唐 滔，先馳宇，羅忠軍，白小奇，李海龍，王 鑫

(1.中國電力工程顧問集團西南電力設(shè)計院有限公司，四川 成都 610021；2.國家電網(wǎng)西藏電力有限公司，西藏 拉薩 850010)

0 引言

吉隆500 kV變電站為西藏阿里與藏中電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)工程其中一個變電站，站址位于日喀則地區(qū)吉隆縣，平均海拔高度4 070 m，按500/220/35 kV變電站規(guī)劃，本期建設(shè)其中的220 kV部分，為220/110/35 kV變電站。項目建成后將擴大西藏地區(qū)主電網(wǎng)覆蓋范圍，對提高電網(wǎng)供電能力和供電可靠性、維護邊疆民族地區(qū)安全穩(wěn)定、推動西藏全面建成小康社會有著重大意義。

1 項目簡述及特點

根據(jù)系統(tǒng)規(guī)劃要求，吉隆500 kV變電站規(guī)劃為500/220/35 kV變電站，本期建設(shè)220 kV部分，為220/110/35 kV變電站。本期建設(shè)2臺220 kV臨時主變，遠(yuǎn)期升壓時更換為2臺500 kV主變，220 kV臨時主變及110 kV配電裝置搬遷至附近變電站，工程建設(shè)規(guī)模如表1所示。

表1 建設(shè)規(guī)模一覽表

1.1 本期工程簡述

吉隆站本期(過渡期)建設(shè)2×120 MVA、220/110/35 kV三相一體變，220 kV采用雙母雙分段接線戶內(nèi)氣體絕緣金屬封閉開關(guān)設(shè)備(gas insulated switchgear，GIS)。110 kV 采 用 兩 變一線擴大單元接線復(fù)合式組合電器(hybrid gas insulated switchgear，HGIS)。35 kV 采 用 單 母線分段接線戶外敞開式設(shè)備，戶外軟母線中型、罐式斷路器雙列式布置。

220 kV主變布置于站區(qū)中部遠(yuǎn)期500 kV主變場地，220 kV、35 kV配電裝置按遠(yuǎn)期規(guī)劃布置，同時兼顧本期進出線。110 kV配電裝置布置于遠(yuǎn)期500 kV配電裝置場地。

1.2 遠(yuǎn)期工程簡述

吉隆站遠(yuǎn)期建設(shè)2×750 MVA、500/220/35 kV單相自耦變，500 kV采用3/2斷路器接線戶內(nèi)GIS，220 kV采用雙母雙分段接線戶內(nèi)GIS，35 kV采用單母線分段接線戶外敞開式設(shè)備，戶外軟母線中型、罐式斷路器雙列式布置。

本期220 kV主變拆除后場地用于布置500 kV主變，220 kV、35 kV配電裝置在本期基礎(chǔ)上進行擴建改造，本期110 kV配電裝置拆除后用于布置500 kV主變進線構(gòu)架及設(shè)備。

1.3 項目特殊性

與其它500 kV與220 kV合建站或500 kV變電站不同，吉隆站有如下特殊性：

1)吉隆站本遠(yuǎn)期主變壓器電壓等級不一致。

2)查務(wù)—吉隆2回線路(以下簡稱“查隆線”)按500 kV電壓等級一次建成，本期降壓至220 kV運行，接入站內(nèi)220 kV配電裝置，遠(yuǎn)期升壓為500 kV時，改接入500 kV配電裝置。

3)吉隆—門布110 kV單回出線(以下簡稱“隆門線”)利用降壓至110 kV運行的220 kV線路接入站內(nèi)110 kV配電裝置，遠(yuǎn)期升壓后取消。

4)遠(yuǎn)期升壓時，考慮拆除220 kV主變及110 kV配電裝置、新建500 kV主變及配電裝置對全站停電時間的影響，需通過本遠(yuǎn)期結(jié)合并優(yōu)化布置，以最大限度減少升壓時變電站停電時間。

鑒于吉隆站的特殊性，在進行電氣總平面布置時需同時考慮本遠(yuǎn)期主接線及過渡方案。

2 電氣主接線

2.1 本遠(yuǎn)期建設(shè)過渡電氣接線

西藏地區(qū)500 kV輸變電工程面臨線路走廊資源緊缺，本期輸送功率較小，遠(yuǎn)期輸送功率較大，本遠(yuǎn)期間隔時間較長等特殊情況。面對該問題，在系統(tǒng)方案論證時，一般會提出三種方案：

1)以遠(yuǎn)期功率為準(zhǔn)，線路及兩端變電站按500 kV電壓等級一次性建成。

2)以本期功率為準(zhǔn)，線路及兩端變電站按220 kV電壓等級建設(shè)，后期需要時再重新建設(shè)新的輸變電網(wǎng)絡(luò)。

3)本遠(yuǎn)期結(jié)合，線路按500 kV電壓等級一次性建成，兩端變電站按500 kV變電站規(guī)劃，本期建設(shè)220 kV部分。500 kV線路降壓至220 kV運行，接入站內(nèi)220 kV配電裝置。

