10kV电压异常原因分析及处理措施
10KV电压互感器运行故障原因分析及改进措施
10KV电压互感器运行故障原因分析及改进措施
首先，10KV电压互感器运行故障的原因之一是设备老化。
随着设备
的使用时间增加，电压互感器内部的绝缘材料和导电部件可能会出现老化
现象，导致绝缘能力下降，接触不良等故障产生。
为了解决这个问题，可
以定期进行检测和维护，对老化或损坏的部件及时更换。
其次，不合理的安装和使用也可能导致10KV电压互感器的故障。
在
安装过程中，如果没有正确连接接线和导线，或者固定不牢固，会导致互
感器内部接点松动或断裂。
此外，如果在使用过程中超过了互感器的额定
负载，也会导致故障。
为了避免这些问题，应确保正确安装，并根据额定
负荷要求合理使用。
另外，10KV电压互感器可能会受到外部环境的影响而出现故障。
比如，在潮湿的环境中，导致绝缘材料受潮并降低绝缘能力；在高温环境下，导致互感器内部绝缘材料软化等。
针对这些环境因素，可采取防潮、防水
等措施，确保互感器的正常运行。
此外，10KV电压互感器的故障还可能与质量问题有关。
例如，制造
过程中使用的材料质量不合格，或者生产工艺存在缺陷等。
因此，提高生
产质量控制，确保产品的可靠性和稳定性，是解决这一问题的关键。
综上所述，分析和改进10KV电压互感器运行故障需要多方面的考虑。
定期检测和维护，合理安装和使用，保护外部环境，提高产品质量等措施
都是必要的。
通过采取这些措施，可以提高10KV电压互感器的稳定性和
可靠性，延长其使用寿命。
10kV电压互感器运行故障原因分析及改进措施
10kV电压互感器运行故障原因分析及改进措施10kV电压互感器是电力系统中常见的一种重要设备，它主要用于检测和测量电网中的电压变化，并将变压器的高电压信号转换为低电压信号，以供计量装置、保护装置和监控装置使用。
在实际使用过程中，电压互感器也存在着各种故障问题，这些故障可能会对电力系统的安全稳定运行产生不利影响。
对电压互感器的运行故障原因进行深入分析，找出故障根源并采取改进措施，对于提高电压互感器的可靠性和稳定性具有重要意义。
1、外部环境影响10kV电压互感器通常安装在户外或者变电站的室内，受到环境温度、湿度、灰尘等因素的影响。
长期暴露在恶劣的环境中，可能导致电压互感器的绝缘性能下降，出现击穿、漏电等故障。
2、设计制造缺陷电压互感器的设计制造质量直接影响着其性能和使用寿命。
如果在设计或者制造过程中存在缺陷，比如绝缘材料选择不当、工艺不严谨等问题，就会导致电压互感器在使用过程中出现故障。
3、操作维护不当操作维护不当是导致电压互感器故障的常见原因之一。
比如在清洁、维护和使用过程中，操作人员未能按照规定进行操作，对电压互感器的绝缘、连接等部分造成损坏或者松动，从而引发故障。
4、过载运行在电力系统运行中，电压互感器可能会遭受突发的过载电流冲击，如果电压互感器设计能力不足，就会导致其内部绕组过热、绝缘击穿等故障。
5、老化磨损二、改进措施1、加强绝缘保护针对外部环境因素的影响，可以在电压互感器的外壳上增加防水、防尘、防腐蚀的保护层，以防止湿气、灰尘等外部因素对电压互感器绝缘性能的影响。
加强设计和制造过程中的质量管理，严格按照相关标准进行设计和生产，选用优质的绝缘材料和工艺，确保产品质量达标，提高电压互感器的可靠性。
对操作人员进行规范的培训，提高其对电压互感器的操作和维护意识，定期对电压互感器进行检查和维护，确保其正常运行。
4、提高过载能力针对过载运行可能带来的问题，可以对电压互感器进行结构优化设计，提高其承受瞬时过载的能力，减少因此引起的故障。
