配电网是指从电源侧（输电网、发电设施、分布式电源等）接受电能，并通过配电设施分配给各类用户的电力网络。曾经，我国中压配电网的电压等级较多，如3kV、6kV、10kV、20kV、35kV等，直到上世纪末期考虑到供电容量、用电需求和简化电网等级[1]（上、下级的电压等级倍数约为3倍），慢慢淘汰了3kV和6kV的电压等级，保留了10kV（舍去2倍的20kV），逐步将中压配电网电压等级统一为10kV和35kV。
随着经济的高速发展，省会城市、直辖市等A+区域要求用户年平均停电时间不高于5min（即≥99.999%），负荷密度达到30MW/km2以上（远期将达50MW/km2）[2]，且农村电网负荷也日益升高。文献[3]指出原有10kV配电网显现出供电容量不足、供电半径不够、占用通道过多等诸多局限，探讨了配电网面临的新形势及其发展思路。
文献[4-5]进行了20kV配电系统的探索与实践，研究了现实建设中存在的问题，如35kV与10kV两级电压供电面积重叠多[6]、网损大等。事物是螺旋式逐渐发展的，由于继电保护技术的飞速发展，使得采用20kV配电网重新具有非常大的优势，但同时，在对配电网进行升压、改造时，系统的中性点接地方式成为关键的技术问题之一，对设备选型、系统运行、继电保护、供电可靠性等具有重大的影响。
文献[7]研究了分布式电源并网后，系统发生故障时的故障特性与系统的中性点接地方式的关系，这对于20kV在智能电网中的发展具有非常重要的参考价值。因此，研究和探讨相关20kV配电技术非常值得关注，如配电设备选型、系统运行、继电保护、供电可靠性等。
1 20kV配电网的优越性
1.1 从供电侧角度分析
采用20kV配电网后，对于省会城市、直辖市等其主要的电压等级序列可以是220/110/20/0.38kV，或者220/20/0.38kV等，从理论上说，具体的优势见表1。
表1 理论分析条件下20kV和10kV的对比
从设备费用上说，20kV的设备费用（电缆、变压器、环网开关等）总体比10kV的高10%～20%，设备尺寸稍微增大[8]，其主要原因是由于10kV和20kV都属于中压，两者技术要求并无太大差异，国内在技术实现和工艺制造方面没有难度，只是随着电压等级提高，对电器绝缘水平的要求逐渐加强，一旦具备大规模批量生产的条件，相信制造成本就会下降。
从运行费用上说，若新建时采用20kV直接配电，则由于扩大了供电半径，因而相比10kV配电网可减少变电站数量和投资；若将10kV配电网改造成20kV电压等级[9]，可以在原有电缆、变压器等设备、10kV线路走廊基础上稍加改造，不仅能够为大客户提供更加灵活和经济的电缆接入方式，而且还可实现全架空线路20kV工程，且采用过渡形式可以解决10kV与20kV的联络问题。
既然20kV相比10kV有很大的优越性，那么与35kV对比如何呢？在负荷密度大时，若采用35kV直接配电，则受容量限制，将会大量增加电缆线路，消耗大量金属，且导致电网结构复杂、电容电流大量增加，若采用架空线，则受电磁环境及安全距离要求的限制，因此从技术上来说，全部改造成35kV直接配电，不仅设备尺寸、造价、占用通道等投资过大，而且也无法利用原有10kV的设备和线路走廊，受到低压设备热稳定和短路容量的限制。
综合来看，20kV电压等级既提高和扩大了10kV配电网的功能，又简化了35kV中间可以忽略的变压层次，把升压扩容、降损节资与简化电压等级等融合在一起，优势明显。
1.2 从用电侧角度分析
1）电价电费因素
一般20～35kV电压等级的售电价是参考1～10kV和35～110kV电压等级售电价的平均值来确定的。鉴于政策扶持，在负荷密度较大地区，采用20kV比采用10kV可以节省电费开支，若是用电量大的用户，则节省的资金可观。
2）土地资源因素
20kV配电站与35kV配电站相比，可以有效节约站内用地。据文献[10]统计，平均每座20kV配电站是35kV变电站占地的1/10，再加上线路布点的密度和线路走廊的空间，节约了土地资源，而运行维护费用与10kV相比并未显著提高。
