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变电站中PT爆炸为什么会影响整个变电站(一)
110kV曲河变电站10KV西母PT爆炸原因分析
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110kV曲河变电站10KV西母PT爆炸原因分析
作者：李银锋 李勇
来源：《建筑工程技术与设计》2014年第36期
摘要：在变电运行中PT爆炸是一种很严重的故障，造成此故障的原因有很多，其中谐波引起此故障的十分普遍，造成的危害也大，如何控制谐波污染，防止此类故障的发生，是我们电力生产中的一个急需解决的问题。
关键词：PT爆炸 熔断 接地 谐波
一、事故经过
2013年04月06日09时48分曲变值班员汇报：曲变10KV东西母失压，10KV高压室内冒烟严重。09时49分调度自动化监控发现：曲10KV母线A相电压非金属性接地，并在09：20-09：45间持续下降，曲102过流跳闸。10时32分吴家村操作队值班员汇报：曲10KV西母PT及避雷器爆炸，站内二次线烧坏，曲102过流跳闸。令其断开曲10KV各分板开关、曲100开关。10时33分通知变电工程部检修人员：曲10KV西母PT及避雷器爆炸，站内二次线烧坏，请速处理。
10时50 分令吴家村操作队值班员汇报：曲10KV西母及避雷器停止运行，解除备用。11时02分令吴家村操作队值班员：曲1#主变加入运行，曲351不操作。11时13分 吴家村操作队值班员汇报：曲1#主变加入运行后，曲10KV东母无电压显示，要求曲10KV东母PT停电检查。11时18分令吴家村操作队值班员：曲10KV东母PT停止运行，解除备用，做安全措施。在曲10表东与曲10KV东母PT间做地线一组。11时29分吴家村操作队值班员汇报：经查曲10KV东母PT三侧一次保险全部熔断，现已全部更换。11时33 分令吴家村操作队值班员：曲10KV东母PT拆除安全措施，恢复备用，加入运行。拆除曲10表东与曲10KV东母PT间地线一组。14时15分 令吴家村操作队值班员：曲100及曲10KV西母拆除安全措施，恢复备用，加入运行；拆除曲100与曲100东间地线一组（不操作曲10KV西母PT）；14时31分 令吴家村操作队值班员：曲19、曲21、曲24、曲25板恢复备用。16时30分 吴家村操作队值班员汇报：曲24、曲25板恢复备用操作结束，曲100开关未合到位，现已解备，变电工程部景建峰正在处理中，令其继续执行原调度令
8时30分吴家村操作队值班员汇报：曲100开关不能电动操作，曲10KV西母PT爆炸，曲18板二次线受损，均不能送电。
二.事故原因分析：
变电站中PT爆炸为什么会影响整个变电站(二)
浅谈变电站运行的故障处理
浅谈变电站运行的故障处理
摘要【变电站中PT爆炸为什么会影响整个变电站】
变电运行作为一个综合性较强的行业，其中有很多对技术性要求较高的问题，也有很多对技术性要求较弱但很复杂琐碎的事情，要保证电力安全稳定运行，必须综合处理好方方面面的事情，不能马虎。任何不规范的行为，在电网运行中都可能对电网安全、稳定运行造成不良影响，甚至引发重大事故。本文就变电运行常见故障进行分析，并就处理方法做了论述。?
论文关键词：变电运行；故障；处理?
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在电力系统故障中，一般主要分为电力系统故障和电气设备故障两大类。其中，电气设备故障仅会导致一部分用户及系统受到影响，为局部故障，但电力系统故障则是破坏整个电力系统稳定性，可以致使电力系统瓦解为几部分，从而造成系统解列，为系统性故障，危害极大。因此，一旦变电站发生了故障，作为运行值班人员，应该在第一时间做出正确判断，找出故障发生的设备及故障性质和影响范围，以便为尽快隔离故障点，解决故障提供时间保障。?
