电网中变电运行技术的研究与分析

第一篇：电网中变电运行技术的研究与分析

电网中变电运行技术的研究与分析

【摘要】电力工业是一个对现代化技术水平要求较高的行业，随着电力工业的不断发展，对变电运行技术的要求也日益提高。因为如果发生变电事故，不仅会造成经济损失，还会危及到电网的安全，因此，我们必须要对电网中的变电运行技术进行有效地研究和分析，这具有重要的理论意义及实际的应用价值。本文主要介绍了现代电网的特征、变电运行的必要性以及电网中的变电运行技术。

【关键词】电网，变电，运行技术，分析

1、智能变电站的特点

1.1智能变电站与传统变电站的区别

与传统变电站相比，智能化变电站内的数据采集、传输、控制等过程全部实现数字化控制，同时还兼备支撑智能化电网要求。实现的主要形式基于“数字化变电站”及其高级应用。注重坚强、可靠、安全、高级互动功能。在变电站内部能实现不同厂家设备互动操作，也实现电气一次、二次设备的状态监控和检修。1.2智能电网的特点

智能电网对变电运行工作提出更高要求：要求变电站设备具有高级自判断及处理能力，要求事先对可能发生的事故进行预测，以便在事故发生时做出快速响应，来降低事故的影响；智能电网具有优化能效能力，要求多种资源即插即用，以稳定、环保、高效、经济等方面作为目标；提前对可能发生的事故进行预测；在事故发生时刻，更加能够快速响应；在事故发生后，具有快速自愈能力，事故发生后能够在短时间内恢复到正常生产方式。1.3高级功能

智能电网具有高级分析能力，通过智能化设备帮助决策阶层理解当前的电网运行情况，提供决策佐证；还具备系统规划的能力，通过系统优化计算，自动选择数据模型，自动输入监理模型的基础数据，来帮助指导电网规划者的决策；通过可视化设备帮助操作人员更好地理解当前电网的状态，提高运行人员决策的正确率。1.4智能辅助系统的应用

建立变电站智能辅助系统综合监控平台，充分利用智能设备能够24小时不间断监控的优势，对系统中设备及运行环境突发故障实现在线处理。能够实现变电站集中管理功能，科学、高效对设备运行综合诊断。通过这一系统，提高变电站运行管理集约化，真正实现“数据集成、业务协同、管理集中、资源共享”。在智能电网的规划目标中，高度集成的通讯和自动化技术，能够为变电站“五遥”提供更为丰富和可靠地支撑。这将意味着集中控制能够真正实现。变电运行管理模式发展状况

变电运行工作内容主要包括了变电站的实时监控、接受命令、下达命令、定期巡视和设备维护、接收调度命令并执行倒闸操作，此外还需要保证现场工作环境安全。为了完成以上工作职能，国内供电企业的变电运行模式进行了多种尝试，先后主要经历了常规站、集中监控站和监控中心与操作队分设化管理模式。也代表着变电站运行管理的不断进步。2.1.1常规站

常规站的变电运行模式通常要求站内每个职位设置一个工作班组，但考虑到在事故处理时至少需要两个操作小组，并且主控室中至少有一人进行监控和接听电话保持与外界的联系，因此每值至少需要3人。通常实行的是48h的“三班倒”值班制度。常规站变电运行模式具有响应速度快，可靠性高的特点，且能保证运行人员对现场情况十分熟悉。但是，如果按照常规站的变电运行管理模式，随着220kV及以上等级的超高压变电站的成倍增长，变电运行人员数量将逐年增长。2.1.2集中监控站

集中监控站主要是以集中监控中心负责全区的监控，按照变电站所在位置开展分区域设立操作队负责该变电站的运行管理。国内已经使用过的集中监控站模式主要有监控与操作一体化、监控管理区域化以及监控与操作分设化三种模式。2.1.3监控中心与操作队分设化管理

监控与操作分设化模式能够促进变电站内职能划分，使其各司其职，增加变电站时不需要增加监控人员数量，在一定规模的变电站下能够起到显著的减员效果。在实际运行中，一般分工为对后台设备的运行和冷备用间的部分操作、操作预令的转达和紧急事故处理与汇报工作都可以交由监控人员执行。

3、智能电网对变电运行的要求 3.1有利因素

3.1.1智能电网的独特性和优点

鉴于智能电网的独特性和优点：综合了传感测量技术、自动控制技术、能源电力技术、信息通信技术和分析决策技术，信息数据高度集中，与基础设施联系非常紧密。所以，对变电运行提出了更高的要求。随着信息技术的发展，监控系统和远控工作站运行可靠性大大提高。监控系统趋于集中化、人性化和可视化，相对也降低监控人员的工作量。充分发挥智能变电站的优势，可以为供电企业“减人增效”，达到相对提高值班人员的薪酬，提高人员主动性的目的。

3.1.2智能电网具有高端的分析能力

在事故发生时做出快速有效的响应，以便最大范围内降低事故影响；智能电网具有系统的规划能力，要求指导者的决策应该以数据分析和建模判断为依据，且功能的实现应该经济有效；智智能电网中变电运行管理模式探讨能电网能够辅助决策，电网状态实现可视化，有利于操作人员进行分析和判断。智能电网的实现为变电运行模式的优化创造了条件，3.2安全管理工作

充分利用“两票系统”和“智能辅助系统”监督作用，完善变电站安全生产目标、安全制度，督促操作人员严格执行“两票三制”，提前控制安全风险。3.3处理缺陷

常规站处理缺陷的程序是运行人员在现场先发现设备缺陷或隐患，然后汇报给检修人员。检修人员安排检修计划，协调停电时间。设备故障处理需要一定时间，使得设备的不良状况运行时间增加，威胁到电网的运行安全性。假设将一般缺陷或故障交给具有故障处理能力的运行人员执行，必然会减少设备的不良状态运行时间，提高设备的效率，同时，还可以缩减检修人员的工作量，进而实现减员效果。3.4监控中心

监控中心负责接受调度指令并将其转发给操作队，由操作队进行指令的执行。如此，可以实现以下两个职能：操作一次设备，由监控中心运行人员进行遥控操作；操作二次设备或者机构电源开关时，由监控中心转达操作队，操作队进行现场操作。3.5调控一体化 3.5.1运行管理模式

在智能电网时代，建议采用“调控一体化”的运行管理模式较为适宜。“调控一体”是将调度与监控中心职能进行合并，变电运行操作完全由调度人员负责。“调控一体”整合了调度发令和遥控操作两项任务，大大提高了反应速度，提高了工作效率，也大大增加了调度员的职能范围。相应的，电网电气设备的巡视维护和检修等工作则交由维护人员负责管理，维护人员包括了原操作队、维修、保护、通信和自动化等班组，新建成为一个“大变电工区”。3.5.2优点

建设“调控一体化”变电运行管理模式帮助缓解变电运行值班人数，实现工作扁平化，提高了工作效率和安全运行水平。该模式能够符合智能电网需求，特别适合需要快速反应的情况，对于解决紧急电网事故和异常情况特别有效，是执行速度最快的调控一体化运行模式。3.5.3特点

“调控一体化”还融合了调度运行和变电运行两方面的专业知识，对调度人员的素质提出了更高的要求。站内所有维护人员都直接受令于调度人员，系统的反应速度得到大大提高。4 结论

现阶段我国电网正处于现代电网向智能电网过渡中，现存管理模式较多。将来，在智能电网时代采用“调控一体化”管理模式是必然的选择。但是在这种模式下，必须提高相应工作人员的专业技能能力。因此，供电企业应该加强对员工的培训工作，不断引进先进技术与人才。随着科技的进步，“调控一体化”管理模式仍然处于探索和发展中，只有不断改进和完善变电运行管理模式，才能使得电网发展得到保证，满足现代社会发展对电能的迫切需求。【参考文献】

[1]曹岩美.建设“调控一体化”系统与提升电网调度管控能力探讨.现代商贸工业，2011,23(22).[2]张鹏，宋云令，高青.智能电网变电运行模式探讨.企业技术开发，2011,30(1).[3]李正光.浅谈店里变电无人值班运行管理模式及特点.城市建设，2010(2).[4]张茜茹.智能变电站主要设备的全寿命周期管理.华北电力大学，2011.（4）[5]郭云昭.浅谈变电站运行管理.林业科技情报，2010(4).[6]裴剑.智能运行系统在变电站的应用.华中电力，2006(4).

