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1、7月31日15时14分，220kV I 线618、 线616型号为 EPAC3000的距离保护 Z5动作出口跳闸。当时，保护检修人员在进行变220kV 故障录波屏改造工作，7月30日完成了电流回路的过渡工作，7月31日进行屏顶小母线过渡，用二次线对小母线进行跨接过渡之后，工作负责人没有复核故障录波屏(50P)屏顶小母线下引电缆 Z-120(50P 故障录波屏一66P 220kV、110kV 母线充电保护屏)的具体回路，开始拆除屏顶小母线，在拆除“-KM”小母线后，监护人员发现保护装置发 PT 断线信号，同时， I 线618EPAC3000保护、 线616EPAC3000保护动作跳闸，现场作业人
2、员立即停止工作，并开始查找原因。调取跳闸报文显示 Ua、Ub、Uc(PT 二次电压)都为零。在确保一次设备无故障后，16时28分恢复 I 线送电，17时21分恢复线送电。暴露问题：(1)EPAC3000保护装置存在重大隐患：在三相失压时，不能向国产微机保护一样，闭锁保护装置，防止保护误动，其距离 Z5段定义为退出，但实际不能通过软压板、控制字等手段可靠退出。若是存在电压小母线快分开关跳闸、隔离开关辅助接点接触不到位、电压切换重动继电器用直流小母线快分开关跳闸等任一因素发生，均会导致线路跳闸。(2)回路的设计存在一定的隐患，变电压切换回路的设计都放在辅助继电器屏上，通过重动继电器进行各间隔电压回
3、路的分配，且无自保持功能，只要直流消失，各间隔电压回路将消失，将导致误动保护的概率增大。(3)现场作业人员对回路不熟悉，前期勘察不仔细，导致危险点分析不到位，未采取完善的控制措施。防止对策：(1)制订整改方案立即对 I 线、 线配置的 EPAC3000距离保护装置进行整改，彻底消除三相电压回路同时失压后保护装置误动的隐患。(2)改进和完善电压切换回路，防止电压切换回路的直流消失时引起保护装置交流电压消失，导致保护误动。(3)规范管理，做好前期勘察工作，进一步完善作业指导书编写，确保危险点分析、事故预想和控制措施考虑充分，符合现场实际，实行到位。6月27日晚，雷雨大风天气，22时51分，330k
4、V I 线发生 C 相瞬时性接地故障，同期变1号、2号主变压器 CST-141B 微机差动保护动作，高压侧3310、3320、3321开关未跳闸，致使110kVI、II 段母线失压，造成由供电的6座110kV 变电站失压，甩负荷78MW。28日0时53分，所有失电110kV 变电站恢复供电。330kV变电站由于盐涨影响，新建330kV变电站替代330kV变电站，一期工程建设330kV 部分，两台主变压器和110kV 设备暂时留在变电站。通过两条新建330kV 联络线带变两台主变压器和110kV 及35kV 系统运行。主变压器两套差动保护采用北京四方公司的 CST-141B 和 CST-143B
5、 微机差动保护装置(2000年前产品)。在变电站没有改造以前，330kV 是32接线，1号、2号主变压器差动保护按3卷4侧模式整定，投运后运行一直正常。2007年45月份主变压器高压侧设备在变电站新建后，为满足主变压器保护和测控要求，在1号、2号主变压器高压侧(变电站内)各加装了1组 TA，根据四方公司提供的 CST-141B及 CST-143B 装置技术说明书要求，主变压器保护整定由三卷四侧模式调整为三卷三侧模式。改造后的CST-141B 主变压器差动保护装置不能适应三卷三侧模式，出现了整定模式与内部逻辑判断不一致问题，致使 CST-141B 主变压器差动保护装置误动作；同时许继厂生产的 W
