110kV升压站反送电安全技术反事故措施

110kV升压站反送电安全技术反事故措施（共2篇）

篇1：110kV升压站反送电安全技术反事故措施

110kV升压站反送电安全技术反事故措施

一、安全措施

1、升压站大门闭锁，并在大门上悬挂“止步

高压危险”标示牌。2、10kV配电室至升压站两侧通道用安全围拦隔离，并在围拦上悬挂“止步

高压危险”标示牌。

3、升压站内清洁无杂物。

4、升压站围墙上悬挂适当数量的“止步

高压危险”标示牌。

5、中控室、保护室、通讯室门口悬挂“非工作人员

禁止入内”标示牌。6、0.4 kV 配电室内已带电盘柜用安全围拦隔离，并在盘柜前后悬挂适当数量的“设备已带电

禁止靠近” 标示牌。

7、中控室门闭锁，并在门上悬挂“非工作人员

禁止入内”标示牌。

8、所有许可在0.4kV35kV配电室内工作的人员，必须持有相关工作内容的工作票。

9、反送电现场必须有足够数量的且合格证齐全的绝缘手套、绝缘靴、验电器、绝缘棒等安全工器具。

10、现场必须有足够数量的各种标示牌。

11、反送电现场保持安静，全部操作命令只能尤总指挥下达给值班长，尤值班长下达操作命令后执行。

12、参与反送电操作人员，必须清楚反送电操作步骤。

13、操作人、监护人必须严格执行操作票制度，操作中必须严格执行操作监护制度和操作复诵制度且声音洪亮清晰。

14、操作必须有提前准备好的且合格的操作票。

15、只有值班长下达检查命令后，操作人、监护人方可去现场检查设备。

16、如遇天色较晚的操作，现场必须有足够的照明。

17、反送电现场发现闲杂人员，一律驱逐。

18、操作期间出现大风、暴雨等不利于室外操作的天气，有反送电总指挥决定是否继续操作，停止反送电操作的命令只能有反送电总指挥将命令下达给值班长，全体操作人员在接到值班长的命令后停止操作，并做好善后工作。

19、所有参加反送电操作的人员必须熟悉反送电反事故措施，掌握灭火器的正确

使用方法。

二、技术措施

1、组织人员编写典型操作票,并认真学习反送电的步骤。

2、组织全体操作人员进行操作票学习，并做出事故预想。

3、现场安全保卫消防设施。

4、组织人员对现场设备认真检查，力求将所有影响反送电的设备因素消灭。

5、核对各设备的实验记录，一次图纸核对，对已变动的设备重点组织学习。

6、对现场二次图纸于设备核对，认真检查设备接线有无松动，错接线、漏接线等。

7、主变、所用变、接地变现阶段分接头不在最高档，该设备反送电前要将分接头调至最高档。

8、系统相序可能与柴油发电机相序不同，在用4004断路器并列前认真核对相序，只有核对相序无误后柴发系统才可停止，用系统反送电接待0.4kVⅡ段。

9、反送电核对相序如果不同，立即对个隔离开关操作电机，主变分接开关操作电机，主变冷却风扇执行停电操作，改接动力电相序，并在现场检查核对电机转向正确。10、0.4kV母线可能因为主变，所用变分接头位置的改变，导致0.4kV母线电压过高或过低，造成对设备的不良影响，在主变，所用变分接头没有切换至正常位置之前，0.4kVⅠ段不接带任何负荷，先尤0.4kVⅡ段接带升压站的备用电源。

