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摘要：随着社会经济的不断发展，电力规模也在逐渐的扩大。传统的变电运维中往往会出现一些弊端，主要体现为技术人员误操情况的发生，检修技术的不完善等等。为了使我国变电运作方式更加稳定，驾驭能力更强，电力工作人员应该提高技术检修，以保障电力运输的稳定性。
关键词：变电运维；存在的风险；技术检修策略
1、变电运维过程中存在的风险
1.1自然风险问题
第一，外界气温会对变电运维造成明显的影响，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，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，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。第二，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，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。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，严重影响了电网变电运维工作的效果。
1.2变压器操作风险
在变压器的操作中，存在风险的可能性是非常大的，其中人为因素起到了深刻的影响。在对电网的监督工作上，管理人员的手段非常重要。有以下两点事项需要特别注意。第一，变压器在高压的冲突下会排挤其中的电量，导致操作过程中出现电压的剩余情况，多出的电压在离合器的转换下接近绝缘体，进而造成严重的损害。第二，电压会随着电量的增加而持续上升，当达到饱和状态时，会出现电量回流的情况，前后两处的电压发生偏差，外层的绝缘体作用消失，保护性也相对减弱，致使变电器出现风险。
1.3倒闸操作风险
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。
1.4母线倒闸的风险
母线道闸操作是变电运维中非常关键的一个步骤，也是整个阶段的核心部分。它的主要风险形式有以下几种表现：第一，当电流达到一定速度时，电网会通过转化器将自我保护状态启动，继电运维和切换装置在交换的过程中很可能会出现状况。第二，在母线进行空载充电的时候，互感器结合压力控制器会出现串联，电量会在混合性设置中断开，如果没有及时的发现，很可能会使整个电网短路。
2、变电运维中的技术检修策略
2.1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。
2.2接地线路安装
第一，在停电的期间，电流与电压都处于静止的状态。但当检修工作完成，电力会及时供应，突然来电的现象是时常出现的。工作人员为了使变电器有一个缓冲的过程，应该将接地线安装在各感应节点处，停电线路一旦启动，静电感应电压就会接受到信号，从而确保电力检修工作的有序进行。第二，在装设接地线时，最少也应该要两人或者两人以上共同合作完成。工作人员按照具体的操作標准，连接导线的两个端口，在装设接地线的识别器，将正负两部分合并，完成整个接线工作。另外，这里要注意的是，在一个人工作的同时，另一个人要在一旁进行监督，以免绝缘体失效，毁坏电源变电装置。
2.3线路跳闸检修
线路跳闸后，工作人员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。其中主变低压开关跳闸有以下几种情况，包括母线故障、误动开关、越级跳闸。具体情况可以通过检查一次设备和二次侧的分析来判定分别是属于哪一种情况。当主变的低压侧进行过流保护动作时，此时可通过检查保护动作情况，以及对所测设备的检查进行初步的判断。而对保护检查时，不仅需要检查主变的保护，而且还需要检查线路的保护。如果是差动保护动作，可以通过线圈匝间和主变内部相间的短路来判断。在进行差动保护动作时，要进行认真的检查，包括瓦斯继电器、套管、油色和油位等。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。
2.4完善检修标准，提升技术人员的工作效率
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。
3、结束语
综上所述，在变电运维中，首先要考虑的就是安全保障。一些缺乏规范化的操作会对电网的正常安全运行造成影响，甚至威胁人员人身安全，也带来经济效益损失。因此，变电运维人员必须提高专业知识水平，严格根据相关规范来进行操作，更多地借鉴有效的检修经验，降低变电运维中出现的风险，保障变电的安全运行。
参考文献：
[1]变电运维中隐患风险分析与应对技术[J].赵鑫.中国新技术新产品.2016（07）.
[2]变电运维保护存在的问题及对策[J].徐升.低碳世界.2016（07）.
[3]变电运维存在的安全隐患及解决措施研究[J].郑乾虹.企业技术开发.2016（06）.
（作者单位：国网辽宁省电力有限公司葫芦岛供电公司）
关键词：变电运维；存在的风险；技术检修策略
1、变电运维过程中存在的风险
1.1自然风险问题
第一，外界气温会对变电运维造成明显的影响，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，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，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。第二，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，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。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，严重影响了电网变电运维工作的效果。
1.2变压器操作风险
在变压器的操作中，存在风险的可能性是非常大的，其中人为因素起到了深刻的影响。在对电网的监督工作上，管理人员的手段非常重要。有以下两点事项需要特别注意。第一，变压器在高压的冲突下会排挤其中的电量，导致操作过程中出现电压的剩余情况，多出的电压在离合器的转换下接近绝缘体，进而造成严重的损害。第二，电压会随着电量的增加而持续上升，当达到饱和状态时，会出现电量回流的情况，前后两处的电压发生偏差，外层的绝缘体作用消失，保护性也相对减弱，致使变电器出现风险。
1.3倒闸操作风险
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。
1.4母线倒闸的风险
母线道闸操作是变电运维中非常关键的一个步骤，也是整个阶段的核心部分。它的主要风险形式有以下几种表现：第一，当电流达到一定速度时，电网会通过转化器将自我保护状态启动，继电运维和切换装置在交换的过程中很可能会出现状况。第二，在母线进行空载充电的时候，互感器结合压力控制器会出现串联，电量会在混合性设置中断开，如果没有及时的发现，很可能会使整个电网短路。
2、变电运维中的技术检修策略
2.1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。
2.2接地线路安装
第一，在停电的期间，电流与电压都处于静止的状态。但当检修工作完成，电力会及时供应，突然来电的现象是时常出现的。工作人员为了使变电器有一个缓冲的过程，应该将接地线安装在各感应节点处，停电线路一旦启动，静电感应电压就会接受到信号，从而确保电力检修工作的有序进行。第二，在装设接地线时，最少也应该要两人或者两人以上共同合作完成。工作人员按照具体的操作標准，连接导线的两个端口，在装设接地线的识别器，将正负两部分合并，完成整个接线工作。另外，这里要注意的是，在一个人工作的同时，另一个人要在一旁进行监督，以免绝缘体失效，毁坏电源变电装置。
2.3线路跳闸检修
线路跳闸后，工作人员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。其中主变低压开关跳闸有以下几种情况，包括母线故障、误动开关、越级跳闸。具体情况可以通过检查一次设备和二次侧的分析来判定分别是属于哪一种情况。当主变的低压侧进行过流保护动作时，此时可通过检查保护动作情况，以及对所测设备的检查进行初步的判断。而对保护检查时，不仅需要检查主变的保护，而且还需要检查线路的保护。如果是差动保护动作，可以通过线圈匝间和主变内部相间的短路来判断。在进行差动保护动作时，要进行认真的检查，包括瓦斯继电器、套管、油色和油位等。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。
2.4完善检修标准，提升技术人员的工作效率
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。
3、结束语
综上所述，在变电运维中，首先要考虑的就是安全保障。一些缺乏规范化的操作会对电网的正常安全运行造成影响，甚至威胁人员人身安全，也带来经济效益损失。因此，变电运维人员必须提高专业知识水平，严格根据相关规范来进行操作，更多地借鉴有效的检修经验，降低变电运维中出现的风险，保障变电的安全运行。
参考文献：
[1]变电运维中隐患风险分析与应对技术[J].赵鑫.中国新技术新产品.2016（07）.
[2]变电运维保护存在的问题及对策[J].徐升.低碳世界.2016（07）.
[3]变电运维存在的安全隐患及解决措施研究[J].郑乾虹.企业技术开发.2016（06）.
（作者单位：国网辽宁省电力有限公司葫芦岛供电公司）