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摘 要： 本文介绍了交流窜入及直流互窜检测技术的原理，结合实际提出改造方案。
关键词： 直流接地；交流窜入；直流互窜；改造方案
一、研究背景
直流系统广泛应用于发电厂、变电站以及其他使用直流设备的用户，在厂（站）的日常运行中具有非常重要的地位。其主要功能是为厂（站）内保护、测控、操作、UPS等装置提供稳定可靠的直流电源。直流接地是最常见的直流故障，交流窜入直流故障也日益增多。文[1]介绍了一座500kV变电站由直流接地所引起的开关误动的事故。文[2]介绍了一座发电厂内由于交流窜入直流控制造成机组跳闸的事故。显然，如果能实时监测直流系统运行状况，及时发出故障告警信息，并根据实际故障情况，迅速定位故障位置，将有利于检修人员及时排除故障，对保证直流系统，乃至电网安全稳定运行具有十分深远的意义。
下文将结合笔者所在供电公司所辖变电站的设备运行情况，提出改造方案。
二、公司直流系统绝缘检测装置运行情况
我公司现共有220kV变電站7座，110kV变电站26座，35kV变电站10座，均采用220V的直流系统，共有直流系统绝缘检测装置50套。
从投运时间来比较，部分2010年以前投运的设备运行状态较为不理想，时有装置故障情况发生，2010年以后投运的设备运行状态比较良好。从设备生产厂家来说，多数厂家已停止生产老旧型号设备且无备件，设备出现故障需寄回厂家维修，影响直流系统可靠运行。更有少数厂家已不再开发生产直流系统绝缘检测装置，不再提供售后服务，一旦设备出现故障，无法修复，严重影响直流系统的正常运行。从设备功能上来说，投运时间较早的设备功能相对较少，已不满足国网最新标准要求的直流系统绝缘检测装置需具备交流互窜检测功能。多数设备需进行改造更换。
三、公司发生的直流系统故障分析
我公司直流系统故障多数为直流接地故障，少数为设备故障。直流接地告警后，检修维护人员能够通过设备接地选线，迅速判断并接地支路，为查找接地故障点及处理故障节约了的时间，为快速恢复直流系统及二次设备正常运行状态打下了坚实的基础。但是绝大部分设备在运行过程中不能实时查看每个支路的对地绝缘状态，只能在母线对地绝缘低于设置参数时才能报警及选线。不便于处理绝缘降低但未低至报警值的问题，只能等绝缘进一步降低至告警值发出告警并选线后方能处理，此时直流系统接近于全接地状态，可能引发开关误动等事故，威胁电网安全。绝大部分设备也不具备交流窜入、直流互窜检测功能，在发生这两个直流故障时可能无法告警，导致检修维护人员不能及时了解直流系统状态，按照对应方法及时查找和处理故障，严重威胁电网安全。
我公司检修人员在进行110kV鱼凫站首检现场查勘时，发现直流系统绝缘检测装置上某支路对地绝缘较低，只有200K，由于其对地绝缘还未小于告警值并未发出任何告警信号，检修人员在几天后的停电首检工作中，通过拉路法查到了绝缘降低的出线间隔并及时处理，避免了一次可能在运行时发生的接地故障。实时显示每条支路对地绝缘状态的功能可以帮助检修运维人员提前发现支路绝缘降低问题，处理直流接地苗头，减少直流接地发生次数得设备，在我公司实际运用中取得了不错的成效。
我公司110kV黄舣站基建安装过程中，由于施工人员在刀闸机构箱内误将交直流系统二次线对接，试送交直流电源时，造成直流系统绝缘检测装置频繁发出直流接地告警和复归信号，用万用表测量直流母线电压在0V-280V之间循环变化，验收人员及时发现并立即断开交直流电源，并未造成设备损坏。但是由于这是我公司第一次出现交流窜入故障，所有人员都是按照直流接地故障方法来进行分析查找故障。查找到故障支路后，通过逐一断开开关机构箱、母线侧刀闸机构箱、线路侧刀闸机构箱的直流回路二次电缆并试送直流电源，确定故障点在线路侧刀闸机构箱内。在断开刀闸机构箱直流电源后用万用表测量端子带有220V交流电压，结合直流母线电压变化情况，所有人员才意识到不是直流接地故障，而是交流窜入故障。通过仔细检查，顺利在线路侧刀闸机构箱内发现由于线芯号头错误，施工人员将刀闸信号回路（直流）与控制回路（交流）误对接。改接后再次试送电，直流系统恢复正常。误接线情况如下图1所示：
