基于地理信息系统拓扑数据的配电网短路电流算法

庾力维, 李名科, 黄学劲, 蔡昭群, 陈中平

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

随着城市配电网规模不断扩大、电网结构不断完善和地区分布式电源(distributed generation，DG)渗透率[1-2]逐步提高，越来越多变电站10 kV母线短路电流超过《南方电网公司110千伏及以下配电网规划技术指导原则》规定的20 kA，而目前10 kV断路器基本按开断电流20 kA选型，其短路电流超标风险问题日益突出[3-4]，快速高效地实现大规模配电网设备短路水平的计算对于配电网的规划建设与稳定运行具有重要的应用价值。

电力系统分析工具已广泛应用，文献[5-7]提出电力系统短路电流程序(power system department-short circuit current program，PSD-SCCP)和电力系统分析综合程序(power system analysis software package，PSASP)可对电力系统中任意指定区域或电压等级范围内的所有节点进行短路扫描。程序主要针对高压配电网及输电网开发，仅计算至变电站内10 kV母线而忽略10 kV配电网层面，若补充分析10 kV侧电网短路电流水平，则工作量大幅增加。由于电网数据参数的差异化影响，数据卡片信息需逐一整理，无法形成模块化管理，配电网整体数据量庞大必然导致对仿真软件和计算机配置要求的提高及人力成本的成倍消耗，频繁的新建及改造项目导致卡片数据不便于日常更新维护，计算效率低且耗时长，数据质量也无法有效控制。另外，供电部门日常运行管理会针对新建及改造的单一项目所涉及的断路器进行短路电流校验，往往忽略了网架改造中对现有断路器短路电流水平的整体考虑。电网结构调整及运行方式的改变等影响因素都可能造成电网设备短路水平的动态变化，该常规模式难以对整个地区的断路器设备进行大规模快速计算及有效管理。

针对传统电力系统分析工具及日常运行算法在大区域复杂电网中适用性不强的问题，本文提出一种基于地理信息系统(geographic information system，GIS)拓扑数据[8-10]的配电网短路电流算法。该算法利用配电网GIS的设备拓扑数据及常规电网数据，将电网10 kV断路器简化成各个节点模型与支路模型[11-14]，运用Excel的计算模块进行计算。GIS已基本实现工程资料数据电子化移交，系统数据更新维护已作为常态化工作，数据模块可预先设定采集格式及对象内容。区别于传统短路电流分析工具，该算法计算效率及所需时间不受配电网整体数据量的限制，电网数据质量已在配电网GIS电子化移交过程中得到有效控制，系统侧电抗及电源点至短路故障点等效阻抗可实现模块化管理。

本文首先研究含DG的配电网及配电网闭环运行的故障短路电流特性、配电网GIS拓扑及电网常规基础数据；其次，分析模块应用算法中GIS拓扑数据及电网常规基础数据的采集对象及指定字段数据；然后，利用Excel工作表的公式、函数和数组计算功能[15]，创建自定义模块进行计算应用；最后，通过实际算例和理想模型仿真分析，对算法的有效性进行验证。

1 故障短路电流特性分析

1.1 含DG的配电网故障短路电流特性

DG接入使传统配电网由辐射状网络成为多电源供电网络，按DG并网接口方式不同，可分为变流器类DG和电机类DG。含变流器类DG的配电网发生短路时，DG向短路点提供的短路电流始终可以控制在设定的允许过电流范围(一般为1.2～1.5倍额定电流)之内[16-17]；含电机类DG的配电网发生短路时，DG提供的起始短路电流约为额定电流的5～7倍，此后经过约3～10个周期逐渐衰减到零[18]。

含DG的配电网故障短路特性分析如图1所示，其中，LM为变电站10 kV母线，QF为10 kV馈线出线断路器(闭合状态)，K1为模拟故障点，F01—F15为10 kV馈线编号，IS为系统侧短路电流，IⅠ为其他馈线DG提供短路电流，IⅡ、IⅢ为本馈线DG提供短路电流，XS为系统侧等效阻抗，XⅠ、XⅡ、XⅢ为区域Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ等效阻抗。当短路故障发生在K1点时，流经K1点的故障短路电流可分3部分：由系统侧提供的故障电流IS，所在同一10 kV馈线上的DG所提供的故障电流IⅡ、IⅢ，变电站相同母线的其他10 kV馈线上的DG提供的故障电流IⅠ。变电站不同母线上的DG对短路点注入的短路电流很小，计算中可以忽略其影响。故障点短路水平主要受系统侧影响，DG接入的影响取决于其渗透率选取、选址定容、并网方式等的选择。

图1 含DG的配电网故障短路特性分析

进行短路电流计算时，算法基于GIS平台应用功能架构中的空间拓扑分析模块(包括空间分析、最短路径分析、电源点追溯、线路走廊分析等)，分析多电源至故障短路点电路的电参数，通过网络变换求得电源至短路点的等值总阻抗。文献[16]指出DG容量在400 kW以下推荐接入380 V以下低电压等级，其DG对故障点影响需考虑升压变压器(以下简称“升压变”)阻抗。常用短路电流计算标准和方法可参考文献[19-22]。

