一、事件概述
2019年9月26日09:25，6kV输煤B段07B皮带电机启动中故障绝缘为零，#1厂变1A分支零序过流I段动作，#1机6kV厂用分支电源进线开关跳闸并启动快切成功，#1启备变合闸于永久性故障跳闸，5001开关跳闸，普安电厂#1机发变组程序逆功率保护动作，5011、5012开关跳闸，#1机组与系统解列；#2机组发变组程序逆功率保护，5021、5022开关跳闸，500kV#1M失电。11:20，#1启备变恢复运行至13:08 6kV输煤B段07B未发现故障再次启动，启备变跳闸，5001开关跳闸，500kV#1M失电，隔离故障点后，18:24，#1启备变恢复运行正常。
二、事件前运行状态
#1机组运行负荷为522MW,#2机组运行负荷为490MW，500kV第一串5011、5012、5013开关合环运行，500kV第二串5021、5022、5023开关合环运行，5001开关运行，普换甲线、普换乙线运行，#1M、#2M母线运行。#1、#2高厂变带6kV厂用1A/1B、2A/2B段运行，#1启备变运行状态。
图1：事件发生前
图2：事件发生后
三、事件经过
序号
事件时间
相关设备
保护动作情况
1.
09:25:37
6kV输煤7B皮带机开关
皮带机运行中，零序I段保护动作告警，6kV输煤B段母线失电后，低电压保护延时9sec动作，开关跳闸
2.
09:25:37.905
6kV-1A段母线工作电源开关611
#1变压器保护A/B屏A1分支零序过流I段动作，厂变A分支出口开关（6kV-1A段母线工作电源开关611）跳闸，启动A分支快切
3.
09:25:38.614
6kV-1A段母线备用电源开关6110
#1机6kV A分支快切装置启动，合#1启备变低压A分支出口开关（6kV-1A段母线备用电源开关6110）成功，6kV-1A段母线由工作电源切换至备用电源供电
4.
09:25:38.217
#1启备变三侧开关
#1启备变保护A/B屏低压B侧零序过流I段动作，发1B分支开关跳闸信号（实际6120在分闸位），故障点未隔离
5.
09:25:38.717
#1启备变三侧开关
#1启备变保护A/B屏低压B侧零序过流II段动作，“变压器三侧开关跳闸”出口，#1启备变5001开关、低压侧1A分支开关6110跳闸，#1启备变失电，闭锁快切装置，6kV-1A段母线失电
6.
09:26:38.738
#1机组
1A/C/E磨煤机和1A送风机、1A一次风机失去出力，#1机组热控保护MFT动作，主汽门关闭，#1发电机保护A/B屏程序逆功率保护动作，#1机组5011、5012开关、发电机灭磁开关、厂变B分支侧开关（6kV-1B段工作电源开关612）跳闸，500kV第一串解环，#1机组跳闸，#1机组6kV-1A段、1B段母线失电。
7.
09:25:40
2A/2B循环水泵
2A、2B循环水泵出口液控蝶阀油站动力电源失电并保持关闭信号，运行中的2A循环水泵出口蝶阀开始关闭；9：26：11，2B循环水泵低水压联锁启动成功，因出口蝶阀关闭信号自保持导致蝶阀未能打开，9：28：48跳闸；9：27：01，因出口蝶阀完全关闭，运行中的2A循环水泵跳闸；9：29：37，运行强启2A循环水泵成功，因出口蝶阀关闭信号自保持导致蝶阀未能打开，#2机组循环水失压。
8.
09:30:15
#2机组
为保护汽轮机和凝汽器，#2机组运行人员手动MFT停运机组，主汽门关闭，#2发电机保护A/B屏程序逆功率保护动作，#2机组5021、5022开关、发电机灭磁开关、厂高变低压A/B侧分支开关全部跳闸，500kV第二串解环，500kV #1M失电，6kV 2A/2B段母线失电。
9.
9:35-14:30
6kV-1A段母线
6kV-1A段工作电源开关611、备用电源开关6110、1A段母线逐一转检修，查找母线接地故障，检查无异常，一次系统绝缘全部正常，逐一恢复备用。
10.
09:58:08
50216隔离开关
#2机组转备用
11.
10:00:49
50116隔离开关
#1机组转备用
12.
10:11:45
5022开关
5022开关合闸。
13.
10:17:13
5021开关
5021开关合闸，500kV第二串合环，500kV #1M复电。
14.
11:00:12.944
5021、5022开关
#2机非电量保护屏“主变冷控失电超过90分钟”保护动作，5021、5022开关跳闸，500kV第二串解环，500kV #1M失电。
15.
11:17:08
5012开关
5012开关合闸。
16.
11:19:00
5011开关
5011开关合闸，500kV第一串合环，500kV #1M复电。
17.
