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一 、单相接地保护选线的重要性？
在变电站（所）、开关站和发电厂中，66千伏、35千伏、10千伏、6千伏和3千伏配电线路，是电力系统的主要组成部分。在这些电压等级的系统中，变压器和发电机的中性点都采取了不接地或经过消弧线圈、电阻接地的方式进行输配电。并且在同一电压等级的母线上又有多条输出或输入配电线路相连接，大部分采用铝（或铜）排架空引出或高压电力电缆线引出；线路数量一般有五六条、十几条或二三十条不等；每一条配电线路又有很多分支，按“辐射”状架设，再与各配电变压器连接，由配电变压器降成“低压”后供给广大的用户使用。在这类配电线路中，经常会发生相间短路、过电流（过负荷）和单相接地等故障现象。其中，单相接地的发生率最为频繁，占系统总故障率的70％以上；短路故障也多为单相接地后演变成多相接地而形成的。 “单相接地”是指配电线路上的A、B、C三相中，任意一相导线发生断线落地或接触树木、建筑物或电线杆、塔倒地与大地之间形成导电回路；以及大气雷电或其它原因形成过电压，致使配电设备的绝缘材料遭到破坏后，对地绝缘电阻明显过低等现象。 由于系统中主变压器的的中性点不接地或经过消弧线圈、高电阻接地。当在同一母线上有多条配电线路时，无论哪一条发生单相接地，都不能与主变压器的绕组线圈直接构成回路，线路中不会出现短路和过负荷等大电流现象。仅有线路与大地之间形成的电容电流发生变化，表现为每一条线路中会出现微弱的零序电流。此电流非常小，从几毫安到几百毫安或数安培不等，与线路的长度成正比；通常条件下，每公里长的架空线路约为15毫安左右。在电力行业内把这种供电系统称为：“小接地电流系统”或“小电流接地系统”。 在系统中，由于电压互感器（PT）的一次绕组采用了Y0方式接线与系统的母线相连，当任意一条线路发生单相接地时，在二次绕组的三角开口都有零序电压产生，可以设定零序过电压报警；但不能选择某一条线路。接地时由于非接地相线对地电压上升可达相电压的√3倍，当系统再伴随有铁磁谐振产生时，就会使相电压升高1—5倍，甚至更高，形成过电压，加速了电力设备绝缘材料的老化，缩短了使用寿命，从而导致绝缘设备被击穿，就会出现两相或多相同时接地而发生短路事故，加大了电力设备的损坏程度。因此，在电力系统中经常会发生电压互感器、断路器爆炸，配电变压器烧毁，电力电缆和瓷瓶被击穿等事故。已有的继电保护或综合自动化保护装置中的“短路保护”、“过电流保护”和“零序电流”保护，都属于大电流启动保护装置；单相接地时的小电流不能驱动这类保护装置动作，因此，不能动作于高压开关（断路器）跳闸，故障线路和非故障线路也就不能被隔离。 为了避免事故的扩大，需要及时地把故障线路与非故障线路进行区分。在变电站（所）、开关站或发电厂中，若没有安装可靠的“单相接地保护选线装置”，就需要人工逐次拉闸停电试查才能选择故障线路，有时甚至要把与母线相连的所有配电线路拉闸停电，才能找出。这样就会造成无故障线路供电的中断，导致大面积停电；同时，也增加了高压开关（断路器）的动作次数，缩短了使用寿命，降低了供电的可靠性和供电量。而在线路上要查找接地点，还需要把众多的分支线路与主线路逐次断开，再用绝缘电阻仪表测量各段或各分支对地的绝缘电阻值，由人工判断故障点范围。这一过程非常复杂，工作量很大；为了人身安全，需要设置多种安全措施，要耗费大量的人力、物资和时间，增加了电力工人的劳动强度，同时对人身还具有不安全的隐患。 综合以上情况说明了：在中性点采用不接地或经过消弧线圈、电阻接地方式供电的系统中，虽然能够延长单相接地时故障线路跳闸的时间；但是却导致了其它多条非故障线路供电的中断，造成了更大范围的停电以及人民生命财产的安全隐患。 现在国家电监会和电网公司等有关管理部门对供电可靠性的要求越来越高，要求农村电网达到99.8﹪和城市电网达到99.9﹪以上才算合格；对每一条线路每年内因故障而导致拉闸停电的次数和时间也有限制，在有些地区就规定了跳闸次数超过限定指标，每次对相关管理单位或个人罚款200元。 在电力系统中“变电站综合自动化保护装置”的应用已经很普及，使许多变电站都已经是无人值班。由于“综合自动化”在小接地电流系统单相接地保护选线方面的解决方案不够完善；所以，当发生单相接地时，还不能及时地把接地故障信息准确地上报给调度监控中心，耽误了线路维护人员对线路故障点的查找和维修处理。曾经在一些地区发生过多起因10KV高压配电线路发生单相接地后未能及时断电，导致了在接地点附近活动的其他社会人员触电死亡的重大事故发生。给供电部门造成了很大的麻烦和经济损失以及不良的社会影响。 因此，根据国家标准：GB50062-92《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》的要求，在 “小接地电流系统”中，使用准确可靠的单相接地保护选线装置是提高发展供电系统自动化水平的重要技术措施之一。
