电压互感器范文1
关键词：高压开关柜；电力互感器；运用
1概述
在电力系统中，互感器作为一次主要元件在开关柜中应用极其广泛。所以互感器的使用及维护显得尤为重要。
互感器是一种特殊的变压器，分为电压互感器和电流互感器两类：电流互感器是将一次系统中的大电流，按照比例变化成适合通过仪表或继电器等二次设备，额定电流一般为5A或1A的小电流；电压互感器是将一次系统中的高电压，按比例降为额定线电压为100V的低电压，供给测量仪表和继电保护。
2互感器的作用
①使测量仪表，继电器等二次设备与高压隔离，确保人身安全。
②能有效的避免电路中短路电流直接通过测量仪表和继电器使其不受大电流冲击而破坏。
③可进行远距离测量。
3互感器的检测试验
①绝缘电阻：目的检查绝缘是否老化，互感器是否受潮。试验周期为交接或大修，运行中的互感器间隔为1-2年一次。试验方法为一次线圈用2500V摇表，二次线圈用1000V或2500V摇表摇测，非被测量相绕组应接地。测量还应考虑空气的湿度，套管表面脏污对绝缘电阻的影响，必要时须将套管加以屏蔽，以消除表面泄露的影响。温度变化对对绝缘电阻的影响很大，测量时应记录下准确的温度进行比较。
②交流耐压：试验周期为交接或大修时，运行中的互感器1～3年一次试验
试验时二次绕组短接接
4互感器在运行时的注意事项
电流互感器：①在工作时其二次测不得开路，这是因为电流互感器在工作时二次负荷小，因此接近于短路状态，依据磁动势平衡的原理二次绕组侧会感应高电压危及人身和设备的安全。
②二次侧必须有一端接地，这是为了防止其一二次绕组绝缘击穿时，一次侧的高电压窜入二次侧危及人身和设备的安全。
③电流互感器不允许长期过载运行，如长期过载运行会造成铁芯严重发热，致使绝缘老化缩短寿命。
④电流互感器在连接时也要注意其端子的极性，按规定电流互感器的一次绕组端子标以L1,L2,二次绕组端子标以K1,K2,L1与K1为同名端，L2与K2为同名端，在电流互感器接线时一定要注意端子的极性；否则其二次侧所接仪表，继电器中流过的电流就不是预想的电流，甚至可能引起事故。
电压互感器：①电压互感器的原绕组是并联在一次电路中，与电力变压器一样二次侧不能短路，否则会产生很大的短路电流，烧毁电压互感器。②二次侧必须有一端接地，这是为了防止其一二次绕组绝缘击穿时，一次侧的高电压窜入二次侧危及人身和设备的安全。③电压互感器在连接时也要注意其端子的极性，按规定单相电压互感器的一次绕组端子标A,X,二次绕组端子标以ax,A与a,X与x分别为同名端。三相电压互感器按照相序，一次绕组端子分别为AX,BY,CZ,二次绕组则对应标以ax，by，cz。这里A与a，B与b，C与c及X与x，Y与y，Z与z分别为同名端。电压互感器在接线极性不能搞错。
5互感器的维护
互感器运行前的检查①按照电器试验规程进行全面试验并合格；②外壳接地良好且无裂纹③油浸互感器无漏油。
日常保养：①经常保持其表面清洁并定期检查，应检查接地线是否良好，电压互感器的熔丝是否良好，各部分之间的距离是否符合要求（10kv满足空气间隙125MM,35KV满足空气间隙300MM）；有无放电现像，有无异味异声等。
6结语
总之电力互感器，在高压开关柜中是一个极其重要的一次元件，电力配电室的运行人员应在大修或交接时，按电力标准，参考上述方法去检修和维护它。
参考文献：
[1]陈家斌.电气设备检修及试验[M].北京:中国水利水电出版社,2006.
