过电压故障范文10篇

过电压故障范文篇1

变频器过电压主要是指其中间直流回路过电压，中间直流回路过电压主要危害在于：（1）引起电动机磁路饱和。对于电动机来说，电压主过高必然使电机铁芯磁通增加，可能导致磁路饱和，励磁电流过大，从面引起电机温升过高；（2）损害电动机绝缘。中间直流回路电压升高后，变频器输出电压的脉冲幅度过大，对电机绝缘寿命有很大的影响；（3）对中间直流回路滤波电容器寿命有直接影响，严重时会引起电容器爆裂。因而变频器厂家一般将中间直流回路过电压值限定在DC800V左右，一旦其电压超过限定值，变频器将按限定要求跳闸保护。

二、产生变频器过电压的原因

1.过电压的原因

一般能引起中间直流回路过电压的原因主要来自以下两个方面：

（1）来自电源输入侧的过电压

通常情况下的电源电压为380V，允许误差为-5%-+10%，经三相桥式全波整流后中间直流的峰值为591V，个别情况下电源线电压达到450V，其峰值电压也只有636V，并不算很高，一般电源电压不会使变频器因过电压跳闸。电源输入侧的过电压主要是指电源侧的冲击过电压，如雷电引起的过电压、补偿电容在合闸或断开时形成的过电压等，主要特点是电压变化率dv/dt和幅值都很大。

（2）来自负载侧的过电压

主要是指由于某种原因使电动机处于再生发电状态时，即电机处于实际转速比变频频率决定的同步转速高的状态，负载的传动系统中所储存的机械能经电动机转换成电能，通过逆变器的6个续流二极管回馈到变频器的中间直流回路中。此时的逆变器处于整流状态，如果变频器中没采取消耗这些能量的措施，这些能量将会导致中间直流回路的电容器的电压上升。达到限值即行跳闸。

2.从变频器负载侧可能引起过电压的情况及主要原因

从变频器负载侧可能引起过电压的情况及主要原因如下：

（1）变频器减速时间参数设定相对较小及未使用变频器减速过电压自处理功能。当变频器拖动大惯性负载时，其减速时间设定的比较小，在减速过程中，变频器输出频率下降的速度比较快，而负载惯性比较大，靠本身阻力减速比较慢，使负载拖动电动机的转速比变频器输出的频率所对应的转速还要高，电动机处于发电状态，而变频器没有能量处理单元或其作用有限，因而导致变频器中间直流回路电压升高，超出保护值，就会出现过电压跳闸故障。

大多数变频器为了避免跳闸，专门设置了减速过电压的自处理功能，如果在减速过程中，直流电压超过了设定的电压上限值，变频器的输出频率将不再下降，暂缓减速，待直流电压下降到设定值以下后再继续减速。如果减速时间设定不合适，又没有利用减速过电压的自处理功能，就可能出现此类故障。

（2）工艺要求在限定时间内减速至规定频率或停止运行。工艺流程限定了负载的减速时间，合理设定相关参数也不能减缓这一故障，系统也没有采取处理多余能量的措施，必然会引发过压跳闸故障。

（3）当电动机所传动的位能负载下放时，电动机将处于再生发电制动状态。位能负载下降过快，过多回馈能量超过中间直流回路及其能量处理单元的承受能力，过电压故障也会发生。

（4）变频器负载突降。变频器负载突降会使负载的转速明显上升，使负载电机进入再生发电状态，从负载侧向变频器中间直流回路回馈能量，短时间内能量的集中回馈，可能会中间直流回路及其能量处理单元的承受能力引发过电压故障。

（5）多个电机拖动同一个负载时，也可能出现这一故障，主要由于没有负荷分配引起的。以两台电动机拖动一个负载为例，当一台电动机的实际转速大于另一台电动机的同步转速时，则转速高的电动机相当于原动机，转速低的处于发电状态，引起了过电压故障。处理时需加负荷分配控制。可以把变频器输出特性曲线调节的软一些。

（6）变频器中间直流回路电容容量下降

变频器在运行多年后，中间直流回路电容容量下降将不可避免，中间直流回路对直流电压的调节程度减弱，在工艺状况和设定参数未曾改变的情况下，发生变频器过电压跳闸几率会增大，这时需要对中间直流回路电容器容量下降情况进行检查。

三、过电压故障处理对策

对于过电压故障的处理，关键一是中间直流回路多余能量如何及时处理；二是如何避免或减少多余能量向中间直流回路馈送，使其过电压的程度限定在允许的限值之内。下面是主要的对策。

1.在电源输入侧增加吸收装置，减少过电压因素

对于电源输入侧有冲击过电压、雷电引起的过电压、补偿电容在合闸或断开时形成的过电压可能发生的情况下，可以采用在输入侧并联浪涌吸收装置或串联电抗器等方法加以解决。

2.从变频器已设定的参数中寻找解决办法

在变频器可设定的参数中主要有两点：是减速时间参数和变频器减速过电压自处理功能。在工艺流程中如不限定负载减速时间时，变频器减速时间参数的设定不要太短，而使得负载动能释放的太快，该参数的设定要以不引起中间回路过电压为限，特别要注意负载惯性较大时该参数的设定。如果工艺流程对负载减速时间有限制，而在限定时间内变频器出现过电压跳闸现象，就要设定变频器失速自整定功能或先设定变频器不过压情况下可减至的频率值，暂缓后减速至零，减缓频率减少的速度。

3.通过控制系统功能优势解决变频器过电压问题

在很多工艺流程中，变频器的减速和负载的突降是受控制系统支配的，可以利用控制系统的一些功能，在变频器的减速和负载的突降前进行控制，减少过多的能量馈入变频器中间直流回路。如对于规律性减速过电压故障，可将变频器输入侧的不可控整流桥换成半可控或全控整流桥，在减速前将中间直流电压控制在允许的较低值，相对加大中间直流回路承受馈入能量的能力，避免产生过电压故障。而对于规律性负载突降过电压故障，可利用控制系统如SIEMENS的PLC系统的控制功能，在负载突降前，将变频器的频率作适当提升，减少负载侧过多的能量馈入中间直流回路，以减少其引起的过电压故障。

4.采用增加泄放电阻的方法

一般小于7.5kW的变频器在出厂时内部中间直流回路均装有控制单元和泄放电阻，大于7.5kW的变频器需根据实际情况外加控制单元和泄放电阻，为中间直流回路多余能量释放提供通道，是一种常用的泄放能量的方法。其不足之处是能耗高，可能出现频繁投切或长时间投运，致使电阻温度升高、设备损坏。

5.在输入侧增加逆变电路的方法

处理变频器中间直流回路能量最好的方法就是在输入侧增加逆变电路，可以将多余的能量回馈给电网。但逆变桥价格昂贵，技术要求复杂，不是较经济的方法。这样在实际中就限制了它的应用，只有在较高级的场合才使用。

6.采用在中间直流回路上增加适当电容的方法中间直流回路电容对其电压稳定、提高回路承受过电压的能力起着非常重要的作用。适当增大回路的电容量或及时更换运行时间过长且容量下降的电容器是解决变频器过电压的有效方法。这里还包括在设计阶段选用较大容量的变频器的方法，是以增大变频器容量的方法来换取过电压能力的提高。

7.在条件允许的情况下适当降低工频电源电压

目前变频器电源侧一般采用不可控整流桥，电源电压高，中间直流回路电压也高，电源电压为380V、400V、450V时，直流回路电压分别为537V、565V、636V。有的变频器距离变压器很近，变频器输入电压高达400V以上，对变频器中间直流回路承受过电压能力影响很大，在这种情况下，如果条件允许可以将变压器的分接开关放置在低压档，通过适当降低电源电压的方式，达到相对提高变频器过电压能力的目的。

8.多台变频器共用直流母线的方法

至少两台同时运行的变频器共用直流母线可以很好的解决变频器中间直流回路过电压问题，因为任何一台变频器从直流母线上取用的电流一般均大于同时间从外部馈入的多余电流，这样就可以基本上保持共用直流母线的电压。使用共用直流母线存在的最大的问题应是共用直流母线保护上的问题，在利用共用直流母线解决过电压的问题时应注意这一点。

变频器中间直流过电压故障是变频器的一个弱点，关键是要分清原因，结合变频器本身参数、控制系统状况和工艺流程等情况，才能制定相应的对策，只要认真对待，该过电压故障是不难解决的。

过电压故障范文篇2

变频器过电压主要是指其中间直流回路过电压，中间直流回路过电压主要危害在于：（1）引起电动机磁路饱和。对于电动机来说，电压主过高必然使电机铁芯磁通增加，可能导致磁路饱和，励磁电流过大，从面引起电机温升过高；（2）损害电动机绝缘。中间直流回路电压升高后，变频器输出电压的脉冲幅度过大，对电机绝缘寿命有很大的影响；（3）对中间直流回路滤波电容器寿命有直接影响，严重时会引起电容器爆裂。因而变频器厂家一般将中间直流回路过电压值限定在DC800V左右，一旦其电压超过限定值，变频器将按限定要求跳闸保护。

二、产生变频器过电压的原因

1.过电压的原因

一般能引起中间直流回路过电压的原因主要来自以下两个方面：

（1）来自电源输入侧的过电压

通常情况下的电源电压为380V，允许误差为-5%-+10%，经三相桥式全波整流后中间直流的峰值为591V，个别情况下电源线电压达到450V，其峰值电压也只有636V，并不算很高，一般电源电压不会使变频器因过电压跳闸。电源输入侧的过电压主要是指电源侧的冲击过电压，如雷电引起的过电压、补偿电容在合闸或断开时形成的过电压等，主要特点是电压变化率dv/dt和幅值都很大。

（2）来自负载侧的过电压

主要是指由于某种原因使电动机处于再生发电状态时，即电机处于实际转速比变频频率决定的同步转速高的状态，负载的传动系统中所储存的机械能经电动机转换成电能，通过逆变器的6个续流二极管回馈到变频器的中间直流回路中。此时的逆变器处于整流状态，如果变频器中没采取消耗这些能量的措施，这些能量将会导致中间直流回路的电容器的电压上升。达到限值即行跳闸。

2.从变频器负载侧可能引起过电压的情况及主要原因

从变频器负载侧可能引起过电压的情况及主要原因如下：

（1）变频器减速时间参数设定相对较小及未使用变频器减速过电压自处理功能。当变频器拖动大惯性负载时，其减速时间设定的比较小，在减速过程中，变频器输出频率下降的速度比较快，而负载惯性比较大，靠本身阻力减速比较慢，使负载拖动电动机的转速比变频器输出的频率所对应的转速还要高，电动机处于发电状态，而变频器没有能量处理单元或其作用有限，因而导致变频器中间直流回路电压升高，超出保护值，就会出现过电压跳闸故障。

大多数变频器为了避免跳闸，专门设置了减速过电压的自处理功能，如果在减速过程中，直流电压超过了设定的电压上限值，变频器的输出频率将不再下降，暂缓减速，待直流电压下降到设定值以下后再继续减速。如果减速时间设定不合适，又没有利用减速过电压的自处理功能，就可能出现此类故障。

（2）工艺要求在限定时间内减速至规定频率或停止运行。工艺流程限定了负载的减速时间，合理设定相关参数也不能减缓这一故障，系统也没有采取处理多余能量的措施，必然会引发过压跳闸故障。

（3）当电动机所传动的位能负载下放时，电动机将处于再生发电制动状态。位能负载下降过快，过多回馈能量超过中间直流回路及其能量处理单元的承受能力，过电压故障也会发生。

（4）变频器负载突降。变频器负载突降会使负载的转速明显上升，使负载电机进入再生发电状态，从负载侧向变频器中间直流回路回馈能量，短时间内能量的集中回馈，可能会中间直流回路及其能量处理单元的承受能力引发过电压故障。

