故障电压范文

故障电压范文（精选10篇）

故障电压 第1篇

电压互感器 (压变、PT) , 是一种将高电压按一定比例变换成一定标准的低电压 (通常为100V、100/) , 并在相位上与高压保持一定的关系, 能准确、实时的反映高压量值变化的设备。它解决了高压难以直接量测的问题, 还使得高压与低压有效的隔离, 保证了工作人员及二次设备的安全。广泛的应用于测量、保护等环节, 是电力系统不可或缺的设备, 其能否正常、持续工作, 直接关系到系统一、二次设备的安全稳定运行。作为电网运行的指挥者, 要想准确、迅速地判断、处理电压互感器异常, 就需对电压互感器的结构、原理、故障特性、处理原则有所了解。以下就电压互感器的部分知识点及常见故障做浅显总结和分析。

1 工作原理

电压互感器按原理主要可分为:电磁式电压互感器、电容式电压互感器。电磁式电压互感器其工作原理与变压器相同, 基本结构也是铁心和原、副绕组, 特点是容量很小且比较恒定。而电容式电压互感器是在电容分压器的基础上制成, 可防止因铁芯饱和引起铁磁谐振外, 在经济和安全上较老式的电磁式电压互感器有很多优越之处。目前盐城地调管辖范围内的电压互感器, 电磁式电压互感器仅应用于部分市区35kV系统, 110kV系统基本都采用电容式电压互感器。

图1为电磁式电压互感器 (PT) 结构图, 图2为电容式电压互感器 (CVT) 原理示意图。

2 故障浅析

电压互感器相关的保护、装置有很多, 如电压保护 (接地保护) 、阻抗保护 (距离保护) 、高频保护、低频 (低压) 减负荷。一旦发生故障, 上述保护及装置将不得不短时退出运行, 有时甚至引起保护误动、爆炸等危及设备、人身安全的严重事故。如何快速、准确处理相关故障, 调度的好经验就是事故预想, 做到有备无患, 下面就针对电压互感器的典型故障作简要分析。

2.1 高压、低压熔断器熔断

电压互感器熔断器熔断, 是其最常见的故障。这类故障一般有如下现象:

a.“电压回路断线”光字牌亮;

b.电压表、有功和无功功率表的指示值会降低;

c.三相电压指示不平衡等。

在接到运行人员汇报后, 调度员应能根据上述现象做出初步判断, 并:

a.立刻通知人员去现场确认、检查;b.发现压变二次侧熔丝熔断后, 可立即进行更换;c.如更换熔丝后再次熔断, 则立即停用会误动的保护及装置;d.询问二次回路有没有工作, 并对压变一、二次部分进一步检查;e.隔离压变, 处理异常。

其中要注意的是:

a.母线压变故障一般不将正、副母压变二次回路并列, 以防止事故扩大。就目前盐城市区来讲, 已基本形成220kV双环网结构。如某220kV变电所110kV正母压变故障, 可将正母线上出线所供110kV变电所遥控调由备用线路供电, 将负荷转移后再隔离故障压变的方法处理压变异常。

b.在中性点不接地系统中, 由间隙性电弧接地引起的暂态过电压等有可能造成电压互感器高压熔丝熔断, 这时候由于过电压的存在又可能引起网络绝缘薄弱处的绝缘击穿, 造成接地。这两种故障发生时间较短, 不易发现, 因此在现场发“PT断线”或“单相接地”信号时, 应注意区分和检查, 不能盲目更换熔丝或拉路查找。

2.2 铁磁谐振

电压互感器 (主要针对电磁式电压互感器) 正常运行时励磁绕组感抗很大, 远远大于对地电容, 系统不会发生谐振。但在系统发生单相接地、突然合闸操作等情况时, 可使电压互感器饱和, 电感减小, 出现电感与系统电容相等的情况, 从而引发铁磁谐振。由于电压互感器饱和引起的铁磁谐振持续时间一般较长, 如不采取有效的消除措施, 有可能造成电压互感器烧毁损坏、继电保护装置误动等事故。

在发生谐振时, 可采取如下方法消除谐振:

a.将该母线上的任一备用负荷短时投入;

b.对合上的开关重新切合一次;

c.用该母线上的备用电源开关合分一次。

总之, 发生谐振时调度人员处理起来一定要迅速果断, 并在谐振后要求对相关设备做彻底的检查和试验, 保证设备未受损伤。

2.3 其他故障

电压互感器除了常出现上述异常、故障外, 本体还有可能发生内部绝缘损坏、套管爆裂及放电、着火等故障 (可能由于谐振引起, 也可能引起熔丝熔断, 由于故障及现象交叉, 这里不做更细划分) 。

一般会有以下现象:

a.本体发热;

b.二次侧电压升高或降低;

c.内部有放电声和不正常的噪声;

d.渗漏油;

e.电压互感器内发出臭味或冒烟。

异常处理原则:

a.如为一般性故障, 可远控操作的隔离闸刀, 可拉开闸刀隔离;故障严重时, 只能通过开关来切断电源。

b.电压互感器故障需转检修处理时, 相应的母线或线路方式注意调整。

c.如本体着火则需选用干式灭火器或砂子灭火。

d.将情况汇报有关负责人。

电压互感器回路上都不装开关, 如直接用电源开关切除故障就会影响到对用户的供电。所以应根据现场实际情况进行处理, 一般先进行必要的转移负荷操作。若电压互感器冒烟、着火, 来不及调电时, 应立即拉开该母线电源开关, 然后拉开故障电压互感器隔离闸刀隔离故障, 最后恢复母线、线路运行。

3 防范措施

迅速、准确地处理电压互感器故障非常重要, 从根本上解决故障发生的几率也同样重要。根据上述异常可采取如下措施:

3.1 选择性能较好、质量可靠的电压互感器;

3.2 加强检修、设备管理, 将故障遏制在萌芽状态;

3.3 在电压互感器二次开口接500W白炽灯或接消谐器、阻尼电阻;

3.4 尽量避免消弧线圈退出运行;

3.5 尽量避免产生谐振的操作 (如:母线停电时, 应先停压变, 再拉母联开关) ;

3.6 提升人员业务素质, 掌握必备的互感器知识, 做到处理故障时候胸有成竹;

3.7 强化电网结构, 确保在电压互感器发生故障时, 不会导致变电所长时间失电。

结束语

电压互感器是一次与二次电气回路之间连接的重要设备, 其发生故障, 对电网运行影响很大。了解、熟悉电压互感器的特点, 不断总结使用的经验和故障处理的方法, 对调度员来说具有很强的现实意义。

参考文献

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[3]束洪春, 赵兴兵, 彭仕欣.中压电网铁磁谐振及TV高压保险熔断分析与抑制措施[J].中国电力, 2009, 42 (1) :17-23.

[4]段兰.电压互感器高压侧熔断器熔断后的操作处理[J].云南水力发电, 2008, 24 (1) :77-80.

故障电压 第2篇

【关键词】电压互感器 供电系统 谐振

【中图分类号】D1.；M54 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2013）03-0078-02

1、电压互感器工作原理

电压互感器的主要结构和工作原理类似于变压器。，基本结构也是铁心和原、副绕组。特点是容量很小且比较恒定，正常运行时接近于空载状态。如图1所示，电压互感器的一次线圈匝数N1很多，并接于被测高压电网上，二次线圈匝数N2较少，二次负荷比较恒定，接于高阻抗的测量仪表和继电器电压线圈，正常运行时，电压互感器接近于空载状态。电压互感器本身的阻抗很小，一旦副边发生短路，电流将急剧增长而烧毁线圈。为此，电压互感器的原边接有熔断器，副边可靠接地，以免原、副边绝缘损毁时，副边出现对地高电位而造成人身和设备事故。电压互感器和变压器很相像，都是用来变换线路上的电压。但是变压器变换电压的目的是为了输送电能，因此容量很大，一般都是以千伏安或兆伏安为计算单位；而电压互感器变换电压的目的，主要是用来给测量仪表和继电保护装置供电，用来测量线路的电压、功率和电能，或者用来在线路发生故障时保护线路中的贵重设备、电机和变压器，因此电压互感器的容量很小，一般都只有几伏安、几十伏安，最大也不超过一千伏安。图2单相电压互感器的接线方式

