电力系统典型事故_电力系统典型事故

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006

度典型事故汇编

2年

目 录

一、2006年恶性误操作事故（4起）............................................................................................11、汕头供电局220kV官埭变电站“9·29”带负荷拉刀闸恶性电气误操作事故.......................12、湛江遂溪供电局35kV南昌变电站“11·29”带负荷拉刀闸恶性电气误操作事故.................53、大理供电局220kV剑川变电站“10·23”带接地刀闸关合隔离开关恶性电气误操作事故....74、昆明供电局220kV马鞍山变电站“12·27”带接地刀闸合隔离开关恶性电气误操作事故..11

二、2006年一般误操作事故（7起）..........................................................................................165、三亚供电局110kV河西变电站误投压板引起110kV母联开关保护误动事故....................166、海口供电公司110kV营根站运行人员走错间隔误碰导致#1主变35kV侧开关跳闸事故...177、湛江供电局220kV霞山站因值班人员操作漏项，漏退保护压板，造成#2主变差动保护动作跳变中开关事故......................................................................................................188、儋州供电公司110kV 那大变电站运行人员操作错误造成110kV洛那线跳闸事故............209、惠州供电局500kV惠州站因值班员擅自解锁、单独操作导致误切500kV东惠乙线5031开关事故........................................................................................................................2110、清远供电局110kV 黄花河站巡检人员操作漏项误投压板，造成线路遭雷击时主变两侧开关跳闸事故...............................................................................................................2311、都匀供电局220kV都匀变220kV都麻II回误投保护压板导致跳三相断路器事故...........24

一、2006年恶性误操作事故（4起）

1、汕头供电局220kV官埭变电站“9·29”带负荷拉刀闸恶性电气误操作事故

事故前运行方式：

220kV官埭站220kV母线并列运行，220kV官红甲线、厂官甲线、＃1主变挂220kVⅠ段母线，220kV 官红乙线、厂官乙线、上官线、＃2主变挂220kVII段母线；＃

1、＃2主变分列运行，＃1主变供电10kVⅠ段母线；＃2主变供电10kVⅡ段母线；110KV 广兴变电站由110kV官广线供电；110kV 长厦变电站＃2主变由110kV广长甲线供电；110kV 高新变电站＃1主变由110kV官东线供电，＃2主变由110kV官龙线供电；110kV 珠辛变电站＃2主变由110kV官珠线供电。

事故经过：

2006年9月29日10时53分43秒，220kV官埭变电站运行人员在执行操作任务为“220kV所有运行设备全部倒至220kVII段母线运行，220kV母联2012开关正常运行（配合220kV旁路2030开关综自改造启动方案）”的操作过程中，当执行到操作票的第23项 “查厂官甲线II组母线侧23542刀闸在合闸位置”时，发现23542刀闸C相合闸不到位，马上向值班长和站长报告，该站长经请示变电巡维部主管领导同意后，操作人员按规定进行解锁，电动遥分该刀闸后，又将23542刀闸遥合，但是仍合不到位；再经请示后改为就地操作，由于手动操作分闸时出现刀闸口放电现象，且伴有燃烧物掉落，引燃绿化草地，操作人员为保人身及设备安全，立即改为用电动遥分该刀闸，但过分紧张误按23541刀闸按钮，造成带负荷拉23541刀闸，引起抢弧导致220kV 母差保护动作，跳开所有五回220kV线路及＃

1、＃2主变变高开关，该站全站失压，同时使相关联的110kV广兴站、高新站全站失压，110kV长厦、珠辛站部分失压，23541刀闸触头烧损。损失负荷17.49万kW，少供电量13.5万kW.h。

事故原因：

1）操作人员存在麻痹思想，工作责任心差，缺乏安全意识，没有认真核对操作按钮编号，在实施解锁操作23542刀闸时误操作23541刀闸，导致带负荷拉刀闸，是造成事故的直接原因。

2）操作监护人监护工作不到位，没有真正履行到监护职责，现场出现异常情况没有采取有效的应对和控制措施，是造成事故的主要原因。

3）该GW4-220IIW型刀闸为1992年沈开产品，设备老化、运行工况差，多次分合不到位也是导致事故发生的原因之一。

暴露问题：

1）运行人员思想麻痹，安全意识淡薄，工作责任心不强，没有认真履行相关职责。存在违章作业行为，没有严格执行有关的倒闸操作制度，监护工作也不到位。

2）运行人员经验不足，对操作危险点分析与预控考虑不够，对设备存在的安全隐患没有充分的认识，对操作出现的异常情况也缺乏应急处理能力。

3）运行人员有章不循，作业行为不严谨，没有严格执行操作录音制度，没有真正树立与“违章、麻痹、不负责任”三大安全敌人做坚决斗争的信念。

防范措施：

1）停产整顿，全面查找安全薄弱环节，进一步完善各项安全措施，举一反三吸取事故教训。

2）开展 “两票”和防误操作专项整治，切实加强防误操作管理，严肃查处违章现象和行为。汇集印发有关倒闸操作和“两票”方面的规章制度、事故案例，组织运行规程的复审和学习考试；全面检查防误装置和运行设备，提出反事故措施并落实整改；严肃规程制度的执行和落实，严格执行“两票”考核制度，建立大型操作项目主管人员按级到场制度，逐步制定其他各种考核的办法；整治接地线的管理和设备标识，如：端子箱各刀闸操作按钮区域划分、设备双重编号牌、接地线的使用等。

3）加强对员工的安全教育，使员工树立长期与“违章、麻痹、不负责任”三大敌人做斗争的信念，切实提高员工的安全责任心和安全意识。

4）组织一次针对电气操作的技能及运行规程制度掌握水平考核。5）积极开展危险点分析与预控工作，进一步组织生产部门开展防误操作和人身事故方面的危险点分析工作；落实基层班组做好事故预想和反 2 事故演练，提高员工事故应急处理能力。

