浅谈变电运行工作中的安全管理及故障分析

　　杨丹 邬龙

　　【摘 要】变电站作为电力系统的关键节点，其安全稳定运行直接关系到电力供应的可靠性。本文通过分析变电站运行中的常见故障类型，重点探讨了隔离开关、母线系统和电容器等关键设备的故障特征及成因。针对这些故障，系统阐述了断电排故法、分段检修法和运行情况分析法等科学有效的排除方法。在此基础上，提出了完善安全管理制度、提升操作人员素质、健全应急管理体系、加强防火防触电措施以及强化日常检查等安全管理措施。通过建立健全的管理制度和技术保障体系，可以有效预防和控制变电站运行故障，提高设备运行可靠性，确保电力系统安全稳定运行。

　　【关键词】变电站运行；故障分析；安全管理；故障排除；设备维护

　　引言

　　随着新型电力系统的快速建设和新能源的大规模并网，变电站的运行环境和功能定位正面临深刻变革。其设备复杂性、负荷波动性及电磁环境干扰等因素叠加，使得传统运维模式难以满足高可靠性的要求。特别是在极端天气频发、电力电子设备广泛应用的背景下，故障诱因更加隐蔽，影响范围更具连锁性。因此，亟需构建智能化、系统化的故障诊断与安全管理体系，以实现从被动抢修向主动防御的转变。本文结合当前变电站技术发展趋势，系统分析典型故障的演化机理，探索基于多源信息融合的智能诊断方法，并提出涵盖风险评估、状态监测及应急响应的全过程管理策略，为提升变电站本质安全水平和智能化运维能力提供理论支撑。

　　一、变电站运行常见故障分析

　　（一）隔离开关故障

　　隔离开关作为变电站重要的一次设备，其故障类型复杂多样且相互关联。导电回路过热是最常见的故障之一，根据某电力公司统计数据显示，在运行5 年以上的隔离开关中，约32% 出现过发热现象。这种故障主要源于触头接触压力不足，接触电阻增大导致温升超标，尤其在大电流运行工况下更为显著。机械传动系统故障也是一大难点，传动轴与轴承之间出现异常磨损，配合间隙增大，造成操作机构传动不灵活。研究表明，机构箱密封性能下降是引发传动故障的主因，防护等级低于IP54 会导致雨水渗入，加速内部零件锈蚀。瓷瓶绝缘子表面污秽沉积超过0.15 mg/cm² 时，在高湿度环境下极易形成污秽放电通道，引发相间或对地闪电。此外，金属部件锈蚀也是不容忽视的问题，尤其是沿海地区，盐雾影响使得金属构件年腐蚀率达0.13 mm/ 年，显著降低了设备运行可靠性。

　　（二）母线故障

　　母线系统是变电站能量输送的主干道，其故障往往会造成大范围停电事故。通过分析近年来的母线故障案例，发现母线本体故障约占15%，而与母线相连的各类设备故障占比达到65%。组合电器作为母线重要组成部分，其内部SF6 气体压力异常是常见故障源，当压力低于0.4 MPa 时会触发闭锁保护。电压互感器二次绕组击穿、铁芯接地故障等问题容易造成母线保护装置误动，统计数据显示，约23% 的母线故障与电压互感器异常有关。母线连接部位由于长期振动和热胀冷缩，紧固件松动使接触电阻升高，当电流密度超过2.5 A/mm² 时极易引发接头发热。此外，防雷设备性能退化也是严重隐患，当避雷器漏电流超过1 mA 或绝缘电阻低于500 MΩ 时，可能无法有效防护雷击过电压，危及母线系统安全。

　　（三）电容器故障

　　电容器作为无功补偿装置的核心设备，其运行状态直接影响电网功率因数。电容器介质老化是最基础的故障源，研究表明介质损耗角正切值每增加0.0002，其寿命将缩短约8%。在高温环境下，电容器内部温度每升高8℃，其使用寿命便会减半。外绝缘爬电比距不足也是重要问题，当污秽度达到0.25 mg/cm² 时，所需爬电比距应不低于25 mm/kV。电容器单元失效会导致其他单元过压，当过压超过1.3 倍额定电压持续运行时，很容易造成连锁击穿。温度骤变和机械振动也会引发外壳变形，当壳体膨胀量超过原厚度的3% 时，内部隔板受力不均，极易发生漏油。此外，接线端子的接触电阻增大也是常见故障，当发热温升超过环境温度45K 时，会加速绝缘老化，引发一系列连锁故障。