11、开始反送电操作的前三日，对将要带电的设备测量绝缘，并留下第一手资料。

12、对所有断路器在检修位置用万用表检查其状态与指示相符，以免造成带负荷拉合隔离开关。

13、检查现场所有设备的五防闭锁，五防闭锁的逻辑关系正确。

14、检查所有设备的CT、PT的二次接线，防止CT二次线松动造成开路，PT 二次线因为错接线造成短路，对人员和设备造成伤害。

15、蓄电池浮充电先有0.4kVⅡ接带，以免0.4kVⅠ段电压过高造成蓄电池的伤害。

16、反送电期间，确保柴发系统的稳定，操作期间严密监视0.4kV交流电压和直流系统电压，以免交直流电源电压不稳定造成反送电失败。

17、执行反送电操作任务的值班员必须在开始操作前三日写出操作票，并演练各操作步骤，达到熟练的地步。

18、操作前认真执行操作模拟预演，确证操作程序的正确性。操作中认真执行唱票复诵制和操作监护制。除有操作人、监护人外，还由第二监护人。

19、防误闭锁装置的万能解锁钥匙要妥善保管，不得随意使用，万能解锁钥匙要封存起来，并且由主值每天进行交接班。

20、操作过程中，严禁走空程序、越项、并项、漏项。

三、反事故措施

1、主变的事故处理

1.1变压器的严重异常现象及其分析

1.1.1变压器的油箱内有强烈而不均匀的噪音和放电声音，是由于铁芯的夹件螺丝夹得不紧，使铁芯松动造成硅钢片间产生振动。振动能破坏硅钢片间的绝缘层，并引起铁芯局部过热。至于变压器内部有

“吱吱”的放电声是由于绕组或引出线对外壳闪络放电，或是铁芯接地线断线，造成铁芯对外壳感应而产生的高电压发生放电引起的，放电的电弧可能会损坏变压器绝缘。

1.1.2.变压器在正常负荷和正常冷却方式下，如果变压器油温不断的升高，则说明本体内部有故障，如铁芯着火或绕组匝间短路。铁芯着火是涡流引起或夹紧铁芯用的穿芯螺丝绝缘损坏造成的。此时，铁损增大，油温升高，使油老化速度加快，增加气体的排出量，所以在进行油的分析时，可以发现油中有大量的油泥沉淀，油色变暗，闪点降低等。而穿芯螺丝绝缘破坏后，会使穿芯螺丝短接硅钢片；这时便有很大的电流通过穿芯螺丝，使螺丝过热，并引起绝缘油的分解，油的闪光点降低，使其失掉绝缘性能。铁芯着火若逐渐发展引起油色逐渐变暗，闪光点降低，这时由于靠近着火部分温度很快升高致使油温逐渐达到着火点，造成故障范围内的铁芯过热、熔化、甚至熔化在一起。在这种情况下，若不及时断开变压器，就可能发生火灾或爆炸事故。

1.1.3.油色变化过甚，在取油样进行分析时，可以发现油内含有碳柱和水份，油的酸价，闪光点降低，绝缘强度降低，这说明油质急剧下降，这时很容易引起绕组与外壳间发生击穿事故。

1.1.4.套管有严重的破损及放电炸裂现象，尤其在闪络时，会引起套管的击穿，因为这时发热很剧烈，套管表面膨胀不均，甚至会使套管爆炸。

1.1.5.变压器着火，此时则将变压器从系统切断后，用消防设备进行灭火。在灭火时，须遵守《电气消防规程》的有关规定。

对于上述故障，在一般情况下，变压器的保护装置会动作，将变压器两侧的断路器自动跳闸，如保护因故未动作，则应立即手动停用变压器，并报告调度及上级机关。

2、主变的事故处理 2.1主变的油温过高

2.1.1当变压器的油温升高至超过许可限度时，应做如下检查：

2.1.2.检查变压器的负荷及冷却介质的温度并与以往同负荷及冷却条件相比较。2.1.3.检查温度计本身是否失灵。

2.1.4.检查散热器阀门是否打开，冷却装置是否正常。若以上均正常，油温比以往同样条件下高10℃，且仍在继续上升时则可断定是变压器的内部故障，如铁芯着火或匝间短路等。铁芯发热可能是涡流所致，或夹紧用的穿芯螺丝与铁芯接触，或硅钢片间的绝缘破坏，此时，差动保护和瓦斯保护不动作。铁芯着火逐渐发展引起油色逐渐变暗，并由于着火部分温度很快上升致使油的温度渐渐升高，并达到着火点的温度，这时很危险的，若不及时切除变压器，就有可能发生火灾或爆炸事故，因此，应立即报告调度和上级，将变压器停下，并进行检查。

2.2主变漏油和着火时

2.2.1变压器大量漏油使油位迅速下降时，应立即汇报调度。禁止将重瓦斯保护改为作用于信号。有时变压器内部有“吱吱”的放电声，变压器顶盖下形成的空气层，就有很大危险，所以必须迅速采取措施，阻止漏油。

2.2.2变压器着火时，应首先切断电源，若是顶盖上部着火，应立即打开事故放油阀，将油放至低于着火处，此时要用干式灭火器、或沙子灭火，严禁用水灭火，并注意油流方向，以防火灾扩大而引起其他设备着火。

