变电运检例1

中图分类号：F407文献标识码： A

变电设备运检一体化的实施主要是将运维一体化和专业检修有机的结合起来的生产组织模式，其可以有效的整合变电设备现场的操作、设备的巡视、运行维护以及维护检修工作的有机整合，以此来提升工作的效率，充分的利用有限的资源来实现最大经济效益的管理目的。以下主要对变电设备运维和检修一体化做研究分析，最终实现所有变电设备运检一体化。

1 变电设备运检一体化实现的意义

实施变电设备一体化之前，各个变电站的巡视工作主要是运行组利用工作的间隙来进行相应的巡视检查工作，其巡视的时间也比较短，巡视也比较的匆忙，从而造成巡视并不能取得很好的效果。另外变电设备维护工作只能够在节假日进行施工，相应的时间不固定，这样维护工作不能够达到随时进行的要求。在实行变电设备运检一体化之后，就会由专门的人员进行巡视工作，由于时间充足，巡视工作就很仔细，有利于及时的发现问题，另外设备维护工作也是在工作的时间进行，这样就能够随时的对设备进行维护，在变电设备出现问题的时候可以及时的处理，从而也就很大程度上提高了变电设备运行的安全性和可靠性。

首先，其可以充分的利用有限的人力资源，经过对于相应工作人员的重组，可以有效的实现运行和维修人员之间的相互补充，从而也就减缓了人力资源资源短缺的矛盾，从而使工作效率得到了有效的提升。

其次，有助于复合型人才的培养，在实践当中不断的提升工作人员的整体的素质，促使工作人员多项技能的学习，在保障有一个特长的同时也就有效的使工作人员在其他方面也得到了扩展提升。

第三，有利于自我价值的提升，可以有效的实现维修和运行人员以及工作之间的有机的结合，从事运行工作的人员可以学习和从事检修维护工作，相应的维护工作人员可以熟悉和掌握运行工作的相关技能，使人力资源得到最大限度的利用。

第四，运检一体化的实现有效的整合了设备巡视、倒闸操作以及维护检修的工作，很大程度上提升了工作的效率，使经济效益也得到了有效的提升。

2 变电设备实现运检一体化的难点分析

①运维和检修工作具有一定的差异性。虽然变电运维和检修工作都是面向相应的电力设备，但是其运维的工作是要求相关的工作人员具有较强的综合性知识，而检修工作则要求相应的工作人员具有很强的专业性知识，随着检修工作的细分化，电压等级的逐步的提升，对于检修专业知识也就也来越高。在实施运检一体化的时候，这种专业知识的差异性则要求相应的工作人员要有更高的素质，工作人员所要掌握的技能难度越大，那么其培训的周期也就越长。

②现场施工中安全控制环节易缺位。在变电站运行的过程中实施检修工作，要保障相应的安全措施的有效布置，明确带电的设备，进行安全交底的工作，这是保障现场施工安全进行的前提。在传统的方式下，由于检修需要对设备状态进行变更的时候，则需要通过相应的运行人员进行许可把关，在完成设备的检修工作之后，由运维工作人员来负责验收的过程。这样的方式可以使两方的工作人员的责任更加的清晰，并且还能够做到有效的监督过程，方便现场安全施工措施以及工作质量的控制。

③单一人员劳动强度和安全风险比较大。在传统管理方式当中，运维人员要在单一的工作环境中承担运行以及检修的工作责任和任务，这样就会导致工作人员任务量较大现象的发生，任务强度比较大，这样就会导致安全风险增加，若是没有相应的激励机制，那么就会导致一线施工作业人员对于开展运检一体化工作的意愿不会很强现象的发生。

3 运检一体化的有效实行的措施

①做好安全和协调工作。首先，应该坚持安全工作的原则，以安全理念作为基础的工作条件，建立规范化和标准化的安全管理的模式。对于运维和检修一体化工作的现场管理、技术监控、运维技术要求、运维工作人员专业学习分工以及运维人员排班表等多个方面进行明确的规定。其次，还应该做好协调工作，对于相关的工作要进行进一步的规范，还应该提升运行、维护以及检修工作的操作的水平，保障运检一体化工作能够在安全的条件下实施，从而保障变电站设备安全稳定的运行。另外，还应该以实践带动相应的培训工作，努力的培养复合型的人才，不断的提升工作人员的技能水平，最终达到运维和检修有机的结合。

②加强工作人员整体素质的培养。要加强工作人员整体素质的培养，在进行培训的时候，应该根据技术的难度合理的安排时间，可以聘请专业的技术人员对工作人员进行系统化的培训工作。在培训的时候，应该对变电设备工作的原理、注意的事项以及操作的步骤等要进行详细的说明，以便于工作人员的学习，并且还应该对培训人员进行相应的考核，保障其能够达到相关要求的标准。此外，还应该设立培训的激励机制，对于培训人员的学习绩效进行评比，对于掌握技术能力强的人员进行奖励，以此来激发其学习的积极性，有助于变电设备运检一体化的有效开展。

③加强管理控制工作。在变电设备运检一体化实际应用的过程中，应该将传统的生产业务方式和其有机的结合在一起，从工作人员的专业素质、人力资源的效能以及安全质量控制等多个方面进行有效的控制，保障一体化工作能够顺利的进行。在运检一体化管控工作上面主要的包含了以下几个方面的内容：首先应该综合的分析现有的检修业务，分阶段进行相关工作的移交过程，保障其能够有序的实施；其次要明确在推进的过程中运检人永远的安全职责，并且要制定运检一体化工作相应的实施细节，保障各个管理制度以及工作要求具有很强的操作性；第三应该规划部分的检修人员到运维站，同时还要明确检修班组对于运维站的相应的指导职责，使一体化两个班组的工作能够更快融合。

4 结 语

变电设备运检一体化的有效实施，可以有效的提高工作的效率以及工作的质量，在实施运检一体化的时候，对于工作人员的技术要求和专业素养有了很大程度的提升，所以在实施运检一体化的时候，要建立激励机制，以此来增加工作人员的积极性，使工作人员的观念发生转变，同时还应该加强工作人员岗位的培训工作，注重工作人员整体综合素质的培养，以此来保障运检一体化工作的有效实施，促进电力行业健康快速的发展。

参考文献：

[1] 王绍亚.浅谈变电设备运检（运维、检修）一体化[J].中国科技信息，2012，（22）.

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[3] 陈永昌，焦毅群，丁超群.探讨变电设备运维中的重要环节及注意事项[J].电力与能源，2013，（1）.