第二篇：电网调度及变电运行交接班标准

电网调度及变电运行交接班标准 范围

1.1 本标准规定了中国南方电网有限责任公司系统内电力调度（总调、中调、地调）、变电运行（有人值班变电站和管理多个变电站的集控中心、监控中心、巡维中心）的交接班流程、内容和要求。

1.2 中国南方电网有限责任公司系统内的县调、配调交接班参照执行。规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注明日期的引用文件，其后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

DL 408-1991 电业安全工作规程（发电厂和变电所部分）DL 409-1991 电业安全工作规程（电力线路部分）

中国南方电网有限责任公司电力生产事故调查规程

中国南方电网有限责任公司电网调度管理规定

Q/CSG 1 0004-2004 电气工作票技术规范（发电、变电部分）Q/CSG 1 0005-2004 电气工作票技术规范（线路部分）Q/CSG 1 0006-2004 电气操作导则

Q/CSG 2 0001-2004 变电运行管理标准 术语和定义 3.1 交接班

电力调度及变电运行连续工作班组人员之间的工作移交过程。

3.2 集控中心（区域控制中心）

对多个无人值班变电站进行集中监视、控制、巡视、现场操作和设备管理的运行班组。3.3 监控中心

对多个无人值班变电站进行集中监视、控制的运行班组。3.4 巡维中心

对多个无人值班变电站进行巡视、现场操作及设备管理等工作的运行班组。总则

4.1 各级调度机构应根据本标准结合实际制定交接班细则。4.2 各单位应根据本标准要求，结合本单位管理模式制定变电站交接班细则。调度交接班 5.1 调度交接班流程

调度交接班流程见图１。

开始交班准备工作接班准备工作核对监控系统信息核对调度生产信息整理运行资料及办公用品查阅调度生产信息查阅相关运行资料交接班记录否是否具备交接班条件是交接班当前运行方式计划及非计划工作执行情况设备缺陷、障碍、事故及处理情况新设备启动投运及设备异动当前安全措施当前危险点、薄弱环节电力电量调整上级领导、部门指示及其它情况否交接班内容是否清楚无疑问是交接班调度员双方签名结束 图1：调度交接班流程框图

5.2 交班准备工作 5.2.1 核对监控系统信息。

a)b)c)发电厂机（炉）运行情况与实际一致； 系统厂、站电气主结线运行方式与实际一致； 重要联络线潮流与实际一致。

5.2.2 核对当值调度生产信息。

a)b)c)d)e)f)g)h)i)j)k)发电机组限出力情况及原因；

系统各厂、站电气主结线运行方式及中性点变化情况； 当前电网开(合)环点、解(并)列点； 计划、非计划工作的执行情况；

电网中设备缺陷、障碍、事故及处理情况； 新设备启动投运及设备异动情况； 当前安全措施的布置情况；

继电保护、安全自动装置的调整情况及原因； 发供电及联络线电力、电量调整情况； 保供电、计划用电、限电、错峰执行情况； 上级领导及部门指示。

5.2.3 整理运行资料、办公用品。5.2.4 交接班记录。

应准确、全面填写系统所发生的变化和当前非正常运行状态，主要包含以下内容：

a)b)c)d)机、炉方式变化；

发电机组缺陷及限出力情况；

电网开(合)环点、解(并)列点变化情况；

系统各厂、站电气主结线运行方式及中性点变化情况； e)f)g)h)i)j)k)l)m)计划、非计划工作的执行情况； 遗留的重大、紧急设备缺陷； 障碍、事故及处理情况；

新设备启动投运及设备异动情况； 当前安全措施布置情况；

继电保护、安全自动装置调整情况及原因； 当前电网危险点、薄弱环节及注意事项； 保供电、计划用电、限电、错峰执行情况； 上级领导、部门指示及其它情况。

5.3 接班准备工作 5.3.1 查阅调度生产信息。

a)b)c)d)e)f)g)h)i)j)k)当前发电机组运行情况； 当前发电机组缺陷及限出力情况； 电网开(合)环点、解(并)列点变化情况；

系统各厂、站电气主结线运行方式及中性点变化情况； 计划、非计划工作的执行情况；

电网中设备缺陷、障碍、事故及处理情况； 新设备启动投运及设备异动情况； 当前安全措施布置情况；

当前电网危险点、薄弱环节及注意事项；

当前继电保护、安全自动装置的非正常状态及原因； 上级领导、部门指示。

5.3.2 查阅各类生产运行资料。5.4 交接班条件 5.4.1 同时满足下列条件，方可进行交接班。

a)b)交接班双方调度员均到达调度值班室；

电气操作及事故处理完毕或告一段落（交班过程中发生事故，由交班调度员负责处理，接班调度员可在交班负责人的指挥下协助处理，待处理告一段落后，方可继续进行交接班）；

c)交接班双方值班负责人均同意。

5.4.2 交班过程中一般不进行电气操作，也不受理非紧急性工作。5.5 交接班

5.5.1 交班工作由交班负责人主持，其他当值调度员可作相应补充。

5.5.2 交接班内容以当值交接班记录为主，对人身、电网、设备安全有较大影响的事项应重点交待，交班负责人对交接班内容的完整性、正确性负责。

5.5.3 接班调度员若对交接班内容发生疑问，由交班调度员解答清楚。5.6 交接班结束

5.6.1 交接班调度员双方签名后，交接班结束。

5.6.2 交接班期间，交班调度员对电网运行承担安全责任。交接班完成后，接班调度员即为当值调度员，对电网运行承担安全责任。有人值班变电站交接班 6.1 交接班流程 交接班流程见图２

交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交

图2：有人值班变电站交接班流程框图

6.2 交班准备工作

6.2.1 核对监控及五防系统信息

a)b)c)d)监控系统（电气主结线模拟图）设备状态与现场实际一致； 监控系统的通讯状况；

五防系统信息与现场实际电气主结线、设备运行状态一致； 五防机与监控机通讯正常。

6.2.2 核对当值期间变电生产信息

a)b)c)d)e)f)电气操作执行情况；

设备检修、维护及改扩建等工作情况； 当前安全措施的布置情况； 缺陷、障碍、事故及处理情况； 新设备启动投运及设备异动情况； 上级领导及部门指示。

6.2.3 整理运行资料

a)b)已执行、未执行及作废的操作票；

已终结工作票、工作终结的工作票，已开工未终结工作票，未许可工作票；

c)保护定值通知书、图纸、图表、投运方案、技术资料、记录本等相关文件。

6.2.4 整理并定置摆放安全工器具、仪器仪表、常用工具、钥匙、备品备件等生产用品，清洁办公环境。6.2.5 交接班记录

应准确、全面填写当前设备状态及本值期间的工作情况，主要包含以下内容：

a)b)c)d)e)f)g)h)i)j)k)一次设备运行方式；

二次设备运行状态，继电保护、安稳装置动作及变更情况； 站用电系统、直流系统、主变冷却系统运行状态； 当前安全措施布置情况； 预告的操作任务；

未终结、未许可的工作票； 缺陷及处理情况； 障碍、事故及处理情况； 当前危险点及预案；

新设备启动投运及设备异动情况； 上级领导、部门指示及其他情况。

6.3 交接班条件

6.3.1 同时满足下列条件，方可进行交接班：

ａ）交接班双方均到达主控室。ｂ）电气操作指令执行完毕。

ｃ）无正在办理许可手续的工作（票）。

ｄ）事故处理完毕或告一段落（在交接班过程中发生事故或电网有紧急操作时，应立即停止交接班，由交班人员进行处理或操作，接班人员可在交班负责人的指挥下协助工作）。ｅ）交接班双方负责人均同意。6.4交接班

6.4.1 交班工作应由交班负责人主持，其他交班人员可作相应补充，交班负责人对交接班内容的完整性、正确性负责。6.4.2 交接班内容以交接班记录为主，重点交接对人身、电网和设备安全有较大影响的事项。6.4.3 现场检查。

现场检查由接班负责人安排，必要时可要求交班人员参加，重点检查现场情况是否与交接班记录相符。主要内容包括：

a)一次设备、站用电系统、直流系统的运行方式； b)主变的档位、冷却系统的实际运行情况； c)继电保护、安全自动装置的实际运行情况； d)未执行操作票，未终结、未许可工作票，投运方案、技术资料等； e)声、光信号试验；

f)缺陷、危险点是否有进一步扩展的趋势，是否有其它新的设备缺陷和异常；

g)通讯、录音设备、正常照明、事故照明、通风设施情况；

h)施工现场及安全措施未拆除的工作现场，站内安全措施的具体布置情况；

i)工器具室器具完好、数量相符、定置摆放。

6.4.4 接班人员若对交接班内容发生疑问，由交班负责人解答。6.5 交接班结束

6.5.1 交接班双方人员签名后，交接班结束。

6.5.2 交接班期间，交班人员对变电站安全运行承担安全责任。交接班完成后，接班人员即为当班人员，对变电站安全运行承担安全责任。无人值班变电运行交接班 7.1 交接班流程 交接班流程见图３