6、GQ-871远跳装置存在100ms 的固有延时，不符合主变压器差动保护快速动作跳闸要求，致使3310、3320、3321开关未能跳闸，造成事故扩大。暴露问题：(1)继电保护工作人员过分依赖厂家，对厂家的产品和说明书没有主动提出疑问。(2)施工单位的高压试验人员在5月29日对3312开关气体压力继电器进行缺陷处理时不彻底，且未向运行人员说明情况，致使3312开关气体压力降低闭锁重合闸的缺陷一直存在到事故前。(3)运行单位对330kV 开关气体继电器存在的缺陷未能引起足够重视，对施工单位的缺陷处理结果没有深究，使缺陷未能得到及时消除。(4)3311开关操作箱三跳和永跳继电器动作功率偏低，不满足十八
7、项反措的要求，抗直流干扰能力低，易误动。防止对策：(1)在引进新保护装置时，对保护人员提前进行培训，以利于定值计算和验收工作的有效开展。(2)施工企业要明确规定在施工调试阶段发现的任何问题都要通过正常渠道反馈意见，防止一线员工自作主张。(3)由生产部牵头组织技术人员对综自站后台机的信息进行分类，提交综自厂家实施。(4)新变电站验收前，应由建设单位组织相关技术人员按照验收规范结合国网公司制定的十八项反措计划，编制验收大纲，便于及时发现基建过程中存在的隐性问题。(5)送变工程公司立即对变电站的330kV 开关气体继电器压力接点进行检查，如确定气体继电器存在缺陷，应尽快联系厂家进行更换。供电局10k
8、V 开闭所因误调度，造成带地线合闸刀的恶性误操作事故专业： 调度运行出处： 供电企业作业安全风险辨识防范手册：第四册 调度专业创建单位： 国家电网公司10kV开闭所事故前运行方式：10kV 601号运行(开闭所主供电源)，10kV I 段母线运行，611号、614号运行、612号开关停用；lOkV 612线路侧挂地线1组，6121号闸刀在分位，110kV 变电站10kV 线带612线负荷。3月21日，供电局调通中心调度室值班员依据设备检修申请票(2005-03-137)，于9时36分下令在10kV开闭所10kV612号开关出线电缆侧挂地线1组，许可612号开关柜自动化改造工作可以进行。中午时分
9、当值副班在准备(2005-03-137)的复电票时，由于对应恢复的方式不明确，打电话询问方式专责过程中，方式专责明确答复了恢复方式，同时又交代了当天需要进行方式倒换的其他10kV 线路。导致当值副班理解发生歧义，在填写倒换10kV 线路典型运行方式的调度指令票时，错误将尚处于检修的1OkV612线填写进操作任务，当值正班审核也未发现错误，15时20分调度下令配网操作队合上612线1号杆闸刀，造成带地线合闸的恶性误操作事故。110kV变电站10kV 628号开关保护动作跳闸，15时54分调度下令拉开612线1号杆闸刀，10kV628号开关送电正常。暴露问题：(1)当值调度员严重违反电业安全工作规
10、程和调规 ，未严格审查检修工作票内容，工作中失去监护。(2)调度员安全意识淡薄，思想认识错误。(3)调度体系管理混乱，方式专责对方式票批注不严谨。(4)配网中心管理不到位，导致配网线路倒闸操作与具有变电性质的开闭所倒闸操作之间脱节，操作未统一协调、安排。防止对策：(1)3月28日前组织调通中心全体职工学习电业安全工作规程和调规 。供电局全面停产整顿学习，层层落实安全生产责任制。(2)3月22日开始由调通中心方式专责下达给调度室的任务必须以书面的形式通知。(3)强化配网管理的指导原则，优化配网管理流程，完成对配网操作队与调度联系管理制度的修订。3月28日开始，严格执行配网操作队由一人接受调度命令
11、的规定。XX 公司220kV 变电站运行人员事故处理时，带负荷拉刀闸，导致人身灼伤事故专业： 变电事故类型： 触电出处： 供电企业作业安全风险辨识防范手册：第四册 调度专业编号： 72创建单位： 国家电网公司1事故前变电站运行方式：1号、2号主变压器运行，220kVIM 接25A、251运行，220kVM 接25B、252运行，25M 开关为母联运行，旁路母线冷备用；110kVIM 接15A、153、155、157、159运行、M 接15B、152、156、158运行，15M 为母联运行，151接M 热备用；95A 带10kVIM 各馈线运行；95B 带10kVM 各馈线运行(906接于该段母
