光伏电站运维方案

并网

光

伏

电

站

运

维

管

理

方案目录1.并网光伏电站的构成2.光伏电站平常维护3.信息化管理系统4.电站运维管理并网光伏电站的构成一、概述太阳能发电是传统发电的有益补充，鉴于其对环保与经济发展的重要性，各发达国家无不全力推动太阳能发电工作，如今中小规模的太阳能发电已形成了产业。太阳能发电有光伏发电和太阳能热发电2种方式，其中光伏发电具有维护简朴、功率可大可小等突出优点,作为中、小型并网电源得到较广泛应用。并网光伏发电系统比离网型光伏发电系统投资减少25%。将光伏发电系统以微网的形式接入到大电网并网运营，与大电网互为支撑，是提高光伏发电规模的重要技术出路，并网光伏发电系统的运营也是此后技术发展的重要方向，通过并网可以扩张太阳能使用的范围和灵活性。二、特点及必要条件在微网中运营，通过中低压配电网接入互联特/超高压大电网是并网光伏发电系统的重要特点。并网光伏发电系统的基本必要条件是逆变器输出之正弦波电流的频率和相位与电网电压的频率和相位相同。三、系统组成及功能太阳能板太阳能电池板是太阳能发电系统中的核心部分，太阳能电池板的作用是将太阳的光能转化为电能后，输出直流电存入蓄电池中。太阳能电池板是太阳能发电系统中最重要的部件一，其转换率和使用寿命是决定太阳电池是否具有使用价值的重要因素。

组件设计：按国际电工委员会IEC：1215：1993标准规定进行设计，采用36片或72片多晶硅太阳能电池进行串联以形成12V和24V各种类型的组件。该组件可用于各种户用光伏系统、独立光伏电站和并网光伏电站等。原材料特点：电池片：采用高效率（16.5%以上）的单晶硅太阳能片封装，保证太阳能电池板发电功率充足。玻璃：采用低铁钢化绒面玻璃(又称为白玻璃)，厚度3.2mm,在太阳电池光谱响应的波长范围内(320-1100nm)透光率达91%以上，对于大于1200nm的红外光有较高的反射率。此玻璃同时能耐太阳紫外光线的辐射，透光率不下降。EVA：采用加有抗紫外剂、抗氧化剂和固化剂的厚度为0.78mm的优质EVA膜层作为太阳电池的密封剂和与玻璃、TPT之间的连接剂。具有较高的透光率和抗老化能力。TPT：太阳电池的背面覆盖物—氟塑料膜为白色，对阳光起反射作用，因此对组件的效率略有提高，并因其具有较高的红外发射率，还可减少组件的工作温度，也有助于提高组件的效率。当然，此氟塑料膜一方面具有太阳电池封装材料所规定的耐老化、耐腐蚀、不透气等基本规定。边框：所采用的铝合金边框具有高强度，抗机械冲击能力强。也是太阳能发电系统中价值最高的部分。其作用是将太阳的辐射能力转换为电能，或送往蓄电池中存储起来，或推动负载工作。逆变器太阳能的直接输出一般都是12VDC、24VDC、48VDC。为能向220VAC的电器提供电能，需要将太阳能发电系统所发出的直流电能转换成交流电能，因此需要使用DC-AC逆变器。交流配电柜：其在电站系统的重要作用是对备用逆变器的切换功能，保证系统的正常供电，同时尚有对线路电能的计量。光伏电站平常维护汇流箱一、介绍汇流箱就是汇集电流的一个设备，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，必须需要一个设备把这些输出集中起来，使之可以直接连在逆变器上。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，科比特科技根据《SJT11127-1997光伏(PV)发电系统过电压保护-导则》和《GB/T18479-2023地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》以及光伏系统的特点,可以将一定数量、规格相同的光伏电池串联起来，组成一个个光伏串列，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，能满足不同用户需求。每路输入独立配有太阳能光伏直流高压防雷电路，具有多级防雷功能，保证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。具有雷电记录功能,方便了解雷电灾害的侵入情况。具有电流、电压、电量的实时显示功能，便于观测工作状况。防护等级达IP65,满足室外安装的使用规定。具有远程监控功能。汇流箱大约的结构重要有保险管、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置了光伏专用直流防雷模块、直流熔断器和断路器等，并设立了工作状态指示灯、雷电计数器。为方便用户及时准确的掌握光伏电池的工作情况，配备远方通讯监测装置保证太阳能光伏发电系统发挥最大功效。汇流箱的重要故障有以下几点：1.正负极熔断器烧损；导致的重要因素是：a.由于熔断器的额定电流小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导致的熔断器烧损。d.光伏组件串接数量超过设计标准范围。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；导致的重要因素是: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.后台未关联汇流箱相关地址或测点。i.汇流箱站点号设立错误或反复。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，未按相关敷设标准敷设)。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（超过60m）。o.汇流箱设定路数超过实际接线路数。3.电缆接地或短路4.汇流箱内的直流断路器跳闸等故障汇流箱平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，至少由两人巡视，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，接线端子及保险底座是否变色。在检查时还要看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。逆变器一、逆变器的作用及意义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关键设备，其效率指标等电气性能参数，将直接影响电站系统发电量。逆变器满足以下几点规定：