图3：集控中心/监控中心

开始交班准备工作核对监核对变整理运行清洁控电资料办系生生产公统用品产及工环信信具境息息交接班记录否是否具备交接班条件是交接班当前运行方式缺陷、两票执上级领与固定当前安障碍、行情况当前危新设备启动投导、部方式的全措施事故及变化情处理情及遗留险点及运及设门指示况况工作预案备异动及其他情况否交接班内容及检查无疑问是交接班人员双方签名结束中心交接班流程框图

/巡维

7.2 交班准备工作

7.2.1 核对监控系统信息（集控中心、监控中心）。

a)b)监控系统运行状况与通讯状况；

监控显示各变电站电气设备状态与实际一致。

7.2.2 核对当值期间变电生产信息。

a)b)c)d)e)f)电气操作执行情况；

设备检修、维护及改扩建等工作情况； 当前安全措施的布置情况； 缺陷、障碍、事故及处理情况； 新设备启动投运及设备异动情况； 上级领导及部门指示。

7.2.3 整理运行资料。

a)b)已执行、未执行及作废的操作票；

工作已经终结但由于某种原因未完成履行终结手续的工作票、工作终结的工作票，已开工未终结工作票，未许可工作票；

c)保护定值通知书、图纸、图表、投运方案、技术资料、记录本等相关文件。

7.2.4 检查仪器仪表、钥匙等生产用品和交通、通讯工具。清洁办公环境。7.2.5 交接班记录

应准确、全面填写管辖变电站运行方式变化情况和设备非正常运行状态，主要包括以下内容： a)b)c)一次设备非正常运行方式； 二次设备非正常状态；

直流系统非正常运行方式，站用电运行方式变化、主变冷却系统非正常状态；

d)e)f)g)h)i)j)k)当前安全措施布置情况； 预告的操作任务；

未终结、未许可的工作票； 缺陷及处理情况； 障碍、事故处理情况； 当前危险点及预案；

新设备启动投运及设备异动情况； 上级领导、部门指示及其他情况。

7.３ 交接班条件

7.３.1 同时满足下列条件，方可进行交接班：

a)交接班负责人必须到达集控中心、监控中心、巡维中心，接班人员全体到达集控中心、监控中心、巡维中心；

b)若遇交班人员外出操作，交班负责人确认其操作完毕后可以进行交接班；

c)d)e)电气操作指令执行完毕； 无正在办理许可手续的工作(票)；

事故处理完毕或告一段落(在交接班过程中发生事故或电网有紧急操作时，应立即停止交接班，由交班人员进行处理或操作，接班人员应在交班负责人的指挥下协助工作)；

f)交接班双方负责人均同意。7.4 交接班

7.4.1 交班工作应由交班负责人主持，其他交班人员可作相应补充，交班负责人对交接班内容的完整性、正确性负责。7.4.2 交接班内容以交接班记录为主，重点交接涉及人身、设备的安全事项。7.4.3 接班检查。

由接班负责人安排本值人员进行，必要时可要求交班人员参与。主要内容包括：

a)未执行操作票，未终结工作票、未许可工作票，相关投运方案、技术资料及文件；

b)c)d)e)监控系统运行情况；

仪器仪表、钥匙等生产用品和交通、通讯工具； 办公用品及记录本；

接班人员若对交接班内容发生疑问，由交班负责人解答清楚。

7.5 交接班结束

7.５.1 交接班双方签名后，交接班结束。

7.５.2 交接班期间，交班人员对变电站安全运行承担安全责任。交接班完成后，接班人员即为当班人员，对变电站安全运行承担安全责任。

第三篇：关于电网调度与电网安全运行分析

关于电网调度与电网安全运行分析

摘要：作为电网的核心部门，电网调度是保障电网安全运行的基础。为此研究了电力系统安全运行的影响因素，分析了电网调度存在的不安全因素，提出了在电网调度中确保电网安全运行的措施。

关键词：电网调度；安全运行；事故

随着我国的快速，电力基础设施的投资明显增大，电厂和电网的容量都有了质的发展，在这种情况下更应保证电网的安全运行。因此应从完善电网网络结构、提高继电保护的可靠性和增强调度人员的素质等方面加强管理。随着科技的进步及电网规模的不断扩大，电网发生事故的几率也在逐渐增加，而作为电网的核心部门，电网调度担负着保证电网的安全、经济运行的重要任务，因此其出现事故对电网整体的影响也在日益增大。且随着近年来城乡电网改造的逐步深入，电网内各种电气设备的技术水平都在不断提高，使电网整体的现代化水平都有大幅度的提高，但同时也增加了电网发生故障的几率。

一、电力系统安全运行影响因素

对电力系统的可靠运行造成影响的因素很多，根据电力系统本身的特性可将其分为内部因素和外部因素。

1.内部因素

（1）电力系统的一次元件出现固有的故障，如发电机失磁故障、输电线路短路故障、变压器磁饱和故障等。

（2）电力系统内部的二次元件如控制和保护系统中的继电器、断路器等出现故障。

（3）通信系统发生故障，如外部信息的侵入，信息传输过程中设备不稳定导致信息的缺失等。

（4）引入电力市场的竞争机制后导致旧设备与新设备不协调，且缺乏更换旧设备的主动性。

（5）电力系统中的机系统出现了硬件、软件故障。

（6）由于电力系统本身特性所导致的不稳定因素，如频率不稳定及静态振荡等。

2.外部因素

首先是气候急剧变化造成的自然灾害因素，如洪水、雷雨风暴及地震等。其次是人为的操作因素，如保护和控制系统参数的错误设置，由于恐怖活动和战争导致的蓄意破坏等。

由于影响电力系统安全运行的因素如此之多，应从多个方面加以综合防范，首先在电网建设阶段要加强监督和管理工作，保证电网建设工程的质量；其次应提高电力系统自动化的水平，加强变电站综合自动化系统及配电自动化系统的建设，同时定期对调度运行人员进行培训，提升核心技术人员的职业素质。

二、电网调度存在的不安全因素

电网调度作为电网运行的核心部门，其安全稳定直接关系着电网整体的可靠性，因此应对电网调度中存在的不稳定因素进行分析和研究。根据实际的工作经验，电网调度中存在的不安全因素主要有：

（1）由于电网运行人员并未严格遵守相关安全规程，交接班时在未完全了解电网运行方式的前提下就发布了调度命令，导致严重事故的出现，或者由于疲劳导致在拟写调度命令时出现失误。

调度员对相关的调度规程未完全遵守，尤其是在交班时未完全了解电网运行方式，导致工作出现严重失误，且在地调这个层面由于实行的是逐项命令，因此当工作量比较繁重时容易出现拟写调度命令失误的情况。在与现场进行三核对的过程中，由于现场回报不清或交接班时没有对工作交接清楚就匆忙进行操作也容易造成错误。

（2）没有严格执行相关的调度操作制度，工作结束时交接手续不清导致工作许可出现错误，使得当多个工作组工作时协调效果不好，工作结束后没有完全汇报工作，造成严重的事故。

（3）由于调度员的责任心不强及调度术语使用的不规范导致产生了误命令，因此需要培养调度的责任心。

（4）由于调度员心理素质和业务非常差，导致对操作中的工作程序和系统的运行状况不熟悉，延迟了重要用户的送电。

（5）班组的安全管理存在漏洞，导致调度员的安全意识非常淡薄，对于一二次资料的管理并不能严格执行，使得调度员在执行过程中缺乏相关的依据。

（6）检修工作缺乏计划性，导致相关的设备进行了多次重复的停电检修，客观上为调度员安排电网运行方式带来了一定的隐患。

三、电网调度安全措施

1.细化运行方式的编制，强化运行方式管理

首先应该将电网的运行方式管理模块化，从制度上规范电网的运行方式，保证电网年运行方式的编制应依据一年中存在的问题进行，将电网的反事故措施落实到运行方式中，从技术上提升电网运行方式分析的深度。

其次在电网运行方式的计算上要对母线和同杆架设的双回线路故障下的稳定性进行校核分析，分析重要输电断面同时失去两条线路时导致的故障，严格计算在最不利的运行方式下最严重的故障对整个电网的影响，要有针对性开展事故预想和反事故演习，对防范措施进行细化，对电网事故防范于未然。同时在有条件的地区可以建立健全相关的数据库系统，以此来提高电网运行方式的现代化管理水平。

