电信装维年终总结范文第1篇

以配电自动化深化应用指导意见为依托，以配电自动化全面应用为中心，以规范PMS、国网GIS为抓手，实现配电自动化系统图模GIS导入；严格管控配电自动化终端接入审批，实现配电终端接入的正确性，紧密跟踪配电设备异动，提升配电网实时数据质量；创新配电自动化维护全过程管理，提升临沂配电自动化精益化管理水平。

【关键词】自动化系统 配网 运行

1 背景

1.1 智能配网改造的大规模开展，PMS及GIS系统图形维护滞后

临沂配电网智能化改造建设工作自2011年开始，经过三年建设改造，完成628条新建及改造线路，平均每年200多条线路，已基本实现配电自动化全覆盖。在大规模的改造过程中，存在一定的管理问题，尤其分段开关、分界开关、环网柜等台账不清，PMS与GIS系统中图形维护不及时，接线图与现场不对应，导致配电自动化系统实时信息与现场不一致，给配网调控人员的使用带来困难。

1.2 现场施工人员素质高低不齐，配电终端安装信息提供混乱

智能配网改造施工队伍较多，人员素质不一，导致配电终端安装完成后，提供的终端信息无法与PMS中对应；或存在同杆架设的线路中，安装在这条线路的开关却上报信息为另一条线路，导致配电终端在配电自动化主站端配置有问题。由于智能配网存在停电时间短，停电影响用户多，必须及时送电的情况，在光缆未调试完毕的情况下，配电终端安装后无法及时调试，只能等后续进行调试，对配电终端安装位置的正确性也存在一定影响。

1.3 环网柜内部开关编号无标准，与PMS系统中不能完全一致，导致配电自动化系统中实时信息错误

由于早期配网命名编号无明确标准，配网各管辖单位自行进行设备命名，而各管辖单位沿用各自习惯进行命名，导致环网柜内部命名混乱。而在进行智能化改造过程中，施工人员不核对命名编号，致使实时信息与环网柜内设备实际位置不一致，对调度运行带来极大困难，对后续的FA故障处理也产生极大影响。

1.4 变电站10kV开关信息采用从EMS系统转发的模式，存在漏发的现象

目前，变电站10kV开关信息采用从EMS系统转发的模式，转发变电站10kV信息67座，直采变电站10kV信息3座。不仅转发信息量大，对变位信息时间极短的信号无法转发，出现信息漏发的现象，导致配网自动化系统无法正确进行故障判断。为确保自动化信息的源头唯一，必须进行变电站信息的直采直控工作。

1.5 停电计划工作内容与实际工作的不一致，导致部分配电终端管理混乱

部分配电线路管辖单位在提报停电计划时，可能会安装多台开关，而实际工作仅安装计划的30%-40%，受停电时间的影响，其他设备无法安装，但配电终端IP地址预先进行了规划后，即无法进行管控，导致终端安装数据及IP地址使用无法管控。

2 主要做法

2.1 以设备异动为抓手，规范PMS、国网GIS图形维护，规范配电自动化系统图模管理

依据2016年全省配电自动化深化应用指导意见，配电设备的现场实际运行工况，是各系统基础数据准确性验证的唯一标准。根据“源端唯一、全局共享”的原则，以PMS系统中配电设备异动为源端，确保配电GIS、配电自动化系统中配电设备的一一关联对应关系。运检部负责PMS系统中设备异动信息的录入和内部审核，并规范配网异动描述，经调控中心审核通过后，运检部再进行GIS系统中相应设备异动信息的录入。调控中心自动化维护人员负责配电自动化系统的异动处理，完成配电自动化系统图资建模，经审核无误后，在配电自动化系统中进行图模。在送电前，调控中心配调值班员进行PMS、DMS系统图形核对，并根据核对情况对PMS中异动线路进行审核，确定两系统图形一致后方可送电，有效的确保了配电线路图形的一致性。

2.2 以配电自动化系统终端接入审批为抓手，规范配电终端接入调试管理。

对配电终端的接入，严格执行《临沂供电公司配电自动化终端接入审批单》，内容涵盖PMS系统图形维护、设备异动、配电终端监控信息、IP地址规划，规范配电终端的接入，确保接入终端信息调试的完整性和正确性。对提供信息不全或不正确的审批单，将予以退回，自动化人员不进行IP地址的分配，也不进行信息调试，以确保配电终端接入的正确性。

2.3 以配网自动化系统直采变电站10kV开关信息为抓手，确保变电站信息的可靠性和准确性

为解决从调度自动化系统转发信息的弊端，配电自动化系统试点进行变电站10kV开关及故障信息的直采工作。该工作充分利用调度数据网的部署，采用网络通道方式接入，使用变电站实时VPN业务，与主调、备调实时业务同步上送。

