影响电力系统事故发生和发展的因素

第一篇：影响电力系统事故发生和发展的因素

影响电力系统事故发生和发展的因素

时间:2009-09-27 09:32 来源:.cn作者:佚名点击:

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根据国内外电力系统重大事故的分析，除了自然因素外，可列举下列一些影响电力系统事故发生和发展的重要因素：

（1）电力系统规划设计方面因素。电力系统运行的安全性，原则上首先应在电力系统规划设计中加以充分考虑。

（2）电力系统设备元件方面因素。在实际工作中，往往由于制造厂交货的不及时或经费、自然环境、劳力安排等原因，使计划内的设备不能及时投入运行，不得已而采用一些临时性的措施。因此在实际运行中，为了保持设备的完好和安全可靠，必须定期根据现场实际条件，对相应环境下的设备进行试验、检查和校核，及时发现和消除设备的隐患及其初期的缺陷。

（3）继电保护方面因素。继电保护装置的功能一般用3 个性能指标来衡量：可靠性、安全性和快速性。近年来，我国对电力系统事故统计的结果表明，由于继电保护直接引起的事故或使事故扩大而造成稳定破坏的事故占所统计事故总数的41％（直接是7.6％，扩大是33.3％）。

（4）电力系统运行的通信和信息收集系统方面因素。很多事故后的分析表明:在一些正常或事故情况下，由于缺少某些电力系统实时运行方式的重要基本信息(如线路潮流、主设备运行状态、母线电压等)，或者传送信息的误差(如断路器状态的不对应)，而使运行人员对系统的现状缺乏正确的概念，未能及时发现问题和处理问题，或者根据错误信息做出的错误判断，而造成事故的扩大。事故情况下，通信失灵，使各级运行人员间无法进行联系和正确的指挥，也往往是使事故扩大或处理延缓的重要原因。

（5）运行人员方面因素。虽然电力系统自动化的水平越来越高，特别是电子计算机在电力系统运行中的应用，取代了原来很多需要人工进行的工作。但是，自动化水平的提高并没有丝毫减弱运行人员在整个电力系统运行和控制过程中的主导作用。

（6）运行管理方面因素。在电力系统的实际运行中，事故的发生和发展往往与系统的运行方式(包括实际结线方式)有很大关系。根据我国近年来稳定破坏的事故统计来看，其中与运行管理有关的约占总事故数的72％。

第二篇：电力系统防止三类事故发生的有效措施

电力系统防止三类事故发生的有效措施

通过对近年来人身伤亡事故的分析，针对最频发的触电、高处坠落和车辆伤害三类事故，总结出几条防止这三类事故的重点措施。每一条，都带有血和泪的惨痛教训。防止触电措施

1.1 发电厂、变电站电气设备进行部分停电检修或新设备安装时，工作许可人应在工作地点四周设置网状围栏，将停电设备与带电设备隔开。围栏上每侧应至少悬挂一个面向工作人员的“止步，高压危险!”标示牌。防止走错工作地点，误登带电设备。

1.2 工作票签发人必须熟悉设备情况。工作地点邻近若有带电设备，必须在工作票上填写清楚，并对工作负责人交待清楚，提出具体的安全措施要求。

1.3 在办理工作许可手续之前，任何工作人员不准进入工作现场，不得进入遮栏内或触及设备。在办理许可 手续后，工作负责人必须始终在现场认真履行监护职责。当工作地点分散，监护有困难时，要增设专责监护人，及时制止违章作业行为。

1.4 工作班到工作现场后，应由工作负责人(监护人)向工作人员宣讲工作票内容，使参加工作的每个成员都知道 工作时间、工作地点、工作内容、停电范围、邻近带电部位、现场安全措施、注意事项、分工和责任后，方可开始工作。迟到人员开始工作前，工作负责人应重新详细交待以上各项内容。

1.5 在电气设备上进行检修，工作人员在攀登设备构架前，首先应认真核对设备名称、编号、位置，检查 现场安全措施无误后方可开始。因故离开工作现场返回工作地点时，必须重新核对设备名称、编号、位置，确认无误后方准继续工作，以防走错间隔，误入其他带电间隔。

1.6 在带电杆塔上做刷油漆、除鸟窝、除风筝、紧杆塔螺丝、检查架空地线、查看金具、检查瓷瓶等工作，必须填用工作票。作业人员活动范围及其所携带的工具、材料等与带电导线最小距离应不小于《安规》中所规定的安全距离。不能通过作业人员低头、弯腰、蹲姿、坐姿等方式来满足安全距离。如工作需要又不能保证安全距离时，应按带电作业进行，工作人员应具备带电作业资格。当地电位带电作业时的安全距离还不能保证时，应将带电设备停电，验明无电压，装设接地线后，方可进行工作。

1.7 油漆工、土建工等非电气人员进入生产现场必须经过安全教育培训，在线路杆塔和变电站、升压站构架上进行不停电工作时，必须填用第二种工作票，且工作范围严禁小于设备不停电时的安全距离，其具体要求应详细填入工作票内，发电厂、变电站、线路工区应指派具有监护资格的人员在现场进行监护，并明确工作票由监护人收执。工作前，监护人应向工作班全体人员详细交待现场安全措施、带电部位和其他安全注意事项。

1.8 严禁在带电的10～35 kV线路杆塔横担上和一侧停电、一侧带电的隔离刀闸上进行油漆、防腐等工作，以防在工作过程中不能确定安全距离而触电。

1.9 当与电气设 备的安全距离不符合《安规》要求时，必须装设遮拦或网门并锁好，悬挂“止步，高压危险!”标示牌。工作人员在工作中严禁移动、拆除、跨越遮栏。

1.10 在电气设备上进行高压试验，应在试验现场装设遮栏，向外悬挂“止步，高压危险!”标示牌，并派人看守。非试验人员不得靠近，试验人员也应离开被试设备。加压过程中应集中精力，不得触及试验的高压引线。试验时不得进行其它检修、维护等工作。当被试设备两端不在同一地点时，两端都要派人看守。

1.11 对由于高压试验而拆开的设备引线，必须用结实的绳子绑牢，防止引线摇晃触及邻近带电设备而造成触电。

1.12 在发电厂厂用电室和变电站高压室内进行停电清扫母线工作时，应先将备用电源、联络线电源、多回路电源等一侧带电的或有可能来电的间隔停电。如特殊情况不能停电，则必须将一侧带电的间隔上锁并悬挂“止步，高压危险!”标示牌，将停电的母线三相短路接地后方允许工作。

1.13 在电气设备上进行的工作，必须按工作票上所列工作项目进行。严禁在工作中擅自扩大工作任务，超范围工作。如确实需要利用停电机会一并处理设备缺陷，增加工作项目和内容，必须由工作负责人征得工作许可人同意，并在工作票上填写新增工作任务后，方准进行新增项目的工作。若工作需要变更或增设安全措施，则必须将原工作票作废，填用新的工作票，并重新履行工作许可手续。

1.14 工作人员工作完毕撤离工作现场后，如又发现问题需要处理时，必须请示工作负责人。当工作负责人尚未向工作许可人办理工作终结手续，安全措施尚未变动，尚未到计划完工时间时，经工作负责人同意后可进行处理。如已办终结手续，应重新办理工作许可后方可进行。

1.15 严禁采用口头打招呼或口头转告等方式代替工作票及其工作许可手续。

1.16 变电值班人员必须在检修人员全部撤离工作现场，办理工作结束手续后，方能向调度值班员汇报，申请拆除接地线。地线拆除后，检修人员、运行人员不得再接触电气设备进行工作，以防突然来电，造成伤亡事故。

1.17 变电运行人员在电气设备停电后进行清扫等维护工作时，必须填用《变电站运行人员参与设备维护工作单》，并确认设备已停电，做好防止高处坠落的安全措施，至少有2人一起工作，与带电设备保持足够的安全距离。

1.18 在变电站及发电厂的户外开关站、户内高压室、厂用电室等高压带电场所进行部分停电的工作，需使用移动式梯子时，不应使用金属材料(如铝合金)制成的梯子，宜使用木质或绝缘性能好的梯子。

1.19 在电容器组上或进入其围栏内工作前，必须先断开电容器电源，验明确无电压，将电容器逐个多次放电后接地，方可开始工作。

1.20 在与运行的架空线路有较长路段平行敷设的停电架空线路上进行检修工作时，必须先在工作地段加装接地线后，方可工作。挂接地线时，应先接接地端，后接导体端。以防感应电压伤害。

1.21 在平行线路或同杆架设多回路线中部分线路停电的工作，登杆前应认真核对线路名称、杆塔编号、标志、色标，发给工作人员相对应线路的识别标记，明确哪一条线路是停电线路，验明线路确无电压，挂上接地线后方可登杆塔工作。

1.22 攀登杆塔和在杆塔上作业时，每基杆塔都应设专人进行全过程监护。对有触电危险或施工复杂、容易发生事故的部位，还应设专责监护人，专责监护人不得兼任其他工作。

1.23 各供电企业应制订双电源管理制度。双电源用户必须要装设双投开关或双投刀闸。所有低压用户，均应视为反送电的电源，工作前必须采取防止反送电的安全措施。

1.24 在配电变压器台架上进行检修工作，必须先拉开低压侧刀闸，后拉开高压隔离刀闸或跌落式保险，然后在停电的高压引线上和配变低压侧刀闸的线路侧三相短路接地。防止用户乱接线或使用没有双投刀闸闭锁上网的小型自备发电机从低压侧反送电，危及配网作业人身安全。

1.25 配电线路分支 线停电检修，由工作负责人到现场组织工作班人员进行的倒闸操作(如停送电、验电、装拆接地线及挂标示牌等)，必须填写操作票，并在监护人监护下进行。操作跌落式开关及刀闸时，必须使用试验合格的绝缘杆并戴绝缘手套，严禁用手直接摘、挂跌落式开关的绝缘管。

1.26 在电力线路上进行检修工作时，必须先将检修线路停电，经验明确无电压，在工作地段两端及有可能倒送电到停电线路的分支线上挂接地线。

1.27 配电线路施工，必须考虑其上方交叉线路是否需要停电。应把动态的导线大幅弹起考虑在内，不能只作静态的测量。如果动态不可靠，则必须将上方线路停电，以防发生群伤亡事故。

1.28 配电线路施工，必须防止与其下方交叉的380 /220 V线路作拉锯式磨刮后，配电线路带电而导致群伤亡事故。

1.29 基建施工中需要运行线路停电，必须由运行线路的管理部门负责向调度办理停电、工作间断、恢复送电等手续。运行线路管理部门必须到现场核实情况后，向调度申请或报告，以防工作人员触电。

1.30 农网改造工程竣工后，必须认真检查旧线路是否已经拆离，防止新旧线路混接造成人身触电伤亡事故。

1.31 锯电缆前，必须先核对电缆的名称、编号、位置是否相符，确证与电缆图纸相一致，并证实电缆确无电压，用接地的带木柄的铁钎钉入电缆芯后方可工作。打铁钎时，应做好安全防护措施。

