单相接地是配电网常见的故障类型，配电线路的单相接地故障在配电网中故障发生率十分高。本文由山东配电网单相接地故障处理出发，分析出山东单相接地故障的主要原因为小电流接地故障。从小电流接地故障原因和故障危害方面对配电网单相接地故障进行详细论述，并提出预防措施。

1.引言

单相接地是配电网中常见的故障类型，据近期运行数据统计，山东配网单相接地故障约占故障总数的60%。单相接地故障如果不及时切除，有可能引发严重后果，近期湖南公司发生了一起因单相接地引起10千伏线路断线并导致铁路停运的事故。因此，有必要对我省配电网单相接地情况进行进一步分析，明确单相接地故障特征、危害程度，制定有效对策，避免单相接地故障引发严重事故。

2.山东配网单相接地故障处理方式

理论分析与实践经验表明，当系统电容电流小于10安培时，接地电弧在过零点容易自行熄灭，瞬时性故障可自行恢复;而电容电流大于10安培时电弧难以自行熄灭。因此相关标准均规定：单相接地故障电容电流在10安培及以下时，采用中性点不接地方式;电容电流超过10安培且小于100安培~150安培时，采用经消弧线圈接地方式;电容电流超过100安培~150安培以上，则采用经小电阻接地方式。

中性点经小电阻接地方式下，单相接地故障电流较大，称为大电流接地故障。此时系统三相电压不再对称，无法正常供电，线路保护及时动作切除故障，一般不会产生严重后果。

中性点不接地和经消弧线圈接地方式下，单相接地故障电流较小，称为小电流接地故障，故障时三相电压对称情况不变，可带故障运行一段时间，通常是查找到故障点后再停电处理，从而提高供电可靠性。但小电流接地故障位置查找往往耗时较长，在故障点查找期间，故障电流与过电压持续作用有可能导致故障进一步发展。

山东配电网按照接地故障电流一般不超过10安培的原则确定中性点接地方式。采用不接地、经消弧线圈接地和经小电阻接地三种中性点接地方式。2017年初数据显示，全省配出35千伏与10千伏线路变电站共计6548座，其中中性点不接地运行方式4505座、占比68.8%，中性点经消弧线圈接地1995座、占比30.47%，中性点经小电阻接地48座、占比0.73%，如图1所示。

图1 山东配网中性点接地方式

山东配电网中性点采用不接地和经消弧线圈接地两种方式的占比达99.27%。因此配电线路发生的单相接地故障，基本都是小电流接地故障，通常带故障运行查找故障点，确定故障点后再停电进行处理，带故障运行时间一般不超过2小时。

3.小电流接地故障分析

配电线路发生的单相接地故障，按故障点稳定程度可分为稳定接地故障与弧光接地故障。

3.1稳定接地故障

稳定接地故障是故障线路与大地可靠连接，例如避雷器、互感器下引线搭接横担，导线与树木搭接等情况。接地故障发生瞬间，一般存在明显的暂态过渡过程，暂态过程的故障电流幅值是对地电容电流的几倍至十几倍。根据现场录波数据分析，暂态故障电流峰值有时可达200安培以上，如图2所示。但暂态尖峰电流持续时间较短，一般不超过10毫秒，相应产生的能量也很小。暂态过程结束后，故障进入稳定状态，稳态故障电流一般小于10安培。

图2 典型暂态故障电流录波图

发生稳定接地故障时，对于中性点不接地和经消弧线圈接地系统，非故障相对地电压升高，升高幅度与接地点过渡电阻有关，但最大不超过线电压，即不超过额定电压的倍。

3.2弧光接地故障

弧光接地是不稳定的接地故障形式，据文献统计弧光接地故障比例在10%左右。其主要特点是线路对地绝缘降低，在相电压上升到一定程度时绝缘击穿，产生沿面或经空气放电，电压下降后绝缘恢复，如此反复循环多次。架空线路绝缘子存在裂缝、线路绝缘外皮损伤、导线与建筑物过近等情况下，都可能导致绝缘在电压作用下击穿，发生弧光接地。由于弧光接地存在多次击穿过程，电荷在短时间内大量移动，会产生多次瞬时大电流，幅值可达数百安，对导线破坏力较强。典型弧光接地故障电流如图3所示。

图3 典型弧光接地故障电流录波图

发生弧光接地故障时，由于高频振荡过程积累能量，过电压情况比较突出。对中性点不接地系统，理论分析表明非故障相弧光接地过电压最高可达3.5倍额定电压。但实际出现如此高幅值过电压的概率非常低，现场发生的绝大部分弧光过电压不超过3倍额定电压。消弧线圈在限制单相接地故障电流的同时，还可以降低故障相恢复电压上升速度，从而降低弧光接地过电压的幅值。因此经消弧线圈接地系统中的弧光接地过电压，明显较中性点不接地系统低，所测得的弧光过电压最高为2.5倍额定电压。

图4 一次弧光接地过电压录波图

4.小电流接地故障危害分析

由于小电流接地故障电流较小，一般不超过线路额定负荷电流，不会引起保护动作，也不会导致线路过载。故障危害主要体现在故障点通流发热烧损线路，以及过电压对系统绝缘产生破坏。

