一、设备概况
印尼某项目总装机容量2×MW，由中国某公司与印尼国家电力公司（PLN）所属子公司PJBI按照7:3的出资比例共同组建。年12月13日1号机移交商业运行，年9月23日2号机组通过小时试运行。
1号锅炉为北京巴威锅炉厂生产的超超临界参数、螺旋炉膛、一次再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、露天布置的π型锅炉，型号为BWB-/28.25-M。
1号汽轮机为上海汽轮机厂生产的超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机，型号为N/27//（TC4F）。
1号发电机为上海发电机厂生产的三相、全封闭、同步发电机，采用水氢氢冷却方式及自并励静止励磁系统。
最近一次检修为年12月01日开始C级检修，检修时间50天，年01月19日报备，此次非计划停运前连续运行时间12天。
二、事件经过
1、事件前运行工况
年06月03日01时48分，1号机组负荷MW，CCS运行方式，给水流量.9t/h，主汽压力26.58MPa，主汽温度.6℃，再热汽温度.3℃，背压7.8kPa，总煤量.2t/h，A/B/D/E/F/G六台磨煤机运行，C磨煤机备用，机组参数稳定。
2、事件经过
01:48:52，1号机组触发“#1高厂变A分支零序过流保护动作”报警，10kVA段工作进线开关10BBA02跳闸，同时闭锁备用进线开关10BBA01快切，10kVA段母线失电，10kVA汽机变、锅炉变、除尘变、水处理变、脱硫变、照明变及输煤A段失电。
01:49:01，低电压保护动作10kVA侧送引风机、A一次风机、A前置泵、A循泵、A磨煤机、D磨煤机、F磨煤机、A空压机、E空压机跳闸；VA、B真空泵跳闸、C真空泵联启；AEH油泵跳闸、B泵联启正常；A汽泵跳闸，B汽泵润滑油A泵跳闸、润滑油B泵联启正常；柴发连启正常，保安段带电正常。
01:49:04，触发给水泵RB，锅炉主控指令降至MW，总煤量由t/h快速降至t/h，汽轮机DEH切至初压控制模式。
01:49:16,值班员开启冷再供辅汽调阀，输入指令11%，该阀门在关位未动作，继续输入30%指令，阀门动作，辅汽压力升高。
01:49:46，1B汽泵转速r/min,1B小机进汽调阀开度50%，值班员开启辅汽至1B小机供汽气动门，进汽压力由1.0Mpa升至1.76Mpa，转速突升至r/min，1B小机超速保护动作跳闸。
01:49:52，汽动给水泵全停保护触发锅炉MFT，大联锁保护动作汽机跳闸，发电机逆功率解列。
02:19:50，汽轮机惰走至转速50r/min，盘车投运行正常。
此次非停事件共69小时12分，累计损失电量约万千瓦时。
三、检查处理情况
附图1发变组故障录波图
根据发变组故障录波波形分析两套保护动作后，录波器显示C相电压由额定值下降至0，A、B相电压幅值由相电压上升至线电压，其相位差由°变为60°，此为典型C相接地现象；同时，当保护动作，10kVIA段工作进线开关跳闸后，进线电压恢复，C相母线侧仍维持ms左右接地现象，综合判断10kVIA段母线故障。
机组停运后开展了以下检查：
（一）保护及二次回路检查
1、查看高厂变保护，A套和B套A分支零流I段动作（保护定值0.45A，0.9S），A套动作值0.A,时间ms，B套动作值0.A,时间ms，跳A分支工作进线断路器，闭锁快切。对高厂变A/B套分支零序电流保护进行校验。从高厂变A分支中性点电阻柜CT实际模拟一次电流，保护采样正常，动作值0.45A，0.9s，出口逻辑正确。
2、查看1号机发变组故障录波器，波形显示10kVIA段工作进线C相和母线C相电压到零；
3、查看1号机10kVIA段开关综保装置，低压变压器综保无报警，电动机保护报低电压跳闸且开关为分闸状态。
对10kVIA段所有开关综保零序保护进行校验。从各间隔CT实际模拟一次电流，保护采样正常，动作出口正常。
模拟高次谐波对厂变及10kVIA段综合保护装置影响。实际加纯谐波至19次谐波，采样均为零；基波加%高次谐波，采样显示为基波值。排除谐波对保护装置的影响。
4、对高厂变分支零序CT直阻、变比及伏安特性进行检查。二次回路直阻4.6Ω，变比/1，伏安特性合格。测量A分支接地电阻为60Ω（铭牌为60Ω），正常。
（二）母线及附属设备检查
此次检查范围包括高厂变低压侧到10kV进线开关小离相封母、10kVIA段母线、工作电源进线、备用电源进线、母线PT、输煤10kVA段电源进线、7台干式变和17台电动机负荷开关柜及所带电动机。根据GB-《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》开展相关试验。
1、内部目测检查
打开配电柜后盖板，对10kVIA段母线所有间隔内部进行检查，母线、母线及进线PT、开关、避雷器、绝缘柱、地刀、动力电缆及二次电缆均无异味、无变色、干燥无损伤、螺栓连接件无松动、无放电痕迹，未发现异常。
