南宫NG·28

小电流接地方式在我国中压配电系统中广泛应用，其单相接地故障称为小电流接地故障（以下简称接地故障），是最常见的故障类型，受接地电流小、接地电弧不稳定、消弧线圈补偿等原因，检测困难，是我国电力科技工作者多年来努力研究和探索实践的方向之一。

近年来，发生了多起因小电流接地故障没有及时处理导致触电、火灾、大面积停电的恶性事故，一些事故通过新闻媒体广泛传播，引起了社会的极大关注，小电流接地故障检测问题受到了业界空前的关注。

为此，我国电力公司吸取发达国家先进经验并结合国内配电系统发展现状，改变了上世纪70年代借鉴苏联经验确定的带接地故障可运行2小时原则，提出了就近快速判断和隔离永久性接地故障的发展思路。接地故障定位与就近隔离在接地电弧不能自我熄灭的情况下启动，既能充分发挥小电流接地系统瞬时性故障自愈的优点，又消除了系统带故障点运行带来的事故扩大的风险，同时避免了变电站出线断路器跳闸带来的全线停电问题，是配电系统接地故障处理与运行管理方式的重大变革。

一、接地故障处理应用技术回顾

01接地故障选线技术

接地故障选线指安装在变电站的集中式选线装置或馈线保护装置在发生接地故障后选择出故障线路来，动作于报警信号或直接跳闸切除故障。

经过我国电力科技工作者多年的努力研究和探索实践，可以说配电网接地故障选线问题，特别是低阻接地故障的检测问题，在技术上已经解决。南方电网公司经2016年着手解决接地故障选线问题，所辖变电站选线装置选线成功率已由不到50%提高到80%多，努力目标是达到90%。

目前，现场应用的接地故障选线方法主要有利用工频量（零序电流群体比幅比相法、零序无功功率方向法、零序有功功率方向法）、暂态量、相电流突变量的被动选线方法等以及投入中电阻法、改变消弧线圈补偿度法等主动选线方法。

现场应用中，由于暂态量选线方法不受消弧线圈的影响，在弧光接地和间歇性接地故障时，暂态量更加丰富，既使在电压过零时故障，暂态零序电流的幅值仍然接近稳态工频电容电流的幅值；此外，由于不需要安装额外的一次设备、安全性好。因此，暂态量选线技术已在国内外获得广泛应用，成为主流选线技术。 

暂态选线装置现场稳定性接地故障波形

暂态选线装置间歇性接地故障波形

此外，近年来出现了区别于传统中性点接地方式的其他接地故障处理技术，如消弧线圈并小电阻以及基于故障相转移消弧装置和柔性接地装置的主动干预型消弧技术。

中性点经消弧线圈并联小电阻接地方式目前在国家电网、南方电网部分配电系统均有应用。发生永久接地故障时投入小电阻，实质上是将由谐振接地系统转换为小电阻接地系统，采用零序过电流保护切除接地故障。以中性点接地电阻10Ω、定值40A-60A的系统为例，零序过电流保护最大只能检测到90Ω-140Ω左右的接地电阻，难以反应树障、断线坠地以及人身触电等高阻接地故障，据南方某地5座20kV消弧线圈并小阻接地系统在2012年-2018年间的统计数据，共投入小电阻1037次，保护动作269次，保护动作率仅为25.94%。

故障相转移消弧装置在变电站内将故障相母线与大地短接，把故障相对地电压降为零，力图将接地电流转移到母线人工短接点，利用线路零序电流在短接前后的变化特征进行故障选线。故障相转移消弧技术对选相准确度要求高，故障相误判将引起相间短路扩大事故；受故障相负荷电流压降以及非故障相负荷电流耦合影响，母线短接时故障点电压并不为零，故障点仍然可能有较大残流，不能保证可靠熄弧。

基于柔性接地的消弧技术通过注入零序电流控制零序电压，强迫故障相电压为零。目前，以故障点电流为控制目标的柔性接地消弧技术，其复杂控制回路的可靠性以及高额的设备成本限制了其在配电系统中的应用。

02常规接地故障定位与隔离技术

接地故障定位与隔离指在故障选线的基础上，利用线路上分布安装的自动化设备，判断出故障点所处的区段后跳开故障点相邻的上游开关隔离故障。目前，现场应用的常规方法有比较暂态零序电流波形相似性法、信号注入法以及基于就地型馈线自动化法。

比较暂态零序电流波形相似性法，通过接地故障定位主站利用线路上的自动化设备上送的暂态零序电流波形，判断出故障点所处的区段，然后遥控或人工现场操作线路开关隔离故障区段。

