事故案例分析警鐘長鳴案例一 2015年3月18日17時55分，國網(wǎng)宣城供電公司員工趙×（男，1970年出生），在110千伏梅林變電站35千伏Ⅰ段母線故障搶修過程中觸電，造成右手右腳被電弧灼傷。 一、事故前運行方式 110千伏梅林變電站2號主變帶35千伏Ⅱ段母線運行；35千伏I段母線及壓變、獅橋341、南極347開關(guān)及線路處于檢修狀態(tài)，備用345開關(guān)、1號主變301開關(guān)、仙霞343開關(guān)處于冷備用狀態(tài)，仙霞343開關(guān)柜線路側(cè)帶電。 35千伏開關(guān)柜型號KYN61B-40.5 ，生產(chǎn)廠家為安徽宏鼎電氣設(shè)備制造有限責(zé)任公司，于2005年9月投運。警鐘長鳴案例一警鐘長鳴二、事故經(jīng)過： 2015年3月17日21時28分，宣城公司110kV梅林站35kVⅠ段母線故障，造成1號主變301開關(guān)后備保護跳閘。 3月18日上午，經(jīng)變電檢修人員現(xiàn)場檢查測試后，最終確定35kV獅橋341開關(guān)柜A、B相、南極347開關(guān)柜C相及Ⅰ母壓變C相共4只上觸頭盒絕緣損壞，并制定了檢修方案。 3月18日16時00分，寧川運維站值班人員洪××許可工作負責(zé)人曹××150318004號變電第一種工作票開工（工作任務(wù)為：在備用345開關(guān)柜拆除上觸頭盒；在35kV獅橋341開關(guān)柜、南極347開關(guān)柜、35kV#1壓變柜更換上觸頭盒），許可人向工作負責(zé)人交代了帶電部位和注意事項,說明了臨近仙霞343線路帶電。警鐘長鳴許可工作時，35kV341開關(guān)及線路、347開關(guān)及線路、35kVI母壓變?yōu)闄z修狀態(tài)；35kV仙霞343開關(guān)為冷備用狀態(tài)，但手車已被拉出開關(guān)倉，且觸頭擋板被打開，柜門掩合（上午故障檢查時未恢復(fù)）。16時10分工作負責(zé)人曹××安排章××、趙×、庹×負責(zé)35kV備用345開關(guān)柜上觸頭盒拆除和35kV獅橋341開關(guān)柜A、B相上觸頭盒更換及清洗；安排胡××、齊××負責(zé)35kV南極347及I母壓變C相上觸頭盒更換及清洗，進行了安全交底后開始工作。17時55分左右，工作班成員趙×（傷者）在無人知曉的情況下誤入鄰近的仙霞343開關(guān)柜內(nèi)（柜內(nèi)下觸頭帶電）。1分鐘后，現(xiàn)場人員聽到響聲并發(fā)現(xiàn)其觸電倒在343開關(guān)柜前，右手右腳電弧灼傷（當(dāng)時神智清醒），立即撥打120電話。寧國市人警鐘長鳴民醫(yī)院急救車18時40分許到達現(xiàn)場，將傷者送醫(yī)院救治。 開關(guān)柜正面 開關(guān)柜后面警鐘長鳴三、事故原因及暴露問題 這是一起由于安全措施落實不全、監(jiān)護不到位、現(xiàn)場工作人員安全意識淡泊造成的人員傷害責(zé)任事故。 1.是工作人員自我防護意識不強，沒有認真核對設(shè)備名稱、編號就打開柜門進行工作，導(dǎo)致誤入帶電間隔，是事故的直接原因； 2.是檢修人員擅自改變設(shè)備狀態(tài)，強行打開觸頭盒擋板，是事故的主要原因； 3.是工作許可人在本次工作許可前未再次核對檢查設(shè)備，未及時發(fā)現(xiàn)仙霞343開關(guān)已被拉出，誤認為設(shè)備維持原有冷備用狀態(tài)，安全措施不完備；警鐘長鳴4. 是現(xiàn)場工作負責(zé)人沒有認真履行監(jiān)護職責(zé)，現(xiàn)場到崗到位管理人員未認真履行到位監(jiān)督職責(zé)，未能掌控現(xiàn)場的關(guān)鍵危險點，是事故的重要原因。警鐘長鳴案例二 2015年03月23日09時40分，國網(wǎng)保定供電公司110kV朝陽路變電站1號主變單元春檢試驗現(xiàn)場，發(fā)生一起作業(yè)人員誤碰10kV帶電設(shè)備的事故，造成1人死亡。 一、事故基本情況 1.現(xiàn)場工作任務(wù) 2015年3月23日，110kV朝陽路站的春檢工作內(nèi)容為：1號主變及中性點避雷器，501開關(guān)、501CT、501-3刀閘小車，1號主變10kV側(cè)母線橋及橋避雷器例行試驗；1號主變保護周校，1號主變本體端子箱更換黑膠木端子排；512、531保護改定值等。 2.停電范圍警鐘長鳴110kV朝陽路站1號主變轉(zhuǎn)檢修，1號主變的501開關(guān)轉(zhuǎn)檢修，拉出501-3刀閘小車；512、531開關(guān)轉(zhuǎn)冷備用，其余設(shè)備正常運行。 110kV朝陽路變電站一次接線圖警鐘長鳴二、事故經(jīng)過 8時20分，變電檢修三班作業(yè)小組完成安全措施交代、簽字確認手續(xù)后開工。變電檢修三班小組工作負責(zé)人張××，作業(yè)人員陳××、孫××進行10kV501主進開關(guān)柜全回路電阻測試工作。 9時40分，工作人員孫××在柜后做準(zhǔn)備工作時，誤將501開關(guān)后柜上柜門母線橋小室蓋板打開（小室內(nèi)部有未停電的10kV3號母線），觸電倒地。其他工作人員立即對其進行急救并并撥打120電話。 9時55分，急救車將傷員送至保定市第二醫(yī)院。 12時22分，孫××經(jīng)搶救無效死亡警鐘長鳴 501開關(guān)柜電氣示意圖 501開關(guān)柜后部照片 上柜下柜觸電部位3號母線警鐘長鳴三、事故原因及暴露的問題 1．作業(yè)人員孫××未經(jīng)工作負責(zé)人允許，擅自打開501開關(guān)后柜上柜門母線橋小室蓋板，碰觸帶電部位，屬嚴重行為違章，是造成此次事故的直接原因。 2．作業(yè)現(xiàn)場危險點辨識不全面，現(xiàn)場工作人員對10kV 501進線開關(guān)柜內(nèi)母線布置方式不清楚，采取的措施缺乏針對性。 3．小組工作負責(zé)人沒有及時發(fā)現(xiàn)并制止孫××的違章行為，未能盡到監(jiān)護責(zé)任。警鐘長鳴案例三 2014年8月9日，國網(wǎng)寧夏電力330千伏清水河變電站330千伏清安線因吊車碰線A相故障，線路保護動作跳開3341開關(guān)，3340開關(guān)未跳開，站內(nèi)其余五回330千伏線路對側(cè)后備保護動作跳閘，330千伏清水河變電站全停。 