光伏电站运维方法

光伏电站日常维护一、汇流箱汇流箱就是聚集电流的一种设备，重要是用在大中型光伏系统中，光伏阵列中组件串数量多，输出多，必须需要一种设备把这些输出集中起来，使之能够直接连在逆变器上。在太阳能光伏发电系统中，为了减少太阳能光伏电池阵列与逆变器之间的连线，能够将一定数量、规格相似的光伏电池串联起来，构成一种个光伏串列，然后再将若干个光伏串列并联接入光伏汇流防雷箱，在光伏防雷汇流箱内汇流后，通过直流断路器输出，与光伏逆变器配套使用从而构成完整的光伏发电系统，实现并网。可同时接入多路太阳能光伏阵列，每路额定电流可达10A，最大15A，能满足不同顾客需求。每路输入独立配有太阳能光伏直流高压防雷电路，含有多级防雷功效，确保雷击不影响光伏阵列正常输出。输出端配有光伏直流高压防雷模块，可耐受最大80kA的雷电流。采用高压断路器，直流耐压值不低于DC1000V，安全可靠。含有雷电统计功效,方便理解雷电灾害的侵入状况。含有电流、电压、电量的实时显示功效，便于观察工作状况。防护等级达IP65,满足室外安装的使用规定。含有远程监控功效。汇流箱大概的构造重要有保险管、防雷器、直流断路器（隔离刀闸）、正（负）极接线板、电流传感器，计量采样板、通讯板等。光伏防雷汇流箱里配备了光伏专用直流防雷模块、直流熔断器和断路器等，并设立了工作状态批示灯、雷电计数器。为方便顾客及时精确的掌握光伏电池的工作状况，配备远方通讯监测装置确保太阳能光伏发电系统发挥最大功效。(1)汇流箱的重要故障有下列几点：1.正负极熔断器烧损；造成的重要因素是：a.由于熔断器的额定电流不大于接入光伏组串的电流。b.接入汇流箱的电缆正负极短路或电缆接地。c.熔断器的质量不合格造成的熔断器烧损。d.光伏组件串接数量超出设计原则范畴。e.光伏组件连接线和接线端子接触不良。f.MC4头与组件接触不良。2.通讯中断、数码液晶管无显示；造成的重要因素是:a.通讯线接地、短路或断路。b.通讯板烧损。c.无通讯电源。d.24V电源电压低于20V。e.通讯装置485串口烧毁。f.通讯装置故障，通讯装置无电源。g.485通讯线接触不良或接线方式错误。h.后台未关联汇流箱有关地址或测点。i.汇流箱站点号设立错误或重复。j.通讯线屏蔽线接地方式错误。k.通讯线受干扰（通讯线敷设时与强电线路距离过近，未按有关敷设原则敷设)。l.汇流箱波特率和拨码电阻设立错误。m.通讯线距离过长，信号衰减。n.汇流箱未加终端电阻（超出60m）。o.汇流箱设定路数超出实际接线路数。3.电缆接地或短路4.汇流箱内的直流断路器跳闸等故障(2)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规定，最少由两人巡视，严禁单人巡视。巡视时重要检查汇流箱的外观，以及柜体固定螺栓与否松动；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，检查接线与否松动，接线端子及保险底座与否变色。在检查时还要看汇流箱内的母排与否变色；螺栓与否紧固；接地与否良好；柜内断路器有无脱扣发热现象；检查防火封堵与否合格；检修断路器时必须将对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。逆变器一、逆变器的作用并网逆变器是光伏电站中重要的电气设备，同时也是光伏发电系统中的核心设备。逆变器将光伏阵列产生的直流电（DC）逆变为三相正弦交流电（AC），输出符合电网规定的电能。逆变器是能量转换的核心设备，其效率指标等电气性能参数，将直接影响电站系统发电量。逆变器含有极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、

过温保护、交流过流及直流过流保护、直流母线过（低）电压保护、电网断电、电网过欠压保护、电网过欠频保护、光伏阵列及逆变器本身的接地检测保护和低电压穿越功效等。

含有“四遥”功效二、检查项目1.逆变器通风滤网的积灰程度。2.逆变器直流柜内各表计与否正常、断路器与否脱扣，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与否正常。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.逆变器各部连接与否良好。7.逆变器接地与否良好。8.逆变器室内灰尘。9.逆变器风机与否运行正常及风道通风与否良好。10.逆变器各项运行参数设立与否对的。11.逆变器运行批示灯显示及声音与否正常。12.逆变器防火封堵与否合格、防鼠板与否安装到位。13.检查逆变器防雷器与否动作（正常为绿）。14.逆变器运行状态下参数与否正常（三相电压、电流与否平衡）。15.逆变器运行模式与否为MPPT模式。光伏板太阳能电池板是太阳能发电系统中的核心部分，也是太阳能发电系统中价值最高的部分。其作用是将太阳能转化为电能，太阳能电池板的质量和成本将直接决定整个系统的质量和成本。沙土光伏站太阳能电池板重要是多晶硅电池板。要定时组织人员对电站全部的电池板进行全方面细致的检查，是为了使电池板长久在良好的工况下运行，从而确保电站的发电量，发明更多的经济效益。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与否接触良好，有无脱落现象。3.检查汇流箱接线处与否有发热现象。4.检查电池板支架、卡扣有无松动和断裂现象。5.检查清理电池板周边遮挡电池板的杂草。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。8.对电池板的清洁程度进行检查。9.大风天气应对电池板及支架进行重点检查。10.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。11.大雨天应检查全部防水密封与否良好，有无漏水现象。12.检查与否有动物进入电站对电池板进行破坏。13.冰雹天气应对电池板表面进行重点检查。14.对电池板温度进行检测，与环境温度相比较进行分析。15.对所检查出来的问题要要及时进行解决，分析、总结。16.对每次检查要做具体的统计，方便于后来的分析。定时巡检和特殊巡检：光伏组件每个季度巡视一次，在巡视过程中重要检查MC4头与否松动、U型卡环与否脱落或松动、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与否大致一致，对于电流小的支路要进行全方面检查分析。在碰到大风天气时要全方面巡视（特巡），重点巡视光伏组件有无掉落损坏、U型卡环与否脱落或松动。光伏板连接处的MC4头连接与否良好无松动脱落现象。17.组件接线盒有无鼓包、二极管接触与否良好、有无发热变色。18.各光伏组串连接的MC4头与否连接紧固无松动。19.做分析总结统计并归档。组合式箱变1.2变压器器身与油箱配合紧密，且有固定装置。高、低压引线全部采用软连接，分接引线与无载分接开关之间采用冷压焊接并用螺栓紧固，全部连接（涉及线圈与后备熔断器、插入式熔断器、负荷开关等）都采用冷压焊接，紧固部分带有自锁防松方法。为全密封免维护产品，构造紧凑，可靠保护人身安全。柜体采用目字形排列，分为高压侧负荷开关室（高压间隔）、变压器间隔、低压侧配电室（低压间隔）。1.3本厂变压器型式采用三相铜芯双分裂绕组无励磁调压油浸变压器。其设备的附属设备所带功效以下所列：1.3.1变压器带有缺相保护功效，在变压器缺相运行时跳低压断路器。1.3.2变压器带温度表（该表由制造厂装设在变压器低压柜上）。全部温度表都含有超温跳闸和超温报警接点输出,包含3对无源独立干接点（接点输出信号可任意定义），可分别用于远方和就地，干接点容量为AC220V、5A。1.3.3变压器的本体信号包含1对无源独立干接点，可分别用于远方和就地，干接点容量为AC220V,5A。1.3.4变压器内全部对外接口接点均引至端子排上，并预留一定数量端子，接引到端子的接点涉及：变压器超温报警、超温跳闸、低压断路器信号、箱变火灾报警信号、高低压门状态信号等。1.3.5变压器装设一只油面温度测温装置，以监测变压器油面温度，和温度表接口采用4~20mA。1.3.6变压器油位批示采用就地直读式。1.3.7变压器绝缘油选用#45变压器油，满足下列规定：凝点：-45℃闪电（闭口）不低于：140℃击穿电压不不大于：60kV介质损耗因数（90℃）不不不大于：0.5%水分：<15ppm变压器油密度：0.9kg/l其它参数按照国标执行。1.3.8变压器承受短路的能力：变压器能够承受低压侧出口三相短路，高压侧母线为无穷大电源供应的短路电流。变压器在各分接头位置时，能够承受线端突发短路的动、热稳定电流的冲击。1.3.9事故过负荷能力满足GB/T15164《油浸式变压器负载导则》和

