吉兰太500kV变电站位于内蒙古阿拉善盟乌 素图工业园内，现有3×750MVA主变压器，电压等 级均为500kV/220kV/35kV，主变压器分接头参数 为500/230±8×1.25%/36kV，均为油浸单相自耦有载调压变压器，目前该地区通过吉兰太变电站至各 220kV变电站2—3回220kV线路以辐射状网络供 电，形成独立供电区。

吉兰太变电站现有2回500kV出线，分别至乌 海500kV变电站、凤凰岭电厂，目前正在建设吉兰 太—乌海变电站Ⅱ回500kV线路；已有220kV出线 13回，在建220kV出线3回；220kV侧电气主接线 为双母线双分段接线，其中，1号主变压器，吉兰太 —中盐Ⅱ回，吉兰太—乌斯太Ⅲ回，五福Ⅰ回，拟建 设的庆华Ⅰ、Ⅱ回均位于Ⅰ、Ⅱ号母线，其他主变压 器及线路均位于Ⅲ、Ⅳ号母线。吉兰太变电站电气 接线示意图如图 1所示。接入吉兰太变电站220kV 侧的主要电源项目如表 1所示。

图1(Figure 1)

图1 吉兰太变电站电气接线示意图

表1(Table 1)

表1 吉兰太变电站220kV侧主要电源项目

表1 吉兰太变电站220kV侧主要电源项目

在内蒙古东源科技有限公司4台60MW机组、 海神电厂二期1台200MW机组未投运，以及上述机 组投运且吉兰太—巴音敖包第三回线路建成后，吉兰太变电站220kV侧短路电流水平对比见表 2。

表2(Table 2)

表2 吉兰太变电站220kV侧短路电流水平对比 kA

表2 吉兰太变电站220kV侧短路电流水平对比 kA

通过短路电流计算结果可以看出，由于吉兰太 变电站形成独立供电区，且220kV侧接入的电源项目较多，地区网络结构较为紧密，特别是乌达工业 园区各站点距离吉兰太变电站均较近（均在10km 以内），因此，吉兰太变电站220kV侧短路电流水平 较高。而且由于500kV变电站主变压器均采用自 耦型变压器，中性点均为直接接地方式，变电站220 kV侧单相短路电流明显大于三相短路电流。在近 期规划的2个火电机组项目未投运时，吉兰太变电 站220kV侧三相短路电流为39.07kA，单相短路电 流达到45.89kA；当2个火电机组项目投运后，三相 短路电流为43.31kA，单相短路电流达到50.2kA， 将超出现有220kV断路器额定遮断容量（50kA）， 因此急需解决吉兰太变电站220kV侧单相短路电 流超标问题。 3 解决措施 3.1 减少供电区内接地点

目前吉兰太变电站主要问题是220kV侧单相 短路电流超出50kA，因此，减少吉兰太供电区接地 点可以直接降低单相短路电流水平。计算时将吉 兰太变电站3台主变压器均接地，各220kV变电站 只有1台主变压器接地，由于阿拉善盟地区距离主 网较远，低压侧无电源的220kV变电站考虑不接 地，各电厂仅有1台机组接地，吉兰太变电站220kV 侧短路电流水平计算结果见表 3。

表3(Table 3)

表3 采用减少接地点措施吉兰太变电站220kV侧短路电流水平 kA

表3 采用减少接地点措施吉兰太变电站220kV侧短路电流水平 kA

从表 3计算结果可以看出，减少吉兰太供电区 内接地点，可以降低吉兰太变电站220kV侧单相短 路电流水平，但是作用不明显，单相短路电流水平 仍接近50kA。 3.2 在主变压器中性点装设小电抗

针对500kV变电站220kV母线侧单相短路电 流超标问题，目前国内通用措施为在主变压器中性 点装设小电抗^{[ 1, 2 ]}，该措施具有工期短、投资少且见 效快等优点。 3.2.1 电抗值分析

