电信装维年终总结范文1
摘要：
针对变电站内设备对温湿度的要求及目前的温湿度测控方案，研制了一种变电站温湿度远程报警装置，用于温湿度的远方监控，从温湿度传感器、数据传输、上位机编程等方面介绍了该装置的结构。本装置采取终端采集，软件显示与报警的模式，在变电站内设备温湿度越限时，能够自动发出声光报警，提醒运维人员注意。装置采用ZigBee通信协议，具有良好的可靠性和安全性。
关键词：
变电站；温湿度；远程报警；ZigBee
0引言
变电站内由于温度或湿度较大可能会导致二次设备锈蚀、直流接地或者触点接触不良［1］，所以相关规程［2］规定：主控制室和计算机室的温度宜在18～25℃范围内，相对湿度宜为45%～75%，任何情况下无凝露。特别是智能变电站内大量的交换机、智能终端、测控装置等对温湿度的要求更为严格。目前，智能变电站大部分都在汇控柜内加装了温湿度控制与显示装置，以便于远方查看。但对于投运较早的一些变电站，现场虽有一些自动温控装置［3］，在温湿度达到一定阈值，继电器动作，打开加热器或风扇进行调整。但是该模式实时性差，运维人员无法远方查看温湿度，且没有数据记录显示功能。对于温湿度的控制主要还在于变电运维人员的日常巡视与管理。在夏季或冬季，打开空调和除湿机，保持开关室、保护室、安全工具室等室内温度在合理范围内。因此随着变电站的智能化程度越来越高，对于温湿度的显示与控制需要实现的功能也越来越多。本文在分析现有温湿度测控装置的基础上［4-6］，结合变电站的特点和对温湿度的需求，研制出一种温湿度远程报警装置，对一些投运年限较长的变电站具有较高的参考价值，投运后能显著提高运维水平。
1总体结构
研制成功的变电站温湿度远程报警装置总体结构如图1所示。该装置采用分布式采集、集中监控的方式，在各终端设备上布置温湿度采集器，在各变电站内设置多个中间节点，以实现信号的中继和路由选择，而且多个中间节点可以实现冗余备份，各个中间节点连接成无线网。各设备的信号通过该网络传输到后台计算机，通过上位机程序进行实时监控和报警。测控方式采用主动发送方式，由终端设备和各个中间节点发送温湿度信息到监控机。整个数据流采用ZigBee传输协议，确保数据的安全性和传输过程的正确性。
2现场测控单元
现场测控单元的功能是完成温湿度的测量，对数据进行初步处理，并将模拟量转换为易处理和传输的数字量。
2.1硬件结构
网络终端节点结构如图2所示，终端节点负责采集变电站设备节点的温湿度，并将采集的信息存储在存储模块。终端节点由ZigBee主控芯片和温湿度传感器组成。
2.2主控芯片
ZigBee主控芯片采用CC2530，CC2530是用于2.4GHzIEEE802.15.4、ZigBee和RF4CE应用的一个真正的片上系统（SoC）解决方案。它能够以非常低的总的材料成本建立强大的网络节点。CC2530结合了领先的RF收发器的优良性能，业界标准的增强型8051CPU，系统内可编程闪存，8-KBRAM和许多其他强大的功能。如表1所示，考虑到TI公司的CC2530发射功率较大，传输较远，选取支持ZigBee协议的CC2530开发板。
2.3温湿度传感器
温湿度传感器元件是本系统的核心部件，采用的是DHT11型温湿度传感器。DHT11型温湿度传感器是一款含有已校准数字信号输出的温湿度复合传感器，传感器包括一个电阻式感湿元件和一个NTC测温元件，具有品质卓越、超快响应、抗干扰能力强、性价比极高等优点。其精度为湿度±5%RH，温度±2℃，量程为湿度20%~90%RH，温度0~50℃。将DHT11插入CC2530芯片的引脚上，烧录源代码，便可以使终端连接的传感器温湿度数据每隔1s传递到监控机后台进行处理。
3通信信道
无线传输协议有很多不同的种类，在各类应用中，无线传输协议以蓝牙与ZigBee协议为典型代表，表2给出了蓝牙与ZigBee协议之间的比较。由于传输的温湿度数据对通讯速率要求不高，和蓝牙传输相比，ZigBee虽然速率较低，但能够很好地满足该系统的数据传输要求。同时ZigBee拥有更好的抗干扰特性并能够支持AES加密技术，保证传输数据的安全。综合以上考虑，在该系统构建中选取ZigBee协议作为通信信道。考虑到无线通信具有信号随距离衰减的特性，当从某一开关室连至主控室时，设立一个中间节点，起中继和路由作用，保证无线信号的有效覆盖。
4后台管理系统
