10 kV配电网短路电流控制策略仿真分析

李名科 庾力维 陈中平 蔡昭群

(1.广东电网有限责任公司东莞供电局 东莞 523000；2.广州依莱科电力科技有限公司 广州 510630)

1 引言

随着城市电网规模不断扩大和电网结构不断完善，地区电网短路电流水平呈现持续增长趋势[1-2]，越来越多变电站10 kV 母线短路电流超过控制原则[3]规定的 20 kA。随着地区电网分布式电源(Distributed generation，DG)渗透率逐步提高，配电网由辐射状网络成为多电源供电网络[4-5]，加剧了短路电流超标问题，对未来电网运行可能造成安全性问题，必须结合地区电网实际情况制定并实施有效的措施以限制其短路电流水平。

目前电网常用的短路控制措施有电网分层分区运行、主变压器分列运行、采用高阻抗设备、变低侧串联电抗器[6-7]等。文献[8]研究了提升10 kV 电网电压等级可减少变压器低压侧的短路电流，但其升压改造难度大、建设周期长。文献[9]提出在足够坚强的主网架结构下，电网对次级网架解环而实现对网架的分层分区管理，可有效控制短路电流。文献[10]分析得到主变压器分列运行加大网络等效阻抗，但同时会导致系统可靠性及利用率下降，一般不作为主要控制措施。文献[11]提出一种基于Z 源拓扑的双向直流断路器解决直流微电网易发生短路故障以及短路故障电流难切除的问题。文献[12]提出一种复合型故障限流器可有效降低电力系统的短路电流水平和高压断路器的遮断容量要求。文献[13-14]研究了串联电抗器对短路电流特性影响及对电网短路电流的抑制效果。文献[15-16]研究了绕组设计参数对电力变压器抗短路能力的影响，增加绕组变低侧漏抗，达到限流效果。

本文通过建立变电站10 kV 母线短路电流计算理论模型[17-19]，以上级电网系统等值至220 kV 变电站高压侧母线方式仿真对比各种短路电流影响因素及其限流效果。以东莞目标年网架为算例，依据短路电流计算原理及方法[20-22]，运用PSD-SCCP 短路电流计算程序[23]，仿真并计算东莞目标年变电站10 kV 母线短路电流超标情况，针对影响因素及短路水平提出适合高负荷密度地区电网切实可行的短路电流控制策略。

2 短路电流计算理论模型

2.1 理论模型与边界条件

模型以220 kV 变电站为分界，外网等值至220 kV变电站高压侧母线，如图1 所示，本地电源接入各220 kV 变电站的110 kV 母线及各110 kV 变电站的10 kV母线，110 kV 电网运行采用3T 网架结构[24]。

图1 短路电流分析模型

2.2 外网等值的设定

结合理论模型并考虑短路电流指标的外网等值方式[25-26]，通过边界母线分为外部等值系统和内部研究系统，外部等值系统简化处理，内部系统为研究所关心的部分，需要保留这部分系统所有元件的详细模型。外网等值系统与内部研究系统的关系如图2 所示。

本文提出以220 kV 变电站高压侧母线为边界，外网等值短路电流水平为母线遮断电流的50 kA 作仿真计算条件。

图2 外部等值子系统与内部研究系统的关系

2.3 短路模型分析原理

目前电网分析计算软件在进行短路计算时普遍采用等效电压源法，通过求解故障点的短路阻抗来计算短路电流水平。分析原理如图3 所示。电力网络计算中，对于发电机、外系统、三卷变压器、输电线、两卷变压器等效处理如图4 所示。将发电机和外系统支路处理，上级电网系统等效为阻抗与电压源，电网普遍采用220 kV 三卷变压器，因此该部分等效为三回普通支路与一个中心点，输电线及110 kV 两卷变压器等效为两节点阻抗设备。

图3 短路分析模型原理图

图4 模型等效阻抗图

变电站普遍采用经小电阻或消弧线圈接地方式，限制了单相短路故障电流，模型考虑以三相短路故障进行计算分析。电力系统中三相短路故障发生几率小但后果严重。

3 短路影响因素及控制策略效果仿真

3.1 短路电流控制策略及参数选择

仿真比较以外网等值、110 kV 线路选型及供电半径作定量考虑。仿真计算模式如表1 所示。包括①不采取控制策略；② 母线分列运行；③采用高阻抗变压器；④ 采用串联电抗器；⑤ 高阻抗变压器并串联电抗器。

普通变压器与高阻抗变压器参数来自BPA 典型参数，110 kV 变电站高阻抗变压器增加比较阻抗百分比水平的影响，参数如表2 所示。串联电抗器参数增加考虑不同额定电流值及电抗百分比下电抗值参数变化及其不同限流效果，模拟分析变电站变低侧加装电抗器对短路电流水平的影响，参数如表3 所示。

表1 短路电流控制策略模式比较

表2 主变压器参数

表3 串联电抗器参数

3.2 短路影响因素及控制策略效果仿真

模式①不采取任何控制策略，但扩展分析电源接入差异对变电站10 kV 母线的影响程度，模式②～⑤皆基于本地电源同时接入110 kV 及10 kV 母线作单一变量的效果分析对比，仿真结果如表4 所示。计算采用电网常用的简化计算假设条件。即不考虑负荷、线路充电功率以及变压器非标准变比。

