35kV变电站综合自动化设计论文.doc

35kV变电站综合自动化设计目 录一、35kV变电站设备选择第1页 35kV变电站主接线图第2页二、综合自动化系统总体设计第2页变电站综合自动化系统的基本配置图第3页(1)自动化系统结构与配置第3页(2) 自动化系统技术设计方案第3页变电站综合自动化系统结构示意图第4页三、变电站综合自动化的运行分析第9页四、变电站综合自动化系统的运行与使用第9页五、结论第12页参考文献第12页35kV变电站综合自动化设计摘 要介绍35kV变电站综合自动化系统的设计关键词 综合自动化，系统概述，基本功能综合自动化是一种全新的变电站自动化概念，是将变电站的二次设备（包括测量系统、信号系统、继电保护、自动装置和远动装置等），利用先进的计算机技术、通信技术、检测技术和控制技术，优化、组合为一套智能化的综合系统。变电站实现综合自动化后可提高变电站运行的安全性和可靠性，提高供电质量，简化变电站二次设备的硬件配置，提高电力系统的运行、管理水平，有利于减轻运行值班人员的劳动强度和提高变电站的无人值班管理水平。目前，综合自动化技术在35kV变电站内已被广泛采用。随着农村电网建设的快速发展，对于农网35kV变电站实行综合自动化及无人值班已成为县级电网自动化发展的方向，国家电网公司推行的两网改造中，35kV变电所的规范设计对农网建设起到重要作用，根据国家电网公司农村电网建设与改造技术原则第4章“35kV输变电工程”和“35110kV变电所设计规范”中的规定，35kV变电站设计原则如下：1)针对农村用电负荷分散、供电可靠性相对较低的特点以及节约用地的原则，从控制规模入手，采用先进设备，以减少一次性投入和长期运行费用考虑，应推广使用保护、测量和控制一体化设计，采用分层分布式结构，组屏式或就地分散安装式变电站综合自动化设计方案。 2)考虑到供电质量与供电可靠性、设计成无人值班变电站。3)预测10年负荷发展需求，主变至少按两台考虑，选用低损耗、节能型调压变压器。 4)考虑到变电站设备渗油问题，在设备选型方面，优先选用先进国产和进口设备，以提高供电可靠性、降低运行费用。 5)考虑到节约土地、节省资金并便于维护，高压设备均采用户外装置。一、35kV变电站设备选择 1)电气主结线35kV母线采用单母线分段运行方式，两条35kV进线电源，加线路保护，10kV母线采用单母线分段等形式，6回10kV出线。 2)电气设备主变压器设主变1#、主变2#，先将1#变选低耗、节能有载调压变压器；35kV进出线均配置独立式CT；35kV开关和10kV开关均采用SF6开关，全站电容补偿按主要容量的10%考虑，分两组装设，由10kV开关控制。 3)站用变站用变选S950/35/0.4直配变一台和S950/10/0.4，供微机运行装置及二次保护电源，作生活照明及检查、试验电源。 4)直流系统采用和集控屏配套的整流设备，输出电压为220V作为35kV及10kV控制保护电源，屏内设储电池作为35kV及10kV开关备用分合闸电源、同时配置UPS不间断电源作为备用电源。35kV变电站主接线图二、综合自动化系统总体设计 35kV变电站综合自动化设计按照无人值班设计，依据县级电网调度自动化功能规范，采用集继电保护、远动控制、小电流接地选线，设备程序自检测、诊断、事故及故障信号检测等功能为一体的系统配置方式。变电站综合自动化系统的基本配置图(1)自动化系统结构与配置系统采用分布式设计方案，模块化、分布式开放结构，确保各控制保护功能的可靠性及系统的可升级性，各控制保护功能可以分布在开关柜或尽量靠近开关的控制保护柜上。主变压器中的主、后备保护分离，备自投可以集中组屏在控制室内，所有的控制、保护、测量、告警等信号均在就地单元内处理成数据信号后，经由通信接口，通过专用通信电缆传输至主控室的监控计算机。各就地单元相互独立，互不影响，功能上完全不依赖于监控计算机。这样就增强了整个系统的可靠性和可用性，把各馈线、站用变压器、主变压器、直流电源系统、电容器综合补偿装置、防火消防与计算机监控与计算机相联，形成了一个完整的计算机网络系统。