0 引言

随着能源发展战略行动计划（2014年～2020年）、大气污染防治行动计划等国家重要能源发展战略的实施，特高压工程建设将进一步扩大远距离、大容量输电规模。国家电网公司经营区域内东中部12省是中国的电力负荷中心，作为典型的受端电网，其受电规模将进一步增加。现有500kV通道增加输电规模有限，特高压交直流馈入将是未来新增受电规模的主要来源。通过特高压交直流输送的电力，需要依靠500kV电网进行有效承接和疏散。对1000kV/500kV电磁环网解环分区，将是受端电网网架结构优化的重要途径。

中国500kV/220kV电网逐渐形成了典型的分区结构，当1000kV交流电网发展进入成熟期后，同样也会形成1000kV/500kV分区结构，由于供电半径的差别，1000kV/500kV和500kV/220kV分区覆盖区域存在较大差别，但从结构来看是相似的，可以采用类似的方法[1]。从目前规划的网架结构来看，不存在省域内1000kV和500kV一定要建立分区结构的必要性，但研究成果可作为电网长期规划和网架优化调整的技术储备[2-6]。目前针对电网分区的研究主要集中在方案评价阶段[7-13]，对于方案形成过程只是根据工程经验按照行政区划或电网所属电力公司来划分，缺乏有效的理论支撑。

本文从控制短路电流的角度，对特高压主变供电模式进行研究，根据负荷及供电需求，结合特高压变电站布点，分析可划分的1000kV/500kV分区数目和分区结构，并对京津唐电网远景年的饱和负荷水平进行评估。

1 特高压变电站典型供电模式及供电能力分析

分析500kV/220kV典型分区供电模式，虽然各种供电模式的具体结构差异较大，但归纳起来主要有两类：一类是独立分区模式，即1个500kV变电站带一片220kV电网；另一类是互联分区模式，即2～3个500kV变电站带一片220kV电网[1]。

从远景来看，随着1000kV电网逐渐形成规模并进入成熟期，1000kV与500kV电网将形成比较固定的分区供电模式。从供区模式、供电范围和供电能力来看，两者既存在相同的地方，也有较大的差异。从结构来看，1000kV/500kV的分区模式主要有独立分区和互联分区两种，都是上一级电压的变电站带一片次一级电压的电网；从供电能力约束条件来看，面临的主要都是短路电流的问题。这是两者相同的地方。两者区别主要是供电半径和覆盖区域，由于1000kV线路输电距离远，变电站容量大，其供电半径将远大于500kV变电站，因此1000kV/500kV的覆盖区域也远大于500kV/220kV覆盖区域，前者可以覆盖跨省区域，而后者一般覆盖地市范围。

从整体来看，未来电网将形成1000kV/500kV/220kV3层主网结构，如图1所示，一个1000kV/500kV分区将覆盖多个500kV/220kV分区。

从电网特性来看，1000kV/500kV与500kV/220kV之间不能直接完全解耦，需要建立1000kV/500kV/220kV的3层模型，分析其结构特性。但从供电能力来看，为了使分析简化，可以考虑解耦分析，首先分析1000kV/500kV典型分区结构所具备的供电能力，然后根据分区供电能力判断可能形成的500kV/220kV分区数目，所有500kV/220kV分区供电能力之和即是1000kV/500kV/220kV3层结构的整体供电能力。

图1 1000kV/500kV/220kV3层结构示意图
Fig.1 Three-layer structure of 1000kV/500kV/220kV

短路电流问题将成为特高压网架发展的主要限制性因素，因此，本文按照以下原则开展计算分析：

1）特高压变电站终期规模按照配置4台主变考虑，单台变压器容量为3000 MVA。

2）根据目前的设备制造能力，对于新建变电站远景短路电流水平，1000kV、500kV母线的短路电流水平按照最大值63 kA控制。

3）500kV地方电厂的接入规模需考虑对特高压变电站1000kV母线短路电流的影响。

4）变电站单台变压器的最大容量、并列运行的变压器台数，应保证特高压1000kV母线和500kV母线短路容量不超过允许值。

5）变电站最终规模及运行方式，应能满足当地负荷发展的需求，符合电网N-1安全准则。

1.1 1000kV/500kV独立分区供电能力分析

对于特高压变电站独立分区电网，可以利用图2所示的电网结构来简单模拟，考虑到1000kV和500kV系统的X/R值较大，为简便分析，忽略了元件电阻。图2中，XL为地方电厂至分区1000kV变电站500kV母线的等效电抗；XS表示由变电站1000kV母线看出去的1000kV电网等效电抗；Uk1～Uk4为变压器T1～T4高中压侧短路电压百分比。

