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1故障概述
1.1变电站概况
该330kV变电站110kV设备及330kV设备均为GIS，其中12个110kV间隔为光伏进线、3个330kV间隔中1个为光伏进线其他两条线路与塔拉750kV变电站相连。4台主变低压侧分别带35kVⅠ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段母线，4套MCR无功补偿装置分别与Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段母线通过电缆经开关柜相连接。此次故障发生在#3主变所带的35kV低压侧。
1.2故障前后运行方式
故障前#1、#2、#3、#4主变、330kV设备及110kV设备正常运行，35kVⅠ段、Ⅱ段、Ⅳ段母线正常运行，三套MCR支路磁控电抗器由于故障已长期停用，#3SVC装置所属#1电容器组未投入运行。
2019年12月13日16时30分35kV#3SVC#2电容器完成检修工作35kVⅢ段母线由空载转为带35kV#3SVC#2电容器运行，12月13日16时40分40秒35kVⅢ段母线电压异常三相电压出现波动，B相电压首先开始降低，12日16时41分20秒A相电压降为0，B相、C相升高为线电压，保护未动作。
2检查处理情况
2020年01月07日运维人员发现35kVⅢ母电压后台显示异常，A相电压为0，B相C相电压升高至67kV，测量35kVⅢ母电压互感器二次侧电压A相为0V、B相109V、C相110V，三相负荷电流无异常。此时35kVⅢ段母线仅带#3SVC#2电容器组运行，并且#3SVC#1电容器近一个月均未运行。随即对#3主变低压侧系统采用“分路法”开展故障定位查找。
第一步：对35kVⅢ母所属设备进行停电操作，断开#3528断路器待母线空载运行时，仍然存在A相单相接地的故障信号，排除了故障在#3SVC#2电容器支路上的可能。
第二步：待#3主变35kV侧所属设备全部转检修后，对35kVⅢ母运行设备分段开展绝缘试验。
①检测开关柜进线电缆和开关柜母线的绝缘状况。
路径为#3503户外断路器至电缆再到35kV母线进线柜及母线，现场检测接线方式，如下图1所示。
从#3503敞开式断路器进线电缆处分别对A、B、C三相加直流2500V电压，绝缘电阻均为0MΩ，随即检查一次设备分合闸情况，确认回路无误后测得绝缘电阻仍然为0MΩ。一次专业人员怀疑#3主变35kV进线柜内部可能存在异常，打开该柜门发现三工位刀闸传动连杆脱落，导致三工位刀闸不在35031隔离开关位置仍连接在350317接地刀位置上，造成了与分合闸指示器不一致的状况。
经过专业人员处理恢复后，再次测量该段绝缘电阻A、B、C三相均大于50GΩ，该段设备绝缘良好。
②：在开关柜进线电缆和空母线绝缘电阻测试合格后，合上35389隔离开关将电压互感器连接在母线上，检查电压互感器柜的绝缘能力。
考虑到电磁式电压互感器在直流下没有阻抗，测量绝缘电阻时必须断开接地的N端子（高压尾），在N端子断开接地点的情况下，电压互感器的绝缘水平由N端子决定。现场在断开电压互感器所有二次空开及N端子的情况下，A、B、C三相加直流1000V绝缘电阻均大于1000MΩ。
③：切除电缆及电缆进线柜，将PT刀闸及#3528断路器合上，进行电压互感器性能检查试验。
为了防止主变保护误动作，避开了主变低压侧CT，选择从#3SCV#2电容器35286隔离开关处加压，接线如下图2所示。
在确保PT二次空开全部断开的情况下，测量三相电压互感器绝缘电阻、直流电组及励磁特性，测试数据如下表1、表2所示。
