大容量110 kV变电站建设方案研究

麻敏华 张雪莹 张跃 彭杰 谢浩辉

第一作者简介：麻敏华（1982-），女，硕士，高级工程师。研究方向为电力系统规划与分析、电网项目及电源并网管理等。

*通信作者：谢浩辉（1985-），男，硕士，电力工程电气高级工程师。研究方向为电力系统规划设计。

DOI：10.19981/j.CN23-1581/G3.2024.13.033

摘  要：为解决电网建设和城市用地之间的矛盾，有必要建设大容量110 kV变电站，提高单位变电站的供电能力。基于变压器制造技术的进步，采用增大单台变压器容量的方式提升供电能力，从63 MVA到80 MVA具有可行性，但需要对设备选型、主接线配合以及典型设计方案的经济性严格论证分析。该文以3×80 MVA的110 kV/10 kV变电站为对象，对大容量变电站的建设方案进行研究，通过与3×63 MVA的典型方案分析对比发现，3×80 MVA的方案用地面积仅增加4%，但变电容量提升27%，能有效提高变电站土地利用率。

关键词：大容量变电站；设备选型；主接线；负载率控制；投资成本

中图分类号：TM63       文献标志码：A          文章编号：2095-2945（2024）13-0136-04

Abstract： In order to solve the contradiction between power grid construction and urban land use， it is necessary to build a large-capacity 110 kV substation to improve the power supply capacity of the unit substation. Based on the progress of transformer manufacturing technology， it is feasible to increase the power supply capacity of a single transformer by enlarging the capacity of the 110 kV transformer from 63 MVA to 80 MVA. However， the study of equipment selection， main wiring coordination， and strict economic analysis of typical design schemes is required. This paper focuses on the construction plan of a large-capacity 110 kV/10 kV substation with 3×80 MVA capacity， and the results are compared with the typical solutions of 3×63 MVA capacity plan. It is found that the land area of the 3×80 MVA scheme only increases by 4%， but the substation capacity increases by 27%， which can effectively improve the land utilization rate of the substation.

Keywords： large-capacity substation; equipment selection; main wiring; load rate control; investment cost

近年来，广州等沿海城市新增用地指标在不断递减，而用电负荷增长迅猛，新建变电站与土地供应矛盾难以调和。尤其是数据中心、高端半导体制造业、新能源汽车零部件制造业等高负荷密集地区，单个常规110 kV变电站难以满足用电需求。为提高单位变电站的供电能力、减少變电站数量、降低土地使用需求、充分利用站址和现有的土地资源、解决电网建设和城市用地之间的矛盾[1-2]，有必要建设主变规模更大的变电站。

目前广东高负荷密度地区110 kV变电站序列最大规模多数为3台63 MVA主变，使用较为成熟。大容量变电站应用方面，佛山、中山均有远景计划为4台63 MVA主变的变电站，但目前建设投运仍为3台63 MVA主变。参考其他省份大容量变压器的应用经验，探讨广东发展110 kV大容量变电站的可行性，具有现实意义。

通过调研了解国内110 kV大容量变电站多以4×63 MVA和3×80 MVA方案为主，其中4×63 MVA大容量变电站已在广东省内完成了设计，故本文以3×80 MVA的110 kV/10 kV变电站为例，对大容量变电站的建设方案进行研究。考虑广东地区高负荷密度地区对变电站供电能力、出线规模等系统指标的要求，并联系现有变电站实际结构的不足和缺陷，从多方面分析该设计方案的性能优势，明确其经济性和可行性。同时，提出110 kV大容量主变及变电站的技术要求，包含主变选型、主接线模式、线路选型和短路电流水平等变电站设计相关指标。最终为本地区大容量主变及大容量变电站的适用性提出参考意见。

1  设备选型及配置

选用100%/100%的110 kV/10 kV大容量变压器，10 kV侧额定电流大，达4 619 A，同时为限制短路容量，须采用高阻抗主变[3]。目前电网工程应用广泛的10 kV开关柜最大额定电流为4 000 A，单个开关柜无法与80 MVA主变的额定电流匹配。因此，每台80 MVA主变需配置2个半段10 kV母线、2个进线开关柜。

