光伏電站運維方案

1、.光伏電站日常維護一、匯流箱匯流箱就是匯集電流的一個設備，主要是用在大中型光伏系統中，光伏陣列中組件串數量多，輸出多， 必須需要一個設備把這些輸出集中起來，使之可以直接連在逆變器上。在太陽能光伏發(fā)電系統中，為了減少太陽能光伏電池陣列與逆變器之間的連線，可以將一定數量、規(guī)格相同的光伏電池串聯起來，組成一個個光伏串列，然后再將若干個光伏串列并聯接入光伏匯流防雷箱，在光伏防雷匯流箱內匯流后，通過直流斷路器輸出，與光伏逆變器配套使用從而構成完整的光伏發(fā)電系統，實現并網?？赏瑫r接入多路太陽能光伏陣列，每路額定電流可達10A ，最大15A ，能滿足不同用戶需求。每路輸入獨立配有太陽能光伏直流高壓防雷電路，

2、具備多級防雷功能，確保雷擊不影響光伏陣列正常輸出。輸出端配有光伏直流高壓防雷模塊，可耐受最大80kA 的雷電流。采用高壓斷路器，直流耐壓值不低于DC1000V ，安全可靠。具有雷電記錄功能, 方便了解雷電災害的侵入情況。具有電流、電壓、電量的實時顯示功能，便于觀察工作狀況。 防護等級達IP65, 滿足室外安裝的使用要求。具有遠程監(jiān)控功能。匯流箱大概的結構主要有保險管、防雷器、直流斷路器（隔離刀閘）、正（負）極接線板、電流傳感器，計量采樣板、通訊板等。光伏防雷匯流箱里配置了光伏專用直流防雷模塊、直流熔斷器和斷路器等，并設置了工作狀態(tài)指示燈、雷電計數器。為方便用戶及時準確的.掌握光伏電池的工作情況

3、，配備遠方通訊監(jiān)測裝置保證太陽能光伏發(fā)電系統發(fā)揮最大功效。匯流箱的主要故障有以下幾點：正負極熔斷器燒損；造成的主要原因是：由于熔斷器的額定電流小于接入光伏組串的電流。接入匯流箱的電纜正負極短路或電纜接地。熔斷器的質量不合格造成的熔斷器燒損。光伏組件串接數量超出設計標準范圍。光伏組件連接線和接線端子接觸不良。MC4 頭與組件接觸不良。2. 通訊中斷、數碼液晶管無顯示；造成的主要原因是:通訊線接地、短路或斷路。通訊板燒損。無通訊電源。d.24V電源電壓低于20V 。e. 通訊裝置485串口燒毀。通訊裝置故障，通訊裝置無電源。g.485通訊線接觸不良或接線方式錯誤。.后臺未關聯匯流箱相關地址或測點。

4、匯流箱站點號設置錯誤或重復。通訊線屏蔽線接地方式錯誤。通訊線受干擾（通訊線敷設時與強電線路距離過近，未按相關敷設標準敷設 ) 。匯流箱波特率和撥碼電阻設置錯誤。通訊線距離過長，信號衰減。n. 匯流箱未加終端電阻（超出60m）。匯流箱設定路數超出實際接線路數。電纜接地或短路匯流箱內的直流斷路器跳閘等故障匯流箱日常巡檢時注意事項光伏防雷匯流箱的巡檢應做到每月巡視一次，在巡視過程中必須按照電廠安全規(guī)程的要求，至少由兩人巡視，嚴禁單人巡視。巡視時主要檢查匯流箱的外觀，以及柜體固定螺栓是否松動；浪涌保護器（防雷裝置） 以及電纜、正負極接線板有無異?，F象。在檢查時還要查看每一支路的電流，檢查接線是否松動，

5、接線端子及保險底座是否變色。在檢查時還要看匯流箱內的母排是否變色；螺栓是否緊固；接地是否良好；柜內斷路器有無脫扣發(fā)熱現象；檢查防火封堵是否合格；檢修斷.路器時必須將相應逆變器直流柜內的斷路器拉開。匯流箱內的母排螺栓每年緊固一次。逆變器一、逆變器的作用并網逆變器是光伏電站中重要的電氣設備，同時也是光伏發(fā)電系統中的核心設備。逆變器將光伏陣列產生的直流電（ DC） 逆變?yōu)槿嗾医涣麟?（ AC），輸出符合電網要求的電能。逆變器是能量轉換的關鍵設備，其效率指標等電氣性能參數，將直接影響電站系統發(fā)電量。逆變器具有極性反接保護、短路保護、孤島效應保護、過溫保護、交流過流及直流過流保護、直流母線過（低）電

6、壓保護、電網斷電、電網過欠壓保護、電網過欠頻保護、光伏陣列及逆變器本身的接地檢測保護和低電壓穿越功能等。具有“四遙”功能二、檢查項目逆變器通風濾網的積灰程度。2. 逆變器直流柜內各表計是否正常、斷路器是否脫扣，接線有無松動發(fā)熱及變色現象。逆變器通風狀況和溫度檢測裝置是否正常。逆變器有無過熱現象存在。.逆變器引線及接線端子有無松動，輸入輸出接線端子有無破損和變色的痕跡。逆變器各部連接是否良好。逆變器接地是否良好。逆變器室內灰塵。逆變器風機是否運行正常及風道通風是否良好。逆變器各項運行參數設置是否正確。逆變器運行指示燈顯示及聲音是否正常。逆變器防火封堵是否合格、防鼠板是否安裝到位。檢查逆變器防雷器