两个电压互感器分别接于线电压UAB和UBC上，一次绕组不能接地，二次绕组为安全，一端接地，这种接线方式适用于中性点非直接接地或经消弧线圈接地系统。

1）只用两个单相电压互感器可以得到对称的三个线电压；

2）不能测量相电压；

3）一次绕组接入系统线电压，二次绕组电压为100V。当继电保护装置和测量表计只需用线电压时，可采用这种接线方式。

（2）电压互感器的V，v接法 如图3所示图3 电压互感器的V，v接法

V，v接法就是将两台全绝缘单相电压互感器的高低压绕组分别接于相与相间构成不完全三角形。这种接法广泛用于中性点不接地或经消弧线圈接地的35kV及以下的高压三相系统中，特别是10kV的三相系统中。V，v接法不仅能节省一台电压互感器，还能满足三相表计所需要的线电压。这种接线方法的缺点是不能测量相电压，不能接入监视系统绝缘状况的电压表。

（3）电压互感器的Y，yn接法 如图4所示图4 电压互感器的Y，yn接法

这种接法是用三台单相电压互感器构成一台三相电压互感器，也可以用一台三铁芯柱式三相电压互感器，将其高低压绕组分别接成星形。Y，yn接法多用于小电流接地的高压三相系统，可以测量线电压，这种接线方法的缺点是：

① 当三相负载不平衡时，会引起较大的误差；

② 当一次高压侧有单相接地故障时，它的高压侧中性点不允许接地，否则，可能烧坏互感器，故而高压侧中性点无引出线，也就不能测量对地电压。

（4）电压互感器的YN，yn△接法 如图5所示。图5 电压互感器的YN，yn△接法

电压互感器故障调查分析 第3篇

2015年4月15日中午11:48分, 220k V竹坪站1号主变10k V侧901开关三相短路跳闸, 值班员现场检查发现10k V高压室内有浓烟和烧焦的刺鼻性气味, I段母线电压互感器柜门变形, 开关柜顶部泄压通道打开。

2 现场检查情况

10k V I段母线转检修后, 供电局电气试验班对10k V I段母线电压互感器间隔进行了外观检查及试验, 情况如下:

(1) A、B、C三相电压互感器一次接头处均有金属烧熔现象, 表面残留有黑色物质, 本体均有裂缝并从裂缝口处流出黑色胶体。检查时电压互感器表面温度仍很高, 旁边相关柜体已经变形, 熏黑严重。

220k V竹坪站10k V I段母线电压互感器为上海西门子开关有限公司2006年4月出厂产品, 型号4MR22BRZI-1。

(2) A、B、C相电压互感器熔断器已高温爆裂, 接头卡座严重变形。

(3) 10k V避雷器表面被熏黑, 但外观检查良好, 试验数据显示绝缘电阻和泄露电流均符合试验规程, 无异常。

(4) 对三相电压互感器进行试验, 数据如表1~2。

注:由于一次绕组已经烧毁断线, 无法试验进行直阻及变比等试验。

由现场检查及试验结果可知, 三相电压互感器一次部分已损毁, 一次绕组已烧断。

3 录波图分析

结合供电局现场检查情况, 分析故障录波图, 情况如下:

2015年4月15日10时28分, 竹坪站1号主变10k V侧系统接地故障, 图5为故障录波。观察分析图5:首先A相出现接地故障, B、C相电压升高, 但很快接地故障消失。A相接地故障后消失致使10k V I段母线电压互感器饱和, 激发了10k V系统分频谐振。

11时43分, B相出现接地故障, 电压降低, A、C相电压升高 (见图6) 。

11时48分, A相电压降为0 (见图7) , 判断此时A相电压互感器已故障损坏。

11时48分, 1号主变10k V侧901开关三相短路跳闸 (图8~9) , 判断为长时间谐振导致电压互感器击穿, 致使三相短路跳闸。

4 根据10k V系统参数核算谐振的可能性

参考H.A.Peterson谐振曲线, 该曲线表明系统发生分频谐振的区域为:XC0/XL=0.01~0.08;系统发生基频谐振的区域为:XC0/XL=0.08~0.5。其中XC0为系统的零序电容容抗, XL为电压互感器单相绕组在额定线电压下的激磁阻抗。

供电局于2012年10月对220k V竹坪站10k V I段母线电压互感器做了励磁特性试验, 试验数据如表3。

于2014年12月对220k V竹坪站10k V系统电容电流进行了测试, 测试数据如表4。

由以上试验数据可得:

A相、C相均已接近H.A.Peterson谐振曲线的分频谐振区域。

5 故障原因及改进意见

综上所述, 判断此次故障为竹坪站1号主变10k V侧系统A相接地故障后接地消失激发了10k V I段母线电压互感器铁磁谐振, 长时间谐振导致电压互感器击穿, 引发三相短路跳闸。所以提出改进意见两点:1在电压互感器二次侧加装消谐装置;2选用励磁特性好、抗饱和能力强的电压互感器。为竹坪站系统正常运行提供一定的保障。

摘要：2015年4月15日, 220k V竹坪站1号主变10k V侧901开关跳闸, 220k V竹坪站10k V I段母线电压互感器故障损坏。经资料收集和现场调查, 结合故障录波图分析, 判断此次故障为竹坪站1号主变10k V侧系统A相接地后消失激发电压互感器铁磁谐振, 长时间谐振导致电压互感器击穿, 引起短路跳闸。

关键词：电压互感器,谐振

参考文献

故障电压 第4篇

关键词：电压互感器 二次回路 继电保护 影响

0 引言

电压互感器（在后文中以TV表示），在电压变换的作用下，将电力设备的高电压转变为计量、测量、继电保护等二次设备需要的低电压，不仅具有标准化二次设备功能，还能有效地隔离一次侧与二次回路。TV二次回路故障可能造成不正确的测量结果，还可能会使计量出现误差，进而不能保障运行的可靠性，还会对计量的准确性造成影响；也许会造成保护的误动和拒动，从而不利于电力系统安全稳定的运行。因此，研究TV二次回路故障对于继电保护正确工作的影响具有很高的研究价值。

1 TV二次回路及其等效电路

在反事故措施中，TV二次回路在控制室内只能有一点接地。要想使接地的可靠性更大，各TV的中性线不得接入可断开的熔断器或者开关。为了保护二次绕组免受雷电波、过电压的冲击，在N线中还会布置放电间隙或者氧化锌阀片接地，其典型的接线图如图1所示。

典型的TV二次接线方式已通过图1展示出来。像是南瑞继保的RCS900系列保护等一些保护装置，因为他们采用的是自3U0，可根据实际情况接入L630，不接入也是可以的。而数字化变电站，由于其二次回路使用用光缆，所以本文不对其进行讨论。但是要注意，数字化变电站同样存在二次回路断线的问题，但与本文所讨论的问题是有差别的。

TV二次回路等效电路如图2所示。

其中，TV的二次绕组所承受的等效电压用来UA表示，TV二次回路的等效阻抗用Z1来表示，ZL为TV 所承受负荷的等效阻抗，ΔUAB即TV回路压降，UB为负荷即继电保护上的压降。由图2易知，负荷（继电保护装置）承受的实际电压UB不等于TV转换的电压UA。为了尽量减小二者的差距，我们应该尽可能降低Z1，但是却因为一些客观原因的影响，Z1也许会变得非常大，达到让我们难以想象，这就会造成继电保护获得的电压UBTV与转换电压UA严重偏离。而且，因为对TV特殊的要求，ZL+Z1的阻抗不能低，不然就会使UA测量一次侧的电压值发生错误。

2 TV二次回路常见故障

在进行TV二次回路故障分析时，首先要从现场实际故障出发，再依据TV二次回路的现场接线和给出的等效电路图进行分析。

2.1 TV二次回路断线 TV二次回路断线即TV至继电保护的连接回路发生开路，实际上包括对称断线和不对称断线两种情况。前者是三相断线，其原因一般是外力破坏等。后者是一相或者两相断线，其原因包括电缆质量不合格，电缆遭到破坏，二次回路接线不良等。

2.1.1 三相断线 三相断线是指A、B、C 三相都断线，最终导致继电保护不能获得任何一相的电压，从继电保护的角度来讲，这跟TV一次发生三相断线是一样的，与被保护设备不带电状况也是一样的。

