运行与维护检查

运行与维护检查（共12篇）

运行与维护检查 篇1

摘要：工程机电设备安装施工完成之后, 通常要对电动机及其所带的机械作单机起动调试。调试运行的目的是考验设备设计、制造和安装调试的质量, 验证设备连续工作的可靠性。本文将对此问题作些粗浅探讨。

关键词：机电设备,检测与维护

1 电动机起动前的检查与试运行检查

1.1 启动前的检查

新安装的或停用三个月以上的电动机, 用兆欧表测量电动机各项绕组之间及每项绕组与地 (机壳) 之间的绝缘电阻, 测试前应拆除电动机出线端子上的所有外部接线。通常对500V以下的电动机用500V兆欧表测量, 对500~3000V电动机用1000V兆欧表测量其绝缘电阻, 按要求, 电动机每1k V工作电压, 绝缘电阻不得低于1兆欧, 电压在1k伏以下、容量为了1000千瓦及以下的电动机, 其绝缘电阻应不低于0.5兆欧。如绝缘电阻较低, 则应先将电动机进行烘干处理, 然后再测绝缘电阻, 合格后才可通电使用。

检查二次回路接线是否正确, 二次回路接线检查可以在未接电动机情况下先模拟动作一次, 确认各环节动作无误, 包括信号灯显示正确与否。检查电动机引出线的连接是否正确, 相序和旋转方向是否符合要求, 接地或接零是否良好, 导线截面积是否符合要求。

检查电动机内部有无杂物, 用干燥、清洁的200-300k Pa的压缩空气吹净内部 (可使用吹风机或手风箱等来吹) , 但不能碰坏绕组。

检查电动机铭牌所示电压、频率与所接电源电压、频率是否相符, 电源电压是否稳定 (通常允许电源电压波动范围为±5%) , 接法是否与铭牌所示相同。如果是降压起动, 还要检查起动设备的接线是否正确。

检查电动机紧固螺栓是否松动, 轴承是否缺油, 定子与转子的间隙是否合理, 间隙处是否清洁和有无杂物。检查机组周围有无妨碍运行的杂物, 电动机和所传动机械的基础是否牢固。

检查保护电器 (断路器、熔断器、交流接触器、热继电器等) 整定值是否合适。动、静触头接触是否良好。检查控制装置的容量是否合适, 熔体是否完好, 规格、容量是否符合要求和装接是否牢固。

电刷与换向器或滑环接触是否良好, 电刷压力是否符合制造厂的规定。

检查启动设备是否完好, 接线是否正确, 规格是否符合电动机要求。用手扳动电动机转子和所传动机械的转轴 (如水泵、风机等) , 检查转动是否灵活, 有无卡涩、摩擦和扫膛现象。确认安装良好, 转动无碍。

1.2 电动机试运行过程中检查

1.2.1 启动时检查

电动机在通电试运行时必须提醒在场人员注意, 传动部分附近不应有其它人员站立, 也不应站在电动机及被拖动设备的两侧, 以免旋转物切向飞出造成伤害事故。

接通电源之前就应作好切断电源的准备, 以防万一接通电源后电动机出现不正常的情况时 (如电动机不能启动、启动缓慢、出现异常声音等) 能立即切断电源。使用直接启动方式的电动机应空载启动。由于启动电流大, 拉合闸动作应迅速果断。

一台电动机的连续启动次数不宜超过3~5次, 以防止启动设备和电动机过热。尤其是电动机功率较大时要随时注意电动机的温升情况。

电动机启动后不转或转动不正常或有异常声音时, 应迅速停机检查。

使用三角启动器和自耦减压器时, 软启动器或变频启动时必须遵守操作程序。

1.2.2 试运行时检查

检查电动机转动是否灵活或有杂音。注意电动机的旋转方向与要求的旋转方向是否相符。检查电源电压是否正常。对于380V异步电动机, 电源电压不宜高于400V, 也不能低于360V。记录起动时母线电压、起动时间和电动机空载电流。注意电流不能超过额定电流。检查电动机所带动的设备是否正常, 电动机与设备之间的传动是否正常。检查电动机运行时的声音是否正常, 有无冒烟和焦味。用验电笔检查电动机外壳是否有漏电和接地不良。检查电动机外壳有无过热现象并注意电动机的温升是否正常, 轴承温度是否符合制造厂的规定 (对绝缘的轴承, 还应测量其轴电压) 。检查换向器、滑环和电刷的工作是否正常, 观察其火花情况 (允许电刷下面有轻微的火花) 。

2 电动机发生故障的原因

2.1 故障外因

电源电压过高或过低。起动和控制设备出现缺陷。电动机过载。馈电导线断线, 包括三相中的一相断线或全部馈电导线断线。周围环境温度过高, 有粉尘、潮气及对电机有害的蒸气和其它腐蚀性气体。

2.2 故障内因

机械部分损坏, 如轴承和轴颈磨损, 转轴弯曲或断裂, 支架和端盖出现裂缝。所传动的机械发生故障 (有摩擦或卡涩现象) , 引起电动机过电流发热, 甚至造成电动机卡住不转, 使电动机温度急剧上升, 绕组烧毁。旋转部分不平衡或联轴器中心线不一致。绕组损坏, 如绕组对外壳和绕组之间的绝缘击穿, 匝间或绕组间短路, 绕组各部分之间以及换向器之间的接线发生差错, 焊接不良, 绕组断线等。铁芯损坏, 如铁芯松散和叠片间短路。或绑线损坏, 如绑线松散、滑脱、断开等。集流装置损坏, 如电刷、换向器和滑环损坏, 绝缘击穿。震摆和刷握损坏等。

3 电动机运行中的监视与维护

电动机在运行时, 要通过听、看、闻等及时监视电动机, 以期当电动机出现不正常现象时能及时切断电源, 排除故障。具体项目如下:

听电动机在运行时发出的声音是否正常。电动机正常运行时, 发出的声音应该是平稳、轻快、均匀、有节奏的。如果出现尖叫、沉闷、摩擦、撞击、振动等异声时, 应立即停机检查。观察电动机有无振动、噪声和异常气味电动机若出现振动, 会引起与之相连的负载部分不同心度增高, 形成电动机负载增大, 出现超负荷运行, 就会烧毁电动机。因此, 电动机在运行中, 尤其是大功率电动机更要经常检查地脚螺栓、电动机端盖、轴承压盖等是否松动, 接地装置是否可靠, 发现问题及时解决。噪场声和异味是电动机运转异常、随即出现严重故障的前兆, 必须随时发现开查明原因而排除。

通过多种渠道经常检查。检查电动机的温度及电动机的轴承、定子、外壳等部位的温度有无异常变化, 尤其对无电压、电流指示及没有过载保护的电动机, 对温升的监视更为重要。电动机轴承是否过热, 缺油, 若发现轴承附近的温升过高, 就应立即停机检查。轴承的滚动体、滚道表面有无裂纹、划伤或损缺, 轴承间隙是否过大晃动, 内环在轴上有无转动等。出现上述任何一种现象, 都必须更新轴承后方可再行作业。注意电动机在运行中是否发出焦臭味, 如有, 说明电动机温度过高, 应立即停机检查原因。

保持电动机的清洁, 特别是接线端和绕组表面的清洁。不允许水滴、油污及杂物落到电动机上, 更不能让杂物和水滴进入电动机内部。要定期检修电动机, 清洁内部, 更换润滑油等。电动机在运行中, 进风口周围至少3米内不允许有尘土、水渍和其他杂物, 以防止吸人电机内部, 形成短路介质, 或损坏导线绝缘层, 造成匣间短路, 电流增大, 温度升高而烧毁电动机。所以, 要保证电动机有足够的绝缘电阻, 以及良好的通风冷却环境, 才能使电动机在长时间运行中保持安全稳定的工作状态。

要定期测量电动机的绝缘电阻, 特别是电动机受潮时, 如发现绝缘电阻过低, 要及时进行干燥处理。

对绕线式电动机, 要经常注意电刷与滑环间的火花是否过大, 如火花过大。要及时做好清洁工作, 并进行检修。

保持电动机在额定电流下工作。电动机过载运行, 主要原因是由于拖动的负荷过大, 电压过低, 或被带动的机械卡滞等造成的。若过载时间过长, 电动机将从电网中吸收大量的有功功率, 电流便急剧增大, 温度也随之上升, 在高温下电动机的绝缘便老化失效而烧毁。因此, 电动机在运行中, 要注意检查传动装置运转是否灵活、可靠;连轴器的同心度是否标准;齿轮传动的灵活性等, 若发现有滞卡现象, 应立即停机查明原因排除故障后再运行。

检查电动机三相电流是否平衡, 其三相电流任何一相电流与其他两相电流平均值之差不允许超过10%, 这样才能保证电动机安全运行。如果超过则表明电动机有故障, 必须查明原因及时排除。

运行与维护检查 篇2

摘要 本文论述了变压器在运行中如何进行检查和维护以及发生事故如何处理的有关问题。特别指出，变压器在运行中，值班人员应定期进行检查，以便了解和掌握变压器的运行情况，如发现问题应及时解决，力争把事故消除在萌芽状态。

