10 kV 系统接线及运行方式对安全供电的影响

田中强，杨世杰，张 宁，周巍岩，高春杰

（国网山东省电力公司济宁供电公司，山东 济宁 272100）

0 引言

220 kV变电站10 kV系统在接线及运行方式上存在一些不足，在运行中出现了电容器无功流向不合理、消弧线圈不能发挥补偿作用、TV高压保险频繁熔断、所用变供电可靠性降低等问题，问题的查找和处理消耗了大量人力物力，且影响了电网的安全和经济运行。

1 10 kV系统主接线及运行方式

变电站10 kV系统主接线如图1所示，其为单母线分段接线，1号主变10 kV侧经分裂电抗器分别接至10 kVⅠ、Ⅱ段母线，2号主变10 kV侧经分裂电抗器分别接至10 kVⅢ、Ⅳ段母线。Ⅰ、Ⅲ段母线通过分段49001开关连接，Ⅱ、Ⅳ段母线通过分段49002开关连接。1、2号电容器接至Ⅰ段母线，3、4号电容器接至Ⅱ段母线。1、2号所用变压器为接地变压器，分别由Ⅰ、Ⅱ段母线供电，其10 kV侧中性点分别接有1、2号消弧线圈。

图1 变电站10 kV系统接线

正常运行时，1号主变压器带Ⅰ、Ⅱ段母线运行，2号主变压器带Ⅲ、Ⅳ段母线运行，分段开关49001和49002断开热备用，1、2号主变压器10 kV侧分裂运行。1、2号所用变压器带1、2号消弧线圈运行，其中一台所用变压器带全站所用电负荷，另一台低压侧开关断开热备用。1、2、3、4号电容器可根据10 kV母线电压及无功需求情况进行投、停，以调节10 kV母线电压，保证母线电压质量并实现10 kV系统无功尽量就地平衡，降低损耗。

2 10 kV运行方式存在的问题

10 kV各分段负荷严重不平衡。Ⅲ、Ⅳ段各出线负荷约占总负荷80%，Ⅰ、Ⅱ段各出线负荷约占总负荷20%左右。当2号主变压器发生故障停运或Ⅲ、Ⅳ段母线发生故障以及10 kVⅢ、Ⅳ段母线上出线开关拒动越级跳闸，都将短时甩掉大部分负荷，不能发挥2台主变压器各带约50%负荷的优势。

Ⅲ、Ⅳ段母线负荷分配不均匀，Ⅲ段母线负荷为Ⅳ段母线的一半左右。分裂电抗器的优势在于正常运行时，两分支负荷平衡，两分支负荷电流产生的磁势相互抵消，使得每个支路的有效电感很小，压降也很小，电抗器对母线电压影响较小。而在其中一分支所接母线或线路短路时，仅故障分支流过短路电流，故障分支的自感电抗比正常带平衡负荷运行时高出很多，呈现高阻抗，大大限制了母线及出线的短路电流。该运行方式下两分支负荷电流不平衡，Ⅲ、Ⅳ段母线负荷差别约1倍，Ⅲ段分支负荷电流较小，其电抗器上的压降也较小，Ⅳ段分支高负荷就会在电抗器呈现较高的电抗，降低了该分支的母线电压，使得Ⅲ、Ⅳ段母线电压不相等，Ⅳ段母线电压低于Ⅲ段母线电压。因此，两分支负荷分配差别较大，不能充分发挥分裂电抗器的优势。另外Ⅲ、Ⅳ两段母线没有各自单独的调压措施（两母线上均没有电容器），若采用调整主变分接头进行调压，两段母线电压都必须同时调整（同时升高或降低），会给调压造成一些困难，影响电压质量。

两台所用变压器分别在Ⅰ、Ⅱ段母线运行，均由1号主变压器供电，若1号主变压器故障跳闸，所用变压器全部停电，全站失去了站用电源，对强油风冷主变压器持续运行造成了严重威胁。

10 kV母线分段运行，系统分割为两个10 kV电网，分别由1号、2号主变压器供电。由于10 kVⅠ、Ⅱ段母线所带负荷较小，无功负荷也较小，而电容器又集中连接在Ⅰ、Ⅱ段母线上，补偿容量大大超出该两段母线负荷需求。当Ⅲ、Ⅳ段母线电压降低或无功负荷较大时，若投入Ⅰ、Ⅱ段母线上的电容器时，补偿的无功大部分由10 kVⅠ、Ⅱ段母线通过1号电抗器→1号主变压器10 kV侧→1号主变压器110 kV侧（或220 kV侧）→110 kV（或220 kV侧）母线→2号主变压器110 kV侧（或220 kV侧）→2号主变压器10 kV侧→2号电抗器进入10 kVⅢ、Ⅳ段母线。虽然减少了220 kV系统的无功供给，但由于变压器短路阻抗和电抗器电抗较大，无功流经这些元件时不仅造成大量的无功功率损耗，大大降低了调压效果，还在这些元件的电阻上产生大量的电能损耗，很不经济。

