安全知识考试典型事故案例分析复习题变电专业Word文档下载推荐.docx
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12:
10,W2打开901开关柜后柜门准备进行母排螺丝紧固时,发生短路,右手、右脚及面部被电弧烧伤(烧伤面积约20%),同时造成TB变电站10kV母联900开关跳闸,10kVⅡ段母线失压。
(二)事故原因分析
1、工作班人员W2超出停电的工作范围工作,自行使用解锁钥匙打开开关柜后门,在母线带电的情况下进行螺栓紧固工作时,造成10kV短路,电弧烧伤;
2、变电站解锁钥匙保管不善(解锁钥匙同于一般房门钥匙而与其它房门钥匙共同存放);
3、工作现场安全围栏布置不满足规定,现场所设安全围栏将901开关柜整体与其它运行中的开关隔开,但围栏内中的901开关柜后部却带电;
4、工作票工作任务及工作地点不清,未明确902开关柜柜前还是柜后工作,使工作人员误入带电部位工作。
二、案例2
某日11:
05,某供电局TB变电站进行的所有检修工作全部结束,申请恢复送电。
11:
17,地调调度值班员D1下令恢复10kVⅠ段母线送电。
30,变电站值班员W1、W2按调度操作指令进行10kVⅠ段母线恢复送电操作,当操作到#1主变低压侧9011刀闸时发现无法操作。
45,变电站值班员分别向调度值班员D1、变电站站长Z及变电管理所副主任F汇报#1主变9011刀闸无法操作。
为尽快恢复对用户供电,变电站值班员W1向地调调度值班员D1提出用900开关对10kVⅠ段母线恢复送电的建议,调度值班员D1要求变电站值班员甲向检修人员落实处理9011刀闸缺陷的安全措施。
50,变电站站长通知检修班班长提出#1主变9011刀闸合不上,需要进行处理的要求。
12:
55,调度值班员D1要求变电站值班员W1尽快与检修人员联系落实9011刀闸缺陷处理的安全措施。
13:
00,变电站值班员W1向调度值班员D1申请用900开关给10kVⅠ段母线送电,同时申请将901开关由冷备用转检修状态(进行9011刀闸缺陷的处理)。
26,为尽快恢复对用户供电,调度值班员D2下令用900开关对10kVⅠ段母线恢复送电。
14:
00,操作结束。
09,调度值班员D2令:
(1)检查#1主变9016刀闸在断开位置;
(2)检查#1主变901开关在冷备用状态;
(3)在#1主变9014刀闸主变侧挂一组接地线;
(4)在#1主变9011刀闸开关侧挂一组接地线;
(5)将10kV#1电容器组由冷备用状态转为热备用状态;
(6)将10kV#3电容器组由冷备用状态转为热备用状态;
(7)合上10kV#1所变0911刀闸。
14:
35,变电站值班员完成1至4项操作指令,将10kV901开关由冷备用状态转检修状态后,认为9011刀闸检修属事故处理,没有向调度值班员汇报,未经调度值班员批准,便向检修人员交代10kV901开关转为检修状态后的安全措施及工作的注意事项,许可了9011刀闸的检修工作。
检修人员对现场所布置安全措施有疑议,询问运行值班员有没有绝缘挡板将带电部分隔开,因变电站内没有绝缘挡板,检修工作负责人便向工作人员交代母线带电等相关注意事项后开始工作。
15:
06,9011刀闸缺陷处理完毕,为检验检修效果,检修人员J试图通过扳动9011刀闸操作杆,来确认9011刀闸操作机构柜门联锁销钉是否到位,由于9011刀闸动触头较重,扳动时用力不当,导致9011刀闸断口与10kVⅠ段母线带电部分距离不够,造成10kV母线通过9011刀闸断口经接地线对地放电,弧光过电压造成903开关柜内的9031刀闸母线侧定触头支撑绝缘子爆炸,形成母线三相短路。
事故造成35kVⅡ段母线、10kVⅠ段母线、10kVⅡ段母线失压;
903开关柜内的9031刀闸支持绝缘子爆裂及9011刀闸支持绝缘子表面烧伤、9011刀闸A、B相静触指轻度烧伤。
电量损失22MW·
h。
(二)事故原因分析:
1、检修人员J在母线未停电、9011刀闸动静触头之间未装设绝缘挡板的情况下擅自开展工作;
2、在现场安全措施不满足检修工作的情况下,变电站值班员W1就许可检修人员开始工作;
3、生产管理不到位,规章制度执行不严,变电站值班员对设备缺陷的定性不清,认为在运行中出现的设备缺陷处理均属事故抢修。
三、案例3
某日,某供电局TB变电站计划进行10kV#1电容器C1开关及电容器本体预试和检修工作。
巡检二班安排W1(正值)、W2(正值)负责停电操作及办理工作票有关事宜。
