第一篇：电力设备检修维护工作要点
电力设备检修维护工作要点
通过对国内一些发供电企业进行安全性评价所了解到的设备检修维护工作现状，指出目前在设备检修维护工作中存在的主要问题，并提出相应的改进建议。
〔关键词〕 设备 检修 维护设备检修维护工作现状
搞好设备检修维护是贯彻“安全第一，预防为主”方针，提高设备可靠性，保证设备安全经济运行，充分发挥设备潜力的重要措施。但在近几年企业改制过程中，有部分单位在安全生产管理上出现放松，比较突出的问题是对设备检修维护工作重视不够，为了实现减员增效，在设备不断增加的情况下检修维护人员反而减少了，使企业难于按规定完成对设备的定期检修、维护、预试等，个别单位的设备甚至到了不破不修，不坏不修的状态。设备检修维护工作中存在的主要问题
当前设备检修管理方面普遍存在的一个问题是对国家电力公司、原电力部颁发的设备检修导则和工艺规程等，贯彻不够认真。近十多年来，原电力部先后颁发了多种设备检修导则和检修工艺规程，其中主要有《 发电厂检修规程》(SDJ230-87)、《电力变压器检修导则》(DL/T573-95以下简称“导则”)、《有载分接开关运行、维修导则》(DL/T574-95)和各种少油断路器检修工艺导则等。其内容深入具体，切实可行，是指导设备检修维护工作的文件。虽然这些规程在颁发时，电力部都要求各单位认真执行，但迄今仍有部分单位未认真贯彻。
2.1 未按规定的设备检修间隔和周期执行
如在《发电厂检修规程》中规定燃煤锅炉和相配套的汽轮发电机组大修间隔为3年、燃油机组为4年、主变压器为10年。据统计资料说明，由于制造和安装遗留的问题，国产变压器在投运5年内故障率较高，故导则中规定，主变投运5年内应进行第一次大修；少油断路器投运一年后应进行大修，以后分10 kV等级的每3～4年一次、110 kV等级的4～5年一次、220 kV等级的5～6年一次等。查阅一些单位的检修记录，可看出上述规定并未得到认真执行(经技术鉴定，主管部门批准延长检修间隔者除外)。有的变压器和断路器已投运十多年，除临修外从未进行过大修。
2.2 对检修前的准备工作重视不够
2.2.1 检修 前编制检修技术组织措施计划时，由于对设备的技术状况和运行情况不够掌握，往往计划不切合实际。如在检修前对设备在运行中发生过的缺陷、故障、异常和处理情况；主要运行参数的变化情况，有无超标现象；附属设备运行情况；预防性试验情况；发电机、主变曾发生出口短路的次数、短路电 流倍数和事故后进行检查试验的情况等，大都没有进行深入细致的数据收集、调查和分析，对设备的技术状况和存在哪些隐患心中无数，因而在编制计划时不能有针对性地采取措施。有些在设备进行分解检查时才发现问题，由于事先在技术上没有准备，致使检修工作十分被动，甚至无法进行。
2.2.2 检修前对检修专用工器具和安全工器具准备不够充分。由于工具配套不全或不合格，给检修工作带来很大困难，甚至影响检修质量和工期。2.2.3 备品备件和材料准备不充分。检修中需用时才临时到市场购买或到制造厂、修配厂临时组织加工，往往供应不及时，且质量不保证。
2.2.4 对检修人员的技术培训重视不够。有的检修人员对设备构造和检修工艺不熟悉，有的缺乏必需的钳工基础技能，由于未进行修前培训，检修时盲目操作，结果将原来良好的设备修坏。如在紧套管螺丝时用力不均，将套管紧裂了等。
2.2.5 检修现场有关设备的临时放置不规范。检修工器具、安全工器具、各种材料、备品备件、设备分解下来的零部件等，由于现场没有指定的放置地点，随意乱放，使用时往往不易找到，甚至用错或遗留在设备中。
2.2.6 对检修中需要采取的特殊安全技术措施准备不充分。如起重设备的配置、高处作业的登高措施或搭设脚手架、临近带电设备处工作时的防触电措施等。
2.3 设备大修多数没有按规定的检修试验项目执行
变压器大修时，导则中规定共有15个大项、121个分项，但从一些单位的大修记录看，相当一部分检修项目被删掉。如对绕组检修，按导则要求在检修中应用手指按压绕组表面，检查其绝缘状况，并进行分级。按压时绝缘有弹性，按压后若无残留变形，则为良好状态，属一级绝缘；若弹性较差，但按压时无裂纹、脆化，则为合格状态，属二级绝缘；若绝缘脆化，呈深褐色，按压时有少量裂纹和变形，为勉强可用状态，属三级绝缘；若绝缘已严重脆化，呈黑褐色，按压时即酥脆、变形、脱落，甚至可见裸露导线，为不合格状态，属四级绝缘。类似这些非常重要而又简易可行的检修项目，许多单位都未认真 执行。设备虽通过大修，但有关人员对变压器的绝缘状况却心中无数。其它如对引线包扎绝缘和绝缘厚度的检查、引线焊接情况的检查、各部位的绝缘距离和引线长度与固定情况的检查等，大都没有检查记录。类似情况在其它设备检修中也普遍存在。
