浅析云南电网面临短路电流超标问题的几个解决办法

徐文久，王辉春

（云南电力试验研究院（集团）有限公司，云南 昆明）

引言

2016 年云南电网与南方电网异步联网运行，云南电网变成独立运行电网。随着云南电网不断发展，云南电网系统容量及短路电流不断增大，可能出现短路电流接近或超过开关遮断电流，造成开关无法开断（即开关拒动），严重威胁电网安全。因此，云南电网面临短路电流超标问题时，需要选择有效的解决办法。

1 云南电网概况

云南地跨长江、珠江、元江、澜沧江、怒江、大盈江6 大水系。截止2022 年，云南电网公司建成“四横三纵一中心”的500 kV 主网架构。云南电网的交流电压等级主要有500 kV、220 kV、110 kV、35 kV 及10 kV，直流电压等级主要有±500 kV、±800 kV。云南电网±800 kV 楚穗、普侨、新东、昆柳龙、±500 kV 牛从双回、金中、永富、禄高肇及鲁西换流站背靠背直流异步联网工程组成“西电东送”共计10 条送电大动脉，将云南的风、光、大水电等清洁能源大容量、远距离送入南网[1]。

2 云南电网可以考虑的几个短路电流超标的解决办法

2.1 使用有效的500 kV 限流器

云南电网面对日益增大的短路电流，可以使用有效的500 kV 限流器[2]。云南电网可以使用华东电网提出的短路电流限制器或SCCL 短路电流限制器来限制短路电流，如图1、图2 所示。

图1 华东电网短路电流限制器结构简图

图2 500 kV SCCL 短路电流限制器

图3 中取基准容量SB=1 000 MVA，基准电压UB=500 kV，基准电流IB=SB/(√3*UB)=1.155 kA，基准阻抗，两个等值电源正序阻抗标幺值为0.0289，通过500 kV 线路经SCCL 相连，其中一侧母线三相短路，线路不同情况下计算最大短路电流（为最大三相短路电流）如下：

图3 500 kV 两个不同电源系统的等值连接图

可见未装设SCCL 时，短路电流较大，使用SCCL后，短路电流大幅降低。

基于TPSC 技术的短路电流限制器利用电感电容串联的电路拓扑结构，依据串联谐振的原理，使限制器在系统正常情况下呈现零阻抗；而在短路发生几个毫秒后通过导通晶闸管迅速旁路电容器，呈现电抗器的电抗，且能与几十毫秒动作出口的主保护形成配合，从而达到对短路电流的抑制[3]。此外，SCCL 短路电流限制器一般装设在大电源的出口处和大系统之间的联络线上。

2.2 使用和研制更大遮断容量的开关

云南电网500 kV 主网短路电流在40～50 kA 左右，部分500 kV 厂站厂口、曲靖等短路电流较大，已接近开关开断电流，为了防止开关拒动，已经立项整改更换为遮断容量63 kA 的断路器。

国外西门子可生产80 kA 的断路器，但其灭弧室结构与常规2 断口设计不同，为4 断口设计，设备价格约为常规开关的1.8 倍。目前国际上使用80 kA 开关的数量极少，安全可靠性还有待实践验证[4]。

国内外常用的开关遮断容量最大为63 kA。提高断路器的遮断容量，技术限制较大，成本更高，设备停电困难，可能还涉及相关配套设备如隔离开关、电流互感器、绝缘子等更换。随着云南电网的不断发展，短路电流不断增大，更换更大遮断容量的开关技术限制较大，并不能完全解决云南电网短路电流超标问题[5]。

2.3 在云南电网220 kV 电网侧使用直流背靠背工程，实行局部隔离

云南电网早期提出：针对云南电网的动态稳定和滇西北富裕电力外送的存在问题，提出采用直流背靠背工程隔离滇西北中小水电和云南主网的工程设想，该工程的提出，对于电网安全分区，提高送电极限，限制短路电流超标，提供了一个新思路。

云南电网异步联网后，对云南电网再分区，一定程度上会降低电网整体的抗干扰能力，但云南电网整体以水电为主，调节能力及抗扰动能力强，系统容量较大，部分地区保证稳定的前提下可以适当考虑在220 kV 电网侧进行直流背靠背工程，特别是部分较难解开的500/220 kV 电磁环网可以考虑在220 kV联络站内进行直流背靠背工程。通过直流控制的定电流调节技术快速调节，来限制高电压等级线路故障导致的潮流转移，并且极大降低电磁环网的短路电流[6]。

纵观国内外大停电，大停电一旦发生将立即波及整个交流电网，直流联网隔离则对预防大面积停电事故有一定的天然优势，如2003 年8 月美加大停电，纽约长岛因使用直流联网，影响较小。国内2006 年华中电网“7.1”事故因进口保护误动，最终导致华中电网功率振荡，交流联网的华北、华中电网解列，对直流联网的西北、华东、华南电网影响较小。

2.4 推进云南电网500/220 kV 电磁环网解环运行

电磁环网是电网老生常谈的话题，它是电力系统发展过程中的产物，在高一级电压电网建设发展的初期，往往高压和低一级电压的电网形成电磁环网运行，随着高一级电压电网的建设，需要创造条件、有计划地及早打开电磁环网，简化和改造低压网络，使之分片、分区运行[7]。

云南电网仍然保持多个500/220 kV 电磁环网方式运行。主要存在两个风险：一是高电压等级线路故障，负荷转移到低压线路上，引起过负荷跳闸带来的系统失稳风险；二是500/220 kV 电磁环网运行方式，短路电流超标，部分厂站开关开断能力不足带来断路器拒动风险。应合理制定解环方案，条件具备的地区应坚决实施500/220 kV 电磁环网解环，防范系统失稳风险，优化220 kV 网架。

