城市配电网中性点接地方式探讨

严浩军，龚亚萍，翁志红

（宁波电业局，浙江 宁波 315010）

配电网的运行特性与中性点的接地方式有着密切的联系，正确选择中性点的运行方式，对提高配电网的运行可靠性具有重要意义。

长期以来，宁波的10 kV和35 kV城市配电网中性点采用非有效接地方式，即不接地或经消弧线圈接地。随着10 kV和35 kV系统电缆出线的不断增多，配电网电容电流也不断增大。截至2012年3月，宁波市中心老三区配电网的电缆化率分别为：海曙区84.6%、江东区90.1%、江北区44.1%。采用这种单一的非有效接地方式也出现了一些问题，既涉及到设备的配置和运行维护，也涉及到中性点的运行方式，需要根据电网特点，针对不同区域和不同的发展阶段统筹兼顾、综合治理。

1 常见中性点接地方式及其优缺点分析

1.1 中性点不接地方式

根据国标GB 50613-2010《城市配电网规划设计规范》等标准规定：35 kV、20 kV、10 kV配电网单相接地故障电容电流在10 A及以下，应采用中性点不接地方式。

中性点不接地系统的主要优点是当发生单相接地故障时，接地点故障电流小（仅为电网对地电容电流），对邻近通信线路、信号系统等的干扰也较小，由于此时线电压仍对称，对用户的供电基本没有影响；其主要缺点是当对地电容电流较大时容易产生弧光接地过电压。因而有关标准规定，应在2 h内发现并消除单相接地故障，否则容易发展成相间接地短路。另外，这种方式对整个电网的绝缘水平要求也较高，增大了投资。

1.2 中性点经消弧线圈接地

35 kV，20 kV，10 kV配电网单相接地电容电流超过10 A、小于100 A时，宜采用经消弧线圈接地方式，接地电流宜控制在10 A以内[1]。

中性点经消弧线圈接地，消弧线圈能根据电网电容电流大小自动调谐，最终使接地点残流最小，接地故障可能会自行消除。因此，中性点经消弧线圈接地系统具有中性点不接地系统的优点，同样也具有中性点不接地系统的缺点，但出现弧光过电压的概率较小，因为较小的接地残流降低了单相接地的建弧率。

1.3 中性点经低电阻接地

当35 kV，20 kV，10 kV配电网单相接地电容电流超过100 A，或为全电缆网时，宜采用低电阻接地方式[1]。采用低电阻接地时，单相接地故障电流较大，保护配置按瞬时跳闸处理。

配电网中性点经低电阻接地，属于中性点有效接地方式。这种接地方式的优点是过电压（弧光接地过电压、谐振过电压等）低，提高了电网和设备的绝缘可靠性；大接地电流故障容易定位，能迅速切除接地线路。缺点主要是单相接地时因迅速切除故障而使供电中断，降低了供电可靠性。

2 宁波配电网中性点接地存在的问题

2.1 消弧线圈配置问题

（1）随着配电出线电容电流的增大，单相接地电容电流超过10 A，原没有配置消弧线圈的变电站需增加消弧线圈补偿，而当初设计时并没有考虑这一情况，没有相应的安装位置，致使实际无法实施。

（2）原已配置消弧线圈的变电站，消弧线圈容量根据5～10年发展预期配置，但已满足不了当前电网发展的速度，消弧线圈容量不足。基层供电部门不断提出增容要求，但消弧线圈增容涉及到设备改造计划和立项等问题，实际操作起来有一定难度，很难立马解决。

2.2 消弧线圈控制装置问题

（1）具有联机功能的同一电压等级两段母线的消弧线圈自动控制装置，当母线并列联机运行时，如果主机发生故障，从机也就无法调节。

（2）由于设备招投标的限制，个别变电站同一电压等级Ⅰ、Ⅱ段母线配置的消弧线圈自动补偿装置不是同一厂家生产，母线并列时不能联机运行。

（3）早期消弧线圈自动控制装置不具备消弧线圈调档至极端位置和联机通信中断的远方报警功能，使这类问题或缺陷往往得不到及时发现和处理。

2.3 运行管理问题

（1）变电站中低压母线Ⅰ、Ⅱ段一般均配置有消弧线圈，而母线运行方式会发生变化，如由分列到并列或由并列到分列等情况，这时要求消弧线圈的运行方式也相应跟进，如母线由分列至并列运行时，要求其中1台消弧线圈退出自动调档功能，否则将发生重复补偿。但从现有配置来看，2台消弧线圈有的具备通信联机功能，有的没有这一功能。当中低压母线运行方式发生变化时，调度员一般不对消弧线圈运行方式进行相应更改，这时消弧线圈的补偿结果就可能存在较大偏差。

（2）近几年浙江电网220 kV及以下变电站一般均实行集中监控、无人值班。但变电站发生单相接地故障的消除及时率不如有人值班情况，因单相接地时间较长引起的绝缘损坏，最终导致相间短路故障时有发生。

