事故案例分析ppt课件

事故案例分析2017年11月.警钟长鸣案例一2015年3月18日17时55分，国网宣城供电公司员工赵×（男，1970年出生），在110千伏梅林变电站35千伏Ⅰ段母线故障抢修过程中触电，造成右手右脚被电弧灼伤。一、事故前运行方式110千伏梅林变电站2号主变带35千伏Ⅱ段母线运行；35千伏I段母线及压变、狮桥341、南极347开关及线路处于检修状态，备用345开关、1号主变301开关、仙霞343开关处于冷备用状态，仙霞343开关柜线路侧带电。35千伏开关柜型号KYN61B-40.5，生产厂家为安徽宏鼎电气设备制造有限责任公司，于2005年9月投运。.警钟长鸣案例一.警钟长鸣二、事故经过：2015年3月17日21时28分，宣城公司110kV梅林站35kVⅠ段母线故障，造成1号主变301开关后备保护跳闸。3月18日上午，经变电检修人员现场检查测试后，最终确定35kV狮桥341开关柜A、B相、南极347开关柜C相及Ⅰ母压变C相共4只上触头盒绝缘损坏，并制定了检修MATCH_ word word文档格式规范word作业纸小票打印word模板word简历模板免费word简历 _1714218522229_1。3月18日16时00分，宁川运维站值班人员洪××许可工作负责人曹××150318004号变电第一种工作票开工（工作任务为：在备用345开关柜拆除上触头盒；在35kV狮桥341开关柜、南极347开关柜、35kV#1压变柜更换上触头盒），许可人向工作负责人交代了带电部位和注意事项,说明了临近仙霞343线路带电。.警钟长鸣许可工作时，35kV341开关及线路、347开关及线路、35kVI母压变为检修状态；35kV仙霞343开关为冷备用状态，但手车已被拉出开关仓，且触头挡板被打开，柜门掩合（上午故障检查时未恢复）。16时10分工作负责人曹××安排章××、赵×、庹×负责35kV备用345开关柜上触头盒拆除和35kV狮桥341开关柜A、B相上触头盒更换及清洗；安排胡××、齐××负责35kV南极347及I母压变C相上触头盒更换及清洗，进行了安全交底后开始工作。17时55分左右，工作班成员赵×（伤者）在无人知晓的情况下误入邻近的仙霞343开关柜内（柜内下触头带电）。1分钟后，现场人员听到响声并发现其触电倒在343开关柜前，右手右脚电弧灼伤（当时神智清醒），立即拨打120电话。宁国市人.警钟长鸣民医院急救车18时40分许到达现场，将伤者送医院救治。开关柜正面开关柜后面.警钟长鸣三、事故原因及暴露问题这是一起由于安全措施落实不全、监护不到位、现场工作人员安全意识淡泊造成的人员伤害责任事故。1.是工作人员自我防护意识不强，没有认真核对设备名称、编号就打开柜门进行工作，导致误入带电间隔，是事故的直接原因；2.是检修人员擅自改变设备状态，强行打开触头盒挡板，是事故的主要原因；3.是工作许可人在本次工作许可前未再次核对检查设备，未及时发现仙霞343开关已被拉出，误认为设备维持原有冷备用状态，安全措施不完备；.警钟长鸣4.是现场工作负责人没有认真履行监护职责，现场到岗到位管理人员未认真履行到位监督职责，未能掌控现场的关键危险点，是事故的重要原因。.警钟长鸣案例二2015年03月23日09时40分，国网保定供电公司110kV朝阳路变电站1号主变单元春检试验现场，发生一起作业人员误碰10kV带电设备的事故，造成1人死亡。一、事故基本情况1.现场工作任务2015年3月23日，110kV朝阳路站的春检工作内容为：1号主变及中性点避雷器，501开关、501CT、501-3刀闸小车，1号主变10kV侧母线桥及桥避雷器例行试验；1号主变保护周校，1号主变本体端子箱更换黑胶木端子排；512、531保护改定值等。2.停电范围.警钟长鸣110kV朝阳路站1号主变转检修，1号主变的501开关转检修，拉出501-3刀闸小车；512、531开关转冷备用，其余设备正常运行。110kV朝阳路变电站一次接线图.警钟长鸣二、事故经过8时20分，变电检修三班作业小组完成安全措施交代、签字确认手续后开工。变电检修三班小组工作负责人张××，作业人员陈××、孙××进行10kV501主进开关柜全回路电阻测试工作。9时40分，工作人员孙××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10kV3号母线），触电倒地。其他工作人员立即对其进行急救并并拨打120电话。9时55分，急救车将伤员送至保定市第二医院。12时22分，孙××经抢救无效死亡.警钟长鸣501开关柜电气示意图501开关柜后部照片上柜下柜触电部位3号母线.警钟长鸣三、事故原因及暴露的问题1．作业人员孙××未经工作负责人允许，擅自打开501开关后柜上柜门母线桥小室盖板，碰触带电部位，属严重行为违章，是造成此次事故的直接原因。2．作业现场危险点辨识不全面，现场工作人员对10kV501进线开关柜内母线布置方式不清楚，采取的措施缺乏针对性。3．小组工作负责人没有及时发现并制止孙××的违章行为，未能尽到监护责任。.