作者：张毅
随着国民经济及用电负荷的快速增长，城市电网负荷密度逐步提高，用地日益紧张，按照传统的技术原则来规划高压变电站，将很难在降低建设规模、减少土地资源消耗、优化电网网架结构的同时满足各级各类用户负荷的供电需求。尤其是高负荷密度城区，布点众多、地理临近的220 kV变电站和110 kV变电站是否存在优化空间．逐渐成为特大城市电网规划建设中面临的一个重大问题。
对供电能力的评估，当前主要基于N-l安全准则，涵盖变电站及变电站站间的网络拓扑互联关系。
在变压器低压侧，采用20 kV电压等级以提升其直供能力一直是当前研究的热点。从规划角度分析了网架结构优化对提高供电能力的影响。从优化调整变电站联络结构优化角度探讨了供电能力提升的方法。研究采用20 kV电压等级对包含变电站在内的配电网供电能力的影响。但是对于通过优化10 kV电压等级的规划设计提升其直供能力则分析较少，本文结合1二作实践，提出一种提升城网220 kV变电站10 kV侧直供能力的变电站建设方案，即通过采用大电流设备增加10 kV侧通流能力，优化变电站布点，在提高站内10 kV供电可靠性的同时减少相应10 kV供电能力所需的110 kV变电容量。该方案可有效节约占地，提高工程的经济效益．为城区变电站规划建设提供有益的参考。
1 10kV侧直供能力提升面临的问题
由于受当前设备制造水平影响，10 kV侧开关设备的开断电流控制在4 kA。根据各地运行习惯及电网规划短路电流控制影响，10 kV侧短路电流多控制在20 kA．以保证电网的安全经济运行。提升变电站内10 kV侧直供能力，需在站内采用变低容量较大的主变压器，其额定电流为
式中：i为额定电流；y为主变过载系数，取1.15：S为主变对应电压等级额定容量，MVA;U为额定电压。
以当前220/110/10 kV变压器的典型容量120MVA为例，10 kV侧额定电流为7 967 A。可知，采用10 kV电压等级，最大问题是超大额定电流对10 kV侧开关设备的选择及运行方式的影响。而若采用20 kV电压等级，其额定电流将刚好可以控制在4 kA,满足当前10 kV开关设备制造水平，这也是当前开展20 kV电压等级序列研究以提升变电站内配电网供电能力的原因之一。
同时，基于各地运行单位对220 kV变电站区域枢纽变电站的定位习惯．常规220 kV变电站以供应110 kV侧变电容量为主．直供站址周边10kV负荷为辅，冈此220 kV变电站内10 kV侧采用单母线分段接线．站内10 kV侧直供能力较小。因此220 kV变电站10 kV侧接线形式及运行习惯也是影响变电站内10 kV侧直供能力提升的关键因素。常规220 kV变电站低压侧接线如图1所示。
2方案分析
2.1 方案简述
随着设备制造水平的提升以及20 kV环形接线、花瓣形电网接线形式的逐步深入，配电运行控制技术逐步升级．为提升城网220 kV变电站10 kV侧直供能力提供了可能。
本方案通过采用变低容量达120 MVA的220kV变压器（容量比为240/240／120）、铜管母线、隔离开关、8 kA分裂电抗器等10 kV大电流设备提高变电站内10 kV侧输出负荷．并采用分裂电抗器、双臂进线单母线八段母线环形接线等新方法将大容量的10 kV电能从变压器低压侧可靠引出，实现220 kV变电站10 kV侧直供能力的提升。本方案变电站低压侧接线如图2所示。
本方案中，采用大电流铜管母线作为10 kV母线导体，采用8 kA隔离开关满足运行部门对变压器低压侧的检修维护要求。8 kA的空芯分裂电抗器是本方案通流和接线控制的核心设备，它实际上是一个空心的电感线圈，具有线性度好、机械强度高、噪音小、重量轻的优点，可在限制10 kV短路电流的同时将变压器10 kV侧接近8kA的电能分为两臂输出．以实现与当前10 kV配网开关柜等设备断路器4 kA电流开断能力的完美对接。
2.2 方案可行性校验
分别从设备制造、接线N-l校验、短路电流影响方面对方案进行校验。
变压器低压侧设备制造方面．容量比为240/240/120 MVA的220 kV变压器为主流容量比变压器，额定电流为8 kA的低压侧母线可采用铜管母线或绝缘铜管母线，该类母线已大量应用，额定电流为8 kA的隔离开关已有定型应用产品．额定电流为4 kA的10 kV进线侧断路器也已大量应用，制造采购均较为方便。额定电流为8 kA分裂电抗器虽然目前尚未有定型产品．但是根据多家主流设备厂商的反馈．均表示具备生产额定电流为8 kA.单臂电流为4 kA的分裂电抗器能力，因此设备制造满足要求。
接线N-l校验方面，考虑经济运行，主变压器10 kV侧负载率按照不超过67%控制．方案通过4个分段断路器，在任意主变压器故障条件下，可将该主变压器10 kV侧负荷的50%分别转供至两侧的主变压器，实现N-l故障下10 kV侧任意回路不停电的目标。且随着配电网运行经验的积累．10 kV单母线双臂进线八段母线环形接线的运行控制均已成熟，因此N-1校验满足要求。
