1、1最近几年供电事故案例题事故案例题目录茂名供 电局关于茂名供电局“3.12”220kV 金山站误拉 110kV金良线空载线路刀闸的事故通报湛 江供电局 35kV 南昌站“11.29”带负荷拉刀闸恶性电气误操作事故快报 广州 供电分公司“4.8”220kV 番禺变电站带电挂地线恶性电气误操作事故快报 珠海 供电局“12.24”110kV 鹤洲变电站 110kV 鹤榕线带电合接地刀闸恶性电气误操作事故快报 惠州供 电局 500kV 惠州站值班员误切 500kV 东惠乙线开关 珠海供电分公司 110kV 夏湾站因操作人员操作漏项导致10kVII、III 段母线失压事故 广 州供电局 500kV 北郊
2、站因继保人员试验错误，造成#1 主变差动保护误动作跳闸 茂 名供电局“913”220kV 金山变电站 10kV 母线短路事故快报 惠州 供电局 110kV 平多线因跳线接触不良发热断线造成 2 座110kV 电站失压。 揭阳 供电局 110kV 揭伯线因交叉跨越放电跳闸造成两座 110kV变电站失压 汕头供电局“4.20”220kV 上华站检修人员擅自扩大工作范围误登带电设备造成人身重伤事故快报 2清远清 新供电局“122”110kV 禾云变电站值班员因走错间隔造成人身重伤事故快报 惠州 供电局“6.6”人身重伤事故 电力一 局珠海电厂建设“5.15”人身死亡事故 广东省输变 电公司“4.19
3、”人身死亡事故 揭阳 供电局 110kV 地都站“6.8”带负荷合刀闸恶性电气误操作事故 广东火电工 程总公司 110kV 石龙线 “9.12”恶性电气误操作事故 广东电网阳 江供电局 110kV 合山站“1121”人身触电死亡事故 关于茂名供电局“3.12”220kV 金山站误拉 110kV 金良线空载线路刀闸的事故通报按:3 月 12 日,茂名供电局发生一起因运行人员操作时没认真核对设备位置，导致误拉 110kV 空载线路隔离开关，保护动作并越级跳闸，造成 2 座 220kV 和 2 座 110kV 电站失压的一般电网事故。本事故发生在省公司安全生产会议刚开完后，公司即将开展防止电气误操作
4、专项整治之际，公司在内部 1 号明电也特别对近期的安全生产工作作了强调，事故性质十分恶劣，基层单位的安全生产工作未能真正做到“严、实、细” ，未能真正把安全生产工作要求贯彻到实际的安全管理工作中，体现到员工的安全行为中，未能保证 2007 年的安全生产工作 “开好局、起好步” ，反映了部分单位安全生产基3础依然不牢。各单位要深刻吸取教训，大力夯实安全生产基础，把安全生产工作做细、做实。现将本事故通报如下：一、事故前的运行方式金山站 220kV 单母线运行，220kV 名金线供 220kV2M 母线、#1主变、220kV 金六线；220kV 旁路 2030 开关、220kV3M 母线在热备用状态
5、。金山站 110kV 单母线运行，110kV 旁路 1090 开关、110kV 3M 母线在热备用状态。110kV 金良线 1151 线路处于检修状态。二、事故经过2007 年 3 月 12 日，110kV 潘州站改造需要在出线铁塔处跳通110kV 金潘线和 110kV 良潘线，线路改造完毕后该线路临时调度命名为 110kV 金良线。当日 18 时 27 分，220kV 金山站监护人郑某、操作人邓某某按照调度要求执行操作任务为 “110kV 金良线 1151线路由检修转运行”的倒闸操作，19 时 54 分在后台监控机执行第18 项“合上 110kV 金良线 1151 开关”的操作时，发现开关无
6、法合上（后台监控机发出操作超时信息并显示开关在分闸位置） ，到110kV 金良线 1151 线路保护屏检查保护无异常后，断开控制电源并且重新送回，再到后台监控机试合 110kV 金良线 1151 开关，但后台监控机仍显示开关在分闸位置。接着监护人郑某、操作人邓某某到110kV 金良线 1151 开关间隔进行检查，检查过程中闻到焦味，即打开该开关液压机构箱进行检查，发现箱内合闸线圈有明显烧焦痕迹，同时发现信号缸位置指示在分闸，判断合闸线圈已烧坏未合上开关，即汇报地调当值调度。当值调度要求将 110kV 金良线 1151 开关由热4备用转冷备用，并通知检修人员到站处理。操作人员因未吃晚饭，考虑到检
