1.3.1故障点判断及故障性质分析
　　上安电厂的故障现象为：220 kV母差保护动作；本厂及相邻220 kV变电站故障录波器启动；安铜II线铜冶侧251开关零序I段保护动作A相跳闸，重合闸动作不成功后三相跳闸。据此可初步判断故障点确实存在，故障点的位置应在220 kV2号母线A相，并且位于上安电厂220 kV母差保护和安铜Ⅱ线线路保护范围的交界处，即284开关和线路TA之间，属于母线单相接地故障。
1.3.2上安电厂3号、4号机组跳闸原因分析
1.3.2.13号机跳闸原因
　　2号启动变2134开关跳闸后，联跳6 kV厂用电CS3、CS4段进线开关，由于其厂用电切换逻辑设计中，6 kV中压段在非启动变本体保护动作时不能切换至本机高厂变，因此本次母差动作未启动厂用电中压切换装置，使6 kV厂用电CS3、CS4段停电，导致3号机空压机等重要设备失电停运。CS3段厂用电失电后，3号机380 V保安段切至本机供电，但由于在原设计中保安段所带的空预器主、辅电动机同时启动，使主电动机需克服辅助电动机低速转动的阻力力矩运转，引起主电动机过流跳闸；又由于在设计中系统认为辅助电机未运行，判断为空预器2台电动机全部停运，故触发3号炉MFT，从而启动了大联锁停机。
1.3.2.24号机被迫停运原因
　　2号启动变跳闸对4号机组厂用电的影响和对3号机组厂用电的影响相同。4号A空预器因辅助电动机自启，主电动机过流跳闸，4号B空预器辅助电动机未启动，主电动机运行正常，故未触发锅炉MFT。但由于CS3、CS4段厂用电失电，造成4号机所有空压机停运，机组气动机构空气压力逐渐降低，使运行的A、C磨煤机因离合器仪表空气压力低，保护动作而跳闸，炉膛失去火检，值班员被迫手动跳闸停机。
　　3号机跳闸及4号机被迫停运，均是因为机组厂用电系统的运行方式及切换逻辑不合理而造成的，如果事故中CS3、CS4段厂用电能够正常切换至本机供电，可以避免机组跳闸。
1.3.3母线送电方案分析
　　对于上安电厂220 kV 2号母线送电有以下3种方案可供选择：
　　a. 用安大Ⅱ线大河侧开关充电上安220 kV母线在石家庄地区环网中处于非常重要的位置，采用此方案，若上安侧存在复合型故障，将充电至故障母线，对系统造成较大的冲击；如果大河侧安大Ⅱ线273开关出现拒动，将造成大河站220 kV1号母线跳闸，石家庄地区主网架破坏严重；同时，由于石家庄热电厂220 kV系统与大河站电气联系紧密，如果再次向故障点充电，对该厂机组将产生很大的影响，威胁该厂的安全运行。石家庄地区电网结构如图2所示。

　　b. 用上安电厂母联201开关对2号母线强送电此方案操作最少，送电速度最快。考虑到上安电厂仅有1台机运行，单母线运行稳定性差，运行方式薄弱，如果201开关冲击到故障点，很可能发生机组跳闸甚至母线全停的恶性事故。
　　c. 上安电厂2号机带2号母线零起升压此方案操作步骤较多，送电时间较长，但却最安全，不会造成事故扩大。
　　以上3种送电方案各有利弊，分析事故后电网及电厂的实际运行状况：上安电厂2号母线跳闸，并未造成系统网架结构严重破坏；上安1号机仍继续运行，其运行方式非常薄弱；系统可调容量比较充足，没有造成限电；电厂一直忙于本单位的设备恢复，没有明确汇报2号母线的外观检查结果，不能排除复合故障点的存在。因此选择了第3种处理方案，决定用2号机带2号母线零起升压。
2应吸取的教训
2.1提高机组厂用电运行的可靠性，努力消除故障隐患
　　本次事故暴露出电厂在厂用电运行方式上存在的隐患，建议相关单位对本厂厂用电的运行方式及重要厂用负荷切换装置的可靠性等进行彻底检查，改善不合理的接线方式，消除事故隐患，确保事故情况下各段厂用电间切换成功，避免因单一元件故障导致机组跳闸等扩大事故的出现。
