电力维护工作计划

电力维护工作计划（共8篇）

电力维护工作计划 篇1

通过对国内一些发供电企业进行安全性评价所了解到的设备检修维护工作现状，指出目前在设备检修维护工作中存在的主要问题，并提出相应的改进建议。

〔关键词〕 设备 检修 维护设备检修维护工作现状

搞好设备检修维护是贯彻“安全第一，预防为主”方针，提高设备可靠性，保证设备安全经济运行，充分发挥设备潜力的重要措施。但在近几年企业改制过程中，有部分单位在安全生产管理上出现放松，比较突出的问题是对设备检修维护工作重视不够，为了实现减员增效，在设备不断增加的情况下检修维护人员反而减少了，使企业难于按规定完成对设备的定期检修、维护、预试等，个别单位的设备甚至到了不破不修，不坏不修的状态。设备检修维护工作中存在的主要问题

当前设备检修管理方面普遍存在的一个问题是对国家电力公司、原电力部颁发的设备检修导则和工艺规程等，贯彻不够认真。近十多年来，原电力部先后颁发了多种设备检修导则和检修工艺规程，其中主要有《 发电厂检修规程》(SDJ230-87)、《电力变压器检修导则》(DL/T573-95以下简称“导则”)、《有载分接开关运行、维修导则》(DL/T574-95)和各种少油断路器检修工艺导则等。其内容深入具体，切实可行，是指导设备检修维护工作的文件。虽然这些规程在颁发时，电力部都要求各单位认真执行，但迄今仍有部分单位未认真贯彻。

2.1 未按规定的设备检修间隔和周期执行

如在《发电厂检修规程》中规定燃煤锅炉和相配套的汽轮发电机组大修间隔为3年、燃油机组为4年、主变压器为10年。据统计资料说明，由于制造和安装遗留的问题，国产变压器在投运5年内故障率较高，故导则中规定，主变投运5年内应进行第一次大修；少油断路器投运一年后应进行大修，以后分10 kV等级的每3～4年一次、110 kV等级的4～5年一次、220 kV等级的5～6年一次等。查阅一些单位的检修记录，可看出上述规定并未得到认真执行(经技术鉴定，主管部门批准延长检修间隔者除外)。有的变压器和断路器已投运十多年，除临修外从未进行过大修。

2.2 对检修前的准备工作重视不够

2.2.1 检修 前编制检修技术组织措施计划时，由于对设备的技术状况和运行情况不够掌握，往往计划不切合实际。如在检修前对设备在运行中发生过的缺陷、故障、异常和处理情况；主要运行参数的变化情况，有无超标现象；附属设备运行情况；预防性试验情况；发电机、主变曾发生出口短路的次数、短路电 流倍数和事故后进行检查试验的情况等，大都没有进行深入细致的数据收集、调查和分析，对设备的技术状况和存在哪些隐患心中无数，因而在编制计划时不能有针对性地采取措施。有些在设备进行分解检查时才发现问题，由于事先在技术上没有准备，致使检修工作十分被动，甚至无法进行。

2.2.2 检修前对检修专用工器具和安全工器具准备不够充分。由于工具配套不全或不合格，给检修工作带来很大困难，甚至影响检修质量和工期。2.2.3 备品备件和材料准备不充分。检修中需用时才临时到市场购买或到制造厂、修配厂临时组织加工，往往供应不及时，且质量不保证。

2.2.4 对检修人员的技术培训重视不够。有的检修人员对设备构造和检修工艺不熟悉，有的缺乏必需的钳工基础技能，由于未进行修前培训，检修时盲目操作，结果将原来良好的设备修坏。如在紧套管螺丝时用力不均，将套管紧裂了等。

2.2.5 检修现场有关设备的临时放置不规范。检修工器具、安全工器具、各种材料、备品备件、设备分解下来的零部件等，由于现场没有指定的放置地点，随意乱放，使用时往往不易找到，甚至用错或遗留在设备中。

2.2.6 对检修中需要采取的特殊安全技术措施准备不充分。如起重设备的配置、高处作业的登高措施或搭设脚手架、临近带电设备处工作时的防触电措施等。

2.3 设备大修多数没有按规定的检修试验项目执行

变压器大修时，导则中规定共有15个大项、121个分项，但从一些单位的大修记录看，相当一部分检修项目被删掉。如对绕组检修，按导则要求在检修中应用手指按压绕组表面，检查其绝缘状况，并进行分级。按压时绝缘有弹性，按压后若无残留变形，则为良好状态，属一级绝缘；若弹性较差，但按压时无裂纹、脆化，则为合格状态，属二级绝缘；若绝缘脆化，呈深褐色，按压时有少量裂纹和变形，为勉强可用状态，属三级绝缘；若绝缘已严重脆化，呈黑褐色，按压时即酥脆、变形、脱落，甚至可见裸露导线，为不合格状态，属四级绝缘。类似这些非常重要而又简易可行的检修项目，许多单位都未认真 执行。设备虽通过大修，但有关人员对变压器的绝缘状况却心中无数。其它如对引线包扎绝缘和绝缘厚度的检查、引线焊接情况的检查、各部位的绝缘距离和引线长度与固定情况的检查等，大都没有检查记录。类似情况在其它设备检修中也普遍存在。

2.4 大修过程未按导则和工艺规程中规定的试验项目进行试验

如变压器大修，导则中规定共有30个试验项目(修前8个、修中5个、修后17个)。还有一些项目需根据检修前的测试结果决定如何检修。如检测有载分接开关各触头的烧损量，若大于3 mm，则必须更换；检测各触头的压力和动作顺序是否符合制造厂规定，不符合应作调整；用直流示波法测量分接开关的切 换时间、弧触头的桥接时间、三相同期误差、检查过渡电阻有无断裂损伤并测量其电阻值，若切换时间和桥接时间分别超过30～50 ms和3～5 ms，或过渡电阻值误差大于10%，应进行调整处理等。这些必须进行的检测试验项目，许多单位执行不彻底，相当一部分被删掉了。

2.5 检修程序没有按工艺导则要求执行

特别是大型设备的检修，从拆卸、分解、检修、试验到组装，未能严格按一定的程序进行。如变压器组装后未按规定程序进行真空注油，注完油后未按规定将设备静放一段时间，未把混在油中的气体排净就投入运行，造成变压器投运后瓦斯保护动作，严重者造成变压器烧损。

2.6 大小修现场记录草率

现场检修时，对设备及其各部件进行深入细致的数据测量、检查、试验、修理后，往往未能将这些工作的详细情况记录下来。如对变压器绕组绝缘的检查，在记录中未将检查的内容、项目、数据、测量方法、鉴定情况、结 论性意见等记录在册。那么，在安排设备检修和其它工作时就失去了依据。若绕组绝缘通过大修，鉴定为三级，则除了在修后运行中需加强监视检查和增加必要的预防性试验外，还应计划安排下一次大修时间、工作量和各项试验。

2.7 一些设备没有相应的检修规程

除已有部颁检修导则或工艺规程的设备外，生产现场中还有一些设备，如真空开关、SF6开关、隔离开关、送配电线路等没有编制相应的检修规程，使检修工作没有质量标准，随意性大，无章可循，无据可依，设备年久失修等。以致隔离开关锈蚀严重、部件磨损、操作机构卡涩甚至失灵等。搞好设备检修维护工作的建议

