内容包括电力一次侧基础知识、电力网络模式、输电线路和配电线路介绍（包括配电线路定值计算的真实案例）。紫色文本是一个超链接，点击自动跳转到相关博客文本。不断更新，原创并不容易！
目录：
一、
1）概论 2)单相接地检测方法
1）对配电变压器的影响2）对高压线路的影响3)对配电屏和低压线路的影响4）对供电企业的影响5）对用户的影响
1）重复接地 2）A、B、C、N线和PE线的介绍
1)辐射供电介绍 2)分布式电源
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一、
1）概论
电力系统中性点地方式可划分为两大类：中性点有效接地方式和中性点非有效接地方式。
中性点有效接地方式包括：中性点直接接地和中性点经低阻抗接地。
中性点非有效接地方式包括：不接地、经消弧线圈接地(又称为谐振接地)、高阻抗接地三种形式。
中性点非有效接地方式在我国称为小电流接地系统，可使接地电弧瞬间熄灭，能把供电可靠性提高到一个相当高的水平上。电力系统运行经验表明，单相接地故障约占系统故障的70%，且绝大多数是瞬时性的(90%)，特别是架空线路，只要是非有效方式，接地电弧自行熄灭并恢复绝缘；对于永久性单相接地故障，可允许电网在一段时间内带故障运行，工作人员有充足时间进行负荷转移。
对于中性点有效接地方式，即使单相接地故障是瞬时性的，保护装置依然动作切除故障线路。
接地方式见下对于110kV及以上的中，主要考虑限制工频电压升高和瞬时过电压，普遍采用直接接地方式。
中性点不接地系统，当发生单相接地时，如接地电流比较大，接地点将出现断续电弧。由于电力系统中电阻、电容共存，就可能使线路发生电压谐振现象，从而使线路上出现危险的过电压，线路上绝缘薄弱的设备可能被击穿，且诱发相间短路故障。为了防止此类情形的发生，需采取经消弧线圈接地。
由于消弧线圈电感电流的补偿作用，流过故障线路的零序电流很小，这对零序故障探测增加了难度。
中性点不接地系统的最大优点是系统发生单相接地故障时，系统还是可以运行一段时间（比如2小时）。在这期间系统接地故障随时都可能自动消除，系统恢复正常运行，这样就避免了频繁发生的单相接地故障时的操作，提高了供电的连续性。
对于三相四线制的零线接地，相线直接接地，漏电跳闸（大地虽然是导体，但是电阻也很大）。
对于三相三线制，没有零线，相线对地电压是220V，会出现短时间的较大电流，控制器动作于跳闸。
相线直接接地不是短路，不同于直接接零线，直接接零线是短路跳闸，相线直接接地是漏电跳闸，大地的电势是0，相线与零线的电压是220V，相线与相线的电压是380V。
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2）单相接地检测方法
对于小电流零序故障目前多用绝缘监视装置与拉线法选线。
以下的检测方法源自：适用于架空线路的接地型故障指示器检测方法研究。
小电流零序故障主要检测方法有：零序电流检测法、五次谐波检测法、首半波检测法、电容放电电流幅值法、信号注入法。
（1）零序电流检测法
当线路发生单相接地故障时，正常线路的零序电流为线路本身接地电容电流之和，并且其容性功率方向为从母线流向线路。但是故障线路的零序电流为所有非故障线路零序电流之和，并且容性功率方向为从分支线路流向母线。因此根据零序电流的大小和方向即可检测单相接地故障。
缺点：零序电流互感器的精度低、体积大，只能选出发生故障的线路，不能具体选出哪一相故障，不能应用在架空线路的故障指示器上，只适合安装于电缆线路上进行故障选线。在中性点经消弧线圈中，故障电流幅度很小，导致误判。
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（2）五次谐波检测法
配电线路发生接地故障时，系统会产生大量的谐波，特别是大量的奇次谐波。但是3次谐波及3次的整数倍的谐波不会流经线路，所以故障线路的5次谐波占主要部分。5次谐波电流的分布规律和故障时零序电容电流的分布相同，故障相线路的谐波大小等于所有非故障相谐波分量之和。运用到故障指示器中的判断方法为故障时接地相的对地电压降低，同时线路中会产生大量的5次谐波，当满足这两个条件时，指示器判定为线路发生接地故障。
缺点：理论上5次谐波检测法在单相接地故障时有明显的特征，但实际效果不好，有时故障相的5 次谐波电流分量增加，有时减少，有时变化不明显，因此其可靠性低。
