基于短路电流限制措施的江西电网“十四五”期间解环分片研究

聂更生，郑 春，陈会员，王 伟

（国网江西省电力有限公司经济技术研究院，江西南昌330043）

0 引言

随着用电负荷迅速增加，电网规模不断扩大。500 kV 电网与220 kV 电网电磁环网运行，负荷集中、电网结构紧密、电源密集等原因使得电网的短路电流水平迅速增大，直接影响到整个电网的安全稳定运行[1]。目前，短路电流水平增长过快已成为电网规划、运行方面所面临的重要问题[2]。短路电流超标将给电网运行带来一系列的问题：

1）建设费用增加。为承受由于短路电流增大的冲击而必须选择具有更大遮断容量的断路器和相应的电气设备，必然增加相应投资费用。由于短路电流的增大，为满足设备在极端情况下的动热稳定要求，电力系统不得不进行改造、更换线路和变电站设备等，这就需要增加投资费用。

2）危及电网运行安全。当短路电流接近甚至超过断路器的开断容量时，由于开断能力不足，断路器可能会延长开断故障电流的时间甚至无法有效切除故障，将造成后备保护动作，致使事故扩大化，进而造成大面积停电事故。故障时间延长还将加大电网暂态稳定风险，严重影响电网输电能力及安全运行。

3）对通信线路的电磁感应危害增加。系统短路电流增大，当发生不对称短路时，系统单相接地短路电流也随之增大，不平衡电流产生足够的磁通，在邻近的电路内感应出很大的电动势，危害通信线路。

4）造成设备损失。短路电流越大，故障点的损伤随之增大，导致架空线故障点破坏加剧，绝缘子破损；电缆的损坏严重，并危及其他电缆；导线熔断，加长了修复时间，延长了停电时间。短路电流超出设备的热/动稳定极限，将使设备扭曲变形甚至烧毁，造成设备毁坏。

因此，需要采取多种措施降低短路电流，使短路电流在开关开断能力范围内。

1 解环分片原则与思路

1）合理分层分区

合理分层分区即是在保证一定可靠性的前提下，在环形供电网络电路中，在合理的系统断点断开电气联系，将电网解环运行。合理的分层分区不仅可以限制短路电流，还具备有利于电网运行、减少环流线损、便于保护配置等好处。然而，受制于电网发展水平限制，通过发展高一级电压后将低一级电压电网解开分片运行，需要合理的规划和长期的建设[3]。

2）降低电网局部的电气联系

降低电网局部的电气联系可以增加系统阻抗，相应的措施包括一台半断路器出串运行、500 kV 变电站220 kV 分母运行、减少接入变电站的出线、变电站出线站外短接、断开部分联络线路等。这些手段简单易行，但也有可能降低电网供电可靠性，部分线路停运也造成电网资产闲置。

3）合理选用设备型号

采用高阻抗变压器可增加变压器的漏抗，进而降低短路电流。当然，采用高阻抗变压器将增加建造成本，增加投资。另外，由于变压器自身阻抗增大，变压器的无功损耗和电压降也将增加。

加装限流电抗器包括线路串抗、中性点小电抗、母线串抗等，增加了系统阻抗，因而可以降低短路电流。相对高阻抗变压器，限流电抗器投资更低，但限流作用有限，且存在高阻抗变压器同样的弊端。

选用大开断电流的断路器，例如220 kV 电压等级选用63 kA 短路电流断路器可以直接提升短路电流开断能力，但也将增加投资，不仅断路器成本大幅增加，相应的母线、隔离开关等均需要选用具备大短路电流下热/动稳定能力的型号[4]。

原则上一个220 kV 电网分区内应有3 座500 kV变电站，含3 台或以上主变，并与外区有3 回或以上500 kV 联络线，且在正常运行方式下，任一元件发生单一故障，不造成稳定破坏，则具备分区运行条件，若不满足此条件下如需解环分片应当做充分论证。

2 江西电网主要措施

2019年，江西220 kV 电网分为4片运行，500 kV/220 kV 电磁解环为西北分区、中部分区、东部分区、西南部分区四大片区，主要采取了开断联络线、选用大开断电流断路器的方式限制短路电流，500 kV永修站220 kV 侧选用63 kA 遮断容量断路器。“十四五”期间，随着电网发展，需要采取多种手段降低短路电流，针对江西电网实际，主要包含以下措施[5]。

2.1 联络线解环

联络线解环是最简单、最重要的限制短路电流措施，通过断开片区之间的联络线，可显著降低短路电流。以新余吉安片区为例，随着2022 年吉安东输变电工程投产，吉安地区具备与新余和吉安北部解环的条件，以便合理分区，避免220 kV长线联络。

可将220 kV白沙—瓜畲线路与220 kV樟山—众村线路分别在瓜畲、白沙附近短接，形成瓜畲—樟山线路和白沙—众村第二回线路；220 kV 众村—樟山线路开断运行，具体实施方案如图1 所示。采取上述措施后，新吉北与吉安片区联络线实现解环分片运行，罗坊变220 kV 三相短路电流由47.11 kA 下降至43.77 kA。

图1 新余吉安片区联络线解环方案图

2.2 调整网架结构

调整网架结构主要是通过扩大环网、站点改接供电等方式，降低局部电气联系强度或降低短路容量，以降低短路电流，往往涉及到部分线路的开断与新建。500 kV 侧短路电流主要取决于500 kV 电网结构，因此主要通过调整电网结构限制短路电流[6]。以江西中部500 kV 电网为例，随着特高压交直流站点落点江西中部地区电网，具备网架结构增强，500 kV 短路电流超标问题严重制约电网发展，需要从网架结构上重新进行调整，为电网发展留出裕度。