一、一般故障?【变电站中PT爆炸为什么会影响整个变电站】
经常见到的变电所的一般故障主要包括PT保险熔断、断线、系统接地、谐振等。在经消弧线圈接地或者不直接接地的小电流接地系统中，这四种故障发生时，中央信号均会发报“10(35kV)系统接地”报文或光字牌。这主要是由于小电流接地系统的母线辅助线圈的开口三角连接着电压继电器，在整个系统三相平衡运行时开口三角电压近似为零。当发生高压保险熔断、系统接地、系统断线、铁磁谐振时，三相电压不平衡，在开口三角电压到达整定值时，电压继电器即开始工作，发出接地信号。所以，仅仅只是以报文或者光字牌尚还不能完全判定故障性质，还应该统筹结合其他的一些现象来判断定。当有一相降低或趋于零，另外的两相超过相电压却小于或者等于线电压者即为接地；当有一相或者两相电压趋于零时，其他两相或一相为相电压者为高压保险熔断；当有一相发生降低，两相升高达到了线电压或者三相均超过了相电压并且有摆动者即为谐振；当有一相发生升高，另外的两相发生降低时即为线路断线。?
对于不同的故障应该采取不同的处理办法。判断接地应该进行一次设备巡视，应该认真检查一下母线及连接设备、变压器有无异常情况，查看设备上的瓷质部分有没有损坏，有无放电闪络，有无小动物或者外力破坏，设备上有没有落物，有无断线接地，认真查看互感器、电缆头、避雷器等有无击穿损坏现象。如果经果检查，发现站内设备无异常情况，这就有可能是某一线路发生了故障，而其接地故障保护失灵，此时应用瞬停的办法，尽快查明故障线路；判定保险熔断需要检测二次电压，以确定是否为高压保险熔断；若判断为谐振，即应该通过瞬间改变设备的运行方式以消除谐振，比如可用解列或者瞬时并列、瞬时拉合空载线路的开关等方法；若判定是线路断线则应即刻汇报调度，及时安排查线。总而言之，对于事故性质的判定是妥善正确处理事故的第一步。?
二、跳闸故障?
（一）主变开关跳闸?
依据断路器的跳合位置、事件记录器(监控系统)的指示及负荷状况、保护的动作掉牌或信号等，判定是否变压器故障跳闸，并及时向调度汇报；检查变压器跳闸前的油温、负荷、油位、油色，压力释放
阀是否动作或有其它明显故障迹象，变压器有无冒烟、喷油，瓷套有无破裂、闪络；检查站用电切换是否正常，直流系统是否正常工作，分析微机保护打印报告机故障录波的波形是否正常。变压器的主保护同时动作跳闸，在没有查清楚原因及消除故障前不得强送；在变压器的瓦斯或者差动保护动作跳闸经过检测判定非变压器内部故障而属保护误动时，若系统急需可强送一次；若变压器后备过流保护动作跳闸发生，当查明故障并隔离后，一般可对变压器试送一次。?
（二）瓦斯保护动作?
瓦斯保护是依据当变压器内部发生故障时将分解或产生气体这一特点设计制造的，它的保护范围为变压器内部匝间短路、多相短路、匝间与铁芯或外部短路等。若铁芯故障，油面奖下降或者发生漏油，分为接头接触不良或导线焊接不良两种情况。若重瓦斯保护动作，应该重点检测变压器本身是否有着火、喷油、爆炸、漏油等情况发生；检查变压器本体及有载分接开关油位的情况；检测气体继电器内有无气体积聚情况。在没有彻底查明原因消除故障前不得将变压器投入使用运行。
（三）差动保护动作?
差动保护动作的原因主要有如下几种：变压器及其套管引出线，各侧差动电流互感器以内的一次设备故障；差动电流互感器开路或者因为电流回路极性错接等，差动保护范围以外的故障导致差动保护误动作；变压器内部发生故障。一次设备的检查范围是主变三侧差动CT间瓷质部分保持是否完整，有没有闪络放电痕迹：各侧断路器以及变压器、避雷器、隔离开关、绝缘子等有没有发生接地短路的现象，有没有异物落在了设备上面。若干差动保护动作同时，瓦斯保护亦动作，则表明为变压器内部故障，故障若不排除，不得投入运行变压器；若检查发现为差动保护范围内故障，要想办法修复故障设备，恢复变压器的正常运行：若检查为差动保护范围外故障，应该对差动保护误动作的原因予以检查，检查重点为电流互感器二次回路；若检查结果为主变和差动区均正常，则可判定为保护误动。?
