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随着我国电网发展进入新时代，配电网设备点越来越多，线路越来越长，涉及面越来越广。在这样的大环境下，在配网发生单相接地故障时依然单纯依靠供电所通过现场巡线的传统方式排查故障，既费时费力，又不利于提高供电可靠性。国网金华供电公司的研究人员陈志华、张波，在2020年第9期《电气技术》杂志上撰文，通过充分应用配电自动化、大数据、云计算等现代信息技术，实现配网故障信息全面感知及各系统间应用的灵活配合，并梳理出新的配网单相接地故障精准指挥模式，使得在配网发生单相故障时，各专业班组间能高效联动，综合开展故障主动研判，精准定位故障点，大幅缩短故障隔离时长，有效降低故障停电时户数，进一步提升供电可靠性，推动配网故障抢修指挥由传统的“经验驱动”向“数据驱动”转变。
配电网连接能源生产和消费，是能源输送和转换利用的网络枢纽，处于能源革新的中心环节。国家电网公司提出“坚持以客户为中心进一步提升优质服务水平”的理念，各省市供电公司也多次在各大会议和报告中提出要践行“人民电业为人民”的企业宗旨，扎实推进国网公司“1135”新时代配网发展理念的实施，要求优化企业服务质量、提升用户用电体验、降低故障停电时户数，将用户供电可靠性的重要程度提到了前所未有的高度。在传统的配网故障抢修模式下，散乱的故障信息和陈旧的工作流程以及滞后的指挥模式等，直接影响配电网的故障抢修指挥水平。以某市供电公司数据为例，由图1和图2可以看出，2018年该市供电公司故障停电时户数占总停电时户数超过2/3，全年一类故障121起，其中单相接地67起，占了全年一类故障的55.37%。由此可以看出，提升配电网单相接地故障抢修指挥水平已迫在眉睫。
今年国家电网公司加快建设电力物联网的战略决策，为供电企业革新故障抢修指挥模式、降低故障停电时户数、优化供电服务质量、提升用户用电体验提供了新的实现路径。单相接地故障是10kV电力系统出现概率最大的一种故障。对于架空线路，发生单相接地故障的具体原因主要有：雷击线路断线、设备绝缘不良，发生绝缘击穿接地；小动物、漂浮物及吊车等外力破坏等。对于纯电缆线路，发生单相接地故障的原因多为道路施工的外力破坏引起。为保证人身安全，我国10kV配电系统多采用小电流接地系统，其特点是中性点不直接接地。当发生单相接地故障时，故障相电压大幅降低或为0，其他两相电压明显高于额定相电压或等于额定线电压，3U0超过动作整定值，变电所内发出接地告警信息，但其三相线电压依然保持对称，对供电影响小，依据调度规程规定，当小电流接地系统发生单相接地故障时，系统可继续运行不超过2h。配网单相接地故障容易对正常运行设备的绝缘造成破坏，同时对人身安全及配网设备稳定运行产生威胁，因此，在10kV配电线路发生接地故障时，必须在规程规定的时间内消除接地故障，才能保证配电网安全稳定运行。目前，对单相接地线路的识别和接地故障点的定位始终是配网单相接地故障处置中的痛点和难点。只有实现单相接地线路的快速定位和故障隔离，才能减少不必要的用户停电，缩短故障停电时间。可将目前配网中应用较广泛的接地选线定位装置主要分为两大类：一类是安装在变电所侧的选线装置，分别是保护装置投入零序电流告警辅助选线功能、专用小电流接地选线装置（如南瑞PCS- 9657D）；另一类是安装在线路设备上的接地定位装置，分别是智能柱上开关（FTU）接地告警、架空线路（电缆线路）故障指示器、数据传输单元（data transfer unit, DTU）等配电自动化装置。1）保护装置投入零序电流告警辅助选线功能。该方法以变电所侧出线间隔的零序电流互感器（current transformer, CT）电流为依据，其原理为零序电流比幅法。该选线方法应用广泛，但选线原理单一，经消弧线圈补偿后稳态零序电流过小，容易造成没有选线结果或选线错误，在实际应用中选线准确率基本只能达到50%左右。2）专用小电流接地选线装置（如南瑞PCS- 9657D）。该方法以变电所侧出线间隔的暂态零序CT电流为依据，通过暂态比相法、暂态功率方向法和暂态比幅法这3种方法进行判断。该装置因具有多种判断方法，故准确率较高。3）智能柱上开关接地告警。该方法以分支线路智能开关的零序CT电流为依据，通过零序电流比幅法选线进行判断。其优点是能具体到某线支线，故障查找速度快，停电范围小，如图3所示。