关健词 变压器运行 维护 事故处理

变压器在运行中，值班人员应定期进行检查，以便了解和掌握变压器的运行情况，如发现问题应及时解决，力争把事故消除在萌芽状态。

一、油浸式变压器运行中的检查

1．检查变压器上层油温是否超过允许范围。由于每台变压器负荷大小、冷却条件及季节不同，运行中的变压器不能以上层油温不超过允许值为依据，还应根据以往运行经验及在上述情况下与上次的油温进行比较。如油温突然增高，则应检查冷却装置是否正常，油循环是否破坏等，来判断变压器内部是否有故障。

2．检查油质，应为透明、微带黄色，由此可判断油质的好坏。油面应符合周围温度的标准线，如油面过低应检查变压器是否漏油等；油面过高应检查冷却装置的使用情况，是否有内部故障。

3．变压器的声音应正常。正常运行时一般有均匀的嗡嗡电磁声。如声音有所改变，应细心检查，并迅速汇报值班领导并请检修单位处理。

4．应检查套管是否清洁，有无裂纹和放电痕迹，冷却装置应正常。工作、备用电源及油泵应符合运行要求等等。

5．天气有变化时，应重点进行特殊检查。大风时，检查引线有无剧烈摆动，变压器顶盖、套管引线处应无杂物；大雪天，各部触点在落雪后，不应立即熔化或有放电现象；大雾天，各部有无火花放电现象等等。

6．呼吸器应畅通，硅胶吸潮不应达到饱和。7．瓦斯继电器无动作。

二、变压器运行中出现的不正常现象

1．变压器运行中如漏油、油位过高或过低，温度异常，音响不正常及冷却系统不正常等，应设法尽快消除。

2．当变压器的负荷超过允许的正常过负荷值时，应按规定降低变压器的负荷。3．变压器内部音响很大，很不正常，有爆裂声；温度不正常并不断上升；储油柜或安全气道喷油；严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度；油色变化过快，油内出现碳质；套管有严重的破损和放电现象等，应立即停电修理。

4．当发现变压器的油温较高时，而其油温所应有的油位显著降低时，应立即加油。加油时应遵守规定。如因大量漏油而使油位迅速下降时，应将瓦斯保护改为只动作于信号，而且必须迅速采取堵塞漏油的措施，并立即加油。5．变压器油位因温度上升而逐渐升高时，若最高温度时的油位可能高出油位指示计，则应放油，使油位降至适当的高度，以免溢油。

三、变压器运行中故障现象及其排除

为了正确的处理事故，应掌握下列情况：系统运行方式，负荷状态，负荷种类；变压器上层油温，温升与电压情况；事故发生时天气情况；变压器周围有无检修及其他工作；运行人员有无操作；系统有无操作；何种保护动作，事故现象情况等。

变压器在运行中常见的故障是绕组、套管和电压分接开关的故障还有声音的异常，而铁芯、油箱及其他附件的故障较少。下面将常见的几种主要故障分述如下；

1．绕组故障。主要有匝间短路、绕组接地、相间短路、断线及接头开焊等。产生这些故障的原因有以下几点：(1)在制造或检修时，局部绝缘受到损害，遗留下缺陷。（2）在运行中因散热不良或长期过载，绕组内有杂物落入，使温度过高绝缘老化。(3)制造工艺不良，压制不紧，机械强度不能经受短路冲击，使绕组变形绝缘损坏。（4）绕组受潮，绝缘膨胀堵塞油道，引起局部过热。（5）绝缘油内混入水分而劣化，或与空气接触面积过大，使油的酸价过高绝缘水平下降或油面太低，部分绕组露在空气中未能及时处理。

由于上述种种原因，在运行中一经发生绝缘击穿，就会造成绕组的短路或接地故障。匝间短路时的故障现象是变压器过热油温增高，电源侧电流略有增大，各相直流电阻不平衡，有时油中有吱吱声和咕嘟咕嘟的冒泡声。轻微的匝间短路可以引起瓦斯保护动作；严重时差动保护或电源侧的过流保护也会动作。发现匝间短路应及时处理，因为绕组匝间短路常常会引起更为严重的单相接地或相间短路等故障。

2．套管故障。这种故障常见的是炸毁、闪落和漏油，其原因有：(1)密封不良，绝缘受潮劣比；（2）呼吸器配置不当或者吸入水分未及时处理。

3．分接开关故障。常见的故障是表面熔化与灼伤，相间触头放电或各接头放电。主要原因有：（1）连接螺丝松动；（2）带负荷调整装置不良和调整不当；(3)分接头绝缘板绝缘不良；（4）接头焊锡不满，接触不良，制造工艺不好，弹簧压力不足；（5）油的酸价过高，使分接开关接触面被腐蚀。

4．铁芯故障。铁芯故障大部分原因是铁芯柱的穿心螺杆或铁轮的夹紧螺杆的绝缘损坏而引起的，其后果可能使穿心螺杆与铁芯迭片造成两点连接，出现环流引起局部发热，甚至引起铁芯的局部熔毁。也可能造成铁芯迭片局部短路，产生涡流过热，引起迭片间绝缘层损坏，使变压器空载损失增大，绝缘油劣化。

运行中变压器发生故障后，如判明是绕组或铁芯故障应吊芯检查。首先测量各相绕组的直流电阻并进行比较，如差别较大，则为绕组故障。然后进行铁芯外观检查，再用直流电压、电流表法测量片间绝缘电阻。如损坏不大，在损坏处涂漆即可。

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方法：(1)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。（2）瓦斯保护动作跳闸时，可能变压器内部发生严重故障，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，应先投入备用变压器，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。

变压器自动跳闸时，应查明保护动作情况，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。如差动保护动作，应对该保护范围内的设备进行全部检查。

输电线路运行事故与维护 篇3

【关键词】输电线路；运行事故；维护

输电线路作为电网系统中不可或缺的部分，其运行质量直接关系到用电用户的用电的质量，有很多输电线路之所以会发生事故，只要是因为人为疏忽引起的，比如在砍伐树木的过程中，并没有顾及到输电线路，使得输电线路倒地，发生断裂，另外，因为输电线路长期暴露在自然环境中，长期使用没有及时更换，有些线路已经老化，十分脆弱，一旦受到外力破坏，就会出现掉闸的现象，如果不及时处理，可能会波及到更大的范围。

1.输电线路运行事故出现的原因

输电线路是电力系统中不可缺少的组成部分，但是在运行过程中因为内部或外部原因经常会发生事故，影响输电线路的正常运行，而引起输电线路运行事故的因素有很多，总结如下：

首先，外力破坏，这种外力主要来自于人为，人们在不经意间总是在不同程度上造成输电线路的损坏，有些人员虽然对输电线路的知识有所了解，但是却恶意破坏输电线路，给电力企业以及用户带来了不同程度的影响这中会外力破坏的输电电路事故越来越多，影响也越来越大，其中最典型的就是人们在砍伐树木时牵连到输电线路，造成大面积停电的影响，春秋季节很多人方风筝，很多风筝落到输电线路上，给输电电路带来影响。正常情况下，一般的外力对输电线路并没有太大的影响，但是因为有很多的输电线路长时间暴露在外面，而且涉及的范围非常广，尤其是在人口比较集中的地区，输电线路遭受的外力破坏一旦超出了自身的承受范围就会受到严重影响，甚至会造成整个电网瘫痪，这种国家、企业以及个人来说带来的消极影响非常巨大。

其次，输电线路自身就存在着缺陷，输电线路在配备时性能并没有达到要求，所以经常发生掉闸事故。再加之，有些输电线路在早期使用时并没有多大问题，但是很多输电线路都是长期暴露在自然环境下，金具磨损程度越来越高，经常出现掉线或者断线，造成停电；有些输电电路的接管长期没有更换频繁出现过热的情况，进而造成掉线烧断。

最后，自然环境的影响，尤其是极端天气，比如雷击冰雪等。其中最严重的就是雷击事故。雷击最为就常见的自然灾害，具有非常大的热效应以及机械力等，这些作用力对输电线路破坏力非常大。一旦雷击过大，输电线路就会出现闪络现象，经过长期的调查显示，造成输电线路掉闸的众多原因中，雷击占一半以上的比例。而且我国的地形地势比较复杂，有些地方雷击事故频发，土壤也属于电阻率比较高的类型，雷击事故发生后，设备中的介电强度就会相应的变低，严重者电子器件发生损毁。因此预防雷击事故十分关键。

输电线路受自然环境的影响，除雷击外，还表现在长期持续的低温雨天气中，因为这种天气中一般都会有大风或者是覆冰现象。这主要是因为在湿冷的天气中，水汽就会慢慢的凝结在导线上，长期以往就会形成覆冰，输电线路就会被冰冻侵袭，因为当输电电路上覆冰时，线路保杆的平衡力不能保持平衡，就会发生倒杆现象，而线路也会发生断裂。这种危害与雷击相比对输电线路的损害程度更大，其潜在的破坏力更强。

