电厂典型事故案例.docx

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电厂典型事故案例

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典型事故案例

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：

550MW；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"500kVⅠBUSBRKOPEN"、"GENBRKOPEN"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0.4kVPC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0.4kVPC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，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0.4kVPC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图纸核对，人员培训存在差距。

外委单位安全生产责任制落实存在盲点。

3、发电公司在对外委单位管理存在差距，对外委单位工作人员的安全及技术资质审查不力，未尽到应有的职责对其进行必要的安全教育培训，对外委单位人员作业未严格把关，未严格执行生产上的相关规定。

4、直流系统设计不够完善。

此接线端子的直流电源由500kV#1网控的直流电源供给，网控直流接引到外围设备（多台机组、网控保护直流与外围附属设备共用一套直流系统），交直流端子交叉布置并紧挨在一起，存在事故隐患，使得直流系统的本质安全性差，抵御直流故障风险的能力薄弱。

5、发电公司在盘柜接线不合理以及遗留短接线等问题未及时发现并未及时治理，反映出设备管理不到位。

虽然已经制定了防止500kV系统全停的措施并下发，对交直流不能混用的问题已经列为治理项目，但工作责任分解还未完成，未将生产现场所有可能引起交流串入直流的具体检修作业点进行分析，反映出基础工作薄弱。

6、在运行人员带领下维护人员检查确认缺陷时，运行人员对维护人员的工作行为没有起到监督作用，运行人员对电气专业工作规范不清楚，对管辖设备基本工作状态不清，充分说明运行人员的自身学习与培训教育工作不到位。

五、应吸取的教训

1、发电公司对在生产、基建现场直流系统进行摸底检查，从设计、安装、试验、检修管理上查清目前全厂直流系统的状况，分系统、分等级对交流可能串入直流系统及造成的影响进行危险点分析及预控制，制定出涉及在直流系统上工作的作业指导书。

2、交直流电源在同一盘柜中必须保证安全距离、隔离措施到位，交流在上，直流在下，且有明显提示标志，能立即改造的及时进行改造，不能改造的做清标记、作好记录，避免交流串入直流。

组织所有电气和热工人员包括外来维护人员、运行人员，认真学习交流串入直流回路造成保护动作的机理和危害的严重性，要大力宣传保证直流系统安全的重要性和严肃性。

3、加强直流系统图册管理，必须做到图纸正确、完整，公司、部门、班组要按档案管理的标准存档，有关作业人员要人手一册。

4、凡是在电气二次或热工、热控系统回路上的工作，必须使用图纸，严格对照图做工作，没有图纸严禁工作，违者按"违章作业"给予处罚。

5、在热工和电气二次回路上工作（包括检查），必须办理工作票，做好危险点分析预防措施，在现场监护下工作。

进行测量、查线、倒换端子等二次系统工作，逐项监护，防止出错。

6、加强检修电源的使用和管理。

在保护室、电子间、控制盘、保护柜等处接用临时工作电源时必须经公司审批措施到位后方可使用。

在上述区域任何施工用电一律从试验电源插座取用，工作票上要注明电源取自何处。

7、检查各级直流保险实际数值的正确性，接触的良好性，真正做到逐级依次向下，防止越级熔断，扩大事故。

8、对网控等主机保护直流接到外围设备的情况进行排查，发现问题要安排整改。

9、各单位、部门再次检查安全生产责任制是否完善、每一项工作、每台设备是否都已明确到人，尤其公用外围系统化学、输煤、除灰、水厂等系统的管理，避免存在死角。

10、发电公司各部门加强对外委单位（包括短期的小型检修、施工、长期的检修维护、运行支持）的全过程管理，对外委单位安全及技术资质、对其作业的安全措施、人员的安全技术水平进行严格审查，进行必要的安全教育培训并要求其考试合格后上岗。

各部门严格履行本部门、本岗位在外委单位安全管理的职责。

不能以包代管，以问代考。

对其安全及技术资质一定要进行严格审查，并进行必要的安全教育培训及考核。

同时对于每一项外包工程作业，必须派出专职的安全监护人员，全程参与其作业过程。

11、要严格履行两票管理规定，杜绝人员违章，从危险预想、写票、审票、布置安全措施、工作票（操作票）执行等各环节严格把关，严禁以各种施工通知、文件、措施来代替必要的工作票制度，严禁任何人员无票作业或擅自扩大工作范围。