7、修人员到站还需要一段时间，得到当值调度同意后外出吃饭。约 21 时 30 分，操作人员外出吃饭回到变电站，当值调度下达“110kV 金良线 1151 开关由热备用转冷备用”事故处理操作任务。将预先准备好的“110kV 金良线 1151 开关由热备用转冷备用”操作票重新审核后，于 21 时 34 分开始操作；当操作到第 2 项“检查 110kV 金良线 1151 开关三相确在分闸位置”时，操作人员对开关位置检查后认为开关在分闸位置。21 时 38 分，当操作第 4 项“拉开 110kV 金良线线路侧 11514 刀闸”时，发生弧光响声， 110kV 金良线 11514 刀闸由 B、C 相间故障发
8、展成 B、C 相间接地故障，金山站 110kV 金良线 1151 保护动作（距离 I 段 18ms出口，零序 I 段 432ms 出口，距离段 513ms 出口，零序段921ms 出口，零序段 1920ms 出口，距离段 2007ms 出口） ，但因1151 辅助开关在分闸位置，造成 1151 开关拒动。金山站#1 主变变中保护零序段（3.6S）和复合电压闭锁过流(3.5S)保护动作（因整定时间比茂名站 220kV 名金线 2463 零序段长未出口） ；茂名站220kV 名金线 2463 零序段（保护 I 屏 1947ms，保护屏1948ms）动作出口，跳开名金线 2463 开关。事故造成 2
9、20kV 金山站、220kV 六运站、110kV 石古站、110kV 白石站全站失压；经处理，于当日 22 时恢复了 220kV 金山站、六运站供电，22 时 20 分恢复了110kV 石古站、110kV 白石站供电；负荷损失约 8.87MW，电量损失5556 千瓦时。5现场检查，110kV 金良线线路侧 11514 刀闸的 B 相及 C 相的动静触头有弧光灼伤痕迹，C 相靠开关侧支柱瓷瓶顶部一片瓷裙损坏；110kV 金良线 1151 有线路保护动作出口和控制回路断线信号，开关三相本体在合闸位置但开关液压机构箱的信号缸指示在分闸位置、后台监控机 1151 开关指示在分闸位置。三、事故原因分析（
10、一）操作人员没有认真核对设备信号，一是后台监控机发出操作超时信息并显示开关在分闸位置时，未能全面检查后台机反映开关位置状态的其他信号，未能发现 TYD 信号已变位；二是虽然两次到现场检查，但都未能认真检查开关本体信号，主观从合闸线圈烧坏和辅助开在分闸位置，判断开关未能合上，造成误拉空载线路刀闸，是本次事故发生的直接原因。（二）1151 开关信号缸信号缸检修发现合闸阀铜垫片扭曲变形、卡住，合闸后辅助开关没有变位，导致后台监控机显示的开关位置与开关本体位置不对应、开关合闸线圈烧坏、11514 刀闸电气防误闭锁回路失效、微机五防装置逻辑回路失效，是事故发生的重要原因。（三）1151 开关辅助开关与开
11、关本体实际位置不对应，导致事故时本线路保护动作出口但开关拒动，是事故扩大的直接原因。（四）经对金山电网短路电流计算校核及对保护定值核查发现，金山站 110kV 出线的零序段对全线有足够灵敏度，茂名站 220kV名金线的零序段保护（时间定值 1.5s）与金山站各 110kV 出线零6序段保护（最长时间定值 0.6s）按阶梯式配合进行整定，茂名站220kV 名金线零序段保护范围刚好伸出金山站 110kV 母线，金山站 110kV 母线有母差保护作为快速保护，当出现金山站 110kV 线路近区短路且开关（或保护）拒动的极端条件时，会出现 110kV 出线的零序段保护与茂名站侧 220kV 名金线零序
12、段保护失去配合。这是事故扩大的重要原因。四、暴露问题（一）运行人员未能认真落实南网及省公司对安全工作“严、细、实”的要求，安全意识差，作风不严谨，行为不规范、随意。综合素质差，执行力差，不懂得利用线路 TYD 等监控信息对开关位置进行综合断判，执行操作电子录音制度不到位，安全生产责任制未能真正落到实处。（二）平顶山开关厂的 LW6A-110型开关信号缸设计不合理，有缺陷，信号缸和开关本体的压力油路并联，会存在一条油路动作另一油路不动作的情况，造成信号缸位置与本体位置不一致的情况。（三）保护整定不合理，未能充分按保电网的原则合理处理对电网保护整定失配点的放置问题，事故造成 220kV 电站全停。
