一、事件概述
2019年9月26日09:25，6kV輸煤B段07B皮帶電機啟動中故障絕緣為零，#1廠變1A分支零序過流I段動作，#1機6kV廠用分支電源進線開關跳閘并啟動快切成功，#1啟備變合閘于永久性故障跳閘，5001開關跳閘，普安電廠#1機發變組程序逆功率保護動作，5011、5012開關跳閘，#1機組與系統解列；#2機組發變組程序逆功率保護，5021、5022開關跳閘，500kV#1M失電。11:20，#1啟備變恢復運行至13:08 6kV輸煤B段07B未發現故障再次啟動，啟備變跳閘，5001開關跳閘，500kV#1M失電，隔離故障點后，18:24，#1啟備變恢復運行正常。
二、事件前運行狀態
#1機組運行負荷為522MW,#2機組運行負荷為490MW，500kV第一串5011、5012、5013開關合環運行，500kV第二串5021、5022、5023開關合環運行，5001開關運行，普換甲線、普換乙線運行，#1M、#2M母線運行。#1、#2高廠變帶6kV廠用1A/1B、2A/2B段運行，#1啟備變運行狀態。
圖1：事件發生前
圖2：事件發生后
三、事件經過
序號
事件時間
相關設備
保護動作情況
1.
09:25:37
6kV輸煤7B皮帶機開關
皮帶機運行中，零序I段保護動作告警，6kV輸煤B段母線失電后，低電壓保護延時9sec動作，開關跳閘
2.
09:25:37.905
6kV-1A段母線工作電源開關611
#1變壓器保護A/B屏A1分支零序過流I段動作，廠變A分支出口開關（6kV-1A段母線工作電源開關611）跳閘，啟動A分支快切
3.
09:25:38.614
6kV-1A段母線備用電源開關6110
#1機6kV A分支快切裝置啟動，合#1啟備變低壓A分支出口開關（6kV-1A段母線備用電源開關6110）成功，6kV-1A段母線由工作電源切換至備用電源供電
4.
09:25:38.217
#1啟備變三側開關
#1啟備變保護A/B屏低壓B側零序過流I段動作，發1B分支開關跳閘信號（實際6120在分閘位），故障點未隔離
5.
09:25:38.717
#1啟備變三側開關
#1啟備變保護A/B屏低壓B側零序過流II段動作，“變壓器三側開關跳閘”出口，#1啟備變5001開關、低壓側1A分支開關6110跳閘，#1啟備變失電，閉鎖快切裝置，6kV-1A段母線失電
6.
09:26:38.738
#1機組
1A/C/E磨煤機和1A送風機、1A一次風機失去出力，#1機組熱控保護MFT動作，主汽門關閉，#1發電機保護A/B屏程序逆功率保護動作，#1機組5011、5012開關、發電機滅磁開關、廠變B分支側開關（6kV-1B段工作電源開關612）跳閘，500kV第一串解環，#1機組跳閘，#1機組6kV-1A段、1B段母線失電。
7.
09:25:40
2A/2B循環水泵
2A、2B循環水泵出口液控蝶閥油站動力電源失電并保持關閉信號，運行中的2A循環水泵出口蝶閥開始關閉；9：26：11，2B循環水泵低水壓聯鎖啟動成功，因出口蝶閥關閉信號自保持導致蝶閥未能打開，9：28：48跳閘；9：27：01，因出口蝶閥完全關閉，運行中的2A循環水泵跳閘；9：29：37，運行強啟2A循環水泵成功，因出口蝶閥關閉信號自保持導致蝶閥未能打開，#2機組循環水失壓。
8.
09:30:15
#2機組
為保護汽輪機和凝汽器，#2機組運行人員手動MFT停運機組，主汽門關閉，#2發電機保護A/B屏程序逆功率保護動作，#2機組5021、5022開關、發電機滅磁開關、廠高變低壓A/B側分支開關全部跳閘，500kV第二串解環，500kV #1M失電，6kV 2A/2B段母線失電。
9.
9:35-14:30
6kV-1A段母線
6kV-1A段工作電源開關611、備用電源開關6110、1A段母線逐一轉檢修，查找母線接地故障，檢查無異常，一次系統絕緣全部正常，逐一恢復備用。
10.
09:58:08
50216隔離開關
#2機組轉備用
11.
10:00:49
50116隔離開關
#1機組轉備用
12.
10:11:45
5022開關
5022開關合閘。
13.
10:17:13
5021開關
5021開關合閘，500kV第二串合環，500kV #1M復電。
14.
11:00:12.944
5021、5022開關
#2機非電量保護屏“主變冷控失電超過90分鐘”保護動作，5021、5022開關跳閘，500kV第二串解環，500kV #1M失電。
15.
11:17:08
5012開關
5012開關合閘。
16.
11:19:00
5011開關
5011開關合閘，500kV第一串合環，500kV #1M復電。
17.
11:31:55
5001開關
5001開關合閘，#1啟備變復電。
18.
