基于短路電流限制措施的江西電網“十四五”期間解環分片研究

聶更生，鄭 春，陳會員，王 偉

（國網江西省電力有限公司經濟技術研究院，江西南昌330043）

0 引言

隨著用電負荷迅速增加，電網規模不斷擴大。500 kV 電網與220 kV 電網電磁環網運行，負荷集中、電網結構緊密、電源密集等原因使得電網的短路電流水平迅速增大，直接影響到整個電網的安全穩定運行[1]。目前，短路電流水平增長過快已成為電網規劃、運行方面所面臨的重要問題[2]。短路電流超標將給電網運行帶來一系列的問題：

1）建設費用增加。為承受由于短路電流增大的沖擊而必須選擇具有更大遮斷容量的斷路器和相應的電氣設備，必然增加相應投資費用。由于短路電流的增大，為滿足設備在極端情況下的動熱穩定要求，電力系統不得不進行改造、更換線路和變電站設備等，這就需要增加投資費用。

2）危及電網運行安全。當短路電流接近甚至超過斷路器的開斷容量時，由于開斷能力不足，斷路器可能會延長開斷故障電流的時間甚至無法有效切除故障，將造成后備保護動作，致使事故擴大化，進而造成大面積停電事故。故障時間延長還將加大電網暫態穩定風險，嚴重影響電網輸電能力及安全運行。

3）對通信線路的電磁感應危害增加。系統短路電流增大，當發生不對稱短路時，系統單相接地短路電流也隨之增大，不平衡電流產生足夠的磁通，在鄰近的電路內感應出很大的電動勢，危害通信線路。

4）造成設備損失。短路電流越大，故障點的損傷隨之增大，導致架空線故障點破壞加劇，絕緣子破損；電纜的損壞嚴重，并危及其他電纜；導線熔斷，加長了修復時間，延長了停電時間。短路電流超出設備的熱/動穩定極限，將使設備扭曲變形甚至燒毀，造成設備毀壞。

因此，需要采取多種措施降低短路電流，使短路電流在開關開斷能力范圍內。

1 解環分片原則與思路

1）合理分層分區

合理分層分區即是在保證一定可靠性的前提下，在環形供電網絡電路中，在合理的系統斷點斷開電氣聯系，將電網解環運行。合理的分層分區不僅可以限制短路電流，還具備有利于電網運行、減少環流線損、便于保護配置等好處。然而，受制于電網發展水平限制，通過發展高一級電壓后將低一級電壓電網解開分片運行，需要合理的規劃和長期的建設[3]。

2）降低電網局部的電氣聯系

降低電網局部的電氣聯系可以增加系統阻抗，相應的措施包括一臺半斷路器出串運行、500 kV 變電站220 kV 分母運行、減少接入變電站的出線、變電站出線站外短接、斷開部分聯絡線路等。這些手段簡單易行，但也有可能降低電網供電可靠性，部分線路停運也造成電網資產閑置。

3）合理選用設備型號

采用高阻抗變壓器可增加變壓器的漏抗，進而降低短路電流。當然，采用高阻抗變壓器將增加建造成本，增加投資。另外，由于變壓器自身阻抗增大，變壓器的無功損耗和電壓降也將增加。

加裝限流電抗器包括線路串抗、中性點小電抗、母線串抗等，增加了系統阻抗，因而可以降低短路電流。相對高阻抗變壓器，限流電抗器投資更低，但限流作用有限，且存在高阻抗變壓器同樣的弊端。

選用大開斷電流的斷路器，例如220 kV 電壓等級選用63 kA 短路電流斷路器可以直接提升短路電流開斷能力，但也將增加投資，不僅斷路器成本大幅增加，相應的母線、隔離開關等均需要選用具備大短路電流下熱/動穩定能力的型號[4]。

原則上一個220 kV 電網分區內應有3 座500 kV變電站，含3 臺或以上主變，并與外區有3 回或以上500 kV 聯絡線，且在正常運行方式下，任一元件發生單一故障，不造成穩定破壞，則具備分區運行條件，若不滿足此條件下如需解環分片應當做充分論證。

2 江西電網主要措施

2019年，江西220 kV 電網分為4片運行，500 kV/220 kV 電磁解環為西北分區、中部分區、東部分區、西南部分區四大片區，主要采取了開斷聯絡線、選用大開斷電流斷路器的方式限制短路電流，500 kV永修站220 kV 側選用63 kA 遮斷容量斷路器。“十四五”期間，隨著電網發展，需要采取多種手段降低短路電流，針對江西電網實際，主要包含以下措施[5]。

2.1 聯絡線解環

聯絡線解環是最簡單、最重要的限制短路電流措施，通過斷開片區之間的聯絡線，可顯著降低短路電流。以新余吉安片區為例，隨著2022 年吉安東輸變電工程投產，吉安地區具備與新余和吉安北部解環的條件，以便合理分區，避免220 kV長線聯絡。

可將220 kV白沙—瓜畬線路與220 kV樟山—眾村線路分別在瓜畬、白沙附近短接，形成瓜畬—樟山線路和白沙—眾村第二回線路；220 kV 眾村—樟山線路開斷運行，具體實施方案如圖1 所示。采取上述措施后，新吉北與吉安片區聯絡線實現解環分片運行，羅坊變220 kV 三相短路電流由47.11 kA 下降至43.77 kA。

圖1 新余吉安片區聯絡線解環方案圖

2.2 調整網架結構

調整網架結構主要是通過擴大環網、站點改接供電等方式，降低局部電氣聯系強度或降低短路容量，以降低短路電流，往往涉及到部分線路的開斷與新建。500 kV 側短路電流主要取決于500 kV 電網結構，因此主要通過調整電網結構限制短路電流[6]。以江西中部500 kV 電網為例，隨著特高壓交直流站點落點江西中部地區電網，具備網架結構增強，500 kV 短路電流超標問題嚴重制約電網發展，需要從網架結構上重新進行調整，為電網發展留出裕度。