一、故障前運行方式 清水河變330千伏Ⅰ、Ⅱ母并列運行，第一串（清六Ⅱ線、1號主變）、第二串（2號主變，清六Ⅰ線）、第三串（清黃Ⅰ線、清固Ⅰ線）、第四串（清安線、清固Ⅱ線）整串運行，清水河變相關(guān)330千伏系統(tǒng)接線見圖1。警鐘長鳴清水河變330kV系統(tǒng)接線圖 警鐘長鳴二、事件經(jīng)過 8月9日9時13分，330千伏清安線發(fā)生A相接地故障，清安線差動保護及距離Ⅰ段保護動作，跳開3341開關(guān)，3340開關(guān)未跳開，330千伏清六Ⅰ線、清六Ⅱ線、清固Ⅰ線、清固Ⅱ線、清黃Ⅰ線對側(cè)線路后備保護動作跳閘，清水河變?nèi)臼?，所?10千伏三營變、瓦亭變、西吉變、南郊變、將臺變備自投動作，未損失負荷；兩條進線均來自清水河變的110千伏高平變、申莊變?nèi)＃瑩p失負荷2萬千瓦，停電1.8萬用戶。六盤山熱電廠全停，損失出力42.5萬千瓦；同時清水河第一風(fēng)電場24臺風(fēng)機、固原風(fēng)電場31臺風(fēng)機脫網(wǎng)。9時50分，通過110千伏清南線恢復(fù)清水河變110千伏母線運行后，損失負荷全部恢復(fù)。至13時18分，警鐘長鳴除清安線外，故障停電設(shè)備全部恢復(fù)運行。 三、事件調(diào)查及分析 調(diào)查組查看了清水河變一、二次設(shè)備；檢查核對了變電站保護裝置信息、故障錄波信息、壓板投入及保護定值、故障前后負荷曲線、運行方式及負荷應(yīng)急轉(zhuǎn)帶方案，分析了保護動作情況及故障錄波報告；調(diào)閱了調(diào)度監(jiān)控系統(tǒng)事件順序記錄、事件處理過程錄音；查閱了站內(nèi)調(diào)度命令票、操作票、工作票。 保護動作情況：8月9日9時13分15秒，330千伏清安線兩側(cè)PSL603GAM、CSC103C差動保護及距離Ⅰ段保護動作，寧安變側(cè)跳開3360、3362開關(guān)，清水河變側(cè)跳開3341開關(guān)，由于清安線保護跳3340斷路器出口壓板及啟動3340斷路器失靈壓板未投入，警鐘長鳴清水河變側(cè)3340開關(guān)未跳開。330千伏固原變清固Ⅰ、Ⅱ線零序Ⅲ段動作跳開3310、3312、3320、3322開關(guān)，750千伏黃河變330千伏清黃Ⅰ線零序Ⅲ段動作跳開3330、3332開關(guān)，330千伏六盤山熱電廠清六Ⅰ、Ⅱ線零序Ⅲ(Ⅱ)段動作跳開3310、3312、3320、3322開關(guān)。 壓板未投原因分析：通過調(diào)閱操作票發(fā)現(xiàn)，2013年7月15日，330千伏清水河變啟動330千伏清安線，由于同串330千伏清固Ⅱ線當(dāng)時還未建成，本次330千伏清安線啟動未投運3340開關(guān)，僅投運了3341開關(guān)。2013年9月11日，啟動330千伏清固Ⅱ線及3340、3342開關(guān)。操作人田×、監(jiān)護人王× 、值班負責(zé)人黃×在操作票填寫、審核及執(zhí)行中僅對清固Ⅱ線兩套保護相關(guān)壓警鐘長鳴板進行了核對及投入操作，未對已運行的清安線兩套線路保護跳3340開關(guān)出口壓板及啟動3340開關(guān)失靈壓板進行核對投入操作。在投運后近一年的巡視檢查中，運維人員未發(fā)現(xiàn)上述壓板未投入。警鐘長鳴四、事件原因及暴露問題 經(jīng)現(xiàn)場勘查和對保護動作記錄及倒閘操作票等相關(guān)資料分析，本次停電事件原因為： 事件直接原因：330千伏清安線#374塔大號側(cè)120米處吊車碰線，導(dǎo)致線路A相故障。 事件擴大原因：330千伏清安線兩套線路保護跳3340開關(guān)出口壓板、啟動3340開關(guān)失靈壓板未投入，導(dǎo)致清安線故障后3340開關(guān)無法跳閘，同時開關(guān)失靈保護無法啟動，故障不能及時切除，造成清水河變其余五回330千伏出線對側(cè)后備保護動作跳閘，清水河變?nèi)！?事件暴露出如下問題：警鐘長鳴1.新設(shè)備啟動組織管理不力。對改擴建設(shè)備投運過程中的危險點分析不到位，風(fēng)險控制措施不落實，二次設(shè)備管理不到位。新設(shè)備啟動生產(chǎn)準(zhǔn)備不充分，未組織相關(guān)人員對新投產(chǎn)設(shè)備開展針對性技術(shù)培訓(xùn)，未及時針對新設(shè)備投運組織修訂現(xiàn)場運行規(guī)程，典型操作票不完善，新設(shè)備啟動工作方案、相關(guān)倒閘操作票編制審核及現(xiàn)場把關(guān)不嚴。 2.變電運維管理不到位。變電運維人員業(yè)務(wù)技能欠缺，工作責(zé)任心不強，對設(shè)備二次回路不熟悉，倒閘操作票填寫、審核過程中未發(fā)現(xiàn)保護壓板投入遺漏。設(shè)備運行巡視質(zhì)量不高，隱患排查工作不到位，未認真落實公司前階段二次隱患專項排查工作部署，對二次設(shè)備和繼電保護裝置巡視檢查流于形式，警鐘長鳴未及時發(fā)現(xiàn)運行設(shè)備保護壓板未投的嚴重隱患。 3.電力設(shè)施保護工作不到位。線路運維單位未及時發(fā)現(xiàn)線下施工作業(yè)點，線路外力破壞隱患監(jiān)控不到位。電力設(shè)施保護宣傳不扎實，群眾護線員巡視看護不落實。警鐘長鳴案例四 2017年3月23日，國網(wǎng)西藏電力110千伏昌都中心變電站35千伏昌泉線A相故障，引起35千伏昌火Ⅰ線三相短路，故障越級造成35千伏母線、10千伏母線失壓，35千伏四川壩、云南壩變電站及并網(wǎng)昌都電站全停，損失負荷1.5萬千瓦。 一、故障前運行方式 昌都電網(wǎng)與四川電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)運行，除110千伏柴青線熱備用，110千伏瀾昌線停電檢修外，昌都電網(wǎng)全接線全保護運行。昌都電站2#、3#機組發(fā)電運行，通過35千伏四川壩、云南壩變電站接入昌都中心變電站。昌都中心站為有人值班站，110千伏Ⅰ、Ⅱ母和35千伏Ⅰ、Ⅱ母均并列運行，10千伏Ⅰ、Ⅱ母分列運行。警鐘長鳴系統(tǒng)接線圖警鐘長鳴二、事件經(jīng)過 3月23日9時33分，35千伏昌泉線A相接地，10.3秒后35千伏昌火I線（電纜線路約200米）對側(cè)電纜頭擊穿三相短路，2.9秒后，#1、#2主變高壓側(cè)過流Ⅵ段保護、中壓側(cè)過流Ⅰ段保護動作跳閘，跳開#1主變031開關(guān)、#2主變032開關(guān)、35千伏母聯(lián)512開關(guān)，昌都電廠2#、3#機組帶35千伏四川壩變電站、云南壩變電站脫網(wǎng)運行，隨后2#、3#機組記憶過流保護動作跳閘，造成110千伏昌都中心變電站35千伏母線、10千伏母線失壓，35千伏四川壩、云南壩變電站及并網(wǎng)昌都電站全停。 