变电运行操作（精选12篇）
变电运行操作 篇1
当前在我国的很多的供电站和供电局仍然是采用传统的变电操作模式。但是随着城市的发展, 传统的变电模式已经不能满足人们对电力的需求, 而且在很大程度上不能保证变电运行的安全, 因此本文详细探讨新的变电运行模式, 更好的实现变电运行的安全。
1 传统的变电运行模式
传统的观念认为, 人由于心理特征、生理水平和技术水平的影响, 单独一个工作人员在进行变电的操作中的不安全的因素会很大, 往往会产生安全事故。长期起来, 我国广泛采用的是“监护人唱票、操作人复诵”的模式, 为了保证变电的运行安全积累了丰富的经验, 但是同时也存在一些问题, 导致监护人常常不能发挥监护的作用。通过调查研究发现:在传统的变电模式唱票复诵的环节中容易产生一些问题: (1) 操作人员和监护人员往往形成相互依赖的心理, 习惯上认为对方总是很小心, 不会认错设备, 结果有时在环境比较恶劣或者是受干扰的情况下, 往往容易产生问题。 (2) 有时由于安排不当, 或者是工作人员缺乏必要的操作经验, 尤其是选取经验比较少的人承担监护任务时, 如果操作人员对其产生依赖的心理, 这时往往容易产生误操作。 (3) 操作人员由于手中无票, 对操作流程缺乏全面的监控, 仅仅是靠监护人唱票传递信息, 这时出现发生失真的概率相对较大。 (4) 有时由于操作的指令较长, 在记忆力有限的情况下会使操作人员的注意力转移到指令的背诵上, 反而是操作人员不能集中注意力进行设备的核对, 因此也可能导致失误的发生。 (5) 操作的指令较长也会引起监护人产生取巧的心理, 从而使唱票不完整, 操作人员在断章取义的条件下容易认错设备。 (6) 监护人一般是操作人员的上级, 其工作安排和指令往往对操作人员存在着一定的心理压力, 明明怀疑其指令的合理性, 却难于坚定的进行反对, 因此容易产生安全事故。因此, 通过上述描述不难看出, 当前传统的变电运行模式存在着诸多的弊端, 同时也存在着很多的安全隐患, 在进行变电的过程中极其容易出现失误, 导致变电运行事故的发生, 最终会给变电站或者是供电公司带来不可挽回的经济损失。
2 新的变电运行模式
经过近些年来不断的实践和探索, 总结出一整套新的变电运行操作模式, 这种模式即一人独立操作, 一人监督。这种内涵和实质是一个人专门负责倒闸操作过程, 另外一个人主要是负责监督工作。当发生变电安全事故时, 相关的工作人员都要负责。这种操作模式的优点是操作人员必须持正规的操作票, 可以明确操作的全部过程, 这样相关工作人员就不会产生依赖的心理, 这就是在很大程度上降低了操作失误的概率。在变电运行操作的新模式下, 提高了相关操作人员的需求, 增加了工作人员的工作量和工作压力, 督促工作人员在变电工作前, 必须要做好充分的准备工作。变电运行操作新模式大大的简化了变电运行操作的程序, 这使得监督人员的工作负担有所减轻。因此, 监督者能够以更加轻松的心情来进行自身的工作, 在一定程度上提高了工作效率, 这种新模式下各项操作都是单独进行的, 使得全过程更加流畅和高效, 避免了唱票时由于监护人员发音等各种客观因素, 引起操作人员在工作的过程中产生听错的现象, 进一步提高工作效率。
3 使用新的变电运行模式应该注意的问题
新的变电运行操作与传统的变电运行操作相比, 具有其不具备的优势。运行操作人员在进行操作时, 必须手持操作票逐项进行操作, 而且在这个操作的过程中必须实现模拟的操作、唱票、设备的核对、复送、停顿和执行的确认、检查以及最后的记录操作票等各环节的工作, 操作人员在进行复诵工作结束之后, 在进行确认之前, 要给予操作及监督人员至少三秒钟的思考时间, 或者是出现问题及时制止。
4 新的变电运行模式的效果
在新的变电运行模式中, 更加注重每个人的责任范围, 一旦出现安全事故, 每个人的责任就会清楚的多。在进行工作考核时, 每个人的安全考核成绩更加的合理公平, 成绩的好的同志受到表扬和奖励, 成绩差的同志受到批评和处罚。这种机制更能激发工作人员的热情, 以更大的热情投入到安全生产中去, 同时使得安全性得到保障。相比于传统的模式, 新模式较好的克服了操作人员的依赖心理, 解决了现场操作监护不到位的问题, 使操作更加安全、简洁和有效。
5 结束语
综上所述, 为了保证变电运行的安全, 变电站进行了不断的探索和研究, 建立健全了变电运行模式的新模式。这种模式具有较为明显的优势, 更加符合时代的发展需求和需要, 但是仍然存在一些不足和缺陷, 因此需要相关部门结合实际情况进行完善和改进, 促进变电工作的开展。
摘要：电力给人们的生产和生活带来了极大的便利, 但是在方便人们生产生活的同时也带来了一些问题。近年来关于变电运动安全的事故时有发生, 给变电站和电力公司带来了巨大的经济损失, 严重的甚至危及人们的生命财产的安全, 因此关于变电运行的操作模式有必要进行详细的探讨。
关键词：变电运行,操作,探讨
参考文献
[1]广东电网公司安全监察部.2005年度事故汇编[G].广州:广东电网公司.
[2]金海英.试论变电运行操作的新模式[J].理论研究, 2010, (02) .
变电运行操作 篇2
现象：
1、事故警报响
预告警报响2、2#变压器220、63KV主断路器红灯灭，绿灯闪3、2#变压器220、63KV主断路器电流表无指示4、1#变压器电流表指示最大
5、掉牌未复归，1#变压器过负荷光字牌亮6、2#变压器差动动作信号表示
7、故障录波器动作，变压器着火
处理：
1、判断事故原因及范围：
瓦斯保护未动作，差动保护——外部故障
做好记录，恢复保护信号及光字牌
2、判断事故设备：
经外部检查变压器火灾严重，外壳有爆裂、喷油等
3、向调度、消防队及上级领导汇报：互通单位、姓名、时间、断路器、仪表变化情况、光字牌动作，保护动作，2#变压器事故火灾情况，瓦斯保护未动作，1#变压器过负荷
4、事故设备隔离系统操作：
拉开2#变压器220KV I段隔离开关，63KV I段隔离开关，2#变压器两侧隔离开关在开位，1#变压器冷却，各部无过热
5、加强监护保证灭火人员安全
6、向上级领导汇报：火灾处理，安全措施，核对图板
题2、550KV 1#变压器A相套管闪络故障处理 现象：
1、事故警报响
预告警报响 2、1#变压器220、500KV主断路器、500KV5021、5022断路器绿灯闪 3、1#变压器220、500KV主断路器、500KV5021、5022断路器电流表无指示，I段35KV电压表无指示，1#变压器500KV电压无指示
4、掉牌未复归，1#变压器220/500KV主断路器跳闸，差动、差速断保护动作，冷却器全停，浮充机电源故障，35KV电压回路断线光字牌亮 5、1#变压器1、2号微机保护差动，差速断动作信号，出口掉闸信号灯表示
6、故障录波器动作
处理：
1、判断事故原因及范围：差动保护——外部故障
2、判断事故设备：检查1#变压器220KV侧套管到TA，500KV侧套管到TA，35KV侧套管到TA，500KV主变压器A相套管闪络严重
3、向调度汇报：互通单位、姓名、时间、断路器、仪表变化情况、光字牌动作，保护动作，550KV 1#变压器A相套管闪络情况
4、事故设备隔离系统操作：
将1#变压器隔离，切开1#变压器35KV电抗器、1#站用变断路器，拉开1#变压器35KV 侧隔离开关，拉开1#变压器220KV 侧隔离开关，拉开1#变压器500KV 侧隔离开关，5、无事故设备恢复送电操作：
投入2#变压器35KV侧2#站用变，联系调度将5021.5022断路器合上，恢复500KV完整串运行
6、向上级领导汇报，核对图板
题3、63KV仿联丙线B相接地1#变压器C相低压套管闪络故障处理 现象：
1、事故警报响
预告警报响 2、1#变压器220、63KV主断路器红灯灭，绿灯闪3、1#变压器220、63KV主断路器电流表无指示 4、2#变压器电流表指示增大，B相电压表指示为零，A、C相电压表指示升高√3倍
5、掉牌未复归，63KV I、Ⅱ段母线接地，2#变压器过负荷光字牌亮6、1#变压器差动动作信号表示，63KV I、Ⅱ段母线接地保护动作信号表示
处理：
1、判断事故原因及范围：差动保护——外部故障，接地保护——单相接地，做好记录，恢复保护信号及光字牌
2、判断事故设备：检查一次设备，穿绝缘靴、带绝缘手套、安全帽，检查1#变压器63KV TA到220KV TA之间设备，发现1#变压器63KV C相套管严重爆裂；检查跳闸断路器无问题，合上2#变压器中性点隔离开关，报调度
3、向调度汇报：互通单位、姓名、时间、断路器、仪表变化情况、光字牌动作，保护动作，2#变压器过负荷，1#变63KVC相套管爆裂，2#变中性点已合上，Ⅱ段零序保护投入，63KV系统B相100%接地本站检查无问题，请求接地选择
4、事故设备隔离系统操作：
拉开1#变压器220KV、63KV主断路器两侧隔离开关，检查2#变冷却装置，温度，各部接头无过热，完好，投入全部冷却器
5、接地选择操作：确定故障线路，对63KV系统各线路进行接地选择，双电源并列线路请求调度分开运行再选
6、向上级领导汇报：1#变故障情况，63KV系统接地情况，核对图板 题4、63KV仿联乙线B相出口永久接地63KV仿发乙线A相瞬时接地故障处理 现象：
1、事故警报响
预告警报响
2、掉牌未复归，63KV I、Ⅱ段母线光字牌表示接地，B相电压表指示为零，A、C相电压升高√3倍3、63KV仿发乙线速断，重合闸动作 4、63KV仿发乙线红灯灭，绿灯闪，电流表指示无，63KV I、Ⅱ段接地保护动作信号表示
2、判断事故设备：
检查一次设备，穿绝缘靴、带绝缘手套、安全帽，检查63KV仿发乙线开关、电流互感器以下至出口设备无问题
3、向调度汇报：
互通单位、姓名、时间、断路器、仪表变化情况、光字牌动作，保护动作，重合闸动作，63KV系统B相100%接地，仿发乙线断路器至出口设备无问题，请断开63KV母联断路器，仿发乙线强送电一次
4、线路强送电及接地选择操作：
根据调令对仿发乙线强送电一次，强送电良好瞬时故障，断开63KV母联，确定63VⅡ段母线系统B相接地，检查2#变63KV套管至Ⅱ段母联、TV至各线出口无问题，按调令进行接地选择，确定接地线路是仿联乙线
5、向上级领导汇报：仿联乙线B相接地仿发乙线跳闸事故情况
题5、63KV母差保护停用63KV I段母线BC两相故障处理 现象：
1、事故警报响
预告警报响
2、掉牌未复归，63KV I段电压断线光字牌亮 3、1#变复合电压闭锁过流保护动作，63KV母联及1#变两侧断路器跳闸 4、2#变、63KV母联出口动作跳闸，63KV I段母线电压为零，63KV I段母线各线路、1#变电流表无指示 处理：
1、判断事故原因及范围：
记录保护动作情况及光字牌动作，判断事故可能63KV I段母线或线路保护拒动扩大
2、检查一次设备：穿绝缘靴、带绝缘手套、安全帽，检查63KV I段母线上全部设备，I段母线相间短路
3、向调度汇报：
互通单位、姓名、时间、断路器、仪表变化情况、光字牌动作，保护动作，1#变及63KV I段母线全部停电，1#变两侧及63KV母联断路器跳闸，I段母线BC相间短路母差停用
4、故障设备隔离系统：
切开63KV I段母线上断路器，拉开63KV I 段母线上所有设备的I段隔离开关，合上2#变中性点，保护做相应改变，汇报调度
5、无故障设备恢复送电：联系调度，1#变倒至63KVⅡ段母线送电，停电的63KV线路在63KVⅡ段母线上恢复送电
6、向有关领导汇报：现场处理情况，同时通知检修人员尽快处理，核对图板
题6、63KV仿发丙线保护直流接触不好，乙隔离开关三相短路故障处理 现象：
1、事故警报响
预告警报响 2、63KV仿发丙线断路器红绿灯灭，掉牌未复归，63KV I段电压断线3、1#变复合电压闭锁过流保护动作，4、63KV母联及1#变两侧断路器跳闸 5、63KV I段母线电压为零，63KV I段母线全部断路器电流表无指示
处理：
1、判断事故原因及范围：
记录保护动作情况及光字牌动作，判断事故仿发丙线直流熔断器接触不良
2、检查一次设备：穿绝缘靴、带绝缘手套、安全帽，检查63KV 仿发丙线设备
3、向调度汇报：
互通单位、姓名、时间、断路器、仪表变化情况、光字牌动作，保护动作，63KV仿发丙线乙隔离开关三相短路故障，保护直流熔断器接触不好，63KV I段母线全部停电
4、故障设备隔离系统：
拉开拉开63KV 仿发丙线断路器两侧隔离开关，合上2#变中性点，保护做相应改变，拉开63KV I段母线无压无流断路器
5、无故障设备恢复送电：联系调度，先用63KV母联断路器对I段母线充电，1#变恢复送电，停电的63KV线路再恢复送电
6、向有关领导汇报：现场处理情况，同时通知检修人员尽快处理仿发丙线乙隔离开关，核对图板
处理：
1、判断事故原因及范围：
记录保护动作情况及光字牌动作判断事故距离，近处，接地相间短路，63KV系统B相接地
题7、220KV仿电乙线断路器故障，合闸闭锁 出口AB相瞬时接地处理
现象：
1、事故警报响
预告警报响2、220KV仿电乙线断路器，“油泵运转，合闸闭锁，掉牌未复归”光字牌亮3、220KV仿电乙线高频保护
4、零序I段、距离I段A相跳闸、B相跳闸、三相跳闸出口动作
5、故障录波器动作6、220KV仿电乙线断路器跳闸，表计指零重合闸动作 处理：
1、判断事故原因及范围：
记录保护动作情况及光字牌动作，判断事故仿电乙断路器故障拒合事故
2、检查一次设备：穿绝缘靴、带绝缘手套、安全帽，检查220KV仿电乙线断路器机构压力下降，断路器泄压，合闸闭锁，电流互感器至出口无故障
3、向调度汇报：互通单位、姓名、时间及事故具体情况，保护动作，220KV仿电乙线断路器合闸闭锁，站内无故障点
4、故障设备隔离系统：
拉开220KV仿电乙线断路器两侧隔离开关
5、恢复送电：联系调度，用220KV旁路带出仿电乙线断路器对仿电乙线强送电，停用旁路重合闸，投入相应保护装置（强送成功，说明是仿电乙线故障）
6、向有关领导汇报：现场处理及恢复送电情况，核对模拟图板
题8、220KVI段母线电压互感器爆炸后相继有发生母差电流互感器回路断线事故处理、（见附件CC-1图）现象：
1、事故警报响
预告警报响 2、220KV I段上断路器跳闸，母联、1#主变220KV2913.2916.2919断路器红灯灭，绿灯闪
3、上述断路器电流表为零，I段母线电压表为零
4、I段母线电压回路断线，故障录波器动作，2#主变过负荷光字牌亮5、220KV I段母差保护出口动作，母联出口动作信号表示 6、220KV母差交流电流回路断线 光字牌亮
7、母差有差流
8、故障录波器动作
处理：
1、判断事故原因及范围：
