发电厂全厂停电案例汇编：违章作业案例.docVIP

违章作业案例违章作业机组跳闸，开关拒动全厂停电2006年8月3日，某发电厂在进行二期主厂房A列墙变形测量时，用铁丝进行测量，违章作业，造成#3主变110kV引线与330kV引线弧光短路，又因#3主变保护出口继电器焊点虚接，3303开关未跳闸，扩大为全厂停电事故。【事故经过】事故前运行方式: #1机#2炉、#3机炉、#4机炉及#1、2、3、4主变压器运行，330kV环型母线运行，330kV两条线路与系统联络；110kV单母线固定连接，四条地区出线运行。全厂总出力185MW。其中，地区负荷145MW。该电厂因存在地质滑坡影响，为防止A列墙墙体落物影响主变等设备的安全，准备在A列墙外安装一层防护彩钢板。电厂多经公司承担了该项工程。事先制定了工程施工安全组织措施、工程施工方案，并经生产技术科等审核，总工程师、批准。8月1日，多经公司项目负责人找到电气检修车间技术员，要求进行现场勘测工作，并要求派人监护。电气检修车间技术员同意，并安排变电班开票、派监护人。8月2日下午履行了工作许可手续。8月3日上午开始工作。在汽机房顶（25.6米）向下放0.8毫米的20号软铁丝，铁丝底端拴了三个M24的螺母。15时48分，在向上回收铁丝时，因摆动触及#3主变110kV侧引出线C相，引起#3主变对铁丝放电，并造成#3主变110kV侧C相与330kV侧B相弧光短路，#3机变差动保护动作，引起#3机组跳闸。又因为#3主变330kV侧3303开关拒跳及失灵保护未动作，造成了事故的扩大。#4机反时限不对称过流保护动作，3305开关跳闸，#4机组与系统解列，带厂用运行；#2主变330kV侧中性点零序保护动作跳闸, 110kV段母线失压, #2高变失压, 厂用6kV段母线失压，#2炉灭火, #1机单带地区负荷，参数无法维持，发电机解列。韩金、韩西禹线对侧开关跳闸。#4机与系统解列后，带厂用电运行。16时11分，韩金线金锁变侧充电成功，韩城电厂3302开关给#2主变充电正常，110kV段，段电压恢复。17时23分，#4发电机并网；17时41分，#1发电机并网；19时44分，#2发电机并网；8月4日2时44分，#3机组启动，机变零启升压正常；7时36 分，#3机组并网。【原因分析】1、生产组织混乱。工程施工安全组织措施、工程施工方案虽然明确了大部分施工只能在停电的情况下进行，但对前期的现场测量、准备工作没有明确的要求。该厂对多种经营承担的有关生产工作，如何计划、安排组织，缺乏相关的管理制度，多种经营部门也不参加生产调度会。多经公司安排的现场工作人员没有电气专业人员，施工前也没有安排组织学习相关的安全工作规程，对在带电区域进行测量工作没有认真分析工作可能存在的风险，没有制定工作方案。工作开始前，没有向生产部门提交相关的工作计划、安排，工作的组织存在随意性。2、工作票签发、许可随意。电气检修车间同意配合开工作票并派监护人，但车间技术员、工作票签发人变电班班长、变电班制定的工作监护人，对涉及带电区域的工作，均没有认真了解工作内容和工作方法等，对工作中可能存在可风险缺少必要的分析环节。工作票执行全过程存在漏洞，签发、许可、安全交底以及危险点分析、现场监护执行流于形式。3、“两票”执行的动态检查和管理不到位。该项工作从8月3日上午开始，直至发生事故，共在现场放置了六根铁丝。在此过程中，监护人员对此严重违章和可能造成危险后果视而不见，没有进行及时纠正和制止。也没有相关的领导、技术人员及安全监督人员发现和制止。4、设备维护管理不到位。该厂对1998年投用的WFBZ型微机保护没有进行认真的检查和相关试验，对保护中存在问题底数不清，由于3303开关接点虚焊的缺陷没有及时发现和消除，造成故障点无法隔离，导致事故扩大。同时也说明该厂安全质量专项治理工作流于形式，对集团公司要求开展的保护自动装置和二次回路的安全质量专项治理活动不深不细。