3.1 按规定要求的间隔和周期开展设备检修维护工作

国家电力公司在《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中，仍然强调定期检修工作是防止设备事故的重点措施之一。如第16.7条“开关设备应按规定的检修周期，实际累计短路开断电流及状态进行检修，尤其要加强对机构的检修，防止断路器拒分、拒合和误动以及灭弧室的烧损或爆炸，预防液压机构的漏油和慢分”；第16.8条“隔离开关应按规定的检修周期进行检修”等。因此，搞好定期检修维护工作，符合中国国情，是目前国产设备现状的需要，仍然是防止发生设备事故的重要手段。

3.2 全面系统地做好检修维护基础管理工作

3.2.1 结合本单位具体情况建立和健全有关设备检修的各种规章制度，如检修工艺规程、质量标准、验收制度、缺陷管理制度、设备异动管理制度、备品备件管理制度等。有些设备，国家电力公司、原电力部已颁发了检修导则或工艺规程，可根据具体情况制订实施细则或补充规定。对上级没有颁发规程的设备，应根据制造厂说明书和现场经验编制现场检修规程。

3.2.2 加强设备技术档案的管理。主要内容：一是原始资料，包括设计资料、设计变更文件和实际施工图；制造厂提供的产品说明书、出厂试验报告、安装图、合格证件等；安装技术记录、试验记录、工程交接验收文件和备品备件清单等资料；二是运行资料，包括运行日志、操作记录、缺陷记录、异常障碍和事故记录等；三是检修试验和设备异常资料，包括设备大小修记录和检修报告、各种预防性和其它检(试)验报告、设备改造等。

3.2.3 加强对检修起重工器具和安全工器具的管理，建立定期检验、维修、保养、操作规程等相关管理制度。

3.2.4 建立技术监督管理制度，严格实行各项技术监督工作，做到方法正确、数字准确、结论明确。

3.2.5 加强检修队伍的建设，不断提高检修人员的素质，达到“三熟三能”的要求。造就一支责任心强、有科学管理知识、有实践经验、技术精湛、作风良好的检修队伍。

3.2.6 对实行检修承包的单位要建立完善的承包责任制。

3.3 深入细致做好大修前的准备工作 3.3.1 查阅设备运行记录和有关技术档案。包括运行日志、缺陷记录、事故和障碍异常记录与报告、出口短路的次数和情况等，统计分析设备在长期运行中负荷、压力、温度、温升和有关参数的超标和异常变化情况，发电机和变压器出口短路发生后对设备进行检查试验的报告。技术档案包括设备出厂试验与交接验收报告、历年预防性试验报告、历次大小修记录和报告等，通过查阅和分析这些资料，提出大修中需要进行检查和检修的项目与内容。

3.3.2 编制检修工程技术组织计划。主要内容有：人员组织分工、施工项目、进度安排、特殊项目的施工方案、保证施工质量与安全的技术措施和现场防火措施、主要施工工器具和安全工器具明细表、备品备件和主要材料明细表、根据检修现场情况绘制施工图，包括检修和安全工器具放置图、备品备件和材料放置图、设备分解后各部件和零件放置图等。

3.3.3 根据施工计划提出备品备件和材料供应计划，经批准后由物资部门负责完成。有些在市场无法购置的配件和材料，由制造厂提供或委托加工的应与有关部门签订合同，保质保量按时提供。

3.3.4 对施工工器具和安全工器具进行全面检查修理及试验，保证性能可靠、合格好用。

3.3.5 对检修人员进行必要的培训，除了组织全体检修人员学习检修工艺规程、质量标准、安全工作规程和施工技术组织措施外，对新人员在检修前应进行钳工培训。对没有参加过同类设备大修的人员，应组织专门培训，掌握设备构造原理和检修工艺等。

3.3.6 按检修工作需要预先布置好起重设备或机械器具，离地面2 m及以上进行高处作业的地点，应预先搭设脚手架和采取防止坠落的技术措施。

3.3.7 在检修现场划定施工工器具、安全工器具、备品备件和材料、设备分解后配件和零部件放置位置等。

3.3.8 检修开工前由单位领导或检修负责人会同生技、安监人员对上述各项准备工作进行一次全面检查，做到不具备条件不开工。

3.4 认真做好检修中的各项管理工作

3.4.1 重视设备开盖和解体后修前的检查工作。大修前虽对设备的技术状况进行了大量的调查分析，并根据可能存在的问题编制比较详细的技术组织措施计划，但有些设备缺陷、内部隐患需在开盖和解体后，通过检查、试验才能发现，为了保证检修质量和检修工期应及时修订和补充原订计划。

3.4.2 检修工作必须严格按检修程序进行。原部颁检修导则和工艺规程中规定的施工程序是根据国内许多单位多年来的经验教训编订的。如为了防止变压器在检修中受潮，导则中明确规定器身暴露在空气中的时间为：相对湿度<65%时为16 h、相对湿度<75%时为12 h，并规定注油时器身温度应不低于周围环境温度，否则，应将变压器加热，使器身温度高于环境温度5℃以上。此外，还规定变压器必须进行真空注油。不仅对真空度、抽真空的时间和注油速度都明确规定，而且还规定当油注到油面距箱顶200 mm时，应停止注油，并继续抽真空保持4 h以上，才可以继续向变压器内补油。导则中还明确规定在真空注油后补油时，严禁从下部油门注入，只能从上部储油柜注油管注入。而且当油注到规定油面后要静止一段时间方可投运。在投运前还要采取措施排除在注油过程中变压器内部残存的空气，对套管升高座、油管道中的死区、冷却器顶部都应多次排除残余气体。检修中不按这些程序操作，变压器可能会受潮、瓦斯保护动作，严重者会造成变压器烧损。3.4.3 严格贯彻检修维护责任制。许多单位都建立了检修责任制，但对大型设备的大修，如锅炉、汽轮机、发电机、变压器等，在设备解体后，主要部件和配件都要分专业进行分解检修试验，这个分工与原订检修责任制中的分工可能不完全对应，需要在检修前进行调整或加以细化，做到每个项目自始至终都有专人具体负责，小到每个螺丝、阀门、接头、瓷瓶、从拆卸、修理、保管到安装都要有明确的责任人。

3.4.4 强化对检修质量的监督，严格执行验收制度。检修开始后，各部分工作虽是“分工把关，各负其责”，但对每个人工作质量是否符合要求，仍难于保证。为确保检修质量，除了组织验收组分段验收外，有条件的可配备若干质量监督员，专门对设备检修的关键点进行重点质量监控，并负责监督检查各个岗位的检修工艺和质量符合要求。

3.4.5 重视检修记录工作。检修记录是一项非常重要的基础管理工作，是设备不可缺少的历史档案。应将这项 工作纳入检修责任制中，每个检修岗位都要指定一人具体负责，并明确提出记录的具体要求，印发各种记录表格和记录用纸，做到及时准确完整地将对设备的检查、试验和处理情况(包括检查的部位、检查方法、试验项目、技术状态、发现问题、处理情况和效果等)作详尽的记录。