11:31:55
5001开关
5001开关合闸，#1启备变复电。
18.
11:30-12:10
#1启备变低压侧1B、2A、2B分支开关
#1启备变低压侧1B、2A、2B分支开关合闸，6kV-1B段、6kV-2A段、6kV-2B段、输煤6kV-A段、输煤6kV-B段母线逐一复电。（6kV-1A段母线已经转检修）
19.
12:04:36
5021开关
5021开关合闸。
20.
12:06:38
5022开关
5022开关合闸，500kV第二串合环。
21.
13:08:58
6kV输煤7B皮带机开关
输煤运行人员启动皮带机，7B皮带机开关合闸，零序I段动作告警，在6kV输煤B段母线失电后，低电压保护延时9sec动作，开关跳闸
22.
13:08:59.077
#1启备变三侧开关
#1启备变保护A/B屏低压B侧零序过流I段动作，1B分支开关6120、2B分支开关6220跳闸，6kV-1B段、6kV-2B段母线失电。
23.
13:08:59.577
#1启备变三侧开关
#1启备变保护A/B屏低压B侧零序过流II段动作，“变压器三侧开关跳闸”出口，#1启备变5001开关、低压侧1B分支开关6120、2A分支开关6210、2B分支开关6220跳闸，#1启备变失电，6kV-1B段、2A段、2B段母线失电。
24.
13:30-16：10
6kV输煤7B皮带机开关
开关转检修，解电缆，最终确定电机内部永久接地故障，三相绕组对地绝缘为零；发现零序保护未动作跳闸原因是零序保护定值仍为调试定值，未变更为正式定值，重新设定定值，保护装置一次通流检验正确。检修状态未恢复。
25.
16:30-19:50
输煤#1/2路电源开关
开关转检修，保护装置一次通流检验，处理零序保护未动作，发现保护定值计算错误，重新整定定值，纠正完成。
26.
14:57:03
50012隔离开关
50012隔离开关分闸，#1启备变转检修，处理低压分支保护与一次不一致问题，发现低压侧A/B分支绕组中性点套管至接地电阻箱的一次电缆接反，采取调换二次电缆方式整改，一次通流检查检验正确，纠正完成。
27.
17:26:37
50012隔离开关
50012隔离开关合闸，#1启备变转备用
28.
18:26:48
5001开关
5001开关合闸，#1启备变复电
29.
18:28-19:25
#1启备变低压侧1A
、1B、2A、2B分支开关
#1启备变低压侧1A分支开关6110、1B分支开关6120、2A分支开关6210、2B分支开关6220逐一合闸，6kV-1A段、1B段、2A段、2B段母线复电。
30.
20:00
输煤#1/2路电源开关
输煤#2路电源开关、输煤6kV联络开关逐一合闸，输煤6kV-B、A段母线逐一复电正常。
四、原因分析
1、6kV输煤7B皮带机电机内部发生永久接地故障，是本次事件的起点。
1）解开电缆和电机解体检查，确认6kV 07B皮带电机内部有放电痕迹，绕组对地绝缘为零，为永久接地故障。
2、6kV输煤B段07B皮带6kV开关零序保护定值与正式版定值单不一致，造成零序保护动作仅报警，未动作于跳闸，是先后两次扩大事件的第一原因。
1）零序保护报警动作两次，动作时间均与#1机组变压器保护厂高变低压分支零序I段、#1启备变低压侧分支零序I段、6kV-1A母线PT综合保护装置接地保护、6kV-2A母线PT综合保护装置接地保护的动作时间一致。
2）检查发现，零序保护定值与正式版定值单不一致。进一步核查，发现2018年12月正式版定值单下发给维护单位后，运维单位未进行保护定值修改，电厂生产技术部电气专业工程师未跟踪保护定值修改情况，导致6kV输煤系统定值不正确，零序保护未投入跳闸。
正式版定值单（投跳闸）
保护装置定值为调试定值（投告警）
3、根据设计，输煤6kV联络开关和输煤6kV母线进线电源开关未配置零序保护。
4、输煤6kV电源#1/2馈线开关零序保护整定错误，造成零序保护未动作，是扩大事件的第二原因。
经检查保护装置定值设定与定值单一致，但在零序CT一次通流试验中，保护装置无采样输出，进一步检查发现该保护装置为线路型，零序电流产生方式有专用控制字以选择“自产”或“外加”方式，保护计算人员（西北调试所）错误整定在“自产”方式，造成保护定值300A（二次值0.6A，CT变比500：1）远高于实际故障电流88A（二次值1.76A，CT变比50：1），零序保护未能正确启动。
保护定值单截图
5、虽然#1机组变压器保护厂高变低压分支零序I段保护正确动作、6kV-1A段母线工作电源开关611正确跳闸，但未闭锁快切装置，造成快切装置启动，6kV-1A段母线备用电源开关6110合闸在永久接地故障上，是扩大事件的第三原因。
