变电站直流系统典型接地故障分析与预防策略

2024-04-25张润泽

通信电源技术 2024年2期

关键词：线缆支路端子

张润泽

（国网陕西省电力有限公司超高压公司，陕西西安 710000）

0 引言

受变电站遗留缺陷、寄生回路、绝缘监测装置精度较低等因素的影响，发生直流接地故障时，需要花费大量的时间和精力进行故障排查。因此，在直流系统未发生故障时，对变电站内可能存在直流接地隐患的设备部位采取相应的预防措施显得尤为重要。

1 直流接地故障产生原因

1.1 环境湿度变化导致的故障

受气象湿度增加的影响，直流系统的绝缘性能可能会下降[1]。例如，在雨雪天气中，户外机构箱和端子箱容易进水或产生凝露，造成直流接地故障。此外，在炎热的天气里，原先在户外机构箱、端子箱内的积水可能会蒸发，造成箱体内湿度增大，引发直流接地故障。

1.2 人为因素导致的故障

作业人员在现场开展继电保护工作时，误碰、误动、误接线可能会造成直流接地故障[2]。如果作业人员及时发现问题或瞬间断开误碰的线缆，直流接地故障可能会短时或瞬间复归。同时，存在因作业人员在工作中失误损坏线缆的情况，当时可能无明显现象，但在长期运行中这些故障可能会发展，最终导致直流接地故障。

1.3 不稳定工况导致的故障

在打开或关闭保护屏、机构箱柜门的过程中，可能会引发震动，这种震动可能会对线缆的绝缘产生不良影响，从而引发直流接地故障。此外，断路器分合闸过程中的剧烈震动、变压器和电抗器长期的发热和震动环境也可能对线缆绝缘产生不良影响，进一步导致直流接地故障。

2 运行中变电站直流接地故障实例

选取陕西省内3 座交流750 kV 在运变电站和1 座交流750 kV 新建变电站作为研究对象，分析这些变电站近3 年间发生的7 起直流接地故障案例。

2.1 在运变电站直流接地故障与处理

2.1.1 变压器风冷控制柜的直流接地故障

在后台监控系统的警报中，故障段直流母线电压不平衡，同时该段直流分电屏的某柜支路发出绝缘下降的告警。直流分电屏绝缘监测装置进一步指出某变压器风冷控制柜电源支路绝缘下降的问题。

现场使用绝缘电阻表检查该变压器风冷控制柜的风冷控制回路，发现采集油温负荷信号的线缆绝缘下降。为解决这一问题，更换备用线缆，直流系统恢复正常运行，变压器的冷却器也恢复正常运行。

2.1.2 变压器本体测控端子箱的直流接地故障

在交直流一体化系统中，故障段直流母线出现电压不平衡和电压下降的现象。直流分电屏绝缘监测装置进一步报告某变压器风冷控制柜的电源支路绝缘下降。

现场使用绝缘电阻表检查某变压器风冷控制柜风冷控制回路，发现采集油温负荷信号的回路线缆绝缘下降。该电缆通至某台主变压器某相本体测控端子箱。为解决这一问题，现场更换备用电缆，直流系统恢复正常运行，变压器的冷却器也恢复正常运行。

2.1.3 断路器汇控柜的直流接地故障

在后台监控系统的警报中，直流故障段母线接地，直流Ⅰ段正对地的电阻显示为0 kΩ。现场检查发现某750 kV 断路器汇控柜端子所接的二次线存在绝缘降低的问题。这条线是该台断路器B 相位置信号至第一套非全相继电器之间的二次线。为解决这一问题，采取摘除本段二次线的故障隔离措施。摘除后，直流系统恢复正常运行。

2.1.4 绝缘自行恢复的直流接地故障

通过后台监控系统，发现直流一体化电源电压有偏动作。在后台检查中，直流Ⅰ段绝缘监测装置显示绝缘异常灯亮，并报出故障支路为某断路器智能终端箱电源一。现场检查该智能终端汇控柜，未见渗水、凝露现象，随后直流系统自行恢复正常。虽然直流系统的绝缘自行恢复正常，但仍需深入检查故障支路，以确保直流系统的稳定运行。

2.2 新建变电站直流接地故障与处理

2.2.1 站用交流进线柜直流互窜故障

在Ⅰ段和Ⅱ段直流馈线支路上，都出现绝缘下降的总告警。同时，Ⅰ段直流母线发生互窜告警，被窜入的支路是某站用变保护测控柜的电源[3]。通过图纸发现，故障点2 个端子接反。恢复接线后，直流电源互窜复归。排查接地故障的端子对地绝缘为10 kΩ。核对接线图后确定，本体油位计最高油位采集线的接线破损，导线金属部分裸露，最终引起绝缘下降。在用绝缘胶带包裹裸露的导线后，系统对地的绝缘性能恢复正常。

2.2.2 不间断电源直流接地故障

在新建变电站调试验收期间，不间断电源（Uninterruptible Power Supply，UPS）主机逆变器出现故障，事故照明主机市电出现故障，直流分屏某支路绝缘下降发出总告警，并且事故照明逆变器也出现故障。