（5）多个电机拖动同一个负载时，也可能出现这一故障，主要由于没有负荷分配引起的。以两台电动机拖动一个负载为例，当一台电动机的实际转速大于另一台电动机的同步转速时，则转速高的电动机相当于原动机，转速低的处于发电状态，引起了过电压故障。处理时需加负荷分配控制。可以把变频器输出特性曲线调节的软一些。

（6）变频器中间直流回路电容容量下降

变频器在运行多年后，中间直流回路电容容量下降将不可避免，中间直流回路对直流电压的调节程度减弱，在工艺状况和设定参数未曾改变的情况下，发生变频器过电压跳闸几率会增大，这时需要对中间直流回路电容器容量下降情况进行检查。

三、过电压故障处理对策

对于过电压故障的处理，关键一是中间直流回路多余能量如何及时处理；二是如何避免或减少多余能量向中间直流回路馈送，使其过电压的程度限定在允许的限值之内。下面是主要的对策。

1.在电源输入侧增加吸收装置，减少过电压因素

对于电源输入侧有冲击过电压、雷电引起的过电压、补偿电容在合闸或断开时形成的过电压可能发生的情况下，可以采用在输入侧并联浪涌吸收装置或串联电抗器等方法加以解决。

2.从变频器已设定的参数中寻找解决办法

在变频器可设定的参数中主要有两点：是减速时间参数和变频器减速过电压自处理功能。在工艺流程中如不限定负载减速时间时，变频器减速时间参数的设定不要太短，而使得负载动能释放的太快，该参数的设定要以不引起中间回路过电压为限，特别要注意负载惯性较大时该参数的设定。如果工艺流程对负载减速时间有限制，而在限定时间内变频器出现过电压跳闸现象，就要设定变频器失速自整定功能或先设定变频器不过压情况下可减至的频率值，暂缓后减速至零，减缓频率减少的速度。

3.通过控制系统功能优势解决变频器过电压问题

在很多工艺流程中，变频器的减速和负载的突降是受控制系统支配的，可以利用控制系统的一些功能，在变频器的减速和负载的突降前进行控制，减少过多的能量馈入变频器中间直流回路。如对于规律性减速过电压故障，可将变频器输入侧的不可控整流桥换成半可控或全控整流桥，在减速前将中间直流电压控制在允许的较低值，相对加大中间直流回路承受馈入能量的能力，避免产生过电压故障。而对于规律性负载突降过电压故障，可利用控制系统如SIEMENS的PLC系统的控制功能，在负载突降前，将变频器的频率作适当提升，减少负载侧过多的能量馈入中间直流回路，以减少其引起的过电压故障。

4.采用增加泄放电阻的方法

一般小于7.5kW的变频器在出厂时内部中间直流回路均装有控制单元和泄放电阻，大于7.5kW的变频器需根据实际情况外加控制单元和泄放电阻，为中间直流回路多余能量释放提供通道，是一种常用的泄放能量的方法。其不足之处是能耗高，可能出现频繁投切或长时间投运，致使电阻温度升高、设备损坏。

5.在输入侧增加逆变电路的方法

处理变频器中间直流回路能量最好的方法就是在输入侧增加逆变电路，可以将多余的能量回馈给电网。但逆变桥价格昂贵，技术要求复杂，不是较经济的方法。这样在实际中就限制了它的应用，只有在较高级的场合才使用。

6.采用在中间直流回路上增加适当电容的方法中间直流回路电容对其电压稳定、提高回路承受过电压的能力起着非常重要的作用。适当增大回路的电容量或及时更换运行时间过长且容量下降的电容器是解决变频器过电压的有效方法。这里还包括在设计阶段选用较大容量的变频器的方法，是以增大变频器容量的方法来换取过电压能力的提高。

7.在条件允许的情况下适当降低工频电源电压

目前变频器电源侧一般采用不可控整流桥，电源电压高，中间直流回路电压也高，电源电压为380V、400V、450V时，直流回路电压分别为537V、565V、636V。有的变频器距离变压器很近，变频器输入电压高达400V以上，对变频器中间直流回路承受过电压能力影响很大，在这种情况下，如果条件允许可以将变压器的分接开关放置在低压档，通过适当降低电源电压的方式，达到相对提高变频器过电压能力的目的。

8.多台变频器共用直流母线的方法

至少两台同时运行的变频器共用直流母线可以很好的解决变频器中间直流回路过电压问题，因为任何一台变频器从直流母线上取用的电流一般均大于同时间从外部馈入的多余电流，这样就可以基本上保持共用直流母线的电压。使用共用直流母线存在的最大的问题应是共用直流母线保护上的问题，在利用共用直流母线解决过电压的问题时应注意这一点。

变频器中间直流过电压故障是变频器的一个弱点，关键是要分清原因，结合变频器本身参数、控制系统状况和工艺流程等情况，才能制定相应的对策，只要认真对待，该过电压故障是不难解决的。

过电压故障范文篇3

变频器过电压主要是指其中间直流回路过电压，中间直流回路过电压主要危害在于：（1）引起电动机磁路饱和。对于电动机来说，电压主过高必然使电机铁芯磁通增加，可能导致磁路饱和，励磁电流过大，从面引起电机温升过高；（2）损害电动机绝缘。中间直流回路电压升高后，变频器输出电压的脉冲幅度过大，对电机绝缘寿命有很大的影响；（3）对中间直流回路滤波电容器寿命有直接影响，严重时会引起电容器爆裂。因而变频器厂家一般将中间直流回路过电压值限定在DC800V左右，一旦其电压超过限定值，变频器将按限定要求跳闸保护。

二、产生变频器过电压的原因

1.过电压的原因

一般能引起中间直流回路过电压的原因主要来自以下两个方面：

（1）来自电源输入侧的过电压

通常情况下的电源电压为380V，允许误差为-5%-+10%，经三相桥式全波整流后中间直流的峰值为591V，个别情况下电源线电压达到450V，其峰值电压也只有636V，并不算很高，一般电源电压不会使变频器因过电压跳闸。电源输入侧的过电压主要是指电源侧的冲击过电压，如雷电引起的过电压、补偿电容在合闸或断开时形成的过电压等，主要特点是电压变化率dv/dt和幅值都很大。

（2）来自负载侧的过电压

主要是指由于某种原因使电动机处于再生发电状态时，即电机处于实际转速比变频频率决定的同步转速高的状态，负载的传动系统中所储存的机械能经电动机转换成电能，通过逆变器的6个续流二极管回馈到变频器的中间直流回路中。此时的逆变器处于整流状态，如果变频器中没采取消耗这些能量的措施，这些能量将会导致中间直流回路的电容器的电压上升。达到限值即行跳闸。

2.从变频器负载侧可能引起过电压的情况及主要原因

从变频器负载侧可能引起过电压的情况及主要原因如下：

（1）变频器减速时间参数设定相对较小及未使用变频器减速过电压自处理功能。当变频器拖动大惯性负载时，其减速时间设定的比较小，在减速过程中，变频器输出频率下降的速度比较快，而负载惯性比较大，靠本身阻力减速比较慢，使负载拖动电动机的转速比变频器输出的频率所对应的转速还要高，电动机处于发电状态，而变频器没有能量处理单元或其作用有限，因而导致变频器中间直流回路电压升高，超出保护值，就会出现过电压跳闸故障。

大多数变频器为了避免跳闸，专门设置了减速过电压的自处理功能，如果在减速过程中，直流电压超过了设定的电压上限值，变频器的输出频率将不再下降，暂缓减速，待直流电压下降到设定值以下后再继续减速。如果减速时间设定不合适，又没有利用减速过电压的自处理功能，就可能出现此类故障。

（2）工艺要求在限定时间内减速至规定频率或停止运行。工艺流程限定了负载的减速时间，合理设定相关参数也不能减缓这一故障，系统也没有采取处理多余能量的措施，必然会引发过压跳闸故障。

（3）当电动机所传动的位能负载下放时，电动机将处于再生发电制动状态。位能负载下降过快，过多回馈能量超过中间直流回路及其能量处理单元的承受能力，过电压故障也会发生。

（4）变频器负载突降。变频器负载突降会使负载的转速明显上升，使负载电机进入再生发电状态，从负载侧向变频器中间直流回路回馈能量，短时间内能量的集中回馈，可能会中间直流回路及其能量处理单元的承受能力引发过电压故障。

（5）多个电机拖动同一个负载时，也可能出现这一故障，主要由于没有负荷分配引起的。以两台电动机拖动一个负载为例，当一台电动机的实际转速大于另一台电动机的同步转速时，则转速高的电动机相当于原动机，转速低的处于发电状态，引起了过电压故障。处理时需加负荷分配控制。可以把变频器输出特性曲线调节的软一些。

（6）变频器中间直流回路电容容量下降

变频器在运行多年后，中间直流回路电容容量下降将不可避免，中间直流回路对直流电压的调节程度减弱，在工艺状况和设定参数未曾改变的情况下，发生变频器过电压跳闸几率会增大，这时需要对中间直流回路电容器容量下降情况进行检查。三、过电压故障处理对策

对于过电压故障的处理，关键一是中间直流回路多余能量如何及时处理；二是如何避免或减少多余能量向中间直流回路馈送，使其过电压的程度限定在允许的限值之内。下面是主要的对策。

1.在电源输入侧增加吸收装置，减少过电压因素

对于电源输入侧有冲击过电压、雷电引起的过电压、补偿电容在合闸或断开时形成的过电压可能发生的情况下，可以采用在输入侧并联浪涌吸收装置或串联电抗器等方法加以解决。

2.从变频器已设定的参数中寻找解决办法

在变频器可设定的参数中主要有两点：是减速时间参数和变频器减速过电压自处理功能。在工艺流程中如不限定负载减速时间时，变频器减速时间参数的设定不要太短，而使得负载动能释放的太快，该参数的设定要以不引起中间回路过电压为限，特别要注意负载惯性较大时该参数的设定。如果工艺流程对负载减速时间有限制，而在限定时间内变频器出现过电压跳闸现象，就要设定变频器失速自整定功能或先设定变频器不过压情况下可减至的频率值，暂缓后减速至零，减缓频率减少的速度。

3.通过控制系统功能优势解决变频器过电压问题

在很多工艺流程中，变频器的减速和负载的突降是受控制系统支配的，可以利用控制系统的一些功能，在变频器的减速和负载的突降前进行控制，减少过多的能量馈入变频器中间直流回路。如对于规律性减速过电压故障，可将变频器输入侧的不可控整流桥换成半可控或全控整流桥，在减速前将中间直流电压控制在允许的较低值，相对加大中间直流回路承受馈入能量的能力，避免产生过电压故障。而对于规律性负载突降过电压故障，可利用控制系统如SIEMENS的PLC系统的控制功能，在负载突降前，将变频器的频率作适当提升，减少负载侧过多的能量馈入中间直流回路，以减少其引起的过电压故障。

4.采用增加泄放电阻的方法

一般小于7.5kW的变频器在出厂时内部中间直流回路均装有控制单元和泄放电阻，大于7.5kW的变频器需根据实际情况外加控制单元和泄放电阻，为中间直流回路多余能量释放提供通道，是一种常用的泄放能量的方法。其不足之处是能耗高，可能出现频繁投切或长时间投运，致使电阻温度升高、设备损坏。

5.在输入侧增加逆变电路的方法

处理变频器中间直流回路能量最好的方法就是在输入侧增加逆变电路，可以将多余的能量回馈给电网。但逆变桥价格昂贵，技术要求复杂，不是较经济的方法。这样在实际中就限制了它的应用，只有在较高级的场合才使用。

6.采用在中间直流回路上增加适当电容的方法中间直流回路电容对其电压稳定、提高回路承受过电压的能力起着非常重要的作用。适当增大回路的电容量或及时更换运行时间过长且容量下降的电容器是解决变频器过电压的有效方法。这里还包括在设计阶段选用较大容量的变频器的方法，是以增大变频器容量的方法来换取过电压能力的提高。

