光伏電站運(yùn)維方案

光伏電站運(yùn)維方案并網(wǎng)光伏電站運(yùn)維管理方案-1-并網(wǎng)

光

伏

電

站

運(yùn)

維

管

理

方案目錄1.并網(wǎng)光伏電站的構(gòu)成2.光伏電站日常維護(hù)3.信息化管理系統(tǒng)4.電站運(yùn)維管理并網(wǎng)光伏電站的構(gòu)成一、概述太陽(yáng)能發(fā)電是傳統(tǒng)發(fā)電的有益補(bǔ)充，鑒于其對(duì)環(huán)保與經(jīng)濟(jì)發(fā)展的重要性，各發(fā)達(dá)國(guó)家無(wú)不全力推動(dòng)太陽(yáng)能發(fā)電工作，如今中小規(guī)模的太陽(yáng)能發(fā)電已形成了產(chǎn)業(yè)。太陽(yáng)能發(fā)電有光伏發(fā)電和太陽(yáng)能熱發(fā)電2種方式，其中光伏發(fā)電具有維護(hù)簡(jiǎn)單、功率可大可小等突出優(yōu)點(diǎn),作為中、小型并網(wǎng)電源得到較廣泛應(yīng)用。并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)比離網(wǎng)型光伏發(fā)電系統(tǒng)投資減少25%。將光伏發(fā)電系統(tǒng)以微網(wǎng)的形式接入到大電網(wǎng)并網(wǎng)運(yùn)行，與大電網(wǎng)互為支撐，是提高光伏發(fā)電規(guī)模的重要技術(shù)出路，并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的運(yùn)行也是今后技術(shù)發(fā)展的主要方向，通過(guò)并網(wǎng)能夠擴(kuò)張?zhí)?yáng)能使用的范圍和靈活性。二、特點(diǎn)及必要條件在微網(wǎng)中運(yùn)行，通過(guò)中低壓配電網(wǎng)接入互聯(lián)特/超高壓大電網(wǎng)是并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的重要特點(diǎn)。并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的基本必要條件是逆變器輸出之正弦波電流的頻率和相位與電網(wǎng)電壓的頻率和相位相同。三、系統(tǒng)組成及功能太陽(yáng)能板太陽(yáng)能電池板是太陽(yáng)能發(fā)電系統(tǒng)中的核心部分，太陽(yáng)能電池板的作用是將太陽(yáng)的光能轉(zhuǎn)化為電能后，輸出直流電存入蓄電池中。太陽(yáng)能電池板是太陽(yáng)能發(fā)電系統(tǒng)中最重要的部件一，其轉(zhuǎn)換率和使用壽命是決定太陽(yáng)電池是否具有使用價(jià)值的重要因素。

組件設(shè)計(jì)：按國(guó)際電工委員會(huì)IEC：1215：1993標(biāo)準(zhǔn)要求進(jìn)行設(shè)計(jì)，采用36片或72片多晶硅太陽(yáng)能電池進(jìn)行串聯(lián)以形成12V和24V各種類(lèi)型的組件。該組件可用于各種戶用光伏系統(tǒng)、獨(dú)立光伏電站和并網(wǎng)光伏電站等。原材料特點(diǎn)：電池片：采用高效率（16.5%以上）的單晶硅太陽(yáng)能片封裝，保證太陽(yáng)能電池板發(fā)電功率充足。玻璃：采用低鐵鋼化絨面玻璃(又稱為白玻璃)，厚度3.2mm,在太陽(yáng)電池光譜響應(yīng)的波長(zhǎng)范圍內(nèi)(320-1100nm)透光率達(dá)91%以上，對(duì)于大于1200nm的紅外光有較高的反射率。此玻璃同時(shí)能耐太陽(yáng)紫外光線的輻射，透光率不下降。EVA：采用加有抗紫外劑、抗氧化劑和固化劑的厚度為0.78mm的優(yōu)質(zhì)EVA膜層作為太陽(yáng)電池的密封劑和與玻璃、TPT之間的連接劑。具有較高的透光率和抗老化能力。TPT：太陽(yáng)電池的背面覆蓋物—氟塑料膜為白色，對(duì)陽(yáng)光起反射作用，因此對(duì)組件的效率略有提高，并因其具有較高的紅外發(fā)射率，還可降低組件的工作溫度，也有利于提高組件的效率。當(dāng)然，此氟塑料膜首先具有太陽(yáng)電池封裝材料所要求的耐老化、耐腐蝕、不透氣等基本要求。邊框：所采用的鋁合金邊框具有高強(qiáng)度，抗機(jī)械沖擊能力強(qiáng)。也是太陽(yáng)能發(fā)電系統(tǒng)中價(jià)值最高的部分。其作用是將太陽(yáng)的輻射能力轉(zhuǎn)換為電能，或送往蓄電池中存儲(chǔ)起來(lái)，或推動(dòng)負(fù)載工作。逆變器太陽(yáng)能的直接輸出一般都是12VDC、24VDC、48VDC。為能向220VAC的電器提供電能，需要將太陽(yáng)能發(fā)電系統(tǒng)所發(fā)出的直流電能轉(zhuǎn)換成交流電能，因此需要使用DC-AC逆變器。交流配電柜：其在電站系統(tǒng)的主要作用是對(duì)備用逆變器的切換功能，保證系統(tǒng)的正常供電，同時(shí)還有對(duì)線路電能的計(jì)量。光伏電站日常維護(hù)匯流箱一、介紹匯流箱就是匯集電流的一個(gè)設(shè)備，主要是用在大中型光伏系統(tǒng)中，光伏陣列中組件串?dāng)?shù)量多，輸出多，必須需要一個(gè)設(shè)備把這些輸出集中起來(lái)，使之可以直接連在逆變器上。在太陽(yáng)能光伏發(fā)電系統(tǒng)中，為了減少太陽(yáng)能光伏電池陣列與逆變器之間的連線，科比特科技根據(jù)《SJT11127-1997光伏(PV)發(fā)電系統(tǒng)過(guò)電壓保護(hù)-導(dǎo)則》和《GB/T18479-2001地面用光伏（PV）發(fā)電系統(tǒng)概述和導(dǎo)則》以及光伏系統(tǒng)的特點(diǎn),可以將一定數(shù)量、規(guī)格相同的光伏電池串聯(lián)起來(lái)，組成一個(gè)個(gè)光伏串列，然后再將若干個(gè)光伏串列并聯(lián)接入光伏匯流防雷箱，在光伏防雷匯流箱內(nèi)匯流后，通過(guò)直流斷路器輸出，與光伏逆變器配套使用從而構(gòu)成完整的光伏發(fā)電系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)并網(wǎng)?？赏瑫r(shí)接入多路太陽(yáng)能光伏陣列，每路額定電流可達(dá)10A，最大15A，能滿足不同用戶需求。每路輸入獨(dú)立配有太陽(yáng)能光伏直流高壓防雷電路，具備多級(jí)防雷功能，確保雷擊不影響光伏陣列正常輸出。輸出端配有光伏直流高壓防雷模塊，可耐受最大80kA的雷電流。采用高壓斷路器，直流耐壓值不低于DC1000V，安全可靠。具有雷電記錄功能,方便了解雷電災(zāi)害的侵入情況。具有電流、電壓、電量的實(shí)時(shí)顯示功能，便于觀察工作狀況。防護(hù)等級(jí)達(dá)IP65,滿足室外安裝的使用要求。具有遠(yuǎn)程監(jiān)控功能。匯流箱大概的結(jié)構(gòu)主要有保險(xiǎn)管、防雷器、直流斷路器（隔離刀閘）、正（負(fù)）極接線板、電流傳感器，計(jì)量采樣板、通訊板等。光伏防雷匯流箱里配置了光伏專(zhuān)用直流防雷模塊、直流熔斷器和斷路器等，并設(shè)置了工作狀態(tài)指示燈、雷電計(jì)數(shù)器。為方便用戶及時(shí)準(zhǔn)確的掌握光伏電池的工作情況，配備遠(yuǎn)方通訊監(jiān)測(cè)裝置保證太陽(yáng)能光伏發(fā)電系統(tǒng)發(fā)揮最大功效。匯流箱的主要故障有以下幾點(diǎn)：1.正負(fù)極熔斷器燒損；造成的主要原因是：a.由于熔斷器的額定電流小于接入光伏組串的電流。b.接入?yún)R流箱的電纜正負(fù)極短路或電纜接地。c.熔斷器的質(zhì)量不合格造成的熔斷器燒損。d.光伏組件串接數(shù)量超出設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)范圍。e.光伏組件連接線和接線端子接觸不良。f.MC4頭與組件接觸不良。2.通訊中斷、數(shù)碼液晶管無(wú)顯示；造成的主要原因是:a.通訊線接地、短路或斷路。b.通訊板燒損。c.無(wú)通訊電源。d.24V電源電壓低于20V。e.通訊裝置485串口燒毀。f.通訊裝置故障，通訊裝置無(wú)電源。g.485通訊線接觸不良或接線方式錯(cuò)誤。h.后臺(tái)未關(guān)聯(lián)匯流箱相關(guān)地址或測(cè)點(diǎn)。i.匯流箱站點(diǎn)號(hào)設(shè)置錯(cuò)誤或重復(fù)。j.通訊線屏蔽線接地方式錯(cuò)誤。k.通訊線受干擾（通訊線敷設(shè)時(shí)與強(qiáng)電線路距離過(guò)近，未按相關(guān)敷設(shè)標(biāo)準(zhǔn)敷設(shè))。l.匯流箱波特率和撥碼電阻設(shè)置錯(cuò)誤。m.通訊線距離過(guò)長(zhǎng)，信號(hào)衰減。n.匯流箱未加終端電阻（超出60m）。o.匯流箱設(shè)定路數(shù)超出實(shí)際接線路數(shù)。3.電纜接地或短路4.匯流箱內(nèi)的直流斷路器跳閘等故障匯流箱日常巡檢時(shí)注意事項(xiàng)光伏防雷匯流箱的巡檢應(yīng)做到每月巡視一次，在巡視過(guò)程中必須按照電廠安全規(guī)程的要求，至少由兩人巡視，嚴(yán)禁單人巡視。巡視時(shí)主要檢查匯流箱的外觀，以及柜體固定螺栓是否松動(dòng)；浪涌保護(hù)器（防雷裝置）以及電纜、正負(fù)極接線板有無(wú)異?，F(xiàn)象。在檢查時(shí)還要查看每一支路的電流，檢查接線是否松動(dòng)，接線端子及保險(xiǎn)底座是否變色。在檢查時(shí)還要看匯流箱內(nèi)的母排是否變色；螺栓是否緊固；接地是否良好；柜內(nèi)斷路器有無(wú)脫扣發(fā)熱現(xiàn)象；檢查防火封堵是否合格；檢修斷路器時(shí)必須將相應(yīng)逆變器直流柜內(nèi)的斷路器拉開(kāi)。匯流箱內(nèi)的母排螺栓每年緊固一次。逆變器一、逆變器的作用及意義并網(wǎng)逆變器是光伏電站中重要的電氣設(shè)備，同時(shí)也是光伏發(fā)電系統(tǒng)中的核心設(shè)備。逆變器將光伏陣列產(chǎn)生的直流電（DC）逆變?yōu)槿嗾医涣麟姡ˋC），輸出符合電網(wǎng)要求的電能。逆變器是能量轉(zhuǎn)換的關(guān)鍵設(shè)備，其效率指標(biāo)等電氣性能參數(shù)，將直接影響電站系統(tǒng)發(fā)電量。逆變器滿足以下幾點(diǎn)要求：

1.并網(wǎng)逆變器的功率因數(shù)和電能質(zhì)量應(yīng)滿足電網(wǎng)要求。

2.逆變器的額定功率應(yīng)滿足用于海拔高度的要求，其內(nèi)絕緣等電氣性能滿足要求。逆變器使用太陽(yáng)電池組件最大功率跟蹤技術(shù)（MPPT）。逆變器具有極性反接保護(hù)、短路保護(hù)、孤島效應(yīng)保護(hù)、

過(guò)溫保護(hù)、交流過(guò)流及直流過(guò)流保護(hù)、直流母線過(guò)（低）電壓保護(hù)、電網(wǎng)斷電、電網(wǎng)過(guò)欠壓保護(hù)、電網(wǎng)過(guò)欠頻保護(hù)、光伏陣列及逆變器本身的接地檢測(cè)保護(hù)和低電壓穿越功能等。

