110KV变电站6kV系统接地方式分析及对策

邹文章

[摘要]分析了北京公科飞达交通工程发展公司（下简称北京公科公司）110kV变电站系统接线方式及6kV系统接地电容电流状况，阐明了变电站6kV系统中性点应由不接地方式改变为消弧线圈接地方式的依据，并根据6kV系统为△型接线、中性点无法引出的情况，选用Z型接线接地变压器，计算给出了消弧线圈补偿容量和运行方式。

[关键词] 基本电费 电容电流 中性点接地方式 消弧线圈

1 引言

北京公科公司110kV变电站分10kV、35kV、6kV三个电压等级，配置有两台容量50MVA的三卷变压器，该站6kV系统容量不断扩大，系统内有6kV电缆回路一百余回，配电站十座。为降本增效，减少变压器容量电费支出，在当地供电公司将甲变办理暂停，110KV变电站6kV系统全部由乙变单台变压器供电，导致110KV变电站6kV甲、乙母线运行方式由分列运行改变为并列运行，且系统内大量交联聚乙烯6kV电缆的存在，带来系统接地电容电流增大近一倍、接地故障点易产生电弧、弧光过电压危害电气设备绝缘等不利因素，6kV电缆由单相接地故障转化為相间短路故障断电现象频繁发生，降低了110KV变电站6kV系统的安全运行可靠性，因而必须采取有效技术措施消除这些不利影响。

2 110KV变电站情况介绍

2.1 接线方式

目前，110KV变电站6kV、35kV系统采用中性点不接地方式，110kV系统采用中性点直接接地方式。一次接线形式如图1所示。该站有两路110kV电源，其中110kV南北线、110kV南01线来国家电网；主变压器对应于110kV/35kV/6kV电压等级，接线组别为Y/Y/Δ。正常运行方式为，110kV南北线带110kV乙、甲母线，23910母联运行，110kV南01线热备用。甲变停电。乙变三卷运行，带6kV乙母线并经母联23990带6kV甲母线，35kV侧23954开关冷备。35kV电北I线带35kV甲母线并经母联23950带35kV乙母线。

2.2 6kV系统电容电流情况

2.2.1投运初期6kV系统状况及接地电容电流计算

投运初期系统全部由电缆构成，经统计110kv站直接供电电缆总长度为39.38km，其中6kV甲母线系统电缆总长度为19.87km，6kV乙母线系统电缆总长度为19.51km。

2.2.2 目前6kV系统状况及接地电容电流计算

随着6kV系统负荷规模不断扩大，110KV变电站供电系统电缆总长度为58.52km，其中6kV甲母线系统电缆总长度为29.45km，6kV乙母线系统电缆总长度为29.07km。系统总的电容电流为41.43A，6kV甲母线系统、乙母线系统电容电流分别为20.85A、20.58A；但由于甲变停用，6kV系统运行行方式为6kV甲母线、乙母线并列运行方式，此方式下6kV系统电容电流水平较高，不应再采取中性点不接地方式。

3 中性点接地方式改变的确定

3.1 几种中性点接地方式的对比

电力系统中性点接地方式，是综合考虑了供电可靠性、过电压、系统绝缘水平、继电保护的要求、对通信线路的干扰，以及系统稳定的要求等因素而确定的。一般分为直接接地和非直接接地（或称绝缘）的两种方式，其中性点非直接接地方式又分为不接地、经消弧线圈接地、经电阻接地三种。

3.1.1 电网中性点直接接地方式

采用此种方式的电网中当发生一点接地故障时，即构成单相接地短路，这时所产生的故障电流很大，将危及电气设备的安全。因此，要求装设灵敏度较高的保护装置，并动作于断路器跳闸。

3.1.2 中性点不接地或经消弧线圈接地的方式

采用此种方式的电网，当一相发生接地故障时，接地故障电流往往比负荷电流小的多，这种电网系统又叫小接地电流系统。在小接地电流系统中发生单相接地故障时，并不破坏系统线电压的对称性，系统还可以继续运行。但为了防止故障扩大，当发现接地故障时，必须及时采取措施加以消除。

3.1.3 中性点经电阻接地的方式

采用此种方式的电网，是利用发生单相接地时人为地增加故障点的接地电流，通过设置的零序过流保护动作断路器切除故障线路。另外，通过在中性点与大地之间接入一定阻值的电阻，该电阻与系统对地电容构成并联回路，由于电阻是耗能元件，也是电容电荷释放元件和谐振的阻压元件，对防止谐振过电压和间歇性电弧接地过电压，有一定优越性。

3.2 选择经消弧线圈接地方式的依据

根据电力行业标准DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》中规定：

（1） 3～10KV架空线路构成的系统和所有35KV、66KV电网，当单相接地故障电流大于10A时，中性点应装设消弧线圈，3～10KV电缆线路构成的系统，当单相接地故障电流大于30A时，中性点应装设消弧线圈。