还应从机制上对电力企业调度安全进行完善，提高其对紧急事件的处理能力，对电网中存在的薄弱环节要进行深入的分析，对不同年份的夏季最大负荷进行总结，加强应急体系及应急预案的建设工作，增强应急预案的可操作性，提高电网对大面积恶劣天气及外力破坏而带来的恶性事故的预防能力，最大限度地保证电网的安全有序运行，对电网中存在的潜在危险进行化解，杜绝由于调度原因导致的电网安全事故。

2.杜绝误调度、误操作事故

如果调度员下令对电网的运行方式进行改变，则在指挥事故处理和送电的过程中应防止调度员的误操作。建议从以下几个方面采取相关的措施：

首先应使调度员明确责任，提高所有相关人员的安全意识，增强调度员责任心的同时坚持进行定期的安全检查活动，对误调度和误操作事故进行通报，对相

关的调度事故要严格吸取教训。在调度组进行调度命令无差错活动的开展，考核调度命令时应将安全小时数作为主要的考核指标之一，并作为年评选的先进条件，从各个方面增强电力职工的责任感和安全意识，以达到良好预防并控制故障的效果。

其次应对电网调度中的《电网调度管理条例》进行严格的执行，对调度、发电、供电、用电单位进行定期培训，从制度上杜绝误操作和误动作事故的发生。要保持相关人员在工作中锻炼出的严格执行安全制度和克服违章的习惯。在调度员进行线路处理工作时对安全措施和所列任务进行严格的审查，对于不合格的工作票要进行重新办理，规范倒闸操作的指令，严格遵守并执行调度命令票制度。

3.完善电网结构、强化继电保护运行、提高调度人员素质

随着电力公司对电力设备投入的增加，高压电网的结构进一步得到优化，大部分地区220kV电网已经形成了环网，而500kV网络也形成了局部的单环网，提高了高压网络的可靠性。

作为保证电网安全稳定运行的屏障和防止电网事故进一步扩大的防范措施，对继电保护装置进行安全运行管理，确保其长期处于良好的运行的状态，对电网的安全运行具有重要的意义。通常是继电保护整定专责和调度员根据电网的运行方式来对一级电气设备的保护装置进行校核，其包括重合闸装置、备自投装置及保护定值单等，若核对结果是正确的，则还要调度员和各变电站再进行二次保护设备的核对，及时发现漏洞和问题，保证各级继电保护装置的安全稳定运行，确保电网整体的安全性和可靠性。

误调度、误操作事故会对电网的安全运行带来巨大影响。调度人员是改变电网运行方式、指挥停送电操作和处理事故的关键。为了进一步加强电网运行的安全，要提高调度人员的安全意识、增强调度人员的责任心，要坚持定期安全活动、针对事故通报。另外，在管理中要严格执行规章制度，定期进行事故案例分析，提高执行者的安全意识，使调度人员养成认真执行规程制度的好习惯。还要严格把关制度，审查工作认真仔细，不符合规范的工作票必须重新办理。调度命令票制度也需严格执行，下达倒闸操作命令，电力调度术语必须规范。

为了适应电网新技术、新设备的引进与应用，达到电网现代化运用水平，对调度人员素质要求越来越高。导读人员不仅要学习新技术、新知识，还要不断通过实践提高业务水平。对调度人员的培训要以实用为目的，要求工作人员熟悉电网继电保护配置方案及工作原理、本地区电网的一次系统图、主要设备的工作原理以及本地区电网的各种运行方式的操作，要求调度人员能掌握紧急事故的处理方法。正确处理事故，准确无误指导下令进行倒闸操作、投退继电保护及安全自动装置。此外，调度人员还应该能运用自动化系统分析电网运行情况、及时准确判断排除故障。因此，调度人员的培训工作非常必要，对电网的安全运用至关重要。加强相关的技术培训也是提高调度人员业务素质的途径之一，随着新设备和新技术的不断应用，电网的现代化水平在不断提高，这就要求调度人员应不断熟悉新技术和新知识，在提高业务技能的基础上完全胜任本职工作，以培训为基础，以应用为目标，不断注重技能培训和岗位练兵。在调度人员岗位培训的基础上进行DTS仿真机的培训，使调度员达到三熟三能。

四、结论

电网调度是保障电力系统安全运行的重要环节，应完善相应的应急机制，提高相应的应急的处理能力，建立完善的应急处理体系，总结不同季节和天气情况下负荷的特点和事故规律，加强应急体系的建设，对各类预案进行充实和完善，对预案的有效性和可操作性要特别注意，组织调度员进行定期的学习和讨论，不断提高电网的安全稳定性，确保即使出现事故也能有效地进行处理，对电网运行存在的风险有效地进行化解，尽可能地杜绝电网事故的出现。

第四篇：无人值班变电站在运行中常见问题分析

无人值班变电站在运行中常见问题分析

随着无人值班变电站的不断增加,极大地提高 了电网运行的自动化水平,扩充加快了电网的发 展。但在实际运行中有些常见问题值得分析,笔者 结合自身的工作实际,对影响无人值班变电站安全 运行的因素进行了分析,并通过对这些因素的研究 提出了改进意见和防范措施。存在的问题

1.1 保护动作后的错误信号

当有事故发生时,微机保护动作后应能可靠记 录动作全过程。但现阶段由于保护记录时间较短, 不一定能记录完整故障过程,错、漏发信号时有发 生。这对那些旧变电站改造,没有完全采用微机保 护的变电站尤其重要。例如经常发生的主变10 kV 主断路器及分段断路器动作后,由于种种原因保护 信号继电器没有发出动作光字,而远方后台机在功 能上就无法记录保护动作的具体情况。虽然110 kV 线路微机保护记录了部分动作情况,但时间较短, 这些都给故障的分析带来了困难。因此必须具备可 靠的保护和三遥功能。

1.2 后台机遥控信号不正确

无人值班变电站从理论上讲,虽然后台机投运 后出错概率不大,但在实际运行中,确实出现过运 行一段时间后,后台机遥控信号不正确的情况。如 在执行遥控时,往往由于通道瞬时中断,造成遥控 信号不正确,使命令执行不下去的情况,从而延误 操作和事故处理。

因此,从无人值班必备条件来讲,变电站基础

设施应符合安规的要求,运动装置、遥控、遥测、遥信、遥调、遥视功能应齐全可靠,有关继电保护 与中央信号能传送到调度端,调度实现自动化管理 并能解决信号恢复问题。

1.3 监控后台机保护定值采不上来

一些无人值班变电站,由于自动化系统对远动 数据和信息的发送、接收能力不强,造成监控后台 机保护定值采不上来。对于一些保护装置,由于保 护电源和控制电源是分开的,在直流操作电压不稳 定的情况下,使保护装置失电,造成微机保护装置 出现死机现象。此时后台机发出是某某开关通讯故 障信号,出现这种情况时,如果正好该线路有故 障,保护动作后开关掉闸,监控后台机不发保护动 作信号及事故语音报警,只在登录窗口登录某某开 关分闸。这样就不易被监控值班人员及时发现,且 不清楚什么保护动作,很难判断开关掉闸原因,存

在着安全隐患。

因此,微机保护的测试应有其自身特点,要求 具有较强的自检功能,绝对不能忽视,在日常的运 行维护过程中,必须加强对保护装置定值的例行试 验。远动设备和二次微机保护设备应有良好的匹配 及稳定的直流操作电压,功能也需要不断完善和 改进。

第五篇：变电运行总结

GlS是英文“GasInsulation Switchgear”的缩写，中文可译为“气体绝缘开关装置”，通常也称“全封闭组合电器”或“封闭式组合电器”。它是由断路器、隔离开关、接地(快速)开关、互感器、避雷器、母线(单相或三相)、连接管和其它过渡元件(电缆接线盒、出线套管、与变压器的连接结构)等多种高压电器组合而成的成套装置，它的基本结构是以金属筒为外壳，将上述高压电器和绝缘件封闭在金属筒内部并充入一定压力的sF6气体作为绝缘和灭弧介质。

桥形接线形式一倍半接线形式1、126／45kVGl s主要布置形式有单母、双母分段、桥形、双桥、双母、变压器直联等多种接线方式，以桥形接线为多。2、252kVG l s主要布置形式有单母、双母分段、双母、等接线方式，以双母接线为多。

