国家电网变电运维培训心得

国家电网变电运维培训心得（通用7篇）

篇1：国家电网变电运维培训心得

体验变电运维 感受美好生活

平凡的岗位，不平凡的经历。培训生活已经进行了大半，一切都在有条不紊的继续进行中，生活总是在忙碌中在能体会到充实和愉悦，培训的这四个月，终将会成为我们的美好回忆。

在过去的培训生活中，我们从无到有，从第一次进行倒闸操作的那一刻，我们在心里就已经明确的认知了自己的工作性质，从枯燥到疲累，从满心欢喜的跃跃欲试到真正了解了工作的辛苦与劳累，从一无所知到胸有成竹，我们在这段历程中整的收获了很多很多，时常会想起自己初来乍到时的满头雾水，到一点点接受适应培训生活的从容不迫，我们在这段经历中真的是成长了太多太多。

想起之前培训时的迷惑与不解，慢慢的才感悟到的的确确的应该用心做好本职工作，只有这样脚踏实地地认认真真的做好每一件事，生活才会充满阳光，工作才会充满乐趣，梦想才会向自己靠拢，人生才会有所作为。今天的我们不管有多麽的平凡，我们也要告诉自己：“一定要做平凡岗位中最优秀的那一位。”用力做工作才能把工作做完，用心工作才能把工作做好。假如你热爱工作，那你的生活就是天堂。假如你讨厌你的工作，你的生活就是地狱。把每一件小事都和自己心目中的目标结合起来。力争做出最优秀的成绩来，人生的理想才能逐步实现。要相信，你的梦想就在你的前方。

篇2：国家电网变电运维培训心得

通过这几个月的课程培训，我们的理论知识水平、业务技能得到了很大的提高，把书本上的文字搬到了实际操作中，也学习到了很多以前在课本上学习不到的知识，提升了我们的实际工作能力。

通过军训、素质拓展训练以及日常的课程学习，我们不仅对国家电网的各种规章制度以及企业文化有了系统的认识和体会，我想更重要的是，在四个月的培训中我们获得了彼此之间的友谊，以及在此之间迅速凝聚的团队精神，这在我们以后的工作中将会受益匪浅。本次培训班的学员来自五湖四海，出自各直属单位。从河北、湖南到福建，从新疆、山西到黑龙江，我们全体学员从陌生到熟悉，从来自不同单位到形成一个集体。大家一起军训，一起拓展训练，一起学习，一起组织活动„„我们已经成为一个有45个兄弟姐妹、非常温馨、非常和谐的大家庭。通过这次培训，大家加深了了解，交流了感情，增进了友谊。我想，这对新进国家电网公司的新员工在总公司的领导下更好地参与全公司范围的业务合作奠定了良好的基础。

二、培训的意义：

通过老师的讲授和学校领导的指导使我明白：

1、此次培训是适应企业改革和发展的需要 国内经济形势发生重大变化，公司经营发展受到重大影响，各种困难和不确定因素进一步增多,公司发展面对前所未有的考验。同时，国有企业改革发展进入了新的阶段，改革力度不断加大，发展任务十分繁重，进行此次培训是企业改革发展的需要，是适应电网的改革发展形势的需要，是提高员工工作水平的需要。

2、本次培训是公司人才培养的需要

随着社会的发展和科技的进步，新的技术、新的产品和新的管理理念不断涌现，人才是企业兴盛之本、发展之本，企业间的竞争归根到底是人才的竞争，这就要求企业必须有一支具备高素质的人才队伍。参加本届培训的员工，你们既是公司改革发展的排头兵，更是今后推动公司各项工作向前进步的重要力量，公司党组特别注重对新员工的教育、管理和培养，其主要目的就是想通过这些形式，不断提高系统人才队伍的整体素质，尽早建设一支高素质的人才队伍，最终实现建设“一强三优”现代公司的发展战略。国家电网公司不断发展壮大，要实现“两个转变”，建设“一强三优”现代公司关键是靠企业人才的培养，你们是国家电网公司发展再上新台阶的希望所在。当前，公司面临加快发展、做大做强的良好机遇，如何把握机遇，克服困难，迎接挑战，促进发展，成就卓越，归根结底，就是靠人才。“国以才立，政以才治，业以才兴”，只有坚定不移地实施人才兴企战略，不断培养大批合格的卓越电网经营企业的建设者，不断造就大批具有丰富创新能力的高素质人才，不断提高全体员工的思想道德素质和业务素质，公司才能在激烈的变革中把握机遇，赢得主动，抢占先机，脱颖而出.3、本次培训是公司发展目标的需要 学习，才能更好地适应不断发展的社会形势，创建学习企业就是在加强个人单元学习的基础上而进行的，这是时代、社会、企业赋予大家的一种责任，更是

-一种使命，只有在大家的带动下，不断加强全员学习，促进企业整体素质和经济效益的提高，才能真正实现创建学习型企业的宏伟目标。

三、对培训的认识

篇3：国家电网变电运维培训心得

1 电网变电运维风险简介

想要对电网变电运维风险进行详细深入的分析, 首先就必须要对其有着一定程度的了解, 同时还要对其风险类型等问题进行分析, 总的来说, 电网变电运维风险主要包括以下几种:

1.1 人为导致的风险是电网变电运维过程中存在的主要风险, 具体体现在操作人员重视程度不足以及失误方面。就目前的情况看, 我国电网运行过程中, 均需要操作人员对期间进行操作, 而这一工作的完成并不是十分简单, 它对于工作人员的整体素质以及操作的严谨性都有着很高的要求, 因此, 如果操作人员没有认识到做好操作工作的重要性, 且在具体操作过程中过于随意, 就很可能会导致风险的产生, 这对于我国电力领域的长远发展十分不利, 因此必须要及时的被解决。

1.2 在电网变电运行及维护过程中, 相关工作人员对设备操作的安全防护缺乏规范化和标准化, 且安全意识存在不足, 导致存在电网变电运行存在严重的安全隐患, 甚至在电力设备的实际运转过程中缺乏合理的安全提示, 并且缺乏相关的注意事项的标识, 导致电网变电运行及维护过程中的实际风险较大。

1.3 电网变电运行及维护过程中缺乏对电力设备的检修和维护, 且尚未形成具体可行的安全风险管理系统, 导致电网变电运行缺乏安全性和可靠性, 存在明显的运维风险, 制约着我国电力行业的整体发展。因此电力企业应当在电网变电运行及维护的过程中, 规范电网变电运行以及维护的各项条例, 建立并完善安全风险管理系统, 对工作计划任务进行规划, 明确电网变电运行及维护过程中的岗位人员职责, 对风险点进行分析和研究, 进而采取适当的措施来减少电力设备运行过程中的安全隐患, 从而促进电网变电运行及维护的风险控制。

2 风险因素分析

相关研究资料显示, 电网变电运行及维护过程中存在严重的风险隐患, 因而加强对电网变电运行及维护中多元化风险进行分析和研究, 满足当前我国电网变电运行及维护的实际需求, 具有重要的现实意义。就电网变电运行的整体情况来看, 变电运行及维护过程中主要存在以下几种风险因素:

2.1 就自然因素来看, 电网变电运行及维护过程中极易受到自然因素的影响, 而导致变电运行及维护存在一定的风险。尤其是在夏季环境条件下, 气温较高极易导致电网变电运维过程中充油导线出现松懈状态, 油面较高, 从而对电网变电运行及维护的质量产生影响。而在冬季, 极易导致充油导线过紧使得油面较低, 就必然会对电网变电运行及维护状态产生影响。尤其是在大风天气条件下, 极易引起杂物缠绕引线, 导致变电运行及维护存在诸多风险, 且该种风险具有一定的复杂性和特殊性。

2.2 就变压器操作的规范性来看, 一旦变压器的操作缺乏标准性, 会严重影响变电站的正常稳定运行, 从而导致电网变电运行及维护存在一定的风险。尤其是切合空载变压器以及变压器运行空载电压增加等行为, 极易导致变压器绝缘产生损坏, 从而形成较为严重的操作风险, 制约着电网变电运行的可靠性。

2.3 就倒闸操作票编制的情况来看, 错误的倒闸操作票行为直接影响了电力设备实际性能的有效发挥, 制约了电网的安全运行, 严重情况下甚至威胁着社会群体的生命安全, 因而加强对不同设备状态的转变进行倒闸操作票的编制工作, 具有重要的现实意义。错误的倒闸操作票编制工作在电网变电运行及维护中存在较大的风险。

2.4 就直流回路的实际操作情况来看, 其中也存在着高风险性, 在电网变电运行及维护过程中, 一旦直流回路操作不当, 极易影响变电站的正常运营, 从而导致自动保护装置出现失误, 因此加强电网变电运行及维护风险控制, 严格按照相关规定进行作业操作, 对于电网变电运行及维护的安全性和可靠性具有重要的意义。

2.5 就母线的倒闸操作情况来看, 也存在一定能够的运行及维护风险。尤其是在电网变电现场作业过程中, 在多种因素的影响下操作人员并未严格遵照安全规程进行操作, 极易造成切换失误而产生误动情形。

3 做好风险预防工作的重要性

电力系统中变电站运行及维护是当前我国发电厂与用户端的中间环节, 因而电网变电运行的实际效果直接关系着我国社会群体的用电情况, 一旦电网变电站运行出现故障问题, 会对社会的稳定运行产生严重影响, 并且会对社会经济的发展形成制约。在此种情况下, 电网变电运行及维护工作的顺利进行, 就需要变电站相关人员积极做好电网变电运行及维护工作, 将运维风险控制在合理范围内, 立足于电网变电运行的实际情况, 积极制定切实可行的预防措施, 并结合电网变电运行的实际特点进行整改, 采取合理的防范措施, 从而实现对运行及维护风险的有效控制。

4 做好安全管理工作

安全性是社会对于各个领域提出的一个主要要求, 与其他行业不同, 电力领域的危险性较强, 因此, 在这一领域的具体运行过程中, 更是要保证其安全性, 对此, 做好安全管理工作非常重要。对人才队伍的建设, 是运维工作正常运转的基本保障。变电所应加强员工技术培训, 使变电运行人员熟练掌握职责范围内的设备的维护和操作, 完善安全管理, 提高运行人员的事故处理应变能力和自我防护能力。

5 做好技术检修工作

变电运维风险的技术检修就是在操作前利用技术手段, 排除安全风险, 制定可操作性的办法, 采取有效的应对措施, 降低损失, 保障员工安全。做好装设前的准备工作, 采取合理的电压限制措施, 确保运行及维护人员的安全, 并进行准确的检查, 从而促进电网变电运行的安全性。

结束语

通过上述文章所阐述的内容可以发现, 电网变电运维风险属于一种常见的风险, 但其对于电力系统的不良影响却极其严重, 同时, 一旦风险产生, 对于电力用户的正常用电也会造成阻碍, 对此, 必须要提出相应的措施去解决这一方面的风险。需要注意的是, 措施的提出并不是要点, 只有将相应的措施具体应用实践过程中, 才能使其真正发挥作用, 另外, 在这一过程中, 保证有关人员的专业素质也非常必要, 这一点必须要得到重视。

摘要：电网运行过程中, 风险的产生是不可避免的, 一旦出现风险, 电网运行的效率以及效果均会受到影响, 因此, 必须要对相应的风险进行分析, 同时还要做好技术检修工作, 这样才能从整体上保证电网的运行效果。文章主要论述的正是有关电网变电运维风险与技术检修的问题, 首先, 文章针对电网变电运维风险进行了简要的介绍, 同时又对其中的风险类型进行了分析, 最后提出了做好技术检修工作的意义。

关键词：电网,变电运维,风险,技术检修

参考文献

篇4：电网变电运维风险和技术检修分析

【关键词】电网变电运维；风险；检修

自进入21世纪以来，我国的经济的发展速度越来越快，并且已经成为了亚洲乃至世界最大的经济市场，这也使得国内企业的发展环境得到了明显的改善。随着企业的发展和国内群众的需求，导致国内各类群体对于电能的需求量不断提升，这为电网运维工作提出了挑战，也使国内电网变电运行当中的各类风险问题日益突出。想要保证电网运行的稳定性，就必须对各类风险问题进行深入的研究，并且制定相应的检修措施，降低风险对电网本身的影响。

一、当前国内电网变电运维过程中存在的风险问题

随着当前国内用电需求度的不断提升，使得电网变电运维工作的难度也在增加，在实际运行时电网会因各类风险因素导致不稳，并且可能会对供电网络当中各类设备造成损伤。

（一）自然风险问题

电网当中有较大比例的设备是需要暴露在自然环境下的，而自然环境的不可控性也导致这类风险对电网运维工作存在较大的影响。首先，外界气温会对电网线路造成明显的影响，在冬季时北方地区的温度较低，此时电网当中充油导线就会出现明显的紧缩情况，此时就会产生油面过低的问题，影响了导线的整体功能；而在夏季时外界温度较高，尤其是我国南方地区夏季平均温度均在35℃以上，此时就会导致充油导线过度松弛，进而出现油面过高的情况，同样会影响电网导线的具体功能。其次，酸雨、雷电、大风等恶劣天气状态下对于电网导线的损伤也较大，其中大风会导致导线上被杂物缠绕，从而增加了导线自身的重量，加之大风天气的影响，就会使导线产生摇摆，甚至了断裂；酸雨则主要是对导线外的绝缘层产生了腐蚀作用，从而导致雨水进入导线内引发短路的情况，同时酸雨对于避雷器、接地电阻等也有一定的腐蚀作用；雷电是电网风险因素当中破坏力较强的，并且很容易产生火灾，对周围线路和设备造成焚毁，严重影响了电网运维工作的效果。

