电网运维（共10篇）
电网运维 篇1
0 引言
伴随城市经济的不断发展, 对电网资源的需求量也在不断增大, 导致对城市供电技术要求的提高。目前, 城市电网主要由变电所、配电及箱式变压器、环网柜、电缆分支箱、用户变电所及供电线路等构成, 其中供电线路分为架空电缆和地埋电缆。在发展期间受不同因素的制约, 架设城市电网发挥出较高的主导地位, 因此为加强城市电网建设, 结合城市电网电缆安装运行相关经验, 分析城市电网安装运行维护的技术关键点至关重要。
1 城市电缆安装要点
城市电缆的安装有架空、直埋及管道铺设等形式。在实际安装期间, 采取相应的铺设形式, 能提升电缆铺设的质量及水平, 同时增加电力电缆铺设技术含量。
1.1 直埋电缆铺设
对于直埋电缆的铺设, 应保障电缆深沟在0.7cm以下, 同时挖沟0.8cm。铺设电缆期间, 应严格控制电缆上下铺设面积, 通常应确保砂子层处于均匀状态, 同时将混凝土盖板加固于砂层面之上。加固直埋电缆的方法通常是选用带状铠甲进行保护, 铺设前预留安全距离, 保障建筑外墙及电线杆的距离符合标准。需要注意的是, 切忌随意在热力管道铺设电缆, 以免影响施工进度及后续维修工作。同时, 为了保障不受电磁干扰的影响, 需要铺设较多的电缆, 但数量在6根及以内为宜。对于同一铺设, 选择电缆管道铺设方式。
1.2 铺设要点
铺设电缆前, 确保电路安全、排除受潮状况至关重要, 因此需要展开严格的检查, 检查方式可选择油浸、火烧等。检测电缆绝缘水平, 保障低压电缆正常电阻值在10Ω以上。一旦发现电缆不符合要求, 就应立即重新铺设电缆, 避免电缆铺设不符合标准导致的安全风险。
选择电缆沟铺设方式时, 尽量做到动力电缆、低电缆及信号电缆分开处理, 在各层级架设电缆, 确保动力电缆信号正常。需要注意的是, 为降低地表负载冲击力、控制电缆温差, 可在铺设前采用合理的外力保护措施, 从而避免电缆遭受破坏。
城市电缆通常采用钢支架及电缆架进行铺设, 但形成的闭合回路会引发涡流等情况, 因此应在铺设时采取隔音措施。此外, 大量实践经验表明, 城市电网低电压线缆发生故障的主要部位在接头处, 并且产生的原因多为电路缺少足够的密封性。基于此, 严格保障电缆终端接头的密实性至关重要, 可显著提高电缆安全稳定性。
2 电缆安全维护技术要点
(1) 电缆本体运维要点。日常运行期间, 维护工作人员应对电缆线路展开严格检查, 若存在堆积矿渣、建筑材料、垃圾、瓦砾及笨重废弃物等, 应及时清除。如果电缆的穿过部位较为特殊, 例如桥梁处, 那么需要严格检查桥墩两侧电缆是否保持拉紧的状态, 电缆的保护管道是否存在腐锈、脱开等不良情况;如果电缆线路穿过公路, 那么需要严格观察及检测路面状态是否平整, 是否存在施工挖掘痕迹。同时, 采用红外温度检测仪等检测电缆在实际运行期间是否有过负荷等不良现象。
若电缆铺设周围有挖掘、爆破等施工作业, 就需要第一时间同施工方展开沟通并进行技术资料共享, 防止施工期间导致电缆拉伤、拉裂等情况。此外, 需要查看电缆线路周围是否有污垢物或污水, 对于电缆线路走向标志牌的清晰度和正确性进行严格检查。针对电缆外露部位应做好保护工作, 同时谨防车辆碰撞引发电缆线路损坏。
(2) 电缆终端运维要点。在城市电网运维阶段, 尤其要重视电缆终端的检查, 查看引出线接头是否存在发热或损毁等情况, 保障电缆终端的密封及完整性。
(3) 电缆管沟运维要点。如果电缆铺设于屋内或电缆沟内, 那么需要检查消防设施的完备性, 查看电缆盖板的破损情况及排水沟道的堵塞情况。
3 提升电缆运维的管理对策
在城市电网输配电过程中, 可通过加强各技术环节的管理, 保障城市电网的安全稳定运行。
(1) 需要对城市电网技术进行不断升级。目前, 城市电网运维的首要目标及重点方向为实现自动化运行管理。通过实施科学的、先进的、合理的电网自动化管理统方式, 一方面能有效减少电网运维工作量, 另一方面也能有效降低人为因素导致操作事故的发生率, 保障城市电网运行维护管理水平的提高。
(2) 应用绝缘在线监测技术。实践经验表明, 城市电网故障与电网设备、电力电缆存在较低的绝缘性密切相关, 因此应用绝缘在线监测技术等对绝缘性能进行监测, 可为实施科学的检修维护计划提供支持, 实际应用效果良好。此外, 应用自动控制装置也能提升操作安全性, 减少安全隐患问题, 进而提升工作效率及质量, 有效减少电网停电时间, 降低损失, 对于实现电网的安全稳定运行尤为重要。
(3) 健全及完善运维的相关技术要点。城市电网运维期间, 确保电网设备在安全状态的有效措施为提高操控人员的技术水平。为确保工作人员的安全, 防止高空坠落、触电等安全事故的产生, 应佩戴安全绝缘手套、穿防电弧服和戴护目镜等, 制定完善、科学的安全监管控制制度, 并严格遵循标准执行;同时, 配置自动重合闸和故障自动定位等装置, 以提升处理城市电网故障效率, 进而减少停电损失。
4 结束语
在城市经济发展期间, 城市电网发挥着至关重要的功能, 成为社会经济发展的主要载体。为此, 城市电网安装工作中应保障电缆铺设的效率和质量, 并在日常运维时应用先进技术来提升安全操作技能水平, 以保障城市电网的安全稳定运行。
摘要：提出并分析了城市电网安装运行维护的技术要点, 以及科学的电网安全运行管理举措, 旨在为实践工作提供理论依据, 推动城市电网运行安全管理水平的提升。
关键词：城市电网,运行维护,技术要点
参考文献
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电网运维 篇2
国家电网公司变电运维通用管理规定
第5分册
开关柜运维细则
国家电网公司 二〇一六年十月
目 录 运行规定.......................................................................................................................................1
1.1 一般规定...........................................................................................................................1 1.2 开关柜内断路器运行规定...............................................................................................1 1.3 开关柜防误闭锁装置运行规定.......................................................................................2 1.4 开关室运行规定...............................................................................................................2 1.5 紧急申请停运规定...........................................................................................................3 2 巡视及操作...................................................................................................................................3
2.1 巡视...................................................................................................................................3 2.2 操作...................................................................................................................................5 3 维护..............................................................................................................................................6
3.1 高压带电显示装置维护...................................................................................................6 3.2 开关柜红外测温...............................................................................................................6 3.3 暂态地电压局部放电检测...............................................................................................7 4 典型故障和异常处理...................................................................................................................7