2.1.2 不对称断线 ①图3为TV二次回路断线A相断线的电压向量图，其中，实际电压用虚线来表示，测量电压用实线来表示，因为A相断线，所以A相电压U'A=0，而L线是正常的，所以U'L与正常时是一样的，还是较小值。

②除此之外，不对称断线还包括两相断线，此时只剩一个正常相电压，U'L值依旧正常。

③当L相断线时U'L置为零，但是由于正常运行时UL也几乎为零，因此难以发现。仅当一次系统发生接地故障时，零序电流不再为零，但U'L还是零，这时便可以发现L相断线。

2.2　TV二次回路多点接地 当TV二次回路中出现其他的接地点时，二次回路中就会出现多点接地。在图4中，由于两相接地使中性点偏移，最终使三相电压都和原来不一样了，产生了零序电流。由于中性线阻抗表现为阻性，所以零序电流的方向与中性点发生偏移的方向相反，电压偏移量和接地点两相间的电阻最终决定了零序电流的大小。中性线导致的电压偏移不会影响到线电压，但是会影响到相电压。

2.3 TV二次回路阻抗过大 在图2中，继电保护所承受的电压UB会随着回路阻抗Z1变大而降低，降低多少要看回路阻抗Z1与保护阻抗ZL的相对关系。因为是不一样的回路阻抗，三相电压会出现失衡的情况，当N线的阻抗也变大时，会使中性线电压发生偏移，可能会出现图5中的电压向量关系。

3 TV二次回路故障对继电保护的影响

经过对TV二次回路的故障并结合其引起的电压变化进行分析，可知TV二次回路事故可能有下面三个方面的影响。

3.1 TV二次回路断线对继电保护的影响 由于TV断线会引起电压向量的变化，所以只要以电压向量的变化作为动作判决的保护都会受到影响。在微机保护装置中，一般运用的都是TV断线检测机制，一旦有这种情况产生，退出可能误动作的保护功能。

各个断线类型要根据其具体情况选择相应的判别原理，在进行三相断线的判别时，一般依据的是三相无压而有流。而单相和两相断线，需要考虑保护装置的差异来选择相应的判据，用得比较多的判据是负序电压超过8 V，由于发生不对称断线故障时，会有负序电压产生，而单相接地故障时，没有负序电压。

3.2 TV二次回路多点接地对继电保护的影响 中性线电压偏移就是由于回路多点接地而造成的，进而使相电压的变高或变低，产生相位变化，导致与电压变化量相关的继电器的误动作，如接地距离继电器、功率方向继电器误动作等。

3.3 TV二次回路阻抗过大对继电保护的影响 当二次回路阻抗超过一定值之后，实际电压就会比保护装置得到的电压大，而中性线电压的偏移，又使三相电压失衡，因此而产生零序电压。进而导致继电保护作出判断可能是错误的，可能导致PT断线而无法进行保护，进而无法保障保护的正常运行。而且，TV二次回路阻抗太大也会严重影响计量，因此要及时采取措施解决。

4 结语

本文分析了TV二次回路接线和等效电路图之后，总结了TV发生二次回路断线、多点接地、阻抗过大等故障时的电压特点，再根据电压变化分析了其对继电保护造成的影响。综上所述，我们最不容易发现的就是TV二次回路阻抗过大给继电保护造成的影响，因此还有待进行深入的研究，努力找到最佳的解决方案。

参考文献：

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[6]周建军，樊高瑞，樊庆玲，等.二次电压回路检查方法的探讨[J].电力系统保护与控制，2010（3）：133～135.

故障电压 第5篇

电容式电压互感器(CVT)包括电容分压器和电磁单元,通过电容分压原理实现电压变换[1],供计量、测量和继电保护等回路使用。由于设计、制造工艺、元件质量等因素的影响,CVT二次电压异常的故障较为频繁,常见的原因有电容分压器损坏、中间变压器损坏、补偿电抗器损坏等[2]。本文结合我局的一起110kVCVT二次电压异常案例,从多个方面研究了引起CVT故障的原因,并提出了相应的日常运维措施。

1故障现象

我局某变电站110kV1MPT是无锡日新电机有限公司型号为WVB110-20H的产品。2014年2月11日,调度发现该组CVTC相电压偏低。继保人员测量PT端子箱计量和保护2个绕组电压,确认C相电压均偏低。A、B、C三相计量绕组电压依次为60.0V、60.0V、57.3V,保护绕组电压依次为60.0V、60.0V、57.3V。C相电压较其他两相偏低4.5%。开口三角电压为4.73V。此时110kV1M、2M母线分段运行,110kV1M母线电压正常。12日,停电对该组CVT进行检查试验,采用自激法对三相CVT进行电容值及tanδ测试,并与交接数据进行比较,A、B两相无明显变化,C相数据如表1所示。

现场短接B、C两相一次 侧,用试验变 压器同时 施加6.6kV电压,在二次侧测量各绕组的电压,以进行变比检查,数据如表2所示。

试验数据显示,C相CVT电容值及变比测试值均在正常范围内,中压电容C2tanδ变大,超出预试规程0.4%要求。将情况汇报设备部并经其同意,运行人员报调度将1MPT送电,测量C相CVT二次电压仍然异常。2月14日,1MPT停电更换三相新PT。

2故障分析

根据设备的内部结构(图1)及其等值回路(图2),造成CVT二次电压偏低的原因可能有以下几种情况:

(1)分压电容器C2部分被击穿,导致C2电容增大,使C2分得的电压减少,从而使二次电压降低;

(2)中间变压器二次侧匝间短路,导致中间变压器变比增大,使二次电压降低;

(3)ZnO避雷器被击穿,等效于将补偿电抗器短路接地,等值电容(C1+C2)的阻抗Xc承担了较大的压降,使中间电压降低,导致二次电压偏低[2];

(4)补偿电抗器绕组匝间短路或气隙增大,使电抗值变小,对内阻抗Xc补偿不足,中间电压降低,使二次电压偏低。

C1高压电容C2中压电容N电容分压器低压端P电容分压器低压端对地保护间隙1a、1n1号主二次绕组引出端2a、2n2号主二次绕组引出端da、dn剩余电压绕组引出端2az、2n1号阻尼器引出端daz、dn2号阻尼器引出端T中间变压器L补偿电抗器BLZnO避雷器E补偿电抗器低压端

Xc等值电容(C1+C2)的阻抗XT1、X′T2中间变压器一、二次绕组的漏抗(折算到一次侧)XK补偿电抗器的电抗Zm中间变压器的励磁阻抗R1中间变压器一次绕组和补偿电抗器绕组直流电阻及电容分压器损耗等值电阻之和R′2中间变压器二次绕组的直流电阻(折算到一次侧)

2月21日,对更换下来的C相CVT重新进行了电容量和tanδ测试,并使用汉迪电子仪器有限公司的TAC750D互感器测试仪进行了变比试验,测试结果如表3、表4所示。

由测试数据可知,C相CVT二次计量绕组和保护绕组的变比同时增大,且增大的幅度相同。由于二次绕组同时发生相同匝数的匝间短路的可能性极低,所以基本排除二次绕组匝间短路的情况。而C2的电容量较交接及12日的测试数据都有明显的增长,偏差高达8.43%,基本判断C2故障。

为了进一步确实故障点,把电容分压器和电磁单元分离,检查电磁单元。电磁单元与电容分压器接线正常,油箱内绝缘油清澈无杂质。解开补偿电抗器低压端E与地的连接,测量中间变压器一次 绕组连同 补偿电抗 器的绝缘 电阻,结果为1200MΩ,说明ZnO避雷器无异常。恢复补偿电抗器低压端E与地的连接,测试中间变压器变比,与厂家设计参数吻合,说明中间变压器及电抗器合格,从而确定电容分压器出现故障。

解剖电容分压器,分别测量每个元件的电容量,发现第51个元件被击穿,如图3所示。该电容分压器共54个元件,其中C2抽16个,击穿的元件为C2的第13个。该CVT正常运行时,C2电压(即中间变压器一次电压)为(110/槡3)16/54=18.82kV,当C2的一个元件击穿后,完好的总元件为53个,C2完好元件为15个,CVT运行时C2电压变为(110/槡3)15/53=17.97kV,降低4.5%,与设备运行时测量的二次电压降低幅度吻合。

