电压骤升故障分析报告

电压骤升故障分析报告（精选8篇）

电压骤升故障分析报告篇1

机车高压电压互感器型号为TBY1-25/100, 通过机车车顶高压金属软编线一次侧A端将25 kV高压引入, 用于监测电力机车行驶过程接触网电压和提供机车电度表电压信号, 在油箱内高压连线经绝缘件架空后, 通过器身线包由X低压端 (与接地屏出线并联) 0.2 kV套管引出接地。低压二次线圈出头为a1、x1, 输出100 V电压信号送入司机室网压表。高压电压互感器结构为油浸式自冷, 主要由器身线包 (高低压线圈组成) 、铁芯、高压引出连线、接地屏、油箱、上油箱、瓷套、出线装置等部分组成。

2 故障现象综述

2.1 高压引出连线烧损

高压连线在其绝缘击穿后, 通过电弧导电并对地 (油箱壁) 持续放电, 导致特征气体含量急剧增加, 压力不能持续释放, 造成电压互感器烧损爆炸, 图1中的左图为高压电压互感器四方形箱体呈圆筒形状鼓包炸裂, 右图为高压引出线对油箱壁放电烧损部位。其他故障还有高压电压互感器上油箱顶盖炸损, 造成接触网停电C类事故;高压电压互感器烧损后, 压力不能释放, 而车顶高压金属软编线也未能熔断, 导致在高压瓷瓶A端子法兰处爆裂脱落, 造成机破。由电压互感器高压引线烧损导致的箱体鼓包、炸裂、着火、爆炸等现象占故障总数的95%以上, 严重影响机车的行车安全, 是机务部门非常头疼的一件事情。

2.2 高压线圈匝间短路烧损

高压电压互感器本身阻抗很小, 在主断路器合闸瞬间操作过电压, 导致绕组线圈绝缘破坏, 或者绕组线圈本身由于制造工艺上存在缺陷, 造成层间绝缘被破坏。绕组线圈的绝缘破损后内部绕组匝间短路发热, 油箱内空气压力、温度升高, 高压安全阀动作, 变压器油喷出, 如未能及时发现而继续运行, 变压器油大量减少后, 线圈冷却及绝缘状态恶化, 电流急速增长烧毁线圈, 造成线圈内部短路后接地。由于箱内温度急速升高, 压力成倍增大, 导致电压互感器炸裂, 这种现象占故障总数的2%～3%, 图2所示为高压互感器高压线圈匝间短路造成线圈崩裂的情况, 其色谱分析数据如表1所示。

2.3 高低压引出连线开断

高压电压互感器在新制、检修拆解过程中, 由于扭曲、弯折、焊接以及导线机械应力的丢失, 容易造成引线连接部位折损、开断等现象, 形成故障隐患。

综上所述, 机车高压电压互感器故障部位均发生在电路部分, 线包的烧损也大多发生在引出线部位, 这是需要解决的重点问题。

3 典型故障案例分析

3.1 高压引出线烧损

SS4213号机车在运行中出现主断路器动作、网压表显示为0现象, 使用车顶绝缘监测装置检测, 网压表也显示为0, 控制台上接地红灯亮, 机车无法运行, 造成机破。回段后对车顶进行检查巡视, 发现高压互感器外壳膨胀变形, 压力释放阀动作, 变压器油由压力释放阀喷出, 油成黑色, 呼吸器内硅胶变黑, 油位无显示, 表明高压互感器已击穿烧损。该机车返厂后进一步检查分析发现, 故障击穿点在线包与高压引出线连接处, 检查线包一、二次线圈状态正常, 表明器身线圈匝间、层间、不同电位之间无短路击穿现象。

从故障的烧损部位来看, 这是由于外部冲击过电压、操作过电压等瞬间高压对高压引出线绝缘损伤部位击穿烧损, 本质上是由于高压引出线连接部位存在质量缺陷 (如焊接、连接状态、绝缘包扎等) , 在其自身损伤后, 通过电弧导电, 加剧损伤击穿外包绝缘后, 导致一次高电压持续对地 (油箱壁) 放电。直至高压线圈引出线部位烧断, 电弧过热造成高压互感器内部绝缘油温度升高, 内部故障气体压力急剧增大, 达到压力释放阀动作值释放, 待变压器油释放完毕后, 平衡不能保证, 最终造成油箱鼓包崩裂。

