摘要：电力系统中性点接地方式主要是技术问题，但也是经济问题。文章遵循电压、电流互换特性这一基本理念，主要从问题的性质、研究的目的、发展简史、内部过电压、谐振接地方式的优化、电缆网络、运行特性与经济效益等方面，对中压电网两个有代表的中性点谐振接地方式与低电阻接地方式，进行了分析和论证。同时指出，在选定方案的决策过程中，应当利用系统工程的观点，结合电网的现状与发展规划，认真进行技术经济比较后确定。国内外的理论研究和实践经验表明，谐振接地方式符合发展方向。

    关键词：中压电网；内部过电压；自动消弧线圈；微机接地保护；谐振接地；低电阻接地

0 序言
    在20世纪80年代，我国有的地区从国外购买了低绝缘水平的电力电缆等设备，无法直接在我国的中压电网投入运行，为了进行所谓的“国际接轨”，遂出现了引进低电阻接地方式的意见。有的部门以为这是“新”技术，便开始试点和推广；有的文献还介绍说：“德国曾为中性点经消弧线圈接地方式的发展源地，但在50～60年代前联邦德国(还有其他国家)却不再采用中性点经消弧线圈接地方式”[1]；有的电力考察团在所发表的报告中，介绍国外中压电网采用的也是“低阻抗接地方式”[2]；有的观点还认为“在今后大规模城市电网改造的进程中，这种‘小电阻接地方式’肯定会越来越多，是必然的发展趋势”[3]；以及电缆网络的电容电流很大，消弧线圈接地方式已不能适应当前中压电网发展的需要，应当“因地制宜”、“因时制宜”地选择中压电网的接地方式[4]；等等。于是，国内有些城市的中压电网、特别是电缆网络便改为“低电阻接地方式”运行。
    近20年来，中压电网的中性点接地方式，在我国一直是个热点问题。随着社会现代化的进展，电网的负荷特性发生了变化，对过电压更加敏感、对电能质量要求更高；信息通道日渐拥挤、电磁兼容要求更严；生活条件得到改善、生命安全倍受珍视；同时，电缆线路不断延伸、日益增大的电容电流危害严重；等等。如何正确处理中压电网的中性点接地方式问题，更加引起业内人士的普遍关注。这样，我们便重新面临一个决择，如何更好地把握中压电网的单相接地故障电流，是限制还是提升？已成为值得认真对待的一大问题。理论分析和实践结果表明，只有限制单相接地故障电流的危害，方能满足这些变化了的形势要求。
    就国际情况而言，不仅德国，而且奥地利、芬兰、意大利、丹麦、比利时及斯堪地那维亚半岛诸国、独联体及其周边地区等许多国家，现在依然采用小电流接地（中性点不接地或经消弧线圈接地）方式。特别值得一提的是，法国早在80年代末期决定将运行了近30年的、中性点采用大电流接地方式的城乡中压电网，在全国范围内分阶段地全部改为谐振接地方式运行，现已基本完成；近来得知，英国也正在研究、考虑采用谐振接地方式等。这在相当程度上反映出，将中压电网的单相接地故障电流，由“大”改“小”的发展趋势。近些年来，在几届国际供电会议（CIRED）上，一些国家相继发表了许多研究谐振接地方式的论文，而有关低电阻接地方式的文章则极难见到，国际上对此问题的重视也反映出同一动向。
    我国中压电网的中性点接地方式曾经是多种多样。由于小电流接地方式的综合技术经济指标较优，早在50年代便决定统一采用，并在几十年中积累了许多成功的运行经验。曾一度试用过低电阻接地方式的城市如深圳、珠海等，通过自己的实践检验，同时在新技术、新产品的支持下，几年前便不再发展低电阻接地方式了。由于停电和人身事故的明显增多，现在，珠海电力局决定将低电阻接地改回谐振接地方式运行。

1 中性点接地方式的性质、特点和研究目的
    电力系统的中性点接地方式是一个综合性的技术问题，它与电力系统的供电可靠性、人身安全、设备安全、绝缘水平、过电压保护、继电保护、通信干扰和电磁环境，以及接地装置等，有密切的关系。
    电力系统中性点接地方式主要是技术问题，但也是经济问题。在选定方案的决策过程中，应结合系统的现状与发展规划进行技术经济比较、全面考虑，使系统具有更优的技术经济指标，避免因决策失误而造成不良的后果。
    电力系统中性点接地方式是人们防止电力系统事故的一项重要应用技术，具有理论研究与实践经验密切结合的特点，因而是电力系统实现安全与经济运行的技术基础。
    遵循电压、电流互换特性这一基本理念，选定不同电压等级电网的中性点接地方式，一般均可获得比较满意的结果。
    研究电力系统中性点接地方式的主要目的，在于正确认识和处理系统中最常见的单相接地故障问题。在选定不同电压等级的电网（和发电机）的中性点接地方式时，应当力求将单相接地故障时的不良后果限制到最低限度，同时使运行费用最低和效益投资比最高。简言之，电力系统的中性点接地方式是一个系统工程问题。

2 中性点接地方式的发展简史
    电力系统发展初期容量较小，人们认为工频电压升高是绝缘故障的主要原因，同时，对电力设备耐受频繁过电流冲击的能力估计过高，所以，最初电力设备的中性点都采用直接接地方式运行。随着电力系统的发展与扩大，单相接地故障增多，线路断路器经常跳闸，造成频繁的停电事故，遂将直接接地方式改为不接地方式运行。尔后，由于工业发展较快，使电力传输容量增大、距离延长，电压等级升高，电力系统的延伸范围进一步扩大。在这种情况下发生单相接地故障时，故障点的接地电弧不能自行熄灭，而且，因间歇电弧接地产生的过电压往往又使事故扩大，显著降低了电力系统的运行可靠性。
    为了解决电力系统中出现的这些问题，德国的彼得生（W.Petersen）教授在研究电弧接地过电压的基础上，于1916年和1917年先后提出了2种解决办法，即中性点经消弧线圈和经电阻接地［5，6］，并且分别为世界上2个工业比较发达的国家所采用。德国为了避免对通信线路的干扰和保障铁路信号的正确动作，采用了中性点经消弧线圈的接地方式，自动消除瞬间的单相接地故障；美国采用了中性点直接接地、经低电阻或低电抗接地方式，并配合快速继电保护和开关装置，瞬间跳开故障线路。这2种具有代表性的解决方法，对世界各国中压电网中性点接地方式的发展，产生了很大的影响。
    后来，在中压电网的发展过程中，逐渐形成了两类中性点接地方式，即小电流接地方式和大电流接地方式。前者包括中性点不接地、经消弧线圈或经高电阻接地；后者包括中性点直接接地、经低（中）电阻和低（中）电抗接地等。而单相接地电弧能否瞬间自行熄灭，是区分大、小电流接地方式的必要和充分条件。
    在这两类6种接地方式中，前者以中性点经消弧线圈（谐振）接地为代表，后者以低电阻接地为代表。长期以来，两者互有优缺点，因此在不同的国家和地区均有了相当的发展。但是，随着时间的推移和科学技术的发展，现在许多情况已经发生了变化。利用当代的微机、微电子先进技术，伴随着自动消弧线圈和微机接地保护（或自动选线装置）的推广应用，谐振接地方式在保持原来优点的条件下，克服了缺点，实现了优化，运行特性得到了显著的提升，可以适应当代负荷特性变化的需要。而低电阻接地方式，虽然用不锈钢电阻器取代了原来的铸铁材料、物理模拟的零序过电流保护也换成了微机接地保护，但在技术内涵方面，多少年来没有实质性的进步；而且在快速清除接地故障问题上，还遇到了新的挑战，运行特性进一步下降，对人身和设备安全等的威胁较前增大。这样，两者之间的性能投资比差距也就越来越大了。

3 中性点接地方式与电压电流互换特性
    对于谐振接地方式来说，因为消弧线圈对电网的接地电容电流进行了补偿，使单相接地电弧瞬间自行熄灭，由此给电网带来了比较优良的运行特性。诸如供电可靠性高、人身和设备安全性好、电磁兼容性强等。可是，此种接地方式在过去也有2个缺点：一是消弧线圈需要人工调谐，比较麻烦和不便；二是继电保护的选择性长期存在困难。这在一定程度上限制了它在一些国家和地区中压电网中的应用与发展。
    当继电保护的选择性问题尚未解决时，谐振接地系统也曾借助串联或并联电阻，瞬间增大接地故障电流来检出并清除除故障线路。而且，至今在德国、瑞典和我国的一些中压电网中，仍在继续应用。不过，现在看来此法是落后的。
    而低电阻接地方式则与谐振接地大不相同。由于中性点低值电阻器的存在，当发生单相接地故障时，在电网的电容电流中又附加了一个有功分量，显著增大了故障点的接地电流，由此对电网的运行特性带来了不少的负面影响。不过，利用简单的零序过电流保护，可以有选择性地跳开故障线路，这曾经是此种接地方式的一大优点。所以，以上2种有代表性的接地方式，在世界上曾长期并存发展。
    随着时间的推移和科学技术的进步，低电阻接地方式的缺点更加明显。许多先进国家已经注意到这个现实，并对单相接地故障电流进行了限制。除上面提到的一些国家外，美国IEEE143标准也曾明确规定，在15kV及以下的低电阻接地方式电网中，对工业设施的接地故障电流限制为400A；日本东京电力设计公司和东京电力公司，于1990年在“上海市区配电网规划设计导则”中，也曾推荐“中”电阻接地方式，一般单相接地故障电流不大于200A。显然，其主要目的是为了限制大接地故障电流的危害性。当前我国有些城网的作法则与其不同，由原来的“小”电流接地，改为“大”电流接地方式，其单相接地故障电流均大于400A，有的甚至提升到1000～2000A。
    理论分析和实践结果证明，遵照“电压与电流互换特性”的基本理念选定电力系统的中性点接地方式，一般可以获得相当满意的结果。这已成为国内外广大业内人士的共识［7］。对于高压、超高压、特高压的电网而言，主要问题是限制内部过电压，只要能够降低一定的绝缘水平，就会带来十分明显的经济效益，特别是超高压和特高压电网；对于中压电网来说，主要是限制大接地故障电流的危害性问题，因为降低绝缘水平的经济效益甚微，并且，现代负荷对该故障电流的效应具有敏感性。
    不过，目前有人对中压电网的内部过电压尚存疑虑，也有人考虑要便于将来升压运行等，所以，讨论内部过电和绝缘水平问题是必要的。