2.输电线路的维护

我们知道了解损坏输电线路的众多原因，为了避免事故的扩大化，必须采取强有力的措施，经常对输电线路进行维护就是其中之一，其维护的方面有很多，笔者总结如下：

2.1实施全方位，多层次强网工程，构建坚强牢固输电线路

当前随着输电线路架构逐渐增大，系统日趋复杂，各级输电线路企业要针对输电线路系统存在的大面积停电风险和配网薄弱瓶颈制约等问题，以及近年来出现的自然灾害对输电线路造成的巨大破坏情况，增强风险意识，加大输电线路建设投资力度，通过加强输电线路技术改造，优化输电线路结构，解决重点和难点问题，防范发生大面积停电和重大社会影响的停电事故，提高输电线路安全稳定水平，防范各类风险和灾害冲击.要全面分析输电线路安全隐患和薄弱环节，加强输，配输电线路薄弱环节的改造力度，深入开展互联输电线路安全防御体系，输电线路应急处理技术等重大课题的研究，完善输电线路安全稳定措施，构筑牢固的输电线路安全稳定""三道防线""，强化输电线路安全的技术支撑，提高驾驭输电线路的能力。

2.2强化输电线路调度运行管理，厂网共同维护系统安全

大输电线路的调度运行日趋复杂，对电力调度运行管理提出了更高的要求，各级电力调度机构要从维护输电线路安全稳定出发，进一步加强调度运行管理，合理安排输电线路运行方式，加强负荷预测与监控，完善应急预案，有效应对各类突发事故，防范和化解输电线路风险，要严肃调度纪律，做到令行禁止.发电企业要服从调度管理，严格按调度指令安排运行生产，积极配合开展涉网安全性评价工作.各单位要高度重视涉网技术协调问题，加强电力二次系统安全防护，厂网共同努力保障系统安全。

2.3自然灾害有许多不可抗力的因素，但有些自然灾害具有一定的季节性、地域性和可预测性，在技术措施和组织措施上可以提前防范

面对灾害我们有必要加快电力系统内部自然灾害预警机制的建立。加强与气象、地质、水利等相关部门的专业合作，形成电力行业自己的自然灾害数据解读能力，提高灾害预测和预警能力，真正做到防患于未然，尽量把灾害的损失降到最低水平。同时，全面收集和长期积累气象资料，特别是微地形、微气象区的资料收集，并做好分析，掌握历年来电力设施遭灾情况及规律，为输电线路设计、运行维护提供全面可靠的基础数据。

另外，在设计时应遵循普遍性与特殊性相结合的科学适用原则，综合政治、安全、经济等因素，充分考虑不同线路的重要性和差异性、同一线路不同地段的差异性、不同供电区域的差异性等因素。对重要线路提高设防标准，如重要电源送出线路、骨干网架、重点用户配电线路等。

3.结语

综上所述，可知对输电线路运行事故发生的原因进行研究十分重要，采取维护措施更加重要，输电线路的运行安全关系到用电用户的用电安全，因此必须采取有效的措施避免输电线路在运行中发生事故，给国家、企业以及用户带来严重的损失。

【参考文献】

[1]赵昕，李永刚.关于输电线路状态运行检修的探讨[J].电子制作，2013（24）.

[2]张军，郭常胜.浅析线路跨越高压线路如何减少资金、节约时间[J].中国高新技术企业，2013（35）.

[3]常朝阳.输电线路运行故障分析与防治方法[J].科技创新与应用，2013（34）.

运行与维护检查 篇4

变压器如果有事故可能产生的话, 通常情况下都是有相关的预兆的, 一般变压器内部严重的故障都是由于忽略了一些轻微问题而造成的, 绝对不是一触即发的。值班工作人员需要随时的监视变压器的运行状况, 并对有关部件进行检查以及时发现问题。要判断变压器的运行是否顺利, 可以通过望闻听测几个方面对变压器设备可能存在的故障进行判断。所谓的望观即指观察变压器的震动幅度、变色程度, 外部状况。所谓的听即指听变压器运行时有没有发生异常的声音。所谓的测就是检测变压器的运行温度。在发现异常状况时, 要及时客观的分析异常发生的原因、故障位置及严重程度, 由此实行相关的解决措施。

1) 检查变压器上层油温必须控制在规定的范围之内;

2) 检查油质, 根据油的透明度和黄颜色的程度判断油的质量如何;

3) 应检查套管的时候要观察它的清洁度, 存在裂纹没有以及是否具有放电痕迹, 还要特别注意是否具有运转正常的冷却装置;

4) 变压器的声音不应该有杂音, 观察的时候主要听它是否有均匀的嗡嗡电磁声;

5) 要注意天气的变化, 天气转变的时候尤其要做好相关的检查。

2 变压器运行中异常现象分析

2.1 声音异常

当变压器有不间断的、有规律的“嗡嗡”声则属于正常运行状态。其他的忽高忽低以及喧响都表明变压器可能出现问题了。

1) 如果变压器的内部的运行声音是稍微偏高而且比较沉重的话, 多数情况下是设备在超负荷运行。这样的情况下需要及时的对负荷情况进行鉴定, 并做好监视工作;

2) 若是变压器内部偶尔出现间隔性的“哇哇”声, 那么, 大多是由于电网中发生过电压, 此时可以通过是否有接地信号和测量仪表计有摆动来进一步断定;

3) 变压器中听到明显的放电声, 那么大多是套管或内部存在放电现象, 此时要对变压器进行更详细和全面的检测或者直接停用;

4) 如果变压器内部短路故障或接触不良的话就会使得变压器出现水沸声, 这样的情况下就需要及时的对其进行停用, 再做检查;

5) 当变压器内部或表面绝缘击穿时变压器就会出现爆裂声, 这样的情况下也需要及时的对其进行停用, 再做检查;

6) 当变压器内的个别零件松动的时候变压器可能出现“叮当”声, 这种时候按情况处理即可。

2.2 油温异常

1) 按照国际电工委员会制定的相关规范。变压器的绝缘温度需要维持在温度应控制在85℃以下才能防止绝缘不过早老化。若发现在同等条件下温度持续增加的时候就表明变压器内部可能有故障, 内部有问题是在各种各养的因素共同影响下形成的, 这种时候按情况处理即可;

2) 散热器不通畅、冷却器存在问题或者是内部故障等各种各样的因素都将会使得变压器的温度出现异常, 此时按情况处理。

2.3 油位异常

变压器油位一般在一定范围内上下波动, 这种波动幅度很小。反之则很可能是因为变压器出现了异常情况, 必须马上处理。常见的油位异常情况有:

1) 假油位, 所谓的假油位就是指变压器温度正常要但油位波动较大。呼吸器、防暴管通气孔受阻等因素都可能造成变压器运行过程中出现假油位;

2) 变压器大范围的出现漏油、油枕中油不能满足需要、检修后缺油、温度出现大幅度下降, 这样的因素就可能使得变压器的油位下降。

2.4 渗漏油

渗漏油是变压器中司空见惯的问题, 渗与漏只是在程度的大小上有所区分, 差别不是很大, 出现渗漏油的一般性位置和主要的因素有:

1) 阀门系统。主要原因是:蝶阀胶材质安装不良, 放油阀精度过低无法满足相关的要求以及螺纹处渗漏;

2) 胶垫接线、高压套管基座流出线桩头及胶垫密封性不好、弹性过小以及小瓷瓶破裂导致渗漏油;

3) 变压器的设计制造存在缺陷, 材质不佳。

2.5 套管闪络放电

套管闪络放电引起的发热, 会加剧变压器的老化, 绝缘受损, 更有甚者会导致爆炸等事故的出现, 通常情况下的影响因素有:

1) 高压套管制造不良, 没有屏蔽接地, 没有做好焊接工作, 导致绝缘体损坏;2) 套管表面没有清理干净或者是不光滑。

3 变压器的故障处理

通常情况下采取合理有效的解决相关的问题, 首先我们应该明白一下问题:1) 变压器运行方式, 负荷状态和变压器故障种类;2) 变压器上层油温变化与电压之间存在的关系;3) 故障发生时环境因素如天气情况;4) 在变压器附近是否存在检修及进行其他工作;5) 系统有无操作;6) 运行人员有无操作;7) 进行什么保护动作, 故障反应情况等。

变压器故障的发生是一个逐步深入的过程, 其故障可分为内部和外部故障两种。前者主要是指变压器邮箱内发生的故障, 内部故障的类型是多种多样, 按照发生地点来分, 主要包括相间短路、匝间短路以及接地故障等类型。而后者通常是由油箱外部的绝缘套管及其引线上发生的故障。

3.1 套管故障

套管的常见故障有炸毁、闪落和漏油。这些故障可归结于以下这些因素:

1) 套管密封效果不好, 绝缘受损之后有水渗入, 产生受潮劣变;

2) 呼吸器优化配置不合理或者没有采取措施清理掉吸入水分;

3) 分接开关故障一般是由于触头放电导致开工表面出现熔化与灼伤造成的。

3.2 绕组故障

绕组通常会出现匝间、绕组和相间的短路问题以及断线及接头开焊相关的故障。导致上述故障的因素如下:1) 制造或检修的过程中, 破坏了绕组一部分绝缘体, 为绕组接下来的工作埋下不利因素;2) 由于长期过载和散热困难, 导致绕组在运行过程中变压器内部温度升高加剧绝缘老化;3) 制造工艺欠佳, 压制不够严实, 机械强度不能满足要求, 致使绕组无法经受短路冲击使绕组变形绝缘损毁;4) 绕组密封不好, 一旦渗进水, 就会受潮而堵塞油道, 造成局部过热;5) 绝缘油内进入水分, 导致油与水混合, 油出现劣化, 或者是由于大面积的暴露在空气之中, 造成油的酸价过高绝缘、水平下降, 一些裸露在外的绕组没有得到实时的解决。