而故障的原因主要是高压线圈A端引出线 (导线截面积为0.67 mm2) 与接线片的焊接部位, 因为其在焊接时焊锡融化处与导线末端存在不同热效应现象, 最容易断裂烧损, 和最常见的制动电阻柜引出线烧损一样, 烧损处大多数在铜带引出线与接线片焊接根部;其次, 高压连线在器身线圈引出线 (导线截面积为0.67 mm2) 部位是电位梯度最高的地方, 也是磁力线最集中的部位, 在线圈引出线的拆解和装配包扎过程中, 不可避免地造成反复扭曲、弯折以及导线机械应力的丢失, 更容易造成连线在该部位发热、开断等故障现象。相比较而言, 二次侧绕组为低压侧100 V电压, 高压侧X端为接地端, 就几乎没出现任何故障和烧损现象。

3.2 线包匝间短路烧损

SS4431号机车B节高压电压互感器压力释放阀动作, 油颜色发深变黑, 返厂后做色谱分析, 结果如表2所示。

色谱分析数据表明高压电压互感器发生过严重的放电与过热故障, 且已影响到绕组绝缘纸结构, 变压器油焦糊味很重, 颜色发深。检查高压电压互感器器身表面, 清洁度差, 有游离碳覆盖现象, 引出线绝缘包扎紧实, 铁心接地良好, 引出线焊接状态正常;检测试验各绕组绝缘对地绝缘正常, 检测高压与低压绕组绝缘电阻为0, 绝缘呈导通击穿状态, 需进一步拆解器身查找故障。

拆解器身铁心部位, 片间绝缘状态良好, 无短路烧损现象, 穿心套管绝缘状态正常。拆解高压电压互感器线包, 检查各绕组引出线焊接状态正常, 进一步分解线包端绝缘, 检查发现高低压线圈层间绝缘大面积烧损, 绝缘呈烧糊状态。

原因分析:机车高压电压互感器线包为层式绕制结构, 内2层是二次低压绕组, 由0.9×2.00/1.04×2.06 QQB型缩醛漆包扁铜线绕制而成, 匝数100匝, 外50层是一次高压绕组, 由0.17和0.67 QQ-2型缩醛漆包圆铜漆包线卷绕而成, 匝数共计25 000匝。故障的发生部位均在高压绕组部分, 一方面, 导线在焊接、过渡、张紧等绕制过程中存在潜伏性质量缺陷, 另一方面层与层之间使用大面积绝缘薄膜隔离, 层数越多, 绝缘薄膜使用就越多, 气隙含量也多。当高压电压互感器箱体焊缝漏油, 或吸湿器硅胶失效时, 这些气隙、漆膜和绝缘薄膜就会吸收水分, 当水分超标或者气温突降时, 过量水分遇到气温下降会在绕组表面结露, 绝缘下降引起绕组闪络, 有时就会造成燃弧, 气压急剧上升造成释放阀动作甚至烧损炸裂。

4 预防措施和建议

4.1 高压引出线部位改进措施

(1) 拆解一次线圈 (A端) 引出线。

(2) 引出线制作、焊接时, 检查高压引出线, 重点检查其根部有无扭曲、损伤现象。

(3) 焊接时用焊膏在焊接部位涂抹, 用电烙铁把锡焊丝流畅地熔化在焊接部位。

(4) 引出线连接装配, 连接高压出线。

通过以上工艺改进, 避免了原接线片焊接缺陷, 阻燃导线的选用不存在机械应力的丢失, 彻底杜绝了高压引出线部位的质量隐患。

4.2 保护电路设计

由于机车车顶设备对地短路接地时无接地保护措施, 需由牵引变电所的油开关跳闸来进行保护, 这样就会造成接触网断电现象。牵引变电所采用的是阻抗保护, 而不是过流保护。当车顶电器接地引起变电所跳闸后, 变电所会自动重新合闸一次, 若车顶电器瞬间接地后接地点消除 (如车顶绝缘子瞬间爬电) , 则变电所重新合闸成功。若接地点未消除, 机车在不降弓的情况下, 变电所会再次跳闸, 而在机车降弓情况下, 变电所重新合闸后, 机车升弓时, 接触网与受电弓接触瞬间, 强大电流通过空气介质在弓网间拉弧放电将接触网烧损。