利用注入信号实现故障定位的方法国内主要采用外施扰动信号法，在系统中性点与变电站地网之间周期性地投切数值在100Ω-300Ω之间的中电阻，产生一个交替变化的、幅值约40A的附加零序电流信号，接地定位主站通过线路上的自动化设备检测到的附加电流信号判断故障区段。

波形相似性法、信号注入法线路上的自动化设备可以采用配电终端或故障指示器，目前，现场主要采用故障指示器方式，故障定位与隔离过程依赖通信网络与定位主站，受产品抗干扰、检测可靠性、制作工艺等因素，现场应用效果不够理想。此外，信号注入法在高阻接地故障时，容易拒动，且无法用于瞬时性接地故障定位，在间歇性接地故障容易误动。

就地型馈线自动化接地故障处理工作原理与动作过程类似于短路故障的隔离，不依赖于通信系统，其区别主要在于测量零序电压与零序电流信号。当线路发生接地故障时，首先由线路上首台开关跳闸，导致非故障区段短时停电，扩大了停电范围；由于线路上分段开关采用“无压分闸、来电延时合闸”方式，开关动作次数较多。

二、接地故障多级暂态方向保护技术

接地故障多级暂态方向保护技术通过安装在变电站的接地故障保护装置与安装在线路上一二次融合开关配合，不依赖通信有选择性地快速定位、就近隔离接地故障，简单、可靠。

01多级暂态方向保护工作原理

接地故障时，故障点上游暂态零序电流流向母线，故障点下游暂态零序电流流向线路，检测暂态零序电流的方向即可判断接地故障方向。暂态零序电流方向暂态零序电流极性比较法或暂态无功功率方向法来检测，由于需要检测暂态零序电流方向，配电终端需要采集零序电压与零序电流。

02多级暂态方向保护配置与整定

配电线路接地故障多级暂态方向保护系统由安装在变电站的接地故障保护装置、线路上具有接地故障暂态方向保护功能的分段开关、分支开关以及分界开关构成。

变电站接地故障保护装置可以采用集中式接地故障选线跳闸装置与出线开关保护装置配合，亦可采用具有接地方向保护功能的出线保护装置。线路上分段、分支、分界开关采用具备零序电流互感器与零序电压互感器的一二次成套融合开关；开关配套的配电终端具有暂态原理接地故障方向保护功能。

变电站接地故障保护装置与线路开关的配电终端在检测到接地方向为正方向时启动，通过阶梯式动作时限配合，由故障点相邻的上游开关动作，实现接地故障的快速定位与就近隔离。接地保护的动作时限根据开关所处的位置整定，末级分界开关接地保护的动作时限躲过瞬时性接地故障（可选为10s），其他开关保护的动作时限均比下游相邻开关的最大动作时限大一个时间级差（可选为1s）。

以下图所示的架空配电线路为例，线路出口断路器QF1、主干线路开关Q1与Q2、分支线路开关Q11、Q21、分界开关Q111与Q121都部署了暂态原理接地保护。分界开关Q111与Q121接地保护动作时限选为10s；分支线路开关Q11与Q21的动作时限增加一个时间级差，设为11s；主干线路末级开关Q2接地保护的动作时限比分支开关Q21增加一个时间级差，设为12s；Q1接地保护的动作时限比Q2增加一个时间级差，设为13s；出口接地保护的动作时限则设为14s。电缆环网线路配置与整定类似，不再详细介绍。

按照上述动作时限配合，任一点故障，均可实现定位与就近隔离，比如在分支线路上k处发生接地故障时，Q11在11s后跳闸切除故障，实现了保护选择性动作。

为提高供电可靠性，架空线路上接地故障多级暂态方向保护应配置一次重合闸，部分电弧不能自行熄灭的接地故障在跳闸切除后再送电可以恢复正常运行。

03多级暂态方向保护技术在环网线路的应用

对于有联络电源的环网线路，在由联络电源供电时，因为供电方向发生了变化，在本侧线路上发生接地故障时，分段开关检测到的接地故障方向为反向，保护将拒动（分支、分界开关不受影响），此时由联络开关与分段开关带电合闸逻辑、后加速保护配合隔离故障与恢复非故障区段供电。

如下图所示单联络线路，变电站M侧电源因检修退出运行，出线断路器QF1处于分位，联络开关Qt处于合位，本侧线路由N侧变电站供电。如在开关Q1与出线断路器QF1之间的线路上k处发生接地故障，Q1、Q2均检测到故障为反向的，保护不启动；联络开关Qt检测到接地故障在其供电方向的下游，保护动作切除故障，开关Q1、Q2因检测到接地故障后又失电自动跳闸；Qt动作切除故障后延时合闸，Q2检测到来电后延时合闸，Q1检测到来电后也延时合闸，如故障是永久性的，Q1加速跳闸隔离故障，恢复Q1与Qt之间的线路供电。

