CN105846422B - 一种大容量电网短路电流控制措施优化配置方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种大容量电网短路电流控制措施优化配置方法，包括步骤1：确定目标电网的发展阶段；步骤2：确定目标电网的短路电流超标形式；步骤3：分析解决短路电流超标的时间阶段，依据时间阶段确定短路电流限制措施；步骤4：确定短路电流限制措施的初选配置方案；步骤5：分析初选配置方案，得到满足目标电网需求的最终配置方案。与现有技术相比，本发明提供的一种大容量电网短路电流控制措施优化配置方法，能够针对电网发展的不同阶段，按照优化比选的原则系统性的提出电网的短路电流控制措施，可应用于解决电网规划建设和运行控制中所面临的短路电流控制问题。

Description

一种大容量电网短路电流控制措施优化配置方法

技术领域

本发明涉及一种电流控制优化方法，具体涉及一种大容量电网短路电流控制措施优化配置方法。

背景技术

电力系统的迅速发展，单机和发电厂容量、变电站容量、城市和工业中心的负荷和负荷密度的增加，以及电力系统之间的互联，导致现代大电力系统各级电网中的短路电流水平不断增加。短路电流水平，一方面反映了电网的安全可靠性，较高的短路电流水平是高度互联电力系统坚强的标志，意味着电源与负荷之间的阻抗较低，使得系统具有较好的暂态稳定性、良好的电压水平并降低系统发生崩溃的风险。但另一方面各站点不断上升的短路电流水平在故障情况下可能会损坏电网设备，甚至导致整个互联系统的崩溃；同时为了安全切断过高的短路电流，必须装设昂贵的大遮断容量断路器和其它其他具有高开断能力的设备。因此合理控制电网的短路电流水平，是电力企业在规划、建设和运行管理上所面临的挑战。

目前，在实际的规划、调度、生产运行中，对电网短路电流的控制往往采用经验性的措施，所采取的控制措施虽然也都进行了深入的经济技术比较，但是由于缺乏系统性、原则性、规律性的配置方法，控制措施的实施效果并不能得到保证。针对这一问题，需要提出了一种电网短路电流控制措施的配置方法，以用于指导电网规划建设和运行控制中选择短路电流控制措施，解决大电网发展过程中面临的短路电流超标问题。

发明内容

为了满足现有技术的需要，本发明提供了一种大容量电网短路电流控制措施优化配置方法，根据电网所处的发展阶段，对已有的各种限制短路电流方法进行分类，针对目标电网所处阶段的特点，采取不同的限制短路电流措施，以保证该措施能够满足当前运行电网和未来规划电网的共同需要。所述方法包括：

步骤1：确定目标电网的发展阶段；

步骤2：确定所述目标电网的短路电流超标形式；

步骤3：分析解决所述短路电流超标的时间阶段，依据所述时间阶段确定短路电流限制措施；

步骤4：确定所述短路电流限制措施的初选配置方案；

步骤5：分析所述初选配置方案，得到满足目标电网需求的最终配置方案。

优选的，所述步骤1中确定目标电网的发展阶段包括：

若K＜0.5，则目标电网为初级阶段；

若0.8＜K＜1.0，则目标电网为全面发展阶段；

若K≥1.0，则目标电网为由输电网至配电网的转型阶段；

若0.5≤K≤0.8，则目标电网为最终发展阶段；

其中，K为目标电网的短路电流水平评价指数；

优选的，获取所述短路电流水平评价指数K包括：

步骤1-1：计算第i个变电站的短路电流比k_i为：

其中，所述I_si为第i个变电站的短路电流水平；

所述I_siN为第i个变电站的断路器遮断电流水平；

步骤2：依据所述短路电流比k_i计算短路电流水平评价指数K为：

其中，所述m为目标电网中变电站的总数；

所述α_i为第i个变电站的短路电流惩罚因子；若所述变电站发生短路电流超标，则α_i＝2.0；若没有，则α_i＝1.0；

优选的，所述步骤2中确定目标电网的短路电流超标形式为：计算所述目标电网在全接线全开机条件下各变电站的短路电流，从而确定所述短路电流超标形式；

所述短路电流超标形式包括单相短路电流超标和三相短路电流超标；

优选的，所述步骤3中解决短路电流超标的时间阶段包括目标电网的规划阶段和运行阶段；

优选的，当所述时间阶段为规划阶段时，所述短路电流限制措施包括：

分层分区、采用直流或直流背靠背、采用合理的电源接入方式、以发电机-变压器-线路组单元方式接入电网、电磁环网解环、开断线路、采用高阻抗发电机、采用高阻抗变压器、采用分裂电抗器或分裂绕组变压器、采用限流电抗器和装设故障电流限制器；