2.5 交流电网发展的规律，引入一个新的更高的交流电压等级

根据电力发展规划，金沙江中游龙盘水电站（420万kW）和两家人水电站（300 万kW）的开发，以及可能开发的怒江（规划装机容量21.32 GW），届时云南电网的装机容量将达到一个空前的高度，云南电网需要解决更高的输送容量和短路水平问题。

国内外专家普遍认为，系统容量翻倍，就需要引进一个新的电压等级[8]。云南电网有两个电压等级可供选择：800 kV 和1 000 kV，纵观国内外情况如下：

2.5.1 1 000 kV

1994 年武汉高压研究所建成了我国第一条1 000 kV 特高压输电研究线段。2009 年1 月1 000 kV 晋东南- 南阳- 荆门特高压试验示范工程投入商业运行。2016 年12 月蒙西- 晋北- 北京西- 天津南1 000 kV 特高压交流输变电工程投产。

前苏联1985 年建成900 km 线路按1 150 kV设计电压运行，运行5 年后，因负荷增长缓慢及多次雷击过电压，降压至500 kV 运行。日本国土面积和云南接近，1988 年日本开始建设福岛和柏崎东京1 000 kV 约400 km 线路，建成250 km 后因负荷增长缓慢降压至500 kV 运行。

2.5.2 800 kV

西北电网750 kV“三站五线”工程2008 年全面提速建设后，中国西北750 kV 电网已经建成运行多年且比较成熟[9]。

韩国国土面积只有云南1/4，2002-2011 年建了10 个765 kV 变电站（4 个为电厂升压站），线路总长768 km。巴西伊泰普工程（属于巴西侧交流部分）就是500 kV 升压到800 kV，送至圣保罗后再分两路降压为500 kV 或345 kV，运行上并无任何问题。

根据世界各国电压等级发展的规律，结合经验公式相邻等级的电压比一般为1.8～3，若在500 kV 电网基础上引入800 kV 电压等级电网，则输电容量增加不多而两级电压相距太近，然而800 kV 电压等级电网在国内外运行技术成熟，建设成本相比于1 000 kV 电网较低；另外采用柔性交流输电技术及多分裂（常规4 分裂）导线等可以大大提高输电容量，满足云南电网未来发展的需要，因此不必拘泥于经验公式，在500 kV 上叠加735 kV、765 kV 或800 kV 已有很多实际应用的例子。

此外，过电压问题带来的设备绝缘及相间距离要求较高，如日本1 000 kV 特高压工程的操作过电压为（其中相对相取2.6），当考虑1.1～1.2 倍的安全系数时，可得50%放电电压为2 596～2 802 kV，对应最小相间绝缘气隙距离应该取8～10 m，如图4 所示。

图4 棒- 棒间隙50%放电电压曲线

前苏联1 150 kV 输电线路，相对相取2.7，对应的相间导线距离达24.2 m。我国500 kV 紧凑型输电线路，相对相取3.3，对应最小相间绝缘气隙距离取3～5 m。800 kV 输电线路，相对相取3.0，对应最小相间绝缘气隙距离取应该取5～7 m。可见，800 kV 相对于1 000 kV 等级设备绝缘要求和相间距离要求大大降低。图4 中电压超过2 800 kV 后，曲线趋于饱和，电压升高带来对应的相间绝缘气隙距离大幅增加。

我国发展了部分1 000 kV 特高压交流工程，主要是为了把西北地区大火电、光伏、风电送至东部地区；另外占领技术制高点，意义重大，也可以积累宝贵的运行经验，为国内外电网的多方向发展提供参考[10]。然而对于云南电网来说，与南方电网异步联网运行后，云南电网变成独立运行电网，大部分大型水电站已经通过多条直流通道连接南网，800 kV 电网已经满足云南省内输电要求，没有必要建设成本更高，运行维护难度更大的1 000 kV 特高压交流工程。

3 结论

借鉴广东、京津唐、华东、浙江电网短路电流限制措施如下：

（1） 500 kV 短路电流限制措施：通过断线，线路出串等措施增大正序综合阻抗。但这一措施在云南电网很难实行，云南电网属于电源侧，远离大负荷中心，网架投入不足，主网薄弱。因此云南电网500 kV电网可以主要考虑：采用基于TPSC 技术的SCCL、更换更大开断短路电流开关、引入更高一级电压800 kV 等措施来限制500 kV 侧短路电流。

（2） 限制220 kV 侧短路电流的方法：可以通过采用高短路阻抗变压器、分母运行、变压器中性点接小电抗、解开500/220 kV 电磁环网等限制短路电流。云南电网220kV 侧接入电厂较多，一直采用高阻抗变压器、变压器中性点小电抗接地等手段限制短路电流；主要问题还是电磁环网严重，很多地方解环困难。针对电磁环网主要考虑：加强500 kV 电网建设，对220 kV 电网合理分区，推进500/220 kV 电磁环网解环工作，尝试220 kV 电网侧使用直流背靠背工程，定电流调节控制短路电流；地区电源避免集中接入。

解决短路电流问题是一个系统问题，仅靠单一措施不可能完全解决，需采取多种措施多管齐下，要用系统的思维统筹全局，进一步研究分析对比，并借鉴国内外限制短路电流经验，最终找到适合云南电网短路电流超标问题的解决办法。