3主变有载分接断路器的故障

3.1.过渡电阻在切换过程中被击穿烧断，在烧断处发生闪烙，引起触头间的电弧越拉越长，并发出异常声音。

3.2.分接断路器由于密封不严而进水，造成相间闪烙。

3.3.由于分接断路器滚轮卡住，使分接断路器停在过渡位置上，造成相间短路而烧坏。3.4.调压分接断路器油箱不严密，造成油箱内与主变油箱内的油相连通，而使两相油位指示器的油位相同，这样，使分接断路器的油位指示器出现假油位，造成分接断路器油箱内缺油，危及分接断路器的安全运行。所以，在大型有载调节的变压器油枕上，装有两个油位指示器，一个是指示有载分接断路器油箱内油位，另一个是指示变压器油箱内的假油位，两个油箱是隔离的，所以这两个油位指示是不同的，在运行中应注意检查。

3.5以上故障的处理，值班人员需监视变压器的运行情况，如电流、电压、温度、油色和声音的变化；试验人员应立即取油样进行气相色谱分析；鉴定故障的性质，值班人员应将分接断路器切换到完好的另一档，此时变压器仍继续运行。

4、主变主保护动作时的原因和处理

4.1.瓦斯保护动作时的处理：瓦斯保护根据事故性质的不同，其动作情况可分为两种：一种是动作于信号，并不跳闸；另一种是两者同时发生。

轻瓦斯保护动作，通常有下列原因：

A、因进行滤油，加油而使空气进入变压器。

B、因温度下降或漏油致使油面缓慢低落。

C、因变压器轻微故障而产生少量气体。

D、由于外部穿越性短路电流的影响。

引起重瓦斯保护动作跳闸的原因，可能是由于变压器内部发生严重故障，油面剧烈下降或保护装置二次回路故障，在某种情况下，如检修后油中空气分离得太快，也可能使重瓦斯保护动作于跳闸。

轻瓦斯保护动作时，首先应解除音响信号，并检查瓦斯继电器动作的原因，根据气体分析，进行处理，若是由于带电滤油，加油而引起的，则主变可继续运行。

4.2.差动保护动作时的处理

当变压器的差动保护动作于跳闸时，如有备用变压器，应首先将备用变压器投入，然后对差动保护范围内的各部分进行检查。重点检查以下几点：

A、检查变压器的套管是否完整，连接变压器的母线上是否有闪烙的痕迹。

B、检查电缆头是否损伤，电缆是否有移动现象。C、若检查结果没有上述现象，则应查明变压器内部是否有故障。当变压器内部有损伤时，则不许将变压器合闸送电。有时差动保护在其保护范围外发生短路时，可能会发生误动，如果变压器没有损伤的象征时，有条件的可将变压器由零起升压试验后再送电，无条件时，则应检查差动保护的直流回路。若没有发现变压器有故障，就可空载合闸试送电，合闸后，经检查正常时，方可与其它线路接通。

若跳闸时一起都正常，则可能为保护装置误动作，此时应将各侧的断路器和隔离开关断开，由试验人员试验差动保护的整套装置。若为电流速断保护动作，其动作的处理可参照差动保护的处理。

4.3.过电流保护动作时的处理

当变压器由于过电流保护动作跳闸时，首先应解除音响，然后详细检查有无越级跳闸的可能，即检查出线线路保护装置的动作情况，各信号继电器有无掉牌，各操作机构有无卡涩等现象。如查明是因为线路出线故障引起的越级跳闸，则应拉开该出线断路器，如查不出是越级跳闸，则应将低压侧所有出线断路器全部拉开，并检查低压侧母线及变压器本体有无异常情况。若查不出有明显的故障象征时，则变压器可在空载的条件下试投一次，正常后再逐路恢复送电；当在试送某一条出线断路器时又引起越级跳闸时，则应将其停用而将其余线路恢复供电。若检查发现低压侧母线有明显象征时，则可切除该故障母线后，再试合闸送电。若检查发现变压器本体有明显的故障象征时，则不可合闸送电，而应汇报上级，听候处理。