依次拆除接线，排查至事故照明屏的遥信电缆时，母线电压和对地绝缘恢复正常。进一步检查UPS 故障报警回路端子盒，发现紧固螺丝过长，穿透塑料绝缘后将铜线与背部装置金属板连接，导致电缆头通过金属板发生直流接地。为了解决这一问题，拆除绝缘破损的电缆，使用绝缘胶带包裹裸露的金属部分。经过处理后，系统对地绝缘恢复正常。

2.2.3 电容器网门直流接地故障

Ⅰ段直流绝缘故障，Ⅰ段直流母线电压不平衡，某柜分屏馈线空开绝缘下降。故障点在某主变压器66 kV 并联电容器智能控制柜装置电源回路。当日天气为大雨，因此判断是控制柜内进水或凝露导致直流接地故障。经过检查，发现电容器网门行程开关内部进水导致绝缘性能下降。检测网门行程开关信号回路总电源接线端子，正极对地电压为75 V,负极对地电压为-154 V。随后逐级对该信号回路电源出线进行拆除检查，当拆除到某端子排电容器网门电磁锁行程开关接线端子时，异常复归。

2.3 统计数据与分析

在对陕西地区3 座交流750 kV 在运变电站和1 座交流750 kV 新建变电站直流接地故障进行统计分析后，3 年间3 座750 kV 在运变电站共发生4 起直流接地故障，新建变电站在基建验收期间共发生3 起直流接地故障和1 起Ⅰ、Ⅱ段直流互窜故障。

按照设备类型，由户外一次设备引起的直流接地故障共6 起，其中3 起由主变压器非电量保护采集油温、油位信号线引起，2 起由断路器汇控柜内接线引起，1 起由网门行程开关信号回路进水引起。由二次设备引起的直流接地故障共2 起。户外一次设备暴露在外界复杂的环境中，比室内设备更易出现直流接地故障。

风冷控制回路采集油温负荷信号电缆和本体油位计最高油位采集信号电缆都是从变压器本体端子箱或汇控柜引出，需要依次穿过电缆沟道、垂直放线槽盒，然后接到变压器温度计、变压器油枕等部位。由于涉及的接线跨度长、弯折多、路径复杂，加上槽盒与电缆沟连接处、槽盒与变压器本体连接处只能使用油泥或防水密封胶进行封堵，存在年久老化的风险。在长期运行中，线缆的绝缘外皮可能因机械应力而破损。如果封堵处发生破损并渗水，就可能导致直流接地故障。

断路器汇控柜、端子箱和机构箱内易受天气变化的影响。在潮湿天气中，柜内湿度上升，导致直流系统的绝缘性能下降，从而引发直流接地故障。而当气温上升、环境湿度降低时，系统绝缘性能可能会恢复。这种间歇性故障给直流接地点的排查带来很大的麻烦。

在变电站中，网门行程开关是防误闭锁装置的组成部分，用于防止人员误入运行中的电气设备。该防误闭锁装置通常由信号控制回路、行程开关以及电磁锁组成。在设备带电且接地刀闸未闭合的情况下，它能够锁死网门。然而该系统部件长期暴露在外界环境中，且缺乏防雨措施，在雨天容易浸水，导致直流接地故障的发生。

3 直流接地故障预防策略

3.1 加装绝缘监测装置

绝缘监测装置能够在直流接地故障发生后第一时间发出告警，并确定故障支路[4]。即使故障支路测算不准确，也能缩小排查范围，提高故障处理效率。目前市面上主流的绝缘装置工作原理基本分为3 类，分别是交流注入直流系统、支路漏电流检测、投入可变电阻[5]。其中，交流注入直流系统正逐渐被淘汰[6]。

3.2 使用直流接地查找仪

在传统的直流接地故障排查中，通常使用万用表和绝缘电阻表进行测量。使用绝缘电阻表时，直流回路必须断电检查，导致继电保护装置等重要且不可断电设备所在的回路无法进行检测。而万用表在直流接地故障查找过程中禁止使用电阻档，只允许使用电压档对回路进行检测，对检查人员的技术要求较高。采用与绝缘监测装置原理基本相同的直流接地查找仪，可以加快直流接地故障的排查速度。

3.3 工艺提升和设备改造

在直流接地故障发生后，现场人员确定故障由某回路接线破损引起。受到故障处置时限、现场实际接线方式以及运行设备的限制，通常采用更换备用线缆的方式来解决故障。在更换线缆的过程中，需要先将故障线缆两端拆除，将线缆端部进行绝缘包扎隔离，然后更换预先放置的备用线缆。通常专用线缆与备用线缆的放线比例为1 ∶1，但变压器、电抗器等户外设备的通风控制系统和非电量保护装置涉及户外接线，尤其是涉及线缆从端子箱、机构箱中引出接至户外一次设备上的直流控制回路与信号回路接线，应从基建阶段就考虑增加备用线缆敷设数量。

在放线工作完成后，应对备用线缆采取保护措施并进行标示。在更换备用线缆前，应使用绝缘电阻表对回路绝缘性能进行检查。维修工作后，应进行相关标示和说明记录留存，防止后续故障发生时无备用线缆更换或错换为已经报废隔离的故障线缆。

针对变电站网门行程开关或电磁锁内部进水导致的直流接地故障，尤其是户外带电设备，如站用变电器、低压电抗器网门等，应采取安装防雨罩等临时处置措施，并考虑更换更安全的锁具，防止类似故障再次发生。