因此，20kV电压等级不仅降低了供电侧的运行成本，还降低了用电侧的使用成本，鉴于此，国内的20kV配电网的新建和改造已处于试验和实施阶段，如江苏、昆明、辽宁、广东等陆续研究和试点[1]。
文献[5]指出1948年美国部分采用了20.8～24.9kV电压；1960年前德国先将配电电压改造成10kV等级，但随之将6kV、10kV、15kV改为20kV。
文献[11]总结了国内外配电网中压配电电压的应用实践，指出80%欧洲国家如意大利、奥地利、波兰等中压配电网采用20～25kV；俄罗斯仅保留少数的10kV、大部分改造成20kV配电电压；60%的亚洲国家和地区如新加坡、韩国、泰国等也陆续采用20～23kV作为中压配电电压等级。先进配电网结构越来越朝着变电层次减少、多方向互联环网、高供电可靠性等方向发展。
2 20kV配电网中性点接地方式选择的分析
中性点接地方式与配电设备的选择（绝缘水平）及其投资经济性、运行安全性、供电可靠性、继保灵敏度等密切相关[12-13]，因而必须对其重点关注，主要存在以下几种中性点接地方式。
2.1 中性点不接地方式
结构最简单的是中性点不接地方式，不需要接地电阻等装置，投资较少，单相接地故障时，由于线电压不变，用户可继续工作，保护只告警不跳闸，提高了供电可靠性，且不具备零序电流流通途径，对周围的通信干扰小；但为了防止因接地点电弧和过电压而发展成多相接地故障，继续运行不得超过2h，因非故障相电压升高为线电压，有可能产生的工频过电压幅值约为3.5p.u.，容易产生铁磁谐振，常常引起电压互感器的烧毁、爆炸等，且对设备的绝缘水平要求高，会增加设备绝缘方面的投资。
此接地方式中，主要考虑对地电容电流的大小（线路不长或电缆较少时，电流较小，缺少电弧持续条件），因此，中性点不接地方式目前多数用在电容电流小于10A的架空配电网。
20kV配电网采用不接地方式有以下建议：
1）要考虑在选择设备时，所有设备的操作过电压绝缘耐受水平应大于相电压幅值的3.5倍，并匹配一定的裕度。
2）需要考虑铁磁谐振的危害，可以在电压互感器高压侧中性点串抗谐振非线性电阻，避免电磁式互感器饱和，引发铁磁谐振危害整个配电网，或者采用励磁性能较好的电压互感器等。
2.2 中性点经消弧线圈接地方式
采用中性点经消弧线圈接地，是指发生故障时输出电感电流去补偿系统电容电流，使接地故障点电流减小，促使电弧在电流过零后自动熄灭，降低故障变得更严重，且断路器不立即跳闸可提高供电可靠性；但需要增加消弧线圈的投资（随需要补偿的电容电流增大而投资增大），且如何监测系统电容电流、实现消弧线圈的自动补偿也是一个非常复杂的问题；发生故障时，若谐波分量严重，则仅补偿工频分量的消弧线圈并不能完全消除接地电弧；故障选线很难完全正确，配网自动化系统及装置难以发挥作用；单相接地故障时产生工频过电压幅值可达3.2p.u.。
因此，此接地方式主要适用于电容电流较大、架空和电缆混合的绝大多数城市配电网。
若20kV配电网中性点采用经消弧线圈接地方式，则有以下建议：
1）依然存在绝缘配合要求、铁磁谐振问题。
2）消弧线圈的熄弧能力和继电保护装置的整定策略、选线能力、故障定位尤为重要，如采用复序电流法[14]进行故障定位等。
3）当变压器无中性点或中性点未引出时，应装设与消弧线圈容量相配合的专用接地变压器，还需要尽量避免在电网中只装一台消弧线圈或将多台消弧线圈集中安装于一处。
2.3 中性点经小电阻接地方式
中性点经小电阻接地方式是当发生故障时，通过中性点的小电阻产生明显的电流信号，接地线路中会流过较大的电流，继保装置立即使断路器跳闸，将故障点切除，可有效地降低过电压，但缺点是不管故障类型断路器均跳闸，供电可靠性都会降低。
因此，此接地方式主要适用于大型配电网（电容电流巨大、难以补偿电流而灭弧），或由全电缆组成的城市配电网（①电缆线路电容电流大；②电缆线路基本不会发生瞬时性故障）；此外，若配电网已经成型，其设备不满足消弧线圈方式下的绝缘要求，也则可采用小电阻接地方式。
若20kV配电网采用中性点经小电阻接地方式，对于低压侧为20kV的主变来说，其二次侧绕组多为△接法（无中性点），则需要接地变压器制造中性点。接地变一般采取Z形接线（降低零序阻抗），可带合适的负荷取代站用变（一般不推荐带），有以下建议：
