特高壓網架背景下內蒙古電網限制短路電流措施研究

劉石川，慕 騰，閆桂紅，李小雨

（1.內蒙古電力科學研究院，呼和浩特 010020；2.內蒙古自治區電力系統智能化電網仿真企業重點實驗室，呼和浩特 010020；3.中國電力工程顧問集團西南電力設計院有限公司，成都 610021）

0 引言

為滿足蒙西地區社會經濟發展供電需求，保障能源基地開發與清潔電力外送，需要對內蒙古電網進一步升級改造，而提高電壓等級、形成特高壓主干網架，并與華北電網實現特高壓交流聯網強聯系結構，相關課題已成為目前的主要研究方向之一。

2025年，內蒙古電網全網負荷預計達50.5 GW，年均增速7.0%；而根據內蒙古電網電源發展和布局課題研究成果，2025 年內蒙古電網在計及在建、核準、規劃共計48.8 GW 的基礎上，將新增火電裝機容量20 GW（達到66.778 GW），新增風電裝機容量15 GW（達到33.132 GW）。目前內蒙古電網大部分500 kV變電站短路電流開斷能力只有50 kA，難以應對大量火電電源陸續投產后500 kV 層面短路電流劇增狀況，這將對電網的安全運行構成嚴重威脅。短路電流超標問題已成為限制內蒙古電網發展的關鍵因素之一，有必要對特高壓背景下內蒙古電網限制短路電流措施進行探討，為電網發展決策提供參考。

1 內蒙古電網短路電流現狀及發展

1.1 電網短路電流現狀

根據近幾年內蒙古電網運行方式報告[1]，內蒙古電網網內最大短路電流如表1所示。

表1 近幾年內蒙古電網網內最大短路電流 kA

截至2019年，內蒙古電網500 kV層面最大短路電流的母線基本為響沙灣和永圣域500 kV 母線。對于三相短路電流，2016、2017 年最大為永圣域500 kV 母線，2018、2019 年最大為響沙灣500 kV 母線；對于單相短路電流，2016—2019 年最大均為響沙灣500 kV母線，永圣域500 kV母線略低。2020年內蒙古電網三相、單相短路電流最大母線均為永圣域500 kV母線，響沙灣500 kV母線短路電流略低。

可以看出，“十三五”期間內蒙古電網短路電流最大值主要出現在響沙灣和永圣域500 kV 變電站。響沙灣500 kV變電站已完成斷路器升級，遮斷能力達到63 kA，但內蒙古電網內部還有500 kV 變電站短路電流遮斷能力仍為50 kA；而不少站點如高新、永圣域、豐泉、汗海等500 kV 變電站，短路電流已達到斷路器額定遮斷容量的90%以上，需要盡快采取措施限制短路電流，以免對電力系統的正常運行造成嚴重影響。

1.2 特高壓網架背景下短路電流發展情況

若2025 年內蒙古電網將基于4 座特高壓變電站及其聯絡線形成內蒙古電網特高壓主網[2-3]，并通過兩個并網點與華北電網實現1000 kV 交流互聯。特高壓變電站分別為：烏蘭察布1000 kV特高壓站、包頭1000 kV 特高壓站、鄂爾多斯1000 kV 特高壓站、呼和浩特1000 kV清水特高壓站，網架結構如圖1所示。

此方案中，內蒙古電網通過4回1000 kV特高壓線路與華北電網互聯，4回500 kV線路退出運行，內蒙古電網外送能力大大增強，同時內部網架更加堅強。網內短路電流較大的500 kV 站點計算結果如表2所示。

從計算結果可以看出，內蒙古特高壓網架按現有規劃方案建成后，網內最大短路電流將達到66.63 kA（包頭特高壓變電站500 kV 母線），超過了500 kV 短路電流設備遮斷能力。短路電流較大的站點主要集中在鄂爾多斯、薛家灣、包頭等電源投產較多區域。汗海、豐泉500 kV 變電站由于與華北電網聯網通道退出運行，500 kV母線短路電流增加有限。總體來看，內蒙古電網特高壓網架形成后，全網500 kV短路電流水平有較大程度提升。

圖1 內蒙古電網特高壓部分網架結構示意圖

表2 內蒙古電網網內500 kV層面最大短路電流 kA

2 短路電流限制措施

目前，限制500 kV電網短路電流的措施主要有優化或升級網架結構，調整網架運行方式，電網設備升級、新設備應用。3 種方式都可以限制短路電流，可結合實際情況（如原有網架結構、系統可靠性要求、設備購買或升級費用等）進行選擇[4-5]。

2.1 優化或升級網架結構

2.1.1 優化網架結構

在電網發展到一定程度后，可靠性冗余較大會增加短路電流。故在保證電網可靠運行的情況下，可適當優化新建輸電線路，減小網絡緊密程度。內蒙古電網特高壓網架形成后，內部輸電網架完成500 kV 向1000 kV 升級，內部原500 kV 輸電網絡可以適當減弱。