优选的，当所述时间阶段为运行阶段时，所述短路电流限制措施包括：

分层分区、电磁环网解环、电网解列、开断线路、母线分裂运行、线路出串、采用高阻抗发电机、采用高阻抗变压器、采用分裂电抗器或分裂绕组变压器、采用限流电抗器和装设故障电流限制器；

优选的，所述步骤3中依据优化比选原则确定所述初选配置方案；所述优化比选原则包括：

原则1：建设远景规划电网时，采用直流输电互联和故障电流限制器，以限制短路电流；

原则2：新建变电站时，依据电气设备的更换难易程度、变电站短路电流水平的预期值，以及该变电站建成后对其进行增容改造费用，选取所述电气设备；

原则3：若目标电网由于新增变电站导致短路电流超标，则采用高阻抗变压器，以限制短路电流；

原则4：对目标电网分层分区时，依据地域-发电平衡或者负荷-发电平衡的方式进行分区，以限制短路电流；

原则5：若采用单一的短路电流限制措施不能限制目标电网的短路电流时，首先改造目标电网的电网结构；然后更换目标电网中的电气设备，以及增加限流电抗器或者装设故障电流限制器；

原则6：采用开断线路限制目标电网局部的短路电流时，选取线路开断后对目标电网的电网结构和电网潮流影响最小的线路，或者断开目标电网中的分区联络线以限制短路电流；

原则7：当目标电网为由输电网至配电网的转型阶段时，短期执行开断线路措施和线路出串措施，以限制目标电网局部的短路电流；

原则8：当目标电网中330kV～750kV变电站侧发生短路电流超标后，采用开断线路或者线路出串改变目标电网结构，增大电网阻抗以限制短路电流；当目标电网中220kV变电站侧发生短路电流超标后，采用高阻抗变压器、母线分裂运行或者电磁环网解环，以限制短路电流；

优选的，所述步骤5中分析初选配置方案包括潮流分析和暂态稳定性分析，依据分析结果获取最优的初选配置方案；

若每个初选配置方案的分析结果相似，则分析所述初选配置方案的施工难度和经济投资成本，依据分析结果获取最优的初选配置方案。

与最接近的现有技术相比，本发明的优异效果是：

本发明提供的一种大容量电网短路电流控制措施优化配置方法，可实现对电网短路电流控制措施进行系统性、原则性、规律性的选择配置，保障控制措施的实施效果；能够针对性的确定电网发展所处的不同阶段，按照优化比选的原则系统性的提出电网的短路电流控制措施，可应用于解决电网规划建设和运行控制中所面临的短路电流控制问题。

附图说明

下面结合附图对本发明进一步说明。

图1：本发明实施例中大容量电网短路电流控制措施优化配置方法流程图；

图2：短路电流限制措施的总体分类图；

图3：本发明实施例中基于解决短路电流超标的时间阶段的短路电流限制措施分类图；

图4：本发明实施例中青海电网采用电磁环网解环限制短路电流的电网结构图A；

图5：本发明实施例中青海电网采用电磁环网解环限制短路电流的电网结构图B；

图6：本发明实施例中青海电网采用750kV变电站中母线分裂运行限制短路电流的电网结构图。

具体实施方式

下面详细描述本发明的实施例，所述实施例的示例在附图中示出，其中自始至终相同或类似的标号表示相同或类似的元件或具有相同或类似功能的元件。下面通过参考附图描述的实施例是示例性的，旨在用于解释本发明，而不能理解为对本发明的限制。