7、是否動作（正常為綠）。逆變器運行狀態(tài)下參數是否正常（三相電壓、電流是否平衡）。15. 逆變器運行模式是否為MPPT 模式。光伏板太陽能電池板是太陽能發(fā)電系統中的核心部分，也是太陽能發(fā)電系統中價值最高的部分。其作用是將太陽能轉化為電能，太陽能電池板的質量和成本將直接決定整個系統的質量和成本。沙土光伏站太陽能電池板主要是多晶硅電池板。.要定期組織人員對電站所有的電池板進行全方面細致的檢查，是為了使電池板長期在良好的工況下運行，從而保證電站的發(fā)電量，創(chuàng)造更多的經濟效益。檢查電池板有無破損，要做到及時發(fā)現，及時更換。檢查電池板連接線和接地線是否接觸良好，有無脫落現象。檢查匯流箱接線處是否有發(fā)熱現象。檢

8、查電池板支架、卡扣有無松動和斷裂現象。檢查清理電池板周圍遮擋電池板的雜草。檢查電池板表面有無遮蓋物檢查電池板表面上的鳥糞，必要時進行清理。檢查電池板有無熱斑，內部焊線有無變色及斷線。對電池板的清潔程度進行檢查。大風天氣應對電池板及支架進行重點檢查。大雪天應對電池板進行及時清理，避免電池板表面積雪凍冰。大雨天應檢查所有防水密封是否良好，有無漏水現象。檢查是否有動物進入電站對電池板進行破壞。冰雹天氣應對電池板表面進行重點檢查。對電池板溫度進行檢測，與環(huán)境溫度相比較進行分析。.對所檢查出來的問題要要及時進行處理，分析、總結。對每次檢查要做詳細的記錄，以便于以后的分析。定期巡檢和特殊巡檢：光伏組件每個

9、季度巡視一次，在巡視過程中主要檢查MC4 頭是否松動、型卡環(huán)是否脫落或松動、光伏板有無熱斑等。并且通過主控室的后臺監(jiān)控電腦查看電流是否大體一致，對于電流小的支路要進行全面檢查分析。在遇到大風天氣時要全面巡視（特巡），重點巡視光伏組件有無掉落損壞、U 型卡環(huán)是否脫落或松動。光伏板連接處的MC4 頭連接是否良好無松動脫落現象。組件接線盒有無鼓包、二極管接觸是否良好、有無發(fā)熱變色。各光伏組串連接的MC4 頭是否連接緊固無松動。做分析總結記錄并歸檔。組合式箱變1.2變壓器器身與油箱配合緊密，且有固定裝置。高、低壓引線全部采用軟連接，分接引線與無載分接開關之間采用冷壓焊接并用螺栓緊固，所有連接（包括線圈

10、與后備熔斷器、插入式熔斷器、負荷開關等）都采用冷壓焊接，緊固部分帶有自鎖防松措施。為全密封免維護產品，.結構緊湊，可靠保護人身安全。柜體采用目字形排列，分為高壓側負荷開關室（高壓間隔）、變壓器間隔、低壓側配電室（低壓間隔）。1.3本廠變壓器型式采用三相銅芯雙分裂繞組無勵磁調壓油浸變壓器。其設備的附屬設備所帶功能如下所列：1.3.1變壓器帶有缺相保護功能，在變壓器缺相運行時跳低壓斷路器。1.3.2變壓器帶溫度表（該表由制造廠裝設在變壓器低壓柜上）。所有溫度表都具有超溫跳閘和超溫報警接點輸出, 包含3 對無源獨立干接點 （接點輸出信號可任意定義），可分別用于遠方和就地，干接點容量為 AC220V、

11、 5A 。1.3.3變壓器的本體信號包含1 對無源獨立干接點，可分別用于遠方和就地，干接點容量為AC220V,5A。1.3.4變壓器內所有對外接口接點均引至端子排上，并預留一定數量端子，接引到端子的接點包括：變壓器超溫報警、超溫跳閘、低壓斷路器信號、箱變火災報警信號、高低壓門狀態(tài)信號等。1 .3.5變壓器裝設一只油面溫度測溫裝置，以監(jiān)測變壓器油面溫度，和溫度表接口采用420mA 。1.3.6變壓器油位指示采用就地直讀式。1.3.7變壓器絕緣油選用#45變壓器油，滿足下列要求：凝點： -45 .閃電（閉口）不低于：140 擊穿電壓不小于：60kV介質損耗因數（ 90 ）不大于：0.5%水分：15

