发布时间：2023-09-28 08:53:26
绪论：一篇引人入胜的变电运检，需要建立在充分的资料搜集和文献研究之上。搜杂志网为您汇编了三篇范文，供您参考和学习。
0 引言
长期以来，国内电力企业普遍采用运行、检修专业分设的管理模式。运行人员承担变电站运行维护、倒闸操作、事故及异常处理等职能，检修人员负责变电设备的检修、保护检验、高压试验等工作。运行、检修互为对立面，互相把关监督，这为保证安全生产发挥了一定的作用。但由于其中间环节多，责任主体和管理界面容易模糊，存在一定的弊端。特别是近年来，随着电网迅速发展，220kV 及以下变电站均实施无人值班后，更加暴露出诸多问题。
1 变电生产管理中存在的主要问题
长期以来，某L变电站供电局主要采用运行、修试专业分设的管理模式，运行人员承担变电运行维护、倒闸操作、事故及异常处理等职责，修试人员担负着变电设备的检修、保护校验、高压试验等工作任务，运行、检修互为对立面，互相监督把关，这为保证安全生产发挥了积极的作用。但是，由于中间运行环节较多，容易造成责任主体和管理界面模糊，导致管理缺陷，随着我局电网不断扩张，尽管采取了220kV 及220kV 以下变电站实行无人值班，但是由于运行人员一直处于负增长状态，未得到及时补充，运行工作人手不足的矛盾日益突出，暴露出了运行、修试管理工作中的诸多矛盾和问题，主要表现在：
1.1 办理工作票时间过长
以220kV1 号主变压器消缺为例，220kV 某L变电站变220kV1 号主变压器由运行转为冷备用的操作为30 分钟，220kV1 号主变压器由冷备用转为检修，需要40 分钟，操作好设备，再去完成与核实工作票内相应安全措施需要60 分钟，在这期间，检修人员一直处于等待阶段，这既当误了检修时间，又造成运行人员消耗了大量体力，降低了设备可用率。又如220kV 主变压器套管装设接地线，由于运行人员缺乏登高经验，所需时间是检修人员的两倍。
1.2 运检双方配合流程复杂，工作效率不高
如：设备在检修过程中的传动试验和调试隔离开关工作，检修人员首先要向运行人员申请，运行人员再次向调度人员申请，调度同意后，由运行人员和检修人员双方在工作票签字认可，再由运行人员操作后告知检修人员，检修人员再进行工作。500kV、220kV 开关场都比较大，设备在检修过程中的传动试验和调试隔离开关工作次数比较多，这样来回几次行程，就耽误了时间，工作效率也得不到提高。
1.4 大型工作及连续多日的停电工作开、收工手续复杂繁琐、重复工作过多
每次大型工作及连续多日的停电工作的开、收工前后检修人员都要与运行人员核对安全措施，造成时间浪费，效率不高。
1.3 设备检修结束验收程序复杂，运检双方责任主体不明晰
操作班甚至要多次往返，运检双方都耗时费力，效率低下，例如：设备检修结束后，运行人员会同检修人员共同进行设备验收工作，但由于界面不清，责任主体不明，易产生相互依赖、相互扯皮和推诿现象，既影响检修质量，又不利于双方责任交叉地带的安全管理，留下事故隐患。
2 解决变电安全生产管理工作中问题的对策
2.1 杜绝麻痹大意和疲劳工作
在变电安全生产管理工作中，必须杜绝麻痹大意的心理，认为自己的运气很好，不会产生问题和错误，同时要避免出现问题时，将错误归咎于自己的运气不好。出现安全问题事故不是运气好坏的问题，而是在长期的工作环境中，形成的麻痹大意心理造成的安全意识淡薄， 这种情况必然会造成安全事故的发生。所以，必须杜绝麻痹心理和疲劳工作，从一点一滴做起，严格遵照相关的管理制度进行操作，不能将自己的责任归结于麻痹大意。
2.2 提高安全意识，落实安全生产责任制
提高员工的安全生产意识， 落实安全生产责任制是十分必要的。在一线工作中，必须时刻按照安全生产管理制度的相关要求进行规范操作，必须对设备和操作流程进行强化学习和培训，熟练掌握操作流程和技巧。同时，要加强对于安全生产管理的责任意识，只有有效提高认识程度，才能确保工作的安全有效。必须确保安全生产责任制的落实，保障每个工作环节都有责任人，同时检查是否履行职责，最终形成齐抓共管的局面。
2.3 提升变电工作人员的上岗标准
由于目前变电站工作人员的复杂性， 必须有针对性地制定一些硬性指标和标准，统一上岗人员的标准，对于变电工作进行标准化管理。制定相关人才把控制度， 设定必要的人才需求指标，只要人才的质量提升了，安全生产管理的标准自然而然的也会得到提升和改善。