本发明提供的一种大容量电网短路电流控制措施优化配置方法，能够针对目标电网不同发展阶段和不同的短路电流超标原因，给出大容量电网短路电流超标控制措施的优化选择。

一、如图1所示，本实施例中大容量电网短路电流控制措施优化配置方法具体步骤包括：

1、确定目标电网的发展阶段。

(1)获取短路电流水平评价指数K包括：

计算第个变电站的短路电流比k_i为：

其中，I_si为第i个变电站的短路电流水平；I_siN为第i个变电站的断路器遮断电流水平。

依据短路电流比k_i计算短路电流水平评价指数K为：

其中，m为目标电网中变电站的总数；α_i为第i个变电站的短路电流惩罚因子；若变电站发生短路电流超标，则α_i＝2.0；若没有，则α_i＝1.0。

(2)确定目标电网的发展阶段包括：

①：若K＜0.5，则目标电网为初级阶段。

所述初级阶段指的是在电力系统发展的初级阶段，即开始建设某一级电压电力网时，短路电流处于一般水平，开关设备和变电所设施对电流开断能力和动、热稳定水平均大大超过该级电压电力网的短路电流水平。

②：若0.8＜K＜1.0，则目标电网为全面发展阶段。

所述全面发展阶段指的是某一电压等级的目标电网全面发展时，大量发电容量接至该级目标电网，在目标电网中的某些点和核心部分短路电流水平将大幅度增加，并逐步接近开关设备的额定遮断容量。短路电流水平不配合的问题可能在少数变电站出现，即在目标电网中某些部分已装设的断路器的开断容量有可能满足不了短路电流水平的要求。

③：若K≥1.0，则目标电网为由输电网至配电网的转型阶段。

所述转型阶段指的是在电力系统中更高一级电压的输电线路开始出现至形成高一级电压电力网前，在这一阶段原有目标电网仍是电力系统中的主要输电网，但随着高一级电压电网的发展，将逐步降低原有目标电网输电网的作用而逐步转变为配电网。大容量机组和发电厂将直接接至高一级电压电网，但由于耦合自耦变压器的增加在更高一级电压输电网络还未形成前往往与原有目标电网形成高低压电磁环网运行。在这种情况下原有目标电网的短路电流将大幅度增加，出现了严重的短路电流不配合问题。断路器遮断容量不足和限制短路电流的问题将成为迫切需要解决的问题。

④：若0.5≤K≤0.8，则目标电网为最终发展阶段。

所述最终发展阶段指的是高一级电压电力网已全面发展阶段。此时原有目标电网已成为配电网，只连接着地区性电厂和个别大容量单元机组。这时的原有目标电网，一般已经简化并分割为若干区并尽可能采取辐射状供电方式。不但简化了继电保护和运行操作，短路电流水平也将随之下降。

若目标电网处于初级阶段和全面发展阶段，则对目标电网发展产生的短路电流增大问题，一般可以用更换开关设备的办法来解决，因为在这种情况下，变电站的其它开关设备往往是具有足够的裕度的。

2、确定目标电网的短路电流超标形式。

计算所述目标电网在全接线全开机条件下各变电站的短路电流，从而确定所述短路电流超标形式。其中，

短路电流超标形式包括单相短路电流超标和三相短路电流超标；

全接线全开机指的是目标电网中的线路和发电机全部投入运行。

如图2所示，本实施例中按照短路电流超标形式对短路电流限制措施粗选包括：

(1)三相短路电流超标：

①：在电力系统结构上采取措施，包括：

a、分层分区：将电网形成若干结构层次，在不同层次按供电能力划分不同区域，为区域内电力负荷安排合适的电力供应，形成基本的供需平衡。

b、采用直流或直流背靠背：将两个交流系统采用直流或直流背靠背互联，直流输电系统是高度可控的，它能够通过换流器触发相位的控制，实现多种、快速的调节，改善直流输电系统和与之相连交流系统。

c、采用合理的电源接入方式：包括三方面，一是电源容量与所接入电网的电压等级要匹配，二是电源接入选点应有利于电网未来5-10年短路电流水平的控制，三是对于短路电流水平接近超标的电网，新接入的电源可能需要采取限制短路电流水平的技术措施。