.4.4 10KV装有零序保护而动作于跳闸时，一般均为系统发生单相接地故障所致，发生事故后，应汇报调度听候处理。

5.母线电压消失的事故处理

5.1.母线电压消失的原因有如下几点：

5.1.1.当靠近断路器的线路侧发生短路没有电抗器，而保护装置或断路器未能动作，以至不能切断短路电流时。

5.1.2.当电源中断以及母线短路或因母线断路器间引线上发生短路时，母线电压就会消失。母线电压消失是系统中最严重事故，应尽可能的迅速处理，使电压恢复。

5.3.2.母线电压消失的事故处理：

在母线电压消失时，值班人员应根据仪表指示、信号掉牌、继电保护和自动装置的动作情况，以及失压时的外部象征，来判断母线失压的故障性质。

5.3.2.1.若因线路断路器失灵而引起母线电压消失时，应将故障线路手动切断后。5.3.2.2.若母线短路或有母线到断路器间的引线发生短路而引起母线电压消失时，其外部的象征除了配电屏表计有短路现象外（仪表剧烈摆动，母线电压表为零）。在故障地点还会有爆炸声，冒烟或起火等现象，并可能使连接在故障母线上的主变的断路器及线路断路器跳闸，此时应切除故障母线。

5.3.2.3.若判明故障在送电线路上，即将故障线路切除后还不能消除故障时，则应接到调度命令后，把一切的断路器断开，检查消失电压的母线及其连接送电线路的断路器。如送电线路的断路器已断开，则应检查该断路器上有无电压，等有了电压后再进行合闸，将线路与母线连接。然后再连接其它各条出线。

5.4.6.2、认真做好各项相关记录，发现问题及时与调度联系协商，同时及时将情况向月城供电局生技科运行专责或主管生产副局长汇报。

6.线路断路器事故跳闸的处理

6.1.线路断路器跳闸时，重合闸动作未成功。

6.1.1.解除音响，检查保护动作情况。

6.1.2.检查断路器及出线部分有无故障现象，汇报调度。

6.1.3.如无故障现象，可退出重合闸，在征得调度同意后，值班人员可试送一次。试送成功后，并通知继保人员对重合闸装置进行校验。可恢复重合闸，并报告调度，试送失败后通知调度安排查线。

6.1.4隔离隔离开关的故障处理

6.1.4.1隔离隔离开关拉不开或合不上。当隔离隔离开关拉不开或合不上时，如因操作机构被卡涩，应对其进行轻轻的摇动，此时注意支持绝缘子及操作机构的每个部分，以便根据它们的变形和变位情况，找出抵抗的地点。

6.1.4.2隔离隔离开关接触部分发热

隔离隔离开关接触部分发热是由于压紧的弹簧或螺栓松动表面氧化所致，通常发展很快。因为受热的影响接触部分表面更易氧化，使其电阻增加，温度升高，若不断的发展下去可能会发生电弧，进而变为接地短路。

6.1.4.3 线路隔离隔离开关发热时，处理发热隔离隔离开关，可继续运行但需加强监视，直到可以停电检修为止。如条件许可，应设法代路运行。7.电压互感器的事故处理

7.1.电压互感器回路断线

电压互感器高、低压侧熔断，回路接头松动或断线，电压切换回路辅助接点及电压切换断路器接触不良，均能造成电压互感器回路断线。当电压互感器回路断线时：“电压互感器回路断线”光字牌亮，警铃响，有功功率表指示异常，电压表指示为零或三相电压不一致，电度表停走或走慢，低电压继电器动作，同期鉴定继电器可能有响声。若是高压熔断器熔断，则可能还有（接地）信号发出，绝缘监视电压表较正常值偏低，而正常时监视电压表上的指示是正常的。

当发生上述故障时，值班人员应作好下列处理：

1、将电压互感器所带的保护与自动装置停用，如停用110KV的距离保护，低电压闭锁，低周减载，由距离继电器实现的振荡解列装置，重合闸及自动投入装置，以防保护误动。

2、如果由于电压互感器低压电路发生故障而使指示仪表的指示值发生错误时，应尽可能根据其它仪表的指示，对设备进行监视，并尽可能不改变原设备的运行方式，以避免由于仪表指示错误而引起对设备情况的误判断，甚至造成不必要的停电事故。

3、详细检查高压、熔断器是否熔断。如高压熔断器熔断时，应拉开电压互感器出口隔离隔离开关，取下低压熔断器，并验明无电压后更换高压熔断器，同时检查在高压熔断器熔断前是否有不正常现象出现，并测量电压互感器绝缘，确认良好后，方可送电。如低压熔断器熔断时，应查明原因，及时处理，如一时处理不好，则应考虑调整有关设备的运行方式。在检查高、低熔断器时应作好安全措施，以保证人身安全，防止保护误动作。