变电运检例2

1 引言

我们所说的一次装置在夏季等用电高峰导致负载不均匀出现过高的情况使得它不能正常工作，或者是相关工作人员没有做好日常的养护工作， 使得装置出现了不同程度的破损状况等，这些因素的存在严重的制约了我们电力的发展， 给生产以及生活带来较多的不利问题。这种现象最明显的是随着装置本身的容量不断的提升， 加之使用者的需求增加， 在无形之中就增加了装置的工作压力。除了这些之外， 装置不断的吸纳新科技， 朝着智能化的方向进步， 都加大了我们的检修工作的难度。所以， 要想将对其的检修工作做到位， 我们需要了解各种状态下的问题的预测以及应对方式，只有将这些工作做好， 我们才能确保电力发展正常有效。

2 变电一次检修运行过程中存在的问题与原因

2.1变压器存在的问题。一是漏油现象比较明显，在日常工作中，我们可以直接用眼睛看到变压器的黏着一些发光的，黑色的液体，很大程度上就是漏掉的液体。漏液流出来以后直接渗入到配电装置中，影响电柜的使用，并且这种现象不易为我们所察觉，我们也是在检测的过程中发现的，结果造成了很大的经济损失。其主要的因素是由于装置的密封性较差。二是漏液的流动性比较强。各类装置内部温度过高，造成了油液的高度膨胀、上升，导致了漏油。高低电压性质的开关的问题和变压器比较起来则很多，如断路器的移动、包括人动（人为因素所引起的变动）、误动（非人为因素所引起的变动）、不明警报、散热不良、焊件松动、铸件不符合规格，严重的有断路器的爆炸。电流或电压性质的互动感应器存在的问题是异常响动和过大的发热。反过来讲互动感应器正常的工作状态应该是无声响、温度正常。电压互动感应器的问题是回路。电力设备的问题是导致一次检修不能顺利进展的关键所在。

2.2在整个电网系统中有一项非常关键的装置，即断路器。它在我们的系统中起到的作用主要的是结合系统的工作状态辅助所需的各项装置进入工作或者是退离工作，还包含对于其中存在问题的部分进行快速及时的处理， 以确保其他的部件不会受到影响。所以，我们知道，它的状态的优劣对于我们的整个体系的运作有非常关键的影响。它遇到的最多的弊端现象主要表现在：绝缘降低或老化、电气控制及辅助回路故障、操动机构和传动系统故障以及 绝缘材料及器件选择不当等。在众多的问题中， 以绝缘降低或老化的问题发生的几率最多，它在整个的问题中所占的比例为36%左右， 而像是一些不可控因素的比例大约为10%左右。

3 电力设施检修运行中的解决方法

3.1解决变压器问题的最好的办法是提高变压器装置的密封性能，及时地发现有无漏液现象。我们可以利用在线检测的办法，这样可以在很大程度上提高工作效率。而且随着新的技术、新型设备、新工艺手段的使用，尤其是真空、六氟化硫等断路器的广泛采用、新型的电器的投产等，采用新的电气设备的检修模式使得传统的检修不能再满足现代电力的需要。另外，我们应提出故障诊断系统，一方面由于故障征兆项目繁多和故障部位的多样使得利用网络难以确定变压器存在故障的部件。另一方面在对变压器的长期检测、维修过程中，检修人员对变压器的检修积累了丰富的经验，这些检修经验可以转化为故障诊断规则，利用常规电气试验的结论，借鉴现场运行、诊断经验，结合变压器的外部信息，形成故障部位诊断的规则，初步诊断出变压器故障之后，专家就要对变压器检修方式提出若干意见和建议，检修工作因为涉及经济利益、社会利益等复杂的问题，由于牵涉因素较多，决策者常常难以作出正确的判断。运用层次分析法建立一个故障诊断支持系统，它能够从多个预选方案中选择适当的检修方案，给决策人员有益的理论支持，实现电力设备的状态检修。在条件成熟的情形下，采用JAVA技术，实现电力设备预防性质试验管理创新型系统，管理电气后台、预防性质的电气试验，检测油中气体质量，并能根据在线检测和电气的试验记录对设备进行一个准确故障诊断。

3.2解决断路器问题的主要办法是利用电压调节装置，使利用电压保持在一个相对平稳的水平。而对于电流以及电压互动感应器则需要降低二次电阻抗击能力，经过的电流变小。

要想真正的实现电力系统的安全有效运行，我们应做到：（1）定期测量分、合闸电磁铁或合闸接触器端子上的最低动作电压， 其值应在操作电压额定值的30%-65%之间，通过这些数据对比来帮助我们判别是否存在问题。（2）分闸、合闸时间及三相不同期测量。很多时候由于体系的每个部件之间相互作用， 不断的产生摩擦， 或者是弹簧效果不好等的一系列的原因都会使得我们分闸或者是合闸时发生很多的弊端。除了这些因素，由于三相尺寸调正不当、或者操作动力传递不平衡等都会产生三相不同期， 所以要进行定期测试。（3）测试主回路导电电阻，目的是为了测试触头的状态，比如是否出现过于严重的磨损现象， 或者是受到严重的腐蚀影响了正常的运作等问题。（4）对真空断路器而言， 可通过进行分合闸耐压试验来检测灭弧室的真空度。（5）对于SF6断路器， 定期监测并记录SF6密度继电器的值， 以监测气体是否存在泄漏； 定期测量SF6气体微量水含量， 判断SF6气体中含水量是否超标。（6）通过开展局部放电监测来判断高压开关柜内部导电连接部分和绝缘部分的缺陷或劣化以及触头接触不良等。

4 结语

综上所述，无论我们采用什么方法，目的都是要解决一次检修中遇到的问题，我们都知道一次装置在我们的电力系统中的重要地位，它的运行优劣关系到的不仅仅是单位的经济利润问题，最多的是广大的使用者的工作以及生活能否正常的开展的问题，因此我们当前工作的重中之重是将它在运行的时候出现的各种不良状况处理得当。通过合理的解决方法来降低各类故障发生的概率。相信在今后的日常工作维护中我们一定可以将装置运行过程中出现的各类问题都能得心应手的解决好，更好的为我们的电力行业的健康发展及国家经济建设服务。■

参考文献

[1] 陈令. 浅析变电运行中的故障分析与处理[J]. 科技与企业，2013（14） [2] 汤宇奇. 变电站一次设备的状态检修[J]. 湖北电力. 2010（02）

变电运检例3

DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2016.24.176

1 引言

变电设备运检的运维和检修一体化实施主要是通过将专业检修和运维有机结合所产生的工作模式，这种工作模式可以联合解决变电设备的现场操作、运行维护、设备巡视以及维护检修等工作，提高工作效率，用最少的人力物力来最大限度的解决问题，实现经济效益最大化的目的。

2 变电设备运维和检修一体化的意义

在没有实施变电设备运检一体化前，变电站的巡视工作是以运行维护组利用工作间隙时间来对相应的变电产进行巡视检查为主，由于例行巡视的时间仓促，导致巡视工作不能完整有效的完成，巡视效果并不理想。除此之外，维护变电设备的相关工作只能在节假日展开，工作时间不固定，无法达到维护工作随时进行的要求。

在实施变电设备运检一体化之后，由于指派了固定人员对变电站进行巡视，这样专人专岗的工作形式使工作人员对设备运检时间得到了充分的保障，工作也更细致，有利于及时发现更多隐患。另外，由于设备运维工作也是在同一时间进行，这样就可以使运检发现的问题得到及时处理，极大提高变电设备运行的安全性和稳定性。

3 变电设备运维和检修一体化的优点

运检一体化通过对有限的人力资源进行重组，有效的实现运维和检修工作人员的互相补充，降低人力资源短缺造成的影响，也算是从另一方面提高了工作效率。其次，运检一体化还有助于培养复合型人才，在工作中不断学习多项技能，提高工作人员的综合能力的同时也巩固了其专职工作的技能。另外，运检一体化还有利于提升工作人员的自我价值，通过运维和检修人员之间工作的有机结合，互相学习互相照应，增加工友之间的友谊。最后，运检一体化通过整合设备巡视、维护、检修等工作，有效的提高了工作效率，提升经济效益。