5、人员安全意识淡薄，安全教育缺位。在带电区域使用铁丝作测量绳危险极大，而且危险性具有很强的可预见性，但工作人员对危险缺乏起码的感知和自我保护意识，监护人员对危险也是麻木不仁，表明企业在员工的应知应会的教育上存在严重的缺位。 试验人员短接CT绕组，保护误动全厂停电【事故经过】某厂共有4台330MW机组，500KV升压站为标准的3/2接线方式，事故发生时只有一条出线投运。高压厂用备用电源1、2启备变分别通过156、157断路器取自110KV系统，1启备变做为1、2机组的高压厂用备用电源，2启备变做为3、4机组的高压厂用备用电源。500kV某宁I线采用3/2接线方式接入500KV宁格尔变电站，事故前，该电厂计划利用某宁线切改机会进行5013、5023、5033断路器本体及CVT、CT、隔离开关、接地刀闸清扫预试工作。2008年06月15日,调度批准：某宁线切改工作500KV站内施工和开关清扫预试工作允许开工。500KVII母停电，5013、5022、5023、5033断路器断开。5022、5023断路器转基建状态，5013、5033断路器转检修状态，退II母母差保护。由于天气下雨，预试工作推迟到2008年06月17日。2008年06月17日08 时 40分，承包商某公司试验人员利用CT二次绕组接地点对5033 CT进行介损试验，试验数据合格； 09时40分试验人员用同样方法对5013 CT C相进行介损试验，两次试验结果超标（试验结果0.76，标准0.04），试验人员与仪器厂家技术人员分析认为引起数据超标原因在于CT二次绕组未做短接接地，为消除干扰源，试验人员在未征得专业主管及电气二次技术人员同意的情况下擅自将5013 C相CT在本体端子盒内将二次绕组短路接地。2008年06月17日10时03分，某宁I线REL561分相电流差动保护动作，5012断路器C相跳闸，宁格尔变电站侧5052、5053开关C相分别跳闸，分别重合，非全相保护动作三相跳闸，此时，电厂全厂对外停电。5012断路器C相重合成功，电厂2、3、4机组分别解列。【原因分析】1、电厂侧系统保护动作情况分析：2008年6月17日10:03:25，5013开关C相CT预试试验时将CT二次绕组短接后接地，见下图，造成某宁I线线路电流二次回路两点接地，引起分流，C相电流减少至0.13A，差流达到约0.27A，大于某宁I线差动保护定值0.2A，导致差动保护动作，5012 C相开关跳闸。 图1 CT二次绕组示意图从线路故障录波图看到，30ms 开始差动保护C相动作， 由于C相CT二次短接一直存在，差流也一直存在，差动保护C相一直动作，本侧重合闸不能启动。 直到2.5s后对侧非全相保护跳开三相开关，本侧差动保护返回。经过本侧重合闸整定时间0.6s后， 5012开关C相重合闸动作合上开关。REL561的启动重合闸信号动作条件为单相跳闸并且该相有大于0.1A的电流，当启动重合闸信号返回后，与之配合的其他厂家的重合闸保护经过整定的延时动作后合上开关。因为电厂侧的C相二次侧存在0.13A0.22A的电流，持续了约2.59s，重合闸在0.6s 后动作。由于三相电流不平衡，出现零序电流，达到零序保护启动值0.12A，所以零序电流保护启动，但零序保护整定时间为7S，宁格尔变电站5052、5053开关2624.2ms三相跳开后，未达到零序保护整定时间，不出口。从上述动作过程的分析来看，线路保护及重合闸保护的动作是正确的。2、变电站保护动作情况30ms，某宁I线REL561保护C相跳闸出口；76ms, 5052、5053断路器C相跳开；684ms,5052断路器RCS921A重合闸动作, 5052断路器重合714ms,5052断路器C相跳开；983ms,5053断路器RCS921A重合闸动作, 5053断路器重合1013ms,5053断路器C相跳开；2495ms,5052断路器非全相保护动作，5052断路器三跳；2573ms,5053断路器非全相保护动作，5053断路器三跳。