（二）变压器操作风险问题

变压器是电网当中的主要设备，对这类设备的操作对于电网本身的稳定性影响较大，很容易使电网无法正常工作。当前我国电网变压器操作过程中的风险问题主要体现在两个方面，其一是在使用空载变压器切换操作时，对于被切换的电压值评估不足，导致电压过剩的情况，此时就会对变压器本身的绝缘结构产生损害，进而在后期的使用过程中出现变压器超负荷工作的情况[1]；其二是在操作过程中忽略空载电压对变压器的影响，进而导致变压器的输出电压出现偏差，并且对其运行的整体稳定性构成影响。

（三）倒闸风险问题

在对电网进行运维的过程中常见的操作方式就是倒闸，在实际操作过程中相关人员还需要填写倒闸操作票，这是为了有效记录倒闸操作的原因和时间，为整体运维工作提供数据支持。其所需要填写的内容主要包括倒闸前后电网设备的运行情况、倒闸后电网设备的维修情况等。相关操作人员必须严格遵照变电站相关管理规定对操作票进行填写，保证了电网运维工作的统一化、规范化管理[2]。

（四）母线倒闸的风险问题

在当前电网倒闸操作过程中最关键的步骤就是母线倒闸，如果相关人员在进行此项操作时没有开展前期的准备，并且也没有根据变电站标准操作规程来进行，那么此项操作就会对电网运维工作造成较大的影响。根据对实际工作的总结可以看出母线倒闸所产生的风险问题主要体现在三个方面，其一是在切换继电保护、自动化等设备功能时产生了误动的情况；其二是在倒闸前未对母线当中的负荷情况进行检查，导致倒闸操作是在母线负荷的情况下进行操作；其三，在对线路当中母线进行空载充电操作时，未对电感式电压互感器、断口电容等进行检查，进而导致了串联谐振的问题，在实际操作过程中如果未针对这三种风险问题进行有效的预防和处理，那么必然会导致电网的运维工作出现障碍，甚至导致母线损伤。

（五）直流回路风险问题

直流回路是电网当中的重要结构，其在操作时所产生的风险问题也直接对电网运维工作造成较大的影响。这类风险问题主要是因为未按照标准操作规程，或管理人员在操作时导致直流回路误动。该类风险的最大特点就是即便发生故障问题，也不会引发自动保护设备的反应，导致电网当中的保护设备失去原有功能，进而快速对电网的运维稳定性产生影响[3]。如果在影响发生后仍未采取有效的检修措施，那么就会对大范围内的电网设备造成损伤，降低其使用寿命或直接产生损毁的情况。

二、电网变电运维过程中的检修措施

（一）驗电

验电是电网故障检查和修理过程中最基础的措施，其主要是在电网发生故障后，对各输电线路段内的电压差或带电情况进行检查，进而降低检修时误入带电间隔，或者检查接地设备是否具有带电的情况。当电网发生故障后通常可以使用安装接地线路的方式保持输电网络内电压的稳定，而验电操作就是接地线路安装时的最基础工作，在操作过程中必须要保证自身的安全。验电操作的核心目的在于对输电线路当中的危险点进行检查，并且在查处后进行标识，这样可以有效保证电网变电运维工作的安全性和效率性。

（二）接地线路安装

接地线路本身就是为了将过剩的电压导入地下，从而保持电网运行的稳定。在运维检修过程中也必须对接地线路进行安装，这样可以有效避免检修过程中线路突然连通，同时也能够使设备和线路上的静电感应电压消除。因此在实际安装时，应该对线路和设备当中最容易产生静电感应电压的位置进行确定，并且在这类位置附近安装接地线路。安装时需要至少两名操作人员完成，并且所有人员均需要佩戴绝缘手套，在安装隔离开关时必须有一名工作人员监督，防止意外问题。安装的顺序应该以接地线路的接地端作为起始，当确定接地端连接稳定后再进行其它结构的安装。

（三）线路跳闸检修

线路跳闸是电网运维过程中较为常见的故障类型，如发生这一故障时应先对跳闸的诱发原因进行研究，判断此次故障是否是由于误操作导致的，如果是则可以将电闸复位。如果是由线路所导致的跳闸问题，则应该对故障点进行检测，其检测的操作范围应该是在CT线路到线路出口的整个输电段进行检查，并且还需要了解线路内是否存在直接连接的情况，主要检查的问题就是CT线路是否发生断路的情况，如发现则必须马上进行线路修补[4]。

（四）低压侧开关跳闸检修

在当前电网运行情况下主变电器会发生低压侧开关跳闸的问题，其直接对变电器的运行造成影响，并进一步对变电器所负责的输电线路造成影响。引发这一问题的原因主要分为三类，分别是越级跳闸、开关误动、母线故障。在检修过程中应该对一次和二次设备均进行检查，并且还要对自动化保护设备的运行状况进行检查，这样就可以判断当主变压器低压侧电流过量输送时保护设备是否在正常运行状态下。需要注意的是，在检测自动化保护设备运行状态时，重点检查项目应该时线路保护功能，同时还对保护设备对主变压器的保护功能进行检查。

（五）变压器三侧跳闸的检修

首先是对瓦斯保护的检查和修理，检查的内容包括变压器是否发生火灾、变压器的外形是否发生改变，然后再对变压器内呼吸器喷油情况进行检查，并且确定二次回路的接地线路是否正常连接、是否具有短路的问题，在确定这些情况后就可以根据实际问题进行相应的修理。其次是对差动情况的保护功能进行检查，该项工作的检查范围应该包含了主变压器三侧开关的所有CT线路。

（六）其它风险控制工作

在保证对设备进行检修的同时，还应该对风险故障检修工作的管理制度进行完善。当前我国很多变电站运维工作时均是以状态检修为主，这样就降低了技术人员对故障的诊断能力，从而无法使其个人能力得到提升。因此应该适当将诊断检修模式的比重提高，并且建立完善的检修标准，借此提升技术人员的工作效率，降低管理成本。但同时也不能忽略状态检修工作的重要性，应该制定标准化的定期检修制度，例如主变压器应该采取“每年一小检、每十年一大修”的检修方案，并且需要根据电网实际输电情况采取提前性的检修工作。在实际工作过程中还应该注意自动化保护设备的监控管理工作，重现对轮值表进行设计，并以自动化保护设备的运行周期为基础，更好地实现动态监控数据收集，为电网设备的维修提供更加准确的辅助。

结语

电网变电运维工作十分重要，随着当前社会各类群体对电能需求度的不断提升，也导致电网设备的风险问题更加突出，应该对各类风险问题进行深入的了解，并且强化各种风险问题的检修工作，落实验电操作、接地线路安装等基础检修工作，并强化技术人员的线路跳闸、主变压器跳闸等的检修质量，并进一步完善变电站内的风险控制管理制度，保证各项工作的规范化和标准化发展。

参考文献

[1]王峰，冯延江.对变电运维技术管理中危险点与预控措施的探讨[J].科技信息，2013（36）：41-42.

[2]李博.变电运维中隐患风险分析与应对技术[J].科技与企业，2014（15）：47-48.