分析10kV配电线路故障原因及运行维护检修措施
分析10kV配电线路故障原因及运行维护检修措施现代工业生产中，电力设备是必不可少的重要设备之一，而配电线路作为电力传输的重要环节，一旦出现故障将会导致生产中断，给企业带来严重的经济损失。
对10kV配电线路的故障原因进行分析，并制定有效的运行维护检修措施，对保障生产稳定运行具有重要的意义。
一、10kV配电线路故障原因分析1. 设备老化10kV配电线路中的设备随着使用时间的增长，会逐渐老化，导致设备性能下降，甚至出现故障。
主要包括断路器、隔离开关、变压器等设备。
解决方法：定期进行设备的维护保养，及时更换老化设备，确保设备处于良好状态。
2. 温度影响温度是影响电力设备工作的重要因素，如在高温环境下，设备可能会因为过载而引起故障。
解决方法：对设备周围的温度进行检测，当温度超过设备允许的范围时，及时采取降温措施，确保设备正常工作。
3. 外部环境影响10kV配电线路所处的环境往往比较恶劣，例如受到风沙、潮湿等环境因素的影响，导致设备故障。
解决方法：在设备周围加装防护设施，保护设备不受外部环境的影响。
4. 施工质量10kV配电线路的施工质量直接影响设备的使用寿命及运行安全，如接头接触不良、电缆铺设不规范等问题都会引起故障。
解决方法：加强施工质量管理，采用先进的施工工艺和设备，确保施工质量符合标准要求。
二、10kV配电线路运行维护检修措施1. 定期检查定期对10kV配电线路进行全面的检查，包括设备的外观、温度、运行状态等，发现问题及时处理，确保设备安全运行。
2. 设备维护保养对10kV配电线路中的设备进行定期的维护保养工作，包括清洁、润滑、紧固，以及设备性能测试等，确保设备处于良好状态。
3. 故障预防通过对10kV配电线路故障的分析总结，制定相应的故障预防措施，包括提前更换老化设备、加强设备防护措施等，减少故障的发生。
4. 应急处理建立完善的应急处理机制，一旦发生故障，能够立即采取有效的措施进行处理，减少故障对生产造成的影响。
10kV配电线路故障原因及运行维护检修措施
10kV配电线路故障原因及运行维护检修措施10kV配电线路是城市或乡村的主要电力配送系统之一，它承担着将高压电力输送到终端用户的重要任务。
由于各种原因，10kV配电线路可能会出现故障，导致停电或安全事故。
对于10kV配电线路的故障原因及运行维护检修措施的了解和掌握，对于保障电网运行安全和电力供应的稳定性至关重要。
一、10kV配电线路故障原因1. 天气原因天气原因是导致10kV配电线路故障的重要因素之一。
强风、暴雨、冰雪等极端天气可能导致电力设备的断线、短路，甚至设备损坏，进而引发停电事件。
2. 设备老化10kV配电线路中的电力设备经过长期运行，随着使用年限的延长，设备的性能可能会逐渐下降，导致设备老化、绝缘性能下降、接触电阻增加等现象，从而增加线路故障的风险。
3. 设备缺陷10kV配电线路中的电力设备可能存在制造缺陷或安装缺陷，这些缺陷可能随着时间的推移逐渐显现，并最终导致设备的故障和线路停电。
4. 外力破坏外力破坏是指外部因素（如施工、交通事故等）对10kV配电线路设备的非正常作用，可能导致设备的损坏、断线等故障现象。
5. 人为原因10kV配电线路的运行与维护需要人员进行操作和管理，如果操作不当或管理不善，可能引发线路故障。
过载操作、误操作、维护不到位等可能导致设备故障。
1. 定期检查对10kV配电线路中的主要设备进行定期检查，包括检查导线、绝缘子、变压器、避雷器、开关设备等，确保设备的正常运行。
2. 清洁维护对10kV配电线路中的设备进行定期清洁和维护，去除设备表面的杂物和灰尘，确保设备的绝缘性能和导电性能。
