10 kV配電網短路電流控制策略仿真分析

李名科 庾力維 陳中平 蔡昭群

(1.廣東電網有限責任公司東莞供電局 東莞 523000；2.廣州依萊科電力科技有限公司 廣州 510630)

1 引言

隨著城市電網規模不斷擴大和電網結構不斷完善，地區電網短路電流水平呈現持續增長趨勢[1-2]，越來越多變電站10 kV 母線短路電流超過控制原則[3]規定的 20 kA。隨著地區電網分布式電源(Distributed generation，DG)滲透率逐步提高，配電網由輻射狀網絡成為多電源供電網絡[4-5]，加劇了短路電流超標問題，對未來電網運行可能造成安全性問題，必須結合地區電網實際情況制定并實施有效的措施以限制其短路電流水平。

目前電網常用的短路控制措施有電網分層分區運行、主變壓器分列運行、采用高阻抗設備、變低側串聯電抗器[6-7]等。文獻[8]研究了提升10 kV 電網電壓等級可減少變壓器低壓側的短路電流，但其升壓改造難度大、建設周期長。文獻[9]提出在足夠堅強的主網架結構下，電網對次級網架解環而實現對網架的分層分區管理，可有效控制短路電流。文獻[10]分析得到主變壓器分列運行加大網絡等效阻抗，但同時會導致系統可靠性及利用率下降，一般不作為主要控制措施。文獻[11]提出一種基于Z 源拓撲的雙向直流斷路器解決直流微電網易發生短路故障以及短路故障電流難切除的問題。文獻[12]提出一種復合型故障限流器可有效降低電力系統的短路電流水平和高壓斷路器的遮斷容量要求。文獻[13-14]研究了串聯電抗器對短路電流特性影響及對電網短路電流的抑制效果。文獻[15-16]研究了繞組設計參數對電力變壓器抗短路能力的影響，增加繞組變低側漏抗，達到限流效果。

本文通過建立變電站10 kV 母線短路電流計算理論模型[17-19]，以上級電網系統等值至220 kV 變電站高壓側母線方式仿真對比各種短路電流影響因素及其限流效果。以東莞目標年網架為算例，依據短路電流計算原理及方法[20-22]，運用PSD-SCCP 短路電流計算程序[23]，仿真并計算東莞目標年變電站10 kV 母線短路電流超標情況，針對影響因素及短路水平提出適合高負荷密度地區電網切實可行的短路電流控制策略。

2 短路電流計算理論模型

2.1 理論模型與邊界條件

模型以220 kV 變電站為分界，外網等值至220 kV變電站高壓側母線，如圖1 所示，本地電源接入各220 kV 變電站的110 kV 母線及各110 kV 變電站的10 kV母線，110 kV 電網運行采用3T 網架結構[24]。

圖1 短路電流分析模型

2.2 外網等值的設定

結合理論模型并考慮短路電流指標的外網等值方式[25-26]，通過邊界母線分為外部等值系統和內部研究系統，外部等值系統簡化處理，內部系統為研究所關心的部分，需要保留這部分系統所有元件的詳細模型。外網等值系統與內部研究系統的關系如圖2 所示。

本文提出以220 kV 變電站高壓側母線為邊界，外網等值短路電流水平為母線遮斷電流的50 kA 作仿真計算條件。

圖2 外部等值子系統與內部研究系統的關系

2.3 短路模型分析原理

目前電網分析計算軟件在進行短路計算時普遍采用等效電壓源法，通過求解故障點的短路阻抗來計算短路電流水平。分析原理如圖3 所示。電力網絡計算中，對于發電機、外系統、三卷變壓器、輸電線、兩卷變壓器等效處理如圖4 所示。將發電機和外系統支路處理，上級電網系統等效為阻抗與電壓源，電網普遍采用220 kV 三卷變壓器，因此該部分等效為三回普通支路與一個中心點，輸電線及110 kV 兩卷變壓器等效為兩節點阻抗設備。

圖3 短路分析模型原理圖

圖4 模型等效阻抗圖

變電站普遍采用經小電阻或消弧線圈接地方式，限制了單相短路故障電流，模型考慮以三相短路故障進行計算分析。電力系統中三相短路故障發生幾率小但后果嚴重。

3 短路影響因素及控制策略效果仿真

3.1 短路電流控制策略及參數選擇

仿真比較以外網等值、110 kV 線路選型及供電半徑作定量考慮。仿真計算模式如表1 所示。包括①不采取控制策略；② 母線分列運行；③采用高阻抗變壓器；④ 采用串聯電抗器；⑤ 高阻抗變壓器并串聯電抗器。

普通變壓器與高阻抗變壓器參數來自BPA 典型參數，110 kV 變電站高阻抗變壓器增加比較阻抗百分比水平的影響，參數如表2 所示。串聯電抗器參數增加考慮不同額定電流值及電抗百分比下電抗值參數變化及其不同限流效果，模擬分析變電站變低側加裝電抗器對短路電流水平的影響，參數如表3 所示。

表1 短路電流控制策略模式比較

表2 主變壓器參數

表3 串聯電抗器參數

3.2 短路影響因素及控制策略效果仿真

模式①不采取任何控制策略，但擴展分析電源接入差異對變電站10 kV 母線的影響程度，模式②～⑤皆基于本地電源同時接入110 kV 及10 kV 母線作單一變量的效果分析對比，仿真結果如表4 所示。計算采用電網常用的簡化計算假設條件。即不考慮負荷、線路充電功率以及變壓器非標準變比。

