變電站10kV接地方式的選擇及應用

蘇哲

摘要：目前我國110kV、220kV變電站10kV側多采用消弧線圈接地方式，而近年來越來越多的變電站存在電容電流存在補償不足的缺陷，小電阻接地方式正在逐步代替消弧線圈接地方式成為變電站電容電流補償的首選方式。本文比較了兩種傳統的消弧線圈接地方式與三種不同的小電阻接地方式的運行特點，為不同地區、不同負荷性質的變電站選擇10kV系統接地形式提供新的思路。

關鍵詞：變電站;消弧線圈;電容電流;小電阻接地

1 引言

目前，傳統的110 kV、220 kV變電站10kV側多采用消弧線圈接地方式，主要可針150A及以下的電容電流進行補償。

但隨著城鎮日新月異的變化，市區內10 kV配電線路逐漸由架空導線改造為電力電纜下地敷設，消弧線圈逐漸不能滿足日益增長的電容電流補償需求[1-2]，為此，小電阻接地方式[3-6]正在逐步替代消弧線圈接地方式成為城區110 kV、220 kV變電站10kV側接地方式的首選。各變電站需根據站區特點選擇接地方式及其相關設備的參數及接線形式，本文對不同的接地方式進行了運行上的分析比較，為各變電站10kV系統接地形式選擇提供新的思路。

2 傳統的消弧線圈接地方式

消弧線圈主要有干式和油浸式兩種，干式適用于戶內，油浸式適用于戶外，其工作原理一致，是目前變電站主流的接地方式，廣為大家所熟知，主要有以下兩種主流接線方式。

2.1 消弧線圈接母線（方式一）

在10kV母線上配置專用的接地變，接線組別為Zny11，消弧線圈接于Z型繞組中性點。該方式占用1個10kV間隔位置及1個接地變消弧線圈裝置安裝位置。該運行方式下，當出線發生單相接地短路故障時，可帶故障運行兩小時供檢修人員前往故障點進行故障排除，超過兩小時動作跳閘。

2.2 消弧線圈接主變（方式二）

當主變為Ynyn0+d接線且低壓中性點有引出套管時，消弧線圈直接與其連接。該方式僅占用1個消弧線圈裝置安裝位置，占地面積小，但主變需配置平衡線圈，投資成本較大。故障排除過程同方式一。

以上兩種方式補償原理相同，需根據不同變電站實際情況選擇相對節約投資的接線方式。當變電站10kV側預留間隔充裕，推薦方式一;當變電站10kV側出線回路較多已無備用間隔位置，推薦采用方式二。

負荷轉移特性：當站內任意一臺主變停電檢修，將該主變10kV側斷路器置于分位，閉合10kV分段斷路器，站內10kV負荷即可由正常運行的主變供電，不同母線上的消弧線圈可短期疊加投入。

3 小電阻接地方式的應用

針對10kV電容電流超過150A的變電站，傳統的消弧線圈補償方式已不能滿足相應需求，普遍存在欠補償的工作狀態，給電網的安全穩定運行帶來隱患。為此小電阻接地方式應運而生并有逐步替代消弧線圈作為變電站10kV電容電流補償的主流方式的趨勢，目前國家電網江蘇等地已在大規模的將消弧線圈更換為小電阻接地方式。

考慮到不同變電站的布置形式以及主變壓器的接線形式，小電阻的接線方式主要可分為以下三種方式。

3.1 小電阻接母線（方式三）

小電阻接母線方式即10kV側母線配接地變小電阻出線開關柜，經電纜連接至接地變小電阻成套裝置，該裝置兼站用變壓器功能。該方式占用1個10kV間隔位置及1個接地變小電阻裝置安裝位置。

該運行方式下，當10kV側任意一條出線發生單相接地短路時，出線開關柜所配置的零序電流保護將動作于跳閘;當10kV母線發生單相接地短路時，10kV母聯斷路器將首先斷開（后備保護零序一段動作），如果故障并未被排除，變壓器10kV側斷路器將置于分位以排除故障;當主變10kV側出口處單相接地，變壓器各側斷路器均將置于分位（后備保護零序二段動作）以排除故障。

