变电运行事故案例（范文模版）

第一篇：变电运行事故案例（范文模版）

变电运行事故案例

（以下案例仅限于本次安全知识竞赛使用，日常案例学习以正式事故通报为准）案例1：安徽霍邱县供电公司“4.8”人身伤亡事故

2014年4月8日9时25分，国网安徽电力霍邱县供电公司所属集体企业阳光工程公司员工刘××（男，1974年生，中专学历，农电工）在进行10kV酒厂06线倪岗分支线#39杆花园#2台区低电压改造工作，装设接地线的过程中触电，抢救无效死亡。

根据施工计划安排，8日9时左右，工作负责人刘××（死者）和工作班成员王×在倪岗分支线#41杆装设高压接地线两组（其中一组装在同杆架设的废弃线路上，事后核实该废弃线路实际带电，系酒厂分支线）。因两人均误认为该线路废弃多年不带电，当王×在杆上装设好倪岗分支线的接地线后,未验电就直接装设第二组接地线。接地线上升拖动过程中接地端并接桩头不牢固而脱落，地面监护人刘××未告知杆上人员即上前恢复脱落的接地桩头，此时王×正在杆上悬挂接地线，由于该线路实际带有10kV 电压，王×感觉手部发麻,随即扔掉接地棒，刘×× 因垂下的接地线此时并未接地且靠近自己背部，同时手部又接触了 打入大地的接地极，随即触电倒地。王×立即下杆召集相邻杆的地面工作人员姜××、张××对伤者刘××进行心肺复苏急救，并拨打120急救电话，约20分钟后（9时45分左右）医务人员赶到现场将伤者送往医院抢救，11时左右抢救无效死亡。

本次事故暴露出设备管理工作存在严重漏洞，线路图纸与实际不符，设备标识不完善，对历史遗留的有关客户线路与公司线路同杆架设问题不清楚，属严重管理违章；工作票签发人、许可人在不掌握现场相邻设备带电的情况下，错误签发、许可工作内容和安全措施,现场作业人员未验电就装设接地线，属严重作业违章。

当前，电网正值春检预试和施工作业繁忙时期，各单位要结合正在开展的春季安全大检查，举一反三，把防作业人身伤亡、防误操作事故作为重中之重，采取针对性措施，防范类似事故再次发生。一是国网安徽电力要深刻反思，公司各单位要深刻吸取事故教训，全面排查管理违章和作业违章，采取切实有效的整改措施，杜绝各类违章行为；二是各单位应加强设备管理，做到图纸与现场相符；作业前认真勘察现场，正确签发、许可工作票，确保安全措施与实际相符，作业中正确执行各项安全技术措施，做到不漏项、不错项；三是各单位应立即把事故快报转发到基层一线和所有作业现场，组织全员学习，深入开展反违章，严格执行电力安全工作规程，针对性地开展隐患排查，切实保障安全生产。

案例2：安徽电力繁昌县供电公司“4.12” 10千伏带接地线合隔离开关恶性电气误操作事故

一、事故描述

2013年4月12日13时20分,变电运行班正值夏××接到现场工作负责人变电检修班陆××电话，“110千伏荻港变电站10千伏I段母线电压互感器及#1主变10千伏101开关保护二次接线工作”结束，可以办理工作票终结手续。

14时00分，夏××到达现场，与现场工作负责人陆××办理工作票终结手续，并汇报调度。14时28分，调度员下令执行将荻港变10千伏I段母线电压互感器由检修转为运行，夏××接到调度命令后，监护变电副值胡××和方××执行操作。由于变电站微机防误操作 系统故障（正在报修中），在操作过程中，经变电运行班班长方××口头许可，监控人夏××用万能钥匙解锁操作。运行人员未按顺序逐项唱票、复诵操作，在未拆除1015手车断路器后柜与I段母线电压互感器之间一组接地线情况下，手合1015手车隔离开关，造成带地线合隔离开关，引起电压互感器柜弧光放电。#2主变高压侧复合电压闭锁过流Ⅱ段后备保护动作，#2主变三侧开关跳闸，35千伏和10千伏母线停电，10千伏I段母线电压互感器开关柜及两侧的152和154开关柜受损。事故损失负荷33兆瓦。

二、事故原因及暴露问题

1、变电运行人员安全意识淡薄，“两票”执行不严格，习惯性违章严重，违反倒闸操作规定，未逐项唱票、复诵、确认，不按照操作票规定的步骤逐项操作，漏拆接地线。

2、监护人员没有认真履责，把关不严，在拆除安全措施后未清点接地线组数，没有对现场进行全面检查，接地线管理混乱。

3、防误专业管理不严格，解锁钥匙使用不规范。在防误系统故障退出运行的情况下，防误专责未按照要求到现场进行解锁监护，未认真履行防误解锁管理规定。

4、主变10千伏侧保护未正确动作，造成事故范围扩大。

5、到岗到位未落实。在变电站综自改造期间，县供电公司管理人员未按照要求到现场监督管控。

三、防范措施

1、严肃安全责任落实和到岗到位要求，严格执行“两票”，强化防止电气误操作管理，规范现场装、拆接地线和倒闸操作流程。

2、认真吸取近期安全事故教训，结合春季安全生产大检查，深入开展防误闭锁隐患排查治理，全面排查防误闭锁装臵缺陷、危险源、风险点和管理隐患。

3、变电站综自和无人值守改造是一项复杂工作，安全监督和技术管理部门要深入现场，到岗到位，切实履行职责，加强现场监督，强化风险辨识和危险源分析，确保现场人身和设备安全。案例3：河北衡水供电公司220kV衡水变电站35kV带地线送电事故

一、事故描述

衡水站35kV配电设备为室内双层布臵，上下层之间有楼板，电气上经套管连接。2009年2月27日,进行＃2主变及三侧开关预试，35kV Ⅱ母预试，35kV母联开关的301-2刀闸检修等工作。工作结束后在进行“35kVⅡ母线由检修转运行”操作过程中，21时07分，两名值班员拆除301-2刀闸母线侧地线（编号＃20），但并未拿走而是放在网门外西侧。21时20分，另两名值班员执行“35kV母联301开关由检修转热备用”操作，在执行35kV母联开关301-2刀闸开关侧地线（编号＃15）拆除时，想当然认为该地线挂在2楼的穿墙套管至301-2刀闸之间（实际挂在1楼的301开关与穿墙套管之间），即来到位于2楼的301间隔前，看到已有一组地线放在网门外西侧（由于楼板阻隔视线，看不到实际位于1楼的地线），误认为应该由他们负责拆除的＃15地线已拆除，也没有核对地线编号，即输入解锁密码，以完成五防闭锁程序，并记录该项工作结束，造成301-2刀闸开关侧地线漏拆。

21时53分，在进行35kV Ⅱ母线送电操作，合上#2主变35kV侧312开关时，35kVⅡ母母差保护动作跳开312开关。

二、事故原因及暴露问题

1、现场操作人员在操作中未核对地线编号，误将已拆除的301-2母线侧接地线认为是301-2开关侧地线，随意使用解锁程序，致使挂在301-2刀闸开关侧的#15接地线漏拆，是造成事故的直接原因。

2、设备送电前，在拆除所有安全措施后未清点接地线组数，也没有到现场对该回路进行全面检查，把关不严，是事故发生的主要原因。

3、该站未将跳步密码视同解锁钥匙进行管理，致使值班员能够随意使用解锁程序，使五防装臵形同虚设，是事故发生的又一重要原因。

4、操作票上未注明地线挂接的确切位臵，未能引导另外一组工作人员到达地线挂接的准确位臵；由于楼板阻隔视线，看不到实际位于1楼的地线，加之拆除的301-2刀闸母线 3 侧地线没有拿走，而且就放在网门前，造成了后续操作人员判断失误，是事故发生的重要诱因。

三、防范措施

1、严格执行防止电气误操作安全管理有关规定，加强倒闸操作管理，严格执行“两票三制”，严肃倒闸操作流程，按照操作顺序准确核对开关、刀闸位臵及保护压板状态。

2、认真执行装、拆接地线的相关规定，做好记录，重点交待。

3、严格解锁钥匙和解锁程序的使用与管理，杜绝随意解锁、擅自解锁等行为。

4、加大对作业现场监督检查力度，确保做到人员到位、责任到位、措施到位、执行到位。

案例4：天津高压供电公司500kV吴庄变电站误操作事故

一、事故描述

2009年2月10～11日吴庄变电站按计划进行#4联变综合检修，11日16：51，综合检修工作结束，向华北网调回令。华北网调于17：11分向吴庄站下令，对#4联变进行复电操作。吴庄站执行本次操作任务，操作人杨×，监护人韩×，值班长刘××。吴庄站值班人员进行模拟操作后正式操作，操作票共103项。17：56，在操作到第72项“合上5021-1”时，5021-1隔离开关A相发生弧光短路，500kV-1母线母差保护动作，切除500kV-1母线所联的5011、5031、5041三开关。

检查一次设备：5021-17 A相分闸不到位，5021-17 A相动触头距静触头距离约1米。5021-1隔离开关A相均压环和触头有放电痕迹，不影响设备运行，其它设备无异常。经与华北网调沟通，20：37分华北网调同意进行复电操作，23：08分操作完毕。事故未造成少发、少送电量。

