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摘 要 为了解国外先进配电网的建设与运行经验，针对日本（特别是东京电力公司）的配电网网架结构、中性点接地方式及其选取原则，以及常用故障处理方法等开展了调查研究。由调研结果可知：日本配电网网架结构主要采用“多分段多联络”的方式，确保了线路的N-1转供能力，提高了供电可靠性；日本6.6kV配电网中性点主要采用不接地方式，而22（33）kV系统的中性点主要采用经电阻接地方式，电阻值的选取因各电力公司需求的不同而各异，其中参数的最优化选取原则比较完善，具有一定参考值；集成了多种继电保护功能的远程控制终端技术得到了发展与用，可以有效实现故障区域的就地化隔离，与传统的重合器方式比，确保了同一线路非故障区域的供电可靠性。 配电网中性点的运行方式与用户的用电安全、配电系统的绝缘配合、继电保护装置灵敏度的设定以及供电可靠性等问题密切相关，是配电网规划设计与运行管理中的基础技术问题之一。国家电网公司城市配电网中性点普遍采用经消弧线圈接地方式，农网主要采用中性点不接地方式。目前，随着城市配电网中线路电容电流的增大，以电缆线路为主的配电网的中性点正在逐渐改为经低电阻接地方式。对于目前主要采用的小电流接地方式来说，在发生单相接地故障时，对瞬时性故障可以实现故障自愈，保证了供电可靠性；对永久性故障，系统可带故障运行2h，为故障处理争取了时间。尽管如此，由于故障电流较小，导致永久性故障辨识困难，增加了接地故障选线、定位难度，往往造成接地故障不能快速、准确隔离，增加了人身安全风险，并易引发设备损坏及导致停电事故。因此，为了提高供电可靠性还需选取有效的故障判别技术，以实现就近快速判断和隔离永久性单相接地故障。 为进一步加强国家电网公司配电网的故障处理能力，提高供电可靠性，了解国外先进配电网建设与运行的经验非常重要。日本的配电网在20世纪70年代完成了中性点小电流接地方式的改造，并于80年代开始，主要以提高供电可靠性和降低配电线损为目的开展了配电网的建设规划设计。随着配电网网架结构的优化、配电自动化的全面覆盖、带电作业的普及以及建立合理的配电系统管理支撑体系，日本配电系统的供电可靠性得到了大幅度提升。据统计，2015年全日本每户平均停电时间约为20min（含自然灾害停电），其中东京电力供电可靠率更是达到“5个9”，即99.999%水平，近两年每户平均停电时间为5min。 本文主要针对日本（特别是东京电力公司）的配电网典型网架结构、中性点接地方式现状以及单相接地故障处理方法等方面开展了调查研究，总结了日本配电网中性点接地方式选取的基本思路，并介绍了其传统与新型单相接地故障的处理方法及操作流程。 日本配电系统的电压等级主要分为高压22（33）kV、中压6.6kV以及低压100（200）V。22（33）kV与6.6kV配电线路主要是通过66（154）kV/22（33）kV以及66kV/6.6kV电压等级的配电变电站中的22（33）kV与6.6kV母线引出。在正常情况下，22（33）kV与6.6kV配电线路在变电站母线断路器后都各自独立运行，每条馈线系统都通过配电线路常闭开关将线路分割成若干分段（区间），每个分段都通过联络线与相邻的配电线路相连，其联络点主要通过常开开关相连。当故障发生时，故障所在线路分段区间以外的健全分段区间就可以通过投入联络开关，将相邻线路电力反向传送到健全分段区间线路以保证负荷的正常供电。 以6.6kV配电系统为例，架空配电线路距离负荷、用户较近，由于敷设环境的制约，其网架结构常采用辐射式。同时，为了保障用户的用电可靠性，尽可能缩小故障时的停电范围，在配电线路上安装适当数量的开关类设备，将线路分割成若干“分段”，并且各“分段”分别通过“联络线”与其相邻的配电线路相连，这种配电方式也被称为“多分段多联络”配电方式。以东京电力为例，其6.6kV架空配电线路与地中电缆配电线路的配电方式示例如图1与图2所示。在线路发生故障时，配电线路被分割成几个部分，各部分可以分别从相连的其他配电线路上进行负荷转供，确保线路N-1的转供能力，有效地确保了供电可靠性。 图1 东京电力6.6kV架空线路配电方式示例 图2 东京电力6.6kV地中电缆线路配电方式示例 为提高线路的负荷转移能力，尽可能缩小停电范围，确保故障时的供电可靠性，国家电网公司的配电网建设与改造也正逐渐采用类似的网架结构。例如，在电源点充足的供电区域宜采用多分段适度联络方式、电源点有限的供电区域可采用多分段单联络方式、单一电源点的供电区域可采用多分段单辐射方式的网架结构等。 按不同电压等级，日本电力系统中性点接地方式现状如表1所示。 表1?日本电力系统中性点接地方式现状