改造方案:切除编织线, 将故障互感器隔离;由于编织线可耐高压、大电流, 当互感器发生短路时不能自行熔断, 因此, 使用横截面积为1～1.5 mm2的导线代替原有软编线。

4.3 色谱分析跟踪控制

机车高压电压互感器为变压器油浸式结构, 线圈导线为漆包线, 其绝缘结构不同于变压器绕组纸包绝缘纸, 因此色谱分析与变压器油中溶解特征气体含量分析法 (色谱分析法) 过热放电有相同之处, 但又有很大不同, 如作为高电压产品, 一般无过热特征, 如果电压互感器没有任何故障, 那么烃类气体含量均为痕量或为0, 而作为机车牵引变压器气体含量超过注意值, 也不能判断变压器有实质性的故障存在, 因为机车过流过载发热总会有一定含量的气体产生。

在国标GB/T7252-2001变压器油中溶解气体分析和判断导则中, 三比值法只是阐明了分析方法和手段, 给予了特征气体含量注意值乙炔5、氢气150、总烃150, 以及CO、CO2的含量和比值。色谱分析是一个辨证的问题, 气体含量超过注意值或者很多, 而故障未发展到一定程度, 吊芯后也难于查找, 但涉及到放电故障又刻不容缓, 其发展很快, 发现后已无能为力。

根据多年的经验和分析, 总结出机车高压电压互感器色谱分析应急数据如表3所示, 可供参考。

5 结束语

电压骤升故障分析报告篇2

【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

电压骤升故障分析报告篇3

事故前,某220kV变电站10kV 1M由#1主变变低501供电,且带负荷运行,10kV 2M接外接电源,如图1所示。

某日,变电站监控报“10kV 1M接地故障”、“10kV 1M TV失压”。运行人员到高压室检查10kV 1M51TV,闻到烧焦味,立即申请退运51TV。随后检修人员发现51TV二次回路电缆烧毁,TV外形完好。

2 事故分析

TV二次回路电缆烧毁可能是由一次TV被击穿或二次电压回路短路引起的,因此首先通过TV高压试验排除了TV—次击穿造成事故的可能性。随后检查现场电压回路:相关回路接线与图纸一致,未发现问题;电压回路二次电缆摇绝缘测试结果显示电缆绝缘良好。检查接入电压回路的各类装置时,发现10kV 51TV柜上的二次消谐装置L630与N600内部接线短路。

通过分析监控系统SOE报文,并综合检查结果,可做出以下判断:10kV 1M发生单相接地故障时,开口三角电压回路L630与N600间电压应为100V;而此时因10kV51TV柜上的二次消谐装置L630与N600内部接线短路,造成通过此回路的电流很大,使相关的二次电压线烧坏,TV二次回路失压。

3 解决方案

综上所述,若发生开口三角电压回路短路故障,按现有的回路设计,则无法避免同类事故的发生。故障前开口三角电压回路接线图如图2所示。

分析现有回路知,在开口三角电压回路短路故障无法避免的情况下,若在开口三角电压绕组出口回路上加装熔断器或空开(如图3所示),则在回路电流过大时可断开故障点,避免同类事故的发生。

下面对加装熔断器或空开的可行性和可靠性进行分析。

(1)在开口三角电压绕组出口加装熔断器不符合电压互感器二次回路中熔断器的配置原则。电压互感器二次回路中熔断器的配置原则规定:正常运行时,电压互感器二次开口三角辅助绕组两端无电压,不能监视到熔断器是否断开;熔丝熔断时,若系统发生接地故障,保护会拒动。因此开口三角绕组出口不应装设熔断器。