4.1 开关柜绝缘击穿...............................................................................................................7 4.2 开关柜着火.......................................................................................................................8 4.3 开关柜声响异常...............................................................................................................8 4.4 开关柜过热.......................................................................................................................9 4.5 开关柜手车位置指示异常...............................................................................................9 4.6 开关柜线路侧接地开关无法分、合闸...........................................................................9 4.7 开关柜电缆室门不能打开.............................................................................................10 4.8 开关柜手车推入或拉出操作卡涩.................................................................................10 4.9 开关柜手车断路器不能分、合闸.................................................................................10 4.10 充气式开关柜气压异常...............................................................................................11
I
前 言
为进一步提升公司变电运检管理水平，实现变电管理全公司、全过程、全方位标准化，国网运检部组织26家省公司及中国电科院全面总结公司系统多年来变电设备运维检修管理经验，对现行各项管理规定进行提炼、整合、优化和标准化，以各环节工作和专业分工为对象，编制了国家电网公司变电验收、运维、检测、评价、检修通用管理规定和反事故措施（以下简称“五通一措”）。经反复征求意见，于2017年1月正式发布，用于替代国网总部及省、市公司原有相关变电运检管理规定，适用于公司系统各级单位。
本册是依据《国家电网公司变电运维通用管理规定》编制的第5分册《开关柜运维细则》，适用于35kV及以上变电站开关柜。
本细则由国家电网公司运维检修部负责归口管理和解释。本细则起草单位：**、**。本细则主要起草人：**、**。II
开关柜运维细则 运行规定 1.1 一般规定
1.1.1 开关柜内一次接线应符合国家电网公司输变电工程典型设计要求，避雷器、电压互感器等柜内设备应经隔离开关（或隔离手车）与母线相连，严禁与母线直接连接。其前面板模拟显示图必须与其内部接线一致，开关柜可触及隔室、不可触及隔室、活门和机构等关键部位在出厂时应设置明显的安全警告、警示标识。柜内隔离金属活门应可靠接地，活门机构应选用可独立锁止的结构，可靠防止检修时人员失误打开活门。
1.1.2 对于开关柜存在误入带电区域可能的部位应加锁并粘贴醒目警示标志；后上柜门打开的母线室外壳，应粘贴醒目警示标志。
1.1.3 开关柜的柜间、母线室之间及与本柜其他功能隔室之间应采取有效的封堵隔离措施。1.1.4 封闭式开关柜必须设置压力释放通道，压力释放方向应避开人员和其他设备。1.1.5 变电运维人员必须在完成开关柜内所有可触及部位验电、接地及防止碰触带电设备的安全措施后，方可进入柜内实施检修维护作业。
1.1.6 对进出线电缆接头和避雷器引线接头等易疏忽部位，应作为验电重点全部验电，确保检修人员可触及部位全部停电。
1.1.7 开关柜隔离开关触头拉合后的位置应便于观察各相的实际位置或机械指示位置；开关（小车开关在工作或试验位置）的分合指示、储能指示应便于观察并明确标示。1.1.8 开关柜内驱潮器应一直处于运行状态，以免开关柜内元件表面凝露，影响绝缘性能，导致沿面闪络。对运行环境恶劣的开关柜内相关元件可喷涂防污闪涂料，提高绝缘件憎水性。1.1.9 开关柜内接头宜设置示温蜡片，便于通过巡视观察示温蜡片变色情况判断接头是否发热。
1.1.10 在进行开关柜停电操作时，停电前应首先检查带电显示装置指示正常，证明其完好性。
1.1.11 进入开关室对开关柜进行巡视前，宜首先告知调控中心，将带有电压自动控制（AVC）功能的电容器、电抗器开关改为不能自动投切的状态，巡视期间禁止远方操作开关,巡视完毕离开开关室后告知调控中心将电压自动控制（AVC）恢复至自动投切状态。1.1.12 开关柜一、二次电缆进线处应采取有效的封堵措施，并做防火处理。1.2 开关柜内断路器运行规定
1.2.1 对用于投切电容器组等操作频繁的开关柜要适当缩短巡检和维护周期。当无功补偿装置容量增大时，应进行断路器容性电流开合能力校核试验。
1.2.2 开关柜断路器在工作位置时，严禁就地进行分合闸操作。远方操作时，就地人员应远离设备。1.2.3 手车开关每次推入柜内后，应保证手车到位、隔离插头接触良好和机械闭锁可靠。1.2.4 开关柜内手车开关拉出后，隔离带电部位的挡板封闭后禁止开启，并设置“止步，高压危险！”的标示牌。
1.3 开关柜防误闭锁装置运行规定
1.3.1 成套开关柜五防功能应齐全、性能良好，出线侧应装设具有自检功能的带电显示装置，并与线路侧接地开关实行联锁；配电装置有倒送电源时，间隔网门应装有带电显示装置的强制闭锁。
1.3.2 开关柜所装设的高压带电显示装置应符合DL/T 538《高压带电显示装置》标准要求。1.3.3 手车式断路器无论在工作位置还是在试验位置,均应用机械联锁把手车锁定。断路器与其手车之间应具有机械联锁，断路器必须在分位方可将手车从“工作位置”（“试验位置”）拉出或推至“试验位置”（“工作位置”）。断路器手车与线路接地开关之间必须具有机械联锁，手车在“试验位置”或“检修位置”方可合上线路接地开关。反之，线路接地开关在分位时方将断路器手车推至“工作位置”。
1.3.4 应充分利用停电时间检查断路器机构与手车断路器、手车与接地开关、隔离开关与接地开关的机械闭锁装置。
1.3.5 加强带电显示闭锁装置的运行维护，保证其与柜门间强制闭锁的运行可靠性。防误操作闭锁装置或带电显示装置失灵应作为严重缺陷尽快予以消除。1.4 开关室运行规定
1.4.1 应在开关室配置通风、除湿、防潮设备，防止凝露导致绝缘事故。
1.4.2 对高寒地区，应选用满足低温运行的断路器和二次装置，否则应在开关室内配置有效的采暖或加热设施，防止凝露导致绝缘事故。
1.4.3 运行环境较差的开关室应加强房间密封，在柜内加装加热驱潮装置并采取安装空调或工业除湿机等措施，空调的出风口不应直接对着开关柜柜体，避免制冷模式下造成柜体凝露导致绝缘事故。
1.4.4 开关室长期运行温度不得超过45℃，否则应采取加强通风降温措施（开启开关室通风设施）。
1.4.5 开关室内相对湿度保持在75％以下，除湿机应定期排水，防止发生柜内凝露现象,空调应切换至除湿模式。
1.4.6 在SF6断路器开关室低位区应安装能报警的氧量仪和SF6气体泄漏报警仪,在工作人员入口处也要装设显示器。仪器应定期检验，保证完好。
1.4.7 进入室内SF6开关设备区，需先通风15分钟，并检测室内氧气密度正常（大于18％）, SF6气体密度小于1000μL/L。处理SF6设备泄漏故障时必须带防毒面具，穿防护服。尽量避免一人进入SF6断路器开关室进行巡视，不准一人进入从事检修工作。1.4.8 SF6断路器开关室的排风机电源开关应设置在门外，通风装置因故停止运行时，禁止进行电焊、气焊、刷漆等工作，禁止使用煤油、酒精等易燃易爆物品。1.4.9 开关室门应设置防小动物挡板，并在室内放置一定数量的捕鼠器械。1.4.10 每年雨季到来前，应进行开关室防漏（渗）雨的检查维护。1.5 紧急申请停运规定
1.5.1 开关柜内有明显的放电声并伴有放电火花，烧焦气味等。
1.5.2 柜内元件表面严重积污、凝露或进水受潮，可能引起接地或短路时。
1.5.3 柜内元件外绝缘严重裂纹，外壳严重破损、本体断裂或严重漏油已看不到油位。1.5.4 接头严重过热或有打火现象。
1.5.5 SF6断路器严重漏气，达到“压力闭锁”状态；真空断路器灭弧室故障。1.5.6 手车无法操作或保持在要求位置。
1.5.7 充气式开关柜严重漏气，达到“压力报警”状态。2 巡视及操作 2.1 巡视 2.1.1 例行巡视
2.1.1.1 开关柜运行编号标识正确、清晰，编号应采用双重编号。
2.1.1.2 开关柜上断路器或手车位置指示灯、断路器储能指示灯、带电显示装置指示灯指示正常。
2.1.1.3 开关柜内断路器操作方式选择开关处于运行、热备用状态时置于“远方”位置，其余状态时置于“就地”位置。
2.1.1.4 机械分、合闸位置指示与实际运行方式相符。2.1.1.5 开关柜内应无放电声、异味和不均匀的机械噪声。2.1.1.6 开关柜压力释放装置无异常，释放出口无障碍物。
2.1.1.7 柜体无变形、下沉现象，柜门关闭良好，各封闭板螺栓应齐全，无松动、锈蚀。2.1.1.8 开关柜闭锁盒、五防锁具闭锁良好，锁具标号正确、清晰。2.1.1.9 充气式开关柜气压正常。2.1.1.10 开关柜内SF6断路器气压正常。2.1.1.11 开关柜内断路器储能指示正常。
2.1.1.12 开关柜内照明正常，非巡视时间照明灯应关闭。2.1.2 全面巡视
全面巡视在例行巡视的基础上增加以下项目：
2.1.2.1 开关柜出厂铭牌齐全、清晰可识别，相序标识清晰可识别。2.1.2.2 开关柜面板上应有间隔单元的一次电气接线图，并与柜内实际一次接线一致。2.1.2.3 开关柜接地应牢固，封闭性能及防小动物设施应完好。2.1.2.4 开关柜控制仪表室巡视检查项目及要求：
a)表计、继电器工作正常，无异声、异味；
b)不带有温湿度控制器的驱潮装置小开关正常在合闸位置，驱潮装置附近温度应稍高于其他部位；
c)带有温湿度控制器的驱潮装置，温湿度控制器电源灯亮，根据温湿度控制器设定启动温度和湿度，检查加热器是否正常运行；
d)控制电源、储能电源、加热电源、电压小开关正常在合闸位置； e)环路电源小开关除在分段点处断开外，其他柜均在合闸位置； f)二次接线连接牢固，无断线、破损、变色现象； g)二次接线穿柜部位封堵良好。
2.1.2.5 有条件时，通过观察窗检查以下项目：
a)开关柜内部无异物；
b)支持瓷瓶表面清洁、无裂纹、破损及放电痕迹； c)引线接触良好，无松动、锈蚀、断裂现象； d)绝缘护套表面完整，无变形、脱落、烧损；
e)油断路器、油浸式电压互感器等充油设备，油位在正常范围内，油色透明无炭黑等悬浮物，无渗、漏油现象；
f)检查开关柜内SF6断路器气压是否正常，并抄录气压值。g)试温蜡片（试温贴纸）变色情况及有无熔化；
