一起330KVGIS母线故障处理分析

摘要：本文通过对某电站330kvgis I母故障分析和事故处理过程的跟踪。对故事原因进行了分析，提出了防范措施。

关键词：发电机 故障 分析

一、事件发生前的状态

330KV系统双母单分段连接方式，系统按标准运行方式：公官I线、公苏线、1FB、3FB在I母运行；公官II线、公官III线、2FB、5FB在II母运行；4FB C级检修；1F、2F、3F、5F并网运行，全厂负荷600MW。

二、事件过程

1.事件发生

2010年4月25日10时47分，水电站上位机显示：330KV I母差动保护B相动作，公官I线、公苏线、1号主变3301断路器、3号主变3303断路器、母联3300断路器跳闸。光字牌显示：330KV 公官I、II、III线、公苏线失灵保护动作、330KV 母联失灵保护动作、330KV 母线一、二套保护TV断线、330KV公苏线一套保护TV断线、等信息。

机旁检查：1F、3F机组3号保护盘：失灵I、II时限启动 、恢复信息，2F、5F机组运行正常。

GIS开关站检查：3301、3303、3307、3300、3309断路器三相跳闸。母线保护盘显示：WXH母线保护装置（B相差动）中“I母差动灯亮”、电压动作、PT断线灯亮，文字显示：I母B相差动保护出口、复合低电压动作。

2、事件处理过程情况:

事件发生后，立即组织人员对330KV开关站GIS设备、330KV出线设备、厂坝间主变及架空线设备和机组进行了全面检查，设备外观检查未发现异常现象（Ⅰ母H1气室SF6气体压力0.535Mpa, Ⅰ母H2气室SF6气体压力0.52Mpa, Ⅰ母H3气室SF6气体压力0.53Mpa, Ⅰ母H4气室SF6气体压力0.53Mpa）。

12时00分，网调下令3号机组停机。

13时07分，网调下令用1号机组对330KV GIS I母零起升压；I母升压至200KV时，现场检查人员发现在330KV I母H2间隔（3304与3308断路器间隔之间）母线筒内有异音；为进一步验证异音的真实性，随后经降压后再次对330KV I母零起升压至360kV，未发现母线筒内有异音，1号机组对330KV I母零起升压至额定电压。

随后进行了故障检查安排：（1）对故障母线各气室分别进行微水含量和SO2气体测试；（2）做好相应须做试验的准备；（3）制定故障处理人员和设备防护措施，杜绝人员伤害，落实现场使用呼吸器等；（4）强调要特别注意单母线运行，加密运行设备的巡视，并编写相应预案，杜绝全厂停电事故。

之后网调下令1号机组停机。线路线倒至II母运行，运行正常。

4月25日18时06分，1号机组由I母倒至II母开机并网；20时07分，3号机组由I母倒至II母开机并网。申请I母转检修，21时17分I母完成转检修操作。

检修中对I母H2气室及其他三个气室做检测，发现H1、H3、H4气室未检测到气体含二氧化硫气体成分，也未闻到异常气味，H2气室试剂明显变色（由紫红色变成淡黄色），且气体具有刺鼻气味。

初步判断H2气室内部存在设备短路故障，须对H2气室SF6气体回收内部进一步进行检查。

4月26日7时30分，完成I母线H2气室SF6气体回收工作，打开H2气室人孔盖，发现B相导体对地有短路现象；导体烧伤严重，在B相导体与触头屏蔽罩连接处下端形成一个直径约120mm；不规则圆形烧伤痕迹；导体绝缘台有喷溅物形成的黑点，C相导体表面烧伤。

对应B相导体烧伤痕迹下方母线筒内壁有一烧溶小坑，小坑最深处约8mm，最大直径约38mm，壳体外部烧溶点对应处油漆有微小气泡现象（该母线筒壁厚为10mm）。

母线筒间隔放电部位现场示意图（面向下游侧）

根据上述检查情况，对故障原因进行了初步分析、对进一步检查工作进行了安排。主要内容：（1）进一步确认H2气室故障母线筒及部分设备烧伤状况；（2）立即联系设备厂家落实故障母线筒更换备品（母线筒；B、C相导体；绝缘台）、密封圈、吸附剂及检修用专用处理材料等，并由厂家做好本次检查处理的人员技术支持，并提出分析意见。（3）对故障母线筒内烧熔喷溅物进行收集，联系进行组分分析；（4）进一步对故障母线筒导体进行分解检查，重点从母线筒内脱落物、遗留物、导体光洁度等方面查明此次故障原因；（5）母线筒检修前做好现场设备环境彻底清理；（6）进一步强调参加故障处理人员的人身安全防护；（7）安排电测公司对运行中的II母进行局放检测；（8）进一步强调运行方面特别注意单母线运行，加密运行设备巡视的要求，杜绝全厂停电事故。

对I 母其他气室（H1 、H3、H4气室）进行微水测试合格。对运行中的II母进行局放检测合格。

对I母故障气室内部不拆除段初步清理检查。由于经电弧分解产生的白色有毒粉末，覆着在母线筒内壁和母线、绝缘件表面较多，内部空间狭小，残留气体依然存在，困难较大，作为初步清理。

