高配房配电设备倒闸操作

高配房配电设备倒闸操作（精选6篇）

篇1：高配房配电设备倒闸操作

高配房配电设备倒闸操作

配电房是供电系统的关键部位，设专职电工对其实行24小时运行值班。未经管理处经理、部门主管的许可，非工作人员不得入内。值班员必须持证上岗，熟悉配电设备状况、操作方法和安全注意事项。值班员必须密切注意电压表、电流表、功率因数表的指示情况；严禁变压器、空气开关超载运行。经常保持配电房地面及设备外表无尘。配电房设备的倒闸操作由值班员单独进行，其他在场人员只作监护，不得插手；严禁两人同时倒闸操作，以免发生错误。

一、配电房倒闸操作制度

一、进行一切倒闸操作时，必须思想高度集中，坚决贯彻 “安全第一”的方针。

二、一切倒闸操作必须根据命令执行。对命令有疑问，应提出意见，发令人坚持意见时，应立即执行。但如执行命令将危及人身或设备安全时，应拒绝执行，并立即报告上一级领导。

三、对于直接威胁人身安全和损坏设备的事故，处理时可不经调度员或上级许可，先行操作，但事后应尽快报告调度员和上级。

四、除紧急送电和事故处理外，一般倒闸操作应尽可能避免在交接班时进行。

五、倒闸操作前，正、副值班工必须明确操作目的和顺序，全面考虑可能发生意外和后果，并做好一切准备。

六、倒闸操作中，必须严格执行“操作五制”，即操作票制，核对命令制，图板演习制，监护、唱票、复诵制，和检查汇报制。当听到调度电话时，应停止操作，收听电话，弄清情况后再操作。

七、倒闸操作后，全面检查操作质量，并及时汇报，作好记录。

二、配电房安全操作规程

1、送电：(供电中断，需迅速恢复供电)

①查清是外部输电线路故障，还是内部配电线路故障。外部故障：变压器无工作(无响声，显示屏无显示)；内部故障：变压器工作正常(有响声，显示屏显示温度，风扇运转指示灯亮)。

②外部线路故障停电，与供电部门联系后，等待恢复送电。

③内部线路故障停电，迅速查明故障原因并立即排除后送电。

④送电步骤：切断各路负荷开关(特别是照明部分)；按下1#柜、5#柜绿色起动按钮，电压表指示正常(400v)；逐个闭合各路负荷开关。

⑤若变压器有工作(有响声，有温度显示)，而风扇指示灯不亮，则说明外部输电线路有停过电，后又立即恢复送电，此时只须启动冷却风扇再按送电步骤送电。

2、停电：(设备检修或其它原因需停电)

①设备检修停电：断开相应的断路器，经检验无电后，并采取必要的安全操作措施，(主要有：设备电源线及外壳的接地保护，悬挂“有人操作、禁止合闸”的警示标志牌，做好检修人员的绝缘防护等)，即可进行设备检修。

②若需全面停电：则必须逐个断开各断路器，然后按下1#柜、5#柜红色按钮。

③切断高压电源必须按高压环网开关柜操作说明，认真执行。

三、高压配电房操作规程

（一）、目的

保证高压配电房设备操作的安全性和正确性，保障设备完好。

（二）、适用范围

高压配电房配电设备的操作。各管理处可根据本管辖区的实际情况编制详细的操作规程。

1、手动操作方式：运行技工按所需送电往每段母线上，此时，母联开关必须分闸。如其中一路进线失压或缺电时，即延时跳闸，运行技工可选择退出其中失压的进线开关，再合闸母联开关，送电往母线上恢复供电。

2、自动操作方式：当进线电源正常时，可选择自动操作，如有失压或缺电时，即先延时跳闸，再自动合闸高压母联开关，恢复供电；但当进线恢复正常供电时，母线开关需由值班人员选择手动操作，并先分母联开关，再合进线开关，恢复电源正常供电。

（三）、事故处理：

1、过流故障：若线路发生过流时（包括过流，及速断），该线路开关小车即自动跳闸，在仪表屏上故障指示会亮灯。值班人员必须了解故障原因，将故障清除，然后手动复位按钮。

2、接地故障：指示及处理程序与过流故障相同。

3、变压器温升故障：指示及处理程序与过流故障相同。

4、失压跳闸故障：指示及处理程序与过流故障相同。

四、配电房倒闸操作注意事项

（一）、倒闸操作必须根据值班调度员或值班负责人命令，受令人复诵无误后执行。发布命令应准确、清晰，使用正规操作术语和设备双重名称，即设备名称和编号。发令人使用电话发布命令之前，应先和受令人互报姓名。发令全过程和听令报告时都要做好记录。

