750～220 kV系統短路電流影響因素分析與限制措施

胡立錦，常喜強，周 茂，夏時宇，張新燕，姚秀萍

(1.重慶電力公司建設分公司，重慶 410021;2.新疆大學電氣工程學院，新疆 烏魯木齊 830047;3.新疆電力公司，新疆 烏魯木齊 830002)

0 引言

近幾年，隨著用電負荷的大幅度增長以及發電機組容量的增加，電網規模和容量得到明顯提升。隨著電網規模和容量的不斷增大，母線短路電流也將不斷上升，同時又隨著750 kV網架建設，電網網架結構得到加強，網內電氣等值距離進一步縮短，短路電流水平又明顯加大，部分短路電流超標，更換大容量斷路器將造成大量短路器更換，運行設備更換將帶來眾多問題，如何避免短路電流水平提高，同時避免短路電流帶來的技術或者經濟上的麻煩，給電網規劃和運行提出了新的要求。

文獻［3-5］研究了上海、西北等地電網短路電流控制的現狀，并針對不同電壓等級電網給出相應的改進措施。文獻［1-2］研究了負荷結構、優化策略等對電網短路電流的影響程度，并提出基于模糊理論等新算法的模型建立方法、優化策略選擇及評價方式。文獻［5-9］對不同電壓等級電網的分區方式、電磁開環方案、網架結構調整等因素對短路電流的影響，并提出相應的優化算法及調整方案，對實際電網運行有較高的參考價值。文獻［12-16］考慮了故障電流限制器等對短路電流的影響，研究了變壓器中性點加裝小電抗接地等對短路電流的限制效果，并通過電力系統仿真軟件進行了建模仿真計算，針對仿真結果和實際經驗給出了較合理的在電網不同元件位置加裝故障電流限制器的方法及注意事項。國內外針對短路電流的研究大多采取針對某一因素而忽略其他無關因素的方式，結論措施也均基于特定研究條件下單方面考慮，而就不同因素融入同一電網，同時考慮不同因素對短路電流影響程度，最終基于這些影響因素將多種調整手段相結合，從而找到更有效更貼近實際運行的限流措施的研究較少。

以某區域實際750～220 kV超高壓電網結構為研究對象，計算分析了短路電流水平，通過考慮不同電力系統元件、變壓器非標準變比、不同電網運行方式、故障電流限制器等因素對短路電流的影響，通過分析不同因素的短路電流貢獻度找到短路電流最為敏感的因素。在此基礎上，提出基于運行方式調整和短路電流限制器等多種手段相結合的故障電流綜合限制措施。最后，將設計方案運用到研究電網中進行仿真計算，結果證明考慮不同因素對短路電流的影響并針對其采取多種調整手段相結合限流效果較理想，并就電網規劃等方面提出建設性意見。

1 短路電流計算理論分析

復雜電力系統中短路電流計算在滿足工程準確等級要求的前提下，可以采用一些必要的假設條件，簡化短路電流計算。假設條件一般如下。

(1)短路前三相交流系統在對稱狀況下運行。

(2)三相交流系統短路電流計算指的是在短路發生后的第一個周期內的短路電流周期分量的有效值，即次暫態短路電流的計算。

(3)發電機的轉子是對稱的，即轉子無論轉到什么位置發電機的參數都保持不變。在此情況下，X″d=X″q，可將同步發電機等值為一個含有內電抗為X″d的簡單電壓源。

(4)電氣設備的參數不隨電流大小的變化發生變化。

圖1 發電機和負荷接入系統的等值電路圖

三相短路的系統等值電路，如圖1所示，其中系統中各發電機均可采用由次暫態電動勢以及次暫態電抗X″di組成的戴維南等值電路來表示。從故障點f向系統側看的等值電路圖可以等值簡化為如圖1虛線框中所示，其中為短路故障點系統等值電動勢，Zeq1為短路故障點系統等值正序阻抗。

由式(1)可以看出，系統故障前各節點電壓一定，那么故障電流大小實際由故障等值阻抗決定，即將系統中發電機阻抗(包括不經變壓器直接和電網相連的發電機、經變壓器同電網相連的發電機)、變壓器阻抗(包括發電機側變壓器、網絡中串聯變壓器)、線路阻抗等歸算至故障點處。在實際的歸算過程中，由于計算準確性的需要，通常需要按照不同的設備及設備位置按照有關標準規定對設備阻抗進行修正，其中發電機不經變壓器直接與電網相連，在計算三相對稱短路電流時，應按式(2)計算發電機的正序阻抗為

