[简答题]某水电厂“ 8 · 18 ”运行人员误操作导致 2 号发电机组停运事故。
事故前运行方式:
8 月 18 日,超高压公司某电厂 2 号机组误停机前,电厂的运行方式为: 22OkV 母线联络运行, I 母带 1 、 2 号机组、鲁马 I 线、 5 号联络变压器运行, II母带 3 、 4 机组、鲁马 I 线运行,总负荷 360MW , 鲁罗工线、 II线热备用。 1l0kV 鲁罗线热备用, 11OkV 鲁兴线运行。
事故经过、扩大、处理情况:
1 ) 14 时 58 分总调调度员令:停 1 号机组,鲁厂定负荷 280MW 运行。
2 ) 15 时 04 分鲁厂值班员用计算机控制方式将 l 号发电机负荷减至 OMW 后,发出停机命令。
3 ) 15 时 08 分 19 秒因 1 号主变压器中性点接地开关( 180 )合闸位置转换开关接触不良,造成计算机显示 180 指示不正确,计算机停机控制程序退出。 l 号发电机出口断路器 201 未断开;值班员此时判断为 1 号机组停机程序退出,未发出停机令。
4 ) 15 时 08 分 36 秒鲁厂值班员将控制方式切至“ CMB ”控制,手动发 l 号机停机令。
5 )15时 09 分鲁厂值班员在 CMB 盘上准备再次停 1 号机组,却手动误发停 2 号机组的命令;随即意识到错误,马上跑到 2 号机组现场操作柜,手动操作将 2 号机负荷恢复,约 10min 后,即15时 21 分, 2 号机顺序操作延时己到, 2 号机停机。
6 )15时 10 分 l 号机组与系统解列。
7 ) 15 时 21 分 2 号机组与系统解列。
8 )15时 27 分总调令鲁厂 2 号机组停稳后开启 2 号机组与系统并列。
9 ) 15 时 45 分鲁厂值班员用计算机控制方式将 2 号机组开启,与系统并列,汇报总调。

[简答题]某水电厂“ 8 · 18 ”运行人员误操作导致 2 号发电机组停运事故。
事故前运行方式:
8 月 18 日,超高压公司某电厂 2 号机组误停机前,电厂的运行方式为: 22OkV 母线联络运行, I 母带 1 、 2 号机组、鲁马 I 线、 5 号联络变压器运行, II母带 3 、 4 机组、鲁马 I 线运行,总负荷 360MW , 鲁罗工线、 II线热备用。 1l0kV 鲁罗线热备用, 11OkV 鲁兴线运行。
事故经过、扩大、处理情况: ( 1 ) 14 时 58 分总调调度员令:停 1 号机组,鲁厂定负荷 280MW 运行。 ( 2 ) 15 时 04 分鲁厂值班员用计算机控制方式将 l 号发电机负荷减至 OMW 后,发出停机命令。 ( 3 ) 15 时 08 分 19 秒因 1 号主变压器中性点接地开关( 180 )合闸位置转换开关接触不良,造成计算机显示 180 指示不正确,计算机停机控制程序退出。 l 号发电机出口断路器 201 未断开;值班员此时判断为 1 号机组停机程序退出,未发出停机令。 ( 4 ) 15 时 08 分 36 秒鲁厂值班员将控制方式切至“ CMB ”控制,手动发 l 号机停机令。 ( 5 )15时 09 分鲁厂值班员在 CMB 盘上准备再次停 1 号机组,却手动误发停 2 号机组的命令;随即意识到错误,马上跑到 2 号机组现场操作柜,手动操作将 2 号机负荷恢复,约 10min 后,即15时 21 分, 2 号机顺序操作延时己到, 2 号机停机。 ( 6 )15时 10 分 l 号机组与系统解列。 ( 7 ) 15 时 21 分 2 号机组与系统解列。 ( 8 )15时 27 分总调令鲁厂 2 号机组停稳后开启 2 号机组与系统并列。 ( 9 ) 15 时 45 分鲁厂值班员用计算机控制方式将 2 号机组开启,与系统并列,汇报总调。

[简答题]某供电局“10·18”带电合接地开关导致线路保护动作跳闸的恶性误操作事故。
事故前运行方式:
