【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Ⅱ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Ⅱ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0.13A～0.22A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，RCS－994B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。