特高压网架背景下内蒙古电网限制短路电流措施研究

刘石川，慕 腾，闫桂红，李小雨

（1.内蒙古电力科学研究院，呼和浩特 010020；2.内蒙古自治区电力系统智能化电网仿真企业重点实验室，呼和浩特 010020；3.中国电力工程顾问集团西南电力设计院有限公司，成都 610021）

0 引言

为满足蒙西地区社会经济发展供电需求，保障能源基地开发与清洁电力外送，需要对内蒙古电网进一步升级改造，而提高电压等级、形成特高压主干网架，并与华北电网实现特高压交流联网强联系结构，相关课题已成为目前的主要研究方向之一。

2025年，内蒙古电网全网负荷预计达50.5 GW，年均增速7.0%；而根据内蒙古电网电源发展和布局课题研究成果，2025 年内蒙古电网在计及在建、核准、规划共计48.8 GW 的基础上，将新增火电装机容量20 GW（达到66.778 GW），新增风电装机容量15 GW（达到33.132 GW）。目前内蒙古电网大部分500 kV变电站短路电流开断能力只有50 kA，难以应对大量火电电源陆续投产后500 kV 层面短路电流剧增状况，这将对电网的安全运行构成严重威胁。短路电流超标问题已成为限制内蒙古电网发展的关键因素之一，有必要对特高压背景下内蒙古电网限制短路电流措施进行探讨，为电网发展决策提供参考。

1 内蒙古电网短路电流现状及发展

1.1 电网短路电流现状

根据近几年内蒙古电网运行方式报告[1]，内蒙古电网网内最大短路电流如表1所示。

表1 近几年内蒙古电网网内最大短路电流 kA

截至2019年，内蒙古电网500 kV层面最大短路电流的母线基本为响沙湾和永圣域500 kV 母线。对于三相短路电流，2016、2017 年最大为永圣域500 kV 母线，2018、2019 年最大为响沙湾500 kV 母线；对于单相短路电流，2016—2019 年最大均为响沙湾500 kV母线，永圣域500 kV母线略低。2020年内蒙古电网三相、单相短路电流最大母线均为永圣域500 kV母线，响沙湾500 kV母线短路电流略低。

可以看出，“十三五”期间内蒙古电网短路电流最大值主要出现在响沙湾和永圣域500 kV 变电站。响沙湾500 kV变电站已完成断路器升级，遮断能力达到63 kA，但内蒙古电网内部还有500 kV 变电站短路电流遮断能力仍为50 kA；而不少站点如高新、永圣域、丰泉、汗海等500 kV 变电站，短路电流已达到断路器额定遮断容量的90%以上，需要尽快采取措施限制短路电流，以免对电力系统的正常运行造成严重影响。

1.2 特高压网架背景下短路电流发展情况

若2025 年内蒙古电网将基于4 座特高压变电站及其联络线形成内蒙古电网特高压主网[2-3]，并通过两个并网点与华北电网实现1000 kV 交流互联。特高压变电站分别为：乌兰察布1000 kV特高压站、包头1000 kV 特高压站、鄂尔多斯1000 kV 特高压站、呼和浩特1000 kV清水特高压站，网架结构如图1所示。

此方案中，内蒙古电网通过4回1000 kV特高压线路与华北电网互联，4回500 kV线路退出运行，内蒙古电网外送能力大大增强，同时内部网架更加坚强。网内短路电流较大的500 kV 站点计算结果如表2所示。

从计算结果可以看出，内蒙古特高压网架按现有规划方案建成后，网内最大短路电流将达到66.63 kA（包头特高压变电站500 kV 母线），超过了500 kV 短路电流设备遮断能力。短路电流较大的站点主要集中在鄂尔多斯、薛家湾、包头等电源投产较多区域。汗海、丰泉500 kV 变电站由于与华北电网联网通道退出运行，500 kV母线短路电流增加有限。总体来看，内蒙古电网特高压网架形成后，全网500 kV短路电流水平有较大程度提升。

图1 内蒙古电网特高压部分网架结构示意图

表2 内蒙古电网网内500 kV层面最大短路电流 kA

2 短路电流限制措施

目前，限制500 kV电网短路电流的措施主要有优化或升级网架结构，调整网架运行方式，电网设备升级、新设备应用。3 种方式都可以限制短路电流，可结合实际情况（如原有网架结构、系统可靠性要求、设备购买或升级费用等）进行选择[4-5]。

2.1 优化或升级网架结构

2.1.1 优化网架结构

在电网发展到一定程度后，可靠性冗余较大会增加短路电流。故在保证电网可靠运行的情况下，可适当优化新建输电线路，减小网络紧密程度。内蒙古电网特高压网架形成后，内部输电网架完成500 kV 向1000 kV 升级，内部原500 kV 输电网络可以适当减弱。