警钟长鸣案例三2014年8月9日，国网宁夏电力330千伏清水河变电站330千伏清安线因吊车碰线A相故障，线路保护动作跳开3341开关，3340开关未跳开，站内其余五回330千伏线路对侧后备保护动作跳闸，330千伏清水河变电站全停。一、故障前运行方式清水河变330千伏Ⅰ、Ⅱ母并列运行，第一串（清六Ⅱ线、1号主变）、第二串（2号主变，清六Ⅰ线）、第三串（清黄Ⅰ线、清固Ⅰ线）、第四串（清安线、清固Ⅱ线）整串运行，清水河变相关330千伏系统接线见图1。.警钟长鸣清水河变330kV系统接线图.警钟长鸣二、事件经过8月9日9时13分，330千伏清安线发生A相接地故障，清安线差动保护及距离Ⅰ段保护动作，跳开3341开关，3340开关未跳开，330千伏清六Ⅰ线、清六Ⅱ线、清固Ⅰ线、清固Ⅱ线、清黄Ⅰ线对侧线路后备保护动作跳闸，清水河变全站失压，所带110千伏三营变、瓦亭变、西吉变、南郊变、将台变备自投动作，未损失负荷；两条进线均来自清水河变的110千伏高平变、申庄变全停，损失负荷2万千瓦，停电1.8万用户。六盘山热电厂全停，损失出力42.5万千瓦；同时清水河第一风电场24台风机、固原风电场31台风机脱网。9时50分，通过110千伏清南线恢复清水河变110千伏母线运行后，损失负荷全部恢复。至13时18分，.警钟长鸣除清安线外，故障停电设备全部恢复运行。三、事件调查及分析调查组查看了清水河变一、二次设备；检查核对了变电站保护装置信息、故障录波信息、压板投入及保护定值、故障前后负荷曲线、运行方式及负荷应急转带方案，分析了保护动作情况及故障录波报告；调阅了调度监控系统事件顺序记录、事件处理过程录音；查阅了站内调度命令票、操作票、工作票。保护动作情况：8月9日9时13分15秒，330千伏清安线两侧PSL603GAM、CSC103C差动保护及距离Ⅰ段保护动作，宁安变侧跳开3360、3362开关，清水河变侧跳开3341开关，由于清安线保护跳3340断路器出口压板及启动3340断路器失灵压板未投入，.警钟长鸣清水河变侧3340开关未跳开。330千伏固原变清固Ⅰ、Ⅱ线零序Ⅲ段动作跳开3310、3312、3320、3322开关，750千伏黄河变330千伏清黄Ⅰ线零序Ⅲ段动作跳开3330、3332开关，330千伏六盘山热电厂清六Ⅰ、Ⅱ线零序Ⅲ(Ⅱ)段动作跳开3310、3312、3320、3322开关。压板未投原因分析：通过调阅操作票发现，2013年7月15日，330千伏清水河变启动330千伏清安线，由于同串330千伏清固Ⅱ线当时还未建成，本次330千伏清安线启动未投运3340开关，仅投运了3341开关。2013年9月11日，启动330千伏清固Ⅱ线及3340、3342开关。操作人田×、监护人王×、值班负责人黄×在操作票填写、审核及执行中仅对清固Ⅱ线两套保护相关压.警钟长鸣板进行了核对及投入操作，未对已运行的清安线两套线路保护跳3340开关出口压板及启动3340开关失灵压板进行核对投入操作。在投运后近一年的巡视检查中，运维人员未发现上述压板未投入。.警钟长鸣四、事件原因及暴露问题经现场勘查和对保护动作记录及倒闸操作票等相关资料分析，本次停电事件原因为：事件直接原因：330千伏清安线#374塔大号侧120米处吊车碰线，导致线路A相故障。事件扩大原因：330千伏清安线两套线路保护跳3340开关出口压板、启动3340开关失灵压板未投入，导致清安线故障后3340开关无法跳闸，同时开关失灵保护无法启动，故障不能及时切除，造成清水河变其余五回330千伏出线对侧后备保护动作跳闸，清水河变全停。事件暴露出如下问题：.警钟长鸣1.新设备启动组织管理不力。对改扩建设备投运过程中的危险点分析不到位，风险控制措施不落实，二次设备管理不到位。新设备启动生产准备不充分，未组织相关人员对新投产设备开展针对性技术培训，未及时针对新设备投运组织修订现场运行规程，典型操作票不完善，新设备启动工作方案、相关倒闸操作票编制审核及现场把关不严。2.变电运维管理不到位。变电运维人员业务技能欠缺，工作责任心不强，对设备二次回路不熟悉，倒闸操作票填写、审核过程中未发现保护压板投入遗漏。设备运行巡视质量不高，隐患排查工作不到位，未认真落实公司前阶段二次隐患专项排查工作部署，对二次设备和继电保护装置巡视检查流于形式，.警钟长鸣未及时发现运行设备保护压板未投的严重隐患。3.电力设施保护工作不到位。线路运维单位未及时发现线下施工作业点，线路外力破坏隐患监控不到位。电力设施保护宣传不扎实，群众护线员巡视看护不落实。.警钟长鸣案例四2017年3月23日，国网西藏电力110千伏昌都中心变电站35千伏昌泉线A相故障，引起35千伏昌火Ⅰ线三相短路，故障越级造成35千伏母线、10千伏母线失压，35千伏四川坝、云南坝变电站及并网昌都电站全停，损失负荷1.5万千瓦。一、故障前运行方式昌都电网与四川电网联网运行，除110千伏柴青线热备用，110千伏澜昌线停电检修外，昌都电网全接线全保护运行。昌都电站2#、3#机组发电运行，通过35千伏四川坝、云南坝变电站接入昌都中心变电站。昌都中心站为有人值班站，110千伏Ⅰ、Ⅱ母和35千伏Ⅰ、Ⅱ母均并列运行，10千伏Ⅰ、Ⅱ母分列运行。.警钟长鸣系统接线图.