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摘要：本文阐述了10千伏单相接地系统的特点和传统处理10千伏线路单相接地故障的方法,通过分析具备10kV接地故障具有判定功能的接地电流方向性判别开关的安装位置与上级开关的动作配合的控制策略，充分论证此类型开关相比传统开关能够更加正确、可靠、快速地寻找并切除单相接地故障线路,从而缩短电网故障时间,保障电网稳定运行和设备安全。
关键词：单相接地；配网；小电流接地；分界开关；零序方向判别
0引言
目前10kV电网都采用小电流接地方式。而单相接地故障就是小电流接地系统中一种常见的临时性故障,多发生在潮湿、多雨或大风天气。当发生单相接地故障时,系统线电压保持不变,相电压升高至线电压，由于传统10千伏系统以架空线路为主，因此线路对地电容不大而能够在母线加装接地变以补偿单相接地时的电容电流，使得规程规定允许带一个接地点继续运行不超过2小时运行,从而提高了系统供电的可靠性。
但是随着电网规模的扩大和架空入地工程的大规模实施，电缆线路逐渐增多，导致线路对地电容增大，而采用传统的消弧线圈无法提供合适的感性电流进行有效补偿，因此当发生10千伏单相线路接地时，接地点较大的电弧电流极易衍生弧光接地，发展形成两点接地故障而影响系统的安全。并且电缆线路耐压能力要比架空线路脆弱的多，强烈的故障电弧也会导致电缆绝缘损坏甚至起火事故，如果因此引发电缆沟道的火灾将对城市供电产生灾难性的影响。因此对于城市10千伏电网目前普遍采取经小电阻接地方式，当发生单相故障时开关保护快速动作跳闸切除故障线路。
1传统10kV小电流接地系统单相接地故障的处理方法
10kV小电流接地系统单相接地故障发生后，传统的处理方案是依靠电网调度员针对故障信息进行判别，之后对变电站操作人员或集控操作人员下达操作指令完成的。具体操作流程分以下几个部分：
1.1调度员接地判别：
原接地情况发生后，运行值班人员应将母线的相电压、线电压、消弧线圈的电压、电流报告值班调度员。值班调度员根据报告的情况，判明是否真实接地。
1.2对故障线路或设备进行试停，确定故障线路：
当单相接地故障发生后，线路能坚持接地运行时，当值调度员通过试停故障系统内线路的方式确定故障线路，具体方法是试停无负荷线路，拉开母联分段开关拆分网络，试停一般客户、重要客户的线路，以及分段试停线路的方式确定故障线路段，故障线路确定后以停用最小范围线路为原则进行停电检修。
1.3对故障线路或设备进行试送，确定故障线路：
当单相接地故障发生后，线路能不能坚持接地运行而跳闸停电时，当值调度员通过试送故障系统内线路的方式确定故障线路，具体方法是对故障线路应进行分段试送，分段应从首端开始，从电源侧往负荷侧顺序试送，当试送到最后一段时亦应试送一次。试出的故障段后以停用最小范围故障线路为原则，对故障线路进行停电检修。
从以上流程我们可以清楚的看出，传统的10千伏单相接地处理方式完全需要依赖人工干预，由于其处理质量完全取决于当值调度员的调控业务水平，事故处置质量具有很大的不确定性，而且人工操作也存在误调度和误操作的风险，同时单相接地故障对事故现场运行人员和设备巡视人员也带来了巨大的人身风险，因此在当前电网智能化水平高速发展的情况下，自动化设备取代人工干预将是发展的趋势。
2具备零序电流方向性判断功能的智能分界开关动作原理
智能分界开关是指对10kV配电线路主开关和线路分段开关安装针对10kV接地故障具有判定功能的接地电流方向性判别开关。其功能是当10kV线路发生单相接地故障的瞬间，能够迅速定位故障点，并切除故障线路段，以保障大多数用户的正常供电。同时在主干线上发生的单相接地时，智能分界开关能够检测接地故障，在设定时间内发出永久接地故障信号，快速判定接地的线路，节省查找接地的时间，提高供电可靠性。
中性点为不接地的10千伏配电线路发生单相接地故障时，接地电流也就是零序电流的折返路径如图1所示，而零序电流的大小根据配网线路的对地充电电流由线路对地电容而决定。
图1接地电流的折返
带方向性SOG功能智能分界开关是将零序电流与零序电压相结合，以检测故障线路，开关动作其检测原理如图2所示。
图2带方向性SOG功能负荷开关的检测原理图
由于零序电流即是充电电流、相角超前电压90度(受泄露电流的影响，角度偏为60～85度)，根据此相角即可判断故障点是在开关的负荷侧还是电源侧。相角特性如下图所示。相角特性如图3所示。
图3方向性的相位特性
3具备零序电流方向性判断功能的智能分界开关控制策略
如上所述具备零序电流方向性判断功能的智能分界开关方向性检测方式，是通过零序电流和零序电压的大小以及其相角来判断接地故障是发生在电源侧或是负荷侧，针对不同系统和具备选择性在成品只能开关中还预设了选择不同参数的选择开关，可供选择不同的零序电流、零序电压、动作时间值。以具体某品牌的智能分界开关为例：零序电流档位取值为：0.2、0.3、0.4、0.6A。零序电压档位取值为：5、7.5、10、15%。动作时间档位设定为：0.5、1、1.5、2秒。只有负荷侧发生单相接地故障时开关才会按相关保护定值时间启动动作，在具备选择性开断同时，减少了误动概率。
相关保护动作原理图如下：
3.1电网正常运行
电网正常运行下的示意图（见图4）
3.2故障点位于其负荷侧内部发生单相接地故障
用户1进线上发生单相接地故障，离故障点最近的K用户1检测到故障点位于其负荷侧，执行分闸动作，将该线路与主线路隔离，其他线路正常运行。（见图5）
3.3故障点位于其分段电源和负荷侧之间发生单相接地故障
架空线路L2上发生单相接地故障，K分段3判断故障为其电源侧，因此不动作，而K分段2判断故障位于其负荷侧，执行分闸动作，将后面的线路与主线路隔离，前方线路正常运行（见图6）。
3.4故障点位于其总电源和负荷侧之间发生单相接地故障
架空线路L1上发生单相接地故障，K分段1检测到故障位于其负荷侧，执行分闸动作，将后方线路切除。由此，可保证切除最小范围的故障线路，保证其他线路的正常运行（见图7）。
10kV配电系统采用接地判别开关后，相应的事故处置流程和原则将发生根本性的转变，针对10kV接地故障事故处置生产指挥流程如下：
因此通过使用这种开关能在发生接地故障时，可以迅速锁定故障点，瞬间隔离故障区间排除故障。最大程度降低接地故障给系统造成的影响，由于瞬间锁定故障线路段和切除故障点，可以让正常供电用户不受影响，提高供电可靠性，并可以缩短线路巡护人员事故查线时间，保障公司内部人身和设备的安全。
同时简化了事故处理流程，减少了处理环节，提高了处理速度，最大程度降低了误调度和误操作的运行风险和人身风险。
4结束语
随着社会对于保障供电可靠性意识的提升，供电企业对10千伏配网运行的考核指标的逐年提高，以传统通过人为干预几个小时的事故处理时长已经无法适应当前高水准的供电要求，因此具备零序电流方向性判断功能的新型智能分界开关技术将成为确保配网安全运行、供电高可靠性的重要手段之一，而其在电网上的运用将刻不容缓。
参考文献
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