二、事故原因及暴露问题 1、5021-

1、5021-17刀闸为一体式刀闸。本次事故直接原因是由于操作5021-17刀闸时A相分闸未到位，操作人员未对接地刀闸位臵进行逐相检查，未能及时发现5021-17刀闸A相未完全分开，造成5021-1隔离开关带接地刀合主刀，引发500kV-1母线A相接地故障。

2、操作人员责任心不强，未严格执行《变电站标准化管理条例》中倒闸操作“把六关”规定（把六关中质量检查关规定：操作完毕全面检查操作质量）。3、5021-

1、5021-17刀闸A相操作机构卡涩，发生5021-17的A相分闸未到位现象，造成弧光短路。刀闸为沈阳高压开关厂2004年产品，型号GW6-550IIDW。4、5021-

1、5021-17为一体式隔离开关。5021-1与5021-17之间具有机械联锁功能，联锁装臵为“双半圆板”方式。后经检查发现#5021-1 A相主刀的半圆板与立操作轴之间连接为电焊连接，由于在用电动操作5021-1隔离开关时，电动力大于半圆板焊接处受力，致使开焊，造成机械闭锁失效。

三、防范措施

1、开展安全检查，检查梳理防误操作有关规定是否落实了上级要求；检查防误闭锁装臵存在的问题；检查防误有关规定落实情况等。

2、进行防误操作专项督查，检查各变电站执行操作把关制度情况，执行“安规”中倒闸操作制度情况。

3、结合大小修对同类型隔离开关加强机构传动工作，防止类似问题重复发生。

案例5：宁夏银川供电局220kV平吉堡变 110kV母线带电挂接地线误操作事故

一、事故描述

2009年3月9日8:00－20:00平吉堡变吉沙线13113间隔停电，进行更换电流互感器工作。

10:19 分变电站运行人员陈××（操作人）、王×（监护人）开始执行平吉堡变吉沙线13113断路器由冷备转检修操作任务。10:35分，运行人员对13113－1隔离开关断路器 侧逐相验电完毕后，在13113－1隔离开关处做安全措施悬挂接地线，监护人低头拿接地线去协助操作人，操作人误将接地线挂向13113－1隔离开关母线侧B相引流，引起110kVⅠ母对地放电，造成110kV母差保护动作，110kVⅠ母失压。10:52分，110kV I段母线恢复正常运行方式。

二、事故原因及暴露问题

1、安全意识淡薄。操作人员未认真核对设备带电部位，未按倒闸操作程序，在失去监护的情况下盲目操作。

2、监护人员未认真履行监护职责，失去对操作人的监护。操作现场未能有效控制，没能做到责任到位、执行到位。

3、事故教训汲取不深刻。近期国家电网公司发生的几起误操作事故通报在班组传达学习过程中层层衰减，没有将外省区事故教训对照自身实际工作进行剖析，没有达到吸取事故教训的目的。

4、工作组织者疏于对个人安全工作行为的预控。失去了现场安全防范“关口前移”的过程控制。

三、防范措施

1、加强现场“四到位”标准，严格执行“两票三制”，认真规范操作流程，各作业面要规范作业方法和作业行为，以认真负责的态度，严防误操作及人员责任事故的发生。

2、认真开展开展反违章活动，全面排查管理违章、装臵违章和行为违章，消除安全管理短板。

3、强化现场安全监督检查，严肃查纠各类违章行为。

案例6：国网上海电力220千伏同济变电站人身触电事故快报

2013年10月19日，国网上海电力检修公司在进行220千伏同济变电站35千伏开关柜大修准备工作时，发生人身触电事故，造成1人死亡、2人受伤。

一、事故前运行方式

事故前，220千伏同济变电站35千伏三段母线、2号主变35千伏三段开关在检修状态，2号主变及35千伏四段开关在运行状态，2号主变35千伏三段开关变压器侧带电。35千伏备24柜开关线路检修，2号站用变检修，35千伏三段母线上其他回路均为冷备用，35 千伏一段、二段、四段母线及出线在运行状态，35千伏一/四分段开关在热备用状态、35千伏二/三分段开关在冷备用状态（见附件）。

二、事故经过

10月19日，国网上海电力检修公司变电检修中心变电检修六组组织厂家对220千伏同济变电站35千伏开关柜做大修前的尺寸测量等准备工作，当日任务为“2号主变35千伏三段开关柜尺寸测绘、35千伏备24柜设备与母线间隔试验、2号站用变回路清扫”。工作班成员共8人，其中国网上海电力检修公司3人，卢×（伤者）担任工作负责人；设备厂家技术服务人员陈×、林×（死者）、刘×（伤者）等5人，陈×担任厂家项目负责人。

9时25分至9时40分，国网上海电力检修公司运行人员按照工作任务要求实施完成以下安全措施：合上35千伏三段母线接地手车、35千伏备24线路接地刀闸，在2号站用变35千伏侧及380伏侧挂接地线，在35千伏二/三分段开关柜门及35千伏三段母线上所有出线柜加锁，挂“禁止合闸、有人工作”牌，邻近有电部分装设围栏，挂“止步，高压危险”牌，工作地点挂“在此工作”牌，对工作负责人卢×进行工作许可，并强调了2号主变35千伏三段开关柜内变压器侧带电。

10时左右，工作负责人卢×持工作票召开站班会，进行安全交底和工作分工后，工作班开始工作。在进行2号主变35千伏三段开关柜内部尺寸测量工作时，厂家项目负责人陈×向卢×提出需要打开开关柜内隔离挡板进行测量，卢×未予以制止，随后陈×将核相车（专用工具车）推入开关柜内打开了隔离挡板，要求厂家技术服务人员林×留在2号主变35千伏三段开关柜内测量尺寸。

10时18分，2号主变35千伏三段开关柜内发生触电事故，林×在柜内进行尺寸测量时，触及2号主变35千伏三段开关柜内变压器侧静触头，引发三相短路，2号主变低压侧、高压侧复压过流保护动作，2号主变35千伏四段开关分闸，并远跳220千伏浏同4244线宝浏站开关，35千伏一/四分段开关自投成功，负荷无损失。林×当场死亡，在柜外的卢×、刘×受电弧灼伤。2号主变35千伏三段开关柜内设备损毁，相邻开关柜受电弧损伤。

三、事故原因及暴露问题

针对这起人身触电事故，目前事故细节仍需要进一步调查取证，但初步分析暴露出以下问题。

一是现场作业严重违章。在2号主变带电运行、进线开关变压器侧静触头带电的情况下，现场工作人员错误地打开35千伏三段母线进线开关柜内隔离挡板进行测量，触及变压器侧静触头，导致触电事故，暴露出工作负责人未能正确安全地组织工作，现场作业人员对设备带电部位、作业危险点不清楚，作业行为随意，现场安全失控。

二是生产准备工作不充分。国网上海电力检修公司在作业前未与设备厂家进行充分有效的沟通，对设备厂家人员在开关柜测量的具体工作内容、工作方法了解不充分，现场实际工作内容超出了安全措施的保护范围，而且对进入生产现场工作的外来人员安全管理不到位，没有进行有效的安全资质审核，生产管理和作业组织存在漏洞。

三是风险辨识和现场管控不力。事故涉及的工作票上电气接线图中虽然注明了带电部位，但工作票“工作地点保留带电部分”栏中，未注明开关柜内变压器侧为带电部位，暴露出工作票审核、签发、许可各环节把关不严。工作负责人未能有效履行现场安全监护和管控责任，对不熟悉现场作业环境的外来人员，没能针对性开展安全交底，未能及时制止作业人员不安全行为。

四、有关要求

当前，秋季检修预试、基建施工正在大面积开展，检修施工任务十分繁重。国网上海电力发生人身触电伤亡事故，教训十分深刻。各单位要认真贯彻落实公司10月22日安全生产电视电话会议精神和帅军庆副总经理讲话要求，深刻吸取事故教训，切实加强秋检工作的组织管理，严格落实各级人员安全职责，认真开展安全风险辨识，强化作业现场安全管控，加强“两票”规范管理和执行，坚决杜绝人身事故发生。一是责令国网上海电力立即组织停产整顿，开展全员“安全日”学习，继续组织事故调查分析，实事求是查明事故原因，深刻吸取事故教训，深刻进行反思，切实增强安全责任意识，查找安全管理薄弱环节，对秋检工作计划进行重新梳理，充分进行安全风险辨识，制定整改计划和整改措施，加强安全生产严抓严管。

二是公司系统各单位立即把事故快报发至基层一线和所有作业现场，以召开安委会、“安全日”活动等形式，对照事故暴露出的问题，举一反三，全面查找检修计划组织、安全责任落实、“两票”管理执行、分包外包安全管理、现场安全管控、人员教育培训等方面存在的风险隐患，落实各项安全措施和要求，确保现场作业安全。

三是严格外来人员进入生产现场的安全管理，加强对外来人员的安全资质审查，强化外来人员安全教育培训。对外来人员进入生产现场进行充分安全交底，对生产现场的作业项目、工作内容、安全措施进行严格把关审核，加强现场安全监护，强化安全管控，及时制止不安全行为。