I段母差保护范围内设备，恢复保护及光字牌，II段母差有故障退出
2、检查一次设备：穿绝缘靴、带绝缘手套、安全帽，检查220KV I段母线及各线电流互感器至I段母线之间跳闸断路器无问题。
多媒体显示TV爆炸情况，I段A相TV爆炸对周围设备无影响
3、向调度汇报：
互通单位、姓名、时间、断路器、仪表变化情况、光字牌动作，保护动作，I段II段TV故障情况，母差退出，2#主变过负荷
4、故障设备隔离系统：
拉开I段TV二次、一次隔离开关，2#主变过负荷处理
5、无故障设备恢复送电：联系调度，I段母线充电及1#主变及三条线路送电
（1）先主变后线路
（2）母联保护投入用断路器相I段母线充电后，停用母联断路器的控制直流，TV回路并列，各线有电压切换把手，进行切换可不并列
(3)合1#变中性点隔离开关，1#变送电
（4）三条线路分别送电，送电良好汇报调度及上级领导，核对图板
（5）调令将主变及分路倒II母线送电也行
题9、22KV仿电丁断路器合闸闭锁，线路出口B相瞬时故障（见附件CC-1）
现象：
1、事故警报响
预告警报响
2、仿电丁线B相断路器红灯灭，绿灯闪，A、C相红灯亮
3、仿电丁线B相无电流，A、C相电流不大
4、仿电丁线合闸闭锁，相差方向高频启动，光字牌亮
5、仿电丁线“差方向高频信号灯，零序不灵敏，灵敏I段动作信号，B相出口信号，重合闸信号”灯亮
6、故障录波器动作
处理：
1、判断事故原因及范围：
零序——单相接地，B相灯——B相接地，I段——近处，开关合闸闭锁，不能重合二相运行
2、判断事故设备：
检查一次设备，穿绝缘靴、带绝缘手套、安全帽，检查仿电丁开关，断路器压力降低，有泄漏痕迹，电流互感器以下到出口无单相故障点
3、向调度汇报：
互通单位、姓名、时间、断路器、仪表变化情况、光字牌动作，保护动作，断路器机构故障，本线路到出口无故障
4、事故设备隔离，无事故设备恢复送电
根据调令仿 电丁用旁路强送电一次，仿电丁故障不能运行，隔离二相运行线路用旁路带后进行隔离，旁路运行方式保护定值与仿电丁相同，转带重合闸位置与仿电丁一样，母差失灵投入旁路
5、汇报：联系调度，将仿电丁线相关保护切换旁路，禁止TA开放，未引保护内，仿电丁保护退出，汇报上级领导，核对图板 题10、63KVI段母线三相接地短路，63KV母联断路器仿控制直流熔断器接触不好（电流相比母差，有母差后备）事故处理
现象：
1、事故警报响
预告警报响 2、63KV I、II段母线上断路器全跳，母联断路器红绿灯灭，1#2#变63KV主断路器3931.3932.3934.3935.3936.3937.3938红灯灭，绿灯闪，3、上述断路器电流表为零，63KV I、II段母线电压表为零
4、掉牌未复归，接地保护，I、II段母线电压回路断线，母差动作光字牌亮
5、I、II段接地保护动作，母差跳I段母线出口，II段母线后备出口信号表示
处理：
1、判断事故原因及范围：
检查I段线接地短路，母联拒分I、II段母线全停
母差I段——I段母线短路，接地保护——接地短路，II段后备——II段母线全停
2、检查一次设备：确定故障点，母联无直流扩大原因，做记录，恢复保护，光字牌信号
3、I段母线接地短路，母联断路器无直流，跳闸断路器无问题，汇报
4、向调度汇报： 互通单位、姓名、时间、断路器、仪表变化情况、光字牌动作，保护动作，母联断路器拒分造成扩大，I段母线接地短路，母差改单母差
4、故障设备隔离系统：拉开I段母线所有隔离开关，及母联开关两侧隔离开关，I段母线1#主变63KV侧3931.3932.3937.3938，I段隔离开关在开位，63KV母联开关两侧I、II段隔离开关在开位
I段TV一、二次隔离开关在开位
5、无故障设备恢复送电：联系调度，将1#2#变恢复II段母线送电，4条线路有II段母线送电，母差电压闭锁I、II段联络连接片合上，I段闭锁退出，I段母线4条线路倒II段母线送电
6、汇报：送电良好汇报调度及有关领导，核对图板
题11、220KV线路2917开关分闸闭锁线路，近处永久二相接地短路事故处理
现象：
1、事故警报响
预告警报响
2、II段母线上断路器全跳，1#变220KV主、母联、2912.2918断路器红灯灭，绿灯闪，2917断路器红灯灭，绿灯不亮
3、上述断路器电流表为零，220KV II段母线电压表为零
4、掉牌未复归，该线路断路器分闸闭锁，相差、方向高频启动，II段TV断线2#变过负荷字牌亮
5、该线路距离一段，零序灵敏部灵敏I段，相差方向高频，保护出口信号表示
6、失灵保护动作信号表示7、2#变电流表指示到头，过负荷
8、故障录波器动作
处理：
1、判断事故原因及范围：
记录，恢复保护及光字牌，I段动作——近处，零序距离——接地相间，本线路断路器拒分，扩大越级跳闸，记录，恢复保护，母差改单母差
2、检查一次设备：确定故障点，在线路出口，本线路断路器机构故障，机构压力表压力降低有泄漏，线路电流互感器到出口无放电短路现象，2#变中性点在合位，II段零序保护投入
3、调度汇报： 互通单位、姓名、时间、断路器、仪表变化情况、光字牌动作，保护动作，本线路机构有故障，2#变过负荷及中性点在合位
4、故障设备隔离系统： 拉开该线路两侧隔离开关及II段隔离开关，乙隔离开关，II段TV电容式一、二次隔离开关可以不拉
5、无故障设备恢复送电：联系调度，（1#变母联，2912.2918断路器在220KVII段母线送电本线路2917由旁路2920带强送电母联保护投入用母联断路器向II段母充电良好，保护退出，由1#主变送电，2912.2918线路送电，母差改选择性，本线路2917由旁路2920带强送电，强送电失败不能再送送电良好汇报调度
6、汇报：有关领导，本断路器机构故障需进行抢修，核对图板
题12、63KV仿联甲线断路器分闸闭锁线路出口永久相间短路事故处理
现象：
1、事故警报响
预告警报响
4、掉牌未复归，63KV II段TV断线，仿联甲分闸闭锁光字牌亮2、2#主变220KV、63KV主断路器，63KV母联断路器红灯灭，绿灯闪，仿联甲断路器红灯灭，绿灯不亮
3、上述断路器电流表为零，仿联乙、仿发甲、乙电流为零，63KV II段母线电压表为零
5、该线路速断限时速断，过流保护动作信号表示，1#主变过流跳母联，2#主变复合电压一次过流跳母联，过流动作信号
处理：
1、判断事故原因及范围：仿联甲线断路器故障，本线路短路越级跳闸，扩大事故，速断—相间、近距离，分闸闭锁——越级原因
2#变过流跳母联，复合电压过流保护跳主变两侧断路器，63KV II母线全停
2、检查一次设备：故障点本线路断路器机构压力表压力降低有泄漏，跳闸断路器无故障，线路电流互感器到出口问题，线路故障
3、调度汇报： 互通单位、姓名、时间、断路器、仪表变化情况、光字牌动作，保护动作，本线路机构有故障，4、故障设备隔离系统：拉开该线路两侧隔离开关，该断路器II段隔离开关，乙隔离开关在开位，断路器在合位，仿联乙、仿发甲、乙断路器拉开
5、无故障设备恢复送电：联系调度，63KV II段母线2#变送电，本线路由旁路带强送电，用母联断路器向II段母线送电，2#主变送电仿联乙、仿发甲、乙分别送电，本线路由旁路带强送电，强送电失败不能再送。
63KV对端有电源必须联系调度
变电运行操作 篇3
关键词：误操作；运行；变电；原因
中图分类号：TM732 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）29-0101-02
1 概 述
变电运行是指变电站中的值班人员监视控制、调节及操作电气系统、电气设备的过程，良好的变电运行能够及时发现电力系统中的安全隐患，还可以强化电网管理及降低电网损耗，为电力系统的经济运行及安全运行提供保障[1]。
变电运行具有工作量大、涉及面广及重要性高等特点，对于操作准确性的要求较高，一旦出现误操作行为，可造成变电设备异常运行及引发电网故障，进而危及人身安全、设备安全及电网安全，甚至会引发大面积停电事故，对社会安定造成不良影响。
为了有效维护变电运行及实现安全生产，应积极防范误操作。
2 变电运行误操作的原因
变电运行中的误操作现象包括误入带电危险间隔、带接地线拉合断路器、带电挂接地线、误合或误分断路器等，部分误操作性质恶劣，还可能带来严重后果，被定义为恶性生产事故，鉴于变电运行的特殊性，无论误操作是否引起恶性后果，均应视为电力运行事故。
控制电力生产事故的关键在于明确误操作发生的原因，从变电运行现状来看，我国超高压变电运行中出现误操作的原因包括以下几点。
（据统计因人员技能问题导致误操作占50%，因安全意识不足操作误操作占12%，设备故障导致误操作占38%）
第一，没有做好事前风险评估及控制工作，这就可能导致变电运行当中的“两票三制”等防误操作制度流于形式，造成擅自解锁、习惯违章等误操作问题无法得到有效控制[2]。
第二，变电设备存在技术缺陷、出现老化问题及操作过程无法得到全面管理，也会引起误操作。如变电设备存在技术缺陷或严重老化，可导致操作时出现合不上或拉不开刀闸、电气误闭锁等问题，由此引起操作失误。
第三，操作过程管理不善也是引起误操作的重要原因，管理不善可导致运行人员思想松懈，在放松警惕时也会发生误操作。
此外，运行人员的操作技能不够专业也容易引发误操作。3 变电运行误操作防范措施
3.1 强化事前控制，优化操作空间
应针对变电设备类型、变电运行方式制定防误操作手册，将手册发放给运行人员，确保运行人员在进行变电操作前能够知晓存在的危险点及风险点，并组织运行人员分析及讨论变电操作中存在的危险点，以强化防误操作意识。
在操作前要求运行人员认真填写与审核操作表、标准化运行指导书，以防范红线操作行为，同时应禁止无票操作行为。对于较为复杂的变电操作，在操作前应评估运行人员的专业能力能否胜任工作任务，必要时可安排第二监护或重新安排运行人员，并询问相关人员是否明确停电范围、操作任务、标示牌及遮拦设置位置、挂地线组数、防触电及带电作业保护措施、投切自动装置或保护装置的顺序等。在操作前还应检查录音笔、五防钥匙及工器具，发现异常时应立即消缺[3]。
另一方面，应注意优化作业空间及操作环境。可以按照操作顺序、使用频率布置作业空间中的操纵装置，使运行人员可以在不走空路的基础上有序完成变电操作。同时可以根据运动学、生理学及生物学原理布置空间中的操作按钮、刀闸、控制器、工具及设备等，将常用的仪器仪表、变电设备布置在便于观察及操作的范围内，同时要配备足够的计算机，保证作业空间平面布置形式符合安全生产要求，减少疲劳操作。
此外，应减少操作空间中的不良环境因素，如有害气体、噪声等，确保有害气体含量、噪声音量及照明条件达到工业卫生管理标准，同时为运行人员提供较为舒适的工作台椅。
3.2 利用标识强化操作管理，减少设备技术缺陷
首先，可以在保护装置中加装指示灯，利用指示灯标识变电运行状态，加装的指示灯应包括报警指示灯、动作信号指示灯、变电运行状态指示灯、跳闸指示灯及合闸指示灯等，同时利用特殊图形符号区别不同的指示灯，在指示灯旁粘贴简短说明，例如指示灯的绿闪说明、红闪说明、常闪说明、常亮红说明及常亮绿说明等，以提升变电运行巡视质量。
其次，应采用不同的颜色严格区分接线柜中的各类接线端子，包括合闸回路、分闸回路、启动回路、电压回路及电流回路等，同时将颜色说明张贴在屏柜后门，以提高变电运行人员辨识二次回路的敏感度。
另一方面，要注意定期检修操作设备，及时淘汰老化设备，并减少设备存在的技术缺陷。在完善设备技术时，应考虑到一次变电设备、二次变电设备的运行特点，运用科学的技术改造方案减少设备存在的缺陷，从而有效防范事故隐患。
例如，某站500 kV母线的接地装置51-17仅设置了五防逻辑控制闭锁，在二次系统或五防机发生故障时，将会导致防误闭锁控制条件缺失，进而引起误操作。因此需要对接地装置进行技术改造，将防闭锁电气回路加装在接地侧，具体如下：将5031-1刀闸及5011-1刀闸作为辅联接点串入电气回路中，串入后形成51及52两个联锁接点，联锁接点形成后增加了两个电气闭锁条件，能够使5031-1刀闸、5011-1刀闸、51-17接地装置之间实现相互闭锁，从而预防发生误合事故。
3.3 开展仿真培训，狠抓人员基本知识培训，提升操作 技能
提升操作技能有助于防范误操作，为了提升运行人员的操作技能，可以运用仿真培训模式。
首先，应开展倒闸操仿真培训。在倒闸培训中，要求运行人员在规定时间中完成操作指令，确保操作人员在经过培训之后能够规范接受调度指令，并迅速、准确填写好操作票，熟悉信号灯指示、后台信号变化，掌握主变、母线、线路倒闸操作步骤，在发生误操作时能够正确发送信号。
其次，应通过仿真培训增强运行人员的事故处理能力。在培训中要重视训练运行人员对于变电事故的准确应对、迅速应对及沉着应对能力，以避免事故扩大[4]。
为提升应对能力，可在培训中细致讲解继电保护、一次设备运行原理，并利用仿真系统模拟三相短路、两相短路、单向接地故障，让运行人员观察仿真系统中的表计变化、灯光变化及信号变化，学会快速判断及果断处理误操作行为。
运行人员在工作中学习，在学习中工作，激发员工学习的内生动力，通过岗位胜任能力评价和职业技能鉴定有效结合，查找员工现掌握专业基本知识和基本技能的短板，重点人员安全基本知识和技能培训，以规范化作业为出发点，利用安全活动、预案演练、班前班后会、作业任务观察等班组活动，结合师带徒、人人上讲台、技术问答等多种形式开展专业基本知识和技能培训，通过反复不断的强化练习，打牢基础，提高技能人员对基本知识和技能掌握的熟练度，把规范的安全行为槽刻为人员的自觉行为，养成安全行为习惯，形成安全文化。
4 结 语
综上，电力是推动社会进步的基础性能源，应通过强化管理变电运行保障供电安全，减少变电系统中潜在的安全运行风险。误操作可增加变电运行中的安全风险，要明确误操作产生的原因，根据原因制定及落实防范措施，要及时发现与处理变电运行当中存在的危险操作隐患，避免变电设备及变电系统陷入瘫痪状态，从而有效提升电力工程的变电运行质量、运行效率。
此外，为减少误操作及确保变电系统维持稳定运行与健康运行，还应重视全面提升运行人员的专业技能、心理素质，同时要做到明确分工、落实责任、量化工作量及有制可循。
参考文献：
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[2] 栗向鑫，曹斌，张鹏，等.基于PSCAD的500 kV武—察同塔双回输变电工 程内过电压仿真分析[J].高压电器，2015，51（4）：84-92.
[3] 孙鹏，李剑，张劲，等.基于Markov过程的输变电设备一体化智能监测装 置可靠性评估[J].高电压技术，2015，41（12）：3952-3958.