DL/T572《电力变压器运行规程》的规定。℃)。2本厂组合箱式变压器重要设备功效以下：2.1高压侧负荷开关二工位油浸式负荷开关，负荷开关为二位置构造，以变压器油为绝缘和灭弧介质，弹簧储能、三相联动，高压侧负荷开关需上传位置信号，厂家应将信号接至箱变外传信号端子排上。2.2插入式熔断器2.2.2高压室在线路不停电状况下，通过低压断路器切除发电电源后，能够开断负荷开关，再操作变压器分接开关。2.2.3熔断器在低压断路器前端发生三相或单相短路时可靠动作,在低压断路器下口至逆变器输出电缆终端范畴内发生三相或单相短路时与箱变低压侧断路器及升压站内的35kV真空断路器对的配合、可靠动作。2.3避雷器：2.3.1箱变高压侧设有避雷器，避雷器为氧化锌无间隙型。避雷器可靠密封方便和外界的潮气以及氧气隔绝。内部部件的构造使内部电晕减少到最小，并确保减少和复合绝缘装置外部污物的导电层发生电容耦合。2.3.3避雷器能够承受在运行中产生的应力，并且不会造成损坏或过热击穿。2.3.4避雷器装有放电计数器。2.3.5避雷器可在额定电压下承受20次动作负载实验。幅值为避雷器的标称放电电流。2.435kV侧高压接线端子充足考虑到三芯电缆的出线,电缆接于旁边电缆分支箱为方便多台箱变高压侧出线组合成一回集电线路时的电缆连接。同时避免因单台变压器的检修及定检工作，而造成一整条光伏进线停电的趋势历来提高发电效率。2.5带电批示器：高压室内配带电批示器，以批示高压室内与否带电，并控制高压室内门上的电磁锁，以确保高压室带电时内门无法打开。2.6低压侧元件主断路器该元件为抽出式断路器，其技术特性应符合GB规定。（1）额定电压：400V（2）额定耐受电压：1000V（3）额定电流：1250A（4）额定短时耐受电流及时间：50kA，1s（5）低压断路器可实现速断、单相接地等保护功效。（6）低压断路器分合状态应有信号上传。（7）低压断路器脱扣线圈预留3个控制接点。（8）低压断路器含有远方操作功效。低压断路器含有就地和远方控制功效。留有远方控制接口；设有就地/远方转换开关，开关能提供就地/远方位置输出接点，接点为无源干接点，容量为AC220V，5A；留有提供应远方的位置信号、故障告警（通过含有保护功效的智能电子脱扣器）信号及其它用于反映开关状态的信号等无源干接点，容量为AC220V，5A；低压断路器的全部位置接点均引至二次端子排上，最少4开4闭，容量AC220V，5A。低压断路器含有就地防跳功效。以上接点和设备的内容和数量满足工程规定，并在端子排留有合闸跳闸指令输入接口。注：详情参见江苏常熟开关厂家阐明书2.7箱变辅助电源系统：（1）低压侧配备一台变比为0.318/0.38kV干式三相变压器、容量为3kVA；辅助变压器用于给低压侧配电箱供电，变压器电源侧开关采用分断能力不不大于35KA的塑壳断路器；