7.在条件允许的情况下适当降低工频电源电压

目前变频器电源侧一般采用不可控整流桥，电源电压高，中间直流回路电压也高，电源电压为380V、400V、450V时，直流回路电压分别为537V、565V、636V。有的变频器距离变压器很近，变频器输入电压高达400V以上，对变频器中间直流回路承受过电压能力影响很大，在这种情况下，如果条件允许可以将变压器的分接开关放置在低压档，通过适当降低电源电压的方式，达到相对提高变频器过电压能力的目的。

8.多台变频器共用直流母线的方法

至少两台同时运行的变频器共用直流母线可以很好的解决变频器中间直流回路过电压问题，因为任何一台变频器从直流母线上取用的电流一般均大于同时间从外部馈入的多余电流，这样就可以基本上保持共用直流母线的电压。使用共用直流母线存在的最大的问题应是共用直流母线保护上的问题，在利用共用直流母线解决过电压的问题时应注意这一点。

变频器中间直流过电压故障是变频器的一个弱点，关键是要分清原因，结合变频器本身参数、控制系统状况和工艺流程等情况，才能制定相应的对策，只要认真对待，该过电压故障是不难解决的。

过电压故障范文篇4

关键词：消弧过电压KWX限制措施

1、中性点非直接接地系统弧光接地过电压的危害

1.1弧光接地的产生

①固体绝缘设备的增多降低了系统承受过电压的能力

随着我国电网的发展，具有固体绝缘的电缆线路逐渐取代架空线路。由于固体绝缘击穿的积累效应，在3～4倍的内部过电压作用下，局部放电会造成绝缘的积累性损伤。

②真空断路器的大量采用使操作过电压的概率大大提高

由于真空断路器很强的灭弧能力，在电弧过零点之前被强行截断。截流后电感中的磁能在向杂散电容充放电的振荡过程中，产生过电压。这种过电压，主要产生在相间，一般为额定相电压的3～4倍。

③内部过电压得不到有效限制使绝缘寿命大大降低

按照国标GB311.1的规定，220kV及以下的系统以雷电过电压作为防护重点。对于3～35kV的中压系统，大多数场合还在采用传统的避雷器来限制过电压。避雷器的放电电压为相电压的4倍以上，按躲过内部过电压设计。而且避雷器接在相对地之间，对发生在相与相之间的操作过电压，根本起不到限制作用。

在内部过电压的长期持续作用下，聚乙烯交联电缆等固体绝缘设备的运行寿命大大降低，形成绝缘的薄弱环节，导致对地击穿。

④雷击、鸟害、断线、树枝等外力破坏以及阀式避雷器放电等，是产生弧光接地的外部原因。

1.2弧光接地过电压的产生

形成弧光接地过电压的基础是间歇性电弧。当中性点非直接接地系统发生单相间歇性弧光接地（以下简称“弧光接地”）故障时，由于电弧多次不断的熄灭和重燃，导致系统对地电容上的电荷多次不断的积累和重新再分配，在非故障相的电感—电容回路上引起高频振荡过电压。对于架空线路，过电压幅值一般可达3.1～3.5倍相电压。

以电缆线路为主的供电电网，绝缘击穿或电弧重燃时过渡过程中的高频电流，可达数百安培甚至上千安培。高频电流过零点电弧熄灭的可能性大大提高，电缆线路弧光接地时，非故障相的过电压可达4～71倍。

1.3弧光接地过电压的危害

①高幅值的过电压加剧了电缆等固体绝缘的积累性破坏

对于中性点非直接接地系统，我国现行规程笼统地规定允许带单相接地故障运行2小时，并未区分是架空线路还是电缆线路，也没有明确是弧光接地还是金属接地。在高幅值的弧光接地过电压的持续作用下，加剧了电缆等固体绝缘的积累性破坏。最终在非故障相的绝缘薄弱环节造成对地击穿，进而发展成为相间短路事故。

②弧光接地过电压导致烧PT或保险熔断

普通的电压互感器饱和点一般为1.6～1.8倍，在弧光接地过电压作用下，使电压互感器严重饱和，激磁电流剧烈增加。另一方面，电压互感器饱和，也很容易激发铁磁谐振，导致电压互感器过载。上述两种情况，都将造成电压互感器烧毁或高压保险熔断。

③弧光接地过电压导致避雷器爆炸

弧光接地时，过电压的能量由电源提供，持续时间较长，能量很大。当过电压的能量超过避雷器所能承受的400A2mS的能量指标时，就会造成避雷器的爆炸事故。

2、弧光接地时电弧对故障点的破坏

2.1弧光接地时流过故障点的电弧电流

弧光接地或电弧重燃的瞬间，已充电的相对地电容将要向故障点放电，相当于RLC放电过程。放电电流为：

过渡过程结束后，流过故障点的电弧电流只剩下稳态的工频电容电流，其有效值为：

I=3Uω0C

瞬时值为：

流过故障点的综合电弧电流为：

2.2不同电网单相接地时的电弧电流

不难证明以电缆线路为主的电网和以架空线路为主的电网，当发生单相电弧接地时，电弧电流具有如下特征：

①电缆线路的稳态工频电弧电流是架空线路的25～50倍；

②电缆线路的高频电弧电流是架空线路的十倍以上；

③架空线路的接地电弧较长，高频电弧电流衰减较快。

2.3单相接地电弧电流对架空线路的破坏

由于高频电流较小，且衰减较快，发生单相接地时，电弧电流对故障点的破坏程度，主要取决于稳态的工频电容电流。正因为这样，几十年来，人们一直把工频电容电流当作单相接地时的电弧电流。

单相接地时的电弧电流对故障点的破坏，主要表现在：

①燃弧点的温度高达5000K以上，将会烧伤导线，甚至导致断线事故。

②若电弧不能很快熄灭，则在风吹、电动力、热气流等因素的影响下，将会发展成为相间弧光短路事故。

2.4单相接地电弧电流对电缆线路的破坏

①由于电缆线路的稳态工频电容电流比架空线路大很多，而过渡过程中的高频电流更大，电弧电流对故障点的破坏程度远比架空线路严重得多；

②电缆线路的相间距离很短，电弧燃烧时将直接破坏相间绝缘，以致于在几分钟之内就会形成相间短路事故。

3、我国限制弧光接地过电压的措施分析

3.1消弧线圈的作用

①消弧线圈曾经对提高3～35kV架空线路供电可靠性起到了积极的作用

中性点非直接接地系统发生单相接地时，三相电压是对称的，仍然可以继续供电。由于消弧线圈的电感电流补偿了电容电流，使得故障点的电弧能够自行熄灭，这就大大减小了因受风吹、电动力等影响而引起直接的相间弧光短路的可能性。一旦电弧自行熄灭后，架空线路的绝缘又可以完全恢复。

②消弧线圈对于以电缆线路为主的供电网络已不能继续发挥作用

随着城网改造的进行，架空线路逐步被电缆线路取代，中压电网中固体绝缘的设备逐年增多，以及现有电缆线路随着运行时间的加长绝缘逐渐老化。近几年来弧光接地过电压的问题越来越突出，以至于电缆放炮等绝缘事故成为影响企业内部电网和供电电网安全运行的主要因素。

几十年来人们误认为消弧线圈能够限制弧光接地过电压。其实不然，消弧线圈不仅不能抑制弧光接地过电压，有时反而加大了过电压的幅值①。

从弧光接地过电压产生的整个过程来看，与系统对地电容电流的大小并无关系。有人曾经在系统对地电容电流为1.1～4.5A的情况下做过上千次试验，结果每次都有弧光接地过电压产生①。消弧线圈无法将故障点的电弧电流降低到1.1A以下，因此并不能抑制弧光接地过电压。所以，我国现行规程并不建议采用消弧线圈来抑制弧光接地过电压①。

正是由于消弧线圈的投入，减少了故障点的电流，加快了故障点绝缘的恢复，使得在电压接近最大值的时候发生击穿的可能性以及在高频电流过零点击穿的可能性大大增加。这都会导致过电压幅值的增加。

如前所述，电缆线路发生单相电弧接地时，电弧电流以高频电流为主。而消弧线圈只能补偿工频电流的90～95%，对于高频电流根本起不到补偿作用。消弧线圈无法减轻高频电弧电流对故障点的破坏。

与架空线路不同的是，电缆线路等固体绝缘设备的绝缘水平低于架空线路，一旦发生击穿其绝缘很难恢复，而且故障的发展非常迅速，这类设备对弧光接地过电压的承受能力远远低于架空线路。大量的事故表明，电路线路发生单相接地警报之后，少则几秒钟多则十几分钟就已发展成为相间短路事故。

③消弧线圈正常运行时给系统带来的问题

a.消弧线圈与系统对地电容串联谐振，产生虚幻接地或串联谐振过电压

可以证明，是消弧线圈的投入，放大了系统的不平衡电压Ubp，使系统中性点产生位移电压U0：

U0=Ubp

正是这一位移电压，才导致接地保护误动作发出接地警报，造成虚幻接地现象或者串联谐振过电压。

b.消弧线圈与系统对地电容并联谐振，产生传递过电压③

变压器高压侧的对地过电压U01通过高低压绕组之间的耦合电容C12传递到低压侧，使低压侧产生过电压U02.这一过电压取决于变压器低压侧对地阻抗Z20与高低压绕组间耦合阻抗Z12之间的分压比，即传递系数K.等效电路如下图所示：

其中，Z12由高低压绕组之间的耦合电容C12构成，Z20由消弧线圈的电感L及系统对地电容C构成。

U02=KU01

K=Z20/（Z20+Z12）

由于正常时LC运行在谐振点附近，变压器对地阻抗Z20很大，使得传递系数接近于1，产生传递过电压。

c.选线灵敏度降低甚至无法选线。

中性点非直接接地系统发生单相接地故障时，应尽快选出故障线路，以便检查处理。由于消弧线圈的补偿作用，使故障点的电流减少，相位发生变化，必然会降低选线的灵敏度，甚至使选线工作根本无法进行。

3.2中性点经小电阻接地

正因为消弧线圈不但不能避免电缆事故，在正常运行时还存在上述诸多问题，我国北京、上海、广州等地区已逐步将中性点经消弧线圈接地改为经小电阻接地方式，我国石油化工系统也提出了采用小电阻接地方式的建议④。

中性点经小电阻接地，从根本上解决了消弧线圈正常运行中带来的问题，缓解了弧光接地时的过电压，但扩大了单相接地时的故障电流，加剧了故障点的烧伤，牺牲了对用户供电的可靠性。对于用电企业，被迫停电将会造成巨大的经济损失。