附图：

图片1 23542刀闸掉落碎片着火点

图片2 23541刀闸触头烧损

图片3 23541刀闸下

图片4 23542刀闸C相刀闸口

2、湛江遂溪供电局35kV南昌变电站“11·29”带负荷拉刀闸恶性电气误操作事故

事故前运行方式：

湛江供电局35kV南昌站＃2主变运行，由于35kV洋青变电站改造工程的需要，洋青变电站35kV青昌线开关拆除，因此，35kV南昌变电站青昌线由110kV新桥站经35kV遂洋线T接入青昌线运行，35kV杨南线311开关处于热备用状态。

事故经过：

2006年11月29日16时04分，湛江遂溪供电局输电部报35kV遂洋线#5杆C相线夹异常发热需要停电抢修处理；16时12分，遂溪供电局调度令35kV南昌站值班长全×ד断开35kV青昌线312开关，合上35kV杨南线311开关”。由于杨南线311开关的KK开关有卡死现象，值班长全××和值班员卜××在开关机构箱处手动操作合闸接触器合上35kV杨南线311开关。16时33分，全××返回主控室报调度操作完毕，调度即令值班长全×ד将青昌线312开关由热备用转为检修”，并重复“是将312由热备用转为线路检修”。全××接令后将这次的操作任务告诉值班员卜××，当时卜××正在处理杨南线311开关KK开关故障，叫全××等一下。值班长全××想抓紧时间完成操作任务，未要求值班员卜××停止处理杨南线311开关KK开关缺陷，在没有填写操作票的情况下独自到高压场地进行操作。16时49分，由于全××走错至杨南线出线间隔，并用解锁钥匙进行解锁操作，带负荷误拉35kV杨南线3114线刀，造成35kV杨柑站杨南线311开关过流跳闸、南昌站全站失压的恶性电气误操作事故，损失负荷约3500kW，经处理于18时42分恢复送电。没人员受伤，现场检查3114线刀轻微烧伤。

事故原因：

1）操作人员无填写操作票，走错间隔，没有认真核对设备编号，使用解锁钥匙解锁并单人操作，操作全过程未进行操作录音，导致带负荷拉35kV杨南线3114线刀，是造成事故的直接原因。

2）值班调度员对变电站发布指令不清晰，受令人接令后没有复诵，没有做好记录，凭记忆操作，是造成事故的重要原因。3）35kV南昌站为有人值班，由于地方偏远，人员缺乏，变电站的站长实际工作为值长，进行三班倒值班，站内安全工作缺乏系统管理，是造成事故的间接原因。

4）湛江遂溪供电局于99年从代管关系接管以来，未能对上级有关规章制度予以严格落实，也是造成事故的间接原因。

暴露问题：

1）遂溪供电局对这次恶性误操作事故的严重性认识不足，敏感性差，没有按事故调查规程要求及时向上级主管部门报告。

2）运行人员思想麻痹，工作责任心极差，安全意识淡薄，有章不循，电气操作行为不规范，对有关事故处理和紧急缺陷处理的理解出现偏差，未能吸取同类事故的教训，没有真正树立与“违章、麻痹、不负责任”三大安全敌人做坚决斗争的信念。

3）运行管理部门管理不严，特别是对边远的变电站监督管理不到位，运行管理有关规章制度的执行没有落到实处。

4）遂溪供电局“防误操作装置解锁钥匙管理使用规定”未能按南方电网要求及时修编，只是经站长值长批准就可使用，降低了解锁钥匙的使用限制标准。并且解锁钥匙和其他钥匙在一起存放，解锁钥匙和封条形同虚设，存在严重管理漏洞，失去了解锁钥匙的使用监督管理。

防范措施：

1）针对本次事故暴露出来的问题，制定全面的整改方案和措施。2）开展为期两个月的安全专项整治工作。对直属单位和各县（市）供电局的基层班组，按照上级颁布的安全生产督查标准，逐项排查逐项整治，全面清查安全管理方面出现的漏洞，不留死角。

3）加强培训、教育工作。切实增强生产人员的工作责任心，提高安全的防范能力，提高对安全规程的理解力和执行力，规范调度和运行人员电气操作行为，重视细节管理，想方设法、千方百计使每位员工不折不扣地理解和执行规程、规定和要求，在工作中做到“零违章”。

4）深入抓紧抓好防止电气误操作的反事故措施，切实加强管理，要按照“严、细、实”的要求抓好“两票”和防误操作工作，严禁无票工作，无票操作。5）重视防误闭锁装置的作用，加强防止电气误操作闭锁装置的解锁管理，减少解锁操作。

3、大理供电局220kV剑川变电站“10·23”带接地刀闸关合隔离开关恶性电气误操作事故

事故前运行方式：

1）220kV剑川变＃2主变运行，220kV侧202断路器、110kV侧102断路器、35kV侧302断路器分别接220kV、110kV、35kVⅡ组母线运行，＃1主变中、低压侧冷备用、高压侧检修。

2）220kVⅡ组母线运行，285、283断路器接220kVⅡ组母线运行。3）110kVⅠ、Ⅱ组母线并列运行，181、183、187断路器接Ⅰ母运行，182、184、188断路器接Ⅱ母运行，186、115断路器冷备用。

4）35kV单母线联络运行，＃1所用变接Ⅰ母运行，＃2所用变、剑西线388断路器接Ⅱ母运行，母联312在运行状态，＃1电容器383断路器热备用,10kV3号所用变冷备用。

