[简答题]某供电分公司 110kV 街口站“ 8 · 6 ”误操作导致 110kV 从街乙线跳闸事故。
事故前运行方式:
某供电分公司 220kV 从化站 110kV 从街乙线供街口站、灌村站、桃莲站、温泉站、良口站、流溪河电厂、吕田站。从街甲线空载充电,街口侧断路器在热备用状态,从温线因故障在检修状态,流溪河电厂开两台机。
事故经过、扩大、处理情况:
8 月 6 日 15 时 52 分,继电保护人员在街口站作 110kV从街甲、乙线自投装置校验,在未解开“033”手跳回路的情况下,继电保护班长张某指挥工作班成员李某在做模拟从街乙线 124 断路器变位试验时,将正电源通过“033”回路直接通过手合跳闸回路,使从街乙线124断路器跳闸,导致街口站、灌村站、桃莲站、温泉站、良口站、流溪河电厂、吕田站 7 个 110kV厂站与系统解列,周波下降使街口站 9 条馈线、灌村站 3 条馈线低周动作跳闸,流溪河电厂两台备用机组低周启动。15时 54 分继电保护人员同期手合从街乙线 124 断路器,并陆续恢复低周跳闸的馈线复电。事故损失负荷约 13MW 、损失电量 6066kWh 。

[简答题]某供电分公司 110kV 街口站“ 8 · 6 ”误操作导致 110kV 从街乙线跳闸事故。
事故前运行方式:
某供电分公司 220kV 从化站 110kV 从街乙线供街口站、灌村站、桃莲站、温泉站、良口站、流溪河电厂、吕田站。从街甲线空载充电,街口侧断路器在热备用状态,从温线因故障在检修状态,流溪河电厂开两台机。
事故经过、扩大、处理情况:
8 月 6 日 15 时 52 分,继电保护人员在街口站作 110kV从街甲、乙线自投装置校验,在未解开“033”手跳回路的情况下,继电保护班长张某指挥工作班成员李某在做模拟从街乙线 124 断路器变位试验时,将正电源通过“033”回路直接通过手合跳闸回路,使从街乙线124断路器跳闸,导致街口站、灌村站、桃莲站、温泉站、良口站、流溪河电厂、吕田站 7 个 110kV厂站与系统解列,周波下降使街口站 9 条馈线、灌村站 3 条馈线低周动作跳闸,流溪河电厂两台备用机组低周启动。15时 54 分继电保护人员同期手合从街乙线 124 断路器,并陆续恢复低周跳闸的馈线复电。事故损失负荷约 13MW 、损失电量 6066kWh 。

[简答题]某供电分公司 110kV 街口站“5·13”违反调度令带接地开关合断路器的恶性误操作事故。
事故前运行方式:
事故发生前,某供电分公司110kV街口站由 220kV从化站经从街甲线供电,并通过 110kV 街灌线供 110kV 灌村、桃莲站,110kV 温桃线温泉站侧断路器切开热备用;1号主变压器热备用,由 2 号主变压器供全站负荷;110kV 从街乙线在停电检修状态。
事故经过、扩大、处理情况:
根据检修计划安排,5月13日110kV从街乙线全停,两侧设备预试、从化站侧继电保护校验、街口站侧线路隔离开关缺陷处理。17 时工作票全部结束。当日110kV 温桃线同时安排停电,于17时22分工作结束恢复送电。5月13日18时10分,从化市调当值调度进行从街乙线由检修转运行的操作,先向街口站发令。变电操作班值长叶某接当值调度员宋某“街口站拉开 l10kV 从街乙线 12440 接地开关”命令,接受调度令后,叶某对值班员曾某(副值)交代操作任务:执行“从街乙线由检修转运行的操作”。随后由叶某作监护人、曾某作操作人,持000422操作票在模拟图版模拟预演后,到从街乙线间隔,18时13分,拉开从街乙线12440接地开关,之后未按操作票要求汇报调度,叶某命令曾某在 18 时 14 分合上 1242 母线隔离开关,18时15分,合上 1244 线路隔离开关,18 时19分,合土从街乙线 124 断路器向线路充电。随即在 18时19分02秒,从化站从街甲线 123 断路器距离 III段动作跳闸、重合后加速动作再跳。经核查,当叶某、曾某二人合上街口站从街乙线 124 断路器时,从化站从街乙线线路侧 12440 接地开关仍在合闸位置,造成三相接地短路。由于街口站侧从街甲、乙线正常方式下分列运行,两回线路不装设保护,因此由从化站的 110kV 从街甲线保护动作跳闸。事故造成街口、灌村、桃莲 3 座 110kV 站失压。
事故发生后,当值调度迅速将街口站从街甲线断路器转热备用、从街乙线断路器转冷备用。从化、街口两站检查设备,发现从街乙线1号塔C相跳线断线两股,其他设备无异常。于18时48分恢复从街甲线送电。事故造成街口、灌村、桃莲 3 站停电 29 分钟,少送电约15000kWh 。从街乙线于5月15曰下午13时09分处理断股后恢复正常。经调查,值长叶某在执行从街乙线由检修转运行的操作票时,在110kV设备场地执行完毕第 2 项“拉开从街乙线线路侧 12440 接地开关,检查拉开位置”和第 3 项“检查从街乙线间隔全部接地开关己拉开”操作项目后,不按顺序执行第 4、5项,其中包括汇报调度的项目,而直接操作第7~9 项,检查断路器分闸后,合上从街乙线两侧隔离开关,再回到控制室,操作第 6 、 10项。导致在跳项操作过程中漏项,引发事故。

