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用電事故案例分析和隱患排查圖集

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事故案例分析
2020年1月
警鐘長鳴
案例一
2015年3月18日17時55分，國網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開關及線路處于檢修狀態(tài)，備用345開關、1號主變301開關、仙霞343開關處于冷備用狀態(tài)，仙霞343開關柜線路側帶電。
35千伏開關柜型號KYN61B-40.5 ，生產廠家為安徽宏鼎電氣設備制造有限責任公司，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開關后備保護跳閘。
3月18日上午，經變電檢修人員現(xiàn)場檢查測試后，最終確定35kV獅橋341開關柜A、B相、南極347開關柜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××許可工作負責人曹××150318004號變電第一種工作票開工（工作任務為：在備用345開關柜拆除上觸頭盒；在35kV獅橋341開關柜、南極347開關柜、35kV#1壓變柜更換上觸頭盒），許可人向工作負責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開關及線路、347開關及線路、35kVI母壓變?yōu)闄z修狀態(tài)；35kV仙霞343開關為冷備用狀態(tài)，但手車已被拉出開關倉，且觸頭擋板被打開，柜門掩合（上午故障檢查時未恢復）。16時10分工作負責人曹××安排章××、趙×、庹×負責35kV備用345開關柜上觸頭盒拆除和35kV獅橋341開關柜A、B相上觸頭盒更換及清洗；安排胡××、齊××負責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開關柜內（柜內下觸頭帶電）。1分鐘后，現(xiàn)場人員聽到響聲并發(fā)現(xiàn)其觸電倒在343開關柜前，右手右腳電弧灼傷（當時神智清醒），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。

開關柜正面              開關柜后面
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任事故。
1.是工作人員自我防護意識不強，沒有認真核對設備名稱、編號就打開柜門進行工作，導致誤入帶電間隔，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備，未及時發(fā)現(xiàn)仙霞343開關已被拉出，誤認為設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)場工作負責人沒有認真履行監(jiān)護職責，現(xiàn)場到崗到位管理人員未認真履行到位監(jiān)督職責，未能掌控現(xiàn)場的關鍵危險點，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
2015年3月23日，110kV朝陽路站的春檢工作內容為：1號主變及中性點避雷器，501開關、501CT、501-3刀閘小車，1號主變10kV側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號主變轉檢修，1號主變的501開關轉檢修，拉出501-3刀閘小車；512、531開關轉冷備用，其余設備正常運行。                       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人張××，作業(yè)人員陳××、孫××進行10kV501主進開關柜全回路電阻測試工作。
9時40分，工作人員孫××在柜后做準備工作時，誤將501開關后柜上柜門母線橋小室蓋板打開（小室內部有未停電的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××經搶救無效死亡
警鐘長鳴

501開關柜電氣示意圖

501開關柜后部照片 
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××未經工作負責人允許，擅自打開501開關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進線開關柜內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)護責任。
警鐘長鳴
案例三
2014年8月9日，國網寧夏電力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，3340開關未跳開，站內其余五回330千伏線路對側后備保護動作跳閘，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330千伏系統(tǒng)接線見圖1。
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清水河變330kV系統(tǒng)接線圖

