黄欣,陆洪建,杨晨

(国网宁夏电力有限公司检修公司，宁夏 银川 750011)

随着电力系统的高速发展，大型发电厂相继投入运行，装机容量增加迅速，电网的联系紧密，结构加强，环网增多，致使系统短路电流逐年加大，出现了系统短路电流超过断路器的遮断电流的情况。系统短路电流的超标是电网安全运行的严重隐患，如果发生断路器不能灭弧而引起爆炸，轻则造成母线短路致使变电站失电，重则导致系统性事故引发大面积停电，为此寻求适应系统发展，经济、可靠、切实可行的限制系统短路电流的综合对策具有重要意义。

1 常规的短路电流限制方法

1.1 电网运行中采取的限流措施

电力系统设计和运行时，都要采取适当地降低短路故障发生概率及减小短路危害的措施。目前，国内外主要从电网结构、运行方式着手，采取的限制短路电流措施主要有改变系统运行方式，采用分层分区运行，调整母线分列方式，中性点经小电抗接地限制单相短路电流，采用静止无功发生器或统一潮流控制器等技术间接限流，增大主系统到配电设备间的“计算阻抗”，如采用高阻抗变压器限制其低压侧的短路电流，采用直流电网，发展更高一级电压网络等[1-6]。

1.2 故障电流限制器限制短路电流

故障电流限制器(以下简称限流器)作为解决超高压电网短路电流超标的关键设备，有超导型、固态型、谐振型、非失调型等多种[7-9]，但因实际应用中存在复杂性高、制造成本高、运行损耗大等不足，未得到广泛应用。

1.3 快速开关型故障限流器

基于串联电抗器与快速开关并联的故障限流器[10-12]是指“开关”与“电抗器”的并联体。其中所述的开关为分闸时间小于5 ms,可在20 ms内开断超标短路电流的“快速开关”，电抗器为仅在短路故障期间投入的“短时限流电抗器”，因其具有制造成本低、正常运行零损耗等优点，成为了经济型限流器的优选方案，在电网中已有广泛应用。

根据银川东换流变电站短路电流的增长趋势，针对以上限流措施，进行银川东换流变电站限制短路电流的方法探讨。

2 采用快速开关的短路电流限制方法

2.1 应用基于串联电抗器与快速开关并联的故障限流器限制短路电流

通过对快速大遮断容量真空断路器的研制和改进，在宁夏电网已实现了将高速大遮断容量真空断路器技术、短路电流快速识别及相控技术和限流电抗器技术集成应用于超高压电网的短路电流限制，并研制出1种结构简单、成本合理、无运行损耗、限流效果好、运行可靠性高、运行维护简单的快速开关型零损耗330 kV电网限流装置[13-15]。这是国内外首次在超高压系统实现正常运行时故障限流器无损耗，短路时可在小于 20 ms时间内将系统短路电流限制在任意幅值内的超高压电网短路电流限制应用技术。

2.2 采用快速开关直接快速开断或隔离故障限制短路电流

国网宁夏电力有限公司已于2018年实现了330 kV快速开关的样机研制工作，突破了短路故障快速识别和短路电流过零相控开断技术，开发出额定电流5 kA，开断短路电流80 kA，故障识别时间小于2 ms，分闸时间小于5 ms，分闸分散度在0.1 ms以内，合闸时间小于15 ms，合闸分散度在0.2 ms以内的330 kV快速真空断路器。

3 银川东短路电流发展趋势

银川东换流变电站是宁夏电网首个接入西北750 kV电网的变电站。随着750 kV银川东、黄河、贺兰山变电站相继投运及一批大机组群接入宁夏电网，宁夏电网短路电流水平有了较大的增长。在采取了更换大遮断容量的断路器，750 kV主变选用高阻抗变压器，以及750 kV变电站的330 kV、220 kV的开关选用遮断容量为63 kA的开关等措施后，在一段时间内保证了短路电流不超标。

3.1 银川东330 kV母线短路电流从正常到超标的发展过程

2008年银川东750 kV变电站投运初期，变电站330 kV母线单相短路电流为28.05 kA，三相短路电流为25.81 kA，但只经过3年时间，2011年银川东换流变电站及其附近330 kV系统的部分站点短路电流就已接近开关遮断容量：银川东330 kV母线单相短路电流已达到60.11 kA，为开关遮断容量的95%；三相短路电流为52.26 kA，为开关遮断容量的83%。在3年的时间内银川东330 kV母线短路电流几乎成倍数增长，急需开展电网短路电流限制技术的研究工作。

3.2 银川东750 kV母线短路电流从正常到超标的发展过程

2008年银川东750 kV变电站投运初期，变电站750 kV母线单相短路电流为8.04 kA，三相短路电流为8.27 kA。2016年变电站750 kV母线单相短路电流达到41.52 kA，三相短路电流达到40.54 kA，单相短路电流值为断路器额定50 kA水平的83%。2017年变电站750 kV母线单相短路电流达到49.7 kA，三相短路电流达到48.2 kA，单相短路电流值为断路器额定50 kA水平的99%，短路电流限制问题越来越突出。