（2）低压侧配备一种小型配电箱，一种内置4只220V微型断路器（63In=6A2只，63In=10A2只），2只插座（1只三相），并预留扩展空间。箱变检修、照明、加热电源由此引出。2.8低压侧每分支设立电流互感器用来提供二次电流给电流表计和后台，便于随时监控箱变运行工况。2.9箱变低压侧每分支设三只电流表和三只电压表。2.10低压侧加装浪涌保护器。2.11智能监控单元：A每台箱变的低压开关柜内设立一台箱变智能监测装置，方便采集箱变内的多个电气量参数和非电气量参数，通过RCS-9794装置上传后台以满足综合自动化系统的“四遥”功效 3.变压器并列运行的条件1.接线组别相似，相位相似；2.电压变比相等；3.短路电压差不不不大于10%；4.容量比不超出3:1。4每15天应对变压器巡视一次，其巡视内容以下：4.1检查变压器本体清洁无损坏，现场清洁无杂物。4.2检查变压器门锁与否完好，变压器门与否严密。4.3检查变压器油位与否正常。4.5检查无载调压分接开关与否在适宜位置4.6检查箱式变压器压力释放阀与否完好，并查看压力表与否完好。4.7检查箱式变压器压力表中压力与否在正常范畴内，若压力过高，则需排压。4.8检查箱式变压器油温与否正常，能否与后台相对应。4.9检查箱式变压器主、辅设备与否漏油、渗油。4.10检查箱式变压器测控装置与否运行正常。4.11检查变压器外壳接地连接与否完整良好。4.12检查箱式变压器低压侧母排有无松松发热变色现象。4.13检查箱式变压器低压侧三个电压表计位置与否在同一位置以确认三相电压与否平衡，并旋转切换开关查看表计与否正常。4.14检查箱式变压器低压侧三个电流表计位置与否在同一位置以确认三相电流与否平衡。4.15检查箱式变压器低压侧二次回路电源空开与否正常。4.16检查箱式变压器室内有无积水、凝露。4.17检查二次回路保险有无烧毁现象。4.18检查高压电缆头有无破损、松动现象。4.19检查高压套管有无破损油污现象。4.20检查箱式变压器声音与否异常。4.21检查烟雾报警器与否正常。4.22检查箱式变压器避雷器放电计数器与否正常。4.23检查箱式变压器高压侧带电显示屏与否正常。4.24检查二次回路接线与否松动、掉落现象。4.25检查箱式变压器低压侧断路器智能控制器与否正常，其定值与否对的（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）4.26检查电流互感器与否破裂。4.27检查行程开关与否正常。4.28检查高压电缆有无放电现象。4.29检查高压电缆接地线与否牢固可靠。4.30检查箱式变压器低压侧断路器分、合闸批示灯与实际位置与否一致。4.31检查箱式变压器低压断路器与否正常分合。4.32检查箱式变压器储能批示与否正常。4.33检查箱式变压器浪涌保护器与否动作。5检修周期1）大修周期a)变压器安装运行五年应吊芯进行大修，后来每隔十年大修一次。b)根据历年实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拟定吊罩大修检查的期限。c)运行中的变压器发现异常状况，或防止性实验判明内部有故障时应及时进行大修。2）小修周期a)台式变压器小修每年1次～2次。b)运行中发现缺点时，可计划外停电检修。5.3检修项目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解决。e)全部密封垫的更换和组件试漏。f)绝缘瓷瓶清扫检查。g)变压器的油解决。h)进行规定的测量及防止性实验。i)消缺工作。2)小修项目a)检查并消除已发现的缺点。b)清扫套管并检查套管有无破损和放电痕迹，引出线接头与否有过热变色现象。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，解决渗漏油。e)检查冷却装置有无渗漏油现象。。f)去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)按规定规定进行测量和实验。5.4检修工艺1)检修前准备a）理解变压器在运行中所发现的缺点和异常（事故）状况，出口短路的次数和状况。b）变压器上次大修的技术资料和技术档案。c）理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它附属装置的运行状况）。d）查阅变压器的原实验统计（涉及油的简化分析和色谱），理解变压器的绝缘状况。e）查明漏油部位（并作出标记）及外部缺点。f）进行大修前的本体和油的分析实验，拟定检修时的附加项目（如干燥、油解决等）。5.5质量规定1)器身检修a)应全方面检查器身的完整性，有无缺点存在（如过热、弧痕、松动、线圈变形、开关接点变色等）。对异常状况要查找因素并进行检修解决，同时要作好统计。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≤65%—16小时，相对湿度≤75%—12小时，当器身温度低于周边气温时，宜将变压器加热，普通高出10℃。c)器身检查时，场地周边应清洁，并应有防尘方法。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），严禁用手接触线圈与绝缘物，严寒天气应戴口罩。e)油箱底应保持干净无杂质。变压器在大修竣工后，应及时清理现场、整顿统计、资料、图纸、清退材料，进行核算提交竣工、验收报告，并提请有关部门组织有关单位、维修部门、高压实验、油样化验、继保、运行、计量等单位进行现场验收工作。35KV高压开关柜高压开关柜概述基本概念1.开关柜（又称成套开关或成套配电装置）:它是以断路器为主的电气设备；是指生产厂家根据电气一次主接线图的规定，将有关的高低压电器（涉及控制电器、保护电器、测量电器）以及母线、载流导体、绝缘子等装配在封闭的或敞开的金属柜体内，作为电力系统中接受和分派电能的装置。2.高压开关设备：重要用于发电、输电、配电和电能转换的高压开关以及和控制、测量、保护装置、电气联结（母线）、外壳、支持件等构成的总称。3.开关柜防护规定中的“五防”：避免误分误合断路器、避免带电分合隔离开关、避免带电合接地刀闸、避免带接地刀闸分合断路器、避免误入带电间隔。4.防护等级:外壳、隔板及其它部分避免人体靠近带电部分和触及运动部件以及避免外部物体侵入内部设备的保护程度。二、开关柜的重要特点：1.有一、二次方案,这是开关柜具体的功效标志,涉及电能聚集、分派、计量和保护功效电气线路。一种开关柜有一种拟定的主回路(一次回路)方案和一种辅助回路(二次回路)方案，当一种开关柜的主方案不能实现时能够用几个单元方案来组合而成。2.开关柜含有一定的操作程序及机械或电气联锁机构，实践证明:无“五防”功效或“五防功效不全”是造成电力事故的重要因素。3.含有接地的金属外壳，其外壳有支承和防护作用.因此规定它应含有足够的机械强度和刚度，确保装置的稳固性,当柜内产生故障时,不会出现变形,折断等外部效应。同时也能够避免人体靠近带电部分和触及运动部件，避免外界因素对内部设施的影响;以及避免设备受到意外的冲击。4.含有克制内部故障的功效，“内部故障”是指开关柜内部电弧短路引发的故障，一旦发生内部故障规定把电弧故障限制在隔室以内。三﹑高压开关柜正常使用条件：

1.环境温度:周边空气温度不超出40℃(上限)，普通地区为-5℃(下限)，严寒地区可觉得-15℃。环境温度过高,金属的导电率会减低,电阻增加,表面氧化作用加剧;另首先,

