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1、附件6变电倒闸操作现场作业风险管控实施细则（试行）为提高变电倒闸操作安全、质效，根据变电倒闸操作实际情况，制定并应用“一表一库明确“五级五控”具体管理措施，特制定本实施细则。本细则适用于公司系统内的变电倒闸操作。一、倒闸操作作业风险分级1 .建立单一设备操作典型风险库针对单一设备、倒闸操作流程，基于设备类型、结构形式、接线方式等，分析不同类型设备操作存在的个性化风险、操作流程各环节的共性风险、需综合考虑的特殊风险。共分析变压器等一次设备、二次保护、消防设施等21类设备，9个倒闸操作关键环节，5种电网风险、恶劣天气等特殊场景，编制132项风险，制定154项差异化预控措施，形成变电倒闸操作典型风险
2、库（以下简称“风险库”），为倒闸操作风险基础定级提供支撑，为现场倒闸操作作业风险分析预控提供依据。2 .建立倒闸操作任务风险分级表将倒闸操作任务进行分类，对每类操作任务，基于风险库,综合考虑倒闸操作任务的操作复杂度、人身和设备风险、操作对电网影响等风险评价因素，确定倒闸操作风险基础等级（IV级）。按倒闸操作任务及范围，分为全站停送电、新设备启动投运、母线停复役、主变或线路旁路代、倒母线、变压器停复役、线路停复役、开关停复役、开关柜停复役、电容器停复役、电抗器停复役、电压互感器停复役、站用电停复役、保护投退等14类操作任务，编制倒闸操作风险基础分级表（详见附录1）,用于指导倒闸操作作业风险差异化
3、管控工作。（1）风险评价因素。操作复杂程度，聚焦各类接线方式的特点，综合其操作的技术难度，将复杂程度从高至低依次分为IV级（详见附录2）o人身风险，聚焦操作过程中人身触电风险、设备故障对人身伤害程度，结合设备结构和特点，将风险从高至低依次分为IV级（详见附录3）。操作异常对电网影响程度，聚焦操作异常对电网影响，依据电压等级、配电装置在系统中的重要程度，将影响程度从高至低依次分为IV级（详见附录4）。（2）倒闸操作风险提级管控原则。在各类倒闸操作任务基础风险定级基础上，综合考虑电网风险、设备风险、新设备启动、时间和环境风险四个风险因素具体情况，对倒闸操作作业风险进行提级管控（详见附录5）o同类作
4、业对应的故障抢修，其风险等级提级。二、倒闸操作作业风险分级管控措施1 .风险管控主体（1）I级、11级倒闸操作作业风险管控，由超高压（地市）公司运检部负责组织实施。（2）m级、IV级、V级倒闸操作作业风险管控，由超高压（地市）公司运维（运检）工区、分部、县公司（以下简称“县公司级单位”）负责组织实施。（3）管控主体按照分工负责倒闸操作风险定级审批、组织现场勘察、到岗到位监督等。2 .风险定级审批（1）班组应根据分级表及提级管控原则，对倒闸操作任务进行初步定级，并报送县公司级单位。（2）In级、IV级、V级操作风险，由县公司级单位审批，并报送超高压（地市）公司运检部和超高压（地市）公司运检管控中
5、心备案。（3）I级、11级操作风险，由超高压（地市）公司运检部审批，并报送省公司设备部和省公司运检管控中心备案3.倒闸操作计划管理（1）计划编制与审批。运维班工作实行计划管理，应根据公司停电计划，编制年、月、周倒闸操作计划，经班组长审批后执行。（2）计划统计与备案。班组倒闸操作计划应纳入县公司级单位生产计划管理，并报超高压（地市）公司及运检管控中心备案。（3）计划执行与变更。倒闸操作计划应刚性执行，计划中的每项具体工作都应明确具体负责人员和时间，负责人员应按计划高质量完成工作。因特殊原因无法开展或更改操作日期时，应及时将原因及变更计划逐级报送超高压(地市)公司运检部及运检管控中心。4.现场勘察
