提高倒闸操作完成准时率

1、提高倒闸操作完成准时率青岛供电公司 变电运维室运维二班“运维中心”QC小组小组概况表1.1 小组概况表青岛供电公司变电运维室“运维中心”QC小组小组名称运维中心QC小组成立日期2004.5.1发布人林柏桦 所在部门变电运维室课题类型现场型组长刘学松注 册 号QD/QC-BD-2016-3034登记日期2016.1成员人数10TQC教育学习情况人均60学时活动次数每月4次活动时间2016.1-2016.7姓 名性别年龄文化程度职务及职称小组职务组内分工林柏桦男29研究生主责/工程师组员方案设计高云女28研究生主责/助理工程师组员对策实施李晓悦男26本科主责/技师组员方案设计刘学松男50本科变电运

2、维室主任/高工组长管理协调王艺璇女26研究生作业/助理工程师组员对策实施于强男41本科变电运维室书记/高工组员技术指导周君女33本科变电运维室副主任/工程师组员对策制定张健男42大专班长/技师组员技术指导周全越男29本科副班长/技师组员数据分析路朝阳男28本科主责/技师组员数据调查小组历年活动情况2012年便携式接地线小车的研制山东电力集团公司QC成果竞赛一等奖第五届“海洋王”杯全国QC成果发表赛一等奖；小组获“全国优秀质量管理小组”称号2014年创行“大运维”变电运维管理新工序第八届“海洋王”杯全国QC成果发表赛一等奖，小组获“全国质量信得过小组”称号2015年可收放型安全遮栏搬运车的研制山

3、东省电力公司优秀质量管理小组一等奖，国家电网公司优秀QC成果一等奖，全国电力行业QC小组活动优秀成果一等奖2016年缩短变电站红外测温耗时山东省优秀质量管理小组一等奖，小组获“全国优秀质量管理小组”称号 选题理由随着经济社会的快速发展，供电需求逐渐增长，电网规模不断扩大。青岛供电公司变电运维室管辖变电站数目逐年增长。目前变电运维室所辖青岛市域、县域变电站数量已达到330座（截止至2015年12月31日），运维工作量巨大，运维质量如何提升成为一个日益凸显的课题。倒闸操作是变电运维工作中最重要也是工作量最大的一项核心工作。为了提高我们的工作效率，保证运维工作质量，我们首先考虑提升倒闸操作的质量。在

4、变电运维室安全工作年报中，我们发现，近几年，倒闸操作超时已经成为一个日益显现的问题，严重时甚至会影响调度开工率、延误对外送电。在安全工作年报中，我们得到了2013-2015年，变电运维室倒闸操作总次数以及操作超时次数，如表2.1所示，并绘制了柱形图，如图2.1所示：表2.1：倒闸操作次数和操作超时比例统计表时间倒闸操作总次数超时次数占比2013年上半年8916213923.99%2013年下半年9531237324.89%2014年上半年10052244324.3%2014年下半年12570299123.79%2015年上半18%总计545461320624.21%图

5、2.1：2013-2015年倒闸操作超时次数柱形图从柱形图中可以明显看出，随着变电站数量的增多，倒闸操作次数呈不断递增趋势，且超时次数居高不下，倒闸操作超时成为一个急需解决的问题。提高倒闸操作的准时率是提高倒闸操作完成质量的一个重要指标，能够大大提高运维工作质量。因此，小组成员一致决定，将提高倒闸操作完成准时率作为本次QC活动的课题。小组成员绘制活动计划表如表2.2所示。表2.2 活动计划表PDCA2016年1月2016年8月1月2月3月4月5月6月7月8月P现状调查设定目标原因分析要因确认制定对策D对策实施C效果检查A巩固措施总结及打算现状调查（一）现状调查:基础分析小组成员选用2015年9

6、月1日9月30日期间，变电运维室倒闸操作的基础数据进行分析，如表3.1所示。表3.1：倒闸操作数据调查表序号操作时间(2015年)变电站操作任务操作种类设备种类操作步数是否准时19/1 1:01- 9/1 1:40110kV王台变电站将#1主变10kV侧503刀闸，10kV分段563刀闸间设备由运行转冷备用运行转冷备主变124是29/1 2:31- 9/1 3:10110kV王台变电站将#1主变10kV侧503刀闸，10kV分段563刀闸间设备由冷备用转运行冷备转运行主变129是39/1 6:21- 9/1 6:45220kV海河变电站将220kV岛海I线212开关由热备用转冷备用热备转冷备线

7、路51是49/1 6:49- 9/1 6:58220kV海河变电站将220kV岛海II线211开关由热备用转冷备用热备转冷备线路54否59/1 6:53- 9/1 10:52220kV黄埠变电站将220kV#1母线由运行转检修运行转检修母线172是69/1 7:00- 9/1 7:24220kV海河变电站将220kV岛海I线线路由冷备用转检修冷备转检修线路16是79/1 7:01- 9/1 7:0635kV韶存庄变电站35kV龙韶线312开关由热备用转冷备用热备转冷备线路12是89/1 7:07- 9/1 7:1335kV韶存庄变电站35kV龙韶线312开关由冷备用转检修冷备转检修线路14否9

