110kv变电站运行方案

在一份优秀的方案中，既要包括各项具体的工作环节，时间节点，执行人，也要包括实现方法、需要的资源和预算等，那么具体要如何操作呢？以下是小编精心整理的《110kv变电站运行方案》相关资料，欢迎阅读！

第一篇：110kv变电站运行方案

110KV变电站安全运行

“娘子军”撑起一片蓝天

-----110KV变电站安全运行5720天侧记

110KV变电站位于渭河之滨，宝石厂东南角，于1989年12月正式投运，变电容量16000KVA，最高用电负荷13000多千瓦，最大日用电量20万KWH，年供电量超过5000万KWH，承担着宝石南北厂生产负荷及社区生活用电的重任，是宝石电力中枢，已连续安全运行5720天，为我厂的经济平稳运行发挥了一定的作用，在工厂生产、生活中具有举足轻重的地位。目前，全国各地严重缺电的形式下，110kV变电站的安全可靠运行更直接影响到经济发展、社会稳定等诸多方面，因此，搞好110kV变电站的安全管理，不仅是实现供电系统对社会的服务承诺，而且更是对社会贡献的一种责任。

110KV变电站主要负责宝石北厂区9个高、低压配电室、30多台变压器的停送电及巡视任务，共有值班员11名，是清一色的“娘子军”，全站平均年龄32岁，现有入党积极分子1名，7名团员，大专以上学历人员6名，中技5名，其中高级工3人，中级工7人，因此，110kV变电站从人员配置上，无论从知识结构层次上，还是政治素质上均在公司基层班组里具有很强的实力，所以这也为110kV变电站开展好各项安全生产管理打下了良好的人才基础。 走进变电站，你会感到耳目一新，一年四季，在绿树红花的映衬下，变电站越发显得生机蓬勃。室内雪白的墙壁，干净的大理石地板，透明锃亮的门窗，使得变电站一尘不染。电气设备，文明整洁，排列有序，各种仪器、仪表完好无损，各类台帐记录准确、及时，整齐地摆放在指定的位置。这就是她们的工作场所，也是她们共同创造的一个“家”。

110kV变电站自1989年投运以来始终坚持“以人为本”的思想，坚定不移地坚持“安全第

一、预防为主”的方针，把“保人身、保电网、保设备”始终放在各项工作之首，用变电站人敬业实干、敢打敢拼的一贯传统和严谨、细致的工作作风，踏踏实实、一步一个脚印的保证了变电站的安全运行。随着企业的做强做大，公司综合改造工程、南北井场实验台起升任务以及高低压设备预试消缺工作更加繁重，配合操作大都集中在变电站，去年，为了协助北井场实验台井架起升工作，值班员每天往返北井场数次，累计为北井场停、送电上千次，为我厂钻机顺利起升提供了最优质的服务。与此同时，高低压设备预试消缺工作也接踵而至，为减少对生产用户的停电，检修工作常常安排在负荷较小的中午吃饭时间和节假日里，大量的操作都是由值班员来完成，经常是到了吃饭时间，来不及吃饭，到了交接班时间，还在为操作而忙碌无法按时交接，面对任务和困难，她们没有退却，而是以强烈的主人翁精神和高涨的工作热情，克服种种困难，精心操作，严把安全关，为确保设备安全运行付出了艰辛的努力!酷暑难当的夏日，她们巡视在工厂及社区的每一个角落;雪花纷飞的冬夜，她们精心操作、排查设备故障……就是这样，长年累月，周而复始的工作却没有一个人言苦，没有一个人喊累，有的只是一颗颗火热、年轻的心，始终在默默地奉献着!89年至今配合检修、预试、综合改造，完成操作上万次，执行操作票5000多份，合格率达100%。15年来先后获厂、公司先进班组称号12次，9

1、92年分获省石化厅“省级文明标杆班组”、“巾帼建功立业示范岗”;去年，又被市区供电局评为“安全用电管理先进单位”。创造出一个又一个好成绩，得到宝石机械公司以及省公司领导的一致好评。“半边天”以巾帼不让须眉的劲头和吃苦耐劳的精神默默地用柔弱的双肩，担负起全厂安全生产的重任，在平凡的工作岗位上，建功立业，撑起了一片亮丽的“蓝天”。 主要事迹如下：

1、04年至今春安设备综合检查及日常操作中，运行人员放弃春节与家人团聚的时间，一直奋战在变电站，平均每人次达到百次操作无差错;

2、05年配合公司建立安全通道，拆除了南厂架空线路改为两条地下电缆供电，动力安全可靠性进一步加强;

3、05年变电站从室内到户外建立了安全通道，设立了安全标识;

4、变电站分别取得了“电力系统用电管理先进单位”，称号，多人次获基层先进工作者、优秀团员等荣誉。

5、摸索出一套行之有效的运行管理经验，并取得良好的效果，得到公司的认可。

6、截止2005年8月5日，安全运行累计达5720天，未发生事故、障碍等，连续16年实现了安全、优质运行。

多年来，110kV变电站根据人员实际状况，结合安全生产实际，努力探索全新的安全管理理念，把增强全体人员的安全意识，提高安全技能，掌握规程规章制度，强化对安全规章制度的执行作为变电站的主要工作来抓，经过长期不懈努力，目前整个变电站的安全生产管理水平达到较高层次，为宝石公司的安全生产做出了贡献。现就110kV变电站在安全管理方面的事迹总结如下：

一、加强思想教育，提高人员责任心。

变电运行工作干的好坏关键在责任心，它直接影响到安全生产水平，也会影响创建工作的顺利开展，110kV变电站的年轻人员较多，她们思想新，有活力，接受新知识能力强，但也受某些社会风气的影响，有些不安现状。针对这种情况，动力公司党政领导利用每月职工大会给大家上党课，谈人生，介绍“三个代表”、先进人物事迹等，教育引导职工树立爱岗敬业的思想，克服不良习惯。使她们的敬业精神得到很大提高，责任心不断增强。在每年春安检查时，正值110kV变电站设备综合检修、清扫保养之时，变电站全体人员从未有一人缺席，节假日里，她们放弃了与家人团聚的时间，毫无怨言地积极投身于设备清扫、保养消缺中，从凌晨1点开始办理工作票到早晨9点操作完毕一直工作在现场，期间大家中午不回家，匆忙吃点便餐，又全心全意地投入到设备清扫检修当中;送电时，更是不怕苦、不怕累，当值操作人员常常是下了夜班连轴转，连续奋战10多个小时直到把光明送到千家万户才安然离去。被公司同仁誉为“铁的纪律，铁的队伍”。平时，班组成员之间能够互相交流，开展批评和自我批评，做到相互关心、班组团结、关心集体、人员能快乐工作，使班组凝聚力增强，为安全工作打下坚实的思想基础。

