变电运维专业技术总结范文

变电运维专业技术总结范文第1篇

一、通过工作学习和日常工作积累，使我对运维工作有了一定的的认识。这项工作只有在不断的学习中积累经验，才能更好的完成日常工作维护变电站的工作，才能最大限度的完成公司下达的各项指标。只有不断的总结才能不断的提高自己的专业技能，才能成为运维班合格的一员。

二、在这工作以来，在单位领导和老师傅们的教导下，通过自身不断的努力，无论是在工作上，思想上，积极参加政治学习，关心国家大事，坚持四项基本原则，拥护党的方针政策，自觉的遵守各项法律法规及各项规章制度。

三、工作上能吃苦耐劳，认真，负责，在同事及领导的热心指导下，很快的了解到变电运维的工作重点，明白运维工作的重要性。不管遇到什么样的问题，都要虚心诚恳的请教。随时总结随时反省，绝对不能自欺欺人，这样才能不断的提升自己的业务能力，跟上时代的步伐。

四、在这一年中我参加了110KV深坑变电站及35KV南冲变电站的C检，经过这样紧张有序的煅练，我感觉做每一项工作都要明确的的计划和步骤，这样工作紧而不散，条理清楚，事事分明，从而工作就不会忙不过乱。总结这一年的工作这所以能够实现人身，电网，设备安全生产和长期稳定，主要得益于职工团结共事，共同维护班子的团结和整体效能的发挥积极努力和拼搏奉献。

变电运维专业技术总结范文第2篇

1. 变电运维一体化状态维护与检修技术的重要性

变电运行是电力企业最重要的生产运行公司, 肩负着变电站日常运行和管理工作, 状态维护与检修技术是保持和确保电力系统正常运行的关键步骤。对此, 变电运维一体化状态维护与检修技术是非常重要的工作。我国电网公司从提高资源配置和简捷操作流程上提出了变电运维一体化这种新的生产管理方法, 要求迅速推行变电运维一体化进程, 对变电运维一体化推进过程中的状态维护与检修技术工作要高度重视。其重要性是打破了传统两人一起工作的方式, 变成由维护人员同时担负起运行人员和检修人员的工作任务, 这在很大程度上提高了人力资源配置。提高了维护人员综合技术能力, 增强了人力资源的自身价值, 为现场的操作流程带来的便利, 缩短了工作时间, 提高了工作效率, 减少维护检修的资金成本。从更长远的角度来说, 这样做有利于维护人员进行自我调整, 减少工作人在生活和工作中的冲突, 有助于保护工作人员的身心健康, 提高工作效率, 给电力公司带来更高的经济效益。

2. 状态维护与检修技术存在的问题

2.1 安全工作不够完善

在传统的工作方式下, 状态维护与检修技术的内容是工作人员对设备进行倒闸操作的同时还要保证安全工作做到位, 并对检修人员和检修技术工作进行检验。而检修人员就要检查安全工作是否做的完善, 检修工作才算完成, 两者各尽职责, 分工明确。变电维一体化的实施, 给工作人员增加了负担, 他们既要担任运行人员的工作任务, 还要担任维护人员的工作任务, 既要成为工作责任人, 又要当工作许可人。工作量增加, 安全工作就不容易做的完善和标准, 提高了变电运维一体化推进过程中状态维护检修技术的工作风险。

2.2 工作人员的综合素质较差

变电运维一体化进程要求变电工作人员要具备良好的综合素质, 有很强的专业技能水平和文化知识。在传统的变电运维一体化状态检修工作中, 工作人员的专业技能水平就非常高, 但是那也是在自己的工作范围内, 不具有跨专业的维护检修技术能力。然而, 变电运维一体化推进过程恰恰需要这种复合型人才。因为长时间把状态维护工作与检修技术工作分开, 导致变电运维一体化推进过程的培训工作做的不够好, 造成一岗多能的复合型人才严重缺失, 屈指可数。严重限制了变电运维一体化推进过程中状态维护检修技术工作的发展。

2.3 管理体制不合理

变电运维一体化是一种新的生产管理方法。近几年, 变电运维一体化推进过程中状态维护检修技术存在很大的管理问题, 限制了变电运维一体化的顺利展开。其主要体现在以下方面。首先, 变电运维一体化推进过程中状态维护检修技术的管理体制不合理, 一些相关体系, 流程规范都没有建立。其次, 衔接不到位。状态维护以检修技术工作和运维专业的其他工作有所冲突, 没有做好衔接工作, 不能有效的进行配合。

2.4 缺乏流程指导

在传统模式下, 我国电网企业的工作人员严格遵守相关的制度进行操作。在新的工作模式下, 状态维护与检修技术的工作内容有所变动, 需要制定出新的操作流程和制度标准。操作流程要重新制定, 现场不能在出现两种不同的操作人员, 这样起不到监督的作用。只能让班组内部加强监督, 因此, 要制定合理的北部监督体系机制。工作人员的制度标准要重新设计。这样可以加强变电运维一体化推进过程中状态维护与检修技术可以正常运行。

3. 提高状态维护与检修技术的方法

3.1 加强培训工作

变电运维一体化推进过程中状态维护与检修技术工作的实施需要单一人员进行培训, 找寻复合型人才, 提高工作人员的专业技术水平和文化知识。培训工作可以分成三部分完成, 通过增加维护检修技术项目的难易程度进行区分。电力企业邀请专家来授课, 为员工进行现场讲演, 操作。加强培训工作, 还能激励工作人员的积极性和主动性, 为企业招揽更多的优秀复合型人才。