事故前BDZ变10kVⅠ、Ⅱ段母线分段运行,10kV母联900开关在断开位置,10kV#1电容器C1开关挂在Ⅰ母运行。
45,W1、W2两人到达TB变,W2立即着手填写“10kV#1电容器C1开关、线路及#1电容器本体由热备用转检修”的操作票;
W1则与集控中心值班员联系,汇报“TB变#1电容器有工作,准备进行#1电容器转检修的操作,请求闭锁VQC(无功自动调节装置)”,并要求集控不再遥控操作#1电容器C1开关,集控中心值班员告之开关在合位。
接完电话,W1交待W2写好票后跟地调申请。
01,乙写完操作票,向调度值班员申请将C1开关、线路及#1电容器本体转检修,调度询问开关状态,W2答“热备用”,调度即同意操作。
随后W2将相同内容报集控,并交待集控不要再操作C1开关。
10:
05,W2告知W1已跟地调及集控联系过,地调已同意操作。
W1审核完操作票后,与W2对照操作票在墙上“一次设备模拟图板”进行模拟,并在五防机上进行传票。
然后准备下楼去高压室操作。
下楼前W1问W2说“C1开关断开了吗”,W2答“断了断了”,甲未进行核实。
12,W1、W2两人到10kV高压室,按操作票顺序唱票复诵操作第一项:
检查C1开关在分闸位置。
监护人W1站在左后方监护,W2打开开关柜上小窗口,检查现场开关机械位置指示(约2.1米高)显示红色(合)、绿色(分)各占一半,W1、W2两人认为该种类型开关存在有机械指示不完全到位的问题,即判断开关指示为分位。
然后W2顶起脚尖去按开关分闸按扭,但因开关分闸按扭位置较高手刚好勉强够着(实际并未按到位),W2即告诉甲开关已断开,W1也未再进行确认性的检查核实。
24,W1、W2两人操作断开C13刀闸时发生了弧光,立即停止了操作。
此时BDZ变C1开关过流Ⅰ、Ⅱ段保护动作,C1开关跳闸(后检查发现C13刀闸被烧伤)。
1、操作人员未对#1电容器C1开关位置状态及电流值按要求进行检查,最终造成在C1开关未断开的情况下,断开C13刀闸,导致事故发生;
2、监护人审核操作票时未按当前运行方式审查操作票,审核不到位,监护过程流于形式;
3、操作人、监护人对操作票执行流程职责不清,监护人履职不到位,未履行受令职责,而是叫操作人受令,造成操作任务的正确性少了一层把关;
4、变电站值班员未按规定将五防机设备状态与现场设备状态进行对位;
5、开关柜防误功能失效,开关按钮及状态指示器位置过高,不合规定,操作人、监护人凭经验判断开关位置,操作和监护失效。
四、案例4
某日07:
19,某供电局TB变电站运行二班操作人W1、监护人W2,执行“#1主变负荷由#2主变供电,#1主变由运行转冷备用操作”的操作任务(操作票编号:
……),在准备执行第34项“拉开#1主变低母线侧9011刀闸”时,W1、W2没有认真核对设备名称和编号,两人走错间隔,误入10kV分段Ⅰ母9121刀闸柜间隔。
此时发现9121刀闸柜的五防电磁锁无电,检查#1变低主变侧9014刀闸和10kVⅠ母其他间隔的电磁锁,发现均有电,于是错误地判断该“#1主变低母线侧9011刀闸(实际是9121刀闸)”电磁锁已损坏,决定进行解锁操作。
07:
46,操作人W1返回主控室拿到解锁钥匙后,两人再次错误地走到10kV分段Ⅰ母侧9121刀闸柜(此时10kV两段母线正经分段912开关及9121、9122刀闸联络运行),在再次没有认真核对设备名称、编号和状态的情况下,错误地解开9121刀闸柜的五防闭锁装置,并拉开正在运行的9121刀闸,构成10kV带负荷拉刀闸的恶性误操作事故。
随即,#2主变低后备过流Ⅰ段保护动作出口跳开10kV分段912开关,10kVⅠ母线失压,损失负荷8MW。
事后检查,9121刀闸柜已损毁,未造成人员伤害。
1、操作人W1操作前未认真核对设备名称、编号和位置,走错间隔,错误地随意解开9121刀闸柜的五防闭锁装置;
2、操作监护W2乙没有认真履行自己的职责,监护不到位。
五、案例5
某日,某供电局TB变电站安排110kVTX线160开关等停电检修工作,TB变电站由110kVTX线经旁路开关供电。
工作结束后调度下令TB变电站将110kVTX线160开关由检修转运行。
28,变电站运行人员W1(操作人)准备拉开TX线160开关的16010接地刀闸时,监护人W2和操作人W1均没有认真核对设备名称、编号,走错位置,错误地合上TX线线路侧16040接地刀闸,造成110kV线路带电合接地刀闸的恶性误操作事故。
随即,110kVTX线XB变电站侧距离保护二段动作跳闸,造成TB变电站全站失压。
事后检查,未造成设备损坏,未造成人员伤害。