2.4 大修过程未按导则和工艺规程中规定的试验项目进行试验
如变压器大修，导则中规定共有30个试验项目(修前8个、修中5个、修后17个)。还有一些项目需根据检修前的测试结果决定如何检修。如检测有载分接开关各触头的烧损量，若大于3 mm，则必须更换；检测各触头的压力和动作顺序是否符合制造厂规定，不符合应作调整；用直流示波法测量分接开关的切 换时间、弧触头的桥接时间、三相同期误差、检查过渡电阻有无断裂损伤并测量其电阻值，若切换时间和桥接时间分别超过30～50 ms和3～5 ms，或过渡电阻值误差大于10%，应进行调整处理等。这些必须进行的检测试验项目，许多单位执行不彻底，相当一部分被删掉了。
2.5 检修程序没有按工艺导则要求执行
特别是大型设备的检修，从拆卸、分解、检修、试验到组装，未能严格按一定的程序进行。如变压器组装后未按规定程序进行真空注油，注完油后未按规定将设备静放一段时间，未把混在油中的气体排净就投入运行，造成变压器投运后瓦斯保护动作，严重者造成变压器烧损。
2.6 大小修现场记录草率
现场检修时，对设备及其各部件进行深入细致的数据测量、检查、试验、修理后，往往未能将这些工作的详细情况记录下来。如对变压器绕组绝缘的检查，在记录中未将检查的内容、项目、数据、测量方法、鉴定情况、结 论性意见等记录在册。那么，在安排设备检修和其它工作时就失去了依据。若绕组绝缘通过大修，鉴定为三级，则除了在修后运行中需加强监视检查和增加必要的预防性试验外，还应计划安排下一次大修时间、工作量和各项试验。
2.7 一些设备没有相应的检修规程
除已有部颁检修导则或工艺规程的设备外，生产现场中还有一些设备，如真空开关、SF6开关、隔离开关、送配电线路等没有编制相应的检修规程，使检修工作没有质量标准，随意性大，无章可循，无据可依，设备年久失修等。以致隔离开关锈蚀严重、部件磨损、操作机构卡涩甚至失灵等。搞好设备检修维护工作的建议
3.1 按规定要求的间隔和周期开展设备检修维护工作
国家电力公司在《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中，仍然强调定期检修工作是防止设备事故的重点措施之一。如第16.7条“开关设备应按规定的检修周期，实际累计短路开断电流及状态进行检修，尤其要加强对机构的检修，防止断路器拒分、拒合和误动以及灭弧室的烧损或爆炸，预防液压机构的漏油和慢分”；第16.8条“隔离开关应按规定的检修周期进行检修”等。因此，搞好定期检修维护工作，符合中国国情，是目前国产设备现状的需要，仍然是防止发生设备事故的重要手段。
3.2 全面系统地做好检修维护基础管理工作
3.2.1 结合本单位具体情况建立和健全有关设备检修的各种规章制度，如检修工艺规程、质量标准、验收制度、缺陷管理制度、设备异动管理制度、备品备件管理制度等。有些设备，国家电力公司、原电力部已颁发了检修导则或工艺规程，可根据具体情况制订实施细则或补充规定。对上级没有颁发规程的设备，应根据制造厂说明书和现场经验编制现场检修规程。
3.2.2 加强设备技术档案的管理。主要内容：一是原始资料，包括设计资料、设计变更文件和实际施工图；制造厂提供的产品说明书、出厂试验报告、安装图、合格证件等；安装技术记录、试验记录、工程交接验收文件和备品备件清单等资料；二是运行资料，包括运行日志、操作记录、缺陷记录、异常障碍和事故记录等；三是检修试验和设备异常资料，包括设备大小修记录和检修报告、各种预防性和其它检(试)验报告、设备改造等。
3.2.3 加强对检修起重工器具和安全工器具的管理，建立定期检验、维修、保养、操作规程等相关管理制度。
3.2.4 建立技术监督管理制度，严格实行各项技术监督工作，做到方法正确、数字准确、结论明确。
3.2.5 加强检修队伍的建设，不断提高检修人员的素质，达到“三熟三能”的要求。造就一支责任心强、有科学管理知识、有实践经验、技术精湛、作风良好的检修队伍。
3.2.6 对实行检修承包的单位要建立完善的承包责任制。
3.3 深入细致做好大修前的准备工作 3.3.1 查阅设备运行记录和有关技术档案。包括运行日志、缺陷记录、事故和障碍异常记录与报告、出口短路的次数和情况等，统计分析设备在长期运行中负荷、压力、温度、温升和有关参数的超标和异常变化情况，发电机和变压器出口短路发生后对设备进行检查试验的报告。技术档案包括设备出厂试验与交接验收报告、历年预防性试验报告、历次大小修记录和报告等，通过查阅和分析这些资料，提出大修中需要进行检查和检修的项目与内容。
