摘要：500kV变电站初期仅建设1台主变压器时，站用电源通常只设1台工作变和1台备用变。但对于1000kV变电站，考虑到变电站在系统中的重要性以及站用变压器轮换检修的要求，其站用电源的配置应高于常规500kV变电站，其一次接线和二次保护配置等方面的设计与500kV站亦有不同之处。本文针对的已投产8年的荆门1000kV变电站站用电系统一次接线特点，对站用变回路电流互感器参数选择、站用变保护范围及其配置、备用电源投入等方面的设计进行分析比较，提出特高压变电站站用变压器继电保护配置方案及相关运行方式。
关键词：特高压；变电站；站用电系统；设计；运维
一、站用变系统接线介绍
因特高压变电站站用电系统无明确的设计规范要求，不同时期不同设计单位不同变电站在系统接线上都有所不同。
1.1荆门变电站站用变系统接线
荆门变电站是中国交流特高压试验示范工程的止端站，也是首批特高压变电站，2009年1月6日投运。
（1）特高变与电站变采用两级供电方式，由高站变（110／10KV）与低站变（10／0.4KV）串供，高站变低压侧与低站变高压侧直接电缆连接，中间无其它电气设备，由一套变压器保护对两台站变提供保护。电站变采用一级供电（10／0.4KV），电源由站外10KV线路提供，10KV采用开关柜设备。
（2）站外１１０ｋＶ的０＃站变进线未安装开关与闸刀。
（3）380V采用抽匣式开关。一段母线进线开关为1DL，二段母线进线开关为2DL，电站变低压侧经总开关5DL后经3DL接入一段母线，经4DL接入二段母线，二段母线之间不设专用母联。
1.2淮南变电站站用变系统接线
淮南变电站是皖电东送淮南—上海交流特高压输变电工程的起点，2013年9月25日投运。
（1）一期工程投运了两台1000KV主变，其站用变系统按远景接线完成。
（2）电站变从站外35KV进线接入，同时安装了开关与闸刀，为户外敝开式设备。
（3）电站变低压侧未设总开关5DL，由总闸刀5DS代替
1.3长治变电站站用变系统接线
长治变电站是中国交流特高压试验示范工程的起端站，也是首批特高压变电站，2009年1月６日投运。此接线方式特点如下：特高变与低站变采用两级供电方式，由高站变（110/10kv）与低站变（10/0.4kv）串供，高站变低压侧与低站变高压侧直接电缆连接，中间无其它电气设备，分设两套变压器保护对两台站变提供保护。电站变采用一级供电（10/0.4kv），电源由站外10kv线路提供，10kv采用开关柜设备。站外110kv的低站变进线安装开关与闸刀。380Ｖ采用抽匣式开关。一段母线进线开关为401，二段母线进线开关为402，电站变低压侧经4001刀闸后经403开关接入一段母线，经404开关接入二段母线，二段母线之间不设专用母联。
二、站用变系统接线分析
长期以来，电力系统的设计与运维存在脱节现象，设计部门按照国家、行业标准、规程等进行设计，而设备运维部门在实际工作中会发生难以实现设计的情况，此时由于一些具体的操作需要修改设计的要求不符合相关规程规定，或未见相关规程规定指导，导致无法调整设计。从而造成只有在有关问题暴露后，相关规程、规范作修订后才能解决的结果。特高压变电站在系统中的地位无需赘述，站用变系统接线理应加强优化、更加合理，本文从运维角度对接线加以分析。
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2.1简化接线
特高压变电站主变低压侧为110kv，如果直接降压为0.4kv，国内尚无变比为110/0.4kv的成熟变压器产品，加之低压侧短路容量很大，400Ｖ系统短路电流超过40ｋA，400Ｖ设备选型困难，故特高压变电站一般采用二级降压方式，即通过110/10kv高站变（5000kv?A，成熟产品中最低容量）、10/0.4kv（2500kv?A）低站变两级变压器串联。直接从110kv降压为0.4kv无疑是最佳方案，是接线最简单的方案，也是运行最可靠的接线。宜采用变比为110/0.4kv变压器，国内制造此变比的应无技术困难，文献[1]中列举了能够制作此类变压器的厂家与技术参数。同时容量可以定制为2500kv?A，节省投资。宜采用高阻抗站用变压器，牺牲经济性，限制短路容量。可考虑在110kv站用变间隔串联限流电抗器，限制站用变及0.4kv设备的开断电流，如华东电网第一代500kv变电站站用变间隔就串联了６Ω/100A的限流电抗器。