h)隔离开关动、静触头接触良好；触头、触片无损伤、变色；压紧弹簧无锈蚀、断裂、变形；
i)断路器、隔离开关的传动连杆、拐臂无变形，连接无松动、锈蚀，开口销齐全；轴销无变位、脱落、锈蚀；
j)断路器、电压互感器、电流互感器、避雷器等设备外绝缘表面无脏污、受潮、裂纹、放电、粉蚀现象；
k)避雷器泄漏电流表电流值在正常范围内； l)手车动、静触头接触良好，闭锁可靠；
m)开关柜内部二次线固定牢固、无脱落，无接头松脱、过热，引线断裂，外绝缘破损等现象；
n)柜内设备标识齐全、无脱落； o)一次电缆进入柜内处封堵良好。2.1.2.6 检查遗留缺陷有无发展变化。
2.1.2.7 根据开关柜的结构特点，在变电站现场运行专用规程中补充检查的其他项目。2.1.3 熄灯巡视
熄灯巡视时应通过外观检查或者通过观察窗检查开关柜引线、接头无放电、发红迹象，检查瓷套管无闪络、放电。2.1.4 特殊巡视
2.1.4.1 新设备或大修投入运行后巡视
重点检查有无异声、触头是否发热、发红、打火，绝缘护套有无脱落等现象。2.1.4.2 雨、雪天气特殊巡视项目
a)检查开关室有无漏雨、开关柜内有无进水情况。
b)检查设备外绝缘有无凝露、放电、爬电、电晕等异常现象。2.1.4.3 高温大负荷期间巡视
a)检查试温蜡片（试温贴纸）变色情况。b)用红外热像仪检查开关柜有无发热情况。
c)通过观察窗检查柜内接头、电缆终端有无过热，绝缘护套有无变形。
d)开关室的温度较高时应开启开关室所有的通风、降温设备，若此时温度还不断升高应减低负荷。
e)检查开关室湿度是否超过75%，否则应开启全部通风、除湿设备进行除湿，并加强监视。
2.1.4.4 故障跳闸后的巡视
a)检查开关柜内断路器控制、保护装置动作和信号情况。
b)检查事故范围内的设备情况，开关柜有无异音、异味，开关柜外壳、内部各部件有无断裂、变形、烧损等异常。
2.2 操作
2.2.1 手车分为工作位置、试验位置和检修位置三种位置，禁止手车停留在以上三种位置以外的其它过渡位置。
2.2.2 手车在工作位置、试验位置，机械联锁均应可靠锁定手车。
2.2.3 手车推入、拉出操作前，应将车体位置摆正，认真检查机械联锁位置正确方可进行操作；禁止强行操作。
2.2.4 手车推入开关柜内前，应检查断路器确已断开、动触头外观完好、设备本身及柜内清洁无积灰，无试验接线，无工具物料等。
2.2.5 手车在试验位置时，应检查二次空开、插头是否投入，指示灯等是否正常。2.2.6 手车推入工作位置前，应检查“远方/就地”切换开关在“就地”位置，检查保护压 板、保护定值区是否按照调控命令方式投入，保护装置无异常。2.2.7 拉出、推入手车之前应检查断路器在分闸位置。
2.2.8 手车开关拉出后，隔离带电部位的挡板封闭后禁止开启，并设置“止步，高压危险！”的标示牌。
2.2.9 在确认配电线路无电的情况下，才能合上线路侧接地开关，该开关柜电缆仓门才能打开。
2.2.10 全封闭式开关柜操作前后，无法直接观察设备位置的，应通过间接方法判断设备位置。
2.2.11 全封闭式开关柜无法进行直接验电的部分，应采取间接验电的方法进行判断。3 维护
3.1 高压带电显示装置维护
3.1.1 发现高压带电显示装置显示异常，应进行检查维护。
3.1.2 测量显示单元输入电压，如输入电压正常，为显示单元故障；如输入电压不正常，则为感应器故障，应联系检修人员处理。
3.1.3 高压带电显示装置更换显示单元或显示灯前，应断开装置电源，并检测确无工作电压。
3.1.4 接触高压带电显示装置显示单元前，应检查感应器及二次回路正常，无接近、触碰高压设备或引线的情况。
3.1.5 如需拆、接二次线，应逐个记录拆卸二次线编号、位置，并做好拆解二次线的绝缘。3.1.6 高压带电显示装置维护后，应检查装置运行正常，显示正确。3.2 开关柜红外测温 3.2.1 开关柜红外检测周期
3.2.1.1 精确检测周期：1000kV：1周，省评价中心3月。750kV及以下：1年。新设备投运后1周内（但应超过24小时）。
3.2.1.2 新安装及A、B类检修重新投运后1周内。
3.2.1.3 迎峰度夏（冬）、大负荷、检修结束送电、保电期间和必要时增加检测频次。3.2.2 检测范围包含开关柜母线裸露部位、开关柜柜体、开关柜控制仪表室端子排、空开。3.2.3 重点检测开关柜柜体及进、出线电气连接处。
3.2.4 检测方法应按照DL/T 664《带电设备红外诊断应用规范》执行。
3.2.5 红外热像图显示应无异常温升、温差和（或）相对差，注意与同等运行条件下相同开关柜进行比较。当柜体表面温度与环境温度温差大于20K或与其它柜体相比较有明显差别时（应结合开关柜运行环境、运行时间、柜内加热器运行情况等进行综合判断），应停电由 6 检修人员检查柜内是否有过热部位。
3.2.6 测量时记录环境温度、负荷及其近3小时内的变化情况，以便分析参考。3.3 暂态地电压局部放电检测 3.3.1 暂态地电压局部放电检测周期
3.3.1.1 暂态地电压局部放电检测至少一年一次，结合迎峰度夏（冬）开展。
3.3.1.2 新投运和解体检修后的设备，应在投运后1个月内进行一次运行电压下的检测，记录开关柜每一面的测试数据作为初始数据，以后测试中作为参考。
3.3.1.3 对存在异常的开关柜设备，在该异常不能完全判定时，可根据开关柜设备的运行工况缩短检测周期。
3.3.2 应在设备投入运行30分钟后，方可进行带电测试。
3.3.3 检测前应检查开关柜设备上无其他作业，开关柜金属外壳应清洁并可靠接地。3.3.4 检测中应尽量避免干扰源（如气体放电灯、排风系统电机）等带来的影响；信号线应完全展开，避免与电源线（若有）缠绕一起，必要时可关闭开关室内照明灯及通风设备。3.3.5 雷电时禁止进行检测。
3.3.6 测试现场出现明显异常情况时（如异音、电压波动、系统接地等），应立即停止测试工作并撤离现场。
3.3.7 若开关柜检测结果与环境背景值、历史数据或邻近开关柜检测结果的差值大于20dBmV，应查明原因。4 典型故障和异常处理 4.1 开关柜绝缘击穿 4.1.1 现象
a)单相绝缘击穿，监控系统发出接地报警信号，接地相电压降低（最低降低到零），非接地相电压升高（最高升高到线电压），线电压不变。运行开关柜内部可能有放电异响。
b)两相以上绝缘击穿，监控系统发出相应保护动作信号，相应保护装置发出跳闸信号，给故障设备供电的断路器跳闸。
4.1.2 处理
a)检查、处理开关柜单相绝缘击穿故障时，应穿绝缘靴，接触开关柜外壳时应戴绝缘手套。未穿绝缘靴的情况下，不得靠近故障点4米以内。
b)单相绝缘击穿的开关柜不得用隔离开关隔离，应采用断路器断开电源，然后再隔离故障点。
c)两相以上绝缘击穿的开关柜，应检查保护动作、开关跳闸情况，隔离故障点后优先 恢复正常设备供电。
d)绝缘击穿故障点隔离并做好安全措施后，应检查开关柜外壳、内部其他元件有无变形、破损等异常现象。
e)隔离故障点后，应及时联系检修人员处理，并汇报值班调控人员。4.2 开关柜着火 4.2.1 现象
a)开关室火灾报警装置报警。b)开关室内有火光、烟雾。
c)如火灾已引起设备跳闸，相应保护装置动作，故障设备供电的断路器跳闸。4.2.2 处理
a)检查并断开起火设备电源。
b)开启开关室通风装置，排出室内的烟雾。排除烟雾前需进入检查设备时，要戴防毒面具。
c)如开关柜火未完全熄灭，检查故障开关柜已断开电源后，用灭火器灭火，必要时报火警。
d)检查保护动作及断路器跳闸情况。e)断开故障间隔的交直流电源开关。
f)隔离故障设备，做好必要的安全措施后，检查开关柜及内部设备损坏情况。g)将保护跳闸和设备损坏情况汇报值班调控人员，并联系检修人员处理。4.3 开关柜声响异常 4.3.1 现象
a)放电产生的“噼啪”声、“吱吱”声。b)机械振动产生的“嗡嗡”声或异常敲击声。c)其他与正常运行声音不同的噪声。4.3.2 处理
a)在保证安全的情况下，检查确认异常声响设备及部位，判断声音性质。
b)对于放电造成的异常声响，应联系检修人员确认放电对设备的危害，跟踪放电发展情况，必要时，申请值班调控人员将设备退出运行，联系检修人员处理。c)对于机械振动造成的异常声响，应汇报值班调控人员，并联系检修人员处理。d)无法直接查明异常声响的部位、原因时，可结合开关柜运行负荷、温度及附近有无 8 异常声源进行分析判断，并可采用红外测温、地电压检测等带电检测技术进行辅助判断。
e)无法判断异常声响部位、设备及原因时，应联系检修人员处理。4.4 开关柜过热 4.4.1 现象
a)红外测温发现开关柜柜体表面温度与环境温度温差大于20K；或与其它柜体相比较温度有明显差别，结合运行环境、运行时间、柜内加热器运行情况等综合判断为开关柜内部有过热时。
b)试温蜡片（试温贴纸）变色或融化；
c)通过观察窗发现内部设备有过热变色、绝缘护套过热变形等异常现象。4.4.2 处理
a)检查过热间隔开关柜是否过负荷运行。
b)红外测温发现开关柜过热时，应进一步通过观察窗检查柜内设备有无过热变色、试温蜡片（试温贴纸）变色或绝缘护套过热变形等异常现象。
c)对于因负荷过大引起的过热，应汇报值班调控人员，申请降低或转移负荷，并加强巡视检查。
d)对于触头或接头接触不良引起的过热，应汇报值班调控人员，申请降低负荷或将设备停运，并联系检修人员处理。
4.5 开关柜手车位置指示异常 4.5.1 现象
手车位置指示灯不亮或与实际不符。4.5.2 处理
a)检查手车操作是否到位。
b)检查二次插头是否插好、有无接触不良。
c)检查相关指示灯的工作电源是否正常，如电源开关跳闸，试合电源开关。d)检查指示灯是否损坏，如损坏进行更换。
e)无法自行处理或查明原因时，应联系检修人员处理。4.6 开关柜线路侧接地开关无法分、合闸 4.6.1 现象
线路侧接地开关操作卡涩或隔离开关操作挡板无法打开。4.6.2 处理
a)检查手车断路器位置是否处于“试验”或“检修”位置。
b)检查隔离开关机械闭锁装置是否解除：检查开关柜运行方式把手是否处于“操作”位置；检查电缆室门是否关闭良好。c)检查带电显示装置有无异常。d)检查电气闭锁装置是否正常。
e)无法自行处理或查明原因时，应联系检修人员处理。4.7 开关柜电缆室门不能打开 4.7.1 现象
电缆室门在解除五防闭锁和固定螺栓后，无法打开。4.7.2 处理
a)检查接地开关是否处于分闸位置，如在分闸位置应检查操作步骤无误后，合上接地开关。
b)检查带电显示装置有无异常。c)检查电气或机械闭锁装置是否正常。
d)无法自行处理或查明原因时，应联系检修人员处理。4.8 开关柜手车推入或拉出操作卡涩 4.8.1 现象
操作中手车不能推入或拉出。4.8.2 处理
a)检查操作步骤是否正确。b)检查手车是否歪斜。
c)检查操作轨道有无变形、异物。d)检查电气闭锁或机械闭锁有无异常。