3.3.2 编制检修工程技术组织计划。主要内容有：人员组织分工、施工项目、进度安排、特殊项目的施工方案、保证施工质量与安全的技术措施和现场防火措施、主要施工工器具和安全工器具明细表、备品备件和主要材料明细表、根据检修现场情况绘制施工图，包括检修和安全工器具放置图、备品备件和材料放置图、设备分解后各部件和零件放置图等。
3.3.3 根据施工计划提出备品备件和材料供应计划，经批准后由物资部门负责完成。有些在市场无法购置的配件和材料，由制造厂提供或委托加工的应与有关部门签订合同，保质保量按时提供。
3.3.4 对施工工器具和安全工器具进行全面检查修理及试验，保证性能可靠、合格好用。
3.3.5 对检修人员进行必要的培训，除了组织全体检修人员学习检修工艺规程、质量标准、安全工作规程和施工技术组织措施外，对新人员在检修前应进行钳工培训。对没有参加过同类设备大修的人员，应组织专门培训，掌握设备构造原理和检修工艺等。
3.3.6 按检修工作需要预先布置好起重设备或机械器具，离地面2 m及以上进行高处作业的地点，应预先搭设脚手架和采取防止坠落的技术措施。
3.3.7 在检修现场划定施工工器具、安全工器具、备品备件和材料、设备分解后配件和零部件放置位置等。
3.3.8 检修开工前由单位领导或检修负责人会同生技、安监人员对上述各项准备工作进行一次全面检查，做到不具备条件不开工。
3.4 认真做好检修中的各项管理工作
3.4.1 重视设备开盖和解体后修前的检查工作。大修前虽对设备的技术状况进行了大量的调查分析，并根据可能存在的问题编制比较详细的技术组织措施计划，但有些设备缺陷、内部隐患需在开盖和解体后，通过检查、试验才能发现，为了保证检修质量和检修工期应及时修订和补充原订计划。
3.4.2 检修工作必须严格按检修程序进行。原部颁检修导则和工艺规程中规定的施工程序是根据国内许多单位多年来的经验教训编订的。如为了防止变压器在检修中受潮，导则中明确规定器身暴露在空气中的时间为：相对湿度<65%时为16 h、相对湿度<75%时为12 h，并规定注油时器身温度应不低于周围环境温度，否则，应将变压器加热，使器身温度高于环境温度5℃以上。此外，还规定变压器必须进行真空注油。不仅对真空度、抽真空的时间和注油速度都明确规定，而且还规定当油注到油面距箱顶200 mm时，应停止注油，并继续抽真空保持4 h以上，才可以继续向变压器内补油。导则中还明确规定在真空注油后补油时，严禁从下部油门注入，只能从上部储油柜注油管注入。而且当油注到规定油面后要静止一段时间方可投运。在投运前还要采取措施排除在注油过程中变压器内部残存的空气，对套管升高座、油管道中的死区、冷却器顶部都应多次排除残余气体。检修中不按这些程序操作，变压器可能会受潮、瓦斯保护动作，严重者会造成变压器烧损。3.4.3 严格贯彻检修维护责任制。许多单位都建立了检修责任制，但对大型设备的大修，如锅炉、汽轮机、发电机、变压器等，在设备解体后，主要部件和配件都要分专业进行分解检修试验，这个分工与原订检修责任制中的分工可能不完全对应，需要在检修前进行调整或加以细化，做到每个项目自始至终都有专人具体负责，小到每个螺丝、阀门、接头、瓷瓶、从拆卸、修理、保管到安装都要有明确的责任人。
3.4.4 强化对检修质量的监督，严格执行验收制度。检修开始后，各部分工作虽是“分工把关，各负其责”，但对每个人工作质量是否符合要求，仍难于保证。为确保检修质量，除了组织验收组分段验收外，有条件的可配备若干质量监督员，专门对设备检修的关键点进行重点质量监控，并负责监督检查各个岗位的检修工艺和质量符合要求。
3.4.5 重视检修记录工作。检修记录是一项非常重要的基础管理工作，是设备不可缺少的历史档案。应将这项 工作纳入检修责任制中，每个检修岗位都要指定一人具体负责，并明确提出记录的具体要求，印发各种记录表格和记录用纸，做到及时准确完整地将对设备的检查、试验和处理情况(包括检查的部位、检查方法、试验项目、技术状态、发现问题、处理情况和效果等)作详尽的记录。
综上所述，确保检修过程的每一个环节都能按检修导则、工艺规程、技术规范、行业标准严格执行，且责任到位，是搞好设备检修维护工作的关键，是提高设备可靠性，保证设备安全经济运行的重要措施和手段。
第二篇：电力设备操作与检修
电力设备操作与检修
“一穿两戴”
一穿为：穿工作服，两戴为：戴安全帽、戴上岗证
电力设备操作、检修“二必须”
(1)掐火断线时必须先断火线，后断零线。接火时必须先接零线，后接火线；(2)人为切换自闭互供箱主、备电源时，必须测量要使用的电源正常，信号在红灯时进行。
“三不动”、“三不离”
三不动：
1、正在使用中的设备不动。
2、对设备性能、状态不清楚不动。
3、安全措施不完备不动。
三不离：
1、工作完毕后，未彻底试验良好不离。
2、未彻底修好影响设备正常使用的缺陷不离。
3、发现设备有异状未查清原因不离。