某供电局曼外开闭所 10kV 母联 012 断路器断开, 10kVI 、II段母线分段运行,110kV 城南变电站10kV 城外联 I 回线 0113 断路器供曼外开闭所 I 段母线, 110kV 城南变电站10kV 城外联II回线 0206 断路器供曼外开闭所II 段母线。 10kV 城外联I回线和城外联II回线为同杆(塔)双回,曼斗公用变压器 T 接于 10kV 城外联 I 回线上。
事故经过:
10月18日19时29分,供电局地调调度员接用户报告:曼斗公用变压器喷油故障。调度员接到报告后,立即安排和落实具体停电时间和抢修方案,随后即通知变电管理所集控站当班负责人故障情况、抢修停电范围及所要求的安全措施,将110kV城南变10kV城外联I 回 0113 线路转检修,曼外开闭所城外联 I 回 052 线路转检修。 18 日 22 时 10 分地调通知变电管理所变运班(操作队)准备开始操作,而操作组组长马某向集控站报告:曼外开闭所城外联 I 回线路出线侧 05267 接地开关因施工堆有土方,不能正常操作,无法挂接地线,只能合城外联 I 回线开关柜内线路侧 05227 接地开关。 19 日 0 时 12 分,变运班操作人员张某(监护人)、黄某(操作人)到达曼外开闭所,并根据集控站的命令开始进行操作。 19 日 0时 28 分,地调令集控站值班负责人周某将曼外开闭所 10kV052 城外联工回线由运行转冷备用。集控站周某传令在曼外开闭所现场的变电运行班张某将曼外开闭所 10kV 052 城外联 I 回线由运行转冷备用。张某在接到命令后误复诵为:将 10kV 曼外开闭所城外联 I 回 052 断路器由运行转检修。随即张某即叫黄某进行 052 断路器转检修的操作,当操作到将 05227 接地开关合上时,由于当时线路侧带电,操作人员未认真核实线路是否带电,即将 05227 接地开关合上,构成一起带电合接接地开关闸的恶性误操作事故。事故造成 110kV 城南变城外联 I 回线 0113 断路器过电流保护动作跳闸, 05227 接地开关 C 相触头(动触头)烧坏。

[简答题]某供电局“2·19”带接地开关合隔离开关,导致母差保护动作跳闸的恶性误操作事故。
事故前运行方式:
事故前,某供电局青山变电站220kV母联212断路器联络I、II组母线运行,I、II组母线 TV 运行,旁路215 断路器代供青陆线286断路器,青陆286断路器停运(青陆线2861隔离开关停电检修)。 220kV青东 I 回281断路器、青弥线283断路器、罗青线断路器、1号主变压器高压侧201断路器挂 I 组母线运行,青东II回 282 断路器、鲁青线284断路器、旁路215断路器、2号主变压器高压侧202断路器挂II组母线运行。
事故经过:
2月19日20时25分,某供电局青山变电站 220kVII段母差保护动作,母联212断路器、青东II回282 断路器、鲁青线284断路器、旁路215断路器(代青陆线286 断路器)、2号主变202断路器跳闸。同时东郊变电站220kV青东II回266断路器高频保护动作跳闸,故障测距44km 。16时55分检修2861隔离开关工作结束后,运行人员张某、何某 17 时 00 分受令拆除220kV青陆线2861隔离开关的安全措施,即拉开21217和28617 两把接地开关,张某和何某按照拟定的操作票进行操作,当断开21217接地开关后,来到青陆线28617接地开关前,张某唱票结束,何某复诵后,张某看见何某开始操作28617接地开关,就去拆安全围栏绳,何某操作完毕后未检查28617接地开关的位置(操作前接因验收 28617接地开关,曾多次试验分合,操作前的28617接地开关实际已处于分闸位置,操作时反而将28617接地开关合上)。 20 时17分李某和张某受令操作220kV青陆线286断路器恢复运行,旁路215断路器停运,当操作到第10项:合上青陆线 2862 接地开关时(20 时 25分)发出一声炸响,220kVII段母差动作将II母上的断路器全部跳闸,经检查发现青陆线28617接地开关在合闸位置。经再检查,保护动作均正确,其他设备均无异常。 20时50 分接省调命令断开220kV青陆线28617接地开关,21时45分合上青东II回282断路器对II段母线充电正常,22 时44分事故处理全部结束,并恢复正常供电。

