武海燕，張愛(ài)軍，劉石川，邢華棟，劉會(huì)強(qiáng)，李丹丹，慕 騰

（1.內(nèi)蒙古電力科學(xué)研究院，呼和浩特 010020；2.內(nèi)蒙古自治區(qū)電力系統(tǒng)智能化電網(wǎng)仿真企業(yè)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，呼和浩特 010020）

0 引言

內(nèi)蒙古西部地區(qū)能源資源富集，是我國(guó)西電東送的重要送電端[1]。隨著經(jīng)濟(jì)發(fā)展，內(nèi)蒙古電網(wǎng)內(nèi)電源、負(fù)荷以及超高壓系統(tǒng)容量持續(xù)增長(zhǎng)，220 kV網(wǎng)架不斷加強(qiáng)，因電網(wǎng)緊密程度不斷提高，開(kāi)始出現(xiàn)短路電流超標(biāo)問(wèn)題，尤其在負(fù)荷大、電源多的局部電網(wǎng)，短路電流超標(biāo)問(wèn)題日益突出[2-7]。隨著電網(wǎng)不斷發(fā)展，若不重視網(wǎng)架合理規(guī)劃，采取必要的短路電流限制措施，某些地區(qū)短路電流超標(biāo)問(wèn)題將會(huì)成為制約當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)發(fā)展的一個(gè)重要因素[8-9]。

本文以2016—2020 年內(nèi)蒙古電網(wǎng)短路電流變化情況為依據(jù)，采用PSD-SCCP軟件，分析內(nèi)蒙古電網(wǎng)短路電流分布特性和變化規(guī)律，并基于二端口等值電路分析內(nèi)蒙古電網(wǎng)短路電流的超標(biāo)原因[10]；通過(guò)總結(jié)近年來(lái)內(nèi)蒙古電網(wǎng)已采取的短路電流限制辦法，研究基于故障電流限制器（FCL）的短路電流控制措施。

1 內(nèi)蒙古電網(wǎng)短路電流特性

1.1 內(nèi)蒙古電網(wǎng)發(fā)展概況

近年來(lái)，內(nèi)蒙古電網(wǎng)500 kV和220 kV電壓等級(jí)電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)不斷加強(qiáng)，新投產(chǎn)的各類機(jī)組和線路不斷增加。2016—2020 年內(nèi)蒙古電網(wǎng)規(guī)模變化情況如表1所示。

由表1 可以看出，內(nèi)蒙古電網(wǎng)堅(jiān)持適度超前規(guī)劃，各電壓等級(jí)電網(wǎng)規(guī)模持續(xù)擴(kuò)大。2016—2020年，500 kV 變電站增加了10 座，變電容量增加了28 500 MW；220 kV 變電站增加了54 座，變電容量增加了30 820 MVA；電網(wǎng)裝機(jī)規(guī)模增加了13 741 MW，線路總長(zhǎng)度增加了11 261 km，負(fù)荷增加了12 632 MW。內(nèi)蒙古電網(wǎng)500 kV 和220 kV 電壓等級(jí)的變電站數(shù)量、變電容量、裝機(jī)規(guī)模、線路總長(zhǎng)以及電網(wǎng)負(fù)荷水平都在逐年增長(zhǎng)，其中220 kV電壓等級(jí)的網(wǎng)架建設(shè)速度快于500 kV電壓等級(jí)，電網(wǎng)整體處于發(fā)展期。

內(nèi)蒙古電網(wǎng)供電面積覆蓋8 個(gè)盟市72 萬(wàn)km2，在全網(wǎng)整體不斷發(fā)展的趨勢(shì)下，也存在各供電區(qū)域發(fā)展不均衡的現(xiàn)象，從而導(dǎo)致各地區(qū)短路電流水平存在較大差距。截至2018年底，各地區(qū)的最大供電負(fù)荷、500 kV和220 kV電壓等級(jí)的變壓器數(shù)量和變電容量如表2所示。

由表2可看出，各地區(qū)的電網(wǎng)發(fā)展水平不均衡，存在較大差距。例如，2018年烏蘭察布地區(qū)的最大供電負(fù)荷比阿拉善地區(qū)多約4528 MW。