3、变电站保护动作分析（1）某宁I线REL561保护动作是因为C相电流差流达到约0.27A，大于某宁I线差动保护定值0.2A，导致差动保护动作。（2）5052、5053断路器C相跳开后瞬间，C相电流较小（0.13A），低于差动定值0.2A，REL561保护返回；断路器RCS921A重合闸判断无电流后，开始计时。按定值要求，5052断路器0.6秒先重合，5053断路器0.9秒后重合。但由于此时某宁I线REL561保护已再次处于动作状态（差流达0.23A以上），断路器立即跳闸。（3）自第一次5052、5053断路器单相跳闸使断路器非全相运行后，非全相保护即启动，按定值要求，计时2.5秒后，两断路器的非全相保护均动作跳闸，使断路器三相跳开。4、2、3、4机组保护动作情况从某宁I线故障录波图看，2567.8ms，对侧变电站5052、5053非全相保护动作三相跳开后， #2、#3、#4机组带500KV I母运行。2机组保护动作情况：从500KV系统故障录波报告看，260ms后， 频率升高到51HZ，RCS994B压频控制装置动作，0S动作切除#2机组（5021开关跳闸）。查看电网公司调通中心2006年6月28日安自装置定值单：高周切机装置RCS-994B 投切#1、#2机组。#3、#4机组投运后，原频率定值不变，具体机组压板投切按调度命令执行。之后，发电机“过激磁”保护动作，解列灭磁。#2机组发变组出口开关跳闸后，发电机仍然励磁，发电机出口电压升高，达到U/f的启动值（1.1），实际已达1.12，过激磁保护启动，走反时限（4.31秒）动作出口。之后，6KV厂用快切装置切换成功。4机组保护动作情况：450ms后， 发电机“过电压”保护动作，机组解列灭磁，6KV厂用切换成功。四号机出口5031、5032开关跳闸。从#4机组SOE记录看，发电机“过电压”保护动作（定值为1.3Ue，时限0.5秒），10：04：29：149时5031、10：04：29：316时5032开关跳闸后，发变组解列灭磁，10：04：29：461时锅炉MFT，10：04：29：661时ETS跳主汽门。由于运行人员进行过复位操作，#4发变组保护动作记录未能打出。3机组情况：5032断路器跳闸后，#3机组自带厂用电运行，集控操作员手动调整运行工况至正常，机组小岛运行成功。#3发电机过激磁保护四次启动，分别为U/f1.0547、1.0468、1.0617、1.0754，但未出口。#3机组由于运行人员调整及时、得当，发电机出口电压未达到过电压保护动作定值，过电压保护不动作。【暴露问题】1、某公司试验工作负责人违反电厂500kV变电设备试验管理文件500kV变电设备试验及清扫三措第二条第三款“在进行CT及CVT等设备的预试过程中严禁对其二次回路进行更改接线或接地处理，如需处理要与二次保护人员及运行人员进行沟通并得到共同确认同意后方可进行，否则严禁进行任何互感器二次回路上的工作”的规定，违章指挥，擅自扩大工作范围。2、试验人员明知上述规定，未能认真执行安全措施，盲目听从指挥，将CT二次绕组短路接地，引起某宁I线分相电流差动保护动作。3、针对特殊运行方式，电厂和试验人员对检修预试过程中风险预控分析不到位，没有采取有效的安全隔离措施，为本次事故发生留下了隐患。4、电厂对外协队伍和外来人员虽然进行了必要的安全教育和交底，但缺乏全过程的安全监督和控制措施。5、3台发变组故障录波器在机组故障情况下均未启动录波，给事故分析造成很大困难，暴露出准电在设备选型和设备管理上存在问题。6、电厂已投运4台33万千瓦机组，仅有一条500千伏线路送出，不满足电力系统稳定运行导则规定的N-1要求。