2.4 实行变电工作人员的年检考核制度
针对目前变电工作人员的基础能力以及操作经验较为薄弱上岗标准，定期对相关人员进行业务培训和强化，同时也要对相关生产设备进行定期年检，以确保生产设备的稳定性与有效性，同时要进一步完善变电站工作的持证上岗制度， 将安全事故发生的概率降低到最小。
3 新型变电生产管理模式及其可行性
3.1 检修班组负责无人值班变电站除运行调整及事故处理外的其它倒闸操作和检修管理；（3） 无人值班变电站的调度管理职能不变。
3.2 新型管理模式要点
新型变电生产管理模式的核心内容是110kV及以下变电站设备倒闸操作。设备检修的停送电操作、布置安全措施、许可工作、设备检修及其质量控制与验收、拆除安全措施、恢复送电等工作全部由变电检修人员完成。相应地，将变电运行和检修专业的职能进行重新调整：（1） 变电站监控中心站运行人员负责无人值班变电站的日常运行管理，具体包括根据调度命令进行的系统运行方式调整操作、事故处理的倒闸操作、运行监控及日常巡视和维护工作；
4 结论
综上所述，如何强化和改善变电生产管理中的安全问题，是一个长期需要关注的热点问题。只有加强变电站自身的安全生产管理，才能更好地为电力运输工作的安全生产提供保障。只有更好地提升变电管理人员的专业素质与管理水平， 才能让变电工作的安全得到保障。
参考文献
[1]沈立新.浅议电力系统变电运行潜在问题及预防措施[J].科学与财富，2012，（11）：175.
[2]朱茜，吴梅春.加强供电系统变电运行管理对策探讨[J].科技创新与应用，2012，（17）：150-150.
[3]赵军毅，姚建刚，许成卓等.变电工程LCC设计评价及其系统开发[J].电力系统及其自动化学报，2014，26（2）：44-49.
中图分类号：TM63 文献标识码： A
前言
我国社会经济发展迅速，而人们对生活水平的要求也逐渐的提高，这就包括对电能的方便性提出更高的要求。生活质量的提高，导致了大量的用电量，这就大大提高了对于变电运行的质量，然而不难发现变电运行中的安全隐患问题也逐步进入人们的视野中来，让人们开始关注重视。国民经济发展迅猛,电能供需矛盾日趋突出,变电所数量增长迅速,变电运行人员日趋紧张,为解决运行人员不足的矛盾,为其他供电公司变电运行模式的优化提供了很好的实践经验。
1、状态检修概述
随着电网的发展，变电设备水平的提高，要求我们对变电设备的管理方法做出调整，状态检修正是适应这一需求，由原来较为粗放的定期周期性检修转变为较为集约的根据设备情况来进行的状态检修，以安全、环境、效益为基础，通过设备状态评价、风险评估、检修决策等手段开展设备检修工作，达到设备运行安全可靠，检修成本合理的一种检修策略，一种针对性的主动维修方式，与定期检修相比，能降低检修成本、减少检修停电时间、提高设备利用率、延长设备使用寿命。因此，我们必须顺应这一趋势，发挥状态检修的优势，结合变电运行工作实际，对变电运行管理做出相应调整，适应状态检修的要求，优化管理变电设备，确保变电站的安全稳定运行。
2、变电运行管理的基本程序
2.1要想做好电网安全运行,每个值班员必须不断提高本身的业务技术素质, 设备管理水平。本岗位的工作能力和生产技能,这就要求值班员一方面要有丰富的业务理论知识,熟知电网变电运行各种有关的规程、规定,掌握电网变电运行操作和事故处理的方法,熟悉电力生产过程,保证电网安全,经济优质运行。另一方面要有丰富的运行操作实践经验。操作前应有充分的准备,必须十分明确操作任务、操作目的、注意事项,操作前后的运行方式负荷变化情况等。严禁无票或不带票操作。在执行操作的过程中要切实把好填票、审票、模拟、监护、唱票、复诵、对号和检查关。
2.2调度命令发令人是值班调度员，受令人是值班长。值班长不在时可由正值班工，但受令人应尽快报告值班长，授受双方应互通站名、姓名，并进行录音。
2.3受令人彻底领会操作命令的目的、内容和安全措施的完善性，对不明确的部分应及时询问，对认为有错误的命令应向发令人指出，若发令人重复原命令，则应立即执行。由此命令造成的后果由发令人负全部责任。
