光伏电站检修规程（标准版）

XXXXX有限公司企业标准Q/DCS-FFS-DSS20102-20XX光伏发电站检修规程（标准版）20XX—08—01发布20XX—08—01实施XXXXX有限公司发布前言近年来新能源并网发电项目保持迅猛发展的态势，光伏电站装机规模在电网中的比重不断增加，日新月异的光伏发电技术给电网源源不断补充电能的同时也给电网安全稳定运行和电站设备、设施管理带来新的挑战。为了规范光伏电站各项生产运行管理，做到管理制度化、科学化，提升光伏电站设备可靠性和管理工作水平编制本标准。本标准是并网光伏电站运营管理系列标准之一，本系列标准包括以下标准：——光伏电站生产准备工作标准；——光伏电站运行规程；——光伏电站设备维护、检修规程；本标准第一版于20XX年08月01日由XXXXX限公司发布。第一版编写人：XXX第一版初审人：XXX第一版审核人：目录TOC\o"1-2"\h\z\u前言 1二次设备一般性检修维护规程 241 范围 242 规范性引用文件 243 定义与术语 243.1二次回路 243.2绝缘 243.3互感器（instrumenttransformer） 254 职责 254.1二级、三级单位生产技术管理部门的职责 254.2光伏电站的职责 255 二次回路接线及器件安装的一般要求 255.1二次回路接线要求 255.2导线规格及要求 255.3连接盘、柜门上的电器、控制台板等可动部位的导线的要求 265.4引入盘、柜内的电缆及其芯线的要求 265.5油污环境下导线的选型 265.6继电保护及自动装置盘内的切换压板的要求 265.7端子排的安装的要求 265.8保护及自动装置的接线及安装的要求 276 二次回路绝缘的检查 276.1 二次回路进行绝缘测试的安全技术措施 286.2 二次回路的绝缘电阻测定的要求 286.3 电力变压器及电抗器A级检修后的绝缘试验的要求 286.4 高压组合电器辅助回路和控制回路绝缘测试的要求 286.5 断路器分合闸线圈的绝缘试验对摇表的要求 286.6 检查绝缘之前的要求 286.7 改善绝缘降低的办法 286.8 电缆的橡皮绝缘被油浸坏时的处理办法 296.9 新装置投入运行时应进行的测试 296.10 二次回路交流耐压试验程序 296.11 二次回路及设备做交流耐压试验时的要求 297 电气二次回路设备的检查与试验 297.1开关检查与试验 297.2控制及保护装置回路接触点的检查 307.3保护与自动装置回路动作试验 317.4开关失灵保护的动作试验的要求 327.5使用一次电流与工作电压进行的校验 328 熔断器（保险）的检验及配置 338.1保护、自动装置及二次结线回路中的熔断器应符合设计要求 338.2使用前都应经过检验，禁止使用没有经过检验的熔断器 338.3熔断器的选择应符合的基本要求 338.4熔断器应能在无限的时间内承受銘牌上所规定的额定电流 338.5熔断器的电流的要求 338.6熔断器安装的基本要求 339 电流、电压互感器及其回路的检验 339.1检查互感器的铭牌参数及出厂合格证及试验资料的要求 339.2电流互感器的检查安装要求 349.3对电流互感器及其二次回路进行外部检查的要求 349.4对电压互感器及其二次回路进行外部检查 349.5检查电缆回路、电缆芯的标志及电缆薄的填写 359.6互感器应满足10％误差的要求 359.7电压互感器的压降应超过额定电压的3％ 359.8用1000V摇表测量绝缘电阻的部位 359.9采用放电器接地的电压互感器二次回路的要求 359.10检验放电器的工作状态 359.11新投入或经更改的电流、电压回路应对二次回路进行检查 359.12电压互感器在接入系统电压以后的测量要求 3610 二次回路上工作的安全措施 3610.1二次回路工作的条件 3610.2二次回路工作的要求 3610.3二次回路工作的安全措施 3610.4设备不停电，在保护及自动装置中进行工作时的要求 3610.5系统上进行校验工作时的要求 3610.6校验保护及自动装置时的要求 3710.7拆开或连接的线的注意事项 3710.8打开直流操作回路导线及电压线头时的注意事项 3710.9没有标志的线头拆开后须做好标记 3710.10被试的保护装置回路全部试验接线的要求 3710.11试验中发现问题与预期结果不符合时应采取的措施 3710.12试验电源必须经过开关和适当容量的保险供电 3710.13使用自耦变压器时应注意的事项 3710.14二次回路通电或耐压试验前应采取的措施 3710.15带电的电流互感器二次回路上工作应采取的安全措施 3810.16带电的电压互感器二次回路上工作应采取的安全措施 3810.17二次回路上工作应至少由两人进行 3810.18检验继电保护和仪表的工作人员的要求 3810.19试验用刀闸的要求 3811 系统接地查找 3811.1发现直流系统接地的处理方法 3811.2查找直流接地的注意事项 3912 检验规则及要求 3912.1一般性检查 3912.2一般电气性能检查 4112.3绝缘性能的检验 4212.4试验电源和使用仪器仪表的一般要求 4412.5误差、一致性的计算方法 4413 测量用具和仪表、仪器 4513.1试验设备的要求 4513.2测量标度范围小或测量小容量电源供给的电流和电压的注意事项 4513.3对检查电压相序用的相序指示器的要求 4513.4使用小型电磁型和电动型仪表的注意事项 4513.5分压器及负荷变阻器的使用 4513.6试验保护及自动装置的测量仪表应符合的规定 4513.7测量电压和电流的方法 4614 其它 4614.1按照接线图检查配线的方法 4614.2检查两端在不同室内的电缆的注意事项 4614.3对接线正确性检查的要求 4614.4利用直流或交流任何电源进行试验的注意事项 4614.5保证导线无损伤的方法 4714.6双屏蔽层的电缆的注意事项 47计算机监控系统检修维护规程 481 范围 482 规范性引用文件 483 定义与术语 483.1分层式 483.2分布式 483.3以太网 483.4通信规约 483.5间隔层 493.6站控层 494 职责 494.1二级、三级单位生产技术管理部门的职责 494.2光伏电站的职责 495 监控系统简述 495.1光伏发电站计算机监控系统的结构 495.2站控层与间隔层之间的结构 495.3站控层的组成部分 495.4电站网络层的作用 495.5间隔层设备包括的装置 505.6系统构架 506 检修总则 506.1计算机监控系统的意义 506.2计算机监控系统运维人员的责任 506.3系统调试完毕后运维人员的任务 507 设备巡回项目及日常维护项目 517.1 设备巡回的时间 517.2 设备巡回的注意事项 517.3 设备巡回的项目 517.4 设备日常维护项目 518 检修周期及要求 518.1计算机监控系统站控层设备及网络交换机的检修周期 518.2计算机监控系统间隔层等设备的检修周期 518.3监控系统UPS电源的检修周期 518.4光功率预测装置的检修周期 528.5计算机监控系统的B级检修检修周期 528.6设备的检修时间的要求 529 检修项目、试验项目和质量标准（见表1） 5210 设备检修的质量验收 5310.1验收人员的职责 