7.2.电压互感器低压电路短路

电压互感器由于低电路受潮、腐蚀及损伤而发生一相接地，便可能发展成两相接地短路，另外，电压互感器内部存在着金属性短路，也会造成电压互感器低压短路，在低压电路短路后，其阻抗减少，仅为副线圈的电阻，所以通过低压电路的电流增大，导致低压侧空开跳闸，影响表计指示，引起保护误动作。此时，如空开容量选择不当，还极易烧坏电压互感器副线圈。

当电压互感器低压电路短路时，在一般情况下高压熔断器不会熔断，但此时电压互感器内部有异常声音，将低压拉开后并不停止，其它现象则与断线情况相同。

当发生上述故障时，值班人员应进行如下处理：

当发生低压回路短路时，如果高压熔断器未熔断，则可拉开其出口隔离开关，将故障电压互感器停用，但要考虑在拉开隔离隔离开关时所产生弧光和危害性。7.3.电压互感器高压侧或低压侧一相保险熔断，对B相熔断，指示为0，不影响线电压。

当发生上述故障时，值班人员应进行如下处理：

若高压侧熔断器一相熔断时，应立即拉开电压互感器隔离隔离开关，拉开低压侧空开，并做好安全措施，在保证人身安全和防止保护动作的情况下，再换熔断器。

篇2：110kV升压站反送电安全技术反事故措施

关键词：110kV变电运行;技术处理;防控措施

引言

110kV变电站由于其灵活的运行方式和供电的可靠性强，在我国得到了广泛的运用。其供电对象多为工行企业或区域附近的小区，目前的110kV变电站多采用双电源进线，即变电站两条电源西安路同时处于工作运行状态。作为电网安全中的重点环节，其质量对于整个电网安全和稳定起着决定性作用，但在电力系统中经常会出现一些事故，对安全变电站运行构成了威胁，其管理和防控余姚大量人力物理，而且危及到人员的人生安全需要采取一定的措施加强防范。通过对发生事故的原因和当前事故处理的方法策略总结，对相关检修以及决策人员起到了很大的借鉴意义。

1、110kV变电运行事故原因分析

1.1 电气设备出现故障

电气设备的绝缘老化是导致电气设备故障的主要原因，影响电气设备老化的原因包括空气湿度温度，以及电磁场环境等。在同云的过程中，不断变换的运行环境，还有可能导致电气设备绝缘部分的加速老化。

1.2 恶劣的天气环境气候

当遇到例如雷击、暴雨、大雾、冰雹，大风、地震等恶劣天气条件和自然灾害时，会引起变电站运行状态的极大变化，对变电站当前安全运行产生极大地冲击，从而产生不可预测的电压电流突变，从而发生较大的生产事故。

1.3 从业人员的专业素质问题

根据调查资料显示，我国变电站从业人员中，老龄化趋势严重，专业素质难以提高，不少缺乏现代化监测、维修、管理能力。在当前对变电站技术人员提出跟高要求，传统被动式从业人员难以适应新型变电站智能化系统运行下的管理和维护，采用传统的工作方式不经生产效率低下，而且容易使检修不到位，而引起不必要发生的事故。

1.4管理结构固化和监管不到位

由于管理体制的固化，是很多管理监督上的漏洞表现在运行事故上。很多安全责任事故发生在不完善和未落实到位的安全管理工作。管理方式和体制的创新才能根本解决安全事故防控的问题。

2、100kV变电事故处理方法和原则

2.1事故处理原则

（1）以最快的速度将故障切除，疏散危险区域内的人员，避免故障进一步对人员和财产造成伤害。

（2）密切关注电力设备的运行状态，对异常状态做出详细记录，并向上级及时通报当前状况。

（3）当需要检修人员对电力设备进一步检修时，变电运行人员不可把继电保护屏复位，以利于专业人员的分析。

（4）对于对人员构成危险的设备进行停运，对没有发生故障的设备继续维持运行，且要保证重要用户以及站用电的正常运行

（5）对事故处理，应当结合当前设备运行方式，保护动作的情况和性质及时做出准确的判断和制定最优的解决方案。

（6）按照制定的解决方案，尽可能快的修复解列区域的故障，并要保证竟可能快的恢复断点区域的供电正常。

2.2事故方法和流程

（1）对出现故障的区域的相关设备采集的故障数据进行详细的记录，分析故障数据，并同时上报调度部门。

（2）详细的检查断路器、自动重合闸、保护及其他自动保护装置的动作情况，记录事故现象，对故障判断范围内的特征分析，并对事故原因做出初步的判断，对判断的结论同时上报调度部门