12、ppm變壓器油密度：0.9kg/l其余參數按照國標執(zhí)行。1.3.8變壓器承受短路的能力：變壓器可以承受低壓側出口三相短路，高壓側母線為無窮大電源供給的短路電流。變壓器在各分接頭位置時，可以承受線端突發(fā)短路的動、熱穩(wěn)定電流的沖擊。1.3.9事故過負荷能力滿足GB/T15164油浸式變壓器負載導則和DL/T572電力變壓器運行規(guī)程的要求。1.3.10變壓器允許短時間過載能力應滿足相關標準要求( 正常壽命，過載前已帶滿負荷、環(huán)境溫度40)。本廠組合箱式變壓器主要設備功能如下：2.1高壓側負荷開關二工位油浸式負荷開關，負荷開關為二位置結構，以變壓器油為絕緣和滅弧介質，彈簧儲能、三相聯動，高壓側負荷開關

13、需上傳位置信號，廠家應將信號接至箱變外傳信號端子排上。2.2插入式熔斷器2.2.1熔斷器的電流強度是按變壓器突然投入時的勵磁涌流不損傷熔斷器考慮，變壓器的勵磁涌流通過熔斷器產生的熱效應可按1020 ）倍的變壓器滿載電流持續(xù)0.1s 計算。.2.2.2高壓室在線路不停電情況下，通過低壓斷路器切除發(fā)電電源后，可以開斷負荷開關，再操作變壓器分接開關。2.2.3熔斷器在低壓斷路器前端發(fā)生三相或單相短路時可靠動作, 在低壓斷路器下口至逆變器輸出電纜終端范圍內發(fā)生三相或單相短路時與箱變低壓側斷路器及升壓站內的35kV真空斷路器正確配合、可靠動作。2.3避雷器：2.3.1箱變高壓側設有避雷器，避雷器為氧化鋅

14、無間隙型。避雷器可靠密封以便和外界的潮氣以及氧氣隔絕。內部部件的結構使內部電暈減少到最小，并保證減少和復合絕緣裝置外部污物的導電層發(fā)生電容耦合。2.3.3避雷器可以承受在運行中產生的應力，并且不會導致損壞或過熱擊穿。2.3.4避雷器裝有放電計數器。2.3.5避雷器可在額定電壓下承受20 次動作負載試驗。幅值為避雷器的標稱放電電流。2.4 35kV側高壓接線端子充分考慮到三芯電纜的出線, 電纜接于旁邊電纜分支箱為方便多臺箱變高壓側出線組合成一回集電線路時的電纜連接。同時避免因單臺變壓器的檢修及定檢工作，而造成一整條光伏進線停電的趨勢從來提高發(fā)電效率。.2.5帶電指示器：高壓室內配帶電指示器，以指

15、示高壓室內是否帶電，并控制高壓室內門上的電磁鎖，以確保高壓室?guī)щ姇r內門無法打開。2.6低壓側元件主斷路器該元件為抽出式斷路器，其技術特性應符合GB 要求。（ 1）額定電壓：400V（ 2）額定耐受電壓：1000V3）額定電流：1250A（ 4）額定短時耐受電流及時間：50kA ， 1s5）低壓斷路器可實現速斷、單相接地等保護功能。6）低壓斷路器分合狀態(tài)應有信號上傳。（ 7）低壓斷路器脫扣線圈預留3 個控制接點。（ 8）低壓斷路器具有遠方操作功能。低壓斷路器具備就地和遠方控制功能。留有遠方控制接口；設有就地 / 遠方轉換開關，開關能提供就地/ 遠方位置輸出接點，接點為無源干接點，容量為AC220

16、V， 5A ；留有提供給遠方的位置信號、故障告警（通過具有保護功能的智能電子脫扣器）信號及其他用于反映開關狀態(tài)的信號等無源干接點，容量為AC220V ， 5A ；低壓斷路器的全部位置接點均引至二次端子排上，至少4 開4 閉，容量AC220V ， 5A 。低壓斷路器具備就地防跳功能。以上接點和設備的內容和數量滿足工程要求，并在端子排留有合閘跳閘指令輸入接口。.注：詳情參見江蘇常熟開關廠家說明書2 .7 箱變輔助電源系統：（ 1）低壓側配置一臺變比為0.318/0.38kV干式三相變壓器、容量為3kVA ；輔助變壓器用于給低壓側配電箱供電，變壓器電源側開關采用分斷能力不小于35KA 的塑殼斷路器；

17、（ 2 ）低壓側配置一個小型配電箱，一個內置4 只 220V 微型斷路器（ 63In=6A 2 只， 63 In=10A2 只），2 只插座（1 只三相），并預留擴展空間。箱變檢修、照明、加熱電源由此引出。2.8低壓側每分支設置電流互感器用來提供二次電流給電流表計和后臺，便于隨時監(jiān)控箱變運行工況。2.9箱變低壓側每分支設三只電流表和三只電壓表。2.10低壓側加裝浪涌保護器。2.11智能監(jiān)控單元：A每臺箱變的低壓開關柜內設置一臺箱變智能監(jiān)測裝置，以便采集箱變內的各種電氣量參數和非電氣量參數，通過RCS-9794裝置上傳后臺以滿足綜合自動化系統的“四遙”功能變壓器并列運行的條件1.接線組別相同，相