4 中压电网的内部过电压和绝缘水平
    中压电网的绝缘配合主要是由大气过电压所决定，内部过电压不起主导作用。而且正常情况下的内部过电压，一般是不危险的。至于带单相接地故障切断空载线路时的过电压，实际上也早已不成问题了。同时对中压电网来说，中性点接地方式对绝缘水平的影响很小。至于降低绝缘水平所节省的投资，其与由此所增加的事故损失等相比，两者是甚难相抵的。
4.1 内部过电压
    中压电网中的内部过电压，主要为电弧接地过电压和谐振过电压，其幅值与中性点接地方式关系密切。但是，只有在中性点不接地的中压电网中，过电压的幅值才会相对较高，当中性点经低电阻或消弧线圈接地时，内部过电压均会受到明显的抑制。因此，在讨论有关内部过电压的问题时，不能把谐振接地和不接地方式混为一谈。

4.1.1 电弧接地过电压
    美国曾经在30年代利用暂态分析仪进行过模拟试验，认为电弧接地过电压可高达5～6p.u.。这一结果产生了广泛和长期的影响，致使人们对此种过电压的危害估计过高。近来，日本东京电力公司在为我国设计电厂的任务书中，仍然采用这一数据；美国专门制造电阻器的PGR公司，当前也依然如此。在我国的一些事故分析报告中，无论是过去或现在，也曾多次将原因归结为高倍数的内部过电压。其实是没有找到真正的原因，所以类似的事故才重复发生。国内有的模拟试验甚至还提供8.5p.u.的数据。实际上，这些结果都是不正确的。
    关于电弧接地过电压问题，在50年代后期从理论到实践已臻完善。根据1917年彼得生的“高频电流过零熄弧理论”和1923年彼得和斯列宾的“工频电流过零熄弧理论”，最高的电弧接地过电压为3.5p.u.；根据1957年别列柯夫的理论，只要熄弧峰压低于介质的恢复强度，接地电弧便可自动熄灭，最高的过电压仅为3.2p.u.［7］。
    此种过电压可分为瞬间、间歇和稳定等3种情况。稳定电弧接地过电压系接地电弧在短间隙中稳定燃烧引起的。它和前2种不同的是作用时间长，可达数十分钟及以上。
    根据国内外长期自动记录和实测的结果，中性点不接地电网中的电弧接地过电压，包括间歇接地在内，最高的过电压为3.4p.u.，而峰值的持续时间小于2ms 。同时，超过3.0p.u.过电压的概率仅为2%～4%，而超过2.0p.u.过电压的概率却为64%。
    中性点采用谐振接地方式的目的，主要是让接地电弧瞬间熄灭，限制电弧的重燃，自然过电压也会遂之降低。过去，人工调谐的消弧线圈，一般可将此种过电压限制到2.8p.u.；现在，采用的自动消弧线圈，一般可将其值限制到2.5p.u.，同时长期的自动记录结果显示，超过2.0p.u.过电压的概率仅为5%。
    这里顺便指出，在我国和前苏联出版的《过是压保护规程》中，都有“瞬间熄弧时过电压为2.3p.u.”的规定，而在最近出版的DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》标准中，却被删除了。
    中性点采用低电阻接地方式的理论基础，同样是限制电弧接地过电压。根据国内外长期的自动记录和实测结果，最高的过电压为2.5p.u.，但超过2.0p.u.过电压的概率为34%［7，8］。
    此外，当判断电弧接地过电压的危害性时，除了考虑其倍数或幅值外，还必须同时考虑其出现的概率和持续作用的时间。当代的中压电网相间电容较前显著增大，所以电弧接地过电压就不危险了。

4.1.2 谐振过电压
    中压电网谐振过电压的突出特点是中性点出现位移。显然，这与中性点的接地方式密切有关。当讨论谐振过电压问题时，依然不能把谐振接地混同于不接地方式，两者之间是有明显区别的。
    电压互感器铁心饱和、配电变压器高压绕组接地和利用电压互感器定相等引起的谐振过电压，同样多发生在中性点不接地的电网。当中性点经消弧线圈接地后，则可根除前一种谐振过电压，而对后2种谐振过电压，也可得到有力的限制。关于断线谐振过电压问题，只要消弧线圈过补偿运行，即可将其限制到对绝缘无害的程度。
    （1）电压互感器铁心饱和过电压。在中性点不接地的电网中，当三相的对地电容与电感相互匹配时，因电压突变便可激发起此种谐振过电压，其谐振频率可以自动转换，过电压也可自动消失，所以又称为中性点不稳定过电压。此种谐振过电压在国内外的电力系统中均曾频繁产生，可使母线和主变压器的绝缘闪络，高压熔断器熔断，以及电压互感器烧毁等，是电力设备绝缘损坏的主要原因之一。投入空母线时的高次谐波谐振过电压，一般幅值较高，往往会引起绝缘闪络；运行中出现的基波或低分次谐波谐振过电压，一般幅值为2～3p.u.，作用时间可达数分钟及以上，待高压熔断器熔断或电压互感器烧毁后，电网的电压即恢复正常。
    限制此种过电压的措施很多，例如，改善电压互感器的伏安特性，附加一台单相互感器，装设消谐器以及将中性点临时接地等。实际上，只要采用谐振接地方式，即可根除此种过电压。
    （2）配电变压器高压绕组接地谐振过电压。运行在中性点不接地电网中的三相配电变压器，当高压绕组因匝间短路引起接地时，不论高压熔断器是否熔断，均可产生谐振过电压。
    根据试验研究结果，当接地相的高压熔断器熔断时，过电压可达3.13～3.36p.u.，时间一般小于2s。在高压熔断器未熔断的情况下，高压绕组一点接地时，过电压为1.38p.u.；异相两点接地时，为2.73p.u.，其作用时间可达数分钟、或数十分钟以上，直到故障配电变压器脱离电网为止。当2台配电变压器同相各一点接地时，过电压可达3.50～4.06p.u.，由于这种重复故障极少可能发生，故可忽略不计。为了有效地限制此种谐振过电压，只要改变电网的中性点接地方式即可。
    （3）电压互感器定相谐振过电压。此种过电压系由电压互感器的电感与电网的三相对地电容构成串联谐振回路引起的，稳态幅值可能超过5.0p.u.，曾经由此引起过一些地区全部停电的严重事故。利用“电阻定相杆”进行定相，则可以防止此种过电压；而改变中性点接地方式，也可限制此种谐振过电压。
    此外，除上面介绍的几种谐振过电压外，其他谐振过电压很少发生，这里就不再讨论了。
    当中性点经消弧线圈接地后，便可根除4.1.2节中之（1）的谐振过电压。对其中之（2）和（3）两种过电压，则可以限制到无害的程度。
    （4）断线谐振过电压。所谓的断线谐振过电压，只是在单侧电源供电、一相全部断开的条件下，方比较危险。但此种情况是极少可能发生的。即使如此，只要让消弧线圈过补偿运行，便可将其限制到对绝缘无害的程度。在当前广泛采用自动消弧线圈的情况下，若不是远离谐振点运行，就是具有限压电阻，所以，此种过电压同样无害［7，9］。
    中性点经低电阻接地的电网，上述的谐振过电压均较难产生。万一出现，幅值也比较低，一般不会有什么危险。

4.1.3 单相接地故障时切断空载线路过电压
    根据电力系统的实测结果，切断空载线路时的过电压，与电网中性点的接地方式没有直接关系。在一般情况下，最高为3.0p.u.左右。照此估计，在电网带单相接地故障的情况下切断空载线路时，过电压有可能达到5.0p.u.左右。例如，有的运行部门利用这一操作方式测量66kV线路的电容电流时，曾经造成6只PBC-60型阀型避雷器损坏；在测量35kV线路的电容电流时，也曾发生阀型避雷器动作现象［10］ 。但运行经验表明，在10kV及以下的电网中，上述情况从未发生。
    运行中的小电流接地系统，在检出并清除单相永久性接地故障时，断开带有负荷的线路，过电压没有危险，只有切除热备用状态下的空载线路时才会遇到上述情况。以前的中压断路器性能一般较差，断路器重燃次数较多，加上工频电压的升高，在上述的操作过程中，过电压的倍数显著增大。虽然出现这一操作的机会甚少，但也必须给予足够的重视。
    根据安全运行要求，结合制造经验教训，西安高压开关厂过去研制的DW-35（20、31.5kA）2种带并联电阻的断路器，陕西省电力部门曾经于1986年6月进行了现场试验。试验全部是在人工接地的条件下进行的。单合3s后再以分—0.5s—合分的操作循环，切合25、50km的空载线路124相次，断路器均未发生重燃现象；母线或线路上的最高过电压均是在线路重合时发生的，其值一般不超过3.0p.u.；当断路器带有非线性电阻时，母线或线路上各出现一次3.4p.u.的过电压；当带线性并联电阻时，其最大值分别为3.2及2.59p.u.。关于安装在母线上的磁吹避雷器动作情况，当时未能确证。
    此外，根据原水电部和机械部的要求，湖南省电力有关部门也曾于1986年10～11月对8个制造厂家的6种35kV的DW、SW、SN-35型的断路器，分别在电网正常运行和人工接地的条件下，以分—0.5s—合分的操作循环，进行了切合25、50km空载线路的现场试验。结果表明，断路器无一不发生重燃现象，且重燃率一般均在20%以上。由于重燃次数较多，母线或线路上便产生了较高的过电压，正常情况或人工接地时，其最大值分别为4.1p.u.与4.9p.u.；安装在主变压器出口的阀型避雷器动作达32相次以上，甚至一次操作有两相避雷器动作。经研究与改进后，断路器加装了并联电阻或压油活塞，上述单位于1987年6月再次进行了现场试验，除上述6种被试品外，又增加了2种。现场试验结果表明，并联电阻较压油活塞为优；加装非线性电阻后，阀型避雷器未再发生动作。
    这里需要指出，对于双端电源供电的线路，在电网发生永久性单相接地故障时，当一端的断路器先行断开后，也会出现类似的情况。不过这种情况不仅比较稀少，而且，现在的断路器性能与过去不同，同时也可利用MOA进行有效的保护。上述情况清楚地说明，在电网存在单相接地故障的情况下，断开空载线路的过电压问题，早在80年代中期已经获得了解决。而且，随着设备的更新换代，SF6和真空断路器和无间隙氧化锌避雷器的推广应用，条件就变得更为有利了。因此，文献［11］中的顾虑是没有必要的。