d、以发电机-变压器-线路组单元方式接入电网：采用发电机－变压器－线路组单元方式接线的形式，电源经线路后接入电网的阻抗增大，可降低电网的短路电流水平。

e、电磁环网解环：通过将电磁环网解环，电网由单层结构改为分层、分区结构，现有电网各分层的短路电流水平均可降低。

f、开断线路：通过停运线路有效增大短路点的等值阻抗，可有降低短路电流超标站点的短路电流水平。

g、母线分裂运行：通过开断母联断路器，使得母线分裂为两段或两段以上运行，增加变电站接入系统的阻抗，降低此变电站的短路电流水平。

h、线路出串：对于采用3/2接线形式的变电站，可以开断某串元件的边开关，将接入此串元件的两条线路从此变电站调出，从而增大系统阻抗降低短路电流水平。

②：在电气设备上采取措施，包括：

a、采用高阻抗发电机：采用高阻抗发电机接入电网，可提高接入系统阻抗，从而降低发电机接入变电站的短路电流水平。

b、采用高阻抗变压器：采用高阻抗变压器代替一般变压器，提高接入电网的阻抗，从而降低该变电站的短路电流水平。

c、采用分裂电抗器或分裂绕组变压器：发电机采用分裂电抗器或分裂绕组变压器接入电网，由于分裂电抗器和分裂绕组变压器比常规变压器的阻抗值大，因此，可降低发电机接入变电站的短路电流水平。

d、采用限流电抗器：变电站母线间或线路上采用限流电抗器，限流电抗器增大了系统阻抗，可降低其接入点变电站的短路电流水平。

e、装设故障电流限制器：采用装设故障电流限制器提高接入电网的阻抗，可降低其接入点变电站的短路电流水平。

(2)单相短路电流超标；

短路电流限制措施包括：

①：限制变压器中性点直接接地数目：中性点接地变压器数量过多，零序电抗会大幅度降低，导致单相短路电流增加，有时甚至会超过三相短路电流，因此为降低短路电流，220kV电网采用部分变压器中性点接地的方式，对电网中变压器中性点接地的数目进行限制。

②：变压器中性点经小电阻或小电抗接地：500kV变压器中性点经中性点或小电抗接地，可以明显降低220kV侧母线的单相短路电流，但对三相短路电流基本没有抑制效果。装设小电抗不仅不受电网运行的限制，还可降低变压器中性点绝缘水平，便于变压器制造。

③：限制或不采用自耦变压器：自耦变的短路阻抗是同等容量双绕组变压器的一半。正因为如此，超高压电网中自耦变的会升高短路电流水平，在满足经济性和运行安全性的基础上，采用一般的双绕组或三绕组变压器有助于提高系统的短路阻抗，降低短路电流水平。

④：发电机-变压器绕组的升压变中性点装快速接地开关：在发电机升压变装设快速接地开关，且正常运行时断开，则发电机－变压器组的零序等值电抗与主网零序网络割裂，其接入主网处的零序等值阻抗等效为无穷大，提高了主网的零序等值阻抗，可降低单相短路电流水平。

⑤：Y/Y/Δ接线自耦变压器三角形绕组侧开口：部分大容量Y/Y/△接线自耦变压器三角形绕组侧开口或采用Y/Y接线，不带第三个三角形的变压器，断开了变压器的零序通路，可降低单相短路电流水平。

3、分析解决短路电流超标的时间阶段，依据时间阶段确定短路电流限制措施。

本实施例中所述时间阶段包括目标电网的规划阶段和运行阶段。

(1)当时间阶段为规划阶段时，如图3所示短路电流限制措施包括：

a、分层分区：对规划电网，将电网形成若干结构层次，在不同层次按供电能力划分不同区域，为区域内电力负荷安排合适的电力供应，形成基本的供需平衡。

b、采用直流或直流背靠背：是将两个交流系统规划为直流或直流背靠背互联，直流输电系统是高度可控的，它能够通过换流器触发相位的控制，实现多种、快速的调节，改善直流输电系统和与之相连交流系统。

c、采用合理的电源接入方式：在规划中包括三方面，一是电源容量与所接入电网的电压等级要匹配，二是电源接入选点应有利于电网未来5-10年短路电流水平的控制，三是对于短路电流水平接近超标的电网，新接入的电源可能需要采取限制短路电流水平的技术措施。

d、以发电机-变压器-线路组单元方式接入电网：新建电源规划中，采用发电机－变压器－线路组单元方式接线的形式，电源经线路后接入电网的阻抗增大，可降低电网的短路电流水平。

