光伏电站巡检项目

1、I I运鹏集囱F FYOROOROURYOROOROUR编码：GDYP-YWB-V2.0-2018国电远鹏运维部运维电站管理手册拟制人园展审核人m（版本号:V2.0)日期:2018年06月01日日期:2018年06月01日日期:2018年06月01日批准人吕敬松国电远鹏能源科技股份有限公司国电集发2017001号签发人：左鹏强国电远鹏集团2018年组织架构集团各部门及子公司:风控委员会审计部特此通知国电远鹏能源科技股份有限公司二。一七年十一月十六日运鹏第四YOROOROUPYOROOROUP事会茗事会集团CEOCEO综合管理中心人力资本中心智能制造事业部/子公司II投贵委员会投贵委员会遒德委员

2、会YOPOGROUPYOPOGROUP国电远鹏能源科技股份有限公司国电集发2017004号签发人：左鹏强公司企业文化1、企业文化：大爱文化-爱同事、爱岗位、爱企业2、企业理念：四个大众-大众认同、大众参与、大众成就、大众分享3、十六字方针：做人二八方针-信仰、因果、良心、道德做事二八方针：感恩、包容、分享、结缘4、企业愿景：打造受大家尊重的智慧能源企业5、企业口号：携手远鹏、心系地球6、战略使命：我们立志成为智慧能源产业上下游领跑者7、战略目标：智能微电网和智能配电网生态运营为客户提供一站式绿色智慧能源整体解决方案运陋集囱YOROOROURYOROOROUR目录光伏电站巡检项目4汇流箱日常巡检

3、时注意事项4汇流箱常见故障5逆变器巡检项目5光伏板巡检项目6箱变巡检6检修周期7检修工艺8高压开关柜的巡视检查8高压开关柜特殊巡视的项目如下：9高压开关柜常见故障缺陷及处理方法9110KV断路器16隔离开关和接地刀闸18隔离开关的日常巡视19避雷器接地装置22避雷器的日常巡视23光伏电站巡检项目汇流箱日常巡检时注意事项光伏防雷汇流箱的巡检应做到每月巡视一次，在巡视过程中必须按照电厂安全规程的要求，至少由两人巡视，严禁单人巡视。巡视时主要检查汇流箱的外观，以及柜体固定螺栓是否松动；浪涌保护器（防雷装置）以及电缆、正负极接线板有无异常现象。在检查时还要查看每一支路的电流，检查接线是否松动，接线端子

4、及保险底座是否变色。在检查时还要看远鹏集团，YOROOROURYOROOROUR国电远鹏运维管理部运维手册汇流箱内的母排是否变色；螺栓是否紧固；接地是否良好；柜内断路器有无脱扣发热现象;检查防火封堵是否合格；检修断路器时必须将相应逆变器直流柜内的断路器拉开。汇流箱内的母排螺栓每年紧固一次。汇流箱常见故障1,正负极熔断器烧损；造成的主要原因是：2 .由于熔断器的额定电流小于接入光伏组串的电流。3,接入汇流箱的电缆正负极短路或电缆接地。4,熔断器的质量不合格造成的熔断器烧损。5 .光伏组件串接数量超出设计标准范围。6 .光伏组件连接线和接线端子接触不良。7 .MC4头与组件接触不良。8 .通讯中断

5、、数码液晶管无显示；造成的主要原因是：9 .通讯线接地、短路或断路。10 .通讯板烧损。11 .无通讯电源。12 .24V电源电压低于20V。13 .通讯装置485串口烧毁。14 .通讯装置故障，通讯装置无电源。15 .485通讯线接触不良或接线方式错误。16 .后台未关联汇流箱相关地址或测点。17 .汇流箱站点号设置错误或重复。18 .通讯线屏蔽线接地方式错误。19 .通讯线受干扰（通讯线敷设时与强电线路距离过近，未按相关敷设标准敷设）。20 .汇流箱波特率和拨码电阻设置错误。21 .通讯线距离过长，信号衰减。22 .汇流箱未加终端电阻（超出60m）。23 .汇流箱设定路数超出实际接线路数。

6、24 .电缆接地或短路25.汇流箱内的直流断路器跳闸等故障逆变器巡检项目1,逆变器通风滤网的积灰程度。2,逆变器直流柜内各表计是否正常、断路器是否脱扣，接线有无松动发热及变色现象。3,逆变器通风状况和温度检测装置是否正常。4,逆变器有无过热现象存在。5,逆变器引线及接线端子有无松动，输入输出接线端子有无破损和变色的痕迹。6,逆变器各部连接是否良好。7,逆变器接地是否良好。8,逆变器室内灰尘。C9,逆变器风机是否运行正常及风道通风是否良好。10,逆变器各项运行参数设置是否正确。11,逆变器运行指示灯显示及声音是否正常。远鹏集团，YOROOROURYOROOROUR国电远鹏运维管理部运维手册12

7、.逆变器防火封堵是否合格、防鼠板是否安装到位。13 .检查逆变器防雷器是否动作（正常为绿）。14 .逆变器运行状态下参数是否正常（三相电压、电流是否平衡）。15 .逆变器运行模式是否为MPPT模式。光伏板巡检项目1.检查电池板有无破损，要做到及时发现，及时更换。2.检查电池板连接线和接地线是否接触良好，有无脱落现象。3.检查汇流箱接线处是否有发热现象。4.检查电池板支架、卡扣有无松动和断裂现象。5.检查清理电池板周围遮挡电池板的杂草。6.检查电池板表面有无遮盖物7.检查电池板表面上的鸟粪，必要时进行清理。9.检查电池板有无热斑，内部焊线有无变色及断线。10对电池板的清洁程度进行检查。11大风天