本变电站自动化系统包括变电站测控保护系统和就地监控系统。测控保护系统完成综合自动化功能，同时还通过通信完成与当地监控系统、远方调度主站、智能直流屏、智能电度表屏、微机“五防”系统及通信电源的信号传送。变电站综合自动化系统采用屏式结构，以通信为核心，以总线形式把各功能单元联成一个完整系统。设置调试窗口，可备有后台机、GPS时钟及与交直流屏、智能电度表的通信接口以及微机防误闭琐系统。自动化系统装置的电源由直流220V主供。 (2)自动化系统技术设计方案变电站综合自动化系统结构示意图1)系统技术特点 ：采用分层分布式结构，以电气单元为配置对象，进行分散、组合安装。单元中采用双CPU结构，保护与测控功能相对独立，测控及通信网故障不影响保护功能运行。 采用模块化设计、使各装置相对独立，某一装置故障不影响其他装置运行。保护、测控一体化，简化二次接线，减少PT、CT负载，节省投资、方便维护。由于采用可直接安装于开关柜和靠近开关的控制保护柜上的集成化就地控制保护单元，大大简化了二次接线，开关室或开关场与主控室之间仅有通信屏蔽电缆连接，使控制电缆减少到最低限度，并有很强的抗电磁干扰能力，各组件单元采用串行传输和光缆传输。测量采用交流采样技术。 保护、测控交流电流回路分开接入，各测控保护装置可手动控制及显示断路器位置。 可扩展性好。系统设计采用网络系统结构方式，充分考虑今后变电站规模及功能扩充需要，当变电站规模和系统扩大时，就容易通过增加就地控制保护单元的方法来实现，而且能通过网络的拓展使系统逐步扩充和完善。能进行远程维护，实现远方故障诊断，参数整定等。系统兼容性好。综合自动化系统内部主要部件是微机化的，采用分布式结构网络总线连接，它将微机保护、数据采集、控制等环节的CPU同时并行运行。系统由标准化的软硬件组成，配有标准的串行或网络接口、专用智能通信单元、规约转换器、调制解调器等设备，各保护测控单元可按照站内的需要灵活配置，组成一个保护监控网络，系统软件也能容易适应计算机技术的高速发展。全汉化屏幕液晶显示测控保护信息，具有友好的人机界面，可进行参数设置、实时数据显示、本地遥控操作及信道监视等。如果条件允许，也可以增加一些管理功能，如定值修改、操作票制作、保护的配置、反事故对策、检修任务单和故障管理等。用彩色显示电力网接线图及实时数据、计划负荷和实际负荷以及电压等，当开关变位时，自动显示对应的网络画面与图形画面，并通过音响和闪光显示提醒运行人员注意，进行报警打印，还能对被测量越限情况和事故顺序进行显示和打印。运行管理智能化。运行管理智能化不仅仅表现于在常规的自动化功能，如自动报警、自动报表、电压无功自动调节、小电流接地选线、事故判别与事故处理等方面，还表现在能够在线自诊断，并不断将自诊断结果送向远方的主控端。经济性。经济性主要表现在以下几个方面：一是专业综合，易于发现隐患、处理事故，恢复供电快；二是采用先进的微机型继电保护，其灵敏度高、可靠性高；三是由于极大简化了二次接线和二次设备的配置，大大减少了主控室和保护室的面积，消除了控制电缆及电缆层，提高了系统的易维护性，因而可显著的降低变电站的综合造价；四是提高运行的自动化水平。供电质量高。由于在变电站综合自动化系统中包括有电压、无功自动控制功能，故对于具有有载调压变压器和无功补偿电容器的变电站，可以大大提高电压合格率，保证电力系统主要设备和各种电器设备的安全，使武功潮流合理，降低网损，节约电能损耗。专业综合，已于发现隐患，处理事故恢复送电快。变电站传统的二次设备专业分工过细，每块配电盘都固定地隶属于一个专业来维护，遮掩不利于综合监视运行情况，也不利于发现隐患，一旦发生事故，恢复供电的时间较长。实现综合自动化以后，各专业综合考虑，并装备有先进的计算机，可以收集众多需要的数据和信号，利用计算机高速计算和正确判断的能力，将数据和信号经计算机处理后，以综合的结果反应给值班人员，还可以提供事件间分析的结果以及如何处理的参考意见。这样可以很快的发现问题，很快处理事故，尽早恢复供电。对提高供电的可靠性起着重要的作用。