3. 防护措施加强10kV配电线路设备的防护措施，包括做好防雷、防风、防水等工作，确保设备在极端天气条件下的安全运行。
4. 线路勘察对10kV配电线路进行定期勘察，及时发现线路附近的外部危险因素，并及时处理，以减少外力破坏导致的故障事件。
5. 停电检修对10kV配电线路设备进行停电检修，并在安全措施下对设备进行维护、维修和更换，确保设备的正常运行。
小接地系统10kV母线电压异常原因分析及调度处理措施分析
小接地系统10kV母线电压异常原因分析及调度处理措施分析小接地系统是电力系统的一部分，主要用于发电厂、变电站等电力设施的地电位变化监测和电气设备的保护。
10kV母线电压异常可能会导致电力设备的故障，影响电力系统的正常运行。
本文将对造成10kV母线电压异常的原因进行分析，并提出相应的调度处理措施。
造成10kV母线电压异常的原因主要有以下几方面：1.负荷突变：当电力系统负荷突变时，如其中一供电点的负荷突增或突减，会引起10kV母线电压的异常变化。
例如，一些供电点的负荷突增，导致10kV母线电压下降；一些供电点的负荷突减，导致10kV母线电压上升。
2.输电线路故障：输电线路故障是引起电力系统电压异常波动的主要原因之一、例如，输电线路发生短路故障，会导致10kV母线电压瞬时下降；输电线路发生断线故障，会导致10kV母线电压瞬时上升。
3.发电机故障：发电机故障是引起10kV母线电压异常的另一个重要原因。
例如，发电机出现失磁故障，会导致10kV母线电压下降；发电机感应电压异常，会导致10kV母线电压上升。
针对以上原因，应采取相应的调度处理措施，以保障电力系统的正常运行：1.对于负荷突变引起的异常电压，可以通过增减发电机容量或调整负荷分配方式等方式来平衡系统负荷，以维持10kV母线电压稳定。
2.对于输电线路故障引起的异常电压，应及时采取故障线路隔离、检修和恢复供电等措施，以保障10kV母线电压的稳定。
3.对于发电机故障引起的异常电压，应及时检修或更换故障发电机，以恢复10kV母线电压的正常运行。
此外，还可以通过合理调整电力系统的调度策略，采用优化的电力调度算法来降低10kV母线电压异常的概率。
综上所述，造成10kV母线电压异常的原因较多，调度处理应根据具体情况采取相应的措施。
通过合理的负荷管理、线路维护和设备检修等措施，可以最大程度地减少异常电压对电力系统的影响，保障电力系统的正常运行。
10kV电压互感器运行故障原因分析及改进措施
10kV电压互感器运行故障原因分析及改进措施10kV电压互感器是电力系统中重要的设备之一，它的运行状态直接关系到电力系统的安全稳定运行。
在实际运行中，10kV电压互感器常常会出现各种故障，给电力系统带来很大的风险和不便。
对10kV电压互感器运行故障进行深入分析，并提出改进措施，对于保障电力系统的安全运行具有重要意义。
1、设备老化10kV电压互感器在长时间运行过程中，设备内部绝缘材料会受到电气应力和环境因素的影响，导致绝缘老化，从而容易出现绝缘击穿和绝缘破坏现象。
设备的老化是10kV电压互感器故障的主要原因之一。
2、操作维护不当在日常运行中，操作维护不当也是引起10kV电压互感器故障的重要原因。
未按照规定周期进行检测维护，或者在操作过程中因疏忽大意导致设备损坏等。
3、外部环境因素外部环境因素包括温度、湿度、污秽度等，都会对10kV电压互感器的运行产生影响。
在高温高湿的环境下，设备可能会过载运行，导致设备损坏。
4、设计缺陷设备本身的设计缺陷也是引起10kV电压互感器故障的原因之一。
可能是在设计过程中考虑不周，导致设备在运行中存在隐患。