三、原因分析 現(xiàn)場調(diào)查發(fā)現(xiàn)，2017年1月5日4時49分，35千伏昌火Ⅰ線警鐘長鳴發(fā)出光纖差動保護通道異常告警信息，保護閉鎖。3月23日，昌火Ⅰ線發(fā)生故障，光纖差動保護不能動作，故障無法瞬時切除。昌火Ⅰ線后備過流保護與#1、#2主變高中壓側(cè)過流保護定值整定計算錯誤，時限配合不當(dāng)，造成#1、#2主變后備保護搶先動作，跳開031、032、512開關(guān)。 事件直接原因：35千伏昌泉線A相接地，引起35千伏昌火Ⅰ線對側(cè)電纜頭擊穿三相短路。 事件擴大原因：35千伏昌火Ⅰ線光纖差動保護因通道異常閉鎖，線路故障不能瞬時切除，同時線路后備保護與主變高中壓側(cè)后備保護定值配合不當(dāng)，#1、#2主變高壓側(cè)過流Ⅵ段保護搶先出口，跳開主變高壓側(cè)開關(guān)，擴大停電范圍。警鐘長鳴四、暴露問題： 1.設(shè)備運維管理不到位。35千伏昌火Ⅰ線光纖差動保護裝置2017年1月5日就發(fā)出了通道異常告警信息，但現(xiàn)場一直沒有發(fā)現(xiàn)，長期無人處置，二次設(shè)備和保護裝置巡視檢查不嚴不細。35千伏昌火雙回線投運以來沒有接入自動化系統(tǒng)，調(diào)度人員不能實時掌握運行信息，設(shè)備運行隱患長期存在，隱患排查治理不到位。 2.繼電保護管理不嚴格。保護定值計算、校核、審批全過程存在管理薄弱環(huán)節(jié)，保護定值單審批把關(guān)不嚴，校核工作不到位，未能及時發(fā)現(xiàn)保護定值配合錯誤。保護裝置定檢工作開展不力，現(xiàn)場無#1、#2主變，昌火Ⅰ、Ⅱ線等相關(guān)保護裝置檢警鐘長鳴驗工作記錄。 3.安全技術(shù)培訓(xùn)不到位。變電運維人員工作責(zé)任心不強，設(shè)備運行巡視檢查流于形式。繼電保護、調(diào)度運行等崗位人員安全技術(shù)培訓(xùn)不到位，業(yè)務(wù)技能欠缺，保護定值整定、定值現(xiàn)場核查、保護裝置巡視各環(huán)節(jié)工作質(zhì)量差，層層把關(guān)不嚴。警鐘長鳴案例五 2010年8月19日，江西贛東北供電公司所屬的集體企業(yè)—樂平贛東北新星實業(yè)總公司變電工程分公司在贛東北供電公司垱嶺220kV變電站改造工程消缺工作中，更換10kVⅠ段母線電壓互感器時，發(fā)生觸電事故，2人當(dāng)場死亡、1人嚴重?zé)齻?，傷者?jīng)醫(yī)院搶救無效于8月27日13時死亡，構(gòu)成較大人身傷亡事故。 事故經(jīng)過： 第一種工作票工作內(nèi)容為“10kVⅠ段電壓互感器更換” 變電站運行人員未認真審核工作票上所列安全措施內(nèi)容，只按照工作票所填要求，拉出10kVⅠ段母線設(shè)備間隔9511小車至檢修位置，斷開電壓互感器二次空開，在Ⅰ段母線電壓互感警鐘長鳴互感器柜懸掛“在此工作”標(biāo)示牌，在左右相鄰柜門前后各掛紅布幔和“止步，高壓危險”警示牌，現(xiàn)場沒有實施接地措施。由于電壓互感器位置在9511柜后，必須由檢修人員卸下柜后檔板才能進行驗電（見附圖1），工作許可人何××與工作負責(zé)人徐××等人一同到現(xiàn)場只對10kVⅠ段電壓互感器進行了驗電，驗明電壓互感器確無電壓之后，7時50分，工作許可人何××許可了工作。工作負責(zé)人徐××帶領(lǐng)工作班成員何××、袁××、汪××、石××四人，進入10kV高壓室Ⅰ段電壓互感器間隔進行工作，工作分工是何××、石××在工作負責(zé)人徐××的監(jiān)護下完成電壓互感器更換工作，袁××、汪××在10kV高壓室外整理設(shè)備包裝箱。警鐘長鳴 開關(guān)柜內(nèi)電壓互感器安裝接線圖警鐘長鳴8時30分，10kV高壓室一聲巨響，濃煙噴出，控制室消防系統(tǒng)報警，#1主變低壓后備保護動作，分段931開關(guān)跳閘，10kV側(cè)901開關(guān)跳閘。值班人員馬上前往10kV高壓室查看情況，高壓室Ⅰ段電壓互感器柜處現(xiàn)場有明火并伴有巨大濃煙，何××渾身著火跑出高壓室，在高壓室外整理包裝箱的袁××、汪××幫助其滅火，變電站值班長鄧××立即指揮本值員工蘇××、胡××、韓×滅火，但由于室內(nèi)溫度太高、濃煙太大無法進入高壓室進行滅火。同時撥打120、119求救，并電話報告贛東北供電公司領(lǐng)導(dǎo)。 8時40分左右，現(xiàn)場施工人員和運行人員再次沖入高壓室內(nèi)進行滅火和救人，發(fā)現(xiàn)徐××和石××在10kVⅠ段母線電壓 警鐘長鳴互感器柜內(nèi)被電擊死亡。 8時50分左右，120救護車 到達現(xiàn)場，把燒傷的何××送 往樂平市大連醫(yī)院搶救，后轉(zhuǎn) 入南昌市江西省第一附屬醫(yī)院 進行救治，診斷燒傷面積接近 100%，深度三級，于8月27日 13時醫(yī)治無效死亡。 事故原因及責(zé)任分析 10kVⅠ段電壓互感器柜警鐘長鳴（一）設(shè)備生產(chǎn)廠家未與需方溝通擅自更改設(shè)計，提供的設(shè)備實際一次接線與技術(shù)協(xié)議和設(shè)計圖紙不一致，是導(dǎo)致事故的直接原因和主要原因。 根據(jù)設(shè)計要求，10kV母線電壓互感器和避雷器均裝設(shè)在該間隔小車之后。而廠家僅將10kV母線電壓互感器接在小車 之后，將避雷器直接連接在10kV母線上。在實際接線變更后，廠家未將變更情況告之設(shè)計、施工、運行單位，導(dǎo)致拉開小車后，避雷器仍然帶電。由于電壓互感器與避雷器共同安裝在一個開關(guān)柜內(nèi)，檢修人員在工作過程中，觸碰到帶電的避雷器上部接線處，造成人員觸電傷亡。是造成本次事故的直接原因和主要原因。警鐘長鳴（二）贛東北供電公司安全責(zé)任制落實不到位，技術(shù)管理不到位，技改工程組織管理不細、管理流程走過場，設(shè)計單位工作不實，運行管理不嚴格，新設(shè)備交接驗收不規(guī)范等問題是造成本次事故的重要原因。 1.生產(chǎn)技術(shù)管理粗放、責(zé)任制不落實。對設(shè)計、施工、監(jiān) 理單位存在的問題未及時發(fā)現(xiàn)和提出整改要求。