18、位相同；2.電壓變比相等；3.短路電壓差不大于10% ； 4.容量比不超過3:1。每 15 天應對變壓器巡視一次，其巡視內容如下：.4.1檢查變壓器本體清潔無損壞，現場清潔無雜物。4.2檢查變壓器門鎖是否完好，變壓器門是否嚴密。4.3檢查變壓器油位是否正常。4.5檢查無載調壓分接開關是否在適當位置4.6檢查箱式變壓器壓力釋放閥是否完好，并查看壓力表是否完好。4.7檢查箱式變壓器壓力表中壓力是否在正常范圍內，若壓力過高，則需排壓。4.8檢查箱式變壓器油溫是否正常，能否與后臺相對應。4.9檢查箱式變壓器主、輔設備是否漏油、滲油。4.10檢查箱式變壓器測控裝置是否運行正常。4.11檢查變壓器外殼接地

19、連接是否完整良好。4.12檢查箱式變壓器低壓側母排有無松松發(fā)熱變色現象。4.13檢查箱式變壓器低壓側三個電壓表計位置是否在同一位置以確認三相電壓是否平衡，并旋轉切換開關查看表計是否正常。4.14檢查箱式變壓器低壓側三個電流表計位置是否在同一位置以確認三相電流是否平衡。4.15檢查箱式變壓器低壓側二次回路電源空開是否正常。4.16檢查箱式變壓器室內有無積水、凝露。.4.17檢查二次回路保險有無燒毀現象。4.18檢查高壓電纜頭有無破損、松動現象。4.19檢查高壓套管有無破損油污現象。4.20檢查箱式變壓器聲音是否異常。4.21檢查煙霧報警器是否正常。4.22檢查箱式變壓器避雷器放電計數器是否正常。

20、4.23檢查箱式變壓器高壓側帶電顯示器是否正常。4.24檢查二次回路接線是否松動、掉落現象。4.25檢查箱式變壓器低壓側斷路器智能控制器是否正常，其定值是否正確（長延時動作電流1600A 動作時間60s ；短延時動作電流4800A 動作時間0.1s; 速斷動作電流8000A ）4.26檢查電流互感器是否破裂。4.27檢查行程開關是否正常。4.28檢查高壓電纜有無放電現象。4.29檢查高壓電纜接地線是否牢固可靠。4.30檢查箱式變壓器低壓側斷路器分、合閘指示燈與實際位置是否一致。4.31檢查箱式變壓器低壓斷路器是否正常分合。.4.32檢查箱式變壓器儲能指示是否正常。4.33檢查箱式變壓器浪涌保護

21、器是否動作。檢修周期）大修周期變壓器安裝運行五年應吊芯進行大修，以后每隔十年大修一次。根據歷年試驗數據的色譜分析無顯變化時可根據狀態(tài)檢修條例由廠總工或廠專業(yè)會議確定吊罩大修檢查的期限。運行中的變壓器發(fā)現異常情況，或預防性試驗判明內部有故障時應及時進行大修。）小修周期a) 臺式變壓器小修每年1 次2 次。運行中發(fā)現缺陷時，可計劃外停電檢修。5.3檢修項目大修項目拆卸各附件吊芯或吊罩。繞組、引線及絕緣瓷瓶裝置的檢修。散熱片、閥門及管道等附屬設備的清掃檢修。必要時變壓器的干燥處理。.全部密封墊的更換和組件試漏。絕緣瓷瓶清掃檢查。變壓器的油處理。進行規(guī)定的測量及預防性試驗。消缺工作。小修項目檢查并消除

22、已發(fā)現的缺陷。清掃套管并檢查套管有無破損和放電痕跡，引出線接頭是否有過熱變色現象。檢查油位計，必要時變壓器本體加油。檢查各部密封膠墊，處理滲漏油。檢查冷卻裝置有無滲漏油現象。清除壓力釋放閥閥蓋內的灰塵等雜物。油箱及附件的清掃、檢修，必要時進行補漆。按規(guī)定要求進行測量和試驗。5.4檢修工藝檢修前準備.）了解變壓器在運行中所發(fā)現的缺陷和異常（事故）情況，出口短路的次數和情況。）變壓器上次大修的技術資料和技術檔案。）了解變壓器的運行狀況（負荷、溫度、有載分接開關的切次數和其他附屬裝置的運行情況）。d ）查閱變壓器的原試驗記錄（包括油的簡化分析和色譜），了解變壓器的絕緣狀況。）查明漏油部位（并作出標記

23、）及外部缺陷。f ）進行大修前的本體和油的分析試驗，確定檢修時的附加項目（如干燥、油處理等）。5.5質量要求器身檢修a) 應全面檢查器身的完整性，有無缺陷存在（如過熱、弧痕、松動、線圈變形、開關接點變色等）。對異常情況要查找原因并進行檢修處理，同時要作好記錄。器身暴露在空氣中的時間（從開始抽油至開始注油止，放完油的時間越短越好）相對濕度 65% 16 小時，相對濕度 75% 12小時，當器身溫度低于周圍氣溫時，宜將變壓器加熱，一般高出10 。器身檢查時，場地周圍應清潔，并應有防塵措施。.檢查工作應由專人進行，不得攜帶與工作無關的物件，應著專用工作服和軟底鞋，戴清潔手套（防汗），禁止用手接觸線圈