变电运行操作新模式探讨 篇4
1 传统操作模式的不足
在我国, 对于变电运行操作都是利用传统模式来进行的, 即监护人进行唱票, 操作人来复诵, 当然也是有相当丰富经验的。然而在实际操作中有可能会由于操作失误而导致事故形成, 一般遇到这种情况监护人都不能将其监护作用恰当有效地发挥出来, 甚至还有参与或者是默许违章行为的现象出现, 造成在传统变电运行操作模式中存在一些问题。在实际操作中的主要表现有:运行操作人员对监管制度没有足够执行力度;对于变电运行操作模式来讲, 要健全且完善其监护制度。在变电运行操作的传统模式中, 在唱票及复诵方面也有一些问题存在, 主要表现在以下几个方面:第一, 在实际操作中, 对于监护人员以及操作人员来说, 他们在对待工作上不够认真, 都会有这样的想法:其他人员会对设备运行进行仔细检查, 不会出现错误, 每个人都有这种想法, 导致变电运行操作很难正常进行;第二, 对人员没有进行恰当安排, 让没有足够经验的员工来承担监护工作, 这样一来由于员工缺少经验会导致失误经常发生;第三, 由于无票使操作人员对实际工作情况没有办法进行全面掌握, 在操作中信息的传递都是根据监护人唱票来进行的, 这样就大大提高了发生信息失真的概率;第四, 在实际操作中, 操作指令与设备核对这两者是同时进行的, 这样一来会使很多操作失误发生;第五, 在实际操作中, 操作指令一般比较长, 所以很多监护人会出现唱票不完整现象使操作人员认错设备;第六, 对操作人员来说, 监护人员是他们的上级领导, 对于监护人员的指令即使是错的他们也不敢去反对。
2 关于变电运行操作的新模式
2.1 一人独立进行操作, 一人来进行监督
利用这种模式进行操作的时候, 整个操作过程是由一个人专门来负责的, 而监督工作由另外一个人来进行负责, 在操作中操作人员独自承担关于操作工作的一切责任。此外, 监护人员成为了监督人员, 他的主要工作就是跟踪监督操作工作的整个过程, 对唱票以及确认工作不进行负责, 并且在承担操作责任方面他和操作人员是平等的, 以此来使操作人员及监督人员对工作都能够规范进行。
2.2 关于这种模式的要求
操作人员对变电运行进行操作时, 要持正式操作票来进行, 并且对整个过程中的各个方面要独立执行, 操作人员在完成复诵之后要进行确认, 在没有确认之前要让监督人员和操作人员有一定时间来进行思考或者是对操作进行制止。监督人员在对操作进行监督时, 要持监督票对操作中各项工作进行监督, 检查及监督操作人员各项工作, 在经过确认没有错误存在时要对各项操作进行记录, 要及时制止失误操作或者是有隐患存在的操作。在结束操作之后, 对操作运行实际情况要在备注栏中进行记录, 并且要以实际情况为依据, 将改进完善的有关意见提出来, 之后将监督票进行归档处理, 将其进行整理, 作为每一个工人进行操作的档案。一般情况下, 监督人员是不能协助操作人员来进行工作的, 但是若操作人员没有办法一个人来完成操作, 监督人员可以协助。
2.3 关于这种模式的利弊
关于这种操作模式, 在实际应用中主要有以下方面的优点:
第一, 由于操作人员是持正式票来进行操作的, 对整个操作过程就能够十分明确, 不会产生依赖心理, 从而使操作失误概率在很大程度上得到降低;
第二, 在操作过程中, 提高了对操作安全的要求, 使操作人员工作压力加大。使其能够对工作提前做好充分准备, 从而使操作安全性及正确性得到保证;
第三, 简化了监督人员工作, 使其能够进行更加轻松的监督, 提高工作效率;
第四, 在实际操作中, 整个过程都是独立进行的, 从而有十分流畅且高效的操作过程, 避免一些失误产生。
所有事物都是有两面性的, 这种模式也是如此, 虽然有以上优点, 但它也是有缺点存在的, 主要可以从以下方面表现出来:
第一, 操作人员要手持操作票来进行操作, 并且还要进行相关记录, 因此在进行操作的时候会不方便;
第二, 这种模式加大了工作量, 同时也加大了操作人员压力。这样虽然使操作隐患发生概率降低, 但是利用这种模式是不是对培养员工心理及操作能力比较有利还要进行进一步分析。
2.4 一人来操作, 一人进行协助
在这种模式中, 将操作人员当做自主责任主体来看待, 他比较熟悉设备, 要负责操作的整个过程, 与此同时还要有一人从旁进行协助。在操作过程中所实行制度是“一票一卡”, 即是说在进行操作的时候, 每一个任务都有与之对应的卡, 在进行操作之前, 有关人员要在卡上签名。在进行操作过程中, 为了对操作人员提醒比较方便, 一般都将此卡置于操作票后面。
2.5 对员工进行责任分配
在实际操作过程中, 操作人员要负责的就是填写操作票以及控制卡, 并且对整个操作过程进行审核。协助人员要做的工作就是协助操作人员完成操作, 并且还要核对唱票。
2.6 简化操作过程
在这种模式中, 将传统的“三审”变成了“两审”, 即是说在填票完成之后先由操作人员自审, 然后由值班人员进行二次审核。同时, 协助人员还要协助操作人员进行模拟操作, 在模拟过程中, 只要念动词以及设备编号即可, 这样使唱票形式大大简化。
3 结论
变电运行操作对电气设备的正常运行有十分重要的作用, 作为操作人员, 要按照科学合理方法来进行操作, 使变电运行操作有更高效率, 改变传统模式, 利用新模式来进行, 使之有利于变电运行发展。
参考文献
[1]杨重, 张鹏.变电运行操作新模式研究[J].大科技, 2012 (22) .
[2]鲁星星, 马晓飞.变电运行操作新模式研究[J].大科技, 2012 (23) .
35kV变电站现场运行操作规程 篇5
第一章 总 则
第1条 为保证变电站的安全,经济运行,加强变电站的运行管理,特制定本规程.第2条 电力局(公司)主管生产局长,生技科,县调,变电站及各级变电运行人员应熟悉本规程.第二章 变电站模式和设备调管范围
第3条 变电站模式
1, 常规变电站
2, 农村小型化I模式变电站
3, 农村小型化II模式变电站
4, 箱式变电站
第4条 调管设备的划分及运行
1, 地调调管设备:
2, 县调调管设备:
3, 本站调管设备:
4, 县调或本站调管设备的运行
第5条 计划检修按月度检修计划任务书的安排提前一天申请停电;计划临时检修,影响对外供电的,应提前三天向调度提出停电申请;不影响对外供电的,应提前一天提出申请,停电时间以调度的批复为准.第三章 电气设备的巡视
第一节 设备巡视制度
第6条 设备巡视应严格按照《安规》中的要求,做好安全措施.第7条 正常巡视:变电站内的日常巡视检查,除交接班巡视外,每天早晚高峰负荷时各巡视一次,每周至少进行一次夜间熄灯巡视.第8条 在下列情况下应进行特殊巡视
1, 新投运或大修后的主设备,24小时内每小时巡视一次.2, 对过负荷或异常运行的设备,应加强巡视.3, 风,雪,雨,雾,冰雹等天气应对户外设备进行巡视.4, 雷雨季节特别是雷雨过后应加强巡视.5, 上级通知或重要节日应加强巡视.第9条 巡视时,应严格按照巡视路线和巡视项目对一,二次设备逐台认真进行巡视,严禁走过场.第10条 巡视高压室后必须随手将门关严.第11条 每次的巡视情况应进行记录并签名;新发现的设备缺陷要记录在“设备缺陷记录本”内.第二节 主设备的巡视项目
第12条 主变压器的巡视检查项目
1, 正常巡视
1)变压器运行声音是否正常.2)变压器油色,油位是否正常,各部位有无渗漏油现象.3)变压器油温及温度计指示是否正常,远方测控装置指示是否正确.4)变压器两侧母线有无悬挂物,金具连接是否紧固;引线不应过松或过紧,接头接触良好,试温蜡片无融化现象.5)呼吸器是否通畅;硅胶是否变色;瓦斯继电器是否充满油;压力释放器(安全气道)是否完好无损.6)瓷瓶,套管是否清洁,有无破损裂纹,放电痕迹及其它异常现象.7)主变外壳接地点接触是否良好.8)有载分接开关的分接指示位置及电源指示是否正常.9)冷却系统的运行是否正常.10)各控制箱及二次端子箱是否关严,电缆穿孔封堵是否严密,有无受潮.11)警告牌悬挂是否正确,各种标志是否齐全明显.2, 特殊巡视
1)大风天气时,检查引线摆动情况及变压器上是否有悬挂物.2)雷雨天气后,检查套管是否有闪络放电现象,避雷器放电计数器是否动作.3)暴雨天气时,检查站内外排水情况,周围是否有洪水,滑坡,泥石流,塌陷等自然灾害的隐患.4)大雾天气时,检查瓷瓶,套管有无放电现象,并应重点监视污秽瓷质部分有无放电现象.5)下雪天气时,根据积雪检查各接点的发热情况,并及时处理积雪和冰柱.6)发生近距离短路故障后,检查变压器各侧套管接头有无异常.7)主变满负荷或过负荷运行时,应加强巡视.第13条 有载分接开关的巡视检查项目
1, 有载分接开关的分接指示器指示是否正确,电压指示是否在规定电压允许偏差范围内.2, 控制器电源指示灯是否正常.3, 分接开关储油柜的油位,油色及其干燥剂是否正常.4, 分接开关及其附件各部位有无渗漏油.5, 计数器动作是否正常,能否及时记录分接变换次数.6, 电动操作箱门关闭是否严密,防潮,防尘,防小动物措施是否良好.第14条 真空断路器的巡视检查项目
1, 分,合闸位置指示是否正确,与实际运行位置是否相符.2, 断路器及重合器指示灯是否正确.3, 支柱绝缘子及套管有无裂痕或放电现象.4, [FS:PAGE]引线驰度是否适中,接触是否良好,试温蜡片有无融化.5, 断路器支架接地是否完好.第15条 SF6断路器的巡视项目
1, 每日定时记录SF6气体压力.2, 断路器各部分有无异音(漏气声,震动声).3, 套管有无裂纹或放电声.4, 引线驰度是否适中,接触是否良好,试温蜡片有无融化.5, 分,合闸位置指示是否正确,与实际运行位置是否相符.6, 断路器支架接地完好.第16条 油断路器的巡视检查项目
1, 分,合闸位置指示是否正确,与实际运行位置是否相符.2, 油色,油位是否正常,有无渗漏油痕迹,放油阀关闭是否紧密.3, 排气管是否完好,有无喷油现象.4, 表面是否清洁,各部件连接是否牢靠,有无发热变色现象.第17条 弹簧操动机构的巡视检查项目
1, 机构箱门是否平整,开启灵活,关闭紧密.2, 储能电动机的电源刀闸或熔丝接触是否良好.3, 检查分,合闸线圈有无变色,变形或异味.4, 断路器在分闸备用状态时,合闸弹簧是否储能.5, 各辅助接点,继电器位置是否正确.第18条 电磁操作机构的巡视检查项目
1, 机构箱门是否平整,开启灵活,关闭紧密.2, 检查分,合闸线圈及合闸接触器有无变色,变形或异味.3, 直流电源回路接线端子有无松脱,锈蚀.第19条 隔离开关的巡视检查项目
1, 绝缘子是否完整无裂纹,无放电现象.2, 机械部分是否正常.3, 闭锁装置是否正常.4, 触头接触是否良好,接触点是否发热,有无烧伤痕迹,引线有无断股,折断现象.5, 接地刀闸接地是否良好.第20条 电容器的巡视检查项目
1, 检查三相电流表是否平衡,有无不稳定或激增现象,各相差应不大于10%.2, 放电线圈及三相放电指示灯是否良好.3, 电容器分档刀闸位置是否正确.4, 电容器内部有无放电声;外壳有无鼓肚,渗漏油现象;瓷套有无裂纹,闪络痕迹.5, 电容器油位是否在允许范围内.6, 电容器内部连接线是否牢固可靠,.7, 电容器避雷器是否完好,外壳接地是否良好.第21条 互感器,耦合电容器的巡视检查项目 1, 互感器套管支柱绝缘子是否清洁,有无放电痕迹.2, 瓷件是否完好,无裂纹损坏.3, 接头是否牢固,无过热变色现象.4, 充油式互感器油位是否在允许范围内.5, 外壳接地是否良好.第22条 防雷设施的巡视检查项目
1, 避雷器正常巡视项目
1)瓷质,法兰部分有无破损,裂纹及放电现象;硅橡胶外壳表面是否有老化,裂纹等痕迹.2)检查放电计数器是否动作,外壳有无破损.3)检查引线是否牢固,接地是否良好.4)避雷器内部有无异常声响.2, 特殊天气的防雷设施巡视项目
1)大风天气时,检查避雷针的摆动情况.2)雷雨后,检查放电计数器动作情况.3)检查引线及接地线是否牢固,有无损伤.第23条 母线的巡视检查项目
1, 各接头部分是否接触良好.2, 检查软母线是否有断股,散股现象;硬母线有无机械损伤.3, 接地故障后,检查瓷瓶表面是否有放电痕迹.4, 大雪天应检查母线的积雪及融化情况.5, 雷雨后,应检查绝缘子是否有破损,裂纹及放电痕迹.第24条 阻波器的巡视检查项目
1, 检查引线有无断股,接头有无放电现象.2, 阻波器上有无搭挂物.第25条 电力电缆的巡视检查项目
1, 电力电缆头是否清洁完好,有无放电发热现象.2, 检查电缆沟有无积水,盖板有无破损,放置是否平稳,沟边有无倒塌现象.3, 检查电缆终端防雷设施是否完好.4, 检查电力电缆外壳,外皮等接地是否良好.第26条 微机保护装置的巡视检查项目
1, 保护装置自检试验时,动作信号是否正确.2, 运行监视灯指示是否正确.3, 保护装置是否有装置故障的告警信号.4, 检查液晶显示信息量(如电压,电流,功率一次值,保护投入情况等)是否正[FS:PAGE]确.5, 检查保护装置显示时间是否正确.第27条 微机监控装置的巡视检查项目
1, 检查后台机(含UPS装置)运行是否正常.2, 检查主菜单中各个子菜单(功能开关)是否完备,检查有关数据显示是否正确.各遥测,遥信量是否正确无误.3, 后台打印机工作是否正常,打印纸安装是否正确,数量是否足够.4, 检查或维护过程中,严禁更改后台机的参数,图表及实时数据.禁止退出监控系统.第28条 直流电源装置的巡视检查项目
1, 检查蓄电池电压值,连接片有无松动和腐蚀现象,壳体有无渗漏和变形,绝缘电阻是否下降.2, 对铅酸,镉镍蓄电池组,检查每只蓄电池的液面高度,看有无漏液,若液面低于下线,应补充蒸馏水,调整电解液的比重在合格范围内.3, 对充电装置,检查三相交流电压是否平衡,运行噪声有无异常,交流输入电压值,直流输出电压值,直流输出电流值等表计显示是否正确,正对地和负对地的绝缘状态是否良好.4, 检查直流电源装置上的各种信号灯,声响报警装置是否正常.第29条 小电流接地微机选线装置的巡视检查项目
1, 检查各指示是否正确无误.2, 检查打印机电源指示灯是否完好,打印纸安装是否正确,数量是否足够.3, 运行指示灯是否正常,自检功能是否完好.第30条 计量和指示仪表的巡视检查项目
检查计量和指示仪表的指示值是否正确,指示灯是否正常.第四章 电气设备的运行
第一节 主变压器的运行
第31条 变压器的运行必须满足现行《变压器运行规程》的要求.第32条 主变额定运行方式
