杨房沟水电站接地设计

鲍正杰，贾超宇

(中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司，杭州，311122)

1 电站概况

杨房沟水电站位于四川省凉山彝族自治州木里县境内的雅砻江中游河段上。电站装设4台单机为375MW的水轮发电机组，电站总装机1500MW。本电站电气主接线方式为：发电机-变压器组采用单元接线，发电机出口装设断路器，500kV侧采用2串3/2断路器与1串双断路器混合接线形式，设有一组母线电抗器，本期出线2回，电站投运初期接入盐源(雅中)换流站，待卡拉水电站建成后，π接入卡拉开关站，另预留1回出线备用。系统提供的短路电流为单相短路电流22.0kA、三相短路电流21.8kA。

工程枢纽主要建筑物由挡水建筑物、泄洪消能建筑物及引水发电系统等组成。挡水建筑物采用混凝土双曲拱坝；泄洪消能建筑物为坝身表、中孔+坝后水垫塘及二道坝，泄洪建筑物布置在坝身，消能建筑物布置在坝后；引水发电系统布置在河道左岸，主要建筑物由进水口、压力管道、地下厂房及其辅助洞室、尾水调压室、尾水闸门室、尾水隧洞等组成。地下厂房采用首部开发方式，主要有地下主厂房、副厂房、主变洞、尾调室、尾闸洞、进厂交通洞、通风兼安全洞、母线洞、500kV出线洞(出线竖井及出线平洞)、排水廊道、地面开关站等。各枢纽建筑物之间通过公路及交通洞(廊道)相连。

电站所在区域主要由花岗岩地层组成，覆盖层较厚。雅砻江江水电阻率取值为55Ω·m；左岸岩石电阻率较高，取值为3500Ω·m，电站所在区域为高阻率地区。系统提供的短路电流为单相短路电流22.0kA、三相短路电流21.8kA。为保证电站设备及人员安全，对接地网设计进行研究，确定经济可靠的接地设计方案。

2 电站接地网设计

全厂接地网主要由坝区接地网和引水发电系统接地网等组成。

(1)坝区接地网主要由坝面接地网、坝前水下接地网、坝后水下接地网等组成，其中坝前水下接地网的占地面积约为190m×85m(坝前)+70m×700m(左岸上游边坡)，坝后水下接地网的占地面积约为350m×140m；

(2)引水发电系统接地网主要由进水口、主厂房、主变洞、出线洞竖井及开关站等组成，其中进水压力钢管长约140m～205m，接地线敷设在隧洞内壁两侧，尾水隧洞长约518m～669m，接地线敷设在隧洞内壁两侧，开关站接地网的占地为165m×21m。500kV出线场设置均压网。

运用CDEGS仿真，得到杨房沟水电站接地阻抗计算值在0.548Ω左右。在此接地电阻下的最大入地短路电流为10.14kA，高压系统发生接地故障时地电位升GPR为5.56kV。

根据GB/T 50065-2011《交流电气装置的接地设计规范》，对于有效接地系统和低电阻接地系统，GPR应符合下列要求：当接地网的GPR不符合以上要求时，在确保人身和设备安全可靠的条件下，可通过技术经济比较，适当增大GPR，接地网地电位升高可至5kV。必要时，经专门计算，且采取的措施可确保人身和设备安全可靠时，接地网电位升高可进一步提高[1-2]。

杨房沟水电站的GPR为5.56kV，超过了5kV。衡量一个接地网安全与否，关键在于均衡地网以及地表的电位，而单纯的接地阻抗值并非影响地网安全性的决定性因素。在电站对外采取了地电位隔离措施的前提下，控制接触、跨步电位差，网内电位差满足二次设备的耐压要求，校验地电位升反击10kV避雷器时的安全性后可以提高GPR的允许值[3]。

3 接触、跨步电位差及网内电位差校验

由于散流的不均匀性，在边角网孔处的接触、跨步电位差最大，采取加密边角处导体的办法来降低最大接触、跨步电位差[4-5]。

以开关站为例，校验接触电位差和跨步电位差。根据《水力发电厂接地设计技术导则》(NB/T 35050-2015)，对于330kV和500kV发电厂，短路电流持续时间为断路器失灵保护持续时间0.4s，杨房沟水电站的短路故障持续时间可取为0.4s。当表层的高电阻率混凝土介质处于湿润状态时，取混凝土电阻率200Ω·m，则跨步电位差允许值为496.5V，接触电位差允许值328.9V；当表层的高电阻率混凝土介质处于干燥状态时，取混凝土电阻率2000Ω·m，则跨步电位差允许值为2488.7V，接触电位差允许值812.7V。因杨房沟水电站开关站为室外开关站，考虑到可能的天气因素，跨步电位差允许值为496.5V，接触电位差允许值为328.9V。