2.4 以变电站全站事故总信号整治为抓手，提升事故判断准确率

变电站全站事故总信号是电网调度监控人员正确处理事故、保证电网安全运行的重要基础信息，也是配电自动化系统在变电站10kV出线开关跳闸是否启动故障隔离FA功能的主要信号，该信号的正确与否将直接影响到FA功能的正确率。为切实做好变电站全站事故总信息的整治工作，调控中心由专人负责，会同运检部，共同下发通知，要求具备中央信号回路的变电站，选择事故音响信号；不具备中央信号回路的变电站，可将各电气间隔事故信号在远动装置进行组合，采用“触发加自动复归”方式形成全站事故总信号。

目前已完成50座变电站事故总信号的整治工作，不具备条件的变电站逐步进行改造。

3 效果

实践证明，通过配网自动化维护全过程管理，在规范配电终端接入、变电站直采直控、PMS图形等方面取得了良好的效果，主要有以下几个方面：

（1）规范配电终端审批程序，有效的提高了PMS系统图形维护的及时性，确保PMS系统与现场设备的一致性。

（2）规范配电终端接入流程，有效的提高了配电终端接入的正确率和准确率。规范配电终端调试接入流程后，未出现配电终端IP地址的错乱使用，配电终端接入正确性得到保证，确保了运行人员的使用。

（3）开展配网自动化系统直采直控变电站10kV开关，有效的提高了变电站信息的准确性和实时性。

（4）深入开展变电站事故总信号整治，有效的提高了配电自动化系统线路故障自动处理的正确性，缩小了停电范围，降低了停电时间，为故障查找、定位提供建议。

4 结束语

通过实施以配网深化应用为依托，构建配网自动化维护全过程管理，公司的配电自动化工作有序开展，配电自动化维护实现了三个转变：从PMS系统图形安装后维护到PMS系统安装前维护的转变、从配电终端随意接入到有序规范的转变、从单一的信息转发到直采转发并存的转变。

目前临沂供电公司配电自动化系统维护工作已形成规范的调试接入流程，使配网自动化管理向精细化深入，后续工作得以顺利开展。

作者单位

电信装维年终总结范文第2篇

10千伏线路共计4701条，公用线路总长度为37341.114千米，电缆化率48.96%，绝缘化率89%，环网化率90%；10千伏配变共计103083台/4810.46万千伏安，营业用户数377.14万户――这组数据是浙江杭州供电公司在“十二五”收官之年交出的答卷。

如果说电力是国民经济和社会发展的保障，那么配电网就是电力供应链条中连接主网和社会、客户的输送载体。随着社会对安全供电可靠性的不断提高，配电网必须实现更专业的管理。而在杭州，配网建设改造与管理工作一直走在全国前列。早在2012年，国网杭州供电公司就建成了国家电网公司首批配网示范工程；2015年底，更是初步建成了以“信息化、自动化、互动化”为特征的智能配电网，技术及管理达到国内领先水平。

随着“十三五”的到来，国网杭州供电公司持续加大配电网建设力度，按照“一年提升、三年领先”建设一流配电网的目标，统筹推进配电网标准化建设改造创建活动，着力解决市区配电网发展薄弱问题，完善网架结构，提升供电能力和质量，提高装备智能化和运行管理水平，实现规划协同化、建设标准化、运检智能化、管控信息化，实现业扩和充电设施的无障碍接入和多元化负荷及清洁能源的全接纳。

核心平台 配电“自动化”

“自动化”对配电网故障快速响应

配电自动化是配电网的核心技术平台，它利用遥信、遥测、遥控技术，并通过应用系统的信息集成，实现配网的科学管理，相当于配网的神经系统，对配网故障可以实时感知，快速响应。在配电自动化建设上，杭州供电公司交出了漂亮的成绩单：2009年成为国网公司第一批配电自动化建设试点单位，2014年配网自动化建设与应用入选国家电网公司典型经验。

杭州供电公司采用“主站+网络型终端”的两层结构，让建设和应用同步开展，并提出“电缆网‘主干线三遥、分支线一遥’、架空网‘一遥’、配电变压器‘两遥’”的建设原则。通信方式一般采用光纤通信的通信方式，并备有光纤敷设，以便有困难时采用载波通信过渡。“这种建设模式使杭州配电自动化建设的投入产出比最大化，同时又将施工的难度和对可靠性的影响降到最低。”杭州供电公司配电自动化专职王凯介绍到。

现阶段，杭州已经实现市区电缆主干线路配电自动化全覆盖，对核心区分支开关站所开展一遥试点，对主干架空线开展“三遥”试点；深化配电自动化系统应用，扩大全自动馈线自动化区域，推进配电自动化大面积快速复电及开关状态操作实用化应用；完善配电主站系统各项功能，实现单相接地故障定位、智能预警、智能自愈、网络重构等高级应用功能的实用化，进一步提升分布式能源接入和协同调度能力。