（二）、倒闸操作由操作人填写操作票。单人值班者，操作票由发令人用电话向值班员传达，值班员应根据传达的命令，填写好操作票，复诵无误，并在“监护人”签名处填入发令人的名字，每张操作票只能填写一个操作任务。

（三）、停电拉闸操作必须按照开关顺序，依次操作送电的顺序与此相反。如变压器需要停电时，应先停低压，后停高压，送电时先送高压，后送低压。

（四）、下列项目应填入操作票内：

1.应拉合的开关。

2.检查开关的位置。

3.检查接地刀闸是否断开。

4.检查负荷。

5.安装或拆除控制回路、电压互感器回路的保险器。

6.切换保护回路和检验有无电压等。

（五）、操作票应用钢笔或签字笔填写，票面应清晰，不得任意涂改。操作人和监护人应根据模拟图板或结线图核对所填写的操作项目并分别签字，然后经值班负责人审核签字。

（六）、操作前应核对设备名称、编号和位置，操作中应认真执行监护复诵制。必须按操作顺序操作，每操作完一项，做一个记号“√”，全部操作完毕后进行复查。

（七）、倒闸操作必须由两人执行，其中一人对设备较为熟悉者作监护。特别重要和复杂的倒闸操作，由熟练的值班员操作，值班负责人或主管负责监护。

（八）、操作中发生疑问时，不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置，应立即向值班负责人或主管负责人报告，弄清楚后再进行操作。

（九）、电气设备停电后，即使是事故停电，在未断开开关做好安全措施以前，不得触及设备，以防突然来电。

（十）、在发生人身触电事故时，为了解救触电者，可以不经许可，即行断开有关设备的电源，但事后必须立即报告上级。

（十一）、下列各项工作可以不用操作票：

1.事故处理。

2.拉合开关单一操作。

3.拉开接地刀闸或拆除全配电室仅有的一组接地线，但上述操作均应记入操作记录簿内。

（十二）、操作票应先编号，按照编号顺序使用，作废的操作票应注明“作废”字样，已操作的要注明（或盖章）“已照执行”字样。上述操作票保存三个月。

篇2：高配房配电设备倒闸操作

一、故障原因：高压柜5521线进线柜10KV操纵机构内部脱扣电磁阀有故障，#1主变10KV操纵机构零部件损坏，（操纵机构作用是超过负荷额定电流就分闸，起到保护变压器），10KV储能装置失灵。低压柜功率表损坏。

二、更换配件：

1、10KV脱扣电磁阀，操纵机构1只，功率表1只。

2、检修10KV紧固各部位接线螺丝及母排连接螺丝。

3、对高配进行继保试验；

4、维修费用，经双方多次协商议价定位在4800元。

三、以上维修项目由外部电力成套公司负责检修。

四、内部维护项目有：

1、对低压设备表面进行清洁除尘，紧固各部位接线螺丝。

2、电容柜进行检查、测试。

3、低压总开关触头检查维修，加小许润滑油。

五、内部维修人员：金李忠、髙怡格、段勇刚

定于1月24日上午8:30分到中午11:00钟对配电房进行拉闸检修，停电范围：办公大楼，宿舍区，1、2、3、号车间，电解车间，门卫及出租房等。

篇3：论电气设备倒闸操作的危险及防范

母线的操作是指母线的送电、停电以及母线上的设备在两条母线间的倒换等。母线是设备的联结场所, 连接元件多, 操作工作量大, 操作前必须做好充分的思想准备, 操作时严格按有序步骤进行。

母线操作潜在的危险点:一是可能发生的带负荷拉刀闸事故;二是继电保护及自动装置切换错误引起保护的误动;三是向空载母线充电时电感式电压互感器与开关断口电容形成的串联谐振。

母线操作的正确方法及需注意的事项有:

(1) 母线的充电, 有母联开关时应使用母联开关向母线充电。母联开关的充电保护应在投入状态, 必要时要将保护整定时间调整到0。这样, 如果备用母线存在故障, 可由母联开关跳开切除, 防止事故范围扩大。如无母联开关, 确认备用母线处于完好状态, 也可用刀闸充电, 但在选择刀闸和编制操作顺序时, 应注意不要出现过负荷。

(2) 除用母联开关充电之外, 在母线倒闸过程中, 母联开关的操作电源应拉开, 防止母联开关误跳闸, 造成带负荷拉刀闸事件。

(3) 一条母线上所有元件须全部倒换至另一母线时, 有两种倒换次序, 一种是将某一元件的刀闸合于一母线之后, 随即拉开另一母线刀闸;另一种是全部元件都合于一母线之后, 再将另一母线的所有刀闸拉开。这要根据操作机构位置 (两母线刀闸在一个走廊上或两个走廊上) 和现场习惯决定。

