中压配电系统中性点接地方式的分析

王 宾，张 健

(1.四川水利职业技术学院，四川 崇州，611230；2.四川电力设计院，成都，610072)

1 概述

在我国，中压电网以35kV、10kV、6kV三个电压等级的应用较为普遍(大部分地区为35kV、10kV电网系统，还有少数地区存在6kV电网系统)，其均为中性点不接地系统。随着城市供电网络的发展，越来越多的中压系统采用电缆馈线，因电缆结构的特殊性，电缆系统发生单相接地故障后单相接地电容电流增加很大，加上规范规定，不接地系统发生单相接地故障后允许带故障运行2h，导致以电缆为主的电网内单相接地故障时间一长发展为两相短路，成为危害电网安全的重大事故。

电缆线路为主的配电网的特点：

(1)单位长度的电缆线路的电容电流比架空线路电容电流大10几倍，以电缆为主的城市电网对地电容电流很大。

(2)电缆线路受外界环境条件(雷电、外力、树木、大风等)影响小，瞬时接地故障很少，接地故障一般都是永久性故障。

(3)电缆线路发生接地故障时，接地电弧为封闭性电弧，电弧不易自行熄灭，如不及时跳闸，很容易造成相间短路，扩大事故。

(4)电缆为弱绝缘设备。例如，10kV交联聚乙稀电缆的一分钟工频耐压为28kV，而一般10kV配电设备的绝缘水平为35kV。在消弧线圈接地系统中，由于查找故障点时间较长，电缆长时间承受工频或暂态过电压作用，易发展成相间故障，造成一线或多线跳闸。

《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》(GB/T 50064-2014)中规定：3kV～10kV钢筋混凝土或金属杆塔的架空线路构成的系统和所有35kV、66kV系统，当单相接地故障电容电流不超过10A时；10kV非钢筋混凝土或非金属杆塔的架空线路构成的系统(电缆线路)，当单相接地故障电容电流不超过20A时，应采用不接地方式。当电流超过以上数值时，应采用消弧线圈或者电阻接地的方式。

2 中性点不同接地方式供电的可靠性

在我国中压电网的供配电系统中，大部分为小电流接地系统(中性点不接地或经消弧线圈或电阻接地系统)。其中采用经消弧线圈接地方式在我国已有运行多年的经验，但当单相接地故障电容电流较大，为了电网系统的安全，需要瞬时切除故障时，也可以采用中性点经电阻接地的方式。

2.1 中性点经小电阻接地方式

采用中性点电阻接地方式的目的就是给故障点注入阻性电流，使接地故障电流呈阻容性质，减小与电压的相位差，降低故障点电流过零熄弧后的重燃率，使过电压限制在相电压的2.6倍以内，并且能够提供故障时流过故障点的阻性电流。提高继电保护的灵敏度作用于跳闸，从而有效保护系统正常运行。其优缺点是：

(1)系统单相接地时，健全相电压不升高或升幅较小，对设备绝缘等级要求较低，其耐压水平可以按相电压来选择。

(2)接地时，由于流过故障线路的电流较大，零序过流保护有较好的灵敏度，可以比较容易检除接地线路。

(3)由于接地点的电流较大，当零序保护动作不及时或拒动时，将使接地点及附近的绝缘受到更大的危害，导致相间故障发生。

(4)当发生单相接地故障时，无论是永久性的还是非永久性的，均作用于跳闸，使线路的跳闸次数大大增加，严重影响了用户的正常供电，使其供电的可靠性下降。

2.2 中性点经消弧线圈接地方式

消弧线圈的补偿原理就是在中性点和大地之间接入一个电感线圈。该方式在系统发生单相接地故障时，利用消弧线圈中产生的电感电流对接地电容电流进行补偿，使得流过故障点的电流减小至能够使电弧自行熄灭的程度。消弧线圈的主要结构是一个带铁芯的线圈电抗器，当系统正常运行时，由于中性点对地电压为零，消弧线圈上无电感电流。当单相接地故障后，接地故障点与消弧线圈的接地点形成短路电流通路，此时中性点电压升高为相电压，作用在消弧线圈上，将产生一个电感电流，在接地故障中，该电感电流与接地故障点处的电容电流相抵消，从而减少了接地点的电容电流，使电弧自行熄灭。消弧线圈就是这样利用流经故障点的电感电流与电容电流相位差为180°，补偿电容电流减小流经故障点电流，降低故障相接地电弧两端的恢复电压速度，来达到消弧的目的。但中性点经消弧线圈接地方式也存在着以下问题：

当系统发生接地时，由于接地点残流很小，且根据规程要求消弧线圈必须处于过补偿状态，接地线路和非接地线路流过的零序电流方向相同，故零序过流、零序方向保护无法检测出已接地的故障线路。

3 单相接地电容电流计算

3.1 电缆线路的电容电流估算

电缆线路的电容电流要精确计算是一个很复杂的过程，需要电缆的不同参数，本文对电缆线路的电容电流做一个大概的估算。根据《电力工程电气设计手册》(电气一次部分)，电缆线路的电容电流可用下式近似估算：

Ic=0.1×Ue×L

式中：Ic——电缆线路的电容电流；

Ue——电缆线路的额定线电压；

L——电缆线路的长度。

以下，笔者举一个案列分析：

某110kV终端变电站，10kV侧为用户供电端，全部采用电缆馈线，根据系统提供资料，该10kV电缆线路一共出线15回，每回电缆馈线长度按2km考虑，该110kV变电站10kV电缆馈线长度共计15×2=30km。因此，该站电缆电容电流估算值为：

Ic=0.1×Ue×L=0.1×10×30=30A

根据《电力工程电气设计手册》(电气一次部分)，110kV变电站对电容电流的附加值为10%，因此，本110kV变电站10kV系统发生单相接地故障时，产生的电容电流ΣIc=30×(1+10%)=33A，大于规范所要求的不接地运行的20A，因此本站10kV侧系统需要采取经消弧线圈接地或经电阻接地。因为该站为终端变电站，对10kV用户侧供电可靠性要求比较高，因此，本站考虑10kV侧采用消弧线圈接地的方式。

3.2 消弧线圈及接地变压器的选取

3.2.1 消弧线圈的选择

本站10kV系统单相短路电容电流按终期规模考虑为33A，配置消弧线圈为过补偿方式，消弧线圈容量计算为：

根据计算结果，消弧线圈容量选择为300kVA

3.2.2 接地变容量的选择

根据相关规程，接地变容量的选择应大于等于消弧线圈线圈的容量，即：S≥Q，考虑接地变兼做10kV站用变，因此，10kV接地变容量选择为：315kVA。

4 结论

目前，在中性点经消弧线圈接地系统中，除了对消弧线圈容量的正确选择、合理调谐、正常运行维护外，还大量采用了自动跟踪消弧线圈及接地选线装置，它能够避免对消弧线圈进行人工调匝带来的诸多不便，能够保持消弧线圈在调谐过程中的精度，避免了部分电缆线路在运行过程中失去补偿，同时还能限制接地过电压和谐振过电压，另外，自动跟踪补偿装置与接地选线装置的配合使用，还能够更快更准确的对电缆线路的故障点进行判别。随着城市电网改造工作的进展，配电网的结构得到加强，采用环网或双电源供电，许多地方已开始配网自动化的实施，以提高供电可靠性，而不是靠带接地故障运行来提高供电可靠性。