4.1 绝缘水平问题
    过电压问题解决了，绝缘水平问题自然也就清楚了。至于有的城市怀疑具有正常绝缘水平的电缆，耐受不了高倍数的电弧接地过电压。实际上，这一顾虑是完全多余的。
    根据IEC71-1、2、3出版物公布的绝缘配合标准，不论是根据欧洲大多数国家，还是依据美国、加拿大等国的现行经验，所制定的52kV以下的标准绝缘水平（系列Ⅰ、系列Ⅱ），均包括中性点直接接地、经小于消弧线圈阻抗接地和消弧线圈接地方式。而且，其中还特别指明，当采用系列Ⅰ中的栏1或栏2时，应考虑中性点接地方式和所用过电压保护装置的类型。这充分说明，对于中压电网来说，中性点接地方式对绝缘水平的影响不大，而过电压保护方式却需要适当选择。
    运行经验表明，电力系统中的事故以中压电网的绝缘事故为最多。为了推广低电阻接地方式而降地绝缘水平，显然是不明智的。而现在运行中的小电流系统的电力设备，绝缘水平是有适当提高，其主要目的是为了防止污闪事故，减少运行维护的工作量。而打算利用这一绝缘裕度，配合低电阻接地方式进行10kV电网的升压，显然是不可取的。

5 谐振接地方式的优化
    在当今新技术的支持下，谐振接地方式实现了优化。其主要内容包括自动消弧线圈和微机接地保护（或自动选线装置），现简要论述如下。

5.1 自动消弧线圈自动消弧线圈
    与人工调谐的消弧线圈相比，具有显著的优越性，不仅可以避免人工调谐的诸多麻烦，而且在调谐过程中不会使电网的部分或全部失去补偿，同时，由于提高了调谐的精度，可以更有力地限制电弧接地过电压的危害等。
    自动消弧线圈一般由驱动式消弧线圈和自动测控系统构成，这样方能完成电网电容电流的跟踪测量和跟踪补偿，使单相瞬间接地故障自动消除，为单相永久接地故障的检出并清除创造有利的条件。
    根据调节方式的不同，可将自动消弧线圈分为“预调式”和“随调式”两大类。

5.1.1 预调式自动消弧线圈
    预调式的自动消弧线圈是在电网正常运行的情况下，也即发生单相接地故障之前，根据跟踪测量电容电流的结果，预先自动将消弧线圈调谐到合理的补偿位置。由于调谐的时间允许较长，一般可由机械传动机构完成。此类自动消弧线圈主要有调匝式、动铁式和动圈式等。

5.1.2 随调式自动消弧线圈
    随调式的自动消弧线圈是在电网发生单相接地故障之后，随之迅即自动将消弧线圈调谐到合理的补偿位置。因响应时间要求甚短，故只能由电气调节装置来实现。此类自动消弧线圈主要有调容式、调感式、磁阀式和直流助磁式等。

5.1.3 应用情况及运行经验
    我国生产的自动消弧线圈，品种较多，各具特色，现有2500余台投入中压电网运行。实践结果表明，可以满足运行要求。
    90年代初期，我国开始生产自动消弧线圈，主要型式为多级细调的调匝式，目前在电网中占有较大的比例，运行情况基本良好。只有个别厂家的早期产品，在动作过程中曾出现喷油、冒烟等过热现象，很快便进行了纠正。有的产品在运行中也曾出现死机、调节过频或失灵等情况。这些问题发现后，厂家也很快进行了改进。后来一些厂家生产的可变气隙的动铁式、磁阀式和直流助磁式等连续调节的自动消弧线圈，调谐精度显著提高。
    近年来生产的调容式或调感式自动消弧线圈，不仅调谐精度高，而且补偿电流的调节范围宽（0～100%），对新建的和建成的、大小不同的补偿电网均适用。这些自动消弧线圈的响应速度快、调谐精度高，可以单台运行，也可多台并联运行。
    自动消弧线圈在前苏联、日本、德国、法国、罗马尼亚、奥地利、芬兰和斯堪地那维亚半岛诸国等的中压电网中，先后都有应用，效果同样良好。
    为了使自动消弧线圈能够正常发挥它的功能，关于自动测控系统、本体及附件等性能的具体要求，可参见文献［7］。当然，性能投资比也是不可忽视的。
    这里顺便指出，最近哈佛莱公司研制成功的、由注入电流构成的、宽带接地故障电流补偿装置，能够同时补偿有功电流和高次谐波电流，使残余电流几乎为零，可满足特殊情况的需要，如确保安全与防止火灾等。

5.2 微机接地保护
    补偿电网的继电保护选择性是国际上长期存在的技术难题，只是在微机接地保护步入实用之后，这一问题方获解决。

5.2.1 继电保护领域的革命
　　微机保护是继电保护领域的一次革命，其原理与过去的物理模拟截然不同，它建立在运算的基础上，从原则上讲，凡是能对故障参数进行运算的保护，均可付诸实现。当代的微机接地保护或自动选线装置，放弃了以往电流、电压“绝对定值”的概念，利用它们之间的“相对相位”和“参量比幅”等关系，再加上“重复判断”和“综合判断”等措施，在不增大接地故障电流的条件下，可实现对故障线路的选择性。
　　微机接地保护可以作用于信号，或动作于跳闸。目前，为了充分利用谐振接地方式的灵活性，在一般情况下常常选择手动跳闸，当然也可视具体情况而定。在国外电力系统中，这2种方式均有应用。而国内的情况是绝大部分作用于信号；少部分动作于跳闸，跳闸可瞬间或延时自动，也可延时手动。为了慎重起见，最好待积累一定的成功经验后，再根据需要自由选择。

5.2.2 微机接地保护的判据
　　根据国内外的理论研究和现场试验结果，微机接地保护的选择性和可靠性，可以根据以下几项条件进行判断[7]：
　　(1)所有使用原始技术数据的传统方法，均不能完全满足继电保护装置的启动和选择性的要求，而慎重改变故障量值的一些方法，则较为可靠；
　　(2)各种保护装置的动作成功率，都随接地故障电阻的增大而降低，当故障电阻超过1kΩ时，传统继电保护的可靠性便急剧降低；
　　(3)通过适当变动失谐度而改变零序电流(残余电流)的方法，可以很好地满足保护装置的启动条件；
　　(4)只有数字式方法，才能利用原始的技术数据测得很高阻值的接地故障、方向及距离等。
　　上述研究结果表明，利用当代的微机、微电子技术，这一技术难题可以得到解决。

5.2.3 微机接地保护的发展与应用
　　目前，在国内外中压电网中采用的微机接地保护，其原理计有十几种。总体说来，小电流接地系统的继电保护选择性，已经获得了较好的解决[7]。
　　在多种的型式中，除注入电流信号的微机接地保护外，其余的保护都要用到电网在故障时的一些参数作为启动条件。有功电流、负序电流和谐波电流等3种接地保护，主要是依靠检测相关电流的绝对值进行判断，当故障线路对应的相关电流值不是最大时，还需要增加相位等参数作为辅助措施。而有功电流、功率方向和暂态电流等3种接地保护，主要是通过对所检测的相位，进行比较以判别故障线路等。
　　以上多种型式的微机接地保护，均已先后在国内外的中压电网投入运行。实践结果表明，部分产品对故障线路的判断不是唯一的，虽然只能作用于选线信号，但却明显地缩小了故障范围，这对运行人员处理故障是很有帮助的。而出现非唯一判定的原因，主要为谐波污染、干扰影响和制造质量等，需要针对问题进行改进。
　　但是，借助检测相对值，即比较有关参数的变化量值来检测故障线路的一些产品，例如，参数增量和零序导纳等微机接地保护，能够较好地满足选择性和可靠性的要求。
　　此外，还有利用EMTP中ATP程序构成的微机接地保护、小波原理微机接地保护，以及最近的“临时相间短路”等微机接地保护，尚待积累运行经验。
　　这里只准备介绍3种比较成熟的微机接地保护，即参数增量微机接地保护、零序导纳微机接地保护和暂态电流微机接地保护等。

5.2.4 参数增量微机接地保护
　　利用参数增量原理构成的不同微机接地保护，主要用于检出永久性的单相接地故障；而暂态微机接地保护，则可检出瞬间和永久性的单相接地故障。
    参数增量微机接地保护的原理十分简明。在电网发生单相永久性接地故障期间，如果适当地变动消弧线圈的失谐度，则只有故障线路的零序电流（残余电流）或零序阻抗会出现增量。利用微机计算速度快、综合分析和判断能力强等特点，在改变失谐度的前、后，实时采集和同步记录、集中处理和分析对比各条馈线的零序电流或零序阻抗，其中出现增量的馈线，便是所要检出的故障线路。
    这里应当指出，目前值得关注的问题是检出单相永久性接地故障的可靠性。这个问题解决了，基本目的就达到了。由于谐振接地系统中的瞬间单相接地故障，能够很快地自行消除，所以能否检出就显得不那么重要了。这些故障存在的时间，一般仅为几个毫秒到几十个毫秒，在此期间内大幅度地增大失谐度，乃至改变它的正、负符号，不仅无济于事，甚至还会产生不良后果，影响电网的安全运行。
    参数增量微机接地保护的特点是：①准确度高。增量只产生于故障线路中，具有唯一性；②计算方便。只须对有关参数进行简单的运算，无需EMTP程序和傅立叶快速转换；③灵敏度高。不用绝对值作判据，而用相对值，即有关参数的增量；④可靠性高。避免了电流互感器和测量回路的误差、背景干扰、脉冲干扰，以及电压和频率波动的影响；⑤通过对零序阻抗的检测，可以增加保护的故障定位和测距功能，为开展配电系统的故障管理工作创造有利的条件。
    参数增量微机接地保护是与调容式自动消弧线圈一同诞生的，由此构成的“二合一”成套装置，采用双CPU控制，互为备用，能够记录并储存多种信息，对于迅速消除单相瞬间接地故障和准确检出单相永久性接地故障，条件十分有利。同时，由于它系稳态采样，不仅可以避免脉冲等干扰的影响，并且能够进行重复计算和重复判断，故准确度高，效果良好。该成套装置可以单台独立运行，也可多台并联运行。自问世以来，在不到半年的时间内，便有多套装置投入我国的中压电网运行，效果良好。
    现在，调感式和调匝式等自动消弧线圈，也多改用此种原理构成的微机接地保护装置。

5.2.5 零序导纳微机接地保护
    零序导纳微机接地保护是奥地利首先研究开发的。法国电力公司（EDF）利用了一种新的求值方法，测量电网故障前后线路零序导纳的变化，可以检出谐振接地电网中的单相接地故障。
    假定在谐振接地电网中有数条馈线，根据该电网正常运行时的零序回路，利用消弧线圈适当的失谐状况和位移电压的相应改变，便可将每条馈线的零序阻抗的不对称分量，即对地导纳和导纳系数计算出来。如果所有的零序导纳系数都不超过健全电网限定的允许值，它就被储存起来，作为相应馈线的参考值。当任何一条馈线发生单相接地故障时，就相当于产生了一个附加的不对称电源，这样，就会导致零序电压和馈线零序电流的总和发生变化。此时，同样可以计算出各条馈线的对地导纳系数，比较接地故障前后馈线零序导纳系数的变化，借此便可检出发生接地故障的馈线。此种微机接地保护也可免除测量回路和电流互感器的误差，故其灵敏度很高，可以检出100kΩ的高阻接地故障。此外，EDF利用比较接地故障电流中有功分量的大小和方向，也可检测出50kΩ的高阻接地故障。
    运行经验表明，在架空线路和电缆网络中，高阻接地故障均时有发生。根据EDF的统计，在中压电网中大约有12%的单相接地故障，其阻值高于4kΩ，最高可达100kΩ。
    波兰为了检测高阻接地或电弧接地故障，近些年来也进行了这方面的研究。新的接地保护装置利用零序导纳或电导与电纳2个分量，作为测量值和启动值。零序导纳接地保护可采用一个判据，也可采用2个判据。在中性点不接地或经消弧线圈接地的电网中，由导纳绝对值和电导2个判据构成的接地保护，至少有一个判据始终能满足检出接地故障的要求。此种微机接地保护装置已在波兰国内推广应用。

