500kv江都变电所工程运行分析之二：系统分析

1/9500KV江都变电所工程运行分析之二系统分析江都变是华东电网第一批500KV变电所，从设计、运行等方面为以后的变电所工程提供了不少经验，当然从现在的角度来考虑也存在着一些不足，下面从系统角度作一个分析。采用可靠性较高的一个半开关接线方式江都变是联络苏南苏北电网的枢纽变电所，苏北各大电厂的电能都通过江都变送入华东电网，同时江都变还是扬州220KV电网的供电中心，地位十分重要。在初步设计中曾按一个半开关接线与双母线双分段带专用旁路接线两种方案进行了详细的技术经济比较。经济比较结果表明，当江都变按一期工程规模，一个半开关接线较双母线接线相比投资略高，但按远景规模比较，一个半开关接线投资反而较少，同时还可节省土地公顷。从可靠性分析，一个半开关接线要远远高于双母线接线，不但可以提高系统的稳定性，还可以减少操作的复杂性。因此江都变在设计中采用了一个半开关接线方式。十八年的运行事实证明这样的选择是正确的，华东电网除早期投运的洛河电厂500KV升压站采用了双母线接线外，全部采用了一个半开关接线。注阳城电厂采用4/3接线方式，天荒坪发电厂采用多桥接线方式，均为发电厂接入的需要2/9江都变一个半开关接线是早期的典型设计。华东500KV系统一个半开关接线经过多年的运行，总结了经验，改进了这种接线方式，如取消了线路闸刀，节省了投资，同时还可以取消短线保护，简化了同期电压切换回路，减少倒闸操作量。虽然取消线路闸刀，线路停役时必须开关陪停，降低了同串的另一条线路运行的可靠性，但考虑到线路停役主要是线路及线路设备检修，同时线路开关也需要检修，线路检修而开关运行的状态并不是很多的，取消线路闸刀完全是利大于弊。总平面布置紧凑合理江都变整个所区按500KV、220KV出线方向布置，由东向西分别为500KV设备区、主变及35KV设备区、220KV设备区，以所内主干道一分为二，主控楼、通信楼、所用电、泵房等建筑根据其实用功能分别点缀在设备区与所前区。整个所区布置清晰美观，几乎是华东500KV变电所设计的精典。江都变500KV配电装置采用低跨横穿三列式中型布置，四个方向均可出线，同时线路可以正向出线也可以反向出线，可以使各电源、出线及主变合理地进行分配于两条母线上。但这样的布置在整个串的方向上留有主变出线间隔，相当于两条母线的位置，使得没有主变出线的串中浪费了大量的土地，加之采用软母线、安装了线路闸刀，3/9串的方向上长度几乎是近期投运500KV变电所同方向长度的两倍，500KV设备区占地也近两倍。江都变220KV配电装置设计中又过度考虑了减少占地面积，采用高型布置。增加了巡视、操作的工作量。高型构架采用了水泥杆及水平高层平台，维护困难，长时间运行后，由于风化，水泥杆开裂露筋，水泥面起泡脱层，给安全运行带来了隐患。为了方便处理上母线T型线夹发热及带电搭拆母线的引下线，设计中对高型布置的典型设计进行了改进，在高层平台上下母线之间增设了H型钢质检修走道。此走道在运行十八年中从未使用过，反而因为水泥平台的风化原因造成走道有脱落的危险，走道长度十几米，且为连接在一起，无法拆除，实为安全之大患。不过更改了典型设计，将线路阻波器由悬挂于线路终端耐张绝缘子上改为落地座式安装，对安装、调试、维护及检修都很方便。电压问题多年困扰江都变500KV线路由于电压高、线路长、采用分裂导线，线路对地、相相耦合电容非常大，由于电容效应，线路每一百公里产生12万无功，因此无功补偿问题在500KV系统非常重要，如果无功补偿不足将造成系统电压过高。江都变一期工程500KV线路为任江线340公里、江斗线134公里，两条线路均配置了150万乏的高压电抗器，4/9其中江斗线高抗安装在对侧斗山变，江斗线无功由对侧补偿。任江线340公里，产生无功38万，由高抗补偿15万，江都变主变低压侧安装了四台万的低压电抗器，可以补偿18万，加上主变自身是电感设备，也能补偿一部分，因此一期工程中无功补偿是平衡的，正常运行时电压能够保持正常水平。但如果江都变主变因故退出运行，系统成为上江线直供江斗线，全长470公里，由于江都变主变退出运行，接在主变低压侧的四台低压也不能运行，失去无功补偿20万左右，江都变500KV系统电压将上升，超过设备的最高运行电压，所以两条500KV线路必须陪运，是系统的一个薄弱环节。二期工程建设后，江都变新增了500KV线路四条，长度超过300公里减去任江线在淮安上河变开断后缩短的240公里，实际增加60公里，而2主变投运后，低抗只增加了2台，增加无功补偿9万，这应该是平衡的，但任江线开断后原任江线高抗拆至徐州三堡变电所，江都变无功补偿缺少15万，造成500KV系统电压较高。