事故经过：

2006年10月20日10时25分，云南省火电建设公司向云南省电力调度中心上了一份编号为2491的配合基建停电申请，申请中的工作内容为“220kV剑川变：1）安装一档220kV旁路母线（注：跨#1主变220kV侧进线间隔）。2）安装#1主变220kV侧进线间隔2015隔离开关及其引下线。3）拆除#1主变220kV侧进线间隔II母接地开关20127。4）安装#1主变220kV侧进线间隔2011隔离开关、20117接地开关与201断路器间的设备连线。”10月20日14时36分，各相关单位批复了意见，同意此项申请。10月21日，云南省火电建设公司宗××，在大理供电局220kV剑川变，办理编号为2006－10－1－024号的工作票，“工作时间：2006年10月21日08时00分2006年10月23日20时00分，工作任务为220kV#1主变201断路器间隔上层旁路母线安装、旁路隔离开关2015安装、20127接地开关拆除。”（见附图所示）经运行值班人员段××许可后开始工作。10月23日17时40分，云南省火电建设公司工作负责人宗××工作结束，到主控室向值班人员说明：“220kV#1主变201断路器间隔上层旁路母线安装、旁路隔离开关2015安装、20127接地刀闸拆除工作已完成。”可以办理工作终结手续，17时50分运行值班人员办理了工作票编号为2006－10－1－024号的工作终结手续，并报地调。17时55分，地调值班员向220kV剑川变下令：“将220kV#1主变220kV侧由检修转为冷备用”。现场值班人员段××、杨××根据2006－10－1－024号工作票所列安全措施，到现场对安全措施进行逐一拆除，18时01分拆除了装设于2012隔离开关与201断路器之间的一组三相短路接地线，18时06分拉开220kV#1主变高压侧接地开关20160，并汇报地调。18时15分现场办理了2006－10－1－024号工作票终结手续。18时50分地调下令：“将220kV#1主变恢复送电”。19时00分现场值班员段××、杨××到工作现场再次确认，按工作票要求所做安全措施确已全部拆除。19时10分开始进行#1主变恢复送电操作，19时31分当操作至操作票第15项，“合上2012隔离开关”，在2012隔离开关合闸过程中，两触头相距约50cm距离时，触头之间开始放电并伴随有声响，现场操作人员立即按下2012隔离开关紧急停止按钮，并迅速将尚未合到位的2012隔离开关拉开，中止了操作。同时220kV母线保护动作，220kVII组母线失压。#2主变110kV侧、35kV侧运行正常。事故后检查发现220kV剑川变三期工程新安装的#1主变220kVⅠ母2011隔离开关与201断路器之间的引流线已连接上，并且与2011隔离开关配套的20117接地开关在合位（20117接地开关已于2006年5月安装完毕，但2011隔离开关与201断路器之间的引流线一直未安装），而编号为2006－10－1－024的工作票未涉及引流线安装工作。21时00分变电站恢复事故前运行方式。

事故原因：

1）云南省火电建设公司办理的编号为2006-10-1-024工作票的工作任务与本单位所提检修申请、实际工作不相符，没有填写2011隔离开关引流线搭接201断路器工作，但在实际工作中扩大工作范围，致使运行人员对尚未验收的2011隔离开关靠变压器侧一旦合2012隔离开关就带电，这一重大变更没有引起足够重视，埋下事故隐患。

2）双方履行工作终结手续不认真、流于形式，施工人员没有向运行值班人员交代当天工作内容进行注意事项，运行人员没有与工作负责人共同到现场检查设备状态，是事故发生的原因之一。3）运行值班人员就地操作2011隔离开关时，检查不仔细，未发现20117接地开关在合闸位置，再一次错过发现隐患的机会，导致带接地开关合隔离开关，也是事故发生的原因之一。

暴露问题：

1）“两票三制”执行不到位。未认真履行工作票会签、接收、许可、交底、终结手续。

2）工作人员思想麻痹，安全意识淡薄，对存在的危险源没有足够的认识，安全措施针对性不强。

3）施工单位安全教育培训存在漏洞，进入变电站作业人员对“两票”认识不到位。

防范措施：

1）根据南方电网公司《安全生产教育培训暂行规定》，责成有关责任人学习有关规程制度，并经考试合格后，方可上岗；责成220kV剑川变电站站长、当值值班员进行三个月的待岗学习。

2）认真吸取事故教训，举一反三。领导班子按责任区划分，分头抓落实，实行安全生产提级管理，靠前指挥，下一级负责的工作相应地要求上一级必须在现场，逐级确保电网安全稳定运行 ；全面清理各施工和生产现场，确保监督到位，从小事做起，从细微处入手，就存在的问题逐一开始整改 ；落实“二次系统管理年”及历次安全性评价及安全大检查提出问题的整改，特别是落实反事故措施。

3）实行提级管理靠前指挥，认真分析事故原因，做好事故应急，全面启动并落实整改措施，确保不发生任何事故，迅速扭转安全生产下滑趋势；认真执行事故调查组决定，全面开展安全生产专项整治，稳定安全生产形势，确保不再发生设备、人身、电网和其它责任事故，确保年度其它各项目标任务的完成；认真落实安全生产专项整治的各项内容，完成各项规章制度的清理、健全并开始试行；制度试行期结束，安全生产专项整治全部到位，事故及障碍同比大幅度下降，“制度文化、诚实文化和后果文化”建设全面推进，岗位职责全面落实，初步建立安全生产长效机制，安全管理上一个新台阶，安全生产进入常态管理。落实“制度文化、诚实文化和后果文化”建设要求，加大安全生产专项整治力度。4）从安全生产基础管理制度入手，按清理、健全和试行三阶段，全面清理执行的制度，理清管理界面，配套好考核措施，做到操作层在具体执行时所依据的规定是唯一的，而按规定执行的结果是唯一的。

5）诚实履行安全生产的各项制度。一是加强一线员工的教育培训，解决好员工本职本岗应知应会，使一线员工在应知应会的基础上深入、透彻的理解各项制度，深刻认识到不诚实执行制度的后果，以感恩的心态诚实地执行各项制度。二是强化各级生产管理人员执行力，带头严格执行各项检查、考核制度，把问题在生产一线解决。

