750 kV变电站短路电流限制措施分析

马小平，毛文鹏

(中国电建集团宁夏回族自治区电力设计院，宁夏 银川 750000)

750 kV变电站短路电流限制措施分析

马小平，毛文鹏

(中国电建集团宁夏回族自治区电力设计院，宁夏 银川 750000)

本文就宁夏电网750 kV黄河变电站750 kV侧短路电流超过现有断路器开断能力的问题，提出采取更换现有断路器设备或减小短路电流的方案，对不同方案进行技术可行性分析对比，给出推荐技术方案，在推荐技术方案的基础上给出2个改造实施方式，经综合分析后给出推荐实施方案。

短路电流；断路器；限流措施。

黄河750 kV变电站，是联结甘肃750 kV主网和银川东换流站的枢纽变电站。黄河变750 kV侧现有断路器额定短路开断电流为50 kV，2016年规划网架下，最大运行方式时黄河变750 kV侧短路电流已达到断路器开断电流的94.8%。2017年黄河750 kV母线三相短路电流55.1 kA、单相短路电流50.3 kA，超过了黄河变750 kV侧50 kA断路器的开断能力。

1 存在问题

经计算，未采取限制短路电流措施时，2017年黄河750 kV母线三相短路电流55.1 kA、单相短路电流50.3 kA，超过了现在黄河变750 kV断路器(50 kA)的开断能力。对变电站短路电流进行详细分析计算，2017年黄河750 kV母线短路各支路故障电流见表1。从计算结果来看，黄河变电站短路电流水平过高，主要是因为变电站出线回路数多，近区的灵州、杞乡变的750 kV电源接入规模大，灵州站、杞乡站提供的短路电流很大。

综上所述，随着宁夏电网的快速发展，黄河变50 kA断路器将不能够满足2017年短路水平的要求。因此需要采取相应措施加以解决。

2 解决方案

因黄河、灵州站均位于宁夏750 kV双环网的枢纽位置，相互联系紧密，解决其短路电流越限问题需要综合考虑。

结合黄河、灵州变电站的实际情况，提出以下3个解决黄河、灵州变750 kV短路电流越限的方案。

方案1：黄河变电站断路器更换为63 kA断路器

黄河变电站是宁夏750 kV重要的枢纽变电站，变电站选用的50 kA设备从目前条件来看偏低，限制了宁夏电网的发展空间。经过与黄河变设备供应厂家核实：750 kV主变压器、电压互感器、避雷器、绝缘子、隔离开关、母线、构架、接地网等均满足短路电流63 kA的要求。黄河变只需要改造断路器即可升级全站的短路电流水平至63 kA，可以满足2017年黄河750 kV母线短路电流超标的问题，且无需改变宁夏电网主网架，安全可靠性也有保障。

方案2：主网采用限流设备的方案

黄河—灵州双回线路安装20Ω串联电抗器。见图1，在黄河—灵州双回线路灵州侧安装20Ω串联电抗器后，黄河变短路电流水平降低5.8 kA，降为49.3 kA，灵州变短路电流水平降低4.4 kA，降为60.3 kA，基本可以满足要求。

图1 方案2A接线示意图

方案3：调度运行时采取临时限制短路电流方案

方案3(a)：白银—黄河1回、黄河—杞乡1回出线间隔在黄河变处于同一串，且两回线路的导线型号相同，可以出串运行，形成白银—杞乡线路，增加电气距离；该运行方式下潮流分布合理，无过载线路，系统能够稳定运行。经计算，黄河变短路电流水平明显降低，降低4.8 kA，降为50.3 kA，但仍然超过50 kA，灵州变短路电流水平降低不明显，仅降低1.2 kA，降为63.5 kA。

方案3(b)：黄河—灵州双回线路中的一回停运备用；经计算，方案实施后，黄河变短路电流水平降低5.7 kA，降为49.4 kA，灵州变电流水平降低4.1 kA，降为60.6 kA，可以满足要求，但是以牺牲电网可靠性为代价。