1）09:25:37， #1变压器A/B屏高厂变A1分支零序过流I段动作，#1机6kV开关工作电源进线开关跳闸，并启动#1机6kV 1A段快切。（动作电流：0.754A,动作时间699ms），零序CT变比：50/1A,动作正确。
2）经查，保护计算人员（西北调试所）未按相关规程规定整定，未配置低压零序I段动作闭锁快切装置的功能，造成快切装置误启动，#1启备变低压A分支出口开关（6kV-1A段母线备用电源开关6110）合闸在永久接地故障上。
#1机组变压器保护定值单截图
6、09:25:38.614，#1机组A分支快切装置切换成功，6kV-1A段母线由工作电源切换至备用电源供电。
#1机组快切装置动作记录
7、09:25:38.217和13:08:59.077，#1启备变保护低压B分支零序I段、零序II段保护两次误启动，是造成#1启备变5001开关跳闸、全厂6kV备用电源全部失去的根本原因。
1）经查，是#1启备变低压侧A/B分支中性点与A/B分支中性点接地电阻箱的一次连接电缆接反（O1接至B分支接地电阻箱，O2接至A分支接地电阻箱），造成#1启备变低压侧A/B分支零序保护与低压侧A/B分支一次接线不一致。
2）09:25:38.717，在A分支接地故障下，#1启备变保护装置B分支零序I段误动作，未能切除故障，进一步造成#1启备变保护B分支零序II段动作、“变压器三侧开关跳闸”出口，5001开关、6110开关跳闸，#1机组6kV-1A段母线失电，全厂6kV备用电源全部失去。
#1启备变低压侧零序保护定值
3）13:08:58，6kV输煤7B皮带机开关合闸在永久接地故障上；13:08:59.077，#1启备变保护A/B屏低压B侧零序过流I段动作，1B分支开关6120、2B分支开关6220跳闸，6kV-1B段、6kV-2B段母线失电，但未能切除A分支的永久接地故障，进一步造成#1启备变保护B分支零序II段动作、“变压器三侧开关跳闸”出口，#1启备变5001开关、低压侧1B分支开关6120、2A分支开关6210、2B分支开关6220再次跳闸，#1启备变、6kV-1B段、2A段、2B段母线再次失电，全厂6kV备用电源再次全部失去。
8、因#1机组6kV-1A段失电，#1机组6kV A/C/E磨煤机和A一次风机、A送风机，A汽机变、A锅炉变失电，锅炉失去一半燃料和风，锅炉炉膛负压迅速由140Pa下降到-1247Pa，锅炉燃烧失稳引起MFT正确动作，汽轮机主汽门关闭，启动#1发电机A/B屏程序逆功率动作，发电机灭磁开关、5011开关、5012开关同时跳闸。
9、因#1机组6kV-1A段失电、A汽机变失电，运行中的2A循环水泵出口液控蝶阀就地控制柜动力电源1失电、延时2s切换至电源2，动力电源1电压监视继电器失电关闭蝶阀，因厂家设计有自保持回路导致延时2s切换至动力电源2时，蝶阀关闭信号自保持，2A循环水泵出口蝶阀持续关闭，9：26：11，2B循环水泵低水压联锁启动成功，因出口蝶阀关闭信号自保持导致蝶阀未能打开，9：28：48跳闸；9：27：01，因出口蝶阀完全关闭，运行中的2A循环水泵跳闸；9：29：37，运行强启2A循环水泵成功，因出口蝶阀关闭信号自保持导致蝶阀未能打开，#2机组循环水失压。
经查，厂家设计有误，循环水泵出口蝶阀就地控制柜默认动力电源1为主电源，设置电压监视继电器，以实现主备切换，但误设计自保持回路，造成关闭信号保持，不能再次启动蝶阀。
10、#2机组循环水系统失压，为保护汽轮机和凝汽器，#2机组运行人员手动MFT停运机组，主汽门关闭，#2发电机保护A/B屏程序逆功率保护动作，#2机组5021、5022开关、发电机灭磁开关、厂高变低压A/B侧分支开关全部跳闸，500kV第二串解环，500kV #1M失电，6kV 2A/2B段母线失电。
11、11:00:12.944，#2机非电量保护屏“主变冷控失电”保护超过90分钟动作，5021、5022开关再次跳闸，500kV第二串解环，500kV #1M失电。
原因是电厂运行人员忙于机组跳闸后的热力系统调整，没有按运行规程要求将#2机非电量保护屏“主变冷控失电”保护出口压板解除，造成#2机非电量保护屏“主变冷控失电”保护超过90分钟动作，5021/5022开关再次跳闸，因第一串5011、5012开关尚未合环，500kV #1M再次失电。
小结
