光伏的電站檢修規(guī)程

精彩文檔精彩文檔光伏電站檢修規(guī)程目錄TOC\o"1-5"\h\z前言1\o"CurrentDocument"第一章二次設備一般性檢修規(guī)程2\o"CurrentDocument"第二章光伏并網(wǎng)逆變器檢修規(guī)程19\o"CurrentDocument"第三章35KV高壓開關柜檢修規(guī)程30\o"CurrentDocument"第四章變壓器檢修規(guī)程48第五章電池組件檢修規(guī)程60第六章直流防雷匯流箱檢修規(guī)程62第七章SVG設備檢修規(guī)程69第八章調(diào)度自動化系統(tǒng)及系統(tǒng)通信系統(tǒng)檢修規(guī)程77第九章直流控制電源檢修規(guī)程85第十章廠用電系統(tǒng)檢修規(guī)程95第十一章保護測控裝置檢修規(guī)程98刖言本規(guī)程是為光伏發(fā)電站設備檢修編制的技術標準文件，是企業(yè)標準化管理體系文件的組成部分。本標準在試行中，發(fā)現(xiàn)并提出有待改進的地方，以便修正完善。本標準由XX有限公司編制、審定、發(fā)布實施本標準歸口單位：本標準起草單位：本標準的編寫人：本標準的初審人：本標準的審核人：本標準的批準人：本標準由XX有限公司負責解釋。本標準于xxxx年XX月XX日首次發(fā)布，xxxx年XX月XX日實施。第一章二次設備一般性檢修規(guī)程范圍本標準規(guī)定了繼電器、電流互感器、電壓互感器、可編程序控制器（PLC、二次回路等二次設備一般性檢修維護的基本內(nèi)容。本標準適用于光伏電站二次設備的一般性檢修。規(guī)范性引用文件下列標準所包含的條文，通過在本標準中引用而構成為本標準的條文。本標準出版時，所示版本均為有效。所有標準都會被修訂，使用本標準的各方應探討使用下列標準最新版本的可能性。GB1207—1997電壓互感器GB1208-1997電流互感器GB50171-92電氣裝置安裝工程盤、柜及二次回路結線施工及驗收規(guī)范DL/T727—2000互感器運行檢修導則DL408-91電業(yè)安全工作規(guī)程（發(fā)電廠和變電所電氣部分）DL/T596—1996電氣設備預防性試驗規(guī)程DL/T995-2006繼電保護和電網(wǎng)安全自動裝置檢驗規(guī)程二次回路接線及器件安裝的一般要求3.1二次回路接線應符合下列要求：3.1.1二次回路接線應符合圖紙設計要求，接線正確；3.1.2導線與電氣元件間采用螺栓連接、插接、焊接或壓接等，均應牢固可靠；3.1.3盤、柜內(nèi)的導線不應有接頭，導線芯線應無損傷；3.1.4電纜芯線和所配導線的端部均應標明其回路編號，編號應正確，字跡清晰且不易脫色；3.1.5配線應整齊、清晰、美觀，導線絕緣應良好，無損傷；3.1.6每個接線端子的每側接線宜為1根，不得超過2根。對于插接式端子，不同截面的兩根導線不得接在同一端子上；對于螺栓連接端子，當接兩根導線時，中間應加平墊片；3.1.7二次回路接地應設專用螺栓（銅螺栓）。3.2盤、柜內(nèi)的配線電流回路應采用電壓不低于500V的銅芯絕緣導線，其截面不應小于2.5mm；其它回路截面不應小于1.5mm；對電子元件回路、弱電回路采用錫焊連接時，在滿足載流量和電壓降及有足夠機械強度的情況下，可采用不小于0.5mm截面的絕緣導線。3.3連接盤、柜門上的電器、控制臺板等可動部位的導線還應符合下列要求：3.3.1采用多股軟導線，敷設長度應有適當裕度；3.3.2線束應有外套塑料管等加強絕緣層；3.3.3與電器連接時，端部應絞緊，并應加終端附件或掛錫，不得松散、斷股；3.3.4可動部位兩端應用卡子固定。3.4引入盤、柜內(nèi)的電纜及其芯線應符合下列要求：341引入盤、柜的電纜應排列整齊，編號清晰，避免交叉，并應固定牢固，不得使所接的端子排受到機械拉力；3.4.2鎧裝電纜在進入盤、柜后，應將鋼帶切斷，切斷處的端部應扎緊，并應將鋼帶接地；3.4.3使用于靜態(tài)保護、控制等邏輯回路的控制電纜，應采用屏蔽電纜。其屏蔽層應按設計要求的接地方式接地；3.4.4橡膠絕緣的芯線應外套絕緣管保護；3.4.5盤、柜內(nèi)的電纜芯線，按垂直或水平有規(guī)律地配置，不得任意歪斜交叉連接。備用芯長度應留有適當余量；3.4.6強、弱電回路不應使用同一根電纜，并應分別成束分開排列；3.4.7交、直流回路不應使用同一根電纜。3.5直流回路中具有水銀接點的電器，電源正極應接到水銀側接點的一端，這樣有利于滅弧，防止接點燒損。3.6油污環(huán)境，應采用耐油的絕緣導線。日光直射環(huán)境，橡膠或塑料絕緣導線應采取防護措施（采用電纜穿蛇皮管或其它金屬管等）。3.7安裝于繼電保護及自動裝置盤內(nèi)的切換壓板應接觸良好，相鄰壓板間應有足夠安全距離，切換時不應碰及相鄰的壓板；對于一端帶電的切換壓板，應使在壓板斷開情況下，活動端不帶電。3.8端子排的安裝應符合下列要求：3.8.1端子排應無損傷，固定牢固，絕緣良好；3.8.2端子應有序號，端子排應便于更換且接線方便；離地高度宜大于350mm3.8.3回路電壓超過400V者，端子板應有足夠的絕緣并涂以紅色標志；3.8.4強、弱電端子宜分開布置；當有困難時，應有明顯標志并設空端子隔開或設加強絕緣的隔板；3.8.5正、負電源之間以及經(jīng)常帶電的正電源與合閘或跳閘回路之間，宜以一個空端子隔開；3.8.6電流回路應經(jīng)過試驗端子，其它需斷開的回路宜經(jīng)特殊端子或試驗端子。試驗端子應接觸良好；3.8.7潮濕環(huán)境宜采用防潮端子；3.8.8接線端子應與導線截面匹配，不應使用小端子配大截面導線；3.8.9盤內(nèi)接線端子應按電流、電壓、控制及信號各系統(tǒng)分類進行排列，跳合閘的端子不要與直流電源的正極端子排在一起。3.9保護及自動裝置的結線系統(tǒng)中，開關或繼電器的線圈一般應接操作電源的負極，接點接至正3極。3.10導線與盤的距離不得小于3?4毫米，如情況不允許時，應在導線下襯以絕緣紙，其寬度必須超過導線兩邊的3—4毫米以上。3.11任何情況下，繼電器不絕緣部分與鐵質(zhì)盤間的距離不得小于3?4毫米。3.12所有盤上的配線應力求整齊美觀，長短合適，減小檢修中的誤接線的可能。3.13盤上的每一器具均應在正面底座下注明其設備名稱及編號，盤上每根連接線的兩端均應標號，并與接線圖相符。3.14配線應考慮在斷開任何母線引出的分支回路時，主要回路不中斷。3.15保護及自動裝置回路中的電纜的連接，應用連接端子連接。3.16二次電纜應做電纜頭，兩端加裝電纜標示牌。3.17對于二次回路結線應注意防止寄生回路存在對裝置正常工作造成影響。3.18電纜敷設時應放在電纜橋架上，要整齊排列，避免交叉；與動力電纜應分開排列。3.19對沒有設置電纜橋架的電纜溝要注意防水。二次回路絕緣的檢查4.1二次回路進行絕緣測試時，應有防止弱電設備損壞的安全技術措施。繼電保護回路、控制回路和信號回路有大量的弱電元件，例如，電容器、晶體管、集成芯片等，在測量二次回路絕緣之前必須將這些部件短路或從回路中斷開。這些部件本身的絕緣檢查應使用不超過它們試驗電壓值的搖表或有關儀表進行測量。4.2二次回路的絕緣電阻測定，采用500V或1000V兆歐表，應滿足下列要求：4.2.1直流小母線和控制盤的電壓小母線，在斷開所有其它并聯(lián)支路時不應小于10MQ;4.2.2二次回路的每一支路和斷路器、隔離開關、操作機構的電源回路不小于1MQ，在比較潮濕的地方，允許降低到0.5MQ。4.3電力變壓器及電抗器的冷卻裝置、測溫裝置、氣體繼電器、套管中的電流互感器、二次回路等A級檢修后的絕緣試驗采用2500V兆歐表，其絕緣電阻一般不低于1MQ。4.4高壓組合電器輔助回路和控制回路絕緣試驗采用500V或1000V兆歐表測定,其值不低于2MQ。4.5空氣斷路器、真空斷路器等分合閘線圈的絕緣試驗采用1000V兆歐表，其絕緣電阻不應低于2MQ。4.6檢查絕緣之前，必須將所有二次結線的器具清掃干凈并將受潮明顯的部分加以干燥。4.7使用搖表時，必須按照下列規(guī)定：4.7.1搖表使用的測試線應用單根導線，其絕緣電阻值不得小于100MQ，并在端頭裝有絕緣套，搖表及連接用的導線本身應干燥清潔；4.7.2進行工作前，首先校驗一下?lián)u表，將兩根導線接到搖表上，開路時搖表指示應為無限大，短路時搖表指示應為零；4.7.3測定對地絕緣電阻時，必須正確地連接搖表，即將搖表上標著“地”或“一”的一端接地，當測定線間絕緣時，則搖表的連接法沒有區(qū)別；4.7.4檢查絕緣時，搖表轉柄的速度應在每分鐘120轉左右，使用電搖表時則無此規(guī)定。當搖表用于通路檢驗時，與轉柄速度快慢無關；4.7.5搖表檢驗長度超過200?300米的電纜絕緣時，如果電纜有可能分成幾段的則應將電纜分成每段不超過200?300米來進行檢查。