[3]刘洋.基于变电运维一体化实施过程分析[J].中国高新技术企业，2013（20）：57-58。

篇5：国家电网变电运维培训心得

国家电网公司变电运维通用管理规定

第5分册

开关柜运维细则

国家电网公司 二〇一六年十月

目 录 运行规定.......................................................................................................................................1

1.1 一般规定...........................................................................................................................1 1.2 开关柜内断路器运行规定...............................................................................................1 1.3 开关柜防误闭锁装置运行规定.......................................................................................2 1.4 开关室运行规定...............................................................................................................2 1.5 紧急申请停运规定...........................................................................................................3 2 巡视及操作...................................................................................................................................3

2.1 巡视...................................................................................................................................3 2.2 操作...................................................................................................................................5 3 维护..............................................................................................................................................6

3.1 高压带电显示装置维护...................................................................................................6 3.2 开关柜红外测温...............................................................................................................6 3.3 暂态地电压局部放电检测...............................................................................................7 4 典型故障和异常处理...................................................................................................................7

4.1 开关柜绝缘击穿...............................................................................................................7 4.2 开关柜着火.......................................................................................................................8 4.3 开关柜声响异常...............................................................................................................8 4.4 开关柜过热.......................................................................................................................9 4.5 开关柜手车位置指示异常...............................................................................................9 4.6 开关柜线路侧接地开关无法分、合闸...........................................................................9 4.7 开关柜电缆室门不能打开.............................................................................................10 4.8 开关柜手车推入或拉出操作卡涩.................................................................................10 4.9 开关柜手车断路器不能分、合闸.................................................................................10 4.10 充气式开关柜气压异常...............................................................................................11

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、检修通用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1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。

本册是依据《国家电网公司变电运维通用管理规定》编制的第5分册《开关柜运维细则》，适用于35kV及以上变电站开关柜。

本细则由国家电网公司运维检修部负责归口管理和解释。本细则起草单位：**、**。本细则主要起草人：**、**。II

开关柜运维细则 运行规定 1.1 一般规定

1.1.1 开关柜内一次接线应符合国家电网公司输变电工程典型设计要求，避雷器、电压互感器等柜内设备应经隔离开关（或隔离手车）与母线相连，严禁与母线直接连接。其前面板模拟显示图必须与其内部接线一致，开关柜可触及隔室、不可触及隔室、活门和机构等关键部位在出厂时应设置明显的安全警告、警示标识。柜内隔离金属活门应可靠接地，活门机构应选用可独立锁止的结构，可靠防止检修时人员失误打开活门。

1.1.2 对于开关柜存在误入带电区域可能的部位应加锁并粘贴醒目警示标志；后上柜门打开的母线室外壳，应粘贴醒目警示标志。

1.1.3 开关柜的柜间、母线室之间及与本柜其他功能隔室之间应采取有效的封堵隔离措施。1.1.4 封闭式开关柜必须设置压力释放通道，压力释放方向应避开人员和其他设备。1.1.5 变电运维人员必须在完成开关柜内所有可触及部位验电、接地及防止碰触带电设备的安全措施后，方可进入柜内实施检修维护作业。

1.1.6 对进出线电缆接头和避雷器引线接头等易疏忽部位，应作为验电重点全部验电，确保检修人员可触及部位全部停电。

1.1.7 开关柜隔离开关触头拉合后的位置应便于观察各相的实际位置或机械指示位置；开关（小车开关在工作或试验位置）的分合指示、储能指示应便于观察并明确标示。1.1.8 开关柜内驱潮器应一直处于运行状态，以免开关柜内元件表面凝露，影响绝缘性能，导致沿面闪络。对运行环境恶劣的开关柜内相关元件可喷涂防污闪涂料，提高绝缘件憎水性。1.1.9 开关柜内接头宜设置示温蜡片，便于通过巡视观察示温蜡片变色情况判断接头是否发热。

1.1.10 在进行开关柜停电操作时，停电前应首先检查带电显示装置指示正常，证明其完好性。

1.1.11 进入开关室对开关柜进行巡视前，宜首先告知调控中心，将带有电压自动控制（AVC）功能的电容器、电抗器开关改为不能自动投切的状态，巡视期间禁止远方操作开关,巡视完毕离开开关室后告知调控中心将电压自动控制（AVC）恢复至自动投切状态。1.1.12 开关柜一、二次电缆进线处应采取有效的封堵措施，并做防火处理。1.2 开关柜内断路器运行规定

1.2.1 对用于投切电容器组等操作频繁的开关柜要适当缩短巡检和维护周期。当无功补偿装置容量增大时，应进行断路器容性电流开合能力校核试验。

1.2.2 开关柜断路器在工作位置时，严禁就地进行分合闸操作。远方操作时，就地人员应远离设备。1.2.3 手车开关每次推入柜内后，应保证手车到位、隔离插头接触良好和机械闭锁可靠。1.2.4 开关柜内手车开关拉出后，隔离带电部位的挡板封闭后禁止开启，并设置“止步，高压危险！”的标示牌。

1.3 开关柜防误闭锁装置运行规定

1.3.1 成套开关柜五防功能应齐全、性能良好，出线侧应装设具有自检功能的带电显示装置，并与线路侧接地开关实行联锁；配电装置有倒送电源时，间隔网门应装有带电显示装置的强制闭锁。

1.3.2 开关柜所装设的高压带电显示装置应符合DL/T 538《高压带电显示装置》标准要求。1.3.3 手车式断路器无论在工作位置还是在试验位置,均应用机械联锁把手车锁定。断路器与其手车之间应具有机械联锁，断路器必须在分位方可将手车从“工作位置”（“试验位置”）拉出或推至“试验位置”（“工作位置”）。断路器手车与线路接地开关之间必须具有机械联锁，手车在“试验位置”或“检修位置”方可合上线路接地开关。反之，线路接地开关在分位时方将断路器手车推至“工作位置”。

1.3.4 应充分利用停电时间检查断路器机构与手车断路器、手车与接地开关、隔离开关与接地开关的机械闭锁装置。

1.3.5 加强带电显示闭锁装置的运行维护，保证其与柜门间强制闭锁的运行可靠性。防误操作闭锁装置或带电显示装置失灵应作为严重缺陷尽快予以消除。1.4 开关室运行规定

1.4.1 应在开关室配置通风、除湿、防潮设备，防止凝露导致绝缘事故。

1.4.2 对高寒地区，应选用满足低温运行的断路器和二次装置，否则应在开关室内配置有效的采暖或加热设施，防止凝露导致绝缘事故。

1.4.3 运行环境较差的开关室应加强房间密封，在柜内加装加热驱潮装置并采取安装空调或工业除湿机等措施，空调的出风口不应直接对着开关柜柜体，避免制冷模式下造成柜体凝露导致绝缘事故。