1.32 在带电设备周围严禁使用钢卷尺、皮卷尺、线尺对导电体进行测量工作。

1.33 容易发生触电事故的场所，如生产现场的检修电源、绝缘等级为Ⅰ类的移动式电气设备及手持式电动工具的电源等，应安装漏电保安器。

1.34 手持式或移动式电动工具的临时电源，应使用装设有漏电保安器的放线盘。手持式或移动式电动工具的绝缘，宜采用等级为Ⅱ类的双重绝缘。

1.35 生产现场各种用电设备和电动工具、机械，特别是检修现场临时使用的砂轮机、电钻、电风扇等，其电机或金属外壳、金属底座必须有可靠的接地。

1.36 采用接零保护的单相220 V电气设备，应设单独的保护零线，不允许利用设备自身的工作零线兼作接零保护。

1.37 380 /220 V动力、照明配电箱中提供给设备保护接地用的连接点必须可靠接地，禁止处于无接地的悬浮状态，以防引发人身触电事故。

1.38 生产现场使用的电焊机，其高、低压侧接线柱必须装设护罩，以防误触碰。不停电更换焊条，必须戴焊工手套进行。

1.39 在潮湿或水面上等恶劣环境下进行电焊时，焊工必须站在干燥的木板上或穿橡胶绝缘鞋，采取防止触电措施后方可开始工作。防止高处坠落措施

2.1 进入生产现场，必须戴安全帽，并要扎紧系好下颚带。没有下颚带的安全帽不允许使用。

2.2 上杆前应先检查登杆工具，如脚扣、升降板、安全带、梯子等是否牢固、可靠、完整，以防登高过程中下坠时失去保护。

2.3 凡高处作业(2 m及以上)须使用安全带并戴安全帽。系安全带后须检查扣环是否扣牢扣好。

2.4 安全带应高挂低用，注意防止摆动碰撞，当使用3 m以上长绳时，应加装缓冲器。

2.5 在杆塔或变电设备的构架等高处作业，必须使用带有后背绳的双保险安全带，安全带应系在电杆及牢固的构架上，防止安全带从杆顶脱出。在杆塔、构架上作业转移位置时，不得失去后背绳的保护。

2.6 在变电站、升压站设备上进行检修、装设接地线、清扫等工作，上下构架应使用工作梯，并有人扶持。禁止依靠不受力、不牢固的瓷柱等设备作为梯子支持物，防止瓷柱断裂及梯倒伤人。

2.7 脚扣、升降板、梯子等登高工具应按规定每半年试验一次，外表检查每月进行一次，并做好试验、检查记录。凡试验、检查不合格的登高工具，应立即报废，严禁留作备用或降低要求使用。

2.8 安全带应作定期试验。外表检查每月一次。静负荷试验按2205N(225 kg)拉力拉5 min，每半年一次。试验后检查是否 有变形、破裂等情况，并做好试验、检查记录。不合格的安全带应及时淘汰。安全带使用期限按《国标》规定为3至5年，发现异常应提前报废。

2.9 高处作业应先搭建合格的脚手架或采取其他防止坠落措施。在脚手架工作面的外侧和斜道两边、斜道转弯处，应设置1.05 m高的栏杆，其下部内侧加设0.18 m高的防护板，以防坠物伤人。

2.10 脚手架踏板厚度不能小于5 cm并满铺在脚手架上，不应有空隙和探头板，跳板中部应设有支持物，两头要绑扎。脚手架相互间连接要牢固，脚手架板跨度间应无接头。

2.11 非专业工种人员不得搭拆脚手架。工作负责人应对所搭的脚手架进行检验合格并出具证明后，方准使用。

2.12 检修工作负责人应每日检查所使用的脚手架和脚手板状况，如发现缺陷须立即修好。长期停用的脚手架，在恢复使用前应经检查鉴定合格后方可使用。

2.13 脚手架应与带电设备保持足够的安全距离，传递绳应使用干燥的麻绳或尼龙绳，禁止使用金属线，以防触电和感电下坠。

2.14 在高处上下层同时作业时，中间应搭设严密牢固的防护隔离设施，以防落物伤人。传递工具应使用工具袋。高处作业下方应设置围栏或遮栏，并悬挂警告牌，不准其他人员通行和逗留。

2.15 生产场所的井、沟、坑、孔、洞，必须覆以与地面齐平的坚固盖板。施工中的预留孔和检修中需打开的孔洞，应加装可靠的临时盖板，未加盖板前必须设置临时围栏，悬挂标示牌等。临时打的孔洞，施工结束后必须恢复原状。防止工作人员误踏孔洞，发生坠落事故。

2.16 生产厂房内外工作场所的照明应充足。特别危险的地方、设备检修和临时施工区域尤应加强照明，以防碰撞摔跌。

2.17 电梯安装过程中，电梯口应用坚实的竹、木或围栏与正常的通道相隔离，并悬挂警告牌，防止误打开电梯间大门，踏空坠落。

2.18 生产厂房装设的电梯、起重设备使用前应经国家有关部门检验合格并取得准用证。电梯、起重设备应制订安全使用规定和定期检验、维护、保养制度，并设专责人负责维护管理。

2.19 在施工中安装平台时，应同时安装好防护栏杆。在固定平台安装梯子时，必须同时安装好防护栏杆。楼梯踏板应选用花纹板。直钢梯高度超过3 m时，应装设护笼，以防上下梯子时坠落。

2.20 锅炉安装过程中，必须分层悬挂安全网，无法安装安全网处，必须拉设安全防护绳，施工人员必须系好安全带。要特别做好设置安全设施人员的安全保护措施。随着钢构架不断往上安装，必须同时完善每层梯子、平台、步道、栏杆等设施。

2.21 进入锅炉内检查或检修水冷壁、过热器、再热器、省煤器等，应首先查看上部受热面是否有掉焦可能，并采取安全措施后，方可开始工作。防止焦渣遇冷脱落下坠伤人。

2.22 对设备和建筑物的拆除工程，必须事先制订保证人身安全的组织措施和技术措施。施工中要统一指挥，专人监护。防止车辆伤害措施

3.1 发电厂、电力局及变电站内道路上应在显眼、清晰的位置按规定设置限速交通标志。应在职工上下班时间、就餐时间人流密集的出入口和路段，职工人数较多的生产车间、办公楼与主干道衔接处标划出人行横道线(斑马线)，必要时设置减速栏，实行强制性减速。

3.2 严禁酒后驾驶、无证驾驶、超速行驶和驾驶无牌照机动车辆。

3.3 机动车行驶至有人看守路口、交叉路口、装卸作业、人行稠密地段、下坡道、设有警告标志处或转弯、调头时，货运汽车载运易燃、易爆等危险货物时，时速不得超过15 km/h。

3.4 在积水路段、无人看守路口，恶劣天气能见度在30 m以内时，机动车时速不得超过10 km/h。

3.5 机动车在进出厂房、仓库大门、停车场、加油站、危险地段、生产现场、倒车时，时速不得超过5 km/h。

3.6 机动车在保证安全的情况下，在没有限速标志的厂站内行驶时，车速不得超过20 km/h。

3.7 遇有执行特殊任务和特殊情况。如长途运输、大雨、大雾、雷电、山路、窄路、险路等，单位调度员、安全员应交待各种行车安全注意事项，出车前驾驶员应对车辆进行安全性能方面的检查，并作详细记录。

3.8 雨中行车时，禁止滑行并尽量避免猛打方向盘和紧急制动，应使用刮水器。大雨或久雨后，应注意道路变化，尽量在路中行驶，会车减速或暂停时不要太靠路边土路。雨雾较大、视线不清时，应选择安全地点暂停，开小灯和尾灯，放置警告牌。

3.9 下坡行驶时，驾驶员要思想集中，判断准确，认真操作并随时做好停车准备，时刻注意制动器是否有效。根据坡度情况选择适当档位，万一脚制动器失效，应马上越级换入低速档，利用发动机制动作用和手动制动器控制车速。

3.10 超车时，应按规定进行。超车后在不影响被超车辆行驶的情况下，再驶入正常行驶路线。不准强行超车，不得超车后在高速行驶的情况下猛打方向盘以防车辆失控碰撞他车或路边行人、树木等。

3.11 长途运输时，必须安排2名专职司机驾驶。

3.12 行驶中不准驾驶员一边开车一边打手机或一边查看传呼机信息。必要时，应选择安全地点靠右暂停，电话联系结束后，再集中精力驾驶。

3.13 变电站和发电厂升压站内通往户外设备区域的通道上，应设置移动式栏杆，上面可标注“未经许可，禁止车辆进入”、“生产重地，高压危险”等警告语或“○”交通标志。任何车辆进入高压设备场地内，包括检修车、工程车、大小货车、电试车、起重车以及外来车辆等，均应征得站长、值班长许可，并做好相应的安全措施。要防止安全距离不够，带电设备对车辆高点放电。

3.14 生产现场内部使用的特殊车辆，如微型工具车、机械运输车、吊车、电瓶车、翻斗车、铲车等机械车辆，应按国家规定进行年检，由国家有关部门核发特殊机动车辆牌照。

3.15 厂局内机动车辆驾驶人员属特种作业人员，必须持证上岗。由国家有关部门考核、发证和每2年复审一次。驾驶员应按准驾车类驾驶，其它车种不得混开，并在企业范围指定区域内行驶。

3.16 翻斗车、铲车、自卸车、吊重汽车等除驾驶室外，一律不准载人(包括操作室)。

3.17 生产现场使用的铲车、翻斗车、电瓶车等，因工作需要装运重量轻而体积大的特殊物件遮挡驾驶员正常视线时，应预先制订保证安全的特殊运输方案和措施，如设专人指挥，采用慢速(时速不大于5 km)倒车行驶等。

第三篇：影响学生发展的因素

孩子是祖国的未来和希望，孩子的健康成长直接关系着社会的发展。可是，现如今的学生之中“近视眼”、“小胖墩”、“病秧子”日益增多，学生体质差、爱生病、体育测试不达标„„一系列不良现象和问题的出现严重影响了孩子们的学习和生活，也给我们敲响了警钟，学生们的体质健康状况已经引起了全社会的关注。学生体质健康下降的原因是个多元的因素，在此我结合生活实际分析学生体质健康下降的原因，并提出改善的措施。一、影响学生身体发展的因素

1、学生缺乏吃苦耐劳精神和坚韧不拔的意志品质

随着生活水平的提高和学习环境的改善，学生吃苦耐劳、顽强拼搏的精神越来越薄弱，还有部分学生，仗着祖父辈及父母的宠爱，缺乏了最基本的活动内容，久而久之，形成了一种惰性心理，而且长期的溺爱造成了不少学生娇气的性格，一遇到运动量比较大的活动或者不好的天气（炎热或寒冷），潜在的意识使他们产生了惧怕及抵制心理。

2、饮食营养搭配不合理

小学是萌芽阶段也是长身体的关键时段，父母们为了孩子大量的购买一些食物给孩子，快餐、饮料、膨化食品等，虽然味道好，但是对孩子的身体却无益 这种过度饮食导致了肥胖现象的增多，也直接降低了孩子的身体素质。而另一方面学生的挑食、偏食等也造成了学生营养不平衡，身心发育迟缓，影响体育锻炼质量。

