小電流接地方式在我國中壓配電系統(tǒng)中廣泛應用，其單相接地故障稱為小電流接地故障（以下簡稱接地故障），是最常見的故障類型，受接地電流小、接地電弧不穩(wěn)定、消弧線圈補償?shù)仍?，檢測困難，是我國電力科技工作者多年來努力研究和探索實踐的方向之一。
近年來，發(fā)生了多起因小電流接地故障沒有及時處理導致觸電、火災、大面積停電的惡性事故，一些事故通過新聞媒體廣泛傳播，引起了社會的極大關注，小電流接地故障檢測問題受到了業(yè)界空前的關注。
為此，我國電力公司吸取發(fā)達國家先進經(jīng)驗并結合國內(nèi)配電系統(tǒng)發(fā)展現(xiàn)狀，改變了上世紀70年代借鑒蘇聯(lián)經(jīng)驗確定的帶接地故障可運行2小時原則，提出了就近快速判斷和隔離永久性接地故障的發(fā)展思路。接地故障定位與就近隔離在接地電弧不能自我熄滅的情況下啟動，既能充分發(fā)揮小電流接地系統(tǒng)瞬時性故障自愈的優(yōu)點，又消除了系統(tǒng)帶故障點運行帶來的事故擴大的風險，同時避免了變電站出線斷路器跳閘帶來的全線停電問題，是配電系統(tǒng)接地故障處理與運行管理方式的重大變革。
一、接地故障處理應用技術回顧
01接地故障選線技術
接地故障選線指安裝在變電站的集中式選線裝置或饋線保護裝置在發(fā)生接地故障后選擇出故障線路來，動作于報警信號或直接跳閘切除故障。
經(jīng)過我國電力科技工作者多年的努力研究和探索實踐，可以說配電網(wǎng)接地故障選線問題，特別是低阻接地故障的檢測問題，在技術上已經(jīng)解決。南方電網(wǎng)公司經(jīng)2016年著手解決接地故障選線問題，所轄變電站選線裝置選線成功率已由不到50%提高到80%多，努力目標是達到90%。
目前，現(xiàn)場應用的接地故障選線方法主要有利用工頻量（零序電流群體比幅比相法、零序無功功率方向法、零序有功功率方向法）、暫態(tài)量、相電流突變量的被動選線方法等以及投入中電阻法、改變消弧線圈補償度法等主動選線方法。
現(xiàn)場應用中，由于暫態(tài)量選線方法不受消弧線圈的影響，在弧光接地和間歇性接地故障時，暫態(tài)量更加豐富，既使在電壓過零時故障，暫態(tài)零序電流的幅值仍然接近穩(wěn)態(tài)工頻電容電流的幅值；此外，由于不需要安裝額外的一次設備、安全性好。因此，暫態(tài)量選線技術已在國內(nèi)外獲得廣泛應用，成為主流選線技術。
暫態(tài)選線裝置現(xiàn)場穩(wěn)定性接地故障波形
此外，近年來出現(xiàn)了區(qū)別于傳統(tǒng)中性點接地方式的其他接地故障處理技術，如消弧線圈并小電阻以及基于故障相轉移消弧裝置和柔性接地裝置的主動干預型消弧技術。
中性點經(jīng)消弧線圈并聯(lián)小電阻接地方式目前在國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)部分配電系統(tǒng)均有應用。發(fā)生永久接地故障時投入小電阻，實質上是將由諧振接地系統(tǒng)轉換為小電阻接地系統(tǒng)，采用零序過電流保護切除接地故障。以中性點接地電阻10Ω、定值40A-60A的系統(tǒng)為例，零序過電流保護最大只能檢測到90Ω-140Ω左右的接地電阻，難以反應樹障、斷線墜地以及人身觸電等高阻接地故障，據(jù)南方某地5座20kV消弧線圈并小阻接地系統(tǒng)在2012年-2018年間的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，共投入小電阻1037次，保護動作269次，保護動作率僅為25.94%。