4 变电设备运维和检修一体化的难点

4.1 运维和检修工作的差异性

变电运维和检修虽然工作上都是面向电力设备，但检修工作要求相关人员具备较强的专业知识，而运维工作则是需要相关人员具备丰富的综合性知识。随着运行维护和检修的细分化，检修工作难度大，对检修人员的专业要求高，所以培训周期也就更长。

4.2 运维和检修工作的安全性

对运行中的变电站实施运检工作对安全性的要求相当高，运检一体化需要运维和检修工作同时进行，这就对施工中的安全管理造成了一定的影响。在传统工作模式下，运维和检修工作是分开进行的，如对设备进行检修变更时，需要通过运维人员进行许可，在设备检修工作完成之后，再由运维人员进行验收。这种工作方式可以明确区分双方工作责任，起到有效监督作用，方便施工和安全控制。运检一体化会导致互相监督力度下降。

4.3 单人作业强度和风险增大

在传统管理模式中，运检工作人员要在单一环境中完成运行、维护以及检修的任务，这样导致工作人员工作强度大，压力大，增加安全风险。如果没有激励制度，会大幅度降低一线工作人员对工作的积极性。

5 运检一体化的实行措施

5.1 加强安全和协调工作

坚持安全第一原则，在安全的基础上进行工作，建立健全标准化、规范化的安全管理模式。对于运检一体化工作的技术要求、现场管理、技术监控、运维工作人员的专业培训以及排班等方面进行明确规定。其次，做好协调工作，进一步规范相关工作，提高工作人员运维及检修的具体操作水平，保证运检一体化工作在安全的基础上得以有效实施。最后，在实际工作的具体操作中带动相应的培训工作，不断提高工作人员的专业技术水平，努力培养掌握多种技能复合型人才，达到运维和检修有机结合的目的。

5.2 加强工作人员整体素质

在对工作人员进行专业培训时，根据相关的技术难度的差异合理规划时间，聘请专业技术人才对工作人员进行系统化培训。培训时，着重对变电设备的相关原理、工作流程、操作步骤以及注意事项等进行详细说明，让工作人员简单快速的掌握专业技能。定期对工作人员进行考核，以保证其复合工作要求。此外，应尽量对工作人员设立激励制度，对于考核中取得优异成绩的工作人员和工作中做出卓越贡献的工作人员予以适当的奖励，这样不但可以激发工作人员工作和学习的积极性，也有助于变电设备运检一体化的有效实行。

5.3 加强管理工作

在变电设备运检一体化的具体应用实践过程中，科学合理的结合传统工作模式，从安全、人力资源和工作人员的专业能力等多个方面进行宏观管控，有效的保障运检一体化工作的顺利有序的进行。当前运检一体化管理主要涉及以下管理问题：第一，对当前检修任务进行全面细致的分析，分阶段的进行相关工作的移交，以保证检修工作顺利实施。第二，制定运检工作实施的具体细节规程，对运检过程中工作人员的安全责任加以明确，以确保各项操作都严格遵照各项管理制度。第三，为了快速有效的整合运维和检修工作，应将部分检修人员分派至运维站中，明确检修班的职责，并对其进行正确的指导，以促进班组间的快速融合。

6 结束语

变电设备运检一体化不但能提升工作质量和效率，还能在推进运检一体化过程中对工作人员专业技能的培养、激励的过程中不断转变工作人员的观念，提升工作人员队伍的整体素质。本文通过对运检一体化的分析，不断探索和发掘这一过程中的优点及可行性，以求为提高我国变电设备运维和检修效率做贡献。虽然存在着一定的局限性，但是还希望从业人员加以重视，共同努力，创造电力行业更美好的未来。

参考文献：

变电运检例4

电力企业是电网的经营企业，多年来为社会提供着源源不断的电力，对我国经济的发展提供了重要的推动力。近几年，电力企业致力于安全管理的工作中，不论是在电力企业内部的思想教育、业务培训以及企业员工安全行为的规范上，还是在企业设备的安全管理以及安全氛围的营造上都做出很大努力，在一定程度上促进了电力企业的安全生产。

1电力企业变电运行检修管理现状

1.1变电检修的管理模式

现阶段，依据国内有关数据显示，电力企业变电运行检修的管理方式几乎都是一样的，电业局都会有一个负责检修的团队或是检修公司，他们负责日常的电力检修和维护工作。然而，在市场经济的背景下，电业局为了能够减少在检修和维护上所需的成本，选用的都是非专业的人员进行检修和维护，导致体制不够健全，在进行变电检修工作时，这种非集中性的管理模式使得工作效率不高，工作进程缓慢。

1.2检修变电设备、周期

当前，在进行国内变电检修工作的过程中，通常情况下，是利用不同的设备依照不同的检修周期进行检修，就是在时间和周期都不同时，通过不同的电力设备、不同的电压进行检修。检修的程度可以分为调试、大修、小修，在系统的装备方面，电力设备应进行科学、系统的调试，使其能够安全、平稳的运行，保证电力正常的运输。

1.3详细的计划和流程

电力设备检修的过程漫长而复杂，而且在检修的过程中检修的计划和流程非常重要。由于电力设备能否安全、稳定的运行关系到人们的生产和生活，因此，电力企业应做一个详细而周密的计划和流程，检修的计划可以分为日计划、周计划、月计划、季计划和年度计划。此外，还应做好临时的检修工作，在电力企业做好相应的计划之后，应下发到电力检修部门，检验电力线路的变压器、电容器、耦合器、母线旁路等基本元素。

2电力企业变电检修管理方式的改革措施

2.1建立健全管理体制

电力企业应重组和管理好变电检修部门，建立科学合理的协调机制，从本质上消除二次检修，科学、合理的划分企业内部的检修范围和检修工作的多家公司，使得双方责任划分明确，有效的提高设备的检修效率。此外，电力企业应建立有效、合理的管理机制，划分和调整设备的检修范围，变革电力企业的检修管理模式，明确检修的目的，集合全部的检修力量，组建专业的检修队伍，使得人力资源得到有效的配置，提高变电维修的工作效率。

2.2改进并且完善以往的变电检修管理模式

首先，应适当的调整检修的范围，在管理变电检修上，应改变以往的依据电压等级进行分配检修任务的不合理模式，电力企业自身应进行定期的检修和管理工作，监管自身所属的供电区域，对于供电设备在检修时所消耗的费用，应当由省公司分至电力公司，彻底改变以往旧的管理模式。

其次，不断的调整电力企业内部的职能，在变电设备的运行过程中，电力企业主要的职能是协调各项工作的管理，保证服务质量有所提高，使得电力系统正常平稳的运行，及时有效的传播供电效率，不断的为企业获得经济效益，确保其财产安全。

最后，明确划分电力企业的安全职责，电力企业主要的职责是保证电网的安全、杜绝电网瓦解，以免发生停电的现象。明确的安全职责，能够使电力设备正常的运转、保证操作人员的安全和保护员工的财产。