1.2 短路電流分布與發(fā)展特點(diǎn)

內(nèi)蒙古電網(wǎng)短路電流超標(biāo)廠站已采取了有效措施，為分析短路電流水平隨電網(wǎng)發(fā)展的變化，現(xiàn)選取內(nèi)蒙古電網(wǎng)500 kV 電壓等級(jí)中短路電流水平較高的典型廠站，統(tǒng)計(jì)2016—2020年各廠站短路電流水平變化情況，對(duì)比分析各500 kV變電站500 kV母線側(cè)和220 kV母線側(cè)短路電流的變化情況，分別見(jiàn)圖1、圖2。500 kV母線側(cè)斷路器額定遮斷電流為50 kA 的變電站有吉蘭太站、布日都站、永圣域站、豐泉站，其余各變電站額定遮斷電流均為63 kA；220 kV母線側(cè)斷路器額定遮斷電流均為50 kA。

表1 2016—2020年內(nèi)蒙古電網(wǎng)規(guī)模變化情況

表2 2018年內(nèi)蒙古各地區(qū)電網(wǎng)規(guī)模

圖1 500 kV變電站500 kV母線側(cè)短路電流

分析圖1 和圖2 可知，內(nèi)蒙古電網(wǎng)短路電流分布與發(fā)展有如下特點(diǎn)。

圖2 500 kV變電站220 kV母線側(cè)短路電流

（1）總體來(lái)看，內(nèi)蒙古電網(wǎng)短路電流水平隨著電網(wǎng)規(guī)模的擴(kuò)大和電源的增加呈增長(zhǎng)趨勢(shì)。在電網(wǎng)建設(shè)過(guò)程中，同時(shí)采取了電網(wǎng)結(jié)構(gòu)優(yōu)化和限制短路電流超標(biāo)等措施，個(gè)別站點(diǎn)會(huì)出現(xiàn)短路電流水平下降的情況，如500 kV烏海、慶云變電站等。

（2）短路電流超標(biāo)較高的站點(diǎn)主要集中在包頭、烏蘭察布、鄂爾多斯和呼和浩特地區(qū)，如梅力更、豐泉、響沙灣、永圣域等變電站；而位于錫林郭勒、巴彥淖爾等地區(qū)變電站的短路電流水平較低。

（3）一般情況下，500 kV 母線側(cè)三相短路電流大于單相短路電流，而220 kV母線側(cè)單相短路電流大于三相短路電流；但是個(gè)別變電站如布日都、響沙灣、豐泉等，因單相短路電流超標(biāo)，采取了中性點(diǎn)加裝小電抗的措施，其220 kV母線側(cè)三相短路電流大于單相短路電流。

2 影響短路電流水平的因素

2.1 二端口等值電路

短路點(diǎn)自阻抗是從故障節(jié)點(diǎn)開(kāi)始的戴維南等值阻抗，也是三相短路電流的另一種表現(xiàn)形式，可以表征短路電流的大小，且自阻抗能夠從電網(wǎng)等值阻抗層面分析短路電流的性質(zhì)和影響因素[11-12]。以500 kV電壓等級(jí)電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)為例，采用短路點(diǎn)自阻抗分析模型，對(duì)短路點(diǎn)自阻抗與影響短路電流水平因素之間的關(guān)系進(jìn)行說(shuō)明，圖3 為基于戴維南等值的500 kV 變電站正序和零序等值網(wǎng)絡(luò)圖[11-13]，其中：Zhm0=ZH0+ZM0+ZH0ZM0/ZL0，Zhl0=ZH0+ZL0+ZH0ZL0/ZM0，Zml0=ZM0+ZL0+ZM0ZL0/ZH0，主網(wǎng)電氣連接越緊密，則等值阻抗越小。