二、开展安全教育，增强电网安全意识

习惯性违章是诱发事故的主要原因，其源头就在于思想麻痹，意识淡薄。110KV变电站把抓习惯性违章为突破口，利用安全活动会、安全宣传橱窗栏、事故案例等进行宣传习惯性违章的危险性，经常开展事故反思教育活动，强化值班员安全危机意识、责任意识和防范意识，取得了“举一反三”、“居安思危”的明显效果。日常工作中，通过职工之间的安全互查、领导突击检查等方式，使110KV变电站习惯性违章逐步减少，已达到无违章班组的目标。具体表现为值班员在实际工作中认真履行《电业安全操作规程》，严格执行《两票四制》，正确穿戴劳动保护用品，坚决杜绝无票工作，无票操作现象，任何工作班组到站里来工作时，11姐妹坚持原则，代签工作票，不行;工作票有错误，重写;口头电话必须填写《厂内命令记录》，做到有据可查;怕麻烦想减少程序完成工作就走，没门。11姐妹如同11道屏障，道道严把安全关。同时，变电站加大了对危险点分析及预控的开展力度，通过不定期开展“反事故模拟演练”，“火灾应急预案”，使每位职工都能在做任何工作时首先要进行危险点分析及预控，将工作做得更为标准化、程序化。由于110KV变电站在本市电网中地位较为重要，保电网工作至关重要.自2003年“8.6”美、加大面积停电事故以来，世界上电网事故频发，公司领导十分重视，厂长亲自批示，“加强安全教育，杜绝事故发生”。因此，变电站抓住时机，在安全教育中请公司领导讲解电网知识，一改过去变电运行人员只知道本站方式，忽视电网安全;只熟悉一次设备，忽视继电保护配合和安全控制装置在电网中的作用。以“如何保证电网稳定?电网瓦解的影响”为主题，认真开展大讨论活动，提高认识，统一思想，通过学习电网事故教训，变电站防止全站停电措施等，使班组成员开拓了视野，真正把“保人身、保电网、保设备”的措施落实到实际工作中去。

三、强化培训，提高技能，发扬团队精神，共同夯实安全基础。

变电运行人员必须有全面的技术素质和高超的安全技能，要有处理事故的技能和控制危险因素的技能，它是保证安全的前提。110KV变电站从2003年开始提出以提高班组成员的安全技能为重点，采用“一帮一”(导师带徒)、每周一问技术园地、每年两次电力入网等培训考试等活动，来提高成员安全生产水平。由于目前班组成员较为年轻，无实际工作经验，安全意识相对薄弱，因此班组根据现状，制定了一整套的培训计划和安全知识教育计划，并付出了实施。去年，先后两次派正值到市钢管厂、宝鸡有色加工厂观看事故现场，吸取兄弟单位的教训并利用每次安全活动会的机会，加强运行人员的安全教育，提高运行人员的安全意识。对系统中出现的各类事故进行画图讲解，提高了大家对事故的防范意识，利用安全活动会及时传达了省各类会议精神，让全体人员掌握上级安全会议精神和工作重点。110KV电压等级起点高，变电站成员发扬团队精神，根据个人特长，利用“技术园地”，突出重点进行学习，分别从变电运行管理、一次设备、二次设备、消防设施、远控操作等几方面入手，以较快的速度掌握了110KV设备的特点。每人并将自己掌握的知识拿出来共享，做到了技术面前人人平等，都可当老师。针对110KV系统长期带电，在培训时间上受到运行方式的影响，使年轻人员无法掌握其原理和操作方法，针对这种情况，班组利用每次变压器停电检修期间，召集全体人员进行主变刀闸操作及10KV高压柜消防试验，让班组每位成员都能够参与并掌握。110KV变电站还经常开展技术讲课，邀请专业人员讲解变电运行管理、消防知识、电网运行方式、事故处理等。通过以上活动的开展，丰富了大家的运行经验，达到了互帮互学、共同进步的目的。

四、落实责任，加强动态考核，实行“三保”管理

班组是企业的细胞，只有班组安全水平提高了，企业的安全管理才能上去。为此，110KV变电站根据实际情况，由专业技术人员制定了切实可行的班组安全生产经济责任制考核细则，将人员分工双重化，变电站实行专责管理，设安全管理、技术培训、设备专责、消防专责、微机专责、资料专责等。班组进行不定期检查考核。随着工厂用电量陡增，运行人员在设备巡视效率方面又有了很大提高，除了日常巡视外，节假日及恶劣气候环境下，又增强了对用电量大的设备巡查力度，共发现危急隐患2起和多次一般缺陷，为避免设备责任事故提供了有利保障。变电站成员在执行规章制度时，能按部就班执行，在倒闸操作方面，始终把过程管理的思想贯彻到操作中，做到“三个零”，既操作前零盲点(认真开展危险点分析预控，考虑到每一环节，从人、物、环境等几方面因素来开展好工作。)操作中零误差(加强监护，站长、正职班员在操作中充当安全员角色，实行二级监护，对操作中的每一细小环节进行监督指正。)操作后零遗憾(班后会认真开展，操作人员对操作中的问题进行剖析总结);在反“三违”方面做到安全互保，群防群治，敢抓敢管，做到规章制度面前人人平等。对其他日常工作实行常态管理，发现问题就暴光，教育与处罚相结合，落实防范措施。总之，110KV变电站对待安全生产始终能贯彻“按天保、按周保、按月保”的宗旨，严格要求，避免了电网事故、设备责任事故、误操作事故的发生。

五、调动青年团员的积极性，认真开展创新管理。

变电站是年轻充满活力的集体，也是一个政治觉悟高、文化水平高的队伍，班组成员能始终按照高标准要求约束自己，做到全员全面全过程地参与安全管理，增强了全体人员的安全意识，提高了安全技能，保证了年度安全目标的实现。在安全生产过程中充分调动青年团员参与管理的积极性和创新精神，让每一位成员均有机会发表对安全生产的看法和建议，并积极采纳好的提议来更好地促进安全生产。让青年团员养成一种对照规程找隐患、找差距的好习惯。04年至今，变电站提合理化建议13条，采纳4条，其中规范重大设备操作术语，投撤电容柜提高功率因数，合并变压器减少损耗等安全建议得到了领导的首肯并进行了整改，收到了很好的经济效益。

110KV变电站是个年轻的班组。作为宝石公司的窗口单位和培训基地，班组形成了良好的学习氛围和安全生产工作习惯，也培养出部分优秀人才，通过各项安全责任制的落实，班组的各项管理水平发生了质的飞跃，为取得更好的成绩打下坚实的基础。

今年是宝石公司的“安全基础管理年”，又是“文明班组创建年”， 110KV变电站的“娘子军”们有决心、有信心在新的一年里，在上级领导的正确领导下，积极探索，顽强拼搏，以“团结进取、奉献岗位、高严细实、追求卓越”的主人翁精神，推动宝石公司各项生产工作的顺利进行，在变电运行这平凡而又崇高的工作岗位上发一份光、一份热，实现自己的人生价值!

动力公司:lilio 200

5、

8、1

第二篇：九江110kV西站 变电站现场运行规程

(草稿)

2006年10月20日

1

概 况

九江110kV西站变电站位于九江线材有限公司西侧，距迁安市20公里，占地面积5309平方米。担负着九江公司二期全部的生产、生活用电任务。

该站为2级电压。

110kV为单母线分段内桥接线方式，设计进线2回，分别是赵九I线1

12、赵九II线111，母联145。

10kV为单母线分段接线方式，设计出线30回，本期投运26回。 本期投运主变压器2台，为锦州产50000kVA有载调压变压器。 全站电容器4组，总补偿容量21600kVAR。

第一章

调度范围划分

2.1、101-

4、102-5以上为唐山区调调度;

