一種雙環網接線10 kV配電網中性點經小電阻接地的阻值選擇

張 焱，顧辰方，何 仲

(上海電力設計院有限公司，上海 200025)

隨著我國社會經濟的發展，用電負荷不斷增加，10 kV配電網發展十分迅速，特別是城市電網中電纜線路的比重正逐年上升，使系統電容電流大幅度增加[1]。為保證供電的連續性，一般10 kV配電網對重要用戶還要具有一定的轉供電能力，這樣勢必要采用更加可靠的系統接線型式，從而會使系統內10 kV電纜數量進一步增加。

國內某城市為了提高配電網供電的可靠性，10 kV配電網采用一種雙環網接線型式，線路全部采用電纜入地構建。每臺110 kV變壓器的10 kV母線本身并不帶終端出線，而是先行饋出至開關站，再由開關站饋出至客戶，兩個變電站和所有開關站之間形成雙環網結構。對于雙環網，同一變電站內的2條電源接線宜來自于不同母線，正常情況下，每一個環網開環運行，聯絡開關斷開；當任一變電站母線故障，負荷通過聯絡開關轉供。

10 kV配電網中性點接地方式主要分為不接地、經消弧線圈接地和經小電阻接地3種方式[2]。相比于前兩種中性點接地方式，小電阻接地有效提高了系統防止接地故障時的過電壓水平，通過流過接地故障點的電流啟動線路零序保護使線路故障可準確快速切除，大大提高了供電可靠性[3-4]。因此，中性點經小電阻接地的方式在以電纜為主的城市配電網中應用越來越多。雙環網接線的10 kV配電網在提高供電可靠性的同時，需要敷設眾多的冗余電纜，造成電容電流大大超出以往，給10 kV中性點經小電阻接地的阻值選擇帶來了新的課題。

1 10 kV配電網的雙環網接線型式

10 kV配電網的雙環網接線型式如圖1所示。

圖1 雙環網接線型式

在這些接線型式中，110 kV A，B變電站均為2臺主變，每臺主變10 kV側有2個分支，每個分支所帶母線上有6回出線，即1臺主變的10 kV出線回路按12回考慮。圖1所示為1組雙環網接線的網架結構，環內有6座開關站互聯，該雙環網兩端的開關站2條電源接線均來自于上級變電站的不同母線；A，B變電站的主變之間有6組圖1所示型式的雙環網。

開關站間互聯線路采用400 mm2電纜，開關站與配電室間互聯線路采用150 mm2電纜。每2座開關站間線路距離按0.583 km考慮(一個環距離按3.5 km考慮)，開關站共有12回出線為配電室供電，每回線路按0.8 km考慮。

本文計算和仿真時主要考慮雙環網接線型式的以下3種運行方式。

(1)正常運行方式：每組雙環網開環運行，最中間2座開關站之間的聯絡開關斷開，每座開關站內部的分段開關也斷開。

(2)雙環網一環電源故障：如A變電站的10 kV母線發生故障，此時雙環網最中間兩座開關站之間的聯絡開關閉合，對側B變電站主變所帶10 kV回路數相比于正常運行方式翻倍。

(3)互為備用的主變故障：如A變電站的1號主變發生故障，此時1號主變所帶負荷由變電站內的分段開關轉供至2號主變，2號主變所帶10 kV回路數相比于正常運行方式翻倍。

2 中性點小電阻阻值的工程計算

2.1 雙環網接線的電容電流計算

雙環網接線的10 kV配電網，上級110 kV變電站的每臺主變在各種工況下可能帶的最大電纜數和電容電流如表1所示。

表1 雙環網網絡電容電流計算

其中，每環網電纜的長度平均按3.5 km考慮，電纜截面按400 mm2計，每千米電容電流：IC=1.732UeωC≈2.1 A。

每個環內開關站的分支線電纜長度每回線平均按0.8 km考慮，電纜截面按150 mm2計，每千米電容電流：IC=1.732UeωC≈1.4 A。

由此可得，事故工況下線路的電容電流IC≈24IC半環+432IC分=572 A(考慮全為三芯電纜)，變電站增加的接地電容電流值考慮按線路的16%計算，則系統總電容電流IC總≈1.16IC=663.5 A。

