一、事件經(jīng)過

（一）事件前運行工況

2018年04月09日19時00分，1號機組負荷268MW，發(fā)變組保護A、B、C、D、E柜保護正常投入。6kV 1A、1B段母線分別由備用電源開關(guān)供電。發(fā)變組并入500kV I母運行。A、B、C、D四臺磨煤機運行。

（二）事件詳細過程

04月09日16時34分網(wǎng)調(diào)令：許可1號主變5001開關(guān)改為I母熱備用，16時38分操作完畢，匯報網(wǎng)調(diào)劉工。

16時44分，1號機并網(wǎng)。

17時20分，1號機負荷100MW，執(zhí)行1號機6kV廠用電切換操作過程中，6kV1A段母線工作電源開關(guān)由“試驗”位搖至“運行”位時卡澀，聯(lián)系江東公司甄某某、馬某某處理。

18時30分，將6kV 1A段母線工作電源開關(guān)由“試驗”位搖至“運行”位，“開關(guān)工作位置”指示燈亮。

19時00分，執(zhí)行1號機6kV 1A段母線由備用電源開關(guān)供電換由工作電源開關(guān)供電操作，快切裝置動作，合上6kV 1A段母線工作電源開關(guān)，備用電源開關(guān)分閘，約1秒左右工作電源開關(guān)跳閘，6kV 1A段母線失電。19時01分1號機組跳閘，鍋爐MFT首出“汽機跳閘”，汽機ETS首出“發(fā)電機故障”，就地檢查1號發(fā)變組保護C屏主變T60-I保護裝置“主變差動保護”、“全停”報警;D屏主變T60-II保護裝置“主變差動保護”、“全停”報警,C、D柜出口跳閘繼電器均動作。6kV1A段母線低電壓I、II段報警。

當(dāng)班運行人員就地檢查1號主變、1號高廠變本體未發(fā)現(xiàn)異常。將1號機6kV1A段母線工作電源開關(guān)拉至檢修位，檢查開關(guān)動、靜觸頭均有電弧燒傷痕跡。

21時00分，將1號機6kV 1A段母線轉(zhuǎn)冷備用，測量A、B、C三相母線絕緣對地2000兆歐，相間1500兆歐，絕緣合格。聯(lián)系設(shè)備部電氣點檢葉舟對母線及6kV 1A段母線工作電源電源開關(guān)檢查。

23時55分，網(wǎng)調(diào)朱工口令：1號主變5001開關(guān)改為冷備用，4月10日00時20分操作完畢，匯報網(wǎng)調(diào)朱工。

（三）檢查處理過程

1.拉開6kV 1A段母線工作電源開關(guān)至檢修位，檢查開關(guān)上、下口梅花觸頭均有不同程度燒蝕，C相上端動觸頭最嚴重，梅花觸頭拉緊彈簧燒斷一根，掉落在靜觸頭套筒內(nèi)(見圖1)

圖1：C相靜觸頭套筒

2.檢查開關(guān)處于分閘位置，彈簧在儲能狀態(tài)。外觀無明顯變形，絕緣件、真空泡未破損(見圖2)。

圖2：開關(guān)背部圖

3.動觸頭過熱燒蝕部位基本位于下半圈觸指上，上半圈無明顯過熱痕跡。靜觸頭與動觸頭對應(yīng)部位有過熱燒蝕痕跡(見圖2)。

4.通過導(dǎo)電膏痕跡觀察，動靜觸頭咬合距離不足圖紙規(guī)定的15mm-25mm，實際從5mm到15mm不等(見圖3)。

圖3：靜觸頭

5. 調(diào)閱機組故障錄波器，6kV 1A段母線工作電源開關(guān)合上468ms時，發(fā)生C相單相接地，接地電流180A，持續(xù)時間251ms，700ms時發(fā)展為三相短路，短路電流最高25kA,持續(xù)時間55ms，760ms時主變差動保護動作。錄波情況與開關(guān)C相動觸頭燒損最嚴重、另兩相次之的情況基本吻合(見圖4)。