1.并网逆变器的功率因数和电能质量应满足电网规定。

2.逆变器的额定功率应满足用于海拔高度的规定，其内绝缘等电气性能满足规定。逆变器使用太阳电池组件最大功率跟踪技术（MPPT）。逆变器具有极性反接保护、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、光伏阵列及逆变器自身的接地检测保护和低电压穿越功能等。

5、具有“四遥”功能二、检查项目1.逆变器通风滤网的积灰限度。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。9.逆变器风机是否运营正常及风道通风是否良好。10.逆变器各项运营参数设立是否对的。11.逆变器运营指示灯显示及声音是否正常。12.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.逆变器运营状态下参数是否正常（三相电压、电流是否平衡）。15.逆变器运营模式是否为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，或送往蓄电池中存储起来，或推动负载工作。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。太阳能电池板重要有晶体硅电池板：多晶硅太阳能电池、单晶硅太阳能电池和(非晶硅电池板)薄膜太阳能电池、有机太阳能电池。光伏板发电原理介绍太阳能电池板定期检查维护：定期组织人员对电站所有的电池板进行全面细致的检查，是为了使电池板长期在良好的工况下运营，从而保证电站的发电量，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.对电池板的清洁限度进行检查。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.大雨天应检查所有的防水密封是否良好，有无漏水现象。12.检查是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，在巡视过程中重要检查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全面检查分析。在碰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。17.组件接线盒有无鼓包、二极管接触是否良好、有无发热变色。18.各光伏组串连接的MC4头是否连接紧固无松动。19.做分析总结记录并归档。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、低压引线所有采用软连接，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，所有连接（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措施。为全密封免维护产品，结构紧凑，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能如下所列：1.3.1变压器带有缺相保护功能，在变压器缺相运营时跳低压断路器。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）。所有温度表都具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变压器内所有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变压器油位指示采用就地直读式。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℃击穿电压不小于：60kV介质损耗因数（90℃）不大于：0.5%水分：<15ppm变压器油密度：0.9kg/l其余参数按照国标执行。1.3.8变压器承受短路的能力：变压器可以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，可以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《电力变压器运营规程》的规定。1.3.10变压器允许短时间过载能力应满足相关标准规定(正常寿命，过载前已带满负荷、环境温度40℃)。2本厂组合箱式变压器重要设备功能如下：2.1高压侧负荷开关二工位油浸式负荷开关，负荷开关为二位置结构，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2.2.1熔断器的电流强度是按变压器忽然投入时的励磁涌流不损伤熔断器考虑，变压器的励磁涌流通过熔断器产生的热效应可按10~20）倍的变压器满载电流连续0.1s计算。2.2.2高压室在线路不断电情况下，通过低压断路器切除发电电源后，可以开断负荷开关，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围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。避雷器可靠密封以便和外界的潮气以及氧气隔绝。内部部件的结构使内部电晕减少到最小，并保证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避雷器可以承受在运营中产生的应力，并且不会导致损坏或过热击穿。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，而导致一整条光伏进线停电的趋势历来提高发电效率。2.5带电指示器：高压室内配带电指示器，以指示高压室内是否带电，并控制高压室内门上的电磁锁，以保证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耐低温高原型抽出式断路器，其技术特性应符合GB规定。（1）额定电压：270V（2）额定耐受电压：1000V（3）额定电流：1600A（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、单相接地等保护功能。（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）低压断路器具有远方操作功能。（9）最低允许工作温度－40℃。低压断路器具有就地和远方控制功能。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（通过具有保护功能的智能电子脱扣器）信号及其他用于反映开关状态的信号等无源干接点，容量为AC220V，5A；低压断路器的所有位置接点均引至二次端子排上，至少4开4闭，容量AC220V，5A。低压断路器具有就地防跳功能。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：详情参见江苏辉能电气厂家说明书2HNW2系列万能式断路器（PT400-H2M/2H数码管显示控制器）。2.7箱变辅助电源系统：（1）低压侧配置一台变比为0.27/0.38kV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小于35KA的塑壳断路器；