1、运行值班人员操作前未认真核对设备名称、编号和位置,走错位置,错误地合上TX线线路侧16040接地刀闸;
2、操作监护人没有认真履行自己的职责,监护不到位。
六、案例6
某日,某供电局检修部继保二班在110kVTB变电站进行远动传输规约改造调试工作。
根据工作需要,TB变电站将10kV#1电容组961开关、#2电容器组962开关由热备用转冷备用。
55许可开工,14:
05联调工作完成,运行值班人员与调试人员未办理工作终结手续,也没有到现场核查安全措施,只办理了签名手续。
50分,运行值班人员W1(操作人)、W2(监护人)在未向地调汇报检修工作结束,未得到调度令的情况下,即开始执行“将#1电容器组961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10kV#1电容器961开关保护及控制电源”时,W1看到开关柜“储能”指示灯亮(“合闸”、“分闸”指示灯不亮),误认为保护及控制电源已投上而没有操作该项。
在操作第4项“检查10kV#1电容器961开关在分闸位置”时,由于开关柜内的照明灯已烧坏(事故调查),柜内黑暗,在没有采取其他手段(如手电筒、更换灯泡)观察清楚开关位置的情况下,误认为“储能”指示灯是“分闸”指示灯,而判断开关在分闸位置。
01,操作人W1将961开关的闭锁操作切换手柄由“工作”位置切至“分断闭锁”位置(开关柜防误闭锁装置功能失效)后,合上#1电容器组母线侧9611刀闸,随后#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。
经现场检查,变低901开关没有动作,#1电容器组9611刀闸有明显电弧放电痕迹,刀闸支持瓷瓶炸裂,#1电容器组961开关在分闸位置。
21:
00,抢修工作完毕。
40,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SOE记录、保护动作记录及调度端主站机事件记录,#1电容器组961开关在调试过程中的变位信息有:
调试人员在站端试合闸和分闸各一次,就地合闸两次、分闸一次;
调度遥合闸和分闸各一次;
最后一次变位是在13:
56’14”由调试人员就地合闸。
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、想当然进行操作,造成误合刀闸;
2、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961开关柜防误闭锁装置的“分断闭锁”功能失效,失去防误操作功能。
七、案例7
某日12:
50,某供电局配调中心向城东集控中心下达操作命令:
将110kVBDZ变电站10kV的G1线路、G6线路,由检修状态转为运行状态。
城东集控中心值班负责人W1(监护人)接到命令并正确复诵,但在布置操作票填写任务时,却错误地向操作人员W2下达了将10kVG1线路、G2线路(当时该线路检修工作虽已基本结束,但工作地点地线尚未拆除)和G6线路共三条线路由检修状态转为运行状态的操作命令,同时命令首先对10kVG2线路的903开关进行送电操作。
13:
11,在未与值班调度员核实G2线路工作确已结束、安全措施已拆除的情况下,操作人员W2合上10kVG2线路903开关时,903开关过流Ⅰ段保护动作跳闸,造成一起10kV线路带接地线送电的恶性误操作事故。
1、城东集控中心操作人员W2在执行合上G2线路903开关前,未与值班调度员核实G2线路工作确已结束、安全措施已拆除。
2、城东集控中心值班负责人W1接到上级调度命令后,未认真详细记录,仅凭记忆以致错误地下达操作命令和执行具体操作。
八、案例8
XX年8月22日晚,某供电局TB变电站#2主变有载调压开关出现不能遥控调节档位的故障需紧急处理,该供电局检修管理所接到运行所的报告后,于次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XX年8月23日11:
30至16:
30。
8月23日11:
39,停电申请经地调同意,站内当日值班长W1监护,值班员W2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W1决定使用万能钥匙解除防误闭锁进行操作,将站内10kV负荷转至1#主变承载后,开始进行2#主变由运行转冷备用的操作任务。
在断开2#主变高低压侧开关(1102、902)后,进入10kV配电室准备拉开2#主变10kV隔离刀闸(9024)时,值班长W1、值班员W2两人错误走至1#主变10kV侧开关柜间隔。