2.3转移工作重心、对检修人员进行培训

电力企业不但要重视项目的成立和施工的各个环节，还应关注工程的质量和验收工作；不但要注重公司的收益，还要加大力度监管后期的工作，严格要求检修人员，不断的提高员工的技能水平，使得他们的专业技能不断的提升，这不仅能够提高工作效率，还能够减少成本。一方面，应注重电力企业的内部利益，协调、管理好变电检修工作，做到在技术、运行管理过关后，提高用电的可靠性，使得电力企业的外在形象更加完美。另一方面，要想做好检修工作，应严格依据变电检修的标准，掌握科学、合理的方法。

2.4重点完善变电设备的状态检修。

状态检修作为变电设备最重要的检修方式，也是最具有实际效果的检修作业方式，具有检修成本低、技术成熟可靠等一系列的优点。其内容为通过对变电设备的状态监测，并按照检测以及分析结果，对变电设备开展的状态监控、故障诊断以及检修决策等维护管理。对于变电设备的状态监测，主要有定期解体检点、离线监测以及在线监测等几种手段，应该根据设备的不同等级确定监测手段，并对设备的实际运行状况进行准确的评定。

2.5强化变电设备检修实施质量管理。对于变电

设备检修工作应该强化基础工作，制定并完善各类管理规章制度，以确保变电设备检修工作时刻处于可控状态。在变电设备检修工作开展过程中应该严格的执行实施标准化的施工作业，严格按照标准化要求确定变电设备检修项目、检修内容、检修标准开展检修工作，对于重要关键设备的检修，必须进行必要的电气设备试验验证，确保设备各项技术参数指标满足正常使用的要求。

3结语

总之，随着我国社会经济的不断发展，科技的发展水平得到很大提升。在当今市场经济的大环境下，作为电力企业，对于变电检修的管理工作，必须要进一步完善与创新，组建专业的检修团队，明确变电检修范围，对检修管理职能进行科学、合理划分，在提高变电检修水平与技术的基础上，充分调动企业员工的工作积极性，激发其创造力，提高变电检修的工作效率，保证电力设备的安全运行，最终提高电力企业的经济效益与社会效益。

参考文献：

变电运检例5

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）验电

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.

变电运检例6

电力企业是电网的经营企业，多年来为社会提供着源源不断的电力，对我国经济的发展提供了重要的推动力。近几年，电力企业致力于安全管理的工作中，不论是在电力企业内部的思想教育、业务培训以及企业员工安全行为的规范上，还是在企业设备的安全管理以及安全氛围的营造上都做出很大努力，在一定程度上促进了电力企业的安全生产。

 

1电力企业变电运行检修管理现状

 

1.1变电检修的管理模式

 

现阶段，依据国内有关数据显示，电力企业变电运行检修的管理方式几乎都是一样的，电业局都会有一个负责检修的团队或是检修公司，他们负责日常的电力检修和维护工作。然而，在市场经济的背景下，电业局为了能够减少在检修和维护上所需的成本，选用的都是非专业的人员进行检修和维护，导致体制不够健全，在进行变电检修工作时，这种非集中性的管理模式使得工作效率不高，工作进程缓慢。

 

1.2检修变电设备、周期

 

当前，在进行国内变电检修工作的过程中，通常情况下，是利用不同的设备依照不同的检修周期进行检修，就是在时间和周期都不同时，通过不同的电力设备、不同的电压进行检修。检修的程度可以分为调试、大修、小修，在系统的装备方面，电力设备应进行科学、系统的调试，使其能够安全、平稳的运行，保证电力正常的运输。

 

1.3详细的计划和流程

 

电力设备检修的过程漫长而复杂，而且在检修的过程中检修的计划和流程非常重要。由于电力设备能否安全、稳定的运行关系到人们的生产和生活，因此，电力企业应做一个详细而周密的计划和流程，检修的计划可以分为日计划、周计划、月计划、季计划和年度计划。此外，还应做好临时的检修工作，在电力企业做好相应的计划之后，应下发到电力检修部门，检验电力线路的变压器、电容器、耦合器、母线旁路等基本元素。

 

2电力企业变电检修管理方式的改革措施

 

2.1建立健全管理体制

 

电力企业应重组和管理好变电检修部门，建立科学合理的协调机制，从本质上消除二次检修，科学、合理的划分企业内部的检修范围和检修工作的多家公司，使得双方责任划分明确，有效的提高设备的检修效率。此外，电力企业应建立有效、合理的管理机制，划分和调整设备的检修范围，变革电力企业的检修管理模式，明确检修的目的，集合全部的检修力量，组建专业的检修队伍，使得人力资源得到有效的配置，提高变电维修的工作效率。

 

2.2改进并且完善以往的变电检修管理模式

 

首先，应适当的调整检修的范围，在管理变电检修上，应改变以往的依据电压等级进行分配检修任务的不合理模式，电力企业自身应进行定期的检修和管理工作，监管自身所属的供电区域，对于供电设备在检修时所消耗的费用，应当由省公司分至电力公司，彻底改变以往旧的管理模式。

 

其次，不断的调整电力企业内部的职能，在变电设备的运行过程中，电力企业主要的职能是协调各项工作的管理，保证服务质量有所提高，使得电力系统正常平稳的运行，及时有效的传播供电效率，不断的为企业获得经济效益，确保其财产安全。

 

最后，明确划分电力企业的安全职责，电力企业主要的职责是保证电网的安全、杜绝电网瓦解，以免发生停电的现象。明确的安全职责，能够使电力设备正常的运转、保证操作人员的安全和保护员工的财产。

 

2.3转移工作重心、对检修人员进行培训

 

电力企业不但要重视项目的成立和施工的各个环节，还应关注工程的质量和验收工作;不但要注重公司的收益，还要加大力度监管后期的工作，严格要求检修人员，不断的提高员工的技能水平，使得他们的专业技能不断的提升，这不仅能够提高工作效率，还能够减少成本。一方面，应注重电力企业的内部利益，协调、管理好变电检修工作，做到在技术、运行管理过关后，提高用电的可靠性，使得电力企业的外在形象更加完美。另一方面，要想做好检修工作，应严格依据变电检修的标准，掌握科学、合理的方法。

 

2.4重点完善变电设备的状态检修。

 

状态检修作为变电设备最重要的检修方式，也是最具有实际效果的检修作业方式，具有检修成本低、技术成熟可靠等一系列的优点。其内容为通过对变电设备的状态监测，并按照检测以及分析结果，对变电设备开展的状态监控、故障诊断以及检修决策等维护管理。对于变电设备的状态监测，主要有定期解体检点、离线监测以及在线监测等几种手段，应该根据设备的不同等级确定监测手段，并对设备的实际运行状况进行准确的评定。

 

2.5强化变电设备检修实施质量管理。对于变电

 

设备检修工作应该强化基础工作，制定并完善各类管理规章制度，以确保变电设备检修工作时刻处于可控状态。在变电设备检修工作开展过程中应该严格的执行实施标准化的施工作业，严格按照标准化要求确定变电设备检修项目、检修内容、检修标准开展检修工作，对于重要关键设备的检修，必须进行必要的电气设备试验验证，确保设备各项技术参数指标满足正常使用的要求。

 

3结语

 

