安徽某发电有限公司1号机组“4•9”非计划停运事件通报
安徽某发电有限公司1号机组“4•9”非计划停运事件通报
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通过各类电厂事故还原经过、剖析原因、明确责任追究。直击人心、发人深省。电力安全生产不是口号！思考和总结：如何避免锅炉MFT，如何安排好运行方式，重大操作时如何在组织措施和技术措施上做好准备，如何避免误操作，如何避免事故扩大等等。
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法律顾问：张友全 律师
正文：
安徽某发电有限公司1号机组“4•9”非计划停运事件通报
一、事件经过
（一）事件前运行工况
2018 年04月09日 19 时00分，1号机组负荷268MW，发变组保护A、B、C、D、E柜保护正常投入。6kV 1A、1B段母线分别由备用电源开关供电。发变组并入500kV I母运行。A、B、C、D四台磨煤机运行。
（二）事件详细过程
04 月09日 16 时34分网调令：许可1号主变5001开关改为I母热备用，16时38分操作完毕，汇报网调刘工。
16 时44分，1号机并网。
17 时20分，1号机负荷100MW，执行1号机6kV厂用电切换操作过程中，6kV1A段母线工作电源开关由“试验”位摇至“运行”位时卡涩，联系江东公司甄某某、马某某处理。
18 时30分，将6kV 1A段母线工作电源开关由“试验”位摇至“运行”位，“开关工作位置”指示灯亮。
19 时00分，执行1号机6kV 1A段母线由备用电源开关供电换由工作电源开关供电操作，快切装置动作，合上6kV 1A段母线工作电源开关，备用电源开关分闸，约1秒左右工作电源开关跳闸，6kV 1A段母线失电。19时01分1号机组跳闸，锅炉MFT首出“汽机跳闸”，汽机ETS首出“发电机故障”，就地检查1号发变组保护C屏主变T60-I保护装置“主变差动保护”、“全停”报警；D屏主变T60-II保护装置“主变差动保护”、“全停”报警,C、D柜出口跳闸继电器均动作。6kV1A段母线低电压I、II段报警。
当班运行人员就地检查1号主变、1号高厂变本体未发现异常。将1号机6kV1A段母线工作电源开关拉至检修位，检查开关动、静触头均有电弧烧伤痕迹。
21 时00分，将1号机6kV 1A段母线转冷备用，测量A、B、C三相母线绝缘对地2000兆欧，相间1500兆欧，绝缘合格。联系设备部电气点检叶舟对母线及6kV 1A段母线工作电源电源开关检查。
23 时55分，网调朱工口令：1号主变5001开关改为冷备用，4月10日00时20分操作完毕，汇报网调朱工。
（三）检查处理过程
1. 拉开6kV 1A段母线工作电源开关至检修位，检查开关上、下口梅花触头均有不同程度烧蚀，C相上端动触头最严重，梅花触头拉紧弹簧烧断一根，掉落在静触头套筒内（见图1）
图1：C相静触头套筒
2. 检查开关处于分闸位置，弹簧在储能状态。外观无明显变形，绝缘件、真空泡未破损（见图2）。
图2：开关背部图
3. 动触头过热烧蚀部位基本位于下半圈触指上，上半圈无明显过热痕迹。静触头与动触头对应部位有过热烧蚀痕迹（见图2）。
4. 通过导电膏痕迹观察，动静触头咬合距离不足图纸规定的15mm-25mm，实际从5mm到15mm不等（见图3）。
图3：静触头
5. 调阅机组故障录波器，6kV 1A段母线工作电源开关合上468ms时，发生C相单相接地，接地电流180A，持续时间251ms，700ms时发展为三相短路，短路电流最高25kA,持续时间55ms，760ms时主变差动保护动作。录波情况与开关C相动触头烧损最严重、另两相次之的情况基本吻合（见图4）。
图4：故障时厂变高、低压侧电流及A分支零序电流情况
6. 开关底盘横梁有受力变形，呈轻微弓形，开关推进杆往外凸出距离约5mm（见图5）。
图5：开关底盘横梁（圈出变形部位）
7. 复测开关的极间距，相间距，触头长度等，与图纸对比无误（见图6）。
图6：开关本体尺寸图
