變電站直流系統典型接地故障分析與預防策略

張潤澤

（國網陜西省電力有限公司超高壓公司，陜西 西安 710000）

0 引 言

受變電站遺留缺陷、寄生回路、絕緣監測裝置精度較低等因素的影響，發生直流接地故障時，需要花費大量的時間和精力進行故障排查。因此，在直流系統未發生故障時，對變電站內可能存在直流接地隱患的設備部位采取相應的預防措施顯得尤為重要。

1 直流接地故障產生原因

1.1 環境濕度變化導致的故障

受氣象濕度增加的影響，直流系統的絕緣性能可能會下降[1]。例如，在雨雪天氣中，戶外機構箱和端子箱容易進水或產生凝露，造成直流接地故障。此外，在炎熱的天氣里，原先在戶外機構箱、端子箱內的積水可能會蒸發，造成箱體內濕度增大，引發直流接地故障。

1.2 人為因素導致的故障

作業人員在現場開展繼電保護工作時，誤碰、誤動、誤接線可能會造成直流接地故障[2]。如果作業人員及時發現問題或瞬間斷開誤碰的線纜，直流接地故障可能會短時或瞬間復歸。同時，存在因作業人員在工作中失誤損壞線纜的情況，當時可能無明顯現象，但在長期運行中這些故障可能會發展，最終導致直流接地故障。

1.3 不穩定工況導致的故障

在打開或關閉保護屏、機構箱柜門的過程中，可能會引發震動，這種震動可能會對線纜的絕緣產生不良影響，從而引發直流接地故障。此外，斷路器分合閘過程中的劇烈震動、變壓器和電抗器長期的發熱和震動環境也可能對線纜絕緣產生不良影響，進一步導致直流接地故障。

2 運行中變電站直流接地故障實例

選取陜西省內3 座交流750 kV 在運變電站和1 座交流750 kV 新建變電站作為研究對象，分析這些變電站近3 年間發生的7 起直流接地故障案例。

2.1 在運變電站直流接地故障與處理

2.1.1 變壓器風冷控制柜的直流接地故障

在后臺監控系統的警報中，故障段直流母線電壓不平衡，同時該段直流分電屏的某柜支路發出絕緣下降的告警。直流分電屏絕緣監測裝置進一步指出某變壓器風冷控制柜電源支路絕緣下降的問題。

現場使用絕緣電阻表檢查該變壓器風冷控制柜的風冷控制回路，發現采集油溫負荷信號的線纜絕緣下降。為解決這一問題，更換備用線纜，直流系統恢復正常運行，變壓器的冷卻器也恢復正常運行。

2.1.2 變壓器本體測控端子箱的直流接地故障

在交直流一體化系統中，故障段直流母線出現電壓不平衡和電壓下降的現象。直流分電屏絕緣監測裝置進一步報告某變壓器風冷控制柜的電源支路絕緣下降。

現場使用絕緣電阻表檢查某變壓器風冷控制柜風冷控制回路，發現采集油溫負荷信號的回路線纜絕緣下降。該電纜通至某臺主變壓器某相本體測控端子箱。為解決這一問題，現場更換備用電纜，直流系統恢復正常運行，變壓器的冷卻器也恢復正常運行。

2.1.3 斷路器匯控柜的直流接地故障

在后臺監控系統的警報中，直流故障段母線接地，直流Ⅰ段正對地的電阻顯示為0 kΩ?，F場檢查發現某750 kV 斷路器匯控柜端子所接的二次線存在絕緣降低的問題。這條線是該臺斷路器B 相位置信號至第一套非全相繼電器之間的二次線。為解決這一問題，采取摘除本段二次線的故障隔離措施。摘除后，直流系統恢復正常運行。

2.1.4 絕緣自行恢復的直流接地故障

通過后臺監控系統，發現直流一體化電源電壓有偏動作。在后臺檢查中，直流Ⅰ段絕緣監測裝置顯示絕緣異常燈亮，并報出故障支路為某斷路器智能終端箱電源一?，F場檢查該智能終端匯控柜，未見滲水、凝露現象，隨后直流系統自行恢復正常。雖然直流系統的絕緣自行恢復正常，但仍需深入檢查故障支路，以確保直流系統的穩定運行。

2.2 新建變電站直流接地故障與處理

2.2.1 站用交流進線柜直流互竄故障

在Ⅰ段和Ⅱ段直流饋線支路上，都出現絕緣下降的總告警。同時，Ⅰ段直流母線發生互竄告警，被竄入的支路是某站用變保護測控柜的電源[3]。通過圖紙發現，故障點2 個端子接反?；謴徒泳€后，直流電源互竄復歸。排查接地故障的端子對地絕緣為10 kΩ。核對接線圖后確定，本體油位計最高油位采集線的接線破損，導線金屬部分裸露，最終引起絕緣下降。在用絕緣膠帶包裹裸露的導線后，系統對地的絕緣性能恢復正常。

2.2.2 不間斷電源直流接地故障

在新建變電站調試驗收期間，不間斷電源（Uninterruptible Power Supply，UPS）主機逆變器出現故障，事故照明主機市電出現故障，直流分屏某支路絕緣下降發出總告警，并且事故照明逆變器也出現故障。

依次拆除接線，排查至事故照明屏的遙信電纜時，母線電壓和對地絕緣恢復正常。進一步檢查UPS 故障報警回路端子盒，發現緊固螺絲過長，穿透塑料絕緣后將銅線與背部裝置金屬板連接，導致電纜頭通過金屬板發生直流接地。為了解決這一問題，拆除絕緣破損的電纜，使用絕緣膠帶包裹裸露的金屬部分。經過處理后，系統對地絕緣恢復正常。

