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摘要：按照国家电网特高压输电规划，未来2-3年特高压交直流将接入江西电网。利用综稳计算程序PSASP详细分析了特高压交直流接入后江西电网短路电流水平，深入研究了目前应用最广泛的短路电流限制措施，分析了江西电网短路电流增加的原因，并提出了应对短路电流超标问题的措施和方法。
关键词：江西电网；短路电流；特高压
0引言
随着江西电网网架结构的不断加强及发电机组的增加，网络中短路电流水平越来越高，部分变电站母线短路电流已经超过了短路器开断能力，提前分析江西电网短路电流状况并研究防治措施成为江西电网迫切的需求。另外，“十三五”期间特高压将接入江西电网，使得网络联系更加紧密，全网500kV和220kV母线三相、单相短路电流水平将进一步提高，尤其是特高压落点近区厂站母线短路电流提升明显，需要详细分析特高压接入对江西电网短路电流的影响并提出应对措施，确保电网的安全稳定运行。
文中以江西特高压输电规划为背景，依托江西电网现有网架和过渡期网架，针对特高压交直流接入对江西电网短路电流的影响进行分析，基于短路电流限制技术的理论研究和仿真计算结果，提出了治理江西电网特高压接入后短路电流超标的具体措施和建议。
1江西电网现状和特高压接入方案
1.1江西电网现状
江西电网位于华中电网的东南末端，2016年无特高压接入，经500kV磁永线、咸梦双回线联入华中主网。“十二五”期间江西500kV骨干网架得到较大发展，形成以中部500kV环网为核心，西部及北部500kV环网，东部、南部电网目前依然维持辐射网络结构。截至2015年底，江西电网共有500kV变电站19座，变电容量2400万千伏安，500kV线路47条，线路长度3756公里（含网间联络线路）。全网220kV公用变电站138座（含开关站6座，不含电铁牵引站），总容量为3600万千伏安，220kV线路448条，线路总长度为11499公里；全网110kV公用变电站450座，主变759台，变电总容量2889万千伏安，110kV线路923条，线路总长度为13989公里。
1.2特高压接入方案
为大幅提高江西电网外来电接纳规模，满足江西电力能源需求，提高电网安全稳定水平，治理东中部地区严重雾霾，配合国家“五交八直”特高压工程加快建设江西南昌、赣州1000kV交流特高压工程以及雅中-南昌±800kV直流输电工程[1]。计划2017年开工建设，2018～2019年建成投产。新增特高压变电容量1200万千伏安，换流容量1000万千伏安。建成后，形成武汉-南昌、长沙-南昌特高压交流环网结构。特高压直流接入时，新建南昌换流站～南昌东双回500kV线路、南昌换流站～东乡双回500kV线路并与东乡～抚州双回线在东乡站外短接；特高压交流接入时，将进贤～东乡双回线π入南昌特高压变。
2特高压接入前后短路电流水平
短路电流计算按照以下边界条件：统调最大用电负荷按22000MW考虑，扣除厂用电、线损、上机负荷安排20460MW。计算程序采用电科院Windows版《电力系统分析综合程序》PSASPV7.15。江西电网500kV及220kV母线短路电流水平在特高压接入前后的变化情况如表1和2所示（表中只列出了变化较大的部分站点）。
表12018年部分500kV母线短路电流单位：kA
由计算结果可知，特高压接入后，江西全网500kV母线三相短路超标厂站共3个，其中最高为4站59.06kA，剩余依次为3站57.61kA、2站51.35kA（上述3个厂站内部分开关遮断容量为50kA）。三相短路电流涨幅最大的厂站是1站达14.69kA，其次为4站13.69kA。全网500kV母线单相短路超标厂站共2个，其中最高为4站54.04kA、其次是3站52.02kA。单相短路电流涨幅最大的厂站是1站16.30kA，其次为4站11.97kA。