5.2.6 暂态电流微机接地保护
    暂态电流微机接地保护，既可用来检出瞬间单相接地故障，而且也可用来检出永久性单相接地故障。此种接地保护可以作用于信号，又可延时动作于跳闸，能够迅速地检出并清除故障线路。
    当谐振接地电网中发生单相接地故障时，从故障点暂态电流的组成来看，主要包含：电网故障相的对地电容的放电波与非故障相的对地电容的充电波，以及消弧线圈的暂态电感电流等3个分量，而后者在故障的初始阶段不起作用。由于暂态接地电流的频率很高，幅值很大，同时该暂态零序电流与零序电压的首半波之间存在着固定的相位关系。对于放射形结构的电网而言，在故障线路上两者的极性相反，而在非故障线路上，两者的极性则相同，借此便可检出故障线路。
    暂态电流的大小，与初始电压的相位有关。当接地故障发生在基波电压的零点附近时，其值很小，接地保护可能出现“死区”，这就要求装置能够正确记忆首半波的极性关系。过去的物理模拟接地保护不能解决这一问题，现在的微机接地保护可以解决。此种暂态电流微机接地保护已经在我国的中压电网中投入了试运行，并且能够正确地监测瞬间的单相接地故障。为了使该装置能够正确动作，它采用的是暂态零序电流的实际有效值。
    这里应当指出，在环形结构的补偿电网中，可能存在电容电流“分界点”的非故障线路。此时，其两端的零序电压和零序电流的极性相同；而“分界点”不在其上的非故障线路，则一端相反，一端相同；同时，对于故障线路而言，两者的极性，也是相反。因此，环网中暂态电流微机接地保护的选择性问题，尚待研究解决。不过，在一般情况下环网多为开环运行，否则，也可先将环网解开，然后再进行故障线路的选择。为了安全起见，待检除故障线路之后，应尽快合环。

6 电缆网络的中性点接地方式
    近些年来，我国城市中的电缆网络不断扩展，在选择中性点接地方式的问题上，出现一些不同的看法是比较自然的。其中主要的问题为：电缆网络一旦发生单相接地，不是永久性故障，便是相间短路事故，消弧线圈已不起作用；电缆网络的接地电容电流很大，补偿与调谐十分困难，当其值达到或超过150A时，谐振接地方式已不再适用，等等。
    国内外电力系统的运行经验表明，实际情况并非如此。随着近代科学技术的发展，优化了的谐振接地技术，不仅适用于架空线路电网和混合电网，还同样适用于电缆网络。
    上海的电缆网络在我国最具代表性，运行时间长，电压等级多，特别是市中心区的35kV电缆网络，中性点的各种接地方式都有经历，堪称世界情况的缩影。因此，在讨论电缆网络的单相接地故障问题时，离不开这些运行经验。
    上海于1932年开始敷设33kV的电缆线路，与架空线路一起运行，因电容电流较小，中性点采用不接地方式。1950年，两条过江电缆建成后，与33kV电缆构成环网，因电容电流较大，发生接地故障时曾损坏设备。于是1952年将其改为直接接地方式。1953年又改为低电阻接地方式。1954年，经前苏联专家建议，33kV的电缆网络升压35kV，中性点经消弧线圈接地运行。1957年35kV电缆联网，中性点保持谐振接地方式，消弧线圈带有并联电阻，经10s延时后投入，以检出故障线路。继之又执行前苏联专家的建议，于1957年底将并联电阻拆除。后来，新建的35kV电缆线路不断延伸，加之23kV的电缆陆续升压35kV运行，1987年在城市中心区又重新使用低电阻接地方式［12］。
    此外，我国的一些沿海开放城市，试用低电阻接地方式10年左右，一些经验教训同样是值得记取的。

6.1 中性点经消弧线圈接地的电缆网络
    电缆网络中的单相接地故障是否都是永久性的？对这一问题的议论，由来已久。理论分析与运行经验表明，它与电缆网络的中性点的接地方式密切相关，这点可通过运行经验和统计结果进行验证。

6.1.1 电缆网络的瞬间接地故障
    电缆线路的本体故障甚少，绝大多数故障发生在终端头和中间接头上。根据上海35kV补偿电网1957～1960年的统计，消弧线圈的动作成功率平均为76%，其中最低的一年也有62.5%。经过分析认为，由于消弧线圈的安装位置相对集中，零序回路中产生的有功损耗使残余电流显著增大，不利于接地电弧的熄灭。当调整了安装位置后，在紧接着近一年的运行时间内，消弧线圈共动作了51次，而成功率提高到94%［13］。在上述的这些数据中，虽然包括了部分永久性的接地故障，但同时也说明了，电缆网络中的瞬间单相接地故障，仍然是相当可观的。
    另据上海石化总厂1976年5月～1986年5月的10年统计结果，在大部分为电缆线路的35kV补偿电网中，共发生单相接地故障65次，其中瞬间接地故障44次，占67.7%；在纯电缆的10kV补偿电网中，共发生单相接地故障37次，其中瞬间接地故障21次，占56.8%。后者的21次单相瞬间接地故障中，电缆绝缘瞬间击穿9次，原因不明者11次，带空载变压器拉手车开关1次［14］。
    这里应当指出，以上的统计数据是在人工调谐的消弧线圈与继电保护选择性尚未解决的条件下取得的。如果采用自动跟踪补偿装置等措施，对接地电弧的熄灭更加有利，则单相瞬间接地故障的比例，还会相应地有所提升。2000年7月2日10时5～51分，LZ炼油厂的6kV补偿电网中，一条线路连续发生11次瞬间接地后突然跳闸。该事故是由于电缆头受潮后爆炸引起的，有功电流微机接地保护的动作全部正确，由于运行人员未能及时处理，否则，这次事故是完全可以避免的。
    1999年9月，安装在齐鲁石化公司电缆网络的暂态电流监测仪，曾经记录到运行在6kV补偿电网中的一条三相XLPE电缆，在30天内连续发生的2次瞬间单相接地故障，目前该电缆仍在继续正常运行之中。此种情况只有在谐振接地系统中方能发生，因为残余电流甚小，故障点的绝缘损伤极微；同时，故障相恢复电压的初速度很低，当“水树枝”中的水分蒸发后，电缆的绝缘仍可能恢复并保持在相当高的水平。对于油纸绝缘和充胶的电力电缆，此种情况发生在国内外的电力系统中就更多了。
    关于“35kV和10kV电缆的单相接地必定是永久性的事故，它不存在自己熄灭电弧的可能”［11］ 。从以上的运行经验和分析讨论中，可以看出这一论断是不完全正确的。对于谐振接地系统中的电缆线路来说，由于故障点的残流很小，从绝缘损坏转变为单相永久性接地故障，一般有一个发展的过程（而外力破坏者除外），有时需要经过数次瞬间接地后方能形成；而当代的自动消弧线圈条件更加有利，每次接地往往是从原始状态重新开始，2次瞬间接地故障之间，时间的间隔可以长短不等，短则以时、分等计，长则以日、月等计，这些情况已被国内外电力系统的运行经验所证明。

6.1.2 电缆网络的永久性接地故障
    根据文献［15］：“上海某35kV采用消弧线圈接地的电网，自1970年以来统计的单相接地故障中，有27.2%在处理过程中发展为二点接地故障，严重影响了供电可靠性。由于电缆的单相接地故障多属永久性故障，电缆网络发生单相接地故障，实际上就意味着对用户的停电。此处配电网采用消弧线圈接地就无优点，扩大事故的缺点却相对突出”。于是1987年便将中性点改经9.9Ω的低电阻接地运行。
    上述统计数据还同时说明，即使在采用人工调谐的消弧线圈和手动拉路检出故障线路的条件下，自1970年以来，仍有72.8%的单相接地故障并未引起停电事故。可见消弧线圈的作用还是相当显著的。若不拆除消弧线圈原配的并联电阻，则可自动检出并清除永久性的接地故障线路，缩短电网带故障运行的时间，进一步减少在处理过程中发生的“二点接地故障”。对于超期服役和绝缘不良的电缆，应逐渐安排更换，而采用低电阻接地方式，则必然会导致100%的停电事故，使供电可靠性等显著地下降。

6.1.3 电缆网络永久接地故障的检出和清除
    文献［15］还认为：“大型的电缆配电网如果采用消弧线圈接地，由于处理故障时间一般较长，往往引起故障扩大。排管式隧道中的电缆如果接地时间过长，容易引起可燃性气体积聚而导致火灾。例如，某35kV电缆在隧道内发生单相接地，60min后发展成隧道火灾，烧毁电缆40余条，致使事故扩大。中性点经电阻接地的配电网，其单相接地电流不超过1～2kA，持续时间不超过几秒钟，一般不会导致故障扩大”等。
    上面提到的隧道火灾事故，实际是1989年8月17日上海石化总厂35kV电网中发生的。如果采用参数增量法等微机接地保护等措施，自动检出并及时清除故障线路，则上述的火灾事故就可以完全避免。此外，所用的国产35kV XLPE电缆的制造质量不良，导线偏心也是扩大事故的原因之一。经过全面分析和慎重考虑后，该厂结合自己的实践经验，继续保持谐振接地方式不变，这就足以说明问题了。
    这里应当强调指出，关于“电缆网络允许带单相接地故障运行2h”的规定，原本是根据人工拉路检出故障线路的经验，对最复杂结构的电网所需的时间不会超过2h。显然，通常所谓的“谐振接地电网需要带故障运行2h”的说法是错误的。何况，现在利用微机接地保护在不增大接地故障电流的条件下，可以自动很快地检出并清除故障线路，上述扩大事故的情况就很难发生了。

