500kV变电站增容改造方式的研究

江苏科能电力工程咨询有限公司 鲁晓莉 王文静 陆 东 李 晗 刘忠喜 方昊宸

500kV SD变电站位于江苏省镇江市丹徒区，于2007年2月投运。该站几经扩建和改造，2017年5月完成超规模扩建部分的建设，2020年12月完成第4台主变扩建工程的建设。目前镇江电网分为镇江东部电网和镇江西部电网，其中镇江东部电网与武北电网合为一片运行，镇江西部电网与南京南部电网合为一片运行，至2021年该分片结构没有变化。随着电网的进一步发展，南京南部与镇江西部电网均需独立成片运行。由于SD老站、新站降压不均，SD老站主变降压超过运行限额，急需增加变电容量。由于SD变在镇江西部电网枢纽变的地位，主变增容改造过程中需考虑方案实施的可行性。

根据电网潮流计算结果，现有设计理念将原有老站2台750MVA主变增容改造为1000MVA主变；设计提出1种新的决方案，新建容量为1000MVA的#3主变，将原有老站容量为750MVA的#1主变增容改造为1000MVA主变。对增容模式和新建+增容模式2种方案进行停电方案分析、经济技术比较。增容改造过程中前期站用变容量不满足工程使用需求，结合变电站实际情况，在场地预留空地增设一套站用电系统，以满足变电站需求。设计经验可为类似工程提供一定参考。

1 工程现状

500kV SD变电站现有主变压器：2组1000（3×334）MVA单相自耦主变压器（#4、#6主变）+和2组750（3×250）MVA单相自耦主变压器（#1、#2主变）。远景建设3组1000MVA+3组750MVA主变；500kV配电装置：500kV出线8回，一台半断路器接线，共4个完整串和3个不完整串。7配串由北向南分别为：出线1、#1主变；出线2、出线3；出线4、出线5；#2主变；出线6、#4主变；出线7、预留#5主变；出线8、#6主变。远景#3主变不进串，经断路器直接接于2M主母线上。

220kV配电装置：SD老站220kV规划出线16回，500kV主变压器进线3回，采用双母线双分段接线，现有出线11回。SD超规模扩建站220kV规划出线16回，主变进线3回，现有出线10回，采用双母线双分段接线，远景接线不变；35kV配电装置：35kV采用单元制单母线接线，不设总回路断路器。SD老站部分远景每组主变低压侧按3组无功补偿装置预留场地。目前#1主变场地配置1组60MVar电抗器，#2主变场地配置2组60MVar电抗器。超规模扩建部分远景每组主变低压侧按4组无功补偿装置预留场地。目前#4主变装置2组60MVar电容器和2组60MVar电抗器，#6主变装设2组60MVar电容器。

站用电系统：全站设置3台容量为1000kVA的35kV站用电变压器（#0、#1、#2站用变），#0站用变为备用变；平面布置图：500kV配电装置采用AIS+HGIS设备，布置在站区南侧，向东、西两个方向出线。老站220kV配电装置采用AIS设备，布置在站区北侧，向东、西两个方向出线。新站220kV配电装置采用户外GIS设备，布置在变电站东南侧。主变及35kV场地布置于500kV与220kV配电装置之间。主控通信楼布置在站区东侧，从东侧进站。

图1 电气总平面布置示意图

2 改造方案

2.1 增容改造模式

随着镇江西片电网负荷增长，南京南部与镇江西部电网独立成片运行后，SD老站、新站降压不均，SD老站主变降压超过运行限额，急需增加主变容量。本次增容改造需将SD老站2×750MVA主变增容为2×1000MVA。根据SD变目前运行情况，按照传统设计理念，考虑将老站2台750MVA主变（#1主变、#2主变）进行增容改造。