500 kV 電壓等級(jí)電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)中500 kV 母線側(cè)短路電流計(jì)算如式（1）所示，其中：ZkH1=[ZMS1+（ZH1+ZM1）‖Zeq1]‖ZHS1，ZkH0=（ZHS0‖Zhl0）‖（Zeq0‖Zhm0+Zml0‖ZMS0）。為簡(jiǎn)單起見(jiàn)，只討論短路點(diǎn)遠(yuǎn)離電源的情況，則正序阻抗約等于負(fù)序阻抗，即

圖3 500 kV變電站正序和零序等值網(wǎng)絡(luò)

式中：ZkH1、ZkH2、ZkH0分別為短路點(diǎn)正序、負(fù)序和零序等值綜合阻抗[15]。

從式（1）可以推導(dǎo)出式（2）：

式中：Ik(1)—單相接地短路電流；

Ik(3)—三相短路電流；

Uk—故障前短路點(diǎn)的電壓。

同理，220 kV 母線側(cè)的短路電流可以通過(guò)將220 kV母線側(cè)短路點(diǎn)等值正序、負(fù)序和零序的綜合阻抗代入式（1）算出。

2.2 短路電流分布特點(diǎn)

根據(jù)內(nèi)蒙古電網(wǎng)500 kV 網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、電源分布、變壓器中性點(diǎn)接地方式及數(shù)量等，結(jié)合影響短路電流水平的主要因素分析內(nèi)蒙古電網(wǎng)短路電流分布特點(diǎn)。

2.2.1 內(nèi)蒙古電網(wǎng)的整體短路水平呈上升趨勢(shì)

2016—2020 年，內(nèi)蒙古電網(wǎng)的電力系統(tǒng)容量（包括發(fā)電廠的裝機(jī)容量、發(fā)電機(jī)組的單機(jī)容量等）不斷增加，而發(fā)電機(jī)組是短路電流的提供者，即Uk不斷增大；西電東送通道不斷加強(qiáng)，電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)越來(lái)越緊密，形成500 kV/220 kV多個(gè)高低壓電磁環(huán)網(wǎng)，即變量ZHS1、ZHS0、ZMS1、ZMS0、Zeq1和Zeq0等值阻抗不同程度地減??；變壓器數(shù)量不斷增多，即變壓器T 形等值電路的正序和零序阻抗變量ZH1、ZM1、ZH0和ZL0不斷減小。根據(jù)式（1）可得出內(nèi)蒙古電網(wǎng)的整體短路電流水平是上升的。

2.2.2 500 kV 電網(wǎng)的正序等值阻抗小于零序等值阻抗

電網(wǎng)500 kV母線側(cè)短路電流主要取決于500 kV電網(wǎng)結(jié)構(gòu)和直接接入500 kV 的發(fā)電廠容量大小，500 kV電網(wǎng)等值阻抗ZkH0大于ZkH1是500 kV母線三相短路電流大于單相短路電流的主要原因。由圖1計(jì)算結(jié)果可知，內(nèi)蒙古電網(wǎng)大部分500 kV 站點(diǎn)和500 kV母線側(cè)三相短路電流大于單相短路電流；從理論上分析，內(nèi)蒙古電網(wǎng)500 kV電壓等級(jí)的電源較少（截至2019 年底共有15 座），且大多分布在南部通道，離負(fù)荷中心變電站距離較遠(yuǎn)，因此可以認(rèn)為500 kV 電網(wǎng)正序阻抗與負(fù)序阻抗相等。三相與單相短路電流大小主要取決于正序與零序阻抗的大小，而一般情況下零序線路參數(shù)是正序參數(shù)的3～5倍，因此通常ZHS0＞ZHS1，從500 kV 母線往外，其500 kV電網(wǎng)的正序等值阻抗小于零序等值阻抗。

2.2.3 內(nèi)蒙古電網(wǎng)220 kV 母線側(cè)單相短路電流大于三相短路電流

內(nèi)蒙古電網(wǎng)220 kV 母線側(cè)單相短路電流大于三相短路電流的主要原因是電網(wǎng)500 kV 主變壓器均為自耦變壓器，且變壓器中性點(diǎn)全部采用直接接地方式[15-19]。中性點(diǎn)直接接地使站點(diǎn)和附近廠站的零序等值電抗ZHS0急劇下降，導(dǎo)致220 kV母線側(cè)單相短路電流超過(guò)三相短路電流，甚至接近斷路器的額定開(kāi)斷電流，影響電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行[20-21]。