3.3将电弧接地快速地转化为金属接地

为能有效抑制弧光接地过电压，防止电缆事故的发生，避免企业因被迫停电所带来的经济损失，当发生单相电弧接地时，应当在以下方面采取措施：

①尽快熄灭电弧，防止故障进一步发展；

②尽快将过电压限制在安全水平，避免固体绝缘的积累性破坏；

③允许用户在完成转移负荷的倒闸操作之后再处理故障线路，避免被迫停电。

在中性点非直接接地系统中，发生单相电弧接地时，若能快速地转化为金属接地，则可收到如下效果：

①由于故障相直接与地网连接，对地电压等于零，工频电弧和高频电弧都将立即熄灭；

②金属性接地后，非故障相上的过电压立即稳定在倍，系统中的设备可以在这个电压下安全运行；

③由于电弧被熄灭，过电压被限制在安全水平，故障不会再继续发展，为用户倒闸操作赢得了时间，避免造成被迫停电。

④由于弧光接地的持续时间大大缩短，过电压的能量降低到过电压保护器允许的400A2mS能量指标以内，避免了过电压保护器爆炸事故；

⑤由于母线过电压被限制在较低的水平，可避免激发铁磁谐振过电压。

3.4将故障相经氧化锌非线性电阻接地

①由于氧化锌非线性电阻导通电压不为零，装置动作后不能保证立即熄灭电弧，电弧熄灭后也不能保证不重燃；

②电弧一旦熄灭并不再重燃，则系统电容电流将全部流过氧化锌非线性电阻，若能容量按照1MJ设计，氧化锌非线性电阻也只能维持5秒钟，仍不能避免被迫停电。

4、结论

过电压故障范文篇5

关键词：电气装置过电压保护设计限制措施SPD

1.1过电压概述

表1－1低压系统过电压类别

大气过电压

直击雷过电压

感应雷击过电压

雷电波侵入过电压

操作过电压

操作容性负载过电压

电容器组

空载长线路

操作感性负载过电压

空载变压器

电抗器

电动机

真空断路器

谐振引起的过电压

工频过电压

并列或解列过电压

负载的投入与切除

IT系统发生接地故障引起对地电压升高

TN系统或TT系统中性线开路引起对地电压升高

低压系统相导体与中性导体间的短路时中性线对地电压升高

低压系统故障相的接地故障电压不超过50V，非故障相对地电压升高

高压系统接地故障电压窜入低压侧（高压为接地系统，变电所内一个接地系统）。当切断时间大于5s时，允许的工频过电压U0+250V；当切断时间小于或等于5s时，允许的工频过电压U0+1200V。

1.2耐冲击类别（过电压类别）的划分

1.耐冲击类别（过电压类别）划分的目的

耐冲击类别是根据对设备预期不间断供电和能承受的事故后果来区分设备适用性的不同等级。通过对设备耐冲击水平的选择，使整个电气装置达到绝缘配合，将故障的危害性降低到允许的水平，以提供一个抑制过电压的基础。

耐冲击类别标识数字越高，表明设备的耐冲击性能越高，可供选择的抑制过电压的方法越多。

耐冲击类别这一概念适用于直接从电源线上接电的设备。

2.耐冲击类别（过电压类别）说明

Ⅰ类耐冲击设备是打算与建筑物固定电气装置相连的设备。保护措施应在此设备之外，既可固定在电气装置内也可固定在电气装置和此设备之间，以限制瞬态过电压在规定的水平。

Ⅱ类耐冲击设备是与建筑物固定电气装置相连的设备。

注：此类设备举例：家用电器、便携式工具以及类似负荷。

Ⅲ类耐冲击设备是固定电气装置的组成部分和其他预期具有较高适用性类别的设备。

注：此类设备举例：固定电气装置的配电盘、断路器、布线系统，包括电缆、母线、接线盒、开关、插座），工业用设备以及某些其他设备，如与固定电气装置永久相连的固定式电机。

Ⅳ类耐冲击设备是用于建筑物电气装置主配电盘来电侧电源进线端或其附近的设备。

注：此类设备举例：电气测量仪表、一次过电流保护电器以及滤波器。

1.3过电压抑制的配置

需装设电涌保护器时，应符合下列各条：

1.自身抑制

在电气装置全部由低压地下系统而不含架空线供电的情况下，依据表1－2所规定的设备耐冲击电压值便足够了，而不需要附加的大气过电压保护。

在电气装置由低压架空线供电或含有低压架空线供电的情况下，且外界环境影响为AQ1（雷暴日数<25日/年）时，不需要附加的大气过电压保护。

2保护抑制

一、电气装置由架空线或含有架空线的线路供电，且当地雷电活动符合外界环境影响条件AQ2（雷暴日数>25日/年）时，应装设大气过电压保护。保护装置的保护水平不应高于表2列出的Ⅱ类过电压水平。

二、在一、条件下，建筑物电气装置的大气过电压保护可采取以下措施：

－按照IEC60364-5-534（过电压保护电器）安装具有II类保护水平的电涌保护器。

－或通过其他方法提供至少等效的电压衰减量。

表1－2要求的设备额定耐冲击电压值

电气装置标称电压*

V

要求的耐冲击电压值

kV

三相系统

带中性点的

单相系统

电气装置电源进线端的设备

(耐冲击类别Ⅳ)

配电装置和末级电路的设备

(耐冲击类别Ⅲ)

用电器具

(耐冲击类别Ⅱ)

有特殊保护的

设备

(耐冲击类别Ⅰ)

－

120～240

4

2.5

1.5

0.8

230/400

277/480

－

6

4

2.5

1.5

400/690

－

8

6

4

2.5

1000

－

12

8

6

4

*根据IEC60038：1983。

三、在架空线上应用保护抑制的导则

对过电压水平的保护抑制可通过在电气装置中直接安装电涌保护器，或在架空线上安装电涌保护器来获得。例如，可以采取以下措施：

a）如果是架空供配电网，应在电网的结点，尤其在每个长度超过500m的线路末端建立过电压保护。沿供配电线路每隔500m就应安装过电压保护器件。过电压保护器件之间的距离应小于1000m。

b）如果供配电网中部分为架空线路，部分为地下线路，在架空电网应按照上述a）进行过电压保护，并应在从架空线至地下电缆的转换点进行过电压保护。

c）在TN配电网供电的电气装置中，在由自动切断电源为间接接触提供保护的地方，连接到相导体的过电压保护器件的接地导体与PEN导体相连或与PE导体相连。

d）在TT配电网供电的电气装置中，在由自动切断电源为间接接触提供保护的地方，要为相导体和中性导体提供过电压保护器件。在供电网的中性导体直接接地的地方，不必为中性导体安装过电压保护器件。

1.4建筑物电气装置中电涌保护器（SPD）的选择和安装

1.4.1电涌保护器（SPD）的接线

应在电气装置的电源进线端或其附近设电涌保护器（SPD），至少应在下面各点之间装设：

1.当在电气装置电源进线端或其附近，中性线与PE（保护线）直接连接，或没有中性线时：

接在每一相线与接地端子或总保护线之间，取其路径最短者；

注：在IT系统，中性线与PE线之间接了阻抗，不能认为二者是直通的。

2.当在电气装置的电源进线端或其附近，中性线与PE（保护线）不直接相连时：

接线形式1：接在每一相线与接地端子或总保护线之间，和接在中性线与接地端子或总保护线之间，取其路径最短者；或

接线形式2：接在每一相线与中性线之间和接在中性线与总保护端子或总保护线之间，取其路径最短者。

1.4.2电涌保护器（SPD）的选择

1.电涌保护器（SPD）的电压保护水平（UP）

电涌保护器必需能承受预期通过它们的雷电流，并应符合以下两个附加要求：通过电涌时的最大钳压，有能力熄灭在雷电流通过后产生的工频续流。

在建筑物进线处和其它防雷保护区界面处的最大电涌电压，即电涌保护器的最大钳压加上其两端引线的感应电压应与所属系统的基本绝缘水平和设备允许的最大电涌电压协调一致。为使最大电涌电压足够低，其两端的引线应做到最短。

在不同界面上的各电涌保护器还应与其相应的能量承受能力相一致。

若用一套电涌保护器（SPD）达不到所要求的保护电压水平时，应采用附加的配合协调的电涌保护器（SPD），以确保达到要求的保护水平。

2.选择电涌保护器（SPD）持续运行电压（UC）

一、按图1－1接线的TT系统中，UC不应小于1.55U0。

二、按图1－2和图1－3接线的TN和TT系统中，UC不应小于1.15U0。

二、按图1－4接线的IT系统中UC不应小于1.15U（U为线间电压）。

注：U0是低压系统相线对中性线的标称电压，在220/380V三相系统中，U0＝220V。

图1－1TT系统中电涌保护器安装在剩余电流保护器的负荷侧

1－装置的电压；2－配电盘；3－总接地端或总接地连接带；4－电涌保护器（SPD）；5－电涌保护器的接地连接，5a或5b；6－需要保护的设备；7－剩余电流保护器，应考虑通雷电流的能力；F－保护电涌保护器推荐的熔丝、断路器或剩余电流保护器；RA－本装置的接地电阻；RB－供电系统的接地电阻

图1－2TN系统中的电涌保护器

1－装置的电压；2－配电盘；3－总接地端或总接地连接带；4－电涌保护器（SPD）；5－电涌保护器的接地连接，5a或5b；6－需要保护的设备；7－PE与N线的连接带；F－保护电涌保护器推荐的熔丝、断路器或剩余电流保护器；RA－本装置的接地电阻；RB－供电系统的接地电阻

注：当采用TN－C－S或TN－S系统时，在N与PE线连接处电涌保护器用三个，在其以后N与PE线分开处安装电涌保护器时用四个，即在N与PE线间增加一个，类似于图1－1

图1－3TT系统中电涌保护器安装在剩余电流保护器的电源侧

1－装置的电压；2－配电盘；3－总接地端或总接地连接带；4－电涌保护器（SPD）；4a－电涌保护器或放电间隙；5－电涌保护器的接地连接，5a或5b；6－需要保护的设备；7－剩余电流保护器，可位于母线的上方或下方；F－保护电涌保护器推荐的熔丝、断路器或剩余电流保护器；RA－本装置的接地电阻；RB－供电系统的接地电阻

注：当电源变压器高压侧碰外壳短路产生的过电压加于4a设备时不应动作。在高压系统采用低电阻接地和供电变压器外壳、低压系统中性点合用同一接地装置以及切断短路的时间小于或等于5s时，该过电压可按1200V考虑。

图1－4IT系统中电涌保护器安装在剩余电流保护器的负荷侧

1－装置的电压；2－配电盘；3－总接地端或总接地连接带；4－电涌保护器（SPD）；5－电涌保护器的接地连接，5a或5b；6－需要保护的设备；7－剩余电流保护器；F－保护电涌保护器推荐的熔丝、断路器或剩余电流保护器；RA－本装置的接地电阻；RB－供电系统的接地电阻

3.选择电涌保护器（SPD）标称放电电流（In）和冲击电流（Iimp）

在LPZ0A或LPZ0B区与LPZ1区交界处，在从室外引来的线路上安装SPD，应选用符合Ⅰ级分类试验的产品。

应通过SPD的10/350μs雷电流幅值。当线路有屏蔽时，通过每个SPD的雷电流可按上述确定的雷电流的30％考虑。SPD宜靠近屏蔽线路末端安装。以上述得出的雷电流作为Ipeak来选用SPD。

当按上述要求选用配电线路上的SPD时，其标称放电电流In不宜小于15kA。

安装的SPD所得到的电压保护水平加上其两端引线的感应电压以及反射波效应不足以保护距其远处的被保护设备的情况下，尚应在被保护设备处装设SPD，其标称放电电流In不宜小于8/20μs3kA。

当被保护设备沿线路距安装的SPD不大于10m时，若该SPD的电压保护水平加上其两端引线的感应电压小于被保护设备耐压水平的80％，一般情况在被保护设备处可不装SPD。

若第一级SPD的电压保护水平加上其两端引线的感应电压保护不了该配电盘内的设备，应在该盘内安装第二级SPD，其标称放电电流不宜小于8/20μs5kA。

在考虑被保护设备的耐压水平时宜按其值的80％考虑。

在一般情况下，当在线路上多处安装SPD且无准确数据时，电压开关型SPD与限压型SPD之间的线路长度不宜小于10m，限压型SPD之间的线路长度不宜小于5m。

4.选择电涌保护器（SPD）耐受的预期短路电流

电涌保护器（SPD）耐受短路电流（当电涌保护器（SPD）失效时产生）和与之相连接的过电流保护器（设置于内部或外部）一起承受等于和大于安装处预期产生的最大短路电流，选择时要考虑到电涌保护器（SPD）制造厂规定应具备的最大过电流保护器。