13、（四）设备维护管理不到位，对开关本体位置观察窗及分合闸指示标志模糊、不清晰等隐患未及时消除。（五）调度对事故处理的原则同电气操作导则中对事故处理的定义不一致，把缺陷处理当事故处理下达操作任务，造成运行7人员在操作时没有进行操作录音。五、反事故措施（一）要求茂名局立即在全局快报本事故，停工整顿一周，并开展为期一个月的专项整治活动。重点抓好电气操作接发令、填票审票、模拟操作、实际操作和操作结束报告“五个环节” ，抓好防误装置、录音装置、接地线、设备标示和图纸资料“五个管理” ，规范员工的作业行为，做好危险点分析及预控工作，加强“两票”的全过程动态检查，及时纠正违章行为。（二）开展 LW6 同类型液
14、压开关的专项检查与消缺整治工作，尽快消除开关本体位置观察窗标志模糊的缺陷，加快同类型开关的技改更换工作，提高设备的运行可靠性。（三）修改变电站现场运行规程，使现场运行规程增加线路TYD 等监控信息综合断判内容，加强员工综合素质的培训，提高运行人员的现场操作技能；进一步规范运行人员在处理设备缺陷故障等突发事件时的行为，提高运行人员的事故处理能力。（四）充分考虑各种运行方式和事故状态下的保护配合，按下层电网服从上层电网的原则，优化电网继电保护整定技术方案，确保电网安全运行。（五）修改调度规程对事故处理标准，保证与电气操作导则要求相一致。（六）加强安全生产各项工作的安全监察管理，对操作、检修、施工现
15、场进行动态监督，加大对违章行为和安全管理不到位的部门8和责任人通报、考核的力度。六、责任分析及处理意见对事故责任人员及责任部门的处理，由茂名供电局按内部的处罚规定进行处理。湛江供电局 35kV 南昌站“11.29”带负荷拉刀闸恶性电气误操作事故快报按 11 月 29 日，湛江遂溪供电局 35kV 南昌变电站发生一起操作人员随意使用解锁钥匙，无操作票单人操作，由于走错带电间隔，没有核对设备编号，造成带负荷拉刀闸的恶性误操作事故。这起事故虽然没有造成人员伤亡和设备损坏，但事故性质十分恶劣，事故教训深刻，反映出公司系统部分基层单位在安全生产方面存在漏洞，员工的执行力存在层层衰减现象，未能认真落实南网
16、、省公司有关的安全生产规章制度和铁的纪律，安全生产管理工作存在死角。现阶段基建、大修技改工作任务繁重的情况下，各单位必须提高认识，保持清醒的头脑，必须不折不扣地严格执行安全工作规程制度，按计划有条不紊地开展各项生产工作，各级领导干部应加大力度狠抓现场安全生产工作，多下现场，加强安全生产监管力度，确保安全生产工作可控、在控，确保公司系统安全生产稳定运行。一、事故前运行方式：35kV 南昌站2 主变运行，由于 35kV 洋青站改造工程的需要，洋青站 35kV 青昌线开关拆除，因此，南昌站 35kV 青昌线由 110kV9新桥站经 35kV 遂洋线 T 接入青昌线运行，35kV 杨南线 311 开关
17、处于热备用状态。二、事故经过：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 南昌站值班长全康武“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，值班长全康武经请示后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，全康武返回主控室报调度操作完毕，调度即令值班长全康武“将 35kV 青昌线由热备用转为检修状态” 。这时值班员卜晋平正在处理杨南线 311
18、 开关 KK 开关故障，值班长全康武想抓紧时间完成操作任务，未要求值班员卜晋平停止处理杨南线 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，由于全康武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。现场检查 3114 线刀轻微烧伤，没人员受伤。三、事故初步原因及分析1、操作人员违章操作，没有填写操作票，走错间隔，没有认真核对设备编号，使用解锁钥匙解锁
19、并单人操作，操作全过程未执行操作录音，导致带负荷误拉 35kV 杨南线 3114 线刀，是造成事故的10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，是造成事故的直接原因之一。3、35kV 南昌站为有人值班站，变电站的站长实际工作为值长，进行三班倒值班，但由于变电站的安全工作缺乏系统管理，是造成事故的间接原因。4、湛江遂溪供电局未能严格贯彻和落实对上级有关安全生产的规章制度，安全工作落实不到位也是造成事故的间接原因。四、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。事故上报不及时，事故信息报告制度执行不力。2、运行人员思想麻痹，工