警鐘長鳴
二、事件經過
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，3340開關未跳開，330千伏清六Ⅰ線、清六Ⅱ線、清固Ⅰ線、清固Ⅱ線、清黃Ⅰ線對側線路后備保護動作跳閘，清水河變全站失壓，所帶110千伏三營變、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、申莊變全停，損失負荷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；同時清水河第一風電場24臺風機、固原風電場31臺風機脫網。9時50分，通過110千伏清南線恢復清水河變110千伏母線運行后，損失負荷全部恢復。至13時18分，
警鐘長鳴
除清安線外，故障停電設備全部恢復運行。
三、事件調查及分析
調查組查看了清水河變一、二次設備；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、運行方式及負荷應急轉帶方案，分析了保護動作情況及故障錄波報告；調閱了調度監(jiān)控系統(tǒng)事件順序記錄、事件處理過程錄音；查閱了站內調度命令票、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PSL603GAM、CSC103C差動保護及距離Ⅰ段保護動作，寧安變側跳開3360、3362開關，清水河變側跳開3341開關，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3340開關未跳開。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，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，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。
壓板未投原因分析：通過調閱操作票發(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線當時還未建成，本次330千伏清安線啟動未投運3340開關，僅投運了3341開關。2013年9月11日，啟動330千伏清固Ⅱ線及3340、3342開關。操作人田×、監(jiān)護人王× 、值班負責人黃×在操作票填寫、審核及執(zhí)行中僅對清固Ⅱ線兩套保護相關壓
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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開關出口壓板及啟動3340開關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
經現(xiàn)場勘查和對保護動作記錄及倒閘操作票等相關資料分析，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120米處吊車碰線，導致線路A相故障。
事件擴大原因：330千伏清安線兩套線路保護跳3340開關出口壓板、啟動3340開關失靈壓板未投入，導致清安線故障后3340開關無法跳閘，同時開關失靈保護無法啟動，故障不能及時切除，造成清水河變其余五回330千伏出線對側后備保護動作跳閘，清水河變全停。
事件暴露出如下問題：
警鐘長鳴
1.新設備啟動組織管理不力。對改擴建設備投運過程中的危險點分析不到位，風險控制措施不落實，二次設備管理不到位。新設備啟動生產準備不充分，未組織相關人員對新投產設備開展針對性技術培訓，未及時針對新設備投運組織修訂現(xiàn)場運行規(guī)程，典型操作票不完善，新設備啟動工作方案、相關倒閘操作票編制審核及現(xiàn)場把關不嚴。
2.變電運維管理不到位。變電運維人員業(yè)務技能欠缺，工作責任心不強，對設備二次回路不熟悉，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。設備運行巡視質量不高，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)運行設備保護壓板未投的嚴重隱患。
3.電力設施保護工作不到位。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
昌都電網與四川電網聯(lián)網運行，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
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二、事件經過
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）對側電纜頭擊穿三相短路，2.9秒后，#1、#2主變高壓側過流Ⅵ段保護、中壓側過流Ⅰ段保護動作跳閘，跳開#1主變031開關、#2主變032開關、35千伏母聯(lián)512開關，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昌都電站全停。
三、原因分析
現(xiàn)場調查發(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主變高中壓側過流保護定值整定計算錯誤，時限配合不當，造成#1、#2主變后備保護搶先動作，跳開031、032、512開關。
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后備保護定值配合不當，#1、#2主變高壓側過流Ⅵ段保護搶先出口，跳開主變高壓側開關，擴大停電范圍。
警鐘長鳴
四、暴露問題：
1.設備運維管理不到位。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)，調度人員不能實時掌握運行信息，設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線等相關保護裝置檢
警鐘長鳴
驗工作記錄。
3.安全技術培訓不到位。變電運維人員工作責任心不強，設備運行巡視檢查流于形式。繼電保護、調度運行等崗位人員安全技術培訓不到位，業(yè)務技能欠缺，保護定值整定、定值現(xiàn)場核查、保護裝置巡視各環(huán)節(jié)工作質量差，層層把關不嚴。
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人當場死亡、1人嚴重燒傷，傷者經醫(yī)院搶救無效于8月27日13時死亡，構成較大人身傷亡事故。
事故經過：
第一種工作票工作內容為“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容，只按照工作票所填要求，拉出10kVⅠ段母線設備間隔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。工作負責人徐××帶領工作班成員何××、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高壓室外整理設備包裝箱。
警鐘長鳴

開關柜內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開關跳閘，10kV側901開關跳閘。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導。
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
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。

