如何处理电压互感器的故障

电压互感器作为电力系统中的关键设备，其故障处理直接关系到电网安全与计量准确性。本文系统梳理了十二种典型故障现象及其深层诱因，从绝缘击穿、铁磁谐振到二次回路异常，并结合国家标准与现场经验，提供了一套涵盖诊断、隔离、修复及预防的完整解决方案。文章旨在帮助技术人员提升故障响应效率，保障电力系统稳定运行。

       在电力系统的复杂架构中，电压互感器扮演着电网“感知器官”的角色，它精确地将高电压转换为可供测量、保护和监控使用的低电压信号。一旦发生故障，轻则导致计量失真，重则引发保护误动，甚至威胁整个电网的稳定。作为一名深耕电力领域多年的编辑，我深知快速、精准地处理电压互感器故障，不仅是技术活，更是一场与时间的赛跑。下面，我将结合相关规程与实战经验，为您层层剖析故障处理的脉络。

       一、全面认知故障类型与典型现象

       处理故障的第一步是准确识别。电压互感器的故障并非无迹可寻，通常会有外部表现。例如，设备运行时发出异常嗡嗡声或噼啪声，往往预示着内部绝缘介质劣化或局部放电；瓷套管表面出现明显的裂纹或放电灼痕，则是绝缘性能下降的危险信号；若发现接线端子处有过热变色现象，多与接触电阻增大有关。更严重的情况下，油浸式电压互感器油位异常降低或油色骤变，以及压力释放装置动作，都强烈暗示内部可能存在严重过热或绝缘击穿。二次侧电压表的指示异常，如电压值不稳定、突然跌落或三相严重不平衡，是故障最直接的电气反映。这些现象是现场判断的初步依据，需要运维人员具备敏锐的观察力。

       二、深度剖析绝缘击穿故障的成因与对策

       绝缘击穿是电压互感器最致命的故障之一。其根源可能在于制造过程中留下的微小气泡或杂质，在长期电场作用下形成局部放电，逐步侵蚀绝缘强度。此外，运行环境湿度超标、冷凝水侵入、或遭受雷击等过电压冲击，都会瞬间降低绝缘裕度。对于此类故障，处理核心是预防与检测并重。在日常维护中，应定期使用兆欧表测量绕组对地绝缘电阻，并开展直流电阻测试和介损因数（介质损耗角正切值）测试。一旦确认绝缘严重劣化，唯一的安全措施是立即停运并更换设备。修复后，必须进行严格的工频耐压试验，以验证新绝缘系统的可靠性，这直接关系到设备能否重新投入运行。

       三、科学应对铁磁谐振过电压

       铁磁谐振是一种特殊的非线性振荡现象，常发生在中性点不接地系统中。当系统发生单相接地故障消失、断路器分合闸等操作时，电压互感器的铁芯可能因磁饱和而激发谐振，产生幅值远高于额定值的过电压，导致设备烧毁。应对此风险，首先应在系统设计阶段就考虑优化，例如选用励磁特性不易饱和的电压互感器。在运行层面，最有效的措施之一是在电压互感器开口三角绕组处并联阻尼电阻，或在一次侧中性点接入消谐装置。当谐振发生时，可通过瞬时投入一条线路负载或短暂断开电压互感器来破坏谐振条件。这些操作需要精准的判断和快速的执行。

       四、系统排查二次回路故障

       许多时候，问题并非出在电压互感器本身，而在于其二次回路。熔断器熔断、接线端子松动、导线虚接或短路，都会导致测量和保护系统获取错误信息。排查二次回路故障必须遵循安全规程，首先确保做好安全措施，如将相关保护退出运行，防止误动。然后使用万用表从电压互感器二次输出端开始，逐段测量电压，直至测量仪表或保护装置端子，定位断路或短路点。同时，需仔细检查回路接地是否可靠且唯一，避免因多点接地引入干扰电压。这是一个需要耐心和细致的过程。