案例7：四川西昌喜德供电有限责任公司“3.28”人身死亡事故

一、事故描述

2009年3月28日，喜德公司检修队按照检修计划对黑老林电站进行检修，工作任务为“黑老林电站综合自动化装臵屏更换，35kV系统设备、10kV系统设备检修”，工作计划时间为3月24日9时30分至3月28日18时00分。工作负责人：徐×；工作班成员：张××、郭××、邱××、李××（死者，男、汉族、40岁喜德公司职工）。3月28日14时45分，所有检修工作全部结束，15时38分送电操作结束后，运行人员发现监控机上10kV瓦尔电站线9751隔离刀闸、9752隔离刀闸位臵信号与刀闸实际位臵不相符。15时52 分，瓦尔电站线变电间隔设备由运行转检修后，检修班成员张××（消缺工作实际负责人，二次专业检修人员）、郭××（二次专业检修人员，在主控制室核对信号）、李××（一次专业检修人员）三人开始进行缺陷的消除工作，在消缺过程中，李××擅自违规解除刀闸机械五防闭锁装臵，拉开接地刀闸，试图采用分合9751、9752隔离刀闸的方法检查辅助接点是否到位，当合上9751隔离刀闸后（此时母线至开关上部已带电），辅助接点仍然未到位，李××便将头伸进开关柜检查辅助接点，头部触及带电部位发生触电。经抢救无效，于18时15分死亡。

二、事故原因及暴露问题

1.喜德公司检修队成员安全意识极其淡薄，无票违章作业、强行解除锁。擅自变更安全措施是造成事故的直接原因。

2.电站运行值班人员没有进行现场许可、未交待运行带电设备范围。现场安全措施不完备。允许检修队工作班成员改变设备状态是造成事故的另一重要原因。

3.调度值班员未严格执行“两票三制”是造成事故的又一重要原因。

4.喜德公司相关领导和管理人员未严格执行“到岗到位”制度，检修现场生产组织失控是造成事故的重要管理原因。

5.对员工安全教育不够，多人多次多环节违章。危险点分析和控制流于形式。

三、防范措施

1.严格执行“两票三制”，严格解锁钥匙和解锁程序的使用与管理，杜绝随意解锁行为。认真开展作业现场安全风险辩识，制定落实风险预控措施。

2.各级领导干部和管理人员要严格执行公司关于“安全生产到岗到位”的有关要求，认真履行岗位职责。

3.进一步加强人员的安全技术培训和责任心教育，逐步提升安全素质和作业技能。4.进一步加强10kV、35kV封闭式开关柜技术管理，对10kV、35kV封闭式开关柜开展清理和隐患排查，采取切实有效的防范措施。

案例8：安徽合肥供电公司“3.17”人身伤亡事故

一、事故描述

2009年3月17日，220千伏竹溪变电站“35千伏电容器361开关及电容器由运行转检修”（35千伏开关设备为室内柜式设备）。3月17日9时01分，竹溪变运行人员向调度汇报操作结束，随即调度许可变电站工作。在布臵完现场安全措施后，9时23分当值值班 9 员陆×许可35千伏#1电容器361开关及流变、避雷器预试、检修、维护保养，3613闸刀检修工作。

9时30分，工作负责人变更为何×，在完成与前工作负责人之间工作交接后，何×组织实施现场工作。11时试验工作结束，并填写了试验记录。

11时20分左右，开关一班刘××（死者，男，36岁）、丁×、张×、穆××在别处检修工作结束后，会合到竹溪变现场参加检修。工作负责人何×在35千伏开关柜检修现场向四位开关一班工作人员交待工作任务、工作范围、安全措施及带电部位等，四位工作人员现场确认并签名。小组负责人丁×进行工作分工后，开始361开关检修保养工作。工作分工是：刘××外观检查手车轨道，穆××和张×清扫检修开关手车。

11时24分，其它检修人员正在检查手车开关，小组负责人（监护人）也在注视开关检查的工作。突然，听到绝缘隔板活门发出开合动作的声音，同时，一团弧光、烟雾喷出开关柜，发现柜内检查手车开关轨道的刘××倒坐在地，衣服着火，检修人员立即帮助刘××灭火，并迅速将其拉至柜外。紧急拨打120将伤员送往医院救治。16时许医治无效死亡。

二、事故原因及暴露问题

1.死者刘××安全意识淡薄，超出布臵的任务范围开展工作。违反了《安规》“高压开关柜手车开关拉开后，隔离带电部位的挡板封闭后禁止开启”的规定，是本次事故的主要原因。

2.刘××没有按照规定穿着全棉工作服，加重了电弧灼伤的程度，是本次事故扩大的直接原因。

3.工作监护制度执行不力。违反了《安规》 “工作负责人、专责监护人应始终在工作现场，对工作班人员的安全认真监护，及时纠正不安全的行为”是导致事故的主要间接原因。

4.工作人员安全素质不高，教育培训工作效果不明显，危险点分析和安全控制措施缺乏针对性。

5.作业组织混乱，工作准备不足，计划性不强，工作班人员的变更。

三、防范措施

1.加强《安规》培训教育，加强两票的管理，严肃“两票三制”的执行。

2.彻底反思现场安全措施落实环节、安全注意事项交底环节、签字签名手续办理等环节中存在的问题，采取果断和有效措施予以规范。

3.严格规范生产和工作现场着装，按照规定配发、穿着工作服。

4.扎实开展反违章工作，深化安全事故回头看彻底排查实际工作中存在的习惯性违章。

第二篇：变电设备典型事故案例

案例1：安全措施不到位盲目作业烧设备——造成设备故障、人身事故苗子

一、故障概况

X年X月X日，某变电所值班员在2#交流盘清扫设备，当用毛刷清扫2#交流盘11#备用空气开关的电源侧时，毛刷的金属部分与空气开关的电源接线端子相碰，造成设备短路，导致2#交流盘11#空气开关烧坏，盘面烧坏，直流盘交流失压，所用变停电4小时28分。

二、原因及教训

1、值班员安全意识差，作业中使用的工具未采取绝缘措施。

2、值班员违反安全工作规程，在二次回路清扫灰尘时，无安全监护人，单独作业。案例2：错停馈线、误挂封线——造成人身事故苗子

一、故障概况

X年X月X日某变电所值班员接电调倒闸作业命令对212开关进行停电倒闸作业，在倒闸过程中值班员与助理值班员错停馈线，误将4号馈线214开关断开，但在外出挂接地封线时仍将封线挂到212开关馈出线上，造成212开关距离Ⅰ、Ⅱ段动作，严重危及人身安全。

二、原因及教训

1、值班员与助理值班人员对倒闸作业命令不清楚，倒作业时，确认停电回路，将2#馈线错停为4#馈线。

2、验电接地程序错误，未验电而直接将地线挂接在带电侧。案例3：盲目接取电源、造成开关误动——造成事故苗子

一、故障概况

X年X月X日，检修车间在某变电所进行春检作业，因误解2YH端子箱开关在分位，在测试避雷器取电源时，造成2YH二次侧失压，引起2#进线失压保护动作，致使102、202A、202B、1021开关动作断开，造成全所失压三分钟。

二、原因及教训

未仔细确认设备状况，盲目接取电源，人为造成开关误动。

案例4：放电操作不当误碰带电设备短路产生电弧烧伤操作人员――造成人身事故苗子

一、故障概况

X年X月X日某变电所在进行201A、201B断路器小车小修作业时，将201A、201B拉至实验位后，对201B流互进行放电时，因地线绝缘杆碰到带电的静触头上而产生电弧将助理值班员的脸部烧伤，同时造成201A、201B跳闸。

二、原因及教训

1、小修作业时未将201B断路器小车拉至检修位，也未放置绝缘挡板而直接对流互进行放电。

2、助理值班员班前未充分休息，作业时精神恍惚，操作不当，误碰带电设备，产生电弧将自身烧伤。

案例5：房屋漏雨、母线接地铝排烧损、瓷瓶击穿――造成设备故障

一、故障概况

X年X月X日某变电所101、201A、201B跳闸，掉牌，交流母线电压低下，A、B相低压过流，高压室有异响，值班员巡视时因高压室有浓烟雾未发现故障点，8时10分电调远动合1001GK后，102、202A、202B再次跳闸，8时20分，经巡视检查发现2#高压分间屋顶严重漏水造成27.5母线支持瓷瓶大部分击穿、烧损，271小车LH烧损、32米27.5KV母线铝排烧损。后经检查1#高压分间无异常现象，采取27.5母线分段运行方案，9时01分，212、215开关送电。临时处理将271、272、214母线甩开，9时53分，4#馈线备用22B开关送电成功。13时55分至15时13分彻底处理，恢复设备正常运行状态。

二、原因及教训

1、高压室2#分间屋顶严重漏雨致使27.5KV母线支持绝缘子击穿造成对地、相间短路而发生故障。

2、在8时01分第一次跳闸后，固原变电所值班员巡视未发现故障点，电调在低压过流的情况下强送电，扩大了故障范围和对设备的损坏程度。

3、未认真落实特殊巡视检查制度，未及时发现隐患采取临时处理措施。

4、故障原因不清，严禁盲目强行送电。

案例6：鼠害接地烧损设备供电中断影响行车――造成设备故障

一、故障概况

X年X月X日5时34分，某变电所201A、201B、101开关跳闸，经巡视发现高压室一段27.5KV母线因老鼠爬上造成接地而将2001、2002隔开之间的三个绝缘子烧损击穿，致使101、201A、201B跳闸，6时48分采取一段母线单独运行，将212馈线送电，后组织人员拆下烧损的三个支持瓷柱后，于7时11分214馈线送电，故障造成两供电臂分别中断供电97分钟、74分钟。