5310.2各检修、试验的重要工序的分级验收的要求 5310.3质检验收的要求 5411 设备检修文件的整理 5411.1计算机监控系统检修完毕后的任务 5411.2计算机监控系统应根据变动情况及时修订图纸和技术说明书 5411.3系统的检修报告的基本内容 54直流及交流控制电源系统检修维护规程 561 范围 562 规范性引用文件 563 定义与术语 563.1开关电源 563.2高频开关电源 563.3阀控式铅酸蓄电池 563.4电池容量 573.5浮充 573.6均充 573.7UPS 573.8质检点（H点、W点） 574 职责 584.1二级、三级单位生产技术管理部门的职责 584.2光伏电站的职责 585交直流控制电源系统的运行维护 585.1设备的定期巡视制度 585.2交直流控制电源系统的日常维护 586检修周期及要求 586.1高频开关整流装置 596.2蓄电池 596.3蓄电池放电装置 596.4交流UPS逆变电源装置 597蓄电池的充放电 597.1蓄电池的充电 597.2蓄电池的放电 617.3蓄电池充、放电时的注意事项 627.4充放电记录 627.5蓄电池故障处理 628直流控制电源系统检修 638.1一般要求 638.2检修前的准备工作 638.3检修项目 638.4检修、试验项目的确定 648.5装置检修注意事项 659 交直流控制电源系统试验要求 659.1一般要求 659.2试验要求 659.3直流母线连续供电试验 659.4交直流控制电源系统的检修试验记录的要求 659.5检修质量与验收 669.6绝缘强度 6610 交直流控制电源系统检修总结和技术文件整理 6610.1交直流控制电源系统根据变动情况及时修订图纸和技术说明书 6610.2交直流控制电源系统的检修报告的基本内容 6711 常见故障及处理 6711.1UPS常见故障及处理 6711.2微机监控器故障及对应报警量检查处理 68继电保护及自动装置检修维护规程 701范围 702规范性引用文件 703定义与术语 703.1继电保护 703.2选择性 713.3速动性 713.4灵敏性 713.5可靠性 713.6差动保护 713.7瓦斯保护 713.8零序保护 713.9断路器失灵保护 714 职责 724.1二级、三级单位生产技术管理部门的职责 724.2光伏电站的职责 725 总则 725.1保护装置的检修计划的要求 725.2装置检验工作的要求 725.3检验用仪器、仪表的要求 725.4微机型装置检验的注意事项 726 继电保护与安全自动装置的运行维护和设备管理 726.1定期巡视制度 726.2巡视的主要内容 726.3保护装置的日常维护 737 继电保护与安全自动装置的检修分类、检修周期及检修项目 737.1检修（检验）工作的分类 737.2检修间隔及检修停用期的确定 738 检修（检验）项目 748.1母线保护检验项目 748.2变压器保护检修（检验）项目 758.3线路保护检修（检验）项目 768.4安稳装置的检验项目 778.5故障录波装置检修 779 继电保护、自动装置的检修（检验）要求和条件 789.1一般要求 789.2检验工作应具备的条件 789.3试验要求及应注意的事项 7910 继电保护及安全自动装置检修（检验）方法 8010.1二次回路检验（通用部分） 8010.2屏柜及装置检验（通用部分） 8210.3母线微机保护检修检验方法 8510.4线路保护检修检验方法 8610.5操作箱检验（通用部分） 9310.6保护装置的投运注意事项（通用部分） 9410.7故障录波装置检修 9410.8其它未明确列出的保护装置的检修参照上述进行 9611 检修总结和技术文件整理 96通讯系统检修维护规程 971 范围 972 规范性引用文件 973 定义与术语 973.1光传输设备 973.2调度交换机 973.3PCM 973.42Mbps 983.5高频开关电源 983.6质检点（H点、W点） 984 职责 984.1二级、三级单位生产技术管理部门的职责 994.2光伏电站的职责 995 检修周期与检修项目 995.1 检修间隔及检修停用时间的确定 995.2 传输屏检修项目 995.3交换机检修项目 995.4通讯电源检修项目 1006 检修工艺步骤及质量标准 1006.1数字交换机及光传输设备检修工艺步骤及质量标准 1006.2通讯电源检查项目及验收标准 1047 安全措施及注意事项 1057.1 设备检修前应对工作现场的安全措施进行全面的检查 1057.2 光转输屏检修的注意事项 1057.3 通信设备退出运行时的要求 1057.4 带电设备应断开电源并挂好接地线 1057.5 与直流蓄电池有关设备的安全措施 1057.6 屏柜顶部清扫时的注意事项 1057.7 现场应准备好足够的照明设备 1057.8 工作现场应有足够的消防器材 1057.9 检修项目记录的要求 1057.10 使用电子精密设备清洁济的注意事项 1057.11 各种备品备件的追忆事项 1057.12 检修现场的要求 1058 交换机、配线架等设备的维护检修 1058.1 交换机硬件的运行维护 1058.2 交换机软件的运行和维护 1068.3音频配线架及通讯电缆的维护检修 1079 通讯电源蓄电池充放电 10710 检修总结和技术文件整理 10710.1检修完毕后的任务 10710.2检修完毕及时修订图纸和技术说明书 10810.3检修报告的基本内容 108电池组件检修维护规程 1091 范围 1092 规范性引用文件 1093 定义与术语 1093.1热斑效应 1093.2EVA 1093.3旁路二极管 1094 职责 1104.1二级、三级单位生产技术管理部门的职责 1104.2光伏电站的职责 1105 检修维护前的准备工作 1105.1对电池组件进行状态评估并制订符合实际的对策和措施 1105.2对检修费用、材料和备品配件计划的要求 1105.3完成所有对外发包工程合同的签订工作 1105.4施工机具、安全用具的要求 1105.5编制检修实施计划 1105.6发电公司制定管理制度 1105.7编写或修编检修项目的内容 1105.8参加检修人员和有关管理人员的要求 1105.9检修开工前的要求 1106 检修维护项目及质量标准 1116.1清洗电池组件的要求 1116.2更换电池板的要求 1116.3电池板的检查项目 1116.4更换电池组件的安全措施 1116.5更换电池组件间连接插头的安全措施 1116.6检修完成的注意事项 1116.7在电池板上工作时的注意事项 1116.8更换电池板时应避免对其造成应力 1116.9排查电池组串输出偏低的方法 1117 检修维护工作后的质量验收 1127.1检修质量管理的方式 1127.2验收人员的检查内容 1127.3检修过程中发现的无法消除的缺陷的处理方法 1127.4项目的检修施工和质量验收的要求 1127.5设备检修后投运前的注意事项 1128 检修维护工作注意事项 1128.1检修时携带相应合格的安全工器具、绝缘工器具 1128.2更换电池组件的注意事项 1128.3工作前的注意事项 1138.4恶劣天气时的注意事项 1139 日常维护项目与质量标准（见表1） 113汇流箱及直流防雷配电柜检修维护规程 1141 范围 