2012年11月16日，某电厂500kV送出线路因覆冰跳闸，造成1、2机组停机，全厂对外停电，1号机组在停机过程中，汽机轴承断油烧瓦，直接经济损失约268万元。
【事故经过】
事故前工况：某电厂在运2台600MW燃煤空冷发电机组，采用发电机一变压器组形式接入500kV升压站；500kV母线接线形式为3/2接线，共三串；电厂规划远期两条外送线路，已建成一条，即500kV某忻Ⅱ线，并入华北电网；高压厂用电源分别从两台主变压器低压侧通过厂用变压器引接；电厂设两台启动／备用变压器，从35kV母线引接，35kV母线有两路电源，1路从500kV母线通过降压变引接，另外1路从电厂厂用向煤矿供电的线路T接，正常情况下，电厂向煤矿供电，事故情况下，通过该线路向电厂反送电，其联络开关需人工手动投切。事故前，500kV升压站正常方式运行，某忻Ⅱ线送出负荷845MW，1号机组负荷450MW，2号机组负荷460MW，10kV厂用电由厂用工作电源供电，l、2号机组0.4kV保安PCA、B段由厂用工作电源供电，1、2号机组柴油发电机联动备用。
11月16日2时20分，某忻II线由于线路覆冰造成电流差动保护动作，线路跳闸，同时l号、2号发电机零功率切机保护动作，机组跳闸，全厂对外停电。
1、l号机组情况全厂失电后，l号机组0.4kV保安A、B段失电，1号柴油发电机联启成功，但出口开关未合闸。2时2 1分，机组长发现油压开始降低（油压还未降到联动值），手动启动l号汽轮机直流润滑油泵，4秒后跳闸，再次启动3秒后又跳闸；2时2 5分，1号机副值班员到就地直流控制柜手动强合直流润滑油泵成功，2时3 1分，直流润滑油泵跳闸；随后又先后合闸两次，跳闸两次，2时32分后，直流油泵再未成功启动。
2时2 1分，1号机密封直流油泵联启成功。
2时2 2分，1号机组破坏真空，汽机闷缸。值班人员发现氢压快速下降，由0.398MPa降至0.32MPa，1号汽机13.7米发电机励磁小室处喷火，1号机组立即紧急排氢。
2时2 5分，排氢降低氢压后，着火消失。
2时3 5分，1号机转速至零，惰走时间1 4分钟。
经调查，电厂交流保安电源采用柴油发电机组，无外接专用电源。而采用的柴油发电机控制模块适用于还有外接专用电源的接线模式，柴油发电机投入条件为工作电源消失，市电（外接专用电源）跳闸，柴油发电机就地控制面板应显示“断路全分”状态。事故当时，1号柴油发电机面板显示“市电合闸’’状态，在此状态下，柴油发电机出口开关不允许合闸。运行人员到达柴油发电机小室后，试图将“市电合闸”状态设置为“断路全分”状态，但不熟悉操作方法，经多次努力未成功。检修人员到场，卸载柴油发电机后，将1号柴油发电机面板由“市电合闸”设置为“断路全分”状态，柴油发电机正常接带1号机组保安A、B段。此时距事故发生已有27分钟。
此前1号机组大修中对机组直流润滑油泵就地控制柜进行了技术改造，将1号机组直流润滑油泵直流动力控制柜传统柜改造为智能柜，并保留传统柜做为智能柜的备用，用双置刀闸进行手动切换。发生全厂停电后，智能柜启动后即跳闸，机组长令l号机副值班员到就地控制柜处，手动启动智能柜未成功，后又将双置刀闸切换到传统柜。2时2 5分，运行人员采取对传统柜先按启动按扭，后又强按K31（合闸继电器）等方法启动了直流润滑油泵（但运行人员不能确定油泵已启动），此时又接到机组长令去1号发电机排氢。2时3 1分，因机组长在集控室监视不到1号机直流润滑油泵电流及状态信号，误认为1号机直流润滑油泵未启动，又令运行人员去就地控制柜操作直流润滑油泵，运行人员误按了K32（跳闸继电器）造成运行中的油泵跳闸。后运行人员又采用此方法按动继电器，造成油泵启停两次。
2、2号机组情况
2时2 1分，2号柴油发电机因蓄电池亏电导致无法启动，2号汽轮机直流润滑油泵联启成功，直流密封油泵联启成功。
2时2 2分，2号机组破坏真空，汽机闷缸。
2时5 7分，2号机转速至零，惰走时间3 6分钟。
3、机组恢复情况
3时3 3分，煤矿至电厂倒送电源后，启动2号机组顶轴油泵，投入2号汽轮机盘车运行，电流16A，盘车正常。
3时5 3分，府忻II线送电成功，逐步恢复全厂供电。
15时2 2分，2号机组并网。
18时整，2号机组带负荷至600MW，机组全面检查无异常。
4、损失恢复情况。
因主机润滑油系统供油中断，导致l号机组主机1号至9号轴瓦全部烧毁，轴颈轻微磨损，轴系整体下沉2mm，发电机风叶轻微磨损。当天l号机组转抢修，对汽轮机及发电机进行了局部解体检修、更换损坏轴瓦及密封件等工作，经整体试验试运后，机组于11月29日并网，累计停运1 4天。机组并网后仍存在发电机漏氢严重问题。事故未造成人员伤亡。
