然发生过压变熔丝熔断故障，并且大多是电阻损坏或断线等原因引起的。但是我局近年来新建的几个110 kV 变电站，采用半绝缘电压互感器运行状况不好，故障不断。例如，110 kV 石门变电站 2001 年 9 月投产至 2003 年 7 月间共发生单相、二相、三相熔丝熔断 26 次，110 kV 乌镇变电站 2001 年 7 月至 2003 年 9 月间 共发生单相、二相、三相熔丝熔断 21 次，且在 ， 2003-09-09 10 kV 2 号压变烧毁引起柜内短路(整柜烧坏) 事故；110 kV 河山变电站也发生过压变击穿。在这期间我们也采取多种形式的消谐措施，但均未收到效 果。对此，2004 年初开始对 6 座 110 kV 变电站的半绝缘电压互感器改造为全绝缘电压互感器，采取了与 35 kV 变电站同样的消谐措施，经过夏季雷雨气候的运行考验未发生过一次断熔丝故障。
综上所述，半绝缘电压互感器在中性点不接地的 10 kV丝，烧毁电压互感器，甚至引发系统事故，严重影响计量的正确性，使测量数据丢失，危及继电 保护和自动装置的正确动作等。 由此可见，10 kV 配电系统中不宜选用半绝缘电压互感器，应当选择全绝缘电压互感器，有利于采取多种 形式的消谐措施，有效防止铁磁谐振过电压，确保设备安全运行。选择全绝缘电压互感器应尽可能考虑选 择大容量电压互感器。当然，全绝缘电压互感器与半绝缘电压互感器相比，投资要增加，体积要增大。
10kV 配电系统不宜选用半绝缘电压互感器
作者：武汉国高… 新闻来源：本站原创 更新时间：2007-1-31 12:10:48
在 10 kV 配电网络中为了电压的测量、电能的计量和保护的需要，都要安装电压互感器获取电压的量值。 电压互感器按其运行承受的电压不同，可分为半绝缘和全绝缘电压互感器。半绝缘电压互感器在正常运行 中只承受相电压，全绝缘电压互感器运行中可以承受线电压。随着配电电网的不断发展，网络扩大，导线 截面增大，大量采用电缆提高绝缘水平，使中性点不接地配电系统的电容电流不断增大，电压互感器的故 障增多。在对运行实践中发现的问题分析后认为，选用不同电压等级的电压互感器，对抗谐措施的实施、 设备的安全运行等有不同的影响，主要反映在以下方面。 (1) 接线方式不同。半绝缘电压互感器高压 N 极必须直接接地运行，在配电系统中变电站、开闭站、高压用 户终端等需要安装电压互感器，诸多的半绝缘电压互感器的并联运行，在系统稍有不对称时，很容易激发 形成高幅值的铁磁谐振过电压，并联数越多越容易发生；全绝缘电压互感器可以直接接地运行，也可以间 接(接电阻、零序压变等)接地运行，还可以 V 形接线不接地运行。 (2) 防谐措施不同。半绝缘电压互感器采用二次开口三角绕组上加装专用消谐器，或并联灯泡，或并联电阻 抗谐振；全绝缘电压互感器除了可以采取上述措施外，还可以在高压中性点串联电阻消谐。全绝缘电压互 感器由于正常运行处于降压运行状态，励磁性能比较好。有效防止压变铁磁谐振过电压，必须多管齐下、 多种措施并用才能奏效。 (3) 单相接地承受的电压不同。半绝缘电压互感器在系统单相接地时，需要承受线电压的冲击，一般运行 不得超过 2 h，长期运行可能造成击穿故障；全绝缘电压互感器在系统单相接地时，承受的是额定电压。 (4) 安全运行的效果不同。我局的 10 多个 35 kV 变电站在 20 世纪 80 年代末 90 年代初，对全绝缘电压互感 器采取二次开口三角绕组上并联 500 W 灯泡，中性点串接 ZG11-250-11k-I 电阻的消谐振措施，10 多年来偶