運行管理不嚴格，驗收把關(guān)不嚴，在組織對10kVⅠ段母線設(shè)備的竣工驗收過程中，未能及時發(fā)現(xiàn)10kV母線電壓互感器柜內(nèi)一次接線與設(shè)計不符的錯誤。 2.電氣一次主接線圖編制、審核把關(guān)不嚴，不到現(xiàn)場進行核實，僅憑施工設(shè)計圖為依據(jù)編制電氣一次主接線，致使現(xiàn)場警鐘長鳴運行主接線圖與10kV母線電壓互感器柜內(nèi)的避雷器一次接線不一致，為事故的發(fā)生留下重大隱患。 3.設(shè)計把關(guān)不嚴，與供貨方交底不細，主動與供貨方溝通不夠。 （三）施工組織和現(xiàn)場安全管理、技術(shù)管理不到位，現(xiàn)場 作業(yè)過程中危險點分析和控制弱化，安全意識不強是導(dǎo)致事故的直接原因。 1.工作負責(zé)人徐××直接參加了設(shè)備的交接驗收和安裝，對電壓互感器柜內(nèi)避雷器接線應(yīng)清楚，但安全意識淡薄，現(xiàn)場作業(yè)過程中危險點分析和控制弱化；現(xiàn)場勘查不仔細，未發(fā)現(xiàn)同處一室的避雷器帶電，作為現(xiàn)場工作的組織和監(jiān)護者，其直警鐘長鳴接參與工作，冒險組織作業(yè)，工作失職。 2.現(xiàn)場施工方案簡單，在開關(guān)柜安裝過程中未能及時發(fā)現(xiàn)設(shè)備外殼上標(biāo)示的接線圖與施工設(shè)計圖不一致，在現(xiàn)場到貨驗收及三級自檢過程中，也未能發(fā)現(xiàn)10kV母線電壓互感器柜內(nèi)一次接線的錯誤。 3.此次工作的工作票簽發(fā)人彭××安全責(zé)任心差，對現(xiàn)場勘查不夠仔細，未發(fā)現(xiàn)主接線圖與現(xiàn)場實際不相符，避雷器未停電，接地措施不到位。 （四）變電站管理不嚴，運行人員責(zé)任心不強，設(shè)備巡視檢查不認真，未能及時發(fā)現(xiàn)廠家高壓開關(guān)柜上接線圖與變電站電氣一次主接線圖不符的問題。工作許可人對設(shè)備停電后的驗警鐘長鳴電工作不到位，驗電范圍不全面，未能驗明電壓互感器柜內(nèi)的避雷器帶電，且未補充實施接地安全措施，是造成本次事故的直接原因。 （五）監(jiān)理單位未能認真履行工程監(jiān)理職責(zé)，在組織對開關(guān)柜現(xiàn)場驗收及安裝施工過程中，監(jiān)督把關(guān)不嚴，未能發(fā)現(xiàn)電 電壓互感器設(shè)備接線錯誤等安全隱患是造成本次事故的次要原因。警鐘長鳴 觸電事故現(xiàn)場示意圖安全第一 預(yù)防為主案例六 2009年8月9日，青海海東供電公司變電運行工區(qū)在110kV川口變電站進行線路帶電顯示裝置檢查工作中，一名工作人員觸電死亡。 事故簡要經(jīng)過：2009年8月7日，海東供電公司變電運行工區(qū)安排綜合服務(wù)班進行110kV川口變電站微機五防系統(tǒng)檢查及1lOkV、35kV線路帶電顯示裝置檢查工作。當(dāng)日，工區(qū)副主任王××簽發(fā)了一張變電第二種工作票，工作內(nèi)容為“保護室微機五防機裝置檢查；室外110kV、35kV設(shè)備區(qū)防誤鎖檢查，線路帶電顯示裝置檢查”，計劃工作時間為2009年8月9日8時30分～2009年8月9日21時00分。8月9日9時50分，綜合服務(wù)班班長、安全第一 預(yù)防為主該項工作負責(zé)人曹×與工作班成員趙××(死者)來到川口變電站。10時10分，工作許可人張××辦理了由曹×負責(zé)的200908004號第二種工作票，并在現(xiàn)場向曹×、趙××交代了安全措施、注意事項及補充安全措施后(工作票中補充安全措施為：①35kV川米聯(lián)線線路帶電，562隔離開關(guān)為帶電設(shè)備，已在562隔離開關(guān)處設(shè)圍欄，并掛“止步，高壓危險”標(biāo)示牌2塊；②工作中加強監(jiān)護，工作只限在110、35kV設(shè)備區(qū)防誤鎖及線路帶電顯示裝置處，嚴禁誤登帶電設(shè)備)，工作許可人與工作負責(zé)人雙方確認簽名，工作許可手續(xù)履行完畢。工作班成員趙××未在工作票上確認簽名，隨即兩人開始工作。13時15分，兩人對川米聯(lián)線線路高壓帶電顯示裝置控制器檢查完畢，判斷控制器內(nèi)安全第一 預(yù)防為主MCU微處理機元件存在缺陷且無法消除，曹×決定結(jié)束工作，并與趙××一同離開設(shè)備區(qū)。兩人到達主控樓門廳，曹×上樓去辦理工作票終結(jié)手續(xù)，趙××留在樓下。隨后，趙××單獨返回工作現(xiàn)場，跨越安全圍欄，攀登掛有“禁止攀登，高壓危險!”標(biāo)示牌的爬梯，登上35kV川米聯(lián)線562隔離開關(guān)構(gòu)架。13時30分，趙××因與帶電的562隔離開關(guān)C相線路側(cè)觸頭安全距離不夠，發(fā)生觸電后從構(gòu)架上墜落至地面。站內(nèi)人員發(fā)現(xiàn)后立即聯(lián)系車輛將傷者送往解放軍第四醫(yī)院救治。19時30分，經(jīng)搶救無效死亡。安全第一 預(yù)防為主35kV川米聯(lián)線562隔離開關(guān)構(gòu)架 現(xiàn)場示意圖禁止攀登 高壓危險35kV米聯(lián)線線路側(cè)帶電止步 高壓危險止步 高壓危險安全第一 預(yù)防為主事故原因分析 １．工作票填寫、簽發(fā)不細致、不規(guī)范，安全措施填寫不全，違反了《安規(guī)》6.3.11.1b “確認工作票上所填安全措施是否正確完備”的規(guī)定。 ２.工作負責(zé)人未履行現(xiàn)場安全交底確認簽字手續(xù)，違反了《安規(guī)》6.3.11.2. c“工作負責(zé)人（監(jiān)護人）工作前，對工作班成員進行工作任務(wù)、安全措施、技術(shù)措施交底和危險點告知，并確認每個工作班成員都已簽名”的規(guī)定。 ３.作業(yè)人員安全意識淡薄，自我保護意識不強，無人監(jiān)護的情況下擅自單獨返回工作現(xiàn)場，跨越安全圍欄，攀登掛有“禁止攀登，高壓危險!”標(biāo)示牌的爬梯。違反了《安規(guī)》 7.5.5 禁止越過遮攔的規(guī)定。安全第一 預(yù)防為主４.高處作業(yè)未使用安全帶，違反了《安規(guī)》18.1.9“高處作業(yè)人員在作業(yè)過程中，應(yīng)隨時檢查安全帶是否拴牢。