一、事故经过

3 月11 日，某220kV 变电站当值值班员巡视设备时发现10kV 1 号电容器961 断路器弹簧储能不到位，控制回路异常的缺陷，立即向站长作了汇报。

3 月12 日9 时53 分，调度令“将10kV 1 号电容器961 断路器由热备用状态转换为冷备用态”。10 时03 分，变电站当值运行人员开始操作，当操作到“拉开1 号电容器961-1 隔离开关”（10kVⅠ段母线侧隔离开关）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位置，实际上961-1 隔离开关触头并没有断开。运行人员操作完毕后向地调作了汇报。

10 时10 分，调度又下指令，根据变电站第一种工作票的要求对10kV 1 号电容器961 断路器做安全措施。10 时22 分，当值班人员在执行“合上1 号电容器961-10 接地开关”（961-1 隔离开关断路器侧接地开关）时，发现有卡涩现象并向站长进行了汇报，站长到现场未对961-1 隔离开关实际位置进行认真核实，便同意继续操作，导致带电合接地开关，造成10kVⅠ段母线三相接地短路。

同时，10kV 1 号电容器961 断路器后柜门弹开并触及1 号主变压器10kV 侧 A相母线桥，1 号主变压器差动保护动作，201、101、901 断路器跳闸，110kVⅠ

段母线、10kVⅠ段母线失压，该站所带的110kV 变电站备自投装置均正确动作，未造成负荷损失。事故造成961 断路器、961-1 隔离开关及后柜门损坏，柜内电流互感器绝缘损坏，961 间隔控制电缆损坏，相邻设备无异常。

二、事故原因分析及暴露出的问题

（1）10kV 1 号电容器断路器柜961-1 隔离开关传动轴弯曲变形，961-1 隔离开关分闸未到位，操动联锁机构不能正常闭锁接地开关，造成带电合961-10接地开关，是造成事故的直接原因。

（2）当值运行人员违反倒闸操作规定，未认真检查961-1 隔离开关操作后的实际位置，仅凭分合指示来判断隔离开关位置，是造成事故的主要原因。

（3）值班员在合961-10 接地开关时，发现有卡涩现象并汇报站长。站长未给予重视，没有进一步找出卡涩的原因，就同意值班员继续操作。一般情况下，当接地开关出现卡涩现象时，有可能是主隔离开关没有完全断开，因为主隔离开关的联锁机构有闭锁接地开关的功能，即在主隔离开关没有断开的情况下，接地开关是合不上的。而站长麻痹大意思想严重，对操作中的问题，未按规程规定立即停止操作并查明原因，对倒闸操作把关不严，是造成事故的一个重要原因。

（4）961 断路器柜从投运以来，长期存在带电显示装置装设点不合理等装置性违章安全隐患，带电显示装置安装在961 断路器电容器侧，断路器断开后显示无电，使运行人员的误判断，是造成事故的原因之一。

（5）充分暴露出部分运行人员安全意识淡薄、缺乏责任心，也暴露出安全责任落实不到位、技术管理不到位，设备隐患长期存在且得不到及时处理，倒闸操作制度贯彻执行不到位，没有认真总结其他事故教训。

三、防范措施

（1）规范运行人员的操作行为，对待操作要认真负责，在进行倒闸操作时，一定要把好操作质量检查关，拉开隔离开关时要认真检查三相应完全打开，分闸到位，销子要锁好。操作中发生疑问必须立即停止操作，查明原因后方可继续操作，确保操作的正确性。

（2）加强10kV 电容器断路器柜隐患排查工作，针对断路器柜带电显示装置设计上存在的缺陷以及隔离开关存在拉不到位、操动机构不能可靠闭锁接地开关等问题，采取切实有效的防范措施，加大设备技术防范措施，消除设备隐患。