3、学习压力过大，课业负担重

学生作业量过大、无暇运动。绝大部分的学生有老师布置的家庭作业，不但老师布置，学生家长也布置，还要参加这个培训班，那个辅导班，导致学生无法参加各项体育运动。甚至个别学生没有完成作业，体育课也不能下来，根本无法保证每天锻炼一小时。

4、家长体育意识薄弱，重视程度不高

学生对体育的重视程度不够，出现“重主轻体”的现象。学生对体育课的偏爱往往是出于个人兴趣，相当一部分同学对体育还缺乏足够的认识，认为体育课是单纯的游戏课，为了活动而活动，不像语数等主课那样，测验获得好成绩就欢呼雀跃，而对体育课成绩高分及满分的追求欲不是很高，进取心不强，学生家长也看重学习成绩，而对体育成绩普遍不重视，导致了重视主课，轻视体育的现象。大部分学校和家长通常地把学生文化课成绩优劣作为衡量学生好坏的最主要标准，致使学生认为智育是第一位的，把全部精力都投入到文化课的学习中，忽视了日常的体育锻炼。许多家长甚至还认为体育课只是玩玩，是放松大脑。孩子能吃能睡、营养到位、没病没灾，身体就是健康，只要能把学习搞好，根本没必要让孩子花时间和精力去进行体育锻炼。

5、体育伤害事故禁锢了学生的活动

现在的孩子多为独生子女，备受家长偏爱，一旦孩子在体育课上出现擦破皮肤的“事故”，维权意识过浓的家长就兴师动众，找学校、找上级主管部门，而最终“事故”处理的结果多是追究学校和老师的责任。时间长了，对于那些能锻炼孩子身体和意志但有危险的体育项目、体育器材，老师瞻前顾后，顾虑重重。于是高难度、易出事故的运动开展的次数越来越少。

6、场地、器材设施匮乏

体育活动场地、体育活动设施少，无法满足学生参加体育活动和锻炼的需要。场地的严重不足限制了学校体育教学和课外活动的开展，限制了学生的活动空间及器材的有效利用。不平整的操场、破损的器材不能及时维修，给体育教学和课外活动留下严重事故隐患，严重制约着体育教学的开展。

7、教师自身业务能力有待提高

长期以来，体育教师习惯了以运动技术为主的体育教学，因而平时不注重对知识的积累和更新。在新课程改革的现在，教材、学生、教学过程都充满着变数，这必然要求体育教师应有与时俱进的思想，及时地更新自己的教学观念和教学方法，努力汲取各个方面的文化知识，以提升自己的文化底蕴和知识涵养，不断更新自己的专业知识结构，以适应新课程改革的需要。因此，多阅读教育学、心理学、课程教法等方面的书籍，拓宽视野，积累知识。

二、改进措施

1、采用灵活多样的教学方法激发学生的兴趣

加大学生喜欢的娱乐体育活动和教学竞赛课程安排，突出“体育活动课”的活动为主的教学特点，使学生在生理上、心理上得到满足，从而激发学生的锻炼热情。在跳绳、球类、运动竞赛、娱乐体育等项目上，学生根据自己的爱好和特长进行多种选择性的活动，改变了体育教学中单纯对学生传授知识和技能、发展体力的身体教育观念；改变了在体育教学中学生被动学的局面，倡导学生主动地学习。

2、体育设施、器材资源的开发。

体育器材、体育设施是达成体育运动必要手段，开展体育活动离不开体育器材和设施。因此要提高学生的身体素质，体育器材和设施的开发也非常重要。要充分发挥已有器材的多种功能，尽量做到一材多用，如用手榴弹和实心球组合成简易的保龄球游戏；体操棒和小皮球可以当作垒球来打„„这样使体育课丰富多彩，提高了学生参加体育活动的兴趣，有利于学生的身体健康。

3、合理选择练习项目

进一步加大体育课程和学生体育活动改革的力度，在体育活动内容的安排上，除了要考虑不同年龄段学生的生理、心理特点外，要针对学生体质健康存在的问题，重视选择具有一定运动负荷、有效提高学生身体素质的体育项目，通过这些项目的学习和锻炼不仅要改善学生的心肺功能、增强体能、全面提高身体素质，还要培养学生吃苦耐劳。

4、多渠道多形式宣传教育。

学校应努力制造条件，通过专题讲座、墙报、黑板报、广播、多媒体等形式加强对学生及家长的营养知识指导，提倡合理营养，注意改善饮食结构，保持膳食平衡，防止肥胖和营养不良。

5、保证每天锻炼一小时

认真上好每一节体育课，不得以任何理由挤占体育课时间。落实学生每天锻炼一小时的体育活动时间。

6、提高教师专业能力

第四篇：电力系统典型事故

电压失稳的实际事例

不同类型的电压崩溃：

暂态 或 长过程

崩溃 或 非崩溃

纯粹 或 混杂(功角和电压 稳定)

Note：重要的几大事故

1987年1月12日法国(长过程，6-7min., 崩溃，纯粹)[YJX袁季修]

事件发生在法国网的西部，时属冬季，气温较低.由于照明和热力设备的原因，负荷对电压十分敏感.初始状态下，有功/无功功率和电压都属正常状况.从全国来说，峰荷为5800万，功率储备590万.10:55到11:41之间，一些独立的事件使得区域内的3台在线机组(共四台)相继从网中脱离，留下一台机组运行.11:28地区调度发出命令，开动燃汽轮机.在损失了3台机组后的13秒(暂态稳定后)，第4机组由励磁电流保护动作而切机，引起地区电压急剧下降，400KV电压跌至380KV.在30秒的平稳期后，电压继续下跌并波及法国电网的其它区域，在六分钟内，损失另外9台常规火电机组和核电机组.11:45到11:50时，总功率损失为900万瓦(>590万).11:50时，区域的电压稳定在300KV，在部分西部400KV的变电所，电压为180KV，在由调度中心发令切负荷之后(切断400KV/225KV的变压器后切150万负荷)电压恢复.(注意电压并没有完全崩溃，而是稳定的非常低的水平.有些电动机负荷已掉电，余下的负荷对电压更敏感.在低电压期间，由于热控制而增加负荷，导致负荷功率下降，运行在P-V曲线的下半段)1987年1月12日法国 1982年8月4日比利时 1983年12月27日瑞典 1987年7月23日日本 1996年7月2日WSCC

事故后的分析表明：

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 在规定的时间内，实现了紧急有功支援(起动燃汽轮机、增加水轮机的出力).负荷特性为Kpu=1.4，Kqu=3(考虑了高中压的电容器和热力负荷).11:41后，第一次电压跌落，负荷减少，使系统能达到一个接近初始状态的运行点.11:42－11:45，LTC动作，调整中压电压(20KV)，使负荷稳定，但运行点在恶化，EHV系统电压下跌，损耗增加，无功出力接近极限.11:45，交流发电机达到无功极限，整个系统出现高度非线性，而且无法分地区控制电压，LTC使系统不稳定，大量发电机跳闸.负荷随电压线性变化.锁定超高压/高压网的LTC，系统会得到更好的保护.同时，这种效果受负荷动态特性的影响，不能持续时间长，必须采取紧急措施(如切负荷)

 有些切负荷命令没有得以实现. 发现发电机最大励磁电流保护的设定和发电机保护的延迟设定的有问题. 在此事故中，常规的保护表现正常，只是在损失第四台发电机、系统超高压跌到380KV

时，225KV高压网的高/中变压器变比动作、引起负荷增加，导致电压进一步下跌.分析结果表明，最好的措施是根据电压判据、利用自动设备尽可能快地锁定EHV/HV变压器变比，从区域控制中心进行紧急状态下的远方负荷切除.EHV/HV的LTC锁定自动装置1990年投入实验，现在法国的七大区域调度的EMS中都配有此装置.同时，事故也引起了EDF对在线电压安全分析的兴趣.1982年8月4日比利时(长过程，4.5min., 崩溃，纯粹)[CWTAYLOR]

事故开始是一台70万机组从网中解除进行常规试验，45秒后自动控制装置减少了另二台机组的无功出力, 初始事件后的3~4分钟，由发电机最大MVAR保护起动切除三台机组.在3分20秒，某一主电厂的电压跌至82%，在4分30秒，由阻抗继电器动作切除另二台发电机，引起电压崩溃.原因是过励磁保护和转子过电流保护缺乏配合.采取二个不同的措施：

① 区域控制：在电压崩溃的开始，系统可以看作是具有一致的电压水平的不同区域的组合.在比利时网定义了几个区域，低电压继电器监视各区域150KV母线，如果二处的电压跌到145KV以下并延续5秒以上，区域控制中心发命令降低5%的变压器变比，即降低5%的二次测电压，这样，负荷会暂时减小.低电压继电器在148KV时回归.② 就地控制：装配LTC的就地锁定控制，当电压跌至最低正常电压的97%时，负荷LTC上的低电压继电器将锁定变比.当电压升至最低正常电压的99%时，低电压继电器回归原位.这防止LTC控制负荷电压恒定，负荷功率恒定，导致电压崩溃.③ 变压器切除：如果配电变压器的二侧电压跌至70%的额定电压并超过5秒，就切除变压器.这也就是低电压切负荷，也便于负荷恢复.1983年12月27日瑞典(长过程，55s., 崩溃，纯粹)[CWTAYLOR]

在斯德哥尔摩西部的一个变电所发生短路，并切除失败，导致损失整个变电所和二条400KV线路，约8秒后一条220KV线路因过负荷而切除，LTC的动作使系统从北到南的线路上电压更低、电流增大.短路故障约50秒后，另一条400KV的线路切除，接着瑞典南部系统分裂成多岛，频率和电压崩溃，低频减载也没能挽救系统.孤岛系统中的核电厂因发电机过电流和低阻抗后备保护而切除，引起断电.在最后崩溃前400KV网的电压跌至316KV(在瑞典中部).在南部，电压水平和频率在最后崩溃前2-3秒一直属于正常.共损失负荷1140万.根据分析，系统的最终分裂是由于LTC动作引起的，时间延迟为50秒左右.1987年8月22日美国西田纳西(暂态，10s., 崩溃，复杂)[CWTAYLOR]

在田纳西发生78个周波的115KV相间母线放电，故障切除后的10秒内，161KV和500KV的系统电压跌到75%和82%.电动机的无功需求增加, 加重电压下跌，3段距离保护动作，引起一系列的动作，负荷损失126.5万.目前安装了减载装置，在电压为87%时动作，并分有不同延迟的5档.在第一档投入电容器，其余的4档在不同的地方以不同的延迟时间切负荷，直到电压恢复到继电器回归.值得注意的是系统保护和减载措施的配合，线路的二段保护必须在切负荷之前动作，而三段保护则在减载之后才动作.二段的延迟是30周波，三段为120周波，五级减载的时间延迟分别为45、60、75、90和105个周波.Nelson River HVDC System, Winnipeg, Canada, Apr.13,1986(暂态，崩溃，秒)

[CWTAYLOR]

