉220 kV黄金口变电站投运了该类型设备。后文中双断口母线隔离开关的设备参数均来源于已投运站设备资料。

2.2.1 设备结构差异

常规母线隔离开关多采用三工位结构，如图2所示，其存在3种运行工况，即隔离位置、合闸位置、接地位置，采用三胞胎壳体、三相机械联动设计。

220 kV GIS间隔双断口母线隔离开关采用的结构与常规隔离开关相似。差异在于双断口隔离开关内部配置了两个能同时进行分合操作的动触头，以及一个后装配的辅助接地开关。双断口母线隔离开关同样采用三胞胎壳体、三相机械联动设计，其内部结构如图3所示。

图2 常规母线隔离开关三工位状态示意图

图3 双断口母线隔离开关内部结构示意图

2.2.2 设备尺寸差异

独特的结构使得双断口母线隔离开关具有同开同闭的技术特点，尺寸有所增加。与常规母线隔离开关相比，双断口母线隔离开关的尺寸如图4所示。

图4 双断口母线隔离开关尺寸

双断口母线隔离开关由于在普通三工位隔离开关基础上增加了一个断口，并且增加了扩建端气室，隔离开关本体总长度增加约1 m。此外，还增加了一个中间接地刀闸，设备高度增加约0.6 m。

2.2.3 整体设计方案差异

以国家电网通用设计A2-2方案为例，采用双断口母线隔离开关设备的间隔断面如图5所示，双断口母线隔离开关比常规设备高0.6 m，但并非户内GIS设备的最高点，所以不影响室内空高配置及吊装。但纵向尺寸的增加将对带电距离、运输尺寸产生影响。经核实，目前国家电网通用设计[4]中户内220 kV GIS室纵向尺寸为12.5 m，220 kV GIS间隔长度为9.5 m，国家电网通用设备尺寸要求如图6所示。双断口设备虽然单体长度比常规隔离开关增加了1 m，但供货厂家对自身GIS设备整体进行了紧凑化处理，对卧式断路器及互感器等组件尺寸进行了优化，使得设备总尺寸满足通用设备9.5 m的要求[4]。

通过比较图5、图6不难看出，双断口母线隔离开关设备的纵向尺寸有所增加，但由于进行了紧凑化处理，GIS整体尺寸满足通用设备要求。GIS母线至避雷器中心距为5 098 mm。户内主运输通道、巡视通道距离均满足通用设备要求。综上，该新型设备适用于220 kV变电站。

2.3 对接安装施工及耐压试验

双断口GIS间隔远期扩建安装及耐压试验示意图如图7所示，前期备用出线间隔建设有双断口母线隔离开关，当远期扩建时需采取如下操作：（1）气室1、气室2中保持额定压力；（2）将气室3、气室4中气体降半压；（3）将扩建端屏蔽罩换成触头座结构，将扩建部分从一侧吊入进行对接安装；（4）对接安装完毕后，气室3、气室4充入额定压力的SF6气体，并进行耐压试验。

由上述施工过程不难看出，双断口设备安装方便快捷，且由于采用高性能隔离开关及地刀，能在改扩建工程施工时减少试验及充放气次数，有利于抑制SF6气体的扩散，为促进环保型社会发展贡献一份力量。

2.4 其他技术特点

双断口母线隔离开关的辅助地刀仅在远期扩建及检修工况下启用，平时处于常分状态。基于安全考虑，采用手动地刀，并设置机械锁具，变电站二次设计中该地刀不进五防逻辑。各地区对于手动地刀是否设调度编号等要求不统一，故该地刀存在一定的运行管理风险。

3 经济及社会效益

经济性比较是双断口母线隔离开关技术应用的重要指标。常规母线隔离开关在备用间隔扩建的耐压试验及因设备故障引起的大修等工况下都需要母线停电，这将造成直接经济损失。而双断口母线隔离开关无论是在扩建还是其自身发生故障的工况下，都能规避母线停电。下面就以上述两种工况下的直接停电损失进行分析。

3.1 输入条件

以国网通用设计A2-2方案为例，终期3台主变容量240 MVA，本期1台，按负载率50%考虑，下网容量120 MVA；远期接入3台主变，下网容量360 MVA。

220 kV出线终期6回，本期3回，终期、本期采用双母线接线。

目前国内平均工业用电电价K=0.668 4元/kWh。计划停运期间，停电损失按正常电费计列。非计划停电期间，根据参考文献[5]，停电损失按正常电费的20倍计列。

双断口母线隔离开关与常规GIS设备的差价Δ≈40万元/台。

变电站运行周期Z1=50年，假定在Z2=20年完成全部扩建达到终期规模，且假定220 kV配电装置扩建周期恒定。

3.2 扩建及检修工况预估

图5 采用双断口母线隔离开关设备的间隔断面图

图6 国家电网通用设备尺寸要求

扩建及计划内停电检修方式下，考虑到220 kV系统可以通过其他路径送电，220 kV片区非故障停电的负荷约为正常下网容量的10%，停电时间T1=24 h。即本期Q1=12 MVA，远期（20年后）Q2=36 MVA。由于扩建周期恒定，前20年非故障停电负荷为：

设备故障情况下，考虑到220 kV系统通过其他路径送电需要调度运行时间，220 kV故障停电的负荷为正常下网容量的100%，调度负荷转供时间T2=1 h。即本期Q3=120 MVA，远期（20年后）Q4=360 MVA。同理，前20年故障停电负荷为：

转供完成后，考虑计划停电检修方式下的电能受阻负荷，停电时间考虑到故障元件需要从设备厂家原厂调配更换，总停电时间T3=48 h。

关于元件的可靠性，根据文献[6]、文献[7]、文献[8]可知，影响GIS母线停电的单间隔故障率为：

投产年220 kV配电装置进出线及母联回路共有5个间隔，故第1年GIS整体年故障率为：

投产后第20年220 kV配电装置全部扩建完毕，此时220 kV配电装置进出线及母联回路共有10个间隔，故第20年后GIS整体年故障率为：

假定220 kV配电装置扩建周期恒定，即可测算出前20年GIS每年的故障率为：

20年后GIS整体年故障率维持λ20不变。

3.3 经济性比较

下文以一个备用间隔为例，首先计算采用常规母线隔离开关时的停电损失。

（1）因备用间隔扩建引起的停电损失为：

式中：0.1为单位换算，下同。

（2）投产20年内，因故障引起的停电损失为：

（3）投产20年后，达到终期规模。此时因故障引起的停电损失为：

以上为采用常规母线隔离开关时产生的停电损失。若采用双断口设备将规避以上停电过程，但双断口设备费用较高，按终期规模考虑，设备费用总差价为：

图7 双断口GIS间隔远期扩建安装及耐压试验示意图

综上，采用双断口设备在变电站运行50年周期内产生的经济效益为：

3.4 应用效益

由上述计算可知，采用双断口母线隔离开关技术，具有显著的直接经济优势。此外，双断口母线隔离开关的应用还能降低电网运行风险，减少运维及管理成本，保障用户用电可靠性，创造了良好的间接经济效益及社会效益。

4 结语

本文从功能性、适用性及经济性等角度出发，对220 kV双断口母线隔离开关技术进行了分析，对其母线不停电扩建的功能进行了论述，验证了其满足设计规范要求，且能带来良好的社会及经济效益，是一种值得推广应用的新技术。