[简答题]某供电分公司500kV曲江站“3·l”带电合接地开关恶性误操作事故。
事故前运行方式:
事故前某地区用电负荷约 350MW(其中网电供 180MW ,小火电供 56MW,小水电供 100MW ) , 500kV 曲北线 320MW ,某电厂 10 号、机组通过 220kV 韶曲甲、乙线送出 220MW , 220kV 曲松线(供某钢厂)约 40MW 。 500kV 曲江站 220kV II母线检修,220kV韶曲甲、乙、丙线,曲芙甲、乙线,曲马线、曲松线及1号主变压器中压侧 2201 断路器在I 母线运行。
事故经过、扩大、处理情况:
3月1日18时57分某供电分公司500kV 曲江站 220kV 母差保护动作,跳开运行在 220kVI母线上的韶曲甲线、韶曲乙线、韶曲丙线、曲芙甲线、曲芙乙线、曲马线、1号主变压器中压侧断路器,曲松线断路器没有跳闸。220kV 芙蓉站曲芙甲线、乙线 A 、B相高频保护动作,A 相断路器跳闸,重合成功。220kV马坝站曲马线 A 、B 相高频距离零序保护动作,A 相断路器跳闸,重合成功。220kV韶钢松山站曲松线距离保护I段保护动作,断路器跳闸。事故当天,曲江站2 号变压器扩建施工,220kVII母线停电配合。工作结束后,18 时46分调度下综合令, 220kVII母线由检修状态转为运行状态。18 时 56 分曲江站技术专责黄某检查母联间隔时,途经221丁00接地开关时,发现该接地开关五防锁的卡销有 1 / 3 顶在槽外面,卡销未进入槽内,没有完全固定锁住,黄某继续检查发现 221丁00接地开关翘起来,且A相接地开关较其他相接地开关偏高,认为有可能影响安全运行,就擅自拿来接地开关摇把,意图把221丁00接地开关向“合”的方向稍动摇松再摇下来平放,但由于操作不当、用力过大,瞬时造成 A 相母线静触头对 A 相接地开关单相放电短路,引起 220kV 母差保护动作。事故处理过程中,运行人员未按地调命令执行,延误了该厂的事故处理。

[简答题]某供电局500kV 福泉变“3·6”测控单元误出口,造成恶性误操作事故。
事故前运行方式:
500kV 安天线施工,贵州电网单独运行,网内火电除清电 3 号机备用,水电普定 2 台机热备用外,其余机组均挂网运行。盘电 4、5号机经 220kV 盘一兴一天线并天生桥运行,凯电 4 号机并湖南网运行,全网开机容量约 5300MW (火电 4600MW ,水电700MW ) ,系统总有功负荷约为 4700MW 。东部 500kV 福泉一铜仁变与 220kV 玉屏一凯里变电磁环网运行。 3 月 6 日,500kV 福泉变 4 、 l 、 2 号主变压器运行,3 主变压器处于检修状态( 213 断路器和 2131 、2132 、2133 、2137 隔离开关处于分闸位置,21329 、21339 接地开关处于合闸位置)。
220kVI(III)母上运行元件:福凯 I 回 203 、福剑 205 、4 号主变压器 214 、1 号主变压器 211 ,220kV II母运行元件:福凯II回 204 、福都 208 、2 主变压器 212 。母联断路器 210 、220 运行,分段断路器 240 冷备用,福筑 II 司 201 在 I 母热备用、福筑 II 回 202 在IV母热备用、旁路 270 在II母热备用, 220kV IV 母带电运行。