【原因分析】
l、交流润滑油泵未联启。厂用电失电后，1号柴油发电机启动，但由于柴油发电机控制模块选型、设置不当，选用有外接专用电源（市电）的接线模式，状态为“市电合闸”，而现场实际并无外接电源，导致柴油发电机出口开关B1无法合闸，保安段带不上电，未能及时启动交流润滑油泵。
2、直流润滑油泵末联启。厂用电失电后，l号机组直流润滑油泵智能就地控制柜设备出现故障，导致未能及时启动直流润滑油泵。直流润滑油泵控制柜在大修期间进行了传统控制柜升级到智能控制柜的技术改造，由于质量控制不严，运行不稳定，事故后电厂对智能柜测试，启动2 5次有1 3次不成功。
3、运行人员操作技能不强，事故情况下处理不当。事故中，运行人员未能从油压曲线判断直流润滑油泵运行情况，对直流润滑油泵传统柜操作不熟练，对直流润滑油泵控制柜改造后的操作和事故处理方法不掌握，在直流油泵智能柜无法启动、被迫切换为传统柜启动地情况下，就地操作人员未能先合上柜内控制电源开关并用启动按钮启动，而采取了直接点按继电器的冒险方法，多次误启停直流润滑油泵，最终未能确保直流油泵的可靠连续运行；运行人员不熟悉柴油发电机操作方法，在柴油发电机控制面板出现“市电合闸”信息、Bl不能合闸的情况下，未能先将柴油发电机停运并将面板信息设置为“断路全分”，多次努力后仍未能将柴油发电机及时投入运行，影响了柴油发电机的及时接带保安段电源。
4、电厂安全管理存在薄弱环节。设备管理不到位，隐患排查治理工作不深入，未及时发现重要辅机设备安全隐患；没有制定汽轮机断油的现场应急处置方案，事故发生后，对于直流润滑油泵及柴油发电机不能正常工作等问题应急处置不当；对员工技能培训欠缺，员工对设备操作不熟悉，技术技能和应急处置能力不够。
【暴露问题】
1、安全管理不到位。一是该电厂现行运行规程编制覆盖面和深度不够，缺乏柴油发电机、交流、直流润滑油泵、保安段等重要辅机和母线的启停操作程序和启动、联动不成功、失电等如何处理的规定，造成实际运行中遇到上述问题时，运行人员无章可循、不会操作，不能正确判断和处置设备异常状态的现象，对事故处理不及时；二是对不同专业和岗位的人员安全责任细化不够，检查和监督责任没有明确；三是电厂设备定期轮换与试验管理不到位，对设备定期轮换与试验工作结果和执行情况缺乏检查、监督和分析。
2、安全隐患排查治理工作不深入。电厂未排查出厂用电备用电源不可靠的重大安全风险。对柴油发电机控制模块选型、设置不当问题，一直未采取切实可行技术解决方案；柴油发电机和直流润滑油泵定期试验中均出现过启动失败现象，电厂有关人员末对启动失败的原因进行追究和记录、分析。
3、设备管理维护不到位。设备改造把关不严，电厂对l号机组直流润滑油泵就地控制柜改造后，未能发现设备存在质量问题，改造项目技术把关流于形式；设备维护不到位，2号柴油发电机启动用蓄电池组缺乏维护，存在亏电情况，定期充放电试验记录不符合实际。
4、员工培训不到位。电厂未能针对设备系统的变化情况及时组织有关管理人员和生产员工进行学习和培训。电厂未根据现场实际情况及时对有关安全生产管理制度和技术规程条文进行修改并开展针对性交底和培训。
5、应急处置能力不足。电厂的应急预案体系不健全，缺乏有针对性的全厂停电、汽轮机断油、发电机漏氢等异常事件的现场处置方案；应急预案培训不到位，特别是现场设备系统变更后没有及时开展培训；未根据现场实际风险及时组织进行应急预案的演练。
【防范措施】
1、只存在1回送出线的电厂，在厂用没有外接可靠备用电源的接线情况下，应研究论证，提出切合实际的风险防控和应对措施，有效避免在外送线路发生故障全厂失压时，类似事故再次发生。
2、高度重视厂用电安全，加强厂用电管理。强化相关设备检修预试，加强人员培训，完善相关规程，停止不合规的外供电方式。
3、进一步完善事故隐患排查治理工作机制，加大隐患排查治理力度，特别是加强对厂内设备的日常管理和隐患排查和对机组的运行监控，进行隐患排查治理动态跟踪，发现问题及时整改；要完善设备安全生产管理制度和技术规程，结合设备改造及时优化更新，确保符合运行要求。
4、完善应急预案体系，规范编制应急预案，使预案更有针对性，及时开展应急演练，对演练反应出的问题实行闭环整改，提高电厂的应急处置水平。
5、加强员工的技术培训，使员工能够及时了解设备系统的变化情况，熟练掌握运行规程、设备操作，严格落实工作制度，提高人员紧急情况下的应急技能，应对可能发生的突发事故。
6、加强对电力安全信息报送相关规定的学习，完善内部信息报送制度，落实相关责任人，严格做好电力安全事故、突发安全事件信息报送工作，杜绝迟报、漏报、瞒报行为。