一．事故概述

2007年4月17日20时51分，岱海电厂在进行220kV系统二期厂用电受电时,220kV I母已经充电正常，正准备操作合212-1刀闸时，500kV 升压站5012开关跳闸，经18秒后5013开关跳闸，造成#1机组停运。20时54分, 500kV 升压站5021、5022开关跳闸，#2机组停运。

二．事故前电厂运行状况及运行方式

内蒙古岱海发电有限责任公司一期工程为2台600MW燃煤火电机组，通过海万双回500kV线路接入华北电网，电厂500kV升压站采用一个半断路器接线方式，共2个完整串，1号发电机变压器组与海万Ⅰ构成1个完整串、2号发电机变压器组与海万Ⅱ线构成1个完整串。220kV变电站为双母线接线方式，两回220kV线路到海城220kV变电所，还有两台220kV电厂启动/备用电源。

事故前220kV I母已经充电正常，220kV海岱Ⅰ线运行；500kV升压站Ⅰ、Ⅱ母线运行，第一串5011、5012、5013成串运行，第二串5021、5022、5023成串运行，500kV海万Ⅰ、Ⅱ回线运行；#1、#2机组负荷均为580MW，机组运行正常，500kV系统运行正常，220kV系统正在恢复，机组无备用电源。

三．事故详细经过

1、220kV受电操作及恢复经过

海岱Ⅰ回220kV线路通过251-6隔离刀闸、251开关、251-1隔离刀闸带Ⅰ母线及Ⅰ母PT运行，母联开关212及其两侧刀闸212-1、212-2均处于断开状态，海岱Ⅱ回220kV线路受电工作结束。

20：28按照乌盟调度令断开252开关及其二次回路开关；20：30按照乌盟调度令断开252-2隔离开关及其二次回路开关；20：32按照乌盟调度令断开252-6隔离开关及其二次回路开关；20：33验明252-6隔离开关线路侧三相确无电压；20：43按照乌盟调度令合上海岱Ⅱ回线岱海电厂侧252-617线路接地刀闸；20：44检查海岱Ⅱ回线岱海电厂侧252-617线路接地刀闸三相确已合好，海岱Ⅱ回线路转为检修状态并汇报乌盟调度。

20：49接乌盟调度“合上母联间隔212-1、212-2隔离开关、合上212母联开关操作令”，就地对212-1隔离开关、212-2隔离开关、212母联开关位置进行了确认，远方NCS画面正在五防机进行图形开票和逻辑判断。20：51：23运行人员发出220kV母联212-1刀闸合闸遥控执行命令，20：51分升压站照明消失，同时听到机组侧安全门排气声音，集控室操作人员报告一号机组跳闸，立即停止220kV站内操作。

20：51分 #1机组跳闸后，立即联系乌盟区调，恢复#1启备变运行，此时01启备变为冷备用状态，立即进行了01启备变由冷备用转运行操作，即：就地手摇合上201-1隔离开关（动力电源消失）、远方合上01启备变高压侧201开关，01启备变充电成功后立即将两台机组6kV母线备用电源开关进线开关恢复热备用，随即分别合上10BBA03、10BBB03、20BBA03、20BBB03开关将两台机组四段失电的高压母线全部恢复送电。

21：08分#1启备变恢复运行；21：16分#1、#2机组6kV厂用电分别恢复正常；21：29分6kV公用段恢复，之后进行机组的各项恢复工作。

2．220kV变电站受电时调试工作及分析

岱海220kV变电站受电过程中，220kV海岱Ⅰ回线单带220kV变电站Ⅰ母线运行，调试人员发现220kV海岱Ⅰ回线251间隔、1号启备变201间隔到母差保护屏的刀闸位置不对。在运行人员的许可下，调试人员对201-1、201-2刀闸控制箱和201断路器集中控制箱进行了检查，发现到母差保护屏的常开接点错接为常闭接点。通过查设计院图纸发现图纸的设计有误，施工单位按照设计图纸接线造成接至母差屏刀闸位置和实际要求不符，调试人员准备将刀闸接点接线位置从X：83、X：84（常闭接点）改至 X：39、X：40（常开接点）端子。先改正201-1及201-2刀闸控制箱的回路，下一步将要改正251-1刀闸控制箱内的回路，开关站里突然停电，并听到机组侧发出很大声响。