结合本次事件系统简图分析，9:25，因6kV输煤B段07B皮带电机运行中发生永久接地故障，由于保护定值未按定值单整定，造成该电机6kV开关零序保护未动作，上级开关输煤#1路电源开关零序保护因定值整定错误导致保护未能正确动作，造成 #1主变保护A/B屏厂变A1分支零序过流I段动作，虽快切成功，但因故障未切除，进一步造成#1启备变保护A/B屏动作:低压B侧零序过流I段动作；低压B侧零序过流II段动作，5001开关跳闸。
11:27，恢复500kV #1M和#1启备变供电后，因现场需要恢复#1机6kV1B段、#2机6kV 2A段、#2机6kV 2B段，#1机6kV 1A段未恢复送电，此时，未发现输煤系统故障情况下，通过#2机2A段6kV输煤#2路电源向输煤6kV #1/#2段母线送电运行（经联络开关并列运行）。
13:08:59.577 ，运行人员在再次启动6kV输煤B段07B皮带电机运行时，合闸在永久接地故障上，由于保护定值未按定值单整定，造成该电机6kV开关零序保护未动作，上级开关6kV输煤#2路电源开关零序保护因定值整定错误导致保护未能正确动作，造成 #1启备变保护A/B屏动作:低压B侧零序过流I段动作；低压B侧零序过流II段动作，5001开关再次跳闸。
图：本次事件厂用系统一次接线简图
五、继电保护专业人员配置情况（略）六、暴露问题
1、 工程设计方面问题：
1）1A、1B、2A、2B循环水泵液控蝶阀厂家配套就地控制柜电源切换装置选型不当，切换时间超过2s，主备切换模式不合理，错误设置主电源电压监视继电器自保持，不仅造成液控蝶阀动力电源切换过程中失电，同时造成失电后保持蝶阀关闭指令不能复归。
2）1A、1B、2A、2B循环水泵液控蝶阀就地控制柜双电源的主电源、备电源电源设置与机组不一致，是工程设计单位未按设计规范设计造成，设计监理单位审核设计未发现此问题。
3）未设置厂高变低压侧零序I段动作闭锁快切装置的功能，是继电保护整定计算单位未按规范设置造成，建设单位（普安电厂工程部）审核继电保护整定计算也未发现此问题。
4）6kV输煤#1路电源开关、6kV输煤#2路电源开关的零序I段保护整定错误，是继电保护整定计算单位错误采用大变比的主CT（500/1A）自产零序电流，未使用开关自带零序CT（50/1A），导致零序I段保护不能正确动作、进一步扩大事故，建设单位（普安电厂）审核继电保护整定计算也未发现此问题。
5）工程设计阶段，电厂专业人员业务能力差、参与度不够，没有对液控蝶阀等设备的控制逻辑开展有针对性的评审，在图纸会审、方案会签或审批时不能有效发现设计缺陷。
2、 工程安装方面问题：
1） #1启备变低压侧A/B分支中性点套管至接地电阻柜的一次电缆接线错误，是安装施工单位未按变压器厂接线要求施工。
2）重要设备安装过程中，电厂专业人员未能按照要求进行现场“旁站”监督，指导施工人员按图施工。
3、 工程验收方面问题：
1） #1启备变低压侧A/B分支中性点套管至接地电阻柜的一次电缆接线错误，原因是安装施工单位质量自检、工程监理质量验收、建设单位（普安电厂）质量验收等各环节质量验收不到位。
4、 工程调试方面问题：
1）1A、1B、2A、2B循环水泵液控蝶阀就地控制柜双电源切换装置的调试，安装调试单位仅在蝶阀未启动状态进行调试，未能发现电源切换过程中保持蝶阀关闭指令不能复归的问题。
2）电厂专业工程师调试期未能深入调试现场，专业技能水平不够，未能按照相关行业、国家标准或规范严格验收，履职不到位。
5、 保护定值管理方面问题：
1）6kV输煤07B皮带机开关保护定值未由调试定值更新至2018年12月发布的正式版定值，导致零序保护仅投信号，造成越级跳闸，是运维单位（陕西西北发电检修有限责任公司，2019年5月已经终止合同离开）收到正式版定值单后未开展定值核对，是普安电厂继电保护监督管理不到位的问题，未发现保护定值未更新的问题。
2）2019年度继电保护定值核查工作没有及时完成，事件发生前，仅完成500kV系统和#1机组发电机变压器保护、#1机组6kV设备保护、#2机组6kV设备保护的定值核对工作，尚有#2机组发电机变压器保护、输煤6kV设备保护等定值核查工作未开展，是普安电厂继电保护监督管理不到位的问题。
3）电厂保护定值管理部门对保护定值工作不重视，未能按照电厂《保护定值管理办法》及技术监督相关要求开展2019年度继电保护定值和计算书校核工作，是普安电厂继电保护监督管理不到位的问题。
4）虽然电厂保护定值管理部门对保护定值计算书和定值单进行了审核，但是由于专业人员技能水平不高，未能及时发现其中存在的问题。
6、 运行管理方面问题：