4）故障指示器。根据实现的功能可将其分为短路电流故障指示器、单相接地故障指示器和接综合故障指示器。现广泛使用的指示器大部分都是短路电流故障指示器，不具有单相接地告警功能，如图4所示。
在传统的故障处理模式下，当变电所母线电压出现接地信号时，调度员一般按照调度规程规定，根据线路状况，结合供电所反馈情况及工单情况依次对同一变电所母线上各出线开关进行试拉，直至找出发生接地故障的线路，如此一来，对于多分支、路径长的故障线路，巡线排故将消耗大量的时间。如表1统计数据所示，虽然试拉准确性较以往有一定程度提升，但还是造成了大量非故障线路和用户的短时停电，这不仅直接影响到客户的用电体验，也对高要求的供电可靠性提出严峻挑战。
配电物联网以电网运行状态感知、设备健康状态感知和环境条件变化感知为基础，通过配电网自动化、信息化、互动化的高度集成，实现配电网的全面感知、数据融合和智能应用，满足配电网精益化管理需求，支撑能源互联网快速发展，是新一代电力系统中的配电网。目前投运不久的供电服务指挥平台（如图5所示）以PMS2.0、智能公变监测、配网线路在线监测、配电自动化、调度自动化、用电信息采集系统等为基础，依托各平台数据的全面融合，构建基于大数据的配电网各类数据分析及应用服务，并运用大数据平台的数据挖掘和分析方法，全面提升配电网状态的感知范围和感知能力，实现全景、直观、可视的配电网运行态势和电网状态分析，大幅提升了配电运维管控的智能化水平。为实现配网单相接地故障的精准指挥，在现有的OPEN3000系统基础上，依靠配电自动化系统（如图6所示），集成配电线路在线监测系统、集中监控智能分析及辅助决策系统、配变智能终端系统、营销系统等多个数据平台；同时接入故障指示器、智能开关、配变终端数据等多维数据源，使原本分散的各类故障信息得以集中化处理，并通过配电自动化系统智能研判遴选相关故障信息，做短信实时推送，从而全面提升调控员对于故障信息的感知力。当发生单相接地故障时，调控员将应用配电自动化系统对相关故障信息进行比对分析，若发现相同时间有两个及以上非同源的信号指向同一故障源时，则立即指挥线路运维班组在规定的时间内到达疑似故障点，并对其进行精准隔离。这样既避免了错误的试拉非故障线路，又最大限度地避免故障线路的全线停电，保障非故障用户的可靠供电，同时大大降低故障停电时户数。具体处置流程如图7所示。2019年3月2日12:49监控汇报：多湖变10kV I段母线接地，UA：10.27，UB：0.20，UC：10.2，3UO：58.53。多湖变电所内接地选线装置显示接地线路为蔚蓝AK1B线，如图8所示。 
同时配电自动化系统内出现故障信息：多湖变蔚蓝AK1B线施村盾构支线65#杆断路器后段于（2019-03-02 12:48:27）发生智能开关接地告警 事件。调控员根据精准指挥流程，指挥运维班组在规定时间内到达蔚蓝AK1B线施村盾构支线65#杆处，对疑似故障区间进行隔离。在现场班组拉开蔚蓝AK1B线施村盾构支线65#杆开关后，变电所内接地信号消失，电压恢复正常。在之后的巡线中发现，故障由施村盾构支线94#杆分支用户电缆故障引起。 
在此单相接地故障处置案例中，既没有试拉变电所出线开关，也没有拉停故障线路全线，而是直接指挥运维班组到现场精准隔离故障源，避免了全线20多个用户停电，仅产生了极少的故障停电时户数。该项成果不仅有效避免了非故障用户的停电，大幅减少了故障停电时户数，而且减轻了现场班组的故障巡查难度，为基层减负增效，节约了大量人力物力，产生了可观的经济效益和社会效益。自全面开展配网故障抢修精准指挥以来，该市供电公司故障平均隔离时长与去年同期比较下降了55.3%，预计有效减少故障停电时户数约3738多个，统计数据见表2。该供电公司仅市本级层面开展配网故障精准指挥6个月以来，就避免减少供电量约74.76万kW·h，产生的直接经济效益超37.38万元。
随着“三型两网”的加速建设、配电自动化程度的进一步提高和各类智能设备投入使用，该供电公司正在探索试行配网单相接地故障自动快速选段跳闸，以期实现在配网发生单相接地故障时，线路上的智能开关能自动将故障点隔离出主线路，避免全线停电，进一步提升故障处置效率。
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