2.2、101-

4、102-5刀闸由唐山区调和本公司电管处共同调度。 2.3、101-

4、102-5刀闸以下由本公司电管处调度。 2.4、10kV所变及站用电由变电站自行管理。

第二章 运行方式及线路双重编号

3.1、运行方式 (1)、正常方式：赵九II线111在4号母线带1号主变运行，赵九I线112在5号母线带2号主变运行，母联145开口;50

1、502合着分别带10kV

4、5母线上的本期全部负荷，母联545开口。7-

1、7-2开着。 (2)可能出现的方式：

方式A：1

11、145合入，112开口。赵九II线111带全部负荷。 方式B：1

12、145合入，111开口。赵九I线112带全部负荷。 3.2、线路双重编号 (1)、赵店子113-九江111线路双重编号为：赵九II线111。 (2)、赵店子114-九江112线路双重编号为：赵九I线112。 (3)、炼钢1线51X 制氧1线51X 炼铁1线51X 烧结1线51X 轧钢1线51X 水源地51X 1号电容器581 1号消弧线圈及所变510 (4)、炼钢2线52X 制氧2线52X 炼铁2线52X 烧结2线52X 轧钢2线52X 2号电容器591 2号消弧线圈及所变520 第三章 设备运行、操作的注意事项

4.1、设备运行的注意事项

设备投入运行时应具备必要的资料，如：产品出厂使用说明书，设备投运批 准书等。设备投入运行后应对其进行科学化、规范化的监督管理，建立健全各种图表。 4.2、操作的注意事项

4.2.1、在进行倒闸操作前，值班人员应明确操作目的、内容及操作中注意事项。复杂操作 2 应充分准备，经大家讨论制定方案与措施，并由站长、主值负责监督。

4.2.2、严禁无令操作，若发现命令与设备情况不符或有明显错误，应立即提出疑问并纠正，无误后进行操作。

4.2.3、倒闸操作必须戴绝缘手套、穿工作服、绝缘鞋、戴安全帽。

4.2.4、110kV、10kV线路停电时，应按开关，线路侧刀闸，母线侧刀闸顺序进行，送电操作顺序与此相反。

4.2.5、变压器停送电操作，应检查变压器高压侧中性点刀闸合好，然后再进行操作;停电时，先停负荷侧，后停电源侧;送电时则从高压向低压侧依次进行。若该变压器投入系统后中性点不应接地(听调令)，必须将中性点刀闸拉开。

4.2.6、远方操作时，应检查设备位置变化是否正确，并监视交、直流表计变化情况及有无异常信号发出。

4.2.7、设备停电工作，在合接地刀闸前必须先验电，要做到在哪封地在哪验电。在合接地刀闸时，必须看好位置，核对设备编号，分清-

17、-27，不得误合线路侧接地刀闸。 4.2.8、拉合刀闸必须检查断开的角度及辅助接点联动良好。

4.2.9、误合刀闸时不得再拉开，误拉刀闸时如弧光尚未断开应迅速合上并检查原因。 4.2.

10、110kV母线PT停电，应按照二次小刀闸、小开关、一次刀闸的顺序进行。送电与之相反。

4.2.

11、10kV电压互感器停电时，应先断开二次负荷后再断开一次设备，送电带二次充电。即：10kV母线送电时应先投PT，后送母线。

4.2.

12、开关运行状态时，投入保护前应测量保护掉闸压板对地电压。

4.2.

13、事故处理可不填写倒闸操作票，但是应记录在调度命令记录本上，其善后操作必须填写倒闸操作票。

4.2.

14、正常倒闸操作，严禁解锁，需解锁操作必须经XXX以上人员批准，并由站长现场监护。

4.2.

15、一切倒闸操作必须由两人进行，并严格执行操作把六关。

4.2.

16、操作票执行过程中，不得颠倒顺序，不能任意增减和跳页操作。

4.2.

17、一个操作任务不超过五项时，操作票不能涂改，五项以上的操作票若个别字写错，可在错字上划两横注销在后面重新填写，若操作术语或调度号写错划两横整行注销后必须在下一行重新填写，一张操作票只能涂改两处，否则应重新填写操作票。

4.2.

18、每执行完一步操作后，应在该项前面划已执行勾，整个操作任务完成后，在最后一项下面加盖“已执行”章，若操作任务只有一步操作，其步骤直接添入任务栏，顺序栏内不再重写，执行后不划执行勾，在任务栏右下角压线盖“已执行”章。

4.2.

19、操作票因故作废，应在任务栏内盖“作废”章，若一个操作任务使用几张操作票，应在每一页均盖“作废”盖，并在任务栏内写明作废原因。

4.2.20、在操作票执行过程中，因故中断操作，则在操作完的步骤下面盖“已执行”章，并在备注栏内写明中断操作原因，若此操作任务还有几张未操作的票，则应在未执行的各页任务栏内盖“作废”章。

4.2.

21、继电保护压板停、投时应写明确编号名称，及XX压板XXLP以防止错停和误操作。 4.2.

22、应添入操作票的操作：

(1) 拉合开关、刀闸、拉合开关后检查开关位置。 (2) 验电和挂、拆地线或拉合接地刀闸。 (3) 拉合刀闸前检查开关在拉开位置。 (4) 停投开关控制或信号电源。

(5) 停投所用变或电压互感器二次保险或负荷、刀闸、开关。

3 (6) 倒换继电保护装置操作回路或改定值。

(7) 停投重合闸、继电保护及交、直流装置的电源把手、压板。

(8) 两条线路或两台变压器并解列时，检查负荷分配，母线充电后，带负荷前检查母线电压。

(9) 调度员下令悬挂的标示牌。 4.2.

23、下列各项可不用操作票： (1) 事故处理。

(2) 拉合开关的单一操作。

(3) 拉开全站唯一的接地刀闸或拆除唯一的一组地线。 (4) 主变调整分头位置。

(5) 上述操作应记入调度命令记录本内。 4.2.

24、倒闸操作术语： (1) 开关、刀闸称“拉开”、“合上”。 (2) 操作地线称“验电”、“挂”、“拆”;地线位置以刀闸为准称“线路侧”、“开关侧”、“母线侧”、“主变侧”、“PT侧”，上述位置不能概括时，按实际位置填写。

(3) 操作交、直流保险称“给上”、“取下”。 (4) 操作保护压板称“投入”、“退出”和“改投”。 (5) 绝缘挡板称“加”、“拆”。 (6) 标示牌称“挂”、“拆”。

4.2.

25、10kV出线发生单相接地时，应立即报告XXX，将重要负荷倒至另一回线运行，对接地线路停电处理，不允许带接地长时间继续运行。若在操作或运行中发生谐振过电压，均不能试拉PT，应投入或切除部分线路(或电容器组)。

4.2.

26、对于一经合闸即可送电到工作地点的开关和刀闸均应在操作机构上挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。“禁止合闸，线路有人工作”标示牌的悬挂应按命令进行。

4.2.

27、低压380V合环运行前，10kV4号、5号必须合环运行(545合位);10kV4号、5号母线合环运行前(545合位);110kV4号、5号母线必须合环运行(145合位)。

第五章 综合自动化系统说明

第六章 异常处理

6.1、主变过温

6.1.1、现象：

1、警铃响

2、监控发“主变过温”信号

6.1.2、处理：

1、记录时间

2、检查并记录：

(1) 电压及负荷情况 (2) 主变上层油温及外温 (3) 风冷及散热条件

(4) 主变及刀闸口、接头运行情况

3、报告站长及XXX并按下列原则处理： (1) 如因过负荷所致则应限负荷

(2) 如因风冷故障，则应按“风冷故障”进行处理

(3) 如因温度计指示错误或信号误动，则应查明原因消除

(4) 如负荷及冷却条件正常，变压器温度比平常高10℃以上，且有上

升趋势，则认为变压器异常，应详加分析。

6.2、主变风冷故障

4 6.2.1现象：

1、警铃响

2、监控发“风冷故障信号”

