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1、电压互感器组烧损的原因分析摘自本人撰写的余热（下册） 一、事故现象2006 年 4 月 2 日 11 时许，热电厂 10KV 母线 B 相电压突然降为零，A、C 相电压升高 倍，达到 10.9KV。23 分钟后，A、C 相电压突升至 12.08KV， “发3电机保护电压回路断线”光字牌发出光字信号；与此同时，发电机输出的有功功率 P 由 6000KW 下降至 1208KW，随即又降至 852KW；无功功率 Q 由 3200KVAR下降至 520KVAR，随即又降至 264KVAR。事故前，发电机的功率因数为0.92；事故后，功率因数为0.5。事故后检查发现：安装在 1018 柜内（发电机端电压
2、互感器柜）A 相电压互感器环氧树脂的壳体，由于严重过热而炸裂；B、C 相电压互感器环氧树脂的壳体出现了轻微裂纹。一次侧 A 相熔断器熔断，B、C 相完好。安装在 181 柜内（10KV段母线电压互感器柜）的三台电压互感器的环氧树脂壳体都出现了轻微裂纹。二、事故过程分析本次事故的过程，可以分为以下三个阶段进行分析：第一阶段3 月 29 日 17 时 42 分 10 秒42 分 55 秒期间，锦山变电所10KV 出线发生了一次单相接地故障，导致安装在电厂侧电压互感器二次的消谐器在消谐的同时，机内隔离变压器电源侧的熔断器发生熔断（该消谐器因此而退出运行） ，由于没有设计相应的预告信号，故运行人员没有
3、察觉和更换，所以留下了事故隐患。第二阶段4 月 2 日 11 时许，由于农电局锦山变电所 10KV 母联开关柜内的 B 相电流互感器与矩形母排连接不好，长时间过热，逐步形成热击穿并且使环氧树脂的壳体炸裂，造成了 10KV 母线 B 相金属性单相接地故障。故障时，变电所母线 B 相电压和发电机母线 B 相电压同时下降为零，A、C 相电压升至为线电压 10.9KV。单相接地故障所引起的参数变化和 A、C 相电压的突升，使A、C 相电压互感器的铁芯迅速饱和，形成了铁磁谐振的条件。由于消谐器已经处于非工作状态，所以在电厂侧电压互感器产生铁磁谐振的时候，不能起到消谐的作用。此时的铁磁谐振，尚未造成电压互
4、感器的严重过热和烧损。第三阶段变电所值班员闻到异常气味，并且发现高压开关室内有烟雾后，随即采取拉路选择故障线路的措施。当值班员拉开 10KV5332 电厂线（并网线路）开关时，发电机组瞬时转为脱网运行状态，发电机的输出功率由6000KW，骤然降到 1208KW（该功率为厂用电功率） ，其转速迅速升高到 3100 转/分，其端电压突升至 12.08KV。电压的突升和运行参数的急剧变化，导致1018 柜内质量稍差的 A 相电压互感器铁磁谐振加剧，迅速过热导致壳体炸裂。谐振电流同时造成一次侧 A 相熔断器熔断，随之破坏了谐振条件，铁磁谐振因此结束。1018 柜内 B、C 相电压互感器和 181 柜内
5、的三台电压互感器在铁磁谐振的过程中，虽然壳体出现了轻微裂纹，但是没有出现严重炸裂。三、事故原因分析根据事故现象和事后的调查了解，结合 DCS 所记录的运行参数以及对电压互感器、消谐器的检查结果，综合分析后认为，导致事故的原因有以下三个：1.烧损的电压互感器系半绝缘设备，在正常运行时只承受相电压，在系统单相接地时，需要承受线电压的冲击。因此，半绝缘电压互感器在中性点不接地的 10KV 配电系统运行中，容易发生铁磁谐振。 2. 由于二次消谐装置数属于被动消谐方式，且功能不完善、效果不佳，所以在 3 月 29 日，锦山变电所 10KV 出线单相接地故障时，造成 10KV 母线消谐器隔离变压器电源侧熔
6、断器熔断，由于没有察觉和更换，因而留下了隐患。3. 4 月 2 日，锦山变电所 10KV 母线再次发生单相接地故障，造成发电机机端消谐器隔离变压器电源侧熔断器熔断，最终导致失去消谐保护功能的两组电压互感器不同程度的先后烧损。电压互感器一次侧 A 相熔断器熔断，导致发电机侧功率表出现很大误差，这就是发电机脱网后，输出的有功功率由 1208KW 下降到 852KW，无功功率由520KVAR 下降到 264KVAR 的原因。四、预防措施继续保留安装在电压互感器二次侧型号为 MES98 型的消谐器，同时在电压互感器一次侧的中性点与“地”之间，增装一台 10KV LXQ（D）10 型消谐器。该型号消谐器系高容量非线性电阻器，有很好的阻尼和限流作用，可以起到良好的限制电压互感器铁磁谐振的效果，而且具有体积小、安装简单、没有熔断器、运行稳定等优点。因此，增装 10KV 消谐器，将原二次消谐方式，改变为以一次消谐为主、二次消谐为后备的消谐方式，大大提高了消谐的安全性和可靠性。