圖4：故障時廠變高、低壓側(cè)電流及A分支零序電流情況

6.開關(guān)底盤橫梁有受力變形，呈輕微弓形，開關(guān)推進桿往外凸出距離約5mm(見圖5)。

圖5：開關(guān)底盤橫梁（圈出變形部位）

7.復(fù)測開關(guān)的極間距，相間距，觸頭長度等，與圖紙對比無誤(見圖6)。

圖6：開關(guān)本體尺寸圖

8.柜內(nèi)單相接地點，位于上活門C相處(見圖7)。

9.事故后，對開關(guān)進行耐壓試驗合格，真空泡完好。目前靜觸頭更換完成，為保證接觸可靠，比原靜觸頭長5mm。另需更換開關(guān)底盤，上下6只導(dǎo)電臂，6只動觸頭，落實配件后修復(fù)。該開關(guān)可臨時用同型號開關(guān)替代。

10.高廠變保護啟動未出口

(1)高廠變分支零序過流

1號高廠變A分支零序電流達到180A，超過動作值90A(一次值)，但由于持續(xù)時間只有251ms，沒有達到時限(時限為1.1s)，因此該保護只啟動未出口(見圖8)。

圖8： 故障時6KV1A分支零序電流及持續(xù)時間

(2)6KV1A分支限時速斷保護

6KV1A分支電流最大為25000A，故障電流達到動作值(10400A)，由于時間只維持70ms，沒有達到時限(時限為1s)，因此該保護只啟動未出口(見圖9)。

故障時6KV1A分支電流及持續(xù)時間

(3)高廠變電流速斷保護

高廠變高壓側(cè)電流最大達到8.13KA，未達到高廠變電流速斷保護定值(10kA)，因此該保護未啟動(見圖10)。

圖10： 故障時高廠變高壓側(cè)電流及持續(xù)時間

(4)高廠變高壓側(cè)復(fù)合過流保護

高廠變高壓側(cè)復(fù)合過流保護動作延時為1.6s，該保護只啟動未出口。

(5)廠用電保護時限配合圖(見圖11、圖12)

圖11： 6kV廠用電速斷、過流保護配合時限圖

圖12：6kV廠用電接地保護配合時限圖

11、在1號高廠變CT端子箱處將接入1號主變差動保護的2組電流回路的極性對調(diào)，進行逐相通流試驗，驗證回路的正確性，恢復(fù)正常接線。

12、對1號主變絕緣油進行色譜分析，分析結(jié)果正常，三比值法結(jié)果為0、0、0，屬正常老化(見圖13)。

圖13：1號主變油色譜化驗報告

二、原因分析

（一）直接原因

1、6kV 1A段母線工作電源開關(guān)動、靜觸頭接觸不到位，6kV 1A段母線由備用電源開關(guān)供電切換至工作電源開關(guān)供電后，在大電流負載下，觸頭急劇發(fā)熱，導(dǎo)電膏、金屬等導(dǎo)電物質(zhì)受熱蒸發(fā)后從靜觸頭套筒內(nèi)往外噴出，形成對活門擋板下沿的導(dǎo)電路徑，形成單相接地，產(chǎn)生弧光。同時A、B兩相觸頭也有不同程度發(fā)熱燒蝕，揮發(fā)出導(dǎo)電物質(zhì)，受弧光影響，在700ms時由單相接地發(fā)展為三相短路。由于1號高廠變高壓側(cè)主變差動保護用CT極性接反，1號主變差動保護動作先于1號高廠變分支過流保護動作，1號機組跳閘。

