光伏电站运维方法

光伏电站日常维护

一、汇流箱

汇流箱就是汇集电流的一个设备，主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，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，具备多级防雷功能，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。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，便于观察工作状况。防护等级达IP65,满足室外安装的使用要求。具有远程监控功能。汇流箱大概的结构主要有保险管、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，并设置了工作状态指示灯、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。

(1)汇流箱的主要故障有以下几点：

1.正负极熔断器烧损；造成的主要原因是：

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造成的熔断器烧损。

d.光伏组件串接数量超出设计标准范围。

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；造成的主要原因是:

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.汇流箱站点号设置错误或重复。

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，未按相关敷设标准敷设)。

l.汇流箱波特率和拨码电阻设置错误。

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

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），输出符合电网要求的电能。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、光伏阵列及逆变器本身的接地检测保护和低电压穿越功能等。

具有“四遥”功能

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。

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

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主要是多晶硅电池板。

要定期组织人员对电站所有的电池板进行全方面细致的检查，是为了使电池板长期在良好的工况下运行，从而保证电站的发电量，创造更多的经济效益。

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。

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.大雨天应检查所有防水密封是否良好，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处理，分析、总结。

16.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。

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，所有连接（包括线圈与后备熔断器、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）。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，接引到端子的接点包括：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，满足下列要求：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给的短路电流。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《电力变压器运行规程》的要求。

℃)。

2本厂组合箱式变压器主要设备功能如下：

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

2.2.2高压室在线路不停电情况下，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真空断路器正确配合、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行中产生的应力，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次动作负载试验。幅值为避雷器的标称放电电流。

2.435kV侧高压接线端子充分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从来提高发电效率。

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 要求。

（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。

低压断路器具备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；留有提供给远方的位置信号、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；低压断路器的全部位置接点均引至二次端子排上，至少4开4闭，容量AC220V，5A。低压断路器具备就地防跳功能。以上接点和设备的内容和数量满足工程要求，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说明书

2.7箱变辅助电源系统：

（1）低压侧配置一台变比为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低压侧每分支设置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置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

3.变压器并列运行的条件

1.接线组别相同，相位相同；

2.电压变比相等；

3.短路电压差不大于10%；

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，能否与后台相对应。

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行正常。

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）

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）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。

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)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。

5.4检修工艺

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)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≤65%—16小时，相对湿度≤75%—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10℃。

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。

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、高压试验、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

第一章高压开关柜概述

一、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要求，将有关的高低压电器（包括控制电器、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配电能的装置。

2.高压开关设备：主要用于发电、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.开关柜防护要求中的“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.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程度。

二、开关柜的主要特点：

1.有一、二次方案,这是开关柜具体的功能标志,包括电能汇集、分配、计量和保护功能电气线路。一个开关柜有一个确定的主回路(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”是造成电力事故的主要原因。

3.具有接地的金属外壳，其外壳有支承和防护作用.因此要求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.具有抑制内部故障的功能，

“内部故障”是指开关柜内部电弧短路引起的故障，一旦发生内部故障要求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:周围空气温度不超过40℃(上限)，一般地区为-5℃(下限)，严寒地区可以为-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。

2.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要求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，或在开关柜内增加绝缘防护措施。

第二章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》标准的有关要求，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(包括绝缘件)、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CT

2)电压互感器简称PT

3)接地开关

4)避雷器(阻容吸收器；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.柜内常用的主要二次元件（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进柜内。

（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、试验、检修位臵，不得停留在其它位置。检修后,应推至试验位置,进行传动试验，试验良好后方可投入运行。

4.3手车开关的倒闸操作依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(处于分闸状态)推入柜内(试验位置)---把二次插头插到静插座上---(试验位置指示器亮)---用手柄将手车从试验位置(分闸状态)推入到工作位置---(工作位置指示器亮,试验位置指示器灭)---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)退出到试验位置---(工作位置指示器灭,试验位置指示器亮)---打开前中门---把二次插头拔出静插座---(试验位置指示器灭)---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﹑预防性试验

1预防性试验项目、周期

2交接验收

1）开关检修后验收

开关检修过程中主要零部件检修或更换完成，工作负责人再全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记录资料，检修中发现及处理的缺陷和遗留的问题等。由运行人员进行检查及手动操纵试验，检查完毕将开关送入试验位置，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；

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

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;

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。

七、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：

1.检修程序锁和联锁，动作保持灵活可靠，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;

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、小动物进入等原因造成的短路或击穿。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，发生故障查找原因并立即整改

2.操作拒动故障原因

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

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。

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，如有明显降低现象,应查明原因,并汇报值班长。

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变压器投运前的试验及投运条件

5.1变压器投运前的试验

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。

5.1.2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。

5.1.3变压器各侧开关的跳、合闸试验。

5.1.4变压器各侧开关的联锁试验。

5.1.5有载调压装置调整试验，试验正常后放至适当位置。

5.2新安装或大修后的变压器，投运前应具备下列条件：

5.2.1有变压器和充油套管的绝缘试验合格结论。

5.2.2有油质分析合格结论。

5.2.3有设备安装和变更通知单。

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，将变压器投入运行。

6.10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。

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：

7.1.2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?%范围内改变分接头位置运行时，其额定容量不变。

7.2.2变压器的运行电压一般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。

7.4变压器过负荷运行规定

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。

7.4.2全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行。

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要求，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行时间规定见下表：

7.5变压器瓦斯保护装置的运行规定

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。

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。

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。

7.5.4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。

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，若还有气体时，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。

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确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。

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。

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 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。

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正确前，禁止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行的其它异常情况时，应禁止或中止操作。

—2010《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。

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。

7.7.3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变压器日常巡视