(4) 由于设备倒换至另一母线或母线上的电压互感器停电, 继电保护及自动装置的电压回路需要转换由另一电压互感器给电时, 应注意勿使继电保护及自动装置因失去电压而误动作。避免电压回路接触不良以及通过电压互感器二次向不带电母线反充电, 而引起的电压回路熔断器熔断, 造成继电保护误动等情况的出现。

(5) 进行母线操作时应注意对母差保护的影响, 要根据母差保护运行规程作相应的变更。在倒母线操作过程中无特殊情况下, 母差保护应在投入使用中。母线装有自动重合闸, 倒母线后如有必要, 重合闸方式也应相应改变。

(6) 作为国产SW-220少油开关停送仅带有电感式电压互感器的空母线时, 为避免开关触头间的并联电容与电感式电压互感器感抗形成串联谐振, 母线停送电前应将电压互感器刀闸拉开或在电压互感器的二次回路内并 (串) 接适当电阻。

2 直流回路操作的危险点及其防范

直流回路操作是工厂电气设备运行值班人员常见的操作项目:直流系统发生一点接地时查找接地点的检查, 某些继电保护及自动装置临时性的检查、退出、投入等。直流回路操作同样存在危险点, 如操作方法不正确, 也将造成某些保护及自动装置误动作, 因此直流回路操作同样应遵守一些规定。

2.1 直流控制熔断器 (即保险) 的操作

取下直流控制熔断器时, 应先取正极, 后取负极。装上直流控制熔断器时, 应先装负极, 后装正极。这样做的目的是防止产生寄生回路, 避免保护装置误动作。装、取熔断器应迅速, 不得连续地接通和断开, 取下和再装上之间要有一段时间间隔 (应不小于5s) 。

(1) 运行中的保护装置要停用直流电源时, 应先停用保护出口连接片, 再停用直流回路。恢复时次序相反。

(2) 母线差动保护、失灵保护停用直流熔断器时, 应先停用出口连接片。在加用直流回路以后, 要检查整个装置工作是否正常, 必要时, 使用高内阻电压表测量出口连接片两端无电压后, 再投入出口连接片。

(3) 在断路器停电的操作中, 断路器的控制熔断器应在拉开开关并做好安全措施 (指挂地线或装绝缘罩) 之后取下。因为当断路器万一未断开, 造成带负荷拉隔离开关时, 断路器的保护可动作于跳闸。如果在拉开隔离开关之前取下熔断器, 则会因断路器不能跳闸而扩大事故。

(4) 在断路器送电操作中, 断路器的控制熔断器应在拆除安全措施之前装上。这是因为在装上控制熔断器后, 可以检查保护装置和控制回路工作状态是否完好。如有问题, 可在安全措施未拆除时, 予以处理。另外, 这时保护装置已处于准备工作状态, 万一在后面的操作中, 因断路器的原因造成事故, 保护回路可以动作于跳闸。如果在合上隔离开关后, 再装上控制熔断器, 万一因断路器未断开造成带负荷合隔离开关, 使断路器不能跳闸而扩大事故。

2.2 断路器合闸熔断器 (即保险) 的操作

断路器合闸熔断器是指电磁操动机构的合闸熔断器, 断路器停电操作时, 应在断路器断开之后取下, 目的是防止在停电操作中, 由于某种意外原因, 造成误动作而合闸;如果合闸熔断器不是在断路器断开之后取下, 而是在拉开隔离开关之后再取, 那么万一在拉隔离开关时断路器误合闸, 就可能造成带负荷拉隔离开关的事故。

同理, 在断路器送电的操作中, 合闸熔断器应该在推上隔离开关之后, 合上断路器之前装上。

3 环形网络并解列操作的危险点及其防范

环形网络 (或称环网) 的并解列也称合环、解环操作, 是电力系统由一种方式转换为另一种方式的常见操作。环网常由同一电压等级的线路组成, 有的也包括变压器, 由不同电压等级的线路组成。环网的并解列操作, 除应符合线路和变压器本身操作的一般要求外, 还具有本身的特点, 其中最主要的是正确预计操作中每一步骤的潮流分布以及如何在操作中控制其不超过各元件允许范围。为确保环网并解列操作后电力系统的安全运行, 合环操作必须满足下述条件:

(1) 相位一致。在初次合环或进行可能引起相位变化的检修之后合环操作, 必须进行相位测定。

(2) 调整其电压差, 最大允许电压差为20%, 特殊情况下, 环网并列最大电压差不应超过30%。

(3) 系统环状并列时, 应注意并列处两侧电压向量间的角度差, 对整个环网内变压器结线角度差必须为0, 对潮流分布产生的功率角, 其允许数值应根据环内设备容量、继电保护等限制而定。有条件时, 操作前应检查相角差和电压差并估算合环潮流。特殊情况下, 为避免停电切换的损失负荷, 如环路的内阻抗较大, 须计算校验继电保护不会误动作及有关环路设备不过载, 允许变压器的结线差30, 进行并环操作。

(4) 合环后各元件不过载, 各结点电压不超出规定值。

(5) 系统继电保护应适应环网的方式。

解环操作时主要考虑解环后引起的潮流电压变化、负荷转移以及自动装置继电保护的改变等。

4 UPS (不停电电源系统) 操作的危险点及其防范

UPS系统是工厂电气设备中非常重要的供电系统, 由于UPS本身电源需要停电, 当进行主路或旁路和手动旁路切换时, 要认真检查各对应开关的位置是否正确, 防止操作中造成UPS供电中断造成工厂电气设备控制及监视系统失去电源。

电气误操作事故其性质恶劣, 后果严重。发生误操作的原因很多, 但运行值班人员技术素质不过硬, 对要操作的设备或系统不熟悉, 对操作后将引起的设备或电网运行方式的变化不清楚, 对典型倒闸操作的操作要点没能很好领悟, 对操作过程中容易引起误操作的关键环节———即危险点未予足够重视, 是一个根本原因。这也提醒运行管理人员, 在现场规程修编时, 对于典型倒闸操作的操作要点要明确予以规定, 在加强安全教育与运行管理的同时, 要花大力气抓好职工的技术培训工作。

篇4：高配房配电设备倒闸操作

1.1 值班人员业务素质有待提高

虽然运行管理部门采取了诸如采用集控管理模式、增加运行值班人员数量等方式来缓解变电站发展规模与传统人力资源配置的矛盾, 电网发展还是带来了对运行岗位的大量需求, 部分不能满足岗位能力要求的值班人员不得不被提前放入这些岗位以满足变电站值班的需要, 这部分值班人员对岗位技能掌握不足, 对倒闸操作技术要求不明, 造成开票时间长, 操作票准确率低;对设备本身情况不熟悉, 对现场设备位置不熟悉, 到现场后不能准确找准位置, 甚至不知道如何操作, 临时才学习, 使操作效率低下。

1.2 倒闸操作准备工作不充分

部分值班人员在倒闸操作前没有做好操作的准备工作, 往往是在调度正式下达操作命令后才开始准备操作票, 在操作开始后方准备安全工器具。经常又因为匆忙准备, 操作票准确性不高, 反复修改;操作过程中往往发生漏带和错拿安全工器具, 到达操作地点后又重新返回取拿, 耽误了操作的进展, 影响了倒闸操作的效率, 同时还危及到操作安全。

1.3 操作票项目与操作顺序设置不合理

倒闸操作票是进行现场操作的依据, 其内容直接反映操作的步骤, 操作票项目的设置要符合设备操作顺序的要求, 同时兼顾操作便利性, 少跑路。目前操作票的制定主要有三个方面的问题:一是操作票繁琐。二是操作票缺乏针对性。三是没有合理安排操作顺序。

1.4 设备安装或检修后验收不细致

设备新安装或检修后, 如果不进行仔细的验收, 就不知道该设备是不是处于完好状态, 不了解其操作要领及投运注意事项, 会在操作时造成很多不必要的麻烦, 甚至操作中断。如:端子箱或机构箱中二次电源标志不全时, 就不知道该电源开关对应的是哪台设备;保护压板标志不全时, 就不知道该压板控制哪个保护功能;防误闭锁锁码不正确时, 不能按照正常的逻辑顺序进行操作;不注意刀闸操作注意事项时, 有可能造成设备的损坏等。

1.5 对倒闸操作没有时间观念

长期以来的供电理念及营销观念形成了运行管理部门对变电站倒闸操作只是强调安全第一, 并没有提出对操作过程时间的要求, 值班人员对倒闸操作没有紧迫感, 认为只要能顺利完成操作就算圆满完成工作, 早送一会儿跟晚送一会儿一个样, 慢一点儿更安全, 并没有大电网、大营销观念, 也没有把操作效率等同于工作效率来看。

1.6 设备缺陷的影响

在倒闸操作中设备出现缺陷会对操作造成直接影响, 造成操作暂停, 甚至会导致整个操作过程被迫中断。如在操作过程中, 开关机构电压不足, 开关断不开或合不上;刀闸合、分不到位或刀闸电源失去等情况, 只能中断操作查找问题或通知检修到现场处理, 造成操作过程的延长。