警钟长鸣二、事件经过3月23日9时33分，35千伏昌泉线A相接地，10.3秒后35千伏昌火I线（电缆线路约200米）对侧电缆头击穿三相短路，2.9秒后，#1、#2主变高压侧过流Ⅵ段保护、中压侧过流Ⅰ段保护动作跳闸，跳开#1主变031开关、#2主变032开关、35千伏母联512开关，昌都电厂2#、3#机组带35千伏四川坝变电站、云南坝变电站脱网运行，随后2#、3#机组记忆过流保护动作跳闸，造成110千伏昌都中心变电站35千伏母线、10千伏母线失压，35千伏四川坝、云南坝变电站及并网昌都电站全停。三、原因分析现场调查发现，2017年1月5日4时49分，35千伏昌火Ⅰ线.警钟长鸣发出光纤差动保护通道异常告警信息，保护闭锁。3月23日，昌火Ⅰ线发生故障，光纤差动保护不能动作，故障无法瞬时切除。昌火Ⅰ线后备过流保护与#1、#2主变高中压侧过流保护定值整定计算错误，时限配合不当，造成#1、#2主变后备保护抢先动作，跳开031、032、512开关。事件直接原因：35千伏昌泉线A相接地，引起35千伏昌火Ⅰ线对侧电缆头击穿三相短路。事件扩大原因：35千伏昌火Ⅰ线光纤差动保护因通道异常闭锁，线路故障不能瞬时切除，同时线路后备保护与主变高中压侧后备保护定值配合不当，#1、#2主变高压侧过流Ⅵ段保护抢先出口，跳开主变高压侧开关，扩大停电范围。.警钟长鸣四、暴露问题：1.设备运维管理不到位。35千伏昌火Ⅰ线光纤差动保护装置2017年1月5日就发出了通道异常告警信息，但现场一直没有发现，长期无人处置，二次设备和保护装置巡视检查不严不细。35千伏昌火双回线投运以来没有接入自动化系统，调度人员不能实时掌握运行信息，设备运行隐患长期存在，隐患排查治理不到位。2.继电保护管理不严格。保护定值计算、校核、审批全过程存在管理薄弱环节，保护定值单审批把关不严，校核工作不到位，未能及时发现保护定值配合错误。保护装置定检工作开展不力，现场无#1、#2主变，昌火Ⅰ、Ⅱ线等相关保护装置检.警钟长鸣验工作记录。3.安全技术培训不到位。变电运维人员工作责任心不强，设备运行巡视检查流于形式。继电保护、调度运行等岗位人员安全技术培训不到位，业务技能欠缺，保护定值整定、定值现场核查、保护装置巡视各环节工作质量差，层层把关不严。.警钟长鸣案例五2010年8月19日，江西赣东北供电公司所属的集体企业—乐平赣东北新星实业总公司变电工程分公司在赣东北供电公司垱岭220kV变电站改造工程消缺工作中，更换10kVⅠ段母线电压互感器时，发生触电事故，2人当场死亡、1人严重烧伤，伤者经医院抢救无效于8月27日13时死亡，构成较大人身伤亡事故。事故经过：第一种工作票工作内容为“10kVⅠ段电压互感器更换”变电站运行人员未认真审核工作票上所列安全措施内容，只按照工作票所填要求，拉出10kVⅠ段母线设备间隔9511小车至检修位置，断开电压互感器二次空开，在Ⅰ段母线电压互感.警钟长鸣互感器柜悬挂“在此工作”标示牌，在左右相邻柜门前后各挂红布幔和“止步，高压危险”警示牌，现场没有实施接地措施。由于电压互感器位置在9511柜后，必须由检修人员卸下柜后档板才能进行验电（见附图1），工作许可人何××与工作负责人徐××等人一同到现场只对10kVⅠ段电压互感器进行了验电，验明电压互感器确无电压之后，7时50分，工作许可人何××许可了工作。工作负责人徐××带领工作班成员何××、袁××、汪××、石××四人，进入10kV高压室Ⅰ段电压互感器间隔进行工作，工作分工是何××、石××在工作负责人徐××的监护下完成电压互感器更换工作，袁××、汪××在10kV高压室外整理设备包装箱。.警钟长鸣开关柜内电压互感器安装接线图.警钟长鸣8时30分，10kV高压室一声巨响，浓烟喷出，控制室消防系统报警，#1主变低压后备保护动作，分段931开关跳闸，10kV侧901开关跳闸。值班人员马上前往10kV高压室查看情况，高压室Ⅰ段电压互感器柜处现场有明火并伴有巨大浓烟，何××浑身着火跑出高压室，在高压室外整理包装箱的袁××、汪××帮助其灭火，变电站值班长邓××立即指挥本值员工苏××、胡××、韩×灭火，但由于室内温度太高、浓烟太大无法进入高压室进行灭火。同时拨打120、119求救，并电话报告赣东北供电公司领导。8时40分左右，现场施工人员和运行人员再次冲入高压室内进行灭火和救人，发现徐××和石××在10kVⅠ段母线电压.警钟长鸣互感器柜内被电击死亡。8时50分左右，120救护车到达现场，把烧伤的何××送往乐平市大连医院抢救，后转入南昌市江西省第一附属医院进行救治，诊断烧伤面积接近100%，深度三级，于8月27日13时医治无效死亡。事故原因及责任分析10kVⅠ段电压互感器柜.警钟长鸣（一）设备生产厂家未与需方沟通擅自更改设计，提供的设备实际一次接线与技术协议和设计图纸不一致，是导致事故的直接原因和主要原因。根据设计要求，10kV母线电压互感器和避雷器均装设在该间隔小车之后。而厂家仅将10kV母线电压互感器接在小车之后，将避雷器直接连接在10kV母线上。在实际接线变更后，厂家未将变更情况告之设计、施工、运行单位，导致拉开小车后，避雷器仍然带电。由于电压互感器与避雷器共同安装在一个开关柜内，检修人员在工作过程中，触碰到带电的避雷器上部接线处，造成人员触电伤亡。是造成本次事故的直接原因和主要原因。.