3、363／550kVGls主要布置形式有、双母、一倍半等接线方式。

4.SF6全封闭组合电器：

sF6全封闭组合电器是以sF6气体等优良的绝缘和灭弧介质充入金属外壳内的2、检查SF6气体压力指示应正常

3、GIS在运行总SF6气体含水量应定期测量

若有异声，严重异味，发现眼、口、鼻有刺激症状，应尽快离开。若应操作或工作不能离开时，则应戴防毒面具，防护手套等安全用具，并立即报告调度和工段（区）采取措施。

5、若手动操动GIS接地隔离开关时，应戴绝缘手套,穿绝缘靴，且与设备外壳保一持定距离，防止外壳可能引起麻电(以免GIS内部故障等产生一定的接触电压

4、在巡视中发现SF6气体表压力下降，1.GIS的分类

按电压等级分为：

72.5kV GIS126kV GIS145kV GlS 252kV GIS

275kV GlS 363kV GlS 550kV GIS 按结构分类主要包括以下三种：全三相共箱型：电压等级为72.5kV、126kV、145kV

采用主母线三相共箱．其余分箱型：电压等级为252kv

采用全三相分箱型：电压等级为363kV，550kV.2.GIS的特点

1.大量节省变电所的占地和空间，由于SF6气体灭弧能力相当同等条件下空气灭弧能力的100倍，绝缘能力超过空气的2倍，断路器的开断能力强，断口数几乎减少一半，且断口电压可做得较高，组合在一起的电器体积大为缩小。2.运行安全可靠，电气设备装在封闭的金属外壳内，不受外界和气象影响，不会发生短路接地、人员触电伤亡王、且无着火、爆炸危险。正常运行检查、维护工作量少，环境整洁。

3电气性能良好，检修周期长，维护方便。一般周期可达10年或开断额定容量1 5次故SF6气体系统使用5年后，才需补充漏耗的少量气体。过滤器可使用10年。

4由于金属外壳接地屏蔽作用，能消除噪声、静电感应和无线电干扰，有利于工作人员安全和健康。

3.G3IS的一次主接线及总体布置： Gls可满足各种主接线的要求，主要一次主接线类型有：

单母线接线形式双母线接线形式

封闭式新型成套高压电器。由于户外气候条件差，目前国外380kv及以下Gls大多为户内式。

按结构分类为：分相组合式、母线三相共箱式和其余三相分箱式，现发展为“三相共箱式”已广泛采用，即变电所除了变压器外，所有一次设备(如隔离开关、接地隔离开关、断路器、互感器、母线避雷器、电缆头等)都装在充有sF6气体的封闭金属外壳内，并保持一定压力。GI s的配电装置的气体系统，由sF6全封闭电器、辅助设备(如真空泵、压缩机、储气罐、过滤器等)、监视仪表、信号装置等组成。这样，使变电所设备结构为之一新。

5.基于GIS的特点，相应也存在其注意的问题

1需要专门的sF6气体系统和压力监视装置，对sF6气体的纯度(要求大于99.8％)、水分都有严格的要求，对GIs的密封结构、元件材料性能装配工艺要求都很高。因为sF 6气体受电场均匀程度、电弧影响较大，若泄漏物与空气中氧、水分和电弧作用，很快分解出低氧化物(HF)、氟氧化硫、四氟化硫和五氟化硫二聚物等能与人体和材料产生剧毒物，危害极大，因此必须要有检漏措施。同时，采用过滤器(通过活性氧化铝或活性碳)加以吸附。虽然sF6电器运行中在国内外尚未发生中毒事故，但是必须采取“以防为主”的安全措施。2金属消耗量大，造价高，但随着电压等级增加，造价将下降.6.巡视

1、进入GIs配电装置巡视，必须两人(不得单独巡视)且应先开启通风设备换气，确保通风良好(将可能漏出的SF6。气体排出净化处理)，检查分、合闸指示位置应争取，符合实际运行工作。

等)。同时，在操作过程中其他人员应停止在外壳上工作。离开设备到操作结束为止。

6、压缩空气气动操作系统压力指示应正常，每班应检查一次。

7、其他设备(如主变压器、所用电、其他断路器电气设备)检查要求均同于一般变电所。

7.异常处理：

1、当SF6气体检漏仪发生报警时，进入该间隔的人员应力求从“上风”接近设备检查，且不宜蹲下，以防中毒、窒息

事故。因为SF6气体无色、无味、不燃、无毒，在常温常压下是空气重的5倍，沉在空气层，附在地面，防止上述由于SF6气体露出后，与其他物质产生的剧

毒物混在空气中，使人体中毒。

2、运行中若SF6气体压力下降发出警报时，值班人员应到现场检查，必须补气。如漏气严重发出“闭锁信号或SF6气压突然降到零时，应立即将断路器改为非自动（拉开控制电源）并报告调度和工段（区），进行停用处理。

3、如发生明显漏气异声异味，应对SF6气体作漏气处理后，一般需对漏气间隔外壳内SF6气体作一次含水量测定，因为有漏气，空气中的水分就可能渗入SF6封闭容器外壳内，据此以便判别和处理。

4、当SF6气体下将达报警时，应及时补气。为检验其电气绝缘性能，必要时可进行工频交流耐压试验。

5、GIS的操作机构异常处理：SF6断路器及GIS的操作机构可配用液压式或压缩空气机构，但不能用SF6气体进行操作。因为SF6气体使用压力不能太高，容易液化，在20摄氏度时表压力为20大气压时变成液体。

变压器

1.变压器概述

变压器是电力系统运行中的一个关键设备，随着电力负荷的大幅度的增加，电力网的扩大，变压器数目的增加，电压等级的升高，因此，对变压器的运行稳定性要求，也越来越高。下面让我们来学习变压器一些知识。

变压器是一种静止的电气设备，它被用来改变电压和电流的大小，以实现电能的经济输送与分配。电压经升压变压器升压后，可以减少线路损耗，增大额定容量：

对于多绕组变压器，其额定容量是指容量最大的一个绕组的容量。各绕组容量算术和的一半可粗略的说明多绕组变压器与双绕组变压器对比时的尺寸的大小。例如一台三绕组变压器，其三个绕组的容量各为100MVA, 则尺寸大小就可粗略地认为相当于一台150MVA双绕组变压器的尺寸的大小。

6.变压器分类：

电力变压器按用途可以分为升压变压器、降压变压器、配电变压器、联络以指定的一对绕组为准，即当该对绕组中一个绕组短接，以额定频率的电压施加于另一个绕组的线路端子上，并使其中流过相当于该对绕组额定功率中较小的一个的额定电流时所施加的电压。通常是以施加电压绕组额定电压的百分数表示，各对绕组的阻抗电压值均应折算到参考温度(绝缘的耐热等级为A、E、B时为75摄氏度，其他等级为1l5摄氏度)，并折算到同一功率。

11.空载损耗：

空载损耗也叫铁损，是指变压器在输送功率，提高输电的经济性，达到远距离大功率送电的目的：而降压变压器则能把高压变成用户所需要的多级使用电压，以满足用户要求。

2..变压器装配主要包括

1、了解变压器装配体的名称、用途、性能、工作原理及结构特点：

2、搞清楚各零件之间的相互位置和装配关系及连接方式

3、搞清楚各零件结构形状和作用．

3.电压调整率

电压调整率为一个绕组的空载电压和同一绕组在规定负载和功率因数时的电压之差.再与该绕组空载电压的比，通常以百分数表示。此时加到另一个绕组上的电压应为额定电压(主分接)或相应分接的电压值并保持不变。对于多绕组 变压器，其电压的差值不仅取决干一个绕组的负载和功率因数，而且还取决于其它绕组的负载和功率因数。

4.额定电压比：

额定电压比是一个绕组的额定电压与另一个绕组的额定电压之比，后者较前者有较低的或相等的额定电压。

5.额定容量：

额定容量是变压器表现功率的惯用值，以kVA或MVA表示。它是变压器设计和制造厂的保证和试验的基础，并且当对变压器施加额定电压时，根据它来确定在国家标准规定的使用条件下不超过温升限值的额定电流。变压器可按规定超过额定容量运行。

额定容量：

变压器的容量随冷却方式的不同而变更时，额定容量系指最大容量.变压器(连接几个不同电压等级的电网用)和电厂用电变压器(供发电厂自用电用)等几种它还可以按绕组数、相数、冷却装置以及调压方式等分类：(俩图去了)

