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【摘要】一起因操作人员业务水平不足，对现场设备不熟悉且不按操作票工作擅自扩大安全措施范围而造成的事故。从此次事故暴露了一些外委用工方面的问题，在此总结经验，引以为戒。
【关键字】带电合地刀，分析
一、概述
某电厂拦河闸坝由10kV干式变65B、66B分别由锦屏电网印大线、印沱II线供电。其中印大线经9005开关、965开关接入65B高压侧，65B、66B低压侧400V母线465M、466M分段运行，90057接地刀闸在印大线侧，为电源进线地刀。
2014年1月6日，外委单位申请在电厂拦河闸坝配电室进行工作。电厂中控室值长与闸坝外委人员核对并确认操作票正确无误后，要求操作人员严格按照操作票执行操作。外委人员在进行操作过程中，认为拉开9005开关后投入90057地刀会使安全措施更安全，擅自扩大措施范围，带电误拉合印大线线路侧90057地刀（见图1），发生3相短路，造成上级电源印大线停电的恶性事件。所幸事故并未造成人身及设备损伤。
二、开关进线柜9005结构、原理介绍
拦河闸坝配电室10kV开关选用SF6环网柜。进线开关柜9005，有模拟母线显示开关操作位置（分/合闸状态），有带电指示器，采用下进线方式接入电源电缆，接地刀闸在进线电缆侧。即当9005负荷开关断开时，接地刀闸90057依然处于带电状态。
SF6环网柜开关室内充有压力为0.4bar的SF6气体，采用旋转灭弧加气体自扩散的灭弧技术，具备优良的灭弧能力。电弧在两触头之间形成，开关室活塞向下运动，气体通过绝缘喷嘴直接吹弧。低电流开断时，强迫对流将电弧吹灭，而在开断大电流时，热扩张使受热SF6气体向较冷部位流动。电流过零且两触头间距离足够大时，借助SF6气体的绝缘特性，最终将电弧熄灭。在故障情况下，气流向开关室后方释放，保障设备及人员的安全。而负荷开关和接地开关关合电流（峰值）为50kA。开关柜可承受12.5kA/1秒内的内燃弧而不对操作人员构成威胁。
三、保护配置及事故时保护动作情况
某电厂拦河闸坝10kV干式变65B由印大线经908开关接入印坝子35kV变电站10kV II母线供电。908开关采用TLEC高压成套开关设备，型号为KYN28A-12，额定电流为600A，额定开关电流为31.5kA。保护装置交流电流取自908开关负荷侧CT，CT等级为5P20，变比为600/5A。保护装置配置了三段过流保护和过负荷保护，其中I段过流定值（二次值）为12A，延时定值为0.3s，II段过流定值（二次值）为6A，延时定值为0.6s，III段过流定值（二次值）为3.5A，延时定值为1s，过负荷保护电流定值（二次值）为5A，延时定值为9s。
从印坝子35 kV变电站运行值班记录中发现，2014年1月6日上午11：00，印坝子10kV 908开关过流I段保护动作，动作电流值（二次值）为21.55A。现场检查908开关保护装置历史事件记录，其动作电流值为21.55A，但由于保护装置无对时功能，装置内部历史事件记录的时间与实际时间相差较大，且无法查看I段过流保护动作启动和故障持续时间
I段过流保护定值（二次值）为12A，故障电流（二次值）为21.55A，故障电流值远大于I段过流保护定值，因此，908开关I段过流动作结果正确。经询问得知保护装置在年检中测试过保护动作时间，其结果与时间定值基本吻合，由此可以初步判断故障电流持续时间在300ms左右。
四、技术原因分析
90057地刀在拦河闸坝10kV进线侧，为电源进线侧地刀。三位置设计保证了不会发生带电合地刀，但90057为进线侧地刀，拉开负荷开关9005后，此时进线侧依然带电，导致误合地刀发生三相短路接地事故。事故发生后检修人员对开关柜进行了检查、测试，接地开关直流电阻为A：74.22μΩ，B：74.55μΩ，C：77.63μΩ（100A直流压降法），确认开关柜并无损伤。
4.1发生此次事故的原因：
1、操作人员对设备结构认识不够，认为开关柜有“五防”闭锁功能，90057为965M侧地刀，投入地刀会使检修工作更安全。
2、操作人员业务技能不合格，在断路器拉开后，没有观察带电指示器是否带电，在带电指示器显示设备带电的情况下投入地刀90057；
3、操作人员安全意识薄弱，未严格按照《电力安全工作规程》执行唱票制度、监护制度。