否則所使用的搖表必須用示波器檢查其波形，其交流電壓分量不超過額定電壓的10?15%。4.8絕緣降低的情況下，必須查明絕緣劣化的原因，待處理后再重測絕緣。為改善絕緣的降低，可采用下列辦法：4.8.1改善繼電器和輔助器械等的絕緣，可以在具有強力通風烘箱內(nèi)干燥，如果沒有烘箱，允許置于電爐或吹風機近處進行烘干；4.8.2改善盤上導線的絕緣，可以使用吹風機吹熱空氣干燥；4.8.3小的絕緣不好的安裝零件，如接線端子，各種絕緣墊、絕緣管等則應進行更換；一般干式儀表變壓器電磁線圈及小型變壓器應在烘箱內(nèi)進行干燥，然后浸以絕緣漆再進行烘干；4.8.5電纜絕緣不好時，可將有電纜頭的部位將絕緣物拆開，檢查電纜頭部位是否有受潮或臟污現(xiàn)象。處理后再重新測量絕緣。如果不是電纜頭部位絕緣劣化，應檢查電纜外皮是否有損壞的痕跡，如果是這種情況，應進行處理，重要的電纜應更換。4.9電纜的橡皮絕緣被油浸壞時，應當進行更換。如果因為某些原因不能更換全部電纜時，可以只更換損壞的部分，換上去的一段與其余部分的連接，應當使用端子板連接。在條件不許可的情況下，也可將浸壞的橡皮絕緣完全割去，在電纜的每一芯上，重新包上數(shù)層絕緣帶，然后再刷上防油漆。4.10新裝置投入運行時，應對全部連接回路用交流1000V進行1min的耐壓試驗。運行的設備及其回路每5年應進行一次耐壓試驗，當絕緣電阻高于1MQ時，允許暫用2500V搖表測試絕緣電阻的方法代替。4.11二次回路交流耐壓試驗程序如下：4.11.1試驗前應將回路中的弱電元件短路或斷開；4.11.2全部二次回路耐壓時，應將交流電壓、電流回路全部連在一起；1000伏搖表測量絕緣電阻，其數(shù)值如不符合規(guī)定，則不得做耐壓試驗；4.11.4耐壓試驗結束后，再用搖表檢查回路絕緣。如果搖表測量的絕緣電阻，較試驗前未有降低，則絕緣試驗認為合格，如果試驗絕緣結果不合格時，則必須對損壞部件進行處理后再進行試驗；4.11.5試驗結束，所有結線系統(tǒng)在完全放電后，結線系統(tǒng)中因試驗而變更的部分完全恢復到正常情況。4.12二次回路及設備需做交流耐壓試驗時由有資質(zhì)的單位負責進行。每次試驗后應提出試驗報告。4.13二次回路及設備交流耐壓試驗時，應做好相應的安全措施。電氣二次回路設備的檢查與試驗5.1開關檢查與試驗5.1.1檢修的開關應進行下列試驗：檢查并調(diào)整轉換接點，此調(diào)整工作應在一次設備檢修人員配合下進行；測定跳合閘線圈的直流電阻；測定跳合閘線圈的動作電壓；測量開關的合閘時間、跳閘時間以及合閘時三相觸頭不同時閉合的最大時間差，如大于規(guī)定值而又無法調(diào)整時，應及時通知繼電保護整定計算部門；繼電保護裝置動作試驗，檢查由繼電器對于每一開關的合閘、跳閘動作情況，并檢查投切過程中的轉換接點動作情況。5.1.2轉換接點的檢查，應注意檢查其可動部分與固定部分是否牢固，不許有松動。5.1.3轉換接點動作時間的調(diào)整。合閘回路中轉換接點在開關合閘時應當在傳動裝置行程終端時斷開，跳閘回路中的傳動接點則應在傳動裝置行程開始之后斷開。5.1.4跳閘和合閘線圈的最低動作電壓試驗應使用分壓器或串聯(lián)電阻器，并在試驗時采取沖擊合閘的方法。斷路器最低跳閘電壓及最低合閘電壓，其值不低于30%額定電壓，開關分解之后，此項試驗必須做。5.2控制及保護裝置回路接觸點的檢查5.2.1二次回路的檢修工作中，須根據(jù)各種接點的運轉條件，慎重的檢修所有接觸點。5.2.2接觸點的好壞根據(jù)下列三條判斷：接觸電阻越小越好；機械強度越高越好；性能越穩(wěn)定越好。5.2.3檢查接觸點時應注意檢查下列各點：觸點是否清潔，是否粘有雜物；接觸面上是否有氧化現(xiàn)象；焊接的接觸點，檢查有無脫焊和虛焊現(xiàn)象。5.2.4導線用螺絲連接時，必須遵守下列規(guī)定：絲扣必須完整，螺絲擰入的深度至少應等于絲機的直徑。螺絲不許撐靠在任何東西上；螺絲帽不許雙用，即把同一螺絲帽，既作與盤緊固零件之用，又作連接導線之用；防止有松動現(xiàn)象，采用背帽彈簧墊平墊的方法，而且導線環(huán)鉤必須按照上螺絲的方向配置；鍍鉻、鍍錫、鍍鋅的導線，無論如何不許去掉鍍層；刷漆時要小心，防止漆進入螺絲連接處和線頭；擰螺絲時，必須小心，以免損壞絲扣；不許使用有油、酸、堿的抹布擦端子。5.2.5接頭的焊接應遵守下列規(guī)定：525.1焊料的熔解溫度，通常應低于焊接零件的熔解溫度，焊接一般零件用錫鉛焊料；僅在凈化過的表面，才允許焊接。通常使用助熔劑進行凈化，焊接銅時用松香，焊接鐵時用鹽酸，對精密儀器、繼電器內(nèi)部小導線及半導體器件必須使用松香做助熔劑；用焊錫焊接的導體不能承受力量，所有導體必須加以固定；發(fā)生高熱的地方（如電阻器）禁止使用錫焊，一般用銀焊；5.2.5.5大電流的導線的線頭必須用壓接，不用焊接。5.3保護與自動裝置回路動作試驗5.3.1保護與自動裝置動作試驗項目如下：根據(jù)原理圖制定出校驗順序；閉鎖裝置應試驗閉鎖的正確性；回路接有切換開關端子等，用以改變結線的器具時應試驗這些器具在各種位置下的動作情況；全部試驗完后，檢查保護及自動裝置操作開關的動作情況；動作于數(shù)個開關時，動作試驗應將所有開關全部跳閘；信號裝置動作的正確性；檢查遠方操作的動作可靠性；檢查保護及自動裝置所操作的開關，其它機構的合閘及跳閘的動作情況。5.3.2檢查保護與自動裝置回路的動作情況應按照圖紙進行，試驗時應用啟動裝置的方法來完成。試驗時應注意繼電器的動作是否正確，同時檢查繼電器的標號是否正確。5.3.3保護及自動裝置回路的動作試驗，應首先作用于信號或動作引出繼電器，不使開關跳閘，只在全部繼電器相互動作試驗完畢后，才校驗對開關動作的情況。逆變器室及公用自動裝置的動作試驗，注意當時設備所處的狀態(tài)、接點的位置，然后擬定試驗順序。5.3.4開關失靈保護的動作試驗，除將其出口壓板斷開外，還要打開其相應的跳閘回路的接線，只作信號試驗。5.4使用一次電流與工作電壓進行的校驗一次電流及工作電壓來校驗保護及自動裝置交流回路，繼電器動作情況，應在正常結線方式下進行檢查。5.4.2對新安裝設備或設備回路經(jīng)較大變動的裝置，在投入運行以前，必須用一次電流和工作電壓加以檢驗，以判定：對接入電流、電壓的相互相位、極性有嚴格要求的裝置（如帶方向的電流保護、距離保護等），其相別、相位關系以及所保護的方向是否正確；電流差動保護（線路縱差及橫差等）接到保護回路中的各組電流回路的相對極性關系及變比是否正確；5.423每組電流互感器的接線是否正確，回路連線是否牢靠。定期檢驗時，如果設備回路沒有變動（未更換一次設備電纜、輔助變流器等）只需用簡單的方法判明曾被拆動的二次回路接線確實恢復正常（如對差動保護測量其差電流，用電壓表測量繼電器電壓端子上的電壓等）即可。5.4.3用一次電流與工作電壓的檢驗，一般需要進行如下項目：5.4.3.1用相序表測量電壓的相序；測量電壓、電流的相位關系；利用一次電流與工作電壓向保護裝置中的相應元件通入模擬的故障量或改變被檢查元件的試驗接線方式，以判明保護裝置接線的正確性；測量電流差動保護各組電流互感器的相位及差動回路中的差電流（或電壓），以判明差動回路接線的正確性及電流變比補償回路的正確性；對于單相自動重合閘，須進行所在線路兩側電流電壓相別、相位一致性的檢驗。5.4.4用一次電流及工作電壓進行的檢驗結果，必須按當時的負荷情況加以分析，擬定預期的檢驗結果，凡所得結果與預期的不一致時，應進行認真細致的分析，查找確實原因，不允許隨意改動保護回路的接線。5.4.5上述試驗時，應防止造成開關跳閘，測差電壓時應停用相應的保護。差動保護裝置，在設備起動或充電時，必須投入，當設備空載運轉良好后，在帶負荷后暫行停用，進行工作電流校驗，完全正確無誤后投入使用。5.4.6模擬故障試驗。用模擬故障來試驗主要保護裝置的起動值，應在設備大修后進行。電流、電壓互感器及其回路的檢驗6.1檢查電流、電壓互感器的銘牌參數(shù)是否完整，出廠合格證及試驗資料是否齊全，如缺乏上述數(shù)據(jù)時，應由有關的基建或廠家提供下列試驗資料。6.1.1所有繞組的極性；6.1.2所有繞組及其抽頭的變化；6.1.3電壓互感器在各使用容量下的準確度；6.1.4電流互感器繞組的準確度（級別）及內(nèi)部安裝位置；6.1.5二次繞組的直流電阻（各抽頭）；6.1.6電流互感器各繞組的伏安特性。6.2只有證實互感器的變比、容量、準確性符合設計要求后，才允許在現(xiàn)場安裝。安裝竣工后，由繼電試驗人員進行下列檢查：6.2.1測試互感器各繞組間的極性關系，核對銘牌上的極性標志是否正確，檢查互感器各次繞組的連接方式及其極性關系是否與設計符合，相別標志是否正確；6.2.2有條件時自電流互感器的一次通入大電流，檢查工作抽頭的變比是否正確（變壓器套管變流器的極性與變比檢驗在變壓器作短路電壓試驗時進行）；6.2.3測繪電流互感器二次繞組工作抽頭U2=f（12）的勵磁特性曲線，一般應測錄到飽和部分多繞組電流互感器應按所得的U2=f（I2）曲線分析核對各繞組的級別，以檢驗各繞組的使用分配（儀表、一般保護及差動保護等）是否合理；對二次側帶輔助變流器的電流互感器不能以此項試驗來判別互感器10%誤差值，這類互感器的誤差只能根據(jù)制造廠家提供的技術資料來確定。