各种短路电流控制策略对不同电压等级及容量配置变电站的影响如下。

(1) 同电压变电站，其母线侧短路电流一般与其容量大小成正比。变压器阻抗电压与额定电压相近情况下，变压器容量与其阻抗成反比。表4中仅A 站由于与B/C 站的容量变比不同，造成结果差异。

表4 短路电流控制策略模式仿真结果 kA

(2) 对10 kV 母线短路而言，本地电源专线接入10 kV 母线其电流水平影响更直接。

(3) 母线分列运行对110 kV 变电站影响程度更低，其系统可靠性及利用率下降，不作为首选控制措施。

(4) 采用串联电抗器方式原理与高阻抗变压器相似，有效降低10 kV 短路电流水平，单一措施控制是否限流于合理水平也需要综合其超标程度。

(5) 采用高阻抗变压器加串联电抗器模式一般应用在短路电流超标严重区域，集中在更靠近上级电源的220 kV 变电站。配电网10 kV 馈线上开关设备经过其馈线阻抗的削弱，短路电流水平逐级下降。

3.3 10 kV 馈线对短路电流水平的影响

10 kV 母线短路电流超标情况下，经10 kV 馈线阻抗消减，设备开关短路水平仍可降至合理，曲线如图5 所示。

以10 kV 馈线YJV22-3×300 截面型号电缆为例，变电站10 kV 母线短路电流分别以31.5 kA、25 kA、22 kA 考虑时，馈线以1.06 km、0.61 km、0.29 km 为长度时其阻抗方可使短路电流降至20 kA。

图5 10 kV 线路对短路水平的影响

4 10 kV 母线短路仿真及控制策略

4.1 10 kV 母线短路仿真分析

利用PSD-SCCP 对东莞目标远景年2025 年网架各层电压等级进行短路电流计算。以实际电网现状及规划相结合方式，将电网运行方式、外网数据、其他相关设备参数作仿真分析。各变电站10 kV 母线短路电流分布情况如表5 所示。

表5 目标年变电站10 kV 母线短路电流分布

至目标年，规划220 kV 变电站采用高阻抗变压器及加装串联电抗器可使短路电流控制在20 kA 以下；现状220 kV 变电站短路超标主变压器皆是采用普通变压器或无安装串联电抗器情况。

规划110 kV 变电站以63 MVA 主变压器为主，采用高阻抗变压器(Uk=18%)，短路水平可控制在20 kA 以内；现状变电站中，近年建设一般采用高阻抗变压器(Uk=16%)，短路水平可控制在 22 kA 以内。现状110 kV 变电站10 kV 母线短路电流超过20 kA 占比大，短路电流控制策略以20 kA作为目标将面临以下问题：①改造量较大，短期内难以达到改造目标；② 部分普通阻抗主变压器仍运行良好，若将其更换将造成较大的投资浪费。

结合项目投资合理性及10 kV 馈线对短路电流水平的影响分析结果，以22 kA 作为现状变电站10 kV 母线的短路控制线更合理，短路电流控制策略的选择还需要综合考虑设备运行工况、实际使用寿命、安全可靠性要求及投资经济性要求。

4.2 10 kV 母线短路电流控制策略研究

对于10 kV 母线短路电流在22 kA 以下的主变压器，实际对10 kV 电网影响较小，改造迫切性不高。针对东莞短路电流的改造措施应依据实际情况逐步进行，现状及新建变电站控制策略如表6 所示。

表6 目标年变电站10 kV 母线控制策略

现状220 kV 变电站短路电流控制在20 kA 以内的皆为采用高阻抗变压器并加装串联电抗器，短路超标主变压器皆是存在普通变压器或无安装串联电抗器的单一情况。现状110 kV 变电站皆无安装串联电抗器，50 MVA 与40 MVA 容量的主变压器一般为电网建设早期的普通变压器，投运年限稍长，后期建设的一般为63 MVA 容量的高阻抗变压器。

4.3 10 kV 母线短路电流控制策略效果分析

考虑到地区电网DG 渗透率的不断提高、为适应高可靠性要求而采用10 kV 闭环运行等对网架的整体影响，规划变电站10 kV 母线短路故障电流控制在20 kA 以内，现状变电站综合实际条件以22 kA 作为控制线。地区电网实施短路电流控制策略后，目标年变电站10 kV 母线短路控制效果如表7 所示，变电站10 kV 母线短路水平对电网实际运行影响已较小。

5 结论

本文通过建立短路电流计算理论简化模型，以外网等值方式模拟分析短路电流影响因素及控制策略的限流效果，结合东莞电网实际提出适合高负荷密度地区电网的短路电流控制策略。

(1) 从控制策略效果来看，采用高阻抗变压器和变低侧串联电抗器方式可以有效降低短路电流水平，其可操作性更强。

(2) 从电网实际影响来看，10 kV 线路上的开关设备受变电站10 kV 母线开关短路水平外，10 kV线路阻抗也对其进行削减，近年大量建设110 kV 变电站采用63 MVA 高阻抗变压器(Uk=16%)，母线短路控制线放宽至22 kA 更具合理性；规划变电站考虑未来DG 渗透率的提高及高可靠性的闭环运行情况，以20 kA 作为10 kV 母线短路控制线。

(3) 从投资经济性来看，以东莞电网特性，现状变电站10 kV 母线短路电流以20 kA 作为控制线将使改造量大并存在重复投资等不合理情况，近期内控制线放宽至22 kA 对电网实际运行影响较小，控制措施节约投资成本更具实用性。