1）事故处置过程中，电厂值长未及时安排人员按照机组停运保护压板投退单进行#1主变、#2主变冷控失电压板退出的工作，造成#2机非电量保护屏“主变冷控失电”保护超过90分钟动作，导致5021、5022开关跳闸，500kV #1M失电，是电厂值长事故处理指挥不到位的问题。
2）运行人员业务技能不足，应急处置能力不足，未能准确分析和判断故障点，在未完整收集故障处置信息的情况下，急于向调度申请#1启备变复电，造成再次跳闸。
3）运行人员培训工作不到位，虽然对每次培训效果均开展了评价工作，并将评价结果和个人绩效挂钩，但培训效果仍低于预期。
7、生产管理暴露问题：
“9.26”普安电厂全厂停电事件在南网区域造成了极其严重的负面影响，事件的发生绝非偶然，暴露出了普安电厂自基建期以来生产管理方面存在的诸多问题，总体有以下几点：
1）各级生产管理人员思想上不重视，基建期、生产期对各种规范，标准及生产管理制度执行不到位，生产管理流程未有效理顺；
2）调试、生产期间质量监管缺失，专业技术人员履职不到位，执行力不强；
3）对上级单位各阶段的检查发现的问题和隐患未引起足够重视，落实整改措施不力，没有完全按照整改要求及时闭环；
4）生产人员配置不齐全，技术力量极其薄弱，尤其电气专业未合理配置技术带头人，造成基础工作落实不扎实，在专业技术管理上存在监管盲区；
5）各生产部门职责，各岗位责任不明确，设备管理范围划分不合理，存在互相推诿扯皮，管理真空地带；
6）工作中急于求成，过度追求速度，存在超出规则之外的做法，造成一些不好的后果；
7）人才培养手段不够丰富，效果差，未能有效与事故预想、应急演练紧密结合，短时间无法培养出所需要的人才，主要岗位人员离职，严重影响生产正产开展；
8）核心生产管理制度发布比较迟，《保护定值管理办法》2019年5月才发布执行，导致很多必须开展的重要工作未来得及开展。
七、已采取的整改措施
1. 确保涉网设备运行可靠性的措施：
1）完成涉网保护调试情况排查。通过核查每一套保护的调试报告，完成发变组、励磁系统、启备变和500kV系统所有保护设备的保护调试情况复查，确认基建阶段遗漏#1、#2主变高压侧零序差动保护调试工作，其余保护均按调试规范完成调试和验证，确认电流回路、电压回路均经过加电测试正确。检查单签证如下图：
2）已经完成涉网设备继电保护定值与压板核对检查。2019年6月21日，按照中国南方电网调度控制中心6月文件，《关于开展保护定值、压板核查的通知》（调继[2019]13号），认真开展涉网设备继电保护定值与压板核对检查，确保准确无误。完成记录见如下附图：
图：涉网定值核查情况
3）已经完成涉网定值再次核对工作，完成时间2019年9月27日，记录见下图
图：涉网定值核查表
已经正确执行涉网设备定值修改流程，2019年6月10日完成500kV普换甲线、普换乙线A套保护装置版本号定值核对工作。完成记录见如下附图。
图：普换甲线涉网定值执行情况
图：普换乙线涉网定值执行情况
4）完成#1、#2发变组保护、启备变保护定值核对，2019年9月27日完成，记录见下图。
图：发变组保护定值核查记录表
2、确保单元机组之间防止相互影响的措施
1）梳理机组之间6kV/400V相互供电负载，排查双电源切换系统隐患，完成时间2019年9月26日，排查结果只有循泵出口液控蝶阀控制柜双电源取自两台机组，其余双电源供电设备双路电源均取自本机不同母线，不会影响相邻机组的安全运行。
现已整改完成循泵出口液控蝶阀控制柜系统，并试验合格
2）完成#1、#2厂高变低压A/B分支零序过流I段动作由启动快切改为闭锁快切的修改工作，防止快切装置成功后，合闸于永久性故障。2019年9月27日完成，记录见下图。
3）完成#1、2机组主机热工保护、重要辅机热工保护的联锁动作试验；检查单签证如下图：
3、确保公用系统负载不影响机组厂用电安全的措施
1）邀请贵州电科院技术总监技术指导，审核全厂短延时保护定值时序图与零序保护定值时序图，满足运行要求。2019年9月27日完成，见下图。
全厂厂用电系统接地保护时序图
全厂厂用电系统短延时保护时序图
2）核对检查6kV输煤A/B段所有开关的保护定值。检查发现6kV输煤系统所有开关（共24台）保护定值均未更新为正式版定值，现全部更新为正式版定值，其中在检修状态的7B皮带机开关保护进行了一次通流校验，结果正确，2019年9月26日完成。
图：核对检查6kV输煤A/B段开关定值
八、投产以来非停事件及问题整改情况
投产以来七次机组非停事件分析和整改情况专题报告
序号
事件名称
暴露问题
整改措施及完成情况
1.