7、5012、5013开关本体三相不一致保护时间现场整定值（3.5S）与定值单不一致（2.5S），虽然对本次事故未造成影响，但会造成非全相故障切除时间延长。8、对此变电站和电厂侧SOE、保护装置、故障录波未统一时钟，对此次事故分析造成一定困难。【防范措施】1、承担试验的外委单位必须认真吸取本次事故教训，严格执行所有安全规定和措施，坚决杜绝违章指挥和违章作业。2、电厂方必须加强对承包商的全过程管理，在工作过程中对安全、技术措施及执行情况进行严格监督、检查。进一步强化规范化、标准化管理，确保安全、技术措施准确无误并执行到位。3、针对3/2接线方式，一次设备检修安全隔离的同时CT二次回路应当采取有效的安全隔离措施。4、加强生产系统专业人员和外协队伍员工技能培训工作，尤其是跨专业技能培训工作，切实提高专业人员技术水平。5、检查所有500KV开关本体三相不一致保护整定值与定值是否相符，完善定期检查和校验制度并严格执行。6、尽快对#1、#2发变组保护进行改造，对发变组故障录波器进行更换，与对侧变电站建立统一时钟系统。操作人员走错间隔，误分带电设备致全厂停电【事故经过】2006年10月14日事故前#1机组运行情况：#1机组负荷560MW，B、C、D、E磨运行，A、B汽泵运行，AGC、RB投入，定压运行方式，220kV正、负母线运行，沙店2K39开关运行于220kV正母，#1发变组2501开关在正母线运行，启备变2001开关运行在负母，处于热备用状态，#2机组省调调停，沙店2K40线路省调安排检修。#1机组单机单线运行方式。 10月14日中班，值际三值，值长陈。接班时（17：00）沙店2K40线路检修工作已结束，等待调令恢复。接班后值长接省调预操作令，副值王（主要事故责任人、主操作人）准备好沙店2K40线路恢复的操作票，经审查操作票无误后，在调令未下达正式操作令前，17：40值长（陈）令值班员王（副值）、明（主值、监护人）（主要事故责任人）按票去进行预操作检查，因调令未下达，只对线路进行预检查，值长未下达操作令，所以操作票未履行签字手续。17：45调令正式下达给值长陈，沙店2K40线路由检修转冷备用（所有安全措施拆除，断开沙店2K404-3地刀）。此时值班员（王、明）已去现场（升压站内），值长未将值班员叫回履行完整的操作票签字手续，将操作令下达给单元长王（次要事故责任人），由单元长王去现场传达正式操作令。单元长到现场（升压站内）后向主值明、副值王下达操作令。随后由值班员（王、明）执行断开沙店2K404-3地刀的操作，该项操作（沙店2K404-3接地隔离开关操作箱）执行无效（操作中发现地刀拉不开），按票检查操作内容无误，单元长帮助明、王二人一起到继电器楼检查上一级操作电源正常，并汇报值长联系检修二次班处理。在等待检修人员到场期间，王回到升压站2K404-3地刀处复查操作电源正常。随后对沙店2K40开关状态进行检查，发现2K40开关有一相指示在合位（实际为沙店2K39的C相，此开关为分相操作开关）。此时明、王也由继电器楼回到升压站，王遂向二人提出沙店2K40开关状态有一相指示不符。告知二人对沙店2K40开关状态进行检查核对确认，单元长王准备返回集控室（NCS）进行再次盘上核对沙店2K40开关状态，此时明、王二人在升压站内检查该相开关（实际为沙店2K39的C相）确在合位。主值明已将操作箱柜门打开，也未核对开关编号并将远方、就地方式旋钮打到就地，副值王在就地按下分闸按钮，造成该相开关跳闸，沙店2K39开关单相重合闸启动，但是由于沙店2K39开关运行方式打在就地方式，沙店2K39开关未能重合，开关非全相保护延时0.8秒跳线路两侧三相开关，造成电厂与对岸站解列，事后确认分开的是沙店2K39开关C相。 