1, 主变压器的运行电压一般不应高于该运行分接电压的105%.2, 变压器在上层油温不超过额定值的条件下,可以按照额定容量长期连续运行,这就是变压器允许的正常负荷.第33条 上层油温经常在85℃以下,负荷不超过额定容量的变压器,可以短时过负荷运行,此时值班员应立即采取措施,将负荷限制在额定容量以内,过负荷时间不应超过30min.第34条 经常在接近满负荷状态下运行的变压器,值班员可依据现行《变压器运行规程》的有关规定,计算本站变压器的过负荷倍数和时间,经县局生技科批准后生效.第35条 变压器在下列情况下,不允许过负荷运行
1, 变压器严重缺油.2, 色谱分析,电气试验中有关指标不满足要求.3, 全天满负荷运行,且主变上层油温较高.4, 环境温度高于40℃.第36条 冷却装置的运行
1, 主变在运行时,各散热器的上下阀门均应打开.2, 冷却装置运行正常,手动和自动启动功能正常,电源正常.3, 运行中应根据变压器上层油温,将冷却装置投入运行.第37条 主变压器在运行中的监视
1, 油温监视
1)油浸自冷式变压器上层油温一般不宜超过85℃,最高不超过95℃.当上层油温超过95℃时,应及时报告调度.2)主变负荷超过额定负荷的70%长期运行时,应加强上层油温的监视.2, 电压监视
1)主变的电压应在额定电压的±5%范围内变动,一般不得超过相应分接头电压的5%.2)主变电压超过规定值时,应及时汇报调度.3, 负荷监视
1)运行中的变压器应在允许负荷及以下运行.2)主变经过事故过负荷以后,应将事故过负荷的大小和持续时间记入主变技术档案内.3)主变三相负荷不平衡时,最大相电流不能超过允许值.4, 油位监视
主变油位指示应与实际油位相符,应在气温突变或严重渗漏油情况下加强对主变油位的监视.5, 油质监视
主变应每半年取油样试验一次.不允许将试验不合格的油加入变压器.第38条 主变压器的并列运行
1, 变压器并列运行应满足下列条件:
1)绕组接线组别相同.2)电压比相等.3)短路阻抗相差不超过10%.2, 新安装,大修或变动过内,外接线的变压器,并列运行前必须核定相序和接线组别,并检查并列运行变压器的档位是否相同[FS:PAGE].第二节 主变压器的投运和停运
第39条 在投运变压器之前,应仔细检查,确认变压器及其保护装置在良好状态,具备带电运行条件后,方可投入运行.热备用中的变压器应随时可以投入运行,长期停用的备用变压器应定期充电,同时投入冷却装置.第40条 长期停运,新安装,大修或试验后的变压器投运前应检查以下项目
1, 各接触点良好,引线,母线桥完好,相序标志正确清楚.2, 油枕,散热器及瓦斯继电器阀门全部在打开位置.瓦斯继电器内无气体.3, 分接开关位置与调度通知相符合.有载调压开关的就地指示位置同远方指示器指示一致.4, 通风冷却装置能够手动或自动投入运行,信号正确.5, 远方测温装置与就地温度计正常,指示相符.6, 主变本体无遗留物,安全措施完全拆除.7, 变压器基础没有下沉或裂纹现象.8, 外壳应两点接地,且接地可靠.9, 主变压器本体无缺陷,油漆完整,无渗漏油现象.10, 相应的图纸资料齐全,各种检修,试验项目合格.第41条 主变压器投运前,必须按规定投入主变保护,严禁在主变无保护的状态下充电.第42条 两台主变并列运行,其中一台停电操作前,应检查另一台主变是否有过负荷情况.第三节 分接开关的运行
第43条 无载调压变压器,在变换分接头时,应作多次传动,在确认变换分接位置正确并锁紧后,测量绕组的直流电阻,并对分接开关变换情况做好记录.第44条 有载调压变压器操作时,必须在一次分接变换完成后,方可进行第二次分接变换操作,同时应观察电压表和电流表等有相应变动.第45条 每次分接变换操作都应将操作时间,分接位置及累计动作次数等记入主变调压记录本中;对每次投停,试验,维修,缺陷与故障处理,也都应作好记录.第46条 两台有载调压变压器并列时,调压操作应轮流逐级或同步进行.第47条 有载调压变压器与无载调压变压器并列运行时,两变压器的分接电压将尽量靠近或一致.第48条 变压器有载分接开关的维护,应按照制造厂家的规定进行.无制造厂规定者可参照以下规定:
1, 运行6-12个月或切换2000-4000次后,应取切换开关箱中的油样作试验.2, 新投入的分接开关,在运行1-2年后或切换5000次后,应将切换开关吊出检查,此后可按实际情况确定检查周期.3, 运行中的有载分接开关切换5000-10000次后或绝缘油的击穿电压低于25kV时,应更换切换开关箱的绝缘油.4, 长期不调或长期不用分接位置的有载分接开关,应在有停电机会时,在最高和最低分接间操作一个循环.第四节 瓦斯保护装置的运行
第49条 变压器正常运行时,应将轻瓦斯保护接信号,重瓦斯保护接跳闸,有载分接开关的瓦斯保护接跳闸.第50条 变压器运行中滤油,补油或更换净油器的吸附剂时,应将重瓦斯保护改接信号.第51条 油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象,需要打开放气或放油阀时,应将重瓦斯保护改接信号.第52条 新投入或大修后的变压器冲击时,应将重瓦斯保护接跳闸;冲击完成后试运行的24小时内,将重瓦斯保护改接信号;待运行正常后,再将重瓦斯保护接跳闸.第五节 高压配电装置的运行
第53条 高压配电装置包括高压断路器,隔离开关,母线,电压互感器,电流互感器,电力电容器,高压熔断器及避雷器等设备.第54条 配电装置应保持清洁,充油设备的油位应保持正常.第55条 各电气连接部分应紧固可靠,接点温度不超过70℃.第56条 室内高压配电室的门应加装防小动物进入的挡板,门窗应关闭紧密,严防小动物入内.通往主控室的电缆沟,孔洞均应堵塞严密.第57条 设备构架应根据情况定期刷漆,以防锈蚀.户外配电装置的瓷瓶应定期检测.第58条 所有设备的名称,编号应清楚醒目,与调度命名相符,并按规定地点填写.第59条 应按《电力设备预防性试验规程》的规定周期,项目对设备进[FS:PAGE]行试验.第六节 高压断路器的运行
第60条 一般规定
1, 停运的断路器在投入运行前,应对该断路器本体及保护装置进行全面,细致的检查,必要时进行保护装置的传动试验,保证分,合良好,信号正确,方可投入运行.2, 操作中应同时监视有关电压,电流,功率等指示及红绿灯的变化是否正常.3, 在带电情况下,严禁使用千斤顶或压板缓慢合闸.4, 电动分,合闸后,若发现分,合闸未成功,应立即取下控制保险或跳开控制电源开关,以防烧坏分,合闸线圈.5, 断路器动作后,应查看有关的信号及测量仪表的指示,并到现场检查断路器实际分,合闸位置.6, 需要紧急手动操作高压断路器时,必须经调度同意后方可操作.第61条 运行注意事项
1, SF6断路器压力低于闭锁值时,应立即将该开关控制电源断开,并将机构卡死,禁止该开关带电分,合闸.2, 运行中的SF6断路器应定期测量微水含量,新装和大修后,每三个月一次,待含水量稳定后可每年一次.每年定期对SF6断路器进行检漏,年漏气率应符合规程规定.3, SF6气体额定气压,气压降低报警值和跳闸闭锁值根据不同厂家的规定具体执行.压力低于报警值时,应立即汇报调度及主管部门.4, 新装和投运的断路器内的SF6气体严禁向大气排放,必须使用气体回收装置回收.SF6气体需补气时,应使用检验合格的SF6气体.5, 真空断路器应配有防止操作过电压的装置,一般采用氧化锌避雷器.6, 运行中的真空灭弧室出现异常声音时,应立即断开控制电源,禁止操作.7, 运行中的油断路器应定期对绝缘油进行试验,试验结果记入有关记录内;油位降低至下限以下时,应及时补充绝缘油.8, 油断路器跳闸后油色变黑,喷油或有拒动现象,严重渗漏油等状况时,应及时进行检修.第62条 重合器的运行
1, 整体式结构重合器采用高压合闸线圈;分布式结构重合器采用低压合闸线圈.2, 运行中,应检查重合器有无渗漏油现象;瓷瓶,套管有无破损,裂缝及其它损伤,当发现有损坏情况时,应及时汇报有关部门进行更换.3, 重合器动作后,应检查动作次数计数器,将读数记入开关动作统计表中.第63条 负荷隔离开关的运行
1, 户外高压负荷隔离开关与35kV熔断器配合使用.2, 负荷隔离开关可以在正常情况下作为开关来操作,开断额定负荷电流.3, 真空负荷隔离开关可以开断瓦斯,温升故障等一般过负荷电流,但不能用来开断短路电流.第64条 10kV中置式小车开关的运行
1, 带负荷情况下不允许推拉手车.推拉开关小车时,应检查开关确在断开位置.2, 合接地刀闸时,必须确认无电压后,方可合上接地刀闸.3, “五防”机械连锁功能应正常.4, 运行中,应经常检查带电显示器指示灯是否完好,若有损坏,应及时更换.第65条 弹簧操作机构的运行
1, 当电机回路失去电源时,对分闸弹簧可手动储能.2, 进行紧急操作时,不能将手,身体和衣服与机构接触.3, 机构安装,试验完运行前,应检查机构中手动机具,分闸与合闸安全锁销是否取掉.第七节 隔离开关的运行
第66条 隔离开关的运行
1, 隔离开关的操作机构均应装设防误闭锁装置.2, 隔离开关的传动部分和闭锁装置,应定期清扫.3, 刀闸操作后,应检查刀闸的开,合位置,三相动,静触头应确已拉开或确已合好.第八节 电容器的运行
第67条 电容器的投,撤应根据无功分布及电压情况,当母线电压超过电容器额定电压的1.1倍,电流超过额定电流的1.3倍时,应根据厂家规定退出运行,电容器组从电网切除至少应隔5分钟方可再次投入.第68条 在电容器上工作,无论有无放电装置,都必须进行人工放电,并做好安全措施.第69条 当10kV线路发生接地时,应按调令将电容器撤出运行,防止过电压损坏电容器.第70条 电容器开关因各种原因跳闸后,均不得强送.第71条 发现下列[FS:PAGE]情况之一,应立即将电容器停运,并报告调度和主管部门
1, 电容器鼓肚漏油.2, 接点严重发热.3, 套管发生严重闪络放电.4, 电容器严重喷油或起火.5, 向系统倒送无功.第九节 互感器的运行
第72条 互感器在运行中应注意的事项
1, 中性点不接地系统或经小电流接地系统的电压互感器在线路接地时,应注意电压互感器的发热情况.2, 电压互感器撤出运行时,应特别注意其所带的保护是否会因失去电源而误动.3, 电压互感器的二次线圈中性点必须接地,二次侧不允许短路.4, 运行中的电流互感器二次侧应可靠接地,不允许开路.5, 互感器外壳接地良好,有关表计指示正确.第十节 母线的运行
第73条 母线正常运行时,接点不应发热;通过短路电流后,不应发生明显的弯曲变形.第74条 在气候发生较大变化时应对母线进行特殊检查.第75条 对母线瓷瓶应每年清扫一次.第十一节 高压熔断器的运行
第76条 更换高压熔断器应在拉开电源侧刀闸做好安全措施后进行,熔断器熔断后,应更换合适的熔断器或选择合适的熔件更换,严禁把熔断的熔丝焊接后继续使用.第十二节 避雷器和避雷针的运行
第77条 避雷器的运行
1, 运行中的避雷器应瓷套清洁无损伤,试验合格;每年雷雨季节前,应对避雷器进行一次特殊试验.2, 避雷器瓷套有裂纹,内部声响很大或试验不合格时,应及时更换.第78条 避雷针的运行
禁止在独立避雷针上架设照明灯,电视天线,广播线等设施.第十三节 接地装置的运行
第79条 运行中的接地装置,如发现下列情况时应维修
1, 接地线连接处焊接部位有接触不良或脱焊现象.2, 接地线与电气设备连接处的螺栓有松动.3, 接地线有机械损伤,断线或锈蚀.4, 接地线被洪水冲刷露出地面.5, 接地电阻值不满足规程规定值.第80条 明敷的接地线表面应涂黄绿相间的油漆,有剥落时,应及时补漆.第十四节 低压配电装置的运行
第81条 一般规定
1, 低压配电装置应统一编号,配电盘的前后编号必须一致.2, 低压主母线及分母线的相色应涂以黄绿红,零线应涂以黑色.3, 低压控制电器的额定容量,应与受控负荷的实际需要相适应,各级电器保护元件的选择和整定均应符合动作选择性的要求.4, 低压配电装置的指示仪表及指示信号灯,均应齐全完好,仪表刻度和互感器的规格应与用电设备的实际相符合.5, 设备的控制把手,按钮等部位所指示的“合”,“断”字样应与实际状态相对应.第82条 有灭弧罩的电气设备,三相灭弧罩必须完整无损.第83条 低压配电装置的前后操作维护通道上均应铺设绝缘垫,不得堆放其它物品.第84条 低压配电装置的照明应齐全完好,备品备件应分类清楚,存放位置应干燥.第十五节 直流系统的运行
第85条 直流监控装置的运行
1, 每天应检查正母线和负母线对地的绝缘值.若有接地现象,应立即寻找和处理.2, 对运行中的直流电源装置,主要监视交流输入电压值,充电装置输出的电压值和电流值,蓄电池组电压值,直流母线电压值,浮充电流值及绝缘电压值等是否正常.3, 检查自动调压装置是否工作正常,若不正常,启动手动调压装置,退出自动调压装置,通知有关人员进行检修.4, 检查微机监控器工作状态是否正常,若不正常应退出运行,通知有关人员进行检修.微机监控器退出运行后,直流电源装置仍能正常工作,运行参数由值班员进行调整.5, 充电模块可以在自动(监控模块控制)和手动(人工控制)两种方式下进行.6, 运行指示灯应完好,显示正确,模块运行正常.第86条 蓄电池运行的一般规定
1, 蓄电池的运行温度不宜过高或过低,正常运行中一般要求室温处于10～30℃为宜,最高不得超过35℃,最低不得低于5℃.2, 蓄电池应置于阴凉干燥,并有足够的维[FS:PAGE]修空间的地方,应避免阳光直射.3, 蓄电池正常运行时,采取全浮充电运行方式.4, 蓄电池应定期进行均衡性充电;大型操作,全站失压,浮充机故障后,也应进行均衡充电.5, 蓄电池使用时,应避免产生过充电或过放电,否则会影响蓄电池的寿命.6, 蓄电池不允许接任何其它负荷.7, 蓄电池的浮充电压,均衡充电电压及放电末期电压的选择应按各站实际情况及说明书中规定进行.第87条 镉镍蓄电池的运行
1, 蓄电池及其周围应经常保持清洁和干燥.2, 每天测一次典型瓶的电压(测10只电池),以便调整浮充电压.3, 镍镉电池气塞上的橡胶套管失效时,应进行更换.4, 电解液面应保持高出极板5～12mm,若电解液下降至下线时,必须及时添加蒸馏水.5, 电瓶加蒸馏水时应打开一只加一只,不得将整组电瓶打开加水.第88条 免维护蓄电池的运行
1, 蓄电池在工作中,严禁过放电.2, 定期清除尘埃并检查电池有无漏液,破损,鼓肚和连接部位有无松动现象.3, 应根据规程规定,定期进行核对性充放电.第十六节 UPS电源的运行
第89条 一般规定
1, 严禁自行打开UPS电源外盖.2, 严禁将电池的正,负极短路.3, 正常运行时,应监视UPS的输入,输出电压在允许范围内.第十七节 继电保护及二次回路的运行
第90条 一般规定