[简答题]某供电局“ 12.17 " 110kV 锡场站 110kV 线路带电合接地开关恶性误操作事故。
事故经过:
因 110kV 锡场站安装 11OkV 线路备自投, 110kV 揭锡线、云锡线断路器处检修,锡场站通过旁路由揭锡线供电,揭锡线 160C0 在合闸位置。工作结束后,调度下令将揭锡线 160 断路器由检修转运行, 11OkV 旁路恢复热备用。
12 时 24 分,现场值班负责人邱某接到调度令后,布置操作人员进行操作,操作任务是将 110kV 揭锡线 160 断路器由检修转运行、 110kV 旁路 190 断路器由运行转热备用,操作人是林某,监护人是吴某。在执行操作票的第一项“在模拟板上预演,核对设备名称、编号”时,操作人员发现微机五防电脑屏幕黑屏,错误认为五防主机不能正常工作(事后经查实,是由于显示器的电源插座接触不良造成黑屏,主机工作正常),不能模拟操作,发现问题后,操作人员没有及时汇报,仍跳项执行第二项操作。并在未经汇报许可的情况下,由值班负责人撕开现场解锁钥匙存放盒的封条,拿出解锁钥匙交给操作人,三人持票一起来到操作现场。
12时28分,在准备就地手动拉开断路器侧接地开关 160CO 时,操作人员走错位置( 160CO 接地开关与 16040 接地开关为同一构支架背靠背安装) , 在没认真核对设备名称位置、唱票复诵不规范的情况下,误将 16040 接地开关当做 160C0 接地开关,用万能钥匙解锁,错误地合上 16040 接地开关,造成 110kV 揭锡线带电合接接地开关。随即,某站侧距离 II 段保护动作,断路器跳闸,重合不成功,锡场站失压。事故未造成设备损坏,未造成人员伤害。
13 时 35 分,锡场站由云锡线恢复供电。事故造成 11OkV 锡场站全站失压,损失负荷约 19MW , 电量约 20MWh 。

[简答题]某供电分公司 110kV 夏湾站因操作人员操作漏项导致 10kVII、III段母线失压事故。
事故经过,扩大,处理情况:
10 月 13 日 17 时 28 分,某中心站运行人员监护人吕某、操作人辛某按照调度命令,持有 110kV 夏湾站操作任务为“将 2 号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,监护人吕某随即将操作票放在工具柜上,两人在未带操作票的情况下前往 10kV 开关柜进行后续项目的操作。操作中遗漏了第 20 项“将 2 主变压器低压侧 502A1 小车隔离开关摇至工作位置”和第 21 项“检查 2 主变压器低压侧 502A1 隔离开关确在工作位置”的两项操作,并随手将这两项漏操作项目在操作票上打“对”标记。当两人继续操作合 2 主变压器低压侧 502 断路器时,也未通过检查两台主变压器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 时 52 分,两人继续操作完成了“断开 10kV 分断 500 断路器”的操作项目,造成了10kVII 、 III段母线失压,直至调度员从客户停电投诉信息得知,通知吕某、辛某现场检查,吕某、辛某才发现漏合 502A1 隔离开关而进行后续操作。当调度员询问原因时,监护人吕某谎称 502A1 隔离开关己经操作合上,可能是设备异常而接触不良、合不到位所至。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 断路器,恢复了 10kV II 、 III段供电,然后切 502A 断路器,再合 502A1 断路器,合 502A 断路器,分 500 断路器,全站恢复正常运行方式。