（四）主变后备保护动作单侧开关跳闸?【变电站中PT爆炸为什么会影响整个变电站】
主变三侧中的某一侧过流等后备保护动作，单侧开关跳闸主要分为如下三种情形：越级跳闸(保护拒动和开关拒动)、母线故障或母差保护拒动、开关误动。具体为哪一种情形要具体通过对二次侧及一次设备的检查情况分析判断。当主变三侧，某一侧过流等后备保护动作，即可通过对保护动作的检查情况及对站内设备的检查做出初步的分析判断。在检查保护时，既要检查主变的保护同时还要检查线路的保护是否同时动作。?
对于线路保护和主变保护同时动作，线路开关拒动的情形，其故障比较容易判断。因机械原因拒动的开关的故障处理起来相对较简单，可以先手动断开开关，再拉开两侧刀闸，随后恢复对其他设备的送电。对于是母线故障或者线路故障因保护拒动而越级的故障，应该根据对设备的检查情况作出判断。在对二次设备进行检查时，要对所有设备的保护压板是否有漏投的情况进行重点检查；对所有设备的保护是否有异常报警情况进行检查；检查线路开关操作直流电源开关是否有断开的；检查故障录波器。对一次设备进行检查，应该重点检查站内的主变某一侧过流保护区，亦即从主变相应侧主CT到母线，再到所有母线连接的设备，直至线路出口。?
（五）主变后备保护动作三侧开关跳闸?
对于主变后备保护动作三侧开关跳闸，其原因主要包括：1、主变中低压侧后备保护范围内短路而后备保护拒动或者开关拒动；2、主变主保护范围内短路而主保护却拒动；3、主变电源侧母线故障而母差保护拒动(中、低压侧有电源)；4、保护误动。在主变后备保护动作三侧开关跳闸之后对二次设备进行检查时，要重点对所有设备的保护动作情况进行检查；检查所有的设备的保护压板，查看是否有漏投的；对开关操作直流电源开关进行检查，看是否有断开的：检查故障录波器。对一次设备进行检查，其重点应该是检查站内的主变中、低压侧过流保护区，以及主变主保护范围内是否故障，并检查缩小故障范围，注意主变中性点和母差保护方式变更。?
三、结语?
设备故障和系统故障在变电运行中经常性发生，设备故障很可能会发展成为系统故障，进而影响到整个系统稳定性，而系统故障又可导致某些设备损坏。使用，变电站一旦产生故障，运行值班人员需尽快做出正确判断，及早汇报现场情况，按照调度命令进行处理。而这一过程的正确实施，离不开对电气设备故障的检查巡视。
变电站中PT爆炸为什么会影响整个变电站(三)
某变电站110kV SF6开关爆炸事故原因分析及反措建议
某变电站110kV SF6开关爆炸事故原因分析及反措建议
1． 事故概况
2005 年7 月27 日21:00～22:00，某地区出现强对流天气，雷暴大雨中，某220kV
变电所110kV胡平线多次遭受雷击，胡21SF6开关爆炸损坏；爆炸碎瓷片飞出最远距离约25m，相邻设备胡21CT、胡212、216 刀闸、胡22CT及互04PT外绝缘瓷件受损， 事故现场照片见图1、图2。
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2． 事故前110kV 系统运行方式
2 号主变110kV侧胡24 开关送110kV＃4 母线，经110kV胡25 开关送110kV＃5 母线，胡平线胡21 开关、胡峪一回胡23 开关接110kV＃4 母线，旁路胡22 开关接＃4 母线停电备用，胡峪二回胡26 开关、胡荆线胡28 开关接110kV＃5 母线。1 号主变停电备用。
3． 事故经过及保护动作情况