减少控制电缆，缩小占地面积。变电站实现综合自动化以后，需要获得电力系统测量数据和运行信息的各个部分都可以统一考虑，统一规划，获得所有数据和信号，可以有各个部分分享，这样就可以节省大量的控制电缆。变电站综合自动化系统，由于采用计算机和通信技术，可以实现资源共享和信息共享，同时由于硬件电路多采用大规模集成电路，节奏紧凑、体积小、功能强，与常规的二次设备相比，可以大大缩小变电站的占地面积，而且随着处理器和大规模集成电路的不断降价，微计算机性能/价格比逐步上升，发展的趋势是综合自动化系统的造价会逐步降低，而性能功能会逐步提高，因而可以减少变电站的总投资。2)系统技术功能具有继电保护、控制、测量、数据远传、低周减载、同期操作、小电流接地选线、备用电源自投、电压并列、计算分析及当地监控等功能，有较高的运行可靠性和较强的抗干扰能力，能进行自诊断、自恢复、远方诊断、故障录波、防误闭锁、防火及防盗监控功能，可实现变电站无人值班。3)系统与主站联系通过一点多址，光纤或音缆等通信方式组成主备两道接入调度端，数据由两条通道同时发送，主站选择数据接收，拔通自动切换和故障报警。系统与主站具有可靠完善的数据接口。建议远动主通道为光纤通道至地区调度。4)系统监控设计采用光电隔离板及驱动接口子系统，每个单元都有一个经光电隔离的串行通信RS232口和422/485接口，通过后台机的调制解调器、网卡与远方调度进行通信。整套系统具备“四遥”功能，能够进行电能脉冲采集、处理、远传，并能采集远传直流电源系统报警信号，具备完善的监控报警系统与事故及故障信号检测系统。友好的人机界面，可使远方调度直观监视变电站运行情况，遥控、遥视操作方便。5)电量采集和设计全部电量的测量采用交流采样获得，采样元件为精密电压、电流传感器，可测电压、电流、无功功率、有功功率、功率因数、频率以及35kV进线（主变35kV侧、主变10kV侧、10kV线路、10kV电容器）三相电流，零序电流、有功功率，无功功率，功率因数；35kV PT(10kV PT)三相线电压，相电压，零序电压；站用交流三相母线电压，三相进线电流；直流电源电压；主变油温；电能量。计量用电流互感器与保护、测量用电流互感器二次绕组各自独立，既满足计量要求又满足保护、测量的准确度。计量采用专用的电压互感器、电流互感器绕组，电流互感器准确等级为0.2S；电压互感器准确等级为0.2。各元件测量通过测控装置交流直接采样。电能计量采用智能型数字式多功能电能表。电能表带有2个RS485 串行接口。有功电能表准确等级为0.5S，无功电能表准确等级为2。35kV进线、主变压器两侧电能表组柜放于主控室内。10kV线路、电容器电能表分散布置于相应的开关柜中。 6)中央信号单元箱的设计每个中央信号单元箱可输入8个模拟量、8个遥信量、可自动记录事故的时间、性质、动作值以及站内喇叭、电警铃的控制，还可代替光字牌显示变电站各种运行信息。7）自动化信息范围：模拟量35kV进线电流、有功功率、无功功率；10kV线路有功功率、电流；10kV分段电流；无功补偿装置无功功率、电流；变压器有功功率、无功功率、电流；各电压等级母线电压；直流母线电压；站用变压器低压侧电压；主变压器层油温。数字量所有进出线有功、无功电量。状态量：1、全站事故总信号；2、全站总预告信号；3、所有断路器位置信号；4、隔离刀闸位置信号；5、主变压器有载分接开关位置信号；6、断路器控制回路断线信号；7、断路器操作机构故障告警信号；8、线路保护动作信号和重合闸动作信号；9、电容器保护动作信号；10、交流电压回路断线信号；11、10kV系统接地信号；12、主变压器保护动作信号及主变压器异常信号；13、直流系统故障或异常信号；14、交流系统失压告警信号；15、全自动装置动作信号；16、继电保护装置故障信号；17、继电保护动作状态信号；18、站内网络通信中断信号；19、远方监控通道故障信号；20、站用变压器失电信号；21、消弧线圈动作信号；22、控制方式由遥控转为所内控制的信号；23、远方监控终端遥控电源消失信号；24、电源失电报警信号；25、各控制回路远方控制投入信号；26、通信电源交流故障信号；27、消防及安全防范装置动作信号；28、PT 3U0报警信号；29、PT断线报警信号；30、低周减载动作信号；31、各级计量电压消失信号；32、综自系统各功能单元的装置故障报警信号； 遥控量所有断路器的分、合；主变压器有载分接开关位置调整；分组电容器的投切。