在转换变压器充电过程中发生部分电压崩溃，涌入电流（inrush）降低了交流电压, 导致换向失败和逆向器点火角超前，电压降低到57%，经过暂时的直流锁定后电压恢复.一秒钟的电压崩溃发生了.联络线切断，直流四极中的三极关闭，低压减载动作.在交流系统低压情况下，降低固定数量的直流功率的控制(系统低压保护装置)当时没有投入运行.SE Brazil, Paraguay, November 30,1986(暂态，崩溃，秒)[CWTAYLOR]

在几个交流系统元件断电后，Sao Roque 逆变器(Itaipu HVDC link)的交流电压下跌，在几秒钟内为0.85pu.发生多次换向失败，并且直流功率控制增加直流电流使变流器无功损耗增加.整个直流系统关闭，交流系统发生崩溃，超过1200MW的负荷被切除.由于这一事故和其他事故，导致直流控制方式的一系列变化.South Florida，May 17,1985(暂态，崩溃，秒)[CWTAYLOR]

一个电刷起火引起三条500KV轻载线路跳闸，在几秒钟内导致电压崩溃和大面积停电.低电压阻碍了低频继电器动作.暂态稳定仿真表明系统应该恢复并且怀疑负荷模拟的不足(包括发电厂辅助设备模拟).负荷损失了4292MW.Florida，1982(长过程，崩溃，分钟)[CWTAYLOR]

所有的四个事故是相似的，开始于Florida南部或中部的大容量发电机组的损失.由于从外部传输的功率增加，电压恶化，经过1－3分钟后发生系统解列.随后低频减载负荷约2000MW.这些事故后，在多个230KV变电站装置了由电压继电器启动的并联电抗器和电容器.Jacksonville, Florida, September 22,1977(长过程，崩溃，分钟)[CWTAYLOR]

发生了一系列电压崩溃事故.这种崩溃包括切机，励磁电流限制器动作，人工切负荷以及其它现象.Tokyo，July 23，1987(长过程，崩溃，20分钟)[CWTAYLOR]

当天，天气炎热，负荷异常高.中午后，负荷以400MW/分钟的速度增加.虽然投入了所有可能的并联电容器，仍不能阻止电压下跌，在13:15时500KV系统运行电压为460KV，到13:19时跌到370KV.13:19时发生电压崩溃，8168MW负荷被切除.对稳定不利的新型空调的特性被认为是罪魁祸首.France，December 19，1978(长过程，崩溃，26分钟)[CWTAYLOR]

当时，法国从其它国家购电.在7:00和8:00之间，负荷的增长4600MW，而以前通常为3000KW.8:00电压开始恶化，并且在8:05-8:10之间一些EHV/HV分接头被锁定，低电压导致热力负荷下降.8:20时，东部400KV系统的电压运行范围为342KV到374KV.8:26时, 过负荷继电器断开一条主干道的400KV线路(系统操作员事先已得到报警信息：线路将在20分钟内断开).在恢复过程中，另一个崩溃发生了.直到12:30系统才完全恢复.停电负荷为29GW和停电量100GMh.这次事故损失大约在200-300百万美元.Miles City HVDC link, May and July 1986(长过程，非崩溃，秒)[CWTAYLOR]

由于交流系统相对较弱，在DC ramping及无功投切时导致换向失败，电压偏差过大.在某些情况下，转换器断电，损失310MW的西部发电机.Mississippi，July 1987(长过程，非崩溃，秒)[CWTAYLOR]

1981年，在负荷区域安装了减载装置，在这之前切除一台500/161KV变压器可能会引起电压崩溃.空调占有了夏季高峰负荷的大部分.1987年6月中的分别的三天，电流互感器故障引起变压器组事故和其它事故.电压崩溃迅速发生，但是，在2秒内低压减载400MW负荷，使系统恢复正常.1992年6月22日，损失500/161KV变压器导致低压减载装置切除负荷586MW.South Carolina，July 11，1989(长过程，非崩溃，unknown)[CWTAYLOR]

在破记录的高峰负荷需求时，损失一个出力为868MW和440MVA的核电站.由于电压自

动调节器的作用，共发出649MW 的9台水轮发电机被发电机后备继电器断开.115KV电压降到约89%，230KV电压降到约93%.Northern California，May 21，1983(长过程，非崩溃，2分钟)[CWTAYLOR]

Pacific HVDC联络线双极事故(1286MW)后，沿Pacific 500KV 交流联络线的电压下跌达2分钟.最低电压在Vaca-Dixon 500KV变电站，达385KV(525KV正常运行电压的73%).低电压引起各种水站水泵的停运，不得不重新恢复.Pacific交流联络线的初始载荷为2240MW.Longview，Washington Area，August 10，1981(长过程，非崩溃，分钟)[CWTAYLOR]

天气炎热(41摄氏度)，接近Trojan核电厂的Allston站500/230KV自耦变压器维修，1100MW的Trojan电厂断电，将功率和电压支持的任务转移到Longview地区.传输线(230KV和115KV)过载并且发生一些单相接地故障，可能是由于线路松弛搭上树枝(松弛是由于高温、大负荷、低压引起的大电流).Longview铝厂13.8KV电压跌到12.4KV，BPA系统运行人员允许铝厂操作员改变230/13.8KV变压器上的分接头－这是错误的做法－电压虽然升高到13.2KV,但是随后又降低到13KV，很快一条电解电池系列线(Potline)被切除掉.230KV系统的某一点电压降到208KV，并且Longview地区的电压崩溃逼近了.Trojan事故后的46分钟，运行人员断开电解电池系列线(Potline)负荷110MW.然后线路重合闸，Allston 变压器恢复运行.Central Oregon, September 17，1981(长过程，非崩溃，分钟)[CWTAYLOR]

在供给Oregon北部Bend区负荷的230KV线路开断后，LaPing变电站230KV的51 MVAr电容器组开始发生振荡.由于只有南部的230KV线路处于运行状态，设置的电容器组感应盘式继电器导致电容器组在一小时内开断19次，平均每3分钟一次.电压变化范围约为219KV－251KV.图F-2显示出变电站电压，图中可见变比调整导致振荡.电容器组的充电大约需要3分钟时间，然后放电.随着电容器组的切除，电压衰减直到电容器组再充电.England，May 20，1986(长过程，非崩溃，5分钟)[CWTAYLOR]

在一次雷击中，6条400KV线路在1分钟内断电.在5分钟之内，电压逐渐下跌，最低点的记录为352KV.在5分钟之内投入1000MW燃汽轮机以稳定电压.线路重合闸以恢复电压.电压崩溃本来可能会发生的，估计由于LTC变比的不同动作时间的相互作用延缓了电压的衰减，有利于运行人员采取行动.Zealand，Denmark，March 2，1979(长过程，非崩溃，15分钟)[CWTAYLOR]

最初，本岛南部的一台270MW机组发生故障.附近没有无功储备，并且分接头变化恢复负荷，使得电压下跌.15分钟后，电压低于0.75pu，使得系统不可能启动和同步该地区的一台70MW的燃汽轮机.此后，手动切除负荷以便恢复电压，并允许燃汽轮机拉入同步.由于分接头级间的相对的长时间延迟，电压衰减时间的较长(15分钟).Western France，Feb.3，1990 and Nov.1990(长过程，非崩溃，分钟)[CWTAYLOR]

自从1987年1月12日事故，EDF检测到两个非常严重的事故.1990年2月3日，一场猛烈的暴风雪引起Cordemais发电厂的225KV及400KV母线断电.自动分接头控制的锁定和运行人员的手动减载，使得系统稳定，直到修复工作完成.在1990年11月，四台Cordemais发电机组在40分钟内断电.运行人员采取行动，包括在达到自动锁定判据之前将分接头控制锁定，再一次使系统保持稳定.New York State，September 22，1970(长过程，非崩溃，分钟，小时)[CWTAYLOR]

在几个小时内经历了多次电压衰减.多次运行人员操作自动减负荷装置、又服从公众抱怨、导致电压下降.在15:45，345KV母线电压下降到318KV，当电压再下降6KV时，运行人员切除了大约200MW的负荷.Illinois and Indiana，July 20，1987(长过程，非崩溃，小时)[CWTAYLOR]

负荷水平接近高峰记录，无功功率需求比预期高，功率传输大，一些发电机又没法投

入运行.765KV、345KV、138KV母线电压分别低于正常的8%、11%、12%.后来，AEP公司在138KV母线增加了可投切电容器组，增加了765KV并联电抗器的开关.研究表明，系统应能在单一的预想事故下保持稳定.Northeast United States, June 11，1984(长过程，非崩溃，小时)[CWTAYLOR]

事故的起因是异常的高负荷、计划内停运和被迫停运.虽然电压降低并且投入了并联电容器，但是在PennsylvaniaMaryland(PJM)互联网的由西向东输电线路和从Canada输电的New York Power Pool不得不减少输送功率以保持电压稳定和满足事故前无功极限的要求.在PJM网内，减少几个机组的有功出力以增加无功出力，购买来自Virginia的燃汽轮机的出力来补偿缺额的功率.Baltimore and Washington D.C., July 5, 1990(长过程，非崩溃，小时)[CWTAYLOR]

高负荷(高温)和发电机outages，使得500KV电压降低.解决办法：电网降压5%运行，running out-of merit generation, 用电侧管理以及400MW的rotating blackout.Notebook :

主要原因

High Load

Planned or forced outrages

Generation Outrages

附加现象

Running out of merit generation.Reducing some thermal production.Some motor load drop off, load become sensitive.System could be stable.措施

短期措施

Reducing the imported power and increase the local generation,Increasing local gas generation.Reducing active power to increase reactive output, and the same time increase active output of other(on-line or off-line)machines

Demand-side management(Re-arrangement)

Rotating blackouts(Load Shutting with no choice, with compulsion in some extent)

Tap locking.长期措施

Adding switches to shunt reactors

第五篇：电力系统-2006典型事故

006

度典型事故汇编

2年

目 录

一、2006年恶性误操作事故（4起）............................................................................................1

1、汕头供电局220kV官埭变电站“9·29”带负荷拉刀闸恶性电气误操作事故.......................1

2、湛江遂溪供电局35kV南昌变电站“11·29”带负荷拉刀闸恶性电气误操作事故.................5

3、大理供电局220kV剑川变电站“10·23”带接地刀闸关合隔离开关恶性电气误操作事故....7

4、昆明供电局220kV马鞍山变电站“12·27”带接地刀闸合隔离开关恶性电气误操作事故..11

二、2006年一般误操作事故（7起）..........................................................................................16

5、三亚供电局110kV河西变电站误投压板引起110kV母联开关保护误动事故....................16

6、海口供电公司110kV营根站运行人员走错间隔误碰导致#1主变35kV侧开关跳闸事故...17

7、湛江供电局220kV霞山站因值班人员操作漏项，漏退保护压板，造成#2主变差动保护动作跳变中开关事故......................................................................................................18

8、儋州供电公司110kV 那大变电站运行人员操作错误造成110kV洛那线跳闸事故............20

9、惠州供电局500kV惠州站因值班员擅自解锁、单独操作导致误切500kV东惠乙线5031开关事故........................................................................................................................21