3．事故时相关断路器及保护动作情况

2007年04月17日，20：51 NCS画面发5012、5013、5021、5022开关跳闸报警信号，#1、2机组跳闸；#1机ETS发出“发电机跳闸”； #1机发变组保护E屏发“系统保护联跳”、“机组紧急停机”、“发电机断水”， #1机发变组保护A、C屏发“发电机过频”信号。#2机发变组保护E屏发“系统保护联跳”、“发电机断水”， #2机发变组保护A、C屏发“逆功率t1”、“逆功率t2”、 “程序逆功率”信号，由于无备用电源，厂用电失去。

220kV母线保护屏1（南自厂B750型）发“TV断线（也代表电压开放信息）”、“互联状态”、“刀闸变位”告警灯亮。

220kV母线保护屏2（南瑞复合电压闭锁RCS-918型）发“电压开放”、“一母开放”、“二母开放”灯亮，220kV母线保护屏2（南瑞RCS-915型）发“位置报警”灯。

500kV 5012、5013断路器保护屏操作箱I、II线圈“TA、TB、TC”跳闸灯亮。

#1发变组保护及相关断路器动作时序情况：

（1）2007年4月17日20时51分08秒406毫秒，5012开关掉闸。

（2）20时51分26秒287毫秒，5013开关掉闸。

（3）20时51分26秒371毫秒，#1机系统联跳动作（作用于发电机全停）

（4）20时51分26秒414毫秒，6kV 1A开关跳。

（5）20时51分26秒417毫秒，6kV 1B开关跳。

（6）20时51分26秒470毫秒，#1机灭磁开关跳。

（7）20时51分40秒802毫秒，第一次紧急停机动作。

（8）20时51分41秒012毫秒，第一次紧急停机返回。

（9）21时04分57秒743毫秒，第二次紧急停机动作。

（10）21时04分57秒974毫秒，第二次紧急停机返回。

（11）21时05分04秒052毫秒，第三次紧急停机动作。

（12）21时05分04秒826毫秒，第三次紧急停机返回。

四． 故障后试验情况

事故后现场进行了如下试验：

1．拉开5012-1、5013-2刀闸，合5012、5013开关，从NCS画面上操作212-1、212-2刀闸、212开关时，500kV系统5012、5013开关运行正常。说明NCS回路及控制正常

2．在1号机发电机保护E屏模拟断水保护动作，5012、5013开关同时跳闸，同时操作箱I、II跳闸线圈灯亮，开关跳闸时间相差1ms。

3．分别模拟5012、5013开关I线圈跳闸、II线圈跳闸及NCS画面上操作拉合5012、5013开关，操作箱I、II线圈跳闸信号指示均正确。

4．将发电机保护E屏到5012、5013断路器保护屏电缆拆开，用1000V摇表对跳闸回路电缆进行绝缘测试，绝缘合格。

5．拆开发电机保护E屏至操作员站的“紧急停机”回路线，用1000V摇表对紧急停机开入回路电缆进行绝缘测试，绝缘合格。

6．从500kV 第一串故障录波器录波图分析，伴随5012、5013开关跳闸分别有脉宽为1.2ms和0.2ms的 #1并列电抗器零差动作脉冲信号。经检查确认，电抗器保护设备正常，500kV第一串电抗器保护无任何异常记录。分析认为，录波器开关量电源为一端接地的24V电源，判定为此动作脉冲信号为受干扰所致。

7．发变组保护装置检查

对#1发变组保护装置进行检查，故障前保护未动作，无异常。

8．主厂房直流系统检查

  检查主厂房内#1机组直流系统，故障前系统运行正常，220V母线正负对地电压分别为117V左右，110V母线正负对地电压分别为53V左右，没有报警，故障时220V、110V直流系统电压有波动，220V正负波动13V左右,110V正负波动12.5V左右,在故障后30分钟左右, 220V直流系统有大幅波动,正负波动最大90V。