分析时系统满足如下条件：

1）由于主变并列运行时1000kV母线和500kV母线的短路电流只受主变高中压侧短路电压百分比的影响，仅就主变高中压侧短路电压百分比进行分析。

2）由于500kV母线两相接地短路电流水平一般相对较低，而单相接地短路电流水平可以通过在主变中性点加装小电抗使其降低到与三相短路电流相近，因此研究中仅对变电站母线三相短路进行分析。

图2 特高压变电站独立分区电网接线简图
Fig.2 Diagram of independent partition of UHV substation

3）研究中1000kV主变高中压侧短路电压百分比取18%，变压器容量为3000 MVA。特高压变电站独立分区电网一般呈围绕特高压变电站500kV母线的放射状结构和局部环网结构，所以，特高压变电站的500kV母线一般是分区内的短路电流控制节点。

1.1.1 1000 kV系统提供的短路电流分析

在1000kV变电站独立分区电网中，在图2所示的元件参数下，以主变电压比1050kV/525kV/110kV为例，1000kV系统通过变压器向500kV母线B525注入的短路电流IB525-S（功率基值取100 MVA）为：

式中：ST为1000kV变压器的额定容量；IS为1000kV系统注入短路电流值；//为电抗并联符号。

1.1.2 地方电厂提供的短路电流分析

1）地方电厂提供给500kV电网的短路电流。

在1000kV变电站独立分区电网中，地方电厂提供给分区B525母线的短路电流为：

式中：IB525-G为发电机G向B525母线提供的短路电流；Xd''为发电机组的次暂态电抗；XL为发电厂到1000kV变电站500kV母线的等效线路阻抗；PG为发电机的有功出力；cosφ为发电厂的功率因数。

2）地方电厂提供给1000kV电网的短路电流。

在1000kV变电站独立分区电网中，地方电厂提供给1000kV母线的短路电流为：

式中：IB1050-G为发电机G向1000kV母线B1050提供的短路电流；U1000k为1000kV主变的短路电压百分比。

1.1.3 最大接入机组分析

分别从500kV侧和1000kV侧的短路电流分析，考虑最大短路电流限制63 kA，最多能接入的等效机组见表1和表2。

表1 允许接入独立分区机组容量（受500kV侧短路电流限制）
Table1 Independent partition access unit capacity (subject to 500kV side short-circuit current limit)

1000kV系统注入系统短路电流/kA 500kV系统允许的等值机系统最大规模/台/最大机组容量/10 MW注入1000kV系统总短路电流/kA 10 13/1560 32.30 15 11/1320 33.87 20 10/1200 37.16 25 9/1080 40.44 30 8/960 43.73 35 7/840 47.01 40 6/720 50.29 45 6/720 55.30 50 5/600 58.58 51 5/600 59.58 54 5/600 62.58 55 5/600 63.58

表2 允许接入独立分区机组容量（受1000kV侧短路电流限制）
Table2 Independent partition access unit capacity (subject to 1000kV side short-circuit current limit)

1000kV系统注入系统短路电流/kA 500kV系统允许的等值机系统最大规模/台/最大机组容量/10 MW注入1000kV系统总短路电流/kA 55 4/480 58.39 56 4/480 58.71

续表

1000kV系统注入系统短路电流/kA 500kV系统允许的等值机系统最大规模/台/最大机组容量/10 MW注入1000kV系统总短路电流/kA 57 3/360 55.42 58 2/240 52.12 59 2/240 52.42 60 1/120 49.11 61 1/120 49.40 62 0 46.07

由表1可见，当1000kV系统注入系统短路电流大于54 kA时，500kV系统的短路电流不再成为限制因素，1000kV系统的短路电流成为限制因素。

1.1.4 1000 kV变电站独立分区综合供电能力分析

1000kV变电站独立分区的供电能力主要取决于分区内电源容量、变电站主变配置情况及短路电流水平、分区电网接线形式、主变N-1情况下变压器不过载等多种因素，分区最大供电能力为：

式中：N为1000kV主变台数；ST为单台1000kV主变额定容量，考虑主变功率因数为0.95，“N-1”情况下，可过载至额定容量的1.3倍；PG,max为500kV上网电厂的最大装机容量，考虑15%的备用。