e)无法自行处理或查明原因时，应联系检修人员处理。4.9 开关柜手车断路器不能分、合闸 4.9.1 现象
手车断路器处于“试验”或“工作”位置时，不能进行正常分、合闸操作。4.9.2 处理
a)检查手车断路器分、合闸指示灯是否正常。b)检查手车断路器储能是否正常。
c)检查手车断路器控制方式把手位置是否正确。d)检查手车操作是否到位。
e)检查手车二次插头是否插好、有无接触不良。f)检查操作步骤是否正确，电气闭锁是否正常。g)无法自行处理或查明原因时，应联系检修人员处理。4.10 充气式开关柜气压异常 4.10.1 现象
充气式开关柜发出低气压报警或气压表显示气压低于正常压力。4.10.2 处理
a)发现充气式开关柜发生SF6气体大量泄漏等紧急情况时，人员应迅速撤出现场，开启所有排风机进行排风。未佩戴防毒面具或正压式空气呼吸器人员禁止入内。b)进入充气式开关柜开关室前，应检查SF6气体含量显示器指示SF6气体含量合格，入口处若无SF6气体含量显示器，应先通风15min，并用检漏仪测量SF6气体含量合格。
c)检查充气式开关柜压力表指示，确认是否误发信号。
d)充气式开关柜严重漏气引起气压过低时，应立即汇报值班调控人员，申请将故障间隔停运处理。
e)充气式开关柜确因气压降低发出报警时，禁止进行操作。
电网运维 篇3
关键词：电网；变电运维；风险；技术检修
一、变电运维风险概述
（一）变电运维。变电运维主要有两个组成部分，即人数不多或者没有人值班的电站电力运行管理工作与基站巡视检修队伍。变电运维主要基于电网企业大检修而对变电运行及其检修进行双向渗透，从而提高供电企业的生产效率，并且为其创造理想的效益。
（二）变电运维风险点。在变电运维过程中，由于工作人员操作不标准、习惯性违章、安全意识薄弱、没有根据要求进行检修和维护等行为，有可能会带来一定的伤害，包括电力设备的损害与工作人员的人身伤害等，而这种工作行为就是电网变电运维风险点。
二、变电运维中的风险分析
（一）外部环境因素引起的运维风险。引起变电运维风险的外部环境因素主要表现为自然因素，比如天气。寒冷的天气温度很低，极易使得充油导线出现紧缩现象和油面低问题，甚至由于风的作用而使得引线上出现不少杂物。当气温高时，充油导线会比较松，油面高。所以这一外部环境因素带来的运维风险在预测上存在一定困难。
（二）内部环境因素引起的运维风险。引起变电运维风险的内部环境因素比较多，比如变电器操作、倒闸操作、母线倒闸操作以及直流回路操作等。这些操作一旦存在问题，就会带来相应的变电运维风险。
在变电器操作方面，任何环节的差错都会影响到变电的正常运行，严重时可能会使得电网瘫痪。工作人员很多时候在进行空载变压器切合这个操作时，常常出现电压过剩而引起变压器绝缘性能损坏的问题，或者电压连续加大引起变压器稳定性破坏的问题，最终导致电压出现偏差。
在倒闸操作方面，工作人员一旦没有正确填写倒闸操作票，包括设备运行状况和检修状况等，就会对电网的正常安全运行以及管理人员安全造成一定影响。
在母线倒闸操作方面，如果工作人员的操作工序不标准，前期准备工作不足，就会带来一定的运维风险。比如继电保护设备与自动装置的切换中出现误动现象；带负荷状态下出现拉闸问题；空载母线充电过程中，有开关的断口电容和电感式电压互感器存在串联谐振现象等。
在直流回路操作方面，如果出现操作失误或者不满足标准，哪怕将自动保护装置安装在电网回路中，也无法使其发挥作用，最终对变电运行造成影响。
三、运维风险的技术检修探讨
通过技术手段对变电运维风险进行排除，就是运维风险的技术检修。要降低风险带来的损失，为人员安全提供保障，首先需要做好装设前的准备工作，即验电。确定需要检修的电气设备与线路，并对其进行停电，在需要装设接地线的进出线设备及其两端进行验电操作。操作人员必须穿戴绝缘手套，如果没有专业验电器，或者电压负荷太高，则可以采用绝缘棒来验电。主要根据绝缘棒的火花和放电声音来判断危险点，并将其标在预控卡上，根据要求对预控方案进行正确填写，并且实现操作票和预控卡的统一管理。其次，在接地线的装设过程中，卸放停电设备剩余的电荷与静电感应电压，并将停电设备设置在可能来电或产生感应电压的相关部位，避免突然来电危及人员安全。要注意穿戴绝缘手套，也可以采用绝缘棒，由两人来完成装设工作，做好接地隔离开关的接地监护工作。然后，检查出现线路跳闸的原因。如果是误跳闸，则应该重点检查自动保护装置。如果是线路故障所致，则应该检查是否存在CT断线问题，对线路CT至线路出口的内在连接进行检测。再者，对主变低压侧开关跳闸进行检测，确认其故障原因是越级跳闸，还是开关误动或者母线故障等。因此，需要对二次侧与一次设备检查进行准确的分析与判断。对主变低压侧的过流保护动作进行检查，确认其是否运行正常，做出初步判断。在对保护进行检查时，需要包括主变保护和线路保护等两个方面的检查。最后，对变压器瓦斯保护和差动保护动作进行检查。在变压器瓦斯保护的检验方面，一般是对变压器自身的火情与形状进行检查，以准确判断变压器的故障、二次回路和二次回路的接地情况与短路情况、呼吸器和压力释放阀的喷油情况及其动作情况等等。在差动保护方面，主要对套管、油位、油色和瓦斯继电器等主变进行认真检查，在没有异样的情况下，可以认为故障为保护误动所致。
结束语：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，也带来经济效益的损失。因此，变电运维人员必须增强安全意识，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，保障电网变电的安全运行。
参考文献：
[1] 刘洋.基于变电运维一体化实施过程分析[J].中国高新技术企业，2013，20：125-126.
城市电网高压电缆运维技术探讨 篇4
电缆线路的供电范围占据着城市的核心区域, 电缆线路的故障往往影响到居民和重要用户的用电。因此电缆线路运行的可靠性, 对城市供电可靠性影响尤为突出。为避免电缆线路故障的发生, 电缆的运行维护技术就显得非常重要。随着设备规模、运行环境等条件的变化, 城市电缆运行面临着新的问题。粗放型、单一化的运行管理方式已经不能满足现代电缆网运行要求, 在高压电缆运行维护方面需要形成一套适用于城市电网电缆运维的技术, 以有效提高设备运维质量, 保障电力可靠供应。
1 城市高压电缆运行问题简介
随着城市建设发展, 电缆线路不断增加, 以此满足日益增长的负荷需求。由于线路建设速度过快、且接线方式复杂化, 加上电缆线路隐蔽性等特点, 给电缆运行维护带来很多新的问题[1]。
(1) 电缆线路建设快速发展, 很多工程项目赶工期、赶进度, 且建设和运行部门之间工作缺乏很好衔接, 运行部门在设计、施工、验收等环节的介入程度有限, 使得各阶段的质量管控较难取得很好的效果, 线路投运后还存在许多隐性缺陷。
(2) 因为电缆是隐蔽线路, 故障测寻技术要求高, 且新建线路中采用GIS终端、T接多个变电站的电缆线路日益增多, 测寻难度大、时间长;电缆敷设环境复杂, 即使找到故障点后, 还需要进行道路挖掘、故障修复等, 恢复送电时间往往很长[2]。
(3) 电缆线路走廊范围的市政管线、房地产等工程施工增加, 电缆线路面临很大的外力破坏威胁。这些钻探、顶管、机械开挖等施工分部面广、点多, 且几乎没有规律性, 给电缆运行部门带来很大的维护压力。根据广州供电局2000年至2012年的电缆故障记录对所辖高压电缆故障进行了统计分析, 见图1, 这几年间, 外力破坏占电缆故障总量的67%。
(4) 目前国内高压电缆大部分使用交联聚乙烯 (XLPE) 绝缘, XLPE电缆在热和机械力作用下, 会逐渐发生老化, 继而引起电缆局部放电、击穿等缺陷和故障[3]。广州地区110 k V及以上高压电缆线路总长约685 km, 运行年限如图2所示。按XLPE电缆设计寿命30年计, 中老年期电缆占很大比重, 需要采取措施解决这些电缆的运行维护问题。
2 健全完善电缆全生命周期管理
高压电缆运行维护常规生命周期管理包括线路巡视管理、设备预试管理、异常处理管理、大修技改管理、设备更动管理共五大块, 为防微杜渐, 从源头控制带缺陷线路投入运行, 需要运行部门提前介入, 参与线路可研、施工图设计审查、线路基建质监等投运前各阶段工作, 并通过推行高压电缆施工人员考核准入制度保障电缆施工质量, 通过规范强化电缆线路验收管理确保电缆线路投运质量, 通过线路投运初期管理, 收集运行维护的第一手资料来提高日后运维质量。
2.1 参与设计阶段图纸审查
高压电缆电气和结构等方面的合理设计对电缆的长期安全运行有重要影响, 部分设计人员由于专业限制及设计经验缺乏, 对由于设计缺陷而引起的运行缺陷认识不足, 如终端塔结构设计、电缆走廊选择、敷设方式安排、附属设施安装等都出现过或多或少的问题。为避免验收阶段发现此类问题再提出整改, 给线路运行带来隐患, 安排运行技术人员参与基建、迁改等工程前期各阶段图纸审查, 对不规范、不合理、不利于运行的设计点提出意见和建议。
2.2 推行高压电缆施工人员考核准入制度
施工安装队伍的不断扩大, 工程质量不均衡和局部质量下滑问题凸显, 部分施工单位安全意识和质量管控措施不够, 在赶进度赶工期的时候, 大量没有安装资质的人员参与到安装工作中来, 造成电缆运行故障日益增多。为此, 要求参与电缆线路施工人员必须进行严格的考核。除严格把关做好准入考核外, 采取责任追溯、现场抽查等手段进一步确保施工质量。
2.3 规范强化线路建设过程监督和验收管理
电缆线路建设的过程控制是确保线路质量安全的重要保障, 为此, 运行管理部门和班组采取加强施工过程监督、对顶管等隐蔽工程进行专项验收、对土建电气作业分项验收等措施, 及时发现产品 (见图3与图4) 和施工质量缺陷, 避免电缆线路带缺陷投入运行。并制定验收指导流程, 明确验收必要条件, 确保验收工作有成效。
2.4 实施标准规范的表单化管理
高压电力电缆专业技术性强, 不同的作业人员对作业的理解和掌握不同, 为了清晰作业制度流程、规范作业标准、保证作业质量, 为了将老同志的宝贵经验和专业规程规范结合运用在每一次的作业当中, 经过多次分析讨论, 从电缆安装过程质监到竣工验收, 从电缆日常维护到缺陷处理等电缆全生命周期内各作业过程编制相应作业表单, 将各项作业进行标准化、流程化管理。
2.5 实行电子化巡视技术
电缆线路施行电子化巡视及信息化管理。通过设备台账管理模块实现高压电缆线路设备信息录入更新, 包括设备型号、投产日期、坐标等;结合PDA终端机、车载视频监控等电子化设备采集现场巡视数据;通过管理后台系统平台统计、分析、处理数据, 并反馈巡视到位率、巡视计划完成率、设备缺陷消缺等信息。在设备台账、前端数据采集、后台系统处理三个环节无缝结合与运转下, 形成高压电缆线路巡视PDCA闭环管理, 确保巡视质量。
2.6 加强运行和应急资料修编与管理
