【摘要】变电站是电力行业中的重要场所，是电力生产、电力传输的重要阵地，变电站的稳定对电力行业的发展有十分重要的影响。本文对变电运行中的安全隐患进行分析，并且提出了变电运行的现场操作技术，旨在提高变电运行水平。
【关键词】变电运行；现场操作技术；技术实践
前言
变电运行是电力系统中的一个最基础的工作，对电力生产、电力传输质量有很大影响，也是影响电力产品稳定性的重要过程。为了给人们输送安全、稳定的电力产品，在变电站的建设过程中应该要积极加强对变电站现场操作技术的控制，技术人员应该要掌握相应的操作技术，要对变电现场的操作技术进行研究和分析。
1变电运行的基本模式
传统的变电站运行是由人工值班的方式进行，在科技日益进步的现代社会，传统方式退出舞台，无人值班的方式成为主旋律。通过专业操作人员利用先进智能的科技设备与技术针对变电系统进行管理与控制，减少了人力的大量投入，方便进行远程操作，整体节约了人工成本并且提高了工作效率。虽然无人值班的模式具备很多优点，但是由于我国在无人技术层面技术还没有十分成熟，所以目前在特定的情况下依然需要工作人员在现场作业，确保变电系统高效稳定安全地运行。随着电力系统的发展，目前，在变电领域的管理制度逐渐成型，比较有代表性的制度就是责任制，主要指的是维修和执行作业的过程里，把责任落实到每个人员上面。该方针可以实现两个效果，工作效率的提升，及时维护系统，将事故发生率降到最低，保障人员安全。鉴于在变电运行维护的期间需要倒闸的操作，采取该行为可以实现人员的责任意识提高，降低事故风险，万一意外发生，也有相应责任人承担责任，避免了很多麻烦琐碎的事情。
2变电运行现场操作常见问题和对应技术探讨
2.1模拟屏记忆位置与设备实际位置不一致
2.1.1事故经过
某变电站110kV隔开开关检修，因调速需要对该接地刀闸进行拉合，工作负责人要求值班人员打开该接地刀闸的闭锁，主值和副值未使用电脑钥匙进行模拟操作，而是直接用解锁钥匙将五防机械锁打开，交班时也未向接班人员交待。检修人员调速结束后将接地刀闸保留在接地状态，检修工作结束后，运行人员在验收时未进行拉合隔离开关试验，没有发现接地刀闸在合位。当调度下令断路器上的一条母线运行送电操作时，由于模拟屏上接地刀闸显示分位，因此通过了模拟预演。但当操作另一隔开开关时，发生带接地刀闸关合隔离开关，110kV母差保护动作，母线失电。
2.1.2事故分析
长期以来，模拟屏上隔离开关和接地刀闸位置一直采用虚遥信方式，即用记忆对位的方式：电脑钥匙操作完毕回传给模拟屏的位置，作为设备遥信位置，或通过手工强制方式进行对位。如果设备实际位置与模拟屏当前记忆的位置不一致，既使模拟预演逻辑正确，也不能保证操作的正确性，这是目前使用的微机防误系统存在的最大设计缺陷，也是五防系统目前的技术难题。因此，模拟屏采用这种遥信方式作为设备实际位置就要求运行人员进行模拟预演前一定要核对模拟屏与设备实际位置是否一致。由于事故中运行人员没有一一核对设备位置，虽然通过了五防系统的模拟预演，但仍然发生了典型恶性误操作事故。
2.1.3预防措施
（1）尽快对使用虚遥信的五防系统进行升级改造，通过直接采集或从综自自动重合闸系统读取隔离开关、接地刀闸的位置，作为设备的实际位置。（2）严格执行交接班制度，对前一次值班的安全措施，尤其是接地刀闸、接地线的使用情况一定要交代清楚和明白。（3）配合检修、试验人员的工作，需变更现场安全措施或改变设备状态的，必须填写配合工作联系单，严格执行防误闭锁装置解锁规定。
2.2集控站没有五防系统造成的断路器事故