再升级实现配电网故障智能自愈

2015年8月，杭州供电公司对110千伏中心变成功实施了配网全自动馈线自动化终端注入测试，从故障发生、故障隔离到非故障区段恢复供电，全部由主站自动控制完成，成为浙江首家进入配网自动化主站智能自愈高级功能实用化阶段单位。配网自动化系统智能自愈，指的是故障发生后，不需要人工手动远程操作，全部由配网自动化主站系统完成各个操作步骤，是配电自动化的一种高级模式。“通过配网自动化的进一步升级，在市区核心范围实现全自动馈线自动化终端实用化，相比集中交互式全自动馈线自动化终端，故障处理效率可提升10倍以上，并且全过程无需人工参与。”杭州供电公司运维部副主任刘家齐说。

智能自愈功能的实用化，大大减轻了配网调度故障处理的压力。以往线路发生故障，通常由运行人员先到现场查找故障，再进行人工隔离及转供，一般耗时90分钟，而实现全自动馈线自动化终端实用化后，线路故障最快可在1分钟内自愈。

现在，杭州供电公司已有11座变电站、61条10千伏线路实现自动化系统自愈功能。未来，还有21座变电站、200条10千伏线路将实现配网智能自愈模式。届时，杭州配电网在自然灾害、设备故障情况下将更加坚强。

同时，杭州供电公司建立了“专业化管理、属地化运行、集维化检修”的配电自动化运维模式，切实确保实用化：杭州配电主站可用率达到100%；终端在线率99%以上，遥控操作使用率始终控制在100%，馈线自动化成功率80%以上。据统计，自启动配网自动化建设7年来，杭州供电公司共投资3.8亿元，建成大型配电自动化主站一套，信息交互总线一套，敷设光纤2852公里，建成自动化开闭所2560座，覆盖10千伏线路1275条，配电自动化线路覆盖率达到96%。

提升效率 配电“智能化”

“智能联动”化“被动发现”为“主动监控”

4月27日，杭州供电公司运维检修部配网自动化专职郑伟彦打开配电运检室辅助一体化监控平台，页面上显示出灵隐站所有变电设备和视频摄像头，轻点随意一个摄像头，画面立即显示所对设备。这是国内首创“配电自动化遥控与视频大数据智能联动”功能，通过配电自动化信息交互总线，实现业务信息安全交互。

“云台控制上，可自由操控摄像头距离远近。以往调控人员在进行调控操作时，不能看到操作后的现场设备情况，为确保操作到位，需要应急抢修队配合到现场进行把关，有了遥控与视频大数据联动这项功能，调控工作就方便又安全了。”郑伟彦一边操作一边解释。此时另一台电脑上显示，配电自动化后遥控联动影像，调控人员在操作时可参照现场开关合闭真实状况再作下一步判断。

这项功能让配网调度员遥控操作或线路发生故障时，视频辅助系统将收到相关线路的遥控、遥信信号，主动推送对应开关状态操作视频和重要设备环境细节数据，化“被动发现”为“主动监控”，解决配网设备异常故障时无法第一时间直观掌握现场状态问题，完成配网设备现场无人全自动运维巡视。

目前，杭州供电公司基于云计算、大数据、高速总线技术，构建跨一、三区的配电自动化统一应用平台，在一区实现“三遥”数据接入及控制操作等基本功能，在三区实现“二遥”终端数据接入、配电网单相接地故障分析、配电终端管理、线路和设备重过载分析等功能；并利用“云存储”平台，实现省、地、县数据的纵向贯通以及数据分层应用，支撑配电网精益化管理。

“智能预警” 让安全运维“零距离”

“停止施工，请等待我们运行人员到场监护！”5月9日，杭州供电公司输电运检室运维值班人员吴发献拨打电话告知危险状况，并在手机上继续应用防外力破坏智能预警装置实时监测施工情况，成功避免外力破坏风险。吴发献使用的这个“智能预警”利器，就是安装在架空输电线路施工危险点上的防外力破坏智能预警监测装置。

这套装置通过网络技术，将线路现场情况实时传输至运维人员电脑以及手机客户端。当有外力破坏隐患时，这套系统也能够通过智能算法进行识别，并立即将隐患照片推送至电脑及手机客户端，及时提醒运维人员进行处理。运维人员还可以通过该装置远程对危险点进行实时监测。当危险点有施工作业危及线路运行安全时，该装置能自动识别并通过电脑及手机客户端发送告警信息给监测人员，此外监测人员还可以远程喊话及时提醒现场施工人员。

目前，杭州供电公司已经在1000千伏安兰Ⅰ、Ⅱ线安装3G视频监测装置50套，通过互联网实时传递现场画面，深入细致了解现场，且所有监测装置数据均已接入输电线路状态监测中心，实现了特高压安兰线全通道的远程可视化，让安全运维“零距离”。