2. 提高新设备的投运送电操作效率措施

2.1 新投运的一次设备全部仔细验收完毕, 设备标识完整, 防误闭锁装置完善

1) 投运范围内的开关、刀闸、地刀闸就地、远方试拉、试合正确到位, 有关信号传动正确, 将远方、就地把手打至日常规定位置。2) 防误闭锁装置按操作流程试验正确, 闭锁到位。3) 其他设备验收完毕, 高压试验合格, 所有资料移交完全。确认上述一次设备均在断开位置, 拆除站内所有影响送电的安全措施。新建线路的安措应经基建主管部门确认所有线路工作终结、线路安措可以拆除后, 由变电值班人员拆除并汇报调度。

2.2 相关二次设备传动正常, 保护定值按相关调度定值通知单整定正确, 有关二次标签完备

1) 投运范围内所有二次设备传动试验正常, 试验结果正确, 信号正确。2) 由保护人员按照继电保护定值通知单, 将母线保护、线路保护、开关断路器保护定值输入, 与运行值班人员一起打印核对保护定值正确并签字。其中将线路保护定值按正常定值、短延时定值、试运定值分区输入, 试运及正常运行时只需要运行人员改变定值区即可, 以缩短保护退出时间, 提高电网运行可靠性。3) 新建不带电待投运的母线、线路、开关保护按试运方案中要求全部正确投入。

2.3 参加试运的运行值班人员及检修人员认真学习试运行方案

1) 运行值班人员逐项学习讨论试运行方案, 认真核对每项要求, 提前准备好试运方案所需全部操作票, 发现问题及时向调度汇报沟通。2) 检修人员根据试运行方案的要求, 办理好所有试运方案所需的工作票并交由运行人员审核正确。3) 试运方案要求母联带路时, 保护人员应提前核实母联过流保护是否具备试运方案中的作为后备过流保护长投方式投入功能, 保护定值是否能够按试运行调度方案要求整定。并在变电站倒为单母线运行, 母联开关解备后, 即可进行母联开关按试运方案定值规定的传动试验。

2.4 运行值班人员明确试运人员组织分工

大型试运项目应加强值班人员力量, 明确一名值班负责人专门司职与调度的联系, 接调度命令并向调度汇报执行情况;明确对设备较为熟悉的人员进行监护和操作, 并进行工作票的办理;其他人员可按需要配合上述人员工作, 以保证在尽量缩短电网非正常运行方式的情况下完成所有试运项目。

总之, 倒闸操作效率的提高, 缩短了设备停电时间, 提高了电网运行可靠性, 为电网的安全、稳定运行奠定了基础。

摘要：本文从设备倒闸操作和新设备试运相关工作流程的实践出发, 分析了影响倒闸操作效率的原因, 总结了通过细致的提前准备, 做好相关安全、技术、组织措施等工作的经验, 对有效改进操作效率和新设备试运效率起到了很好的创新示范作用。

关键词：变电站,倒闸操作,效率,改进措施

参考文献

[1]王飞.提高设备倒闸操作效率方法浅议华[J].中电力, 2009.6

篇5：高配房配电设备倒闸操作

1 影响变电站电气设备倒闸操作的因素

影响变电站电气设备倒闸操作的因素主要有客观因素和主观因素[2]。客观因素包括:1) 操作工具长时间使用之后, 维护不当, 造成工具不完好。2) 一二级设备的命名编号、各种标志长时间时候后标识变得不清楚, 容易出现错误的判断。3) 电气设备下面的操作路径、变电站中的主干道路不通畅导致操作人员情急之中出现误操作。4) 设备的维护不到位, 使得各设备的工作情况变坏。

主观因素主要就是人为因素, 与操作人员的业务水平、对设备的熟悉水平、责任心、操作经验、精神状态以及态度都有很大的关系, 具体包括了。1) 操作人员对设备的原理、结构不能很好的掌握, 使得他们在实际操作时容易出错且在出错后不能准确的解决问题。2) 操作人员把工作重心放到大型操作上而忽略了细节, 因此会经常发生误操作。3) 操作人员在操作前不按规定核查设备的工作状态, 在操作过程中经常漏项、跳项, 容易造成误操作的因素。4) 操作票审核态度不严格 (提供不合规范操作票) , 使得值班人员根据错误的操作票来进行操作。5) 操作人员缺乏责任心和认真的态度。

