电力系统安全角度下的变电检修技术研究

变电站的检修工作确保了整个电网系统的运行平稳，对国家的建设和社会的稳定十分重要，但是在变电站的检修施工中，是有一定的不安全因素的，如何在保障检修人员人身安全的情况下，对变电站设备进行检修维护施工，是电力部门现阶段亟待解决的问题。

1 变电站检修主要内容

变电站的检修流程分为三个阶段，首先是检修前准备，其次是检修施工，最后是验收工作。在检修前期准备工作中，必须进行设备验货、转运、工器具清点及准备、施工人员前期培训；在检修施工过程中，主要的工作内容包括：引线拆除、原呼吸拆除及更换免维呼吸器前期准备工作、例行检查维护及试验、冷控箱封堵不严检查处理、补油至合适油位、本体瓦斯继电器轮校、更换免维呼吸器、高压侧ABB-GOE套管取油样检测、例行检查维护及试验、冷却器系统油流继电器指示损坏检查处理、引线恢复、直阻测量等，最后清理施工场地，配合施工验收。

2 关键工艺质量控制措施

变电站检修施工主要的工艺质量控制措施包括：主变本体及附件密封可靠，无渗漏，无锈蚀；各阀门、接头无渗漏，密封可靠，阀门指示正确，无卡涩；铁芯、夹件单独引出接地，满足相关技术要求。油枕油位符合油温油位曲线，呼吸器呼吸正常；油位计外观完好，无渗漏油及进水痕迹，防雨措施完好。

套管油位指示清晰、正常，无渗漏油，套管表面清洁，无积灰，无闪络，放电、破损痕迹、套管油数据合格，外绝缘满足相应技术要求；末屏瓷套清洁、末屏接地盖密封垫完好，无渗漏，末屏接地可靠。恢复套管接线应采用“十步法”，对接触面进行打磨清洁和紧固，压接平整，加装金属记忆垫片；对各套管连接排进行直阻测量，直阻应小于20 μΩ。

冷却器表面无积灰、虫草等杂物，密封良好，无渗漏，各阀门均在正常开启位置，密封良好，无渗漏；风机绝缘合格，运行良好；冷控箱密封良好、箱内无凝露现象；油泵、油流继电器运行良好、无卡涩，指示正常。

调压开关无渗漏油；传动机构应固定牢靠，连接位置正确，现场及后台档位一致；调压开关油枕油位略低于本体油位；传动机构应固定牢靠，连接位置正确，且操作灵活，远方操作、就地操作、紧急停止按钮、电气闭锁和机械闭锁正确可靠，电机保护、级进保护、联动保护、相序保护、手动操作保护正确可靠，切换装置的工作顺序应符合制造厂规定；正、反两个方向操作至分接开关动作时的圈数误差应符合制造厂规定。

非电量保护装置（瓦斯继电器、压力释放阀、油位计、温度计及其探针等）本体密封良好、无渗油，防雨罩满足要求，本体及二次电缆进线50 mm应被遮挡；进线孔封堵完好，二次电缆外皮无破损，绝缘良好；用兆欧表测量接点之间及接点对地绝缘电阻≥1 MΩ；核查其动作信号正确，后台信号正确；温度一次表示值与后台指示符合要求。

瓦斯继电器校验合格，箭头标志应指向储油柜，无渗漏，无气体，芯体绑扎线应拆除，油位观察窗挡板应打开；浮球及干簧接点完好、无渗漏，接点动作可靠，集气盒应引下便于取气，集气盒内要充满油、无渗漏，管路无变形、无死弯，处于打开状态。

现场绝缘油进行热油循环至油的各项技术指标应满足对应标准；从油枕底部注放油阀补油，注油速度应保持适当（要求：3～5 t/h注入），直到油位指示与油温油位对应曲线一致；注油前，油化试验合格后方可注入变压器本体。

3 风险辨识与控制措施

3.1 人员风险及控制措施

误入带电间隔、误登带电设备、误碰带电设备：工作前严格进行三交，明确待工作间隔及设备、安全措施等，人员注意与相邻带电部分保持500 kV大于5 m、220 kV大于3 m、20 kV大于1 m；工作负责人进行严格的监督，保证所有工作人员的安全正常工作；严禁单人进行工作，必须至少有两人同时工作。

特种车作业时，触碰带电部位：设立专责监护人对吊车、高空作业车等特种作业车辆进行指挥；专人监护特种车斗臂、吊臂与相邻带电设备保持足够的安全距离：500 kV大于8.5 m，220 kV大于6 m，20 kV大于4 m。

高处跌落：高处作业必须系好安全带，严禁低挂高用，并选择牢固的挂点；地面工作人员必须戴好安全帽，并尽量减少在高处作业面下方行走和逗留；高处作业人员在作业过程中，应随时检查安全带是否拴牢，在转移作业位置时不得失去安全保护。