7.总损耗：

总损耗是空载损耗及负载损耗之和。对于多绕组变压器，其总损耗应以一个指定的负载组合为准。附属装置中的损耗不包括在总损耗之内，应另外列出。

8.接线组别：

变压器接线组别是指变压器原、副边绕组按一定接线方式连接时，一次侧线电压和二次侧线电压之间的相位关系。三相变压器是由三个单相绕组组成的，因此，三相绕组有很多的接法，其中，最基本的是星形(Y)接法和三角形(△)接法两种。

9..温升：

对于空气冷却的变压器，温升是指所考虑的那部分（如绕组,绝缘油等）的温度与冷却空气温度之差；对于水冷却变压器，则是指考虑的那部分的温度与冷却器入口处的温度之差。

10.阻抗电压：

(1)对于双绕组变压器，阻抗电压是当一个绕组短接，以额定频率的电压施加于另一个绕组的线路端子上，并使其中流过额定电流时所施加的电压。通常是以施加电压绕组额定电压的百分数表示，其值应折算到参考温度(绝缘的耐热等级为A、E、B时为75摄氏度，其他等级为1l5摄氏度)

(2)对于多绕组变压器，阻抗电压是

额定电压下(二次侧开路)，在铁芯中消耗的功率，其中包括激磁损耗和涡流损耗。空载损耗是当变压器的一个绕组施加额定频率的额定电压，其余各绕组开路时，所吸取的有功功率。

12.空载电流：

空载电流是当变压器的一个绕组施加额定频率的额定电压，其余各绕组开路时，流经该绕组线路端子的电流，对于多相变压器，流经不同线路端子的空载电流可能不相等，但不分别给出这些空载电流值，而取算术平均值。一个绕组空载电流通常以该绕组额定电流的百分数表示；对于多绕组变压器，这个百分数是以最大容量的一个绕组为准的。

13.变压器使用环境条件：

1、环境温度：

最高环境温度不高于+40度，最低环境温度不低于-30度(适用于P外式变

压器)、-5摄氏度(适用干户内式变压器)；最高日平均气温+20摄氏度。

2、冷却水最高温度人口处+30摄氏度。

14.连接组标号：

连接组标号包括以英文字母表示的变压器高压、中压(如果有)和低压绕组的连接方法和以钟时序数表示相对的相位移的通用标号。

15..负载损耗：

(2)对于多绕组变压器，负载损耗是以指定的一对绕组为准，即当电流流经该对绕组中一个绕组的线路端子，而且电流为相当于该对绕组额定功率中较小的一个；该对的另一绕组端子短接；其余绕组开路时，在额定频率下所吸取的有功功率。各对绕组负载损耗值应折算到参

考温度(绝缘的耐热等级为A、E、B时为75摄氏度，其他等级为115摄氏度)

16..变压器运行要求：

电力变压器要无事故长时期地经济的运行，则必须对变压器的的输入电压和负载加以控制、保持良好的散热条件、限制各项温升、装设有关保护设施，考虑经济的调度、定期的检修和巡视检查等工作.1，声音

正常运行时，由于交流电通过变压器绕组，在铁芯里产生周期性的交变磁应作再生处理。

3、体表

变压器故障时，都伴随着体表的变化主要有

(1)当气体继电器、压力继电器、差动继电器等有动作时，可推测是内部故障引起的。

(2)因温度、湿度、紫外线或周围的空气中所含酸、盐等，会引起箱体表面漆膜龟裂、起泡、剥离。

(3)大气过电压、内部过电压等，会引起瓷件、-磁套管表面龟裂，并有放电痕迹。

油现象。

各引线街头有无发热或者过热现象 接头引线有无断股现象 观察油枕的油位表

瓷瓶套管应清洁，有无破损裂纹和放电现象。

巡视和检测呼吸器是否变红

巡视和检测变压器油面温度和绕组温度指示器是否正确

巡视和检测变压器有载调压的操作机构处计数器的动作次数有无超标。分头位置指示与主控制室显示分头应相同。巡视好检测变压器风扇电机运转是否良通，引起电工钢片的磁致伸缩，铁芯的接缝与叠层之间的磁力作用经绕组的导线之间的电磁力作用引起震动，发出平均的“嗡嗡”响声，如果产生不均匀的响声，都属于不正常的现象。(1)若声音比平时增大而均匀时，则一种可能是电网发生过电压，另一种可能是变压器过负载。根据具体情况，改变电网的运行方式与减少变压器的负荷，或停止变压器的运行等。(2)若声音较大而嘈杂时，可能是变压器铁芯的问题。

(3)声音中夹有放电的“吱吱”声时，可能时变压器器身或套管发生表明局部放电。

(4)声音中夹有水的沸腾声时，可能是绕组有较严重的故障，使其附件的零件严重发热。此时，应立即停止变压器的运行，进行检修。

(5)声音中夹有暴裂声，既大又不均匀时，可能是变压器的器身绝缘有击穿现象。此时，也应该立即停止变压器的运行，进行检修。

(6)声音中夹有连续的、有规律的撞击或摩擦声时，可能是变压器某些部件铁芯震动而造成机械接触。

2、气体、颜色

变压器内部故障及各部件过热将引起一系列的气味，颜色的变化。

(1)瓷套管端子的紧固部分松动，表面接触面过热氧化会引起变色和异常气味。

(2)变压器的漏瓷的断瓷能力不好殛磁场分布不均，引生涡流，也会使油箱各部分局部过热引起油漆变色。

(3)变压器的瓷套管污损产生电晕、闪焙会发出奇臭味，冷却风扇、油泵烧毁会发出烧焦气味。

(4)硅胶呼吸器从蓝色变为红色时，4、渗漏油；

变压器运行中森油的现象是比较普遍的，其中主要原因时邮箱与零部件联络处的密封不良，焊件和铸件存在缺陷，运行中额外负荷或受到震动等。(1)变压器外面闪闪发光或粘着黑色的液体有可能是漏油。

(2)内部故障会使变压器油温升高，会引起油体积的膨胀，发生漏油，有时会发生喷油。若油位计大大下降，而没有发生以上现象，则可能是油位计损坏。

5、温度：

变压器的很多故障都伴随着有急剧的升温

(1)对运行中的变压器应经常检查套管各端子和母线或电缆的连接是否紧密，有无发热迹象。

(2)过负载、环境温度超过规定值、冷却风扇和输油泵出现故障、散热器阀门忘记打开、漏油引起油量不足、温度计损坏以及变压器内部故障等会使温度计上的读数超过运行标准中规定的允许温度。即使温度在允许的限度内，但从负载率和环境温度来判断，也是温度不正常。

总结：

以上所述是依据对声音，震动，气味，变色，温度及其其他现象对变压器的事故的判断，只能作为现场直观的初步判断。因为变压器的内部故障不仅是单一方面的直观反映，它涉及诸多因素，有时甚至会出现假象。因此，必须进行测量并作综合分析，才能准确可靠地找出故障原因，判明事故性质，提出较完备的合理的处理方法。

17.变压器巡视检测：

检查变压器套管的油位应正常，有无漏

好

巡视和检测变压器的声音是否均匀，有无异常声响

1.万用表的类型主要分哪几种？ 指针式，数字式

2.用万用表测量电阻时，电阻为什么不能在电路中？

因为在测量电阻时，万用表由内部电池供电，如果带电路测量则相当于外接一个额外的电源，可能损坏表头。

3.使用万用表的注意事项有哪些？(1).使用前，观察表头指针是否处于零位

（电压、电流标度尺的零点），若不在零位，则应调整表头下方的机械调零旋钮，使其指零，否则测量结果将不准确。(2).测量前，要根据被测电量的项目和大小，把转换开关拨到合适的位置。(3).测量时，要根据想好的测量项目和量程档，明确应在哪一条标度尺上读数，并应清楚标度尺上一个小格代表多大数值，读数时眼睛应位于指针正上方。(4).测量完毕，应将转换开关拨到最高交流电压档，防止下次测量时不慎损坏表头。有的万用表应将转换开关拨到标有“· ”的位置，使测量线路短路。4.摇表又称为兆欧表，其作用主要是什么？它有哪三部分组成？接线端的三个接线柱分别是什么？

兆欧表作用：测量电气设备及电路绝缘电阻。

兆欧表三部分：手摇发电机，表头，三个接线柱LEG

三个接线柱：L线路端 E接地端 G屏蔽端

5.简述摇表的使用方法？

(1).校表。测量前应将摇表进行一次开路和短路试验。检查摇表是否良好。将两连接线开路摇动手柄，指针应在∞处，再把两连接线短接下，指针应在0处。

(2).被测设备与线路断开，对于大电容设备还要进行放电。

(3).选用电压等级符合的摇表。

(4).测量绝缘电阻时一般只用L和E端。但在测量电缆对地的绝缘电阻或被测设备的漏电流较严重时，就要使用G端。并将G端接屏蔽层或外壳。线路接好后，可按顺时针方向转动摇把。速度可将被测导线多绕几圈置于钳口。这时实际电流值应为指针读数除以放进钳口的导线圈数。