电力维护工作计划 篇2

对于电力设备的检修关系到整个电网的安全稳定运行, 在电力系统发展中对于电力设备的状态检修, 已经逐渐成为电力系统维护的维修手段。电力设备状态检修具有很多优点, 能够在短时间内发现故障部位, 而且能够实现在线监测, 对隐形故障发出预警。因此, 在实际的电力设备检修中, 需要对危险点加强防范, 降低电力检修风险。

1 电力设备检修中存在的问题

1.1 技术方面存在的问题

对于电力设备的状态检修, 在电力系统发展中发挥着重要的作用。对于状态检修技术, 我国电力设备检修技术起步比较晚, 实际故障维护上还存在一些不足。例如, 在实际的电气设备的状态检修中, 由于工作人员在技术、管理上业务不熟练, 导致状态检修经验不足。状态检修中相关技术方面存在很多不足, 不能发挥状态检修的最佳效果。

1.2 制度方面存在的问题

在电力系统中, 电力设备的检修管理存在很多不足, 企业中没有健全的状态检修管理体系。主要体现在设备故障检修人员方面, 工作人员工作容易出现偏差。在传统电力检修背景下, 检修人员习惯采用传统的技术方法, 不能完全掌握状态检修的全部技巧。对于实际的状态检修过程中, 工作人员对应该注意的事项不能了解, 实施技术水平较低, 从而影响了检修效率[1]。

2 电力设备检修维护策略

2.1 检修方式确定

不同的电力设备在实际的故障检修环节中, 所选择的检修方式也不同。而电力设备在不同运行环境下的故障点有差异。因此在进行故障检修的环节中, 需要针对电力设备的类型、实际使用性能、设备可靠性、在电网中的中重要程度、故障所产生的后果、监测手段以及电力设备检修中的经济等因素进行综合考虑。这些因素直接决定着电力设备检修的方式。在实际的电力故障检修中, 主要可以通过事后检修方式、定期检修方式以及设备状态检修等方式, 实现对电力设备的检修与维护[2]。针对不同类型的设备故障, 以及具有状态参数的设备进行重点检修, 并需要充分考虑电力设备的安全性、实际检修难度等。实际的供电设备状态检修流程图如图1。

2.2 状态检修与数据处理

电力设备的运行状态检测, 主要是在科技手段下, 对实际运行的电力设备进行电力、物理、化学以及机械等方面的参数检测, 通过对这些参数的分析, 实现与标准参数之间的对比, 然后发现运行异常的故障点。其中状态检修方式中主要包括以下内容:离线测量、在线监测、带电测试、位移与变形试验、超声波探测以及影像监视等。而在电力设备状态检测中, 对于不同设备运行中的数据处理是一项重点环节。在数据状态检测中, 主要包含三方面的设备数据, 分别为:设备状态数据、电网运行数据以及环境数据。而这其中设备状态数据又包含了静态数据和动态数据两种。在设备状态监测中, 设备状态的数据信息获取是一项比较难的工作, 其中实时监测是一种简便的方式。该种对于电力设备运行进行监测的方式不需要针对设备的精确数据进行监测, 而是取电力设备运行的特征值, 针对故障严重的设备, 获取故障模型。该种在线监测的方式在电力设备故障检修中的实际操作比较简单, 性能价格比较合理, 同时数据监测上比较稳定[3]。

2.3 状态评估

电力设备的状态评价是判断设备运行稳定与否的一种重要技术评估方式, 需要根据实际状态检修中的数据分析、运行工况、事故信息、缺陷信息以及故障发生频率信息, 按照电力设备的厂商技术指标, 对设备的真实状态与标准运行状态进行对比。为了促进电力设备运行状态的评估, 需要将设备的运行状态分为A、B、C、D四种:

A———设备状态正常。设备在运行环节中能够满足标准设备运行需求。

B———设备状态可疑。设备可能存在的故障不确定, 但是在实际设备运行中与标准参数之间存在着偏差。

C———设备运行出现问题。设备运行故障明显, 可通过相应的技术认定判断出故障所在。

D———设备运行系统瘫痪。

在实际的电力设备检修环节中, 可以根据不同设备的故障的等级来及进行故障评价, 以进行有针对性的设备维护。

2.4 电力设备故障概率分析

在实际的电力系统中, 对一个电力设备可能发生的故障进行统计概率分析, 从数据中能够反应出不同设备在不同情况下所发生故障的概率。设电力设备的状态评价结果在0~100之间, 那么0则表示为电力设备的状态比较差, 处于一种故障状态, 其故障发生的概率接近1。电力设备的状态评价为100, 则说明故障发生的概率无线的接近于0。因此在此基础上, 建立非线性的回归模型, y=β0e1βx+ε, 其中ε为误差项。以110k V电力电缆为例进行故障概率回归模型分析, 然后分别进行故障评价, 110k V电力电缆状态评价结果以及故障统计如表1。

通过对故障的评价结果、评价次数、故障发生次数的分析, 实现对电力设备故障发生的概率认定。当电力设备中故障发生时, 能够根据故障的发生概率, 来采取相应的故障维护措施。

2.5 变电检修安全防范

电力设备在实际运行中, 如果出现故障很容易产生危险, 因此在实际的故障检修环节中, 需要对设备中可能存在的危险点进行防范。对于变电检修中的危险点进行防范, 单从线路环境上进行危险防范, 不能有效降低危险发生率。环境因素的故障防范只是暂时的, 治标不治本。要想实现变电检修安全防范, 需要从以下几方面入手:

(1) 设备方面。在我国经济条件比较落后的地区, 其变电线路中主要以绝缘导线为主。电力设备不容易在导线上出现危险, 但是城市的电力线路中情况则不同。城市中的人口密度较大, 人流量比较高, 因此, 在城市中需要对变电线路设备进行集中升级与改造, 避免变电线路中出现漏电, 增加线路中的变电保护, 提升电力系统的紧急故障处理能力。从变电设备方面进行安全控制与防范, 能够彻底提升危险点检测设备的性能。由于很多变电设备裸露在自然环境中, 如果遇到特殊天气将会带来诸多安全威胁, 变电线路中安装避雷器。例如, 在雷雨天气中, 变电设备中容易出现短路, 严重的情况有可能出现火灾等危险情况。

(2) 强化变电站危险点检修监督力度, 并在变电设备故障检修中引进科技设备。例如, 在实际的变电检修中, 积极引进先进的技术设备, 采取自动化式的危险点检测方式, 当变电检修中出现危险时, 在故障区段自动被隔离带检修, 而正常区段中, 线路不受影响。要想实现对变电检修的安全控制, 不仅需要过硬的检修技术, 还需要对检修环节进行监督与检测, 一旦发生危险马上发出报警。

3 结论

综上所述, 随着电力行业不断发展, 电力设备在实际运行中所承受的负荷比较大, 因此经常会出现设备故障。为了保证电力用户设备正常运行, 需要对电力设备的故障点进行定期检查, 对故障发生的概率进行计算, 并制定紧急方案, 以免设备故障发生对影响设备运行。为此, 在本文中对力设备检修中存在的问题进行分析, 提出电力设备检修维护策略。

摘要：随着电力系统不断发展, 电力设备状态检修与维护, 逐渐成为保护电力系统稳定运行的重要技术措施, 电力设备由于在实际工作中的强度比较大, 在系统运行环节中容易出现故障, 对设备的检修不当将会引巨大经济损失。因此, 为了促进电力发展, 需要对电力设备的状态进行随时检修, 并对故障进行维护。基于此, 本文就电力设备状态检修现状进行分析, 并对设备检修发展进行阐述。

关键词：电力设备,检修维护,工作提升,策略探析

参考文献

[1]郇嘉嘉.电网设备状态检修策略的研究[D].华南理工大学, 2012.