8、气应对电池板及支架进行重点检查。12.大雪天应对电池板进行及时清理，避免电池板表面积雪冻冰。13.大雨天应检查所有的防水密封是否良好，有无漏水现象。14 .检查是否有动物进入电站对电池板进行破坏。15.冰雹天气应对电池板表面进行重点检查。16 .对电池板温度进行检测，与环境温度相比较进行分析。17 .对所检查出来的问题要要及时进行处理，分析、总结。18 .对每次检查要做详细的记录，以便于以后的分析。定期巡检和特殊巡检：光伏组件每个季度巡视一次，在巡视过程中主要检查MC4头是否松动、U型卡环是否脱落或松动、光伏板有无热斑等。并且通过主控室的后台监控电脑查看电流是否大体一致，对于电流小的支路要进行

9、全面检查分析。在遇到大风天气时要全面巡视（特巡），重点巡视光伏组件有无掉落损坏、U型卡环是否脱落或松动。光伏板连接处的MC4头连接是否良好无松动脱落现象。19.组件接线盒有无鼓包、二极管接触是否良好、有无发热变色。20.各光伏组串连接的MC4头是否连接紧固无松动。21.做分析总结记录并归档。箱变巡检每15天应对变压器巡视一次，其巡视内容如下：1 .检查变压器本体清洁无损坏，现场清洁无杂物。2 .检查变压器门锁是否完好，变压器门是否严密。3 .检查变压器油位是否正常。C4 .检查无载调压分接开关是否在适当位置5 .检查箱式变压器压力释放阀是否完好，并查看压力表是否完好。6 .检查箱式变压器压力表

10、中压力是否在正常范围内，若压力过高，则需排压。7 .检查箱式变压器油温是否正常，能否与后台相对应。8 .检查箱式变压器主、辅设备是否漏油、渗油。9 .检查箱式变压器测控装置是否运行正常。远鹏集团，YOROOROURYOROOROUR国电远鹏运维管理部运维手册10 .检查变压器外壳接地连接是否完整良好。11 .检查箱式变压器低压侧母排有无松松发热变色现象。12 .检查箱式变压器低压侧三个电压表计位置是否在同一位置以确认三相电压是否平衡，并旋转切换开关查看表计是否正常。13 .检查箱式变压器低压侧三个电流表计位置是否在同一位置以确认三相电流是否平衡。14 .检查箱式变压器低压侧二次回路电源空开是否

11、正常。15 .检查箱式变压器室内有无积水、凝露。16 .检查二次回路保险有无烧毁现象。17 .检查高压电缆头有无破损、松动现象。18 .检查高压套管有无破损油污现象。19 .检查箱式变压器声音是否异常。20 .检查烟雾报警器是否正常。21 .检查箱式变压器避雷器放电计数器是否正常。22 .检查箱式变压器高压侧带电显示器是否正常。23 .检查二次回路接线是否松动、掉落现象。24 .检查箱式变压器低压侧断路器智能控制器是否正常，其定值是否正确（长延时动作电流1600A动作时间60s；短延时动作电流4800A动作时间0.1s;速断动作电流8000A）25 .检查电流互感器是否破裂。26 .检查行程开

12、关是否正常。27 .检查高压电缆有无放电现象。28 .检查高压电缆接地线是否牢固可靠。29 .检查箱式变压器低压侧断路器分、合闸指示灯与实际位置是否一致。30 .检查箱式变压器低压断路器是否正常分合。31 .检查箱式变压器储能指示是否正常。32 .检查箱式变压器浪涌保护器是否动作。检修周期1 1）大修周期a）变压器安装运行五年应吊芯进行大修，以后每隔十年大修一次。b）根据历年试验数据的色谱分析无显变化时可根据状态检修条例由厂总工或厂专业会议确定吊罩大修检查的期限。c）运行中的变压器发现异常情况，或预防性试验判明内部有故障时应及时进行大修。2 2）小修周期a）台式变压器小修每年1次2次。Cb）运

13、行中发现缺陷时，可计划外停电检修。5.3检修项目1 1）大修项目a）拆卸各附件吊芯或吊罩。b）绕组、引线及绝缘瓷瓶装置的检修。c）散热片、阀门及管道等附属设备的清扫检修。d）必要时变压器的干燥处理。e）全部密封垫的更换和组件试漏。f）绝缘瓷瓶清扫检查。远鹏集团，YOROOROURYOROOROUR国电远鹏运维管理部运维手册g）变压器的油处理。h）进行规定的测量及预防性试验。i）消缺工作。2 2）小修项目a）检查并消除已发现的缺陷。b）清扫套管并检查套管有无破损和放电痕迹，引出线接头是否有过热变色现象。c）检查油位计，必要时变压器本体加油。d）检查各部密封胶垫，处理渗漏油。e）检查冷却装置有无渗

14、漏油现象。f）清除压力释放阀阀盖内的灰尘等杂物。h）油箱及附件的清扫、检修，必要时进行补漆。i）按规定要求进行测量和试验。检修工艺1 1）检修前准备a）了解变压器在运行中所发现的缺陷和异常（事故）情况，出口短路的次数和情况。b）变压器上次大修的技术资料和技术档案。c）了解变压器的运行状况（负荷、温度、有载分接开关的切次数和其他附属装置的运行情况）。d）查阅变压器的原试验记录（包括油的简化分析和色谱），了解变压器的绝缘状况。e）查明漏油部位（并作出标记）及外部缺陷。f）进行大修前的本体和油的分析试验，确定检修时的附加项目（如干燥、油处理等）。5.5质量要求1 1）器身检修a）应全面检查器身的完整

15、性，有无缺陷存在（如过热、弧痕、松动、线圈变形、开关接点变色等）。对异常情况要查找原因并进行检修处理，同时要作好记录。b）器身暴露在空气中的时间（从开始抽油至开始注油止，放完油的时间越短越好）相对湿度W65%16小时，相对湿度 w75%-12小时，当器身温度低于周围气温时，宜将变压器加热，一般高出10C。c）器身检查时，场地周围应清洁，并应有防尘措施。d）检查工作应由专人进行，不得携带与工作无关的物件，应着专用工作服和软底鞋，戴清洁手套（防汗），禁止用手接触线圈与绝缘物，寒冷天气应戴口罩。e）油箱底应保持洁净无杂质。C高压开关柜的巡视检查高压开关柜的正常巡视检查A、开关柜屏上指示灯、带电显示器