高處作業(yè)人員在轉(zhuǎn)移作業(yè)位置時不得失去安全保護”的規(guī)定。安全第一 預(yù)防為主案例七 2009年4月8日，安徽蚌埠供電公司220kV鳳陽變電站進行斷路器倒閘操作過程中，發(fā)生帶電合接地隔離開關(guān)事故。 事故前運行方式：220kV風(fēng)陽變電站l號、2號主變壓器正常運行；220kV母線正常運行方式，母聯(lián)運行；11OkV母聯(lián)500斷路器熱備用，501、541、545斷路器運行于Ⅰ段母線，502、544斷路器運行于Ⅱ段母線，540斷路器冷備用，543斷路器檢修。110kV臨淮變電站llOkV蚌臨線經(jīng)564斷路器送11OkVⅠ段母線，11OkV鳳臨線經(jīng)545斷路器送110 kVⅡ段母線，110kV母聯(lián)570斷路器熱備用。 安全第一 預(yù)防為主11OkV母聯(lián)500熱備用，501、541、545開關(guān)運行于Ⅰ段母線，502、544開關(guān)運行于Ⅱ段母線，540開關(guān)冷備用，543開關(guān)檢修。110kV臨淮變電站llOkV蚌臨線經(jīng)564斷路器送11OkVⅠ段母線，11OkV鳳臨線經(jīng)545斷路器送110kVⅡ段母線，110kV母聯(lián)570開關(guān)熱備用安全第一 預(yù)防為主事故后運行方式：220kV鳳陽變電站110kV旁路540斷路器代風(fēng)臨545斷路器操作完成(占Ⅰ段母線)、545斷路器尚處于冷備用狀態(tài)時，540斷路器跳閘，其余為事故前方式。1lOkV臨淮變電站1lOkV備自投動作，跳開鳳臨線545斷路器，合上母聯(lián)570斷路器，1lOkV蚌臨線經(jīng)564斷路器帶llOkV Ⅰ段、Ⅱ段母線運行。 2009年4月8日，220kV風(fēng)陽變電站當(dāng)值值班員吳×(監(jiān)護人)、周××(操作人)，于7時40分進行“540代545斷路器運行，545斷路器運行轉(zhuǎn)檢修”的旁代操作。周××對照完成審核的操安全第一 預(yù)防為主作票，在微機閉鎖專用電腦里制作好程序鑰匙后，兩人在一次模擬圖上預(yù)演正確，開始操作。9時30分，執(zhí)行完0904070016操作票前64項，545斷路器已轉(zhuǎn)為冷備用。在吳×監(jiān)護下周××在5453隔離開關(guān)線路側(cè)帶電設(shè)備上確認驗電器完好。執(zhí)行第65項“在110kV鳳臨線5453隔離開關(guān)開關(guān)側(cè)驗明三相確無電壓”，吳×站在5453隔離開關(guān)南側(cè)進行監(jiān)護，周××站在5453隔離開關(guān)和545斷路器之間，復(fù)令后開始驗電，確認隔離開關(guān)開關(guān)側(cè)無電；隨后周××開始收驗電器，吳×走到5453隔離開關(guān)的接地開關(guān)操作把手前(5450接地開關(guān)與54530接地開關(guān)操作把手同桿但相差90。)，接著吳×在未仔細核對設(shè)備雙重名稱的情況下，手持程序鑰匙插人5450接地開關(guān)的掛鎖中(本應(yīng)插在54530接地開關(guān)安全第一 預(yù)防為主掛鎖中)，但在插入程序鑰匙的同時，5450接地開關(guān)的掛鎖鎖鼻和鎖身發(fā)生斷離，程序鑰匙語音尚未發(fā)出提示聲，吳×誤以為開鎖程序正確，只是掛鎖損壞。鎖具開啟后，周××將操作桿放置到“5450接地開關(guān)”操作手柄上，執(zhí)行第66項“合上110kV鳳臨線5-4530接地開關(guān)”，吳×下令“合閘”，周××(個人安全防護措施齊全，戴絕緣手套、安全帽，穿棉布工作服、絕緣鞋)也未再次確認設(shè)備編號隨即操作，造成5450接地開關(guān)刀口發(fā)生弧光放電，540斷路器跳閘，人員未受傷。發(fā)生事故后，蚌埠供電公司相關(guān)部門立即趕到現(xiàn)場進行檢查，開展事故調(diào)查、處理，8日晚2l時左右，540斷路器轉(zhuǎn)熱備用，23時25分恢復(fù)運行，事故未造成電量損失。同時，對5450接地開關(guān)五防鎖具進行了安全第一 預(yù)防為主更換。 事故原因分析 １. 監(jiān)護人在操作人驗電后，未認真核對設(shè)備雙重名稱，用電腦鑰匙與錯誤的五防閉鎖鎖具對位，當(dāng)鎖環(huán)斷落失效時沒有仔細查明原因、重新核對操作設(shè)備，而是盲目認為對位正確，立即下令操作人操作，導(dǎo)致了誤操作。 ２. 監(jiān)護人在操作過程中，不僅沒有真正把監(jiān)護職責(zé)履行到位，還違章直接參與并實施錯誤的操作。 ３.操作人和監(jiān)護人均沒有認真執(zhí)行防止電氣誤操作“把六關(guān)”制度。操作人在鎖具失效時沒有核對操作設(shè)備，接受監(jiān)護人錯誤的操作命令后自己也沒有核對設(shè)備位置就盲目操作。安全第一 預(yù)防為主４.微機閉鎖系統(tǒng)的日常硬件維護工作質(zhì)量不高，檢查、維護不夠全面認真，對于5450接地開關(guān)閉鎖鎖具存在的缺陷沒有及時發(fā)現(xiàn)并消缺，鎖具損壞失去把關(guān)作用。 案例四 2010年8月16日，陜西西安供電局一名職工在浐灞新城客戶工地查看10kV高壓柜內(nèi)設(shè)備時，柜內(nèi)最外側(cè)A相母線對其頭部放電，導(dǎo)致其觸電死亡。 事故簡要經(jīng)過：2010年8月16日9時，普華（客戶在建工程，未供電）項目部工作人員劉X到西安供電局聯(lián)系當(dāng)事人張XX前去進行計量前期勘察工作。按照當(dāng)日工作安排，張XX與計量中心馬X計劃去西安市大興路城市綜合改造工作協(xié)調(diào)領(lǐng)導(dǎo)小組辦公室 安全第一 預(yù)防為主新裝供電客戶處工作，于是張XX與劉X初步約定視當(dāng)天工作完成情況再行聯(lián)系。14時30分左右，劉X再次來到辦公室找到張XX，等至15時左右，張XX與劉X乘該公司車輛前往普華現(xiàn)場。途中15時12分，張XX在車上電話告知班長賈X說自己正前往普華工地。15時40分，勘察完現(xiàn)場后，張XX要求劉X開車送其到?jīng)哄毙鲁枪さ?。到達后，浐灞新城電工閻XX帶領(lǐng)張XX來到高壓計量柜前，由閻XX打開高壓計量柜門，張XX站在柜前俯身察看柜內(nèi)設(shè)備。