3.2 加强安全工作

安全第一是每个电力企业重点关注的问题。电力企业要加强安全工作, 以安全生产为主要目的, 从技术, 管理和教育三个方面入手, 创建规范化的安全管理工作。还可以制定仔细的安全制度, 在状态维护与检修技术的工作场地上, 让各部门多沟通交流, 对工作进行大范围整改, 让所有工作都在安全范围内进行。

3.3 开展标准化的管理制度

开展标准化的管理制度, 能够缩小每个变电站之间的差距, 进行统一的操作管理, 有利于维护检修人员有更多的时间去掌握变电站的实际状况。降低安全事故的解决难度, 降低风险, 为状态维护和检修技术工作提供便利, 使得变电一体化顺利展开。在标准化的管理制度中, 需要进行统一的配置, 设计, 实现变电运维一体化推进过程的主要目的。

摘要：随着我国市场经济的迅速崛起, 我国电网公司也在不断的推进, 其中, 变电运维一体化进程的脚步逐渐加快。变电设备的维护和检修技术是电网公司正常运行的关键环节, 是推进变电运维一体化进程的重要因素, 对此, 就要增强对变电运维一体化推进过程中状态维护和检修技术。

关键词：变电运维一体化,状态维护,检修技术

参考文献

[1] 陈兴旺.浅谈变电运维一体化推进过程中状态维护检修技术实施[J].供电企业管理, 2015 (4) ;121-123

变电运维专业技术总结范文第3篇

第4分册

隔离开关运维细则

国家电网公司 二〇一七年三月

目录

前 言 .............................................................................................................................................. II 1 运行规定 ........................................................................................................................... 1 1.1 一般规定 ........................................................................................................................... 1 1.2 导电部分 ........................................................................................................................... 1 1.3 绝缘子 ............................................................................................................................... 1 1.4 操动机构和传动部分 ....................................................................................................... 1 1.5 其他 ................................................................................................................................... 2 1.6 紧急停运规定 ................................................................................................................... 2 2 巡视 ................................................................................................................................... 2 2.1 例行巡视 ........................................................................................................................... 2 2.2 全面巡视 ........................................................................................................................... 3 2.3 熄灯巡视 ........................................................................................................................... 3 2.4 特殊巡视 ........................................................................................................................... 4 2.5 操作 ................................................................................................................................... 4 3 维护 ................................................................................................................................... 5 3.1 端子箱、机构箱维护 ....................................................................................................... 5 3.2 红外检测 ........................................................................................................................... 5 4 典型异常和故障处理 ....................................................................................................... 6 4.1 绝缘子断裂 ....................................................................................................................... 6 4.2 拒分、拒合 ....................................................................................................................... 6 4.3 合闸不到位 ....................................................................................................................... 7 4.4 导电回路异常发热 ........................................................................................................... 7 4.5 绝缘子有破损或裂纹 ....................................................................................................... 8 4.6 隔离开关位置信号不正确 ............................................................................................... 8

I

前 言

为进一步提升公司变电运检管理水平，实现变电管理全公司、全过程、全方位标准化，国网运检部组织26家省公司及中国电科院全面总结公司系统多年来变电设备运维检修管理经验，对现行各项管理规定进行提炼、整合、优化和标准化，以各环节工作和专业分工为对象，编制了国家电网公司变电验收、运维、检测、评价、检修管理规定和反事故措施(以下简称“五通一措”)。经反复征求意见，于2017年3月正式发布，用于替代国网总部及省、市公司原有相关变电运检管理规定，适用于公司系统各级单位。

本规定是依据《国家电网公司变电运维管理规定(试行)》编制的第4分册《隔离开关运维细则》，适用于35kV及以上变电站隔离开关。

本规定由国家电网公司运维检修部负责归口管理和解释。 本规定起草单位：国网陕西电力。

本规定主要起草人：周浩、李鹏程、黄峻峰、谷永刚、王瑜娟、盛勇、万康鸿、左坤、李良书、李志新。

II

隔离开关运维细则

1 运行规定 1.1 一般规定

1.1.1 隔离开关应满足装设地点的运行工况，在正常运行和检修或发生短路情况下应满足安全要求。

1.1.2 隔离开关和接地开关所有部件和箱体上，尤其是传动连接部件和运动部位不得有积水出现。

1.1.3 隔离开关应有完整的铭牌、规范的运行编号和名称，相序标志明显，分合指示、旋转方向指示清晰正确，其金属支架、底座应可靠接地。

1.2 导电部分

1.2.1 隔离开关导电回路长期工作温度不宜超过80℃。

1.2.2 隔离开关在合闸位置时，触头应接触良好，合闸角度应符合产品技术要求。

1.2.3 隔离开关在分闸位置时，触头间的距离或打开角度应符合产品技术要求。

1.3 绝缘子

1.3.1 绝缘子爬电比距应满足所处地区的污秽等级，不满足污秽等级要求的应采取防污闪措施。

1.3.2 定期检查隔离开关绝缘子金属法兰与瓷件的胶装部位防水密封胶的完好性，必要时联系检修人员处理。

1.3.3 未涂防污闪涂料的瓷质绝缘子应坚持“逢停必扫”，已涂防污闪涂料的绝缘子应监督涂料有效期限，在其失效前复涂。

1.4 操动机构和传动部分

1.4.1 隔离开关与其所配装的接地开关间有可靠的机械闭锁，机械闭锁应有足够的强度，电动操作回路的电气联锁功能应满足要求。

1.4.2 接地开关可动部件与其底座之间的铜质软连接的截面积应不小于50mm。 1.4.3 隔离开关电动操动机构操作电压应在额定电压的85%～110%之间。 1.4.4 隔离开关辅助接点应切换可靠，操动机构、测控、保护、监控系统的分合闸位置指示应与实际位置一致。