[2]赵勇.电力系统输变电资产管理研究及应用[D].山东大学, 2013.

电力电缆的运行维护 篇3

【关键词】电力电缆；运行维护；浅析

一、电缆线路的特点

电缆线路是指采用电缆输送电能的线路，它主要由电缆本体、电缆中间接头、电线路端头等组成，还包括相应的土建设施，如电缆沟、排管、竖井、隧道等。一般设在地下，也有架空或水下敷设。

与架空线路相比，电缆线路具有以下主要优点：①不受自然气象条件(如雷电、风雨、烟雾、污秽等)的干扰，②不受沿线树木生长的影响；③有利于城市环境美化；④不占地面走廊，同一地下通道可容纳多回线路；⑤有利于防止触电和安全用电；⑥维护费用小。但也存在以下缺点；⑦同样的导线截面积，输送电流比架空线的小：⑧投资建设费用成倍增大，并随电压增高而增大；⑨故障修复时间也较长。

目前中压配电线路在下列情况下应采用电线线路：①依据城市的规划，繁华地区、重要地段、主要道路、高层建筑区及对市容环境有特殊要求者；②架空线路走廊难以解决者；③供电可靠性高或重要负荷用户；④重点风景旅游区；⑤沿海地区易受热带风暴侵袭的主要城市的重要供电区域；⑥电网结构或运行安全的需要；⑦负荷密度高的市中心区。

二、电力电缆的试验与验收投运

(一)电力电缆的试验

电力电缆除进行交接试验和预防性试验外，在施工过程中还应进行绝缘试验，以鉴别检查施工各环节的电缆质量和工艺质量。敷设前在电缆盘上进行试验以鉴别电缆好杯；敷设后、敷设前进行试验，以鉴别敷设中电缆有无損坏；电缆头施工完毕后进行试验，以鉴别电缆头的质量；电缆检修前后进行试验，以鉴别检修质量。检查的主要内容如下：

(1)电缆应排列整齐，电缆的固定和弯曲半径应符合设计图纸和有关规定，电统应无机械损伤，标志牌应装设齐全、正确、清晰。油浸纸绝缘电缆及充油电缆的终端、中间接头应无渗漏油现象；(2)电缆沟及隧道内应无杂物，电缆沟的盖板应齐全，隧道内的照明、通风、排水等设施应符合设计要求；(3)直埋电缆的标志桩应与实际路径相符，间距符合要求。标志应清晰、牢固、耐用；(4)水底电缆线路两岸、禁锚区内的标志和夜间照明装置应符合设计要求。

三、电缆线路运行注意事项

(1)不要长时间过负荷运行或过热。因此，不要忽视电缆负荷电流及外度温度、接头温度的监测；(2)电缆线路馈线保护不应投入重合闸。电缆线路的故障多为永久性故障，若重合闸动作，则必然会扩大事故，威胁电网的稳定运行；(3)电缆线路的馈线跳闸后，不要忽视电缆的检查。重点检查电缆路径有无挖掘、电线有无损伤，必要时应通过试验进一步检查判断；(4)直埋电缆运行检查时要特别注意：电缆路径附近地面不能随便挖掘；电缆路径附近地面不准缩放重物、腐蚀性物质、临时建筑；电缆路径标志桩和保护设施不能随便移动、拆除；(5)电缆线路停用后恢复运行时必须重新试验才能投入使用。停电超过一星期但不满一个月的电缆，重新投入运行前，应摇测绝缘电阻，与上次试验记录相比不得降低30％，否则应做耐压试验；停电超过一个月但不满一年的，则必须做面压试验，试验电压可为预防性试验电压的一半；停电时间超过试验周期的，必须做预防性试验。

四、电缆线路的运行维护

电缆线路运行维护着重要做好负荷监视、电缆金属套腐蚀监视和绝缘监督三个方面工作，保持电缆设备始终在良好的状态和防止电缆事故突发。主要项目包括：建立电缆线路技术资料，进行电缆线路巡视检查、电缆预防性试验，防止电缆外力破坏，分析电缆故障原因、电缆故障测寻和电线故障修理等。电缆线路需增添特殊内容，如诱杀白蚁、人井水样分析、水树枝切片检查和带电测量并监视绝缘等。

1．负荷监视。一般电缆线路根据电缆导体的截面积、绝缘种类等规定了最大电流值，利用各种仪表测量电线线路的负荷电流或电缆的外皮温度等，作为主要负荷监视措施，防止电缆绝缘超过允许最高温度而缩短电缆寿命。

2．温度监视。测量电缆的温度，应在夏季或电线最大负荷时进行。测量直埋电线温度时，应测量同地段无其他热源的土壤温度。电缆同地下热力管交叉或接近敷设时，电缆周围的土壤温度，在任何情况下不应超过本地段其他地方同样深度的土壤温度10℃以上。检查电缆的温度，应选择电缆排列最密处或散热最差处或有外面热源影响处。

3．腐蚀监视。以专用仪表测量邻近电缆线路的周围土壤，如果属于阳极区，则应采取相应措施，以防止电缆金属套的电解腐蚀。电缆线路周围润湿的土壤或以生活垃圾填覆的土壤，电缆金属套常发生化学腐蚀和微生物腐蚀，根据测得阳极区的电压值，选择合适的阴极保护措施或排流装置。

4．绝缘监督。对每条电缆线路按其重要性，编制预防性试验计划，及时发现电缆线路中的薄弱环节，消除可能发生电缆事故的缺陷。金属套对地有绝缘要求的电缆线路，一般在预防性试验后还需对外护层分别另作直流电压试验，以及时发现和消除外护层的缺陷。

五、电缆故障的侧寻

电缆发生故障后，一般的侧寻步骤如下：

(1)确定故障性质。根据故障发生时出现的现象及一些简单试验，初步判断故障的性质，确定故障电阻是高阻还是低阻，是闪络还是封闭性故障，是接地短路、断线，还是它们的混合，是单相、两相还是三相故障。例如，运行中的电缆发生故障时，老只有接地信号，则有可能是单相接地故障；若继电保护过流动跳闸，则有可能发生两相或三相短路，或者是发生了短路与接地混合故障。通过初步判断，尚不能完全将故障的性质定下来，则必须测量绝缘电阻和进行导通试验；(2)故障点的烧穿。即通过烧穿将高阻故障或闪络故障变成低阻故障，以便进行粗测；(3)粗测。在电缆的一侧使用仪器测量故障距离，并利用电缆线路技术资料计算出故障点的位置；(4)路径的测寻。对于图纸资料不齐全或电缆路径不明的，可通过音频感应探测法和脉冲磁场法，找出故障电缆的敷设路径和埋没深度，以便进行定点精测。音频感应探测法是向电线中通入音频信号电流，根据接收线圈中接收机接收到的音频信号强弱来确定路径；(5)故障点的精测定点。通过冲击放电声测法、音频感应法、声磁同步检测法等方法确定故障点的精确位置。声测法只适用于低阻接地的电缆故障，对金属性接地故障的效果不佳。感应法适用于金属性接地故障和相间短路故障。