11:30-12:10
#1啟備變低壓側1B、2A、2B分支開關
#1啟備變低壓側1B、2A、2B分支開關合閘，6kV-1B段、6kV-2A段、6kV-2B段、輸煤6kV-A段、輸煤6kV-B段母線逐一復電。（6kV-1A段母線已經轉檢修）
19.
12:04:36
5021開關
5021開關合閘。
20.
12:06:38
5022開關
5022開關合閘，500kV第二串合環。
21.
13:08:58
6kV輸煤7B皮帶機開關
輸煤運行人員啟動皮帶機，7B皮帶機開關合閘，零序I段動作告警，在6kV輸煤B段母線失電后，低電壓保護延時9sec動作，開關跳閘
22.
13:08:59.077
#1啟備變三側開關
#1啟備變保護A/B屏低壓B側零序過流I段動作，1B分支開關6120、2B分支開關6220跳閘，6kV-1B段、6kV-2B段母線失電。
23.
13:08:59.577
#1啟備變三側開關
#1啟備變保護A/B屏低壓B側零序過流II段動作，“變壓器三側開關跳閘”出口，#1啟備變5001開關、低壓側1B分支開關6120、2A分支開關6210、2B分支開關6220跳閘，#1啟備變失電，6kV-1B段、2A段、2B段母線失電。
24.
13:30-16：10
6kV輸煤7B皮帶機開關
開關轉檢修，解電纜，最終確定電機內部永久接地故障，三相繞組對地絕緣為零；發現零序保護未動作跳閘原因是零序保護定值仍為調試定值，未變更為正式定值，重新設定定值，保護裝置一次通流檢驗正確。檢修狀態未恢復。
25.
16:30-19:50
輸煤#1/2路電源開關
開關轉檢修，保護裝置一次通流檢驗，處理零序保護未動作，發現保護定值計算錯誤，重新整定定值，糾正完成。
26.
14:57:03
50012隔離開關
50012隔離開關分閘，#1啟備變轉檢修，處理低壓分支保護與一次不一致問題，發現低壓側A/B分支繞組中性點套管至接地電阻箱的一次電纜接反，采取調換二次電纜方式整改，一次通流檢查檢驗正確，糾正完成。
27.
17:26:37
50012隔離開關
50012隔離開關合閘，#1啟備變轉備用
28.
18:26:48
5001開關
5001開關合閘，#1啟備變復電
29.
18:28-19:25
#1啟備變低壓側1A
、1B、2A、2B分支開關
#1啟備變低壓側1A分支開關6110、1B分支開關6120、2A分支開關6210、2B分支開關6220逐一合閘，6kV-1A段、1B段、2A段、2B段母線復電。
30.
20:00
輸煤#1/2路電源開關
輸煤#2路電源開關、輸煤6kV聯絡開關逐一合閘，輸煤6kV-B、A段母線逐一復電正常。
四、原因分析
1、6kV輸煤7B皮帶機電機內部發生永久接地故障，是本次事件的起點。
1）解開電纜和電機解體檢查，確認6kV 07B皮帶電機內部有放電痕跡，繞組對地絕緣為零，為永久接地故障。
2、6kV輸煤B段07B皮帶6kV開關零序保護定值與正式版定值單不一致，造成零序保護動作僅報警，未動作于跳閘，是先后兩次擴大事件的第一原因。
1）零序保護報警動作兩次，動作時間均與#1機組變壓器保護廠高變低壓分支零序I段、#1啟備變低壓側分支零序I段、6kV-1A母線PT綜合保護裝置接地保護、6kV-2A母線PT綜合保護裝置接地保護的動作時間一致。
2）檢查發現，零序保護定值與正式版定值單不一致。進一步核查，發現2018年12月正式版定值單下發給維護單位后，運維單位未進行保護定值修改，電廠生產技術部電氣專業工程師未跟蹤保護定值修改情況，導致6kV輸煤系統定值不正確，零序保護未投入跳閘。
正式版定值單（投跳閘）
保護裝置定值為調試定值（投告警）
3、根據設計，輸煤6kV聯絡開關和輸煤6kV母線進線電源開關未配置零序保護。
4、輸煤6kV電源#1/2饋線開關零序保護整定錯誤，造成零序保護未動作，是擴大事件的第二原因。
經檢查保護裝置定值設定與定值單一致，但在零序CT一次通流試驗中，保護裝置無采樣輸出，進一步檢查發現該保護裝置為線路型，零序電流產生方式有專用控制字以選擇“自產”或“外加”方式，保護計算人員（西北調試所）錯誤整定在“自產”方式，造成保護定值300A（二次值0.6A，CT變比500：1）遠高于實際故障電流88A（二次值1.76A，CT變比50：1），零序保護未能正確啟動。
保護定值單截圖
5、雖然#1機組變壓器保護廠高變低壓分支零序I段保護正確動作、6kV-1A段母線工作電源開關611正確跳閘，但未閉鎖快切裝置，造成快切裝置啟動，6kV-1A段母線備用電源開關6110合閘在永久接地故障上，是擴大事件的第三原因。