8)微机保护的设计考虑到节省投资，采用系统保护与远动监控系统合为一屏，其中35kV、10kV线路采用带时限过流和速断保护，通过负荷定值，实现负荷监控；考虑到10kV母线电压补偿，10kV电容器采用过压、欠压、过流保护；主变采用速断、重瓦斯为主保护，过负荷、轻瓦斯、过温发信号为后保护。详细微机保护及自动装置配置如下：35kV进线和分段断路器设置备自投及后备加速保护，可根据断路器的位置自适应。10kV分段断路器设置备自投装置。10kV线路：采用保护测控一体的微机型保护装置，具有三段式电流保护、自动重合闸、小电流接地选线、低周减载、简单的录波等功能。电压、无功控制：可就地手动或调度端远动调整变压器分接头和电容器投切。不再设置VQC（电压、无功综合控制）。主变压器保护：（1）瓦斯保护：本体重瓦斯、有载调压重瓦斯跳各侧开关，也可改接信号；本体轻瓦斯、有载调压轻瓦斯，发告警信号。 （2）差动保护：a) 无制动差流速断保护。b) 二次谐波制动、比率制动原理，具有CT断线告警或闭锁功能(可由用户选择投退)，跳各侧开关。（3）后备保护：a)35kV复合电压闭锁过电流保护：电流取自35kV CT，电压取低压侧电压，跳各侧开关。b)10kV复合电压闭锁过电流保护：电流取自10kV CT,电压取自10kV母线PT，以第一时限跳10kV分段开关(予留)，以第二时限跳10kV主进开关，以第三时限跳各侧开关。c)过负荷保护：设三个定值，一段启动风扇(予留)，二段发信号，三段闭锁有载调压。(4)主变压力释放告警。(5)主变油温过高告警。(6)主变油位异常告警。10kV电力电容器：采用保护测控一体的微机型保护装置，有三段式电流保护、母线过电压保护、母线失压保护、不平衡电压保护、不平衡电流保护。小电流接地选线：单元层设备就近直接采集零序电流的基波和五次谐波及母线电压互感器的开口三角零序电压，并通过网络线传至总控单元进行接地选线判断，不再设置专用小电流选线装置。10KV出线未设置专用零序CT，三相CT采用完全星形接线，装置内部生成3I0。10kV PT并列：可手动或自动并列，并列回路需经分段开关闭锁。远方投停保护与远方复归保护动作信号，可进行故障记录，实现远方查询、修改并下发保护定值。微机保护系统设有可靠的数据接口和通信规约，保证信息被主站接收。9）在变电站中，电力电容器的接线方式不同，一般有单星型、双星型和三角形等多种接线。一般保护配置有：两段式过流保护，过电压保护，低电压保护，零序电压保护或不平衡电压保护，零序电流保护或不平衡电流保护。这些保护配置针对不同的接线形式而略有差别。对于中低压电网的微机电容保护，为满足变电站综合自动化的要求，采用保护和测控一体化方式。10）具有事件顺序记录（SOE）功能：1ms分辨率的事件顺序记录SOE包括断路器跳合闸记录、保护动作顺序记录等。11)系统通信设计系统通信主要完成各相关装置及主站间的数据采集的传递，是变电站综合自动化的中枢，包括人机对话、通信管理、数据库管理、规约处理和系统检测等功能，可进行现场控制和维护。在保护控制内留有通信设备位置，电源取自直流柜。变电站综合自动化系统数据传输的发展方向为采用TCP/IP+IEC60870104或IEC8706TASE2模式，传统的远动信息传输串行接口(RS232C)加调制解调器(Modem)方式，不仅是对通道带宽资源的浪费，而且数字模拟数字二重转换在技术上也不合理，既增加设备费用，又降低了传输可靠性。所以系统可采用IEC608705104的信息传输，并通过RTU拔号上网，采集实时信息，进行远程维护，具有显著的经济效益以及消除了数据转发造成的时延；另外为与外界保证通信畅通、可靠，应装设程控电话二部。