2 变电站设备主要的异常

变电站设备发生异常的区域主要有主设备——包括变压器、高压断路器、母线以及刀闸、互感器、电容器、避雷器和避雷针、直流系统等[3]。

变压器经常出现的异常现象包括:内部出现不均匀的爆裂声响;防爆管或者油枕异常喷油;突然着火;温度异常升高并超过额定温度;漏油;套管破损导致放电等等。

高压断路器的主要异常现象都有:操作机构中的机械出现故障;操作回路之中电压过低甚至无电压, 比如接触不良、保险丝熔断、二次回路中有断线等;主合闸的回路中电压过低甚至无电压, 比如接触不良、合闸线圈被烧坏或者断线、保险丝熔断、线圈因操作过多而发热;液压机构的压力过低;合闸异常闭锁等等

电压互感器的主要异常现象有:熔丝被连续地烧断两次;异常喷油;内部出现较大的爆裂声以及放电声;异常冒烟、产生异味;因破壳而漏油等等。

电容器的主要异常现象有:爆炸;套管出现放电现象;异常喷油甚至失火;接头异常发热;系统出现接地现象等等。

3 对异常现象的处理

1) 对变压器异常的处理办法。 (1) 对于变压器出现着火的现象时, 应该马上切断各侧的开关, 并打开事故放油阀门, 使得油面低于着火点, 并断开各切的灭火措施来确保变压器安全; (2) 变压器负荷过大时, 应该立即报告, 并开启所有的风扇进行冷却, 必要时按照紧急减载的程序来降低负荷; (3) 变压器的油枕异常升高时, 在未查明原因之前, 不能开启放油或者放气的阀门, 以防止瓦斯的误动跳开关; (4) 若变压器出现差动保护动作的跳闸, 应该首先向上级汇报并复归事故的音响信号, 并对一二次设备进行检查, 若不能检查出原因, 需要对变压器进行深入地测量和分析, 必要的时候要开展吊壳检查。

2) 对高压断路器异常的处理办法。 (1) 若开关不能合闸, 应该检修直流回路是否正常; (2) 若不能分闸, 若事态紧急可以手动跳闸, 并想办法降低负荷后开闸, 或者将上一级电源切断并停下进行修理; (3) 若出现原因不明的跳闸, 在经过调度的许可之后按照规定的流程合闸并送电, 如果是人为误操作造成跳闸, 应当马上合闸并送电; (4) 若操作机构发生异常的运行, 若是拒合、拒分或者误动开关则应该在故障消除之后, 试合开关后才能送电, 若是闸线圈冒烟或者烧坏则应该更换线圈并调试后再使用。

3) 对互感器异常的处理办法。 (1) 出现异常时, 应进行相应的倒闸操作, 并停止运行互感器; (2) 处理过程中不能使用刀闸直接将故障PT切断, 应该先断开上一级的开关再退出PT; (3) PT的一次保险发生熔断后, 应该马上停止相关的保护装置并将调度报告, 把刀闸拉开, 并进行故障检查; (4) 如果二次回路的保险发生熔断以及快速开关被断开, 应该立即对二次回路展开检查; (5) 如果发现CT二次回路发生断线或者开路的现象, 应该将CT切断后再进行处理。

4) 对电容器异常现象的处理。 (1) 如果电容器出现起火甚至爆炸的现象, 应该马上将电容器的电源切断并迅速采取救火措施, 对带电的设备采用干式灭火器进行灭火, 比如二氧化碳、干粉、1211灭火器, 切记不能使用泡米灭火器对带电设备进行灭火; (2) 若电容器的开关出现跳闸, 首先应该继电保护的情况, 并逐一对电容器的开关、刀闸、PT、CT以及电缆和弯管进行排查, 如果各个部件均没有明显地故障, 就先尝试进行送电, 如果送电之后又出现跳闸现象, 那就必须对各个部件进行更加深入地逐一排查, 并在查明事故原因之前不能再次送电运行。

5) 对直流系统接地的故障处理。若直流系统的接地出现故障, 则应该: (1) 关闭音响; (2) 检查直流的绝缘监察设备, 确定其接了地极; (3) 检查回路, 排除人为误操作原因; (4) 可逐步段合各个专用直流回路, 以确定接地段:首先排查通讯和照明回路, 按照先室外后室内的原则, 先进行合闸回路再进行控制回路, 优先蓄电池组再直流母线, 注意这些操作必须首先经过调度员的同意, 并不能在雷雨天气进行; (5) 找到接地点之后应该快速的消除故障, 如果消除不了, 应该及时报告给值班的调度员, 并根据情况退出设备。

4 结论

变电站的安全问题永远是一个关系到社会民生以及人身财产安全的重要问题。影响变电站电气设备倒闸操作的因素有很多, 关键是要提高工作人员对于安全操作的认识, 加强对操作人员的安全培训, 提高他们的业务能力和随机应变水平, 加强工作责任的宣传, 提高他们的责任心。变电站也要制定更加规范的操作规程, 做到不忽略一个细节, 做好设备日常的维护工作, 做好操作人员的后勤保障工作, 尽可能的防止安全事故的发生。

参考文献

[1]袁周, 黄志坚.电力生产事故的人因分析及预防[M].北京:中国水利水电出版社, 2004.