1.2 配电网闭环运行的故障短路电流特性

考虑继电保护及安全稳定运行，正常运行方式下10 kV环网馈线一般仍以开环运行为主。为解决短时停电问题，满足发达地区高科技产业、金融中心等重要用户对电力供应的严苛需求，《南方电网公司110千伏及以下配电网规划技术指导原则》提出基于20 kV电压等级的“花瓣”型接线，馈线闭环运行，可实现不停电转供，供电可靠性高，满足“N-1-1”要求。

根据闭环运行馈线供电电源的不同，闭环馈线配置方式类型可分为3种，如图2所示，其中TS为变电站主变压器(以下简称“主变”)，主变低压侧母线LM均为分列运行，即母线分段断路器常开。

图2 闭环运行方式分类

类型1，闭环运行的2条馈线由相同变电站同一主变母线段供电。文献[23-24]介绍了香港、台湾电力公司在这方面的运行经验；文献[25]介绍了广州中新知识城借鉴新加坡电网运行经验，正在进行20 kV配电网闭环运行的试点建设。

类型2，闭环运行的2条馈线由相同变电站不同主变母线段供电，但其10 kV母线断路器常闭。文献[26]研究了新加坡梅花状典型供电模型，与类型1相比，该类型还需考虑互联变压器额定容量及阻抗参数。

类型3，闭环运行的2条馈线由不同变电站的不同主变母线供电。该方式不利于系统稳定，尚未有地区采用。

区别于辐射型与开环运行方式，闭环运行的配电网是多电源供电，其馈线发生短路时短路阻抗减小、短路电流增大。文献[27]表明，闭环运行馈线上发生短路时，类型2与类型3的短路容量比类型1大很多，且受系统条件影响较大，而类型1的短路容量只比开环模式略大。同时，类型1在不考虑DG接入情况下，变电站母线端短路阻抗与开环运行状态下一致，相同变电站同母线的馈线闭环运行，理论上馈线短路电流值与开环运行是大小一致的。限制类型3方式运行的关键因素为其供电方式所导致的电磁环网和短路电流剧增问题。

2 配电网GIS拓扑及常规数据处理

2.1 公用信息模型介绍

公用信息模型(common information model，CIM)定义了能量管理系统(energy management system，EMS)的应用程序接口标准，即电力对象模型及其关系，采用CIM可以顺利实现系统间的信息交换。CIM拓扑结构如图3所示。

图3 CIM 拓扑结构

2.2 GIS拓扑数据模块定义

以断路器为例，利用GIS数据接口功能，导出其台账数据，包括设备型号、开断电流、所属变电站、DG接入等，并通过拓扑关系反溯断路器至所属站10 kV母线的馈线数据、断路器至各DG的馈线数据以备馈线阻抗的计算，系统侧电抗及电源点至短路故障点等效阻抗可实现模块化管理，实现传统单电源及多电源网络的阻抗等效处理。采集东莞电网某时刻数据作为定义范例，见表1，表中略去10 kV馈线所含DG容量、接入类型、并网方式及通过拓扑关系反溯至所属站10 kV母线的馈线数据。

2.3 常规电网数据

2.3.1 变电站10 kV母线短路电流数据模块

电网年度运行方式是电力部门指导次年内电力系统生产和运行的技术方案[28]，年度运行方式的编制对多方面技术专题进行分析计算，可扫描变电站各电压等级母线的短路电流水平，是计算系统侧电抗参数的基础。表2摘自东莞电网年度运行方式报告中变电站10 kV母线短路电流数据。

表1 设备台帐数据输入模块

表2 10 kV母线短路电流数据模块

2.3.2 设置10 kV馈线阻抗参数

10 kV馈线阻抗参数值与制造工艺水平和标准有关，相关数值可参见IEC 60909，或从手册资料[29]和产品样本中获得。阻抗参数设置模块见表3。

2.3.3 其他电网参数

配电网系统和运行常规参数采集除了变电站10 kV母线短路水平、单位10 kV馈线阻抗参数外，

表3 阻抗参数设置模块

对于DG接入需根据其容量、类型来选择接入电压等级和并网方式。对于电机类DG，需求取DG至短路点转移阻抗Xca，通过发电机运算曲线查表得到电流标幺值数据(表4)，该数据可拓展整理为通用参数库，形成计算源模块。

3 算法构建与仿真

3.1 算法构建流程

本文基于配电网GIS拓扑数据结构回溯其馈线型号及长度等数据，并结合常规电网数据构建算法。计算流程如图4所示。

表4 汽轮发电机运算曲线数字表

图4 计算流程

3.2 算法仿真

利用计算模块对东莞电网现有29 132台断路器所在位置短路电流进行规模化计算，以校验断路器短路电流水平是否超限，仿真结果见表5。

电网500 kV以下电压等级变电站通常不采用自耦变压器，东莞220 kV及110 kV变电站分别采用三绕组、双绕组变压器，经小电阻或消弧线圈接地方式，限制了单相短路电流。为减少谐波对用电设备的影响，10 kV侧采用三角形接线，一旦发生故障，零序电流只能在绕组内部形成环流，不能流入外电路，因此非故障相电流很小。对于10 kV侧短路电流，一般只需按三相短路故障情况进行分析。