5、具有“四遙”功能二、檢查項(xiàng)目1.逆變器通風(fēng)濾網(wǎng)的積灰程度。2.逆變器直流柜內(nèi)各表計(jì)是否正常、斷路器是否脫扣，接線有無(wú)松動(dòng)發(fā)熱及變色現(xiàn)象。3.逆變器通風(fēng)狀況和溫度檢測(cè)裝置是否正常。4.逆變器有無(wú)過(guò)熱現(xiàn)象存在。5.逆變器引線及接線端子有無(wú)松動(dòng)，輸入輸出接線端子有無(wú)破損和變色的痕跡。6.逆變器各部連接是否良好。7.逆變器接地是否良好。8.逆變器室內(nèi)灰塵。9.逆變器風(fēng)機(jī)是否運(yùn)行正常及風(fēng)道通風(fēng)是否良好。10.逆變器各項(xiàng)運(yùn)行參數(shù)設(shè)置是否正確。11.逆變器運(yùn)行指示燈顯示及聲音是否正常。12.逆變器防火封堵是否合格、防鼠板是否安裝到位。13.檢查逆變器防雷器是否動(dòng)作（正常為綠）。14.逆變器運(yùn)行狀態(tài)下參數(shù)是否正常（三相電壓、電流是否平衡）。15.逆變器運(yùn)行模式是否為MPPT模式。光伏板太陽(yáng)能電池板是太陽(yáng)能發(fā)電系統(tǒng)中的核心部分，也是太陽(yáng)能發(fā)電系統(tǒng)中價(jià)值最高的部分。其作用是將太陽(yáng)能轉(zhuǎn)化為電能，或送往蓄電池中存儲(chǔ)起來(lái)，或推動(dòng)負(fù)載工作。太陽(yáng)能電池板的質(zhì)量和成本將直接決定整個(gè)系統(tǒng)的質(zhì)量和成本。太陽(yáng)能電池板主要有晶體硅電池板：多晶硅太陽(yáng)能電池、單晶硅太陽(yáng)能電池和(非晶硅電池板)薄膜太陽(yáng)能電池、有機(jī)太陽(yáng)能電池。光伏板發(fā)電原理介紹太陽(yáng)能電池板定期檢查維護(hù)：定期組織人員對(duì)電站所有的電池板進(jìn)行全方面細(xì)致的檢查，是為了使電池板長(zhǎng)期在良好的工況下運(yùn)行，從而保證電站的發(fā)電量，創(chuàng)造更多的經(jīng)濟(jì)效益。1.檢查電池板有無(wú)破損，要做到及時(shí)發(fā)現(xiàn)，及時(shí)更換。2.檢查電池板連接線和接地線是否接觸良好，有無(wú)脫落現(xiàn)象。3.檢查匯流箱接線處是否有發(fā)熱現(xiàn)象。4.檢查電池板支架、卡扣有無(wú)松動(dòng)和斷裂現(xiàn)象。5.檢查清理電池板周?chē)趽蹼姵匕宓碾s草。6.檢查電池板表面有無(wú)遮蓋物7.檢查電池板表面上的鳥(niǎo)糞，必要時(shí)進(jìn)行清理。9.檢查電池板有無(wú)熱斑，內(nèi)部焊線有無(wú)變色及斷線。8.對(duì)電池板的清潔程度進(jìn)行檢查。9.大風(fēng)天氣應(yīng)對(duì)電池板及支架進(jìn)行重點(diǎn)檢查。10.大雪天應(yīng)對(duì)電池板進(jìn)行及時(shí)清理，避免電池板表面積雪凍冰。11.大雨天應(yīng)檢查所有的防水密封是否良好，有無(wú)漏水現(xiàn)象。12.檢查是否有動(dòng)物進(jìn)入電站對(duì)電池板進(jìn)行破壞。13.冰雹天氣應(yīng)對(duì)電池板表面進(jìn)行重點(diǎn)檢查。14.對(duì)電池板溫度進(jìn)行檢測(cè)，與環(huán)境溫度相比較進(jìn)行分析。15.對(duì)所檢查出來(lái)的問(wèn)題要要及時(shí)進(jìn)行處理，分析、總結(jié)。16.對(duì)每次檢查要做詳細(xì)的記錄，以便于以后的分析。定期巡檢和特殊巡檢：光伏組件每個(gè)季度巡視一次，在巡視過(guò)程中主要檢查MC4頭是否松動(dòng)、U型卡環(huán)是否脫落或松動(dòng)、光伏板有無(wú)熱斑等。并且通過(guò)主控室的后臺(tái)監(jiān)控電腦查看電流是否大體一致，對(duì)于電流小的支路要進(jìn)行全面檢查分析。在遇到大風(fēng)天氣時(shí)要全面巡視（特巡），重點(diǎn)巡視光伏組件有無(wú)掉落損壞、U型卡環(huán)是否脫落或松動(dòng)。光伏板連接處的MC4頭連接是否良好無(wú)松動(dòng)脫落現(xiàn)象。17.組件接線盒有無(wú)鼓包、二極管接觸是否良好、有無(wú)發(fā)熱變色。18.各光伏組串連接的MC4頭是否連接緊固無(wú)松動(dòng)。19.做分析總結(jié)記錄并歸檔。組合式箱變1.2變壓器器身與油箱配合緊密，且有固定裝置。高、低壓引線全部采用軟連接，分接引線與無(wú)載分接開(kāi)關(guān)之間采用冷壓焊接并用螺栓緊固，所有連接（包括線圈與后備熔斷器、插入式熔斷器、負(fù)荷開(kāi)關(guān)等）都采用冷壓焊接，緊固部分帶有自鎖防松措施。為全密封免維護(hù)產(chǎn)品，結(jié)構(gòu)緊湊，可靠保護(hù)人身安全。柜體采用目字形排列，分為高壓側(cè)負(fù)荷開(kāi)關(guān)室（高壓間隔）、變壓器間隔、低壓側(cè)配電室（低壓間隔）。1.3本廠變壓器型式采用三相銅芯雙分裂繞組無(wú)勵(lì)磁調(diào)壓油浸變壓器。其設(shè)備的附屬設(shè)備所帶功能如下所列：1.3.1變壓器帶有缺相保護(hù)功能，在變壓器缺相運(yùn)行時(shí)跳低壓斷路器。1.3.2變壓器帶溫度表（該表由制造廠裝設(shè)在變壓器低壓柜上）。所有溫度表都具有超溫跳閘和超溫報(bào)警接點(diǎn)輸出,包含3對(duì)無(wú)源獨(dú)立干接點(diǎn)（接點(diǎn)輸出信號(hào)可任意定義），可分別用于遠(yuǎn)方和就地，干接點(diǎn)容量為AC220V、5A。1.3.3變壓器的本體信號(hào)包含1對(duì)無(wú)源獨(dú)立干接點(diǎn)，可分別用于遠(yuǎn)方和就地，干接點(diǎn)容量為AC220V,5A。1.3.4變壓器內(nèi)所有對(duì)外接口接點(diǎn)均引至端子排上，并預(yù)留一定數(shù)量端子，接引到端子的接點(diǎn)包括：變壓器超溫報(bào)警、超溫跳閘、低壓斷路器信號(hào)、箱變火災(zāi)報(bào)警信號(hào)、高低壓門(mén)狀態(tài)信號(hào)等。1.3.5變壓器裝設(shè)一只油面溫度測(cè)溫裝置，以監(jiān)測(cè)變壓器油面溫度，和溫度表接口采用4~20mA。1.3.6變壓器油位指示采用就地直讀式。1.3.7變壓器絕緣油選用#45變壓器油，滿足下列要求：凝點(diǎn)：-45℃閃電（閉口）不低于：140℃擊穿電壓不小于：60kV介質(zhì)損耗因數(shù)（90℃）不大于：0.5%水分：<15ppm變壓器油密度：0.9kg/l其余參數(shù)按照國(guó)標(biāo)執(zhí)行。1.3.8變壓器承受短路的能力：變壓器可以承受低壓側(cè)出口三相短路，高壓側(cè)母線為無(wú)窮大電源供給的短路電流。變壓器在各分接頭位置時(shí)，可以承受線端突發(fā)短路的動(dòng)、熱穩(wěn)定電流的沖擊。1.3.9事故過(guò)負(fù)荷能力滿足GB/T15164《油浸式變壓器負(fù)載導(dǎo)則》和

DL/T572《電力變壓器運(yùn)行規(guī)程》的要求。1.3.10變壓器允許短時(shí)間過(guò)載能力應(yīng)滿足相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)要求(正常壽命，過(guò)載前已帶滿負(fù)荷、環(huán)境溫度40℃)。2本廠組合箱式變壓器主要設(shè)備功能如下：2.1高壓側(cè)負(fù)荷開(kāi)關(guān)二工位油浸式負(fù)荷開(kāi)關(guān)，負(fù)荷開(kāi)關(guān)為二位置結(jié)構(gòu)，以變壓器油為絕緣和滅弧介質(zhì)，彈簧儲(chǔ)能、三相聯(lián)動(dòng)，高壓側(cè)負(fù)荷開(kāi)關(guān)需上傳位置信號(hào)，廠家應(yīng)將信號(hào)接至箱變外傳信號(hào)端子排上。2.2插入式熔斷器2.2.1熔斷器的電流強(qiáng)度是按變壓器突然投入時(shí)的勵(lì)磁涌流不損傷熔斷器考慮，變壓器的勵(lì)磁涌流通過(guò)熔斷器產(chǎn)生的熱效應(yīng)可按10~20）倍的變壓器滿載電流持續(xù)0.1s計(jì)算。2.2.2高壓室在線路不停電情況下，通過(guò)低壓斷路器切除發(fā)電電源后，可以開(kāi)斷負(fù)荷開(kāi)關(guān)，再操作變壓器分接開(kāi)關(guān)。2.2.3熔斷器在低壓斷路器前端發(fā)生三相或單相短路時(shí)可靠動(dòng)作,在低壓斷路器下口至逆變器輸出電纜終端范圍內(nèi)發(fā)生三相或單相短路時(shí)與箱變低壓側(cè)斷路器及升壓站內(nèi)的35kV真空斷路器正確配合、可靠動(dòng)作。2.3避雷器：2.3.1箱變高壓側(cè)設(shè)有避雷器，避雷器為氧化鋅無(wú)間隙型。避雷器可靠密封以便和外界的潮氣以及氧氣隔絕。內(nèi)部部件的結(jié)構(gòu)使內(nèi)部電暈減少到最小，并保證減少和復(fù)合絕緣裝置外部污物的導(dǎo)電層發(fā)生電容耦合。2.3.3避雷器可以承受在運(yùn)行中產(chǎn)生的應(yīng)力，并且不會(huì)導(dǎo)致?lián)p壞或過(guò)熱擊穿。2.3.4避雷器裝有放電計(jì)數(shù)器。2.3.5避雷器可在額定電壓下承受20次動(dòng)作負(fù)載試驗(yàn)。幅值為避雷器的標(biāo)稱放電電流。2.435kV側(cè)高壓接線端子充分考慮到三芯電纜的出線,電纜接于旁邊電纜分支箱為方便多臺(tái)箱變高壓側(cè)出線組合成一回集電線路時(shí)的電纜連接。同時(shí)避免因單臺(tái)變壓器的檢修及定檢工作，而造成一整條光伏進(jìn)線停電的趨勢(shì)從來(lái)提高發(fā)電效率。2.5帶電指示器：高壓室內(nèi)配帶電指示器，以指示高壓室內(nèi)是否帶電，并控制高壓室內(nèi)門(mén)上的電磁鎖，以確保高壓室?guī)щ姇r(shí)內(nèi)門(mén)無(wú)法打開(kāi)。2.6低壓側(cè)元件主斷路器該元件為耐低溫高原型抽出式斷路器，其技術(shù)特性應(yīng)符合GB要求。（1）額定電壓：270V（2）額定耐受電壓：1000V（3）額定電流：1600A（4）額定短時(shí)耐受電流及時(shí)間：50kA，1s（5）低壓斷路器可實(shí)現(xiàn)速斷、單相接地等保護(hù)功能。（6）低壓斷路器分合狀態(tài)應(yīng)有信號(hào)上傳。（7）低壓斷路器脫扣線圈預(yù)留3個(gè)控制接點(diǎn)。（8）低壓斷路器具有遠(yuǎn)方操作功能。（9）最低允許工作溫度－40℃。低壓斷路器具備就地和遠(yuǎn)方控制功能。留有遠(yuǎn)方控制接口；設(shè)有就地/遠(yuǎn)方轉(zhuǎn)換開(kāi)關(guān)，開(kāi)關(guān)能提供就地/遠(yuǎn)方位置輸出接點(diǎn)，接點(diǎn)為無(wú)源干接點(diǎn)，容量為AC220V，5A；留有提供給遠(yuǎn)方的位置信號(hào)、故障告警（通過(guò)具有保護(hù)功能的智能電子脫扣器）信號(hào)及其他用于反映開(kāi)關(guān)狀態(tài)的信號(hào)等無(wú)源干接點(diǎn)，容量為AC220V，5A；低壓斷路器的全部位置接點(diǎn)均引至二次端子排上，至少4開(kāi)4閉，容量AC220V，5A。低壓斷路器具備就地防跳功能。以上接點(diǎn)和設(shè)備的內(nèi)容和數(shù)量滿足工程要求，并在端子排留有合閘跳閘指令輸入接口。注：詳情參見(jiàn)江蘇輝能電氣廠家說(shuō)明書(shū)2HNW2系列萬(wàn)能式斷路器（PT400-H2M/2H數(shù)碼管顯示控制器）。2.7箱變輔助電源系統(tǒng)：（1）低壓側(cè)配置一臺(tái)變比為0.27/0.38kV干式三相變壓器、容量為3kVA；輔助變壓器用于給低壓側(cè)配電箱供電，變壓器電源側(cè)開(kāi)關(guān)采用分?jǐn)嗄芰Σ恍∮?5KA的塑殼斷路器；

（2）低壓側(cè)配置一個(gè)小型配電箱，一個(gè)內(nèi)置4只220V微型斷路器（63In=6A2只，63In=10A2只），2只插座（1只三相），并預(yù)留擴(kuò)展空間。箱變檢修、照明、加熱電源由此引出。2.8低壓側(cè)每分支設(shè)置電流互感器用來(lái)提供二次電流給電流表計(jì)和后臺(tái)，便于隨時(shí)監(jiān)控箱變運(yùn)行工況。2.9箱變低壓側(cè)每分支設(shè)三只電流表和三只電壓表。2.10低壓側(cè)加裝浪涌保護(hù)器。2.11智能監(jiān)控單元：A每臺(tái)箱變的低壓開(kāi)關(guān)柜內(nèi)設(shè)置一臺(tái)箱變智能監(jiān)測(cè)裝置，以便采集箱變內(nèi)的各種電氣量參數(shù)和非電氣量參數(shù)，通過(guò)RCS-