1）保证供电可靠性。首先要求对重要用户应该具有转供电能力，如在高负荷密度和高供电可靠性需求的区域，建设20kV“花瓣型”配电网，并合环运行（此接线模式参考新加坡电网），正常运行方式下具有两路电源供电，全部用户满足“N1”要求，重要用户可满足“N2”要求。
2）电阻值的选择、绝缘及温升性能也受诸多限制。从降低过电压倍数和提高保护灵敏度角度来讲，电阻越小越好；而从通信干扰、人身安全增大角度来讲，电阻越大越好。
3）当发生单相接地时，会有较大的接地电流，容易产生较高的接触电压和跨步电压，威胁设备和人身安全，干扰周围通信线路，且接地变压器和接地电阻等一次设备也受到热稳定性的限制，这些都是需要考虑的问题。
2.4 中性点灵活接地方式
从以上分析可以得出，单一的接地方式既有优点，也存在明显缺点。在配电网复杂化、智能化的当今，性能需要更加完善，一种新的中性点接地方式应运而生，即中性点灵活接地方式，它采用灵活、智能切换接地的成套装置，基本原则是对电网中的电压、电容电流值或其他量进行监测，并判断和根据故障类型，由控制装置来自动切换接地方式，实现发生瞬时故障时采用消弧线圈接地方式，发生永久故障时切换为小电阻接地方式，改进了消弧线圈接地方式难以准确选线和隔离故障的难题，也改善了小电阻接地方式供电可靠性过低的缺点。
一般组成部分有：接地变压器、中性点电压（电流）互感器、消弧线圈、就地控制柜、高压接触器、可控小电阻、控制器等。其中一种基本接线如图1所示。其中控制装置是核心，需保证系统的各种数据测量、消弧线圈的补偿、小电阻的投切及跳闸命令可靠完成。
正常运行时，消弧线圈投入，发生故障时，消弧线圈即时补偿致电弧熄灭、接地故障自动消失，在不消失而持续超过整定时间后，可对控制装置改变接地方式，投入小电阻、增大接地电流，继电保护动作，切除故障后，经整定延时可将小电阻退出运行。
图1 中性点灵活接地方式一次接线图
20kV配电网采用中性点灵活接地方式时，会带来控制、切换装置成本高、控制复杂的问题，如何优化模拟量的采集（如提高采样频率）、电容电流的监测（受多种因素的影响）以及消弧线圈的投入（如自动投入相应容量），实现接地模式的合理选择及投切（如投切时刻的选择），防止控制装置误操作（单一零序电压判据等失效），提高可靠性（高阻接地故障、瞬时性故障频发会降低）等均是需要考虑的问题。
3 国内外20kV配电网中性点接地方式的选择现状
3.1 国外选择现状
不同国家的配电网中性点接地方式有不同要求，主要根据各国配电网的运行经验、技术条件、历史原因等形成，有以下几个方面的特点。
1）对于电力科技先进发达、电网运行经验丰富的系统（如德国），不仅城市配电网全部采用了经消弧线圈接地方式，甚至在电缆长度为1600km，电容电流为4000A时依然采用谐振接地方式。
2）对于网架结构好、供电可靠性高的系统（如美国），由于自动化水平高、继电保护系统已经成型、设备绝缘水平设计较低，所以采用经小电阻接地方式。
3）出于本系统的安全供电和电能质量的要求，本已采用小电阻接地方式的法国，向消弧线圈接地的方式发展，两种方式并存将持续一定时期，类似并存的还有英国、日本等。
4）亚洲国家如新加坡的配电网向来以高供电可靠性而闻名，其20kV花瓣型配电网中性点选择小电阻接地，接地电阻为6.5。
3.2 国内选择现状
率先采用20kV作为配电电压的是苏州工业园区，中性点接地方式采取经7.7小电阻接地。2008年浙江省开始正式推广20kV，建议10kV升压改造的20kV配电网均宜选择中性点经小电阻接地方式，对于城市新建的20kV配电网，可以考虑中性点经消弧线圈接地方式。
辽宁本溪的南芬由于是负荷小、密度低、供电半径大的农村地区，采用全架空线路，中性点接地方式，选择经消弧线圈接地。大连长兴岛中性点采用中值电阻23接地[15]。广州知识城采用20kV花瓣型接线模式[16]，从保护灵敏度和人身安全出发，选择中性点经5小电阻接地。但不管怎样选择，20kV配电网具体到某个变电所或间隔，均还是以选择单一接地方式为主。