电力设备操作、检修、十五禁止
(1)禁止随意解除或变更保护方式和定值(熔丝、容量)；
(2)禁止在不符合并相条件的设备上并相；
(3)禁止使用有严重病害的设备或超负荷使用设备；
(4)禁止查找故障的人员走在线路底下；
(5)禁止用约定时间的方式停电、送电；
(6)禁止工作人员及导电工具侵入规定的安全距离；
(7)禁止工作人员未得到开工命令就作业，(8)禁止工作人员未经许可擅自移动或拆除临时遮栏和标示牌；
(9)禁止变配电室值班人员把已在设备上加锁的钥匙随意交给其他人员；
(10)禁止在雷电时倒闸作业和更换保险丝；
(11)禁止在电流互感器二次开路的回路上工作；
(12)禁止触及接地极断开后的接地线和设备；
(13)禁止在地面和通道上敷设临时电线或将配线管浮在地面上；
(14)禁止在拆除旧线杆时实然剪断导线或拉线；
(15)在室内高压配电盘操作分闸时，禁止先断隔离开关，后断油开关(真空开关)，合闸时禁止先合油开关(真空开关)，后合隔离开关。
规格：2.7×1.6米，横向、铁框架
第三篇：电力设备检修工个人工作总结
电力设备检修工个人工作总结
一、加强业务学习,做好本职工作“科学技术是第一生产力”，作为生产一线的一名电力设备检修工人，深知业务技术的重要性。只有具备扎实过硬的业务技术，才能更好地服务生产。社会生产不断发展进步，需要人们掌握更新更好的技术，满足社会生产发展的需要。当代社会，已进入高速发展的信息时代，新技术，新科技不断出现，电力行业也不例外。如本人目前所从事的工作中，所有的电力设备都在更新换代，输煤系统设备也由原来的集控改为现场的程控联锁,设备在一天天的完善．．．．．．另外，工作票的办理,原来都是手写,现在也都在MIS中进行的，日常的许多工作都是在电脑上进行的。掌握先进的生产、管理工具是适应现代化企业需要的必备素质。作为一名普通工人，本人坚持立足本岗，刻苦钻研专业技术，努力提高业务技能；积极学习先进科学文化知识及检修工艺质量标准的各项要求，等等。电力技术飞速发展，信息科技日新月异，企业发展和岗位素质要求从业者要有一种十分强烈的自觉学习要求，要不断学习，不断进步才能不被岗位淘汰。翻老黄历，吃老本的日子早已一去不返。“逆水行舟，不进则退”。以适应电力企业发展的需要。
第四篇：电力设备状态检修技术研究综述
电力设备状态检修技术研究综述
许婧，王晶，高峰，束洪春
昆明理工大学电力工程学院，云南省昆明市6500
511 引言
目前电力系统中电力设备大多采用的计划检修体制存在着严重缺陷，如临时性维修频繁、维修不足或维修过剩、盲目维修等，这使世界各国每年在设备维修方面耗资巨大。怎样合理安排电力设备的检修，节省检修费用、降低检修成本，同时保证系统有较高的可靠性，对系统运行人员来说是一个重要课题。随着传感技术、微电子、计算机软硬件和数字信号处理技术、人工神经网络、专家系统、模糊集理论等综合智能系统在状态监测及故障诊断中应用，使基于设备状态监测和先进诊断技术的状态检修研究得到发展，成为电力系统中的一个重要研究领域。在电力系统中推行状态检修的直接效益有：①节省大量维修费用；②提高电厂可用系数；③延长设备使用寿命；④增加发电能力；⑤确保发供电可靠性；⑥降低检修成本、减少检修风险。本文主要介绍检修体制的演变、状态检修的发展概况及状态检修面临的问题。检修体制的演变
维修观念的演变经过2个阶段：事后维修／故障维修（18世纪第一次产业革命）和预防性维修（19世纪第二次产业革命）。
事后检修（BM，break maintenance），也称故障检修（CM，corrective maintenance），是最早的检修方式。这种检修方式以设备出现功能性故障为判据，在设备发生故障且无法继续运转时才进行维修。显然，这种应急维修需付出很大的代价和维修费用，不但严重威胁着设备或人身安全，而且维修不足。到第二次产业革命时期，开始推行预防性检修（PM，prevention
maintenance）。预防性检修经过多年的发展，根据检修的技术条件、目标的不同而出现以下7种检修方式。
（1）定期检修（TBM，time based maintenance），期。定期检修制度直到二战后，才被各国陆续地从军事工业移植到民用工业。中国电力工业的定期检修制度是20世纪50年代从苏联引入的。直到80年代，TBM仍是主流的维修制度。定期检修在保证重大机械设备正常工作中确实起到了直接防止或延迟故障的作用，但这种不根据设备的实际状况，单纯按规定的时间间隔对设备进行相当程度解体的维修方法，不可避免地会产生“过剩维修”，不但造成设备有效利用时间的损失和人力、物力、财力的浪费，甚至会引发维修故障。据统计，1996年我国的100 MW、125 MW、200 MW火电机组非计划停运与出力降低的责任原因，分别有36％、31％和41％是由于这种过剩检修造成的［1］。