主厂房直流绝缘监测系统也为深圳奥特讯公司产品，事故中该系统未发接地告警信号。

9．500kV升压站网控室直流系统检查

网控直流绝缘监测系统为深圳奥特讯公司产品，该系统主回路接地告警延时为1-2秒，支路接地告警延时为50秒，事故中该系统未发接地告警信号。

10．电缆屏蔽及保护接地检查

对220kV、500kV升压站就地、网控室、＃1机组集控室所有控制电缆屏蔽及保护接地系统进行检查，只发现5013断路器保护屏194#电缆屏蔽层未接地，经查此电缆为就地端子箱到断路器电流回路电缆，未发现其它异常。

11．分别做5012、5013操作箱出口继电器动作电压，测试数据如下：

断路器名称	继电器名称	动作电压(V)	阻值（kΩ）
5012	4ZJ(1-10)	135	18．07
5012	4ZJ(11-20)	120	18．01
5012	(11/12/13)TJR	132	6．64
5012	(21/22/23)TJR	137	6．66
5013	4ZJ(1-10)	131	18．09
5013	4ZJ(11-20)	142	18．06
5013	(11/12/13)TJR	153	6．71
5013	(21/22/23)TJR	148	6．76

在模拟非电量4ZJ（型号DSP2-4A）负极串入交流电压时继电器的动作情况如下：

断路器名称	继电器名称	交流电压(V)	线圈两端电压(V)
5013	4ZJ(1-10)	150	62
5013	4ZJ(11-20)	150	66
5013	4ZJ(1-10)	220	（继电器动作）
5013	4ZJ(11-20)	220	（继电器动作）

对5012、5013断路器保护屏内的三跳重动继电器4ZJ（型号为DSP2-4A）进行检查，其动作电压合格，但直阻偏大，约为18kΩ左右，而南瑞公司在华北电科院数模实验室内通过检测的重动继电器型号为NR0521A，直阻约为3kΩ，所以DSP2-4A型重动继电器动作功率小，易受干扰影响，抗交流电压能力弱，直流系统串入交流后会引起操作箱出口继电器动作，而导致5012、5013开关跳闸。

五．事故分析

近年来，电网内发生了多起由于直流220V系统接地或交直流混联造成开关误动事故，其基本原理可见附件1。事故发生后，通过与类似事故比较，参加事故分析的技术人员初步认定事故是由于网控直流发生异常所致，或是直流接地或是交直流混联。通过NCS记录（见附件2），20：51：09：406，5012开关掉闸，20：51：27：330，5013开关掉闸，从20：51：28：34到20：53：59：289有交直流混联的明显信息，如‘500kV2#电抗器5023DK-1就地控制’NCS信号出现有规律的10ms周期事件信息（原理见附件1），这类信息已经成为判断类似事故最直接、最可靠的证据。在20：51：09：406到20：51：27：330开关相继掉闸期间没有明显交直流混联的证据，但不能排除交直流瞬间混联造成开关跳闸而没有周期性的开入信号，2004年12月托克托电厂曾发生200kV燕山营线路开关分合闸开关辅助接点转换造成交直流瞬间混联进而造成220kV升压站多数开关误掉闸事故。根据现场情况，当时岱海电厂正在启动220kV母线，有不少开关及刀闸分、合操作，离事故最近时刻为20：51：23母联刀闸212-1刀闸的遥控合闸命令，在212-1刀闸合闸时由于刀闸辅助接点转换过程造成交直流瞬间混联也是有可能的，但据电厂人员叙述，该刀闸当时未能合上，等现场具备试验条件时，再进行类似操作检查是否有交直流混联现象。

另外，在事故发生时，现场调试人员有处缺工作，内容为220kV母线保护刀闸位置接点出现错误后调试人员在刀闸端子箱进行改正。离事故发生时最近的工作为 201-2刀闸机构箱刀闸位置接点的改线，工作机构箱端子排如图1。