2.2.1事故经过
由于保护人员在集控站对110kV甲变电站新建的某间隔进行信息联调和传动工作，遥控操作某断路器时，值班运行人员未进行监护，只是将操作人、监护人的密码告诉工作人员，让工作人员自行操作，当工作人员拉开该断路器后听到语音报警提示“乙站变位告警”，报文显示乙站断路器由合闸变为分闸，母线失压，发现操作画面为110kV变电站画面，此时所操作断路器实际为乙站主电源断路器，造成了乙站全站失电。
2.2.2事故分析
集控站的远方遥控操作没有完善的防误技术配套措施，不符合安全规程要求，不经模拟预演就能直接操作设备是造成事故的主要原因。而保护工作人员在遥控断路器时没有认真核对变电站站名及设备双重名称，是造成事故的直接原因。特别是集控站远方操作的设备没有经过遥控闭锁继电器控制，不符合远方操作设备必须经过五防系统遥控闭锁继电器控制的反措施要求。集控站运行管理模式，根据实际情况的不同，存在不同的实施方式，如监控操作合一模式、监控操作独立模式、调度监控合一模式、多集控中心模式等。防误系统在部署上应具备相应的灵活性，适应以上需求。集控站防误系统是在计算机和网络技术日益发展的前提下，应集控运行模式和需要出现的一种新技术、新模式。凡集控站远方操作的电气设备，原则上均应经过五防闭锁装置判断确认后才能进行操作，这是五防闭锁的基本要求之一。集控站的五防闭锁功能必须在投入状态，紧急情况下经过高级用户允许，并输入其解锁口令才可以将五防闭锁装置发出分合闸请求，五防闭锁装置判断后，向集控站端返回是否可以操作该设备的信息，当返回是可以操作的信息时，集控系统把操作该设备的指令通过远动通道传送到受控站，受控站相应设备测控装置的出口继电器才动作。若返回不能操作该设备的信息时，监控系统一般会发出“五防请求失败，请重新选择操作设备”的提示信息。同时，为防止监控系统由于软件逻辑混乱或闭锁有问题或通过键盘操作造成的误操作，以及就地手动操作可能造成的误操作，断路器的远方和就地分合闸控制回路应串入五防系统遥控闭锁继电器的硬触点。监控系统请求操作的设备应与当前项设备一致，并且在符合当前设备状态下的操作逻辑时，五防系统才把操作命令经过五防通道传送到受控站，串联在受控站设备操作回路中的遥控闭锁继电器才动作，开放设备的分合闸回路。
2.2.3防范措施
（1）尽快给集控站配置五防系统，并完善断路器、隔离开关等设备检修状态下的操作逻辑，即设备在左右两边都接地的状态下，只要模拟一次就可以反复进行拉合试验操作，而不需要解锁操作。只有在模拟预演后，才能把检修状态的设备操作权交给保护或检修人员。（2）集控站远方操作的设备新增遥控闭锁继电器控制功能。遥控闭锁继电器串接在受控设备的手动分闸回路，受五防系统控制，只有经过正确的模拟预演才能进行远方电动操作。（3）当集控站配置五防系统前，检修人员不能在受控站操作任何设备。集控站遥控操作时，运行人员一定要认真核对变电站站名及设备双重名称和编号。（4）运行人员应保管好自己的密码，操作时监护人、操作人各自输入自己的密码，严禁单人操作。
结束语
综上所述，变电站是电力生产的主要场所，在电力生产过程中，每个部分都应该保持安全、稳定，才能确保整个电力生产和传输过程中的稳定性。在变电站运行过程中会出现很多安全隐患，尤其是一些操作上的问题很容易导致安全事故的出现。在具体的操作过程中，必须要积极加强对变电运行操作技术的控制，对变电操作进行严格管理，提高变电运行的安全性和稳定性。
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