16、指示应正常，操作方式选择开关（远方/就地）、机械操作把手投切位置应正确，控制电源及电压回路电源分合闸指示正确；B、分（合）闸位置指示器与实际运行方式相符；C、储能开关储能指示是否正常；D、柜内照明正常，通过观察窗观察柜内设备应正常；E、柜内应无放电声、异味和不均匀的机械噪声，柜体温度正常；远鹏集团，YOROOROURYOROOROUR国电远鹏运维管理部运维手册F、真空断路器灭弧室应无漏气，无氧化发黑迹象。对于无法直接进行测温的封闭式开关柜，巡视时可用手触摸各开关柜的柜体，以确认开关柜是否发热；G、检查断路器操作结构应完好，二次端子有无锈蚀、有无积尘；H、检查接地牢固可靠，封闭性能及防小动物设施

17、应完好。6.2高压开关柜的特殊巡视6.2.1在下列情况下应对高压开关柜进行特殊巡视A、开关柜在过负荷的情况下运行；B、开关室内的温度较高时，检查换流风机是否运行；C、开关柜内部有不正常的声响；D、开关柜柜体或母线槽因电磁场谐振发出异常声响时；E、高压开关柜在新投运或检修后投运；F、在大风天气时，检查开关室内门窗是否关闭；G、在雨雪天气时，检查开关室屋顶有无渗水，电缆沟有无积水；高压开关柜特殊巡视的项目如下：A、开关柜在过负荷的情况下运行时应加强对开关柜的测温，无法直接进行测温的封闭式开关柜，巡视时可用手触摸各开关柜的柜体，以确认开关柜是否发热。必要可用红外测温仪通过观察窗进行测温；B、开关室内

18、的温度较高时应开启开关室所有的通风设备，若此时温度还不断升高应适度降低负荷；C、开关柜内部有不正常的声响时运行人员应密切观察该异常声响的变化情况，必要时上报运行值长或电厂生产负责人将此开关柜停运检查；注：进出高压室时，必须随手关门。高压开关柜常见故障缺陷及处理方法一、故障的预防措施开关柜在调试、运行过程中由于各种各样的原因会发生故障，为减少故障频率应进行下列项目的检修：i.检修程序锁和联锁，动作保才e e灵活可靠，程序正确；2.按断路器、隔离开关、操作机构等电器的规定进行检修调试；3.检查电器接触部位看接触情况是否良好，检测接地回路；4.有手车的须检查手车推进机构的情况，保证其满足说明书的有关

19、要求；5.检查手车开关内动触头有无氧化，固定簧有无异位；6.检查动静触头有无放电现象；7.检查二次辅助回路有无异常，并进行必要的检修；8.检查各部分紧固件，如有松动应立即紧固；9.检查接地回路各部分的情况，如接地触头，主接地线及过门接地线等，保证其导电的连续性；C10.清扫各部位的尘土，特别是绝缘材料表面的尘土。11.发现有异常情况，如不能解决可同开关柜厂家联系。二、常见故障及处理方法1.绝缘故障：绝缘故障形式一般有：环境条件恶劣破坏绝缘件性能、绝缘材料的老化破损、小动物进入远鹏集团，YOROOROURYOROOROUR国电远鹏运维管理部运维手册等原因造成的短路或击穿。定期检修发现绝缘材料老化

20、或破损立即更换,清除绝缘材料表面的污渍，电缆沟、开关室安装防护板防止小动物进入，发生故障查找原因并立即整改2.操作拒动故障原因控制回路断线A、分（合）闸线圈烧毁。B、控制回路接线松动。C、机械连接点接触不良。D、电气联锁节点接触不良。E、控制回路电源失电。检查原因并立即更换新的线圈，紧固相关节点接线。检查回路中的电气、机械联锁点及控制回路电源。3.保护元器件选用不当的造成的故障：如熔断器额定电流选用不当，继电器整定时间不匹配等原因造成的事故，发生故障及时查找原因并更换合适的元器件4.不按操作规程造成的事故：由于未按操作规程操作造成的误分误合或造成元器件损坏引起的故障，应了解产品操作规程，按程序

21、操作。升压站及附属设备变压器的作用、组成1变压器的作用：改变交流电压，传输电能。2变压器的组成：由铁芯、绕组、油箱、绝缘套管、冷却器、压力释放器、瓦斯继电器、有载调压装置等部件组成。3变压器投运和检修的验收3.1检查工作票结束，拆除所有临时接地、短路线和临时安全措施，恢复常设遮栏和标示牌。3.2变压器本体、套管、引出线、绝缘子清洁无损坏，现场清洁无杂物。3.3变压器油枕及油套管的油色透明，油位正常。3.4有载调压变压器的分接开关在适当的位置，有交待记录。3.5变压器瓦斯继电器内充满油，无气体，防雨罩完好，观察窗防护罩在打开位置。3.6变压器防爆膜完好，压力释放阀完好，呼吸器内硅胶无变色。3.7

22、散热器、油枕及瓦斯继电器的油门应全开。3.8各继电保护及自动装置投入正确。3.9主、辅设备无漏油、渗油。3.10变压器测温装置良好。3.11变压器外壳、中性点接线良好，接地刀闸装置正常，接地电阻连接完整良好。3.12变压器有关的化验结果符合规定。4变压器绝缘电阻的测量规定1新安装或检修后的变压器投运前必须测量其绕组的绝缘电阻。测得的结果应记录在专用的变压器绝缘记录内。1备用时间超过一个月的变压器，每月应进行一次绝缘电阻的测量才佥查绝缘是否良好。如本月内备用变压器投运过，则不再测量绝缘，但需在“变压器绝缘记录”中记录清楚。1测量变压器绝缘时应先拉开变压器一次回路各侧开关及刀闸，拉开中性点接地刀闸

