电力系统-2007年度典型事故汇编

2007年度典型事故汇编目录一、2007年恶性误操作事故（7起） (1)1、万宁供电公司“5.23”110kV万宁站带负荷拉#1主变10kV开关母线侧刀闸，造成10kV母线失压 (1)2、揭阳供电局“6.8”110kV地都站带负荷合10kV电容器刀闸，造成10kV母线失压 . 33、凯里供电局“6.30”220kV凯里站带负荷拉110kV隔离开关，造成4个110kV变电站失压 (5)4、百色供电局“9.7”110kV城龙变10kV刀闸检修中，带临时接地线误合刀闸，造成35kV和10kV母线失压 (9)5、广东火电工程总公司“9.12”110kV石龙线漏拆施工接地线，带接地线送电造成线路跳闸 (13)6、柳州供电局“10.16”110kV河北变10kV #1电容器带负荷拉隔离开关 (14)7、云浮供电局“12.19”110kV天黄线漏拆临时接地线，带地线送电的恶性误操作事故 (15)二、2007年一般误操作事故（3起） (18)8、茂名供电局2007年3月12日220kV金山站误拉110kV金良线空载线路刀闸的电气误操作事故 (18)9、贵州电网公司都匀供电局“4•17”220kV麻尾变220kV母差充电保护误投压板事故 (20)10、湛江供电局110kV霞宝线漏退光纤差动保护的一般电气误操作事故。

(21)一、2007年恶性误操作事故（7起）1、万宁供电公司“5.23”110kV万宁站带负荷拉#1主变10kV开关母线侧刀闸，造成10kV母线失压事故经过：事故前，110kV万宁站110kV红万2线运行，110kV红万1线热备；#1主变带35kV负荷（0.6万千瓦）运行，#2主变带10kV负荷（1.1万千瓦）运行。

2007年5月22日晚，万宁站#2主变有载调压开关出现不能遥控调节档位故障需处理，检修单位琼海供电公司检修管理所接到万宁供电公司运行所报告后，于23日上午安排检修人员到站办理第一种工作票，申请#2主变停电，计划工作时间为5月23日12时30分至17时30分。

23日12时39分，停电申请经万宁县调同意，站内当日值班长蔡某某监护，运行人员陈某某负责操作。

因通讯串行接口线接触不良，微机五防系统与后台监控系统之间出现通讯中断的故障，不能按正常程序操作。

值班长决定使用万能钥匙解除防误闭锁进行操作。

12时44分，合上#1主变10kV侧断路器1001，把＃2主变10kV负荷转移至＃1主变。

12时45分，蔡某某、陈某某两人在没有开操作票情况下，执行#2主变由运行转冷备用的操作任务。

在断开#2主变低、高压侧开关（1002、1102）后，进入10kV配电室准备拉开#2主变10kV隔离刀闸（10024）时，两值班人员错误地走至#1主变10kV侧开关柜间隔。

在没有认真核对设备双重编号，没有执行复诵制的情况下，值班员陈某某操作拉#1主变10kV 开关母线侧刀闸（10011），由于机械闭锁无法正常用力将手柄旋至“分断闭锁”位置，误认为是机械卡涩，于是便人为强力将手柄旋至“分断闭锁”位置后，将正在运行的#1主变10kV开关母线侧隔离刀闸（10011）强行带负荷拉开。

瞬时一声巨响，弧光短路引起1#主变10kV侧过电流时限I、II段的保护动作，分别跳开10kV分段开关（1003）、1#主变10kV侧开关（1001），万宁站10kV母线全部失压。