6、(1)勘察原则。I级风险倒闸操作、11级风险变电站全停或设备启动投运操作，必须组织现场勘察，IH级及以下风险非典型操作(现场典型操作票不涵盖的操作)必要时开展现场勘察。其中，I、11级风险倒闸操作的现场勘察由县公司级单位组织开展。In级及以下风险非典型操作任务现场勘察由运维班组织实施。因停电计划变更、设备突发故障或缺陷等原因导致停电区域、作业内容、作业环境发生变化时，根据实际情况重新组织现场勘察。(2)勘察人员。现场勘察由班组长安排运维值班人员执行执行，必要时由县公司级单位选派检修、保护等专业技术人员参与。(3)勘察内容。勘察人员应认真核对倒闸操作范围内设备设施运行状态、隐患、缺陷、保护及安全
7、自动装置(压板)投退范围等信息。(4)勘察记录。应将特殊运行方式、设备特殊状态、存在的隐患或缺陷等记录清楚。5.倒闸操作实施方案及操作票编审(1)倒闸操作方案编审I级、11级倒闸操作风险，运维班应编制倒闸操作实施方案，明确操作计划、操作人员、操作内容、安全管控相关事项,经县公司级单位组织审核批准后实施，并报地市公司级单位设备管理部门备案。(2)操作票编制审批1 )I级、11级风险倒闸操作或In级以下风险非典型操作，班组应指定一名班组管理人员负责倒闸操作现场作业安全管控，对操作票正确性进行把关，并在操作票签名，确保操作票正确无误。2 )HI级、IV级、V级风险倒闸操作，当值人员应根据调度指令，参
8、考典型操作票，认真完成相应倒闸操作票拟写，按照当值人员岗位从低到高依次审核操作票正确。3 )新建变电站投运前一周应具备经运维单位分管领导组织运检、安监、调控等相关专业会审并签发的典型操作票。之后每年由超高压(地市)公司变电运维专业牵头，一二次各设备专业共同参加，按专业分工对变电站典型操作票进行复审，修订意见应在变电站现场运行规程编制(修订)审批表中写明，并经运维单位分管领导签发。6 .到岗到位(1)执行标准1)I级风险倒闸操作：超高压(地市)公司分管领导或运检部负责人应到岗到位；省公司专业管理部门应按照有关规定到岗到位。2 )11级风险倒闸操作：超高压(地市)公司运检部、县公司级单位负责人或管
9、理人员、县公司级单位负责人应到岗到位。3 )III级风险倒闸操作：县公司级单位负责人或管理人员应到岗到位。4 )IV级风险倒闸操作：县公司级单位管理人员或班组管理人员应到岗到位。5 )V级风险倒闸操作：母线、主变操作，班组管理人员应到岗到位，其他设备操作由班组根据实际情况评估，必要时安排管理人员到岗到位。(2)工作内容到岗到位人员应检查倒闸操作风险管控“一表一库”应用情况，检查倒闸操作正确性、组织措施、技术措施和安全措施完备性，倒闸操作内容和作业计划的一致性、标准作业开展情况等，督导多专业、多单位工作协同情况。7 .远程督查(1)实施原则。按照分层分级原则实施，省公司运检管控中心应对I级、11
10、级倒闸操作风险进行远程督查，地市公司级单位运检管控中心应重点对本公司所辖I至In级倒闸操作风险进行远程督查，对IV、V级倒闸操作风险进行抽查。(2)督查内容。远程督查应重点检查到岗到位落实情况、现场倒闸操作风险及预控措施落实情况、现场倒闸操作执行的规范性。8.现场实施管控(1)风险预控措施卡1 )I、II级风险倒闸操作，县公司级单位应根据现场实际情况和风险库，组织编制措施卡并审批后实施。2 )IIhIV、V级风险，运维班应组织编制预控措施卡，经运维值长审核后实施。拉合单一断路器的V级操作风险可不编制预控措施卡，但应按设备操作风险库中的主要风险做好危险点分析及预控。3 )参与倒闸操作的人员均需参
11、加倒闸操作危险点分析及预控，确保操作风险点及预控措施落实到人。(2)标准作业现场作业应严格执行倒闸操作标准化流程，细化风险点、关键环节预控措施，编制倒闸操作作业风险预控措施卡(以下简称“措施卡”)o监护人应严格对照措施卡检查预控措施执行情况，确保执行到位、落实到人。三、关键项目操作管控要求1 .消防设施操作(1)主设备倒闸操作涉及的消防操作固定灭火系统，主变(高抗)停电后，应将其固定灭火系统控制回路电源断开、自动投入改手动投入，防止检修过程中误动作；检修后、送电前，应及时恢复。消防报警系统，主变(高抗)送电前，应检查消防报警系统运行状态正常、信号已复归、火警消音功能已复位。变压器应急排油装置，