电缆线路资料是线路日常运行维护管理和应急情况处理的基本保障。为此, 加强对新投运线路进行设备基础资料收集整理、环境评估工作, 完成终端和接头附井的照片、坐标等资料收集, 以及电缆路径标识和沿线环境摸查, 结合验收和预试数据, 形成线路“运行手册”。并逐步完善多T电缆线路和一般线路的应急仿真系统, 为故障应急处理提供保障。
3 加强防外力破坏工作
为有效防止外力破坏事故发生, 需要形成一套有效的管理制度和流程, 且运行管理部门及运行人员需要针对性地做大量的工作[4,5]。
(1) 建立两级交底制度, 部门作为一级交底部门, 组织召开工程建设的业主、施工、设计等单位协调会, 商定电缆保护施工方案, 强调安全施工, 增强其对地下管线保护的意识;运行班组进行现场二级交底, 落实保护措施和范围。
(2) 多渠道搜集电缆走廊开挖信息, 建立危险点动态控制表, 有目的、有针对性地开展线路巡视和监护工作;主动联系跟进, 了解施工进度, 掌握工程监督控制的主动权。
(3) 做好电缆走廊路径标志、警示标志及宣传标志的管理;利用各种渠道, 增强社会大众对地下管线的保护意识, 通过社会大众的力量, 来防止外力破坏电缆事故发生。
(4) 主动参与和介入关键性和危险性较大的项目施工, 共同寻求电缆保护的最佳方案, 例如, 为做好顶管段电缆线路保护、坚持要求采用人工探挖的方式进行施工, 避免了交底时因顶管资料不准而给电缆带来威胁, 如图5。
(5) 在实际的生产中, 还有很多施工单位忽视其他管线保护工作, 一味的赶进度, 造成运行部门工作的被动。电缆运行管理、巡视人员针对施工人员不听现场监护人员的劝阻野蛮施工的, 采取必要的强制措施来避免恶性外力破坏事故的发生, 比如说报警。
4 完善系统性的线路状态监测
状态监测技术对预防事故、缺陷分析、资产管理等有显著作用。及时掌握设备状态, 特别是中老年期电缆状态, 避免可能发生的事故, 及早消除隐患, 对提高主网运行可靠性和减少经济损失等有重要意义。为了达到不发生维护责任的设备事故这一目标, 对电缆线路开展状态监测工作。
(1) 开展季度性电缆终端头红外测温专项普测工作, 对疑似发热点进行分析, 并跟踪复测, 将复测结果进行比对, 同时根据历史数据和发热部位进行综合判断[6]。通过状态监测发现了电缆缺陷, 包括一些重大缺陷。例如某电缆瓷套终端季度红外测温发现B相终端尾管位置发热 (图6) , 其温度比A、C相的同一位置温度高出8.3℃ (图7) 。解剖发现环氧泥受潮变质, 铜编织带松脱, 电缆铝护套被严重腐蚀, 有部分腐蚀物已进入电缆外半导电层。
(2) 开展季度性线路护套环流测量, 配合停电进行护层绝缘电阻测试及交叉互联系统测试, 结合历年线路运行试验数据, 对电缆外护层绝缘及交叉互联系统状态评估[7]。随着运行时间变长, 部分线路外护套受到腐蚀, 绝缘电阻逐渐将降低。通过预试, 可以发现设备缺陷, 如某线路多段电缆外护层绝缘电阻不合格, 线路环流偏大, 测寻发现外护层被白蚁严重侵蚀破损 (见图8) 。
(3) 局部放电的测量是目前对高压电缆进行绝缘状态监测的较有效手段[8]。测试工作可分为两部分, 第一, 开展局部放电普查测试, 建立电缆线路局部放电数据库, 为电缆状态评估建立基础数据, 跟踪电缆局部放电发展趋势, 及时了解电缆绝缘劣化程度。第二, 对存在局部放电信号的终端和接头进行复测工作, 通过跟踪监测掌握局部放电发展趋势, 及时发现电缆绝缘缺陷。
(4) 电力隧道走廊利用率高、结构稳定、防外力破坏能力强, 随着高压电缆隧道化率提高, 隧道的运行、检修管理工作更为重要[9]。为了提高电力隧道的运行管理水平, 在隧道及设备加装状态监测系统, 实现电缆隧道环境、电缆温度、局部放电、环流等状态实时监测和设备智能控制;通过后台系统实现设备运行数据积累、分析, 为开展状态检修打好基础;并通过智能预警及运行监控, 达到应急指挥、快速反应的目的。
5 加强新技术新设备研究
随着设备运行可靠性和管理科学性要求的提高, 积极寻求新的方法、新的措施、新的设备来开展电缆线路施工、运行与检修等方面工作。通过高压电缆敷设和附件安装等施工过程中的检测仪器及辅助设备的研究与开发, 可以消除线路建设的隐性缺陷, 增强电缆敷设及附件安装过程的质量控制;电缆移动视频等外力破坏监测设备研究, 为电缆线路走廊的防外力破坏提供新技术手段[10]。通过电缆线路在线故障定位技术研究, 解决目前GIS终端和T接线路故障测寻接口复杂、离线故障测寻时间长等难题, 实现实时在线故障定位。
6 结论
城市电网电缆线路的建设和运维等工作面临着新的问题, 而发展电缆运维技术是解决这些问题、确保设备安全、提高供电可靠性的关键途径。该技术以电缆全生命周期管理为主线, 从前期建设到线路投运维护及检修等方面采取实质有效措施进行精细化管理。不论是防止外力破坏, 还是加强状态监测及新技术和新设备的开发, 都为实现电缆线路安全状态的可控、在控。
参考文献
[1]杜伯学, 马宗乐, 霍振星, 等.电力电缆技术的发展与研究动向[J].高压电器, 2010, 46 (7) :100-104.
[2]葛占雨.电力电缆故障类型及探测方法浅析[J].华北电力技术, 2008 (8) :43-48.
[3]曹晓珑, 刘英.我国电力电缆及其敷设技术现状[J].电力设备, 2007, 8 (4) :110-112.
[4]卞佳音, 曾国华.电力电缆遭受外力破坏的原因及防范措施[J].电气应用, 2008, 27 (21) :96-99.
[5]吴倩, 张桂燕.开展电缆运行管理“对标”活动提高电缆运行管理水平[J].湖北水力发电, 2009 (6) :88-93.
[6]DL/T 664-2008.带电设备红外诊断应用规范[S].
[7]张春旭, 李明, 刘民, 等.外护套环流及接地不良对电力电缆的影响分析[J].山东电力技术, 2009 (2) :7-9, 43.
[8]章铭杰, 周雁.XPLE电力电缆局部放电在线测试的现状与探讨[J].电线电缆, 2012 (4) :35-38, 46.
[9]姚炜峻, 王振伟.电力电缆隧道内的技术创新和应用[J].上海电力, 2006 (6) :621-625.
电网运维 篇5
通过这几个月的课程培训，我们的理论知识水平、业务技能得到了很大的提高，把书本上的文字搬到了实际操作中，也学习到了很多以前在课本上学习不到的知识，提升了我们的实际工作能力。
通过军训、素质拓展训练以及日常的课程学习，我们不仅对国家电网的各种规章制度以及企业文化有了系统的认识和体会，我想更重要的是，在四个月的培训中我们获得了彼此之间的友谊，以及在此之间迅速凝聚的团队精神，这在我们以后的工作中将会受益匪浅。本次培训班的学员来自五湖四海，出自各直属单位。从河北、湖南到福建，从新疆、山西到黑龙江，我们全体学员从陌生到熟悉，从来自不同单位到形成一个集体。大家一起军训，一起拓展训练，一起学习，一起组织活动„„我们已经成为一个有45个兄弟姐妹、非常温馨、非常和谐的大家庭。通过这次培训，大家加深了了解，交流了感情，增进了友谊。我想，这对新进国家电网公司的新员工在总公司的领导下更好地参与全公司范围的业务合作奠定了良好的基础。
二、培训的意义：
通过老师的讲授和学校领导的指导使我明白：
1、此次培训是适应企业改革和发展的需要 国内经济形势发生重大变化，公司经营发展受到重大影响，各种困难和不确定因素进一步增多,公司发展面对前所未有的考验。同时，国有企业改革发展进入了新的阶段，改革力度不断加大，发展任务十分繁重，进行此次培训是企业改革发展的需要，是适应电网的改革发展形势的需要，是提高员工工作水平的需要。
2、本次培训是公司人才培养的需要
随着社会的发展和科技的进步，新的技术、新的产品和新的管理理念不断涌现，人才是企业兴盛之本、发展之本，企业间的竞争归根到底是人才的竞争，这就要求企业必须有一支具备高素质的人才队伍。参加本届培训的员工，你们既是公司改革发展的排头兵，更是今后推动公司各项工作向前进步的重要力量，公司党组特别注重对新员工的教育、管理和培养，其主要目的就是想通过这些形式，不断提高系统人才队伍的整体素质，尽早建设一支高素质的人才队伍，最终实现建设“一强三优”现代公司的发展战略。国家电网公司不断发展壮大，要实现“两个转变”，建设“一强三优”现代公司关键是靠企业人才的培养，你们是国家电网公司发展再上新台阶的希望所在。当前，公司面临加快发展、做大做强的良好机遇，如何把握机遇，克服困难，迎接挑战，促进发展，成就卓越，归根结底，就是靠人才。“国以才立，政以才治，业以才兴”，只有坚定不移地实施人才兴企战略，不断培养大批合格的卓越电网经营企业的建设者，不断造就大批具有丰富创新能力的高素质人才，不断提高全体员工的思想道德素质和业务素质，公司才能在激烈的变革中把握机遇，赢得主动，抢占先机，脱颖而出.3、本次培训是公司发展目标的需要 学习，才能更好地适应不断发展的社会形势，创建学习企业就是在加强个人单元学习的基础上而进行的，这是时代、社会、企业赋予大家的一种责任，更是
-一种使命，只有在大家的带动下，不断加强全员学习，促进企业整体素质和经济效益的提高，才能真正实现创建学习型企业的宏伟目标。
三、对培训的认识
电网运维 篇6
项目需求:直面农网历史“欠账”问题, 解决用电“卡脖子”现象, 让老百姓用上放心电, 是一直以来广西电网公司来下大力气持续推进的重点工作。广西电网公司希望寻求一款专业的IT运维管理软件辅助农网改造升级建设, 努力让老百姓用上舒心电。
项目实施:北塔软件安装部署北塔BTIM IT综合管理软件, 辅助广西电网公司建立全面监控、事前管理的网络运维管理平台。
1) 事前管理。基础架构是企业的IT运营基础, 业务系统是企业的核心运营系统, 两者是支撑一个企业良好运转的命脉。对于电力行业而言, 运营中断的代价有时甚至不能简单地以“钱”来衡量, 所以能否“一针见血”的剖析业务系统的“健康状态”, 防患于未然就显得尤为重要。北塔BTIM通过物理拓扑、机房拓扑直观呈现企业IT的基础架构, 各设备使用不同图形展现, 通过预警和设置, 提示网络中存在的各种情况和状态。
2) 故障管理。北塔BTIM充分利用了北塔软件十余年的技术积累, 在系统中提供了大量的参考设置方式, 使用户通过简单配置即可实现专家级管理。北塔BTIM预警有近500 个可用告警规则, 大到业务类连通性审计, 小到websphere- 线程池信息平均线程数等细节规格, 帮助用户使用最合理的指标进行系统监控。
3) 业务管理。北塔软件总结十余年的管理经验, 将IT管理实践精髓集于一体, 推出了北塔BTIM IT综合管理平台。北塔BTIM是以业务价值管理为核心, 强调企业对IT的全方位管理。北塔BTIM从企业IT整体运维服务管理角度出发, 切合行业的最新技术发展, 将业务管理与IT管理进行有效融合。采用符合ITIL理念的设计思路, 形成紧密贴合业务的综合一体化协同管理平台, 平台通过扎实的基础设施管理支持技术体系, 融合企业日常制度规范管理体系, 引入落地的组织管理模型, 为企业IT管理提供全面综合管理解决方案, 降低企业总体拥有成本 (TCO) 。