10、清远供电局110kV 黄花河站巡检人员操作漏项误投压板，造成线路遭雷击时主变两侧开关跳闸事故...............................................................................................................23

11、都匀供电局220kV都匀变220kV都麻II回误投保护压板导致跳三相断路器事故...........24

一、2006年恶性误操作事故（4起）

1、汕头供电局220kV官埭变电站“9·29”带负荷拉刀闸恶性电气误操作事故

事故前运行方式：

220kV官埭站220kV母线并列运行，220kV官红甲线、厂官甲线、＃1主变挂220kVⅠ段母线，220kV 官红乙线、厂官乙线、上官线、＃2主变挂220kVII段母线；＃

1、＃2主变分列运行，＃1主变供电10kVⅠ段母线；＃2主变供电10kVⅡ段母线；110KV 广兴变电站由110kV官广线供电；110kV 长厦变电站＃2主变由110kV广长甲线供电；110kV 高新变电站＃1主变由110kV官东线供电，＃2主变由110kV官龙线供电；110kV 珠辛变电站＃2主变由110kV官珠线供电。

事故经过：

2006年9月29日10时53分43秒，220kV官埭变电站运行人员在执行操作任务为“220kV所有运行设备全部倒至220kVII段母线运行，220kV母联2012开关正常运行（配合220kV旁路2030开关综自改造启动方案）”的操作过程中，当执行到操作票的第23项 “查厂官甲线II组母线侧23542刀闸在合闸位置”时，发现23542刀闸C相合闸不到位，马上向值班长和站长报告，该站长经请示变电巡维部主管领导同意后，操作人员按规定进行解锁，电动遥分该刀闸后，又将23542刀闸遥合，但是仍合不到位；再经请示后改为就地操作，由于手动操作分闸时出现刀闸口放电现象，且伴有燃烧物掉落，引燃绿化草地，操作人员为保人身及设备安全，立即改为用电动遥分该刀闸，但过分紧张误按23541刀闸按钮，造成带负荷拉23541刀闸，引起抢弧导致220kV 母差保护动作，跳开所有五回220kV线路及＃

1、＃2主变变高开关，该站全站失压，同时使相关联的110kV广兴站、高新站全站失压，110kV长厦、珠辛站部分失压，23541刀闸触头烧损。损失负荷17.49万kW，少供电量13.5万kW.h。

事故原因：

1）操作人员存在麻痹思想，工作责任心差，缺乏安全意识，没有认真核对操作按钮编号，在实施解锁操作23542刀闸时误操作23541刀闸，导致带负荷拉刀闸，是造成事故的直接原因。

2）操作监护人监护工作不到位，没有真正履行到监护职责，现场出现异常情况没有采取有效的应对和控制措施，是造成事故的主要原因。

3）该GW4-220IIW型刀闸为1992年沈开产品，设备老化、运行工况差，多次分合不到位也是导致事故发生的原因之一。

暴露问题：

1）运行人员思想麻痹，安全意识淡薄，工作责任心不强，没有认真履行相关职责。存在违章作业行为，没有严格执行有关的倒闸操作制度，监护工作也不到位。

2）运行人员经验不足，对操作危险点分析与预控考虑不够，对设备存在的安全隐患没有充分的认识，对操作出现的异常情况也缺乏应急处理能力。

3）运行人员有章不循，作业行为不严谨，没有严格执行操作录音制度，没有真正树立与“违章、麻痹、不负责任”三大安全敌人做坚决斗争的信念。

防范措施：

1）停产整顿，全面查找安全薄弱环节，进一步完善各项安全措施，举一反三吸取事故教训。

2）开展 “两票”和防误操作专项整治，切实加强防误操作管理，严肃查处违章现象和行为。汇集印发有关倒闸操作和“两票”方面的规章制度、事故案例，组织运行规程的复审和学习考试；全面检查防误装置和运行设备，提出反事故措施并落实整改；严肃规程制度的执行和落实，严格执行“两票”考核制度，建立大型操作项目主管人员按级到场制度，逐步制定其他各种考核的办法；整治接地线的管理和设备标识，如：端子箱各刀闸操作按钮区域划分、设备双重编号牌、接地线的使用等。

3）加强对员工的安全教育，使员工树立长期与“违章、麻痹、不负责任”三大敌人做斗争的信念，切实提高员工的安全责任心和安全意识。

4）组织一次针对电气操作的技能及运行规程制度掌握水平考核。5）积极开展危险点分析与预控工作，进一步组织生产部门开展防误操作和人身事故方面的危险点分析工作；落实基层班组做好事故预想和反 2 事故演练，提高员工事故应急处理能力。

附图：

图片1 23542刀闸掉落碎片着火点

图片2 23541刀闸触头烧损

图片3 23541刀闸下

图片4 23542刀闸C相刀闸口

2、湛江遂溪供电局35kV南昌变电站“11·29”带负荷拉刀闸恶性电气误操作事故

事故前运行方式：

湛江供电局35kV南昌站＃2主变运行，由于35kV洋青变电站改造工程的需要，洋青变电站35kV青昌线开关拆除，因此，35kV南昌变电站青昌线由110kV新桥站经35kV遂洋线T接入青昌线运行，35kV杨南线311开关处于热备用状态。

事故经过：

2006年11月29日16时04分，湛江遂溪供电局输电部报35kV遂洋线#5杆C相线夹异常发热需要停电抢修处理；16时12分，遂溪供电局调度令35kV南昌站值班长全×ד断开35kV青昌线312开关，合上35kV杨南线311开关”。由于杨南线311开关的KK开关有卡死现象，值班长全××和值班员卜××在开关机构箱处手动操作合闸接触器合上35kV杨南线311开关。16时33分，全××返回主控室报调度操作完毕，调度即令值班长全×ד将青昌线312开关由热备用转为检修”，并重复“是将312由热备用转为线路检修”。全××接令后将这次的操作任务告诉值班员卜××，当时卜××正在处理杨南线311开关KK开关故障，叫全××等一下。值班长全××想抓紧时间完成操作任务，未要求值班员卜××停止处理杨南线311开关KK开关缺陷，在没有填写操作票的情况下独自到高压场地进行操作。16时49分，由于全××走错至杨南线出线间隔，并用解锁钥匙进行解锁操作，带负荷误拉35kV杨南线3114线刀，造成35kV杨柑站杨南线311开关过流跳闸、南昌站全站失压的恶性电气误操作事故，损失负荷约3500kW，经处理于18时42分恢复送电。没人员受伤，现场检查3114线刀轻微烧伤。

事故原因：

1）操作人员无填写操作票，走错间隔，没有认真核对设备编号，使用解锁钥匙解锁并单人操作，操作全过程未进行操作录音，导致带负荷拉35kV杨南线3114线刀，是造成事故的直接原因。

2）值班调度员对变电站发布指令不清晰，受令人接令后没有复诵，没有做好记录，凭记忆操作，是造成事故的重要原因。3）35kV南昌站为有人值班，由于地方偏远，人员缺乏，变电站的站长实际工作为值长，进行三班倒值班，站内安全工作缺乏系统管理，是造成事故的间接原因。

4）湛江遂溪供电局于99年从代管关系接管以来，未能对上级有关规章制度予以严格落实，也是造成事故的间接原因。

暴露问题：

1）遂溪供电局对这次恶性误操作事故的严重性认识不足，敏感性差，没有按事故调查规程要求及时向上级主管部门报告。

2）运行人员思想麻痹，工作责任心极差，安全意识淡薄，有章不循，电气操作行为不规范，对有关事故处理和紧急缺陷处理的理解出现偏差，未能吸取同类事故的教训，没有真正树立与“违章、麻痹、不负责任”三大安全敌人做坚决斗争的信念。

3）运行管理部门管理不严，特别是对边远的变电站监督管理不到位，运行管理有关规章制度的执行没有落到实处。

4）遂溪供电局“防误操作装置解锁钥匙管理使用规定”未能按南方电网要求及时修编，只是经站长值长批准就可使用，降低了解锁钥匙的使用限制标准。并且解锁钥匙和其他钥匙在一起存放，解锁钥匙和封条形同虚设，存在严重管理漏洞，失去了解锁钥匙的使用监督管理。

防范措施：

1）针对本次事故暴露出来的问题，制定全面的整改方案和措施。2）开展为期两个月的安全专项整治工作。对直属单位和各县（市）供电局的基层班组，按照上级颁布的安全生产督查标准，逐项排查逐项整治，全面清查安全管理方面出现的漏洞，不留死角。

3）加强培训、教育工作。切实增强生产人员的工作责任心，提高安全的防范能力，提高对安全规程的理解力和执行力，规范调度和运行人员电气操作行为，重视细节管理，想方设法、千方百计使每位员工不折不扣地理解和执行规程、规定和要求，在工作中做到“零违章”。

4）深入抓紧抓好防止电气误操作的反事故措施，切实加强管理，要按照“严、细、实”的要求抓好“两票”和防误操作工作，严禁无票工作，无票操作。

5）重视防误闭锁装置的作用，加强防止电气误操作闭锁装置的解锁管理，减少解锁操作。

3、大理供电局220kV剑川变电站“10·23”带接地刀闸关合隔离开关恶性电气误操作事故

事故前运行方式：

1）220kV剑川变＃2主变运行，220kV侧202断路器、110kV侧102断路器、35kV侧302断路器分别接220kV、110kV、35kVⅡ组母线运行，＃1主变中、低压侧冷备用、高压侧检修。

2）220kVⅡ组母线运行，285、283断路器接220kVⅡ组母线运行。3）110kVⅠ、Ⅱ组母线并列运行，181、183、187断路器接Ⅰ母运行，182、184、188断路器接Ⅱ母运行，186、115断路器冷备用。

4）35kV单母线联络运行，＃1所用变接Ⅰ母运行，＃2所用变、剑西线388断路器接Ⅱ母运行，母联312在运行状态，＃1电容器383断路器热备用,10kV3号所用变冷备用。