1, 运行中的继电保护装置不得随意变更其运行方式,需投入,退出保护应根据调度指令,需变更定值时由保护人员进行.2, 凡带电运行的设备,不允许无保护运行.但遇到下列情况之一时,应根据调度指令将相应的保护装置退出运行: 1)运行中需更改保护定值.2)主变差动保护测量六角图.3)主变漏油,大修后试运行期间,将重瓦斯保护改接信号位置.4)电压互感器内部故障或更换时.5)保护装置本身有故障.第91条 变电运行人员应做到以下几点
1, 熟悉保护的基本原理和主要结构;熟悉保护的配置和保护范围.2, 能正确的投,撤保护软,硬压板,整组投运或停运保护装置,进行简单的人机对话.3, 能按规定对保护进行正常监视,检查,掌握并发现保护及二次回路的缺陷,能看懂保护信息报告.4, 能对保护及回路上的作业及安全措施进行监督,验收,传动.第92条 新线路试运行期间,应将重合闸撤出运行.第93条 继电保护的投入,撤出和事故时的动作情况,以及保护装置本身发出的异常,告警现象均应详细记录在运行工作记录本及相关记录内.第94条 保护及二次回路上工作必须持有工作票,并应履行工作许可制度,运行人员必须审查工作票及其安全措施.继电保护工作完成以后,值班人员应进行以下检查: 1, 工作中的临时线是否全部拆除,拆开的线头连片是否全部恢复好.2, 保护压板的名称,投撤位置是否正确,接触是否良好.3, 各信号灯,指示灯指示是否正确.4, 保护定值是否正确.5, 变动的接线是否有书面交待,检验项目和试验报告是否齐全正确.6, 协同保护人员带开关联动试验,且动作可靠,信号正确.7, YH,LH的二次侧及端子无短路和开路现象.第95条 未经值班人员同意且无值班人员在场时,继电保护人员不得利用保护装置作开关传动试验.第96条 新(改,扩)建设备投运前及现场运行设备继电保护整定值改变后,应与调度核对现场继电保护工作记录,定值,核对无误后,方可将设备投入系统运行.第十八节 防误闭锁装置的运行
第97条 运行人员应对防误闭锁装置做到“四懂三会”,即懂防误闭锁装置的原理,性能,结构和操作程序;会操作,会安装,会维护.第98条 防误闭锁装置必须具备以下“五防”功能
1, 防止误分,误合断路器.2, 防止带负荷拉合隔离开关.3, 防止带电挂(合)接地线(接地刀闸).4, 防止带地线(接地刀闸)合断路器.5, 防止误入带电间隔.第99条 防误闭锁[FS:PAGE]装置应有完善的管理制度;解锁工具(万能解锁钥匙)应有专门的保管和使用制度,禁止随意解锁.第100条 防误闭锁装置必须防水,防潮,防尘,防锈,不卡涩.第101条 防误闭锁装置不得随意退出,因故必须退出或装置有异常时,应经有关领导批准,依据相关规定执行.第102条 解锁后应立即操作,完毕后及时将挂锁锁住.第十九节 监控系统的运行
第103条 一般规定
1, 严禁对运行中的监控系统断电.2, 严禁更改监控系统中的参数,图表及相关的操作密码.3, 严禁将运行中的后台机退出监控窗口.不得在后台机上安装与系统运行无关的程序.4, 在后台机中操作断路器时,对其它设备的操作不得越限进行.5, 监控系统出现数据混乱或通信异常时,应立即检查并上报.6, 运行人员应熟悉有关设备的说明书,并对打印的资料妥善保管.7, 严禁在UPS电源上接其它用电设备.第104条 运行维护
1, 检查后台机电源运行是否正常,有无告警信号.2, 检查监控系统通信是否正常,显示器中各数据指示是否正确.3, 检查监控窗口各主菜单有无异常.4, 检查打印机工作是否正常,打印纸是否够用.5, 检查各软,硬压板是否正确投,撤.第五章 倒闸操作
第一节 倒闸操作的一般规定
第105条 倒闸操作必须按值班调度员或运行值班负责人的指令进行.第106条 倒闸操作必须有操作票,每张操作票只能填写一个操作任务,不准无票操作和弃票操作.第107条 操作中不得擅自更改操作票,不得随意解除闭锁.第108条 开始操作前,应先在模拟图(或微机监控装置)上进行核对性模拟预演,无误后,再进行操作.第109条 倒闸操作必须有两人进行,并严格执行监护制,一般由对设备较为熟悉的人员监护,值班员操作.第110条 操作票一般包括以下项目
1, 拉,合开关和刀闸.2, 检查拉,合后的实际位置.3, 检查设备上有无接地短路.4, 装设接地线前的验电.5, 装,拆接地线.6, 取下或给上开关的合闸,控制保险及储能保险.7, 取下或给上YH二次保险.8, 打开或投上保护装置的压板.9, 检查保护或自动装置确已投入(撤出).10,倒负荷时,检查确已带上负荷.11,对两台主变压器,停用一台,确认另一台不会过负荷.第111条 操作票填写的有关规定
1, 操作票上填写的术语应符合规定,设备名称,双重编号应符合现场实际.2, 操作票应统一编号,作废的操作票要盖“作废”章,不得撕毁;未执行的,应注明“未执行”字样;执行完毕的操作票,在最后一页加盖“已执行”章.3, 每张操作票只能填写一个操作任务,操作任务应填写设备双重名称.一个操作序号内只能填写一个操作项目,操作项目顺序不能颠倒,不得漏项,并项,添项或涂改.4, 一个操作任务需填写两页以上的操作票时,在前页备注栏注明“接下页”.操作项目应连续编号.指令号和操作开始时间填在第一页上.每页操作票均应有操作人,监护人和值班负责人签名.操作终了时间应填写在最后一页上.5, 操作中,每执行完一项,应在相应的操作项目后打勾.全部操作完毕后进行复查.6, 操作票未使用完的空格应从第一行起盖“以下空白”章.7, 拆除,装设接地线(包括验电)要写明具体地点,接地线应有编号.8, 同一电压等级多条线路同时限电,供电,可填写一张操作票.第112条 下列操作可不填写操作票,但在操作完成后应做好记录,事故应急处理应保存原始记录.1, 拉,合断路器(开关)的单一操作.2, 拉开或拆除全站唯一的一组接地刀闸或接地线.3, 拉,合一组保护压板.4, 取下,给上操作小保险或YH二次保险.5, 事故应急处理.第113条 对两条及以上馈路在同一时间进行限电(不包括事故限电)或送电操作时,不得按拉,合开关的单一操作对待,应填写操作票.第二节 倒闸操作注意[FS:PAGE]事项
第114条 除紧急限电和事故处理外,倒闸操作尽可能避免在交接班,重负荷时进行.雷电天气时,严禁倒闸操作.第115条 母线充电前,应先将电压互感器加入运行.第116条 使用隔离刀闸可进行下列操作
1, 拉,合无故障的电压互感器,避雷器.2, 拉,合母线及直接连接在母线上设备的电容电流.3, 拉,合励磁电流不超过2A的空载变压器及电容电流不超过5A的空载线路.第117条 手动拉,合刀闸时,必须迅速果断.刀闸操作完毕后,应检查是否操作到位.第118条 对调度指令有疑问时,应询问清楚再操作;当调度重复指令时,则必须执行.如果操作指令直接威胁人身和设备安全时,可以拒绝执行并报告调度及主管生产领导.第119条 执行一个操作任务,中途不得换人,操作中严禁做与操作无关的事.第120条 操作时必须戴安全帽及绝缘手套,雨天操作室外高压设备时,绝缘杆应有防雨罩,还应穿绝缘靴.接地电阻不符合要求时,晴天操作也应穿绝缘靴.第121条 操作中严禁解除闭锁操作,如必须解锁才能操作时,应汇报调度或上级主管部门.第122条 倒闸操作要严把“五关”,即操作准备关,调令联系关,操作审核关,操作监护关,操作检查关.第三节 变压器的操作
第123条 操作原则
停电时先停负荷侧,后停电源侧;送电时相反.第124条 变压器加入和撤出运行应考虑保护配合和负荷分配问题.变压器运行前,必须先将冷却装置加入运行.第125条 变压器的倒闸操作顺序
1, 运行转冷备用
1)拉开主变低压侧断路器.2)拉开主变高压侧断路器.3)分别检查上述断路器在分闸位置.4)拉开低,高压侧母刀闸.2, 冷备用转运行
1)检查主变高,低压侧断路器确在分闸位置.2)合上主变高,低压侧母刀闸.3)合上主变高压侧断路器.4)合上主变低压侧断路器.3, 运行转热备用
1)拉开主变低压侧断路器.2)拉开主变高压侧断路器.4, 热备用转运行
1)合上主变高压侧断路器.2)合上主变低压侧断路器.5, 热备用转冷备用
1)拉开主变低压侧母刀闸.2)拉开主变高压侧母刀闸.6, 冷备用转热备用
1)合上主变高压侧母刀闸.2)合上主变低压侧母刀闸.7, 冷备用转检修
1)将主变低压侧接地.2)将主变高压侧接地.8, 检修转冷备用
1)拆除主变高压侧接地.2)拆除主变低压侧接地.第四节 线路开关的操作
第126条 操作原则
停电时先拉断路器,再拉线刀闸,最后拉母刀闸;送电时相反.第127条 操作顺序
1, 运行转冷备用:
1)拉开线路断路器.2)拉开线刀闸.3)拉开母刀闸.2, 冷备用转运行:
1)合上母刀闸.2)合上线刀闸.3)合上线路断路器.3, 运行转热备用:拉开线路断路器.4, 热备用转运行:合上线路断路器.5, 热备用转冷备用:
1)拉开线刀闸.2)拉开母刀闸.6, 冷备用转热备用
1)合上母刀闸.2)合上线刀闸.7, 冷备用转检修:在断路器与母刀闸,线刀闸间分别接地.8, 检修转冷备用:拆除断路器与线刀闸,母刀闸间的接地.第五节 站用电系统的操作
第128条 站用变停电时,应先拉开低压侧总开关,后拉开高压侧刀闸;加入运行时,顺序相反.第129条 在站用变供电时,应先检查三相熔断器是否安装牢固,并接触良好.第130条 站用变带电后,应监视所用屏三相电压及负荷是否平衡.第131条 站用变停电检修时,应在变压器高,低压侧分别装设接地线.第六节 二次装置的操作
第132条 综合装置保护定值改变后,应检查新设定值是否与定值单相符,保护是否按规定全部投入,装置指示是否正确.第133条 二次装置操作完毕,应确认设备的指示信号,仪表指示正确.第134条 给上各级交直流保险前,应检查保险(熔丝)的容量是否符合规程规定,[FS:PAGE]是否完好.第135条 保护装置的投入和退出
1, 保护投入时,应先合上(给上)控制电源开关(控制保险),检查各信号灯指示正确后,投入各专用压板.2, 保护退出时,应先退出压板,后跳开(取下)控制电源开关(控制保险).第六章 事故处理
第一节 事故处理的原则
第136条 事故处理要坚持保人身,保设备,保电网的原则.应迅速限制事故的发展,解除对人身和设备的威胁,并尽快恢复对已停电用户的供电.第137条 事故处理必须按照调度指令进行;有危及人身,设备安全的事故时,应按有关规定进行处理.第二节 事故处理的一般程序
第138条 一般程序
1, 及时检查并记录保护及自动装置的动作信号.2, 迅速对故障范围内的一,二次设备进行外部检查,并将检查情况向调度及主管部门汇报.3, 根据调度指令采取措施,限制事故的发展,恢复对无故障部分的供电.隔离故障设备,排除故障,尽快恢复供电.4, 将事故处理的全过程做好记录,并详细向调度汇报保护及自动装置的动作情况,电压及负荷变化情况,设备异常情况,运行方式,天气情况等.第三节 变压器的事故及异常处理
第139条 运行中的变压器发生下列现象之一者,可不经调度批准,立即停止运行,若有备用变压器,应先将备用变压器投入
1, 变压器声音异常,有爆裂声.2, 在正常负荷和冷却条件下,变压器温度异常并不断上升.3, 储油柜,释压器或安全气道严重喷油.4, 套管严重破损和有放电现象.5, 严重漏油使油面下降,低于油位计的指示限度.6, 油色变黑,油内出现碳质.第140条 变压器油温异常升高的处理
变压器油温升高超过许可限度时,值班人员需进行下列工作: 1, 检查负荷是否有突然增加.2, 核对温度表指示是否正常.3, 检查变压器冷却装置是否正常,散热器是否全部打开.4, 检查完毕后,应立即汇报调度及主管部门.第141条 油位异常的处理
1, 当发现变压器的油位较当时油温所应有的油位显著升高或降低时,应立即上报调度和主管部门.2, 如因大量漏油而使油位迅速下降时,禁止将重瓦斯保护撤出运行,应迅速采取停止漏油的措施,并立即汇报调度和主管部门.第142条 重瓦斯保护动作的处理
1, 重瓦斯保护动作使变压器开关跳闸后,严禁强送,检查瓦斯继电器内有无气体.2, 检查油温,油位的情况.3, 检查油枕有无喷油和冒油,防爆膜是否冲破(释压器是否动作).4, 检查各法兰连接处,导油管处有无冒油.5, 检查外壳有无鼓起变形,套管有无破损.6, 检查有无其它保护动作信号.7, 检查后应汇报调度及主管部门.第143条 轻瓦斯打出信号后,对变压器工作情况进行判断,检查瓦斯继电器内有无气体,汇报调度.第四节 主变差动保护动作的处理
第144条 差动保护动作使变压器开关跳闸后,严禁强送.检查以下内容,并将检查情况汇报调度
1, 差动保护范围内的所有一次设备瓷质部分有无闪络放电痕迹,变压器各侧开关,刀闸,避雷器及引线等有无短路.2, 差动电流互感器本身有无异常,瓷质部分有无闪络放电痕迹,回路有无断线接地现象.3, 差动保护范围外有无短路故障(其它设备有无保护动作).4, 差动保护回路是否有开路,接触不良,直流有无两点接地等现象.第五节 主变过流保护动作的处理
第145条 过流保护动作使变压器开关跳闸后,严禁强送,检查以下内容,并将检查情况汇报调度
1, 检查母线开关及引线有无短路.2, 检查主变压器高,低压侧引线有无短路,瓷绝缘有无异常.3, 检查线路保护动作情况和开关跳闸情况.第六节 高压断路器的事故处理
第146条 断路器有下列情形之一者,立即停电处理,并采取相应的防跳措施
1, 套管有严重破损和放电现象.2, 真空断路器突然出现真空损坏的现象.3, SF6断路器[FS:PAGE]严重漏气,发出闭锁信号.第147条 注意事项
1, 断路器动作跳闸后,应立即对断路器及本站设备进行外部检查,检查断路器本身有无故障.2, 对故障跳闸线路强送后,无论成功与否,均应对断路器外观进行仔细检查.3, SF6断路器发生意外爆炸或严重漏气等事故时,值班人员严禁接近故障断路器.第148条 操作机构故障的处理
1, 检查二次回路,包括刀闸,保险,电极回路,继电器等是否正常.2, 检查机械部分是否正常.3, 将检查情况汇报调度及主管部门,并做好记录.第149条 SF6断路器气压降低的处理
1, 当SF6断路器气体压力降低时,应加强监视,并检查压力指示及信号告警是否正确.2, 当压力闭锁时,应立即取下该开关的控制电源保险.3, 将检查结果汇报调度及主管部门,由专业人员进行处理.第七节 线路开关跳闸的处理
第150条 单电源线路开关事故跳闸,应立即检查开关及保护动作情况.重合闸不成功或雷雨大风天气时不得强送,无重合闸或重合闸未动作的开关在无异常的情况下,可不经调度指令强送一次,并将结果及时汇报调度.第151条 双电源线路开关事故跳闸,不得强送,应立即对开关进行外观检查做好记录,并汇报调度,按调度指令进行处理.第八节 越级跳闸事故的处理
第152条 保护动作,开关拒跳造成越级跳闸事故的处理