如缺乏該數(shù)據(jù)時，應由有關試驗部門提供。6.3對電流互感器及其二次回路進行外部檢查。631檢查電流互感器二次繞組在接線箱處接線的正確性及端子排引線螺釘壓接的可靠性；6.3.2檢查電流二次回路接地點與接地狀況，電流互感器的二次回路必須分別且只能有一點接地；由幾組電流互感器二次組合的電流回路，應在有直接電氣連接處一點接地。6.4對電壓互感器及其二次回路進行外部檢查。6.4.1檢查電壓二次回路接地點與接地狀況，對中性點直接接地電力網(wǎng)的電壓互感器，如裝置中的方向性元件是用相電壓或零序電壓，而且可由兩組電壓互感器供給時，則這兩組電壓互感器的二次及三次繞組只允許在一個公共地點直接接地，而每一組電壓互感器二次繞組的中性點處經(jīng)放電器接地；對于其他使用條件的電壓互感器，則在每組電壓互感器二次繞組的中性點各自直接接地；6.4.2檢查電壓互感器二次、三次繞組的所有二次回路接線的正確性及端子排引線螺釘壓接的可靠性。6.4.3檢查在開關廠的電壓互感器二次中性點保護器安裝是否符合規(guī)定；6.4.4檢查電壓互感器二次回路中所有自動開關的裝設地點、脫扣電流是否合適；6.4.5檢查串聯(lián)在電壓回路中的開關接點接觸的可靠性；6.4.6經(jīng)保護室中性線小母線連通的幾組電壓互感器二次回路，只應在保護室將中性線一點接地，各電壓互感器二次中性點在出線站的接地點均應斷開；為保證接地可靠，各電壓互感器的中性線不得接有可能斷開的熔斷器（自動開關）或接觸器等。來自電壓互感器二次回路的“Y'繞組4根出線引入線和開口三角繞組的2根出線引入線必須分開接引，不得共用。6.5利用導通法依次檢查由互感器引出端子箱到操作屏、保護屏、自動裝置屏的電纜回路及電纜芯的標號，并檢查電纜薄的填寫是否正確。6.6自電流互感器的二次端子箱處向整個電流回路通入交流電流，測定回路的壓降，計算電流回路每相與零相及相間的阻抗（二次回路負荷），將所測得的阻抗值結合U2二f（12）曲線，按保護的具體工作條件驗算互感器是否滿足10%誤差的要求。6.7測量電壓回路自互感器引出端子到配電屏電壓母線的每相直流電阻，并計算電壓互感器在額定容量下的壓降，其值不應超過額定電壓的3%。1000V搖表檢查絕緣電阻。6.8.1互感器二次繞組對外殼及繞組間絕緣；6.8.2全部二次回路對地及同一電纜內(nèi)的各芯間絕緣；6.8.3定期檢驗只測量全部二次回路對地的絕緣。6.9采用放電器接地的電壓互感器的二次回路，需檢查其接線的正確性及放電器的工頻放電電壓。定期檢查時可用搖表檢驗放電器的工作狀態(tài)是否正常，一般當用1000V搖表檢驗時，放電器應擊穿，而用2500V搖表時，則應可靠擊穿。6.10新投入或經(jīng)更改的電流、電壓回路，應直接利用工作電壓檢查電壓二次回路，利用負荷電流檢查電流二次回路接線的正確性。電壓互感器在接入系統(tǒng)電壓以后：6.10.1測量每一個二次繞組的電壓；6.10.2測量相間電壓；6.10.3測量零序電壓，對小電流接地系統(tǒng)的電壓互感器，在帶電測量前，應在零序電壓回路接入一合適的電阻負載，避免出現(xiàn)鐵磁諧振現(xiàn)象，造成錯誤測量；定相；6.10.5檢驗相序；6.10.6測量每相零序回路的電流值；6.10.7測量各相電流的極性及相序是否正確。被保護線路有負荷電流之后（一般宜超過20%的額定電流）。二次回路上工作的安全措施7.1所有二次回路的工作應在無電壓的情況下進行，只有在特殊情況下才允許帶電作業(yè)。特殊情況下系指：7.1.1兩個系統(tǒng)間有不可分開的電氣上的聯(lián)系；7.1.2帶電設備的保護；7.1.3運行中的設備測參數(shù)。7.2所有二次回路的工作均應按照接線圖進行，不得憑記憶進行工作。7.3二次回路工作的有關安全措施應由運行值班員完成。其內(nèi)容包括：7.3.1將一次設備與系統(tǒng)斷開；7.3.2斷開被校驗的保護裝置，打開跳閘或合閘的壓板；7.3.3盤上懸掛“在此工作”標示牌，防止工作人員走錯地方。7.4設備不停電，在保護及自動裝置中進行工作時，除了打開端子和在被斷開的壓板上加罩外，還應對工作人員打開跳閘或合閘的電纜的芯線用膠布包好。7.5系統(tǒng)上進行校驗工作時應與值班人員聯(lián)系好，對開關及斷路器的操作，逆變器的起動與停止，電壓、電流的調(diào)整，保護壓板的投切等操作，無論是為了準備工作或進行工作，還是恢復工作，僅能由運行值班人員完成。7.6校驗保護及自動裝置時，應防止開關的自動跳閘或投入而引起對檢修人員的危險。進行開關傳動裝置的遠方操作和保護動作試驗時，必須與有關作業(yè)人員聯(lián)系好，并取得值班人員的許可后方可進行。7.7因試驗拆開或連接的線應當考慮為最低限度數(shù)量，以利于試驗完畢不致忘記恢復被拆開之線頭及拆掉試驗過程中臨時連接的連線?；謴驮瓲顟聪铝幸?guī)定進行：7.7.1拆動的線不多時，應將每次拆動的每根線頭或臨時連接的短路線記錄下來，當恢復每個線頭時做出記號，最后查對是否全部恢復；7.7.2拆動的線較多時，應將實際的接線進行校對一次，然后開始工作，當恢復時再按圖紙檢查，進行全部校對；7.7.3拆下的線頭不得過分的彎曲，以免折斷并應檢查有無傷痕。7.8打開直流操作回路導線及電壓線頭時，打開的線頭應當屬于負荷側（即打開后不帶電），然后用膠布包好。7.9沒有標志的線頭拆開后須做好標記，以備按此恢復。7.10不論電源是否接地，全部試驗結線被試的保護裝置回路都不應有接地的地方。7.11試驗中發(fā)現(xiàn)問題與預期結果不符合時，必須立即停止工作并匯報上級部門，待得出結論后方可繼續(xù)進行，禁止盲目地進行試驗。7.12試驗電源必須經(jīng)過開關和適當容量的保險供電。7.13使用自耦變壓器時，每次在使用前應將把手轉至零位，使用滑動變阻器時，每次使用前將電阻放在最大位置，當用分壓器使用時放在最小位置。7.14二次回路通電或耐壓試驗前，應通知值班員和有關人員，并派人到各現(xiàn)場看守，檢查回路上確無人工作后，方可加壓。電壓互感器的二次回路通電試驗時，為防止由二次側向一次側反充電，除應將二次回路斷開外，還應取下一次熔斷器（保險）或斷開隔離開關（刀閘）。7.15帶電的電流互感器二次回路上工作時，應采取下列安全措施：7.15.1嚴禁將電流互感器二次側開路；7.15.2短路電流互感器二次繞組，必須使用短路片或短路線，短路應妥善可靠，嚴禁用導線纏繞；7.15.3嚴禁在電流互感器與短路端子之間的回路和導線上進行任何工作；7.15.4工作必須認真、謹慎，不得將回路的永久接地點斷開；7.15.5工作時，必須有專人監(jiān)護，使用絕緣工具，并站在絕緣墊上；7.15.6電流互感器二次回路測量電流時，使用的導線必須經(jīng)過校驗通路良好后方可接入；7.15.7電流互感器二次側短路后，仍應有接地，故對于短路后失去接地點的地線應事先準備好臨時地線。7.16帶電的電壓互感器二次回路上工作時，應采取下列安全措施：7.16.1嚴格防止短路或接地。應使用絕緣工具，戴手套。必要時，工作前停用有關保護裝置；7.16.2接臨時負載時，必須裝有專用的隔離開關（刀閘）或熔斷器（保險）。7.17二次回路上工作應至少由兩人進行。7.18檢驗繼電保護和儀表的工作人員，不準對運行中的設備、信號系統(tǒng)、保護連接片進行操作，但在取得值班人員許可并在檢修工作盤兩側開關把手上采取防誤操作措施后，可拉合檢修開關。7.19試驗用刀閘必須帶罩，禁止從運行設備上直接取試驗電源，熔絲配合要適當，要防止越級熔斷總電源熔絲。系統(tǒng)接地查找8.1當發(fā)現(xiàn)直流系統(tǒng)接地后，應立即進行尋找。在任何情況下，直流系統(tǒng)不允許帶接地現(xiàn)象運行。8.2當發(fā)現(xiàn)直流系統(tǒng)接地時，應先確定哪一極上發(fā)生接地，然后再進行查找。8.3判明接地點發(fā)生在哪一直流供電系統(tǒng)的工作，由運行人員采用分組選擇的辦法完成。8.4查找直流接地的工作人員，在找到了接地系統(tǒng)之后，應冷靜的考慮以下幾個問題：8.4.1發(fā)生接地時，現(xiàn)場有無作業(yè)組在工作；8.4.2有哪些是新安裝的或是新修理過的設備；8.4.3有哪些帶著電而不使用的設備或電纜；8.4.4哪些設備處于環(huán)境潮濕的地方；8.4.5從圖紙上考慮好在各極的分路點解開結線時，正負極之間還有沒有經(jīng)常的負荷通路而造成其它繼電器的誤動作。