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摘要：针对电力系统中短路电流水平超标的问题，以一个220kV变电站工程设计为实例，阐述在变电站10kV侧加装限流电抗器以及采用高阻抗变压器两种限制短路电流措施，通过对10kV侧短路电流计算和分析、技术经济比较后，得出建议性结论。
关键词：限制；短路电流；技术经济比较
中图分类号：TM411文献标识码： A 文章编号：
1 前言
由于电力系统的不断发展，大容量机组和电厂及变电设备的投入，尤其是负荷中心大电厂的出现以及大电力系统的互联，系统短路电流水平日益提高，如果不采取限制措施加以控制，不但会使新变电所的设备投资大大增加而且对系统中原有变电所设备的通信线路和管线都将产生很大的干扰和危害，更可导致变压器损坏及电缆爆炸、TA爆炸等事故的发生，影响到电网的安全、稳定、经济运行。根据《城市电力网规划设计导则（Q/GDW 156-2006）》的规定，10kV电压等级的短路容量必须限制在20kA以内。可见，短路电流超标已成为网络规划、电源和变电站接入的一个制约因素，不利于电网规划和发展。
2 工程设计常用的限制短路电流措施
在我省220kV变电站的设计及生产运行实践中，均考虑在变电站10kV侧加装限流电抗器，一方面它用于限制短路电流，使低压侧可选择轻型设备；另一方面由于短路时电抗压降较大，从而维持了母线电压水平，保证了用户电动机工作的稳定性。但该方式存在不少弊端：采用电抗器占地面积大，土建投资及年运行费用高；一次接线复杂且增加了运行人员的维护检修工作量等。
为保证系统运行的可靠性，弥补系统阻抗的降低，限制其短路电流，切实有效的措施是提高变压器的短路阻抗值。这也是国际上许多发达国家早已趋向采用高阻抗变压器的原因，并在我国南方电网、江苏电网中也已得到广泛的应用。采用高阻抗变压器的电力系统具有占地面积小、易于总体布置，接线简单等优点；但在实际运行中，由于其短路阻抗较大，高阻抗变压器的无功损耗亦较普通变压器大出很多；且因变压器阻抗电压增高，二次电压随负荷变化的波动就大，对电压质量有一定的影响。
下面以一个220kV变电站工程实例，阐述10kV侧短路电流具体计算和分析，提出合理的限制措施，供交流和参考。
3 变电站限制短路电流算例分析
3.1 工程概况
设220kV变电站的终期建设规模为3×180MVA。短路电流计算水平年考虑2020年远景水平年，湖南220kV及以上网络参与计算，相关110kV网络按开环运行考虑，该变电站220kV侧系统短路阻抗如下：
X1=0.00652 X0=0.00731
3.2 主变10kV进线侧加装限流电抗器的三相短路电流计算
假设将10kV侧短路电流限制到31.5kA（kA）
则电源点至短路点的等值电抗标幺值为
（式中，为基准电流）
所需电抗器的电抗标幺值为
式中，为电源点至電抗器前的系统电抗标幺值。
电抗器在其额定参数下的百分电抗为
=4.9
式中，为电抗器的额定电流（3kA），为电抗器的额定电压（11kV）。
选=8%，计算出加装电抗器后变电站10kV侧母线的短路电流=23.49kA。因此可选择XKK-11-3000-8型的限流电抗器，经校验正常工作时电抗器上的电压损失=4.2%＜5%，满足要求。
3.3 采用高阻抗变压器的三相短路电流计算
变电站高阻抗变压器选取国网技术参数标准，计算取值如下：=180MVA，，，。
考虑变电站三台主变高压侧、中压侧并列运行，低压侧分列运行，由系统正序等值网络图，计算10kV侧短路电流如下：
电源点至10kV短路点的等值电抗标幺值为
10kV侧母线的短路电流（kA）
以上计算表明：采取高阻抗变压器后，变电站10kV侧母线的短路电流=17.94kA＜20kA，能完全满足《城市电力网规划设计导则》中220kV及以上变电站低压侧短路容量限值20kA的短路水平要求。
3.4 两方案技术经济比较及推荐意见
3.4.1 可靠性比较