8、9/1 7:07- 9/1 7:1635kV田庄变电站将10kV田园线02开关由热备用转检修热备转检修线路22是109/1 7:08- 9/1 7:12110kV南庄变电站将10kV环岛线12352开关由热备用转冷备用热备转冷备线路11是.8159/16 15:54- 9/16 15:5835kV海景变电站将10kV海颐乙线33665开关由冷备用转热备用冷备转热备线路12是8169/16 15:59- 9/16 16:0935kV温泉变电站35kV分段6102开关由检修转热备用检修转热备线路16是8179/16 16:15- 9/16 16:30220kV岙山变电站35kV岙泉乙线线路由检修转

9、运行检修转运行线路12是8189/16 16:31- 9/16 16:4035kV温泉变电站35kV岙泉乙线6103开关由冷备用转热备用冷备转热备线路4是8199/16 16:46- 9/16 16:5035kV西郊变电站10kV西临线线路由检修转冷备用检修转冷备线路7是8209/16 16:52-9/16 16:5835kV西郊变电站10kV西临线2658开关由冷备用转运行冷备转运行线路18否8219/16 18:57- 9/16 19:03220kV市中变电站将35kV市隆乙线8757开关由冷备用转运行冷备转运行线路26是8229/16 19:22- 9/16 19:4035kV兴隆路变电

10、站将35kV市隆乙线7838开关由冷备用转运行合环冷备转运行线路119否8239/16 22:31- 9/16 23:11110kV富源变电站将110kV珠富乙线6502开关由冷备用转热备用冷备转热备线路12是8249/17 5:09- 9/17 5:18110kV曲坊变电站将10kV现河甲线17656开关由热备用转冷备用热备转冷备线路9是.16309/30 15:43- 9/30 15:51220kV李山变电站将35kV李辛线369开关由冷备用转运行冷备转运行线路22否16319/30 15:45- 9/30 15:50220kV水清沟变电站将35kV水埠乙线线路由检修转冷备用检修转冷备线路

11、15是16329/30 16:30- 9/30 16:4735kV新错埠岭变电站将35kV水埠乙线36223开关由冷备用转运行合环冷备转运行线路38是16339/30 16:56- 9/30 17:10110kV鹤山变电站将10kV双星线线路由检修转热备用检修转热备线路63是16349/30 17:01- 9/30 17:10110kV文化路变电站将10kV文城甲线5663开关及线路由检修转热备用检修转热备线路29否16359/30 17:06- 9/30 17:1635kV长沙路变电站将35kV水埠乙线36323开关由冷备用转运行合环冷备转运行线路37是16369/30 17:11- 9/3

12、0 17:1535kV城南变电站10kV文城甲线2513开关由冷备用转热备用冷备转热备线路9是16379/30 19:31- 9/30 20:08110kV南庄变电站将#1主变由冷备用转运行冷备转运行主变98否16389/30 20:13- 9/30 20:32110kV南庄变电站将#2主变由运行转冷备用运行转冷备主变101是16399/30 21:51- 9/30 22:27110kV南庄变电站将#2主变由冷备用转运行冷备转运行主变107是图3.1 数据来源系统截图从统计的数据中分析可以算出，2015年9月1日9月30日期间，变电运维室倒闸操作总数量为1639次，其中准时完成的数量1242次

13、，操作不准时的数量397次。（二）现状调查: 按操作起始时刻、操作任务类型、操作设备种类、操作步数对倒闸操作准时率进行统计分析1按操作起始时刻对倒闸操作完成准时率进行统计分析倒闸操作时间由调度根据检修计划和电网运行情况审定并下发，小组成员考虑倒闸操作起始时间可能会对倒闸操作完成准时率造成影响，统计不同起始时间段倒闸操作完成准时率，如表3.2所示。表3.2：倒闸操作准时率与起始时刻关系数据表序号起始时段倒闸操作次数准时完成次数完成准时率序号起始时段倒闸操作次数准时完成次数完成准时率100:00-00:306583.33%2512:00-12:30231773.91%200:30-01:00437

14、5.00%2612:30-13:00272074.07%301:00-01:307571.43%2713:00-13:30453271.11%401:30-02:006466.67%2813:30-14:00363083.33%502:00-02:309888.89%2914:00-14:30584475.86%602:30-03:005480.00%3014:30-15:00443272.73%703:00-03:304375.00%3115:00-15:30322165.63%803:30-04:0011981.82%3215:30-16:00392769.23%904:00-04:301

15、51386.67%3316:00-16:30403587.50%1004:30-05:0010770.00%3416:30-17:00755877.33%1105:00-05:30181477.78%3517:00-17:301078074.77%1205:30-06:00231773.91%3617:30-18:00644570.31%1306:00-06:30322475.00%3718:00-18:30433479.07%1406:30-07:00463473.91%3818:30-19:00483675.00%1507:00-07:30755269.33%3919:00-19:3041