1、设备定期检测维护为了避免设备老化导致的故障，需要对10kV电压互感器进行定期检测和维护。
在检测过程中，可以对设备的绝缘电阻、温升、漏油情况等进行检测，及时发现问题并进行维修。
2、合理使用设备在日常操作中，需要合理使用设备，避免过载运行，以及避免在高温高湿环境下长时间运行。
还要严格按照设备操作规程进行操作，杜绝因为疏忽大意导致的设备损坏。
3、提高设备环境适应能力可以针对10kV电压互感器的外部环境因素进行改进，提高设备的环境适应能力。
增加设备的防潮性能、防尘能力等，使设备可以在恶劣的外部环境下正常运行。
4、优化设计在设备的设计阶段，需要充分考虑各种可能的工作情况和外部环境因素，进行充分的优化设计。
避免因为设计缺陷导致设备在运行中出现故障。
10kV配电线路故障原因分析及运行维护检修措施
10kV配电线路故障原因分析及运行维护检修措施一、引言10kV配电线路是城市和乡村供电系统中的重要组成部分，其安全稳定运行关系到人民群众的生活和生产，因此对于配电线路的故障原因分析及运行维护检修措施至关重要。
本文将对10kV配电线路的故障原因进行分析，并提出运行维护检修的具体措施，以确保配电线路的安全稳定运行。
二、10kV配电线路故障原因分析1. 天气因素恶劣的天气条件是导致10kV配电线路故障的常见原因之一。
强风、雷电和大雨可能导致树木倒下、电杆倒塌、设备损坏等情况，从而引发电路短路或断路故障。
2. 落雷在雷电活跃的季节，落雷也是10kV配电线路故障的常见原因。
如果配电线路未设置良好的防雷设施或未进行及时维护，就会对线路设备造成损坏，甚至引发火灾等严重后果。
3. 设备老化设备老化是10kV配电线路故障的另一个重要原因。
随着设备的使用年限增长，设备的绝缘能力可能会下降，从而增加线路发生故障的概率。
设备的机械部件也可能因长期使用而出现磨损，导致设备的运行不稳定。
4. 人为因素人为因素也是导致10kV配电线路故障的一个重要原因。
未经授权的人员在不合适的情况下施工、擅自改动电缆或引线、未按规定操作设备等都可能造成线路故障。
5. 缺乏定期维护对于10kV配电线路来说，缺乏定期维护也是导致故障的一个常见原因。
设备长期使用或者长时间没有得到维护，会导致线路设备的老化、松动、腐蚀等问题，从而增加线路故障的概率。
三、运行维护检修措施1. 定期巡视对于10kV配电线路来说，定期巡视是保障线路安全稳定运行的重要手段。
电力供应企业应该进行定期的巡线工作，及时发现和解决可能存在的问题，防止故障的发生。
2. 设备防雷对于雷电活跃的地区，配电线路的设备应该进行防雷处理。
在电力设备上安装防雷设施，防止雷电对设备的损害，从而保障线路的安全运行。
3. 设备维护对于10kV配电线路的设备，应该进行定期的维护和检修，及时发现并解决设备的故障隐患。
10kV配电线路故障原因及运行维护检修措施
10kV配电线路故障原因及运行维护检修措施
一、故障原因：
1. 接触不良：10kV配电线路中，由于线路所处环境复杂，可能存在接触不良的情况。
这种情况主要由于连接头、导线、绝缘子等部件的老化、损坏或者焊接不牢固等原因导
致。
2. 绝缘老化：长期使用的10kV配电线路中，绝缘材料容易老化。
在高温、潮湿等恶
劣环境下，绝缘材料会发生老化、变脆，降低其绝缘性能，从而容易引发故障。
3. 短路故障：10kV配电线路因为工作电压较高，一旦发生短路故障，由于大电流作用，可能导致设备的烧毁，进而造成线路故障。
4. 动物碰线：在一些农村地区，由于生活环境的特殊性，动物比较容易碰到10kV配
电线路，导致线路短路故障。
