电力系统运行维护技术规程及案例

电力系统作为能源供应的核心枢纽，其安全稳定运行直接关系到国民经济与社会民生。运行维护技术规程是指导设备管理、故障处置、安全防护的核心准则，而真实案例的复盘则能为规程优化提供鲜活依据。本文结合行业实践，系统阐述规程要点并剖析典型案例，为电力运维工作提供参考。一、电力系统运行维护技术规程核心要点（一）设备日常巡检与状态监测规程电力设备的“健康管理”依赖标准化巡检与监测。巡检周期需结合设备类型动态调整：变压器、GIS等主设备每月开展1次全面巡检，10kV线路每季度进行1次登杆（塔）检查；关键检查项目涵盖：变压器油位/油温/套管绝缘状态、断路器分合闸指示与机构箱密封、线路杆塔倾斜度与绝缘子污秽度等。状态监测技术需依规应用：红外测温重点检测母线接头、电缆终端等易发热部位，每年夏季负荷高峰前完成全范围扫描；局放检测（超声波、特高频）每两年对主变压器、GIS开展1次；油色谱分析每季度采集变压器油样，通过溶解气体组分判断绝缘老化趋势。（二）故障诊断与应急处理规程故障处置需遵循“分级响应、快速隔离、优先恢复”原则。故障分级以影响范围为依据：台区故障（单电源、小范围）由运维班1小时内响应，变电站全站失电需调度、运维、抢修多部门协同处置。故障隔离与恢复流程：以配电网为例，通过馈线自动化（FA）或人工拉路法定位故障区段，采用“分段试送”策略恢复非故障区域供电（如某10kV线路跳闸后，先隔离故障杆段，再恢复上游负荷）。典型故障处置需规范：短路故障需验证保护动作逻辑（如过流保护动作值与故障电流匹配度），接地故障优先排查绝缘子击穿、导线断线等显性缺陷。（三）安全操作与防护规程“两票三制”是安全操作的生命线：工作票需明确工作范围、安全措施（如“禁止合闸，有人工作”标识），操作票需逐项核对设备状态；巡回检查制要求运维人员每班次对重点设备开展2次特巡，交接班制需书面移交设备异常信息。带电作业需严守安全距离：10kV等电位作业安全距离不小于0.4米，绝缘工具需每年开展1次工频耐压试验；个人防护需“按需适配”，如登杆作业必须佩戴双钩安全带，高压设备区巡检需穿绝缘靴。（四）自动化与继电保护系统维护规程自动化设备（SCADA、DTU）需定期校验：通信链路每月开展1次ping测试，遥信遥测精度每季度通过“点表比对”验证；数据备份需每月同步至异地服务器，防止系统崩溃导致信息丢失。继电保护装置维护需杜绝“三误”：新投运或检修后必须开展传动试验（如模拟短路电流验证过流保护动作），定值核查需与调度端定值单逐项比对；装置屏柜需加装“防误碰”警示标识，二次回路检修前必须核对端子排编号。二、典型运行维护案例分析（一）变压器过热故障的诊断与处理案例背景：某110kV变电站#2主变负荷率持续超80%，油温异常升至75℃（环境温度30℃），触发油温高告警。处理过程：1.应急巡检：运维人员携带红外测温仪、油色谱取样装置赴现场，发现高压侧绕组热点温度达95℃，油枕油位低于警戒线；2.规程分析：结合《变压器运行规程》，判断为“负荷过载+冷却器效率下降”（冷却器滤网堵塞导致散热不足）；3.处置措施：申请调度转移30%负荷，投入备用冷却器，同步采集油样开展色谱分析（检测H₂、CO₂含量，排除绝缘老化）；4.经验总结：修订变压器过载预案（明确“负荷率＞85%持续2小时需转移负荷”），每半年清洗冷却器滤网，加装绕组光纤测温装置实现实时监测。（二）10kV线路跳闸的快速恢复案例背景：某馈线因雷击跳闸，重合闸未成功，3个台区、200余户停电，智能配电终端（DTU）显示故障区段为#12-#15杆。处理过程：1.现场排查：运维班15分钟抵达现场，登杆检查发现#13杆绝缘子击穿、导线烧断，故障点伴随电弧灼伤痕迹；2.规程执行：按“停电-验电-挂接地线”流程，使用绝缘斗臂车更换复合绝缘子、接续导线，45分钟内恢复供电；3.优化措施：在#12、#15杆加装线路避雷器（防雷水平提升至150kV），升级DTU故障定位算法（通过电流行波精准定位故障点）。（三）自动化系统误动的根源追溯案例背景：某变电站远动装置误发“主变油温过高”告警，调度端据此启动降温预案，现场核实油温仅42℃。处理过程：1.告警核实：检查油温传感器（PT100）阻值正常，遥测模块输出电压异常（偏离量程5%）；2.规程排查：按《自动化设备维护规程》，发现通信规约版本（IEC103V1.0）与调度主站（V2.0）不兼容，导致遥测数据畸变；3.处置措施：升级远动装置规约至V2.0，更换遥测模块（AD转换器故障），重新校验遥测精度（误差≤0.5%）；4.改进机制：建立自动化设备版本台账，新增“遥测数据交叉验证”（同时采集油温传感器、智能终端两路数据，偏差超2℃触发告警）。三、规程执行中的常见问题与优化建议（一）常见问题1.操作规范性不足：约30%的工作票存在“安全措施漏项”，部分运维人员验电时未戴绝缘手套（典型违章行为）；2.监测手段滞后：老旧线路（投运超20年）仅30%安装在线监测装置，故障前缺乏温度、弧垂预警；3.应急协同低效：多部门联动时，故障信息传递延迟（平均15分钟），导致恢复时间延长20%。（二）优化建议1.强化培训考核：开展“规程实操竞赛”，将“两票填写准确率”“红外测温规范度”纳入绩效，每月通报违章案例；2.智能监测升级：在110kV及以上变压器、220kV线路加装物联网传感器（如光纤测温、微气象监测），构建“状态预警-故障预判”体系；3.应急平台建设：开发“运维-调度-抢修”协同APP，实时共享故障定位、物资储备信息，压缩响应时间至5分钟内。结语电力系统运行维护规程