故障相轉移消弧裝置在變電站內(nèi)將故障相母線與大地短接，把故障相對地電壓降為零，力圖將接地電流轉移到母線人工短接點，利用線路零序電流在短接前后的變化特征進行故障選線。故障相轉移消弧技術對選相準確度要求高，故障相誤判將引起相間短路擴大事故；受故障相負荷電流壓降以及非故障相負荷電流耦合影響，母線短接時故障點電壓并不為零，故障點仍然可能有較大殘流，不能保證可靠熄弧。
基于柔性接地的消弧技術通過注入零序電流控制零序電壓，強迫故障相電壓為零。目前，以故障點電流為控制目標的柔性接地消弧技術，其復雜控制回路的可靠性以及高額的設備成本限制了其在配電系統(tǒng)中的應用。
02常規(guī)接地故障定位與隔離技術
接地故障定位與隔離指在故障選線的基礎上，利用線路上分布安裝的自動化設備，判斷出故障點所處的區(qū)段后跳開故障點相鄰的上游開關隔離故障。目前，現(xiàn)場應用的常規(guī)方法有比較暫態(tài)零序電流波形相似性法、信號注入法以及基于就地型饋線自動化法。
比較暫態(tài)零序電流波形相似性法，通過接地故障定位主站利用線路上的自動化設備上送的暫態(tài)零序電流波形，判斷出故障點所處的區(qū)段，然后遙控或人工現(xiàn)場操作線路開關隔離故障區(qū)段。
利用注入信號實現(xiàn)故障定位的方法國內(nèi)主要采用外施擾動信號法，在系統(tǒng)中性點與變電站地網(wǎng)之間周期性地投切數(shù)值在100Ω-300Ω之間的中電阻，產(chǎn)生一個交替變化的、幅值約40A的附加零序電流信號，接地定位主站通過線路上的自動化設備檢測到的附加電流信號判斷故障區(qū)段。
波形相似性法、信號注入法線路上的自動化設備可以采用配電終端或故障指示器，目前，現(xiàn)場主要采用故障指示器方式，故障定位與隔離過程依賴通信網(wǎng)絡與定位主站，受產(chǎn)品抗干擾、檢測可靠性、制作工藝等因素，現(xiàn)場應用效果不夠理想。此外，信號注入法在高阻接地故障時，容易拒動，且無法用于瞬時性接地故障定位，在間歇性接地故障容易誤動。
就地型饋線自動化接地故障處理工作原理與動作過程類似于短路故障的隔離，不依賴于通信系統(tǒng)，其區(qū)別主要在于測量零序電壓與零序電流信號。當線路發(fā)生接地故障時，首先由線路上首臺開關跳閘，導致非故障區(qū)段短時停電，擴大了停電范圍；由于線路上分段開關采用“無壓分閘、來電延時合閘”方式，開關動作次數(shù)較多。
二、接地故障多級暫態(tài)方向保護技術
接地故障多級暫態(tài)方向保護技術通過安裝在變電站的接地故障保護裝置與安裝在線路上一二次融合開關配合，不依賴通信有選擇性地快速定位、就近隔離接地故障，簡單、可靠。
01多級暫態(tài)方向保護工作原理
接地故障時，故障點上游暫態(tài)零序電流流向母線，故障點下游暫態(tài)零序電流流向線路，檢測暫態(tài)零序電流的方向即可判斷接地故障方向。暫態(tài)零序電流方向暫態(tài)零序電流極性比較法或暫態(tài)無功功率方向法來檢測，由于需要檢測暫態(tài)零序電流方向，配電終端需要采集零序電壓與零序電流。
02多級暫態(tài)方向保護配置與整定
配電線路接地故障多級暫態(tài)方向保護系統(tǒng)由安裝在變電站的接地故障保護裝置、線路上具有接地故障暫態(tài)方向保護功能的分段開關、分支開關以及分界開關構成。
