控制上海电网短路电流的若干措施

庞爱莉

（上海交通大学 电子信息与电气工程学院电气工程系，上海 200240）

1 上海电网短路电流现状

随着整个长三角地区电力系统规模的不断扩大以及电网结构联系的日益紧密，处于华东电网末端的上海电网短路容量问题越来越突出。2011年迎峰度夏期间，在不采取限制措施的情况下，上海电网共有7个500kV变电站或电厂母线短路水平越限，其中黄渡、徐行、顾路和杨行站500kV母线三相短路电流，均已超过63kA。

为了限制短路电流，华东和上海500kV电网正常运行时需要采取拉停500kV线路以及线路在相关站内出串的运行方式调整措施，2011年迎峰度夏期间上海500kV电网采取“一出串、三拉停”的单环运行方式，500kV主网方式的调整措施一方面降低电网可靠性，同时又增加了运行的复杂程度，特别是在发生重要线路故障跳闸或者设备缺陷检修的情况下，电网调整难度增加，输电能力下降，影响系统抗风险的能力。

上海电网220kV电网采取分层分区的运行方式，一方面是为了打开电磁环网，但更主要是为了控制随着电力系统发展、电网结构的加强而日益增大的系统短路容量。

上海220kV电网分层分区运行后，主要厂站母线的短路电流水平基本得到了有效控制。然而，随着电力系统的发展，上海220kV电网短路电流问题日益突出。2011年在上海500kV主网单环运行方式下，杨行220kV母线短路电流正常情况下为51.98kA；徐行分区内部石洞口二厂和石洞口燃机全开机方式下，徐行220kV母线短路电流达到51.49kA。

2 上海电网短路电流发展趋势

随着华东电网紧密度的提高、上海电网最高负荷和市内装机容量的不断增长，上海电网的短路电流水平将不断增大。上海电网双环网建成初期曾合环运行，后随着短路水平的增大，改为开环运行。“十一五”期间，随着外半环的初步建成，内环网顾路—杨高—南桥—泗泾各线具备了开断运行的可能性，从而改善了上海环网结构，可在不影响供电可靠性的前提下缓解短路电流问题。

“十二五”期间，上海电网将再度面临各500kV变电站短路电流全面超过开关遮断能力的问题，需要进一步找到缓解短路电流的措施。如果2013年底特高压沪西站接入上海电网，导致周边各主要节点短路水平提高5～10kA。2014年在上海500kV主网单环运行方式下，徐行500kV母线短路电流将达到61.9kA；顾路500kV母线短路电流接近60kA；杨行、杨高、练塘、三林、远东、亭卫均已接近或超过55kA，短路电流控制形势十分严峻。

3 控制上海电网短路电流措施

长三角地区电网密集、系统联系紧凑、电气距离短，使得整个长三角地区短路电流超标问题均十分突出。上海电网处于华东电网的受端位置，是华东地区乃至全国负荷密度最高的负荷中心，作为整个华东同步电网的一个有机组成部分，上海电网的短路电流与周边苏南、浙北电网均存在较大的相互影响，控制短路电流的根本措施需要在整个华东区域乃至更大范围进行网架优化。

目前，解决短路电流过大的对策主要有以下几方面。

1）严格控制电源接入系统方式 新增发电机组的接入，是目前电网短路电流不断上升的主要因素之一，因此严格控制电源接入系统方式，有利于短路电流的控制。一方面对于发电机组接入系统的电压等级需要合理选取，在满足系统稳定运行的前提下，尽可能地增加机组接入系统的阻抗，如将600MW甚至1GW机组接入220kV电网，或者适当提高机组和升压变阻抗，在保障电网和机组安全的基础上，减少机组送入电网的短路电流。

2）调整系统结构和运行方式 系统联系紧密程度提高，是短路电流水平增大的另一个主要原因，适当改变系统结构限制短路电流，是较易实施也是较为经济的方法之一，但会在一定程度上影响电网的可靠性。

