一种双环网接线10 kV配电网中性点经小电阻接地的阻值选择

张 焱，顾辰方，何 仲

(上海电力设计院有限公司，上海 200025)

随着我国社会经济的发展，用电负荷不断增加，10 kV配电网发展十分迅速，特别是城市电网中电缆线路的比重正逐年上升，使系统电容电流大幅度增加[1]。为保证供电的连续性，一般10 kV配电网对重要用户还要具有一定的转供电能力，这样势必要采用更加可靠的系统接线型式，从而会使系统内10 kV电缆数量进一步增加。

国内某城市为了提高配电网供电的可靠性，10 kV配电网采用一种双环网接线型式，线路全部采用电缆入地构建。每台110 kV变压器的10 kV母线本身并不带终端出线，而是先行馈出至开关站，再由开关站馈出至客户，两个变电站和所有开关站之间形成双环网结构。对于双环网，同一变电站内的2条电源接线宜来自于不同母线，正常情况下，每一个环网开环运行，联络开关断开；当任一变电站母线故障，负荷通过联络开关转供。

10 kV配电网中性点接地方式主要分为不接地、经消弧线圈接地和经小电阻接地3种方式[2]。相比于前两种中性点接地方式，小电阻接地有效提高了系统防止接地故障时的过电压水平，通过流过接地故障点的电流启动线路零序保护使线路故障可准确快速切除，大大提高了供电可靠性[3-4]。因此，中性点经小电阻接地的方式在以电缆为主的城市配电网中应用越来越多。双环网接线的10 kV配电网在提高供电可靠性的同时，需要敷设众多的冗余电缆，造成电容电流大大超出以往，给10 kV中性点经小电阻接地的阻值选择带来了新的课题。

1 10 kV配电网的双环网接线型式

10 kV配电网的双环网接线型式如图1所示。

图1 双环网接线型式

在这些接线型式中，110 kV A，B变电站均为2台主变，每台主变10 kV侧有2个分支，每个分支所带母线上有6回出线，即1台主变的10 kV出线回路按12回考虑。图1所示为1组双环网接线的网架结构，环内有6座开关站互联，该双环网两端的开关站2条电源接线均来自于上级变电站的不同母线；A，B变电站的主变之间有6组图1所示型式的双环网。

开关站间互联线路采用400 mm2电缆，开关站与配电室间互联线路采用150 mm2电缆。每2座开关站间线路距离按0.583 km考虑(一个环距离按3.5 km考虑)，开关站共有12回出线为配电室供电，每回线路按0.8 km考虑。

本文计算和仿真时主要考虑双环网接线型式的以下3种运行方式。

(1)正常运行方式：每组双环网开环运行，最中间2座开关站之间的联络开关断开，每座开关站内部的分段开关也断开。

(2)双环网一环电源故障：如A变电站的10 kV母线发生故障，此时双环网最中间两座开关站之间的联络开关闭合，对侧B变电站主变所带10 kV回路数相比于正常运行方式翻倍。

(3)互为备用的主变故障：如A变电站的1号主变发生故障，此时1号主变所带负荷由变电站内的分段开关转供至2号主变，2号主变所带10 kV回路数相比于正常运行方式翻倍。

2 中性点小电阻阻值的工程计算

2.1 双环网接线的电容电流计算

双环网接线的10 kV配电网，上级110 kV变电站的每台主变在各种工况下可能带的最大电缆数和电容电流如表1所示。

表1 双环网网络电容电流计算

其中，每环网电缆的长度平均按3.5 km考虑，电缆截面按400 mm2计，每千米电容电流：IC=1.732UeωC≈2.1 A。

每个环内开关站的分支线电缆长度每回线平均按0.8 km考虑，电缆截面按150 mm2计，每千米电容电流：IC=1.732UeωC≈1.4 A。

由此可得，事故工况下线路的电容电流IC≈24IC半环+432IC分=572 A(考虑全为三芯电缆)，变电站增加的接地电容电流值考虑按线路的16%计算，则系统总电容电流IC总≈1.16IC=663.5 A。