2、1號主變差動保護誤動，機組跳閘。

三側(cè)電流采用反相接入差動保護裝置，因此正常運行時三側(cè)電流為主變高壓側(cè)和發(fā)電機機端電流相量差150°，發(fā)電機和高廠變高壓側(cè)電流相量差180°接入為正確接入法。此次事故后調(diào)閱2臺機保護裝置故障錄波，在錄波圖上發(fā)現(xiàn)2號發(fā)電機機端電流和高廠變高壓側(cè)電流相量相差180°，而1號發(fā)電機機端電流和高廠變高壓側(cè)電流為同相接入2臺裝置的運算原理相同，而且2號機主變差動保護正常運行時顯示差流為0，因此判斷1號高廠變高壓側(cè)二次電流極性接反。

故障時的差動計算情況，W1、W2、W3分別代表主變高壓側(cè)、發(fā)電機和高廠變高壓側(cè)。故障時差流和制流的比值為150%，差動保護出口，差動驗算表顯示跳閘出口TRIP(見圖14)。

14：故障時高廠變高壓側(cè)CT錯誤接線時的差動驗算表

但是如果將高廠變高壓側(cè)的電流反轉(zhuǎn)180°，那么就不會動作，從而驗證了高廠變極性接反。

模擬故障情況下高廠變CT按正確接入時的動作情況，從圖14可以看出此時保護裝置不出口NO TRIP(見圖15)。

圖15：故障時高廠變高壓側(cè)CT正確接線時的差動驗算表

由于高廠變在主變差動中的占比很小，因此正常運行時高廠變高壓側(cè)電流互感器極性接反不會引起主變差動保護動作。經(jīng)驗證，正常運行時3側(cè)電流帶入差動驗算表中，模擬高廠變高壓側(cè)CT錯誤接線時差動保護不會出口NO TRIP(見圖16)。

圖16：正常運行時高廠變高壓側(cè)CT錯誤接線差動不會動作

2016年1號機大修發(fā)變組部分沒有進行回路改動，保護裝置也沒有更換，因此沒有進行短路試驗。

根據(jù)DL/T995-2006 繼電保護和電網(wǎng)安全自動裝置檢驗規(guī)程，大修中沒有進行CT極性的檢查(見圖17)。

圖17：規(guī)程對CT校驗的要求

（二）間接原因

6kV 1A段母線工作電源開關(guān)底盤橫梁變形，推進桿外弓，影響了開關(guān)推進距離，雖然限位開關(guān)顯示到位，實際上動、靜觸頭接觸不好，開關(guān)帶載后發(fā)熱、短路，造成機組非停。

三、暴露問題

本次非停暴露出該公司在安全生產(chǎn)管理上存在責(zé)任落實和制度落實不到位的情況。具體表現(xiàn)在：

1、隱患排查治理不徹底。

機組自2008年12月投產(chǎn)以來，多次進行隱患排查、機組檢修工作，且于2016年進行了A級檢修，但未能發(fā)現(xiàn)高廠變高壓側(cè)電流互感器極性接反的隱患。暴露出隱患排查不細致。

6kV 1A段母線工作電源開關(guān)于2017年10月發(fā)現(xiàn)上口B、C相導(dǎo)電部分發(fā)熱，引起周圍絕緣件軟化變形。2018年4月開關(guān)送出修理，更換了6只梅花觸頭，6只導(dǎo)電臂絕緣筒，3只絕緣護罩，3只真空泡絕緣筒等受損絕緣件。未能徹底解決開關(guān)整體問題。暴露出隱患治理不徹底。

2、技術(shù)監(jiān)控工作不到位。

機組自投產(chǎn)以來，繼電保護人員未對兩臺機組保護裝置采樣情況進行監(jiān)督，未定期檢查并記錄裝置采樣電流、電壓、相量及差流情況。暴露出技術(shù)監(jiān)控和定期工作不到位、不落實。

3、人員技能培訓(xùn)不扎實。

在處理開關(guān)無法搖至“工作位置”的過程中，未能及時判斷并徹底解決開關(guān)存在的問題，使開關(guān)帶病運行。反映出檢修人員對設(shè)備結(jié)構(gòu)及檢修工藝掌握不足，暴露出人員技能培訓(xùn)不扎實、不細致。