18：24集控室值班人员听到外面有较大的异音，立即检查四台磨运行情况均正常，集控监视DCS画面上AGC退出，负荷骤减，主汽压力迅速上升，立即手动停E、D磨，过热器安全门动作，B、C磨跳闸，炉MFT，集控室正常照明灯灭，手动投直流事故照明灯，集控监视CRT画面上所有交流电机均停（无电流），所有电动门均失电，无法操作。确认#1机组跳闸，厂用电失去，（锅炉首出燃料丧失，汽机首出EH油压低，电气低频保护动作）。值班员检查柴油发电机联动正常，保安段电压正常（就地检查柴发油箱油位正常）。汽机主机直流油泵、空侧密封油直流油泵、小汽机（汽动给水泵）直流油泵均联动正常，锅炉空预器主马达跳闸，辅助马达联启正常。立刻手启机侧各交流油泵，停止各直流油泵且投入联锁，启动送风机、引风机、磨煤机、空预器各辅机的油泵。同时将其他各电机状态进行复位（均停且解除压力及互联保护，以防倒送电后设备群启）。 19：22 恢复220kV系统供电。19：53启备变供电，全面恢复厂用系统供电。21：02 启电泵，炉小流量上水。15日00：10 启动送、引风机，炉膛吹扫完成，具备点火条件。03：27 炉点火。05：30汽轮机进行冲转。06：07 #1发电机并网成功，带负荷。08：20 ：机组负荷270MW，A、B、C、D磨运行电泵、A小机运行，值长令对锅炉炉本体全面检查时，运行人员就地检查发现B侧高再处有泄漏声，联系有关专业技术人员确认为高温再热器爆管，汇报有关领导及调度。13：00调度下令#1机组停机， 15：42 发电机解列。【原因分析】此次事故的原因是事故当事人违反了一系列规章制度： 1、在倒闸操作过程中，未唱票、复诵操作票，没有核对开关、刀闸名称、位置和编号就盲目操作，违反了安规第2.3.1条：“操作前应核对设备名称、编号和位置，操作中还应认真执行监护复诵制”的规定。 2、操作中为减少操作行程，监护人和操作人在操作进行中违反安规第2.3.5.3条“不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置”的规定，和安规第2.3.4.2条：操作票票面应清楚，不得任意涂改。 3、操作中随意解除防误闭锁装置进行操作，违反了安规第2.3.6.4条：操作中发生疑问时，应立即停止操作并向值班员（单元长）或值班负责人（值长）报告，弄清楚问题后，再进行操作，不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置。违反了运行管理防误装置管理制度。 4、操作中监护人帮助操作人操作，没有严格履行监护职责，致使操作完全失去监护，且客观上还误导了操作人。 5、违反了电业安全工作规程第2.3.3.1条关于特别重要和复杂的倒闸操作，由熟练的值班员操作，值班单元长或值长监护的规定。担任监护的是一名正值班员，不是值班负责人或值长。 6、值班人员随意许可解锁钥匙的使用，没有到现场认真核对设备情况和位置，违反了防误锁万能钥匙管理规定。 7、现场把关人员对重大操作的现场把关不到位，运行部管理人员没有到现场把关，没有履行把关人员的职责。 8、缺陷管理不到位，母线接地刀闸的防误装置存在缺陷，需解锁操作，虽向检修部门做了专门汇报和要求，但未进一步跟踪督促，致使母线接地刀闸解锁成为习惯性操作，人员思想麻痹。 9、危险点分析与预控措施不到位，重点部位、关键环节失控，对主要危险点防止走错间隔、防止带电合地刀等关键危险点未进行分析，没有提出针对性控制措施。【防范措施】1、严格执行操作票制度，严禁任何形式的无票操作或增加操作程序。微机防误、机械防误装置的解锁钥匙必须全部封装，除事故处理外，正常操作严禁解锁操作。解锁钥匙必须有专门的保管和使用制度。电气操作时防误装置发生异常，必须及时报告运行值班负责人，确认操作无误，经当班值长同意签字后，解锁钥匙管理者必须亲自到现场核实情况，切实把好操作安全关。随意解锁操作必须视为严重习惯性违章违纪行为之一，坚决予以打击。 2、认真管理和使用好电气防误操作装置。