某电厂2号机组的发电机出口回路、主变压器三角形回路、高压厂用变压器高压侧电流互感器（以下简称TA）分支及励磁变压器分支引线均采用全连式离相封闭母线。封闭母线设有微正压装置、耐振装置、伸缩装置、泄水装置和检修孔。发电机主回路封闭母线均采用铝制圆形管，其基本技术参数见表 1所示。高压厂用变压器高压侧封闭母线TA段结构简图及实物图见图 1、图 2所示。

表 1 (Table 1)

表 1 150 MW机组封闭母线基本技术参数[1]

表 1 150 MW机组封闭母线基本技术参数[1]

图 1

Fig. 1

图 1 改造前高压厂用变压器高压侧封闭母线结构图

图 2

Fig. 2

图 2 改造前高压厂用变压器高压侧封闭母线TA段照片

2014-01-30，该电厂2号发电机定子接地保护动作，导致机组跳闸。打开2号机组高压厂用变压器U、V、W三相互感器检查孔，发现U相电流互感器上有结露,TA下侧盘式绝缘子沟槽内有积水；V、W两相互感器下部的盘式绝缘子上部有积水，积水溢出盆式绝缘子的沟道；L2相母线外壳变色，L2、L3相母线内部有放电痕迹，封闭母线内侧有水珠。

通过以上检查，判断为积水引起母线与外壳接地放电，发电机3U₀ （中性点式）定子接地保护动作。

由于微正压装置配置的空压机安置于汽轮机厂房内，气源湿度较大，导致微正压装置供封闭母线用气湿度较大，容易结露。

微正压装置运行时间过长（2009年投运），对气体的除油、除水能力下降；而工作人员对微正压装置的维护工作不到位，未定期更换干燥剂^{[2, 3]}，且该装置长期不间断运行，导致大量潮气进入母线内部，造成结露。

该电厂所处的地理环境在冬季室内外温差较大，室外母线外壳尤其是分支回路外壳温度很低，导致母线内部潮气结露，形成凝结水。

对比1号、2号机组微正压装置运行情况，2号机组空压机5 min启动1次气泵，1号机组空压机气泵30 min启动1次，分析认为2号发电机出口至主变压器封闭母线密封不严，存在漏汽现象，流通的空气量大，使封闭母线内壁结露量增加^{[4, 5]}。

原设计中高压厂用变压器高压侧封闭母线TA段扩相，直径较正常母线大，导致部分凝结水不能完全沿外壳内壁流下而直接滴落到TA上，然后又滴到厂用分支回路端部的密封盘式绝缘子上。滴水长期积累在盘式绝缘子上，导致盘式绝缘子绝缘性能下降，进而发生放电事故。

根据2号发电机高压厂用变压器高压侧封闭母线TA段结露、积水的原因，决定更换机组微正压装置空压机气源及干燥剂、加装气体加热装置，并对高压厂用变压器高压侧封闭母线TA段进行改造。具体措施如下。

将微正压装置配置的空压机气源改为厂用仪用气源，从根本上降低了封闭母线用气湿度。

更换微正压装置干燥罐内的干燥剂，提高其干燥效果，进一步降低了封闭母线用气湿度。

在微正压装置配置的空压机出口加装1套气体加热装置，对吹入母线的气体进行加热处理；尤其是每次停机重启之前，启动微正压装置及加热装置对母线内部充气，并将各回路母线端部的放水阀打开，可有效地将母线内部潮气排出，高温气体还可将凝结水蒸发后排出封闭母线，降低封闭母线内气体湿度，防止气体结露。

经查找发现高压厂用变压器高压侧TA检修孔漏风，重新对各检查孔密封结合面进行查漏，并更换不严密的密封垫。

更换了被电弧灼伤的TA；对TA部分母线进行处理，与正常分支母线直径保持一致；将密封盘式绝缘子置于TA上部，在TA上部完成母线密封；在盘式绝缘子与母线外壳连接部位内部设置专用放水槽，外部设观察窗及放水阀；TA设计为可拆结构，设置专用于检修及拆卸的检修法兰孔，便于检修。改造后的高压厂用变压器高压侧封闭母线TA段部分结构图及实物图见图 3、图 4所示。

图 3

Fig. 3

图 3 改造后高压厂用变压器高压侧封闭母线TA段结构简图

图 4

Fig. 4

图 4 改造后的高压厂用变压器高压侧封闭母线TA段实物图

运行人员定期记录并查看发变组保护柜、发变组故障录波器和DCS发电机零序电压、机端电压等参数。若DCS系统、故障录波器有告警信号，应及时查看确认，做好停机处理措施。定期巡查空压机、微正压装置工作状况及微正压装置各管路，确保微正压装置向母线充气正常，并记录各运行参数。加强对母线温度的监视，定期巡查母线运行情况，遇有异常天气要加强巡回检查。机组启动并网前，打开封闭母线排汽阀进行排汽，启动正常后关闭排汽阀。

对某电厂2号机组高压厂用变压器高压侧封闭母线TA段进行技术改造后，机组运行正常，再未出现结露、积水现象，证明对2号机组离相封闭母线TA段积水的原因分析正确，技术改造措施可行，达到了预期效果。