6）加强企业文化建设。全面梳理企业现在的习惯，摸清现状，其中与“制度文化、诚实文化、后果文化”不相适应的习惯要立足改进，好的习惯要进行文化提升。重点解决责任心的问题，把强烈的责任心养成习惯，形成组织、思想保障体系，持之以恒的坚持下去。

7）严格执行《关于云南电网公司生产单位领导干部深入基层参与班组工作的实施意见》规定，加大领导干部深入基层班组代班的力度，使各级领导干部及时分析和研究生产过程中的隐患并帮助制定整改措施，及时发现和解决班组工作中制度“不衔接、不配套、不完善，执行不到位”的问题，对基层一线的技术水平、工作能力和管理水平，真正做到心中有数。

附图：220kV剑川变电站局部一次接线图

4、昆明供电局220kV马鞍山变电站“12·27”带接地刀闸合隔离开关恶性电气误操作事故

事故前运行方式：

220kV马鞍山变＃

2、#3主变运行，220kV母联290断路器、220kV II段母线、旁路母线，＃1主变处检修。

110kVⅠ段母线运行，110kV II段母线、旁路母线处冷备用。＃

2、#3主变由102、123断路器供I段母线，191、192、193、194、197、198、199、102、123、107接I母运行，110kV母联190断路器处检修。110kV马二阳轮线105断路器、110kV马易线106断路器处检修。

事故经过：

2006年12月27日，220kV马鞍山变110kV马二阳轮线105断路器、110kV马易线106断路器计划停电，检修内容为“①在铁塔上恢复开断的110kV马二阳轮线与1053隔离开关之间的引流线；②在同杆双回线路铁塔上拆除110kV马二阳轮线与110kV马易线之间的连接引流线，恢复110kV马易线106断路器供本线路；③110kV马易线106断路器CT及110kV马二阳轮线105断路器CT加装在线监测装置”。

12月27日14时10分，以上工作结束并办理了工作终结手续。14时53分，省调何XX向220kV马鞍山变下令：“将110kV马二阳轮线Ⅱ段母线侧1052隔离开关、旁路母线侧1054隔离开关由检修转冷备用”。于是马鞍山变电站值班员张XX用电子操作票系统开出了编号为0600986的“拆除110kV马二阳轮线1052、1053、1054隔离开关安全措施”的操作票。随后，值班员甘XX、张XX、魏X三人拿着该操作票到现场进行操作，操作完毕后，监护人魏X和值班员甘XX就到相邻的106断路器间隔进行110kV马易线106断路器安全措施的拆除，但仅拆除了#19接地线，未拉开10601接地刀闸。返回主控制室后，准备进行“将110kV马易线106断路器由冷备用转运行”的操作，当张XX在用电子操作票系统开操作票时，发现微机五防系统模拟图上10601接地刀闸指示仍在合闸位置，于是就到五防操作系统模拟屏上使用“灯开关设置”功能，将10601接地刀闸人为由合闸位置设置为分闸位置，微机五防系统模拟图上位置信号灯随即显示10601接地刀闸已拉开。于是，张XX最终在微机电子操作票系统中开出了票号为0600992的“110kV马易线106断路器由冷备用转运行”的操作票。

16时30分地调杨X令110kV马易线106断路器由冷备用转运行，16时40分当操作至操作票第7项“合上110kV马易线I段母线侧1061隔离开关”，在1061隔离开关合闸过程中，两触头相距约30cm距离时，触头之间开始放电并伴随有爆炸声响，同时看到有火光落到地面，监护人魏X立即命令操作人张XX停止操作，并跑回主控室向调度汇报。同时110kV母线保护动作，110kV马盐Ⅰ回108断路器，110kV马盐Ⅱ回109断路器、12 110kV马磷Ⅰ回线107断路器、110kV五钠Ⅰ回193断路器、110kV五钠Ⅱ回194断路器、110kV马安线197断路器、110kV马海轮线199断路器、110kV马海Ⅰ回198断路器跳闸，110kVI段母线失压。

事故后现场检查发现110kV马易线10601接地刀闸在合闸位置。事故造成220kV马鞍山变110kV I组母线失压，110kV海口变全站失压，损失负荷7.6万kW，损失电量约21.5万kW.h。

事故原因： 1）直接原因：

运行值班人员在进行110kV马易线送电过程中，漏拉＃10601接地开关，导致带接地开关合隔离开关。

2）间接原因：

（1）无票操作。现场人员未携带操作票就拆除110kV马易线106断路器安全措施，事后补填操作票。

（2）未正常使用电脑钥匙，而违规使用解锁钥匙进行操作。（3）操作中实际操作人和监护人职责不清，未进行有效监护。（4）未核对设备实际状态就使用“灯开关设置”功能，人为改变接地开关在防误闭锁装置模拟屏上的位置状态。