警钟长鸣（二）赣东北供电公司安全责任制落实不到位，技术管理不到位，技改工程组织管理不细、管理流程走过场，设计单位工作不实，运行管理不严格，新设备交接验收不 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等问题是造成本次事故的重要原因。1.生产技术管理粗放、责任制不落实。对设计、施工、监理单位存在的问题未及时发现和提出整改要求。运行管理不严格，验收把关不严，在组织对10kVⅠ段母线设备的竣工验收过程中，未能及时发现10kV母线电压互感器柜内一次接线与设计不符的错误。2.电气一次主接线图编制、审核把关不严，不到现场进行核实，仅凭施工设计图为依据编制电气一次主接线，致使现场.警钟长鸣运行主接线图与10kV母线电压互感器柜内的避雷器一次接线不一致，为事故的发生留下重大隐患。3.设计把关不严，与供货方交底不细，主动与供货方沟通不够。（三）施工组织和现场安全管理、技术管理不到位，现场作业过程中危险点分析和控制弱化，安全意识不强是导致事故的直接原因。1.工作负责人徐××直接参加了设备的交接验收和安装，对电压互感器柜内避雷器接线应清楚，但安全意识淡薄，现场作业过程中危险点分析和控制弱化；现场勘查不仔细，未发现同处一室的避雷器带电，作为现场工作的组织和监护者，其直.警钟长鸣接参与工作，冒险组织作业，工作失职。2.现场施工方案简单，在开关柜安装过程中未能及时发现设备外壳上标示的接线图与施工设计图不一致，在现场到货验收及三级自检过程中，也未能发现10kV母线电压互感器柜内一次接线的错误。3.此次工作的工作票签发人彭××安全责任心差，对现场勘查不够仔细，未发现主接线图与现场实际不相符，避雷器未停电，接地措施不到位。（四）变电站管理不严，运行人员责任心不强，设备巡视检查不认真，未能及时发现厂家高压开关柜上接线图与变电站电气一次主接线图不符的问题。工作许可人对设备停电后的验.警钟长鸣电工作不到位，验电范围不全面，未能验明电压互感器柜内的避雷器带电，且未补充实施接地安全措施，是造成本次事故的直接原因。（五）监理单位未能认真履行工程监理职责，在组织对开关柜现场验收及安装施工过程中，监督把关不严，未能发现电电压互感器设备接线错误等安全隐患是造成本次事故的次要原因。.警钟长鸣触电事故现场示意图.安全第一预防为主案例六2009年8月9日，青海海东供电公司变电运行工区在110kV川口变电站进行线路带电显示装置检查工作中，一名工作人员触电死亡。事故简要经过：2009年8月7日，海东供电公司变电运行工区安排综合服务班进行110kV川口变电站微机五防系统检查及1lOkV、35kV线路带电显示装置检查工作。当日，工区副主任王××签发了一张变电第二种工作票，工作内容为“保护室微机五防机装置检查；室外110kV、35kV设备区防误锁检查，线路带电显示装置检查”， 计划 项目进度计划表范例计划下载计划下载计划下载课程教学计划下载 工作时间为2009年8月9日8时30分～2009年8月9日21时00分。8月9日9时50分，综合服务班班长、.安全第一预防为主该项工作负责人曹×与工作班成员赵××(死者)来到川口变电站。10时10分，工作许可人张××办理了由曹×负责的200908004号第二种工作票，并在现场向曹×、赵××交代了安全措施、注意事项及补充安全措施后(工作票中补充安全措施为：①35kV川米联线线路带电，562隔离开关为带电设备，已在562隔离开关处设围栏，并挂“止步，高压危险”标示牌2块；②工作中加强监护，工作只限在110、35kV设备区防误锁及线路带电显示装置处，严禁误登带电设备)，工作许可人与工作负责人双方确认签名，工作许可手续履行完毕。工作班成员赵××未在工作票上确认签名，随即两人开始工作。13时15分，两人对川米联线线路高压带电显示装置控制器检查完毕，判断控制器内.安全第一预防为主MCU微处理机元件存在缺陷且无法消除，曹×决定结束工作，并与赵××一同离开设备区。两人到达主控楼门厅，曹×上楼去办理工作票终结手续，赵××留在楼下。随后，赵××单独返回工作现场，跨越安全围栏，攀登挂有“禁止攀登，高压危险!”标示牌的爬梯，登上35kV川米联线562隔离开关构架。13时30分，赵××因与带电的562隔离开关C相线路侧触头安全距离不够，发生触电后从构架上坠落至地面。站内人员发现后立即联系车辆将伤者送往解放军第四医院救治。19时30分，经抢救无效死亡。.安全第一预防为主35kV川米联线562隔离开关构架现场示意图禁止攀登高压危险35kV米联线线路侧带电止步高压危险止步高压危险.安全第一预防为主事故原因分析１．工作票填写、签发不细致、不规范，安全措施填写不全，违反了《安规》6.3.11.1b“确认工作票上所填安全措施是否正确完备”的规定。２.工作负责人未履行现场安全交底确认签字手续，违反了《安规》6.3.11.2.c“工作负责人（监护人）工作前，对工作班成员进行工作任务、安全措施、技术措施交底和危险点告知，并确认每个工作班成员都已签名”的规定。３.作业人员安全意识淡薄，自我保护意识不强，无人监护的情况下擅自单独返回工作现场，跨越安全围栏，攀登挂有“禁止攀登，高压危险!”标示牌的爬梯。