(7).测量完毕，应将选择开关投至空挡或量程最高档。

8.变电站的电度表的度数是否就是线路实际传输的电度？如何计算某电度表的倍率？

不是。电度表倍率=所用电压互感器电压比×所用电流互感器电流比 9.影响热成像仪测温结果的主要因素有哪些？

主要因素有：距离，环境温度。

2．5、电气安全工器具预防性试验定义:为防止使用中的电力安全用具性能改变或存在隐患而导致在使用过程中发生事故，对电力安全用具进行试验、检测和诊断的方法和手段。

2．6、高压验电器起动电压试验: 高压电极由金属球体构成，在lm的空间范围内不应放置其他物体，将验电器的接触电极与一极接地的交流电压的高压电极相接触，逐渐升高高压电极的电压，当验电器发出“电压存在”信号，如“声应由慢而快，当达到每分钟120转左右时，保持匀速转动，一分钟后读书，并且要边摇边读，不能停下来读数。

(5).拆线放电。读数完毕，一边慢摇一边拆线。然后将被测设备放电。即将地线从摇表上取下来与被测设备短接一下。

6.使用摇表的注意事项有哪些？

(1).禁止在雷电时或高压设备附近测量绝缘电阻，只能在设备不带电，也没有感应电的情况下测量。

(2).摇测过程中，被测设备上不能有人工作。

(3).摇表线不能绞在一起，要分开。(4).摇表未停止转动之前或被测设备未放电之前，严禁用手触及。拆线时，也不要触及引线的金属部分。

(5).测量结束时，对于大电容设备要放电。

(6).要定期校验其准确度。7.钳形电流表的用途是什么？使用钳形电流表的注意事项有哪些？

用途：测量正在运行电气线路的电流大小，在不断电的情况下测量电流。

注意事项：(1).一般钳形电流表适用于低压电路电流的测量。无特殊附件的钳形表，严禁在高压电路进行直接测量。(2).选择合适的量程。如果被测电流的大小不好估计，应先使用最大量限，先粗量。然后再换合适的量程进行准确的测量。

(3).不能在测量中切换量程开关。(4).测量时，每次只能钳入1根导线，不能多钳。

(5).为提高测量的准确度，应将被测导线置于钳口中央。钳形铁芯不要靠近变压器和电动机外壳及其他带电部分，以免受到外界磁场影响。

(6).为准确的测量5A一下的电流，（这个只知道这两项，大家补充哈）

1、填空题

1.1、电气安全工器具通常分为基本安全工器具、辅助安全工器具和防护安全工器具。

1.2、防护安全工器具分为人体防护用具、安全技术防护用具、登高作业安全用具。

1.3、无法在有电设备上进行试验时可用工频高压发生器等确证验电器良好。1.4、对无法进行直接验电的设备、高压直流输电设备和雨雪天气时的户外设备，可以进行间接验电,即通过设备的机械指示位置、电气指示、带电显示装置、仪表及各种遥测、遥信等信号的变化来判断。

2、问答题

2．1、电气安全工器具定义:防止触电、灼伤、坠落、摔跌等事故，保障工作人员安全的各种专用工具和器具，称为安全用具。

2．2、、基本安全工器具：其绝缘程度足以承受电气设备的工作电压，能直接用来操作带电设备或接触带电体的工器具。

2．3、辅助安全工器具定义:绝缘强度不足以承受电气设备的工作电压，只是用来加强基本安全工器具的保安作用，用来防止接触电压、跨步电压、电弧灼伤等对操作人员造成伤害的用具。

2．4、防护安全工器具定义:本身没有绝缘性能，但可以起到作业中防护工作人员免遭伤害的安全工器具。

光”指示时，记录此时的起动电压，如该电压在0.15～0.4倍额定电压之间，则认为试验通过。

2．7、高压验电器使用方法及要点：

1、验电笔电压等级必须与被试设备电压相同。

2、使用前必须检查验电笔完好。

3、使用验电笔必须带上合格的绝缘手套。

4、验电笔电极与被试设备接触时间不少于1秒钟。

5、验电时握手部位不超过护手环。

2．8、绝缘操作棒使用注意事项：

1、使用前检查是否超过有效试验期，检

查表面是否完好，各部分连接是否可靠。

2、规格必须和被操作设备的电压等级相等。

3、为防止因绝缘棒受潮而产生较大的泄露电流，危及操作人员的安全，在使用绝缘棒拉合隔离开关或经传动机构拉合刀闸和开关时，均应戴绝缘手套。

4、雨天使用绝缘棒时，应在绝缘棒上安装一定数量的防雨罩，以便阻断流下的雨水二大大降低湿闪电压。

5、雨天使用绝缘棒操作室外高压设备时应穿绝缘靴。接地电阻不合格是，晴天也应穿绝缘靴，防止跨步电压。

2．9、绝缘操作棒检查项目：

1、外表面检查符合要求。

2、连接部分检查合格。

3、存放符合要求。

4、每年进行试验，试验数据合格。

1.习惯行违章：

习惯性违章，是指那些固守旧的不良作业传统和工作习惯，违反安全工作规程的行为。这是一种长期沿袭下来的违章行为，不是在一群人而是在几群人身上反复发生，是经常表现出来的违章行为。2.习惯性违章的危害性 1）妨碍贯彻执行安全规程 2）有很强的传染力 3）削弱人的警惕性

4）是导致事故的必然因素。

3、习惯性违章的根源 1）麻痹大意 2）侥幸心理 3）自以为是 4）求快图省事 刀误执行为合接地闸刀是造成本次事故的直接原因。

2、执行省公司有关防误闭锁管理规定不严格，在拉开2C10、2C20、2C30任务时，没有认真地查清电脑钥匙不能接受数据的原因，想当然地认为扩建期间微机闭锁可能不能使用，站长没按规定程序批准解锁钥匙使用，没有进行危险因素分析与控制，随意进行解锁操作，微机闭锁管理混乱是造成本次事故的又一个直接原因。

3、操作人员行为随意性大，安全第一的思想没有牢固树立，只考虑工作进度，意识，提高运行人员的工作责任心。

2、加强现场倒闸操作的演练，提高运行人员倒闸操作的规范性。

3、严格执行规章制度。

4、加强对解锁钥匙的使用管理，严禁擅自解锁。使用解锁钥匙时，进行危险因素分析，落实把关措施，严格监督。

5、加强监护人的监护职责，在工作中切实起着监护作用。

6、加强变电站的管理工作。

3.事故简题：某电业局500kV民丰变由于人员走错间隔，带电误合母线地刀，引起220kV母线失压停运

5）纪律观念淡薄 6）单纯地追求效益

4、开展反习惯性违章工作的目的 1）杜绝人身死亡

2）杜绝重伤和误操作事故的发生 3）大幅度地减少人身轻伤。

1.事故简题：操作过程中发生lOkV电弧灼伤重伤事故

暴露问题：

1、操作人员安全意识淡漠，不顾公司三令五申，仍我行我素私藏解锁钥匙，且工作严重违反调度操作规程、安全规程，野蛮操作，在整个操作过程中不使用操作票、私自解锁操作、跳项操作、失去监护操作，不验电就挂接地线。

2、充分反映出技术纪律和规章制度的执行极其松懈，行政管理、监督不到位，各级人员在落实安全责任制、贯彻执行制度、措施、要求时，存在落实不到位、检查不细致、管理有漏洞的现象。防范措施：

1、加强《安规》学习，通过事故案例的分析，提高运行人员的安全意识，提高工作责任心。

2、加强现场倒闸操作的演练，提高运行人员倒闸操作的规范性。

3、严格执行规章制度。

4、严格按解锁钥匙的使用规定使用解锁钥匙。

5、加强监护人的监护职责，在工作中切实起着监护作用。

2.事故简题：500kV变电站带电合接地闸刀，造成220kV母线失压事故

暴露问题：

1、监护人员和操作人员严重违反《安规》的有关规定，在拉开三组闸刀的情况下没有填写倒闸操作票，没有认真核对设备编号和状态，不认真执行监护复诵制度，工作中跨越安全遮拦，导致误走间隔，任意蛮干，将分接地闸

