0 引言

近年来，随着地区电网负荷的稳步增长以及电网规模的扩大，系统短路电流日益攀升，尤其在鄂尔多斯、乌海交界处的千里山地区，短路电流接近极限，严重影响地区电网的安全、稳定运行，并制约鄂尔多斯、乌海500 kV电网的未来建设和发展^[1-4]。

1 500 kV变电站短路电流水平分析

千里山500 kV变电站位于内蒙古自治区鄂尔多斯市西部与乌海市交界处的黄河东岸，是内蒙古电网的重要枢纽变电站，承担着乌海北部地区以及鄂尔多斯蒙西工业园区的供电任务。变电站电压等级为500 kV/220 kV/35 kV，主变压器容量规划为3×750 MVA，现已全部建成；500 kV出线规划8回，目前已建成3回；220 kV出线规划16回，现已全部建成。

目前，千里山变电站3台主变压器中性点均已加装15 Ω小电抗，但变电站220 kV侧的三相短路电流仍高达48 kA，接近运行极限水平。预测“十四五”期间，随着地区负荷的稳步增长、电网规模的扩大及内蒙古电网500 kV主网架不断加强，千里山变电站220 kV侧短路问题将进一步突显。通过对变电站“十四五”期间短路电流水平进行预测分析，在不采取额外措施的情况下，考虑规划新增电源项目的接入、新增变电站规模等因素，预计至2025年千里山变电站220 kV侧三相短路电流将高达50.2 kA（短路电流预测结果见表 1），超出220 kV侧开关设备额定遮断容量50 kA，亟需采取有效控制措施加以解决。

2 短路电流分析 2.1 短路电流等值研究模型

影响220 kV侧短路电流的因素主要包括所处220 kV电网结构以及变电站主变压器等值阻抗等因素，不同站点、不同变电站的短路电流水平受二者影响程度不同^[5-7]。为确定千里山变电站220 kV侧短路电流超标机理，本文基于二端口网络等值模型对变电站短路电流的构成要素进行定量分析。

图 1为千里山变电站正序、零序等值网络模型。作为双端口网络，保留了变电站500 kV和220 kV母线。其中，Z_H1、Z_M1为变压器T形等值电路的正序阻抗；Z_H0、Z_M0、Z_L0为变压器T形等值电路的零序阻抗；其值代表了变电站变压器阻抗的大小，变电站下送负荷越大，变压器数量越多，其值越小。Z_eq1和Z_eq0为电磁环网的正序、零序等值联络阻抗，即从220 kV母线出发经过500 kV线路、又回到220 kV母线的网络等值阻抗；电磁环网越紧密，其值越小。Z_HS1、Z_HS0为500 kV母线对地的正序、零序等值阻抗，代表所有通过变电站500 kV母线对故障点的转移阻抗值；00 kV电网电气连接越紧密，该值越小。Z_MS1、Z_MS0为220 kV母线对地的正序、零序等值阻抗，代表220 kV电网对故障点的转移阻抗值；220 kV电网电气连接越紧密，该值越小。

根据短路点等值网络模型，500 kV变电站220 kV侧母线短路电流I_d为：

式中：I_H、I_M分别为500 kV侧、220 kV侧系统提供的短路电流；Z_H、Z_MS分别为500 kV侧、220 kV侧系统提供的等值阻抗。

2.2 短路电流构成分析

在对2025年短路电流水平预测的基础上，采用BPA短路电流程序对千里山变电站220 kV侧短路电流构成进行计算分析，结果如表 2所示。

通过对千里山500 kV变电站220 kV侧三相短路电流构成分析可知，220 kV侧所连系统提供单相短路电流、三相短路电流值均约30 kA，占总短路电流的60%左右。可见，千里山变电站作为地区枢纽变电站，与乌海地区220 kV电网联络较为紧密，220 kV侧电源接入较多且距离系统较近，是短路电流过高的重要原因。

3 限流方案设计与评价

目前，限制电力系统短路电流的方法主要有3种：一是优化电网结构，包括对环网结构进行解环、对主网架分区、对下一级电网分层分区、发展更高一级电压电网、扩大负荷中心环网结构、背靠背异步联网等；二是改变运行方式，包括变电站母线采用分裂运行方式、断开部分联络线运行等；三是采用限流设备，包括在主变压器中性点加装小电抗，在线路上加装高阻抗设备、串联电抗器、故障限流器等。考虑内蒙古电网实际情况，采用主变压器中性点加装小电抗、变电站母线分列运行、线路加装限流电抗器3种思路解决短路电流问题^[8-11]。

3.1 方案1

在千里山变电站不同出线侧分别加装20 Ω串抗器，其短路电流如表 3所示。除了至变电站a，千里山变电站出线均为两回线，经对比发现，在“千里山—变电站b”和“千里山—变电站a”加装两个20 Ω串抗的情况下限流效果最显著，可分别将千里山变电站220 kV侧单相和三相短路电流降至45 kA和48 kA左右。若“千里山—变电站a”三回线路均加装20 Ω串抗器，则千里山变电站单相和三相短路电流可进一步降低至44.6 kA和47.2 kA。