e、电磁环网解环：对于规划电网，通过将电磁环网解环，电网由单层结构改为分层、分区结构，现有电网各分层的短路电流水平均可降低。

f、开断线路：对于规划电网，通过停运线路有效增大短路点的等值阻抗，可有降低短路电流超标站点的短路电流水平。

g、采用高阻抗发电机：对于规划的电源接入工程，采用高阻抗发电机接入电网，可提高接入系统阻抗，从而降低发电机接入变电站的短路电流水平。

h、采用高阻抗变压器：对于规划的新建变电站，采用高阻抗变压器代替一般变压器，提高接入电网的阻抗，从而降低该变电站的短路电流水平。

i、采用分裂电抗器或分裂绕组变压器：对于规划的电源接入工程，发电机可以采用分裂电抗器或分裂绕组变压器接入电网，分裂电抗器和分裂绕组变压器比常规变压器的阻抗值大，可降低发电机接入变电站的短路电流水平。

j、采用限流电抗器：对于规划电网，可以采用限流电抗器接入变电站两段母线间或线路上，限流电抗器增大了系统阻抗，可降低其接入点变电站的短路电流水平。

k、装设故障电流限制器：对于规划电网，采用装设故障电流限制器提高接入电网的阻抗，可降低其接入点变电站的短路电流水平。

(2)当时间阶段为运行阶段时，如图3所示短路电流限制措施包括：

a、分层分区：对运行电网，通过调整运行方式，将电网形成若干结构层次，在不同层次按供电能力划分不同区域，为区域内电力负荷安排合适的电力供应，形成基本的供需平衡。

b、电磁环网解环：对于运行中电网，通过调整运行方式将电磁环网解环，电网由单层结构改为分层、分区结构，现有电网各分层的短路电流水平均可降低。

c、电网解列：对于运行中电网，通过开断不同分区间的互联线路，将两个互联电网解列，解列后的两个分区电网的短路电流水平都将降低。

d、开断线路：对于运行中电网，通过停运线路有效增大短路点的等值阻抗，可有降低短路电流超标站点的短路电流水平。

e、母线分裂运行：对于运行中的电网，通过开断母联断路器，使得母线分裂为两段或两段以上运行，增加变电站接入系统的阻抗，降低此变电站的短路电流水平。

f、线路出串：对于采用3/2接线形式的变电站，可以开断某串元件的边开关，将接入此串元件的两条线路从此变电站调出，从而增大系统阻抗降低短路电流水平。

g、采用高阻抗发电机：对于运行中电网，优先采用高阻抗发电机接入电网，可提高接入系统阻抗，从而降低发电机接入变电站的短路电流水平。

h、采用高阻抗变压器：对于运行中电网，优先采用高阻抗变压器代替一般变压器，提高接入电网的阻抗，从而降低该变电站的短路电流水平。

i、采用分裂电抗器或分裂绕组变压器：对于运行中电网，发电机采用分裂电抗器或分裂绕组变压器接入电网可优先予以安排发电计划，分裂电抗器和分裂绕组变压器比常规变压器的阻抗值大，可降低发电机接入变电站的短路电流水平。

j、采用限流电抗器：对于运行电网，若变电站母线间或线路上投运了限流电抗器，限流电抗器增大了系统阻抗，可降低其接入点变电站的短路电流水平。

k、装设故障电流限制器：对于运行电网，采用装设故障电流限制器提高接入电网的阻抗，可降低其接入点变电站的短路电流水平。

4、确定短路电流限制措施的初选配置方案。

本实施例中，依据优化比选原则确定初选配置方案。其中，优化比选原则包括：

原则1：建设远景规划电网时，采用直流输电互联和故障电流限制器，以限制短路电流。本实施例中的远景规划电网指的是未来10年以上规划的电网。

原则2：新建变电站时，依据电气设备的更换难易程度、变电站短路电流水平的预期值，以及该变电站建成后对其进行增容改造费用，选取所述电气设备。本实施例中的新建变电站指的是未来5-10年规划的电网。

原则3：若目标电网由于新增变电站导致短路电流超标，则采用高阻抗变压器，以限制短路电流。本实施例中适用于原则3的目标电网指的是未来5年内规划的电网。

原则4：对目标电网分层分区时，依据地域-发电平衡或者负荷-发电平衡的方式进行分区，以限制短路电流。本实施例中适用于原则4的目标电网指的是未来2-3年内需要进行短路电流水平控制的电网。

