【文章內(nèi)容簡介】 110kV 順濞變的電站有平坡電站，裝機 20220kW；正在施工擬接入的漾洱電站裝機 49800kW；規(guī)劃接入的順濞電站裝機15000kW；再加上規(guī)劃從 35kV 躍進變上網(wǎng)的電站，亞源電站 800kW，菜坪電站 2400kW；清河電站 800kW，扎草地電站 1200kW，該片區(qū)的上網(wǎng)裝機總容量達到 90000kW，而順濞變的最大負荷約為 35000kW，在豐水期約有 55000kW 的負荷需要外送。因此，實施 110kV 順濞二期輸變電工程是滿足漾濞縣南部區(qū)域小電外送的需要。綜上所述，實施 110kV 順濞二期輸變電工程，既符合云南電網(wǎng)公司“為提高變電站供電能力和供電可靠性，確保電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行，以逐步解決“單線單變”問題”的通知精神。又能提高漾濞縣電網(wǎng)的供電能力和供電可靠性，滿足漾濞縣南部區(qū)域小電外送的需要。實施110kV 順濞二期輸變電工程是十分必要的。110kV 順濞二期輸變電工程的實施對漾濞縣的經(jīng)濟發(fā)展以及解決小水電的出路問題有著非常重要的意義。 本工程項目的合理建設時機從提高漾濞縣電網(wǎng)的供電能力和供電可靠性，滿足漾濞縣南部區(qū)域小電外送的需要等方面考慮，110kV 順濞二期輸變電工程應于 2022年 5～6 月進行初步設計，7～10 月進行設備招標及施工設計，12 月份開工，2022 年 6 月建成投產(chǎn)。第六章 接入系統(tǒng)方案及電氣計算 110kV 順濞變概況110kV 順濞變電站位于瀾滄江左側支流黑惠江漾濞段旁，距離漾濞縣約 26km ，2022 年正式建成投運。有 110kV 和 35kV 兩個電壓等級，投運時主變建成兩臺， 1 號主變?nèi)萘繛?31500kVA 和 2 號主變?nèi)萘繛?20220kVA 的三相三卷調(diào)壓變壓器。 110kV 單母線接線，戶外布置，進出線 2 回，已經(jīng)建成 110kV“T”接蘇小順線 (“T”接在西洱河三級站—220kV 蘇屯變的線路上)，采用線路變壓器組接線，預留出線間隔一回。 35kV 單母線分段接線，戶內(nèi)布置，母聯(lián)及Ⅰ、Ⅱ段 PT已安裝，最終出線 8 回，現(xiàn)有出線 7 回，分別為躍進線、平坡Ⅰ回、平坡Ⅱ回、煉鋼線、軋鋼線、制鋼廠線、精煉線，預留 1 回出線間隔。2022 年，由局生計部組織實施了＃2 主變的更換工作，將原＃2主變由 20220kVA 的三相三卷調(diào)壓變壓器更換為 50000kVA 的三相三卷有載調(diào)壓變壓器。目前正在實施漾洱電站接入工程，增加 110kV 進線間隔 1 個，并增加了兩臺主變高壓側的斷路器。配置了 110kV 線路保護、測控裝置?，F(xiàn)＃1 主變?nèi)匀皇褂美ッ麟姍C廠 1979 年生產(chǎn)的鋁線圈變壓器，型號為：SFSLQ31500/110，該變壓器已運行近 30 年，屬于高損耗變壓器，不符合節(jié)能降耗的要求，建議二期工程中予以更換?？刂坪捅Ｗo已采用綜合自動化系統(tǒng)；通訊已是光纖加載波，載波通道利用 A 相；在 35kV 母線上和躍進線進線構架處分別裝設了一臺站用變。110kV 順濞變電氣主接線參見附圖三：110kV 順濞變電氣主接線圖。