3.3 分接开关故障

一般性的问题主要是相间触头或接头放电引起的表面熔化与灼伤。引起这些故障的相关因素有:

1) 连接螺丝没有旋紧;

2) 带载调整装置配备不到位和调整不到位;

3) 分接头绝缘板绝缘级别不够;

4) 落后的制造工艺无法锡满接头焊, 造成接触不良, 弹簧压力过小;

5) 油的酸价过高, 使分接开关接触面被腐蚀。

3.4 铁芯故障

铁芯柱的穿心螺杆或铁轮的夹紧螺杆的绝缘出现问题的话往往会导致铁芯故障。运行中变压器出现问题的时候, 若是确定是绕组或铁芯存在问题就需要进行吊芯检查。首先测量各相绕组的直流电阻并做好记录, 然后并对测出的数据进行比较。若测得的数据差别较大, 则说明是绕组故障。接下来再检查铁芯外观, 最后用直流电压、电流表法测量片间绝缘电阻。若是铁芯外观损坏较小, 则只需在损坏处涂漆就可以解决问题。

3.5 瓦斯保护故障

瓦斯保护动作的原因及处理方法:

1) 变压器内部存在空气或有轻微故障或者二次回路故障时则会造成轻瓦斯保护动作, 保护动作后会发出信号, 此时工作人员要立即检查, 若发现故障应立即进行处理。若未发现故障也要气体取样分析以防万一;2) 若变压器内部发生严重故障或二次回路故障, 则会引起油分解出大量气体从而引起瓦斯保护动作跳闸。变压器自动跳闸时, 应查明保护动作情况, 若只是外部故障或人为原因引起的误动作则可以不经内部检查投入送电。若是内部故障则需进行检修。此外, 变压器声音出现异常的时候要结合经验细心分析判断, 具体情况具体分析。而变压器中的有很多可燃性物质, 一旦着火不及时处理则可能发生危险事故, 并引起严重后果。

引起变压器着火的原因通常是套管的破损和闪落、油在油枕压力下溢出、变压器外壳或散热器破裂等。若变压器着火此时要用可立即手动断开断路器, 拉开变压器电源的隔离开关, 停止设备供电, 进行灭火。

综上所述, 在变压器运行中当绕组的短路和接地故障往往是由绕组的绝缘击穿引起的。匝间短路故障引起的异常现象是变压器过热, 进而油温增高, 电源侧电流增大, 各相直流电阻不平衡。发生匝间短路故障时若不及时处理, 则会引起更加严重的单相接地或相间短路。

摘要：变压器发生故障都会有预兆, 一般都伴随着异常现象出现。因为变压器故障的发生是一个循序渐进的过程。按照发生故障的位置不一样, 将其分为内部和外部故障两种。内部故障主要是指变压器邮箱内部出现问题, 而外部故障通常是由油箱外部的绝缘套管破损或者是它的引线上出现问题。本文通过对变压器进行检查维护, 以分析变压器运行中存在的异常情况, 进而找到解决变压器故障的方法。本文主要分析变压器运行的检查维护及故障处理的方法。

关键词：变压器检查与维护,故障分析,故障处理

参考文献

[1]白宝国.浅谈变压器的运行检查维护及其故障处理[J].科技信息, 2011 (16) .

[2]陈伟.浅谈变压器故障的预防与维修[J].黑龙江科技信息, 2011 (1) .

[3]艾克木·尼牙孜.浅析变压器瓦斯保护[J].科技资讯, 2008 (8) .

[4]张志刚.继电保护的作用及故障处理方法[J].科技致富向导, 2010 (32) .

[5]安占峰.浅谈变压器的运行检查维护及其故障处理[J].黑龙江科技信息, 2010 (21) .

[6]王霄霞, 于海波.浅谈变压器的运行检查维护及其故障处理[J].科技风, 2010 (24) .

信息安全运行维护与管理 篇5

我国的电力信息化发展相对比较晚，在沿海一些发达城市，上个世纪中期才有了电力生产自动化的应用。

电力信息的自动化发展给电力企业带来了诸多便利，特别是在电网调度、信息控制以及电力营销系统中都发挥着重要的作用。

因此，电力信息的安全成了电力企业稳定运行的前提和保障，分析电力信息网络的安全运行和管理是当前电力企业可持续发展的重中之重。

下面笔者结合自己在实际工作中遇到的各种问题进行研讨和分析。

1电力信息化发展现状

最近几年，我国大部分城市的电力通信网已经完全由数字微波、光纤、卫星等一系列的高科技技术替代了过去单一传输手段，从而形成了一个多渠道、多元化的干线通信网络。

我国信息和通信网络基础建设的规模，比底整整翻了两番。

变电运行故障与维护技术分析 篇6

【关键词】变电站；运行；一般故障；跳闸故障；影响因素；维护技术；研究

前言

现代社会的发展，人民生活质量得到了较大的提高，电力资源作为现代主要的能源之一，其对于社会运行及人们的生产生活等均有着重要的作用。社会各界对于电力的需求量不断加大，我国在电力事业的建设方面也进行了较多的努力。变电站已经成为了现代电网中不可或缺的一部分，其运行情况直接关系到供电质量及其自身设备的安全性，对其的维护是变电站管理中极为重要的工作。由于电力系统结构较为复杂，变电站在运行时其设备繁多，使得维护工作存在的一定的难度，容易出现故障，不仅会使得变电站无法正常供电，给生产活动造成巨大的损失，使得人们生活不便，浪费掉大量的电力资源，也损害到变电站的设备，整个电网运行的安全性下降，因此需要采取相应的维护措施，保障变电运行的安全稳定性，对该类课题进行深入的研究与探讨也是十分有必要的。

1.影响变电运行的各项因素

在电力系统变电运行的过程中，其会受到各种条件的限制或者影响，产生不同程度的故障，具体原因有以下几点：①设备因素 变电站的各项设备在运行一段时间后，均会出现不同程度的老化磨损，如果在检修时没有注意到该现象，或者没有进行定期的检查及更新，则会留下安全隐患；②操作因素 变电运行中操作人员的操作失误也会引起各种故障，包括没有执行操作票、违规操作、电力设备维护不规范、管理内容不全面，使得设备在运行时出现各种异常情况，包括误动、拒动等，造成电力系统运行不稳定；③管理因素 安全管理工作力度不足，也是引起变电运行故障的一大原因，许多故障是完全可以预防或者避免，而企业在管理方面没有做到位，安全意识薄弱、管理工作有缺陷，都会留下各种问题及隐患，包括安全管理制度不完善、忽视操作人员的培训学习、管理者技能不足、管理制度执行不力等，均会使得各种小的隐患转变为大的事故[1]。

2.常见故障及其维修技术

2.1故障表现

变电站的系统较为复杂，其在运行时容易出现各种不同类型的故障，如PT保险熔断、系统接地、断线等，如果产生上述故障，小电流接地系统没有直接接地，或者是通过消弧线圈接地，而小电流接地系统的母线辅线的开口位置的电压接近于零，其联结至电压继电器，整个系统保持三相平衡的状态，如果系统出现故障，其电压必然会出现变化，变电设备即会出现发光字牌、报文等警报提示信号。但是信号发出的光字牌或者报文仅仅表示出现了故障，故障的位置、类型及原因等，还需要管理人员结合其他方面的表现，进一步确认[2]。

2.2维修技术

在处理上述故障之前，需要先对故障的性质、类型等进行准确的判断，处理故障时更加科学且有针对性。如果故障属于PT保险熔断，需要先检查系统的二次电压状况，确认故障等级后，在进行相应的处理。如果故障属于处理系统接地，则需要先检查各项电气设备的运行。如果变电运行故障属于断线问题，则需要向上级汇报故障情况，再对其进行详细的检查，制定相应的维护方案，抽调变电运行维护人员先检查故障情况，及时维修，妥善解决问题。另外还需要作好记录，便于后期的检查工作，并排查安全隐患，防止再出现该类故障，提高运行的稳定性[3]。

3.蓄电池组及电流互感器故障和维修

在对设备进行详细的检查后，如果判断为蓄电池组出现故障，需要先暂停其运行，通过充电机单独为直流母线供应电能。变电站的管理人员需要把详细情况汇报至调度室，检查出造成故障的原因，对其进行处理后，才能继续使用蓄电池组进行供电。在上述检修的过程中，需要管理人员重视巡逻和检查工作，防止出现交流失压的问题。如果变电站出现近点短路，电压较低，而开关也存在拒动的情况，则需要及时将馈线断开。在处理电流互感器故障时，需要有针对性，可以使用试温蜡片测量电流互感器温度；听设备的声音或者由表计指示数值，判断开路的情况；如果故障判断为电流互感器的问题，需要进行维修或者直接换新的互感器，彻底解决问题[4]。