（2）低压侧配置一个小型配电箱，一个内置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营工况。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，以便采集箱变内的各种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”功能规定。

2.12重要功能特点：a.装置具有遥信开入；b.装置具有继电器输出（标配），最多可扩展为6路；c.装置具有直流量输入，其中一路热电阻，另一路可固定为4~20mA输入，可以采集变压器油温及箱变内环境温度；d.具有交流采样功能，可测量I、U、P、Q、F、COSφ、有功电度、无功电度等遥测量；e.装置可直接采集干式变220V单相电压；f.装置具有非电量保护功能，涉及：变压器油位、油温等；g.装置可以采集熔断器熔断、箱变门打开等信号；h.装置可采集如下开关状态：35kV负荷开关位置信号；低压断路器位置信号；低压断路器位置信号；小空开位置信号；i.遥控功能：对有电操控功能的开关实现远程控分和控合。j.装置具有完善的事件报告解决功能和操作记录功能。k.装置具有通信功能，装置通讯规约采用标准的IEC103/104规约，可方便地与各厂家的综自系统接入；l.装置提供一路RS485通讯，并可完毕规约转换，具有接入其它智能装置的条件；m.装置符合在-40℃～+70℃的环境温度下正常工作的规定，满足现场的特殊环境；3.变压器并列运营的条件3.1.接线组别相同，相位相同；3.2.电压变比相等；3.3.短路电压差不大于10%；3.4.容量比不超过3:1。4每15天应对变压器巡视一次，其巡视内容如下：4.1检查变压器本体清洁无损坏，现场清洁无杂物。4.2检查变压器门锁是否完好，变压器门是否严密。4.3检查变压器油位是否正常。4.5检查无载调压分接开关是否在适当位置4.6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。4.7检查箱式变压器压力表中压力是否在正常范围内，若压力过高，则需排压。4.8检查箱式变压器油温是否正常，能否与后台相相应。4.9检查箱式变压器主、辅设备是否漏油、渗油。4.10检查箱式变压器测控装置是否运营正常。4.11检查变压器外壳接地连接是否完整良好。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。4.14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。4.15检查箱式变压器低压侧二次回路电源空开是否正常。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是否异常。4.21检查烟雾报警器是否正常。4.22检查箱式变压器避雷器放电计数器是否正常。4.23检查箱式变压器高压侧带电显示器是否正常。4.24检查二次回路接线是否松动、掉落现象。4.25检查箱式变压器低压侧断路器智能控制器是否正常，其定值是否对的（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检查电流互感器是否破裂。4.27检查行程开关是否正常。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是否牢固可靠。4.30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。4.31检查箱式变压器低压断路器是否正常分合。4.32检查箱式变压器储能指示是否正常。4.33检查箱式变压器浪涌保护器是否动作。5检修周期1）大修周期a)变压器安装运营五年应吊芯进行大修，以后每隔十年大修一次。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)运营中的变压器发现异常情况，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)运营中发现缺陷时，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)所有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，解决渗漏油。e)检查冷却装置有无渗漏油现象。。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)按规定规定进行测量和实验。5.4检修工艺1)检修前准备a）了解变压器在运营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）了解变压器的运营状况（负荷、温度、有载分接开关的切次数和其他附属装置的运营情况）。d）查阅变压器的原实验记录（涉及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)应全面检查器身的完整性，有无缺陷存在（如过热、弧痕、松动、线圈变形、开关接点变色等）。对异常情况要查找因素并进行检修解决，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≤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，一般高出10℃。c)器身检查时，场地周边应清洁，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），严禁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。4.2.6变压器大修后的交接验收序号项目周期标准规定说明1油中溶解气体色谱分析1)220kV及以上的所有变压器在投运后4天.容量120MVA及以上的主变压器在投运后10天.330kV及以上的电抗器在投运后的30天.2)运营中a)330kV及以上变压器和电抗器为3个月

b)220kV变压为6

个月c)120MVA及以上的发电厂主变压器为6个月d)其余8MVA及以上的变压器为1

年e)8MVA以下的油浸式变压器自行规定3)大修后4)必要时1)运营设备的油中H2与烃类气体含量(体积分数)超过下列任何一项值时应引起注意总烃含量大于150×10-6H2含量大于150×10-6C2H2含量大于5×10-6(500kV变压器为1×10-6)2)烃类气体总和的产气速率0.25ml/h(开放式)和0.5ml/h(密封式)，或相对产气速率大于10%/月则认为设备有异常1)总烃涉及CH4、C2H6