图1 刀闸机构箱误接线示意图
我公司220kV冯冲湾站安装调试过程中，发生了一次直流互窜故障。调试人员对220kV某线路保护进行整组传动试验，在保护屏内的操作箱短接操作回路分合开关时，误将第二组控制电源回路正极通过开关控制回路短接至第一组控制电源回路。按继电保护双重化配置要求，两组控制电源分别取至两段直流母线，因此短接操作实际上造成了两段直流母线发生直流互窜故障，绝缘检测装置发出直流接地告警和复归信号。由于接地告警是在短接分合开关时发出，短接操作完毕后迅速复归，时间非常短，调试人员检查发现无异常后继续进行试验工作。在接下来的几次短接操作回路分合开关时直流系统绝缘检测装置都发出接地告警信号时，调试人员停止试验，开始分析查找故障原因。此时天气晴朗，站内无其他任何操作，直流接地故障与分合开关事件同时发生，极有可能是分合开关操作造成的。调试人员再次核对图纸，发现短接端子错误，造成直流互窜。重新确认短接端子再次进行分合开关时，绝缘检测装置未发出接地告警信号。误（正确）短接情况如下图2所示：
图2 误（正确）短接操作箱分合开关示意图
上述两起交流窜入和直流互窜故障由于发生在未投运变电站，检修调试人员在现场发现处理及时，并未造成不良后果。但公司系统内因交流窜入和直流互窜导致的设备损坏、保护设备拒动、误动、直流接地等故障在系统内中时有发生，给电网安全运行带来严重影响。因此，直流系统除原有的直流绝缘检测功能外，还必须增加交流窜入和直流互窜检测报警和记录功能。
四、公司直流系统绝缘检测装置改造方案分析 交流窜入和直流互窜监测这两种新技术发展时间相对较短，原有的直流系统绝缘检测装置均没有这两种功能，急待改造更换。我公司已有多个变电站进行了相关改造工作，安装了集成交流窜入和直流互窜监测功能的直流系统绝缘检测装置，现运行情况良好。经调查，现市场主要有两种类型的交流窜入和直流互窜监测装置：一种是集成在直流系统绝缘检测装置内，体积较大，需有备用位置进行安装，安装接线较为复杂，改造时需将原有直流系统绝缘检测装置停用，接入原有的传感器（若傳感器不配套还需安装新的传感器），改造难度较大、安全风险较大、改造成本较高。但是该一体化的设备能方便的查看故障种类、故障支路等各类故障信息，方便检修维护工作的开展。一种是独立的交流窜入和直流互窜监测装置，体积较小，可通过“面板嵌入式安装”、“背挂卡扣式安装”、“背面螺丝固定安装”三种安装方式直接加装于直流屏，改造时安装、接线非常方便，无需改动原有直流系统绝缘检测装置，改造难度较小安全风险较小、改造成本较低。但该独立设备不能显示故障支路，只能在原有直流系统绝缘检测装置上查看，不便于检修维护工作开展。
根据上述对比并结合我公司实际情况，笔者认为基建新安装和2010年前投运需改造的宜选用具有实时查看每条支路对地绝缘状态，集成了交流窜入、直流互窜功能的直流系统绝缘检测装置。2010年后投运的直流系统绝缘检测装置，宜选用独立的交流窜入和直流互窜检测装置，集中进行改造安装；在资金允许的情况下，也可以选用具有实时查看每条支路对地绝缘状态，具有实时查看每条支路对地绝缘状态，集成了交流窜入、直流互窜功能的直流系统绝缘检测装置。
五、结束语
总的来说，电力系统中直流系统的稳定可靠对电网及设备的安全运行起着十分重要的作用。直流系统绝缘检测装置应具备完整且可靠的绝缘检测、实时绝缘状态查看、交流窜入检测、直流互窜监测功能，将有利于减轻检修人员的工作负担，提高故障排除效率，减少由于直流系统故障造成的保护误动、开关误跳闸、设备损坏等破坏电网稳定的事故，也将在提高电网的安全运行水平及综合自动化水平、起到十分重要的作用。
参考文献
[1]汤建红，苏文博，潘向华.500kV变电站开关无故障跳闸事故分析[J].电力自动化设备，2005，12（25）：77—79.
[2]陈莉，南泽瑞.220V工频交流窜入直流控制回路造成机组跳闸分析[J].大众科技，2013，168（15）：64—66.
[3]陈占方.直流系统接地故障检测的研究[J].仪表技术，1996，5（33）：5.
[4]李士东，井伟，程永.一起交直流混路造成的保护误动事故分析[J].吉林电力，2007，35（1）：32-33，39.
