1、交流电窜入直流系统三台机组相继跳闸2005 年 10 月 25 日 13 时 52 分， 某发电公司发生一起因外委单位维护人员作业随意性大、擅自扩大工作范围，危险点分析不足，误将交流电接入机组保护直流系统，造成运行中的三台机组、500kV 两台联络变压器全部跳闸的重大设备事故。一、事故前、后的运行状况全厂总有功1639MW，#1 机有功：544MW；#2 机小修中；#3 机停备；#4 机有功：545MW；#5 机有功：550 MW；XX 一线、XX 二线、XX 三线运行；500kV 双母线运行、500kV #1 联变、#2 联变运行；500kV 第一串、第二串、第三串、第四串、第五串全部正常方
2、式运行。事故时各开关动作情况：5011 分位， 5012 分位， 5013 在合位 ，5021合位，5222 分位，5023 合位，5031、5032、5033 开关全部合位，5041、5042、 5043 开关全部分位， 5051、 5052、 5053 开关全部分位； 5011、 5012、5022、5023、5043 有单相和两相重合现象。10 月 25 日 13 时 52 分 55 秒500kVBUS BRK OPEN、GEN BRK OPEN软报警，#1 机组甩负荷，转速上升；发电机跳闸、汽机跳闸、炉 MFT。发变组 A 屏 87G 动作，发电机差动、过激磁报警，厂用电切换成功；#4
3、 机组13 时 53 分，汽机跳闸、发电机跳闸、锅炉 MFT 动作。发跳闸油压低、定冷水流量低、失全部燃料.检查主变跳闸，起备变失电，快切装置闭锁未动作，6kV 厂用电失电，各低压变压器高低压侧开关均未跳开，手动拉开；#5 机组 13 时 53 分， 负荷由 547MW 降至 523MW 后， 14 秒后升至 596MW协调跳。给煤机跳闸失去燃料 MFT 动作。维持有功 45MW，13 时 56 分汽包水位高，汽轮发电机跳闸，厂用电失去，保安电源联启。经过事故调查技术组初步确定事故原因和现场设备试验后，确认主设备没有问题机组可以运行后，经请示网调许可，#4 机组于 26 日 16 时 43 分
4、并网，#5 机组于 28 日 15 时 09 分并网，#1 机组于 28 日 15 时 15 分并网。二、事故经过化学运行人员韦某等人在进行 0.4kV PC 段母线倒闸操作时，操作到母联开关摇至试验位的操作项时，发现母联开关分闸储能灯均不亮，联系外委单位维护项目部的冯某处理，13 点 40 分左右冯某在运行人员的陪同下检查给排水泵房 0.4kV PC 段母联开关的指示灯不亮的缺陷，该母联开关背面端子排上面有 3 个电源端子排（带熔断器 RT14-20） ，其排列顺序为直流正、交流电源（A） 、直流负，由于指示灯不亮冯某怀疑是电源有问题并且不知道中间端子是交流，于是用万用表（直流电压档）测量三
5、个端子中间的没有电（实际上此线为交流电，此方式测量不出电压） ，其它两个端子有电，于是冯某简单认为缺陷与第二端子无电有关，于是便用外部短路线将短路线（此线在该处线把内悬浮两端均未接地）一端插接到第三端子上（直流负极） ，另一端插到第二端子上（交流 A）以给第二端子供电并问运行人员盘前指示灯是否点亮，结果还是不亮（实际上这时已经把交流电源同入网控的直流负极，造成上述各开关动作，#1、#4 机组同时跳闸，#5机组随后跳闸） ，冯某松开点接的第二端子时由于线的弹性，该线头碰到第一端子（直流正极）造成直流短路引起弧光将端子排烧黑，冯某将端子排烧黑地方简单处理一下准备继续检查，化学运行人员听到有放电声音
6、，并走近看到有弧光迹象便立即要求冯某停止工作，如果进行处理必须办理工作票，此时化学运行人员接到有机组跳闸的信息，便会同维护人员共同回到化学控制室。三、原因分析1、技术组专家通过对机组跳闸的各开关动作状态及相关情况进行综合分析，初步推断为直流系统混入交流电所致。经在网控 5052 开关和 5032 开关进行验证试验。试验结果与事故状态的开关动作情况相一致。确定了交流串入直流系统是造成此次事故的直接（技术）原因。2、外委单位维护人员工作没有携带端子排接线图，对端子排上的接线方式不清楚，危险点分析不足、无票作业，凭主观想象，随意动手接线，是造成此次事故的直接原因。四、事故暴露的主要问题：1、外委单位工作人员检修安全及技术工作不规范，技术水平低，在处理给排水泵房 0.4kV PC 段母联开关的指示灯不亮的缺陷时，使用万用表的直流电压挡测量接线端子的交流量，并短接端子排接线，使交流接入网控直流控制回路，最终造成此次事故。2、外委单位的安全管理、技术管理存在漏洞，工作人员有规不循，安全意识薄弱，检查缺陷时未开工作票，没有监护人，对检修工作中的危险点分析有死角；对设备系统不熟悉，在二次回路上工作未带
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