根据表1和表2的计算结果，当1000kV系统注入短路电流在10～60 kA变化时，可接入的机组为1200～15600 MW，根据式（4）计算得到，此时分区供电能力为12140～24380 MW。选取中间拐点处（500kV母线短路电流约束转为1000kV侧短路电流约束对应的短路电流水平）考虑，当1000kV系统注入的短路电流为54 kA时，此时可接入的机组为6000 MW，根据式（4）得到分区供电能力为16220 MW。

1.2 1000kV/500kV互联分区供电能力分析

对于1000kV变电站互联分区电网，可以用图3所示的电网结构简图来模拟。图中元件的含义与图2相同，需要说明的是，500kV等效互联线路代表分区间的等效联络线路。

为便于分析，设图3中的地方电厂装机容量相同，升压变的型号、容量相同，同时设分区互联线路及电厂接入1000kV变电站500kV侧母线的等效线路长度为30 km，2个分区之间的联络线长度为50 km，500kV线路为LGJ-4×630型号导线，2座变电站主变均采用相同型号和相同数量的变压器，1000kV主变高中压侧短路电压百分比取18%，变压器容量为3000 MVA。各变电站高低压侧开关遮断电流按63 kA考虑，同时设500kV侧母线短路时，2座变电站1000kV侧注入的短路电流相同。

图3 特高压变电站互联分区电网接线简图
Fig.3 Diagram of interconnected partition of UHV substation

1.2.1 1000 kV系统提供的短路电流分析

在1000kV变电站互联分区电网中，如图3所示的元件参数，以主变电压比1050kV/525kV/110kV为例，1000kV系统通过变压器向500kV母线B525注入的短路电流IB525-S（功率基值取100 MVA）为：

1.2.2 地方电厂提供的短路电流分析

1）地方电厂提供给500kV电网的短路电流。

在1000kV变电站互联分区电网中，地方电厂提供给分区B525母线的短路电流为：

2）地方电厂提供给1000kV电网的短路电流。

在1000kV变电站互联分区电网中，地方电厂提供给1000kV母线的短路电流为：

1.2.3 最大接入机组分析

分别从500kV侧和1000kV侧的短路电流分析，考虑最大短路电流限制63 kA，最多能接入的等效机组见表3和表4。

表3 允许接入互联分区机组容量（受500kV侧短路电流限制）
Table3 Interconnected partition access unit capacity(subject to 500kV side short-circuit current limit)

1000kV系统注入系统短路电流/kA注入1000kV系统总短路电流/kA 10 10/1200 25.84 15 8/960 27.67 20 8/960 32.67 25 6/720 34.50 30 6/720 39.50 35 6/720 44.50 40 6/720 49.50 45 4/480 51.34 50 4/480 56.34 55 4/480 61.34 56 4/480 62.34 57 4/480 63.34 500kV系统允许的等值机系统最大规模/台/最大机组容量/10 MW

表4 允许接入互联分区机组容量（受1000kV侧短路电流限制）
Table4 Interconnected partition access unit capacity(subject to 1000kV side short-circuit current limit)

57 2/240 51.79 58 2/240 51.95 59 2/240 52.10 60 0 45.33 61 0 45.48 62 0 45.62

由表3可见，当1000kV系统注入系统短路电流大于56 kA时，500kV系统的短路电流不再成为限制因素，1000kV系统的短路电流成为限制因素，此时可接入的地方电厂容量有所下降。

1.2.4 1000 kV变电站互联分区综合供电能力分析

1000kV变电站互联分区的供电能力主要取决于分区内电源容量、变电站主变配置情况及短路电流水平、分区电网接线形式等多种因素，还要计及主变N-1时，正常变压器不过载。分区最大供电能力仍按式（4）计算。

根据表3和表4的计算结果，当1000kV系统注入短路电流在10～60 kA变化时，可接入的机组为0～12000 MW，此时分区供电能力为11120～ 21320 MW。选取中间拐点处考虑，此时可接入的机组为4800 MW，分区供电能力为15200 MW。

1.3 1000kV/500kV/220kV分区供电能力分析

1.3.1 500 kV/220 kV分区供电能力分析

类似于1000kV/500kV分区供电能力分析，可求取500kV/220kV分区供电能力。500kV变电站采用4台容量为750 MVA的主变，控制220kV短路电流为50 kA。按照现有500kV/220kV电网实际运行情况，满足主变N-1变压器不过载的要求，分区供电能力如表5所示。

