刘向阳
珠海电力建设工程有限公司 519000
摘要：随着社会经济的发展和用电需求的增加，电力负荷迅猛增长，人们对电力供应的要求越来越高。110kV变电站是电力系统最重要的组成部分，是电能供应的关键环节，其能否得到安全稳定运行不仅关系着电能的安全可靠供应、企业的生存和发展，还关系着社会经济发展和人民生活水平的提升，这也就决定了开展变电站一次系统技术改造的重要性。文章提出了110kV变电站一次系统技术改造设计方案，并通过实例对变电站一次系统技术改造前后进行了对比分析，得出了改造后一次系统在性能、功能、管理方面都得到了改善的结论。
关键词：110kv变电站；一次系统；技术改造；分段运行
近年来，我国电网规模逐渐扩大并逐步完善，在社会经济发展中发挥着不可替代的作用。110kV变电站是电力系统的重要组成部分，也是电能供应的关键环节，但是目前有一部分老化的一次设备仍在运行，或是系统安装、运行方式等不合理，这就使变电站存在安全隐患，仅仅依靠设备检修和维护并不能将缺陷彻底根除，为此，进行满足实际需求的一次系统技术改造非常有必要，这对国家电网的整体优化和长足发展具有重要现实意义。通过对110kV变电站一次系统技术改造的对照分析发现，改造后的一次系统不仅性能得以改善，功能得以提高，还有利于加强管理，切实保障了变电站的安全、稳定运行，大大满足了国家电网发展要求。
1.110kV变电站一次系统技术改造设计方案
目前在运行中的一次系统本身是没有问题的，但是对于长时间运行的变电站来说，经过长期运行的设备必然会出现老化现象，加上用电需求不断增加，原有运行方式可能无法满足实际需求，在电网规模不断扩大的同时，若不对原有变电站一次系统进行改造，必然无法满足安全、可靠供电的要求。因此，需要在原有基础上对变电站接线、一次设备等进行改造，那么合理的技改设计方案也是必须的。
首先，设计电气主接线方式，在此过程中，一定要对电网的作用、变电站近期和远期的发展规模、出线回路数、电气设备特性、电气设备负荷量、主变压器台数等进行综合考虑，保证线路的独立性，并对有关线路和电气设备进行全面检修，进行各侧负荷计算，以此为依据设计出最为安全可靠、经济合理、操作灵活、检修方便的技改方案，可确定为110kV采用单母线分段、35kV采用单母线分段带旁路、10kV为单母线分段接线的电气主接线形式。再次，进行短路电流计算，通常110kV变电站短路故障为三相短路、两相短路、两相短路接地、单相接地短路四种，其中三相短路接地发生率非常高，而三相短路发生率虽然较低，但是会带来严重后果，必须根据短路类型和短路电流计算原则和方法计算出短路电流。再次，进行主要电气设备的选择，应按正常的工作条件、短路条件校验电气设备的动稳定和热稳定比如额定电压、额定电流、机械负荷、绝缘水平、工作环境、改造地点、使用条件、供货条件等选择变压器、断路器、隔离开关、互感器、熔断器、母线、避雷器等主要电气设备，除了要满足经济条件和各项技术条件，还应考虑设备投入运行后的调试和维护方便性。
2.实例分析
本工程接入系统前近区电网接线情况如下图所示：
本工程前接入系统图
根据《2013年珠海供电局 “十二五”110kV及以下配电网规划细化报告（审定稿）》的研究成果，珠海110kV莲溪输变电工程规划于2018年投产，首期投产2×20MVA主变。
针对近区电网的现状，报告对莲溪站接入系统方式提出以下两种方案：
方案一：解口110kV横山～六乡甲、乙线路接入本站。新建线路由莲溪站始，至110kV横六甲、乙线解口点（18#～19#之间靠近19#塔）止。新建线路路径长度约4×5.1km。架空导线截面拟采用300mm2。
最终形成莲溪至横山变双回架空线路，约14.6km；莲溪至六乡变双回架空线路，约15.04km。
方案二：解口110kV横山～六乡甲线路接入本站。新建线路由莲溪站始，至110kV横六甲线解口点（18#～19#之间靠近19#塔）止。新建线路路径长度约2×9.0km。架空导线截面拟采用300mm2。