3、主变风扇停转 6.2.2处理：

1、记录时间

2、检查主变负荷，上层油温，外温并记录

3、检查主变风冷故障的原因：检查直流信号电源(Q6)、散热器控制电源(Q5)、主变风冷工作电源(Q

1、Q2)，检查所变盘上的相应主变的风冷电源开关，检查风冷回路是否正常，将情况报告站长及XX并进行处理。

4、风冷故障时应加强对主变及负荷的监视

5、风扇全部停止，主变负荷按67%Se掌握 6.3、主变轻瓦斯动作(本体、调压体) 6.3.1现象：

1、警铃响、语音告警

2、监控发“轻瓦斯动作”、“主变本体轻瓦斯动作”或“主变调压体轻瓦斯动作”

3、DVP- “本体轻瓦斯”或“调压体轻瓦斯”信号灯亮 6.3.2处理：

1、记录时间

2、到现场检查保护动作情况

3、检查主变运行情况及上层油温、外温、声音、负荷并记录

4、迅速取气分析故障性质

(1) 若气体为无色、无味、不可燃，且无其它保护动作，变压器运

行无异常现象或近期内主变有滤油、更换热虹吸、呼吸器矽胶等工作则可能是空气，应加监视，按时放出气体，并用主变保护盘上的复归按钮复归信号。

(2) 若气体为有色、有味、可燃，或变压器有异常现象，则认为变

压器内部故障，应报告调度及XXX，申请停电全面试验检查。

(3) 若取气无气体，变压器无异状，且无其它保护动作，则可能是

误动。如二次回路或元件故障、主变缺油等，应分情况报调度及XXX，进行处理。

6.4、10kV控制回路断线(装置直流失电) 6.4.1现象：

1、警铃响。

2、监控发某路控制回路断线(装置直流失电)

3、10kV开关合闸、工作位指示灯灭，DVP- 报警灯亮

6.4.2处理：

1、记录时间，检查该路直流控制保险情况，检查二次回路有无明显短路现象，并报站长。

2、如控制保险熔断，且二次无明显短路，更换新品

3、保险再次熔断，进一步查找并报XXX

4、更换新品成功，手动复归该路保护装置告警信号 6.5、10kV机构弹簧未储能 6.5.1现象：

1、警铃响

2、监控发某路弹簧未储能，该开关柜上弹簧已储能信号灯灭

6.5.2处理：

1、记录时间，检查该路电机电源保险情况，检查二次回路有无明显短路现象，并报站长

2、如电机电源保险熔断，且二次无明显短路，更换新品

3、保险再次熔断，进一步查找并报XXX 6.6、10kV系统接地

5 6.6.1现象：

1、警铃响

2、监控发10kVI(II)段消谐装置动作信号、“单相接地”信号

3、接地线路DVP- 接地信号灯亮(未发出某一路接地信号时应考虑母线可能有接地)

4、故障母线接地相相电压降低或为零，其它两相升高，或升高为线电压

5、站内10kVPT柜消谐装置上的接地信号灯亮 6.6.2处理：

1、记录时间及现象

2、将情况报告站长及XXX

3、如发出某一路接地信号时应在其倒至另一回路供电后，将此线路停电处理

4、如未发出某一路接地信号，则应穿上绝缘靴检查接地母线及设备，直到最后找到接地点并停电处理

6.7、10kVPT断线

6.7.1现象：

1、警铃响

2、监控发10kVI(II)段母线所有出线的“PT断线”信息

3、接线图画面显示10kV相电压、线电压数值不正常

4、各路测控装置告警信号灯亮 6.7.2处理：

1、记录时间及现象

2、将情况报告站长及XXX

3、检查PT二次保险是否熔断，如更换同容量二次保险再次熔断应对二次回路进行检查。如PT二次保险未熔断，检查PT，测量PT二次输出电压是否正常，如某相PT二次电压低于正常相电压，可判断该相PT高压保险熔断，将PT转检修，更换PT高压保险，将PT投运，如PT高压保险再次熔断，则应将PT转检修进行试验。

4、PT二次停电期间，视负荷情况(≥50%过流定值)退出低压闭锁过流

5、恢复正常将所停保护投入，并报XXX

6、处理完毕，手动复归各路保护装置告警信号 6.8、SF6低气压闭锁 6.8.1现象：

1、警铃响

2、监控发某开关“SF6低气压闭锁”(一般情况下此时“SF6低气压报警”已经发出)

3、相应开关压力表指示低于正常值(0.48Mpa报警;0.45Mpa闭锁) 6.8.2处理：

1、应立即到开关机构处检查SF6压力表压力指示并记录

2、如SF6压力表压力指示确已低于闭锁值时，应立即报站长及XXX

3、将该开关机构闭锁在合闸位置，外观检查SF6泄漏原因

4、报告区调(1

11、112闭锁时)，做好上一级停电的准备 6.9、直流系统接地 6.9.1现象：

1、警铃响

2、DVP- 直流接地信号灯亮

3、直流接地选检装置显示接地的回路和正极或负极接地的绝缘电阻数值 6.9.2处理：

1、记录时间及现象

2、将情况报告站长

3、据直流接地选检装置显示的接地回路和绝缘电阻数值，对此回路进行检查

4、下列情况可能防碍拉闸试找

(1) 接地点发生在直流母线上

6 (2) 接地点发生在电池本身 (3) 同时有同极两点接地 (4) 回路有串电

(5) 同时有多点虚接地 (6) 环路未解开

5、处理直流接地注意以下几点：

(1) 特殊天气 (2) 有人工作

(3) 断开微机保护直流电源时间10秒后才允许再合好

6.10、直流系统异常 6.10.1现象：

1、警铃响

2、DVP- 直流异常信号灯亮 6.10.2处理：

1、检查站内直流设备

2、有可能是以下几种情况，可对照检查处理

a、 浮充低电压异常 b、 过负荷 c、 蓄电池异常放电 d、 蓄电池温度上升 e、 直流接地 f、 整流器过电压 g、 整流器故障 h、 ZK

1、ZK2开关跳闸 i、 交流无电

6.

11、通讯异常

6.11.1现象：

1、监控发某路通讯异常

2、自检画面该路开关指示变绿色

3、测控装置告警信号灯亮

6.11.2处理：

1、记录时间，检查该路直流保护空气开关2ZKK情况，检查保护装置二次回路有无明显短路现象，并报站长

2、如保护空气开关2ZKK跳闸，保护装置二次回路无明显短路，试投小开关

3、试投不成，查找处理

4、试投成功，手动复归该路测控装置告警信号 6.

12、主变压器远方有载调压失灵 6.12.1现象：远方不能进行调压

6.12.2处理：

1、检查交流盘有载调压电源空气开关及调压箱内空气开关是否在合位

2、检查有载调压的远方/就地把手是否在“远方”位

3、检查调压箱内接触器是否动作正常

4、若属调压装置本身故障应报XXX，通知厂家处理

5、若发生连调现象，应立即断开调压交流电源，用手动调到合适档位

第七章 事故处理

7.1、10kV配线开关掉闸 7.1.1现象：

1、警报响

2、故障线路开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位并无负荷

3、监控发过流(速断)保护动作，重合闸动作(重合闸投入时)

7

4、该路DVP- 过流(速断)、重合闸(重合闸投入时)信号灯亮、报警灯亮

7.1.2处理：

1、记录时间

2、检查保护动作情况，若重合成功，检查开关情况，复归信号，报告站长及XXX

3、若重合不成，检查掉闸开关情况，复归信号，将情况报告站长及XXX将该线路转检修

4、若开关掉闸距不检修次数只差一次时，则应报告站长及XXX，退出重合闸

7.2、配线越级(以511越级为例)掉闸 7.2.1现象：

1、警报响

2、501开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流、电力无指示，10kV4号母线电压、出线开关电流为0

