李排难

摘要：文章通过对黑河塘电站2号机组出口隔离开关B相被烧坏的事故处理以及刀闸被烧的原因分析和处理，提出了预防措施。不仅为解决黑河塘电站本次事故起到了指导作用，也对行业中同类开工的调试投产和检修运行工作有一定借鉴作用。

关键词：事故处理；二次合闸；黑河塘电站

中图分类号：O213 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）35-0123-02

黑河塘水电站位于四川省阿坝藏族羌族自治州九寨沟县境内的白水江支流黑河下游，是白水江流域梯级开发的第一个水电站，属流域第四级，厂址位于九寨沟县水沟坝村。电站安装有两台单机容量为43MW的混流式水轮发电机组，多年平均发电量3.6亿kW·h，主接线为两机一变的扩大单元接线，220kV侧接线为单母线接线，一回220kV黑双线接入220kV双合开关站，再通过220kV双赤一线接入四川电网；除主变高压侧接入外，另外规划有一个110kV降压变电站主变以及220kV多黑线与母线相接，事故发生时均未建设完毕。220kV双合开关站为双母线接线，设计为三进两出，事故发生时只投运了220kV黑双线和220kV双赤一线。

黑河塘电站投运初由于安装单位未调试好发电机出口隔离开关的二次合闸机构，造成B相发热烧毁，从而导致三相弧光短路，主变差速保护动作，主变高低压侧开关全部跳闸，甩负荷43MW。

1 事故简介

1.1 事故发生前的运行方式

黑河塘电站主接线方式如图1所示。事故前1F机组备用，2F发电，有功43MW，无功4MVAR。其中2号机组负荷在事故4分钟前，负荷为20MW，4分钟后申请调度将负荷加至43MW。

1.2 事故的主要过程及处理

6月15日02∶09′随着机组强烈的冲击声，1B高低压侧断路器全部分闸，保护装置动作报告上显示动作电流为：A套25A、B套27A，故障波形及录波装置分析报告均显示为三相对称短路。2号机组在断路器分闸后自动转入空载运行，在确认保护装置正动的情况下将2号机组停机并关闭其进水口碟阀。

图1 黑河塘电站主接线

通过对一次设备仔细检查，发现2号机组隔离开关B相有变色现象，将其拉开后发现B相二次合闸机构已经烧毁，刀口处烧伤。

在做好安全措施后进入2号机组出口间隔，对2号机组出口隔离开关进行进一步检查，发现2号机组隔离开关静触头A相、C相连接板靠B相角上有明显蜂窝状放电痕迹，B相静触头（母线侧）支持绝缘子有灼伤痕迹，整个绝缘子右侧及下侧呈褐色并粘有金属飞溅物。周围无异物、无小动物尸体或残骸。

用乙醇对B相静触头支持绝缘子进行擦拭和简单打磨后，仍然有一部分绝缘子呈浅褐色，部分金属飞溅物无法清除，但是测量绝缘合格。

考虑到现场无备品可换、无试验条件等因素，在业主的要求下拆除部分安全措施（2F隔离开关未合），用1F机组对13.8kV母线及主变进行递升加压，未发现异常情况，于07∶27申请省调对1B进行充电，未发现异常情况，07∶36′1F并网发电，带负荷43MW。当日与航利厂家取得了联系，厂家同意立即赶制设备并尽快空运至黑河塘现场。

16日下午总厂维护人员到达黑河塘电站，查看了2号机组隔离开关及1F机组隔离开关情况，初步分析认为2号机组隔离开关烧毁的原因是二次合闸机构未动作到位、隔离开关刀口未夹紧，导致局部高温和放电所致，并且1F机组隔离开关在运行一段时间后即拉不开了也可能是因为此原因导致动、静触头粘连所致。随即对1F机组隔离开关进行了外观检查，除二次合闸机构确未到位以外，未发现其他异常现象，将观察窗玻璃拆除后用红外测温仪对1F机组隔离开关进行测温，三相温度均为48℃左右。对2号机组一次部分进行了全面检查未发现问题。

18日厂家人员开始对2号机组出口隔离开关21G进行更换处理。总厂维护人员对1F机组出口隔离开关11G进行检查，发现B相动、静触头接触部分有烧伤痕迹，做直流电阻试验，发现B相直流电阻偏大。用铜棒轻轻将11G隔离开关B相击松后将11G拉开，发现动、静触头两侧均有2cm2蜂窝状放电痕迹，通过打磨修复后调整了隔离开关的操作机构，使二次合闸机构能够合闸到位，做直流电阻测试B相合格。全部工作完毕后，次日凌晨对主变充电正常，随即机组并网发电。通过多天的反复测温检查，未发现异常情况，直至今日运行正常。

2 事故原因分析

2.1 事故主要原因分析

隔离开关安装存在问题，导致操作机构合闸到位后隔离开关触头虽然合到位但其二次合闸机构并未到位，动触头未将静触头夹紧是导致本次事故的主要原因。

因为隔离开关动触头未将静触头夹紧，导致导致B相接触部分发热氧化，接触电阻增大，在动静触头间形成电压差和不均匀电场导致静触头对离它最近的二次合闸机构放电，由于放电产生弧光造成短路，烧毁隔离开关。

2.2 事故次要原因分析

2.2.1 设备资料不齐是本次事故的次要原因。因现场一直缺航利产品的设备说明书、结构图等资料，导致运行维护人员对该设备的正常运行状态不清楚，未能及时发现设备隐患。

2.2.2 设备设计存在缺陷是本次事故的次要原因。在事故发生前的6月14日，因为1F机组隔离开关不能分闸的问题，现场人员反复对11G、21G进行观察、比较，但因观察窗和隔离开关安装位置不便于观察的原因，均未发现21G可能存在的发热现象。另外在现场测温台账中本来制定有隔离开关触头的测温项目，但是因为隔离开关柜设计为全封闭式的，观察窗从外部也无法打开，使隔离开关测温工作被迫中断。

3 预防措施

为杜绝类似事故的发生，应采取如下对策：

（1）组织黑河塘项目部全体人员对此次事故进行分析学习，对相关设备工作原理进行学习，特别是隔离开关的二次合闸机构，项目部人员以前都没有接触过这种带二次合闸机构的隔离开关。

（2）尽快备齐电站设备的所有资料，修订、完善运行规程。

（3）采购显温片贴在隔离开关、干式变压器接线处等能看见但测温不便之处，以解决此类设备的发热监视

问题。

（4）在航利开关柜上增加观察窗，以便及时发现设备

隐患。

4 结语

通过对黑河塘电站2号机组隔离开工事故的分析，阐述了带有二次合闸机构的隔离开工在调试中可能出现的问题及严重后果，不仅为解决黑河塘电站本次事故起到了指导作用，也对行业中同类开工的调试投产和检修运行工作有一定借鉴作用。