摘   要：CVT（电容式电压互感器）二次电压异常是变电站运行过程中时常发生的故障之一，轻则引起保护装置告警，重则引起主设备跳闸，本文结合山西某变电站2018年某时主变过激磁告警异常和大量真实数据开展分析，给出了CVT二次回路故障时的主要表现特征和异常的内在原因，并进行了计算分析和数值仿真，还原了事故过程，同时结合实际运行经验给出参考建议。

关键词：变电站  CVT  二次电压  异常

中图分类号：TM63                                 文献标识码：A                        文章编号：1674-098X（2019）06（a）-0016-06

变电站电压互感器二次线路故障是一类常见的故障，轻则引起保护装置告警，重则引起主设备跳闸，文献[1-2]对电流互感器故障进行分析，文献[3-4]对电压互感器故障进行综合分析，文献[5]开展基于ATP-EMTP对CVT进行深入分析，并得出了理想的故障特征波形。以上文献主要是对主体故障缺陷引起问题进行深入分析，但是对二次线路引起的问题的机理分析较为简略。本文结合大量真实数据，分析了异常的内在原因和外部电压电流特征，并提出了运维建议，具有实际参考意义。

1  电压异常过程描述

2018年某时某变电站后台告警窗报，李国宝（1963-），男，山西忻州人，1984年毕业于太原工学院发电厂及电力系统专业，1998级华北电力大学电气工程专业在读工程硕士研究生，高级工程师，从事工程建设管理，安全监察应急管理等工作。现场检查发现第一套主变保护SGT-756过激磁发信灯亮，A相电压53.32V，B相电压72.42V，C相电压58.26V;第二套主变保护PCS-978G报警灯亮，A相电压74.36V，B相电压29.31V，C相电压66.36V，零序电压69.43V，负序电压4.18V;

1号主变故录装置显示：1号主变高压侧A相电压53.53V，B相电压72.558V，C相电压58.35V，3倍零序电压6.851V，正序电压61.071V，负序电压1.382V，3倍零序电压10.66V;

1号主变高压侧测控显示：A相电压53.648V，B相电压72.33V，C相电压58.64V;

现场检查一次设备1号主变电压互感器外观未见异常，未发现异常声响和气味，观测互感器电磁单元油箱油位A相1/2格，B相1/2格，C相1/2格;红外测温三相温度均为4℃，无差异，环境温度2℃。

2  设备参数

某变电站1号主变CVT其主要技术参数如表1所示。

3  现场测试数据

异常发生后2小时，依令退出1号组变双套电压后备保护后，对1号主变电压互感器端子箱进行检查，一次刀闸1K、2K，二次空开1XDL、2XDL、3XDL、4XDL均为合位，二次端子线、短联片无松动。对1号主变电压互感器端子箱电压回路的测量电压值见表2。

对主变电压互感器转接柜电压回路进行测量，数据见表3。

对1B-N600进行测量，数据见表4。

对1号主变电压互感器电磁单元油箱进行红外测温，结果如表5。

根据二次电缆查找排除情况看，在对电压互感器端子箱至1号主变CVT之间的电缆绝缘测试，如表6所示。现场逐一断开PT二次空开检查发现电压仍未恢复。

4  异常数据分析

4.1 现场数据分析

（1）由转接柜的二次电压测量结果，如表2所示，与SGT-756、PCS-978G两套主变保护的电压测量结果一致，表明两套主变保护测量功能正常。同时网上电压并无异常，表明电压测量单元及线路存在问题。