6.1.4 谐振接地电缆网络中的相间故障
    过去，补偿电网依靠人工拉路检出接地故障线路，在处理过程中如果延误，有时可能发展为二点（越野）接地等故障。现在，单相接地故障可以自动检出，显著地缩短了电网带故障运行的时间，扩大为相间短路的机会就大大地减少了。
    中性点经消弧线圈接地的电网，由于残余电流很小，在故障点很难形成相间短路。例如，1997年4月13日厦门市杏林地区的10kV三相XLPE电缆，被邮电施工队挖破后带故障运行了55min，因残流小于4A，在机械伤痕周围仅有轻微的电弧烧伤痕迹，自然没有发展为相间短路。同时，由于接触电压和跨步电压甚低，工人也安然无恙。
    另外，根据邢台、正阳和权台3个煤矿电缆网络的统计，在中性点不接地运行期间，分别发生过50、25、20次单相接地故障，其中各有26%、40%、50%引起电缆“放炮”，导致了停电事故的发生。当中性点改为谐振接地方式运行后，又分别发生过40、32、9次单相接地故障，都未再发生电缆“放炮”现象。
    以上的统计分析结果表明，在补偿电网中的电缆相间故障，远较中性点不接地或经低电阻接地的电网为少。后者，很容易在故障点形成相间短路，我国早期试用低电阻接地方式的电网，其运行经验充分地说明了这一情况。

6.2 中性点经低电阻接地电缆网络
    80年代我国从国外购进了不少低绝缘水平的电力电缆等设备，由于不能直接投入中压电网运行，国内一度兴起了低电阻接地方式热。于是，一些沿海城市的10kV电网中性点，便改为低电阻接地方式运行。现将这些电网运行10年左右的主要经验教训，概括说明如下。\
    （1）GZ市的10kV电网。根据该供电局在试点过程中的统计，1987～1991年零序过电流保动作120次，除自动重合闸动作33次，有22次成功外，中断供电98次，占81.7%；加上零序过电流保护的误动作，使主变压器低压侧断路器跳闸全站停电事故，以及中性点的电阻器烧毁等事故率显著上升，维修工作量和运行费用相应增加，安全运行水平与供电连续性明显地降低了［16］。
    1993年3月，该局召开的配网年度工作会议指出：“去年运行管理有几项指标还不太令人满意，该升的则降，该降的则升，这里面有客观原因，特别是经小电阻接地零序保护造成跳闸事故率增多，……”。后来的运行统计数据也说明这一看法是正确的。
    当该局17个变电站完成中性点低电阻接地方式改造后，根据1992年和1993年的统计，10kV线路因零序过电流保护动作跳闸354次，其中280次，占79.1%造成停电事故，只有74次，占20.9%重合成功，短时间恢复了供电。重合成功率低的主要原因是故障点的绝缘形成了残留性故障；同时1993年所损失的电量却为1992年的4.4倍等［17］。另据后来不完全的统计，接地变压器爆炸烧毁4次，零序过电流保护动作后继电器不返回，导致主变压器低压侧的断路器跳闸至少7～8次，因此造成了大面积停电事故，等等。
    （2）ZH市的10kV混合电网。ZH市参照前者的做法，于1993年先后将17个变电站中的10kV中性点改为低电阻接地方式运行，其中在市区的有12座，电缆线路占76.5%；架空线路占23.5%；其余的5座，电缆线路占23.6%；架空线路占76.4%。运行8年多来，因供电可靠性降低和人身伤亡事故增多等，现已决定分期改回到谐振接地方式运行。
    根据2000年对16个变电站的统计，全年线路跳闸共324次，其中单相接地跳闸228次，占总次数的70.37%，而瞬间接地为169次，占接地跳闸的74.12%；相间短路跳闸96次，占总次数的29.63%，而瞬间短路为74次，占相间短路跳闸的77.08%。这些统计数字基本上代表了历年的运行情况，其中有的架空线路的跳闸率竟高达123次/（百公里·年）。
    此外，市中区的10kV电网，线路长约380km，其中电缆线路近60%。据1999年的统计，全年共发生线路跳闸停电事故144次，其中单相接地38次，占26.4%；相间短路106次，占73.6%，后者竟为前者的2.79倍。由于相间短路事故增多，维修工作量和运行费用自然就增大了。
    另据1993年8月至2000年2月的统计，共发生人身伤亡事故11次，死亡9人，重伤4人，烧伤2人等。其中1996年3月24日的深夜，一台大型工程车的翻斗误碰10kV线路的一相导线，因工作地点比较潮湿，引起对地持续放电，司机在下车着地的过程中，触电后电弧烧灼致死，经半小时发展为金属接地后线路才自动跳闸。后经检查发现，大部分车胎的下部橡胶烧光，同时人也被烧化。
    （3）SZ市的10kV电缆网络。根据1998年1月1日至2000年1月1日的不完全统计，中性点经低电阻接地的10kV电缆网络，线路跳闸共1009次。虽然没有对单相接地、相间短路、瞬间故障和永久故障等分别进行统计，仅此一项问题便可见一斑了。
    以上情况充分说明，增大接地故障电流是不可取的。因此，深圳和珠海等早期试用低电阻接地方式的供电部门，在几年前便改用谐振接地方式了，并且后者现已决定分期改回为谐振接地方式。
    当中性点由低电阻改回到谐振接地方式时，为了节省投资，建议暂不拆除原有电阻器和零序过电流保护装置，而留作自动检除单相永久接地故障线路之用。若运行情况不够满意，则可另行处理，有的单位已考虑接受这一建议。

6.3 谐振接地方式的适用范围
    对于中压电网来说，谐振接地方式在适用范围问题上，与低电阻接地方式一样是没有限制的。但是，两者的运行特性是十分不同的。
    德国柏林的30kV电缆网络，电容电流曾经高达4000A，中性点依然采用谐振接地方式，41台消弧线圈分布在18个变电站。当失谐度为零、电网全补偿运行时，残余电流为122A，其中的有功电流和高次谐波电流分别为90.4A和82A。当时所用的消弧线圈是人工调谐的，通过监视调谐的精度，取得了良好的运行效果［8］。如今，可采用自动消弧线圈，既方便使用，又能够保证精度，显然效果就会更好。
    根据独联体“6～35kV电网接地短路电容电流补偿规程”的规定，在人工调谐消弧线圈的情况下，允许的失谐度为±5%。在补偿电网不能达到更高调谐精度的条件下，这虽然可以认为是合格的，但仍然仅仅是权宜之计。由此可知，通常所谓“失谐度允许±10%”的规定早已过时了；同时，说明了补偿电网采用自动消弧线圈，以提高调谐精度的必要性。国内外的研究结果表明，当失谐度为±5%和阻尼率为5%时，电网电容电流的允许值为282.8A；若限定失谐度不大于±1.5%时，则电容电流的允许值可增加100A，即电网的电容电流不大于385A时，仍可满足上述“规程”的规定[7] 。现在，广泛采用了自动消弧线圈，满足上述规定是不成问题的。
    根据我国电缆网络的运行经验，可以得出同样的结论。例如，洛阳热电厂的10kV电缆补偿电网，电容电流为370A，经常并联运行，情况良好；青山热电厂的10kV电缆补偿电网，电容电流为350A，正常情况下母线分三段运行，有时三段母线并联运行，同样情况良好，等等。
    实际上，当电容电流接近或达到上述的允许值时，在一般情况下，补偿电网已经分区运行了。所以，对电缆网络来说，谐振接地方式的适用范围，实际上是没有限制的。
    此外，莫斯科的35kV、维也纳的26kV、巴黎的20kV和日内瓦的18kV电缆网络，中性点均采用谐振接地方式，运行情况同样十分满意。

7 运行特性与经济效益
    实践表明，谐振接地方式与低电阻接地方式的运行特性，相差十分悬殊。因此，两者的经济效益和社会效益也显著不同。现具体分析说明如下。

7.1 供电可靠性
　　供电可靠率是国家对电网考核的重要指标。根据“电力可靠性指标发布会”公布的材料，我国10kV电网的供电可靠率，1995年203个城市平均为99.075%，用户的年平均停电时间高达81.03h。1996年238个城市平均为99.264%，用户的年平均停电时间为39.68h。1997年255个城市平均为99.717%，用户的年平均停电时间为24.79h。1998年275城市平均为99.81%，用户的年平均停电时间为16.644h。1999年277城市平均为99.863%，用户的年平均停电时间为12h等。伴随着供电可靠率的提升，停电时间逐年降低。不过，这一成果是在全面实行网改和供需矛盾缓解的条件下获得的，但与一些国家的差距是相当大的。1995年日本、法国、英国、美国的全国供电可靠率分别为99.998%、99.982%、99.985%、99.990%，对应的停电时间按分钟计算平均仅为10.5、94.6、78.8、52.6min。近来，纽约和东京的年平均时间，仅分别为9.4和4.0min等。
　　关于停电时间，美国规定10年不超过24h；前苏联和东欧等一些国家规定1年不超过24h。我国至今尚缺乏类似的明确规定。
　　这里必须指出，国际上进行可靠率统计的“用户”，是真正指每一个低压用户，而我国目前的统计方法，是以“一台10kV配电变压器作为一个用户”的。根据国内外的统计，每台配电变压器的低压用户平均为40-100个，最多时接近500个。这样看来差距是很大的。何况，我国的城市数量远不止上述被统计的数字，所以应当尽快提高实际的供电可靠率。现在一些国家的用户拒绝计划停电，而我国实行的还是“双轨制”统计方法，这对提高供电可靠率是十分不利的。
    电力系统的运行经验表明，单相接地故障中绝大多数是瞬间性的，特别是架空线路电网，只要是小电流接地系统，便无需继电保护和断路器动作，在系统和用户几乎无感觉的情况下，接地电弧便可瞬间自动熄灭，系统可以保持连续供电。而对于极少数的单相永久性接地故障，可以允许电网在一定的时间内带故障运行。过去，依靠人工拉路检出并清除故障线路，现在可以自动进行检出并清除，供电连续性进一步提高了。虽然电缆网络与架空线路电网有所不同，但仍然不会改变这一结论，而且从长远观点和整体利益出发，采用谐振接地方式肯定是有益的。
    这里需要指出的是，由于谐振接地方式能够将电网的事故消除在萌发之前，因而在事故率的统计中，往往被忽略而得不到反映。但是，消弧线圈的动作成功率，却可以提供这方面的信息，说明上述问题。同时，国内外电力系统的运行经验表明，消弧线圈配合自动重合闸，可以将供电可靠性提升到相当理想的水平。
    低电阻接地方式情况则不同。不论单相接地故障是瞬间、还是永久性的，都必须自动切除故障线路。因此，两者的供电可靠性相差悬殊。这里顺便指出，XY市的10kV电网中性点改经低电阻接地方式后，因停电事故急剧增多，用户频频登门反映，运行仅一个月后，便又改回到谐振接地方式了。
    在中性点经低电阻接地的情况下，必须增大备用容量以保障供电连续性。例如，苏州工业园区在20kV配电网规划中指出：“由于中性点经小电阻接地，线路单相接地故障时应跳闸，因此网络更应采取全容量备用的原则，以及备用电源自动投入和环网自动化等措施，从而提高供电可靠性”。这一原则对我国广大的城乡电网是不现实的。
    芬兰在1997年国际供电会议的论文中强调指出：“用户越来越无法容受即使非常短暂的断电。自动重合闸对那些商业和个人用户又特别有害，因为小于0.5s的断电也会对其设备造成损坏，而接地故障的有效熄弧能够大大地限制短时间断电的次数”。因此，芬兰全国的10、20kV中压电网都采用小电流接地方式，中性点不接地和谐振接地各占80%和20%。