16、3585.37%1607:30-08:001017574.26%4019:30-20:00322371.88%1708:00-08:30725677.78%4120:00-20:30251872.00%1808:30-09:00644570.31%4220:30-21:00231982.61%1909:00-9:30534381.13%4321:00-21:30131076.92%2009:30-10:00413380.49%4421:30-22:00141071.43%2110:00-10:30533769.81%4522:00-22:3012975.00%2210:30-11:004638

17、82.61%4622:30-23:0013969.23%2311:00-11:30393179.49%4723:00-23:309888.89%2411:30-12:00312580.65%4823:30-24:005480.00%根据统计数据，小组成员将倒闸操作完成准时率与操作起始时刻之间的关系绘制成散布图进行分析，如图3.2所示：图3.2：倒闸操作准时率操作起始时刻散布图首先，小组成员通过观察散布图的分布，对照典型图初步判断倒闸操作准时率与操作起始时刻之间无明显相关性。随后，为更准确的判断，小组成员计算了相关系数：=LXYLXXLXY=-0.394200.06=0.078本次统计数据中N-

18、2=46，取=0.05，从相关系数检查表中查出临界相关系数0.05=0.285，则=0.0780.05=0.285。因此，倒闸操作准时率与操作起始时刻相关性很差，可认为倒闸操作准时率不受操作起始时刻影响。2按操作任务类型对倒闸操作完成率进行统计倒闸操作任务按照状态令可以分为12种，小组成员按操作任务类型对倒闸操作完成准时率进行统计，结果如表3.3所示。表3.3：倒闸操作完成准时率与操作任务类型关系数据表序号操作任务倒闸操作次数准时完成次数完成准时率1运行转热备584882.76%2运行转冷备16713279.04%3运行转检修422969.05%4热备转运行554174.55%5热备转冷备23

19、517875.74%6热备转检修16812373.21%7冷备转运行15911974.84%8冷备转热备23116370.56%9冷备转检修16312777.91%10检修转运行382873.68%11检修转热备16512978.18%12检修转冷备15812579.11%根据统计数据绘制成准时率与操作任务类型的关系柱形图，如图3.3所示。极差 13.7%图3.3：操作完成准时率操作种类柱形图从统计结果中可看出，倒闸操作完成准时率时随操作任务类型变化不大，因此可判定两者之间无明显的相关性。3按操作设备种类统计对倒闸操作准时率变电站内进行倒闸操作的设备主要有线路、主变、母线、电容器、PT、站用变

20、、二次设备等7类。每类设备的操作都各有特点，可能会对倒闸操作准时率造成影响。小组成员按照操作设备种类对倒闸操作准时率进行统计，统计数据如表3.4所示。表3.4：倒闸操作准时率与设备种类统计数据表序号设备种类倒闸操作次数准时完成次数完成准时率1线路103077875.53%2主变21315673.24%3母线564071.43%4电容器786076.92%5PT493673.47%6站用变413278.05%7二次17214081.40%根据统计的数据绘制成倒闸操作完成准时率与倒闸操作设备种类之间关系的柱形图，如图3.4所示。极差9.97%图3.4：倒闸操作准时率设备种类柱形图从统计结果可以看出

21、，在操作设备种类不同的情况下，倒闸操作完成准时率差别不大，因此可判定倒闸操作准时率与操作设备种类之间无明显相关性。4按操作步数统计对倒闸操作准时率变电站内倒闸操作有大型操作、小型操作。不同操作的复杂程度不同，其操作步数也不尽相同。小组成员考虑到操作步数的多少可能会影响操作完成准时率，因此对不同操作步数每十步为一组对完成准时率进行了统计，如表3.5所示。表3.5：倒闸操作完成准时率与操作步数统计数据表序号操作步数倒闸操作次数准时完成次数完成准时率11-1061246976.63%211-2046236378.57%321-3023017576.09%431-401038077.67%541-50

22、302583.33%651-60231773.91%761-708675.00%871-808562.50%981-907571.43%1091-1007571.43%11100-1106466.67%12111-1207685.71%13121-1306466.67%14131-14011100.00%15141-1504250.00%16151-160000.00%17161-17011100.00%18171-1804250.00%19181-1904375.00%20191-20011100.00%21201-210000.00%22211-220000.00%23221-230000

23、.00%24231-240000.00%25241-250100.00%26251-26011100.00%27131-260171164.71%从统计数据中可以看出，操作步数130以后的数据样本太少，因此小组成员将操作步数130以上的数据作为一组数据讨论，小组成员将数据绘制成倒闸操作完成准时率与倒闸操作步数之间关系的折线图，如图3.5所示。图3.5：倒闸操作完成准时率倒闸操作步数折线图从统计结果可以看出，在操作步数不同的情况下，倒闸操作完成准时率差别不大，因此可判定倒闸操作准时率与操作步数之间无明显相关性。（三）现状调查:按倒闸操作流程对倒闸操作完成准时率进行统计分析运维人员进行倒闸操作的流