绝缘电阻测试三相电压互感器均无异常，直流电组测试发现A相电压互感器一次绕组直阻仅剩60Ω，较B、C相相差-99.7%，说明A相电压互感器一次绕组存在匝间短路情况，在将A相PT拆除检查过程当中发现A相PT與B相PT之间的隐蔽缝隙处在A相本体上存在裂缝。
3原因分析
3.1母线电压异常的原因
通过试验检查确定35kVⅢ段母线电压异常与三工位开关拉杆脱落无直接关系，仅是由A相PT故障引起，拉杆脱落是由于在长期运行当中开口销脱落导致。
35kVⅢ段母线电压异常，是由于A相电压互感器内部发生故障，一次绕组匝间短路使得绕组阻抗大幅度减小，形成了一种非直接接地的单相接地故障。在星型接线的情况下由于A相的单相接地，B、C相电压由相电压变为了线电压。
3.2 A相电压互感器故障的原因
1）光伏汇集站无功补偿系统容量大，随负荷的变化电容器投切频繁，长期遭受操作过电压冲击。
2）该站35kV电容器组质量差，单只电容器炸裂故障频发，电压互感器多次经受不良工况的冲击。
3）该站该型号电压互感器以往发生过炸裂事故，怀疑设计和制造工艺有缺陷，在经受多次不良工况后很容易出现问题。
4暴露的问题
1）电磁式电压互感器在投切频繁的大容量无功补偿系统中易发生故障。
2）变压器保护策略不完善，低压侧电压异常无法引起保护动作。在变压器低压侧发生非直接接地的单相短路故障，而未出线较大故障电流时无法及时切除故障，往往会发生变压器进区短路。
3）验收及运维工作忽略了传动机构开口销的检查。
5反措及建议
1）在容量大、设备庞杂、投切频繁的无功补偿系统中不宜采用电磁式电压互感器，应使用电容式电压互感器采集信号。
2）光伏汇集站35kV电容器的选型因执行更严格的标准，以便降低故障率避免其他设备因故障受到冲击。
3）修改变压器保护策略，杜绝发生变压器进区短路事故。
4）加强对PT柜的监测巡视工作，尤其是PT所在母线所属设备在倒闸操作后。
1.1变电站概况
该330kV变电站110kV设备及330kV设备均为GIS，其中12个110kV间隔为光伏进线、3个330kV间隔中1个为光伏进线其他两条线路与塔拉750kV变电站相连。4台主变低压侧分别带35kVⅠ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段母线，4套MCR无功补偿装置分别与Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段母线通过电缆经开关柜相连接。此次故障发生在#3主变所带的35kV低压侧。
1.2故障前后运行方式
故障前#1、#2、#3、#4主变、330kV设备及110kV设备正常运行，35kVⅠ段、Ⅱ段、Ⅳ段母线正常运行，三套MCR支路磁控电抗器由于故障已长期停用，#3SVC装置所属#1电容器组未投入运行。
2019年12月13日16时30分35kV#3SVC#2电容器完成检修工作35kVⅢ段母线由空载转为带35kV#3SVC#2电容器运行，12月13日16时40分40秒35kVⅢ段母线电压异常三相电压出现波动，B相电压首先开始降低，12日16时41分20秒A相电压降为0，B相、C相升高为线电压，保护未动作。
2检查处理情况
2020年01月07日运维人员发现35kVⅢ母电压后台显示异常，A相电压为0，B相C相电压升高至67kV，测量35kVⅢ母电压互感器二次侧电压A相为0V、B相109V、C相110V，三相负荷电流无异常。此时35kVⅢ段母线仅带#3SVC#2电容器组运行，并且#3SVC#1电容器近一个月均未运行。随即对#3主变低压侧系统采用“分路法”开展故障定位查找。
