750 kV變電站短路電流限制措施分析

馬小平，毛文鵬

(中國電建集團(tuán)寧夏回族自治區(qū)電力設(shè)計院，寧夏 銀川 750000)

750 kV變電站短路電流限制措施分析

馬小平，毛文鵬

(中國電建集團(tuán)寧夏回族自治區(qū)電力設(shè)計院，寧夏 銀川 750000)

本文就寧夏電網(wǎng)750 kV黃河變電站750 kV側(cè)短路電流超過現(xiàn)有斷路器開斷能力的問題，提出采取更換現(xiàn)有斷路器設(shè)備或減小短路電流的方案，對不同方案進(jìn)行技術(shù)可行性分析對比，給出推薦技術(shù)方案，在推薦技術(shù)方案的基礎(chǔ)上給出2個改造實(shí)施方式，經(jīng)綜合分析后給出推薦實(shí)施方案。

短路電流；斷路器；限流措施。

黃河750 kV變電站，是聯(lián)結(jié)甘肅750 kV主網(wǎng)和銀川東換流站的樞紐變電站。黃河變750 kV側(cè)現(xiàn)有斷路器額定短路開斷電流為50 kV，2016年規(guī)劃網(wǎng)架下，最大運(yùn)行方式時黃河變750 kV側(cè)短路電流已達(dá)到斷路器開斷電流的94.8%。2017年黃河750 kV母線三相短路電流55.1 kA、單相短路電流50.3 kA，超過了黃河變750 kV側(cè)50 kA斷路器的開斷能力。

1 存在問題

經(jīng)計算，未采取限制短路電流措施時，2017年黃河750 kV母線三相短路電流55.1 kA、單相短路電流50.3 kA，超過了現(xiàn)在黃河變750 kV斷路器(50 kA)的開斷能力。對變電站短路電流進(jìn)行詳細(xì)分析計算，2017年黃河750 kV母線短路各支路故障電流見表1。從計算結(jié)果來看，黃河變電站短路電流水平過高，主要是因?yàn)樽冸娬境鼍€回路數(shù)多，近區(qū)的靈州、杞鄉(xiāng)變的750 kV電源接入規(guī)模大，靈州站、杞鄉(xiāng)站提供的短路電流很大。

綜上所述，隨著寧夏電網(wǎng)的快速發(fā)展，黃河變50 kA斷路器將不能夠滿足2017年短路水平的要求。因此需要采取相應(yīng)措施加以解決。

2 解決方案

因黃河、靈州站均位于寧夏750 kV雙環(huán)網(wǎng)的樞紐位置，相互聯(lián)系緊密，解決其短路電流越限問題需要綜合考慮。

結(jié)合黃河、靈州變電站的實(shí)際情況，提出以下3個解決黃河、靈州變750 kV短路電流越限的方案。

方案1：黃河變電站斷路器更換為63 kA斷路器

黃河變電站是寧夏750 kV重要的樞紐變電站，變電站選用的50 kA設(shè)備從目前條件來看偏低，限制了寧夏電網(wǎng)的發(fā)展空間。經(jīng)過與黃河變設(shè)備供應(yīng)廠家核實(shí)：750 kV主變壓器、電壓互感器、避雷器、絕緣子、隔離開關(guān)、母線、構(gòu)架、接地網(wǎng)等均滿足短路電流63 kA的要求。黃河變只需要改造斷路器即可升級全站的短路電流水平至63 kA，可以滿足2017年黃河750 kV母線短路電流超標(biāo)的問題，且無需改變寧夏電網(wǎng)主網(wǎng)架，安全可靠性也有保障。

方案2：主網(wǎng)采用限流設(shè)備的方案

黃河—靈州雙回線路安裝20Ω串聯(lián)電抗器。見圖1，在黃河—靈州雙回線路靈州側(cè)安裝20Ω串聯(lián)電抗器后，黃河變短路電流水平降低5.8 kA，降為49.3 kA，靈州變短路電流水平降低4.4 kA，降為60.3 kA，基本可以滿足要求。