表5 500kV/220kV分区供电能力
Table5 500kV/220kV partition power supply capacity

500kV系统注入短路电流/kA 独立分区/10 MW 互联分区/10 MW 50 3799 3543 55 3799 3543 60 3289 3543

1.3.2 1000 kV/500 kV/220 kV分区供电能力分析

1000kV/500kV/220kV分区供电能力受到多种因素的影响，包括各层级的短路电流水平、变压器容量配置、分区结构、是否有直流馈入等，因此很难精确求解一个1000kV/500kV/220kV分区的供电能力。从规划角度来看，重要的是了解未来分区的数目需求和分区结构，并按照该要求去规划构建电网，因此对于分区所具有的供电能力的精确性要求不高，在一定假设条件下，根据典型模型分析得到的供电能力具有较好的参考性。

1000kV/500kV结构下存在若干个500kV/220kV分区结构，前面分析的1000kV/500kV所具有的供电能力，全部需要通过分区内的500kV主变下网（如果分区内有直流馈入，同样也需要通过主变下网，因此总供电能力应该累加），由此可以按照一定的容载比要求，求解所需要的500kV变电站配置规模和500kV/220kV分区的大致数目，并将对应的500kV/220kV分区供电能力累加即可获得1000kV/500kV/220kV分区大致的供电能力。

为了便于分析，每个500kV/220kV单元按照4台750 MVA主变配置形成互联分区，其供电能力按照500kV侧注入母线电流60 kA考虑，单个500kV/220kV变电站的供电能力约为3500 MW。对应各1000kV/500kV分区结构，1000kV/500kV/220kV互联和独立分区供电能力分别如表6和表7所示。

表6 互联分区下1000kV/500kV/220kV分区供电能力
Table6 1000kV/500kV/220kV partition power supply capability under interconnected partition

1000kV系统注入系统短路电流/kA 1000kV/500kV/220kV分区供电能力/10 MW 10 2131 10 3500 15 1927 9 3150 20 1723 8 2800 25 1723 8 2800 30 1723 8 2800 35 1519 7 2450 40 1519 7 2450 45 1519 7 2450 50 1519 7 2450 55 1519 7 2450 60 1113 6 2100 1000kV/500kV分区供电能力/10 MW 500kV变电站座数/个

表7 独立分区下1000kV/500kV/220kV分区供电能力
Table7 1000kV/500kV/220kV partition power supply capability under independent partition

1000kV系统注入系统短路电流/kA 1000kV/500kV分区供电能力/10 MW 500kV变电站座数/个1000kV/500kV/220kV分区供电能力/10 MW 10 2336 11 3850 15 2132 10 3500 20 2030 10 3500 25 1928 9 3150 30 1826 9 3150

续表

1000kV系统注入系统短路电流/kA 1000kV/500kV分区供电能力/10 MW 500kV变电站座数/个1000kV/500kV/220kV分区供电能力/10 MW 35 1724 8 2800 40 1724 8 2800 45 1622 8 2800 50 1520 7 2450 55 1520 7 2450 60 1214 6 2100

根据特高压电网规划的相关成果[14]，规划远景年，负荷中心的大部分变电站1000kV电网注入1000kV母线的短路电流水平在20～50 kA，对应该短路电流水平，由表6和表7中的结果可知，1000kV/500kV互联分区下，1000kV/500kV/220kV分区的供电能力为24500～28000 MW；独立分区下，1000kV/500kV/220kV分区的供电能力为24500～35000 MW。

当分区中有直流接入500kV电网时，因为直流不提供短路电流，因此可以在原有分区的供电能力上直接叠加直流输入功率并作为分区的总体供电能力。1回8000 MW的直流需要增加12000 MVA的500kV主变，可以增加4个500kV分区，从1000kV/500kV/220kV的分区供电能力来看，可以增加14000 MW。以1000kV/500kV互联分区为例，若馈入1回8000 MW直流，则其供电能力可达到38500～42000 MW。

2 京津唐电网未来饱和供电能力分析

根据国家电网公司规划，到2020年，京津唐地区主要通过500kV通道、特高压交流和特高压直流通道受入，500kV通道供电能力未来增加规模有限，因此未来新增受电主要为特高压交流和特高压直流通道受入。特高压直流规划有3回：馈入唐山、天津特高压直流各1回8000 MW，馈入霸州直流1回8000 MW（其中一半4000 MW供冀北，另一半供河北南网）；东北和华北背靠背直流工程1项，容量为3000 MW；特高压直流馈入共23000 MW，从1000kV/500kV/220kV的分区供电能力来看，可以增加约40000 MW。特高压交流电网在京津唐地区共有北京东、北京西和天津南3座特高压交流变电站。