KG為校正系數。

式中，Gmax為電壓系數;Un為系統標稱電壓;UrG為發電機額定電壓;ZGK為發電機校正阻抗;ZG為發電機阻抗(ZG=RG+jX″d)，X″d為發電機超瞬態電抗;φrG為發電機額定電流IrG與額定電壓UrG/間的相角。

帶有有載調壓變壓器的發電機變壓器組的阻抗按照式(4)修正為

修正系數KS為

式中，ZS為發電機變壓器組的校正阻抗;ZG為無修正的發電機超瞬態阻抗(ZG=RG+jX″d);ZTHV為無修正的歸算到高壓側的變壓器短路阻抗;UnQ為高壓側額定電壓，xT為變壓器電抗(標幺值);tr=UrTHV/UrTLV為變壓器額定變比。

與發電機變壓器組中的變壓器是不同的，網絡中串聯變壓器其短路阻抗需要按照下面的經驗公式進行修正。

其中修正系數KT為

式中，ZT·PSU為修正后變壓器短路阻抗;ZT為修正前變壓器短路阻抗;KT為串聯變壓器的修正系數;XT為短路電抗。

2 短路電流計算方法的邊界條件分析

某系統一次接線圖如圖2所示，其中母線1、2、3、4號電壓等級為750 kV，其余5～16號母線電壓等級為220 kV，通過在不同的條件下計算圖中各母線處的短路電流來研究不同因素對短路電流的影響程度，從而尋找到能有效反映實際運行中短路電流變化情況的邊界計算條件。

圖2 某系統一次接線圖

2.1 負荷、對地之路等對短路電流的影響

采用基于潮流的精確短路電流計算方法，按不同的方式計算所有220 kV及以上廠站的短路電流及短路阻抗:①考慮負荷;②忽略負荷;③考慮負荷接入等值上移至110 kV系統;④考慮負荷接入等值上移至220 kV系統;⑤忽略對地之路及并聯補償;⑥同時忽略負荷和對地之路及并聯補償，各母線節點短路電流變化曲線如圖3所示。

由圖3及計算結果可以看出，與基于潮流的精確短路電流方法相比，單一不考慮負荷或高抗時，各母線短路阻抗偏大，短路電流偏小，短路電流偏差值最大達到20%以上;負荷接入不同電壓等級對短路電流計算值影響不大;單一不考慮對地支路(高抗除外)時短路阻抗計算值偏小，短路電流偏大，短路電流最大偏差值達到14%。同時不考慮負荷與對地支路時短路電流計算結果既可能偏大，也可能偏小，但與精確短路電流計算結果很接近，最大偏差值僅為-4%。由此可見，計算短路電流時不能單一忽略某一電力元件，若要忽略建議同時忽略負荷、對地支路以及并聯補償對短路電流計算結果的影響。

圖3 忽略不同元件下的各點短路電流變化曲線

2.2 變壓器非標準變比對短路電流的影響

圖4為系統3號母線4臺聯絡變壓器高壓側不同非標準變比與標準變比下系統各母線節點短路電流變化曲線。

圖4 非標準變比時短路電流變化曲線

不考慮聯變非標準變比時，聯絡變壓器750 kV側與220 kV側短路電流偏差方向不一致，而考慮變壓器非標準變比時，由于變壓器抽頭變化時系統電壓變化的作用，非標準變比不同引起系統短路電流的變化幅度要小于短路阻抗的變化幅度，且有時會出現短路電流與短路阻抗相同的變化趨勢，故實際計算時可以忽略變壓器非標準變比對計算的影響。

2.3 不同調壓方式對短路電流的影響

計算不同電網調壓方式下的各母線節點短路電流如圖5所示:方式1為多投低容升高系統電壓;方式2為提高機端電壓升高系統電壓;方式3為少投低容降低系統電壓;方式4為降低機端電壓降低系統電壓。

由于系統運行電壓變化時系統阻抗同時在變，導致短路電流的變化趨勢并不一定與系統運行電壓變化趨勢完全一致，且電網運行電壓變化引起的系統短路電流變化幅度較小。

圖5 不同運行方式時短路電流變化曲線

從上面的分析可得知:短路電流計算需認真搭建網架結構，深入分析短路電流的水平影響因素，特別是對于負荷等值，負荷中感應電動機的比例，對地支路中性點接地方式等等，以避免得出錯誤結果、錯誤判斷。

