侯义明
(中国电力科学研究院， 北京市 100192)
一、概述
导则编制的支撑研究
2015年，国家电网公司运维检修部根据国网公司配电网发展形势出发，从强化配电网技术路线顶层设计，深入研究制约配电网安全可靠、经济高效运行的关键技术问题出发，成立了专家组和4个研究小组，对配电网历史遗留难题进行了研究梳理。专家组和4个研究小组对配电网技术难题进行了研讨论证，形成4个方面13个专题报告，为导则的修订提供技术支撑。(其中包括中性点接地方式专题)。
《导则》主要修订内容
本标准将适用范围由城市配电网进一步扩展至全部城乡配电网，区分A+、A、B、C、D、E类规划供电区域，按照差异化、可升级原则设定目标网架，按照一步到位原则确定主干线截面、开关等设备选型，接地方式较原标准主要变化情况有：
1. 进一步明确网架结构，规划A+、A、B、C类供电区域架空线路以“三分段、三联络”为目标网架，D、E类地区可为三分段单辐射、三分段单联络，通过增加联络向目标网架发展过渡;电缆网以单环网、双环网为目标网架，可由双射、对射向双环过渡，架空线入地改造应按电缆网目标网架建设。
2. 设备选型一步到位，如：规划A+、A、B类地区，架空线路主干线导线截面选择240或185 mm2，C、D类地区主干线导线截面选择≥120 mm2，E类地区主干线导线截面选择≥95 mm2;中低压混凝土电杆均按非预应力选择，对于山区等交通不便地区可选用轻型高强度电杆、组装型杆等。
3. 改进小电流接地系统单相接地故障处理技术原则，上世纪70年代借鉴前苏联经验确定的可运行2小时原则，经参考日本、法国等发达国家经验，修改为在躲过瞬时接地故障后，快速就近隔离故障原则，即由“2小时运行+接地选线”改为“选段跳闸”。在具备条件的单位按不同技术路线分区域试点后，稳步向公司系统推广。
4. 降低短路电流水平，经前期调研发现目前开关开断电流由攀比性增大趋势，参考日本(12.5千安)、美国(10千安以下)等发达国家经验，将变电站10千伏母线短路电流水平由09版的20、25千安降低至16、20千安，避免因盲目增大短路电流水平带来大量配网开关设备投资的浪费，同时提出针对性措施降低母线短路电流。
5. 优化农村低压漏电保护安装位置，鉴于农村第三级漏保(家保)安装及可用率较低的情况，将农村低压二级漏电保护安装位置明确为用户计量表箱内表计后，经调研发现可大幅提高漏保的投运率，降低农村低压触电风险。
二、中压配电网中性点接地方式现状
目前，国网公司系统10千伏、35千伏配电网中性点主要有不接地、经消弧线圈接地和经低电阻接地三种方式。具有10千伏出线的变电站共20375座(母线38727条)，有35千伏出线变电站共9038座(母线15873条);其中有20152座变电站(占68.5%)10千伏、35千伏中性点采用不接地方式，8297座变电站(占28.2%)采用消弧线圈接地方式，964座变电站(占3.3%)采用低电阻接地方式。
1、中性点接地方式基本情况
2、单相接地故障判断原理
经理论计算、试验及实际运行经验均证明：单相接地发生时，中性点偏移电压与三相电压偏移的轨迹是以接地故障相的正常相电压幅值为直径的半圆(见图)，并且随接地电阻的增大，偏移点趋向中性点。当零序电流以容性 电流为主时，该轨迹为右半圆。按顺时针方向，该轨迹半圆的前1/3为低阻 故障接地区;中1/3为中阻故障接地区;后1/3为高阻故障接地区;当无接地时，可视接地电阻无穷大，此时，三相电压和中性点电压的偏移均为零，系 统恢复正常。
3、消弧线圈的运行管理亟待加强
消弧线圈从1917年投入运行以来，迄今已有100年的应用历史，中压电力系统运行经验表明，中性点采用经消弧线圈接地方式优点非常显著。
3.1 提高电力系统供电可靠性 ;
3.2 发生永久性接地故障时不间断供电 ;
3.3 对配电网中的电气设备有保护作用 ;
3.4 降低了接地工频电流。
但在消弧线圈的运行管理还存在一些问题亟待加强。
4、 消弧线圈在运行管理中的问题
4.1 消弧线圈运行规程不规范，尤其是对自动补偿消弧装置没有统一的运行规程和管理规范。在运行日志上少有消弧线圈工作状况记录，没有接地电容电流值。
4.2 消弧线圈生产厂家对用户培训不足，变电运行人员不知道怎么观察消弧线圈正常工作状态。
4.3 由于运行人员对消弧线圈的作用理解不够，消弧线圈所起的作用没有明显的看到，另外在正常情况下消弧线圈的运行与否对电网的运行没有影响，所以对消弧线圈的运行状况监视不够。
4.5 消弧线圈的正常运行率不高
在变电站经常看到消弧线圈是在停运或故障状态。如在西北某城市，有8个变电站配有消弧线圈，但有5个就运行不正常或停运状态。
在中原某城市不到1/3的变电站装消弧线圈，本人去了两个有消弧线圈的变电站，消弧线圈补偿都不正常。
在南方某城市一个变电站居然将消弧线圈的接地点不是接到地网上，而焊接在水泥基础的钢筋上。