1.4.5 同一间隔内的多台隔离开关的电机电源，在端子箱内应分别设置独立的开断设备。

1.4.6 操动机构箱内交直流空开不得混用，且与上级空开满足级差配置的要求。 1.4.7 电动操动机构的隔离开关手动操作时，应断开其控制电源和电机电源。

21.4.8 电动操作时，隔离开关分合到位后电动机应自动停止。 1.4.9 接地开关的传动连杆及导电臂(管)上应按规定设置接地标识。

1.5 其他

1.5.1 机构箱应设置可自动投切的驱潮加热装置，定期检查驱潮加热装置运行正常、投退正确。

1.5.2 应结合设备停电对机构箱二次设备进行清扫。

1.6 紧急停运规定

发现下列情况，应立即向值班调控人员申请停运处理：

1.6.1 线夹有裂纹、接头处导线断股散股严重。

1.6.2 导电回路严重发热达到危急缺陷，且无法倒换运行方式或转移负荷。 1.6.3 绝缘子严重破损且伴有放电声或严重电晕。 1.6.4 绝缘子发生严重放电、闪络现象。 1.6.5 绝缘子有裂纹。

1.6.6 其他根据现场实际认为应紧急停运的情况。

2 巡视 2.1 例行巡视

2.1.1 导电部分

a) 合闸状态的隔离开关触头接触良好，合闸角度符合要求;分闸状态的隔离开关触头间的距离或打开角度符合要求，操动机构的分、合闸指示与本体实际分、合闸位置相符。 b) 触头、触指(包括滑动触指)、压紧弹簧无损伤、变色、锈蚀、变形，导电臂(管)无损伤、变形现象。

c) 引线弧垂满足要求，无散股、断股，两端线夹无松动、裂纹、变色等现象。 d) 导电底座无变形、裂纹，连接螺栓无锈蚀、脱落现象。 e) 均压环安装牢固，表面光滑，无锈蚀、损伤、变形现象。

2.1.2 绝缘子

a) 绝缘子外观清洁，无倾斜、破损、裂纹、放电痕迹或放电异声。 b) 金属法兰与瓷件的胶装部位完好，防水胶无开裂、起皮、脱落现象。 c) 金属法兰无裂痕，连接螺栓无锈蚀、松动、脱落现象。

2.1.3 传动部分

a) 传动连杆、拐臂、万向节无锈蚀、松动、变形现象。

b) 轴销无锈蚀、脱落现象，开口销齐全，螺栓无松动、移位现象。

c) 接地开关平衡弹簧无锈蚀、断裂现象，平衡锤牢固可靠;接地开关可动部件与其

底座之间的软连接完好、牢固。 2.1.4 基座、机械闭锁及限位部分

a) 基座无裂纹、破损，连接螺栓无锈蚀、松动、脱落现象，其金属支架焊接牢固，无变形现象。

b) 机械闭锁位置正确，机械闭锁盘、闭锁板、闭锁销无锈蚀、变形、开裂现象，闭锁间隙符合要求。 c) 限位装置完好可靠。

2.1.5 操动机构

a) 隔离开关操动机构机械指示与隔离开关实际位置一致。 b) 各部件无锈蚀、松动、脱落现象，连接轴销齐全。

2.1.6 其他

a) 名称、编号、铭牌齐全清晰，相序标识明显。

b) 超B类接地开关辅助灭弧装置分合闸指示正确、外绝缘完好无裂纹、SF6气体压力正常。

c) 机构箱无锈蚀、变形现象，机构箱锁具完好，接地连接线完好。

d) 基础无破损、开裂、倾斜、下沉，架构无锈蚀、松动、变形现象，无鸟巢、蜂窝等异物。

e) 接地引下线标志无脱落，接地引下线可见部分连接完整可靠，接地螺栓紧固，无放电痕迹，无锈蚀、变形现象。

f) 五防锁具无锈蚀、变形现象，锁具芯片无脱落损坏现象。 g) 原存在的设备缺陷是否有发展。 2.2 全面巡视

全面巡视在例行巡视的基础上增加以下项目：

2.2.1 隔离开关“远方/就地”切换把手、“电动/手动”切换把手位置正确。 2.2.2 辅助开关外观完好，与传动杆连接可靠。

2.2.3 空气开关、电动机、接触器、继电器、限位开关等元件外观完好。二次元件标识、电缆标牌齐全清晰。

2.2.4 端子排无锈蚀、裂纹、放电痕迹;二次接线无松动、脱落，绝缘无破损、老化现象;备用芯绝缘护套完备;电缆孔洞封堵完好。

2.2.5 照明、驱潮加热装置工作正常，加热器线缆的隔热护套完好，附近线缆无烧损现象。

2.2.6 机构箱透气口滤网无破损，箱内清洁无异物，无凝露、积水现象。 2.2.7 箱门开启灵活，关闭严密，密封条无脱落、老化现象，接地连接线完好。 2.2.8 五防锁具无锈蚀、变形现象，锁具芯片无脱落损坏现象。