事故原因及責任分析
                                10kVⅠ段電壓互感器柜
警鐘長鳴
（一）設備生產廠家未與需方溝通擅自更改設計，提供的設備實際一次接線與技術協(xié)議和設計圖紙不一致，是導致事故的直接原因和主要原因。
根據(jù)設計要求，10kV母線電壓互感器和避雷器均裝設在該間隔小車之后。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計、施工、運行單位，導致拉開小車后，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柜內，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任制落實不到位，技術管理不到位，技改工程組織管理不細、管理流程走過場，設計單位工作不實，運行管理不嚴格，新設備交接驗收不規(guī)范等問題是造成本次事故的重要原因。
1.生產技術管理粗放、責任制不落實。對設計、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，驗收把關不嚴，在組織對10kVⅠ段母線設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一次接線與設計不符的錯誤。
2.電氣一次主接線圖編制、審核把關不嚴，不到現(xiàn)場進行核實，僅憑施工設計圖為依據(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.設計把關不嚴，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，安全意識不強是導致事故的直接原因。
1.工作負責人徐××直接參加了設備的交接驗收和安裝，對電壓互感器柜內避雷器接線應清楚，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，在開關柜安裝過程中未能及時發(fā)現(xiàn)設備外殼上標示的接線圖與施工設計圖不一致，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一次接線的錯誤。
3.此次工作的工作票簽發(fā)人彭××安全責任心差，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，運行人員責任心不強，設備巡視檢查不認真，未能及時發(fā)現(xiàn)廠家高壓開關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，在組織對開關柜現(xiàn)場驗收及安裝施工過程中，監(jiān)督把關不嚴，未能發(fā)現(xiàn)電
電壓互感器設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，工作內容為“保護室微機五防機裝置檢查；室外110kV、35kV設備區(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，綜合服務班班長、
安全第一  預防為主
該項工作負責人曹×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隔離開關為帶電設備，已在562隔離開關處設圍欄，并掛“止步，高壓危險”標示牌2塊；②工作中加強監(jiān)護，工作只限在110、35kV設備區(qū)防誤鎖及線路帶電顯示裝置處，嚴禁誤登帶電設備)，工作許可人與工作負責人雙方確認簽名，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
安全第一  預防為主
MCU微處理機元件存在缺陷且無法消除，曹×決定結束工作，并與趙××一同離開設備區(qū)。兩人到達主控樓門廳，曹×上樓去辦理工作票終結手續(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!”標示牌的爬梯，登上35kV川米聯(lián)線562隔離開關構架。13時30分，趙××因與帶電的562隔離開關C相線路側觸頭安全距離不夠，發(fā)生觸電后從構架上墜落至地面。站內人員發(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，經搶救無效死亡。
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35kV川米聯(lián)線562隔離開關構架

現(xiàn)場示意圖
禁止攀登
高壓危險
35kV米聯(lián)線線路側帶電
止步
高壓危險
止步
高壓危險
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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“工作負責人（監(jiān)護人）工作前，對工作班成員進行工作任務、安全措施、技術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!”標示牌的爬梯。違反了《安規(guī)》
7.5.5 禁止越過遮攔的規(guī)定。
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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，應隨時檢查安全帶是否拴牢。高處作業(yè)人員在轉移作業(yè)位置時不得失去安全保護”的規(guī)定。
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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事故。
事故前運行方式：220kV風陽變電站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564斷路器送11OkVⅠ段母線，11OkV鳳臨線經545斷路器送110 kVⅡ段母線，110kV母聯(lián)570斷路器熱備用。

