1000kV特高压变电站接地网布置方案分析

2015-11-21温世运赵东成常伯涛屈彦明

河北电力技术 2015年2期

温世运，赵东成，常伯涛，屈彦明，刘森

（河北省电力勘测设计研究院，石家庄 050031）

1 概述

良好的接地系统是保证变电站安全运行的必要条件。变电站接地系统设计考虑不周的直接后果是设计结果与建成后的接地系统实测结果相差甚远，导致刚建成的接地系统还没有投入运行就要进行接地改造，延误变电站建设工期，造成巨大的经济损失。另外，若无法对接触电势、跨步电压定量分析，也无法处理好接地问题，还有可能造成人身安全事故。

随着电力系统电压等级的升高及容量的增加，短路入地电流也越来越大［1］。特高压变电站电压等级高、容量大、接地短路电流水平较高，为保证变电站安全、可靠运行，对接地系统的设计提出更高的要求。以下结合北京西1 000kV 变电站的接地网布置，阐述特高压变电站接地网布置的合理性。

2 土壤模型分析

北京西1 000kV 变电站站址属山前冲洪积平原，地势开阔平缓，主要分布农田及林地。站址地貌属于华北冲洪积平原，地势平坦开阔，地层主要为第四系全新统冲洪积成因的粉土、粉质粘土、砂类土等。

采用对称四极法对变电站站址的土壤电阻率进行测量，测量结果如表1所示。

表1 北京西1 000kV变电站站址土壤率测试结果

利用CDEGS软件对测量结果的平均值进行建模分析，图1为依据土壤拟合模型计算结果与测量结果的对比曲线，土壤分层结果见表2，计算结果最大方均根差为6.97%，拟合结果效果较好，土壤分层模型合理。

图1 土壤模型计算结果与测量结果对比曲线

表2 土壤分层结果表

经调研，站址的冻土层厚度为0.55 m。在布置变电站接地网时考虑冻土影响，接地网布置在冻土层以下。

3 地电位升确定

根据现有规程规范，变电站接地网在发生接地故障后地电位升高超过2 000V 时接地网及有关电气装置应符合以下要求。

a.低压接地系统采用保护等电位联结系统。

b.采用铜带（绞线）与二次电缆屏蔽层并联敷设。铜带（绞线）至少应在两端就近与接地网连接（当接地网为钢材时，应注意铜、钢连接的腐蚀问题），铜带（绞线）较长时，应多点与接地网连接。二次电缆屏蔽层两端就近与铜带（绞线）连接。铜带（绞线）的截面应满足热稳定的要求。

c.为防止转移电位引起的危害，对可能将接地网的高电位引向站外或将低电位引向厂、站内的设备，应采取隔离措施。

当接地装置的接地电阻不符合R≤2 000／I要求时，可通过技术经济比较适当增大接地电阻。在符合以上两点要求的前提下，接地网地电位升高可提高至5kV［2－3］。

因此，综合各方面的因素，北京西1 000kV变电站的地电位升取5kV 是可行的。

4 分流系数和接地电阻分析

根据电网规划，北京西1 000kV 变电站所有出线包括1000kV至固安2回、保东2回；500kV本期至晋北2回、天津南2回。

由于500kV 侧短路和1 000kV 侧短路时的分流系数不同，为此分别计算相应的变电站短路电流分流系数如图2和3所示。由于此时北京西1 000kV变电站接地电阻未知，计算结果为分流系数随接地电阻的变化。

图2 北京西1 000kV 变电站500kV 侧短路时分流系数

图3 北京西1 000kV 变电站1 000kV 侧短路时分流系数

根据该变电站目前的出线情况，500kV 侧短路时的分流系数小于1 000kV 侧短路时的分流系数［4］，即500kV 侧短路时短路电流中真正的入地电流所占的比例小于1 000kV 侧短路时的情况。变电站的短路电流分流系数与变电站的接地电阻关系较大，变电站的接地电阻越小，其短路电流分流系数却越大，即其入地电流越多，由于最终的变电站地电位升由入地电流和接地电阻的乘积决定，变电站短路电流分流系数的取值还要考虑变电站的允许地电位升和接地电阻的综合因素。

变电站接地电阻［5－6］明显影响分流系数的大小：当变电站接地电阻较小时，变电站接地网分流系数较大，也就是从接地网入地的电流较大，如按照接地电阻应当小于5 000／I的要求，变电站需要达到的接地电阻可能会更小；反之，当变电站接地电阻较大时，变电站接地网分流系数较小，也就是从接地网入地的电流较小，按照接地电阻应当小于5 000／I要求，变电站要求达到的接地电阻可能也较大。也就是说，分流系数与变电站的接地电阻有关，而变电站所应达到接地电阻又与分流系数有关，两者有一定矛盾，在分析变电站的分流系数时应当注意这一矛盾，留出充分的裕度。

变电站接地电阻在0.05～0.5Ω 范围内变化时，变电站接地电阻与分流系数的关系可以粗略表示为线性关系，也就是说可从图2、图3中估算出各种条件下分流系数随接地电阻的变化率K：