后台管理系统实现温湿度的集中监控，也是人员和系统交互的界面。通过VisualC++编写的源代码，实时刷新终端传给协调器的温湿度数据，在数据大于设定的预警条件时，软件自动弹出提示框和播放报警音响。如图3、4、5所示，整个装置由3部分组成：传感器网络终端节点数据采集模块、网络协调器数据接收模块和远程监控管理模块软件。终端数据采集节点由CC2530通过串行接口和DHT11进行通信，实现现场节点数据的采集和传输。网络协调器负责网络的建立，信息的接受、处理，以及控制指令的发送和执行。在接受到来自各个节点的温度数据后，数据经嵌入式处理器处理后通过上位机软件在监控机上显示。上位机监控系统软件采用C++编写，主要功能如下：
1）数据采集功能：能实时显示各个测量节点的实时温湿度数据。
2）异常报警功能：当数据出现异常时发出声光报警，及时通知运维人员对出现的报警信息进行确认和管理。将该装置应用于某变电站中，装置安装情况如表3所示。在主控室内，通过监控软件，可以实时查看站内设备的温湿度情况，设定温度和相对湿度的报警范围为25℃和70%，在温湿度越限时，监控软件便会发出报警音响和弹出提示信息提醒运维人员注意。该装置应用以后，极大减轻了运维人员的工作强度，报警装置在某次动作以后，运维人员去现场检查，发现该间隔的流变周边有轻微发白现象，如图6所示，认为是湿度较大导致的局部放电现象，并及时进行了处理。
5结束语
该变电站温湿度远程报警装置采用分布式采集、集中监控模式，整个系统数据流采用ZigBee协议，保证数据传输的准确率，在温湿度越限时，能够发出声光报警提醒运维人员注意。实际应用表明，该装置有效地解决了变电站温湿度无法远程查看的问题，提高了温湿度检测精确度和实时性的同时降低了运维人员的工作强度。
参考文献：
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电信装维年终总结范文2
本文介绍了宿迁地区配电自动化的系统结构、通信网模式选择与组建、配电自动化终端的配置策略。在工程建设实施过程中，提出了依托35kV及以上电压等级杆线为主干进出变电所的光缆架设方案、选用不同颜色标识的PT电缆和采用螺旋式航空插件连接PT等技术措施，保证了配电自动化建设的可推广性和实用性。最后在终端安全运行管理和配电自动化终端的配套PT能否用太阳能电池板替代方面做了探讨。
关键词：
配电自动化；主站；通信网；终端；智能继电器；太阳能电池板
国家电网公司提出以统一规划、统一标准和统一建设的原则，建设以特高压电网为骨干网架，各级电网协调发展，实现信息化、自动化和互动化，具有自主创新和国际领先的坚强智能电网的发展目标。配电自动化是实现智能电网的重要组成之一，其利用现代现代电子设备、通信及计算机网络技术，建立了基于IEC61968/61970综合数据平台[1-2]。将配网一次设备的三遥数据、地理信息和配电网模型信息集成到一个平台上，对配电系统正常运行状态下和故障状态下的监测保护与控制。同时充分利用信息交互总线实现了调度自动化系统和营销系统等应用系统间的信息交互，实现配电网的科学管理，提高供电可靠性、经济效益和管理水平。配电自动化已在国内外开展多年，其技术日趋成熟。2011年国家电网公司了一系列配电自动化技术规范，进一步促进了配电自动化的建设和运行[3-8]。2013年10月江苏省电力公司立项批准在宿迁经济开发区和洋河新城区域开展配电自动化一期工程。配电自动化一期工程规模为近20座110kV变电所，近100条10kV配电线路。安装了200多台柱上智能开关、10多台智能环网柜和几十组二遥故障指示器，改造了近30座配电室和10多座开关站，总计近300台配电自动化终端。预计本期工程完工后，初步实现“营配调一体化”管理的要求。建成以集成型为主的配电自动化系统，解决一期工程区域的盲调问题、提高配电网故障的处理效率及减轻运维人员的工作压力。提升对用户的服务质量。
1配电自动化系统总体结构方案
得益于现代通信技术发展和强大的主站功能，已无需配电子站，配电终端可以通过IP直接与主站连接通信。因此配电自动化系统总体结构采用配电主站层和配电终端层的2层体系结构。其系统结构如图1所示，主要包括配电主站、通信通道和配电终端组成，FTU表示柱上开关的数据终端，DTU表示环网柜、配电室或开关站的数据终端，以及二遥故障指示器监测终端。宿迁配电自动化主站具备完整的SCADA功能、集中式DA功能及与相关应用系统互联功能。SCADA功能实时采集、监测配电线路和设备的数据，当线路发生故障时，主站启动集中式全自动DA策略以快速切除故障区段和恢复非故障区段的供电。避免了线路故障时导致整条线路停电的情况，不但缩小了故障查找的范围，而且提高了故障的抢修效率。另外，宿迁供电公司主站充分利用自身系统资源，通过基于IEC61968标准的信息交互总线，实现与生产管理系统PMS、地理信息系统GIS、调度自动化系统EMS以及SCADA等相关应用系统间的信息交互，外延业务流程，完善配电信息，从而扩展并丰富配电自动化系统的使用功能[9]。配电自动化主站构成如图2所示。
