苏哲

摘要：目前我国110kV、220kV变电站10kV侧多采用消弧线圈接地方式，而近年来越来越多的变电站存在电容电流存在补偿不足的缺陷，小电阻接地方式正在逐步代替消弧线圈接地方式成为变电站电容电流补偿的首选方式。本文比较了两种传统的消弧线圈接地方式与三种不同的小电阻接地方式的运行特點，为不同地区、不同负荷性质的变电站选择10kV系统接地形式提供新的思路。

关键词：变电站;消弧线圈;电容电流;小电阻接地

1 引言

目前，传统的110 kV、220 kV变电站10kV侧多采用消弧线圈接地方式，主要可针150A及以下的电容电流进行补偿。

但随着城镇日新月异的变化，市区内10 kV配电线路逐渐由架空导线改造为电力电缆下地敷设，消弧线圈逐渐不能满足日益增长的电容电流补偿需求[1-2]，为此，小电阻接地方式[3-6]正在逐步替代消弧线圈接地方式成为城区110 kV、220 kV变电站10kV侧接地方式的首选。各变电站需根据站区特点选择接地方式及其相关设备的参数及接线形式，本文对不同的接地方式进行了运行上的分析比较，为各变电站10kV系统接地形式选择提供新的思路。

2 传统的消弧线圈接地方式

消弧线圈主要有干式和油浸式两种，干式适用于户内，油浸式适用于户外，其工作原理一致，是目前变电站主流的接地方式，广为大家所熟知，主要有以下两种主流接线方式。

2.1 消弧线圈接母线（方式一）

在10kV母线上配置专用的接地变，接线组别为Zny11，消弧线圈接于Z型绕组中性点。该方式占用1个10kV间隔位置及1个接地变消弧线圈装置安装位置。该运行方式下，当出线发生单相接地短路故障时，可带故障运行两小时供检修人员前往故障点进行故障排除，超过两小时动作跳闸。

2.2 消弧线圈接主变（方式二）

当主变为Ynyn0+d接线且低压中性点有引出套管时，消弧线圈直接与其连接。该方式仅占用1个消弧线圈装置安装位置，占地面积小，但主变需配置平衡线圈，投资成本较大。故障排除过程同方式一。

以上两种方式补偿原理相同，需根据不同变电站实际情况选择相对节约投资的接线方式。当变电站10kV侧预留间隔充裕，推荐方式一;当变电站10kV侧出线回路较多已无备用间隔位置，推荐采用方式二。

负荷转移特性：当站内任意一台主变停电检修，将该主变10kV侧断路器置于分位，闭合10kV分段断路器，站内10kV负荷即可由正常运行的主变供电，不同母线上的消弧线圈可短期叠加投入。

3 小电阻接地方式的应用

针对10kV电容电流超过150A的变电站，传统的消弧线圈补偿方式已不能满足相应需求，普遍存在欠补偿的工作状态，给电网的安全稳定运行带来隐患。为此小电阻接地方式应运而生并有逐步替代消弧线圈作为变电站10kV电容电流补偿的主流方式的趋势，目前国家电网江苏等地已在大规模的将消弧线圈更换为小电阻接地方式。

考虑到不同变电站的布置形式以及主变压器的接线形式，小电阻的接线方式主要可分为以下三种方式。

3.1 小电阻接母线（方式三）

小电阻接母线方式即10kV侧母线配接地变小电阻出线开关柜，经电缆连接至接地变小电阻成套装置，该装置兼站用变压器功能。该方式占用1个10kV间隔位置及1个接地变小电阻装置安装位置。

该运行方式下，当10kV侧任意一条出线发生单相接地短路时，出线开关柜所配置的零序电流保护将动作于跳闸;当10kV母线发生单相接地短路时，10kV母联断路器将首先断开（后备保护零序一段动作），如果故障并未被排除，变压器10kV侧断路器将置于分位以排除故障;当主变10kV侧出口处单相接地，变压器各侧断路器均将置于分位（后备保护零序二段动作）以排除故障。

负荷转移特性：当站内任意一台主变停电检修，将该主变10kV侧断路器置于分位，闭合10kV分段断路器，站内10kV负荷即可由正常运行的主变供电。

3.2 小电阻通过接地变压器接主变（方式四）

当主变压器采用YNd11接线时，可配备接地变小电阻成套装置，经过电缆与变压器出口10kV侧铜母线连接，该接地变压器为单绕组，仅为小电阻提供中性点引出，低压侧母线配备单独的站用变压器。该方式占用1个10kV间隔位置及1个接地变小电阻装置安装位置。