[2]余贻鑫, 陈礼义.电力系统的安全性和稳定性[M].北京:科学出版社, 2008.

篇6：高配房配电设备倒闸操作

关键词：配电网,操作票,动态规则,面向对象,人机界面

电网操作票是保证电力系统安全运行及管理的有效措施。对于配电网而言可维护性和通用性问题仍未很好解决[1,2,3]。目前,电网操作票专家系统的推广工作一直较慢,其主要原因是现有的操作票系统没有很好地达到良好的维护性和通用性。文献[4-7]共同的缺点是操作规则固化在程序里,用户不易维护操作规则。文献[8-10]共同的缺点是用框架理论建立设备之间的关系比较复杂。

本系统的优点在于采用面向对象的表达方式,将单线图中需要操作的一次设备抽象成类,同时将二次设备作为类的数据成员封装在类中。另外,采用动态模板规则,易于用户修改。同时,本系统实现了与SCADA系统共享实时数据,自动开票或手动点击开票,及良好的防误判定及模拟演示的功能,现已在九江配电网中成功应用。

1 新型配电网倒闸操作票生成及防误系统

本操作票系统包括操作票生成模块、单线图绘图模块等。其中,操作票生成模块又包括自动开票、手工开票、图形模拟演示、流程化审核等功能。系统的结构如图1所示。

2 操作票的生成

操作票的生成是一个比较复杂的过程。其过程包含了网络拓扑、遍历方式、操作规则等的综合运用。生成操作票有2种方式:自动生成和手工生成。本系统同时具有自动成票和手动成票的功能。以下从4个方面来介绍本系统操作票的生成过程。

2.1 单线图的拓扑模型

配电网中的设备包括开关、刀闸、受控分接箱、环网柜、配电变压器等。这些设备在单线图上就表示为一个个图元。而配电网中的设备含有编号、名称、电压等级、额定电流、是否断开等属性。用什么方法表达图元,是必须考虑的问题。

产生式规则是一种十分自然的知识表示形式,具有准确灵活的特点,但所表示的对象较为简单,无法有效地描述复杂对象;语义网络是知识的图解表示,擅长于表示事物间的静态关系;框架是一种复杂结构的语义网络,能有效地描述复杂事物。而面向对象的知识表示是一种理想的知识表示形式,它以抽象数据类型为基础,能方便地描述复杂对象的静态特性、动态行为及相互作用,兼有上述一般知识表示法的优点[11]。

考虑到面向对象的表示方法的众多优点,这里采用面向对象的表示方法,将单线图中的图元抽象成类,编号、名称、是否断开等属性作为类的属性[12,13]。这样,当改变设备的状态,如将开关从闭合状态转为断开状态时,只需改变开关的一个属性,表达起来十分简单方便。

这里,要考虑一个问题,即是否有必要将单线图中的所有图元都抽象成类。研究发现,操作票中各操作序列只涉及开关、刀闸、受控分接箱、环网柜4种一次设备,以及附属刀闸、接地刀闸等二次设备[14,15],而受控分接箱、环网柜最终也可分解为刀闸和开关的操作,即各种操作任务只需对相关的开关、刀闸和二次设备进行操作即可完成。因此,不必将母线和变压器等一次设备单独抽象成类,而是仅把开关抽象为一类,将刀闸抽象为另一类。由于各种二次设备的操作,如断开某某开关附属刀闸等,都是作为开关和刀闸操作的补充或配合,为了进行高效推理,故把所有的二次设备作为数据成员封装在相应的一次设备类里,而不单独抽象成类。

单线图中设备的连接关系,即单线图的拓扑模型是一个必须考虑的重要问题。拓扑模型关系着遍历时速度的快慢及算法的优劣。由于已通过测量将设备的坐标等地理信息存储在数据库中,本系统通过设备的坐标自动在单线图上画出配电网中的设备并进行拓扑初始化。若经过程序判断拓扑初始化是正确的、有效的,则将拓扑初始化的结果写入数据库。在数据库中存储了图元的编号,电流流向等信息。

