大容量330kV降压变的需求及对电网的影响

摘 要：对大容量降压变应用后对电网引起的各种影响进行了深入分析，如短路电流水平计算、短路阻抗选择分析、无功补偿研究分析、导线截面选择研究等方面，为今后大容量降压变选择提供了技术依据，研究结论可以在今后类似工程中尝试应用。

关键词：西安电网；变电站；大容量降压变；短路电流；无功补偿

引言

随着经济社会的持续发展和电力系统规模的迅速扩大，电网建设与城市用地之间的矛盾日趋突出。负荷密集地区，如西安地区，甚至出现难以按规划选择变电站站址的情况。解决电网建设与城市用地之间矛盾的措施之一是采用大容量降压变，增加单座变电站建设规模，以减少变电站座数。但单台变压器额定容量的增加和单座变电站建设规模的扩大，可能对供电安全性和可靠性以及上下级电网之间结构及匹配方式产生影响[1]。

文章主要对500MVA/330kV大容量降压变应用及大容量变电站的建设可能存在的问题进行分析，并提出对策和解决方案。重点从短路电流、短路阻抗、无功补偿等方面进行了分析计算，提出了西安电网500MVA/330kV大容量降压变短路阻抗、无功补偿、导线截面等参数的推荐意见。

1 大容量330kV变压器容量的需求

近年来，陕西电网330kV变电站布点较为困难，尤其是西安地区。有的330kV变电站选站工作持续多年，使得原有规划变电站工程进度严重滞后。在工程前期论证阶段，多方专家提出了突破现有330kV变电站规模的方案。近两年的330kV变电站工程中，提出了330kV变电站采用4×360MVA主变，或采用3×500MVA主变的方案。以下从主变压器台数和容量、参数要求等多方面具体比较4×360MVA主变和3×500MVA主变的优缺点。

假定根据负荷预测及电力平衡结果，拟建的新变电站投运时负荷为280MW，投运中期预测值为470MW，根据负荷预测的水平，提出两种主变配比方案，方案一：本期主变容量为2×500MVA，远期主变容量为3×500MVA；方案二：本期主变容量为2×360MVA，远期主变容量为4×360MVA。

（1）供电容量及可靠性比较。以上两个方案的本远期规模比较，方案一的优势在本期N-1的方式下优于方案二，方案二的优势在于远期N-2的情况下供电能力优于方案一。结合目前西安电网实际情况，变电站站址都比较紧张，如果按远期4×360MVA主变规模考虑变电站布置，实施难度较大，因此选择单台主变容量较大的方案具有供电能力强、占地面积小的优点。

（2）损耗比较。从两种主变配比的远期方案来看，方案一远期为3×500MVA，方案二远期为4×360MVA。从两种主变配比方案的损耗比较来看，方案一比方案二每年节省电量为227.7万kW/h，方案一较优。

（3）综合比较结果。从可靠性来说，4×360MVA优于3×500MVA，但西安电网特别是用地紧张的地区330kV变电站落点较难，大容量降压变的应用，为节省变电站占地面积，解决大容量、高密度输变电的问题提供一个有效、可行的解决方案。故陕西330kV变电站整体容量有增大的趋势，规划变电站会采用4×360MVA主变，但在用地特别紧张地区如西安城区会采用3×500MVA主变。

2 大容量降压变的应用对电网的影响

2.1 大容量降压变对短路阻抗的影响

2.2 大容量降压变对短路电流的影响

2.2.1 不同容量变压器低压侧短路电流比较

330kV变电站多台变压器运行时，各台变压器的低压侧母线（35kV母线）是独立的。变压器容量不同，但高压侧、中压侧、低压侧之间阻抗电压差别不大（均归算到变压器高压绕组容量）。

结合陕西电网实际情况，按照330kV变电站主变高压侧开断电流为50kA来校核35kV短路电流水平。通过计算可以看出，在相同的系统短路水平下，500MVA的变压器与360MVA、240MVA变压器比较，35kV母线短路电流分别增大8kA、14kA。

