引言

 

变电站设备的维护管理是实现技术和经济效益标准的关键。以往的定期维护过程可以朝着更具预防性和基于现场条件的维护方向发展。控制中心是实现变电站设备维护的重要手段，主要负责电力系统的监控和控制。现代电力控制中心还增加了将电气设备维护功能传输到智能电网平台的功能。

 

1电气设备倒闸操作后的位置检查现状

 

在进行位置检查时，应充分按照《电力安全工作规程变电部分》进行位置检查Q5.3-2013版GDW1799.6.6相关标准，具体要求为：在检查电气设备位置的过程中，必须根据设备的真实位置确定，如果真实位置不能直观显示，可借助各种设备协助确定，具体设备包括设备指示、电气指示、带电显示装置、仪表及相关遥测、遥信信号等。为了提高判断的准确性，必须有两个或两个以上原则不同或不同来源的指示发生相应的变化，上述变化同时完成。在这种情况下，可以确定结果是准确的。如今，我国变电站对电气设备位置应用频率较高的检查方法主要包括机械位置指示和电气位置指示。由于断路器的具体位置不能直观显示，因此通常使用机械位置标志来判断位置检查。目前，随着二次设备的不断进步和创新，电气位置指示可以通过各种设备来确定，包括设备信号、操作箱和测控装置的指示灯、测控装置的电流、报纸和PT电压。为了防止倒闸操作过程中设备和人员的损坏，大部分在实际操作过程中都是通过遥控完成的，电气位置的监控也是通过后台光字和遥信报文完成的。监控信号主要用于检查断路器的电气位置。在实际操作过程中，监控信号的范围特别广，包括各保护装置的信号、操作箱的相关指示灯、测控装置的监控信号指示灯、测控装置的电流、监控背景的光字、报纸和PT电压。

 

2变电器倒闸操作中的危险点

 

（1）第一种情况：系统模拟图与现场设备和运行模式不一致，导致误操作。分析要点：运行模式变更时，设备或编号变更时模拟图未及时变更。（2）第二种情况：倒闸操作未按顺序逐项操作，未进行“三次检查”，或现场设备无明显标志，导致误操作。分析要点：无遗漏或跳跃操作，操作前检查设备名称、编号和位置。（3）第三种情况：解锁工具使用和保管不当，导致误入带电间隔触电。分析要点：擅自解锁、借出、使用后未及时密封等。（4）第四种情况：悬挂接地线未按程序进行，导致带电悬挂接地线。分析要点：验电后未立即挂接地线。

 

3变电倒闸操作优化措施

 

3.1采取的防控措施

 

(1)对第一种情况采取的防控措施。①操作前后检查一次系统模拟图(或计算机模拟系统图)与现场设备和操作模式一致。②当设备或编号发生变化时，及时更改系统模拟图。(2)针对第二种情况采取的防控措施。①操作设备命名、编号、转动方向、切换位置的指示标志或标志清晰。②在日常检查和维护中，及时消缺发现标志不明显的设备。③所有电气倒闸操作必须严格按照“两票执行规定”的要求进行，并进行“三检”和记录。(3)针对第三种情况采取的防控措施。①解锁工具(钥匙)应密封保管，所有操作人员和维修人员严禁擅自使用解锁工具(钥匙)。机械锁需要一把钥匙打开一把锁，钥匙需要编号并妥善保管。②防误装置和电气设备异常需要解锁操作，或电气设备维修需要解锁维修设备操作，使用解锁钥匙（工具），必须由防误锁专人到现场核实操作，确认需要解锁操作，批准解锁和监控完成所有操作（包括设备维修解锁操作）。非防误闭锁专责人无权批准解锁。严禁防止误锁专责人未经现场核实确认，通过电话批准解锁。③解锁工具(钥匙)应制定有效的管理制度。(4)针对第四种情况采取的防控措施。①挂接地线前应停电验电，验电前确认验电合格。②验电后立即挂接地线。

 

3.2智能站断路器电气位置检查

 

智能变电站的关键部件是智能终端。该部件的主要工作是准确检查和收集各种设备数据，包括设备位置和运行情况，然后通过GOOSE网络传输收集到的相关信息，最终到达测试装置或监控背景，测试装置或监控背景完成相关信息的检查，包括具体位置和运行状态。但监控只能发挥监控效果，不能实现对整个设备的监控。由于设备制造商也有很大的差异，安装在智能终端上的开关指示灯可能不会充分发挥监控功能。然而，大多数智能终端都有指示灯，可以有效地监控设备电路。因此，在智能站断路器方面，智能终端可以通过电气位置指示和控制电路指示两种协同方式进行，一方面可以大大降低操作距离，另一方面也可以显著提高监控信号指示的准确性。

 

3.3倒闸操作软防误提醒

 

软防误是利用已知的错误操作模式锁定软件。根据生成的操作票，手机APP扫描现场设备二维码，自动识别设备上传到三区的软件逻辑防误操作前端服务。软防误调用SCADA实时断面和防误逻辑后，进行防误分析判断，判断结果实时返回手机APP；判断设备位置是否正确，是否允许继续操作，并将前一个操作推送到手机APP端；操作完成时间、操作人员等。，并通过软防误前置服务上传到操作票管理模块。

 

3.4变电设备检修方案优化

 

优化前，变电站变电站设备实时状态信息收集过程环节多、复杂、耗时，增加了一线人员的工作量。优化后，将运维班和维修试验班的流程合并简化，删除通知，与维修试验队沟通，给出维修意见等不增值环节。变电站现场发现异常时，综合队员可以快速解决异常问题；当缺陷消除过程中出现突发额外情况时，综合队员也可以快速履行工作票手续，快速完成操作，保证运检操作的快速完成。优化后的流程重构了集中监控流程，增加了远程检查功能。通过远程检查，可以发现隐患和缺陷，提高了隐患和缺陷的识别率，大大降低了综合队员的检查工作量，降低了交通和操作风险，提高了运维质量，实现了精益操作控制。

 

结语

 

通过新的系统框架模式，实现操作票自动生成、模拟操作、防误操作逻辑相结合的模式；通过物联网技术，实现电网设备运行状态和安全技术措施的实时数据切片，采集开关柜内母线和变电站对侧联络线的带电指示器状态，将设备的带电状态作为防误操作的逻辑判断条件；通过二维码技术验证和识别设备身份，实现了变电站运行过程中风险的有效控制。结合逻辑闭锁和手持终端运行过程中的安全提示，有效识别和准确控制运行风险，避免了各种误操作行为的发生。新传感器和通信技术的发展为电力设备状态的综合感知提供了技术保障。通过实时采集、防误锁和操作提示，可以全面控制变电站运行过程中风险的识别。