0 概述
    在10kV配电线路上，由于各种因素的影响，线路接地现象经常发生。虽然单相接地故障可短时带接地运行，但由于当一相接地时，另两相对地电压均升高为线电压，对线路设备绝缘构成威胁，且间歇性电弧可能在电网中引起过电压，出现第二接地点，从而引起相间短路事故，因此必须在短时内找出故障点，加以排除。目前虽有一些国外引进的故障显示仪等设备，但都只能显示短路故障，不能对接地故障点作出反应。当发生接地故障时，一般由小电流接地选线装置判别接地线路，或采用试跳线路等方法查出故障线路，调度员通知运行单位巡线查找，如故障点不很显眼，则须采用逐条拉合支线，逐一排除，由于线路长，用户多，查找一个故障点，要较长时间，甚至两三天，对供电用户产生较大影响。
1 采用零序电流互感器检测故障段
    目前在10 kV配电线路上作为线路分段及支线控制，应用最广泛的开关设备为真空柱上开关。如果设想在开关上加装零序电流互感器来检测单相接地电容电流，那么根据电容电流的大小就可判断该开关以后线路是否有接地存在。
1.1 互感器的安装及显示、监控
    把一只特制的零序电流互感器套在真空开关的三相出线桩头上，用螺栓与开关外壳固定，采集接地电容电流。互感器窗口尺寸（ZW－10／630－16开关选用52cm×12cm）要与开关桩头间尺寸配套（见图1），厚度8cm，平放高度10cm，为确保互感器安装后满足电气间隙的要求，互感器外壳采用环氧树脂浇注，使外壳绝缘达到10kV以上。零序互感器一次动作电流2～5 A，最大持续电流15A（根据系统不同情况可另定），所配继电器为DD－11/60。在装有真空开关的电杆下方安装一信号箱，把上方互感器采集的零序电流通过信号继电器反应于信号，如灯光、电流表等。

1.2 保护的整定
　　在正常情况或发生相间短路时，三相电流I_a＋I_b＋I_c＝0，在零序电流互感器铁芯中不产生磁通；当发生单相接地故障（如A相）时，I_a＋I_b＋I_c＝3I_oc，3I_oc等于B相和C相的对地电容电流的向量和，铁芯中出现零序磁通。
　　继电保护的整定要通过计算确定，要判断出是被保护线段内部接地还是外部接地，即一次动作电流要按躲过被保护线段外部单相接地故障时，从被保护线段流出的电容电流，以及一次动作电流还要小于本线段发生单相接地时的电容电
流，并按最小灵敏系数1．25确定，即：
    I_bz≥K_kI_cl和I_bz≤（I_o- I_ol/)1.25  
     I_dz—整定一次动作电流（A）；
    K_k—可靠系数，因作用于信号，可取2；
　　I_cl—发生外部接地故障时流过本线段的电容电流（A）；

     I_oΣ —最小运行方式下的总电容电流（A）；
     I_oΣ-I_o1—本线段发生接地故障时本线段的电容电流（A）。
     上述计算中所用的电容电流数值最好采用运行实测数据，无实测数据时可采用下式：
     I_o＝2.7 U_o L×10^－3（A）
     U_o—额定线电压（kV）；
     L—被保护部分线路长度（km）。
　　一般的10kV系统出线较多，总电容电流与单条线路或某一段线路的电容电流相差都较大，继电器能可靠判断，一般I_dz可取2～5A。当本线段发生接地故障时，继电器动作，指示灯亮，这样当运行人员接到调度指令巡线检查时，根据开关下方信号箱的指示灯亮否，通过判断可方便地查出故障区段，而不必采用原始的逐条拉合支线方法。
　　如果某些10 kV线路很重要，特别是城区线路，那么可考虑加装通讯设施，在信号箱内加装具有数据采集、发送功能的RTU，在变电站设立集控站，通过通讯线（可采用屏蔽双绞线）和RTU接口实际通信（见图2）

　　这样当线路上发生接地故障时，调度员能迅速判断故障线路及所在区段，然后命令运行人员赶到该区段迅速排除故障。
2 投资与效益比较
    设某10 kV线路主线长6 km，线路安装有分段开关2台，支线分段开关20台（见图3）。 

 　（1）在开关上加装零序电流互感器而不装通讯，每台开关安装零序电流互感器及信号设备等，综合费用每只约3500元，总费用＝3500×22＝77000元。
　 （2）在开关上加装零序电流互感器并装通讯设备，每台开关安装零序电流互感器再加上信号箱、RTU等，四芯屏蔽双绞线和钢绞线架在杆上，信号箱综合费用每只约4000元，通讯线每km约18000元，总费用＝4000×22＋18000×6＝196000元。
    几种不同情况下的对比见表1。

3 结论
    在线路分段开关和支线开关上加装零序电流互感器，在电杆下方的信号箱中显示接地信号的速方便，但投资太高，施工周期长，效益不是太显著，目前不宜采用。随着电力技术的不断发展，配网自动化将逐步实施，结合配电自动化的数据传输，对接地故障的遥测可一并完成。