2.1.2 优化电源接入系统方式

通过优化电源接入系统方式（如将新建大容量电厂接入最高一级电压网络、发电集群分散接入邻近多个变电站等方式），可以一定程度降低短路电流。根据内蒙古电网特高压网架建设方案，已经基本考虑将新建大容量电源分散接入500 kV变电站，这种情况下内蒙古电网500 kV 层面短路电流水平依然较高，进一步优化电源接入系统方式的作用有限。

2.1.3 直流背靠背联网

直流背靠背联网能够阻断网络站点间的交流联系，在不影响站点间潮流输送能力的情况下，增大站点的综合阻抗。如果将短路容量贡献较大的站点联络线改造为直流背靠背连接方式，可大幅降低站点短路电流。但是，该措施建设、运营费用较高，容易在电网内部形成交直流并联系统，增加了电网稳定运行风险和结构的复杂性，因此一般用于大型成熟网络之间的异步互联，如渝鄂背靠背直流工程[6]，基本不用于交流网络内部。

2.2 调整网架运行方式

2.2.1 变电站母线分列运行

将变电站母联断路器断开，系统分列运行，可提高系统阻抗，减小短路电流。但该措施以降低系统安全裕度为代价，特别是在辐射型、链式等网络结构中，如果出现严重故障，会形成孤网或造成系统解列。

2.2.2 电网分区、解环运行

高一级电网加强联系后，将次级电网分区、解环运行，可减小短路电流。在内蒙古电网特高压网架形成后，各区域电网通过特高压双回线形成强联系，可以考虑将原有各区域500 kV 联络线断开，实现电网分区、解环运行。

2.3 电网设备升级、新设备应用

2.3.1 新增变电设备选用高阻抗变压器

高阻抗变压器通过增大系统阻抗来限制短路电流。阻抗增大使变压器小型化，空载损耗和建设成本均降低，但会导致发电机相角差增大，运行损耗增加，机组稳定性变差。另外，内蒙古电网特高压网架建设方案中，选用的主变压器阻抗均为18%Uk（Uk为短路阻抗）。经测算，在内蒙古电网特高压变电站改用（20%～22%）Uk高阻抗变压器，能降低变电站及近区500 kV 母线短路电流约1 kA，作用有限。因此，内蒙古电网需综合考虑稳定性及短路电流降低效果，可将采用高阻抗变压器作为限制短路电流的辅助措施。

2.3.2 提高断路器遮断容量

若短路电流水平逼近断路器的遮断容量，可通过提高断路器遮断容量进行解决，但没有从本质上降低短路电流，而是提高了短路电流越限的临界值；随着断路器遮断容量的提升，断路器造价随之增大，与之相关的变电设备也需要进行改造，且工期较长。目前，内蒙古电网500 kV层面断路器开断能力普遍仅有50 kA，有必要通过设备更新实现全网500 kV层面断路器开断能力。

2.3.3 变压器加装中性点小电抗

变压器加装中性点小电抗可以有效降低单相短路电流，使得零序网络发生变化。单相短路接地时，经过小电抗的电流为零序电流的3倍，从而使中性点电位高于大地电位[6]。该方案投资小且施工便利，但无法限制三相短路电流，而内蒙古电网三相短路电流问题较单相短路电流问题更突出，可考虑作为限制短路电流的辅助措施。

2.3.4 加装串联电抗器

加装串联电抗器是指将电抗器串联接入短路电流限制回路中，以达到增加回路阻抗的目的。电抗器可分为不可控串联电抗器和可控串联电抗器。不可控串联电抗器运行方式简单且安全可靠，但会增加损耗，并需要对继电保护方案进行更改；可控串联电抗器对潮流分析和系统稳定的影响很小，不需要更改保护方案，但从目前国内已有的工程实践来看，串联电抗器投资多、占地广[7]，在内蒙古电网中不具备大规模采用的可能性。

2.3.5 加装故障限流器

故障限流器的作用是当线路经过大电流时，将电阻串接在限制回路中。故障限流器种类有通过限流断路器实现的故障限流器、正温系数电阻故障限流器等。其中正温系数电阻故障限流器具有可重复使用、可靠性高等特点，但在限制感性短路电流的同时会产生过电压，因此需要在电阻两端并联压敏电阻。从目前国内已有的工程实践来看，故障限流器可靠性差、运维复杂、投资多、占地广、容量较小[8]，在内蒙古电网中不具备大规模采用的可能性。