吉兰太变电站3台主变压器均为单相自耦有载 调压变压器，中性点接地方式为直接接地。根据上 述计算结果，该地区正在建设的2个电源项目投运后，吉兰太变电站220kV侧单相短路电流为50.2 kA，三相短路电流为43.3kA，单相短路电流大于三 相短路电流。因此，可考虑在吉兰太变电站主变压 器中性点接小电抗这一措施。对此，参考国内其他 电网的实践经验，对吉兰太变电站中性点接不同值 小电抗后的短路电流进行了初步计算，计算结果见 表 4所示。

表4(Table 4)

表4 吉兰太变电站220kV侧短路电流计算结果（主变压器中性点装设不同值小电抗）

表4 吉吉兰太变电站220kV侧短路电流计算结果（主变压器中性点装设不同值小电抗）

从表 4计算结果可以看出，在主变压器中性点 装设小电抗，可以有效降低单相短路电流。在小电 抗值从0Ω增至20Ω过程中，220kV侧的单相短路 电流降幅明显，由50.2kA降至43.57kA，与吉兰太 变电站220kV侧三相短路电流接近。装设小电抗 对500kV及220kV侧三相短路电流基本没有影 响。因此，建议在吉兰太变电站主变压器中性点装 设的小电抗值为15~20Ω。 3.2.2 装设小电抗的变压器数量分析

对在不同数量变压器中性点装设15Ω、20Ω小 电抗情况下，220kV侧单相短路电流数进行了计 算，结果如表 5所示。

表5(Table 5)

表5 不同数量变压器装设15Ω、20Ω小电抗220kV侧单相短路电流计算结果

表5不同数量变压器装设15Ω、20Ω小电抗220kV侧单相短路电流计算结果

若小电抗值为15Ω，吉兰太变电站3台主变压 器中1台或2台中性点装设小电抗，均可以使220 kV侧单相短路电流降至50kA以内，但裕度较小。 但是，若2台主变压器中性点接小电抗，其220kV侧 单相短路电流在47kA左右，考虑到电网发展的适 用性，建议3台主变压器均装设小电抗。若小电抗值为20Ω，吉兰太变电站220kV母线侧单相短路电 流水平比15Ω情况下略小。 3.2.3 存在的问题

变压器中性点装置小电抗方案存在的问题是： 吉兰太变电站是地区电网枢纽变电站，形成独立供 电区，接带负荷较大，若在中性点装设小电抗，需依 次将吉兰太变电站3台主变压器停运，存在限制地 区负荷用电情况；由于吉兰太变电站建设时间较 早，未预留中性点小电抗接地装置位置，需对变电 站内电气平面布置进行进一步分析，决定是否有位 置装设小电抗及其他相应设备。 3.3 吉兰太变电站主变压器220kV母线分裂运行

目前吉兰太变电站有3台主变压器，根据该站 220kV侧出线排列情况，1号主变压器及吉兰太— 中盐Ⅰ、Ⅱ回，吉兰太—乌斯太Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ回，吉兰太 —庆华Ⅰ、Ⅱ回，吉兰太—五福Ⅰ回位于Ⅰ、Ⅱ号母 线，2号、3号主变压器及吉兰太—五福Ⅱ回，吉兰太 —顺达Ⅰ、Ⅱ回，吉兰太—巴音敖包Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ回，吉 兰太—贺兰山Ⅰ、Ⅱ回均位于Ⅲ、Ⅳ号母线，吉兰太 供电区的负荷主要集中在1号主变压器侧。 3.3.1 方式1

根据现有的出线排列方式，直接将吉兰太变电 站主变压器220kV母线分裂运行，1号主变压器与2 号、3号主变压器220kV母线间通过五福—吉兰太 的1回220kV线路（导线型号LGJ-2×300）联络，网 架结构较为薄弱，具体网架结构如图 2所示。

图2(Figure 2)

图2 220kV母线采用方式1网架结构

按照方式1，将吉兰太变电站主变压器220kV 母线分裂运行，吉兰太变电站220kV侧三相及单相短路电流明显降低（约9kA），使得其短路电流在合 理范围内，具体计算结果见表 6所示。

