【事故经过】
2007年05月11日11:00时，某热电厂电气运行人员在对110 kV升压站巡检时，发现I母C相支持瓷瓶上部支架有块被风刮上去的塑料布。12:00，中调令“I母由运行转为检修”，当按操作票步骤进行到“断母联112开关”时，发现母联断路器不能正常断开。16:25，中调令采用拉开母联隔离刀闸方式对I母停电。在操作过程中，1号、2号发电机和宁集I、Ⅱ回线路相继跳闸，110kV母线失电，全厂停电。
具体保护动作情况（接跳闸顺序）
1、2号发电机组与系统解列的原因为2号主变保护A柜高压侧阻抗保护动作。动作原因：高压侧TV电压二次电缆绝缘下降，各相及开口三角出现较高感应电压（开口三角电压10V左右），造成装置无法判别TV断线，未能闭锁阻抗保护，致使保护出口动作。
2、宁集I、Ⅱ回线路跳闸原因为两条线路的线路保护由于装置内部TV断线参数配置不对，在TV断线后未能闭锁保护，造成阻抗Ⅲ段保护动作跳闸。
3、1号机组跳闸原因为1号机组励磁系统动态调节异常。当2号机组解机列和宁集I、Ⅱ回跳闸后，1号发电机励磁系统控制异常，励磁系统调整过程中出现了励磁电压低于发电机失磁保护中励磁电压整定值，时间持续近1s，发电机失磁保护T3动作，最终造成机组停机。
3、全厂失电后，l号、2号机炉设备检查情况
(1)由于全厂失电，1号、2号机组失去了厂用电，锅炉严重缺水。根据这次事故后的历史数据分析，事故发生时，锅炉未超压，主汽压力最高达到13.93 MPa；主汽温度534℃，未超温(额定主汽温度540℃)，再热汽温528℃，未超温(额定再热汽温540℃)；事故发生时，过热器管壁温度531℃，且灭火后逐渐缓慢下降，过热器管壁(12CrlMoV)允许极限温度为570℃，过热器管壁温度未超温；事故发生时，再热器管壁温度为395℃，再热器管壁材质为12CrlMoV，允许极限温度为570℃，未超温；事故发生时，省煤器管壁温度258℃，最高温度为420℃，随后逐渐降低为350℃；锅炉灭火后未造成炉膛结焦，锅炉辅机设备也未造成损坏，锅炉膨胀系统正常，电厂运行人员按照事故停炉后操作规程进行了操作。
(2)从1号、2号炉受热面管历史数据分析可以看出，除水冷壁管屏外其它受热面管均随炉冷却，受温度变化影响不大。由于水冷壁管屏没有直接的温度测点，只能通过燃烧室的温度进行推测。锅炉燃烧室有上部、中部和下部床温3个温度测点，从各温度测点看，甩负荷后，燃烧室上部和中部温度急剧下降，从16:52到17：13燃烧室中部温度由845℃降到450℃。而下部床温从16:51-22:17始终在700 ℃上，到次日00:47还在600℃以上。由此可知，在水冷壁管屏缺水情况下，上部和中部的水冷壁管屏受温度变化影响不是很大，但下部水冷壁管屏受炉料温度的持续影响可能产生球化现象，这将对管屏材质的高温使用性能带来影响，但产生球化的程度需进行割取管样检验后才能进行判别。
(3)l号、2号机组失电后，汽轮机主汽门、调门除2号机组1号高压主气门未关闭到位外，其余均及时关闭到位。由历史趋势看，从失电到停机的整个过程中，1号机组5个轴的最大振动值为75微米，持续时间1s;2号机组5个轴的最大振动值为206微米，持续时间1 s；转速从3000 r/min迅速下降，无严重超速反映；1号、2号机组直流润滑油油泵在16:59启动，交流油泵在17：44启动，及时提供轴系润滑支持，未发现汽轮机设备损坏情况。
【原因分析】
在进行正常倒闸操作时，由于母联开关机构连杆销子脱落，开关无法正常操作，造成跳闸线圈烧毁，经调度同意后直接拉开隔离刀闸进行I母停电操作。操作过程中由于隔离刀闸主触头和辅助接点动作不同步（刀闸主触头分开1.7 s后辅助接点才切换），由于操作前按该厂运行规程将母线TV并列把手投入，造成两段母线TV并列运行，出现由Ⅱ母TV通过二次向I母TV反充电现象，导致母线TV二次侧的小空气开关跳闸。跳闸后，造成线路及发变组保护装置失压，而且励磁装置存在问题，造成机组及线路跳闸，引发全厂停电事故。
暴露出的问题有：
1、现有电气运行操作规程不完善，在母线停电非正常操作时，造成TV二次向一次反充电。
2、二次系统存在安全隐患，保护闭锁功能不能发挥作用，电缆绝缘下降，大扰动下励磁调节异常，暴露出二次系统试验、验收、运行管理等存在薄弱环节。
【防范措施】
1、根据设备现状，重新审核现有电气运行操作规程，母线倒闸操作或TV检修时，应防止TV二次向一次反充电。
2、改进保护装置功能和调试质量。建议厂家将TV断线闭锁功能直接做在距离保护逻辑中，如加控制字应改在距离保护定值中。试验要严格把关，及时发现问题并消除缺陷。
3、尽快对1号机组励磁系统进行软、硬件升级。1号组励磁系统控制软件是旧版本程序，该程序存在的缺陷是造成l号机组励磁系统控制异常的主要原因。
4、加强对开关的检查，在开关机构修复后，应进行开关电气、机构特性检查和调整。