对五防闭锁装置进行一次逻辑梳理，发现问题及时整改。

六、采取的措施

1、立即在各生产、基建和前期项目单位，开展一次直流系统安全大检查活动，从设计、安装、运行、维护、检修等各个环节，逐项检查、认真分析、找出设计不合理的地方，安装不规范的地方、标志不全面的地方、图纸不正确的地方、管理不到位的地方，要全方位接受教训，立即整改，不留死角。

2、交直流电源在同一盘柜中必须保证安全距离，交流在上，直流在下，且有明显提示标志，避免交流串入直流。

组织所有电气和热工人员包括外来维护人员、运行人员，认真学习交流串入直流回路造成保护动作的机理和危害的严重性，要大力宣传保证直流系统安全的重要性和严肃性。

3、加强直流系统图册管理，必须做到图纸正确、完整，厂、车间、班组要按档案管理的标准存档，有关作业人员要人手一册。

4、凡是在电气二次或热工、热控系统回路上的工作，必须使用图纸，严格照图工作，没有图纸严禁工作，违者要给予处分。

5、重申在热工和电气二次回路上工作，必须开工作票，做好危险点分析预防措施，在现场监护下工作。

要制定测量、查线、倒换端子等二次系统工作的作业程序，逐项监护，防止出错。

6、加强检修电源的使用和管理。

制定保护室、电子间、控制盘、保护柜等处接用临时工作电源的制度，严格管理，任何施工用电一律从试验电源插座取用，工作票上要注明电源取自何处。

7、检查各级直流保险实际数值的正确性，真正做到逐级依次向下，防止越级熔断，扩大事故。

8、发电公司要继续将每一机组掉闸的所有细节分析清楚，找出设备存在的问题，认真加以改进，防止重复发生问题。

9、各单位要针对该公司这起事故，加强对直流系统的管理，落实直流系统的负责人及责任制。

对网控等主机保护直流接到外围设备的情况进行排查，发现问题要安排整改。

10、针对此次事故，进一步完善保厂用电措施。

11、新建项目公司要加强对设备外委单位的管理，要明确二次设备和系统的职责划分，按照系统的重要性和整体性界定管理和维护职责，不允许外单位维护发电公司的电气二次、热控及保护直流系统。

DCS公用系统故障导致两台机组同时停运

某发电公司装机8×300MW，其中3～8号机组DCS采用上海新华控制公司的XDPS－400系统，每个循泵房设置远程控制站（两机公用），通过光纤连接到DCS公用网络，在单元机组操作员站进行监控。

2005年4月7日，因DCS公用控制系统故障，3、4号机组运行中3台循泵同时跳闸，导致两台机组同时低真空停运，并造成两台机组凝汽器循环水出水管道垫子因发生水锤损坏多处的严重事故；经紧急抢修于次日启动后再次发生运行中3台循泵同时跳闸，由于机组负荷低，且抢救及时，未造成停机事故。

一、事故前运行方式

3、4号机组负荷均为310MW，循环水系统扩大单元制运行，#5、#6、#7循泵运行，#8循泵联锁备用，循泵出口联通管#1、#2电动蝶阀开足。

二、事故经过

14:

07，DCS循环水系统发出卡件故障报警，接着3、4号机组循环水系统所有泵、电动阀门同时发生误跳、误动：

#5、#6、#7循泵同时跳闸，#8循泵自启；#1冷却水泵跳闸，#2冷却水泵自启；循泵出口母管连通管电动蝶阀#1、#2自关；#3、#4冷却塔循环水进水门自关；工业水回水电动蝶阀#1、#2自关，工业水回水电动蝶阀3自开。

14:

09，4号机组真空低保护动作跳闸。

14:

10，3号机组低真空保护动作跳闸。

14:

18，发现3、4号机组0米凝汽器胶球网处法兰大量漏水，凝汽器出水管垫子吹损，遂破坏真空，保压停炉进行抢修。

次日10:

42，4号机通循环水，13:

35并网；12:

10，3号机通循环水，13:

48并网。

15:

06，#2循泵房所有设备再次同时发生误跳、误动。

因#6循泵自启，3号机循环水压力得以保住；运行人员抢合#8循泵成功，4号机循环水压力得以保住。

鉴于DCS公用循环水系统频发故障，在未找到真正原因并加以解决之前，为防止再次发生事故，制定了循环水系统运行的应急措施方案：

将#2循泵房远程控制柜内4台循泵及出口液控蝶阀的跳闸继电器全部拔除，避免DCS引起设备误动；循环水系统采用单元制运行，运行派专人加强就地监视，循泵停运操作在电气监控系统上进行。

三、事故原因

1、从DCS系统查看各动作设备的跳合闸或开关指令，均无输出，运行也无相关操作记录，排除CRT盘上人为误操作可能。

2、查看各循泵、出口蝶阀、连通管联络门、冷却塔循环水进水电动门、冷却水泵、工业水回水电动门等状态，发现所有设备均在同一时刻发生误动，排除某些设备先动再联动其它设备可能。

3、由于循泵跳闸的同时伴随循泵出口母管连通管#1、#2联络门自关，#3、#4塔循环水进水电动门自关、#1冷却水泵跳闸、工业回水电动门#1、#2自关，这些设备均没有循泵跳闸联动的逻辑，控制电源也取自不同的MCC盘，除交流电源外还有直流电源，段上供电设备除#2循泵房外均运行正常，所以可以排除动力电源的影响。

4、查看DCS报警历史，发现跳泵前1秒均发生有DPU64/84#1站和#2站卡件故障报警。

进一步查看#1、#2站各卡件的报警累积记录，每块卡件均发生2次以上的报警，初步判断公用循环水控制系统发生故障是导致事故的原因。

结合事故现象和各设备状态历史趋势仔细分析后发现：

#2循泵房所有非DCS控制的设备未误动、进入DCS控制但配电箱拉开的设备未误动，而所有由DCS控制的设备均在同一时刻发生了误动。

判断事故发生时DCS远程控制柜所有出口继电器同时带电动作，使得所有设备反态动作（运行设备自停、备用设备自启）。

这一结论经试验得到证实。

进一步检查继电器误动原因，发现远程柜电源系统和接地系统在设计和施工方面均存在大量安全隐患。

经省电力试验研究院、DCS厂家和电厂技术人员共同对远程柜反复进行电源系统品质测试、接地系统噪声测试、电源切换试验、电源降压试验，除未捕捉到继电器误动现象外，其它事故中发生的现象均已出现。

经分析试验采取的手段有限，不可能完全模拟出事故时突发恶劣工况，如瞬间大幅压降和大能量电磁干扰等，但足以证明远程柜电源系统和接地系统不符合规范是造成本次事故的根本原因。

四、改进措施

1、远程柜电源系统改进措施

（1）将远程柜的两路电源进线（UPS和保安段）均由1根2.5mm的线改为2根2.5mm的线并接，以降低线损电压，经测试提高电源电压3~5V。

（2）将远程柜空调的电源改接到就地MCC盘上，减小空调启停对远程柜供电电压的影响。

（3）将B路电源（保安段）增加一小型UPS（1kvA，6min），防止电源瞬间突降。

2、远程柜接地系统改进措施

（1）在远程柜同底座槽钢间增加胶木板，将远程柜与低压电气柜用胶木板绝缘隔离，使机柜完全浮空。

（2）重新在循泵房外电缆沟内选择接地点（接地电阻0.22Ω，厂家要求<2.5Ω）。

（3）将远程柜光纤盒内两根钢丝加上绝缘。

（4）将24V电源接地线接地。

3、DCS改进措施

（1）按危险分散的原则重新分配DO通道，使一块卡件只控制一台循泵。

（2）增加卡件故障次数自动累计功能，便于分析。

（3）将远程柜两路电源状态和2个备用继电器的输出接点引入DCS，对设备的运行状态进行全程监控、记录。

以上改进措施实施后，未立即恢复循泵跳闸继电器，3、4号机循环水系统继续在严密监视状况下运行了3个月，未再发生任何异常。

2005-7-29，将所有循泵和出口蝶阀跳闸继电器装复后，循环水系统一直稳定运行至今。

至此，可认为事故隐患已经消除。

五、取得的经验教训

1、循环水系统由于运行中设备操作少，电厂基本都是无人值守，因此对其控制系统安全稳定性的要求更为突出。

一旦发生故障，尤其在扩大单元制运行时，会直接威胁到两台机组的安全运行，造成的后果极为严重，设计时应对厂家硬件配置、图纸方案严格审查，做到一劳永逸。

2、循泵房环境远较电子设备间差，远程控制装置应充分考虑现场温湿度、防尘、防电磁干扰等因素，并为所增设防护设施考虑完善配套解决方案。

3、施工单位为图方便，循泵房DCS控制装置电源往往直接从就地低压电气盘柜取，而循泵房低压电气设备一般属3类负荷，电源可靠性较低，甚至未达到两路冗余，在安装验收时应加以注意检查。