在没有填写操作票,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W2即操作拉1#主变10kV开关母线侧刀闸(9011),由于机械闭锁无法将手柄旋至“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(9011)强行带负荷拉开。
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分段断路器(903)、1#主变10kV侧断路器(901),TB站10kV母线全部失压,所幸无人员受伤。
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12.3MW,少送电量27.8MW·
1、操作人W2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,盲目强力操作;
2、监护人W1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。
九、案例9
某年6月10日10:
31,某供电局TB变电站#2主变“非电量的冷却器全停+油温高保护”动作出口,跳开主变三侧2002、102、902开关,110kVTS线输送功率为零。
#2主变保护面板显示:
“油温高”、“冷却器全停”动作灯亮。
监控系统信号“#2主变‘油温高’动作跳闸”。
跳闸后值班员到现场检查#2主变本体温度表,油温显示78度。
事故调查显示,#2主变风冷控制箱内1ZJ、2ZJ继电器元件老化严重(已运行11年),其上下触点变形偏移,闭合不可靠,导致在6月9日17:
01,#2主变冷却器接触器跳闸,#2主变冷却器全停,并发出“冷却器全停”报警信号。
6月10日10:
11,在环境温度升高时(温度约35℃),主变油温达到整定温度75℃。
#2主变非电量保护“冷却器全停+油温高”经20分钟动作出口跳闸,跳开主变三侧2002、102、902开关。
1、#2主变风冷控制箱内相关元件老化,运行值班人员未能及时发现;
2、运行值班人员没有严格按照有关规定进行巡视,经当天的夜巡和次日交接班的两次巡视,均未发现#2主变冷却器全停紧急缺陷,使缺陷未能得到及时处理;
3、变电管理所管理不到位,没有及时发现和纠正运行值班员不严格执行规程规定的作业行为,使得现场运行人员监盘不认真、巡视不到位等现象没有得到及时纠正。
十、案例10
XX年7月2日SD送变电公司执第二种工作票对GD供电局TB变电站220kVNL线第二套纵联距离保护屏重合闸方式开关进行更换(投运前遗留缺陷处理)。
该工作票XX年7月02日13:
50许可,XX年7月02日20:
50分终结。
TB变电站值长W1、值班员W2分别为当天工作票的值班负责人和工作许可人,在与SD送变电公司办理工作票终结手续时,没有认真核对设备检修前的运行方式,保证两套重合闸的重合方式一致,在7月3日交接班时,也没有及时检查发现隐患;
7月02日到7月11日期间的日常巡视工作中,也没能认真检查出重合闸方式把手投退的错误。
7月12日5:
05,雷雨天气,220kVTL线2052开关保护装置距离Ⅰ段、突变量距离、纵联方向保护、纵联距离保护动作,保护装置测距3.7km,2052开关C相跳闸后20毫秒,2052开关三相跳闸,重合闸不动作。
开关跳闸后,对现场第二套纵联距离保护装置检查发现,CSL101D保护装置“重合闸出口”压板退出,重合闸方式把手在“停用”位置(当该装置重合闸方式开关置“停用”位置时,CSL101D保护装置动作出口三跳)。
LFP902C保护装置“重合闸出口”压板投入,重合闸方式把手在“单重”位置,造成了220kVTL线2052开关三相跳闸,重合闸不动作。
经调查,该变电站的现场运行规程对220kVTL线路2052开关保护装置的编写不细致、不具体,现场运行规程没有完成办理审批手续。
1、运行人员在办理工作票终结手续时,没有按照有关规定,认真核对设备状态是否与工作前一致(保证两套重合闸的重合方式一致);
2、TB变电站220kVTL线路2052开关保护装置现场运行规程编写不细致、不具体,对值班员操作该装置的指导性不强;
3、GD供电局生技部门没有认真执行有关规定,组织对现场运行规程进行审定,审批流程不严谨。
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