（2）以可靠性为中心的检修（RCM，reliabilitycentered maintenance）。RCM是一种以用最低的费用来实现机械设备固有可靠性水平为目标的检修方式。该检修方式能比较合理地安排大修间隔，有效预防严重故障的发生。RCM的研究始于20世纪60年代后期，电力工业则是从1983年开始研究，并于1984年由美国电力研究院（EPRI）将其用于核电厂的检修。到1997年，在美国排名前1000家的大公司中，已有68％的公司采用RCM的检修方法。
（3）状态检修（CBM，condition based mainte－nance）或预知性维修（PDM，predictive diagnosticmaintenance）。这种维修方式以机械设备当前的实际工作状况为依据，通过高科技状态监测手段，识别故障的早期征兆，对故障部位、故障严重程度及发展趋势作出判断，从而确定各机件的最佳维修时机。状态检修
始于1970年，由美国杜邦公司I．D．Quinn首先倡议［2］。状态检修是当前耗费最低、技术最先进的维修制度，它为设备安全、稳定、长周期、全性能、优质运行提供了可靠的技术和管理保障。但由于状态检修需要监测的内容多，投资大，并存在一定的风险，要能熟练地运用于设备维修还需要长时间的经验积累。
（4）故障查找（FF，fault find）。这种维修方式主要针对紧急备用设备，在固定的时间后启动这些设备，发现问题及时解决，以提高备用设备的可用率。
（5）使用至损坏再修（RTF，run to fault）。采用该方式进行修理的设备不控制送修，通常用于对安全无直接危害的3类故障：①偶然故障；②无规律性故障；③故障损失小于维修费用的耗损故障。
（6）以寿命评估为基础的检修。文献［3］认为状态检修应根据分析监控诊断资料先估计设备寿命，再确定检修项目、频度与检修内容。
（7）主动维修（PM，proactive maintenance）［4］。从经济、寿命等多种因素考虑，重点在机械故障的识别和消除、故障原因的分析，通过延长发电厂机器寿命来获得最大的效益。状态检修技术发展概况
状态检修随着故障诊断技术的发展而逐渐进入实用化，并由于其巨大的效益而在工业界引起广泛重视，理论研究和生产实践都在进一步深入。国外在状态检修技术研究与实践应用方面都已取得了较成功的经验。美国、德国、日本、法国都有应用这项技术的报道。与状态检修密切相关、能直接提高状态检修工作质量的理论与技术主要包括4个方面的内容，即设备寿命管理与预测技术、设备可靠性分析技术、设备状态监测与故障诊断技术和信息管理与决策技术。
3．1 设备寿命管理与预测技术
大多数工业化国家的电力基础设施在20世纪60与70年代间得到极大扩充，因此，多数电力主设备的在役时间在25～30年左右，且进入老化阶段的设备所占份额愈来愈大。这种情况迫使各电力公司考虑如何延长机组寿命并保证效益。状态检修中寿命预测与评估技术的应用，有利于科学合理地安排检修和提高设备的可用率。但电力公司可能获得的效益大部分来自于电厂主设备，因此，各国都把寿命预测和评估研究的重点放在对锅炉、汽机、发电机、变压器及高压开关等重要设备上。
（1）锅炉方面
日本是近10年来对火电厂锅炉部件剩余寿命研究最多的国家。他们采用了3种有代表性的寿命诊断技术：应力解析法、破坏试验法、非破坏损伤计测法［5］。其中，应力解析法能评价任意部位的材料，但若运行历史或材料数据不准确，将会导致计算误差，且没有考虑材料老化这一因素。破坏试验法比其它方法计测损伤的精度高，但对不能取样的部位不适用；为此，日本研究出微小试样法、复型金相法、巴克好森噪声法、超声波噪声分析法等非破坏性损伤计测法。这些方法可以在部件材料损伤进展的同时，非破坏性地检验材料的金属组织物理性能的变化。美国电力研究院（EPRI）监测诊断中心（M＆D）也研究出用于锅炉诊断系统的寿命管理分析软件。
（2）汽轮机－发电机方面
对汽轮机－发电机进行状态检修时必须重点考虑汽轮机轴瓦、叶片，发电机定子、转子、轴系等部件。目前，美国电力研究院（EPRI）监测诊断中心（M＆D）已研制出用于汽轮机诊断系统的叶片寿命动态分析系统（BLADE）和用于发电机诊断系统的转子裂纹评价系统（SAFER），可以计算、推测叶片何处可能出现裂纹，以及产生裂纹后的寿命；并帮助工程技术人员评估汽机、发电机转子的剩余寿命及随运行时间的故障发生概率。华中理工大学也提出了汽轮机转子的在线寿命管理系统框架［7］，并研制了200 MW汽轮发电机寿命管理及故障诊断专家系统［6］。对于转子寿命评估的方法，国内已有较为成熟的理论［1，6］。