与此同时，杭州供电公司创新配网数据分析工作，对全网的抢修工单历史数据、公变停电数据、配电自动化数据进行挖掘分析，结合配网网格化划分，对每个单位和每个配电网格，进行高压、低压故障统计分析展示。为配网改造重点区域、重点设备的选择和对改造完成后的成效进行验证。

“智能抢修”自动研判加快抢修效率

基于配网大数据的应用，杭州供电公司升级了配网抢修平台――智能抢修APP。据介绍，升级后的配网抢修平台运用“单线图投射”，将故障主动研判信息与单线图信息结合，将预警信号源与单线图配变点进行绑定，实现了在单线图上观察故障预警的功能。同时，通过配变、分线、主线的逻辑关系，对多发预警信号进行后台分析，通过接点电逐层分析，自动研判出停电设备，实现实时故障研判。在故障研判结束后，当值人员使用“一键发送”功能，可以直接利用故障研判结果及营配贯通成果，进行后台分析，对停电范围内的配变地址进行智能化归纳，并根据标准格式，自动生成详细的停电信息，工作人员检验通过后即可点击，所需耗时降低至一分钟以内。而升级前，这些工作都需要人工完成，耗时至少七八分钟。

抢修过程中，该平台以图形化的形式直观展示了整个抢修过程涉及到的配电网的停电影响范围、影响用户信息等详细信息，对抢修进度、抢修过程、故障和告警信息显示。对需要特殊保电的客户，系统提供相应的监控界面，实时掌握客户供电安全信息。通过建立有效的“可视化”环境，实现营、配、调三专业的信息融合，强化配网抢修、配网运行、客户供电等方面的管控效率。抢修后，该平台还可以形成一张“故障地图”，归纳和分析故障集中区域，分析故障敏感带，为采取针对性的清障工作，提升运行质量，提供了有效的数据支撑。

实现效益双赢 绿色环保电网

杭州供电公司注重电网内质，打造绿色、环保电网，实现经济效益和社会效益的双赢。为了推广清洁电能，杭州供电公司充分依托杭州在长三角城市群的引领作用，推动智能互联技术，大力推进节能减排。

杭州市在国内是换电模式电动汽车的先行者，2014年就已经拥有国内规模最大换电型新能源出租车公司。2015年8月，杭州供电公司再次根据国家发改委的《关于加强城市停车设施建设的指导意见》的要求，按照一定比例配建电动汽车充电设施，为服务电动汽车充电设施发展，进一步加强充换电设施配套电网建设与改造，预留接入容量，保障充换电设施无障碍接入。

电信装维年终总结范文第3篇

【关键词】电能质量;在线监测系统;维护;管理

一、贵阳供电局电能质量监测系统及运维管理中存在的问题

根据《贵州电网电能质量在线监测系统总体建设方案》，贵阳供电局于2009年开始试点建设电能质量在线监测系统（以下简称贵阳系统），并于2010年建成第一期系统并投入正式运行。随着2011年贵州省电网公司电能质量监测系统建设二期项目的实施，贵阳系统规模不断扩大，截止目前共有125个电能质量监测点投入应用，覆盖25个变电站。作为地市级系统，贵阳系统可以独立运行，同时作为贵州电网电能质量监测系统（以下简称贵州主站系统）的子站系统，需要定时将数据上传至贵州主站系统。随着电网管理部门对电能质量的逐步重视、以及系统规模的日益增大，电能质量监测系统运维管理工作遇到越来越多的实际问题，包括：

1.电能质量监测终端包含多个厂家、多款型号的产品，采用完全不同的厂家私有规约，如何实现快速将不同型号终端接入系统;

2.系统规模扩大导致数据量剧增，如何在海量数据情况下、且服务器配置相对较低的情况下维持系统性能不下降;

3.系统中不可避免存在网络中断、终端故障等问题，运维管理人员如何及时获取系统运行故障信息并及时处理，以尽可能保证数据不缺失;

4.如何实现贵阳供电局子站系统与贵州省主站系统之间的实时数据传输;

上述实际问题给系统的运维管理工作带来极大的挑战。为解决上述问题，经过与系统厂家多次技术交流沟通，制订解决方案并逐步实施，最终取得了一定成效和经验。本文对系统运维管理中所遇到的部分重要问题及其解决方法进行了初步总结。

二、问题分析及解决方案

1.不同厂家终端接入方案

电能质量监测终端大多采用厂家私有规约，规约的差异化使得不同厂家终端接入同一个系统存在较大的技术困难。比较常规的处理模式是每个厂家的装置建设一套子系统，由子系统生成PQDIF文件，再建设一套主站系统实现PQDIF文件的读取和解析。这种模式带来非常庞大的系统维护管理工作量，而且接口开发、调试、维护成本高，不适合地市级电能质量监测系统的应用。