、C2H4和C2H2四气

体2)溶解气体组分含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析3)总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断4)新投运的变压器应有投运前的测试数据5)测试周期中1)项的规定合用于大修后的变压器2绕组直

流电阻1)1～3年或自行规定2)无励磁调压变压器变换分接位置后3)有载调压变压器

的分接开关检修后(在所有分接侧)4)大修后5)必要时1)1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻互相间的差别不应大于三相平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均1%2)1.6MVA及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2%3)与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%4)电抗器参照执行如电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的因素，按规定中3)项执行2)不同温度下的电阻值按下R2=R1(T+t2)(T+t1)）式中R1、R2分别为在温度t1、t2时的电阻值.T为计算用常数

变压器在大修竣工后，应及时清理现场、整理记录、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、运营、计量等单位进行现场验收工作。附表变压器实验项目、周期和规定3绕组绝缘电阻

、吸取比或(

和)极化指数1)1～3年或自行规定2)大修后3)必要时1)绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化2)吸取比(10～30℃范围)不低于1.3或极化指数不低于1.51)采用2500V或5000V兆欧表2)测量前被试绕组应充放电3)测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量温度相4)尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换A=1.5K/10校正到20℃时的绝缘电阻值当实测温度为20℃以下时R20=Rt/A式中R20——校正到20℃时的绝缘电阻值(MΩ).Rt—在测量温度下的绝缘电阻值(MΩ).式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值5)吸取比和极化指数不进行温度换算0℃时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算A=1.5K/10校正到20℃时的绝缘电阻值可用下述公式计算当实测温度为20℃以上时R20=ARt当实测温度为20℃以下时R20=Rt/A式中R20—校正到20℃时的绝缘电阻值(M

Ω).Rt—在测量温度下的绝缘电阻值(MΩ).式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值5)吸取比和极化指数不进行温度换算4绕组的

tgδ1)1～3年

或自行规定

2)大修后

3)必要时1)20℃时tgδ不大于下列数值330～500kV0.6%66～220kV0.8%35kV及以下1.5%

2)tgδ值与历年的数值比较不应有显著变化(一般不大于30%)3)实验电压如下非被试绕组应接

地或屏蔽2)同一变压器各绕组tgδ的规定值相同3)测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量的温度相近4)尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的tgδ值一般可按下式换A=1.3K/10

（K为温度差）校正到20℃时的介质损耗角正切值可用下述公式计算当测量温度在20℃以上时，tanδ

20=tanδt/A当测量温度在20℃以下时:2）tanδ20=Atanδt式中tanδ20—校正到20℃时的介质损耗角正切值.tanδt-在测量温度下的介质损耗角正切值.式中tgδ1、tgδ2分别为温度t1、t2时的tgδ值绕组电压10kV及以上10kV绕组电压10kV以下U5电容型套管的tgδ电容值

1)1～3年

或自行规

定2)大修后

3)必要时套管主绝缘类型tgδ（%）最大值1)用正接法测量

2)测量时记录环境温度及变压器(电抗器)顶层油温电容式油浸纸0.7（500kV套管0.5)①胶浸纸0.7②胶粘纸1.0(66kV及以下电压等级管15）①②浇铸树脂15气体15有机复合

绝缘③0.77交流耐压实验1)1～5年(10

kV及以下)2)大修后(66kV及以下)3)更换绕组后4)必要时1)油浸变压器(电抗器)实验电压值按表6(定期实验按部分更换绕组电压值)2)干式变压器所有更换绕组时，按出厂实验电压值.部分更换绕组和定期实验时，按出厂实验电压值的0.85倍1)可采用倍频感应或操作波感应法