最终形成莲溪至横山变单回架空线路，约1×15.6km；莲溪至六乡变单回架空线路，约1×15.04km。
2.1接入系统方案比较分析
两种方案的优劣分析如下：
1）、规划网架适应性比较
根据《2013年珠海供电局 “十二五”110kV及以下配电网规划细化报告（审定稿）》的研究成果，珠海斗门区110kV电网主要采用完全或不完全双回链、双回辐射、双回环网接线。
2019年斗门区220kV新环站将投运，届时，六乡站110kV黄联乙线将断开，六乡站新接两回线路至220kV新环站。
方案一采用完全双回链式供电，方案二采用不完全双回链式接线供电，两个方案均符合电网规划典型接线方式，均满足向目标网架过渡的条件。
莲洲镇供电区110kV联络线示意图
2）、供电可靠性比较
方案一，莲溪站与横山站、六乡采用“完全双回链式” 形成斗门≈横山≈莲溪≈六乡≈新环的完全双链结构。
方案二，莲溪站与横山站、六乡站采用“不完全双回链式接线”，形成门≈横山（～六乡）～莲溪～六乡≈新环不完全双回链式接线。
另外，莲溪~横山线路、莲溪~六乡线路，架空线路导线截面仅为240mm2，单回线路经济输送容量为66MVA，极限输送容量为117MVA。方案一能满足新环至六乡线路同塔双回故障或斗门至横山同塔双回故障情况下横山站、莲溪站及六乡站的供电。方案二需要调整横山站、莲溪站及六乡站的负载率才能满足供电。
因此从供电可靠性方面看，方案一优于方案二。
3）、线路路径比较
方案一：
该方案实施本期及终期规模一次建成。
方案二：
该方案实施对目前在运电网及设备没有影响，远期两回实施对本期两回不影响。
方案一及方案二都在同一规划线路路径。
4）、综合分析
为满足新环至六乡线路同塔双回故障或斗门至横山同塔双回故障情况下横山站、莲溪站及六乡站的供电，提高区域的供电可靠性，报告推荐采用方案一作为本工程的推荐接入系统方案。
2.2 低压无功补偿配置选择
无功补偿配置应根据电网情况，实施分散就地补偿与变电站集中补偿相结合，电网补偿与用户补偿相结合，高压补偿与低压补偿相结合，满足降损和调压的需要的原则进行配置。各电压层均应进行适度补偿。根据南方电网安生[2005]7号文《中国南方电网公司电力系统电压质量和无功电力管理标准》及《广东电网公司电力系统电压质量和无功电力管理办法（2009.06.22）》中的规定，35kV～110kV变电站的容性无功补偿以补偿主变压器无功损耗为主，并适当补偿部分线路的无功损耗。补偿容量按照主变压器容量的10%～25%配置，并满足110kV主变压器最大负荷时，其高压侧功率因数不低于0.95。
对莲溪站进行无功平衡结果见下表：
综合以上分析，结合莲溪站远期负荷发展情况，从无功分层分区平衡的角度考虑，并参照中国南方电网有限责任公司文件-南方电网基建[2015]6号《关于印发公司电网基建一级物资品类优化成果的通知》，本期两台主变（2×20MVA）配套装设2×1×5010 kvar并联电容器组，并根据运行需要设自动投切装置。
根据对无功平衡的调相调压计算，110kV莲溪变电站本期无功补偿容量为2×5010kvar，终期为6×5010kvar，满足终期主变负载率在90%情况下的无功补偿需要，并留有适当裕度。
3.结语
总之，确保110kV变电站的稳定性意义重大，开展110kV变电站一次系统技术改造势在必行。在实际技术改造和施工中，必须结合原有变电站实际情况进行合理规划设计，将变电站缺陷彻底消除，为电网、设备、人身的安全提供有力保障。相信，随着科学技术的进一步发展，国家电网将会更加完备，其在社会经济发展中将会发挥更加重要的作用。
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论文作者:刘向阳
论文发表刊物:《探索科学》2016年5期
论文发表时间:2016/9/5
标签：变电站论文; 横山论文; 方案论文; 线路论文; 系统论文; 电网论文; 技术改造论文; 《探索科学》2016年5期论文;