上述五个步骤是一般的测寻步骤，实际侧寻时，可根据具体情况省略其中的一些步骤。例如，电缆敷设路径很准确可不必侧寻路径，对于高阻故障，可不经烧穿而直接使用闪络法进行，对于一些闪络性故障，不需要进行定点，可根据侧寻得到的距离数据查阅资料，可直接对中间接头检查判断，对于电线沟或隧道内的电缆故障，可进行冲击放电，直接监听来确定故障点。

参考文献

[1]洪娟.任广振.张礼宾.非开挖拖拉管在杭州电网电缆运行维护中问题的探讨[j]浙江电力.2012年01期.

电力运行维护公司实习报告 篇4

实习报告

电力运行维护公司简介：湖南湘能电力强弱电工程有限公司运维分公司地处在长沙市雨花区环保科技园环保中路169号。租用办公楼四间，仓库一栋，员工宿舍六间，现有人员49人。下设综合办公室、高压运维班、低压运维班、抢修班、配电班。

电力运行维护分公司主要承接业务范围：配电运检工区城东片区运维、处缺、抢修工作，接纳集团公司下达业扩工程及供电部门业扩工程。

电力变压器的应用与维护论文 篇5

[摘要]在电力变压器的应用和维护两方面阐述一些粗浅的见解，以供参考。

[关键词]电力变压器;应用;维护

前言

我们之所以要探讨配电变压器的应用和维护，是人们在生产生活过程中，必须要使用不同电压和电流的电气设备和仪器装置。供电企业的根本目的，在于安全高效地满足人们日益增长的电力需求。这种需求不只是数量，还要求高质量、高效益、保安全和低成本――必须在满足生产生活所需不同电压的同时节能降耗。所以电力变压器的应用和维护之根本问题在于安全高效。现将在电力变压器的应用和维护两方面阐述一些粗浅的见解，以供参考。

1配电变压器的应用

配电变压器应用是在确保变压器安全运行和满足对用户供电质量和可靠性的基础上，充分利用变电站的设备条件，择优选取变压器的运行方式，降低变压器本身的能量损耗，提高其电源侧的功率因数，实现降损节能的目标，亦既实现经济运行。供电负荷与变压器容量和台数的确定，关系到变压器经济运行的方式;实施变压器经济运行与变电站内变压器的台数、容量和变压器自身性能和损耗参数密切相关，是建立在确保安全可靠供电前提下的一项综合经济技术活动，贯穿电力变压器从设计选型、运行检修到退役的整个过程;在变电站建设、扩建和变压器增容时就要考虑其相关的因素和条件;实施变压器经济运行，就变压器和变电站设备本身一般应具备和满足以下条件，在变压器设计和选型时应充分给予考虑。

1.1新建变电站分期建设，考虑负荷的增长，首期只有一台变压器时，要结合最终规模确定变压器的容量，变压器的负载率应贴近最佳经济运行区域，一般在75%以下为最佳，若短期内不进行扩建，变压器不宜满负荷运行。

1.2并列运行的多台变压器应满足并联条件，即联结组别与相位关系相同;电压和变压比相同，允许偏差相同，调压范围内的每级电压相同;防止二次绕组之间因存在电动势差，产生循环电流，影响容量输出和烧坏变压器。短路阻抗相同，控制在10%的允许偏差范围内;容量比在0.5-2之间;保证负荷分配均匀，防止短路阻抗和容量小的变压器过载，而容量大和短路阻抗大的变压器欠载，短路阻抗的大小必须满足系统短路电流的要求，否则应采取限制措施。

1.3选用电力变压器的技术参数，应以变压器整体的可靠性为基础，综合考虑技术参数的先进性和合理性，兼顾对系统安全的影响，充分考虑变压器自身固有的综合损耗，在负载损耗基本相同时，尽量选用空载损耗小的变压器，负载损牦满足国标《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》。

1.4电力变压器在负载区域运行时，其绕组、线夹、引线、绝缘油及绝缘部件的温度不宜过高，在变压器负载导则规定的温度限值内，避免高温度下运行，绝缘老化加快而缩短变压器的寿命和引发损坏事故。也要防止变压器高温度运行，引起变压器自身损耗过大，影响输出效率，造成不必要的电能浪费。

1.5在装有备用变压器的变电站，要选择综合功率损耗(应该把变压器的冷却功率计算在内)小的变压器投入运行，要按负载的变化规律，合理选择最佳组合方式，要通过调整负载，提高负荷率，提高功率因数，使变压器在经济运行区的优选段内工作。

1.6变压器经济运行必须建立在安全可靠供电的前提条件下，备用变压器应有可靠的自动投入装置相配套，保证在相临变压器故障时自动投入运行，确保不中断正常供电。

1.7安排变压器并列运行方式，要对联络开关的额定折断容量进行核算，防止系统短路故障时因开关遮断容量不足而损坏设备，影响故障点的自动隔离;分列运行的母线联络开关备用电源自投动作时，应能自动断开接人母线侧的其它电源的开关。

2电力变压器的维护――变压器运行中常见故障分析及处理措施

2.1绕组的`主绝缘和匝间绝缘故障。变压器绕组的主绝缘和匝间绝缘是容易发生故障的部位。主要原因是：由于长期过负荷运行、或散热条件差、或使用年限长，使变压器绕组绝缘老化脆裂，抗电强

度大大降低;变压器多次受到短路冲击，使绕组受力变形，隐藏着绝缘缺陷，一旦遇有电压波动就有可能将绝缘击穿;变压器油中进水使绝缘强度大大降低而不能承受允许的电压，造成绝缘击穿;在高压绕组加强段处或低压绕组部位，由于绝缘膨胀，使油道阻塞，影响了散热，使绕组绝缘由于过热而老化，发生击穿短路;由于防雷设施不完善，在大气过电压作用下，发生绝缘击穿。

2.2变压器套管故障。主要是套管闪络和爆炸，变压器高压侧一般使用电容套管，由于套管瓷质不良或者有沙眼和裂纹，套管密封不严，有漏油现象;套管积垢太多等都有可能造成闪络和爆炸。

2.3铁心绝缘故障。变压器铁芯由硅钢片叠装而成，硅钢片之间有绝缘漆膜。由于硅钢片紧固不好，使漆膜破坏产生涡流而发生局部过热。同理，夹紧铁心的穿心螺丝、压铁等部件，若绝缘损坏也会发生过热现象。此外，若变压器内残留有铁屑或焊渣，使铁芯两点或多点接地，都会造成铁芯故障。