通過研究短路電流計算時的邊界條件發現，電網負荷的分布在一定程度上影響電網的短路電流，改善負荷結構或布局可以優化短路電流;對地支路對短路電流的影響較大，而變壓器非標準變比和單純的系統調壓對短路電流的影響均較小，且趨勢隨多種因素改變。

3 基于運行方式調整和故障電流限制器的短路電流控制措施討論

部分短路電流超標，更換大容量斷路器將造成大量斷路器更換，運行設備更換將帶來眾多問題。因此，為了更好地抑制短路電流，在上述研究的基礎上提出基于運行方式調整和故障電流限制器的短路電流抑制措施，并通過實際電網仿真計算進行說明。

圖6為某地區750～220 kV電網地理結構圖，當750 kV變電站全部投運時，原有網架短路電流水平全線升高，部分節點超出或接近額定開斷電流，為降低短路電流，考慮按以下兩種方式進行調整。

(1)系統網架結構1

①750 kV烏北變電站母聯分列，220 kV烏米線、烏矸線、烏博(格達)雙線以及烏彩雙回降壓運行線路接在烏北變電站220 kV I母，將220 kV烏化雙線、烏崗雙線、烏康(康園)雙線以及烏北2號主變壓器連接在220 kV II母上。

②將烏魯木齊城網轉由鳳凰主變壓器接帶，烏米線、八矸線、二化線斷開。

圖6 某地區750 kV電網地理接線圖

③烏北220 kV母聯加裝限流電抗器。

④烏北主變壓器增加中性點小電抗。

按上述方案對電網進行仿真計算，得到短路電流變化曲線如圖7所示，其中橫坐標1～8分別表示母線節點:烏北變電站Ⅰ號母、烏北變電站Ⅱ號母、米泉、化工園Ⅰ號母、化工園Ⅱ號母、龍崗、博格達、五彩灣。

圖7 網架1不同運行方式時短路電流變化曲線

對圖7所示結果進行分析發現，750 kV變電站投運全線不調整時系統短路電流嚴重超標，220 kV烏北、米泉、化工園分別達到額定開斷電流的149.78%、141.95%、110.88%。若按①調整運行方式，各母線節點短路電流降至40 kA左右，降流效果較好，若開環矸化線，烏北220 kV母線短路電流超標而米泉短路電流則大幅降低。若繼續按②所述將主要負荷轉接，可以大幅降低烏北米泉地區的短路電流。若按③所述烏北母聯加裝限流電抗器，能大幅降低烏北、化工園地區的短路電流，但需要重新調整母線接線方式使得雙回共用一根母線，降低了供電可靠性。通過合理調整運行方式，各母線節點短路電流均降至開斷限值范圍內，按④所述烏北主變壓器增設10 Ω中性點小電抗后，烏北附近地區單相短路電流繼續下降明顯。由此可見，結合上述方案調整大幅降低了各母線節點的短路電流水平。

(2)系統網架結構2

烏北—五彩灣升壓運行。

①750 kV烏北變電站母聯分列，220 kV烏米線、烏矸線、烏博(格達)雙線接在烏北變電站220 kVⅠ母，750 kV烏彩雙線、220 kV烏化雙線、烏崗雙線、烏康(康園)雙線以及烏北主變壓器連接在220 kVⅡ母。

②將烏昌城網轉由鳳凰主變壓器接帶，烏米線、八矸線、二化線斷開。

③烏北220 kV母聯加裝限流電抗器。

④烏北主變壓器增加中性點小電抗。

按上述方案對電網進行仿真計算，得到短路電流變化曲線如圖8所示，其中橫坐標1～8分別表示母線節點:烏北變電站Ⅰ號母、烏北變Ⅱ號母、米泉、化工園Ⅰ號母、化工園Ⅱ號母、龍崗、博格達、五彩灣。

圖8 網架2不同運行方式時短路電流變化曲線

上述方案可使烏北、米泉、化工園220 kV母線三相短路電流均滿足要求，化工園、龍崗等地短路電流降幅最大，最低降至10 kA。其中，部分措施還需在烏北變電站中性點加裝限流電抗器后方可將短路電流降至50 kA以下。烏北—五彩灣升壓運行(烏彩750/220 kV電磁環網解環運行)，由于大量電源接至五彩灣變電站220 kV側，五彩灣變電站220 kV母線短路電流升高5 kA左右，超過其220 kV斷路器額定開斷電流，上述方案都無法解決五彩灣變電站220 kV側短路電流超標問題。