2宿迁配电自动化系统通信方案
由于配电终端数量众多，地点分散且分布区域较广，甚至部分终端运行环境比较恶劣。但为了保证配电自动化系统能够稳定运行，必须实时采集配电终端的数据，才能准确定位故障区域和隔离故障区域、成功遥控终端及转移负荷。目前在已运行的10kV架空和电缆的混合线路没有同线敷设光缆或预留管道，因此无法在已建成的配电线路区域采用全光纤通信网。分析目前的各类通信技术的优缺点、结合终端类型对通信的要求及具体地理环境等因素，一期工程采用了以太无源光网络（EPON）和GPRS无线公网组合的通信方式。综合利用上述两种通信方式的特点，实现主站系统接入层网络的通信全覆盖。
3配电终端设备改造
考虑到现场一次设备的运行年限、机构配置等情况，公司配电自动化一期工程区域的一次设备改造遵循以下基本原则。环网柜和柱上开关采用更换的方式进行改造，配电室和开闭所采用改造的方式进行改造。共更换200多台柱开，选用带有自动化接口的真空断路器、装设两组单相PT、加装FTU和通信通道。更换10多台环网柜，选用预留自动化接口、加装DTU、装设ONU和光配等通信设备。改造近30座配电室和10多座开关站，加装三相CT、DTU、ONU和光纤配通信设备。依此方案改造后，才能实现配电终端数据的采集、监控和集中式DA等功能。在终端功能配置方面，一是对选用光纤通信的开发区变所辖线路上的柱开、部分环网柜和全部开关站，采用100%的遥测、遥信和遥控的全覆盖。二是对选用GPRS通信的其余柱开和全部配电室，采用100%的遥测和遥信全覆盖。在改造过程中，对没有备用触点的开关设备二次仓内增设4常开和4常闭备用触点，对没有测量或保护CT的开关柜间隔电缆头处加装三相开启穿入式电流互感器。
4建设和运维过程中的技术亮点和经验
4.1光缆架设问题配电自动化一期工程的光缆方案问题主要存在以下两方面:一是设计院的初期光缆架设方案设计不合理，其以配网线路为单位来部署光缆，造成同杆四回线路要架设4根光缆，不仅浪费，而且实施难度极大。已将其优化为只架设2根光缆，充分利用了光缆的24纤芯；二是光缆入地处地段较多且敷设难度大。因本期工程大部分位于城区，不但架空和电缆的混合线路较多，而且已建成投运的电缆段处没有预留管道，造成需要政处的地段较多、成本较高和光缆通道建设周期长。为利于光缆后期施工，在对开发区范围内的所有路径重新进行了勘察，对原有设计方案进行了优化调整。将原来全部由10kV杆线架设的光缆调整为依托35kV及以上电压等级杆线为主干进出变电所，至10kV线路比邻处跨接部署。不仅解决了架设通道、缆芯配置和熔接方案、降低了光缆架设施工成本、缩短施工工期和提高光缆走廊的灵活性等问题，更是将原有的近四十处政处点缩减到几处。此方案不但优化了光缆架设路径，而且光纤主干通道固定、变化小。
4.2PT电缆标识和PT处连接方式问题由于从柱上开关和两只PT引出到下方FTU中的三根二次电缆穿入在一根保护管中，而且电缆外观都为黑色，因此运维人员在地面处分辨不出二次电缆相连接的一次设备。尤其当回路信号异常或设备故障时，无法准确判断故障的回路和相应的一次设备。为了便于日后检修，要求在控制电缆及二次PT电缆线的颜色全部按照蓝红两色在线缆的两端做同一标识。另外，一期工程中二次电缆与PT连接处采用经接线端子连接，存在接错和造成PT短路的情况，提出PT与二次线缆采用螺旋式航空插件的形式进行连接，提高了PT的运行安全性。
5配电自动化未来提升探讨
5.1终端运行安全性提升由于配电终端数量众多、地点分散且分布区域较广，同时为了方便人工操作和维护，FTU的高度一般距地面2.5米至3米。因此存在外部暴力打开FTU箱门，从而直接控制操作面板的按钮对设备进行就地操作，影响配电网的安全运行。在后期的配电自动化设备设计中，提出在就地操作的二次回路中只增加一个智能继电器。其内置智能芯片和控制核心，不但能从技术上控制就地操作回路的开断，也可以记录操作人的私秘钥、数字签名证书、开启就地操作的时间等信息。同时运行人员配备便携式智能锁芯硬件，以存储秘钥等认证信息，与智能继电器通过USB接口或者无线传输认证秘钥，以获得操作权限。保证配电自动化终端和配电网安全运行。