电压互感器范文2
【关键词】电压互感器;PLC;电压测量
电压互感器是发电厂、变电所等输电和供电系统不可缺少的一种电器。精密电压互感器是电测试验室中用来扩大量限，测量电压、功率和电能的一种仪器。电压互感器和变压器很相象，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。电压互感器的作用是：把高电压按比例关系变换成100V或更低等级的标准二次电压，供保护、计量、仪表装置使用。下面就用PLC控制器来测量电压互感的三相线电压和三相相电压。
1.输入/输出元件及控制功能
如表1所示，为实际控制电路的输入/输出元件及控制功能。
表1 输入/输出元件及控制功能
PLC软元件 元件文字符号 元件名称 控制功能
输
入 I0.0 S1 选择开关1端 电压测量选择
I0.1 S2 选择开关21端 电压测量选择
I0.2 S3 选择开关3端 电压测量选择
输
出 Q1.0 电压互感器A相 电压互感器与电压表连接
Q1.1 电压互感器B相 电压互感器与电压表连接
Q1.2 电压互感器C相 电压互感器与电压表连接
Q0.5 电压互感器B相 电压互感器与电压表连接
Q0.6 电压互感器接地端 电压互感器与电压表连接
2.电路设计
用PLC控制测量电压互感器电压的原理接线图如图1所示。电压表接在PLC输出端的公共端1L和2L上，例如，测量CA相线电压，则将选择开关打在CA位置，通过PLC的输入端I0.0-I0.2的编码，控制输出继电器Q1.2和Q1.0得电，两个输出接点闭合，将电压表连接到电压互感器电压C相和A相上。电压互感器电压测量PLC接线图如图2所示。
3.控制原理
根据图1和图2可以列出输入/输出关系如表2所示。
表2 PLC输入/输出关系
选择开
关位置 输入 输出
I0.2 I0.1 I0.0 Q1.0 Q1.1 Q1.2 Q0.5 Q0.6
0 0 0 0 0 0 0 0 0
AB 0 0 1 1 0 0 1 0
BC 0 1 0 0 0 1 1 0
CA 0 1 1 1 0 1 0 0
A 1 0 0 1 0 0 0 1
B 1 0 1 0 1 0 0 1
C 1 1 0 0 0 1 0 1
无关项 1 1 1
根据表2，运用卡诺图化简，可以写出输出继电器的逻辑表达式。
图1
图2
4.梯形图
根据逻辑表达式画出梯形图如下：
经过验证，以上方案正确可行。
参考文献
[1]陈建明.电气控制与PLC应用[M].电子工业出版社，2013.
[2]常晓玲.电气控制系统与可编程控制器[M].机械工业出版社，2004.
[3]吴湛阴，王建国.互感器技术实用手册[M].中国电力出版社，2011.
[4]袁秀修.电流互感器和电压互感器[M].中国电力出版社，2011.
电压互感器范文3
【关键词】110kV；变电站；电压互感器；故障成因
110kV变电站是一种比较常见的电力设备，并且随着我国经济社会的不断发展，其在实际中的应用范围也在持续扩大。电压互感器是 110kV变电站的一个重要组成部分，在长期超负荷运行的过程中，常会由于温度升高、内部结构的异常等原因而出现一些故障，并进而给电力系统的正常运行甚至是人民群众的生命财产安全带来损害，因此需要引起我们的高度关注与重视。在对110kV变电站电压互感器的故障成因以及110kV变电站电压互感器故障的解决对策这两个问题进行分析之前，我们先来了解一下110kV变电站电压互感器的故障检测方法。
1 110kV变电站电压互感器故障检测
对于这一问题，为了理解与阐述的方便，我们主要可以从110kV变电站电压互感器故障的检测与发现这一方面来进行分析。在110kV变电站的实际应用中，最为常用的一种电压互感器是电容式电压互感器，究其原因则在于这种类型的电压互感器具有性能高、价格低以及使用寿命长等特点与优势，这些特点与优势决定了其能够在传统电压互感器的基础上，更好的发挥其功能与效用。110kV变电站电压互感器特别是电容式电压互感器因为受到设计水平、原材料以及工艺结构等方面的影响，在实际运行过程中常会出现一系列的故障，对于这些故障，我们通常采取互感器红外测量的方法对其进行检测，具体来讲就是采取非接触的方式对电容式电压互感器的温度进行检测，一旦发现异常应立即停止作业，并进而对设备的内部进行检测，以更好的避免更大的不必要问题的产生。这种红外检测方法因具有操作简单、安全、造价低等特点，目前在实践中应用较为广泛，不过在对电容式电压互感器故障进行解决与处理的过程中，必须注意结合其维修要求进行方法的选择，切不可对变电站其它设备造成不必要的破坏。
