李 凱，康世崴，白茂金

（1.國核電力規(guī)劃設計研究院有限公司，北京 100095；2.山東電力工程咨詢院有限公司，山東 濟南 250013）

0 引言

配電系統(tǒng)中性點接地方式與供電可靠性、過電壓與絕緣配合、繼電保護等密切相關，是保障人身、設備安全及系統(tǒng)可靠運行的重要條件。長期以來，我國中壓配電系統(tǒng)主要以中性點不接地和經消弧線圈接地方式為主［1-2］，隨著系統(tǒng)容量的增加，電纜線路的延伸，電容電流越來越大，弧光接地引起的過電壓導致電纜頭爆炸、設備損壞等故障時有發(fā)生，對安全生產造成較大影響。

為應對城市電網電纜化率升高引起的電容電流增大問題，快速切除單相接地故障，避免故障進一步發(fā)展為多重故障，國內某些城市的中壓配電網中性點由不接地或經消弧線圈接地方式逐漸改為經小電阻接地方式［3-4］。

本文在分析各種接地方式技術特點的基礎上，結合山東電網35 kV配電系統(tǒng)發(fā)展規(guī)劃，對采用小電阻接地方式的必要性和可行性進行論證，并通過案例分析驗證其有效性，在保證用戶供電可靠性的同時，實現對故障線路的快速切除，避免事故進一步擴大。

1 中性點接地方式的演化進程

電力系統(tǒng)中性點接地方式是一個涉及到技術、經濟和安全等多個方面的綜合問題。首先，中性點接地方式的選擇與電力系統(tǒng)的供電可靠性、設備安全、絕緣水平以及繼電保護等技術問題密切相關。其次，中性點接地方式的選擇應與電網的現狀和發(fā)展相適應。

目前，我國電力系統(tǒng)中110 kV及以上輸電網絡考慮絕緣問題及經濟因素，一般采用中性點直接接地方式。10～66 kV中壓配電網絡的中性點接地方式主要有中性點不接地、經消弧線圈接地和經小電阻接地 3 種［5］。

1.1 中性點不接地

電網發(fā)展初期，電網網架較弱，主要以輻射型網絡結構供電，網絡間負荷轉帶能力差；電網規(guī)模小，主要以架空線路為主，單相接地故障電容電流較?。ㄐ∮?0 A），發(fā)生單相接地故障時，接地電弧能夠自行熄滅，不會產生弧光接地過電壓。同時，由于瞬時單相接地故障約占70%～80%，為提高供電可靠性，希望瞬時單相接地故障不動作于跳閘，而是繼續(xù)運行一段時間，在此期間排查故障，盡量減小停電范圍。因此，中性點采用不接地方式。

1.2 經消弧線圈接地

電網發(fā)展中期，隨著電網規(guī)模不斷擴大，尤其是電纜線路的增多，電網電容電流迅速增大。當電容電流大于10 A時，若繼續(xù)采用不接地方式，若發(fā)生單相接地故障，接地電弧不能自行熄滅，將產生弧光接地過電壓，即發(fā)生單相接地故障時，大部分電弧不穩(wěn)定，這種間歇性的電弧使得系統(tǒng)工作狀態(tài)時刻變化，導致電感電容元件之間的電磁振蕩，形成全系統(tǒng)的過電壓。此時，采用經消弧線圈接地方式，流過消弧線圈的感性電流可補償電網電容電流，使接地電弧熄滅，避免產生弧光接地過電壓。

同時，由于電網在這一階段尚未實現雙電源供電，仍以輻射型供電方式為主，為提高供電可靠性，希望瞬時單相接地故障不動作于跳閘，而是繼續(xù)運行一段時間，在此期間排查故障，盡量減小停電范圍。

1.3 經小電阻接地

隨著電網規(guī)模的進一步擴大，電網電容電流逐漸增大，尤其是城區(qū)電網大量采用電纜后，部分電網電容電流超出消弧線圈的補償能力。當發(fā)生單相接地故障時，接地電弧不能自行熄滅，將產生弧光接地過電壓。在這種情況下，經消弧線圈接地方式已不能滿足要求，應采用經小電阻接地方式。

由于電網已完善為雙電源供電網絡，采用小電阻接地方式，發(fā)生單相接地故障時，可快速切除故障線路，并將備用電源投入運行，不會造成用戶停電。故障線路被快速切除后，非故障相過電壓的持續(xù)時間大大縮短，可避免事故進一步擴大［6-8］。

各種接地方式的技術特點如表1所示。

2 山東35 kV系統(tǒng)中性點小電阻接地必要性

隨著電網系統(tǒng)容量的不斷發(fā)展，尤其是城市配電網電纜化率的提高，以及光伏發(fā)電站等新能源的接入，山東電網35 kV系統(tǒng)現有中性點不接地或經消弧線圈接地方式無法有效補償系統(tǒng)日益增大的電容電流，不能滿足中壓配電網絡的安全可靠運行需求。