江西全网220kV母线三相短路电流超标厂站共有3个，其中最高为6站53.05kA，剩余依次为15站50.93kA、10站50.60kA，未超标但是超过开关遮断容量95%的厂站共3个，依次为12站49.31kA、15站48.82kA、10站48.46kA。三相短路电流涨幅最大的厂站是10站，相比增长7.28kA，其次是15站增长6.67kA。全网220kV母线单相短路电流超标厂站共有3个，其中最高为10站55.77kA，剩余依次为15站53.7kA、13站53.45kA，未超标但是超过开关遮断容量95%的厂站共5个，依次为9站49.74kA、7站48.48kA、8站47.97kA、11站47.63kA、14站47.56kA。单相短路电流涨幅最大的厂站是10站，相比增长8.12kA，其次是7站增长7.04kA。
可见，特高压接入显著提升了江西电网500kV及220kV网架的短路电流水平，因此需要及时考虑控制短路电流水平的应对措施。
3短路电流限制措施
控制短路电流是一项系统工程,目前国内外采用的限制短路电流的技术措施,可从电网结构、系统运行方式和选择系统限流设备及线路元件等几个方面考虑[2-3],限流措施主要有:电网结构分层分区、母线分列运行、电磁解环、加装限流电抗器或故障限流器、采用高阻抗变压器、变压器中性点经小电抗接地、直流背靠背技术以及更换设备等。
3.1电网结构优化方面的限制措施
电磁环网解环。在500kV的网架较为坚强的基础上，根据500kV变电站的主变接带能力，合理调整其周围相关220kV站的接线方式，必要时通过解开现有的电磁环网，实现合理分区。从目前国内大部分电网分区运行解决短路电流的经验看，这种方法十分有效。
3.2从系统运行方式层面限制措施
母线分段运行。母线分段运行目前在国外应用较为普遍。通过将220kV低压母线1分为Ⅰ和Ⅱ两段后，系统阻抗增大，从而有效地限制220kV低压侧的短路电流。虽然母线分段运行限制短路电流的措施简单易行而且效果显著，但限制了运行操作和事故处理的灵活性，因此一般只在必要时才采用。
4江西电网短路电流治理措施的仿真研究
针对江西特高压交直流接入引起500kV及220kV母线短路电流超标问题，本文结合2018年江西省电网规划,研究采用母线分段运行，更换系统限流设备等措施限制短路电流的实施方案。
江西电网从2016年开始分步实施站1和站3500kV开关改造工程，将开断容量为50kA的开关更换为开断容量63kA的开关，届时可以彻底消除其500kV母线短路超标问题。
220kV侧自阻抗主要与变压器等值阻抗和220kV侧对地等值阻抗相关，但不同站点受二者影响程度不同。对于受变压器等值阻抗影响较大的站点，采用高阻抗变压器、中性点接小电抗等效果较好[4]。对于受220kV对地等值阻抗影响较大的站点，解开电磁环网将有更好的限制效果。
由表2可知，220kV母线短路电流超标厂站情况，为降低15站、10站、6站、8站、9站以及7站等厂站220kV母线短路电流，考虑开断8站~15站双回线、6站~18站双回线、19站~20站线路和21站~22站线路，形成昌东南供电区（南昌东、进贤）、抚州供电区（东乡、抚州）以及昌西南供电区（昌西南、丰城电厂）。开断前后短路电流对比如表4所示：
表4超标厂站短路电流对比单位：kA
5结论
目前特高压交直流电网正处于快速发展期，在雅中-江西特高压直流与武汉-南昌特高压交流同时接入过程中，江西全网500kV和220kV母线三相和单相短路电流均出现不同程度超标，给设备的安全和电网的稳定运行带来了很大的威胁。本文分析了特高压交直流接入对江西电网短路电流影响，并提出了相应的治理方案。
1）雅中-江西特高压直流与武汉-南昌特高压交流接入明显提高了江西电网短路电流水平，尤其是特高压落点近区厂站母线。
2）对于500kV电网短路电流，由于3站内出串运行对抑制短路电流效果有限，考虑将超标厂站内部分小容量开关全部更换为遮断容量为63kA的开关以满足安全运行要求。
3）为降低17站、12站、8站、10站、11站以及9站等厂站220kV母线短路电流，通过母线分段运行、电磁环网解环运行等措施可以解决短路电流超标问题。
参考文献
[1]江西省电力公司-国家电网.江西电网“十三五”220kV及以上主网架规划报告.2015.1
[2]陈锴.限制电网短路电流的措施及新型短路限流器的研究[D].北京：华北电力大学,2014.
[3]靳希,段开元,张文青.电网短路电流的限制措施[J].电力科学与技术学报,2008,23(04):78-82.
[4]陈怡静.大电网短路电流限制措施研究[D].杭州：浙江大学,2008.5.