变电站防误装置必须按照主设备对待，防误装置存在问题影响操作时必须视为严重缺陷。由于防误缺陷处理不及时，生产技术管理方面应认真考核，造成事故的，要严肃追究责任。 3、结合实际，制定危险点分析和预控措施的范本和执行考核的规定，规范现场作业危险点预测和控制工作，把危险点分析和预控措施落实到班组、落实到作业现场。作业前对可能发生的危险点要进行认真分析，做到准确、全面、可行和安全，控制措施必须到位到人，确保现场作业的安全。 4、220kV系统线路接地刀拉、合时都要将线路的电压互感器的小开关合上才能操作（应符合防止电气误操作，“五防”的要求）。 5、220kV系统开关站内，防止误操作锁进行一次全面检查，更换新锁，制定相应措施。 6、重大设备进行系统操作，运行部门领导、专工及其有关人员应到现场监护，制定出相关制度。 7、升压站内各个单元开关、刀闸应有明显的分离区域，以防误走错间隔。 8、220kV系统线路单线运行时，公司与市供电公司协商，申请店岸变要求有人值班； 9、对电气运行规程进行复查，特别是操作票，写出标准票，指导运行人员对设备和系统的操作。检查规程，进行修补，在规程没有修订前，制定具体措施。 10、加强技术培训，提高全员的技术操作水平，严格执行“两票三制”，开展危险点的分析工作，严禁无票作业。 沙带坠落封母短路，开关故障全厂停电【事故经过】2010年4月20日，某厂发生了一起全厂停电事故，故障发生前全厂运行方式如下：四台机组运行；四条出线运行；母线合环运行；1号高厂变断引消缺。故障前220kV运行方式如图（于箭头位置断引消缺）。系统低谷，1#机低谷消缺后准备启动；盘车运行未冲转，发电机未励磁；2#、3#、4#发电机运行；西田、，西常、线运行；联络线90MW，频率50.07Hz。4月18日10时35分，因实业公司在修整机房A列墙外墙面时，沙石袋脱钩自28米处落下，砸在#1高压厂变低压侧B分支封闭母线上，封闭母线变形造成三相短路。主厂变差动保护动作跳闸，#1机组停运。紧急断开主厂变低压侧B分支封闭母线后，检查变压器未见异常，6kV备用电源带机组厂用电启动机组。12时17分#1机组并网。主厂变低压侧B分支封闭母线进行抢修。4月19日23时25分，该电厂为恢复1#机厂用B分支母线，利用低谷停机接引。在先拉开2312开关解串后，发变组保护跳2313开关时，发现2311开关也跳开。【原因分析】 故障分析如下：2312开关的C相触头未断开（但机构指示牌为绿色，意即在分位；开关辅助接点及控制盘的红绿灯指示均正确；事后测触头间绝缘电阻约为零。经过2312-C相解体检查，发现动触头导电杆弹簧脱落），其失灵保护启动，电流判据因C相开关的原因而满足条件，导致2312开关的失灵保护动作跳开2311开关及对侧东田站的2371/2开关（失灵远跳）。故障情况下人为误判断导致全厂停电。误判原因有以下几点：2311、2312、2313开关均已跳开，无电流指示；检查一、二次设备未见异常；现场未能对2312开关失灵保护的动作原因进行深入分析，未能判断出是2312开关故障，而认为后拉开的2313开关可能有问题，将2313开关转检修，遂于4月20日3时09分恢复西田l线运行（合231 1，对侧2731开关）。导致全厂停电过程分析如下：4月20日4时15分，该电厂消缺完毕，准备启动1#机，其时2312、2313开关在断位；在合23135刀闸时，2312开关C相因上述原因，造成西田线经该电厂2312开关C相、1#主变（中性点接地）及发电机单相运行的异常状态；因1#机组保护未投入，未启动2312的失灵保护；2312开关的非全相保护因开关辅助接点未异常，不会动作；短引线保护开关未成串运行不投入；造成3#机、2#机，西田线东田侧，西田线东田侧，西常线常山侧，20#起备变，西常线常山侧，10#启备变及4#机先后跳闸，造成该电厂全停。