12、主变停复役前后，应检查排油装置控制电源已拉开、启动压板已退出解/联锁”把手在联锁位置。结合主变停电，开展排油装置电动球阀遥控操作试验。试验前，需关闭检修球阀，防止误排油。试验后，应检查电动球阀在“常闭”并断开其电源，开启检修球阀。排油注氮系统，结合主变停电，开展排油注氮装置模拟试验。试验前，应断开控制屏上“氮气阀，”排油阀”的连接线、关闭检修阀，防止误动；试验后，应及时恢复。(2)消防系统巡视维保固定灭火系统，维护检修前，应做好取下启动氮气瓶电磁阀等安全措施；检修结束后，应装好电磁阀，恢复消防报警系统屏蔽信号。固定灭火系统启动逻辑、回路有修改时，需进行逻辑验证工作，做好防误喷措施，试验后及时恢
13、复。消防报警系统，结合巡视维保，检查消防主机故障、感温电缆、火焰探测器本体或相关模块、线缆、控制开出模块等运行情况。应急排油装置，结合巡视维保，检查应急排油装置控制柜各项功能完好，对松动、损坏的配件及时修复，控制把手位置、指示灯正确；检查管路及零部件，发现的渗漏点及时处理。排油注氮,结合巡视维保，重点检查控制柜运行正常，断流阀、充氮阀、排油阀、排气塞位置正确、无渗漏。2 .监控操作3 1)监控联调操作新建和改扩建间隔点表在联调前应经过严格的全面性、正确性审核。联调时确保每个信息点调试到位，防止运行中“漏监误控，改扩建间隔遥控联调前，应将非调试设备改为测控就地控制，防止误控运行设备。联调结束后，
14、应立即恢复。4 2)监控远方遥控及一键顺控操作监控远方遥控操作，严格执行操作监护制和唱票复诵制，防止误控；操作过程中做好异常信息监视，发现异常信号应立即暂停操作，查明原因并消除后方可继续。一键顺控操作，每项操作票均应经过正确性验收，典型操作票库应做好权限分级设置管理，禁止擅自更改典型顺控操作票。顺控操作时，应加强位置检查，如顺控操作异常时，应及时转由现场人员操作。5 3)监控转令及日常运行监视监控转令操作，调度预令转发前，应按电网运行方式、停役申请单等审核操作预令。调度正令转发时，应严格核对转令顺序，防止错转令。日常运行监视，对频繁动作复归而影响正常监视的告警信息，可采取封锁、抑制等临时措施，
15、并立即向现场移交监控职责，防止“漏监，设备信号正常后应及时解除封锁、抑制等临时措施，并及时收回监控职责。3 .设备巡视隐患跟踪巡视。有故障风险的隐患设备(特别是充油、充气、避雷器等），优先采用远程智能巡视、工业视频、机器人等技术手段开展特巡；必须人工巡视的，应采取合理规划巡视路线、装配高倍相机等措施确保人身安全。室内空间巡视。进入SF6配电装置室前应做好通风、检测，确保气体含量在正常范围内；巡视时发生气体外逸故障，应迅速撤离现场，同时开启强排风，气体含量合格前禁止入内，避免窒息。极端天气巡视。雷雨天气巡视室外高压设备应穿绝缘靴，不准靠近避雷器和避雷针；高温天气应做好防暑措施，保障人员身体状态。
16、4 .事故紧急处理事故应急处理期间的倒闸操作作业，其风险等级、到岗到位、远程督查等均应提一级管控。对提级后为Im风险级别的事故紧急处理操作，必要时超高压（地市）公司运检部应增派检修、保护等专业人员参与。四、作业方式转变1 .推进一键顺控应用全面推进一键顺控替代现场人工倒闸操作，替代人工操作时拟票、审票、执行、检查等各环节，降低设备异常导致的人身伤害、误操作、错入间隔等各类人工倒闸操作风险，提高倒闸操作作业效率及现场作业安全性。2 .推广远程智能巡视系统应用远程智能巡视系统替代现场人工例行巡视，提高巡视频次，能及时发现设备缺陷并跟踪其发展情况，提高设备运维保障能力。设备故障时，运维人员可利用远程智能巡视系统远程检查，提高设备故障原因预判和紧急响应能力，降低运维人员现场
