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摘要：本文通过10kV电压互感器预试中绝缘击穿的分析，针对暴露问题提出了采取的预控措施。
关键词：电压互感器 分析 措施
2009年3月23日16时30分左右，试验人员在进行某220kV变电站10kV电压互感器计划停电预试工作中，发生B、C相电压互感器一次绕组绝缘击穿损坏。
1 现场试验时的系统运行方式
220kV变电站3号、4号主变分别带10kV Ⅲ、Ⅳ段运行。现场试验时，10kV Ⅲ段电压互感器间隔停电退出运行，Ⅲ、Ⅳ段通过5300分段开关并列运行，二次电压并列把手在合位，如图1所示。
2 事故经过
220kV变电站10kV Ⅲ段电压互感器间隔于2010年3月23日15时39分停电进行预试以及相关工作，高压试验班办理工作票进行10kV Ⅲ段电压互感器和避雷器的预试工作。
16时20分左右，试验人员做完避雷器试验和电压互感器的绝缘电阻试验后开始进行电压互感器的交流耐压试验。试验采用一般的外施电压法进行，按照规程一次交流耐压要求为38kV。仪器接线完毕并检查无误后，试验从C相开始，一次电压加至25kV左右时，仪器保护动作，切断高压输出。用兆欧表测量C相一次绕组对地绝缘电阻，发现阻值为50MΩ，而之前测量绝缘电阻大于50GΩ，则判定该相电压互感器绝缘被击穿。再次检查接线无误，试验方法无误，判断为该相电压互感器耐压不合格。继而开始做B相电压互感器交流耐压试验，方法、接线与C相相同，在加压至25kV左右，仪器保护动作，高压输出断开，对B相用兆欧表测量，阻值为80MΩ左右，B相绝缘也被击穿。因该段电压互感器在试验中B、C两相均发生绝缘击穿，故试验人员对A相电压互感器没有继续进行耐压试验。
3 事故原因分析
在做交流耐压试验之前，在开关柜前后并没有任何结构说明或警示提醒，不论铭牌或设备参数都没有明确表示该电压互感器设计为全绝缘或者分级绝缘，也没有收集到以前任何试验报告，经现场经验判断，此电压互感器的一次绕组首、末端接线柱处于同一绝缘水平。试验人员按照全绝缘电压互感器设计对其进行工频交流耐压试验，依据规程要求耐压试验为38kV。正常情况下全绝缘电压互感器一次绕组的首端和末端具有相同的绝缘水平，耐压试验时首、末端能共同承受相同的电压，可以使用工频交流耐压从一次绕组加压，加压时，一次绕组的首、末端短接，二次绕组互相短路接地。而分级绝缘的电压互感器一次绕组的末端绝缘水平很低（3kV左右），因此，一次绕组末端不能与首端承受同一试验电压，而采用感应耐压的方法，可以把一次绕组的末端接地，从某一个二次绕组激磁，在一次绕组首端感应出所需要的试验电压。因该段电压互感器厂家设计为分级绝缘结构，而试验人员依据外观、经验判断为全绝缘结构，故现场试验采用一般外施工频交流耐压对该电压互感器进行试验，试验电压达到25kV时导致电压互感器一次绕组绝缘击穿，该试验电压已远远高于电压互感器一次绕组末端所能承受的3kV左右电压，最终导致了电压互感器的绝缘击穿事故。
本次事故原因主要有三点。
原因一：产品设计缺陷导致误判断。在设计此电压互感器时将外表设计为全绝缘形式，而在其外表、铭牌、产品技术参数资料以及开关柜等地方并未有任何提及关于绝缘类型的说明，电压互感器上边两个接线柱是一次绕组的首端和末端，右端接线柱是一次绕组首端，接高压铝排，左端接线柱是一次绕组末端，三相末端通过铝排短接后经消谐器接地。一次绕组的首端和末端结构完全對称，处于同一绝缘水平，外观结构为全绝缘方式。下侧是二次绕组的接线柱，共三个绕组，六个接线柱。由于厂家设计上的缺陷使得试验人员误将分级绝缘电压互感器判断为全绝缘电压互感器，依全绝缘电压互感器对其进行耐压试验，导致了电压互感器的绝缘击穿。
原因二：无历史资料使得试验缺乏参考依据。收资阶段未能收集到该电压互感器的出厂报告、交接报告以及以前的任何一次试验报告，在变电站也未能找到相关试验数据或产品详细资料，试验时没有参考依据，只有在事后从内部档案室调出相关报告才能看到以前的试验数据及试验方法。由于该段电压互感器在收资阶段没有收集到任何历史资料，使得试验人员在试验方法选择上没有参考依据而出现失误，导致了电压互感器的绝缘击穿。