24、程如下：造成倒闸操作准时率低的直接原因为操作不准时次数多。为了分析操作各个流程对操作完成准时率的影响，小组成员对各个流程造成操作不能准时完成的次数进行了统计，其结果如表3.6所示。序号流程操作不准时次数（频数）操作不准时百分比（频率）累计百分比（累计频率）A操作过程34185.89%85.89%B去程246.05%91.94%C接调度令174.28%96.22%D准备操作92.27%98.49%E汇报操作61.51%100.00%累计值397100%表3.6：各流程致不准时占比统计表根据所统计的数据，绘制各流程造成操作不准时次数占比排列图，如图3.6所示。图3.6：倒闸操作各流程致不准时占比排

25、列图从排列图中可以看出，由于操作过程所导致操作不准时的次数占了全部操作不准时次数的76.57%，明显大于其他各项流程，为倒闸操作完成准时率低的主要症结所在。（四）现状调查:找到主要症结可以提升的水平1倒闸操作过程造成未准时完成操作可提升空间很大从统计数据中可以看出，小组成员计算的倒闸操作过程导致不准时的次数为341次，操作不准时率达到了341/1639=20.81%，仅因为操作过程的原因，就平均每5次操作便有1次超时，可提升空间很大。2计算目标值可以达到的水平目标确定通过现状调查中的分析，小组成员将活动目标值设定为：将倒闸操作完成准时率由75.78%提高至94%，如图4.1所示。图4.1：倒闸

26、操作完成准时率目标值柱形图原因分析小组成员针对主要症结：设备操作过程超时的原因进行了分析，并绘制成关联图，如图5.1所示。图5.1：设备操作过程超时关联图如图5.1所示，导致设备操作过程超时的末端因素主要有以下10个：要因确认小组成员针对以上10条末端因素逐一进行了要因确认：（一）要因验证一、操作项路径重复距离长运维值班员在安规规定的前提下，由于个人操作习惯不同，操作票的步骤也存在不同点，填写操作票人员经常选择符合个人习惯的操作步骤来填写操作票，不同操作票操作过程中路程数不同。小组成员对此做了一个路程试验，由10名运维人员分别对变电站的5个不同操作填写操作票，并按此执行，统计其所走的重复路程，

27、其统计表如表6.1所示：表6.1：五种操作类型的重复路程统计表（m）人员将#1主变由冷备用转运行（市中站）将220kV#2母线由检修转运行（黄埠站）将35kV乙母线由运行转检修（黄埠站）将#2主变由运行转检修（南京路站）将110kV广电线调110kV母运行，其他负荷、电源线调母运行（广源站）林柏桦1321258812941277550李晓悦12473740165721471764徐国强14932960940895938肖文军11763709121322831066姜琦7912943159030691983孙淑敏1631136954030791459张婷婷16433798135729021429

28、佘星星498223163611212096韩华77123356648742098张志峰731178514663521416平均数1130.22745.81135.72116.81379.9小组成员将五种类型操作的平均重复路程绘制成柱形图，如图6.1所示。图6.1：五种类型操作的平均重复操作路程柱形图从图中可以看出，重复路径距离极大，平均1701.7m，最大距离达到2745.8m，若操作人员以1.5m/s的速度移动，则重复路径耗时最大可达到29min左右。如果为对操作步骤进行合理优化，操作移动距离可大大缩短，倒闸操作准时率可以得到有效提高。因此，可以确定操作项路径重复距离长为要因。（二）要因验证

29、二、设备位置标识可识别率低根据安规5.3.6.6规定：电气设备操作后的位置检查应以设备各相实际位置为准，无法看到实际位置时，应通过间接方法，如设备机械位置指示、电气指示、带电显示装置、仪表及各种遥测、遥信等信号的变化来判断。判断时至少应有两个非同样原理或非同源的指示发生对应变化，且所有这些确定的指示均已同时发生对应变化，方可确认该设备已操作到位。运维人员在进行倒闸操作时，位置检查是十分重要的项目，是倒闸操作准确安全完成的保障。图6.2设备位置指示敞开式设备的位置检查最明显，以实际位置为准，GIS设备的位置检查与开关柜设备的位置检查是通过间接的方法进行判断。GIS设备的位置检查一般在设备后侧，包

30、括电气指示和传动连杆位置指示，开关柜设备的位置检查一般有电气指示、机械位置指示两方面，如图6.2所示。小组成员为了了解对设备的位置检查所花费的时间对倒找操作准时率的影响，进行了一个试验，选择10名运维人员分别寻找并判断设备的位置指示，其所花费时间如表6.2所示，并绘制折线图，如图6.3所示。表6.2：三种类型设备的位置指示检查时间统计人员敞开式设备GIS设备开关柜林柏桦1.23min4.87 min2.47 min李晓悦1.67 min5.39 min2.09 min徐国强1.53 min6.24 min2.11 min肖文军1.31 min4.53 min2.63 min姜琦0.84 min