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11OkV母聯(lián)500熱備用，501、541、545開關運行于Ⅰ段母線，502、544開關運行于Ⅱ段母線，540開關冷備用，543開關檢修。110kV臨淮變電站llOkV蚌臨線經564斷路器送11OkVⅠ段母線，11OkV鳳臨線經545斷路器送110kVⅡ段母線，110kV母聯(lián)570開關熱備用
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事故后運行方式：220kV鳳陽變電站110kV旁路540斷路器代風臨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564斷路器帶llOkV Ⅰ段、Ⅱ段母線運行。
2009年4月8日，220kV風陽變電站當值值班員吳×(監(jiān)護人)、周××(操作人)，于7時40分進行“540代545斷路器運行，545斷路器運行轉檢修”的旁代操作。周××對照完成審核的操
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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斷路器已轉為冷備用。在吳×監(jiān)護下周××在5453隔離開關線路側帶電設備上確認驗電器完好。執(zhí)行第65項“在110kV鳳臨線5453隔離開關開關側驗明三相確無電壓”，吳×站在5453隔離開關南側進行監(jiān)護，周××站在5453隔離開關和545斷路器之間，復令后開始驗電，確認隔離開關開關側無電；隨后周××開始收驗電器，吳×走到5453隔離開關的接地開關操作把手前(5450接地開關與54530接地開關操作把手同桿但相差90。)，接著吳×在未仔細核對設備雙重名稱的情況下，手持程序鑰匙插人5450接地開關的掛鎖中(本應插在54530接地開關
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掛鎖中)，但在插入程序鑰匙的同時，5450接地開關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”操作手柄上，執(zhí)行第66項“合上110kV鳳臨線5-4530接地開關”，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)也未再次確認設備編號隨即操作，造成5450接地開關刀口發(fā)生弧光放電，540斷路器跳閘，人員未受傷。發(fā)生事故后，蚌埠供電公司相關部門立即趕到現(xiàn)場進行檢查，開展事故調查、處理，8日晚2l時左右，540斷路器轉熱備用，23時25分恢復運行，事故未造成電量損失。同時，對5450接地開關五防鎖具進行了
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更換。
事故原因分析
１. 監(jiān)護人在操作人驗電后，未認真核對設備雙重名稱，用電腦鑰匙與錯誤的五防閉鎖鎖具對位，當鎖環(huán)斷落失效時沒有仔細查明原因、重新核對操作設備，而是盲目認為對位正確，立即下令操作人操作，導致了誤操作。
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”制度。操作人在鎖具失效時沒有核對操作設備，接受監(jiān)護人錯誤的操作命令后自己也沒有核對設備位置就盲目操作。
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４.微機閉鎖系統(tǒng)的日常硬件維護工作質量不高，檢查、維護不夠全面認真，對于5450接地開關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高壓柜內設備時，柜內最外側A相母線對其頭部放電，導致其觸電死亡。
事故簡要經過：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)系當事人張XX前去進行計量前期勘察工作。按照當日工作安排，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)調領導小組辦公室