7.2 人身安全
    在大接地故障电流的条件下，防止人身事故与设备事故，即使瞬间跳开故障线路也依然存在问题。只有限制单相接地故障电流、降低接触电压和跨步电压方能达到目的。
    当电网发生单相接地故障时，一般认为：“低电阻接地方式瞬间跳开故障的线路，可以减少人身触电伤亡事故”。这一论点似乎很有道理，但一经分析便会发现存在明显问题。
    理论分析和运行经验表明，当低电阻接地方式的电网中发生单相接地故障时，由于接地故障电流的显著增大，在断路器跳闸之前，故障点和中性点附近就已经形成了危险的接触电压和跨步电压。而缩短故障时间，与自身相比会减少触电概率，但却不能根本解决问题。同时，伴随着线路跳闸次数的显著增多，出现危险接触电压和跨步电压的概率自然又大大增加了，所以触电的机会也多了。
    何况，在低电阻接地的系统中，同样会出现高阻接地故障。若不能瞬间跳闸，则更加危险。随着架空绝缘导线的推广应用，零序过电流保护面临着新的困难，问题更加突出。这已被国内外的运行经验和现场试验所证明。有些国家为此已修改了电气安全规程。
    根据美国加洲公共事业委员会的报告，因配电线路故障，居民平均每年死40人，伤150人。瑞典的城市和农村中压电网，中性点全部采用小电流接地方式，由于同样原因，全国居民每年平均死亡少于1人，伤4～5人［7］。瑞典的国土面积和形状与美国加洲近似，人口也不相上下，但上述两者相差却十分悬殊。
    关于接触电压和跨步电压问题，1999年CIREDWG03在“配电系统故障管理”总结报告中指出，所有接地系统的设计，都必须使地电位的升高低于125V、150V。前者为奥地利的现行标准，后者为欧洲新标准的规定。在此种情况下，接触电压不需要特别校验，否则，可允许用明确的测量来证实接触电压低于65V、75V。对于跨步电压虽无明文规定，但满足上述要求时，则是不危险的。
    我国试点低电阻接地方式的几个城市，单相接地故障电流一般为400～600A，现场试验和运行经验表明，不能保证继电保护在所有的情况下都能够瞬间跳闸，因而触电和烧伤的威胁是很严重的。前面谈到的珠海市的10kV电网，中性点改用低电阻接地方式运行以来，多次发生人身伤亡事故就是有力的证明。
    由于谐振接地方式限制了单相接地故障电流，人身安全情况就大不相同了。在我国的10、35和110kV谐振接地电网中，曾多次发生人身触电现象，并未造成伤亡事故。例如，XM供电局曾有一人想自杀而碰触35kV的带电导线，仅引起消弧线圈动作一次而已；重庆地区的110kV谐振接地电网，1965～1974年共发生过4次人员误碰110kV带电部分的情况，均未引起人身伤亡事故，其中狮子滩水电厂的外来培训人员，由于不慎直接误碰110kV的带电设备，引起消弧线圈动作，由于残流甚小，接地电弧瞬间熄灭，同时接触电压和跨步电压很低，除手部稍有烧伤外，未发生其他事故；至于10kV谐振接地电网中的实例更多，这里不再枚举。
    此外，在德国、法国、爱尔兰、丹麦、比利时、奥地利、捷克、斯洛伐克和南非等许多国家的10～80kV谐振接地系统中，曾经都有这方面的记载［9］。前苏联和东欧诸国也不乏此例。国内外电力系统的多年实践经验证明，谐振接地是保护人身安全的有效技术措施。
    若将单相接地故障电流提升到1000～2000A，继电保护的动作情况可能得到改善。但是，随着接触电压和跨步电压的提升，对人身和设备安全的威胁自然就更大了。

7.3 设备安全
    谐振接地方式可以有效地限制接地故障电流的危害性，不仅能够保护人和动物的生命安全，同时对电网中的电力设备均可起到不同程度的保护作用。例如，减少对一次设备频繁的短路电流冲击、减少断路器的开断次数和继电保护的动作次数与误动、拒动的概率、以及运行人员的误操作概率、降低线路绝缘子的损坏率、减轻设备的运行维护与检修工作量，等等。这些问题都比较容易理解，故以下只讨论现代负荷特性改变而带来的新问题，进一步阐明限制单相接地故障电流、防止用户地电位升高的必要性。
    随着社会进入信息时代，广大用户的负荷特性已经发生了明显的变化，其主要表现为：信息管理系统大量进入国民经济各个部门，微机进入千家万户，长途通信设备的迅速普及，数控设备的大量增加，大功率电子设备的推广应用，等等。精密紧凑、价格昂贵的微电子设备，均具有对过电压的敏感性；加上信息网络等的电磁兼容问题日益突出和国际标准在低压设备绝缘配合方面的改变等，要求电网必须严格限制电磁浪涌，以防止由各种原因在低压用户内部引起的地电位升高。
    EDF对此做出了有代表性的反映，决定将运行了近30年的中压电网的低电阻（抗）接地方式（接地故障电流为300～1000A），全部改为谐振接地方式。由于电缆线路的迅速延伸和电容电流的显著增大，使故障点和中性点的地电位升高超过了低压设备的绝缘水平，以至容易导致事故的发生。而防止上述过电压的途径，一是除去故障点人工增加的有功电流分量，二是补偿故障点原有的电容电流无功分量。
    法国所走过的曲折道路，从一个侧面说明了我国中压电网坚持小电流接地方式是正确的。但是，我国的一些城市当前的作法，则恰好与此相反，有的电网甚至将接地故障电流提高到1000～2000A。根据规程规定，配电变压器的接地电阻一般为4Ω，如此，地电位升高的稳态值便可达到4000～8000V；而暂态值自然更高。美国为此将低压设备的工频耐压水平提高到4000V，1min，但仍不能解决全部问题；我国现行低压设备的工频耐压标准为2000V，1min，恐怕就更加成问题了。有的城市在90年代末期，以电缆绝缘不能耐受高倍数电弧接地过电压为由，将原来谐振接地方式的电缆网络，大面积地改为低电阻接地方式运行等，看来这些作法是存在问题的。
    根据EDF的现行规定，中压接地体与低压设备之间的工频耐压为8000V，1min；中压接地体与长途电话之间的工频耐压为6000V，1min等。他们在转变中性点接地方式的过渡期间，将中压接地体的地电位升高限制到6000V，这和低压设备的耐受水平是相配合的。最终阶段限制到3000V，符合IEC标准76-3中的规定。

7.4 通信干扰与电磁兼容
    当代城市发展很快，变电所大量增加，电力电缆和架空线路密布，地上地下构成了复杂的电力网络。与此同时，广播、电视、导航、信息高速公路，各部门的专用或公用收发信台等的发展，有线通信与无线通信又形成了密集的信息网络。强电与弱电两大网络，同处一个空间，空中、地下和平行、交叉并存。同时又均与社会经济和人民生活密切相关，应当彼此兼容，共同发展。但是，由于通道拥挤，互相干扰的矛盾就日益突出，当今城市的电磁兼容已经成为共同关注的一大问题。
    强电和弱电之间的干扰问题，一般说来，电力网是矛盾的主要方面，应当主动考虑。而这一问题与中性点的接地方式密切相关。

7.4.1 通信干扰的原因及危害
    电力网在正常运行和发生故障的情况下，因电磁耦合、静电耦合、地中电流传导和高频电磁辐射等4种原因，可能对信息网络产生干扰作用。前3种干扰的主要表现为音频干扰、工频干扰、接触干扰、地电位升高和纵向电势等。它们随中性点接地方式的不同，造成的干扰影响也有区别。
    众所周知，通信干扰的危害性很大，轻则影响通信质量，重则危害通信设备和人身的安全。前者为干扰影响，后者为危险影响，而且，随着信息网络的发展，问题将会越加突出。必须防患于未然。
    对于中压电网来说，影响通信系统安全运行的干扰因素，主要来自电磁耦合和地中电流传导，而电容耦合一般可以忽略不计。由于低电阻接地方式增大了单相接地故障电流，所以容易引起对通信线路的干扰。虽然有的部门通过计算、模拟和少量的现场试验后，认为“问题不大”，但这一结论是缺乏说服力和置信度的。因为这些计算和试验，不能反映运行中的各种真实而复杂情况。而谐振接地方式的上述两项干扰甚小，这早已是不争的事实。例如，南非Capetown的供电部门，由于通信线路中有震耳的噪声，于是将33kV电网改为谐振接地方式运行，问题便得到了满意的解决［8］。
    上述“配电系统故障管理”的总结报告中明确指出：“通信网络可能受到电容、电感或阻性等干扰。而电容耦合干扰的后果是不需要进行调查的。如果20kV及以下的中压电网的全接地电流小于60A，或者30kV的中压电网的全接地电流小于67A时，电磁干扰也是不需要调查后果的。若是超过了这些电流值，同时又发生了两点接地故障，则必须对电磁干扰进行调查”。
    在中性点经低电阻接地的电网中，全接地电流值远远大于上述的规定值。运行经验表明，发生类似于二点接地故障的二相短路接地的情况较多，且后果比较严重。参照这一规定看来是需要进行调查的。
    利用光纤通信虽然也可解决问题，但需要增加投资，而且在旧网改造中，还难免会遇到一些另外的困难和麻烦。
    至于静电耦合的干扰影响，一般很小；而高频电磁辐射的影响，对中压电网来说，一般可以忽略不计。
    由上不难看出，对于防止通信干扰问题而言，低电阻接地方式是消极被动的，谐振接地方式是主动积极的。