31、2.67 min1.66 min孙淑敏2.07 min4.64 min1.98 min张婷婷1.78 min5.36 min2.49 min佘星星1.62 min1.57 min2.34 min韩华1.36 min4.52 min3.43 min张志峰2.08 min2.25 min2.7 minMax 6.24图6.3：三种类型设备的位置指示检查时间折线图同时，小组成员统计了2015年9月份的操作中397次不准时事件的超时时间，统计表如表6.3所示：表6.3：倒闸操作超时时间统计表序号操作时间变电站操作任务操作超时时间/min12015/9/16:49-2015/9/1 6:58220kV海

32、河变电站将220kV岛海II线211开关由热备用转冷备用222015/9/17:07-2015/9/1 7:1335kV韶存庄变电站35kV龙韶线312开关由冷备用转检修132015/9/28:01-2015/9/2 9:16220kV黄埠变电站将220kV#2母线由运行转检修2542015/9/217:01-2015/9/2 18:19220kV黄埠变电站将220kV#2母线由运行转检修2352015/9/5 12:46-2015/9/5 13:5135kV宁夏路变电站10kV乙丙分段0164开关由冷备用转热备用47.3012015/09/14 03:34-2015/09/14 13:361

33、10kV卓越变电站将10kV卓兰线线路由检修转冷备用5873022015/09/1511:34-2015/09/15 15:20县公司胶州110kV胶西变电站将10kV华金线线路由检修转冷备用2163032015/9/18 12:13-2015/09/18 14:50220kV即墨变电站将220kV崂即线线路由检修转冷备用1363042015/09/21 16:32-2015/09/21 18:35县公司即墨110kV普东变电站将110kV普东站10kV任家乙线18974开关及线路分别由检修转热备用1073052015/9/21 18:01-2015/9/21 19:5535kV丹山变电站将1

34、号主变10kV侧4451开关由运行转热备用解环，35kV桥4422开关由运行转热备用97.3932015/9/24 17:50-2015/9/24 19:52县公司黄岛区110kV隐珠变电站35kV双星并车线1624开关由冷备用转热备用1043942015/9/29 6:07-2015/9/29 7:1735kV新错埠岭变电站将35kV桥36222开关由热备用转运行合环，35kV水埠甲线36221开关由运行转冷备用353952015/9/29 15:56-2015/9/29 16:59220kV水清沟变电站将35kV水埠甲线线路由检修转冷备用483962015/9/30 17:01-2015/

35、9/30 17:10110kV文化路变电站将10kV文城甲线5663开关及线路由检修转热备用23972015/9/30 19:31-2015/9/30 20:08110kV南庄变电站将#1主变由冷备用转运行10小组成员超时时间范围进行了统计，其结果如表6.4所示：表6.4：倒闸操作超时时间范围统计表序号超时时间范围数量占比15min71.76%2510min82.02%31030min287.05%430min1h379.32%512h11027.71%623h9824.69%734h4812.09%845h235.79%956h123.02%1067h102.52%1178h51.26%12

36、89h51.26%13910h41.01%1410h20.50%小组成员将其绘制成柱形图如图6.4所示：图6.4：倒闸操作超时时间范围频次柱形图从折线图6.3中可以看出，不同运维人员识别设备位置指示的时间差别不大，并且时间均小于7min。而从倒闸操作超时范围频次图6.4中可以看出，倒闸操作超时时间主要集中在1-3h内，超时时间在10min以内的仅有15次，仅能提升操作过程中造成超时比例15/341=4.40%12.32%因此，可以确定小车操作卡涩率高为要因。（五）要因验证五、闭锁回路故障率高闭锁是防止电气误操作的有效措施。一般包括电气闭锁和机械闭锁。电气闭锁是利用断路器、隔离开关、断路器柜门等

37、的辅助触点，接通或断开需闭锁的隔离开关、开关柜门等电磁锁电源，使其操作机构无法动作，从而实现开关设备之间的相互闭锁。机械闭锁是开关设备操作机构的机械结构相互制约，从而达到相互联锁。电气闭锁回路故障一般是因为辅助触点损坏，机械闭锁回路故障一般是机构卡涩或者变形造成的。小组成员对2015年9-11月份的操作任务中发生这两种闭锁回路的故障情况进行了统计分析，如表6.10所示。表6.10：闭锁回路故障情况统计表序号变电站操作任务闭锁原因135kV杭州路变电站将10kV杭联线线路由冷备用转检修接地刀闸操作孔变形打不开，机械闭锁2县公司黄岛区110kV卫西变电站35kV灵隐线2324开关由冷备用转热备用开

38、关辅助触点接触不良无法合刀闸，电气闭锁3县公司莱西35kV院里变电站10kV甲电容212开关由检修转冷备用接地刀闸操作孔变形打不开，机械闭锁435kV海泊河变电站将10kV海环甲线3353开关由热备用转运行开关无法合上，端子箱接线松动，接触不良，电气闭锁535kV红石崖变电站将35kV红石甲线3110开关由冷备用转热备用小车操作孔打不开，机械闭锁6110kV黄山变电站将10kV千禧甲线线路由冷备用转检修D590接地刀闸闭锁机构卡涩，机械闭锁735kV女姑口变电站将10kV安普线线路由冷备用转检修D550接地刀闸闭锁挡板卡涩，机械闭锁8县公司黄岛区35kV大村变电站将10kV吉利线0616开关由