图1  201-2刀闸机构箱

87、88端子为刀闸常闭辅助接点，接入交流回路，检查端子电压，87端子为交流230V、 88端子为交流232V。

85、86端子为刀闸常闭辅助接点，接入交流回路，检查端子未带电。

83、84端子为刀闸常闭辅助接点，原来接入母线保护装置用直流回路，由于母线保护装置应用刀闸常闭辅助接点，经改正，该接点不用。

81、82端子为刀闸常闭辅助接点，接入直流回路，检查端子电压，81端子为直流+115V、82端子为直流+115V。

79、80端子为刀闸常闭辅助接点，接入直流回路，检查端子电压，79端子为直流+115V、80端子为直流+115V。

检查时201-2刀闸在断开状态。

76、77端子为刀闸常闭辅助接点，接入交流回路，检查端子未带电。

39、40端子为刀闸常开辅助接点，接入母线保护I装置用直流回路，从83、84端子改过来，检查端子电压，39端子为直流+115V、40端子为直流-115V。

37、38端子未用。

35、36端子为刀闸常开辅助接点，接入母线保护II装置用直流回路，检查端子电压，35端子为直流+115V、36端子为直流0V。      

33、34 端子为刀闸常开辅助接点，接入直流回路，检查端子电压，33端子为直流+115V、34端子为直流-110V。  

31、32端子为刀闸常开辅助接点，接入1#启备变保护直流回路，检查端子电压，31端子为直流+60V、32端子为直流-60V。    

29、30端子为刀闸常开辅助接点，接入直流回路，检查端子电压，29端子为直流+110V、32端子为直流-59V。    

27、28端子为刀闸常开辅助接点，接入交流回路，检查端子未带电。

调试人员进行的工作为：把从220kV母线保护两根线从X：83、X：84端子移至X：39、X：40端子。

根据事故后调试人员工作过程的叙述及机构箱内交、直流端子的分布情况，在改线过程中造成交、直流混联的可能性较小。

   六．事故结论

   1．在无一次系统故障及保护未动作的情况下，能造成5012、5013两个断路器误跳的原因只能是两个断路器公用的直流二次回路出现了问题，或是直流接地，或是交直流混联。近年来全国发生了多起类似事故，其原因均为直流接地或交直流混联。由于二次电缆的分布电容效应，交直流混联会造成电缆对地充放电，从而导致继电器误动作。根据本次事故的相关资料，分析认为造成此次事故的原因是网控直流系统串入了交流信号。

    2．根据上述分析，交直流混联的原因可能是：

1）在站内倒闸操作现场有开关或刀闸分合时，二次交直流回路会有开关或刀闸接点的分合，这时由于接线错误或开关、刀闸辅助接点同一盘面分别用于交、直流回路的两对常开、常闭接点在转换时导致交流混联等，在下一步工作中可以对此进行检查。

2）调试人员在201-2刀闸机构箱改正刀闸位置接线时由于误碰造成交直流混联。

七、防范措施及下一步工作

1．加强发变组保护、500kV线路保护、直流绝缘装置等装置及回路的巡视检查力度，重点检查装置有无异常，详细填写巡检记录本，如发现异常立即进行分析处理。

2．对每一步操作均进行直流系统测量与检查，如发现异常立即停止操作。

3．对不符合反措要求的重动继电器、出口继电器，利用机组及线路大小修时进行全面更换，以提高继电器的动作功率。

4．利用#1机组小修对可能涉及的直流．交流回路进行一次全面排查。

5．将网控直流系统电源信号接入录波器，在站内倒闸操作时，观察网控直流系统是否会有交流混入或直流接地现象，现场有开关或刀闸分合时，二次交直流回路会有开关或刀闸接点的分合，这时由于接线错误或开关、刀闸辅助接点同一盘面分别用于交、直流回路的两对常开、常闭接点在转换时导致交流混联等。

6．二次回路端子排交、直流端子距离太近，不符合相关规定，今后在设计阶段应该要求交、直流端子标识有明显不同，并相隔一定距离。

7．加强图纸审查，及早发现设计错误。

8．加强继电保护专业人员的技术培训，特别是现场工作能力的培养锻炼；

9．加强调试现场作业质量，在220kV变电站启动过程中发现继电保护二次回路仍有错误，暴露了调试人员技术水平不过硬、工作责任心不强等问题，在今后的工作中必须加强调试质量，尽管存在工期紧任务重的情况，但调试人员必须牢固树立安全质量第一的理念。

10．加强对调试人员尤其是外聘人员的管理工作，强化调试人员的安全意识，现场作业时加强危险点分析及安全措施工作。