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摘 要：文章针对一起由油中气相色谱分析发现的电压互感器内部发生放电故障进行的分析。该设备是某110KV变电所35KVI母电压互感器，在其绝缘油例行试验中发现A相色谱试验数据异常，对其进行现场勘查和相关电气常规和诊断性试验，发现其一次直阻不合格。后经整体解剖发现此故障是内部小熔断器熔断并产生放电造成的。
关键词：电压互感器 熔断器 故障分析
一、前言
电压互感器是重要的电气一次设备在电力系统扮演着重要的角色，因为电压互感器把高电压按比例关系换成220V或更低等级的标准二次电压，供保、计量、仪表装置使用.同时，使用电压互感可以将高电压与电气工作人员隔离。严重的电压互感器故障会导致互感器爆炸而引发停电事故.从而给电网造成不良影响和很大经济损失。
绝缘油气相色谱分析法是目前国际上公认的对充油类电气设备故障检测最为灵敏且快速的方法。它以正常运行及故障情况下绝缘油分裂出不同分解产物为依据，分析油中所溶解的气体组分和浓度含量，可以及时地发现充油电气设备内部可能存在的潜伏性故障及其发展程度，对于一般互感器常见的故障如设备绝缘受潮、内部放电、过热等，都能通过它发现。因此.加强对油互感器的色谱检测是十分重要。
实际案例：
1、故障的发现：
故障设备是在绝缘油例行色谱试验中被发现的。是在某变电所35kVI母电压互感器A相绝缘油样品中检测出特征故障气体乙炔（C2H2）和总烃超标，其色谱数据如下表1-1
表1-1 110kV某变电站35kVI母电压互感器试验数据（单位：μL/L）
根据宁夏电力设备预防性试验实施规程（2010版）规定，运行中电压互感器油中溶解气体组份含量（uL/L）超过下列任一值值时应引起注意，总烃：100、氢气：150，一旦发现含有乙炔，应立即停止运行，进行检查。
2.故障的分析：
2.1 数据准确性确定：
为进一步加强试验数据的准确性.当天下午另取此设备三相油样进行复测。复测试验结果与原检测结果基本一致，油中乙炔含量分别为95.60 uL/L，总烃为204.61 uL/L。其试验数据如下表2-1：
表2-1 110kV某变电站35kVI母电压互感器试验数据（单位：μL/L）
2.2历史数据查询、分析：
发现数据异常后，查找往年的历史色谱数据进行比对、分析，数据如下表2-2：
表2-2： 110kV某变电站35kVI母电压互感器试验数据（单位：μL/L）
从往年的历史数据可以看出，所有的特征气体都没有超出注意值，在正常范围，可以判断此设备在2004年和2007年期间运行正常。
2.3初步判断：
通过对表1-1和表2-1、表2-2数据进行了分析，发现此设备此时内部应该存在故障，从数据可以看出不仅A相存在大量的乙炔，并且总烃也超出注意值，结合特征气体和三比值法，初步判断B、C相电压互感器正常，A相电压互感器内部存在放电故障。
2.4 解体前的电气试验
为了进一步判断设备故障状况，在未解体前对故障设备进行了例行和诊断性试验。首先由高压试验人员对故障设备进行例行检查，发现：此互感器三相絕缘介损数值、变比测试都正常，其中只有A相一次直阻超标，B、C一次直阻正常。
据《交接试验规程》规定电压互感器一次直阻换算到同一温度下与出厂值比较，相差不宜大于10%，二次直阻不宜超过15%，经过检查试验A相一次直阻实测为5800kΩ，通过计算误差为78800%，远远大于规程要求的10%，判断为一次直阻内部绕组匝间存在虚接现象；B、 C相进行比对分析数据正常。
3.解体分析：
通过结合绝缘油试验分析结果及高压试验分析结果，最终采取所变停电解体处理。
现场对电压互感器A相设备进行了放油、拆卸瓷套、油箱和吊芯处理.解体发现，电压互感器内部熔断器有放电痕迹；
对35kV电压互感器A相一次绕组直阻分段测量，引出头到熔断器上端电阻为0.3Ω，内部熔断器电阻为25MΩ，内部熔断器尾端到电压互感器一次绕组尾端为6.92KΩ，说明内部熔断器已烧断。
4.处理结果
对电压互感器的三相互感器及时进行更换，更换后新设备高压和油务试验均正常。
三、事故原因分析：
据知2010年9月3日 ，某110kV变电站1号主变35kV中性点电缆头击穿放电，发生35kV侧A相短路接地故障。造成本次事故原因为某35kV线路在雷雨天气发生间隙性接地故障，致使35kV系统产生过电压。35kV系统过电压使得35kV电压互感器内部一次电流增大，使电压互感器内部小熔断器熔断熔断并发生放电现象，使电压互感器油发生分解并产生大量乙炔。
四、结束语
更换后的电压互感器运行情况良好，没有发生任何情况。如此可见，出现近区短路故障时，应对所辖设备电压互感器进行检查性试验，不仅仅是对变压器及三侧设备进行相关试验。这样可以通过的试验数据及时得给予分析和判断，从而使故障得到及时、针对性、彻底的解决，确保互感器的安全运行。
参考文献