选用100%/50%/50%的110 kV/10 kV/10 kV低压双分裂变压器，裂变结构高低压侧的半穿越阻抗增大，起到了限制短路电流的作用[4]，主变10 kV开关柜采用常规柜（3 150 A）即可。但变压器单侧容量只有总容量一半，当主变N-1时，故障（或停电运维）主变一半负荷转由旁边正常运行主变的单侧供电，正常供电主变的单侧容易过载。建议选用100%/100%的110 kV/10 kV 80 MVA主变。

1.1  短路电流控制

常规变压器63 MVA短路阻抗值一般采用16%。根据X标幺值=（Uk%/100）×（S基准/S额定），为控制短路电流不变，80 MVA主变的短路阻抗值应提高至20.3%。

1.2  主变负载率控制

大容量变电站应用在高负荷密度地区，应满足“N-1安全准则”，即1台主变故障时，其负荷可平均转移至其余正常運行主变的低压侧，届时正常运行主变仍不过载。即主变平时运行的最高负载率应控制在2/3=66.7%；考虑变压器1.1倍过载可长期连续运行，可适度调高变电站的最高负载率，即2×1.1/3=73.3%。

1.3  10 kV间隔配置

广东电网3×63 MVA变电站的10 kV出线规模为48回[5]，10 kV主干线一般采用3×300 mm2电缆（允许载流量552 A，约9.56 MVA）或240 mm2架空线（允许载流量610 A，约10.57 MVA）。每回线路平均最大输送容量约4 MVA，线路平均最大负载率约40%，处于相对较低水平。

综合考虑变电站周边管线通道资源以及线路负载情况，建议3×80 MVA变电站10 kV出线规模维持48回，每回线路平均最大输送容量提升至5 MVA，线路平均最大负载率约50%，具体见表1。

2  主接线方式

2.1  10 kV主接线方式

受限于目前10 kV断路器的最大额定电流，建议3×80 MVA变电站采用单母六分段环形接线，每台主变配置2个半段母线（A段、B段合计1段母线负荷），进线断路器额定电流4 000 A（69.28 MVA），如图1所示。变电站最高平均负载率73.3%，每个半段10 kV母线最高负荷80×73.3%/2=29.32 MVA。1台主变故障时，负荷平均转移至剩余正常运行的2台主变，1个进线断路器最大带2个半段母线（合计1段母线）负荷，即58.64 MVA，满足“N-1”运行要求。

2.2  110 kV主接线方式

110 kV变电站110 kV侧典型接线有2种方式[6]：①线路变压器组方式；②具有高压母线的一次侧接线方式，包括单母线分段接线、内桥接线和外桥接线。结合广东110 kV电网终期接线方式，3×80 MVA变电站的110 kV目标接线主要有3种：①“单母分段+双侧电源完全双回链”接线；②“一进二出+双侧电源手拉手”接线；③“线变组+双侧电源三T”接线。

1）“单母分段+双侧电源双回链式”接线方式：双侧电源双回链式接线方式，如图2所示。正常供电时，110 kV站A由左侧220 kV站供电，110 kV站B由右侧220 kV站供电，中间110 kV线路互备。线路N-1故障时，首段线路单回线路能带“1”整个站负荷，不影响供电；220 kV站110 kV母线N-1故障时，110 kV备自投动作转供电，转由对侧220 kV站供电，不影响供电（后续需调整110 kV运行方式，改分列运行）；主变N-1故障时，通过10 kV备自投，可将故障主变负荷转由同站邻近2台主变供电，首段110 kV线路供电压力不变。这种接线方式线路回路数少，投资相对较少，但每回线路的载流量要求更高，导线截面更大。