对于汽轮发电机的定子，俄罗斯的科研工作者在总结了俄罗斯11个不同电厂经验的基础上，制订了延长汽轮发电机定子使用寿命的主要原则和依据［6］。罗马尼亚则成功研制了一套用于75 MVA汽轮发电机监视诊断、数据记录及在线预测系统，其中在线预测部分，主要完成对定子绕组绝缘剩余寿命和轴系剩余寿命的评估［7］。
在轴系方面，我国的寿命预测与评估技术有一定成果。上海交大电力系采用自己开发的MAN－DISP程序［8］，对电气扰动下电力系统的暂态过程进行仿真并得出轴系的动态扭转力矩，成功地评价了电网扰动对300MW汽轮发电机组轴系疲劳
［9］寿命的影响。同样，华北电力大学也对国产运行近30年的50MW汽轮机－发电
机进行了扭振特性及其疲劳寿命研究，采用了集中参数的机组轴系扭振分析模型，以现场事故情况为依据，模拟计算了几种典型事故大轴联轴结处轴颈和螺栓的应力应变历程及疲劳寿命损耗，对该机组的剩余寿命能够较恰当地进行评估［11］。
（3）变压器方面
变压器剩余寿命的评估是当今监测与诊断工作的重要内容之一。现有的大多数估计变压器寿命方法，仅简单考虑负荷、温度、绝缘材料的现状，由于变压器遭受到的短路次数、过电压次数、设计弱点、修理和现场运输等因素都会影响变压器发挥功能的能力。要正确估算变压器的寿命，必须获得有关运行状况和历史信息，需要对变压器技术情况有更深入的了解。研究及实验表明，变压器很少由于技术性或使用寿命的原因退出运行，而主要受经济寿命的限制。因此，ABB公司和欧洲一些重要电业部门为避免对剩余寿命进行定量评估，开发了一种变压器排列等级方法，为变压器的寿命评估作了大量工作［12］。
（4）开关方面
高压断路器在电力系统中担负着控制和保护的双重任务，由于它关系着系统的安全运行以及检修工作量的大小，其电寿命始终为用户所关心。目前，国内已经提出根据触头和喷口在开断时的质量损耗及根据具有线性上升弧压降特性的电弧能量计算电寿命的2种方法［14］。但由于开关动作分散性很大，开关开断电流的大小与电磨损量是非线性关系的，因而在寿命累计时需进行加权处理。
3．2 电力设备的可靠性技术
可靠性技术是一门在40年代开始于美国的专业技术，其后苏联提出了可靠性与维修性理论和统计方法。所谓可靠性，一般认为是：机械设备和元件等在规定的条件下和预定的时间内，完成规定功能的能力［15］。系统的可靠性数学模型在很多文献中均有介绍，一般把可修系统归为马尔科夫模型和非马尔科夫模型。设备可靠性通常用可靠度函数R（t）来定
量描述。定义F（t）为不可靠度函数，它是产品在时
传统的电力设备可靠性评估基于威布尔得出的浴盆曲线（bathtub curve）法。
由于可靠性特征曲线形似浴盆而得名，如图1所示，但此法只适用于对有支配性耗损故障的设备进行维修，且精确度不高。为此，华北电力大学将可靠性预测理论和强度及寿命理论结合起来，综合考虑影响锅炉部件故障的各种因素，对预测锅炉部件的可靠性做了有益的尝试［16］。另外，它还运用多元统计方法中因子分析和聚类分析，从反映火电大机组运行可靠性的指标体系出发，对我国火电100MW
［17］及以上机组的运行可靠性进行了分析，提出了企业综合可靠性水平的评估方法。
用它可以简单分析我国不同地区火电大机组运行的可靠性水平。
3．3 设备状态监测与故障诊断技术
设备状态监测是故障在线诊断和离线分析的基础。从国内情况看，汽轮机等大型旋转机械的状态监测技术已经达到相当高的水平，我国科技工作者已开发出了一系列状态监测系统，并成功地应用于生产实践。另外，发电机状态监测的技术手段也已很成熟，只是在实际应用时，如何准确判断电机状态，还需进一步工作经验积累。从国外来看，美国电力研究院（EPRI）下属的监测诊断中心（M＆D）利用40多项先进的测量技术和分析软件，对美国50家最大的电力公司的电厂、电网中80％的设备进行了在线监测和故障分析，了解设备的运行状况和健康水平，并据此制定设备维护和检修计划。加拿大魁北克水电公司也开发了一种在线状态监视系统，使机组维修和专业技术人员不停机就能了解水电机组的状态。关于开关的状态检修及故障诊断，由于其故障机理较为清楚，故障诊断原理与方法比较成熟，国内已研究出检测装置和检测方法。对于绝缘及电气参数的劣化与开关故障，机械参数与物理参数的诊断都已有较为成熟的理论［15］。从70年代初至今，故障诊断技术的研究已经由单一地偏重故障机理与诊断方法的研究发展到故障诊断专家系统的研制开发。迄今为止，国内外现有的专家系统尚不能对机组振动故障进行自动诊断，还依赖于有经验的专家进行判断，其主要原因是由于这些专家系统所包含的知识还不足以全面反映振动故障的征兆与其原因之间的映射关系。
3．4 信息管理与决策技术