针对以上两个问题,做了如下分析。

①针对不能监视的问题,在电压互感器二次开口三角辅助绕组出口加装有辅助接点的空开,通过将其辅助接点接至测控装置可监视空开状态(未投入或跳开)。

②针对保护拒动的问题,10kV不接地系统的开口三角绕组只接入保护测量装置、二次消谐装置及一次消弧线圈系统,用于发接地信号及进行一、二次消谐,不用于10kV线路及主变低压侧保护,以避免空开短时跳开造成保护拒动。

通过以上分析,可看出在电压互感器二次开口三角辅助绕组出口加装有辅助接点的空开是完全可行的。

(2)加装带辅助接点的空开,并将其辅助接点接至公用测控装置,实现站端后台及远端监控。变电站多采用综合自动化系统,三遥信号都通过测控装置传送至监控。测控装置质量可靠、运行稳定,能可靠地把空开辅助接点信号传送至监控室。加装带辅助接点的空开后,每隔1周对测控装置进行1次测试。测试结果表明,监控信号能可靠反映空开状态。

电压骤升故障分析报告篇4

电压传感器；测量偏移；典型故障

电压传感器是MCM中的重要组成部件，用于检测通过DC LINK电容器的电压，并将DC LINK电压的信息发送到DCU/M。这些信息被用于MCM逆变器的控制算法器，同时也用于触发保护性动作。

1.电压传感器的作用

1.1电制动控制

电制动是通过降低定子频率使之低于转子频率，从而将牵引电机作为一个发电机使用，并通过三相逆变器逆变成直流后将电力反馈到接触网。如果接触网没有能力接收，DC LINK电压将上升。当达到一个预先定义的等级时，制动斩波器将激活，制动产生的能量被消耗在制动电阻上，如图１所示。

如果线电流流过DC-LINK,制动斩波器等级轻微增加以使制动斩波器功率与通过MCM再生出的能量相对应。制动斩波器功率由PWM使用一个固定的开关频率来进行控制，DCU/M将有关从电机逆变器得到的有效制动力信息不断地发送到列车控制单元（VCU）。如果一个电机逆变器的ED制动被限制或关断，VCU将使用机械制动来补偿以达到同样的减速度。

1.2 DC LINK电压保护控制

过压保护（OVP）保护MCM使之不受瞬时高电压损坏。它可以用于牵引和制动过程中，但电制动时它将禁用。过压保护是通过打开和关断制动/过压斩波器使DC LINK电压保持在限定的高压和低压范围内。当斩波器被激活时，能量消耗在制动/过压电阻上，DC LINK电压开始下降。当电压级别达到下限时，斩波器被关断。

当斩波器工作在过压保护模式时，只要过高的DC LINK电压被检测到，它将一直打开，即斩波器在此种模式下是不同于电制动下的PWM控制的。如果DC LINK电压持续上升超过过压等级时，出现DC LINK过电压故障，并发出保护性关断指令。如果DC LINK电压在正常操作时出现低于欠压等级时，出现DC LINK欠电压故障，并发出保护性阻塞指令，下面是DC LINK电压等级的设置：

表1DC LINK电压等级的设置

1.2.1 DC link 过压保护

在过压情况下，OVP激活以降低瞬时的DC LINK电压。当DC LINK电压降低时，OVP关闭。如果DC LINK电压持续上升到达最大的等级时，发出保护性关断指令。如果T时间内发生N次故障，逆变器隔离。隔离可通过故障复位信号进行复位。故障诊断码：15 DC LINK过压。

1.2.2 DC LINK欠压保护

如果正常操作下DCLINK电压低于指定的等级时，电机逆变器保护性阻塞。故障诊断码：24 DC LINK 欠压。

1.2.3 DC link 电压传感器监测

可靠性检查在不断的进行以检查电压传感器的状态。也可能会在VCU中比较不同逆变器中的DC LINK电压传感器以进一步确认没有故障的传感器。DC LINK电压测量故障将导致保护性关断。T分钟内发生N次故障将使逆变器隔离，隔离可通过故障复位信号进行复位。故障诊断码：22 DC LINK 电压测量故障。