二、原因及教训

1、鼠害造成高压母线接地，致使设备严重损坏，长时间供电中断。

2、防鼠措施不到位，堵漏措施不全面。案例7：工作票制度不落实 停电不彻底职责不清现场混乱 带电挂地线――造成人身事故苗子

一、故障概况

X年X月X日，某变电所接到电调命令，执行Ⅰ-09-02号工作票小修二段母线。值班员、助理值班员在做安全措施时，未拉开2002GK且没有进行验电，即向有电的2621GK静触头挂接地封线，造成对地短路，101、201A、201B开关跳闸，全所失压，2621GK支持绝缘子、动、静触头烧损，熔断器爆裂，停时11分钟。

二、原因及教训

1、值班员、助理值班员思想麻痹，工作责任心不强，安全意识淡薄，未严格按工作票的内容进行操作，造成安全措施漏项，停电不彻底，在未拉开2002GK的情况下，盲目带电挂设接地封线。

2、值班员、助理值班员在倒闸作业前未操作模拟盘，挂设接地线前未按停电作业程序验电，简化作业程序。

3、变电所所长作业组织不当，在作业现场对值班员人员的违章作业未能提出并制止，带领其他作业组成员辅助值班人员做小车止滑等安全措施，作业组成员对各自的职责不清，致使整个作业秩序混乱、值班人员思想不集中。案例8：隔开合闸不到位

断路器空投验电制度不落实

供电臂失电――造成行车事故苗子

一、故障概况

X年X月X日，某变电所接到电调268#倒闸命令（综合命令），命令内容：

1、拆除2710隔开外侧地线一组；

2、拉开2120、2140接地刀；

3、合上2121、2141、2142、2710隔开；

4、合上212、22B、271、272断路器，由变电所值班员直接位操作。15：45变电所值班员完成该命令，并向电调汇报。16：14机车司机反映三七供电臂无电，并向电调汇报，电调立即通知变电所值班员检查设备，后经值班员检查发现控制盘显示2142、22B均处在合位，但在高压室检查发现2142隔开处在分位，22B断路器处在合位，变电所值班员向电调反映情况后，电调下口令合上214断路器，16：20命令完成，三七供电臂共计失电35分钟。

二、原因及教训 1、2142隔开操作机构支撑底座角钢开焊，隔开操作时造成底座转动而隔开并未闭合。

2、变电所值班员严重违反牵引变电所安全工作规程，减化倒闸作业程序，未在隔开外侧对馈线进行验电。

3、严格倒闸作业程序，馈线停送电后必须在隔开外侧对馈线进行验电确认后方可消令。案例9：电抗器着火 发现不及时火势控制慢 电抗器烧损――造成设备故障

一、故障概况

X年X月X日3时40分某变电所B相电容补偿装置电抗器运行时着火，险情发生后，变电所值班员、助理值班员将231断路器及2311隔开断开后将B相电容退出运行，与待班人员开始用灭火器进行灭火，因火势较大难以立即扑灭，因此网工区13人协助前去灭火，于4：35分用灭火器、沙子将电抗器火源扑灭，此时电抗器已整体烧毁。

二、原因及教训

1、电抗器局部散热不良，高温造成火灾。

2、值班人员发现不及时，消防措施不完善，致使电抗起火烧损。案例10：设备不清、误操手柄进线跳闸、全所失压――造成事故苗子

一、故障概况

X年X月X日16时57分，电调下令某变电所倒进线，由1#进线带2#变，倒为2#进线带2#变，在倒进线的过程中，变电所值班员、助理值班员，在执行“合上1021隔离开关”时，误合1020接地刀闸，造成地方变电所跳闸，同心变电所全所失压19分钟，1020接地刀闸烧损故障。

二、原因及教训

变电所值班员、助理值班员对所内设备运行、分布情况不清楚，在倒闸作业前未认真进行模拟操作，在不知道1021隔离开关为电动操作方式及1021隔离开关控制手柄位置的情况下盲目地到室外将1020接地刀闸操作手柄误认为是1021隔离开关操作手柄进行合闸操作，致使地方变电所跳闸、变电所全所失压。

案例11：交接班不清设备隐患不明倒闸时间长 致使客车晚发――造成事故苗子

一、故障概况

X年X月X日，某变电所由电调远动操作倒系统，将2#进线带2#变倒为1#进线带2#变。在倒闸过程中，因241B分闸后不能自动储能，造成合闸时拒动，后经变电所值班员手动储能，于20时48分合上241A、B，动力变投入正常运行，中断供电18分钟。

二、原因及教训 4月7日，动力变预防性实验结束后，因241B储能机构故障，只能手动贮储能将241B合上，检修人员将241B故障情况告知变电所当日值班员，但18时巡视交接班时，值班员未将241B故障情况告诉接班人员，也未填写在交接班记录中，致使4月9日变电所值班人员对241B故障情况不清楚，系统倒闸过程中，241B不能储能无法合闸。案例12：紧急情况单独操作错挂封线 地变跳闸――造成事故苗子

一、故障概况

X年X月X日16时23分，某变电所值班员巡视发现高压室馈线侧穿墙套管缝隙处因下大雨向内严重漏水，造成绝缘子脏污，后经电调同意于16时44分断开231、201A/B开关，对绝缘子进行擦拭抢修。16时47分，在做安全措施时，值班员在对201B挂接地封线时，将接地封线挂在上部有电的静触头上，造成接地短路，101开关因电源关闭未动作，造成地方变电所跳闸，201B静触头烧伤。

二、原因及教训

1、值班员思想麻痹，工作责任心不强，安全意识淡薄，在未验电的情况下盲目向有电的201B挂设接地封线。

2、未执行“助理值班员操作，值班员监护”的作业制度，由值班员单独操作，助理值班员干其他工作，挂设接地线前未按停电作业程序验电。

案例13：进线失压 联锁失效开关拒动 影响行车――造成行车事故苗子

一、故障概况

2000年10月10日11时35分某变电所201A、201B、271、272及1#ZB跳闸，所内掉牌显示为271、272失压；交流母线电压低下。在跳闸的同时所内110KV进线电压Ⅰ、Ⅱ路均显示为60KV左右，瞬间又恢复正常（115KV）。跳闸发生后，在值班人员巡视设备未发现异常的情况下，11：44电调下令合上201A、B断路器，合时该断路器拒动。11：56电调下令：断开101断路器、合上1001GK、合上102、202A、B断路器。在断101时其拒动，值班员瞬时断开101控制电源后即合上，随后将101分开。在合1001GK时发现1011GK在分位（跳闸时在合位），即向电调汇报，电调让值班员在命令断开101与合上1001GK内容间加上合上1011GK，值班员受令后继续执行，12：02倒闸完毕，届时全所恢复正常供电，中断供电27分钟。

二、原因及教训

造成跳闸及送电时间过长的原因有以下几点：

1、进线失压是造成变电所跳闸的直接原因。2、110KV进线失压时101断路器未跳闸：原因是1019GK与101断路器的联锁关系出现问题，1019GK合后其接点转换不到位，造成101断路器拒动。

3、因101断路器在进线失压时未跳闸，强送201A、B是因其合闸回路不通，造成该断路器拒动。

4、当101断路器分开后，1011即自动分开。

案例14：设备不清 程序简化空投开关 馈线失电――造成事故苗子

一、故障概况

2001年2月2日16时20分，电调下令将某变电所214断路器倒为22B备用断路器，16时21分值班员、助理值班员在未确认22B位置的情况下执行电调命令，在试验位合上22B断路器，倒闸命令完成后，也未进行验电，造成该供电臂中断供电18分钟。

二、原因及教训

1、值班人员对设备现行运行状况不清楚，接令后未确认设备状态，盲目进行倒闸作业。

2、简化作业程序，到闸完毕后未验电，致使供电臂长时间失去电源。

二、原因及教训

1、值班人员安全意识淡薄、工作责任心不强，对设备的运行情况不清楚，在未确认断路器位置的情况下盲目操作，将断路器在实验位合闸。

第三篇：变电运行管理办法

变电运行管理办法

1．总则

1.1 为规范变电运行专业生产技术管理制定本办法。

1.2 本办法适用于局属无人值班变电站、操作队的运行管理。

1.3 本办法对变电设备缺陷管理、变电设备评级办法和标准、变电所二次回路管理、变电所防误闭锁装置管理、操作队与无人值班变电站进行管理。2．变电设备缺陷管理

2.1 生产单位应设缺陷管理专责人，及时了解和掌握本单位管辖设备的全部缺陷和缺陷的处理情况。建立必要的台帐、图表、资料，对设备缺陷实行分类管理。

2.2 操作队发现缺陷后应对缺陷进行定性，记入缺陷记录簿并报告工区。2.3 缺陷分类的原则

2.3.1 危急缺陷：设备或建筑物发生了直接威胁安全运行并需立即处理的缺陷，否则，随时可能造成设备损坏、人身伤亡、大面积停电、火灾等事故。2.3.2 严重缺陷：对人身或设备有严重威胁，暂能坚持运行但需尽快处理的缺陷。