7.4.2 谐振接地限制干扰的效果
    理论分析和实践结果表明，补偿电网的零序阻抗接近无限大，单相接地故障电流甚小，因此电磁干扰受到了有力的遏制，地中传导电流同样亦然，而静电干扰甚小，故谐振接地方式能够较好地与线路密集、覆盖面广的信息网络实现兼容。同时，与单相接地故障点发生的位置无关。
    关于音频干扰，凡是等于工频频率的3的整数倍的高频电流信号，全部不能通过，所以可以基本消除音频信号的干扰。
    关于工频干扰，在电网正常运行的情况下，中性点位移电压甚小。即使在故障情况下，中性点位移至相电压，根据在我国110kV补偿电网中单相金属接地的试验结果，在与输电线路同杆架设的通信明线中，话音依然清晰可辨。而中压电网中的这一干扰影响就更小了。
    再如，美国Wisconsin-Michigan电力公司有一条50对的电话电缆，安装在34.5kV补偿电网架空线路的下面，在发生单相永久性接地故障时，通话没有出现任何困难。其中6次接地故障的持续时间都超过3h。现在，利用微机接地保护可以很快检出并清除故障线路，就更加不成问题了［8］。
    关于接触干扰，是指高压线路的导线断线后，直接与通信线路接触时产生的干扰。人们一般误认为此种干扰相当危险，其实情况并非如此。由于谐振接地方式对电网的三相对地电容不平衡，非常敏感，此时因故障相的导线与通信线相接触，使其对地电容大大增加，中性点迅速移至线电压三角形的顶点，相当于电网发生了单相接地故障。国内外谐振接地系统的运行经验表明，万一通信线路的绝缘击穿，电力线和通信线之间流过的电流甚小，几乎可以忽略不计，通信线路可以共享谐振接地方式的优点［8］。例如1993年1月5日夜，XM市的通信线路被汽车挂断，引起10kV电网接地，通信设备及话务人员均未发生损坏和伤亡事故。
    关于地电位的升高，这种情况可由地中传导电流或高压线路碰触通信线路所引起。根据我国的有关规定，当电网发生单相接地故障时，引起通信设备接地装置地电位的升高应低于250V。在补偿电网中，由于故障点的残流很小，所以，在通信设备上及其周围产生的地电位升高，均可被限制到远低于上述数值，达到完全无害的程度。
    关于零序电流的干扰，在极其个别的情况下，因架空线路的导线换位不良，补偿电网在正常运行时，消弧线圈中流过的不对称电流（零序电流）也可能引起一定的电磁干扰。只要改善导线的换位状况，或加装限压电阻后，问题即可得到满意的解决。显然，此种干扰在电缆网络中是不会发生的。
    此外，当单相接地故障转变为二点（越野）接地故障时，也会引起电磁干扰。但是，此种故障出现的概率甚低，根据统计仅占全部故障的0.5%～6%［8］ ，而且此时的故障电流也相对较小。这与大电流接地系统中二相短路接地的情况，有明显的差别，不宜同等看待。同时，因残流远小于CIRED WG03总结报告中的推荐值，故其后果也无须进行调查。

7.5 继电保护的选择性
    过去，小电流接地系统继电保护的选择性存在困难，但借助近代电子、微电子技术的支持，通过优化后的谐振接地方式，现在情况与过去大不相同了。即使在很小残流的条件下，也可以实现继电保护的选择性；而且，瞬间接地故障现在也可检测出来。相反，低电阻接地方式却遇到了新的挑战。
    根据北京供电局在中性点经低电阻（10Ω）接地的、10kV电网中的现场试验结果，当裸导线发生断线接地时，计算的接地电流值为465A；但实际接触沥青路面时，在15s之内只能达到15A；继之，经过0.33s接地电流增至114A时线路跳闸。在绝缘导线断线的情况下，若断面较脏，情况与裸线相似；若为新断面，则观察不到电弧，线路也不会跳闸。当裸线断线后与水泥路面接触时，经2～3s后接地故障电流从约4.2A增大到21A时被切断；绝缘导线与沥青路面接触时情况相似，只有断面被弄湿后，才能引起故障线路跳闸。何况，运行中的绝缘导线断线后，外部绝缘会自然拉长，故障线路跳闸就更加困难了。ZH市10kV电网的运行经验证明，单相接地故障多次持续半小时后，方自动跳闸。
    为了使零序过电流保护能够瞬间跳闸，则必须加大接地故障电流。显然，接地故障电流越大，问题和缺点越多，越难适应现代负荷特性的变化。所以不难看出，限制单相接地故障电流是中压电网中性点接地方式的发展趋势，已经或正在成为国内外广大业内人士的共识。

7.6 经济效益和社会效益
    实践结果表明，在设备总的投资方面，谐振接地方式和低电阻接地方式相差甚微；但是，由于运行特性相差甚大，供电可靠性、维修工作量、运行费用和停电时间等的不同，经济效益和社会效益的差别，自然也就增大了。
    实际上，只要用系统工程的观点认真进行技术经济比较、综合分析和全面考量，孰优孰差，问题就很容易弄清楚了。包括电缆网络在内，只要少几次停电、少损坏一些设备、少死一个人等，伴随着经济效益和社会效益的提升，效益投资比自然就呈现出来了。同时随着改革的深入，电价、电能质量与经济挂钩，逐步实现依法治电，推广谐振接地方式的步伐也就会加速了。

8 需要说明的几个问题
    关于城乡中压电网的中性点接地方式，除以上的分析和论述外，尚需对以下若干个问题进行必要的说明。

8.1 电阻接地方式问题
    在谐振接地方式优化之前，可以将低电阻接地方式作为解决中压电网中性点接地方式的途径之一。而现今情况则大不相同了。
    低电阻接地方式的继电保护选择性，现在遇到了新的挑战；中电阻接地方式优于低电阻，接地故障电流一般不应超过200A；至于高电阻接地方式，因接地电流只限于10A及以下，其使用范围更加有限，而且还不及中性点不接地方式简便。
    总之，电阻接地方式并非新技术，而且现在已经进退维谷了。特别是当今对供电可靠性的要求越来越高、对电磁环境的限制日益严格、而居民的生命安全倍受珍视；等等。故它与当代城乡中压电网的发展不相适应了。法国的经验教训，特别值得我们借鉴。

8.2 法国的实践经验
    法国的中压电网，从60年代采用低阻抗接地方式以来，有近30年的历史。为了满足电能质量不断提高的要求，1989年法国电力公司和法国燃气公司（GDF）明确规定，从1995年开始，每年达到的目标应当优于：
    ①1min以上的停电，不多于6次；②因延迟重合而带来的10～15s的停电，不多于30次；③因快速重合而带来的0.3s的停电，不多于70次；④累计停电小时不超占过3h。
    为了保障人身安全和适应负荷特性变化等的需要，EDF决定从90年代初开始，将城市和农村的纯电缆网络、混合电网和架空线路电网的中性点，全部改为谐振接地方式运行。
    法国的中压电网，由大电流接地方式改为谐振接地方式，走过了漫长而曲折的道路，为世界各地的中压电网提供了可贵的实践经验。EDF能够从全局和长远考虑问题，进行全面改造，带来的经济效益和社会效益是十分显著的。

8.3 美国的现状问题
    美国中压电网的中性点主要采用大电流接地方式，这是历史原因造成的。AIEE曾经明确承认谐振接地方式的优点而没有采用，乃因从前的接地保护问题没有获得圆满的解决。因此，美国过去未采用谐振接地方式，主要是由于技术上的原因。
    这里应当指出，美国的联合电网从规划开始就明确规定，10年内对用户的停电时间不得超过24h，相当于每年不超过144min；而且在临近的3年内，均须按月作出负荷曲线，以便实现电源和负荷之间的相互平衡，而且依法治电的管理体系比较完善，对违规停电实施经济赔偿等，所以，供电可靠性可以维持在相当高的水平。
    而现在仍保持大电流接地方式，则主要是经济因素。因为美国基本为私营电力企业，加上系统的备用容量大，网架结构好，自动化水平和管理水平高等，自然供电可靠率也高。根据1983年CIRED的会议资料，美国的配电网广泛采用可以过负荷50%～70%的变压器，配电网、站装有大量的可调电容器组作为无功电源，等等。显然，在此情况下改变中性点接地方式是不合算、不必要的。
    但是，大电流接地系统中的人身安全，仍然受到较大的威胁，统计资料说明，前途依旧不容乐观。而低压设备的安全问题，虽然绝缘水平可以提高，但也毕竟不是上策。

8.4 日本的变迁问题
    日本过去的情况与德国相同，中压电网的中性点主要采用谐振接地方式。它在侵华期间，从我国的黑龙江到海南岛，对3～154kV电网的中性点就是如此处理的。日本在二战失败后，国民经济面临崩溃的状况。美国作为战胜国进驻日本，在政治经济和社会的各个领域，曾经起了主导作用。当时，由于美国的电力设备大量地倾销并占领日本市场，在这种情况下，相应的大电流接地方式便随之进入日本。到1947年时，在22～77kV的电网中，中性点直接接地方式约为71%，经电阻或低阻抗接地者各约6.5%，不接地者约10.6%，谐振接地者约为5.4%。日本中压电网的中性点接地方式的变迁原因，是十分被动和容易解释的。
    可是日本后来的情况发生了显著的变化，中性点谐振接地方式和不接地方式又得到了很大的发展。根据1975年的统计，在日本3～6kV的电网中，中性点不接地方式仍为92.6%，电阻接地方式仅为7.4%；11～33kV的电网中，消弧线圈和电抗接地方式仍为27.9%，电阻接地方式为30.6%；44～77kV的电网中，消弧线圈和电抗接地方式仍占65.5%，电阻接地方式仅为32.8%。同时他们将接地电流限制到100～200A，这实际上是“中”电阻接地方式。这里应当指出，除上述几个有代表性的国家外，在经济和技术比较发达的欧洲，中压电网主要还是采用小电流接地方式。如意大利、丹麦、芬兰、奥地利和比利时等国主要采用中性点不接地方式；德国、法国、瑞典和部分的芬兰、意大利、奥地利的中压电网，则为谐振接地；比利时和西班牙各有一家电力公司，中性点采用低电阻接地方式。至于独联体和周边的各国，以及东欧几个国家的中压电网，中性点仍继续采用谐振接地方式。
    此外，继法国的中压电网中性点改为谐振接地方式之后，英国也正在向这个方向发展。与此相反，除中国的一些大城市外，中压电网的中性点接地方式，由小电流转向大电流方向者，其他国家极少有如此情况。