　　事故发生后，通过对284 开关解体检查，初步判断故障由开关内部残留的金属颗粒及因多次操作触头与各接触面摩擦所产生的金属飞沫造成，在本次正常切断负荷电流的操作中，金属颗粒造成击穿放电，进而开关内部气体击穿接地。因此，应全面检查该类型开关，制定相应对策，消除缺陷，避免类似事故发生。
2.2制定完善的安全措施及事故处理预案
　　安全措施（包括组织措施和技术措施）、事故处理预案对安全生产具有重要作用。应根据运行中可能出现的各种故障制定切实可行的安全措施及事故处理预案，及时消除设备缺陷，改善设备运行环境，最大限度地降低事故发生的几率；值班人员应熟悉事故处理预案并能够在事故处理中按预案迅速处理，缩短事故处理时间，尽快恢复设备的正常运行。
　　本次事故发生在正常的一般性操作中，虽有一定的偶然性，却也具有代表性，应引起足够重视。运行人员应全面考虑操作中可能出现的设备故障、人员误碰、误操作等偶然因素所造成的各种事故情况，并对此做好事故预想及处理预案，做到心中有数，防患于未然。
2.3事故处理过程中相关单位应密切配合，服从调度指挥
　　省调调度员是事故处理的指挥者，负责事故处理方案的制定，而确定处理方案必须依据现场值班员的检查结果汇报及对故障的初步判断。事故单位不能只顾及本单位设备的恢复而延误了向省调汇报。事故处理中，相关事故单位必须保证有1名具备资格的值班人员保持与省调的联系，及时向调度员汇报现场一/二次设备情况，保证调度指令下达和执行通道的畅通，协调一致，相互配合，加快事故处理的速度。网厂分开后，在事故情况下，电厂可能主要考虑尽快恢复本厂设备运行，减少电量损失，而电网调度部门则优先考虑系统的安全稳定，以电网的安全为第一目标。
　　本次事故中，从故障发生到母线进行零起升压操作，间隔时间1 h 14 min，很大程度上是由于双方意见不统一造成的。通过本次事故处理可以看出，保持电网稳定是关键。电厂在采取必要措施保障现场设备安全的前提下，应服从电网安全的要求，积极配合调度部门，尽快恢复电网正常运行方式，提高系统稳定性，保障电网的安全。
2.4加强培训学习，提高运行人员事故处理能力
　　在电网正常调整及事故处理中，熟悉现场设备对调度员是很重要的。调度员应深入现场，加强对现场设备尤其是厂用电方式的学习，深入了解各种设备的性能、工作原理及运行方式，从而在事故处理中能够准确判断故障性质，形成正确的感性认识，并能够结合具体情况做出正确、迅速的处理。同样，各基层单位人员应进一步加强教育与培训，不断提高安全意识与技能，提高安全工作的预见性与可控性。
　　各单位内部事故演习以及配合省、网调进行大规模联合事故演习，对于提高运行人员业务水平、应急能力及加强各级值班员间的配合具有重要作用。通过事故演习还可查找生产中存在的事故隐患和薄弱环节，并可以检验典型事故处理预案的可行性。因此，应进一步加强事故演习工作，通过培训和演练，提高事故处理能力，促进全网安全生产。
3总结
　　网厂分开后，电网安全稳定所需要的电网与电厂之间的统一协调关系，由过去靠行政管理过渡为靠协议、合同、规则相互协调，使得电网安全管理的制约关系被削弱。应建立和完善网厂协调的安全管理机制，加强事故处理中的协调合作对于保障电网安全至关重要。
　　本次事故处理中，通过共同努力，采取合理的方式恢复了母线送电，未造成事故扩大，保障了电网的安全。应对本次事故进行深入思考，总结经验教训，不断提高电网的安全生产水平。电网调度部门应适应改革形势，加强与并网电厂的沟通，主动做好服务工作，共同制定保障网、厂安全的技术措施，维护双方权益。对于涉及发电企业的电网事故，双方应协调一致，既要首先确保电网的安全，又应兼顾电厂的利益，尽快消除故障，及时恢复送电
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