2.4在发生人身触电事故或设备损坏时，为了解救触电人和减少设备损坏程度，可未经许可即拉开有关设备电源，但事后必须立即报告上级。
2.5操作命令的授受。电气设备的倒闸操作，必须根据当班调度员或值班负责人的命令。发令人对命令的必要性和正确性负责。在操作命令的同时，要交待安全措施。除紧急情况外，操作命令应提前下达，让操作人员和监护人有充分时间做好操作准备。
2.6对直接威胁设备和人身安全的命令不得执行。受令人应将拒绝执行的理由向发令人说明，再向本人的上一级领导报告。
3、状态检修的过程管理
3.1在我国，普遍采用了以状态检修为主，诊断检修为辅的检修模式，取代了传统的检修模式。把集检修、运行管理为—体的运维检修部分为两个独立的部门，对变电检修与试验班存在的责任混淆等问题、包括设备，进行了重新分配，遵循“具体情况具体分析、修必修好”的原则。变电检修负责对设备的运行管理、二次电气设备的大、小修和日常维护并负责机械、—次电气设备的大、小惨，试验班组负责一次，二次设备的试验及评定，促进了职工队伍整体技术业务素质的提高，建立新的检修观念的同时精简了机构，逐步向以状态检修为基础，故障检修与预防性检修相结合，使职能进—步明确和单纯化，以最低经济消耗为目标，同时兼顾设备运行可营性的混合检修方式发展。
3.2检修体制改革是电网的重要课题，我国在部分设备的运行管理方面相继开展了一些“初级阶段”的状态检修工作。例如，主变检修一般lo年大修，而提前进行了状态性大修是为了应付主变的油枕及瓦斯继电器出现了渗油的问题进一步扩展与恶化。在利用综合自动化与调度自动化相对接方面，通过调度运行值班时刻监视变电设备的运行状态，从而为状态检修提供了保证。近几年的试验结果表明，应延长设备的状态检修周期，两年一次为最好，可以节省大量的人力和物力。
3.3固定的检修周期并不随现场设备的运行条件、环境和设备的换型、运行可靠性的提高而变化。而纯计划检修是在计划经济管理模式下针对我国的国情而实施的一种设备检修管理模式，已不太适应当今社会的发展。必须从思想观念上彻底突破相关的条条框框，打破纯计划检修模式下的固有检修周期的约束，开展状态检修与预防性检修、故障检修相结合的混合式检修势在必行。
4、客观评价变电设备状态检修4.1提高供电可靠性。状态检修实施的结果是减少了现场的工作量，特别是减少了变电所全停的次数，因而使得供电的可靠性得以明显的提高。4.2提高人身和设备安全。通过状态检修减少了大量的停电检修和带电检修工作量，减少了发生人身事故的机率。由于计划检修时间比较集中，在2～3个月的时间内进行，有时每天都有停电检修，工人很疲劳，在实际工作中，发生人身事故的险情在系统内时有发生。状态检修由于减少了停电次数，减少了变电设备操作，从而减少了变电误操作的机率，对确保人身安全和设备安全十分有利。
4.3降低检修成本，提高经济效益。减少停电次数不仅提高了供电可靠性，减少了线损，而且减少了维护工作量，节省了成本。
4.4减少了倒闸操作。在实施状态检修的情况下，调度在安排计划时，为了使设备维护单位有充足的准备时间，设备检修仍按春季适当安排；对先进设备或室内设备，在试验单位不要求试验的原则上不安排全所停电。对有两台变压器的重要变电所，一般采用设备轮流停电检修而不安排全所停电。编制计划时，协调有关单位将定检予试任务和全年的送变电设备治理工作有机地结合起来，及早进行设备摸底调查，做到心中有数。要求有关单位提报设备停电定检予试计划的同时，统筹考虑设备治理的具体内容，做到一次停电，一次完成。5、结束语
建立健全变电运行安全管理规章制度,严格按照规章制度进行操作是实现变电运行安全管理零事故目标的重要举措。要保证变电运行的发展，不仅要保证企业管理上的严格谨慎，制定切实的规章制度，还要培养人才，这对于电业行业，技术革新和人才培训就尤为的重要。这样安全管理和故障排除就有了保障，故障发生时才能及时有效的解决，这样变电运行才能更长远的发展。随着计算机、通信网络、信息技术的软件和硬件等新设备、新技术的不断应用和发展,使变电所的自动化控制发生了质的变化,为无人值班的建设提供了坚实的技术基础,为企业在变电运行方面减人增效提供了物质基础。
参考文献：
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.