12、线运行)；900开关为热备用，1号、2号站用变压器分列运行。2月24日12时34分47秒，220kV变电站10kV 906(接于10kV段母线)线路故障，906线路保护过流段、过流段动作，开关拒动。12时34分49秒变电站2号主变压器10kV 侧电抗器过流保护动作跳2事故类型：误操作号主变压器三侧断路器，5秒钟后(12时34分54秒)10kV 母分备自投动作合900断路器成功(现场检查906线路上跌落物烧熔，故障消失)。1号、2号站用变发生缺相故障。值班长洪指挥全站人员处理事故，站长陈作为操作监护人与副值班工刘处理906开关柜故障。洪、陈先检查后台监控机显示器：906开关在合位，显示线路无电流
13、。12时44分在监控台上遥控操作断906开关不成功，陈和刘到开关室现场操作“电动紧急分闸按钮”后，现场开关位置指示仍处于合闸位置；12时50分回到主控室汇报，陈再次检查监控机显示该开关仍在合位，显示线路无电流;值班长洪派操作人员去隔离故障间隔，陈、刘带上“手动紧急分闸按钮”专用操作工具准备出发时，变电部主任吴赶到现场，三人一同进入开关室。13时10分操作人员用专用工具操作“手动紧急分闸按钮”，开关跳闸，906开关位置指示处于分闸位置，13时18分由刘操作断9062隔离开关时，发生弧光短路，电弧将操作人刘、监护人陈及变电部主任吴灼伤。经市第一医院诊断，吴烧伤面积72(其中度44)；刘烧伤面积65
14、(其中度33)；陈烧伤面积度10。事故后现场检查发现：906开关分闸线圈烧坏，操作机构 A、B 相拐臂与绝缘拉杆连接处松脱，906开关 C 相主触头已断开，A、B 相仍在接通状态。综自系统逆变电源由于受故障冲击，综自设备瞬时失去交流电源，监控后台机通信中断，监控后台机上不能实时刷新900开关备自投动作后的数据。暴露问题：(1)906断路器在线路故障时拒动是造成2号主变压器三侧越级跳闸的直接原因。(2)906断路器操动机构的 A、B 两相拐臂与绝缘拉杆连接松脱造成 A、B 两相虚分，在断开9062刀闸时产生弧光短路；由于906柜压力释放通道设计不合理，下柜前门强度不足，弧光短路时被电弧气浪冲开，
15、造成现场人员被电弧灼伤。开关柜的上述问题是人员被电弧灼伤的直接原因。(3)综自系统受故障冲击后运行异常，不能准确指示线路电流，给运行人员判断造成假象，是事故的间接原因。(4)运行人员安全防范意识、自我保护意识不强，危险点分析不够，运行技术不过硬，在处理事故过程中对已呈缺陷状态的设备的处理未能采取更谨慎的处理方式。(5)该开关设备最近一次在2002年4月7日小修各项目合格，虽然没有超周期检修，但未能确保检修周期内设备处于完好状态。防止对策：(1)对同类型开关开展专项普查，立即停用与故障开关同型号、同产家的开关。(2)对与故障开关同型号、同产家的开关已运行5年以上的，安排厂家协助大修改造，确保断路
16、器可靠分合闸，确保防爆能力符合要求。(3)检查所有类似故障开关柜的防爆措施，确保在柜内发生短路产生电弧时，能把气流从柜体背面或顶部排出，保证操作人员的安全。对达不到要求的，请厂家结合检修整改。(4)检查各类运行中的中置柜正面柜门是否关牢，其门上观察窗的强度是否满足要求，不满足要求的立即整改。(5)高压开关设备的选型必须选用通过内部燃弧试验的产品。(6)检查综自系统的逆变装置电源，确保逆变装置优先采用站内直流系统电源，站用交流输入作为备用，避免事故发生时交流电源异常对逆变装置及综自设备的冲击，进而导致死机、瘫痪等故障的发生。(7)运行人员在操作过程特别是故障处理前都应认真做好危险点分析，并采取相应的安全措施。(8)结合“爱心活动”、 “平安工程”，加强生产人员危险意识和自