8.5上述各方面考慮好了之后，先從估計可能發(fā)生接地的地方查起，逐漸找出接地極的分接點結線，當某導線解開，接地情況消失，或接地換到另一極上時，系證明該導線以下所連接回路有接地現(xiàn)象，然后再循著該導線以同樣方法進行，直到接地點找到為止。找到接地點后，應立即進行處理。8.6查找直流接地的注意事項如下：8.6.1查找接地點禁止使用燈泡尋找的方法；8.6.2用儀表檢查時所用儀表的內(nèi)阻不應低于2000QN；8.6.3當直流發(fā)生接地時禁止在二次回路上工作；8.6.4處理時不得造成直流短路和另一點接地；8.6.5查找和處理時必須由兩人同時進行；8.6.6拉開空開前應采取必要措施，以防止直流失電可能引起保護及自動裝置的誤動。8.7查找接地的工作必須由對直流系統(tǒng)比較熟悉的人員來承擔。8.8查找直流接地時，應斷開直流熔斷器或斷開由專用端子到直流熔斷器的連接。如必須在運行中查找，則須作好必要的技術措施（一般在設備運行中發(fā)生接地時不許隨便打開線頭，以防保護裝置誤動或自動裝置誤跳）?？删幊绦蚩刂破鞯木S護檢修9.1檢查可編程序控制器有無報警顯示。9.2準備好可編程序控制器的電池備件，當出現(xiàn)電壓低時，應立即進行更換。更換時速度要快，以防程序丟失。9.3測量回路絕緣時，應注意以下事項：9.3.1測量輸入回路絕緣時，應將輸入電纜（導線）與可編程序控制器斷開，以避免對可編程序控制器造成傷害；9.3.2可編程序控制器的輸出回路測量絕緣電阻時，根據(jù)回路的電壓等級選擇適當?shù)膿u表進行測量。9.4編程序控制器的程序進行修改時，工作完畢后應將寫保護開關置保護位置。9.5可編程序控制器的程序要進行備份，以便緊急情況下快速恢復。9.6控制程序有變動時，要進行控制回路模擬試驗。以檢查設備工作的正確性。9.7可編程序控制器的編程軟件要有備份，并妥善保管。9.8嚴禁用具有腐蝕性的物品清掃可編程序控制器。9.9設備進行A級檢修時，應對控制程序進行全面的檢查。檢驗規(guī)則及要求一般性檢查一般性檢查內(nèi)容10.1.1.1外殼透明罩應完整，嵌接良好，有可靠的防塵密封設施，內(nèi)部應清潔無塵埃和油污；10.1.1.2夕卜部帶電的導電部分與地（金屬外殼或外露非帶電金屬零件）之間及兩帶電導電部分之間的電氣間隙和爬電距離；感應型繼電器轉動部分應靈活無異?，F(xiàn)象，檢查圓盤與電磁鐵、永久磁鐵間應清潔無異物，檢查圓盤是否平整和上、下軸承的間隙是否合適；檢查機電型繼電器可動部分的動作靈活性，轉軸的橫向和縱向活動范圍是否適當，軸和軸承除有特殊要求外，禁止注入任何潤滑油；靜態(tài)型繼電器（包括晶體管型、集成電路型和微機型）的印制電路板表面及焊接質(zhì)量；檢查集成或微機型繼電器時要注意防止靜電；檢查各零部件的安裝與裝配質(zhì)量；檢查整定機構、接插件、彈簧（游絲）、按鈕、開關和指示器等質(zhì)量；檢查觸點質(zhì)量。一般性檢查要求10.1.2.1繼電器外部（即殼體外部）的電氣間隙和爬電距離的最小值應按表1規(guī)定，如有特殊要求，應在產(chǎn)品技術文件中規(guī)定；表1-1電氣間隙和爬電距離回路額定絕緣電壓（V）最小電氣間隙（伽）最小爬電距離（mm）L—LL—MUn<602.03.03.060VUrK3804.06.06.0注表中L—L表示兩帶電部分之間的電氣間隙：L—M表示帶電部分和暴露的金屬零件之間的電氣間隙。所有焊接處不應出現(xiàn)虛焊、假焊現(xiàn)象，印制電路板線條應無銹蝕；機電型繼電器的彈簧（游絲）應無變形，當由起始位置轉至最大刻度位置時，層間距離要均勻，整個平面與轉軸要垂直；接插件應接觸可靠，插拔方便。整定機構應可靠地固定在整定位置，整定插頭插針與整定孔的接觸應良好；各零部件的安裝應完好，螺栓（釘）應擰緊，焊接頭應牢固可靠；按鈕、開關等電氣元件操作應靈活，經(jīng)手動作5次不應出現(xiàn)發(fā)卡現(xiàn)象；插拔機構及活動蓋板等應靈活，不應磕碰其他部位；對繼電器觸點的檢查1）觸點鉚接要牢固，無挫傷和燒損現(xiàn)象，動合觸點閉合后應有足夠壓力；2）兩組或以上觸點接觸時差的檢查。對于沒有接觸時差要求時，可以采用目測，其方法是緩慢移動銜鐵，：利用燈光信號或萬用表指示進行檢查。對于有接觸時差要求時，可分別測量各觸點組的動作時間或返回時間，然后進行比較（以某一組觸點為基準）；3）禁止使用砂紙、銼刀及銳利的工具擦拭和修理觸點，觸點燒傷處可用細油石修理并用鹿皮或綢布抹凈，觸點表面不得附有金屬粉末和塵埃；4）對繼電器觸點的通斷檢查可使用對線燈或萬用表。一般性檢查應在無損繼電器的試驗下及正常照明和視覺條件下進行。一般電氣性能檢查10.2.1對內(nèi)部安裝的元器件如電容器、電阻、電子元器件、小型繼電器等，只有在發(fā)現(xiàn)電氣特性不能滿足要求而又需要對上述元器件進行檢查時，才核對其標注的標稱值或者通電實測。10.2.2當輸入規(guī)定的激勵量時，各種信號指示器，如信號燈、光字牌以及音響信號等，應正確顯示。10.2.3當輸入一定激勵量時，各種指示儀表應正確指示。10.2.4當輸入的激勵量為動作值時，應仔細觀察觸點的動作狀況，除發(fā)現(xiàn)有抖動、接觸不良等現(xiàn)象應及時處理外，還應結合整組試驗，使觸點接入規(guī)定的負荷，再一次觀察觸點應無抖動，粘住或出現(xiàn)持續(xù)電弧等異常現(xiàn)象。10.2.5繼電器（包括其插件）單獨檢驗調(diào)整完畢后，應仔細檢查拆動過的部件和端子等是否都恢復正常，所有的臨時襯墊等物件應清除，整定端子及整定機構的位置應與整定值相符，蓋上外罩后，應結合整組試驗檢查動作情況，信號顯示器的動作和復歸應正確靈活。10.2.6測試性能時必須將殼罩裝上。10.2.7整定點動作值的測試應重復10次（靜態(tài)型繼電器為5次），誤差、一致性或變差應符合規(guī)定的要求。1028做電流或電壓沖擊試驗時、沖擊電流用繼電保護設備安裝處的最大故障電流（不超過250A），沖擊電壓用1.1倍額定電壓，時間1s若用負序電流或負序電壓沖擊試驗時，只需將相序倒換成負序即可。對電流或電壓沖擊值如有特殊要求，應作出明確規(guī)定。10.2.9當試驗電源的影響量（如電源頻率、畸變因數(shù)、紋波系數(shù)、交流電源值波動等）變化影響電氣性能較大時，應在記錄試驗數(shù)據(jù)的同時，注明試驗時的試驗電源影響量值。10.2.10檢測有或無繼電器功能應在無自熱狀態(tài)下進行，采用突然施加激勵量的方法，動作或返回前后電壓變化不允許超過5%，當電壓有變化時，應取動作前的電壓為繼電器的動作電壓，返回前的電壓為繼電器的返回電壓。為保證電壓變化不超過5%，直流電壓采用電阻分壓時的分壓電阻值，應小于線圈電阻的1/4.75。10.3絕緣性能的檢驗10.3.1絕緣物條件應在干燥和沒有自熱的條件下檢驗絕緣性能。10.3.2大氣環(huán)境條件檢驗絕緣性能時周圍大氣條件應為規(guī)定的大氣環(huán)境條件：1）環(huán)境溫度：15—35C；2）相對濕度：45%?75%;3）大氣壓力：86—106kPa。10.3.3絕緣電阻的檢驗檢驗部位。如無其他規(guī)定，一般對下列部位進行檢驗：1）各帶電的導電電路對地（即外殼或外露的非帶電金屬零件）之間；2）無電氣聯(lián)系的各帶電電路之間（如獨立的輸入電路之間，交流電路與直流電路之間等）。絕緣電阻檢驗方法及要求。1）絕緣電阻值的檢驗，應在施加如表2中規(guī)定的測試儀器直流電壓之后，至少經(jīng)5s達到穩(wěn)定值時確定；表1-2絕緣電阻測試儀電壓等級額定絕緣電壓（V）測試儀電壓等級（V）<60250<250500<50010002）檢驗部位按上述規(guī)定部位；3）檢驗用的接線，應保證其導線的絕緣電阻不小于500MQ，試驗用導線不得絞接；4）絕緣電阻值應符合繼電器產(chǎn)品說明的規(guī)定要求。如果沒有說明的，繼電器接點之間、接點與外殼之間的絕緣電阻值應不低于50MQ；5）對于220V（110V電壓等級的干簧接點繼電器，接點之間的絕緣電阻應用1000V搖表測量，其值不應低于20MQ。10.3.4介質(zhì)強度的檢驗檢驗部位。如無其他規(guī)定，一般同絕緣電阻檢驗部位；確定介質(zhì)強度試驗電壓的原則。如無其他規(guī)定，介質(zhì)強度試驗電壓值按以下原則確定：1）一般介質(zhì)強度試驗電壓按表3選擇確定；表1-3介質(zhì)強度試驗電壓額定絕緣電壓（V）試驗電壓（kV）<601.0<1201.5<2502.0<5002.52）對于由儀用互感器直接激勵的電路，試驗電壓不應低于2kV;3）接到用于外部接線的端子上的同一組觸點（斷開的動、靜觸點）之間，試驗電壓一般為IkV，或按產(chǎn)品技術要求規(guī)定；4）同一線圈中各繞組之間的試驗電壓值一般為IkV，或按產(chǎn)品技術要求規(guī)定；5）當在兩個總是處于相同電位（如直接連在同一相）的兩電路之間進行試驗時，試驗電壓應為兩倍額定絕緣電壓值，但不低于500V，或為兩電路中較高的一個額定絕緣電壓值的2倍；6）新安裝檢驗時，應按上述要求確定試驗電壓值，對于維修檢驗，對繼電器進行介質(zhì)強度檢驗時，試驗電壓值應為75%規(guī)定值。