考虑到上述情况，系统建设时对系统厂家提出要求，必须由系统厂家实现对不同厂家、不同规约电能质量监测终端的直采接入，并最终在系统中实现了基于UAPI的驱动开发技术。UAPI驱动开发技术实际上是在系统中建设了一个规约库，每一款不同规约终端的接入相当于在规约库中注册了一种规约。采用UAPI驱动开发技术后，对于系统新增的、已注册规约的终端，可实现即插即用快速接入，对于系统新增、但未注册规约的终端，需系统厂家开发新的驱动程序。但随着系统中应用的电能质量监测终端越来越多，UAPI技术也暴露出问题，例如部分监测终端提供的数据不完整，必须依托厂家配套软件才能计算得到并提供完整的电能质量数据;或者部分监测终端由于频繁升级等原因导致内部软件版本太多等。这些情况对系统厂家的驱动开发带来额外技术要求，往往使得驱动开发时间、现场联调时间都比较长，而且可能无法最大化终端功能。

基于对IEC 61850在电网尤其是在电能质量领域的应用情况调研[1～4]，笔者认为在电能质量监测终端内实现IEC 61850模型以及通信规约、并由系统软件实现电能质量监测终端ICD模型文件的读取、解析和终端功能订阅，是解决不同终端接入问题的比较彻底的解决方案。该方案的主要技术路线是：①由最终用户提出功能和数据需求;②允许不同厂家的终端在IEC 61850模型上的差异，但模型必须满足IEC 61850规范;③系统主站通过读取、解析终端的ICD模型文件获取终端模型，并订阅终端所具有的功能和数据。这种模式通过监测终端层的通讯规约一致性和数据模型自解析，使得系统软件可以通过一个驱动程序接入不同厂家终端，降低了系统结构复杂性和接口开发成本，以及系统运维和管理工作量。

2.数据完整性监视及报警方案

系统运维和管理的最主要目的之一是定位和消除系统隐患，保障系统数据完整性。系统运行过程中，由于网络中断、服务器故障、程序稳定等问题不可避免存在数据缺失现象出现，通过在监测装置内部实现大容量长时间存储、数据自动追补和断点续传等技术，可以在一定程度上自动解决数据缺失问题。通过采用上述技术，贵阳系统能维持年数据完整率95%以上，达到了设计目标。但这种自动化、不可见的处理过程不能定量统计系统数据缺失率，因此不足以归纳、总结、定位数据缺失原因并采取针对性改进措施，有进一步改进余地。

根据实际工作经验总结和对应用需求的分析研究，在自动数据追补的基础上，笔者提出一种数据完整性监视和报警方案，该方案主要内容是在电能质量数据库之外，建立独立的系统运行异常信息库，基于该异常信息库实现以下功能：

（1）按系统架构将数据缺失原因分为装置原因、网络原因、系统软件原因，系统运行过程中，分别记录装置掉电/上电、通讯中断/恢复、软件启动/退出以及故障信息，所有信息存储到系统数据库中;

（2）定义单点、多点数据完整率计算模型，并按监测点、变电站、区域分别自动计算每日、每月、每年数据完整率，数据完整率可在WEB页面查询;

（3）通过将数据完整率与系统故障信息进行时间关联，提供数据缺失原因诊断，并提供按区域、按终端型号、按时间等的数据缺失原因统计，用于定位和消除系统隐患;

（4）设定报警限值，当数据完整率低于一定程度时，通过自动发送短消息或邮件的方式提醒系统运维和管理人员进行及时处理。

数据完整性监视和报警方案流程框图如图1所示。

图1 数据完整性监视与报警方案功能框图

通过开发并部署独立的数据完整性监视和报警模块，结合已有数据自动追补技术，贵阳系统不仅可实现较高的数据完整率，还可分析数据缺失原因、消除数据缺失隐患，真正实现系统运维管理的防患于未然。

3.与贵州主站数据交互方案

作为贵州主站系统的子站系统之一，贵阳系统需要定时将数据上传到贵州主站系统，包括历史数据和实时数据。依据《贵州电能质量在线监测系统通讯接口规范》，贵阳系统采用PQDIF+DLL技术实现与贵州主站系统的数据交互。其中PQDIF文件结合MSMQ技术用于历史数据的传输[5～9]，DLL主要用于实时数据的传输，DLL由装置厂家开发并以提供给主站系统调用。最初设计并应用的数据交互方案如图2所示。

图2 贵阳系统与贵州主站系统初始数据交互方案

实际应用中发现，当发生网络中断、服务器故障或接口程序故障后，MSMQ会导致大量消息积累无法处理从而严重影响服务器性能，甚至导致服务器崩溃，最终导致数据缺失。技术调研表明MSMQ技术在其它一些地区电能质量监测系统中也已经被其它技术所取代，如FTP、SFTP等。贵阳系统经过一段时间运行，最终用FTP取代MSMQ来传输PQDIF文件，FTP服务器和客户端通过稳定可靠的第三方商用软件搭建。

