紅沿河核電項目二期輔助電源6.6kV回路接地方式的探討

覃紅玉

（中廣核工程設計有限公司電氣所，廣東 深圳518057）

紅沿河核電項目二期輔助電源是一期工程的擴建，其6.6kV用電負荷大部分集中在二期核島電氣廠房（LX）內，距離與一期共用的220kV輔助開關站（TD樓）內的電源端較遠，6.6kV電纜敷設距離達到1.4km。經計算，系統電容電流達29.068A，超過規范要求。

為了使系統安全運行，本文主要從技術和經濟兩方面對方案進行了比選，推薦選擇6.6kV回路并采用經消弧線圈補償的接地方式。

1 問題的提出

1.1 已建紅沿河核電項目一期輔助電源6.6kV中性點的接地方式

紅沿河核電項目一期輔助電源6.6kV系統為中性點不接地系統。中性點不接地方式的優點如下：

（1）當發生單相接地故障時，流過故障點的電流為對地的電容性電流，因而減小了設備的損害程度；

（2）當發生單相接地故障時，三相的線電壓對稱性沒被破壞，可繼續為用戶供電，提高了供電的連續性和可靠性，特別是發生單相瞬間對地短路時更顯優勢；當廠用電系統單相電流小于10A時，允許繼續運行2h，為處理故障贏得時間；

（3）無需中性點接地裝置；

（4）運行經驗豐富，在火電廠和核電廠有著廣泛的應用。

中性點不接地方式的缺點如下：

（1）當不能將該系統的對地電容電流控制在允許范圍內，即電容電流大于10A時，接地電弧不能自動消除，易形成周期性重燃，可能引起系統的過電壓，且過電壓的數值可達3.5倍相電壓，易發展為相間短路；

（2）實現有選擇的接地保護比較困難。中性點不接地方式適用于單相接地電容電流小于10A、對供電連續性要求較高的高壓廠用電系統。

1.2 國內電網、電廠6～10kV系統中性點接

地方式

目前，國內電網6～10kV系統、火電廠與核電廠高壓廠用電系統主要采用的中性點接地方式見表1，各種中性點接地方式的比較見表2。

表1 國內電網6～10kV系統主要采用的中性點接地方式Table1 Neutral－point grounding mode of 6－10kV grid in China

表2 各種中性點接地方式的比較Table2 Comparison of neutral－point grounding modes

續表

1.3 標準、規范要求

DL 5000—2000《火力發電廠設計技術規程》第13.3.2條規定：“當高壓廠用電系統的接地電容電流在7A及其以下時，其中性點宜采用高電阻接地方式，也可采用不接地方式；當接地電容電流大于7A時，其中性點宜采用低電阻接地方式，也可采用不接地方式。”

根據GB 14285—2006《繼電保護和安全自動裝置技術規程》第4.13.3條規定：當電動機“單相接地電流為10A及以上時保護可動作于跳閘，單相接地電流為10A以下時保護可動作于跳閘，也可動作于信號”。

DL／T 5153—2002《火力發電廠廠用電設計技術規定》的第4.2.1條規定：“當高壓廠用電系統的接地電容電流小于或等于7A時，其中性點宜采用高電阻接地方式，也可采用不接地方式；當接地電容電流大于7A時，其中性點宜采用低電阻接地方式，也可采用不接地方式”。

電力行業標準DL／T 620—1997《交流電氣裝置的過壓保護和絕緣配合》中明確規定，3～10kV配電網中單相接地電容電流大于10A時，要求安裝消弧線圈。

1.4 紅沿河核電項目二期存在的問題

由于紅沿河核電項目二期輔助電源6.6kV配電距離長且回路多，單臺機三相21根500mm2的電纜，5、6號機組總共42根，系統容性電流達到29.068A，超過規范要求。

2 降低電容電流的幾種措施

2.1 采用220kV電纜替代部分路徑的6.6kV電纜

（1）主接線設計將5、6號輔助變壓器（以下稱輔變）下放到二期廠區，采用220kV電纜將一期TD樓的六氟化硫全封閉組合電器（GIS）與5、6號輔變連接，縮短了6.6kV電纜傳輸的距離，大大減少了電纜傳輸所產生的容性電流，滿足規范要求。

（2）布置設計

在一期TD樓預留位置上擴建5、6號輔變出線GIS間隔，5、6號輔變及相應的配套設施布置在二期廠區的西北角，輔變、隔離開關、避雷器及電纜終端為戶外常規布置，另新建6.6kV配電室、380V配電室、繼電器室、蓄電池室和工程師站等房間，單列布置。整個電氣室為一層建筑，面積6×57.3m2。