2.2 从操作短语生成操作命令

本系统中手工生成操作票是通过点图操作完成的。本系统设备的操作分为简单操作和复杂操作。简单操作包括断开开关、闭合开关、挂上警示牌等。复杂操作包括转运行、转备用、转检修等。复杂操作经过程序的分析后会分解为若干简单操作。当用户选择了一个设备,单击右键菜单时,程序会对该设备的类型及状态等属性进行判断从而显示相应的菜单。如选择了一个闭合的开关,单击右键菜单。程序经过一定的判断后会在右键菜单中显示出“断开开关,转备用,转检修”等菜单。这里的菜单主要显示了操作动作,关于设备图元的其他信息并没有显示出来。当点击了某一个操作菜单时,系统会通过选择设备的编号,得到设备的名称,进而得到设备所在的环或线路,从而生成操作命令。操作命令由操作动词、线路名称、设备名称、设备类型4项组成。

另外,由于一定的原因,某些操作难以通过点图操作生成,这时可在操作步骤的表格中通过插入操作命令来生成。插入操作命令的方法是:当点击菜单插入操作命令,会弹出一个窗体,在窗体中选择要操作的设备所在的环、设备名称、初态、末态即可生成操作命令。

2.3 各步命令的防误判定

计算机代替人拟写操作票,不仅要提高拟票效率,还要提高拟票的正确率。在操作票系统中,开出的操作票正确与否是该系统是否成功的重要条件之一,因此,对操作票进行防误判定必不可少。对于操作票防误判定,必须依照配电网的操作规则,如刀闸不能带负荷拉合,开关及其附属刀闸在断开和闭合时有一定的操作顺序等。本系统对操作票的各步命令进行防误判定的流程如图2所示。

2.4 自动生成操作票

系统自动生成操作票是一个综合性较强的工作。生成操作票的过程中,需要考虑网络拓扑、推理方式等因素。这里,模仿专家思考问题的方式,首先考虑一次设备的操作顺序,然后再加入二次设备的操作,这样的知识安排体系简洁、清晰、明快。系统自动生成操作票的流程如图3所示。

得到操作票后,用户可在本系统中进行模拟演示,在模拟演示中若发现问题即可进行更正,确认无误后再将操作票打印出来。

3 操作规则模板的实现

一张操作票是根据针对特定设备和特定操作任务,根据配电网操作规程,根据规范的操作术语改变有关设备运行状态的操作指令集。因此,可认为操作票由操作对象、操作任务、操作规则和操作术语构成[16]。其中,操作对象包括配电网中所有可操作的一次设备和二次设备,操作任务指配电网中所有对线路和设备进行的操作,操作规则指执行某些操作时应遵循的规范,操作术语指这些操作的表达方式。其中,操作规则在操作票中有着极其重要的作用。操作规则是确保电网安全运行的根本策略,指导操作顺序的制定,需要与实时的电气设备运行状况和电网接线方式、保护密切相结合。

由于配电网结构复杂,操作规则的制定和不断完善成为操作票系统的一个重要问题。为此,本系统提出一种分层的操作规则模板,与不同类的设备操作规则相对应。同时,该操作规则模板可由用户维护。

操作规则模板按设备类型分为线路、开关、刀闸、受控分接箱、环网柜5类。其中,每类又按操作任务、相关设备、初态、末态进行划分。以线路为例说明分层模板的设计,如图4所示。

设计了操作规则模板后,用户可根据配电网的特点定制规则模板,并形成规则库供具体设备引用。系统提供了在接线图上选择设备,制定操作任务的功能,程序可根据操作任务进行拓扑分析,寻找相关接线和设备,并通过操作规则进行推理,最终生成一张符合要求的操作票。无论是简单操作任务还是复杂操作任务,都能用规则模板动态生成相应的规则库,而且动态操作规则模板技术易于实现规则的修改和完善,提高了系统的通用性。

4 应用实例

系统已在九江配电网中得到应用,操作票见图5。经过运行测试表明,该系统经过正常自动推理生成常规操作票时间小于1 s。对于步骤多、票面内容较长的复杂操作票的自动推理生成时间小于3 s。用户可完成操作票图形校核、模拟功能,系统可对用户已开出的操作票可以自动添加编号,并进行储存、管理保存相关票信息,如开票人、开票时间、操作票编号、开票内容等;并可按开票人、开票时间或操作票编号查询;同时打印模块能够按照用户的需求定制与现场完全一致的操作票表格。

5 结论

本系统的主要特点是:采用面向对象的表达方式,可方便地表述配电网中对象的特性;自动生成操作票与手动生成操作票相结合,易于操作;防误判定适合现场情况,大幅提高了开票的准确性;采用分层动态模板规则,易于用户维护。