违反了《安规》7.5.5禁止越过遮拦的规定。.安全第一预防为主４.高处作业未使用安全带，违反了《安规》18.1.9“高处作业人员在作业过程中，应随时检查安全带是否拴牢。高处作业人员在转移作业位置时不得失去安全保护”的规定。.安全第一预防为主案例七2009年4月8日，安徽蚌埠供电公司220kV凤阳变电站进行断路器倒闸操作过程中，发生带电合接地隔离开关事故。事故前运行方式：220kV风阳变电站l号、2号主变压器正常运行；220kV母线正常运行方式，母联运行；11OkV母联500断路器热备用，501、541、545断路器运行于Ⅰ段母线，502、544断路器运行于Ⅱ段母线，540断路器冷备用，543断路器检修。110kV临淮变电站llOkV蚌临线经564断路器送11OkVⅠ段母线，11OkV凤临线经545断路器送110kVⅡ段母线，110kV母联570断路器热备用。.安全第一预防为主11OkV母联500热备用，501、541、545开关运行于Ⅰ段母线，502、544开关运行于Ⅱ段母线，540开关冷备用，543开关检修。110kV临淮变电站llOkV蚌临线经564断路器送11OkVⅠ段母线，11OkV凤临线经545断路器送110kVⅡ段母线，110kV母联570开关热备用.安全第一预防为主事故后运行方式：220kV凤阳变电站110kV旁路540断路器代风临545断路器操作完成(占Ⅰ段母线)、545断路器尚处于冷备用状态时，540断路器跳闸，其余为事故前方式。1lOkV临淮变电站1lOkV备自投动作，跳开凤临线545断路器，合上母联570断路器，1lOkV蚌临线经564断路器带llOkVⅠ段、Ⅱ段母线运行。2009年4月8日，220kV风阳变电站当值值班员吴×(监护人)、周××(操作人)，于7时40分进行“540代545断路器运行，545断路器运行转检修”的旁代操作。周××对照完成审核的操.安全第一预防为主作票，在微机闭锁专用电脑里制作好程序钥匙后，两人在一次模拟图上预演正确，开始操作。9时30分，执行完0904070016操作票前64项，545断路器已转为冷备用。在吴×监护下周××在5453隔离开关线路侧带电设备上确认验电器完好。执行第65项“在110kV凤临线5453隔离开关开关侧验明三相确无电压”，吴×站在5453隔离开关南侧进行监护，周××站在5453隔离开关和545断路器之间，复令后开始验电，确认隔离开关开关侧无电；随后周××开始收验电器，吴×走到5453隔离开关的接地开关操作把手前(5450接地开关与54530接地开关操作把手同杆但相差90。)，接着吴×在未仔细核对设备双重名称的情况下，手持程序钥匙插人5450接地开关的挂锁中(本应插在54530接地开关.安全第一预防为主挂锁中)，但在插入程序钥匙的同时，5450接地开关的挂锁锁鼻和锁身发生断离，程序钥匙语音尚未发出提示声，吴×误以为开锁程序正确，只是挂锁损坏。锁具开启后，周××将操作杆放置到“5450接地开关”操作手柄上，执行第66项“合上110kV凤临线5-4530接地开关”，吴×下令“合闸”，周××(个人安全防护措施齐全，戴绝缘手套、安全帽，穿棉布工作服、绝缘鞋)也未再次确认设备编号随即操作，造成5450接地开关刀口发生弧光放电，540断路器跳闸，人员未受伤。发生事故后，蚌埠供电公司相关部门立即赶到现场进行检查，开展事故调查、处理，8日晚2l时左右，540断路器转热备用，23时25分恢复运行，事故未造成电量损失。同时，对5450接地开关五防锁具进行了.安全第一预防为主更换。事故原因分析１.监护人在操作人验电后，未认真核对设备双重名称，用电脑钥匙与错误的五防闭锁锁具对位，当锁环断落失效时没有仔细查明原因、重新核对操作设备，而是盲目认为对位正确，立即下令操作人操作，导致了误操作。２.监护人在操作过程中，不仅没有真正把监护职责履行到位，还违章直接参与并实施错误的操作。３.操作人和监护人均没有认真执行防止电气误操作“把六关” 制度 关于办公室下班关闭电源制度矿山事故隐患举报和奖励制度制度下载人事管理制度doc盘点制度下载 。操作人在锁具失效时没有核对操作设备，接受监护人错误的操作命令后自己也没有核对设备位置就盲目操作。.安全第一预防为主４.微机闭锁系统的日常硬件维护工作质量不高，检查、维护不够全面认真，对于5450接地开关闭锁锁具存在的缺陷没有及时发现并消缺，锁具损坏失去把关作用。案例四2010年8月16日，陕西西安供电局一名职工在浐灞新城客户工地查看10kV高压柜内设备时，柜内最外侧A相母线对其头部放电，导致其触电死亡。事故简要经过：2010年8月16日9时，普华（客户在建工程，未供电）项目部工作人员刘X到西安供电局联系当事人张XX前去进行计量前期勘察工作。按照当日工作安排，张XX与计量中心马X计划去西安市大兴路城市综合改造工作协调领导小组办公室.安全第一预防为主新装供电客户处工作，于是张XX与刘X初步约定视当天工作完成情况再行联系。14时30分左右，刘X再次来到办公室找到张XX，等至15时左右，张XX与刘X乘该公司车辆前往普华现场。途中15时12分，张XX在车上电话告知班长贾X说自己正前往普华工地。15时40分，勘察完现场后，张XX要求刘X开车送其到浐灞新城工地。