2.2.4 500 kV 系統(tǒng)短路電流相對(duì)220 kV 母線側(cè)短路電流問(wèn)題較少

內(nèi)蒙古由于東西橫向距離較長(zhǎng)，500 kV主網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)較為松散，地區(qū)220 kV 電網(wǎng)結(jié)構(gòu)相對(duì)密集，且500 kV 變電站下送220 kV 電網(wǎng)存在較多地方電源支撐，這種結(jié)構(gòu)導(dǎo)致500 kV 系統(tǒng)短路電流相對(duì)220 kV母線側(cè)短路電流問(wèn)題較少。

從上述分析可知，500 kV母線側(cè)三相短路電流較高的主要原因是其正序等值阻抗較小，而220 kV母線側(cè)單相短路電流較高的主要原因是其零序等值阻抗較小，因此，改變電網(wǎng)結(jié)構(gòu)增大正序等值阻抗是限制500 kV母線側(cè)短路電流的主要手段；而增大零序綜合阻抗是限制220 kV 母線側(cè)短路電流的主要手段。

3 內(nèi)蒙古電網(wǎng)短路電流控制傳統(tǒng)措施

針對(duì)短路電流超標(biāo)問(wèn)題，內(nèi)蒙古電網(wǎng)已采取多種限流措施，這些措施本質(zhì)都是通過(guò)增加系統(tǒng)的電氣距離，提高故障點(diǎn)的系統(tǒng)等值阻抗，從而達(dá)到短路電流的限制效果[22-23]。短路電流限制措施可分為設(shè)備改造、改變電網(wǎng)結(jié)構(gòu)、調(diào)整系統(tǒng)運(yùn)行方式等方式[24-27]。

3.1 設(shè)備改造

3.1.1 更換大容量斷路器

內(nèi)蒙古電網(wǎng)因投產(chǎn)永圣域到常勝變電站第2回線路，永圣域500 kV 母線側(cè)三相短路電流上升了1.5 kA，達(dá)到49.285 kA（遮斷電流50 kA），因此將永圣域變電站500 kV斷路器遮斷電流更換為63 kA。

3.1.2 主變壓器加裝中性點(diǎn)小電抗

目前，內(nèi)蒙古電網(wǎng)汗海、響沙灣、布日都、吉蘭太、梅力更、豐泉、賽罕、千里山等多座500 kV 變電站采用加裝中性點(diǎn)電抗器的措施解決220 kV 母線側(cè)單相短路電流超標(biāo)問(wèn)題。

3.1.3 加裝限流電抗器

2016年，內(nèi)蒙古電網(wǎng)220 kV古城變電站短路電流偏高，220 kV 沙爾沁變電站短路電流超標(biāo)，根據(jù)對(duì)相關(guān)支路短路電流輸送值及串抗電抗值的選擇計(jì)算，采取在沁城雙回線路加裝12 Ω串聯(lián)電抗器的方法限制古城、沙爾沁變電站短路電流。

3.2 改變電網(wǎng)結(jié)構(gòu)

針對(duì)短路電流超標(biāo)問(wèn)題，內(nèi)蒙古電網(wǎng)實(shí)施了多個(gè)500 kV/220 kV 電磁環(huán)網(wǎng)的解環(huán)運(yùn)行方案。如2018年上半年，豐泉500 kV變電站只有3臺(tái)主變壓器并列運(yùn)行，豐泉變電站220 kV母線側(cè)短路電流超標(biāo)，采取解開(kāi)高順—海城單回、豐泉—黃旗海雙回線路的措施，使豐泉變電站成為獨(dú)立供電區(qū)。解環(huán)后，豐泉變電站220 kV母線側(cè)短路電流在斷路器的開(kāi)斷范圍內(nèi)。