2. 电压传感器典型故障分析

2.1故障现象

2006年6月11日，深圳地铁1143车DCU闪红，VTCU记录有故障，制动电阻过热、制动电阻温度高、DCU保护性关断故障。

2.2故障分析处理

检查制动电阻、制动风扇、接触器、断路器均正常，低压测试制动接触器的反馈正常，检查最近发生的故障数据，发现事故发生前十天的时间中，每天都有几十到上百次的“过压保护参考值最大”故障，环境变量显示C车DC-LINK值均在1850V左右，而B车DC-LINK值在1800V左右，显然当B车（以及另半组车的B、C车）MCM在的DC-LINK电压1800V以下时仍然工作在再生制动工况，是它们将列车动能转换为电能反馈到电网并使其电压升高，与此同时由于C车MCM检测到电压已经超出1800V（且低于OVP打开电压1900V），则其必定工作在电阻制动工况，可以说此过程在制动过程中较长时间地存在，B车制动电阻将产生相当大的热量，从而出现过热现象。为了证实C车电压传感器的参考值存在较大偏差，我们在列车激活且未合HSCB时情况下用DCUTERM软件对114车的DCU/M和DCU/A检测出的电压进行了检查，得出如下数据：1142DCU/M：27V, 1143DCU/A：27V, 1143DCU/M：40V, 1144DCU/A：27V, 1144DCU/M：27V, 1145DCU/M：27V。

可以发现1143DCU/M中检测到的电压明显偏高，从而确定为电压传感器故障。由于单独更换电压传感器较为困难，更换了整个MCM，之后故障排除。

3 结论

MCM中电压传感器在使用一段时间后测量值会产生较大的偏移，导致传感器故障，在遇到类似电压传感器故障时，可通过两种方式进行判断和确认故障：通过MMI或“车辆故障数据处理系统”检查故障发生时的环境变量，与其他车的DC-LINK电压进行对比,如两者差别较大（低压时10V以上，高压时30V以上），则可初步判断为电压传感器故障。通过DCUTERM软件做低压测试,检查DCU/M检测出的DC-LINK电压,充电时应为110€?0V,放电后应为24€?V，如超出此范围则可确认为电压传感器故障。

参考文献

[1][2]庞巴迪车辆操作手册.长春长客－庞巴迪轨道车辆有限公司. 2003

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电压骤升故障分析报告篇6

一、故障现象

我公司所属110k V变电站10k VⅠ母发生接地现象, A相电压:10.2k V、B相电压:10.2k V、C相电压:0.4k V。变电运维人员将10k VⅠ母所有馈路进行推拉试验后, 接地现象仍未消失, 初步判断非线路接地。

二、故障排查

该变电站10k VⅠ母停电后, 检修人员现场进行检查未发现设备异常, 10k VⅠ母电压互感器一、二次保险未熔断。对10k VⅠ母进行绝缘电阻测试 (10k VⅠ母为封闭式金属铠装柜) , 试验数据合格;随后进行10k VⅠ母耐压试验也正常。变电运维人员将10k VⅠ母、10k VⅠ母电压互感器转运行后, 10k VⅠ母线电压显示C相还是有接地现象, 分析判断为10k VⅠ母C相电压互感器存在故障。

三、电压互感器的试验过程

10k V I母电压互感器型号为UNE10, 额定绝缘水平:12/42/75k V, 额定电压比:10000/√3、100/√3、100/3V, 极限输出:600VA, a、n:100/√3V、30VA、0.2级, da、dn:100/3V、50VA、3P级, 2001年1月生产。经检查, C相电压互感器其表面正常, 无烧灼、裂纹等异常情况, 鉴于以上情况, 判断可能是电压互感器内部出现异常, 试验人员在现场进行以下试验, 数据如下:

(1) 绝缘试验:一次绕组对二次及地绝缘电阻:100000MΩ;二次绕组对一次及地绝缘电阻:2000MΩ;