5.2配电自动化终端配套PT的替代性分析为了给FTU供电和采集线路的电压，每台配电自动化终端需停电后安装两支单相PT。目前，调度自动化系统已经采集了电源侧电压，营销用采系统也采集了配变侧用户电压，从馈线自动化应用的角度看，如果无必要采集配电线路中间环节的电压，从而解决了电压再次采集的问题。利用太阳能电池板和蓄电池容量的合理组合不间断的给终端供电。从而对配电自动化终端进行不停电改造和更换，不仅提高了建设效率和降低建设成本，而且提高了供电可靠性和运维效率。
6结束语
本文介绍了宿迁地区配电自动化系统一期工程的主站系统总体结构设计、通信网模式选择与组建及配电自动化终端的改造方案。建成后优先实现了DSCADA功能和集中式DA等功能，能够快速进行故障区段判断、隔离和非故障区段的恢复送电。不但提高了宿迁配电网的供电可靠性和运维人员的工作效率，也降低了企业成本和减轻了运维人员的工作量。解决了实施过程中存在的问题，采用依托35kV及以上电压等级杆线为主干进出变电所的光缆架设方案、选用不同颜色标识的PT电缆和采用螺旋式航空插件连接PT等技术措施，从而加快了工程的建设进度、方便日后检修及保证了配电自动化建设的可推广性。探讨了终端就地操作回路开断的智能管理和配电自动化终端的配套PT使用太阳能电池板替代的可行性，提高了终端运行安全性和降低了建设成本。
参考文献：
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电信装维年终总结范文3
【关键词】数字化变电站；二次设备；调试
1.引言
随着220kV白洋淀数字化变电站的投运，保定供电公司数字化变电站的二次设备维护工作也已提上日程。电子式互感器、面向通用对象的变电站事件（GOOSE）功能的运用[1]，使得传统变电站的检修模式难以适应。为此，掌握二次设备的调试方法，对顺利展开数字化变电站运行维护工作，非常必要。
2.数字化变电站的特点
2.1 数字化变电站的定义[2]
在当前技术条件下，对数字化变电站的普遍理解是以数字式互感器、智能型断路器为基础，通过高速网络通信平台，使用IEC 61850标准通信协议，能够实现运行状态的数字化传输，满足变电站内智能电气设备间的信息共享和互操作的现代化变电站。
2.2 数字化变电站的技术特点
数字化变电站有别于传统综合自动化变电站，常规变电站自动化系统应用特点是变电站二次系统采用单元间隔布置形式，装置之间相对独立，装置间缺乏整体的协调和功能优化，输入信息不能共享、接线比较复杂、系统扩展复杂，图1为传统变电站结构示意图。
数字化变电站是综合自动化技术的进一步发展，相比于传统变电站，数字化变电站有如下三个技术特点（图2为数字化变电站结构图）。
（1）数字化的一次设备
用数字式互感器替代传统电磁式互感器，目前常用的数字式互感器主要有磁光式、全光纤式和电子式。断路器使用的是智能型断路器或者用传统的断路器加装智能单元，实现信号的数字化转换，并且能够接受数字化信息指令改变运行状态。
（2）网络化的二次设备
一次设备和二次设备之间不再使用传统的电缆连接，而是采用百兆光纤以太网，站内除了少量的直流、交流电源电缆，二次电缆全部被光缆替代。
（3）标准化的通信协议[3]
目前数字化变电站普遍使用的是IEC 61850标准通信协议，具有良好的完整性、系统性和开放性，使站内设备的互操作性大大加强，为实现信息资源共享、自动化功能集成创造了良好的条件。
3.白洋淀数字化变电站简介
220kV白洋淀数字化变电站是保定供电公司第一座数字化变电站，全站除380V配电装置外，全部采用智能化一次设备（电子式互感器（EVCT/EVT）、合并器、智能终端等），全站保护测控采用IEC 61850规约，使用MMS网实现数据采集，采用光纤通信技术全面取代了开关场到保护屏间的电缆硬连接。主变保护装置采用光纤GOOSE连接（点对点式），实现数据共享和GOOSE控制和跳闸技术；35kV母线保护、低周低压减载装置、主变过负荷装置跳35kV各出线间隔采用GOOSE网络实现网络控制和跳闸技术，其他采用常规电缆接线，图3为白洋淀数字化变电站结构配置图。
白洋淀数字化站由南瑞继保完成整站集成，采用IEC 61850协议，集成了南瑞继保、深圳南瑞、北京四方、武汉中元、国电南思等厂家的二次设备。交流采样应用电子式互感器采用60044-8协议点对点通信方式；站控层网络、35kV GOOSE网络双重化，在站控层和交流采样层达到了国内数字化变电站同时期领先技术水平。
4.数字化变电站二次设备验收调试组织模式