1.4.4 开关室长期运行温度不得超过45℃，否则应采取加强通风降温措施（开启开关室通风设施）。

1.4.5 开关室内相对湿度保持在75％以下，除湿机应定期排水，防止发生柜内凝露现象,空调应切换至除湿模式。

1.4.6 在SF6断路器开关室低位区应安装能报警的氧量仪和SF6气体泄漏报警仪,在工作人员入口处也要装设显示器。仪器应定期检验，保证完好。

1.4.7 进入室内SF6开关设备区，需先通风15分钟，并检测室内氧气密度正常（大于18％）, SF6气体密度小于1000μL/L。处理SF6设备泄漏故障时必须带防毒面具，穿防护服。尽量避免一人进入SF6断路器开关室进行巡视，不准一人进入从事检修工作。1.4.8 SF6断路器开关室的排风机电源开关应设置在门外，通风装置因故停止运行时，禁止进行电焊、气焊、刷漆等工作，禁止使用煤油、酒精等易燃易爆物品。1.4.9 开关室门应设置防小动物挡板，并在室内放置一定数量的捕鼠器械。1.4.10 每年雨季到来前，应进行开关室防漏（渗）雨的检查维护。1.5 紧急申请停运规定

1.5.1 开关柜内有明显的放电声并伴有放电火花，烧焦气味等。

1.5.2 柜内元件表面严重积污、凝露或进水受潮，可能引起接地或短路时。

1.5.3 柜内元件外绝缘严重裂纹，外壳严重破损、本体断裂或严重漏油已看不到油位。1.5.4 接头严重过热或有打火现象。

1.5.5 SF6断路器严重漏气，达到“压力闭锁”状态；真空断路器灭弧室故障。1.5.6 手车无法操作或保持在要求位置。

1.5.7 充气式开关柜严重漏气，达到“压力报警”状态。2 巡视及操作 2.1 巡视 2.1.1 例行巡视

2.1.1.1 开关柜运行编号标识正确、清晰，编号应采用双重编号。

2.1.1.2 开关柜上断路器或手车位置指示灯、断路器储能指示灯、带电显示装置指示灯指示正常。

2.1.1.3 开关柜内断路器操作方式选择开关处于运行、热备用状态时置于“远方”位置，其余状态时置于“就地”位置。

2.1.1.4 机械分、合闸位置指示与实际运行方式相符。2.1.1.5 开关柜内应无放电声、异味和不均匀的机械噪声。2.1.1.6 开关柜压力释放装置无异常，释放出口无障碍物。

2.1.1.7 柜体无变形、下沉现象，柜门关闭良好，各封闭板螺栓应齐全，无松动、锈蚀。2.1.1.8 开关柜闭锁盒、五防锁具闭锁良好，锁具标号正确、清晰。2.1.1.9 充气式开关柜气压正常。2.1.1.10 开关柜内SF6断路器气压正常。2.1.1.11 开关柜内断路器储能指示正常。

2.1.1.12 开关柜内照明正常，非巡视时间照明灯应关闭。2.1.2 全面巡视

全面巡视在例行巡视的基础上增加以下项目：

2.1.2.1 开关柜出厂铭牌齐全、清晰可识别，相序标识清晰可识别。2.1.2.2 开关柜面板上应有间隔单元的一次电气接线图，并与柜内实际一次接线一致。2.1.2.3 开关柜接地应牢固，封闭性能及防小动物设施应完好。2.1.2.4 开关柜控制仪表室巡视检查项目及要求：

a)表计、继电器工作正常，无异声、异味；

b)不带有温湿度控制器的驱潮装置小开关正常在合闸位置，驱潮装置附近温度应稍高于其他部位；

c)带有温湿度控制器的驱潮装置，温湿度控制器电源灯亮，根据温湿度控制器设定启动温度和湿度，检查加热器是否正常运行；

d)控制电源、储能电源、加热电源、电压小开关正常在合闸位置； e)环路电源小开关除在分段点处断开外，其他柜均在合闸位置； f)二次接线连接牢固，无断线、破损、变色现象； g)二次接线穿柜部位封堵良好。

2.1.2.5 有条件时，通过观察窗检查以下项目：

a)开关柜内部无异物；

b)支持瓷瓶表面清洁、无裂纹、破损及放电痕迹； c)引线接触良好，无松动、锈蚀、断裂现象； d)绝缘护套表面完整，无变形、脱落、烧损；

e)油断路器、油浸式电压互感器等充油设备，油位在正常范围内，油色透明无炭黑等悬浮物，无渗、漏油现象；

f)检查开关柜内SF6断路器气压是否正常，并抄录气压值。g)试温蜡片（试温贴纸）变色情况及有无熔化；

h)隔离开关动、静触头接触良好；触头、触片无损伤、变色；压紧弹簧无锈蚀、断裂、变形；

i)断路器、隔离开关的传动连杆、拐臂无变形，连接无松动、锈蚀，开口销齐全；轴销无变位、脱落、锈蚀；

j)断路器、电压互感器、电流互感器、避雷器等设备外绝缘表面无脏污、受潮、裂纹、放电、粉蚀现象；

k)避雷器泄漏电流表电流值在正常范围内； l)手车动、静触头接触良好，闭锁可靠；

m)开关柜内部二次线固定牢固、无脱落，无接头松脱、过热，引线断裂，外绝缘破损等现象；

n)柜内设备标识齐全、无脱落； o)一次电缆进入柜内处封堵良好。2.1.2.6 检查遗留缺陷有无发展变化。

2.1.2.7 根据开关柜的结构特点，在变电站现场运行专用规程中补充检查的其他项目。2.1.3 熄灯巡视

熄灯巡视时应通过外观检查或者通过观察窗检查开关柜引线、接头无放电、发红迹象，检查瓷套管无闪络、放电。2.1.4 特殊巡视

2.1.4.1 新设备或大修投入运行后巡视

重点检查有无异声、触头是否发热、发红、打火，绝缘护套有无脱落等现象。2.1.4.2 雨、雪天气特殊巡视项目

a)检查开关室有无漏雨、开关柜内有无进水情况。

b)检查设备外绝缘有无凝露、放电、爬电、电晕等异常现象。2.1.4.3 高温大负荷期间巡视

a)检查试温蜡片（试温贴纸）变色情况。b)用红外热像仪检查开关柜有无发热情况。

c)通过观察窗检查柜内接头、电缆终端有无过热，绝缘护套有无变形。

d)开关室的温度较高时应开启开关室所有的通风、降温设备，若此时温度还不断升高应减低负荷。

e)检查开关室湿度是否超过75%，否则应开启全部通风、除湿设备进行除湿，并加强监视。

2.1.4.4 故障跳闸后的巡视

a)检查开关柜内断路器控制、保护装置动作和信号情况。

b)检查事故范围内的设备情况，开关柜有无异音、异味，开关柜外壳、内部各部件有无断裂、变形、烧损等异常。

2.2 操作

2.2.1 手车分为工作位置、试验位置和检修位置三种位置，禁止手车停留在以上三种位置以外的其它过渡位置。

2.2.2 手车在工作位置、试验位置，机械联锁均应可靠锁定手车。

2.2.3 手车推入、拉出操作前，应将车体位置摆正，认真检查机械联锁位置正确方可进行操作；禁止强行操作。

2.2.4 手车推入开关柜内前，应检查断路器确已断开、动触头外观完好、设备本身及柜内清洁无积灰，无试验接线，无工具物料等。

2.2.5 手车在试验位置时，应检查二次空开、插头是否投入，指示灯等是否正常。2.2.6 手车推入工作位置前，应检查“远方/就地”切换开关在“就地”位置，检查保护压 板、保护定值区是否按照调控命令方式投入，保护装置无异常。2.2.7 拉出、推入手车之前应检查断路器在分闸位置。