实际上，针对中性点非有效接地系统（即小电流接地系统）单相接地可以继续运行2 h的规定，细究起来还是存在着较大问题。若单相接地是金属性的，则接地相对地电压降为零，其它两相对地电压上升至线电压，一般来说设备绝缘不会有什么问题；但若单相接地是非金属性的，如消弧线圈补偿不到位，就会发生单相间歇性弧光接地，其最大弧光接地过电压有可能上升至相电压的3.5倍，近2 h的接地故障状态下运行，极有可能导致设备绝缘击穿。近年来浙江电网发生过多起35 kV和10 kV开关柜因单相接地导致相间短路的故障，主要原因就是单相接地时的弧光过电压。

（3）消弧线圈在变电站设备中属于非主要设备，其运行管理往往得不到应有的重视。从统计资料来看，不少变电站消弧线圈调档到最高档位，处于欠补偿状态，若电网运行方式发生改变，此种欠补偿状态很容易因电容电流减少而发生谐振，最终致使设备绝缘损坏。另外，个别变电站消弧线圈处于退出状态，因受关注和追踪程度不够，其缺陷往往得不到及时处理。

3 对策与建议

3.1 自动跟踪集中补偿和小型固定分散补偿相结合

由于35 kV和10 kV配电网消弧线圈大多由变电站用变压器中性点引出，如果对老变电站的消弧线圈增容，不仅消弧线圈要更换，站用变压器往往也要更换，以致实际实施时存在较大难度，并且若对后阶段的电容电流增长估算不足，可能还需再次增容。

针对这种情况，建议优先考虑自动跟踪集中补偿与小型固定分散补偿结合起来，即对变电站的消弧线圈补偿尽量一次考虑到位，并采用自动跟踪补偿方式，若因种种原因以后确要增容，则可结合配电线路电容电流情况，在合适的35 kV和10 kV出线上配置固定小容量的消弧线圈补偿。这种补偿方式已在宁波海曙区、鄞州区配电网进行了试点应用，近两年的运行效果良好。

3.2 采用低电阻接地

结合配电网规划和建设，对基本采用电缆出线的变电站，适当增加投资改成全电缆出线，并将中性点接地方式改为经低电阻接地。

中性点采用低电阻接地后，配电网已由小电流接地系统改成了大电流接地系统，线路单相接地时将产生较大的短路电流。这时单相接地不允许有2 h的接地时间，而必须立即跳闸切除故障。实际上电缆线路发生接地时，一般均为永久性故障，立即切除故障符合电缆运行维护的要求。

3.3 将中性点接地方式纳入配电网整体规划

从以上分析可知，无论是变电站消弧线圈增容还是从非有效接地系统更改成有效接地系统，都需要全面和统盘考虑，特别是应纳入配电网的整体规划。

从目前城市和电网发展情况来看，城市配电网电缆使用率越来越高，对于新开发区如电缆化率较高，不妨有目的地改成配电网全电缆出线，中性点运行方式则改为低电阻接地；如果是老配电区域，既有架空又有电缆出线，则要充分估算当前、近期和远期的对地电容电流，以便更好地确定当前、近期和远期的消弧线圈补偿要求，提前考虑消弧线圈增容方式是采用变电站集中增容还是出线分散增容等事宜。只有将这些纳入到配电网统一规划中，既兼顾当前，又看到将来，才能做到有条不紊，合理建设，才能彻底避免临时采取措施的混乱现象。

3.4 加强消弧线圈及其控制装置的运行管理

消弧线圈不属于变电站的主要设备，电网正常时其运行与否不会对电网产生大的影响，因而在运行管理上也容易被忽视。建议从以下几方面着手加强消弧线圈的运行管理：

（1）加强调度管理。目前变电站消弧线圈虽然已纳入调度统一管辖，但总体来看调度员掌握的程度还不够。如同一电压等级二段母线消弧线圈控制装置是否具有通信联机功能，用户侧消弧线圈是否投入，消弧线圈有否处于欠补偿状态等，调度员未必全部掌握。这就要加强管理，并从制度上加以规范和落实，使之不成为盲点。

（2）由主管部门牵头，加强运行分析和缺陷管理。要分析和关注消弧线圈档位会否处于极端位置，调档结果是否符合实际要求，配置容量是否足够，缺陷是否及时消除等情况。当小电流接地系统单相接地时，要迅速判断原因并及时消除，或及时转供负荷后拉停，以避免可能的过电压而造成设备损坏。

（3）定期测量或跟踪变电站35 kV和10 kV系统的对地电容电流。当前无论是新建变电站，还是老站的增容或扩建，配电出线的电缆使用率不断增加，导致接地电容电流也不断增大，需要加强跟踪和测量。一旦发现消弧线圈容量不足，立即着手有关增容事宜。

4 结语

配电网中性点接地方式的选择与整治，需要综合考虑多种因素。每种中性点接地方式均有其优缺点，究竟采用哪一种，需要针对区域配电网特点，做长远和有针对性的整体规划，不宜采取简单的一刀切做法。如果区域配电网能建成全电缆出线，中性点低电阻接地是一个理想选择；如果是架空和电缆混合的区域，则采用经消弧线圈的集中和分散相结合的补偿方式，也是一种好的选择。不管采用何种接地方式，都要求加强设备的运行和维护，做好统一管理工作。

[1]GB 50613-2010城市配电网规划设计规范[S].北京：中国计划出版社，2011.

[2]要焕年，曹梅月.电力系统谐振接地[M].北京：中国电力出版社，2000.