过高的温度,也会使柜内的绝缘件的寿命大大缩短,绝缘强度下降.反之,环境温度过低,在绝缘件中会产生内应力,最后会造成绝缘件的破坏。海拔高度:普通不超出1000米.对于安装在海拔高于1000米处的设备,外绝缘的绝缘水平应将所规定的绝缘耐受电压乘以修正系数Ka[ka=1÷(1.1-H×10-4)]来决定。由于高海拔地区空气稀薄,电器的外绝缘易击穿,因此采用加强绝缘型电器，加大空气绝缘距离，或在开关柜内增加绝缘防护方法。高压开关柜构成及分类一、开关柜的构成：开关柜应满足GB3906-1991《3-35kV交流金属封闭开关设备》原则的有关规定，由柜体和断路器二大部分构成，含有架空进出线、电缆进出线、母线联系等功效。柜体由壳体、电器元件(涉及绝缘件)、多个机构、二次端子及连线等构成。柜体的材料:1)冷扎钢板或角钢(用于焊接柜);2)敷铝锌钢板或镀锌钢板(用于组装柜).3)不锈钢板(不导磁性).4)铝板((不导磁性).柜体的功效单元：1)主母线室(普通主母线布置按“品”字形或“1”字形两种构造)2)断路器室3)电缆室4)继电器和仪表室5)柜顶小母线室6)二次端子室柜内电器元件：1.柜内惯用一次电器元件（主回路设备）常见的有以下设备：1)电流互感器简称CT2)电压互感器简称PT3)接地开关4)避雷器(阻容吸取器；单相型、组合型)5)隔离开关6)高压断路器（真空型(Z)、SF6型(L)）7))高压熔断器8）高压带电显示屏10)绝缘件[穿墙套管、触头盒、绝缘子、绝缘热缩(冷缩)护套]11)主母线和分支母线12)高压电抗器[串联型和起动电机型]13)负荷开关2.柜内惯用的重要二次元件（又称二次设备或辅助设备，是指对一次设备进行监察、控制、测量、调节和保护的低压设备）,常见的有以下设备:1)继电器2)电度表3)电流表4)电压表5)功率表6)功率因数表7)频率表8)熔断器9)空气开关10)转换开关11)信号灯12)按钮13)微机综合保护装置等等。三、五防联锁介绍:（1）当手车在柜体的工作位置合闸后,在底盘车内部的闭锁电磁铁被锁定在丝杠上,而不会被拉动.以避免带负荷误拉断路器手车。（2）当接地开关处在合闸位置时,接地开关主轴联锁机构中的推杆被推入柜中的手车导轨上,于是所配断路器手车不能被推动柜内。（3）断路器手车在工作位置合闸后,出线侧带电,此时接地开关不能合闸接地开关主轴联锁机构中的推杆被制止,其操作手柄无法操作接地开关主轴。四、操作程序高压开关柜的操作：4.1操作手车开关柜时，应严格按照规定的程序进行，避免由于程序错误造成闭锁、二次插头、隔离挡板和接地开关等元件损坏。4.2手车式断路器允许停留在运行、实验、检修位臵，不得停留在其它位置。检修后,应推至实验位置,进行传动实验，实验良好后方可投入运行。4.3手车开关的倒闸操作仍然按照开关运行的四种状态转换:A、运行状态B、热备用状态C、冷备用状态D、检修状态送电操作:操作接地刀闸并且使之分闸---用转运车(平台车或轨道)将手车(处在分闸状态)推入柜内(实验位置)---把二次插头插到静插座上---(实验位置批示器亮)---用手柄将手车从实验位置(分闸状态)推入到工作位置---(工作位置批示器亮,实验位置批示器灭)---合闸停电(检修)操作:将断路器手车分闸---用手柄将手车从工作位置(分闸状态)退出到实验位置---(工作位置批示器灭,实验位置批示器亮)---打开前中门---把二次插头拔出静插座---(实验位置批示器灭)---用转运车(平台车或轨道)将手车退出柜外、操作接地开关主轴并且使之合闸---必要时现场装设接地线。五﹑防止性实验1防止性实验项目、周期2交接验收1）开关检修后验收开关检修过程中重要零部件检修或更换完毕，工作负责人再全方面进行一次检查确保检修质量。2）整体验收验收工作有检修值长主持，工作负责人及运行人员参加，检修负责人提供开关检修技术统计资料，检修中发现及解决的缺点和遗留的问题等。由运行人员进行检查及手动操纵实验，检查完毕将开关送入实验位置，电动操作两次，确认正常后，由验收负责人作出质量评价，并在检修交代本上签字。六、高压开关柜的巡视检查6.1高压开关柜的正常巡视检查A、开关柜屏上批示灯、带电显示屏批示应正常，操作方式选择开关（远方/就地）、机械操作把手投切位置应对的，控制电源及电压回路电源分合闸批示对的;B、分（合）闸位置批示器与实际运行方式相符;C﹑储能开关储能批示与否正常;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；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，以确认开关柜与否发热；G、检查断路器操作构造应完好,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应完好。6.2高压开关柜的特殊巡视A、开关柜在过负荷的状况下运行；B、开关室内的温度较高时，检查换流风机与否运行；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，检查开关室内门窗与否关闭;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;A、开关柜在过负荷的状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,以确认开关柜与否发热。必要可用红外测温仪通过观察窗进行测温；B、开关室内的温度较高时应启动开关室全部的通风设备，若此时温度还不停升高应适度减少负荷；C、开关柜内部有不正常的声响时运行人员应亲密观察该异常声响的变化状况，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。七、高压开关柜常见故障缺点及解决办法一、故障的防止方法开关柜在调试、运行过程中由于多个各样的因素会发生故障，为减少故障频率应进行下列项目的检修：1.检修程序锁和联锁，动作保持灵活可靠，程序对的;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状况与否良好，检测接地回路;4.有手车的须检查手车推动机构的状况，确保其满足阐明书的有关规定;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，如有松动应立刻紧固;9.检查接地回路各部分的状况，如接地触头，主接地线及过门接地线等，确保其导电的持续性;10.清扫各部位的尘土，特别是绝缘材料表面的尘土。11.发现有异常状况，如不能解决可同开关柜厂家联系。二、常见故障及解决办法1.绝缘故障：绝缘故障形式普通有：环境条件恶劣破坏绝缘件性能、绝缘材料的老化破损、小动物进入等因素造成的短路或击穿。定时检修发现绝缘材料老化或破损立刻更换，去除绝缘材料表面的污渍，电缆沟、开关室安装防护板避免小动物进入，发生故障查找因素并立刻整治2.操作拒动故障因素①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。检查因素并立刻更换新的线圈，紧固有关节点接线。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因素造成的事故，发生故障及时查找因素并更换适宜的元器件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发的故障，应理解产品操作规程，按程序操作。升压站及附属设备变压器的作用、构成1变压器的作用：变化交流电压，传输电能。

