山西电网短路电流直流分量对断路器开断能力影响的研究

2020-03-05刘新元

山西电力 2020年6期

张谦，孟涛，刘新元

（1.国网山西省电力公司电力科学研究院，山西太原 030001；2.国网山西省电力公司电力调度控制中心，山西太原 030021）

0 引言

目前，对电网短路电流的研究大多集中在周期分量[1-3]，较少有成果详细量化分析短路电流的直流分量及限制措施。文献[4]针对短路电流的构成，指出当母线发生短路故障时，交流断路器的额定开断电流由两方面决定：一是交流分量的有效值，二是断路器开断时刻直流分量所占的比例。文献[5-6]指出，短路电流直流分量对断路器实际运行工况的影响不可忽略，其可能造成短路电流半波峰值增大，削弱断路器实际开断电流

的能力。文献[7]的研究表明，如果短路电流直流分量较大，可能造成故障电流出现“零点漂移”的现象，即使故障电流的幅值不大，断路器的内部熄弧时间也会超过其额定开断时间，导致无法及时开断故障电流。上述研究并未针对直流分量对断路器开断能力的影响提出具体的计算方法和限制措施。本文详细推导了短路电流直流分量影响断路器实际开断能力的基本原理，提出了计及短路电流直流分量的电网短路电流超标厂站搜索方法，以实际电网为算例分析了采取限制短路电流措施后，因直流分量影响仍会超过断路器实际开断能力的厂站，并提出了相应的限制短路电流直流分量的建议措施。

1 短路电流直流分量及计算方法

1.1 短路电流直流分量基本原理

以单机无穷大系统为例，分析短路电流直流分量基本原理。系统中的节点发生三相短路故障，并假设短路点远离发电机，短路期间交流分量幅值保持恒定，不发生衰减。故障发生时的等效电路如图1所示。

图1 全电流等值计算电流

由图1得到的全电流计算微分方程为

其中，Un为线路线电压的有效值，φU为电压初始相角，R和L分别为线路的等值电阻和电抗。

求解式（1）得到式（2）

其中，ikAC和ikDC分别为短路电流的交流分量和直流分量，Ik"为短路电流周期分量有效值，γ为阻抗角，TDC=X/Rω即为直流分量的衰减时间常数。

直流分量的幅值主要由Ik"、φU和γ决定，当γ-φU=90°时，初始直流分量幅值最大，随后其呈指数衰减。衰减速度由时间常数TDC决定，TDC值越大，直流分量衰减速度越慢。

1.2 直流分量计算方法

根据上节分析，直流分量的计算重点在于其衰减时间常数的计算。在保证工程计算精度要求的前提下，可以忽略线路的导纳以及并联无功补偿，采用R-L电路模型计算节点发生短路时的衰减时间常数。

以一个包含N条馈入支路的节点为例，假设第i条支路提供短路电流的比例为αi，则

其中，tmin为断路器最短开断时间。

求解得到节点的短路电流直流分量衰减时间常数为：

2 直流分量对断路器开断能力的影响

由以上推导可知，电网中不同电压等级断路器的实际开断电流由交流分量和支路分量两部分构成。开断电流的有效值为

考虑短路电流直流分量的影响后，断路器实际开断交流分量数值IAC与其额定开断电流IACN的关系为

其中，TDCN为断路器直流分量衰减的标准时间常数，K为考虑了直流分量影响后断路器实际开断交流分量的折算系数。

当母线直流分量衰减时间常数大于断路器标准时间常数时，K<1，实际开断电流小于额定开断电流；当母线直流分量衰减时间常数小于断路器标准时间常数时，K＞1，此时可不计及直流分量对断路器开断能力的影响。《高压交流断路器》GB 1984—2014中规定，断路器正常运行工况下的标准时间常数为45 ms，其数值随断路器运行电压的变化而变化，40.5 kV及以下或1 100 kV电压等级的标准时间常数为120 ms，72.5 kV至363 kV电压等级的标准时间常数为60 ms，550 kV至800 kV电压等级的标准时间常数为75 ms。以一个直流衰减标准时间常数为60 ms的断路器为例进行分析，假设t=0时刻发生短路故障，母线直流衰减时间常数不同时，断路器需开断的直流分量百分数如图2所示。

计及断路器主保护动作时间和所需的分闸时间，断路器的最短开断时间tmin按40 ms（2个周波）考虑。分析图2可得，当母线直流衰减时间常数分别为80、100、120、150 ms时，断路器分闸时刻需要开断短路电流直流分量的百分比分别为60.65%、67.03%、71.65%和76.59%。由上述分析可知，对于某一直流标准时间常数和最短开断时间恒定的断路器，母线直流衰减时间常数越大，断路器分闸时刻所需开断的直流分量比例越高，短路电流直流分量对断路器开断能力的影响越大。进一步分析断路器实际开断交流分量的折算系数K随母线直流衰减时间常数的变化规律可知，断路器实际开断交流分量的折算系数随母线衰减时间常数的增大不断减小。因此，在校核电网短路电流时，有必要考虑直流分量对断路器开断能力的影响。