(2) 直流电阻试验:一次绕组直流电阻:1.240kΩ (交接试验数值为1.246kΩ) ;

(3) 变比试验:一次绕组对a、n, 测量变比为99.89, (额定变比为100) 比差为-0.4%;一次绕组对da、dn, 测量变比为173.1, (额定变比为173.2) 比差为-0.7%。

(4) 交流耐压试验:升压42k V, 耐压一分钟, 无异常, 试验通过。

出乎意料的是:该电压互感器一二次绕组绝缘电阻、直流电阻值、变比、交流耐压试验数据均符合试验规程的要求, 同历史数据相比无明显变化, 并没有出现异常结果。由于试验现场所带仪器有限, 又考虑到电压互感器引起母线电压的异常, 决定用工频耐压仪模拟运行中的情况, 给电压互感器施加一个运行中电压。

(5) 加压试验具体方法:电压互感器一次高压端加压, 高压尾N接地, 在二次侧a、n端接万用表测量二次输出电压。在试验加压过程电流明显增大, 二次输出电压很低, 一次侧电压升至4k V时, 控制箱过流保护动作 (过流整定15A) , 跳闸。由此可以判断出:此C相电压互感器内部存在故障, 是导致母线接地的原因, 在更换了电压互感器后, 母线电压恢复正常。

(6) 励磁特性试验。在试验车间, 试验人员又对更换下来的故障电压互感器进行了励磁特性试验, 加压绕组为二次绕组a、n, 一次绕组开路, 一次绕组高压尾端接地。同现场的加压试验相似, 车间进行励磁特性试验时, 当二次电压缓慢升高时, 励磁电流迅速增大, 二次加压2.2V, 二次励磁电流0.77A;二次加压30V, 二次励磁电流15A, 当电压加至60V, 换算至高压侧为60k V) 时, 电流上升至24.37A (换算至高压侧为0.24A) 约为正常电压互感器的50倍。

四、试验数据分析

从以上试验数据可知, 该故障电压互感器主绝缘及二次绝缘良好, 直流电阻与往年比无明显差异, 变比试验正常, 从一次侧加电压和励磁特性试验数据异常情况来看, 应为C相电压互感器高压侧线圈存在闪络性匝间短路故障, 可能为一次绕组质量不良如露铜、漆膜脱落等原因造成纵绝缘的缺陷。此故障在低电压下不易检测出来, 在高压作用下才会发生;将电压降低, 其匝间绝缘又得到恢复, 可以判断出该电压互感器匝间短路故障, 是导致10k VⅠ母发生接地现象的原因。绕组直流电阻, 测试电流较低, 对于少量的匝间短路或匝间没有完全击穿的短路情况, 直流电阻值变化很小。变比试验因为加在高压侧绕组上的电压值相对较低 (本次试验仪器高压侧加压为160V) , 而这时故障点的残余绝缘则很有可能经受住该电压值的考验, 表现出正常的试验结果, 从而无法进行准确判断。交流耐压只对考验电压互感器的主绝缘, 也就是绕组间及绕组与地间绝缘, 而无法对匝间绝缘进行考核。励磁特性试验指在通过对二次侧感应到一次侧电压很高, 可以有效判断互感器绕组有无匝间短路的缺陷。试验现场采用的加压试验方法, 是在互感器一次侧加高压, 二次侧开路, 二次绕组an端接万用表测量二次输出电压, 实际上综合了励磁特性试验和电压比试验, 由于施加电压较高, 避免了一般的电压比测试仪因为电压较低而反应不出故障的缺点。因此, 利用加压试验和励磁特性试验可以有效的判断其内部绕组匝间短路故障。

五、结论

(1) 这是一起由电压互感器非贯穿性匝间短路故障引起的母线虚接地, 故障电压互感器匝间短路故障引起一次负载不平衡, 产生较大的励磁电流, 在电压互感器开口三角形产生零序电压导致母线电压不平衡。