2.3.3 一般缺陷：上述危急、严重缺陷以外的设备缺陷，指性质一般，情况较轻，对安全运行影响不大的缺陷。2.4 设备缺陷的处理原则

2.4.1 操作队发现危急、严重缺陷后，应立即上报变电工区及生产部变电专工。一般缺陷应每周上报，以便安排处理。

2.4.2 消缺工作应列入各单位生产计划中。对危急、严重或有普遍性的一般缺陷要及时研究对策，制定措施，尽快消除。

2.4.3 缺陷消除时间应严格掌握，对于危急缺陷应立即消除，若不能立即消除，应请示有关部门使其退出运行；严重缺陷应尽快消除；一般缺陷消除时间要求季度内完成。

2.5 变电设备缺陷的传递流程

2.5.1 变电一般缺陷：操作队运行人员发现设备缺陷报操作队长，操作队长对设备缺陷定性为一般缺陷后，报工区技术管理专工，由技术管理专工对缺陷进行分类，安排检修班组消缺，然后由变电运行班组进行验收。

— 1 — 2.5.2 变电危急、严重缺陷：操作队运行人员发现设备缺陷后立即报操作队长，队长对设备缺陷定性为危急或严重缺陷后报工区主任，由工区主任安排检修班组消缺，同时通知生产部变电运检专工、调度所长、生产部主任，同时由操作队当值值班员汇报调度。检修班组消缺后，由操作队队长组织操作队运行人员进行验收，工区副主任、工区技术管理专工参加验收。2.6 设备缺陷处理率计算方法

设备缺陷处理率年初至本月已处理设备缺陷累计数100%

年初至本月发生设备缺陷累计数3．变电设备评级办法和标准

3.1 变电站设备以单元为单位每季度对主要设备进行评级。

3.2 设备评级分为一、二、三级，一、二级设备为完好设备，各变电站设备完好率100%，一级率95%以上。

3.3 新装和大修后的设备应满足一级设备的要求，经运行单位验收合格后方可投入运行。

3.4 评级单位：主变、所用变、消弧线圈、电抗器为“台”；电容器（包括开关、刀闸、电流互感器）为“组”；每一个间隔（包括：开关、刀闸、电流互感器、耦合电容器）为一个单元，每条母线（包括：电压互感器、避雷器）为一个单元，一次设备对应的保护装置为一个单元，远动装置、通信装置、直流系统（包括蓄电池）、交流系统、接地网、避雷针、土建、上下水分别为独立的单元。

3.5 设备评级后，设备主管单位应针对三级设备问题，立即拟定升级的措施计划，并积极落实。对二级设备的问题也应安排计划，有步骤地使其升级。3.6 主要设备评级标准 3.6.1 主变一级标准

3.6.1.1 本体及套管电气试验成绩合格，个别项目与上次试验有差异待下次试验进行比较。

3.6.1.2 本体及套管油化验合格，个别项目与上次试验有差异待下次试验进行比较。

3.6.1.3 器身内部绝缘状况良好，线圈未变形或无明显变形。3.6.1.4 外部零部件状况完整齐全。3.6.1.5 密封完好无渗漏。

— — 2 3.6.1.6 有载调压开关运行正常，动作次数或检修周期未超过规定。3.6.1.7 冷却装置完好，运行正常。3.6.1.8 负载能力符合铭牌要求。3.6.1.9 整体评价无缺陷，运行正常。3.6.2 主变二级标准

3.6.2.1 本体及套管电气试验成绩超标；个别项目与上次试验有差异待复试。3.6.2.2 本体及套管油化验超标；个别项目与上次试验有差异待复试。3.6.2.3 器身内部绝缘状况绝缘一般，线圈轻微变形。

3.6.2.4 外部零部件状况基本完整齐全，有部分零部件存在缺陷。3.6.2.5 密封不良，存在渗漏现象。

3.6.2.6 有载调压开关存在缺陷导致无法正常运转，动作次数或检修周期超过规定。

3.6.2.7 冷却装置有故障，但不影响出力。3.6.2.8 负载能力基本符合要求。

3.6.2.9 整体评价有缺陷，但能正常运行。3.6.3 主变三级标准

3.6.3.1 本体及套管电气试验主要项目严重超标，且具有变坏趋势。3.6.3.2 本体及套管油化验主要项目严重超标，且具有变坏趋势。3.6.3.3 器身内部状况绝缘老化，线圈严重变形。3.6.3.4 外部零部件损坏影响功能。

3.6.3.5 密封状况不良，存在严重滴油或漏油（漏气且压力低）。3.6.3.6 有载调压开关存在严重缺陷导致无法正常运转。3.6.3.7 冷却装置多组故障影响出力。3.6.3.8 存在严重限制出力的缺陷。

3.6.3.9 整体评价有严重缺陷，影响正常运行或运行年限长且绝缘老化。3.6.4 高压开关一级标准

3.6.4.1 绝缘良好，油质、SF6气体合格，真空开关真空度符合要求。3.6.4.2 操作机构动作正常，动作速度、行程、动作电压、气压、油压等性能符合规定，油气系统无渗漏。

3.6.4.3 各部分油面与标志相符，气体压力正常。3.6.4.4 导电回路接触良好，无过热现象。

— 3 — 3.6.4.5 设备标志正确、明显、齐全，分合标志正确。

3.6.4.6 运行地点的短路容量小于开关的实际短路开断容量，不过负荷。3.6.5 高压开关二级标准

3.6.5.1 绝缘良好，油仅有微酸反应。

3.6.5.2 对一级中的3.6.4.2、3.6.4.3和3.6.4.4项允许存在一般缺陷，但不能直接或在一定时间内发展到危及安全运行。3.6.5.3 短时间过负荷，无严重过热现象。3.6.5.4 开关油位低于监视线以下者。3.6.5.5 SF6开关年漏气率和含水量超标者。3.6.6 高压开关三级标准

3.6.6.1 达不到二级设备标准的。3.6.7 电压互感器、电流互感器一级标准 3.6.7.1 各项参数满足实际运行要求。3.6.7.2 部件完整，瓷质无损伤，接地良好。3.6.7.3 油质、绝缘良好，各项试验成绩合格。3.6.7.4 油位正常，整体整洁，标志正确清楚。3.6.8 电压互感器、电流互感器二级标准

3.6.8.1 能达到一级设备3.6.7.1和3.6.7.3条标准，但有下列缺陷： 3.6.8.1.1 油位低于监视线，有渗油现象。3.6.8.1.2 瓷套有缺损，但不影响安全运行。3.6.9 电压互感器、电流互感器三级标准 3.6.9.1 瓷套严重损坏、试验成绩不合格。3.6.9.2 严重渗漏油、看不见油面。3.6.10 避雷器一级标准

3.6.10.1 预防性试验项目齐全，试验合格。3.6.10.2 瓷件完整无损伤，密封、接地良好。3.6.10.3 安装地点符合过电压保护规程规定。3.6.10.4 放电记录器完好，指示正确。3.6.11 避雷器二级标准

3.6.11.1 能达到一级设备3.6.10.1和3.6.10.3条标准，但有下列缺陷： 3.6.11.1.1 瓷套有缺损，但不致引起闪络。

— — 4 3.6.11.1.2 放电记录器动作不正确。3.6.12 避雷器三级标准

3.6.12.1 瓷套严重损坏、放电记录器不动作、接地不良、预试项目不合格。3.6.13 耦合电容器一级标准

3.6.13.1 按照规定，定期进行试验，其结果符合规程要求。3.6.13.2 瓷质完好无损。

3.6.13.3 密封良好，外壳无渗油，无锈蚀。3.6.14 耦合电容器二级标准

3.6.14.1 试验数值变化，但仍符合规程要求。3.6.14.2 瓷件有损坏，但不影响安全运行。3.6.14.3 有轻微锈蚀。3.6.15 耦合电容器三级标准 3.6.15.1 达不到二级标准的。

3.6.16 其他设备的评级标准：一级：设备运行完好，无缺陷。二级：设备运行正常，存在一般缺陷。三级：设备存在严重或危急缺陷。4．变电站二次回路管理

4.1 各专业人员对二次回路及直流系统的职责

4.1.1 变电运行人员应经常对电缆及端子排进行外观检查巡视，并负责保护元件不受外力破坏。如发现异常，应及时通知继电保护班。如危及安全运行时，应先采取紧急措施，然后通知有关单位。

4.1.2 继电、计量、远动、变检等专业更换所使用的二次电缆，由本专业人员进行施工、试验，并对其正确性负责。各专业每年至少检查一次所维护盘（箱）内的端子排与电缆连接是否良好。

4.1.3 变电运行人员应定期清扫各种屏盘及屋外端子箱，保证设备上以及仪表、继电器端子排上无积尘、无雨雪、无污物、密封良好。如发现有发霉现象，应及时通知有关单位。开关机构箱内的清扫由变电检修人员负责。