各種短路電流控制策略對不同電壓等級及容量配置變電站的影響如下。

(1) 同電壓變電站，其母線側短路電流一般與其容量大小成正比。變壓器阻抗電壓與額定電壓相近情況下，變壓器容量與其阻抗成反比。表4中僅A 站由于與B/C 站的容量變比不同，造成結果差異。

表4 短路電流控制策略模式仿真結果 kA

(2) 對10 kV 母線短路而言，本地電源專線接入10 kV 母線其電流水平影響更直接。

(3) 母線分列運行對110 kV 變電站影響程度更低，其系統可靠性及利用率下降，不作為首選控制措施。

(4) 采用串聯電抗器方式原理與高阻抗變壓器相似，有效降低10 kV 短路電流水平，單一措施控制是否限流于合理水平也需要綜合其超標程度。

(5) 采用高阻抗變壓器加串聯電抗器模式一般應用在短路電流超標嚴重區域，集中在更靠近上級電源的220 kV 變電站。配電網10 kV 饋線上開關設備經過其饋線阻抗的削弱，短路電流水平逐級下降。

3.3 10 kV 饋線對短路電流水平的影響

10 kV 母線短路電流超標情況下，經10 kV 饋線阻抗消減，設備開關短路水平仍可降至合理，曲線如圖5 所示。

以10 kV 饋線YJV22-3×300 截面型號電纜為例，變電站10 kV 母線短路電流分別以31.5 kA、25 kA、22 kA 考慮時，饋線以1.06 km、0.61 km、0.29 km 為長度時其阻抗方可使短路電流降至20 kA。

圖5 10 kV 線路對短路水平的影響

4 10 kV 母線短路仿真及控制策略

4.1 10 kV 母線短路仿真分析

利用PSD-SCCP 對東莞目標遠景年2025 年網架各層電壓等級進行短路電流計算。以實際電網現狀及規劃相結合方式，將電網運行方式、外網數據、其他相關設備參數作仿真分析。各變電站10 kV 母線短路電流分布情況如表5 所示。

表5 目標年變電站10 kV 母線短路電流分布

至目標年，規劃220 kV 變電站采用高阻抗變壓器及加裝串聯電抗器可使短路電流控制在20 kA 以下；現狀220 kV 變電站短路超標主變壓器皆是采用普通變壓器或無安裝串聯電抗器情況。

規劃110 kV 變電站以63 MVA 主變壓器為主，采用高阻抗變壓器(Uk=18%)，短路水平可控制在20 kA 以內；現狀變電站中，近年建設一般采用高阻抗變壓器(Uk=16%)，短路水平可控制在 22 kA 以內。現狀110 kV 變電站10 kV 母線短路電流超過20 kA 占比大，短路電流控制策略以20 kA作為目標將面臨以下問題：①改造量較大，短期內難以達到改造目標；② 部分普通阻抗主變壓器仍運行良好，若將其更換將造成較大的投資浪費。

結合項目投資合理性及10 kV 饋線對短路電流水平的影響分析結果，以22 kA 作為現狀變電站10 kV 母線的短路控制線更合理，短路電流控制策略的選擇還需要綜合考慮設備運行工況、實際使用壽命、安全可靠性要求及投資經濟性要求。

4.2 10 kV 母線短路電流控制策略研究

對于10 kV 母線短路電流在22 kA 以下的主變壓器，實際對10 kV 電網影響較小，改造迫切性不高。針對東莞短路電流的改造措施應依據實際情況逐步進行，現狀及新建變電站控制策略如表6 所示。

表6 目標年變電站10 kV 母線控制策略

現狀220 kV 變電站短路電流控制在20 kA 以內的皆為采用高阻抗變壓器并加裝串聯電抗器，短路超標主變壓器皆是存在普通變壓器或無安裝串聯電抗器的單一情況。現狀110 kV 變電站皆無安裝串聯電抗器，50 MVA 與40 MVA 容量的主變壓器一般為電網建設早期的普通變壓器，投運年限稍長，后期建設的一般為63 MVA 容量的高阻抗變壓器。

4.3 10 kV 母線短路電流控制策略效果分析

考慮到地區電網DG 滲透率的不斷提高、為適應高可靠性要求而采用10 kV 閉環運行等對網架的整體影響，規劃變電站10 kV 母線短路故障電流控制在20 kA 以內，現狀變電站綜合實際條件以22 kA 作為控制線。地區電網實施短路電流控制策略后，目標年變電站10 kV 母線短路控制效果如表7 所示，變電站10 kV 母線短路水平對電網實際運行影響已較小。

5 結論

本文通過建立短路電流計算理論簡化模型，以外網等值方式模擬分析短路電流影響因素及控制策略的限流效果，結合東莞電網實際提出適合高負荷密度地區電網的短路電流控制策略。

(1) 從控制策略效果來看，采用高阻抗變壓器和變低側串聯電抗器方式可以有效降低短路電流水平，其可操作性更強。

(2) 從電網實際影響來看，10 kV 線路上的開關設備受變電站10 kV 母線開關短路水平外，10 kV線路阻抗也對其進行削減，近年大量建設110 kV 變電站采用63 MVA 高阻抗變壓器(Uk=16%)，母線短路控制線放寬至22 kA 更具合理性；規劃變電站考慮未來DG 滲透率的提高及高可靠性的閉環運行情況，以20 kA 作為10 kV 母線短路控制線。

(3) 從投資經濟性來看，以東莞電網特性，現狀變電站10 kV 母線短路電流以20 kA 作為控制線將使改造量大并存在重復投資等不合理情況，近期內控制線放寬至22 kA 對電網實際運行影響較小，控制措施節約投資成本更具實用性。