2.2 考虑降低配电网过电压水平的因素

中性点接地电阻的重要作用之一是限制弧光过电压。限制弧光接地过电压的原理是电阻的耗能作用。当发生单相接地故障时，故障电弧从熄灭到重燃的时间一般为半个周期。在这半个周期内，非故障相对地电容的电荷将通过中性点接地电阻向大地释放，电容电荷泄放速度与接地电阻值有关，随着电阻值的减小，弧光过电压相应降低[5]。

从工程经验上看，单相接地故障情况下流过中性点电阻的额定电流(IR)、系统电容电流(IC)与弧光过电压的倍数之间有如下关系[6]。

当IR≈IC时，过电压水平大约降到2.5(标幺值)以下；

当IR≈2IC时，过电压水平大约降到2.2(标幺值)以下；

当IR≈4IC时，过电压水平大约降到2.0(标幺值)以下；

当IR>4IC以后，系统内部降低过电压水平的作用已不明显。

2.3 小电阻阻值的计算

根据分析可知，在双环网接线形式下，每台主变的系统最大总电容电流为663.5 A。为单相接地故障时，过电压水平限制在2.5(标幺值)以下，流过中性点电阻的额定电流IR建议取为1 000 A。根据DL/T 5222—2016《导体和电器选择设计技术规定》18.2条规定：

3 中性点小电阻阻值选择的仿真模型验证

利用工程计算方式计算了双环网接线10 kV配电网的电容电流，并根据规范标准进行了小电阻阻值的选择。以同样的网架结构为例，建立了EMTP仿真模型，计算中性点不接地形式和小电阻接地形式下，不同过渡电阻、不同小电阻阻值情况下的非故障相弧光过电压波形，从仿真模型角度验证该小电阻阻值选择的正确性。

3.1 正常运行方式下的仿真模型验证

双环网非接地系统弧光过电压波形如图2所示。双环网小电阻接地系统弧光过电压波形如图3所示。

图2 双环网非接地系统弧光过电压波形

图3 双环网小电阻接地系统弧光过电压波形

由图2和图3可以明显看出，发生单相故障时两种接地系统均出现了过电压，其中B相的过电压情况最为严重。双环网结构中，采用小电阻接地形式对限制弧光过电压有较大益处，应采用小电阻接地方式。

3.2 故障运行方式下的仿真模型验证

故障运行情况下，即电源点A变电站主变“N-1”，另一台主变下的环网也全部经过自切由正常主变供电，即该主变下的10 kV供电回路数翻倍。

在故障情况下，网架线路长度越长，电容电流越大，应采用小电阻接地方式。对双环网结构的小电阻阻值工程计算选择了6 Ω，考虑到10 kV小电阻阻值10 Ω在国内有些城市的电网也有应用[7]，本文对这两种阻值分别进行了仿真。

双环网网络中、故障情况下，不同接地电阻阻值、不同过渡电阻时非故障相过电压倍数如表2所示。

表2 小电阻接地系统接地阻值不同时对弧光过电压的影响

从表2中可以看到，故障情况下随着过渡电阻阻值的上升，非故障相过电压倍数下降；同时，在同一过渡电阻下，接地电阻阻值取较小值时，过电压倍数也相对较小。因此，从限值弧光过电压上看，双环网结构的小电阻阻值宜选择6 Ω。

4 结语

本文在分析一种双环网接线10 kV配电网网架结构的基础上，计算了该网架结构在各种工况下每台主变的系统总电容电流，首先通过工程计算方式进行该系统的中性点小电阻阻值选择。通过建立EMTP仿真模型，模拟中性点不接地形式和小电阻接地形式下发生单相接地故障时的非故障相弧光过电压波形，计算不同过渡电阻、不同小电阻阻值情况下的非故障相弧光过电压倍数，从而确定了该双环网接线的10 kV配电网中性点经小电阻接地的阻值宜选取6 Ω。