4.1.4 主变本体风冷系统由变电检修人员负责，其他二次回路均由调度所继电人员负责。

4.1.5 高压开关（非罐式）控制、信号回路以端子箱端子排开关侧端子为分界点，开关侧（包括接线端子接好）由变电检修人员负责，端子排及主控侧保护用电缆由继电保护人员负责，远动用电缆由远动人员负责。继电保护人员对其

— 5 — 开关控制、信号回路的正确性和完整性负责。

4.1.6对于罐式开关间隔，刀闸至开关机构箱的信号电缆、电气闭锁回路电缆、控制电缆由变电检修负责引至开关机构箱端子排一侧，另一侧由继电保护、远动人员引至主控室相应的保护屏和测控屏，开关、刀闸控制、信号、电气闭锁回路的正确性、完整性由继电保护和远动负责。

4.1.7 屋外端子箱内设备和端子排如有锈蚀现象，或有不合格产品等，应由继电人员负责更换处理（通信设备由通讯人员处理）。

4.1.8 为便于工作，各专业必须保证二次回路上标志、符号齐全正确。4.1.9 变电站更换互感器时，二次回路分别由各专业负责接入，施工人员必须将试验报告及合格证交运行人员后方可验收。施工人员对互感器变比和极性是否正确，二次回路与互感器之间连接是否正确负责，并应保证不同设备使用不同级别的二次线圈。

4.1.10 新投入设备或二次接线有变更时，继电班、计量所必须测电流回路向量图，判断回路是否正确，并分别记入变电所继电保护和检修记录簿中，值班负责人员验收后签字。

4.1.11 继电保护预试、定检及正常试验工作完成后，继电人员应将保护压板恢复到开工时的状态。送电时，保护压板投切的正确性由值班员负责，继电班对压板标志的正确性负责。因此值班员在送电前应详细检查压板投切情况。4.1.12 变电所直流接地的选择应由监控班负责，涉及控制保护、合闸回路由继电班或变电检修班共同查找。4.2 各专业工作的协调与配合

4.2.1 CT、PT更换，须由生产部发通知单，有关单位须按“生产部通知单”要求及时完成本专业工作。

4.2.2 各专业在现场改动二次回路接线后，应立即将现场有关图纸进行修改使其符合实际情况，并将改动情况向运行人员交待清楚。该专业人员还要负责画出修改后的正式图纸，由改动单位负责描晒后，发给各有关单位（包括档案室），用以替换旧图纸，达到各单位所有图纸均与现场实际情况相符的目的。4.2.3 当一次系统更改相序，影响二次系统相序时，负责更改一次系统相序的单位，应事先通知继电、计量等有关单位。

4.2.4 综合自动化变电站继电和远动以各自的插件和模块的端子排为分界点，涉及保护测控一体化的模块，由继电、远动人员共同负责其回路的正确性。

— — 6 4.2.5 KK开关由继电人员更换，使用单位负责提供备品。5．变电所防误闭锁装置管理 5.1 变电所防误闭锁装置管理原则

5.1.1 严格执行国家电网公司、蒙东电网有限公司关于防误闭锁装置管理的有关规定。

5.1.2 高压电气设备都应安装完善的防误闭锁装置。防误闭锁装置不得随意退出运行，退出防误闭锁装置应经生产局长批准。短时间（3小时以内）退出防误闭锁装置，可以由生产部主任批准，并应按程序尽快投入。防误闭锁装置退出运行期间不得进行倒闸操作（事故处理、上级调度直接下令的系统操作除外）。5.1.3 防误闭锁装置应保持良好的运行状态，变电站现场运行规程中对防误装置的使用应有明确规定。电气闭锁装置应有符合实际的图纸。

5.1.4 防误闭锁装置应同主设备一样对待，发现问题应记入设备缺陷记录簿并及时上报；防误闭锁装置的检修维护工作，应按正常设备标准执行。5.1.5 解锁钥匙应封存并设专人管理，解锁钥匙只能在符合下列情况并经批准后方可开封使用：

5.1.5.1 确认防误装置失灵、操作无误，需经生产局长批准，但必须增加监护人。

5.1.5.2 事故处理时使用，需经操作队队长批准。

5.1.5.3 变电所已全部停电，确无误操作的可能，需经工区主任批准。5.1.6 每次使用解锁钥匙后，立即将解锁钥匙封存，并填写记录。

5.1.7 在倒闸操作中防误闭锁装置出现异常，必须停止操作，应重新核对操作步骤及设备编号的正确性，查明原因，确系装置故障且无法处理时，履行审批手续后方可解锁操作。

5.1.8 电气设备的固定遮栏门、单一电气设备及主变中性点接地刀闸，可使用普通挂锁。

5.1.9 下列三种情况必须加挂机械锁：

5.1.9.1 未装防误闭锁装置或闭锁装置失灵的刀闸操作手柄和网门； 5.1.9.2 当电气设备处于冷备用时，网门闭锁失去作用时的有电间隔网门； 5.1.9.3 设备检修时，回路中的各来电侧刀闸操作手柄和电动操作刀闸机构箱的箱门。

5.1.10 机械锁要一把钥匙开一把锁，钥匙要编号并妥善保管。

— 7 — 5.1.11 微机防误系统维护范围划分

5.1.11.1 调度所自动化专业负责维护微机五防系统的主机以及防误主机和监控系统的通信部分。

5.1.11.2 变电专业负责维护电脑钥匙和五防锁具。5.2 防误装置管理职责

5.2.1 生产部负责全局变电站防误装置使用情况的监督。

5.2.2 变电工区设本单位防误装置管理专责人，对所辖变电所防误装置的完好性负责。

5.3 防止电气误操作闭锁装置的功能 5.3.1 防止带负荷拉、合刀闸 5.3.2 防止误拉、合开关 5.3.3 防止带地线合闸 5.3.4 防止带电挂地线 5.3.5 防止误入带电间隔。5.4 防误闭锁装置的安装和维护

5.4.1 防误闭锁装置应该在电气设备安装的同时进行安装，电气设备交接时应同时验收防误闭锁装置。

5.4.2 新安装的设备无防误装置或防误装置不完善不准投入运行。

5.4.3 电气设备的防误闭锁装置必须满足 “五防”要求。闭锁程序正确、合理、简单、可靠，尽量采用强制性闭锁。

5.4.4 防误闭锁装置应安装牢固，美观、耐用、功能可靠、完善。

5.4.5 防误闭锁装置的维护是防误闭锁装置有效地发挥作用的重要保证，检修人员应该向重视主设备一样，重视防误闭锁装置。运行人员要向爱护其它电气设备一样，使用好防误闭锁装置。

5.4.6 运行人员发现防误装置有缺陷必须向对待其它电气设备一样记入设备缺陷记录簿内，并按有关要求进行统计和上报。

5.4.7 检修人员接到防误闭锁装置的设备缺陷报告应尽快安排处理，保证防误闭锁装置的完好率100%。

5.4.8 在每年的春、秋检或开关检修时，必须对“防误”装置进行全面检查。5.5 防误装置的运行管理

5.5.1 变电所运行人员应熟悉掌握防误装置的使用方法。

— — 8 5.5.2 运行人员在倒闸操作中必须严肃、认真的使用防误闭锁装置，特别是提示性闭锁装置，更不应该忽视。

5.5.3 运行人员在操作中遇到防误闭锁装置无法继续操作时，应认真查明原因，不得随意解锁，硬行操作。

5.5.4 微机防误装置在运行过程中，若出现硬盘、风扇等元件损坏，由变电工区负责准备所需元件，由远动人员负责更换。

5.5.5 每年1月5日前，送、变电工区报送生产部上防误操作专业工作总结、事故分析报告及本工作计划。

5.5.6 调度所自动化专业及时做好微机防误装置有关信息备份工作，当信息变更时应立即更新备份，以满足防误装置发生故障时的恢复要求。

5.5.7 工区要设立防误装置专责人，并建立防误装置档案，内容应包括防误装置原理说明书、使用说明、图纸、台账等。6．无人值班变电站的管理 6.1 变电工作票管理

6.1.1 无人值班变电所工作票由操作队负责管理，统一保存，按月评价。6.1.2 使用第一种变电工作票的单位或班组，应在计划开工前一天将有关工作票送到操作队，并由集控站审核无误后给予登记受理。

6.1.3 使用第二种变电工作票的单位或班组，可在工作当天将工作票递交操作队受理。

6.1.4 操作队受理变电工作票后，第一、二种变电工作票由操作人员到变电所现场就地办理工作票的许可、终结手续。

6.1.5 工作许可完毕，运行操作人员可不留在现场,继续本班的其它工作，现场工作由工作负责人全面负责。工作中需做的联动试验或需值班员配合的工作，应由工作负责人提前向当值值班负责人（或工作许可人）提出申请，值班负责人安排值班员（或工作许可人）配合进行。6.1.6 工作票的间断、转移和延期

6.1.6.1 第一种变电工作票的间断、转移手续由工作负责人向操作队运行操作人员办理工作间断手续，次日复工时应得到运行操作人员的许可，由操作人员将工作间断手续的办理情况汇报队长。

6.1.6.2 第一种变电工作票的延期手续由工作票负责人按规定向操作队提出申请办理，并经调度批准后在现场有关安全措施满足的前提下允许办理工作延

— 9 — 期手续。

6.1.7 现场检修工作结束后，工作班人员应对工作现场进行清扫，做到完工场地清。变电站电缆沟防小动物封堵（包括防火封堵）、电缆沟盖板等设备，应按照“谁施工、谁封堵”和“恢复原貌”的原则，并作为工作项目验收合格后，方可终结工作票。