2 110kV变电站电压互感器的故障成因
一旦110kV变电站电压互感器出现故障，我们首先需要做的就是对其原因进行深入分析，以更好的为接下来问题的解决提供可靠依据。从整体上来看，110kV变电站电压互感器出现故障的原因主要有以下几个方面：其一，电磁单元变压器因一次引线而发生的断线或者是接地现象。这一现象发生之后，通常会使变电站的电压互感器无法承受20kV的电压，并进而可能在此基础上失去二次电压的输出，这些现象最终会对电力设备的承受能力造成较为严重的影响；其二，互感器与氧化锌避雷器发生击穿现象。一旦110kV变电站电压互感器与其内部的氧化锌避雷器发生击穿现象，那么就极易引起互感器内部温度的失衡，从而给电压互感器发生故障提供了可能；其三，电压互感器的超负荷运转。当110kV变电站电压互感器长期处于超负荷状态时，就很有可能会导致其内部的油箱电磁单元受到高温威胁，高温对电压互感器所构成的威胁是较大较为常见的，如果不进行及时处理，可能会引起难以估量的损失。除此之外，一般电压互感器所处环境是比较潮湿的，很容易就出现线路老化的现象，这就需要电力工作人员在对电压互感器进行维修时，充分结合其实际情况选择有针对性的对策。
对于日常生活中比较常见的电容式电压互感器来说，其发生故障的原因则主要在于氧化锌避雷器与内部电磁单元变压器发生的击穿现象，从某种程度上来说，这种故障原因较难检测，一旦检测出来，对这种故障的处理也是相对困难的，需要工作人员时刻保持认真细致的态度。
3 110kV变电站电压互感器故障的解决对策
鉴于以上阐述，为了更好的排除110kV变电站电压互感器所出现的故障，更好的推动我国电力系统运行的安全性与可靠性，我们必须采取一些行之有效的措施与对策。为了理解与阐述的方便，我们主要可以将这些措施与对策归结为检查电力设备底座的油箱解体情况、保证电磁单元变压器的接线正确以及改善电压互感器的环境条件等几个方面：首先，检查电力设备底座的油箱解体情况。一般来说，110kV变电站电压互感器所出现的故障大多是由互感器与氧化锌避雷器发生击穿现象所引起的，因此在对其故障进行排除的过程中，应该格外注意这一点。具体来看，就是首先对设备底座的油箱解体情况进行详细检查，并对变压器的直流电阻进行检测，看其是否处于正常范围之内，如果出现异常应立即将电磁单元与避雷器分隔开来；其次，保证电磁单元变压器的接线正确。接线与接地正确目标的实现需要首先对电压互感器接头的接触面进行打磨，以更好的保证其接触是有效的，除此之外，还需对生锈的螺丝进行及时的更换；最后，改善电压互感器的环境条件。鉴于潮湿环境对110kV变电站电压互感器的正常运行也会造成较为严重的影响，我们还需尽量采取一些措施与手段，对电力设备所处环境进行改善与完善，只有这样，才能更好的降低电压互感器发生故障的可能。
4 结语
电压互感器是110kV变电站中的一项重要器件，其运行安全与否将直接影响到110kV变电站的运行状况。近年来，随着我国城乡居民用电需求以及各种用电事故发生频率的不断增加，电力系统运行的安全性问题日益引起人们的关注与重视。为了更好的降低110kV变电站电压互感器发生故障的可能性，我们需要对其原因进行一番深入分析。本文从110kV变电站电压互感器故障检测、110kV变电站电压互感器的故障成因以及110kV变电站电压互感器故障的解决对策等几个方面进行了分析与阐述，希望可以为以后的相关研究与实践提供某些有价值的参考与借鉴。在具体进行阐述的过程中，可能由于各种各样的原因，还存在着这样那样的问题，在以后的研究与实践中要加以规避。
参考文献：
[1]江礓，张富刚，樊越甫，刘方，刘凯.110kV变电站电压互感器故障原因分析[J].电力自动化设备，2010（10）.
