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摘要：本文简要介绍了设备故障后，通过对信息收集整理、分析，最终确定故障产生原因。着重分析一次设备故障与故障录播的对应关系，为电力同仁在运行维护方面提供一定的经验和借鉴。
中图分类号：TM407文献标识码：B
引言
在电力设备运行维护中，难免会发生设备故障。故障后如何确定故障产生原因，找出解决办法，避免同类故障再次发生，是支持设备可靠运行的手段。故障后收集各种信息，分析信息圈定故障原因，是设备维护必须履行的职责。
1信息收集
设备故障后，应全面收集故障设备各项信息，以便更快更准查找故障产生的原因。一般讲，应当收集故障设备基本信息，如：型号、生产厂家、生产日期、投运日期等，收集设备故障情况，如：故障前运行方式、电网操作情况、保护动作情况、监控信息、事件过程情况、录波图情况、现场检查情况以及前期维护工作情况等，以便为进一步分析提供详实的数据支持。
2缺陷分析
对收集到的信息应综合连贯的看待，可通过用正常信息对事件进行排除的方法，排除与故障特征无关的可能性，用存在疑问信息再进一步深入分析，找清与故障特征的关系，用以确定真正的故障产生因素，从而为以后工作建立有效的控制措施。
3实例分析
某站2017年1月9日10kV母线PT柜发生三相短路，PT柜爆炸，1号主变低压侧复压过流II段保护动作，901开关跳闸，10kVI段母线及所供线路失压。
3.1故障基本信息
10kVI段母线保护PT：
型号：JDZX9-10G三相电压互感器，生产厂家：XX第一互感器厂，生产日期：2011年05月，出厂编号：A相01773，B相01653，C相01665，投运日期：2011年07月
10kVI段母线保护三相PT避雷器：
型号：Y5CS-12.7/45避雷器，生产厂家：XX避雷器厂，生产日期：2001年12月，出厂编号：A相01883，B相01352，C相01264，投运日期：2009年04月
故障前运行方式：某站220kV、110kV侧系统并列运行，10kV系统分列运行。
当日现场工作：无
保护配置情况：1号主变A套RCS-978GE变压器保护（XX继保厂家），B套PRS-778S变压器保护（XX厂家），RCS-974A非电量保护（XX继保厂家）
保护动作情况：
经分析，以保护启动时刻为“0”时刻，保护动作时序如下：
A套：
（1）保护启动0ms
（2）低压1复压过流1时限（跳低压1分段）1030ms
（3）低压1分支过流1时限1305ms
（4）低压1复压过流2时限动作（跳低1分支）1603ms
（5）低压1分支过流2时限动作1605ms
B套：
（1）保护启动0ms
（2）过负荷闭锁有载调压动作（高）动作1005ms
（3）复压过流1时限动作（低）1301ms
（4）过流1时限动作（低）1305ms
（5）复压过流2时限动作（低）1601ms
（6）过流2时限动作（低）1605ms
注：以上保护动作时序以ABC三相短路故障发生时刻为“0”时刻计算。
1号主变保护低压侧后备保护定值为6.19A（一次值4.95kA），一时限1.3s跳低1分段侧，二时限1.6s跳低压1分支，三时限1.9s跳低压2分支、低压1分支、中压侧、高压侧，本次保护装置动作正确。
监控信息：2017年01月09日20：53：58，主控室外发出一声巨响，随后检查监控机显示如下。
一次接线图：911、913、901开关分位闪光。光字牌动作情况：1号主变过流II段1时限中压侧出口动作、1号主变过流II段1时限低压侧出口动作、1号主变过流II段2时限中压侧出口动作、1号主变过流II段1时限低压侧出口动作、1号主变低压1复压过流2时限出口、交流盘#1交流电源1异常动作、交流盘#2交流电源1异常动作、10kV1号电容器911开关事故总动作、10kV2号电容器913开关事故总动作、400V1号站用变装置切换动作、400V1号站用变电源异常、400V2站用变装置切换、安防告警。
故障录波：10kV系统发生C相接地，2分钟后10kVI段母线保护PT柜首先出现
A、B相间短路，约10ms后发展为三相短路故障。此短路电流达到1号主变低压侧复压过流1段定值，1.3秒后保护动作跳开1号主变低压侧总路901开关，切除故障。
现场检查：发现10kVI段母线保护PT柜内有明细的弧光灼烧痕迹，三相避雷器、三相PT外绝缘均有不同程度损坏；三相PT保险座损坏，保险座支柱瓷瓶断裂；柜内二次配线胶皮被弧光灼烧后受损。对A相PT进行绝缘测试，无绝缘，该相PT一次回路无法导通，外壳已开裂。B、C相PT一次、二次直阻均可测试，对应项目数据接近，绝缘电阻较低，只有200至400MΩ。对避雷器进行绝缘测试，其绝缘电阻可达200GΩ，说明该次故障后PTA相已损坏，B、C相主绝缘已受损，避雷器内部绝缘任然良好，但A、C相外绝缘因高温作用已变脆化损坏。