20、作责任心不强，安全意识淡薄，有章不循，电气操作行为不规范，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 110kV 等级以下边远的变电站的安全生产监管工作未能切实落实到位，安全运行管理有关规章制度的执行流于表面。4、遂溪供电局“防误操作装置解锁钥匙管理使用规定”未能按南网要求及时修编。钥匙使用未能严格审批把关，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。而且解锁钥匙和其他钥匙存放一起，解锁钥匙和封条使用形同虚设，解锁钥匙的使11用时失去监督管理。广州供电分公司“4.8”220kV 番禺变电站带电挂地
21、线恶性电气误操作事故快报按：4 月 8 日，广州供电分公司 220kV 番禺变电站操作人员在执行安全隔离措施操作任务时，由于走错间隔，造成一起将临时接地线挂到运行带电线路上的恶性电气误操作事故。该事故反映了安全管理规章制度贯彻不到位，安全问题和漏洞始依然存在，暴露出基层部分单位班组人员习惯性违章相当严重，未能长期树立与“安全三大敌人”作斗争的信念。现将这起事故快报如下。一、事故经过4 月 8 日，220kV 番禺变电站更换 110kV 番基线、番城乙线、番莲线三个间隔出线构架绝缘子。在工作前，发现各间隔线路的阻波器瓷瓶太脏，决定增加清抹任务（不是工作票所列工作内容） 。上午10 时 40 分,
22、番基线间隔工作结束，11 时 15 分，番城乙线间隔工作结束。10 时 55 分，监护人何光锐、操作人李启颖执行 110kV 番莲线由运行状态转检修状态的操作任务，准备更换番莲线间隔绝缘子安全隔离措施。11 时 11 分，按操作票操作完毕。因临时增加的清抹阻波器瓷瓶工作任务，需在阻波器线路侧增加一组临时接地线。何、李两人经站长梁志江同意后，决定拆除刚结束工作的番城乙线间隔临时接地线，装到番莲线上。然后，两人进入番南线间隔，拆除番12城乙线和番南线间隔间的临时安全围栏，进入番城乙线间隔拆临时接地线（图 1） 。11 时 18 分，何、李两人拆下番城乙线临时接地线，错误认为番城乙线间隔旁边的番南线
23、间隔是番连线间隔，进入番南线间隔，在没有核对设备名称、编号及验电的情况下，直接把接地线接到运行中的 110kV 番南线线路侧，造成 110kV 番南线番禺站侧零序保护动作，开关跳闸，重合成功，市头、莲花山两电厂机组解列，番南线 OY 引下线被烧断。监护人何光锐站在 110kV 番南线 OY 支柱旁，被临时接地线的接地端火花灼伤左前臂及手背，经医院鉴定为浅 2度烧伤（面积较小，轻伤） ，经番禺人民医院治疗后当天已出院。操作人李启颖站在绝缘梯上未受伤。二、事故原因分析1、操作人误认为带电间隔是检修间隔，操作前没有核对设备名称及编号，没有验电，是事故发生的直接原因。2、监护人没有履行安全监护职责，监
24、护不到位，在没有核对设备名称、编号及验电的情况下，允许操作人进行挂地线的操作，是事故发生的主要原因之一。3、操作人员擅自拆除临时安全围栏，进入带电间隔，是事故发生的主要原因之一。4、临时增加工作任务没有通知工作票签发人，并征得同意，没有按规定重新办理工作票，并填写相应的操作票，同时工作票也没有履行双签发，以致操作行为、监护行为失控，也是事故发生的主13要原因之一。5、该站站长没有认真履行职责，工作把关不严，认可工作票同工作任务不符及操作人员无票操作的行为，没能按规定要求解除番城乙线的安全隔离措施，也是造成事故的原因之一。三、事故暴露问题1、操作人员安全意识淡薄，自我保护意识差，未能时刻树立起同
25、安全“三大敌人”作斗争的理念，未能吸取同类事故的深刻教训。2、基层班组对有关制度的执行意识淡薄，执行力层层衰减，有章不循，有章不依的习惯性违章依然存在。3、临时安全围栏设置不规范，未有起到警示、隔离的作用，作业行为存在严重缺陷。四、防止措施1、各供电分公司要深刻吸取该恶性误操作事故教训，对照暴露的问题，开展一次全面的安全检查整顿，使员工树立起与“违章、麻痹、不负责任”三大敌人作长期斗争的信念，做好相应的整改工作。2、认真抓紧抓好基层班组的安全培训和安全学习，切实加强基层班组人员的安全素质及技能，提高安全的防范能力，提高对安全规程的理解力和执行力，规范员工作业行为，力保员工在工作中做到“零违章”