1142 规范性引用文件 1143 定义与术语 1143.1直流电源防雷器 1143.2串联 1143.3并联 1144 职责 1154.1二级、三级单位生产技术管理部门的职责 1154.2光伏电站的职责 1155 检修前的准备工作 1155.1汇流箱和直流柜进行状态评估并制订符合实际的对策和措施 1155.2发电公司制定管理制度 1155.3对检修费用、材料和备品配件计划的要求 1155.4完成所有对外发包工程合同的签订工作 1155.5施工机具、安全用具的要求 1155.6编制检修实施计划 1155.7编写或修编检修项目的内容 1155.8参加检修人员和有关管理人员的要求 1155.9检修开工前的要求 1156 检修项目、质量标准以及安全注意事项 1166.1汇流箱和直流防雷配电柜清扫要求 1166.2汇流箱和直流防雷配电柜的检查内容 1166.3汇流箱和直流防雷配电柜进行绝缘测试工作 1166.4汇流箱的固定螺栓必须紧固 1166.5汇流箱和直流防雷配电柜内防雷器应完好 1166.6直流防雷配电柜内风机运转正常 1166.7直流柜和汇流箱内部接线头发热、变形等现象的处理方法 1166.8汇流箱和直流防雷配电柜内部设备检查和更换时的注意事项 1166.9检查完成后的注意事项 1166.10配合检查监控信息采集的准确 1166.11检修过程中发现的无法消除的缺陷的处理方法 1166.12检修项目及质量标准（见表1、表2） 1167 检修后的质量验收 1187.1检修质量管理的方式 1187.2验收人员的检查内容 1187.3项目的检修施工和质量验收的要求 1187.4设备检修后投运前的注意事项 1188 直流防雷配电柜和汇流箱检修总结和技术文件整理 1198.1直流防雷配电柜和汇流箱检修完毕后的任务 1198.2直流防雷配电柜和汇流箱及时修订图纸和技术说明书 1198.3直流防雷配电柜和汇流箱的检修报告的基本内容 119逆变器检修维护规程 1201 范围 1202 规范性引用文件 1203 定义与术语 1203.1逆变器 1203.2IGBT 1203.3低电压穿越 1203.4孤岛效应 1214 职责 1214.1二级、三级单位生产技术管理部门的职责 1214.2光伏电站的职责 1215 检修前的准备工作 1215.1对逆变器进行状态评估并制订符合实际的对策和技术措施 1215.2制定管理制度 1215.3对检修费用、材料和备品配件计划的要求 1215.4完成所有对外发包工程合同的签订工作 1215.5施工机具、安全用具的要求 1215.6编制检修实施计划 1215.7编写或修编检修项目的内容 1215.8参加检修人员和有关管理人员的要求 1225.9检修开工前的要求 1226 逆变器正常运行中的维护 1226.1检修周期 1226.2检查、检修项目 1226.3检修工艺 1236.4逆变器检修后的试运行 1247 检修质量标准及安全注意事项 1257.1逆变器清扫的要求 1257.2逆变器的检查项目 1257.3逆变器电缆、母排、开关的绝缘电阻应符合投运要求 1257.4逆变器内部接头发热、变形、熔化或受潮等现象的处理方法 1257.5逆变器内部设备的检查及更换的注意事项 1257.6逆变器检修完后的注意事项 1257.7逆变器检修过程中发现的暂时无法消除的缺陷的处理方法 1257.8逆变器的保护功能 1268 检修后的质量验收 1268.1检修质量管理的方式 1268.2验收人员的检查内容 1268.3项目的检修施工和质量验收的要求 1268.4设备检修后投运前的注意事项 1269 光伏并网逆变器检修总结和技术文件整理 1269.1光伏并网逆变器的检修报告的基本内容 127变压器检修维护规程 1281 范围 1282 规范性引用文件 1283 定义与术语 1283.1瓦斯保护 1283.2压力释放 1293.3变压器中性点 1293.4有载调压 1294 职责 1294.1二级、三级单位生产技术管理部门的职责 1294.2光伏电站的职责 1295 设备检修维护原则 1295.1光伏发电站变压器的种类 1295.2变压器安全运行的要求 1295.3做好变压器的维护、检修工作的要求 1305.4变压器检修的要求 1305.5主变冷却器系统设备及主变中性点设备的检修规定 1306 变压器检修前的准备工作 1306.1对变压器进行状态评估并制订符合实际的对策和技术措施 1306.2 对检修费用、材料和备品配件计划的要求 1306.3 完成所有对外发包工程合同的签订工作 1306.4 施工机具、安全用具的要求 1306.5 编制变压器检修实施计划并绘制检修进度网络图和控制表 1306.6 制定管理制度 1306.7 编写或修编检修项目的内容 1306.8 参加检修人员和有关管理人员的要求 1316.9 检修开工前的要求 1316.10 了解变压器的运行情况及运行中所发现的缺陷和异常现象 1316.11 查阅上次检修总结和技术档案 1316.12 熟悉设备图纸及安装说明书和本检修规程 1317 检修内容及工艺要求（主变压器） 1317.1А级检修程序 1367.2A级检修时对检修现场和搬运的基本要求 1387.3变压器在吊芯（罩）作业时做的安全措施和注意的事项 1397.4B级检修工艺要求 1407.5整体组装 1407.6组件检修工艺及质量标准 1438 变压器油漆的质量要求 1468.1油箱外部的油漆 1468.2对油箱外部漆膜的质量和要求 1478.3变压器内部涂漆 1478.4对油箱内壁绝缘漆的要求 1479 变压器巡回检查项目及注意事项 1479.1变压器的检查内容 147110kVGIS、35kV高压断路器检修维护规程 1491 范围 1492 规范性引用文件 1493 定义与术语 1493.1GIS 1493.2真空断路器 1503.3SF6断路器 1503.4封闭母线 1504 职责 1504.1二级、三级单位生产技术管理部门的职责 1504.2光伏电站的职责 1515 检修前的准备工作 1515.1对设备进行状态评估并制订符合实际的对策和技术措施 1515.2对检修费用、材料和备品配件计划的要求 1515.3完成所有对外发包工程合同的签订工作 1515.4施工机具、安全用具的要求 1515.5编制设备检修实施计划并绘制检修进度网络图和控制表 1515.6制定管理制度 1515.7编写或修编检修项目的内容 1515.8参加检修人员和有关管理人员的要求 1515.9检修开工前的要求 1515.10了解设备的运行情况及运行中所发现的缺陷和异常现象 1525.11查阅上次检修总结和技术档案 1525.12熟悉设备图纸及安装说明书和本检修规程 1526.1100kVGIS检修内容及工艺要求 1526.1110kVGIS的检查内容 1526.2配合预防性试验 1527 GIS设备检修注意事项 1527.1GIS设备备品、备件保存的要求 1527.2110kV配电装置检修应结合主设备检修及预防性试验进行 1527.3分开断路器及其两侧的隔离开关的注意事项 1527.4内部检修前的安全措施 1527.5检修前后的机械动作数据进行对比 1537.6内部检修后的注意事项 1537.7有拆卸过的密封环节应进行漏气检测 1537.8进行吊芯检查时的要求 