事故经过：

2006年10月20日10时25分，云南省火电建设公司向云南省电力调度中心上了一份编号为2491的配合基建停电申请，申请中的工作内容为“220kV剑川变：1）安装一档220kV旁路母线（注：跨#1主变220kV侧进线间隔）。2）安装#1主变220kV侧进线间隔2015隔离开关及其引下线。3）拆除#1主变220kV侧进线间隔II母接地开关20127。4）安装#1主变220kV侧进线间隔2011隔离开关、20117接地开关与201断路器间的设备连线。”10月20日14时36分，各相关单位批复了意见，同意此项申请。10月21日，云南省火电建设公司宗××，在大理供电局220kV剑川变，办理编号为2006－10－1－024号的工作票，“工作时间：2006年10月21日08时00分2006年10月23日20时00分，工作任务为220kV#1主变201断路器间隔上层旁路母线安装、旁路隔离开关2015安装、20127接地开关拆除。”（见附图所示）经运行值班人员段××许可后开始工作。10月23日17时40分，云南省火电建设公司工作负责人宗××工作结束，到主控室向值班人员说明：“220kV#1主变201断路器间隔上层旁路母线安装、旁路隔离开关2015安装、20127接地刀闸拆除工作已完 成。”可以办理工作终结手续，17时50分运行值班人员办理了工作票编号为2006－10－1－024号的工作终结手续，并报地调。17时55分，地调值班员向220kV剑川变下令：“将220kV#1主变220kV侧由检修转为冷备用”。现场值班人员段××、杨××根据2006－10－1－024号工作票所列安全措施，到现场对安全措施进行逐一拆除，18时01分拆除了装设于2012隔离开关与201断路器之间的一组三相短路接地线，18时06分拉开220kV#1主变高压侧接地开关20160，并汇报地调。18时15分现场办理了2006－10－1－024号工作票终结手续。18时50分地调下令：“将220kV#1主变恢复送电”。19时00分现场值班员段××、杨××到工作现场再次确认，按工作票要求所做安全措施确已全部拆除。19时10分开始进行#1主变恢复送电操作，19时31分当操作至操作票第15项，“合上2012隔离开关”，在2012隔离开关合闸过程中，两触头相距约50cm距离时，触头之间开始放电并伴随有声响，现场操作人员立即按下2012隔离开关紧急停止按钮，并迅速将尚未合到位的2012隔离开关拉开，中止了操作。同时220kV母线保护动作，220kVII组母线失压。#2主变110kV侧、35kV侧运行正常。事故后检查发现220kV剑川变三期工程新安装的#1主变220kVⅠ母2011隔离开关与201断路器之间的引流线已连接上，并且与2011隔离开关配套的20117接地开关在合位（20117接地开关已于2006年5月安装完毕，但2011隔离开关与201断路器之间的引流线一直未安装），而编号为2006－10－1－024的工作票未涉及引流线安装工作。21时00分变电站恢复事故前运行方式。

事故原因：

1）云南省火电建设公司办理的编号为2006-10-1-024工作票的工作任务与本单位所提检修申请、实际工作不相符，没有填写2011隔离开关引流线搭接201断路器工作，但在实际工作中扩大工作范围，致使运行人员对尚未验收的2011隔离开关靠变压器侧一旦合2012隔离开关就带电，这一重大变更没有引起足够重视，埋下事故隐患。

2）双方履行工作终结手续不认真、流于形式，施工人员没有向运行值班人员交代当天工作内容进行注意事项，运行人员没有与工作负责人共同到现场检查设备状态，是事故发生的原因之一。

3）运行值班人员就地操作2011隔离开关时，检查不仔细，未发现20117接地开关在合闸位置，再一次错过发现隐患的机会，导致带接地开关合隔离开关，也是事故发生的原因之一。

暴露问题：

1）“两票三制”执行不到位。未认真履行工作票会签、接收、许可、交底、终结手续。

2）工作人员思想麻痹，安全意识淡薄，对存在的危险源没有足够的认识，安全措施针对性不强。

3）施工单位安全教育培训存在漏洞，进入变电站作业人员对“两票”认识不到位。

防范措施：

1）根据南方电网公司《安全生产教育培训暂行规定》，责成有关责任人学习有关规程制度，并经考试合格后，方可上岗；责成220kV剑川变电站站长、当值值班员进行三个月的待岗学习。

2）认真吸取事故教训，举一反三。领导班子按责任区划分，分头抓落实，实行安全生产提级管理，靠前指挥，下一级负责的工作相应地要求上一级必须在现场，逐级确保电网安全稳定运行 ；全面清理各施工和生产现场，确保监督到位，从小事做起，从细微处入手，就存在的问题逐一开始整改 ；落实“二次系统管理年”及历次安全性评价及安全大检查提出问题的整改，特别是落实反事故措施。

3）实行提级管理靠前指挥，认真分析事故原因，做好事故应急，全面启动并落实整改措施，确保不发生任何事故，迅速扭转安全生产下滑趋势；认真执行事故调查组决定，全面开展安全生产专项整治，稳定安全生产形势，确保不再发生设备、人身、电网和其它责任事故，确保其它各项目标任务的完成；认真落实安全生产专项整治的各项内容，完成各项规章制度的清理、健全并开始试行；制度试行期结束，安全生产专项整治全部到位，事故及障碍同比大幅度下降，“制度文化、诚实文化和后果文化”建设全面推进，岗位职责全面落实，初步建立安全生产长效机制，安全管理上一个新台阶，安全生产进入常态管理。落实“制度文化、诚实文化和后果文化”建设要求，加大安全生产专项整治力度。

4）从安全生产基础管理制度入手，按清理、健全和试行三阶段，全面清理执行的制度，理清管理界面，配套好考核措施，做到操作层在具体执行时所依据的规定是唯一的，而按规定执行的结果是唯一的。

5）诚实履行安全生产的各项制度。一是加强一线员工的教育培训，解决好员工本职本岗应知应会，使一线员工在应知应会的基础上深入、透彻的理解各项制度，深刻认识到不诚实执行制度的后果，以感恩的心态诚实地执行各项制度。二是强化各级生产管理人员执行力，带头严格执行各项检查、考核制度，把问题在生产一线解决。

6）加强企业文化建设。全面梳理企业现在的习惯，摸清现状，其中与“制度文化、诚实文化、后果文化”不相适应的习惯要立足改进，好的习惯要进行文化提升。重点解决责任心的问题，把强烈的责任心养成习惯，形成组织、思想保障体系，持之以恒的坚持下去。

7）严格执行《关于云南电网公司生产单位领导干部深入基层参与班组工作的实施意见》规定，加大领导干部深入基层班组代班的力度，使各级领导干部及时分析和研究生产过程中的隐患并帮助制定整改措施，及时发现和解决班组工作中制度“不衔接、不配套、不完善，执行不到位”的问题，对基层一线的技术水平、工作能力和管理水平，真正做到心中有数。

附图：220kV剑川变电站局部一次接线图

4、昆明供电局220kV马鞍山变电站“12·27”带接地刀闸合隔离开关恶性电气误操作事故

事故前运行方式：

220kV马鞍山变＃

2、#3主变运行，220kV母联290断路器、220kV II段母线、旁路母线，＃1主变处检修。

110kVⅠ段母线运行，110kV II段母线、旁路母线处冷备用。＃

2、#3主变由102、123断路器供I段母线，191、192、193、194、197、198、199、102、123、107接I母运行，110kV母联190断路器处检修。110kV 马二阳轮线105断路器、110kV马易线106断路器处检修。

事故经过：

2006年12月27日，220kV马鞍山变110kV马二阳轮线105断路器、110kV马易线106断路器计划停电，检修内容为“①在铁塔上恢复开断的110kV马二阳轮线与1053隔离开关之间的引流线；②在同杆双回线路铁塔上拆除110kV马二阳轮线与110kV马易线之间的连接引流线，恢复110kV马易线106断路器供本线路；③110kV马易线106断路器CT及110kV马二阳轮线105断路器CT加装在线监测装置”。

12月27日14时10分，以上工作结束并办理了工作终结手续。14时53分，省调何XX向220kV马鞍山变下令：“将110kV马二阳轮线Ⅱ段母线侧1052隔离开关、旁路母线侧1054隔离开关由检修转冷备用”。于是马鞍山变电站值班员张XX用电子操作票系统开出了编号为0600986的“拆除110kV马二阳轮线1052、1053、1054隔离开关安全措施”的操作票。随后，值班员甘XX、张XX、魏X三人拿着该操作票到现场进行操作，操作完毕后，监护人魏X和值班员甘XX就到相邻的106断路器间隔进行110kV马易线106断路器安全措施的拆除，但仅拆除了#19接地线，未拉开10601接地刀闸。返回主控制室后，准备进行“将110kV马易线106断路器由冷备用转运行”的操作，当张XX在用电子操作票系统开操作票时，发现微机五防系统模拟图上10601接地刀闸指示仍在合闸位置，于是就到五防操作系统模拟屏上使用“灯开关设置”功能，将10601接地刀闸人为由合闸位置设置为分闸位置，微机五防系统模拟图上位置信号灯随即显示10601接地刀闸已拉开。于是，张XX最终在微机电子操作票系统中开出了票号为0600992的“110kV马易线106断路器由冷备用转运行”的操作票。

16时30分地调杨X令110kV马易线106断路器由冷备用转运行，16时40分当操作至操作票第7项“合上110kV马易线I段母线侧1061隔离开关”，在1061隔离开关合闸过程中，两触头相距约30cm距离时，触头之间开始放电并伴随有爆炸声响，同时看到有火光落到地面，监护人魏X立即命令操作人张XX停止操作，并跑回主控室向调度汇报。同时110kV母线保护动作，110kV马盐Ⅰ回108断路器，110kV马盐Ⅱ回109断路器、12 110kV马磷Ⅰ回线107断路器、110kV五钠Ⅰ回193断路器、110kV五钠Ⅱ回194断路器、110kV马安线197断路器、110kV马海轮线199断路器、110kV马海Ⅰ回198断路器跳闸，110kVI段母线失压。

事故后现场检查发现110kV马易线10601接地刀闸在合闸位置。事故造成220kV马鞍山变110kV I组母线失压，110kV海口变全站失压，损失负荷7.6万kW，损失电量约21.5万kW.h。

事故原因： 1）直接原因：

运行值班人员在进行110kV马易线送电过程中，漏拉＃10601接地开关，导致带接地开关合隔离开关。

2）间接原因：

（1）无票操作。现场人员未携带操作票就拆除110kV马易线106断路器安全措施，事后补填操作票。

（2）未正常使用电脑钥匙，而违规使用解锁钥匙进行操作。（3）操作中实际操作人和监护人职责不清，未进行有效监护。（4）未核对设备实际状态就使用“灯开关设置”功能，人为改变接地开关在防误闭锁装置模拟屏上的位置状态。