10.3.4.3介質(zhì)強度檢驗方法。將試驗設備的開路電壓初調(diào)至不高于規(guī)定電壓值的50%后施加到被試繼電器，在不出現(xiàn)明顯瞬變現(xiàn)象的條件下，將試驗電壓從初調(diào)值升高至規(guī)定值，并保持Imin。然后，盡可能快地將試驗電壓平穩(wěn)降低至零；10.3.4.4介質(zhì)強度試驗電壓源的要求1）當施加一半的規(guī)定試驗電壓值于繼電器時，試驗電壓源的電壓降應保證小于10%；2）電源電壓的準確度應保證不低于5%；3）試驗電壓基本上應為正弦波，頻率在45~65Hz之間。10.4試驗電源和使用儀器儀表的一般要求10.4.1試驗電源檢驗用的試驗電源應符合以下要求：1）電源頻率。不超過50±0.5Hz,當電源頻率變化對某些繼電器的電氣性能影響較大，要求高準確度時，必須采用允許誤差較小的電源頻率。如果繼電器的電氣性能與頻率無關，允許電源頻率的誤差可以大些；2）交流電源波形。正弦波，波形畸變因數(shù)不大于5%；3）交流電源中直流分量。允許偏差為峰值的2%;4）直流電源中交流分量（紋波）。直流電源中的交流分量（紋波）為最大瞬時電壓與最小瞬時電壓之差同直流分量的比值，用百分數(shù)表示，應不大于6%;5）直流電源的變化范圍。額定電壓為110、220V變化范圍為80%一110%額定值，額定電壓為48V及以下時，變化范圍為90%一110%額定值；6）交流電源系統(tǒng)的不平衡度應不大于5%;7）各相電流大小相等，允許偏差不大于各電流平均值的1%;8）各相電流與該相電壓間的夾角應大小相等，允許偏差不大于2°。10.4.2試驗用儀器儀表的要求除另有規(guī)定外，試驗中所使用的儀器儀表精度應滿足下列要求：1）一般使用的儀器儀表精度應不低于0?5級，電子儀器應不低于2.5級；2）測量相位用儀器儀表精度不低于1.0級；3）測量延時用儀器儀表：當測量時間大于1s時，小于1s時，相對誤差不大于0.1%。10.5誤差、一致性的計算方法誤差（%）=〔10次（或5次）測量平均值—整定值〕/整定值?100%;一致性=10次（或5次）測量的最大值一10次（或5次）測量的最小值；動作值一致性也可用相對值表示，即一致性（%）=〔10次（或5次）測量的最大值一10次（或5次）測量的最小值〕/10次（或5次）測量平均值？100%。測量用具和儀表、儀器11.1要有能對電流、電壓、電壓與電流之間相角差、頻率及其它參數(shù)，在足夠的范圍內(nèi)加以調(diào)整和測量的試驗設備。11.2測量標度范圍小或測量小容量電源供給的電流和電壓時（如濾波器、差動保護回路等）應當使用特殊的內(nèi)阻損失低的儀表，如全部內(nèi)阻不大于1歐姆的毫安表，內(nèi)阻不小于1000歐姆/伏的電壓表。11.3檢查電壓相序用的相序指示器應標明接線的相別和正相序的旋轉方向。11.4使用小型電磁型和電動型儀表，應考慮外磁場對讀數(shù)的影響，應將儀表放置于遠離有電流流過的導體或變阻器的地方，為避免影響，可將往返的導線繞在一起，或使用無定位儀表。11.5分壓器及負荷變阻器的使用。11.5.1電壓可用分壓器或單相調(diào)壓變（只限交流）來調(diào)整，分壓器的容量應能長時間接入電源的全電壓；11.5.2當電流調(diào)整范圍在0?3安培時，可使用電壓調(diào)整用分壓器；大電流的調(diào)整應使用負荷變阻器，負荷變阻器的選擇應保證大電流流過時電阻不致受到本身溫升的影響；11.5.3被試繼電器的特性與電源波形無關時或在二次電流波形沒有變化時才允許使用大電流發(fā)生器。11.6試驗保護及自動裝置的測量儀表應符合下列規(guī)定：11.6.1交流電流表0.5級；交流電壓表0.5級；相位表1.5級；瓦特表0.5級；直流電流表1.5級；直流電壓表1.5級。11.6.2所有儀表的基本誤差及額外誤差不得大于1.5%;11.6.3指針阻尼時間不超過2?3秒；11.6.4所有儀表上應標明其精度等級及其所有線圈的阻抗值。11.7測量正弦波電壓和電流時，可用任何型式的交流式儀表，測量非正弦波電壓和電流時，須考慮測量儀表的型式，在回路中調(diào)整繼電器時，應當選用與被試繼電器有相同反應的儀表，在變流器伏安特性試驗時，應使用整流型電流表。11.8帶電測直流回路某一線圈或接點時；應使用高內(nèi)阻1000歐姆/伏的電壓表。其它12.1按照接線圖，檢查配線是否正確，應用通路的方法進行檢查。其方法就是使用對線燈檢查同號的導線是否通路，在校驗時必須注意到回路中是否有電流繼電器線圈或變流器的線圈存在，因為這些線圈能使回路互相連通，以致可能發(fā)生錯誤。此外，在檢查前必須先進行絕緣測量。12.2檢查兩端在不同室內(nèi)的電纜時，應使用兩只對線燈進行對線。禁止只用一只對線燈，而另一端接地的方法來檢查。12.3對接線正確性的檢查，除配線正確符合圖紙外，還應當檢查交流回路的接地點，即檢查其是否僅有一根接地線（當接地線拆開時回路應不接地）。12.4無論利用直流或交流任何電源進行試驗，須特別注意絕不允許短路或接地。試驗設備應置于試驗臺或試驗車上，并應防止表計掉下摔壞，試驗前要檢查試驗電源容量及是否接地。12.5為保證導線無損傷，配線時宜使用與導線規(guī)格相對應的剝線鉗剝掉導線的絕緣。螺絲連接時，彎線方向應與螺絲前進的方向一致。12.6雙屏蔽層的電纜，為避免形成感應電位差，應采用兩層屏蔽層在同一端相連并接地。第二章光伏并網(wǎng)逆變器檢修規(guī)程范圍本標準規(guī)定光伏并網(wǎng)逆變器設備的維護檢修的基本內(nèi)容；本標準適用于光伏電站光伏并網(wǎng)逆變器檢修維護。規(guī)范性引用文件下列文件中的條款通過本標準的引用而成為本標準的條款。凡是注日期的引用文件，其隨后所有的修改單（不包括勘誤的內(nèi)容）或修訂版均不適用于本標準，凡是不注日期的引用文件，其最新版本適用于本標準。設備規(guī)范3.1光伏并網(wǎng)逆變器形式及主要參數(shù)3.1.1光伏并網(wǎng)逆變器形式為三相戶內(nèi)式光伏并網(wǎng)逆變器；3.1.2光伏并網(wǎng)逆變器性能參數(shù)；表2-1北京意科500kW逆變器技術參數(shù)設備名稱并網(wǎng)逆變器型號YGI-T500KTL輸入數(shù)據(jù)最大直流輸入功率550kWp直流輸入電壓范圍MPPT（UDC500Vdb820Vdc最大直流輸入電壓（UDC.maX880V最大直流輸入電流（IDC.max）1100A輸出數(shù)據(jù)額定交流功率500kW電網(wǎng)工作電壓范圍（UAC270Vrms±10%電網(wǎng)頻率50Hz總電流波形畸變率<3%功率因數(shù)>0.99最大效率98.5%功率損耗待機功耗（夜晚）<100W防護等級及環(huán)境條件符合EN60529國際防護等級標準IP20允許環(huán)境溫度（T）-20C-+40C相對濕度,不冷凝15%-93%最高海拔（高于海平面）2000米

表2-2陽光電源500kW逆變器技術參數(shù)輸入最大輸入功率560KW最大輸入電壓1000V啟動電壓500V最小工作電壓460V最大輸入電流1220AMPPT電壓范圍460?850VMPP■數(shù)量1輸入連接端數(shù)8/16輸出額定輸出功率500KW最大輸出視在功率550KVA最大輸出電流1008A總電流波形畸變率<3%額定功率）額定電網(wǎng)電壓315V電網(wǎng)電壓范圍252?362V額定電網(wǎng)頻率50/60HZ電網(wǎng)頻率范圍47?52Hz/57?62Hz功率因素范圍0.9超前?0.9滯后隔離變壓器無直流分量<0.5%額定輸出電流效率最大效率98.7%歐洲效率98.5%保護輸入側斷路設備直流負荷開關輸出側斷路設備交流負荷開關直流過壓保護具備交流過壓保護具備電網(wǎng)監(jiān)測具備接地故障監(jiān)測具備過熱保護具備絕緣監(jiān)測具備常規(guī)數(shù)據(jù)尺寸（寬X咼X深）1606X2034X860mm重量1250kg工作溫度范圍-30~+55C夜間自耗電<20W外部輔助電源電壓380V,3A冷卻方式溫控強制風冷防護等級IP21相對濕度0~95%6冷凝最咼海拔6000m（>3000m降額）排風需求量4500m3/h顯示彩色觸摸屏通訊RS485/Modbu§以太網(wǎng)3.2逆變器工作性能321光伏并網(wǎng)逆變器使用的環(huán)境條件環(huán)境溫度：戶內(nèi)型為-20C?