一、 事故概况
2010年3月21日，某发电公司1、2号机组满负荷运行（135MW）。19:51，2号机组突然跳闸，64A、B段失压，厂用电快切装置未动作，运行人员手动抢合备用电源成功，光字牌首出“低真空保护停机”，电气出“热工保护”，“64A段PT直流回路断线”，“64B段PT直流回路断线”，“2号高厂变A分支速断动作”，“发电机励磁系统故障”光字牌。19:53，1号机组跳闸，厂用电快切成功，光字牌首出“低真空保护停机”。
就地检查发现2号机6kV母线上所带电动机大多已跳闸，保护动作信息为“负序定时限保护”动作；2号炉A排粉机电机接线盒处冒烟，有明显焦糊味，接线盒金属盖有烧融现象。
二、 系统接线及保护配置
1、6kV厂用电系统接线方式
2台机组共设2台高压厂用变压器和4段6kV工作段，每台机组设两段6kV工作母线，分别由对应的1台高压厂用变压器（以下称高厂变）供电，变比为15.75±2×2.5%/6.3kV。电源接于发电机出口主变低压侧，其低压出线分2路（即A分支、B分支）经电缆、开关分别接于两个6kV工作母线段。
两台机组设1段6kV备用母线，由一台高压启动/备用变（以下称启备变）供电，变比为110±8×1.25%/6.3kV，为6kV工作母线段提供备用电源，其电源接至110kV母线。厂用电一次系统图见图1。正常时2号启备变充电运行，6kV各工作段的备用电源开关正常时处于热备用状态，厂用电快切装置投并联自动切换方式。
2、6kV系统保护配置
     2台高厂变低压出线A、B分支保护配置如下：分支电缆差动保护，分支速断过流保护和复合电压过流保护。
6kV母线上电动机的保护配置如下：正序电流速断、负序定时限、负序反时限、零序电流保护、低电压保护、堵转保护、过热保护。
6kV厂用电系统保护配置图见图2。
三、 试验检查情况
1、事故后对2炉A排粉机电机进行检查，发现电机接线盒内短路烧毁严重，定子绕组引线与电缆接头A相，B相烧断，接头为绝缘塑料带缠绕包扎，且未在绝缘板上固定，运行中的振动使电机引线接头长期与接线盒金属盖磨擦，导致绝缘破损引起相间短路。
2、该电机综合保护装置为珠海万利达电气有限公司生产的MMPR-10H2型微机电动机保护装置，短路时未动作，检查动作记录中只有“过热告警”信号，无其他出口信息。检查保护定值正确，装置接线、CT极性正确，在CT二次侧加定值电流校验保护出口正确，重复试验3次无异常。判断保护装置接线正确，动作正常。
3、对2号炉A排粉机电机开关柜内CT进行了伏安特性试验，为便于比较，对B排粉机电机柜内CT也做了相同试验。A、B排粉机电机CT均为LZZBJ12-10型，10P20，变比100/5，CT保护绕组的VA特性数据见表1，VA特性曲线图见图3。试验接线为一次开路、二次加电压，测量励磁电流。从图中曲线对比可见，A排粉机开关保护CT的伏安特性曲线比正常保护CT要低一倍多，说明该保护CT饱和特性太差。
表1        2号炉A、B排粉机开关A相CT保护绕组VA特性数据
NO 励磁电流/A A排CT保护/V B排CT保护/V
1 0.1 0.3 16.6
2 0.2 1.2 26.2
3 0.3 2.6 30.7
4 0.4 4.3 33.8
5 0.5 6.2 36.2
6 1 19.1 42.3
7 2 21.5 45.7
8 3 22.3 47.9
9 4 22.6 49.4
10 5 23.1 50.9
注：c相结果类似。