原因三，试验人员思想麻痹、大意造成误判断。开始试验前，在没有历史资料和试验报告，也没有找到相关警示说明的情况下，试验人员没能明确该段电压互感器是全绝缘或分级绝缘，仅通过现场的接线方式、外观结构以及经验进行判断，认定该段电压互感器为全绝缘结构，试验时采用一般外施工频交流耐压进行试验。作为现场试验技术指导，班长的错误判断导致了试验人员采用了错误的试验方法，致使电压互感器绝缘击穿。
4 暴露问题
4.1 产品设计缺陷。该段电压互感器从外观看是按全绝缘类型设计，而在铭牌、产品技术参数资料以及开关柜等地方并未有任何提及关于绝缘类型的说明，给试验人员造成错觉，误导试验人员的思维方式。
4.2 资料收集不全。该段电压互感器间隔为2007年投运，投运后未做过高压试验，没有试验报告，在此前收资过程中也没能收集到该段电压互感器的出厂及交接试验报告，变电站现场也没有相关资料。
4.3 试验人员思维方式老套。在现场做试验之前由于没有资料可以借鉴，试验人员仅凭现场经验及常规思路考虑问题，根据现场接线情况及经验判断该段电压互感器为全绝缘结构，从而采用常规方法进行工频交流耐压试验。
5 采取的预控措施
5.1 在地区供电局所辖变电站进行高压预试工作，应要求相关供电局高压专业人员在场监护配合工作。
5.2 每次试验前都应做好充分的准备工作，收集全设备相关技术资料（设备说明书、安装调试报告及最近试验报告等），详细了解设备的运行状况及试验情况，查清被试设备历次试验记录以及交接或出厂试验报告，明确设备类型，熟悉试验设备和操作步骤，了解试验方法，根据实际情况制定合理的工作计划。细化工作分工，严把工作质量，强化安全意识，充分考虑工作中可能出现的各种威胁安全的事件。
5.3 转换试验人员思维方式，不同厂家产品，结构特点不同，针对实际产品，仔细查找其技术参数资料以及注意事项，有必要时可直接向厂家咨询，避免仅凭经验判断设备结构的思维方式。
6 结束语
现场工作人员技术培训、安全培训不到位，人员安全意识不强，思想麻痹，在对被试设备资料收集不全，无设备说明书及以往测试记录的前提下即盲目开始试验。
关键词：电压互感器 分析 措施
2009年3月23日16时30分左右，试验人员在进行某220kV变电站10kV电压互感器计划停电预试工作中，发生B、C相电压互感器一次绕组绝缘击穿损坏。
1 现场试验时的系统运行方式
220kV变电站3号、4号主变分别带10kV Ⅲ、Ⅳ段运行。现场试验时，10kV Ⅲ段电压互感器间隔停电退出运行，Ⅲ、Ⅳ段通过5300分段开关并列运行，二次电压并列把手在合位，如图1所示。
2 事故经过
220kV变电站10kV Ⅲ段电压互感器间隔于2010年3月23日15时39分停电进行预试以及相关工作，高压试验班办理工作票进行10kV Ⅲ段电压互感器和避雷器的预试工作。
16时20分左右，试验人员做完避雷器试验和电压互感器的绝缘电阻试验后开始进行电压互感器的交流耐压试验。试验采用一般的外施电压法进行，按照规程一次交流耐压要求为38kV。仪器接线完毕并检查无误后，试验从C相开始，一次电压加至25kV左右时，仪器保护动作，切断高压输出。用兆欧表测量C相一次绕组对地绝缘电阻，发现阻值为50MΩ，而之前测量绝缘电阻大于50GΩ，则判定该相电压互感器绝缘被击穿。再次检查接线无误，试验方法无误，判断为该相电压互感器耐压不合格。继而开始做B相电压互感器交流耐压试验，方法、接线与C相相同，在加压至25kV左右，仪器保护动作，高压输出断开，对B相用兆欧表测量，阻值为80MΩ左右，B相绝缘也被击穿。因该段电压互感器在试验中B、C两相均发生绝缘击穿，故试验人员对A相电压互感器没有继续进行耐压试验。
3 事故原因分析
