武海燕，張愛軍，劉石川，邢華棟，劉會強，李丹丹，慕 騰

（1.內(nèi)蒙古電力科學研究院，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)重點實驗室，呼和浩特 010020）

0 引言

內(nèi)蒙古西部地區(qū)能源資源富集，是我國西電東送的重要送電端[1]。隨著經(jīng)濟發(fā)展，內(nèi)蒙古電網(wǎng)內(nèi)電源、負荷以及超高壓系統(tǒng)容量持續(xù)增長，220 kV網(wǎng)架不斷加強，因電網(wǎng)緊密程度不斷提高，開始出現(xiàn)短路電流超標問題，尤其在負荷大、電源多的局部電網(wǎng)，短路電流超標問題日益突出[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)短路電流超標問題將會成為制約當?shù)仉娋W(wǎng)發(fā)展的一個重要因素[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)短路電流的超標原因[10]；通過總結(jié)近年來內(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，內(nèi)蒙古電網(wǎng)500 kV和220 kV電壓等級電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)不斷加強，新投產(chǎn)的各類機組和線路不斷增加。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)堅持適度超前規(guī)劃，各電壓等級電網(wǎng)規(guī)模持續(xù)擴大。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)裝機規(guī)模增加了13 741 MW，線路總長度增加了11 261 km，負荷增加了12 632 MW。內(nèi)蒙古電網(wǎng)500 kV 和220 kV 電壓等級的變電站數(shù)量、變電容量、裝機規(guī)模、線路總長以及電網(wǎng)負荷水平都在逐年增長，其中220 kV電壓等級的網(wǎng)架建設(shè)速度快于500 kV電壓等級，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 個盟市72 萬km2，在全網(wǎng)整體不斷發(fā)展的趨勢下，也存在各供電區(qū)域發(fā)展不均衡的現(xiàn)象，從而導致各地區(qū)短路電流水平存在較大差距。截至2018年底，各地區(qū)的最大供電負荷、500 kV和220 kV電壓等級的變壓器數(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

內(nèi)蒙古電網(wǎng)短路電流超標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 電壓等級中短路電流水平較高的典型廠站，統(tǒng)計2016—2020年各廠站短路電流水平變化情況，對比分析各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。

圖2 500 kV變電站220 kV母線側(cè)短路電流

（1）總體來看，內(nèi)蒙古電網(wǎng)短路電流水平隨著電網(wǎng)規(guī)模的擴大和電源的增加呈增長趨勢。在電網(wǎng)建設(shè)過程中，同時采取了電網(wǎng)結(jié)構(gòu)優(yōu)化和限制短路電流超標等措施，個別站點會出現(xiàn)短路電流水平下降的情況，如500 kV烏海、慶云變電站等。

（2）短路電流超標較高的站點主要集中在包頭、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；但是個別變電站如布日都、響沙灣、豐泉等，因單相短路電流超標，采取了中性點加裝小電抗的措施，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

短路點自阻抗是從故障節(jié)點開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電壓等級電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)為例，采用短路點自阻抗分析模型，對短路點自阻抗與影響短路電流水平因素之間的關(guān)系進行說明，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 電壓等級電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)中500 kV 母線側(cè)短路電流計算如式（1）所示，其中：ZkH1=[ZMS1+（ZH1+ZM1）‖Zeq1]‖ZHS1，ZkH0=（ZHS0‖Zhl0）‖（Zeq0‖Zhm0+Zml0‖ZMS0）。為簡單起見，只討論短路點遠離電源的情況，則正序阻抗約等于負序阻抗，即

圖3 500 kV變電站正序和零序等值網(wǎng)絡(luò)

式中：ZkH1、ZkH2、ZkH0分別為短路點正序、負序和零序等值綜合阻抗[15]。

從式（1）可以推導出式（2）：

式中：Ik(1)—單相接地短路電流；

Ik(3)—三相短路電流；

Uk—故障前短路點的電壓。

同理，220 kV 母線側(cè)的短路電流可以通過將220 kV母線側(cè)短路點等值正序、負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

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。

2.2.1 內(nèi)蒙古電網(wǎng)的整體短路水平呈上升趨勢

2016—2020 年，內(nèi)蒙古電網(wǎng)的電力系統(tǒng)容量（包括發(fā)電廠的裝機容量、發(fā)電機組的單機容量等）不斷增加，而發(fā)電機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，電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)越來越緊密，形成500 kV/220 kV多個高低壓電磁環(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計算結(jié)果可知，內(nèi)蒙古電網(wǎng)大部分500 kV 站點和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，離負荷中心變電站距離較遠，因此可以認為500 kV 電網(wǎng)正序阻抗與負序阻抗相等。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，且變壓器中性點全部采用直接接地方式[15-19]。中性點直接接地使站點和附近廠站的零序等值電抗ZHS0急劇下降，導致220 kV母線側(cè)單相短路電流超過三相短路電流，甚至接近斷路器的額定開斷電流，影響電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行[20-21]。