到达后，浐灞新城电工阎XX带领张XX来到高压计量柜前，由阎XX打开高压计量柜门，张XX站在柜前俯身察看柜内设备。因设备处于空旷地带，风力较大，大风将柜门向柜体方向吹动，并碰触到张XX，致其身体倒向柜内设备，造成高压计量柜最外侧A相母线对头部放电，导致触电死亡，时间为15时57分。高压计量柜型号为HXGN-12，电压等级为10kV，出厂日期.安全第一预防为主2010年5月21日。柜内设备的布置由上到下依次为10kV母线、lOkV电流互感器、隔离开关、熔断器、10kV电压互感器。1OkV电气设备相序由外到内依次为A相、B相、C相。10kV母线对地距离最低为1.6m，隔离开关静触头对地距离为0.65m。事故原因分析1.业扩报装管理粗放，验收供电环节存在较大漏洞，新安装设备验收供电前，高压柜母线已带电，违反了验收合格后送电的程序。2.现场工作未履行工作票制度，作业人员工作中随意性大，随便打开带电设备门。3.现场缺乏有效的安全监护，违章行为没有得到有效的制.安全第一预防为主止。4.大风的情况下未采取防止柜门碰触人体，可能导致现场验收人员身体失控的有效措施。5.验收人员没有与带电体保持足够的安全距离，带电体没有做好有效的防护隔离。案例五2009年5月15日，湖南常德电业局电厂留守处在1lOkV桃源变电站进行lOkV设备年检时，一名工作人员触电死亡。事故简要经过：2009年5月11—15日，湖南常德电业局电厂留守处(原常德电厂为湖南省电力工业局直属单位，1982年经省经委和省电力.安全第一预防为主局决定划归常德电业局，1983年关停后改为电厂留守处，承担常德电业局所属县电力局110kV变电站的检修工作)按计划对1lOkV桃源变电站设备进行年检、例行试验。5月15日，进行lOkVⅡ段部分设备年检，办理了“开关班0905004”第一种工作票，主要工作任务为：lOkV桃建线314、桃南线312、桃杰线308、桃北线306、桃天线302开关柜小修、例行试验和保护全检，桃南线312、桃杰线308、桃北线306、桃天线302开关柜温控器更换，3X24电压互感器本体小修和例行试验等。5月15日8时30分，桃源变电站运行人员操作完毕，312、308、306、3X24小车开关拉至试验位置，314、302小车开关拉至检修位置，合上3143-1、3123-1、3083-1、3063-1、3023-1接地开关，布置好各项安全.安全第一预防为主措施，工作许可人罗××在现场与工作负责人谭××进行安全措施确认后，许可“开关班0905004”第一种工作票开工。8时40分左右，工作负责人谭××对易××、刚×(死者)、张××、蔡××等9名工作人员进行工作交底，随后开始lOkVⅡ段母线设备年检作业。按照作业指导书分工，易××、刚×、张××、蔡××4人进行开关检修工作，其余人员进行高压试验和保护检验工作。工作开始后，工作负责人谭××安排易××进行312间隔检修，安排刚×进行314小车清扫。随后带蔡××、张××2人到屏后，由蔡××用开关柜专用内六角扳手打开302、306、308、312、314等5个间隔的后柜门，由张××进行柜内清扫，谭××回到屏前与高压试验人员交代相关事项。蔡××逐一打.安全第一预防为主开5个柜门后，把专用扳手随手放在312间隔的后柜门边的地上，随后到屏前协助易××进行312间隔检修。刚×完成314小车清扫工作后，自行走到屏后，移开拦住3X24后柜门的安全遮拦，用放在地上的专用扳手卸下3X24后柜门2颗螺丝，并打开后柜门准备进行清扫，9时06分，发生开关柜内带电母排B相对刚×人体放电，刚×被击倒在开关柜旁。在场的检修人员立即对刚×进行触电急救，并拨打120急救电话。9时38分，刚×经医院抢救无效死亡。事故原因分析1.刚×在未经工作负责人安排或许可的情况下，自行走到屏后，违反“严禁工作人员擅自移动或拆除遮拦和标示牌”.安全第一预防为主这一检修人员应具备的最为基本的要求，自行移开3X24电压互感器开关屏后所设安全遮栏，无视“止步，高压危险”警示，错误地打开3X24后柜门。a）工作人员刚×超越工作范围作业。违反了《安规》6.3.11.4.b“服从工作负责人（监护人）、专责监护人的指挥，严格遵守本规程和劳动纪律，在确定的作业范围内工作，对自己在工作中的行为负责，互相关心工作安全”。b）作业人员刚×擅自移动或拆除遮栏（围栏）、标示牌。违反《安规》7.5.8“禁止作业人员擅自移动或拆除遮栏（围栏）、标示牌”。c）工作人员刚×失去监护作业。违反了《安规》6.5.1.安全第一预防为主“工作许可手续完成后，工作负责人、专责监护人应向工作班成员交待工作内容、人员分工、带电部位和现场安全措施，进行危险点告知，并履行确认手续，工作班方可开始工作。工作负责人、专责监护人应始终在工作现场，对工作班人员的安全认真监护，及时纠正不安全的行为”。d)现场作业组织混乱，缺乏有效监护。工作票签发人对于多班组、多地点的作业，没有明确分工作负责人或针对屏前和屏后均有工作的情况增设相应的监护人。违反《安规》6.5.3“工作负责人、专责监护人应始终在工作现场。工作票签发人或工作负责人，应根据现场的安全条件、施工范围、工作需要等具体情况，增设专责监护人和确定被监护的人员”。.