楊房溝水電站接地設計

鮑正杰，賈超宇

(中國電建集團華東勘測設計研究院有限公司，杭州，311122)

1 電站概況

楊房溝水電站位于四川省涼山彝族自治州木里縣境內的雅礱江中游河段上。電站裝設4臺單機為375MW的水輪發電機組，電站總裝機1500MW。本電站電氣主接線方式為：發電機-變壓器組采用單元接線，發電機出口裝設斷路器，500kV側采用2串3/2斷路器與1串雙斷路器混合接線形式，設有一組母線電抗器，本期出線2回，電站投運初期接入鹽源(雅中)換流站，待卡拉水電站建成后，π接入卡拉開關站，另預留1回出線備用。系統提供的短路電流為單相短路電流22.0kA、三相短路電流21.8kA。

工程樞紐主要建筑物由擋水建筑物、泄洪消能建筑物及引水發電系統等組成。擋水建筑物采用混凝土雙曲拱壩；泄洪消能建筑物為壩身表、中孔+壩后水墊塘及二道壩，泄洪建筑物布置在壩身，消能建筑物布置在壩后；引水發電系統布置在河道左岸，主要建筑物由進水口、壓力管道、地下廠房及其輔助洞室、尾水調壓室、尾水閘門室、尾水隧洞等組成。地下廠房采用首部開發方式，主要有地下主廠房、副廠房、主變洞、尾調室、尾閘洞、進廠交通洞、通風兼安全洞、母線洞、500kV出線洞(出線豎井及出線平洞)、排水廊道、地面開關站等。各樞紐建筑物之間通過公路及交通洞(廊道)相連。

電站所在區域主要由花崗巖地層組成，覆蓋層較厚。雅礱江江水電阻率取值為55Ω·m；左岸巖石電阻率較高，取值為3500Ω·m，電站所在區域為高阻率地區。系統提供的短路電流為單相短路電流22.0kA、三相短路電流21.8kA。為保證電站設備及人員安全，對接地網設計進行研究，確定經濟可靠的接地設計方案。

2 電站接地網設計

全廠接地網主要由壩區接地網和引水發電系統接地網等組成。

(1)壩區接地網主要由壩面接地網、壩前水下接地網、壩后水下接地網等組成，其中壩前水下接地網的占地面積約為190m×85m(壩前)+70m×700m(左岸上游邊坡)，壩后水下接地網的占地面積約為350m×140m；

(2)引水發電系統接地網主要由進水口、主廠房、主變洞、出線洞豎井及開關站等組成，其中進水壓力鋼管長約140m～205m，接地線敷設在隧洞內壁兩側，尾水隧洞長約518m～669m，接地線敷設在隧洞內壁兩側，開關站接地網的占地為165m×21m。500kV出線場設置均壓網。

運用CDEGS仿真，得到楊房溝水電站接地阻抗計算值在0.548Ω左右。在此接地電阻下的最大入地短路電流為10.14kA，高壓系統發生接地故障時地電位升GPR為5.56kV。

根據GB/T 50065-2011《交流電氣裝置的接地設計規范》，對于有效接地系統和低電阻接地系統，GPR應符合下列要求：當接地網的GPR不符合以上要求時，在確保人身和設備安全可靠的條件下，可通過技術經濟比較，適當增大GPR，接地網地電位升高可至5kV。必要時，經專門計算，且采取的措施可確保人身和設備安全可靠時，接地網電位升高可進一步提高[1-2]。

楊房溝水電站的GPR為5.56kV，超過了5kV。衡量一個接地網安全與否，關鍵在于均衡地網以及地表的電位，而單純的接地阻抗值并非影響地網安全性的決定性因素。在電站對外采取了地電位隔離措施的前提下，控制接觸、跨步電位差，網內電位差滿足二次設備的耐壓要求，校驗地電位升反擊10kV避雷器時的安全性后可以提高GPR的允許值[3]。

3 接觸、跨步電位差及網內電位差校驗

由于散流的不均勻性，在邊角網孔處的接觸、跨步電位差最大，采取加密邊角處導體的辦法來降低最大接觸、跨步電位差[4-5]。

以開關站為例，校驗接觸電位差和跨步電位差。根據《水力發電廠接地設計技術導則》(NB/T 35050-2015)，對于330kV和500kV發電廠，短路電流持續時間為斷路器失靈保護持續時間0.4s，楊房溝水電站的短路故障持續時間可取為0.4s。當表層的高電阻率混凝土介質處于濕潤狀態時，取混凝土電阻率200Ω·m，則跨步電位差允許值為496.5V，接觸電位差允許值328.9V；當表層的高電阻率混凝土介質處于干燥狀態時，取混凝土電阻率2000Ω·m，則跨步電位差允許值為2488.7V，接觸電位差允許值812.7V。因楊房溝水電站開關站為室外開關站，考慮到可能的天氣因素，跨步電位差允許值為496.5V，接觸電位差允許值為328.9V。