式中：S0.05为变电站接地电阻在0.05Ω 时的分流系数；S0.5为变电站接地电阻在0.5Ω 时的分流系数。这样，当变电站的接地电阻为Rg时，分流系数应为

此时注入变电站接地网的电流为

式中：If为短路电流。

变电站接地电阻应当满足：

当该变电站500kV 侧短路时，由图2所示的分流系数随其接地电阻的变化可知：接地电阻为0.05Ω 时，变电站分流系数为0.56；接地电阻为0.5Ω 时，变电站分流系数为0.34。由式（1）可得K＝0.489。由于短路电流为63kA，由式（4）可得，为了使地电位升小于5 000V，变电站接地电阻应当小于0.121Ω。

当该变电站1 000kV 侧短路时，由图3所示的分流系数随其接地电阻的变化可知，接地电阻为0.05Ω 时，变电站分流系数为0.59；接地电阻为0.5Ω 时，变电站分流系数为0.31。由式（1）可得K＝0.622。由于短路电流为63kA，由式（4）可得，为了使地电位升小于5 000V，变电站接地电阻应当小于0.116Ω。

综上所述，该站接地电阻应当小于0.116Ω。

5 接地短路（故障）电流持续时间的确定

当变电站的继电保护装置有2 套速动主保护、近接地后备保护、断路器失灵保护和自动重合闸时，切除故障电流的时间t可按下式取值：

式中：tm为主保护动作时间，s；tf为断路器失灵保护动作时间，s；t0为断路器开断时间，s。

如果只配备1套速动主保护、近或远（或远近结合的）后备保护和自动重合闸，有或无断路器失灵保护时，t可选取为：

式中：tr为第1级后备保护的动作时间，s。

考虑1 000kV变电站安装2套主保护，切除故障电流的时间t按式（6）计算。主保护动作时间约为20ms，断路器失灵保护动作时间约为0.25s，断路器开断时间目前暂按50ms，因此，切除故障电流的时间t约为0.32s，按0.35s进行计算。

6 GIS接地问题分析

由于该变电站采用1 000kV GIS设备，三相母线装于不同的母线管道中，但在正常运行时仍有较大的感应电流，会引起GIS外壳及金属结构发热，使设备的额定容量降低，二次回路容易受到干扰。常规超高压变电站接地网的布置方式不能满足特高压变电站的技术要求。1 000kV GIS在本体上设置连接分相壳体的相间分流排，以降低接地引下线及辅助地网中流过的感应电流。

根据相间分流排的电流分布及铜材的温升限值，确定GIS相间分流排布置方案。辅助地网的布置对接地引下线电流及GIS暂态地电位升高有直接影响，研究表明：

a.若辅助地网网格过密，由于辅助地网低阻抗化，会造成端部接地引下线电流增加。对辅助地网网格间距分别为3～6m 的情况进行了计算。根据计算结果，即使辅助地网网格间距从6 m 减小到3m，也不会对辅助地网电流有太大的影响，但会使端部接地引下线电流大幅增加。

b.减小辅助地网网格间距，对抑制GIS管路末端及套管出线部的暂态地电位升高效果不明显；但减小接地引下线长度，并从辅助地网交叉点引接，可有效抑制GIS管路末端及套管出线部的暂态地电位升高（TGPR）。

综上所述，该站1 000kV GIS设置专用辅助地网，辅助地网的网格间距推荐宽度5m，并兼做主地网的一部分。鉴于铜的导电性、泄流能力、耐腐蚀特性、可靠性等电气特性远优于钢材，该变电站1 000kV GIS设备辅助地网推荐采用50×5铜排。

7 接地网设计方案

1 000 kV 变电站面积较大，虽然采用铜地网，1 000kV 侧短路点和500kV 侧短路点均可能会对接地阻抗产生影响，同时接地阻抗又会影响分流系数的大小，1 000kV 侧和500kV 侧的短路电流则不同，从而造成短路时的入地电流不同，地表电位、接触电势和跨步电压分布不同。因此需要对各短路点逐一分析。通过分析比较各种可行的接地系统设计方案，研究规律，提出实际变电站接地系统的设计方案［7］。

通过降低接地电阻来降低接地系统短路时的地电位升，确保二次系统安全，同时采用优化地网水平导体的方法来均衡地表的电位分布，确保接触电势和跨步电压满足人身安全要求。采用优化设计能够有效地改善接地系统电位分布的不均匀性，从两方面提高接地系统的安全性能：降低接触电势和跨步电压，确保故障时寿命安全；由于均衡电位，可以降低故障时出现通过二次电流施加在二次设备上的过电压水平，提高电气设备的安全性。

经CDEGS计算，采用均匀布置方式比不等间距地网接地电阻增加2.1%，最大接触电势增加26.4%，最大跨步电压减小0.07%，最大地电位升增加1.4%。采用不均匀地网对减小边缘接触电势有比较明显的优势，因此，该变电站水平地网采用不均匀地网布置方式。

综上所述，北京西1 000kV 变电站接地系统可采用如下方案（如图4所示）：水平接地网埋深0.8m；水平接地网结合垂直接地体；接地网边缘采用帽檐式均压结构；采用压缩比0.68。