110kV 順濞變接入系統(tǒng)的現(xiàn)狀見圖 61：圖 61 110kV 順濞變接入系統(tǒng)的現(xiàn)狀圖 110kV 接入系統(tǒng)方案110kV 順濞變在一期工程建設時，110kV 線路“T”接蘇小順線，一期工程建設時已考慮待 220kV 蘇屯變建成后，其線路由“T”接改為“Π”接，因此線路建設時已按同塔雙回建設，鐵塔均已采用雙回塔，架設了 1 回線路，本期只需在“T”接點處增加鐵塔，并將蘇小順線開斷，新敷設 1 回導線，即形成 110kV 順濞變以雙回線接入系統(tǒng)的模式，1 回接入 220kV 蘇屯變，另 1 回接入西洱河三級電站。接入方案地理接線見圖 62。圖 62 接入方案地理接線圖接入系統(tǒng)導線的選擇，由于原蘇小順線采用的導線為 LGJ185/30,因此本次“Π”接亦采用相同的導線，即采用 LGJ185/30 的鋼芯鋁絞線，線路長度約為 。110kV 順濞變接入系統(tǒng)的導線選用 2LGJ185，LGJ185 導線經(jīng)濟輸送容量為：41MVA（按 Tmax＝3000～5000h，J=）,長期容許電流為 515A，持續(xù)極限輸送容量為：98MVA（導線周圍空氣溫度為+25℃，導線最高容許溫度為 70℃時） 。按導線周圍空氣溫度為+35℃的溫度修正系數(shù) 計算，則長期容許電流為 ，持續(xù)極限輸送容量為：，實際運行時導線的電流一般控制在長期容許電流的 90％，則導線周圍空氣溫度為+35℃的最大允許電流為 408A，最大輸送容量為 。如果功率因數(shù)取 ，則最大輸送的有功功率為 。當然，如果導線周圍空氣溫度低于+35℃，或?qū)Ь€最高容許溫度為 80℃時（此時 LGJ185 導線長期容許電流為 551A） ，允許輸送的功率可以提高一些。因此，110kV 順濞變線路單回運行時最大輸送的有功功率約為75MW，雙回線路運行時約為 150MW，滿足順濞變輸送負荷的要求。 推薦方案的電氣計算 潮流計算 潮流計算原則對推薦的接入系統(tǒng)方案進行了潮流計算，潮流計算的依據(jù)和原則如下：計算以部頒《電力系統(tǒng)電壓和無功電力技術導則》為依據(jù)，電力系統(tǒng)各級網(wǎng)絡，必須符合電壓允許偏差值的要求，遵循電網(wǎng)的無功補償應基本上分層分區(qū)和就地平衡，并能隨負荷或電壓進行調(diào)整，避免經(jīng)長距離線路或多級變壓器傳送無功功率的原則。按照《電力系統(tǒng)電壓和無功電力技術導則》 條，各電壓等級的變電站一般均應配置可投切的無功補償設備。其無功補償容量經(jīng)潮流計算確定。一般可按該變電站最大負荷時二次母線處功率因數(shù)不小于以下值：110kV 及以下電壓等級變電站負荷功率因數(shù)規(guī)定值為?，計算中采用功率因數(shù)為 。發(fā)電機功率因數(shù)為 以上。潮流計算主要涉及省電網(wǎng)和地方電網(wǎng)的 110kV 網(wǎng)絡，地方電網(wǎng)小水電較多且大都是以 35kV 或 10kV 并網(wǎng)，所以必須對地方電網(wǎng)110kV 以下電壓等級電網(wǎng)進行簡化和等值計算，潮流計算只是對110kV 及以上系統(tǒng)進行詳細的模擬。潮流計算程序用電力部電力科學研究院編制的《BPA 潮流程序》 進行計算；計算水平年為 2022 年。省電網(wǎng)及地方電網(wǎng)負荷分配按以下原則進行：A. 枯水期以 5 月為代表月，地方電網(wǎng)水電不能滿發(fā)，需省電網(wǎng)供電。 B. 豐水期以 8 月為代表月，地方電網(wǎng)水電滿發(fā)，地方電網(wǎng)就地平衡后，原則上多余電能按棄水處理。