[1]《电力用油（气）》 汪红梅
[2]《宁夏电力设备预防性实验规程（2010年版）》宁夏电力公司发布
[3]《高压互感器手册》 凌子恕
[4]《电压互感器一次熔断器熔断及原因分析及处理》付俊杰、王东辉
关键词：电压互感器 熔断器 故障分析
一、前言
电压互感器是重要的电气一次设备在电力系统扮演着重要的角色，因为电压互感器把高电压按比例关系换成220V或更低等级的标准二次电压，供保、计量、仪表装置使用.同时，使用电压互感可以将高电压与电气工作人员隔离。严重的电压互感器故障会导致互感器爆炸而引发停电事故.从而给电网造成不良影响和很大经济损失。
绝缘油气相色谱分析法是目前国际上公认的对充油类电气设备故障检测最为灵敏且快速的方法。它以正常运行及故障情况下绝缘油分裂出不同分解产物为依据，分析油中所溶解的气体组分和浓度含量，可以及时地发现充油电气设备内部可能存在的潜伏性故障及其发展程度，对于一般互感器常见的故障如设备绝缘受潮、内部放电、过热等，都能通过它发现。因此.加强对油互感器的色谱检测是十分重要。
实际案例：
1、故障的发现：
故障设备是在绝缘油例行色谱试验中被发现的。是在某变电所35kVI母电压互感器A相绝缘油样品中检测出特征故障气体乙炔（C2H2）和总烃超标，其色谱数据如下表1-1
表1-1 110kV某变电站35kVI母电压互感器试验数据（单位：μL/L）
根据宁夏电力设备预防性试验实施规程（2010版）规定，运行中电压互感器油中溶解气体组份含量（uL/L）超过下列任一值值时应引起注意，总烃：100、氢气：150，一旦发现含有乙炔，应立即停止运行，进行检查。
2.故障的分析：
2.1 数据准确性确定：
为进一步加强试验数据的准确性.当天下午另取此设备三相油样进行复测。复测试验结果与原检测结果基本一致，油中乙炔含量分别为95.60 uL/L，总烃为204.61 uL/L。其试验数据如下表2-1：
表2-1 110kV某变电站35kVI母电压互感器试验数据（单位：μL/L）
2.2历史数据查询、分析：
发现数据异常后，查找往年的历史色谱数据进行比对、分析，数据如下表2-2：
表2-2： 110kV某变电站35kVI母电压互感器试验数据（单位：μL/L）
从往年的历史数据可以看出，所有的特征气体都没有超出注意值，在正常范围，可以判断此设备在2004年和2007年期间运行正常。
2.3初步判断：
通过对表1-1和表2-1、表2-2数据进行了分析，发现此设备此时内部应该存在故障，从数据可以看出不仅A相存在大量的乙炔，并且总烃也超出注意值，结合特征气体和三比值法，初步判断B、C相电压互感器正常，A相电压互感器内部存在放电故障。
2.4 解体前的电气试验
为了进一步判断设备故障状况，在未解体前对故障设备进行了例行和诊断性试验。首先由高压试验人员对故障设备进行例行检查，发现：此互感器三相絕缘介损数值、变比测试都正常，其中只有A相一次直阻超标，B、C一次直阻正常。
据《交接试验规程》规定电压互感器一次直阻换算到同一温度下与出厂值比较，相差不宜大于10%，二次直阻不宜超过15%，经过检查试验A相一次直阻实测为5800kΩ，通过计算误差为78800%，远远大于规程要求的10%，判断为一次直阻内部绕组匝间存在虚接现象；B、 C相进行比对分析数据正常。
3.解体分析：
通过结合绝缘油试验分析结果及高压试验分析结果，最终采取所变停电解体处理。
现场对电压互感器A相设备进行了放油、拆卸瓷套、油箱和吊芯处理.解体发现，电压互感器内部熔断器有放电痕迹；
对35kV电压互感器A相一次绕组直阻分段测量，引出头到熔断器上端电阻为0.3Ω，内部熔断器电阻为25MΩ，内部熔断器尾端到电压互感器一次绕组尾端为6.92KΩ，说明内部熔断器已烧断。
4.处理结果
对电压互感器的三相互感器及时进行更换，更换后新设备高压和油务试验均正常。
三、事故原因分析：
据知2010年9月3日 ，某110kV变电站1号主变35kV中性点电缆头击穿放电，发生35kV侧A相短路接地故障。造成本次事故原因为某35kV线路在雷雨天气发生间隙性接地故障，致使35kV系统产生过电压。35kV系统过电压使得35kV电压互感器内部一次电流增大，使电压互感器内部小熔断器熔断熔断并发生放电现象，使电压互感器油发生分解并产生大量乙炔。
四、结束语
更换后的电压互感器运行情况良好，没有发生任何情况。如此可见，出现近区短路故障时，应对所辖设备电压互感器进行检查性试验，不仅仅是对变压器及三侧设备进行相关试验。这样可以通过的试验数据及时得给予分析和判断，从而使故障得到及时、针对性、彻底的解决，确保互感器的安全运行。
参考文献
[1]《电力用油（气）》 汪红梅
[2]《宁夏电力设备预防性实验规程（2010年版）》宁夏电力公司发布
[3]《高压互感器手册》 凌子恕
[4]《电压互感器一次熔断器熔断及原因分析及处理》付俊杰、王东辉