事故前,福泉变 500kV 母线电压535kV ,220kV 母线电压232kV ,4 号主变压器从 500kV 下网负荷 312MW ,福凯双回送出有功共 26MW 、福剑 205 送出有功 75MW 、福都 208 送出有功 76MW , l 、 2 主变压器下网有功共 130MW 。
事故的经过、扩大、处理情况:
3 月 2 日,在直流接地过程中,3 号主变压器 213 断路器与母线分段 240 断路器在无故障情况同时跳闸,故将 3 号主变压器间隔停电转检修, 240 断路器转热备用,作事故后检查处理。事故后己查明, 240 断路器跳闸回路因基建遗留电缆直接接地和213 断路器第1组跳闸出口继电器启动电压过低,导致两个断路器在直流接地过程中同时跳闸。有鉴于此,省公司安生部要求某供电局对投运不久的 240 和 213 间隔相关回路作进一步的回路清理,以避免类似情况再次发生。
3 月 6 日,继电保护班及远动班潘某等共3名工作人员对处于检修状态的 3 号主变压器 213 断路器间隔的二次回路清理和直流绝缘检查,并对 213 断路器间隔测控装置发告警信号进行处理(第一种工作票,编号 0019803 ) ,工作地点为 3 主变压器保护控制小室。事故发生前,福泉变主控室共3名运行人员,其中2人在监控机旁监盘,没有进行任何操作,另 1 人在主控室旁的站长室整理培训资料。当日 15 时 20 分左右,继电保护班潘某等 2 名工作人员在 3 号主变压器保护屏后对照图纸,检查保护回路,主要目的是检查 3 号主变压器保护二次回路端子接线是否有多余电缆接线;远动工作人员关某在 3 号主变压器测控柜(柜型号 GCS 工30lB-301 / JS)前工作,对柜内 213 断路器间隔测控装置(装置型号 CS130lB ,北京四方产品。)告警异常(发“ BADDRV ”告警信息、意为“开出监测不响应”)进行故障诊断和处理。在关某拔插测控装置中的逆变电源插件和CPU插件的过程中,开关场突然传来异常声响,地面发生振动,主变压器小室内照明全部消失。3名工作人员立即停止工作,撤离工作现场。与此同时(15时 21 分),福泉变主控室内预告、事故警铃响,所有交流照明消失, 2 号监控机掉电, 1 号监控上传大量报文信息。
经运行人员检查,所发故障信息主要有:后备 CPU1 告警总、 4 主变压器 220kV 侧 214 断路器跳闸、福凯 I 回 203 断路器跳闸、福剑 205 断路器跳闸、 2 号主变压器 220kV 侧 211 断路器跳闸、 I 、II母母联 2 10 断路器跳闸、 II、IV母母联 220 断路器跳闸、 220kV 母差保护B相比率差动动作、 220kV 所有母线 TV 失压、监控系统 B 网中断等。检查 220kV 母差保护屏,有“ TV 断线、隔离开关变位、跳 I 母、闭锁开放”红色信号灯亮, " I母异常、II母异常、断线、异常”信号灯亮,L2、L5、L9、L10、L11、Lk 、Ln 出口指示红灯亮。另外,1 、2 、4号主变压器风冷全停,电容器 061 、 063 、 064 、 065 、 066 、 067 、站用变压器 401 断路器失压跳闸。
与此同时,贵阳电厂9号机组、安顺电厂1号机组、凯里电厂1 、3 号机组因故跳闸(原因说明见后)。电网频率由事故瞬间的高频率51.6Hz ,降到48 . 91Hz ,电网低频率减负荷动作,加上福泉变 1、2 号变压器的跳闸,共切负荷 401 MW 。由于备用容量充足,中调即通知各地恢复低频率所切负荷。贵电9号机、安电1号机和凯电1 、3 号机也相继并网。经值班人员现场检查发现,220kV开关场内3号主变压器 2131 隔离开关己在未作任何人为操作的情况下自动合闸,但未完全合到位(行程约 90 % ) ,动、静触头均已被电弧烧坏(事故调查组在调查过程中还发现213 断路器也同时被合上)。值班人员立即将事故情况向中调进行汇报。
事故发生时, 220kV 线路对侧凯里变福凯双回203 、204 、剑江变福剑 205 、某变福都208 断路器,均为距离保护II段动作跳闸。