2.4分接开关故障。变压器分接开关是变压器常见故障之一。由于开关长时间靠压力接触，会出现弹簧压力不足，使开关连接部分的有效接触面积减小，以及接触部分镀银层磨损脱落，引起分接开关在运行中发热损坏。分接开关接触不良，经受不住短路电流的冲击而造成分接开关烧坏而发生故障;在有载调压的变压器，分接开关的油箱与变压器油箱一般是互不相通的。若分接开关油箱发生严重缺油，则分接开关在切换中会发生短路故障，使分接开关烧坏。

2.5瓦斯保护故障。瓦斯保护是变压器的主保护，轻瓦斯作用于信号，重瓦斯作用于跳闸。下面分析瓦斯保护动作的原因及处理办法：第一，轻瓦斯保护动作后发出信号。其原因是：变压器内部有轻微故障;变压器内部存在空气;二次回路故障等。运行人员应立即检查，如未发现异常现象，应进行气体取样分析。第二，瓦斯保护动作跳闸时，可能变压器内部产生严重故障，引起油分解出大量气体，也可能二次回路故障等。出现瓦斯保护动作跳闸，应先投备用变，然后进行外部检查。检查油枕防爆门，各焊接缝是否裂开，变压器外壳是否变形;最后检查气体的可燃性。

2.6变压器自动跳闸的处理。当变压器各侧断路器自动跳闸后，首先将跳闸断路器的控制开关操作至跳闸后的位置，并迅速投入备用变压器，调整运行方式和负荷分配，维持运行系统和设备处于正常状态。再检查保护动作情况，进行外部检查。经检查不是内部故障而是由于外部故障(穿越性故障)或人员误动作等引起的，则可不经内部检查即可投入送电。如属差动、重瓦斯、速断等主保护动作，应对该保护范围内的设备进行全部检查。在未查清原因前，禁止将变压器投入运行。

2.7变压器着火也是一种危险事故。由于变压器套管的破损或闪络，使油在油枕油压的作用下流出，并在变压器顶盖上燃烧;变压器内部发生故障，使油燃烧并使外壳破裂等。因变压器有许多可燃物质，不及时处理可能引起爆炸或使火灾扩大。发生这类事故时，变压器保护应动作使断路器断开。若因故断路器未断开，应手动立即断开断路器，拉开可能通向变压器电源的隔离开关，并迅速投入备用变，恢复供电，停止冷却设备的运行，进行灭火。变压器灭火时，最好用泡沫式灭火器或者干粉灭火器，必要时可用沙子灭火。

电力维护工作计划 篇6

现代化的社会发展建设离不开稳定的电力资源的保证，电力资源在提升人民物质生活、文化生活方面有着特殊的意义。尽管，我国经济发展水平相比原来已经有了较大的提升，但是电力企业长期以来管理和经营模式较为落后， 生产效率和企业效益相对较低，

这给电力企业项目的管理带来了一定的困难。电力系统安全的运行对人们的影响越来越重要，所以，面对国内外相关行业的竞争，有关部门必须加大对电力系统的变电设备维护，不断的提高管理水平、技术水平和维护水平，是确保电力系统的高效、安全运行的重要手段。

通过提高变电设备维护的维护工艺，进而来提高企业的核心竞争力成为企业发展的另一重要手段。

1 变电运行现状

了解现阶段我国的变电运行状况，有助于加强变电运行的维护管理。从操作的敏感度和灵敏度上看，在长期的使用过程中一些电磁式电器材质上的发生了变质，导致电磁式电器敏感度和灵敏度较低，对变电运行的安全管理非常不利。

另外，从变电运行的设备上看，电磁式电器主要采用在传统的电力系统中，这种电器在最初几年的产生和推广中使得电力系统的运行效率大大的得到了提高，随着社会经济、和科学技术的发展，这种电器暴露出许多的缺陷。电磁式电器和同现代电力系统的实际运行情况相比，会造成更多的能量和能源的流失，不利于节能降耗。

随着科学技术的快速发展，现代高新技术在电力系统中逐渐得到推广应用，现代变电系统中不断的应用先进的设备和技术，最终实现智能化的升级和改造，将会有效改善和防止传统的电磁式电器的应用缺陷，极大的提高电力系统运行的安全可靠性能。

2 变电设备

变电设备主要分为一次设备和二次设备。一次设备包含变压器、电压互感器、电流互感器，断路器、隔离开关、接地开关、母线、电抗器、避雷针、组合电器、开关柜等等。二次设备主要由测量、计量、保护、通讯、遥控、遥视等组成。

不同的变电设备只有相互配合才能良好的对其进行用户进行供电。

3 变电设备的维护安全措施

3.1 验电

检验电器设备时，首先需要验证停电设备是否还存在电压而进行验电，验电对保证检修人员人身安全具有重要的意义。防止带电合接地刀闸、带电装地线等安全事故发生。操作人员需要分别对变电设备进出线的两端进行验电，

如果是对高压变电设备进行验电操作，必须戴着绝缘手套进行工作。遇到电压过高的设备时，在没有专用工具时可以采用绝缘棒，通过绝缘棒的放电火花和声响来判断是否存有电压，不能够用采用普通的验电方式进行验电。

3.2 安装接地线

操作人员需要戴绝缘手套进行拆装接地线工作。采用接地隔离开关时比需有相应的监护人员，装设接电线的时候有两个以上的工作人员。安装的过程中，先安装将接地端，然后才能与导体连接，按照正确的工序进行安装，并检查连接的情况，确保接良好。拆地线的过程和接线的过程相反。

为了工作地点突然来电，进而需要装设地线，消除停电设备上剩余的电荷，来保障工作人员的安全。接地线的装设应该放在可能来电的位置和感应电压可能产生。

3.3 贴安全标语

为规避隔离开关、断路器误合、工作人员错位造成的安全事故，应在相关地方悬挂标示牌或装设遮拦，进一步规范场所秩序，避免不必要因素对施工人员人身安全的影响。如在一些未停电设备、没有运行的设备之间的距离小于安全范围内，防止人员的靠近，

要装设相应的隔离物，同时还要标明“高压危险，请止步”的标语；如为了防止误操作断路器、隔离开关引起的安全事故，在经合闸送电的断路器、隔离开关上，悬挂“禁止合闸”等标语确保工作的正常运行；如线路上有操作人员工作，就要在断路器和隔离开关上标明“有人工作”等标语。

4 变电设备的影响因素

电力系统运行中变电运行不是一个独立于的项目，受到很多的因素影响和干扰，所以要保证变电系统的正常运行，就需要对这些因素进行防控，这样可以有效的调整和改善变电运行系统的供电水平。

4.1 高电压的影响

在架空线上高压电对变电运行的影响较为明显，一些高压电在变电系统的运行过程中由于设计或接触等问题，导致了高压电内部的电磁转化出现异常，这种情况的出现不仅会损坏相关的电器，还会破坏高压电的自身绝缘系统。

为避免高压点的电磁受到电击的触发，因此有关部门应该加强避雷装置的设置和按装。

4.2 线路短路和负载触地

在变电运行的过程中，一些电器不合理的进行接地现象就是所谓的负载触地。特别是高压电器不合理的触地现象对变电设备的安全运行影响显著。负载接地会产生较大的不可控制的电动力，严重的影响了变电系统的安全运行。