39、冷备用转运行开关操作机构辅助触点接触不良，电气闭锁9县公司莱西35kV绕岭变电站合上35kV绕亚线外桥301-1刀闸刀闸操作机构闭锁，机械闭锁10110kV玉皇岭变电站将110kV屯玉乙线线路由检修转冷备用接地刀闸卡涩闭锁，机械闭锁从表中可以看出三个月内发生了10次，占到总操作任务数的0.24%，说明闭锁回路故障发生仅为小概率事件，若对此加以改善，仅能提高操作过程导致超时比例16390.24%/341=1.17%12.32%。因此，可以确定不同厂家设备操作差异大为要因。（九）要因验证九、五防钥匙传输故障率高根据安规规定，设备均应配置防误操作闭锁装置。目前有些变电站使用的五防机功能不稳定，可能在

40、五防操作票传输过程中出现传输失败的现象，需要多次传输，甚至导致倒闸操作中断。小组成员统计了不同型号五防系统从五防机操作到钥匙成功接收操作任务这一过程的耗时，并将其绘制成箱形图进行直观分析，结果如表6.19、图6.15所示。表6.19：五防钥匙传输耗时统计五防机型号五防钥匙传输耗时（s）南瑞科技35.433.837.54533.837.531.133.835.931.1珠海华伟44.546.253.334.526.243.330.232.937.530.2珠海共创38.834.546.548.834.546.558.238.329.548珠海优特50.533.636.630.533.636.63

41、9.23132.639.2思源宏瑞32.831.142.632.831.142.629.634.449.937.6长园共创36.343.534.436.343.534.436513436深圳南瑞33.352.938.233.332.928.241.538.33241.5南瑞继保37.84056.637.84056.657.444.637.159.4鲁能奥特35.546.242.635.546.242.634.842.551.444.8国电南瑞41.332249.541.36749.540.932.133.630.9不合格区合格区最优区图6.15：五防钥匙传输耗时箱型图从箱形图中可以看出，五防钥

42、匙传输过程耗时数据非常集中，100次试验中仅有一个的极端异常值，传输异常时耗时约为5分钟。即使将该问题全部解决，占操作过程造成操作超时的比例为1639(1/100)/341=4.81% 12.32%。因此，可以确定五防钥匙传输故障率高为非要因。（十）要因验证十、定置管理覆盖率低变电运维室从2015年开始对各变电站进行标准化治理，对变电站的设备等进行定置管理。图6.15为标准化治理要求文件。图6.15：变电站现场定置管理文件为了检查标准化治理的实际落实情况，小组成员对变电站的定置管理情况进行了调查，其结果如表6.20所示：表6.20 变电站定置管理情况序号变电站名称房屋平面定置图一次设备定置图保

43、护屏定置图空开定置表1220kV珠山变电站有有有有2220kV海河变电站有有有有3220kV前湾变电站有有有有4220kV岛厂变电站有有有有5220kV水清沟变电站有有有有6220kV市中变电站有有有有151110kV新街口变电站有有有有152110kV石雀滩变电站有有有有153110kV两埠岸变电站有无有有154110kV马戈庄变电站有有有有155110kV古庙变电站有有有有32635kV湖岛变电站有有有无32735kV梅岭变电站有有有有32835kV浮山后变电站有有无有32935kV李沙变电站有有有有33035kV辛家庄变电站有有有有小组成员对上表进行了统计，得到表6.21，并绘制了柱形图

44、，如图6.16所示。表6.21 变电站定置管理情况数量统计变电站定置内容房屋平面定置图一次设备定置图保护屏定置图空开定置表变电站定置数量330327318321变电站定置覆盖率100%99.09%95.45%97.27%95%图6.16：变电站定置管理情况统计柱形图从柱形图中可以看出，房屋平面定置图、一次设备定置图、保护屏定置图、空开定置表的覆盖率均达到了95%以上，基本达到了标准化治理的要求。为了说明变电站设备定置表的作用，小组成员对其进行了检验。小组成员选择了10名运维人员，10个变电站来进行试验。在倒闸操作过程中，运维人员最需要寻找的是设备间隔和模拟图板，因此小组成员要求这10名运维人员

45、分别根据这10个变电站的定置图在变电站内寻找指定的设备、空开、保护屏以及模拟图板等，并对其一次成功率进行了统计，如下表6.22所示，绘制柱形图如图6.17所示。表6.22 根据设备定置表寻找设备统计人员220kV南京路变电站110kV南庄变电站110kV沧口变电站110kV北曲变电站35kV宁夏路变电站35kV流清河变电站35kV黄岛变电站35kV青大变电站35kV夏庄变电站35kV沙子口变电站林柏桦能能能能能能能能能能李晓悦能能能能能能能能能能徐国强能能能能能能能能能能肖文军能能能能能能能能能能姜琦能能能能能能能能能能孙淑敏能能能能能能能能能能张婷婷能能能能能能能能能能佘星星能能能能能能能能

