变电站内35kV中性点接地方式改造分析

芦颖，岳璐

（南京国联电力工程设计有限公司，南京210000）

1 工程现状

该变电站为220kV 户外AIS 变电站，于2009年7月建成投运。现有1 台三相三绕组无励磁调压自耦变压器，连接组别YN.ao.yno+d，容量为180MV·A 主变。220kV 系统为双母线接线，远景采用双母线双分段接线，现有出线4 回，远景出线8回；110kV 系统本期及远景均采用双母线接线，现有出线6 回，远景出线12 回；35kV 系统本期及远景均采用单母线分段接线，现有出线5 回。35kV 系统配有3 台10Mvar（注：IEC采用var 作为无功功率的单位名称和符号，国际计量大会并未通过var 为SI 单位，特此说明。）并联电容器装置；其中性点侧配置1 套消弧线圈成套装置，型号为KD-XH-1100/35，最大补偿电容电流为54A。

2 安全性分析

目前，本站35kV 部分线路为架空+电缆混合线路。在2019年的电容电流实测工作中，35kV 母线电容电流实测结果为76.2A，而现有消弧线圈最大补偿电容电流为54A，电容电流经现有消弧线圈补偿后，电容电流值仍大于10A。因此，现有消弧线圈容量已不能满足补偿所需及电网发展需求，会直接危及电网设备运行安全及绝缘水平，影响系统供电的可靠性和连续性且会对通信线路产生干扰等。故需更换现有消弧线圈成套装置，以补偿系统发生弧光短路时的电容电流，减小过电压影响。

3 技术方案提出及对比分析

就本站35kV 母线电容电流超过规范要求值的问题，经现场勘查后，提出2个方案并进行比选。

3.1 方案依据及提出

方案一：根据省电力公司企业标准Q/GDW-10-375—2008《中压系统中性点接地方式选用技术导则》第4.3 条c）款：变电站每段母线单相接地故障电容电流小于100A（35kV系统为50A）时，宜采用消弧线圈接地系统，运行中应投入保护装置中的重合闸功能。

由此提出：本期拆除原35kV 1 号消弧线圈成套装置，更换35kV 干式消弧线圈成套装置1 组【1】。

方案二：根据省电力公司企业标准Q/GDW-10-375—2008《中压系统中性点接地方式选用技术导则》第4.3 条a）款：变电站每段母线单相接地故障电容电流大于100A（35kV系统为50A）时，宜采用小电阻接地方式。

由此提出：本期拆除原35kV 1 号消弧线圈成套装置，新增小电阻成套装置。

3.2 主要设备选型计算

现本站35kV 母线电容电流实测结果为76.2A，根据省电力公司《电网输变电工程主要电气设备选型导则》之规定选择。

3.2.1 方案一：消弧线圈容量计算

式中，Q 为补偿容量，kV·A；K 为系数，过补偿取1.35，欠补偿按脱谐度确定；Ic为电网或发电机回路的电容电流，A；UN为电网或发电机回路的额定线电压，kV。