系统通信设施，还应有安全可靠的防雷接地措施。12）系统具有采用GPS天文钟与调度对时及统一时钟的功能。GPS技术目前已被世界各国广泛用于军事、电力、航海、交通以及其他民用领域。在电力系统自动化系统中应用GPS技术将使传统的监控功能改变原有面貌，成为动态监测和控制的工具，使原来不可能做到的控制和测量精度，以及事故分析、装置试验、特殊参数的采集都在GPS技术的帮助下得以实现。GPS除了本身可用于精确的全球定位功能外，另一个显著的特点就是精确的时间传送，电力系统将利用GPS这个特点，能够在1us的分辨率下进行电网统一时钟和同步采样，实现各种动态测量功能和应用。采用GPS技术具有精度高、范围广，不需要通信联络，不受地理和气候条件限制等，是一个理想的统一全网时钟的优选方案。13）系统内各插件具有自诊断功能。三、变电站综合自动化的运行分析1)减轻值班人员的工作量，值班员定时抄表、计算电量、负荷率，点击鼠标顷刻完成。2）综合自动化系统采用部颁CDT规约，设备间兼容性好，具有较强的设备升级能力。综合自动化系统兼有RTU的全部功能，可将采集的模拟量和开关量信息，及事件顺序记录通过中央总控通讯装置及通信设备远传至调度；同时接收调度下达的各种操作、控制、修改定值等命令，完成“四遥”功能。3)与常规站相比，节省近一半投资，节约1/3占地面积，建设工期缩短，节省了资金。4)设备运行可靠检修、维护方便，减轻了劳动强度，提高了工作效率。5)35kV变电站采用具有先进技术和完备功能的综合自动化设计，不仅在技术上追求完美，在设备选型上还要注重产品质量以及良好的售后服务。6)在电网建设中，新建的35kV变电站应以综合自动化无人值守为模式，确保一步到位，切莫边建边改。7）变电站综合自动化系统可靠性分析。变电站综合自动化系统内部各个子系统都为低电平的弱电系统，工作环境恶劣，电磁干扰严重。这些干扰频率高、幅度大、通过电磁耦合很容易顺利进入微机弱电系统的内部；另外，这些干扰信号的持续时间较短。由于微机装置在其内部的时钟控制下高速工作，不能用简单的延时电路来躲过干扰信号，当干扰信号进入微型机装置内部后，不仅对模拟电压和电流采样数据的准确性有影响，而且还将损坏装置中的一些元器件，若是损坏了装有程序的EFROM或控制程序流向指针的内存RAM时，将使微型机无法正常运行，发生程序出轨或引起装置出现功能障碍等问题，将直接影响微机系统正确动作性。鉴于综合自动化系统在运行中，因干扰信号的出现所带来的问题，目前，在提高可靠性的措施方面，提出了三种对策：即减少故障和错误出现机率，选用高质量的元器件，合理地制造工艺和采用屏蔽和隔离技术，从装置的设计和元件的选择上，减少装置故障和错误出现的机率；利用微型机系统的自动检测技术，自动检测技术是利用微型计算机在工作程序执行后的闲余时间，实施检测微型机装置中有关的硬件设备的运行工况，当有关的硬件设备出现故障时，会自动闭锁装置，防止装置误动作，并及早报警通知运行值班人员及早检修，尽快恢复装置在线运行；采用容错设计方式，容错设计是利用冗余的设备在线运行，保证装置不间断地在线运行。四、变电站综合自动化系统的运行与使用变电站综合自动化系统是确保电网安全、优质、经济的发供电，提高电网运行管理和电能质量水平的重要手段，为使自动化系统稳定、可靠运行，必须认真做好系统的运行、使用和管理工作。1、制定完善的运行巡检制度应制定定期巡检制度，巡检周期可定为24h一次，巡视检查的主要内容有：1）巡视运行中的设备和各种信号灯的工况2）检查运行中的设备自检信息和报告信息。3）对设备进行采样值检查和时钟校对。4）检查通信系统是否正常通信；前置机与后台机通信是否正常；检查遥测、遥信、遥控、遥调操作是否正常。5）检查各设备电源指示灯机工作电源是否正常。6）检查设备的连接片切除手柄是否在正确位置。7）对不间断电源进行自动切换检查。2、综合自动化系统使用注意事项：A、微机保护装置的使用注意事项（1）使用每一种新设备前要求详细的阅读说明书，清楚地了解其工作原理及工作性能，确认无问题时再投入使用。