6.1.8 变电检修工作结束，经运行操作人员验收合格后，方可在变电所的各类修试记录上填写记录和签名，不允许离开现场或事后记录及签名。

6.1.9 变电检修工作计划的推迟或取消或第一、二种变电工作票因故推迟或取消时，应在原计划开工前一天通知操作队，并说明原因。6.2 变电站防火和防盗

6.2.1 变电站必须装设火灾报警装置，并通过变电站自动化系统将报警信息上传监控班。

6.2.2 防火、灭火及火灾探测报警装置应符合上级有关规定。6.2.3 主变压器应按有关规定安装消防灭火装置。

6.2.5 新上变电所，若考虑为无人值班变电所，则都要按无人值守的标准设计，底层一般少设门窗，并加装防盗措施。老所改造的控制室、开关室等生产场所重要部位的门、窗应采取必要的防盗措施。

6.2.6 安装适当的图像监控设备，作为设备监视、防火、防盗的辅助手段。6.3 安全管理

6.3.1 操作队运行人员必须经过安规考试合格后方能上岗。

6.3.2 操作队运行人员每周安全活动一次，做到有内容、有分析、有措施、有记录。

6.3.3 变电站消防设备布置合理，配置齐全，运行人员应熟练使用。6.3.4 变电站和操作队应备齐足够合格的安全用具，摆放有序，定期试验，携带型地线有编号且对号存放。

6.3.5 警告牌、标示牌设置得当、醒目。

6.3.6 安全设施布置完善，临时遮栏、标示牌设置正确醒目，设备网门完整，端子箱、机构箱、电源箱、操作箱、照明箱等箱门应关闭紧密。6.3.7 防小动物措施完备，孔洞封堵严密。6.4 环境管理

6.4.1 变电所内应保持环境整洁；道路畅通，沟道盖板完整齐全；有整洁的巡 — — 10 视道路、清晰的巡视路线；生产场地平整无杂物。

6.4.2 保持设备整洁，构架、箱体等油漆完好，无严重腐蚀现象。

6.4.3 应定期做好控制室、保护室、开关室等处的清洁维护工作。室内外电缆进出、上下孔洞应用防火堵料严密封堵。

6.4.4 工作人员在检修工作结束后，及时做好设备、场地的清洁工作。6.4.5 安全防护设施符合规程要求。常设安全遮栏齐全完好，设备名称、编号、相色等安全标志准确、清晰、齐全，字迹工整。6.4.6 所内照明设施完好。

6.4.7 开关室、电气二次设备室、电容器室等门口应采取防小动物措施。6.4.8 防火防盗文明生产

6.4.8.1 控制室、保护室、开关室、电缆室以及其他生产场所等处必须按有关规定配置消防设施，并经常保持完好状态；运行操作人员应掌握使用方法，并定期检查、试验和演习。

6.4.8.2 变电站的易燃、易爆物品、油罐、有毒物品、酸碱性物品等应放置在专门场所。

6.4.8.3 运行部门应定期检查变电所消防设施。

6.4.8.4 变电所大门、控制室、开关室等生产场所门窗因工作需要时应随开随关，工作结束离开变电所前工作人员应检查门窗的关闭情况。

6.4.8.5 防盗报警信号必须送至监控班。防盗系统应经常处于开启和监视状态。监控班一旦发现有可疑人员擅闯变电所，应立即通知有关部门。6.4.8.6 遇有盗情等情况发生时，应尽可能保持现场。6.5 变电站微机保护屏标志管理

6.5.1 室内运行的控制、保护、直流、远动、计量、自动装置等屏的前后均需装设标志牌。屏顶部的标志一律采用钛金或PVC材料，同一变电所内应统一。屏体上的开关、切换把手、压板、计量仪表、端子排等的标志一律黑底、白字、宋体。

6.5.2 继电保护装置屏眉名称按照继电保护装置运行规程要求，由运行人员负责制作粘贴。

6.5.3 电缆标牌悬挂齐全、规范，内容详实、准确，对于一屏多回路的应具体到某一回路。

6.5.4 电缆标号头应齐全、规范，要求标号朝外，便于查找。

— 11 — 6.5.5 继电保护装置屏保护压板、切换把手、按钮、空气开关名称标志，应采用设备双重名称，要求设备名称在前编号在后。

6.5.6 继电保护装置屏保护压板、切换把手、按钮、空气开关名称标志，应由继电人员按照图纸提供设备名称。

6.5.7 继电保护装置屏在正式投入运行前，屏上所有标志牌均应齐全、清晰、正确，符合有关规定，并且由继电工作负责人对屏上标志进行核对签字，确保标志位置正确。

6.5.8 对于一屏多回路保护装置每套装置前后均应标注线路保护名称。6.6 变电站钥匙管理

6.6.1 变电站钥匙包括：微机五防装置电脑钥匙、程序五防程序钥匙、万能解锁钥匙、箱门、网门钥匙、开关场区门、配电室、生产附属设施门钥匙等。6.6.2 新变电站在投产前，将变电站钥匙进行规范管理，并列入变电站日常管理的一部分。设备五防钥匙及万能解锁钥匙应按照变电站防误闭锁装置管理办法执行，其他钥匙按照本办法执行。

6.6.3 变电站钥匙要进行分类管理，设备用钥匙应与其他用钥匙分开管理。设备用钥匙分为五防设备钥匙和非五防设备钥匙两种，非五防设备钥匙应包括：端子箱、机构箱、开关场、配电室门钥匙。6.6.4 对变电站非五防设备钥匙管理要求

1)开关场、高压室门钥匙应为3把，有运行人员负责保管，按值移交。其中，一把专供紧急时使用，一把供运行人员使用，其他可借给外来人员使用，但应登记签名，并应用完后及时交还。

2)建立非五防设备钥匙使用登记记录，明确借用人、使用人及归还日期。

3)每把钥匙都要配有钥匙标牌，并且要标明用途。

4)每把钥匙都要对号入座，钥匙标牌应与钥匙箱位置保持一致，避免挂错。

5)交接班前，值班负责人要对钥匙箱内钥匙进行全面检查核对，确保钥匙不遗失、不挂错。

6.6.5 对外来人员借用变电站钥匙管理要求：

1)外来人员由于工作需要进入变电站生产区域，而且需要借用钥匙，应征得操作队队长同意，并履行有关的借用手续后，方可使用。

2)钥匙使用完毕后，应及时送还变电站运行值班人员。

— — 12

3)钥匙应妥善保管，避免遗失。6.7 电缆封堵标准

6.7.1 电缆作业结束后，作业单位要对变动过的电缆进行封堵工作。6.7.2 封堵部位包括：端子箱、机构箱、电缆沟、电缆穿管、电缆进出口、保护屏、控制屏、测控屏、通讯屏、交流屏、直流屏等。6.7.3 封堵材料专用防火泥、防火包 6.7.4 电缆封堵标准

1)封堵后的电缆与电缆间不能有缝隙，确保封堵效果。

2)封堵工艺符合要求，做到规范、标准。

3)新建或改造后的变电站防火泥封堵部位上加装一层防火板。6.7.5 变电站应留有一定数量的封堵材料，按照备品备件进行管理。6.7.6 各变电站要高度重视电缆封堵工作，应将电缆封堵列入验收内容，对于电缆封堵不合格的要限期整改。7 附则

7.1 本办法相关内容由生产部负责解释。

第四篇：变电运行笔记

1． 倒闸操作的基本原则

一、变电运行倒闸操作概述

电气设备状态：运行、热备用、冷备用、检修

运行：开关和刀闸都在合闸位置

热备用：开关断开，刀闸合闸

冷备用：开关和刀闸均断开

检修：开关和刀闸均断开，检修设备两侧接地

二、变电运行倒闸操作项目及要求

1、项目

（1）电力线路（2）变压器（3）母线（4）电网合环和解列（5）改变中性点运行方式（6）电容器、电抗器（7）PT（8）所用变（9）继自装置的切换

2． 电压互感器的倒闸操作

一、电压互感器的接线及配置原则

1、三相PT只制成10kV及以下电压等级，单相PT无限制

2、PT接线形式：①380V~35kV经刀闸和高压保险接入电网②63kV~500kV经刀闸接入电网；PT二次侧均经保险接二次设备，且二次绕组均接地

3、ＰＴ应满足测量、保护和自动装置的要求，保证运行方式改变时二次设备不是去电压：6kV~220kV系统，每组母线三相均装设PT，对于线路需监视电压或供同期、保护、重合闸使用时，线路出口装设单相PT。

