5B中压侧分支母线故障分析处理2005年4月25日12时21分，执行1F减负荷停机令，当负荷减到60MW左右时，中控室蜂鸣器响，信号返回屏打出“5B事故”光字，5号变高、中、低压侧开关3305DL、1105DL、125DL开关跳闸。检查5号联络变压器保护装置动作情况为A、B柜差动速断、差动保护动作。事故发生后立即对5号主变系统进行了详细检查，检查结果如下：一故障查找1、首先对5号主变外观进行检查未见异常，主变瓦斯继电器中无气体，主变释压器无动作。2.主变油色谱分析数据无异常。3.对110KVGIS检查发现5B中压侧C相GIS分支母线外壳有一段发热异常。用红外线测温仪测当时温度高达85℃，其余地方29℃。并且母线盆式绝缘能看到过热颜色呈焦黄色，初步判断出故障点在此。做高压试验做以验正。试验证明判断正确。4.对主变本体连同高、中压侧GIS绝缘检查情况如下：(1)主变绝缘电阻：高、中压侧：400MΩ；（不合格）低压侧：12500／10000MΩ。(2)主变泄漏电流：高、中压侧：20kV93ｕA；（超标）低压侧：10kV0.5ｕA；5.5B保护装置A柜C相差动速断保护11ms动作，C相差动保护23ms动作，5B三侧跳闸，“保护动作”灯亮。6.5B保护装置B柜C相差动速断保护11ms动作，C相差动保护23ms动作，5B三侧跳闸，“保护动作”灯亮。7.分析事故故障录波图见故障点在5号主变110kv侧,故障C相最大故障电流12.112ka,故障持续时间30ms。由此初步判断5号主变内部正常，初步判定故障点在：5号主变中压侧GISC相分支母线。8.对5号主变中压侧110kvGISC相分支母线解体检查：根据故障初步分析结果,对5号主变中压侧GISC相分支母线的SF6气体进行了回收，并用高纯氮气进行冲洗。打开5B中压侧GISC相母线的手孔盖板后：
(1)检查发现分支母线气室内有严重的放电现象，气室内部充满SF6分解物和放电粉尘。见图一
(2)盆式绝缘子装配中屏蔽罩烧损、其中梅花触头完全烧熔，固定梅花触头的螺栓也完全烧熔。见图二。
(3)C相分支母线内部导导体头部插入部分烧熔，导电杆导体部分有放电电弧烧伤的痕迹。见图三。(4)盆式绝缘子表面有较大量由高温金属微粒造成的热损伤，在盆式绝缘子下部有明显的放电通道。
图四：坏的盆式绝缘子(5)C相分支内部有大量SF6分解物和放电产生的粉尘，严重污染的有C相分支全部管道母线，C相套管气室。二故障原因分析根据检查结果我厂会同西北电研院开关中心、西安高压开关厂对5号主变C相分支母线放电事故产生原因进行了详细分析。分析认为：安康电厂5号主变110kvSF6组合电器放电事故产生原因是：1．主导电回路接触不良，在长期运行过程中导电杆与梅花触头的接电阻逐渐增大，接触面发热，造成梅花触头拉紧弹簧失效，梅花触头拉紧弹簧的失效加剧了导电杆与梅花触头间的接触电阻的增加和发热，高温最后导致导电杆插头与梅花触头烧熔。2．梅花触头座的严重过热和产生的高温金属微粒造成了盆式绝缘子表面热损伤致使盆式绝缘子表面绝缘水平降低，造成的盆式绝缘子表面闪络和对地放电，是5号主变差动保护动作的主要原因。3．GIS设计不合理，主导电回路导体的连接和安装是与GIS外壳同时装配，安装中无法对导体与梅花触头的连接和插入触头座中心情况进行检查和确认，导体插入触头座偏心是造成主导电回路接触不良的主要原因。三故障处理中的安全工作安康水电厂是陕西电网最大的调峰调频电站，而电站的5号联络变压器是4台机组、330KV和110KV之间的唯一联络变。再之，安康电网目前又没有330KV以上的电网，所以5号联变的作用可想而知。5号联变的抢修工期又是多么的紧迫。在最短的时间里要高质量地完成抢修任务，安全工作就显得尤为重要。事故发生后我厂立即组织了以生技部、安监部、检修部组成5号主变抢修机构，成立了以总工程师为总指挥的抢修组织机构，编制了抢修技术方案和抢修保安措施。会同西北电研院开关中心、西安高压开关厂编制了5号主变C相分支母线的抢修工作项目和工艺控制措施。在这次抢修工作中，变电班在故障出现后积极查找故障点及原因并及时针对放电后气体及粉末有毒性的情况制定了安全措施。