在联络开关处于分位的正常运行状态下，如下图所示k1点永久性故障时，QF1在14s后保护跳闸切除故障，联络开关Qt在检测到一侧失压后合闸，Q1与Q2失电后检测到接地故障加速跳闸；Q2一侧带电延时合闸，Q1检测到来电后延时合闸，合闸到故障加速跳闸；Q2维持合闸状态，Q1下游线路恢复供电。

04多级暂态方向保护示范工程案例

多级方向保护在山东某地线路故障多发的三个变电站（其中一个为消弧线圈接地系统）建设了配电网保护示范工程，变电站各安装一台暂态接地故障选线保护装置，在架空线路安装一二次融合分段开关、分支开关与用户分界开关73台，在电缆线路环网柜出线安装二遥动作型DTU共计126台，终端均配置过电流保护与暂态接地方向保护功能。线路开关与变电站选线跳闸装置通过阶梯式动作时限配合，就近切除相间短路与接地故障。

2019年7月10日至8月15日，示范区域经历“迎峰度夏”和台风“利奇马”双重考验，示范终端覆盖的线路共发生15次故障，保护均正确动作，其中14次故障是分支线路开关动作，1次故障出线断路器动作；8次永久性单相接地故障，占比53%；7次短路故障，其中2次故障为单相接地发展而来；6次故障发生在“利奇马”台风期间。

（1）瞬时性接地故障处理案例

2019年7月10日下午13时30分，调度供服中心收到DL站多条选线保护装置的接地故障启动和选线信息，选线结果为GZ线；同时供服中心收到GZ线XZ支线085D分支开关上报的接地故障方向保护启动信号。

调取XZ支线085D分支开关记录，确认7月10日13时30分检测到多次接地故障，通过暂态方向判断为该开关下游故障，上报接地故障方向保护启动信息给调度；由于各次故障电弧自行熄灭，持续时间低于配置的保护动作延迟时间，仅上报故障判断信息，未跳闸。

根据变电站选线保护装置以及085D分支开关的接地故障记录和故障波形特征，结合7月10日13时30分左右该区域雷雨大风天气，初步分析为风雨时树枝接触造成的高阻接地，故障点位置应该在XZ支线085D分支开关下游。供电公司根据调度供服中心收到的故障信息及分析结果，安排运行人员直接前往该支线巡查，现场确认085D分支开关下游树枝灼烧痕迹明显。

该次瞬时性接地故障处理中，故障保护延迟动作避免了该线路直接跳闸。同时，变电站选线装置与分支开关通过接地故障暂态方向准确定位了接地故障区段。缩短了运行人员巡线时间，根据巡查结果立即安排该支线环境整治工作，避免了永久性接地故障的发生。

（2）永久性接地故障处理案例

2019年7月27日凌晨05点03分，DH变电站监测到零序电压异常信号，同时调度供服中心收到DH变电站MT线SL支-10#杆开关接地故障方向保护启动以及开关动作信号。运行人员直接前往该支线，发现MT线SL支线10#杆跨接导线搭到避雷器地线，导致永久接地故障。

调取MT线SL支-10#杆开关配电终端数据，发现05点03分15秒961毫秒检测到接地故障，通过暂态方向判断故障点在本开关下游，启动接地故障保护计时，延时11秒后，于05点03分27秒018毫秒跳闸动作。

开关动作跳闸后，延时1秒于05点03分28秒041毫秒执行重合闸操作，05点03分28秒086毫秒终端检测到重合到故障，后加速跳闸，切除故障支线。

该次永久性接地故障处理中，永久性接地故障被快速、就近隔离，有效缩小了停电范围，大大缩减了巡线工作量，加快了故障点处理和恢复供电时间。

三、结语

采用暂态方向原理实现小电流接地故障定位与就近隔离，不需要通信与主站配合，简单、可靠！除故障点前的第一个开关外，其他开关不需要动作，避免了开关多次动作，故障点上游非故障线路区段用户不会遭受短时停电；配电终端同时具备常规配电自动化功能，避免了重复投资。

白水青山不碍禅，登高临远意翛然。作为新型暂态原理检测小电流接地故障的发明者、实践者和倡导者，南宫NG·28公司在暂态原理接地故障保护技术领域继续深耕，开发出具有接地故障暂态方向保护功能的配电网自动化设备，为电力公司提供了简单、可靠的配电系统小电流接地故障定位与就近隔离方案，于2017年获山东省科技进步一等奖，再次赢得行业倾慕。