松江地区配电网中性点接地方式分析及改造方案研究

2022-01-07茅伟杰杨辰飙朱佩琳

山东电力高等专科学校学报 2021年6期

茅伟杰，杨辰飙，姜萌，曹红，朱佩琳

（1.国网上海市电力公司松江供电公司，上海 201600；2.国网上海市电力公司青浦供电公司，上海 201707）

0 引言

城市配电网建设过程中，随着电缆使用量、架空线路长度的增加，以及城市架空线路入地工程的实施，需重视配电网中性点接地方式的选择[1]。不同国家和地区配电网中性点的接地方式存在着差异性[2]，例如美国以低电阻接地和直接接地为主；日本22 kV架空线以电阻接地为主，电缆线路则通过消弧线圈或低电阻接地。国内如江苏省主要采用经消弧线圈接地或不接地方式[3]；广东省某些城区主要采用中性点经低电阻接地，某些郊区则采用经消弧线圈接地或中性点不接地[4-5]。文献[6]介绍了城区配电网中性点接地方式的选择，文献[7]对20 kV配电网中性点接地方式改造中设备的选型和系统运行等问题进行了分析。现有的研究主要侧重理论研究，对站内改造综合性研究较少。

随着松江地区电网的快速发展，新变电站建设与老旧变电站改造同步进行，电缆占比率不断提高，需对电缆密集区的城区变电站进行中性点接地方式改造。基于此，本文分析了松江地区配电网中性点接地方式的运行现状，以某110 kV变电站为例，介绍了松江城区变电站中性点接地系统改造方案，为其他城市配电网接地系统改造提供参考。

1 松江地区配电网中性点接地方式现状

目前，松江地区配电网系统主要由23座110 kV变电站、41座35kV变电站、500多座10kV开关站等组成。

64座变电站中，主变压器（主变）10 kV中性点接地方式主要有3种：2座35 kV变电站中性点采用不接地方式，11座变电站中性点采用经低电阻接地方式，51座变电站采用经消弧线圈接地方式（含经接地变压器接地）。截至2020年底，松江地区配电网中性点3种接地方式，所占比例如图1所示。

图1 松江地区配电网中性点3种接地方式占比

由图1可见，松江地区配电网中性点经消弧线圈接地方式占比为80%，而在2020年度对消弧线圈例行巡检过程中，共计巡检维护112台消弧线圈装置，其中出现欠补偿的有17台，占比约为15.2%。

1.1 不接地系统

该地区采用中性点不接地方式的变电站主要是在运30年左右的老站，且以老城区为主。发生单相接地故障时，采用中性点不接地方式能够保证系统三相平衡，并持续运行2 h，但是易造成过电压，损坏系统绝缘，且当电容电流较大时，电弧不易熄灭。中性点不接地系统典型接线方式如图2所示。

图2 中性点不接地系统

在由架空线路组成的配电系统中，当配电网单相接地故障电容电流不大于10 A时，通常采用中性点不接地方式。

1.2 经消弧线圈接地系统

中性点采用经消弧线圈接地方式的变电站主要是1990—2015年投运的。经消弧线圈接地系统发生单相接地故障时，可以利用消弧线圈产生的感性电流有效补偿接地电容电流，易于熄灭电弧；当系统中电缆率较高时，考虑到消弧线圈补偿能力相对有限，需要防止系统出现谐振。中性点经消弧线圈接地系统典型接线方式如图3所示。

图3 中性点经消弧线圈接地系统

经消弧线圈接地方式需要连接主变10 kV中性点。针对部分主变10 kV侧采用三角形接线方式无中性点引出线的问题，则需要通过接地变压器人为设置一个中性点，此时经接地变压器（接地变）连接消弧线圈接地，如图4所示。

图4 中性点经接地变压器消弧线圈接地系统

当发生单相接地故障时，不同类型线路组成的配电网单相接地电容电流限制有所不同。中性点经消弧线圈接地装置主要应用于单相接地故障电容电流大于10 A的架空线路组成的配电网，单相接地故障电容电流大于30 A的电缆线路组成的配电网，发生单相接地故障仍需持续运行的也应选用中性点经消弧线圈接地系统。

