（甘肃省电力公司金昌供电公司经研所 甘肃金昌 73100）
摘要：本文对具有代表性的农网变电站供电能力进行分析，并提出解决方案。
关键词：供电能力；解决方案
一 问题的提出
2017年6月17日，由于负荷的持续增长，调控中心将35kV小井子变电站运行方式由#2主变参数单台供电调整为#1、#2并列运行。后因小井子供电区域供电电压偏低，于7月23日对35kV小井子变电站与35kV玉石沟变主变进行了调换。事后经研所对35kV小井子变电站供电能力进行了校核，并对存在的问题进行分析，提出了初步解决方案。
二 现状
1 35kV小井子变电站始建于2002年，2003年投运。35kV为单母线接线，采用线路丙刀闸进线； 10kV采用单母线接线，出线6回（预留2回），最初设计变电容量2×4MVA，电压等级为 35/11kV；经过多次增容改造，于2014年形成现有规模，主变压器容量为：1×10MVA＋1×12.5MVA，#1主变参数SZ11-10000/35，阻抗电压比为35±3×2.5%／10.5kV，#2主变参数SZ9-12500/35，电压比为35±3×2.5%／11 kV。
由110kV宁远堡变单回供电，导线采用LGJ-120，线路全长29.4kM。
2 35kV城西变位于永昌县县城西郊，于2006年8月建成投产，最初设计变电容量2×4MVA电压等级为 35/11kV。经两次增容改造，于2015年形成现有规模主变规模：主变2台：#1主变容量为6.3MVA，电压等级为 35/11kV；#2主变容量为6.3MVA，电压等级为35/11kV。
由110kV永昌、110kV沙窝变T接单回供电，沙城线导线为LGJ-120 ，全长30.5 kM，110kV 永昌变至35kV城西变5.95kM，现110kV永昌变主供。
3 35kV玉石沟变2015年12月建成投运。主变容量10MVA+3.15MVA，其中新建10MVA变压器1台，电压比为35±3×2.5%／10.5kV，阻抗：7.5%，接线组别为Yd11。调用35kV西大滩变3.15MVA变压器1台：电压比为35±3×2.5%／11kV，阻抗：7 %，接线组别为Yd11。
三 存在问题的分析
1 35kV小井子变电站
1.1变压器并列条件分析
2017年6月17日，35 kV小井子变电站#2主变单台运行，电容器2.4MVar 和1.8MVar都投入运行。最大负荷为10.9+j2.57,视在功率11.2MVA,10kV母线电压10.25kV，当日投入#1主变，采用#1主变7档与#2主变5档并列，理论计算低压侧电压差为0.1%。并列后10kV母线电压9.82kV，变电站总负荷为9.08+j1.59，未达到预期效果。详细运行工况见下表所示：
35 kV小井子变#1、#2主变并列运行相量图
理论上两台变压器在个别档位可进行并列，见下表所示：
从相量图上看，两台主变并列运行存在无功串供，运行数据显示母线电压在并列运行时不升反降。理论上分析不出来此现象的原因（两台主变接线组别、变比差、阻抗电压、容量均满足并列条件）。
1.2单台主变供电能力校核
#2主变压器型号为SZ9-12500/35；35±3×2.5%／11。今年典型最大负荷日曲线如下图：
运行工况显示，7月23日35kV小井子变最大负荷12.5MW、最大负荷时无功4MVar，计算最大视在功率13.1MVA；平均负荷11.8MW、平均无功3.55MVar、平均视在功率12.3MVA、功率因数0,958。
在今年典型最大负荷日，即使#2主变压器单台运行，最大视在功率仅超主变容量4.8%，长期平均负载不超主变容量。单台运行并不违反《调度运行规程》。
1.3供电能力校核
35kV宁小线，导线型号 ：LGJ-120，线路长度L = 29.4 (km)。在2017年最大负荷日，按35kV宁小线最大电流248A校核，电压降为 14.19%，验证最35kV小井子变电站初设计变电容量2×4MVA为最大经济输送能力，不具备增容的可行性。
35kV小井子变2015年最大负荷10.15MW，2016年最大负荷11.17MW， 2017年12.6MW，平均自然增长率10%，预计2018年负荷达到13.5MW。预计2018年35kV宁小线最大电流280A，经校核2018年35kV小井子变10kV母线电压降低至10.1kV。将造成35kV小井子变供电区域大部分用户电压不满足规程要求。
2 35kV城西变
据县公司提供资料，35kV城西变2015年最大负荷12.5 MW.经金昌供电公司能量管理系统查证，2016年12月26日为2016年最大负荷日，#1主变最大6 MW，已满载，#2最大负荷4.6 MW. 35kV城西变实际供电能力为10.6 MW，可能原因为两台主变阻抗电压的差异造成的负荷分配不均。35kV城西变连续两年的新增负荷调整到110kV 永昌变。
四 调整方案
1 解决方案
综合通盘考虑全局35 kV变电站负荷分配及主变配置，提出以下变压器调整方案。
35 kV小井子变电站两台10MVA变电压器调至35 kV城西变电站。
35kV城西变电站#2主变6.3MVA调整至35kV小井子变电站，#1主变6.3MVA调整至35kV玉石沟变电站。
玉石沟变#2主变12.5MVA调整至小井子。
2 调整方案论证
1.1 35kV小井子变电站地理位置特殊，周边没有可供转移负荷的电源点，在110kV曹家沟输变电工程投运之前的过渡方案，十分必要。
1.2现有主变配置条件下负荷高峰期10 kV母线电压得不到保证，建议在明年农灌负荷高峰期之前将变压器低压侧额定电压调高至11kV。
2.1 110kV城西变电站急需主变增容，城西变连续两年满载或过载运行，新增负荷转移到110kV 永昌变10kV系统的能力逐渐减弱。县城西部供电区域供电矛盾更加突出。
2.2城西变电站供电区域有供水、供热等影响民生的重要负荷，城西变电站主变配置应考虑N-1.
2.3在建的北海子开关站两条10kV线路，一回来自焦家庄变LGJ-240,11km，另一回来自110kV永昌变， LGJ-240,7km，两条10kV线路输送能力有限，分担城西负荷能力有限，考虑北海子开关站母线分段运行，供电能力还要打折扣。
2.4可提高35kV城西变电站供电能力9MW，为优化北海子开关站电源点提供了可能性，并可降低配网线损，有很好的经济性。
3玉石沟变电站投运以来负荷轻载，现有或调整变压器配置后满足运行要求。
五 结论
通过以上分析，35kV小井子变电站两台主变并列运行异常将原因归结于变压器低压侧电压不一致明显缺乏理论依据；考虑工程建设周期，在110kV曹家沟、北海子输变电工程投运之前，对35kV小井子、城西变进行主变压器调整达到解决相关问题的目的，作为临时过渡措施十分必要；规划、设计及运行维护管理应从35kV小井子变电站问题中吸取教训。
论文作者:王静
论文发表刊物:《电力设备》2017年第33期
论文发表时间:2018/4/19
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