46、能能韩华能能能能能能能能能能张志峰能能能能能能能能能能一次成功率100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%图6.17：定制图查找设备一次成功率柱形图从图中可以看出运维人员根据现场定置图寻找设备的一次成功率为100%，说明定置管理图基本能够满足运维人员倒闸操作的需要。因此，可以确定定置管理覆盖率低为非要因。经反复讨论以及实际验证等方式进行要因确认后，在10条末端因素中得出3条要因：制定对策根据上文中确定的3条要因，小组成员严格按照5W1H原则，针对各要因制定了对策表。如表7.1所示。表7.1：对策制定表序号要因对策目标措施时间负责人1操作项路径重复距离长优化

47、操作票操作项顺序，降低操作重复移动距离。操作路径重复距离平均值缩短到500m以下。1.利用算法优化操作步骤，降低操作移动距离2.根据该算法填写倒闸操作典型票范本；3.对实施效果进行检查。2016.5.12016.5.31林柏桦于强李晓悦2小车操作卡涩建立开关小车健康档案，利用档 案管理优化小车操作。小车操作卡涩率小于5%。1.建立开关小车健康小档案2.对卡涩开关柜小车上报缺陷，并安排检修计划进行处理3. 操作前查询档案，对于一般卡涩的设备指派有经验的老师傅操作；对于严重卡涩情况提前联系检修人员在场协助2016.5.12016.5.31高云路朝阳周全越3不同厂家设备操作差异大对操作方法归类建档，

48、并粘贴操作提示卡。只通过操作提示卡，顺利完成操作比例达到98%。1.对不同设备的操作方法归类建档2.根据不同设备，建立简洁操作步骤提示卡；3.将设备操作提示卡封装后在设备上粘贴2016.5.12016.5.31张健周君王艺璇对策实施（一）实施1.优化操作项顺序，降低重复移动距离对策：1）利用算法优化操作步骤，降低操作移动距离；2）根据该算法填写倒闸操作典型票范本。目标：同一操作任务通过优化算法得到的操作票，操作路径重复距离平均值达到500m以下。具体实施过程：（1）利用算法优化操作步骤，降低操作移动距离2016年5月1日2016年5月10日，林柏桦等三名小组成员对操作步骤排序算法进行研究。小组

49、成员对操作票操作顺序进行优化，以实现操作移动距离最小，同时必须满足电力安全工作规程要求，设定算法如下：操作票步骤的约束，操作票需满足电力安全工作规程，变电站现场运行规程及调度指令的要求，描述为minindex(xi)max (3)其中，index为操作项xi在操作票中的排序函数；为上下限值，为常量。操作地点的约束，该约束表征操作项xi的操作地点，可描述为： pxi=ui (i=1,2,3.n) (2)其中，p为操作项xi的操作地点函数；由于各设备位置固定，故ui为常量。关联约束，表示各操作步骤之前的距离，令indexxi=c，则xi=index-1(c)，表述为dxi=D(p(index-1i

50、ndexxi)-1,p(xi) (4)其中，D为两个操作地点之间的距离函数。 mini=1nd(xi) (1)其中n为操作票中操作项的总数，d为操作项xi的移动距离函数。对于小组成员构建的最优模型算法，若采用穷举法将所有有限集合均计算出来，即可获得最优解，但工作量巨大。由于操作步骤受安规及调度指令限制，故小组成员将数学模型进行分解，采用部分枚举法进行分析。将数学模型分解为问题1、问题2，问题1只考虑约束(3)，对操作步骤进行排列组合，这个环节小组成员将操作步骤进行分块，再进行排序，例如：假设操作项xm，xr在操作票里的位置确定，则可将只能排在操作项 之前的操作项进行捆绑，将只能在 和 之间的操

51、作项进行捆绑，将只能排在操作项之后的操作项进行捆绑，分成三块，先将各个块内的操作项进行排序，在将各个块之间进行排序，最终获得操作票的排列顺序。问题2则以式（1）为目标函数，考虑约束（2）、（4），以获得最优排序。计算流程图如8.1所示。图8.1 优化算法流程图（2）将根据该算法填写倒闸操作典型票范本2016年5月11日2016年5月29日，小组成员成员根据最优算法将各个变电站的典型票进行修改，形成新的典型票范本。利用各站操作票范本，在遇到涉及多个设备的操作时，写操作票时可先参考典型票范本，如图8.2所示。这样既可节省写票时间又可优化操作步骤，减少操作移动距离，从而节省操作时间。图8.2 典型票

52、范本（3）对实施效果检查对于典型票范本上的各操作票，在满足（2）、（3）、（4）约束条件的情况下，小组成员利用Matlab7.10.0对操作项进行穷举法排列，并统计各方案下的累计路径。通过验证，结果显示在同一操作任务的各种排列中，通过最优算法得到的操作票其累计路径距离均为最小。小组成员利用最优算法得到的操作票，再次统计五项典型操作重复路径距离，结果如表8.1所示。表8.1：重复路径距离统计表操作任务将#1主变由冷备用转运行（市中站）将220kV#2母线由检修转运行（黄埠站）将35kV乙母线由运行转检修（黄埠站）将#2主变由运行转检修（南京路站）将110kV广电线调110kV母运行，其他负荷、电