将最大入地短路电流10.14kA从接地网模型开关站边角注入，计算此时的接触和跨步电位差如图2、图3所示。

图1 杨房沟接地系统模型

图2 开关站接触电位差色块

图3 开关站跨步电位差色块

由图2和图3可知，开关站最大的接触电位差为109.2V，小于允许的最大接触电位差328.9V(湿润状态下的混凝土)；最大跨步电位差为21.9V，同样也远远小于允许的最大跨步电位差496.5V(湿润状态下的混凝土)。因此，接触和跨步电位差都满足要求。

在开关站边角注入最大入地短路电流10.14kA，经计算得到最终方案的地电位差分布如图4。

图4 接地网的电位差分布

杨房沟水电站最大的网内电位差为690V，小于规程要求的2kV，因此可以保证二次设备和二次电缆的绝缘安全。

4 GPR对避雷器反击研究

我国10kV系统为中性点不接地系统，地电位升无法通过变压器中性点耦合到母线上，接地网地电位升过高可能会反击到低压避雷器上，而避雷器额定电压选取的原则通常是根据系统的最大工频过电压来确定，一般不会考虑到地电位升高的问题。这样，当GPR过高导致反击到避雷器两端的电压超过其工频耐受电压时就有可能发生避雷器爆炸事故。因此，有必要评估电站内10kV金属氧化物避雷器吸收能量的安全性[6]。

杨房沟水电站接地电阻仿真理论值为(0.548Ω)略小于接地电阻允许值(0.5575Ω)。考虑到现场施工、实际土壤电阻率、接地电阻测量方法等因素会导致最终实际接地电阻值与理论计算值存在偏差，需采取措施进一步确保最终接地电阻实测值小于允许值。分析避雷器的动作过程，当GPR超过避雷器的动作值后，避雷器的吸收能量小于避雷器允许的通流能力，避雷器可以恢复正常功能，不超过避雷器通流极限，系统仍然可以安全运行。仿真计算避雷器通流极限下的允许最大GPR及接地电阻允许值，校验人身和设备安全后，将其作为接地网接地电阻的允许值。提高地电位升高允许值，放宽接地电阻值要求，减少电站接地网投资。

4.1 GPR反击避雷器模型的建立和仿真

图5中CB为避雷器电容以及变压器10kV侧的入口电容之和，计算时取1000PF；CL为10kV电缆的对地电容0.3μF/km，电缆长度为5km，则对地总电容1.5μF；Rg为地网接地阻抗，取为0.548Ω。

图5 地电位升反击低压避雷器等效模型

额定电压为17kV的电站型有机复合外套金属氧化物避雷器YH5WZ-17/45的技术参数如表1所示。

表1 避雷器技术参数

地网电位升ug计及暂态效应，其值由两部分构成：衰减的直流分量ud和交流分量ua。考虑最严重的情况，当短路恰好发生在电源电势过零，短路电流的周期性分量达到幅值-Ipm时，衰减直流分量的初始值达到最大值Ipm。以ug稳态分量有效值为8kV，幅值IpmR=11.31kV的情况为例进行分析。

此时ua、ud和ug的表达式分别为：

ua=-IpmRcos(ωt)kV=-11.31cos(ωt)kV

(1)

(2)

ug=ua+ud=-11.31cos(ωt)+11.31e11.31tkV

(3)

考虑最严重的情况，以A相避雷器为例，当A相母线电压usa与ug电压相位相反时作用在A相避雷器上的电压最大，此时usa与ug的波形如图6所示，图中红线为ug，绿线为usa。

图6 地网GPR与10kV母线A相电压相位关系

对10kV母线上仅存在一组电站型避雷器YH5WZ-17/45的最严重情况进行仿真。得到A相避雷器中的电流波形如图7所示，B、C相避雷器的电流均在微安级别，不会对避雷器产生影响。

图7 A相避雷器放电电流波形

图7可知，从短路时刻直至在0.4s故障切除过程中通过A相避雷器的电流在初始阶段由于地网GPR的直流分量较大，A相避雷器中的放电电流也相对较大，最大值21.76A，持续时间大约4ms。随着直流分量的衰减，其后放电电流均在200mA以内。

4.2 能量校验

考虑最极端严重的情况，取仅有一组电站型避雷器YH5WZ-17/45运行的最严重工况来进行能量校验。由作用在A相电站型避雷器上的电压和通过其中的电流波形，可以得到避雷器中消耗的功率随时间的变化如图8所示。则A相避雷器由于地网GPR反击所消耗的能量可以通过此波形沿时间的积分进行计算。

图8 A相避雷器中消耗的功率

(4)

电站型避雷器YH5WZ-17/45可耐受18次2ms方波电流150A的通流能量而不击穿、不闪络、不损坏。

由电站型避雷器的伏安特性可知，避雷器中流过150A电流时其对应的电压为35kV左右，则单次通过2ms方波电流150A时，其通流能量可达W=(35×103)×150×(2×10-3)=10500J，大于地网GPR反击时A相避雷器所消耗的能量1164.9J。