首先，由于方案一在主变压器10kV侧增加了限流电抗器，且10kV母线桥也比方案二长，定性来说，由于任何设备的可靠性都达不到100%，所以回路中多一个元件就多了一个故障点。因此，在回路其他元件可靠性相同的情况下，方案二的可靠性要高于方案一。
其次，当10kV短路点位于主变压器到限流电抗器之间时，两种方案下主变压器所承受的短路电流和对主变压器所产生的破坏作用是不相同的。以本工程为例，对于方案一，若在主变压器10kV出口到10kV限流电抗器前发生三相短路，短路电流将高达68.28kA；对于方案二，若在主变压器10kV出口处发生三相短路，短路电流只有17.94kA。显然，在主变压器10kV出口发生三相短路时，方案二中的主变压器所承受的短路电流要小得多，对主变压器带来的破坏作用也小得多。
3.4.2 运行维护比较
方案一由于限流电抗器布置在室内，长时间运行后，电抗器和母线支持瓷瓶容易积灰，遇天气湿度大时，易发生相地或相间闪络，需要定期清扫灰尘，增加了运行维护的工作量和停电次数。而方案二就不存在上述问题。因此，从运行维护方面看，方案二的运行维护工作量要少于方案一。
3.4.3 电磁干扰与噪声
方案一中的限流电抗器一般采用空心电抗器，运行时漏磁较大，电磁噪声较大。因此，设备布置时，要使电抗器与控制保护设备及通信设备保持一定的距离，以避免或减少给上述设备带来的电磁干扰影响。而方案二中没有此设备，不存在上述问题。因此，方案二更符合国网公司关于建设“环境友好型”变电站的要求。
3.4.4 占地面积比较
随着变电站贯彻“两型一化”建设的深入，设备和建筑物的布置越来越紧凑，站区用地指标越来越小，这给限流电抗器的布置带来了困难。方案一中限流电抗器一般布置于室内单独的电抗器小间，这将增加建筑物的建筑面积，大多数情况下，也将增加变电站的占地面积。而方案二采用高阻抗变压器，没有限流电抗器，没有上述问题，同等条件下，其占地面积只会比方案一小，符合国网公司关于建设“资源节约型”变电站的要求。具体就工程而言，方案二的建筑面积要比方案一小42.5m2。上述两方案技术比较详见表1。
表1两方案技术比较
3.4.5 方案一次投资比较
两技术方案一次投资成本应考虑：设备购置费、设备安装费、建筑及设备基础费等，具体如下：
设备购置费：设备采购费以近期中标设备价格为参考。方案一主变压器850万元/台，限流电抗器4.5万元/台，8Mvar电容器32万元/组；方案二主变压器950万元/台，10Mvar电容器40万元/组。
设备安装费：方案一因为有限流电抗器的存在，增加了电抗器设备安装费0.32万元，但是方案二并联电容器组较方案一多出两组，电容器安装费增加2.61万。
建筑及设备基础费：方案一因为有限流电抗器的存在，增加了电抗器间建筑成本费（含地面及基础）8.5m×5m×1200元/m2×1.35=6.89万元。
3.4.6 运行损耗成本比较
全寿命周期成本最优化设计要求我们从全寿命周期出发去考虑成本问题，不仅仅要考虑项目的初始投资，更要考虑项目在整个全寿命周期内的支持成本，包含运行、维修、更换直至报废的全过程。
取该地区年最大负荷利用小时数5600小时，再根据最大负荷利用小时与损耗小时数关系表，查得该地区年损耗小时数约为4000小时。两技术方案经济性比较指标见表2，两方案经济性比较见表3。
表2两方案经济比较指标单位：MVA，台，组，万元
表3两方案经济比较单位：MVA，MW，台，万元
通过上述比较可知，按工程全寿命周期考虑，方案一具有优势。
3.4.7 结论
通过上述的技术经济比较，我们可以看到：采取限流措施后，两方案均可将变电站10kV母线三相短路电流控制在25kA以下，且方案二能完全满足《城市电力网规划设计导则》中对短路水平20kA的要求，技术上更优。
方案二运行可靠性更高，运行维护工作量更少，电磁干扰和电磁噪声更小，建筑面积更小，布置更简洁，更符合国网公司“两型一化”的要求。但经济上，从全寿命周期看，方案一比方案二综合年费用要小47.08万元，投资上更具优势。