近阶段，上海电网采用拉停500kV线路、线路在变电站内出串运行，甚至断开500kV环网等运行方式的调整措施，虽然在短期内可以达到控制系统短路电流的目的，但同时会牺牲电网的供电可靠性。根据“十二五”规划，近期将实施的泗泾—黄渡线路改造工程，通过优化电网结构，使500kV电网潮流更趋合理，可在保障上海电网双环运行的前提下，取得控制上海局部电网短路电流的效果。

3）加装串联电抗器 在线路上加装串联电抗器相当于增加系统的阻抗，由此可限制局部地区电网的短路电流。但受设备制造水平的限制，串联电抗器工作电流可能无法与容量输送要求较大的线路匹配，对电网的安全稳定和灵活运行也造成一定影响。2008年上海电网投产500kV黄渡—泗泾双线串抗，保障了“十一五”期间上海500kV环网（部分单环）运行。“十二五”期间，根据规划，将于近期实施杨行—外高桥二厂双线加装串抗工程，适当缓解地区电网短路电流超标问题。

4）加装短路电流限制器（FCL） FCL在系统正常运行时呈现零阻抗或低阻抗，故障时阻抗增加，对电网正常运行无影响，可以有效解决短路电流超标问题，但是该设备工作电流与串联电抗器相比可能更低，可适用范围更小［1－3]。目前，国内仅在浙江500kV瓶窑—杭北单回线路上有该运行设备（2009年底投运），属华东500kV超高压电网故障电流限制器示范工程，在其他地区尚无应用先例，设备运行性能和运行效果有待进一步验证。由于该类型的FCL本质还是通过串联电抗控制短路电流，因此存在设备制造水平难以满足上海地区的容量需求的问题。

5）采用直流背靠背技术 直流输电只输送有功功率而不输送无功功率，而短路电流多半为无功电流，系统中如装机容量增加，而在交流系统中部分采用直流系统，短路电流可以不增加。对已有的交流系统，若通过直流系统把交流系统适当分片，即选择在同一地点装设整流、逆变换流装置，将两换流装置连接起来而毋需架设直流输电线路，也即采用直流背靠背联接，可以很好地起到限制交流短路电流的作用［4－5]。

但是，采用直流背靠背方式投资大，且容易在电网内部形成交直流互联系统，电网结构和运行方式十分复杂，对系统的安全稳定造成一定影响。由于直流在上海电网的电源中占有较大比例，因此从上海电网安全角度考虑，不宜采用该措施。

6）采用高阻抗变压器 通过增加系统阻抗限制短路电流。由于长三角地区负荷密度高、电网联系紧密，适当提高大容量发电机升压变阻抗值对系统的稳定性不会有太大影响。目前，上海电网内新建500kV变电站均采用高阻抗变压器，“十一五”期间练塘、亭卫、远东等500kV新建变电站变压器阻抗均为18%。为限制发电厂提供的短路电流，对于新接入上海电网的大型发电机组优先考虑以220kV电压等级接入和采用高阻抗变压器，并已在新版上海电网若干技术原则修订时明确体现，作为常规要求实施。

7）发展更高一级电压电网 在相同网架结构下，各种限制短路电流的措施只能缓解短路电流问题，随着装机容量的不断增加，调整网架结构、缩减相对独立电网的规模才能从根本上解决问题。引入更高一级电压、将现有电网分片运行是从根本上解决短路电流问题的有效措施。早在20世纪80年代末，为解决220kV短路电流问题，上海电网引入了500kV电压等级，并随着500kV网架的加强，逐步对220kV电网实行分层分区运行，有效控制了220kV电网的短路容量。

目前，上海电网已根据特高压电网规划制定了远景电网饱和网架规划，可结合特高压网架的构建实现上海500kV电网分区运行，有效控制远景的短路电流水平。

4 结语

短路电流上升，是城市和电网不断发展带来的必然结果。远景在全接线运行方式下，整个华东电网绝大部分的500kV站点的短路电流都将超标或接近断路器的开断能力，上海电网短路电流超标问题将日益突出，采取有效的短路电流控制措施，将有助于上海电网更加安全稳定的发展。

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