（5）运行人员未履行工作票终结手续就汇报调度具备送电条件。暴露问题：

1）对“两票三制”认识不到位,“两票三制”执行随意。（1）无票操作。严重违反《安规》等有关规定。

（2）操作人、监护人、值班负责人签字随意，角色错位，职责不清；操作中未进行有效监护。

（3）在工作票未履行工作票终结手续的情况下，就汇报调度。（4）“两票”其他相关制度执行不认真。

2）防误闭锁装置的使用、管理存在死角和漏洞。（1）随意使用解锁钥匙进行操作。

（2）使用防误闭锁装置模拟操作屏上的灯开关设置功能前，没有与现场实际运行状态检查核对。

（3）解锁钥匙管理存在死角。个别运行人员个人私自保存有解锁钥匙。3）制度文化落实不到位，缺乏诚信。

（1）对规章制度保障现场安全生产的重要性认识不到位。（2）缺乏诚信，安全生产承诺书流于形式。

（3）工作时图方便，怕麻烦，盲目图快，忽视制度执行，并相互默许违章行为。

4）安全生产责任制落实不到位，监督管理存在死角和漏洞。（1）制度执行中缺乏对过程的控制、监督、检查、考核，未形成有效闭环管理。

（2）教育培训不到位，没有切实提高员工安全意识、责任意识、诚实意识、后果意识。

（3）管理效能不高，效能的衰减在班组层面表现得尤为突出。防范措施：

1）立即采取措施，稳定员工情绪，扭转安全生产被动局面。2）从思想教育入手，消除安全生产思想隐患。

（1）提高诚实意识，自觉执行规章制度，不折不扣履行安全生产承诺。（2）强化现场人员责任意识、后果意识，做到“守土有责”，对自己的行为及后果负责。

（3）消除应付检查心理，杜绝工作时图方便，怕麻烦、盲目图快的行为。

3）严格执行“两票三制”。

（1）对照两票执行流程，全面查找每个环节中存在的不足和习惯性违章行为，提出解决措施。

（2）强化“两票”执行过程控制，做到有执行、有监督、有检查、有考核，形成闭环管理。

（3）优化“两票”合格率的考核机制，防止单纯追求票面合格率的现象。

（4）规范操作流程。4）加强防误闭锁装置管理。

（1）加强源头管理，对新安装的防误闭锁装置配备的解锁钥匙及时收集并纳入管理范围，做到每把解锁钥匙可控、在控。（2）加强防误闭锁装置的运行维护管理。清理防误闭锁装置管理制度。清理优化现场运行规程，确保相关内容满足防误闭锁装置的规范管理。

5）加强教育培训。针对变电运行人员在执行“两票三制”和现场规章制度中的诸多问题，加强应知应会培训、演练、考试，提高岗位技能操作水平，使之能熟知岗位职责，熟悉工作流程，熟练掌握操作技能。

6）加强安全生产监督管理。强化制度执行中对过程的控制、监督、检查、考核，做到闭环管理，形成长效机制，提高安全生产监督管理水平。

7）加强省调、地调两级调度机构管理制度之间的衔接统一，规范出线隔离开关以内的接地开关（接地线）的管理。

附：110kV马易线106断路器间隔接线简图

二、2006年一般误操作事故（7起）

5、三亚供电局110kV河西变电站误投压板引起110kV母联开关保护误动事故

事故前运行工况：

事故前110kV河西站运行方式：110kV鸭西II线在I母运行，#2主变在II母运行，I、II母之间的母联分段开关1103在运行。110kV鸭西I线河西侧开关在II母上热备用（该站#1主变正在扩建中）。事故前相关情况：1月9日15时15分左右，广西电网公司赴海南调试队在做110kV河西站保护定检过程中，发现无定检任务的110kV母联分段开关保护无定值单却投入保护，报给配合工作的三亚供电公司继保人员陈AA，陈AA报给继保专职陈BB，陈BB当时在处理另外的事情，没有及时到河西站，也未给出处理意见。16时10分，母联分段开关1103送电前，广西调试人员问，要不要退出压板再送电，陈ХХ说，按原来投入状态投入压板。16时48分，母联分段开关1103送电。

事故经过：

2006年1月9日20时28分，110kV河西站10kV人民医院线的一用户（三亚南宏实业）设备厂家（遵义长征电器设备有限责任公司），在设备安装完成后的送电过程中违章操作，厂家操作人员带地刀合开关，造成人民医院线开关1034过流II段动作跳闸。扩大情况：同时，110kV母联分段开关1103过流I段动作跳闸，110kV II母失压，#2主变停电。处理情况：事故发生后，公司营销部、继保班有关人员迅速赶到现场。营销人员发现用户三亚南宏实业有限公司的配电06出线柜接地刀闸在合闸位置，立即下发整改通知书给用户。继保人员发现110kV母联分段1103断路器无定值单误投保护，造成该开关保护误动。经退出母联分段1103断路器保护，20时34分，#2主变送电成功。

事故原因：

1）10kV用户误操作。用户在合专柜开关时，不遵守五防操作步骤，自行解锁操作，造成带地刀合开关。

2）继保人员在得知110kV母联分段1103断路器保护压板与定值单规定不一致的隐患后，没有立即采取措施进行整改，致使该保护压板继续被误投入，导致外部10kV设备故障时保护误动。

暴露问题：

1）用户工程验收管理不规范，营销服务部对用户工程的安全监督管理不到位。

2）继电保护管理工作存在漏洞，有关部门对于保护定值管理不按反措要求整改，导致保护误动，造成事故扩大。

3）在南方电网组织的预试定检过程中，已发现严重安全隐患，公司继保人员在预试人员两次的提醒下，没有引起高度重视，不及时通知调度员和运行人员退出误投的保护压板。暴露出公司继保人员工作责任心、安全意识不强。

防范措施：

1）规范用户工程验收，验收发现问题必须要整改完成合格后才能送电。

2）规范10kV用户的安全管理，配电柜必须有五防装置，配电房内要有现场操作规程，配备合格的电工，遵守《电业安全工作规程》等相关的安全规程。

3）严格执行各项规章制度及反事故措施，严格执行各项安全技术措施，规范定值管理，杜绝继电人员人为责任造成的“误投、误碰、误整定”等事故。

4）加强继保人员的安全思想意识及工作责任心的意识。5）加强继保人员的专业知识培训，提高专业技能水平。

6、海口供电公司110kV营根站运行人员走错间隔误碰导致#1主变35kV侧开关跳闸事故

事故经过：

5月2日12时29分，营根站操作人黄×、监护人云××在执行“将#2主变由热备用转为运行再将#1主变由运行转为热备用”的操作过程中，在后台遥控合#2主变35kV侧3502开关时，开关拒合，并出现 “2B中压侧控制回路断线” 报警信号。两人到设备现场查#2主变35kV侧3502开关拒合原因时，因走错间隔，误按#1主变35kV侧3501开关机构“紧急脱扣”按钮，造成运行中的#1主变35kV侧3501开关跳闸。

