输变电设备安全管理风险控制措施 本文关键词：安全管理，风险控制，输变电，措施，设备
输变电设备安全管理风险控制措施 本文简介：1输变电设备运维安全风险1.1产品质量问题某35kV变电站1号主变压器差动保护动作，3501断路器V相手孔盖板炸飞。通过现场检查，造成本次设备事故的主要原因是断路器存在严重的制造质量缺陷。经断路器解体分析确认，由于断路器V相下部套管内没有填充电气绝缘硅脂，造成断路器V相电流互感器引线端部与下部套管底
输变电设备安全管理风险控制措施 本文内容：
1输变电设备运维安全风险
1.1产品质量问题
某35kV变电站1号主变压器差动保护动作，3501断路器V相手孔盖板炸飞。通过现场检查，造成本次设备事故的主要原因是断路器存在严重的制造质量缺陷。经断路器解体分析确认，由于断路器V相下部套管内没有填充电气绝缘硅脂，造成断路器V相电流互感器引线端部与下部套管底座处发生贯通性放电，下部套管绝缘破坏，内部放电弧光造成瓷套管内空气受热膨胀，管内压力增大，使断路器V相手孔盖板炸飞。
1.2设备安装、验收存在缺陷
（1）施工单位供应质量问题。在变电工程中个别施工单位使用的金具、电缆等材料质量不达标。如二次电缆截面积不够、接地扁铁截面积不足等；在线路工程中施工单位使用的防振锤、拉线杆、接地极为非标产品，运行时间不长便锈蚀严重，机械性能下降。（2）施工单位使用材料上以次充好，标准降低。施工单位不能严格按照设计图纸要求进行施工，存在施工中电缆沟高度不够、坡比不够、线路施工中导线连接接续管压口数及尺寸不达标等问题。（3）施工单位技术力量不足，工艺差。变电施工中二次接线不牢固、二次电缆不做屏蔽接地等问题反复出现。施工单位对35kV电缆头制作等重要施工环节，不能严格按照施工标准执行，工艺差，导致运行时间不长，就出现放电等缺陷。线路施工工程中，存在虚连接、缺开口销、防震锤的安装工艺差、三相弧垂偏差大等施工工艺问题。（4）设计与施工衔接不到位。个别变电站由于受地理位置所限制，采用大土方量进行垫层，而设计人员通常采用定型图集，施工人员完全按照设计施工，由于基础下沉等地质变化，造成设备变形，操作不当。比如变电站隔离开关操作柱下沉造成操作卡涩、不灵活等现象。个别线路由于勘测设计与施工交底间隔时间较长，线路施工时线路走径附近地形地貌发生变化，如线下新栽了经济林、修建房屋，设计单位与施工单位不能及时衔接，造成施工难度加大，影响工期及施工质量。（5）施工中拆旧不及时。某35kV线路由于刮大风，发生16—17号段线路L3相导线与原线路16号旧杆发生放电，造成16号杆大号侧3m位置导线烧断，大号侧导线断落地面，小号侧导线悬空，同时造成17号、15号、14号杆严重倾斜，横担发生移位。事故原因为施工单位在线路改造后未及时将旧杆拆除。（6）验收把关不严。由于赶工期、赶投运，工程验收组未按照输变电工程竣工验收标准进行严格把关，未发现缺陷，导致在运行中发生事故。
1.3日常运维不到位
输电线路遭外部破坏导致停电故障。线路保护区内违章建房、植树，为线路安全运行埋下了隐患；春、秋季节，在输电线路附近放风筝，风筝线缠绕在线路导线上造成跳闸；向线路抛掷铝箔纸或胶质线、铁丝等物，造成线路瞬时故障跳闸；在输电线路下焚烧秸杆，释放的高温烧断杆塔导线、拉线，造成线路瞬时跳闸。变电站设备维护不到位。某变电站地处重污染区，未定期开展防污闪技术措施，因污闪使35011隔离开关U相支持绝缘子炸裂，加之该35kV系统的另一变电站同时发生35kV断路器故障V相瓷柱下端断裂，形成系统接地短路，致使3座变电站失压。
2输变电设备安全事件原因分析
2.1电网结构、技术装备、检修能力不足
（1）地市供电公司电网为“分散性区域电网”，具有电源单一、结构复杂、电网控制与调整能力差的特点，处在电网末端，供电可靠性受各种因素影响较大。（2）变电站类型多、设备选型多、设备维护及技术要求高，维护及检修工作量大，运行不稳定、输变电设备事故率高。（3）人员技术水平差异较大，新技术、新设备应用转化能力差。
2.2施工质量原因分析
（1）施工单位片面追求利益最大化。为降低工程建设成本，金具、二次电缆等装置性材料选用价格低的非标产品，擅自降低设计标准。（2）施工单位技术力量欠缺。施工队伍业务能力及装备水平差，对施工中存在的问题不能及时处理；施工人员技术水平不能满足工程建设要求，施工经验不足，对设计图纸存在缺陷的不能及时发现并进行弥补。（3）项目管理人员不到位。甲方施工负责人和现场监理人员对施工监管不到位，对存在的问题不能及时解决，导致一错再错，最后形成永久性缺陷。
2.3变电站无人值守后，设备运行管理弱化
变电站无人值守后，设备的巡视检查仅仅通过运维人员到站周期性检查，对设备检查不全面，导致一些隐性缺陷不能及时发现，小隐患不及时处理形成缺陷，最终导致出现事故。