2.2 考慮降低配電網過電壓水平的因素

中性點接地電阻的重要作用之一是限制弧光過電壓。限制弧光接地過電壓的原理是電阻的耗能作用。當發生單相接地故障時，故障電弧從熄滅到重燃的時間一般為半個周期。在這半個周期內，非故障相對地電容的電荷將通過中性點接地電阻向大地釋放，電容電荷泄放速度與接地電阻值有關，隨著電阻值的減小，弧光過電壓相應降低[5]。

從工程經驗上看，單相接地故障情況下流過中性點電阻的額定電流(IR)、系統電容電流(IC)與弧光過電壓的倍數之間有如下關系[6]。

當IR≈IC時，過電壓水平大約降到2.5(標幺值)以下；

當IR≈2IC時，過電壓水平大約降到2.2(標幺值)以下；

當IR≈4IC時，過電壓水平大約降到2.0(標幺值)以下；

當IR>4IC以后，系統內部降低過電壓水平的作用已不明顯。

2.3 小電阻阻值的計算

根據分析可知，在雙環網接線形式下，每臺主變的系統最大總電容電流為663.5 A。為單相接地故障時，過電壓水平限制在2.5(標幺值)以下，流過中性點電阻的額定電流IR建議取為1 000 A。根據DL/T 5222—2016《導體和電器選擇設計技術規定》18.2條規定：

3 中性點小電阻阻值選擇的仿真模型驗證

利用工程計算方式計算了雙環網接線10 kV配電網的電容電流，并根據規范標準進行了小電阻阻值的選擇。以同樣的網架結構為例，建立了EMTP仿真模型，計算中性點不接地形式和小電阻接地形式下，不同過渡電阻、不同小電阻阻值情況下的非故障相弧光過電壓波形，從仿真模型角度驗證該小電阻阻值選擇的正確性。

3.1 正常運行方式下的仿真模型驗證

雙環網非接地系統弧光過電壓波形如圖2所示。雙環網小電阻接地系統弧光過電壓波形如圖3所示。

圖2 雙環網非接地系統弧光過電壓波形

圖3 雙環網小電阻接地系統弧光過電壓波形

由圖2和圖3可以明顯看出，發生單相故障時兩種接地系統均出現了過電壓，其中B相的過電壓情況最為嚴重。雙環網結構中，采用小電阻接地形式對限制弧光過電壓有較大益處，應采用小電阻接地方式。

3.2 故障運行方式下的仿真模型驗證

故障運行情況下，即電源點A變電站主變“N-1”，另一臺主變下的環網也全部經過自切由正常主變供電，即該主變下的10 kV供電回路數翻倍。

在故障情況下，網架線路長度越長，電容電流越大，應采用小電阻接地方式。對雙環網結構的小電阻阻值工程計算選擇了6 Ω，考慮到10 kV小電阻阻值10 Ω在國內有些城市的電網也有應用[7]，本文對這兩種阻值分別進行了仿真。

雙環網網絡中、故障情況下，不同接地電阻阻值、不同過渡電阻時非故障相過電壓倍數如表2所示。

表2 小電阻接地系統接地阻值不同時對弧光過電壓的影響

從表2中可以看到，故障情況下隨著過渡電阻阻值的上升，非故障相過電壓倍數下降；同時，在同一過渡電阻下，接地電阻阻值取較小值時，過電壓倍數也相對較小。因此，從限值弧光過電壓上看，雙環網結構的小電阻阻值宜選擇6 Ω。

4 結語

本文在分析一種雙環網接線10 kV配電網網架結構的基礎上，計算了該網架結構在各種工況下每臺主變的系統總電容電流，首先通過工程計算方式進行該系統的中性點小電阻阻值選擇。通過建立EMTP仿真模型，模擬中性點不接地形式和小電阻接地形式下發生單相接地故障時的非故障相弧光過電壓波形，計算不同過渡電阻、不同小電阻阻值情況下的非故障相弧光過電壓倍數，從而確定了該雙環網接線的10 kV配電網中性點經小電阻接地的阻值宜選取6 Ω。