二、运行维护检修措施：
1. 定期巡视：对10kV配电线路进行定期巡视，检查线路的接触头、绝缘子、接地线
等部件的情况，及时发现问题并加以处理。
2. 绝缘测试：定期对10kV配电线路进行绝缘测试，测试绝缘材料的绝缘电阻是否符
合要求，如发现绝缘老化问题，及时更换绝缘材料。
3. 清理保护：定期清理10kV配电线路周围的树枝、杂草等杂物，避免这些杂物对线
路的短路故障产生影响。
4. 增强电气安全意识：加强对工作人员的安全教育培训，提高他们的电气安全意识，避免因操作不当引发线路故障。
5. 安装防护设备：在10kV配电线路上安装防鸟网、防猴子器、避雷器等设备，防止
动物碰线引发故障。
6. 及时处理故障：一旦发生10kV配电线路故障，需要及时进行处理，排除故障点，
确保线路的正常运行。
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10kV电压异常原因分析及处理措施10kV电压异常原因分析及处理措施摘要：本文对电网实际运行中时常出现的10kV电压异常现象的原因进行分类，并逐一研究分析其产生机理，从而引出处理10kV电压异常措施的思路。
关键词：电压异常；负荷；接地；断线；消弧线圈；谐振0 前言电压的异常直接影响设备的运行技术指标、经济指标，甚至导致用户的用电设备无法正常工作，电网的安全与经济运行遭至破坏。
10kV母线是调度部门可以进行电压调控的最后一级母线，也是最直接影响用户电压质量的母线。
因此对10kV电压异常产生的根本原因进行分析研究，对消除电压异常和保障电网安全运行具有十分重要的意义。
1 负荷变化引起的电压偏移根据相关调压原则要求：变电站和直调电厂的10kV母线正常运行方式下的电压允许偏差为系统额定电压的0%―+7%。
而在实际电网运行中，在白天用电高峰时段，10kV母线可能低于10.0kV下限，在深夜用电低谷时段，10kV母线也可能高于10.7kV上限。
造成电网正常运行中电压偏移的原因是不同大小的功率在电网元件中传输会产生不同的电压降落。
功率由系统通过110kV降压变压器经变压后到达10kV母线，其等值电路图和相量图如图1所示。
在上图中，为归算到110kV变压器10kV侧的一次电压，为110kV变压器的二次电压，即10kV母线电压，S为传输的视在功率，为归算到110kV变压器10kV侧的传输电流，φ为与的相位差，XT为110kV变压器归算到二次侧的等值电抗，RT为110kV变压器归算到二次侧的等值电阻。
图中，就是电压降相量，即（RT+XT），将电压降相量分解为与二次电压同方向和相垂直的两个分量和。
称为电压降落的纵分量，称为电压降落的横分量。
而在电网实际计算中，由于电压降横分量很小，可以忽略不计，因此，其电压降可以省略简化成仅为电压降落的纵分量，以ΔU表示。
由图3可得ΔU的模值为，将、、代入上式可得，因此可以得出，10kV母线电压与传输功率的关系公式为：由上式可知，通过减少传输的有功负荷P、无功负荷Q、电阻RT和电抗XT，或者提高110kV侧电压U1的方法，可以减少电压降落，提高10kV电压；反之则降低10kV电压。
由此可以得出负荷变化引起的电压偏移的处理措施：（1）通过增减无功功率Q，如投退并联电容器、并联电抗器；（2）改变变压器的电阻R和电抗X，如改变变压器的分接头，从而改变有功功率和无功功率的分布；（3）改变上一级系统电压U，如改变发电机、调相机的无功功率出力；（4）特殊情况下采用调整用电负荷或限电（减少有功功率P）的方法调整电压；2 单相接地引起的电压越限10kV电网属于中性点不直接接地系统，当发生单相接地故障时，由于与变压器中性点不能构成短路回路，因此没有短路电流，仅有不大的对地电容电流流过，对电气设备基本无影响。