2.3 熄灯巡视

重点检查隔离开关触头、引线、接头、线夹有无发热，绝缘子表面有无放电现象。 2.4 特殊巡视

2.4.1 新安装或A、B类检修后投运的隔离开关应增加巡视次数，巡视项目按照全面巡视执行。

2.4.2 异常天气时的巡视

a) 大风天气时，检查引线摆动情况，有无断股、散股，均压环及绝缘子是否倾斜、断裂，各部件上有无搭挂杂物。

b) 雷雨天气后，检查绝缘子表面有无放电现象或放电痕迹,检查接地装置有无放电痕迹。

c) 大雨、连阴雨天气时，检查机构箱、端子箱有无进水，驱潮加热装置工作是否正常。

d) 冰雪天气时，检查导电部分是否有冰雪立即熔化现象，大雪时还应检查设备积雪情况，及时处理过多的积雪和悬挂的冰柱。

e) 覆冰天气时，观察外绝缘的覆冰厚度及冰凌桥接程度，覆冰厚度不超过10mm，冰凌桥接长度不宜超过干弧距离的 1/3 ，爬电不超过第二伞裙，不出现中部伞裙爬电现象。

f) 冰雹天气后，检查引线有无断股、散股，绝缘子表面有无破损现象。

g) 大雾、重度雾霾天气时，检查绝缘子有无放电现象，重点检查污秽部分。 h) 高温天气时，检查触头、引线、线夹有无过热现象。

2.4.3 高峰负荷期间，增加巡视次数，重点检查触头、引线、线夹有无过热现象。

2.4.4 故障跳闸后，检查隔离开关各部件有无变形，触头、引线、线夹有无过热、松动，绝缘子有无裂纹或放电痕迹。

2.5 操作

2.5.1 允许隔离开关操作的范围：

a) 拉、合系统无接地故障的消弧线圈。

b) 拉、合系统无故障的电压互感器、避雷器或220kV及以下电压等级空载母线。 c) 拉、合系统无接地故障的变压器中性点的接地开关。 d) 拉、合与运行断路器并联的旁路电流。

e) 拉、合110kV及以下且电流不超过2A的空载变压器和充电电流不超过5A的空载线路，但当电压在20kV以上时，应使用户外垂直分合式三联隔离开关。

f) 拉开330kV及以上电压等级3/2接线方式中的转移电流(需经试验允许)。 g) 拉、合电压在10kV及以下时，电流小于70A的环路均衡电流。

2.5.2 运行中的隔离开关与其断路器、接地开关间的闭锁装置应完善可靠。 2.5.3 隔离开关支持瓷瓶、传动部件有严重损坏时，严禁操作该隔离开关。 2.5.4 隔离开关、接地开关合闸前应检查触头内无异物(覆冰)。

2.5.5 隔离开关操作过程中，应严格监视隔离开关动作情况，如有机构卡涩、顶卡、动触头不能插入静触头等现象时，应停止操作，检查原因并上报，严禁强行

操作。

2.5.6 隔离开关就地操作时，应做好支柱绝缘子断裂的风险分析与预控，操作人员应正确站位，避免站在隔离开关及引线正下方，操作中应严格监视隔离开关动作情况，并视情况做好及时撤离的准备。

2.5.7 手动合上隔离开关开始时应迅速果断，但合闸终了不应用力过猛，以防瓷质绝缘子断裂造成事故。手动拉开隔离开关开始时应慢而谨慎，当触头刚刚分开的时刻应迅速拉开，然后检查动静触头断开是否到位。

2.5.8 合闸操作后应检查三相触头是否合闸到位，接触应良好;水平旋转式隔离开关检查两个触头是否在同一轴线上;单臂垂直伸缩式和垂直开启剪刀式隔离开关检查上、下拐臂是否均已经越过“死点”位置。

2.5.9 电动操作隔离开关后，应检查隔离开关现场实际位置是否与监控机显示隔离开关位置一致。

2.5.10 母线侧隔离开关操作后，检查母差保护模拟图及各间隔保护电压切换箱、计量切换继电器等是否变位，并进行隔离开关位置确认。

2.5.11 配置独立操作机构的单相隔离开关送电操作时，应先合上边相隔离开关、再合上中相隔离开关;停电操作顺序与此相反。操作单相隔离开关一旦发生错误时，应停止操作其他各相隔离开关。

2.5.12 超B类接地开关合闸操作顺序：线路侧接地开关→辅助灭弧装置→接地侧接地开关，且三者之间电气互锁应正常。分闸时顺序相反。

2.5.13 误合上隔离开关后禁止再行拉开，合闸操作时即使发生电弧，也禁止将隔离开关再次拉开。误拉隔离开关时，当主触头刚刚离开即发现电弧产生时应立即合回，查明原因。如隔离开关已经拉开，禁止再合上。 2.5.14 长期备用隔离开关运行后应对其进行一次红外测温。

3 维护

3.1 端子箱、机构箱维护

3.1.1 箱体、箱内驱潮加热元件及回路、照明回路、电缆孔洞封堵维护周期及要求参照本通则端子箱部分相关内容。

3.2 红外检测

3.2.1 精确测温周期：1000kV：1周，省评价中心3月;330-750kV：1月;220 kV：3月; 110(66) kV：半年;35kV及以下：1年。新投运后1周内(但应超过24小时)。