1）09:25:37， #1變壓器A/B屏高廠變A1分支零序過流I段動作，#1機6kV開關工作電源進線開關跳閘，并啟動#1機6kV 1A段快切。（動作電流：0.754A,動作時間699ms），零序CT變比：50/1A,動作正確。
2）經查，保護計算人員（西北調試所）未按相關規程規定整定，未配置低壓零序I段動作閉鎖快切裝置的功能，造成快切裝置誤啟動，#1啟備變低壓A分支出口開關（6kV-1A段母線備用電源開關6110）合閘在永久接地故障上。
#1機組變壓器保護定值單截圖
6、09:25:38.614，#1機組A分支快切裝置切換成功，6kV-1A段母線由工作電源切換至備用電源供電。
#1機組快切裝置動作記錄
7、09:25:38.217和13:08:59.077，#1啟備變保護低壓B分支零序I段、零序II段保護兩次誤啟動，是造成#1啟備變5001開關跳閘、全廠6kV備用電源全部失去的根本原因。
1）經查，是#1啟備變低壓側A/B分支中性點與A/B分支中性點接地電阻箱的一次連接電纜接反（O1接至B分支接地電阻箱，O2接至A分支接地電阻箱），造成#1啟備變低壓側A/B分支零序保護與低壓側A/B分支一次接線不一致。
2）09:25:38.717，在A分支接地故障下，#1啟備變保護裝置B分支零序I段誤動作，未能切除故障，進一步造成#1啟備變保護B分支零序II段動作、“變壓器三側開關跳閘”出口，5001開關、6110開關跳閘，#1機組6kV-1A段母線失電，全廠6kV備用電源全部失去。
#1啟備變低壓側零序保護定值
3）13:08:58，6kV輸煤7B皮帶機開關合閘在永久接地故障上；13:08:59.077，#1啟備變保護A/B屏低壓B側零序過流I段動作，1B分支開關6120、2B分支開關6220跳閘，6kV-1B段、6kV-2B段母線失電，但未能切除A分支的永久接地故障，進一步造成#1啟備變保護B分支零序II段動作、“變壓器三側開關跳閘”出口，#1啟備變5001開關、低壓側1B分支開關6120、2A分支開關6210、2B分支開關6220再次跳閘，#1啟備變、6kV-1B段、2A段、2B段母線再次失電，全廠6kV備用電源再次全部失去。
8、因#1機組6kV-1A段失電，#1機組6kV A/C/E磨煤機和A一次風機、A送風機，A汽機變、A鍋爐變失電，鍋爐失去一半燃料和風，鍋爐爐膛負壓迅速由140Pa下降到-1247Pa，鍋爐燃燒失穩引起MFT正確動作，汽輪機主汽門關閉，啟動#1發電機A/B屏程序逆功率動作，發電機滅磁開關、5011開關、5012開關同時跳閘。
9、因#1機組6kV-1A段失電、A汽機變失電，運行中的2A循環水泵出口液控蝶閥就地控制柜動力電源1失電、延時2s切換至電源2，動力電源1電壓監視繼電器失電關閉蝶閥，因廠家設計有自保持回路導致延時2s切換至動力電源2時，蝶閥關閉信號自保持，2A循環水泵出口蝶閥持續關閉，9：26：11，2B循環水泵低水壓聯鎖啟動成功，因出口蝶閥關閉信號自保持導致蝶閥未能打開，9：28：48跳閘；9：27：01，因出口蝶閥完全關閉，運行中的2A循環水泵跳閘；9：29：37，運行強啟2A循環水泵成功，因出口蝶閥關閉信號自保持導致蝶閥未能打開，#2機組循環水失壓。
經查，廠家設計有誤，循環水泵出口蝶閥就地控制柜默認動力電源1為主電源，設置電壓監視繼電器，以實現主備切換，但誤設計自保持回路，造成關閉信號保持，不能再次啟動蝶閥。
10、#2機組循環水系統失壓，為保護汽輪機和凝汽器，#2機組運行人員手動MFT停運機組，主汽門關閉，#2發電機保護A/B屏程序逆功率保護動作，#2機組5021、5022開關、發電機滅磁開關、廠高變低壓A/B側分支開關全部跳閘，500kV第二串解環，500kV #1M失電，6kV 2A/2B段母線失電。
11、11:00:12.944，#2機非電量保護屏“主變冷控失電”保護超過90分鐘動作，5021、5022開關再次跳閘，500kV第二串解環，500kV #1M失電。
原因是電廠運行人員忙于機組跳閘后的熱力系統調整，沒有按運行規程要求將#2機非電量保護屏“主變冷控失電”保護出口壓板解除，造成#2機非電量保護屏“主變冷控失電”保護超過90分鐘動作，5021/5022開關再次跳閘，因第一串5011、5012開關尚未合環，500kV #1M再次失電。
小結