2025 年，中部核心環網實施“1 新建+2 開斷”工程，一方面解決中部核心網架短路電流問題，另一方面梳理網架結構，形成結構清晰的內外雙環核心網架。項目包括：1 新建，500 kV 厚田—福廣線路新建工程；2 開斷，500 kV 南昌—進賢線路、夢山—厚田500 kV 開斷運行。采取措施前中部地區500 kV 電網接線圖如圖2所示。

圖2 中部環網措施前接線圖

采取措施后中部地區500 kV 電網接線圖如圖3所示。

圖3 中部環網措施后接線圖

2025 年，500 kV 永修變、夢山變、南昌變 500 kV側三相短路電流分別達到64.66、64.70、63.21 kA。

措施后，永修變、夢山變、南昌變500 kV 側三相短路電流分別達到51.24、41.87、42.97 kA。中部500 kV電網形成內外雙環結構，可解決前述結構性問題，提高富廣站供電可靠性，提高網架對特高壓交直流投產時序不確定的適應性。解環前后短路電流值如表1所示。

表1 中部電網措施前后短路電流對比表

2.3 調整分區范圍

當局部220 kV 電網過于密集，使得短路電流超標，而簡單地解環分片又將影響供電可靠性時，可考慮分區調整。分區調整應當避免大拆大建，因地制宜重新規劃供電片區。以九江電網核心區域為例，2020 年以220 kV 九江電廠（2×350 MW+1×660 MW）為中心的九江東部負荷中心區220 kV 電網網架結構聯系緊密，短路電流處于較高水平，隨著蔡嶺—鄱北220 kV 雙回線路投運后，九江電廠220 kV 側三相短路電流達到48.48 kA。

待 500 kV 石鐘山 3 號主變擴建工程、220 kV 蔡嶺—鄱北雙回線路投運后，開斷運行琴湖—海山220 kV 線路、新港—海山220 kV 線路，具體實施方案如圖4 所示。九江電廠220 kV 側三相短路電流降至38.64 kA，以其為代表的九江東部負荷中心區域短路電流水平有效降低。通過本項解環措施，將九江東部部分區域改接入江西東北部分區。

圖4 九江地區供電分區調整圖

2.4 分母運行

對于部分具備合理劃分出線供區的短路電流超標的500 kV 變電站，將其220 kV 側分母運行可顯著限制短路電流水平，采取分母運行措施時應注意適當調整主變供電出線，使得分母后的主變負載率總體較為平均。以500 kV 撫州變為例，2023 年500 kV撫州變3 號主變擴建工程投運后，撫州變220 kV 側三相短路電流達到53.58 kA。將撫州變220 kV 側分母運行，其中3 號主變接帶撫州北部負荷，1 號、2號接帶撫州南部負荷，具體實施方案如圖5 所示。采取上述措施后，撫州變220 kV 側三相短路電流降至43.34 kA，2022 年的撫州片區劃分為撫州北、撫州南2 個片區。

圖5 撫州變分母運行供電示意圖

2.5 主變增容改造

由于歷史原因，江西現有500 kV主變以750 MVA容量的常規阻抗變壓器為主，以主變高壓側對中壓側的短路阻抗百分比Uk（高-中）為例，多數在12%~14%之間。這種情況下，不僅難以滿足地區供電容量的需要，又受到短路電流超標因素的限制，嚴重制約電網發展。這種情況下，更換大容量、高阻抗變壓器是最優解決方法。

需要注意的是，增加變電站容量不利于限制短路電流，提高短路阻抗有利于限制短路電流，兩者因素互相制約，因此需通過計算以選用合理的短路阻抗，以免改造后短路電流不降反升。同時，該方法降低短路電流水平的幅度不如其他方法有效，后期仍需進一步采取措施。

對于江西電網來說，因控制短路電流水平的需要，一般采用高阻抗變壓器，規劃新增的100 萬kVA容量主變的高-中阻抗值不低于16%，網絡密集區不低于18%，短路電流控制困難地區采用20%阻抗值變壓器。

以2025年贛州變增容改造方案為例，原贛州變容量2×750 MVA，Uk（高-中）=12.08%，將原有750 MVA常規阻抗主變更換為1000 MVA 高阻抗變壓器，改造后變電站容量2×1000 MVA，主變Uk（高-中）=20%，贛州變220 kV 三相短路電流由48.53 kA 降低至47.51 kA，不僅可以滿足贛州地區負荷發展需求，同時有效限制短路電流水平。

3 江西電網解環方案

隨著電網、電源的建設和負荷的不斷增長，短路電流逐步增加，為優化網架結構、降低短路電流，全省220 kV 電網將由4 個片區逐步解環分片至14 個片區，過渡方案如表2所示。

表2 江西電網“十四五”解環分片方案

解環分片后，江西電網形成了網架堅強、供電范圍清晰的結構，各片區之間通過500 kV 聯絡線或者500 kV 變電站高壓側母線形成聯絡關系，各片區均滿足解環分片要求，供電安全可靠。各片區之間聯絡關系如圖6所示。

圖6 江西電網220 kV供電分區聯絡關系

4 結語

隨著500 kV電網的逐步完善，220 kV電網聯絡不斷加強，導致部分站點短路電流超標，限制電網發展。因此，220 kV電網解環分片運行是電網發展的必然趨勢，江西電網主要采取了聯絡線解環、調整網架結構、調整分區范圍、變電站分母運行、主變增容合并高阻抗改造等措施，建立起了適應遠景發展的解環分片方案，為電網發展留下了裕度，可確保電網安全運行。