元件击穿的原因,可能是运行中受雷电冲击或操作冲击,使元件绝缘介质损伤,或者是厂家在元件卷绕过程中,一层或多层绝缘介质受到机械损伤(完好元件共5层绝缘介质,3层聚丙烯薄膜,2层电容器纸),元件场强增大,设备长期运行使完好的介质层绝缘老化,最终击穿。而2月12日现场测试时C2电容量未见异常,可能是元件击穿不久,第一次停电检查时,击穿部位绝缘油浸入,绝缘有所恢复,低电压下测量电容量未发现异常,介损略增大。后设备继续投入运行,该电容元件在全电压冲击和运行电压下,击穿部位继续恶化扩大,最终停电更换后复测C2电容量不合格。

通过对电容分压器的解体我们知道,C1由38个元件组成,C2由16个元件组成。C1每击穿一个元件,其电容量变化1/38=2.63%,而C2每击穿一个元件,其电容量变化1/16=6.25%。单个元件击穿引起的电容量变化,与元件个数有关,串联元件个数越多,单个元件击穿引起的电容量变化率越小。通过测量电容量并与历史数据比较,能够有效地发现电容器内部元件故障,但是不能简单地按照规程标准电容值偏差不超出额定值的-5%~+10%的规定来进行判断。而当电容量与出厂值进行比较,增加量超过+2%时,应缩短试验周期。

3结论

故障电压 第6篇

1 结构介绍

电容式电压互感器在结构上一般由电容分压器和电磁单元两部分组成。电容分压器包括高压电容器C1 (主电容) 和中压电容器C2 (分压电容) , 电磁单元包括中间变压器、补偿电抗器、阻尼装置及保护装置等元件, 它利用电容分压器将输电电压降到中压 (10~20 k V) , 再经过中间变压器降压到100 V或供给计量仪表和继电保护装置[4,5,6]。电容式电压互感器工作原理可以概括为耦合电容器分压、中间变压器降压、电抗器补偿、阻尼器保护。其接线原理如图1所示。

电容式电压互感器由1组瓷套外壳的电容分压器 (包括主电容C1, 分压电容C2) 以及安装在下部油箱中的电磁单元组成, 电容器的芯子由若干元件串联组成, C1、C2的电容量均为20 000 p F左右, 电磁单元中间变压器的一次端A在C1与C2的中间抽头处, 3组二次绕组的接线端子a1x1、a2x2、anxn从分压器底部的油箱侧面引出到外部。

2 故障现象

2013年7月19日, 某变电站35 k V母线C相电容式电压互感器在电网正常运行条件下发生故障, 二次电压显示值偏高。该电容式电压互感器型号为。

发现上述异常后, 首先对故障现象进行初步判别:由图1可知, 二次电压的大小与中间变压器的变比和分压电容的大小有关, 从故障现象来看, 电容式电压互感器的二次电压仅是升高并未完全失压, 因此不可能是电磁单元变压器一次引线断线或接地、分压电容器C2短路等故障所致。由此分析, 引起二次电压异常升高的故障原因可能会有以下3个方面: (1) 电容单元损坏, 引起分压比变化, C1变大或者C2变小; (2) 分压电容接地端未接地, 引起悬浮电位升高; (3) 电磁单元损坏, 电压比发生变化。中间变压器一次线圈匝数变小或者测量线圈匝数变大。

3 原因分析

3.1 试验检查

为了查清该电容式电压互感器内部存在的问题, 将此间隔的电容式电压互感器退出运行后, 首先在现场进行了外观检查和绝缘电阻测量、介质损耗及电容量测量等试验。

3.1.1 外观检查

拆除一次引线后, 该电容式电压互感器外观无损伤痕迹, 分压电容接地引出端接地良好。

3.1.2 绝缘电阻测量

检测电磁单元二次出线端对地绝缘、绕组间的绝缘性能, A、B、C三相二次出线端的绝缘电阻均大于5000 MΩ, 绝缘性能良好。

3.1.3 电容量及介质损耗测量

采用自激法测量主电容C1和分压电容C2以及介损tanδ, 检验结果如下表1所示。可见A、B、C三相的电容量、介损tanδ检验数值基本一致, 可以判定该电容式电压互感器的电容单元C1、C2及介损正常。

3.1.4 变比检测试验

同样采用自激法, 对该电容式电压互感器的二次出线端子 (a1x1、anxn) 分别进行加压, 将一次电压升至额定电压, 检查电容式电压互感器的电压比, 结果如表2和表3所示。

从表2、表3所测的试验数据来看, A、B相的二次电压试验数据一致, C相的二次试验电压偏大60%左右, 二次试验电流偏小30%左右。该电容式电压互感器绝缘电阻、电容量、介损tanδ等的试验检测结果可以排除电容单元C1、C2存在故障的可能, 因此可以确定该电容式电压互感器的电磁单元存在故障。

另外从二次电压升高、二次电流减小的试验情况来看, 初步判断C相的中间变压器存在一次绕组匝间短路现象。

3.2 解体检查

为了进一步分析故障原因, 对该电容式电压互感器进行了解体检查。解体前对故障相C相进行了油色谱检测, 检测结果如表4所示。

μL/L

根据表4的油色谱检测数据, 故障相C相的绝缘油中H2、C2H4、CH4、CO2、C2H6等各种特征气体均已超标。如H2含量为2242μL/L, 远大于规程要求的注意值150μL/L;C2H2含量为800.8+μL/L, 远大于规程要求的注意值1μL/L。C2H2及H2等特征气体的大量存在, 表明故障相在运行过程中发生了电弧放电。通过三比值法分析, H2、C2H4等气体是由于C相的中间变压器存在匝间短路引起油、纸电弧放电, 由此产生的高温使绝缘油裂解生成各种特征气体。因此可以判断中间变压器一次绕组存在匝间短路故障。

对中间变压器的二次绕组anxn进行空载试验, 发现空载电流的实测值是正常值的2倍, 试验数据如表5所示。由此, 可以明确肯定这是由于中间变压器的一次绕组存在匝间短路故障, 引起二次电压升高。

另外, 检查电磁单元内部元器件, 发现中间变压器二次绕组a1x1并联的阻尼器电容单元已开路。

3.3 原因分析

根据试验数据的分析和解体检查的情况综合判断, 造成中间变压器一次绕组匝间短路的原因是:二次绕组的阻尼器电容单元发生开路, 致使阻尼器失去阻尼作用, 在运行过程中发生谐振, 谐振引起的暂态过电压使得中间变压器一次绕组匝间绝缘击穿烧损。短路电流所产生的热量在短时间内使变压器油分解产生大量的气体。如果故障持续下去, 极有可能造成电容式电压互感器的下节油箱油气喷出, 或使高压电容C1两端所加电压太高而发生爆炸等极其严重的故障。

4 结束语

电容式电压互感器设备故障率较高, 通过密切监测电容式电压互感器二次电压的变化情况来判断该设备是否正常是一种简单易行的有效方法。另外, 可以通过定期红外测温检测等有效手段, 发现一些在线监测装置难以发现的缺陷, 保证设备的安全、可靠运行。

摘要：介绍了一起35 kV电容式电压互感器由于电磁单元一次绕组匝间短路引起二次电压异常升高的故障案例, 结合电容式电压互感器的特点分析了导致该故障的原因, 并提出通过在线监测电容式电压互感器二次电压、红外精确测温等方式, 及时发现电容式电压互感器缺陷, 预防设备事故的发生。

关键词：电容式电压互感器,电磁单元,二次电压升高,故障

参考文献

[1]涂光华.220 kV电容式电压互感器二次电压降低的原因分析[J].江西电力职业技术学院学报, 2010, 23 (3) :9-11.

[2]张希来.电容式电压互感器 (CVT) 检测方法[J].电工技术, 2005 (5) :5-7.

[3]陈俊章.电容式电压互感器的典型故障分析[J].电力电容器, 2001 (3) :5-9.

[4]陈明光, 包玉树, 张兴沛.一起电容式电压互感器电磁单元故障分析[J].江苏电机工程, 2012, 31 (5) :25-31.

[5]冯骏, 徐钢.一起电容式电压互感器二次回路故障诊断分析[J].江苏电机工程, 2011, 30 (5) :8-10.