3.2.2 检测范围：引线、线夹、触头、导电臂(管)、绝缘子、二次回路。检测重点：线夹、触头、导电臂(管)。

3.2.3 配置智能机器人巡检系统的变电站，可由智能机器人完成红外普测和精确测温，由专业人员进行复核。

3.2.4 检测方法及缺陷定性参照DL/T 664《带电设备红外诊断应用规范》。

4 典型异常和故障处理 4.1 绝缘子断裂

4.1.1 现象

4.1.1.1 绝缘子断裂引起保护动作跳闸时：保护动作，相应断路器在分位。

4.1.1.2 绝缘子断裂引起小电流接地系统单相接地时：接地故障相母线电压降低，其他两相母线电压升高。

4.1.1.3 现场检查发现绝缘子断裂。

4.1.2 处理原则

4.1.2.1 绝缘子断裂引起保护动作跳闸：

a) 检查监控系统断路器跳闸情况及光字、告警等信息; b) 结合保护装置动作情况，核对跳闸断路器的实际位置，确定故障区域，查找故障点。 4.1.2.2 绝缘子断裂引起小电流接地系统单相接地：

a) 依据监控系统母线电压显示和试拉结果，确定接地故障相别及故障范围;

b) 对故障范围内设备进行详细检查，查找故障点。查找时室内不准接近故障点4m以内，室外不准接近故障点8m以内，进入上述范围人员应穿绝缘靴，接触设备的外壳和构架时，应戴绝缘手套。 4.1.2.3 找出故障点后，对故障间隔及关联设备进行全面检查，重点检查故障绝缘子相邻设备有无受损，引线有无受力拉伤、损坏的现象。 4.1.2.4 汇报值班调控人员

一、二次设备检查结果。

4.1.2.5 若相邻设备受损，无法继续安全运行时，应立即向值班调控人员申请停运。 4.1.2.6 对故障点进行隔离，按照值班调控人员指令将无故障设备恢复运行。 4.2 拒分、拒合

4.2.1 现象

远方或就地操作隔离开关时，隔离开关不动作。

4.2.2 处理原则

4.2.2.1 隔离开关拒分或拒合时不得强行操作，应核对操作设备、操作顺序是否正确，与之相关回路的断路器、隔离开关及接地开关的实际位置是否符合操作程序。 4.2.2.2 运维人员应从电气和机械两方面进行检查。

a) 电气方面：

1) 隔离开关遥控压板是否投入，测控装置有无异常、遥控命令是否发出，“远方/就地”切换把手位置是否正确;

2) 检查接触器是否励磁; 3) 若接触器励磁，应立即断开控制电源和电机电源，检查电机回路电源是否正常，接触器接点是否损坏或接触不良;

4) 若接触器未励磁，应检查控制回路是否完好;

5) 若接触器短时励磁无法自保持，应检查控制回路的自保持部分; 6) 若空开跳闸或热继电器动作，应检查控制回路或电机回路有无短路接地，电气元件是否烧损，热继电器性能是否正常。

b) 机械方面：

1) 检查操动机构位置指示是否与隔离开关实际位置一致;

2) 检查绝缘子、机械联锁、传动连杆、导电臂(管)是否存在断裂、脱落、松动、变形等异常问题;

3) 操动机构蜗轮、蜗杆是否断裂、卡滞。 4.2.2.3 若电气回路有问题，无法及时处理，应断开控制电源和电机电源，手动进行操作。 4.2.2.4 手动操作时，若卡滞、无法操作到位或观察到绝缘子晃动等异常现象时，应停止操作，汇报值班调控人员并联系检修人员处理。 4.3 合闸不到位

4.3.1 现象

隔离开关合闸操作后，现场检查发现隔离开关合闸不到位。

4.3.2 处理原则

4.3.2.1 应从电气和机械两方面进行初步检查：

a) 电气方面：

1) 检查接触器是否励磁、限位开关是否提前切换，机构是否动作到位; 2) 若接触器励磁，应立即断开控制电源和电机电源，检查电机回路电源是否正常，接触器接点是否损坏或接触不良，电机是否损坏; 3) 若接触器未励磁，应检查控制回路是否完好; 4) 若空开跳闸或热继电器动作，应检查控制回路或电机回路有无短路接地，电气元件是否烧损，热继电器性能是否正常。

b) 机械方面：

1) 检查驱动拐臂、机械联锁装置是否已达到限位位置; 2) 检查触头部位是否有异物(覆冰)，绝缘子、机械联锁、传动连杆、导电臂(管)是否存在断裂、脱落、松动、变形等异常问题。 4.3.2.2 若电气回路有问题，无法及时处理，应断开控制电源和电机电源，手动进行操作。 4.3.2.3 手动操作时，若卡滞、无法操作到位或观察到绝缘子晃动等异常现象时，应停止操作，汇报值班调控人员并联系检修人员处理。 4.4 导电回路异常发热

4.4.1 现象

4.4.1.1 红外测温时发现隔离开关导电回路异常发热。

4.4.1.2 冰雪天气时，隔离开关导电回路有冰雪立即熔化现象。

4.4.2 处理原则

4.4.2.1 导电回路温差达到一般缺陷时，应对发热部位增加测温次数，进行缺陷跟踪。 4.4.2.2 发热部分最高温度或相对温差达到严重缺陷时应增加测温次数并加强监视，向值班调控人员申请倒换运行方式或转移负荷。

4.4.2.3 发热部分最高温度或相对温差达到危急缺陷且无法倒换运行方式或转移负荷时，应立即向值班调控人员申请停运。 4.5 绝缘子有破损或裂纹

4.5.1 现象

隔离开关绝缘子有破损或裂纹。

4.5.2 处理原则

4.5.2.1 若绝缘子有破损，应联系检修人员到现场进行分析，加强监视，并增加红外测温次数。

4.5.2.2 若绝缘子严重破损且伴有放电声或严重电晕，立即向值班调控人员申请停运。 4.5.2.3 若绝缘子有裂纹，该隔离开关禁止操作，立即向值班调控人员申请停运。 4.6 隔离开关位置信号不正确