24、與絕緣物，寒冷天氣應戴口罩。油箱底應保持潔凈無雜質。4.2.6變壓器大修后的交接驗收變壓器在大修竣工后，應及時清理現場、整理記錄、資料、圖紙、清退材料，進行核算提交竣工、驗收報告，并提請有關部門組織有關單位、維修部門、高壓試驗、油樣化驗、繼保、運行、計量等單位進行現場驗收工作。35KV 高壓開關柜第一章高壓開關柜概述一、基本概念1. 開關柜（又稱成套開關或成套配電裝置）: 它是以斷路器為主的電氣設備；是指生產廠家根據電氣一次主接線圖的要求，將有關的高低壓電器（包括控制電器、保護電器、測量電器）以及母線、載流導體、絕緣子等裝配在封閉的或敞開的金屬柜體內，作為電力系統中接受和分配電能的裝置。高壓開

25、關設備：主要用于發(fā)電、輸電、配電和電能轉換的高壓開關以及和控制、測量、保護裝置、電氣聯結（母線）、外殼、支持件等組成的總稱。.3. 開關柜防護要求中的“五防”：防止誤分誤合斷路器、防止帶電分合隔離開關、防止帶電合接地刀閘、防止帶接地刀閘分合斷路器、防止誤入帶電間隔。防護等級 : 外殼、 隔板及其他部分防止人體接近帶電部分和觸及運動部件以及防止外部物體侵入內部設備的保護程度。二、開關柜的主要特點：1. 有一、 二次方案, 這是開關柜具體的功能標志, 包括電能匯集、分配、計量和保護功能電氣線路。一個開關柜有一個確定的主回路( 一次回路)方案和一個輔助回路( 二次回路) 方案，當一個開關柜的主方案不

26、能實現時可以用幾個單元方案來組合而成。2. 開關柜具有一定的操作程序及機械或電氣聯鎖機構，實踐證明: 無“五防”功能或“五防功能不全”是造成電力事故的主要原因。3. 具有接地的金屬外殼，其外殼有支承和防護作用. 因此要求它應具有足夠的機械強度和剛度，保證裝置的穩(wěn)固性, 當柜內產生故障時, 不會出現變形, 折斷等外部效應。同時也可以防止人體接近帶電部分和觸及運動部件，防止外界因素對內部設施的影響; 以及防止設備受到意外的沖擊。具有抑制內部故障的功能，“內部故障”是指開關柜內部電弧短路引起的故障，一旦發(fā)生內部故障要求把電弧故障限制在隔室以內。.三高壓開關柜正常使用條件：1.環(huán)境溫度: 周圍空氣溫度

27、不超過40 ( 上限) ，一般地區(qū)為-5 ( 下限 ) ，嚴寒地區(qū)可以為-15。 環(huán)境溫度過高, 金屬的導電率會減低, 電阻增加,表面氧化作用加劇;另一方面,過高的溫度, 也會使柜內的絕緣件的壽命大大縮短, 絕緣強度下降. 反之,環(huán)境溫度過低, 在絕緣件中會產生內應力, 最終會導致絕緣件的破壞。2. 海拔高度: 一般不超過1000米 . 對于安裝在海拔高于1000米處的設備,外絕緣的絕緣水平應將所要求的絕緣耐受電壓乘以修正系數Kaka=1(1.1-H10-4)來決定。由于高海拔地區(qū)空氣稀薄, 電器的外絕緣易擊穿, 所以采用加強絕緣型電器，加大空氣絕緣距離，或在開關柜內增加絕緣防護措施。第二章高

28、壓開關柜組成及分類一、開關柜的組成：開關柜應滿足GB3906-1991 3-35kV交流金屬封閉開關設備標準的有關要求，由柜體和斷路器二大部分組成，具有架空進出線、電纜進出線、 母線聯絡等功能。柜體由殼體、電器元件( 包括絕緣件) 、各種機構、二次端子及連線等組成。柜體的材料:1)冷扎鋼板或角鋼( 用于焊接柜);.2)敷鋁鋅鋼板或鍍鋅鋼板( 用于組裝柜).不銹鋼板 ( 不導磁性 ).鋁板 ( 不導磁性 ).柜體的功能單元：1)主母線室( 一般主母線布置按“品”字形或“1 ”字形兩種結構)斷路器室電纜室繼電器和儀表室柜頂小母線室二次端子室柜內電器元件：柜內常用一次電器元件（主回路設備）常見的有如

29、下設備：1)電流互感器簡稱CT2)電壓互感器簡稱PT接地開關4)避雷器( 阻容吸收器；單相型、組合型)隔離開關6)高壓斷路器（真空型(Z)、 SF6 型 (L)）.7) )高壓熔斷器）高壓帶電顯示器10)絕緣件 穿墻套管、觸頭盒、絕緣子、絕緣熱縮( 冷縮) 護套主母線和分支母線12) 高壓電抗器 串聯型和起動電機型負荷開關柜內常用的主要二次元件（又稱二次設備或輔助設備，是指對一次設備進行監(jiān)察、控制、測量、調整和保護的低壓設備）, 常見的有如下設備 :1) 繼電器2) 電度表3) 電流表4)電壓表5) 功率表 6)功率因數表7)頻率表 8)熔斷器 9)空氣開關10)轉換開關11) 信號燈12)