因設(shè)備處于空曠地帶，風(fēng)力較大，大風(fēng)將柜門向柜體方向吹動，并碰觸到張XX，致其身體倒向柜內(nèi)設(shè)備，造成高壓計量柜最外側(cè)A相母線對頭部放電，導(dǎo)致觸電死亡，時間為15時57分。 高壓計量柜型號為HXGN-12，電壓等級為10kV，出廠日期安全第一 預(yù)防為主2010年5月21日。柜內(nèi)設(shè)備的布置由上到下依次為10kV母線、lOkV電流互感器、隔離開關(guān)、熔斷器、10kV電壓互感器。1OkV電氣設(shè)備相序由外到內(nèi)依次為A相、B相、C相。10kV母線對地距離最低為1.6m，隔離開關(guān)靜觸頭對地距離為0.65m。 事故原因分析 1.業(yè)擴報裝管理粗放，驗收供電環(huán)節(jié)存在較大漏洞，新安裝設(shè)備驗收供電前，高壓柜母線已帶電，違反了驗收合格后送電的程序。 2.現(xiàn)場工作未履行工作票制度，作業(yè)人員工作中隨意性大，隨便打開帶電設(shè)備門。 3.現(xiàn)場缺乏有效的安全監(jiān)護，違章行為沒有得到有效的制安全第一 預(yù)防為主止。 4.大風(fēng)的情況下未采取防止柜門碰觸人體，可能導(dǎo)致現(xiàn)場驗收人員身體失控的有效措施。 5.驗收人員沒有與帶電體保持足夠的安全距離，帶電體沒有做好有效的防護隔離。 案例五 2009年5月15日，湖南常德電業(yè)局電廠留守處在1lOkV桃源變電站進行l(wèi)OkV設(shè)備年檢時，一名工作人員觸電死亡。 事故簡要經(jīng)過： 2009年5月11—15日，湖南常德電業(yè)局電廠留守處(原常德電廠為湖南省電力工業(yè)局直屬單位，1982年經(jīng)省經(jīng)委和省電力安全第一 預(yù)防為主局決定劃歸常德電業(yè)局，1983年關(guān)停后改為電廠留守處，承擔(dān)常德電業(yè)局所屬縣電力局110kV變電站的檢修工作)按計劃對1lOkV桃源變電站設(shè)備進行年檢、例行試驗。5月15日，進行l(wèi)OkVⅡ段部分設(shè)備年檢，辦理了“開關(guān)班0905004”第一種工作票，主要工作任務(wù)為：lOkV桃建線314、桃南線312、桃杰線308、桃北線306、桃天線302開關(guān)柜小修、例行試驗和保護全檢，桃南線312、桃杰線308、桃北線306、桃天線302開關(guān)柜溫控器更換，3X24電壓互感器本體小修和例行試驗等。5月15日8時30分，桃源變電站運行人員操作完畢，312、308、306、3X24小車開關(guān)拉至試驗位置，314、302小車開關(guān)拉至檢修位置，合上3143-1、3123-1、3083-1、3063-1、3023-1接地開關(guān)，布置好各項安全安全第一 預(yù)防為主措施，工作許可人羅××在現(xiàn)場與工作負責(zé)人譚××進行安全措施確認后，許可“開關(guān)班0905004”第一種工作票開工。8時40分左右，工作負責(zé)人譚××對易××、剛×(死者)、張××、蔡××等9名工作人員進行工作交底，隨后開始lOkVⅡ段母線設(shè)備年檢作業(yè)。按照作業(yè)指導(dǎo)書分工，易××、剛×、張××、蔡××4人進行開關(guān)檢修工作，其余人員進行高壓試驗和保護檢驗工作。工作開始后，工作負責(zé)人譚××安排易××進行312間隔檢修，安排剛×進行314小車清掃。隨后帶蔡××、張××2人到屏后，由蔡××用開關(guān)柜專用內(nèi)六角扳手打開302、306、308、312、314等5個間隔的后柜門，由張××進行柜內(nèi)清掃，譚××回到屏前與高壓試驗人員交代相關(guān)事項。蔡××逐一打安全第一 預(yù)防為主開5個柜門后，把專用扳手隨手放在312間隔的后柜門邊的地上，隨后到屏前協(xié)助易××進行312間隔檢修。剛×完成314小車清掃工作后，自行走到屏后，移開攔住3X24后柜門的安全遮攔，用放在地上的專用扳手卸下3X24后柜門2顆螺絲，并打開后柜門準(zhǔn)備進行清掃，9時06分，發(fā)生開關(guān)柜內(nèi)帶電母排B相對剛×人體放電，剛×被擊倒在開關(guān)柜旁。在場的檢修人員立即對剛×進行觸電急救，并撥打120急救電話。9時38分，剛×經(jīng)醫(yī)院搶救無效死亡。 事故原因分析 1. 剛×在未經(jīng)工作負責(zé)人安排或許可的情況下，自行走到屏后，違反“嚴禁工作人員擅自移動或拆除遮攔和標(biāo)示牌”安全第一 預(yù)防為主這一檢修人員應(yīng)具備的最為基本的要求，自行移開3X24電壓互感器開關(guān)屏后所設(shè)安全遮欄，無視“止步，高壓危險”警示，錯誤地打開3X24后柜門。 a）工作人員剛×超越工作范圍作業(yè)。違反了《安規(guī)》6.3.11.4.b“服從工作負責(zé)人（監(jiān)護人）、專責(zé)監(jiān)護人的指揮，嚴格遵守本規(guī)程和勞動紀(jì)律，在確定的作業(yè)范圍內(nèi)工作，對自己在工作中的行為負責(zé)，互相關(guān)心工作安全”。 b）作業(yè)人員剛×擅自移動或拆除遮欄（圍欄）、標(biāo)示牌。違反《安規(guī)》7.5.8“禁止作業(yè)人員擅自移動或拆除遮欄（圍欄）、標(biāo)示牌”。 c）工作人員剛×失去監(jiān)護作業(yè)。違反了《安規(guī)》6.5.1安全第一 預(yù)防為主“工作許可手續(xù)完成后，工作負責(zé)人、專責(zé)監(jiān)護人應(yīng)向工作班成員交待工作內(nèi)容、人員分工、帶電部位和現(xiàn)場安全措施，進行危險點告知，并履行確認手續(xù)，工作班方可開始工作。工作負責(zé)人、專責(zé)監(jiān)護人應(yīng)始終在工作現(xiàn)場，對工作班人員的安全認真監(jiān)護，及時糾正不安全的行為”。 d)現(xiàn)場作業(yè)組織混亂，缺乏有效監(jiān)護。工作票簽發(fā)人對于多班組、多地點的作業(yè)，沒有明確分工作負責(zé)人或針對屏前和屏后均有工作的情況增設(shè)相應(yīng)的監(jiān)護人。違反《安規(guī)》6.5.3 “工作負責(zé)人、專責(zé)監(jiān)護人應(yīng)始終在工作現(xiàn)場。工作票簽發(fā)人或工作負責(zé)人，應(yīng)根據(jù)現(xiàn)場的安全條件、施工范圍、工作需要等具體情況，增設(shè)專責(zé)監(jiān)護人和確定被監(jiān)護的人員”。