3 方案可行性对比分析

从国内外研究现状来看，目前国内外在解决短路电流过大方面的对策主要有：从系统结构上采取措施、母线分列运行、互联系统采用直流联网、采用限流电抗器、采用高阻抗变压器、提高开关的遮断能力、发展高一级电压电网等。为避免调整网架结构带来的可靠性降低或采用其他措施存在投资代价较大的问题，应优先考虑以提高开关的遮断能力，更换或改造断路器投资相对较小的方案。

从以上方案来看，如不改造黄河变断路器，除了方案3(b)黄河—灵州线路停运1回的临时措施可以解决短路电流越限以外，只有方案2在黄河—灵州之间安装串抗才能将黄河变的短路电流降低到50 kA之下，而目前还没有750 kV串抗的研究应用，2017年很难实现。

由于限制750 kV短路电流的手段有限，综合限制750 kV短路的方案来看，黄河750 kV母线短路电流太高，50 kA设备很难满足要求，黄河变改造断路器十分必要。

结合2017年电网网架综合考虑，推荐采用方案1，即将黄河变现有的4台50 kA断路器改造为63 kA短路水平设备，灵州周边电源采用阻抗不小于25%的升压变，并且主变安装中性点小电抗，黄河变改造断路器的过渡期可以采取线路停运的临时措施来保证短路电流在允许水平。

4 实施方式

为了使断路器满足2017年短路电流水平的要求，在方案1的基础上，共建议两种改造实施方式：

方式①：将不满足要求的750 kV断路器进行技术改造。

方式②：将不满足要求的750 kV断路器全部更换为新设备。

4.1 安全比较

方式①：设备制造周期短，由原设备厂家对断路器进行轮换式更换改造，每台次断路器改造为12天，全部更换为48天，缩小电网运行存在不稳定风险的可能。

方式②：设备制造周期长，单台断路器供货周期为10个月，单且物资采购周期长，电网运行存在不稳定风险，甚至出现因故障导致电网停电范围扩大的可能。

4.2 造价比较

方式①满足提升输电能力、提高设备等效利用率，满足2016年后电网发展和安全稳定运行要求；施工和停电时间短，二次回路的拆装均与前期一致，施工难度低；改造一台750 kV断路器的设备造价约500万元，较为合理、经济。

方式②满足提升输电能力，满足电网发展和安全稳定运行要求。但现有4台750 kV断路器需全部拆除退役极大的降低了设备等效利用率。且设备涉及电气一次、二次、土建等专业的整体改造，施工难度较高，工期较长。方式二更换一台750 kV断路器的造价约1000万元，造价昂贵。

4.3 施工难度比较

方式①是轮换式改造方式，仅针对设备本体部分部件进行工厂化车间改造，无土建工程量，电气一次、二次施工量较小，停电时间较短；方式二新采购的设备涉及电气一次、二次、土建等专业的整体改造，施工难度较高，工期较长。

综上所述，综合考虑各方面因素后，推荐采用方案1的方式①作为改造实施方案。

5 结论

针对750 kV黄河变电站短路电流越限问题，本文根据当前国内外限制短路电流的不同对策，结合本地电网结构的实际情况，给出3种应对方案，并对3种技术方案进行可行性分析比较，经综合分析，推荐采用方案1，即将黄河变现有的50 kA断路器改造为63 kA短路水平设备，灵州周边电源采用阻抗不小于25%的升压变压器，并且主变安装中性点小电抗。

在方案(1)的基础上给出两种改造实施方式，综合考虑安全、施工难度、成本造价等多方面因素，推荐方案(1)的方式①作为改造实施方案。

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表6 不同冰区导线最大次档距理论计算值和工程实际取值

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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

马小平(1984- )，男，甘肃兰州人，硕士，工程师，从事电力工程及新能源电气设计工作。