（2） 变电站整个接地系统应可靠遵循电力系统运行要求。所有二次设备的接地端应可靠接地。a) 接地电阻一般小于4。b) 变电站防鼠措施应完善，以免对变电站安全运行造成威胁。在腐蚀性气体浓度较大的环境应将二次设备与腐蚀性气体可靠地进行隔离，以免损坏设备。c) 在温差较大及湿度较大的环境中应做好温度及湿度的控制，以适应设备的正常运行。d) 建议用户购买精度适中的多功能测试表。e) 在变电站辅助设备的定购中，若采用通信方式与主控设备连接，则需考虑通信规约问题。f) 若无特殊说明，所有的通信系统之间的连线及弱信号远传均要求采用双芯或多芯屏蔽电缆，以免影响测量的精度、系统数据的正常传输以及控制命令的正常下发。g) 替换硬件或检查运行硬件故障时，要求：1、必须对相应线路采取有效的安全措施；2、必须严格按照以下步骤操作：关掉子系统时切记将该子系统通用I/O插件的24V电源关掉；打开子系统时切记最好将子系统通用I/O插件的24V电源打开，以免引起误动作。h) 带插件的芯片需可靠安装，防止接触不良引起插件工作不正常。i) 断开直流电源后才允许插、拔插件。j) 芯片的插拔应注意方向。k) 如元件损坏等原因需使用烙铁时，应使用内热式接地线的烙铁。l) 打印机在通电情况下，不能强行转动走纸旋钮。B、 后台机部分总体要求：（1）严禁直接断电。（2）严禁乱删除或移动文件。（3）严禁使用盗版光盘或来历不明的软件。（4）严禁带电拔插计算机主机所有外围设备插头。计算机主机外围设备插头如果不断电拔插，就会造成设备接口链路损坏，使设备无法运行。（5）计算机主机机壳、显示器外科、打印机外壳一定要可靠接地。综合自动化系统的技术管理与维护3、技术管理（1） 综合自动化投入运行时，应具备以下的技术文件：a) 竣工原理图、安装图、技术说明书、电缆清册等设计资料；b) 商家或制造商提供的装置说明书，保护装置、监控系统原理图、故障检测手册；合格证明和出厂试验报告等技术文件；c) 新安装检验报告和验收报告d) 微机继电保护装置定值和程序通知单；e) 制造商提供的软件框图和有效软件版本说明；f) 微机继电保护装置的专用检测规程。（2） 运行资料有专人管理，并保持齐全、准确。（3） 运行中的装置作改进时，应有书面改进方案，按管辖范围经继电保护主管机构批准后方允许运行。（4） 电力系统各级继电保护机构，对直接管辖的微机继电保护装置和安全自动装置的动作情况，应按电力系统继电保护及电网安全自动装置评价规程进行统计分析，并对装置本身进行分析。对不正确的动作应分析原因，提出改进对策，并及时报主管部门。（5） 电力系统各级继电保护机构，对直接管辖的微机继电保护装置和安全自动装置，应统一规定检验报告的格式。（6） 为了便于运行管理和装置检验，同一电业局、变电站的微机机电保护装置和监控装置型号不宜过多。（7） 35-110kV电力系统微机继电保护装置应有基层局应用的经验总结。（8） 各电业局、变电站对每一种型号的微机继电保护装置和监控装置应配备一套完好的备用插件。（9） 投入运行的微机继电保护装置和监控装置应有专责维护人员，建立完善的岗位职责制。4、维护要领A. 正确分析判断异常情况在处理异常问题时要做到：1、思路清晰，什么信息反映什么问题，一定要很熟悉，并明白按常规方法进行检查的步骤；2、找到关键点，缩小故障范围；3、针对以上判定的故障范围进一步查找故障点。在实际工作中，推荐几种故障分析和检查的方法。（1） 系统分析法。（2） 排除法（3） 电源检查法（4） 信息追踪法（5） 换件法B. 做好基础工作基础工作是搞好维护和检修的前提性、先行性的工作。它的主要内容包括：规章制度、信息管理以及标准化、定额、计算、统计工作等。结合本地区实际情况按部颁电力工业技术管理规定要求，严格执行三项规程：安全工作规程、运行管理规程和检修规程。同时，还要建立健全与设备维护检修有关的制度。1） 检修管理制度；2） 备品备件管理制度；3） 技术档案与技术资料管理制度；4） 安全管理制度：事故分析、缺陷处理制度；5） 技术培训制度；6） 合理化建