台电公司兴达发电厂345kV（北）开关场，为配合兴达发二号机组大修，于3月初进行3540、3550断路器维修保养工作。现场一次设备为双母3/2接线，故障设备接线图如图1所示。

3月2日，电厂维修单位发现3540断路器SF6气体含水量过高，将该断路器所属气室SF6绝缘气体进行回收，以便过滤及热处理以去除其中水分。3月3日，操作人员进行3541隔离开关操作时，专责监护人向操作人员表示3540气室内无气体，但操作人员与工作许可人均未意识到可能风险，执行3541隔离开关合闸操作，造成气室内导体对外壳闪络。同时，由于保护装置判断错误，造成母线停电，进而导致多台发电机组跳开，系统频率波动，最终损失负荷1050万千瓦，占全台负荷总量的1/3，全台约552.9万用户受到影响。

2.1故障发展过程分析

结合现场事故分析报告，由于3540断路器气室的SF6气体被回收，设备气室处于真空状态，绝缘性能下降，3541刀闸在其合闸过程中发生合闸预击穿，此时，3540断路器气室已带电，合闸预击穿足以将其绝缘击穿，发生接地短路，其短路电流可达到十几甚至几十kA，而此时3541刀闸还未合闸到位，其回路电流增大、通流能力减弱，产生高温将导体烧熔，金属蒸汽挥发后，3541气室绝缘被击穿，发生闪络。3541隔刀气室击穿后，短路电流由3540气室闪络路径改至3541气室闪络路径流入外壳。GIS壳体通常为8mm左右的铝合金材质，只能承受0.3秒左右短路电流，而本次故障母线保护未动作，其短路电流可能持续数秒，进而导致壳体严重烧损。现场如图2所示。

2.2 故障气室绝缘性能分析

本次故障中，3540断路器气室在抽真空后的闪络击穿是故障发生的源头。GIS气室内通常可视为均匀电场环境，在低气压下，其击穿电压符合巴申曲线，如图3所示。SF6气体与空气的巴申曲线趋势相似，击穿电压更高，如图4所示。由上述图示可知，气体在巴申曲线中的最低击穿电压通常出现在100Pa附近，而GIS气室抽真空后的压力通常为133Pa，即使是SF6气体，在该环境下的绝缘性能也远小于标准大气压下的空气。按345kVGIS导体相对地净距离28cm估算，可得其击穿电压仅约为5kV，远小于其运行电压199.2kV。因此，当断路器一端带电后，该气室绝缘很快即被击穿，发生闪络。

事故发生直接原因是检修人员对作业风险管控不到位，进行了误操作导致事故发生。对此事故现场作业风险分析如下：

（1）现场防误操作安全措施不到位，现场设备操作仅使用“禁止操作作业卡”等提示性措施进行管控，存在极高的误操作风险。

（2）现场未严格落实高作业风险现场作业的相关规定，危险点辨识不清，在气室抽真空情况下，对带电设备进行操作，使检修设备带电，存在设备绝缘击穿的风险。

（3）作业范围划分不明，3541隔离开关机构进行更换零部件工作后，现场作业人员应待3540断路器完成充气后，方可对隔离开关进行操作，两个作业面交叉作业混乱，直接导致了本事故的发生。

图7  事故发生前设备挂销卡情况

（4）进行现场一次设备操作前，到现场确认设备状态时，未对相邻检修设备状态进行复查，未核实现场风险。

图8   检修、试验工作联络书（工作票）

如图8所示，检修人员在对是否需要做设备试运转和设备异常检修、试验等，是否可能有跳机风险选项时均选填“否”，运维人员未对设备异常检修、试验等，是否可能有跳机风险选项进行填写，且相关人员未确认签名。

（5）2016年更新的兴达电厂开关厂母线继电保护装置设定启动闭锁保护时间（5s）与旧的电机驱动隔离开关动作时间（7s）两者之间有时序差别，导致保护装置自动闭锁，而关闭保护功能，未及时切除故障，造成事故后果扩大。

此次事故虽然未发生在国网公司系统内，但事故中作业人员对安全风险的忽视、事故导致的后果都具有极大的警示作用。对于检修作业中的安全风险管控，我们应该做到以下措施：

一是 要严格杜绝违章操作、无票作业，将防误操作各项措施落到实处。 

二是 要严格落实现场作业的安全措施，认真辨识作业现场存在的危险点，各级管理人员要落实到岗到位制度，确保作业现场有“明白人”；

三是 要严格落实现场交接班制度，持续进行多日的现场，运维人员应对每天的工作做到心中有数，检修人员人员变动时，应对现场安全措施、工作任务交接清楚。

四是 要完善GIS设备SF6气体压力闭锁功能。现在GIS/HGIS设备断路器室低气压闭锁仅能实现对断路器的分合闸操作进行闭锁，应完善功能，实现在断路器室气压降至无法满足绝缘要求时，对隔离开关的分合进行闭锁。

五是 严格落实现场作业人员的安全培训，加强多种传播途径的安全文化宣传，做到事前想安全、事后思安全、日常论安全，营造“我要安全”的安全文化氛围。