效果反馈:北塔BTIM IT综合管理软件产品涵盖了整个IT运维体系, 帮助广西电网公司面向IT基础设施管理、IT应用管理、IT安全管理3 个架构层次搭建了为业务系统提供服务的IT管理系统, 最大限度地实现了用户的业务价值。
北塔软件应用先进的技术和成熟的服务理念, 坚持为用户提供可靠、高效的IT运维综合管理解决方案, 始终保持着IT运维管理领域的专业领先地位。北塔软件将始终践行“为用户创造价值”的服务宗旨, 一如既往地为用户提供高性价比的产品和服务。
电网运维 篇7
目前, 在各网省电力有限公司已有三十多套业务系统建成使用, 然而由于缺乏科学有效的管理手段, 需要耗费大量的人力和物力对已有的业务系统进行管理和维护。同时随着智能电网建设的推进, 接入电力系统信息网络的业务系统数量将会不断增加, 这就给电力业务系统管理维护埋下隐患, 一旦某一业务系统运行出现故障, 将会严重影响用户信息的管理, 带来巨大的经济损失。为了帮助各大电力公司迅速搭建起高效统一的信息平台, 使其更好地将应用与资源进行整合, 国家电网公司于2006年初提出了“SGl86工程”计划。各网省电力有限公司作为SG186工程建设单位, 都在积极的寻找解决信息化进程中出现问题的方法, 以期保证已建成的业务系统稳定运行, 有效的创造效益, 建设高效的信息运维可视化平台就是解决问题的关键。
1电网企业信息运维可视化平台研究必要性
由于电力系统数据日益增多, 传统落后的显示方式已不能满足目前的需求, 而信息运维可视化平台的出现解决了这一问题, 它必将随着矛盾的日益突出, 显示出广阔的应用前景, 主要体现在以下两个方面:
1.1通过可视化技术, 电力系统分析的研究人员可以采用相应的技术手段将数据有选择、有组织的进行筛选, 然后直观的了解到数据的动态过程、相关性以及灵敏度, 而这一切都是通过计算机编程实现, 不需任何人为因素的参与, 大大减轻研究人员的负担, 这样就使人们把时间控制在问题的本质上, 没必要在现象上浪费太多的时间。同时, 随着三维可视化技术的不断深入, 它还可以在电力系统的规划设计上得到广泛的应用。
1.2信息运维可视化平台的建立可以帮助运维监管部门实现对关键资源的7*24小时全天候监控, 及时、快速的发现系统故障;通过事件关联分析, 并结合深度分析, 实现快速定位故障根源、快速预防和恢复, 从而提升业务系统运维响应能力, 变被动式管理为主动式运维。
2电网企业信息运维可视化平台国内外研究现状
2.1美国Power World公司是一个非常权威的电网可视化全球技术研发机构, 它开发的Power World Simulator (可视化计算分析程序) 和Power Retriever (在线可视化调度运行系统) 在全国各地得到广泛推广, 也是电网可视化领域重中之重的产品。Power World Simulator具有很好的用户体验及优异的交互可视化功能, 以面向对象的思维方式对大型电力系统进行可视化分析。而Power Retriever具有更高端的技术手段, 它是前者的在线实时版, 不但具有可视化计算分析程序的全部功能, 还实现了与EMS系统的数据对接, 真正做到电网的无缝在线分析。
2.2美国伊利诺伊大学在海内外学术界是非常知名的大学, 它的电气系统工程研究中心提出了许多具有开创性的理论与方法, 其中比较重要的一个方面就是电力系统可视化领域的图形显示效果的研究。
2.3 Advanced Control Center (AC2) , 即美国PJM公司的先进控制中心, 它是一套将资产和资源进行集成的可视化系统, 主要的特点包括:a.实现业务的连续作业能力, 采用准同步技术, 使新系统逐步替代原有旧系统;b.考虑供应商的互操作性, 设计思想采用类似于“积木”的方式, 将架构模块化;c.提高AC2的安全性, 使用数据与应用保护、边界防护等技术手段。
2.4辽宁省电力有限公司信息通信深度融合, 构建全景化、一体化调度运行监控中心, 实现了公司信息安全的一体化联合防御和应急处置、信息通信资源的统一调度、信息通信系统的实时运行监控等, 确保公司信息通信系统安全运行, 发挥了信息通信系统调度运行核心枢纽作用, 同时它还负责公司日常生产经营业务全景化决策展现。
2.5华北电力大学电气与电子工程学院的梁峰等人对电网可视化技术进行研究, 并对其在智能调度中潮流动画、静态安全分析、无功优化等几方面的应用和接口方案进行了相应论述, 对未来智能调度中可视化技术的发展方向提出建议。
2.6安徽电力调度通信中心的雷霆等人提出了一个集成式的电网调度可视化整体框架, 介绍了包含可视化模型、可视化数据集成、可视化数据接口等技术的可视化数据支撑体系, 阐述了包含可视化部件、语音交互、自动绘图等技术的可视化应用支撑平台。结合实际工作, 从归一化表述、实时监视、实时观测、实时分析和实时控制等方面对实时调度可视化进行了说明, 最后对调度可视化发展趋势做了浅析。
3电网企业信息运维可视化平台研究目标
3.1通过研究信息运维可视化平台, 建立电网企业信息运维监控管理规范和流程, 实现网络设备参数、业务系统运行状态及容灾备份情况的实时采集, 提供满足信息运维中心监控的应用需求, 即对电力信息资源数据进行图形展示及信息服务的功能。通过对信息运维可视化平台的搭建, 将传统的被动式管理变为主动式运维, 改善其传统方法存在的问题, 实现无间断作业的简单运维模式, 通过主动分析网络和业务趋势, 迅速对信息运维中存在的隐患和问题进行发现和定位。
3.2通过建立统一的信息运维监管中心, 将网络设备和业务系统集中监控, 降低对多种设备及应用系统管理维护的复杂度, 最终通过提高IT服务能力、故障响应能力和信息运维质量等, 实现信息运维监管规范化、科学化、信息化、自动化, 全面提升电网企业信息运维服务水平。
结束语
传统的运维管理平台都是以事故后被动的“救火式”补救处理为主, 缺乏事故前对业务系统运行状态的准确态势分析, 具有局部性、单一性的特点, 并不能满足电力系统中应用业务系统运行维护的需求, 存在很多的问题。本文正是在这样的研究背景下, 在电网企业信息网络中研究一个实时有效的信息运维可视化平台, 以弥补传统运维管理的不足, 实现综合一体化监控, 提高运维效率, 实现无人值守的智能监控及预警, 解决用户无法实时了解信息系统运行状况的难题。
因此, 电网企业信息运维可视化平台的研究必将大大提升电力公司信息化、网络化、自动化的管理水平, 有力的支撑和保障智能电网的建设工作。
摘要：电力信息化不断发展的今天, 电网企业信息运维的现代化水平越来越高, 信息网络与管理系统的关联、运行和维护问题也越来越复杂。为了能够更好的管理和调度信息系统运行状态, 就需要一种相对简化的方式来表达信息系统运行状态, 以利于信息运维人员迅速掌握信息系统的实际运行状况, 并作出正确的调度动作。而要实现这一目的, 就需要研究一定的信息运维可视化平台相关内容。现本文就主要针对电网企业信息运维可视化平台的研究情况进行简要的综述。
关键词：信息运维,可视化,一体化,智能监控,预警
参考文献
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[2]孟强.电力系统可视化技术的研究[J].安徽电力, 2010 (4) .
电网运维 篇8
信息化工作部李向荣主任介绍国家电网公司启动信息运维综合监管系统项目的初衷在于:1) 从2006年国家电网公司启动信息化建设SG 186工程以来, 企业级一体化信息平台和保障体系的建设快速发展, 已经取得了初步成效, 初具规模的庞大的网络平台也需要对信息系统做全面梳理并采用科学管理方法和手段, 避免形成“信息孤岛”, 建设一套管理信息系统的信息系统迫在眉睫;2) 充分借鉴电力生产调度SCADA/E MS系统的先进应用, 也需要建设信息运维的一个综合监管系统;3) 国家电网公司的SG 186工程建设预期在2009年底基本结束, 业务应用等信息系统不再是几年前的“烟囱”和“孤岛”, 更加强调应用集成和统一部署, 信息与生产高度融合后对提高信息系统的运维和可靠性要求迫切;4) 从奥运保电的信息安全可以看到国家电网公司在信息安全建设方面还很薄弱, 通过建立信息运维综合监管系统可以提高信息安全的保障力度。
李向荣主任指出信息运维综合监管系统采用的技术路线为“成熟套装+集成+部分二次开发”, 实现综合网管“采集、集成、展示、分析”的4项功能;成立“项目指导小组”、“典型设计组”、“各网省 (直属) 单位项目组”、“研发实施组”, 确保项目组织有力和责权明确;信息运维综合网管在“一条数据总线”、“一次数据采集”、“一个统一的流程引擎”、“一个统一的信息数据库”、“一个集成平台”的“五个一”的原则基础上建立;力图最终实现“全公司范围信息系统的上下级联对接, 使用集成的成熟软件并开发分析、统计功能等高级功能, 部分二次开发实现数据共享”的建设目标。
据有关项目负责人介绍信息运维综合管理系统涵盖4方面:“综合网管”、“IT服务”、“信息安全服务”、“桌面标准化管理”。其中综合网管6个试点单位分别为江苏省电力公司、河南省电力公司、华北电网公司、安徽省电力公司、天津市电力公司、中电财公司, 由国网电力科学研究院牵头实施;桌面管理的6个试点单位分别为:河南省电力公司、陕西省电力公司、湖北省电力公司、华北电网有限公司、上海市电力公司、山东省电力公司, 由国网电力科学研究院和中国电力科学研究院牵头负责实施, 国网信息通信有限公司对项目全面配合。按照统一部署和里程碑计划, 综合网关系统建设将在2008年底在试点单位完成, 2009年将在国家电网公司全面推广, 2010年能够实现深化完善, 建成国际领先的信息运维系统。实施单位代表、试点单位领导和IT厂商代表纷纷表示虽然时间紧任务重, 但是他们有信心把信息运维综合监管系统建设成“精品工程”。
电网运维 篇9
近年来,电网生产管理系统(GPMS,G rid Production Management System)已经在福建省电力公司及所属单位投入运行,系统覆盖了输、变、配电生产业务,为电网生产构建出基于空间信息的可视化共享平台,实现了跨部门、跨地域的数据共享和业务系统间的应用集成,目前,系统已进入了运维阶段。专业机构研究表明,软件项目生命周期中,运营维护阶段占了整个事件和成本的70%～80%[1];系统常见问题中,源自技术或产品(包括硬件、软件、网络、电力失常及天灾等)方面的问题只占20%,而流程失误方面的问题占40%,人员疏失方面的问题占40%[2]。