[2]齐俊华.110kV变电站电压互感器故障原因分析[J].自动化应用，2012（12）.
[3]张德文.110kV变电站电压互感器故障原因研究[J].科技传播，2012（11）.
电压互感器范文4
关键词：互感器；试验；时间
中图分类号：TM451 文献标志码：A 文章编号：2095-2945（2017）20-0075-02
1 事件概述
《我供电公司技术监督汇编试验分册》第四章第七条要求：500kV电容式电压互感器试验期望值不超过8小时。我们调查的五条500kV线路中，电容式电压互感器的试验时间，均高出公司的期望值。
2 设定目标
根据上级的指令，我们小组将缩短500kV电容式电压互感器试验时间从8.6个小时降低到8个小时作为此次活动的目标。
3 可行性分析
（1）为了能使活动顺利开展，小组全体成员对我变电站的五组电容式电压互感器，在2016年9月～12月的试验用时情况进行了统计分析，通过问卷调查、现场测试、查阅试验记录和运行日志等方法，对试验用时进行了统计，如表1所示：
结论：500kV电容式电压互感器平均单相所用时间为8.6小时。其中介损测试占用的时间平均用时为8.1小时。
（2）为了找到介损测试时间过长的原因，我们小组对测试每个环节用时情况做出分析，统计出了介质损测试平均用时8.1小时其中每个试验步骤所用时间调查表（见表2）：
从表2可以看出，仪器测试用时为2.5个小时，属于不可压缩时间，而拆接引线的时间是总用时的三分之二，如果能得到压缩，我们的目标就能实现。
（3）某供电公司500kV电容式电压互感器试验时间是7小时，处于全省领先水平。对比我公司设备型号大致相同，因此我供电公司500kV电容式电压互感器试验时间缩短到8小时的目标值也是完全有可能实现的。
（4）电容式电压互感器的试验平均总用时为8.6小时，假如我们把介质损测试时间从8.1小时压缩到7.5小时，那么8.1-7.5=0.6，总用时就是8.6-0.6=8小时目标就能实现。
4 原因分析
我们综合小组成员的意见，对电容式电压互感器介质测试工时过长的原因人员、设备、方法、环境等方面进行了分析：
4.1 技能培训少
根据《高压试验班2016年度培训计划》要求，高压试验班成员每年进行一次。检查高压试验班相关培训记录，高压试验班所有成员于2016年1月，按照年度培训计划完成专项培训。确定为非要因。
4.2 试验仪器不合格
根据《河南省电力试验研究院计量室》要求，仪器每年需进行校验。现场检查《高压试验班仪器台账记录》，高压试验班所有仪器，完成。确定为非要因。
4.3 无完善的标准化作业指导书
查阅公司的高压试验专业的标准化作业指导书，发现目前标准化作业执行力度不够，原因椴糠痔蹩钜巡环合现场实际情况，造成时间浪费，须更进一步完善。确定为要因。
4.4 电磁环境的影响
对工作现场的电磁环境进行调查分析，发现虽有电磁干扰，但是HV9001介损测试仪具有抗干扰能力，对试验的准确性影响在允许范围。确定为非要因。
4.5 天气的影响
根据《电气试验导则》要求，试验环境温度不小于5°C，相对湿度不大于80%，在现场进行调查，温度为16℃，相对湿度为50%。确定为非要因。
4.6 试验方法因素的影响
小组成员通过查询试验报告发现，介损的试验方法；上节和中节用正接法，下节用自激法。这种方法需要拆除高压引线，方法正确，但是工作强度大，用时长。确定为要因。
5 对策实施
实施一：改进试验接线，找出适合不拆引线试验的最佳方法
确定500kV电容式电压互感器不拆引线测量介损的试验方法，步骤。