+40C;相對濕度w93%無凝露；無劇烈震動沖擊,垂直傾斜度w5°;工作環(huán)境應無導電爆炸塵埃，應無腐蝕金屬和破壞絕緣的氣體和蒸汽；3.2.2光伏并網(wǎng)逆變器正常使用的電網(wǎng)條件光伏并網(wǎng)逆變器應在下列電網(wǎng)條件下正常運行：1）電壓總諧波畸變率小于3%的公用電網(wǎng)；2）35kV及以上正、負電壓偏差的絕對值之和不超過標稱電壓10%的電網(wǎng)電壓;20kV及以下三相電壓的允許偏差為額定電壓的土7%電網(wǎng)電壓；3）頻率允許偏差值在49.5Hz?50.5Hz的電網(wǎng)。3.2.3光伏并網(wǎng)逆變器的性能指標逆變效率光伏并網(wǎng)逆變器最大效率應不低于98.3%,其實際最大效率值應在產(chǎn)品銘牌上明確標注。歐洲效率不低于97.7%；光伏并網(wǎng)電壓電流諧波光伏并網(wǎng)逆變器在運行時不造成電網(wǎng)電壓波形過度畸變和注入電網(wǎng)過度的諧波電壓和諧波電流，以確保對連接到電網(wǎng)的其他設備不造成不利影響；光伏并網(wǎng)逆變器帶載運行時，電流總諧波畸變率不超過5%,奇次、偶次諧波電流含有率不超過下表的要求：表2-3奇次、偶次諧波電流含有率奇次諧波次數(shù)諧波電流限制（%）偶次諧波次數(shù)諧波電流限制（%）3rd-9th4.02nd-10th1.011th-15th2.012th-16th0.517th-21st1.518th-22nt0.37523rd-33rd0.624th-34th0.1535th以上0.336th以上0.075輸出電壓光伏并網(wǎng)逆變器交流輸出三相電壓的允許偏差不超過額定電壓的土10%直流分量光伏電站并網(wǎng)運行時，光伏并網(wǎng)逆變器向電網(wǎng)饋送的直流分量不超過其交流額定值的0.5%；電壓不平衡度光伏電站并網(wǎng)運行時，光伏并網(wǎng)逆變器接入電網(wǎng)的公共連接點的負序電壓不平衡度不超過2%，短時不得超過4%;光伏并網(wǎng)逆變器引起的負序電壓不平衡度不超過1.3%，短時不超過2.6%；噪聲當光伏并網(wǎng)逆變器輸入電壓為額定值時，在距離設備水平位置1m處，用聲壓級計測量滿載時的噪聲不大于60dB；待機功耗光伏并網(wǎng)逆變器的待機功耗不應大于100W。3.2.4光伏并網(wǎng)逆變器的電磁兼容性電壓波動和閃變光伏電站通過并網(wǎng)逆變器接入電網(wǎng)后，單獨引起公共連接點處的電壓波動限制不超過2%；公共連接點處短時間（10min）閃變不超過0.9，長時間（2h）閃變不超過0.7。并且在并網(wǎng)運行時電壓波動和閃變的限制不超過GB/Z17625.3和GB17625.2規(guī)定的要求；發(fā)射要求光伏并網(wǎng)逆變器連接到電網(wǎng)后，正常運行時的電磁發(fā)射不超過GB17799.4規(guī)定的發(fā)射限值；抗擾度要求1）靜電放電抗擾度光伏并網(wǎng)逆變器靜電放電抗擾度符合GB/T17626.2標準抗擾度等級3的要求，即空氣放電8kV和接觸放電6kV，試驗結果符合GB/T17626.2標準第9條中b類要求；2）射頻電磁場輻射抗擾度光伏并網(wǎng)逆變器射頻電磁場輻射抗擾度采用GB/T17626.3試驗等級3的要求，試驗場強10V/m，試驗結果符合GB/T17626.3標準中a類要求；3）電快速瞬變脈沖群抗擾度光伏并網(wǎng)逆變器電快速瞬變脈沖群抗擾度采用GB/T17626.4試驗等級3的要求，電源端2kV,信號控制端1kV，試驗結果符合GB/T17626.4標準中b類要求；4）浪涌抗擾度當光伏并網(wǎng)逆變器電源端口施加1.2/50us的浪涌信號，試驗等級為線對線±1kV,線對地24±2kV,試驗結果符合GB/T17626.5標準中第9條b類的要求；5）射頻場感應的傳導騷擾抗擾度光伏并網(wǎng)逆變器傳導抗擾度采用GB/T17626.6中試驗等級3，試驗結果符合GB/T17626.6標準中a類要求；6）電壓暫降、短時中斷和電壓變化的抗擾度根據(jù)光伏并網(wǎng)逆變器的預期工作環(huán)境，按GB/T17626.11中附錄B的規(guī)定選擇試驗等級，光伏并網(wǎng)逆變器應能承受所選試驗等級的電壓暫降、短時中斷和電壓變化的抗擾度試驗。3.2.5光伏并網(wǎng)逆變器的保護功能電網(wǎng)故障保護1）過/欠壓保護當光伏并網(wǎng)逆變器交流輸出端電壓超出規(guī)定的電壓允許值范圍時，光伏并網(wǎng)逆變器停止向電網(wǎng)供電，同時發(fā)出報警信號；光伏并網(wǎng)逆變器能檢測到異常電壓并做出反應。電壓的方均根值在逆變器交流輸出端測量，其值滿足相關規(guī)定的要求；2）過/欠頻保護當光伏并網(wǎng)逆變器交流輸出端電壓的頻率超出規(guī)定的允許頻率范圍時，光伏并網(wǎng)逆變器應在0.2s內(nèi)停止向電網(wǎng)供電，同時發(fā)出報警信號；3）防孤島效應保護當電網(wǎng)出現(xiàn)故障時，逆變器采用主動式和被動式兩種互補的方式進行孤島檢測，在2S內(nèi)停止向電網(wǎng)供電，同時發(fā)出報警信號，以達到自我保護及人員保護；4）恢復并網(wǎng)保護由于超限狀態(tài)導致光伏并網(wǎng)逆變器停止向電網(wǎng)供電后，在電網(wǎng)的電壓和頻率恢復到正常范圍后的20s到5min，光伏并網(wǎng)逆變器不向電網(wǎng)供電；5）過流保護光伏并網(wǎng)逆變器對交流輸出具有過流保護，過電流不大于額定電流的150%并在0.1s內(nèi)停止向電網(wǎng)供電，同時發(fā)出警示信號。故障排除后，光伏并網(wǎng)逆變器能正常工作。防反放電保護當光伏并網(wǎng)逆變器直流側電壓低于允許工作范圍或逆變器處于關機狀態(tài)時，光伏并網(wǎng)逆變器25直流側無反向電流流過；極性反接保護當光伏方陣的極性接反時，光伏并網(wǎng)逆變器能保護而不會損壞。極性正接后，光伏并網(wǎng)逆變器能正常工作；過載保護當光伏方陣輸出的功率超過光伏并網(wǎng)逆變器允許的最大直流輸入功率時，光伏并網(wǎng)逆變器自動限流工作在允許的最大交流輸出功率處，溫度超過允許值的情況下，光伏并網(wǎng)逆變器停止向電網(wǎng)供電?；謴驼：?，光伏并網(wǎng)逆變器能正常工作；325.5其它保護逆變器還具有電網(wǎng)斷電保護、漏電保護、過溫保護、逆變器故障保護、DSP故障保護、直流母線過電壓保護等功能，并提供報警信號。3.2.6低電壓穿越功能在電網(wǎng)電壓出現(xiàn)瞬時跌落時，逆變器可保證以額定電流為電網(wǎng)供電，為電網(wǎng)盡可能大的提供電能支持，對提高電網(wǎng)的穩(wěn)定性也極大的幫助。3.2.7光伏并網(wǎng)逆變器的絕緣耐壓性能絕緣電阻光伏并網(wǎng)逆變器的輸入電路對地、輸出電路對地以及輸入電路與輸出電路間的絕緣電阻不小于1M?。絕緣電阻只作為絕緣強度試驗參考。絕緣強度光伏并網(wǎng)逆變器的輸入電路對地、輸出電路對地以及輸入電路與輸出電路間能承受50Hz、2000V的正弦交流電壓1min，且不擊穿、不飛弧，漏電電流v20mA。3.2.8光伏并網(wǎng)逆變器的測控要求控制設備要求及功能YGI-T500KTL光伏并網(wǎng)逆變器使用了高性能且最新的功率器件，如德國英飛凌公司的具有高溫度等級、高魯棒性、低飽和壓降、大容量的IGBT器件；光伏并網(wǎng)逆變器的控制系統(tǒng)采用高性能TI32位定點DSP控制芯片為核心的微處理器，控制系統(tǒng)能穩(wěn)定的實現(xiàn)最大功率點跟蹤的控制，以確保逆變器獲得最大的功率輸入；光伏并網(wǎng)逆變器提供通訊裝置，采用RS485通訊接口。光伏并網(wǎng)逆變器的啟動及同期光伏并網(wǎng)逆變器能根據(jù)日出和日落的日照條件，實現(xiàn)自動開機和關機。光伏并網(wǎng)逆變器啟動運行時確保光伏發(fā)電站輸出的有功功率變化不超過所設定的最大功率變化率。當光伏電站因系統(tǒng)要求而停運，而后逆變器要重新啟動并網(wǎng)時，尤其需要考慮該制約因素；光伏并網(wǎng)逆變器的人機接口光伏并網(wǎng)逆變器在面板上設置液晶屏，以實現(xiàn)操作人員的現(xiàn)地手動操作。通過液晶屏可實現(xiàn)對主要設備的手動控制。液晶屏能顯示逆變器的主要運行參數(shù)、狀態(tài)、故障等信息量；光伏并網(wǎng)逆變器的顯示及報警液晶屏的顯示主要包括：直流電壓、直流電流、直流功率、交流電壓、交流電流、并網(wǎng)逆變器機內(nèi)溫度、時鐘、頻率、功率因數(shù)、當前發(fā)電功率、日發(fā)電量、累計發(fā)電量、每天發(fā)電功率曲線等。