9794裝置上傳后臺(tái)以滿足綜合自動(dòng)化系統(tǒng)的“四遙”功能要求。

2.12主要功能特點(diǎn)：a.裝置具有遙信開(kāi)入；b.裝置具有繼電器輸出（標(biāo)配），最多可擴(kuò)展為6路；c.裝置具有直流量輸入，其中一路熱電阻，另一路可固定為4~20mA輸入，可以采集變壓器油溫及箱變內(nèi)環(huán)境溫度；d.具有交流采樣功能，可測(cè)量I、U、P、Q、F、COSφ、有功電度、無(wú)功電度等遙測(cè)量；e.裝置可直接采集干式變220V單相電壓；f.裝置具有非電量保護(hù)功能，包括：變壓器油位、油溫等；g.裝置可以采集熔斷器熔斷、箱變門(mén)打開(kāi)等信號(hào)；h.裝置可采集如下開(kāi)關(guān)狀態(tài)：35kV負(fù)荷開(kāi)關(guān)位置信號(hào)；低壓斷路器位置信號(hào)；低壓斷路器位置信號(hào)；小空開(kāi)位置信號(hào)；i.遙控功能：對(duì)有電操控功能的開(kāi)關(guān)實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)程控分和控合。j.裝置具有完善的事件報(bào)告處理功能和操作記錄功能。k.裝置具備通信功能，裝置通訊規(guī)約采用標(biāo)準(zhǔn)的IEC103/104規(guī)約，可方便地與各廠家的綜自系統(tǒng)接入；l.裝置提供一路RS485通訊，并可完成規(guī)約轉(zhuǎn)換，具備接入其它智能裝置的條件；m.裝置符合在-40℃～+70℃的環(huán)境溫度下正常工作的要求，滿足現(xiàn)場(chǎng)的特殊環(huán)境；3.變壓器并列運(yùn)行的條件3.1.接線組別相同，相位相同；3.2.電壓變比相等；3.3.短路電壓差不大于10%；3.4.容量比不超過(guò)3:1。4每15天應(yīng)對(duì)變壓器巡視一次，其巡視內(nèi)容如下：4.1檢查變壓器本體清潔無(wú)損壞，現(xiàn)場(chǎng)清潔無(wú)雜物。4.2檢查變壓器門(mén)鎖是否完好，變壓器門(mén)是否嚴(yán)密。4.3檢查變壓器油位是否正常。4.5檢查無(wú)載調(diào)壓分接開(kāi)關(guān)是否在適當(dāng)位置4.6檢查箱式變壓器壓力釋放閥是否完好，并查看壓力表是否完好。4.7檢查箱式變壓器壓力表中壓力是否在正常范圍內(nèi)，若壓力過(guò)高，則需排壓。4.8檢查箱式變壓器油溫是否正常，能否與后臺(tái)相對(duì)應(yīng)。4.9檢查箱式變壓器主、輔設(shè)備是否漏油、滲油。4.10檢查箱式變壓器測(cè)控裝置是否運(yùn)行正常。4.11檢查變壓器外殼接地連接是否完整良好。4.12檢查箱式變壓器低壓側(cè)母排有無(wú)松松發(fā)熱變色現(xiàn)象。4.13檢查箱式變壓器低壓側(cè)三個(gè)電壓表計(jì)位置是否在同一位置以確認(rèn)三相電壓是否平衡，并旋轉(zhuǎn)切換開(kāi)關(guān)查看表計(jì)是否正常。4.14檢查箱式變壓器低壓側(cè)三個(gè)電流表計(jì)位置是否在同一位置以確認(rèn)三相電流是否平衡。4.15檢查箱式變壓器低壓側(cè)二次回路電源空開(kāi)是否正常。4.16檢查箱式變壓器室內(nèi)有無(wú)積水、凝露。4.17檢查二次回路保險(xiǎn)有無(wú)燒毀現(xiàn)象。4.18檢查高壓電纜頭有無(wú)破損、松動(dòng)現(xiàn)象。4.19檢查高壓套管有無(wú)破損油污現(xiàn)象。4.20檢查箱式變壓器聲音是否異常。4.21檢查煙霧報(bào)警器是否正常。4.22檢查箱式變壓器避雷器放電計(jì)數(shù)器是否正常。4.23檢查箱式變壓器高壓側(cè)帶電顯示器是否正常。4.24檢查二次回路接線是否松動(dòng)、掉落現(xiàn)象。4.25檢查箱式變壓器低壓側(cè)斷路器智能控制器是否正常，其定值是否正確（長(zhǎng)延時(shí)動(dòng)作電流1600A動(dòng)作時(shí)間60s；短延時(shí)動(dòng)作電流4800A動(dòng)作時(shí)間0.1s;速斷動(dòng)作電流8000A）4.26檢查電流互感器是否破裂。4.27檢查行程開(kāi)關(guān)是否正常。4.28檢查高壓電纜有無(wú)放電現(xiàn)象。4.29檢查高壓電纜接地線是否牢固可靠。4.30檢查箱式變壓器低壓側(cè)斷路器分、合閘指示燈與實(shí)際位置是否一致。4.31檢查箱式變壓器低壓斷路器是否正常分合。4.32檢查箱式變壓器儲(chǔ)能指示是否正常。4.33檢查箱式變壓器浪涌保護(hù)器是否動(dòng)作。5檢修周期1）大修周期a)變壓器安裝運(yùn)行五年應(yīng)吊芯進(jìn)行大修，以后每隔十年大修一次。b)根據(jù)歷年試驗(yàn)數(shù)據(jù)的色譜分析無(wú)顯變化時(shí)可根據(jù)狀態(tài)檢修條例由廠總工或廠專(zhuān)業(yè)會(huì)議確定吊罩大修檢查的期限。c)運(yùn)行中的變壓器發(fā)現(xiàn)異常情況，或預(yù)防性試驗(yàn)判明內(nèi)部有故障時(shí)應(yīng)及時(shí)進(jìn)行大修。2）小修周期a)臺(tái)式變壓器小修每年1次～2次。b)運(yùn)行中發(fā)現(xiàn)缺陷時(shí)，可計(jì)劃外停電檢修。5.3檢修項(xiàng)目1)大修項(xiàng)目a)拆卸各附件吊芯或吊罩。b)繞組、引線及絕緣瓷瓶裝置的檢修。c)散熱片、閥門(mén)及管道等附屬設(shè)備的清掃檢修。d)必要時(shí)變壓器的干燥處理。e)全部密封墊的更換和組件試漏。f)絕緣瓷瓶清掃檢查。g)變壓器的油處理。h)進(jìn)行規(guī)定的測(cè)量及預(yù)防性試驗(yàn)。i)消缺工作。2)小修項(xiàng)目a)檢查并消除已發(fā)現(xiàn)的缺陷。b)清掃套管并檢查套管有無(wú)破損和放電痕跡，引出線接頭是否有過(guò)熱變色現(xiàn)象。c)檢查油位計(jì)，必要時(shí)變壓器本體加油。d)檢查各部密封膠墊，處理滲漏油。e)檢查冷卻裝置有無(wú)滲漏油現(xiàn)象。。f)清除壓力釋放閥閥蓋內(nèi)的灰塵等雜物。h)油箱及附件的清掃、檢修，必要時(shí)進(jìn)行補(bǔ)漆。i)按規(guī)定要求進(jìn)行測(cè)量和試驗(yàn)。5.4檢修工藝1)檢修前準(zhǔn)備a）了解變壓器在運(yùn)行中所發(fā)現(xiàn)的缺陷和異常（事故）情況，出口短路的次數(shù)和情況。b）變壓器上次大修的技術(shù)資料和技術(shù)檔案。c）了解變壓器的運(yùn)行狀況（負(fù)荷、溫度、有載分接開(kāi)關(guān)的切次數(shù)和其他附屬裝置的運(yùn)行情況）。d）查閱變壓器的原試驗(yàn)記錄（包括油的簡(jiǎn)化分析和色譜），了解變壓器的絕緣狀況。e）查明漏油部位（并作出標(biāo)記）及外部缺陷。f）進(jìn)行大修前的本體和油的分析試驗(yàn)，確定檢修時(shí)的附加項(xiàng)目（如干燥、油處理等）。5.5質(zhì)量要求1)器身檢修a)應(yīng)全面檢查器身的完整性，有無(wú)缺陷存在（如過(guò)熱、弧痕、松動(dòng)、線圈變形、開(kāi)關(guān)接點(diǎn)變色等）。對(duì)異常情況要查找原因并進(jìn)行檢修處理，同時(shí)要作好記錄。b)器身暴露在空氣中的時(shí)間（從開(kāi)始抽油至開(kāi)始注油止，放完油的時(shí)間越短越好）相對(duì)濕度≤65%—16小時(shí)，相對(duì)濕度≤75%—12小時(shí)，當(dāng)器身溫度低于周?chē)鷼鉁貢r(shí)，宜將變壓器加熱，一般高出10℃。c)器身檢查時(shí)，場(chǎng)地周?chē)鷳?yīng)清潔，并應(yīng)有防塵措施。d)檢查工作應(yīng)由專(zhuān)人進(jìn)行，不得攜帶與工作無(wú)關(guān)的物件，應(yīng)著專(zhuān)用工作服和軟底鞋，戴清潔手套（防汗），禁止用手接觸線圈與絕緣物，寒冷天氣應(yīng)戴口罩。e)油箱底應(yīng)保持潔凈無(wú)雜質(zhì)。4.2.6變壓器大修后的交接驗(yàn)收序號(hào)項(xiàng)目周期標(biāo)準(zhǔn)要求說(shuō)明1油中溶解氣體色譜分析1)220kV及以上的所有變壓器在投運(yùn)后4天.容量120MVA及以上的主變壓器在投運(yùn)后10天.330kV及以上的電抗器在投運(yùn)后的30天.2)運(yùn)行中a)330kV及以上變壓器和電抗器為3個(gè)月

b)220kV變壓為6

個(gè)月c)120MVA及以上的發(fā)電廠主變壓器為6個(gè)月d)其余8MVA及以上的變壓器為1

年e)8MVA以下的油浸式變壓器自行規(guī)定3)大修后4)必要時(shí)1)運(yùn)行設(shè)備的油中H2與烴類(lèi)氣體含量(體積分?jǐn)?shù))超過(guò)下列任何一項(xiàng)值時(shí)應(yīng)引起注意總烴含量大于150×10-6H2含量大于150×10-6C2H2含量大于5×10-6(500kV變壓器為1×10-6)2)烴類(lèi)氣體總和的產(chǎn)氣速率0.25ml/h(開(kāi)放式)和0.5ml/h(密封式)，或相對(duì)產(chǎn)氣速率大于10%/月則認(rèn)為設(shè)備有異常1)總烴包括CH4、C2H6

、C2H4和C2H2四氣

體2)溶解氣體組分含量有增長(zhǎng)趨勢(shì)時(shí)，可結(jié)合產(chǎn)氣速率判斷，必要時(shí)縮短周期進(jìn)行追蹤分析3)總烴含量低的設(shè)備不宜采用相對(duì)產(chǎn)氣速率進(jìn)行判斷4)新投運(yùn)的變壓器應(yīng)有投運(yùn)前的測(cè)試數(shù)據(jù)5)測(cè)試周期中1)項(xiàng)的規(guī)定適用于大修后的變壓器2繞組直

流電阻1)1～3年或自行規(guī)定2)無(wú)勵(lì)磁調(diào)壓變壓器變換分接位置后3)有載調(diào)壓變壓器

的分接開(kāi)關(guān)檢修后(在所有分接側(cè))4)大修后5)必要時(shí)1)1.6MVA以上變壓器，各相繞組電阻相互間的差別不應(yīng)大于三相平均值的2%，無(wú)中性點(diǎn)引出的繞組，線間差別不應(yīng)大于三相平均1%2)1.6MVA及以下的變壓器，相間差別一般不大于三相平均值的4%，線間差別一般不大于三相平均值的2%3)與以前相同部位測(cè)得值比較，其變化不應(yīng)大于2%4)電抗器參照?qǐng)?zhí)行如電阻相間差在出廠時(shí)超過(guò)規(guī)定，制造廠已說(shuō)明了這種偏差的原因，按要求中3)項(xiàng)執(zhí)行2)不同溫度下的電阻值按下R2=R1(T+t2)(T+t1)）式中R1、R2分別為在溫度t1、t2時(shí)的電阻值.T為計(jì)算用常數(shù)

變壓器在大修竣工后，應(yīng)及時(shí)清理現(xiàn)場(chǎng)、整理記錄、資料、圖紙、清退材料，進(jìn)行核算提交竣工、驗(yàn)收?qǐng)?bào)告，并提請(qǐng)有關(guān)部門(mén)組織有關(guān)單位、維修部門(mén)、高壓試驗(yàn)、油樣化驗(yàn)、繼保、運(yùn)行、計(jì)量等單位進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)驗(yàn)收工作。附表變壓器試驗(yàn)項(xiàng)目、周期和要求3繞組絕緣電阻