安全第一预防为主案例八2009年2月11日，天津高压供电公司500kV吴庄变电站因接地开关分闸不到位，造成带接地开关合隔离开关。吴庄变电站有500、220、35kV三个电压等级。其中500kV为3/2接线，变电站内共有500kV联变三组。当日3、5号主变压器正常运行，4号主变压器停电检修。事故发生时，正在进行4号主变压器恢复送电操作。事故简要经过：2009年2月10～11日，500kV吴庄变电站按计划进行4号主变压器综合检修，11日16时51分，综合检修工作结束。17时11分，对4号主变压器进行复电操作，进行模拟操作后正式操作，操作票共103项。17时56分，在操作到第72项“合.安全第一预防为主上5021-l”隔离开关时，5021-1隔离开关A相发生弧光短路，500kV-1母线母差保护动作，切除500kV-1母线所联的5011、5031、5041断路器。现场检查一次设备时发现：502l-17接地开关A相分闸不到位，5021-17接地开关A相接地动触头距静触头距离约lm。5021-1隔离开关A相均压环有放电痕迹，不影响设备运行，其他设备无异常。20时37分，进行复电操作，23时08分，操作完毕。事故原因分析事故直接原因是由于操作5021-17接地开关时A相分闸未到位，造成5021-1隔离开关带接地刀合主刀，引发500kV-1母线A相接地故障。.安全第一预防为主暴露问题：事故直接原因是由于操作5021-17接地开关时A相分闸未到位，造成5021-1隔离开关带接地刀合主刀，引发500kV-1母线A相接地故障。(1)操作人员责任心不强，未严格执行“倒闸操作六项把关规定”，未对接地开关位置进行逐相检查，未能及时发现5021-17接地开关A相未完全分开的情况。(2)5021-l、502l-17隔离开关为沈阳高压开关厂2004年产品，型号为GW6-550IIDW。该产品因操作机构卡涩，5021-17接地开关的A相分闸未完全到位。(3)5021-1、5021-17接地开关为一体式隔离开关。5021-l.安全第一预防为主与5021-17之间具有机械联锁功能，联锁为“双半圆板”方式。经现场检查发现5021-1接地开关A相主刀的半圆板与操作轴之间受力开焊，造成机械闭锁失效，导致带地刀送电。案例九2009年2月27日，河北衡水供电公司220kV衡水变电站进行35kVII母线送电操作时，带接地线送电。事故简要经过：2009年2月27日2l时53分，河北衡水供电公司220kV衡水变电站进行35kVII母线送电操作，合上312断路器时，警铃、喇叭响，35kV母差保护动作跳开312断路器。检查发现35kV301-2隔离开关开关侧接地线未拆除。衡水变电站35kV配电设备为室内双层布置，上下层之间有楼板，电气上经.安全第一预防为主套管连接。2月27日21时07分，衡水变电站值班员付××、马××执行“35kVⅡ母线由检修转运行”操作后，未将拆除的301-2隔离开关母线侧接地线(编号20号)拿走，而是放在网门外西侧。2l时20分，衡水变电站值班员吕×、李××执行“35kV母联301断路器由检修转热备用”操作。在拆除35kV母联断路器301-2隔离开关侧接地线(编号15号)时，想当然地认为该地线挂在2楼的穿墙套管至301-2隔离开关之间(实际挂在l楼的301断路器与穿墙套管之间)，二人即来到位于2楼的301间隔前，看到已有一组接地线放在网门外西侧(由于楼板阻隔视线，看不到实际位于1楼的接地线)，误认为应该由他们负责拆除的15号地线已拆除，也没有核对地线编号，操作人李××请示变电站领导(即.安全第一预防为主此项操作的监护人吕×)后，输人密码完成五防闭锁程序，并记录该项工作结束，造成301-2隔离开关开关侧地线漏拆。导致合312断路器送电时，带地线送电。事故暴露的问题(1)现场操作人员在操作中未核对地线编号，误将已拆除的301-2母线侧接地线认为是301-2断路器侧接地线，随意使用解锁程序，致使挂在301-2隔离开关断路器侧的15号接地线漏拆，这是造成事故的直接原因。暴露出现场操作人员责任心不强，安全意识淡薄，执行规章制度不严格，习惯性违章严重，态度极不认真，工作极不负责。(2)设备送电前，拆除所有安全措施后未清点接地线组数，.安全第一预防为主也没有到现场对该回路进行全面检查，把关不严，是事故发生的主要原因。暴露出相关人员对带接地线合闸的风险认识不足，重视不够，把关不严。(3)该变电站未将跳步密码视同解锁钥匙进行管理，致使值班员能够随意使用解锁程序，使五防装置形同虚设，是事故发生的又一重要原因。暴露出该变电站对跳步密码的管理很不严格，防误管理存在严重漏洞。(4)操作票上未注明接地线挂接的确切位置，未能引导工作人员到达接地线挂接的准确位置；由于楼板阻隔视线，看不到实际位于1楼的接地线，加之拆除的301-2隔离开关母线侧接地线没有拿走，而且就放在网门前，客观上造成后续操作人员.安全第一预防为主判断失误，是事故发生的重要诱因。暴露出衡水供电公司在落实上级要求和规章制度上存在层层衰减、层层弱化的现象。案例十2009年3月9日，宁夏银川供电局220kV平吉堡变电站进行吉沙线停电操作过程中，发生llOkV母线带电挂接地线事故。