4、设计时远程柜电源电缆由热工专业开列，很难精确计算电缆长度和线损可能造成的压降，在安装时应现场实际测量电缆走向确定长度后，再根据控制装置负载大小核算电源电缆线径，确保电源品质。

5、电厂平面设计时循泵房通常距主厂房较远，在丘陵山区其地基多采用回填处理，周围设置接地桩不能满足要求，只有电气接地网覆盖该区域，实际工程中又不可能为远程柜设置单独接地点，因此循泵房远程柜接地点的选择尤为重要，应与附近电气设备接地点保持足够距离，防止干扰反窜。

直流母线失电引起6kV母线失压

2011年9月1日16:

30，某发电公司运行人员在#1机主厂房直流II母倒为直流I母接带操作过程中，由于操作票内容填写漏项，造成#1机直流Ⅱ段母线失电；在#1机直流Ⅱ段母线合闸送电时，6kV公用OB段进线开关测控装置（CSC-211）跳闸板因设计缺陷，在直流控制电源开关分闸后合闸瞬间，直流电压、电流外部回路受分布电容影响，波形畸变产生较大的冲击电流，跳闸回路防跳继电器电流线圈动作，导致6kV公用OB段电源开关OB开关跳闸，6kV公用OB段母线失压。

一、事故经过

2011年9月1日，#1机组380V保安PCB段计划检修，#1机组380V保安PCB段母线倒为空载运行，15:

30值长下令“将#1机主厂房直流II母倒为直流I母接带”，操作人、监护人对照ECS#1机主厂房直流系统图填写操作票，16:

10逐级审核签字后执行#1机主厂房直流II母到为直流I母接带工作，16:

30:

52集控室正常照明失去，6kV公用OB段失电，经检查16:

30:

52#1机组220V直流Ⅱ失电，16:

31:

22恢复供电正常，检查6kV公用OB段无异常后，16:

36:

30恢复送电正常，逐步恢复6kV公用OB段负荷运行正常。

二、事故原因及暴露问题

1、发电运行部门部分运行人员业务技能水平较低，在电气特殊方式下（#1蓄电池退备充电）填写操作票时将“#1机组直流Ⅱ段整流器输出开关2QS1打至直流Ⅱ母控制位”漏项，监护人、主值、值长对操作票审核和危险点分析预控流于形式、把关不严，工作责任心缺失，未及时发现操作票中的遗漏项目，导致#1机直流Ⅱ母失电，是造成此次事故的主要原因。

2、事故发生后，调取DCS事故追忆信号，启备变保护A柜、6kV公用0B段快切装置失电后2秒，6kV公用0B段0B开关跳闸，直流系统监测装置失电、启备变保护A柜失电、6kV公用0B段快切装置失电，上述装置失电造成失电期间无法正确反应开关状态及其指令趋势，给分析判断带来一定困难。

次日，设备技术部、发电部编写了相关试验方案，审批后对6kV公用OB段开关跳闸原因进行模拟试验分析，通过对0B、1B开关反复进行试验，证明0B开关跳闸不是由于失电引发，而是由于失电后恢复送电的瞬间，发生开关跳闸。

根据这一现象重点对0B开关测控装置（带控制回路）、快切装置及其回路进行检查，发现开关测控装置（CSC-211）跳闸板跳闸回路防跳继电器电流线圈动作电流过小，在直流控制电源开关分闸后合闸瞬间，直流电压、电流由于外部回路在分布电容影响下，波形畸变产生较大的冲击电流，导致跳闸回路防跳继电器电流线圈动作，其接点导通跳闸回路，引起开关跳闸。