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（3）首半波检测法
利用接地瞬间的暂态电流信号，对接地瞬间产生的零序电容电流与零序电压首半波进行采样分析处理。如果接地瞬间产生正向突变的暂态电容电流，且电容电流的首半波与电压的首半波相位相同，同时接地相的电压大幅度降低，则说明线路发生了接地故障。
缺点：对于此种检测方法是根据接地故障发生在相电压峰值处，但也可能发生在电压的零点处，所以会存在指示器误动作。
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（4）电容放电电流幅值法
配电线路复杂距离远，故障相的电容电流与正常时非故障相的电流大小相差很大，故障指示器可以依据这个原理判断。但通常情况下电容电流的工频稳态很小，只有几安左右，负荷电流的数值很高，可达上千安，因此电容电流不易于检测。同时接地电容电流的大小随故障发生点的位置不同而不同，动作阈值无法确定。
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（5）信号注入法
此方法需要在变电站安装信号源，实时检测母线零序电压并发生信号。该方法可靠性、准确率高，但增加了系统成本与复杂性。
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（6）总结
现有理论表明：对于中性点不接系统及中性点经消弧线圈系统，其接地故障点的电流包括接地暂态电容电流和暂态电感电流；接地电容电流的暂态分量数值很大，为稳态分量的几倍到几十倍；中压配电网的接地电容电流的振荡频率300～3000Hz，持续时间一般为0.5～1个周期；接地电感电流的振荡分量很小，接地电流主要由接地电容电流决定。
判据如下（适用于6～35KV配电线路）：
线路上电：电流≥5A或线路对地电压≥3KV（上电30S持续检测）
故障启动条件：
增量：≥30A（可设定）+
下降比例：≥30%
下降时间：≥40S
当满足以上条件时，故障指示器检测到故障发生。非故障相电压会上升根号3倍，可否作为判据补充？？？
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3）检测装置
（1）智能接地短路故障指示器
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（2）绝缘监视装置
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1）对配电变压器的影响
（1）三相负荷不平衡将增加变压器的损耗
变压器的损耗包括空载损耗和负荷损耗。正常情况下变压器运行电压基本不变，即空载损耗是一个恒量。而负荷损耗则随变压器运行负荷的变化而变化，且与负荷电流的平方成正比。当三相负荷不平衡运行时，变压器的负荷损耗可看成三只单相变压器的负荷损耗之和。从数学定理中我们知道：假设a、b、c 3个数都大于或等于零，那么(a+b+c)/3≥根号3下(abc)（算术平均数大于等于几何平均数）
当a=b=c时，代数和a+b+c取得最小值：a+b+c=3*根号3下(abc) 。因此我们可以假设变压器的三相损耗分别为：Qa=Ia^2*R、Qb= Ib^2*R 、Qc =Ic^2*R，式中Ia、Ib、Ic分别为变压器二次负荷相电流，R为变压器的相电阻。则变压器的损耗表达式： Qa+Qb+Qc≥3*根号3下[(Ia^2*R)(Ib^2*R)(Ic^2*R)]
由此可知，变压器的在负荷不变的情况下，当Ia=Ib=Ic时，即三相负荷达到平衡时，变压器的损耗最小。变压器损耗：当变压器三相平衡运行时，即Ia=Ib=Ic=I时，Qa+Qb+Qc=3I^2*R=Qw；当变压器运行在最大不平衡时，即Ia=3I，Ib=Ic=0时，Qa=(3I)^2*R=9I^2*R=3Qw；
即最大不平衡时的损耗是平衡时的3倍。（2）三相负荷不平衡可能造成烧毁变压器的严重后果上述不平衡时重负荷相电流过大（增为3倍），超载过多，可能造成绕组和变压器油的过热。绕组过热，绝缘老化加快；变压器油过热，引起油质劣化，迅速降低变压器的绝缘性能，减少变压器寿命（温度每升高8，使用年限将减少一半），甚至烧毁绕组。（3）三相负荷不平衡运行会造成变压器零序电流过大，局部金属件温升增高在三相负荷不平衡运行下的变压器，必然会产生零序电流，而变压器内部零序电流的存在，会在铁芯中产生零序磁通，这些零序磁通就会在变压器的油箱壁或其他金属构件中构成回路。但配电变压器设计时不考虑这些金属构件为导磁部件，则由此引起的磁滞和涡流损耗使这些部件发热，致使变压器局部金属件温度异常升高，严重时将导致变压器运行事故。