變電站接地故障保護裝置可以采用集中式接地故障選線跳閘裝置與出線開關保護裝置配合，亦可采用具有接地方向保護功能的出線保護裝置。線路上分段、分支、分界開關采用具備零序電流互感器與零序電壓互感器的一二次成套融合開關；開關配套的配電終端具有暫態(tài)原理接地故障方向保護功能。
變電站接地故障保護裝置與線路開關的配電終端在檢測到接地方向為正方向時啟動，通過階梯式動作時限配合，由故障點相鄰的上游開關動作，實現(xiàn)接地故障的快速定位與就近隔離。接地保護的動作時限根據(jù)開關所處的位置整定，末級分界開關接地保護的動作時限躲過瞬時性接地故障（可選為10s），其他開關保護的動作時限均比下游相鄰開關的最大動作時限大一個時間級差（可選為1s）。
以下圖所示的架空配電線路為例，線路出口斷路器QF1、主干線路開關Q1與Q2、分支線路開關Q11、Q21、分界開關Q111與Q121都部署了暫態(tài)原理接地保護。分界開關Q111與Q121接地保護動作時限選為10s；分支線路開關Q11與Q21的動作時限增加一個時間級差，設為11s；主干線路末級開關Q2接地保護的動作時限比分支開關Q21增加一個時間級差，設為12s；Q1接地保護的動作時限比Q2增加一個時間級差，設為13s；出口接地保護的動作時限則設為14s。電纜環(huán)網(wǎng)線路配置與整定類似，不再詳細介紹。
按照上述動作時限配合，任一點故障，均可實現(xiàn)定位與就近隔離，比如在分支線路上k處發(fā)生接地故障時，Q11在11s后跳閘切除故障，實現(xiàn)了保護選擇性動作。
為提高供電可靠性，架空線路上接地故障多級暫態(tài)方向保護應配置一次重合閘，部分電弧不能自行熄滅的接地故障在跳閘切除后再送電可以恢復正常運行。
03多級暫態(tài)方向保護技術在環(huán)網(wǎng)線路的應用
對于有聯(lián)絡電源的環(huán)網(wǎng)線路，在由聯(lián)絡電源供電時，因為供電方向發(fā)生了變化，在本側線路上發(fā)生接地故障時，分段開關檢測到的接地故障方向為反向，保護將拒動（分支、分界開關不受影響），此時由聯(lián)絡開關與分段開關帶電合閘邏輯、后加速保護配合隔離故障與恢復非故障區(qū)段供電。
如下圖所示單聯(lián)絡線路，變電站M側電源因檢修退出運行，出線斷路器QF1處于分位，聯(lián)絡開關Qt處于合位，本側線路由N側變電站供電。如在開關Q1與出線斷路器QF1之間的線路上k處發(fā)生接地故障，Q1、Q2均檢測到故障為反向的，保護不啟動；聯(lián)絡開關Qt檢測到接地故障在其供電方向的下游，保護動作切除故障，開關Q1、Q2因檢測到接地故障后又失電自動跳閘；Qt動作切除故障后延時合閘，Q2檢測到來電后延時合閘，Q1檢測到來電后也延時合閘，如故障是永久性的，Q1加速跳閘隔離故障，恢復Q1與Qt之間的線路供電。
在聯(lián)絡開關處于分位的正常運行狀態(tài)下，如下圖所示k1點永久性故障時，QF1在14s后保護跳閘切除故障，聯(lián)絡開關Qt在檢測到一側失壓后合閘，Q1與Q2失電后檢測到接地故障加速跳閘；Q2一側帶電延時合閘，Q1檢測到來電后延時合閘，合閘到故障加速跳閘；Q2維持合閘狀態(tài)，Q1下游線路恢復供電。
04多級暫態(tài)方向保護示范工程案例