故障电压 第7篇

作为清洁可再生能源,风能及其利用越来越受到人们重视[1,2]。特别是近年来,风力发电已发展为技术成熟度最高、规模化应用程度最广泛的可再生能源发电形式之一。然而伴随规模不断扩大,风电对电力系统影响亦在不断加深。其中在电网故障时,作为系统电源之一的风电场退出运行就是一个极为严峻的问题[3,4]。

以广泛应用的双馈感应电机(DFIG)为例,系统故障时机组依靠Crowbar装置实现低电压穿越运行,该装置在机组故障期间通过旁路电阻短接转子绕组,以限制转子电流越限运行[5]。改进型Crowba可自动判断定子电流大小,据此开断Crowbar以及时向系统提供功率支持[6]。与此同时,为提高低电压穿越稳定性,文献[7]在电网故障时通过改进励磁控制策略,限制由定子电流工频分量引起的转子电流交流分量;文献[8]采用电网故障励磁控制与正常运行时最大风能跟踪控制相结合的方法,保证发电机迅速恢复有功输出,提高整个风电接入系统在故障切除后的运行稳定性。

综上所述,各国学者针对风电机组的低电压穿越问题做了大量研究,并取得一定成果,但依然存在2个问题:

a.上述研究大多没有考虑故障期间风电源对系统电压的支撑能力,而实现功率解耦控制的DFIG机组也确有能力为故障系统提供无功支持;

b.DFIG虽然具有无功输出能力,但在Crowbar保护动作后,机组等效于普通异步电机,此时不仅无法输出无功,相反还需要吸收一定量励磁无功以维持其并网运行,加重故障系统负担。

因此,如何有效降低故障时Crowbar动作概率,使DFIG能充分发挥无功调节作用,维持电压水平,已成为风电系统无功电压调节中一个迫切需要研究的问题。

鉴于上述问题,本文引入STATCOM补偿装置,以期维持Crowbar动作前的电压水平及满足动作后的电压恢复与DFIG无功需求。提出一种故障时风电场无功电压控制策略,并建立风电场实时协调控制系统(RTCCS),根据故障时并网点电压水平及保护动作情况对风力发电系统无功功率进行实时协调控制。通过STATCOM作用及RTCCS协调控制,不仅可提高机组故障穿越能力,更能在故障时刻为系统提供无功支持,从而支撑并网点电压水平。

1 故障期间DFIG运行特性

正常运行情况下,DFIG具有一定无功输出能力,因此可作为无功源运行,为系统提供无功支持[9,10]。此时DFIG需工作于功率控制模式下,以调节其无功输出服从系统侧调度。

当电网故障时,上述功率控制模式将遇到困难,原因在于故障使并网点电压骤降,导致机组Crowbar保护动作,转子绕组被保护电路短接,DFIG变为一台普通绕线式异步发电机,无法继续为电网提供无功支持。DFIG保护电路结构如图1所示。

并网点电压骤降时,转子电流及直流母线电压随之快速升高,当超过门槛值时机组低电压穿越功能启动,即Crowbar晶闸管进入导通状态,转子侧逆变器的控制开关进入关闭状态,转子电流经Crowbar短接电阻构成回路。此时,DFIG等效于一台普通绕线式异步发电机,不仅无法向电网提供无功功率,而且还需要从外部吸收励磁无功功率才能维持正常工作。风电场将由无功源瞬间转变为无功负荷,如无有效的补偿控制策略,故障系统将面临更大压力。

为此,本文引入STATCOM补偿单元,并提出RTCCS。在电网故障情况下,当保护未动作时,通过RTCCS控制补偿单元及风电场共同为故障系统提供无功支持,防止保护电路的动作,维持风电场的正常并网运行,同时可为故障系统提供更加有力的无功电压支撑;当保护动作时,通过RTCCS控制补偿单元,为风电场及故障系统提供连续快速的无功补偿,提升并网点电压水平,进而帮助DFIG快速恢复正常运行状态。

2 STATCOM动态模型

STATCOM通常也称为高级SVC,是一种重要的并联型FACTS装置。它用于产生三相平衡的基频正弦电压信号,可以快速产生信号的幅值和相位[11,12]。其目标是在故障时刻迅速调节并网点电压水平,在电网出现扰动时提高风力发电机组的故障穿越能力。以一阶惯性环节表示STATCOM的动态特性,如图2所示。

图2中,τm为测量时间常数;Uerr为电压偏差;KR、τR为调节器增益和时间常数。STATCOM只向系统吸收或注入无功功率,其输出电流I总与输出电压正交。因此,当Uerr>0时,I>0,输出电流超前风电场并网点电压90°,STATCOM发出无功,反之吸收无功[13,14]。

3 故障时无功协调控制

3.1 系统结构及控制流程

RTCCS通过对风电场、补偿单元及并网系统的实时协调控制,实现三者间无功功率平衡的控制目标。完整的RTCCS包括正常运行及故障运行2种状态下的控制策略,前者工作已基本完成[15],本文只针对故障时控制策略开展研究。

STATCOM接于风电场升压变低压侧,RTCCS根据风电场、STATCOM、并网点及并网系统侧采集到的数据信息对风电场、补偿单元进行实时控制。其控制结构如图3所示。图中,风电场、并网母线、补偿单元及电网侧信息实时传输到控制中心,控制中心经信号采集、处理及程序指令编制后将无功、电压信号发送至补偿单元、风电场[15]。QS为风电场无功电压信息集中与分配处理模块。

故障前,RTCCS根据电网侧无功指令工作于功率控制模式;故障时,RTCCS将根据Crowbar的动作状态调整协调策略。在Crowbar未动作时,风电场仍具有无功调节能力,RTCCS维持功率控制模式,协调补偿单元与风电场共同为故障系统提供无功支持,以保证并网点电压水平,维持风电场正常并网运行;Crowbar动作后,机组失去无功调节能力,此时,控制系统首要控制目标是维持风电场并网运行,RTCCS将进入电压控制模式,控制补偿单元尽最大补偿能力支撑并网点电压水平,以维持机组并网,并帮助其恢复正常运行。

根据Crowbar保护动作与否,RTCCS分别拥有对应控制目标,并采取不同协调控制策略,其控制流程如图4所示。

根据图4所示,在故障时,RTCCS将根据风力机运行状况采取双工作模式切换,其优点是:

a.可实时跟踪协调控制风电场及补偿单元,对系统状态进行快速响应;

b.可通过协调控制最大化利用风电场无功调节能力,为故障系统提供无功支持,进一步提升风机穿越故障的可能性。

3.2 协调控制策略

区别于正常状态下的功率控制模式[15],故障时,该模式不再跟踪网侧无功指令Qref,而通过判断无功源的实时无功调节能力,并根据实时电压水平及无功输出裕度控制无功输出,以此为故障系统提供无功支持。该模式下的控制策略如图5所示。

图5中协调分配环节主要负责协调平衡机组及风电场间的无功供给,RTCCS将协调无功裕度、电压水平及机组出力等综合情况给出无功分配方案,即工作于文献[15]中功率控制模型的极限状态。

电压控制模式下,机组失去无功调节能力,RTCCS负责协调ΔU与STATCOM之间的无功供需,即根据并网点电压的实时差值信息调整无功输出量。其调节量依据下式进行设定:

其中,ΔUk+1是k与k+1时刻的电压差;ΔQk+1是k+1时刻补偿装置无功输出调整量。

电压控制模式下的系统控制策略如图6所示。图中,电压控制模式下RTCCS直接对并网点电压进行校正控制,给定补偿单元出口控制电压,并协调STATCOM进行电压支撑。同时,该模式下RTCCS不再处理网侧及风电场侧无功指令,风电场恢复定功率因数运行模式,网侧实时接收RTCCS的状态报告指令。在电力系统恢复正常后,RTCCS将根据控制指令切回正常工作状态,恢复功率控制模式。

4 算例分析

以山东某风电场为例,该风电场由33台1.5 MW的DFIG构成,总容量49.5 MW,仿真系统结构见图7,参数见表1。机组通过箱变Ti与风电场升压变Tw升压到110 k V,经线路L1与L2接入地区电网,补偿单元接入风电场升压变低压侧,容量为20 Mvar,母线B110_2接有负载1,在2 s时,母线B110_2处发生对称故障。

在风速模型的选择方面,为与实际风况更加接近,本文采用带有白噪声干扰下的阵风、渐变风合成的风速模型。

在2 s时,B110_2母线处发生三相短路,持续时间0.5 s,在没有应用RTCCS对风电场进行控制且无连续补偿单元并入的情况下,并网点处电压水平(标幺值)如图8所示。