最初设计的实时数据传输方案在应用中存在更大的问题，包括：①系统结构复杂，中间环节多，容易出问题;②涉及厂家多，联调成本高，出问题后难以排查真正原因，责任不清晰等。由于容易出问题、出问题后难以确定原因，系统管理人员需将大量精力花在厂家协调、故障确认和排查等事情上面，不仅工作量大，而且问题得不到及时解决，导致这种基于DLL的实时数据传输方案难以实施。经过分析、调研和沟通，最终采用web service技术实现实时数据传输接口。Web service是IEC 61970推荐的一种标准、通用的接口实现技术，具有稳定、可扩展性强等优点，是系统集成常用的一种技术。贵阳系统web service实时数据传输方案采用异步双工通信模式，同时考虑了超时处理机制、超长数据处理机制、异常数据处理机制等技术细节，是一种可实施性比较强的解决方案。

目前贵阳系统采用的与贵州主站系统的数据传输方案如图3所示。

图3 改进后的贵阳系统与贵州主站系统数据交互方案

三、总结

笔者承担着贵阳供电局电能质量在线监测系统运维管理的工作职责。在工作实践过程中，经常会遇到数据缺失、查询性能低下、数据无法上传到主站等问题，需要大量的精力投入到确认问题原因、协调不同厂家进行处理，工作效率低下且成效不大。为提高工作效率，通过对系统现有技术方案的充分了解，并结合对电能质量领域新技术的学习、对其它地区电能质量监测系统技术方案调研、以及与终端厂家和系统厂家的反复技术交流，针对工作中遇到的较为严重的问题提出了新的技术方案。其中部分方案已经实现并投入实际应用，效果良好。目前贵阳供电局电能质量监测系统运行稳定，年数据完整率超过95%，且系统运维和管理工作量大大降低，基本上可实现免维护。

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电信装维年终总结范文第4篇

关键词：客户现场管理终端；施工质量；终端故障；解决方法

电力负荷管理系统从应用至今，一直以VHF-230MHz频段的无线通信方式为主，通过多年实践，负荷管理通信网已发展到应用各种通信技术，使客户现场终端通讯逐步完善起来，为了更好地发挥终端设备在客户现场管理系统的作用，加大维护力度和提高现场工作人员的技能水平才是整个CSM系统正常运行的关键。

一、终端天线故障

（一）故障产生的原因

天线振子、高频电缆头及馈线入户处在制作过程中由于工艺问题连接处不紧或封装不好，在制作高频头时铜销未处理干净，高度不够前方有阻挡有干扰。

（二）产生的危害

天线振子与高频电缆头连接不当封装不好会导致雨季和冬季时候连接处进水增加接头损耗，在使用功率记测试驻波比大于1.2造成终端通讯成功率下降，特别是一些受到本身通讯环境影响的终端。高频头铜销未处理干净也会使其终端通讯故障，测试试驻波无穷大，由于终端安装运行后，天线的前方和周围会出现新生事物如房屋、树叶、树阴、变压器、高压线等等会对终端通讯信号有阻挡或干扰，也会增加天线损耗（设备老化3-4db环境变化3-4db气候3-4db波动因素3-4db）。天馈系统的驻波比也是影响终端通讯的重要因素。而且天馈系统不安全因素最大——它可能在遭雷击时，是引入雷电的“第一门户”，台风季节它可能遭飓风的侵袭而倒塌伤人。

（三）解决措施

一个方面就是做好工程前期工作，保证施工质量：我们应该高度重视天馈系统的驻波比。大家常常忽视天馈系统的重要性，实际上，通信系统的故障主要来自于天馈系统，所以在每次终端维护过程中我都要求工作人员测试驻波比，这样能提前判断天馈系统的工作寿命。因此我们一直强调工程前期要做好场强测试工作，保证每一终端的上、下行场强有足够的余量。（E下>>16dB/μv即E上>>12dB/μ）施工要规范，天线与馈线的连接处防水处理。天线的安装要符合规程，这一类问题往往在系统自动巡测时的成功率出现波动现象，而且这种波动是一种“隐影疾症”。因此，我建议，某一终端每天成功率低于90%时，应该及时到现场进行维护检查E下，发射功率及SWR，因为它将影响巡测的总时间。另一方面在安装、制作过程中馈线入户时应向下留有余弯，入户处要保证足够的余弯不得小于300mm，正确制做高频电缆头，天线振子与高频电缆头连接处要拧紧，采取防水胶带和塑料胶带二次封装方式，以免受潮浸水，在安装天线过程中要选择最佳位置，尽可能避开新的楼房、高压线、及可能长大长高的树木，力求获得最佳的场强。天馈的防雷措施：根据电力系统的安全要求。馈线必须三端接地，进入配电房的馈线与终端之间应该加装串接式避雷器。天线安装支架须具有良好的抗风能力，并在防汛、防台前后进行安全检查及加固措施。