本站35kV 母线：K=1.35，Ic=76.2A，UN=35kV。

由式（1）计算得出：Q=2078.72kV·A。

3.2.2 方案二：接地电阻计算

1）额定发热电流

额定发热电流Ir取3 倍的单相接地电容电流Ic，即Ir=3Ic=3×76.2=228.6A。配合国网标准化物资选型，小电阻额定发热电流取600A。

2）额定电阻值

式中，R 为额定电阻，Ω；Ue为额定电压，kV；Ir为额定发热电流，A。

经上述计算，并根据本站电容电流情况，配合国网标准化物资选型，得出：

方案一中更换消弧线圈成套装置的容量为2200kV·A；

方案二中新增小电阻成套装置参数：额定电压35kV，额定发热电流600A，最大通流时间为10s，小电阻额定阻值33.68Ω。

3.3 方案对比分析

3.3.1 安全性比较

从电网运行安全方面考虑，方案一更换大容量35kV消弧线圈后，当发生单相接地故障时，利用消弧线圈的电感电流补偿系统的电容电流，使故障点的接地电流（即残流）小于电弧支撑电流，也使得故障相接地电弧两端的恢复电压迅速降低，达到熄灭电弧的目的，系统可以带故障运行一段时间，对于瞬时接地故障不会启动线路跳闸，使供电可靠性得到有效提升，更易满足系统设备的绝缘水平，新安装设备制造生产工艺先进，更易操作，进一步降低操作人员安全风险，缩短设备操作时间。方案二新增小电阻成套装置后，虽能快速地切断故障电流，缩短设备带故障运行时间，但需要线路零序保护的合理配合，同时会对通信系统产生一定的干扰，对于架空+电缆混合线路电网中，小电阻无法区分瞬时接地故障和永久性接地故障，对于瞬时接地故障同样启动线路保护，频繁跳闸将严重影响系统的供电可靠性，且该地区变电站中性点接地方式多为消弧线圈接地，若采用小电阻则会带来电网安全方面的问题。因此，方案一优于方案二。

3.3.2 效能方面比较

方案一增容消弧线圈与方案二增加小电阻成套装置相比，大大减少了系统跳闸次数，设备供电可靠性增加，故障停电风险降低，设备等效利用率可达到95%以上，大幅度降低了电网设备的损坏，减少了设备检修运行维护次数及成本，降低了因频繁停电带来的经济损失。因此，本站通过消弧线圈成套装置改造即可满足补偿电容电流要求。

3.3.3 设备寿命周期成本比较

1）35kV 消弧线圈成套装置设备费：约32 万元/台；

2）35kV 小电阻成套装置设备费：约28 万元/台；

3）35kV 消弧线圈成套装置运行费大修按4a 1 次，费用约2 万元/台。临修按每年1 次，费用约0.3 万元/台。

4）35kV 小电阻成套装置运行费大修按4a 1 次，费用约3万元/台。临修按每年1 次，费用约0.5 万元/台。

方案比较详见表1。

表1 方案比较表

从一次性投资上比较，考虑设备使用寿命周期内的运维成本，按相同剩余寿命计算，方案一比方案二节约投资5 万元。

3.4 技术方案选择

综上所述，从安全性及效能方面比较方案一均优于方案二，且在全寿命周期成本方面方案一低于方案二，因此，推荐采用方案一。

4 技术方案详细内容

4.1 电气主接线

本站主变规模1×180MV·A，三相三绕组无励磁调压自耦变压器，连接组别YN.ao.yno+d，电压等级220kV/110kV/35kV/10kV，本期不变；220kV 系统为双母线接线，出线4 回，本期不变；110kV 系统为双母线接线，出线6 回，本期不变；35kV 系统为单母线分段接线，出线5 回，本期不变。

4.2 主要设备选型

依据上述计算结果，故本站更换35kV 1 号消弧线圈成套装置容量为2200kV·A，并配套更换进线隔离开关及二次调谐柜，在原有场地安装。

4.3 导体选择

本期更换35kV 中性点与消弧线圈间的连接电缆选用YJV22-26/35-1×185mm2，在最高环境温度+40℃时，允许载流385A【2】，大于最大工作电流100A。

4.4 其他

由于35kV 消弧线圈成套装置的更换，需新增相应的二次电缆，完善相关防误闭锁、电缆封堵及相应的土建工作。其设备外壳应采用专门敷设的接地导体接地【3】，不需改变原有总平面布置及配电装置布置形式。

5 结语

选择电力网中性点接地方式是一个综合性问题，它与电压等级、单相接地短路电流、过电压水平、保护配置等均有关。本文通过解决方案的提出，经过详细计算及方案对比分析，结合当地电网实际情况，最终选出适合于本站的方案：更换大容量消弧线圈成套装置。此方案有效地解决了本站电容电流欠补偿问题，以保证接地电弧瞬间熄灭，消除弧光间歇接地过电压隐患，满足了当地电网发展需求，保障了系统供电的可靠性和连续性。