　　二、故障排除方法

　　（一）断电排故法

　　断电排故法是一种快速定位故障点的有效方法，通过系统性断电操作来缩小故障范围。在实施过程中，需先通过DCS 系统或就地仪表采集故障设备的关键运行参数，包括电流、电压、温度等数据，建立初步故障判断。测量数据显示，当设备接点温度超过母线温度20K 以上时，往往预示着接触电阻异常。随后制定详细的断电顺序，按照由外向内的原则逐步执行。在每次断电操作后，需要用万用表或专用测试仪进行验电确认，确保断电可靠性。断路器分合闸操作时，应严格遵循“五防”制度，操作者与监护人需进行复诵确认。研究数据表明，采用标准化的断电排故流程，故障定位准确率可提升至95% 以上。特别注意的是，在进行断电操作时，需充分考虑负荷转移的可能性，当负荷率超过80% 时，应预先制定负荷转移方案。在进行断电操作前，应详细检查系统图纸，明确设备间的电气联系，制定完整的操作票，列出具体的操作步骤和注意事项。操作人员要熟练掌握设备的工作原理和操作规程，能够准确判断各种异常情况。对于重要用户和关键设备，要提前与相关部门沟通，做好应急预案，确保在发生故障时能够快速响应，最大限度减少故障影响范围[1]。

　　（二）分段检修法

　　分段检修法通过将复杂系统划分为若干个相对独立的检修单元，逐一排查故障源。实施前需绘制详细的系统接线图，明确各段之间的电气联系。根据某供电公司统计，采用分段检修法可使故障处理效率提升约35%。检修时应从最薄弱环节入手，优先检查设备运行时间较长、负荷率较高的区段。使用红外测温仪进行全面测温，当发现局部温度超过周围环境温度30K 时，即可判定为重点排查对象。在进行高压设备分段检修时，必须使用合格的绝缘工具，并确保接地线安装规范。测量数据显示，当绝缘电阻低于设备额定值的70% 时，需立即进行处理。检修过程中要建立完善的记录制度，对每个检修点的参数、异常现象进行详细记录，为后续设备维护提供依据。分段检修要注意检修顺序的合理性，应按照“先重要后次要、先主设备后辅助设备”的原则进行。每个检修段完成后，要进行必要的验收试验，确保检修质量。对于一些特殊设备，如变压器、互感器等，要严格按照试验规程进行试验，并做好防护措施。检修工作结束后，要对检修过程中发现的问题进行总结分析，制定改进措施，防止类似问题再次发生。同时要注意做好技术资料的归档工作，包括检修报告、试验记录、缺陷处理情况等，为设备管理和维护提供可靠依据。

　　（三）运行情况分析法

　　运行情况分析法是一种基于历史数据和现场观测的综合性故障诊断方法。该方法需要建立完整的设备运行档案，包括日常巡检记录、定期试验数据和故障处理经历等。通过分析设备的振动特性、温度变化趋势、负荷曲线等运行参数，预判可能的故障类型。研究表明，设备振动幅值每增加0.1 mm/s，其故障概率将提高约12%。在进行运行分析时，要充分利用在线监测系统，实时采集设备运行数据。当发现异常数据时，需结合环境因素进行综合判断，如湿度超过85%时，绝缘电阻降低20% 属于正常现象。运行分析还要注意设备的季节性变化特征，如变压器夏季散热条件差，需重点关注温度参数。此外，要建立设备状态评估体系，当关键性能指标低于标准值85% 时，应及时进行预防性维护。在进行运行分析时，要充分利用大数据分析技术，建立设备健康评估模型，实现故障的预测性诊断。对于重要设备，要建立专门的状态监测系统，实现设备运行状态的实时监控和预警。在分析过程中，要注意数据的准确性和可靠性，定期对监测设备进行校验和维护[2]。同时要建立完善的数据分析流程，包括数据采集、处理、分析、诊断等环节，确保分析结果的科学性和准确性。

　　三、安全管理措施

　　（一）制定完善可行的安全管理制度

　　安全管理制度是变电站运行的基本保障，需要建立层级分明、职责明确的管理架构。制度内容应涵盖设备巡检、操作规程、检修维护等各个环节，并通过量化考核体系确保执行力。作业现场须建立工作票管理制度，明确倒闸操作、检修作业、试验等工作的审批流程。数据显示，规范的工作票制度可使误操作率降低78%。设备检修维护制度要明确检修周期和质量标准，对于主变压器等关键设备，其年检修完成率必须达到100%。建立岗位责任制，将设备管理责任落实到人，当设备发生异常时，相关人员需在15 分钟内到达现场[3]。安全管理制度还应包括奖惩机制，对于发现并及时处理重大隐患的员工给予适当奖励，违规操作造成事故的要追究责任。安全管理制度的执行情况要定期检查评估，每季度组织一次安全管理制度执行情况的专项检查，对发现的问题及时整改。制度的修订要充分征求一线员工意见，保证制度的可操作性和实效性。