4 算例分析比较

4.1 传统闭环设计、开环运行的供电模式算例

以东莞古坑变电站官仓线配电网结构为例进行分析，图5为馈线简化图，其中为①—⑩支路线段信息编号。

表5 仿真结果

正常运行时，除了环网常开点、支路停运，断路器、负荷开关、隔离开关均为闭合状态。

图5 馈线简化图

Fig.5 Feeder simplified diagram

实际馈线各断路器回馈至变电站10 kV母线的对应支路线段信息见表6。

表6 断路器支路信息

本文算法与PSD-SCCP算法结果对比见表7，PSD-SCCP按不考虑静态负荷、电动机负荷和馈线充电负荷功率模式计算。

表7 本文算法与PSD-SCCP算法结果比较

算例分析中，官仓1T1断路器短路电流存在超标风险，主要原因是上级500 kV东莞站短路水平高且古坑站距其仅2.9 km，其次是古坑站采用非高阻抗变压器，樟洋电厂接入110 kV母线。10 kV馈线后端其余断路器增加了10 kV馈线阻抗，削弱了从系统侧提供的短路电流。对于该超标风险断路器的控制建议如下：

a)10 kV馈线层面，断路器本身现状运行良好，并未到设备运行年限，暂不建议更换。

b)变电站层面，以变电站主变低压侧10 kV母线超标程度为主要参考：低压侧10 kV母线短路电流高于25 kA的主变宜尽快安排项目改造；短路电流在22～25 kA，宜综合各变电站设备实际运行条件逐步进行改造；短路电流低于22 kA，变电站主变暂不改造。

PSD-SCCP算法与本文算法的计算结果误差在1%以内，验证了本文所提出算法的有效性，同时也验证了短路电流水平与上级电源至本节点的馈线长度呈反相关关系。

4.2 DG接入与闭环运行的供电模式算例

东莞地区现有配电网供电模式包括辐射型、环网设计开环运行方式，算例基于所建立的简化模型组合不同模式作分析比较。供电模式简化模型如图6所示，其中，FK为10 kV馈线分段断路器，LK为10 kV馈线联络断路器，DG1—DG3为10 kV馈线接入DG，F1—F4为模拟故障点。

图6中，AB3为单环网馈线组的联络断路器，以电机类DG考虑，模拟馈线组单回馈线50%负载率情况，最大利用时间Tmax值取5 000 h，DG渗透率取25%，馈线A以3座同参数DG邻近断路器分布，考虑升压变阻抗。

模式1，开环运行，即联络断路器AB3开断状态，馈线A无DG接入；

模式2，闭环运行，联络断路器AB3关合状态，馈线A无DG接入；

模式3，开环运行，馈线A含DG接入；

模式4，闭环运行，馈线A含DG接入。

相同算法不同模式下的短路电流计算结果对比见表8，不同算法的短路电流计算结果对比见表9。算例采用理想模型分析，以外网等值至10 kV母线Y31短路电流为20 kA进行模拟。

由表8可以看出：①是否闭环运行对变电站10 kV母线端基本无影响；②受对侧电源影响，闭环运行联络点短路电流水平增量最大，受到馈线阻抗限制，以出线方向递减；③DG接入的影响与其并网方式、布点及接入容量等级有关；④DG接入对原网络短路水平影响不大，主要受升压变及线路阻抗限制。

由表9可以看出：2种算法计算结果误差在0.26 kA以内；模式1即开环运行且无DG接入情况下误差极小；其他模式采用闭环运行或DG接入使得原网架复杂化而增加了设备或电源点，多参数的小偏差导致了2种算法结果的差异。

5 结束语

本文提出一种基于配电网GIS拓扑数据的10 kV断路器短路电流算法，弥补了传统短路电流计算程序处理数据工作量庞大与需时冗长的不足，并正常运行时，断路器均为闭合状态。

图6 供电模式简化模型

表9 不同算法的短路电流计算结果比较

根据配电网发展趋势增加了闭环运行及DG接入的计算。算法依据GIS拓扑关系及常规电网数据，将电网10 kV断路器设备简化成各节点模型与支路模型，基于短路电流计算原理，采用Excel模块进行计算。算法中系统侧电抗及电源点至短路故障点等效阻抗可实现模块化管理，计算效率及所需时间不受配电网整体数据量的限制，电网数据质量已在配电网GIS电子化移交过程中得到有效控制。通过对东莞地区实际算例和理想模型的仿真以及算法比较，证明该算法能实现配电网大规模数据处理，实用简便，无次数限制，可快速计算断路器设备短路电流水平。

基于GIS拓扑数据的配电网短路电流算法可为电气设备选型与继电保护装置的整定提供技术依据，实现对10 kV配电网短路电流的有效管理，具有一定的实用价值。