变电运检例7

中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）29-0006-01

1.前言

近年来随着经济社会的不断发展，各行业对于电力供应的要求不断提高。电力系统运行过程中会受到各种因素的影响，要想保障电力系统的正常运行，离不开对于电网的运行维护，电网变电运维的重要性也逐渐凸显。传统电网变电运维中存在各种问题，严重影响到电网的正常运行。因此在现阶段加强对于电网变电运维风险及技术检修的研究具有重要的现实意义，能够更加全面的掌握电网变电运维存在的风险及相关特点，从而制定针对性的措施，不断加强对于电网变电运维的技术检修，更好的保障电网变电运维工作的顺利开展，进而保障电力系统的正常运行，促进经济社会的良好发展，实现良好的经济社会效益。

2.电网变电运维风险概述

2.1 电网变电运维

电网变电运维主要是针对电力系统运行过程中的维护保养，目前电网变电运维工作主要分为两部分，一部分是针对无人值班或者值班人数较少的电站电力运行情况的管理，另外一部分是检修队伍对于正常电网基站的巡视检修。电网变电运维工作的展开是以电网企业的检修为根据，将日常电网的运行开展和变电检修相互渗透，从而有效提升供电企业的生产效率，创造更高的经济效益。

2.2 电网变电运维风险点

目前电网的变电运维存在诸多问题，对于电力系统的正常运行影响较大。电网变电运维的风险点主要分为两点，一方面是人为因素，比如说工作人员的操作不规范、安全意识薄弱、检修维护工作不标准等容易导致工作人员出现人身伤害，或者对电网中的设备造成损害；另一方面是一些自然因素，比如设备老化、超载等。在对电网变电进行运维工作时要重点关注这些风险点，避免由于这些风险导致的变电运维故障。

3.电网变电运维中存在的风险分析

3.1 自然因素导致的风险

为了满足各方面用户的用电需求以及电力生产的需要，电网架设范围比较广，地理环境也比较复杂，电网变电运维中的安全性会受到各种自然因素的影响，相关资料也显示，电网变电运维中的风险大多都与自然环境有关。以气温为例，冬季气温较低的时候，电网中的充油导线容易变得紧缩，而且油面也比较低，如果遇到大风就会使得各种杂物在电网的引线上缠绕，造成安全隐患；夏季的时候气温较高，电网中的充油导线内油面会逐渐升高，同时导线也会逐渐松弛。可见自然因素会对电网变电运维造成较大的风险。

3.2 变压器操作带来的风险

变压器的操作使用是电网变电运维的重要环节，每一步的操作都会影响到电网变电的运行，一旦操作失误就容易导致整个电网的瘫痪。比如说在对空载变压器进行切合操作时，变压器的操作电压容易出现过剩，这种情况会对变压器的绝缘性造成影响；在变压器的空载电压不断增大的过程中变压器的稳定性会受到破坏，导致电压出现偏差，清洁严重也会对变压器的绝缘性造成影响。

3.3 倒闸操作带来的风险

在电网变电运维工作中经常需要进行电网倒闸操作，这也是整个电网变电运行中的重要环节之一。在进行电网倒闸操作时首先必须要正确填写关于电网倒闸的操作票，这时整个电网倒闸工作的重要基础，能够保障电力设备的运行安全以及相关操作管理人员的人身安全。正常情况下，电网倒闸操作票必须包括电网变电相关设备的运行状况以及相关设备的检修状况。

3.4 母线倒闸操作带来的风险

电网母线倒闸也是电网变电运维的重要环节，在进行母线倒闸操作时必须严格按照标准工序M行。如果操作错误就容易导致各种运维风险，比如说在切换自动装置与机电保护设备时会引发保护误动、母线带负荷拉闸或者对空载母线进行充电时会引发断口电容与互感器的串联谐振等。

3.5 直流回路操作带来的风险

一般情况下，在电网直流回路中存在相应的自动保护装置，如果在进行电网变电运维中不能严格按照规定操作，保护装置就无法正常工作，无法对电网变电的安全运行进行保护。

4.加强电网变电运维技术检修的主要措施

4.1 提高防范意识注意预控管理

电网变电运维技术检修的重点在于预防，因此必须提高防范意识，严格注意预控管理。电力系统的相关部门要高度重视电网变电运维中存在的安全风险，全面树立防范意识，同时要提前做好对于安全风险的预测及分析，全面了解电网结构，了解电网运行过程中可能存在的风险点及薄弱环节，这样才能保证在出现意外事故时也能有效保障电网的正常运行。另外要对电网的运行情况、可能存在的风险进行全面的评估，根据评估情况制定相应的预控措施。总之要从风险识别、风险评估、风险应对以及风险监控四个方面加强相关工作。

4.2 完善相关技术支持系统

随着科学技术的不断进步，先进计算机技术在电网变电运维中的使用也愈加普遍，技术系统对于变电运维的影响也越来越大。利用先进的技术支持系统能够全面提高电网的系统性，同时不断增强抵抗能力，因此要不断完善电网变电运维的技术支持系统。一方面要不断吸收引进更加先进技术，同时结合本地电网的实际情况对引进的技术进行改革创新，逐步提高电网系统中技术支持系统的技术含量，为电网变电运维提高坚实的技术支持。另一方面要引进使用更加先进的管理经验，结合电网运行的实际情况不断完善自身的管理系统，保障电网变电运维的正常运行，全面提高变电运维的质量。

4.3 加强设备检修

日常检修能够及时发现在电网变电运维中存在的问题，进而制定针对性的处理措施，有效保障电力设备的正常使用，避免对电网运行造成影响。具体而言就是每隔半年对电网中的微机、集成、晶体管等进行检修，重点检修晶体管的电源点位以及逻辑工作点，如果发现问题，要深入研究分析问题根本所在，从根源彻底解决。同时要考虑到设备检修的经济因素，避免检修过剩现象的发生，造成不必要的资源浪费，全面控制设备检修的成本支出。

4.4 提高工作人员的综合素质

首先要不断完善变电运维工作的相关规章制度，规范相关的安全操作，切实保护现场工作人员的安全；其次要加强对于业务人员的培训，提高专业素质，养成良好的学习习惯，主动提升自身的专业水平；另外要构建完善相关绩效考核的制度，提高员工工作的积极性，约束员工的行为规范，切实保障电网变电运维的正常运行。

5.结论

电网变电运维存在诸多风险，威胁到电网的正常运行。通过本文提出的几项措施能够加强电网变电运维的技术检修，全面保障电网的正常运行，促进经济发展。

参考文献

[1] 朱如桂，王红伟.探析电网变电运维风险和技术检修[J].电子世界，2015，（24）：133-134.