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新裝供電客戶處工作，于是張XX與劉X初步約定視當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開車送其到浐灞新城工地。到達后，浐灞新城電工閻XX帶領張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設備。因設備處于空曠地帶，風力較大，大風將柜門向柜體方向吹動，并碰觸到張XX，致其身體倒向柜內設備，造成高壓計量柜最外側A相母線對頭部放電，導致觸電死亡，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
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2010年5月21日。柜內設備的布置由上到下依次為10kV母線、lOkV電流互感器、隔離開關、熔斷器、10kV電壓互感器。1OkV電氣設備相序由外到內依次為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
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止。
4.大風的情況下未采取防止柜門碰觸人體，可能導致現(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設備年檢時，一名工作人員觸電死亡。
事故簡要經過：
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年經省經委和省電力
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局決定劃歸常德電業(yè)局，1983年關停后改為電廠留守處，承擔常德電業(yè)局所屬縣電力局110kV變電站的檢修工作)按計劃對1lOkV桃源變電站設備進行年檢、例行試驗。5月15日，進行l(wèi)OkVⅡ段部分設備年檢，辦理了“開關班0905004”第一種工作票，主要工作任務為：lOkV桃建線314、桃南線312、桃杰線308、桃北線306、桃天線302開關柜小修、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小車開關拉至試驗位置，314、302小車開關拉至檢修位置，合上3143-1、3123-1、3083-1、3063-1、3023-1接地開關，布置好各項安全
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措施，工作許可人羅××在現(xiàn)場與工作負責人譚××進行安全措施確認后，許可“開關班0905004”第一種工作票開工。8時40分左右，工作負責人譚××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段母線設備年檢作業(yè)。按照作業(yè)指導書分工，易××、剛×、張××、蔡××4人進行開關檢修工作，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××用開關柜專用內六角扳手打開302、306、308、312、314等5個間隔的后柜門，由張××進行柜內清掃，譚××回到屏前與高壓試驗人員交代相關事項。蔡××逐一打
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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，并打開后柜門準備進行清掃，9時06分，發(fā)生開關柜內帶電母排B相對剛×人體放電，剛×被擊倒在開關柜旁。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×經醫(yī)院搶救無效死亡。
事故原因分析
1. 剛×在未經工作負責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示牌”
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這一檢修人員應具備的最為基本的要求，自行移開3X24電壓互感器開關屏后所設安全遮欄，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“服從工作負責人（監(jiān)護人）、專責監(jiān)護人的指揮，嚴格遵守本規(guī)程和勞動紀律，在確定的作業(yè)范圍內工作，對自己在工作中的行為負責，互相關心工作安全”。
b）作業(yè)人員剛×擅自移動或拆除遮欄（圍欄）、標示牌。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
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“工作許可手續(xù)完成后，工作負責人、專責監(jiān)護人應向工作班成員交待工作內容、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。工作負責人、專責監(jiān)護人應始終在工作現(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人或針對屏前和屏后均有工作的情況增設相應的監(jiān)護人。違反《安規(guī)》6.5.3
“工作負責人、專責監(jiān)護人應始終在工作現(xiàn)場。工作票簽發(fā)人或工作負責人，應根據(jù)現(xiàn)場的安全條件、施工范圍、工作需要等具體情況，增設專責監(jiān)護人和確定被監(jiān)護的人員”。
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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分閘不到位，造成帶接地開關合隔離開關。
吳莊變電站有500、220、35kV三個電壓等級。其中500kV為3/2接線，變電站內共有500kV聯(lián)變三組。當日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號主變壓器恢復送電操作。
事故簡要經過：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，綜合檢修工作結束。17時11分，對4號主變壓器進行復電操作，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
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上5021-l”隔離開關時，5021-1隔離開關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)場檢查一次設備時發(fā)現(xiàn)：502l-17接地開關A相分閘不到位，5021-17接地開關A相接地動觸頭距靜觸頭距離約lm。5021-1隔離開關A相均壓環(huán)有放電痕跡，不影響設備運行，其他設備無異常。20時37分，進行復電操作，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接地開關時A相分閘未到位，造成5021-1隔離開關帶接地刀合主刀，引發(fā)500kV-1母線A相接地故障。
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暴露問題：
事故直接原因是由于操作5021-17接地開關時A相分閘未到位，造成5021-1隔離開關帶接地刀合主刀，引發(fā)500kV-1母線A相接地故障。
(1)操作人員責任心不強，未嚴格執(zhí)行“倒閘操作六項把關規(guī)定”，未對接地開關位置進行逐相檢查，未能及時發(fā)現(xiàn)5021-17接地開關A相未完全分開的情況。
(2)5021-l、502l-17隔離開關為沈陽高壓開關廠2004年產品，型號為GW6-550IIDW。該產品因操作機構卡澀，5021-17接地開關的A相分閘未完全到位。
(3)5021-1、5021-17接地開關為一體式隔離開關。5021-l
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與5021-17之間具有機械聯(lián)鎖功能，聯(lián)鎖為“雙半圓板”方式。經現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)5021-1接地開關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隔離開關開關側接地線未拆除。衡水變電站35kV配電設備為室內雙層布置，上下層之間有樓板，電氣上經
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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母線由檢修轉運行”操作后，未將拆除的301-2隔離開關母線側接地線(編號20號)拿走，而是放在網門外西側。2l時20分，衡水變電站值班員呂×、李××執(zhí)行“35kV母聯(lián)301斷路器由檢修轉熱備用”操作。在拆除35kV母聯(lián)斷路器301-2隔離開關側接地線(編號15號)時，想當然地認為該地線掛在2樓的穿墻套管至301-2隔離開關之間(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門外西側(由于樓板阻隔視線，看不到實際位于1樓的接地線)，誤認為應該由他們負責拆除的15號地線已拆除，也沒有核對地線編號，操作人李××請示變電站領導(即
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此項操作的監(jiān)護人呂×)后，輸人密碼完成五防閉鎖程序，并記錄該項工作結束，造成301-2隔離開關開關側地線漏拆。導致合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母線側接地線認為是301-2斷路器側接地線，隨意使用解鎖程序，致使掛在301-2隔離開關斷路器側的15號接地線漏拆，這是造成事故的直接原因。暴露出現(xiàn)場操作人員責任心不強，安全意識淡薄，執(zhí)行規(guī)章制度不嚴格，習慣性違章嚴重，態(tài)度極不認真，工作極不負責。
(2)設備送電前，拆除所有安全措施后未清點接地線組數(shù)，
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也沒有到現(xiàn)場對該回路進行全面檢查，把關不嚴，是事故發(fā)生的主要原因。暴露出相關人員對帶接地線合閘的風險認識不足，重視不夠，把關不嚴。
(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，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，未能引導工作人員到達接地線掛接的準確位置；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隔離開關母線側接地線沒有拿走，而且就放在網門前，客觀上造成后續(xù)操作人員
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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斷路器由冷備用轉檢修操作。10時36分，11OkV母差保護動作。同時，110kVI段
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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13101斷路器、3號主變壓器中壓側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隔離開關的斷路器側懸掛接地線操作時，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裝設的位置，同時又失去監(jiān)護的情況下，將6號接地線掛向13113-1隔離開關母線側B相引流處，引起110kV I段母線對地放電，造成110kV
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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110kV備自投動作后煉油變電站恢復供電；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隔離開關母線側B相引流線有放電痕跡，但不影響設備運行，其他設備無異常。10時41分，地調調度員向中調申請用1號主變壓器13101斷路器向110kV I段
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母線充電。10時48分，110kV I段母線恢復送電。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送電。10時52分，110kV I段母線恢復正常運行方式。
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裝設的位置，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，在負責監(jiān)護中做了與監(jiān)護職責無關的事情，導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的方式存在安