2005 年7 月27 日从21 时29 分开始，该地区出现强对流天气，某220kV 变电站110kV 胡平线多次遭受雷击。21:40:29, 胡21 开关跳闸，相间距离Ⅰ段动作、零序Ⅰ段动作，重合闸动作重合成功，线路为B 相故障。21:40:40，胡21 开关跳闸，A、C 相短路故障，相间距离Ⅰ段动作，保护启动重合闸，重合闸没有动作（因不能满足重合闸充电时间15～20 秒，重合闸启动后没有出口）。21:44:09，1 号主变110kV零序方向电流Ⅰ段动作，胡24、25 开关跳闸。110kV ＃4、＃5 母线停电，胡21 控制盘上发信号：“SF6压力降低报警”、“SF6压力降低禁止操作”、“控制回路断线”、“压力降低禁止跳闸”光字牌亮。胡21 开关保护报告反映A 相故障，保护偷跳启动重合闸，SHCK手合阻抗加速出口，检查开关在断开位置。22:31， 经检查110kV＃5 母线所接设备无异常，拉开110kV分段开关两侧胡251、252 刀闸后，用1 号主变110kV侧胡29 开关对110kV＃5 母线充电正常。胡平线负荷倒至金山变电站供电。
4． 雷电定位查询结果
以110kV 胡荆线1 号塔为中心，按半径1km 查询2005 年7 月27 日21:38～21:46。在21:38～21:42 时间段内，该站6km 范围内落雷84 次，最大雷电流55kA,最小10.8kA；在21:42 ～21:46 时间段内，该站1km 范围内落雷11 次，最大雷电流43.1kA,最小11.1kA。
5． 事故设备绝缘水平及环境落雷密度
胡21 开关型号为LW33-126W/Y, 无断口电容；断口及本体的耐雷水平均为550kV,
沈阳高压开关有限公司2002 年1 月出厂，2002 年6 月投运；母线端接在上部，线路
端接载下部；线路仅有A 相接有阻波器，线路隔离刀闸耐雷水平也为550kV。该站地处小山坳中，年均落雷密度比全省年均数值稍高（＞3.1 个/km2），但比周边地区落雷密度小。
胡平线杆塔处在110 胡荆线所在山头的最右侧，2001 年架设，采用上字形杆塔，
保护角21°，B 相和A 相易遭东南向落雷绕击；8 片绝缘子串的雷电冲击耐受水平785kV，线路电晕下的典型耦合系数为0.143,接地电阻3.4Ω，按规程计算胡平线的
反击耐雷水平为72kA。
6． 开关爆炸原因初步分析
该站地处小山坳中，110kV 出线杆塔大多立于山头，易遭雷击；胡21 开关在11 秒内连续两次因线路雷击跳闸，开关受线路保护特性制约无法在短期内两次重合， 被迫处于热备用断开位置；当时隔3’29”后，线路第3 次遭受雷击，雷电进波反射过电压恰好在550～785kV 之间，击穿断口绝缘，引起开关A 相爆炸。
7． 存在问题及反措建议
（1） 线路加挂一片绝缘子后绝缘水平提高，反击和绕击耐雷水平分别为72kA 和7.85kA,站内设备绝缘配合偏低，建议加装线路避雷器。
（2） 121 开关无断口电容，比有断口电容的开关更容易受到雷电进波反射过电压威胁；母线端接在上部，线路端接载下部，线路雷电进波直接加在本体，断口绝缘偏低且未发挥作用；新换开关端口耐雷水平已提高到630kV，应充分发挥其作用，建议将线路端改接在开关断口上端。
（3） 出线A 相接有阻波器及通讯设备，易遭雷击，建议改接C 相。
变电站中PT爆炸为什么会影响整个变电站(四)
110kV变电站电压互感器故障原因及解决对策
【摘 要】随着社会的发展，科学技术不断的进步，我国在科学、文化、经济等方面的发展都达到了世界先进水平。为了满足各方面的发展，首先就要做好基础设施的建设，110kV输电线路作为电力输送的基础电路，其建设的完善性直接关系到人们生产、生活的稳定。110kV输电线路由输电线、杆塔、变电站及其它部件组成，其中变电站的作用是改变电压，从而便于电力的输送和用户的使用。由此可看出，变电站在输电线路的作用十分重要，保证变电站的稳定可以极大的提升电力输送的质量。本文就110kV变电站当中的电压互感器这一主体进行研究，阐述其故障的产生及其原因，并且提出改进措施。 【关键词】110kV输电线路 变电站 电压互感器