有的尽管在运行状态，但是测量的电容电流不正确，或误报接地故障太多。
4.6 城市电网入地率提高，接地电容电流成倍增加
电力系统有关规程规定：消弧线圈的容量应根据系统5～10年的发展规划。但由于近年来城市电网的改造，配合城市建设，大量的架空线入地，有的城市要求市区电网入地率要达到80%，随着电缆长度日益增加，接地电容电流迅速增大，
如某变电站，2002年中测电容电流为38安培，按每年增加10%，这样设计的消弧消弧线圈容量最大补偿电流65安培。但在2003年年初安装消弧线圈时发现电容电流已经增加到60安培。
4.7 消弧线圈备用容量裕度小，不能满足电网发展
由于电缆的大量增加，电容电流成倍增加。这样设计的消弧线圈容量不能满足要求，因此需要对消弧线圈进行增容改造。但是由于种种原因，况且离开消弧线圈暂时还不影响电网的运行，消弧线圈增容改造不及时，配电网的消弧线圈又不能欠补偿运行，这样当消弧线圈容量不足时，也造成消弧线圈不能充分发挥作用的原因。
如某变电站，安装的消弧线圈补偿容量80A，实际电容电流已经达到了120A。已经是在欠补偿状态，设备处于停运状态。
4.8 接地变压器容量问题
由于消弧线圈在接地时只工作两个小时为充分利用接地变压器的过载能力,可以降低造价,这样有的消弧线圈生产厂家生产的接地变压器容量等于或小于消弧线圈的容量。如有的接地变压器容量只有消弧线圈容量的80%(这是IEC标准容许的)。有些厂家接地变压器带有站用变，但接地变压器的容量只等于消弧线圈的容量，而没有考虑站用变压器容量和接地变压器本身的损耗。
4.9 接地变保护整定设置不合理影响消弧线圈运行
由于用户对接地变压器处于过载设计不十分清楚，接地变压器的保护定值按接地变压器的容量设置，这样当出现金属性接地时接地变压器就出现过电流跳闸。但接地变压器需带有站用变，只得将消弧线圈退出运行，这样消弧线圈起不到补偿电容电流的作用。
5、正确理解消弧线圈的作用
消弧线圈接在中性点和大地之间，以减少发生单相接地故障时的接地电容电流，促成接地点电弧熄灭，以防止电弧重燃而发展成为相间短路或烧毁电气设备。任何产品在应用方面都有它的局限性，要正确地理解消弧线圈的在单相接地故障时的作用，应该充分发挥其功能，回避和限制其带来的问题。
消弧线圈只能限制过电压补偿工频电容电流
消弧线圈在发生单相接地故障时，可降低高幅值过电压出现的概率但并不能消除间歇性电弧过电压，尤其是接地瞬间电弧过电压。
消弧线圈可使发生接地故障时燃弧时间大为缩短，减少重燃的次数，达到熄灭电弧的目的，而不能根除接地电弧的产生。
消弧线圈在单相接地故障时只能补偿接地电容电流中的工频分量，而不能补偿残流中的谐波分量。
消弧线圈在单相接地故障时只能补偿接地电流中的无功分量(电容电流),不能补偿接地残流中的有功分量。
三、《配电网技术导则》接地的相关规范
1、《导则》改进了中压配网接地故障处理的技术原则
改进小电流接地系统单相接地故障处理技术原则，上世纪70年代借鉴前苏联经验确定的可运行2小时原则，经参考日本、法国等发达国家经验，修改为在躲过瞬时接地故障后，快速就近隔离故障原则，即由“2小时运行+接地选线”改为“选段跳闸”。在具备条件的单位按不同技术路线分区域试点后，稳步向公司系统推广。
2、提出按供电分区宜采用的中性点接地方式
中性点接地方式
2.1中性点接地方式选择应根据配电网电容电流，统筹考虑负荷特点、设备绝缘水平以及电缆化率、地理环境、线路故障特性等因素，并充分考虑电网发展，避免或减少未来改造工程量。
2.2 35kV、10kV配电网中性点可根据需要采取不接地、经消弧线圈接地或经低电阻接地;220V/380V配电网中性点采取直接接地方式。各类供电区域35kV、10kV配电网中性点接地方式宜符合下表的要求。
2.3
供电区域 | 中性点接地方式 | ||
低电阻接地 | 消弧线圈接地 | 不接地 | |
A+ | √ | ||
A | √ | √ | |
B | √ | √ | |
C | √ | √ | |
D | √ | √ | |
E | √ |
3、提出10kV中性点接地方式选择的原则
按单相接地故障电容电流考虑，10kV配电网中性点接地方式选择应符合以下原则：
a)单相接地故障电容电流在10A及以下，宜采用中性点不接地方式;
b)单相接地故障电容电流超过10A且小于100A-150A，宜采用中性点经消弧线圈接地方式;
c)单相接地故障电容电流超过100A-150A以上，或以电缆网为主时，宜采用中性点经低电阻接地方式;
d)同一规划区域内宜采用相同的中性点接地方式，以利于负荷转供。
4、配电网中性点接地方式选择及绝缘配合
主要适用范围:
不接地方式：电容电流小于10A
消弧线圈接地方式：电容电流大于10A且小于150A
小电阻接地方式：电容电流大于150A
绝缘配合:
不接地方式：绝缘水平大于3.5 p.u.