此外，制造厂所规定电涌保护器（SPD）的额定阻断续流电流值不应小于安装处的预期短路电流值。

在TT系统或TN系统中，接于中性线和PE线之间的电涌保护器（SPD）动作（例如火花间隙放电）后流过工频续流，电涌保护器（SPD）额定续流电流值应大于或等于100A。

在IT系统中，接于中性线和PE线之间的电涌保护器（SPD）的额定续流电流值与接在相线和中性线之间的电涌保护器（SPD）是相同的。

5.防止电涌保护器（SPD）失效的后果和过电流保护

防止电涌保护器（SPD）短路的保护是采用过电流保护器，应当根据电涌保护器（SPD）产品手册中推荐的过电流保护器的最大额定值选择。

如果过电流保护器的额定值小于或等于推荐用的过电流保护器的最大额定值，则可省去过电流保护器。

重点是要保证供电的连续性还是保证保护的连续性取决于在电涌保护器（SPD）故障时，断开电涌保护器（SPD）的过电流保护器所安装的位置。

在所有情况下，应当明确设置的保护器间的区别：

－若过电流保护器安装在电涌保护器（SPD）的回路中，则可保证供电的连续性，但再发生过电压时，无论是电气装置或是设备都得不到保护（见图1－5）。这些过电流保护器可以是设于内部的电涌保护器（SPD）脱离器。

图1－5重点保证供电连续性

－若过电流保护器接入设有电涌保护器（SPD）保护电路的电气装置进线前端，则电涌保护器（SPD）故障时可导致供电中断，要等到更换电涌保护器（SPD）后才能恢复供电（见图1－6）。

为了提高在同一时间内供电连续性和保护连续的概率和可靠性，允许使用图1－7所示的接线方式。

图1－6重点保证保护连续性图1－7供电连续性和保护连续性的结合

这种情况是将两个相同的电涌保护器（SPD1和SPD2）分别接到两个相同的保护器（PD1和PD2）。当一个电涌保护器（SPD1）发生故障，不会影响另一电涌保护器（如SPD2）工作，并且将使其本身的保护器动作（如PD1）。这种方式将显著提高供电连续性和保护连续性的概率。

6.间接接触防护

间接接触防护即使当电涌保护器（SPD）故障时，对所有电气装置的保护也应保持有效。

当采用自动切断供电时：

－在TN系统中，一般可在电涌保护器（SPD）的电源侧装设过电流保护器实现间接接触防护；

－在TT系统中可采用下述a)或者b)实现间接接触防护：

1)将电涌保护器（SPD）安装在剩余电流保护器（RCD）的负荷侧；

2)将电涌保护器（SPD）安装在剩余电流保护器（RCD）的电源侧，由于接在中性线和PE线之间的电涌保护器（SPD）也可能发生故障，因此，

a)应当符合外露可导电部分预期接地故障电压不大于50V的规定。和

b)根根据接线形式2来安装电涌保护器（SPD）。

－在IT系统中，不需要附加其它措施。

7.连接导线

连接导线是指相线与电涌保护器（SPD）之间的导线，和电涌保护器（SPD）与总接地端子或保护线之间的导线。

因为增加电涌保护器（SPD）连接导线的长度，会降低电涌保护器（SPD）过电压保护的效果，尽可能减少电涌保护器（SPD）所连接导线的长度并且不形成环路可获得最佳过电压保护效果（总引线长度最好不超过0.5m），见图1－8。如果图1－8所示a+b的长度不能小于0.5m，则可采用图1－9的接线方式。

图1－8电涌保护器（SPD）安装在或靠近图1－9电涌保护器（SPD）安装在或靠近电气装置

电源进线端的示例电气装置电源进线端的示例

8.接地线的导体截面

过电压故障范文篇6

关键词：企业电站接地电容电流偏磁式消弧线圈动态自动跟踪全补偿

一、引言

化工企业蒸汽用量大，利用蒸汽余热发电，既经济、节能又能提高企业用电的可靠性。再加上目前电力紧张，进一步促进了各企业兴建热电联产式热电站的热情。现在正在设计或施工的此类工程很多，可以说遍地都是。化工企业电站的机压母线一般都采用10KV或6KV中性点不接地系统，而且一般都采用机压母线对负荷直配电缆。该方案运行维护简单,节省了全套升压站的投资，非常受企业的欢迎。但是，此方案会造成单相接地电容电流很大。在我公司承担的青海某90万吨/年纯碱工程中，第一期工程的单相接地电容电流就达到了31.5A，二期预计与一期工程的规模一样。在我公司承担的山东某100万吨/年纯碱工程中，其第一期工程的单相接地电容电流已达到了33.5A，而且企业已有规划，一期工程竣工就开始二期工程的设计，到2008年完成三期工程的建设。国家规范要求，单相接地电容电流4A以上就必须采取补偿措施。单相接地电容电流问题是工程设计必须解决的问题。

二、单相接地电容电流的危害

中性点不接地的高压电网中，单相接地电容电流的危害主要体现在四个方面：

1．弧光接地过电压危害

当电容电流过大，接地点电弧不能自行熄灭，出现间歇性电弧接地时，产生弧光接地过电压，这种过电压可达相电压的3-5倍或更高，它遍布于整个电网中，并且持续时间长，可达几小时，它不仅击穿电网中的绝缘薄弱环节，而且对整个电网绝缘都有很大的危害。

2．造成接地点热破坏及接地网电压升高

单相接地电容电流过大，使接地点热效应增大，对电缆等设备造成热破坏，该电流流入接地网后由于接地电阻的原因，使整个接地电网电压升高，危害人身安全。

3．交流杂散电流危害

电容电流流入大地后，在大地中形成杂散电流，该电流可能产生火花，引燃可燃气体、煤尘爆炸等，可能造成雷管先期放炮，并且腐蚀水管，气管等金属设施。

4．接地电弧还会直接引起火灾,甚至直接引起可燃气体、煤尘爆炸。

三、消弧线圈的作用

电网安装消弧线圈后，发生单相接地时消弧线圈产生电感电流，该电感电流补偿接地电容电流，使得接地电流减少；同时使得故障相恢复电压速度减少，治理电容电流过大所造成的危害。同时由于消弧线圈的嵌位作用，它可以有效地防止铁磁谐振过电压的产生。消弧线圈补偿效果越好，对电网的安全保护作用越大，所以需要跟踪电容电流变化自动调谐的消弧线圈。

四、消弧线圈作用原理及国内外现状

4.1补偿系统的原理

消弧线圈的作用是当电网发生单相接地故障后，提供一电感电流，补偿接地电容电流，使接地电流减少，也使得故障相接地电弧两端的恢复电压速度降低，达到熄灭电弧的目的。当消弧线圈正确调谐时，不仅可以有效地减少产生弧光接地过电压的机率，还可以有效地抑制过电压的幅值，同时也最大限度地减少故障点热破坏作用及接地网的电压等。所谓正确调谐，即电感电流接近或等于电容电流，工程上用脱谐度v描述调谐程度

当V=0时，称为全补偿，当V>0时为欠补偿，V<0时为过补偿。从发挥消弧线圈的作用上来看，脱谐度的绝对值越小越好，最好是处于全补偿状态，即调至谐振点上。但是在电网正常运行时，小脱谐度的消弧线圈将产生各种谐振过电压。如煤矿6KV电网，当消弧线圈处于全补偿时，电网正常稳态运行情况下其中性点位移电压是未补偿电网的10-25倍，这就是通常所说的串联谐振过电压。除此之外，电网中各种操作（如大电机投入，断路器非同期合闸等）及电网发生其它故障时（如单相断线，断路器非全相合闸等）都可能产生危险的过电压，所以在电网正常运行时，或发生单相接地之外的其他故障时，小脱谐度的消弧线圈给电网带来的不是安全因素而是危害。综上所述，当电网发生单相接地故障时，希望消弧线圈的脱谐度越小越好，最好是全补偿。当电网正常运行时,希望消弧线圈的脱谐度越大越好，最好是退出运行。

4.2补偿系统的分类

早期采用人工调匝式固定补偿的消弧线圈，称为固定补偿系统。固定补偿系统的工作方式是：将消弧线圈整定在过补偿状态，其过补程度的大小取决于电网正常稳态运行时不使中性点位移电压超过相电压的15%，之所以采用过补偿是为了避免电网切除部分线路时发生危险的串联谐振过电压。因为，如整定在欠补偿状态，切除线路将造成电容电流减少，可能出现全补偿或接近全补偿的情况。可见，固定补偿方式很难适应变动比较频繁的电网，这种系统已逐渐不再使用。取代它的是能跟踪电网电容电流自动调谐的装置，这类装置又分为两种，一种称之为随动式补偿系统。随动式补偿系统工作方式是：自动跟踪电网电容电流的变化，随时调整消弧线圈，使其保持在谐振点上，在消弧线圈中串联一电阻，增加电网阻尼率，将谐振过电压限制在允许范围内。当电网发生单相接地故障后，控制系统将电阻短接掉，达到最佳补偿效果，该系统的消弧线圈不能带高电压调整。另一种称之为动态补偿系统。动态补偿系统的工作方式是：在电网正常运行时，调整消弧线圈远离谐振点，彻底避免串联谐振过电压及各种谐振过电压产生的可能性，当电网发生单相接地后，瞬间调整消弧线圈至最佳状态，使接地电弧自动熄灭。这种系统要求消弧线圈能带高电压快速调整，从根本上避免了串联谐振产生的可能性，通过适当的控制，系统是唯一可能使电网中原有的功率方向型单相接地选线装置（高漏）继续使用的系统。

4.3国内主要产品的比较

目前，自动补偿的消弧线圈国内主要有三种产品，分别是调气隙式，调匝式及偏磁式。

4.3.1调气隙式

调气隙式属于随动式补偿系统。其消弧线圈为动芯式结构，通过移动铁芯改变磁路磁阻达到连续调节电感的目的。然而，其调整只能在低电压或无电压的情况下进行，其电感调节范围上下限之比为2.5倍。控制系统在电网正常运行情况下将消弧线圈调整至全补偿附近，将约100Ω电阻串联在消弧线圈上。用来限制串联谐振过电压，使稳态过电压数值在允许范围内（中性点电位升高小于15%的相电压）。当电网发生单相接地后，必须在0.2S秒内将电阻短接掉实施最佳补偿，否则电阻有爆炸的危险。该产品的主要缺点有四条：

1.工作噪音大，可靠性差

动芯式消弧线圈由于其结构上有运动部件，当高压施加其上后，振动噪音很大，而且随着使用时间的增长，内部越来越松动，噪音愈来愈大。串联电阻约3KW，100Ω。当补偿电流为50A时，需要250KW容量的电阻才能长期工作，所以在接地后，必须迅速切除电阻，否则有爆炸的危险。这就影响到整个装置的可靠性。

2.调节精度差

由于气隙的微小变化都造成电感较大的变化，电机通过机械部件调气隙的精度远远不够。用液压调节成本太高。

3.过电压水平高

在电网正常运行时，消弧线圈处于全补偿状态或接近全补偿状态，虽有串联电阻将稳态谐振过电压限制在允许范围内。但是电网中，各种扰动（大电机投切，非同期合闸，非全相合闸等），使得其瞬间过电压危害较为严重。

4.功率方向型单相接地选线装置不能继续使用

安装该产品后，电网中原有的功率方向型单相接地选线装置不能继续使用。

4.3.2调匝式

该装置属于随动式补偿系统，它同调气隙式的唯一区别是将动芯式消弧线圈用有载调匝式消弧线圈取代，这种消弧线圈是用原先的人工调匝消弧线圈改造而成，即采用有载调节开关改变工作绕组的匝数，达到调节电感的目的，有载调节开关每调节一档时间13秒。其工作方式同调气隙式完全相同，也是采用串联电阻限制谐振过电压。该装置同调气隙式相比，消除了消弧线圈的高噪音，但是却牺牲了补偿效果，消弧线圈电感不能连续调节，只能离散地分档调节，补偿效果差，并且同样具有过电压水平高，电网中原有方向型接地选线装置不能使用及串联电阻存在爆炸的危险等缺点，另外，该装置比较零乱，它由四件设备组成（接地变压器，消弧线圈，电阻箱，控制柜），安装施工比较复杂。总的来讲，该装置技术上比较落后。