3.3 調(diào)整系統(tǒng)運(yùn)行方式

內(nèi)蒙古電網(wǎng)為了限制永圣域、包頭北變電站220 kV 母線側(cè)單相短路電流，均采取了主變壓器220 kV 母線側(cè)母線分列運(yùn)行、分段開(kāi)關(guān)停備的措施。調(diào)整系統(tǒng)運(yùn)行方式還包括熱備線路、線路出串等。

從上述限流措施可以看出，傳統(tǒng)方法對(duì)限制短路電流有良好的效果，但同時(shí)存在明顯的缺點(diǎn)。如設(shè)備改造措施中更換斷路器和加裝限流電抗器成本較高，不具備普遍適用性；加裝中性點(diǎn)小電抗則只能降低系統(tǒng)單相短路電流，對(duì)三相短路電流超標(biāo)問(wèn)題作用；而改變電網(wǎng)結(jié)構(gòu)和調(diào)整系統(tǒng)運(yùn)行方式則會(huì)降低電網(wǎng)安全穩(wěn)定水平和運(yùn)行可靠性。

4 基于故障電流限制器的短路電流控制措施

為彌補(bǔ)上述傳統(tǒng)措施降低電網(wǎng)安全穩(wěn)定性的缺點(diǎn)，可采取在系統(tǒng)適當(dāng)位置安裝故障電流限制器（FCL）的方式，該措施和傳統(tǒng)措施配合可降低系統(tǒng)短路電流且保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定性[28-29]?；诖?lián)諧振型FCL 的短路電流控制原理如圖4 所示，采用串聯(lián)電感、電容的電路拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)，在系統(tǒng)正常運(yùn)行狀態(tài)下，串聯(lián)的電容和電感產(chǎn)生諧振，總阻抗為零，不改變系統(tǒng)原始運(yùn)行狀態(tài)；在發(fā)生短路故障時(shí)，晶閘管快速短接電容器，利用串聯(lián)在系統(tǒng)中的電抗器起到限制故障電流的作用[30-31]。

圖4 串聯(lián)諧振型故障電流限制器短路電流控制原理

以2019 年內(nèi)蒙古電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)為基礎(chǔ)，研究FCL限制短路電流的效果。通過(guò)短路電流分析計(jì)算得出，烏海地區(qū)投產(chǎn)了京能雙欣電廠2 臺(tái)機(jī)組后，500 kV 千里山變電站220 kV 母線側(cè)短路電流水平超標(biāo)，加裝中性點(diǎn)小電抗后，千里山變電站220 kV母線側(cè)單相短路流為46.952 kA，三相短路電流為48.865 kA，可以看出其三相短路電流水平仍較高。分析與其相連的220 kV 支路中貢獻(xiàn)的三相短路電流可以得出，與220 kV祥和變電站和蘇亥變電站相連的單個(gè)支路提供的短路電流占比相對(duì)較高，提供15.648 kA短路電流，約占千里山220 kV母線側(cè)三相短路電流的32%。因此，為了降低千里山變電站220 kV母線側(cè)三相短路電流，采取在蒙千里21—蒙蘇亥21 雙回220 kV 線路上配置5 Ω故障電流限制器。當(dāng)蒙千里21—蒙庫(kù)布21 線路發(fā)生三永N-1 故障后0.12 s 切除故障線路，故障電流限制器的相關(guān)仿真曲線如圖5所示，分別為蒙千里21—蒙蘇亥21Ⅰ回線路中故障電流限制器L1 相電流和電抗的仿真曲線。

圖5 故障電流限制器L1相電流和電抗仿真曲線

從圖5可以看出，0.2 s發(fā)生故障，蒙千里21—蒙蘇亥21線路電流躍升至3.9 kA，故障電流限制器動(dòng)作，投入5 Ω電抗串接入線路，使其電流下降至3.2 kA。0.32 s，在故障電流限制器電抗投入情況下，線路電流衰減至1.9 kA時(shí)，斷路器動(dòng)作將故障部分切除，短路故障消失，線路電流降至1.1 kA。故障發(fā)生后1.18 s 時(shí)，線路電流達(dá)到故障電流限制器的恢復(fù)判斷持續(xù)時(shí)間，開(kāi)關(guān)再次動(dòng)作，將5 Ω電抗從線路中退出，線路電流又升高至1.1 kA，之后恢復(fù)正常運(yùn)行狀態(tài)。