2)66kV及以下全绝缘变压器，现场条件不具有时，可只进行外施工频耐压实验3)电抗器进行外施工频耐压实验8铁芯(有外引接地线的)绝缘电阻1)1～3年或自行规定2)大修后3)必要时1)与以前测试结果相比无显著差别2)运营中铁芯接地电流一般不大于0.1A1)采用2500V兆欧表(对运营年久的变压器可用1000V兆欧表)2)夹件引出接地的可单独对夹件进行测量9穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻1)大修后2)必要时220kV及以上者绝缘电阻一般不低于500MΩ，其它自行规定1)采用2500V兆欧表(对运营年久的变压器可用1000V兆欧表)2)连接片不能拆开者可不进行12绕组泄漏电流1)1～3年或自行规定2)必要时1)实验电压一般如下读取1min时的泄漏电流值绕组额定电压

kV36～1

020

～

3566

～3

30500直流实验电压

kV5102040602)与前一次测试结果相比应无明显变化13绕组所有分接的电压比1)分接开

关引线拆装后2)更换绕组后3)必要时1)各相应接头的电压比与铭牌值相比，不应有显著差别，且符合规律2)电压35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为±1%.其它所有变压器额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值(%)的1/10以内，但不得超过±1%14校核三相变器的组别或单相变压器极性更换绕组后必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致15无载调压装置的实验和检查1.检查动作顺序动作角度2.操作实验变压器带电时手动操作、电动操作、远方操作各2个循环3.检查和切换测试a)测量过渡电阻的阻值b测量切换时间c)检查插入触头、动静触头的接触情况电气回路的连接情况4.检查操作箱5.切换开关室绝缘油实验6.二次回路绝缘实验1)1年或按制造厂规定

2)大修后

3)必要时范围开关、选择开关、切换开

关的动作顺序应符合制造厂的技术规定，其动作角度应与出厂实验记录相符2.手动操作应轻松，必要时用力矩表测量，其值不超过制造厂的规定，电动操作应无卡涩，没有连动现象，电气和机械限位动作正常3.a与出厂值相符b三相同步的偏差、切换时间的数值及正反向切换时间的偏差均与制造厂的技术规定相符c动、静触头平整光滑，触头烧损厚度不超过制造厂的规定值，回路连接良好4.接触器、电动机、传动齿轮、辅助接点、位置指示器、计数器等工作正常

5.符合制造厂的技术规定，击穿电压一般不低于25kV6.绝缘电阻一般不低于1MΩ16测温装置及其

二次回路实验1)1～3年

2)大修后

3)必要时密封良好，指示对的，测温电阻值应和出厂值相符绝缘电阻一般不低于1MΩ测量绝缘电阻采用2500V兆欧表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、支持件等组成的总称。3.开关柜防护规定中的“五防”：防止误分误合断路器、防止带电分合隔离开关、防止带电合接地刀闸、防止带接地刀闸分合断路器、防止误入带电间隔。4.母排位置相序相应关系：

表1-1相别漆色母线安装互相位置垂直水平引下线A相黄上远左B相绿中中中C相红下近右5.防护等级:外壳、隔板及其他部分防止人体接近带电部分和触及运动部件以及防止外部物体侵入内部设备的保护限度。表1-2防护等级简定义IP1X防止直径大于50mm的物体1.防止直径大于50mm的固体进入壳内。2.防止人体某一大面积部分（如手）意外触及壳内带电部分或运动部件。IP2X防止直径大于12.5mm的物体1.防止直径大于12.5mm的固体进入壳内。2.防止手触及壳内带电部分或运动部件。IP3X防止直径大于2.5mm的物体1.防止直径大于2.5mm的固体进入壳内。2.防止厚度(直径)大于2.5mm工具或金属线触及柜内带电部分或运动部件。IP4X防止直径大于1mm的物体1.防止直径大于1mm的固体进入壳内。2.防止厚度(直径)大于1mm工具或金属线触及柜内带电部分或运动部件。IP5X防尘1.能防止灰尘进入达成影响产品的限度。2.完全防止触及柜内带电部分或运动部件。IP6X尘密1.完全防止灰尘进入壳内。

2.完全防止触及柜内带电部分或运动部件。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能标志,涉及电能汇集、分派、计量和保护功能电气线路。一个开关柜有一个拟定的主回路(一次回路)方案和一个辅助回路(二次回路)方案，当一个开关柜的主方案不能实现时可以用几个单元方案来组合而成。2.开关柜具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”功能或“五防功能不全”是导致电力事故的重要因素。3.具有接地的金属外壳，其外壳有支承和防护作用.因此规定它应具有足够的机械强度和刚度，保证装置的稳固性,当柜内产生故障时,不会出现变形,折断等外部效应。同时也可以防止人体接近带电部分和触及运动部件，防止外界因素对内部设施的影响;以及防止设备受到意外的冲击。4.具有克制内部故障的功能，“内部故障”是指开关柜内部电弧短路引起的故障，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:周边空气温度不超过40℃(上限)，一般地区为-5℃(下限)，严寒地区可认为-15℃。环境温度过高,金属的导电率会减低,电阻增长,表面氧化作用加剧;另一方面,