2.2.8 手车开关拉出后，隔离带电部位的挡板封闭后禁止开启，并设置“止步，高压危险！”的标示牌。

2.2.9 在确认配电线路无电的情况下，才能合上线路侧接地开关，该开关柜电缆仓门才能打开。

2.2.10 全封闭式开关柜操作前后，无法直接观察设备位置的，应通过间接方法判断设备位置。

2.2.11 全封闭式开关柜无法进行直接验电的部分，应采取间接验电的方法进行判断。3 维护

3.1 高压带电显示装置维护

3.1.1 发现高压带电显示装置显示异常，应进行检查维护。

3.1.2 测量显示单元输入电压，如输入电压正常，为显示单元故障；如输入电压不正常，则为感应器故障，应联系检修人员处理。

3.1.3 高压带电显示装置更换显示单元或显示灯前，应断开装置电源，并检测确无工作电压。

3.1.4 接触高压带电显示装置显示单元前，应检查感应器及二次回路正常，无接近、触碰高压设备或引线的情况。

3.1.5 如需拆、接二次线，应逐个记录拆卸二次线编号、位置，并做好拆解二次线的绝缘。3.1.6 高压带电显示装置维护后，应检查装置运行正常，显示正确。3.2 开关柜红外测温 3.2.1 开关柜红外检测周期

3.2.1.1 精确检测周期：1000kV：1周，省评价中心3月。750kV及以下：1年。新设备投运后1周内（但应超过24小时）。

3.2.1.2 新安装及A、B类检修重新投运后1周内。

3.2.1.3 迎峰度夏（冬）、大负荷、检修结束送电、保电期间和必要时增加检测频次。3.2.2 检测范围包含开关柜母线裸露部位、开关柜柜体、开关柜控制仪表室端子排、空开。3.2.3 重点检测开关柜柜体及进、出线电气连接处。

3.2.4 检测方法应按照DL/T 664《带电设备红外诊断应用规范》执行。

3.2.5 红外热像图显示应无异常温升、温差和（或）相对差，注意与同等运行条件下相同开关柜进行比较。当柜体表面温度与环境温度温差大于20K或与其它柜体相比较有明显差别时（应结合开关柜运行环境、运行时间、柜内加热器运行情况等进行综合判断），应停电由 6 检修人员检查柜内是否有过热部位。

3.2.6 测量时记录环境温度、负荷及其近3小时内的变化情况，以便分析参考。3.3 暂态地电压局部放电检测 3.3.1 暂态地电压局部放电检测周期

3.3.1.1 暂态地电压局部放电检测至少一年一次，结合迎峰度夏（冬）开展。

3.3.1.2 新投运和解体检修后的设备，应在投运后1个月内进行一次运行电压下的检测，记录开关柜每一面的测试数据作为初始数据，以后测试中作为参考。

3.3.1.3 对存在异常的开关柜设备，在该异常不能完全判定时，可根据开关柜设备的运行工况缩短检测周期。

3.3.2 应在设备投入运行30分钟后，方可进行带电测试。

3.3.3 检测前应检查开关柜设备上无其他作业，开关柜金属外壳应清洁并可靠接地。3.3.4 检测中应尽量避免干扰源（如气体放电灯、排风系统电机）等带来的影响；信号线应完全展开，避免与电源线（若有）缠绕一起，必要时可关闭开关室内照明灯及通风设备。3.3.5 雷电时禁止进行检测。

3.3.6 测试现场出现明显异常情况时（如异音、电压波动、系统接地等），应立即停止测试工作并撤离现场。

3.3.7 若开关柜检测结果与环境背景值、历史数据或邻近开关柜检测结果的差值大于20dBmV，应查明原因。4 典型故障和异常处理 4.1 开关柜绝缘击穿 4.1.1 现象

a)单相绝缘击穿，监控系统发出接地报警信号，接地相电压降低（最低降低到零），非接地相电压升高（最高升高到线电压），线电压不变。运行开关柜内部可能有放电异响。

b)两相以上绝缘击穿，监控系统发出相应保护动作信号，相应保护装置发出跳闸信号，给故障设备供电的断路器跳闸。

4.1.2 处理

a)检查、处理开关柜单相绝缘击穿故障时，应穿绝缘靴，接触开关柜外壳时应戴绝缘手套。未穿绝缘靴的情况下，不得靠近故障点4米以内。

b)单相绝缘击穿的开关柜不得用隔离开关隔离，应采用断路器断开电源，然后再隔离故障点。

c)两相以上绝缘击穿的开关柜，应检查保护动作、开关跳闸情况，隔离故障点后优先 恢复正常设备供电。

d)绝缘击穿故障点隔离并做好安全措施后，应检查开关柜外壳、内部其他元件有无变形、破损等异常现象。

e)隔离故障点后，应及时联系检修人员处理，并汇报值班调控人员。4.2 开关柜着火 4.2.1 现象

a)开关室火灾报警装置报警。b)开关室内有火光、烟雾。

c)如火灾已引起设备跳闸，相应保护装置动作，故障设备供电的断路器跳闸。4.2.2 处理

a)检查并断开起火设备电源。

b)开启开关室通风装置，排出室内的烟雾。排除烟雾前需进入检查设备时，要戴防毒面具。

c)如开关柜火未完全熄灭，检查故障开关柜已断开电源后，用灭火器灭火，必要时报火警。

d)检查保护动作及断路器跳闸情况。e)断开故障间隔的交直流电源开关。

f)隔离故障设备，做好必要的安全措施后，检查开关柜及内部设备损坏情况。g)将保护跳闸和设备损坏情况汇报值班调控人员，并联系检修人员处理。4.3 开关柜声响异常 4.3.1 现象

a)放电产生的“噼啪”声、“吱吱”声。b)机械振动产生的“嗡嗡”声或异常敲击声。c)其他与正常运行声音不同的噪声。4.3.2 处理

a)在保证安全的情况下，检查确认异常声响设备及部位，判断声音性质。

b)对于放电造成的异常声响，应联系检修人员确认放电对设备的危害，跟踪放电发展情况，必要时，申请值班调控人员将设备退出运行，联系检修人员处理。c)对于机械振动造成的异常声响，应汇报值班调控人员，并联系检修人员处理。d)无法直接查明异常声响的部位、原因时，可结合开关柜运行负荷、温度及附近有无 8 异常声源进行分析判断，并可采用红外测温、地电压检测等带电检测技术进行辅助判断。

e)无法判断异常声响部位、设备及原因时，应联系检修人员处理。4.4 开关柜过热 4.4.1 现象

a)红外测温发现开关柜柜体表面温度与环境温度温差大于20K；或与其它柜体相比较温度有明显差别，结合运行环境、运行时间、柜内加热器运行情况等综合判断为开关柜内部有过热时。