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2）对高压线路的影响（1）增加高压线路损耗： 低压侧三相负荷平衡时，6～10k V高压侧也平衡，设高压线路每相的电流为I，其功率损耗为： ΔP1 = 3I^2*R低压电网三相负荷不平衡将反映到高压侧，在最大不平衡时，高压对应相为1.5I，另外两相都为0.75I，功率损耗为：ΔP2 = 2（0.75I）^2*R+（1.5I）^2*R = 3.375I^2*R =1.125（3I^2*R）；即高压线路上电能损耗增加12.5%。
（2）增加高压线路跳闸次数、降低开关设备使用寿命
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3）对配电屏和低压线路的影响
（1）三相负荷不平衡将增加线路损耗三相四线制供电线路，把负荷平均分配到三相上，设每相的电流为I，中性线电流为零
功率损耗为：ΔP1 = 3I^2*R
在最大不平衡时，即某相为3I，另外两相为零，中性线电流也为3I
功率损耗为：ΔP2 = 2（3I)^2*R = 18I^2*R =6（3I^2*R)；
即最大不平衡时的电能损耗是平衡时的6倍，换句话说，若最大不平衡时每月损失1200 kWh，则平衡时只损失200 kWh，由此可知调整三相负荷的降损潜力。（2）三相负荷不平衡可能造成烧断线路、烧毁开关设备的严重后果： 上述不平衡时重负荷相电流过大（增为3倍），超载过多。由于发热量Q=0.24I^2Rt，电流增为3倍，则发热量增为9倍，可能造成该相导线温度直线上升，以致烧断。且由于中性线导线截面一般应是相线截面的50%，但在选择时，有的往往偏小，加上接头质量不好，使导线电阻增大。中性线烧断的几率更高。同理在配电屏上，造成开关重负荷相烧坏、接触器重负荷相烧坏，因而整机损坏等严重后果。
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4）对供电企业的影响供电企业直管到户，低压电网损耗大，将降低供电企业的经济效益，甚至造成供电企业亏损经营。
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5）对用户的影响三相负荷不平衡，一相或两相畸变，必将增大线路中的电压降，降低电能质量，影响用户的电器使用。变压器烧毁、线路烧断、开关设备烧坏，影响用户供电，轻则带来不便，重则造成较大的经济损失。中性线烧断还可能造成用户大量低压电器被烧毁。
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比如250KVA（视在功率）箱变，10KV输电（此电压是相对于相电压而言，如220V），注意10KV箱变二次侧输出是400V。
高压侧（一次侧）电流I1＝250KVA/（1.732*10KV）＝14.43A，低压侧（二次侧）电流I2=I1*(10KV/400V)=360.75A。
计算出的额定电流都会大于变压器的标称电流，比如6470KVA变压器，S视在=1.732*U*I=P有功+Q无功，得I=373.6A，变压器标称电流300A。
以电流互感器变比200/5为例说明：
（1）二次侧电流计算144.3/(200/5)=3.6075
（2）二次侧速断、过流、过负荷计算3.6075*倍率5.00=18.0375，3.6075*倍率1.50=5.41125，3.6075*倍率1.14=4.11255
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非全相运行是三相机构分相操作发电机主开关在进行合、跳闸过程中，由于某种原因造成一相或两相开关未合好或未跳开，致使定子三相电流严重不平衡的一种故障现象。
长时间非全相运行很大的负序电流将损坏发电机定子线圈，严重时烧坏转子线圈，折断大轴，因此应闭锁距离一段保护。
由于大型发电机多采用三相分相操作主开关，非全相运行已成为发电厂电气运行的重点防止对象。非全相运行时有零序电流出现。
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1）重复接地