2月6日#1主变零差保护动作跳机
1）工程施工阶段质量监督职责落实不到位，安装单位、调试单位和建设单位均未发现主变高压侧中性点套管电流实际接入极性与保护装置的差电流计算逻辑不一致；
2）工程调试阶段质量监督职责不到位，调试单位编制的调试方案漏项，未安排此保护的调试和验证，建设单位也未发现，以至于在调试阶段未能发现接线错误；
3）工程设计阶段质量监督职责落实不到位，设计单位提供的施工图上没有标注零序CT二次端子极性，调试单位、建设单位均未审核发现。
1）修改主变总端子箱中主变中性点套管CT的接线，机组再次启动并网时，申请退出主变零序差动保护硬压板，在有负荷电流情况下通过手动录波，分析电流波形，确保两侧电流相位正确。本项整改完成。2月6日完成#1机组接线整改，2月10日完成#1机组验证正确，2月8日完成#2机组接线整改，2月21日完成#2机组验证正确。
2）（总调要求）电厂应严格落实电力安全生产责任，加强电力二次系统安全风险管控，加强隐患排查治理。电厂应切实履行工程设计、施工、调试阶段的质量监督职责和设备并网后的涉网风险管控职责；加强新投运保护的验收管理。加强电厂保护及二次回路设计。加强新投运电厂基建并网阶段的涉网安全管理，依据《南方电网220kV及以上系统并网电厂继电保护涉网安全精益化检查作业表单》完成涉网风险排查工作。电厂应加强保护定值整定计算管理，严格落实保护定值的三级审核制度，确保责任落实。本项已经大部分整改完成。2月10日在#1机组并网后，通过保护装置手动录波核查500kV升压站所有差动回路电流极性正确。4月20日完成电气二次竣工图修改与审查，完成500kV保护屏/就地端子箱、发变组保护屏的端子接线图现场核对工作。
3）加强规程规范、相关反措及厂家说明书的学习，深入掌握保护原理。持续开展中。
2.
3月15日#2机组锅炉垮灰灭火停炉
1）运行技术管理不到位，运行规程中没有明确烟气挡板活动试验、吹灰间隔等时间要求，锅炉积灰较多，炉膛负压波动引起大量垮灰，造成磨煤机相继灭火，进而发展为锅炉灭火；
2）运行人员应急处理能力不足，在磨煤机灭火后未能及时手动投入油枪稳燃，扩大故障；
3）入炉煤质调度管理不到位，预报入厂煤质偏差过大，实际入炉煤质差造成锅炉燃烧不稳定、炉膛负压大幅波动。
1）已编制《普安公司锅炉吹灰管理规定》和《烟气挡板定期活动试验规定》，防止炉膛垮灰、大块结焦等异常情况，组织专题分析会进行总结和专项培训，加强对运行人员的操作培训，提升运行人员监盘调整能力。本项整改完成。
2）加强运行监盘调整，在升降负荷过程中及煤质波动大、炉膛燃烧不稳时应果断投油稳燃。持续开展中。
3）加强入炉煤质调度管理，原则上不允许入厂煤化验结果没有出来之前直接加仓，应根据锅炉运行特性和发电负荷曲线，按控制指标提前合理掺配好各时段入炉煤，避免因煤质偏差大引起燃烧不稳。本项整改完成。
3.
4月21日#1机组锅炉MFT动作停炉
1）热工检修人员技能水平不足，对风量测量装置原理不熟悉，未能正确制定风量测点消缺的临时安全措施，导致送风机风量控制失控、吹熄炉膛火焰。
2）运行人员应急处理能力不足，对重要辅机参数突变未能及时发现并采取有效调整措施。
1）已经制定热工重要测点检修规范，明确风险预控措施和检修方案；本项整改完成。
2）已经开展锅炉风量测量装置原理的专项培训，后续持续开展热工专业设备原理培训工作；持续开展中。
3）已经开展对运行人员的专项培训，明确对重要热控测量装置的检修工作必须严格执行工作票许可制度，检修工作开始前和工作过程中应采取有效预控措施，做好事故预想。本项整改完成。
4.