23、（或拆除中性点接线）。C1变压器绕组电压在1000V及以上使用2500V摇表测量。110kv使用5000V摇表测量。测量前要确定被测变压器的各侧来电端开关均拉开，且有明显断开点，使用合格的电压等级对应的验电器验明确无电压，而且测量前后均应将被测绕组接地放电。1测量变压器绝缘应分别测量各绕组之间，各绕组对地之间的绝缘。1对于油浸式变压器绕组绝缘电阻值每千伏不低于1MQ,变压器使用期间所测得的绝缘电阻值不得低于初始值的50%,且不低于前次所测值的70%。1变压器高、低绕组间绝缘电阻值不得低于高压侧对地绝缘电阻规定值。1变压器绝缘电阻值测量结果与以前记录比较分析，如有明显降低现象，应查明原因，并汇报

24、值班长。1用摇表测量变压器绝缘，应注意结束时引线应先于摇表停止转动前拿离变压器被测部位，避免烧损摇表。5变压器投运前的试验及投运条件1变压器投运前的试验1新安装或大修后的变压器投运前应做35次全电压空载合闸冲击试验。第一次受电后持续时间不应小于10min,每次冲击试验间隔时间为5min。1新安装或二次回路工作过的变压器，应做保护传动试验，并有交待记录。1变压器各侧开关的跳、合闸试验。1变压器各侧开关的联锁试验。1有载调压装置调整试验，试验正常后放至适当位置。1新安装或大修后的变压器，投运前应具备下列条件：1有变压器和充油套管的绝缘试验合格结论。1有油质分析合格结论。1有设备安装和变更通知单。1

25、设备标志齐全。1经定相正确并出具报告后，方可正式投运。1主变投退前中性点接地刀闸在合位.1在接地变投运之前必须将主变中性点接地刀闸断开。6变压器的投运与停用的操作规定5.1主变压器的投入和退出运行，应按照调度的指令执行。5.2变压器的保护装置及各侧避雷器未投入前，变压器不得投入运行。5.3变压器的投入或退出，必须经断路器进行，不得用隔离开关接通或切断变压器的空载电流。5.4变压器投运时应观察励磁涌流的冲击情况，若发生异常，应立即拉闸，使变压器脱离电源。5.5主变压器在投运前或退出运行前，必须先合上中性点接地刀闸。正常运行中，主变压器中性点运行方式按调度指令执行。5.6变压器投运时，先合上电源侧

26、开关充电正常后，再合负荷侧开关；停运操作与此相反。5.7新安装、大修、事故检修或换油后的油浸式变压器，在施加电压前静置时间不应少于以下规定：5.7.1110kV及以下24h。5.7.2若有特殊情况不能满足上述规定，必须经调度批准。5.8站用变压器不在同一系统时，严禁用并列的方法倒换。5.9变压器的重瓦斯、差动及速断保护不允许在同时退出的情况下，将变压器投入运行。5.10变压器投入运行后，应对其进行全面检查，确认变压器本体及辅助设备运行正常。5.11变压器的并列运行应满足下列条件绕组接线组别相同。运晒第四YOROGROUPYOROGROUP电压变比相同。阻抗电压相等。正常情况下，变压器应按铭牌规

27、范及规定的冷却条件运行。6.1变压器运行中的温度规定6油浸式变压器，运行中的环境温度为+40C时，其上层油温、温升的限额（规定值）见下表：设备名称油浸式变压器冷却方式ONAN（油浸自然循环风冷）上层油温升上限C55线圈温升上限C65最Wj上层油温C95正常运行上层油温C856当冷却介质温度下降时，变压器最高上层油温也应该相应下降，为防止绝缘油加速劣化，自然循环风冷变压器油温一般不宜超过85o6.2变压器运行中的电压规定6变压器在额定电压？范围内改变分接头位置运行时，其额定容量不变。6变压器的运行电压一般不应高于运行分接开关额定电压的105%。6.3变压器运行中的油位规定6正常运行中，根据环境温

28、度检查油浸式变压器油位指示在相应的刻度线范围内。6变压器油位指示超过极限值时，应查明原因，经确认不是假油位时，应放油或补油，使变压器油位保持在相应的刻度位置。6.4变压器过负荷运行规定6变压器可以在正常过负荷和事故过负荷情况下运行。正常过负荷时，其允许值可根据变压器的负荷曲线，冷却介质温度以及过负荷前变压器站带负荷等因素来确定。事故过负荷只可以在事故情况下使用。变压器存在较大缺陷（如冷却器系统不正常，严重漏油，色谱分析异常等）时不准过负荷运行。6全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行。6变压器过负荷运行时，电流互感器、隔离开关、断路器均应满足载流要求，否则，严禁过负荷运行。6变压器过负荷运行时，

29、加强对上层油温和线圈温度监视检查，做好记录；要严格控制上层油温不得超过允许值。6油浸自然循环自冷式变压器事故过负荷运行时间规定见下表：负荷电流/额定电流1.31.61.752.02.43.0允许运行时间（min）12030157.53.51.56.5变压器瓦斯保护装置的运行规定6变压器正常运行时，重瓦斯保护应投“跳闸”位置，有载调压分接开关的瓦斯保护应投“跳闸”位置，未经调度批准不得将其退出运行。运鹏第四YOROOROURYOROOROUR远鹏集团，YOROOROURYOROOROUR国电远鹏运维管理部运维手册瓦斯保护投入前，运行人员应检查下列内容:a.查阅瓦斯继电器校验报告或有关交待明确瓦斯

