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２００９年第２７卷第５期內蒙古電力技術２５
２．２變壓器分列執行
１０ｋｖ母線分段執行。母線短路電流只流過ｌ台主變壓器。其短路電流值較２臺變壓器並列執行時大為降低。
因此在許多情況下允許１０ｋｖ側裝設輕型電器。不足之處是變壓器的負荷不平衡，致使電能損耗較並列執行時稍大。執行可靠性也相應降低。
２．３採用高阻抗變壓器
採用高阻抗變壓器是限制短路電流的有效辦法，它降低了系統短路電流水平．減少了饋電線路對鄰近通訊線路的干擾和危害。有利於斷路器等電氣裝置的選型。但高阻抗變壓器在使用過程中存在損耗大、成本高等問題。
如ｓｚｌ０、ｓｚｉｌ型的變壓器阻抗電壓達到２０％後，投資增加在５０萬元以上。目前包頭供電局在建的１１０ｋｖ裝備園區變電站設計使用了高阻抗變壓器，未投運，暫無執行經驗。
２．４裝設出線電抗器
當短路電流很大，採用其他限流措施不能滿足要求時。就需要在１０ｋｖ饋線的出線側裝設出線電抗器。此接線方式投資最大、占地大，因此在變電站中盡可能不用。
２．５提高系統執行電壓
配電系統執行電壓提高到２０ｋｖ．饋電能力增強，短路電流大為降低，這種方法是限制短路電流的最根本、最有效的方法，但需要做配電網公升壓實施規劃。目前國內的應用還處於試行階段。２００９—０４內蒙古電力（集團）有限責任公司組織相關人員已對國內採用２０ｋｖ配電系統電壓的變電站及生產廠家進行了考察調研，目前正在**論證階段，計畫在包頭供電局新建的ｌｌｏｋｖ變電站中設計採用。
河西變、哈業變是已執行站，布置格局已確定。但安裝電抗器需要一定空間。變電站最初建設時沒有考慮電抗器位置。
如採取變壓器分列執行方式，雖然短路電流有所下降，但執行可靠性也相應下降。更換變壓器為高阻抗型變壓器及在１０ｋｖ饋線的ｈｊ線側裝設出線電抗器，投資太高，實施過程長，影響供電。因此，要結合變電站現狀，分別採取不同的限流措施。
３改造方案及實施
３．１哈業變改造方案
哈業變２００４年投運．目前１１０ｋｖ側１個電源進線，主接線形式為內橋接線，執行２臺５００００ｋｖａ雙繞組主變壓器，１０ｋｖ主接線形式為單母線分段接線，２段母線各帶１１回出線和１個電容器出線。根據計算．並在現場嚴格測量，需在２台主變１０ｋｖ側加裝２組限流電抗器，主接線形式不變。限流電抗器的電抗率計算值為８％時，可將１０ｋｖ母線短路電流降至２１ｋａ。
目前１１０ｋｖ裝置布置於變電站東側，２台主變壓器位於變電站中部，１０ｋｖ配電室位於西側，１０ｋｖ側通過母排硬連線引至配電室。１０ｋｖ出線全部為電纜。經過現場勘察測量，主變壓器至１０ｋｖ配電室之間可以加裝限流電抗器．但需對現執行的ｌｏｋｖ母線橋進行改造。
即從變壓器至１０ｋｖ限流電抗器採ｊｈ硬母排過渡為軟導線架空連線的方式。從穿牆套管處用軟導線接於電抗器。拆除原有１０ｋｖ母線支架基礎，增加２組電抗器基礎、支柱絕緣子基礎和電流瓦感器基礎．增加２個１０ｋｖ母線支架基礎。
３．２河西變改造方案
河兩變１９９２年投運，目前１１０ｋｖ側２個電源進線，分別為召河線和河兩線，主接線形式為單母線分段接線．執行２臺６３０００ｋｖａ三繞組主變壓器，３５ｋｖ和１０ｋｖ側主接線形式都為單母線分段接線。３５ｋｖ出線５回：１０ｋｖ出線１３回．其中ｉ段出７回，ｉｉ段出６回；電容器出線２回。
該站最初建設時沒有考慮電抗器位置，主變壓器至１０ｋｖ配電宦之問距離很短．不能加裝限流電抗器，所以只能考慮將現執行的１０ｋｖ開關櫃內短路開斷電流為３１．５ｋａ的所有裝置更換為短路開斷電流為４０ｋａ的裝置．確保現階段的安全穩定執行。
４結束語
隨著包頭地區電源點的不斷接人．系統短路電流繼續上公升，只採取加裝限流電抗器、更換裝置等措施不是解決問題的根本辦法。目前５００ｋｖ電網建設落後，不具備解環條件，計算分析２２０ｋｖ系統短路電流，實施開環措施．優化網架結構．通過比較選擇最佳方案才是合理的方式。
編輯：郭
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