试验步骤：根据现场试验具体情况我们选择C3、C4介质损耗因数的测量：（1）自激法：在低压绕组注入一定电压使之在C3、C4感应出高压以满足测量电桥的需要来进行测量，此时电桥高压屏蔽接C4尾部CX接C3首端。（2）反接法：电桥高压芯线接C3首端，由于C1、C4接地，对于测点来讲C3、C4与C1、C2的串联值是并联的关系。为避免C1、C2对C3、C4测量的影响，我们将电桥高压屏蔽线接于首端，这样C2两端电位一致，C2中无电流通过，C1中的电流由电源经屏蔽提供，不流经桥体，所以对C3、C4介质损耗因数的测量不造成影响。同理可测C1的介质损耗因数。C2介质损耗因数的测量采用正接法与C1、C4接地与否无关。
实施二：邀请专家对方法进行论证
（1）母线、变压器出口的电容式电压互感器由于该电容式电压互感器与避雷器或避雷器、变压器相连，不拆高压引线，只要拆除变压器中性点接地引线，避雷器及变压器就均可承受施加于电容式电压互感器上的10kV交流试验电压。流经避雷器及变压器的电流由试验电源提供，不流经电桥本体，故并联的变压器、避雷器不会对测量产生影响，而强烈的干扰电流又大部分被试验电压旁路掉，因此可以得到满意结果。（2）线路的电容式电压互感器由于该电容式电压互感器不经隔离开关而直接与线路相连，故电容式电压互感器上节不可采用正接线测量，否则试验电压将随线路送出，这是不允许的，可采用反接屏蔽法。测量C1的介损时，线路接地，C1下端接高压芯线，为避免C2、C3、C4对C1的测量结果造成影响，C4末端接测量线CX芯线。
实施三：现场测试报告
新试验方法得到专家理论论证后，4月1日小组向领导提出了现场测试申请报告。
实施四：运用新试验方法，结合例行性工作500kV电容式电压互感器进行现场试验验证
4月20日小组成员在我变电站，对容式电压互感器进行了不拆引线试验。结论：通过试验数据的对比，误差值在允许范围，从而验证了理论分析的正确性。由此电压互感器可以按照改进后的接线，进行带引线试验。
实施五：新试验方法现场实施申请报告
经过现场论证后，小组成员提出：在今后的电容式电压互感器试验中将引用不拆引线的方法来做，并得到领导的批准。
实施六：进一步完善、修订标准化作业指导书并组织学习
（1）结合现场检修及试验时间情况，修订标准化作业书指导书。（2）组织人员学习新试验方法，5月25日在工区会议组织人员学习新试验方法的原理、步骤及注意事项以便今后更好的开展工作。
6 效果检查
2016年8月25日，对某线路电容式电压互感器的A相试验数据就拆除引线和不拆除引线两种方法进行了对比，经过现场实践表明，采用新方法后，操作方便，试验数据可信。采用新方法后，不拆引线就可以做试验，仅拆除和恢复引线就压缩了3.5小时，我们达到了期望值。
一条线路做试验可节约：2640-820=1820元。我公司现10条500kV进出线路每周期停电一次做例行性试验就可节约：1820×10=18200元。这还不包括在反复的拆、接引线过程中难免造成的线夹损伤维修费和延误停电时间带来的供电损失。可见，不拆设备引线进行例行试验可以给公司带来较大的经济效益。
通过小组的努力，达到了预定的目标，实现了500kV电容式电压互感器试验工作效率的提高，同时提高了小组成员的技术水平。为我供电公司的安全稳定运行做出了应有的贡献。在今后的工作中，我们小组将围绕公司“以质量求生存，向管理要效益”的质量方针，持之以恒地开展质量管理活动，提高小组成员的技术水平，为我局做出更大的贡献。
参考文献：
[1]SD301-88.交流500kV电气设备交接和预防性试验规程[S].
[2]GB50150-91.电气安装工程和电气设备交接试验标准[S].