近30年来，管理决策作为一门独立学科，有了很大发展。状态检修作为一种先进的检修体制，是与多方面的管理工作分不开的。图2为状态检修的一个简化决策流程。世界各国从不同的管理目标出发，形成了不同的管理系统。芬兰的IVO输电服务公司开发的变电站检修管理系统（SOFIA）是一建立在对一座变电站的长期检修计划的基础上，从寿命周期费用（life cycle cost）着手，使用设备的劣化模型的数学形式（状态模型）来估计设备将来状态的一种检修管理系统。SOFIA
在考虑预算及其设备状态的情况下，通过检修费用的优选，降低总费用［18］。荷兰
B．V．KEMA与荷兰Delft技术大学在考虑市场情况及技术条件的前提下，研制了一种包括状态检修在内的多种策略均衡应用的main man检修管理系统，其特点在［19］于引入了诊断专家系统，使可靠性和安全性达到可接受的水平。德国提出将工
人或供货商的管理层所有功能融为一体，以减少中间环节的瘦型管理。此管理方法在德国的Weisweiller电厂检修管理中得到运用，使该厂48％的工作任务流程得到优化，效果明显［21］。结束语
专家预言，下个世纪电力工业将有更大的发展，但作为大型电力主设备的锅炉、汽机－发电机组以及变压器，不会有大的改变，因此，电力设备检修技术的研究将更具有经济效益和社会效益，电力设备的维修由过去的计划检修向状态检修发展势在必行。目前，国内外状态检修技术的开发和应用，围绕锅炉、汽轮机、发电机、变压器等大型电力设备展开，在设备寿命管理与预测、设备可靠性技术、设备状态监测以及故障诊断技术等方面取得了一些可实际应用的成果。近3年来，云南工业大学就水电机组在线监测及故障诊断与状态检修专家系统研制方面做了大量工作，通过在水轮机故障特征矢量空间中对故障个体特征量抽取，提出了以效率为主要特征量，通过监测效率来预测水轮机的剩余寿命的新思路［22，23］。这一成果已应用于漫湾发电厂5号机组。不难预测，它在系统投运后将得到很好的检验。
电力设备状态检修技术的应用必须以对设备的全面监测为基础。但目前有关电力设备运行状态在线监测系统仍然存在监测点少、功能单
一、缺乏系统性和综合性，尤其缺乏监测的层次化和网络化等问题，妨碍了设备状态信息的集中和综合；另外，设备寿命管理与预测也需要解决一些诸如设备寿命计算中复杂边界条件的提出、材料在不同温度和应力条件下的寿命损耗特性以及剩余寿命评价等问题。如何建立准确的设备可靠性模型，以期实现设备状态的在线监测，从而开发出可较好应用于设备故障诊断的专家系统，仍然有许多问题需要解决。
参考文献：
［1］ 黄树红，胡扬，韩守木．火电厂设备状态检修概论［M］．武汉：华中理工大学能源科学与工程学院，1998．
［2］ 李常火喜．电力设备诊断技术概论［M］．北京：水利电力出版社，1996． ［3］ 陈奕善．采用以可靠性为中心的检修（RCM）编制发电设备检修计划的介
绍［M］．1996．
［4］ 李兵．日本火电厂锅炉部件剩余寿命诊断技术［J］．华北电力技术，1997，（8）．
［5］ 华中理工大学能源科学与工程学院．单元机组状态监测与故障诊断技术．讲义，1998．
［6］ 玛米康扬，等．以状态监视及诊断为根据的汽轮发电机定子寿命管理［J］．CIGRE会议11－202报告，1996．
［7］ ZlatanoviciD，Velicu S，et al．陈光译．汽轮发电机的在线诊断、数据记录及预报技术［J］．CIGRE11－204，1996．
［8］ Dechang S，Jiayu H．The simulation of machine－network interac－tion in multi－machine power systems［J］．Proceedings of IEEE TENCON93，1993，5：208～211．
［9］ 孙德昌，汪东升，骆远志，等．电网扰动对外高桥发电厂300MW汽轮发电机组轴系疲劳寿命的影响［C］．全国高等学校电力系统及其自动化专业第十届学术年会论文集，上海，1994．
［10］朱萍，付忠广，曹钟中，等．国产50MW机组扭振特性及其疲劳寿命研究［C］．中国电机工程学会第五届青年学术会议论文集，哈尔滨，1992．
［11］Bengtsson C．徐久荣译．变压器监测的现状与发展趋势［J］． 1996，11（3）．
［12］．Bognar A，et al．Diagnostic tests of high voltage oilpaper insu－lating systems using DC dielectromerics．CIGRE Paper 15／33－08，1990． ［13］．Gafvert U，Nettelblad B．Measurement techniques for