（5）运行人员未履行工作票终结手续就汇报调度具备送电条件。暴露问题：

1）对“两票三制”认识不到位,“两票三制”执行随意。（1）无票操作。严重违反《安规》等有关规定。

（2）操作人、监护人、值班负责人签字随意，角色错位，职责不清；操作中未进行有效监护。

（3）在工作票未履行工作票终结手续的情况下，就汇报调度。（4）“两票”其他相关制度执行不认真。

2）防误闭锁装置的使用、管理存在死角和漏洞。（1）随意使用解锁钥匙进行操作。

（2）使用防误闭锁装置模拟操作屏上的灯开关设置功能前，没有与现场实际运行状态检查核对。

（3）解锁钥匙管理存在死角。个别运行人员个人私自保存有解锁钥匙。

3）制度文化落实不到位，缺乏诚信。

（1）对规章制度保障现场安全生产的重要性认识不到位。（2）缺乏诚信，安全生产承诺书流于形式。

（3）工作时图方便，怕麻烦，盲目图快，忽视制度执行，并相互默许违章行为。

4）安全生产责任制落实不到位，监督管理存在死角和漏洞。（1）制度执行中缺乏对过程的控制、监督、检查、考核，未形成有效闭环管理。

（2）教育培训不到位，没有切实提高员工安全意识、责任意识、诚实意识、后果意识。

（3）管理效能不高，效能的衰减在班组层面表现得尤为突出。防范措施：

1）立即采取措施，稳定员工情绪，扭转安全生产被动局面。2）从思想教育入手，消除安全生产思想隐患。

（1）提高诚实意识，自觉执行规章制度，不折不扣履行安全生产承诺。（2）强化现场人员责任意识、后果意识，做到“守土有责”，对自己的行为及后果负责。

（3）消除应付检查心理，杜绝工作时图方便，怕麻烦、盲目图快的行为。

3）严格执行“两票三制”。

（1）对照两票执行流程，全面查找每个环节中存在的不足和习惯性违章行为，提出解决措施。

（2）强化“两票”执行过程控制，做到有执行、有监督、有检查、有考核，形成闭环管理。

（3）优化“两票”合格率的考核机制，防止单纯追求票面合格率的现象。

（4）规范操作流程。4）加强防误闭锁装置管理。

（1）加强源头管理，对新安装的防误闭锁装置配备的解锁钥匙及时收集并纳入管理范围，做到每把解锁钥匙可控、在控。

14（2）加强防误闭锁装置的运行维护管理。清理防误闭锁装置管理制度。清理优化现场运行规程，确保相关内容满足防误闭锁装置的规范管理。

5）加强教育培训。针对变电运行人员在执行“两票三制”和现场规章制度中的诸多问题，加强应知应会培训、演练、考试，提高岗位技能操作水平，使之能熟知岗位职责，熟悉工作流程，熟练掌握操作技能。

6）加强安全生产监督管理。强化制度执行中对过程的控制、监督、检查、考核，做到闭环管理，形成长效机制，提高安全生产监督管理水平。

7）加强省调、地调两级调度机构管理制度之间的衔接统一，规范出线隔离开关以内的接地开关（接地线）的管理。

附：110kV马易线106断路器间隔接线简图

二、2006年一般误操作事故（7起）

5、三亚供电局110kV河西变电站误投压板引起110kV母联开关保护误动事故

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母运行，#2主变在II母运行，I、II母之间的母联分段开关1103在运行。110kV鸭西I线河西侧开关在II母上热备用（该站#1主变正在扩建中）。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母联分段开关保护无定值单却投入保护，报给配合工作的三亚供电公司继保人员陈AA，陈AA报给继保专职陈BB，陈BB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，母联分段开关1103送电前，广西调试人员问，要不要退出压板再送电，陈ХХ说，按原来投入状态投入压板。16时48分，母联分段开关1103送电。

事故经过：

2006年1月9日20时28分，110kV河西站10kV人民医院线的一用户（三亚南宏实业）设备厂家（遵义长征电器设备有限责任公司），在设备安装完成后的送电过程中违章操作，厂家操作人员带地刀合开关，造成人民医院线开关1034过流II段动作跳闸。扩大情况：同时，110kV母联分段开关1103过流I段动作跳闸，110kV II母失压，#2主变停电。处理情况：事故发生后，公司营销部、继保班有关人员迅速赶到现场。营销人员发现用户三亚南宏实业有限公司的配电06出线柜接地刀闸在合闸位置，立即下发整改通知书给用户。继保人员发现110kV母联分段1103断路器无定值单误投保护，造成该开关保护误动。经退出母联分段1103断路器保护，20时34分，#2主变送电成功。

事故原因：

1）10kV用户误操作。用户在合专柜开关时，不遵守五防操作步骤，自行解锁操作，造成带地刀合开关。

2）继保人员在得知110kV母联分段1103断路器保护压板与定值单规 定不一致的隐患后，没有立即采取措施进行整改，致使该保护压板继续被误投入，导致外部10kV设备故障时保护误动。

暴露问题：

1）用户工程验收管理不规范，营销服务部对用户工程的安全监督管理不到位。

2）继电保护管理工作存在漏洞，有关部门对于保护定值管理不按反措要求整改，导致保护误动，造成事故扩大。

3）在南方电网组织的预试定检过程中，已发现严重安全隐患，公司继保人员在预试人员两次的提醒下，没有引起高度重视，不及时通知调度员和运行人员退出误投的保护压板。暴露出公司继保人员工作责任心、安全意识不强。

防范措施：

1）规范用户工程验收，验收发现问题必须要整改完成合格后才能送电。

2）规范10kV用户的安全管理，配电柜必须有五防装置，配电房内要有现场操作规程，配备合格的电工，遵守《电业安全工作规程》等相关的安全规程。

3）严格执行各项规章制度及反事故措施，严格执行各项安全技术措施，规范定值管理，杜绝继电人员人为责任造成的“误投、误碰、误整定”等事故。

4）加强继保人员的安全思想意识及工作责任心的意识。5）加强继保人员的专业知识培训，提高专业技能水平。

6、海口供电公司110kV营根站运行人员走错间隔误碰导致#1主变35kV侧开关跳闸事故

事故经过：

5月2日12时29分，营根站操作人黄×、监护人云××在执行“将#2主变由热备用转为运行再将#1主变由运行转为热备用”的操作过程中，在后台遥控合#2主变35kV侧3502开关时，开关拒合，并出现 “2B中压侧控制回路断线” 报警信号。两人到设备现场查#2主变35kV侧3502开关拒合原因时，因走错间隔，误按#1主变35kV侧3501开关机构“紧 急脱扣”按钮，造成运行中的#1主变35kV侧3501开关跳闸。

事故原因：

操作人员因走错间隔，误按#1主变35kV侧3501开关机构“紧急脱扣”按钮，造成运行中的#1主变35kV侧3501开关跳闸。

暴露问题：

1）监护人存在多种严重的思想违章，一是判断故障想当然，凭印象；二是到现场没有按照规定核对设备的双重编号；三是在查找原因有疑问时，没有停下来分析，把问题弄清楚，不能做到“先想后干，想明白了再干，没想明白就不要干”；四是认为操作人水平低，忽视了与操作人之间的互相监督监护的作用。这是典型的“违章、麻痹、不负责任”安全生产三大敌人。

2）操作人和监护人在这一过程中缺乏沟通，操作人员素质不高，一味盲从，没有起到相互提醒、相互把关的作用。

防范措施：

1）以营根站误操作事故作为典型进行安全思想警示教育，组织各站运行人员认真学习，举一反三，每人查找思想深处的违章根源，切实提高每个运行人员的安全意识。

2）继续按照变电运行所《倒闸操作全过程的规定》加强现场倒闸操作过程的训练，理解操作票中每项操作的原因、目的，并规范每一顶操作的标准和行为。

3）组织运行人员学习《安规》、《电气操作导则》等有关规程、规定和制度，并进行《安规》考试。

7、湛江供电局220kV霞山站因值班人员操作漏项，漏退保护压板，造成#2主变差动保护动作跳变中开关事故

事故经过：

2006年5月12日10时50分，220kV霞山站#2主变变高2202开关CTA相二次端子盒渗油处理工作结束。11时00分，调度令将“220kV霞山站#2主变变高2202开关由检修转为运行状态，将220kV旁路2030开关由代路转为热备用状态”。值班员梁××（监护人）、郑××（操作人）开始执行“220KV #2变高2202开关由检修转运行，220KV旁路2030开 关由代220KV #2变高2202开关运行转热备用”的操作任务，当两人在操作完第18项“投入220KV失灵保护跳#2变高2202开关保护压板2QP”操作项目后，由于麻痹大意，认为该页操作项目已全部完成，即翻页进行次页操作，11时35分，当操作到第20项“短接220kV旁路2030CT差动保护试验端子压板2SD”时，由于漏第19项“退出#2主变差动保护压板1LP”的操作，造成#2主变差动保护动作，110kV#2变中1120开关跳闸。跳闸后，值班人员立即进行检查发现漏退#2主变的保护压板并报告调度，11时44分，调度令合上#2主变变中1102开关，恢复1102开关运行，事故无造成少送电。

事故原因：

1）操作漏项，在未退出#2主变差动保护压板1LP的情况下即短接220KV旁路2030 CT差动试验端子压板2SD，致使在220kV旁路CT切换至#2变高2202开关CT过程中，产生差流造成差动保护动作跳#2主变变中开关。

2）#2主变保护跳旁路2030开关出口压板有电量保护及非电量保护两个出口压板，在220kV旁路2030开关代220kV＃2变高2202开关运行时，只投入#2非电量保护压板，没有投入#2主变电量保护跳220kV旁路2030开关压板，造成#2主变差动保护动作时旁路2030开关没有跳闸。

暴露问题：

1）“违章、麻痹、不负责任”行为在部分运行人员中依然存在，特别是麻痹思想较为突出。

2）保护压板的投退操作，缺乏有效的相互监督作用。3）危险点的分析不够充分，没有采取有效的预控措施。

4）在倒闸操作任务多，操作人员分散的情况下，分工安排不合理，未能做好人员有效的协调工作。

防范措施：

1）认真贯彻执行南方电网公司、省公司颁发的各项规章制度，在员工中真正树立起与“违章、麻痹、不负责任”三大安全敌人作长期斗争的理念，加强培训教育，切实增强员工的工作责任心，提高安全意识。

2）按照“严、细、实”的要求抓好“两票”和防误操作管理工作，19 加强“两票”执行的动态管理，规范员工的作业行为，杜绝电气误操作事故的发生。

3）严格执行变电站电气操作实行语音记录管理制度，对操作全过程进行语音记录。

4）加快主变保护改造，开展变电站保护压板、操作细则、操作票库核查工作，建立保护打印信息和保护压板投退状态卡，减少操作差错。

5）加快原已开展的操作危险点预控文档的审核工作，认真开展危险点分析和预控，确保操作不出差错。

8、儋州供电公司110kV 那大变电站运行人员操作错误造成110kV洛那线跳闸事故

事故经过：

2006年6月29日15时45分，儋州供电公司110kV 那大站值班人员刘××、黄××接到中调调度员操作指令：退出110kV洛那线高频保护压板（配合220kV洛基站110kV洛那线高频反措改造工作）。由于后台机6月21日发生通讯机故障，6月24日检修处理未排除故障，本项操作无法在后台机完成（注：该线路保护装置型号：CSL161B；生产厂家：许继四方；生产日期：2000年11月。保护装置设计中没有高频保护硬压板、距离、零序保护硬压板，仅有保护总出口压板）。值班人员填写退出110kV洛那线高频保护压板（软压板）操作票。15时50分，操作人黄××、监护人刘××在保护装置上按操作票步骤进行操作，当进行CTL功能后，显示二个子菜单DOT和EN，本应进入EN（压板投退）菜单执行03项（高频保护投退），因操作人、监护人未核对清楚菜单（操作人戴老化眼镜），错误进入DOT（开出传动）菜单执行03项（远动遥控跳闸出口），输入密码后，开出保护跳闸指令，造成110kV洛那线跳闸，保护装置三相操作箱（ZBZ-11S）上保护跳闸信号灯亮，中控室蜂鸣器报警。110kV洛那线跳闸后，值班人员及时报告中调调度员，中调取消220kV洛基站110kV洛那线高频反措改造工作。经中调下令，15时54分，110kV洛那线恢复运行。30日10时30分，事故调查组到220kV洛基站、110kV那大站调查事故情况，听取当事人讲述操作过程和儋州供电公司初步调查情况后，重新进行核对模拟试验，确认110kV洛那线跳闸为操作人、监护人进入菜单选择过 程中发生错误所致。