综上所述，两方案各有优缺点，应依据场地大小、变电站总平面布置的实际情况灵活进行选择。本文以一个220kV变电站实例进行的短路电流计算及分析，提出的220kV变电站限制短路电流设备配置具体措施，可供从事同类工作时参考。
关键词：限制；短路电流；技术经济比较
中图分类号：TM411文献标识码： A 文章编号：
1 前言
由于电力系统的不断发展，大容量机组和电厂及变电设备的投入，尤其是负荷中心大电厂的出现以及大电力系统的互联，系统短路电流水平日益提高，如果不采取限制措施加以控制，不但会使新变电所的设备投资大大增加而且对系统中原有变电所设备的通信线路和管线都将产生很大的干扰和危害，更可导致变压器损坏及电缆爆炸、TA爆炸等事故的发生，影响到电网的安全、稳定、经济运行。根据《城市电力网规划设计导则（Q/GDW 156-2006）》的规定，10kV电压等级的短路容量必须限制在20kA以内。可见，短路电流超标已成为网络规划、电源和变电站接入的一个制约因素，不利于电网规划和发展。
2 工程设计常用的限制短路电流措施
在我省220kV变电站的设计及生产运行实践中，均考虑在变电站10kV侧加装限流电抗器，一方面它用于限制短路电流，使低压侧可选择轻型设备；另一方面由于短路时电抗压降较大，从而维持了母线电压水平，保证了用户电动机工作的稳定性。但该方式存在不少弊端：采用电抗器占地面积大，土建投资及年运行费用高；一次接线复杂且增加了运行人员的维护检修工作量等。
为保证系统运行的可靠性，弥补系统阻抗的降低，限制其短路电流，切实有效的措施是提高变压器的短路阻抗值。这也是国际上许多发达国家早已趋向采用高阻抗变压器的原因，并在我国南方电网、江苏电网中也已得到广泛的应用。采用高阻抗变压器的电力系统具有占地面积小、易于总体布置，接线简单等优点；但在实际运行中，由于其短路阻抗较大，高阻抗变压器的无功损耗亦较普通变压器大出很多；且因变压器阻抗电压增高，二次电压随负荷变化的波动就大，对电压质量有一定的影响。
下面以一个220kV变电站工程实例，阐述10kV侧短路电流具体计算和分析，提出合理的限制措施，供交流和参考。
3 变电站限制短路电流算例分析
3.1 工程概况
设220kV变电站的终期建设规模为3×180MVA。短路电流计算水平年考虑2020年远景水平年，湖南220kV及以上网络参与计算，相关110kV网络按开环运行考虑，该变电站220kV侧系统短路阻抗如下：
X1=0.00652 X0=0.00731
3.2 主变10kV进线侧加装限流电抗器的三相短路电流计算
假设将10kV侧短路电流限制到31.5kA（kA）
则电源点至短路点的等值电抗标幺值为
（式中，为基准电流）
所需电抗器的电抗标幺值为
式中，为电源点至電抗器前的系统电抗标幺值。
电抗器在其额定参数下的百分电抗为
=4.9
式中，为电抗器的额定电流（3kA），为电抗器的额定电压（11kV）。
选=8%，计算出加装电抗器后变电站10kV侧母线的短路电流=23.49kA。因此可选择XKK-11-3000-8型的限流电抗器，经校验正常工作时电抗器上的电压损失=4.2%＜5%，满足要求。
3.3 采用高阻抗变压器的三相短路电流计算
变电站高阻抗变压器选取国网技术参数标准，计算取值如下：=180MVA，，，。
考虑变电站三台主变高压侧、中压侧并列运行，低压侧分列运行，由系统正序等值网络图，计算10kV侧短路电流如下：
电源点至10kV短路点的等值电抗标幺值为
10kV侧母线的短路电流（kA）
以上计算表明：采取高阻抗变压器后，变电站10kV侧母线的短路电流=17.94kA＜20kA，能完全满足《城市电力网规划设计导则》中220kV及以上变电站低压侧短路容量限值20kA的短路水平要求。
3.4 两方案技术经济比较及推荐意见
3.4.1 可靠性比较
首先，由于方案一在主变压器10kV侧增加了限流电抗器，且10kV母线桥也比方案二长，定性来说，由于任何设备的可靠性都达不到100%，所以回路中多一个元件就多了一个故障点。因此，在回路其他元件可靠性相同的情况下，方案二的可靠性要高于方案一。