日本各电力公司22（33）kV及6.6kV配电系统中性点接地方式现状如表2所示，其中除东京电力公司以外，其他公司分别用B~I表示。对于6.6kV中性点不接地系统来说，配电变电站变压器二次侧通常与接地变压器（grounding potential transformer，GPT）相连以检测接地故障，其结构如图3所示。随着电压等级的升高，单相接地故障时的对地电位变化幅度较大，在接地点处可能产生间歇电弧，因此中性点常采取接地的方式。 图3 6.6kV中性点不接地系统 以22（33）kV配电系统为例，在1950年以前，架空线路主要使用裸导线，为抑制接地故障时的故障电流，系统中性点主要采取不接地或经消弧线圈接地方式。此后，随着城市地中配电电缆线路的增加，为防止接地故障时，继电保护装置的误动作以及保证中性点电位安定，逐渐将接地方式改为经电阻接地。同时，考虑配电高（中）、低压线路与通信线路同杆塔架设以及用户的用电安全等诸多因素，应谨慎选择合适的接地电阻值。例如，东京电力22（33）kV配电系统中，架空线路主要考虑避免接地故障时（单相接地故障电流100A），电磁感应干扰对同杆塔架设的通信线路的影响，而选用较高阻值的中性点接地电阻（130Ω）。另一方面，对于不用考虑电磁感应干扰问题的地中电缆线路，主要是为了防止由于接地故障时（单相接地故障电流200A），故障电流波形变形而引起的继电保护装置误判断，而选用相对较低阻值的中性点接地电阻（65Ω）。 中性点接地方式选取的基本原则主要有：①系统的绝缘水平，主要考虑抑制单相接地故障时健全相的相电压升高以及防止间歇弧光放电产生的过电压（目前在各种接地方式下的系统绝缘设计基本上都没有技术上的难度，所以本文不作详细介绍）；②考虑接地、断线混搭接触故障时，避免或降低对同杆塔架设的通信线路产生电磁感应干扰；③考虑高（中）、低压线路同杆塔架设时，避免或抑制断线混搭接触故障导致低压线路对地电位升高；④考虑接地故障发生时，确保继电保护装置有足够的动作灵敏度等。从配电线路的规划设计以及系统的运行角度考虑，各种中性点接地方式各有优劣，目前还没有可以满足所有要求的中性点接地方式。因此，只能在实际应用中考虑各种影响因素，根据具体系统所侧重的需求而选取最合适的接地方式。 2.2.1?避免故障时对通信线路的电磁感应干扰 为了节省空间，提高土地利用率，日本的架空配电线路（高或中、低压）与通信线路常采用同杆塔架设方式，共用通道走廊。因此，配电线路正常运行时的静电感应、电磁感应以及接地或断线混搭接触故障时产生的电磁感应干扰，会对通信线路的通信质量、通信设备甚至是通信线路运维人员的安全造成严重危害。在日本，根据通信线路与设备的实际运行情况以及维护方法，对配电线路产生的电磁感应危害电压值进行了规定。依据《电气设备技术导则与说明》（简称导则）中的第119条规定设计，即：①配电线路不可与通信线路共用或采用互相连接的支撑横担；②一般情况下，配电线路与通信线路的间距宜在2m以上，如果配电线路采用架空电缆时，间距可缩短至50cm；③除配电线路采用架空电缆的情况以外，通信线路需要采用带有金属屏蔽层的通信专用导线（或电缆）；④配电线路的地线应采用绝缘导线或电缆，并且配电线路的接地线及接地极与通信线路的接地线及接地极应分别单独设置。目前对于配电线路与通信线路同杆塔架设时，关于电磁感应干扰（感应危害电压）的影响问题并没有明确的相关法律规程规定，限值的要求主要是电力公司与通信公司针对共用走廊、杆塔线路以及技术参数等相互协商而确定的结果。