（2）6kV ～35kV 主要由电缆线路构成的送、配电系统，单相接地故障电容电流较大时，可采用低电阻接地方式。

在110KV变电站自甲变停运后，110KV变电站为单台主变运行，且6kV系统中电缆总长度相对投运初期显著增多，6kV甲、乙母线并列运行，系统电容电流远超过30A。近期运行中发生的多起单相接地短时间转化为相间短路事故教训来看。经反复讨论，110KV变电站6kV系统最终确定排除中性点经小电阻接地方式，采用中性点经消弧线圈接地的方式，在系统发生单相接地故障时，系统线电压的对称性未破坏，系统还可以运行。在单相接地故障发生后，运行人员通过环路调电、拉路法寻找接地的方法，能够在规程规定的2小时内找到接地回路并从系统中切除，不会造成重要负荷的断电，从而将对生产的影响尽可能降低到最低限度。

4、 消弧线圈装置的选择

4.1 消弧线圈作用原理简析

消弧线圈，是指当电网发生单相接地故障后，提供电感电流，补偿接地电容电流，使接地电流减小，也使得故障相接地电弧两端的恢复电压速度降低，达到熄灭电弧的目的。当消弧线圈正确调谐时，不仅可以有效的减少产生弧光接地过电压的机率，还可以有效的抑制过电压的辐值，同时也最大限度的减小了故障点热破坏作用及接地网的电压等，提高小电流接地系统供电的可靠性。

单相接地时流过故障点的电容电流（见图1）。K断开可看出，流过故障点的电流是电容C2和C3分别在UBC、UAC作用下的电容电流。

从发挥消弧线圈的作用上来看，脱谐度的绝对值越小越好，最好是处于全补偿状态，即调至谐振点上。但是在电网正常运行时，小脫谐度的消弧线圈将产生各种谐振过电压。除此之外，电网的各种操作（如大电机的投入，断路器的非同期合闸等）都可能产生危险的过电压，所以电网正常运行时，或发生单相接地故障以外的其它故障时，小脱谐度的消弧线圈给电网带来的不是安全因素而是危害。因此当电网未发生单相接地故障时，希望消弧线圈的脱谐度越大越好。

4.2 相控式消弧线圈系统工作原理

4.2.1 工作原理分析

通过对比多种工作动态控制原理的消弧线圈技术，确定在110KV变电站应用相控式消弧线圈系统。该系统采用高短路阻抗变压器式可控消弧线圈，相比较偏磁式消弧系统、调匝式消弧系统，在消弧线圈补偿电流范围、伏安特性、调流方式等各项技术参数上具有良好的特性，非常适合本公司110KV变电站6kV系统消弧线圈系统。

系统中专门设计的有效滤波设施抑制可控硅导通时产生的谐波，使输出的电流保持为工频电流。可控硅工作在与电感串联的无电容电路中，其工况既无反峰电压的威胁又无电流突变的冲击，因此可靠性得到保障。

5、中性点接地方式改造

5.1 中性点引出方式

由于消弧线圈必须接入系统中性点，对于用户配电系统需要在利用有中性点的电力变压器实现补偿和采用专用接地变压器两种情况间进行选择。因110KV变电站主变6kV线圈为Δ型接线，因此分别在110KV变电站6kV甲、乙母线各用一个备用高压开关柜接入Z型接线接地压器，为110KV变电站6kV系统提供人工中性点。按规程规定，用普通变压器带消弧线圈时，其容量不得超过变压器容量的20%。Z型变压器则可带90% ～100%容量的消弧线圈，接地变除可带消弧线圈外，也可带二次负载，可代替所用变，从而节省投资费用。

5.2 消弧线圈补偿容量的选择

计算出110KV变电站6kV甲母线、乙母线系统单相接地电容电流所需要的消弧线圈补偿容量分别为97.5kVA、96.2kVA，考虑到未来系统扩容及一台消弧线圈检修时，运行的一台消弧线圈具备完全补偿能力，实际选择容量各为260kVA。

工作时，6kV甲、乙母线上的消弧线圈单独运行时只补偿本段母线容流，合上6kV母联开关并列运行时每套消弧线圈根据并列的电容电流按照一定的比例进行补偿（控制器程序设定），当甲母线或乙母线发生接地故障时，甲消弧线圈、乙消弧线圈各补偿50%电流。

6、结语

110KV变电站6kV甲、乙母线专用接地压器上分别安装消弧线圈装置，能够实现并满足各种运行方式下所需的补偿容量。自改造投运后，系统中没有再次出现由单相接地故障转化为相间短路故障情况发生，达到了消除6kV电缆由单相接地故障转化为相间短路故障断电现象频繁发生的目的，保证了系统的安全稳定运行。

参考文献：

1、DL/T620-1997，交流电气装置的过电压保护和绝缘配合.

2、中国航空工业规划设计院组，工业与民用配电设计手册（第三版），中国电力出版社2005.10.

3、万云山，赵智勇，万英编，电力系统运行技术，中国电力出版社，2007.11.

4、陈生贵主编，电力系统继电保护，重庆大学出版社，2003.5