表6(Table 6)

表6 吉兰太变电站220kV侧短路电流水平（方式1） kA

表6 吉兰太变电站220kV侧短路电流水平（方式1） kA

吉兰太主变压器220kV母线分裂方式存在的 问题是，根据潮流和暂态稳定计算后对该方式的供 电能力分析结果，在地区75%开机率情况下，可以满 足供电区内约1000MW用电负荷的供电需求。但 方式1中，一旦1号主变压器停运，且吉兰太—五福 Ⅱ回线路故障，即系统发生“N-2”故障，将导致五 福、慧通、君正、乌斯太、中盐、庆华6座220kV变电 站与电网失去电气联络，电网将损失大量供电负 荷，造成重大停电事故，该方式对电网安全运行极 为不利。 3.3.2 方式2

根据最新地区项目建设情况，海欣环保材料公 司拟在乌达工业园区内建设1座220kV变电站，同 时建设4台60MW机组，按照地区电网规划，海欣变 电站拟分别通过双回220kV线路与五福、顺达变电 站联络。结合海欣变电站接入系统方案，对吉兰太 变电站220kV出线排列进行优化，形成如图 3所示 网架结构。

图3(Figure 3)

图3 220kV母线采用方式2网架结构

按照方式2，母线分裂运行后，若海欣变电站未建成，五福、君正、慧通、中盐、乌斯太、庆华6座变电 站将与吉兰太变电站1号主变压器形成独立供电 区。海欣变电站建成后，吉兰太变电站1号主变压 器与2、3号主变压器的220kV侧间将通过五福—海 欣—顺达的双回220kV线路联络。方式2中海欣变 电站建成前、后吉兰太220kV母线短路电流计算结 果如表 7所示。

表7(Table 7)

表7 海欣变电站建成前、后吉兰太变电站220kV母线侧短路电流水平（方式2）  kA

表7海欣变电站建成前、后吉兰太变电站220kV母线侧短路电流水平（方式2）  kA

通过表 7可以看出，采用分裂方式2，通过网架 优化，地区供电网络更为清晰，吉兰太变电站220 kV侧短路电流水平明显降低，降幅达11kA，能够达 到降低短路电流的目的。

经潮流和暂态稳定计算，该分裂方式中吉兰太 供电区可供电负荷与供电区内开机分布有较大关 系，在吉兰太变电站1台主变压器停运，地区各自备 电厂均为100%开机，而公用电厂50%开机方式下， 可为地区约1600MW负荷供电（约占供电区内总预 测负荷的85%左右）；在地区开机率为50%方式下， 可接带负荷约1400MW（约占供电区内总预测负荷 的75%左右）。从供电能力和短路电流计算结果来 看，分裂方式2具有可行性。

但是，吉兰太变电站主变压器220kV母线采用 分裂方式2存在的问题是，实施该方式必须保证海 欣变电站建成，否则一旦吉兰太变电站1号主变压 器停运，将有6座变电站失去与电网的电气联系。 而海欣变电站受产品市场消纳能力影响，目前建设 进度不明确，建设周期长，无法短时间内解决吉兰 太变电站单相短路电流超标问题。另外，需在吉兰 太220kVⅠ、Ⅱ号母线侧突破规模扩建1个出线间 隔，同时避免倒间隔等一系列问题，需采用部分电 缆线路，使得吉兰太—五福Ⅱ回线路占用新扩建间 隔，投资相对较高；且目前顺达变电站220kV侧出 线间隔已满，站外无扩建条件，为满足该方案的实 施，需考虑将华电乌达电厂与宜化变电站其中1回 线路在顺达变电站外短接，同时将现有的吉顺双回 线路向东侧依次倒间隔，令顺达变电站腾出2个间隔，用于海欣变电站接入，投资相对较高，且实施较 为复杂，具体实施方案和投资还需进一步研究，同 时需与华电乌达电厂、宜化变电站建设单位进行协 商。此外，该方案使吉兰太供电区的负荷供电压力 集中在吉兰太变电站1台主变压器及吉兰太—顺达 的双回线路上，不利于电网的长期安全稳定运行。 3.4 建设吉兰太变电站4号主变压器