数字化变电站的出现，产生了新的二次模式。从传统电磁型继电保护到微机保护，再到数字化变电站的新型数字保护，保护装置的硬件结构发生了很大的变化，输入量和开出量的传递形式信息化。同时，由于电子互感器具有无饱和等优点，使保护的原理和技术在一定的程度上得到简化。保定供电公司为适应新的白洋淀数字化变电站的技术要求，从二次设备调试到基建验收投运实行专人负责，积累了一些二次设备调试经验。
4.1 设备出厂前验收
在设备出厂前，专门成立数字化变电站工作组。验收人员严格按照《保护设备、自动化系统工厂验收测试大纲》逐项进行验收，验收人员在学习提高数字化变电站基础知识的同时，发现了45项保护装置、综自系统的软、硬件问题，为设备现场调试顺利完成奠定了坚实基础。验收人员每天坚持写验收日志，详细记录总结每天验收的项目、发现的问题和解决的问题，为形成数字化变电站验收备忘录提供了第一手资料。
4.2 现场验收阶段
（1）细化人员分工，确保每台设备责任到人
为确保白洋淀数字化变电站的顺利投运，每个细节都必须验收到位。在设备调试阶段，保定供电公司组织综合自动化专业人员进行随工质检，对人员进行详细分工，即将现场验收人员分成保护装置验收组、综自系统验收组。保护装置验收组按照电压等级又分为220kV保护组、110kV保护组、35kV保护组、主变保护组；并将故障录波器、母差保护、主变过负荷、备自投等装置划分到各保护工作组中；综自系统验收组又分为后台监控机组、综自设备组（包括远动装置、GPS对时系统等）、信息处理组（包括网络记录仪、信息子站等），确保每台设备责任到人。
（2）对验收发现问题及时总结、汇报和处理，确保及时解决
为准确、快速的解决发现的问题，现场验收总负责人与基建施工单位负责人、厂家人员每天召开总结会，对发现的问题进行讨论并制定解决方案，规定解决期限、复检方式，确保验收发现的问题及时准确处理。若发现较重要问题且不易解决，如220kV线路保护四方装置与所连南瑞继保线路合并单元之间采样点设置不同造成四方装置光差保护通讯中断缺陷等，及时上报上级主管部门，协调相关单位处理。
5.数字化变电站二次设备调试经验
5.1 220kV白洋淀站检修维护手册
通过现场验收，总工作负责人将所有相关资料进行整理、分类、汇总，形成包括验收报告、试验报告、作业指导书、数据库备份、说明书、图纸、台账、设备出厂前验收、现场验收的日志、维护和检修工作记录，试验方法、消缺经验等主要内容的《220kV白洋淀数字化变电站检修维护手册》。检修维护手册共包含59验收报告、98套试验报告、40份作业指导书、72份电子说明书，387张电子图纸及所有设备台账、定值、后台及远动数据库备份等资料，为二次设备的检修、试验和日常维护提供最全面的资料和方法依据。《220kV白洋淀数字化变电站检修维护手册》随着维护和检修过程，可随时进行更新和补充。
5.2 保护装置技术要点和运行注意事项
根据验收过程中发现的问题、总结与常规保护的不同点，制定220kV白洋淀站每个保护装置的技术要点和运行注意事项、每套保护装置的作业指导书，并依据相关规程，制定全站各设备的试验报告，方便投运后的检修、周校、消缺等工作。例如，数字化变电站中的220kV线路合并单元，当一次设备不停电、只退出单套保护时，应特别注意不能直接向合并单元上加电流量，避免因合并单元的电流通至母差保护造成装置误动或闭锁。
对于数字化变电站，单个设备进行检修时，与常规变电站的操作习惯和顺序有很大的不同，稍有不慎，可能造成严重的后果。例如，220kV单个保护装置检修时，只需退出相应的跳闸压板，但如果保护装置的合并单元MU检修时，需要退出与之相关联的所有保护装置，特别是母差保护装置。针对诸如此类情况，现场技术人员对每个设备检修状态下，运行人员需要做哪些操作，退出哪些压板都作了详细的说明，为运行人员操作提供了技术支持和安全保障。
5.3 光纤衰耗测试表[4]
在现场装置调试后期，待光纤核对、清洁完毕不再插拔时，派专人负责，对每条光纤衰耗情况进行详细记录，并标明起点和终点光纤的屏柜、装置、插件、端口、发送功率、用途等情况（如表1所示），为今后的周校、消缺等现场光纤回路工作提供原始的数据支持。
5.4 制定“goose断链表”。
一旦光纤goose断链，就会影响本站主变中低压侧及35kV设备的故障跳闸，发生因间隔开关拒动引起的故障越级等严重后果，严重影响电网稳定运行。goose断链时，为快速查找光纤断链位置，特编制了“goose断链表”。“goose断链表”详细标明光纤的屏柜、用途、光纤编号、起止位置、断链后台报文、装置报文等情况（如表2所示），为现场消缺提供查找依据。