、吸收比或(

和)極化指數(shù)1)1～3年或自行規(guī)定2)大修后3)必要時(shí)1)絕緣電阻換算至同一溫度下，與前一次測(cè)試結(jié)果相比應(yīng)無(wú)明顯變化2)吸收比(10～30℃范圍)不低于1.3或極化指數(shù)不低于1.51)采用2500V或5000V兆歐表2)測(cè)量前被試?yán)@組應(yīng)充放電3)測(cè)量溫度以頂層油溫為準(zhǔn)，盡量使每次測(cè)量溫度相4)盡量在油溫低于50℃時(shí)測(cè)量，不同溫度下的絕緣電阻值一般可按下式換A=1.5K/10校正到20℃時(shí)的絕緣電阻值當(dāng)實(shí)測(cè)溫度為20℃以下時(shí)R20=Rt/A式中R20——校正到20℃時(shí)的絕緣電阻值(MΩ).Rt—在測(cè)量溫度下的絕緣電阻值(MΩ).式中R1、R2分別為溫度t1、t2時(shí)的絕緣電阻值5)吸收比和極化指數(shù)不進(jìn)行溫度換算0℃時(shí)測(cè)量，不同溫度下的絕緣電阻值一般可按下式換算A=1.5K/10校正到20℃時(shí)的絕緣電阻值可用下述公式計(jì)算當(dāng)實(shí)測(cè)溫度為20℃以上時(shí)R20=ARt當(dāng)實(shí)測(cè)溫度為20℃以下時(shí)R20=Rt/A式中R20—校正到20℃時(shí)的絕緣電阻值(M

Ω).Rt—在測(cè)量溫度下的絕緣電阻值(MΩ).式中R1、R2分別為溫度t1、t2時(shí)的絕緣電阻值5)吸收比和極化指數(shù)不進(jìn)行溫度換算4繞組的

tgδ1)1～3年

或自行規(guī)定

2)大修后

3)必要時(shí)1)20℃時(shí)tgδ不大于下列數(shù)值330～500kV0.6%66～220kV0.8%35kV及以下1.5%

2)tgδ值與歷年的數(shù)值比較不應(yīng)有顯著變化(一般不大于30%)3)試驗(yàn)電壓如下非被試?yán)@組應(yīng)接

地或屏蔽2)同一變壓器各繞組tgδ的要求值相同3)測(cè)量溫度以頂層油溫為準(zhǔn)，盡量使每次測(cè)量的溫度相近4)盡量在油溫低于50℃時(shí)測(cè)量，不同溫度下的tgδ值一般可按下式換A=1.3K/10

（K為溫度差）校正到20℃時(shí)的介質(zhì)損耗角正切值可用下述公式計(jì)算當(dāng)測(cè)量溫度在20℃以上時(shí)，tanδ

20=tanδt/A當(dāng)測(cè)量溫度在20℃以下時(shí):2）tanδ20=Atanδt式中tanδ20—校正到20℃時(shí)的介質(zhì)損耗角正切值.tanδt-在測(cè)量溫度下的介質(zhì)損耗角正切值.式中tgδ1、tgδ2分別為溫度t1、t2時(shí)的tgδ值繞組電壓10kV及以上10kV繞組電壓10kV以下U5電容型套管的tgδ電容值

1)1～3年

或自行規(guī)

定2)大修后

3)必要時(shí)套管主絕緣類(lèi)型tgδ（%）最大值1)用正接法測(cè)量

2)測(cè)量時(shí)記錄環(huán)境溫度及變壓器(電抗器)頂層油溫電容式油浸紙0.7（500kV套管0.5)①膠浸紙0.7②膠粘紙1.0(66kV及以下電壓等級(jí)管15）①②澆鑄樹(shù)脂15氣體15有機(jī)復(fù)合

絕緣③0.77交流耐壓試驗(yàn)1)1～5年(10

kV及以下)2)大修后(66kV及以下)3)更換繞組后4)必要時(shí)1)油浸變壓器(電抗器)試驗(yàn)電壓值按表6(定期試驗(yàn)按部分更換繞組電壓值)2)干式變壓器全部更換繞組時(shí)，按出廠試驗(yàn)電壓值.部分更換繞組和定期試驗(yàn)時(shí)，按出廠試驗(yàn)電壓值的0.85倍1)可采用倍頻感應(yīng)或操作波感應(yīng)法

2)66kV及以下全絕緣變壓器，現(xiàn)場(chǎng)條件不具備時(shí)，可只進(jìn)行外施工頻耐壓試驗(yàn)3)電抗器進(jìn)行外施工頻耐壓試驗(yàn)8鐵芯(有外引接地線的)絕緣電阻1)1～3年或自行規(guī)定2)大修后3)必要時(shí)1)與以前測(cè)試結(jié)果相比無(wú)顯著差別2)運(yùn)行中鐵芯接地電流一般不大于0.1A1)采用2500V兆歐表(對(duì)運(yùn)行年久的變壓器可用1000V兆歐表)2)夾件引出接地的可單獨(dú)對(duì)夾件進(jìn)行測(cè)量9穿心螺栓、鐵軛夾件、綁扎鋼帶、鐵芯、線圈壓環(huán)及屏蔽等的絕緣電阻1)大修后2)必要時(shí)220kV及以上者絕緣電阻一般不低于500MΩ，其它自行規(guī)定1)采用2500V兆歐表(對(duì)運(yùn)行年久的變壓器可用1000V兆歐表)2)連接片不能拆開(kāi)者可不進(jìn)行12繞組泄漏電流1)1～3年或自行規(guī)定2)必要時(shí)1)試驗(yàn)電壓一般如下讀取1min時(shí)的泄漏電流值繞組額定電壓

kV36～1

020

～

3566

～3

30500直流試驗(yàn)電壓

kV5102040602)與前一次測(cè)試結(jié)果相比應(yīng)無(wú)明顯變化13繞組所有分接的電壓比1)分接開(kāi)

關(guān)引線拆裝后2)更換繞組后3)必要時(shí)1)各相應(yīng)接頭的電壓比與銘牌值相比，不應(yīng)有顯著差別，且符合規(guī)律2)電壓35kV以下，電壓比小于3的變壓器電壓比允許偏差為±1%.其它所有變壓器額定分接電壓比允許偏差為±0.5%，其它分接的電壓比應(yīng)在變壓器阻抗電壓值(%)的1/10以內(nèi)，但不得超過(guò)±1%14校核三相變器的組別或單相變壓器極性更換繞組后必須與變壓器銘牌和頂蓋上的端子標(biāo)志相一致15無(wú)載調(diào)壓裝置的試驗(yàn)和檢查1.檢查動(dòng)作順序動(dòng)作角度2.操作試驗(yàn)變壓器帶電時(shí)手動(dòng)操作、電動(dòng)操作、遠(yuǎn)方操作各2個(gè)循環(huán)3.檢查和切換測(cè)試a)測(cè)量過(guò)渡電阻的阻值b測(cè)量切換時(shí)間c)檢查插入觸頭、動(dòng)靜觸頭的接觸情況電氣回路的連接情況4.檢查操作箱5.切換開(kāi)關(guān)室絕緣油試驗(yàn)6.二次回路絕緣試驗(yàn)1)1年或按制造廠要求

2)大修后

3)必要時(shí)范圍開(kāi)關(guān)、選擇開(kāi)關(guān)、切換開(kāi)

關(guān)的動(dòng)作順序應(yīng)符合制造廠的技術(shù)要求，其動(dòng)作角度應(yīng)與出廠試驗(yàn)記錄相符2.手動(dòng)操作應(yīng)輕松，必要時(shí)用力矩表測(cè)量，其值不超過(guò)制造廠的規(guī)定，電動(dòng)操作應(yīng)無(wú)卡澀，沒(méi)有連動(dòng)現(xiàn)象，電氣和機(jī)械限位動(dòng)作正常3.a與出廠值相符b三相同步的偏差、切換時(shí)間的數(shù)值及正反向切換時(shí)間的偏差均與制造廠的技術(shù)要求相符c動(dòng)、靜觸頭平整光滑，觸頭燒損厚度不超過(guò)制造廠的規(guī)定值，回路連接良好4.接觸器、電動(dòng)機(jī)、傳動(dòng)齒輪、輔助接點(diǎn)、位置指示器、計(jì)數(shù)器等工作正常

5.符合制造廠的技術(shù)要求，擊穿電壓一般不低于25kV6.絕緣電阻一般不低于1MΩ16測(cè)溫裝置及其

二次回路試驗(yàn)1)1～3年

2)大修后

3)必要時(shí)密封良好，指示正確，測(cè)溫電阻值應(yīng)和出廠值相符絕緣電阻一般不低于1MΩ測(cè)量絕緣電阻采用2500V兆歐表35KV高壓開(kāi)關(guān)柜高壓開(kāi)關(guān)柜概述基本概念1.開(kāi)關(guān)柜（又稱成套開(kāi)關(guān)或成套配電裝置）:它是以斷路器為主的電氣設(shè)備；是指生產(chǎn)廠家根據(jù)電氣一次主接線圖的要求，將有關(guān)的高低壓電器（包括控制電器、保護(hù)電器、測(cè)量電器）以及母線、載流導(dǎo)體、絕緣子等裝配在封閉的或敞開(kāi)的金屬柜體內(nèi)，作為電力系統(tǒng)中接受和分配電能的裝置。2.高壓開(kāi)關(guān)設(shè)備：主要用于發(fā)電、輸電、配電和電能轉(zhuǎn)換的高壓開(kāi)關(guān)以及和控制、測(cè)量、保護(hù)裝置、電氣聯(lián)結(jié)（母線）、外殼、支持件等組成的總稱。3.開(kāi)關(guān)柜防護(hù)要求中的“五防”：防止誤分誤合斷路器、防止帶電分合隔離開(kāi)關(guān)、防止帶電合接地刀閘、防止帶接地刀閘分合斷路器、防止誤入帶電間隔。4.母排位置相序?qū)?yīng)關(guān)系：

表1-1相別漆色母線安裝相互位置垂直水平引下線A相黃上遠(yuǎn)左B相綠中中中C相紅下近右5.防護(hù)等級(jí):外殼、隔板及其他部分防止人體接近帶電部分和觸及運(yùn)動(dòng)部件以及防止外部物體侵入內(nèi)部設(shè)備的保護(hù)程度。表1-2防護(hù)等級(jí)簡(jiǎn)定義IP1X防止直徑大于50mm的物體1.防止直徑大于50mm的固體進(jìn)入殼內(nèi)。2.防止人體某一大面積部分（如手）意外觸及殼內(nèi)帶電部分或運(yùn)動(dòng)部件。IP2X防止直徑大于12.5mm的物體1.防止直徑大于12.5mm的固體進(jìn)入殼內(nèi)。2.防止手觸及殼內(nèi)帶電部分或運(yùn)動(dòng)部件。IP3X防止直徑大于2.5mm的物體1.防止直徑大于2.5mm的固體進(jìn)入殼內(nèi)。2.防止厚度(直徑)大于2.5mm工具或金屬線觸及柜內(nèi)帶電部分或運(yùn)動(dòng)部件。IP4X防止直徑大于1mm的物體1.防止直徑大于1mm的固體進(jìn)入殼內(nèi)。2.防止厚度(直徑)大于1mm工具或金屬線觸及柜內(nèi)帶電部分或運(yùn)動(dòng)部件。IP5X防塵1.能防止灰塵進(jìn)入達(dá)到影響產(chǎn)品的程度。2.完全防止觸及柜內(nèi)帶電部分或運(yùn)動(dòng)部件。IP6X塵密1.完全防止灰塵進(jìn)入殼內(nèi)。

2.完全防止觸及柜內(nèi)帶電部分或運(yùn)動(dòng)部件。二、開(kāi)關(guān)柜的主要特點(diǎn)：1.有一、二次方案,這是開(kāi)關(guān)柜具體的功能標(biāo)志,包括電能匯集、分配、計(jì)量和保護(hù)功能電氣線路。一個(gè)開(kāi)關(guān)柜有一個(gè)確定的主回路(一次回路)方案和一個(gè)輔助回路(二次回路)方案，當(dāng)一個(gè)開(kāi)關(guān)柜的主方案不能實(shí)現(xiàn)時(shí)可以用幾個(gè)單元方案來(lái)組合而成。2.開(kāi)關(guān)柜具有一定的操作程序及機(jī)械或電氣聯(lián)鎖機(jī)構(gòu)，實(shí)踐證明:無(wú)“五防”功能或“五防功能不全”是造成電力事故的主要原因。3.具有接地的金屬外殼，其外殼有支承和防護(hù)作用.因此要求它應(yīng)具有足夠的機(jī)械強(qiáng)度和剛度，保證裝置的穩(wěn)固性,當(dāng)柜內(nèi)產(chǎn)生故障時(shí),不會(huì)出現(xiàn)變形,折斷等外部效應(yīng)。同時(shí)也可以防止人體接近帶電部分和觸及運(yùn)動(dòng)部件，防止外界因素對(duì)內(nèi)部設(shè)施的影響;以及防止設(shè)備受到意外的沖擊。4.具有抑制內(nèi)部故障的功能，“內(nèi)部故障”是指開(kāi)關(guān)柜內(nèi)部電弧短路引起的故障，一旦發(fā)生內(nèi)部故障要求把電弧故障限制在隔室以內(nèi)。三﹑高壓開(kāi)關(guān)柜正常使用條件：