8. 柜内单相接地点，位于上活门C相处（见图7）。
9. 事故后，对开关进行耐压试验合格，真空泡完好。目前静触头更换完成，为保证接触可靠，比原静触头长5mm。另需更换开关底盘，上下6只导电臂，6只动触头，落实配件后修复。该开关可临时用同型号开关替代。
10. 高厂变保护启动未出口
（1）高厂变分支零序过流
1 号高厂变A分支零序电流达到180A，超过动作值90A（一次值），但由于持续时间只有251ms，没有达到时限（时限为1.1s），因此该保护只启动未出口（见图8）。
图8： 故障时6KV1A分支零序电流及持续时间
（2）6KV1A分支限时速断保护
6KV1A 分支电流最大为25000A，故障电流达到动作值（10400A），由于时间只维持70ms，没有达到时限（时限为1s），因此该保护只启动未出口（见图9）。
故障时6KV1A分支电流及持续时间
（3）高厂变电流速断保护
高厂变高压侧电流最大达到8.13KA，未达到高厂变电流速断保护定值（10kA），因此该保护未启动（见图10）。
图10： 故障时高厂变高压侧电流及持续时间
（4）高厂变高压侧复合过流保护
高厂变高压侧复合过流保护动作延时为1.6s，该保护只启动未出口。
（5）厂用电保护时限配合图(见图11、图12)
图11： 6kV厂用电速断、过流保护配合时限图
图12：6kV厂用电接地保护配合时限图
11 、在1号高厂变CT端子箱处将接入1号主变差动保护的2组电流回路的极性对调，进行逐相通流试验，验证回路的正确性，恢复正常接线。
12 、对1号主变绝缘油进行色谱分析，分析结果正常，三比值法结果为0、0、0，属正常老化（见图13）。
图13：1号主变油色谱化验报告
二、原因分析
（一）直接原因
1 、6kV 1A段母线工作电源开关动、静触头接触不到位，6kV 1A段母线由备用电源开关供电切换至工作电源开关供电后，在大电流负载下，触头急剧发热，导电膏、金属等导电物质受热蒸发后从静触头套筒内往外喷出，形成对活门挡板下沿的导电路径，形成单相接地，产生弧光。同时A、B两相触头也有不同程度发热烧蚀，挥发出导电物质，受弧光影响，在700ms时由单相接地发展为三相短路。由于1号高厂变高压侧主变差动保护用CT极性接反，1号主变差动保护动作先于1号高厂变分支过流保护动作，1号机组跳闸。
2 、1号主变差动保护误动，机组跳闸。
三侧电流采用反相接入差动保护装置，因此正常运行时三侧电流为主变高压侧和发电机机端电流相量差150°，发电机和高厂变高压侧电流相量差180°接入为正确接入法。此次事故后调阅2台机保护装置故障录波，在录波图上发现2号发电机机端电流和高厂变高压侧电流相量相差180°，而1号发电机机端电流和高厂变高压侧电流为同相接入2台装置的运算原理相同，而且2号机主变差动保护正常运行时显示差流为0，因此判断1号高厂变高压侧二次电流极性接反。
故障时的差动计算情况，W1、W2、W3分别代表主变高压侧、发电机和高厂变高压侧。故障时差流和制流的比值为150％，差动保护出口，差动验算表显示跳闸出口TRIP（见图14）。
14：故障时高厂变高压侧CT错误接线时的差动验算表
但是如果将高厂变高压侧的电流反转180°，那么就不会动作，从而验证了高厂变极性接反。
模拟故障情况下高厂变CT按正确接入时的动作情况，从图14可以看出此时保护装置不出口NO TRIP（见图15）。
图15：故障时高厂变高压侧CT正确接线时的差动验算表
由于高厂变在主变差动中的占比很小，因此正常运行时高厂变高压侧电流互感器极性接反不会引起主变差动保护动作。经验证，正常运行时3侧电流带入差动验算表中，模拟高厂变高压侧CT错误接线时差动保护不会出口NO TRIP（见图16）。
图16：正常运行时高厂变高压侧CT错误接线差动不会动作
2016 年1号机大修发变组部分没有进行回路改动，保护装置也没有更换，因此没有进行短路试验。
根据DL/T995-2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程，大修中没有进行CT极性的检查（见图17）。