4.1稳定接地故障危害分析

稳定接地故障多发生于架空裸导线，流经故障点的电流一般不超过10安培，且电流随过渡电阻的增加而减小。由于稳定接地故障电流小，产生的能量有限，一般不会导致架空裸导线熔化(铝的熔点为660℃)，不会造成实质危害。需要注意的是，如果线路通过搭接树木接地，故障电流产生的热量有可能引燃树木，从而造成导线熔断或引发火灾。

架空绝缘导线和电缆由于有绝缘层防护，极少发生稳定接地故障。在特殊情况下出现稳定接地时(如电缆被挖断接地)，故障电流小于10安培，也不会对导线本体造成实质危害。但导线外皮一般为交联聚乙烯材料，其软化分解温度在140℃左右，故障电流产生的热量有可能造成外皮软化分解甚至熔化。

对于稳定接地故障，非故障相对地电压最大升高到额定线电压，由于配电线路绝缘裕度较高，稳定接地故障过电压一般不会对线路绝缘水平造成破坏。

4.2弧光接地故障危害分析

发生弧光接地时，每个工频周波存在两次熄弧过程，单次弧光持续时间为几个毫秒(均值约5毫秒)。由于电弧能量高度集中，会产生大量热量，弧光表面温度一般可达3000~4000℃，电弧中心区甚至高达上万℃。理论分析认为，裸导线发生弧光接地时，接地电弧在电磁力作用下可沿导线自由移动，热量不会在一点累积，因此耐电弧能力较强;绝缘导线由于绝缘层的限制，电弧不能移动，电弧对导线存在较大危害，甚至导致烧毁断线。中国电科院曾进行过工频电弧燃烧试验，分析故障电弧对导线的危害。从试验结果来看，裸导线在单相接地故障电弧作用下，没有出现断线、断股和局部蚀损现象，试验后导线机械拉伸强度与试验前相比无明显降低;对于绝缘导线，10安培的单相接地故障弧光电流即可引燃导线绝缘层，电弧被绝缘层熔化物固定，持续15分钟后，导线已经重度氧化脆化，轻弯即断。

结合理论分析与试验结果，可以认为：架空裸导线对故障电弧的耐受能力较强，一般不会发生导线烧灼断线的情况;对于架空绝缘导线，接地电弧在短时间内即可导致烧损断线;电缆烧灼情况与架空绝缘线路类似，电弧在短时间内即可造成断线，由于电缆沟道内往往存在可燃气体，接地电弧还可能引起电缆沟道火灾，导致严重后果。

弧光接地故障产生的过电压幅度较大，不接地系统可达3.0倍额定电压，消弧线圈接地系统可达2.5倍额定电压。接地故障期间，弧光过电压对非故障相的绝缘存在较强危害，可能导致绝缘薄弱点击穿，从而单相接地故障发展为相间短路，引起保护动作跳闸。经分析某地2016年发生的71次单相接地故障记录发现，有2次单相接地故障持续期间线路短路跳闸，占比为2.82%。

4.3事故断线机理分析

架空裸导线对稳定电流与电弧的耐受能力都很强，一般不会因单相接地故障导致断线。但现场也存在少数例外情况，例如某公司10千伏线路接地故障前，故障线路#45杆C相绝缘子应该存在明显裂纹，甚至绝缘子已经破碎。C相导线与绝缘子钢脚距离很近，导线向绝缘子钢脚顶部放电，发生单相弧光接地故障。接地弧光电流很大并且持续时间较长，产生的热量造成导线局部受热软化，在两侧拉力的作用下最终导致导线断裂。实际运行中绝缘子突然碎裂的情况很少，大多是绝缘子有裂纹导致多次瞬时性弧光放电，接地电弧烧断裸导线的概率很小。

5.结语

山东配电网主要是中性点不接地与经消弧线圈接地方式。发生稳定的单相接地故障时，故障电流一般不会超过10安培，过电压幅值不会超过倍，故障电流与过电压对线路危害较小。弧光接地对线路存在较大危害，故障电弧可造成架空绝缘导线与电缆烧灼断线，弧光过电压可能导致线路绝缘损坏，甚至引发人身触电、电缆沟道起火、线路短路跳闸等严重后果。

针对山东配电网单相接地故障可能导致的危害，可以采取以下预防措施：

一是加强重点线路巡视与检测。进一步加强跨越线路的巡视与检测，通过超声局放检测、红外测温等带电检测手段，及时发现异常线路与设备消除故障隐患，减少单相接地故障的发生。另外，对于架空绝缘线路、沟道敷设的电缆线路和频繁发生瞬时性接地故障的线路，也应加强巡视与检测工作。

二是快速就近隔离故障。目前在发生单相接地故障后，一般带故障运行查找故障点，确定故障点后再停电处理，但故障持续期间可能导致严重后果。国网公司2016年版《配电网技术导则》提出，对永久性单相接地故障，在定位故障点后，宜按快速就近隔离故障的原则进行处理。建议在继续提升新型故障指示器选线与定位效果的基础上，选择新型故障指示器覆盖率较高区域，试点快速就近隔离故障的处理方式，积累成功经验后逐步推广。

三是排查整改消弧线圈补偿情况。消弧线圈应将接地故障电流限制在10安培以下，有效降低故障电流危害。但现场运行的部分消弧线圈补偿度调整不当时，补偿后电流远超10安培限值，增加故障电流对导线的危害程度。建议对消弧线圈实际补偿情况进行排查整改，确保消弧线圈补偿后接地故障电流小于10安培，从而切实发挥消弧线圈作用。

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