2、电气试验
进行了高厂变A分支离相封母、10kVIA段母线、母线及进线PT、各间隔内避雷器、动力电缆、所带负荷电动机绝缘直阻等电气试验。
（1）开关检查：对含工作电源进线开关在内的所有开关进行检查，开关相对地、相间绝缘OL（GΩ），熔断器测量阻值和交接试验值无偏差，触头弹簧无发热变色、无变形断裂紧力不足现象。
（2）封母及10kVIA母线耐压：对高厂变低压侧到10kV进线开关小离相封母以及10kVIA段母线分别进行耐压试验，34kV1min工频耐压试验通过。耐压前后三相绝缘均为OL（GΩ），未发现异常。（见附件一、附件二）
（3）母线PT间隔：母线PT间隔内熔断器直阻、母线PT直阻、绝缘、变比、空载励磁特性的试验，结果均为合格。熔断器测量阻值和交接试验值比较无偏差。（见附件三）
（4）避雷器预防性试验：对母线PT和所有开关间隔内避雷器进行了绝缘电阻、直流参考电压和0.75倍直流参考电压下的泄漏电流的试验，绝缘值OL（GΩ）。泄露电流均在10微安以下，结果合格（见附件四）。
（5）负荷侧电缆耐压试验：对所有负荷侧电缆进行了耐压试验，17.4kV5min通过，耐压前后绝缘为OL（GΩ）。（见附件四）
（6）开关电缆及电动机检查：对IA段所带17台电动机检查、接线盒内部接线无变色、无异味，测量直阻和绝缘，三相平衡、绝缘合格，并与交接试验报告对比，未发现异常。
（7）6月4日0点，从高厂变侧对10kVIA母线充电运行正常，对1A段上7台干式变充电运行无异常。
针对10kVIA段一次和二次部分全面开展排查和相关电气试验，均未能发现异常。
四、原因分析
1、直接原因
汽动给水泵全停保护触发锅炉MFT。
2、间接原因
（1）1号机高厂变A分支零序过流保护动作，10kVIA段工作进线开关跳闸，闭锁快切装置，导致1号机10kVIA段母线失电。
（2）1A汽泵跳闸RB触发后，冷再至辅助蒸汽调节阀卡涩，运行人员操作指令幅度过大导致辅助蒸汽联箱压力突高。过早快速开启辅助蒸汽至小机供汽气动门，小机进汽量突升，导致1B小机超速保护动作跳闸。
五、暴露问题
1、10kVIA段电气一次设备存在接地故障，检查未能发现异常，充电后正常。暴露电气一次设备绝缘管理存在不足，未能提前辨识隐患，导致机组停运。
2、专业技能有待提升，设备结构和原理研究不深入，发生故障后，收集和分析数据能力不强，技术监督和支持体系存在不足，尚未能查找出故障原因。
3、未能及早发现冷再至辅助蒸汽调节阀热态工况接收指令后动作缓慢，阀门卡涩的问题，暴露出C修后部分设备热态隐患排查不到位的问题。
4、运行人员应急处置培训不到位、技能不足。在给水泵RB触发过程中，对小机供汽系统参数变化趋势误判，未能有效辨识冷再至辅助蒸汽调阀大幅操作带来的辅助蒸汽联箱超压风险；未能有效辨识辅助蒸汽联箱压力大大高于小机进汽压力，快速开启辅助蒸汽至小机气动门后带来的小机超速风险；
5、风险预控管理未能有效结合现场人员技能现状，需要进一步完善。
6、机组长周期高负荷稳定运行，各级人员的安全生产意识出现滑坡，思想出现麻痹现象。
六、防范措施
1、对10kVIA段电气一次设备进行全面的电气交接试验和检查正常后充电。后续针对可能导致此次故障的原因持续进行排查；针对可能引起此次故障的原因，如防小动物、防潮、防尘、电缆封堵、电缆桥架和电缆沟排查、避雷器检查等方面进行系统的梳理并制定管控措施。
整改时间：.06.05-.07.10
2、每月组织各专业开展隐患排查，落实设备专责人职责，明确检修、调试和运行全过程管理责任。查找冷再至辅助蒸汽调节阀热态卡涩原因，提出解决措施并组织实施；对重要设备的主保护、安全自动装置、自动化系统、重要通信设备以及输煤、制粉、燃油等系统进行全面排查治理，做到不留盲点。对检查发现的安全问题和隐患，指定专人督办，限期整改，对暂时不能消除的隐患采取有效的监控运行措施，并做好预案，确保机组安全稳定运行。
整改时间：.06.05-.08.10
3、开展厂用电全停、重要辅机跳闸、RB快速甩负荷等应急事故处理培训和仿真机演练，提升运行人员技能水平和事故处理能力。针对厂用电全停等应急处置制定标准操作卡并开展事故演练，实现标准化和表单化，减少对人员经验的依赖。
整改时间：.06.05-.07.05
4、针对专业人员经验及技能水平不足的问题，一方面加强专业技术培训，同时寻求外部技术支持，确保在人员成长过程中的风险可控。
整改时间：.06.05-.08.10
5、针对本次事件组织检修及运行人员召开专题分析会，就运行操作、设备风险防范、技能培训等方面开展讨论，提高全员风险辨识能力和工作责任心，将各项工作做细做实，落到实处。
整改时间：.06.05-.07.05
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