[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]某供电局 220kV 马鞍山变电站“12·27 ”带接地开关合隔离开关恶性电气误操作事故。
事故前运行方式:
22OkV马鞍山变 2、3号主变压器运行,220kV 母联 290 断路器、 220kVII段母线、旁路母线, l 号主变压器处检修。 110kVI 段母线运行, 110kVII段母线、旁路母线处冷备用。2、3主变压器由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; ③ 110kV 马易线 106 断路器 TA 及 110kV 马二阳轮线 105 断路器 TA 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,省调何某向 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某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,值班员甘某、张某、魏某三人拿着该操作票到现场进行操作,操作完毕后,监护人魏某和值班员甘某就到相邻的 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 号接地线,未拉开 10601 接地开关。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,当张某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 接地开关指示仍在合闸位置,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 接地开关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 接地开关已拉开。于是,张某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分地调杨某令 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,监护人魏某立即命令操作人张某停止操作,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、 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 接地开关在合闸位置。事故造成 220kV 马鞍山变 110kV I 组母线失压, 110kV 某变电站全站失压,损失负荷 7.6万kW,损失电量约 21.5万kWh 。

[简答题]某供电局 10kV 津民线“ l·18 ”带接地开关合闸的恶性误操作事故。
事故经过:
某供电局安装公司第三工程处对该市桃源路 10kV 线路进行移改工程。 2003 年 1 月 18 日对 A 区移改停电施工, 9 时 20 分接到停送电负责人文某通知,10kV 津民 904 线路已停电,第三工程处工作负责人黄某通知各组进行验电接地工作,措施完成后要向他汇报方可工作。黄某接到旧桃源路 1 号开闭所工作班负责人何某报告,该施工间隔门无法打开进行验电接地,黄某随即到达现场,核实图纸后下令合上该开闭所接地开关,开门进行验电接地线,但却没有在工作票上记录该接地开关已合上。 19 时 20 分工作完成后,黄某根据工作票向各组发出拆除地线指令,却忘记通知旧桃源 1 号开闭所将接地开关拉开。工作结束后黄某也未对所施工线路进行摇绝缘。 19 时 20 分 10kV津民线路恢复送电时速断保护动作,造成一起带接地开关合闸的误操作事故。

[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]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。

[单选题]倒母线操作电动隔离开关前,应先将母线隔离开关操作闭锁电源小开关合上,然后操作隔离开关。运行回路倒母线(热倒),隔离开关操作应遵循(　　)的原则。
A.先退后拉
B.先拉后合
C.先合后拉
D.先拉后退

[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。