2.1.2 優化電源接入系統方式

通過優化電源接入系統方式（如將新建大容量電廠接入最高一級電壓網絡、發電集群分散接入鄰近多個變電站等方式），可以一定程度降低短路電流。根據內蒙古電網特高壓網架建設方案，已經基本考慮將新建大容量電源分散接入500 kV變電站，這種情況下內蒙古電網500 kV 層面短路電流水平依然較高，進一步優化電源接入系統方式的作用有限。

2.1.3 直流背靠背聯網

直流背靠背聯網能夠阻斷網絡站點間的交流聯系，在不影響站點間潮流輸送能力的情況下，增大站點的綜合阻抗。如果將短路容量貢獻較大的站點聯絡線改造為直流背靠背連接方式，可大幅降低站點短路電流。但是，該措施建設、運營費用較高，容易在電網內部形成交直流并聯系統，增加了電網穩定運行風險和結構的復雜性，因此一般用于大型成熟網絡之間的異步互聯，如渝鄂背靠背直流工程[6]，基本不用于交流網絡內部。

2.2 調整網架運行方式

2.2.1 變電站母線分列運行

將變電站母聯斷路器斷開，系統分列運行，可提高系統阻抗，減小短路電流。但該措施以降低系統安全裕度為代價，特別是在輻射型、鏈式等網絡結構中，如果出現嚴重故障，會形成孤網或造成系統解列。

2.2.2 電網分區、解環運行

高一級電網加強聯系后，將次級電網分區、解環運行，可減小短路電流。在內蒙古電網特高壓網架形成后，各區域電網通過特高壓雙回線形成強聯系，可以考慮將原有各區域500 kV 聯絡線斷開，實現電網分區、解環運行。

2.3 電網設備升級、新設備應用

2.3.1 新增變電設備選用高阻抗變壓器

高阻抗變壓器通過增大系統阻抗來限制短路電流。阻抗增大使變壓器小型化，空載損耗和建設成本均降低，但會導致發電機相角差增大，運行損耗增加，機組穩定性變差。另外，內蒙古電網特高壓網架建設方案中，選用的主變壓器阻抗均為18%Uk（Uk為短路阻抗）。經測算，在內蒙古電網特高壓變電站改用（20%～22%）Uk高阻抗變壓器，能降低變電站及近區500 kV 母線短路電流約1 kA，作用有限。因此，內蒙古電網需綜合考慮穩定性及短路電流降低效果，可將采用高阻抗變壓器作為限制短路電流的輔助措施。

2.3.2 提高斷路器遮斷容量

若短路電流水平逼近斷路器的遮斷容量，可通過提高斷路器遮斷容量進行解決，但沒有從本質上降低短路電流，而是提高了短路電流越限的臨界值；隨著斷路器遮斷容量的提升，斷路器造價隨之增大，與之相關的變電設備也需要進行改造，且工期較長。目前，內蒙古電網500 kV層面斷路器開斷能力普遍僅有50 kA，有必要通過設備更新實現全網500 kV層面斷路器開斷能力。

2.3.3 變壓器加裝中性點小電抗

變壓器加裝中性點小電抗可以有效降低單相短路電流，使得零序網絡發生變化。單相短路接地時，經過小電抗的電流為零序電流的3倍，從而使中性點電位高于大地電位[6]。該方案投資小且施工便利，但無法限制三相短路電流，而內蒙古電網三相短路電流問題較單相短路電流問題更突出，可考慮作為限制短路電流的輔助措施。

2.3.4 加裝串聯電抗器

加裝串聯電抗器是指將電抗器串聯接入短路電流限制回路中，以達到增加回路阻抗的目的。電抗器可分為不可控串聯電抗器和可控串聯電抗器。不可控串聯電抗器運行方式簡單且安全可靠，但會增加損耗，并需要對繼電保護方案進行更改；可控串聯電抗器對潮流分析和系統穩定的影響很小，不需要更改保護方案，但從目前國內已有的工程實踐來看，串聯電抗器投資多、占地廣[7]，在內蒙古電網中不具備大規模采用的可能性。

2.3.5 加裝故障限流器

故障限流器的作用是當線路經過大電流時，將電阻串接在限制回路中。故障限流器種類有通過限流斷路器實現的故障限流器、正溫系數電阻故障限流器等。其中正溫系數電阻故障限流器具有可重復使用、可靠性高等特點，但在限制感性短路電流的同時會產生過電壓，因此需要在電阻兩端并聯壓敏電阻。從目前國內已有的工程實踐來看，故障限流器可靠性差、運維復雜、投資多、占地廣、容量較小[8]，在內蒙古電網中不具備大規模采用的可能性。