其次，当10kV短路点位于主变压器到限流电抗器之间时，两种方案下主变压器所承受的短路电流和对主变压器所产生的破坏作用是不相同的。以本工程为例，对于方案一，若在主变压器10kV出口到10kV限流电抗器前发生三相短路，短路电流将高达68.28kA；对于方案二，若在主变压器10kV出口处发生三相短路，短路电流只有17.94kA。显然，在主变压器10kV出口发生三相短路时，方案二中的主变压器所承受的短路电流要小得多，对主变压器带来的破坏作用也小得多。
3.4.2 运行维护比较
方案一由于限流电抗器布置在室内，长时间运行后，电抗器和母线支持瓷瓶容易积灰，遇天气湿度大时，易发生相地或相间闪络，需要定期清扫灰尘，增加了运行维护的工作量和停电次数。而方案二就不存在上述问题。因此，从运行维护方面看，方案二的运行维护工作量要少于方案一。
3.4.3 电磁干扰与噪声
方案一中的限流电抗器一般采用空心电抗器，运行时漏磁较大，电磁噪声较大。因此，设备布置时，要使电抗器与控制保护设备及通信设备保持一定的距离，以避免或减少给上述设备带来的电磁干扰影响。而方案二中没有此设备，不存在上述问题。因此，方案二更符合国网公司关于建设“环境友好型”变电站的要求。
3.4.4 占地面积比较
随着变电站贯彻“两型一化”建设的深入，设备和建筑物的布置越来越紧凑，站区用地指标越来越小，这给限流电抗器的布置带来了困难。方案一中限流电抗器一般布置于室内单独的电抗器小间，这将增加建筑物的建筑面积，大多数情况下，也将增加变电站的占地面积。而方案二采用高阻抗变压器，没有限流电抗器，没有上述问题，同等条件下，其占地面积只会比方案一小，符合国网公司关于建设“资源节约型”变电站的要求。具体就工程而言，方案二的建筑面积要比方案一小42.5m2。上述两方案技术比较详见表1。
表1两方案技术比较
3.4.5 方案一次投资比较
两技术方案一次投资成本应考虑：设备购置费、设备安装费、建筑及设备基础费等，具体如下：
设备购置费：设备采购费以近期中标设备价格为参考。方案一主变压器850万元/台，限流电抗器4.5万元/台，8Mvar电容器32万元/组；方案二主变压器950万元/台，10Mvar电容器40万元/组。
设备安装费：方案一因为有限流电抗器的存在，增加了电抗器设备安装费0.32万元，但是方案二并联电容器组较方案一多出两组，电容器安装费增加2.61万。
建筑及设备基础费：方案一因为有限流电抗器的存在，增加了电抗器间建筑成本费（含地面及基础）8.5m×5m×1200元/m2×1.35=6.89万元。
3.4.6 运行损耗成本比较
全寿命周期成本最优化设计要求我们从全寿命周期出发去考虑成本问题，不仅仅要考虑项目的初始投资，更要考虑项目在整个全寿命周期内的支持成本，包含运行、维修、更换直至报废的全过程。
取该地区年最大负荷利用小时数5600小时，再根据最大负荷利用小时与损耗小时数关系表，查得该地区年损耗小时数约为4000小时。两技术方案经济性比较指标见表2，两方案经济性比较见表3。
表2两方案经济比较指标单位：MVA，台，组，万元
表3两方案经济比较单位：MVA，MW，台，万元
通过上述比较可知，按工程全寿命周期考虑，方案一具有优势。
3.4.7 结论
通过上述的技术经济比较，我们可以看到：采取限流措施后，两方案均可将变电站10kV母线三相短路电流控制在25kA以下，且方案二能完全满足《城市电力网规划设计导则》中对短路水平20kA的要求，技术上更优。
方案二运行可靠性更高，运行维护工作量更少，电磁干扰和电磁噪声更小，建筑面积更小，布置更简洁，更符合国网公司“两型一化”的要求。但经济上，从全寿命周期看，方案一比方案二综合年费用要小47.08万元，投资上更具优势。
综上所述，两方案各有优缺点，应依据场地大小、变电站总平面布置的实际情况灵活进行选择。本文以一个220kV变电站实例进行的短路电流计算及分析，提出的220kV变电站限制短路电流设备配置具体措施，可供从事同类工作时参考。