將最大入地短路電流10.14kA從接地網模型開關站邊角注入，計算此時的接觸和跨步電位差如圖2、圖3所示。

圖1 楊房溝接地系統模型

圖2 開關站接觸電位差色塊

圖3 開關站跨步電位差色塊

由圖2和圖3可知，開關站最大的接觸電位差為109.2V，小于允許的最大接觸電位差328.9V(濕潤狀態下的混凝土)；最大跨步電位差為21.9V，同樣也遠遠小于允許的最大跨步電位差496.5V(濕潤狀態下的混凝土)。因此，接觸和跨步電位差都滿足要求。

在開關站邊角注入最大入地短路電流10.14kA，經計算得到最終方案的地電位差分布如圖4。

圖4 接地網的電位差分布

楊房溝水電站最大的網內電位差為690V，小于規程要求的2kV，因此可以保證二次設備和二次電纜的絕緣安全。

4 GPR對避雷器反擊研究

我國10kV系統為中性點不接地系統，地電位升無法通過變壓器中性點耦合到母線上，接地網地電位升過高可能會反擊到低壓避雷器上，而避雷器額定電壓選取的原則通常是根據系統的最大工頻過電壓來確定，一般不會考慮到地電位升高的問題。這樣，當GPR過高導致反擊到避雷器兩端的電壓超過其工頻耐受電壓時就有可能發生避雷器爆炸事故。因此，有必要評估電站內10kV金屬氧化物避雷器吸收能量的安全性[6]。

楊房溝水電站接地電阻仿真理論值為(0.548Ω)略小于接地電阻允許值(0.5575Ω)。考慮到現場施工、實際土壤電阻率、接地電阻測量方法等因素會導致最終實際接地電阻值與理論計算值存在偏差，需采取措施進一步確保最終接地電阻實測值小于允許值。分析避雷器的動作過程，當GPR超過避雷器的動作值后，避雷器的吸收能量小于避雷器允許的通流能力，避雷器可以恢復正常功能，不超過避雷器通流極限，系統仍然可以安全運行。仿真計算避雷器通流極限下的允許最大GPR及接地電阻允許值，校驗人身和設備安全后，將其作為接地網接地電阻的允許值。提高地電位升高允許值，放寬接地電阻值要求，減少電站接地網投資。

4.1 GPR反擊避雷器模型的建立和仿真

圖5中CB為避雷器電容以及變壓器10kV側的入口電容之和，計算時取1000PF；CL為10kV電纜的對地電容0.3μF/km，電纜長度為5km，則對地總電容1.5μF；Rg為地網接地阻抗，取為0.548Ω。

圖5 地電位升反擊低壓避雷器等效模型

額定電壓為17kV的電站型有機復合外套金屬氧化物避雷器YH5WZ-17/45的技術參數如表1所示。

表1 避雷器技術參數

地網電位升ug計及暫態效應，其值由兩部分構成：衰減的直流分量ud和交流分量ua。考慮最嚴重的情況，當短路恰好發生在電源電勢過零，短路電流的周期性分量達到幅值-Ipm時，衰減直流分量的初始值達到最大值Ipm。以ug穩態分量有效值為8kV，幅值IpmR=11.31kV的情況為例進行分析。

此時ua、ud和ug的表達式分別為：

ua=-IpmRcos(ωt)kV=-11.31cos(ωt)kV

(1)

(2)

ug=ua+ud=-11.31cos(ωt)+11.31e11.31tkV

(3)

考慮最嚴重的情況，以A相避雷器為例，當A相母線電壓usa與ug電壓相位相反時作用在A相避雷器上的電壓最大，此時usa與ug的波形如圖6所示，圖中紅線為ug，綠線為usa。

圖6 地網GPR與10kV母線A相電壓相位關系

對10kV母線上僅存在一組電站型避雷器YH5WZ-17/45的最嚴重情況進行仿真。得到A相避雷器中的電流波形如圖7所示，B、C相避雷器的電流均在微安級別，不會對避雷器產生影響。

圖7 A相避雷器放電電流波形

圖7可知，從短路時刻直至在0.4s故障切除過程中通過A相避雷器的電流在初始階段由于地網GPR的直流分量較大，A相避雷器中的放電電流也相對較大，最大值21.76A，持續時間大約4ms。隨著直流分量的衰減，其后放電電流均在200mA以內。

4.2 能量校驗

考慮最極端嚴重的情況，取僅有一組電站型避雷器YH5WZ-17/45運行的最嚴重工況來進行能量校驗。由作用在A相電站型避雷器上的電壓和通過其中的電流波形，可以得到避雷器中消耗的功率隨時間的變化如圖8所示。則A相避雷器由于地網GPR反擊所消耗的能量可以通過此波形沿時間的積分進行計算。

圖8 A相避雷器中消耗的功率

(4)

電站型避雷器YH5WZ-17/45可耐受18次2ms方波電流150A的通流能量而不擊穿、不閃絡、不損壞。

由電站型避雷器的伏安特性可知，避雷器中流過150A電流時其對應的電壓為35kV左右，則單次通過2ms方波電流150A時，其通流能量可達W=(35×103)×150×(2×10-3)=10500J，大于地網GPR反擊時A相避雷器所消耗的能量1164.9J。