　　（二）提高变电操作人员的专业素质

　　建立完善的培训体系，通过理论学习与实操训练相结合的方式提升专业能力。操作人员需掌握设备原理、操作规程、故障处理等知识，定期进行专业考核，考核成绩低于85 分者需要重新培训。实践培训要充分利用模拟培训系统，模拟各类故障场景，提升应急处置能力。研究显示，经过系统培训的操作人员，故障处理效率提升约45%。注重新技术应用培训，针对智能化设备的操作与维护，每季度至少组织一次专项培训。建立技能等级评定制度，根据工作年限和技术水平设置不同等级，促进员工持续学习进步。建立导师带徒制度，由经验丰富的老员工指导新员工，传授工作经验和技能。组织技术交流活动，定期开展技术研讨会，分享工作经验和技术创新成果。建立专业技术人才库，为关键岗位储备专业人才，确保人员梯队建设的连续性[4]。

　　（三）建立完善的应急管理制度

　　应急管理制度是应对突发事件的重要保障措施，需要制定详细的应急预案并定期演练。预案内容应包括事故分级、响应程序、处置措施等，针对不同类型事故制定具体的处置流程。建立应急指挥体系，明确各级人员职责，确保事故发生时指挥有序、处置及时。数据表明，完善的应急预案可使事故处理时间缩短约35%。应急物资储备要科学合理，必要的备品备件、应急工具、防护用品等要定期检查更新。开展应急演练，每半年组织一次综合演练，每季度进行专项演练，通过演练查找预案中的不足并及时完善。建立应急预案评估机制，定期对预案的可操作性和有效性进行评估，及时修订完善。加强与地方政府、消防、医疗等部门的联系，建立应急联动机制，提高突发事件的协同处置能力。

　　（四）做好防火、防触电措施

　　防火防触电是变电站安全管理的重中之重，需要从技术和管理两个层面构建防护体系。变电站内重要场所安装智能烟感探测器，当烟雾浓度超过0.1 dB/m 时自动报警。配置适量消防器材，A 类火灾危险场所灭火器配置密度不低于2 具/50 m2。建立防触电安全距离标准，10 kV 配电装置带电部分的安全距离不小于0.7 米。制定季节性防火措施，在易发生火灾的春季，每天至少进行两次防火巡查。工作人员必须穿戴合格的绝缘防护用品，绝缘手套每半年进行一次耐压试验，漏电流不得超过2mA。定期开展防火防触电安全教育培训，提高员工的安全意识和防范能力。建立安全操作规程，明确各类作业的安全防护要求，严格执行工作票制度。加强危险源辨识和管理，对重点防火部位和带电设备进行明显标识，设置安全警示标志[5]。

　　（五）加强日常检查工作

　　日常检查是发现和消除设备隐患的有效手段，需要建立科学的检查制度和完善的记录体系。制定详细的检查项目表，包括设备外观、运行参数、环境状况等内容，检查结果要及时记录并建立电子档案。利用红外测温、局部放电等检测技术，定期对关键设备进行状态监测。数据显示，设备温度异常超过45℃ 时故障概率显著增加。建立设备健康评级制度，根据检查结果对设备状况进行量化评估，评分低于75 分的设备列入重点监控对象。通过在线监测系统实时采集设备运行数据，发现异常时及时报警，监测数据每月进行一次趋势分析，预判设备可能出现的问题。制定检查计划和路线图，确保检查全面系统，避免遗漏和疏忽。建立检查责任制，将检查任务分解落实到人，形成闭环管理。

　　结语

　　变电站安全运行是电力系统稳定可靠供电的核心保障。本研究通过系统分析变电站设备故障特征与运行管理需求，提出了基于风险预控的运维策略和智能化管理方法，为变电站安全管理提供了理论支撑和实践指导。随着数字化转型的深入推进，变电站运维模式正经历深刻变革。未来，人工智能、数字孪生、边缘计算等新技术的融合应用，将推动变电站运维向预测性维护、自适应调控方向发展。这不仅要求设备状态监测更加精准、故障诊断更加智能，更需要构建覆盖规划设计、建设投运、运维检修全过程的智慧管理体系。同时，运维人员的技术能力和管理理念也需同步提升，以适应新型电力系统的发展需求。通过持续优化技术手段和管理模式，变电站运行维护必将实现质的飞跃，为构建安全、高效、绿色的现代电力系统奠定坚实基础。

　　参考文献：

　　[1] 高峰,郭宏波,贾越博,等.电力系统变电运行安全管理与设备维护技术分析[J].仪器仪表用户,2024,31(12):114-116.

　　[2] 吴布托,邹昊凯,董秋军.基于大数据分析的变电站故障诊断与预警系统研究[J].电脑编程技巧与维护,2024,(11):110-113.

　　[3] 刘岩.电力工程变电运行的安全技术要点及管理策略探究[J].城市建设理论研究(电子版),2024(30):1-3.

　　[4] 刘现涛,张思怡.电力系统变电运行的现场安全与设备维护方法研究[J].中国高新科技,2023(24):41-43.

　　[5] 刘宇.探讨500kV变电站变电运行中的故障分析和处理技巧[J].电力设备管理,2020(12):31-32+59.