电压互感器（Potential transformer 简称PT，Voltage transformer也简称VT），它和变压器十分相似，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；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。所以，电压互感器在构造上也和变压器大同小异，都是由一次绕组和二次绕组两个部分组成。
1 电压互感器的原理
电压互感器作用于变压器相近，因此，在组成方面它也是由铁芯、线圈以及绝缘材料等构成。一般情况下，它的内部有两个线圈（线圈的匝数不同），线圈绕着不同铁芯分别组成电磁铁，其中一个线圈在通电的情况下产生磁通，从而使另一个线圈在电磁感应下产生一定的电压。对于测量电压可以单独使用，也可以三相使用，三相需要多配置一个线圈。
2 电压互感器的稳定性分析
由于电压互感器自身的阻抗较小，所以只要它的副边发生短路，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。测量用电压互感器一般都做成单相双线圈结构，其原边电压为被测电压（如电力系统的线电压），可以单相使用，也可以用两台接成V-V形作三相使用。三相使用时，三个线圈所产的电势总和为零，如果进行单相接地，第三个线圈就会对被测设备起到保护作用。
3 电压互感器的常见故障
3.1 电容器故障
互感器在运行过程当中，由于质量问题或者其它原因，致使其中的电容器极易受到损坏，从而影响整体承受电压的能力，导致其它节点承受的电压增加，使得整个互感器的能力受到抑制。在电容器当中，一次绕组的末端必须具有一个完好的连接，如果连接出现损坏，就会使其产生一个悬浮电压，严重的时候会导致电容器产生爆炸。此外，电容器的油封不完善也是导致其产生故障的原因之一，它的影响主要表现在电容器的容量降低和其它元件的损坏。
3.2 电磁单元故障
一般电磁单元都是由中间变压器、补偿电阻器、阻尼器组成。实际当中变压器出现问题通常是密封性不够或者生产质量不达标，生产运输过程当中，由于外部原因导致变压器的绝缘物质产生损伤，从而导致变压器的绝缘物质在使用过程当中被电流击穿，致使绕组短路。设备如果生产时，密封达不到要求就会导致使用过程当中潮气进入设备内部，从而使绕组的电阻降低，引发电流击穿现象，导致中间变压器发生损害。有时候，底座在安装或者生产时，严实度不足，也会导致潮气的进入，引发一系列故障。
3.3 绝缘单元故障
电压互感器在变电站当中运行过程都会有电流的流动，而为了保证电压过高影响设备整体，就必须要采取绝缘措施。绝缘故障是导致互感器故障的主要原因之一，而实际当中，绝缘故障主要表现是：绝缘物质老化和绝缘物质的损坏。绝缘部件由于长时间的使用，没有进行及时的更换，导致绝缘物质的老化，从而影响设备的密封性，产生较多间接的影响；绝缘部件在运输过程当中，没有采取保护措施，导致绝缘物质产生破坏，影响绝缘性能。
3.4 其他故障
除以上描述的故障意外，实际当中还存在以下故障：①避雷针故障，主要表现在避雷针的质量达不到要求，影响其性能。②设备安装完成之后，由于安装人员没有进行严格的检查，导致设备安装存在问题，影响设备的功能。③安装人员在安装过程当中没有按照规范进行，按照完成后也没有进行试运行和调试，导致设备运行参数与设计不符。
4 故障处理措施