原则5：当目标电网中330kV～750kV变电站侧发生短路电流超标后，采用开断线路或者线路出串改变目标电网结构，增大电网阻抗以限制短路电流；

当目标电网中220kV变电站侧发生短路电流超标后，采用高阻抗变压器、母线分裂运行或者电磁环网解环，以限制短路电流。本实施例中根据电磁环网联系强弱及接入电厂多少，首先采用高阻抗变压器或母线分裂运行手段增大系统阻抗，当上述手段不能达到限流效果时，最终解开电磁环网。

原则6：采用开断线路限制目标电网局部的短路电流时，选取线路开断后对目标电网的电网结构和电网潮流影响最小的线路，或者断开目标电网中的分区联络线以限制短路电流。

原则7：当目标电网为由输电网至配电网的转型阶段时，短期执行开断线路措施和线路出串措施，以限制目标电网局部的短路电流。

原则8：若采用单一的短路电流限制措施不能限制目标电网的短路电流时，首先改造目标电网的电网结构；然后更换目标电网中的电气设备，以及增加限流电抗器或者装设故障电流限制器。本实施例中同时也要从短路电流限制措施实施的连续性、一致性出发，以安全、可靠、和经济作为目标，综合多种措施，达到整体限流效果最优。

5、分析初选配置方案，得到满足目标电网需求的最终配置方案。

步骤1：分析初选配置方案包括潮流分析和暂态稳定性分析，依据分析结果获取最优的初选配置方案。

步骤2：若步骤1中每个初选配置方案的分析结果相似，则分析初选配置方案的施工难度和经济投资成本，依据该分析结果获取最优的初选配置方案。

即，对比不同初选配置方案下目标电网的潮流分布合理性，以及电力系统的暂态稳定性强弱，若各方案对电网潮流分布合理性和稳定性的影响差别不大，则对初选配置方案从工程实施难度、经济投资角度进一步分析，得到最终的实施方案。

二、本发明提供的优选实施例为：

本实施例中的目标电网为青海电网，以青海电网某一年冬季大负荷典型方式为例，说明本发明在大容量电网中优化选择短路电流控制措施的过程。

青海电网某年即将建成的变电站包括佑宁、海西、柴达木、日月山、西宁和官亭六座750kV变电站，鱼卡750kV开关站1座，平乐、小寨、达阪和八宝等330kV站点共计66座，网内百万千瓦电厂宝库龙羊峡、李家峡、公伯峡、积石峡、拉西瓦和神华格尔木六座，装机容量为10220MW。

该年冬季，青海电网总负荷15420MW，有功总出力13810MW，从甘肃电网受入有功功率2500MW。青海电网与甘肃电网间断面间通过鱼卡～敦煌、佑宁～武胜、官亭～兰州东共6回750kV交流联络线相连，青海电网750kV站点形成链式结构，但青海网内存在多个750/330kV电磁环网，青海110kV电网维持辐射状的供电结构。

1、确定青海电网的发展阶段。

青海电网处在西北电网的西部，是西北电网大型水电电源的集中地，是“西电东送”的重要输出通道之一。截至2014年底，青海电网最高电压等级为750kV，通过4回750kV线路和6回330kV线路与甘肃电网相连。随着电网负荷发展，青海电网不断升级建设，电网联系变得更加紧密，电网的安全稳定水平得到提高，其供电能力和可靠性大大加强。在电网网架不断加强的同时，也带来了系统短路电流增大的问题。

根据2015年110kV及以上电网站点的短路电流计算结果，依据本发明提出的电网短路电流水平评价指数K，分析青海电网750kV和330kV两个电压等级电网所处的发展阶段。青海电网330kV及以上电压等级电网短路电流评价指数K的计算结果如表1所示。

表1

依据表1的计算结果可以得到，由于青海电网750kV电网短路电流评价指数K＜0.5，因此750kV网架处于短路电流水平发展的初级阶段；青海电网330kV电网短路电流评价指数K＞1.0，因此330kV网架处于短路电流水平发展的转型阶段。针对330kV网架的短路电流超标问题，不能仅靠更换断路器、母线等设备的措施。需要从调整电网结构，优化电源布局等角度提出优化的控制措施。

2、确定青海电网的短路电流超标形式。

青海电网110kV及以上电网短路电流计算结果如表2所示：

表2

依据表2的计算结果可以得到，青海电网750kV变电站750kV、330kV母线短路电流均满足要求，750kV侧最大短路电流为39.232kA(三相短路电流)，330kV侧最大短路电流为58.987kA，均发生在西宁750kV变电站。