       五、严谨处理绕组断路与短路

       绕组故障同样不容小觑。断路通常由引线焊接不良或内部导线断裂引起，表现为无电压输出。短路则可能是匝间绝缘损坏所致，会引起设备过热甚至冒烟。诊断绕组故障需依赖专业的电桥法或电压降法进行直流电阻测量，通过比较三相绕组电阻值的对称性来判断。一旦确认绕组内部损坏，现场修复的可能性极低，通常需要进行整体更换。在拆解故障设备时，应注意记录原始接线方式，为新设备的安装做好准备。

       六、精准实施故障隔离与安全措施

       确认故障后，迅速且安全地隔离设备是保障人身和电网安全的关键。操作必须严格执行“倒闸操作票”制度。首先，依次断开与该电压互感器相连的二次侧空气开关或熔断器，这是为了防止反送电。然后，断开其一次侧隔离开关，并验明无电后，在两侧装设接地线。悬挂“禁止合闸，有人工作”的标示牌。整个过程中，操作人员需穿戴合格的绝缘用具，并保持与带电设备的安全距离。这一系列步骤的规范性，是电力安全生产的基石。

       七、规范开展油浸式设备检查与油务处理

       对于油浸式电压互感器，绝缘油的状态是内部健康的晴雨表。故障处理后，应取油样进行色谱分析，检测氢气、乙炔等特征气体含量，判断内部是否存在放电或过热性故障。若油质劣化，需进行滤油或换油处理。同时，仔细检查储油柜、吸湿器（呼吸器）和油位计是否完好，密封件是否老化。补充或更换的绝缘油必须符合标准要求，并经过充分的静置和脱气处理，确保其电气强度合格。

       八、严格执行修复后试验与验收

       故障处理或设备更换完毕后，绝不能贸然送电。必须依据《电力设备预防性试验规程》等相关标准，完成一系列交接试验。这包括但不限于：绝缘电阻测试、绕组直流电阻测量、变比和极性校验、空载电流测量以及工频耐压试验。每一项试验结果都需与出厂数据和历史记录进行比对，合格后方可视为修复完成。验收环节应有专业技术人员监督，确保所有接线正确、紧固，现场清理完毕。

       九、系统化建立故障预警与状态监测体系

       亡羊补牢不如防患于未然。建立常态化的状态监测体系能极大降低故障发生率。这包括定期巡检，记录设备运行温度、声音、油位等状态量。对于重要枢纽站的设备，可推广在线监测技术，如安装局部放电在线监测系统、油中溶解气体在线分析装置等，实时捕捉故障萌芽阶段的特征量，实现预测性维护，将故障消灭在发生之前。

       十、细致完善技术档案与故障分析报告

       每一次故障都是一次宝贵的学习机会。事后，应详细记录故障发生的时间、现象、处理过程、试验数据以及最终，形成完整的故障分析报告，并归档保存。这份档案不仅有助于分析该设备家族的潜在缺陷，也为未来处理同类故障提供了翔实的参考，是实现经验传承和技术提升的重要载体。

       十一、统筹考虑备品备件管理与应急响应

       快速的故障恢复依赖于高效的备件管理。变电站应根据电压互感器的型号、数量及重要性，储备合理的备品备件，并定期检查其保存状态。同时，制定清晰的应急响应预案，明确故障上报流程、人员分工和处置步骤，定期组织演练，确保在真实故障发生时，团队能够忙而不乱，高效协同。

       十二、高度重视人员培训与技能提升

       最终，所有技术和对策都需要由人来执行。加强对运维和检修人员的专业培训至关重要。培训内容应覆盖电压互感器的工作原理、常见故障模式、诊断方法、安全规程和应急处置等。通过理论讲解、案例分析和技术比武等多种形式，不断提升团队的整体技术水平，这才是保障电网安全最根本、最持久的动力。

       电压互感器的故障处理，是一个集技术、经验、管理和责任心于一体的系统工程。从精准诊断到安全修复，再到前瞻预防，每一个环节都容不得丝毫马虎。希望以上十二个方面的探讨，能为各位同行提供一份有价值的实战参考，共同守护电网的“神经末梢”，确保电力供应的安全与可靠。