针对以上问题，笔者给出以下建议：首先，相关部门应当严格规范电压互感器设备生产厂家的生产行为，保证设备的源头不存在问题；其次，是设备进场时要对其进行质量的检查和合格证的验收，防止设备运输过程当中发生损伤；安装过程当中，要派遣专业人员进行监督，安装完成后要求厂家试运行，保证设备安装完善之后再签字验收；设备使用前，要进行的检查和测试，进一步的为设备的质量提供保证；设备投入使用过后，也定时对设备进行检修，及时发现设备存在的问题，保证设备安全、稳定的运行，检修工作包括：①检查设备的严密性，防止设备内部受到湿气的侵入，引起设备的故障；②设备运行过程当中，要及时检查设备各部分温度、电压大小，一旦发现温度或电压超出此部分的承受限度，就要采取节流措施；建立专业的设备监管系统和人员团队，对设备故障发生的原因、过程和维修方式进行记录、保存，为此后进行相应的维修提供参考；再者是加强变电站检查、维护、管理人员的设备故障防范意识的培养，从而保证设备管理工作的稳定性；最后，是要加大电力设备设施的资金投入，保证旧设备及时进行更换和维护，提升设备运行的稳定性。
5 结语
电压互感器作为变电站重要的电气设备，其稳定性关系到整个变电站的运行稳定。110kV变电站作为输电网络当中重要的一环，保证其设备的稳定运行可以极大的提升电力输送的品质，为人们的生产、生活提供保障。
参考文献：
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变电站中PT爆炸为什么会影响整个变电站(五)
中性点不接地系统PT保险熔断的现象及原因分析
变电站10kV系统常采用中性点不接地方式，其电压互感器经常出现高压熔断器或二次保险一相或两相熔断等异常故障，这不仅影响了电能表的准确计量，而且还容易造成保护装置和安全自动装置的误动作，严重危及电网的安全可靠运行。电压互感器出现高压熔断器或二次保险一相或两相熔断后，会引起电压输出不平衡的现象，若我们对这方面认识不足，往往会因为查找时间过长而耽误送电，所以，就PT保险熔断的现象及原因有必要进行一些分析探讨。 1 电压互感器的作用
①将一次回路的高电压转为二次回路的标准低电压，监视母线电压及电力设备运行状况，并提供测量仪表、继电保护及自动装置所需电压量，保证系统正常运行。②使二次回路可采用低电压控制电缆，且使屏内布线简单，安装、调试、维护方便，可实现远方控制和测量。③使二次与一次高压部分隔离，且二次可设接地点，确保二次设备和人身安全。
2 电压互感器的接线方式
电压互感器的接线方式主要有V-V接线和星形-星形/开口三角两种，如图1所示。
图1
V-V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。这种接线方式有以下弊端：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。
星形-星形/开口接线：一次绕组接成星形，互感器接于相-地之间，因此，测量的是相对地电压，而并非各相与中性点之间电压，一次绕组接地属于工作接地。电压互感器的一次绕组阻抗极高，即使是在中性点直接接地或经消弧线圈接地的系统中，虽然电压互感器一次绕组中性点接地，但并不表示该系统中性点接地。
3 电压互感器保险的作用
电压互感器一次侧高压熔断器的作用：①保护电压互感器本身，当电压互感器本身故障时，熔断器迅速熔断，防止事故扩大；②防止高压电网受电压互感器本身及其引线的影响。
110kV及以上系统，电压互感器一次侧不装高压熔断器：①主要原因是考虑到系统灭弧问题较大，熔断器的断流容量亦很难满足要求，熔断器制造困难；②这一类互感器采用单相串级式，绝缘强度高，发生事故的可能性比较小；③110kV及以上系统，中性点一般采用直接接地，接地故障时，瞬时跳闸，不会过电压运行。
电压互感器的二次侧：①装设熔断器或低压断路器，当电压互感器二次侧及回路发生故障时，能够快速熔断或切断，保证电压互感器不遭受损坏及不造成保护误动。②计量、测量二次绕组装设熔断器。③保护用二次绕组装设快速低压断路器。
4 电压互感器保险熔断的现象