电压互感器范文5
关键词：电流互感器；变比；动热稳定
中图分类号：TM8文献标识码： A 文章编号：
在高电压变配电所里，根据负荷的情况电流互感器变比的选择大小不一，甚至同一互感器各绕组其准确等级和变比也可能不一。如准确等级中计费级采用0.2S级，测量级采用0.5级，保护级采用10P级。在不同准确等级下如何选择可靠的产品满足实际要求？是工程设计中的重要一环，在实际设计中这需要从以下几个方面进行考虑。
1.型式：电流互感器的型式根据环境和性能价格比，一般对于户内配电装置宜采用干式或气体式；对于户外配电装置宜采用油浸式或气体式；有条件时可采用套管式电流互感器。从目前的情况看，干式或气体式价格偏高。
2.一次回路电压：Ug≤Un ，Ug为电流互感器安装处一次回路工作电压，Un为电流互感器额定电压。
3.一次回路电流：Igmax≤I1n ，Igmax为电流互感器安装处一次回路最大工作电流，I1n为电流互感器原边额定电流。当电流互感器使用地点环境温度不等于+40℃时，应对I1n进行修正。高于+40℃（但不高于+60℃）时，环境温度每增高1℃，建议减少额定电流I1n的1.8%;低于+40℃时，环境温度每降低1℃，建议增加额定电流I1n的0.5%但其最大过负荷不得超过20% I1n。
4.二次负荷S2：S2≤Sn由于电流互感器二次额定电流I2n以标准化（5A或1A），电流互感器的额定容量Sn制造厂常用额定负荷阻抗（Zn）的形式给出，并以欧姆值表示。即Sn=I22n·Zn(VA) 同样S2= I22n·Z2 所以，电流互感器的二次负荷也主要决定于外接阻抗Z2,若不计负荷电抗值时，则Z2≈∑r1+r2+r3(Ω)式中∑r1-----接入电路的仪表串联线圈总电阻(Ω)；r2-------接触电阻，一般取0.1Ω；r3-------连接导线的电阻(Ω)。在电流互感器二次回路接入仪表确定后，上式中仅有r3是可变的，为了使电流互感器的负荷S2（或Z2）在所要求的准确等级下，不超过其额定容量Sn（或Zn）,则r3应满足如下条件
若导线的长度和电流互感器接线方式已定，则连接导线的截面则为：
式中S-----导线的截面（铜导体：计费回路要求6 mm2 ，且用屏蔽电缆；其它回路不小于2.5mm2)。
ρ---导线原材料的电阻率（Ω·mm2 / m）,在网络计算时，ρ值通常使用修正后的电阻率，铜为18.8，铝为31.7。
L--连接导线的计算长度，L=K·l (m)。
l--电流互感器安装地点到仪表之间实际的路径长度(m)。
K--接线系数：单相接线K=2，三相星形接线K=1，两相星形接线K=√3。
5.动、热稳定要求：
对于高电压小变比的电流互感器，应当满足在外部短路时对其所产生的冲击，而不致于破坏其产品的稳定性。因此，从材料选择上和结构的设计上与普通的电流互感器相比必须作更多的改进。
6．实例：
外福线福州混合牵引变电所两台110kV动力变压器，容量为2X4000kVA，一次额定电流较小，应当地供电局要求110kV电流互感器采用较小的变比，且要求测量精度高。其主要参数如下：
额定一次电流：2X(20/50/50/50)A,准确级次：0.2S/0.5/0.5/10P,额定输出：40/50/50/50VA,热稳定电流：大于10kA（并联）,热稳定电流：大于25kA（并联）
目前国内同类产品最小额定一次电流只有2X50/5A，精确等级0.2级。难以满足上述要求。特别是0.2S级的2X20/5A这个绕组。
(1)计量线圈的设计
电流互感器的测量精度取决于安匝数和线圈铁芯截面的大小，增加其安匝数或增大铁芯的截面积，能有效地提高测量精度。由于要求的一次额定电流较小，首先必须适当增加一次绕组的匝数，提高一次安匝数，但过多地增加一次匝数，反而会降低产品的动、热稳定性能，最终取安匝数400AN，然后通过采用具有高初始导磁率，低饱和密度的微晶合金作为二次线圈的导磁材料，经过计算机误差计算比较，最终确定铁芯尺寸为ψ175/ψ175X45mm，从产品的出厂试验报告来看，完全满足设计要求。
(2)动、热稳定计算