图9 避雷器伏安特性曲线

4.3 10kV避雷器耐受GPR极限值的研究

改变GPR稳态值进行多次仿真，得到不同GPR下电站型避雷器YH5WZ-17/45的吸收能量，如图10所示。

图10 电站型避雷器YH5WZ-17/45吸收能量与GPR稳态有效值的关系

随着地网GPR的升高，避雷器中的吸收能量先缓慢增加。当地网GPR上升到一定的临界区域后，吸收能量将急剧增加，这是因为此时虽然线路电容充电减小了稳态时避雷器两端的电压，但其值仍然大于避雷器的1mA直流参考电压，也就是说，此时避雷器不仅在初始阶段会产生脉冲放电电流，而且在地网的GPR直流分量衰减后的稳态过程中仍然有强大的放电电流流过避雷器，从而导致整个故障期间的吸收能量急剧增加。

(1)避雷器通流能力为选择条件

由图10可知电站型避雷器YH5WZ-17/45所能承受的最大GPR稳态有效值为11.51kV，取直流分量的衰减系数为1.08，则考虑暂态效应后允许的最大GPR为12.43kV。

仿真可知电站接地电阻取1.849Ω时，此时电站最大入地短路电流稳态有效值为6.223kA，取直流分量的衰减系数为1.08，则最大入地短路电流为6.721kA，此时的GPR为12.43kV。此种情况下，接触电势、跨步电势、网内电位差仍满足要求。

(2)避雷器不动作为选择条件

仿真可知电站接地电阻取0.5575Ω时，杨房沟水电站最大入地短路电流有效值为10.73kA，取直流分量的衰减系数为1.08，则考虑暂态效应后入地短路电流11.59kA，此时的地电位升等于GPR限值要求的6.46kV，故可得电站允许的接地阻抗幅值为0.5575Ω。

上述两种选择条件下的电站接地阻抗允许值分别为1.849Ω和0.5575Ω，按流通能力考虑的接地电阻允许值为避雷器不动作时的3倍多。在只存在一组电站型避雷器的最严重的工况下，当GPR稳态分量有效值达到5.98kV时，站内10kV的电站型避雷器动作后，放电后避雷器的吸收能量远小于避雷器允许的通流能量，避雷器可以恢复正常工作，系统仍然可以安全运行。可见，用避雷器通流能量代替避雷器不动作作为确定GPR值的条件，能大大提高地电位升高允许值，放宽接地电阻值要求，减少电站接地网投资。

5 杨房沟水电站接地电阻计算结果

(1)根据YH5WZ-17/45避雷器的通流能量确定其承受的最大GPR为12.43kV，此时电站的接地阻抗允许值为1.849Ω。经校验，此种情况下接触电势、跨步电势、网内电位差仍满足要求。因此GPR极限值可在规程提到的2kV和5kV的基础上进一步适当放宽。

(2)为使避雷器在地电位升反击下不动作，电站允许的地电位升稳态有效值为5.98kV，取直流分量的衰减系数为1.08，则考虑暂态效应后允许的最大GPR为6.46kV，此时电站的接地阻抗允许值为0.5575Ω。

(3)在避雷器通流极限下，开关站最大接触电位差为239.2V，最大跨步电位差为48.5V；在避雷器不动作的前提下，最大接触电位差为109.2V，最大跨步电位差为21.9V，均可满足允许值要求。

(4)在各种设备中，微机保护装置的绝缘耐受电压是最弱的，为2kV左右。设计时应严格控制接地网的网内电位差，使地电位升对其的反击过电压不超过2kV来控制。在避雷器通流极限下，电站最大网内电位差为838V；在避雷器不动作的前提下，最大网内电位差为690V，均小于2kV，均可以满足网内电位差的允许值要求。

(5)杨房沟水电站接地网设计时需注意高电位引出、低电位引入的问题。

6 结论

杨房沟接地网接地电阻值理论计算值为0.548Ω，避雷器不动作为控制条件时接地电阻允许值为0.5575Ω。两者较为接近，考虑到现场施工、实际土壤电阻率、接地电阻测量方法等因素，最终实际接地电阻值可能大于允许值。在设计接地电阻能够满足该允许值要求时尽量按避雷器不动作控制。但受制于接地网布置面积、高土壤电阻率、高入地短路电流时，应在避雷器的通流能力内允许其动作。在本研究成果的基础上，经咨询业内专家，最终确定本工程接地电阻验收值可按0.6Ω进行控制，该值虽大于避雷器动作对应的允许幅值，但仍能保证避雷器安全运行。

本文探讨了杨房沟水电站接地网设计。接地电阻允许值的选择以避雷器的通流能力作为地电位升允许值的选择条件，在不超过避雷器通流极限的前提下提高GPR允许值，允许避雷器动作，减少电站接地网投资和设计难度，为后续类似电站的接地网设计提供借鉴。