dielectricresponse characterization at low frequencies．NORD－IS Confer－ence，Paper，1990，7（1）．
［14］金立湘．高压SF6断路器的电寿命试验［J］．高压电器，1999，（2）． ［15］邹积岩，胖质玲，尹承尚．高压开关设备的状态检修技术［J］．高压电器，1999，（5）．
［16］马运义，徐秉权，孙恪章，等．可靠性技术的应用［M］．北京：国防工业出版社，1996．
［17］丁定浩．可靠性与维修性工程——系统与电路结构的分析和设计［M］．北京：电子工业出版社，1995．
［18］田卫东．以高阶累积量和高阶正交多项式级数展开式为基础的电力生产随机概率模拟方法［J］．电网技术，1995，（1）．
［19］吴龙，黄民翔．电力系统机组计划检修新模型［J］．电力系统自动化，1998，（2）．
［20］KiiveriT，Lahtinen M．陈光译．变电站寿命周期费用及状态管理系统［J］．CIGRE 1996，23－108．
［21］亨利E J，等．吕应中等译．可靠性工程与风险分析［M］．北京：原子能出版社，1998．
［22］余涛，王晶，高峰，等．水电机组在线监测技术的研制现状与发展前景［J］．云南电力技术，1998，（4）．
第五篇：维护人员工作要点
维护人员工作要点
作息时间：
1.白班： 7:30------7:45班长接班，7:50------8:05开班前会，8:10开始正常工作；15:30班长给中班班长交班，其他人员正常工作，16:15下班。
2.中班：15:30------15:45班长接班；15:50------16:05开班前会；16:10开始正常工作。23:30班长给夜班班长交班，其他人员正常工作，24:15下班。
3.夜班：23:30------23:45班长接班；23:50------0:05开班前会；0:10开始正常工作。7:30班长给白班班长交班，其他人员正常工作，8:15下班。
4.特殊情况接班人员未到，上一个班人员不能下班，有未完工作的必须要有下一个班的人员到现场交接工作后才能离开。
交接班
1.交接班记录本的填写规范：对当班的工作要有详细记录，包括工作来源（如：上一个班遗留、作业区安排、调度室、中控室、操作岗位、点检员等，不认识的人员安排的工作要有电话号码），接受工作时间，具体工作内容（区域、设备名称、故障部位、故障现象、故障原因、具体的处理方法、处理时间、人员数量、现场负责人、处理结果等），对未完成的工作，要写明具体原因，甲方人员同意推迟或不处理的要有甲方人员信息（姓名、职务、电话号码等）备查。
2.对机工具的交接要专人负责，对损坏、丢失的机工具须交接双方签字认可，班中才发现的视为本班责任。当班损坏、丢失工具要及时告知作业区，以便及时补齐，新配发的机工具、材料要及时让下一个班知情。3.对各级职能部门的相关领导口头或书面传达的指示、下发的学习资料、各种通知等，要及时组织学习、妥善保管资料，并将上级的要求填写在记录本上，准确地传达给下一个班，保证每个班都知道、学到。
处理故障工作流程
1.接受任务：了解故障设备的具体位置、故障现象； 2.到相关中控室与岗位人员取得联系、进一步了解故障详情、关联设备以及介质状态；
3.根据具体情况办理停机、停电、停气等手续，同时进行人员、安全器具、机工具准备；
4.处理作业：1小时未处理完的通知作业区管理人员； 5.联系调度室、操作人员，送电、现场试车； 6.向调度室汇报处理结果； 7.填写工作记录。
若遇故障点多，人员紧张时，要向调度室说明（故障点、人员分配情况），由调度室决定处理的先后顺序。对较大故障不能处理的，要及时与作业区管理人员取得联系。
维护报表的填写与发送
1.报表上要准确反映当班的故障处理详情，对机组（生产线）、设备名称、故障具体部位等要准确、详细的填写，不明之处可向相关点检员询问，不得随意命名；在处理方案与结果栏要写出具体的处理方法，不能简单的用“处理”、“恢复”等模糊词语表达。
2.报表发送时间：白班15:30以前，中班23:30以前，夜班7:30以前。
每天固定工作
1.液压站巡检：原则上白班巡检，若因维护工作量大，未检查的要交班。认真检查，规范记录，保证泵站和阀台清洁，地面无油污、杂物，发现问题及处理结果要反映在记录本上，检查人员签署自己的姓名。
2.提钒加料跨16吨吊车岗位巡检：要求上车检查机械设备、车下进行各种动作试车，发现问题反映在记录本上，并报调度室，处理完后要试车并记录。
3.保持值班室和库房室内外卫生，室外以距墙体2米为界。
4.按炼钢厂备品备件发放管理规定做好中夜班备品库物质发放记录和票据保管，及时告知库管员。
攀工二部转炉机械制作区
2012年7月
点击咨询 