8.5 中国的若干问题
    由近些年来的有关文献和资料可知，对中性点谐振接地和经低电阻接地2种方式有如下的一些看法：①当发生单相永久性接地故障时，前者电网带故障运行的时间很长，而后者电网可以瞬间跳闸；②前者人身危险大，后者人身较为安全；③前者适用于架空线路电网，后者适用于电缆网络；④前者的维修工作量虽小，后者的维修工作量也不大；⑤前者的过电压高，后者则较低；⑥前者绝缘水平较高，而后者较低；⑦前者不利于城市电网升压，后者则有利于升压；⑧前者不利于无间隙MOA推广，后者则比较有利；⑨前者的电磁兼容性虽好，后者也可采取防护措施；⑩应当突破传统的前者，“因地制宜”和“因时制宜”选用后者；等等。
    首先，当电网发生单相接地故障时，谐振接地电网是将接地故障电流降低到残流值后，对瞬间性接地故障能够自动消除，对永久性接地故障可以实现检出与跳闸；而低电阻接地的电网是将接地故障电流明显提升后，对所有接地故障一律实行瞬间跳闸。
    关于人身安全和设备安全问题，主要是来自接地故障电流的威胁，具体的表现是接触电压和跨步电压的高低。显然，在2种不同的中性点接地方式下，相差悬殊的单相接地故障电流，必然产生不同的后果。
    关于带接地故障运行的时间问题，过去，考虑到在复杂的电网中，人工检除故障比较费时，于是作出了极限时间为2h的规定。实际上，在缺乏接地保护的情况下，检出故障线路并转移负荷，一般也不过十几分钟或数十分钟，然后便可立即跳闸，不是“必须”运行2h。况且，短时间带故障运行对电缆绝缘老化的影响，远不及短路电流的冲击对电缆绝缘造成的损伤。现在，优化后的谐振接地方式，在不增大接地故障电流的条件下，可以实现即时跳闸，此种担心就可以不必要了。
    我们退一步想，假定电缆网络的单相接地故障100%为永久性的，那么，在此种情况下还是用小电流实现跳闸，远比增大故障电流跳闸为好。显然，这是一个通用原则，不是“因地制宜”的问题；随着时代的进步，对供电可靠性、电能质量、电磁环境和人身安全等的要求，只能是越来越严格，所以，也不是“因时制宜”的问题。
    关于电网中用N-2代替N-1的问题，这在我国的许多电网中较难实现，即使在运行中实现了，值班调度员也难于将N-2转化为所有高压用户和所有低压用户的备用电源。而谐振接地方式则不然。现在采用低电阻接地方式的一些中压电网，若重新转向改用谐振接地方式时，现有的低值电阻器和接地继电保护仍可留作检出与清除接地故障线路之用，如果运行情况不够满意，将来也可彻底进行改造。有的地方准备采纳这个建议。
    众所周知，由于断路器跳闸次数的增多，继电保护误动作和运行人员误操作的概率也会增加，供电可靠性的孰高孰低、维修工作量的孰大孰小，等等，问题已经清楚，这里就不需要进行比较了。
    其次，关于小电流接地系统的电弧接地过电压问题，50年代末期在国际上已有了完善的结论，并且已从现场经验中找到了数值大小的概念。优化后的谐振接地电网，消弧线圈可随时靠近谐振点，乃至在谐振点运行，瞬间电弧接地过电压为2.3p.u.，一般不超过2.5p.u.，而且出现2.0p.u.以上过电压的概率小于5%，而间歇电弧接地过电压自然也不会存在了。
    关于电压互感器铁心饱和引起的中性点不稳定过电压，主要限于中性点不接地电网，只要采用谐振接地方式，便可根除此种过电压。再者，谐振接地系统中的断线过电压，即使采用人工调谐的消弧线圈，最高也不会超过线电压等。
    过电压的情况已如上述，在补偿电网同样也可很快检除故障线路的情况下，绝缘水平问题也就清楚了。显然，离开系统工程的观点，追求降低绝缘水平的单一指标，是不会取得全面的技术经济效果的。对于绝缘的确老化的电缆，应当及时进行更换。
    此外，有的观点认为：“只要采用中性点直接接地或低电阻接地方式，便可将城市电网升压20kV运行。现有的大部分架空线路和电缆线路可直接使用；同容量的配电变压器一次侧串联，二次侧并联也可使用；……”。在以前，日本东京电力公司部分小范围的6.6kV电网，曾经升压运行，不过，他们用的全部是单相变压器，只要改变接线方式即可。而我国现为三相配电变压器，情况就大不相同了。何况，我国10kV城网架空线路的绝缘裕度，是为防止污秽和节省维修工作量而有意加强的。简易升压所节约的投资，与增大接地故障电流、降低供电可靠性等带来的长期损失和诸多麻烦，两者之间需要进行全面的权衡。
    关于20kV电压等级问题，对于新建的城市或小区电网，根据负荷的发展情况，可以考虑采用；部分密集地区不能满足供电要求的现有小区，也可以进行改造。但就整个城市而言，全部升压运行看来是不大必要的，也是不现实的。从我国的现状出发，增加一级电压会使电网更复杂，管理更困难，对密集地区不如直接用35kV供电。从改造城市电网和农村电网两方面考虑，必要时应适当扩大35kV电网，逐步减小10kV电网。
    再次，有人认为“无间隙金属氧化物避雷器（MOA）在谐振接地电网中爆炸事故较多”，因而对推广工作不利，而低电阻接地方式才比较有利。这一观点也是值得商榷的。
    世界上最早的MOA，是1973年日本明电舍公司在松下电气公司ZnO压敏电阻配方的基础上开发成功的。后来，美国的GE与日本的日立、三菱、东芝和瑞典的ASEA公司等，也相继引进松下公司的基本技术，各自研制成功了无间隙的新型避雷器。由于此种避雷器的性能优良，成本较低，便很快在一些国家取代了碳化硅避雷器，并在世界范围内得到推广应用。
    我国于1976年开始自行研制MOA，1979年第一台10kV的MOA投入运行，此后就“遍地开花”。到了1984年，全国已有20多个单位进行生产，同时约有10000多台3～220kV的MOA投入电网。由于对问题研究不透，阀片制造质量不良，参考电压取值过低（例如10kV的MOA参考电压仅为18kV，而现在国家标准规定为25kV），同时一般采用手工造粒，箱式炉烧制的落后工艺，以及产品密封不良等情况，致使MOA的爆炸事故较多。实际上，只要纠正以上的问题，使参数选择合理，阀片质量合格，密封良好，则无间隙MOA在小电流接地系统中的安全运行是完全有保证的，这已被后来的多年运行经验所证明。
    在此期间，有的厂家生产的MOA产品不能满足运行要求，于是在内部增加了间隙，这是不得已而为之的权宜之计，不是发展方向。特别是6～10kV的MOA，由于量大面广，增加间隙后不仅制造工艺麻烦，而且还给运行和维护增加了很大的工作量。这里附带提及，保护旋转电机者可暂时不受此限。
    关于标准、导则和规程问题，SDJ 7-79在确定电容电流的限值时，只考虑了电网的电压等级，没有考虑电网的构成及线路的种类。其中规定3～60kV电网的中性点，应采用“非直接接地方式”；当3～10kV电网的IC＞30A、20kV及以上电网的IC ＞20A时，中性点应采用谐振接地方式。这主要是参照原苏联的经验规定的。苏联的木材比较丰富，中压电网除电缆线路外，过去基本为木杆线路，由于这些线路相应的建弧率较低，故一般只需规定IC的限值，而且数值也较高。
    后来的情况发生了变化，《苏联电气装置安装规程》已于1985年进行了修订：对于木杆线路构成的3～6kV电网的Ic＜30A、10kV电网Ic＜20A、15～20kV电网的Ic＜15A时，中性点采用不接地方式；当电容电流分别大于上述数值时，中性点采用谐振接地方式。此外，《苏联电站和电网运行技术规程》还明确规定，对于钢筋混凝土和金属杆塔构成的6～35kV电网，当Ic＞10A时，应安装消弧线圈。我国的DL/T620-1997在这方面所作的修订与补充是正确的，而附加的“需在接地故障下运行”是不必要的。
    对于电缆线路构成的中压电网，根据我国的研究成果与实践经验，6～10kV的全塑电缆、油纸电缆和交联电缆，自动熄弧的上限电流分别为25A、15A和10A［20］。前苏联的有关规程也定得比较严格，而DL/T620-1997对3～10kV电网电容电流的限值，依旧规定为30A是值得商榷的。
    当今我们面临知识经济时代，保障信息畅通和防止通信干扰具有十分重要的意义。大电流接地系统的电磁干扰，比小电流接地系统严重，已是不争的事实。如果采用光纤通信，对新建的系统来说，需要增加投资费用，对旧城区电网的改造而言，恐怕问题就更多了。
    最后应当指出，矿井对供电可靠性、人身和设备安全等的要求很高，而我国谐振接地方式的优化，正是从煤矿的纯电缆网络开始的，由此又扩展到石油、化工、钢铁和冶金等安全要求也高的行业，后来在电力系统中也逐渐地得到推广。目前，我国已有20多个厂家生产制造微机接地保护和自动消弧线圈，各有数千套和2500余台投入运行，创新的产品还时有出现，质量也在不断提高，可以适应我国城乡电网发展与改造的需要。经过优化后的谐振接地方式，安全可靠性高、电磁环境兼容性好、综合技术经济指标优越等，应当是电力企业中压电网中性点接地方式的首选方案。在这一问题上，法国的曲折道路和日本的经验教训是值得我们借鉴的。

9 参考文献
1 李福寿.中性点非有效接地电网的运行.北京：水利电力出版社，1993
2 能源部城市电网考察团.法国城市电网及设备考察报告.供用电，1989（2）
3 董振压.对当前城市电网建设和改造若干技术热点问题的思考.电网技术，1999，23（3）
4 弋东方.关于6-10电网中性点接地方式的讨论.电网技术，1998，22（7）
5 Petersen W.Arcing Grounds（Intermittent Ground Faults）E.T.Z.，1917，38：553～564
6 Petersen W.Suppression of Arcing Grounds Through Neutral Resis-tors and Lightning Arresters.E.T.Z.，1918，39：341
7 要焕年，曹梅月.电力系统谐振接地.北京：中国电力出版社，2000
8 Willheim R，Waters M.Neutral Grounding in High-Voltage Trans-mission.Elsevier Publishing Company.New York.Amsterdam.Lon-don.Princeton.1956
9 Лихачёв ΦA.消弧设备的选择、安装和运行.北京：电力工业出版社，1956
10 要焕年.有关电容电流测量的一些意见.电力技术，1964（3）：37～41
11 万善良.上海市区配电网采用中性点经电阻接地的技术分析.电世界，2000，41（10）：5～7
12 孙煦.上海电缆配电网络的中性点接地方式问题.电器技术，1995（2）
13 要焕年.提高消弧线圈动作成功率的一些措施.电力技术，1962（4）：2～6
14 黄耀文.上海石油化工总厂消弧线圈接地电网故障分析.供用电，1987（2）：30～33
15 冯宝忆.电缆配电网中性点接地方式对供电可靠性的影响.供用电，1992（4）
16 徐浩强，薛磊.10kV电网中性点接地方式的探讨.高电压技术，1993（2）：58～61
17 王继.电力系统中性点接地方式研究.江苏省电力试验研究所，1998
18 沈宗扬，李润先.6～10kV电缆单相接地间歇性电弧不自熄电流下限的试验研究.西北电力技术，1991（2）：3～16