3、监控发501复合电压过流保护动作，10kV4号母线所有出线发“PT断线”

4、DVP- 过流一段信号灯亮

5、如511开关机构拒动，有511过流(或速断)保护动作信息，511DVP- 过流(速断)信号灯亮，面板上显示“电流II段(I段)跳闸”、“跳闸失败”

6、发380V一段失压动作及散热器工作电源故障，主变风扇停转

7、581电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流无指示。监控发低电压保护动作，DVP- 低压信号灯亮

7.2.2处理：

1、记录时间

2、检查保护动作情况，恢复信号作好记录

3、拉开10kV所有出线和母联开关

4、如511过流(或速断)保护动作，开关拒动，解锁拉开511-2-4(负荷端应倒置另一回路)

5、检查10kV4号母线设备无问题，报告站长及XXX申请对无故障配线开关恢复送电。

6、送电无问题，检查511开关拒动原因

7、如配线没有保护动作信息，且501过流保护范围内设备无问题，可能为保护拒动造成越级掉闸，则处理原则如下：

(1)报告站长及XXX，逐路传动10kV4号母线各配线保护，以发

现哪路开关保护拒动

(2)如传动保护，发现某路(如511)保护拒动，则拉开51

1及-2-4，恢复501及其它无故障配线送电，处理511保护拒动问题

7.3、10kV5号母线短路故障(545合着，502开着，501带全部10kV负荷时) 7.3.1现象：

1、警报响

2、545开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流、电力无指示，10kV5号母线电压、出线开关电流为0

3、监控发545速断过流保护动作，10kV5号母线所有出线发“PT断线”

4、DVP- 速断过流信号灯亮

5、发380V二段失压动作

6、10kV5号母线电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流无指示。 8 监控发低电压保护动作，DVP- 低压信号灯亮

7、10kV5号母线有故障痕迹 7.3.2处理：

1、记录时间

2、检查保护动作情况，恢复信号作好记录

3、拉开10kV5号母线所有出线开关及545-4-5

4、报告站长及XXX，将10kV5号母线转检修，对故障点进行处理

5、恢复送电

7.4、1号主变本体(调压体)重瓦斯动作掉闸 7.4.1现象：

1、警报响

2、1

11、501开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流、电力无指示，110kV4号母线电压、出线开关电流为0。

3、监控发1号主变本体(调压体)重瓦斯跳闸动作，1号主变压力释放跳闸动作。

4、1

11、10kV4号母线所有出线发“PT断线”

5、1号主变DVP- 本体(调压体)重瓦斯、压力释放信号灯亮、报警灯亮

6、发380V一段失压动作及散热器工作电源故障，主变风扇停转。

7、581电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流无指示，监控发低电压保护动作，DVP- 低压信号灯亮

7.4.2处理：

1、记录时间

2、检查保护动作情况，恢复信号作好记录

3、拉开10kV母线所有出线开关

4、报告站长及XXX

5、立即检查1号主变并迅速取气判断故障性质：

(1)若气体为有色、有味、可燃或掉闸当时有故障特征、主变有异常，则认为变压器故障。应检查1

11、501开关开着，将1号主变转检修。并复归信号。

(2)若气体为无色、无味、不可燃或无气体，且主变无异状，无其它保护动作，掉闸时又无故障特征，可能是误动。全面分析进行处理。

6、若1号主变短时间不能恢复送电，应考虑合上545，送出10kV母线重要负荷出线。

7、对2号主变负荷、温度加强监视 7.5、1号主变差动保护动作掉闸 7.5.1现象：

1、警报响

2、1

11、501开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流、电力无指示，110kV4号母线电、10kV母线电压、出线开关电流为0.

3、监控发1号主变差动跳闸动作

4、1

11、10kV母线所有出线发“PT断线”

5、1号主变DVP- 差动信号灯亮、报警灯亮

6、发380V一段失压动作及散热器工作电源故障，主变风扇停转

7、581电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流无指示。监控发低电压保护动作，DVP- 低压信号灯亮

7.5.2处理：

1、记录时间

2、检查保护动作情况，恢复信号作好记录

3、拉开10kV4号母线所有出线开关

9

4、报告站长及XXX

5、检查1号主变差动保护范围内的设备有无异常

6、若掉闸当时有故障特征、现象及主变有异常，或差动保护范围内的设备有故障，则应检查1

11、501开关开着，将1号主变或1号主变110kV4号母线转检修，并复归信号

7、若检查无异常又无其它保护动作，掉闸时又无故障特征，则判断为差动保护误动，全面分析进行处理

8、若1号主变短时间不能恢复送电，应考虑合上545，送出10kV4母线重要负荷出线。

9、对2号主变负荷、温度加强监视 7.6、1号主变110kV侧复压过流保护掉闸 7.6.1现象：

1、警报响

2、111开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流、电力无指示

3、1

11、10kV4母线所有出线发“PT断线”

4、监控发1号主变110kV侧复压过流保护跳闸动作

5、1号主变DVP- 过流一段信号灯亮、报警灯亮

6、发380V一段失压动作及散热器工作电源故障，主变风扇停转

7、581电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流无指示。监控发低电压保护动作，DVP- 低压信号灯亮

7.6.2处理：

1、记录时间

2、检查保护动作情况，恢复信号作好记录

3、拉开10kV4号母线所有出线开关。

4、报告站长及XXX

5、检查1号主变110kV侧复压过流保护CT(高压套管)以下的设备有无异常

6、若掉闸当时有故障特征、现象及主变有异常，或110kV侧过流保护CT(高压套管)以下的设备有故障，则应检查111开关开着，将1号主变转检修，并复归信号

7、若检查无异常又无其它保护动作，掉闸时又无故障特征，则判断为110kV侧复压过流保护误动，全面分析进行处理

8、若1号主变短时间不能恢复送电，应考虑合上545，送出10kV4号母线重要负荷出线

9、对2号主变负荷、温度加强监视 7.7、电容器保护跳闸 7.7.1现象：

1、警报响

2、监控发低电压或过电压、零序电压保护跳闸动作

3、电容器开关掉闸，监控画面开关状态由合位变分位，电流无指示 7.7.2处理：

1、记录时间

2、检查保护动作及电容器情况，报告站长及XXX

3、若电容器本身故障应转检修更换，非电容器本身故障应在处理后，视10kV电压情况投入该电容器

第八章 典型操作票

8.1、操作任务：炼钢I线513线路由运行转检修

10 1 拉开513 2 检查513在分位 3 拉开513-2 4 拉开513-4 5 在513-2线路侧验电

6 在513-2线路侧挂X号地线

7 在513-2操作把手上挂“禁止合闸，线路有人工作”标示牌 8.2、操作任务：炼钢I线513线路由检修转运行

1 拆513-2操作把手上“禁止合闸，线路有人工作”标示牌 2 拆513-2线路侧X号地线 3 检查513在分位 4 合上513-4 5合上513-2 6 合上513 7 检查513在合位

8.3、操作任务：炼钢I线513开关由运行转检修

1 拉开513 2 检查513在分位 3 拉开513-2 4 拉开513-4 5在513-2线路侧验电

6 在513-2线路侧挂X号地线 7在513-4刀口加X号绝缘挡板

8.4、操作任务：炼钢I线513开关由检修转运行

1 拆513-4刀口X号绝缘挡板 2 拆513-2线路侧X号地线 3 检查513在分位 4 合上513-4 5 合上513-2 6 合上513 7检查513在合位