1537.9尽量不要拆卸和修理气体密度计 1537.10用规定的润滑油脂 1537.11用规定的力矩扳手检查螺栓的紧固程度 1537.12注意观察与断路器相连气室气压的变化情况 1537.13检查断路器时的注意事项 1537.14严禁踩踏、撬压SF6气管、波纹管和其它管路 1537.15任何时候都不允许一个人单独从事GIS检修工作 1537.16检修中如果发现异常情况的处理办法 1538 SF6气体维护和检修标准 1538.1注意事项 1538.2巡检 1548.3常规检修 1548.4大修 1548.5特别检修 1568.6断路器空气操动机构的维护 1569 SF6气体系统 1569.1气室抽真空 1569.2气室注SF6气体 1579.3气室回收SF6气体 15810 吸附剂的管理 15810.1吸附剂的安装要求 15810.2包装吸附剂的真空包装袋破坏后的注意事项 15810.3吸附剂装入设备后的注意事项 15811 检修工艺说明 15811.1密封脂的使用注意事项 15811.2螺栓的紧固 15811.3润滑 15912 330kV母线电压互感器检修项目（大修） 15912.1额定气压下测量SF6气体微水含量 16012.2测量SF6气体年泄漏率小于1％ 16012.3测量绕组对地绝缘电阻大于5X103MΩ 16012.4对二次绕组及一次绕组接地端子进行短时工频耐压试验 16013 330kV母线氧化锌避雷器检修项目（大修） 16013.1检查放电计数器 16013.2外观检查 16013.3绝缘电阻测量（用2500v摇表测量，其阻值应在1000MΩ以上） 16013.4泄漏电流测量 16014 检修项目及工艺要求、试验项目和质量标准 16214.1SF6断路器检修的项目及标准 16215 35kV高压开关柜检修总结和技术文件整理 16815.1高压开关柜检修完毕后的工作 16915.2高压开关柜检修完毕应及时修订图纸和技术说明书 16915.3高压开关柜的检修报告的基本内容 16916 检修设备及系统常见故障与检修处理 16917 修后的质量验收 17017.1检修质量管理的方式 17017.2验收人员的检查内容 17017.3项目的检修施工和质量验收的要求 17017.4设备检修后投运前的注意事项 170光功率预测系统检修维护规程 1711 范围 1712 规范性引用文件 1713 定义与术语 1713.1太阳辐照度 1713.2短期和超短期功率预测 1713.3直接辐射和散射辐射 1714 职责 1724.1二级、三级单位生产技术管理部门的职责 1724.2光伏电站的职责 1725 光功率预测系统的巡检 1725.1电站运维人员按规定巡检光功率预测系统做好记录 1725.2巡检内容如下 1726 运行规定 1726.1光功率预测系统的投退规定 1726.2光功率预测系统的维护及检修按照项目部的规定进行 1726.3中控室后台监控主机调取光功率预测信息 1727 光功率常见故障处理 1737.1数据库连接不上 1737.2短期预测数据不显示 1737.3超短期预测数据不显示 1737.4接收实发功率异常 173厂用35kV、0.4kV系统检修维护规程 1751 范围 1752 规范性引用文件 1753 定义与术语 1753.1绕组 1753.2BZT 1754 职责 1754.1二级、三级单位生产技术管理部门的职责 1754.2光伏电站的职责 1755 检修前的准备工作 1765.1对设备进行状态评估并制订符合实际的对策和技术措施 1765.2对检修费用、材料和备品配件计划的要求 1765.3完成所有对外发包工程合同的签订工作 1765.4施工机具、安全用具的要求 1765.5编制设备检修实施计划并绘制检修进度网络图和控制表 1765.6制定管理制度 1765.7编写或修编检修项目的内容 1765.8参加检修人员和有关管理人员的要求 1765.9检修开工前的要求 1765.10了解设备的运行情况及运行中所发现的缺陷和异常现象 1765.11查阅上次检修总结和技术档案 1765.12熟悉设备图纸安装说明书和本检修规程 1776 检修项目、质量标准及安全注意事项 1776.1配合高压预试 1776.2设备清扫检查的要求 1776.3各类表计校验 1777 检修项目及质量标准 1777.1巡回检查 1777.2检修项目及质量标准 1788 检修后的质量验收 1788.1检修质量管理的方式 1788.2验收人员的检查内容 1798.3项目的检修施工和质量验收的要求 1798.4设备检修后投运前的注意事项 179无功补偿装置检修维护规程 1801 范围 1802 规范性引用文件 1803 定义与术语 1803.1电容补偿 1803.2电抗器 1814 职责 1814.1二级、三级单位生产技术管理部门的职责 1814.2光伏电站的职责 1815 检修周期 1825.1日常维护 1825.2小修周期 1825.3大修周期 1826 检修项目 1826.1日常维护 1826.2小修项目 1826.3大修项目 1837 检修工艺步骤及质量标准 1838 常见故障的排除 184电缆头安装的基本操作工艺 1881 范围 1882 规范性引用文件 1883 定义与术语 1883.1电缆终端头 1883.2电缆附件 1884 职责 1884.1二级、三级单位生产技术管理部门的职责 1884.2光伏电站的职责 1885 基本要求 1895.1电缆头的重要性 1895.2电缆头在安装的注意事项 1895.3施工中的注意事项 1895.4电缆附件的要求 1896 电缆头安装的前期工作 1896.1电缆敷设前的注意事项 1896.2电缆敷设后的注意事项 1896.3中间头电缆的注意事项 1897 基本操作工艺 1897.1剥外护套 1897.2锯钢铠 1907.3剥内护绝缘层 1907.4安装接地线 1907.5铜屏蔽层处理 1907.6剥半导电层 1907.7清洁主绝缘层表面 1907.8安装分支手套 1907.9安装应力管、绝缘管 1917.10安装接线端子和密封管 1918 中间头安装方法 1918.1中间头制作方法在准备工作 1918.2安装钢铠接地线 1918.3安装分支手套和应力管 1918.4压铜接管 1918.5安装护套管 1928.6接好屏蔽层 1928.7钢铠接地和外护套 1928.8外护套的要求 1929 冷缩材料和热缩材料制作的区别 192二次设备一般性检修维护规程范围本标准规定了继电器、熔断器、电流互感器、电压互感器、二次回路等二次设备一般性检修维护的基本内容。本标准适用于光伏发电站二次设备的一般性检修工作。规范性引用文件下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。GB1207电压互感器GB1208电流互感器GB50171电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范DL/T727互感器运行检修导则DL/T596电气设备预防性试验规程DL/T995继电保护和电网安全自动装置检验规程中国电力投资集团公司《电力安全工作规程》定义与术语3.1二次回路光伏发电站二次回路是指电站继电保护、计算机监控系统、通讯系统、光功率预测系统、电能计量装置、安稳装置、直流控制电源系统等设备装置的采集、测量、控制等回路，以及电站汇流箱、逆变器、变压器、断路器、隔离刀闸、接地刀闸等设备的控制回路。