不论N还是PE，在用户侧都是采用重复接地，以提高可靠性。但是，重复接地只是重复接地，它只能在接地点或靠近接地的位置接到一起，但绝不表明可以在任意位置特别是户内可以接到一起。这一点一定要切记。
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2）A、B、C、N线和PE线的介绍
PE是保护地线，也叫安全线，是专门接到诸如设备外壳等保证用电安全之用的。PE在供电变压器侧和N接到一起，但进入用户侧后绝不能当作零线使用，否则，发生混乱后就与三相四线制无异了。
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分为集中式、分布式、辐射式。
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在我国电力工业中已是主要的成熟的模式。使用集中供电方案时，应确保集中供电设备总容量大于后级各负载业务容量之和。同时，也要考虑前级线缆线径应满足后级所有负载的电流量线径需求。相对于环网成本要高。
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相对于传统的集中式供电方式而言的，指将发电系统以小规模（数千瓦至50MW的小型模块式）、分散的方式布置在用户附近。比如光伏发电并网。
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1）辐射式供电介绍
辐射式供电方式实际上就是以一个变电站的母线电源为中心，向周边扩散的供电接线方式。现有配电网10kV线路以辐射供电为主，负载率过高，分段不合理，联络数过少，无法满足N-1准则。逐步向环网结构的接线方式改造。
线路的末端没有其它能够联络的电源，这种中压配电网结构简单、投资较小、维护方便，但是供电可靠性较低、停电面积大，只适合于农村、乡镇和小城市采用。
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2）分布式电源
（1）含义
不直接与集中输电系统相连的35kV及以下电压等级的电源，主要包括发电设备和储能装置。
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（2）用途
主要指用液体或气体燃料的内燃机(IC)、微型燃气轮机(Micro turbines)、各种工程用的燃料电池(Fuel Cell)、太阳能电站、风电机组组成的微网。比如调峰、为边远用户或商业区和居民区供电，节省输变电投资、提高供电可靠性等。
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（3）优势
经济性：由于分布式发电位于用户侧，靠近负荷中心，因此大大减少了输配电网络的建设成本和损耗；同时，分布式发电规划和建 设周期短，投资见效快，投资的风险较小。
环保性：分布式发电可广泛利用清洁可再生能源，减少化石能源的消耗和有害气体的排放。
灵活性：分布式发电系统多采用性能先进的中小型模块化设备，开停机快速，维修管理方便，调节灵活，且各电源相对独立，可满足削峰填谷、对重要用户供电等不同的需求。
安全性：分布式发电形式多样，能够减少对单一能源的依赖程度，在一定程度上缓解能源危机的扩大；同时，分布式发电位置分散，不易受意外灾害或突发事件的影响，具有抵御大规模停电的潜力。
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线路中有联络的电源，如下图，这样控制器FTU电源需要界内、界外两边供电，有两个PT。
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正常运行时：联络开关4号双侧有电闭锁不合闸（开关断开）；单侧失压合闸。
比如：当前2～3号有短路故障，2号故障跳闸，3号失压跳闸，联络开关4号合闸（此开关一般设置在线路中间，负荷平衡）。1～2号之间有电，3～6号之间有电，停电面积最小原则。
关于联络开关详见“电力-一二次侧元件介绍之三、各种开关汇总之”。
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上方为35KV左右两段，下方为10KV左右两段，均可母联，形成环网。