110 kV侧采用单母分段主接线方式，若严格考虑满足“N-1安全准则”（包括母线N-1），全站最高负载率要求控制到更低水平，可供电容量提升不明显。

图1  10 kV侧接线方式

图2  “单母分段+双侧电源双回链”接线方式

2）“一进二出+双侧电源手拉手”接线方式：每台主变110 kV侧配置3个断路器（一进二出，根据新能源或用户接入需求每台主变可增加1个断路器），将每回110 kV线路分成3段，如图3所示。首段线路N-1故障时，若主变有备用线路（例如站A的#1主变），通过110 kV备自投转备用线路供电，则备用线路首段供2台主变，带2段10 kV母线负荷；若主变无备用线路（例如站A的#2主变），通过10 kV备自投将负荷均分至相邻主变，则相邻线路供1台主变，带1.5段10 kV母线负荷。主变N-1故障时，通过10 kV备自投，可将故障主变负荷转由同站邻近2台主变供电，邻近110 kV线路供电压力增大（供1台主变，带1.5段10 kV母线负荷）。220 kV站110 kV母线N-1故障时，考虑最严重情况（例如220 kV站I下母线），站A的#1主变通过110 kV备自投恢复供电，站A的#2主变通过10 kV备自投均分负荷，此时220 kV站II线路供2台主变，带2.5段10 kV母线负荷。这种接线方式，运行方式灵活，检修方便，供电可靠性高。但线路规模、投资相对较大，出线间隔较多，运维设备较多。

3）“线变组+双侧电源三T”接线方式：相对于“一进二出+双侧电源手拉手”，每台主变110 kV侧只配置1个断路器，如图4所示。线路N-1故障时，故障线路的2台主变停电，通过10 kV备自投，可将故障主变负荷转由同站邻近2台主变供电，邻近110 kV线路供电压力增大（线路供2台主变，带3段10 kV母线负荷）；主变N-1故障时，通过10 kV备自投，可将故障主变负荷转由同站邻近2台主变供电，邻近110 kV线路供电压力增大（线路供2台主变，带2.5段10 kV母线负荷）；220 kV站110 kV母线N-1故障时，相关线路的2台主变停电，通过10 kV备自投，可将故障主变负荷转由同站邻近2台主变供电，邻近110 kV线路供电压力增大（线路供2台主变，带3段10 kV母线负荷）。

这种接线方式在线路规模、投资方面，跟“一进二出+双侧电源手拉手”接线方式一致。相对“一进二出+双侧电源手拉手”接线方式，“线变组+双侧电源三T”接线方式只配置了1个进行间隔，运维相对简单，但在运行灵活性、施工停电灵活性、供电可靠性高方面相对较弱。这种接线方式的最大问题是，同通道故障，2个110 kV站全停（地市局一般重点考虑架空线同塔故障全停，比较少考虑电缆同沟故障全停）。

图3  “一进二出+双侧电源手拉手”接线方式

图4  “线变组+双侧电源三T”接线方式

2.3  不同110 kV接线方式下的电缆选型

大容量变电站应用在高负荷密度地区，常采用电缆敷设方式，电缆选型应满足“N-1安全准则”[7-10]。由表2可知，“一进二出+双侧电源手拉手”和“线变组+双侧电源三T”接线方式出线回路数较多，但对各段线路载流量的要求较低；而“单母分段+双侧电源双回链式”接线方式则出线回路数少，但对线路载流量要求最高。

3  投资分析

参考广东电网110 kV站典型设计方案，3×80 MVA变电站的用地面积（44.2 m×78.4 m）比3×63 MVA变电站（44.2 m×75.4 m）增加4%，但变电容量提升27%，有效提高变电站土地利用率。

“线变组+双侧电源三T”接线组，变电站投资最小，但110 kV电缆回路数多、首段电缆截面大，线路投资相应增大，最终总投资最大；“一进二出+双侧电源手拉手”接线组，变电站投资最大，但110 kV电缆截面最小，最终总投资为中间值；“单母分段+双侧电源双回链式”接线组，变电站投资比“一进二出”稍小，同时110 kV电缆回路数少，最终总投资最小，见表3。

4  结论

大容量变电站建设在珠三角地区处于探索阶段。为了适应高负荷密度地区的需求和土地节约使用的原则，本文探索以3×80 MVA为代表的大容量变电站在本地应用的可行性及其设计指标。通过研究有如下建议。

1）80 MVA主变建议选用100%/100%的110 kV/10 kV变压器，主变短路阻抗值提高至20.3%。为满足“N-1安全准则”，同时考虑变压器可1.1倍过载长期连续运行，主变负载率控制在73.3%以内。

2）3×80 MVA变电站10 kV出线规模建议维持48回，10 kV主接线方式建议采用单母六分段环形接线，每台主变配置2段10 kV母线，进线断路器选用额定电流4 000 A。

3）“一进二出+双侧电源手拉手”接线方式，在供电可靠性、运行灵活性和检修方便性方面均優于其他2种接线方式，而且投资位于中间值，建议优先采用。

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