1, 检查保护动作信号,开关跳闸情况,汇报调度.2, 检查跳闸开关有无异常,将拒跳的开关与母线隔离;若跳闸开关无异常,将跳闸开关加入运行,恢复对其它用户的供电.第153条 保护拒动造成越级跳闸事故的处理
1, 检查保护动作信号,开关跳闸情况,汇报调度.2, 检查与停电母线所连接的所有设备有无故障.若无故障,将停电母线上连接的所有线路开关断开.3, 若跳闸开关无异常,可试送一次.试送成功后,对线路逐条试送.第九节 直流系统的事故处理
第154条 当发生直流接地时,应视为事故状态,立即停止二次回路上的工作,尽快推拉查找处理,防止两点接地造成保护误动.第155条 直流系统接地推拉涉及调度管辖的设备,必须报告调度.第156条 直流系统接地故障查找的顺序
1, 推拉直流事故照明回路.2, 将直流母线解环运行,充电设备停运,判断是正极还是负极接地,是Ⅰ母接地还是Ⅱ母接地.3, 推拉合闸回路.4, 推拉控制信号回路.5, 检查蓄电池本体.第157条 直流系统绝缘有明显下降时,应查明原因,尽快消除.第十节 互感器的事故处理
第158条 电压互感器的故障处理
运行中的电压互感器,发生下列现象之一时,应立即汇报调度: 1, 高压保险丝熔断.2, 内部发热,温度过高.3, 内部有异常声响.4, 有严重漏油,喷油现象.5, 套管,引线与外壳之间放电.6, 二次回路短路.第159条 电流互感器的故障处理
运行中的电流互感器,发生下列现象之一时,应立即汇报调度: 1, 过热.2, 内部声音异常,有臭味或冒烟.3, 导线与外壳之间有放电现象.4, 充油式电流互感器严重漏油.5, 外绝缘破裂放电.6, 二次回路开路.第十一节 隔离开关的故障处理
第160条 隔离开关发生操作卡滞,拉合失灵,三相合闸不同期等故障时,应汇报调度及主管部门.第161条 接触部分有发热时,要加强监视,如发现温度剧烈上升,应立即汇报调度及主管部门.第十二节 系统事故的处理
第162条 全站失压事故的处理
1, 夜间事故时,应先打开事故照明,检查以下项目,并汇报调度及主管部门
1)保护动作情况,信号,仪表指示,开关跳闸情况.2)各母线,连接设备及变压器等有无异常,电源进线上有无电压.3)断开有保护动作信号的开关.2, 变电站全站失压,所有开关和保护均未动作者,不待调令即拉开失压母线上的电容器开关,立即将设备检查情况报告调度[FS:PAGE].3, 单电源变电站全站失压时,不得进行任何操作,应立即汇报调度.4, 有备用电源的变电站全站失压后,可自行拉开原供电电源开关,刀闸,检查本站设备无异常后,将热备用中的备用电源恢复供电,然后汇报调度.5, 多电源变电站全站失压后,应立即拉开母线上连接的所有开关和刀闸,检查所有设备正常时,按以下原则保留电源: 1)单母线运行只保留一个电源.2)双母线解列运行各保留一个电源.第163条 线路接地故障的处理
1, 接地故障的判定
1)完全接地时,绝缘监察表三相指示不同,故障相对地电压为零或接近零,非故障相电压将升高√3倍,且持久不变.2)不完全接地时,接地相电压降低,非故障相电压升高且持久不变.3)弧光接地时,非故障相电压可能升高到额定电压的2.5-3倍.4)间隙性接地故障时,接地相电压时增时减,非故障相电压时增时减且正常.2, 接地故障的查找
接地故障持续5分钟不消失,首先检查站内设备有无明显接地放电现象,若无明显迹象,应对线路进行推拉试验,其推拉顺序如下: 1)备用空载线路.2)双回线路或其他电源线路.3)分支较多,线路较长,负荷轻和负荷较为次要的线路.4)分支较少,线路较短,负荷重和负荷较为重要的线路.3, 接地故障的处理
1)确定线路接地后,尽快汇报调度通知供电所查线.2)线路发生稳定性接地时,允许带接地运行2小时.若是不稳定接地时,可立即拉开线路.3)接地故障如发生在雷雨期间,可立即拉开线路.4)带接地运行时,要注意监视电压互感器声响和发热情况.4, 应能准确判断电压互感器熔断器熔断,谐振过电压与接地故障的区别.第164条 系统谐振过电压事故的处理方法
处理谐振过电压事故的关键是破坏谐振条件,值班人员应根据系统情况,操作情况做出正确判断,不经调度按以下方法处理,然后将处理结果汇报调度.1, 由于操作而产生的谐振过电压,一般可立即恢复到操作以前的运行状态.2, 运行中发生的谐振过电压,可以试断开一条不重要负荷的线路,消除谐振.3, 接地后发生的谐振,应立即断开接地线路.第七章 水灾,火灾事故的处理
第165条 当变电站发生水灾,应尽快疏通水流.危及到设备运行安全时,应立即停电处理.第166条 当变电站发生火灾时,使用灭火器或沙子阻断火势,防止火势蔓延.第167条 充油设备着火时,应将设备停电后再灭火.第168条 发生水,火灾时要及时上报主管部门.附 录
附录一:变电站一次系统接线图
附录二:主设备运行参数表
附录三:室内,外配电装置的最小安全净距
表1 室外配电装置的最小安全净距
额定电压
(kV)安全净距
(mm)名称 35 带电部分至接地部分
200 400
相与相带电部分之间
200 400
无遮拦裸导体至地(楼)面
300 500
出线套管至室外通道的路面
2700 2900
表2 室内配电装置的最小安全净距
额定电压
(kV)安全净距
(mm)名称 35
带电部分至接地部分
300
相与相带电部分之间
300
带电部分至栅栏
875 1050
带电部分至板状遮拦
155 330
带电部分至网状遮拦
225 400
无遮拦裸导体至地(楼)面
2425 2600
出线套管至室外通道的路面
变电运行操作 篇6
关键词：倒闸操作；误操作；原因；措施
一.变电运行倒闸误操作的原因
变电运行当中的倒闸误操作现象在很大程度上是由于操作人员以及相关的监督人员在实际的操作以及监督过程中，不熟悉相关的操作流程和操作的规程，仅凭自身经验进行操作，在误操作发生时无法及时制止和纠正倒闸作业的失误，这不仅会很大程度上对供电系统造成伤害，而且还会直接威胁到操作人员的人身安全。因此，我们必须明确造成倒闸误操作的原因，以便采取有效的防范措施。
1.操作人员的原因
（1）违规操作
变电运行作为电力系统的一个重要组成部分，它的运行安全直接关系到电网的整体质量以及用户和操作人员的人身安全，因此变电操作必须按照严格的程序进行。操作人员都必须做到对每一环节的严格把控，注重倒闸操作的危险点。但是，在实际操作过程中，有些操作人员对此熟视无睹，经常在变电倒闸过程中进行违规操作，结果导致事故的发生。
（2）技术缺乏
变电运行倒闸操作作为变电运行中的重要环节，操作人员的技术和经验是变电倒闸操作正常运行的保障。任何技术上的欠缺都可能导致变电倒闸的误操作。因而，相关工作人员必须具备过硬的技术，同时不断学习先进的技术，加强实践经验，力求减少因技术欠缺而带来的变电倒闸误操作。
（3）责任心缺失
操作人员责任心的缺失同样是倒闸误操作的重要原因。如操作人员操作前不遵守操作事项、不认真阅读操作票内容、操作前不核对设备名称、设备编号，操作中发现问题不及时汇报，擅自进行操作、不认真核对设备的名称、编号、模拟、不认真填写、审核操作票等都可能导致变电倒闸误操作。
2.技术原因
（1）防误解锁钥匙的管理和使用不严格
实际工作的过程中，防误闭锁装置起重要作用。操作人员的任何操作不当都会对防误闭锁装置带来伤害，导致防误闭锁装置出现问题，增加了变电倒闸误操作的可能性。此外，操作人员在对防误闭锁装置故障进行处理时，没有严格按照相关的办法和规范来进行，提高倒闸误操作发生的发生概率。
（2）操作时没有进行重合闸的投退考虑
防误解锁钥匙的管理和使用缺乏严格的管理会导致变电倒闸的误操作，操作过程中没有进行重合闸的投退考虑也是变电运行倒闸误操作的一个重要原因。
二.变电运行倒闸误操作的防范措施
1.严格执行操作规定
违规操作以及操作不当是倒闸作业误操作的重要原因，为了确保倒闸作业的安全稳定，操作人们在倒闸作业的操作过程中应严格执行操作规定和相应制度，避免违规操作及操作不当而发生事故。如操作时要仔细核对设备编号、认真填写操作票等等，严格按照相关操作程序进行操作，防微杜渐，避免操作失誤引发事故。
2.明确操作指令
操作失误是变电运行倒闸误操作产生的重要原因，操作指令的失误是操作失误中最为常见的失误。因此，明确操作指令至关重要。在操作之前，应确保操作指令准确无误。在实际的操作过程中，一旦产生疑问或者遇到意外，则应立即停止操作。
3.提高操作人员的安全意识及责任心
变电运行倒闸操作往往在高压环境中实施，具有一定危险性。为了充分保障操作人员倒闸操作时的安全性，必须有效地提升操作人员的安全保护意识。只有将保障安全工作落实到实处，变电运行的倒闸操作才能更好地落实到位。与此同时，在提高操作人员的安全意识同时，还要强化操作人员的责任心，做到科学操作，减少失误。
4.提升操作人员技术水平
变电站倒闸操作是一项高技术含量的操作。因此，要求相关的操作人员必须具备过硬的技术，以此保证变电运行倒闸的操作顺利进行。操作中任何细小的技术性失误都可能导致严重的后果。变电运行的倒闸操作人员必须不断学习积累专业技术，同时积极参加倒变电运行倒闸操作的技能培训，确保倒闸操作的科学化和规范化。
5.强化防误闭锁装置的维护和管理
在变电运行倒闸操作过程中，要强化防误闭锁装置的维护和管理。不仅要选取稳定性强、功能器官的防误闭锁装置；另一方面，要加强对防误闭锁的定期检查，确保其正常运行。此外，要严格审批手续、加强日常维护，并将万能钥匙及解锁钥匙进行封存保管。
6.建立健全变电运行倒闸操作安全管理制度
变电运行倒闸安全管理制度不完善，或者有制度不遵守也是变电运行倒闸误操作的一个重要原因。在变电运行倒闸操作中不仅要有明确的操作规定、过硬的操作技术、强烈的责任心等，还需要建立健全管理制度，从而防范变电运行倒闸的误操作，确保电力系统的正常运行及国民经济的稳步发展。
操作人员的违规操作、技术缺乏记忆责任心缺失等人员因素与防误解锁钥匙的管理和使用不严格及操作时没有进行重合闸的投退考虑等技术因素都会影响变电运行倒闸的操作。但是，通过严格执行操作规定、明确操作指令、提高操作人员的安全意识及责任心、提升操作人员技术水平、强化防误闭锁装置的维护和管理等一系列措施可以有效防范变电运行倒闸的误操作。
参考文献：
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变电运行操作新模式探讨 篇7
安监部门存在依赖心理, 容易产生误动作
(1) 手中无票:操作的过程中, 缺乏全面的监护人的控制, 靠监护人唱票传递信息, 失真的可能性是比较大的。
(2) 由于一些操作指令太长, 在记忆力有限的情况下会让人注意力转到的操作指令的背诵上, 而是让操作员在检查设备的注意力不集中, 这可能会导致错误操作。传统的变电站运行方式中传统的观念认为, 由于人们的心理特征, 生理生化特性和技术水平等, 独自一人在变电站操作的不安全系数将是巨大的。因此, 很长一段时间, 我国电动开关操作采用监护人唱票, 操作人重复”的模式, 以确保变电站运行的安全运行, 积累了丰富的经验。然而, 在许多电气误操作事故, 监护人往往无法妥善照顾的角色, 默许, 甚至参与了非法操作的操作。
(3) 操作指令的时间越长, 会造成唱票不完整, 心存侥幸的心理, 操作运行的情况下是很容易认错设备。
(4) 监护人一般是操作人的领导, 其工作安排, 直接向操作者施加了心理压力, 影响了操作规范的合理性, 这是很危险的, 坚决反对。据调查, 在目前国际发达国家电力企业的电动开关操作, 一般为单一的运作模式, 都是大型的, 操作复杂, 使用辅助操作, 对新员工或复杂的高风险操作, 采取其他管理者的现场监督等手段, 以确保安全。
2 据分析, 唱票复诵在执行过程中容易产生一些问题
(1) 操作人与监护人互相依赖、指望, 习惯上认为对方会很小心, 不会走错间隔和认错设备, 结果在环境较恶劣或者受到干扰的情况下, 却偏偏走错间隔和认错设备。
(2) 有时由于安排不当, 由操作经验少的员工承担监护人时, 其技术和经验不足以监护操作人的行为, 如果操作“一人独立操作, 一人监督”模式在这种模式下, 倒闸操作由两人执行, 一人操作、一人监督。由操作人独自承担全部操作任务;将《气操作导则》中要电求的监护人改为监督人, 不参与唱票、确认等工作, 但要求其以旁观者的角度对操作任务进行全程跟踪、监督。明确监督人与操作人对保证正确操作担负供配电责任, 促使其认真监督操作人的操作, 及时制止操作人的不安全行为, 并对操作人的不规范行为进行记录作为提高操作人员水平的依据, 使其真正起到监护和督导的作用。
3 新操作模式解读
操作要求:操作人操作时, 手持一张经审批的正式操作票, 逐项进行, 操作过程独立履行模拟操作、唱票、核对设备、简单复诵、停顿、确认执行、检查和操作票记录等工作, 要求操作人简单复诵后、确认执行前, 必须有3s的停顿, 给操作人冷静思考和监督人提出制止的时间。监督人监督操作时, 手持一张经审批的非正式, 的操作票 (命名为监督票) 对操作人进行全程监督, 逐项监督。操作人每操作一项, 监督人应检查无误后逐项打“√”如监督过程中发现操作人出可能会导致不安全后果的操作行为时应立即制止, 否则不应干涉操作人的操作, 操作完成后, 监督人必须在备注栏记录操作人的操作情况, 对操作人的操作技术及行为提出改进意见, 并将监督票整理归档作为操作人的操作档案。操作过程中, 监督人可协助操作人准备操作工具, 监督人一般不允许参与操作, 只有在接地线或推小车等一人无法承担的体力操作时, 监督人可协助操作。对于大型操作, 值班负责人还可增派辅助操作人。值班负责人对倒闸操作应做合理安排, 使每个有操作资格的运行人员都必须有机会独立操作或作为监督人, 避免以往副值操作、正值监护的固定组合模式导致副值长期依赖正值的指导、正值长期不亲自操作, 两者水平均得不到提高的问题。
4 新操作模式具有以下优点
(1) 操作人员手拿着一张票, 整个过程的操作是比较清晰的思路, 不依赖于监护人, 两个人同时检查, 有利于安全。
(2) 增加安全检查的工作要求, 操作人的精神比原来有较大的压力, 操作前必须的操作内容和要求, 做好充分的准备, 从而提高了操作的正确性和安全性。
(3) 新的运作模式, 简化了监管工作, 通过观察, 因为给予的同等责任, 安全监督, 安全与原来的监护人并没有减弱, 也能更好地作为一个旁观者行使监督权。
(4) 操作人承载独立的操作, 检查设备任务, 简单的重复和操作, 整个过程非常流畅, 有效率, 避免了以往听唯一的监护人声音, 但由监护人唱票, 发音和大风天气常听错, 不能听到这个指令。