5月10日#1锅炉泄漏，延迟并网70.5h
1）运行人员调整不及时，该处水冷壁管长期超温运行，造成水冷壁管金相组织发生变化，引起脆裂爆管。
2）锅炉防磨防爆管理不到位，未及时安排专项检查。
1）已经制定《防止锅炉受热面管壁超温及承压部件爆漏技术措施》，开展运行人员专项培训，切实加强燃烧调整，严格执行防止超温的规定；本项整改完成。
2）已编制《锅炉防磨防爆专项工作管理办法》，明确要求锅炉发生泄漏换管或停运超过二个月，必须进行水压试验查漏，制定了四管防磨防爆检查方法，检查人责任区域清单，责任落实到人。本项整改完成。
5.
7月8日#1锅炉MFT动作停炉
1）运行人员应急处理能力不足，在1B空预器堵塞严重引起1B一次风机失速后，运行人员未及时手动解除送风自动控制、引风机自动控制，且闭锁油枪投入，二次风量过大将炉膛火焰吹灭；
2）1B空预器堵塞严重引起1B一次风机失速；
3）热工自动逻辑有缺陷，一次风机失速后不能自动切除自动控制，造成炉膛负压失控。
1）已编制《一次风机失速处理要点》，已组织各值专题学习，提高处置能力；本项整改完成。
2）临时制定《单侧空预器升温方案》，通过加热以缓解空预器堵塞情况，并严格限制负荷，控制烟气侧差压不超2.0kPa，防止风机失速；8月6日#1炉停运并完成空预器清洗工作，解决了空预器堵塞的问题。本项整改完成。
3）完成一次风机自动控制逻辑和送风自动控制逻辑的优化，实现一次风机失速状态下及时切除相关自动控制，确保锅炉炉膛负压稳定。本项整改完成。
6.
9月2日#1炉水冷壁管泄漏
1）运行人员调整不到位，左侧水冷壁第三根管因锅炉快速启、停和负荷快速波动带来的热应力交替变化，发生拉裂；
2）运行人员应急处置不到位，发生泄漏后，未及时停炉造成相邻后墙水冷壁部分管子被吹损，扩大故障。
1）严格执行运行规程，控制好机组启、停过程中的温升、温降速率不超规定值，严禁在受热面温度较高的情况下进行强制通风冷却。持续开展中。
2）已编制《锅炉泄漏运行注意事项》，规定发生泄漏时的运行调整事项，并申请尽快停炉。本项整改完成。
7.
9月8日#2锅炉MFT动作停炉
1）运行技术管理不到位，未在运行规程中对磨煤机入口一次风压力参数进行明确规定。因C磨煤机入口热一次风压过低引起燃烧失稳、灭火跳闸，炉膛负压剧烈波动进一步造成其他磨煤机相继灭火跳闸，锅炉MFT动作停炉；
2）热工自动逻辑有缺陷，C磨煤机跳闸后磨煤机RB功能未能正常动作，未自动投入油枪助燃；
3）运行人员应急处理能力不足，在C磨煤机跳闸后未及时手动投油稳燃。
1）已编制《制粉系统运行规定》、《加减负荷技术措施》和《制粉系统启停运行规定》，规范制粉系统启动、停运和正常运行操作调整的限值，防止制粉系统运行异常导致锅炉燃烧不稳。本项整改完成。
2）全面开展磨煤机RB功能核对试验，确保磨煤机跳闸后自动投入油枪稳燃；已经完成#1炉验证工作；持续开展中。
3）已经开展运行人员专项技能培训，对锅炉燃烧调整、制粉系统调整等进行总结摸索和改进，开展专项应急演练，提高运行人员对制粉系统异常判断分析和应急处理技能水平。本项整改完成。
九、基建阶段问题排查及整改情况
9月28日，普安电厂组织调试单位人员赶到现场，和电厂专业人员，全面排查基建遗留问题。
1、电气一次专业方面：
1）完成厂高变低压侧中性点接地电阻连接电缆接线情况复核，确认接线正确，检查单签证如下图：
2）完成6kV厂用所有动力电缆铠装层接地线接线情况检查，确保未穿入外接零序CT导致零序保护失效，复核确认接线正确无误；检查单签证如下图：
3）梳理机组之间6kV/400V相互供电负载，排查双电源切换系统隐患，完成时间2019年9月26日。排查结果只有循泵出口液控蝶阀控制柜双电源取自两台机组，其余双电源供电设备双路电源均取自本机不同母线，不会影响相邻机组的安全运行。
现已整改完成循泵出口液控蝶阀控制柜系统，并试验合格。
10月6日完成全厂所有400V MCC双电源切换试验，检查单签证如下图：
2、电气二次专业方面：
1）完成南方电网稳控专业现场专项检查和自评价，2019年10月6日完成。
检查项目
扣分情况
一、基础管理
技术资料管理
0
定值和压板投退单管理
0
二、安全自动装置及二次回路
通用要求
0
稳控装置及通道
0
备自投装置
0
二次回路及其他
0
三、试验与检验
定检传动计划及执行
0
检修票申报及安全措施