2.3.6 超導電網

超導具有高密度載流能力、零電阻、超導態/正常態轉變等特性，超導電力設備效率高、損耗小且占地少，應用于電力系統，將對電網運行產生深遠影響。例如超導故障限流器，當發生故障且故障電流大于超導臨界電流時，超導具有較大的阻抗，使短路電流得到有效限制[9-10]。但目前超導電網設備極為昂貴且技術復雜，相關應用不成熟，不具備在內蒙古電網中大規模應用的可能性。

綜上所述，在內蒙古電網可采用的限制短路電流措施中，提高開關遮斷容量應作為后續電網建設的基本任務；優化網架結構，系統分區、解環運行可作為內蒙古電網在特高壓網架背景下限制短路電流的主要措施，但是由于電網結構復雜，需要有針對性地開展研究并制訂具體方案。在此基礎上進一步考慮其他降低短路電流水平的輔助措施。

3 內蒙古電網限制短路電流措施研究

根據內蒙古電網特高壓網架背景下短路電流計算結果，內蒙古電網限制短路電流措施的研究重點在以下3 個區域：包頭、鄂爾多斯、呼和浩特特高壓站及其電網近區。

3.1 優化網架結構措施擬定

（1）通過設備更新將內蒙古電網所有500 kV層面斷路器遮斷能力提升至63 kA。

（2）調整包頭特高壓變電站接入方式：包頭特高壓站“雙∏”接入原德嶺山—春坤山500 kV 雙回線，新建德嶺山—梅力更500 kV 雙回線，維持原梅力更—包北500 kV單回線，形成德嶺山—包頭特高壓站—春坤山—包北—梅力更500 kV環網。

（3）調整鄂爾多斯特高壓變電站接入方式：鄂爾多斯特高壓站通過雙回500 kV線路接入響沙灣，新建鄂爾多斯特高壓站—過三梁—布日都500 kV雙回線，形成鄂爾多斯—響沙灣—布日都—過三梁500 kV環網。

（4）鄂爾多斯與包頭區域電網聯絡線響沙灣—高新500 kV雙回線退出運行。

（5）包頭與呼和浩特區域電網聯絡線春坤山—武川500 kV雙回線退出運行。

（6）鄂爾多斯、薛家灣與呼和浩特區域電網聯絡線響沙灣—永圣域500 kV雙回線退出運行。

（7）新增高新—威俊單回500 kV線路，避免高新500 kV站成為末端電網。

（8）加強局部網絡結構：新增宏圖—烏蘭察布500 kV第三回線。

網架結構調整結果如圖2所示。

圖2 內蒙古電網網架結構調整后示意圖

3.2 措施效果計算分析

在優化網架結構措施的基礎上，對特高壓背景下內蒙古電網500 kV層面短路電流進行計算分析，網內短路電流較高的500 kV 母線計算結果見表3。由計算結果看出，包頭特高壓、響沙灣、春坤山、永圣域等站點短路電流值下降比例較大，全網最大短路電流為呼和浩特特高壓站500 kV母線，其余所有母線短路電流均未越限。該措施有效限制了內蒙古電網500 kV最大短路電流，全網主要500 kV站點短路電流水平下降。

3.3 措施適應性分析

從計算結果看，雖然呼和浩特特高壓站500 kV母線短路電流計算值為62.19 kA，接近越限，但其余站點短路電流值均較小，且由于區域500 kV環網的存在，網架可靠性較高，如采取變電站500 kV 母線并列運行措施，當發生嚴重故障時，能避免形成孤網或末端鏈式電網，可保證電網的安全可靠運行。通過優化網架結構限制短路電流，能為內蒙古電網進一步采取限制短路電流措施打下基礎：即使內蒙古電網短路電流仍有增長趨勢，也可采取變電站母線分列運行、選用高阻抗主變壓器、加裝故障限流器、串聯電抗器等措施，進一步限制短路電流，保證短路電流不會成為限制內蒙古電網發展的瓶頸。

表3 特高壓網架背景下內蒙古電網網內500 kV層面最大短路電流

4 結語

隨著特高壓電網的建設，內蒙古電網500 kV 短路電流將大幅增加，為限制短路電流，可考慮通過優化網架結構，采取逐步解環，在對特高壓變電站接入方案及網架結構進行優化和局部加強后，將最終形成以包頭特高壓、鄂爾多斯特高壓、清水—烏蘭察布特高壓為中心的供電區域，分別在包頭、鄂爾多斯、薛家灣—呼和浩特—烏蘭察布3 個重要負荷區域構建以特高壓變電站為支撐的1000 kV環網結構，保證該區域的供電可靠性，使內蒙古電網輸電網架完成從500 kV 向1000 kV 的升級，同時也為內蒙古電網限制短路電流并在未來采取進一步的措施打下堅實基礎。