二、PT倒闸操作原则

1、PT停电，先拉二次保险，然后拉开PT一次保险或倒闸，送电反之

2、PT二次并列，必须一次先并列，防止PT二次对一次反充电，造成二次保险熔断

3、只有一组PT的母线，一般PT和母线同时停送电。单独停用PT应考虑保护的变动。

4、两组母线，正常时两组PT二次不并列，一组PT检修，由另一组替代

5、PT新投入须“核相”，防止PT二次并列短路。

3． 所用变的倒闸操作

一、所用变接线形式

1、单台所用变：①高压侧用刀闸引自本所，二次侧保险②高压侧用开关，低压侧空气开关

2、两台所用变：接线同上，为了增加可靠性，引线从不同所引入，低压侧不能并列，互为备用。

3、三台所用变：接线同上，本所从不同低压母线段引出两台所用变，独立电源接一台备用变压器。

第五篇：变电运行论文

变电运行论文-

当前变电运行中存在的若干问题及对策

摘要:变电工作者必须严格注重设备的负载能力,加强对设备的巡视和检查,仔细分析设备的运行状况,将隐患消灭在萌芽状态,才能保证变电运行工作的正常运行。文章探讨了当前变电运行中存在的问题与对策。

关键词:变电运行;变电站设备巡视;设备检查;安全生产

在电力运行系统中,变电运行的主要任务是电力设备的运行操作和维护管理工作。变电运行是电网运行管理倒闸操作和事故处理机构,是电网安全的最前线,其运行状况的优劣直接影响到整个大局的安全和稳定。因此,变电所的运行设备巡视工作必须严格贯彻落实国家的各种规程和各级岗位责任制。

1变电站设备巡视的主要分类

巡视的内容是指在运行的状态下,从外观上检查变电所的设备有无异常或隐患,其中包括简单的维护管理。巡视的目的就是确认运行中的设备有无突发性绝缘劣化,有无异物落入,以及有无盗警、火灾、人为破坏和影响周围环境的因素,从而防事故于未然,一般巡视有三种类型:日常巡视:日常巡视应每天进行,并按照规程的内容要求进行,日常巡视每天三次,即交接班巡视、高峰负荷巡视、夜间闭灯巡视。运行人员应在规定的时间对设备进行巡视检查,并做好巡视记录。

定期巡视:定期巡视应按规定的时间和要求进行。定期巡视是对设备进行完整的巡视检查,所以巡视时间较长,一般应在运行班的时间内进行,并对巡视内容和结果按要求做好详细记录。

特殊巡视:特殊巡视是根据实际情况和规程要求而增加的巡视次数。特殊巡视一般是有针对性的重点巡视,其要求也有别于日常巡视及定期巡视。如:设备过负荷或负荷有明显增加;恶劣气候或天气突变;事故跳闸;设备异常运行或运行中有可疑的现象;设备经过检修、改造或长期停用后重新投入系统运行;阴雨天初晴后,对户外端子箱、机构箱、控制柜是否受潮结露进行检查巡视;新安装设备初投入运行;按上级有关通知要求及重大节假日期间。2巡视变电设备的主要方法

熟练掌握巡视方法是正确开展巡视检查工作的前提。在没有先进的巡视方法取代传统的巡视方法前(微机巡视仪已开始部分使用),巡视工作主要采取的方法有:目测检查法、耳听判断法、鼻嗅判断法、触试检查法、用仪器检测的方法。即看、听、嗅、摸和分析方法。目测检查法。所谓的目测检查法就是用眼睛来检查看得见的设备部位,通过设备外观的变化来发现异常情况。通过目测可以发现的异常现象综合如下:(1)破裂、断线;(2)变形(膨胀、收缩、弯曲);(3)松动;(蝙油、漏水、漏气;(5)污秽;(6)腐蚀;(7)磨损;(8)变色(烧焦、硅胶变色、油变黑);(9)冒烟,接头发热;(10)产生火花;(11)有杂质异物;(12)表计指示不正常,油位指示不正常;(13)不正常的动作等。

耳听判断法。用耳朵或借助听音器械,判断设备运行时发出的声音是否正常,有无异常声音。鼻嗅判断法。用鼻子辨别是否有电气设备的绝缘材料过热时产生的特殊气味。

触试检查法。用手触试设备非带电部分(如变压器的外壳、电机的外壳),检查设备的温度是否有异常升高。

用仪器检测的方法。借助测温仪器定期对设备进行检查,是发现设备过热最有效的方法,目前使用较广。

3影响变电设备巡视的主要因素

笔者认为,影响设备巡视的主要因素分为管理因素和人为因素。

管理因素主要为:(1)规章制度的执行力不够。很多规章制度只是挂在墙上或存在文件里,并没有逐条落实,因此习惯性违章时有发生。如不按规定次数和时间巡视,巡视时不正确使用安全工具等;(2)巡视路线不清晰。巡视路线图制定的不合理,极易造成巡视设备不到位。同时由于变电站扩建,设备改造换型和新设备投运没有及时修订巡视路线图以及设备场地巡视路线标志脱落,方向指示不明都会造成设备漏巡;(3)巡视设备时无重点。变电站内设备众多,占地面积大,巡视时间长。每次巡视都执行相同的内容而不根据设备的运行情况,负荷情况,天气的状况而调整巡视重点。极易降低运行人员对设备某些细小变化的判断和反应能力。而大大降低巡视时发现缺陷的几率。如晚间比白天更容易发现接头发热,绝缘放电等现象。

人为因素主要为:(1)思想认识不足,责任心不强。运行人员对设备巡视的重要性没有充分的认识。对每次巡视检查就是例行公事,久而久之就产生了厌倦麻痹的(下转第页)(上接第页)思想。应该发现的问题也就发现不了。有的运行人员责任心不强,为了省事有意超近路缩短巡视路线,漏掉一些设备不巡视,特别是在高温、寒冷、大风的天气。而此时更应巡视到位;(2)技术素质须提高。随着我们的电力事业的飞速发展,不断有新技术和新设备投入运行。同时不断有新人加入到工作中。因此,对员工的技术培训的工作非常迫切。实践证明技术素质高运行经验丰富的人巡视设备时发现缺陷的几率高。而新参加工作和运行经验低的人发现设备缺陷的几率低;(3)人员的生理状况以及心理和精神状态等因素都会影响巡视设备的效果。如感冒时嗅觉不灵敏,设备故障时发出的焦味不能发觉。还有巡视时精神不集中,不能仔细的观察设备的每一个部位,并通过听、闻、看、触的方法发现设备故障。

4相应的对策

针对上述问题,笔者以为应以下几方面入手:

重视思想教育,牢固树立安全生产的法律意识。主要是积极开展各类安全活动,如响应国家电网公司开展的“爱心活动”,实施“平安工程”。其次就是通过对事故案例的学习,分析,用事故中具体数字来说明其危害性,用事故中当事人所受的处罚来说明规章制度的严肃性,从而达到提高思想认识加强责任心的目的。

认真做好培训工作,提高运行人员的业务素质。如通过“请进来,派出去”的方法,请有关设备厂家的技术人员来现场讲解,派人员到学校和外地学习。发扬传、帮、带的传统,积极组织员工之间的互相交流和学习。同时抓好日常培训工作,如技术讲解,现场考问,书面考试,事故预想,反事故演习等。

严格执行规章制度加大奖惩力度。利用经济杠杆的作用来促进巡视工作。奖罚需分明,准确。按照“奖要重,罚要痛”的原则进行,使得巡视人员自觉遵守规章制度。

科学合理地制定设备巡视路线图,并及时完善。首先要根据设备的分布情况,巡视路线简便性,巡视视角的开阔性来制定巡视路线图。确保做到巡视时不遗漏,不重复,巡视路面平整、通畅、无障碍物。当变电站扩建,设备改造换型和新设备投运时,应及时修订设备巡视路线图。巡视路线标志设置要合理,标志要醒目。因环境绿化、路面整治、电缆敷设、风吹日晒等原因使得巡视路线标志缺损,模糊不清,应及时补充更换。

巡视时要分清主次,不能眉毛胡子一把抓。应当根据设备运行情况如老设备和新设备的差别,高负荷与低负荷时的差别。气候的特点如大风、大雾、高温、冰冻的不同情况。以及对已发现的缺陷的设备和正常运行的设备的差别并根据不同设备缺陷发生的概率,事故发展的规律,负荷曲线变化特点等情况制定不同的巡视要求和重点。如交接班巡视时主要是进行核对设备是否和运行方式相符,设备有异常放电声,有无异味。气压、油位、温度、灯光信号等比较容易观察的项目。在高峰负荷巡视时重点检查气压、油位、温度、冷却装置是否正常,电气节点和引线有无发热断股,机械的传动,紧固,支撑部分有无变形断裂等。

全面执行变电站设备巡视标准化作业。全面巡视标准化作业能够将巡视工作的全过程细化,量化和标准化,规范运行人员的作业行为,使安全生产各种措施和制度落到实处,确保安全运行。根据实际情况制定了《变电站设备全面巡视标准化作业指导书》并得到公司生技部门审

核和主管领导的批准后实行。《变电站设备全面巡视标准化作业指导书》对巡视的周期。人员的要求,危险点的分析,应注意的安全措施,巡视路线,巡视设备的项目,设备缺陷和异常的记录都有详尽的规定,同时将消防和防小动物检查列为专项检查,从而保证任务清楚,危险点清楚,作业程序清楚,预防措施清楚。

5结语

只有切实做好变电站设备巡视工作,及时发现设备的异常和缺陷,并防止其扩大和蔓延,把事故隐患消灭在萌芽状态,才能为变电站的安全运行打下良好的基础,为整个电网的安全、稳定、优质、经济的运行提供有力的保障