例如，在正常运行时感应纵向电压限值为15V（静电感应与电磁感应的矢量和），感应干扰电压限值为0.5mV（主要是配电导线与通信导线的静电、电磁耦合值之差以及线路与大地之间感应出的电压导致的线路对地不平衡所引起的干扰电压）；在单相接地或高（中）、低压线路断线混搭接触故障时产生的感应危害电压限值为300V，主要是为了防止触电以及设备绝缘破坏。 2.2.2?抑制故障时低压线路的异常电位升高 日本的架空配电线路基本上都采用高（中）、低压线路同杆塔架设方式。各电压等级的导线均采用耐候性强、应力好、绝缘性能优越的交联聚乙烯绝缘导线或是带有外屏蔽层的交联聚乙烯架空电缆。高（中）、低压线路断线混搭接触故障主要是由于雷击或外力破坏等难以预测的事故引起的。断线混搭接触故障所引起的低压配电线路对地电位升高，主要是由于故障电流侵入低压系统并经过B种接地线（接地电阻值R≤150/I，其中I为高（中）压线路的接地线电流，常用于三相变压器的低压侧端子或单相变压器的低压侧中性点接地）流入大地时引起的现象。对地电位的升高可能会导致低压设备的绝缘破坏，同时还可能会导致人身触电等严重事故。 有关低压配电线路对地电位升高的抑制措施，主要依据导则中的第24条规定：“与高（中）压线路相连的变压器低压侧中性点需采用B种接地方式”。同时，导则的第19条第1款中规定，对地电位升高限值为150V（在安装断路器的情况下，限值为600V）。此外，在过电压保护标准IEC 60364-44中也规定了低压线路对地电位升高的限值，如表3所示。 表3?配电线路低压设备异常电压升高限值要求
注：Un为标称电压，日本为100V，我国为220V。 2.2.3?确保继电保护装置的动作灵敏度 继电保护装置的动作灵敏度设定需要满足短路故障及接地故障时的有效保护要求。一方面，要求当存在瞬时容许电流或负荷的励磁涌流时，保护装置不产生误动作，同时还要能够有效检测出线路末端产生的单相接地故障。另一方面，要求在系统正常运行下产生负荷、线路参数不平衡时，确保继电保护装置不产生误动作，同时还要确保在线路产生接地故障时保护装置必须有效动作，并以此为基础选取合适的中性点接地电阻值。对于小电流接地系统来说，常用的接地故障继电保护装置有：电流互感器与接地过电流继电器、接地变压器与接地过电压继电器、零序电流互感器与接地方向继电器等。 对于采用中性点经电阻接地的方式来说，常利用EMTP软件开展仿真计算，在综合考虑各种情况以及制约条件后，获得最合理的接地电阻值。经电阻接地方式的电阻值选取流程如图4所示。在2000年以后，随着用电需求的增加，东京电力公司已经开始讨论在保持大部分现有设备不变的基础上，将现有6.6kV电压等级系统升至11.4kV电压等级运行。同时，配电系统的中性点接地方式可能考虑采用经电阻接地方式（将原有不接地方式改造为经电阻接地）。 图4 中性点接地电阻值选取流程 日本的6.6kV配电网中性点采用不接地方式，GPT二次侧电阻的阻值通常为10~20kΩ。22（33）kV配电网中，城网以及地中电缆线路主要采用低电阻接地方式，县域农网以及架空线路主要采用高电阻接地或不接地方式。接地电阻的取值主要由各电力公司根据各自情况适当选取。 我国的配电网中性点接地方式一直沿用原苏联的标准与规定，即采用经消弧线圈接地或不接地方式，并且在单相接地故障发生时允许系统带故障运行2h。但随着配电网规模的扩大，单相接地故障后引起的安全事故频发，故障过电压致使线路绝缘薄弱处击穿而导致相间短路，进而导致事故范围扩大。此外，线路断线引起的单相接地故障也会造成人身伤亡事故。因此，带接地故障运行2h已经不适应现在配电网安全稳定运行的要求。对于不接地方式可以借鉴日本的6.6kV配电网的方式，采取零序方向保护的方法在变电站和用户“看门狗”处实现快速跳闸。此外，虽然日本配电网中性点的选取时的侧重点与我国不同，但是其接地电阻参数等的最优化选取思路还是值得借鉴的。 日本的配电网以架空线路为主，因此受雷雨、冰雪、盐污等自然现象影响较大，从而导致的设备故障约占系统总故障的50%。此外，设备质量缺陷以及运维不足导致的故障约占20%，市政施工等（水管、煤气、通信等）误操作导致的线路故障约占20%，剩余的10%主要是由树木、鸟兽等与线路接触而引起的故障。