5.5 光纤、网线标识标签统计
根据数字化变电站大量应用光纤作为传输媒介的特殊性，为满足迅速准确的查找和消除与光纤有关缺陷的要求，最大限度降低数字化设备异常或退运的时间，保证设备安全稳定运行，结合220kV白洋淀数字化变电站投运前验收工作实际，制定光纤标识管理方法，制作全站光纤标识库（如表3所示），并要求安装单位实施。每面屏内附本屏光纤标识表，方便检修人员查找。光纤标识库中，标签号与光纤头标签一一对应，光纤或尾缆编号与设计图纸已一一对应，起点、终点与实际装置、插件、接口一一对应，同时标明光纤类型，符合设备运行要求，光纤敷设走向满足《河北南网18项反措要求》，标识内容清晰准确，可操作性好，无实施阻碍，对提高光纤寿命、迅速准确查找光纤走向指导性强。
5.6 数字化变电站模型文件和配置文件的修改规则
针对数字化装置模型文件和配置文件在数字化变电站中的重要作用和地位，规定白洋淀数字化变电站的模型文件和配置文件由厂家、调度所和二次检修班组三方保存，每一年度由三方的文件与站内文件进行一致性对比，编写了数字化变电站模型文件和配置文件的修改规则。当保护装置模型文件和配置文件需要修改时，必须经过二次检修班班班长、调度所专责、厂家的研发人员三方在修改方案签字确认后方可进行修改，并在检修记录中详细注明修改原因、日期、人员及结果，修改后的模型文件和配置文件必须长期保留。
5.7 注重现场培训资料收集，做好数字化变电站的培训教程
利用摄像机、照相机等工具收集电子式电流电压互感器、保护装置等数字化设备的试验方法和维护经验，作为培训教材，做好数字化变电站的培训教程。
6.结语
2009年12月28日，保定地区首座数字化变电站-220kV白洋淀数字化变电站零缺陷投运，这标志着保定供电公司在变电站自动化建设上向“数字化”迈出了坚实的一步，推动了河北南网自动化技术的进一步发展。随着数字化变电站调试、运行、维护工作技术的逐步成熟，现阶段出现的问题会通过不断的工程实践和技术发展最终得以解决。
参考文献
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作者简介：
电信装维年终总结范文4
【关键词】数字电视；维护；档案管理
数字有线电视传输网络系统，从定义上讲也就是指从数字电视机房出来以后到用户电视之间的这一段，因此其维护基本工作对象主要有光缆、光分路器和光接收机、分支分配器、电缆和用户终端、机顶盒，其它防雷及保护设施等，维护工作既要处理由于设施老化造成的信号质量下降，又要对设施进行必要的养护，还需要紧急处理突发故障。维护工作基本应分为：（1）档案管理（2）一般检查维护；（3）定期检查维护；（4）常见故障的排除，这些工作应按事先规定的内容要求每次都应逐项进行检查，并做好记录。
1 技术档案管理工作。
对整个传输网络的维护起到非常关键的指导作用，作为一名普通技术人员，即使有非常良好的记忆也不可能完全准确记住整个传输网络的每个环节，平时工作中，有时因过分自信会导致主观意识上的判断错误而使维护和抢修的过程变中往往多走弯路。随着网络的壮大和数字有线电视科技的飞速发展。因此，一份完整的网络技术档案既能及时对故障点进行准确判断，同时对维修现场现状做到心中有数。本人认为好的网络技术档案管理包含了五个部分。一是管路路由图；二是光缆融接分配图；三是电缆分配网络图；四是技术指标档案表；五是用户资料明细表。作为维护人员我们不光要保管好档案资料，还要对实际过程中导致资料改变的情况对档案进行及时整理不断更新，及时存档。从而为维修技术人员提供更好的指导作用。
2 一般检查维护工作。
主要是平时对系统设施的外观，机械检查和必要的维护处理：光接收机的输入光功率及输出电平、用户终端电平测量和图像质量的等级评估确认、分配网络设施；各种光接收机及放大器、供电器等安装情况；分支分配器、光缆护套盒、电缆有无脱落等情况；入户网内还有电缆扎线、楼内传输管道有无松动、脱落情况等。同时定点检查用户终端电平，对接收图像和伴音质量进行评估、记录在案，供下次维修时比较与参考。
3 定期检查维护。