安全第一 預(yù)防為主案例八 2009年2月11日，天津高壓供電公司500kV吳莊變電站因接地開關(guān)分閘不到位，造成帶接地開關(guān)合隔離開關(guān)。 吳莊變電站有500、220、35kV三個電壓等級。其中500kV為3/2接線，變電站內(nèi)共有500kV聯(lián)變?nèi)M。當(dāng)日3、5號主變壓器正常運行，4號主變壓器停電檢修。事故發(fā)生時，正在進行4號主變壓器恢復(fù)送電操作。 事故簡要經(jīng)過：2009年2月10～11日，500kV吳莊變電站按計劃進行4號主變壓器綜合檢修，11日16時51分，綜合檢修工作結(jié)束。17時11分，對4號主變壓器進行復(fù)電操作，進行模擬操作后正式操作，操作票共103項。17時56分，在操作到第72項“合安全第一 預(yù)防為主上5021-l”隔離開關(guān)時，5021-1隔離開關(guān)A相發(fā)生弧光短路，500kV-1母線母差保護動作，切除500kV-1母線所聯(lián)的5011、5031、5041斷路器?，F(xiàn)場檢查一次設(shè)備時發(fā)現(xiàn)：502l-17接地開關(guān)A相分閘不到位，5021-17接地開關(guān)A相接地動觸頭距靜觸頭距離約lm。5021-1隔離開關(guān)A相均壓環(huán)有放電痕跡，不影響設(shè)備運行，其他設(shè)備無異常。20時37分，進行復(fù)電操作，23時08分，操作完畢。 事故原因分析 事故直接原因是由于操作5021-17接地開關(guān)時A相分閘未到位，造成5021-1隔離開關(guān)帶接地刀合主刀，引發(fā)500kV-1母線A相接地故障。安全第一 預(yù)防為主暴露問題： 事故直接原因是由于操作5021-17接地開關(guān)時A相分閘未到位，造成5021-1隔離開關(guān)帶接地刀合主刀，引發(fā)500kV-1母線A相接地故障。 (1)操作人員責(zé)任心不強，未嚴格執(zhí)行“倒閘操作六項把關(guān)規(guī)定”，未對接地開關(guān)位置進行逐相檢查，未能及時發(fā)現(xiàn)5021-17接地開關(guān)A相未完全分開的情況。 (2)5021-l、502l-17隔離開關(guān)為沈陽高壓開關(guān)廠2004年產(chǎn)品，型號為GW6-550IIDW。該產(chǎn)品因操作機構(gòu)卡澀，5021-17接地開關(guān)的A相分閘未完全到位。 (3)5021-1、5021-17接地開關(guān)為一體式隔離開關(guān)。5021-l安全第一 預(yù)防為主與5021-17之間具有機械聯(lián)鎖功能，聯(lián)鎖為“雙半圓板”方式。經(jīng)現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)5021-1接地開關(guān)A相主刀的半圓板與操作軸之間受力開焊，造成機械閉鎖失效，導(dǎo)致帶地刀送電。 案例九 2009年2月27日，河北衡水供電公司220kV衡水變電站進行35kV II母線送電操作時，帶接地線送電。 事故簡要經(jīng)過：2009年2月27日2l時53分，河北衡水供電公司220kV衡水變電站進行35kV II母線送電操作，合上312斷路器時，警鈴、喇叭響，35kV母差保護動作跳開312斷路器。檢查發(fā)現(xiàn)35kV 301-2隔離開關(guān)開關(guān)側(cè)接地線未拆除。衡水變電站35kV配電設(shè)備為室內(nèi)雙層布置，上下層之間有樓板，電氣上經(jīng)安全第一 預(yù)防為主套管連接。2月27日21時07分，衡水變電站值班員付××、馬××執(zhí)行“35kV Ⅱ母線由檢修轉(zhuǎn)運行”操作后，未將拆除的301-2隔離開關(guān)母線側(cè)接地線(編號20號)拿走，而是放在網(wǎng)門外西側(cè)。2l時20分，衡水變電站值班員呂×、李××執(zhí)行“35kV母聯(lián)301斷路器由檢修轉(zhuǎn)熱備用”操作。在拆除35kV母聯(lián)斷路器301-2隔離開關(guān)側(cè)接地線(編號15號)時，想當(dāng)然地認為該地線掛在2樓的穿墻套管至301-2隔離開關(guān)之間(實際掛在l樓的301斷路器與穿墻套管之間)，二人即來到位于2樓的301間隔前，看到已有一組接地線放在網(wǎng)門外西側(cè)(由于樓板阻隔視線，看不到實際位于1樓的接地線)，誤認為應(yīng)該由他們負責(zé)拆除的15號地線已拆除，也沒有核對地線編號，操作人李××請示變電站領(lǐng)導(dǎo)(即安全第一 預(yù)防為主此項操作的監(jiān)護人呂×)后，輸人密碼完成五防閉鎖程序，并記錄該項工作結(jié)束，造成301-2隔離開關(guān)開關(guān)側(cè)地線漏拆。導(dǎo)致合312斷路器送電時，帶地線送電。 事故暴露的問題 (1)現(xiàn)場操作人員在操作中未核對地線編號，誤將已拆除的301-2母線側(cè)接地線認為是301-2斷路器側(cè)接地線，隨意使用解鎖程序，致使掛在301-2隔離開關(guān)斷路器側(cè)的15號接地線漏拆，這是造成事故的直接原因。暴露出現(xiàn)場操作人員責(zé)任心不強，安全意識淡薄，執(zhí)行規(guī)章制度不嚴格，習(xí)慣性違章嚴重，態(tài)度極不認真，工作極不負責(zé)。 (2)設(shè)備送電前，拆除所有安全措施后未清點接地線組數(shù)，安全第一 預(yù)防為主也沒有到現(xiàn)場對該回路進行全面檢查，把關(guān)不嚴，是事故發(fā)生的主要原因。暴露出相關(guān)人員對帶接地線合閘的風(fēng)險認識不足，重視不夠，把關(guān)不嚴。 (3)該變電站未將跳步密碼視同解鎖鑰匙進行管理，致使值班員能夠隨意使用解鎖程序，使五防裝置形同虛設(shè)，是事故發(fā)生的又一重要原因。暴露出該變電站對跳步密碼的管理很不嚴格，防誤管理存在嚴重漏洞。 (4)操作票上未注明接地線掛接的確切位置，未能引導(dǎo)工作人員到達接地線掛接的準(zhǔn)確位置；由于樓板阻隔視線，看不到實際位于1樓的接地線，加之拆除的301-2隔離開關(guān)母線側(cè)接地線沒有拿走，而且就放在網(wǎng)門前，客觀上造成后續(xù)操作人員安全第一 預(yù)防為主判斷失誤，是事故發(fā)生的重要誘因。暴露出衡水供電公司在落實上級要求和規(guī)章制度上存在層層衰減、層層弱化的現(xiàn)象。 