故障时刻,并网点电压跌落已达20%,风电场内各机组的Crowbar保护均已动作,此时风电场等效于1台异步发电机,必须从外部吸收无功功率以维持其并网运行。其吸收的无功功率如图9所示。

针对上述情况,采用本文所提RTCCS对风电场及STATCOM补偿单元进行实时协调控制,可快速向系统注入无功功率,提升并网点电压水平,此时RTCCS控制下的并网点电压水平(标幺值)如图10所示。

由于电压水平的恢复,使得保护动作切除,风电场的无功调节作用得以发挥,此时,补偿单元及风电场的无功功率输出情况如图11所示。

根据图10与图11可以看出,在故障发生时刻补偿单元及风电场快速向系统输入大量无功功率,由此使得故障时刻并网点电压维持在较高水平,从而可实现Crowbar保护的动作切除,减轻故障系统压力,并可继续通过RTCCS控制正常运行的风电场向故障系统提供无功支持,维持并网点电压水平。由此可以看出,该协调控制策略可在故障时刻最大限度地发挥DFIG风电场作为无功源运行的能力。

5 结论

几种电压互感器典型故障类型分析 第8篇

电压互感器作为变电站日常运行中的一种重要设备,其所提供的实时电压检测值,是各类保护、自动装置动作、变电站设备信息远程监控、电量计费系统的基本应用数据之一。在电压互感器出现各类一、二次设备故障情况下,可能影响到保护、自动装置的正确动作、远程监控的误判、电量计费系统的计量、统计错误等。因而,有必要了解其出现各类故障情况下相应设备的动作行为以及处置措施[1,2]。

1 几种电压互感器典型故障类型

变电站运用中的电压互感器由一次部分和二次部分共同组成,其二次部分通常主要有以下几个回路:供保护、自动装置用的二次保护回路,供后台、远方监控系统用的二次测量回路,供电度表用的二次计量回路。根据电压互感器组成部分及日常运用经验,在带电运行中,其可能出现以下几类典型故障:一次设备故障,两段分裂运行母线各自连接电压互感器二次回路异常并列,二次回路断线等[3,4,5,6]。

2 典型故障类型分析

2.1 一次设备故障

2.1.1 故障案例

正常运行方式下,330 kV草滩变电站、110 kV农场变电站、肖家村变电站通过草农线路、草肖线路、农肖线路形成环网连接供电方式;110 kV农场变电站110 kV系统为单母分段接线方式,农草开关运行于110 kV I段母线,农肖开关运行于110 kVⅡ段母线,110 kV母联开关运行,其电网系统连接情况如图1所示。

2012年某月某日,农场变电站农草线路接地距离I段出口(ABC三相短路),开关跳闸,重合未成功;肖家村变电站肖农线路接地距离Ⅱ段出口(ABC三相短路),开关跳闸,重合未成功。经现场检查发现,农场变电站110 kV I母电压互感器故障,其余设备均无异常。

2.1.2 保护动作情况分析

(1)保护动作行为分析。农场变电站110 kVⅠ母电压互感器故障,属站内设备故障,根据现场实际保护配置情况,农场变电站110 kV母线无母差保护,其在故障情况下须由对侧变电站线路后备保护动作切除,即草滩变电站110 kV草农线路后备保护动作、开关跳闸及肖家村变电站110 kV肖农线路后备保护动作、开关跳闸来切除故障,和实际动作情况不一致。另外,农场变电站110 kV I母电压互感器位于农场变电站农草线路保护范围之外,因此,农场变电站农草线路保护出口、开关跳闸行为异常。

(2)异常原因分析。110 kV农场变电站110 kV系统电压故障录波图见图2。从图2中可以看出,故障后,农场变电站110 kVⅠ母电压互感器电压图中有较多毛刺,Ⅱ母电压互感器电压指示基本为0。接地距离保护故障方向判断由所采集的电压、电流量计算得出,由于110 kV I母电压互感器一次设备出现故障,影响到二次电压数值出现偏差,进而使得农场变电站农草线路接地距离保护对于故障情况(故障方向、故障大致范围等)判断错误,造成前面所述保护动作行为异常。

2.1.3 小结

当电压互感器一次设备出现故障时,可能造成相关保护装置出现误判,进而影响到保护装置动作的正确性;当电压互感器二次保护回路出现空开跳闸、断线等故障时,可能影响相关保护装置动作的正确性。因而,在运行中应加强对电压互感器的监视、检测、试验等,发现异常及时进行处理。

2.2 二次回路异常并列

2.2.1 故障案例

某110 kV变电站,其10 kV侧为单母分段接线方式,母联开关热备用,10 kV备自投投入。2012年某月某日,该变电站10 kVⅠ段母线停电后,其C相仍显示有电压,经检查发现,10 kV电压并列装置存在故障,在10 kV电压并列装置上将Ⅰ、Ⅱ母C相电压二次回路用导线直接短接。通过具体核实了解,不久前由于10 kVⅠ母电压互感器检修,而该10 kV电压并列装置由于内部存在故障,Ⅰ、Ⅱ母C相无法正常并列,临时将其C相二次回路用导线直接短接,工作完结后未及时恢复。

2.2.2 故障分析

2.2.2. 1 电压互感器二次切换回路

电压互感器二次切换回路通常采用由二次电压并列把手、母联开关位置辅助接点、母联隔离开关位置辅助接点控制10 kVⅠ、Ⅱ母电压互感器重动继电器、切换继电器组成的回路,其电压互感器二次切换控制回路和电压互感器二次切换回路分别如图3和图4所示,其中,±KM为直流电源,1G为Ⅰ母电压互感器隔离开关位置辅助接点,2G为Ⅱ母电压互感器隔离开关位置辅助接点,M1G为母联开关I母侧隔离开关位置辅助接点,M2G为母联开关Ⅱ母侧隔离开关位置辅助接点,MDL为母联开关位置辅助接点,2QK为电压互感器二次并列把手,1YQJ、2YQJ、3YQJ分别为I母电压互感器重动继电器、Ⅱ母电压互感器重动继电器、Ⅰ、Ⅱ母电压互感器二次并列重动继电器,1ZKK、2ZKK分别为Ⅰ、Ⅱ母电压互感器二次总空开。

正常运行中,一段母线电压互感器停电检修时,需将电压互感器二次进行并列。其操作过程为(以10 kV I母电压互感器检修为例):合上10 kV母线联络开关,使得一次设备处于并列运行状态;合上10 kV电压互感器二次并列把手2QK,即在图3中的3YQJ线圈两端加上了220 V的电压,使得图4中的3YQJ接点接通,此时,10 kVⅠ、Ⅱ母电压小母线1 YMa、2YMa接通,两段母线二次处于并列状态;然后拉开10 kVⅠ母电压互感器隔离开关,图4中10 kV I母电压互感器隔离开关位置辅助接点1G随即断开,将10 kVⅠ母电压互感器转检修。

2.2.2. 2 危害分析

将10 kVⅠ、Ⅱ母电压并列装置上并列回路用导线直接短接(如图4所示,将C1、C2处短接),使其强制形成二次侧“永久”并列运行的方式,当一次系统正常运行时,由于Ⅰ、Ⅱ母一、二次电压压差不大,这种运行方式对系统运行影响较小;但当10 kV某段母线一次系统发生接地故障等异常或两段母线运行方式不一致时,情况就发生了根本性的改变,以上面所述变电站为例,根据现场几种典型方式对所产生的危害进行详细分析。

(1)Ⅰ段母线停电检修。若该变电站10 kV I段母线停电检修时,当运行人员将I段母线停电后,由于电压互感器二次侧的强制并列作用,会造成由Ⅱ段母线通过电压互感器二次切换回路向I段母线一次设备反供电,形成高电压的现象,威胁人身、设备安全,如图4所示,在10 kV I母刀闸1G未断开前,通过短接线,经过1G向10 kV I段母线一次设备反供电,形成高电压。

(2)Ⅰ段母线发生单相接地故障。以10 kV I段母线为例,在其发生单相接地故障时,会对小电流接地选线装置和运行人员的选线判断造成干扰。例如,在母线分段运行方式下,若I段母线发生单相接地故障时,由于电压互感器二次回路并联运行,因此Ⅰ、Ⅱ母电压互感器二次侧均会有零序电压产生,当零序电压大于其整定值(一般为30 V)时,可能造成选线装置误动或选错线,对运行人员排除故障造成干扰,延长了切除故障的时间。