結合本次事件系統簡圖分析，9:25，因6kV輸煤B段07B皮帶電機運行中發生永久接地故障，由于保護定值未按定值單整定，造成該電機6kV開關零序保護未動作，上級開關輸煤#1路電源開關零序保護因定值整定錯誤導致保護未能正確動作，造成 #1主變保護A/B屏廠變A1分支零序過流I段動作，雖快切成功，但因故障未切除，進一步造成#1啟備變保護A/B屏動作:低壓B側零序過流I段動作；低壓B側零序過流II段動作，5001開關跳閘。
11:27，恢復500kV #1M和#1啟備變供電后，因現場需要恢復#1機6kV1B段、#2機6kV 2A段、#2機6kV 2B段，#1機6kV 1A段未恢復送電，此時，未發現輸煤系統故障情況下，通過#2機2A段6kV輸煤#2路電源向輸煤6kV #1/#2段母線送電運行（經聯絡開關并列運行）。
13:08:59.577 ，運行人員在再次啟動6kV輸煤B段07B皮帶電機運行時，合閘在永久接地故障上，由于保護定值未按定值單整定，造成該電機6kV開關零序保護未動作，上級開關6kV輸煤#2路電源開關零序保護因定值整定錯誤導致保護未能正確動作，造成 #1啟備變保護A/B屏動作:低壓B側零序過流I段動作；低壓B側零序過流II段動作，5001開關再次跳閘。
圖：本次事件廠用系統一次接線簡圖
五、繼電保護專業人員配置情況（略）六、暴露問題
1、 工程設計方面問題：
1）1A、1B、2A、2B循環水泵液控蝶閥廠家配套就地控制柜電源切換裝置選型不當，切換時間超過2s，主備切換模式不合理，錯誤設置主電源電壓監視繼電器自保持，不僅造成液控蝶閥動力電源切換過程中失電，同時造成失電后保持蝶閥關閉指令不能復歸。
2）1A、1B、2A、2B循環水泵液控蝶閥就地控制柜雙電源的主電源、備電源電源設置與機組不一致，是工程設計單位未按設計規范設計造成，設計監理單位審核設計未發現此問題。
3）未設置廠高變低壓側零序I段動作閉鎖快切裝置的功能，是繼電保護整定計算單位未按規范設置造成，建設單位（普安電廠工程部）審核繼電保護整定計算也未發現此問題。
4）6kV輸煤#1路電源開關、6kV輸煤#2路電源開關的零序I段保護整定錯誤，是繼電保護整定計算單位錯誤采用大變比的主CT（500/1A）自產零序電流，未使用開關自帶零序CT（50/1A），導致零序I段保護不能正確動作、進一步擴大事故，建設單位（普安電廠）審核繼電保護整定計算也未發現此問題。
5）工程設計階段，電廠專業人員業務能力差、參與度不夠，沒有對液控蝶閥等設備的控制邏輯開展有針對性的評審，在圖紙會審、方案會簽或審批時不能有效發現設計缺陷。
2、 工程安裝方面問題：
1） #1啟備變低壓側A/B分支中性點套管至接地電阻柜的一次電纜接線錯誤，是安裝施工單位未按變壓器廠接線要求施工。
2）重要設備安裝過程中，電廠專業人員未能按照要求進行現場“旁站”監督，指導施工人員按圖施工。
3、 工程驗收方面問題：
1） #1啟備變低壓側A/B分支中性點套管至接地電阻柜的一次電纜接線錯誤，原因是安裝施工單位質量自檢、工程監理質量驗收、建設單位（普安電廠）質量驗收等各環節質量驗收不到位。
4、 工程調試方面問題：
1）1A、1B、2A、2B循環水泵液控蝶閥就地控制柜雙電源切換裝置的調試，安裝調試單位僅在蝶閥未啟動狀態進行調試，未能發現電源切換過程中保持蝶閥關閉指令不能復歸的問題。
2）電廠專業工程師調試期未能深入調試現場，專業技能水平不夠，未能按照相關行業、國家標準或規范嚴格驗收，履職不到位。
5、 保護定值管理方面問題：
1）6kV輸煤07B皮帶機開關保護定值未由調試定值更新至2018年12月發布的正式版定值，導致零序保護僅投信號，造成越級跳閘，是運維單位（陜西西北發電檢修有限責任公司，2019年5月已經終止合同離開）收到正式版定值單后未開展定值核對，是普安電廠繼電保護監督管理不到位的問題，未發現保護定值未更新的問題。
2）2019年度繼電保護定值核查工作沒有及時完成，事件發生前，僅完成500kV系統和#1機組發電機變壓器保護、#1機組6kV設備保護、#2機組6kV設備保護的定值核對工作，尚有#2機組發電機變壓器保護、輸煤6kV設備保護等定值核查工作未開展，是普安電廠繼電保護監督管理不到位的問題。
3）電廠保護定值管理部門對保護定值工作不重視，未能按照電廠《保護定值管理辦法》及技術監督相關要求開展2019年度繼電保護定值和計算書校核工作，是普安電廠繼電保護監督管理不到位的問題。
4）雖然電廠保護定值管理部門對保護定值計算書和定值單進行了審核，但是由于專業人員技能水平不高，未能及時發現其中存在的問題。
6、 運行管理方面問題：