1.3 经低电阻接地系统

随着城市电缆占比升高，低电阻接地方式由于具备单相接地故障快速切断和不会出现串联谐振问题等优点，得到了广泛应用。松江地区新投运变电站大多采用中性点经低电阻接地方式。此外针对部分变电站出现欠补偿运行的情况，在运欠补偿经消弧线圈接地系统也在逐步改造成经低电阻接地系统。新投运和改造后中性点经低电阻接地系统典型接线方式如图5所示。

图5 中性点经低电阻接地系统

低电阻接地系统主要应用于单相接地故障电容电流大于100 A，单相接地故障电流谐波分量大于4%且接地故障电容电流大于75 A，以及电网不确定性较大、电容电流增长较快，自动化程度较高的城市电网。

2 低电阻改造案例分析

本文以某110 kV变电站10 kV中性点接地系统改造为例，介绍低电阻改造方案。该变电站于2010年8月投运，配备2台50 MVA主变压器，110 kV侧采用单母分段接线方式，10 kV系统采用单母四分段接线方式，接有24回出线，2台站用变压器，4台电容器、4回主变进线及4回电压互感器间隔。主变10 kV中性点经消弧线圈接地。1号和2号消弧线圈最大补偿电流为80 A。改造前110 kV变电站一次接线如图6所示。

图6 改造前110 kV变电站一次接线图

2.1 变电站运行现状

随着变电站周边地区经济增长，10 kV配电网的快速发展和电缆率不断提升，变电站母线电容电流快速增大，10 kV母线电容电流长期欠补偿运行。

1）变电站母线电容电流长期处于欠补偿状态，易引起谐振过电压，造成弧光短路烧坏设备。

2）电容电流过大，已有的补偿不能将电容电流有效控制在允许范围内，导致中性点电压偏高，易引起母线三相电压不平衡，造成电能质量降低，并引发其他设备类隐患。

3）运行中时常发生调档拒动，存在控制器故障、采样不准、档位自动控制及选线不准等缺陷。

该变电站4段母线电容电流测量值如表1所示。由表1可见，母线电容电流逐年增大，根据《上海电网规划设计技术导则（试行）》的规定，单段供电母线接地容性电流超过100 A时，变电站10 kV系统中性点应采用经低电阻接地方式。因此需将该变电站1号和2号主变10 kV中性点经消弧线圈接地方式改造为经低电阻接地方式，并同步开通主变保护、馈线保护、电容器保护、站用变压器保护、10 kV分段自切后加速零序电流保护功能，同时下级开关站内保护加装零序电流保护。

表1 10 kV母线电容电流测量值

2.2 接地系统改造方案

该变电站改造时，一次部分拆除1号和2号主变中性点消弧线圈，装设接地电阻成套装置。综合继电保护灵敏性、故障时人身安全、对通信影响等因素，选用电阻值为5.7 Ω的10 kV接地电阻成套柜。二次部分新增零序电流保护功能，涉及主变、馈线、电容器、站用变压器（站用变）以及分段自切等，变电站下级开关站需同步加装零序电流保护功能。

工程实施过程中站内操作安排如下：

1）合上10 kVⅠ段和Ⅳ段分段开关、10 kVⅡ段和Ⅲ段分段开关，由1号主变带全站出线负荷。

2）2号主变停运，新增10 kV低电阻设备，并同步开通Ⅲ段、Ⅳ段母线设备零序电流保护功能。主变保护、馈线保护、电容器保护、站用变保护、10 kV分段自切后加速开通零序电流保护。

3）2号主变复役，合上10 kVⅠ段和Ⅳ段分段开关、10 kVⅡ段和Ⅲ段分段开关，由2号主变带全站出线负荷。

4）1号主变停运，新增10 kV低电阻设备，并同步开通Ⅰ段、Ⅱ段母线设备零序电流保护功能。主变保护、馈线保护、电容器保护、站用变保护、10 kV分段自切后加速开通零序电流保护。

5）停电设备复役，本变电站操作项目完成。

6）下级开关站结合变电站出线改造，一并实施，当天停送电。下级开关站保护加装零序电流保护。

改造完成后接线如图7所示。