蘆穎，岳璐

（南京國聯(lián)電力工程設(shè)計有限公司，南京210000）

1 工程現(xiàn)狀

該變電站為220kV 戶外AIS 變電站，于2009年7月建成投運?，F(xiàn)有1 臺三相三繞組無勵磁調(diào)壓自耦變壓器，連接組別YN.ao.yno+d，容量為180MV·A 主變。220kV 系統(tǒng)為雙母線接線，遠景采用雙母線雙分段接線，現(xiàn)有出線4 回，遠景出線8回；110kV 系統(tǒng)本期及遠景均采用雙母線接線，現(xiàn)有出線6 回，遠景出線12 回；35kV 系統(tǒng)本期及遠景均采用單母線分段接線，現(xiàn)有出線5 回。35kV 系統(tǒng)配有3 臺10Mvar（注：IEC采用var 作為無功功率的單位名稱和符號，國際計量大會并未通過var 為SI 單位，特此說明。）并聯(lián)電容器裝置；其中性點側(cè)配置1 套消弧線圈成套裝置，型號為KD-XH-1100/35，最大補償電容電流為54A。

2 安全性分析

目前，本站35kV 部分線路為架空+電纜混合線路。在2019年的電容電流實測工作中，35kV 母線電容電流實測結(jié)果為76.2A，而現(xiàn)有消弧線圈最大補償電容電流為54A，電容電流經(jīng)現(xiàn)有消弧線圈補償后，電容電流值仍大于10A。因此，現(xiàn)有消弧線圈容量已不能滿足補償所需及電網(wǎng)發(fā)展需求，會直接危及電網(wǎng)設(shè)備運行安全及絕緣水平，影響系統(tǒng)供電的可靠性和連續(xù)性且會對通信線路產(chǎn)生干擾等。故需更換現(xiàn)有消弧線圈成套裝置，以補償系統(tǒng)發(fā)生弧光短路時的電容電流，減小過電壓影響。

3 技術(shù)方案提出及對比分析

就本站35kV 母線電容電流超過規(guī)范要求值的問題，經(jīng)現(xiàn)場勘查后，提出2個方案并進行比選。

3.1 方案依據(jù)及提出

方案一：根據(jù)省電力公司企業(yè)標準Q/GDW-10-375—2008《中壓系統(tǒng)中性點接地方式選用技術(shù)導(dǎo)則》第4.3 條c）款：變電站每段母線單相接地故障電容電流小于100A（35kV系統(tǒng)為50A）時，宜采用消弧線圈接地系統(tǒng)，運行中應(yīng)投入保護裝置中的重合閘功能。

由此提出：本期拆除原35kV 1 號消弧線圈成套裝置，更換35kV 干式消弧線圈成套裝置1 組【1】。

方案二：根據(jù)省電力公司企業(yè)標準Q/GDW-10-375—2008《中壓系統(tǒng)中性點接地方式選用技術(shù)導(dǎo)則》第4.3 條a）款：變電站每段母線單相接地故障電容電流大于100A（35kV系統(tǒng)為50A）時，宜采用小電阻接地方式。

由此提出：本期拆除原35kV 1 號消弧線圈成套裝置，新增小電阻成套裝置。

3.2 主要設(shè)備選型計算

現(xiàn)本站35kV 母線電容電流實測結(jié)果為76.2A，根據(jù)省電力公司《電網(wǎng)輸變電工程主要電氣設(shè)備選型導(dǎo)則》之規(guī)定選擇。

3.2.1 方案一：消弧線圈容量計算

式中，Q 為補償容量，kV·A；K 為系數(shù)，過補償取1.35，欠補償按脫諧度確定；Ic為電網(wǎng)或發(fā)電機回路的電容電流，A；UN為電網(wǎng)或發(fā)電機回路的額定線電壓，kV。

本站35kV 母線：K=1.35，Ic=76.2A，UN=35kV。

由式（1）計算得出：Q=2078.72kV·A。

3.2.2 方案二：接地電阻計算

1）額定發(fā)熱電流

額定發(fā)熱電流Ir取3 倍的單相接地電容電流Ic，即Ir=3Ic=3×76.2=228.6A。配合國網(wǎng)標準化物資選型，小電阻額定發(fā)熱電流取600A。