由于电源及负荷增长，且西宁～日月山、西宁～佑宁间存在750kV/330kV电磁环网运行，全网330kV变电站中，泉湾、曹家堡、花园、鑫恒、营庄、杨乐、景阳、黄家寨330kV侧三相短路电流超标，泉湾、景阳330kV侧单相短路电流超标，其中最大短路电流为55.275kV，发生在泉湾330kV变电站；营庄变电站110kV侧的单相短路电流高达66.358kA，已经超标。其余330kV变电站的330kV、110kV母线短路电流均满足要求。

110kV变电站中，个别重负荷站点的短路电流水平较高，海星站和桥铝站的单相短路电流已接近其开关最大开断能力，其余站点的短路电流均满足要求。

3、分析解决短路电流超标的时间阶段，依据时间阶段确定短路电流限制措施。

在750kV电网建设逐步加强的基础上，青海电网多个330kV站点短路电流水平超标。从电网运行安全性、工程经济性等角度出发，主要选用有实际运行经验且可靠性高的短路电流限制技术，对青海电网330kV电网分别提出了电磁环网解环及750kV变电站中压侧母线分裂运行两种方案，按照本发明提出的优化比选原则对此两方案进行计算对比分析。

(1)电磁环网解环方案；

如图4-5所示，针对西宁～日月山电磁环网中鑫恒、营庄330kV母线三相短路电流超标的情况，考虑解开西宁～日月山电磁环网，即断开康城～海纳、鑫恒～营庄共4回330kV线路。针对西宁～佑宁电磁环网中泉湾、花园、杨乐、景阳330kV母线三相短路电流超标的情况，考虑解开西宁～佑宁电磁环网中景阳～丁香2回330kV线路。

在上述解环方案下，青海网短路电流计算结果表3所示：

表3

依据表3中解环前后短路电流计算结果的对比分析可知，按照上述电磁环网解环方案解环后，青海全网的三相、单相短路电流得到有效限制，各站点的各侧母线短路电流均能满足要求。

(2)750kV变电站中压侧母线分裂运行方案

由表2中短路电流计算结果可知，原规划方案下，短路电流超标站点集中位于西宁～日月山及西宁～佑宁电磁环网中，因此如图6所示，考虑将西宁、佑宁750kV变电站的中压侧母线分裂运行。

在上述分母运行方案下，青海网短路电流计算结果表4所示：

表4

依据表4中分母前后短路电流计算结果的对比分析可知，按照上述推荐的西宁、佑宁750kV变电站中压母线分裂运行后，除景阳330kV侧母线外，其余青海电网各站点的短路电流均能得到有效限制，各站点的各侧三相、单相母线短路电流均能满足要求。

景阳330kV侧母线三相短路电流略高于其开关遮断容量，为41.565kA，届时可考虑再断开景阳～丁香330kV双回线，景阳330kV侧母线三相短路电流可降至32.478kA，即能满足额定短路水平的要求。

5、分析初选配置方案，得到满足目标电网需求的最终配置方案。

①：在电磁环网解环和750kV变电站中压侧母线分裂运行两种方案下，青海电网各层面短路电流均能控制在额定开关遮断容量内。

②：分母运行方案中，仅考虑西宁、佑宁750kV变电站中压侧母线分列运行的条件下，景阳站330kV侧母线三相短路电流仍然超标，仍需断开西宁～佑宁电磁环网中景阳～丁香线路。

③：电磁环网解环方案工程操作较为简单，经济性较好。

④：电磁环网解环方案中，解环线路对系统供电可靠性的影响不大，且运行过程中解环线路可作为备用线路，以避免750kV线路故障对系统的冲击。

⑤：随着青海750kV电网建设的逐步加强，分层分区是电网发展的必然趋势，电磁环网解环方案可为实现电网的分层分区供电奠定基础。

因此，选定电磁环网解环方案作为青海电网短路电流的控制方案。

本发明提供的大容量电网短路电流控制措施优化配置方法，可以实现对大容量电网短路电流控制措施的优化配置，通过采用本发明提出的优化比选原则，实现对目标电网短路电流的有序和优化控制，为电网规划和运行方式安排提供了一种标准方法和流程，为软件开发人员提供了可供参考的理论依据。

最后应当说明的是：所描述的实施例仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。

Claims (8)