3.2 方案2

采取千里山变电站220 kV侧母线分列运行方式示意图如图 2所示。

千里山主变压器分列运行后，能将220 kV侧短路电流降至40 kA以下，具体如表 4所示。

由于千里山变电站接带负荷多为辐射式结构，千里山1号主变压器220 kV侧以辐射式网架接带负荷约900 MW、电源1400 MW；千里山2号、3号主变压器220 kV侧以辐射式网架接带负荷约500 MW，无电源，负荷、电源分布不平衡。而且，千里山2号、3号主变压器侧与系统联络较弱，导致变电站a—千里山变电站潮流过重，超过了线路的输送能力，增大了系统的安全风险。

为解决变电站a—千里山变电站线路过载问题，采用如下6个加强子方案，并进行比较分析。

子方案1：新建变电站a—千里山两站双回线路；

子方案2：新建变电站e—千里山两站双回线路；

子方案3：将变电站e—千里山两站双回线路改接变电站e—变电站a；

子方案4：变电站a破口变电站e—千里山两站双回线路；

子方案5：将变电站e、b间隔互换；

子方案6：将变电站e、c间隔互换。

在不同加强子方案下，千里山变电站短路电流水平如表 5所示。

在上述各子方案中，变电站a—千里山变电站线路过载问题均能得到解决，220 kV侧短路电流能够控制在41 kA以下，且潮流分布较合理。其中，在子方案3，即主变压器在倒间隔的方式下，千里山2号、3号主变压器短路电流最小；在子方案5和6，即倒间隔的方案下，千里山1号主变压器短路电流最小。但从供电可靠性的角度分析，上述3个子方案中，变电站a均通过一回线与系统联络，而子方案1、2和4，千里山通过三回线与系统联络，供电可靠性更强。此外，从实施可行性角度看，子方案4、5和6，即破口和倒间隔方案下，需要对变电站e进行停电。其中，子方案5和6实施难度最大。从投资经济性的角度看，子方案1和2投资最高。

综合考虑短路电流、线路潮流、电压、实施可行性、投资因素，子方案4为主变压器分列运行方式下的最优加强方案。

3.3 方案3

根据地区网架结构现状，设计了分别从断面a、断面b和断面c解开地区环网3种电网解环子方案，如图 3所示。

通过电气计算，对比分析各解环方案对千里山及周边变电站短路电流的限制效果，如表 6所示。

从限流效果看，从断面a解环对短路电流限制效果最明显，可将短路电流降至37 kA左右；从断面b、断面c解环可分别将短路电流降至43 kA和46 kA左右。但从系统损耗的角度来看，由于该方案较大程度上削弱了变电站a与系统的联系，千里山地区变电站由乌海500 kV变电站接带，长距离供电导致系统损耗比后两个子方案分别高出15%和12%。从供电可靠性角度来看，当变电站p—变电站h线路故障，地区大开机、小负荷的情况下，从断面a、断面c解环均存在变电站h—变电站a线路过载问题。综合考虑短路电流水平、供电可靠性、系统损耗等因素，从断面b解开地区环网为最优方案。

3.4 方案综合评价分析

从电网结构、运行方式、系统损耗、投资、实施难度等角度对加设串抗装置、主变压器分列运行、电网解环三类大方案进行综合评价分析^[12-15]，结果如表 7所示。

在不同的规划目的与原则下，适合采取不同的方案，具体如下：若以保持电网灵活运行方式、可靠供电能力为优先原则，在投资较为充裕的条件下，推荐在变电站a—千里山三回出线分别装设20 Ω串抗器；在投资有限条件下，推荐在变电站a—千里山两回出线分别装设20 Ω串抗器；若以短路水平最低为优先原则，则推荐采取主变压器分列运行方式，并通过变电站a破口变电站e—千里山两站双回线路解决千里山两站—变电站a线路过载问题；若以电网结构清晰、实施方式简单、投资小为优先原则，则推荐从断面b解环电网。

4 结论

本文围绕千里山变电站短路电流超标问题设计了一套分层次、分侧重的短路电流控制方案体系，经分析，若以投资小、实施可行性强为侧重，则推荐解环地区环网方案（断面b）；若以短路电流裕度为侧重，则推荐采取主变压器分列运行方式，并通过变电站a破口变电站e—千里山2站双回线路解决千里山2站—变电站a线路过载问题；若以系统运行的灵活、可靠性为侧重，则推荐在变电站a—千里山三回出线分别加装20 Ω串抗器；在投资有限条件下，则推荐在变电站a—千里山双回出线分别装设20 Ω串抗器，从不同角度为“十四五”期间鄂尔多斯、乌海地区电网规划提供决策依据。