变电运检例8

近年来，变电设备越来越趋于大容量、高电压，且用户对供电可靠性的要求不断提高，这就使得变电站的停电作业受到了一定限制。同时，随着变电设备密封化、小型化、智能化的逐步实现，进行现场的解体检查也变得越来越困难。因此对于变电一次设备的运行和维护而言，要掌握设备在运行状态下或者即使让设备退出运行也不需要解体设备的故障预测及检测方法，这样才能保证电网的安全、稳定、经济运行。

一、电力状态检修的意义

对于检修的概念主要概括为：在一次设备状态监测的基础之上，根据设备监测和分析诊断的结果，科学安排检修时间和项目的检修方式。主要包括有：设备状态监测；设备诊断；检修决策。状态监测是状态检修的基础；设备诊断是以状态监测为依据，综合设备历史信息，利用神经网络、系统等技术来判断设备的状况。

二、影响变电运行设备的安全故障检测与排除

1、过电压。110KV无人值班变电站的变压器，其高压侧进线通常是架空线，极容易受到雷击事故。另外，断路器操作或是系统设备故障等原因也可能导致系统参数产生变化，进而使电网电磁能量产生转化，导致异常电压过高，危及变压器绝缘。因此，110KV无人值班变电站必须在变压器低压侧与高压侧都安设避雷器，在雷雨季前加强检测。

2、接地或者是负载短路，变压器接地或者是负载短路时，将承受短路电流的冲击。由于短路电流通常比较大，产生的电动力将导致绕组变形或油质劣化的后果，因此需要对变压器安设差保护，单相接地保护等主后备保护避免短路引发事故。

3、线路拉合后如果光字信号能消失，需要考虑主变进线侧是否存在故障，是否线路有接地现象。

4、进行倒母线一次操作刀闸之前，应投入母差非选择性压板，取下开关操作保险。由于母联开关仅有充电保护，取下操作保险能够避免母差保护等保护误动使母联开关错误跳开，而且如果两条母线存在电压不平衡的现象，合刀闸将产生很大的电流，形成弧形光短路，导致事故。

三、变电运行设备检修技术措施

1、验电

要检修的电器设备和线路停电后，在装设接地线之前必须进行验电，通常验电可以明显的验证停电设备是否确实无电压，以防发生带电装设地线或带电合接地刀闸或误入带电间隔等恶性事故的发生，验电时应在检修设备进出线处两侧各相应分别验电。如果在木杆，木梯或木构架上验电时，不接地线验电器不能指示，可在验电器上加接接地线，但必须经值班人许可。高压验电时必须佩戴绝缘手套，若因电压高，没有专用验电器时，可用绝缘棒代替，依据绝缘棒有无火花和放电声来判断。

2、装设接地线

安设接地线是为了避免工作地点在不可预料的情况下突然来电，并消除线路或者是电气设备上存在的静电感应电压以及剩余电荷，以确保操作人员的人身安全，安设接地线应选择在停电线路或者是电气设备可能来电，可能有感应电压的部位。安设接地线需要佩戴绝缘手套或者是使用绝缘棒，由两人共同安设接地线，安设时先连接接地端之后再连接导体端，保证连接良好，而拆接地线时的操作顺序与安设时相反。为避免不必要的麻烦，不产生意外事故，需要装设遮拦并悬挂标识牌，确保工作人员不会产生错误操作而造成事故。具体措施需要在一经合闸即可送电到工作地点的断路器或隔离开关的操作把手上，悬挂“禁止合闸，有人工作”的标示牌，若线路有人工作，在线路断路器或隔离开关的把手上，均应悬挂“禁止合闸，线路有人工作“，的标示牌，在部分停电设备上工作时与未停电设备之间小于安全距离者，应装设临时遮拦，临时遮拦与带电部分的距离不得小于规定的数值，在临时遮拦上悬挂”止步，高压危险“的标示牌。在工作地点处悬挂”在此工作“的标示牌。

3、跳闸故障

线路跳闸后，需要立即检查保护动作，检查范围包括从线路出口到CT的各个部位。如果没有发现异常状况需要检查跳闸开关，消弧线圈，三铜拐臂以及开关位置指示器。若开关是电磁机构，需要检查开关保险接触情况，若开关是弹簧机构，需要检查弹簧储能情况，若开关是液压机构，需要检查压力情况。当所有项目检查完毕后，确认没有异常才能强送，而且强送前必须确认保护掉牌已复归。

4、主变低压侧开关跳闸

主变低压侧开关跳闸一般有三种情况；母线故障，超级跳闸（保护拒动和开关拒动），开关误动。具体是哪一种情况要通过对二次侧和一次设备检查来分析判断。当主变（一般为三卷变）低压侧过流保护动作，可通过检查保护动作情况和对站内设备的检查进初步的判断；只有主变低压侧过流保护动作，首先，应排除主变低压侧开误动和线路故障开关拒动两种故障。那么，到底是母线故障还是线路故障引起保护拒动超级呢？要通过对设备的检查进判断。检查二次设备时，重点检查所有设备的保护压板是否有漏投的；检查线路开关操作直流保险是否有熔断的。检查一次设备，重点检查站内的主变低压侧过流保护区，即从主变低压侧CT至母线，至所有母线连接的设备，再至线路出口；主变低压侧过流保护动作同时伴有线路保护动作。主变保护和线路保护同时动作，线路开关又没有跳闸，通常断定是线路故障。因此，在检查设备时，除对故障线路CT至线路出口重点检查外，还要对线路进检查。只有确认主变低压侧CT至线路CT没有异常，方可判断为线路故障开关拒动。开关拒动故障的处理较为简单，隔故障点拉开拒动开关的两侧刀闸，恢复其它设备送电，有旁路的用旁路开代送即可。

5、主变三侧开关路闸

主变三侧开关跳闸原因：1主变内部故障；2主变差动区故障；3主变低压侧母线故障因故障侧主开关拒动低压侧过流保护拒动而造成超级；4主变低压侧母线所连接线路发生故障，因本线路保护拒动或是保护作而开关拒动，同时主变低压侧过流保护拒动或是主开关拒动造成二级超级。具体故障原因通过对保护掉牌和一次设备进行检查来分析判断；瓦斯保护动作，如果瓦斯保护动作可以断定是变压器内部发生故障或二次回路故障，重点检查主变压器本身有无着火，变形；检查压力释放阀是否动作，喷油；检查呼吸器是否喷；检查二次回路有无短路，接地等等。差动保护动作，如果是差动保护动作，一次设备的检查范围为主变三侧主CT间（差动区），包括主变压器。差动保护能反映主变内部线圈匝间，相同短路（如果是内部故障，还常伴有轻瓦斯或重瓦斯保护动作）因此，当差动作保护动作后，应对主变做细致检查，包括油色，油位，瓦斯继电器，套管等。如果瓦斯继电器内有气体还要取气，根据气体的颜色及可燃性判断故障性质；如果检查结果是主变和羞动区均无异常，可以判断为保护误动。

四、结束语

综上所述，近年来，随着社会的快速发展，客户对电力的需求也不断提高，在供电过程中，变电运行问题是导致非计划停电检修的主要因素，不仅给供电企业带来极大损失，也给用户的生活带来极大的不便。为此，必须重视电力工程变电运行设备检修技术的应用，在及时找到问题的前提下，采取与之相适应的措施进行积极处理，才能推动电力行业的发展。

参考文献

变电运检例9

中图分类号：U223.5+13文献标识码：A

随着时代的发展，对电网安全运行的要求也越来越高，作为电网安全的最前线的变电运行，其运行状况的优劣直接影响到整个大局的安全和稳定。变电运行的主要任务是电力设备的运行操作和维护管理工作。变电运行事故概括起来主要表现为人员操作事故和设备事故。一旦发生变电事故，轻则造成经济上的损失，重则危及电网设备和人身的安全，甚至会给社会带来不安定因素，影响社会的稳定。