第一步：对35kVⅢ母所属设备进行停电操作，断开#3528断路器待母线空载运行时，仍然存在A相单相接地的故障信号，排除了故障在#3SVC#2电容器支路上的可能。
第二步：待#3主变35kV侧所属设备全部转检修后，对35kVⅢ母运行设备分段开展绝缘试验。
①检测开关柜进线电缆和开关柜母线的绝缘状况。
路径为#3503户外断路器至电缆再到35kV母线进线柜及母线，现场检测接线方式，如下图1所示。
从#3503敞开式断路器进线电缆处分别对A、B、C三相加直流2500V电压，绝缘电阻均为0MΩ，随即检查一次设备分合闸情况，确认回路无误后测得绝缘电阻仍然为0MΩ。一次专业人员怀疑#3主变35kV进线柜内部可能存在异常，打开该柜门发现三工位刀闸传动连杆脱落，导致三工位刀闸不在35031隔离开关位置仍连接在350317接地刀位置上，造成了与分合闸指示器不一致的状况。
经过专业人员处理恢复后，再次测量该段绝缘电阻A、B、C三相均大于50GΩ，该段设备绝缘良好。
②：在开关柜进线电缆和空母线绝缘电阻测试合格后，合上35389隔离开关将电压互感器连接在母线上，检查电压互感器柜的绝缘能力。
考虑到电磁式电压互感器在直流下没有阻抗，测量绝缘电阻时必须断开接地的N端子（高压尾），在N端子断开接地点的情况下，电压互感器的绝缘水平由N端子决定。现场在断开电压互感器所有二次空开及N端子的情况下，A、B、C三相加直流1000V绝缘电阻均大于1000MΩ。
③：切除电缆及电缆进线柜，将PT刀闸及#3528断路器合上，进行电压互感器性能检查试验。
为了防止主变保护误动作，避开了主变低压侧CT，选择从#3SCV#2电容器35286隔离开关处加压，接线如下图2所示。
在确保PT二次空开全部断开的情况下，测量三相电压互感器绝缘电阻、直流电组及励磁特性，测试数据如下表1、表2所示。
绝缘电阻测试三相电压互感器均无异常，直流电组测试发现A相电压互感器一次绕组直阻仅剩60Ω，较B、C相相差-99.7%，说明A相电压互感器一次绕组存在匝间短路情况，在将A相PT拆除检查过程当中发现A相PT與B相PT之间的隐蔽缝隙处在A相本体上存在裂缝。
3原因分析
3.1母线电压异常的原因
通过试验检查确定35kVⅢ段母线电压异常与三工位开关拉杆脱落无直接关系，仅是由A相PT故障引起，拉杆脱落是由于在长期运行当中开口销脱落导致。
35kVⅢ段母线电压异常，是由于A相电压互感器内部发生故障，一次绕组匝间短路使得绕组阻抗大幅度减小，形成了一种非直接接地的单相接地故障。在星型接线的情况下由于A相的单相接地，B、C相电压由相电压变为了线电压。
3.2 A相电压互感器故障的原因
1）光伏汇集站无功补偿系统容量大，随负荷的变化电容器投切频繁，长期遭受操作过电压冲击。
2）该站35kV电容器组质量差，单只电容器炸裂故障频发，电压互感器多次经受不良工况的冲击。
3）该站该型号电压互感器以往发生过炸裂事故，怀疑设计和制造工艺有缺陷，在经受多次不良工况后很容易出现问题。
4暴露的问题
1）电磁式电压互感器在投切频繁的大容量无功补偿系统中易发生故障。
2）变压器保护策略不完善，低压侧电压异常无法引起保护动作。在变压器低压侧发生非直接接地的单相短路故障，而未出线较大故障电流时无法及时切除故障，往往会发生变压器进区短路。
3）验收及运维工作忽略了传动机构开口销的检查。
5反措及建议
1）在容量大、设备庞杂、投切频繁的无功补偿系统中不宜采用电磁式电压互感器，应使用电容式电压互感器采集信号。
2）光伏汇集站35kV电容器的选型因执行更严格的标准，以便降低故障率避免其他设备因故障受到冲击。
3）修改变压器保护策略，杜绝发生变压器进区短路事故。
4）加强对PT柜的监测巡视工作，尤其是PT所在母线所属设备在倒闸操作后。