4、接地刀闸操作孔无电气闭锁，在负荷开关拉开后地刀机械闭锁解除。操作人员直接操作地刀由断开位到接地位，出现了误操作。
5、设备设计方面，施耐德设计的进线柜为标准产品，设计上只能通过闭锁来防止误合地刀。并没有采取电气闭锁措施防止误合进线侧地刀。
4.2在此次事故中没有造成人身及设备损伤。分析原因主要有以下几个方面：
1、10kV SF6环网柜，开关室内充有SF6气体，具备优良的灭弧能力；
2、上级断路器保护装置的及时动作，可靠保护了设备；
3、根据SF6环网柜性能参数，其负荷开关和接地开关关合电流（峰值）为50kA。接地开关具备关合电流的能力。而此次事故一次故障电流为2586A。故障电流远小于开关的承受能力。
五、技术防范措施
5.1 加强技术培训，提高外委人员素质。根据设备特点和运行要求，开展针对性的技术培训，熟悉设备图纸、结构及操作步骤，并能根据开关分/合闸指示、带电指示器判断设备运行状态。达到“三熟”的要求，即熟悉设备、系统及基本原理；熟悉操作及事故处理；熟悉工作规程及制度。
5.2 加强技术管理，提高外委人员自学能力。每月对外委人员进行考试，促进学习能力的提高，对考试不合格者按照合同进行处理。
5.3 负荷开关、接地刀闸操作孔的闭锁装置，进行闭锁管理，并粘贴操作说明。平时接地刀闸操作孔上锁，只有确认上级断路器断开才能将接地刀闸接地。操作时，遵守操作流程，并履行一人操作一人监护、唱票复诵的操作规范。
5.4 上级开关908三段过流保护和过负荷保护定值配合存在较大问题，主要表现为II段、III段过流定值偏小，且III段过流定值小于过负荷保护定值。建议负责锦屏电网维护方全面收集锦屏电网变压器、开关、线路等设备参数，对电网各类保护定值进行重新计算或校核；
5.5 保护装置内部历史事件记录时间不准确，检查发现站内未配置GPS对时装置，因此保护装置无法自动对时。建议现场维护人员定期检查并调整保护装置时钟，尽量保证保护装置历史动作事件记录的时间与实际时间相符。
5.6 为进线开关柜地刀操作机构添加电气闭锁：1、更换带有线圈及常闭节点的带电显示器；2、在开关柜带电显示器除正常带电显示外另取一组常闭节点连接，线圈电源由开关柜控制电源接入；3、在地刀闭锁挡板上添加一组由带电显示器控制的电磁锁。这样只有带电显示器不带电或控制电源对退出时电磁锁才能推出闭锁。
【关键字】带电合地刀，分析
一、概述
某电厂拦河闸坝由10kV干式变65B、66B分别由锦屏电网印大线、印沱II线供电。其中印大线经9005开关、965开关接入65B高压侧，65B、66B低压侧400V母线465M、466M分段运行，90057接地刀闸在印大线侧，为电源进线地刀。
2014年1月6日，外委单位申请在电厂拦河闸坝配电室进行工作。电厂中控室值长与闸坝外委人员核对并确认操作票正确无误后，要求操作人员严格按照操作票执行操作。外委人员在进行操作过程中，认为拉开9005开关后投入90057地刀会使安全措施更安全，擅自扩大措施范围，带电误拉合印大线线路侧90057地刀（见图1），发生3相短路，造成上级电源印大线停电的恶性事件。所幸事故并未造成人身及设备损伤。
二、开关进线柜9005结构、原理介绍
拦河闸坝配电室10kV开关选用SF6环网柜。进线开关柜9005，有模拟母线显示开关操作位置（分/合闸状态），有带电指示器，采用下进线方式接入电源电缆，接地刀闸在进线电缆侧。即当9005负荷开关断开时，接地刀闸90057依然处于带电状态。
SF6环网柜开关室内充有压力为0.4bar的SF6气体，采用旋转灭弧加气体自扩散的灭弧技术，具备优良的灭弧能力。电弧在两触头之间形成，开关室活塞向下运动，气体通过绝缘喷嘴直接吹弧。低电流开断时，强迫对流将电弧吹灭，而在开断大电流时，热扩张使受热SF6气体向较冷部位流动。电流过零且两触头间距离足够大时，借助SF6气体的绝缘特性，最终将电弧熄灭。在故障情况下，气流向开关室后方释放，保障设备及人员的安全。而负荷开关和接地开关关合电流（峰值）为50kA。开关柜可承受12.5kA/1秒内的内燃弧而不对操作人员构成威胁。
三、保护配置及事故时保护动作情况