1 变电运行设备故障分析

1.1 主变低压侧开关跳闸

主变低压开关跳闸有三种情况：母线故障、越级跳闸(保护拒动和开关拒动)、开关误动。具体是哪一种情况要通过对二次侧和一次设备检查来分析判断。当主变(一般为三卷变)低压侧过流保护动作，可通过检查保护动作情况和对所内设备的检查进行初步的判断。检查保护时，不仅要检查主变的保护还要检查线路的保护。

(1)只有主变低压侧过流保护动作。

(2)主变低压侧过流保护动作同时伴有线路保护动作。

(3)没有保护掉牌。

1.2 线路跳闸

线路跳闸后，应检查保护动作情况，检查故障线路，检查范围从线路CT至线路出口。若没有异常再重点检查跳闸开关，检查消弧线圈状况，检查三相拐臂和开关位置指示器；如开关为电磁机构，还要检查开关动力保险接触是否良好，如为弹簧机构要检查弹簧储能是否正常，如为液压机构要检查压力是否正常。检查所有项目均无异常方能强送。

1.3 主变三侧开关跳

主变三侧开关跳闸原因：1)主变内部故障；2)主变差动区故障；3)主变低压侧母线故障因故障侧主开关拒动或低压侧过流保护拒动而造成越级；4)主变低压侧母线所连接线路发生故障，因本线路保护拒动或是保护动作而开关拒动，同时主交低压侧过流保护拒动或是主开关拒动造成二级越级。具体故障原因应通过对保护掉牌和一次设备进行检查来分析判断。

(1)瓦斯保护动作。如果瓦斯保护动作，可以断定是变压器内部发生故障或二次回路故障，重点检查变压器本身有无着火、变形；检查压力释放阀是否动作、喷油：检查呼吸器是否喷油；检查二次回路有无短路、接地等。

(2)差动保护动作。如果是差动保护动作，一次设备的检查范围为主变三侧主CT间(差动区)，包括主变压器。差动保护能反映主变内部线圈匝间、相间短路(如果是内部故障，还常伴有轻瓦斯或重瓦斯保护动作)，因此，当差动保护动作后，应对主变做细致检查，包括油色、油位、瓦斯继电器、套管等。如果瓦斯继电器内有气体还要取气，根据气体的颜色及可燃性判断故障性质；如果检查结果是主变和差动区都无异常，可以判断为保护误动。

2 变电运行设备检修技术分析

2.1 验电

要检修的电器设备和线路停电后，在装设接地线之前必须进行验电，通过验电可以明显的验证停电设备是否确实无电压，以防发生带电装设地线或带电合接地刀闸或误入带电间隔等恶性事故发生，验电时应在检修设备的进出线两侧各相分别验电。

2.2 装设接地线

(1)装设接地线的目的。为了防止工作地点突然来电，可以消除停电设备或线路上的静电感应电压和泄放停电设备上的剩余电荷，保证工作人员的安全。接地线应设置在停电设备有可能来电的部位和可能产生感应电压的部分。

(2)装设接地线的方法。装拆接地线均应使用绝缘捧或戴绝缘手套。装设接地线应由两人进行，用接地隔离开关接地也必须有监护人在场；装设接地线必须先接接地端，再接导体端，连接接触要良好。拆除接地线顺序则与此相反。

(3)悬挂标示牌和装设遮拦。为了防止工作人员走错位置，误合断路器及隔离开关而造成事故，应在下列场所悬挂相应的标示牌及遮拦。在一经合闸即可送电到工作地点的断路器和隔离开关的操作把手上，均应悬挂“禁止合闸，有人工作”的标示牌；若线路有人工作，应在线路断路器和隔离开关的操作把手上，均应悬挂“禁止合闸，线路有人工作”的标示牌。

2.3 设备检修相关技术措施

过电压的影响。变压器的高压侧进线，大多由架空线引来，很容易遭到雷击。此外，由于断路器的正常操作、系统设备故障或其它原因使系统参数变化，引起电网内部电磁能量的转化，出现异常电压升高，会危及变压器内部绝缘，甚至烧毁变压器。因此，应在变压器高低压侧均装设避雷器，并在雷雨季节来临前对其进行检测。

接地不符合要求。配电变压器一般低压侧采用中性点接地方式，当负载不平衡时，中性点会流过较大电流，如果接地线连接不好，接触电阻过大，会被烧断，导致中性点电位位移，危及用户电器设备安全。因此应经常检查接地线、点是否完整和牢固，并定期测试接地电阻。容量在10000kVA以上的变压器应不大于4Ω，容量在1OOkVA以下的应不大于10Ω。当接地电阻超过标准时可采用增加接地体或使用降阻剂的方法来降低接地电阻。

负载短路或接地。当变压器发生短路或接地时，变压器承受相当大的短路电流，内部巨大的电动力会使绕组变形及油质劣化。因此应安装短路保护，一般在高压侧采用跌落式熔断器，低压侧采用空气断路器。熔断器的熔丝选择应合理，保证变压器内部短路时能熔断，或低压侧短路或过载时能跳开。

当线路逐次拉合后，光字信号一直未消失，则此时应考虑两条以上线路同名相同时有接地或在开关至母线之间有接地现象(后者经对站内设备的巡视检查可以及时发现)，当然这种情况首先要排除主变35kV进线侧线路无故障，而且类似这种多条线路同名相接地的状况并不多见。

在倒母线一次操作刀闸以前，要先投入母差非选择性压板，并取下母联130开关操作保险。母联开关除有一个充电保护外，没有其它保护，在这里取下其操作保险，目的是防止其它保护(如母差保护)误动跳开了母联开关，若两条母线电压不平衡时合刀闸产生大电流会形成弧光短路，发生事故。

完成一次操作刀闸后，要将母差保护跳各线路的出口压板由上I端改为上Ⅱ端。最后应投入母差保护单线路电压闭锁压板。电压闭锁平时闭锁母差保护，通过判断是否满足零序，低压或负序电压等值来决定是否开放，再经电流判别元件判断是否达到电流整定值，是则保护出口，否则闭锁保护，其目的是防止保护二次端子被误碰而保护误动，错误出口酿成事故。

直流系统运行当中发生一点接地时，仍能继续运行。但是这种接地故障必须及时发现，及时排除，否则当发生另一点接地时，就有可能引起信号、控制、保护回路的不正确动作。如果是直流正极发生一点接地，可能会因另一点接地造成跳闸线圈中流过电流而使断路器误跳闸。

3 结束语

事故通常会为我们带来巨大的损失，事故调查和分析将有助于确定与事故相关的事实和细节、确定原因，由此帮助我们制定整改和防范措施来达到控制风险、保障安全的目的。通过加强变电设备运行的检修技术，才能保证变电运行工作的正常开展。为企业安全发展、创造效益，给社会带来稳定。

参考文献

变电运检例10

1.变电检修的优势

1.1针对性强

相对传统的检修，状态检修是根据设备自身的特点，运行的情况与实验的状况经过综合分析对比确定设备是否需要进行检修，那些项目需要进行检修，相对而言，针对性更强，检修的效果也会更好。