30、按鈕13)微機綜合保護裝置等等。三、五防聯鎖簡介:（ 1 ）當手車在柜體的工作位置合閘后, 在底盤車內部的閉鎖電磁鐵被鎖定在絲杠上, 而不會被拉動. 以防止帶負荷誤拉斷路器手車。（ 2 ）當接地開關處在合閘位置時, 接地開關主軸聯鎖機構中的推桿被推入柜中的手車導軌上, 于是所配斷路器手車不能被推進柜內。.（ 3）斷路器手車在工作位置合閘后, 出線側帶電, 此時接地開關不能合閘接地開關主軸聯鎖機構中的推桿被阻止, 其操作手柄無法操作接地開關主軸。四、操作程序高壓開關柜的操作：4.1操作手車開關柜時，應嚴格按照規(guī)定的程序進行，防止由于程序錯誤造成閉鎖、二次插頭、隔離擋板和接地開關等元件損壞。4.2

31、手車式斷路器允許停留在運行、試驗、檢修位臵，不得停留在其它位置。檢修后,應推至試驗位置, 進行傳動試驗，試驗良好后方可投入運行。4.3手車開關的倒閘操作依然按照開關運行的四種狀態(tài)轉換:A、運行狀態(tài)B 、熱備用狀態(tài)C 、冷備用狀態(tài)D 、檢修狀態(tài)送電操作:操作接地刀閘并且使之分閘-用轉運車( 平臺車或軌道) 將手車( 處于分閘狀態(tài)) 推入柜內( 試驗位置)-把二次插頭插到靜插座上-(試驗位置指示器亮)-用手柄將手車從試驗位置( 分閘狀態(tài)) 推入到工作位置 -(工作位置指示器亮,試驗位置指示器滅)-合閘停電(檢修 )操作:.將斷路器手車分閘-用手柄將手車從工作位置( 分閘狀態(tài)) 退出到試驗位置-(工

32、作位置指示器滅,試驗位置指示器亮)-打開前中門-把二次插頭拔出靜插座-(試驗位置指示器滅)-用轉運車( 平臺車或軌道) 將手車退出柜外、操作接地開關主軸并且使之合閘-必要時現場裝設接地線。五預防性試驗預防性試驗項目、周期交接驗收）開關檢修后驗收開關檢修過程中主要零部件檢修或更換完成，工作負責人再全面進行一次檢查確保檢修質量。）整體驗收驗收工作有檢修值長主持，工作負責人及運行人員參加，檢修負責人提供開關檢修技術記錄資料，檢修中發(fā)現及處理的缺陷和遺留的問題等。由運行人員進行檢查及手動操縱試驗，檢查完畢將開關送入試驗位置，電動操作兩次，確認正常后，由驗收負責人作出質量評價，并在檢修交代本上簽字。六、

33、高壓開關柜的巡視檢查6.1高壓開關柜的正常巡視檢查.A、開關柜屏上指示燈、帶電顯示器指示應正常，操作方式選擇開關（遠方 / 就地）、機械操作把手投切位置應正確，控制電源及電壓回路電源分合閘指示正確;B、分（合）閘位置指示器與實際運行方式相符;C儲能開關儲能指示是否正常;D柜內照明正常，通過觀察窗觀察柜內設備應正常；E、柜內應無放電聲、異味和不均勻的機械噪聲，柜體溫度正常；、真空斷路器滅弧室應無漏氣，無氧化發(fā)黑跡象。對于無法直接進行測溫的封閉式開關柜，巡視時可用手觸摸各開關柜的柜體，以確認開關柜是否發(fā)熱；G、檢查斷路器操作結構應完好, 二次端子有無銹蝕、有無積塵；H、檢查接地牢固可靠, 封閉性能

34、及防小動物設施應完好。6.2高壓開關柜的特殊巡視6.2.1在下列情況下應對高壓開關柜進行特殊巡視A、開關柜在過負荷的情況下運行；B、開關室內的溫度較高時，檢查換流風機是否運行；C開關柜內部有不正常的聲響；D、開關柜柜體或母線槽因電磁場諧振發(fā)出異常聲響時；E高壓開關柜在新投運或檢修后投運;.F 、在大風天氣時，檢查開關室內門窗是否關閉;G、在雨雪天氣時，檢查開關室屋頂有無滲水，電纜溝有無積水;6.2.2高壓開關柜特殊巡視的項目如下:A、開關柜在過負荷的情況下運行時應加強對開關柜的測溫，無法直接進行測溫的封閉式開關柜，巡視時可用手觸摸各開關柜的柜體, 以確認開關柜是否發(fā)熱。必要可用紅外測溫儀通過觀