為降低五彩灣變電站220 kV側短路電流，經計算:烏北—五彩灣升壓運行(烏彩750/220 kV電磁環網解環運行)后，在接入五彩灣變電站的電廠(神火電廠、宜化電廠、東方希望電廠)升壓變壓器高壓側加裝10 Ω電抗后五彩灣變電站220 kV側三相短路電流下降約4 kA，單相短路電流下降約5 kA。或者采取高阻抗變壓器，提高升壓變壓器阻值可以降低短路電流水平，但對系統穩定性有一定的影響。同時在該地區電源直接升壓接入750 kV電壓等級后，系統短路電流又有所降低，相應地附加限流電抗器等隨著網架結構的變化，對短路電流水平的限制作用減小。

通過上述分析可知，在限制短路電流水平時需遠近結合，既要考慮對電網建設過渡方式，又要考慮最終方式，不能片面地依賴于電網運行方式的調整，(運行方式調整后降低了系統的穩定性，在一定程度上限制了輸電能力，同時檢修方式安排也存在一定的難度，不靈活等)，也不能片面地加裝限流電抗器，以避免在電網中增加過多的輔助設備如保護、計量等，導致在后期網架結構變化時限流作用降低，影響系統的穩定性，出現設備浪費。同時，對于電源接入審查時亦需綜合分析。

4 結論

電網結構加強的同時，電網布局、運行方式等的改變造成電網短路電流水平大幅提高，嚴重威脅到電網的安全穩定運行。部分短路電流超標，更換大容量斷路器將造成大量斷路器更換，運行設備更換會帶來眾多影響電網安全的問題。在研究短路電流理論的基礎上，首先通過仿真分析研究了電網不同原件及電壓控制方式等對短路電流的影響程度，然后結合某地區實際750～220 kV電網結構，提出了短路電流水平計算中應注意和綜合考慮的事項，在正確評估短路電流水平后，通過統籌考慮運行方式調整和故障電流限制器的綜合措施來抑制短路電流，并得出以下結論。

(1)電網結構加強網架密集、新增電源增多，為了降低短路電流需要對電源接入的方式進行優化，對于電廠采用高阻抗變壓器、限流電抗器需綜合考慮限制短路電流水平、電源送電能力、系統穩定水平、遠近網架結合，過渡網架和最終網架統籌兼顧。

(2)對于750 kV變電站升壓運行后相配套的運行接線形式需綜合考慮，除限制短路電流水平外，需考慮電網穩定性、輸電能力，綜合考慮配合措施。

(3)限流電抗器對附近變電站母線短路電流降低效果十分顯著，但單一依靠限流電抗器仍無法解決近區短路電流超標的問題，還需運行方式調整配合降流，同時與過渡方式、最終方式相結合。

(4)通過對網架合理的分層、分區，適當解環運行可以有效地控制短路電流。

同時提出以下措施。

(1)建議規劃設計階段，重點分析過渡年份短路電流水平，變電站的建設要考慮預留將來進行限制短路電流技術措施的空間。對樞紐變電站考慮雙母線雙分段方式，以便靈活調整運行方式，合理分配各母線出線。

(2)避免在較小地區范圍集中建設廠、站，對短路電流水平已經較高的地區，避免形成密集型小環網，必須形成的要對環網的短路電流水平做出評估，并對環網內部的短路阻抗作出一定的補償提高，以降低短路電流升高的風險。

(3)對于電源接入密集區，需綜合考慮，既要保證送出能力，簡化網架，同時也要滿足短路電流水平，同時也需遠期網架近期網架結合，加裝限流設備也需綜合評估。

十二五期間，西部地區將大量外送電力，形成大型電源接地電廠串珠接入系統，需綜合考慮短路電流水平、電網輸電能力、電網運行方式。需認真考慮發電廠的主接線形式、重要樞紐站的主接線形式、電廠升壓變壓器參數、電網網架結構。既要保證網架結構下限制短路電流水平的運行方式調整靈活、不降低供電可靠性和送電能力，又要滿足短路電流水平。

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