二、终端故障

（一）终端故障产生的原因

终端电源安装不当，选择电源电压（110/220）错误，接地线的安装不当，电台设置不当，终端地址、行政区域码设置错误、终端控制的安全问题都会导致终端工作故障。

（二）产生的危害

电源安装点是直接关系到终端是否能正常工作的关键要素，一般情况下安装在客户低压总路刀闸的上桩头，但在小区配电房多台变压器供电的情况下，四季天气差异的情况下，这种接线方式是不可取的。因为在客户倒换变压器时，终端就可能失去工作电源。在选择110/220V电源时如果错选为110V电源，那么终端表面看完全正常但实际测试为110V，这种电压不能供其主板、电源、电台正常工作，在220V电压断零线的情况下，必须使用万用表才能测出故障原因，终端地址和电台、行政区域码设置不当也能导致终端通讯故障，终端的接地线比较重要，安装不当可能导致终端在雷击时，电源被击坏，主板被击穿，无法正常工作。在终端控制的安全方面：为了实现负荷控制，保证电网安全运行，系统具有远程跳闸控制功能。但是我局多少发生过“误跳开关”的问题导致客户失电。（三）解决措施

在客户多台变压器供电时，特别是小区应将终端电源线安装在低压总路开关出线端，这样不论客户怎样倒换变压器，终端都始终有工作电源，所有安装、维护终端的工作人员都应熟悉掌握，重庆市辖区内所有中继站频点，在调频时才能准确无误的调整频点，输入地址码、行政区域码，终端必须测试接地电阻应小于4欧，并与客户接地网可靠连接，接地线线径应大于2.5mm平方。终端控制的安全问题：“误跳”主要来自于电磁干扰，是终端设备设计不合理，抗干扰能力差。改善提高终端硬件设备的抗干扰能力，同时运用软件功能，在某一定时间内，终端连续二次或三次收到主站跳闸命令后，再执行“跳闸”命令，这样可以杜绝或减少误跳现象。

三、抄表、脉冲故障

（一）产生的原因

RS485抄表线接线极性错误，脉冲线的接线错误，电能表二次端出口损坏。

（二）产生的危害

RS485抄表接线错误会导致终端无法正常抄读电能表读数，脉冲线接线错误会使专变终端无法抄度客户端功率，使其终端除了能正常通讯外，其主要功能却不能实现。

（三）解决措施

表计通常指电能计量表计，分为：单相/三相，单费率/复费率，普通/简易多功能/多功能，直接接入/电流互感器接入等类别。计量表计是计量器具，直接生成并存储电能信息。所以正确接入电能表RS485、脉冲线是抄表成功的关键，连接电能表RS485信号线应采用屏蔽双绞线，电能表端屏蔽层应可靠接地，我局为了避免在安装时发生接线错误耽误施工进度和影响工程质量，就这个问题找到了行之有效的办法，就是规定了红、黄、蓝、绿四种颜色每种颜色代表了抄表或脉冲的一个极性。使用万能表测试电能表二次接线端有无直流电压输出来判断，最后核实主站下发的配置参数，配置参数包括表局编号、表地址、表规约、表类型、通讯端口号、速率等。

电信装维年终总结范文第5篇

关键词：变电设备；安装调试；运行维护

中图分类号：U224 文献标识码： A

引言

随着社会和科技的发展，电力从业人员也应接受新的科技，快速地掌握有关的新技术和新设备，跟上时展的潮流，为电力事业的发展做贡献，为人们输送高效、经济的电力做贡献。目前我国变电设备仍然存在很多的不足，需要有关从业人员的不断创新和努力，在变电设备的安装调试和运行维护上不断进行技术改革，这样才能保证电力输出的高校和稳定。

一、变电电气设备安装细节

1、变电电气设备的导体连接

目前，大部分变电电气设备的导线和接线柱都是使用铝和铜制造而成的。但是，由于铝和铜的化学性质存在差异，以及这两种材质的活泼性不相同。因此，当铝和铜相互连接在潮湿空气中时很容易发生原电池反应，从而导致变电电气设备的导线、导体出现氧化的现象，进而影响到整个变电电气设备的质量。甚至情况严重的还会导致整个变电电气设备原电池发生反应产生巨大的热量，进而引起整个变电电气设备发生自燃的现象。

2、变电电气设备的防潮

在变电站的建设中安装变电电气设备时，需要注意整个变电电气设备防潮处理。当整个变电电气设备受潮时，将会直接影响到整个变电电气设备的正常使用，从而降低变电站电气设备的安全性能。在一般情况下，电气设备采取防潮措施时，需要安装吸湿器，并且用油将电气设备变压器部门用油尘封。通过采取这种措施来加强变电电气设备的防潮性，有效提升整个电气设备的安全性能。