事故简要经过：按检修计划，2009年3月9日8时00分～20时00分，平吉堡变电站吉沙线13113间隔停电，开展更换电流互感器工作。9时56分，吉沙线13113断路器由运行转冷备用完毕，10时19分，操作人陈××、监护人王×开始进行吉沙线13113断路器由冷备用转检修操作。10时36分，11OkV母差保护动作。同时，110kVI段.安全第一预防为主母线所带元件：共铸线13111断路器、吉连二回线13112断路器、吉炼线13114断路器、吉橡线13116断路器、银牵二回线13118断路器、1号主变压器中压侧13101断路器、3号主变压器中压侧13103断路器、1lOkV母联13100断路器分闸，110kVI段母线失压。事故原因分析：操作人陈××、监护人王×在进行吉沙线13113-1隔离开关的断路器侧悬挂接地线操作时，监护人王×低头去协助操作人拿接地线，而操作人陈××在没有核对接地线应装设的位置，同时又失去监护的情况下，将6号接地线挂向13113-1隔离开关母线侧B相引流处，引起110kVI段母线对地放电，造成110kV.安全第一预防为主母差保护动作。此次事故造成110kVⅠ段母线停电12分钟，Ⅰ段母线所带的5回出线中止供电。其中两回出线没有负荷损失(吉炼线13114断路器为瞬间停电，用户侧110kV备自投动作后炼油变电站恢复供电；吉连二回线13112断路器负荷由13122断路器吉连一回线供电)，银牵二回线13118断路器中止供电13分钟、共铸线13111断路器中止供电15分钟、吉橡线13116断路器中止供电15分钟。共计损失负荷47.75MW，少送电量0.95万kWh。事故处理情况：事故发生后，现场检查13113-1隔离开关母线侧B相引流线有放电痕迹，但不影响设备运行，其他设备无异常。10时41分，地调调度员向中调申请用1号主变压器13101断路器向110kVI段.安全第一预防为主母线充电。10时48分，110kVI段母线恢复送电。10时51分，13118断路器银牵二线、13111断路器共铸线、13112断路器吉连二线、13114断路器吉炼线、13116断路器吉橡线依次恢复送电。10时52分，110kVI段母线恢复正常运行方式。事故暴露问题：(1)操作人员在操作过程中违反操作规程，没有认真核对接地线应装设的位置，在失去监护的情况下错误操作，引起母线短路。(2)监护人未履行监护职责，在负责监护中做了与监护职责无关的事情，导致操作人进行了没有监护的倒闸操作。(3)在此次操作中，用接地线代替接地开关的方式存在安.安全第一预防为主全管理隐患，特别是在操作中接地线随意放置，没有规范要求。.安全第一预防为主案例十一2009年3月12日，四川眉山公司220kV镇江变电站lOkV断路器由热备用转冷备用操作时，发生带电合接地开关事故。事故简要经过：2009年3月12日10时03分，四川眉山公司镇江变电站当值值班负责人王×在审核操作票后，操作人袁×、监护人姚××执行09016号操作票(操作任务：10kV1号电容器961断路器由热备用转冷备用)，操作第5项“拉开1号电容器9611隔离开关”后，检查隔离开关操作把手和隔离开关分合闸指示均在分闸位置，但未认真检查隔离开关触头实际位置，操作完毕后向眉山调度张××作了汇报。10时30分，镇江变电站当值值班负责人王×审核后，操作人袁×、监护人姚××执行.安全第一预防为主09017号操作票(操作任务：根据建J03—12号第一种工作票补做安全措施)第3项“合上1号电容器96110接地开关”时，造成三相接地短路。同时，三相接地短路弧光造成lOkV1号电容器961开关后柜门弹开并触及2号主变压器lOkV母线桥A相，造成2号主变压器差动保护动作，202断路器、102断路器、902断路器跳闸，1lOkVⅡ段母线、lOkVⅡ段母线停电，镇江变电站所供110kV变电站备自投装置均正确动作，未造成负荷损失。经全面检查和试验，2号主变压器于15时45分充电正常，16时01分，10kVⅡ段母线带电运行正常。事故原因分析：造成三相接地短路的原因是9611隔离开关传动轴弯曲变形，.安全第一预防为主虽9611隔离开关操作把手和隔离开关分合闸指示均在分位，但9611隔离开关位置仍在合位。扩大原因是三相接地短路弧光造成lOkV1号电容器961开关后柜门弹开并触及2号主变压器10kV母线桥A相，造成2号主变压器差动保护动作，202、102、902断路器跳闸，110kVⅡ段母线、10kVⅡ段母线停电。事故暴露问题：(1)设备质量存在问题，防误操作技术措施不完善。220kV镇江变电站10kV1号电容器961间隔仅在961开关与9613隔离开关间装设了带电显示装置，防误操作的技术措施不完善。同时，由于设备质量存在问题，在操作中造成9611隔离开关传动轴弯曲变形，给事故的发生埋下重大隐患。.安全第一预防为主(2)安全生产执行力不强，落实防范措施不到位，没有认真吸取历史上恶性误操作事故教训，未认真检查倒闸操作后的实际位置，倒闸操作把六关执行不到位。(3)变电运行管理严重滑坡，变电运行管理工作不到位。对简单倒闸操作没有引起足够重视，缺乏有效的双重监护和管理到位制度。.