2.1 無法滿足光伏發(fā)電站以35 kV電壓等級并網的要求

根據GB/T 19964—2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》，光伏發(fā)電站應具備快速切除站內匯集系統(tǒng)單相故障的保護措施。為滿足光伏發(fā)電站并網要求，光伏發(fā)電站側應采用小電阻接地方式。但由于電網側對應系統(tǒng)為不接地或經消弧線圈接地系統(tǒng)，導致目前光伏發(fā)電站側的中性點接地電阻未能投入運行，不能實現快速切除光伏發(fā)電站內匯集系統(tǒng)單相故障的要求，給光伏發(fā)電站及其接入電網的運行帶來重大安全隱患。

表1 各種接地方式的技術特點

2.2 不能適應35 kV系統(tǒng)單相接地電容電流過大的問題

隨著城市配電網中電纜線路比例的不斷提高，系統(tǒng)單相接地電容電流不斷增大，受消弧線圈容量限制，部分電纜化率高的電網電容電流已接近或超出消弧線圈的補償能力，消弧線圈接地方式已不能滿足要求。例如，山東某城區(qū)部分電網220 kV變電站供電區(qū)35 kV電纜長度達到57 km，其電容電流約430 A，平均每臺主變的35 kV系統(tǒng)電容電流達到140 A。而在通用設計中35 kV消弧線圈最大容量為2 200 kVA，按補償系數1.35計算，補償能力僅約80 A。

2.3 不能滿足電網快速切除單相接地故障的運行方式要求

中性點不接地和經消弧線圈接地方式下，由于消弧線圈的補償作用，接地電流很小，導致單相故障選線困難，不能快速準確切除故障線路，需通過逐條線路試拉和現場巡線方式查找故障，導致非故障相設備長時間承受過電壓，在電網薄弱環(huán)節(jié)易引發(fā)多重故障，造成事故進一步擴大。因此，電網運行部門對單相故障，尤其是電纜線路的單相故障，有快速切除的迫切需要。

綜上，從滿足光伏發(fā)電站并網的需要、轉變電網運行方式、提高供電可靠性角度，山東電網35 kV系統(tǒng)中性點有采用小電阻接地方式的必要。

3 山東35 kV系統(tǒng)中性點小電阻接地可行性

根據《山東電網“十三五”配電網規(guī)劃報告》，至“十三五”末，山東電網35 kV配電網絡全部實現雙電源供電，10 kV配電網絡按照多分段適度聯絡 （架空網）和雙環(huán)網（電纜網）的結構目標。除D類區(qū)域10 kV線路“N-1”通過率為80%外，其他區(qū)域10 kV線路“N-1”通過率為100%，電網的供電可靠性大幅提升。

隨著山東中壓配電網絡結構的加強及配電網自動化技術水平的提升，電網供電可靠性的保證已不再以帶故障運行、設備過電壓風險為代價。

因此，從電網結構上來看，山東35 kV系統(tǒng)已具備采用小電阻接地方式的條件。

4 小電阻接地運行案例

以山東某含并網光伏發(fā)電站的35 kV系統(tǒng)為例，詳細說明采用小電阻接地方式后系統(tǒng)運行方式的變化。

如圖1所示，在該案例中，110 kV變電站A和B均采用小電阻方式接地，正常方式下35kV側分列運行，各35 kV系統(tǒng)只存在一個接地點，系統(tǒng)可安全穩(wěn)定運行。若1號變壓器接地電阻退出運行，1號變壓器35 kV側開關打開，母聯備自投啟動，2號變壓器接兩段母線，系統(tǒng)仍保持一個接地點。

不同位置發(fā)生單相接地故障分析：

1）光伏發(fā)電站集電線路（f1處）或并網線（f2處）發(fā)生單相接地故障，故障線路可由線路零序電流保護快速切除。

2）35 kV變電站電源線一（f3處）發(fā)生單相接地故障，故障線路可由線路電源側零序電流保護快速切除，變電站轉由電源線二供電。

3）35 kV變電站由電源線二供電，電源線一備用，電源線二（f4處）發(fā)生單相接地故障，故障線路可由線路電源側零序電流保護快速切除，變電站轉由電源線一供電。

通過該案例分析，采用小電阻接地方式后，發(fā)生單相接地故障時，小電阻接地系統(tǒng)能夠準確識別故障線路且快速切除，使得非故障相過電壓的持續(xù)時間大大縮短，避免事故進一步擴大，并將備用電源投入運行保證供電可靠性。同時，可以采用絕緣水平相對較低的電纜和設備，從而節(jié)省建設投資，提高運營效益。

5 結語

中壓配電系統(tǒng)中性點接地方式的選擇是一個涉及供電可靠性、過電壓與絕緣配合、繼電保護等多方面的綜合性問題，必須結合電網運行實際情況及遠景發(fā)展規(guī)劃綜合考慮。

圖1 小電阻接地運行案例

山東電網作為覆蓋面積廣、電網規(guī)模大、運行情況復雜的省域電網，部分地區(qū)已具備改造為小電阻接地方式的條件，但仍需綜合考慮電纜化率、電容電流、快速切除單相故障需求、有無光伏發(fā)電站直接并網等問題，穩(wěn)步推進中性點接地方式改造。