3、变电电气设备的防雷处理

变电站电气设备在正常运作过程中，其电场强度巨大，在这种环境下设备极易受到雷电的影响。所以，在安装变电站电气设备时，需要对变电电气设备的防雷技术进行研究。在安装过程中，普遍采取的做法是在变电电气设备掉落前安装相对应规格的避雷针，这一做法的优势在于无论变电电气设备是否处于运行状态，避雷针都能够正常运行。另外，同时选择科学合理的避雷针安装位置，科学红字避雷针的爬电距离，提升避雷针的防电能力，从而实现避雷针最佳防雷效果。

4、变电电气设备的接地

在建设变电站过程中，需要科学合理地处理接地问题。采取合理导出电气设备接地处电量的方法，在很大程度上确保了变电电气设备安全运行。另外，需要重点注意变电电气设备落点情况，对于这一现象需要及时导出电量，增强变电电气设备的安全性。

二、变电所电气设备的调试

1、电气设备的调试

电气设备的调试是继电气设备安装之后的又一重要工作。通过电气设备的有效调试才能够确保电气设备安全可靠的运行，才能称得上真正的“安装完成”。通过调试后的电气设备需要适合时展的创新需要，需要适应电气技术发展的需要。同时，在进行电气设备调试时要力争使用最高效的调试手段和最合理科学的调试方法对电气设备的功能进行调试，以最终达到提高安全性能的目标。

2、变压器的调试

变压器的调试是变电站电气设备调试的重中之重。对变压器的调试主要是测量变压器绕组的直流电阻。三相变压器的相互差值不能大于平均值的百分之二。同时，线与线之间的相互差值不能大于平均值的百分之一。与此同时，还需要检查所有的变压比是否与电气设备铭牌上的电压比一致。对于不一致的变压比设备应该及时进行更换。变压器的三相接线应该符合总体的设计要求和铭牌上的要求。需要注意的是，其中变压器的绝缘电阻值应该不小于产品出厂值的百分之七十。

3、电力电缆的调试

电力电缆是电力运输和配送过程中的重要组成部分，因此，定期对电力电缆进行检查和调试是非常必须的。而电力电缆的调试主要是侧重于电缆终端的调试和电缆线的清洁。首先，电力维护人员每周都应该巡视自己管辖区域内的电力电缆情况。及时修补损坏或者丢失的标桩、盖板。其次，安排专人管理电力电缆周围的动土，避免人们因挖掘动土而破坏电力电缆完整性，从而导致人身触电等事故发生。此外，为了确保检测绝径电阻等试验检查结果的准确性，电力维护人员在每周巡视时，还应该用干净的白布将电缆两端及与其他设备的连接头处的灰尘、油污等擦拭干净。与此同时，每年春秋两季还应该重点检查、调试电缆的终端头，检查绝缘套管完好性，以及电缆接头处是否存在过热、流胶、流油等情况。以电缆母线的调试为例，在调试和检测过程中，首先，电缆母线及金具接头紧固性检查，如有任何问题都应该及时进行修正。其次，电缆母线接头处温度检查。当电缆裸母线及接头处温度大于70摄氏度，有银覆盖层大于95摄氏度，或者闪光焊接点大于100摄氏度时，应立即减少电力负荷或者停止运用，从而确保电力设备的安全进行。

三、变电设备运行的维护技术

1、验电技术

在变电设备维护中，对于需要检修的线路、设备，必须在停电和装设接地线前做好验电工作，以验证停电设备中是否存在电压，避免发生带电装设地线引发的恶性事故。在验电过程中，必须要在设备两侧的进出线处进行验电。而在木梯、木杆等构架上进行验电时，可在验电器上接上接地线。另外在进行高压验电时，验电人员必须要佩戴绝缘手套，以保证人身安全。

2、装设接电线

3、变电设备运行的管理技术

3.1完善变电设备缺陷管理制度

电力系统是十分庞大的一个工程，通过统一的检修或者只是单纯地依靠周期性的维护，这样的耗费的人力和财力是非常大的。所以在平时就应该做好设备缺陷的管理，在运行维护中发现设备缺陷后，应做好记录，并且及时汇报上级，然后根据设备存在缺陷不同严重程度进行不同的处理方式。如果是近期内不会影响电力设备安全运行的一般设备缺陷，应列入正常的年度、季度检修计划中安排处理。如果是在一定时期内仍然可以维持设备运行，但情况较严重并使得电力设备处于不安全运行状况的重大设备缺陷，应在短期内消除，消除前要加强巡视。

3.2运行维护的动态管理

随着计算机技术的不断发展，人们的社会进入信息时代，计算机中传感器技术、光纤技术、信息处理技术的应用在各个领域，在变电设备中的维护中也不例外。在实践中，可以将一些预示项目无线化，这样可以对变电设备进行动态的综合诊断，也可以推动变电设备的周期性维修向检修性过度。这种动态管理有成本低、信息获取快等优点，能够帮助人们及时获取设备的绝缘劣化信息，并能够进行高速的计算，对于变电设备的维护具有重要的意义。