图2 时间常数不同时断路器需开断的直流分量百分数示意图

3 算例分析

本文以山西电网为例分析短路电流直流分量对断路器开断能力的影响，分别计算山西电网“西电东送”通道调整前后山西电网的短路电流水平，文中仅以220 kV电网为例分析，其他电压等级的厂站母线可按短路电流直流分量对断路器实际开断能力的校核流程步骤进行校核。

3.1 “西电东送”通道调整前

以2020年冬季运行方式计算数据为基础，计算采取限制短路电流措施后山西电网各厂站的短路电流交流分量有效值Ik″，并按由高到低进行排序。计算结果如表1所示。

由表1可知，阳泉站220 kV母线短路电流水平为48.094 kA，直流分量衰减时间常数为69.59 ms，考虑直流分量影响后断路器开断能力为45.25 kA，该站短路电流水平超过断路器实际开断能力。此外，吕梁站220 kV母线短路电流水平为47.987 kA，直流分量衰减时间常数为55.83 ms，断路器实际开断能力为47.6 kA；雁同站220 kV母线短路电流水平为46.344 kA，直流分量衰减时间常数为83.29 ms，断路器实际开断能力为43.55 kA；明海湖站220 kV母线短路电流水平为44.902 kA，直流分量衰减时间常数为72.76 ms，断路器实际开断能力为44.8 kA。因此，考虑短路电流直流分量的影响后，以上4个厂站220 kV断路器实际开断能力小于短路电流交流分量计算值，不满足运行要求。

表1 “西电东送”通道调整前山西电网220 kV母线短路电流计算结果

3.2 “西电东送”通道调整后

预计2021年山西电网将实施“西电东送”通道调整工程，工程实施后，山西1 000 kV北岳、洪善特高压站将与山西主网相连，原九回500 kV交流外送通道解开，调整为“点对网”送电。以2021年冬季运行方式计算数据为基础，计算采取限制短路电流措施后山西电网各厂站的短路电流交流分量有效值Ik″，并按由高到低进行排序。计算结果如表2所示。

由表2可知，“西电东送”通道调整后，虽采取了限制短路电流的措施，但考虑短路电流直流分量的影响后，仍有朔州站、雁同站、稷山站、晋中站和吕梁站共5个厂站220 kV断路器实际开断能力小于短路电流交流分量计算值，需进一步采取限制短路电流的措施。

表2 “西电东送”通道调整后山西电网220kV母线短路电流计算结果

3.3 直流衰减时间常数比较

对比分析“西电东送”通道调整前后各厂站220kV母线直流衰减时间常数的变化，结果如表3所示。

表3 “西电东送”通道调整前后各厂站母线直流衰减时间常数比较

由表3的对比结果可知，“西电东送”通道调整后，各厂站220kV母线的直流衰减时间常数整体变化较小，部分厂站直流衰减时间常数减小较大，可能与网架结构的变化有关。

4 限制短路电流直流分量的方法

山西电网的计算实例表明，即使已针对短路电流交流分量超标问题采取了限制短路电流的措施，使交流分量计算值小于断路器额定遮断电流，考虑短路电流直流分量后，但仍然出现断路器实际开断能力小于交流分量计算值的现象。因此，需要进一步采取限制短路电流直流分量的措施，保障电网安全运行。

根据式（5）～式（7）的推导可知，限制短路电流直流分量的影响有两种思路：一是降低短路电流交流分量的有效值，二是降低母线的直流衰减时间常数。目前，为限制短路电流通常采用中性点加装小电抗的方法，这种方法虽然限制了交流分量的幅值，但由于增加了系统的电抗，根据TDC=X/Rω，母线的直流衰减时间常数会增加，因此这种措施对短路电流直流分量的限制不明显。本文建议采取以下2种方式限制直流分量：一是断开短路电流超标厂站联络线，限制短路电流幅值；二是线路加装故障限流FCL（faultcurrent limiter）装置。

图3 电弧电流转移型FCL原理图

以电弧电流转移型FCL为例，其限制短路电流的原理如图3所示。系统正常运行时，电流通过真空开关V，短路故障发生后，控制信号触发SCR导通，强迫真空电弧电流过零熄弧，使大部分故障电流转移至限流支路，同时反向支路电容器感应出较高电压，让其余故障电流全部通过电阻R，整个过程能在2～3个周波内完成触头分断，从而达到快速限制短路电流的目的。电弧电流转移型FCL在电网正常运行时表现出小电抗的特性，在限制故障电流的同时，可以减小母线衰减时间常数，能有效限制短路电流直流分量的影响。