4 银川东限流方法的探讨

4.1 330 kV电网运行采取的限流措施

(1)330/220 kV电磁环网解环(大坝联变、月牙湖联变热备)；

(2)解开银川东-黄河750/330 kV部分电磁环网，热备侯桥-牛首山-甜水河通道，如图1所示。

图1 热备侯桥-牛首山-甜水河通道

此项措施限流效果明显，实施后银川东近区330 kV短路电流无超标。

(3)主变中性点加小电抗

在银川东、黄河、贺兰山、沙湖主变中性点分别加装14、10、5、5 Ω小电抗的综合措施下，确保银川东330 kV母线单相短路电流不超标。

在以上3种运行综合限流措施配合下，实现了银川东330 kV母线短路电流不超标(银川东330 kV三相/单相短路电流：54.63 kA/53.74 kA)。

4.2 750 kV电网运行采取的限流措施

针对银川东、灵州750 kV三相和单相短路电流超标的措施，在灵州-银川东双回线路加装串联电抗器(30 Ω)，如图2所示。

图2 750 kV川州线加装串抗

此项措施限流效果明显，实施后银川东、灵州750 kV短路电流不超标(灵州三相/单相：52.03/54.34 kA，银川东44.08 kA)，且加装串抗前后，暂态稳定和小干扰动态稳定特性无明显变化。

通过运行方式的改变和加装传统的电网限流设备虽然可以有效地限制短路电流，但电网运行的经济性和可靠性大为降低，因此，拟通过采用快速开关型故障限流技术和直接采用快速开关实现银川东经济、可靠的限流。

4.3 采用快速双母双分段的限流措施

正常运行方式下，如果在变电站母联回路串入一种比传统母联开关动作更迅速的新型开关，在故障发生后20 ms内将母线分列，可有效降低变电站短路电流。传统开关将故障可靠切除后，母联快速开关立即合闸恢复母线并联运行，从而实现整站短路电流超标治理，同时兼顾短路电流限制的经济性与全面性，提高电网运行可靠性。这样的快速开关一般用作变电站母线联络开关，正常运行时母联快速开关处于闭合状态，以提高每1条母线供电的可靠性。在发生故障时母联快速开关跳开，切断供给故障母线的短路电流，使得故障电流显著降低。

借助母联快速开关限制短路电流的思路，如果将研制成功的363 kV快速开关示范应用于银川东330 kV 3/2接线的双母线的分段运行，即在Ⅰ、Ⅱ母线的合适两串中间同时各加入1台363 kV快速开关，如图3所示，实现正常运行时全站全接线运行，故障时，2台快速开关同时跳开(快速开关起到双母双分段的作用)，开关动作后将变电站分列成2个部分运行，可将330 kV母线短路电流降低55.5%，限流效果非常明显。采用2018年7月电网计算数据对银川东330 kV母线采用快速母线分段断路器(银川东330 kV双母线在4～6串之间采用2台快速开关分段)的仿真计算结果如表1所示。

表1 银川东限流措施限流效果对比

图3 银川东330 kV母线采用快速双母分段开关

表1计算结果显示：

(1)采用现阶段实际运行采取的同水变双回线热备运行，银川东变电站330 kV母线单相短路电流从74.95 kA下降至63.75 kA(仍不满足开关遮断容量)，限流效果为14.9%；三相短路电流从68.49 kA下降至56.71 kA，限流17.19%。

(2)采用2台363 kV快速开关作2条母线中间的分段快速开关，银川东变电站330 kV母线单相短路电流从74.95 kA下降至35.76 kA，限流52.3%；三相短路电流从68.49 kA下降至30.48 kA，限流55.5%。

快速开关作2条母线中间的分段快速开关时限流效果非常明显，同时可确保电网正常运行时的可靠性不降低。

4.4 采用主变加装快速开关型故障限流器

750 kV银川东变电站1号主变750 kV侧和中性点侧同时加装快速开关型故障限流器时的限流效果计算见表2。

表2 加装快速开关型故障限流器限流效果

表2计算结果显示：分别采用在银川东主变750 kV侧和中性点侧加装快速开关型故障限流器，可有效降低750 kV和330 kV母线短路电流水平。

5 建 议

在银川东短路电流的限制措施实施过程中，大多采用了电网运行中已经成熟的限流技术，但这些技术的采用不仅增加电网运行损耗，而且降低电网运行的可靠性，随着快速开关型故障限流技术的进步以及快速开关技术逐步走向实际应用，建议银川东今后的限流措施考虑采用快速开关型故障限流器和快速双母联双分段的先进技术，实现减少电网运行损耗及确保电网运行可靠性的双兼顾。