该运行方式下，当任意一回10kV出线发生单相接地时，出线开关柜所配置的零序电流保护将动作于跳闸;当10kV母线或主变10kV侧出口处发生单相接地短路时，接地变所配备的零序电流保护将先动作，将小电阻首端的接触器置于分位，进而10kV侧转换为不接地系统。因此该方式要求低压侧系统设备绝缘水平满足不接地系统运行方式要求。

负荷转移特性：当站内任意一台主变停电检修，该变压器10kV侧断路器将置于分位，该变压器所配备的小电阻装置也需退出运行，此时闭合分段断路器，正常运行的主变方可带站内所有负荷，此做法主要是为了防止两组小电阻同时运行此时若再有出线发生单相接地故障，故障电流将以两倍数值上升，对电气设备造成损害。

3.3 小电阻接主变压器10kV中性点（方式五）

当变压器采用YNyn0+d接线方式时，且低压Y型绕组中性点有引出套管时，可直接配置小电阻装置与其连接，低压侧母线配备单独的站用变压器。该方式占用1个10kV间隔位置及1个小电阻装置安装位置。

该运行方式下，当任意一回10kV出线发生单相接地时，出线开关柜所配置的零序电流保护将动作于跳闸;当10kV母线或主变10kV侧出口处发生单相接地短路时，主变10kV侧断路器将置于分位以排除故障。

负荷转移特性：当站内任意一台主变停电检修，将该主变10kV侧断路器置于分位，闭合10kV分段断路器，站内10kV负荷即可由正常运行的主变供电。

3.4 以上五种方式的比较

从供电可靠性、二次回路、设备选型等方面比较以上五种接地方式。

方式一：任意出线发生单相短路时，可带故障运行2小时，二次回路接线简单，低压侧设备绝缘水平不可降低配置，任意一台变压器检修或者主变进线柜检修时，可闭合分段断路器，由站内正常运行的主变暂代全站负荷，负荷转移灵活便捷。

方式二：运行方式及负荷转移特性同方式一，但主变需配置平衡线圈，投资较大。

方式三：当10kV母线发生单相短路时可分断故障母线;主变10kV侧出口单相接地故障或接地变故障均切除主变，故障停电范围交大。施工接线不复杂，但差动保护需要诸多元件，任意元件故障将导致主变差动保护动作。低压侧设备绝缘水平可降低配置，节约投资成本。负荷转移灵活便捷。

方式四：当10kV母线发生单相短路、主变10kV侧出口单相接地短路或接地变故障时切除小电阻，10kV系统暂时转为不接地运行方式。二次回路接线复杂。低压侧设备绝缘水平不可降低配置。主变或主变10kV出口侧断路器停用时，需断开1台小电阻装置，再由相邻主变带供失电母线上负荷。负荷转移复杂。

方式五：运行方式及负荷转移特性同方式三，但主变需配置平衡线圈，投资较大。

4 结语

综上分析，首先需根据变电站站址情况确定该站适用的接地方式。针对人口稀疏的郊区，周边负荷多为架空出线，考虑远景5-10年该地区的电网发展规划，若远景亦为架空出线则选择消弧线圈接地方式。若为新建变电站，考虑节约投资成本，建议采用消弧线圈接母线方式，若为老站改造，首先根据现有主变压器的接线组别，若主变10kV侧为星型接线且有套管引出，可采用消弧线圈接主变方式，若主变10kV侧无中性点引出套管，则选择消弧线圈接母线方式。

针对人口密集的城区变电站，电缆出线较多，无论是新建站亦或是老站改造，均宜选用小电阻接地方式。对核心地区的变电站（站内一二级负荷较多），建议采用小电阻通过接地变压器接主变的方式;对于偏远地区或三级负荷的变电站，从节约投资成本的角度可采用小电阻接母线方式;对于变电站现有主变10kV侧为星型接线且有套管引出时，优先考虑采用小电阻接主变压器10kV中性点方式以节约投资成本。

參考文献

[1]严倚天.配电线路电缆化对电网的影响与对策研究[D].沈阳：沈阳工程学院，2019.

[2]刘瀚林.地区电网感性无功补偿优化配置研究[D].广州：华南理工大学，2012.

[3]金晖.关于电网中性点接地方式的探讨[J].中国电力企业管理，2020（27）：94.

[4]张伟，刘晓倩.小电阻接地系统应用中的关键点分析[J].科技创新与应用，2021（10）：179-181.

[5]董凯达，蔡燕春，金震.小电阻接地配电网零序保护的改进研究[J].供用电，2020，37（06）：48-52+65.

[6]冯靖，徐培栋.变电站两种小电阻接地方式的比较[J].电世界，2019，60（06）：1-5.

[7]刘新新.某市区10kV配电网中性点小电阻接地方式改造探讨[J].大众标准化，2020（08）：101-102.