关键词： 直流接地；交流窜入；直流互窜；改造方案
一、研究背景
直流系统广泛应用于发电厂、变电站以及其他使用直流设备的用户，在厂（站）的日常运行中具有非常重要的地位。其主要功能是为厂（站）内保护、测控、操作、UPS等装置提供稳定可靠的直流电源。直流接地是最常见的直流故障，交流窜入直流故障也日益增多。文[1]介绍了一座500kV变电站由直流接地所引起的开关误动的事故。文[2]介绍了一座发电厂内由于交流窜入直流控制造成机组跳闸的事故。显然，如果能实时监测直流系统运行状况，及时发出故障告警信息，并根据实际故障情况，迅速定位故障位置，将有利于检修人员及时排除故障，对保证直流系统，乃至电网安全稳定运行具有十分深远的意义。
下文将结合笔者所在供电公司所辖变电站的设备运行情况，提出改造方案。
二、公司直流系统绝缘检测装置运行情况
我公司现共有220kV变電站7座，110kV变电站26座，35kV变电站10座，均采用220V的直流系统，共有直流系统绝缘检测装置50套。
从投运时间来比较，部分2010年以前投运的设备运行状态较为不理想，时有装置故障情况发生，2010年以后投运的设备运行状态比较良好。从设备生产厂家来说，多数厂家已停止生产老旧型号设备且无备件，设备出现故障需寄回厂家维修，影响直流系统可靠运行。更有少数厂家已不再开发生产直流系统绝缘检测装置，不再提供售后服务，一旦设备出现故障，无法修复，严重影响直流系统的正常运行。从设备功能上来说，投运时间较早的设备功能相对较少，已不满足国网最新标准要求的直流系统绝缘检测装置需具备交流互窜检测功能。多数设备需进行改造更换。
三、公司发生的直流系统故障分析
我公司直流系统故障多数为直流接地故障，少数为设备故障。直流接地告警后，检修维护人员能够通过设备接地选线，迅速判断并接地支路，为查找接地故障点及处理故障节约了的时间，为快速恢复直流系统及二次设备正常运行状态打下了坚实的基础。但是绝大部分设备在运行过程中不能实时查看每个支路的对地绝缘状态，只能在母线对地绝缘低于设置参数时才能报警及选线。不便于处理绝缘降低但未低至报警值的问题，只能等绝缘进一步降低至告警值发出告警并选线后方能处理，此时直流系统接近于全接地状态，可能引发开关误动等事故，威胁电网安全。绝大部分设备也不具备交流窜入、直流互窜检测功能，在发生这两个直流故障时可能无法告警，导致检修维护人员不能及时了解直流系统状态，按照对应方法及时查找和处理故障，严重威胁电网安全。
我公司检修人员在进行110kV鱼凫站首检现场查勘时，发现直流系统绝缘检测装置上某支路对地绝缘较低，只有200K，由于其对地绝缘还未小于告警值并未发出任何告警信号，检修人员在几天后的停电首检工作中，通过拉路法查到了绝缘降低的出线间隔并及时处理，避免了一次可能在运行时发生的接地故障。实时显示每条支路对地绝缘状态的功能可以帮助检修运维人员提前发现支路绝缘降低问题，处理直流接地苗头，减少直流接地发生次数得设备，在我公司实际运用中取得了不错的成效。
我公司110kV黄舣站基建安装过程中，由于施工人员在刀闸机构箱内误将交直流系统二次线对接，试送交直流电源时，造成直流系统绝缘检测装置频繁发出直流接地告警和复归信号，用万用表测量直流母线电压在0V-280V之间循环变化，验收人员及时发现并立即断开交直流电源，并未造成设备损坏。但是由于这是我公司第一次出现交流窜入故障，所有人员都是按照直流接地故障方法来进行分析查找故障。查找到故障支路后，通过逐一断开开关机构箱、母线侧刀闸机构箱、线路侧刀闸机构箱的直流回路二次电缆并试送直流电源，确定故障点在线路侧刀闸机构箱内。在断开刀闸机构箱直流电源后用万用表测量端子带有220V交流电压，结合直流母线电压变化情况，所有人员才意识到不是直流接地故障，而是交流窜入故障。通过仔细检查，顺利在线路侧刀闸机构箱内发现由于线芯号头错误，施工人员将刀闸信号回路（直流）与控制回路（交流）误对接。改接后再次试送电，直流系统恢复正常。误接线情况如下图1所示：
图1 刀闸机构箱误接线示意图