3.2绝缘所谓绝缘就是使用不导电的物质将带电体隔离或包裹起来，以对触电起保护作用的一种安全措施。良好的绝缘对于保证电气设备与线路的安全运行，防止人身触电事故的发生是最基本的和最可靠的手段，控制回路绝缘用500V摇表测量绝缘应不低于1MΩ。3.3互感器（instrumenttransformer）是按比例变换电压或电流的设备。其功能主要是将高电压或大电流按比例变换成标准低电压（100V）或标准小电流（5A或10A均指额定值），以便实现测量仪表、保护设备及自动控制设备的标准化、小型化。同时互感器还可用来隔开高电压系统，以保证人身和设备的安全。职责4.1二级、三级单位生产技术管理部门的职责各二级、三级单位生产技术管理部门是光伏发电站二次回路检修维护工作的监督管理部门，负责审批检修维护计划及技术改造方案、三措等；4.2光伏电站的职责各光伏发电站是二次回路检修维护工作的直接管理单位，负责检修维护计划、技术改造方案及三措的提出和实施。二次回路接线及器件安装的一般要求5.1二次回路接线要求二次回路接线应符合图纸设计要求，接线正确；导线与电气元件间采用螺栓连接、插接、焊接或压接等，均应牢固可靠；二次导线不应有接头，导线芯线应无损伤；电缆芯线和所配导线的端部均应标明其回路编号，编号应正确，字迹清晰且不易脱色；配线应整齐、清晰、美观，导线绝缘应良好，无损伤；每个接线端子的每侧接线宜为1根，不得超过2根。对于插接式端子，不同截面的两根导线不得接在同一端子上；对于螺栓连接端子，当接两根导线时，中间应加平垫片；二次回路接地应设专用螺栓（铜螺栓）。5.2导线规格及要求盘、柜内的配线电流回路应采用电压不低于500V的铜芯绝缘导线，其截面不应小于2.5mm2；其它回路截面不应小于1.5mm2；对电子元件回路、弱电回路采用锡焊连接时，在满足载流量和电压降及有足够机械强度的情况下，可采用不小于0.5mm2截面的绝缘导线。5.3连接盘、柜门上的电器、控制台板等可动部位的导线的要求5.3.1采用多股软导线，敷设长度应有适当裕度；5.3.2线束应有外套塑料管等加强绝缘层；5.3.3与电器连接时，端部应绞紧，并应加终端附件或挂锡，不得松散、断股；5.3.4可动部位两端应用卡子固定。5.4引入盘、柜内的电缆及其芯线的要求5.4.1引入盘、柜的电缆应排列整齐，编号清晰，避免交叉，并应固定牢固，不得使所接的端子排受到机械拉力；5.4.2铠装电缆在进入盘、柜后，应将钢带切断，切断处的端部应扎紧，并应将钢带接地；5.4.3使用于静态保护、控制等逻辑回路的控制电缆，应采用屏蔽电缆。其屏蔽层应按设计要求的接地方式接地；5.4.4橡胶绝缘的芯线应外套绝缘管保护；5.4.5盘、柜内的电缆芯线，按垂直或水平有规律地配置，不得任意歪斜交叉连接。备用芯长度应留有适当余量；5.4.6强、弱电回路不应使用同一根电缆，并应分别成束分开排列；5.4.7交、直流回路不应使用同一根电缆。5.5油污环境下导线的选型油污环境，应采用耐油的绝缘导线。日光直射环境，橡胶或塑料绝缘导线应采取防护措施（采用电缆穿蛇皮管或其它金属管等）。5.6继电保护及自动装置盘内的切换压板的要求安装于继电保护及自动装置盘内的切换压板应接触良好，相邻压板间应有足够安全距离，切换时不应碰及相邻的压板；对于一端带电的切换压板，应使在压板断开情况下，活动端不带电。5.7端子排的安装的要求5.7.1端子排应无损伤，固定牢固，绝缘良好；5.7.2端子应有序号，端子排应便于更换且接线方便；离地高度宜大于350mm；5.7.3回路电压超过400V者，端子板应有足够的绝缘并涂以红色标志；5.7.4强、弱电端子宜分开布置；当有困难时，应有明显标志并设空端子隔开或设加强绝缘的隔板；5.7.5正、负电源之间以及经常带电的正电源与合闸或跳闸回路之间，宜以一个空端子隔开；5.7.6电流回路应经过试验端子，其它需断开的回路宜经特殊端子或试验端子。试验端子应接触良好；5.7.7潮湿环境宜采用防潮端子；5.7.8接线端子应与导线截面匹配，不应使用小端子配大截面导线；5.7.9盘内接线端子应按电流、电压、控制及信号各系统分类进行排列，跳合闸的端子不宜与直流电源的正极端子排在一起。5.8保护及自动装置的接线及安装的要求5.8.1保护及自动装置的接线系统中，开关或继电器的线圈一般应接操作电源的负极，接点接至正极。5.8.2导线与盘柜的距离不得小于3～4mm，如情况不允许时，应在导线下衬以绝缘纸，其宽度必须超过导线两边的3～4mm以上。5.8.3任何情况下，继电器不绝缘部分与铁质盘间的距离不得小于3～4mm。5.8.4所有盘柜上的配线应力求整齐美观，长短合适，减小检修中的误接线的可能。5.8.5盘上的每一器具均应在正面底座下注明其设备名称及编号，盘上每根连接线的两端均应标号，并与接线图相符。5.8.6保护及自动装置回路中使用的熔断器，应有可靠的构造，不易损坏，禁止使用拧入或外露的保险丝。5.8.7配线应考虑在断开任何母线引出的分支回路时，主要回路不中断。5.8.8保护及自动装置回路中的电缆的连接，应用连接端子连接。5.8.9二次电缆应做电缆头，两端加装电缆标示牌。5.8.10对于二次回路结线应注意防止寄生回路存在对装置正常工作造成影响。5.8.11电缆敷设时应放在电缆桥架上，要整齐排列，避免交叉；与动力电缆应分开排列。5.8.12对没有设置电缆桥架的电缆沟要注意防水。二次回路绝缘的检查二次回路进行绝缘测试的安全技术措施继电保护回路、控制回路和信号回路有大量的弱电元件，例如，电容器、晶体管、集成芯片等，在测量二次回路绝缘之前必须将这些部件短路或从回路中断开。这些部件本身的绝缘检查应使用不超过它们试验电压值的摇表或有关仪表进行测量。二次回路的绝缘电阻测定的要求直流小母线和控制盘的电压小母线，在断开所有其它并联支路时不应小于10MΩ；二次回路的每一支路和断路器、隔离开关、操作机构的电源回路不小于1MΩ，在比较潮湿的地方，允许降低到0.5MΩ。电力变压器及电抗器A级检修后的绝缘试验的要求电力变压器及电抗器的冷却装置、测温装置、气体继电器、套管中的电流互感器、二次回路等A级检修后的绝缘试验采用2500V兆欧表，其绝缘电阻一般不低于1MΩ。高压组合电器辅助回路和控制回路绝缘测试的要求高压组合电器辅助回路和控制回路绝缘采用500V或1000V兆欧表测定，其值不低于2MΩ。断路器分合闸线圈的绝缘试验对摇表的要求空气断路器、真空断路器等分合闸线圈的绝缘试验采用1000V兆欧表，其绝缘电阻不应低于2MΩ。检查绝缘之前的要求检查绝缘之前，必须将所有二次结线的器具清扫干净并将受潮明显的部分加以干燥。改善绝缘降低的办法改善继电器和辅助器械等的绝缘，可以在具有强力通风烘箱内干燥，如果没有烘箱，允许置于电炉或吹风机近处进行烘干；改善盘上导线的绝缘，可以使用吹风机吹热空气干燥；小的绝缘不好的安装零件，如接线端子，各种绝缘垫、绝缘管等则应进行更换；一般干式仪表变压器电磁线圈及小型变压器应在烘箱内进行干燥，然后浸以绝缘漆再进行烘干；电缆绝缘不好时，可将有电缆头的部位将绝缘物拆开，检查电缆头部位是否有受潮或脏污现象。处理后再重新测量绝缘。