2）額定電阻值

式中，R 為額定電阻，Ω；Ue為額定電壓，kV；Ir為額定發(fā)熱電流，A。

經(jīng)上述計算，并根據(jù)本站電容電流情況，配合國網(wǎng)標準化物資選型，得出：

方案一中更換消弧線圈成套裝置的容量為2200kV·A；

方案二中新增小電阻成套裝置參數(shù)：額定電壓35kV，額定發(fā)熱電流600A，最大通流時間為10s，小電阻額定阻值33.68Ω。

3.3 方案對比分析

3.3.1 安全性比較

從電網(wǎng)運行安全方面考慮，方案一更換大容量35kV消弧線圈后，當發(fā)生單相接地故障時，利用消弧線圈的電感電流補償系統(tǒng)的電容電流，使故障點的接地電流（即殘流）小于電弧支撐電流，也使得故障相接地電弧兩端的恢復(fù)電壓迅速降低，達到熄滅電弧的目的，系統(tǒng)可以帶故障運行一段時間，對于瞬時接地故障不會啟動線路跳閘，使供電可靠性得到有效提升，更易滿足系統(tǒng)設(shè)備的絕緣水平，新安裝設(shè)備制造生產(chǎn)工藝先進，更易操作，進一步降低操作人員安全風險，縮短設(shè)備操作時間。方案二新增小電阻成套裝置后，雖能快速地切斷故障電流，縮短設(shè)備帶故障運行時間，但需要線路零序保護的合理配合，同時會對通信系統(tǒng)產(chǎn)生一定的干擾，對于架空+電纜混合線路電網(wǎng)中，小電阻無法區(qū)分瞬時接地故障和永久性接地故障，對于瞬時接地故障同樣啟動線路保護，頻繁跳閘將嚴重影響系統(tǒng)的供電可靠性，且該地區(qū)變電站中性點接地方式多為消弧線圈接地，若采用小電阻則會帶來電網(wǎng)安全方面的問題。因此，方案一優(yōu)于方案二。

3.3.2 效能方面比較

方案一增容消弧線圈與方案二增加小電阻成套裝置相比，大大減少了系統(tǒng)跳閘次數(shù)，設(shè)備供電可靠性增加，故障停電風險降低，設(shè)備等效利用率可達到95%以上，大幅度降低了電網(wǎng)設(shè)備的損壞，減少了設(shè)備檢修運行維護次數(shù)及成本，降低了因頻繁停電帶來的經(jīng)濟損失。因此，本站通過消弧線圈成套裝置改造即可滿足補償電容電流要求。

3.3.3 設(shè)備壽命周期成本比較

1）35kV 消弧線圈成套裝置設(shè)備費：約32 萬元/臺；

2）35kV 小電阻成套裝置設(shè)備費：約28 萬元/臺；

3）35kV 消弧線圈成套裝置運行費大修按4a 1 次，費用約2 萬元/臺。臨修按每年1 次，費用約0.3 萬元/臺。

4）35kV 小電阻成套裝置運行費大修按4a 1 次，費用約3萬元/臺。臨修按每年1 次，費用約0.5 萬元/臺。

方案比較詳見表1。

表1 方案比較表

從一次性投資上比較，考慮設(shè)備使用壽命周期內(nèi)的運維成本，按相同剩余壽命計算，方案一比方案二節(jié)約投資5 萬元。

3.4 技術(shù)方案選擇

綜上所述，從安全性及效能方面比較方案一均優(yōu)于方案二，且在全壽命周期成本方面方案一低于方案二，因此，推薦采用方案一。

4 技術(shù)方案詳細內(nèi)容

4.1 電氣主接線

本站主變規(guī)模1×180MV·A，三相三繞組無勵磁調(diào)壓自耦變壓器，連接組別YN.ao.yno+d，電壓等級220kV/110kV/35kV/10kV，本期不變；220kV 系統(tǒng)為雙母線接線，出線4 回，本期不變；110kV 系統(tǒng)為雙母線接線，出線6 回，本期不變；35kV 系統(tǒng)為單母線分段接線，出線5 回，本期不變。

4.2 主要設(shè)備選型

依據(jù)上述計算結(jié)果，故本站更換35kV 1 號消弧線圈成套裝置容量為2200kV·A，并配套更換進線隔離開關(guān)及二次調(diào)諧柜，在原有場地安裝。

4.3 導(dǎo)體選擇

本期更換35kV 中性點與消弧線圈間的連接電纜選用YJV22-26/35-1×185mm2，在最高環(huán)境溫度+40℃時，允許載流385A【2】，大于最大工作電流100A。

4.4 其他

由于35kV 消弧線圈成套裝置的更換，需新增相應(yīng)的二次電纜，完善相關(guān)防誤閉鎖、電纜封堵及相應(yīng)的土建工作。其設(shè)備外殼應(yīng)采用專門敷設(shè)的接地導(dǎo)體接地【3】，不需改變原有總平面布置及配電裝置布置形式。

5 結(jié)語

選擇電力網(wǎng)中性點接地方式是一個綜合性問題，它與電壓等級、單相接地短路電流、過電壓水平、保護配置等均有關(guān)。本文通過解決方案的提出，經(jīng)過詳細計算及方案對比分析，結(jié)合當?shù)仉娋W(wǎng)實際情況，最終選出適合于本站的方案：更換大容量消弧線圈成套裝置。此方案有效地解決了本站電容電流欠補償問題，以保證接地電弧瞬間熄滅，消除弧光間歇接地過電壓隱患，滿足了當?shù)仉娋W(wǎng)發(fā)展需求，保障了系統(tǒng)供電的可靠性和連續(xù)性。