但中性点发生偏移，对地具有电位差，其相间电压不平衡，故障相对地电压下降为0，非故障相对地电压升高到线电压，如图2所示。
由图2可见，UE为额定相电压，10kV电网正常时，三相对地电压大小相等，相位对称，可以得出而零序电压，即没有零序电压，因此也没有零序电流。
当10kV电网发生单相接地（如A相接地）时，A相对地电压为零，即=0，电源中性点电压不再与地电位相等，而是升高到相电压，，而B、C相对地电压也相应地升高为线电压，分别为系统中出现零序电压，其大小为相电压，其产生的零序电流流经接地点，其大小为非故障相产生的对地电容电流之和。
虽然10kV系统单相接地时故障点电流很小，而且三相之间的线电压仍然对称，对负荷的供电没有影响，允许继续运行，但是在单相接地以后，非故障相电压升高到线电压，为了防止故障进一步扩大到两点、多点接地短路，应该及时采取措施消除接地故障。
作为调度员，若现场配置接地选线装置的，则断开其选中的线路开关，隔离单相接地故障；若没有配置接地选线装置的，则根据母线电压变化，采用“瞬停法”瞬间断开线路开关来判断单相接地线路；若“瞬停法”无法找到单相接地线路，则可能是两条及以上线路同名相接地或母线单相接地，这就需要将母线上所有开关断开，逐一合上开关来判断接地设备。
3 消弧线圈投入引起的不平衡电压放大由上一节可知，当发生单相接地故障时，接地点将通过10kV电网的全部对地电容电流。
如果此电容电流相当大，就会在接地点产生间歇性电弧，引起过电压，可能会导致绝缘损坏，造成两点或多点的接地短路，使事故扩大。
因此要在中性点装设消弧线圈，利用其感性电流补偿接地故障时的容性电流，使接地故障电流减少，从而自动熄弧，保证继续供电，如图3所示。
由图3可得，消弧线圈发挥最佳作用是电网出现单相接地故障后，实现全补偿，接地电容电流IC全部被消弧线圈的电感电流IL所补偿，即IL=IC，通过故障点的电流为零，从而使得电弧自动熄灭，达到灭弧的目的。
而实际上，消弧线圈并没有采用全补偿的补偿方式，那是因为在10kV经消弧线圈接地系统正常运行时，中性点的位移电压U0的大小为，上式中，d表示10kV电网的阻尼率，，表示10kV电网的脱谐度，UN为消弧线圈未投入时中性点不平衡电压值。
由上式可见，若消弧线圈未投入前系统已经不平衡，在电网阻尼率一定的情况下，脱谐度越小，中性点电压越高，放大作用越强，将加剧系统的不平衡。
脱谐度等于零即谐振补偿时，中性点电压最高。
为了保证正常运行时中性点电压的偏移不超过规定值，应采取避免谐振补偿的措施，即尽量在较大的过补偿或欠补偿运行，增大脱谐度v，或者采取措施增大系统的阻尼率d。
另外，在以架空线路为主的电网中，采用线路换位的措施，可以减少三相导线对地电容的不对称度，从而减少中性点的不平衡电压值UN。
调度员若确认三相电压不平衡过大是由于消弧线圈引起的，则应该将消弧线圈退出运行，重新整定消弧线圈的脱谐度。
4 电压互感器断线引起的显示电压失真当电压互感器发生断线故障时，二次电压输出就会异常下降，可能会造成继电保护或自动装置误动作，调度员若因为电压显示下降作出误判而进行不必要的操作，可能会危及电力系统的安全稳定运行。
T在电力系统运行中，用得最广泛的是YN-yn-d型接线的电压互感器，如图4所示。
图中，其一次线圈接成星形中性点接地，二次主线圈也接成星形中性点接地，辅助线圈接成开口三角形。
这种接线方式使得二次设备既可以取得相电压，又可以取得线电压，还可以取得零序电压。
由图4可得，二次零序电压，其中KV为一次线圈与开口三角形辅助线圈的匝数比。