C．省電網(wǎng)及地方電網(wǎng)潮流計算模擬至 110kV 電壓等級。 潮流計算結果對順濞變接入系統(tǒng)的推薦方案進行潮流計算，包括了該方案的豐大、豐小、枯大、枯小四種運行方式，潮流計算結果見圖 1~4。 、 (、: kV、MW、MVar)EPRI 202 、 、、、110kV 、220kV 、500kV 、 、 、L:、G: : 、、G: 、 G: 圖 1 推薦方案豐大潮流 、 (、: kV、MW、MVar)EPRI 202 、 、、、110kV 、220kV 、500kV 、 、 、L: 、G: : 、、G: 、 G: 圖 2 推薦方案豐小潮流 、 (、: kV、MW、MVar)EPRI 202 、 、、、110kV 、220kV 、500kV 、 、 、L:、 G: : 、、G: 、 G: 圖 3 推薦方案枯大潮流 、 (、: kV、MW、MVar)EPRI 202 、 、、、110kV 、220kV 、500kV 、 、 、L: 、 G: : 、、G: 、 G: 圖 4 推薦方案枯小潮流由潮流計算可以得出，相關 110kV 線路在四種典型運行方式下均無過載情況，重要節(jié)點的電壓均滿足規(guī)程要求，潮流分布較合理。 調(diào)相調(diào)壓計算對推薦方案進行豐大、豐小、枯大、枯小四個典型運行方式的調(diào)相調(diào)壓計算，結果見表 1。調(diào)相調(diào)壓計算結果表表 1 潮 流（MW）運行方式 枯大 枯小 豐大 豐小順濞變負荷 母線電壓（kV）運行方式 枯大 枯小 豐大 豐小110kV 側 35kV 側 10kV 側 調(diào) 相 調(diào) 壓運行方式 枯大 枯小 豐大 豐小110kV 側 0 檔 ＋2 檔 0 檔 ＋2 檔順濞變抽頭35kV 側 0 檔 0 檔 1 檔 0 檔順濞變無功補償（kvar） 從計算結果分析可知，四種典型運行方式下，可通過調(diào)整 110kV順濞變和其它變電所的無功補償容量及變壓器抽頭位置，其各個電壓等級的母線電壓完全能夠滿足《電力系統(tǒng)電壓和無功電力技術導則》的要求。因此，對于 110kV 順濞變來說，主變宜選擇三相三繞組有載調(diào)壓變壓器，主變抽頭為 110177。8％/177。 2％/。本期需要在順濞變新增 4000kvar 無功補償裝置，具體分組在初設中論證。 短路電流計算按設備投運后 5～10 年左右的系統(tǒng)發(fā)展，計算最大運行方式三相短路電流，以選擇新增斷路器的遮斷容量。計算水平年為 2022 年，順濞變 110kV 側三相短路電流為。 無功補償設備配置本期需要在順濞變新增 4000kvar 無功補償裝置。第七章 建設規(guī)模及設備選擇　一期建設規(guī)模110kV 順濞變電所其一期建設規(guī)模如下。電氣主接線和電氣平面布置詳見附圖四、附圖五?！‰姎庖淮危?） 主變壓器主變?nèi)萘浚?150MVA+1，一期電氣、土建安裝 2 臺；1) 1 主變參數(shù)型號：SFSLQ31500/110；相數(shù)：三相三繞組；接線組別：Yo，Yo，d1211；調(diào)壓方式：無勵磁調(diào)壓；額定電壓：110177。2％/177。2％/11kV；阻抗：Ud12％＝％，Ud13％＝％，Ud23％＝％。2) 2 主變參數(shù)型號：SFSZ1050000/110GYW；相數(shù)：三相三繞組；接線組別：YN，ynO，d11；調(diào)壓方式：有載調(diào)壓；額定電壓：110177。