b)试温蜡片（试温贴纸）变色或融化；

c)通过观察窗发现内部设备有过热变色、绝缘护套过热变形等异常现象。4.4.2 处理

a)检查过热间隔开关柜是否过负荷运行。

b)红外测温发现开关柜过热时，应进一步通过观察窗检查柜内设备有无过热变色、试温蜡片（试温贴纸）变色或绝缘护套过热变形等异常现象。

c)对于因负荷过大引起的过热，应汇报值班调控人员，申请降低或转移负荷，并加强巡视检查。

d)对于触头或接头接触不良引起的过热，应汇报值班调控人员，申请降低负荷或将设备停运，并联系检修人员处理。

4.5 开关柜手车位置指示异常 4.5.1 现象

手车位置指示灯不亮或与实际不符。4.5.2 处理

a)检查手车操作是否到位。

b)检查二次插头是否插好、有无接触不良。

c)检查相关指示灯的工作电源是否正常，如电源开关跳闸，试合电源开关。d)检查指示灯是否损坏，如损坏进行更换。

e)无法自行处理或查明原因时，应联系检修人员处理。4.6 开关柜线路侧接地开关无法分、合闸 4.6.1 现象

线路侧接地开关操作卡涩或隔离开关操作挡板无法打开。4.6.2 处理

a)检查手车断路器位置是否处于“试验”或“检修”位置。

b)检查隔离开关机械闭锁装置是否解除：检查开关柜运行方式把手是否处于“操作”位置；检查电缆室门是否关闭良好。c)检查带电显示装置有无异常。d)检查电气闭锁装置是否正常。

e)无法自行处理或查明原因时，应联系检修人员处理。4.7 开关柜电缆室门不能打开 4.7.1 现象

电缆室门在解除五防闭锁和固定螺栓后，无法打开。4.7.2 处理

a)检查接地开关是否处于分闸位置，如在分闸位置应检查操作步骤无误后，合上接地开关。

b)检查带电显示装置有无异常。c)检查电气或机械闭锁装置是否正常。

d)无法自行处理或查明原因时，应联系检修人员处理。4.8 开关柜手车推入或拉出操作卡涩 4.8.1 现象

操作中手车不能推入或拉出。4.8.2 处理

a)检查操作步骤是否正确。b)检查手车是否歪斜。

c)检查操作轨道有无变形、异物。d)检查电气闭锁或机械闭锁有无异常。

e)无法自行处理或查明原因时，应联系检修人员处理。4.9 开关柜手车断路器不能分、合闸 4.9.1 现象

手车断路器处于“试验”或“工作”位置时，不能进行正常分、合闸操作。4.9.2 处理

a)检查手车断路器分、合闸指示灯是否正常。b)检查手车断路器储能是否正常。

c)检查手车断路器控制方式把手位置是否正确。d)检查手车操作是否到位。

e)检查手车二次插头是否插好、有无接触不良。f)检查操作步骤是否正确，电气闭锁是否正常。g)无法自行处理或查明原因时，应联系检修人员处理。4.10 充气式开关柜气压异常 4.10.1 现象

充气式开关柜发出低气压报警或气压表显示气压低于正常压力。4.10.2 处理

a)发现充气式开关柜发生SF6气体大量泄漏等紧急情况时，人员应迅速撤出现场，开启所有排风机进行排风。未佩戴防毒面具或正压式空气呼吸器人员禁止入内。b)进入充气式开关柜开关室前，应检查SF6气体含量显示器指示SF6气体含量合格，入口处若无SF6气体含量显示器，应先通风15min，并用检漏仪测量SF6气体含量合格。

c)检查充气式开关柜压力表指示，确认是否误发信号。

d)充气式开关柜严重漏气引起气压过低时，应立即汇报值班调控人员，申请将故障间隔停运处理。

e)充气式开关柜确因气压降低发出报警时，禁止进行操作。

篇6：变电运维室轮岗实习培训心得

天光乍破遇——与变电运维的初见

杨亚雄

在变电运维室轮岗的实习生活不知不觉已经过了大半，这次轮岗实习给予了我充分的时间去调整自己的心态，并用一种更为全面的角度去认识与变电运维有关的一切。

初入变电运维室，师傅教育我们在努力工作的同时要做到时时虚心、处处留心、事事用心，并从各方面提高自己的专业技能。在经过理论和电力安全生产知识的学习之后，我被分到城西变电站进行实际轮岗观摩。

在城西站，师傅们还习惯称自己的班组为操作队，在跟着师傅们学习期间，我感觉受益良多。在站长的讲解下我了解到操作队日常工作分为巡视和操作两个部分。主要的工作任务包括：倒闸操作、巡视设备、发现缺陷及时汇报和录入系统、完成变电运行例行维护工、完成设备状态评价工作、完成设备轮换工作等等。变电站的师傅大部分是上24小时的整班，三值一运转，虽然大部分变电站已经实现了无人值守，但是遇到突发状况时，站里的师傅们会第一时间前往现场进行处理，他们爱岗敬业的精神让人敬佩。

入站的这几日，我们正好赶上了站里的全面巡视周。在郭队的带领下，我们先后参与了迎泽、东大、解放、城南、柳溪和杨家堡六个变电站的全面巡视工作。在巡视过程中，我学到了很多书本里没有的知识，例如了解到GIS组合电气设备和常规设备的区别，首次见识到全自动智能操控变电站——迎泽变电站，该站全站无硬压板，所有的都由软压板代替，并且功能性设施都内嵌在装置内部。智能变电站最理想的状态是能够实现全部速控操作，因此迎泽站还同时兼具实时视频、全站地图、日志查巡、温湿度控制、消防系统以及报警一览等智能辅助功能。每次巡站结束回到站里，我们还需要将当日的设备巡视检查记录及时录入PMS系统，看似简单的记录工作，但却让我对巡视工作有了更深入的了解。

除了日常的巡视和系统操作，我还有幸参与到9月8日凌晨的城南站2#主变停电检修工作，整个检修过程历时四小时，其忙碌和精细程度让我叹为观止。城南站是中心城区重要变电站，所带负荷较重，且重要负荷较多，对周围用户可靠供电起到举足轻重的作用。发现缺陷后，()师傅们根据负荷情况对设备持续跟踪巡视并完成测温工作，及时掌握缺陷发展的第一手资料并迅速上报，为检修前期做了充足准备。听郭队讲，正是咱们班组严格执行了省公司“作业现场军事化管理要求”，才使得2#主变能够在计划时间内按时送电。

篇7：国家电网入职培训心得

基层供电所多职工是在农村电中国体制改革期间由各个农村电管站转过来的农电工，由于历史的原因，他们的文化水平，专业技术知识、业务工作能力等相对较弱。

企业以针对这种现象在制定职工教育培训工作计划时，要深入调查研究和分析在基层供电所农电工作岗位上工作多年的农电工，了解他们到底缺少哪一方面的能力，对企业在职工教育培训方面有哪些需求，再针对他们的具体情况制定全局行之有效的教育培训计划并有条不紊地进行相应的实施培训以全面提升的他们的综合素质。