4.主变压器低压侧开关跳闸故障

一般来说，主变压器低压侧出现开关跳闸问题，引起该现象的原因是母线越级或者开关误动。出现该现象后需要先对二次侧的一次设备性能进行全面的检测，再进一步判断故障的原因。检车的过程中，需要注意其中较为关键的方面，包括线路保护动作、主变保护动作、保护掉牌等，排除掉部分故障，如主变开关误动作、线路开关拒动作等方面，并把故障分为不同的类型，包括一次设备的故障及二次设备的故障。先把各类设备的运行情况均进行相应的检查，针对一次设备需要先检查主变压器低压侧的过流保护区，一般是先检查主电流互感器，再检查母线。二次设备则需要重点检查电气设备的保护压板，判断其故障原因，包括是否出现漏投情况，线路开关直流保险是否被熔断等，并进一步检修[5]。

5.总结

我国电力事业的发展，变电站的建设也是十分常见的工程，其担任着连接供电企业与用户的重要责任，对于社会的用电状况有着极为重要的保障作用。变电站需要使用的设备较为繁多，结构复杂，其在运行时也容易受到各种因素的影响而出现故障，需要管理人员实施一系列的维护措施，保障其正常运行。本文仅从一般的角度分析了变电运行出现的故障，并提出了几点维修建议，实践的管理过程中，还需要管理人员全面掌握变电站的基本结构、设备数量、性能、变电站的各项条件等，深入分析造成故障的原因，有针对性的进行维护，并排除安全隐患，提高变电运行的安全稳定性，优化供电质量，带来良好的经济效益和社会效益。

参考文献

[1]柳迎春，唐会生.浅谈变电运行的安全管理及故障排除[J].黑龙江科技信息.2011（22）：129.

[2]康志波.电力系统变电运行中的常见故障类型与处理[J].电源技术应用.2013（04）：46.

[3]张宇敬.维护技术在变电运行故障处理中的应用[J].中国高新技术企业，.2014（12）：123-124.

[4]林梅珊.探讨基于电力系统的变电运行故障及维护技术[J].企业技术开发.2013（23）：103.

运行与维护检查 篇7

现代化工业企业广泛采用电力作为能源, 而发电厂发出的电力往往需经远距离传输才能到达用电地区。在传输的功率恒定时, 传输电压越高, 则所需的电流越小, 因为电压将正比于电流。线损正比于电流的平方, 所以用较高的输电电压可以获得较低的线路压降和线路损耗, 要制造电压很高的发电机, 目前技术很困难, 所以要用专门的设备将发电机端的电压升高以后再输送出去, 这种专门的设备就是变压器。另一方面, 在受电端又必须用降压变压器将高压降低到配电系统的电压, 故要经过一系列配电变压器将高压降低到合适的值以供使用。在电力系统中, 变压器的地位十分重要, 不仅所需数量多, 而且性能好, 运行安全可靠。

变压器在运行中, 由于各种原因将会导致变压器故障, 变压器一旦发生故障, 就会限制发电机的出力, 减少和中断对部分用户的供电, 延长变压器的维修时间, 如果不能及时的发现事故并处理事故, 将会对电网安全可靠供电造成很大的威胁, 对国民经济造成重大的损失。

2 变压器运行中的检查维护

值班人员应随时对变压器的运行状况进行监视和检查, 发现问题应及时采取相应措施

2.1 检查变压器上层油温是否超过允许范围。

2.2 检查油质, 应为透明、微带黄色, 由此可判断油质的好坏。

2.3 应检查套管是否清洁, 有无裂纹和放电痕迹, 冷却装置应正常。

2.4 变压器的声音应正常。正常运行时一般有均匀的嗡嗡电磁声。

2.5 天气有变化时, 应重点进行特殊检查。

3 变压器运行中不正常的现象分析

3.1 声音异常

3.1.1 内部有较高且沉着的“嗡嗡”声, 则可能是过负荷运行, 可根据变压器负荷情况鉴定并加强监视。

3.1.2 内部有短时“哇哇”声, 则可能是电网中发生过电压, 可根据有无接地信号, 表计有无摆动来判定。

3.1.3 变压器有放电声, 则可能是套管或内部有放电现象, 这时应对变压器作进一步检测或停用。

3.1.4 变压器有水沸声, 则为变压器内部短路故障或接触不良, 这时应立即停用检查。

3.1.5 变压器有爆裂声, 则为变压器内部或表面绝缘击穿, 这时应立即停用进行检查。

3.1.6 其他可能出现“叮当”声或“嘤嘤”声, 则可能是个别零件松动, 可以根据情况处理。

3.2 油温异常

3.2.1 变压器的绝缘耐热等级为A级时, 线圈绝缘极限温度为

105℃, 根据国际电工委员会的推荐, 保证绝缘不过早老化, 温度应控制在85℃以下。若发现在同等条件下温度不断上升, 则认为变压器内部出现异常, 内部故障等多种原因, 这时应根据情况进行检查处理。

3.2.2 导致温度异常的原因有:散热器堵塞、冷却器异常、内部故障等多种原因。这时应根据情况进行检查处理。

4 油脂异常分析

利用有的外状对变压器油及变压器的运行状况作出判断分析是一种最基本、最直观的判断方法。用玻璃杯从变压器底部取样阀中取出少量后, 对着阳光仔细观察:a.良好的变压器油应该是透明的、微带黄色, 无沉淀、机械杂质、悬浮物质及棉絮状物质。b.油色为棕色或褐色, 其酸值和水溶性酸往往接近或超过国际标准值。c.油色发暗, 其酸值和水溶性酸均严重超标。一般情况可能为油的老化现象, 变压器内部无故障。d.油色发黑, 其闪点往往接近或低于国际标准要求的极限值。色谱分析中, 氢气和乙炔成分增高也是一重要特征。一般情况下, 油色发黑可判断为变压器内部可能存在放电现象或是放电兼过热现象, 油可能因变压器固体介质的炭化而变黑, 放电严重时会造成设备烧毁, 甚至发生爆炸事故。闪点过低也会导致变压器发生火灾, 甚至爆炸。

5 绕组故障

变压器绕组的主绝缘和匝间绝缘是容易发生故障的部位;其主要原因是:a.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;b.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可能被绝缘击穿;c.变压器绝缘油中进水使绝缘强度大大降低而不能承受允许的电压, 就会造成绝缘击穿;防雷设施不完善, 在大气过电压作用下, 发生绝缘击穿。

6 瓦斯保护故障

瓦斯保护的有点是动作迅速、灵敏度高、安装接线简单、能反映变压器油箱内部发生的各种故障, 还能反映差动保护所不能反映的一些匝间短路和铁心故障。此外, 当变压器内部进入空气时也有所反映。

其缺点是不能反映变压器外部故障, 瓦斯保护不能作为变压器各种故障的唯一保护。瓦斯保护抵抗外界干扰的性能较差, 例如剧烈的震动就容易误操动作。如果在安装瓦斯继电器时未能很好地解决防油问题或瓦斯继电器不能很好地防水, 就有可能漏油腐蚀电缆绝缘或继电器进水而造成误动作。

瓦斯保护动作的原因及处理方法:a.变压器的轻瓦斯保护动作, 一般作用于信号, 以表示变压器运行异常, 其原因主要是在变压器的加油、滤油、换油或换硅胶过程中有空气进入油箱。当检查变压器的温度、声响、油面及电压、电流指示情况时, 若未发现异常现象, 应进行气体取样分析。如果无气体, 变压器也无异常, 则可能是二次回路存在故障。b.变压器的重瓦斯保护动作跳闸后发出信号, 其原因可能是变压器内部发生严重故障, 引起油分解出大量气体, 也可能是二次回路有故障等。处理的原则是若有备用变压器, 应立即投入, 然后对变压器上层油温、外部特征、防爆喷油和各侧开关掉闸情况、停电范围等进行检查;最后收集气体判断故障;如果是内部故障, 则不得试送电, 应按规定拉开各侧开关, 并采取安全措施, 进行抢修。如果经检查不是内部故障而是外部故障或人员误动作等引起的, 则可投入送电。c.有时瓦斯继电器会发生误动作, 应采取的反事故措施是将瓦斯继电器的下浮筒式改为挡板式, 触点改为立式;这样可以提高重瓦斯动作的可靠性。另外, 瓦斯继电器引出线应采用耐油绝缘线, 以防被油侵蚀。

结束语

要使变压器保持长期安全可靠运行, 除了加强提高保护配置技术水平外, 在日常的运行管理方面也十分重要。作为现场工作人员, 一定要做到勤检查、勤测量, 勇于发现问题, 及时采取各种措施来加强变压器的保护, 防止故障或事故的发生, 以保证配电系统的安全、稳定、可靠运行。

参考文献

[1]刘静.变压器的故障分析及处理[J].西北职教, 2008.12.[1]刘静.变压器的故障分析及处理[J].西北职教, 2008.12.