由于经济上的原因，国产有载调匝式消弧线圈的有载调节开关采用低电压开关，它只能在低压下调节抽头，发生接地后不能调节。

4.3.3偏磁式

偏磁式消弧线圈成套装置具有以下特点：

1.利用自然零序电压原理在线实时测量电网对地电容。

2.运用磁放大器原理进行动态补偿，电网正常运行时少量投入补偿电抗，电网脱谐度大，可有效地防止串联谐振过电压的发生。发生单相接地后，瞬间实施最佳补偿。

3.现在广泛应用的功率方向原理的单相接地保护装置，仍能继续使用。

综上所述，偏磁式上述1、2、3点，在技术上属国内领先水平。

偏磁式消弧线圈成套装置属动态补偿系统，这种补偿系统要求消弧线圈的技术水平高，其消弧线圈内部为全静态结构，无任何运动部件，电感的调节通过辅助励磁的方法实现，可以在高电压下以电的速度调节电感，调节范围大，精度高，可靠性高。控制器在电网正常运行时实时检测电容电流数值，调节消弧线圈远离谐振点，通常处于其下限位置，从根本上避免了串联谐振过电压产生的可能性，当电网发生单相接地后，在5ms内调整消弧线圈达到最佳补偿状态，使接地电弧自动熄灭。该装置可靠性高，采用适当的控制方式后，可以使电网中原有的方向型接地选线装置继续使用。

五、偏磁式消弧线圈补偿系统的功能特点及技术性能

1.消弧线圈结构的特点

电控无级连续可调消弧线圈，全静态结构，内部无任何运动部件，无触点，调节范围大，可靠性高，调节速度快。这种线圈的基本工作原理是利用施加直流励磁，改变铁芯的磁阻，从而达到改变消弧线圈电抗值的目的，它可以带高压以电的速度调节电感值。

2.控制方法的特点

（1）采用动态补偿方式，从根本上解决了补偿系统串联谐振过电压与最佳补偿之间相互矛盾的问题。众所周知，消弧线圈在高压电网正常运行时无任何好处，如果这时调谐到全补偿状态或接近全补偿状态，会出现串联谐振过电压，使中性点电压升高，电网中的各种正常操作及单相接地以外的各种故障的发生都可能产生危险的过电压。所以在电网正常运行时，调节消弧线圈使其跟踪电网电容电流的变化有害无利，这也就是电力部门有关规程规定“固定补偿式消弧线圈不能工作在全补偿及接近全补偿状态”的原因，一般都是工作在过补偿状态。国内其它类似的自动补偿装置均是随动系统，都是在电网尚未发生故障前即将消弧线圈调节到全补偿状态等待接地故障的发生，为了避免出现过高的串联谐振过电压而在消弧线圈上串联一个阻尼电阻，将稳态谐振过电压限制到容许的范围内，并不能解决暂态谐振过电压的问题。另外；由于电阻的功率限制，在出现接地故障后必须迅速切除，这无疑给电网增加了一个不安全的因素。

（2）不是采取限制串联谐振过电压的方法，而是采用避开谐振点的动态补偿方法，根本不让串联谐振出现，即在电网正常运行时，不施加励磁电流，将消弧线圈调谐到远离谐振点的状态，但实时检测电网电容电流的大小，当电网发生单相接地后，瞬间（约5ms）调节消弧线圈实施最佳补偿。

3.实际应用情况

根据偏磁式消弧线圈补偿系统能在电网发生单相接地后，瞬间调节消弧线圈实施最佳补偿的特点，在选型时可以留出适当的余量。

在我公司承担的青海某90万吨/年纯碱工程中，第一期工程的单相接地电容电流31.5A，考虑到二期工程的规模，选用的是100A的消弧线圈。

在我公司承担的山东某100万吨/年纯碱工程中，其第一期工程的单相接地电容电流33.5A，根据企业现有规划，考虑到二期工程和三期工程的规模，选用的是120A的消弧线圈。

过电压故障范文篇7

关键词：组合式避雷器特点结构参数选用投运试验

1引言

组合式过电压保护器是一种新型过电压保护装置，主要应用于35KV及以下电力系统中，用以限制雷电过电压、真空断路器操作过电压以及电力系统中可能出现的各种暂态过电压，可有效地保护电动机、变压器、开关、电容器、电缆、母线等电力设备的绝缘不受损害，对相间和相对地的过电压均能起到可靠的限制作用。真空断路器装置目前的广泛应用，使人们对由于操作过电压引起的危害越来越重视，而组合式过电压保护器的种类较多，使我们在应用选择上有很大的空间，但同时又会使我们选择更为慎重。本文旨在探讨真空断路器装置中组合式过电压保护器（组合式氧化锌避雷器）的选用问题。

2组合式过电压保护器应用的由来

我国避雷器产品的发展历经普通阀型避雷器、磁吹避雷器和金属氧化物避雷器（MOA）几个阶段，近年来避雷器整体制造水平和质量都有了很大提高。随着真空断路器的广泛应用，为限制其操作过电压和避免受电设备绝缘损害，在限制过电压方面采取了许多措施。通常真空断路器装置操作过电压的保护装置有以下几类：

（1）阻容吸收装置；

（2）无间隙氧化锌避雷器；

（3）带串联间隙氧化锌避雷器。

阻容吸收装置最大优点是能缓和入侵到被保护设备的过电压波的陡度，改善设备绕组上的电压梯度，但有体积大，无明显过电压限制值，吸收过电压能量容量小，会产生高次谐波污染等问题。无间隙氧化锌避雷器是一种较先进的过电压保护设备，与传统的碳化硅避雷器相比，在保护特性、通断能力和抗污秽等方面均有优异的特性，其ZnO电阻片的非线性极其优异，使其在正常工作下接近绝缘状态。但它保护残压较高，无法满足在操作过电压下频繁动作的要求，存在工频老化和承受荷电率和热平衡条件的限制，这对于保护电动机类绝缘耐压水平的设备来说还存在不足的。带串联间隙氧化锌避雷器由于增加了串联间隙，MOA可以用数量较少的ZnO电阻片，这时残压可以做的很低，如果火花间隙的放电电压也很低，则可使避雷器既有很低的保护水平又不致因为泄漏电流阻性分量大以及由此带来的劣化现象和功率损耗问题。有串联间隙的MOA与无间隙MOA相比，具有较高的耐受系统暂过电压能力，可在系统发生接地故障时保证自身安全，而且具有较低的雷电冲击放电电压和残压水平，可以为绝缘水平比较弱的设备提供良好的保护，特别适用于中性点非有效接地系统使用。

近几年来我国已研制开发了多种三相组合式有串联间隙或无间隙氧化锌避雷器，它们在相间和相地之间都连接有一定比例的ZnO电阻片或带火花间隙，是一种复合型避雷器，该过电压保护装置对相间过电压有比较好的保护作用。组合式过电压保护器因采用复合绝缘结构，所以在安装上受开关柜尺寸的影响较小，因此越来越被人们所认可。

3组合式过电压保护器间隙结构和特点

组合式过电压保护器分无间隙和有带串联间隙两种，本文主要探讨带串联间隙氧化锌避雷器。组合式氧化锌避雷器由特殊间隙体和氧化锌阀片（ZnO）组成，根据生产厂家技术方案不同，间隙结构也不同，间隙主要有四间隙、三间隙、菱形间隙（单间隙），六间隙等，同时间隙上有并联电阻和无并联电阻两种。间隙的不同技术特点也不同。

（1）四间隙星形接法组合式过电压保护器

由四个完全相同的保护单元组成过电压保护器，每个单元都有放电间隙和ZnO电阻片构成，其接线原理图见图一所示。

在该保护器中采用ZnO和放电间隙相结合使两者互为保护。放电间隙使ZnO的荷电率为零，ZnO的优异的非线性又使放电间隙动作后立即熄弧、无截流、无续流，放电间隙不再承担灭弧任务，冲击系数可以达到1，放电电压值不随放电波形变化而变化，因而使用寿命得到提高。该接线方式可将相间过电压大幅度降低，与常规的MOA相比，相间过电压下降60%∽70%。在单相接地、间隙性弧光接地和谐振过电压下可长期安全运行。由于相相、相地都是双间隙，每个间隙承担1/2工频放电电压，在正常情况下中心点电位是“零”，则由相间隙承担工频电压，同时对地存在寄生电容，寄生电容的存在会使实际放电值出现不稳定。

（2）三间隙星形接法组合式过电压保护器

由三个间隙和四个单元组成过电压保护器，其接线原理图见图二所示。

其结构与四间隙不同点在于取消了接地保护单元间隙，相地保护采用单间隙，接地保护单元由纯电阻性材料组成，在中心点受寄生电容和杂散电容等外界因素相对小。相相过电压时由相间保护单元和接地保护单元共同完成，相相过电压也是由两个间隙来承担。通过接地保护单元的调整可以使相相、相地工频放电电压做成一样。

（3）菱形间隙星形接法组合式过电压保护器

由一个菱形间隙和四个单元组成过电压保护器，其接线原理图见图三所示。

其结构与四间隙星形接法不同点在于采用了菱形间隙结构，将带串联间隙的三相组合式过电压保护器放电间隙的数量降到1，从而降低了分布电容和杂散电容对放电数值的影响，相间过电压和相地过电压过程均由一个间隙完成。由于间隙和ZnO可以分别装置，这样ZnO可直接和外壳材料热压铸在一起，使阀片周围空腔几乎不存在，在ZnO的密封受潮和防爆问题解决的比较好。

（4）间隙并联高压电阻

间隙上并联了一个高压电阻，在工频时，间隙的容抗远大于并联电阻的阻抗，间隙两端的电压取决于电阻的分压值。在冲击时，由于波前很陡，其等值频率远高于工频，此时间隙的容抗远小于阻抗，电压分布由容抗决定，故不受并联电阻的影响。

4组合式过电压保护器的选用

在选用组合式过电压保护器时，首先要了解被选产品结构特点、ZnO电阻片和间隙的产品质量、整体的绝缘性能和密封性能，因为产品的制造质量是至关重要的。同时必须了解其各性能指标全部符合ZBK49005-90《交流有串联间隙金属氧化物避雷器》的规定，满足DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》标准的要求。

选择MOA的重要技术参数是额定电压、最大持续电压、标称电流、雷电冲击保护水平、操作冲击保护水平等，下面就6-35kV系统开关装置内避雷器选择进行阐述。

(1)避雷器额定电压Ur的选择

a.按避雷器持续运行电压UC的选择

由于6-35kV系统多为中性点不接地系统，出现单相接地以后，相对地电压上升为线电压Um（Um为系统最高工作电压），属暂时过电压，故障持续时间≥10s，故避雷器持续运行电压的选择为：

6-10kV时UC≥1.1Um，则6kV避雷器UC≥1.1x7.2=7.92kV

10kV避雷器UC≥1.1x12=13.2kV

35kV时UC≥1.0Um，则35kV避雷器UC≥1.0x40.5=40.5kV

b.按避雷器暂时过电压Ut的选择

暂时过电压包括工频和谐振两大类。只有单相接地引起的工频过电压，才是确定和选择避雷器额定电压的主要依据。根据电力部1993年10月30日“关于提高3-66kV无间隙金属氧化物避雷器额定电压和持续运行电压有关情况的通报”，3-15.75kVUr≥1.4Um，35-66kVUr≥1.3Um。