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1）
主要指架空明线，架设在地面之上，是用绝缘子将输电导线固定在直立于地面的杆塔上以传输电能的。
架设及维修比较方便，成本较低，但容易受到气象和环境（如大风、雷击、污秽、冰雪等）的影响而引起故障，同时整个输电走廊占用土地面积较多，易对周边环境造成电磁干扰。
架空线路应广泛采用钢芯铝绞线或铝绞线。高压架空线的铝绞线截面不得小于50平方毫米，芯铝绞线截面不小于35平方毫米，空线截面不小于16平方毫米。
截面的选择还应满足电压损失不大于额定电压的5%（高压架空线）、或2%~3%（对视觉要求较高的照明线路），并应满足一定的机械强度。
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2）
由通信电缆及其附属设备构成的电信号传输系统。通信电缆是由多根相互绝缘的芯线或导体按一定方式绞合而成的线束，其外包有密封的护套，有的还包覆外护层。电缆线路可用于传送电报、电话、图像、数据和电视节目等。
电缆线路具有使用寿命长，通信容量大，传输质量稳定，受外界干扰小，保密性能好等优点，因而在有线电通信线路中占主要地位。
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变压器将发电机发出的电能升压后，再经断路器等控制设备接入电力输送的线路。
有两个电压等级往往选择性会比较好。
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1）配电线路定义
从降压变电站把电力送到配电变压器或将配电变电站的电力送到用电单位的线路。
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2）配电线路的选择性(定值计算)
配电线路半径一般在3-5公里、10几公里。距离越近，短路电流越大。
若在2号控制器下方有相间短路故障，由于线路较短，往往电流直接上到2000A以上。这样1号控制器发生瞬时速断，可能会造成2号控制器没有分断的现象，即选择性比较差，保护逻辑在表面上来看是没有问题的。当短路电流在1500A～2000A时是有选择性的，2号先断，1号不断。
另外，保护定值的计算是一个非常复杂的过程，考虑到的因素很多，由于计算的原因(相关计算见“继电保护原理一-电流、方向保护”)，也会造成选择性差。
变压器出口FTU频繁跳闸案例分析：
如下图所示，若董村干线当前母线上有480A电流（二次电流4A），此值大于变电站“2段保护定值”472A，小于19#杆“2段保护定值”的720A（二次电流6A），故19#杆不跳闸，变电站跳闸，出现越级跳闸。此处变电站定值（CT变比400/5），计算二次电流值为472/(400/5)=5.9A，但实际应按472/(600/5)=3.93A计算。
65#-19#=46，一般一级杆距离在50米左右，45*50米=2250米，距离近，故19#、65#选择性并不好。
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3）配电线路的接地方式
（1）小电流接地方式：中性点不接地或经消弧线圈接地
（2）大电流接地方式：经小电阻接地
（3）推荐方式：消弧线圈并（串）电阻接地
（4）目前我国配网采用的中性点接地方式大体如下：
60kV和35kV系统，经消弧线圈接地方式
6~10kV系统，采用不接地方式，大城市的城区配网采用中性点经小电阻接地
380/220V系统，直接接地
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4）配电线路的特点
（1）接线方式主要分作辐射状网、树状网和环状网
（2）通常采用“闭环结构，开环运行”的方式
（3）配电网容量小，短路电流较小
（4）农村配电网负荷分散、供电半径大、线路长，城市负荷相对集中、供电半径小、线路短
（5）配电网电力线路阻抗大，线路末端的短路电流与最大负荷电流相近容易造成保护误动
（6）配电网多采用电流保护和距离保护，当线路较短上下级保护配合困难
（7）配电网支路R/X较大，潮流计算时可能不收敛
（8）配电网常处于不平衡状态运行
（9）配电网谐波含量比较高
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