某500 kV变电站站用电系统改造方案分析

侯国柱，费雪萍

(内蒙古电力勘测设计院有限责任公司，内蒙古 呼和浩特 010020)

0 引言

某500 kV变电站位于内蒙古自治区包头市昆都仑区，于2004年1月建成投运。该站最初规划750 MVA主变压器3组，500 kV出线6回，220 kV出线14回。经过2号主变扩建及3号、4号主变扩建等工程后，目前已突破原规划,建设750 MVA主变压器4组。2018年包头供电局启动了该变电站5号变扩建工程的前期工作。经过设计核算，5号主变扩建后站内计算负荷超出了站用变压器的额定容量，需要对该变站用电系统进行改造。保证变电站内站用电源安全可靠不间断供电是站用电系统运行的首要任务，对站用电系统的改造要充分考虑实施过程中的安全性和可操作性[1]，这也是该500 kV变电站扩建工程的难点之一。

1 站用电系统现状

1.1 设计规模及现状

该500 kV变电站站用电系统额定电压380/220 V ，接线形式为单母线分段，低压系统采用三相四线制，中性点直接接地。站内共安装3台容量为1 000 kVA的站用变压器，1号、2号站用工作变压器，电源由1号、2号主变35 kV配电装置母线引接；另一台与站用工作变容量相同的0号站用备用变压器，电源从附近变电站建设10 kV专用线路引接。站用电母线采用按工作变压器划分的单母线，相邻两段母线间设置2台联络断路器。任何1台站用变均能承担全站负荷。正常运行时，全站负荷由1号、2号两台工作变压器供电，0号站用变作为备用变压器，当工作变压器故障退出运行或检修时，投入0号备用变即可。站用电接线图如图1所示。

图1 站用电接线现状

1.2 站用变和站用配电室布置及现状

该500 kV变电站站用电室布置在站区中部；35 kV站用变压器采用油浸式变压器，布置在站用电室外，高压侧采用电缆进线，低压侧采用母线桥和母线通道箱与站用电屏相连；10 kV站用变压器采用干式，布置在站用电室内，高压侧采用电缆进线，低压侧采用硬母排与站用电屏相连。站用配电屏采用GCS型抽屉式配电屏，双列布置于站用电室内，站用电屏初期规模为15面，后扩建为17面。#1馈线柜～#6馈线柜在Ⅰ段母线，#7馈线柜～#12馈线柜在Ⅱ段母线。站用电系统布置图如图2所示。

图2 站用电室布置图

2 扩建主变后站用电系统改造分析

2.1 扩建后新增负荷统计

本期5号变扩建工程新增负荷主要为设备操作电源及加热电源，站内其他公用负荷没有变化。新增负荷如表1所示。

表1 某500 kV变电站5号变扩建后新增负荷统计

2.2 站用变压器增容方案

本站经过扩建，截至4号主变扩建工程实施完毕后，站用电负荷已达到站用变容量的临界值970 kVA，本期5号变扩建工程新增的负荷容量约130 kVA，本站站用电负荷共计达1 100 kVA，已超过本站站用变压器的额定容量，需要增容站用变。站用变增容的方案有两个：①方案一是将现有3台站用变全部更换为容量1 250 kVA的变压器，同时更换站用变高压进线的电缆；②方案二是新增1台站用变(即3号站用变)，3号站变分担一部分站用电负荷，使原有3台站用变不再超出原额定容量。

2.3 站用电屏改造方案

针对上述站用变增容方案，站用电屏改造方案也有对应两种方案[2]。针对站用变增容方案一，需要更换站用电进线屏、母联屏开关、站用电馈线屏母线和母线通道箱，使之与更换后的站用电容量相匹配，本期新增的站用电负荷由站用电屏的备用回路接带。针对站用变增容方案二， 需要新增Ⅲ段380 V母线，Ⅲ段380 V工作母线由3号站用变接带，电源由本期新建的5号主变低压侧引接，Ⅲ段380 V母线接带站内一部分Ⅲ类负荷，并与Ⅱ段380 V母线通过开关联络。

对于方案二中Ⅲ段母线的设置可以有不同方式。由新增负荷统计表可以看出，本期工程增加的负荷性质大部分为Ⅱ类负荷，需要双回路供电。从便于管理角度考虑，新增负荷集中下放至5号变附近的保护小室或配电室较为合理，但5号变扩建工程不新建保护小室或配电室，5号变附近的小室内没有多余的空间设置配电屏，小室内配电屏也没有多余的回路，因此该方案不成立。Ⅲ段母线设置的另一种方式是通过改接负荷腾出两面站用电屏，这两面屏柜形成Ⅲ段380 V母线。考虑到站用电屏有一部分备用回路可供利用，腾出10号、11号站用电屏用于设置Ⅲ段380 V母线是可行的，从投资上考虑也是最经济的，因此推荐采用后一种Ⅲ段母线设置方式。