若考虑充分保证地区负荷供电可靠性和电网 长期安全稳定运行因素，建议扩建吉兰太变电站第 4台主变压器，与现有的1号主变压器共同接带Ⅰ、 Ⅱ号母线。为了使得地区网架更为明晰，建议在4 号主变压器建设过程中，将现有吉兰太—五福Ⅱ回 线路倒至Ⅰ、Ⅱ号母线侧。该方案实施后，吉兰太 变电站220kV母线分裂运行，形成同上述的分裂方 式2相同的网架结构，吉兰太变电站220kV侧短路 电流计算结果如表 8所示。海欣变电站建成后，采 用该方案，吉兰太变电站220kV侧短路电流计算结 果如表 9所示。

表8(Table 8)

表8 吉兰太220kV侧短路电流水平（建设4号主变压器） kA

表8吉兰太220kV侧短路电流水平（建设4号主变压器） kA

表9(Table 9)

表7 吉兰太220kV侧短路电流水平（海欣变电站建成） kA

表9吉兰太220kV侧短路电流水平（海欣变电站建成） kA

从短路电流计算结果可以看出，该方案也能够 达到降低吉兰太变电站220kV侧短路电流水平的 目的，降幅可达12kA左右。随着海欣变电站建成， 网架进一步加强，可将短路电流降至45kA，在现有 220kV断路器的额定遮断容量范围内。

经对该方案进行潮流和稳定计算，该方案在不 同开机方式下，均可以满足供电区内预测负荷的供 电需求，且系统暂态稳定性较好。从降低短路电流 水平、满足地区负荷供电、保证负荷供电可靠性和 电网远期发展方面来看，该方案优势明显。

根据现有吉兰太变电站站区平面布置情况，经 初步研究，提出以下变压器布置方案：在现有的500 kV架构东侧放置新增的4号主变压器，将500kV架 构向南突破规模扩建1个完整串，以便于将4号主变压器接入，但主变 压器放置位置与220kV母线架构区距离较远。4号 主变压器220kV引线需钻过现有的多回500kV出 线，同时从变电站验修楼与220kV架构间的空余空 间穿过，以进入现有1号主变压器接带的Ⅰ、Ⅱ号 220kV母线架构区。根据初步测量，该空余区宽度 不足，需拆除现有的验修楼西墙。若采用该方案， 需对站区内各设备的电气距离、建筑物面积、各种 电气设备容量等进行详细的研究核实，且拆除和改 造工程量较大，建设周期长，投资也会相对较高。 4 综合比选结果及建议 4.1 结论

综上所述，提出的4个降低500kV变电站220 kV侧单相短路电流的方案中，减少中性点接地点方 案作用甚微；主变压器加装中性点接地阻抗，是目 前国内电网较为通用的一种方案，投资少、工期短、 作用较为明显；将现有主变压器分裂运行，虽能明 显降低单相和三相短路电流，但同时也降低了现有 负荷的供电可靠性，且不利于电网安全可靠运行； 建设4号主变压器，在降低短路电流和优化地区电 网结构方面均有较大优势，但投资相对较高、工期 长且不确定因素较多，而且目前为了满足地区产业 园区的延伸，地区电网拟在乌达工业园北部建设乌 达北500kV变电站，该变电站建成后拟与吉兰太变 电站形成联合供电区。目前正在开展方案设计等 前期工作，扩建主变压器或建设乌达北变电站对于 电网长远发展和保证地区企业供电方面将有积极 作用，但是均存在建设周期长、投资高、无法较快解 决电网目前存在的单相短路电流超标的问题。 4.2 建议

针对上述分析结果，建议近期采用在吉兰太变 电站3台主变压器中性点加装小电抗的方案来解决 吉兰太变电站220kV母线侧单相短路电流超标问 题。目前该方案已进入设计阶段，预计2014年上半 年将正式投入使用。