某电厂拦河闸坝10kV干式变65B由印大线经908开关接入印坝子35kV变电站10kV II母线供电。908开关采用TLEC高压成套开关设备，型号为KYN28A-12，额定电流为600A，额定开关电流为31.5kA。保护装置交流电流取自908开关负荷侧CT，CT等级为5P20，变比为600/5A。保护装置配置了三段过流保护和过负荷保护，其中I段过流定值（二次值）为12A，延时定值为0.3s，II段过流定值（二次值）为6A，延时定值为0.6s，III段过流定值（二次值）为3.5A，延时定值为1s，过负荷保护电流定值（二次值）为5A，延时定值为9s。
从印坝子35 kV变电站运行值班记录中发现，2014年1月6日上午11：00，印坝子10kV 908开关过流I段保护动作，动作电流值（二次值）为21.55A。现场检查908开关保护装置历史事件记录，其动作电流值为21.55A，但由于保护装置无对时功能，装置内部历史事件记录的时间与实际时间相差较大，且无法查看I段过流保护动作启动和故障持续时间
I段过流保护定值（二次值）为12A，故障电流（二次值）为21.55A，故障电流值远大于I段过流保护定值，因此，908开关I段过流动作结果正确。经询问得知保护装置在年检中测试过保护动作时间，其结果与时间定值基本吻合，由此可以初步判断故障电流持续时间在300ms左右。
四、技术原因分析
90057地刀在拦河闸坝10kV进线侧，为电源进线侧地刀。三位置设计保证了不会发生带电合地刀，但90057为进线侧地刀，拉开负荷开关9005后，此时进线侧依然带电，导致误合地刀发生三相短路接地事故。事故发生后检修人员对开关柜进行了检查、测试，接地开关直流电阻为A：74.22μΩ，B：74.55μΩ，C：77.63μΩ（100A直流压降法），确认开关柜并无损伤。
4.1发生此次事故的原因：
1、操作人员对设备结构认识不够，认为开关柜有“五防”闭锁功能，90057为965M侧地刀，投入地刀会使检修工作更安全。
2、操作人员业务技能不合格，在断路器拉开后，没有观察带电指示器是否带电，在带电指示器显示设备带电的情况下投入地刀90057；
3、操作人员安全意识薄弱，未严格按照《电力安全工作规程》执行唱票制度、监护制度。
4、接地刀闸操作孔无电气闭锁，在负荷开关拉开后地刀机械闭锁解除。操作人员直接操作地刀由断开位到接地位，出现了误操作。
5、设备设计方面，施耐德设计的进线柜为标准产品，设计上只能通过闭锁来防止误合地刀。并没有采取电气闭锁措施防止误合进线侧地刀。
4.2在此次事故中没有造成人身及设备损伤。分析原因主要有以下几个方面：
1、10kV SF6环网柜，开关室内充有SF6气体，具备优良的灭弧能力；
2、上级断路器保护装置的及时动作，可靠保护了设备；
3、根据SF6环网柜性能参数，其负荷开关和接地开关关合电流（峰值）为50kA。接地开关具备关合电流的能力。而此次事故一次故障电流为2586A。故障电流远小于开关的承受能力。
五、技术防范措施
5.1 加强技术培训，提高外委人员素质。根据设备特点和运行要求，开展针对性的技术培训，熟悉设备图纸、结构及操作步骤，并能根据开关分/合闸指示、带电指示器判断设备运行状态。达到“三熟”的要求，即熟悉设备、系统及基本原理；熟悉操作及事故处理；熟悉工作规程及制度。
5.2 加强技术管理，提高外委人员自学能力。每月对外委人员进行考试，促进学习能力的提高，对考试不合格者按照合同进行处理。
5.3 负荷开关、接地刀闸操作孔的闭锁装置，进行闭锁管理，并粘贴操作说明。平时接地刀闸操作孔上锁，只有确认上级断路器断开才能将接地刀闸接地。操作时，遵守操作流程，并履行一人操作一人监护、唱票复诵的操作规范。
5.4 上级开关908三段过流保护和过负荷保护定值配合存在较大问题，主要表现为II段、III段过流定值偏小，且III段过流定值小于过负荷保护定值。建议负责锦屏电网维护方全面收集锦屏电网变压器、开关、线路等设备参数，对电网各类保护定值进行重新计算或校核；
5.5 保护装置内部历史事件记录时间不准确，检查发现站内未配置GPS对时装置，因此保护装置无法自动对时。建议现场维护人员定期检查并调整保护装置时钟，尽量保证保护装置历史动作事件记录的时间与实际时间相符。
5.6 为进线开关柜地刀操作机构添加电气闭锁：1、更换带有线圈及常闭节点的带电显示器；2、在开关柜带电显示器除正常带电显示外另取一组常闭节点连接，线圈电源由开关柜控制电源接入；3、在地刀闭锁挡板上添加一组由带电显示器控制的电磁锁。这样只有带电显示器不带电或控制电源对退出时电磁锁才能推出闭锁。