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1、总的来说，很多事故都是由于疏忽大意、违章操作等人为原因以及外力破坏造成的。我感觉这是一个很不错的话题，一方面能给我们以经验，另一方面能给我们以警醒。我先发一个中国南方电网 2007 年的典型事故汇编案例吧，供大家分享。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
2、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
3、 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
4、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 10kV、 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.
5、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。
6、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
7、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
8、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。20
9、07 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 10kV1 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
10、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 10kV1 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
11、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，
12、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：XGN210，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
13、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
14、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，
15、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。4）调试工作分工不明确，缺乏统一指挥。参加站端调试工作的有地调、检修部、厂家三方，但在工作过程中分工及责任不明确，工作人员存在相互依赖心理，缺乏指挥和协调。5）开关柜制造质量不良。除1 电容 561 开关柜除防误闭锁装置的 “分断闭锁”功能失灵外，还存在断路器动作次数计数器失灵。另外，开关柜面板强度不够，该站曾发生过按压开关柜门时造成开关跳闸的事件。 大唐国际唐山热电公司 “113”事故情况一、事故前的运行方式新老厂共 7 台机组运行。其中老厂#6 、7、8、 9、10 机组运行（均为50MW 机组） ，当时总负荷
16、 160MW。老厂 110kVA、B 双母线运行，母联 145 开关合入，#6 、 8、10 机组在 A 母线，#7、9机组在 B 母线。新厂 #1、 2 机组运行（均为 300MW 机组） ，负荷分别为240MW、230MW。#1 机组因 2004 年 10 月 1 日高厂变 A 分支 PT 故障后，一直无停电机会更换，#1 机组厂用电由老厂 A 母线所带 300MW 启备变提供，#2机组带本身厂用电。二、事故经过1 月 13 日,北京熠邦电力技术有限公司耿、袁、徐到厂进行电费计量系统改造收尾工作，内容为“电气主控室及 110kV 升压站 4-9PT、5-9PT 二次回路压降测试”，公司电气检修队仪表班四名职工配合工作。9 时 50 分，运行人员将工作内容为“电气主控室及 110kV 升压站 4-9PT、5-9PT 二次回路压降测试”的工作票发出，工作负责人为张。13 时 45分，三位同志到现场，工作负责人带工作人员到各表盘处交代注意事项后，并在现场监护。耿在电气主控室楼梯平