1）事故處置過程中，電廠值長未及時安排人員按照機組停運保護壓板投退單進行#1主變、#2主變冷控失電壓板退出的工作，造成#2機非電量保護屏“主變冷控失電”保護超過90分鐘動作，導致5021、5022開關跳閘，500kV #1M失電，是電廠值長事故處理指揮不到位的問題。
2）運行人員業務技能不足，應急處置能力不足，未能準確分析和判斷故障點，在未完整收集故障處置信息的情況下，急于向調度申請#1啟備變復電，造成再次跳閘。
3）運行人員培訓工作不到位，雖然對每次培訓效果均開展了評價工作，并將評價結果和個人績效掛鉤，但培訓效果仍低于預期。
7、生產管理暴露問題：
“9.26”普安電廠全廠停電事件在南網區域造成了極其嚴重的負面影響，事件的發生絕非偶然，暴露出了普安電廠自基建期以來生產管理方面存在的諸多問題，總體有以下幾點：
1）各級生產管理人員思想上不重視，基建期、生產期對各種規范，標準及生產管理制度執行不到位，生產管理流程未有效理順；
2）調試、生產期間質量監管缺失，專業技術人員履職不到位，執行力不強；
3）對上級單位各階段的檢查發現的問題和隱患未引起足夠重視，落實整改措施不力，沒有完全按照整改要求及時閉環；
4）生產人員配置不齊全，技術力量極其薄弱，尤其電氣專業未合理配置技術帶頭人，造成基礎工作落實不扎實，在專業技術管理上存在監管盲區；
5）各生產部門職責，各崗位責任不明確，設備管理范圍劃分不合理，存在互相推諉扯皮，管理真空地帶；
6）工作中急于求成，過度追求速度，存在超出規則之外的做法，造成一些不好的后果；
7）人才培養手段不夠豐富，效果差，未能有效與事故預想、應急演練緊密結合，短時間無法培養出所需要的人才，主要崗位人員離職，嚴重影響生產正產開展；
8）核心生產管理制度發布比較遲，《保護定值管理辦法》2019年5月才發布執行，導致很多必須開展的重要工作未來得及開展。
七、已采取的整改措施
1. 確保涉網設備運行可靠性的措施：
1）完成涉網保護調試情況排查。通過核查每一套保護的調試報告，完成發變組、勵磁系統、啟備變和500kV系統所有保護設備的保護調試情況復查，確認基建階段遺漏#1、#2主變高壓側零序差動保護調試工作，其余保護均按調試規范完成調試和驗證，確認電流回路、電壓回路均經過加電測試正確。檢查單簽證如下圖：
2）已經完成涉網設備繼電保護定值與壓板核對檢查。2019年6月21日，按照中國南方電網調度控制中心6月文件，《關于開展保護定值、壓板核查的通知》（調繼[2019]13號），認真開展涉網設備繼電保護定值與壓板核對檢查，確保準確無誤。完成記錄見如下附圖：
圖：涉網定值核查情況
3）已經完成涉網定值再次核對工作，完成時間2019年9月27日，記錄見下圖
圖：涉網定值核查表
已經正確執行涉網設備定值修改流程，2019年6月10日完成500kV普換甲線、普換乙線A套保護裝置版本號定值核對工作。完成記錄見如下附圖。
圖：普換甲線涉網定值執行情況
圖：普換乙線涉網定值執行情況
4）完成#1、#2發變組保護、啟備變保護定值核對，2019年9月27日完成，記錄見下圖。
圖：發變組保護定值核查記錄表
2、確保單元機組之間防止相互影響的措施
1）梳理機組之間6kV/400V相互供電負載，排查雙電源切換系統隱患，完成時間2019年9月26日，排查結果只有循泵出口液控蝶閥控制柜雙電源取自兩臺機組，其余雙電源供電設備雙路電源均取自本機不同母線，不會影響相鄰機組的安全運行。
現已整改完成循泵出口液控蝶閥控制柜系統，并試驗合格
2）完成#1、#2廠高變低壓A/B分支零序過流I段動作由啟動快切改為閉鎖快切的修改工作，防止快切裝置成功后，合閘于永久性故障。2019年9月27日完成，記錄見下圖。
3）完成#1、2機組主機熱工保護、重要輔機熱工保護的聯鎖動作試驗；檢查單簽證如下圖：
3、確保公用系統負載不影響機組廠用電安全的措施
1）邀請貴州電科院技術總監技術指導，審核全廠短延時保護定值時序圖與零序保護定值時序圖，滿足運行要求。2019年9月27日完成，見下圖。
全廠廠用電系統接地保護時序圖
全廠廠用電系統短延時保護時序圖
2）核對檢查6kV輸煤A/B段所有開關的保護定值。檢查發現6kV輸煤系統所有開關（共24臺）保護定值均未更新為正式版定值，現全部更新為正式版定值，其中在檢修狀態的7B皮帶機開關保護進行了一次通流校驗，結果正確，2019年9月26日完成。
圖：核對檢查6kV輸煤A/B段開關定值
八、投產以來非停事件及問題整改情況
投產以來七次機組非停事件分析和整改情況專題報告
序號
事件名稱
暴露問題
整改措施及完成情況
1.