根据当前10 kV配电网设备制造水平，各地均结合自身运行习惯对10 kV配电网短路电流进行严格限制。本方案提高10 kV侧直供能力后，单台主变压器低压侧短路电流为
式中：I10为变压器10 kV侧短路电流，kA;S为主变压器额定容量．MVA；I220为变压器220 kV侧短路电流，kA;U1-3%为主变高压侧与低压侧短路阻抗百分数。
由式(2)可知，主变压器低压侧短路电流水平与主变压器额定容量有关，在系统条件和主变压器额定容量等参数均相同情况下，提高主变压器低压侧输出容量，对短路电流水平是没有影响的。
2.3方案比较
为验证方案的经济性和实用性，选取本方案作为方案1，与常规变电站布置（方案2）、220 kV直降20 kV变电站（方案3）进行对比分析（见表）。
从表1可知，方案2运行成熟，但直供能力小．10 kV单回电缆输送容量小，电缆通道占用量最大，且需与常规110 kV变电站配合使用以保证供电，隐形投资较大。方案3可有效增大变电站的直供能力．20 kV单回电缆输送容量大、供电范围大．且能节省电缆通道，但是由于现有城区配电网大多采用35 kV或10 kV,新增20 kV电压等级对整个城市配网运行影响最大，投资也最大。方案l在不改造现有电网的基础上，实现10 kV直供能力的提升，但10 kV单回电缆输送容量小、供电范围仅限于变电站周边。
在特大型城市中，负荷密度均较大，如广州珠江新城规划负荷密度达160 MW/km2,根据其负荷需求，规划了2个220 kV变电站、9个110 kV变电站，采用10 kV向城区供电，电网经多级降压后，不仅电能损耗增大，而且由于规划变电站数量多，网络拓扑复杂，规划站点和线路走廊落实难度大，严重影响供电可靠性。因此在诸如广州珠江新城等高负荷密度区，配网供电范围小、供电容量大，采用方案1优势明显。
3案例分析
3.1 案例简析
广州琶洲岛位于海珠区东北部，规划区域负荷密度达90 MW/km2,根据区域用地规划，负责区域供电的220 kV某变电站与110 kV某变电站规划距离仅为5 m,引发了提升变电站直供能力的讨论。其巾220 kV变电站为常规变电站，采用220/110/10 kV等级供电．4台主变压器容量均为240/240/80 MVA, 10 kV出线30同：110 kV变电站为常规变电站，采用110/10 kV等级供电，2台主变压器容量均为63 MVA, 10 kV出线45回。2站10 kV侧规划供电能力为210 MW。
针对以上现状，最后采用提升城网220 kV变电站10 kV侧直供能力的方案，变电站采用220/110/10 kV等级供电．单台主变压器容量为240/240/120 MVA,采用大电流设备，10 kV侧采用双臂进线单母线八段母线环形接线．10 kV出线64回。综合考虑主变压器N-l及负荷控制后，在单台主变压器10 kV侧负载率为0.6即输出容量为72 MVA的情况下，全站4台主变压器供电容量达288 MVA,完全满足区域10 kV供电负荷用电需求．可以取消原规划110 kV变电站的建设。
3.2结论
2种建设方案的对比（见表2）表明，在高负荷密度城区．采用提升城网220 kV变电站10 kV侧直供能力的方案，对220 kV变电站规划布点与110 kV变电站规划布点进行优化整合技术上是可行的。采用提升10 kV侧直供能力的220 kV变电站建设方案．10 kV供电容量基本达到一个220kV常规变电站与一个110 kV常规变电站10 kV容量之和，在满足区域用电需求的基础上，既节省110 kV变电站建设所需的大量投资，又节约占地．且电网损耗小，具有明显的经济技术优势。
4结语
采用不同方法提高变电站供电能力，是确保城市经济高速发展的高密度电力供应的一个重要手段。本文的分析表明，在变压器低压侧采用大电流设备以提升220 kV变电站10 kV侧直供能力在技术上是可行的，且具有较大经济比较优势，可以作为高负荷密度城区220 kV变电站规划建设的一种参考方案。
5摘要：在城市变电站建设中，提高变电站供电能力一直是研究的重点。结合当前城网变电站建设中遇到的问题．分析通过提升城网220 kV变电站10 kV侧直供能力以优化城市变电站布点，形成一种新型城区变电站建设方案．并与常规220 kV变电站方案、直降20 kV的220 kV变电站方案进行对比分析，认为该方案适用于高负荷密度城区220 kV变电站的规划建设。最后以广州某220 kV变电站为例进行了分析说明，为城区变电站建设提供参考。
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