所幸无人员受伤。

12时50分＃1主变35kV负荷转移至35kV万乐和线，#1主变退出运行。

15时08分，由＃2主变带10kVⅠ、Ⅱ段母线运行，恢复各条10kV线路送电。

事故造成1#主变10kV开关母线侧隔离刀闸动触头的端部电弧烧融，柜内壁体隔离刀闸的附近有四处烧灼痕迹，壁体穿孔，隔离开关辅助接点的二次线烧坏。

负荷损失1.16万千瓦，少送电量2.69万千瓦时。

原因分析:1）操作人未开操作票，走错间隔，又未认真检查断路器是否在分闸位置，而盲目强力操作，是造成带负荷拉刀闸事故发生的直接原因。

2）监护人监护失职，不要求操作票的填写和审查，又不按复诵制的要求核对确认现场设备，麻木的跟从操作，是造成事故发生的主要原因。

3）高压开关柜所配江苏镇江器材厂生产的JSXGN-10型箱式柜用机械闭锁存在缺陷：运行状态下，机械闭锁装置在“工作”位置旋转至“开断闭锁”位置，锁梢不能有效卡死操作手柄，人为强力可以形成变形变位；断路器正常运行情况下，操作手柄从机械闭锁装置“工作”位置旋至“分断闭锁”位置时，该联跳开关的钢丝牵拉绳松弛无法使开关跳闸。

暴露问题：1）运行人员安全意识淡薄，违章操作问题突出。

表现在：以操作任务多，负荷增加、检修时间仓促为由未开操作票，无票操作；操作时不核对设备及双重编号，未检查断路器确在分闸位置；操作时没有执行唱票复诵；在事故发生后，操作人、监护人私自补开操作票。

2）2004年7月15日，牛路岭工程公司开关柜安装调试不到位，断路器操作手柄旋至“分断闭锁”位置，联跳钢丝牵拉绳松弛，断路器无法跳闸，该位置防误功能丧失。

3）“两票”工作不到位，标准要求不高，检查、考核不细，习惯性违章行为教育查处不严。

临时检修工作安排不到位，未按规定要求检修单位办理临检停电申请手续，检修人员何时到；检修方案谁审；安排何时停电；操作时间、检修时间是否允许；调度应急措施等均处于不可控状态。

现场监督管理不到位，面临2条10kV线路运行转检修和两台主变并列以及2#主变由运行转冷备用的操作任务，站长在操作前离开了变电站，运行所也没有派人到站临检现场，操作人、监护人的习惯性违章操作行为没有得到及时的制止。

4）事故调查处理不到位，事故7小时后，省公司调查组到变电站调查了解情况时，事故单位没有查明当事人是否开出操作票，操作过程中是否存在解锁操作，对事故原因及造成的损失基本情况也没有掌握。

5）防误操作装置的管理不到位，变电站没有建立防误操作闭锁装置解锁钥匙存放、使用、登记管理的细则。

操作过程中，值班长擅自决定解除防误闭锁操作。

6）工程验收管理不到位。

该站10kV开关柜2004年7月15日改造投运时，运行单位没有按验收规范GBJ14790第7.6.1条和8.3.1条严格验收，防误机构缺陷没有及时检查发现。

10kV开关检修质量如何控制以及相应的检修标准规程编制尚属空白。

2、揭阳供电局“6.8”110kV地都站带负荷合10kV电容器刀闸，造成10kV母线失压事故经过：事故前，110kV地都站的110kV炮地线167、云地线131向110kV I 母线供电，#1主变在运行，10kV I母单母线运行；#1、＃2电容器组冷备用状态，全站负荷11MW。

2007年6月8日，地都站按计划进行101规约改造联调工作，10kV ＃1电容器组561开关、＃2电容器组562开关由热备用转为冷备用后，于10时55分许可开工。

14时05分，联调工作全部完成。

14时50分，操作人黄某某、监护人周某在未向地调汇报检修工作结束并得到当值调度操作下令的情况下，即按照操作票开始执行“将＃1电容561开关由冷备用转为热备用”的操作任务。

当操作至第3项“投入10kV＃1电容器561开关保护及控制电源时”，看到“储能”灯亮便认为保护电源和控制电源已投上，并没有检查保护及控制电源的开关是否已合上，即在该操作项前打勾（实际上，此时“合闸”、“分闸”指示灯因无电源而未亮）。