事故原因：

1）操作人、监护人在操作过程中未认真执行唱票、复诵，未认真核对菜单，是造成这起事故的主要原因。

2）后台机故障未能及时修复，致使该操作任务无法在后台机上直观完成，是这起事故的次要原因。

暴露问题：

1）运行人员安全思想意识淡薄，责任心不强，对保护装置界面菜单不熟悉，键盘操作不熟练，操作人与监护人唱票、复诵落实不到位，未能起到有效的监护作用。

2）保护装置设计不合理，没有配置各种保护出口硬压板，界面窗口窄小，操作密码未设置权限，实行统一密码容易造成职责不明。

3）后台机容量小，装置老化，故障较多，经常发生通讯中断或雷击损坏，无法满足设备运行要求。

防范措施：

1）认真贯彻落实南方电网公司《电气操作导则》，严格执行操作票制度，认真完成每一项操作，保证操作过程中的相互监护强化安全教育及技能培训，提高员工安全思想意识，提升技术水平。

2）加大综合自动化改造力度，特别是针对110kV那大站（93年投产）设备老化，综自装置配置水平落后等情况，尽快实施设备改造，提高设备健康水平。

9、惠州供电局500kV惠州站因值班员擅自解锁、单独操作导致误切500kV东惠乙线5031开关事故

事故经过：

2006年11月2日上午，惠州供电局500kV惠州站500kV核惠线5021开关液压机构渗油导致油位降至下限，运行人员临时向中调申请将500kV核惠线5021开关由运行转冷备用状态，对液压机构进行补油工作。10时46分执行了中调6503号调度令（将500kV核惠线5021开关由运行转冷备用状态）。11时15分，发出500kV核惠线5021开关机构补油工作票。12时30分5021开关机构补油工作完成，检修人员要求值班人员在主控 室试合5021开关，检查开关机构检修质量。值班员在未报告值班长，且没有监护人的情况下，于12时32分擅自用五防解锁钥匙解锁操作合上了5021开关；随后检修人员要求断开5021开关，12时34分50秒，值班员未进行五防模拟操作，没有请示班站长及有关主管领导，再次擅自用五防解锁钥匙解锁操作，又未认真核对设备名称、编号、位置，导致误断开控制屏上与5021开关相邻的500kV东惠乙线5031开关，被发现后，立即于12时35分21秒合上5031开关。因500ｋV东惠乙线由5031和5033开关同时供电，误切5031开关未造成线路停电，未对系统造成影响，未造成少供电。

事故原因：

1）值班员违反《电业安全工作规程》（发电厂及变电所电气部分）第22条、广东电网公司《防止人身伤亡事故十项重点措施》“3.1”、“3.11”及《惠州供电局防止误操作闭锁装置解锁操作管理规定》（惠电安[2006]13号文）的有关规定，在无人监护的情况下，又未报告值班长，单人进行操作，且擅自解锁，又未认真核对设备名称、编号、位置，最终导致误切5031开关，是事故发生的直接原因。

2）500kV惠州变电站对安全管理制度执行不严，五防解锁钥匙管理不善，未能及时纠正值班人员违章行为，导致值班员黄×在无人监护的情况下，擅自解锁，单人进行操作，是事故发生的间接原因。

防范措施：

1）严格安全管理，对人员违章行为和安全管理不到位的情况须加强考核力度，扭转制度执行不力的现象。

2）各变电站立即核查防误闭锁装置解锁用具的使用和保管情况，严格执行“五防”管理制度，加强五防装置的管理，从根本上杜绝误操作的发生。要求解锁操作完成后，由值班长记录并立即将解锁钥匙放回存放箱，并贴好封条，由站长负责监督。

3）进一步完善和规范检修过程中试分合开关的操作规定，制定实施细则。

4）切实增强生产人员工作责任心，强调运行值班纪律，严格执行操作监护制度。

5）加强变电站安全管理工作，积极查找安全管理上的漏洞，制定相应的防范措施；认真执行规章制度，加强现场监督，及时纠正员工习惯性违章行为，实现安全生产可控在控。

10、清远供电局110kV 黄花河站巡检人员操作漏项误投压板，造成线路遭雷击时主变两侧开关跳闸事故

事故前运行方式：

110kV黄花河站110kV龙黄线挂I段母线运行，110kV琶黄线挂Ⅱ段母线运行，110kV母线单母分段运行，＃1主变挂110kVⅠ段母线带10kVⅠ段母线运行（该站只有一台主变）。

事故经过：

2006年11月19日00时47 分02秒，110kV黄花河站110kV龙黄线线路受雷击距离Ⅰ段保护动作出口，因110kV龙黄线跳闸出口压板在退出位置，110kV龙黄线开关未能跳闸；00时47分 04秒465毫秒，＃1主变高压侧间隙零流第一时限出口联跳10kV黄汤二干、黄升干、黄四干（小水电线路）；00时47 分04秒965毫秒＃1主变高压侧间隙零流第二时限出口跳＃1主变变高101开关及变低501开关，造成10kVⅠ段母线失压。事故造成甩负荷约12MW，损失电量1.1万kW.h。

事故原因：

1）110kV龙黄线#18杆B相小号侧导线侧第一片绝缘子被雷击碎、大号侧绝缘子受雷击闪络；#25杆A、C两相绝缘子受雷击闪络；#26杆A、B两相跳线绝缘子受雷击闪络。

2）事故后通过检查黄花河站运行工作记录、地调调度操作指令记录及操作录音回放发现： 2006年7月25日，地调令巡检班巡检人员投入110kV龙黄线保护跳闸出口压板，巡检人员经复诵确认无误后，在执行操作过程中误将110kV琶黄线保护跳闸出口压板当作110kV龙黄线保护跳闸出口压板投入，操作执行完毕后，巡检人员在汇报地调时却清晰的记录“已投入110kV龙黄线保护跳闸出口压板”。故漏投110kV龙黄线保护跳闸出口压板是造成事故的直接原因。

3）巡检人员思想麻痹，安全意识淡薄，工作责任心不强，没有认真履行相关职责。没有严格执行调度规程及有关的倒闸操作制度，监护工作 也不到位。

4）巡检人员对操作危险点分析与预控考虑不足，对变电站运行方式改变相对应保护压板的投退情况不熟悉。巡检人员巡视设备不到位，在每天巡视设备时也没能及时发现运行中的110kV龙黄线漏投保护跳闸出口压板，导致事故的发生。

5）巡检运行人员有章不循，没有严格执行操作录音制度，操作录音装置存在缺陷未能处理，在管理上有待加强。

防范措施：

1）提高运行人员的工作责任心，深刻吸取教训，坚决与“违章、麻痹、不负责任”三大敌人作斗争。

2）加强巡检人员的技术培训工作，切实知履行专业知识考试、实操等考核制度。

3）完善变电站保护压板检查制度和使用继电保护压板投退通知单。

11、都匀供电局220kV都匀变220kV都麻II回误投保护压板导致跳三相断路器事故

事故经过：

2006年11月21日2时48分，220kV都麻Ⅱ回线路B相发生接地，220kV都匀变侧220kV都麻II回202线路保护双套动作, 南瑞RCS931A电流光差动保护启动后12ms出口跳202断路器三相，南瑞RCS931A保护重合闸未投（正常运行时，只投四方CSC101B保护重合闸，状态为：单重）；四方CSC101B高频阻抗保护启动后经32ms出口跳B相，四方CSC101B保护重合闸未动作（由于此时202断路器已三相已跳开，而四方CSC101B保护重合闸为单重方式，故四方CSC101B保护根据逻辑启动“三跳闭锁重合闸”功能闭锁了重合闸）。220kV麻尾变侧双套保护动作正确单跳麻尾变侧202断路器B相，重合成功。由于都麻Ⅰ、Ⅱ回并列运行，故未造成负荷损失。检查发现，都麻Ⅱ回光差保护屏“沟通三跳”压板在投入状态，该压板系10月15日新投都麻Ⅱ回启动投运时投入。

事故原因：

1）220kV都麻Ⅱ回线路故障跳闸直接原因为#149塔B相绝缘子被雷击（经现场测量：220kV都麻II回线149#塔接地电阻左前：3Ω、左后： 3Ω、右前：3Ω、右后：3Ω），故障时气象条件为雷雨天气（#138塔A相玻璃绝缘子有裂痕，经分析，判断为自爆所致）。

2）220kV都匀变220kV都麻Ⅱ回线202断路器单相故障跳三相的原因是都麻II回在启动投运时，其光差保护屏“沟通三跳”压板误投所致。

暴露问题：

1）基建施工人员在保护移交、投运的过程中，操作流程不规范。2）设备投运操作过程中，人员监护不到位；违反了《电业安全工作规程(发电厂及变电所电气部分)》第24条“操作中发生疑问时，应立即停止操作并向值班调度员或值班负责人报告，弄清问题后，再进行操作”。

3）设备投运前无正式签发的现场运行规程。违反了《南方电网新设备投运调度管理办法》中2.8条“新设备启动前必须具备下列条件： 厂站运行规程已修编或补充并报调度备案。”

4）新设备投运前准备不充分，如：人员对RCS-931系列超高压线路成套保护装置功能不熟悉，在都匀供电局内部对此次启动的准备不充分,没有按照《贵州电网新设备投运实施细则》中的要求对相关运行人员进行培训，使之熟悉设备，在局内部召开本单位范围内的启动会上，对检修、安装、运行单位间职责界定不到位，没有清晰的对各自的工作范围与工作职责进行划分与明确。

5）压板标识不规范。“沟通三跳”压板功能实际为沟通三跳闭锁重合闸，但其标识不能反映其真实功能，使运行人员产生误解。

6）厂家出厂保护压板标识与说明书不统一，同一功能压板有三种叫法（沟通三跳、沟三闭重、投闭重三跳），且在都麻Ⅰ回线的两侧同一保护压板的叫法也不统一。

7）没有认真吸取过去类似的事故教训，没有把好基建工程验收、投运关。

防范措施：

1）立即将修编的220kV都匀变220kV都麻Ⅱ回间隔现场运行规程并报局审批、签发。检查并完善其它变电站现场运行规程。并做到今后新设备投运前，没有运行规程不投运。

2）对同型号保护装置压板投入情况进行检查，完善保护压版双重命 25 名，杜绝同类现象再次发生。

3）对新投设备严格履行验收手续，在设备投运前要求变电站具备完整的图纸、说明书等资料，做到资料不齐，不投运。

4）加强对运行人员的技术培训，特别是新投运设备前的培训。5）对新投设备必须在投运前拟定或修改相关的现场运行规程。并认真组织学习新设备启动投运方案。

6）新设备启动正常后，运行单位会同施工单位进行一次全面的复查。无异常后，双方签字正式进行运行交接。

7）进一步加强基建工程验收、投运关，特别是在投运的过程中，要做好与施工人员的有效沟通、交流，确保新设备投安全可靠投运。