[简答题]某供电分公司l10kV蚬利线“9·20”错接线,导致110kV金利站全停事故。
事故前运行方式:
9月20日,某供电分公司 110kV 蚬岗站(无人值班站)进行 110kVI号TV端子箱更换工作,由高要分公司继电保护班负责施工。当日蚬岗站 110kV 母线全停, 110kV 金利站转由 110kV 横电线经高要电厂110kV 金高线供电(正常运行方式为 220kV 东岸站通过 110kV 东规 I 线供电到 110kV 蚬岗站,再由蚬岗站 110kV 蚬利线供电给金利站)。当日 18 时 01 分工作班组工作完毕,某地调开始将电网运行方式转为正常运行方式。
事故经过、扩大、处理情况:
18时 59 分 14 秒,蚬岗站由上东蚬 I 线供电。 2s 后,东蚬 I 线保护发“保护装置异常”信号。巡检班现场发现该信号后询问继电保护专责,继电保护专责答复,因 110kVTV 未带压,“保护装置异常”信号是正常的。巡检班继续进行 1 号 TV 投入运行的操作, 19 时 5 分 27 秒, 1 号 TV 投入运行。 19 时 5 分 29 秒,调度系统发“蚬利线保护异常”信号, 19 时 5 分 58 秒信号自行复归。但东蚬 I 线“保护装置异常”信号未复归现象一直未被注意。 19 时 19 分,巡检班报县调蚬岗站 110kVI 号 TV 已投入运行,并告诉继电保护班办理一份第二种工作票,工作内容为蚬岗站 110kVI 号 TV 端子箱更换后核对端子电压。 19 时 20 分 28 秒,合上蚬岗站蚬利线 106 断路器,切横电线断路器,金利站转由规利线供电后,蚬利线断路器“手动后加速”动作跳闸。金利变电站全站失压。 19 时 43 分,恢复横电线供金利站运行方式, 19 时 59 分金利站全部恢复送电。继电保护班在核对蚬岗站 110kVI 号 TV 二次电压时发现 1 号 TV 二次电压 A C 相引线调错,使蚬利线 LFP-941 保护装置在断路器合闸后采集到的电压为负序电压,正序电压为0,保护进入故障判别程序。在横电线 104 断路器分闸时经检测到电流变化量超过 1A (保护录波图显示,当时电流最大值达到4.1A ) ,保护变化量启动元件动作,手合加速距离III段保护出口跳闸。

[简答题]某供电分公司 110kV 龙山变电站“9·19”误拉隔离开关导10kV母线失压事故。
事故前运行方式:
某供电分公司110kV龙山变电站 2 号主变压器带10kVI 、II段母线运行,1号主变压器热备用。
事故经过、扩大、处理情况:
9月19日8时57分, 110kV龙山变电站 10kV系统发生 B 相全接地(用户侧配电变压器 B 相避雷器烧坏),值班人员明某(正值)、周某(副值)在高压室对设备进行检查,发现 10kVI段母线 51TV B相避雷器冒烟(避雷器已经击穿),为了尽快切除故障点,明某要求周某立即手动拉开10kVI段母线 51TV 隔离开关隔离故障点,当时周某提出要用母联500断路器来切除故障点,但明某未听取周某提出正确处理意见,依然要求周某手动拉开 10kV I段母线 51 TV 隔离开关,周某没有拒绝,随即手动拉开 10kVI 段母线 5 1 TV 隔离开关,在拉闸过程中隔离开关 B 相静触头对C相母排放电,造成三相弧光短路,同时 10kVI 段母线 708 备用开关柜内 7081 母线隔离开关因操作过电压产生三相弧光短路,开关柜被严重熏黑,项部母线三个支持绝缘子爆裂,造成 2 号主变压器复合过流保护动作越级跳主变压器两侧断路器(10kV母联断路器不跳,原因是跳闸压板退出后一直未投入) , 10kVI 、II段母线失压事故。9时28分,值班人员在事故处理过程中,未全面、认真检查主变压器复合过流保护范围内母线及连接设备,未发现 708 备用开关柜顶部母线三个支持绝缘子爆裂已损坏。9时47分,当值调度朱某在未要求值班人员全面检查母线绝缘是否良好的情况下,下令1号主变压器由热备用转为运行状态,对10kV母线试充电,10kV母线带严重缺陷运行,然后对10kV母线各馈线供电(当时母线多个支持绝缘子爆裂,对母线充电前,未摇测母线绝缘是否良好)。
事故发生后,分公司有关领导和技术人员到事故现场调查,才发现这严重缺陷。18时04分,10kVI、II段母线由运行转为检修状态,进行缺陷处理。 20时28分,恢复10kV 母线及各馈线运行。