4.6.1 现象

4.6.1.1 监控系统、保护装置显示的隔离开关位置和隔离开关实际位置不一致。 4.6.1.2 保护装置发出相关告警信号。

4.6.2 处理原则

4.6.2.1 现场确认隔离开关实际位置。

4.6.2.2 检查隔离开关辅助开关切换是否到位、辅助接点是否接触良好。如现场无法处理，应立即汇报值班调控人员并联系检修人员处理。

变电运维专业技术总结范文第4篇

1.运行管理

(1)工作票管理

工作票对设备消缺过程中安全风险控制和检修质量控制具有重要的作用。工作票编制时需要细化备缺陷消除过程的步骤，识别消缺工作整个过程的安全风险(人员安全和设备安全)，做好风险预判工作，主要包含：工作位置(设备功能位置和工作地点)、开工先决条件、工作步骤、QC控制点、工期、工负责人、工作组成员、工作风险及应对措施、备件(换件和可换件)、工具(常用工具和仪器仪表)等;工作票对工作过程中的关键点进行控制，结合质量管理中QC检查员的作用设置W点(见证点)和H点(停工待检点)以保障工作质量;工作票执行时需要严格执行工作过程的要求，严把安全质量关;工作票执行完毕后必须保存工作记录和完工报告。

(2)操作票管理

操作票使用在对电站设备进行操作的任何环节。操作指令需明确，倒闸操作一般由两人进行操作，操作人员和监护人员共同承担操作责任，核实功能位置、隔离边界、操作指令、风险点后按照操作票逐条进行操作，严禁约定送电。所有操作规范应符合《国家电网倒闸操作要求》。

(3)运行记录管理

运行记录分纸质记录和电子记录两部分，纸质记录主要为运行日志，运行日志记录电站当班值主要工作内容、电站出力、累计电量、故障损失、限电损失、巡检、缺陷和异常情况、重要备件使用情况等;每日工作结束后应在电站管理系统中记录当日电站运行的全面情况，纸质运行日志应当妥善保存。电站监控和自动控制装置监控的运行记录应每日检查记录的完整性，并妥善保存于站内后台服务器(信息储存装置或企业私有云)。

(4)交接班管理

电站交班班组应对电站信息、调度计划、备件使用情况、工具借用情况、钥匙使用情况、异常情况等信息进行全面交接，保证接班班组获得电站的全面信息;接班班组应与交班班组核对所有电站信息的真实与准确性，接班班组值长确认信息全面且无误后，与交班班组值长共同在交接班记录表上签字确认，完成交接班工作。

(5)巡检管理

巡检分为日常巡检、定期巡检和点检三种方式，日常巡检是电站值班员例行工作，按照巡检路线对电站设备进行巡视、检查、抄表等工作，值班员应具备判断故障类型、等级和严重程度的能力，发现异常情况按照巡检管理规定的相关流程进行汇报和处置，同时将异常情况应记录在运行日志中。定期巡检是针对光伏电站所建设地点的气候和特殊天气情况下进行的有针对性的巡检;点检是对重要敏感设备进行加强巡视和检查，保证重要设备可靠运行的手段。

(6)电站钥匙管理

电站设备钥匙的安全状态对电站运行安全有着至关重要的作用 ，电站钥匙分设备钥匙和厂房钥匙，电站所有钥匙分两套管理，即正常借用的钥匙和应急钥匙，应急钥匙由当班站长保存，正常借用的钥匙借出和还回应进行实名登记，所有使用人员应按照规定进行钥匙的使用。设备钥匙应配备万能钥匙，万能钥匙只有在紧急事故情况下经站长批准才能使用，其他情况下不得使用。

(7)电量报送管理

电站值长应每月月末向总部报送当月电量信息。每月累计电量信息应保持与运行日志一致，每月累计故障损失电量信息应与设备故障电量损失信息保持一致，电量信息表编写完成后应由电站站长复核电量信息后报送总部，报送格式应符合总部管理要求，报送电量信息应真实、准确。

2、维修管理 (1)工作过程管理

工作过程管理是规范电站员工工作行为准则，电站任何人员进行现场工作应遵循电站工作过程管理以保证电站工作的有序性。工作过程管理包含：电站正常工作流程、紧急工作流程、工作行为规范、工前会、工作申请、工作文件准备、工作许可证办理流程、工作的执行与再鉴定、完工报告的编写等内容。

(2)预防性维修管理

预防性维修是指电站有计划的进行设备保养和检修的活动。预防性维修管理包含：预防性维修项目和维修周期的确认、预防性维修大纲编制、预防性维修计划编制、预防性维修准备、停电计划、停电申请流程、日常预防性维修、大修预防性维修、预防性维修等效、组件清洗计划编制、预防性维修实施、预防性维修数据管理等内容。

(3)纠正性维修管理

纠正性维修是指非预期内的故障发生时进行的维修活动。纠正性维修的主要分类有在线维修和离线维修，按照响应时间分类有：临时性维修、检修、抢修，按照维修量级分类有：局部维修、整体维修、更换部件、更换设备。纠正性维修主要考虑的因素有：故障设备不可用对其所在系统的影响，以及该系统对机组乃至电站的影响;缺陷的存在对其设备的短期及长期影响，以及该缺陷设备故障后的潜在后果;故障或缺陷设备对工业安全和外部电网的影响。纠正性维修的对象一般为比较紧急必须处理的故障，隔离边界较少，对检修要求高，纠正性检修需要做到快速判断故障原因，准确找到故障点，做好安全防护措施，及时消除故障保障系统和电站正常运行。

(4)技术监督试验管理

技术监督试验的目的在于依据国家、行业有关标准、规程，利用先进的测试管理手段，对电力设备的健康水平及安全、质量、经济运行有关的重要参数性能、指标进行监测与控制，以确保其在安全、优质、经济的工作状态下进行。电站需要制定技术监督计划、确定试验项目、周期、试验标准、试验设备、人员资质以及风险点，执行过程中严格执行试验标准，如实技术监督试验报告，电站应保存技术监督试验报告，技术监督试验数据应与设计参数进行比较分析，并对电站设备及系统的安全性、可靠性等方面作出评价。