2.2.3 電容器網門直流接地故障

Ⅰ段直流絕緣故障，Ⅰ段直流母線電壓不平衡，某柜分屏饋線空開絕緣下降。故障點在某主變壓器66 kV 并聯電容器智能控制柜裝置電源回路。當日天氣為大雨，因此判斷是控制柜內進水或凝露導致直流接地故障。經過檢查，發現電容器網門行程開關內部進水導致絕緣性能下降。檢測網門行程開關信號回路總電源接線端子，正極對地電壓為75 V,負極對地電壓為-154 V。隨后逐級對該信號回路電源出線進行拆除檢查，當拆除到某端子排電容器網門電磁鎖行程開關接線端子時，異常復歸。

2.3 統計數據與分析

在對陜西地區3 座交流750 kV 在運變電站和1 座交流750 kV 新建變電站直流接地故障進行統計分析后，3 年間3 座750 kV 在運變電站共發生4 起直流接地故障，新建變電站在基建驗收期間共發生3 起直流接地故障和1 起Ⅰ、Ⅱ段直流互竄故障。

按照設備類型，由戶外一次設備引起的直流接地故障共6 起，其中3 起由主變壓器非電量保護采集油溫、油位信號線引起，2 起由斷路器匯控柜內接線引起，1 起由網門行程開關信號回路進水引起。由二次設備引起的直流接地故障共2 起。戶外一次設備暴露在外界復雜的環境中，比室內設備更易出現直流接地故障。

風冷控制回路采集油溫負荷信號電纜和本體油位計最高油位采集信號電纜都是從變壓器本體端子箱或匯控柜引出，需要依次穿過電纜溝道、垂直放線槽盒，然后接到變壓器溫度計、變壓器油枕等部位。由于涉及的接線跨度長、彎折多、路徑復雜，加上槽盒與電纜溝連接處、槽盒與變壓器本體連接處只能使用油泥或防水密封膠進行封堵，存在年久老化的風險。在長期運行中，線纜的絕緣外皮可能因機械應力而破損。如果封堵處發生破損并滲水，就可能導致直流接地故障。

斷路器匯控柜、端子箱和機構箱內易受天氣變化的影響。在潮濕天氣中，柜內濕度上升，導致直流系統的絕緣性能下降，從而引發直流接地故障。而當氣溫上升、環境濕度降低時，系統絕緣性能可能會恢復。這種間歇性故障給直流接地點的排查帶來很大的麻煩。

在變電站中，網門行程開關是防誤閉鎖裝置的組成部分，用于防止人員誤入運行中的電氣設備。該防誤閉鎖裝置通常由信號控制回路、行程開關以及電磁鎖組成。在設備帶電且接地刀閘未閉合的情況下，它能夠鎖死網門。然而該系統部件長期暴露在外界環境中，且缺乏防雨措施，在雨天容易浸水，導致直流接地故障的發生。

3 直流接地故障預防策略

3.1 加裝絕緣監測裝置

絕緣監測裝置能夠在直流接地故障發生后第一時間發出告警，并確定故障支路[4]。即使故障支路測算不準確，也能縮小排查范圍，提高故障處理效率。目前市面上主流的絕緣裝置工作原理基本分為3 類，分別是交流注入直流系統、支路漏電流檢測、投入可變電阻[5]。其中，交流注入直流系統正逐漸被淘汰[6]。

3.2 使用直流接地查找儀

在傳統的直流接地故障排查中，通常使用萬用表和絕緣電阻表進行測量。使用絕緣電阻表時，直流回路必須斷電檢查，導致繼電保護裝置等重要且不可斷電設備所在的回路無法進行檢測。而萬用表在直流接地故障查找過程中禁止使用電阻檔，只允許使用電壓檔對回路進行檢測，對檢查人員的技術要求較高。采用與絕緣監測裝置原理基本相同的直流接地查找儀，可以加快直流接地故障的排查速度。

3.3 工藝提升和設備改造

在直流接地故障發生后，現場人員確定故障由某回路接線破損引起。受到故障處置時限、現場實際接線方式以及運行設備的限制，通常采用更換備用線纜的方式來解決故障。在更換線纜的過程中，需要先將故障線纜兩端拆除，將線纜端部進行絕緣包扎隔離，然后更換預先放置的備用線纜。通常專用線纜與備用線纜的放線比例為1 ∶1，但變壓器、電抗器等戶外設備的通風控制系統和非電量保護裝置涉及戶外接線，尤其是涉及線纜從端子箱、機構箱中引出接至戶外一次設備上的直流控制回路與信號回路接線，應從基建階段就考慮增加備用線纜敷設數量。

在放線工作完成后，應對備用線纜采取保護措施并進行標示。在更換備用線纜前，應使用絕緣電阻表對回路絕緣性能進行檢查。維修工作后，應進行相關標示和說明記錄留存，防止后續故障發生時無備用線纜更換或錯換為已經報廢隔離的故障線纜。

針對變電站網門行程開關或電磁鎖內部進水導致的直流接地故障，尤其是戶外帶電設備，如站用變電器、低壓電抗器網門等，應采取安裝防雨罩等臨時處置措施，并考慮更換更安全的鎖具，防止類似故障再次發生。

4 結 論

文章主要分析7 起變電站站用直流系統接地故障案例發生原因，并制定相應的預防策略，可以為在運變電站直流接地故障排查和新建變電站站用直流系統驗收投運提供技術支撐。通過采取不同的措施，可以有效減少故障排查過程中的問題，降低成本，適用于不同年限、不同類型的變電站。