[简答题]某供电局“10·21”110kV 高桥站带线路接地线合断路器恶性电气误操作事故。
事故经过:
事故前电网运行工况: 110kV高桥变由海高 II 回102供 1、 2 号主变压器运行, 10kV 分段 010 断路器运行。 10kVI 段母线带高机 012 、高天 013 、高化 I 回 014 、高老 I 回 015 、高上 016 、高鼎 006 、高处 037 、高南 018 、 1 号电容器、 2 号电容器(事故前高鼎 006 和高老 I 回 015 在线路检修状态)。10kV II段母线带高化 II 回 022 、高老 II 回 023 、高上 II 回 024 、高水 025 、高广 035 、高官 028 、 3 号电容器、 4 号电容器(事故前高老 II 回 023 在线路检修状态)。
2008 年10月21日上午9时许,城北集控中心按照配调中心指令先后将高桥变电站高老 I 回015和高老 II 回 023 由运行转为线路检修状态。
09时20分,配调中心许可城区分局何源高老 I 回 015 和高鼎 006 的线路工作。
09 时35分配调中心许可城区分局韩均高老 II 回 023 线路海高 023 II 段的消缺工作。
12时23分,城区分局何某向配调中心汇报高老 I 回 015 、高鼎 006 两条线路工作结束,两条线路恢复正常供电方式,可以送电。
12时36分,配调中心通知城北集控中心按照配调中心祝某:高桥变高老 I 回和高鼎线路工作结束,要求其派人到高桥变执行倒闸操作。
12时50分,祝某赶到高桥变配调中心:分别将高老 I 回 015 、高鼎 006 由线路检修转运行(经听取调度录音表明,祝某接令时复诵正确)。
13 时 11 分,城北集控祝某向配调中心汇报:合高老 I 回 023 断路器时,断路器跳闸。
14 时 15 分,配调中心在分别与祝某和高老 II 回 023 线路工作负责人韩某了解站内设备和线路均无异常后(误操作事故发生时配网现场工作人员均未在杆上,但工作并未结束,工作地点接地线也未拆除),令城北集控祝某继续对高老 I 回 015 、高鼎 006 操作送电。
14 时 45 分,城区分局韩某向配调中心汇报:高老 II 回 023 线路至海高 02311 线路之间工作结束,可以恢复送电。
15 时 03 分,配调中心令城北集控祝某:将高老 II 回 023 线路由线路检修转运行。

[简答题]某供电局 110kV 地都站“6·8”带负荷合隔离开关恶性电气误操作事故。
事故前运行方式:
110kV 炮地线167云地线 131 向 110kVI母线供电,1号主变压器在运行,10kVI母单母线运行,供电 10kV各馈线,1、2 号电容器组在冷备用,全站负荷 11MW 。电容器组的一次接线为:母线---母线侧隔离开关---断路器---电容器组。
事故经过:
2007年6月8日,110kV 地都站按计划进行 101 规约改造联调工作,并根据工作需要将 10kVl号电容 561 断路器、2号电容器组 562 断路器由热备用转为冷备用后, 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、监护人周某在未向地调汇报检修工作结束,未得到当值调度令,即提票开始执行“将1号电容器 561 断路器由冷备用转为热备用”的操作任务。当操作至第 3 项“投入10kV1号电容器 561 断路器保护及控制电源时”,看到“储能”灯亮,误认为保护电源和控制电源已投上,没有检查保护及控制电源的自动空气开关是否已合上,即在该操作项前打钩(这时候“合闸”、“分闸”的指示灯因没电源都没亮)。当操作至第 4 项“检查 10kV1号电容器 561 断路器在分闸位置”时,先通过指示灯判断,因没有看到红色的“合闸”灯亮,在没去看指示灯下面的文字标签情况下,将“储能”指示灯误以为“分闸”指示灯;在检查断路器本体位置“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)观察清楚断路器的位置指示。15时 01 分,操作人员将 561 断路器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 号电容器组母线侧 5611 隔离开关,随后 1 号主变压器低压侧复压过流保护动作,变压器高压侧 101 断路器跳闸,造成 10kV 母线失压。
经现场检查,变压器低压侧 501 断路器没有动作,1号电容器组 5611 隔离开关有明显电弧放电痕迹,隔离开关支持绝缘子炸裂,1号电容器 561 断路器在断开位置。 21时 00 分,抢修工作完毕。21时40分,除l号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 号电容器 561 断路器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,最后一次操作是在 13时56分14秒由调试人员就地合闸。

