华能南通电厂二期工程220kV升压站是从美国GE-HitachiHVB公司(该公司为美国GE和日本Hitachi合资公司，生产高压断路器)引进的户外式全封闭SF6GIS系统。整套设备共有6个间隔，其中2个线路间隔，2个主变间隔，一个启动变间隔，一个母联间隔，母线为A、B、C三相共相结构，所有开关间隔正、付母线气室分别全线连通，无隔断。该工程于1998年开工，1999年2月投入运行。　　自1999年2月至6月，3、4号机组相继并网投产，其中3号机组已通过168h满负荷考核试验。6月14日，运行中的付母线C相突然发生接地短路，造成3号机组跳闸。现将故障经过及处理分析简述如下：　　1故障经过　　1.1故障前工况　　(1)二期2台350MW机组中，3号机组正常运行带280MW负荷，4号机组在做启动前准备工作。　　(2)3号发变组开关、通三4645线运行于正母线，02号启动变、通三4646线运行于付母线，母联4610开关合环，双母差方式，3号主变、02号启动变中性点接地。　　1.2故障经过　　1999年6月14日9:04，付母线在运行中C相发生短路接地，继而扩大形成A、B、C三相短路，通三4645、4646、3号发变组故障电流合计约20kA，故障持续时间为80ms，付母线母差保护动作，接于220kV付母线上的通三4646开关、02号启动变4002开关、母联4610开关跳闸。另外，由于3号主变“油压突增”保护动作，导致3号机组跳闸，这样二期厂用电全部中断。而3、4号柴油发电机自启动正常并供电于事故马达控制中心，大、小机直流油泵自投，3号机组安全停机。　　2故障检查　　2.1付母线绝缘检查　　事故发生后，对付母线进行检查。用5000V电动摇表测量付母线三相对地绝缘分别为A相∞、B相20MΩ、C相15MΩ，相间绝缘分别为A-B相∞、B-C相20MΩ、C-A相∞，确认为付母线故障。随之日本Hitachi公司派人抵南通，用其携带的可与电弧后SF6分解物反应的专用试剂，对付母线气体进行检测，再次确认付母线发生过短路故障。　　2.2故障点检查　　对付母线解体并按以下步骤检查：　　(1)用专用SF6回收车回收付母线SF6气压至0.02MPa(回收车将SF6气体压缩至液态)；　　(2)在10m3的铁制容器中放入制备好的石灰水；　　(3)将付母线内剩余SF6气体及分解气体用SF6回收车上的真空泵抽出，并经过石灰水后排出；　　(4)将母线抽真空至40mmHg柱(绝对压力)，然后注入干燥空气至760mmHg柱(绝对压力)；　　(5)再次将母线抽真空至40mmHg柱，然后再注入干燥空气至零压(表压)；　　(6)逐个打开主母线底部手孔门进行检查。当打开到2号间隔付母手孔门时，发现故障点位于2与3号间隔金属膨胀伸缩节处。其中B、C二相绝缘子严重烧损并对地短路，A、C相导体之间飞弧短路，C相连接短导体公、母触头处严重烧损。至此，故障部位已确定。进一步打开所有付母线手孔门逐一检查，未再发现异常部位。　　3故障分析及处理　　3.1故障原因分析　　将故障部件及整体金属伸缩节拆下，用专用吸尘器清理电弧分解物后仔细检查各部门，发现C相短导体插入深度仅为26mm，小于38±5mm标准。经过实测，极限值为28mm，导致导体和梅花触头接触不良(梅花爪子未完全张开关握紧导体)，触头过热融化，融化的金属掉落至母线绝缘子上，引起闪络对地击穿，由于是共相母线，马上扩大为三相短路。　　3.2故障处理　　(1)为检修安全起见，升压站全停电。　　(2)修复轻微烧损的金属伸缩节。　　(3)更换所有损坏的母线绝缘子和导体。　　(4)对付母线进行全面彻底的检查、清理工作。该项工作十分重要和艰巨，因为短路后电弧燃烧产生的白色粉状物质大量积聚在母线腔室内，该物质对人体有害，且对设备安全运行危害极大，必须仔细地全部清理干净，并清洗各绝缘子表面和导体。因为该母线三相导体之间距仅为300mm，人必须从封闭母线一侧钻入方可完成清理工作，因而清理工作共历时6天。　　(5)检查付母线所有其它金属伸缩节的导体连接状况。　　(6)所有清理、检查、调整工作完成后，将付母线封闭。　　(7)将付母线抽真空至0.5mmHg柱并保护4h。　　(8)注入新的合格SF6气体至额定气压0.49MPa。　　(9)对正母线进行SF6气体回收，检查伸缩节处导体连接状况。　　(10)对正母线进行抽真空回充SF6气体。　　(11)拆除付母线三相电压互感器。　　(12)对付母线A、B、C三相进行316kV交流耐压1min。　　(13)高压试验通过后，装复付母线电压互感器。　　(14)对电压互感器和母线连接腔室进行抽真空后充SF6气体。　　(15)对所有拆卸过的法兰面用塑料纸包扎严密。24h后用高灵敏度SF6检测仪伸入塑料纸内检测是否有泄漏。　　(16)确认无任何泄漏后，升压站恢复送电。　　4防范措施　　从上述分析可知，中间连接导体接触不良是导致发生母线故障的直接原因。进一步分析检查原始安装记录，插入深度为35mm，在标准之内，大于极限值28mm，但此次故障后测量插入深度仅为　　26mm，这就意味着插入深度发生变化，减少了9mm。因中间导体有定位槽不可能发生位移，这样唯一的可能是金属伸缩节膨胀量较大，实测证实了这种想法。安装结束时(母线未充气)，金属伸缩节长度为404mm，而故障后复测该伸缩节长度为412mm，伸缩节发生变化的原因是由于母线内部充气及气温原因膨胀。从结构上看，该金属伸缩节一端用螺栓固定，另一端可自由伸缩，但由于整条母线在结构上每2个间隔(共8m长)设一膨胀节，实际膨胀量已达8mm，而导体设计的自由伸缩裕度按安装标准值下限计算，仅为5mm。针对此情况，认为伸缩节内所有导体插入深度必须保证在38mm，而查阅安装记录，并不满足这一要求。但外国专家不同意这一观点，认为他们设计的伸缩节应调整为只可缩不可伸，最后按此要求进行调整。　　从故障处理过程来看，制造厂未计算好运行中母线壳体最大膨胀量，造成金属膨胀节的伸缩超出导体伸缩的标准范围，是造成事故的根本原因。建议具有这种母线结构的电厂应测试不同温度下伸缩节的长度，并根据安装记录，推算出导体插入深度，以免发生同样的重大事故。另外，将母线金属伸缩节调整为只收缩不膨胀亦是一种可行的办法。