2.2提高可靠性
三台站变，“两运一备”方式下，两台运行站变应接于110kv，如在特高压变电站建设初期，只有一台主变，则至少有一路电源直接从其它变电站110kv母线直接专线接入，提高外站电源的可靠性。35kv、10kv电网已属配网范畴，除线路故障停电外，供电变电站方式调整、电源切换、设备检修、上级电源失去及设备故障等，都将造成站外电源失去，供电可靠性较低。电站用变进线从110kv安丰变电站、钓鱼变电站接入，其进线电源供电可靠性令人担忧。如电站用变直接从220kv变电站110kv母线供电，供电可靠性大为提高。加之特高压变电站第二台主变扩建时还需建设第二台110kv高站变，应在建站初期同时建设，避免浪费。电站变电源宜从10kv系统接入，可减少站用电系统的电压等级数量，采用与低站变相同设备，方便运行。
2.3站用变高压侧应设开关
特高压变电站站用变电压等级高，容量大，且装设了变压器保护，故站用变高压侧应装设开关，在变压器故障时跳开两侧开关，切除故障。荆门变电站0#站用变高压侧未装设开关，站用变保护动作后并不能跳开对侧变电站110kv开关切除故障，仅投入低压侧后备保护，作为低压母线的后备，保护配置意义不大。站用变故障后只能通过对侧110kv线路保护动作切除，因站用变在线路未端，加之为一个阻抗较大的元件，线路保护的灵敏性、快速性都不能保证。站用变高压侧配置开关后，站用变保护动作后跳开两侧开关，能快速切除故障，保证设备安全。
2.4应避免380Ｖ母线电压出现相位差
站用电系统存在许多环路供电回路及电源切换回路，如果380Ｖ两段母线出现相位差，在运行工作中如出现异常的并列情况即造成短路故障，给安全运行带来隐患。在特高压变电站，110kv是主变低压侧，为了三次谐波分量的通道，采用三角形接线。站外110kv进线，在220kv变电站是主变中压侧，在110kv变电站是主变高压侧，必然是星形接线。站外的35kv进线，如是110kv变电站的中压侧，采用星形接线，如是220kv变电站低压侧，因近十年来220kv主变一般附加接成三角形的平衡绕组，也采用星形接线，以保证全网35kv均为星形接线。站外10kv进线，不论是220kv、110kv、35kv变电站，均为低压侧，必然采用三角形接线。据此结论，110kv站用变采用二级降压，采用YＮ，D11与D，y1接线组别高站变、低站变，35kv、10kv站用变采用一级降压，采用D，y1接线组别低站变。
由此分析，若特高压变电站1000kv、其它变电站220kv、110kv系统均采用星形接线，其ＵAＢ方向一致，经过高站变、低站变星形/三角形转变后，0.4kv侧电压出现30°。60°的相位差。为了保护安全，应优化接线，采用不同接线组别的站用变，避免380Ｖ母线电压出现相位差。
2.5低站变宜采用有载调压特高压主变因低压侧仅接无功补偿设备与站用变，故110kv电压波动较大。以泰州站为例，泰州站1#主变110kv侧安装有4台210MVAｒ电容器，3台240MVAｒ电抗器。当4台电容器全投时，110kv电压近1.23倍，当3台电抗器全投时，110kv电压0.88倍，电压范围变化超出了10％。
结语：
（1）站用电应至少有两个电源取自110KV系统，保证电源的可靠性，第三电源宜取自10KV配网，与两级降压的中压级电压一致。（2）站用变高压侧宜配置开关、闸刀，站用变保护可在站内切除故障，同时方便检修与操作，提高接线的灵活性。（3）两级站用变之间宜配置开关、闸刀等隔离设备，高站变与低站变分别配置变压器保护，提高保护的灵敏性。（4）鉴于特高压变电站站用变场地较为宽敝，站用电系统高压设备宜采用户外布置，接线明了，操作方便。
参考文献：
[1]刘振亚.特高压电网[M].北京：中国经济出版社，2017.
[2]刘振亚.特高压交流输电技术研究成果专辑[M].北京：国电力出版社，2016.
[3]宋小会，杨建翔，郭志忠，樊占峰.交流特高压变电站站用变保护技术方案[J].电力系统保护与控制，2014，24：110-115.
论文作者:宋静涛,张奇
论文发表刊物:《云南电业》2019年2期
论文发表时间:2019/8/29
标签：变电站论文; 接线论文; 母线论文; 特高压论文; 系统论文; 低压论文; 变压器论文; 《云南电业》2019年2期论文;