針對本遠(yuǎn)期過渡接線方案，在電氣主接線設(shè)計中，需要充分考慮各種方案，充分考慮本期方案與遠(yuǎn)期方案的結(jié)合性，提出經(jīng)濟合理的降壓運行過渡方案。

經(jīng)系統(tǒng)充分論證，吉隆站采用本遠(yuǎn)期結(jié)合，500 kV線路降壓至220 kV運行，接入站內(nèi)220 kV配電裝置方案。

2.2 500 kV電氣主接線

西藏地區(qū)的500 kV網(wǎng)架極其薄弱，未形成網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，基本為長距離鏈?zhǔn)浇Y(jié)構(gòu)、從一端向另外一端送電的型式。長距離鏈?zhǔn)浇Y(jié)構(gòu)電網(wǎng)可靠性較低，需要在變電站電氣主接線配串中采取將起始側(cè)進線和終端側(cè)出線配成一串、電源側(cè)進線和主變配成一串等特殊措施，以增強其系統(tǒng)可靠性。

吉隆站遠(yuǎn)期500 kV進出線共10回，為樞紐變電站，推薦采用成熟可靠的3/2斷路器接線。

2.3 220 kV電氣主接線

西藏地區(qū)地域遼闊，系統(tǒng)上的220 kV變電站之間分布范圍較遠(yuǎn)，配套的220 kV線路比普通平原地區(qū)均較長，該地區(qū)的220 kV變電站需要有更高的可靠性。

吉隆站遠(yuǎn)期220 kV進出線共14回(本期共5回)，可采用雙母單分段接線。因需要給電鐵牽引站供電，而接入牽引站的兩路電源應(yīng)引至不同母線段，故本遠(yuǎn)期220 kV主接線推薦采用雙母雙分段接線。

2.4 110 kV電氣主接線

為提高供電可靠性，減少遠(yuǎn)期升壓時110 kV出線停電時間，臨時的110 kV隆門線采用2變1線擴大單元組接線。

2.5 35 kV電氣主接線

吉隆站35 kV出線共6回(本期共3回)，采用單母分段接線。

吉隆站本遠(yuǎn)期電氣主接線示意圖詳如圖1、圖2所示。

圖1 吉隆站本期電氣主接線示意圖

圖2 吉隆站遠(yuǎn)期電氣主接線示意圖

3 電氣總平面布置方案

3.1 絕緣水平及空氣間隙海拔修正

依據(jù)西藏電科院對《西藏阿里與藏中電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)工程初步設(shè)計海拔修正、電氣設(shè)備絕緣配合方法及空氣間隙計算書》復(fù)核評估報告及設(shè)計回復(fù)，吉隆站各電壓等級絕緣水平及最小空氣間隙按海拔4 100 m進行修正，推薦采用GB 311.1—2012[1]中修正方法進行海拔修正。各電壓等級海拔修正結(jié)果如表2、表3所示。

表2 各電壓等級電氣設(shè)備外絕緣水平推薦值

表3 各電壓等級最小空氣間隙推薦值

3.2 本遠(yuǎn)期電氣布置方案

依據(jù)最小空氣間隙海拔修正計算結(jié)果，結(jié)合 DL/T 5352—2018[2]、DL/T 5218—2012[3]、國網(wǎng)公司通用設(shè)計西藏電網(wǎng)分冊[4]及西藏同類工程參考資料，吉隆站各電壓等級配電裝置出線門型構(gòu)架尺寸如表4所示。

表4 各電壓等級出線門型構(gòu)架尺寸

吉隆站規(guī)劃為500 kV變電站，本期建設(shè)220 kV部分，在進行電氣總平面布置時，應(yīng)重點考慮如下問題：

1)主變及35 kV配電裝置按遠(yuǎn)期500 kV主變規(guī)劃，同時兼顧本期220 kV主變接入方案；

2) 220 kV配電裝置應(yīng)考慮本遠(yuǎn)期主變進線及出線接入方案；

3)查隆線500 kV高抗布置方案；

4)降壓運行的查隆線、隆門線接入配電裝置方案；

5)遠(yuǎn)期建設(shè)500 kV主變時應(yīng)盡量縮短停電時間，減少停電損失。

鑒于吉隆站系統(tǒng)規(guī)劃的特殊要求，結(jié)合站址條件，設(shè)計擬考慮如下三個方案。

方案一：高抗終期位置布置、110 kV電纜出線

方案二：高抗終期位置布置、110 kV架空出線

方案三：高抗與主變一列布置、110 kV架空出線

結(jié)合吉隆站遠(yuǎn)期電氣主接線，遠(yuǎn)期電氣總平面布置圖如圖3所示。

圖3 遠(yuǎn)期電氣總平面布置圖

3.2.1 高抗終期位置布置、110 kV電纜出線

220 kV、35 kV配電裝置按本遠(yuǎn)期結(jié)合規(guī)劃布置，2臺220 kV臨時主變占用遠(yuǎn)期500 kV主變位置。本期降壓運行的查隆線按終期規(guī)劃位置接入500 kV配電裝置出線構(gòu)架，經(jīng)站內(nèi)架空線接入220 kV配電裝置查務(wù)(遠(yuǎn)期為吉隆)間隔，線路高抗布置于500 kV出線構(gòu)架外側(cè)。遠(yuǎn)期吉隆站升壓為500 kV時，拆除架空線，改接入500 kV配電裝置。為減少遠(yuǎn)期升壓時改接線停電時間，架空線下方的500 kV GIS室本期提前建設(shè)。