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,最终会导致绝缘件的破坏。海拔高度:一般不超过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,所以采用加强绝缘型电器，加大空气绝缘距离，或在开关柜内增长绝缘防护措施。高压开关柜组成及分类一、开关柜的组成：开关柜应满足GB3906-1991《3-35kV交流金属封闭开关设备》标准的有关规定，由柜体和断路器二大部分组成，具有架空进出线、电缆进出线、母线联络等功能。柜体由壳体、电器元件(涉及绝缘件)、各种机构、二次端子及连线等组成。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).柜体的功能单元：1)主母线室(一般主母线布置按“品”字形或“1”字形两种结构)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.柜内常用一次电器元件（主回路设备）常见的有如下设备：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（少油型(S)、真空型(Z)、SF6型(L)）7)高压接触器8)高压熔断器9)高压带电显示器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.柜内常用的重要二次元件（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、调整和保护的低压设备）,常见的有如下设备: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、五防联锁简介:（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.以防止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阻止,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，防止由于程序错误导致闭锁、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营、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营。4.3手车开关的倒闸操作仍然按照开关运营的四种状态转换:A、运营状态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---(实验位置指示器亮)---用手柄将手车从实验位置(分闸状态)推入到工作位置---(工作位置指示器亮,实验位置指示器灭)---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---(工作位置指示器灭,实验位置指示器亮)---打开前中门---把二次插头拔出静插座---(实验位置指示器灭)---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、周期和规定序号项目周期标准规定说明1绝缘电阻1)1～3年

2)大修后1)整体绝缘电阻参照制造厂

规定或自行规定2)断口和用有机物制成的提高杆的绝缘电阻不应低于下表中的数值MΩ试额定电压kV验类别＜2424～4

0.572.5大修后100025005000运行中300100030002交流耐压实验(断路器主回

路对地、相间及断口)1)1～3年(12kV及以下)2)大修后

3)必要时(40.5、72.5kV)断路器在分、合闸状态下分

别进行，实验电压值按DL/T

593规定值1)更换或干燥后

的绝缘提高杆必

须进行耐压实验

，耐压设备不能

满足时可分段进

行2)相间、相对地及断口的耐压值相同3辅助回路和控制回路交流耐

压实验1)1～3年

2)大修后实验电压为2kV4导电回路电阻1)1～3年

2)大修后1)大修后应符合制造厂规定

2)运营中自行规定，建议不大于1.2倍出厂值用直流压降法测

量，电流不小于

100A5断路器的合闸时间和分闸时间，分、合闸的同期性，触头开距，合闸时的弹跳过程大修后应符合制造厂规定在额定操作电压

下进行6操动机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的最低动作电压大修后1)操动机构分、合闸电磁铁