消弧线圈接地方式：绝缘水平大于3.2 p.u.
小电阻接地方式：绝缘水平大于2.5 p.u.
注：由于消弧线圈只能补偿电容电流的工频无功分量，而不能补偿谐波分量和有功分量，当电容电流大于150A时，接地故障时谐波分量和有功分量将超过10A，不能有效熄弧。
5、强调消弧线圈接地方式应遵循的原则
采取消弧线圈接地方式，需符合以下原则：
a) 消弧线圈的容量选择宜一次到位，不宜频繁改造;
b) 采用具有自动补偿功能的消弧装置，补偿方式可根据接地故障诊断需要，选择过补偿或欠补偿;
c) 正常运行情况下，中性点长时间电压位移不应超过系统标称相电压的15%;
d) 补偿后接地故障残余电流一般宜控制在10A以内;
e) 采用适用的单相接地选线技术，满足在故障点电阻为1000Ω以下时可靠选线的要求;
f) 一般C、D类区域采用中性点不接地方式时，宜预留变电站主变压器中性点安装消弧线圈的位置。
6、强调就近快速判断和隔离永久性单相接地故障
不接地和消弧线圈接地系统，中压线路发生永久性单相接地故障后，宜按快速就近隔离故障原则进行处理，宜选用消弧线圈并联电阻、中性点经低励磁阻抗变压器接地保护、稳态零序电流象限判别、暂态零序信号判别等有效的单相接地故障判别技术。配电线路开关宜配置相应的电压、电流互感器(传感器)和终端，与变电站内的消弧、选线设备相配合，实现就近快速判断和隔离永久性单相接地故障功能。
7、提出了低电阻接地方式应遵循的原则
10kV中性点采用低电阻接地方式时，应符合以下原则：
a) 采用中性点经低电阻接地方式时，应将单相接地故障电流控制在1000A以下;
b) 中性点经低电阻接地系统阻值不宜超过10Ω，使零序保护具有足够的灵敏度;
c) 如采用中性点经低电阻接地方式，架空线路应实现全绝缘化，降低单相接地故障次数;
d) 低电阻接地系统必须且只能有一个中性点低电阻接地运行，正常运行时不应失去接地变压器或中性点电阻;当接地变压器或中性点电阻失去时，主变压器的同级断路器应同时断开;
e) 选用穿缆式零序电流互感器，从零序电流互感器上端引出的电缆接地线要穿回零序电流互感器接地。
注：1、低电阻接地系统的中性点接地电阻阻值的选择，应确保跨步电压和接触电压满足B50065的要求，同时应使零序保护具有足够的灵敏度;
2、强调采用穿缆式零序电流互感器，而不是三相合成零序电流。
8、提出了接地方式改造为低电阻的技术要求
消弧线圈改低电阻接地方式一般技术要求：
a) 馈线设零序保护，保护方式及定值选择应与低电阻阻值相配合;
b) 低电阻接地方式改造，应同步实施用户侧和系统侧改造，用户侧零序保护和接地应同步改造;
c) 10kV配电变压器保护接地宜与工作接地分开，间距经计算确定，防止变压器内部单相接地后低压中性线出现过高电压;
d) 宜根据电容电流数值并结合区域规划成片改造。
注：配电变压器保护接地采用总等电位连接系统(含建筑物钢筋的)时，可与工作接地共用接地网，否则应与工作接地分开设置，间距经计算确定。
四、 作者简介
侯义明，1981年中国电力科学研究院研究生毕业，中国电力科学研究院教授级工程师。享受国务院特殊津贴;研究领域为配电网规划与运行、分布式电源并网、微电网及智能化相关技术等。IEEE 高级会员;IEEE P2030.3 储能系统接入电网测试标准工作组负责人;亚洲开发银行清洁能源基金中国项目特聘专家。主要从事电力系统自动化和智能配电网的研究工作，多次获得国家、电力部和国家电网公司科技进步奖，近年来发表和出版多篇论文和专著。参加多个国家电网公司智能电网试点的规划设计和示范工程。主持制定了多个国家、电力行业、国家电网公司配电网技术、规划和智能配电网相关标准;目前正在主持智能电网国际标准IEEEP2030.3的制定工作;参与制定《城市电力规划规范》国家标准的修订;正在主持起草3个微电网的国家标准。