二、安全管理 (1)工业安全

安全是工业生产的命脉，任何生产型企业无不把安全放在首位 。光伏电站的安全管理包含：电力安全管理、工业安全管理、消防安全管理、现场作业安全管理(员工行为规范、危化品管理等)、 紧急事件/事故处置流程管理、事故管理流程(汇报、调查、分析、处置、整改等)、安全物资管理(劳保用品、消防器材等)、厂房安全管理、安全标识管理、交通安全管理等。

(2)安全授权管理

为保证电站人员和设备安全，所有入场人员(含承包单位人员 )需要接受安全培训，经培训活动基本安全授权后方可进入现场工作;安全授权培训内容包含：电力安全培训、工业安全培训、消防安全培训、急救培训;安全授权有效期为两年，每两年需要复训一 次;电站需保存安全授权记录备查。

(3)安全设施管理(安全标准化)

电站消防水系统、消防沙箱、灭火器、设备绝缘垫、警示牌等均属于电站安全设施，安全设施需要定期保养、维护、更换，并应有记录;电站安全设施的设置(设备和道路划线等)、安全标识规格及设置、巡检路线设置等均应符合安全标准化要求，人员行为习惯应满足安全标准化的具体措施要求。

(4)防人因管理

防人因管理是通过对以往人因事件的分析找到事件或事故产生的根本原因，制定改进措施做到有效预防。防人因主要是对的人员人因失误的管理与反馈。通过对员工进行警示教育反思安全管理现状，找到管理、组织、制度和人的失效漏洞进行管理改进，可利用国际交流借鉴、领导示范承诺、学习法规标准、警钟长鸣震撼教育 、分析设备系统管理、经验反馈、共因分析、设备责任到人、制度透明化、安全文化宣传、行为训练、人因工具卡等多种手段建立员工防人因意识，提升安全管理水平。

(5)灾害预防

灾害预防工作包含：灾害历史数据分析、灾害分级及响应流程、组建运作机构、防灾制度建立、防灾风险与经济评估、防灾措施建立、防灾物资和车辆准备等，对灾害的预防是保证电站25年寿期正常运行的基石，是灾害来临时减少电站损失的有力保障。

(6)应急响应

应急准备阶段需建立应急响应组织，该组织机构需包含：应急总指挥、电站应急指挥、应急指挥助理、通讯员、应急值班人员。应急准备期间工作包含应急流程体系建设、汇报制度建立、应急预案的编写、突发事件处置流程的建立、通讯录与应急信息渠道的建立、应急设施设备器材文件的管理与定期检查、应急演的策划组织与评价、应急费用的划拨、新闻发言人及新闻危机事件应急管理制度的建设等;实施阶段包含应急状态的启动、响应、行动和终止等内容;应急事件后评价包含损失统计、保险索赔、事故处理、电站恢复等。

三、文档与信息管理 1.技术资料管理 光伏电站技术资料管理包括文件体系建设(文件编码体系、文件分类体系、文件分级体系等)、设计文件管理、设计变更文件管理、竣工报告管理、调试报告管理、合同文件管理、图纸管理、日常生产资料管理(主要包括：运行日志、巡检记录、交接班记录、倒闸操作票记录、运行数据记录、工作票记录、维修报告记录、检修计划、技术监督记录、工具送检记录、备件库存记录等)、技术改造文件管理、大修文件管理、移交验收证书、设备说明书、设备或备件合格证、电子文件记录管理、文档系统管理、文档销毁流程管理等。技术资料记录分级别进行管理，过期文件应及时更新和销毁。

2.培训授权资料管理

培训授权资料一般有：培训签到单、培训记录表、培训大纲、培训教材、培训课件、培训成绩单、试卷、试题库资料、培训说明书、培训效果评价表、基本安全授权书、XX岗位授权书、培训等效记录、员工技能降级认定表等。电站定期向总部提交培训记录，总部在培训信息系统中备案，并根据培训授权表对相应技术等级的人员进行岗位调整和薪酬调整。

3.人员技术证件管理

人员根据不同的工作类型需进行外部取证考试，外部机构颁发的技术证件需进行整理和备案，作为人员执业资格外部检查和评估的依据。

4.电站资产管理(编码、清点)

电站固定资产均需进行编码，编码后的固定资产进入总部管理系统备案与监控，固定资产需每季度进行清点并更新清单，固定资产的处置需按照总部相关要求进行报废处置处理。

5.经验反馈管理

经验反馈信息按照不同的事件和异常管理级别、方式加以确认、报告、评价后果、分析原因、纠正和反馈;保证同企业内和同行业内所发生的重要事件能够得到收集、筛选、评价、分析以及采取纠正行动和反馈，对维持和提高电站的安全水平和可用率水平具有重要意义。经验反馈管理工作主要分为内部经验反馈和外部经验反馈，工作内容主要包含对异常事件和良好实践整理、分类、分级、分析和筛选、信息共享渠道建立、经验反馈汇报流程管理、根本原因分析方法、防人因管理、定期会议管理、信息反馈效果评价、经验反馈考核管理等。

6.信息系统维护

光伏电站在生产运营阶段会有大量信息通过生产信息系统进行管理工作，信息系统的可用性将直接影响总部和区域公司对电站的管理，信息系统维护工作内容主要包含系统硬件维护(通讯维护、数据储存器维修、电脑维护等)、信息安全检查、备件管理、软件升级和更新、客户端安装与配置、信息系统授权配置、信息系统操作培训等。

