750kV乌北片区电网短路电流现状及改进措施

由于电源大规模投运,750 kV乌北变电站短路电流水平严重超过了断路器额定开断能力。针对750 kV乌北变电站220 kV侧短路电流严重超标的问题,分别从电网运行方式调整、发电厂升压站采用高阻抗变压器、加装限流电抗器及变电站中性点加装限流电抗器几个方面对短路电流下降情况进行了相关分析计算,但合理的网架结构和电源装机规模是解决短路电流超标问题的最根本途径,结合远期750 kV五家渠变电站的投运对乌北片区短路电流进行了预测。该分析结果对于合理规划750 kV片区电源容量,限制电网短路电流水平具有一定的参考价值。     

江苏电网限制单相接地短路电流措施的研究

根据江苏电网2009年规划,经计算发现部分500kV变电站存在220kV侧单相短路电流将超标现象,针对该问题,提出了几种限制单相短路电流的措施,并进行了相应的计算分析。     

750kV乌北变中性点串接小电抗对接地短路电流限制效果分析

针对新疆电网乌北1、2号主变220kV侧单相短路电流超标的问题,考虑了在中性点加入小电抗的限制单相短路电流的措施,计算了不同小电抗值对单相短路电流的限制作用,选定10-15欧姆为合适的阻值范围,通过计算验证了乌北1、2号主变接入12欧姆中性点小电抗后未构成不接地系统。     

基于串联电抗器的广东电网短路电流抑制方案

结合国内外大电网运行现状与经验,介绍串联电抗器在短路电流抑制方面的应用及主要问题,并分析广东电网未来几年短路电流的发展趋势。结果表明,过高的短路电流已严重制约方式安排,显著削弱电网可靠性。结合广东电网实际情况,对短路电流超标站点的相关线路进行串联电抗器接入灵敏度分析,归纳出串联电抗器在广东电网的短路电流抑制效果并提出两点串联电抗器配置建议,在此基础上给出适用于广东电网的串联电抗器配置的推荐方案。     

变电站220kV侧单相短路电流超标问题分析及解决方案

吉兰太变电站是内蒙古电网的一座500 kV枢纽变电站,该变电站3台主变压器并列运行,随着新增电源项目的接入,变电站220 kV侧单相短路电流值将达到50.2 kA,超出开关设备的额定遮断容量(50 kA),影响电网的安全稳定运行。针对该问题,提出减少接地点、在主变压器中性点加装小电抗、将主变压器220 kV母线分裂运行及建设第4台主变压器等解决方案,并对采取各方案后吉兰太变电站220 kV侧单相短路电流进行了计算分析,其中,采用在主变压器中性点装设小电抗方法可将短路电流降低约6kA,建议采用该方案。     

500 kV及220 kV自耦变压器对电网单相短路电流的影响

江苏部分500kV枢纽变电站220kV母线单相短路电流大于三相短路电流较多,且已经逼近了断路器的额定开断能力。主要是由于大量采用自耦变压器引起的,考虑更换自耦变为非自耦变以降低单相短路电流,实质是减少零序网接地支路。通过序网图原理分析发现更换500kV自耦变为非自耦变比更换220kV站内的自耦变为非自耦变对单相短路电流的抑制作用大,算例也证明了理论分析的正确性。但是更换500kV自耦变在技术和经济上可行性都不强,所以抑制单相短路电流的最有效措施是500kV自耦变中性点加装小电抗。     

500 kV及220 kV自耦变压器对电网单相短路电流的影响

江苏部分500 kV枢纽变电站220 kV母线单相短路电流大于三相短路电流较多,且已经逼近了断路器的额定开断能力.主要是由于大量采用自耦变压器引起的,考虑更换自耦变为非自耦变以降低单相短路电流,实质是减少零序网接地支路.通过序网图原理分析发现更换500 kV自耦变为非自耦变比更换220 kV站内的自耦变为非自耦变对单相短路电流的抑制作用大,算例也证明了理论分析的正确性.但是更换500 kV自耦变在技术和经济上可行性都不强,所以抑制单相短路电流的最有效措施是500 kV自耦变中性点加装小电抗.     

郊尾 500kV 变电所 220kV 母线短路电流限制措施

根据郊尾变远景接线情况,计算了其２２０ｋＶ母线的短路电流,提出了限制短路电流的措施,并对中性点接地小电抗安装地点及其电抗值进行了分析。     

变电站10kV母线短路电流限制措施分析

随着包头地区各变电站母线短路容量的不断增大,110kV河西变电站（以下简称河西变）和110kV哈业变电站（以下简称哈业变）的10kV三相短路电流值超过了站内运行设备的电流额定值,结合变电站实际情况,分别采取适当的限流措施。如哈业变需在2台主变压器10kV侧各加装限流电抗器,主接线形式不变,限流电抗器的电抗率计算值为8%,可将10kV母线短路电流降至21kA。河西变,由于主变压器至10kV配电室之间距离很短,不能加装限流电抗器,只能考虑将现运行的所有10kV开关柜设备更换为短路开断电流为40kA的设备,才能确保安全稳定运行。     

