臺電公司興達發電廠345kV（北）開關場，為配合興達發二號機組大修，于3月初進行3540、3550斷路器維修保養工作。現場一次設備為雙母3/2接線，故障設備接線圖如圖1所示。

3月2日，電廠維修單位發現3540斷路器SF6氣體含水量過高，將該斷路器所屬氣室SF6絕緣氣體進行回收，以便過濾及熱處理以去除其中水分。3月3日，操作人員進行3541隔離開關操作時，專責監護人向操作人員表示3540氣室內無氣體，但操作人員與工作許可人均未意識到可能風險，執行3541隔離開關合閘操作，造成氣室內導體對外殼閃絡。同時，由于保護裝置判斷錯誤，造成母線停電，進而導致多臺發電機組跳開，系統頻率波動，最終損失負荷1050萬千瓦，占全臺負荷總量的1/3，全臺約552.9萬用戶受到影響。

2.1故障發展過程分析

結合現場事故分析報告，由于3540斷路器氣室的SF6氣體被回收，設備氣室處于真空狀態，絕緣性能下降，3541刀閘在其合閘過程中發生合閘預擊穿，此時，3540斷路器氣室已帶電，合閘預擊穿足以將其絕緣擊穿，發生接地短路，其短路電流可達到十幾甚至幾十kA，而此時3541刀閘還未合閘到位，其回路電流增大、通流能力減弱，產生高溫將導體燒熔，金屬蒸汽揮發后，3541氣室絕緣被擊穿，發生閃絡。3541隔刀氣室擊穿后，短路電流由3540氣室閃絡路徑改至3541氣室閃絡路徑流入外殼。GIS殼體通常為8mm左右的鋁合金材質，只能承受0.3秒左右短路電流，而本次故障母線保護未動作，其短路電流可能持續數秒，進而導致殼體嚴重燒損。現場如圖2所示。

2.2 故障氣室絕緣性能分析

本次故障中，3540斷路器氣室在抽真空后的閃絡擊穿是故障發生的源頭。GIS氣室內通常可視為均勻電場環境，在低氣壓下，其擊穿電壓符合巴申曲線，如圖3所示。SF6氣體與空氣的巴申曲線趨勢相似，擊穿電壓更高，如圖4所示。由上述圖示可知，氣體在巴申曲線中的最低擊穿電壓通常出現在100Pa附近，而GIS氣室抽真空后的壓力通常為133Pa，即使是SF6氣體，在該環境下的絕緣性能也遠小于標準大氣壓下的空氣。按345kVGIS導體相對地凈距離28cm估算，可得其擊穿電壓僅約為5kV，遠小于其運行電壓199.2kV。因此，當斷路器一端帶電后，該氣室絕緣很快即被擊穿，發生閃絡。

事故發生直接原因是檢修人員對作業風險管控不到位，進行了誤操作導致事故發生。對此事故現場作業風險分析如下：

（1）現場防誤操作安全措施不到位，現場設備操作僅使用“禁止操作作業卡”等提示性措施進行管控，存在極高的誤操作風險。

（2）現場未嚴格落實高作業風險現場作業的相關規定，危險點辨識不清，在氣室抽真空情況下，對帶電設備進行操作，使檢修設備帶電，存在設備絕緣擊穿的風險。

（3）作業范圍劃分不明，3541隔離開關機構進行更換零部件工作后，現場作業人員應待3540斷路器完成充氣后，方可對隔離開關進行操作，兩個作業面交叉作業混亂，直接導致了本事故的發生。

圖7  事故發生前設備掛銷卡情況

（4）進行現場一次設備操作前，到現場確認設備狀態時，未對相鄰檢修設備狀態進行復查，未核實現場風險。

圖8   檢修、試驗工作聯絡書（工作票）

如圖8所示，檢修人員在對是否需要做設備試運轉和設備異常檢修、試驗等，是否可能有跳機風險選項時均選填“否”，運維人員未對設備異常檢修、試驗等，是否可能有跳機風險選項進行填寫，且相關人員未確認簽名。

（5）2016年更新的興達電廠開關廠母線繼電保護裝置設定啟動閉鎖保護時間（5s）與舊的電機驅動隔離開關動作時間（7s）兩者之間有時序差別，導致保護裝置自動閉鎖，而關閉保護功能，未及時切除故障，造成事故后果擴大。

此次事故雖然未發生在國網公司系統內，但事故中作業人員對安全風險的忽視、事故導致的后果都具有極大的警示作用。對于檢修作業中的安全風險管控，我們應該做到以下措施：

一是要嚴格杜絕違章操作、無票作業，將防誤操作各項措施落到實處。 

二是要嚴格落實現場作業的安全措施，認真辨識作業現場存在的危險點，各級管理人員要落實到崗到位制度，確保作業現場有“明白人”；

三是要嚴格落實現場交接班制度，持續進行多日的現場，運維人員應對每天的工作做到心中有數，檢修人員人員變動時，應對現場安全措施、工作任務交接清楚。

四是要完善GIS設備SF6氣體壓力閉鎖功能。現在GIS/HGIS設備斷路器室低氣壓閉鎖僅能實現對斷路器的分合閘操作進行閉鎖，應完善功能，實現在斷路器室氣壓降至無法滿足絕緣要求時，對隔離開關的分合進行閉鎖。

五是嚴格落實現場作業人員的安全培訓，加強多種傳播途徑的安全文化宣傳，做到事前想安全、事后思安全、日常論安全，營造“我要安全”的安全文化氛圍。