26、 。3、认真按关于开展“两票”及防止电气误操作专项互查工作14的通知 （广电安200522 号文）要求，认真开展好自查互查工作，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。4、各单位要加强现场临时安全措施的设置，使安全措施真正起到安全隔离作用；工作中，严禁运行人员及施工人员擅自改动、拆除临时安全措施，确保安全措施的有效性。珠海供电局“12.24”110kV 鹤洲变电站 110kV 鹤榕线带电合接地刀闸恶性电气误操作事故快报按2005 年 12 月 24 日，珠海供电局 110kV 鹤洲变电站发生一起因操作人
27、员未核对设备名称、编号，走错位置，造成 110kV 线路带电合接地刀闸的恶性电气误操作事故。该事故发生在公司三令五申加强安全生产，确保公司年度安全生产目标的情况下，暴露出部分基层单位对公司安全文件、会议精神的理解和执行在层层衰减，公司在强烈呼吁安全生产要求，有的基层班组还是我行我素、充耳不闻。各单位应在如何提高执行力，如何深入理解和贯彻公司的文件和会议精神上下苦功，把眼睛放于生产第一线，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每个规程、规定和要求。当前到了年末的最后冲刺阶段，也正处于施工作业繁忙时期，保证安全目标、工作任务完成的关键时刻，各单位更要认真深入审15视每项工作
28、，提高安全警惕，冷静思考，科学合理安排好各项任务。各级领导要将着眼点放在生产一线，要清楚知道你所管辖的部门、班组每天的工作，知道在干什么、做什么，有那些危险项目和危险点，采取了何预防措施，这些措施是否落到了实处，处理好“安全、质量、进度”的关系，确保每项工作安全高质完成，实现公司的年度安全生产总体目标。一、事故前运行方式110kV 鹤洲站、榕益站、白蕉站和井岸站 110kV段母线由110kV 红旗站红鹤线 122 开关供电。鹤洲站除 110kV 鹤榕线 125 开关在运行状态外，全站其它设备均已停电。鹤洲站微机五防系统因站用电停电退出运行，需使用解锁用具对开关、刀闸进行解锁操作。二、事故经过及
29、处理情况2005 年 12 月 24 日，鹤洲站按工作计划处理 110kV 鹤榕线间隔CT 的渗漏缺陷，需将 110kV 鹤榕线 125 开关由运行转检修。11 时10 分，李某某（监护人） 、邝某某（操作人）持操作票开始执行“110kV 鹤榕线 125 开关由运行转检修”的操作任务，当两人执行完“在 110kV 鹤榕线线路侧 1254 刀闸靠 CT 侧验明确无电压” （第14 项）项目后，李某某下达了“合上 110kV 鹤榕线 CT 侧 125C0 接地刀闸” （第 15 项）命令，邝某某正确复诵无误后，未核对设备名称、编号及位置，走到了 110kV 鹤榕线线路侧 12540 接地刀闸机构旁
30、边（见附图） ，同时也未核对五防编码锁编号，即用解锁钥匙打开16了锁在 12540 接地刀闸操作把手上的编号为“12540”的五防锁，此时李某某未跟随操作人并监护其解锁过程，也未再次核对设备名称及编号，而是仍然站在 125C0 设备标示牌前。11 时 29 分，邝某某操作合上了 110kV 鹤榕线线路侧 12540 接地刀闸，因线路带电，当接地刀闸的动触头接近带电静触头时，造成 110kV 鹤榕线三相接地短路，110kV 红旗站红鹤线开关距离保护段动作跳闸，110kV 白蕉站、110kV 榕益站和井岸站 110kV段失压。井岸站 110kV 备自投动作成功，切开 110kV 白井线开关，合上
31、110kV 母联 100 开关，恢复110kV段母线正常供电。事故发生后，现场人员立即向地调报告。11 时 40 分，调度员确认鹤洲站鹤榕线线路侧 12540 接地刀闸已拉开后，经遥控合上红旗站红鹤线开关送电正常，线路恢复运行并恢复对白蕉站、榕益站供电。12 时 02 分，井岸站恢复正常运行方式。经现场检查，事故造成鹤洲站鹤榕线 12540 接地刀闸触头轻微灼伤、不影响运行，操作人员未受伤，负荷损失约 3.5 万千瓦，损失电量约 0.642 万千瓦时。三、事故原因分析和暴露问题（一）事故原因分析1、监护人和操作人违反电业安全工作规程 （发电厂及变电所电气部分）第 22 条、南方电网公司企业标准