运行与维护检查 篇8

关键词：变压器,运行维护,故障:分析,处理

1 变压器运行中的检查维护

变压器在发生事故之前, 一般都会有异常情况, 因为变压器内部故障是由轻微发展为严重的。值班人员应随时对变压器的运行状况进行监视和检查。通过对变压器运行时的声音、震动、气味、变色、温度及外部状况等现象的变化, 来判断有无异常, 分析异常运行的原因、部位及程度, 以便采取相应措施。1) 检查变压器上层油温是否超过允许范围。2) 检查油质, 应为透明、微带黄色, 由此可判断油质的好坏。3) 应检查套管是否清洁, 有无裂纹和放电痕迹, 冷却装置应正常。4) 变压器的声音应正常。正常运行时一般有均匀的嗡嗡电磁声。5) 天气有变化时, 应重点进行特殊检查。

2 变压器运行中出现的不正常现象的分析

2.1 声音异常

变压器正常运行时声音应为连续均匀的“嗡嗡”声, 如果产生不均匀或其他响声都属于不正常现象。1) 内部有较高且沉着的“嗡嗡”声, 则可能是过负荷运行, 可根据变压器负荷情况鉴定并加强监视。2) 内部有短时“哇哇”声, 则可能是电网中发生过电压, 可根据有无接地信号, 表计有无摆动来判定。3) 变压器有放电声, 则可能是套管或内部有放电现象, 这时应对变压器作进一步检测或停用。4) 变压器有水沸声, 则为变压器内部短路故障或接触不良, 这时应立即停用检查。5) 变压器有爆裂声, 则为变压器内部或表面绝缘击穿, 这时应立即停用进行检查。6) 其他可能出现“叮当”声或“嘤嘤”声, 则可能是个别零件松动, 可以根据情况处理。

2.2 油温异常

1) 变压器的绝缘耐热等级为A级时, 线圈绝缘极限温度为105℃, 根据国际电工委员会的推荐, 保证绝缘不过早老化, 温度应控制在85℃以下。若发现在同等条件下温度不断上升, 则认为变压器内部出现异常, 内部故障等多种原因, 这时应根据情况进行检查处理。2) 导致温度异常的原因有:散热器堵塞、冷却器异常、内部故障等多种原因。这时应根据情况进行检查处理。

2.3 油位异常

变压器油位变化应该在标记范围之间, 如有较大波动则认为不正常。常见的油位异常有:1) 假油位, 如果温度正常而油位不正常, 则说明是假油位。运行中出现假油位的原因有呼吸器堵塞、防暴管通气孔堵塞等。2) 油位下降, 原因有变压器严重漏油、油枕中油过少、检修后缺油、温度过低等。

2.4 渗漏油

渗漏油是变压器常见的缺陷, 渗与漏仅是程度上的区别, 常见的部位及原因有:1) 阀门系统, 蝶阀胶材质安装不良, 放油阀精度不高, 螺纹处渗漏。2) 胶垫接线桩头, 高压套管基座流出线桩头, 胶垫较不密封、无弹性, 小瓷瓶破裂渗漏油。3) 设计制造不良, 材质不好。

2.5 套管闪络放电

套管闪络放电会造成发热, 导致老化, 绝缘受损甚至引起爆炸, 常见原因有:1) 高压套管制造不良, 未屏蔽接地, 焊接不良, 形成绝缘损坏。2) 套管表面过脏或不光滑。

3 变压器的故障处理

为了正确地处理故障, 首先应掌握下列情况:1) 系统运行方式, 负荷状态, 负荷种类;2) 变压器上层油温, 温升与电压情况;3) 事故发生时天气情况;4) 变压器周围有无检修及其他工作;5) 系统有无操作;6) 运行人员有无操作;7) 何种保护动作, 事故现象情况等。变压器的故障常被分为内部故障和外部故障两种。内部故障为变压器油箱内发生的各种故障, 其主要类型有:各相绕组之间发生的相间短路、绕组的线匝之间发生的匝间短路、绕组或引出线通过外壳发生的接地故障等。外部故障为变压器油箱外部绝缘套管及其引出线上发生的各种故障, 其主要类型有:绝缘套管闪络或破碎而发生的接地 (通过外壳) 短路, 引出线之间发生相问故障等或引起变压器内部故障或绕组变形等。

3.1 套管故障

常见的是炸毁、闪落和漏油, 其原因有:1) 密封不良, 绝缘受潮劣比。2) 呼吸器配置不当或者吸入水分未及时处理。3) 分接开关故障常见的有表面熔化与灼伤, 相间触头放电或各接头放电, 主要原因有:1) 螺丝松动;2) 荷调整装置不良和调整不当;3) 头绝缘板绝缘不良;4) 接触不良, 制造工艺不好, 弹簧压力不足;5) 酸价过高, 使分接开关接触面被腐蚀。

3.2 绕组故障

主要有匝间短路、绕组接地、相间短路、断线及接头开焊等。产生这些故障的原因有以下几点:1) 在制造或检修时, 局部绝缘受到损害, 遗留下缺陷;2) 在运行中因散热不良或长期过载, 绕组内有杂物落入, 使温度过高绝缘老化;3) 制造工艺不良, 压制不紧, 机械强度不能经受短路冲击, 使绕组变形绝缘损坏;4) 绕组受潮, 绝缘膨胀堵塞油道, 引起局部过热;5) 绝缘油内混入水分而劣化, 或与空气接触面积过大, 使油的酸价过高绝缘水平下降或油面太低, 部分绕组露在空气中未能及时处理。

3.3 铁芯故障

铁芯故障大部分原因是铁芯柱的穿心螺杆或铁轮的夹紧螺杆的绝缘损坏而引起的。其后果可能使穿心螺杆与铁芯叠片造成两点连接, 出现环流引起局部发热, 甚至引起铁芯的局部熔毁;也可能造成铁芯叠片局部短路, 产生涡流过热, 引起叠片问绝缘层损坏, 使变压器空载损失增大, 绝缘油劣化。

3.4 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。瓦斯保护动作的原因及处理方法:1) 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。2) 瓦斯保护动作跳闸时, 可能变压器内部发生严重故障, 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, 应先投人备用变压器, 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。变压器自动跳闸时, 应查明保护动作情况, 进行外部检查。经检查不是内部故障而是由于外部故障或人员误动作等引起的, 则可不经内部检查即可投人送电。此外, 变压器着火也是一种危险事故, 因变压器有许多可燃物质, 处理不及时可能发生爆炸或使火灾扩大。

参考文献

运行与维护检查 篇9

变压器在发生事故之前, 一般都会有异常情况, 因为变压器内部故障是由轻微发展为严重的。值班人员应随时对变压器的运行状况进行监视和检查。通过对变压器运行时的声音、震动、气味、变色、温度及外部状况等现象的变化, 来判断有无异常, 分析异常运行的原因、部位及程度, 以便采取相应措施。

(1) 检查变压器上层油温是否超过允许范围。

(2) 检查油质, 应为透明、微带黄色, 由此可判断油质的好坏。

(3) 应检查套管是否清洁, 有无裂纹和放电痕迹, 冷却装置应正常。

(4) 变压器的声音应正常。正常运行时一般有均匀的嗡嗡电磁声。

(5) 天气有变化时, 应重点进行特殊检查。

二、变压器运行中出现的不正常现象的分析

(一) 声音异常

变压器正常运行时声音应为连续均匀的“嗡嗡”声, 如果产生不均匀或其他响声都属于不正常现象。

1. 内部有较高且沉着的“嗡嗡”声, 则可能是过负荷运行, 可根据变压器负荷情况鉴定并加强监视。

2. 内部有短时“哇哇”声, 则可能是电网中发生过电压, 可根据有无接地信号, 表计有无摆动来判定。

3. 变压器有放电声, 则可能是套管或内部有放电现象, 这时应对变压器作进一步检测或停用。

4. 变压器有水沸声, 则为变压器内部短路故障或接触不良, 这时应立即停用检查。

5. 变压器有爆裂声, 则为变压器内部或表面绝缘击穿, 这时应立即停用进行检查。

6. 其他可能出现“叮当”声或“嘤嘤”声, 则可能是个别零件松动, 可以根据情况处理。

(二) 油温异常

1. 变压器的绝缘耐热等级为A级时, 线圈绝缘极限温度为105℃, 根据国际电工委员会的推荐, 保证绝缘不过早老化, 温度应控制在85℃以下。若发现在同等条件下温度不断上升, 则认为变压器内部出现异常, 内部故障等多种原因, 这时应根据情况进行检查处理。

2. 导致温度异常的原因有:散热器堵塞、冷却器异常、内部故障等多种原因。这时应根据情况进行检查处理。

(三) 油位异常

变压器油位变化应该在标记范围之间, 如有较大波动则认为不正常。常见的油位异常有:

1. 假油位, 如果温度正常而油位不正常, 则说明是假油位。运行中出现假油位的原因有呼吸器堵塞、防暴管通气孔堵塞等。

2. 油位下降, 原因有变压器严重漏油、油枕中油过少、检修后缺油、温度过低等。

(四) 渗漏油

渗漏油是变压器常见的缺陷, 渗与漏仅是程度上的区别, 渗漏油常见的部位及原因有:

1. 阀门系统, 蝶阀胶材质安装不良, 放油阀精度不高, 螺纹处渗漏。

2. 胶垫接线桩头, 高压套管基座流出线桩头, 胶垫较不密封、无弹性, 小瓷瓶破裂渗漏油。

3. 设计制造不良, 材质不好。

(五) 套管闪络放电

套管闪络放电会造成发热, 导致老化, 绝缘受损甚至引起爆炸, 常见原因有:

1. 高压套管制造不良, 未屏蔽接地, 焊接不良, 形成绝缘损坏。

2. 套管表面过脏或不光滑。

三、变压器的故障处理

为了正确地处理故障, 首先应掌握下列情况: (1) 系统运行方式, 负荷状态, 负荷种类; (2) 变压器上层油温, 温升与电压情况; (3) 事故发生时天气情况; (4) 变压器周围有无检修及其他工作; (5) 系统有无操作; (6) 运行人员有无操作; (7) 何种保护动作, 事故现象情况等。

变压器的故障常被分为内部故障和外部故障两种。内部故障为变压器油箱内发生的各种故障, 其主要类型有:各相绕组之间发生的相间短路、绕组的线匝之间发生的匝间短路、绕组或引出线通过外壳发生的接地故障等。外部故障为变压器油箱外部绝缘套管及其引出线上发生的各种故障, 其主要类型有:绝缘套管闪络或破碎而发生的接地 (通过外壳) 短路, 引出线之间发生相间故障等或引起变压器内部故障或绕组变形等。

(一) 套管故障

常见的是炸毁、闪落和漏油, 其原因有:

1. 密封不良, 绝缘受潮劣比。

2. 呼吸器配置不当或者吸入水分未及时处理。

3. 分接开关故障常见的有表面熔化与灼伤, 相间触头放电或各接头放电, 主要原因有: (1) 螺丝松动; (2) 荷调整装置不良和调整不当; (3) 头绝缘板绝缘不良; (4) 接触不良, 制造工艺不好, 弹簧压力不足; (5) 酸价过高, 使分接开关接触面被腐蚀。

(二) 绕组故障

主要有匝间短路、绕组接地、相间短路、断线及接头开焊等。产生这些故障的原因有以下几点: (1) 在制造或检修时, 局部绝缘受到损害, 遗留下缺陷; (2) 在运行中因散热不良或长期过载, 绕组内有杂物落入, 使温度过高绝缘老化; (3) 制造工艺不良, 压制不紧, 机械强度不能经受短路冲击, 使绕组变形绝缘损坏; (4) 绕组受潮, 绝缘膨胀堵塞油道, 引起局部过热; (5) 绝缘油内混入水分而劣化, 或与空气接触面积过大, 使油的酸价过高绝缘水平下降或油面太低, 部分绕组露在空气中未能及时处理。

(三) 铁芯故障

铁芯故障大部分原因是铁芯柱的穿心螺杆或铁轮的夹紧螺杆的绝缘损坏而引起的。其后果可能使穿心螺杆与铁芯叠片造成两点连接, 出现环流引起局部发热, 甚至引起铁芯的局部熔毁;也可能造成铁芯叠片局部短路, 产生涡流过热, 引起叠片间绝缘层损坏, 使变压器空载损失增大, 绝缘油劣化。运行中变压器发生故障后, 如判明是绕组或铁芯故障应吊芯检查。首先测量各相绕组的直流电阻并进行比较, 如差别较大, 则为绕组故障。然后进行铁芯外观检查, 再用直流电压、电流表法测量片间绝缘电阻。如损坏不大, 在损坏处涂漆即可。

(四) 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方法:

1. 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。

2. 瓦斯保护动作跳闸时, 可能变压器内部发

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, 应先投入备用变压器, 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。变压器自动跳闸时, 应查明保护动作情况, 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。

此外, 变压器着火也是一种危险事故, 因变压器有许多可燃物质, 处理不及时可能发生爆炸或使火灾扩大。

由于上述种种原因, 在运行中一经发生绝缘击穿, 就会造成绕组的短路或接地故障。匝间短路时的故障现象是变压器过热, 油温增高, 电源侧电流略有增大, 各相直流电阻不平衡, 有时油中有吱吱声和咕嘟咕嘟的冒泡声。轻微的匝间短路可以引起瓦斯保护动作;严重时差动保护或电源侧的过流保护也会动作。发现匝间短路应及时处理, 因为绕组匝间短路常常会引起更为严重的单椹接地或相间短路等故障。

摘要：变压器在发生事故之前, 通常都会有异常情况, 因为变压器内部故障是由轻微发展为严重的。变压器的故障常被分为内部故障和外部故障两种。内部故障为变压器油箱内发生的各种故障;外部故障为变压器油箱外部绝缘套管及其引出线上发生的各种故障。文章主要分析变压器运行的检查维护及故障处理的方法, 可供广大同行技术参考。

如何做好电缆运行与维护 篇10

1 转变运维管理模式

对城区供电所进行功能上的合并, 只保留原营业厅及所需外勤人员, 其余人员统一调配至运维检修部, 成立配电抢修班, 专职负责城区内10 k V架空线路和电缆线路的运维巡视及抢修工作, 实行精细化分工, 专业化管理, 提高配网管理水平。

2 严格按规程要求进行施工验收

在电缆线路建设时, 严格按照《电力电缆线路运行规程 (DL/T 1253—2013) 》及《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》要求, 统一技术标准, 严格施工工艺及中间隐蔽工程检查。在电缆线路规划时, 要尽量避免与水、暖、燃气管道的并行, 防止建设完成后出现电缆受潮和外力破坏, 缩短电缆使用寿命及降低供电可靠性的现象。施工验收要按照有关规程和标准组织多部门联合验收, 施工方、主管部门及管理运维方都要参与验收, 确保工程合格及运行安全。

3 加强电缆走径标识和分接箱进出线标识管理

对地埋电缆进出线及主干分支电缆进行标识检查, 根据电缆所处位置进行分类汇总 (如主干道路、绿化带、人行道、居民区等) , 分类设置不同的标识。如道路上的电缆标识可设为地砖或便利贴, 对于在绿化带内或野外的电缆线路设为地桩或标示牌。在电缆开关柜或分接箱处, 对进出线电缆一定要安装标签, 标清电缆名称, 便于今后电缆故障时, 快速查找和隔离故障。

4 加强电缆图纸管理

要对电缆线路分类进行图纸绘制, 列清地埋段、电缆盖板段、电缆井段及电缆型号、长度、起止点, 电缆埋深、是否电缆沟等都要进行标注。同时要建立完善的图纸管理与更新制度, 确保图实相符。

5 建立完善的管理台账

对各时期所建设电缆进行检查, 建立完善的管理台账。对电缆通道及电缆沟进行排查, 对不符合要求或存在安全隐患的, 要列入整改或大修技改计划, 逐步整改。对电缆线路标签老化掉色的, 地砖破裂损坏的, 地桩丢失的, 要及时补充完善, 对电缆线路存在中间接头的, 应设立专项标识, 并建立相应专门台账。

6 建立电缆运维人员及资料交接机制

在加强电缆运维人员储备的同时, 还应加强对所有运维人员的培训, 当运维管理部门或人员发生变动时, 一定要进行资料交接和现场交接, 让接管人员现场熟悉开关装置位置、所接用户情况、设备操作基本情况及注意事项等。

7 配备电缆抢修专用工具, 提高快速抢修能力

由于电缆线路建设年代不一, 电缆厂家及附件选型不一, 所用的拆卸工具及测量仪器也不尽相同, 加上地埋电缆的隐蔽性, 随着城市建设的加快, 运维人员对部分电缆线路走径也无从定位。应为电缆抢修班配备必需的工具及仪器, 并积极推广新技术、新设备、新工具 (如电缆故障测试仪和电缆路径定位仪) , 逐步提高电缆线路快速抢修水平。

8 做好电缆线路相应物资储备

随着电力电缆在城市电力建设的普及, 建议将电缆相关保护标识列入物资储备, 如电力地砖、地桩、盖板、警示牌、提示牌、标签、电缆头附件等, 都储备一定数量, 以备日常运维所需。

9 做好电力设施保护管理

谈配电设备运行与维护 篇11

关键词：干式变压器电力电容器互感器直流系统运行维护

一、干式变压器的运行维护

干式变压器是配电系统中重要的电力设备，其作用是在交流电网中改变电压、传递能量。干式变压器因为没有油，也就没有火灾、爆炸、污染等问题，近年来应用逐步增多，在实际应用中如何正确维护干式变压器，保证其良好运行是配电运行人员应该重点关注的问题。

1.干式变压器的运行

干式变压器的安全运行和使用寿命，很大程度上取决于变压器绕组绝缘的安全可靠。绕组温度超过绝缘耐受温度使绝缘老化，从而影响其使用寿命，是导致干式变压器不能正常工作的主要原因之一，因此对变压器的运行温度监测及其报警控制是十分重要的。

干式变压器应在额定容量下工作，在不影响其寿命的情况下允许在短时间内过负荷运行，对于室内变压器而言，过负荷值不应超过20%。在正常情况下，变压器的负荷应保持在额定容量的85%左右较好。变压器处于过载运行时，一定要注意监测其运行温度：若温度上升达155℃（有报警发出）即应采取减载措施（减去某些次要负荷），以确保干式变压器的绝缘不受影响。

二、电力电容器的运行维护

电力电容器在配电系统中主要是用来补偿无功功率，提高功率因数。供电系统中的负荷大部分是感性的，通常电感电流落后于电压90°，如果将电力电容器连接在供电系统中，就会在回路中产生一个电容电流，该电流超前于电压90°，在相同的电压下，电感上的电流与电容上的电流方向正好相反，从而抵消了一部分感性电流或者说补偿了一部分无功电流。