（3）对于受到损坏的电气设备的区域做好相应的安全措施，以保护检修维护人员的生命安全和正常作业。

2.3故障处理的注意事项

（1）出现事故时，第一时间要把详细的故障信息向上级部门汇报，确保汇报的信息中跳闸情况、继保装置和自动装置的动作情况的正确。

（2）确保对隔离地区的的安全保障措施做到位，并同时做好监护工作，防止出现安全隐患。

（3）对变电事故的判断要做出正确的判断，避免由于业务素质的问题而造成的误操作，以及误判断而减发生额外的损失。

3、100kV变电事故防控措施

3.1加强变电运行人员的专业素质

加强变电运行人员的培训，尤其是基本操作训练的熟练程度。正确阅讀和理解各种技术规范、安全规范、设备特征、运行方式和继电保护方式的配置以及二次系统等内容。此外还应当提高运行人员的心理素质以及应对事故的应变能力。定期开展实战演习，包括默写系统图，填写操作票、二次图识别，提高工作人员的综合能力。

3.2严格执行规范化的操作

（1）严格执行操作票、工作票制度，并加强操作制度的标准化和管理制度的规范化。不断提高运行人员的规范操作意识。对防误操作进行全方位、全过程管理。对操作任务和操作项目进行全面的排查。

（2）在复杂操作情况下，应当多人监护，防止操作中的依赖心理，保证监护人监管到位，必须禁止监护人代替操作人执行操作，操作任何监护人必须依次进入操作地点，防止操作人得到监护人的知道，消除其依赖心理，提升其独立思考解决问题的能力。

（3）完善各项规章制度的，以提高其科学性和严肃性。多对规范化操作集训，加强检查，对最可能出现危险点进行全面细致的分析和预测;使得误操作的可能降到最低程度。

3.3增强防误闭锁装置的使用和管理

（1）管好用好电气“五防”装置，防止误操作。对于无故解锁，要按照制定好的的“防止电气误操作装置管理规定”严格的执行，并定期对装置解锁原因进行分析和探讨。通过这个方法，既能够防止运行人员误解锁，同时也提高了防误装置的完好性。

（2）大力提高对防误装置的可靠性和适用性研究的投入。必须先对运行人员进行相应培训，再将防误装置投运到系统中。让运行人员能够能较好的掌握其运行维护以及使用方法。对新接入的设备及时增加防误装置，使变电站和防误装置同时投入运行。加大验收时的力度确保装置完好。

3.4增强电气设备的安全监管

（1）在电气设备建设期，就要加强管理，将电气设备选型工作做好，保证所选用的电气设备选型工作做好。保证所选的电气设备的性能。功能的齐全和实用性。验收工作做到严格把关，配套的监督检查也要跟进，避免由于施工质量的问题所导致的接线错误，接触不良所引起的事故。

（2）对巡视、维护和检查的过程一定要大力重视。对巡视过程中发现的重大安全隐患应当及时和恰当的解决好。充分利用电气设备所表露出的声音、颜色、振动和气味温度等异常情况来判断故障的位置以及可能出现的故障类型。

（3）加强电气设备的巡视工作，通过巡视工作的认真开展，来及时发现电气设备的缺陷。对已经出现的缺陷问题的电气设备，要增加巡視的次数和频率。

3.5重视对缺陷的管理

（1）对缺陷进行科学的分析和准确的定位，即使敦促消缺。危机缺陷执行至严重，情况危急，必须立即处理的设备缺陷，若不及时处理将造成人身伤亡和大面积停电，设备损坏重要用户断电。

（2）建立设备缺陷备案，综合分析设备的健康水平。发现缺陷即使记录在缺陷应及时记录在内，并按月将为处理的缺陷汇总上报，对已消除的缺陷应当及时准确的填写，并注销。将事故扼杀在萌芽状态。

4、结束语

针对110kV变电运行中出现的股场以及安全问题，要等通过详细的排查，来找出事故的原因所在，通过安全规范的步骤严格的执行相应的操作，遵照相应的原则和注意事项进行处理。在整个处理过程中人的作用相当突出，必须提高变电运行人员的安全生产和规范操作意识，对变电运行人员的约束和大力培训是确保设备安全和无故障运行的关键因素。

参考文献：

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[2]郑杰伟.变电运行中事故分析及处理措施[J].中国高新技术企业，2011.7（1）：126-127.

[3]王晓玲.浅析变电运行的事故原因及防范措施[J].电力与能源，2010.13（2）：356-363.