电力系统日常维护管理和故障处理

电力系统作为能源供应的“神经网络”，其稳定运行直接关系到社会生产与居民生活的基本保障。日常维护管理的精细化程度与故障处理的响应效率，共同构成了电力系统可靠性的“双引擎”。本文从实践维度出发，系统梳理日常维护的核心逻辑与故障处理的实战策略，为电力运维从业者提供兼具理论支撑与实操价值的参考范式。一、日常维护管理的核心要点（一）设备全周期巡检体系电力设备的劣化具有渐进性特征，构建“点-线-面”结合的巡检网络是预防故障的第一道防线。设备本体巡检需聚焦关键节点：变压器需监测油色谱、绕组变形及套管绝缘状态，可通过红外测温捕捉局部过热隐患；断路器需关注机械特性（分合闸时间、弹跳幅值）与绝缘拉杆老化情况；电缆线路则需结合局部放电检测与接地环流监测，排查绝缘缺陷与护套破损。环境联动巡检同样关键：变电站内需监测温湿度、污秽等级与小动物入侵风险，通过智能驱鸟装置、防鼠挡板阻断外部干扰；线路走廊需定期排查树障、异物挂线及地质灾害隐患，利用激光雷达扫描技术实现树障距离的精准预警。（二）状态监测与预测性维护传统“定期检修”模式已难以适配电网规模扩张需求，在线监测系统的部署成为趋势：通过在GIS设备加装SF₆气体密度继电器、在开关柜内置局放传感器，实时采集设备运行参数；利用边缘计算网关对数据进行预处理，当局部放电量超过50pC或油温突变率＞2℃/h时，自动触发预警流程。预测性维护需依托设备数字孪生模型，结合历史故障数据与气象信息，对变压器油纸绝缘老化、电缆热击穿等故障进行趋势推演。某电网公司通过机器学习算法，将变压器故障预测准确率提升至89%，使计划外停电时间缩短40%。（三）制度建设与人员能力闭环运维制度需实现“流程化-标准化-可视化”：编制《设备巡检作业指导书》，明确红外测温的角度（与设备表面夹角≤30°）、距离（0.5-3m）等操作规范；建立“运维工单-缺陷消缺-验收闭环”的管理流程，利用移动终端实现缺陷上报、派单、整改的全流程线上管控。人员能力提升需构建“理论+实操”的培训体系：定期开展继电保护定值核算、故障录波分析等专项培训；通过VR仿真系统模拟母线短路、弧光接地等故障场景，提升运维人员的应急处置熟练度。二、故障处理的体系化构建（一）故障诊断的“三维定位”策略故障发生后，需从电气量特征、拓扑逻辑、时空关联三个维度快速定位根源：通过故障录波器分析电压骤降、电流突变的波形特征（如接地故障伴随零序电流激增）；结合电网拓扑图，利用广度优先搜索算法排查故障区段；关联气象数据（如雷暴、覆冰）与设备历史缺陷记录，缩小故障原因的推测范围。以某10kV配电网故障为例：通过馈线终端（FTU）上传的故障电流数据，结合拓扑分析确定故障位于#3分支箱后段；调取该区域历史树障记录与实时风速数据，最终定位为树木倒伏导致的相间短路。（二）应急处置的“分级响应”机制根据故障影响范围与恢复难度，建立三级响应机制：一级故障（如变电站全站失电）需启动“15分钟应急集结+30分钟故障隔离”的处置流程，优先通过备自投装置恢复重要负荷；二级故障（如线路单相接地）采用“分段试送+逐段排查”策略，利用智能分界开关快速定位故障点；三级故障（如设备异常声响）则通过远程监测与现场特巡结合的方式处置。故障隔离需遵循“最小停电范围”原则：利用环网柜的负荷转移功能，将故障区段与非故障区段快速解列；通过配电自动化系统的“一键顺控”功能，实现开关遥控操作，缩短停电时间。（三）根源分析与整改闭环故障处理后需开展“5Why”深度分析：某变电站电容器组爆炸事件中，通过追溯发现“熔断器选型错误→过电流保护失效→绝缘油劣化→内部短路”的连锁故障链，最终完善了设备选型校验机制。整改措施需形成“技术-管理-标准”的三维闭环：技术层面升级设备（如将油纸电容型套管更换为干式套管）；管理层面优化运维计划（增加电容器组红外测温频次）；标准层面修订《无功补偿装置运维规范》，明确熔断器选型的校验公式。三、协同机制与技术赋能的双轮驱动（一）跨部门协作的“电网大脑”模式构建调度、运维、检修、营销的协同作战体系：调度部门通过SCADA系统实时监控电网状态，向运维班推送负荷越限、电压越限等预警；检修班携带智能诊断装备（如便携式局放检测仪）赶赴现场，与调度实时共享检测数据；营销部门同步向高敏感用户（如医院、数据中心）推送停电预告与应急供电方案。某城市电网在台风期间，通过“调度-运维-气象”三方联动，提前2小时完成23条线路的负荷转移，将故障恢复时间压缩至行业平均水平的60%。（二）数字技术的深度赋能物联网技术实现设备状态的“透明化”：在输电线路部署微风振动传感器、覆冰监测装置，通过LoRa网络将数据传输至云端；人工智能算法优化故障诊断：基于卷积神经网络（CNN）的图像识别模型，可自动识别红外测温图谱中的过热缺陷，识别准确率达92%；数字孪生技术支撑虚拟调试：在新变电站投运前，通过数字孪生模型模拟短路故障下的保护动作逻辑，验证定值配置的合理性。四、典型场景的实战应对策略（一）配电网单相接地故障此类故障占配电网故障的60%以上，处置要点为：①利用消弧线圈的调谐功能，监测中性点位移电压，判断故障性质（金属性/间歇性）；②通过“拉路法”分段隔离时，优先断开分支线与用户侧开关，减少对主网的冲击；③故障恢复后，需对线路绝缘电阻、避雷器泄漏电流进行复测，排查潜在缺陷。（二）变电站直流系统接地直流系统接地可能导致保护误动，处置流程为：①通过绝缘监测装置定位故障支路（绝缘电阻＜20kΩ）；②采用“瞬间停电法”（断开支路电源0.5秒），结合万用表测量对地电压变化，判断故障点；③重点排查二次回路的端子排、电缆接头，此类部位因受潮、积尘易发生接地。（三）极端天气下的故障处置雷暴天气需关注雷击跳闸：利用雷电定位系统确定落雷点，结合线路故障指示器，快速定位雷击区段；覆冰天气需防范导线断线：通过覆冰监测装置计算冰厚，当冰厚超过设计值的80%时，启动直流融冰装置，避免导线过载。五、优化方向与发展趋势（一）运维模式的智能化升级未来运维将向“无人值守+少人运维”转型：变电站部署智能巡检机器人（具备超声局放检测、红外测温功能），结合机器视觉实现设备状态的自主识别；利用数字孪生技术构建“电网数字镜像”，在虚拟环境中模拟故障演化过程，优化处置策略。（二）标准体系的动态完善需建立“设备-环境-人员”的三维标准体系：设备层面修订《智能变电站运维导则》，明确在线监测装置的配置规范；环境层面出台《电网防灾减灾设计规范》，细化不同气象条件下的巡检周期；人员层面制定《电力运维人员能力评价标准》，将AI诊断工具的操作能力纳入考核。（三）人员素养的复合化培养电力运维人员需具备“电气+信息”的复合能力：既要掌握继电保护原理、设备绝缘特性等传统知识，又要熟悉Python数据分析、数字孪生平台操作等新技术；通过“师徒制+项目制”的培养