对于地中电缆线路来说，故障主要是由设备质量缺陷以及市政施工等引起的。高、中压配电线路常见故障原因如表4所示。 通过配电变电站中的零序过电压继电器、零序过电流继电器以及零序方向继电器的联合使用，可以有效实现故障的监测与选线。日本的配电自动化系统主要通过检测故障零序特征量，控制线路开关类设备（无通信）重合闸-分段器的方式进行故障定位，传统的处理流程如图5所示。 图5 单相接地故障传统处理流程 对于传统的故障处理方法来说，一旦监测并辨识到短路或永久单相接地故障发生，变电站内的断路器就会跳闸，降低了同一线路非故障段的供电可靠性。同时，对于非有效接地系统来说，单相接地产生的故障电流较小，对继电保护装置的灵敏度要求较高。近年来，随着远程终端设备RTU（remote terminal unit）的开发与应用，日本的名古屋工业大学与电力公司提出了一种新型的故障辨识与处理方法，可以对单相接地故障进行快速定位与就地化隔离。远程终端设备集成欠电压继电器UV（under voltage relay）、过电流变化继电器OC（overcurrent variation relay）、差动方向过电流继电器d2OC（differential directional overcurrent relay）、零序方向继电器DG（directional ground relay）以及零序过电流继电器OCG（overcurrent of ground relay）于一体，并具备与主站以及临近RTU之间的互相通信功能。配电线路安装RTU后的单相接地故障处理流程如图6所示。 图6 基于RTU的单相接地故障处理流程 我国的配电自动化发展也是借鉴了日本的配电自动化建设经验，主要采用重合闸-分段器的方式进行故障定位。近年来，随着基于馈线开关监控终端的自动化系统、线路故障指示器等新技术的不断发展与应用，国家电网公司明确了配电自动化系统要根据实际网架结构、设备状况和应用需要合理选用“三遥”自动化终端，提出了全自动化方式、半自动化方式、智能分布式和重合器方式4种馈线自动化方式，针对不同区域的实际发展情况与需求采取了合理的差异化故障处理方式。 本文经过对日本配电系统现状的调研，介绍了其配电网典型网架结构，总结了日本主要电力公司配电网中性点接地方式的现状及其选取原则以及接地故障的处理方法。 1）日本的配电网网架结构主要采取“多分段多联络”结构，在线路发生故障时可以全面确保N-1的转供能力，有效地确保了供电可靠性。 2）日本的6.6kV系统主要采用不接地方式，而为了考虑接地故障时产生的电磁感应对同杆塔架设的通信线路的干扰问题，22（33）kV系统中性点主要采用经电阻接地，各电力公司均有各自的接地电阻值选取原则。 3）日本配电网馈线自动化系统对于故障的处理主要采用重合闸-分段器方式，配合其“多分段多联络”的网架结构、高质量的配电设备及继电保护装置，确保了世界一流的供电可靠性。同时，为了进一步缩短故障停电时间与范围，近年又开发了基于远程终端设备RTU的新型故障处理方法，能够有效实现故障点的快速定位与就地化隔离，确保了故障时同一线路非故障段的供电可靠性。 与日本的情况不同，我国国土面积辽阔，目前城市与农村的配电网发展还不均衡，根据现阶段不同供电区域对供电可靠性的不同需求，对网架结构、中性点接地方式、馈线自动化建设等采取了差异化设计与建设。 国家电网公司在网架结构上，根据电源点的实际情况，提出了“多分段适度联络”等的建设思路。 在中性点接地方式的选取上，主要采用了经消弧线圈接地、不接地以及经低电阻接地方式。虽然日本配电网选取中性点接地方式的侧重点与我国不同，但是其对配电网中性点接地电阻参数等的最优化选取思路仍具有一定的参考价值。在将来的研究中，还需进一步完善我国配电网中性点方式的具体选取原则，根据我国配电网建设的实际情况，提出具体的中性点接地方式及其参数选取方法。 在线路故障处理方面，除了传统的重合闸-分段器方法，也逐渐开始采用了基于馈线开关监控终端的自动化系统、线路故障指示器等新技术以实现故障监视或快速隔离与定位。 作者简介 |
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