（2）在转接柜及端子箱处测量的电压不一致（表2和表3），表明线缆存在问题或者CVT存在问题。

（3）表6中的绝缘测试数据表明，二线绕圈存在短接问题。可推测如图1所示，2号及3号线圈存在短路情况。可见方式一和方式二两种方式任意组合方式均可满足表6中的测试数据。如果方式一存在，则主变保护一套及主变二套的B相电压则应相同，通过观察表3，可排除方式一的可能性。若是方式二，则相当于2号线圈及三号线圈的中性线相接，所有电压应变化不大，显然不能成立。若是方式三，则相当于3号线圈对中性线短路，产生大电流。如是方式四，2号线圈短路，第一套保护测量到地B相电压应降低较大幅度，与表3不符，可排除。从表5的红外数据来看，电磁单元存在明显发热情况，方式三短接的可能性极大。且现场逐一断开PT二次空开检查发现电压仍未恢复，空开不动作，表明短接位置应位于端子箱之前。

（4）如果是方式三，二次電压应出现以下情况的变化，如图2所示。由于端子箱前的电缆长度约为70米，转接柜与端子箱的距离约为250米，电缆每芯截面6平方毫米，线路电阻不能忽略。

由上图可知，B相CVT的三号线圈相当于通过小电阻对地连接，形成较大电流，于是在两根中性线上产生压降，即 和 两根中性线上，由于二号绕组被测量装置和第一套保护装置共用，因此 中性线为双根并联，其阻抗理论上只有 阻抗的一半，电流相同情况下， 上的压降应为 上的一半，实测 为13.58V， 上为27.43V，与分析一致。

根据电压回路定律，B相CVT二号绕组回路电压应为58.2V+13.58V=71.78V，与实测值72.6V相差不大。原三号线圈回路容量仅为15VA，因此电压被拉低，第二套保护装置的电压应为比 上的电压27.43V大一些，由于线圈内阻较小，接线盒到端子箱电缆不长，因此不应比27.43V大太多，实测28.38V，与分析一致。

A、C相CVT三号绕组电压由于中性点电压向电压B的方向偏移27.43V，但是对于A、C相CVT三号绕组回路来说，此电压是反向的。则可由下图计算：

（1）

则有

（2）

与测量值74.4V相差不大。

同理，有：

（3）

则有

（4）

测量值为67V，相差8.9V，差异较大。推测在电缆芯中存在较大电流，且不对称，存在电磁耦合，即电压不对称现象造成测量偏差8V左右，同时其它电压也有所偏差。（这一现象在电力电缆中很常见，因此需要定距离换相，保证电压对称）。

简化考虑，在电力仿真软件中进行模拟，仅考虑电磁的直阻和小电抗，完全不考虑线路电磁耦合影响，如图4所示。从图中可见，仿真结果与分析一致，而C相CVT三号绕组回路电压相差较大。

综上，问题已非常明显。现场先排查具体故障点位置，需要设备转检修，断CVT端子箱至电磁单元间的二次电缆，分别对引出二次电缆和CVT的电磁单元线圈进行试验检查。

同时B相CVT电磁单元存在明显温升表明内部有大电流通过，应开展变比、直阻、绝缘测试、介损测量等现场检测工作，并与出厂值进行比较（现场温度较低零下15度左右，注意温度折算），保证CVT本体安全。

4.2 保护动作情况分析

（1）监控及保护设备信息

根据监控后台告警信息及现场查看装置告警报文，确认两套主变保护均发出PT异常告警，零序电压越限，只有第一套主变保护SGT-756过激磁告警动作; 第二套主变保护PCS-978G未发出过激磁告警。

（2）过激磁及保护原理

过激磁是反应大型变压器因为电压升高或频率下降，使变压器工作在磁密饱和段，导致变压器励磁电流增大，引发变压器发热严重而损坏。电压升高或频率下降会使变压器工作磁密增加，导致变压器励磁电流增加，特别是铁心饱和后，励磁电流急剧增加，会造成变压器过励磁，使铁损增加，铁芯温度升高;漏磁增加，会导致绕组导线、构件等产生涡流损耗、发热，绝缘性能下降等问题。大型变压器根据设计特点，运行在磁饱和附近区域，因此要求装设过激磁保护。