2变压器的构成：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构成。3变压器投运和检修的验收3.1检查工作票结束，拆除全部临时接地、短路线和临时安全方法，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宜的位置，有交待统计。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对的。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变压器有关的化验成果符合规定。4变压器绝缘电阻的测量规定4.1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。测得的成果应统计在专用的《变压器绝缘统计》内。4.2备用时间超出一种月的变压器,每月应进行一次绝缘电阻的测量,检查绝缘与否良好。如本月内备用变压器投运过，则不再测量绝缘,但需在“变压器绝缘统计”中统计清晰。4.3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（或拆除中性点接线）。4.4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。测量前要拟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，并且测量前后均应将被测绕组接地放电。4.5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。4.6对于油浸式变压器绕组绝缘电阻值每千伏不低于1MΩ，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%。4.7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。4.8变压器绝缘电阻值测量成果与以前统计比较分析，如有明显减少现象,应查明因素,并报告值班长。4.9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变压器投运前的实验及投运条件5.1变压器投运前的实验5.1.1新安装或大修后的变压器投运前应做3～5次全电压空载合闸冲击实验。第一次受电后持续时间不应不大于10min，每次冲击实验间隔时间为5min。5.1.2新安装或二次回路工作过的变压器，应做保护传动实验，并有交待统计。5.1.3变压器各侧开关的跳、合闸实验。5.1.4变压器各侧开关的联锁实验。5.1.5有载调压装置调节实验，实验正常后放至适宜位置。5.2新安装或大修后的变压器，投运前应含有下列条件：5.2.1有变压器和充油套管的绝缘实验合格结论。5.2.2有油质分析合格结论。5.2.3有设备安装和变更告知单。5.2.4设备标志齐全。6变压器的投运与停用的操作规定6.1主变压器的投入和退出运行，应按照调度的指令执行。6.2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。6.3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。6.4变压器投运时应观察励磁涌流的冲击状况，若发生异常，应立刻拉闸，使变压器脱离电源。6.5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。6.6变压器投运时，先合上电源侧开关充电正常后，再合负荷侧开关；停运操作与此相反。6.7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下列规定：6.7.1110kV及下列24h。6.7.2若有特殊状况不能满足上述规定，必须经调度同意。6.8站用变压器不在同一系统时,严禁用并列的办法倒换。6.9变压器的重瓦斯、差动及速断保护不允许在同时退出的状况下，将变压器投入运行。6.10变压器投入运行后，应对其进行全方面检查，确认变压器本体及辅助设备运行正常。6.11变压器的并列运行应满足下列条件6.1绕组接线组别相似。6.2电压变比相似。6.3阻抗电压相等。正常状况下，变压器应按铭牌规范及规定的冷却条件运行。7.1变压器运行中的温度规定7.1.1油浸式变压器，运行中的环境温度为+40℃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℃55线圈温升上限℃65最高上层油温℃95正常运行上层油温℃857.1.2当冷却介质温度下降时，变压器最高上层油温也应当对应下降，为避免绝缘油加速劣化，自然循环风冷变压器油温普通不适宜超出85℃。7.2变压器运行中的电压规定7.2.1变压器在额定电压?%范畴内变化分接头位置运行时，其额定容量不变。7.2.2变压器的运行电压普通不应高于运行分接开关额定电压的105%。7.3变压器运行中的油位规定7.3.1正常运行中，根据环境温度检查油浸式变压器油位批示在对应的刻度线范畴内。7.3.2变压器油位批示超出极限值时，应查明因素，经确认不是假油位时，应放油或补油，使变压器油位保持在对应的刻度位置。7.4变压器过负荷运行规定7.4.1变压器能够在正常过负荷和事故过负荷状况下运行。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拟定。事故过负荷只能够在事故状况下使用。变压器存在较大缺点（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。7.4.2全天满负荷运行的变压器不适宜过负荷运行。7.4.3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规定，否则，严禁过负荷运行。7.4.4变压器过负荷运行时，加强对上层油温和线圈温度监视检查，做好统计；要严格控制上层油温不得超出允许值。7.4.5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1.30.61.752.02.43.0允许运行时间（min）12030157.53.51.57.5变压器瓦斯保护装置的运行规定7.5.1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，未经调度同意不得将其退出运行。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。7.5.2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点、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。7.5.3当油位计批示的油面有异常升高，油路系统有异常现象时，为查明因素，需要打开各个放气或放油塞子、阀门，或其它可能引发油流变化的工作，必须先将重瓦斯保护改投“信号”位置，然后才干工作，以防瓦斯保护误动跳闸。7.5.4在大量漏油而使油位快速下降时，严禁将重瓦斯保护改投“信号”位置。7.5.5变压器的重瓦斯保护与差动保护不能同时退出运行。7.5.6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，若尚有气体时，再隔12小时将瓦斯保护投至“跳闸”位置。7.6变压器分接开关的运行规定7.6.1运行现场应含有下列技术资料：产品安装使用阐明书、技术图纸、自动控制装置整定阐明书、绝缘油实验统计、检修统计、缺点统计、分接变换统计等。7.6.2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。7.6.3有载调压装置的分接变换操作，由运行人员按调度部门拟定的电压曲线或调度指令，在电压允许偏差范畴内进行。7.6.4正常状况下，普通使用远方电气控制。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方法。7.6.5分接变换操作必须在一种分接变换完毕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批示，不允许出现回零、突跳、无变化等异常状况，分接位置批示器及动作计数器的批示等都应有对应变动。7.6.6每次分接变换操作都应将操作时间、分接位置、电压变化状况及累计动作次数统计在有载分接开关分接变换统计表上，每次投停、实验、维修、缺点与故障解决，都应作好统计。7.6.7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考虑。7.6.8 普通平均每天分接变换次数可参考在下列范畴内：110kV电压等级为10次。7.6.9当变动分接开关操作电源后，在未确认电源相序与否对的前，严禁在极限位置进行电气控制操作。 SD 325—89《电力系统电压和无功电力技术导则(试行)》的规定进行。a.操作中发生连动时，应在批示盘上出现第二个分接位置时立刻切断操作电源，如有手摇机构，则手摇操作到适宜分接位置；b.远方电气控制操作时，计数器及分接位置批示正常，而电压表和电流表又无对应变化，应立刻切断操作电源，中断操作；c.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.分接位置批示不一致；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状况时，应严禁或中断操作。—《电力变压器》的有关规定办理。在未查明因素消除故障前，不得将变压器及其分接开关投入运行。7.7压力释放装置运行规定7.7.2压力释放阀有渗漏油现象，应及时采用方法解决。渗漏油的重要因素有：a.由于某种因素，油箱内压力偏高，已超出释放阀的密封压力，但尚未达成启动压力，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，无需调节。7.7.3应运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.启动动作与否敏捷，如有卡堵现象应排除b.密封胶圈与否已老化、变形或损坏。c.零部件与否锈蚀、变形或损坏。d.信号开关动作与否灵活。e.去除阀内异物7.7.4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造成释放阀漏油甚至失效。8变压器日常巡视名称序号巡视内

容巡视原则主变本体1引线及导线、各接头1.无变色过热、散股、断股；

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；

3.运行声音正常，无杂音、放电声、爆裂声。3线圈温度及上层油温度（统计数据）1.不超出有关规定值上层65℃，下层55℃

2.温度计批示符合运行规定，与主变控制屏远

方温度显示屏批示一致。4本体油枕1.完好，无渗漏油；2.油位批示应和油枕上的环境温度标志线相对应（指针式油位计批示，应与制造场规定的温度曲线相对应）。5有载调压油枕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.瓦斯继电器防雨方法完好，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.硅胶变色未超出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.相序标色齐全、无破损、放电痕迹；