当操作至第4项“检查10kV＃1电容器561开关在分闸位置”时先通过指示灯判断，因没有看到红色的“合闸”灯亮，在没有观察指示灯下面文字标签情况下，将“储能”指示灯误以为“分闸”指示灯；在检查开关本体位置“分”、“合”指示时，开关柜内的照明灯已烧坏（上午操作完毕后没有关照明灯），柜内黑暗，没有采取其他手段（如手电筒、更换灯泡）进一步观察清楚开关的位置指示。

至15时01分，操作人员将561开关的闭锁操作切换手柄由“工作”位置切至“分断闭锁”位置后，合上＃1电容器组母线侧5611刀闸，因561开关实际处于合闸位置，5611刀闸直接对电容器组送电导致抢弧短路，随即＃1主变变低复压过流保护动作，变高101开关跳闸，造成10kV母线失压。

现场检查，变低501开关没有动作，＃1电容器组5611刀闸有明显电弧放电痕迹，刀闸支持瓷瓶炸裂，＃1电容561开关在断开位置。

21时00分，抢修工作完毕。

21时40分，除＃1电容器组在检修状态外，其他设备都恢复了正常运行。

事故损失负荷11MW。

经检查变电站后台机的SOE记录及保护动作记录以及调度端主站机的事件记录，＃1电容561开关在调试过程中的变位信息有：先在站端由调试人员试合、分各二次，然后由调度当值遥合、分各一次，最后一次操作是在13时56分14秒由调试人员就地合闸。

事故原因：1）操作人员未经调度命令而操作，操作时没有认真检查开关位置，凭经验认为开关闭锁操作切换手柄切至“分断闭锁”位置时561开关一定在分闸位置，造成误合刀闸。

2）调试人员在试调工作结束后，没有把#1电容器组561开关恢复到分闸位置，运行人员在与调试人员办理工作终结手续时也没有到现场核查安全措施，只办理了签名手续。

3）#1电容器组561开关柜(制造厂：长征电器成套制造有限公司，型号：XGN2－10，出厂日期：2003年8月，投产日期：2003年12月)防误闭锁装置的“分断闭锁”功能失效，当切换手柄由“工作”位置切至“分断闭锁”位置时没有跳开断路器，失去防误操作的最后一道技术防线。

暴露问题：1）人员安全意识淡薄，执行制度刚性不强，安全责任未落实到位。

一是没有认真检查开关本体位置，等同跳项操作；二是未向地调汇报检修工作结束，也未经调度令许可即操作，违反调度纪律；三是办理工作结束手续时没有到现场核对安全措施是否恢复，没在“工作票终结栏”签名已盖“工作票终结”章，办理工作终结手续流于形式；四是当天上午的操作票中漏填一项，操作时发现后也没有对操作票进行更正，执行操作票“三审”制度不严；五是工作票中所列工作人员为3人，但实际工作人员为7人，工作票填写、签发不严谨。

2）人员技术业务素质不高，缺乏“应知、应会”的技能。

主要反映在操作人员对设备不熟悉，不清楚“储能”与分、合闸指示灯电源不同。

调试人员、操作人员对《电气工作票技术规范》的理解、应用存在错误，本次工作是利用两组电容器组的开关进行规约调试，应视为一项工作和办理一张工作票，但工作班组却以电容组开关为单位办理两张工作票，且为避免同一工作负责人在同一时间持有两张工作票，而在票面上将两张工作票的实际工作时间错开，在调试中途终结第一张工作票，许可第二张工作票，但实际上两项工作是同时进行和结束的。

3）设备运行管理存在漏洞。

一是调试人员在调试时改变安全措施，随意投切开关的保护和控制电源，就地试分合开关；二是保护压板的管理不严，漏投＃1主变变低复压过流保护跳变低501开关的压板，在设备巡视中也没有发现。