正常情况下电压接近520KV运行，节假日电压更高，最高达534KV，已超过主变及500KV设备的最高运行电压最高运行电压为525KV，为了降低电压，总调只能拉停500KV线路，降低了系统的可靠性。这种情况只至2016年春节，上河变投入高抗后方才得到控制。5/9远景规划与具体实施的冲突远景规划中，江都变规模为500KV八条出线、两台主变预留第三台主变位置，220KV为十条出线。规划中预计扬州地区2000年总负荷达106万，但直到2016年负荷才达到这个水平，加之系统发展原因，使江都变远景规划与具体实施出现较大出入，给变电所运行带来一定的困难。设计中，江都变主变为降压变，但实际运行中主变大多为220KV反送至500KV，实为升压变运行方式。主变最高运行电压为525KV，运行中电压往往达到或超过这个电压运行。设计中主变单元表计均为单向，在220KV倒送时，表计反偏，无法指示，只好更换表计。远景设计中500KV的南通线、仪征线现均无规划，但扬二厂的接入，阳城电厂的建设使得江都变的地位愈加重要，所以500KV又重新征地扩建了一串。由于扬二厂的接入非远景规划中，造成出线位置的冲突，为了避免500KV出线交叉，二期工程中作了较大的调整。江斗线由第三串调至第五串运行，线路接近变电所部分调整给江南线，原第三串江斗线设备用作扬江线，造成了新开关用老保护、老开关用新保护，不但给运行带来困难，也浪费了资金。远景设计中，220KV为十条线路间隔，是远远不够的，到二期工程间隔即已用完。因220KV采用高型布置，无法6/9扩建，之后因系统需要增加出线时都在不断地调整。首先扩建大桥双线时，将江砖二线、江扬一线取消，后来扩建邗江双线、张套双线时，又将江泰二线、江澄双线、江绍线取消，不但变电所内部间隔调整得面目全非，又浪费了大量的线路。设计方面存在的问题在设计中，对于投运后的实际情况也存在着计算不全面的问题。扬江线为39公里的同杆架设两回线，设计时未全面考虑到同杆加设双回线的感应。运行后，一条线路运行一条线路检修时，线路接地闸刀不能切断停电线路的感应电流。所以扬江线投运后线路必须两条线路同时检修，显然系统很难安排，造成部分设备超周期运行。直到2016年春节将两条线路接地闸刀更换为带灭弧装置的地刀后才解决这个问题。这个问题解决后，2016年10月江斗线改接至常州武南变后，与原江南线又有很长的线路是同杆架设，两把线路接地闸刀分合时都有很大的电弧，给运行带有较大的风险，在2016年5月与11月又分别加装了带灭弧装置的接地闸刀。500KV开关投切空载线路时易产生操作过电压，一期工程开关均装有合闸电阻以降低操作过电压，而二期工程可能出于节省资金考虑没有装设。没有合闸电阻，开关投切上江线108公里一般不会产生操作过电压，而投切江南7/9线130公里则产生操作过电压，造成对侧线路避雷器动作，只能用对侧有合闸电阻的开关来投切江南空载线路。500KV系统当开关失灵、高抗保护动作或过电压保护动作后，需要通过远方跳闸来切除对侧开关。远方跳闸是一个直接跳闸命令，设计时通过两路高频信号二取二方式来保证可靠性，即两路高频监频消失、跳频出现四个条件同时满足时才能跳闸，这种方式即使不考虑一路高频故障或检修时采用二取一或一取一方式降低可靠性的因素，可靠性也得不到保证，因为载波通道的干扰很多，同时满足这四个条件的情况是存在的。系统中多次出现远方跳闸误动，任江线出现过误跳江都变开关情况，也出现过误跳对侧任庄变开关情况。因此华东电网95年要求所有的远方跳闸加装就地判别装置，来保证远方跳闸的可靠性。江都变远方跳闸就地判别有的线路是后加的，有的是线路投运时就设计的，所以原理与接线方式不一样，有的用一套就地判别装置，有的用两套就地判别装置，给运行带来困难。存在投资重复与投资利用不高现象站内自动化是变电所重要组成部分，一期工程的站内自动化通过国际招标，采用前南斯拉夫当时为社会主义国家产品。南斯拉夫厂家交货日期就一拖再拖，直到1988年4月才到货，1988年10月厂家调试完成后才投入运行，此时江都变500KV系统已运行一年。站内自动化主要报表8/9功能采用英文打印机，还不能排印成表格，很不适用。之后南斯拉夫国家解体，站内自动化系统得不到维护，很快这套系统被淘汰。由于江都变是多次建设，各期工程由于众多的原因，造成重复投资。GPS卫星时钟可以保证系统内的所有时间是一致的。1998年二期工程中故障录波器配置了GPS卫星时钟。1999年站内自动化也安装了GPS系统，2000年又安装了武汉哈德威公司的IDM型故障录波器以代替一期工程的美国故障录波器，其中也配置了GPS卫星时间，以求网内故障时间一致便于分析。2002年华东电网要求全网的继电保护也达到时间一致，于是江都变又配置了二套GPS。GPS卫星时钟在江都变安装了5套之多，其实一套就能完成全站的时间统一。江都变500KV开关及线路保护采用瑞典ABB公司R