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1.油位正常、无渗漏油；

2.无破损、裂纹及放电痕迹。12各侧及中性点避雷器1.表面完好、无破损、裂纹及放电痕迹；

2.线接头无过热现象。13有载调压机构箱1.表面完好、无锈蚀，名称标注齐全；

2.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

标示牌。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C

T1.无锈蚀、变形、渗漏油；

2.接头无变色过热现象。18中性点接地刀

闸1.名称标注齐全，箱门关闭严密；

2.分、合位置符合运行方式规定；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。19储油池内鹅卵

石铺放整洁、无油迹。 9变压器特殊巡视规定出现下列状况之一时，运行人员必须对变压器进行特殊巡视：9.1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。9.2主变过负荷和过电压运行时，应特别注意温度和过热状况以及振动、本体油位、冷却系统运行等状况（每小时最少一次）。9.3天气异常时和雷雨后，检查导线摆动状况、变压器各侧避雷器记数器动作状况、套管有无放电闪络、破损、裂纹状况。9.4新投入和大修后的变压器、存在重大、危急缺点的变压器（应增加特巡次数）。35KV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快速自动切断故障电流。2断路器的构成：由导流部分、灭弧部分、操作机构部分构成。3断路器投运和检修的验收检查3.1断路器检修后，结束工作票前，应将断路器放在“实验”位置或断开断路器两侧刀闸做断路器的跳、合闸实验，实验次数不少于两次，最后一次跳闸为手动跳闸。3.2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，安全方法已全部拆除，含有投运条件。3.3断路器本体、断路器柜内及周边无杂物和遗留工器具、材料。3.4SF6断路器SF6气体压力应正常，且无渗漏现象。3.5SF6断路器无异味，管道接头正常。3.6当空气湿度较大或环境温度在5℃下列时，SF6断路器加热器应投入。3.7断路器各部分绝缘良好，无接地、短路现象。3.8绝缘子、套管应清洁完整、无裂纹、放电痕迹。3.9负荷侧过电压吸取装置良好。3.10断路器位置批示器与实际相符。3.11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。3.12“五防”功效齐全。3.13手动跳闸机构正常。3.14开关计数器批示不不不大于规定值。4下列状况下，严禁将断路器投入运行4.1保护装置故障或保护未投入前。4.2“五防”功效故障，或功效不全。4.3操作机构回绝跳闸（不管是远方跳闸还是就地手动跳闸）。4.435kV负荷侧过电压吸取装置退出时。4.5绝缘子有裂纹、放电痕迹。4.6断路器事故跳闸次数达成规定值，未做解体检查时。4.7SF6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5.1新安装或大修后的断路器，投入前必须验收合格才干施加运行电压。5.2断路器运行时，其工作电压和工作电流不应超出额定值，断路器各部及辅助设备应处在良好工作状态。5.3断路器机构未储能时，严禁操作开关合闸。5.4正常状况下，断路器的操作均应在远方进行，仅在调试或事故解决时，才允许就地操作。5.5分相操作的断路器，应在合闸一相后观察状况，电流稳定后再合下一相。5.6 110kVSF6断路器的特殊规定℃时，应加强监视避免出现液化现象。5.6.3SF6开关出现气体密度低报警时，仍能够继续运行，但应及时补气，若因气体泄漏而闭锁时，应立刻退出运行。5.6.4新安装的SF6开关其微水含量不不不大于150ppm，运行中的SF6开关其微水含量不不不大于300ppm。5.6.5在夏季驱潮电热必须经常投入运行。5.6.6SF6开关分、合闸批示器无论运行与否，检修人员均不得随意调节。5.6.7运行中的SF6开关需要补气时，应先检查使用的气体与否符合新气原则，只有合格的SF6气体才干补入开关内。5.6.8SF6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似，微水检测原则应符合我国暂行原则和《SF6气体绝缘变电站运行维修导则》规定。SF6开关的年泄漏率不不不大于1%。5.6.9SF6开关开断额定短路电流达成规定的次数后应进行临时性检修。6断路器日常巡视7断路器日常巡视项目表7.1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。7.2系统过电压后，应检查各部无火花及放电痕迹，断路器周边无异味、异音现象。7.3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，各部位置与否漏油、漏气、有无过热、放电现象。隔离开关和接地刀闸隔离开关和接地刀闸的作用、构成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，变化系统运行方式。2接地刀闸的作用：将被检修设备或线路可靠接地，避免人身触电。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,可避免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构成：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3.1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与否一致。3.2操作机构、传动装置、辅助接点动作灵活可靠,位置批示对的。3.3隔离开关与接地刀闸之间机械闭锁功效正常。3.4隔离开关的支撑瓷瓶表面无尘垢、无破损、胶接处无松动。3.5合闸时，三相触头应同期,其误差值应不不不大于20mm。3.6微机五防闭锁装置﹑电气闭锁回路对的,功效完整对的。3.7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。3.8应有完整的实验报告及设备检修统计。3.9设备缺点解决工作的验收，应按照缺点内容的规定进行验收。有关数据可按上述规定参考。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4.1正常状况下，隔离开关不允许在超出额定参数下长久运行，温度不超出70℃。4.2正常运行时，隔离开关的操作电源小开关应合上，并确保其电源完好。4.3可用隔离开关操作的项目：4.3.1拉合无接地故障的电压互感器；4.3.2拉合空母线和死联于母线上设备的电容电流；4.3.3拉合主变中性点的接地刀闸；4.3.4拉、合励磁电流不大于2安培的空载变压器；4.3.5拉、合不大于5安培的空载线路；4.4在合隔离开关时应先检查接地刀闸在断开位置。4.5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，操作完毕后应立刻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。4.6操作隔离开关时，应先检查对应的断路器确在断开位置。4.7隔离开关的操作程序和规定：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。4.8隔离开关普通应在主控室进行操作，当远控电气操作失灵时，110kV隔离开关可在现场就地进行电动或手动操作，但必须严格核算五防闭锁条件，并主值监护下方可进行。4.9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、合闸与否到位，接触与否良好。4.10隔离开关、接地刀闸和断路器之间安装和设立有防误闭锁装置，在倒闸操作时一定要按操作次序进行（如验电、接地）。如果闭锁装置失灵时，必须严格按闭锁规定的条件逐个检查对应的断路器、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同意后，方可解除闭锁进行操作。4.11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。4.12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与否满足(检查开关、接地刀闸状态)，检查操作电源与否正常。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原则隔离开关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、示温片有无变色熔

化、夜间熄灯巡视察看有无发红等办法，检查与否发热

4．雨雪天气，检查设备引线、线夹主导流接触部位、刀闸主接触部位，对比有无积雪融化、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变形、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：出现下列状况之一时，应进行特殊巡视：6.1设备异常运行或过负荷运行时（每小时一次）；6.2天气异常时，如雷雨后；6.3下雪时，应重点检查接头处无发热现象；6.4倒闸操作后。互感器电压互感器的作用、构成1电压互感器的作用：把高电压按比例关系变换成100V或更低等级的原则二次电压，供保护、计量、仪表装置使用。使用电压互感器能够将高电压与电气工作人员隔离。2互感器构成：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3.1实验项目齐全、合格、统计完整和结论清晰；3.2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；3.3引线、接点、接头和金具完整，连接牢固；3.4端子箱内端子连接对的，无异常；3.5电压互感器末端接地良好，本体设备接地正常；3.6检查电容式电压互感器油位与否在正常位置.4电压互感器运行的规定4.1电压互感器二次侧回路在运行中严禁短路。4.2按规定确保每个二次线圈仅一点可靠接地。4.3电压互感器检修时,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。4.4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。4.5当350kV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,向值班长报告并告知检修。4.6当35kV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，则严禁再送，报告调度并告知检修。4.7运行中注意35kV电压互感器有无异常响声，二次电压批示与否正常，三相电容式电压互感器的开口三角形电压与否有明显升高，若有异常应申请调度退出运行。4.8电压互感器按额定电压，容量及精确等级运行，但一次最高工作电压不得高于互感器额定电压的1.15倍。4.9电压互感器的操作次序4.9 .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。5电压互感器的日常巡视，以下表：设备名称序号巡视内容巡视原则电压互感器1瓷套清洁、无损、无放电现象2本体1．无渗漏油2．内部无异音、异味3油位、油色1.油标的油位批示，应和环境温度标志线相对应、无大偏差2.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4引线及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，批示对的6、电压互感器特殊巡视出现下列状况之一时，运行人员应针对不同的状况对设备进行特殊巡视。6.1设备存在异常运行时（需加强监视时）；6.2系统异常运行时；6.3天气异常时和雷雨过后时；6.4下雪时，应重点检查接头、接点处的雪融状况。7电流互感器的重要技术参数电流互感器的作用及构成7.1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。7.2互感器构成：铁芯、绕组、绝缘体、膨胀器、瓷套。7.3电流互感器投运和检修的验收7.3.1实验项目齐全、合格、统计完整和结论清晰；7.3.2电流互感器外形清洁，本体和瓷套完整无损，无锈蚀；7.3.3引线、接点、接头和金具完整，连接牢固；7.3.4电流互感器油标油位批示正常，无渗漏油；7.3.5端子箱内端子连接对的，无异常；7.3.6电流互感器的末屏运行时必须接地；7.3.7实验时站打开的接线头均已恢复且接触良好。7.4电流互感器运行规定7.4.1工作电压和工作电流不不不大于额定电压和额定电流，按额定容量及精确等级运行。7.4.2严禁二次开路运行。7.4.3电流互感器的油位检查办法:检查膨胀器带油位批示的视察窗。正常时油位批示应批示在“-30℃”与“+40℃”之间。7.4.4电流互感器由运行转检修时,应采用以下方法：7.5电流互感器的日常巡视电流互感器的日常巡视项目表设备名称序号巡视内容巡视原则电流互感器1气体压力气体压力在上下限之间2瓷套完好，无裂纹、损伤、放电现象3接头无变色，压接良好，无过热变色现象4二次接线盒1．封堵严密2．二次接线无松动，发热现象5末屏接地良好，无松动氧化7.6电流互感器特殊巡视出现下列状况之一时，运行人员应针对不同的状况对设备进行特殊巡视:7.6.1设备异常运行时；7.6.2系统异常运行时；7.6.3天气异常时和雷雨过后时；7.6.4下雪时，应重点检查接头、接点处的雪融状况。避雷器接地装置避雷器接地装置作用、构成1避雷器的作用：通过并联放电间隙或非线性电阻的作用，对入侵流动波进行削幅，减少被保护设备站受过电压值。避雷器既可用来防护大气过电压，也可用来防护操作过电压。避雷针的作用：用来保护建筑物等避免雷电直击的装置。