(2) 此匝间短路的电压互感器励磁电流虽然较大, 但并未达到其一次保险熔断值, 所以一次保险并不熔断。正常运行中10k V~35k V电压互感器电流很小, 大概为0.01A~0.05A左右, 在本次故障的电压互感器匝间短路电流换算至一次侧也仅在0.24A, 远远小于保险的0.5A电流, 为了电压互感器的运行安全, 建议更换为电流在0.2A以下的保险。

(3) 在实际工作中, 如果遇到类似故障, 在其它常规试验无法做出判断时, 而现场所带仪器设备有限时, 采用施加运行中电压, 观察电流和二次电压变化情况的方法, 可以快速判断故障设备, 对进行故障查找有较为满意的效果。

摘要：运行中的电气设备发生故障后, 在现场及时的对设备进行电气试验, 是查找故障原因, 辨别设备的健康状态, 判断其能否继续运行及初步制定下一步检修方案是很重要的一环。目前对电气设备进行的一些常规绝缘预防性试验项目对防止事故固然起到了一定作用, 但单纯依靠这种常规的试验方法检出设备缺陷有它的局限性。

关键词：电压互感器,母线接地故障,试验分析

参考文献

电压骤升故障分析报告篇7

新疆生产建设兵团第四师电力公司某110 k V变电站, 35 k V母线运行方式为单母线分段, 一、二段电压互感器采用的是消弧柜 (如图1所示) , 投入运行后连续两次烧坏电压互感器和过电压保护器, 同时烧坏对侧火电厂 (电源端) 35 k V电缆头和电压互感器。

2故障原因分析

根据故障现象, 经过初步判断, 可能是由于下述的几个原因所致: (1) 谐振过电压。谐振过电压有多种, 有线性谐振过电压、参量谐振过电压和铁磁谐振过电压。 (2) 电压互感器的负载过重。基于该110 k V变电站35k V母线单母线分段, Ⅰ段有1×25 MW火电厂和15MW水电站接入, Ⅱ段有2×25 MW火电厂接入, 供电容量过大造成了一、二次电流的过大, 二次电流的总和超过了额定值, 造成了发热的现象。 (3) 避雷器和互感器不匹配, 导致雷击或过电压损坏设备。 (4) 质量问题。如产品本身绝缘、铁心叠片及绕制工艺不过关等, 均可能导致电压互感器发热过量, 使设备绝缘长期承受高温, 从而导致绝缘加速老化, 出现击穿, 使电压互感器烧毁。

根据上述分析, 结合35 k V母线Ⅱ段火电厂运行接线情况:1号、2号机组2×25 MW汽轮发电机组, 发电机出口电压为10 k V;机组高压厂用电源的接线方式为10 k V单母线不分段;电源一路由发电机出口经变压器升压至35 k V;35 k V单母线分段, 电压互感器同样采用消弧柜, 再通过35 k V电缆接入公司110 k V变电站35 k V侧。通过分析判断, 排除了谐振、电压互感器负载过重、避雷器和互感器不匹配、质量问题这4种情况。两次事故的主要原因是两端35k V电压互感器都是采用的消弧柜, 也就是说, 有一端出现单相接地的同时, 另一端同样会出现单相接地。而且火电厂机组的长期运行, 对线路电缆维护不到位发热等因素, 也引起绝缘损伤、老化等, 造成设备绝缘水平的下降, 并引发35 k V系统接地事故 (两端消弧同时作用于弧光接地转为金属接地) , 后发展为相间短路, 使110 k V变电站35 k V电流速断保护动作跳闸的同时, 引起35 k V电压互感器和过电压保护器严重烧坏, 同时使火电厂35 k V母线电流互感器高压侧2相熔断器熔丝烧断, 电缆放炮和电压互感器烧毁, 严重威胁电网的安全运行。