电流互感器一次绕组通过系统短路电流时，将产生很大的电动力，对一次导线形状为“U”字型的110kV电流互感器，其电动力为：F=fc(环部电动力)+f(直线部电动力)
其中IN ——一次安匝数
R ――环部内园半径
r ――一次绕组线截面半径
a ――两直线部中心距
L ――两直线部长
可见如果仅靠提高安匝数来达到提高精度，势必带来较大的电动力；为了保证要求的动稳定电流，在确定电流互感器一次绕组支持零部件强度的同时，还应考虑一次导体本身的强度，以及热稳定性能，最终选择截面为3X6的纸包扁铜线双根并绕作为一次导线。
按照在热稳定电流下，铜导体的最大电流密度不大于160A/mm2，在额定一次电流下，最大电流密度不大于1.6A/ mm2的设计原则，导线的有效截面积为：
S=2x3x6x0.97mm2
并联状态下最大电流密度为 ：
额定一次电流下（以50A为例），最大电流密度为：
由上式可见，按照多年来的运行经验和理论计算，一次绕组的导线截面完全能满足热稳定的要求。
（3）绝缘结构
电压互感器范文6
关键词：谐波；电磁式电压互感器；谐波抑制；消谐装置；
中图分类号：TM714.2 文献标识码：A 文章编号：
1．引言
电能是我国经济和社会发展中具有重要战略意义的一种能源。随着大功率非线性负载日益增多，使谐波电流和无功电流大量注入电网，引起电网电压、电流波形发生畸变，三相不平衡和谐波谐振的出现，从而影响电能质量、电网设备安全稳定运行以及供电的可靠性。
理想的电力系统是以单一而固定的频率以及规定固定幅值的电压水平供应电能，实际上这些条件并不能得到满足。所有非线性用电设备均产生谐波，如工业过程中的电动机调速设备、整流器、电焊设备、电弧炉、机床(CNC)、电子控制机构；民用建筑中照明控制系统(调光设备)、办公自动化设备、开关电源(计算机、电视机等)、不间断电源、电子镇流器等。
2．谐波的基本概念
谐波是一个周期电气量的正弦波的分量，其频率为基波频率的整数倍。在供用电系统中，通常总是希望交流电压和交流电流呈正弦波形。在进行谐波分析时，正弦电压通常由下式表示：
正弦电压施加在线性无源元件电阻、电感和电容上，其电源和电压分别为比例、积分和微分关系，仍为同频率的正弦波。但当正弦电压施加在非正弦电路上时，电流就变为非正弦波，非正弦电流在电网阻抗上产生压降，会使电压波形也变为非正弦波。对于周期为的非正弦电压，一般满足狄里赫利条件，可分解为以下形式的傅里叶级数：
以上傅立叶级数中，频率为的分量称为基波，频率为整数倍基波频率的分量称为谐波，谐波次数为谐波频率和基波频率的整数比；例如我国电力系统的额定频率是50Hz，2次谐波为100 Hz，3次谐波为150 Hz。以上公式及定义均以非正弦电压为例，对于非正弦电流的情况也完全适用。
3．电网谐波对电磁式电压互感器（10kV母线PT）的影响
l0 kV电网是变电站到大部分电力用户的一个量大面广的电网系统，大量非线性负载用户所产生的谐波也由此进入系统。然而为了测量及监控系统运行状态，在变电站10kV线路母线中都装有电磁式电压互感器；电磁式电压互感器属于带有铁芯的电感元件，当电力系统受到某些扰动(或受激发条件作用)时，其励磁阻抗与系统的对地电容会形成非线性谐振回路。
图1 电磁式电压互感器原理结构图
Fig.1 Schematic of electromagnetic voltage transformer
电磁式电压互感器正常运行时励磁阻抗很大，励磁电流很小，所以PT铁芯不饱和，其电抗数值不变。由于电网中含有大量的谐波源，这些电气设备处于经常的变动之中，若电网参数配合不利将有可能造成PT励磁电流增大，使PT铁芯处于严重饱和状态，其励磁阻抗显著下降。当PT励磁阻抗与系统对地等效容抗相等时，就会构成铁磁谐振从而产生谐波电流或电压。谐振过电流会引起电压互感器一次熔断器熔断或烧毁，而较高的谐振过电压影响PT绝缘性能，甚至造成绝缘破坏或击穿、危及到电网的安全运行，因此必须采取有效的措施对谐波进行抑制。目前在变电站10kV高压成套设备中，已广泛采用在电压互感器柜中装设一、二次消谐装置的方法来消除谐波。
4．消谐装置抑制谐波的原理及分析