1.电力电容器的运行

在电力电容器的使用中，我们必须要注意到其安全运行和经济运行状况。特别值得注意的是，电力电容器应在额定电压下运行，不得超过额定值的1.05倍，但允许在额定电压的1.1倍下运行4小时，如电容器使用电压超过额定值的1.1倍时应停止使用。当电压过高时会使电力电容器过载，造成内部元件过热或击穿事故。另一方面应避免过补偿或用电设备停止运行后的无功倒送所造成的电能损耗。

电力电容器运行的一般环境温度在-20～+45℃之间，如果温度过高或过低，容易引起电力电容器发生鼓肚、渗油等现象，同时要保证室内湿度不得超过80%。

2.电力电容器的维护

为了保证电力电容器的正常运行，延长其有效使用寿命，在日常运行工作中，应注意对电力电容器的维护。

2.1外观检查

对于运行中的电力电容器进行外观检查，看一看是否有喷油、渗漏油现象，有无鼓肚，是否有开裂现象，接线头有无过热现象，一旦发现上述异常情况应立即停止使用，避免发生事故。

2.2电流值检查

为延长电容器的使用寿命，电力电容器应在额定电流下运行，但允许其在不超过额定值的1.3倍下运行，如超过1.3倍时应停止使用，因为过大的电流通过电力电容器时，将造成电容器烧毁。

2.3保护装置的检查

每组电容器的上方均设有熔断器来保护，应定期对熔断器进行检查，看接线端子是否松动，有无过热现象，发现异常情况及时处理，避免由于熔断器的塑壳座过热绝缘损坏导致的对地短路事故。

三、互感器的运行维护

互感器是一种特殊的变压器，它是利用电磁感应原理进行工作的，其作用是将一次回路的高电压、大电流变为二次回路的低电压、小电流，使仪表和保护装置标准化并使二次设备与高电压隔离以保证人身和设备安全。

1.电流互感器的运行

电流互感器又称变流器，它的一次绕组串联在被测的一次电路中且匝数很少，二次绕组与测量仪表的电流线圈串联且匝数较多。电流互感器运行时二次阻抗很小，其作用是将大电流变成小电流，二次侧额定电流一般为5A。电流互感器必须在额定工况下运行，如果在超过额定容量情况下运行会造成误差增大，仪表指示不正确，其次二次绕组过热会加速绝缘老化，甚至烧坏绕组。

2.电流互感器的维护

配电运行人员应对电流互感器定期巡视，检查接头有无过热，是否有异常的声音，是否有异味，有无破损放电现象，瓷质部分是否清洁。一旦发现上述现象应及时处理，避免发生事故，电流互感器二次侧不允许开路且二次侧有一端必须做好保护接地。

3.电压互感器的维护

为了确保电压互感器的正常运行，配电运行人员应定期进行巡视，注意检查电压互感器的绝缘是否清洁，有无裂纹，缺损及放电现象，有无严重的渗油和漏油现象，有无异声等，发现这些情况应迅速查明原因及时处理，避免发生任何事故。

4.直流系统的运行维护

直流系统是用来为高压断路器、继电保护、自动装置、信号母线等提供操作电源的，由充电柜和蓄电池柜组成。

5.直流系统的运行

直流系统的充电装置采用两个高频开关模块并联组成，通常情况下是一主一备，定期轮换使用。浮充电采用恒压方式供电，充电模块输出电压通过熔断器经逆止二极管接到合闸母线上，再经熔断器接到电池组上。合闸母线经降压装置接到控制母线。当交流电中断时，充电机无直流电压输出，此时蓄电池电压经过降压装置加到控制母线上，使控制母线供电连续。均充时，充电机直流系统提供较高的均充电压，该电压快速给蓄电池补充放电损失的能量，其电路原理及供电线路与浮充电时一致。

变电设备的运行与维护 篇12

电网建设步伐在逐年加快,但发电机和高压输电线供给的无功功率,远远满足不了工作负荷的需要,所以在电网中要设置一些无功补偿装置来补充无功功率,以保证用户对无功功率的需要,这样用电设备才能在额定电压下工作,通过公式P=UIcosφ,Q=UIsinφ,由此可得无功损耗=tgφ×有功功率。

因此必须加强变电设备从定期计划检修向状态检修的趋势,也是供电可靠性的必然要求,虽然近年来在关键设备上采用了部分在线监测手段,为设备的运行状态监视和故障诊断提供了一定的参考,但对于变电设备开展状态检修提供可靠依据的比例还十分有限,这就需要通过变电设备投运前基础资料、运行信息、试验检测数据、历次检修报告和记录、同类型设备的参考信息等特征参量进行收集、汇总,作为设备状态的评估基础,近而选择实用的设备状态评估方法,确定科学合理的检修策略,推进状态检修,提高变电设备安全稳定运行的可靠性。

从另一方面来说,变电设备若不进行维护和检修,将会出现慢慢发生老化剂裂化等现象,因此导致的故障可能会引发人生安全问题,所以变电设备的维护和运行也是目前电网维护工作中的重点。

2 造成变电设备不能正常运行及工作的原因

2.1 雷电对变电设备运行的影响

在所有自然灾害中,雷电因为具有威胁性的电量,会导致非常激烈的热效应和电效应,进一步产生十分恐怖的破坏力,因此雷电在所有自然灾害中属于非常严重的灾害。

雷电是导致变电设备不能正常运行的主要原因之一。

根据我国高压电传输线路上的数据统计,雷电较多的地方往往也会引起较多的跳闸,雷电导致的跳闸总数占到一半以上。雷电击中变电线后,会出现雷电过电压,导致一些敏感设备中的电子器械遭受破坏,雷电对变电设备的运行起到的影响的确非同寻常。

2.2 冰雪对变电设备正常运行的影响

在我国的南方地区,冬季和气温和北方的气温不一样,某些南方地区冬天阴冷潮湿,而可能因为湿度太高而导致水汽在导线表面的凝结,这些水汽凝结的冰覆盖在导线的表面,这样是很容易导致电力系统受到冰冻的灾害的。当导线承受不住冰雪的重量时,就会导致导线断裂落下后形成冲击荷载使电杆倒塌;另一方面,电线被冰雪覆盖形成热胀冷缩,一旦被风吹,电线就会在空中晃动,产生的震荡可能会导致电线断裂的情况发生,这样对变电设备所造成的影响也是不可估量的。冰雪的覆盖给电线线路带来的巨大伤害,甚至还有可能威胁到电网系统的正常运行。

2.3 外力对变电设备正常运行的影响

我国在科学等各方面的建设发展速度越来越快,电路线路受到外力影响产生的事故也发生得越来越多,因此而造成的情况也是多样性和复杂性的。例如某些地区,山区的开路、水利工程等原因而使用的爆破技术,炸开的石头极有可能会造成绝缘子损伤,更严重的还会把线路炸断;在某些线路分布较广的地区,会因为大型机械设备的经过而导致意外碰坏电线、撞到电杆,因此而造成电网不能进行正常的工作。

3 如何对变电设备进行安全管理

3.1 强化变电操作员的基本素质

安全要素是变电运行的管理中的第一要素,电力相关工作人员在自己的日常工作中要对自己的工作进行总结,同时也要在日常工作中看到一些别人做得不完善的地方,但是这也需要对自己提出严格的要求,提高自己在相关工作中各方面的综合素质,才能更好地将自己的工作更好的完成。

另一方面,电力工作人员所在的单位应该定期组织员工学习和进行培训,以此来提高单位员工的业绩素质和各方面综合素质,这是一个优秀的公司和管理者应该做到的,管理者不止要做到这些,更要支持员工展开各项工作,还要经常开会总结,为员工总结经验和教训,只有这样,员工和单位才能更好地发展。

3.2 落实工作规章制度和安全责任

一些管理人员在工作中也会发生错误,针对这些错误,工作人员所在的单位应该对犯错的工作人员进行一些有用的思想教育,所谓的思想教育,是通过正确的方法(安全标语、黑板报、典型事故案例分析等),以此对工作人员的管理思想进行有效的宣传,这种方式对加强工作人员的管理安全意识具有一定的效果,当然,单位针对这些错误和贡献,更有必要在员工当中简历奖惩制度,以此来促使工作人员认真、仔细地进入各自的工作,并加强他们的责任心。

3.3 完善工作人员的技术管理

当单位对工作人员的思想加强完善后,随后就应该加强工作人员的技术素质。定期对工作人员进行技术培训、检测,并定期带领员工进行技术加强方面的学习,有针对性地对一些工作中的错误进行解说,使得变电运行人员更加熟练地操作自己的工作。

4 如何加强变电设备的维修力度

在变电设备的日常维护和运行过程中,通常情况下,变电设备的保养、使用以及维修都是不一样的工作人员来进行,这样分工进行得方式,将斩断工作人员之间的联系和沟通,当变电设备出现问题时,各工作人员也没有机会集中在一起来解决问题,而是将各自的责任分工下来,这样的方式,并不能很好地提高工作人员的工作效率,也不能节约工作成本,因此,单位应该加强变电设备操作人员之间的联系和沟通,实现工作人员的信息共享、资源共享,让他们在工作中及时发现设备的问题所在,以此来进一步提升设备的维修效率。

参考文献

[1]张征顺.基于220KV GIS变电设备的运行维护技术探讨[J].中国新技术新产品.2012(05).