我公司220kV冯冲湾站安装调试过程中，发生了一次直流互窜故障。调试人员对220kV某线路保护进行整组传动试验，在保护屏内的操作箱短接操作回路分合开关时，误将第二组控制电源回路正极通过开关控制回路短接至第一组控制电源回路。按继电保护双重化配置要求，两组控制电源分别取至两段直流母线，因此短接操作实际上造成了两段直流母线发生直流互窜故障，绝缘检测装置发出直流接地告警和复归信号。由于接地告警是在短接分合开关时发出，短接操作完毕后迅速复归，时间非常短，调试人员检查发现无异常后继续进行试验工作。在接下来的几次短接操作回路分合开关时直流系统绝缘检测装置都发出接地告警信号时，调试人员停止试验，开始分析查找故障原因。此时天气晴朗，站内无其他任何操作，直流接地故障与分合开关事件同时发生，极有可能是分合开关操作造成的。调试人员再次核对图纸，发现短接端子错误，造成直流互窜。重新确认短接端子再次进行分合开关时，绝缘检测装置未发出接地告警信号。误（正确）短接情况如下图2所示：
图2 误（正确）短接操作箱分合开关示意图
上述两起交流窜入和直流互窜故障由于发生在未投运变电站，检修调试人员在现场发现处理及时，并未造成不良后果。但公司系统内因交流窜入和直流互窜导致的设备损坏、保护设备拒动、误动、直流接地等故障在系统内中时有发生，给电网安全运行带来严重影响。因此，直流系统除原有的直流绝缘检测功能外，还必须增加交流窜入和直流互窜检测报警和记录功能。
四、公司直流系统绝缘检测装置改造方案分析 交流窜入和直流互窜监测这两种新技术发展时间相对较短，原有的直流系统绝缘检测装置均没有这两种功能，急待改造更换。我公司已有多个变电站进行了相关改造工作，安装了集成交流窜入和直流互窜监测功能的直流系统绝缘检测装置，现运行情况良好。经调查，现市场主要有两种类型的交流窜入和直流互窜监测装置：一种是集成在直流系统绝缘检测装置内，体积较大，需有备用位置进行安装，安装接线较为复杂，改造时需将原有直流系统绝缘检测装置停用，接入原有的传感器（若傳感器不配套还需安装新的传感器），改造难度较大、安全风险较大、改造成本较高。但是该一体化的设备能方便的查看故障种类、故障支路等各类故障信息，方便检修维护工作的开展。一种是独立的交流窜入和直流互窜监测装置，体积较小，可通过“面板嵌入式安装”、“背挂卡扣式安装”、“背面螺丝固定安装”三种安装方式直接加装于直流屏，改造时安装、接线非常方便，无需改动原有直流系统绝缘检测装置，改造难度较小安全风险较小、改造成本较低。但该独立设备不能显示故障支路，只能在原有直流系统绝缘检测装置上查看，不便于检修维护工作开展。
根据上述对比并结合我公司实际情况，笔者认为基建新安装和2010年前投运需改造的宜选用具有实时查看每条支路对地绝缘状态，集成了交流窜入、直流互窜功能的直流系统绝缘检测装置。2010年后投运的直流系统绝缘检测装置，宜选用独立的交流窜入和直流互窜检测装置，集中进行改造安装；在资金允许的情况下，也可以选用具有实时查看每条支路对地绝缘状态，具有实时查看每条支路对地绝缘状态，集成了交流窜入、直流互窜功能的直流系统绝缘检测装置。
五、结束语
总的来说，电力系统中直流系统的稳定可靠对电网及设备的安全运行起着十分重要的作用。直流系统绝缘检测装置应具备完整且可靠的绝缘检测、实时绝缘状态查看、交流窜入检测、直流互窜监测功能，将有利于减轻检修人员的工作负担，提高故障排除效率，减少由于直流系统故障造成的保护误动、开关误跳闸、设备损坏等破坏电网稳定的事故，也将在提高电网的安全运行水平及综合自动化水平、起到十分重要的作用。
参考文献
[1]汤建红，苏文博，潘向华.500kV变电站开关无故障跳闸事故分析[J].电力自动化设备，2005，12（25）：77—79.
[2]陈莉，南泽瑞.220V工频交流窜入直流控制回路造成机组跳闸分析[J].大众科技，2013，168（15）：64—66.
[3]陈占方.直流系统接地故障检测的研究[J].仪表技术，1996，5（33）：5.
[4]李士东，井伟，程永.一起交直流混路造成的保护误动事故分析[J].吉林电力，2007，35（1）：32-33，39.