（贵州电网有限责任公司凯里供电局 贵州凯里 556000）
摘要：本文分析了目前中压系统存在的问题，提出了中压系统中性点接地方式关键因素，单相接地电容电流大小决定系统是否需要跳闸，同时分析了不接地、消弧线圈接地和低电阻方式对过电压、设备选择和制造影响及优缺点，最后总结了中压系统接地方式适用条件，为工程设计、实践提供依据。
关键词：中压系统、中性点接地、单相接地电容电流、跳闸系统、非跳闸系统
一、中压系统中性点接地研究的重要性
电网将110kV以下高压系统称为中压系统，接地方式分为不接地、消弧线圈接地和低电阻接地三种方式。《GB/T 50064-2014交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》将中压系统单相接地电容电流10A作为中性点是否接地分界点，统一了1997版不同电压等级系统构架单相接地电容值。单相接地电容电流大于10A，需要继续运行可采用消弧线圈接地，瞬时跳闸采用低电阻接地方式，小于10A可采用不接地方式。目前电网中还存在单相接地电容电流大于10还沿用原来不接地方式，单相接地电容电流在10-30A之间时，发生单相接地，容易发生弧隙接地过电压，幅值高，持续时间长，易引起避雷器爆炸，对系统危害极大。
图1 外绝缘海拔校正因素
造成目前中压系统接地方式不适应电网发展主要原因是：1、部分供电局还没意识到单相接地电容电流过大对系统危害；2、部分供电局对电网单相接地电容电流检测滞后，没有及时发现随着电网规模发展单相接地电容已超过规定值；3、没有将中压系统接地方式纳入动态管理，形成常态机制；4、虽知道中压系统单相电容电流超过规定值，应改变接地方式，但牵涉面广，需技改变压器中性点台数多，技改滞后，造成中性点接地方式不适应电网发展；5、缺乏对中压系统中性点统一规划，统一管理。
近年来，电网快速发展，中压系统接地问题越来越突出。十三五计划国家明确大力发展配网，配网网架进一步坚强，也造成了系统电源容量变大，系统阻抗变小，短路电流越来越大，设备选择越来越困难。不同中压系统接地方式不仅对短路电流影响较大，还会影响保护配置，系统运行方式以及供电可靠性。
中压中性点接地方式是一个系统工程，应根据电网发展，应实时检测或计算系统单相接地电容电流变化，采用适当中性点接地方式，并形成动态管理机制。目前中压系统接地方式复杂，问题突出，可见研究中压系统中性点具有重要意义。
二、决定中压系统接地方式关键因数：
决定中压系统接地方式关键因素是系统单相接地电容电流大小，系统单相接地电容电流大小决定中压系统接地方式，系统接地方式决定是否需要跳闸。跳闸系统主要指低电阻接地方式，系统发生单相接地故障时，保护跳闸，非跳闸系统指不接地，消弧线圈接地，系统发生单相接地故障时，不跳闸。系统单相接地电容电流不大时，采用非跳闸接地系统。跳闸系统是指电容电流大，且采用消弧线圈已不能补偿电容电流，或消弧线圈补偿已经非常不经济，必须采用低电阻接地。
中压系统接地方式与中压系统单相电容电流密切相关，系统单相电容电流近似等于系统电容电流，包括电气连接所有架空线路、电缆、变压器及母线电器的电容电流。同塔双回线路电容电流为单回路1.3-1.6倍；按照分层原则对中压系统单相接地电容电流进行计算，计算公式如下：
式中：
L:线路长度（km）；
：网络线电压（kV）
2.7-系数，适用于无架空地线线路；
3.3-系数，适用于有架空地线线路；
变电所电容电流应架空线路和电缆线路电容电流和基础上按表1修正。
同一电压等级等长度线路，架空线和电缆线路电容电流比较：设L=1 km,电缆线路是单相无架空地线线路37倍，是单相有架空地线线路30倍，是双回路无架空地线架空线路28.5倍，是双回路有架空地线架空线路20倍，可见电缆电容电流远大于架空线路。因此在电缆系统为主导的中压系统，特别注意系统单相接地电容电流值是否超过现有接地方式单相接地电容电流阈值，防止接地方式不当造成事故发生。
三、中压系统接地方式分析
（1）中性点不接地方式
据统计电力系统发生单相故障概率为90%左右，且大部分为瞬时性故障。上个世纪和21世纪初，中国中压电网主要采用架空线路，网架相对薄弱，系统单相接地电容电流较小，发生非金属接地时，不宜发生弧光接地，具有不跳闸，供电可靠性高，中压系统绝缘材料费用低和设备易制造等优点。不接地系统发生单相接地短路时，故障相电压接近于零，健全相电压升高为线电压，单相接地电容电流过零熄弧，电压滞后电流90度，电压为最大值，当单相接地电容电流大于10 A时，空气游离，容易出现“熄灭-重燃”循环现象，造成弧隙接地过电压，过电压大于3.5倍，大于《GB/T 50064-2014 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》规定不接地系统工频电压不得大于1.1倍最高线电压要求，易损坏电器设备，避雷器持续放电，超过10秒放电安全要求，不满足避雷器热稳定要求，容易发生爆炸。因此，中压电网不接地系统要求单相接地电容电流小于10A。