班组交叉作业：有班组正在进行高空作业时，除有关人员外，不准他人在工作地点的下面通行或逗留，并设专人监护，防止无关人员进出高空作业工作地点下方；高压试验人员负责人必须征得总工作负责人同意后方可开始作业，在试验区域装设全封闭围栏，向外悬挂“止步，高压危险”标识牌，设专人守候各出入口，不得有人进入试验区域；继电保护人员进行传动前应征得工作负责人的同意后方可开始进行，并不得有人在机构内工作。

低压触电：检修、试验电源开关应装有漏电保安器；做好工作人员间的相互配合，拉、合电源开关发出相适应的口令；使用完整合格的开关；接、拆电源时应在电源开关拉开的情况下进行，并应有明显的断开点；电动工机具外壳需按要求可靠接地。

机械伤人：在吊装设备时应设专人指挥，防止造成机械伤人；严禁有人在吊物、吊臂下逗留。

3.2 试验风险及控制措施

在临近带电设备处拆、接高压引线：作业前核对设备名称、编号、位置，设专人全过程监护。

接地不良造成人身设备伤害：确保试验装置及仪器具有可靠接地。

试验过程中试验电压伤人：加压前，工作负责人先检查试验接线正确、人员已撤离加压区域，得到指令后方可开始加压；加压过程中应大声呼唱，并设专人监护，操作人员应站在绝缘垫上；变更接线及试验前后对被试设备充分放电，防止剩余电荷伤人。

试验过程中与加压部位距离不够造成人身伤害：正确设置试验围栏，保证人员与加压部分保持大于8.7 m的安全距离。

变更试验接线时造成高压触电：变更试验接线时检查试验电源确已断开，升压设备高压部分已放电并短路接地。

3.3 设备风险及控制措施

设备起吊过程中倾覆、碰撞设备：吊车摆放平稳，严禁超载作业，防止在起吊过程中造成倾覆，伤人；需正确选择被吊物吊点位置，起吊长物时应用揽风绳牵引，以免碰撞设备。

交流、直流失压：在接交流、直流环网电源时，先查清交流、直流回路的环网点，断开环网点。

直流接地：在拆除电缆前，先断开与运行设备有联系的所有二次电缆，并可靠断开对侧。

绝缘摇测：在摇测弱电回路对地及弱电回路对强电回路的绝缘时，使用的摇表绝不可大于500 V；在摇测二次回路的绝缘时需用1 000 V的摇表。

2.1.2 对照品溶液的制备 取木香烃内酯和去氢木香内酯对照品适量，精密称定，分别置于5.0 mL量瓶中，用甲醇定容至刻度。再分别吸取上述对照品储备液适量置于5.0 mL量瓶中，加甲醇制成含木香烃内酯0.2 mg/mL和去氢木香内酯0.2 mg/mL的混合溶液作为对照品溶液。

现场防火：现场配备充足消防器材；进行焊接和动火作业在专门区域进行，必须就地进行的，就近放置消防器材且清理易燃物品。

变压器和充油配电装置油务处理：油务处理现场配备合适的灭火装置，并挂“禁止烟火”警示标志；油务处理场所应设专人值班巡视检查。

4 变电站检修施工验收标准

4.1 变压器本体及套管验收标准

本体验收必须保证表面干净无脱漆锈蚀，无变形，密封良好，无渗漏，标志正确、完整，放气塞紧固；出厂铭牌齐全、参数正确；相序标志清晰正确。套管验收必须检验瓷套表面无裂纹，清洁，无损伤，注油塞和放气塞紧固，无渗漏油；油位计就地指示应清晰，便于观察，油位正常，油套管垂直安装油位在1/2以上（非满油位），倾斜15°安装应高于2/3至满油位；相色标志正确、醒目。套管末屏密封良好，接地可靠。升高座法兰连接紧固、放气塞紧固。引出线安装不采用铜铝对接过渡线夹，引线接触良好、连接可靠，引线无散股、扭曲、断股现象，加装金属记忆垫片。

4.2 储油柜及冷却系统验收标准

储油柜验收时必须保障其外观完好，各联管清洁、无渗漏、污垢和锈蚀；胶囊充盈、无破损进油、呼吸通畅；油位符合油温油位曲线要求，油位清晰可见，便于观察。冷却系统验收时必须达到外观检查无变形、渗漏；外接管路清洁、无锈蚀，安装位置偏差符合要求；所有法兰无渗漏；风扇安装牢固，运转平稳，转向正确，叶片无变形。阀门操作灵活，开闭位置正确，阀门接合处无渗漏油现象。冷却器两路电源任意一相缺相，断相保护均能正确动作，两路电源相互独立、互为备用、油泵、油流继电器工作正常。

5 结语

本文通过对变电检修中，主要安全风险的辨识及相应的检修应对技术的描述，结合变电检修主要的验收标准，分析了电力系统安全角度下的变电检修技术，但是在实际检修施工过程中，变电检修的难度和施工复杂程度都比较大，因此，需要针对具体的变电检修环境，对检修中的危险点采取相应的控制措施，才能在保障检修人员安全的前提下，做好变电检修工作。