0
工作票及安全措施
0
检修工作执行情况
0
四、运行和维护
运行规程完整性及执行情况检查
0
安自装置运行情况检查
0
运行管理
-2（规程内容存在不足）
安自设备特维完成情况检查
0
五、现场异常和缺陷处理
缺陷及处理
0
六、反措与专项工作执行情况
专业反事故措施、异常事件通报及专项工作
0
七、迎检单位总体评价
迎检工作配合情况
0
2）完成6kV厂用所有保护设备的定值复核工作；检查单签证如下图：
3）重新核对和升版全厂零序保护时序图，确保与定值单一致。
3、热工专业
1）完成#1、#2机组主机DCS热工保护定值复核工作，2019年10月5日完成，确认与定值单一致；检查单签证如下图：
2）完成#1、2机组热工装置电源切换试验，2019年10月5日完成；检查单签证如下图：
4、调试工作
1）完成发变组、励磁系统、启备变和500kV系统所有保护设备的保护调试情况复查，确认基建阶段遗漏#1、#2主变高压侧零序差动保护调试工作，其余涉网继电保护均按调试规范完成调试和验证。检查单签证如下图：
2）完成全厂整组调试项目完成情况排查。对照《火力发电厂调试技术规范》（DL/T 5294-2013）和分系统及整套阶段试验签证单、试验报告，对#1/2机组
及公用系统的全部调试项目完成情况进行了复查，复查结果如下：
区域
应完成项目数量
未完成项目数量
完成率%
汽机专业
42
1
97.6
锅炉专业
64
0
100
热控专业
39
1
97.4
化学专业
27
1
96.3
电气专业
53
1
98.1
合计
225
4
98.2
1、继续全面完成精细化检查发现问题的整改工作。
责任人：生产技术部、检修维护部。
2、开展发变组及厂用电保护定值校核工作。已委托北京中恒博瑞有限公司计算，电厂技术监督服务单位（中电华创）复核。
责任人：生产技术部；计划完成时间：2019年11月底。
3、定期高标准开展技术监督自检查工作，针对发现问题，制定整改措施并落实。
责任人：生产技术部、检修维护部；计划完成时间：每6个月一次。
4、继续全面完成2019年发电厂涉网安全检查问题的整改工作。
责任人：检修维护部；计划完成时间：2019年12月底。
5、继续完成未完成的RB、AVC等涉网试验。
责任人：生产技术部。
6、组织开展继电保护人员技能培训工作，提升专业技能水平。通过走出去、请进来、师带徒等多种形式开展培训工作，结合技能竞赛综合评价专业技能水平，不断提升继电保护人员水平。
责任人：人力资源部、生技部、检修维护部；计划完成时间：持续改进。
7、尽快补充运行人员，高标准开展运行人员技能培训工作，根据年度、月度培训计划定期开展运行人员培训效果评价工作，评价结果作为运行人员岗位晋升主要依据，督促不断提升专业水平，准确、规范信息汇报工作。
责任人：人力资源部、发电运行部；计划完成时间：持续改进。
8、结合机组检修机会开展全厂保护装置校验工作，确保保护装置工作正常。
责任人：生产技术部、检修维护部；计划完成时间：持续改进。
9、厂用电系统增加外接电源调研，可行性研究方案制定等工作。
责任人：生产技术部。
10、结合生产管理过程中存在的问题，切实、深入梳理生产管理流程，对全厂生产管理制度进行一次修编升版。
责任人：生产技术部；发电运行部；检修维护部；计划完成时间：2020年3月。
11、结合生产现场实际情况，梳理各生产部门职责，明确各岗位责任，合理划分设备管理范围，确保所有设备管理都能责任到人。
责任人：生产技术部；计划完成时间：2019年10月底。
12、加大现场问题与隐患的整改力度，积极主动创造条件推进整改，尽量在最短时间内消除隐患，确保设备健康运行。
责任人：生技部、HSE部；计划完成时间：持续改进。
13、建立长期人才培养机制，感情留人、待遇留人、事业留人，保证职工队伍稳定。
责任人：人力资源部；计划完成时间：持续改进。
14、组织生产管理人员学习《中国南方电网电力调度管理规程》、《安全生产法》、《电力法》等相关电力生产法律法规，并严格遵守。
责任人：人力资源部；计划完成时间：持续改进。
15、按照公司《应急管理》制度要求开展应急预案培训和演练，提高全员应急处置能力。
责任人：HSE部；计划完成时间：持续改进。
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