2.3.6 超导电网

超导具有高密度载流能力、零电阻、超导态/正常态转变等特性，超导电力设备效率高、损耗小且占地少，应用于电力系统，将对电网运行产生深远影响。例如超导故障限流器，当发生故障且故障电流大于超导临界电流时，超导具有较大的阻抗，使短路电流得到有效限制[9-10]。但目前超导电网设备极为昂贵且技术复杂，相关应用不成熟，不具备在内蒙古电网中大规模应用的可能性。

综上所述，在内蒙古电网可采用的限制短路电流措施中，提高开关遮断容量应作为后续电网建设的基本任务；优化网架结构，系统分区、解环运行可作为内蒙古电网在特高压网架背景下限制短路电流的主要措施，但是由于电网结构复杂，需要有针对性地开展研究并制订具体方案。在此基础上进一步考虑其他降低短路电流水平的辅助措施。

3 内蒙古电网限制短路电流措施研究

根据内蒙古电网特高压网架背景下短路电流计算结果，内蒙古电网限制短路电流措施的研究重点在以下3 个区域：包头、鄂尔多斯、呼和浩特特高压站及其电网近区。

3.1 优化网架结构措施拟定

（1）通过设备更新将内蒙古电网所有500 kV层面断路器遮断能力提升至63 kA。

（2）调整包头特高压变电站接入方式：包头特高压站“双∏”接入原德岭山—春坤山500 kV 双回线，新建德岭山—梅力更500 kV 双回线，维持原梅力更—包北500 kV单回线，形成德岭山—包头特高压站—春坤山—包北—梅力更500 kV环网。

（3）调整鄂尔多斯特高压变电站接入方式：鄂尔多斯特高压站通过双回500 kV线路接入响沙湾，新建鄂尔多斯特高压站—过三梁—布日都500 kV双回线，形成鄂尔多斯—响沙湾—布日都—过三梁500 kV环网。

（4）鄂尔多斯与包头区域电网联络线响沙湾—高新500 kV双回线退出运行。

（5）包头与呼和浩特区域电网联络线春坤山—武川500 kV双回线退出运行。

（6）鄂尔多斯、薛家湾与呼和浩特区域电网联络线响沙湾—永圣域500 kV双回线退出运行。

（7）新增高新—威俊单回500 kV线路，避免高新500 kV站成为末端电网。

（8）加强局部网络结构：新增宏图—乌兰察布500 kV第三回线。

网架结构调整结果如图2所示。

图2 内蒙古电网网架结构调整后示意图

3.2 措施效果计算分析

在优化网架结构措施的基础上，对特高压背景下内蒙古电网500 kV层面短路电流进行计算分析，网内短路电流较高的500 kV 母线计算结果见表3。由计算结果看出，包头特高压、响沙湾、春坤山、永圣域等站点短路电流值下降比例较大，全网最大短路电流为呼和浩特特高压站500 kV母线，其余所有母线短路电流均未越限。该措施有效限制了内蒙古电网500 kV最大短路电流，全网主要500 kV站点短路电流水平下降。

3.3 措施适应性分析

从计算结果看，虽然呼和浩特特高压站500 kV母线短路电流计算值为62.19 kA，接近越限，但其余站点短路电流值均较小，且由于区域500 kV环网的存在，网架可靠性较高，如采取变电站500 kV 母线并列运行措施，当发生严重故障时，能避免形成孤网或末端链式电网，可保证电网的安全可靠运行。通过优化网架结构限制短路电流，能为内蒙古电网进一步采取限制短路电流措施打下基础：即使内蒙古电网短路电流仍有增长趋势，也可采取变电站母线分列运行、选用高阻抗主变压器、加装故障限流器、串联电抗器等措施，进一步限制短路电流，保证短路电流不会成为限制内蒙古电网发展的瓶颈。

表3 特高压网架背景下内蒙古电网网内500 kV层面最大短路电流

4 结语

随着特高压电网的建设，内蒙古电网500 kV 短路电流将大幅增加，为限制短路电流，可考虑通过优化网架结构，采取逐步解环，在对特高压变电站接入方案及网架结构进行优化和局部加强后，将最终形成以包头特高压、鄂尔多斯特高压、清水—乌兰察布特高压为中心的供电区域，分别在包头、鄂尔多斯、薛家湾—呼和浩特—乌兰察布3 个重要负荷区域构建以特高压变电站为支撑的1000 kV环网结构，保证该区域的供电可靠性，使内蒙古电网输电网架完成从500 kV 向1000 kV 的升级，同时也为内蒙古电网限制短路电流并在未来采取进一步的措施打下坚实基础。