最后，更换测控装置跳闸板（新产品），经过反复试验后这一现象消除。

从以上试验证明6kV电气设备综保装置跳闸板存在设计缺陷，抗干扰能力差，若跳闸回路中有多个支路，在控制电源开关合闸瞬间容易引起运行中的开关跳闸，这是造成6kV公用OB段失电的直接原因。

3、设备管理部门专业技术人员对现场电气设备二次控制回路的检查、维护、试验管理存在漏洞，对发现深层次隐患和装置性违章的技术手段和方法欠缺，有待进一步提高。

三、防范措施

1、发电运行部门对特殊情况下的重大操作项目，提高“操作票”审核级别，形成制度，发电部重点对典型操作“操作票”完善的补充、修订形成常态机制，杜绝“操作票”执行过程中漏项、错项；

2、发电运行部门加强运行人员现场操作技能的培训，有效提高运行人员分析问题，解决问题的能力，强化人员责任心，落实重要电气设备操作票的填写、审核、危险点分析预控和后备监护，提高运行人员电气倒闸操作水平。

3、发电运行部门组织全体人员，认真学习本次事故通报，总结汲取事故经验教训，限期对直流、UPS系统强化培训考试，尽快提高人员技能水平，防止同类事故再次发生。

4、设备管理部门专业技术人员，尽快联系设备生产厂家，对现场现存10台同类型开关提出整改方案，消除设备隐患。

加强人员技能培训，提高人员发现和解决现场设备存在的深层次隐患的能力，进一步提高电气设备健康水平。

振动保护误动主机跳闸

2002年3月12日,某发电公司发生一起因振动保护误动引起的主机跳闸事故。

一、事故前运行工况

3月12日20:

00前，#1机组负荷500MW左右，机组运行情况正常。

二、事故经过

20:

00，运行人员发现“汽机振动大”光字牌报警，在DEH上观察到的最大振动有130um,最小只有0.6um（100um报警，254um跳机）。

运行人员到现场检查＃2瓦振动情况，无异常，值长通知热工值班人员到现场。

值班人员分析后，认为＃2瓦振动测量出异常值，在得到值长批准后，办好＃2瓦振动保护的保护解除手续，此时＃1机组20：

23：

55.484（SOE打印的跳机时间）因＃2瓦振动大跳机保护动作，汽机跳闸，锅炉MFT，汽机ETS保护装置故障首出为“VB2TRIP”振动跳机。

此后，解除＃2瓦振动保护，锅炉重新点火，汽机冲转，22：

07重新并网发电。

三、事故原因

＃2瓦振动大跳机的原因分析,是由于＃2瓦X向相对振动测量不准引起.其主要原因，是由于大机＃2瓦X向相对振动探头处环境温度较高,由于探头长期在高温环境下工作,使涡流式振动探头的特性变化引起测量异常,测量振动值突变，引起机组跳闸。

目前#2瓦X向相对振动探头已损坏。

四、防范措施

1、适当增加＃2瓦周边环境的保温层厚度，以改善探头工作环境。

2、向生产厂家询问，是否有比目前使用振动探头更高环境温度适应能力的振动探头替代目前使用的振动探头。

3、目前＃2瓦振动以Y向相对振动代替X向相对振动，作为＃2瓦振动的显示,报警和保护。

4、热控专业组织研究是否可以将＃2瓦振动以X向绝对振动达到跳闸值与Y向相对振动达到报警值同时满足,作为＃2瓦振动跳闸条件。

通过专题会议讨论，经公司批准后实施。

人为原因造成机组跳闸处理不当致事故扩大

2005年6月25日，某发电公司#2机组168小时试运结束后，由于人为及设备原因造成#1机组跳闸，在处理过程中又因对公用系统的监视不力将事故扩大，导致#2机组相继跳闸。

一、事故经过

6月25日500kV荷鸭Ⅱ回线路做电气预试及保护定检工作，5012开关处于断开位置；因#2高压厂变检修，#1启备变带6kVⅡA、ⅡB段运行，#1高压厂变带6kVⅠA、ⅠB段运行，6kVⅠA段快切投入，6kVⅠB段快切退出（注：

未投原因应该是由于启/备变已带#2机组的厂用电，考虑到启/备变容量不足，才退出6kVIB段快切的，快切装置没有问题）；A、B、C空压机运行