多級方向保護在山東某地線路故障多發(fā)的三個變電站（其中一個為消弧線圈接地系統(tǒng)）建設了配電網(wǎng)保護示范工程，變電站各安裝一臺暫態(tài)接地故障選線保護裝置，在架空線路安裝一二次融合分段開關、分支開關與用戶分界開關73臺，在電纜線路環(huán)網(wǎng)柜出線安裝二遙動作型DTU共計126臺，終端均配置過電流保護與暫態(tài)接地方向保護功能。線路開關與變電站選線跳閘裝置通過階梯式動作時限配合，就近切除相間短路與接地故障。
2019年7月10日至8月15日，示范區(qū)域經(jīng)歷“迎峰度夏”和臺風“利奇馬”雙重考驗，示范終端覆蓋的線路共發(fā)生15次故障，保護均正確動作，其中14次故障是分支線路開關動作，1次故障出線斷路器動作；8次永久性單相接地故障，占比53%；7次短路故障，其中2次故障為單相接地發(fā)展而來；6次故障發(fā)生在“利奇馬”臺風期間。
（1）瞬時性接地故障處理案例
2019年7月10日下午13時30分，調度供服中心收到DL站多條選線保護裝置的接地故障啟動和選線信息，選線結果為GZ線；同時供服中心收到GZ線XZ支線085D分支開關上報的接地故障方向保護啟動信號。
調取XZ支線085D分支開關記錄，確認7月10日13時30分檢測到多次接地故障，通過暫態(tài)方向判斷為該開關下游故障，上報接地故障方向保護啟動信息給調度；由于各次故障電弧自行熄滅，持續(xù)時間低于配置的保護動作延遲時間，僅上報故障判斷信息，未跳閘。
根據(jù)變電站選線保護裝置以及085D分支開關的接地故障記錄和故障波形特征，結合7月10日13時30分左右該區(qū)域雷雨大風天氣，初步分析為風雨時樹枝接觸造成的高阻接地，故障點位置應該在XZ支線085D分支開關下游。供電公司根據(jù)調度供服中心收到的故障信息及分析結果，安排運行人員直接前往該支線巡查，現(xiàn)場確認085D分支開關下游樹枝灼燒痕跡明顯。
該次瞬時性接地故障處理中，故障保護延遲動作避免了該線路直接跳閘。同時，變電站選線裝置與分支開關通過接地故障暫態(tài)方向準確定位了接地故障區(qū)段。縮短了運行人員巡線時間，根據(jù)巡查結果立即安排該支線環(huán)境整治工作，避免了永久性接地故障的發(fā)生。
（2）永久性接地故障處理案例
2019年7月27日凌晨05點03分，DH變電站監(jiān)測到零序電壓異常信號，同時調度供服中心收到DH變電站MT線SL支-10#桿開關接地故障方向保護啟動以及開關動作信號。運行人員直接前往該支線，發(fā)現(xiàn)MT線SL支線10#桿跨接導線搭到避雷器地線，導致永久接地故障。
開關動作跳閘后，延時1秒于05點03分28秒041毫秒執(zhí)行重合閘操作，05點03分28秒086毫秒終端檢測到重合到故障，后加速跳閘，切除故障支線。
該次永久性接地故障處理中，永久性接地故障被快速、就近隔離，有效縮小了停電范圍，大大縮減了巡線工作量，加快了故障點處理和恢復供電時間。
三、結語
采用暫態(tài)方向原理實現(xiàn)小電流接地故障定位與就近隔離，不需要通信與主站配合，簡單、可靠！除故障點前的第一個開關外，其他開關不需要動作，避免了開關多次動作，故障點上游非故障線路區(qū)段用戶不會遭受短時停電；配電終端同時具備常規(guī)配電自動化功能，避免了重復投資。
白水青山不礙禪，登高臨遠意翛然。作為新型暫態(tài)原理檢測小電流接地故障的發(fā)明者、實踐者和倡導者，科匯公司在暫態(tài)原理接地故障保護技術領域繼續(xù)深耕，開發(fā)出具有接地故障暫態(tài)方向保護功能的配電網(wǎng)自動化設備，為電力公司提供了簡單、可靠的配電系統(tǒng)小電流接地故障定位與就近隔離方案，于2017年獲山東省科技進步一等獎，再次贏得行業(yè)傾慕。