3强化输变电设备安全风险措施
3.1开展输变电设备状态检测、检修
（1）状态检修以设备当前的实际工作状况为依据，通过先进的状态监测手段，判断设备的状态，识别故障的早期征兆，对故障部位及其严重程度、故障发展趋势做出判断，并根据分析诊断结果，有针对性实施检修或更换。这种检修模式根据设备的运行工况和绝缘状态来安排最佳检修时机，既弥补了计划检修缺乏针对性的缺点，又防止了设备过、欠检修，保证设备健康运行。（2）做好状态检测是开展状态检修的前提和必要手段。状态检测有两个主要功能：一是及时发现设备缺陷，做到防患于未然；二是为主设备的运行管理提供方便，为检修提供依据，减少人力、物力的浪费。状态检测包括设备状态监测、设备诊断、设备检修决策三个层次，其中设备状态监测是状态检修的基础，设备诊断以设备状态监测为依据，综合设备历史信息，分析判断设备潜在故障，最终做出检修决策。（3）制定相关技术规范和管理标准，以有效指导状态检测工作的开展。一是要制定设备状态检修技术导则，对开展状态监测的设备种类、监测部位、测试项目、测试标准以及测试周期等进行明确和细化；二是根据历年设备检修试验情况，建立和完善各类设备状态数据库，尤其是变压器历次油色谱分析记录，为故障诊断提供基础数据和判断依据；三是制定设备状态检修管理规定，明确相关部门和人员职责，提出潜在故障处理流程，建立设备事故考核机制。
3.2强化施工质量全过程管理
（1）明确施工材料的标准。建设单位对金具、电缆等施工单位自购材料要提出技术标准，并将技术标准要求列入施工合同中进行明确，或者由建设单位提供金具、电缆等装置性材料。（2）建立黑名单制度。将施工力量薄弱，工程管理混乱的施工单位，以及材料供应差的供应商列入黑名单，对企业资质、业务能力、装备水平、工程业绩、企业信誉好的单位要积极推荐。（3）建立工程建设奖罚机制。对形成的永久性缺陷要按照责任划分对相应单位进行处罚。对工程建设质量好的单位要积极推荐优良工程，并进行适当奖励。（4）加大检查力度。项目负责人要密切跟踪工程进度、工程质量，组织协调好设计与施工的衔接问题、工程中间验收，工程缺陷的整改，对设备开箱检查、隐蔽性工程，以及阶段性验收缺陷的整改要高度重视。要充分发挥现场监理的作用，项目负责人对监理的工作情况要进行检查，对于监理不作为、不到位等现象要实事求是地进行通报。
3.3加强输变电工程竣工验收
（1）要严把设备到货验收关，检查设备外表在运输过程中有无损坏，核对设备、附件和备件，专用工具等是否符合技术规范的要求。（2）加强施工过程的中间验收，对施工中的隐蔽工程和重要设备、关键工艺安装的中间环节进行检查验收，避免留下施工的装置性缺陷。（3）新（扩）建的输变电工程和变电站设备检修及预试工作完成后，必须严格履行验收手续，未经验收或验收不合格的设备严禁投入运行。验收工作要按照公司输变电工程竣工验收管理规定和电力行业相关规程、规范的验收标准进行，验收时发现问题应及时处理。对于暂时无法处理且不影响安全运行的，急需投入运行时，必须限期处理，经公司主管领导批准后方能投入运行。
3.4加强输变电设备的运行维护管理
（1）做好设备的日常巡视工作。变电和线路运维单位要根据输电线路、变电站的分布情况制定科学合理的巡视计划，将具体检查和维护任务落实到个人，严格实行岗位责任制。（2）做好设备维护管理工作。要加强设备维护管理，定期开展设备接点测温、杆塔接地电阻测量、线路保护通道清理等工作。（3）做好设备技术监督管理，加强绝缘监督、化学监督和继电保护及安全自动装置的技术监督，落实好相关专业的反事故措施，提高主变压器、断路器、输电线路等一次设备的绝缘水平，防止过电压、污闪等事故的发生。按照试验规程的相关规定，定期开展预试、保护定检，应用状态检测、超声局放检测、红外成像等设备加强输变电设备状态检测工作，提前发现设备缺陷和异常。（4）加强设备缺陷和隐患的排查治理工作，针对季节、气候特点密切监控设备健康运行状况，深入推进输变电设备隐患排查治理，重点检查主变压器、断路器、隔离开关、重要输电线路等运行情况，认真梳理排查安全隐患，对查出的安全隐患及时进行消除，针对电网运维安全生产工作的新情况、新问题，及时落实监管措施，使输变电和输配电线路设施保持在健康状况下运行，确保供电安全性、可靠性和稳定性，不断提升电网安全运行水平。（5）综合运用新技术、新设备、新工艺，不断提高电网设备的技术装备水平，促进公司输变电设备的安全风险管控能力的提升。
作者：钱瑞琦 单位：陕西省地方电力（集团）有限公司汉中供电分公司
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