8.5、操作任务：1号所变510开关和1号所变由运行转检修，负荷倒由2号所变代 1 拉开1号所变盘低压总开关01 2 拉开1号所变盘低压总刀闸01-4 3 合上2号所变盘低压总刀闸02-5 4 合上2号变盘低压总开关02 5 检查交流盘电压正常 6 拉开510 7 检查510在分位 8 拉开510-4 9 在510-4刀加X号绝缘挡板 10 在510开关1号所变侧验电

11 在510开关1号所变侧挂X号地线

8.6、操作任务：1号所变510开关和1号所变由检修转运行、负荷倒正常方式

11 1 拆510开关1号所变侧X号地线 2 拆510-4刀口X号绝缘挡板 3 检查510开着 4合上510-4 5 合510 6 检查510在合位

7 拉开2号所变盘低压总开关02 8 拉开2号所变盘低压总刀闸02-5 9 合上1号所变盘低压总刀闸01-4 10 合上1号所变盘低压总开关01 11 检查交流盘电压正常

8.7、操作任务：1号电容器组581由运行转检修 1 拉开581 2 检查581在分位 3 拉开581-4 4 在581-4刀口加X号绝缘挡板 5 在581开关电容器侧验电 6 合上581-7 8.

8、操作任务：1号电容器组581由检修转运行 1 拉开581-7 2 拆581-4刀口X号绝缘挡板 4 合上581-4 5 合上581 6 在581在合位

8.9、操作任务：10kV4号母线、4号PT由运行转检修

注：先交将10kV4号母线上1号所变、电容器、出线开关转检修 1 检查545在分位 2 拉开545-4 3 拉开545-5 4 取下10kV4号PT二次保险 5 拉开10kV4-9 6 取下10kV4号PT高压保险 7 拉开501 8 检查501在分位 9 拉开501-4 10 拉开501-3 11 在501-3刀口加X号绝缘挡板 12 在545-4刀口加X绝缘挡板

13 在10kV4号PT高压保险PT侧验电 14 在10kVPT高压保险PT侧挂X号地线 8.10、操作任务：10kV4号母线、4号PT由检修转运行 1 拆545-4刀口X号绝缘挡板

2 拆10kV4号PT高压保险PT侧X号地线 3 拆501-3刀口X号绝缘挡板

12 4 给上10kV5号PT高压保险 5 合上10kV4-9 6 给上10kV4号PT二次保险 7 检查501在分位 8 拉开501-3 9 拉开501-4 10 合上501 11 检查10kV4号母线电压指示正常 12 检查545在分位 13 合上545-4 14 合上545-5 注：随后将10kV4号母线上各所变、出线、电容器开关由检修转运行 8.

11、操作任务：1号主变和10kV4号母线由运行转检修

注：先将10kV4号母线上各所变、电容器、出线开关转检修 1 检查545在分位 2 拉开545-4 3 拉开545-5 4 取下10kV4号PT二次保险 5 拉开10kV4-9 6 取下10kV4号PT高压保险 7 拉开501 8 检查501在分位 9 拉开501-4 10 拉开501-3 11 合上7-1 12 拉开111 13 检查111在分位 14 拉开101-4 15 在101-4主变侧验电 16 合上101-47 17 合上111 18 检查111在合位

19 检查110kV4号母线电压指示正常 20 在501-3刀口加X号绝缘挡板

21 在10Kv4号PT高压保险PT侧验电

22 在10kV4号PT高压保险PT侧挂X号地线 23 在545-4刀口加X号绝缘挡板

8.

12、操作任务：1号主变和10kV4号母线由检修转运行 1 拆545-4刀口X绝缘挡板

2 拆10kV4号PT高压保险PT侧X号地线 3 拆501-3刀口X号绝缘挡板 4 拉开101-47 5 拉开111 6 检查111在分位

13 7 合上101-4 8 给上10kV4号PT高压保险 9 合上10kV4-9 10 给上10kV4号PT二次保险 11 检查501在分位 12 合上501-3 13 合上501-4 14 合上111 15 检查110kV4号母线电压指示正常 16 检查111在合位 17 合上501 18 检查10kV4号母线电压指示正常 19 检查501在合位 20 拉开7-1 21 检查545在分位 22 合上545-4 23 合上545-5 注：将10kV4号母线上各出线、所变、电容器由检修转运行 8.

13、操作任务：赵九II线111开关由运行转检修 1 合上145 2 检查145在合位 3 检查145负荷 4 拉开111 5 检查111在分位 6 拉开111-2 7 拉开111-4 8 在111-2开关侧验电 9 合上111-27 10 在111-4开关侧验电 11 合上111-47 8.

14、操作任务：赵九II线111由检修转运行 1 拉开111-47 2 拉开111-27 3 检查111在分位 4 合上111-4 5 合上111-2 6 合上111 7 检查111在合位 8 检查111负荷 9 拉开145 10 检查145在分位

8.

15、操作任务：赵九II线111线路由运行转检修 1 合上145 2 检查145在合位

14 3 检查145负荷 4 拉开111 5 检查111在分位 6 拉开111-2 7 拉开111-4 8 在111-2线路侧验电 9 合上111-17 10 在111-2刀闸把手上挂“禁止合闸，线路有人工作”牌 8.

16、操作任务：赵九II线111线路由检修转运行

1 拆111-2刀闸操作把手上挂的“禁止合闸，线路有人工作”牌 2 拉开111-17 3 检查111在分位 4 合上111-4 5 合上111-2 6 合上111 7 检查111在合位 8 检查111负荷 9 拉开145 10 检查145在分位

15

第三篇：110kV变电站运行岗位安全操作规程

1适用范围 本规程适用于变电站值班运行人员。 2操作规程

2.1高压运行电工必须经专业安全技术培训考试合格，发给高压电工进网作业许可证，持证上岗操作。实习员工必须在持证电工的监护和指导下才准进行操作。

2.2高压运行电工应掌握电气安全知识，了解岗位责任区域的电气设备性能和操作方法，并具备在异常情况下采取措施的能力。熟练掌握触电急救和事故紧急处理措施。

2.3高压运行电工严禁脱岗，必须严格执行值班巡视制度;检修工作票制度;倒闸操作票制度;工作许可制度;工作监护制度;工作间断、转移、终结制度;交接班制度;安全用具及消防设备使用管理制度和出入登记制度等各项规章制度的规定。

2.4上岗必须穿戴合格的绝缘鞋，必要时应戴安全帽及其它防护用品，所用绝缘用具、仪表、安全装置和工具须检查完好、可靠。禁止使用破损、失效的用具，对不同电压等级、工作环境、工作对象，要选用参数相匹配的安全工具。

2.5高压变配电室运行人员必须遵守高压配电装置的运行规程。

2.6不论高压设备带电与否，运行人员不得单人移开或越过遮拦进行工作。若有必要移开遮拦时必须有监护人在场，并使之符合设备不停电时的安全距离。

2.7雷雨天气需要巡视室外高压设备时，应穿绝缘靴并不得靠近避雷器和避雷针。

2.8巡视配电装置，进出高压室，必须随手将门带好。

2.9与用电单位联系，进行停、送电倒闸操作时，值班负责人必须将工作内容和联系人姓名复诵核对无误，并做好记录。

2.10停电拉闸操作必须按照由开关(或负荷开关)、负荷侧刀闸、母线侧刀闸的顺序依次操作，送电合闸顺序与此相反。严禁带负荷拉闸。

2.11高压设备和复杂倒运行方式的倒闸操作，必须由二人执行，并由对设备更为熟悉的主值担任监护。

2.12雷电时禁止进行倒闸操作。

2.13电气设备停电后，在未拉闸和做好安全措施以前应视为有电，不得触及和进入遮拦，以防突然来电。 2.14施工和检修需要停电或部分停电时，值班人员应该按照工作票要求做好安全措施，包括停电、验电、装设临时接地线、开关加锁、装设遮拦和悬挂警示牌，会同工作负责人现场检查确认无电，并交待附近带电位置和注意事项，方可开始工作。