基于抑制短路电流的500kV变压器中性点经小电抗接地的电抗选值研究

近些年来,我国电网规模日益扩大,网架结构不断加强。由于成本相对较低,500 kV变电站大都采用自耦变压器,且中性点直接接地运行。然而,在中性点直接接地的运行方式下,部分500 kV变电站220kV侧单相短路电流过高,甚至高于三相短路电流,对电网的安全稳定造成威胁。文章主要研究500kV自耦变压器中性点由直接接地改为串接小电抗器接地后220kV侧单相短路电流水平。构建了双电源模型对电力系统进行等效,阐述了500 kV自耦变压器中性点串接小电抗限制220 kV侧单相短路电流的原理。并研究了不同站点变压器中性点加装小电抗对不同短路位置短路电流的影响能力。研究结果表明,当电抗值选在10～25Ω之间时,限流效果最为明显。     

特高压交直流投产后山西电网短路电流分析及抑制措施研究

随着山西电网的快速发展,特高压交直流工程的逐步投产使得电网联系愈加紧密,电网容量不断增大,短路电流水平不断提高,导致多个站点出现超标的情况,对电网的安全稳定运行造成不利影响。结合山西电网发展规划,对2017年目标网架的短路电流进行仿真计算,对短路电流超标的站点进行研究分析并提出了可行的抑制措施。     

应用串联电抗器限制500 kV短路电流分析

介绍了串联电抗器限制短路电流的工作原理和特点;超高压输电网中限流串联电抗器的典型应用实例和制造水平以及串联电抗器的美国国家标准和美国PJM电网的应用指导意见。根据华东电网短路电流水平的分析结论,对串联电抗器参数设计和安装地点进行了初步分析。     

乌昌地区短路电流分析及限制措施研究

随着电网的发展和大容量机组的接入,乌昌地区220kV系统短路容量已成为影响电网安全稳定运行的主要问题。在采用高阻抗变压器、分层分区等限流措施基础上,根据不同阶段的网架特点,进一步采取开断线路、加装串联电抗器、更换开关等方法来有效限制短路电流水平,并结合该地区自身特点给出了具体的实施方案。     

750kV及特高压输电线路抑制潜供电弧的方法

为使单相自动重合闸在750kV及特高压输电线路瞬时性故障后可靠重合，必须限制潜供电流和恢复电压。基于一个750kV双端电源供电系统模型，对2种熄灭潜供电弧的方法——使用快速接地开关和并联电抗器中性点接小电抗，采用ATP仿真软件进行了潜供电流及恢复电压的计算，分析比较了2种方法的优缺点。依据仿真数据得出，并联电抗器中性点接小电抗的方法降低潜供电流及恢复电压的效果优于前者。同时针对特高压线路采用单相自动重合闸的优势，提出了并联电抗器中性点小电抗的正确取值范围，从而达到抑制谐振过电压、加速潜供电流熄灭，成功实现单相重合闸的目的。     

特高压对江西电网短路电流的影响

2013年江西电网将建设1 000kV南昌特高压站,以电网规划设计为基础,以电网建设项目进度为条件,对特高压入赣前、后江西电网的短路电流进行详细计算分析,在此基础上分析了特高压对江西电网短路电流的影响,并提出了降低江西电网短路电流和保障电网安全稳定运行的措施和建议.     

特高压对江西电网短路电流的影响

2013年江西电网将建设1 000 kV南昌特高压站,以电网规划设计为基础,以电网建设项目进度为条件,对特高压入赣前、后江西电网的短路电流进行详细计算分析,在此基础上分析了特高压对江西电网短路电流的影响,并提出了降低江西电网短路电流和保障电网安全稳定运行的措施和建议。     

采用串联电抗器限制500kV短路电流在华东电网的应用

介绍了华东电网应用串联电抗器限制500 kV系统短路电流水平的概况及其效果.分析了串抗投运后对电网运行的影响.归纳和总结了应用中一些关键技术和运行控制要求.     

基于综合等效灵敏度的短路电流抑制措施确定方法

随着电网规模的不断增大,短路电流超标已成为电力系统安全运行所面临的重大问题。文中提出了一种限制电网短路电流的综合等效灵敏度法,将限制短路电流问题分为限制短路电流和电气安全校核2个子问题。在限制短路电流子问题中,统一了线路开断、发电机停运、线路出串、线路装设串联阻抗、更换高阻抗变压器、母线分裂等限流措施的模拟,进而利用支路阻抗追加法计算上述措施实施后的节点阻抗参数和元件开断的短路电流综合等效灵敏度。在电气安全校核子问题中,对电网进行潮流和稳定校核,实现短路电流限制。青海电网的实际算例验证了文中方法的有效性,研究成果可为青海电网限制短路电流提供借鉴。     

江苏220 kV电网短路电流的分析和对策

在江苏电网的短路计算中,发现部分500 kV变电站220 kV母线单相短路电流大于三相短路电流较多,且已超过断路器的额定开断能力.分析了该现象产生的危害及形成的原因、治理的措施以及各项措施的效果.总结了治理电网短路电流超标的总体思路.