2月6日#1主變零差保護動作跳機
1）工程施工階段質量監督職責落實不到位，安裝單位、調試單位和建設單位均未發現主變高壓側中性點套管電流實際接入極性與保護裝置的差電流計算邏輯不一致；
2）工程調試階段質量監督職責不到位，調試單位編制的調試方案漏項，未安排此保護的調試和驗證，建設單位也未發現，以至于在調試階段未能發現接線錯誤；
3）工程設計階段質量監督職責落實不到位，設計單位提供的施工圖上沒有標注零序CT二次端子極性，調試單位、建設單位均未審核發現。
1）修改主變總端子箱中主變中性點套管CT的接線，機組再次啟動并網時，申請退出主變零序差動保護硬壓板，在有負荷電流情況下通過手動錄波，分析電流波形，確保兩側電流相位正確。本項整改完成。2月6日完成#1機組接線整改，2月10日完成#1機組驗證正確，2月8日完成#2機組接線整改，2月21日完成#2機組驗證正確。
2）（總調要求）電廠應嚴格落實電力安全生產責任，加強電力二次系統安全風險管控，加強隱患排查治理。電廠應切實履行工程設計、施工、調試階段的質量監督職責和設備并網后的涉網風險管控職責；加強新投運保護的驗收管理。加強電廠保護及二次回路設計。加強新投運電廠基建并網階段的涉網安全管理，依據《南方電網220kV及以上系統并網電廠繼電保護涉網安全精益化檢查作業表單》完成涉網風險排查工作。電廠應加強保護定值整定計算管理，嚴格落實保護定值的三級審核制度，確保責任落實。本項已經大部分整改完成。2月10日在#1機組并網后，通過保護裝置手動錄波核查500kV升壓站所有差動回路電流極性正確。4月20日完成電氣二次竣工圖修改與審查，完成500kV保護屏/就地端子箱、發變組保護屏的端子接線圖現場核對工作。
3）加強規程規范、相關反措及廠家說明書的學習，深入掌握保護原理。持續開展中。
2.
3月15日#2機組鍋爐垮灰滅火停爐
1）運行技術管理不到位，運行規程中沒有明確煙氣擋板活動試驗、吹灰間隔等時間要求，鍋爐積灰較多，爐膛負壓波動引起大量垮灰，造成磨煤機相繼滅火，進而發展為鍋爐滅火；
2）運行人員應急處理能力不足，在磨煤機滅火后未能及時手動投入油槍穩燃，擴大故障；
3）入爐煤質調度管理不到位，預報入廠煤質偏差過大，實際入爐煤質差造成鍋爐燃燒不穩定、爐膛負壓大幅波動。
1）已編制《普安公司鍋爐吹灰管理規定》和《煙氣擋板定期活動試驗規定》，防止爐膛垮灰、大塊結焦等異常情況，組織專題分析會進行總結和專項培訓，加強對運行人員的操作培訓，提升運行人員監盤調整能力。本項整改完成。
2）加強運行監盤調整，在升降負荷過程中及煤質波動大、爐膛燃燒不穩時應果斷投油穩燃。持續開展中。
3）加強入爐煤質調度管理，原則上不允許入廠煤化驗結果沒有出來之前直接加倉，應根據鍋爐運行特性和發電負荷曲線，按控制指標提前合理摻配好各時段入爐煤，避免因煤質偏差大引起燃燒不穩。本項整改完成。
3.
4月21日#1機組鍋爐MFT動作停爐
1）熱工檢修人員技能水平不足，對風量測量裝置原理不熟悉，未能正確制定風量測點消缺的臨時安全措施，導致送風機風量控制失控、吹熄爐膛火焰。
2）運行人員應急處理能力不足，對重要輔機參數突變未能及時發現并采取有效調整措施。
1）已經制定熱工重要測點檢修規范，明確風險預控措施和檢修方案；本項整改完成。
2）已經開展鍋爐風量測量裝置原理的專項培訓，后續持續開展熱工專業設備原理培訓工作；持續開展中。
3）已經開展對運行人員的專項培訓，明確對重要熱控測量裝置的檢修工作必須嚴格執行工作票許可制度，檢修工作開始前和工作過程中應采取有效預控措施，做好事故預想。本項整改完成。
4.