优点：供电可靠性高。
缺点：单相接地电容电流大于10A时，易发生弧隙接地过电压，造成事故。
（2）消弧线圈接地方式
进入21世纪后，经济不断发展，电网规模不断扩大，电缆使用越来越普及，中压系统单相电容电流大幅上升，超过10A，如果继续采用不接地系统，弧光接地产生很高操作过电压，无法保证电网安全稳定运行。消弧线圈接地方式，通过补偿电容电流，将中性点电容电流补偿到安全水平以下，系统发生单相接地故障时，不发生弧光接地，保证供电连续性，过电压水平为3.2倍左右。随着技术发展消弧线圈可根据系统电容电流大小自动调节补偿。
优点：供电可靠性高，能补偿系统电容电流，补偿后，使电容电流小于10A
缺点：
①异相接地故障时，断路器异相开断能力不足。消弧线圈接地方式属于非跳闸系统，可连续运行，但可能使单相接地故障发展为异相接地故障，在非有效接地系统中其中两相在断路器两侧各发生一个单相接地，造成断路器开断条件恶劣，增加断路器异相开断电流难度，易引起开关爆炸。
②消弧线圈接地易发生谐振过电压。一般消弧线圈都具有自动调节功能，但消弧线圈接地方式在调节补偿时容易发生谐振，产生谐振过电压，且谐振过电压具有时间长，幅值大，运行中应避免出现谐振过电压。
③消弧线圈具有占地面积大，价格高，维护大，电能损耗大缺点。
④高海拔采用消弧线圈接地方式，增加投资成本。消弧线圈接地方式，系统零序阻抗仍较大，工频过电压较大，在高海拔地区，设备需要加强绝缘，同时相间和相对地距离需增大，增加设备投资成本，增加设备制造难度。中压系统绝缘水平受雷电冲击耐受电压和短时工频耐受电压控制。外绝缘海拔修正,依据GB311.1-2012《高压输变电设备的绝缘配合》附录B：
式中：
：设备安装地点外绝缘放电电压
：海拔1000m设备外绝缘放电电压
：海拔校正因素
H:设备安装地点海拔高度；
q：对雷电冲击耐受电压和短时工频耐受电压，q=1。
从上表可以看出不同海拔下，外绝缘海拔校正因素成一定比例上升，我国云贵高原、黄土高原、内蒙古高原海拔主要在1000m-2000m之间，当海拔为2000m时，设备外绝缘水平需提高1.13倍，青藏高原海拔在4000-5000m之间，设备外绝缘水平需提高1.445-1.63倍。可见海拔越高，需提高外绝缘水平越高，相间和相对地距离越大，造成设备制造困难，设计难度大，后期运行故障率高等问题。
（3）低电阻接地方式
近几年随着城市发展，城市架空线路入地，采用了大量电缆线路，系统电容电流急剧上升，消弧线圈很难再满足补偿系统电容电流要求。同时采用电缆后，受环境影响较小，单相接地故障概率小，且电缆故障，基本都是不可恢复，故障原因主要是电缆制造问题和电缆头制作工艺不良原因造成。电缆在电缆沟或者电缆隧道敷设往往电缆曲率半径较小，容易产生电晕，产生电晕电压，110kV和35kV不明显，但10kV比较明显，引起电缆头老化，易发生故障。如果采用非跳闸系统，电缆故障时，发生弧光接地，容易发生火灾，影响其他回路安全稳定运行，因此大量使用电缆系统应采用跳闸系统，即低电阻接地方式。
低电阻接地方式系统将中压系统接地故障电容电流变为阻容性电流，且阻性电流远大于电容电流，能瞬时跳闸，破坏了弧隙接地过电压形成条件，零序阻抗减小，降低了系统工频过电压，系统工频过电压不超过2.5倍，避雷器动作电压下降，残压下降，系统绝缘水平下降。同时电缆绝缘水平可由原来相间和相地为线电压，变为相间为线电压，相地为相电压，具有良好经济性。
优点：快速跳闸，保护设备安全，工频过电压低。
缺点：供电可靠性差
四、结论
（1）中压系统采用架空线路较多时，电缆采用较少时，且电容电流小于10A,为了保证供电可靠性，可采用不接地方式。
（2）当中压系统采用架空线路和适量电缆线路，单相接地短路电流在两位数数量级时，可采用消弧线圈接地方式，配合小电流选线配置。
（3）经计算，采用消弧线圈接地时，系统阻抗配合不当，易发生谐振过电压，且不易控制谐振过电压幅值时，宜采用低电阻接地方式。
（4）高海拔时，设备外绝缘修正过大，宜采用低电阻接地。
（5）中压系统采用大量电缆时，单相接地电容电流达到百A以上，应采用低电阻接地方式。为提高低电阻接地方式供电可靠性，保护应具有选择性，同时可增加备用电源，使用备自投装置。
（6）中压系统中性点接地方式与系统运行方式，系统结构有关，系统单相接地电容电流大小决定中性点接地方式。
（7）未来中压系统中性点接地装置可向智能化发展，实现动态采集系统电容电流，可根据系统单相接地电容电流大小自动切换接地方式。
论文作者:唐华俊
论文发表刊物:《电力设备》2016年第10期
论文发表时间:2016/7/25
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