（3）小結

在不改變原系統接線方式的情況下，采用了更高電壓等級的220kV電纜，解決了系統電容電流超標的問題，達到了安全運行的要求，但同時增加了運行電纜的級次，不方便管理，業主方不接受。

2.2 采用澆注母線替換部分大截面電纜

（1）系統分析

LGA、LGD、LGE、LGF、LGB、LGC 均 為6.6kV配電盤系統。考慮到從高壓廠用電變壓器 到 LGA、LGD、LGE、LGF，由 輔 變 到LGB、LGC以及由1、2號機組公用6.6kV配電盤系統（9LGIA）到全廠公用6.6kV配電盤系統（0LGIA）采用澆注母線，澆注母線的敷設路徑參照電纜的敷設路徑。

（2）布置分析

從澆注母線與電力電纜的敷設方式分析，3 665A澆注母線外形（寬×高）為322mm×210mm，若采用電纜供電約需9～15根500mm2的電纜，其單根外徑約50mm，9～15根電纜采用橋架敷設，其所占截面約為500mm×400mm（2層寬500的橋架），可以看出澆注母線在敷設上對空間的要求比電纜對空間的要求還小。電纜橋架與澆注母線的安裝方式基本相同，現有安裝橋架的通道大多可以安裝澆注母線。

（3）小結

澆注母線具有載流量大、運行可靠性高、免維護、耐腐蝕、防爆、防火等特點，同時其與電纜橋架的安裝敷設方式接近，如在6.6kV廠用電系統供電干線上采用，替代現有的大截面單芯電纜，將大大減小電容電流。

由于澆注母線供應商少，價格高，供貨不可靠，在陽江核電項目上才開始應用，所以此方案亦未受到業主的青睞。

3 采用補償方式的可行性

3.1 消弧線圈在電網和常規電廠中的應用

（1）中國南方電網220kV變電站典型設計方案中消弧線圈的應用

典設方案中10kV接線：1、2、3號主變壓器（以下稱主變）各配置10回出線，最終共30回出線，10kV接線采用單母線雙分段四段母線接線，1、3號主變10kV側單斷路器進線，各帶10回10kV出線，2號主變10kV分雙臂經雙斷路器各進1段10kV母線，每段母線各帶5回10kV出線。

10kV中性點的接地方式需根據具體工程單相接地電容電流確定，本方案按1～3號主變10kV母線上各設置1臺專用接地變壓器（共3臺），用于引接消弧線圈。

10kV消弧線圈接地成套裝置（自動調諧消弧線圈成套裝置）共3套，寬×深×高≤3 500mm×2 000mm×2 200mm，包括以下組件：接地變壓器 DKSC－630／10.5，接線組別（ZN）；消弧線圈 XHDCZ－630／10.5；阻尼電阻控制箱（或電容補償柜）；相應配套的電流互感器、電壓互感器、避雷器、外殼箱體及內部設備之間的連接電纜；微機型消弧線圈自動跟蹤調節器，包括控制柜（放置于控制室內1控2）；微機小電流接地選線裝置（共42路）；配套避雷器應含放電記錄器；不銹鋼或鋁合金箱體，IP40防護等級，溫控溫顯系統，配帶電顯示裝置，柜門配電磁鎖或具備掛微機五防鎖的條件。

（2）消弧線圈在常規電廠中的應用

揚子石化熱電廠電力系統中6kV、35kV系統母線上直接帶有大量的電纜出線負荷，其中性點都采用經消弧線圈接地的運行方式。該廠通過工程改造，實現消弧線圈接地補償裝置自動調諧，在技術上是可行的。采用智能型消弧線圈接地補償裝置，提高了接地補償的效率，保證了熱電廠電力系統的安全運行。

3.2 消弧線圈的作用原理

（1）規范及要求

DL／T 1057—2007《自動跟蹤補償消弧線圈成套裝置技術條件》、DL／T 620—1997《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合》規定：在正常運行情況下，消弧線圈接地系統中性點的長時間電壓位移不應超過系統標稱相電壓的15%，消弧線圈宜采用過補償運行方式。

（2）作用原理

消弧線圈是1臺帶有間隙的分段鐵芯的可調電感線圈，其伏安特性組對于無間隙鐵芯線圈不易飽和，外形與單相變壓器相似。

圖1為補償電網單相接地故障圖，其中gx、Lx分別為消弧線圈的電導和電感；g1、g2、g3分別為三相對地電導；C1、C2、C3分別為三相對地電容；UN為中性點對地電壓。圖2為單相接地的等值電路圖，其中Id為接地點D處的接地電流；3C為等值電容。圖3為單相接地相量圖，其中Ic為電網電容電流；IL為消弧線圈補償電流。