作为GPMS的开发与推广单位,厦门亿力吉奥信息科技有限公司(以下简称亿力吉奥)承担着系统上线后的运行维护工作。面对如此高的要求和压力,运维服务单位需要有一套完善的、可管理的运维服务体系流程,对运维进行有效的管理,使信息系统更加适应业务持续变化的需求。当建立完善而成熟的运维管理体系后,通过流程管理,不断提高IT运维质量,实现高效运维,提升用户IT服务满意度。
1 电网生产管理系统运维现状
1.1 运维业务范围
亿力吉奥对福建省GPMS的运维业务覆盖客户服务、运行监控、硬件平台、基础应用、业务应用与数据服务等6个方面。
1)客户服务:通过热线电话、邮件系统、软件平台等方式,处理用户提出的GPMS相关问题,并及时给予反馈。
2)运行监控:对GPMS运行情况进行日常远程监控与定期现场巡检。
3)硬件平台:对小型机、PC服务器等设备进行日常运行维护和管理。
4)基础应用:对数据库、中间件等进行日常运行维护和管理,并定期进行系统性能诊断和调优。
5)业务应用:负责对GPMS的运行维护,包括系统故障处理、需求分析、版本发布、系统培训等。
6)数据服务:定期更新福建省各地区的矢量图、影像图和地理数据;设置异动服务小组,向用户提供数据服务。
1.2 运维人员配备
亿力吉奥成立运维服务部门,将运维人员划分为不同的业务组,分别承担GPMS配网业务、主网业务与技术支持领域的运维服务。每个业务组设置组长1名,负责小组工作的统筹安排。
1.3 运维制度规范
亿力吉奥于2008年9月制定并发布《亿力吉奥技术支持部工作管理规范》,制定了运维部门结构、工作范围与考核办法。该规范作为总体参考指南,对运维工作进行管理和指导。
1.4 运维软件平台
亿力吉奥于2008年自主研发出专业的运维工具,即在线服务。该系统主要应用于运维事件的记录与反馈、系统问题、需求的处理与跟踪。该平台也提供给用户进行在线问题报修登记等。
2 电网生产管理系统运维问题分析
随着系统应用的深入及运维业务的庞杂化,在运维过程中逐渐遇到了一些问题。
2.1 运维制度不完备
运维工作管理制度为2008年编制,其中的业务范围、规范要求等内容与当前工作情况存在不符,且由于制度内容未参考相关业界标准和专业要求,因此,对当前运维工作的管理和指导意义有限。
2.2 运维流程管理不规范
对于客户服务、问题处理与系统升级,没有设置相应的流程规范,没有明确每个流程环节对应的操作规范、执行人员及其职责,导致运维工作的处理情况与预想效果偏差较大,且缺乏有效的监督制度。
2.3 运维人员管理不科学
运维人员职责分工不明确、能力水平不均衡,导致对问题的处理效果参差不齐。同时,面对变化的运维工作,人员编制要求方面,缺乏有效的规划和储备。
2.4 运维软件平台不完善
运维软件平台缺少系统版本发布管理、知识库管理和系统运行情况监控等功能,难以对运维业务进行全面的管理。
3 电网生产管理系统运维体系建设
为提高运维工作效率,提高运维服务质量,亿力吉奥结合《国家电网公司信息系统运行维护工作规范(试行)》的要求,积极学习ITIL运维理论,对现有运维工作方式进行了改革和创新,采取了一系列改进措施。
3.1 引入运维分级概念
根据国家电网相关规范中提出的运行维护等级划分,亿力吉奥在运维工作中引入了分级的概念。
1)界定运维工作范围,明确运行维护工作类别,将运维工作范围具体划分为客户服务、运行监控、硬件平台、基础应用、业务应用、日常管理和安全保障。
2)优化运维人才体系,遵循“三线运维”原则,结合福建省GPMS运维情况,将运维人员整合为三线运维体系[3],即一线前台客户服务,二线后台运行维护,三线外围技术支持。
一线前台客户服务作为用户与运维部门的首次、单一联系点,通过统一的呼叫热线,负责所有服务请求的接收、跟踪和反馈;对于一线客服无法解决的问题,提交二线后台运行维护处理解决;涉及程序代码修改、供应厂商责任事宜,则提交三线外围技术支持处理解决。
3.2 输入运维专业标准
在参考学习《国家电网公司信息系统运行维护工作规范(试行)》、《国家电网公司信息系统运行维护规程》等电力行业标准规范的基础上,亿力吉奥引入专业运维咨询,输入ITIL V2/V3、ISO20000、ISO 27001等业界最佳管理实践和管理标准,将之融合应用于福建省GPMS运维工作中。
1)将运维工作流程划分为事件管理、问题管理、配置管理、变更管理、发布管理5个核心流程[3]。设置流程负责人角色,对5个核心流程进行管理和监督,保障流程质量达到关键绩效指标要求,同时明确各流程环节的执行人员及其职责,明确各流程需要输出的文档记录。
2)对事件的接收、处理、反馈提出明确的时间要求,将其与事件等级对应,指导运维人员根据事件的优先级、影响度、紧急度来合理安排、处理与反馈。对处理过程记录内容提出要求,杜绝口语化和不清晰的表述方式。
3)梳理出科学的统计、分析手段,对运维人员的工作态度、工作能力、工作业绩提出量化考核指标,保证考核标准的客观与准确。
3.3 构建运维知识管理
基于运维软件平台开发知识库管理功能,设置可行的知识管理流程,实现运维知识库的自增长维护,为各业务方向的运维人员提供可参考的知识信息、操作指南。运维知识管理流程如图1所示。
1)知识库的录入、查询权限向所有运维人员开放,由其在运维软件平台中录入并提交审核。
2)设置知识库负责人角色,对运维人员提交的知识记录进行审核,通过后方可入库;负责人还需要定期对知识库进行巡检,将已作废的记录出库。
3.4 启用运维质量监督
在运维部门建立相应质量监督机制,设立质量监督检查、用户投诉处理、客户满意度调查和供应商服务评估的岗位职能,并进行如下工作。
1)由流程负责人对运维5个流程进行流程管理与监督,定期撰写运维流程管理报告。
2)对事件进行日、周、月的统计分析,形成事件统计分析报告。
3)将服务回访工作体系化,每月组织一次客户满意度调查,并对回访结果进行跟踪。
4)每天召开运维工作班后会,对当天运维工作情况、存在问题进行总结和分析,对前一天未完成的工作进行落实与跟踪。
3.5 加强运维安全保障
亿力吉奥通过接入安全限制、规范运维操作等方式,逐步加强各项安全保障工作。
1)网络接入安全保障。对系统数据库、服务器远程等连接进行接入限制,确保只有经过授权的计算机才能对其进行操作。
2)服务器维护安全保障。定期收集、分析操作系统日志,根据各电力单位信息中心传达的国网信息安全检查结果,对服务器安全性能进行维护与优化。
3)数据维护安全保障。对系统数据的后台修改、删除等操作进行控制,通过规范的数据变更流程确保GPMS数据的安全性。
4 电网生产管理系统运维效果分析
对系统运维现状、存在问题进行归纳分析后,实施一系列的改进措施,GPMS运维工作取得了明显的进步,工作效率得到提升,流程得到规范,人员得到了激励。
从以下几方面对体系建设前后的运维效果进行对比。
1)岗位职责。建设前:运维人员岗位分工不明确,没有确定的负责人。建设后:划分出三线运维体系,明确运维人员的职责分工,设立流程负责人对流程进行管理和监督。
2)事件接收。建设前:全部运维人员都是接线员,造成热线电话占线情况较严重。建设后:统一服务热线,设置客服人员专门负责运维事件的接收和记录,并控制电话接听时间,降低了热线呼损率。
3)事件记录。建设前:事件原因和处理过程描述不清晰,回应方式较为随意和口语化。建设后:运维工作制度中对事件原因、处理过程、处理结果等内容提出记录要求,提供规范的表述模板。
4)事件分派。建设前:运维人员通过热线电话直接接收客户反映的问题,事件分派较为随机、不均衡,事件分派无标准。建设后:由客服人员对事件分派进行统一调度,客服人员根据运维人员的空闲情况,合理分派事件。
5)事件优先级。建设前:对事件的响应、处理,主要由运维人员凭经验判断和把握。建设后:参考运维工作制度中对事件处理时间要求,结合事件等级定义,排出事件的优先级,据此进行事件的响应与处理。
6)工单总量。建设前:8月份,接收工单875份,事件受理率92%,处理率78%。建设后:12月份,接收工单1 022份,事件受理率96%,处理率86%。
7)事件一次解决率。建设前:运维人员水平不均,部分人员对事件的一次解决率较低,经常需要求助于其他资深人员,再对客户进行回复。建设后:完善运维知识库的建设,对一线人员提供共享知识资源的支持,提高一线人员的在线解决率和客户满意度。
8)事件反馈。建设前:当日未关闭事件,几乎未对用户进行任何反馈和解释。建设后:通过班后会的每日定期过滤和监督,实现了每日下班前向用户反馈当日未关闭事件的原因和预计关闭时间。
9)工单关闭。建设前:抽查某星期四,未关闭工单8份。建设后:抽查某星期四,未关闭工单3份。
10)数据安全。建设前:对于用户提出的数据处理请求,没有经过过滤和审核,直接进行操作。建设后:根据运维流程规范,要求用户提供标准格式的数据变更申请单,并严格通过数据变更流程审核、操作。
11)变更、发布流程。建设前:系统新版本发布、补丁升级后经常产生许多新问题,导致用户对版本发布工作较抵触;紧急发布过多,导致系统稳定性方面存在较大风险。建设后:制定出规范的升级流程,对定期发布与紧急发布均需严格按照流程规范来操作,降低了升级工作对系统稳定性带来的风险;同时通过引导用户进行预验证,提高了用户对新发布版本的体验和认可。
12)工作汇报。建设前:服务台当日工作情况无任何汇报机制。建设后:每天定期组织召开班后会,进行事件统计分析、工作跟踪、重点工作安排,形成班后会纪要,为质量监督提供事件管理相关数据。
13)质量监督。建设前:没有规范的客户满意度调查及流程质量监督机制,在发生事故时难以落实责任。建设后:设置专门的质量监督岗位,通过流程负责人、班后会机制,按照定期(每天、每周、每月)监督或随机抽查的方式,形成分析报告与改进建议。
14)人员考核。建设前:对运维人员工作情况的考核,主要依赖于管理人员的主观印象和判断,人为因素影响较大。建设后:设立量化的考核指标,结合数据分析和质量监督报告,客观地对运维人员的工作态度、工作能力、工作业绩进行绩效考核。
5 结语
目前,亿力吉奥的GPMS运维业务已经覆盖了客户服务、运行监控、硬件平台、基础应用、业务应用与数据服务等各方面,运维体系和制度正在逐步完善,运维建设初见成效,接下来还将持续改进,不断提高运维服务水平。
摘要：电网生产管理系统覆盖了福建省电网的输、变、配等电力生产业务。随着GPMS的不断完善和深入应用,对系统运维工作提出了更高的要求。文章分析了GPMS运维工作的现状和不足,并有针对性地提出了改进措施,对改进前后的运维效果进行了对比。通过对比发现,建成运维体系后,其规范性、工作及时性、用户满意度等都有了较大程度的提高。
关键词：GPMS,系统运维,体系建设,效果分析
参考文献
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[2]杨建华,张群.浅析信息技术服务的运作管理研究[J].中国管理信息化,2010(7):70-74.