(3)Ⅰ段母线失压。以I段母线为例,若1号主变压器故障跳闸等原因造成10 kV I段母线失压,由于电压互感器二次侧的并列会造成10 kV母联备自投拒动。这是由于,母联备自投的动作条件为:I母(或Ⅱ母)三相均无压,1号(或2号)主变压器低压侧无电流,Ⅱ母(或I母)三相电压正常。若电压互感器二次侧强制并列时,当10 kV I段母线失压时,由于二次强制并列作用造成备自投装置检测到失压母线仍有电压,不符合母联备自投动作条件,造成备自投装置拒动,从而造成失压的I段母线无法正常供电。

2.2.3 小结

理论分析和实际故障处理均证明标准设计的电压互感器二次切换回路的科学性,电压互感器二次回路的运行方式必须与其一次运行方式相一致,如果一次分裂运行,而二次强制并列,轻则烧保险,重则可能造成设备损坏或造成人身伤害。因此,在对继电保护装置工作时,对临时改接线必须做好记录和交代,工作完结后应及时恢复固有接线。

2.3 二次回路断线

2.3.1 故障案例

案例1:2008年某月某日,330 kV某某变电站在运行中110 kV I段母线所有馈路及母线保护装置打出电压异常告警信号,经现场检查发现,在110 kV I段母线电压互感器就地端子箱处,其保护用二次空开B相跳闸,经给上后,二次设备均恢复正常运行。

案例2:2013年某月,某110 kV变电站月度110 kV流入母线有功电量为11 795.52 MWh,流出母线有功电量为11 782.32 MWh,110 kV母线不平衡率为0.112%;10 kV流入母线有功电量为8 830.2 MWh,流出母线有功电量为8 678.6 MWh,10 kV母线不平衡率为1.717%,可以看出其当月110 kV、10 kV母线有功电量均基本平衡。但是其主变损耗为11 782.32-8 830.2=2 952.12 MW,数据异常,怀疑10 kV系统计量部分出现故障,鉴于其10 kV进出电量基本平衡,初步判断其故障为计量电压采集出现问题。经检查发现,现场保护、测量电压数值正常,10 kV I段母线电压互感器二次计量回路A相断线。

2.3.2 危害分析

在一般的变电站中,电压互感器二次回路空开跳闸、空开内部故障、二次回路短路、断线等造成保护、计量装置不能正常工作的情况时有发生。上述案例1所述110 kV I母电压互感器保护二次空开跳闸后,母差保护、线路保护等各保护装置牵涉到电压量的部分保护判据出现异常,此时,各保护装置打出电压回路断线告警信息,后台监控装置亦打出相应告警信息,出现这种情况后,需运行人员立即对相应二次电压回路进行检查,及时处理故障,恢复设备正常运行。

上述案例2所述10 kV I母电压互感器二次计量回路断线故障,在现实中,受现场条件限制和从重要性方面考虑,相对保护装置有自动报警功能,各变电站计量装置较多未接报警功能。在这种情况下,单纯的计量回路电压出现异常时,往往不能够被及时发现,进而影响计量的正确性。

2.3.3 小结

电压互感器二次回路断线会影响到保护、自动装置、计量系统的可靠性,出现异常时应及时进行处理。同时,根据现场运行经验,应重点做好以下两方面的工作,尽可能降低电压互感器二次回路故障所带来的不利影响。

(1)加强运行设备检查。在倒闸操作后及例行巡检中,应检查电压互感器间隔电压表计指示是否正常,计量电压是否正常,后台监控系统电压指示是否正常,各保护、测控装置面板是否存在电压异常报警等信号,特别是计量回路,必要时可通过用万用表测量实际电压值等手段来判断其二次电压是否正常。

(2)增加远程电量监控功能。针对变电站现场计量回路电压异常不能及时被发现的情况,在电量集抄系统上加装日电量不平衡率计算及越线自动报警功能,包括对变电站各条母线电量不平衡率的计算,按照实际的运行要求,该值可设定为1%～1.5%;对主变压器各侧电量流进流出不平衡率的计算,该值可设定为5%～10%,以及时发现单纯计量回路电压异常故障。

3 结论

(1)当电压互感器一次或二次部分出现故障或异常,现场设备保护动作、开关跳闸时,应分析其可能对保护动作造成的负面影响,进而准确判断故障范围,缩短故障查找时间。

(2)应仔细检查、核对接线的正确性,严防出现二次短路、接线错位、遗留临时接线等问题。

(3)针对电压互感器部分二次计量回路未接报警信号的情况,可以采取在电量集抄系统上开发日电量不平衡率越线报警等方式,弥补其现场及时发现故障能力不足的问题。

(4)加强电压互感器一、二次设备的巡视、监控和维护,及时消除其存在的各类问题,并按规定对设备进行投退、并列等操作。

摘要：从变电站日常工作中的几种电压互感器故障类型出发,结合在实际工作中碰到的一些典型故障案例,对其行为过程、造成的后果等进行深入分析,进而对运用中的电压互感器操作、监控等提出要求,旨在有效提升电压互感器运行管理和故障处理工作的水平。

关键词：电压互感器,继电保护,二次并列,故障

参考文献

[1]时德钢,刘晔,张丽平,等.高电压等级电压互感器综述[J].变压器,2003,40(6):11-14.

[2]彭金萍,禄镇威,李福安.电压互感器二次回路数字化技术应用研究[J].陕西电力,2010,38(11):45-47.

[3]王昕,刘世富,王庆玉,等.电压互感器二次短路引起发电机定子接地保护动作分析[J].电力系统自动化,2013,37(6):130-133.

[4]李一泉,何奔腾,黄瀛.基于电容式电压互感器暂态误差估计的自适应距离保护[J].中国电机工程学报,2004,24(10):72-76.

[5]梁雨林,黄霞,陈长材.电压互感器二次回路异常的原因及对策[J].电力自动化设备,2001,21(11):73-74.

故障电压 第9篇

关键词：电压互感器；二次短路；可控硅；故障分析

1.事故概况

某35kV变电站10kVⅡ段母线电压互感器在一年的时间内共损坏四次。Ⅱ母电压互感器第一次烧毁时，电压互感器二次绕组及接线情况良好，一次引线处绝缘情况良好，缺陷部位主要集中在铁芯。电压互感器第二次烧毁时，电压互感器损坏情况与第一次大致相同，主要集中在铁芯。对故障电压互感器进行解体后，发现其一次绕组存在熔断现象，一次绕组绝缘被破坏，内部环氧树脂绝缘烧蚀严重。电压互感器第三次烧毁时 电压互感器一次侧熔断器被熔断，B相熔断器因高温炸裂，电压互感器状态与前两次相似。更换不同厂家的大容量电压互感器，使用9个月后该站10kVⅡ母电压互感器第四次被烧毁。总结四次故障特点，其每次故障情况类似。电压互感器铁芯在高温下片间绝缘溶化，内部热击穿，一次保险管炸裂，二次部分接线被烧熔。Ⅱ母电压互感器前三次均采用相同型号规格产品，型号为JDZJ-10，容量40VA， 电压互感器烧毁时间间隔较短。第四次更换了大容量电压互感器，运行9个月后电压互感器烧毁。前三次经检查，排除了二次短路、消谐器损坏等原因，怀疑为产品质量问题，但第四次选用的大容量和不同厂家的产品，电压互感器依然烧毁。

2.事故原因分析

从历次烧损的情况可以确定，故障为发热导致，且为一次绕组和铁芯发热，故障时电压互感器鐵心饱和，一次绕组流过超过额定电流数倍的大电流，而一次绕组电阻电阻较大，电流增大时间，发热严重，铁损也增大，绕组及铁心发热使片间绝缘熔化，使涡流损耗急剧增加，形成恶性循环，最终导致电压互感器烧损。导致电压互感器铁芯饱和有以下几种可能：

（1）铁磁谐振。10kV不接地系统中，电压互感器中性点接地成为系统对地的唯一金属性通道，当系统对地电容充电或放电，只能通过电压互感器中性点构成回路，此时会有很大的涌流通过电压互感器一次，造成铁芯饱和。