5月10日#1鍋爐泄漏，延遲并網70.5h
1）運行人員調整不及時，該處水冷壁管長期超溫運行，造成水冷壁管金相組織發生變化，引起脆裂爆管。
2）鍋爐防磨防爆管理不到位，未及時安排專項檢查。
1）已經制定《防止鍋爐受熱面管壁超溫及承壓部件爆漏技術措施》，開展運行人員專項培訓，切實加強燃燒調整，嚴格執行防止超溫的規定；本項整改完成。
2）已編制《鍋爐防磨防爆專項工作管理辦法》，明確要求鍋爐發生泄漏換管或停運超過二個月，必須進行水壓試驗查漏，制定了四管防磨防爆檢查方法，檢查人責任區域清單，責任落實到人。本項整改完成。
5.
7月8日#1鍋爐MFT動作停爐
1）運行人員應急處理能力不足，在1B空預器堵塞嚴重引起1B一次風機失速后，運行人員未及時手動解除送風自動控制、引風機自動控制，且閉鎖油槍投入，二次風量過大將爐膛火焰吹滅；
2）1B空預器堵塞嚴重引起1B一次風機失速；
3）熱工自動邏輯有缺陷，一次風機失速后不能自動切除自動控制，造成爐膛負壓失控。
1）已編制《一次風機失速處理要點》，已組織各值專題學習，提高處置能力；本項整改完成。
2）臨時制定《單側空預器升溫方案》，通過加熱以緩解空預器堵塞情況，并嚴格限制負荷，控制煙氣側差壓不超2.0kPa，防止風機失速；8月6日#1爐停運并完成空預器清洗工作，解決了空預器堵塞的問題。本項整改完成。
3）完成一次風機自動控制邏輯和送風自動控制邏輯的優化，實現一次風機失速狀態下及時切除相關自動控制，確保鍋爐爐膛負壓穩定。本項整改完成。
6.
9月2日#1爐水冷壁管泄漏
1）運行人員調整不到位，左側水冷壁第三根管因鍋爐快速啟、停和負荷快速波動帶來的熱應力交替變化，發生拉裂；
2）運行人員應急處置不到位，發生泄漏后，未及時停爐造成相鄰后墻水冷壁部分管子被吹損，擴大故障。
1）嚴格執行運行規程，控制好機組啟、停過程中的溫升、溫降速率不超規定值，嚴禁在受熱面溫度較高的情況下進行強制通風冷卻。持續開展中。
2）已編制《鍋爐泄漏運行注意事項》，規定發生泄漏時的運行調整事項，并申請盡快停爐。本項整改完成。
7.
9月8日#2鍋爐MFT動作停爐
1）運行技術管理不到位，未在運行規程中對磨煤機入口一次風壓力參數進行明確規定。因C磨煤機入口熱一次風壓過低引起燃燒失穩、滅火跳閘，爐膛負壓劇烈波動進一步造成其他磨煤機相繼滅火跳閘，鍋爐MFT動作停爐；
2）熱工自動邏輯有缺陷，C磨煤機跳閘后磨煤機RB功能未能正常動作，未自動投入油槍助燃；
3）運行人員應急處理能力不足，在C磨煤機跳閘后未及時手動投油穩燃。
1）已編制《制粉系統運行規定》、《加減負荷技術措施》和《制粉系統啟停運行規定》，規范制粉系統啟動、停運和正常運行操作調整的限值，防止制粉系統運行異常導致鍋爐燃燒不穩。本項整改完成。
2）全面開展磨煤機RB功能核對試驗，確保磨煤機跳閘后自動投入油槍穩燃；已經完成#1爐驗證工作；持續開展中。
3）已經開展運行人員專項技能培訓，對鍋爐燃燒調整、制粉系統調整等進行總結摸索和改進，開展專項應急演練，提高運行人員對制粉系統異常判斷分析和應急處理技能水平。本項整改完成。
九、基建階段問題排查及整改情況
9月28日，普安電廠組織調試單位人員趕到現場，和電廠專業人員，全面排查基建遺留問題。
1、電氣一次專業方面：
1）完成廠高變低壓側中性點接地電阻連接電纜接線情況復核，確認接線正確，檢查單簽證如下圖：
2）完成6kV廠用所有動力電纜鎧裝層接地線接線情況檢查，確保未穿入外接零序CT導致零序保護失效，復核確認接線正確無誤；檢查單簽證如下圖：
3）梳理機組之間6kV/400V相互供電負載，排查雙電源切換系統隱患，完成時間2019年9月26日。排查結果只有循泵出口液控蝶閥控制柜雙電源取自兩臺機組，其余雙電源供電設備雙路電源均取自本機不同母線，不會影響相鄰機組的安全運行。
現已整改完成循泵出口液控蝶閥控制柜系統，并試驗合格。
10月6日完成全廠所有400V MCC雙電源切換試驗，檢查單簽證如下圖：
2、電氣二次專業方面：
1）完成南方電網穩控專業現場專項檢查和自評價，2019年10月6日完成。
檢查項目
扣分情況
一、基礎管理
技術資料管理
0
定值和壓板投退單管理
0
二、安全自動裝置及二次回路
通用要求
0
穩控裝置及通道
0
備自投裝置
0
二次回路及其他
0
三、試驗與檢驗
定檢傳動計劃及執行
0
檢修票申報及安全措施
