广东粤电长湖发电有限责任公司
摘要：介绍了长湖水电厂120000kVA#1主变1B低压侧母线接地故障致使机组出口开关跳闸、机组甩负荷的发生过程及事故后的检查、处理情况。全面分析了造成主变低压侧母线接地故障的原因，并根据分析结论制定了处理方案及防范措施。
关键词：定子接地3U0保护；母线接地；绝缘击穿；接触电阻
1事件前运行方式
220kV库长线、220kV英长线运行态，#1B主变运行态，#1发电机（42MW）、#2发电机（40MW）正在发电，带82MW出力运行。
2事件简述
2016年01月30日12时02分37秒，长湖水电厂#1发电机组、#2发电机组运行中定子接地3U0保护、定子接地3I0保护动作，跳开#1机组出口501开关、灭磁开关，#2机组出口502开关、灭磁开关，甩总负荷82MW。事后查明，#1B主变低压侧引出线B相单相接地故障，两套发电机保护装置定子接地3U0保护正确动作跳机。
3事件经过
3.1检查情况
主变1B低压侧B相绝缘护套有被击穿对地放电痕迹，两台机组保护动作跳闸，#2机150%过速动作，落#2机进水闸门。保护动作情况：长湖电厂#1、#2发电机保护为国电南自DGT801C型微机保护，单套配置，定子接地3U0保护动作结果为跳机组出口开关和灭磁开关，定子接地3I0保护动作结果为发信。
3.2初步处理
检查主变1B低压侧母线、两机组机电设备、主变等设备均无异常。对故障段修复后进行试验，设备无异常。设备已于2016年2月1日13时27分恢复备用，两机组恢复发电。
图1 处理后的故障位置点
2月1日机组并网后，带82MW负荷，15时测得管型母线接头处温度达120℃，16时10分测得温度达197℃。17时13分负荷降为72MW，继续监测温度。负荷降为50MW并持续稳定后，测得温度为150℃。
4跳闸原因分析
此次事件发生的部件是发电机出口至主变低压侧的一小段母线，该段母线是在2015年改造过的，改造为现在的管型母线。
图2 该型管型母线连接部位示意简图
以图2所示的简图为例，该型母线的连接方式，首先，将准备套入的内圈收紧（右侧母线），然后套入“凹”型母线内（左侧母线）；然后，将内圈的收紧带放松，使其松开膨胀；再次，在内圈的缺口处，装上撑开结构件，进一步撑大内圈，以使得“内圈”“外圈”的咬合更紧。该型母线外包有绝缘层，绝缘层外又有一层屏蔽层，母线电压10.5kV，屏蔽层接地。
由于加工工艺、现场安装等问题，造成管型母线接头处接触不良，接触电阻大。当机组高负荷运行时，母线带电电流大幅增加，由于电流热效应，接头处发热量急剧增加。长期高温导致绝缘层老化被击穿，而后母线通过屏蔽层接地。
5进一步处理措施
管形母线接地故障事件发生时正好来水量较为充沛，且长湖水电厂库容较小。若不及时恢复发电，将导致水库弃水，故只能采取暂时性措施，首要保障发电。暂时性措施如下：
1.剥开管型母线接头处绝缘层以及屏蔽层，将其作为裸导线运行；将屏蔽层接地线解开，使得屏蔽层成为悬浮电位，而不是明显的地，这样母线不会再通过屏蔽层接地。
2.降低负荷，以降低管型母线接头处的运行温度。
3.改善管型母线接头处的接触面。管型母线连接处的接触导流面都是内圈的外圆周面，而这个接触面在母线里面的，当时也无法处理。而母线是作为裸导线运行的，则可以定做一个环形抱箍，在接头处将两边母线同时包住，如此就增加了接头处的接触面，提高了母线电流的导流能力。
图3 环形抱箍
6防范措施
长湖水电厂于2月3日，装上环形抱箍，而后在满负荷的情况下，B相故障接头处的温度已然降至30℃，甚至要低于A、C相相同位置的温度。则说明临时性措施是行之有效的。但问题还没有彻底解决，应采取以下几点需措施来提高管形母线运行可靠性。
1.B相故障接头处仍然需要密切监视，重点监测其表面温度。特别当机组满负荷运行时，定期用红外热成像仪测量并记录管形母线接头的温度。
2.B相管型母线的屏蔽层是剥离状态，则B相母线上高电压所形成的外电场需要注意，旁边的金属物件上有可能会产生感应电压。巡查人员注意不要误碰。
3.择机对该处故障母线进行彻底处理。
7结束语
绝缘铜管母线的内撑式接头受加工工艺、现场安装等因素影响，母线接头处的接触电阻无法通过常规的试验来检验。当母线通过大电流时，接头接触电阻大的缺陷愈发明显，甚至导致母线接地。故当负荷较大时，内撑式接头母线要加强测温并做好记录，防止此类事故的发生。
参考文献
[1]DL/T1658-201635kV及以下固体绝缘管型母线[S].
[2]GB50149电气装置安装工程母线装置施工及验收规范[S].
[3]严璋.高电压绝缘技术[M].中国电力出版社,2007.
论文作者:苏荣
论文发表刊物:《基层建设》2019年第8期
论文发表时间:2019/6/18
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