2避雷器的构成：绝缘瓷套、氧化锌电阻片、上下法兰、压紧弹簧及附件等构成。避雷针的构成：避雷针头、引流体、接地体等构成。3避雷器接地装置投运前的验收3.1避雷器每次实验送电前须得到各项实验合格告知，收回并终止工作票，拆除安全方法恢复常设遮栏及标示牌；3.2实验项目齐全、合格、统计完整和结论清晰；3.3引线、接地线和均压环安装连接牢固，螺丝齐全，金具完整；3.4动作计数器与避雷器的连接良好；4避雷器和避雷针的运行规定4.1避雷器的特性应与安装处的规定相适应,与被保护设备的距离符合规定。4.2避雷器地安装应垂直于地面，对地距离不够的，四周设固定遮栏。4.3每对应装设避雷器放电记数器。4.4避雷器的引线应有足够的弛度，避免产生单侧拉力。4.5在线监测仪的电流表批示对的，毫安表无抖动，在正常状况下，避雷器的交流泄露电流只有几百微安。如果受潮或老化，泄露电流会超出正常电流的几倍到几十倍，达成几个毫安或十几个毫安。4.6氧化锌避雷器在运行时的泄漏电流与原始初值相比，双节增加超出25%，单节增加超出20%，应加强监督；与原始值相比双节增加超出40%，单节增加超出30%，必须退出运行进行分析。4.7配备在任何电压等级的避雷器必须视为运行设备,不得随意将其与站保护的设备脱离。4.8雷雨天气巡视设备时，不得靠近避雷器和避雷针。4.9当系统出现过电压、异常运行和雷雨后（特别是雷雨季节），运行人员必须按特巡规定，对避雷器进行一次重点巡视，并作好有关统计。4.10运行中的避雷器、避雷针必须与接地装置或接地网可靠相连接。4.11由于某种因素需要检修或更换时不得任意变化4.12避雷针在运行时不得作为任何物体的用力支撑点。4.13110kV避雷器动作统计表计，定时检查并做统计5接地网的运行规定5.1接地装置地上部分的连接线，圆钢直径不不大于10毫米，扁钢截面不不大于48平方毫米。地下部分的连接线，圆钢直径不不大于12毫米，扁钢截面不不大于48平方毫米。5.2变电站每年对接地引下线应进行导通实验，并根据检查成果对接地网进行开挖检查。5.3运行中的水平接地带埋入地面不得不大于设计规定。5.4当出现有严重锈蚀状况时,应及时进行防锈解决。5.5当发现机械损伤出现断裂应及时进行搭接解决,且必须符合搭接工艺规定。5.6运行中的独立避雷针和独立接地装置不得任意与接地网搭接运行。5.7接地系统的接地电阻测量参考DL/T621-1997《交流电气装置的接地》原则执行。6避雷器的日常巡视避雷器的日常巡视项目表设备名称序号巡视内容巡视原则避雷器1瓷质部分清洁无损、无放电现象，法兰无裂纹锈蚀、进水等现象2本体1．内部应无响声，本体无倾斜2．基础无裂缝，固定螺丝无松动、锈蚀3放电计数器1．放电计数器与否完好，统计动作次数2．检查泄漏电流值应在正常允许范畴4避雷器引线引线完好，接触牢固，线夹无裂纹5接地接地良好，接地线无锈蚀6均压环无松动、锈蚀7避雷器接地装置特殊巡视7.1每次系统异常运行（如跳闸或过电压）、雷雨后（特别是雷雨季节）应对避雷器进行重点巡视检查，并统计避雷器计数器的动作次数；7.2每年春检期间，检查避雷器的金具、螺丝和均压环；7.3每年春检要检查接地线的连接状况。母线、熔断器、电力电缆1母线的重要技术参数110kV母线的重要技术参数2母线作用、构成2.1母线的作用：母线的作用是聚集、分派和传输电能。2.2母线的构成：采用矩形或圆形截面的裸导线或绞线绝缘子串、金具等。3母线运行规定3.1母线及刀闸每次检修送电前，将有关工作票全部收回并终止，拆除全部安全方法，恢复常设遮栏及标示牌。3.2母线送电前均应测量绝缘电阻，符合规定规定。3.3母线、引线的弧度及各部位的距离应符合“配电装置规程”的规定，不得有过负荷和导线断股现象。3.4导体的连接应用金具固定，不准绕缠连接。3.5用远红外测温仪监测导电部分接点温度不得超出70℃。如有过热，向调度报告，必须设法减少负荷并尽量停止使用。3.6母线和刀闸的工作电压不得超出最高允许电压，工作电流不超出额定电流。4母线的日常巡视母线的日常巡视项目表设备名称序号巡视内容巡视原则母线及间隔馈线1母线及接头1．检查接头有无松动、断片、断股、散股2．观察接头有无热气流、变色严重、氧化加剧夜间熄灯察看有无发红等办法，检查与否发热3．雨雪天气，检查设备引线、线夹主导流接触部位、刀闸主接触部位，看有无积雪融化、水蒸气现象。4.以上检查，若需要鉴定，应使用测温仪对设备进行检测5．检查母线固定部位有无窜动等应力现象6．无挂落异物7.引流线连接线夹连接牢固，引流线无断股、散股。2母线悬式瓷瓶无污脏、破损及放电迹象3构架无锈蚀、变形、裂纹、损坏、接地良好。35KV线路巡视设备名称序号巡视内容巡视原则35KV架空线路1钢芯铝绞线1．检查接头有无松动、断片、断股、散股2．观察接头有无热气流、变色严重、氧化加剧、夜间熄灯察看有无发红等办法，检查与否发热3．雨雪天气，检查设备引线、线夹主导流接触部位、刀闸主接触部位，看有无积雪融化、水蒸气现象。4.以上检查，若需要鉴定，应使用测温仪对设备进行检测5.检查杆塔驱鸟器与否完好6．无挂落异物7.引流线连接线夹连接牢固，引流线无断股、散股。8.防震锤与否完好。9.冬季大雪天气有无挂冰现象。2线路悬式瓷瓶无污脏、破损及放电迹象3杆塔无锈蚀、变形、裂纹、损坏、接地良好。4光缆线路差动光纤线与否完好。5杆塔拉线与否松动断裂，绝缘子与否完好。2.U型拉环固定螺栓与否齐全信息化管理系统信息化管理系统是运用数字化信息化技术，来统一标定和解决光伏电站的信息采集、传输、解决、通讯，整合光伏电站设备监控管理、状态监测管理系统、综合自动保护系统，实现光伏电站数据共享和远程监控。有关管理制度及原则----信息化系统基础1、明确并网光伏电站有关管理制度及运维手册。强化安全教育、建立完善电站各项管理制度安全生产是电力生产的生命线。完善光伏电站《运行规程》、《检修规程》、《安全规程》和《调度规程》。建立光伏电站运维 有关国家、地方及行业原则。电站生产运维管理光伏发电生产管理重要涉及：生产运行与维修管理（运维一体化管理）、安全与质量管理、发电计与电力营销管理、大修与快速响应管理、物资仓储管理、生产培训与授权管理和文档与信息管理一、生产运行与维修管理1.运行管理（1）工作票管理工作票对设备消缺过程中安全风险控制和检修质量控制含有重要的作用。