2.4 推荐方案

由表2可以看出，经过技术经济比较，方案二较方案一节省费用96.1万元。同时，方案二实施过程只需要在10号、11号屏打断和通过联络开关连接时需要Ⅱ段母线短时停电，而方案一在改造站用电屏母线和更换站用变压器时均需要长时间停电。综合各方面因素，方案二在实施方便性和安全性方面有较大优势[3]。因此推荐方案二。

表2 站用电系统改造方案技术经济比选

2.5 改造方案的实施

为满足新增负荷供电需求，本期新建1台专供生活负荷的站用变(即3号站用变)，容量为400 kVA(考虑远期站内接带其他负荷，预留一定容量)，电压比35/0.4 kV。该站变单独接带Ⅲ段380 V站用电母线，Ⅲ段母线通过联络开关与Ⅱ段站用电母线连接，站用变电源由本期新建5号主变35 kV侧引接。本期新建的Ⅲ段站用电母线只接带站内Ⅲ类负荷。将原站内220 kV#1、#2保护小室电采暖，主变无功小室电采暖、500 kV屋外配电装置区照明、道路照明灯负荷改接至Ⅲ段母线接带，负荷容量共计139 kVA。正常运行时3号站用变只接带这部分负荷。

本方案不需要新增站用电屏，只需将站内#10、#11屏内的负荷改接至#9、#12屏，腾出来的#10、#11屏用于本期新增的Ⅲ段380 V母线，#11屏和与其相邻#12屏之间的母线断开，并通过联络开关与#12屏相连。由于站用电屏的切改需抽出部分站用电室电缆沟内的电缆，存在扰动正常运行设施的可能性，因此实施过程可结合5号主变扩建的施工步骤，做好施工组织，避免造成全站停电的危险[4]。改造后站用电接线如图3所示。

图3 站用电系统改造后接线

2.6 改造方案可靠性分析

该500 kV变电站在蒙西的包头地区电网中具有非常重要的地位，站用电系统改造后可靠性不能降低。改造后3台站用工作变分别从站内1号、2号、5号500 kV变压器第三绕组低压侧引接，站用电源具有可靠性高、投资省的优点。为了在事故时保证安全可靠地供电，第三台站用变电源从站外10 kV低压网络中引接。供备用站用变压器的供电线路为专用线且电源可靠，以保证在站内发生重大事故时该电源也不受波及且能持续供电，如图3所示。正常运行方式为400、401、402、431断路器热备用，1号站用变带380 V 1号母线负荷运行，2号站用变带380 V 2号母线负荷运行，3号站用变带380 VⅢ段母线负荷运行。当1号和2号任一台站用变停电，由两者中的另一台带380 V Ⅰ段、Ⅱ段母线负荷，当1号和2号站用变同时停电，0号站用变带380 V Ⅰ段、Ⅱ段母线负荷。此种接线禁止1、2、0号站用变中任何两台站用变二次并列运行。当3号站用变故障或检修时，2号母线在预量充足的情况下接带Ⅲ段母线必要的负荷，因Ⅲ段母线所带负荷均为Ⅲ类负荷，其长时间停电不会影响正常的生产运行，因此Ⅱ段母线可已不必专门为Ⅲ段母线负荷考虑备用容量。改造后原有3台站用变超负荷的情况也得到了彻底解决，理由如下。

改造后站内1、2、0号站用变接带负荷S1为：

S1=970+130-139=961 kVA通过改接转带负荷，原站用电系统站用电技术负荷 961 kVA，小于 1 000 kVA，满足运行要求[5]。

3 结论

本工程可行性研究阶段确定的改造方案是全部更换3台站用变压器，初设阶段的推荐方案与之相比有以下优点：

1)新增3号站用变压器较改造原来的3台站用变大幅度节省了投资，经济效益可观。

2)推荐方案只需新建1台站用变压器，同时小范围改造原来的站用电屏，工程量较更换3台站用变的方案简单易行，可明显加快工程进度。

3)推荐方案避免了对站用电系统母线的大规模改造，减少了站内交流失电的风险，有利于提高施工安全。

4)推荐方案实施后，对原有站用电系统的改动不大，新增Ⅲ段站用电母线运行更灵活，便于后期运行维护。