图17：规程对CT校验的要求
（二）间接原因
6kV 1A 段母线工作电源开关底盘横梁变形，推进杆外弓，影响了开关推进距离，虽然限位开关显示到位，实际上动、静触头接触不好，开关带载后发热、短路，造成机组非停。
三、暴露问题
本次非停暴露出该公司在安全生产管理上存在责任落实和制度落实不到位的情况。具体表现在：
1 、隐患排查治理不彻底。
机组自2008年12月投产以来，多次进行隐患排查、机组检修工作，且于2016年进行了A级检修，但未能发现高厂变高压侧电流互感器极性接反的隐患。暴露出隐患排查不细致。
6kV 1A 段母线工作电源开关于2017年10月发现上口B、C相导电部分发热，引起周围绝缘件软化变形。2018年4月开关送出修理，更换了6只梅花触头，6只导电臂绝缘筒，3只绝缘护罩，3只真空泡绝缘筒等受损绝缘件。未能彻底解决开关整体问题。暴露出隐患治理不彻底。
2 、技术监控工作不到位。
机组自投产以来，继电保护人员未对两台机组保护装置采样情况进行监督，未定期检查并记录装置采样电流、电压、相量及差流情况。暴露出技术监控和定期工作不到位、不落实。
3 、人员技能培训不扎实。
在处理开关无法摇至“工作位置”的过程中，未能及时判断并彻底解决开关存在的问题，使开关带病运行。反映出检修人员对设备结构及检修工艺掌握不足，暴露出人员技能培训不扎实、不细致。
4 、设备验收把关不严谨。
开关维修返厂后试验不完整，仅凭厂家提供的出厂试验报告进行了外观检查及试验位分合闸试验，未送至运行位置进行试验，而针对开关机构变形导致的动静触头接触不良判断不足。暴露出设备管理和质量验收不严谨、不严肃。
四、防范措施
1 、全面开展隐患排查工作。借鉴热控专项提升活动，对电气相关保护进行全面排查，对全厂保护定值进行梳理。特别针对差动保护的极性进行专项检查，对查出的问题制定整改计划，利用停机机会及时整改。
完成时间：2018年11月30日
2 、立即开展对6kV开关同类型问题的隐患排查，制定问题清单，研究解决方案，制定防范措施并实施。同时着手进行技术改造可行性研究，上报技改计划，择机彻底整治。
完成时间：2018年11月30日
3 、结合省公司三年提升培训计划，举一反三，利用“以考促培”、“导师带徒”等手段提升员工业务技能水平和异常分析处理能力。
完成时间：持续进行
4 、规范设备验收管理程序，针对开关动、静触头接触不到位的问题制定专项技术方案，结合现场检修工艺规程修订工作进行完善。
完成时间：2018年6月30日
五、责任考核
此次机组非停事件定性为一类障碍，主要责任部门为设备部，次要责任部门为维护部。
根据《公司安全生产奖惩规定实施细则》第十九条规定：
1 、设备部作为设备管理部门对设备隐患排查不彻底、技术监控管理不到位，本次机组非停负主要责任，考核部门36000元；
2 、维护部对员工技能培训不到位，检修工艺把控不严谨，负次要责任，考核部门24000元；。
3 、设备部主任、副书记、副主任作为部门负责人，对设备隐患排查、技术监控管理不到位，负管理责任，各考核1000元；
4 、维护部主任、副主任对部门员工技能培训管理不到位，负管理责任，各考核800元；
5 、设备部电气专工、电气二次专工作为技术监控专责人，对设备隐患排查、技术监控管理不到位，负技术责任，各考核2000元；
6 、设备部点检、维护部继电保护班班长、电气检修班班长隐患排查监督管理不到位、技术监督管理不到位，负技术责任，各考核1600元；
7 、电气检修班成员甄某某、马某某作为现场检修人员，未能严格执行检修工艺标准，负现场责任，各考核2000元；
8 、对本次非停责任班组由该公司根据相关制度落实考核；
9 、生产副总经理对设备隐患排查治理、设备检修管理不到位，负领导责任，按照省公司考核标准考核2000元；
10 、总工程师对培训管理、技术监督管理不到位，负领导责任，按照省公司考核标准考核2000元。
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