30、继电器可投入运行；b.瓦斯继电器外壳完整，无渗油、漏油；c.瓦斯继电器内无空气且充满油。6运行中的变压器进行滤油、 加油、 更换油呼吸器的硅胶时， 或瓦斯保护回路有工作以及继电器本身存在缺陷、操作瓦斯继电器连接管上的阀门时，应将重瓦斯保护改投“信号”位置，工作结束运行2小时后，待空气放尽，方可将重瓦斯保护投入“跳闸”位置。6当油位计指示的油面有异常升高，油路系统有异常现象时，为查明原因，需要打开各个放气或放油塞子、阀门，或其它可能引起油流变化的工作，必须先将重瓦斯保护改投“信号”位置，然后才能工作，以防瓦斯保护误动跳闸。6在大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将重瓦斯保护改投“信号”位置。6变压器

31、的重瓦斯保护与差动保护不能同时退出运行。6新投入和检修后投运的变压器在充电时，应将重瓦斯保护投至“跳闸”位置，充电正常后改投“信号”位置，经24小时无瓦斯信号出现，瓦斯继电器内无气体，可将其投至“跳闸”位置，若还有气体时，再隔12小时将瓦斯保护投至“跳闸”位置。6.6变压器分接开关的运行规定6运行现场应具备下列技术资料：产品安装使用说明书、技术图纸、自动控制装置整定说明书、绝缘油试验记录、检修记录、缺陷记录、分接变换记录等。6有载调压装置及其自动控制装置，应经常保持在良好运行状态。6有载调压装置的分接变换操作，由运行人员按调度部门确定的电压曲线或调度指令，在电压允许偏差范围内进行。6正常情况下

32、，一般使用远方电气控制。当检修、调试、远方电气控制回路故障和必要时，可使用就地电气控制或手摇操作。当分接开关处在极限位置又必须手摇操作时，必须确认操作方向无误后方可进行。就地操作按钮应有防误操作措施。6分接变换操作必须在一个分接变换完成后方可进行第二次分接变换。操作时应同时观察电压表和电流表的指示，不允许出现回零、突跳、无变化等异常情况，分接位置指示器及动作计数器的指示等都应有相应变动。6每次分接变换操作都应将操作时间、分接位置、电压变化情况及累计动作次数记录在有载分接开关分接变换记录表上，每次投停、试验、维修、缺陷与故障处理，都应作好记录。6分接开关每天分接变换次数可按检修周期与运行经验兼顾

33、考虑。6一般平均每天分接变换次数可参考在下列范围内：110kV电压等级为10次。6当变动分接开关操作电源后，在未确认电源相序是否正确前，禁止在极限位置进行电气控制操作。6对同时装有载调压变压器及无功补偿并联电容器装置的变电站的调压原则，按SD325-89电力系统电压和无功电力技术导则（试行）的规定进行。6如有载调压变压器自动调压装置及电容器自动投切装置同时使用，应使按电压整定的自动投切电容器组的上下限整定值略高于有载调压变压器的整定值。6分接变换操作中发生下列异常情况时应作如下处理，并及时汇报安排检修。a.操作中发生连动时，应在指示盘上出现第二个分接位置时立即切断操作电源，如有手摇机构，则手摇

34、操作到适当分接位置；b.远方电气控制操作时，计数器及分接位置指示正常，而电压表和电流表又无相应变化，应立即切断操作电源，中止操作；CC.分接开关发生拒动、误动；电压表和电流表变化异常；电动机构或传动机械故障；d.分接位置指示不一致；内部切换异声；过压力的保护装置动作；看不见油位或大量喷漏油及危及分接开关和变压器安全运行的其它异常情况时，应禁止或中止操作。6有载调压变压器可按批准的现场的规定过载运行。但过载1.2倍以上时，禁止分接变换操作。6运行中分接开关的油流控制继电器或气体继电器应有校验合格有效的测试报告。若使用气体继电器替代油流控制继电器，运行中多次分接变换后动作发信，应及时放气。若分接变

35、换不频繁而发信频繁，应作好记录，及时汇报并暂停分接变换，查明原因。若油流控制继电器或气体继电器动作跳闸，必须查明原因。按DL/T5722010电力变压器的有关规定办理。在未查明原因消除故障前，不得将变压器及其分接开关投入运行。6当有载调压变压器本体绝缘油的色谱分析数据出现异常（主要为乙快和氢的含量超标）或分接开关油位异常升高或降低，直至接近变压器储油柜油面时，应及时汇报，暂停分接变换操作，进行追踪分析，查明原因，消除故障。6运行中分接开关油室内绝缘油的击穿电压应不低于30kV。当击穿电压低于25kV时，应停止分接变换操作，并及时处理。6分接开关检修超周期或累计分接变换次数达到站规定的限值时，应

36、通知检修单位维修。6.7压力释放装置运行规定6运行中的压力释放阀动作后，应将释放阀的机械电气信号手动复位。6压力释放阀有渗漏油现象，应及时采取措施解决。渗漏油的主要原因有：a.由于某种原因，油箱内压力偏高，已超过释放阀的密封压力，但尚未达到开启压力，造成渗漏。这时只要排除压力增高的因素即可。b.阀门内三种密封圈有的已老化失效，应及时加以更换。c.密封圈的密封面有异物应及时消除，无需调整。6应利用电气设备每次停电检修的机会对压力释放阀进行下列检查和维修。a.开启动作是否灵敏，如有卡堵现象应排除b.密封胶圈是否已老化、变形或损坏。c.零部件是否锈蚀、变形或损坏。d.信号开关动作是否灵活。e.清除阀