1.環(huán)境溫度:周?chē)諝鉁囟炔怀^(guò)40℃(上限)，一般地區(qū)為-5℃(下限)，嚴(yán)寒地區(qū)可以為-15℃。環(huán)境溫度過(guò)高,金屬的導(dǎo)電率會(huì)減低,電阻增加,表面氧化作用加劇;另一方面,

過(guò)高的溫度,也會(huì)使柜內(nèi)的絕緣件的壽命大大縮短,絕緣強(qiáng)度下降.反之,環(huán)境溫度過(guò)低,在絕緣件中會(huì)產(chǎn)生內(nèi)應(yīng)力,最終會(huì)導(dǎo)致絕緣件的破壞。海拔高度:一般不超過(guò)1000米.對(duì)于安裝在海拔高于1000米處的設(shè)備,外絕緣的絕緣水平應(yīng)將所要求的絕緣耐受電壓乘以修正系數(shù)Ka[ka=1÷(1.1-H×10-4)]來(lái)決定。由于高海拔地區(qū)空氣稀薄,電器的外絕緣易擊穿,所以采用加強(qiáng)絕緣型電器，加大空氣絕緣距離，或在開(kāi)關(guān)柜內(nèi)增加絕緣防護(hù)措施。高壓開(kāi)關(guān)柜組成及分類(lèi)一、開(kāi)關(guān)柜的組成：開(kāi)關(guān)柜應(yīng)滿足GB3906-1991《3-35kV交流金屬封閉開(kāi)關(guān)設(shè)備》標(biāo)準(zhǔn)的有關(guān)要求，由柜體和斷路器二大部分組成，具有架空進(jìn)出線、電纜進(jìn)出線、母線聯(lián)絡(luò)等功能。柜體由殼體、電器元件(包括絕緣件)、各種機(jī)構(gòu)、二次端子及連線等組成。柜體的材料:1)冷扎鋼板或角鋼(用于焊接柜);2)敷鋁鋅鋼板或鍍鋅鋼板(用于組裝柜).3)不銹鋼板(不導(dǎo)磁性).4)鋁板((不導(dǎo)磁性).柜體的功能單元：1)主母線室(一般主母線布置按“品”字形或“1”字形兩種結(jié)構(gòu))2)斷路器室3)電纜室4)繼電器和儀表室5)柜頂小母線室6)二次端子室柜內(nèi)電器元件：1.柜內(nèi)常用一次電器元件（主回路設(shè)備）常見(jiàn)的有如下設(shè)備：1)電流互感器簡(jiǎn)稱CT2)電壓互感器簡(jiǎn)稱PT3)接地開(kāi)關(guān)4)避雷器(阻容吸收器；單相型、組合型)5)隔離開(kāi)關(guān)6)高壓斷路器（少油型(S)、真空型(Z)、SF6型(L)）7)高壓接觸器8)高壓熔斷器9)高壓帶電顯示器10)絕緣件[穿墻套管、觸頭盒、絕緣子、絕緣熱縮(冷縮)護(hù)套]11)主母線和分支母線12)高壓電抗器[串聯(lián)型和起動(dòng)電機(jī)型]13)負(fù)荷開(kāi)關(guān)2.柜內(nèi)常用的主要二次元件（又稱二次設(shè)備或輔助設(shè)備，是指對(duì)一次設(shè)備進(jìn)行監(jiān)察、控制、測(cè)量、調(diào)整和保護(hù)的低壓設(shè)備）,常見(jiàn)的有如下設(shè)備:1)繼電器2)電度表3)電流表4)電壓表5)功率表6)功率因數(shù)表7)頻率表8)熔斷器9)空氣開(kāi)關(guān)10)轉(zhuǎn)換開(kāi)關(guān)11)信號(hào)燈12)按鈕13)微機(jī)綜合保護(hù)裝置等等。三、五防聯(lián)鎖簡(jiǎn)介:（1）當(dāng)手車(chē)在柜體的工作位置合閘后,在底盤(pán)車(chē)內(nèi)部的閉鎖電磁鐵被鎖定在絲杠上,而不會(huì)被拉動(dòng).以防止帶負(fù)荷誤拉斷路器手車(chē)。（2）當(dāng)接地開(kāi)關(guān)處在合閘位置時(shí),接地開(kāi)關(guān)主軸聯(lián)鎖機(jī)構(gòu)中的推桿被推入柜中的手車(chē)導(dǎo)軌上,于是所配斷路器手車(chē)不能被推進(jìn)柜內(nèi)。（3）斷路器手車(chē)在工作位置合閘后,出線側(cè)帶電,此時(shí)接地開(kāi)關(guān)不能合閘接地開(kāi)關(guān)主軸聯(lián)鎖機(jī)構(gòu)中的推桿被阻止,其操作手柄無(wú)法操作接地開(kāi)關(guān)主軸。四、操作程序高壓開(kāi)關(guān)柜的操作：4.1操作手車(chē)開(kāi)關(guān)柜時(shí)，應(yīng)嚴(yán)格按照規(guī)定的程序進(jìn)行，防止由于程序錯(cuò)誤造成閉鎖、二次插頭、隔離擋板和接地開(kāi)關(guān)等元件損壞。4.2手車(chē)式斷路器允許停留在運(yùn)行、試驗(yàn)、檢修位臵，不得停留在其它位置。檢修后,應(yīng)推至試驗(yàn)位置,進(jìn)行傳動(dòng)試驗(yàn)，試驗(yàn)良好后方可投入運(yùn)行。4.3手車(chē)開(kāi)關(guān)的倒閘操作依然按照開(kāi)關(guān)運(yùn)行的四種狀態(tài)轉(zhuǎn)換:A、運(yùn)行狀態(tài)B、熱備用狀態(tài)C、冷備用狀態(tài)D、檢修狀態(tài)送電操作:操作接地刀閘并且使之分閘用轉(zhuǎn)運(yùn)車(chē)(平臺(tái)車(chē)或軌道)將手車(chē)(處于分閘狀態(tài))推入柜內(nèi)(試驗(yàn)位置)把二次插頭插到靜插座上(試驗(yàn)位置指示器亮)用手柄將手車(chē)從試驗(yàn)位置(分閘狀態(tài))推入到工作位置(工作位置指示器亮,試驗(yàn)位置指示器滅)合閘停電(檢修)操作:將斷路器手車(chē)分閘用手柄將手車(chē)從工作位置(分閘狀態(tài))退出到試驗(yàn)位置(工作位置指示器滅,試驗(yàn)位置指示器亮)打開(kāi)前中門(mén)把二次插頭拔出靜插座(試驗(yàn)位置指示器滅)用轉(zhuǎn)運(yùn)車(chē)(平臺(tái)車(chē)或軌道)將手車(chē)退出柜外

操作接地開(kāi)關(guān)主軸并且使之合閘必要時(shí)現(xiàn)場(chǎng)裝設(shè)接地線。五﹑預(yù)防性試驗(yàn)1預(yù)防性試驗(yàn)項(xiàng)目、周期和要求序號(hào)項(xiàng)目周期標(biāo)準(zhǔn)要求說(shuō)明1絕緣電阻1)1～3年

2)大修后1)整體絕緣電阻參照制造廠

規(guī)定或自行規(guī)定2)斷口和用有機(jī)物制成的提升桿的絕緣電阻不應(yīng)低于下表中的數(shù)值MΩ試額定電壓kV驗(yàn)類(lèi)別＜2424～4

0.572.5大修后100025005000運(yùn)行中300100030002交流耐壓試驗(yàn)(斷路器主回

路對(duì)地、相間及斷口)1)1～3年(12kV及以下)2)大修后

3)必要時(shí)(40.5、72.5kV)斷路器在分、合閘狀態(tài)下分

別進(jìn)行，試驗(yàn)電壓值按DL/T

593規(guī)定值1)更換或干燥后

的絕緣提升桿必

須進(jìn)行耐壓試驗(yàn)

，耐壓設(shè)備不能

滿足時(shí)可分段進(jìn)

行2)相間、相對(duì)地及斷口的耐壓值相同3輔助回路和控制回路交流耐

壓試驗(yàn)1)1～3年

2)大修后試驗(yàn)電壓為2kV4導(dǎo)電回路電阻1)1～3年

2)大修后1)大修后應(yīng)符合制造廠規(guī)定

2)運(yùn)行中自行規(guī)定，建議不大于1.2倍出廠值用直流壓降法測(cè)

量，電流不小于

100A5斷路器的合閘時(shí)間和分閘時(shí)間，分、合閘的同期性，觸頭開(kāi)距，合閘時(shí)的彈跳過(guò)程大修后應(yīng)符合制造廠規(guī)定在額定操作電壓

下進(jìn)行6操動(dòng)機(jī)構(gòu)合閘接觸器和分、合閘電磁鐵的最低動(dòng)作電壓大修后1)操動(dòng)機(jī)構(gòu)分、合閘電磁鐵

或合閘接觸器端子上的最低

動(dòng)作電壓應(yīng)在操作電壓額定

值的30%～65%間.在使用電

磁機(jī)構(gòu)時(shí)，合閘電磁鐵線圈

端電壓為操作電壓額定值的

80%(關(guān)合峰值電流等于或大

于50kA時(shí)為85%)時(shí)應(yīng)可靠動(dòng)

作2)進(jìn)口設(shè)備按制造廠規(guī)定7合閘接觸器和分、合閘電磁鐵線圈的絕緣電阻和直流電

阻1)1～3年

2)大修后1)絕緣電阻不應(yīng)小于2MΩ

2)直流電阻應(yīng)符合制造廠規(guī)