故障前检修情况：
该站10kV设备自2002年9月投运，历年检修试验情况均正常，2011年07月对该PT进行了更换，之后检修试验情况也正常，故障前无消缺记录。2016年10月，对该站10kV高压开关柜开展了暂态地电压及超声波带电检测，检测结果均未见异常。
3.2故障原因分析
故障发生时间为2017年1月9日，在2016年10月27日刚对该站10kV高压开关柜进行过暂态地电压及超声波带电监测，测试结果未见异常，时间间隔不到3个月，因此可以大致确定柜内设备主绝缘不存在问题。
从监控记录数据可以看到（表1），C相接地2分钟后，C相对地电压由正常运行时候的6.16kV降为5.7kV，又经过2分钟后，C相电压降为3.8kV，同时A相对地电压由正常的6.02kV变为1.6kV，并伴有波形畸变。（监控信息反映20：53：48该段10kV2号电容器人工执行合闸）如果A相电压降低是因为A相也发生接地，那将与之前的C相接地点形成短路，会有很大的短路电流流过主变保护低压侧总路，但此时保护录波未显示有电流启动，可以排除A相接地的可能。造成A相电压降低的原因可能是A相PT在系统发生C相接地后，A相对地电压升高，A相PT绕组内部匝间绝缘降低，发生匝间短路并产生弧光。（视频记录也显示PT柜内有2分钟的放弧现象后，柜内发生爆炸）
通过当时的监控数据也可以进行验证，推理如下：
C相接地后C相电压为3.8kV，按C相电压正常电压为6kV进行计算，中性点由N点偏移至N’点，偏移2.2kV。
BN’==7.3
与当时监控采集的B相电压7.2基本相符，而A相电压的大小除与C线接地有关外，主要还与当时匝间短路故障的程度相关。
根据推算当时一次短路的电流有20000A左右，为何三相短路时PT保险未断开故障点？A相匝间短路初期，属于PT内部故障，不会产生大的短路电流。当弧光造成相间短路故障后，可能由于弧光向上飘动，造成保险上桩头短路；另一方面也可能是PT保险本身熔断后，但保险未能灭弧，三相仍通过弧光进行短路。但从故障录波来看，发生相间短路以后，短路电流一直比较稳定，没发生大的波动变化，因此比较倾向于第一种可能。
结合先前对三相PT试验检测信息，目前可以认为，该系统应当有一个原始的高阻接地点，造成C相电压降低，A相电压在期间应当升高，但因A相PT内部匝间绝缘降低，无法正确反映电压升高。因此该系统应当确定有一个高阻接地点。于是对该系统涉及的母线、线路等设备均展开检查，后发现XX出线在线路杆塔上C相避雷器一次引线断掉，正是该放电点引线不断接通放电造成C相高阻接地，见图1。
图1
由于系统先发生C相高阻接地故障，C相对地电压降低，A相对地电压升高，A相PT内部绕组匝间绝缘降低，发生匝间短路并产生弧光。弧光持续2分钟后，A相弧光接触到B相引起A、B相间短路，10ms后A、B相间短路弧光接触到C相或大地，形成三相短路。此短路电流达到主变低压侧复压过流1段定值，1.3秒后保护动作跳开1号主变低压侧总路901开关，切除故障。
4结论
该故障应为系统部分回路受损形成过电压，因存在时间过长造成PT不能承受而发生故障。通过此次故障分析，可以作出以下建议：
1）建议选用励磁特性饱和点较高的电压互感器，在1.9Um/电压下铁芯磁通不应饱和。
2）该PT柜原未加装一次消谐装置，建议在PT一次加装消谐元件，避免PT出现低频、高频谐振问题。
3）由于采用更高不饱和铁芯，PT的体积需做大，建议将PT柜体空间加大。
4）该PT为全绝缘PT，以往试验中均采用交流耐压来考虑主绝缘情况，未考虑到匝间绝缘情况，该次故障可以看出，对于全绝缘PT在例行试验中也应进行匝间绝缘的试验项目来考察纵绝缘状况，与历史试验比较，对于试验数据异常变化的设备应给于更换。
5）建议系统加装10kV消弧线圈，在发生接地故障时可使接地点电弧熄灭，减少电压震荡时间。
参考文献：
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[2]国网（运检/2）826-2017国家电网公司变电运维检修管理办法
[3]国网（运检/3）829-2017国家电网公司变电检测管理规定
[4]GB/T311.2-2013绝缘配合
[5]史兴华，宋金根，楼建杭变电设备典型缺陷处理和隐患排查北京中国电力出版社2012
作者简介：
李源1995年参加工作，电气试验技师、电力工程技术工程师，有较高的试验分析能力、判断能力，主要从事电气设备电气试验及状态诊断等工作，曾荣获省公司、国网公司技能专家人才，多年来利用各种测试手段发现多起运行中的设备隐患，并提出切实可行的解决办法，有较强的缺陷判断处理能力。