8％/177。2％/；阻抗：Ud12％＝％，Ud13％＝％，Ud23％＝％。（2） 各級電壓出線110kV：最終 3 回，土建建成 2 回，一期電氣已安裝 1 回 T 接110kV 蘇小順線，正在施工建設 1 回至漾洱電站，預留備用 1 回；35kV：最終 8 回，土建一次建成，一期電氣已安裝 7 回，分別為躍進線、平坡Ⅰ回、平坡Ⅱ回、煉鋼線、軋鋼線、制鋼廠線、精煉線，預留 1 回出線間隔。（3） 無功補償設備配置一期暫未裝設，預留無功補償裝置場地。（4） 消弧線圈的配置一期未裝設，預留裝置場地?！?電氣二次本變電所按無人值班變電所設計，電氣二次部分擬采用微機綜合自動化系統(tǒng)和免維護鉛酸蓄電池直流成套系統(tǒng)。（1） 微機綜合自動化裝置該系統(tǒng)具有常規(guī)變電所控制、測量、信號、保護及遠動裝置的所有功能，各微機裝置通過網(wǎng)絡由后臺機進行統(tǒng)一管理，從而組成所內(nèi)的微機綜合自動化系統(tǒng)。其中保護功能相對獨立，當后臺機及網(wǎng)絡系統(tǒng)出現(xiàn)故障時，不影響保護裝置的正常運行。為適應現(xiàn)代化管理的需要，要求把現(xiàn)場數(shù)據(jù)與信號收集并處理后儲存在當?shù)睾笈_機中，其中包括大量的由于通道限制而不能遠傳到調(diào)度的數(shù)據(jù)。為分析和處理系統(tǒng)異常情況和故障提供可靠的原始依據(jù)。主要裝置采用集中在主控制室布置的方式，以減輕電磁場對微機設備和通信電網(wǎng)的干擾影響，并符合以往的運行習慣。（2） 微機綜合自動化系統(tǒng)的結構模式由于 35kV 采用戶內(nèi)開關柜，布置 35kV 配電室內(nèi)，因此將 35kV線路、分段等的保護、測控裝置安裝在相應的開關柜上，其余的控制保護設備、自動裝置及電度表屏均集中布置于主控制室。（3） 微機綜合自動化系統(tǒng)的主要功能監(jiān)控系統(tǒng)：（1） 數(shù)據(jù)采集與顯示采集變電所運行實時數(shù)據(jù)和設備運行狀態(tài)，并通過當?shù)鼗蜻h方的顯示器以數(shù)據(jù)和畫面方式反映運行工礦。工頻模擬量采用交流采樣，狀態(tài)量采樣接點方式接入監(jiān)控系統(tǒng)。（2） 安全監(jiān)視　　對采集的模擬量、狀態(tài)量及保護信息進行自動監(jiān)視，當被測量越限，保護動作，非正常狀態(tài)變化、設備異常時，能及時在當?shù)鼗蜻h方發(fā)出音響，推出報警畫面，顯示異常區(qū)域。事故信息應可存儲和打印記錄，供事后分析事故原因。（3） 事故順序記錄　　發(fā)生故障時，應對異常狀態(tài)變化的時間順序自動記錄，儲存、遠傳、事件記錄分辨率不大于 1ms。（4） 電能計算　　可實現(xiàn)有功和無功電度的計算和電度分時統(tǒng)計、運行參數(shù)的統(tǒng)計分析。（5） 控制操作可實現(xiàn)對斷路器的跳、合閘控制和主變中性點隔離開關的拉合控制并具有防誤操作功能。上述控制操作的實施，可以是：調(diào)度主站端遙控；所內(nèi)鍵盤控制；在設備安裝處就地人工直接操作。三種控制操作相互閉鎖，即同一時間只接收一種控制指令。（6） 與保護裝置遙信、交換數(shù)據(jù)　　向保護裝置發(fā)出對時、召喚數(shù)據(jù)的命令，傳送新的保護定值；保護裝置向監(jiān)控系統(tǒng)報告保護動作參數(shù)（動作時間、動作性質(zhì)