2.2.2 不同容量变压器中压侧短路电流比较

变压器中压侧短路电流增大的原因从各区域电网规划看，负荷中心110kV电网的负荷主要由330kV电网供电，由于330kV电网结构紧密，各地市110kV电网分网运行，110kV电网功能发生变化，逐步由输电转化为配电，因此，330kV变电站中压侧（110kV母线）的短路电流主要受330kV电网短路水平所控制。以下分析330kV变电站采用不同容量变压器对中压侧短路电流影响。

通过计算可知，在相同的系统短路水平下，3台500MVA的变压器（U1-2=10.5%、U1-3=26%、U2-3=12.5%），中压侧短路电流为48.5kA，与3台360MVA、3台240MVA比较，短路电流分别大了10kA、20kA。其原因是变压器总容量不同，变压器等值阻抗相同，容量大阻抗小，短路电流大。

2.2.3 总容量相同变压器中压侧短路电流比较

当变电站变压器总容量相同，台数不同，则短路电流无数量级差别（例如3台500MVA、4台360MVA、6台240MVA）。在相同的系统短路水平下，330kV变电站中压侧短路电流增大的原因不是变压器单台容量增大，而是变电站变压器的总容量的增大。

3 大容量降压变短路阻抗的选择

选择短路阻抗要兼顾短路电流水平和制造成本，在满足短路电流水平的条件下，应尽量取小一些的阻抗电压。各侧阻抗值的选择必须从电力系统稳定、潮流方向、无功分配、继电保护、短路电流、系统内的调压手段和并联运行等各方面进行综合考虑，并以对工程起决定性作用的因素确定[2]。

500MVA变压器的阻抗需综合以下各方面考虑：（1）提高变压器容量后，为了不增大短路电流，可以提高变压器的阻抗。（2）变压器的阻抗提高后，无功损耗的增幅。（3）对于某些变压器厂，变压器阻抗超过某一数值时，常规单柱式结构将存在困难，需采用双柱带旁柱的铁心结构，造价和损耗均会大幅增加。综上所述，提高变压器的高-中阻抗电压，固然可以降低短路电流，但在提高到一定幅度后，会给变压器的结构、造价、电能损耗、无功损耗、电网运行费用等带来更大幅度的增长。因此，变压器阻抗电压的确定，应综合各方面因素，兼顾考虑。（4）通过“不同容量变压器中压侧短路电流比较”分析看出，常规阻抗的3×360MVA主变或2×500MVA变压器并列时，中压侧短路电流已经接近110kV断路器的开断容量，故应采用高阻抗变压器，因此对于阻抗值进行了分析计算。

通过分析计算可知，3×500MVA主变并列运行时，综合考虑系统稳定条件、现有和规划的330kV变电站的330kV设备的开断电流、限制系统短路水平、设备制造能力和变压器自身的经济性， 500MVA/330kV主变建议采用高阻抗变压器，短路阻抗值按以下数值考虑：U1-2=16%、U1-3=40%、U2-3=20%。

4 大容量降压变对母线通流容量的影响

330kV变电站110kV母线通过功率大小主要取决于变压器进线功率大小， 即取决于单台变压器容量大小，也取决于出线回路是否有输入功率（系统电源线），同时与进出线排列和运行方式有关。如果采用500MVA的变压器，110kV母线通过功率至少采用500MVA，母线电流近3000A。目前陕西大容量降压变应用的地区主要是西安电网，不再考虑系统电源线路。因此110kV配电装置不论是采用常规形式还是HGIS，亦或是GIS型式，结合厂家的制造能力，主要设备的选择都不会成为主要矛盾。

5 大容量降压变对无功配置的影响

在目前完成和开展前期工作的工程中，应用了500MVA主变的工程主要分布在西安城市电网，故在近几年甚至相当长的一段时间的，500MVA大容量降压变会应用在城市电网。而目前城市电网的发展，110kV采用了电缆线路，这样与常规的330kV变电站相比，低压侧的无功补偿有了很大的变化。因此，我们对低压无功补偿进行了分析。