圖9 避雷器伏安特性曲線

4.3 10kV避雷器耐受GPR極限值的研究

改變GPR穩態值進行多次仿真，得到不同GPR下電站型避雷器YH5WZ-17/45的吸收能量，如圖10所示。

圖10 電站型避雷器YH5WZ-17/45吸收能量與GPR穩態有效值的關系

隨著地網GPR的升高，避雷器中的吸收能量先緩慢增加。當地網GPR上升到一定的臨界區域后，吸收能量將急劇增加，這是因為此時雖然線路電容充電減小了穩態時避雷器兩端的電壓，但其值仍然大于避雷器的1mA直流參考電壓，也就是說，此時避雷器不僅在初始階段會產生脈沖放電電流，而且在地網的GPR直流分量衰減后的穩態過程中仍然有強大的放電電流流過避雷器，從而導致整個故障期間的吸收能量急劇增加。

(1)避雷器通流能力為選擇條件

由圖10可知電站型避雷器YH5WZ-17/45所能承受的最大GPR穩態有效值為11.51kV，取直流分量的衰減系數為1.08，則考慮暫態效應后允許的最大GPR為12.43kV。

仿真可知電站接地電阻取1.849Ω時，此時電站最大入地短路電流穩態有效值為6.223kA，取直流分量的衰減系數為1.08，則最大入地短路電流為6.721kA，此時的GPR為12.43kV。此種情況下，接觸電勢、跨步電勢、網內電位差仍滿足要求。

(2)避雷器不動作為選擇條件

仿真可知電站接地電阻取0.5575Ω時，楊房溝水電站最大入地短路電流有效值為10.73kA，取直流分量的衰減系數為1.08，則考慮暫態效應后入地短路電流11.59kA，此時的地電位升等于GPR限值要求的6.46kV，故可得電站允許的接地阻抗幅值為0.5575Ω。

上述兩種選擇條件下的電站接地阻抗允許值分別為1.849Ω和0.5575Ω，按流通能力考慮的接地電阻允許值為避雷器不動作時的3倍多。在只存在一組電站型避雷器的最嚴重的工況下，當GPR穩態分量有效值達到5.98kV時，站內10kV的電站型避雷器動作后，放電后避雷器的吸收能量遠小于避雷器允許的通流能量，避雷器可以恢復正常工作，系統仍然可以安全運行。可見，用避雷器通流能量代替避雷器不動作作為確定GPR值的條件，能大大提高地電位升高允許值，放寬接地電阻值要求，減少電站接地網投資。

5 楊房溝水電站接地電阻計算結果

(1)根據YH5WZ-17/45避雷器的通流能量確定其承受的最大GPR為12.43kV，此時電站的接地阻抗允許值為1.849Ω。經校驗，此種情況下接觸電勢、跨步電勢、網內電位差仍滿足要求。因此GPR極限值可在規程提到的2kV和5kV的基礎上進一步適當放寬。

(2)為使避雷器在地電位升反擊下不動作，電站允許的地電位升穩態有效值為5.98kV，取直流分量的衰減系數為1.08，則考慮暫態效應后允許的最大GPR為6.46kV，此時電站的接地阻抗允許值為0.5575Ω。

(3)在避雷器通流極限下，開關站最大接觸電位差為239.2V，最大跨步電位差為48.5V；在避雷器不動作的前提下，最大接觸電位差為109.2V，最大跨步電位差為21.9V，均可滿足允許值要求。

(4)在各種設備中，微機保護裝置的絕緣耐受電壓是最弱的，為2kV左右。設計時應嚴格控制接地網的網內電位差，使地電位升對其的反擊過電壓不超過2kV來控制。在避雷器通流極限下，電站最大網內電位差為838V；在避雷器不動作的前提下，最大網內電位差為690V，均小于2kV，均可以滿足網內電位差的允許值要求。

(5)楊房溝水電站接地網設計時需注意高電位引出、低電位引入的問題。

6 結論

楊房溝接地網接地電阻值理論計算值為0.548Ω，避雷器不動作為控制條件時接地電阻允許值為0.5575Ω。兩者較為接近，考慮到現場施工、實際土壤電阻率、接地電阻測量方法等因素，最終實際接地電阻值可能大于允許值。在設計接地電阻能夠滿足該允許值要求時盡量按避雷器不動作控制。但受制于接地網布置面積、高土壤電阻率、高入地短路電流時，應在避雷器的通流能力內允許其動作。在本研究成果的基礎上，經咨詢業內專家，最終確定本工程接地電阻驗收值可按0.6Ω進行控制，該值雖大于避雷器動作對應的允許幅值，但仍能保證避雷器安全運行。

本文探討了楊房溝水電站接地網設計。接地電阻允許值的選擇以避雷器的通流能力作為地電位升允許值的選擇條件，在不超過避雷器通流極限的前提下提高GPR允許值，允許避雷器動作，減少電站接地網投資和設計難度，為后續類似電站的接地網設計提供借鑒。