保护动作分析如下：1#机组速断保护全停；2#机组主变零序段；3#机组主变零序II段；4#机组发电机过激磁；10#起备变复合电压闭锁过流保护；20#起备变复合电压闭锁过流保护；所有保护和开关动作时序为：故障时刻起5.5s时#3机主变零序保护动作跳开2341、2342开关；6s时#2机主变零序保护动作跳开2331、2332开关；6.1s西田II线对侧开关跳闸；7.1s西田I线对侧开关跳闸；8.06s西常II线对侧开关跳闸；8.6s西常l线对侧开关跳闸；9.1s#20启备变复合电压闭锁过流保护动作跳开2134开关；25.2S #10启备变复合电压闭锁过流保护动作启动#l母线、II套母差保护出口，跳开2311、2351、2362开关；55.8s #4机组过激磁保护动作跳开2363开关；运行人员手拉开2333、2343、2352、2353开关。此次事故暴露问题有以下几方面：220kV开关故障；机组准备启动时，合2313-5刀闸前未投入发变组保护，一次设备短时失去保护；部分开关（第1、3串），因断路器保护改造尚未实施，失灵保护直流与开关操作直流未分开，因开关在断位，未送操作电源，失灵保护无法动作。即使故障前投入#1机发变组保护，2312开关失灵保护仍不能启动；机组故障录波器录波容量小，操作不便，无法及时提供故障信息；事故状态下运行及专业人员专业素质需提高。 【防范措施】1、对220kV开关进行普查，与厂家一同制定对策并实施；对3/2接线中，一次设备操作与保护投、停的配合进行更加细致的研究，及时修编规程，避免一次设备操作时有保护死区的问题；2、尽快实施西田I、线D型晶体管保护改进为微机保护，断路器保护改造；3、尽快实施失灵保护直流电源的反措，将保护和操作直流分开；4、尽快对机组故障录波器进行软件升级，提高装置可靠性；5、加强运行及专业人员的技术培训，提高故障情况下检查、分析及故障判断、处理的能力；6、对电气一、二次设备及有关规程进行全面、系统、深入的检查、分析，对存在问题及时分析论证，进行解决、完善。误入带电间隔人身触电，保护拒动全厂停电1990年4月11日至15日，某水电厂在进行母线停电清扫工作时，由于检修人员误入带电间隔，安全距离不够而放电，造成严重电弧烧伤。又由于继电保护拒动，导致全厂停电，对外大面积限电的严重事故。【事故经过】4月14日，某水电厂除继续110kV上母线停电清扫工作外，又增加了110kV青三乙线停电清扫的工作。110kV母线清扫的工作负责人仍为蒋XX，青三乙线的工作负责人由母线清扫的工作组成员丁XX担任。11时许，两项工作结束，蒋、丁2人要去办理工作结束手续。这时丁突然想起：110kV上母线的TV（电压互感器）隔离开关，避雷器隔离开关绝缘子还未清扫。于是，蒋、丁2人又找来一名工作组人员一起去继续工作。蒋、丁两人直接从南侧上到母线平台。蒋率先上到110kV上母线TV隔离开关构架上工作。丁继续向110kV上母避雷隔离开关间隔走去。由于少走了一个间隔，上到104隔离开关构架间隔（注：此隔离开关一侧带电），因安全不够而放电，丁从2.2m 高处坠落，头部摔伤，全身被电弧烧伤，其中2度烧伤面积达45%。放电造成104隔离B、C相短路，110kV上、下母线永久性接地短路。110kV母差保护动作。事故造成110kV下母线避雷器爆炸，全厂停电，宁夏6座110kV变电所全部停运。【原因分析】1、丁XX在无人监护下，走错位置，误登104上隔离开关构架，是造成其感电重伤事故的直接原因。丁明知分配给自己的110kV上母线清扫的工作没完成，也知道自己要上的设备是110kV上母线避雷器隔离开关，发生误登构架，说明其工作不细心，思想上有忙于把活干完的想法而忽略了安全。2、母线清扫工作负责人工作不负责任，在工作中违反安规规定，直接参与检修工作，放弃监护，使丁在无人监护的情况下走错位置，误登有电的隔离开关构架，而导致了这次事故的发生。