定采用1000V兆歐

表8真空滅弧室真空度的測(cè)量大、小修時(shí)自行規(guī)定有條件時(shí)進(jìn)行，可以用斷口交流耐壓代替9檢查動(dòng)觸頭上的軟聯(lián)結(jié)夾片有無(wú)松動(dòng)大修后應(yīng)無(wú)松動(dòng)2交接驗(yàn)收1）開(kāi)關(guān)檢修后驗(yàn)收開(kāi)關(guān)檢修過(guò)程中主要零部件檢修或更換完成，工作負(fù)責(zé)人再全面進(jìn)行一次檢查確保檢修質(zhì)量。2）整體驗(yàn)收驗(yàn)收工作有檢修值長(zhǎng)主持，工作負(fù)責(zé)人及運(yùn)行人員參加，檢修負(fù)責(zé)人提供開(kāi)關(guān)檢修技術(shù)記錄資料，檢修中發(fā)現(xiàn)及處理的缺陷和遺留的問(wèn)題等。由運(yùn)行人員進(jìn)行檢查及手動(dòng)操縱試驗(yàn)，檢查完畢將開(kāi)關(guān)送入試驗(yàn)位置，電動(dòng)操作兩次，確認(rèn)正常后，由驗(yàn)收負(fù)責(zé)人作出質(zhì)量評(píng)價(jià)，并在檢修交代本上簽字。六、高壓開(kāi)關(guān)柜的巡視檢查6.1高壓開(kāi)關(guān)柜的正常巡視檢查A、開(kāi)關(guān)柜屏上指示燈、帶電顯示器指示應(yīng)正常，操作方式選擇開(kāi)關(guān)（遠(yuǎn)方/就地）、機(jī)械操作把手投切位置應(yīng)正確，控制電源及電壓回路電源分合閘指示正確;B、分（合）閘位置指示器與實(shí)際運(yùn)行方式相符;C﹑儲(chǔ)能開(kāi)關(guān)儲(chǔ)能指示是否正常;D﹑柜內(nèi)照明正常，通過(guò)觀察窗觀察柜內(nèi)設(shè)備應(yīng)正常；E、柜內(nèi)應(yīng)無(wú)放電聲、異味和不均勻的機(jī)械噪聲，柜體溫度正常；F、真空斷路器滅弧室應(yīng)無(wú)漏氣，無(wú)氧化發(fā)黑跡象。對(duì)于無(wú)法直接進(jìn)行測(cè)溫的封閉式開(kāi)關(guān)柜，巡視時(shí)可用手觸摸各開(kāi)關(guān)柜的柜體，以確認(rèn)開(kāi)關(guān)柜是否發(fā)熱；G、檢查斷路器操作結(jié)構(gòu)應(yīng)完好,二次端子有無(wú)銹蝕、有無(wú)積塵；H、檢查接地牢固可靠,封閉性能及防小動(dòng)物設(shè)施應(yīng)完好。6.2高壓開(kāi)關(guān)柜的特殊巡視6.2.1在下列情況下應(yīng)對(duì)高壓開(kāi)關(guān)柜進(jìn)行特殊巡視A、開(kāi)關(guān)柜在過(guò)負(fù)荷的情況下運(yùn)行；B、開(kāi)關(guān)室內(nèi)的溫度較高時(shí)，檢查換流風(fēng)機(jī)是否運(yùn)行；C﹑開(kāi)關(guān)柜內(nèi)部有不正常的聲響；D、開(kāi)關(guān)柜柜體或母線槽因電磁場(chǎng)諧振發(fā)出異常聲響時(shí)；E﹑高壓開(kāi)關(guān)柜在新投運(yùn)或檢修后投運(yùn);F、在大風(fēng)天氣時(shí)，檢查開(kāi)關(guān)室內(nèi)門(mén)窗是否關(guān)閉;G、在雨雪天氣時(shí)，檢查開(kāi)關(guān)室屋頂有無(wú)滲水，電纜溝有無(wú)積水;6.2.2高壓開(kāi)關(guān)柜特殊巡視的項(xiàng)目如下:A、開(kāi)關(guān)柜在過(guò)負(fù)荷的情況下運(yùn)行時(shí)應(yīng)加強(qiáng)對(duì)開(kāi)關(guān)柜的測(cè)溫，無(wú)法直接進(jìn)行測(cè)溫的封閉式開(kāi)關(guān)柜，巡視時(shí)可用手觸摸各開(kāi)關(guān)柜的柜體,以確認(rèn)開(kāi)關(guān)柜是否發(fā)熱。必要可用紅外測(cè)溫儀通過(guò)觀察窗進(jìn)行測(cè)溫；B、開(kāi)關(guān)室內(nèi)的溫度較高時(shí)應(yīng)開(kāi)啟開(kāi)關(guān)室所有的通風(fēng)設(shè)備，若此時(shí)溫度還不斷升高應(yīng)適度降低負(fù)荷；C、開(kāi)關(guān)柜內(nèi)部有不正常的聲響時(shí)運(yùn)行人員應(yīng)密切觀察該異常聲響的變化情況，必要時(shí)上報(bào)運(yùn)行值長(zhǎng)或電廠生產(chǎn)負(fù)責(zé)人將此開(kāi)關(guān)柜停運(yùn)檢查；注：進(jìn)出高壓室時(shí)，必須隨手關(guān)門(mén)。七、高壓開(kāi)關(guān)柜常見(jiàn)故障缺陷及處理方法一、故障的預(yù)防措施開(kāi)關(guān)柜在調(diào)試、運(yùn)行過(guò)程中由于各種各樣的原因會(huì)發(fā)生故障，為減少故障頻率應(yīng)進(jìn)行下列項(xiàng)目的檢修：1.檢修程序鎖和聯(lián)鎖，動(dòng)作保持靈活可靠，程序正確;2.按斷路器、隔離開(kāi)關(guān)、操作機(jī)構(gòu)等電器的規(guī)定進(jìn)行檢修調(diào)試;3.檢查電器接觸部位看接觸情況是否良好，檢測(cè)接地回路;4.有手車(chē)的須檢查手車(chē)推進(jìn)機(jī)構(gòu)的情況，保證其滿足說(shuō)明書(shū)的有關(guān)要求;5.檢查手車(chē)開(kāi)關(guān)內(nèi)動(dòng)觸頭有無(wú)氧化，固定簧有無(wú)異位;6.檢查動(dòng)靜觸頭有無(wú)放電現(xiàn)象;7.檢查二次輔助回路有無(wú)異常，并進(jìn)行必要的檢修;8.檢查各部分緊固件，如有松動(dòng)應(yīng)立即緊固;9.檢查接地回路各部分的情況，如接地觸頭，主接地線及過(guò)門(mén)接地線等，保證其導(dǎo)電的連續(xù)性;10.清掃各部位的塵土，特別是絕緣材料表面的塵土。11.發(fā)現(xiàn)有異常情況，如不能解決可同開(kāi)關(guān)柜廠家聯(lián)系。二、常見(jiàn)故障及處理方法1.絕緣故障：絕緣故障形式一般有：環(huán)境條件惡劣破壞絕緣件性能、絕緣材料的老化破損、小動(dòng)物進(jìn)入等原因造成的短路或擊穿。定期檢修發(fā)現(xiàn)絕緣材料老化或破損立即更換，清除絕緣材料表面的污漬，電纜溝、開(kāi)關(guān)室安裝防護(hù)板防止小動(dòng)物進(jìn)入，發(fā)生故障查找原因并立即整改2.操作拒動(dòng)故障原因①控制回路斷線A﹑分（合）閘線圈燒毀。B﹑控制回路接線松動(dòng)。C﹑機(jī)械連接點(diǎn)接觸不良。D﹑電氣聯(lián)鎖節(jié)點(diǎn)接觸不良。E﹑控制回路電源失電。檢查原因并立即更換新的線圈，緊固相關(guān)節(jié)點(diǎn)接線。檢查回路中的電氣、機(jī)械聯(lián)鎖點(diǎn)及控制回路電源。3.保護(hù)元器件選用不當(dāng)?shù)脑斐傻墓收希喝缛蹟嗥黝~定電流選用不當(dāng)，繼電器整定時(shí)間不匹配等原因造成的事故，發(fā)生故障及時(shí)查找原因并更換合適的元器件4.不按操作規(guī)程造成的事故：由于未按操作規(guī)程操作造成的誤分誤合或造成元器件損壞引起的故障，應(yīng)了解產(chǎn)品操作規(guī)程，按程序操作。升壓站及附屬設(shè)備變壓器的作用、組成1變壓器的作用：改變交流電壓，傳輸電能。2變壓器的組成：由鐵芯、繞組、油箱、絕緣套管、冷卻器、壓力釋放器、瓦斯繼電器、有載調(diào)壓裝置等部件組成。3變壓器投運(yùn)和檢修的驗(yàn)收3.1檢查工作票結(jié)束，拆除所有臨時(shí)接地、短路線和臨時(shí)安全措施，恢復(fù)常設(shè)遮欄和標(biāo)示牌。3.2變壓器本體、套管、引出線、絕緣子清潔無(wú)損壞，現(xiàn)場(chǎng)清潔無(wú)雜物。3.3變壓器油枕及油套管的油色透明，油位正常。3.4有載調(diào)壓變壓器的分接開(kāi)關(guān)在適當(dāng)?shù)奈恢?，有交待記錄?.5變壓器瓦斯繼電器內(nèi)充滿油，無(wú)氣體,防雨罩完好，觀察窗防護(hù)罩在打開(kāi)位置。3.6變壓器防爆膜完好，壓力釋放閥完好，呼吸器內(nèi)硅膠無(wú)變色。3.7散熱器、油枕及瓦斯繼電器的油門(mén)應(yīng)全開(kāi)。