4、設(shè)備驗收把關(guān)不嚴謹。

開關(guān)維修返廠后試驗不完整，僅憑廠家提供的出廠試驗報告進行了外觀檢查及試驗位分合閘試驗，未送至運行位置進行試驗，而針對開關(guān)機構(gòu)變形導(dǎo)致的動靜觸頭接觸不良判斷不足。暴露出設(shè)備管理和質(zhì)量驗收不嚴謹、不嚴肅。

四、防范措施

1、全面開展隱患排查工作。借鑒熱控專項提升活動，對電氣相關(guān)保護進行全面排查，對全廠保護定值進行梳理。特別針對差動保護的極性進行專項檢查，對查出的問題制定整改計劃，利用停機機會及時整改。

完成時間：2018年11月30日

2、立即開展對6kV開關(guān)同類型問題的隱患排查，制定問題清單，研究解決方案，制定防范措施并實施。同時著手進行技術(shù)改造可行性研究，上報技改計劃，擇機徹底整治。

完成時間：2018年11月30日

3、結(jié)合省公司三年提升培訓(xùn)計劃，舉一反三，利用“以考促培”、“導(dǎo)師帶徒”等手段提升員工業(yè)務(wù)技能水平和異常分析處理能力。

完成時間：持續(xù)進行

4、規(guī)范設(shè)備驗收管理程序，針對開關(guān)動、靜觸頭接觸不到位的問題制定專項技術(shù)方案，結(jié)合現(xiàn)場檢修工藝規(guī)程修訂工作進行完善。

完成時間：2018年6月30日

五、責(zé)任考核

此次機組非停事件定性為一類障礙，主要責(zé)任部門為設(shè)備部，次要責(zé)任部門為維護部。

根據(jù)《公司安全生產(chǎn)獎懲規(guī)定實施細則》第十九條規(guī)定：

1、設(shè)備部作為設(shè)備管理部門對設(shè)備隱患排查不徹底、技術(shù)監(jiān)控管理不到位，本次機組非停負主要責(zé)任，考核部門36000元;

2、維護部對員工技能培訓(xùn)不到位，檢修工藝把控不嚴謹，負次要責(zé)任，考核部門24000元;。

3、設(shè)備部主任、副書記、副主任作為部門負責(zé)人，對設(shè)備隱患排查、技術(shù)監(jiān)控管理不到位，負管理責(zé)任，各考核1000元;

4、維護部主任、副主任對部門員工技能培訓(xùn)管理不到位，負管理責(zé)任，各考核800元;

5、設(shè)備部電氣專工、電氣二次專工作為技術(shù)監(jiān)控專責(zé)人，對設(shè)備隱患排查、技術(shù)監(jiān)控管理不到位，負技術(shù)責(zé)任，各考核2000元;

6、設(shè)備部點檢、維護部繼電保護班班長、電氣檢修班班長隱患排查監(jiān)督管理不到位、技術(shù)監(jiān)督管理不到位，負技術(shù)責(zé)任，各考核1600元;

7、電氣檢修班成員甄某某、馬某某作為現(xiàn)場檢修人員，未能嚴格執(zhí)行檢修工藝標準，負現(xiàn)場責(zé)任，各考核2000元;

8、對本次非停責(zé)任班組由該公司根據(jù)相關(guān)制度落實考核;

9、生產(chǎn)副總經(jīng)理對設(shè)備隱患排查治理、設(shè)備檢修管理不到位，負領(lǐng)導(dǎo)責(zé)任，按照省公司考核標準考核2000元;

10、總工程師對培訓(xùn)管理、技術(shù)監(jiān)督管理不到位，負領(lǐng)導(dǎo)責(zé)任，按照省公司考核標準考核2000元。