实际选择中略小于上述值：

6-10kVUr≥1.38Um则6kV避雷器Ur≥1.38x7.2=9.94kV

10kV避雷器Ur≥1.38x12=16.6kV

35kVUr≥1.25Um则35kV避雷器Ur≥1.25x40.5=50.6kV

(2)标称放电电流的选择

避雷器的标称放电电流In是波形为8/20μs用以划分其等级的重要参数，有1.5、2.5、5、10、20kA等五级，前三级分别与中性点、电机避雷器、电容器避雷器等相对应，电站避雷器则分为后三种，一般6-35kV系统选择5kA。

(3)雷电冲击保护水平

避雷器标称放电电流(8/20μs)下的残压值为避雷器的雷电冲击保护水平。陡波标称放电电流(1/5μs)下的残压值与标称放电电流下的残压值之比不得大于1.15。

避雷器雷电冲击保护水平应满足保护电力设备绝缘配合的要求，即满足电气设备全波冲击绝缘水平与雷电冲击保护水平之比值不得小于1.4。根据持续运行电压查GB11032-2000《交流无间隙金属氧化物避雷器》：

6kV避雷器UC≥7.92kV时，电站型MOA，残压为27kA，配电型MOA，残压为30kV；

10kV避雷器UC≥13.2kV时，电站型MOA，残压为45kA，配电型MOA，残压为50kV；

35kV避雷器UC≥40.5kV时，电站型MOA，残压为134kA。

(4)操作冲击保护水平

避雷器操作冲击电流(30～100μs内)的最大残压。操作冲击绝缘配合系数，应满足电气设备的操作绝缘水平与操作冲击保护水平之比值不得小于1.15。根据持续运行电压查GB11032-2000《交流无间隙金属氧化物避雷器》：

6kV避雷器UC≥7.92kV时，电站型MOA，残压为23kA，配电型MOA，残压为25.6kV；

10kV避雷器UC≥13.2kV时，电站型MOA，残压为38.3kA，配电型MOA，残压为42.5kV；

35kV避雷器UC≥40.5kV时，电站型MOA，残压为114kA。

另外，还要考虑爬电距等因素，使之达到交接试验要求。

5投运前的检测

为防止有意外因素对产品的损坏，在避雷器投运之前，应进行试验及定期检测。试验应在"相对相"间及"相对地"间进行，测量次数为三次，求其平均值。每二次试验的时间间隙不小于10S，放电后子0.2S内切断工频电源。试验时可在试验变压器旁边串联一只10A以上的电流表，观察电流值，当电流发生突变时，表明试品已放电，此刻的电压值即为工频放电电压值。若现场有条件，可通过高压测试仪直接读取脉冲电电压值。每3-4年应做一次工频放电试验的常规检测。

电力设备预防性试验规程规定：35kV及以下的MOA避雷器用2500V兆欧表测量，其绝缘电阻不低于1000MΩ。

对无间隙MOA避雷器还要测量1mA(直流)时的临界动作电压U1mA和75%U1mA直流下的泄露电流，测量的U1mA主要是检查其阀片是否受潮，确定其动作性能是否符合要求。U1mA实测值与初始值或制造值相比，其变化不应大于5%，U1mA过高使保护电气设备的绝缘裕度降低，U1mA过低使MOA避雷器在各种操作和故障的瞬态过电压下发生爆炸，测量75%U1mA下的直流泄露电流，主要检测长期允许工作电流的变化情况。规程规定，75%U1mA下的泄露电流不大于50μA。

过电压故障范文篇8

结合我公司6KV系统近来实际运行情况和PT高压熔断器熔断进而发展到PT爆炸造成公司6KV系统全部失压的故障原因分析，其中，电力系统发生单相弧光接地使系统产生铁磁谐振是主要原因。

2公司目前电压互感器使用情况介绍

公司6KV供电系统目前共有33个配电房装有电压互感器96组另2个。现投入运行的PT有69组另加2个。具体使用情况见下表(冷钢6KV供电系统电压互感器运行情况统计表)。

3冷钢一起6KV系统

PT故障2016年2月10日19∶41分，110KV变电Ⅰ站预告电铃响，“6KVⅠ母线段接地”、“6KV母线Ⅱ段接地”、“掉牌示未复归”光字牌亮，6KVⅠ、Ⅱ段母线单相接地信号继电器动作，不能复归。19∶46分，110KV变电Ⅰ站全站失压，Ⅰ站105烧结Ⅰ回256、Ⅱ回266联络断路器速断动作跳闸，4#发电机联络248断路器速断动作跳闸、1#主变低压侧限时速断—过流Ⅰ段动作200断路器跳闸，2#主变低后备204断路器过流Ⅰ段动作;105烧结6KV配电房256断路器速断动作跳闸;220KV变电Ⅱ站110KV铁联线光纤差动保护相间距离Ⅱ段动作506断路器跳闸，全厂6KV供电系统全部失压。经检查:①105烧结6KV配电房Ⅰ段母线2×14PT柜内左侧A相电压互感器烧毁炸裂，PT小车动触头全部爆炸烧毁;②110KV变电站Ⅰ站新6KV室———105烧结6KV配电房Ⅰ回电缆钱部烧毁，Ⅱ回电缆B相绝缘烧穿;③110KV变电Ⅰ站新6KV室256断路器上、下端触头爆炸烧毁，断路器烧毁，整个开关柜因短路电动力大，全部变形损坏。

46KV电压互感器单相接地与铁磁谐振的区别

4．1电压互感器发生单相接地。在6KV中性点不接地系统中，当系统发生单相接地故障时，系统仍可在故障状态下运行一段时间(2h)，有供电边连续性高的优点。但此时非故障相会产生较高的过电压，影响系统设备的绝缘性能和使用寿命，从而导致列频繁的故障。电压互感器单相接地主要有两种情况:①当中性点不接地系统中发生金属性永久单相接地时(如A相接地)，此时电压互感器二次UAN=0V，非故障相UBN和UCN电压升高(由正常的57.7V升高压线电压100V)，PT开口三角两端出现约100V电压(正常时只有5V左右)，这个电压将启动绝缘监察继电器发出接地信号并报警;②当中性点不接地系统中发生非金属性短路时(如A相弧光接地)，此进UAN比正常电压低，非故障相UBN和UCN电压为58－100V，PT开口三角两端出现约70V电压(正常时只有5V)，这个电压也能启动绝缘监察继电器发出接地信号并报警。4．2电压互感器谐振。在系统谐振时，PT产生过电压使电流激增，此进除会造成PT一次侧熔断器熔断外，还会导致PT烧毁。个别怦况下，还会引起避雷器、变压器、断路器的套管发生闪络或爆炸。在下列条件下，中性点不接地系统中发生单相接地进可能引发铁头磁谐振:①当中性点不接地系统中发生单相接地时，故障点流过电容电流，非接地相电压升高，这将严重影响线路和电气设备的安全运行。如果引进接地点消除，非接地相在故障期间已充的电荷只能通过PT高压线圈经其自身的接地点接入大地。在这一瞬间电压突变过程中，PT非接地两相的励磁电流会突然增大，甚至饱和，由此构成相间串联谐振。由于接地电弧熄灭时间不同，故障点切除也不一样，因此，不一定每次出现单相接地时PT高压线圈中都会产生很大的励磁电流，故PT高压熔断器也不会每次都会熔断;②由于小型变压器的绝缘老化，以致线圈绝缘击穿引起匝间、层间短路。虽然中性点不接地，单相接地电流不大，但较之变压器的一次负荷电流要大的多。当配电变压器内部发生单相接地故障时，故障电流通过电抗电能力强的绝缘油对地放电，也会产生不稳定的电弧激发电网谐振;③当系统发生铁磁谐振时，PT也会产生过电压使电流激增，导致PT高压熔断器熔断，甚至PT本身烧毁;④误操作引发谐振。如随意带负荷拉开线路隔离开关或带负荷拉开配电变压器的高压跌落开关，造成刀闸间弧光短路而引发谐振。综上所述，单相接地与谐振现象有着根本区别。正常情况下，当接地引发铁磁谐振时，产生的过电压对设备的影响很大，会造成PT高压熔断器熔断，PT烧毁等重大事故。

5PT高压熔断器熔断的原因分析

PT高压熔断器的熔断，都是在接地消失时发生的，分析系统三相对地电容电流在接地过程中的充放电过程，就可看出其中原因。由于6KV系统中性点不接地，Y0接线的电磁式PT的高压线组就成为系统三相对地的唯一金属通道。熔断的原因有:①系统单相接地时(如A相)，A相直接与地接通，另两相(B、C相也有良好的金属通道(如主变绕组)。此进三相对地电容电流的充放电通道不会走PT高压绕组，因此PT高压绕组中不会产生大电流。同进由于A相已成为固定的地电位，也不会产生铁磁谐振;②当系统单相接地消失时，固定的地电位(A相)已消失，三相对地的金属通道就只能走PT的高压绕组，既此进三相对地电容中存储的电荷对PT高压绕组电感L放电，相当于一个直流源作用在带有铁芯的电感线圈上，铁芯会深度饱和。对于接地相(A相)，更是相当于一个空载的变压器突然合闸，叠加出更大的暂态涌流(可达3A注1)，从而将PT高压熔断器(额定0.5A)熔断。因此，系统单相接地时，如果PT高压绕组中性点的消谐电阻还未起作用时，接地点突然消失，就容易产生铁磁谐振熔断PT高压熔断器。

6防止PT高压熔断器熔断可烧毁的措施

除PT本身内部出现单相接地或匝间、层间、相间短路故障和PT二次侧发生短路，而二次侧熔断器未熔断(二次空气开关未跳开)，造成高压熔断器熔断这两个原因外，造成PT高压熔断器熔断的主要原因就是系统单相接地引起铁磁谐振。而防止铁磁揩振的措施有:①在PT开口三角回路中装设消谐灯泡(220V/200W，注2)或消谐器。原因是发生谐振时的电压是相电压的3倍，则在开口三角处会产生100－200V的电压，加装消谐灯泡或加谐振阻尼。但这一措施不能根治谐振的产生源，实际运行中难以发挥作用;②在PT高压绕组中性点安装消谐电阻器(接地变压器和消弧线圈)。铁磁谐振过电压产生的根本原因是电流中性点对地绝缘，而PT一次绕组中性点直接接地。因此，在PT高压绕组中性点经消弧电阻器(接地变压器和消弧线圈)接地方式，则该系统零序回路的电感参数将主要由消谐电阻器的零序阻抗决定。而零序阻抗远小于PT的励磁阻抗，相对地稳住了系统中性点电位，即使PT励磁阻抗发生突变，也不会出现铁磁谐振。同时这一措施还可补偿系统接地电容电流，抑制弧光过电压，提高系统稳定性，实践证明该方案是有效的。

7结语

过电压故障范文篇9

[论文摘要]供配电系统的中性点接地方式涉及电网的安全运行，供电可靠性，过电压和绝缘的配合，继电保护，接地设计等多个因素，而且对通信和电子设备的电子干扰、人身安全等方面有重要影响。目前供配电系统的接地方式主要有中性点不接地、中性点直接接地、中性点经电阻接地和中性点经消弧线圈接地四种，本文对这四种中性点接地方式进行了分析与比较。

电力系统中性点接地方式是指电力系统中的发电机和变压器的中性点与地的连接方式。可以分为大接地电流系统和小接地电流系统，前者即中性点直接接地电流系统，后者又分为中性点不接地系统和中性点经消弧线圈或电阻接地系统。中性点接地方式的选择涉及技术、经济、安全等多方面，是一个综合性的问题，由于各国电力技术的水平和条件、运行经验等因素的不同，各个国家对这个问题的处理方式不尽相同，掌握各级电力系统采用何种接地方式，对于学习电力系统知识的学生和电力系统中的工作人员都是很重要的。