如果不是电缆头部位绝缘劣化，应检查电缆外皮是否有损坏的痕迹，如果是这种情况，应进行处理，重要的电缆应更换。电缆的橡皮绝缘被油浸坏时的处理办法电缆的橡皮绝缘被油浸坏时，应当进行更换。如果因为某些原因不能更换全部电缆时，可以只更换损坏的部分，换上去的一段与其余部分的连接，应当使用端子板连接。在条件不许可的情况下，也可将浸坏的橡皮绝缘完全割去，在电缆的每一芯上，重新包上数层绝缘带，然后再刷上防油漆。新装置投入运行时应进行的测试新装置投入运行时，应对全部连接回路用交流1000V进行1min的耐压试验。运行的设备及其回路每5年应进行一次耐压试验，当绝缘电阻高于1MΩ时，允许暂用2500V摇表测试绝缘电阻的方法代替。二次回路交流耐压试验程序试验前应将回路中的弱电元件短路或断开；全部二次回路耐压时，应将交流电压、电流回路全部连在一起；1000伏摇表测量绝缘电阻，其数值如不符合规定，则不得做耐压试验；耐压试验结束后，再用摇表检查回路绝缘。如果摇表测量的绝缘电阻，较试验前未有降低，则绝缘试验认为合格，如果试验绝缘结果不合格时，则必须对损坏部件进行处理后再进行试验；试验结束，所有结线系统在完全放电后，结线系统中因试验而变更的部分完全恢复到正常情况。二次回路及设备做交流耐压试验时的要求二次回路及设备需做交流耐压试验时由有资质的单位负责进行。每次试验后应提出试验报告。二次回路及设备交流耐压试验时，应做好相应的安全措施。电气二次回路设备的检查与试验7.1开关检查与试验检修的开关应进行的试验：检查并调整转换接点，此调整工作应在一次设备检修人员配合下进行；测定跳合闸线圈的直流电阻；测定跳合闸线圈的动作电压；测量开关的合闸时间、跳闸时间以及合闸时三相触头不同时闭合的最大时间差，如大于规定值而又无法调整时，应及时通知继电保护整定计算部门；继电保护装置动作试验，检查由继电器对于每一开关的合闸、跳闸动作情况，并检查投切过程中的转换接点动作情况。转换接点的检查，应注意检查其可动部分与固定部分是否牢固，不许有松动。转换接点动作时间的调整。合闸回路中转换接点在开关合闸时应当在传动装置行程终端时断开，跳闸回路中的传动接点则应在传动装置行程开始之后断开。跳闸和合闸线圈的最低动作电压试验应使用分压器或串联电阻器，并在试验时采取冲击合闸的方法。断路器最低跳闸电压及最低合闸电压，其值不低于30％额定电压，开关分解之后，此项试验必须做。7.2控制及保护装置回路接触点的检查7.2.1二次回路的检修工作中检修接触点的要求：二次回路的检修工作中，须根据各种接点的运转条件，慎重的检修所有接触点。7.2.2接触点的好坏判断的根据：7.2.2.1接触电阻越小越好；7.2.2.2机械强度越高越好；7.2.2.3性能越稳定越好。7.2.3检查接触点时应注意检查的要点：7.2.3.1触点是否清洁，是否粘有杂物；7.2.3.2接触面上是否有氧化现象；7.2.3.3焊接的接触点，检查有无脱焊和虚焊现象。7.2.4导线用螺丝连接时，必须遵守的规定：7.2.4.1丝扣必须完整，螺丝拧入的深度至少应等于丝机的直径。螺丝不许撑靠在任何东西上；7.2.4.2螺丝帽不许双用，即把同一螺丝帽，既作与盘紧固零件之用，又作连接导线之用；7.2.4.3防止有松动现象，采用背帽弹簧垫平垫的方法，而且导线环钩必须按照上螺丝的方向配置；7.2.4.4镀铬、镀锡、镀锌的导线，无论如何不许去掉镀层；7.2.4.5刷漆时要小心，防止漆进入螺丝连接处和线头；7.2.4.6拧螺丝时，必须小心，以免损坏丝扣；7.2.4.7不许使用有油、酸、碱的抹布擦端子。7.2.5接头的焊接应遵守的规定：7.2.5.1焊料的熔解温度，通常应低于焊接零件的熔解温度，焊接一般零件用锡铅焊料；7.2.5.2仅在净化过的表面，才允许焊接。通常使用助熔剂进行净化，焊接铜时用松香，焊接铁时用盐酸，对精密仪器、继电器内部小导线及半导体器件必须使用松香做助熔剂；7.2.5.3用焊锡焊接的导体不能承受力量，所有导体必须加以固定；7.2.5.4发生高热的地方(如电阻器)禁止使用锡焊，一般用银焊；7.2.5.5大电流的导线的线头必须用压接，不用焊接。7.3保护与自动装置回路动作试验7.3.1保护与自动装置动作试验项目：7.3.1.1根据原理图制定出校验顺序；7.3.1.2闭锁装置应试验闭锁的正确性；7.3.1.3回路接有切换开关端子等，用以改变结线的器具时应试验这些器具在各种位置下的动作情况；7.3.1.4检查可熔保险器烧断一极或一极断电的情况下有无旁路存在；7.3.1.5全部试验完后，检查保护及自动装置操作开关的动作情况;动作于数个开关时，动作试验应将所有开关全部跳闸；7.3.1.6信号装置动作的正确性；7.3.1.7检查远方操作的动作可靠性；7.3.1.8检查保护及自动装置所操作的开关，其它机构的合闸及跳闸的动作情况。7.3.2检查保护与自动装置回路时的要求检查保护与自动装置回路的动作情况应按照图纸进行，试验时应用启动装置的方法来完成。试验时应注意继电器的动作是否正确，同时检查继电器的标号是否正确。7.3.3保护及自动装置回路的动作试验的要求：7.3.3.1保护及自动装置回路的动作试验，应首先作用于信号或动作引出继电器，不使开关跳闸，只在全部继电器相互动作试验完毕后，才校验对开关动作的情况。7.3.3.2逆变器室及公用自动装置的动作试验，注意当时设备所处的状态、接点的位置，然后拟定试验顺序。7.4开关失灵保护的动作试验的要求开关失灵保护的动作试验，除将其出口压板断开外，还要打开其相应的跳闸回路的接线，只作信号试验。7.5使用一次电流与工作电压进行的校验7.5.1一次电流及工作电压来校验保护及自动装置交流回路时的要求：一次电流及工作电压来校验保护及自动装置交流回路，继电器动作情况，应在正常接线方式下进行检查。7.5.2对新安装设备或设备回路经较大变动的装置，在投入运行以前，必须用一次电流和工作电压加以检验，以判定：7.5.2.1对接入电流、电压的相互相位、极性有严格要求的装置（如带方向的电流保护、距离保护等），其相别、相位关系以及所保护的方向是否正确；7.5.2.2电流差动保护（线路纵差及横差等）接到保护回路中的各组电流回路的相对极性关系及变比是否正确；7.5.2.3每组电流互感器的接线是否正确，回路连线是否牢靠。定期检验时，如果设备回路没有变动（未更换一次设备电缆、辅助变流器等）只需用简单的方法判明曾被拆动的二次回路接线确实恢复正常（如对差动保护测量其差电流，用电压表测量继电器电压端子上的电压等）即可。7.5.3用一次电流与工作电压的检验，一般需要进行的项目：7.5.3.1用相序表测量电压的相序；7.5.3.2测量电压、电流的相位关系；7.5.3.3利用一次电流与工作电压向保护装置中的相应元件通入模拟的故障量或改变被检查元件的试验接线方式，以判明保护装置接线的正确性；7.5.3.4测量电流差动保护各组电流互感器的相位及差动回路中的差电流（或电压），以判明差动回路接线的正确性及电流变比补偿回路的正确性；7.5.3.5对于单相自动重合闸，须进行所在线路两侧电流电压相别、相位一致性的检验。7.5.4用一次电流及工作电压进行的检验结果分析的要求：用一次电流及工作电压进行的检验结果，必须按当时的负荷情况加以分析，拟定预期的检验结果，凡所得结果与预期的不一致时，应进行认真细致的分析，查找确实原因，不允许随意改动保护回路的接线。7.5.5上述试验时，应防止造成开关跳闸，测差电压时应停用的保护。