37、内异物6压力释放阀的胶圈自阀出场之日算起，每五年必须更换一次以免因胶圈老化后导致释放阀漏油甚至失效。8变压器日常巡视设备名称序号巡视内容巡视标准1引线及导线、各1.无变色过热、散股、断股；主变接头2.接头无变色、过热现象。2本体及运行声音1.本体无锈蚀、变形；2.无渗漏油；本体3.运行声首,正常，无杂首、放电声、爆裂声。线圈温度及上层1.不超过相关规定值上层65C,下层55C3油温度（记录数2.温度计指示符合运行要求，与主变控制屏远据）方温度显示器指示一致。4本体油枕1.完好，无渗漏油；2.油位指示应和油枕上的环境温度标志线相对应（指针式油位计指示，应与制造场规定的温度曲线相对应）。5宿载调压

38、油枕1.完好，无渗漏油。6本体瓦斯继电器和有载调压瓦斯继电器1.瓦斯继电器内应充满油，油色应为淡黄色透明，无渗漏油，瓦斯继电器内应无气体（泡）；2.瓦斯继电器防雨措施完好，防雨罩牢固；3.瓦斯继电器引出二次电缆应无油迹和锈蚀现象，无松脱。7本体及有载调压油枕呼吸器1.硅胶变色未超过1/3;2.呼吸器外部无油迹。油杯完好，油位正常不得超出最大值，超出时需及时排油。8压力释放器完好，标示杆未突出。9各侧套管1.%2.相序标色齐全、无破损、放电痕迹；2.%2.油位显示正常。10各侧套管升高座升高座、法兰盘无渗漏油11各侧及中性点套管5.油位正常、无渗漏油；6.无破损、裂纹及放电痕迹。12各侧及中性点

39、避雷器1.%2.表回元好、无破损、裂纹及放电痕迹；2.%2.线接头无过热现象。13宿载调压机构箱.表面完好、无锈蚀，名称标注齐全；.档位显示与控制屏显示一致；二次线无异味及放电打火现象、电机无异常、传动机构无渗漏油、手动调压手柄完好、箱门关闭严密，封堵良好。14主变铁芯外壳接地接地扁铁无锈蚀、断裂现象15主变爬梯完好无锈蚀，运行中已用锁锁住，并挂有安全16主变端子箱1.表面完好、无锈蚀，名称标注齐全，箱体接地扁铁无锈蚀断裂；2.二次线无异味及放电打火现象，箱门关闭严密，封堵良好。17110kV中性点CT.无锈蚀、变形、渗漏油；.接头无变色过热现象。18中性点接地刀闸.名称标注齐全，箱门关闭严密

40、；.分、 合位置符合运行方式要求;3.刀闸无损伤放电现象， 操作手柄完好， 上五防锁；4.二次线无异味及放电打火现象、电机无异常、传动机构无渗漏油、手动分合闸手柄完好、箱门关闭严密，封堵良好。9变压器特殊巡视要求出现下列情况之一时，运行人员必须对变压器进行特殊巡视：每次跳闸后，应检查有关设备、接头有无异常，压力释放装置有无喷油现象。主变过负荷和过电压运行时，应特别注意温度和过热情况以及振动、本体油位、冷却系统运行等情况（每小时至少一次）。天气异常时和雷雨后，检查导线摆动情况、变压器各侧避雷器记数器动作情况、套管有无放电闪络、破损、裂纹情况。新投入和大修后的变压器、存在重大、危急缺陷的变压器（应

41、增加特巡次数）运陋集囱YOROOROURYOROOROUR110KV断路器1断路器的作用：接通或断开电路正常运行中空载电流和负荷电流。当电路发生故障时，与保护及自动装置配合迅速自动切断故障电流。2断路器的组成：由导流部分、灭弧部分、操作机构部分组成。3断路器投运和检修的验收检查断路器检修后，结束工作票前，应将断路器放在“试验”位置或断开断路器两侧刀闸做断路器的跳、合闸试验，试验次数不少于两次，最后一次跳闸为手动跳闸。投运前应检查开关本体及有关设备系统的工作票全部收回，安全措施已全部拆除，具备投运条件。断路器本体、断路器柜内及周围无杂物和遗留工器具、材料。SF6断路器SF6气体压力应正常，且无渗

42、漏现象。SF6断路器无异味，管道接头正常。当空气湿度较大或环境温度在5c以下时，SF6断路器加热器应投入。断路器各部分绝缘良好，无接地、短路现象。绝缘子、套管应清洁完整、无裂纹、放电痕迹。负荷侧过电压吸收装置良好。断路器位置指示器与实际相符。断路器本体控制、测量、保护、信号、计量装置完好，正常投入，二次端子连接紧固。“五防”功能齐全。手动跳闸机构正常。开关计数器指示不大于规定值。况下，禁止将断路器投入运行保护装置故障或保护未投入前。“五防”功能故障，或功能不全。操作机构拒绝跳闸（不论是远方跳闸还是就地手动跳闸）。35kV负荷侧过电压吸收装置退出时。绝缘子有裂纹、放电痕迹。断路器事故跳闸次数达到

43、规定值，未做解体检查时。SF6断路器气压低于规定值（额定压力0.50MPa）。5断路器的运行规定新安装或大修后的断路器，投入前必须验收合格才能施加运行电压。断路器运行时，其工作电压和工作电流不应超过额定值，断路器各部及辅助设备应处于良好工作状态。断路器机构未储能时，严禁操作开关合闸。正常情况下，断路器的操作均应在远方进行，仅在调试或事故处理时，才允许就地操作。分相操作的断路器，应在合闸一相后观察情况，电流稳定后再合下一相。110kVSF6断路器的特殊规定当SF6气体压力低于0.50MPa时,应对照SF6气体温度压力特性曲线判断是否由外温引起的，若外温无异常变化，应通知试验站进行检漏。当环境温度

44、低于-30C时，应加强监视防止出现液化现象。SF6开关出现气体密度低报警时，仍可以继续运行，但应及时补气，若因气体泄漏而闭锁时，应立即退出运行。新安装的SF6开关其微水含量不大于150Ppm，运行中的SF6开关其微水含量不大于300ppm。在夏季驱潮电热必须经常投入运行。SF6开关分、合闸指示器无论运行与否，检修人员均不得随意调整。运行中的SF6开关需要补气时，应先检验使用的气体是否符合新气标准，只有合格的SF6气体才能补入开关内。SF6气体水份检测应由专人负责，微水检测周期应与气体检漏周期相同，微水检测标准应符合我国暂行标准和SF6气体绝缘变电站运行维修导则规定。SF6开关的年泄漏率不大于1