事故原因：

操作人员因走错间隔，误按#1主变35kV侧3501开关机构“紧急脱扣”按钮，造成运行中的#1主变35kV侧3501开关跳闸。

暴露问题：

1）监护人存在多种严重的思想违章，一是判断故障想当然，凭印象；二是到现场没有按照规定核对设备的双重编号；三是在查找原因有疑问时，没有停下来分析，把问题弄清楚，不能做到“先想后干，想明白了再干，没想明白就不要干”；四是认为操作人水平低，忽视了与操作人之间的互相监督监护的作用。这是典型的“违章、麻痹、不负责任”安全生产三大敌人。

2）操作人和监护人在这一过程中缺乏沟通，操作人员素质不高，一味盲从，没有起到相互提醒、相互把关的作用。

防范措施：

1）以营根站误操作事故作为典型进行安全思想警示教育，组织各站运行人员认真学习，举一反三，每人查找思想深处的违章根源，切实提高每个运行人员的安全意识。

2）继续按照变电运行所《倒闸操作全过程的规定》加强现场倒闸操作过程的训练，理解操作票中每项操作的原因、目的，并规范每一顶操作的标准和行为。

3）组织运行人员学习《安规》、《电气操作导则》等有关规程、规定和制度，并进行《安规》考试。

7、湛江供电局220kV霞山站因值班人员操作漏项，漏退保护压板，造成#2主变差动保护动作跳变中开关事故

事故经过：

2006年5月12日10时50分，220kV霞山站#2主变变高2202开关CTA相二次端子盒渗油处理工作结束。11时00分，调度令将“220kV霞山站#2主变变高2202开关由检修转为运行状态，将220kV旁路2030开关由代路转为热备用状态”。值班员梁××（监护人）、郑××（操作人）开始执行“220KV #2变高2202开关由检修转运行，220KV旁路2030开关由代220KV #2变高2202开关运行转热备用”的操作任务，当两人在操作完第18项“投入220KV失灵保护跳#2变高2202开关保护压板2QP”操作项目后，由于麻痹大意，认为该页操作项目已全部完成，即翻页进行次页操作，11时35分，当操作到第20项“短接220kV旁路2030CT差动保护试验端子压板2SD”时，由于漏第19项“退出#2主变差动保护压板1LP”的操作，造成#2主变差动保护动作，110kV#2变中1120开关跳闸。跳闸后，值班人员立即进行检查发现漏退#2主变的保护压板并报告调度，11时44分，调度令合上#2主变变中1102开关，恢复1102开关运行，事故无造成少送电。

事故原因：

1）操作漏项，在未退出#2主变差动保护压板1LP的情况下即短接220KV旁路2030 CT差动试验端子压板2SD，致使在220kV旁路CT切换至#2变高2202开关CT过程中，产生差流造成差动保护动作跳#2主变变中开关。

2）#2主变保护跳旁路2030开关出口压板有电量保护及非电量保护两个出口压板，在220kV旁路2030开关代220kV＃2变高2202开关运行时，只投入#2非电量保护压板，没有投入#2主变电量保护跳220kV旁路2030开关压板，造成#2主变差动保护动作时旁路2030开关没有跳闸。

暴露问题：

1）“违章、麻痹、不负责任”行为在部分运行人员中依然存在，特别是麻痹思想较为突出。

2）保护压板的投退操作，缺乏有效的相互监督作用。3）危险点的分析不够充分，没有采取有效的预控措施。

4）在倒闸操作任务多，操作人员分散的情况下，分工安排不合理，未能做好人员有效的协调工作。

防范措施：

1）认真贯彻执行南方电网公司、省公司颁发的各项规章制度，在员工中真正树立起与“违章、麻痹、不负责任”三大安全敌人作长期斗争的理念，加强培训教育，切实增强员工的工作责任心，提高安全意识。

2）按照“严、细、实”的要求抓好“两票”和防误操作管理工作，19 加强“两票”执行的动态管理，规范员工的作业行为，杜绝电气误操作事故的发生。

3）严格执行变电站电气操作实行语音记录管理制度，对操作全过程进行语音记录。

4）加快主变保护改造，开展变电站保护压板、操作细则、操作票库核查工作，建立保护打印信息和保护压板投退状态卡，减少操作差错。

5）加快原已开展的操作危险点预控文档的审核工作，认真开展危险点分析和预控，确保操作不出差错。

8、儋州供电公司110kV 那大变电站运行人员操作错误造成110kV洛那线跳闸事故

事故经过：

2006年6月29日15时45分，儋州供电公司110kV 那大站值班人员刘××、黄××接到中调调度员操作指令：退出110kV洛那线高频保护压板（配合220kV洛基站110kV洛那线高频反措改造工作）。由于后台机6月21日发生通讯机故障，6月24日检修处理未排除故障，本项操作无法在后台机完成（注：该线路保护装置型号：CSL161B；生产厂家：许继四方；生产日期：2000年11月。保护装置设计中没有高频保护硬压板、距离、零序保护硬压板，仅有保护总出口压板）。值班人员填写退出110kV洛那线高频保护压板（软压板）操作票。15时50分，操作人黄××、监护人刘××在保护装置上按操作票步骤进行操作，当进行CTL功能后，显示二个子菜单DOT和EN，本应进入EN（压板投退）菜单执行03项（高频保护投退），因操作人、监护人未核对清楚菜单（操作人戴老化眼镜），错误进入DOT（开出传动）菜单执行03项（远动遥控跳闸出口），输入密码后，开出保护跳闸指令，造成110kV洛那线跳闸，保护装置三相操作箱（ZBZ-11S）上保护跳闸信号灯亮，中控室蜂鸣器报警。110kV洛那线跳闸后，值班人员及时报告中调调度员，中调取消220kV洛基站110kV洛那线高频反措改造工作。经中调下令，15时54分，110kV洛那线恢复运行。30日10时30分，事故调查组到220kV洛基站、110kV那大站调查事故情况，听取当事人讲述操作过程和儋州供电公司初步调查情况后，重新进行核对模拟试验，确认110kV洛那线跳闸为操作人、监护人进入菜单选择过程中发生错误所致。