对I母H2气室故障母线、母线筒分解并拆除，母线筒内壁有大量白色有毒分解物：

烧伤的B相导体插头

测量导体插头屏蔽罩限位螺丝孔中心和梅花触头屏蔽罩外沿尺寸为37mm，（厂家安装工艺要求该处导体插头屏蔽罩限位螺丝孔中心和梅花触头屏蔽罩外沿尺寸为23±5mm），导体插头插入梅花触头触指行程不符合要求；同时，对H2气室母线导体连接部位尺寸复核，发现A相、B相、C相各有一处不合格。针对上述存在的问题，随即安排对其余三个气室进行SF6气体回收工作，并对H2气室内部进行全面检查及清理。

H1、H3、H4气室SF6气体回收完毕，开始新母线筒及导体的回装工作，组装完成后进行Ⅰ母抽真空、保真空、补气工作，进行了SF6气体检漏，气室微水测试，局部放电测试，结论合格。

5月6日0时31分，用公官I线对I母做全电压冲击试验和24小时带电试验，检查I母带电正常。对GIS I、II母各气室、断路器气室、刀闸气室做局部放电测试，未发现有明显放电点。

5月7日1时38分，用3300母联开关对I母充电，并开始I母标准运行方式倒闸操作，至6时15分I母所有电气设备连接元件恢复至标准运行方式。之后安排每十五天为一周期，对GIS设备进行一次全面巡回检查，未发现Ⅰ母各气室SF6气压及设备异常情况。

三、事件原因分析：

1、母线筒内粉末、尘埃的存在，是造成此次故障的内在主要原因。母线筒内粉末、尘埃产生和存在主要有以下两个因素：一是，因导体安装连接尺寸与厂家工艺要求超差，导体插头插入梅花触头触指行程不符合要求；在长期运行中在电场力和邻近的断路器分合闸操作震动作用下使导体插头与梅花触头发生相对运动，研磨产生粉末，研磨出的粉末经梅花触头屏蔽罩与导体插头屏蔽罩间隙跌落或荡起，形成瞬时导电“小桥”通道，造成瞬时短路接地，分析认为是造成此次I母H2气室故障的主要原因。二是，母线筒内设备安装、装配过程中受安装环境等因素影响，母线筒内存在一定的粉末、尘埃；而这些粉末、尘埃随时间的积累，在强电场和邻近断路器分合闸操作的震动影响作用下不断的沉积，当母线筒在受到断路器分合闸操作的震动作用，可能将沉积的粉末、尘埃荡起或跌落，形成瞬时导电“小桥”，造成瞬时短路接地。

2、邻近的断路器分闸操作震动，是造成此次故障的诱发因素。H2气室故障母线筒离3304、3308断路器（该断路器为气动操作机构，在分合闸过程中本体震动较大）直线距离为1.5m 。4月25日，在3304断路器分闸过程中发生母线故障，分析认为3304断路器分闸过程中震动的影响，可能将导体插头与梅花触头发生相对运动研磨产生粉末或母线筒内部积累的粉末、尘埃等荡起或坠落，致使离母线筒底部最近的B相导体放电，造成此次母线故。

3、母线筒内三相母线布置方式的不尽合理，是造成此次故障的结构性原因。电站330Kv GIS母线采用三相共筒母线，三相导体布置为倒三角形分布。杂质、尘埃、粉末等易在母线筒底部积累。母线筒内设备元件的安装过程中因安装环境等因素的影响，客观上母线筒内存在一定的粉末、尘埃，也难以彻底杜绝；且加之相邻断路器分合闸过程中产生一定的震动力，随着运行时间增长和断路器分合次数的增加，其震动力作为震动源，将原可能在母线筒内分布相对均匀的尘埃、粉末等，一方面易向筒底部移动，另一方面当震动力在扩散的过程呈逐步衰减，其衰减的震动力将存在的粉末、尘埃移动至一定区域相对集中；经长期的运行积累，使离母线筒底部最近的B相导体放电，造成母线故障。

4、由于导体插头插入梅花触头触指行程不符合要求，在故障电流作用下，B相导体梅花触指13个触指和导体插头对应结合处烧伤。

5、经对动作后所发信号保护装置核查和保护装置录波图分析，各保护装置动作正确，准确切除母线故障，避免事件扩大。

四、故障后维护措施

1、定期开展对330KVⅠ、Ⅱ母线进行人工局部放电测试。

2、加密监测330KVⅠ、Ⅱ母线各气室微水含量变化情况（加密半年一次）。

3、按照Ⅰ、Ⅱ母线各气室微水含量测试周期，进行二氧化硫试管检测。

4、建议尽快在GIS设备加装SF6气体组份变化在线监测装置和GIS局部放电监测装置，以及GIS室内SF6含量检测与报警装置；以实时有效的在线监测分析和判断各气室内部故障发展趋势，做到提前预控，杜绝类似故障的再次发生。

王向莲；1972年出生，工程师，长期从事电气设备试验工作。