高压保险熔断，熔断相电压降低，但不为零。由于PT还会有一定的感应电压，所以其电压并不为零而其余两相为正常电压，其向量角为120。同时由于断相造成三相电压不平衡，故开口三角形处也会产生不平衡电压，即有零序电压，例如：C相高压保险烧断，矢量合成结果见图2，零序电压大约为33V左右，故能起动接地装置，发出接地信号。
变电站低压保险熔断时，与高压保险之不同在于：一次三相电压仍平衡，故开口三角形没有电压，因而不会发出接地信号，其它现象均同高压保险熔断的情况。
图2 C相断相时电压向量图
5 电压互感器保险熔断的危害
对变电设备的危害：10kV系统中保险熔断的其中一个重要原因是谐振过电压。谐振过电压会导致PT保险熔断、PT烧毁、外绝缘闪烙或避雷器爆炸等事故。
电网中大量非线性电感元件（变压器、电磁式电压互感器）在正常状态下，工作在励磁特性的非饱和区，但在暂态过程中（例如由于接地故障或断路器操作），电感工作状态会跃变到饱和区，电感上电压或其中通过电流突然异常上升，这种现象就是铁磁谐振。虽然谐振过电压幅值不高，但可长期存在。尤其是低频谐波对电压互感器线圈设备影响的同时可能会危及变电其它设备的绝缘，严重的可使母线上的其它薄弱环节的绝缘击穿，造成严重的短路事故甚至大面积停电事故。谐振原因：变电站母线上，通常连接电磁式电压互感器，因而PT是一种非线性电感元件，当发生断路器或刀闸操作，导致母线通过断路器的均压电容供电时，暂态过程可诱发铁磁谐振，结果引起PT和母线上电压急剧增加，PT中电流大幅上升，导致PT保险熔断、PT烧毁、外绝缘闪烙或避雷器爆炸等事故。
对运行方式的危害：出现电压互感器烧坏及高压保险熔断现象后，如不能马上修复，将导致10kV母线不能分段运行。对人员的危害：一旦发生电压互感器损坏或高压保险熔断现象，将会给运行人员巡视设备时造成人身伤害。降低供电可靠性和少计电量：若电压互感器损坏或高压保险熔断，则无法准确计量，直接造成电量损失或计量不准确。同时保护电压的消失将严重危及供电设备的安全运行。
6 PT保险熔断的常见原因
电压互感器高压侧熔丝熔断原因分析：①互感器内部线圈发生匝间、层间或相间短路及一相接地故障。②电压互感器一、二次回路故障，可能造成电压互感器过流。③系统发生铁磁谐振。变电站10KV系统采用中性点不接地方式，其母线系统上的Y0接线的PT是中性点不接地电网对地的唯一金属通道，因此电网相对地电容的充、放电途径必然通过PT一次绕组，PT的励磁电感和系统对地电容形成L-C回路，从而引发铁磁谐振而出现饱和过电压，并将由通常的工频位移过电压转化为谐波振荡过电压，使PT的励磁电流可达额定励磁电流的几倍到十几倍，造成PT的高压熔丝一相或两相或三相熔断，甚至使PT因严重过热而烧毁。
电压互感器二次侧熔丝熔断原因分析：①因人为原因引起的各种二次回路短路。②保护及自动装置元件损坏，引起电压二次回路短路。③二次回路导线受潮、腐蚀及损伤而发生一相接地，及二相接地短路故障。④电压互感器内部存在着金属性短路，也会造成电压互感器二次回路短路。
7 解决措施
防止铁磁谐振一般采用的方法：①改变XC/XL的比值，如使用电容式电压互感器（CVT）或在母线上接入一定大小的电容器，使XC/XL﹤0.01来避免谐振。②电压互感器开口三角绕组两端连接一适当数值的阻尼电阻R（约为几十欧）。③通过改变操作顺序来避免谐振电压的产生。
8 结语
在实际运行中中性点不接地系统10kV电压互感器保险熔断情况时有发生，给电力系统稳定运行带来很大危害。首先，要从互感器本身考虑，如加装合适的消谐装置，提高设备的稳定性和抵御系统故障能力。其次，发生故障时，要快速正确处理，防止故障的进一步扩大。再次，要不断总结使用的经验和故障处理的方法，才能保证系统的安全稳定运行。
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