根据消弧柜一次原理:为了抑制系统过电压, 提高电网运行的安全可靠性, 当系统出现弧光接地故障时, 消弧柜通过快速接触器在故障相投入专用限压器, 限制弧道恢复电压, 破坏电弧滋生条件, 使接地电弧在电流过零时不再重燃, 从而达到抑制弧光过电压的目的。但随着公司电网和网络的快速发展与变化, 系统本身的复杂性对过电压也产生越来越重要的影响, 个人认为消弧线圈降低了故障相恢复电压的速度, 易于使故障相电弧重燃, 且在对地电压最大时发生, 这又使过电压数值增加。这就是说消弧线圈不仅不能消除过电压, 反而会加大过电压数值, 而且弧光接地本身伴有高频振荡, 由于消弧线圈和电网电容两者频率特性相差悬殊, 两者是不可能互相补偿或调谐的, 有时还恰恰相反, 消弧线圈加剧了高频振荡, 从而加大了系统的过电压。

3解决办法及教训

(1) 鉴于公司110 k V变电站和电厂目前的设备状态, 退出电厂端消弧柜内微机控制器WZK和快速接触器K, 改为常规当系统有操作过电压或大气过电压时, 由组合式过电压保护器KOV将过电压限制在系统绝缘允许的范围内; (2) 加强和提高运行人员判断和处理事故的能力。

变频器过电压故障原因分析及对策篇8

1 变频器故障与处理

变频器是电力系统中十分重要的设备, 其运行状况直接影响了整个电力系统性能的发挥, 并进而影响到国力系统的稳定运行。对变频器的常见故障形式进行总结分析, 能够及时做出有效的调整处理, 以防止对电力系统造成破坏。当前使用过程中的主变频器因过电压导致的故障主要表现在温度、漏油、瓦斯等三大方面。

1.1 温度超标

在变频器运行过程中, 其油温上升到一定限度时会造成相应的破坏作用, 这时技术人员需要对油温升高的因素做好诊断, 重点观察主变频器的负荷及油温。我们单位120T转炉变压器有3台1600KVA的, 3台可以并列运行, 正常情况下分别供3座转炉供电, 转炉环境差, 粉尘多。当油温高出正常值的10度时, 则可得出变频器内部有故障。处理这一故障需要将变频器停下, 做好全面检修处理, 及时发现和诊断具有重要意义。

1.2 漏油问题

若变频器出现严重的漏油将使得油位大幅度降低, 禁对于变频器设备是一种重要的故障信号。这是由于油面过低接触不到重瓦斯保护动而出现跳闸, 造成引线绝缘作用丧失, 见图一。而当变频器内部发生放电现象时, 则表明变频器顶盖下出现了空气层, 其危险程度也很大。若是顶盖上部着火, 应立即打开事故放油阀, 将油放至低于着火处, 同时要用二氧化碳、四氯化碳泡沫、干粉灭火器等灭火。

1.3 瓦斯保护

造成重瓦斯保护动作跳闸故障发生的原因主要变频器内部问题引起的, 如:油面剧烈下降等问题。此外, 检修后油中空气分离过快也是造成重瓦斯保护动作于跳闸的一大隐患。发生瓦斯信号后, 首先应停止音响信号, 并检查瓦斯继电器动作的原因。如果不是上述原因造成的, 则应立即收集瓦斯继电器内的气体判断其故障性质。

2 变压器在线监测技术

除了诊断技术之外, 对变压器故障进行实时监测也能及时发现故障, 方便技术人员采取处理措施调整。目前, 比较先进的变压器在线监测技术包括以下几点:

2.1 气体鉴别

因变压器在运行是发生故障后, 会出现各种形式的气体。通过气体分析技术能够尽快判别气体的种类、含量、状态、比例, 这能达到诊断故障的效果。例:如H2、CO、CH4等都可以判断。

2.2 局部放电

局部放电是变压器发生故障后的典型特征, 而局部电压过大后会导致变压器装置内部出现异常变化。利用局部放电技术课及时发现某些缺陷状态而产生的固体绝缘的空洞、金属粒子和气泡等。

2.3 振动分析

变压器在电力系统中运行时, 发生故障后则会有不同程度的振动。振动分析对于变压器故障监测就成为最普遍的方法之一, 根据振动器显示的数据信号分析, 能及时掌握变压器故障情况。

2.4 红外测温

安装红外探测器获取变压器的红外辐射信号, 经过相关设备的处理之后在监视器上生成红外热像图。技术人员根据图形状况就可以及时掌握变压器故障情况。