过激磁保护采用电压的标幺值与频率的标幺值之比进行计算，设置1段定时限告警，7段反时限跳闸，级差0.05，动作出口为三相与的关系（即不考虑单相过激磁），采用正序电压值计算。过激磁基准电压为60.62V，依据主变高压侧额定运行电压计算，1号主变高压侧额定525千伏，PT额定500千伏，折算到二次值为60.62V，即57.735V的1.05倍。考虑到系统频率变化概率不大，因此过激磁保护一般形式上成为过电压保护。

（3）保护动作行为分析

查阅两套保护装置定值单（见图5），告警段定值为1.1pu（66.68V），延时60s动作，跳闸第一段定值为1.1pu，延时6000s动作， 据过激磁保护采用正序电压值计算的原理，第一套主变保护SGT-756计算值达到告警延时，发出告警信号，但数值处于定值边界，动作时断时续，持续时间小于动作延时，导致保护未出口跳闸;第二套主变保护PCS-978G，计算值未到达告警值，故未动作。因此保护装置动作情况正常。

5  现场检查

2018年某日8：00-1月5日18：00，现场人员对1号主变CVT开展现场检测工作，检测结果见附件1。从数据上来看：

（1）从A、B、C相CVT二次接线盒断开外部引出电缆到端子箱部分进行对地和电缆间绝缘检查，AC相电缆均大于1GΩ，B相线缆测量值与站内人员测试结果一致。端子箱到转接柜间线缆绝缘1GΩ，检查未见异常。二次电压转线柜与测量柜、保护柜线缆测试绝缘大于1GΩ，检查未见异常。

（2）对A、B、C相CVT进行检查。电容分压器电容值及介损因数一致，并与出厂值一致，未见异常。电磁单元各绕组直流电阻测量，未见异常。变比极性测量三相未发现异常。

（3）对开挖的ZB-KVVP2-22 10X6電缆检测发现短接点，处于B相CVT电磁单元接线盒正下方水平段1米左右位置。由图中可见电缆有严重破损现象，线芯明显破坏并外露。

6  结论

综合以上分析，可见：

（1）现场检查结果与分析一致，电缆存在短接点，位置判断基本正确，电压异常现象与数据分析一致。

（2）从电缆破损处的表面来看，损伤应为投运前形成。由于是铠装电缆，其受到较大的破坏力，可能是在拖拉电缆过程或此之前形成此问题。施工验收时未及时发现此问题。

（3）由于是旧伤，投运近一年后发现此问题，说明电缆存在形变情况，导致芯线破损处联接。推测为最近天气寒冷，形成冻土，地层变化，同时存在凝露结冰现象，导致芯线进一步变形，绝缘电阻明显变化。

（4）由现场检测情况来看，CVT本体各项数据均与出厂数据无明显异常。由于异常发生时环境温度较低，散热条件好，CVT本体损伤的可能性较小。

建议：

（1）开展同类电缆的检查工作，检测电缆弯曲处曲率半径是否满足要求，绝缘电阻是否正常，建议结合综合检修工作，开展同二次电缆的技术监督工作。

（2）强化基建过程中二次电缆的验收和检查工作，强化施工前后电缆的外观检查、安装质量、绝缘测试等工作。

（3）由于常规手段已不能发现此类问题，建议采用新技术检查二次电缆的安装质量问题。

参考文献

[1] 赵琰，姜雪飞，王荣超.一起220 kV线路CVT故障现象分析[J].广西电力，2017，40（2）：61-63.

[2] 张广东，温定筠，胡春江，孙亚明.一起CVT故障的处理及分析[J]，电力电容器与无功补偿，2015（1）：15.

[3] 赵世华，刘赟，叶会生，孙利朋，万勋，黄海波.电容式电压互感器故障分析及防范措施[J].江西电力，2017，41（2）：20-23.

[4] 张小平，吴冬文.500kV电容式电压互感器油箱发热缺陷分析[J].电工电气，2016（6）：60-61.

[5] 郭晓君，吴文斌，许军，黄海鲲.一起基于ATP-EMTP仿真的电容式电压互感器故障的分析研究[J].电气技术，2016（4）：87-91+114.