1号、2号消弧线圈均经1号、2号所用变压器接在10 kVⅠ、Ⅱ段母线上同时运行，采用自动控制装置调整消弧线圈分接头方式。由于10 kV系统分割为两个电网，且10 kVⅠ、Ⅱ段母线网络较小，接地电容电流不大，而消弧线圈容量过大，自动调整分接头时常常将其调至最高档位（电感最大时，补偿电流最小），但仍不能满足系统要求，使得10 kVⅠ、Ⅱ段母线接地时过度补偿太大，造成接地点感性电流过大，大大超过补偿前的容性电流，结果是适得其反。而10 kVⅢ、Ⅳ段母线出线较多，接地电容电流较大，因为没有消弧线圈，接地时接地电流得不到补偿，故障点难以熄弧，而且熄弧后易于重燃，产生弧光接地过电压，对系统和设备安全构成威胁。弧光接地过电压数值较大，使TV（电压互感器）激磁电流大增，造成10 kVⅢ、Ⅳ段母线TV高压保险频繁熔断。母线TV高压保险熔断不仅影响继电保护装置的可靠性（如：使主变压器复合电压闭锁开放）、计量的准确性（使出线电能表失压），还增加了运维人员的工作量（更换保险），也造成了备品备件大量消耗，增加了运行成本，降低了效益（1支保险约100元）。

3 改进措施及方案

因10 kV系统装有限流的分裂电抗器，经计算若1号、2号主变压器10 kV侧开关遮断容量能够满足短路容量要求，10 kV母线应并列运行采用1号、2号主变压器同时供电的方式。这样，既满足了供电可靠性，也可使电容器通过10 kV分段开关直接对Ⅲ、Ⅳ母线无功负荷就近补偿，又避免了大量补偿无功迂回传输，达到较好的调压效果。再者由于1号、2号消弧线圈作用于整个10 kV系统网络，在发生系统单相接地时得以补偿，减小了接地点的电流，使故障点绝缘易于恢复，降低了由此而引发的弧光接地过电压的概率，减少了对系统和设备的威胁，避免了因过电压导致10 kVⅢ、Ⅳ母线TV高压保险频繁熔断，保证了电网安全经济运行。

若经计算1号、2号主变压器10 kV侧开关遮断容量不能满足短路容量要求，不得不采用分列运行方式时，应改变10 kV母线接线方式。一是将部分电容器改接至Ⅲ、Ⅳ段母线，使得电容器直接对Ⅲ、Ⅳ段母线无功负荷进行补偿，提高经济性和调压效果。二是将1台所用变改接至Ⅲ、Ⅳ段母线，使得Ⅲ、Ⅳ段系统至少有1台消弧线圈运行，在发生系统单相接地时得以补偿，既保证了安全经济运行，又避免了10 kVⅠ、Ⅱ段母线因过度补偿带来的不良后果。同时当任一主变压器故障跳闸导致部分母线停电时仍然有1台所用变运行，所用电不间断供电或比较容易快速恢复供电。

在不采取上述两项措施的情况下，可以采用10 kV母线并列运行，一台主变压器带10 kV负荷，另一台主变压器10 kV侧热备用，既不增加10 kV短路容量，又保证了电容器的补偿效果及消弧线圈的补偿效果，提高了安全性和经济性。但考虑到主变故障时10 kV供电的可靠性，应装设备自投装置，当带10 kV负荷运行的主变故障时，断开故障主变压器10 kV侧开关，自动投入另一台主变压器10 kV侧开关，恢复10 kV母线供电。

为充分发挥分裂电抗器的作用，10 kV系统应使两分支负荷尽量平衡，使电抗器两分支上产生的压降尽可能小，且两分支母线电压相近，易于兼顾母线电压调整和维持母线电压水平。这样既保证了母线电压质量，又能在故障时限制短路电流，保证了系统及设备的安全。

综上所述，经过论证，现在10 kV系统接线及运行方式如图2所示。

1号主变压器带Ⅰ、Ⅱ段母线运行，2号主变压器带Ⅲ、Ⅳ段母线运行，10 kV系统分裂运行；将2号、4号电容器分别改接至Ⅲ、Ⅳ段母线运行，使得电容器直接对Ⅲ、Ⅳ段母线无功负荷进行补偿；将2号所用变压器改接至Ⅲ段母线运行，使得Ⅲ、Ⅳ段系统至少有1台消弧线圈在系统单相接地时进行补偿。

图2 现高新变10 kV系统接线

4 结语

经过运行，采取上述措施，有效地提高了系统运行的安全性、可靠性，并达到了经济运行的目的。充分发挥分裂电抗器的作用，既保证母线电压质量，又能在故障时限制短路电流。电容器实现无功负荷就近补偿，避免大量补偿无功迂回传输，又使调压效果甚好。解决了10 kV系统Ⅲ、Ⅳ段母线无消弧线圈补偿的问题，在系统发生单相接地时，能使故障点绝缘易于恢复、减少由此引发的弧光接地过电压的概率，避免因过电压致使10 kV母线TV高压保险频繁熔断，提高了保护装置的安全性，计量的准确性，减少运维人员的工作量，降低材料消耗，提高经济效益。