故障期間，有故障電流限制器和無(wú)故障電流限制器時(shí)內(nèi)蒙古電網(wǎng)機(jī)組功角、千里山500 kV變電站母線電壓曲線如圖6 和圖7 所示。從圖中可以看出，故障電流限制器的電抗投入，對(duì)系統(tǒng)故障后響應(yīng)特性的影響很小。內(nèi)蒙古電網(wǎng)機(jī)組功角曲線和千里山500 kV變電站母線電壓，在有或者無(wú)故障電流限制器投入2種條件下，曲線基本相同。

圖6 有/無(wú)FCL內(nèi)蒙古電網(wǎng)機(jī)組功角對(duì)比

由上述仿真結(jié)果可以看出，在個(gè)別短路電流偏高的220 kV母線附近線路上配置故障電流限制器，可使其短路電流下降1～3 kA，且故障電流限制器對(duì)內(nèi)蒙古電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行沒(méi)有影響。

5 結(jié)論

本文通過(guò)分析內(nèi)蒙古電網(wǎng)短路電流分布特性和變化規(guī)律，分析了采取的傳統(tǒng)短路電流控制措施的特點(diǎn)，并對(duì)基于故障電流限制器的短路電流控制措施進(jìn)行了仿真研究，得出以下結(jié)論。

（1）隨著內(nèi)蒙古電網(wǎng)規(guī)模不斷擴(kuò)大、電源裝機(jī)持續(xù)增加、電網(wǎng)聯(lián)系日益緊密，電網(wǎng)短路電流水平呈增長(zhǎng)趨勢(shì)。但在電網(wǎng)建設(shè)過(guò)程中由于電網(wǎng)結(jié)構(gòu)的優(yōu)化、短路電流超標(biāo)措施實(shí)施等因素，個(gè)別站點(diǎn)又會(huì)出現(xiàn)短路電流水平下降的情況。其中，短路電流超標(biāo)或較高的站點(diǎn)主要集中在包頭、烏蘭察布、鄂爾多斯和呼和浩特地區(qū)，而位于錫林郭勒、巴彥淖爾等地區(qū)的站點(diǎn)短路電流水平較低。

（2）500 kV母線側(cè)短路電流主要取決于500 kV母線側(cè)電網(wǎng)結(jié)構(gòu)，因此其限制措施應(yīng)主要在500 kV電網(wǎng)層面解決，主要為優(yōu)化網(wǎng)絡(luò)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)、調(diào)整系統(tǒng)運(yùn)行方式、更換設(shè)備等限流措施；而220 kV 母線側(cè)短路電流主導(dǎo)影響因素不一致性，需依據(jù)站點(diǎn)具體情況匹配相應(yīng)的限制措施，主要有加裝變壓器中性點(diǎn)小電抗、電磁環(huán)網(wǎng)解環(huán)等。

（3）使用故障電流限制器可針對(duì)性地解決短路電流超標(biāo)問(wèn)題且不會(huì)對(duì)系統(tǒng)安全穩(wěn)定產(chǎn)生影響，當(dāng)主要輸電通道不能采取斷線、出串等改變電網(wǎng)結(jié)構(gòu)的措施時(shí)，采用此措施是較為有效的手段。但目前內(nèi)蒙古電網(wǎng)利用現(xiàn)有的常規(guī)措施就可以將短路電流水平控制在合理范圍內(nèi)，因此對(duì)故障電流限制器等新設(shè)備的應(yīng)用需求并不迫切，且故障電流限制器造價(jià)昂貴，所以目前可跟蹤關(guān)注現(xiàn)有應(yīng)用示范工程的實(shí)際運(yùn)行狀況，結(jié)合電網(wǎng)發(fā)展?fàn)顟B(tài)及短路電流水平升高情況，具備合適的應(yīng)用場(chǎng)景時(shí)，再進(jìn)一步研究其在內(nèi)蒙古電網(wǎng)中應(yīng)用的必要性及可行性。