事故原因：

1）操作人、监护人在操作过程中未认真执行唱票、复诵，未认真核对菜单，是造成这起事故的主要原因。

2）后台机故障未能及时修复，致使该操作任务无法在后台机上直观完成，是这起事故的次要原因。

暴露问题：

1）运行人员安全思想意识淡薄，责任心不强，对保护装置界面菜单不熟悉，键盘操作不熟练，操作人与监护人唱票、复诵落实不到位，未能起到有效的监护作用。

2）保护装置设计不合理，没有配置各种保护出口硬压板，界面窗口窄小，操作密码未设置权限，实行统一密码容易造成职责不明。

3）后台机容量小，装置老化，故障较多，经常发生通讯中断或雷击损坏，无法满足设备运行要求。

防范措施：

1）认真贯彻落实南方电网公司《电气操作导则》，严格执行操作票制度，认真完成每一项操作，保证操作过程中的相互监护强化安全教育及技能培训，提高员工安全思想意识，提升技术水平。

2）加大综合自动化改造力度，特别是针对110kV那大站（93年投产）设备老化，综自装置配置水平落后等情况，尽快实施设备改造，提高设备健康水平。

9、惠州供电局500kV惠州站因值班员擅自解锁、单独操作导致误切500kV东惠乙线5031开关事故

事故经过：

2006年11月2日上午，惠州供电局500kV惠州站500kV核惠线5021开关液压机构渗油导致油位降至下限，运行人员临时向中调申请将500kV核惠线5021开关由运行转冷备用状态，对液压机构进行补油工作。10时46分执行了中调6503号调度令（将500kV核惠线5021开关由运行转冷备用状态）。11时15分，发出500kV核惠线5021开关机构补油工作票。12时30分5021开关机构补油工作完成，检修人员要求值班人员在主控室试合5021开关，检查开关机构检修质量。值班员在未报告值班长，且没有监护人的情况下，于12时32分擅自用五防解锁钥匙解锁操作合上了5021开关；随后检修人员要求断开5021开关，12时34分50秒，值班员未进行五防模拟操作，没有请示班站长及有关主管领导，再次擅自用五防解锁钥匙解锁操作，又未认真核对设备名称、编号、位置，导致误断开控制屏上与5021开关相邻的500kV东惠乙线5031开关，被发现后，立即于12时35分21秒合上5031开关。因500ｋV东惠乙线由5031和5033开关同时供电，误切5031开关未造成线路停电，未对系统造成影响，未造成少供电。

事故原因：

1）值班员违反《电业安全工作规程》（发电厂及变电所电气部分）第22条、广东电网公司《防止人身伤亡事故十项重点措施》“3.1”、“3.11”及《惠州供电局防止误操作闭锁装置解锁操作管理规定》（惠电安[2006]13号文）的有关规定，在无人监护的情况下，又未报告值班长，单人进行操作，且擅自解锁，又未认真核对设备名称、编号、位置，最终导致误切5031开关，是事故发生的直接原因。

2）500kV惠州变电站对安全管理制度执行不严，五防解锁钥匙管理不善，未能及时纠正值班人员违章行为，导致值班员黄×在无人监护的情况下，擅自解锁，单人进行操作，是事故发生的间接原因。

防范措施：

1）严格安全管理，对人员违章行为和安全管理不到位的情况须加强考核力度，扭转制度执行不力的现象。

2）各变电站立即核查防误闭锁装置解锁用具的使用和保管情况，严格执行“五防”管理制度，加强五防装置的管理，从根本上杜绝误操作的发生。要求解锁操作完成后，由值班长记录并立即将解锁钥匙放回存放箱，并贴好封条，由站长负责监督。

3）进一步完善和规范检修过程中试分合开关的操作规定，制定实施细则。

4）切实增强生产人员工作责任心，强调运行值班纪律，严格执行操作监护制度。5）加强变电站安全管理工作，积极查找安全管理上的漏洞，制定相应的防范措施；认真执行规章制度，加强现场监督，及时纠正员工习惯性违章行为，实现安全生产可控在控。

10、清远供电局110kV 黄花河站巡检人员操作漏项误投压板，造成线路遭雷击时主变两侧开关跳闸事故

事故前运行方式：

110kV黄花河站110kV龙黄线挂I段母线运行，110kV琶黄线挂Ⅱ段母线运行，110kV母线单母分段运行，＃1主变挂110kVⅠ段母线带10kVⅠ段母线运行（该站只有一台主变）。

事故经过：

2006年11月19日00时47 分02秒，110kV黄花河站110kV龙黄线线路受雷击距离Ⅰ段保护动作出口，因110kV龙黄线跳闸出口压板在退出位置，110kV龙黄线开关未能跳闸；00时47分 04秒465毫秒，＃1主变高压侧间隙零流第一时限出口联跳10kV黄汤二干、黄升干、黄四干（小水电线路）；00时47 分04秒965毫秒＃1主变高压侧间隙零流第二时限出口跳＃1主变变高101开关及变低501开关，造成10kVⅠ段母线失压。事故造成甩负荷约12MW，损失电量1.1万kW.h。