32、电气操作导则第 6.3.6 条、第 6.3.8 条和广东电网公司防止人身伤亡事故十项重点措施第 3.6 条的有关规定，在操作前没有核对设备名称、编17号和位置，没有认真执行操作之前“三对照”中“对照设备名称和编号无误后再操作”的要求，也未核对五防编码锁上的编号，监护人没有监护好操作人的操作过程，是事故发生的直接原因。2、微机五防系统没有后备电源，因站用电停电退出运行，造成整个操作过程都要使用解锁钥匙解锁操作，失去防止电气误操作的技术防范，也是事故发生的主要原因。3、110kV 鹤榕线 CT 侧 125C0 接地刀闸标示牌的位置不合理，处于 125C0 接地刀闸和 12540 接地刀闸中间，没有
33、正对 125C0 接地刀闸操作机构（见附图） ，会使操作人员产生错觉，这也是事故发生的原因之一。（二）暴露问题1、部分变电运行人员安全意识淡薄，未能吸取同类事故的教训，树立起同“违章、麻痹、不负责任”长期作斗争的信心和决心，有章不循依然突出。2、变电站部分操作人员行为不规范，特别是监护人严格履行监护职责的方式、监护时站立的位置等不具体、不明确，没有达到预防事故、及时发现操作人操作错误的目的。3、针对上级对当前安全生产工作提出的明确要求和各项规范，存在落实不到位、执行力层层衰减的现象，尤其在目前年末要求严防死守、确保安全生产目标实现、防止各类事故发生的要求下，部分人员仍然没有引起足够重视，没有把
34、防范措施真正落实到具体工作中。184、鹤洲站的 1254 户外隔离刀闸于今年 11 月中旬进行了更换，但变电站未将 125C0 接地刀闸标示牌及时装挂到准确合理的位置，运行人员在日常工作中没能觉察此隐患的存在，表明了变电站运行管理不到位，在设备改造计划、施工、验收、巡视和检查等方面都有漏洞。5、微机五防系统作用没有得到充分的重视，该系统没配有后备电源，当站用电停电时微机五防系统同时失去工作电源停运，在使用上存在真空。6、班组的作业危险点分析及预控没能做到“严、实、细” ，没有对倒闸操作的危险点进行分析以及采取预控措施。四、防范措施（一）加强培训、教育工作，提高班级安全学习活动的质量，切实增强生
35、产人员的工作责任心，使其熟知有关的工作规程规定，以使规程规定能不折不扣地得到执行；同时，抓好班组的标准化管理，规范班前、班后会，规范作业流程，规范每个员工的作业行为、动作。（二）加强危险点的分析与预控，做到每项工作都要有危险点分析，并采取切实可行的防范措施，使工作落到实处；对于倒闸操作中容易发生恶性误操作的操作项目，可在操作票相应的操作项目栏用有关符号或标识标注，以引起操作人员的高度重视。（三）加强变电设备的标识管理，对站内设备的标识进行一次全面检查，对装挂位置不准确不合理的立即整改，确保其不产生误19导。（四）严格防止电气误操作闭锁装置的解锁管理，减少解锁操作；对于没有后备电源的微机五防系统
36、，要做好后备电源的配置计划，最大限度发挥微机五防系统的作用。惠州供电局 500kV 惠州站值班员误切 500kV 东惠乙线开关11 月 2 日上午，惠州供电局检修人员在 500kV 惠州站处理500kV 核惠线 5021 开关液压机构渗油缺陷。12 时 30 分缺陷处理完毕，检修人员通知值班员黄某试合 5021 开关以检查机构检修质量。黄某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，黄某再次擅自用五防解锁钥匙解锁操作，未认真核对设备名称、编号和位置，导致误断开 50
37、0kV 东惠乙线 5031 开关。事故未对系统造成影响。事故原因：（1）值班员擅自解锁单人操作，操作时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 惠州变电站对五防解锁钥匙管理不严格，值班员能随意取到钥匙进行解锁操作，是事故发生的间接原因。防止对策：加强防止电气误操作闭锁装置解锁的管理，一是要加强解锁钥匙的存放管理，杜绝运行人员随意拿到钥匙的情况；二是严格解锁操作的审批，解锁操作必须经运行主管部门领导批准才能操作；三是加强解锁操作管理的检查和监督，杜绝执行流于形式。20珠海供电分公司 110kV 夏湾站因操作人员操作漏项导致10kVII