53、源线调母运行（广源站）平均重复距离365418357294174321.6从表中可以看出，实施后重复路径平均距离321m500m，满足目标要求。这说明，对策一实施成功！（二）实施2.建立设备健康档案，优化小车操作 对策：1）建立设备健康小档案2）对卡涩设备上报缺陷，并安排检修计划进行处理3）操作前查询档案，对于有易出现卡涩的设备指派有经验的老师傅操作4）对于出现概率高的卡涩设备提前联系检修人员在场协助目标：小车操作卡涩率小于5%对策实施过程：（1）建立设备健康小档案，对卡涩情况评级统计以往操作过程中发生卡涩的设备及原因，建立设备健康小档案，卡涩情况评级为严重和一般，如表8.2所示。表8.2：设

54、备健康小档案序号变电站设备问题等级135kV错埠岭变电站35kV桥36222开关调度无法远方操作现场后台可以操作需使用紧急分合闸按钮严重235kV错埠岭变电站35kV伊埠甲线36221开关无法远方操作无法就地操作需使用紧急分合闸按钮严重335kV错埠岭变电站35kV伊埠乙线36223开关无法远方操作无法就地操作需使用紧急分合闸按钮严重435kV世园变电站10kV分段33563开关无法远方操作五防回路损坏需使用解锁钥匙严重254220kV市中变电站220kV青市线D983接地刀闸操作机构箱锈蚀卡涩一般255110kV北曲变电站10kV曲春线11655开关小车机构卡涩无法摇进摇出严重并根据设备存在

55、的问题，备注指导对策，如安排经验丰富的老师傅现场操作，联系检修人员现场配合操作，提前联系防误闭锁专责任人，到现场配合操作等。（2）对卡涩设备上报缺陷，并安排检修计划进行处理小组成员对有卡涩缺陷的设备通过PMS2.0进行缺陷上报，并与检修单位制定检修计划安排消缺处理，如图8.3所示。图8.3 PMS2.0缺陷图片（3）操作前查询档案，根据健康档案中的指导对策采取相应的措施在下发操作指令时，运维人员查询设备健康档案，查看设备健康档案中该设备存在的问题，以及针对该问题的指导对策，根据指导对策提前准备采取相应措施，将操作过程中小车操作异常处理时间降低到最低。对于卡涩情况严重的设备提前联系检修单位准备，

56、在操作时到场协助操作。这样将检修人员的准备时间和去程对操作时间的影响降低为0。（4）对实施效果检查小组成员为了进行效果检查，对2016年6月1日6月24日的倒闸操作中小车操作过程进行小车操作耗时和摇把转动用力统计，如表8.3所示。表8.3：小车操作数据统计序号时间（2016年）变电站操作任务时间min力N106-24 16:05:44-06-24 16:17:0035kV嘉定路变电站将10kV嘉昌线38056开关由冷备用转热备用1.42.3206-24 16:18:16- 06-24 16:29:2935kV嘉定路变电站将10kV嘉昌线线路由检修转冷备用1.81.8306-30 16:17:4

57、2-06-30 16:30:09220kV空港变电站将35kV乙III电容器由检修转热备用2.32.5406-21 15:49:51-06-21 16:05:5835kV四流南路变电站将35kV水流乙线线路由检修转冷备用1.71.990506-03 17:03:44-06-03 17:05:52县公司莱西110kV南墅变电站将10kV河里吴家线215开关由冷备用转热备用3.63.290606-03 16:58:39-06-03 17:01:50县公司莱西110kV南墅变电站将10kV河里吴家线线路由检修转冷备用2.21.490706-01 05:16:43-06-01 05:33:5435kV

58、梅岭变电站将#1主变由运行转热备用，35kV李海甲线33721开关由热备用转冷备用1.92.1为验证小车操作效果，小组成员从全部数据中随机抽取100组数据，如表8.4所示，并进行二维坐标分析，如图8.4所示。表8.4：小车操作数据统计序号耗时（min）力（N）序号耗时（min）力（N）序号耗时（min）力（N）11.415351.815693.61822.221363.2287011632.314371167112.52041.314381.139721.31453.41339213731.51164.522402.8167410.718721641320752.21982.418423.21

59、77631893.518434.414773.720101.416447.625782.517111.5264511.616794.219121.814462.620808.51513230473.517819.6191460.322482.3158210.12315116492.619831.515161.414501.613843.232171.218511.616852.530182.314522.520862.321193.117532.327873.212201.418544.315884.118211.714551.428893.719221.815561.720902.42323

60、1.414571.919912.119241.516582.517925.421252.313591.919933.31326424602.312941220271.230611.6149572.417283.412622199611.418294612636.717971.215301.223641.519981.216318.42365118993.917321.120660.9201001.322337.517672.817345.719682.132否定区最优区可选区否定区否定区否定区图8.4：小车操作数据二维坐标分析小组成员对处于各区数据的数量进行了统计，结果如表8.5所示，并绘制饼