負荷轉移特性：當站內任意一臺主變停電檢修，將該主變10kV側斷路器置于分位，閉合10kV分段斷路器，站內10kV負荷即可由正常運行的主變供電。

3.2 小電阻通過接地變壓器接主變（方式四）

當主變壓器采用YNd11接線時，可配備接地變小電阻成套裝置，經過電纜與變壓器出口10kV側銅母線連接，該接地變壓器為單繞組，僅為小電阻提供中性點引出，低壓側母線配備單獨的站用變壓器。該方式占用1個10kV間隔位置及1個接地變小電阻裝置安裝位置。

該運行方式下，當任意一回10kV出線發生單相接地時，出線開關柜所配置的零序電流保護將動作于跳閘;當10kV母線或主變10kV側出口處發生單相接地短路時，接地變所配備的零序電流保護將先動作，將小電阻首端的接觸器置于分位，進而10kV側轉換為不接地系統。因此該方式要求低壓側系統設備絕緣水平滿足不接地系統運行方式要求。

負荷轉移特性：當站內任意一臺主變停電檢修，該變壓器10kV側斷路器將置于分位，該變壓器所配備的小電阻裝置也需退出運行，此時閉合分段斷路器，正常運行的主變方可帶站內所有負荷，此做法主要是為了防止兩組小電阻同時運行此時若再有出線發生單相接地故障，故障電流將以兩倍數值上升，對電氣設備造成損害。

3.3 小電阻接主變壓器10kV中性點（方式五）

當變壓器采用YNyn0+d接線方式時，且低壓Y型繞組中性點有引出套管時，可直接配置小電阻裝置與其連接，低壓側母線配備單獨的站用變壓器。該方式占用1個10kV間隔位置及1個小電阻裝置安裝位置。

該運行方式下，當任意一回10kV出線發生單相接地時，出線開關柜所配置的零序電流保護將動作于跳閘;當10kV母線或主變10kV側出口處發生單相接地短路時，主變10kV側斷路器將置于分位以排除故障。

負荷轉移特性：當站內任意一臺主變停電檢修，將該主變10kV側斷路器置于分位，閉合10kV分段斷路器，站內10kV負荷即可由正常運行的主變供電。

3.4 以上五種方式的比較

從供電可靠性、二次回路、設備選型等方面比較以上五種接地方式。

方式一：任意出線發生單相短路時，可帶故障運行2小時，二次回路接線簡單，低壓側設備絕緣水平不可降低配置，任意一臺變壓器檢修或者主變進線柜檢修時，可閉合分段斷路器，由站內正常運行的主變暫代全站負荷，負荷轉移靈活便捷。

方式二：運行方式及負荷轉移特性同方式一，但主變需配置平衡線圈，投資較大。

方式三：當10kV母線發生單相短路時可分斷故障母線;主變10kV側出口單相接地故障或接地變故障均切除主變，故障停電范圍交大。施工接線不復雜，但差動保護需要諸多元件，任意元件故障將導致主變差動保護動作。低壓側設備絕緣水平可降低配置，節約投資成本。負荷轉移靈活便捷。

方式四：當10kV母線發生單相短路、主變10kV側出口單相接地短路或接地變故障時切除小電阻，10kV系統暫時轉為不接地運行方式。二次回路接線復雜。低壓側設備絕緣水平不可降低配置。主變或主變10kV出口側斷路器停用時，需斷開1臺小電阻裝置，再由相鄰主變帶供失電母線上負荷。負荷轉移復雜。

方式五：運行方式及負荷轉移特性同方式三，但主變需配置平衡線圈，投資較大。

4 結語

綜上分析，首先需根據變電站站址情況確定該站適用的接地方式。針對人口稀疏的郊區，周邊負荷多為架空出線，考慮遠景5-10年該地區的電網發展規劃，若遠景亦為架空出線則選擇消弧線圈接地方式。若為新建變電站，考慮節約投資成本，建議采用消弧線圈接母線方式，若為老站改造，首先根據現有主變壓器的接線組別，若主變10kV側為星型接線且有套管引出，可采用消弧線圈接主變方式，若主變10kV側無中性點引出套管，則選擇消弧線圈接母線方式。

針對人口密集的城區變電站，電纜出線較多，無論是新建站亦或是老站改造，均宜選用小電阻接地方式。對核心地區的變電站（站內一二級負荷較多），建議采用小電阻通過接地變壓器接主變的方式;對于偏遠地區或三級負荷的變電站，從節約投資成本的角度可采用小電阻接母線方式;對于變電站現有主變10kV側為星型接線且有套管引出時，優先考慮采用小電阻接主變壓器10kV中性點方式以節約投資成本。

參考文獻

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