3.8各繼電保護(hù)及自動(dòng)裝置投入正確。3.9主、輔設(shè)備無(wú)漏油、滲油。3.10變壓器測(cè)溫裝置良好。3.11變壓器外殼、中性點(diǎn)接線良好，接地刀閘裝置正常，接地電阻連接完整良好。3.12變壓器有關(guān)的化驗(yàn)結(jié)果符合規(guī)定。4變壓器絕緣電阻的測(cè)量規(guī)定4.1新安裝或檢修后的變壓器投運(yùn)前必須測(cè)量其繞組的絕緣電阻。測(cè)得的結(jié)果應(yīng)記錄在專(zhuān)用的《變壓器絕緣記錄》內(nèi)。4.2備用時(shí)間超過(guò)一個(gè)月的變壓器,每月應(yīng)進(jìn)行一次絕緣電阻的測(cè)量,檢查絕緣是否良好。如本月內(nèi)備用變壓器投運(yùn)過(guò)，則不再測(cè)量絕緣,但需在“變壓器絕緣記錄”中記錄清楚。4.3測(cè)量變壓器絕緣時(shí)應(yīng)先拉開(kāi)變壓器一次回路各側(cè)開(kāi)關(guān)及刀閘，拉開(kāi)中性點(diǎn)接地刀閘（或拆除中性點(diǎn)接線）。4.4變壓器繞組電壓在1000V及以上使用2500V搖表測(cè)量。110kv使用5000V搖表測(cè)量。測(cè)量前要確定被測(cè)變壓器的各側(cè)來(lái)電端開(kāi)關(guān)均拉開(kāi)，且有明顯斷開(kāi)點(diǎn),使用合格的電壓等級(jí)對(duì)應(yīng)的驗(yàn)電器驗(yàn)明確無(wú)電壓，而且測(cè)量前后均應(yīng)將被測(cè)繞組接地放電。4.5測(cè)量變壓器絕緣應(yīng)分別測(cè)量各繞組之間，各繞組對(duì)地之間的絕緣。4.6對(duì)于油浸式變壓器繞組絕緣電阻值每千伏不低于1MΩ，變壓器使用期間所測(cè)得的絕緣電阻值不得低于初始值的50%，且不低于前次所測(cè)值的70%。4.7變壓器高、低繞組間絕緣電阻值不得低于高壓側(cè)對(duì)地絕緣電阻規(guī)定值。4.8變壓器絕緣電阻值測(cè)量結(jié)果與以前記錄比較分析，如有明顯降低現(xiàn)象,應(yīng)查明原因,并匯報(bào)值班長(zhǎng)。4.9用搖表測(cè)量變壓器絕緣，應(yīng)注意結(jié)束時(shí)引線應(yīng)先于搖表停止轉(zhuǎn)動(dòng)前拿離變壓器被測(cè)部位，避免燒損搖表。5變壓器投運(yùn)前的試驗(yàn)及投運(yùn)條件5.1變壓器投運(yùn)前的試驗(yàn)5.1.1新安裝或大修后的變壓器投運(yùn)前應(yīng)做3～5次全電壓空載合閘沖擊試驗(yàn)。第一次受電后持續(xù)時(shí)間不應(yīng)小于10min，每次沖擊試驗(yàn)間隔時(shí)間為5min。5.1.2新安裝或二次回路工作過(guò)的變壓器，應(yīng)做保護(hù)傳動(dòng)試驗(yàn)，并有交待記錄。5.1.3變壓器各側(cè)開(kāi)關(guān)的跳、合閘試驗(yàn)。5.1.4變壓器各側(cè)開(kāi)關(guān)的聯(lián)鎖試驗(yàn)。5.1.5有載調(diào)壓裝置調(diào)整試驗(yàn)，試驗(yàn)正常后放至適當(dāng)位置。5.2新安裝或大修后的變壓器，投運(yùn)前應(yīng)具備下列條件：5.2.1有變壓器和充油套管的絕緣試驗(yàn)合格結(jié)論。5.2.2有油質(zhì)分析合格結(jié)論。5.2.3有設(shè)備安裝和變更通知單。5.2.4設(shè)備標(biāo)志齊全。5.2.5經(jīng)定相正確并出具報(bào)告后，方可正式投運(yùn)。5.2.6主變投退前中性點(diǎn)接地刀閘在合位.5.2.7在接地變投運(yùn)之前必須將主變中性點(diǎn)接地刀閘斷開(kāi)。6變壓器的投運(yùn)與停用的操作規(guī)定6.1主變壓器的投入和退出運(yùn)行，應(yīng)按照調(diào)度的指令執(zhí)行。6.2變壓器的保護(hù)裝置及各側(cè)避雷器未投入前，變壓器不得投入運(yùn)行。6.3變壓器的投入或退出，必須經(jīng)斷路器進(jìn)行，不得用隔離開(kāi)關(guān)接通或切斷變壓器的空載電流。6.4變壓器投運(yùn)時(shí)應(yīng)觀察勵(lì)磁涌流的沖擊情況，若發(fā)生異常，應(yīng)立即拉閘，使變壓器脫離電源。6.5主變壓器在投運(yùn)前或退出運(yùn)行前，必須先合上中性點(diǎn)接地刀閘。正常運(yùn)行中，主變壓器中性點(diǎn)運(yùn)行方式按調(diào)度指令執(zhí)行。6.6變壓器投運(yùn)時(shí)，先合上電源側(cè)開(kāi)關(guān)充電正常后，再合負(fù)荷側(cè)開(kāi)關(guān)；停運(yùn)操作與此相反。6.7新安裝、大修、事故檢修或換油后的油浸式變壓器，在施加電壓前靜置時(shí)間不應(yīng)少于以下規(guī)定：6.7.1110kV及以下24h。6.7.2若有特殊情況不能滿足上述規(guī)定，必須經(jīng)調(diào)度批準(zhǔn)。6.8站用變壓器不在同一系統(tǒng)時(shí),嚴(yán)禁用并列的方法倒換。6.9變壓器的重瓦斯、差動(dòng)及速斷保護(hù)不允許在同時(shí)退出的情況下，將變壓器投入運(yùn)行。6.10變壓器投入運(yùn)行后，應(yīng)對(duì)其進(jìn)行全面檢查，確認(rèn)變壓器本體及輔助設(shè)備運(yùn)行正常。6.11變壓器的并列運(yùn)行應(yīng)滿足下列條件6.1繞組接線組別相同。6.2電壓變比相同。6.3阻抗電壓相等。正常情況下，變壓器應(yīng)按銘牌規(guī)范及規(guī)定的冷卻條件運(yùn)行。7.1變壓器運(yùn)行中的溫度規(guī)定7.1.1油浸式變壓器，運(yùn)行中的環(huán)境溫度為+40℃時(shí)，其上層油溫、溫升的限額（規(guī)定值）見(jiàn)下表：設(shè)備名稱油浸式變壓器冷卻方式ONAN（油浸自然循環(huán)風(fēng)冷）上層油溫升上限℃55線圈溫升上限℃65最高上層油溫℃95正常運(yùn)行上層油溫℃857.1.2當(dāng)冷卻介質(zhì)溫度下降時(shí)，變壓器最高上層油溫也應(yīng)該相應(yīng)下降，為防止絕緣油加速劣化，自然循環(huán)風(fēng)冷變壓器油溫一般不宜超過(guò)85℃。7.2變壓器運(yùn)行中的電壓規(guī)定7.2.1變壓器在額定電壓?%范圍內(nèi)改變分接頭位置運(yùn)行時(shí)，其額定容量不變。7.2.2變壓器的運(yùn)行電壓一般不應(yīng)高于運(yùn)行分接開(kāi)關(guān)額定電壓的105%。7.3變壓器運(yùn)行中的油位規(guī)定7.3.1正常運(yùn)行中，根據(jù)環(huán)境溫度檢查油浸式變壓器油位指示在相應(yīng)的刻度線范圍內(nèi)。7.3.2變壓器油位指示超過(guò)極限值時(shí)，應(yīng)查明原因，經(jīng)確認(rèn)不是假油位時(shí)，應(yīng)放油或補(bǔ)油，使變壓器油位保持在相應(yīng)的刻度位置。7.4變壓器過(guò)負(fù)荷運(yùn)行規(guī)定7.4.1變壓器可以在正常過(guò)負(fù)荷和事故過(guò)負(fù)荷情況下運(yùn)行。正常過(guò)負(fù)荷時(shí)，其允許值可根據(jù)變壓器的負(fù)荷曲線，冷卻介質(zhì)溫度以及過(guò)負(fù)荷前變壓器站帶負(fù)荷等因素來(lái)確定。事故過(guò)負(fù)荷只可以在事故情況下使用。變壓器存在較大缺陷（如冷卻器系統(tǒng)不正常，嚴(yán)重漏油，色譜分析異常等）時(shí)不準(zhǔn)過(guò)負(fù)荷運(yùn)行。7.4.2全天滿負(fù)荷運(yùn)行的變壓器不宜過(guò)負(fù)荷運(yùn)行。7.4.3變壓器過(guò)負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，電流互感器、隔離開(kāi)關(guān)、斷路器均應(yīng)滿足載流要求，否則，嚴(yán)禁過(guò)負(fù)荷運(yùn)行。7.4.4變壓器過(guò)負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，加強(qiáng)對(duì)上層油溫和線圈溫度監(jiān)視檢查，做好記錄；要嚴(yán)格控制上層油溫不得超過(guò)允許值。7.4.5油浸自然循環(huán)自冷式變壓器事故過(guò)負(fù)荷運(yùn)行時(shí)間規(guī)定見(jiàn)下表：負(fù)荷電流/額定電流52.02.43.0允許運(yùn)行時(shí)間（min）120307.5變壓器瓦斯保護(hù)裝置的運(yùn)行規(guī)定7.5.1變壓器正常運(yùn)行時(shí)，重瓦斯保護(hù)應(yīng)投“跳閘”位置，有載調(diào)壓分接開(kāi)關(guān)的瓦斯保護(hù)應(yīng)投“跳閘”位置，未經(jīng)調(diào)度批準(zhǔn)不得將其退出運(yùn)行。瓦斯保護(hù)投入前，運(yùn)行人員應(yīng)檢查下列內(nèi)容：a.查閱瓦斯繼電器校驗(yàn)報(bào)告或有關(guān)交待明確瓦斯繼電器可投入運(yùn)行；b.瓦斯繼電器外殼完整，無(wú)滲油、漏油；c.瓦斯繼電器內(nèi)無(wú)空氣且充滿油。7.5.2運(yùn)行中的變壓器進(jìn)行濾油、加油、更換油呼吸器的硅膠時(shí)，或瓦斯保護(hù)回路有工作以及繼電器本身存在缺陷、操作瓦斯繼電器連接管上的閥門(mén)時(shí)，應(yīng)將重瓦斯保護(hù)改投“信號(hào)”位置，工作結(jié)束運(yùn)行2小時(shí)后，待空氣放盡，方可將重瓦斯保護(hù)投入“跳閘”位置。7.5.3當(dāng)油位計(jì)指示的油面有異常升高，油路系統(tǒng)有異?，F(xiàn)象時(shí)，為查明原因，需要打開(kāi)各個(gè)放氣或放油塞子、閥門(mén)，或其它可能引起油流變化的工作，必須先將重瓦斯保護(hù)改投“信號(hào)”位置，然后才能工作，以防瓦斯保護(hù)誤動(dòng)跳閘。7.5.4在大量漏油而使油位迅速下降時(shí)，禁止將重瓦斯保護(hù)改投“信號(hào)”位置。7.5.5變壓器的重瓦斯保護(hù)與差動(dòng)保護(hù)不能同時(shí)退出運(yùn)行。7.5.6新投入和檢修后投運(yùn)的變壓器在充電時(shí)，應(yīng)將重瓦斯保護(hù)投至“跳閘”位置，充電正常后改投“信號(hào)”位置，經(jīng)24小時(shí)無(wú)瓦斯信號(hào)出現(xiàn)，瓦斯繼電器內(nèi)無(wú)氣體，可將其投至“跳閘”位置，若還有氣體時(shí)，再隔12小時(shí)將瓦斯保護(hù)投至“跳閘”位置。7.6變壓器分接開(kāi)關(guān)的運(yùn)行規(guī)定7.6.1運(yùn)行現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)具備下列技術(shù)資料：產(chǎn)品安裝使用說(shuō)明書(shū)、技術(shù)圖紙、自動(dòng)控制裝置整定說(shuō)明書(shū)、絕緣油試驗(yàn)記錄、檢修記錄、缺陷記錄、分接變換記錄等。7.6.2有載調(diào)壓裝置及其自動(dòng)控制裝置，應(yīng)經(jīng)常保持在良好運(yùn)行狀態(tài)。7.6.3有載調(diào)壓裝置的分接變換操作，由運(yùn)行人員按調(diào)度部門(mén)確定的電壓曲線或調(diào)度指令，在電壓允許偏差范圍內(nèi)進(jìn)行。7.6.4正常情況下，一般使用遠(yuǎn)方電氣控制。當(dāng)檢修、調(diào)試、遠(yuǎn)方電氣控制回路故障和必要時(shí)，可使用就地電氣控制或手搖操作。當(dāng)分接開(kāi)關(guān)處在極限位置又必須手搖操作時(shí)，必須確認(rèn)操作方向無(wú)誤后方可進(jìn)行。就地操作按鈕應(yīng)有防誤操作措施。7.6.5分接變換操作必須在一個(gè)分接變換完成后方可進(jìn)行第二次分接變換。操作時(shí)應(yīng)同時(shí)觀察電壓表和電流表的指示，不允許出現(xiàn)回零、突跳、無(wú)變化等異常情況，分接位置指示器及動(dòng)作計(jì)數(shù)器的指示等都應(yīng)有相應(yīng)變動(dòng)。7.6.6每次分接變換操作都應(yīng)將操作時(shí)間、分接位置、電壓變化情況及累計(jì)動(dòng)作次數(shù)記錄在有載分接開(kāi)關(guān)分接變換記錄表上，每次投停、試驗(yàn)、維修、缺陷與故障處理，都應(yīng)作好記錄。7.6.7分接開(kāi)關(guān)每天分接變換次數(shù)可按檢修周期與運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)兼顧考慮。7.6.8 一般平均每天分接變換次數(shù)可參考在下列范圍內(nèi)：110kV電壓等級(jí)為10次。7.6.9當(dāng)變動(dòng)分接開(kāi)關(guān)操作電源后，在未確認(rèn)電源相序是否正確前，禁止在極限位置進(jìn)行電氣控制操作。7.6.10對(duì)同時(shí)裝有載調(diào)壓變壓器及無(wú)功補(bǔ)償并聯(lián)電容器裝置的變電站的調(diào)壓原則，按 SD 325—89《電力系統(tǒng)電壓和無(wú)功電力技術(shù)導(dǎo)則(試行)》的規(guī)定進(jìn)行。7.6.11如有載調(diào)壓變壓器自動(dòng)調(diào)壓裝置及電容器自動(dòng)投切裝置同時(shí)使用，應(yīng)使按電壓整定的自動(dòng)投切電容器組的上下限整定值略高于有載調(diào)壓變壓器的整定值。7.6.12分接變換操作中發(fā)生下列異常情況時(shí)應(yīng)作如下處理，并及時(shí)匯報(bào)安排檢修。a.操作中發(fā)生連動(dòng)時(shí)，應(yīng)在指示盤(pán)上出現(xiàn)第二個(gè)分接位置時(shí)立即切斷操作電源，如有手搖機(jī)構(gòu)，則手搖操作到適當(dāng)分接位置；b.遠(yuǎn)方電氣控制操作時(shí)，計(jì)數(shù)器及分接位置指示正常，而電壓表和電流表又無(wú)相應(yīng)變化，應(yīng)立即切斷操作電源，中止操作；c.分接開(kāi)關(guān)發(fā)生拒動(dòng)、誤動(dòng)；電壓表和電流表變化異常；電動(dòng)機(jī)構(gòu)或傳動(dòng)機(jī)械故障；d.分接位置指示不一致；內(nèi)部切換異聲；過(guò)壓力的保護(hù)裝置動(dòng)作；看不見(jiàn)油位或大量噴漏油及危及分接開(kāi)關(guān)和變壓器安全運(yùn)行的其它異常情況時(shí)，應(yīng)禁止或中止操作。7.6.13有載調(diào)壓變壓器可按批準(zhǔn)的現(xiàn)場(chǎng)的規(guī)定過(guò)載運(yùn)行。但過(guò)載1.2倍以上時(shí)，禁止分接變換操作。7.6.14運(yùn)行中分接開(kāi)關(guān)的油流控制繼電器或氣體繼電器應(yīng)有校驗(yàn)合格有效的測(cè)試報(bào)告。若使用氣體繼電器替代油流控制繼電器，運(yùn)行中多次分接變換后動(dòng)作發(fā)信，應(yīng)及時(shí)放氣。若分接變換不頻繁而發(fā)信頻繁，應(yīng)作好記錄，及時(shí)匯報(bào)并暫停分接變換，查明原因。若油流控制繼電器或氣體繼電器動(dòng)作跳閘，必須查明原因。按DL/T572—2010《電力變壓器》的有關(guān)規(guī)定辦理。在未查明原因消除故障前，不得將變壓器及其分接開(kāi)關(guān)投入運(yùn)行。7.6.15當(dāng)有載調(diào)壓變壓器本體絕緣油的色譜分析數(shù)據(jù)出現(xiàn)異常(主要為乙炔和氫的含量超標(biāo))或分接開(kāi)關(guān)油位異常升高或降低，直至接近變壓器儲(chǔ)油柜油面時(shí)，應(yīng)及時(shí)匯報(bào)，暫停分接變換操作，進(jìn)行追蹤分析，查明原因，消除故障。7.6.16運(yùn)行中分接開(kāi)關(guān)油室內(nèi)絕緣油的擊穿電壓應(yīng)不低于30kV。當(dāng)擊穿電壓低于25kV時(shí)，應(yīng)停止分接變換操作，并及時(shí)處理。7.6.17分接開(kāi)關(guān)檢修超周期或累計(jì)分接變換次數(shù)達(dá)到站規(guī)定的限值時(shí)，應(yīng)通知檢修單位維修。7.7壓力釋放裝置運(yùn)行規(guī)定7.7.1運(yùn)行中的壓力釋放閥動(dòng)作后，應(yīng)將釋放閥的機(jī)械電氣信號(hào)手動(dòng)復(fù)位。7.7.2壓力釋放閥有滲漏油現(xiàn)象，應(yīng)及時(shí)采取措施解決。滲漏油的主要原因有：a.由于某種原因，油箱內(nèi)壓力偏高，已超過(guò)釋放閥的密封壓力，但尚未達(dá)到開(kāi)啟壓力，造成滲漏。這時(shí)只要排除壓力增高的因素即可。b.閥門(mén)內(nèi)三種密封圈有的已老化失效，應(yīng)及時(shí)加以更換。c.密封圈的密封面有異物應(yīng)及時(shí)消除，無(wú)需調(diào)整。7.7.3應(yīng)利用電氣設(shè)備每次停電檢修的機(jī)會(huì)對(duì)壓力釋放閥進(jìn)行下列檢查和維修。a.開(kāi)啟動(dòng)作是否靈敏，如有卡堵現(xiàn)象應(yīng)排除b.密封膠圈是否已老化、變形或損壞。c.零部件是否銹蝕、變形或損壞。d.信號(hào)開(kāi)關(guān)動(dòng)作是否靈活。e.清除閥內(nèi)異物7.7.4壓力釋放閥的膠圈自閥出場(chǎng)之日算起，每五年必須更換一次以免因膠圈老化后導(dǎo)致釋放閥漏油甚至失效。8變壓器日常巡視1號(hào)、2號(hào)、3號(hào)主變?nèi)粘Ｑ惨曧?xiàng)目表設(shè)備名稱序號(hào)巡視內(nèi)

容巡視標(biāo)準(zhǔn)主變本體1引線及導(dǎo)線、各接頭1.無(wú)變色過(guò)熱、散股、斷股；

2.接頭無(wú)變色、過(guò)熱現(xiàn)象。2本體及運(yùn)行聲音1.本體無(wú)銹蝕、變形；2.無(wú)滲漏油；

3.運(yùn)行聲音正常，無(wú)雜音、放電聲、爆裂聲。3線圈溫度及上層油溫度（記錄數(shù)據(jù)）1.不超過(guò)相關(guān)規(guī)定值上層65℃，下層55℃

2.溫度計(jì)指示符合運(yùn)行要求，與主變控制屏遠(yuǎn)