在做交流耐压试验之前，在开关柜前后并没有任何结构说明或警示提醒，不论铭牌或设备参数都没有明确表示该电压互感器设计为全绝缘或者分级绝缘，也没有收集到以前任何试验报告，经现场经验判断，此电压互感器的一次绕组首、末端接线柱处于同一绝缘水平。试验人员按照全绝缘电压互感器设计对其进行工频交流耐压试验，依据规程要求耐压试验为38kV。正常情况下全绝缘电压互感器一次绕组的首端和末端具有相同的绝缘水平，耐压试验时首、末端能共同承受相同的电压，可以使用工频交流耐压从一次绕组加压，加压时，一次绕组的首、末端短接，二次绕组互相短路接地。而分级绝缘的电压互感器一次绕组的末端绝缘水平很低（3kV左右），因此，一次绕组末端不能与首端承受同一试验电压，而采用感应耐压的方法，可以把一次绕组的末端接地，从某一个二次绕组激磁，在一次绕组首端感应出所需要的试验电压。因该段电压互感器厂家设计为分级绝缘结构，而试验人员依据外观、经验判断为全绝缘结构，故现场试验采用一般外施工频交流耐压对该电压互感器进行试验，试验电压达到25kV时导致电压互感器一次绕组绝缘击穿，该试验电压已远远高于电压互感器一次绕组末端所能承受的3kV左右电压，最终导致了电压互感器的绝缘击穿事故。
本次事故原因主要有三点。
原因一：产品设计缺陷导致误判断。在设计此电压互感器时将外表设计为全绝缘形式，而在其外表、铭牌、产品技术参数资料以及开关柜等地方并未有任何提及关于绝缘类型的说明，电压互感器上边两个接线柱是一次绕组的首端和末端，右端接线柱是一次绕组首端，接高压铝排，左端接线柱是一次绕组末端，三相末端通过铝排短接后经消谐器接地。一次绕组的首端和末端结构完全對称，处于同一绝缘水平，外观结构为全绝缘方式。下侧是二次绕组的接线柱，共三个绕组，六个接线柱。由于厂家设计上的缺陷使得试验人员误将分级绝缘电压互感器判断为全绝缘电压互感器，依全绝缘电压互感器对其进行耐压试验，导致了电压互感器的绝缘击穿。
原因二：无历史资料使得试验缺乏参考依据。收资阶段未能收集到该电压互感器的出厂报告、交接报告以及以前的任何一次试验报告，在变电站也未能找到相关试验数据或产品详细资料，试验时没有参考依据，只有在事后从内部档案室调出相关报告才能看到以前的试验数据及试验方法。由于该段电压互感器在收资阶段没有收集到任何历史资料，使得试验人员在试验方法选择上没有参考依据而出现失误，导致了电压互感器的绝缘击穿。
原因三，试验人员思想麻痹、大意造成误判断。开始试验前，在没有历史资料和试验报告，也没有找到相关警示说明的情况下，试验人员没能明确该段电压互感器是全绝缘或分级绝缘，仅通过现场的接线方式、外观结构以及经验进行判断，认定该段电压互感器为全绝缘结构，试验时采用一般外施工频交流耐压进行试验。作为现场试验技术指导，班长的错误判断导致了试验人员采用了错误的试验方法，致使电压互感器绝缘击穿。
4 暴露问题
4.1 产品设计缺陷。该段电压互感器从外观看是按全绝缘类型设计，而在铭牌、产品技术参数资料以及开关柜等地方并未有任何提及关于绝缘类型的说明，给试验人员造成错觉，误导试验人员的思维方式。
4.2 资料收集不全。该段电压互感器间隔为2007年投运，投运后未做过高压试验，没有试验报告，在此前收资过程中也没能收集到该段电压互感器的出厂及交接试验报告，变电站现场也没有相关资料。
4.3 试验人员思维方式老套。在现场做试验之前由于没有资料可以借鉴，试验人员仅凭现场经验及常规思路考虑问题，根据现场接线情况及经验判断该段电压互感器为全绝缘结构，从而采用常规方法进行工频交流耐压试验。
5 采取的预控措施
5.1 在地区供电局所辖变电站进行高压预试工作，应要求相关供电局高压专业人员在场监护配合工作。
5.2 每次试验前都应做好充分的准备工作，收集全设备相关技术资料（设备说明书、安装调试报告及最近试验报告等），详细了解设备的运行状况及试验情况，查清被试设备历次试验记录以及交接或出厂试验报告，明确设备类型，熟悉试验设备和操作步骤，了解试验方法，根据实际情况制定合理的工作计划。细化工作分工，严把工作质量，强化安全意识，充分考虑工作中可能出现的各种威胁安全的事件。
5.3 转换试验人员思维方式，不同厂家产品，结构特点不同，针对实际产品，仔细查找其技术参数资料以及注意事项，有必要时可直接向厂家咨询，避免仅凭经验判断设备结构的思维方式。
6 结束语
现场工作人员技术培训、安全培训不到位，人员安全意识不强，思想麻痹，在对被试设备资料收集不全，无设备说明书及以往测试记录的前提下即盲目开始试验。