45、%。SF6开关开断额定短路电流达到规定的次数后应进行临时性检修。6断路器日常巡视断路器日常巡视项目表序号巡视内容巡视标准1开关位置分、合闸指示器指示正确，与实际运行状态一致2开关液压操作机构、油色、压力表指示1.开关操作机构正常2.检查机卞管路3.检查机构无异常声音、异味4.检查液压机构压力表指示，在规定彳1内。5.箱内照明良好3开关套管、支持瓷瓶1.检查套管、支持瓷瓶清洁、完好，无破损、裂纹、电晕放电声4开关引线连接线夹1.检查开关引线及线夹压接牢固、接触良好，无变色、铜铝过渡部位无裂纹2.利用检查导线及线夹的颜色变化、后尢热气流上升、氧化加剧、示温片或变色漆有无融化变色现象、夜间熄灯察看有

46、无发红等方法，检查是否发热3.雨雪天气，检查引线、线夹，对比后无枳雪融化、水蒸气现象进行检查是否发热4.以上检查，若需要鉴定，应使用测温仪对设备进行检测5.检查高处的引线后无断股、无烧伤痕迹，可使用望远镜5开关SF6气体压力.检查开关SF6压力表指示：额定压力0.50MPa报警压力0.45MPa闭锁压力0.40MPa压力值应与环境温度相对应.密度继电器完好、正常，无异常报警信号3.开关本体周围无刺激性气味及其它异味、异常声音6开关操作机构加热器、驱潮器、储能气泵、电机1.检查加热器、驱潮器完好，工作正常2.加热器、驱潮器开关正常应投“自动”位置。加热器在气温10c以上退出，5c以下投入。驱潮器

47、的凝露控制器应工作正常3.气泵无漏气，储气罐内无积水7开关声音开关应无任何异常声音8端子箱1.端子箱内清洁、门关闭严密2.二次线无松脱及发热变色现象3.电缆二次线孔洞封堵严密4.二次接线、兀件、电缆、隔离开运鹏第四YOROOROUPYOROOROUP关、断路器、电流互感器等标志正确、清晰每次事故跳闸后，应对断路器进行外部检查，套管应无烧伤、破裂现象，接头应无松动、发热和烧伤痕迹，各部应无变形。系统过电压后，应检查各部无火花及放电痕迹，断路器周围无异味、异音现象。恶劣天气下应增加开关检查次数，并着重检查开关上有无影响安全的杂物，瓷质部分有无断裂，各部位置是否漏油、漏气、有无过热、放电现象。隔离开

48、关和接地刀闸隔离开关和接地刀闸的作用、组成1隔离开关的作用：在设备检修时，用来隔离有电和检修部分，造成明显断开点；与断路器配合，改变系统运行方式。2接地刀闸的作用：将被检修设备或线路可靠接地，防止人身触电。主变中性点接地刀闸是用来投退中性点回路的。如合上主变中性点接地刀闸，可防止主变中性点电压升高损坏中性点的绝缘；提供零序电流的通道。隔离开关和接地刀闸组成：导流部分、绝缘部分、操作机构部分。3隔离开关和接地刀闸投运和检修的验收隔离开关电动、手动操作均正常。检查隔离开关、接地刀闸实际位置状态与监控系统位置状态是否一致。操作机构、传动装置、辅助接点动作灵活可靠，位置指示正确。隔离开关与接地刀闸之间

49、机械闭锁功能正常。隔离开关的支撑瓷瓶表面无尘垢、无破损、胶接处无松动。合闸时，三相触头应同期，其误差值应不大于20mm。微机五防闭锁装置、电气闭锁回路正确，功能完整正确。观察操动机构内行程开关位置，隔离开关在分闸位置和合闸位置时触片应能触动行程开关切换。应有完整的试验报告及设备检修记录。设备缺陷处理工作的验收，应按照缺陷内容的要求进行验收。有关数据可按上述规定参照。同时，也应按本章中有关巡视检查项目中的内容检查验收。4隔离开关和接地刀闸运行操作中的注意事项正常情况下，隔离开关不允许在超过额定参数下长期运行，温度不超过70Co正常运行时，隔离开关的操作电源小开关应合上，并保证其电源完好。可用隔离

50、开关操作的项目：拉合无接地故障的电压互感器；拉合空母线和死联于母线上设备的电容电流；拉合主变中性点的接地刀闸；拉、合励磁电流小于2安培的空载变压器；拉、合小于5安培的空载线路；在合隔离开关时应先检查接地刀闸在断开位置。对于电动操作的接地刀闸，只有在操作时方可合上操作电源开关，然后进行操作，操作完毕后应立即断开其操作电源开关。正常运行时（或手动操作时），不得合上接地刀闸的操作电源开关。操作隔离开关时，应先检查相应的断路器确在断开位置。隔离开关的操作程序和要求：当断路器拉开后，应先拉开负荷侧隔离开关，后拉开电源侧隔离开关；送电时相反。严禁带负荷拉合隔离开关。隔离开关一般应在主控室进行操作，当远控电

51、气操作失灵时，110kV隔离开关可在现场就地进行电动或手动操作，但必须严格核实五防闭锁条件，并主值监护下方可进行。隔离开关和接地刀闸操作时，运行值班人员应在现场逐相检查其分、合闸是否到位，接触是否良好。隔离开关、接地刀闸和断路器之间安装和设置有防误闭锁装置，在倒闸操作时一定要按操作顺序进行（如验电、接地）。如果闭锁装置失灵时，必须严格按闭锁要求的条件逐一检查相应的断路器、隔离开关和接地刀闸的位置状态，待条件满足且经技术场长批准后，方可解除闭锁进行操作。当需要手动操作隔离开关时，先打开操作机构箱正门，断开其操作电源；然后打开侧门（此时电动操作回路被断开） ，用手动操作摇把进行手动操作。对于站有隔