故障量信號包括：電網(wǎng)電壓過高、電網(wǎng)電壓過低、電網(wǎng)頻率過高、電網(wǎng)頻率過低、直流電壓過高、并網(wǎng)逆變器過載、并網(wǎng)逆變器過熱、并網(wǎng)逆變器短路、散熱器過熱、光伏并網(wǎng)逆變器孤島、DSP故障、通訊失敗等；光伏并網(wǎng)逆變器的歷史數(shù)據(jù)采集和存儲光伏并網(wǎng)逆變器要求能夠分別以日、月、年為單位記錄和存儲數(shù)據(jù)、運行事件、警告、故障信息等。3.2.9光伏并網(wǎng)逆變器的技術特點采用性能強勁的TI32位定點DSP芯片，確保逆變器功能豐富；實時高效的MPPT（最大功率點跟蹤）技術，太陽能利用率更高；純正弦波輸出，THDV2%!1合國家并網(wǎng)標準；安全有效的反孤島控制，確保工作人員人身安全；采用自診斷算法和齊全的軟硬件保護，有效的防止逆變器損壞；超過98.5%的最高效率，最大程度的減少損耗；采用8寸，16位色觸摸式TFT顯示器作為人機界面，操作簡便直觀；使用RS485通信接口；3.2.10光伏并網(wǎng)逆變器的工藝要求3.2.10.1光伏并網(wǎng)逆變器交流各相、直流正負導線有不同色標；選用質(zhì)量可靠的輸入輸出端子，充分考慮電纜的安裝與固定；柜內(nèi)元件位置編號、元件編號與圖紙一致，并且所有可操作部件均用中文標明功能；3.2.10.4柜體結構安全、可靠；易損件的設計與安裝便于維護及拆裝；各元件板有防塵裝置，柜體設計考慮通風、散熱；光伏并網(wǎng)逆變器柜內(nèi)有保護接地?？倓t4.1逆變器是光伏電站的重要設備，對電站穩(wěn)定運行有著非常重要的作用，因此逆變器的檢修、維護、調(diào)試工作按本標準執(zhí)行；4.2光伏并網(wǎng)逆變器檢修維護人員負責逆變器的調(diào)試、檢修、事故處理及日常維護工作；4.3光伏并網(wǎng)逆變器檢修調(diào)試完畢，檢修維護人員應及時詳細交代逆變器的技術變動情況和整定參數(shù)；負責整理原始資料，提交試驗報告，修改圖紙，并及時錄入設備管理臺帳和電子臺帳。光伏并網(wǎng)逆變器的日常維護：5.1檢查各指示燈及信號指示是否正常，開關位置是否正常；5.2檢查設備的各電氣元器件有無過熱、異味、斷線等異常情況；5.3檢查逆變器功率模塊運行是否正常；5.4定期清掃光伏并網(wǎng)逆變器的盤、柜等設備；5.5定期檢查設備的絕緣情況；5.6定期分析設備的健康情況；5.7設備運行中發(fā)現(xiàn)的缺陷應盡快組織檢修人員檢修處理，防止故障范圍擴大。光伏并網(wǎng)逆變器檢修一般要求：6.1.1對光伏并網(wǎng)逆變器進行檢修是提高設備健康水平，保證設備安全運行的有效措施，應按計劃進行檢修，檢修應保證質(zhì)量，使設備經(jīng)常處于良好的運行狀態(tài)；6.1.2檢修工作應作到準備充分，項目明確，工藝與質(zhì)量要求具體；6.1.3檢修工作中應做好充分的安全措施，確保設備及人身安全；6.1.4檢修工作應服從統(tǒng)一的管理和調(diào)度，按時按計劃完成維修任務；6.1.5檢修工作的項目應在充分調(diào)查的基礎上作出明確的安排，沒必要實施項目可根據(jù)設備運行的健康情況予以刪減。6.2檢修間隔及檢修停用期的確定：光伏并網(wǎng)逆變器運行中遺留的設備缺陷應盡可能消除，減少帶病運行時間。6.3檢修前的準備工作：6.3.1根據(jù)檢修計劃，做好人力組織分工，技術文件準備和技術交底工作。技術文件包括：施工方案、施工圖紙、各種記錄表格、上次檢修報告、設備的技術說明書、用戶使用手冊、計算機軟件文本、設備的檢修規(guī)程、技術參數(shù)整定通知單等；6.3.2制定符合現(xiàn)場實際的安全措施和技術措施；6.3.3專用儀器、儀表、工具和安全用具應齊備、完好；6.3.4檢修所用的材料、備件到貨，尤其是特殊材料、備件應領到現(xiàn)場。6.4檢修項目：6.4.1檢修項目：正常檢修項目與標準見表

表2-4正常檢修項目與標準序號檢修項目檢修標準驗收質(zhì)檢點1光伏并網(wǎng)逆變器所屬的各種盤、柜、元器件的清掃、檢查盤柜及各元器件清潔無灰塵；W2功率模塊、交、直流側配電裝置、防雷器單元、接地單元、監(jiān)控模塊、盤柜按鈕接點、指示燈、檢查各電路板表面兀件無燒損現(xiàn)象，電路板、表計校驗檢查正常、各模塊參數(shù)、數(shù)據(jù)采集正常。清掃檢查、干凈、無積灰；交、直流側配電柜內(nèi)電纜、接地連接銅排無腐蝕燒灼現(xiàn)象，螺絲緊固；W3各負荷開關檢查，輔助接點檢查。清掃檢查、干凈、無積灰、繼電器接點無粘連、發(fā)熱、燒損現(xiàn)象；W4操作回路檢查操作回路動作正確W5光伏并網(wǎng)逆變器基本功能，輔助功能定值檢測，每年一次現(xiàn)場試驗定值正確W6光伏并網(wǎng)逆變器與上位機通信及顯示功能檢查通信及上位機顯示值與現(xiàn)地相同W7光伏并網(wǎng)逆變器各種保護功能的操作模擬檢查保護功能動作正確W8運行中發(fā)現(xiàn)的缺陷，可以延遲到檢修中進行的項目缺陷消除W9光伏并網(wǎng)逆變器功率模塊、風扇、防塵網(wǎng)開箱清掃檢查、更換清掃檢查干凈，無積灰、無堵塞，檢查無裂紋、無滲液；W10光伏并網(wǎng)逆變器檢修后的試驗試驗動作正確H注意：1）防止人身靜電、工器具靜電對設備的損害；2）嚴禁在電路板、裝置等設備上采用帶腐蝕作用的清洗劑；3）嚴禁用酒精擦拭繼電器外殼。642檢修、試驗項目的確定：根據(jù)設備的實際運行周期對檢修、試驗項目適當增減和調(diào)整，調(diào)整的原則是:既要確保設備健康，不帶病運行，又要減少檢修時間和設備拆修范圍，以保證設備按期、健康地投入運行。6.5裝置檢修注意事項6.5.1拆卸逆變模塊的原則是自上而下進行拆卸，以防止機柜因重心太高而傾倒；6.5.2逆變模塊拔出5分鐘后才可進行模塊的維護，10分鐘后才能重新插入機柜；裝置檢修時應將電源切斷，并進行驗電后方可進行設備檢修，以防人身觸電事故；6.5.3將逆變模塊裝入機柜，并打緊連接螺釘；6.5.4裝置試驗時，應嚴格按照正確的操作程序進行，防止誤操作。光伏并網(wǎng)逆變器試驗要求一般要求：7.1.1檢修后的光伏并網(wǎng)逆變器必須經(jīng)過試驗合格后才能投入運行；7.1.2檢修后的試驗項目由檢修人員參照本規(guī)程所列項目，根據(jù)設備檢修情況自行確定和安排，公司安全技術部備案。特殊試驗項目有主管專業(yè)人員批準的檢查。7.2試驗要求：7.2.1試驗中所使用的儀器、儀表必須達到試驗項目的要求和準確級；7.2.2為了保證試驗數(shù)據(jù)的可信度，試驗中應有足夠的數(shù)據(jù)和錄制量，并應保證數(shù)據(jù)采集的同步性；7.2.3試驗應參考原始記錄數(shù)據(jù)，與原始數(shù)據(jù)有較大誤差時應查明原因或重新試驗，得出可信任的結論；7.2.4試驗中應按儀器、儀表的要求和規(guī)范使用，試驗時儀器應穩(wěn)妥放置，盡量減少震動和試驗誤差；7.2.5試驗前必須采取穩(wěn)妥可靠的安全措施，防止人身傷害及設備損壞；7.2.6各試驗項目的技術要求，指標應按照有關設備的試驗標準執(zhí)行，降低標準應經(jīng)廠總工程師批準；7.2.7設備試驗不合格應堅決重修或更換，不得帶病運行。7.3試驗方法：7.4檢修試驗記錄：光伏并網(wǎng)逆變器的檢修應有完整的檢修記錄及試驗記錄。7.4.1檢修試驗記錄應包括以下內(nèi)容：1）檢修前的設備狀態(tài)、故障現(xiàn)象、缺陷情況及設備退出原因；2）檢修主要工作項目、實施措施、缺陷處理及效果；3）系統(tǒng)結構、設備及元件變動記錄，軟件變動記錄及軟件變動后的文本，新裝設備、元器件的型號、主要技術參數(shù)、廠家編號、出廠日期、安裝時間、施工人員等；4）檢修試驗使用的主要儀器、儀表的型號、規(guī)格和廠家編號、試驗接線簡圖；5）檢修工作的材料消耗、人工和費用記錄；6）設備的停用和檢修起止日期及其它需要說明的情況；7）檢修遺留問題的補充說明；8）工作人員、驗收人員簽字。7.4.2檢修試驗記錄由工作負責人和工作班成員負責記錄、整理。7.5檢修質(zhì)量與驗收：7.5.1質(zhì)量檢查和驗收實行檢修人員和班組自檢、維護部和安全監(jiān)督與生產(chǎn)技術部門驗收的分級檢查驗收制度；7.5.2各檢修、試驗的重要工序的分級驗收應填寫分級驗收記錄；7.5.3質(zhì)檢驗收必須堅持高標準、嚴要求、誰驗收誰簽字。對于檢修、驗不合格的設備、質(zhì)檢人員有權拒簽，并責成有關工作班重修和重試。光伏并網(wǎng)逆變器檢修總結和技術文件整理光伏并網(wǎng)逆變器的檢修報告應有以下基本內(nèi)容：8.1檢修設備的編號、型號、生產(chǎn)廠家、產(chǎn)品編號；8.2設備計劃檢修和實際檢修的起止日期；8.3設備檢修的計劃工日和實際消耗工；。