(5) 新的经营运作模式, 并没有强制性要求守护岗位职责, 但显示器在选定的模式下进行工作安排, 只要守护者, 技能下降, 可以换位思维。除了上述的优点外, 在相同的时间的新的操作模式有以下缺点:
a.操作员需要手工操作票操作, 也需要记录, 有点不方便。
b.新的运作模式, 提高了操作人员的压力和工作量。经过一段时间的尝试, 新模式的操作比在传统的操作模式可以更好的减少的不安全因素隐藏的危险的操作, 在操作模式中操作人员的心态和培养的能力, 独立操作性强, 短期操作之间的相互影响还需要进一步的统计和分析。“一人操作, 一人协助”模式, 在此模式下, 作为独立的责任主体, 操作设备是比较熟悉的, 在负责的驱动下完成任务。同时, 实施“一票一卡”制度, 一个人操作一个人协助。风险因素及控制措施都有所改善, 操作人和帮助人共同实施风险因素的控制措施。控制执行必要的安全保护措施的确保电力系统的正常运行。在操作过程中, 风险因素及控制措施的操作票, 以便于提醒。
5 新模式效果
新的运作模式和协助人的责任范围是很清楚, 一旦发生事故, 他的职责是明确的。工作考核, 每个人的安全评估, 将更加准确和合理, 及时准确的确认, 好的奖励, 差的进行批评, 处罚。这种股权激励会刺激到安全生产工作中人们更大的热情。在这个“责任明确”的管理模式下, 每个人都清楚的消极的后果, 将是安全没有保障。由于供电局变电站倒闸操作模式的创新, 进行试点, 并没有发生电气误操作事故。在保证安全的前提下, 新的模式, 大大缩短了工作时间。与传统模式相比, 新模型能较好地克服依赖于操作人员, 进行大量机械化操作, 监控不到位和漫长的等待一系列的问题, 更安全, 简单, 高效的操作步骤。核对操作人唱票, 以完成任务。在操作票对唱顺利的情况下定期执行操作的正确性操作。帮助操作人:接收, 传送工具, 物件和其他辅助工作, 检查操作任务的顺序和内容一致负责。操作职责:负责接收, 恢复调度顺序, 安排作业任务, 审计, 风险因素及控制措施的操作票卡, 组织和操作人员进行危害分析, 安全防范措施。在操作票传递过程中, 为操作的正确性负责, 并帮助操作人的安排的合理性负责。
结束语
变电运行电气误操作问题研究 篇8
1 变电运行电气误操作原因分析
1.1 人为因素。
变电运行操作人员由于受到知识水平、心理素质等多方面因素的影响, 造成其在变电运行实践操作过程中技术水平不达标、判断能力不准确、工作态度不负责, 而导致各种变电运行操作不规范甚至是不准确。变电站倒闸操作主要包括八个步骤。任何一个环节出错都有可能造成误操作。
1.1.1 操作票填写错误。
电气倒闸操作票用书面形式明确了操作任务、项目和顺序, 是防止误操作事故的有效措施。填写一份正确的操作票广义上涵盖了倒闸操作的前3步:接受操作任务、填票、审票。实际中易出现下列人为原因造成操作票错误, 导致误操作。调度员预发操作任务和值班员核对接受时未使用设备双重名称和规范的操作术语, 因谐音、通话声音小或地方方言造成接受操作任务错误, 或受令人和发令人对同一操作任务的理解存在偏差, 导致操作票和调度任务不对应。
1.1.2 无票操作或擅自改变操作顺序。
个别值班员自认为熟悉操作项目, 把填写操作票看作是可有可无甚至是多余的形式, 为应付检查在操作完才来补填;或即使有操作票也不带到现场, 操作回来后一并打勾, 结果出现错误造成误操作。
1.1.3 无调度命令擅自操作或不明白操作目的盲目操作。
无调度命令擅自操作行为是十分恶劣的, 最容易导致误操作。变电产的倒闸操作很多是配合操作, 如果只关注变电所的操作部分, 对本次操作目的不了解, 操作起来就很盲目, 对整体缺乏把握, 一旦操作中遇到异常问题, 就会手忙脚乱不知如何处理, 引起误操作。
1.1.4 操作前未“三核对”, 操作后检查不到位。
走错间隔造成的误操作在变电运行事故案例中占的比重很大, 究其原因是操作前未认真执行“三核对”, 即核对名称、编号和状态, 就盲目操作;或者操作中一人暂时离开操作现场, 另一人现场等待过程中移动了站立位置, 继续操作时, 两人未再次核对设备, 默认为等待人站立的位置为操作设备, 导致误操作事故。
1.2 设备、环境因素
1.2.1 电力设备无明显标识。
一、二次设备无标识或标识不明显、字迹模糊或标识不规范, 如电气设备无铭牌、不标识双重名称和相色, 隔离开关、接地闸刀、手车式开关无分合指示、旋转方向, 熔断器不标识容量、切换开关不标识位置指示、保护压板命名不规范等, 都易造成误判断, 导致误操作。
1.2.2 防误闭锁装置不完善。
各种防误操作闭锁装置在功能、质量、适用性、可靠性等方面难免存在缺陷和局限性。例如机械程序闭锁装置公适用于简单电气接线, 电磁闭锁装置必须通过电动操作回路发挥作用, 微机闭锁装置不具备二次操作闭锁功能等, 决定了防误装置不可能面面俱到。绝大多数防误闭锁装置都不能约束到临时接地线的安装和拆除。这也是电气误操作中带接地线合闸 (包括带对侧地刀或接地线送电, 检修后漏拆临时接地线或试验短接线引起的) 出现频率高的主要原因。
1.2.3 操作环境不畅通。
变电站在设计时都充分考虑了操作环境的畅通, 方便操作人员行走。但部分变电站因扩容、扩建、设备改造, 施工设备和材料未及时清理, 或冬季积雪未及时清扫, 使道路不畅, 路面不平坦, 妨碍操作人员的行走, 甚至脚下踩空失去平衡, 影响电气操作效果。
2 变电运行电气误操作应对措施
注意以上所分析的问题, 可以有效的减少电气误操作, 为了更大程度的控制变电事故, 运行中可从以下几个方面提高倒闸操作质量、降低误操作事故发生率, 以人为控制为主。
2.1 加强管理, 落实责任
电力企业和班组应结合实际作业环境和季节特点确定不同阶段反事故斗争工作的重点和目标, 强化针对性和可操作性;定期对设备进行评价, 及时消除设备缺陷, 完善应急;建立安全生产事故责任制, 明确误操作事故的责任, 做到“四不放过”。
2.2 完善制度标准, 增强制度执行力
规范变电站安全生产规章制度和操作规程的种类和标准, 尤其是变电站典型倒闸操作票的制订要科学, 要在正确的基础上优化操作步骤, 便于操作人员现场操。同时应及时对各类规程制度进行整理修订, 对模糊部分加以细化, 重复部分予以删除, 新增部分及时更新。
2.3 定期培训学习, 提高操作技能
正确对待人的生理与心理因素, 以积极的价值观和企业文化引导职工, 使之养成良好的职业道德和严谨细致的工作作风。通过多途径、多形式有针对性的教育培训提高操作人员的安全意识、技术能力和心理素质。
2.4 规范操作行为, 加强安全监护
按照倒闸操作“七要, 八步骤”规范操作行为, 养成良好的操作习惯。明确电气倒闸操作中存在的危险点, 全过程、全方位监护操作人的操作行为, 监护人要自始至终对每项操作任务、每个操作步骤及操作人的每个举动都严格进行审核、检查、确认。对重要复杂的操作站长或值班负责人应实行二级监护。
2.5 重视防误闭锁装置的管理和维护
选择使用可靠性较强、功能齐全的防误闭锁装置, 定期进行检查, 保持其良好的运行状态。明确防误工作专责人, 形成防误工作网, 封存保管解锁钥匙和万能钥工作, 规范解锁程序, 严格按权限履行审批手续, 控制解锁钥匙的使用, 加强防误装置的运行维护, 对防误装置的维护应与主设备同等对待, 必须建立设备台帐, 在停电检修主设备时, 应按照检修工艺的要求, 同时检修防误闭锁装置, 特别是锁具的防锈蚀和防卡涩, 加大对防误装置研究开发的授入和参与, 使其更具可拿性和适用性, 积极推广和应用计算机及信息技术, 实现人与机器的优势互补。
3 结语
变电运行电气误操作受到的影响因素较多, 文章只是从主要方面挖掘出电气误操作产生的原因, 并综合性的提出了以人为主的控制措施, 有利于减少电气误操作发生率, 促进变电稳定运行。
摘要：电气误操作严重影响电力安全生产, 特别是恶性误操作事故, 轻则造成设备损坏、电量损失, 重则造成电网稳定性破坏、人身伤亡。其产生以人为因素为主, 以其它因素为辅, 文章在研究变电运行电气误操作产生原因的基础上, 有针对性的提出相关应对措施, 以促进变电稳定运行。
关键词：变电运行,电气误操作,倒闸,防范措施
参考文献
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浅谈变电运行的倒闸操作 篇9
1 倒闸操作的目的
1.1 改变系统或设备的运行方式。
1.2 改变及调整系统潮流。
1.3 及时对系统电压的进行调整。
1.4 当发生故障时, 对其故障元件进行隔离, 同时尽可能的限制故障范围的扩大。
2 电气设备倒闸操作的原则
2.1 当需要进行停电操作时, 需要按照按断路器、负载侧隔离开关、电源侧隔离开关的顺序进行;而进行送电时, 则需要进行与此顺序相反的操作。
2.2 在操作过程当中, 不能对防误闭锁装置进行随意的解除。
2.3 当需要对隔离开关进行操作时, 则需要使断路器处于断开的位置上。
2.4 在进行设备送电前, 需要对相应的继电保护装置进行检修, 确保其处于投入状态。
2.5 操作时如果有误合隔离开关的情况发性时, 则不能再将误合的隔离开关再拉开, 当发生误拉时, 则需要在操作过程中, 在刀片刚离开固定触头时发生电弧, 即将开关立即合上, 可以有效的避免事故的发生。对于已合部拉开的隔离开关, 对于误拉开的隔离开关则不应再继续动作。
3 变电运行倒闸操作中的问题
3.1 断路器断开后先要拉负载侧隔离开关, 后拉电源侧隔离开关
通常在拉开隔离开关时会有误操作的可能, 这主要表面为在拉开隔离开关时, 没有先把断路器断开, 另一种在断开断路器时而在拉隔离开关的过程中发生错位的情况, 从而导致设备还处于未停电的状态下。这二种情况无论是发生哪一种, 其所产生的搬弄是非果都是十分严重的, 将会导致严重的事故发生。
3.2 电源侧隔离开关的操作
如果先拉电源侧隔离开关QS1, 则弧光短路点在断路器的电源侧, 将造成电源侧短路, 使上一级断路器QF0跳闸, 扩大了事故停电范围。如先拉负荷侧隔离开关QS2, 则弧光短路点在断路器的负荷侧, 保护装置动作使断路器QF1跳闸, 其它设备可照常供电。这样, 即使出现上述二种错误操作的情况, 也能尽量缩小事故范围。
4 变电运行倒闸操作中正确的程序
4.1 填写操作票
根据调度命令、现场实际运行情况及操作分析讨论的结果, 参考典型操作票, 由填票人对照变电站的一次模拟图逐项填写操作票;倒闸操作票应充分考虑系统变动前后一、二次系统的运行方式、继电保护自动装置的运行及整定配合情况;当前进行操作票填写时有用笔写的, 这是要保证操作票顺序正确, 不能发生漏项的情况, 同时还要保证笔迹的工整性, 不能进行涂改。还有用计算机打印时, 这时则需要采取统一的票面格式来进行;禁止直接提取“典型倒闸操作票”和“预存倒闸操作票”。之后不作审核即进行操作。
4.2 审核操作票
建立“三审”制度, 即填票人 (操作票填写人) 自审;审核人审核;值班负责人审核。审核时注意事项:对典型操作票不应存在依赖心理, 不应执行未经审核的操作票;没有结合现场运行方式及典票审核;填票人、审核人、值班负责人不应相互依赖。
4.3 倒闸操作
当进行倒闸操作的两个人进入操作现场时, 则应操作人在前, 监护人在后, 操作人应按操作项目有顺序地走到应操作设备的位置, 等待监护人唱票, 操作人应站在操作设备的正面, 不得超过0.5米以上距离, 操作中要求监护人站在操作人的左后侧或右后侧, 其位置以能看清被操作设备的双重编号及操作人的动作为宜, 便于纠正操作人的错误动作。
倒闸操作的顺序: (1) 监护人按操作票的顺序, 高声唱票; (2) 操作人根据监护人唱票, 手指操作设备高声复诵; (3) 操作人根据复诵内容, 应作模拟操作手势; (4) 监护人核对操作人复诵和模拟操作手势正确无误后, 即发“对, 执行”的指令; (5) 操作人进行操作, 操作人、监护人共同检查操作设备状况, 是否完全达到操作目的; (6) 监护人在该步操作项目打“√”; (7) 监护人在原位置向操作人提示下步操作内容, 再一起到下一步操作间隔 (或设备) 位置; (8) 在该项任务全部操作完毕后, 应核对遥信、遥测正常; (9) 监护人在操作票上记录操作结束时间。
4.4 验电接地
当需要对停电设备进行验电时, 则需要戴绝缘手套进行, 但需要在带电设备上对验电器的性能是否合格进行检验, 同时要保证验电的准确性。则需要先利用试验按钮来进行, 验明验电器的声响, 然后再到带电设备上对验电器进行试验, 然后还需要进行接地的部位进行验电。有些设备无法进行直接验电、同时对于高压设备和雨雪天气时的户外设备也只能间接进地验电, 这就需要根据这些设备、装置及其信号的变化来进行验电。对于无电的判断, 则需要根据二个及二个以上的相应指示发生变化的情况来进行确认, 也可通过遥控的方式来对间接验电进行操作, 这就需要对隔离开关、遥测、遥信依赖及带电显示装置的指示来进行。
4.5 操作结束汇报
当一切操作项目全部完成后, 则需要对整个操作过程进行详细的检查, 从而确认其没有任何错误的情况下, 由监护人员在操作票上写明结束时间, 盖上“已执行”的章, 并向调度回复命令执行的情况, 然后将操作票及录音资料输入电脑中进行保存。
5 倒闸操作注意事项
5.1 进行倒闸操作时, 需要由两个人一起来进行, 由熟悉设备的一个人做为监护人, 而由另一个人来对设备进行操作。
5.2 夏季是雷雨天气高发季节, 当有雷电发生时, 则不允许进行倒闸操作。
5.3 进行倒闸操作时通常情况下必须使用操作票来进行, 但进行事故处理、拉合断路器 (开关) 的单一操作可以在不使用操作票的情况下进行。
5.4 对于部分隔离开关上装有闭锁装置时, 对这些隔离开关进行操作时不能随意的解除其闭锁。
摘要：电力系统运行的质量关系着千家万户用电的安全性, 而倒闸操作是在电力运行中经常会进行的一项工作, 一旦发生失误, 不但会造成电力系统设备的损坏及人员的伤亡, 严重时则会导致整个电力系统处于崩溃状态, 所以其重要性是不容致疑的。文章分析了倒闸操作的目的和原则, 并进一步对操作中存在的问题、如何正确操作及一些注意事项等进行了具体的阐述。
关键词：倒闸操作,原则,程序
参考文献
[1]唐玲.浅析电力公司变电运行工作中倒闸误操作的原因和对策[J].中国科技博览, 2011 (36) :24-24.
[2]任克英, 郭碧翔, 肖颍涛等.变电运行倒闸作业误操作的防范和预控[J].中国科技信息, 2010 (16) :76, 91.
[3]吴丽玉.变电运行电气误操作问题探析[J].中小企业管理与科技, 2010 (33) :313-314.