华北电网从500kV网架结构来看，京津唐电网网架密集，可以作为一个整体统筹规划。考虑以京津唐地区电源接入平均距离计算的分区供电能力为基础进行分析。以短路电流作为约束条件，通过1000kV/500kV不同分区模式研究京津唐地区电网的饱和供电能力。

根据京津唐电网2020年规划网架[15]，京津唐地区建设的3个特高压交流变电站主变规模为每个特高压站配置4台主变。根据主变的不同分区形式，可以得到京津唐电网交流供电能力。

在2020年京津唐电网网架约束条件下，以京津唐地区建设的3个特高压交流变电站的短路电流在30 ～40 kA之间计算分析不同分区条件下京津唐地区供电能力[15]。

1）形成1个互联分区和2个独立分区。

北京东2台主变与北京西2台主变形成互联分区，为北京及张家口地区提供24500～28000 MW电力；北京东2台主变形成独立分区，提供21000 MW电力；天津南4台主变形成独立分区，提供28000～31500 MW电力；京津唐地区交流供电总共可提供73500～80500 MW电力。

考虑到京津唐电网2020年规划接入的直流输电容量在23000 MW左右，京津唐地区2020年电网能为113500 ～120500 MW负荷提供电力。

该分区方式同时兼顾河北南网供电，北京西剩余2台主变与石家庄特高压站主变形成互联分区为河北南网负荷供电。

2）形成2个互联分区和1个独立分区。

北京东2台主变和北京西2台主变形成1个互联分区，北京东2台主变和天津南2台主变形成1个互联分区，天津南2台主变形成1个独立分区。

北京东与北京西互联分区的供电能力为24500～28000 MW，北京东与天津南互联分区的供电能力为24500～28000 MW，天津南独立分区的供电能力为21000 MW，京津唐地区交流供电总共可提供70000～77000 MW电力。

考虑到京津唐电网2020年规划接入的直流输电容量在23000 MW左右，京津唐地区2020年电网能为110000～117000 MW负荷提供电力。

该分区方式同时兼顾河北南网供电，北京西2台主变与石家庄特高压站主变形成互联分区为河北南网负荷供电。

3）形成3个互联分区。

北京东2台主变和北京西2台主变形成互联分区，北京东2台主变和天津南2台主变形成互联分区，北京西1台主变和天津南2台主变形成互联分区。

北京东与北京西互联分区的供电能力为24500～28000 MW，北京东与天津南互联分区的供电能力为24500～28000 MW，北京西与天津南互联分区的供电能力为24500 MW，京津唐地区交流供电共可提供73500～80500 MW电力。

考虑到京津唐电网2020年规划接入的直流输电容量在23000 MW左右，京津唐地区2020年电网能为113500～120500 MW负荷提供电力。该分区方式不再兼顾河北南网供电。

总体来说，针对京津唐电网2020年规划网架，不管采取哪种1000kV/500kV/220kV分区供电模式，饱和供电能力约为110000～120500 MW。

3 结论

从中国现有的500kV/220kV电网供电模式来看，主要有独立分区和互联分区2种形式。未来1000kV/500kV供电模式也主要有独立分区和互联分区两种供电模式。从1000kV/500kV/220kV分区供电能力来看，供电能力与变压器配置容量、短路电流水平紧密相关，1个分区（特高压站有4台主变）一般的供电能力为21000～35000 MW。

由于直流馈入不增加短路电流，当分区内有直流馈入时，可以在原有分区的供电能力上直接叠加直流输入功率并作为分区的总体供电能力。

影响饱和负荷水平大小的因素包括1000kV/500kV/200kV分区结构以及馈入直流规模等。分区结构中，电厂接入距离越远，其产生的短路电流越小，可接入机组越多，分区供电能力越大；分区中主变数量越多，分区的供电能力越大；馈入直流规模越多，受端电网的电压稳定性越差，规划网架所能承受的负荷水平越低。

针对京津唐电网远景规划，1000kV与500kV电磁环网可考虑逐步解环运行。北京东、北京西、天津南3个特高压站两两之间形成互联分区的供电模式，将更有利于提高整个电网的运行可靠性。

本文考虑的变电站运行模式为主母线和分母线联合运行模式，如变电站采用主母线和分母线分离运行模式，较联合运行模式可以有效减少母线的短路电流，后续可以进一步研究变电站母线分离运行模式下分区的供电能力。