案例十 2009年3月9日，寧夏銀川供電局220kV平吉堡變電站進行吉沙線停電操作過程中，發(fā)生llOkV母線帶電掛接地線事故。 事故簡要經(jīng)過： 按檢修計劃，2009年3月9日8時00分～20時00分，平吉堡變電站吉沙線13113間隔停電，開展更換電流互感器工作。9時56分，吉沙線13113斷路器由運行轉(zhuǎn)冷備用完畢，10時19分，操作人陳××、監(jiān)護人王×開始進行吉沙線13113斷路器由冷備用轉(zhuǎn)檢修操作。10時36分，11OkV母差保護動作。同時，110kVI段安全第一 預(yù)防為主母線所帶元件：共鑄線13111斷路器、吉連二回線13112斷路器、吉煉線13114斷路器、吉橡線13116斷路器、銀牽二回線13118斷路器、1號主變壓器中壓側(cè)13101斷路器、3號主變壓器中壓側(cè)13103斷路器、1lOkV母聯(lián)13100斷路器分閘，110kV I段母線失壓。 事故原因分析： 操作人陳××、監(jiān)護人王×在進行吉沙線13113-1隔離開關(guān)的斷路器側(cè)懸掛接地線操作時，監(jiān)護人王×低頭去協(xié)助操作人拿接地線，而操作人陳××在沒有核對接地線應(yīng)裝設(shè)的位置，同時又失去監(jiān)護的情況下，將6號接地線掛向13113-1隔離開關(guān)母線側(cè)B相引流處，引起110kV I段母線對地放電，造成110kV安全第一 預(yù)防為主母差保護動作。此次事故造成110kV Ⅰ段母線停電12分鐘，Ⅰ段母線所帶的5回出線中止供電。其中兩回出線沒有負荷損失(吉煉線13114斷路器為瞬間停電，用戶側(cè)110kV備自投動作后煉油變電站恢復(fù)供電；吉連二回線13112斷路器負荷由13122斷路器吉連一回線供電)，銀牽二回線13118斷路器中止供電13分鐘、共鑄線13111斷路器中止供電15分鐘、吉橡線13116斷路器中止供電15分鐘。共計損失負荷47.75MW，少送電量0.95萬kWh。 事故處理情況： 事故發(fā)生后，現(xiàn)場檢查13113-1隔離開關(guān)母線側(cè)B相引流線有放電痕跡，但不影響設(shè)備運行，其他設(shè)備無異常。10時41分，地調(diào)調(diào)度員向中調(diào)申請用1號主變壓器13101斷路器向110kV I段安全第一 預(yù)防為主母線充電。10時48分，110kV I段母線恢復(fù)送電。10時51分，13118斷路器銀牽二線、13111斷路器共鑄線、13112斷路器吉連二線、13114斷路器吉煉線、13116斷路器吉橡線依次恢復(fù)送電。10時52分，110kV I段母線恢復(fù)正常運行方式。 事故暴露問題： (1)操作人員在操作過程中違反操作規(guī)程，沒有認真核對接地線應(yīng)裝設(shè)的位置，在失去監(jiān)護的情況下錯誤操作，引起母線短路。 (2)監(jiān)護人未履行監(jiān)護職責(zé)，在負責(zé)監(jiān)護中做了與監(jiān)護職責(zé)無關(guān)的事情，導(dǎo)致操作人進行了沒有監(jiān)護的倒閘操作。 (3)在此次操作中，用接地線代替接地開關(guān)的方式存在安 安全第一 預(yù)防為主全管理隱患，特別是在操作中接地線隨意放置，沒有規(guī)范要求。 安全第一 預(yù)防為主案例十一 2009年3月12日，四川眉山公司220kV鎮(zhèn)江變電站lOkV斷路器由熱備用轉(zhuǎn)冷備用操作時，發(fā)生帶電合接地開關(guān)事故。 事故簡要經(jīng)過：2009年3月12日10時03分，四川眉山公司鎮(zhèn)江變電站當(dāng)值值班負責(zé)人王×在審核操作票后，操作人袁×、監(jiān)護人姚××執(zhí)行09016號操作票(操作任務(wù)：10kV 1號電容器961斷路器由熱備用轉(zhuǎn)冷備用)，操作第5項“拉開1號電容器9611隔離開關(guān)”后，檢查隔離開關(guān)操作把手和隔離開關(guān)分合閘指示均在分閘位置，但未認真檢查隔離開關(guān)觸頭實際位置，操作完畢后向眉山調(diào)度張××作了匯報。10時30分，鎮(zhèn)江變電站當(dāng)值值班負責(zé)人王×審核后，操作人袁×、監(jiān)護人姚××執(zhí)行安全第一 預(yù)防為主09017號操作票(操作任務(wù)：根據(jù)建J03—12號第一種工作票補做安全措施)第3項“合上1號電容器96110接地開關(guān)”時，造成三相接地短路。同時，三相接地短路弧光造成lOkV1號電容器961開關(guān)后柜門彈開并觸及2號主變壓器lOkV母線橋A相，造成2號主變壓器差動保護動作，202斷路器、102斷路器、902斷路器跳閘，1lOkVⅡ段母線、lOkVⅡ段母線停電，鎮(zhèn)江變電站所供110kV變電站備自投裝置均正確動作，未造成負荷損失。經(jīng)全面檢查和試驗，2號主變壓器于15時45分充電正常，16時01分，10kVⅡ段母線帶電運行正常。 事故原因分析： 造成三相接地短路的原因是9611隔離開關(guān)傳動軸彎曲變形，安全第一 預(yù)防為主雖9611隔離開關(guān)操作把手和隔離開關(guān)分合閘指示均在分位，但9611隔離開關(guān)位置仍在合位。擴大原因是三相接地短路弧光造成lOkV 1號電容器961開關(guān)后柜門彈開并觸及2號主變壓器10kV母線橋A相，造成2號主變壓器差動保護動作，202、102、902斷路器跳閘，110kV Ⅱ段母線、10kV Ⅱ段母線停電。 事故暴露問題： (1)設(shè)備質(zhì)量存在問題，防誤操作技術(shù)措施不完善。220kV鎮(zhèn)江變電站10kV 1號電容器961間隔僅在961開關(guān)與9613隔離開關(guān)間裝設(shè)了帶電顯示裝置，防誤操作的技術(shù)措施不完善。同時，由于設(shè)備質(zhì)量存在問題，在操作中造成9611隔離開關(guān)傳動軸彎曲變形，給事故的發(fā)生埋下重大隱患。 安全第一 預(yù)防為主(2)安全生產(chǎn)執(zhí)行力不強，落實防范措施不到位，沒有認真吸取歷史上惡性誤操作事故教訓(xùn)，未認真檢查倒閘操作后的實際位置，倒閘操作把六關(guān)執(zhí)行不到位。 (3)變電運行管理嚴重滑坡，變電運行管理工作不到位。對簡單倒閘操作沒有引起足夠重視，缺乏有效的雙重監(jiān)護和管理到位制度。