2.15工作结束后，工作人员撤离，工作负责人应向值班人员交待清楚，并共同检查，双方办理工作终结签证，然后值班人员才可拆除安全措施，恢复送电。严禁约时停、送电。

2.16在未办理工作终结手续前，值班人员不准将施工设备合闸送电。 2.17停电时，必须切断各回路可能来电的电源，不能只拉开断路器就进行工作，而必须拉开隔离刀闸，使各回路至少有一个明显的断开点。变压器与电压互感器必须从高低压两侧断开。电压互感器的

一、二次侧的熔断器都要取下。断路器的操作电源要断开。闸刀开关的操作把手要锁住。

2.18当验明设备确已无电压后，应立即将检修设备用导体接地并互相短路 。对可能送电至停电设备的各回路或可能产生感应电压的部分都要装设接地线。装设接地线时必须先接好接地端，后接导体端，拆除时的顺序与此相反。装拆接地线都应使用绝缘棒和戴绝缘手套。装拆工作必须由两人进行。不许检修人员自行装拆和变动接地线。接地线应编号并放在固定地点。装拆接地线应做好记录，并在交接班时交待清楚。

2.19在电容器回路上工作时必须将电容器逐个对地放电。

2.20在一经合闸即可送电到工作地点的断路器和闸刀开关操作把手上都应悬挂“禁止合闸，有人工作”的警示牌。工作地点两旁和对面的带电设备遮拦上以及禁止通行的过道上应悬挂“止步，高压危险”的警示牌。工作地点应悬挂“在此地工作”的警示牌。

2.21在低压带电设备附近巡视、检查时，必须满足安全距离，设专人监护。带电设备只能在工作人员的前面或一侧，否则应停电进行。

2.22在带电的电度表和继电保护二次回路上工作时，要检查电压互感器和电流互感器的二次绕组原接地点应可靠。断开电流回路时，应事先将电流互感器二次的专用端子短路，严禁用导线缠绕。工作时不得将回路的永久接地点断开。工作时必须有专人监护，使用绝缘工具，并站在绝缘垫上。不许带负荷拆、装尾线。

2.23发生人身触电事故和火灾事故时，值班人员可不经许可立即按操作程序断开有关设备的电源，以利于进行抢救，但事后必须即刻报告上级，并做好记录。 2.24电器设备发生火灾时，应该用二氧化碳灭火器或1211灭火器扑救。变压器着火时，只有在周围全部停电后才能用泡沫灭火器扑救。配电室门窗及电缆沟入口处应加设网栏，防止小动物进入。

2.25配电装置无论在运行或备用中，每班均要进行一次巡视检查。前夜班高峰负荷时，应对配电装置进行一次熄灯检查。有下列情况之一时[天气恶劣时(如：大风、雷雨、浓雾、冰雹、冰冻);新投入运行或修理后投入运行时;满负荷或超负荷时;电压变化在±5%以上时]，应进行特殊巡视或增加巡视次数。

2.26新安装或大修后投入运行的配电装置，在起始72小时内，每班检查两次，无异常情况时，可按正常周期进行巡视。

2.27配电室在异常情况下，要加强监视。在巡视检查配电装置的同时，必须检查各类安全工具，检查防小动物、防水、防火等情况及检查继电保护、信号指示装置的有关情况。

2.28值班电工每班在对运行中的配电装置进行巡视时，还应注意检查： 1) 瓷瓶及瓷套管有无断裂、有无放电痕迹及异声。

2) 母线接触点有无发热和变色，温度不超过70度且无异声和振动。 3) 隔离开关的刀片是否接触严密，触头有无变色，温度不应超过70度，触头有无火花及放电声。

4) 油开关油箱内无放电声及杂音，活动铜皮是否断裂，合闸机构指示是否正确，小车插嘴位置是否准确。

5) 互感器内部有无放电现象及响声，检查指示器有无动作，并将情况记录。 6) 电力电缆头各部位有无漏油、破裂，引线绝缘有无破裂，有无过热移动现象。

7) 电力电容器外壳有无膨胀和漏油，有无响声和火花。检查三相电压、电流和室温情况，电压不超过额定值的1.1倍，室温不应超过40度。

2.29检查时发现的缺陷及有关情况应记入设备缺陷记录本内，并向机电动力部主管领导报告。

第四篇：110KV自动化变电站安全运行问题分析

摘要：现阶段，随着我国变电站在全国大范围推广并兴建，110kv自动化变电站已经广泛应用于各个领域。这一变电站主要采用微型计算机技术，从而实现变电站中各控制功能自动化处理的目的。110kv自动化变电站推动了我国变电站的发展，取得了有目共睹的成绩。但是由于我国110kv变电站这一技术起步较晚，在发展过程中还存在技术方面的问题，尚未形成成熟的管理模式，故而在变电站正常运行中矛盾与冲突日益明显。因此，本文就110kv自动化变电站安全运行问题进行了分析与研究，并提出建议。

关键词：110kv;自动化;变电站;安全运行;影响因素

0 前言

传统的变电站运行系统主要包括防误系统与运行模式。随着科学技术的发展，传统的变电站运行系统已经难以满足现代化变电站建设的需求，故而引入110kv自动化变电站功能具有重要意义，它能够通过遥控功能切断电路从而实现远程控制的目的，同时还能实时监督变电站的运行动态，110kv变电站是一种新型的技术，它能够解决传统变电站中技术上无法解决的问题，具有功能齐全、适用性广、操作灵活等优势，非常符合现代化变电站安全运行的条件。因此，加强110kv自动化变电站的研究力度具有重要意义。

1 110kv自动化变电站运行中存在的问题

1.1 继电保护与监控系统通讯时有中断

在变电站正常运行过程中，由于存在一些合理性的故障，这就需要继电保护技术进行维护，一般保护装置是能够有效保障变电站的正常运行，但是由于遥控信号误动等原因，引发继电保护装置失灵，发送信号不正确或中断等现象。

1.2 双机系统切换存在问题

自动化变电站的双机系统主要采取以串口通信为主、太网为辅的运行模式，两者之间相辅相成，相互监控，理论知识上是没有问题的。但是在实际工作中，双机系统进行切换时会引发通信控制器死机，数据不连贯，遥控功能失灵等现象。

1.3 接地变压器保护装置误动

110kv自动化变电站中的接地变压器误动的原因来自于多方面，主要有电缆屏蔽层接地线的不正确、110kv馈线保护拒动从而引起接地变压器保护的误动等。

1.4 运行管理模式落后

现阶段，一些常规变电站实现自动化运行模式后，由于受传统运行管理模式的影响，现行管理中没有发挥出运行管理的作用。此外，一些变电站管理部门曲解了自动化变电站的含义，以为自动化变电站运行就是全自动化，不需要人员值班监管而采取无人值班的管理模式，给变电站的安全运行埋下了安全隐患，从而引发一些安全事故发生。

1.5 保护监控系统事故信号与预警音响信号

目前，自动化变电站运行过程中，监控系统能够起到保护监控系统事故信号与预警音响信号的作用，一旦发生故障，就会影响监控系统发出警报，无法及时通知值班人员，错过最佳解决问题的时间，给自动化变电站的安全运行埋下安全隐患，造成日后不必要的经济损失或者设备损坏等严重后果。

