近10多年来，直流系统接地巡检装置在电力系统大量应用，目前新投产的发电厂、变电站几乎都配备了直流接地巡检装置。直流接地巡检装置其作用在于，能够将故障定位到具体的供电回路，对直流接地故障的处理，可节省大量时间，提高了故障处理速度，减少保护、控制设备误动或振动的机会。然而，由于各方面的原因，现有运行设备的正确选县率一直不能达到100%，给用户的维护工作带来不便，也没有充分发挥该设备的应有作用。

根据我们在实际应用中的问题，发现主要是以下几方面的原因：其一，产品的技术指标参数不够好，如选线灵敏度太低、抗分布电容能力不够等。其二，运行维护不到位，如互感器的零点发生漂移，没有定期校验；选线电阻门坎值设置不合适等。其三，直流供电网络接地不合理，如双回路，多分支接线等。

 

国家电力公司2004年推出的直流接地告警门坎值的标准如下：220V系统为25KΩ、110V系统为15KΩ。该标准提出的是母线告警电阻门坎值，而不是支路选线电阻门坎值。但现在诸多企业（设备生产商和用户）基本忽略了这个差别，大都将母线告警电阻与支路选线电阻门坎值设计为相同大小电阻值，有的甚至还将后者设置得更小些，这样遇到多点接地或支路电阻测量有较大的正误差，就不能正确选出接地支路。

正确的做法，应该是将支路选线电阻门坎值设定高于母线告警电阻值，一般可设为2-4倍，因而选线装置的选线灵敏度也应为母线告警电阻的2-4倍，才能满足实际要求。

 

如图1所示，在双回路发生R₁接地，理想情况下，支路1#、2#上测量的接地电阻均应为2R1，相当于在1＃、2＃支路负极同时发生电阻为2R1的接地故障。当巡检装置选出1#、2#支路情况下，许多维护人员一般都会短时分别断开1#、2#支路，察看接地告警是否消失。不难看出，由于1#、2#支路是相连的，断开其中任何一个回路，接地R₁仍然在母线上，告警不消失。这种情况一般都会判断设备为误选线，从而误导检修人员查找故障。

同理多分支回路接地也是如此，图2中3#、4#、5#支路测量电阻为3R2。相当于在3#、4#、5#支支路负极同时发生电阻为3R2的接地故障。

这两种回路发生接地故障，相当于多点接地，要求具有更高巡检装置支路选线灵敏度，且不宜用拉闸的方式确定接地故障支路。

 

以检测漏电流来判断支路接地与否的巡检装置，由于漏电流为直流，而检测电路如运放等的漂移（温漂、时漂等）均为直流，长时间运行后，使得电流互感器的输出零点发生变化。

如图3所示，假设1#支路互感器的零点漂移为－2mA，2#支路互感器到＋2mA，支路2#负极接地电阻为10kΩ，产生的漏电流为-2.5mA，则负极对地电压为V-=-10K*2.5mA= -25V。

此时，1#支路互感器检测的漏电流= -2.5mA+2mA=-0.5mA等效电阻= -25V/-0.5mA=50KΩ，2#支路互感器检测到的漏电流= -2mA，等效电阻= -25V/-2mA=12.5KΩ。                                                                      

如支路选线电阻门坎值设为30KΩ，则报1#支路接地，2#支路不接地，很显然由于零点漂移导致2#支路漏报，而1#支路误报。

因而对于检测漏电流巡检装置应定期校正互感器的零点，如果巡检装置本身能自动跟踪互感器零点的变化，当然更好。

 

对于注入交流信号检测支路接地与否的巡检装置，支路分布电容将对选线结果产生影响。

图4中，1#支路正负极对地电容C₁、C₂各为5μF。假定信号频率为1Hz，那么1#支路的等效容抗Zc= 1/ω（C₁+C₂）≈15.9KΩ，同样支路选线电阻门坎值为30KΩ时，1#支路报有接地，这也显然是误报。

如信号频率为0.2Hz，则1＃支路等效容抗Zc≈79.5KΩ，不会误报。

对于2#支路由于分布电容的作用，检测出来的等效电阻会比实际小些。因而不会漏报。

 

如图5所示，a#互感器本应在A#支路上，b#互感器在B#支路上，结果编号错误导致，a #互感器套在B#支路，而b#互感器套在A#支路。当主机报b#互感器所在回路接地时，对应的都是A#支路，而出现误选线。

 

因直流接地不常发生，对巡检装置的操作次数很少，尤其有些产品人机界面而复杂，又没有在线提示，在接地发生时，检测人员常常不能准确及时地从主机告警画面调出接地支路，有的使用单位，由于对巡检装置已不信任甚至不去察看装置选线情况。

 

    为提高接地巡检装置的正确选线率，可从以下几方面着手：

①生产企业进一步改进产品性能，如提高选线灵敏度。

②定期校验选线互感器的零点和支路电阻测量精度。

③清理二次回路，尽量排除双回路与多分支供电回路。

④加强培训，熟练使用选线设备。

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