8.4檢修工作評語；8.5簡要文字總結；8.6檢修的試驗記錄報告和結果分析報告；8.7設備的評定級別；8.8補充說明；8.9檢修、試驗工作負責人和工作班成員名單；8.10檢修、試驗工作負責人的簽名；8.11檢修報告和技術文件的整理應采用計算機進行。光伏并網(wǎng)逆變器備品備件應儲備下列易損件及備件：9.1逆變模塊、熔斷器；9.2測量、監(jiān)控裝置的元器件；9.3系統(tǒng)中的易損件。第三章35KV高壓開關柜檢修規(guī)程范圍本標準規(guī)定了xx電站35KV高壓設備的檢修間隔、工期、檢修維護內(nèi)容、試驗項目及試驗方法；本標準適用于xx光伏電站35KV高壓開關柜的檢修、維護及試驗；本標準制定的目的是為了xx光伏電站投產(chǎn)后能夠做好設備的維護與檢修工作，保證電站安全穩(wěn)定運行而制定。規(guī)范性引用文件下列文件中的條款通過本標準的引用而成為本標準的條款。凡注日期的引用文件，其隨后所有的修改單（不包括勘誤的內(nèi)容）或修訂版均不適用于本標準，然而，鼓勵根據(jù)本標準達成協(xié)議的各方研究是否可使用這些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本適用于本標準。IEC60056高壓交流斷路器IEC60099交流無間隙金屬氧化物避雷器IEC60129交流隔離開關和接地開關IEC60185電流互感器IEC60186電壓互感器IEC60298額定電壓1kV以上50kV以下交流金屬封閉開關設備控制設備IEC60694高壓開關設備標準的共用條款GB156標準電壓GB311.1高壓輸變電設備的絕緣配合GB763交流高壓電器在長期工作時的發(fā)熱GB1984交流高壓斷路器GB1985交流高壓隔離開關和接地開關GB2706交流高壓電器動、熱穩(wěn)定試驗方法GB3309高壓開關設備常溫下的機械試驗GB38043?63kV交流高壓負荷開關GB39063?35kV交流金屬封閉開關設備GB7354局部放電測量GB11022高壓開關設備通用技術條件GB50150電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準GB50150電氣裝置安裝工程盤、柜及二次回路接線施工及驗收規(guī)范GB1207-1997電壓互感器GB1208-1997電流互感器DL478靜態(tài)繼電保護及安全自動裝置通用技術條件DL/T613進口交流無間隙金屬氧化物避雷器技術規(guī)范DL/T5137電測量及電能計量裝置設計技術規(guī)范其他相關的國家及行業(yè)標準和規(guī)范。

術語和定義檢修周期指新設備運行投運或經(jīng)檢修投入運行至下一次檢修之間的時間間隔設備主要技術參數(shù)及規(guī)范35kv開關設備主要技術參數(shù)表3-135kv開關設備主要技術參數(shù)序號參數(shù)名稱單位數(shù)值1真空斷路器1.1型號ZN85-40.5/T1250-251.2額定電壓KV40.51.3雷電沖擊耐壓（峰值）KV1851.4額定頻率Hz501.5額定電流A12501.6額定斷路耐受電流KA251.7額定峰值耐受電流KA631.8額定短路持續(xù)時間S41.9額定短路開斷電流KA251.10額定短路關合電流KA631.11操作順序0-0.3s-CO-180s-CO1.12合閘時間MS50-1001.13分閘時間MS35-601.14額定操作電壓VDC2201.15生產(chǎn)廠家施耐德（陜西）寶光電器有限公司2母線PT序號參數(shù)名稱單位數(shù)值2.1型號ZN85/PT2.2額定電壓KV40.52.3額定電流A6302.4生產(chǎn)廠家寧夏力成電氣集團有限公司2.5互感器型號JDZX9-35R2.6變比⑶V3)/(0.1/V3)/(0.1/冋/(0.1/V3)kv2.7相應準確級下的額定輸出（VA）0.2/0.5/3P40/40/100VA2.8互感器廠家陜西國力互感器有限公司3電壓互感器

序號參數(shù)名稱參數(shù)3.1型號JDZX9-35R3.2變比35/0.1/0.13.3相應準確級下的額定輸出（VA）0.2/300.2/303.4生產(chǎn)廠家陜西國力互感器有限公司4出線、計量電流互感器序號參數(shù)名稱參數(shù)4.1型號LZZBJ9-40.54.2變比400/54.3相應準確級下的額定輸出（VA）0.2/200.2/200.5/305P30/304.4生產(chǎn)廠家:陜西國力互感器有限公司5電流互感器（1#、2#進線、接地變、1#SVG序號參數(shù)名稱參數(shù)5.1型號LZZBJ9-40.55.2變比200/55.3相應準確級下的額定輸出（VA0.5/305P30/305P30/305.4生產(chǎn)廠家陜西國力互感器有限公司6電流互感器（3#進線、2#SVG序號參數(shù)名稱參數(shù)6.1型號LZZBJ9-40.56.2變比400/56.3相應準確級下的額定輸出（VA0.5/305P30/305P30/306.4生產(chǎn)廠家陜西國力互感器有限公司7零序電流互感器序號參數(shù)名稱參數(shù)7.1型號LXK-①1207.2變比75/57.3相應準確級下的額定輸出（VA3/307.4生產(chǎn)廠家陜西國力互感器有限公司8氧化鋅避雷器序號參數(shù)名稱參數(shù)8.1型號HY5WZ-51-1348.2額定電壓（KV518.3持續(xù)運行電壓（KV40.88.4生產(chǎn)廠家西安西電高壓電瓷有限責任公司9接地開關序號參數(shù)名稱參數(shù)

9.1型號JN2213-40.5/31.5-3009.2額定電壓（KV）40.5kV9.34S熱穩(wěn)定電流31.5kA9.4動穩(wěn)定電流80kA9.5關合電流80kA9.6額定絕緣水平185/95kA9.7相間中心距350mm9.8主回路接觸電阻<609.9生產(chǎn)廠家溫州市裕豐電器有限公司5?檢修項目及工藝要求、試驗項目和質(zhì)量標準表3-235kV設備維護和檢修類別及周期類另S周期備注巡回檢杳每班至少一次運行中的設備進行外觀檢查，主要設備有無異常情況。發(fā)現(xiàn)異常情況應增加巡回檢查次數(shù)。檢查中發(fā)現(xiàn)缺陷應記入巡回記錄薄中，并按管理程序逐級匯報。不停電、外部檢查，有無異常聲響、記錄氣壓等各項參數(shù)定期B修3年停電、外部檢修、局部調(diào)整6年停電、檢修部位氣室3、內(nèi)外部檢查、母線檢修、觸頭檢修、屏蔽罩檢修、絕緣部件檢修、潤滑、局部調(diào)整、機械特性測試等特別檢修根據(jù)表規(guī)疋或出現(xiàn)不正常運行情況時停電、檢修部位、內(nèi)部檢查、觸頭及機械零件更換、機械特性測試表3-3真空斷路器允許操作次數(shù)設備名稱工作狀況規(guī)定操作次數(shù)備注真空斷路器開斷額定短路開斷電流20開斷50%額定短路電流50開斷額疋電流2000空載與百安培小電流5000接地開關關合額定短路電流2開合感應電流1005.1真空斷路器檢修的項目及標準5.1.1真空斷路器三年定期檢修項目及標準

概述：這類檢修是除了滅弧室元件以外的外部零部件的全面檢修，它包括巡回檢查的全部項目。表3-4真空斷路器三年定期檢修項目及標準項目標準備注1.外部連接的螺栓和端子緊固,處理銹蝕及損壞的構架、外殼、元件。應緊固、無松動現(xiàn)象。2.檢查操動機械部分操動機構部分應操作靈活，并對傳動環(huán)節(jié)進行潤滑；檢查螺栓、鎖定片、開口銷和連接銷應完好。3.清掃操作箱內(nèi)部的臟污徹底清理干凈4.檢查操作機構箱內(nèi)緩沖器表面清潔完好5.操作機構潤滑6.檢查加熱器的接線狀況應無發(fā)熱燒損現(xiàn)象7.檢查機構箱門密圭寸墊應無老化現(xiàn)象；右已老化，丁以更換8.緊固機構箱內(nèi)各部位螺栓無松動9.緊固機構箱內(nèi)控制回路及接線端子無松動10.消除應消缺陷11.機械特性試驗12.對斷路器檢查部位全面清掃清理干凈H35kV設備維護和檢修六年定期檢修項目及標準概述：這類檢修是三年定期檢修基礎上更為全面的大修。它包含巡視檢查和六年定期檢修所規(guī)定的所有項目。下表包括真空斷路器、故障檢修指示燈、絕緣支柱、帶電指示器、高壓熔斷器、避雷器、電流互感器、電壓互感器、電磁鎖、母線的六年定期檢修，以及最終的試驗和驗收。表3-535kV設備維護和檢修六年定期檢修項目及標準檢修項目及工藝步驟質(zhì)量標準質(zhì)檢點備注準備工作：開工前做好安全措施，使設備處于停電檢修狀態(tài)，班前會進行作業(yè)前班組的安全技術交底，準備好檢修工作用的工器

具和安全工器具，并對檢修設備進行放電。定期維護檢查設備應清潔衛(wèi)生檢查：用電動吹風或小毛刷等進行清潔衛(wèi)生處理。用麻布，酒精對設備觸