主要按外观、安装情况和其它电气指标，按照规定的周期和项目，逐项进行巡查，发现问题或隐患立即予以处理。检查的重要环节有：设备有无损伤松动，与传输线连接及防水处理是否良好，传输线垂度合适否，电缆挂钩有无松脱和移位，线杆拉线有无弯曲倾斜、松驰、脱落、接地有无异常，入户网内分支分配器安装是否依然良好，详细检查各关键部位的各重要参数信号指标等。同时要对测量仪器定期做计量检查，比对以保障测量精度，做好定期检查记录。，在发生故障时可进行分析判断的重要参数应列为技术档案保存。做到上述维护常识，对排除系统故障和突发事件处理，避免维修走弯路能起到非常关键的作用，因此维护工作也是非常必要和重要的。
4 常见故障的排除。
分配网络的设备故障，一般是各种光接收机、分支分配器、供电器、电缆接头等。莱钢现在是采取一个住宅楼一个或多个光接收机，故障发生率虽然不高，由于光接收机前是采用无源传输分配，但因为分散使用220伏交流电源，雷击故障及停电故障较高，最终都要从用户终端反映出来。发生故障后，寻找故障部位的办法要根据故障不同种类而异，故障现象是所有频道还是某些个频道？是某个用户终端还是若干户或是整楼整片区？可就故障涉及范围采取不同的方法。
4.1整楼、局部点片或者零星用户数字电视的故障处理。
如果前端信号不出问题，有线数字电视发生的故障通常是整楼、局部点片故障或者零星用户故障，故障现象是无图像、静像或“马赛克”，以零星用户的故障占绝大多数，因此维修和预防工作的重点是零星用户的故障。
4.1.1零星用户的故障。零星用户发生有线数字电视故障的原因，少数是由于入户电平太低引起的或因分接多台电视以后造成电平不足；用户私接劣质分支分配器引起故障现象也有一些：多数是由于用户室内器件阻抗失配、接触不良、电缆屏蔽损坏引入外界干扰引起的。引起无图像的原因就是信号电平太低，主要是室内线路质量不好、线路太长、接头未做好或断线所致；某些无图像也可能是未获得正确授权，此时屏幕上会出现“该频道未授权”的提示，需检查智能卡是否插好或与机房值班人员联系解决。
4.1.2整楼、局部点片故障。
检修局部点片故障时，一定要利用网络图纸等档案资料，仔细分析发生故障的范围，确定大致的故障点，然后才出门检修，可以达到事半功倍的效果。如果某条用户分配支线以下有多数用户报告出故障，其他线路正常。那么这条支线电缆最大可能的问题是：接头接触不良、接头进水外导体霉断、分支器件进水或损坏；某光接收机以下各条线路下有多数用户报告出故障，其他光接收机之下正常，那么最大可能的问题是：光接收机输出电平过高（或过低）、光接收机损坏、光链路问题造成接收光功率下跌等。
4.2在维修或在安装数字电视用户时，应注意的问题。
电信装维年终总结范文5
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。
电信装维年终总结范文6
关键词：综合；自动化系统；通信故障；故障处理
中图分类号：U665.1 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）29-0062-02
随着电网自动化程度的提高，综合自动化接入的信号由原来简单的遥信、遥测、摇控、遥调等四遥信号发展到微机保护、直流系统、绝缘系统、消防系统、防误五防等各类自动装置。自动化系统和其他相关设备的通信手段也越来越多样化了。从原来的RS-232、RS-485，RS-422到CAN网、FF等各种现场总线，以及采用局域网技术的CSMA/CD以太网协议。采用的通信介质有普通通信电缆、五类线、屏蔽电缆、现场总线专用的电缆，普通电缆、同轴电缆、光缆等。由于通信方式的多样化和复杂性的不断增长，通信出现故障的概率也越来越高。因为通信故障而造成的自动化故障也经常出现，而自动化系统的可靠性关系到变电站的实时正确运行。
通信问题可分为硬件问题和软件问题。硬件常见的问题有电源工作电压问题、电磁干扰问题、接口接触不良问题、匹配电阻问题。软件问题有规约不匹配、网络驱动问题、网络配置问题、地址设置问题等。
电源问题在通信故障中较常见，却又比较难以发现和定位。经过多年的运行，开关电源的电容由于长期运行发生老化，带载能力下降。工作中检查电源板电压其下载幅度并不大，往往保护还能正常运行，并没有什么告警信号。而其通信模块驱动由于对工作电压比较敏感，常报保护通信故障。在实践中，如果系统已经运行过了五年以上，而检查又没有别的配置的问题，查电源如果输出比较小，则可能就是电源故障问题，建议更换新电源。
自动化所连接的设备大多位于高压变电站，有些还处于开关场，现场的电磁条件恶劣，平时就受到了高压电场的影响。如果事故时还会受到开关跳闸开断故障电流产生的电磁涌流。如果是装置本身设计问题，或者通信的屏蔽接地不好的话。很可能造成短时通信故障，而这时丢失的数据又往往是重要的数据，所以从设计到施工安装维护都要注意抗电磁干扰问题。