0
工作票及安全措施
0
檢修工作執行情況
0
四、運行和維護
運行規程完整性及執行情況檢查
0
安自裝置運行情況檢查
0
運行管理
-2（規程內容存在不足）
安自設備特維完成情況檢查
0
五、現場異常和缺陷處理
缺陷及處理
0
六、反措與專項工作執行情況
專業反事故措施、異常事件通報及專項工作
0
七、迎檢單位總體評價
迎檢工作配合情況
0
2）完成6kV廠用所有保護設備的定值復核工作；檢查單簽證如下圖：
3）重新核對和升版全廠零序保護時序圖，確保與定值單一致。
3、熱工專業
1）完成#1、#2機組主機DCS熱工保護定值復核工作，2019年10月5日完成，確認與定值單一致；檢查單簽證如下圖：
2）完成#1、2機組熱工裝置電源切換試驗，2019年10月5日完成；檢查單簽證如下圖：
4、調試工作
1）完成發變組、勵磁系統、啟備變和500kV系統所有保護設備的保護調試情況復查，確認基建階段遺漏#1、#2主變高壓側零序差動保護調試工作，其余涉網繼電保護均按調試規范完成調試和驗證。檢查單簽證如下圖：
2）完成全廠整組調試項目完成情況排查。對照《火力發電廠調試技術規范》（DL/T 5294-2013）和分系統及整套階段試驗簽證單、試驗報告，對#1/2機組
及公用系統的全部調試項目完成情況進行了復查，復查結果如下：
區域
應完成項目數量
未完成項目數量
完成率%
汽機專業
42
1
97.6
鍋爐專業
64
0
100
熱控專業
39
1
97.4
化學專業
27
1
96.3
電氣專業
53
1
98.1
合計
225
4
98.2
1、繼續全面完成精細化檢查發現問題的整改工作。
責任人：生產技術部、檢修維護部。
2、開展發變組及廠用電保護定值校核工作。已委托北京中恒博瑞有限公司計算，電廠技術監督服務單位（中電華創）復核。
責任人：生產技術部；計劃完成時間：2019年11月底。
3、定期高標準開展技術監督自檢查工作，針對發現問題，制定整改措施并落實。
責任人：生產技術部、檢修維護部；計劃完成時間：每6個月一次。
4、繼續全面完成2019年發電廠涉網安全檢查問題的整改工作。
責任人：檢修維護部；計劃完成時間：2019年12月底。
5、繼續完成未完成的RB、AVC等涉網試驗。
責任人：生產技術部。
6、組織開展繼電保護人員技能培訓工作，提升專業技能水平。通過走出去、請進來、師帶徒等多種形式開展培訓工作，結合技能競賽綜合評價專業技能水平，不斷提升繼電保護人員水平。
責任人：人力資源部、生技部、檢修維護部；計劃完成時間：持續改進。
7、盡快補充運行人員，高標準開展運行人員技能培訓工作，根據年度、月度培訓計劃定期開展運行人員培訓效果評價工作，評價結果作為運行人員崗位晉升主要依據，督促不斷提升專業水平，準確、規范信息匯報工作。
責任人：人力資源部、發電運行部；計劃完成時間：持續改進。
8、結合機組檢修機會開展全廠保護裝置校驗工作，確保保護裝置工作正常。
責任人：生產技術部、檢修維護部；計劃完成時間：持續改進。
9、廠用電系統增加外接電源調研，可行性研究方案制定等工作。
責任人：生產技術部。
10、結合生產管理過程中存在的問題，切實、深入梳理生產管理流程，對全廠生產管理制度進行一次修編升版。
責任人：生產技術部；發電運行部；檢修維護部；計劃完成時間：2020年3月。
11、結合生產現場實際情況，梳理各生產部門職責，明確各崗位責任，合理劃分設備管理范圍，確保所有設備管理都能責任到人。
責任人：生產技術部；計劃完成時間：2019年10月底。
12、加大現場問題與隱患的整改力度，積極主動創造條件推進整改，盡量在最短時間內消除隱患，確保設備健康運行。
責任人：生技部、HSE部；計劃完成時間：持續改進。
13、建立長期人才培養機制，感情留人、待遇留人、事業留人，保證職工隊伍穩定。
責任人：人力資源部；計劃完成時間：持續改進。
14、組織生產管理人員學習《中國南方電網電力調度管理規程》、《安全生產法》、《電力法》等相關電力生產法律法規，并嚴格遵守。
責任人：人力資源部；計劃完成時間：持續改進。
15、按照公司《應急管理》制度要求開展應急預案培訓和演練，提高全員應急處置能力。
責任人：HSE部；計劃完成時間：持續改進。
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責任編輯：