圖1 配電網單相接地故障示意圖（圖中D、d都為接地點）Fig.1 Single－phase grounding fault

圖2 單相接地的等值電路圖Fig.2 Equivalent circuit of single－phase grounding

圖3 單相接地相量圖Fig.3 Vector diagram of single－phase grounding

由于消弧線圈是一個電感元件，因此相量圖中Ic和IL為方向相反的電流。如忽略導納影響，根據以上分析可以得出Id的數值為：

式中，j為復數的虛部單位；ω為角頻率；ωL為感抗。

由此可得：

又

當Id＝0時，電網電容電流全部被消弧線圈補償。

消弧線圈的脫諧度v表征偏離諧振狀態的程度，可以用來描述消弧線圈的補償程度：

v的選取應適當。一方面，v減小不僅能減小單相接地弧道中的殘流，還可以降低恢復電壓的上升速度。由此可知，v越小越好；但另一方面，v減小會使消弧線圈分接頭數量增多，增加設備的復雜程度，還會使有載調節開關頻繁動作，降低設備運行的可靠性。運行經驗表明，v不大于5%就能很好地滅弧，維持較理想的殘余電流和恢復電壓的上升速度。

當IL＞Ic即感抗小于容抗時，接地點出現多余的電感電流，這種補償稱過補償。過補償可以避免出現上述的過電壓，因此得到廣泛應用。同時，消弧線圈還留有一定的裕度，也有利于將來電網發展。采用過補償，補償后的殘余電流一般不超過5～10A。運行實踐也證明，不同電壓等級的電網，只要殘余電流不超過允許值（6kV電網，殘余電流≤30A），接地電弧就會自動熄滅。

3.3 紅沿河核電項目二期采用消弧線圈的分

析計算和設備選型

（1）單相接地電容電流的計算依照《電力工程電氣設計手冊電氣一次部分》公式：

式中，S為電纜截面積；Ue為系統額定電壓；L為計算電纜長度。根據廠用電接線圖，初步匯總出廠用電系統的電纜長度（長度僅為估算），由式（5）得出的計算結果見表3。

輔變有2種工作狀況，計算時取最大工況1，輔變分別為LGC和LGB段供電，LGC與7LGI段間斷路器閉合，LGC段向7LGI段供電，同時LGC與LGD段間斷路器斷開；LGB與LGA段間斷路器斷開（同3號、4號機組，詳見圖4）。

表3 電容電流計算結果（以5號機組為例，6號機組相同）Table3 Calculation results of capacitive current（taking Unit 5as example，the same as Unit 6）

圖4 1臺輔變在最大工況下的系統接線圖Fig.4 System wiring with one auxiliary transformerunder maximum load condition

（2）消弧線圈選型及容量的確定

根據表3，修訂計算補償上、下限：上限＝Ic＋30%Ic；下限＝Ic－50%Ic。

容量計算公式：

式中，K為系數，過補償取1.35；Q為消弧線圈容量，kV·A。由式（6）得：Q＝1.35×29.068×，取上限：Q＝1.3×149.5＝194.39（kV·A）。

主要根據系統單相接地故障時電容電流的大小來確定消弧線圈容量，設備容量暫按200kV·A選取。

（3）接地變壓器的作用及容量選擇

采用普通變壓器引出中性點，雖然可以接入消弧線圈，但因為系統零序阻抗很大，建議對于自動調諧裝置的中性點采用Z型接線的專用接地變壓器，其主要特點是當系統發生單相接地時，零序磁通相互抵消，這樣其零序阻抗就很小，便于補償電流的輸出。這種專用接地變壓器一、二次容量可以做成不相等，所以二次側可以帶專用負荷（如實現自動調諧的專用負荷）。

接地變壓器的容量應與消弧線圈的容量相配合。當接地變壓器只帶消弧線圈、無二次負載時，接地變壓器的容量與消弧線圈的容量相等即可。根據廠家配套，接地變壓器的容量選為250kV·A。

（4）設備規范及參數

接地變壓器：DKSC－250／6.6，接線組別（ZN）。

消弧線圈：XHDCZ－200／6.6 0－55A 可調，自動調諧5%。

4 結論

由于核電機組廠用電系統的持續變大，導致電容電流持續增加，不接地方式對于部分供電系統的供電連續性、降低系統暫態過電壓的要求已經有一定的風險。為了保證核電廠安全、可靠、經濟運行并滿足相關規范的要求，將單相接地電容電流較大（大于10A）系統的輔助變壓器中性點的接地方式改為經微機控制消弧線圈接地，該方式具有保證供電連續性、限制單相接地電流、降低系統暫態過電壓、快速選線、安裝方式靈活以及經濟性良好等優勢。

綜上，此次紅沿河核電項目二期工程推薦采用經消弧線圈補償的接地方式。