1.一种大容量电网短路电流控制措施优化配置方法，其特征在于，所述方法包括：

步骤1：确定目标电网的发展阶段；

步骤2：确定所述目标电网的短路电流超标形式；

步骤3：分析解决所述短路电流超标的时间阶段，依据所述时间阶段确定短路电流限制措施；

步骤4：依据优化比选原则确定所述短路电流限制措施的初选配置方案；

步骤5：分析所述初选配置方案，得到满足目标电网需求的最终配置方案；

所述步骤4中依据优化比选原则确定所述初选配置方案；所述优化比选原则包括：

原则1：建设远景规划电网时，采用直流输电互联和故障电流限制器，以限制短路电流；

原则2：新建变电站时，依据电气设备的更换难易程度、变电站短路电流水平的预期值，以及该变电站建成后对其进行增容改造费用，选取所述电气设备；

原则3：若目标电网由于新增变电站导致短路电流超标，则采用高阻抗变压器，以限制短路电流；

原则4：对目标电网分层分区时，依据地域-发电平衡或者负荷-发电平衡的方式进行分区，以限制短路电流；

原则5：若采用单一的短路电流限制措施不能限制目标电网的短路电流时，首先改造目标电网的电网结构；然后更换目标电网中的电气设备，以及增加限流电抗器或者装设故障电流限制器；

原则6：采用开断线路限制目标电网局部的短路电流时，选取线路开断后对目标电网的电网结构和电网潮流影响最小的线路，或者断开目标电网中的分区联络线以限制短路电流；

原则7：当目标电网为由输电网至配电网的转型阶段时，短期执行开断线路措施和线路出串措施，以限制目标电网局部的短路电流；

原则8：当目标电网中330kV～750kV变电站侧发生短路电流超标后，采用开断线路或者线路出串改变目标电网结构，增大电网阻抗以限制短路电流；当目标电网中220kV变电站侧发生短路电流超标后，采用高阻抗变压器、母线分裂运行或者电磁环网解环，以限制短路电流。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤1中确定目标电网的发展阶段包括：

若K＜0.5，则目标电网为初级阶段；

若0.8＜K＜1.0，则目标电网为全面发展阶段；

若K≥1.0，则目标电网为由输电网至配电网的转型阶段；

若0.5≤K≤0.8，则目标电网为最终发展阶段；

其中，K为目标电网的短路电流水平评价指数。

3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，获取所述短路电流水平评价指数K包括：

步骤1-1：计算第i个变电站的短路电流比k_i为：

其中，所述I_si为第i个变电站的短路电流水平；

所述I_siN为第i个变电站的断路器遮断电流水平；

步骤2：依据所述短路电流比k_i计算短路电流水平评价指数K为：

其中，所述m为目标电网中变电站的总数；

所述α_i为第i个变电站的短路电流惩罚因子；若所述变电站发生短路电流超标，则α_i＝2.0；若没有，则α_i＝1.0。

4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤2中确定目标电网的短路电流超标形式为：计算所述目标电网在全接线全开机条件下各变电站的短路电流，从而确定所述短路电流超标形式；

所述短路电流超标形式包括单相短路电流超标和三相短路电流超标。

5.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤3中解决短路电流超标的时间阶段包括目标电网的规划阶段和运行阶段。

6.如权利要求5所述的方法，其特征在于，当所述时间阶段为规划阶段时，所述短路电流限制措施包括：

分层分区、采用直流或直流背靠背、采用合理的电源接入方式、以发电机-变压器-线路组单元方式接入电网、电磁环网解环、开断线路、采用高阻抗发电机、采用高阻抗变压器、采用分裂电抗器或分裂绕组变压器、采用限流电抗器和装设故障电流限制器。

7.如权利要求5所述的方法，其特征在于，当所述时间阶段为运行阶段时，所述短路电流限制措施包括：

分层分区、电磁环网解环、电网解列、开断线路、母线分裂运行、线路出串、采用高阻抗发电机、采用高阻抗变压器、采用分裂电抗器或分裂绕组变压器、采用限流电抗器和装设故障电流限制器。

8.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤5中分析初选配置方案包括潮流分析和暂态稳定性分析，依据分析结果获取最优的初选配置方案；

若每个初选配置方案的分析结果相似，则分析所述初选配置方案的施工难度和经济投资成本，依据分析结果获取最优的初选配置方案。