电网运维 篇10
随着特高压交直流工程正式投运, 我国电网迈进了特高压、大电网运行的新时代。电网运行的特性更加复杂, 驾驭大电网的难度急剧增加, 调度业务对技术支持系统的依赖程度进一步提高, 给系统的运行维护工作提出了更高的要求。智能电网调度技术支持系统已经逐步在各网省调投入实际运行, 提升电网调度驾驭大电网的能力, 保障电网安全、稳定、优质、经济运行[1,2]。为了使智能电网调度技术支持系统在调度业务和“大运行”体系中更好地发挥支撑作用, 系统的运行维护将是其中非常重要的一个环节。
现有的调度自动化系统运维模式存在以下困难和问题:运维人员在数量上不能很好地适应调度技术支持系统快速发展的要求;现有调度技术支持系统的运维机制不利于自动化专业持续健康全面的发展;现有运维机制不利于充分发挥科研机构对调度技术支持系统的技术支撑作用。
由于各地自动化部门的系统维护水平存在差异, 通过建设智能电网调度技术支持系统集中运维中心, 统一监视调度自动化系统运行的关键设备、数据和软件功能, 发现问题后能够及时进行处理, 减少问题造成的影响, 能够更好地为调度运行服务, 保障系统的安全稳定运行。
国内外研究机构对变电站、计算机系统监视中心等设备或系统的运行维护进行了相关研究。文献[3]提出了一个基于CORBA、Agent和Web技术的变电站远程维护系统建模方案;文献[4]对一种变电站远程维护系统的总体框架模型、逻辑结构模型、功能结构模型、信息模型、系统的网络体系和系统的软件体系结构进行了详细研究;文献[5]介绍了一种基于当地监控机和远程桌面的灵活实用的远程维护方案;文献[6]介绍了一种基于数据通信网的灵活实用的远程维护方案;文献[7-8]对运维技术在变电站、电力电子设备等方面的应用进行了研究。目前尚无对智能电网调度技术支持系统进行运行维护技术的报道。
本文提出了一种智能电网调度技术支持系统的集中运维关键技术方案。利用集中运维系统提供的高效远程维护手段, 协助调度机构自动化部门快速诊断、处理系统的异常和故障。通过调度数据网络向各网省调提供调度技术支持系统的远程集中运行监视、系统维护操作和应急响应服务, 提高调度技术支持系统的可靠性和自动化水平。
1 系统结构及功能
1.1 系统总体结构
集中运维中心负责省级以上智能电网调度技术支持系统运行工况的远程监视和通用性业务的值班工作;承担系统稳定性的常规性维护;利用高效的远程维护手段, 协助调度机构自动化部门快速诊断、处理系统的异常和故障;与调度技术支持系统的研发单位的研发、工程部门联动, 做好各项技术服务工作。
集中运维中心系统与各调控中心系统的数据采集网络互联, 运维系统网络结构如图1所示。
1.2 系统功能
运维技术支持系统通过对智能电网调度技术支持系统的应用运行状态和运行支撑环境的在线状态采集, 分析各调度技术支持系统运行中存在的故障或异常, 通过人机界面、语音、短信、电话等多种方式通知运维中心值班人员, 及时发现、处理系统的异常或故障, 提高调度技术支持系统的可靠性和自动化水平, 其主要功能如图2所示。
运维知识库是运维技术支持系统的核心知识源, 故障记录、事故预案、操作日志、统计分析评估报表等信息都储存在运维知识库中, 运维人员能够快速准确地查询相关的信息, 提高运维工作的速度和效率。
在部署安全防护措施和认证授权的前提下, 运维人员实时监控系统运行状态, 可集中监视各调控中心系统的报警信息, 并且可以远程浏览各调控中心系统画面, 与现场监控情况完全一致, 同时可对各调控中心系统进行远程维护调试和技术支持。
运维技术支持系统能够使运维资源得以集中和共享, 能够缩短事件响应时间。通过统一集中管理, 加强运行管理的可控性, 降低安全风险, 提高管理效率和管理质量, 从而全面提升电网调度驾驭大电网的能力, 保障电网安全、稳定、优质、经济运行。
2 关键技术
智能电网调度技术支持系统集中运维关键技术主要包括:报警信息汇集、画面远程浏览、数据优化和统计分析、知识库管理及故障查询、预案管理等。
2.1 报警信息汇集
报警信息汇集技术是针对各网省调技术支持系统与运维技术支持系统间的报警信息传输技术, 报警产生端即调度技术支持系统, 按照通用报警标准将所产生的报警信息传送给报警接收端即运维技术支持系统, 运维技术支持系统按照标准解析报警信息, 可及时准确地了解所发生的报警并进行处理。报警信息重点是技术支持系统的运行异常和故障。
报警信息汇集功能实现了在运维技术支持系统上远程浏览各调度端技术支持系统的报警信息。报警信息包括报警点号、报警级别、报警时间、设备名称、报警内容和报警原因等。调度技术支持系统将报警信息通过DL476/IEC60870-104协议向运维技术支持系统传输, 对远方各调度技术支持系统报警信息进行捕获、传递、归类、分析。
报警图形网关采用DL476/IEC60870-104协议的字符串数据块分别与调度技术支持系统和运维技术支持系统进行报警信息传输。各调度技术支持系统先将本地稳态监控处理结果和本地报警信息转换为带站名和设备名的标准报警信息, 传输给运维技术支持系统。运维技术支持系统报警采集程序与调度技术支持系统建立TCP连接, 接收报警信息, 对报文进行解析并以消息的方式发送给报警系统, 报警系统对收到的报警信息进行处理。
2.2 画面远程浏览
运维技术支持系统需要远程浏览调度技术支持系统的画面时, 通过本地代理与远程代理建立TCP连接, 具体交互过程如图3所示。
画面远程浏览功能通过远程访问代理服务, 实现安全认证、画面获取和数据刷新, 运维技术支持系统可以直接浏览各调度技术支持系统完整的图形和实时数据, 做到对调度技术支持系统的全景信息监视。
画面远程访问代理服务实现从运维技术支持系统人机界面到调度技术支持系统远程服务的访问。远程访问代理负责人机界面的接入、域注册、域路由、安全认证、服务连接以及返回结果等功能。
2.3 数据优化和统计分析
运维技术支持系统通过对智能电网调度技术支持系统的关键数据、应用运行状态和运行支撑环境的在线数据采集, 分析各调度技术支持系统运行中存在的故障或异常, 通过人机界面、语音、短信、电话等多种方式通知运维中心值班人员, 及时发现、处理系统的异常或故障, 提高调度技术支持系统的可靠性和自动化水平。运维技术支持系统实时接收调度中心技术支持系统的以下信息。
1) 节点运行工况:监测服务器、工作站的CPU负荷、内存使用情况、磁盘空间占用率、数据库空间占用率等运行指标, 当资源占用超过规定门槛值时发出报警信息, 以便系统及时进行处理。
2) 网络工况:对调度数据网、调度信息网相关的网络设备的运行实时数据进行自动采集, 提供对网络设备工况/负载、端口状态/流量、链路状态进行监视和报警。
3) 数据库状态:对数据库运行状态进行监视, 当数据库发生异常时发出报警。
4) 主要进程工况:对系统应用、服务和重要进程进行监视及报警, 如AVC/AGC异常, 数据采集应用异常超过规定时间后, 进行报警。
运维技术支持系统提供综合查询管理界面, 分值班人、时间段进行统计, 显示报警内容、发生时间、报警确认时间、故障是否处理及处理记录内容。对报警对象产生的报警进行分类别、分时段、分区域检索。
2.4 知识库管理及故障查询
运维技术支持系统提供知识库管理功能, 将系统运行中发现的问题和解决办法提炼为知识, 加以保存和管理, 为类似问题的快速解决提供参考。提供知识的录入、检索、审批等功能, 提供知识库查询功能, 可根据数据库条目的字段如类别、提出者、提出时间等内容进行模糊查询。知识库可以分类存放, 知识库可根据环境、网络、设备、操作系统、数据库、应用软件等划分子类。知识库条目可包含:标识号、问题、解决方案、相关条目、提出者、提出时间、解决方案提供者、生成时间等内容。
知识库不仅可以协助运维人员在遇到问题时迅速找到解决办法, 同时也是一个学习培训的平台。技术在不断发展创新, 运维人员也需要学习新的知识, 掌握更多的技术, 同时巩固复习。运维人员可以通过知识库了解到系统各方面的知识, 从而更好地工作, 保障系统的安全稳定运行。
2.5 预案管理
运维技术支持系统提供预案管理功能。系统对每个报警对象或某一类型的报警对象提供关联的处理预案, 预案中包含出现故障报警时相关的处理方法、以往的处理经验和相关责任联系人等信息, 为值班人员在处理故障时提供快速的资料和辅助信息。系统提供了对预案的管理工具, 包括对预案的编辑、上传、与报警对象点的关联和自动应用等功能。预案包括共性的预案和个性的预案, 共性的预案可保存为典型预案, 以便重复使用。
运维人员处理故障后记录新的预案, 从而完善预案管理功能, 方便其他运维人员能够尽快学习了解, 并应用到故障处理工作中。预案管理功能需要有专人负责管理, 修改或新增预案都需要各部门讨论, 确定无误后报领导审批, 再由专人负责预案管理功能的维护。
3 应用实例
智能电网调度技术支持系统集中运维关键技术已经成功运行于某集中运维中心。集中运维中心担当智能电网调度技术支持系统运维工作, 统一监视调度自动化系统运行的关键设备、数据和软件功能, 发现问题后能够及时进行处理, 减少问题造成的影响, 能够更好地为调度运行服务。到目前为止, 集中运维中心已经与8个网省调的智能电网调度技术支持系统实现互联, 为网省调系统提供常态维护和技术服务, 保障系统的安全稳定运行, 运维工作得到了用户的肯定与好评。
4 结语
通过智能电网调度技术支持系统集中运维, 加强了智能电网调度技术支持系统的运维管理, 规范了调度技术支持系统运维工作流程, 保障了调度技术支持系统安全可靠运行, 提高了调度技术支持系统整体运维水平。调度技术支持系统的异常故障信息快速收集和运行故障的高效诊断是今后的研究重点。
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