一、事件經過

（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供電。發變組并入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分網調令：許可1號主變5001開關改為I母熱備用，16時38分操作完畢，匯報網調劉工。

16時44分，1號機并網。

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

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

19時00分，執行1號機6kV 1A段母線由備用電源開關供電換由工作電源開關供電操作，快切裝置動作，合上6kV 1A段母線工作電源開關，備用電源開關分閘，約1秒左右工作電源開關跳閘，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“發電機故障”，就地檢查1號發變組保護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。

當班運行人員就地檢查1號主變、1號高廠變本體未發現異常。將1號機6kV1A段母線工作電源開關拉至檢修位，檢查開關動、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。聯系設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檢查。

23時55分，網調朱工口令：1號主變5001開關改為冷備用，4月10日00時20分操作完畢，匯報網調朱工。

（三）檢查處理過程

1.拉開6kV 1A段母線工作電源開關至檢修位，檢查開關上、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(見圖1)

圖1：C相靜觸頭套筒

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

圖2：開關背部圖

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部位有過熱燒蝕痕跡(見圖2)。

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

圖3：靜觸頭

5. 調閱機組故障錄波器，6kV 1A段母線工作電源開關合上468ms時，發生C相單相接地，接地電流180A，持續時間251ms，700ms時發展為三相短路，短路電流最高25kA,持續時間55ms，760ms時主變差動保護動作。錄波情況與開關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、低壓側電流及A分支零序電流情況

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

圖5：開關底盤橫梁（圈出變形部位）

7.復測開關的極間距，相間距，觸頭長度等，與圖紙對比無誤(見圖6)。

圖6：開關本體尺寸圖

8.柜內單相接地點，位于上活門C相處(見圖7)。

9.事故后，對開關進行耐壓試驗合格，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。另需更換開關底盤，上下6只導電臂，6只動觸頭，落實配件后修復。該開關可臨時用同型號開關替代。

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分支電流及持續時間

(3)高廠變電流速斷保護

高廠變高壓側電流最大達到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電流及持續時間

(4)高廠變高壓側復合過流保護

高廠變高壓側復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，進行逐相通流試驗，驗證回路的正確性，恢復正常接線。

12、對1號主變絕緣油進行色譜分析，分析結果正常，三比值法結果為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動、靜觸頭接觸不到位，6kV 1A段母線由備用電源開關供電切換至工作電源開關供電后，在大電流負載下，觸頭急劇發熱，導電膏、金屬等導電物質受熱蒸發后從靜觸頭套筒內往外噴出，形成對活門擋板下沿的導電路徑，形成單相接地，產生弧光。同時A、B兩相觸頭也有不同程度發熱燒蝕，揮發出導電物質，受弧光影響，在700ms時由單相接地發展為三相短路。由于1號高廠變高壓側主變差動保護用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。

三側電流采用反相接入差動保護裝置，因此正常運行時三側電流為主變高壓側和發電機機端電流相量差150°，發電機和高廠變高壓側電流相量差180°接入為正確接入法。此次事故后調閱2臺機保護裝置故障錄波，在錄波圖上發現2號發電機機端電流和高廠變高壓側電流相量相差180°，而1號發電機機端電流和高廠變高壓側電流為同相接入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、發電機和高廠變高壓側。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CT錯誤接線時的差動驗算表

但是如果將高廠變高壓側的電流反轉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電流互感器極性接反不會引起主變差動保護動作。經驗證，正常運行時3側電流帶入差動驗算表中，模擬高廠變高壓側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CT錯誤接線差動不會動作

2016年1號機大修發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DL/T995-2006 繼電保護和電網安全自動裝置檢驗規程，大修中沒有進行CT極性的檢查(見圖17)。

圖17：規程對CT校驗的要求

（二）間接原因

6kV 1A段母線工作電源開關底盤橫梁變形，推進桿外弓，影響了開關推進距離，雖然限位開關顯示到位，實際上動、靜觸頭接觸不好，開關帶載后發熱、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管理上存在責任落實和制度落實不到位的情況。具體表現在：

1、隱患排查治理不徹底。

機組自2008年12月投產以來，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，但未能發現高廠變高壓側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于2017年10月發現上口B、C相導電部分發熱，引起周圍絕緣件軟化變形。2018年4月開關送出修理，更換了6只梅花觸頭，6只導電臂絕緣筒，3只絕緣護罩，3只真空泡絕緣筒等受損絕緣件。未能徹底解決開關整體問題。暴露出隱患治理不徹底。

2、技術監控工作不到位。

機組自投產以來，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。暴露出技術監控和定期工作不到位、不落實。

3、人員技能培訓不扎實。

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

4、設備驗收把關不嚴謹。

開關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，而針對開關機構變形導致的動靜觸頭接觸不良判斷不足。暴露出設備管理和質量驗收不嚴謹、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、結合省公司三年提升培訓計劃，舉一反三，利用“以考促培”、“導師帶徒”等手段提升員工業務技能水平和異常分析處理能力。

完成時間：持續進行

4、規范設備驗收管理程序，針對開關動、靜觸頭接觸不到位的問題制定專項技術方案，結合現場檢修工藝規程修訂工作進行完善。

完成時間：2018年6月30日

五、責任考核

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

根據《公司安全生產獎懲規定實施細則》第十九條規定：

1、設備部作為設備管理部門對設備隱患排查不徹底、技術監控管理不到位，本次機組非停負主要責任，考核部門36000元;

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

3、設備部主任、副書記、副主任作為部門負責人，對設備隱患排查、技術監控管理不到位，負管理責任，各考核1000元;

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

5、設備部電氣專工、電氣二次專工作為技術監控專責人，對設備隱患排查、技術監控管理不到位，負技術責任，各考核2000元;

6、設備部點檢、維護部繼電保護班班長、電氣檢修班班長隱患排查監督管理不到位、技術監督管理不到位，負技術責任，各考核1600元;

7、電氣檢修班成員甄某某、馬某某作為現場檢修人員，未能嚴格執行檢修工藝標準，負現場責任，各考核2000元;

8、對本次非停責任班組由該公司根據相關制度落實考核;

9、生產副總經理對設備隱患排查治理、設備檢修管理不到位，負領導責任，按照省公司考核標準考核2000元;

10、總工程師對培訓管理、技術監督管理不到位，負領導責任，按照省公司考核標準考核2000元。