差动保护装置，在设备起动或充电时，必须投入。当设备空载运转良好后，在带负荷后暂行停用，进行工作电流校验，完全正确无误后投入使用。7.5.6模拟故障试验的要求：模拟故障试验。用模拟故障来试验主要保护装置的起动值，应在设备大修后进行。熔断器（保险）的检验及配置8.1保护、自动装置及二次结线回路中的熔断器应符合设计要求8.2使用前都应经过检验，禁止使用没有经过检验的熔断器8.3熔断器的选择应符合的基本要求8.4熔断器应能在无限的时间内承受銘牌上所规定的额定电流8.5熔断器的电流的要求熔断器的额定电流应大于被保护回路的长期最大负荷电流的10～20％；直接安装于仪表变压器二次侧的熔断器，应使用相当于仪表变压器最大容量的电流代替长时间最大负荷电流；上、下级熔断器之间必须有选择性；8.6熔断器安装的基本要求8.6.1保证更换方便；8.6.2熔断器应工作于干燥的环境，否则应有可靠的防潮设施；8.6.3配电盘内应有备品；8.6.4安装处应标明容量及型号。8.6.5保护及自动装置熔断器的配置原则：8.6.6有两组跳闸线圈的断路器，其每一跳闸回路应分别由专用的直流熔断器供电；8.6.7不同的装置或回路的供电应设置独立的熔断器。电流、电压互感器及其回路的检验9.1检查互感器的铭牌参数及出厂合格证及试验资料的要求所有绕组的极性；所有绕组及其抽头的变化；电压互感器在各使用容量下的准确度；电流互感器绕组的准确度（级别）及内部安装位置；二次绕组的直流电阻（各抽头）；电流互感器各绕组的伏安特性。电流互感器的检查安装要求只有证实互感器的变比、容量、准确性符合设计要求后，才允许在现场安装。安装竣工后，由继电试验人员进行下列检查：测试互感器各绕组间的极性关系，核对铭牌上的极性标志是否正确，检查互感器各次绕组的连接方式及其极性关系是否与设计符合，相别标志是否正确；有条件时自电流互感器的一次通入大电流，检查工作抽头的变比是否正确（变压器套管变流器的极性与变比检验在变压器作短路电压试验时进行）；测绘电流互感器二次绕组工作抽头U2＝f（I2）的励磁特性曲线，一般应测录到饱和部分多绕组电流互感器应按所得的U2＝f（I2）曲线分析核对各绕组的级别，以检验各绕组的使用分配（仪表、一般保护及差动保护等）是否合理；对二次侧带辅助变流器的电流互感器不能以此项试验来判别互感器10％误差值，这类互感器的误差只能根据制造厂家提供的技术资料来确定。如缺乏该数据时，应由有关试验部门提供。对电流互感器及其二次回路进行外部检查的要求检查电流互感器二次绕组在接线箱处接线的正确性及端子排引线螺钉压接的可靠性；检查电流二次回路接地点与接地状况，电流互感器的二次回路必须分别且只能有一点接地；由几组电流互感器二次组合的电流回路，应在有直接电气连接处一点接地。对电压互感器及其二次回路进行外部检查检查电压二次回路接地点与接地状况，对中性点直接接地电力网的电压互感器，如装置中的方向性元件是用相电压或零序电压，而且可由两组电压互感器供给时（经切换设备），这两组电压互感器的二次绕组只允许在一个公共地点直接接地，而每一组电压互感器二次绕组的中性点处经放电器接地；对于其他使用条件的电压互感器，则在每组电压互感器二次绕组的中性点各自直接接地；检查电压互感器二次绕组的所有二次回路接线的正确性及端子排引线螺钉压接的可靠性。检查开关站的电压互感器二次中性点保护器安装是否符合规定；检查电压互感器二次回路中所有熔断器（自动开关）的装设地点、熔断（脱扣）电流是否合适（自动开关的脱扣电流需通过试验确定）、质量是否良好、能否保证选择性、自动开关线圈阻抗是否合适；检查串联在电压回路中的开关、刀闸及切换设备接点接触的可靠性；为保证接地可靠，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的熔断器（自动开关）或接触器等。来自电压互感器二次回路的“Y”绕组4根出线站引入线和开口三角绕组的2根出线站引入线必须分开接引，不得共用。检查电缆回路、电缆芯的标志及电缆薄的填写利用导通法依次检查由互感器引出端子箱到操作屏、保护屏、自动装置屏或至分线箱的电缆回路及电缆芯的标号，并检查电缆薄的填写是否正确。互感器应满足10％误差的要求自电流互感器的二次端子箱处向整个电流回路通入交流电流，测定回路的压降，计算电流回路每相与零相及相间的阻抗（二次回路负荷），将所测得的阻抗值结合U2＝f（I2）曲线，按保护的具体工作条件验算互感器是否满足10％误差的要求。电压互感器的压降应超过额定电压的3％测量电压回路自互感器引出端子到配电屏电压母线的每相直流电阻，并计算电压互感器在额定容量下的压降，其值不应超过额定电压的3％。用1000V摇表测量绝缘电阻的部位互感器二次绕组对外壳及绕组间绝缘；全部二次回路对地及同一电缆内的各芯间绝缘；定期检验只测量全部二次回路对地的绝缘。采用放电器接地的电压互感器二次回路的要求采用放电器接地的电压互感器的二次回路，需检查其接线的正确性及放电器的工频放电电压。检验放电器的工作状态定期检查时可用摇表检验放电器的工作状态是否正常，一般当用1000V摇表检验时，放电器不应击穿，而用2500V摇表时，则应可靠击穿。新投入或经更改的电流、电压回路应对二次回路进行检查新投入或经更改的电流、电压回路，应直接利用工作电压检查电压二次回路，利用负荷电流检查电流二次回路接线的正确性。电压互感器在接入系统电压以后的测量要求测量每一个二次绕组的电压；测量相间电压；测量零序电压,对小电流接地系统的电压互感器,在带电测量前,应在零序电压回路接入一合适的电阻负载,避免出现铁磁谐振现象,造成错误测量；定相检验相序；测量每相零序回路的电流值；测量各相电流的极性及相序是否正确。被保护线路有负荷电流之后(一般宜超过20%的额定电流)。二次回路上工作的安全措施二次回路工作的条件所有二次回路的工作应在无电压的情况下进行，只有在特殊情况下才允许带电作业：两个系统间有不可分开的电气上的联系；带电设备的保护；运行中的设备测参数。二次回路工作的要求所有二次回路的工作均应按照接线图进行，不得凭记忆进行工作。二次回路工作的安全措施二次回路工作的有关安全措施应由运行值班员完成，其内容包括：将一次设备与系统断开；断开被校验的保护装置，打开跳闸或合闸的压板；盘上悬挂“在此工作”标示牌，防止工作人员走错地方。设备不停电，在保护及自动装置中进行工作时的要求设备不停电，在保护及自动装置中进行工作时，除了打开端子和在被断开的压板上加罩外，还应对工作人员打开跳闸或合闸的电缆的芯线用胶布包好。系统上进行校验工作时的要求系统上进行校验工作时应与值班人员联系好，对开关及断路器的操作，逆变器的起动与停止，电压、电流的调整，保护压板的投切等操作，无论是为了准备工作或进行工作，还是恢复工作，仅能由运行值班人员完成。校验保护及自动装置时的要求校验保护及自动装置时，应防止开关的自动跳闸或投入而引起对检修人员的危险。进行开关传动装置的远方操作和保护动作试验时，必须与有关作业人员联系好，并取得值班人员的许可后方可进行。拆开或连接的线的注意事项因试验拆开或连接的线应当考虑为最低限度数量，以利于试验完毕不致忘记恢复被拆开之线头及拆掉试验过程中临时连接的连线。