52、离开关和接地刀闸手动操作完毕后，应将箱门用五防锁具锁好。隔离开关在电动操作时发生拒动，应检查隔离开关操作条件是否满足（检查开关、接地刀闸状态），检查操作电源是否正常。若电源或电机故障不能排除，可手动操作分、合闸。当手动操作有卡涩时，应停止操作，检查机械联锁状态，严禁强行操作，以免损坏设备。5 5隔离开关的日常巡视隔离开关的日常巡视项目表设备名称序号巡视内容巡视标准隔离开关1触头、引线、线夹等主接触部位1.导线无断股、散股2.触头接触良好3.观察接头有无热气流、变色严重、氧化加剧、木温片后尢变色熔化、夜间熄灯巡视察看有无发红等方法，检查是否发热4.雨雪大气，检查设备引线、线夹主导流接触部位、刀闸

53、主接触部位，对比后无枳雪鬲蚯t、水蒸气现象5.以上检查，若需要鉴定，应使用测温仪对设备进行检测6.无挂落物或者鸟粪等异物2瓷质部分应完好、清洁、无破损、放电痕迹3操作机构1.防误闭锁装置锁具完好，闭锁可靠2.机械联锁装置应完整可靠3.机构箱门关闭严密、密封严密4传动机构连杆无弯曲艾形、松动、锈蚀5接地刀闸正常在“分”位，助力弹簧无断股，闭锁良好6隔离开关特殊巡视：出现下列情况之一时，应进行特殊巡视：设备异常运行或过负荷运行时（每小时一次）天气异常时，如雷雨后；下雪时，应重点检查接头处无发热现象；倒闸操作后。互感器远鹏集团，YOROOROURYOROOROUR国电远鹏运维管理部运维手册电压互感器

54、的作用、组成1电压互感器的作用：把高电压按比例关系变换成100V或更低等级的标准二次电压，供保护、计量、仪表装置使用。使用电压互感器可以将高电压与电气工作人员隔离。2互感器组成：铁芯、绕组、绝缘体、膨胀器、瓷套。3电压互感器投运和检修前的验收试验项目齐全、合格、记录完整和结论清楚；电压互感器外形清洁，本体和瓷套完整无损，无锈蚀，无渗漏油；引线、接点、接头和金具完整，连接牢固；端子箱内端子连接正确，无异常；电压互感器末端接地良好，本体设备接地正常；检查电容式电压互感器油位是否在正常位置4电压互感器运行的规定电压互感器二次侧回路在运行中严禁短路。按规定确保每个二次线圈仅一点可靠接地。电压互感器检修

55、时，应将其二次空开全部拉开，以防二次回路向一次回路倒送电。当发生电压互感器二次回路短路时，电压互感器二次回路的空开能自动跳闸。如果人工断开电压互感器二次空开或自动跳闸，将发出“电压互感器三相失压”信号送至主控室监控机。当110kV电压互感器二次回路失压时（如电压互感器二次空开跳闸），运行人员应申请调度将与PT有关的继电保护和自动装置（有可能误动的保护）退出运行。35kV电压互感器二次回路失压时，向值班长报告并通知检修。当110kV电压互感器的二次空气开关跳闸，可不经检查试送一次，若试送不成功，则禁止再送，汇报调度并通知检修。运行中注意110kV电容式电压互感器有无异常响声，二次电压指示是否正常

56、，三相电容式电压互感器的开口三角形电压是否有明显升高，若有异常应申请调度退出运行。电压互感器按额定电压，容量及准确等级运行，但一次最高工作电压不得高于互感器额定电压的1.15倍。电压互感器的操作顺序.1送电：先合上一次侧隔离开关，后合上二次侧电压互感器二次空开。2停电：先断开二次侧电压互感器二次空开，后拉开一次侧隔离开关。5电压互感器的日常巡视设备名称序号巡视内容巡视标准电压互感器1瓷套清洁、无损、无放电现象2本体1.无渗漏油2.内部无异首、异味3油位、油色.油标的油位指示，应和环境温度标志线相对应、无大偏差.正常油色应为透明的淡黄色3.油位计应无破损和渗漏油，没有影响察看油位的油垢C4引线及

57、接触部位检查引线线夹压接应牢固、接触良好，无变色、变形、铜铝过渡部位无裂纹5膨胀器无异常，指示正确电压互感器特殊巡视出现下列情况之一时，运行人员应针对不同的情况对设备进行特殊巡视。设备存在异常运行时（需加强监视时）；系统异常运行时；天气异常时和雷雨过后时；下雪时，应重点检查接头、接点处的雪融情况。互感器的主要技术参数电流互感器的作用及组成电流互感器的作用：把数值较大的一次电流通过一定的变比转换为数值较小的二次电流，用来进行保护、测量、计量等用途。互感器组成：铁芯、绕组、绝缘体、膨胀器、瓷套。电流互感器投运和检修的验收试验项目齐全、合格、记录完整和结论清楚；电流互感器外形清洁，本体和瓷套完整无损，无锈蚀；引线、接点、接头和金具完整，连接牢固；电流互感器油标油位指示正常，无渗漏油；端子箱内端子连接正确，无异常；电流互感器的末屏运行时必须接地；试验时站打开的接线头均已恢复且接触良好。电流互感器运行规定工作电压和工作电流不大于额定电压和额定电流，按额定容量及准确等级运行。严禁二次开路运行。电流互感器的油位检查方法：检查膨胀器带油位指示的视察窗。正常时油位指示应指示在“-30C”与“+40C”之间。电流互