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

內(nèi)蒙古由于東西橫向距離較長，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)導致500 kV 系統(tǒng)短路電流相對220 kV母線側(cè)短路電流問題較少。

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

針對短路電流超標問題，內(nèi)蒙古電網(wǎng)已采取多種限流措施，這些措施本質(zhì)都是通過增加系統(tǒng)的電氣距離，提高故障點的系統(tǒng)等值阻抗，從而達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電抗器的措施解決220 kV 母線側(cè)單相短路電流超標問題。

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，根據(jù)對相關(guān)支路短路電流輸送值及串抗電抗值的選擇計算，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)

針對短路電流超標問題，內(nèi)蒙古電網(wǎng)實施了多個500 kV/220 kV 電磁環(huán)網(wǎng)的解環(huán)運行方案。如2018年上半年，豐泉500 kV變電站只有3臺主變壓器并列運行，豐泉變電站220 kV母線側(cè)短路電流超標，采取解開高順—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斷范圍內(nèi)。

3.3 調(diào)整系統(tǒng)運行方式

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)母線分列運行、分段開關(guān)停備的措施。調(diào)整系統(tǒng)運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)方法對限制短路電流有良好的效果，但同時存在明顯的缺點。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；加裝中性點小電抗則只能降低系統(tǒng)單相短路電流，對三相短路電流超標問題作用；而改變電網(wǎng)結(jié)構(gòu)和調(diào)整系統(tǒng)運行方式則會降低電網(wǎng)安全穩(wěn)定水平和運行可靠性。

4 基于故障電流限制器的短路電流控制措施

為彌補上述傳統(tǒng)措施降低電網(wǎng)安全穩(wěn)定性的缺點，可采取在系統(tǒng)適當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、電容的電路拓撲結(jié)構(gòu)，在系統(tǒng)正常運行狀態(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)原始運行狀態(tài)；在發(fā)生短路故障時，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。通過短路電流分析計算得出，烏海地區(qū)投產(chǎn)了京能雙欣電廠2 臺機組后，500 kV 千里山變電站220 kV 母線側(cè)短路電流水平超標，加裝中性點小電抗后，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支路提供的短路電流占比相對較高，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。當蒙千里21—蒙庫布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，斷路器動作將故障部分切除，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，線路電流達到故障電流限制器的恢復判斷持續(xù)時間，開關(guān)再次動作，將5 Ω電抗從線路中退出，線路電流又升高至1.1 kA，之后恢復正常運行狀態(tài)。

故障期間，有故障電流限制器和無故障電流限制器時內(nèi)蒙古電網(wǎng)機組功角、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，對系統(tǒng)故障后響應(yīng)特性的影響很小。內(nèi)蒙古電網(wǎng)機組功角曲線和千里山500 kV變電站母線電壓，在有或者無故障電流限制器投入2種條件下，曲線基本相同。

圖6 有/無FCL內(nèi)蒙古電網(wǎng)機組功角對比

由上述仿真結(jié)果可以看出，在個別短路電流偏高的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內(nèi)蒙古電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行沒有影響。

5 結(jié)論

本文通過分析內(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，并對基于故障電流限制器的短路電流控制措施進行了仿真研究，得出以下結(jié)論。

（1）隨著內(nèi)蒙古電網(wǎng)規(guī)模不斷擴大、電源裝機持續(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趨勢。但在電網(wǎng)建設(shè)過程中由于電網(wǎng)結(jié)構(gòu)的優(yōu)化、短路電流超標措施實施等因素，個別站點又會出現(xiàn)短路電流水平下降的情況。其中，短路電流超標或較高的站點主要集中在包頭、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)拓撲結(jié)構(gòu)、調(diào)整系統(tǒng)運行方式、更換設(shè)備等限流措施；而220 kV 母線側(cè)短路電流主導影響因素不一致性，需依據(jù)站點具體情況匹配相應(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性地解決短路電流超標問題且不會對系統(tǒng)安全穩(wěn)定產(chǎn)生影響，當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，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昂貴，所以目前可跟蹤關(guān)注現(xiàn)有應(yīng)用示范工程的實際運行狀況，結(jié)合電網(wǎng)發(fā)展狀態(tài)及短路電流水平升高情況，具備合適的應(yīng)用場景時，再進一步研究其在內(nèi)蒙古電網(wǎng)中應(yīng)用的必要性及可行性。