[简答题]某供电局 35kV 南昌变电站“11·29”带负荷拉隔离开关恶性电气误操作事故。
事故前运行方式:
某供电局 35kV 南昌站 2 号主变压器运行,由于 35kV 洋青变电站改造工程的需要,洋青变电站 35kV 青昌线断路器拆除,因此,35kV 南昌变电站青昌线由 11OkV 新桥站经 35kV 遂洋线 T 接入青昌线运行,35kV 杨南线 311 断路器处于热备用状态。
事故经过:
2006年11月29日16时04分,某遂溪供电局输电部报 35kV遂洋线 5 号杆 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 南昌站值班长全某“断开35kV青昌线 312 断路器,合上 35kV 杨南线 311断路器”。由于杨南线 311 断路器的 KK 开关有卡死现象,值班长全某和值班员卜某在断路器机构箱处手动操作合闸接触器,合上 35kV 杨南线 311 断路器。16时33分,全某返回主控室报调度操作完毕,调度即令值班长全某“将青昌线 312 断路器由热备用转为检修”,并重复“是将 312 由热备用转为线路检修”。全某接令后将这次的操作任务告诉值班员卜某,当时卜某正在处理杨南线 311 断路器 KK 开关故障,叫全某等一下。值班长全某想抓紧时间完成操作任务,未要求值班员卜某停止处理杨南线 311 断路器 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,由于全某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 杨南线线路侧 3114 隔离开关,造成 35kV 杨柑站杨南线 311 断路器过流跳闸、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,现场检查杨南线线路侧 3114 隔离开关轻微烧伤。

[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]某供电局 220kV官埭变电站“9·29”带负荷拉隔离开关恶性电气误操作事故。
事故前运行方式:
22OkV 官埭站 22OkV母线并列运行, 220kV官红甲线、厂官甲线、1号主变压器挂 22OkVI 段母线,22OkV官红乙线、厂官乙线、上官线、 2 号主变压器挂 22OkVII段母线;1、2号主变压器分列运行,1号主变压器供电10kVI段母线 2号主变压器供电 10kVII段母线; 110kV 广兴变电站由 110kV官广线供电;110kV长厦变电站2号主变压器由 110kV 广长甲线供电; 11OkV 高新变电站 l 号主变压器由 11OkV 官东线供电, 2 号主变压器由 110kV 官龙线供电; 11OkV 珠辛变电站 2 号主变压器由 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 断路器正常运行(配合 220kV 旁路 2030 断路器综自改造启动方案)”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 隔离开关在合闸位置”时,发现 23542 隔离开关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,电动遥分该隔离开关后,又将 23542 隔离开关遥合,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隔离开关口放电现象,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隔离开关,但过分紧张误按 23541 隔离开关按钮,造成带负荷拉 23541 隔离开关,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号主变压器高压侧断路器,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 隔离开关触头烧损。损失负荷 17.49万kW,少供电量13.5万kWh。