圖1 方案2A接線示意圖

方案3：調(diào)度運(yùn)行時采取臨時限制短路電流方案

方案3(a)：白銀—黃河1回、黃河—杞鄉(xiāng)1回出線間隔在黃河變處于同一串，且兩回線路的導(dǎo)線型號相同，可以出串運(yùn)行，形成白銀—杞鄉(xiāng)線路，增加電氣距離；該運(yùn)行方式下潮流分布合理，無過載線路，系統(tǒng)能夠穩(wěn)定運(yùn)行。經(jīng)計算，黃河變短路電流水平明顯降低，降低4.8 kA，降為50.3 kA，但仍然超過50 kA，靈州變短路電流水平降低不明顯，僅降低1.2 kA，降為63.5 kA。

方案3(b)：黃河—靈州雙回線路中的一回停運(yùn)備用；經(jīng)計算，方案實(shí)施后，黃河變短路電流水平降低5.7 kA，降為49.4 kA，靈州變電流水平降低4.1 kA，降為60.6 kA，可以滿足要求，但是以犧牲電網(wǎng)可靠性為代價。

3 方案可行性對比分析

從國內(nèi)外研究現(xiàn)狀來看，目前國內(nèi)外在解決短路電流過大方面的對策主要有：從系統(tǒng)結(jié)構(gòu)上采取措施、母線分列運(yùn)行、互聯(lián)系統(tǒng)采用直流聯(lián)網(wǎng)、采用限流電抗器、采用高阻抗變壓器、提高開關(guān)的遮斷能力、發(fā)展高一級電壓電網(wǎng)等。為避免調(diào)整網(wǎng)架結(jié)構(gòu)帶來的可靠性降低或采用其他措施存在投資代價較大的問題，應(yīng)優(yōu)先考慮以提高開關(guān)的遮斷能力，更換或改造斷路器投資相對較小的方案。

從以上方案來看，如不改造黃河變斷路器，除了方案3(b)黃河—靈州線路停運(yùn)1回的臨時措施可以解決短路電流越限以外，只有方案2在黃河—靈州之間安裝串抗才能將黃河變的短路電流降低到50 kA之下，而目前還沒有750 kV串抗的研究應(yīng)用，2017年很難實(shí)現(xiàn)。

由于限制750 kV短路電流的手段有限，綜合限制750 kV短路的方案來看，黃河750 kV母線短路電流太高，50 kA設(shè)備很難滿足要求，黃河變改造斷路器十分必要。

結(jié)合2017年電網(wǎng)網(wǎng)架綜合考慮，推薦采用方案1，即將黃河變現(xiàn)有的4臺50 kA斷路器改造為63 kA短路水平設(shè)備，靈州周邊電源采用阻抗不小于25%的升壓變，并且主變安裝中性點(diǎn)小電抗，黃河變改造斷路器的過渡期可以采取線路停運(yùn)的臨時措施來保證短路電流在允許水平。

4 實(shí)施方式

為了使斷路器滿足2017年短路電流水平的要求，在方案1的基礎(chǔ)上，共建議兩種改造實(shí)施方式：

方式①：將不滿足要求的750 kV斷路器進(jìn)行技術(shù)改造。

方式②：將不滿足要求的750 kV斷路器全部更換為新設(shè)備。

4.1 安全比較

方式①：設(shè)備制造周期短，由原設(shè)備廠家對斷路器進(jìn)行輪換式更換改造，每臺次斷路器改造為12天，全部更換為48天，縮小電網(wǎng)運(yùn)行存在不穩(wěn)定風(fēng)險的可能。

方式②：設(shè)備制造周期長，單臺斷路器供貨周期為10個月，單且物資采購周期長，電網(wǎng)運(yùn)行存在不穩(wěn)定風(fēng)險，甚至出現(xiàn)因故障導(dǎo)致電網(wǎng)停電范圍擴(kuò)大的可能。

4.2 造價比較

方式①滿足提升輸電能力、提高設(shè)備等效利用率，滿足2016年后電網(wǎng)發(fā)展和安全穩(wěn)定運(yùn)行要求；施工和停電時間短，二次回路的拆裝均與前期一致，施工難度低；改造一臺750 kV斷路器的設(shè)備造價約500萬元，較為合理、經(jīng)濟(jì)。