变电运行倒闸误操作原因及解决 篇10
1 倒闸误操作原因分析
变电运行当中的倒闸误操作现象在很大程度上是由于操作人员以及相关的监督人员在实际的操作以及监督过程中, 不熟悉相关的操作流程和操作的规程, 仅仅依据自身经验进行操作, 在误操作发生时也无法及时制止和纠正, 从而在很大程度上对供电网络和系统造成了影响。
1.1 操作人员粗心未仔细核对
变电运行倒闸操作过程中, 相关的操作人员没有仔细核对操作的内容和操作的项目, 仅仅依据经验进行实际操作, 从而在很大程度上导致了倒闸的误操作现象, 将“挂上接地线”误操作为“合上接地刀闸”。
1.2 盲目操作
虽然在实际操作的过程中, 操作人员带上了接地线, 然而在现场后并不思考接地线的使用, 致使其操作盲目, 精金凭借想象使用接地刀闸替换接地线, 从而在很大程度上导致了误操作事件的发生。
1.3 监督不及时
操作监督人员在实际的操作监督过程中, 没有及时发现操作人员的错误, 也将无法在操作过程中及时制止误操作的发生, 监督不及时导致了误操作事件, 也在一定程度上说明了监督人员并不熟悉操作流程以及操作的项目。
2 变电运行倒闸误操作的解决措施
2.1 提高相关人员的专业水平
通过日常业务培训以及定期培训提高相关操作人员和监督人员的专业水平和安全素质, 明确倒闸操作过程中的难点、重点和危险点, 有效提高基层人员的专业素质和基本操作能力。通过还应加强安全规范和运行规范的学习, 由此能在理解的基础之上进行学习, 定期检查安全工具, 进行相关工具的试验和替换, 保证操作人员的安全。
2.2 明确操作指令
变电运行的倒闸误操作在很大程度上属于人为的操作失误, 操作指令的听取错误将直接导致倒闸的误操作, 由此在操作之前, 应将相应的操作指令记录下来, 若是没有听清楚指令, 则应再次询问直到操作指令准确无误。在实际的操作过程中, 一旦产生疑问或者遇到意外, 则应立即停止操作, 并向系统调度员或者领导汇报, 在问题解决之后才可继续进行操作。同时还应安排合理操作人以及监督人, 倒闸操作之前, 操作以及监督人都应认真核对设备位置编号, 防止走错位置, 倒闸操作要安排两人, 将其中对设备较为熟悉的人员作为监督的人员。在实际的倒闸操作过程中, 必须保证开关在分闸的位置, 认真填写操作票, 再进行逐项勾选, 按照操作票进行操作, 不得遗漏、更改, 也不得在操作过程中离开现象, 不允许负荷合隔离开关、不允许误入室内带电间隔、不允许带点挂地线、不允许拉隔离开关、不允许误拉、合断路器, 以责任制为基础规范操作的进行。
2.3 设备安全保障
为了防止由于保护误动作而引发的发电机组甩负荷或者停电现象, 应保证压板投退的安全可靠, 同时, 电力系统当中的所有高压电气设备都应装设有放误闭锁装置, 重视防误闭锁装置管理, 防止由于随意的行为导致的设备或者系统解锁。从而保障了操作人员的操作安全。
2.4 母线隔离开关的防误闭锁
为了防止电力系统当中的母联断路器在倒闸操作过程中产生跳闸现象, 并且由于跳闸而导致的一系列带负负荷隔离开关或者通过隔离开关进行解环以及合环等误操作事件, 在倒母线操作过程中, 应将断开母联断路器的电源。在母线侧隔离开关的操作闭锁的逻辑过程中, 一般应具有母联开关两侧隔离开关盒母联开关在合的操作条件。
2.5 操作票编制的误操作控制
操作票的编制之前, 应仔细核对调度指令, 明确操作指令当中的操作流程以及操作的内容, 而在对较为复杂和大型的倒闸操作之前, 例如在主变停复役以及主变、旁路、母线带出线时, 在操作过程中可参考实际的主要接线图, 并按照操作票拟写出继电保护交代、定值单等, 从而防止误操作的发生。
在旁路带出线操作过程中。应注意将旁路开关与原本母线之上运行的开关对应, 定值区的切换要核对之后才可进行操作;在实际的倒闸操作过程中, 应对操作的顺序和流程进行优化, 从而能正确使用操作的术语, 防止相关操作的遗漏;二次系统当中的自控装置、继电保护以及电气设备等, 应现场核实, 并与相关人员核对;操作票要通过相关人员审核后才可进行操作, 重视CT电流回路端子等二次回路压板的切换;在下达了操作指令之后, 相关的操作人员可对照线路图纸进行操作的练习和预演, 正确使用操作当中的防误系统, 处理大型以及复杂的倒闸操作之前要进行事故的预想。
参考文献
[1]陈伟民.变电运行倒闸误操作原因及解决[J].中国新技术新产品, 2012 (19)
[2]吴丽玉.变电运行电气误操作问题探析[J].中小企业管理与科技 (下旬刊) , 2010 (11) .
[3]王丽莹.对变电运行倒闸操作工作中存在问题的探讨[J].价值工程, 2010 (21) .
[4]任克英, 郭碧翔, 肖颍涛.变电运行倒闸作业误操作的防范和预控[J].中国科技信息, 2010 (16) .
变电运行操作 篇11
安全是影响电力运行的关键因素，只有安全才能确保电力的高效运行。正确规范的倒闸操作，才能确保电力安全地运行。笔者联系当前电力运行实际，就道闸操作的相关问题进行探讨。
一、围绕思想认识抓提高
（一）提高思想认识
思想认识是行动的指南，如果思想认识不到位，也就难以确保行为的正确性。作为管理人员要重视对运行人员的安全思想教育，以切实增强其安全意识及责任意识，既要把防止误操作作为突击战，又要把它作为持久战来对待。作为电力运行人员，不仅要安全意识渗透到设备管理方面，还要落实到人员素质方面，以确保全体人员思想认识的高度统一。
（二）加强安全警示教育
设立误操作警示题库，将误操作事故典型案例收集进来，通过对典型误操作事故案例的剖析，查找引发不规范行为的原因，汲取事故教训。让电力运行人员与自己实际相结合，进行比对分析，举一反三，以取到警示教育的作用，避免重蹈覆辙。三是创新学习方式。可以要求值班员根据通报的事故案例，结合自身畅谈体会，重点说出从中应汲取的教训，探讨针对这些事故谈谈应该采取防范措施。还可以采取现场拷问的方式，如我这样做是否違反规程？针对这种事故问题我应该采取何种防范措施？通过一系列地拷问，可以极大地增强值班员参与事故学习的自主性，增强其责任感，从思想认识上提高警惕，减少麻痹大意，以切实将变电运行的安全风险系数降到最低。
（三）夯实学习基础
采用多种学习方法，不但夯实学习基础，如可以将自学与集中学习结合起来，现场培训与厂家培训相结合，设备操作与理论学习相结合。可以采用理论学习、操作比武、现场考问等，以充分调动值班员进行规范倒闸操作的积极性和自觉性[1]。
二、围绕现场操练抓提高
（一）创新现场练兵形式
值班员轮换担任评委。在现场比武中，由一班人员进行现场练兵，另一班值班人员充当评委，进行现场评价打分。由值班员充当评委，在评价别人的过程中，自己也能够学习别人的规范操作，还能观察对照中发现自己类似存在的欠规范问题。为了确保现场岗位练兵获得实实在在的成效，还可以将事故处理安置其中，对于操作过程中遇到的问题，要及时采取应急措施，迅速排除故障，以将故障的损害程度降到最低。在排除故障后再进行操作，对值班员的操作制度执行情况进行分析，以切实提升值班员应急处理问题或道闸操作能力。
（二）加强练兵经验总结
在现场练兵过程中，要不断发现问题、分析问题和解决问题，不断总结经验，汲取教训。对于做得好的方面，要大力弘扬，对于做的不到位的地方，要切实改正，找到问题的症结所在。通过现场练兵，不仅可以提升值班员的的操作能力，而且可以增强电力运行人员的团队意识和责任意识，进一步规范操作，提高电力运行人员的道闸操作能力[2]。
三、围绕倒闸操作抓规范
一是调度预告令的接受。作为电力值班负责人，在进行调度操作预告接受时，应该相互报告单位、姓名等基本信息，在接受时务必确保精力高度集中，采用随听随记的方式，并复诵一遍。
二是做好操作步骤票及操作票的填写。要严格按照操作预告做好倒闸操作安排，完成倒闸操作步骤票的拟订。同时，还要做好操作票的填写。值班负责人必须严格按照操作预告等内容的要求，给监护人交待好填票事宜。操作人必须做好相应记录，对模拟图进行查对，并对典型操作票进行参考，对填写操作票进行逐项、清楚地填写。
三是做好操作票的核对。操作人必须严格按照要求进行操作票的填写，并以模拟图为依据，在审核无误后，并签名确认后再交给监护人。作为监护人，必须严格按照模拟图等资料，在进行审查无误签名确认后，再将其交给值班负责人。作为值班负责人，必须严格以操作预告为对照，结合工作内容进行严格认真地审查，再确认无误后再进行签名待用。
四是进行模拟操作。对照设备模拟图，监护人必须按照操作票中的项目进行逐项唱票，作为操作人员，必须手指复诵后，再对模拟图板进行更改。待模拟操作完全正确后，给值班负责人进行汇报。
五是操作命令的接受。值班调度员与值班负责人之间要相互通报单位、姓名，然后，值班调度员必须正确、清楚地发布操作的命令，值班负责人必须一边听一边做好记录，并进行全文复述，在获得发令人的“对，执行”回答后，再实行操作，并对操作的全程进行录音。
六是做好操作用具的检查。操作人必须对安全用具进行严格地检查，看起是否存在超试验周期，外观是否良好，接地线是否存在断股、开股的问题，绝缘手套是否完全合格。
七是发布“可以操作”命令。作为操作值班负责人，在得到“模拟操作无误”的汇报后。作为操作人及监护人都要做好安全防范措施，如戴好安全帽等措施，操作人站在前面，监护人位于其后。操作人应手指着设备进行复诵，作为监护人，在复诵无误确认后，再发出“对，执行”命令，然后操作人再进行作。操作完成且监护人确认后，在该操作项上打上“√”。等完成全部操作后，应全面复查操作设备和指示灯等。
八是做好汇报。根据复核情况，在确认无误后，监护人盖好“已执行”章，再给值班负责人进行汇报。值班负责人向值班调度员汇报操作完毕，得到值班调度员复诵无误后，全部操作方告结束。
四、围绕监督考核抓保障
坚持以监督考核为手段，切实加强保障，加大对现场倒闸操作的安全监督，以便于尽早地发现问题和解决问题，实行全程全方位的安全监督管理。管理人员必须多深入现场，加强对值班员倒闸操作行为监督，将每一个操作步骤都纳入监督内。严格按照监督检查情况进行考核，确保监督考核成效[3]。
五、结语
综上所述，倒闸操作是影响电力安全运行的重要因素，加强倒闸操作规范性的研究具有十分重要的作用。我们在日常工作要多思考、多总结经验，还要严格要求自己，切实规范自身行为，最大可能地减少电力运行的风险性。
参考文献
[1]吴健.浅谈提高变电站值班员的倒闸操作规范性[J].湖州师范学院学报，2006，S1：94-96.
[2]周林.浅谈规范变电站倒闸操作[J].科技风，2009，02：7.
[3]李鹏翔.提高变电运行值班员岗位技能的措施研究[J].广东科技，2013，14：88-89.
变电运行中设备稳定性控制及操作 篇12
关键词：变电运行,变电设备,稳定性,控制,操作
0 引言
近年来, 我国的城市化建设进程不断加快, 人们更加关注电力运行的安全性与稳定性, 对电网建设技术与管理提出了更高的要求。在变电运行中, 加强对设备的控制与管理, 是保证电力运行稳定性的关键, 但是工作人员往往容易忽视对运行设备的安全管理, 容易发生由设备故障或不规范操作引发的安全事故, 影响电力运行的安全性与稳定性, 阻碍电网事业的发展。
1 变电运行中的设备问题
在变电运行中, 设备的高效运行是保证电力系统安全、稳定运行的关键。虽然现在的技术能够符合社会发展的要求, 但是缺乏科学的管理机制, 也很大程度地阻碍了电力企业的发展。随着社会的发展, 新电力设备的引进为电力系统的高效运行做了重要贡献, 但是在运行设备中存在的问题则不利于变电运行的稳定性发展, 巨大的安全隐患容易引发电力事故。
1.1 运行设备的检查与维修问题
在变电运行中, 工作人员容易忽视对运行设备的检查, 导致运行中的设备出现问题不能及时得到解决;而且电力设备在随着运行时间的延长, 会出现老化现象, 工作人员因忽视检查而不能及时对老化设备进行维护或更换, 增加了运行设备的安全隐患, 影响了变电工作的正常运行。所以工作人员要定期对运行设备进行检查与更新, 减少电力事故的发生。
1.2 电力设备操作不规范
在变电运行中, 运行设备较多, 操作复杂, 工作人员不熟悉操作流程或不规范的操作行为, 影响了电力设备功能的发挥, 不仅增加了设备发生故障的几率, 也增加了事故发生的概率, 影响了变电运行的安全性与稳定性, 所以工作人员要规范操作行为, 避免因不规范操作在电力运行中埋下安全隐患。
1.3 缺乏完善的设备管理机制
保证电力系统的安全运行不仅需要先进的技术支持, 还要有完善的变电运行管理机制与科学的设备管理机制, 加强对运行设备的管理, 延长电力设备的运行年限。
2 变电运行中设备稳定性的控制
控制运行设备的稳定性首先需要在工作交接中, 接班人对运行设备进行定期的巡回检查, 了解现阶段电力设备的实际运行状况, 如果发现电力设备在运行中存在安全隐患或者缺陷时, 要及时分析并提出解决措施, 尽快消除安全隐患, 防止电力事故的发生, 工作人员在对设备进行巡查时还要严格按照执行规程的规定开展工作;如果运行设备需要进行变更时, 工作人员要详细填写与整理相关图纸与技术资料。
3 保障变电设备运行稳定性的操作
在实际工作中, 运行设备随着时间的推移会出现不同程度的老化现象, 所以为了控制变电设备的稳定性, 要对运行设备进行严格的管理, 规范设备的操作行为, 避免设备事故的发生, 发挥设备的最大功能, 提高设备工作效率。
3.1 加强设备基建时期的管理工作
保证变电工作稳定运行的基础与前提就是设备的优良性能, 所以要保证电力系统安全运行首先要做好设备的选择工作, 选出当下最需要、性能最佳的电力设备。在进行设备选择时要重视设备的出厂试验, 来检测并确保设备性能, 还要对设备安装调试的质量进行严格的监督与检查, 这样可以有效预防施工质量与设备本身由错误的接线引发的事故, 减少电力企业的经济损失, 提高设备的运行效率。
3.2 对运行设备进行严格管理
对运行设备进行管理要从四方面入手, 分别是监控、巡视、检查与维护工作。在具体的工作中, 可以利用信号、光字或音响等科技手段对运行设备进行监控工作, 发现运行设备中出现异常情况, 要及时进行分析、研究;在巡视过程中, 如果运行设备发生异常, 可以根据异常设备的运行声音、颜色、震动、气味、温度等表现出的变化情况进行研究, 分析施工原因, 提出有效地解决措施, 及时维修或更换运行设备;对于已经维修好的设备也要进行严格的监视, 监视设备的恢复情况与运行情况, 为再次的修试计划做准备。
3.3 提高技术人员的专业素质
变电设备的操作与控制都是由相关的技术人员实施的, 而且对变电设备的检修工作也都是完全依赖于工作人员的专业技术, 所以对工作人员的专业素质提出了更高的要求。电力企业要加强对技术人员的教育培训工作, 用实践培训的方式提高技术人员的专业能力。在对技术人员进行专业培训的同时, 还要做好工作人员的安全意识培训工作与相关法律法规知识的普及工作, 提高技术人员专业技能, 强化技术人员的安全意识。
4 结语
良好的设备是变电工作稳定运行的基础, 当变电运行设备的维护工作真正落实时, 才能保证变电工作安全、高效的运行。电力企业要严格控制停电的次数、频率与持续的时间, 避免出现大面积的停电现象, 影响人们正常的生活、生产活动。电气企业工作人员要加强对设备的管理, 制定科学的设备管理机制, 定期对设备进行检查与维护, 及时发现运行设备中的安全隐患, 加强对工作人员的专业技术培训与安全意识管理, 规范技术人员的操作行为, 增加变电运行中设备的稳定性, 提高电力设备的运行设备, 保证电力系统安全、稳定地运行, 为我国电网事业的发展创造条件。
参考文献