1.2节省支出

相对于传统的定期设备检修，状态检修对于一些状态好的设备，检修的周期可以适当延长，在一定程度上节省了大量的人力、财力和物力。

1.3可靠性高

定期检修是所有的变电设备同时检修，存在着一定的盲目性，但是状态检修贝Ⅱ客服了这一不足，提高r设备检修的安全性和供电可靠性，可以在工作过程中减少停电的次数，降低了检修所需的费用，进而提高经济效益。

2.变电检修工作中存在的问题

随着科技和经济的发展，我国电力事业有了很大的发展，电力技术有了很大的进步，但是仍存在一些问题：

（1）定期计划检修盲目性较强，造成人力、物力、财力的浪费。

（2）定期计划检修缺陷消除率低，并且容易在检修过程中增加新的隐患。

（3）定期计划检修现场工作量很大，且倒闸次数和停电次数较多，容易发生电气误操作事故。

（4）定期计划检修在进行变电设备检修过程中，对不同性能、不同制造工艺、不同种类及不同质量的设备均按传统定期检修模式进行，统一对待，极为不妥。

同时检修人员数量及专业水平也跟不上企业的发展，巡检人员对日常巡检工作的不到位，再加之新的状态检修法及其各种制度还不够完善，这些都使得变电站设备检修技术相对落后。

3.加强变电检修管理工作的措施

经过不断的学习和培训并结合几年来变电检修实践工作经验，总结得以下几点：

（1）检修管理人员对每一项工作都要有详细技术说明：给检修班组布置任务需详细阐明各检修项目的技术定义及 作方向，使检修班组能较透彻了解检修的目的性。

（2）采用先进的检修管理方法，采用现代化的管理方法，结合实际情况，加强检修管理，根据条件逐步采用计算机化的检修管理。

（3）提高检修人员的意识，加强检修人员责任感，利用他们的技术决窍和积累的工作经验参与管理并自我负责。

（4）加强人员管理，集中力量办“大事”。将本所的检修力量集中于最关键的检修工作，其它工作考虑外包。

（5）加强绩效考核，成本有足够透明度并和考核制度挂钩，做到人人关心成本。

（6）加强职工再教育培训，提高检修人员专业技术水平，认真执行检修工艺：加强对检修工作人员的培训，严格执行检修工艺：如能遵照工艺完成检修工作，检修工作的内在风险就能得到控制，并减到最小。

（7）搞好检修工作的后备工作：后备工作的内容包括：工具与备件的供应，设备制造厂的支持，外包联系工作及必要的培训，文件、图纸、试验设备、进度。以及规程的准备工作等。

4.变电检修工作的注意事项

4.1对带电作业的各项要求

4.1.1绝缘工具的要求

①选择电气性能优良的绝缘材料，如环氧酚醛玻璃布板（管），避免选用吸水性大的材料。

②绝缘材料尺寸稳定，耐腐蚀性能好，有足够的机械强度。

③按不同电压等级选用相应有效绝缘长度的操作杆。

④使用前必须按规程对绝缘工器具进行绝缘测试，绝缘合格方可使用。

4.1.2对带电作业的注意事项

①带电作业必须由专人监护，监护人不得兼任其它工作。

②参加带电作业人员上岗前须经过培训，并在停电的模拟设备上严格进行操练，通过相关规程考试，经负责人批准方可从事带电作业工作。

③作业人员身体健康，精力充沛；工作负责人应随时观察作业人员，如果发现作业人员的体力或精神状态不佳，立即停止其工作。

4.1.3对带电作业工器具现场使用要求

①持操作杆作业的人员必须戴干净的手套。

②作业现场的工作人员应戴好安全帽，以防刷头转动时损坏，甩下伤人。

③在工作现场地面应放苫布，所有暂不使用的工器具均应摆放在苫布上。严禁与地面直接接触，每位使用和传递工具的人员均要戴上干净的手套，不得赤手接触绝缘工器具，传递工具时要轻拿轻放，避免与电气设备或架构磕碰。

4.1.4对气象条件的要求

带电作业必须选择在良好的天气下进行，现场风速不能过大，并随时注意天气的变化，必要时应停止作业。

只要保证足够的安全距离，使用可靠的带电作业专用器具，严格执行相关操作规程，带电作业可大大提高劳动效率，为维护电力设备安全稳定运行做出巨大贡献，提高企业的竞争能力。

4.2对于接头发热的处理

（1）检修前首先查看测温数据的最低和最高温度值，查看运行记录，了解通过此过热点的最低和最高负荷电流，两种数据综合分析比较，做到心中有数。

（2）细心观察过热接头的外部现象，如颜色、气味、烧痕、内外部接触缝隙、螺丝的紧固强度和均匀程度等。

（3）对于软母线接头的发热，应首先清除导线和线内表的烧伤疤痕，并用0号砂布磨平，然后用钢丝刷彻底消除导线缝隙间和线夹表面的氧化物、硫化物、污垢（有铝包带的要拆除），再用金属清洁剂或汽油冲洗擦净导线缝隙和线夹上的金属碎屑，最后按照螺丝紧固工艺，对角均匀拧紧。

4.3预防设备热故障的对策

针对隔离开关和导线线夹发生热缺陷的原因，提出了预防电气设备热故障的对策，在实际应用中效果很好。

（1）严把金具质量关。变电站母线及设备线夹金具，根据需要选用优质产品，载流量及动热稳定性能，应符合设计要求。特别是设备线夹，应积极采用先进的铜、铝扩散焊接工艺的铜铝过渡产品，严禁使用不合格材料。

（2）采取防氧化措施。设备接头的接触表面要进行防氧化处理，应优先采用电力复合脂（即导电青）以代替传统使用的凡士林。

（3）控制紧固压力。部分检修人员在接头的连接上有错误认识，认为连接螺栓拧得愈紧愈好，其实不然。因铝质母线弹性系数小，当螺母的压力达到某个临界压力值时，若材料的强度差，再继续增加压力，将会造成接触面部分变形隆起，反而使接触面积减少，接触电阻增大。因此进行螺栓紧固时，螺栓不能拧得过紧，以弹簧垫圈压平即可，有条件时，应用力矩扳手进行紧固，以防压力过大。

（4）加强运行监视。对于运行设备，运行值班人员要定期巡视接头发热情况。有些连接点过热可通过观察来确定，比如运行中过热的连接点会失去金属光泽，导体连接点附近涂的色漆颜色加深等。

4.4对接地引下线的运行维护

（1）加强日常外观检查，若有细微锈蚀必须及早刷漆。

（2）从接地引下线地面以下30cm起至地面以上50cm范围，按安全设施规范化管理要求，在接地线表面涂以15～100mm宽度相等的黄绿间隔条纹漆，进一步增强防锈强度。

（3）按规程要求，采用测量接地引下线与接地网之间的直流电阻值来检查其连接情况。在现场测量中，由于地中存在自然电场和人工电场的干扰，只有加大电流才能消除干扰，因此推荐直流伏安法，并建议所加电流在10A左右。

（4）要特别注意继电保护二次接线盒接地或控制箱外壳接地的引下线连接完整可靠。

（5）在中性点不接地的配网中，电缆头的接地线必须经过零序CT的铁芯内部。一旦接错，运行人员就无法得到该电缆接地的信号，可能引起故障延续和扩大，甚至发生电气火灾。

【参考文献】