为了防止电动力的产生，最有效的解决办法就是增设类似熔断器等设施等必要的安全防护措施，尤其是要加强对高压电器的周边安全设置，来避免高压电器运行的过程中的不合理接地现象的发生。

5 变电设备的维护

电力系统进行变电的基础是变电设备，其对整个变电系统有着至关重要的作用。为了保证变电系统运行更好，必须加强变电设备管理和维护。其维护可以从以下几方面进行：

5.1 变电设备的维护工作

变电站应当并配备各种技术参照资料，建立和完善变电设备的台账，并根据不同的时间设备的运行情况做好变设备的检查和检修工作。定期不定期的对变电设备开展检查，在检查的过程中一旦发现问题，就应及时的采取相应措施对其进行处理，保证变电设备正常的.工作。

5.2 建立完善的变电设备使用和维护制度

相关单位应当按照变电设备的使用标准，建立完善的变电设备使用规范和标准，督促操作人员进行规范化、标准化操作。依据变电设备维护的相关要求制定详细的变电设备维护制度，在使用过程中加强变电设备的日常维护工作，以相应的延长变电设备使用的寿命。

5.3 提高变电设备评价工作

根据国家电网或企业的相关规定对变电设备进行评估，制定与之相应的管理制度来指导工作人员开展变电设备的日常维护工作。建立相关变电设备考核机制和变电设备的评价工作检查机制，以便达到不断加强变电设备评价工作水平的目的，保证电网的运行稳定。

5.4 建立专业的变电设备缺陷记录体系

相关的工作人员在对变电设备进行检查中，如果发现变电设备存在缺陷，应当及时的对相关情况进行登记，及时的查找相应的解决办法，待缺陷消除后才能消除缺陷记录。变电设备的缺陷记录和注销时应该及时迅速，避免造成不必要的影响。

当发现变电设备存在重大缺陷，严重影响工作安全时应该及时向相关负责人汇报情况。操作队和监控中心应当对变电设备存在缺陷的内容以及现场状况进行统计分析，及时启动变电设备缺陷的相关处理措施和方案，确保变电设备的正常运行。

6 结语

随着社会的发展，电力资源是支撑我国国民经济不断增长的主要动力之一，人们对电力已经形成了一种依赖，在这种情况里如果没有一个良好的电力系统，必定会困扰到人们的正常生活与生产，对电力系统的变电设备进行维护，可以确保电力系统能够有条不稳地运转。

因此，对维护变电运行设备的工作人员有很高的要求，需不断加强相关人员的安全意识和专业技术水平，工作中一旦发现潜在问题或问题，及时采取相应措施进行检修和补救，避免出现重大事故。

参考文献：

浅析电力输送故障维护 篇7

电力输送涉及的环节很多,受到的干扰因素也不少。其中的故障大部分都属于“暂时性”的故障,如由于树枝等一些物体掉落在导线上引起短路,雷电引起的绝缘子的表面闪络,大风所引起的短时碰线,等等。电力输送中也会有“永久性故障”,如电线被毁坏和电路倒杆等,而这些故障的出现从根本上说是由人为因素和自然因素两方面引起的,具体如下:

1.1 人为因素的影响和制约

人为因素一方面是来自于外力的破坏作用,另一方面则是来自相关的设计人员的因素。在具体的实践中主要表现为:人为的对电力输送线路进行的破坏,不法分子的偷窃行为,违反法律法规的施工活动以及农民在输电线路下面焚烧秸秆,等等,这些行为都会导致在电力输送过程中发生故障。当前,由于城市建设缺乏统一的规划,电力输送线路的运行环境变得更加的恶劣。因此,超高车刮断导线,车辆撞断电线杆及电缆线路被挖断等事故时有发生。对于设计人员和管理人员来说,在设计的阶段并没有准确地确定设计的指标,在运行管理阶段也没有能够严格地按照标准进行管理,往往也是造成电力输送故障的一个重要因素。

1.2 自然因素的影响和制约

相对于人为因素来说,自然因素的影响更加突出一些。自然因素主要是由于一些自然的环境变化和动物的干扰而造成的电力输送故障,这类故障具有较大的偶然性,很难控制,有较强的破坏力,所以对于这类故障,我们要特别注意。具体来说主要有以下几个方面:

1.2.1 风力因素的影响和制约

在刮风的季节里,很容易造成绝缘子的闪络,从而使导线烧断,或是裸线之间的短路放电。当风力超过了线路所能承受的机械强度,就很容易致使杆塔的损坏。经过长时间的运行,如果杆塔有严重的锈蚀缺陷,即使风力不大,也会发生倒杆倾塔的事故。

1.2.2 冰雪因素的影响和制约

由于冬季冰雪较多,极易造成导线松弛,当附着在线路上的冰雪脱落时,就很有可能导致导线跳动摇晃,从而使线路出现短路。与此同时,附着在导线与避雷线上的冰雪会加重导线和杆塔的负荷,使得导线对地的安全距离不足。

1.2.3 雷击因素的影响和制约

雷击是造成电力输送故障的另一个主要的自然原因,根据有关资料显示,我国每年由于雷击引发的电力输送系统跳闸高达上百次,因此给电力输送的安全性和稳定性带来了极大的考验。引起雷击事故的主要原因是当地的气候和地理环境。发生雷电越频繁的区域,就越容易发生雷击事故,同时当地电阻率很高的土壤,也会引发雷击事故的发生。

1.2.4 雨量因素的影响和制约

雨也是造成电力输送故障的最主要的自然原因之一,就是毛毛细雨也能使输电线路出现闪络现象,进而引起停电事故,若是倾盆大雨还有可能造成冲倒杆塔的事故。

2 电力输送过程中的的维护措施

在分析好原因的基础上,就要对症下药,来进行电力输送线路的维护。具体来说,要做好以下几种防护措施:

2.1 防风措施要合理

应结合各地不同的实际情况,及时收集当地的地形、气象等资料,从设计上优化输送电路。实践中,在强风区域,杆塔上面的校订和一些突出的物品都应该安装在背向导线的一面,并应采用个“V”型串法。

2.2 防冰措施要合理

在线路布置上要尽量避免冷热温差比较大的地方,而材料要选择那些抗冰防冻性能好的材料。在设计杆塔的时候就应该充分考虑到输电线路的覆冰负荷,必须保障其能够负荷一定的强度。与此同时,当输电线路覆有大量冰雪的时候,应该及时清理冰雪,可以采取机械破冰法或者热力融冰法。

2.3 防雨措施要合理

在建设杆塔的时候,应该注意架设杆塔的稳定性,要保障其可以抵抗高强度的雨水冲击。另外,要避免在低洼处设置杆塔,也不能在土质疏松的地方设置杆塔,这样做可以增加其防雨的等级。要对气象进行监测,在每次下雨之前,都要派人巡视线路,检查线路是否存在安全隐患,并应及时处理隐患,以此来确保线路避免发生闪络现象。

2.4 防污措施要合理.