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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。

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案例十一
2009年3月12日，四川眉山公司220kV鎮(zhèn)江變電站lOkV斷路器由熱備用轉冷備用操作時，發(fā)生帶電合接地開關事故。
事故簡要經過：2009年3月12日10時03分，四川眉山公司鎮(zhèn)江變電站當值值班負責人王×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：10kV 1號電容器961斷路器由熱備用轉冷備用)，操作第5項“拉開1號電容器9611隔離開關”后，檢查隔離開關操作把手和隔離開關分合閘指示均在分閘位置，但未認真檢查隔離開關觸頭實際位置，操作完畢后向眉山調度張××作了匯報。10時30分，鎮(zhèn)江變電站當值值班負責人王×審核后，操作人袁×、監(jiān)護人姚××執(zhí)行
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09017號操作票(操作任務：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”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隔離開關傳動軸彎曲變形，
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雖9611隔離開關操作把手和隔離開關分合閘指示均在分位，但9611隔離開關位置仍在合位。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)設備質量存在問題，防誤操作技術措施不完善。220kV鎮(zhèn)江變電站10kV 1號電容器961間隔僅在961開關與9613隔離開關間裝設了帶電顯示裝置，防誤操作的技術措施不完善。同時，由于設備質量存在問題，在操作中造成9611隔離開關傳動軸彎曲變形，給事故的發(fā)生埋下重大隱患。

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(2)安全生產執(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，未認真檢查倒閘操作后的實際位置，倒閘操作把六關執(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。

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