方溫度顯示器指示一致。4本體油枕1.完好，無(wú)滲漏油；2.油位指示應(yīng)和油枕上的環(huán)境溫度標(biāo)志線相對(duì)應(yīng)（指針式油位計(jì)指示，應(yīng)與制造場(chǎng)規(guī)定的溫度曲線相對(duì)應(yīng)）。5有載調(diào)壓油枕1.完好，無(wú)滲漏油。6本體瓦斯繼電器和有載調(diào)壓瓦斯繼電器1.瓦斯繼電器內(nèi)應(yīng)充滿油，油色應(yīng)為淡黃色透明，無(wú)滲漏油，瓦斯繼電器內(nèi)應(yīng)無(wú)氣體（泡）；2.瓦斯繼電器防雨措施完好，防雨罩牢固；3.瓦斯繼電器引出二次電纜應(yīng)無(wú)油跡和銹蝕現(xiàn)象，無(wú)松脫。7本體及有載調(diào)壓油枕呼吸器1.硅膠變色未超過(guò)1/3；2.呼吸器外部無(wú)油跡。油杯完好，油位正常不得超出最大值，超出時(shí)需及時(shí)排油。8壓力釋放器完好，標(biāo)示桿未突出。9各側(cè)套管1.相序標(biāo)色齊全、無(wú)破損、放電痕跡；

2.油位顯示正常。10各側(cè)套管升高座升高座、法蘭盤(pán)無(wú)滲漏油11各側(cè)及中性點(diǎn)套管1.油位正常、無(wú)滲漏油；

2.無(wú)破損、裂紋及放電痕跡。12各側(cè)及中性點(diǎn)避雷器1.表面完好、無(wú)破損、裂紋及放電痕跡；

2.線接頭無(wú)過(guò)熱現(xiàn)象。13有載調(diào)壓機(jī)構(gòu)箱1.表面完好、無(wú)銹蝕，名稱標(biāo)注齊全；

2.檔位顯示與控制屏顯示一致；二次線無(wú)異味及放電打火現(xiàn)象、電機(jī)無(wú)異常、傳動(dòng)機(jī)構(gòu)無(wú)滲漏油、手動(dòng)調(diào)壓手柄完好、箱門(mén)關(guān)閉嚴(yán)密，封堵良好。14主變鐵芯外殼接地接地扁鐵無(wú)銹蝕、斷裂現(xiàn)象15主變爬梯完好無(wú)銹蝕，運(yùn)行中已用鎖鎖住，并掛有安全

標(biāo)示牌。16主變端子箱1.表面完好、無(wú)銹蝕，名稱標(biāo)注齊全，箱體接地扁鐵無(wú)銹蝕斷裂；2.二次線無(wú)異味及放電打火現(xiàn)象，箱門(mén)關(guān)閉嚴(yán)密，封堵良好。17110kV中性點(diǎn)C

T1.無(wú)銹蝕、變形、滲漏油；

2.接頭無(wú)變色過(guò)熱現(xiàn)象。18中性點(diǎn)接地刀

閘1.名稱標(biāo)注齊全，箱門(mén)關(guān)閉嚴(yán)密；

2.分、合位置符合運(yùn)行方式要求；3.刀閘無(wú)損傷放電現(xiàn)象，操作手柄完好，上五防鎖；4.二次線無(wú)異味及放電打火現(xiàn)象、電機(jī)無(wú)異常、傳動(dòng)機(jī)構(gòu)無(wú)滲漏油、手動(dòng)分合閘手柄完好、箱門(mén)關(guān)閉嚴(yán)密，封堵良好。19儲(chǔ)油池內(nèi)鵝卵

石鋪放整齊、無(wú)油跡。9變壓器特殊巡視要求出現(xiàn)下列情況之一時(shí)，運(yùn)行人員必須對(duì)變壓器進(jìn)行特殊巡視：9.1每次跳閘后，應(yīng)檢查有關(guān)設(shè)備、接頭有無(wú)異常，壓力釋放裝置有無(wú)噴油現(xiàn)象。9.2主變過(guò)負(fù)荷和過(guò)電壓運(yùn)行時(shí)，應(yīng)特別注意溫度和過(guò)熱情況以及振動(dòng)、本體油位、冷卻系統(tǒng)運(yùn)行等情況（每小時(shí)至少一次）。9.3天氣異常時(shí)和雷雨后，檢查導(dǎo)線擺動(dòng)情況、變壓器各側(cè)避雷器記數(shù)器動(dòng)作情況、套管有無(wú)放電閃絡(luò)、破損、裂紋情況。9.4新投入和大修后的變壓器、存在重大、危急缺陷的變壓器（應(yīng)增加特巡次數(shù)）。110KV斷路器1斷路器的作用：接通或斷開(kāi)電路正常運(yùn)行中空載電流和負(fù)荷電流。當(dāng)電路發(fā)生故障時(shí)，與保護(hù)及自動(dòng)裝置配合迅速自動(dòng)切斷故障電流。2斷路器的組成：由導(dǎo)流部分、滅弧部分、操作機(jī)構(gòu)部分組成。3斷路器投運(yùn)和檢修的驗(yàn)收檢查3.1斷路器檢修后，結(jié)束工作票前，應(yīng)將斷路器放在“試驗(yàn)”位置或斷開(kāi)斷路器兩側(cè)刀閘做斷路器的跳、合閘試驗(yàn)，試驗(yàn)次數(shù)不少于兩次，最后一次跳閘為手動(dòng)跳閘。3.2投運(yùn)前應(yīng)檢查開(kāi)關(guān)本體及有關(guān)設(shè)備系統(tǒng)的工作票全部收回，安全措施已全部拆除，具備投運(yùn)條件。3.3斷路器本體、斷路器柜內(nèi)及周?chē)鸁o(wú)雜物和遺留工器具、材料。3.4SF6斷路器SF6氣體壓力應(yīng)正常，且無(wú)滲漏現(xiàn)象。3.5SF6斷路器無(wú)異味，管道接頭正常。3.6當(dāng)空氣濕度較大或環(huán)境溫度在5℃以下時(shí)，SF6斷路器加熱器應(yīng)投入。3.7斷路器各部分絕緣良好，無(wú)接地、短路現(xiàn)象。3.8絕緣子、套管應(yīng)清潔完整、無(wú)裂紋、放電痕跡。3.9負(fù)荷側(cè)過(guò)電壓吸收裝置良好。3.10斷路器位置指示器與實(shí)際相符。3.11斷路器本體控制、測(cè)量、保護(hù)、信號(hào)、計(jì)量裝置完好，正常投入，二次端子連接緊固。3.12“五防”功能齊全。3.13手動(dòng)跳閘機(jī)構(gòu)正常。3.14開(kāi)關(guān)計(jì)數(shù)器指示不大于規(guī)定值。4下列情況下，禁止將斷路器投入運(yùn)行4.1保護(hù)裝置故障或保護(hù)未投入前。4.2“五防”功能故障，或功能不全。4.3操作機(jī)構(gòu)拒絕跳閘（不論是遠(yuǎn)方跳閘還是就地手動(dòng)跳閘）。4.435kV負(fù)荷側(cè)過(guò)電壓吸收裝置退出時(shí)。4.5絕緣子有裂紋、放電痕跡。4.6斷路器事故跳閘次數(shù)達(dá)到規(guī)定值，未做解體檢查時(shí)。4.7SF6斷路器氣壓低于規(guī)定值（額定壓力0.50MPa）。5斷路器的運(yùn)行規(guī)定5.1新安裝或大修后的斷路器，投入前必須驗(yàn)收合格才能施加運(yùn)行電壓。5.2斷路器運(yùn)行時(shí)，其工作電壓和工作電流不應(yīng)超過(guò)額定值，斷路器各部及輔助設(shè)備應(yīng)處于良好工作狀態(tài)。5.3斷路器機(jī)構(gòu)未儲(chǔ)能時(shí)，嚴(yán)禁操作開(kāi)關(guān)合閘。5.4正常情況下，斷路器的操作均應(yīng)在遠(yuǎn)方進(jìn)行，僅在調(diào)試或事故處理時(shí)，才允許就地操作。5.5分相操作的斷路器，應(yīng)在合閘一相后觀察情況，電流穩(wěn)定后再合下一相。5.6 110kVSF6斷路器的特殊規(guī)定5.6.1當(dāng)SF6氣體壓力低于0.50MPa時(shí),應(yīng)對(duì)照SF6氣體溫度壓力特性曲線判斷是否由外溫引起的,若外溫?zé)o異常變化,應(yīng)通知試驗(yàn)站進(jìn)行檢漏。5.6.2當(dāng)環(huán)境溫度低于-30℃時(shí)，應(yīng)加強(qiáng)監(jiān)視防止出現(xiàn)液化現(xiàn)象。5.6.3SF6開(kāi)關(guān)出現(xiàn)氣體密度低報(bào)警時(shí)，仍可以繼續(xù)運(yùn)行，但應(yīng)及時(shí)補(bǔ)氣，若因氣體泄漏而閉鎖時(shí)，應(yīng)立即退出運(yùn)行。5.6.4新安裝的SF6開(kāi)關(guān)其微水含量不大于150ppm，運(yùn)行中的SF6開(kāi)關(guān)其微水含量不大于300ppm。5.6.5在夏季驅(qū)潮電熱必須經(jīng)常投入運(yùn)行。5.6.6SF6開(kāi)關(guān)分、合閘指示器無(wú)論運(yùn)行與否，檢修人員均不得隨意調(diào)整。5.6.7運(yùn)行中的SF6開(kāi)關(guān)需要補(bǔ)氣時(shí)，應(yīng)先檢驗(yàn)使用的氣體是否符合新氣標(biāo)準(zhǔn)，只有合格的SF6氣體才能補(bǔ)入開(kāi)關(guān)內(nèi)。5.6.8SF6氣體水份檢測(cè)應(yīng)由專(zhuān)人負(fù)責(zé)，微水檢測(cè)周期應(yīng)與氣體檢漏周期相同，微水檢測(cè)標(biāo)準(zhǔn)應(yīng)符合我國(guó)暫行標(biāo)準(zhǔn)和《SF6氣體絕緣變電站運(yùn)行維修導(dǎo)則》規(guī)定。SF6開(kāi)關(guān)的年泄漏率不大于1%。5.6.9SF6開(kāi)關(guān)開(kāi)斷額定短路電流達(dá)到規(guī)定的次數(shù)后應(yīng)進(jìn)行臨時(shí)性檢修。6斷路器日常巡視斷路器日常巡視項(xiàng)目表設(shè)備名

稱序號(hào)巡視內(nèi)容巡視標(biāo)準(zhǔn)1開(kāi)關(guān)位置分、合閘指示器指示正確，與實(shí)際運(yùn)行狀態(tài)一致2開(kāi)關(guān)液壓操作機(jī)

構(gòu)、油色、壓力表指示1．開(kāi)關(guān)操作機(jī)構(gòu)正常2．檢查機(jī)構(gòu)管路3．檢查機(jī)構(gòu)無(wú)異常聲音、異味4．檢查液壓機(jī)構(gòu)壓力表指示，在規(guī)定值內(nèi)。5．箱內(nèi)照明良好3開(kāi)關(guān)套管、支持

瓷瓶1.檢查套管、支持瓷瓶清潔、完好，

無(wú)破損、裂紋、電暈放電聲4開(kāi)關(guān)引線連接線

夾1．檢查開(kāi)關(guān)引線及線夾壓接牢固、接觸良好，無(wú)變色、銅鋁過(guò)渡部位無(wú)裂紋2．利用檢查導(dǎo)線及線夾的顏色變化、有無(wú)熱氣流上升、氧化加劇、

示溫片或變色漆有無(wú)融化變色現(xiàn)象、夜間熄燈察看有無(wú)發(fā)紅等方法，檢查是否發(fā)熱3．雨雪天氣，檢查引線、線夾，對(duì)比有無(wú)積雪融化、水蒸氣現(xiàn)象進(jìn)行檢查是否發(fā)熱4．以上檢查，若需要鑒定，應(yīng)使用測(cè)溫儀對(duì)設(shè)備進(jìn)行檢測(cè)5．檢查高處的引線有無(wú)斷股、無(wú)燒傷痕跡，可使用望遠(yuǎn)鏡5開(kāi)關(guān)SF6氣體壓

力1.檢查開(kāi)關(guān)SF6壓力表指示：額定壓力0.50MPa

報(bào)警壓力0.45MPa閉鎖壓力0.40MPa壓力值應(yīng)與環(huán)境溫度相對(duì)應(yīng)2．密度繼電器完好、正常，無(wú)異常報(bào)警信號(hào)3．開(kāi)關(guān)本體周?chē)鸁o(wú)刺激性氣味及其它異味、異常聲音6開(kāi)關(guān)操作機(jī)構(gòu)加熱器、驅(qū)潮器、儲(chǔ)能氣泵、電機(jī)1．檢查加熱器、驅(qū)潮器完好，工作正常2．加熱器、驅(qū)潮器開(kāi)關(guān)正常應(yīng)投“自動(dòng)”位置。加熱器在氣溫10℃以上退出，5℃以下投入。驅(qū)潮器的凝露控制器應(yīng)工作正常3．氣泵無(wú)漏氣，儲(chǔ)氣罐內(nèi)無(wú)積水7開(kāi)關(guān)聲音開(kāi)關(guān)應(yīng)無(wú)任何異常聲音8端子箱1．端子箱內(nèi)清潔、門(mén)關(guān)閉嚴(yán)密2．二次線無(wú)松脫及發(fā)熱變色現(xiàn)象3．電纜二次線孔洞封堵嚴(yán)密4．二次接線、元件、電纜、隔離開(kāi)關(guān)、斷路器、電流互感器等標(biāo)志正確、清晰717.1每次事故跳閘后，應(yīng)對(duì)斷路器進(jìn)行外部檢查，套管應(yīng)無(wú)燒傷、破裂現(xiàn)象，接頭應(yīng)無(wú)松動(dòng)、發(fā)熱和燒傷痕跡，各部應(yīng)無(wú)變形。7.2系統(tǒng)