5.1 低压电容器的配置

电力系统配置的无功补偿装置应能保证在系统有功负荷高峰和负荷低谷运行方式下，分（电压）层和分（供电）区的无功平衡；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，电网补偿和用户补偿相结合，高压补偿与低压补偿相结合，满足降损和调压的需要。500（330）kV变电站，容性无功补偿容量应按照主变压器容量的10%～20%配置，或经计算后确定。

主变损耗校验

（1）经验值校验

（2）综合程序计算

某330kV变本期装设2台500MVA主变，按照主变负载率为65%考虑，主变110kV母线侧最大负荷约为585MW，功率因数0.9计算，每台主变的无功损耗86Mvar。按照主变负载率为80%考虑，主变110kV母线侧最大负荷约为720MW，功率因数0.9计算，每台主变的无功损耗140Mvar。

建议每台主变低压侧装设电容器容量本期为1×（30～40）Mvar，远期为2×（30～40）Mvar，比典型性设计中的电容器减少了组数。

5.2 低压电抗器

高低压并联电抗器的配置需要结合具体的330kV出线规模，线路长度和110kV出线规模，线路长度等，每个变电站的配置方案不尽相同。例如城南330kV变电站，本期为1×45Mvar，远期为2×45Mvar电抗器。

6 导线截面的校核和选取

对于500MVA/330kV变电站，330kV电源进线方案较多，至少2回进线，对于3回进线以上的方案，330kV线路选择压力不大，但对于2回进线考虑N-1方式时，边界条件较为苛刻，故文章仅对2回进线，末端站进行分析，其他形式的进线方式，在工程中可具体研究分析。

330kV导线截面采用双回2×LGJ-300导线或者单回4×LGJ-300导线。2×500MVA时，电缆考虑2500mm2；3×500MVA时，暂考虑2×（1000～1200）mm2并列运行。

7 110kV送出规模和导线截面

考虑500MVA主变主要应用于城市电网，负荷密集区单回送出线路容量较大，且总回路数不应太多，综合考虑3×500MVA变电站110kV出线最终规模为22回。

双回链式接线示意图如下：

（1）双回链式接线，3座110kV变电站主变规模均为3×50MVA，架空线路采用LGJ-2×400，电缆1000mm2。

（2）双回链式接线，3座110kV变电站，其中1座（3×50MVA）、2座规划变（2×50MVA）架空线路采用LGJ-2×240，电缆800mm2。

（3）双回链式接线，2座110kV变电站主变规模均为3×50MVA，架空线路采用LGJ-2×240，电缆630-800mm2。

（4）双回链式接线2座110kV主变规模，其中1座（3×50MVA）、1座规划变（2×50MVA），架空线路采用LGJ-2×240，电缆630mm2。

8 结束语

综上所述，大容量变电站的建设更适应主变容量大型化发展的趋势，它将节约大量站址资源和线路通道资源，更能满足电网建设可持续发展要求。

考虑电网的现状及将来的发展趋势，为解决西安等负荷密集地区用电需求增长与变电站建设用地缺乏的矛盾，陕西电网将出现多个配置330kV、500MVA 变压器的变电站。西安城区变电站将采用大容量降压变是大势所趋，是陕西大容量变电站应用的前沿阵地。

参考文献

[1]孙景强，陈志刚，杨洪平，等.大容量变压器应用时的问题及应对措施[J].电力建设，2008，10.

[2]朱敏华.1500MVA大容量变压器应用若干问题的探讨[J].沿海企业与科技，2009，11.

[3]杨柳，钟杰峰.广东1500MVA大容量变压器短路阻抗的研究[J].电力系统自动化，2008，23.

作者简介：黄媛芳（1983-），女，硕士，研究方向为电力系统规划。

王艳（1979-），女，工程师，研究方向为电力系统规划。