（2）一次消谐器损坏或功能丧失。一次消谐器是一个接在星形接线电压互感器中性点的随电流变化的电阻，当消谐器损坏或功能丧失时，电压互感器铁芯容易饱和[2]。

（3）电压互感器二次绕组存在短路。短路时二次侧流过巨大的电流，造成铁芯严重饱和。

（4）电压互感器开口三角形连接绕组短路。运行中，由于系统电压只能相对对称，因此电压互感器开口三角形连接绕组处始终会存在比较微小的电压，短路时这种电压可能会使电压互感器存在长期发热问题，影响电压互感器绝缘，但不会导致故障。而系统电压波动较大，或者发生单相接地短路故障时，开口三角形处电压会很大，短路产生的电流将直接使铁芯饱和，一次绕组和铁芯发热烧毁。

在前三次电压互感器烧毁后的检查中，排除产品质量问题，一次消谐器损坏等原因，在第四次时，发现电压互感器开口三角形处连接的微机消谐装置内部双向可控硅击穿，导致开口三角形短路。正常运行时，开口三角形电压很小，短路电流很小，对电压互感器没有多大影响。当线路出现单相接地时，开口三角形电压很大，会产生很大的短路[3]。

在系统正常情况下，装置内的可控硅处于阻断状态，当系统发生谐振时单片机触发可控硅瞬间导通达到迅速消除铁磁谐振的目的。但是由于设计上的失误，可控硅在工作中击穿，造成了电压互感器二次开口三角形短路，当系统单相接地时，开口三角绕组内电流迅速增加，造成铁芯饱和，绕组和铁芯发热使电压互感器一次绝缘热击穿，造成了电压互感器屡次烧毁的事故。

3.处理措施

对微机消谐装置进行了改进。

4.总结

本文对一起35kV母线电压互感器二次开口三角形短路进行了故障分析，得出了消谐装置的可控硅被击穿导致电压互感器二次短路是事故发生的根本原因。因此要求相关工作人员对接在互感器二次回路中的设备要有充分的了解，无论是保护装置还是测量设备，还是消谐装置，要有足够的措施避免电压互感器二次短路。

参考文献：

[1]李继房，旸洪锦，唐元媛.开口三角电压回路短路引起的故障分析[J].电工技术，2011，（10）.

[2]全先德，卢垠西.电压互感器二次开口三角短路故障分析[J].变压器，2012.

变压器一侧相间故障电压变化分析 第10篇

某220 k V变电站进行倒母线操作, 操作合上某隔离开关, 由于该隔离开关垂直连杆与抱箍紧固方式不合理, 导致合闸不到位, 拉开隔离开关进行了第二次合闸, 第二次手动合闸后, 某隔离开关B相动静触头接触压力及接触面积均不足, 接触电阻较大。

B相动静触头接触不良导致的热效应逐渐累积, 使得动静触头产生热熔现, 产生间歇性的火花放电, 并伴随有大量烟雾。造成B、C相间短路。220 k V某变电站110 k V母差保护动作跳闸, 跳开110 k V I母上所有运行的断路器。

通过故障录波图, 从波形已经可以清楚地判断出保护装置正确动作, 故障发生在YN, d11的中压侧BC相故障, 低压 (d11侧) b相电压消失。

以下通过对YN, d11变压器相间故障进行公式计算、向量分析、仿真模型全面、深入的研究。总结出故障时电压的变化规律, 以便提高现场故障处理人员对故障的分析及处理能力, 保证了设备的安全稳定运行。

1 YN侧BC相短路

1.1 公式计算及向量分析

分析YN, d11接线组别变压器不对称故障时两侧电压的关系, 分析采用标幺值, 并省去标幺符号“*”。正序分量的电压可以从变压器的一侧传变到另一侧, 关于正序分量传变, 当YN侧短路故障时, 关系式

式中:I.A1为YN侧流出变压器正序电流标幺值, XT1为变压器正序阻抗标幺值。

关于负序分量传变, 当YN侧短路故障时, 关系式

式中:为YN侧流出变压器负序电流标幺值。XT2为变压器正序阻抗标幺值。[1,2,3,4,5]

1.1.1 BC相短路计算及分析

YN, d11接线变压器在YN侧BC相短路, 如图1所示。此时, A相电压.

当YN侧BC相短路时, YN侧电压向量关系, 如图2所示。[6,7,8,9,10]

当YN侧BC相短路时, YN侧三相电压计算公式为:

当YN侧BC相短路时, d侧电压向量关系, 如图3所示。

当YN侧BC相短路时, d侧三相电压计算公式为:

1.1.2 BC相短路仿真及分析

以某220 k V变电站某变压器中低压侧YN, d11进行PSCAD建模, 故障模型如图4所示, 在模型中电流互感器变比高压侧是1 200/5, 中压侧是2 400/5, 低压侧是7 500/5。220 k V侧为大电源, 系统侧阻抗相对于变压器而言, 忽略不计;110 k V侧区外两相故障, 由变压器供给短路点的电流不受110 k V侧系统的影响。

通过故障模型进行仿真, 在系统侧阻抗相对于变压器而言, 忽略不计的情况下, 在低压侧电压波形如图5所示:

在忽略图3中值不计时, 此波形与公式计算 (6) (7) (8) 、图3向量分析一致。

通过故障仿真模型进行仿真, 其中压侧电压波形如图6所示:

图6波形所示与计算公式 (3) (4) (5) 、图2向量图分析一致。

2 d侧bc相短路

2.1 公式计算及向量分析

分析YN, d11接线组别变压器不对称故障时两侧电压的关系, 分析采用标幺值, 并省去标幺符号“*”。正序分量的电压可以从变压器的一侧传变到另一侧, 关于正序分量传变, 当d侧短路故障时, 关系式

式中:为d侧流出变压器正序电流标幺值。

关于负序分量传变, 当d侧短路故障时, 关系式

式中:为d侧流出变压器负序电流标幺值。

2.1.1 bc相短路公式计算及分析

如图7所示YN, d11接线变压器在d侧bc相短路时, a相电压满足

d侧bc相短路时, d侧电压向量关系, 如图8所示。

当d侧bc相短路时, d侧三相电压计算公式为:

当d侧bc相短路时, YN侧电压向量关系, 如图9所示。

当d侧bc相短路时, YN侧三相电压计算公式为:

2.1.2 bc相短路仿真及分析

以某220 k V变电站某变压器中低压侧YN, d11进行建模, 故障模型如图10所示, 其中TA高压侧是1 200/5, 中压侧是2 400/5, 低压侧是7 500/5。110 k V侧为大电源, 系统侧阻抗相对于变压器而言, 忽略不计;35 k V侧区外两相故障, 由变压器供给短路点的电流不受35 k V侧系统的影响。

通过故障模型进行仿真, 在系统侧阻抗相对于变压器而言, 忽略不计的情况下, 在低压侧电压波形如图11所示:

在忽略图9中值不计时, 此波形与公式计算 (11) (12) (13) 、图8向量分析一致。

通过故障仿真模型进行仿真, 其中压侧电压波形如图12所示:

图12波形所示与计算公式 (14) (15) (16) 、图9向量图分析一致。

3 相间故障电压分析

以上对YN, d11变压器BC相间故障分析计算, 同理可以分析出AB、CA相间故障。以下对两侧相间故障进行分析总结。

3.1 d侧相间故障分析

如果考虑变压器内部电抗的压降, YN侧与d侧两故障相对应的两相中的滞后相电压最低, 等于一个较小的数值, 若不计及变压器内部电抗压降时, 该相电压为零, 如果计及内部电抗压降时, 其电压值为图9中的-2, 其它两相电压较高, 相角差接近180度 (不计内电抗压降为180度) 。

3.2 YN侧故障分析

如果考虑变压器内部电抗的压降, d侧与YN侧两故障相对应的两相中的超前相电压最低, 等于一个较小的数值, 若不计及变压器内部电抗压降时, 该相电压为零, 如果计及内部电抗压降时, 其电压值为图3中的-2, 其它两相电压较高, 相角差接近180度 (不计内电抗压降为180度) 。

4 结束语

本文对变电站YN, d11两侧相间故障进行了分析研究, 总结出两侧相间故障时, 电压的变化规律。全面提升了现场故障处理人员对变电站YN, d11两侧相间故障的分析处理能力, 使理论及实践更加紧密地结合在一起, 保障了设备的安全稳定运行。

参考文献