方式②滿足提升輸電能力，滿足電網(wǎng)發(fā)展和安全穩(wěn)定運(yùn)行要求。但現(xiàn)有4臺750 kV斷路器需全部拆除退役極大的降低了設(shè)備等效利用率。且設(shè)備涉及電氣一次、二次、土建等專業(yè)的整體改造，施工難度較高，工期較長。方式二更換一臺750 kV斷路器的造價約1000萬元，造價昂貴。

4.3 施工難度比較

方式①是輪換式改造方式，僅針對設(shè)備本體部分部件進(jìn)行工廠化車間改造，無土建工程量，電氣一次、二次施工量較小，停電時間較短；方式二新采購的設(shè)備涉及電氣一次、二次、土建等專業(yè)的整體改造，施工難度較高，工期較長。

綜上所述，綜合考慮各方面因素后，推薦采用方案1的方式①作為改造實(shí)施方案。

5 結(jié)論

針對750 kV黃河變電站短路電流越限問題，本文根據(jù)當(dāng)前國內(nèi)外限制短路電流的不同對策，結(jié)合本地電網(wǎng)結(jié)構(gòu)的實(shí)際情況，給出3種應(yīng)對方案，并對3種技術(shù)方案進(jìn)行可行性分析比較，經(jīng)綜合分析，推薦采用方案1，即將黃河變現(xiàn)有的50 kA斷路器改造為63 kA短路水平設(shè)備，靈州周邊電源采用阻抗不小于25%的升壓變壓器，并且主變安裝中性點(diǎn)小電抗。

在方案(1)的基礎(chǔ)上給出兩種改造實(shí)施方式，綜合考慮安全、施工難度、成本造價等多方面因素，推薦方案(1)的方式①作為改造實(shí)施方案。

[1] 王錫凡，等．現(xiàn)代電力系統(tǒng)分析[M]．北京：科學(xué)出版社，2013．

[2] 王錫凡，王秀麗．電力系統(tǒng)隨機(jī)潮流分析[J]．西安交通大學(xué)學(xué)報，1988，22(2)．

[3] 張伯明，陳壽孫．高等電力網(wǎng)絡(luò)分析[M]．北京：清華大學(xué)出版社，2007．

[4] 崔凱，等．電力系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定性概率評估方法研究[J]．電網(wǎng)技術(shù)，2005，29(1)．

[5] 孫健，江道灼．基于牛頓法的配電網(wǎng)絡(luò)潮流計算方法[J]．電網(wǎng)技術(shù)，2004，28(25)．

表6 不同冰區(qū)導(dǎo)線最大次檔距理論計算值和工程實(shí)際取值

參考文獻(xiàn)：

[1] 高選．導(dǎo)線－間隔棒系統(tǒng)最優(yōu)化理論及實(shí)踐[J]．中國電力，1993，(03)．

[2] 葉志雄．輸電線微風(fēng)振動及次檔距振蕩控制研究[D]．武漢：華中科技大學(xué)，2009．

Restriction Measurement of Short Circuit Current in 750 kV Transformer Substation

MA Xiao-pin, MAO Wen-peng
(Ningxia Hui Autonomous Region Electric Power Design Institiute, Yinchuan 750000, China)

In this paper, take the replacement of existing equipment or circuit breaker program to reduce the short-circuit current. For the Huanghe in Ningxia Power Grid 750 kV substation 750 kV side short circuit current exceeds the existing circuit breaker solving skills. Technical feasibility analysis comparison on different schemes, recommended technical scheme are given, on the basis of the recommendation technology scheme is given two reform implementation, after comprehensive analysis of the recommended scheme is given.

short-circuit current;circuit breaker;current-limiting measures.

TM63

B

1671-9913(2016)06-0069-03

2015-08-19

馬小平(1984- )，男，甘肅蘭州人，碩士，工程師，從事電力工程及新能源電氣設(shè)計工作。