事故原因：

1）110kV龙黄线#18杆B相小号侧导线侧第一片绝缘子被雷击碎、大号侧绝缘子受雷击闪络；#25杆A、C两相绝缘子受雷击闪络；#26杆A、B两相跳线绝缘子受雷击闪络。

2）事故后通过检查黄花河站运行工作记录、地调调度操作指令记录及操作录音回放发现： 2006年7月25日，地调令巡检班巡检人员投入110kV龙黄线保护跳闸出口压板，巡检人员经复诵确认无误后，在执行操作过程中误将110kV琶黄线保护跳闸出口压板当作110kV龙黄线保护跳闸出口压板投入，操作执行完毕后，巡检人员在汇报地调时却清晰的记录“已投入110kV龙黄线保护跳闸出口压板”。故漏投110kV龙黄线保护跳闸出口压板是造成事故的直接原因。

3）巡检人员思想麻痹，安全意识淡薄，工作责任心不强，没有认真履行相关职责。没有严格执行调度规程及有关的倒闸操作制度，监护工作也不到位。

4）巡检人员对操作危险点分析与预控考虑不足，对变电站运行方式改变相对应保护压板的投退情况不熟悉。巡检人员巡视设备不到位，在每天巡视设备时也没能及时发现运行中的110kV龙黄线漏投保护跳闸出口压板，导致事故的发生。

5）巡检运行人员有章不循，没有严格执行操作录音制度，操作录音装置存在缺陷未能处理，在管理上有待加强。

防范措施：

1）提高运行人员的工作责任心，深刻吸取教训，坚决与“违章、麻痹、不负责任”三大敌人作斗争。

2）加强巡检人员的技术培训工作，切实知履行专业知识考试、实操等考核制度。

3）完善变电站保护压板检查制度和使用继电保护压板投退通知单。

11、都匀供电局220kV都匀变220kV都麻II回误投保护压板导致跳三相断路器事故

事故经过：

2006年11月21日2时48分，220kV都麻Ⅱ回线路B相发生接地，220kV都匀变侧220kV都麻II回202线路保护双套动作, 南瑞RCS931A电流光差动保护启动后12ms出口跳202断路器三相，南瑞RCS931A保护重合闸未投（正常运行时，只投四方CSC101B保护重合闸，状态为：单重）；四方CSC101B高频阻抗保护启动后经32ms出口跳B相，四方CSC101B保护重合闸未动作（由于此时202断路器已三相已跳开，而四方CSC101B保护重合闸为单重方式，故四方CSC101B保护根据逻辑启动“三跳闭锁重合闸”功能闭锁了重合闸）。220kV麻尾变侧双套保护动作正确单跳麻尾变侧202断路器B相，重合成功。由于都麻Ⅰ、Ⅱ回并列运行，故未造成负荷损失。检查发现，都麻Ⅱ回光差保护屏“沟通三跳”压板在投入状态，该压板系10月15日新投都麻Ⅱ回启动投运时投入。

事故原因：

1）220kV都麻Ⅱ回线路故障跳闸直接原因为#149塔B相绝缘子被雷击（经现场测量：220kV都麻II回线149#塔接地电阻左前：3Ω、左后：3Ω、右前：3Ω、右后：3Ω），故障时气象条件为雷雨天气（#138塔A相玻璃绝缘子有裂痕，经分析，判断为自爆所致）。

2）220kV都匀变220kV都麻Ⅱ回线202断路器单相故障跳三相的原因是都麻II回在启动投运时，其光差保护屏“沟通三跳”压板误投所致。

暴露问题：

1）基建施工人员在保护移交、投运的过程中，操作流程不规范。2）设备投运操作过程中，人员监护不到位；违反了《电业安全工作规程(发电厂及变电所电气部分)》第24条“操作中发生疑问时，应立即停止操作并向值班调度员或值班负责人报告，弄清问题后，再进行操作”。

3）设备投运前无正式签发的现场运行规程。违反了《南方电网新设备投运调度管理办法》中2.8条“新设备启动前必须具备下列条件： 厂站运行规程已修编或补充并报调度备案。”

4）新设备投运前准备不充分，如：人员对RCS-931系列超高压线路成套保护装置功能不熟悉，在都匀供电局内部对此次启动的准备不充分,没有按照《贵州电网新设备投运实施细则》中的要求对相关运行人员进行培训，使之熟悉设备，在局内部召开本单位范围内的启动会上，对检修、安装、运行单位间职责界定不到位，没有清晰的对各自的工作范围与工作职责进行划分与明确。

5）压板标识不规范。“沟通三跳”压板功能实际为沟通三跳闭锁重合闸，但其标识不能反映其真实功能，使运行人员产生误解。

6）厂家出厂保护压板标识与说明书不统一，同一功能压板有三种叫法（沟通三跳、沟三闭重、投闭重三跳），且在都麻Ⅰ回线的两侧同一保护压板的叫法也不统一。

7）没有认真吸取过去类似的事故教训，没有把好基建工程验收、投运关。

防范措施：

1）立即将修编的220kV都匀变220kV都麻Ⅱ回间隔现场运行规程并报局审批、签发。检查并完善其它变电站现场运行规程。并做到今后新设备投运前，没有运行规程不投运。

2）对同型号保护装置压板投入情况进行检查，完善保护压版双重命 25 名，杜绝同类现象再次发生。

3）对新投设备严格履行验收手续，在设备投运前要求变电站具备完整的图纸、说明书等资料，做到资料不齐，不投运。

4）加强对运行人员的技术培训，特别是新投运设备前的培训。5）对新投设备必须在投运前拟定或修改相关的现场运行规程。并认真组织学习新设备启动投运方案。

6）新设备启动正常后，运行单位会同施工单位进行一次全面的复查。无异常后，双方签字正式进行运行交接。

7）进一步加强基建工程验收、投运关，特别是在投运的过程中，要做好与施工人员的有效沟通、交流，确保新设备投安全可靠投运。