具体改造内容如下：将500kV#1主变、#2主变750MVA变压器更换为1000MVA变压器。将1～2M母联、3～4M母联、1M～3M分段、2M～4M分段间隔的3150A、50kA断路器更换为4000A、50kA设备。#1、#2主变中性点装设10Ω中性点小电抗。#1、#2主变35kV侧各建1组60MVar并联电容器。将现有的#1、#2主变由750MVA主变更换为1000MVA主变，涉及到的停电范围包括：#1、#2主变及其低压侧所配置的无功补偿装置，500kV配电装置第1串（完整串：#1主变-出线1）、第4串（不完整串：#2主变），220kV配电装置#1、#2主变进线回路及两个母联和分段回路。为保证工程实施过程中变电站持续运行，站内两台主变需分次拆除和安装。

鉴于本期工程需对220kV配电装置1M-2M母联回路、3M-4M母联回路、1M-3M、2M-4M分段的断路器进行更换，建议在更换主变期间同步实施。具体的施工顺序如下：#1主变更换施工阶段需要3个月左右（暂不考虑拆除基础，按照改造考虑）。拆除并更换#1主变，停1M、2M母线15天，拆除并更换1M-2M母联间隔内断路器，安排轮停3M、4M各15天，拆除并更换分段间隔断路器；#2主变更换施工阶段需3个月左右（暂不考虑拆除基础，按照改造考虑）：拆除并更换#2主变，停3M、4M母线15天，拆除并更换3M-4M母联间隔内断路器。以上方案实施过程中当同停3M、4M时电网会出线过载现象，在3M、4M停电施工期间通过旁路母线恢复220kV线路，满足电网需求。

2.2 新建+增容改造模式

鉴于SD变重要的枢纽站地位，考虑到单纯增容模式停电时间过长，设计考虑新建+增容改造模式。具体为：将500kV#1主变增容改造为1000MVA变压器。新建500kV#3主变(1000MVA)及其三侧间隔。将1～2M母联、3～4M母联、1M～3M分段、2M～4M分段间隔的3150A、50kA断路器更换为4000A、50kA设备#1、#3主变中性点装设10Ω中性点小电抗。#1主变35kV侧扩建1组60MVar并联电容器，#3主变35kV侧扩建1组60MVar并联电容器和2组60MVar并联电抗器。拆除#2主变其低压侧所配置的无功补偿装置。

涉及到的停电范围包括：#1、#2主变及其低压侧所配置的无功补偿装置，500kV配电装置2M母线、第1串（完整串：#1主变-出线1）、第4串（不完整串：#2主变），220kV配电装置#1、#2主变进线回路。为保证工程实施过程中变电站持续运行，先完成#3主变新建部分内容，后开展#1主变的增容改造工作。鉴于本期工程需对220kV配电装置1M-2M母联回路、3M-4M母联回路、1M-3M、2M-4M分段的断路器进行更换，建议在更换主变期间同步实施。具体施工顺序如下：

新上#3主变施工阶段，需要停电约15天左右：新建#3主变。停500kV 2M母线共7天，安装母线下方隔离开关和主变场地高跨线。220kV主变进线构架安装，陪停#2主变共7天。停220kV 3M、4M母线15天，拆除并更换3M-4M母联间隔内断路器；#1主变更换施工阶段需3个月左右（不考虑拆除基础，按照改造考虑）：拆除并更换#1主变。停1M、2M母线15天，拆除并更换1M-2M母联间隔内断路器。安排轮停3M、4M各15天，拆除并更换分段间隔断路器；拆除#2主变：拆除#2主变两侧引线需停电约5天左右。以上方案实施过程中当500kV#2主变停运时电网会出线重载现象，此时建议220kV联络线合上以满足电网需求。

2.3 主设备选择

本期500kV主变选型，采用单相、自耦、无励磁调压、强迫油循环风冷变压器，容量1000/1000/334MVA，接线组别YNa0d11。根据系统计算结果，500kV母线穿越能力不小于5kA，串内穿越能力不小于4kA。现有工程#1、#2主变分别接500kV配电装置第1、4串，串内采用AIS设备，经核实串内设备额定电流为4000A，短路电流为63kA；母线穿越能力及串内穿越能力均满足本期要求，无需更换。#3主变不进串，经断路器直接接于2M母线。#3主变进线间隔内采用罐式断路器；母线侧隔离开关采用双柱水平伸缩组合式隔离开关。本期主变间隔设备额定电流按4000A选择。