不进行危险因素分析，配合调试工作事先没告知当值人员，工作人员盲目自信，对特定条件下操作的危险性估计不足，当外部环境变化时，为赶进度忽视安全，致使忙中出错，走错间隔、误合地刀。本次事故暴露出临汾供电分公司安全生产基础薄弱、安全管理不到位、违章现象屡禁不止、现场生产措施不完善、人员安全责任不落实等一系列问题。(1)责任心不强，违章、违纪现象严重。这次误操作事故就是一系列违章所造成的。暴露了运行人员忽视《安规》有关规定，操作马虎了事，违章操作，也反映了临汾供电分、公司进行反违章不严，纠察力度不够。

(2)暴露出运行人员对五防系统的性能掌握深度不够，是否需要使用解锁钥匙没有正确认识，现场危险因素分析、控制措施流于形式，对现场关键点、关键部位存在的安全隐患关注不够，安全管理过程中对人的管理手段不多、效果不好。(3)执行省公司有关现场安全设施规范不严格，安全遮拦不完整，没有按照省公司的全封闭作业要求进行布置，将运行设备、检修设备有效完全隔离，没有起到到规范人员活动范围作用，在保证安全措施落实到执行层这个关键环节上做的不细、不实。

(4)临汾分公司各级单位没有认真履行人员责任制，把关制度没得到认真的落实，对人员的到位标准和行为规范要求不严，自身监督、管理不到位。(5)暴露临汾分公司对500kV站增容工程调试工作管理、协调不力，组织措施落实不到位，调试工作无明确计划，配合调试任务的接受、许可和操作等环节失去控制，工作随意性大。

防范措施：

1、加强《安规》学习，通过事故案例的分析，提高运行人员的安全

事故原因及暴露问题：运行人员在倒闸操作过程中，未唱票、复诵，没有核对开关、闸刀名称、位置和编号就盲目操作，违反了省公司“关于防止电气误操作事故禁令”中关于“验电，唱票复诵和三核对”的规定，违反了《安规》第22条：“操作前应核对设备名称、编号和位置，操作中还应认真执行监护复诵制”的规定。并且在合接地闸刀前没有验电，是造成事故的直接原因。

事故暴露出：l、操作人员责任心不强，违章、违纪现象严重。这次误操作就是一系列违章所造或。

2、对防误装置管理和万能钥匙的管理不严，现场操作人员对具体措施执行落实不到位。

3、危险点分析与预控措施未到位，操作标准化与危险点分析流于形式的现象还相当严重。

4、防误装置缺陷没有及时处理，防误装置因设计方面原因，民丰变在合220kV母线地刀操作中需解锁的问题一直未解决。

5、违反了《电力安全工作规程》第23条关于“特别重要和复杂的倒闸操作，由熟练的值班员操作，值班负责人或值长监护”的规定，担任监护的是一名正

值班员，不是值班负责人或值长。防范措施：

1、建立和完善现场把关制度，分层分级，明确责任，强化变电站的现场操作把关。

2、加强和规范现场作业危险点预测和控制工作。

3、加强电气倒闸操作的规范化培训和考试，强力推行变电运行倒闸操作行为标准。

4、加强设备缺陷的闭环管理。

5、加强变电站的管理工作。

6、加强监护人的监护职责，在工作中切

实起着监护作用。

4.事故简题：220kV淌沟变电站由于35kV线路操作顺序错误，发生带环流拉闸刀恶性误操作事故

事故原因及暴露问题：

1、没有严格执行“两票三制”和现场操作规程。操作人、监护人模拟操作预演不严肃，在微机五防闭锁系统提示错误时，擅自使用万用钥匙解锁操作。

2、操作人、监护人没有严格按规定进行操作，在操作时没有带绝缘手套，自我保护意识不牢固。

3、调度下令行为不规范，调令不清楚明作责任心。

6.事故简题：吴庄站带接地刀闸合145开关造成llOkV母线全停事故

事故原因及暴露问题：在停电操作后，llOkV母差保护出现断线闭锁信号后当值人员未能及时复归保护，使llOkV母差保护处于退出状态，不能正确切除#145开关，导致事故扩大。

防范措施：l、加强职工的责任心教育，开展自觉执行规章制度的安全教育，落实责任制，纠正工作中不良习惯，规范工作票终结和验收检查手续。

2、加强运行人员监盘工作。

2202开关在拉开位置等）、验电项目全

部跳过，是导致事故发生的直接原因。(2)当拉开2202开关后出现“非全相保护动作”光字牌信号时，值班人员没能按“安规”第24条规定的要求；对操作中出现的信号提出疑问，停止操作，弄清原因后再进行操作，而主观认为是“误发”信号，没有认真去检查设备，而按错误指导思想支配下继续操作，也是导致发生事故的直接原因。

(3)在没有进行A、B、C三相验电，就合102-17接地刀闸、也是导致发生事故直接原因之一。

了，调度人员对操作的协调控制力不够，经验不足。

4、老式的户内配电装置使用网状遮栏，在发生短路时不能起到防护作用，造成人员伤害。

防范措施：l、严格执行倒闸操作各项规程制度，操作时必须按规范化操作步骤进行操作。

2、正式操作前，必须在防误闭锁模拟图进行模拟，验证操作程序正确。在模拟操作中发生疑问，必须认真分析并汇报站长（值长），找出原因后再进行下一步操作。

3、微机防误、机械防误装置的解锁钥匙必须封存保管，使用时必须经站长或副站长（值长）同意，按规定程序审批签字后才能使用，且必须有第二监护人进行现场监护，方可进行解锁操作，严禁随意解除闭锁装置。

5.事故简题：由于接地闸刀拉杆与拐臂焊接处断裂，在接地闸刀与主触头未完全断开情况下，值班员操作中带接地刀送电恶性误操作事故

事故暴露出：

1、韦庄变当值值班人员未认真执行倒闸操作的规定，操作后不检查核对闸刀实际应置，操作票项目漏项；

2、当值值长没有按规定到位，对操作的正确性未进行复核；

3、未严格执行倒闸操作中唱票复诵'、项目检查和复查制度。

防范措施：l、严格执行“两票三制”，把“两票三制”的内容落实到具体工作实际过程中；

2、严格按照《电业安全工作规程》倒闸操作中模拟操作、唱票复诵、项目检查和复查的有关规定执行；

3、结合调规、事故调查规程、新安规两票执行标准，认真开展规范化操作；

4、加强职工安全思想意识教育，提高工

3、加强运行人员在现场操作时的三核对意识。

4、加强运行人员在准备操作票前现场设备状态的核实工作。

5、加强变电站的管理工作。

7.事故简题：八里台变电站误操作造成35kV41、51母线停电的事故

事故原因及暴露问题：1．操作人员，对操作任务目的不十分明确以致在操作中发生疑问。

2．事故的根本原因违反电业安规（发电厂、变电所部分）中第二章第三节第24条规定：„操作中发生疑问时，应立即停止操作并向值班调度员或值班负责人报告，弄清问题后，再进行操作，不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置”。这次操作中，监护人提出疑问也不弄清实际情况擅自决定更改操作项目内容是一起严重的违规行为。正是由于这样的违规行为才造成误操作发生。可见习惯性违章违纪行为，在我们某些运行人员的生产活动中还十分严重，必须认真予以纠正。

3．把关，监护工作没有落到实处，事故发生前把关人，监护人均在现场但在操作中都没能起到把关，监护作用，更值得一提的是误操作发生时，进行把关的工区运行副主任，公司总工均在现场但都没能制止这次误操作事故，反映了他们把关不到位。防范措施：

8.事故简题：武清220kV变电站误操作事故

事故原因：1．操作者和监护者违章是造成事故的主要原因。

(1)严重违反“安规”中操作规定，大幅跳项操作，（从第16项跳到第29项共计跳过13项），把一些必要的检查（如检查

(4)在这次停电操作中，监护人私自拿着万能解锁钥匙、将闭锁装置解除后操作，使可靠的微机闭锁装置失去作用，违反“安规”第24条“不准随意解除闭锁装置的规定”，也违反了公司对闭锁钥匙管理的规定和要求，也是导致事故的直接原因之一。

2.220kV 2202开关拉闸时机构犯卡，跳闸线圈烧毁，A相开关没有跳开，是这次事故的诱发因素。

3．这次误操作发生还有一个思想原因，他们错误认为全站只有一台变压器运行，只要2202开关拉开了站内就无电了而不认真执行操作票制度（这次实际上A相没有拉开）。这是发生误操作的间接（思想）原因。防范措施：