2 对110kv自动化变电站安全运行的几点建议

2.1 110kv自动化变电站的设计

110kv自动化变电站的设计应遵循“容量小、布局密、半径短”的建设原则，建设位置应设置在户外，还要结合规模小、工程造价低、先进的技术等因素综合考虑，尽量满足设计要求。此外，在对设计升级时，需要保证变电站的相关运行数据简单易懂，便于日后监控人员实施监控工作。在设计方案中仍沿用常规变电站中的部分功能，例如，预警信号以及事故信号，便于站内的值班人员发现运行故障，从而及时解决问题，进一步保障变电站的安全运行。

2.2 加强监控系统的维护

对于正在运行中的监控设备，一定要结合相关使用说明进行操作，定期对监控系统的相关设备进行维修与养护，例如，清理灰尘、更换滤网，防止由于灰尘积聚较多造成监控系统与继电保护装置通讯中断现象。此外，在维护过程中，一定要断电进行维修，从而保护自身安全，避免安全事故的发生。

2.3 加强接地变压器保护安全运行

针对电缆屏蔽层接地线的不规范安装问题，可以通过以下几点方面改进并完善：第一，电缆屏蔽接地线一定要遵循从上到下的原则通过零序CT，同时，做好电缆支架的绝缘工作，通过零序CT前不能够接触地面。当电缆屏蔽层接地线出现金属部位外露情况时，采取一次升流，用绝缘材质的修复措施进行安全缠绕。第二，加强安装人员的培训工作。各安装人员必须强化零序CT的安装技能。着重培训继电保护人员和电缆专业人员，要求他们必须落实零序CT的正确安装方法，规范安装过程。第三，严格把关安装质量，根据相关安装管理规定的要求，落实110kv变电站的电缆安装要求，提升继电保护人员与电缆人员的专业技能。此外，针对馈线保护拒动引起接地变压器保护误动的问题，可以通过高质量、运行稳定、技术成熟以及故障率少的保护设备，定期做好保护装置的检修工作，优化装置的运行环境，防止装置在高温环境下持续工作。

2.4 加强自动化变电站的运行管理

现阶段，变电站在运行模式中一般存在两种情况：一是，无人值班;二是，少数人值班。与常规变电站相比，少数人是指常规变电站值班人数的一半。无人值班就是不设置值班岗位，但是新设置了监控组、操作组等岗位。由此可见，110kv自动化变电站运行管理缺乏统一的管理模式，将自动化变电站理解为全自动，这一认识是错误的。因此，采取少数人值班的管理模式具有可行性。

3 结语

综上所述，随着110kv自动化变电站在全国大范围推广并应用，它的遥控功能主要是采取切断路器、刀闸实现远程遥控的，故而传统的变电站运行模式已经不再适用于现代化变电站的发展要求。110kv自动化变电站作为一项新型技术，具有功能齐全、适用性广、操作灵活等优势，能够切实有效的解决传统技术中无法解决的难题，给我国变电站指明了发展方向。在110kv自动化发展过程中，一定要遵循简单、实用、易操作的原则，从而实现其安全运行的目的。

参考文献：

[1]姜涛.对提高110kV变电站自动化系统安全运行的几点建议[J].民营科技，2013(09)：23.

[2]谭伟.浅谈110kV变电站自动化系统安全运行中的问题及应对措施[J].中国新技术新产品，2013(19)：175-176.

第五篇：110kV变电运行副值班员培训心得

110kV变电运行副值班员岗位模块培训心得体会

20XX年3月7日至3月31日，我很荣幸的参加了“贵州电网公司110kV变电运行副值班员岗位专业和岗位模块培训班”。 这次培训实用性强，即增长了理论知识，又安排了现场实践，让刚刚走上工作岗位的我们受益匪浅。

初到培训班，班主任人很好，对我们十分关心，也遇到形形色色的同事，不过他们许多人都跟我一样，面对的是从来没有涉及过的领域。培训期间，由衷的感谢学院的老师和公司领导百忙之中抽出时间为我们上课，无私的传授经验和知识，在各方面为我们创造便利的条件，使我的个人理论和动手能力都有很大提高。

此次培训结合实际，采取集中培训和个性化辅导相结合的方式，帮助我们迅速掌握本岗位的专业知识、基本技能、法律规程、专门技能以及履行岗位职责所需的相关知识和技能，使我们能更快的投入工作，进入自己的角色。培训期间，整个培训主要分为理论学习和现场实操两大模块。在这将近一个月的培训生活中，我的感受很多，收获也很大，以下从几个方面总结此次培训。

一、专业理论知识学习

理论学习部分先后学习了：《电力系统分析》让我们了解了电力系统的基本概念，掌握了电力系统中性点及其运行方式的基本知识，掌握电力系统发生短路的类型。《电气设备》使我们掌握和了解各种电气设备的特点、基本原理、性能、结构及各部件的作用、主要运行参数、并熟悉各电气设备的运行规程、巡视维护内容、验收项目及异常

处理方法。《高电压技术》通过高电压技术的培训，了解绝缘及过电力的基本知识、高电压设备预防性试验的目的及作用、变电站各种防雷装置的基本原理，掌握了操作过电压引起的原因及防范措施。《专业规程》进行了安规的学习，安全规范是变电站运行工作的根本所在，因为在电力行业，在变电站工作，安全是最重要的一件事，所以我们牢记“安全第

一、预防为主”的实习方针，加强《安规》学习，提高安全意识，更是我们人生的必修课。 “变电站安全无小事”已在每个同事的心中打上深深的烙印。其次，学习变电站值班员岗位职责、安全职责、值班制度和交接班制度，培养正确的劳动观、人生观、价值观。《110kV继电保护及自动装置》让我们了解了二次的基本原理和作用，使我们掌握了110kV变电站相关继电保护及自动装置在变电站中的应用。《综自与监控》使我们了解综合自动化系统是利用计算机技术和现代通信技术，对变电站各设备实施自动监视、测量、控制和协调;掌握综合自动化系统的数据采集与处理。《防误闭锁系统》让我们更多了解五防系统的意义，了解防误装置的形式及微机五防的基本维护方法。除此，还有运行维护异常处理，变电站标准管理等。专业理论知识学习，不但提升了我们变电运行人员的专业知识，还提升了我们对法律规程、专门知识及履行岗位职责等所需的相关知识。

二、实操方面学习

在结束了理论学习之后，我们来到了红枫电校，在美丽的红枫湖畔，无暇于身边美丽的风景，便全身心投入到实操的训练中。在老师的指导下，我们先是熟悉红枫220kV变电运行实训基地，然后巡视全站设

备，紧接着便马上学习练习电气倒闸操作、异常及事故处理，将书本上的知识结合电气设备的实操训练进一步熟练掌握110kV变电运行专门技能，及相关技能。通过实践让我能够加强对之前理论知识的巩固和提高，真正做到了理论实践相结合。

此次培训对我来说不仅是一次理论知识的武装，更是一次实践指导，我会学以致用，做好本职工作，积极与同事搞好关系，建立良好融洽的人际关系和工作环境。非常感谢公司给我这次学习培训机会，在今后的工作中更要认真学习，不论以后的工作多繁重，不论将来空闲的时间有多少，必须坚持学习，保持这种学习的劲头，虚心请教，吸取别人优点和长处，不断提高自身能力，争取百尺竿头更进一步。我有信心通过自身努力和付出，为公司创造更多的价值，做出我应有的贡献。

XXX

变电运行副值班员 20XX年03月31日