或合闸接触器端子上的最低

动作电压应在操作电压额定

值的30%～65%间.在使用电

磁机构时，合闸电磁铁线圈

端电压为操作电压额定值的

80%(关合峰值电流等于或大

于50kA时为85%)时应可靠动

作2)进口设备按制造厂规定7合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电

阻1)1～3年

2)大修后1)绝缘电阻不应小于2MΩ

2)直流电阻应符合制造厂规

定采用1000V兆欧

表8真空灭弧室真空度的测量大、小修时自行规定有条件时进行，可以用断口交流耐压代替9检查动触头上的软联结夹片有无松动大修后应无松动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，工作负责人再全面进行一次检查保证检修质量。2）整体验收验收工作有检修值长主持，工作负责人及运营人员参与，检修负责人提供开关检修技术记录资料，检修中发现及解决的缺陷和遗留的问题等。由运营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、开关柜屏上指示灯、带电显示器指示应正常，操作方式选择开关（远方/就地）、机械操作把手投切位置应对的，控制电源及电压回路电源分合闸指示对的;B、分（合）闸位置指示器与实际运营方式相符;C﹑储能开关储能指示是否正常;D﹑柜内照明正常，通过观测窗观测柜内设备应正常；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营；B、开关室内的温度较高时，检查换流风机是否运营；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;6.2.2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营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测窗进行测温；B、开关室内的温度较高时应启动开关室所有的通风设备，若此时温度还不断升高应适度减少负荷；C、开关柜内部有不正常的声响时运营人员应密切观测该异常声响的变化情况，必要时上报运营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陷及解决方法一、故障的防止措施开关柜在调试、运营过程中由于各种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情况是否良好，检测接地回路;4.有手车的须检查手车推动机构的情况，保证其满足说明书的有关规定;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;10.清扫各部位的尘土，特别是绝缘材料表面的尘土。11.发现有异常情况，如不能解决可同开关柜厂家联系。二、常见故障及解决方法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、小动物进入等因素导致的短路或击穿。定期检修发现绝缘材料老化或破损立即更换，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，发生故障查找因素并立即整改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.保护元器件选用不妥的导致的故障：如熔断器额定电流选用不妥，继电器整定期间不匹配等因素导致的事故，发生故障及时查找因素并更换合适的元器件4.不按操作规程导致的事故：由于未按操作规程操作导致的误分误合或导致元器件损坏引起的故障，应了解产品操作规程，按程序操作。升压站及附属设备变压器的作用、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变压器瓦斯继电器內充满油，无气体,防雨罩完好，观测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变压器有关的化验结果符合规定。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。测得的结果应记录在专用的《变压器绝缘记录》内。4.2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,检查绝缘是否良好。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。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相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结果与以前记录比较分析，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。第一次受电后连续时间不应小于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，并有交待记录。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有载调压装置调整实验，实验正常后放至适当位置。5.2新安装或大修后的变压器，投运前应具有下列条件：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。5.2.5经定相对的并出具报告后，方可正式投运。5.2.6主变投退前中性点接地刀闸在合位.5.2.7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6.1主变压器的投入和退出运营，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，变压器不得投入运营。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变压器投运时应观测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。6.5主变压器在投运前或退出运营前，必须先合上中性点接地刀闸。正常运营中，主变压器中性点运营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以下规定：6.7.1110kV及以下24h。6.7.2若有特殊情况不能满足上述规定，必须经调度批准。6.8站用变压器不在同一系统时,严禁用并列的方法倒换。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情况下，将变压器投入运营。6.10变压器投入运营后，应对其进行全面检查，确认变压器本体及辅助设备运营正常。6.11变压器的并列运营应满足下列条件6.1绕组接线组别相同。6.2电压变比相同。6.3阻抗电压相等。正常情况下，变压器应按铭牌规范及规定的冷却条件运营。7.1变压器运营中的温度规定7.1.1油浸式变压器，运营中的环境温度为+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正常运营上层油温℃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85℃。7.2变压器运营中的电压规定7.2.1变压器在额定电压?%范围内改变分接头位置运营时，其额定容量不变。7.2.2变压器的运营电压一般不应高于运营分接开关额定电压的105%。7.3变压器运营中的油位规定7.3.1正常运营中，根据环境温度检查油浸式变压器油位指示在相应的刻度线范围内。7.3.2变压器油位指示超过极限值时，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相应的刻度位置。7.4变压器过负荷运营规定7.4.1变压器可以在正常过负荷和事故过负荷情况下运营。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）时不准过负荷运营。7.4.2全天满负荷运营的变压器不宜过负荷运营。7.4.3变压器过负荷运营时，电流互感器、隔离开关、断路器均应满足载流规定，否则，严禁过负荷运营。7.4.4变压器过负荷运营时，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。7.4.5油浸自然循环自冷式变压器事故过负荷运营时间规定见下表：负荷电流/额定电流1.31.61.752.02.43.0允许运营时间（min）12030157.53.51.57.5变压器瓦斯保护装置的运营规定7.5.1变压器正常运营时，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营。瓦斯保护投入前，运营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营；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运营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自身存在缺陷、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，工作结束运营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当油位计指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，或其它也许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迅速下降时，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营。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营规定7.6.1运营现场应具有下列技术资料：产品安装使用说明书、技术图纸、自动控制装置整定说明书、绝缘油实验记录、检修记录、缺陷记录、分接变换记录等。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营状态。7.6.3有载调压装置的分接变换操作，由运营人员按调度部门拟定的电压曲线或调度指令，在电压允许偏差范围内进行。7.6.4正常情况下，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。7.6.5分接变换操作必须在一个分接变换完毕后方可进行第二次分接变换。操作时应同时观测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。7.6.6每次分接变换操作都应将操作时间、分接位置、电压变化情况及累计动作次数记录在有载分接开关分接变换登记表上，每次投停、实验、维修、缺陷与故障解决，都应作好记录。7.6.7分接开关天天分接变换次数可按检修周期与运营经验兼顾考虑。7.6.8 一般平均天天分接变换次数可参考在下列范围内：110kV电压等级为10次。7.6.9当变动分接开关操作电源后，在未确认电源相序是否对的前，严禁在极限位置进行电气控制操作。7.6.10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 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。7.6.11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。7.6.12分接变换操作中发生下列异常情况时应作如下解决，并及时报告安排检修。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；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营的其它异常情况时，应严禁或中止操作。7.6.13有载调压变压器可按批准的现场的规定过载运营。但过载1.2倍以上时，严禁分接变换操作。7.6.14运营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，运营中多次分接变换后动作发信，应及时放气。若分接变换不频繁而发信频繁，应作好记录，及时报告并暂停分接变换，查明因素。若油流控制继电器或气体继电器动作跳闸，必须查明因素。按DL/T572—2023《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营。7.6.15当有载调压变压器本体绝缘油的色谱分析数据出现异常(重要为乙炔和氢的含量超标)或分接开关油位异常升高或减少，直至接近变压器储油柜油面时，应及时报告，暂停分接变换操作，进行追踪分析，查明因素，消除故障。7.6.16运营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，并及时解决。7.6.17分接开关检修超周期或累计分接变换次数达成站规定的限值时，应告知检修单位维修。7.7压力释放装置运营规定7.7.1运营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。7.7.2压力释放阀有渗漏油现象，应及时采用措施解决。渗漏油的重要因素有：a.由于某种因素，油箱内压力偏高，已超过释放阀的密封压力，但尚未达成启动压力，导致渗漏。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。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导致释放阀漏油甚至失效。8变压器平常巡视1号、2号、3号主变平常巡视项目表设备名称序号巡视内