在工矿地区,要注意电力输送线路的防污问题,要加强电力输送线路的清洁工作,应及时清除附着在电力输送线路上的污渍。同时应该做好相应的监测工作,并且要建立一个预警系统,对电力输电线路系统进行即时监控,以保持电力输送线路的清洁,保证电力输送系统的安全。

2.5 防雷措施要合理

在雷电较多的地区,要尽可能多地收集雷电信息,并做好信息的分析工作,找出相关的数据,确定当地的自然条件和地理状况之间的关系,从而确定与雷电之间的联系和规律,进一步确定防雷的具体措施。

3 结论

电力输送安全问题是保障人民安居乐业、工业生产顺利进行的关键,具有巨大的现实意义,关系到国民经济的健康发展。为维护电网的安全性与稳定性,我们要及时发现问题,认真分析问题,采取合理的措施及时解决问题,才能保证电力输送的安全。

摘要：电力输送是电业健康发展的重要组成部分,如何保障优质、可靠和稳定的电力供应是每个电力公司需要考虑的首要问题。保障电力供应的稳定性,必须要保障电力输送的稳定性。本文主要从电力输送的故障分析和电力输送的维护两个方面,论述电力输送的基本问题。

关键词：电力输送,故障分析,电力维护

参考文献

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[2]孙罗新.变电设备状态检修与实施[J].民营科技.2010.(3):24-25.

[3]张冬云.浅谈电力工程项目的安全管理[J].黑龙江科技信息,2008,(36):116-1 17.

[4]张亚滨.对电力工程施工安全管理的问题探讨[J].企业文化,2012,(09):50.

电力通信设备管理及运行维护 篇8

关键词：电力；通信；设备；管理；维护；安全

0 引言

电力通信是随着电力系统的不断发展逐渐形成的行业性专用通信网络，它能够对公网的发展缓慢进行弥补，从而满足一些电力部门的要求，保证电力专业化生产的顺利高效运行，在电力通信网络中，电力通信主要为电网的自动化控制、商业化运营和实现现代化管理服务。它是电网安全稳定控制系统和调度自动化系统的基础，是电力市场运营商业化的保障，是实现电力系统现代化管理的重要前提，也是非电产业经营多样化的基础。而电力通信设备是电网运行的物质基础和技术保障。

1 电力通信网设备管理

1.1 重视管理工作 高度重视信息通信系统建设，以提升信息通信基础管理和专业管理为抓手，加强信息安全及保密管理，提高应急处置能力；扎实做好信息通信专业隐患排查工作，重点做好继电保护通道的运行方式及隐患排查；以新设备投运为契机，抓好现场的运行资料管理、施工工艺管理；以多种方式开展培训工作；各种检修工单严格按流程办理。

1.2 定期检查 通过开展通信光缆、机房及设备运行状态专项自查，掌握了通信设备运行环境和运行状态。通信光缆排查项目包括标识标签、进场引导光缆、光缆接头盒、OPGW光缆、ADSS光缆、纤芯质量等方面，对自查中发现的问题及时纠正和落实整改，杜绝由于通信光缆原因引发的电网安全生产事故，降低电力通信网的安全运行风险。在通信机房及设备运行状态自查中，重点对通信机房及设备运行环境的温湿度、照明、空调系统、不间断电源、加热、通风、安全授权、防火、机房监控系统的运行状态、入口房间等情况进行检查，同时排查光通信设备告警状态、PCM运行状态、交换机运行及维护情况、通信电源记录等。

1.3 人力投入 人员的不足，从光缆、配线模块、光路路由等设备上加大投入，对于人力的投入也要充分重视，加大维护管理人员的培训和重视，从人员上保障电力通信设备的管理工作。

2 电力通信设备运行维护

电力通信设备的运行维护是一项复杂的工作，综合性较强，在运行维护的过程中需要对技术、经济和组织综合维护，在设备的运行中要保障整个周期中每个环节的有序进行，设备运行中难免出现问题，这就需要及时准确的发现问题并定位，有针对性的进行维护工作。

2.1 设备运行维护的意义 在电力的发展过程中，电力信息通信设备是整个安全过程进行的一个基础，也是企业管理的一个重要部门，管理和维护工作能够有效的提高企业管理质量和能力，能够促进电力系统的安全持续发展，提高电力通信系统的整体运行能力，优化服务水平，并且对于运行成本能够一定程度地降低，所以设备运行维护是十分重要的一项工作。

2.2 加强运行维护管理的措施

2.2.1 相关标准的制定。标准化是工作进行的一个基础，只有制定了相关标准才能保障在维护管理工作中有据可依，标准化能够对技术质量提供充分保障，带动技术的不断发展，设备管理标准的制定能够促进设备管理维护工作的标准化，从而保障整个管理机构工作的高效和科学，形成一个完善的管理维护体系。

2.2.2 实行统一性管理维护方式。在通信设备管理工作中，前期管理和后期管理同等重要，这就需要对电力通信设备运行的整个周期进行科学的分析和管理，提高设备综合管理效率，另外这种统一性管理维护方式能够掌握设备运行中各个环节的投入和产出的比例，分析整个运行周期中的经济性，从而根据分析结果进行不断的调整，在管理过程中需要加强部门之间、专业之间的联系，促进统一性管理的实施，从而保障设备安装和运行过程中的维护和管理工作的高效高质进行。

2.2.3 加强通信设备的目标管理。在加强目标管理实现统一化管理维护的基础上，提高设备的维护工作效率，从而提高设备运行质量和效率，延长设备使用寿命，在进行管理的过程中，对投入和产出进行详细的分析，主要是投资方面的管理，在管理中对各个系统各个尖端的运行情况以及故障情况进行分析和优化，从而对设备的运行进行调整和优化，保障设备的运行质量，在后期管理中要进行重点检查，保障设备的运行良好。

2.2.4 可靠性管理维护方式。设备可靠性管理是一种极为有效的管理维护方式，首先要建立完善的可行性管理和评价指导预测分析系统，在前期管理中重视设备的技术性和经济性，注重购置信息对于设备后期运行的影响问题，避免为了初始投入较少而降低对设备的资金投入，造成设备的后期维修花费较高的现象，要合理的使用、维护设备，减少后期大修的概率，实行集中化、区域化相结合的综合维护管理体制，提高维护质量和响应时限；采用专业化和社会化相结合的方式把相对独立的外围设备以代维形式推向社会，而把主要维护精力用于技术性要求较高的核心设备。

2.2.5 信息化管理维护。设备的信息化管理是随着信息技术的不断发展而兴起的一种新型管理方式，这种管理维护方式首先要根据基础的设备信息和网络监控等建立一个健全的信息管理维护的体系，对于建设设备集中化的信息管理体系来说，设备的基础资料、运行情况、维护内容等要进行有效的采集和控制，通过信息化管理维护的实施能够很大程度的提高设备利用效率和可靠性，并且降低人工投入和维修成本，相较于传统的管理维护方式来说，能够在有效的资源配置中达到最优化管理的效果。

3 结语

综上所述，电力通信的工作对于国家的经济发展具有很大的影响，因此电力通信设备维护管理的工作要得到充分的重视，不断的提高管理维护水平，促进能源供应的安全性和稳定性，保障企业的顺利发展，促进经济和社会的快速发展。

参考文献：

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