35、察窗進行測溫；B、開關室內的溫度較高時應開啟開關室所有的通風設備，若此時溫度還不斷升高應適度降低負荷；C、開關柜內部有不正常的聲響時運行人員應密切觀察該異常聲響的變化情況，必要時上報運行值長或電廠生產負責人將此開關柜停運檢查；注：進出高壓室時，必須隨手關門。七、高壓開關柜常見故障缺陷及處理方法一、故障的預防措施開關柜在調試、運行過程中由于各種各樣的原因會發(fā)生故障，為減少故障頻率應進行下列項目的檢修：1. 檢修程序鎖和聯鎖，動作保持靈活可靠，程序正確;2. 按斷路器、隔離開關、操作機構等電器的規(guī)定進行檢修調試;3. 檢查電器接觸部位看接觸情況是否良好，檢測接地回路;.有手車的須檢查手車推進機構的

36、情況，保證其滿足說明書的有關要求 ;5.檢查手車開關內動觸頭有無氧化，固定簧有無異位;6.檢查動靜觸頭有無放電現象;7.檢查二次輔助回路有無異常，并進行必要的檢修;8.檢查各部分緊固件，如有松動應立即緊固;檢查接地回路各部分的情況，如接地觸頭，主接地線及過門接地線等，保證其導電的連續(xù)性;清掃各部位的塵土，特別是絕緣材料表面的塵土。發(fā)現有異常情況，如不能解決可同開關柜廠家聯系。二、常見故障及處理方法絕緣故障：絕緣故障形式一般有：環(huán)境條件惡劣破壞絕緣件性能、絕緣材料的老化破損、小動物進入等原因造成的短路或擊穿。定期檢修發(fā)現絕緣材料老化或破損立即更換，清除絕緣材料表面的污漬，電纜溝、開關室安裝防護板

37、防止小動物進入，發(fā)生故障查找原因并立即整改操作拒動故障原因 控制回路斷線A分（合）閘線圈燒毀。.B控制回路接線松動。C機械連接點接觸不良。D電氣聯鎖節(jié)點接觸不良。E控制回路電源失電。檢查原因并立即更換新的線圈，緊固相關節(jié)點接線。檢查回路中的電氣、機械聯鎖點及控制回路電源。3. 保護元器件選用不當的造成的故障：如熔斷器額定電流選用不當，繼電器整定時間不匹配等原因造成的事故，發(fā)生故障及時查找原因并更換合適的元器件不按操作規(guī)程造成的事故：由于未按操作規(guī)程操作造成的誤分誤合或造成元器件損壞引起的故障，應了解產品操作規(guī)程，按程序操作。升壓站及附屬設備變壓器的作用、組成1變壓器的作用：改變交流電壓，傳輸電

38、能。變壓器的組成：由鐵芯、繞組、油箱、絕緣套管、冷卻器、壓力釋放器、瓦斯繼電器、有載調壓裝置等部件組成。變壓器投運和檢修的驗收.3.1檢查工作票結束，拆除所有臨時接地、短路線和臨時安全措施，恢復常設遮欄和標示牌。3.2變壓器本體、套管、引出線、絕緣子清潔無損壞，現場清潔無雜物。3.3變壓器油枕及油套管的油色透明，油位正常。3.4有載調壓變壓器的分接開關在適當的位置，有交待記錄。3.5變壓器瓦斯繼電器內充滿油，無氣體, 防雨罩完好，觀察窗防護罩在打開位置。3.6變壓器防爆膜完好，壓力釋放閥完好，呼吸器內硅膠無變色。3.7散熱器、油枕及瓦斯繼電器的油門應全開。3.8各繼電保護及自動裝置投入正確。3

39、.9主、輔設備無漏油、滲油。3.10變壓器測溫裝置良好。3.11變壓器外殼、中性點接線良好，接地刀閘裝置正常，接地電阻連接完整良好。3.12變壓器有關的化驗結果符合規(guī)定。變壓器絕緣電阻的測量規(guī)定4.1新安裝或檢修后的變壓器投運前必須測量其繞組的絕緣電阻。測得的結果應記錄在專用的變壓器絕緣記錄內。.4.2備用時間超過一個月的變壓器, 每月應進行一次絕緣電阻的測量,檢查絕緣是否良好。如本月內備用變壓器投運過，則不再測量絕緣, 但需在“變壓器絕緣記錄”中記錄清楚。4.3測量變壓器絕緣時應先拉開變壓器一次回路各側開關及刀閘，拉開中性點接地刀閘（或拆除中性點接線）。4.4變壓器繞組電壓在1000V 及以

40、上使用2500V 搖表測量。110kv 使用5000V搖表測量。測量前要確定被測變壓器的各側來電端開關均拉開，且有明顯斷開點, 使用合格的電壓等級對應的驗電器驗明確無電壓，而且測量前后均應將被測繞組接地放電。4.5測量變壓器絕緣應分別測量各繞組之間，各繞組對地之間的絕緣。4.6對于油浸式變壓器繞組絕緣電阻值每千伏不低于1M，變壓器使用期間所測得的絕緣電阻值不得低于初始值的50%，且不低于前次所測值的70%。4.7變壓器高、低繞組間絕緣電阻值不得低于高壓側對地絕緣電阻規(guī)定值。4.8變壓器絕緣電阻值測量結果與以前記錄比較分析，如有明顯降低現象, 應查明原因, 并匯報值班長。4.9用搖表測量變壓器絕