[简答题]11OkV鹤洲站带电合接地开关恶性电气误操作事故。
事故前运行方式:
Ll0kV 鹤洲站、榕益站、白蕉站和井岸站 ll0kV II母线由11OkV红旗站红鹤线122号断路器供电。鹤洲站除110kV鹤榕线125断路器在运行状态外,全站其他设备均已停电。鹤洲站微机五防装置因站用电停电退出运行,需使用解锁用具对断路器、隔离开关进行解锁操作。
事故经过:
2005年12月24日,鹤洲站按工作计划处理 110kV 鹤榕线间隔 TA 的渗漏缺陷,需将 110kV 鹤榕线125断路器由运行转检修。11时10分,李某(监护人)、邝某(操作人)持操作票开始执行“110kV 鹤榕线 125 号断路器由运行转检修”的操作任务,当两人执行完“在 110kV 鹤榕线线路侧 1254 号隔离开关靠 TA 侧验明确无电压”(第 14 项)项目后,李某下达了“合上 110kV 鹤榕线 TA 侧 125C0 号接地开关”(第15项)命令,邝某正确复诵无误后,未核对设备名称、编号及位置,走到了 110kV 鹤榕线线路侧 12540 号接地开关机构旁边,同时也未核对五防编码锁编号,即用解锁钥匙打开了锁在 12540 号接地开关操作把手上的编号为“ 12540 ”的五防锁,此时李某未跟随操作人并监护其解锁过程,也未再次核对设备名称及编号,而是仍然站在 125C0 接地开关设备标示牌前。11时29分,邝某操作合上了 110kV 鹤榕线线路侧12540号接地开关,因线路带电,当接地开关的动触头接近带电静触头时,造成110kV鹤榕线三相接地短路,110kV红旗站红鹤线断路器距离保护I动作跳闸, 110kV白蕉站、110kV 榕益站和井岸站110kVII母线失压。井岸站 110kV 备自投动作成功,断开110kV白井线断路器,合上110kV母联100号断路器,恢复110kVII母线正常供电。
事故发生后,现场人员立即向地调报告。11时40分,调度员确认鹤洲站鹤榕线线路侧 12540号接地开关已拉开后,经遥控合上红旗站红鹤线断路器送电正常,线路恢复运行并恢复对白蕉站、榕益站供电。12时02分,井岸站恢复正常运行方式。经现场检查,事故造成鹤洲站鹤榕线 12540 号接地开关触头轻微灼伤、不影响运行,操作人员未受伤,损失负荷约 3.5万kW,损失电量约 0.642万kWh 。

[简答题]某供电分公司“3·29”施工人员误接线,造成主变压器被迫停运事故。
事故前运行方式:
3 月 29 日,某供电分公司 110kV 桂林洋变电站进行农网改造停电施工,内容包括主变压器10kV侧与新的10kV进线柜连接。施工结束后,21时30分主变压器三侧恢复送电。
事故经过:
21 时 45 分后,不断有用户打电话说电动机反转,站长吴某确认送电的相序有误后,立即汇报公司领导并立即联系调度,要求主变压器停电。22时08分,主变压器被迫停电,同时向省公司汇报事故情况。22 时40分左右,省公司生技部、基建部、安监部、中试所等部门先后到达事故现场,立即组织施工单位、制造厂家等单位进行分析,发现事故原因为:制造厂家人员在 3 月 14 日 10kV 进线柜现场就位时,发现 10kV 进线拒母线相序与主变压器 10kV 侧的母线桥引入穿墙导管相序不符,便将进线拒内 A 、C 相对调,但相序标识未更改。 3 月 29 日,负责安装连接的施工单位在连接时对原主变压器 10kV 侧的母线桥 A 、 C 相一次布置作变动的办法,结果导致了反相序送电。经重调相序后, 3 月 30 日 0时 15 分,主变压器和 10kV 全部出线恢复送电。