丁担任青三乙线工作的负责人后，其已不是本工作组成员，蒋应另行分配他人完成其工作任务，但蒋却给忘记了，这是一种失职行为。这些都是导致事故发生的主要原因。3、造成110kV下母线停电的主要原因是母差保护出口中间继电器触点卡住，保护拒动所致。【防范措施】1、工作票安全措施填写错误，本次母线清扫应在工作票上明确注明工作地点保留带电的部位，但工作票上却错误的写“充电”。2、运行、检修双方没在工作现场按安规要求的程序办理工作票。3、做好有关正确执行检修工作票的培训教育。不仅要培训检修工作负责人、许可人、而且要培训工作票签发人，有关对工作票负责有安全责任的人员均应明确如何正确实施检修工作票制度。使其明确各自的职责。做到严格按安规要求执行好工作票制度。4、加强检修工作管理，做到计划周密，减少检修工作的盲目性。临时增加的工作项目，除按安规要求签发工作票，办理工作审批手续外，更要明确工作职责、每个工作人员的工作任务，做好检修开工前的危险点分析和安全交底，防止工作出现漏洞。5、电气设备检修工作，要确保安全措施正确可靠。工作地点保留带电部分，一定要用围栏可靠隔离，并悬挂警告标志。焊接作业母线接地，出线跳闸全厂停电【事故经过】某发电厂总装机容量达846MW，其中包括6台125MW机组，为上海网内主力大电厂之一。该厂共有7回220kV出线，分别与南桥、厂春、泸定、吴泾、松江等变电站相联，电气位置十分重要。在地理上，该厂供电区内除上海电机厂、上海锅炉厂等重工业外，还包括大量的新兴企业。工农业生产较发达的松江县土要也由该厂供电。正常负荷在350MW左右。因此，该厂的安全发供电直接影响着该地区的工农业生产。1992年8月24日13：32，该电厂的民工在220kV升压站9m平台上进行焊接施工时，擅自拉动下垂的电焊线，使焊线晃入13号主变220kV副母侧闸刀(13号主变接正母，该闸刀正常打开),引起220kV副母C相接地故障。由于故障时产生的大量弧光，又引起该闸刀对侧对地放电，致使正母C相接地。即，正、副母相继发生单相接地故障，7回220kV出线全部跳开，使发电厂脱离主系统而孤立运行。由于小系统内部出力与负荷的不平衡，最后导致全厂停电。该次故障对主系统而言，由于故障类型仅为单相接地故障，并未造成很大的冲击,除邻近的吴泾电厂300MW机组发生一些振荡外，全系统维持稳定运行。但对闵行地区的工农业生产造成了很大的冲击，直接负荷损失大约在300MW以上。作为一次全厂停电事故，所暴露出来的问题是很多的。按正常方式即便在220kV侧全部跳开后，作为电厂本身应该具有孤立运行保厂用电的能力，而不至于发生全厂停电事故。1、故障前的电厂主接线与潮流情况，如附图所示。该厂正常方式下220kV与11OkV系统间有2台主变相联，当时8号机与变压器停运，220kV/1l0kV间仅有9号主变相联,6台125MW机组除8号机停运外，全部投运。但9号机出力偏小，仅76MW。其余小容量机组仅2号机投运，出力为17MW。2、继保与小系统运行情况（1）保护动作情况设副母故障开始时为0.00s，则：0.00s 220kV副母C相单相接地。0.13s母差保护动作，副母上所有出线与变压器开关及母联开关跳开，包括闵南2102、吴闵2204、闵泸2216、闵松2288线路断路器，10号、12号变压器断路器,220kV母联断路器。随后，2102南桥侧、2204吴泾侧、2216泸定侧无电压鉴定重合成功。0.24s 220kV正母C相单相接地。0.96s母差保护动作（该母差保护为电流相位比较式，第二次动作须延时0.6s），正母线上所有220kV出线断路器与变压器断路器跳开，包括闵南2101、闵松2289线路断路器，9号、11号变压器断路器。闵春2287线因母差跳闸回路一只端子螺丝松动，闵行侧开关未跳，后长春侧零序段动作。3.46s闵春2287线长春侧经无电压鉴定重合闸成功，使闵行22