110 kV配電裝置布置于遠(yuǎn)期500 kV配電裝置區(qū)域。本期降壓運行的隆門線按終期規(guī)劃位置接入220 kV配電裝置聶拉木1出線構(gòu)架，經(jīng)電纜接入站內(nèi)110 kV配電裝置。該布置方案電氣總平面布置如圖4所示。

圖4 電氣總平面布置圖(方案1)

3.2.2 高抗終期位置布置、110 kV架空出線

本方案全站總布置與方案1基本一致，區(qū)別在于本期降壓運行的查隆線接入500 kV配電裝置出線構(gòu)架后，經(jīng)電纜或氣體絕緣金屬封閉輸電線路(gas insulated metal enclosed transmission lines，GIL)母線接入站內(nèi)220 kV配電裝置查務(wù)(遠(yuǎn)期為備用)間隔。

110 kV配電裝置布置于遠(yuǎn)期500 kV配電裝置區(qū)域。本期降壓運行的隆門線接入220 kV配電裝置吉隆1出線構(gòu)架，經(jīng)架空線接入站內(nèi)110 kV配電裝置。該布置方案電氣總平面布置如圖5所示。

圖5 電氣總平面布置圖(方案2)

3.2.3 高抗與主變一列布置、110 kV架空出線

220 kV、35 kV配電裝置按本遠(yuǎn)期結(jié)合規(guī)劃布置，2臺220 kV臨時主變占用遠(yuǎn)期500 kV主變位置。本期降壓運行的查隆線經(jīng)站外繞行接入站內(nèi)220 kV配電裝置查務(wù)(遠(yuǎn)期為備用)間隔，線路高抗布置于220 kV主變南側(cè)。遠(yuǎn)期吉隆站升壓為500 kV時，拆除高抗引接線，高抗搬遷至500 kV出線構(gòu)架外側(cè)，出線接入500 kV配電裝置出線構(gòu)架。

110 kV配電裝置布置于遠(yuǎn)期500 kV配電裝置區(qū)域。本期降壓運行的隆門線接入220 kV配電裝置吉隆1出線構(gòu)架，經(jīng)架空線接入站內(nèi)110 kV配電裝置。該布置方案電氣總平面布置如圖6所示。

圖6 電氣總平面布置圖(方案3)

3.3 三種布置方案技術(shù)經(jīng)濟比較

三種布置方案技術(shù)經(jīng)濟比較，如表5所示。

表5 不同布置方案技術(shù)經(jīng)濟比較表

為減少停電時間，三個方案遠(yuǎn)期升壓時，500 kV主變均需分期建設(shè)，查隆線路單回運行，方案3線路單回運行時間最長。110 kV配電裝置及隆門線最終需要拆除、搬遷，遠(yuǎn)期應(yīng)考慮盡可能減少該回線路停電時間。

三個方案遠(yuǎn)期220 kV、35 kV配電裝置均可直接利用。方案一需提前建設(shè)架空線下方的500 kV GIS室，但可靠性高，運行維護方便，遠(yuǎn)期停電時間短。方案二采用電纜初期設(shè)備投資較省，但電纜運行可靠性相對較低，一旦事故，修復(fù)時間較長，停電損失較大，后期運行維護工作量大；采用GIL母線初期設(shè)備投資高，且GIS分支母線拆除之后無法再利用，隆門線站外線路需繞行。方案三初期站內(nèi)投資最低，但遠(yuǎn)期高抗需站內(nèi)拆除、搬遷，查隆線及隆門線站外線路均需繞行，線路投資高。

結(jié)合各方意見，綜合考慮遠(yuǎn)期停電時間，經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟綜合比較，吉隆站最終采用高抗終期位置布置、110 kV電纜出線方案。

4 結(jié)語

文章結(jié)合工程實踐，針對西藏吉隆500 kV變電站設(shè)計，分析了吉隆站的特殊性、依托設(shè)備外絕緣及最小空氣間隙海拔修正結(jié)果，結(jié)合站址條件，提出了吉隆站本遠(yuǎn)期電氣總平面布置過渡優(yōu)化方案，經(jīng)綜合考慮遠(yuǎn)期停電時間及經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟比較，最終確定項目實施方案。通過對吉隆站不同過渡優(yōu)化方案的論述及工程實踐，希望能為后續(xù)高海拔地區(qū)變電站及內(nèi)地特殊變電站的設(shè)計提供指導(dǎo)和參考。