二、国内外在这一领域的技术现状
小接地电流系统单相接地保护选线，是一个世界性的难题；一百多年来在电力生产过程中一直没有彻底解决。国外在上世纪初期就有许多电力工程技术人员和高等院校对此项目进行过大量的研究，认识度不但深入，技术方案也越来越多，准确率逐步在提高。其中，具有代表性的是德国电力工程师巴赫的“首半波”理论和俄罗斯的“无功功率方向”理论。根据这些理论开发出来的装置在电力系统中进行了使用，其选线的准确率可以达到50％左右。我国从上世纪80年代起开始研制小电流接地系统单相接地自动选线装置。虽然起步晚，但是发展速度却很快，目前已具有世界先进水平。在国内根据零序电流大小的原理，采用灵敏继电器以及晶体管电子保护等技术，通过设定零序电流动作值进行保护选线，先后开发出了多种型号的装置。经过多年的使用其选线的准确率已接近50％。后来，又采用“首半波”理论和晶体管电子技术相结合，生产出了几种不同规格的选线装置，在我国电力系统中进行了推广使用，使选线的准确率比前者又有所提高，可达60％左右。进入20世纪90年代以后，由于单片机在我国得到了普及应用。很多科技型企业开始把这种高科技的微电脑技术应用于本领域；同时，根据华北电力学院许元恒教授提出的：“在中性点不接地（或经消弧线圈接地）的供电系统中，故障线路零序谐波电流的方向与非故障线路零序谐波电流的方向相反” 的理论为依据。先后有多家科研院所和企业开发研制出了小电流接地选线装置。
三、已有技术可靠性差的原因分析
由于主变压器二次侧三相绕组的中性点不接地（或经过消弧线圈、电阻接地），当线路中的任意一相接地时，没有与变压器的绕组构成回路（或电阻很大），就不能形成电流（或很小），在故障线路和接地点就不会有大电流流过。仅有线路与大地之间所形成的电容电流，它与线路的长度成正比，10KV的线路每公里约有15mA左右。 影响保护选线准确性的关键原因就在于一个“小”。因为接地时的电流很小，从几毫安到几十毫安或几百毫安，最大也只有几安培，与供电线路中的几百安培或数千安培的负荷电流相比，相差数千倍或数万倍；线路中故障时的电流与非故障时的电流相比没有明显的区别；又因为很多电流互感器的测量误差所产生的不平衡电流远大于接地时的零序电流值，现有的继电保护和综合自动化保护等设备，不能区分是故障接地电流还是负荷电流的波动。另外，当接地故障发生时，不仅故障线路对地有电容电流，而非故障线路对地同时也有电容电流，这样不仅要测量故障线路的电容电流，还要测量非故障线路的电容电流，并要进行区分，难度更大。在一些大型枢纽变电站中，虽然配电线路较多，也比较长，接地时能够形成较大的电容电流；但是，接地电流较大时，又容易在故障点产生弧光，导致二相或三相线路发生短路事故。因此，国家有关部门明确规定：对于接地电流大于10A的系统，要装设消弧线圈或电阻。以此来减少接地点的过度电流，避免产生弧光；这样就使故障线路接地点的电流更小，故障特征更加的不明显。又因电力系统是强电场和强磁场的环境，干扰信号很大，往往把接地信号给淹没了；再加上接地时，系统会经常发生铁磁谐振，改变了故障线路与非故障线路零序电流的方向，采用“零序谐波电流的方向”判断故障线路的理论被否定。 根据值班人员反映的情况，采用“S注入法”进行保护选线的装置，导致选线不准确的主要原因是：1、装置向高压系统中所能“注入”的信号能量有限，电流太小，与电力系统的大电流相比显得是微不足道的，实际上变电站的谐波干扰信号比它大的多；2、受供电系统的大小，线路的多少、长短以及母线段运行方式的变化等多种条件制约；3、受故障点接地电阻的影响；当故障点为高电阻接地时，流过故障线路的信号电流就很微弱，其它非故障线路若较长时，反而比故障线路的电流信号还要强许多倍；4、电能损耗很大，在使用过程中造成电压互感器温度升高发热，电能表计量误差和容易引起其它保护装置误动；这种频率的电流在电力系统中是有害的，对电能的质量产生影响。所以，很多使用过该类型装置的，现在都已经放弃了，又在寻求新的方法。 由于多种原因，采用1-2种“理论”和方法作为装置的工作原理和判断方法，还不能保证保护选线的准确性。目前，尽管国内外已有很多企业和科研院所，开发生产了多种类似的保护选线装置，但可靠性都不高。准确率能够达到90﹪以上的装置为数还很少。还需要更多的企业和科技人员努力探索。