容巡视标准主变本体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本体及运营声音1.本体无锈蚀、变形；2.无渗漏油；

3.运营声音正常，无杂音、放电声、爆裂声。3线圈温度及上层油温度（记录数据）1.不超过相关规定值上层65℃，下层55℃

2.温度计指示符合运营规定，与主变控制屏远

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相应（指针式油位计指示，应与制造场规定的温度曲线相相应）。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，油位正常不得超过最大值，超过时需及时排油。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，运营中已用锁锁住，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、合位置符合运营方式规定；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

石铺放整齐、无油迹。9变压器特殊巡视规定出现下列情况之一时，运营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营时，应特别注意温度和过热情况以及振动、本体油位、冷却系统运营等情况（每小时至少一次）。9.3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。9.4新投入和大修后的变压器、存在重大、危急缺陷的变压器（应增长特巡次数）。110KV断路器1断路器的作用：接通或断开电路正常运营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所有收回，安全措施已所有拆除，具有投运条件。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℃以下时，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断路器位置指示器与实际相符。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”功能齐全。3.13手动跳闸机构正常。3.14开关计数器指示不大于规定值。4下列情况下，严禁将断路器投入运营4.1保护装置故障或保护未投入前。4.2“五防”功能故障，或功能不全。4.3操作机构拒绝跳闸（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断路器的运营规定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营电压。5.2断路器运营时，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正常情况下，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，应在合闸一相后观测情况，电流稳定后再合下一相。5.6 110kVSF6断路器的特殊规定5.6.1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,应告知实验站进行检漏。5.6.2当环境温度低于-30℃时，应加强监视防止出现液化现象。5.6.3SF6开关出现气体密度低报警时，仍可以继续运营，但应及时补气，若因气体泄漏而闭锁时，应立即退出运营。5.6.4新安装的SF6开关其微水含量不大于150ppm，运营中的SF6开关其微水含量不大于300ppm。5.6.5在夏季驱潮电热必须经常投入运营。5.6.6SF6开关分、合闸指示器无论运营与否，检修人员均不得随意调整。5.6.7运营中的SF6开关需要补气时，应先检查使用的气体是否符合新气标准，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气体绝缘变电站运营维修导则》规定。SF6开关的年泄漏率不大于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断路器平常巡视断路器平常巡视项目表设备名

称序号巡视内容巡视标准1开关位置分、合闸指示器指示对的，与实际运营状态一致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．检查机构管路3．检查机构无异常声音、异味4．检查液压机构压力表指示，在规定值内。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．运用检查导线及线夹的颜色变化、有无热气流上升、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，对比有无积雪融化、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．检查高处的引线有无断股、无烧伤痕迹，可使用望远镜5开关SF6气体压

力1.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相应2．密度继电器完好、正常，无异常报警信号3．开关本体周边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10℃以上退出，5℃以下投入。驱潮器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、元件、电缆、隔离开关、断路器、电流互感器等标志对的、清楚717.1每次事故跳闸后，应对断路器进行外部检查，套管应无