县级供电企业基层供电所在进行职工教育培训的过程中如何明确职工的职责，每一个职工如何去很好的履行自身的岗位职责呢。

在实际的职工教育培训中，对任何一个农电职工而言都存在一个教育学习与培训的过程，需要通过不断的学习与实践，在农电的生产实践中不断总结与提高，才能真正实现其业务知识和技术水平的整体提高和整个基层供电所组织的执行力的提升。

在通常情况下，我们把县级电力企业和供电所进行的各项教育培训看作是业务知识和生产技能的培训，这是因为我们可以把供电所在农电工作中的所有为完成电力工作如抄表、收费等电力营销业务和农村电中国的检修、运行、消缺等工作所进行的任何知识和技能都归结为农电业务知识和生产技能，县级供电企业在对基层供电所职工的教育培训的计划和实施也是将重点放在这些方面。

然而事实上，对于基层供电所员工而言其综合能力的提高还应包括：接受与理解各项工作的能力、独立完成各项农电工作的能力、团队合作的能力、自我总结与提高的能力这四个方面的能力。

那么基层供电所在教育培训中如何提升职工的综合能力呢

一、县级供电企业基层供电所要培养职工接受与理解工作任务的能力。

农电工作的对象是广大农村的老百姓，工作的范围往往是大山深处的配电线路和各个分散的农村山寨，如果职工接受与理解工作任务的能力不强，将会导致在生产现场出现各个问题时应变能力不强或因为材料、工具准备不足而影响工作。

为此接受与理解工作任务这种能力的培养要通过平时的日常工作安排中加以引导和训练。

最初可以采用下达工作任务复述的方式进行，逐步形成所长与职工之间的表达方式达成共识，从而帮助职工能够快速正确地理解所所下达的各项生产任务。

供电所所长在布置生产任务时也要注意提高自身的表达方式，尽可能简洁、准确、无误，如果感觉自己表述不清时要重复表达说明，直到职工弄清理解为止。

例如供电所所长在安排某一条线路进行抢修任务时，要求把线路的名称、工作地点、工作任务、停电范围、安全措施、工作票以及车辆、材料、人员等交待清楚，并要求工作负责人复诵。

出发前工作负责人与职工一起检查所带的工具材料等是否齐备，是否真正理解了今天的工作任务。

二、县级供电企业基层供电所要培养职工独立完成业务技术工作的能力。

在基层供电所的许多日常工作中都是由职工个人独立去思考、去工作、去完成的。

如抄表、催收电费、线路巡线等工作，在这些看似“简单”的工作任务，要求供电所职工必须要具备独立完成业务、技术工作的能力，如职工独立到大用户去催收电费，那么这个职工要具备熟悉电力行业的电价政策、与用户沟通的技巧等能力以及坚强的“三千”精神，才能圆满地完成电费催收到位。

从目前各个基层供电所的多数员工来说都具了有这种独立完成工作任务的能力，尤其是在农村电中国工作多年的老职工更应如此。

但是近几年新参加农电工作的新员工――即八十年代后的年轻人在进行农电工作时，就缺乏独立完成业务技术工作的能力。

为此，基层供电所要加强对他们进行业务知识和生产技术方面的培训，一方面要积极鼓励他们在工作岗位上通过自学逐步提升自己的工作能力。

另一方面要充分利用安全学习、岗位培训、技术比武、技能竞赛等活动，通过独立完成业务技术工作来提高他们的能力。

还可以采取师傅带徒弟的办法，让具有丰富的实践经验的老职工与新职工签订师徒合同，“手把手”地对他们进行一对一的“传帮带”教育培训的形式，在生产实践活动中逐步培养新职工独立完成业务技术工作的能力。

三、县级供电企业基层供电所要培养职工团队合作的精神和能力。

团队合作是一种为达到既定目标所显现出来的自愿合作和协同努力的精神。

它可以调动团队成员的所有资源和才智，并且会自动地驱除所有不和谐和不公正现象，同时会给予那些诚心、大公无私的奉献者适当的回报。

如果团队合作是出于自觉自愿时，它必将会产生一股强大而且持久的力量。

在基层供电所中是将各个独立的职工组织成电力企业最基层的组织机构，大家都具有共同的强烈欲望和明确目标――即搞好供电所片区人民群众安全可靠的供电工作，并且能从日益增进的工作热忱、丰富的想象力和知识中获得明确的利益――即企业的快速稳步发展、自身技术水平的提高、个人经济收入的增长。

但是在供电所这个团队中由于有的职工未必具有相同的强烈欲望和明确目标，所以基层供电所必须加强团队合作精神和能力的培养，以便使职工更努力于使团队成员不断地为企业努力工作和无私的奉献。

并对这些成员明确工作的目标，在于充分激发全体职工的智慧，并将这种智慧汇集成一股实现目标的合力。

基层供电所在进行教育培养团队合作的精神和能力时，要把忠诚、能力、积极的态度、为企业多做一点点工作的精神以及信心、意志力等作为培训的重点工作来抓，对供电所的所有职工要抓好团队成员之间的沟通和协调工作，开诚布公，互相交心，做到心心相印，毫无保留，让员工产生强烈的凝聚力，互相合作、互相帮助，让整个团队像一台机器一样，有条不紊地和谐运转，为完成共同的目标而努力。

四、县级供电企业基层供电所要培养职工具备自我总结与提高的能力。

供电所的职工在自己的工作岗位上要善于自我总结与提高，只有在不断总结的基础上不断地完善自己，才能达到提高自己的业务能力和技术水平。

一般来说总结有两种情况，一种是历史的、前人的经验教训，借鉴前人成功的经验，吸取前人的教训，以便达到改进自己的工作思路和方法，不断提高自己的能力。

例如，在农电线损管理工作中本供电所以前采取了哪些降损措施，取得了哪些成效

线损出现波动甚至反弹升高了，是什么原因

我们怎样去改进降损的思路和改进降损的措施，只有在借鉴前人的经验教训的基础上，才能提高自己的水平和能力。

另一种是总结自己前一段时期的工作，从中自己的成绩和优点继续发扬光大，同时也要找出自己在工作中的不足，甚至缺点和错误，以便在今后的工作中加以改进。

例如，今年元月中旬以来，__省遭遇了五十年一遇的严重冰灾，全省大部分地区遭受到严重的影响。

我们所在的区域由于冰凝天气覆冰严重导致许多农村配电线路发生倒杆、断线的现象，许多配电变压器遭受到严重的损坏。

我们就要认真地总结广大供电所职工如何面对冰灾，积极投入到抗冰抢险的各项工作中，圆满地完成了各项抗冰抢险任务先进的经验、先进的事迹，为今后进一步搞好农电工作提供可借鉴的经验教训。

同时也以总结不足的地方以及需要改进的地方，以便在今后诸如发生洪水灾害时电中国遭到破坏时我们怎样有组织地、快速地、安全地抢修，在最短的时间尽快地恢复供电。

总之，县级供电企业基层供电所在职工的教育培训中，不仅要提高职工的文化素质、业务知识、技术水平和实际动手操作的能力，还要提高职工接受与理解各项工作的能力、独立完成各项农电工作的能力、团队合作的能力、自我总结与提高的能力。