恢复原状应按下列规定进行：拆动的线不多时，应将每次拆动的每根线头或临时连接的短路线记录下来，当恢复每个线头时做出记号，最后查对是否全部恢复；拆动的线较多时，应将实际的接线进行校对一次，然后开始工作，当恢复时再按图纸检查，进行全部校对；拆下的线头不得过分的弯曲，以免折断并应检查有无伤痕。打开直流操作回路导线及电压线头时的注意事项打开直流操作回路导线及电压线头时，打开的线头应当属于负荷侧(即打开后不带电)，然后用胶布包好。没有标志的线头拆开后须做好标记被试的保护装置回路全部试验接线的要求不论电源是否接地，被试的保护装置回路全部试验接线都不应有接地的地方。试验中发现问题与预期结果不符合时应采取的措施试验中发现问题与预期结果不符合时，必须立即停止工作并汇报上级部门，待得出结论后方可继续进行，禁止盲目地进行试验。试验电源必须经过开关和适当容量的保险供电使用自耦变压器时应注意的事项使用自耦变压器时，每次在使用前应将把手转至零位，使用滑动变阻器时，每次使用前将电阻放在最大位置，当用分压器使用时放在最小位置。二次回路通电或耐压试验前应采取的措施二次回路通电或耐压试验前，应通知值班员和有关人员，并派人到各现场看守，检查回路上确无人工作后，方可加压。电压互感器的二次回路通电试验时，为防止由二次侧向一次侧反充电，除应将二次回路断开外，还应取下一次熔断器（保险）或断开隔离开关（刀闸）。带电的电流互感器二次回路上工作应采取的安全措施严禁将电流互感器二次侧开路；短路电流互感器二次绕组，必须使用短路片或短路线，短路应妥善可靠，严禁用导线缠绕；严禁在电流互感器与短路端子之间的回路和导线上进行任何工作；工作必须认真、谨慎，不得将回路的永久接地点断开；工作时，必须有专人监护，使用绝缘工具，并站在绝缘垫上；电流互感器二次回路测量电流时，使用的导线必须经过校验通路良好后方可接入；电流互感器二次侧短路后，仍应有接地，故对于短路后失去接地点的地线应事先准备好临时地线。带电的电压互感器二次回路上工作应采取的安全措施严格防止短路或接地。应使用绝缘工具，戴手套。必要时，工作前停用有关保护装置；接临时负载时，必须装有专用的隔离开关（刀闸）或熔断器（保险）。二次回路上工作应至少由两人进行检验继电保护和仪表的工作人员的要求检验继电保护和仪表的工作人员，不准对运行中的设备、信号系统、保护连接片进行操作，但在取得值班人员许可并在检修工作盘两侧开关把手上采取防误操作措施后，可拉合检修开关。试验用刀闸的要求试验用刀闸必须带罩，禁止从运行设备上直接取试验电源，熔丝配合要适当，要防止越级熔断总电源熔丝。系统接地查找11.1发现直流系统接地的处理方法11.1.1当发现直流系统接地后，应立即进行寻找。在任何情况下，直流系统不允许带接地现象运行。11.1.2当发现直流系统接地时，应先确定哪一极上发生接地，然后再进行查找。11.1.3判明接地点发生在哪一直流供电系统的工作，由运行人员采用分组选择的办法完成。11.1.4查找直流接地的工作人员，在找到了接地系统之后，应冷静的考虑以的问题：11.1.4.1发生接地时，现场有无作业组在工作；11.1.4.2有哪些是新安装的或是新修理过的设备；11.1.4.3有哪些带着电而不使用的设备或电缆；11.1.4.4哪些设备处于环境潮湿的地方；11.1.4.5从图纸上考虑好在各极的分路点解开接线时，正负极之间还有没有经常的负荷通路而造成其它继电器的误动作。11.1.5上述各方面考虑好了之后，先从估计可能发生接地的地方查起，逐渐找出接地极的分接点接线，当某导线解开，接地情况消失，或接地换到另一极上时，系证明该导线以下所连接回路有接地现象，然后再循着该导线以同样方法进行，直到接地点找到为止。找到接地点后，应立即进行处理。11.2查找直流接地的注意事项11.2.1查找接地点禁止使用灯泡寻找的方法；11.2.2用仪表检查时所用仪表的内阻不应低于2000Ω/V；11.2.3当直流发生接地时禁止在二次回路上工作；11.2.4处理时不得造成直流短路和另一点接地；11.2.5查找和处理时必须由两人同时进行；11.2.6拉路前应采取必要措施,以防止直流失电可能引起保护及自动装置的误动。11.2.7查找接地的工作必须由对直流系统比较熟悉的人员来承担。11.2.8查找直流接地时，应断开直流熔断器或断开由专用端子到直流熔断器的连接。如必须在设备运行中查找，则须作好必要的技术措施（一般在设备运行中发生接地时不许随便打开线头，以防保护装置误动或自动装置误跳）。检验规则及要求一般性检查一般性检查内容外壳透明罩应完整，嵌接良好，有可靠的防尘密封设施，内部应清洁无尘埃和油污；外部带电的导电部分与地(金属外壳或外露非带电金属零件)之间及两带电导电部分之间的电气间隙和爬电距离；感应型继电器转动部分应灵活无异常现象，检查圆盘与电磁铁、永久磁铁间应清洁无异物，检查圆盘是否平整和上、下轴承的间隙是否合适；检查机电型继电器可动部分的动作灵活性，转轴的横向和纵向活动范围是否适当，轴和轴承除有特殊要求外，禁止注入任何润滑油；静态型继电器(包括晶体管型、集成电路型和微机型)的印制电路板表面及焊接质量；检查集成或微机型继电器时要注意防止静电；检查各零部件的安装与装配质量；检查整定机构、接插件、按钮、开关和指示器等质量；检查触点质量。一般性检查要求：继电器外部(即壳体外部)的电气间隙和爬电距离的最小值应按表1规定，如有特殊要求，应在产品技术文件中规定；表1电气间隙和爬电距离回路额定绝缘电压(V)最小电气间隙(㎜)最小爬电距离（㎜）L—LL—MUn≤602.03.03.060＜Un≤3804.06.06.0注：表中L—L表示两带电部分之间的电气间隙：L—M表示带电部分和暴露的金属零件之间的电气间隙。所有焊接处不应出现虚焊、假焊现象，印制电路板线条应无锈蚀；接插件应接触可靠，插拔方便。整定机构应可靠地固定在整定位置，整定插头插针与整定孔的接触应良好；各零部件的安装应完好，螺栓(钉)应拧紧，焊接头应牢固可靠；按钮、开关等电气元件操作应灵活，经手动作5次不应出现发卡现象；插拔机构及活动盖板等应灵活，不应磕碰其他部位；对继电器触点的检查1)触点铆接要牢固，无挫伤和烧损现象，动合触点闭合后应有足够压力；2)两组或以上触点接触时差的检查。对于没有接触时差要求时，可以采用目测，其方法是缓慢移动衔铁，：利用灯光信号或万用表指示进行检查。对于有接触时差要求时，可分别测量各触点组的动作时间或返回时间，然后进行比较(以某一组触点为基准)；3)禁止使用砂纸、锉刀及锐利的工具擦拭和修理触点，触点烧伤处可用细油石修理并用鹿皮或绸布抹净，触点表面不得附有金属粉末和尘埃；4）对继电器触点的通断检查可使用对线灯或万用表。一般性检查应在无损继电器的试验下及正常照明和视觉条件下进行。一般电气性能检查对内部安装的元器件如电容器、电阻、电子元器件、小型继电器等，只有在发现电气特性不能满足要求而又需要对上述元器件进行检查时，才核对其标注的标称值或者通电实测。当输入规定的激励量时，各种信号指示器，如信号灯、光字牌以及音响信号等，应正确显示。当输入—定激励量时，各种指示仪表应正确指示。当输入的激励量为动作值时，应仔细观察触点的动作状况，除发现有抖动、接触不良等现象应及时处理外，还应结合整组试验，使触点接入规定的负荷，再一次观察触点应无抖动，粘住或出现持续电弧等异常现象。继电器（包括其插件)单独检验调整完毕后，应仔细检查拆动过的部件和端子等是否都恢复正常，所有的临时衬垫等物件应清除，整定端子及整定机构的位置应与整定值相