准备了足够的防毒面具、专用的工作服和手套，采取了一系列安全管理措施：首先，工作前对工作的全过程进行了安全剖析，坚持“安全第一”的思想，找出工作中的危险源及危险点，并积极采取有效措施进行危险点预控工作并将抢修方案、危险点预控措施在工作现张贴；其次是做好工作负责人监督制，在工作中工作负责人不仅对本班的工作成员做好安全思想教育，做好安全保护措施，并对交叉班组的工作人员进行监护，发现违章作业立即制止；三严格实施标准化作业，实行检修质量验收卡有效地避免了因人为因素出现的检修质量问题。并用原有的通风设施及加装通风机进行现场通风以改善现场工作条件。来保证工作人员的人身安全。在工作中对有毒气体进行完全回收并保管，尽可能的对故障气室抽真空并氮洗多次。对有毒粉末和有关气室的吸附剂进行收集并深埋处理以减少对人员及环境的危害。在对设备处理过程中精心制定了详尽的安全和技术方案，并在实施过程中严格落实。由于在分支夹层工作，首先对上下孔洞进行了永久或临时的封堵以避免不安全的隐患；在所需搭建脚手架时，严格把关使之成为合格后方能使用；在需要起吊设备时，先确定设备的重量再和起重工协调并商量起吊方案再实施以保证起吊设备的绝对安全。在对分支母线筒、绝缘盆子及导体的处理中，严格把好质量关杜绝由于人为原因造成的事故发生；在更换内部零部件时严格确定型号、质量和尺寸避免留下隐患；在试验进行完毕后，仔细多次检查并进行三级验收避免留下隐患酿成恶果；在回装完毕分段抽真空过程中，严格按照规程执行并对有关阀门挂牌操作以避免误操作造成的事故延误抢修工期；在补充SF6气体过程中，对回收及新气体进行严格的化验，坚决不使用不合格气体，保证气室质量，提高设备运行的安全系数。在这些具体得力的安全措施保证下，抢修工作得才到了优质、高效地实施。四故障处理1.回收5B中压侧油气套管气室的SF6气体，回收至50毫巴后充入高纯氮气进行冲洗，高纯氮气充入后用真空泵对气室抽真空，吹扫工作进行两次后注入大气解除真空。2.拆除及更换零部件。3.对全部分支母线管道内部进行检查、清理。4.按要求回装分支母线管道和导体,按规定涂抹密封胶并更换全部密封圈，调整好波纹管的尺寸，按规定力矩上紧连接面螺栓，回装好支母线管道的固定支撑架。5.测量5号主变C相断口处至110517接地刀闸间回路电阻和C相GIS的绝缘电阻。要求回路电阻不大于原始数值。6.更换C相套管气室手孔盖板及全部分支母线管道全部盖板的吸附剂。7.对5B中压侧GIS套管气室抽真空，抽真空至133Pa以下保持4小时后，填充SF6气体至额定压力0.4Mpa（20℃）。8.静置24小时后测量气室的SF6微水，恢复C相母线外筒的接地连接线。五耐压试验和开机试验1．根据省公司安排和抢修方案要求5B中压侧C相GIS分支抢修后应进行147kv10分钟交流耐压试验。在进行方案要求的断开5号主变中压侧氧化锌避雷器内导时发现，氧化锌避雷器内导与母线成串联状连接而无法断引，氧化锌避雷器内导不能断引造成无法对5B中压侧C相GIS进行147kv10分钟交流耐压试验。我厂经与西安高压开关厂技术人员研究并参考IEC标准，并结合我厂采用的利用发电机递升加压的方法代替交流耐压试验的成功经验，向省公司报告：建议采用发电机递升加压的方法代替交流耐压试验，建议得到省公司批准。接到批复后我厂随即制定了5号主变抢修后升流、升压试验试验方案。2、5号主变升流、递升加压试验：（1）在125开关出线侧加装短路线，用3＃机对5B进行升流试验，同时检查更换CT的极性及接线，一二次设备均正常，试验完毕后对试验用短路线进行了拆除，正确恢复原出线连接。（2）利用110kv安紫线间隔电缆出线套管加装三相短路线，使用3＃机组对5号主变及中压侧GIS进行升流试验，由于受110kv安紫线间隔测量电流互感器的限制（400/5a）中压侧短路电流按450a控制，试验过程中5号主变中压侧电流加至450a停留了1小时，用红外测温仪检查5B中压侧C相GIS分支母线温度正常，检查CT的极性及接线正确。六反事故措施及对策1．对110kvGIS1号主变、5号主变分支母线盆式绝缘子加装测温装置，对故障易发部位进行监测。该工作在近期完成。2．进一步完善GIS在线监测系统。3．加强设备巡回检查在主变重负荷时段加强设备巡回检查。4．严格按省公司规定，保证5号主变系统和GIS系统的检修和预防性试验工作以保证重要设备健康。在这次故障处理过程中,由于组织严密,检修人员责任心强尽职尽责，始终把‘‘安全第一’’的宗旨贯穿于整个事故处理过程中，安全、优质、高效地完成了我厂5B故障处理任务,保障了重要设备的安全运行，为安康水电厂的安全运行2300天做出了突出的贡献。