4、对64B段厂用电快切装置在2号机组“热工保护”动作全停时，厂用电工作电源跳闸后，备用电源未自动切换原因进行检查：6kV厂用电快切使用的是PZH-1型微机厂用电快速切换装置，装置定值正确，出口压板投退正确，外部接线正常，装置无切换记录；做装置切换试验，模拟事故下状态，人为拉掉工作电源开关，备用电源切换正常。查DCS事故追忆，发现2010年3月21日19:51:20，短路发生瞬间，6kV母线A、B段快切装置均发“PT断线报警”、“等待复归”信号，装置在6kV母线PT低压侧一相或两相电压低于10%Un（额定值）时，会判定为母线电压互感器电压回路断线，发出“断线报警”信号，母线断线报警信号存在时，装置不会自行启动切换。综上所述，64B段工作电源跳闸后，备用电源未自动切换原因为：两相金属性短路引起6kV母线A、B相电压低于“断线报警”信号定值，装置在此信号存在期间闭锁了备用电源的切换。
5、检查#2机组6kVA段、B段上电动机微机综合保护动作记录，在事故发生时刻均为“负序定时限”保护动作，延时0.5S（“负序定时限”保护整定延时为0.5S）跳闸。
6、#2炉A排电机接线盒内短路，其开关CT饱和，保护装置拒动，查阅保护动作记录也无“低电压跳闸”等出口信息，电机开关是怎样跳闸的呢？经查阅DCS事故追忆记录：短路发生后6kV母线失电，锅炉MFT大联锁动作跳掉#2炉A排电机开关。
四、 事故分析及试验结果分析
1、事故分析
通过试验、检查，结合故障录波、事故追忆、DCS历史曲线、保护和自动装置的动作记录，此次事故过程分析如下：2010年3月21日19:51分左右，#2炉A排粉机电机接线盒处A、B相由于绝缘包扎处磨破发生金属性短路，电机综合保护因CT 饱和拒动，引起#2高厂变A分支速断保护动作，延时1.5S出口跳闸，64A段失压，该段快切被速断保护闭锁。在短路发生后#2高厂变A分支速断延时1.5S跳闸之前， 2段6kV母线上的电动机负序定时限保护均已启动，其延时0.5S远小于厂变A分支速断延时1.5S，先于分支速断跳闸。两台循环水泵电机跳闸后，引起#2机组“凝汽器真空低”保护出口，“热工保护”动作停机，发变组出口开关跳闸，主汽门关闭。
#1机组由于仅一台循环水泵运行，且#1、#2机组循环水进水母管联络门为全开状态，#1机凝汽器真空立即下降，引起#1机组“凝汽器真空低”保护出口，热工保护动作跳掉#1发变组出口开关，#1机组跳闸。
2、试验结果分析
此次发生在6kV母线附近一台电动机接线上的两相短路，电机CT饱和引起保护拒动，造成事故扩大发展到两台机组跳闸，CT饱和是主要原因。
从#2发变组保护屏故障录波及工控机历史记录来看：短路后，短路电流峰高值达15000A，而A排粉机电机CT变比 100/5，其实际准确限值电流系数KX只有4.2，而短路电流是其额定电流的150倍，CT极度饱和，二次侧只能输出非常窄的尖顶波，间断的尖顶波在一个周期内的电流有效值很小，以致该电机保护装置拒动。
五、 防范措施
1、对继电保护和安全自动装置所使用的CT，除按设计规程严格选型外，在更换后及机组大修时，必须做伏安特性试验，得出拐点电压，用拐点电压计算出CT的实际准确限值系数，此系数大于CT铭牌上标注的额定准确限值系数时，CT饱和特性才符合要求，否则应采取措施加以改善。
2、火电机组6kV电动机负序定时限保护普遍存在动作时限整定较小，在母线及母线近区两相短路时误动、使事故影响扩大的问题。应从保护机组安全运行的角度出发，根据电动机不对称故障时的短时允许值，合理整定动作时限，使其躲过母线及近区两相短路时故障切除时间，以解决此种情况下的保护误动问题，进而提高机组安全运行水平。