根据系统计算结果，220kV母线穿越能力不小于4kA。220kV #1、#2主变进线间隔设备额定电流为4000A，满足本期要求；220kV母联1间隔断路器额定电流为3150A，不满足本期要求；220kV母联2间隔断路器额定电流为3150A，不满足要求；220kV分段1、分段2间隔断路器额定电流为3150A，不满足要求。母联、分段间隔内其余设备额定电流为4000A，满足本期要求。本期拟更换220kV母联、分段间隔内断路器。220kV设备选型拟同前期，断路器采用SF6瓷柱式断路器。35kV无功补偿装置现状为：#1主变配有1组60MVar并联电抗器，#2主变配有2组60MVar并联电抗器，35kV侧各接1台1000kVA站用变。

2.4 方案对比分析

增容改造模式（方案1）：两台主变分别进串，供电可靠性更高。停电时间长，施工难度大，费用8400万元；新建+增容改造模式（方案2）：#3主变直接接主母线，供电可靠性一般。停电时间短，施工相对简单，费用9700万元。最终工程的实施还应根据电网的发展并结合技术经济比选，确定实施方案。

3 站用电系统改造

SD变一期建设时设置3台站用变压器（#0、#1、#2），均采用35kV/800kVA油浸式变压器，＃1站用变电源引接自500kV＃1主变低压侧，＃2站用变电源引接自500kV＃2主变低压侧，＃0站用变电源由站外引接。每台容量800kVA。

SD变超规模扩建时，原有站用电系统的站用变容量800kVA仅满足超规模扩建时3台主变投入运行情况下的要求，此时低压馈供回路数不满足超规模扩建的要求，对其进行改造。为减少站用电系统改造对500kV变电站运行的影响，保留原有9面站用电屏，由原有的站用电屏的Ⅰ、Ⅱ母线经空气开关馈供2回至新建的380/220V所用电屏的Ⅰ、Ⅱ母线，即将新上的4面交流站用电屏作为分电屏使用，主要供给超规模扩建场地500kV断路器操作及加热电源，500kV继电器室、综合楼的暖通、动力、照明，220kV配电装置场地、主变场地的检修动力、巡视照明。

#6主变扩建时，结合远景变电站用电规模，经核算考虑将SD变800kVA的站用变更换为1000kVA的站用变。原有交流所用电屏的电流互感器额定电流为1500A/5A，不满足工程需要，需更换相关的交流所用电屏设备。由于交流配电屏自身结构设计，更换交流所用电屏进线柜需轮停站用电屏母线，变电站供电可靠性较差，变电站运行存在一定风险。经核算，此时交流所用电屏的设备可满足#6主变扩建时变电站供电需求，因此#6主变扩建时仅更换站用变未更换相关交流配电屏设备。

此次增容改造过程中，根据国家电网有限公司部门文件设备变电〔2018〕15号《国网设备部关于印发变电站（换流站）消防设备设施等完善化改造原则（试行）的通知》、国网江苏省电力有限公司文件苏电安〔2018〕1003号《国网江苏省电力有限公司关于印发《国网江苏省电力有限公司变压器固定自动灭火系统技术规范》的通知》的要求，户外变压器固定自动灭火系统优先选用水喷雾灭火系统。变电站需新增消防水泵，原有所用电屏柜设备参数已不满足设计要求。

考虑到变电站停电方案以及变电站运行可靠性，结合变电站实际情况，在变电站原有空地上新建3台站用变及配套的交流所用电屏。原超规模扩建场地内交流配电屏的馈线回路逐条改接至本次新上的站用电系统，以满足变电站运行要求。本期新上的交流系统供消防及超规模变电站场地供电，原有的交流供电系统供老站的供电，两套独立的站用电系统可满足变电站运行安全性和可靠性的要求。

结论：500kV变电站主变增容改造有其特殊性，应该根据工程具体情况，设计最佳方案。