38、、III 段母线失压事故事故经过:10 月 13 日 17 时 28 分，珠海中心站运行人员监护人吕、操作人辛按照调度命令，持有 110kV 夏湾站操作任务为“将#2主变压器由检修转运行”的操作票开始操作。当操作完地线拆除项目后，返回高压室操作，监护人吕将操作票顺手放在工具柜上，两人徒手前往 10kV 开关柜前进行后续项目的操作，操作中，遗漏了第 20 项“将#2 主变变低 502A1 小车刀闸摇至工作位置”和第 21 项“检查#2 主变变低 502A1 刀闸确在工作位置”的两项操作。并随手将这两项漏操作项目在操作票上打“”标记。当两人继续操作合#2 主变变低 502 开关时，两人也未通过检查
39、两台主变并列后的负荷分配和电流指示变化，而及时发现漏项操作。17 分 52，两人继续操作完成了“断开 10kV 分断 500 开关”的操作项目，造成了10kVII、III 段母线失压。至此，两人仍未发现 10kVII、III 段母线失压，而是继续往下操作，直至调度员从客户停电投诉信息得知，通知吕、辛现场检查，吕、辛才发现漏合 502A1刀闸而进行后续操作。当调度员询问原因时，监护人吕谎称502A1 刀闸已经操作合上，可能是设备异常而接触不良、不到位所至，随后，在调度尚未发布恢复命令的情况下，两人于 18 分 07 擅自合上 500 开关，恢复了 10kVII、III 段供电，然后切 502A
40、开关，21再合 502A1 刀闸，合 502A 开关，分 500 开关，全站恢复正常运行方式。原因分析及暴露问题:1、监护人吕、操作人辛在本事故中，暴露了严重的“违章、麻痹、不负责任”典型问题。两人均严重违反电业安全工作规程 、南方电网公司电气操作导则 、广电集团公司两票实施细则 、珠海供电分公司安全生产奖惩规定等安全生产规章制度，属于典型的执行制度不认真、不负责。2、吕、辛两人无视“两票”规定，将操作票搁置一旁进行操作，凭印象和凭主观思想进行操作，把操作当儿戏。在操作中，有关监护、复诵、手指、下令、执行等操作过程中的必要步骤全部未做到。操作前后，也不认真检查负荷电流的变化，是麻痹思想的集中体
41、现。3、吕、辛两人在操作中未执行有关逐项勾记的规定，发生事故后，向当值调度汇报事故不真实、抱着敷衍塞责的态度，进行事故恢复操作时也不请示，违反调度规程有关规定。在进行事故调查时，虚构操作内容，多次隐瞒事故真相和原因，在如何推卸、转移主要责任上费尽心思，这是严重的不负责任的行为。同时，在事故处理时，为掩盖事实真相，不采取任何措施，不按操作送电顺序，擅自恢复母及线路供电，给设备和人身的安全带来威胁。防范措施：1、变电部加强所属人员“两票三制”的学习和监督，尤其是倒22闸操作制度和交接班制度的学习和监督，并安排管理人员定期对“两票三制”的执行情况进行现场检查。2、变电部加强员工的安全意识教育，提高所
42、有职工的安全思想意识，树立长期同“违章、麻痹、不负责任”三大敌人作斗争的理念及实事求是、踏踏实实的工作作风。3、变电部管理人员加强对变电站现场安全动态的检查力度，重点检查现场工作人员对规章制度的执行情况的动态行为，克服麻痹大意的工作态度和侥幸心理。4、变电部组织开展员工的思想教育工作，端正态度、树立和大力弘扬“诚实做事、坦荡做人”的风气，坚决与隐瞒事故、瞒报原因的行为做斗争。5、分公司所属各单位吸取事故教训，在现场工作中，要认真执行安全生产规章制度，严格遵守“两票三制” 。广州供电局 500kV 北郊站因继保人员试验错误，造成#1 主变差动保护误动作跳闸3 月 18 日，两继电保护人员在 50
43、0kV 北郊站测试 500kV 北增甲线 5011、5012 CT 的伏安特性，工作地点为 5011、5012 CT 端子箱。由于工作人员对 CT 特性测试仪使用方法不熟悉，未能测出绕组的特性曲线，工作负责人许某离开工作地点打电话咨询仪器厂家。此时，工作班成员丛某认为是仪器没有接到 CT 侧端子，在没有告知工作负责人的情况下，改变试验接线，将测试仪器输出线接入了#1 主变差23动保护 1 的差动电流回路端子，进行测试，11 时 44 分，#1 主变差动保护动作跳开#1 主变三侧开关。事故没有造成负荷损失。原因分析：（1）工作负责人及工作班成员对 500kV 二次回路接线不熟悉，在开关 CT 回
