5处错误造成了电厂全厂停电事件的反思「电厂不安全事件反思」

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2019 年 9 月 26 日，某电厂在国庆特级保电期间，因一系列电气接线、保护整定、热工逻辑错误，在仅发生一个6kV 输煤皮带电机接地故障情况下，最终导致两台机组非停、全厂 失电。对系统安全运行造成冲击，严重影响国庆保电，现将有关情况通报如下：

一、事件概况

2019年 9月 26日，某电厂公用 6kV输煤 B段 07B皮带电机发生永久性接地故障，因电机开关零序保护定值设定错误，保护越级；又因输煤 6kV段电源馈线开关零序保护整定错误，保护又一次越级造成高厂变低压分支零序保护动作跳闸；又因厂用电快切装置设置错误，未闭锁快切，造成启备变低压 开关快切合闸于永久故障；又因启备变低压侧 A/B 分支中性点与 A/B 分支中性点接地电阻箱的一次连接电缆接反，造成启备变保护动作，高压侧开关跳闸，#1 机组 6kV-1A 段失电，锅炉燃烧失稳，#1 机组跳闸。

该电厂循环水泵出口蝶阀因热工逻辑设置错误，在#1机组 6kV-1A段失电后，#2机循环水泵出口蝶阀就地控制柜动力电源短时失电，导致循环水泵出口蝶阀关闭，循环水泵跳闸， 事故进一步扩大，#2机凝汽器真空下降，手动打闸停机。至此，该电厂两台机组全停，且外来厂用电全失，发生全厂停电事件。

该电厂在全厂停电事故处理过程中，现场在未查明输煤B段07B皮带电机接地故障前，值班人员误向总调值班调度员上报信息“电厂全厂停电，蒸汽有爆炸风险，请求立即给启备变复电”，导致启备变复电后，07B皮带电机启动时再一次发生启备变跳闸。

二、暴露的主要问题

经统计，该电厂自 2019 年 1 月 24 日第一台机组投产以来，已发生 7 台次非停事件（不含“9.26”全厂停电），结合此次全厂停电事件，暴露出以下主要问题：

1.电厂在基建期间，质量监管严重缺失。施工单位##电建二公司未按变压器厂接线要求施工，将#1启备变低压侧 A/B分支中性点套管至接地电阻柜的一次电缆接错，电厂在验收、调试过程中均未发现，导致此次事故扩大。

2.电厂在调试过程中，审核把关严重缺失，将问题遗留至正式运行。调试单位##电力试验研究院将6kV输煤#1 路电源开关、6kV输煤#2 路电源开关的零序 I段保护整定错误，且未设置厂高变低压侧零序 I段动作闭锁快切装置功能， 电厂审核继电保护整定计算未发现此问题，导致事故扩大。电厂采用的##阀门总厂股份有限公司循环水泵液控蝶阀部分功能设置错误，电厂在审核设计、##电建二公司在调试中均未发现，导致#2机跳闸，事故进一步扩大。

3.电厂在生产运行管理中存在诸多问题。一是生产管理制度缺失。结合电厂之前发生的 7 台次非停事件，电厂均在事故发生后才以打补丁的方式制定规定、技术措施，教训惨痛。二是检修、运行人员水平低，培训不足。电厂连续发生因人员技 能水平不足导致机组跳闸的事件。三是应急处置能力不足。事 故处置过程中，未按规定准确上报现场信息，存在误导值班调度员决策等情况。

三、有关要求

1.各电厂要认真组织学习，深刻汲取教训，举一反三，开展安全隐患排查，避免发生同类事件。要切实从技术设备、管理制度、人员配置、技能培训等方面加强管理，不断提高安全管理水平，确保电力系统安全稳定运行。

2.各级调度机构要加强对并网电厂的安全管理，加强向监管机构的汇报，不定期开展对调管电厂的现场检查，对检查发现问题要督促电厂做好整改工作。针对超期未改、整改不积极的电厂，按照《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》（2017 版）、《关于进一步加强并网电厂涉网安全管理工作的通知》（调发〔2019〕9 号）相关条款开展考核。

3.请 2017年以来新投产电厂，认真梳理基建、调试遗留问题，特别是由##电建二公司建设、##电力试验研究院调试的电厂，及时发现类似缺陷，避免问题重复发生。排查内容见附表 1。

4.请各电厂排查使用##阀门总厂股份有限公司循环水泵液控蝶阀情况，及时消除缺陷。排查内容见附表 2。

5.结合近期电厂检查发现的厂用电、蓄电池等方面问题， 请各电厂排查厂用电、蓄电池运行风险。厂用电及蓄电池配置运维等应满足国家、行业规范要求，定期开展保护定检、蓄电池核容及内阻测试等工作，发现问题及时整改。

附：2019年2月电厂500kV#1主变异常跳闸事件分析

事件概述

2019年2月6日17:46:22，某500kV线路C相故障且重合不成功。线路故障期间，某电厂#1主变压器保护A、B套南瑞继保PCS-985BT主变零差保护同时动作，5011、5012开关跳闸。