工作票编制时需要细化备缺点消除过程的环节，识别消缺工作整个过程的安全风险（人员安全和设备安全），做好风险预判工作，重要包含：工作位置（设备功效位置和工作地点）、开工先决条件、工作环节、工期、工负责人、工作构组员、工作风险及应对方法、备件（换件和可换件）、工具（惯用工具和仪器仪表）等；工作票对工作过程中的核心点进行控制，结合质量管理中检查员的作用设立W点（见证点）和H点（停工待检点）以保障工作质量；工作票执行时需要严格执行工作过程的规定，严把安全质量关；工作票执行完毕后必须保存工作统计和竣工报告。（2）操作票管理操作票使用在对电站设备进行操作的任何环节。操作指令需明确，倒闸操作普通由两人进行操作，操作人员和监护人员共同承当操作责任，核算功效位置、隔离边界、操作指令、风险点后按照操作票逐条进行操作，严禁商定送电。全部操作规范应符合《国家电网倒闸操作规定》。（3）运行统计管理运行统计分纸质统计和电子统计两部分，纸质统计重要为运行日志，运行日志统计电站当班值重要工作内容、电站出力、累计电量、故障损失、限电损失、巡检、缺点和异常状况、重要备件使用状况等；每日工作结束后应在电站管理系统中统计当天电站运行的全方面状况，纸质运行日志应当妥善保存。电站监控和自动控制装置监控的运行统计应每日检查统计的完整性，并妥善保存于站内后台服务器（信息储存装置或公司私有云）。（4）交接班管理电站交班班组应对电站信息、调度计划、备件使用状况、工具借用状况、钥匙使用状况、异常状况等信息进行全方面交接，确保接班班组获得电站的全方面信息；接班班组应与交班班组核对全部电站信息的真实与精确性，接班班组值长确认信息全方面且无误后，与交班班组值长共同在交接班统计表上签字确认，完毕交接班工作。（5）巡检管理巡检分为日常巡检、定时巡检和点检三种方式，日常巡检是电站值班员例行工作，按照巡检路线对电站设备进行巡视、检查、抄表等工作，值班员应含有判断故障类型、等级和严重程度的能力，发现异常状况按照巡检管理规定的有关流程进行报告和处置，同时将异常状况应统计在运行日志中。定时巡检是针对光伏电站所建设地点的气候和特殊天气状况下进行的有针对性的巡检；点检是对重要敏感设备进行加强巡视和检查，确保重要设备可靠运行的手段。（6）电站钥匙管理电站设备钥匙的安全状态对电站运行安全有着至关重要的作用，电站钥匙分设备钥匙和厂房钥匙，电站全部钥匙分两套管理，即正常借用的钥匙和应急钥匙，应急钥匙由当班站长保存，正常借用的钥匙借出和还回应进行实名登记，全部使用人员应按照规定进行钥匙的使用。设备钥匙应配备万能钥匙，万能钥匙只有在紧急事故状况下经站长同意才干使用，其它状况下不得使用。（7）电量报送管理电站值长应每月月末向总部报送当月电量信息。每月累计电量信息应保持与运行日志一致，每月累计故障损失电量信息应与设备故障电量损失信息保持一致，电量信息表编写完毕后应由电站站长复核电量信息后报送总部，报送格式应符合总部管理规定，报送电量信息应真实、精确。2.维修管理（1）工作过程管理工作过程管理是规范电站员工工作行为准则，电站任何人员进行现场工作应遵照电站工作过程管理以确保电站工作的有序性。工作过程管理包含：电站正常工作流程、紧急工作流程、工作行为规范、工前会、工作申请、工作文献准备、工作许可证办理流程、工作的执行与再鉴定、竣工报告的编写等内容。（2）防止性维修管理防止性维修是指电站有计划的进行设备保养和检修的活动。防止性维修管理包含：防止性维修项目和维修周期确实认、防止性维修大纲编制、防止性维修计划编制、防止性维修准备、停电计划、停电申请流程、日常防止性维修、大修防止性维修、防止性维修等效、组件清洗计划编制、防止性维修实施、防止性维修数据管理等内容。（3）纠正性维修管理纠正性维修是指非预期内的故障发生时进行的维修活动。纠正性维修的重要分类有在线维修和离线维修，按照响应时间分类有：临时性维修、检修、抢修，按照维修量级分类有：局部维修、整体维修、更换部件、更换设备。纠正性维修重要考虑的因素有：故障设备不可用对其所在系统的影响，以及该系统对机组乃至电站的影响；缺点的存在对其设备的短期及长久影响，以及该缺点设备故障后的潜在后果；故障或缺点设备对工业安全和外部电网的影响。纠正性维修的对象普通为比较紧急必须解决的故障，隔离边界较少，对检修规定高，纠正性检修需要做到快速判断故障因素，精确找到故障点，做好安全防护方法，及时消除故障保障系统和电站正常运行。（4）技术监督实验管理技术监督实验的目的在于根据国家、行业有关原则、规程，运用先进的测试管理手段，对电力设备的健康水平及安全、质量、经济运行有关的重要参数性能、指标进行监测与控制，以确保其在安全、优质、经济的工作状态下进行。电站需要制订技术监督计划、拟定实验项目、周期、实验原则、实验设备、人员资质以及风险点，执行过程中严格执行实验原则，如实技术监督实验报告，电站应保存技术监督实验报告，技术监督实验数据应与设计参数进行比较分析，并对电站设备及系统的安全性、可靠性等方面作出评价。3.生产准备管理生产准备工作是在施工期间对电站运行期所做的全部准备工作，重要在电站调试期间进行。电站运维人员提前介入工程调试阶段能够更进一步的熟悉电站设备性能，故障历史，监督施工质量，在并网前及时提出并消除电站工程期间的施工问题。生产准备工作重要包含：生产准备计划编制、生产准备大纲编制、电站运行规程编制、电站检修规程编制、安装参加、调试参加、人员培训与授权上岗、上墙制度建立、设备台账建立、设备标牌制作、生产物资准备（如：法律规程采购、统计本、安全生产标记、工具、备件、耗材、劳保用品等）、技术资收集和整顿、设备交接准备工作、试运行工作、通讯网络和电话建设、生活区物资准备等。4.移交接产管理电站移交接产包含电站移交前准备、必备项排查、设备移交、厂房移交、运行移交管理、遗留项管理、移交现场安全管理、钥匙移交管理、文献移交管理、备件和工具（惯用工具、专用工具、计量仪器）移交管理等内容；其中，遗留项管理是整个移交活动的难点，生产方和工程方需要明确遗留项解决的负责人和完毕时间，对于不能准时完毕消缺活动的工程单位，由施工尾款作为消缺的费用，消缺由生产方代为完毕。移交前电站必须排查必备项，全部必备项合格后才可启动移交活动；验收合格的项目由生产方接管进入生产运行阶段。5.生产保险和索赔管理为了保