在电力系统正常运行时，若电压互感器发生二次主线圈单相或多相熔断，相应的二次输出相电压为0，而由于电压互感器一次线圈三相对称，则UA+UB+UC=0，即二次零序电压Umn 输出也为0。
因此可以根据相电压与零序电压同时为0而判断出电压互感器二次断线故障。
当电压互感器一次侧发生熔断故障时，若三相全部熔断，相当于停运电压互感器，显然相电压与零序电压二次输出皆为0；若非三相全部熔断，相应的二次相电压输出为0，而由于电压互感器一次线圈三相电压不对称，导致二次零序电压输出不为0。
这种一相电压下降为0和零序电压大幅升高的情况与10kV中性点不接地系统发生单相接地故障时相似，容易造成调度员的误判。
通过非故障相电压是否升高或者是否有电压互感器断线信号发出来判断究竟是电压互感器断线故障还是10kV系统发生单相接地故障。
在确定是电压互感器断线故障后，调度员应该将其转检修处理。
5 运行操作中引起的谐振过电压在10kV中性点不接地系统中，容易激发起持续时间较长的铁磁谐振过电压，其中，最常见的是铁磁式电压互感器引起的铁磁谐振过电压，是造成事故较多的一种内部过电压，其危害轻则使得电压互感器熔断器熔断，重则烧毁电压互感器，甚至炸毁瓷绝缘子及避雷器导致系统停运。
故以此为例进行分析，如图5所示。
图中，E为各相电源电势，C为线路等设备的对地电容，L为电压互感器的励磁感抗。
一般情况下，各相对地电容的容抗C小于电压互感器的励磁感抗L，因此整个10kV网络对地呈容性且基本对称。
但铁磁式电压互感器的励磁感抗L会随着其通过的电流大小而变化，系统正常时，电压互感器铁芯处在不饱和状态，其励磁感抗L相应地保持常数；当系统中出现某些波动时，如电压互感器突然合闸的巨大涌流、线路瞬间单相弧光接地等，使得电压互感器的励磁电流过大，铁芯发生三相不同程度的饱和，励磁感抗L的值随之大大下降，以致破坏了电网的对称，电网中性点就出现较高的位移电压，造成铁磁谐振过电压。
以A相接地为例，10kV系统中非故障相（B、C相）对地电压会升高倍，使得铁磁式电压互感器B、C相的铁芯饱和，励磁感抗L大大减少，即XL=XC，因此B、C相的负荷呈感性，可用一个等效电感来表示，而A相由于接地后电压下降，电压互感器的铁芯不是运行在饱和状态，因此A相的负荷仍呈容性，可用一个等效电容来表示，将A相接地后的等效电路进一步简化后，如图6所示。
（下转第178页）（上接第140页）由图6可见，显然是一个串联电路，若容抗等于感抗就发生串联谐振，即，因此，消除谐振的主要办法就是要破坏产生谐振的条件，即改变系统的感抗、容抗等参数。
以铁磁式电压互感器器为例，其采取的措施有：在电压互感器的二次绕组开口三角处接入阻尼电阻或消谐器；在电压互感器一次侧中性点接地线上接入电阻增大阻尼；选用铁芯不易饱和的电压互感器等。
调度员在操作前应考虑采取防止谐振发生的措施，如母线送电时，采用线路和母线一起充电的方式，或者对母线充电前退出电压互感器，充电正常后再投入电压互感器，或者将变压器中性点接地或经消弧线圈接地等。
在操作过程中，若发生谐振过电压，应当迅速合上或断开某些设备开关，改变系统电感或电容参数，破坏谐振条件，消除谐振。
6 结语本文将10kV电压异常的情况分为负荷波动、单相接地、消弧线圈投入、电压互感器熔断及谐振五类，对其产生的机理进行逐一分析，为运行人员和调度员辨识10kV电压异常的原因提供依据，从而提高运行人员与调度员处理10kV电压异常的效率，保证电网安全和用户的电压质量。
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