4.1 一次消谐装置的谐波抑制
4.1.1 电磁式电压互感器励磁电流的波形
一次消谐器安装于电压互感器一次侧的中性点与地之间，消谐器上的电压由电压互感器铁芯的励磁电流产生，因此首先分析励磁电流的波形。电压互感器是由带铁芯的绕组构成，由于铁芯伏安特性具有非线性特征，当一次绕组接入所产生的磁通超过饱和点时，绕组中励磁电流呈尖顶波状，如图2所示。若将尖顶波分解，可得基波和高次谐波，其中以3次谐波的含量最高。由此可见，在制作电压互感器时，所去磁通密度的高低（即铁芯的质量与用量)决定了谐波含量的多少。
图2 磁通、励磁电流波形示例
Fig.2 Examples of flux and field current waveforms
图3 基波与谐波叠加
Fig.3 Superposition of harmonics
4.1.2 电压互感器励磁电流的3次谐波分量
以常用的JDZJ-10型电磁式电压互感器为例，有的生产厂家为了控制励磁电流大小，一般在二次绕组100/侧加压，58V时，换算到一次绕组10000/侧，。用谐波分析仪测量的励磁电流3次谐波分量，（为3次谐波、为基波）。若对励磁电流不加控制，其一次侧电流达到，其中。则通过消谐电阻的3次谐波一次侧为，二次侧；根据消谐装置的伏安特性（若以LXQⅡ型消谐器计算）可查到对应电压为、。消谐电阻器上的电压作用于零序回路，反映为零序电压的开口三角两端的3次谐波为消谐器上的电压除以变比，因此励磁特性较正常的开口三角两端电压，而励磁特性较差的则为。从实际应用上来讲，前者是可能接受的，但后者过高不能接受，这说明开口三角电压过高是电磁式电压互感器励磁特性不佳造成的。
4.1.3 解决开口三角两端3次谐波的方法
根据上面论述可知，首先是要选购励磁特性较好的电压互感器，同时必须互感器三相性能参数要非常的接近，这样可以尽量减少不平衡电压从而抑制谐波的产生；其次可以在电压互感器的二次侧开口三角两端加装3次谐波滤波器（并联阻尼电阻消谐），其3次谐波阻抗小于或等于，基波阻抗大于或等于，一般为压敏电阻构成。系统正常运行时，开口三角绕组输出电压为零，电阻呈高阻值；发生谐振时，电压互感器一次绕组有零序电流，在开口三角绕组为零序电压，此时电阻呈低阻值且消耗谐振能量。从理论上来讲，阻尼电阻越小，消耗谐振能量效果越显著，但开口三角绕组及阻尼电阻将流过较大的电流，使电压互感器和阻尼电阻烧毁；另外，阻尼电阻消谐速度慢，不能短时间消除谐振过电压，电压互感器仍存在被烧毁的可能。
图4 3次谐波滤波器接线图
Fig.4 Wiring diagram of the third harmonic filter
4.2 二次消谐装置的原理
为了消除电网的铁磁谐振，传统的做法是在PT开口三角处并接电阻或灯泡来吸收谐振能量。由于谐振伴有不同频率分量，而电阻和灯泡是线性元件，不能将谐波全部吸收。因此，随着电子技术的不断发展，人们研制出技术先进的智能型微机消谐装置。当系统发生铁磁谐振时，PT开口三角出现伴有不同频率成分的零序电压，将该电压输入微机，微机装置根据不同频率、不同电压值区分是否出现谐振抑或系统接地故障状态。当判断为谐振故障时，则根据不同谐波频率输出脉冲，控制可控硅导通来吸收谐振能量，以达到实现动态消除谐振的功能。
图5 二次消谐装置接线图
Fig.5 Wiring diagram of the 2nd harmonic elimination device
5．结论
考虑到目前电网谐波污染对高压设备运行构成危害的严重性，谐波对电力设备的影响和电网谐波抑制的研究越来越受到人们的重视。变电站中10 kV电磁式电压互感器作为一次、二次系统的联络元件，运行中经常会受到用户端发送的谐波影响，引发各种缺陷现象。
本文首先简单介绍了谐波的定义和概念，然后对变电站中10 kV母线PT发生铁磁谐振的机理进行了阐述，重点对电磁式电压互感器和一、二次消谐装置的谐波抑制原理以及值得关注的问题作了详细的计算与论述。
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