7.智能电站建设

变电运维专业技术总结范文第5篇

一、变电运维人员倒闸操作的重要意义

在实际的变电运维工作中,倒闸操作是贯穿在整个变电设备状态中的,如设备检修、设备状态切换等,这可以说是整个变电运维工作顺利开展的必要基础,且只有保证倒闸操作的合理与规范,这样才能展开后续的变电运维工作。其次,倒闸操作在整个变电运维流程中的作用和意义是非常明显的,同时也是保证整个电力系统稳定运行的关键,这对促进供电企业发展,提升社会供电稳定等都有着较重要的作用和影响。

二、变电运维人员倒闸操作存在的问题与不足

(一)缺乏对倒闸操作的正确认识

随着我国电网事业的快速发展,如今电网所覆盖的面积也已经变得越来越大,但由于工作人员对倒闸操作的重视度不够,导致倒闸操作在电网运行中的应用也出现了各种各样的问题。在实际的变电运维工作中,很多运维操作人员对倒闸操作的了解并不是很深入,且整体的工作性质也没有理解透彻,导致其在进行倒闸操作时的没有足够的责任心,严重时还会出现不同程度的工作失误,造成电力系统的瘫痪。从另一个方面来看,由于运维人员自身的意识不到位,即认为倒闸操作只是简单的切换电力设备,也正是因为受到这方面因素影响,导致倒闸操作的工作效率不是很理想。

(二)管理制度不到位

科学、完善的管理制度是保证各项工作顺利开展的重要基础,这对变电运维工作来说也是非常关键的,即对倒闸操作人员进行管理是保障操作人员倒闸安全操作的必备条件。但是,在实际的工作过程中,由于部分部门的倒闸操作管理人员制度不完善,导致无法合理分配倒闸操作人员的工作岗位,无形之中也影响了责任制度的落实。其次,由于缺乏相应的管理制度,导致倒闸操作人员缺乏组织性,并直接影响了变电运维工作的效率。

(三)倒闸连接系统不稳定

倒闸操作可以说是我国电力系统中最常见的一项工作,且实际的应用范围也非常广泛,但因为变电运维系统并不是只在某个区域独立运作的,即需要与众多区域的变电运维系统相联系,所以相关人员在进行倒闸操作时,首先要做的就是保证变电运维的系统的稳定,并建立完善的倒闸操作连接系统。但是,在实际的工作过程中,由于很多倒闸连接并不是很稳定,即常常出现开关失灵、接触不良等问题,这都会直接增加倒闸操作的危险程度,并直接约束运维工作的开展。

三、变电运维人员倒闸操作效率的提升对策和建议

(一)要加强变电运维人员素质与技能方面的培养

变电运维人员自身的素质与工作能力会直接对变电设备运维工作中的倒闸操作效率造成影响,所以电力企业在工作时应该加强变电运维人才队伍的建设,并结合实际来加强对变电运维人员素质与技能方面的培养,这样才能实现倒闸操作效率的提升。具体可以从以下几个方面入手:第一,在对变电运维人员进行岗前培训时,其一定要让他们明确自身责任,要清楚提升倒闸操作效率的重要性,并明确操作流程。第二,所开展的定期培训工作可以聘请专业的人员来进行,这可以通过组织理论、实践操作等方式来提高工作人员的技术水平。其次,适当引入先进的操作工艺也是非常关键的,但必须要保证操作过程的安全。

(二)要保证各项准备工作的合理

变电运维倒闸操作准备工作的地位也是非常关键的,这同时也是提升倒闸操作效率的重点内容,所以变电运维人员应该提高对倒闸操作准备的重视,要针对不同的准备工作来制定相应的操作方案,这样才能保证后续工作的顺利开展。例如:在进行五防系统运用准备工作时,其就需要制定设备维护与养修制;但在接地线装拆准备工作中,其就需要准备相应的管理制度,这样才能保证各工作环节的合理与规范。

(三)要加强变电运维系统操作的制度化与规范化

在实际的变电运维操作过程中,保证操作系统的规范化与制度化可以说是保证倒闸操作顺利开展的关键,且相关人员也应该严格规范倒闸操作人员的工作过程,要明确相关的操作管理制度,并要严格按照操作规定来展开,这样才能保证倒闸操作过程的规范,保证操作人员自身的安全,实现变电运维系统的正常、稳定运行。

结束语:

综上所述,通过对变电运维人员倒闸操作的效率提升、变电运维人员倒闸操作效率的影响因素等进行分析发现,影响倒闸操作效率的原因非常多,但大部分都存在于操作准备工作中。所以相关人员要想提升倒闸操作工作的效率,其就必须要不断提高自身的工作技术与职业能力,要结合实际来做好准备工作,并加强与其他工作人员之间的合作,这样才能达到预期的工作目标,并保证电力行业的稳定发展。

摘要：随着我国社会经济的不断发展和进步,如今各行各业的运作模式与过去相比也都有了非常大的变化,其中的变电运维操作也不例外。经济的迅速发展也让我国电网发展有了很大提升,电网所需的硬件设备与设备维修人员数量也有了明显增加。在实际的电网设备变电维修操作中,倒闸操作可以说是最基本的工作之一,但因为该工作的注意事项非常多,无形之中也影响了变电运维人员的操作效率。本文主要针对变电运维人员倒闸操作效率来展开研究,然后结合各方面因素来提出相应的解决对策,希望能够为倒闸操作人员带来帮助,从而保证电力事业的稳定发展。

关键词：变电运维,运维人员,倒闸操作

参考文献

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