现场检查分析及处理

1.零差保护动作行为分析

分析变压器保护装置波形，主变高压侧A/B/C相电流与主变绕组A/B/C相电流幅值相等，方向相反：

图1：#1主变保护波形

按照 PCS-985BT 说明书：主变零差保护取主变高压侧后备CT和主变绕组CT计算零序差流，零差保护采用“零度接线”，即零序差流为两侧零序电流之差。

根据主变保护装置录波数据分析，主变高压侧后备CT自产零序电流3Io为0.244A，主变绕组CT自产零序电流3Io为0.258A，二者幅值基本相等，方向相反。根据PCS-985BT的零差保护“零度接线”，计算两侧零序差流有效值Iod=0.244-(-0.258)=0.502A，达到零差保护启动定值0.2In(In为CT二次额定电流，In=1A），导致零差保护动作，区外故障时，保护计算零序差流应为零，初步分析零差保护CT二次回路接线接反。

图2：#1主变保护波形

2.零差保护误动原因分析

在主变零差保护电流配置图中，设计单位仅标明主变高压侧后备CT一次极性（安装方向），未标明主变绕组CT一次极性（安装方向）。查主变本体铭牌和变压器厂家设计资料，主变高压侧后备CT与主变绕组CT的安装方向均为P1端朝向变压器的反方向。

查现场实际接线与主变汇控柜端子接线图一致。根据上述检查分析，判断本次主变零差保护在区外故障时误动的原因为零差保护CT的二次接线设计与零差保护“零度接线”的逻辑功能要求不匹配，区外故障时产生零序差流导致保护误动。

3.初步分析结论

主变零序差动保护两侧绕组电流（主变高压侧绕组电流和主变绕组电流）极性相反，导致本次区外故障某电厂1号主变零序差流值达到定值，保护动作。

暴露问题

（1）电厂生产准备工作不到位。

电厂做为生产单位，有在设备并网前参与设计审查、调试质量验收和在并网后组织开展风险隐患排查整改的职责。某电厂职责履行不到位，导致零差保护回路缺陷在设计、施工、调试、交接验收阶段及并网后均未消除，造成本次异常跳闸。

（2）保护调试工作不规范

调试单位的调试人员未仔细查阅PCS-985BT装置说明书，未与保护厂家确认PCS-985BT零差保护“零度接线”的逻辑功能要求，在分系统调试阶段的保护CT回路检查中未发现主变零差保护接线错误，不满足标准的质量验收要求。

电厂主变零差保护中性点侧采用三相CT，在整套启动调试阶段可通过发变组短路试验和带负荷试验校验电流回路。在#1发变组整套启动调试阶段，发变组短路试验和机组并网带负荷试验期间，调试单位未严格按照标准要求用一次电流校验零差保护回路正确。

（3）保护设计工作不规范

保护CT二次回路设计不满足保护逻辑功能要求。设计单位未仔细查阅PCS-985BT装置说明书，未与保护厂家确认PCS-985BT零差保护“零度接线”的逻辑功能。在工程设计中未结合主变CT安装方向及零差保护逻辑功能设计CT二次回路，导致设计错误。设计单位在工程源头设计错误，增加了施工调试单位回路检查及调整的工作量，增大了投运设备的风险隐患。

CT极性标注设计不规范。设计单位未参照《南方电网500kV变电站二次接线标准》中保护CT配置图标注CT一次P1、P2安装方向及保护电流回路图标注CT二次S1、S2接线的原则设计图纸。电厂保护CT配置图未标注主变绕组CT和中性点外接零序CT一次P1、P2安装方向，保护电流回路图所有CT二次绕组未标注S1、S2端接线。CT标注不规范不便于设计审查、回路接线检查和运行分析工作的开展。

（4）电厂工程管理工作不到位

分系统调试和整套启动调试的质量验收不规范。生产单位、监理单位、建设管理单位及调试单位对#1发变组的分系统调试和整套启动调试的调试大纲审查和调试质量验收不到位，未发现零差保护电流回路接线错误。

设计审查把关不严格。在图纸设计审查环节把关不严，未发现零差保护电流回路的设计错误。在#2发变组启动带负荷试验中发现#2主变零差保护电流回路接线错误并调整了接线，但监理、设计、建设和生产单位的闭环管理工作不到位，未履行设计变更通知流程，也未同步核查及调整#1主变零差保护接线，错失纠正机会。

整改措施

1、发现接线错误问题后，电厂向电网汇报并调整了CT二次回路接线，将主变绕组CT接线调整为三相CT二次绕组的S2端引出接入保护装置电流采样通道，S1端短接后接地，主变高压侧CT二次接线不变。调整后的CT二次接线符合零差保护的“零度接线”逻辑功能要求。

2、电厂完成全厂保护及二次回路调试及验收资料的整理和审查工作。

3、电厂组织设计单位完成电气二次竣工图及审查工作（包括CT安装方向及极性标注、零差保护CT回路设计变更等）。

4.电厂制定保护定值整定计算外委工作的管理要求和质量验收要求。完成发变组及厂用电保护定值计算书及定值单自查。组织有较强电厂保护定值整定计算能力及经验的单位协助完成定值的复核工作。

5、电厂完成《南方电网220kV及以上系统并网电厂继电保护涉网安全精益化检查作业表单》中相关涉网风险自查工作。将表单中的检查项目纳入技术监督协议，委托技术监督单位在技术监督工作中开展复查。