44、路工作时，误将测试电流加入运行中#1 主变差动保护电流回路。 （2） 二次设备及回路工作安全技术措施单所列安全措施执行不到位，没有将端子箱右侧至保护装置回路的非试验端子用绝缘胶布封好。 （3）工作负责人及工作班成员对试验仪器的使用方法不熟悉，在工作过程中还在摸索仪器的使用。 （4）工作具体组织安排不当，工作负责人及工作班成员使用不合适。此项工作的工作负责人、工作班成员均没有独立进行 500kV CT 伏安测试的现场工作经验。 （5）工作票未明确指出本项工作的危险点，工作中未充分意识安全风险，工作票签发人及相关管理人员在工作票签发和现场监督工作中把关失当。暴露问题：（1）现场工作人员没有形成良好
45、的工作习惯，对措施单执行不彻底，安全措施执行不到位。而且在工作过程中出现疑问时，没有停止工作，继续蛮干，没有做到“先想后干，想明白再干，不明白不干”的工作原则。 （2）工作具体安排单位风险意识及风险分析不细致，对本次专项检查思想上的重视没有转化为周密的组织和完善的措施，同时现场指挥监督出现严重漏洞。 （3）对继电保护人员的 500kV 系统二次回路专项培训不足，对 500kV 继保工作人员的技术能力和资格把关不严，对仪器仪表的使用缺乏训练。防止对策：（1）加强员工的培养。重点抓好运行人员作风建设24和现场技能培训，提高员工执行规章制度的刚性，培养一支“思想先进、安全可靠、纪律严明、业务过硬、执
46、行有力”的职工队伍。（2）合理安排作业。安排工作经验丰富的员工进行高风险的重要作业，科学搭配作业班组人员。对于首次从事重要作业，特别 500kV作业的人员要进行岗前技术培训，掌握作业方法，熟悉作业现场、设备和试验仪器等。 （3）加强危险点分析及预控工作。工作班组在作业前必须开展好危险点分析及预控工作，根据危险点分析结果制定预防措施，现场安全措施必须执行到位。部门领导和安监人员要定期抽查安全措施票规范填写和执行情况，及时纠正现场违章。茂名供电局“913”220kV 金山变电站 10kV 母线短路事故快报按：9 月 13 日，茂名供电局检修人员在对 220kV 金山变电站10kV 真空开关做交流耐
47、压试验时，因安装在 10kV 母线和开关柜母线侧刀闸之间的绝缘隔板产生焦味，紧急处理中刀闸跌落引起 10kV母线短路事故，事故共造成 19 面 10kV GG-1A 型高压开关柜不同程度损坏。这起事故暴露出检修人员应急处理能力不强，安全保护意识差，同时反映出变电运行管理存在问题，安全工具器及继电保护装置管理均存在漏洞。各单位要引以为戒，举一反三，堵塞管理漏洞，加强安全教育培训。现将这起事故快报如下。一、事故前运行方式：220kV 名金线 2463 供金山站 220kV 2M 母线、#1 主变（注：该站为单主变，容量为 150MVA） 、金六线 2810；251 主变变中 1101 开关运行供
48、110kV2M 母线及该母线各出线；110kV 旁路 1090 开关代金石一线 1149 运行供石鼓站负荷，金高线1150 供高州站、古丁站、合江站、平定站负荷；金潘线 1151 供潘州站、长坡站、新垌站、山阁站、竹山站负荷。110kV 金河线 1148开关运行空充线路。110kV 金石一线 1149 开关在检修状态，110kV河山一线因河东站侧更换刀闸停运，110kV 六竹线因竹山站侧 1187母刀气室发出“压力过高”告警及保护显示器无显示停运。 （见图一）金山站#1 主变变低 501 开关运行供 10kV 1M 母线，其中 10kV 1M 母线向金山乙线 F11、金山甲线 F09、五联线
49、F07 等馈线供电；10kV 金石五线 F03 开关热备用，线路 T 接向#2 站用变 Z02 供电。#1 站用变变高 Z01 开关在检修状态更换真空泡工作。二、事故经过及扩大过程2005 年 9 月 13 日，金山站 10kV #1 站用变低压系统改造工作，转电操作完成后发现#1 站用变变高 Z01 开关在分闸位置 B 相仍导通且玻璃泡变色，15 时 20 分检修部接到地调故障通知，安排工作负责人朱某某带领吴某某、李某、陈某到金山站进行抢修。图一、金山站 110kV 供电网络图17 时，朱某某等人到达金山站后与工作许可人黄某在现场进行工作许可和安全措施交底：Z01 开关、母刀 Z011、线刀 Z014 在分闸位置，开关侧 Z01B0、线路侧 Z0140 地刀合上，母刀 Z011 动、静触头间装设绝缘隔板一块，#1 站用变处于检修状态。2618 时 20 分，检修人员更换了 Z01 开关 B 相真空泡，接着做接触电阻试验、绝缘试验均合格，最后做开关断口耐压试验；因为开关断口试验耐压值比 CT 试验耐压值要高，为了避免高压损坏 C