2025 年，中部核心环网实施“1 新建+2 开断”工程，一方面解决中部核心网架短路电流问题，另一方面梳理网架结构，形成结构清晰的内外双环核心网架。项目包括：1 新建，500 kV 厚田—福广线路新建工程；2 开断，500 kV 南昌—进贤线路、梦山—厚田500 kV 开断运行。采取措施前中部地区500 kV 电网接线图如图2所示。

图2 中部环网措施前接线图

采取措施后中部地区500 kV 电网接线图如图3所示。

图3 中部环网措施后接线图

2025 年，500 kV 永修变、梦山变、南昌变 500 kV侧三相短路电流分别达到64.66、64.70、63.21 kA。

措施后，永修变、梦山变、南昌变500 kV 侧三相短路电流分别达到51.24、41.87、42.97 kA。中部500 kV电网形成内外双环结构，可解决前述结构性问题，提高富广站供电可靠性，提高网架对特高压交直流投产时序不确定的适应性。解环前后短路电流值如表1所示。

表1 中部电网措施前后短路电流对比表

2.3 调整分区范围

当局部220 kV 电网过于密集，使得短路电流超标，而简单地解环分片又将影响供电可靠性时，可考虑分区调整。分区调整应当避免大拆大建，因地制宜重新规划供电片区。以九江电网核心区域为例，2020 年以220 kV 九江电厂（2×350 MW+1×660 MW）为中心的九江东部负荷中心区220 kV 电网网架结构联系紧密，短路电流处于较高水平，随着蔡岭—鄱北220 kV 双回线路投运后，九江电厂220 kV 侧三相短路电流达到48.48 kA。

待 500 kV 石钟山 3 号主变扩建工程、220 kV 蔡岭—鄱北双回线路投运后，开断运行琴湖—海山220 kV 线路、新港—海山220 kV 线路，具体实施方案如图4 所示。九江电厂220 kV 侧三相短路电流降至38.64 kA，以其为代表的九江东部负荷中心区域短路电流水平有效降低。通过本项解环措施，将九江东部部分区域改接入江西东北部分区。

图4 九江地区供电分区调整图

2.4 分母运行

对于部分具备合理划分出线供区的短路电流超标的500 kV 变电站，将其220 kV 侧分母运行可显著限制短路电流水平，采取分母运行措施时应注意适当调整主变供电出线，使得分母后的主变负载率总体较为平均。以500 kV 抚州变为例，2023 年500 kV抚州变3 号主变扩建工程投运后，抚州变220 kV 侧三相短路电流达到53.58 kA。将抚州变220 kV 侧分母运行，其中3 号主变接带抚州北部负荷，1 号、2号接带抚州南部负荷，具体实施方案如图5 所示。采取上述措施后，抚州变220 kV 侧三相短路电流降至43.34 kA，2022 年的抚州片区划分为抚州北、抚州南2 个片区。

图5 抚州变分母运行供电示意图

2.5 主变增容改造

由于历史原因，江西现有500 kV主变以750 MVA容量的常规阻抗变压器为主，以主变高压侧对中压侧的短路阻抗百分比Uk（高-中）为例，多数在12%~14%之间。这种情况下，不仅难以满足地区供电容量的需要，又受到短路电流超标因素的限制，严重制约电网发展。这种情况下，更换大容量、高阻抗变压器是最优解决方法。

需要注意的是，增加变电站容量不利于限制短路电流，提高短路阻抗有利于限制短路电流，两者因素互相制约，因此需通过计算以选用合理的短路阻抗，以免改造后短路电流不降反升。同时，该方法降低短路电流水平的幅度不如其他方法有效，后期仍需进一步采取措施。

对于江西电网来说，因控制短路电流水平的需要，一般采用高阻抗变压器，规划新增的100 万kVA容量主变的高-中阻抗值不低于16%，网络密集区不低于18%，短路电流控制困难地区采用20%阻抗值变压器。

以2025年赣州变增容改造方案为例，原赣州变容量2×750 MVA，Uk（高-中）=12.08%，将原有750 MVA常规阻抗主变更换为1000 MVA 高阻抗变压器，改造后变电站容量2×1000 MVA，主变Uk（高-中）=20%，赣州变220 kV 三相短路电流由48.53 kA 降低至47.51 kA，不仅可以满足赣州地区负荷发展需求，同时有效限制短路电流水平。

3 江西电网解环方案

随着电网、电源的建设和负荷的不断增长，短路电流逐步增加，为优化网架结构、降低短路电流，全省220 kV 电网将由4 个片区逐步解环分片至14 个片区，过渡方案如表2所示。

表2 江西电网“十四五”解环分片方案

解环分片后，江西电网形成了网架坚强、供电范围清晰的结构，各片区之间通过500 kV 联络线或者500 kV 变电站高压侧母线形成联络关系，各片区均满足解环分片要求，供电安全可靠。各片区之间联络关系如图6所示。

图6 江西电网220 kV供电分区联络关系

4 结语

随着500 kV电网的逐步完善，220 kV电网联络不断加强，导致部分站点短路电流超标，限制电网发展。因此，220 kV电网解环分片运行是电网发展的必然趋势，江西电网主要采取了联络线解环、调整网架结构、调整分区范围、变电站分母运行、主变增容合并高阻抗改造等措施，建立起了适应远景发展的解环分片方案，为电网发展留下了裕度，可确保电网安全运行。