网络出现中断，很多时候问题是接触不良，如RJ-45头没做好，网卡没插好，同轴电缆头未焊接好，通信线未拧紧。工作中曾经有一个综自监控站，通过调度数据网与调度主站连接，但是经常发生误码多和通信中断现象。检查网络普通的PING命令返回又正常，但是PING长包时又出现丢包问题，并出现时断时续问题。经分段检查，发现路由器到通信光端机的同轴电缆头有虚焊现象，将其重新焊接后，再重新测试网络，PING长包应答正常。这类故障处理起来比较麻烦，故障定位要耗费大量人力，并且还要多班组协调解决。所以平时工作中，应当注意这类细节，在施工的时候要加强工艺，从源头上控制此类问题的出现。
终端匹配电阻是RS-422总线、RS-485总线还有很多现场总线所必备的，它能起吸收反射波的作用，减少通信干扰的作用。虽然在总线较短的情况下，没有终端匹配电阻，通信还能正常，但是一旦由于变电站改扩建，该总线上所挂设备数量增长，总线长度的延长，就会造成某些节点的由于反射干扰严重，出现严重的丢包，甚至通信完全中断。实践中，曾有一个综自站，有一条总线上有几个节点显示通信正常，而遥测数据又经常跳变。现场的测控模块也显示通信正常，装置上数据正常。查该总线最后一个模块的终端匹配电阻未使用，将其跳线跳上后，数据恢复正常。所以在变电站自动化中，任何总线接法一定要合理，要采用串联方式，不能够有任何并联分支，并且在总线的首尾两个节点加上终端匹配电阻，所采用的匹配电阻要符合总线要求，避免产生反射干扰。
上面简单说明了硬件通信故障常见的一些故障及其处理方法，工作中还有出现各种通信端接设备故障如：交换机、集线器、光电转换器等故障引起的通信中断，由于其故障容易发现和定位，排除方法比较简单，这里就不加以论述了。
软件故障也是造成通信中断的重要因素。其常见的有规约不匹配、网络驱动问题、网络配置问题、地址设置问题，处理方法各异。
网络配置问题，在进行网络规划的时候要注意网络的负载，特别是总线型的网络，由于现有的综自系统多采用分布分散式结构，系统正常运行的时候，通信正常。而当电力系统发生故障的时候，这个时候大量节点有报文要求上传，容易造成了网络堵塞。发生丢包现象和整个网络瘫痪问题。
装置地址问题，对各个节点的网络地址和子网掩码要正确设置。一般情况对于装置网络地址，由于其关系到整个系统数据正确性问题，包括遥控，工作中都比较重视，而子网掩码相对比较容易疏忽，特别有些厂站IP划分不是采用国际标准的A类、B类、C类地址，这样默认的子网掩码就不是实际上的应用的子网掩码。因为现有的自动化系统采用的通信方式子站是采用广播报文向后台主机和远动主机上送数据，如果节点同后台主机或者远动主机所设的子网掩码不同，而节点上传的广播报文被后台主机或远动主机当成无用的报文而丢弃，从而造成网络通信中断问题。
软件故障引起的通信故障还有可能是由于软故障造成的，现有的综合自动化系统功能越来越强，其软件的复杂度也越来越高，加上每天都有大量的实时数据要处理和处于高压变电站这种强电磁场影响，软件出现走死的现象是很难避免。如果看门狗程序未检测到，则会发生通信故障。这个时候只需要对相应模块进行重启即可。软故障一般重启就可以解决问题，但如果某程序经常出现故障的话就要考虑是否程序中的存在BUG还是硬件问题，要对装置进行相应的检查。如果故障集中出现在某个装置，则硬件问题可能性大，如果出现故障的装置比较随机，则软件故障比较大。
上面讲述了笔者在工作中对综合自动化系统通信故障问题的一些总结。在实际工作中，如果是在安装调试阶段或者装置重装，出现软件问题可能性比较大。如果是正常运行后出现故障，则硬件问题的可能性比较大。排查故障，要注重故障现象，对其进行分析，确定故障点，再进行处理。
最后对变电站综合自动化的通信方式和介质选用谈一些自己的看法，因为这些因素往往决定了设备的可靠性，对减少通信故障有很大关系。变电站综合自动化系统由于其涉及到的设备和方面越来越广，需要处理的信息量越来越多，又要负责事故时大量的突发报文的传输。对通信容量的冗余度要大，建议采用以太网通信规约或现场总线。传输介质要尽量采用光纤，以减少电磁干扰。如采用双绞线，要使用屏蔽线，如六类线，或者屏蔽双绞线。如现场总线有推荐使用的线材，应采用其推荐的线材。只有从自动化站内通信系统的选型、网络规划设计以及施工能各方面加强控制，才能有效的减少通信故障出现的概率，减少维护工作量。使变电站综合自动化运行的更加可靠。
参考文献：
[1] 朱松林.变电站计算机监控系统及其应用[M].北京：中国电力出版社，2008.