一、大接地电流系统

大接地电流系统，即将中性点直接接地。该系统运行中若发生一相接地故障时，就形成单相接地短路，线路上将流过很大的短路电流，使线路保护装置迅速动作，断路器跳闸切除故障。大电流接地系统在发生单相接地故障时，中性点电位仍为零，非故障相对地电压基本不变，这是它的最大优点。因此在这种系统中的输电设备绝缘水平只需按电网的相电压考虑，较为经济（我国110kV及以上电网较多采用该方式）。此外，该系统单相接地故障时，不会产生间歇性电弧引起的过电压，不会因此而导致设备损坏。大接地电流系统不装设绝缘监察装置。

中性点直接接地系统缺点也很多，首先是发生单相接地故障时，不允许电网继续运行，防止短路电流造成较大的损失，因此可靠性不如小接地电流系统。其次中性点直接接地系统在运行中若发生单相接地故障时，其接地点还会产生较大的跨步电压与接触电压。此时若工作人员误登杆或误碰带电导体，容易发生触电伤害事故。对此需要加强安全教育和正确配置继电保护及严格的安全措施，以避免事故。第三，中性点直接接地系统单相接地故障时产生的接地电流较大，对通讯系统的干扰影响也大，特别是当电力线路与通讯线路平行走向时，由于耦合产生感应电压，对通讯造成干扰。

二、小接地电流系统

小电流接地系统，即中性点不接地或经消弧线圈或电阻接地系统。小接地电流系统可分为中性点不接地系统，中性点经消弧圈接地或经电阻接地系统。

（一）中性点不接地系统

中性点不接地系统，即是中性点对地绝缘。这种接地方式结构简单，运行方便，不需任何附加设备，投资经济。适用于lOkV架空线路为主的辐射形或树状形的供电网络。中性点不接地系统优点在于发生单相接地故障时，由于接地电流很小，若是瞬时故障，一般能自动熄弧，非故障相电压升高不大，不会破坏系统的对称性，根据安规规定，系统发生单相接地故障后可允许继续运行不超过两小时，从而获得排除故障时间，相对地提高了供电的可靠性。中性点不接地方式缺点在于因其中性点是绝缘的，电网对地电容中储存的能量没有释放通路。在发生弧光接地时，电弧的反复熄火与重燃，也是向电容反复充电过程。由于对地电容中的能量不能释放，造成电压升高，从而产生弧光接地过电压或谐振过电压，其值可达很高的倍数，对设备绝缘造成威胁。

（二）中性点经消弧线圈接地

中性点经消弧线圈接地系统，即是将中性点通过一个电感消弧线圈接地。自从1916年发明了消弧线圈至今，中性点经消弧线圈接地系统已有80多年的历史。中性点经消弧线圈接地的优点在于其能迅速补偿中性点不接地系统单相接地时产生电容电流，减少的弧光过电压的发生。虽然中性点不接地系统具有发生单相接地故障仍可以继续供电的突出优点，但也存在产生间歇性电弧而导致过电压的危险。当接地电流大于30A时，产生的电弧往往不能自熄，造成弧光接地过电压概率增大，不利于电网安全运行。而消弧线圈是一个具有铁心的可调电感，当电网发生接地故障时，接地电流通过消弧线圈时呈电感电流，对接地电容电流进行补偿，使通过故障点的电流减小到能自行熄弧范围。而当电流过零而电弧熄火后，消弧线圈尚可减少故障相电压的恢复速度，从而减少了电弧重燃的可能，有利于单相接地故障的消除。此外，通过对消弧线圈无载分接开关的操作，使之能在一定范围内达到过补偿运行，从而达到减小接地电流。这可使电网持续运行一段时间，相对地提高了供电可靠性。

中性点经消弧线圈接地系统的缺点主要在于零序保护无法检出接地的故障线路。当系统发生接地时，由于接地点残流很小，且根据规程要求消弧线圈必须处于过补偿状态，接地线路和非接地线路流过的零序电流方向相同，故零序过流、零序方向保护无法检测出已接地的故障线路。其次，消弧线圈本身是感性元件，与对地电容构成谐振回路，在一定条件下能发生谐振过电压。第三、中性点经消弧线圈接地仅能降低弧光接地过电压的概率，还是不能彻底消除弧光接地过电压，也不能降低弧光接地过电压的幅值。

（三）中性点经电阻接地

中性点经电阻接地系统，即是中性点与大地之间接入一定电阻值的电阻。该电阻与系统对地电容构成并联回路，由于电阻是耗能元件，也是电容电荷释放元件和谐振的阻压元件，对防止谐振过电压和间歇性电弧接地过电压。有一定优越性。另外采用电阻接地方式的变电所当发生一相金属性接地后，健全相电压上升至系统电压，接地跳开后，三相电压迅速恢复到正常值，接地点电流值由系统电容电流的大小和中性点电阻值共同决定。在发生非金属性接地时，受接地点电阻的影响，流过接地点和中性点的电流比金属性接地时有显著降低，同时，健全相电压上升也显著降低，零序电压值约为单相金属性接地的一半。由此可见，采用中电阻接地方式能在单相接地故障时产生限流降压作用，对设备绝缘等级要求较低，其耐压水平可以按相电压来选择。

中性点经电阻接地系统的缺点在与由于接地点的电流较大，当零序保护动作不及时或拒动时，将使接地点及附近的绝缘受到更大的危害，导致相间故障发生。此外当发生单相接地故障时，无论是永久性的还是非永久性的，均作用与跳闸，使线路的跳闸次数大大增加，影响了用户的正常供电，使其供电的可靠性下降。

总之，在三相交流电力系统中，采用哪种接地方式要根据电压等级的高低、系统容量的大小、线路的长短和运行气象条件等因素经过技术经济综合比较来确定的，以达到较好的工程效果。

参考文献：

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关键词：串联电容补偿；过电压；潜供电流；次同步谐振（SSR）；暂态恢复电压（TRV）；电力系统

1、引言

采用串联电容补偿技术可提高超高压远距离输电线路的输电能力和系统稳定性，且对输电通道上的潮流分布具有一定的调节作用。采用可控串补还可抑制系统低频功率振荡及优化系统潮流分布；

但在系统中增加的串联电容补偿设备改变了系统之间原有的电气距离，尤其是串补度较高时，可能引起一系列系统问题，因此在串补工程前期研究阶段应对这种可能性进行认真研究，并提出解决问题的相应方案及措施。我国南方电网是以贵州、云南和天生桥电网为送端、通过天生桥至广东的三回500kV交流输电线路及一回500kV直流输电线路与受端广东电网相联的跨省（区）电网，2003年6月贵州—广东的双回500kV交流输电线路建成投运，南方电网形成了送端“五交一直”、受端“四交一直”的北、中、南三个西电东送大通道。随着南方电网西电东送规模的进一步扩大，为提高这些输电通道的输送能力和全网的安全稳定水平及抑制系统低频振荡，经研究决定分别在平果与河池变电所装设可控串补（TCSC）及固定串补装置（FSC）。通过对南方电网平果可控串补工程及河池固定串补工程进行的系统研究工作，作者对超高压远距离输电系统中，采用串联电容补偿技术可能引起的系统问题获得了比较全面的了解，并总结了解决这些问题的措施及方案。

研究结果表明，超高压输电线路加装串补后所引发的系统问题主要有过电压、潜供电流、断路器暂态恢复电压（TRV）及次同步谐振（SSR）等问题。

2、串补装置结构及其原理

目前在电力系统中应用的串联电容补偿装置按其过电压保护方式可分为单间隙保护、双间隙保护、金属氧化物限压器（MOV）保护和带并联间隙的MOV保护四种串补装置。带并联间隙的MOV保护方式的串补装置具有串补再次接入时间快、减少MOV容量及提供后备保护等优势，相对而言更有利于提高系统暂态稳定水平，因此目前在电力系统的串补工程中得到了比较广泛的应用。

（1）MOV是串联补偿电容器的主保护。串补所在线路上出现较大故障电流时，串联补偿电容器上将出现较高的过电压，MOV可利用其自身电压–电流的强非线性特性将电容器电压限制在设计值以下，从而确保电容器的安全运行。

（2）火花间隙是MOV和串联补偿电容器的后备保护，当MOV分担的电流超过其启动电流整定值或MOV吸收的能量超过其启动能耗时，控制系统会触发间隙，旁路掉MOV及串联补偿电容器。

（3）旁路断路器是系统检修和调度的必要装置，串补站控制系统在触发火花间隙的同时命令旁路断路器合闸，为间隙灭弧及去游离提供必要条件。

（4）阻尼装置可限制电容器放电电流，防止串联补偿电容器、间隙、旁路断路器在放电过程中被损坏。3串补装置引起的过电压问题串补装置虽可提高线路的输送能力，但也影响了系统及装设串补装置的输电线路沿线的电压特性。如线路电流的无功分量为感性，该电流将在线路电感上产生一定的电压降，而在电容器上产生一定的电压升；如线路电流的无功分量为容性，该电流将在线路电感上产生一定的电压升，而在电容器上产生一定的电压降。电容器在一般情况下可以改善系统的电压分布特性；但串补度较高、线路负荷较重时，可能使沿线电压超过额定的允许值。河池及平果串补工程的线路高抗与串补的相对位置不同时，输电线路某些地点的运行电压可能超过运行要求。

例如，惠河线或天平线一回线故障时，如将高抗安装在串补的线路侧，则串补线路侧电压可达到561kV或560kV以上[2]，均超过高抗允许的长期运行电压，因此在两工程中均建议将线路高抗安装在串补的母线侧以避免系统运行电压超标的问题。在输电线路装设了串联电容补偿装置后，线路断路器出现非全相操作时，带电相电压将通过相间电容耦合到断开相。河池FSC及平果TCSC工程中的惠（水）—河（池）及天（生桥）—平（果）线路上均已装设并联电抗器，如新增加的电容器容抗与已安装的高压并联电抗器的感抗之间参数配合不当，则可能引发电气谐振，从而在断开相上出现较高的工频谐振过电压[3].因此在这两个工程的系统研究工作中对串联电容器参数进行了多方案比选以避免工频谐振过电压的产生。对这两个串补工程进行的过电压研究表明，由于惠河线及天平线两侧均接有大系统，无论惠河线或天平线有无串补，在线路发生甩负荷故障时，河池及平果母线侧工频过电压基本相同；仅在发生单相接地甩负荷故障时，串联电容补偿的加入使得单相接地系数增大，从而使线路侧工频过电压略有提高，但均未超过规程的允许值，不会影响电网的安全稳定运行。

4、串补装置对潜供电流的影响

线路发生单相接地故障时，线路两端故障相的断路器相继跳开后，由于健全相的静电耦合和电磁耦合，弧道中仍将流过一定的感应电流（即潜供电流）[4]，该电流如过大，将难以自熄，从而影响断路器的自动重合闸。在超高压输电线路上装设串联电容补偿装置后，单相接地故障过程中，如串补装置中的旁路断路器和火花间隙均未动作，电容器上的残余电荷可能通过短路点及高抗组成的回路放电，从而在稳态的潜供电流上叠加一个相当大的暂态分量。该暂态分量衰减较慢，可能影响潜供电流自灭，对单相重合闸不利；单相瞬时故障消失后，恢复电压上也将叠加电容器的残压，恢复电压有所升高，影响单相重合闸的成功。根据对河池串补工程进行的研究：惠河线的惠水侧单相接地时，潜供电流波形是一个低频（f≈7Hz）、衰减的放电电流，电流幅值高达250-390A[5]（见图2）。断路器分闸0.5s后，该电流幅值仍可达200-300A，它将导致潜供电弧难以熄灭；如单相接地后旁路开关动作短接串联电容，潜供电流中将无此低频放电暂态分量[5]