[简答题]某供电公司“ 5·23 ”110kV 某站带负荷拉 1 号主变压器 10kV 断路器母线侧隔离开关,造成 10kV 母线失压。
事故经过:
事故前,110kV 某站 110kV 红万 2 线运行, 110kV 红万 1 线热备; l 号主变压器带 35kV 负荷(0.6万kW)运行, 2 号主变压器带 10kV 负荷(l.1万kW)运行。
2007 年 5 月 22 日晚,某站 2 号主变压器有载调压开关出现不能遥控调节挡位故障需处理,检修单位接到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 号主变压器停电,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,停电申请经某县调同意,站内当日值班长蔡某某监护,运行人员陈某某负责操作。因通信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信中断的故障,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 号主变压器 10kV 侧断路器 1001 ,把 2 号主变压器 10kV 负荷转移至 1 号主变压器。
12 时 45 分,蔡某、陈某两人在没有开操作票情况下,执行 2 号主变压器由运行转冷备用的操作任务。在断开 2 号主变压器低、高压侧断路器(1002 、1 102)后,进入 10kV 配电室准备拉开 2 号主变压器 10kV 隔离开关( 10024 )时,两值班人员错误地走至1号主变压器 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,值班员陈某操作拉 1 号主变压器 10kV 母线侧隔离开关( 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 号主变压器 10kV 母线侧隔离开关 ( 10011 )强行带负荷拉开。瞬时一声巨响,弧光短路引起 1 号主变压器 10kV 侧过电流时限 I 、II段的保护动作,分别跳开 10kV 分段断路器( 1003 )、 l 号主变压器 10kV 侧断路器( 1001 ) ,某站 10kV母线全部失压。所幸无人员受伤。12时50分 1 号主变压器 35kV 负荷转移至 35kV 万乐和线, 1 号主变压器退出运行。 15 时 08 分,由 2 号主变压器带 10kVI 、 11 段母线运行,恢复各条 10kV 线路送电。
事故造成 1 号主变压器 10kV 母线侧隔离开关动触头的端部电弧烧融,拒内壁体隔离开关的附近有四处烧灼痕迹,壁体穿孔,隔离开关辅助触点的二次线烧坏。负荷损失 1.16万kW,少送电量 2.69万kWh。

[简答题] 案例3 误将开关柜后母线桥小室盖板打开触电
2015年03月23日,某供电公司110kV某变电站1号主变压器单元春检试验,8时20分,变电检修三班作业小组完成安全措施交待、签字确认手续后开工。工作负责人张××,作业人员陈××、孙××进行10kV 501进线开关柜全回路电阻测试工作。9时40分,孙××在柜后做准备工作时,误将501开关后柜上柜门母线桥小室盖板打开(小室内部有未停电的10kV 3号母线),触电倒地,经抢救无效死亡。试分析该起事故中的违章行为。

[简答题]某供电公司110kV 河西变电站误投压板引起 110kV 母联断路器保护误动事故。
事故前运行工况:
事故前110kV 河西站运行方式:110kV 鸭西 II 线在 I 母线运行, 2 号主变压器在 II 母线运行,I、II母线之间的母联103断路器在运行。 110kV 鸭西 I 线河西侧断路器在 II 母线上热备用(该站1号主变压器正在扩建中)。
事故前相关情况: 1 月 9 日15时15分左右,广西电网公司赴海南调试队在做 110kV 河西站保护定检过程中,发现无定检任务的110kV 母联分段断路器保护无定值单却投入保护,报给配合工作的某供电公司继电保护人员陈某,陈某报给继电保护专职,该继电保护专职当时在处理另外的事情,没有及时到河西站,也未给出处理意见。16时10分,母联分段断路器 1103 送电前,广西调试人员问,要不要退出压板再送电,陈某说,按原来投入状态投入压板。16时48分母联分段断路器 1103 送电。
事故经过:
2006 年 0l 月 09 日 00 时 28 分, 110kV 河西站 10kV 人民医院线的一用户设备厂家,在设备安装完成后的送电过程中违章操作,厂家操作人员带接地开关合断路器,造成人民医院线断路器 1034 过流 II 段动作跳闸。扩大情况:同时, 110kV 母联分段断路器 1103 过流 I 段动作跳闸, 110kV II 母线失压,2 号主变压器停电。
处理情况:事故发生后,公司营销部、继电保护班有关人员迅速赶到现场。营销人员发现用户某南宏实业有限公司的配电 06 出线拒接地开关在合闸位置,立即下发整改通知书给用户。继电保护人员发现 110kV 母联断路器 1103 无定值单误投保护,造成该断路器保护误动。经退出母联分段 1103 断路器保护, 20 时 34 分, 2 号主变压器送电成功。