41、緣，應注意結束時引線應先于搖表停止轉動前拿離變壓器被測部位，避免燒損搖表。變壓器投運前的試驗及投運條件.5.1變壓器投運前的試驗5.1.1新安裝或大修后的變壓器投運前應做3 5 次全電壓空載合閘沖擊試驗。第一次受電后持續(xù)時間不應小于10min ，每次沖擊試驗間隔時間為5min 。5.1.2新安裝或二次回路工作過的變壓器，應做保護傳動試驗，并有交待記錄。5.1.3變壓器各側開關的跳、合閘試驗。5.1.4變壓器各側開關的聯鎖試驗。5.1.5有載調壓裝置調整試驗，試驗正常后放至適當位置。5.2新安裝或大修后的變壓器，投運前應具備下列條件：5.2.1有變壓器和充油套管的絕緣試驗合格結論。5.2.2有油

42、質分析合格結論。5.2.3有設備安裝和變更通知單。5.2.4設備標志齊全。5.2.5經定相正確并出具報告后，方可正式投運。5.2.6主變投退前中性點接地刀閘在合位.5.2.7在接地變投運之前必須將主變中性點接地刀閘斷開。變壓器的投運與停用的操作規(guī)定.6.1主變壓器的投入和退出運行，應按照調度的指令執(zhí)行。6.2變壓器的保護裝置及各側避雷器未投入前，變壓器不得投入運行。6.3變壓器的投入或退出，必須經斷路器進行，不得用隔離開關接通或切斷變壓器的空載電流。6.4變壓器投運時應觀察勵磁涌流的沖擊情況，若發(fā)生異常，應立即拉閘，使變壓器脫離電源。6.5主變壓器在投運前或退出運行前，必須先合上中性點接地刀閘

43、。正常運行中，主變壓器中性點運行方式按調度指令執(zhí)行。6.6變壓器投運時，先合上電源側開關充電正常后，再合負荷側開關；停運操作與此相反。6.7新安裝、大修、事故檢修或換油后的油浸式變壓器，在施加電壓前靜置時間不應少于以下規(guī)定：6.7.1 110kV及以下24h。6.7.2若有特殊情況不能滿足上述規(guī)定，必須經調度批準。6.8站用變壓器不在同一系統時, 嚴禁用并列的方法倒換。6.9變壓器的重瓦斯、差動及速斷保護不允許在同時退出的情況下，將變壓器投入運行。6.10變壓器投入運行后，應對其進行全面檢查，確認變壓器本體及輔助設備運行正常。.6.11變壓器的并列運行應滿足下列條件6.1繞組接線組別相同。6.

44、2電壓變比相同。6.3阻抗電壓相等。正常情況下，變壓器應按銘牌規(guī)范及規(guī)定的冷卻條件運行。7.1變壓器運行中的溫度規(guī)定7.1.1油浸式變壓器，運行中的環(huán)境溫度為+40 時，其上層油溫、溫升的限額（規(guī)定值）見下表：設備名稱油浸式變壓器冷卻方式ONAN（油浸自然循環(huán)風冷）上層油溫升上限55線圈溫升上限65最高上層油溫95正常運行上層油溫85.7.1.2當冷卻介質溫度下降時，變壓器最高上層油溫也應該相應下降，為防止絕緣油加速劣化，自然循環(huán)風冷變壓器油溫一般不宜超過85 。7.2變壓器運行中的電壓規(guī)定7.2.1變壓器在額定電壓?%范圍內改變分接頭位置運行時，其額定容量不變。7.2.2變壓器的運行電壓一般

45、不應高于運行分接開關額定電壓的105% 。7.3變壓器運行中的油位規(guī)定7.3.1正常運行中，根據環(huán)境溫度檢查油浸式變壓器油位指示在相應的刻度線范圍內。7.3.2變壓器油位指示超過極限值時，應查明原因，經確認不是假油位時，應放油或補油，使變壓器油位保持在相應的刻度位置。7.4變壓器過負荷運行規(guī)定7.4.1變壓器可以在正常過負荷和事故過負荷情況下運行。正常過負荷時，其允許值可根據變壓器的負荷曲線，冷卻介質溫度以及過負荷前變壓器站帶負荷等因素來確定。事故過負荷只可以在事故情況下使用。變壓器存在較大缺陷（如冷卻器系統不正常，嚴重漏油，色譜分析異常等）時不準過負荷運行。7.4.2全天滿負荷運行的變壓器不

46、宜過負荷運行。.7.4.3變壓器過負荷運行時，電流互感器、隔離開關、斷路器均應滿足載流要求，否則，嚴禁過負荷運行。7.4.4變壓器過負荷運行時，加強對上層油溫和線圈溫度監(jiān)視檢查，做好記錄；要嚴格控制上層油溫不得超過允許值。7.4.5油浸自然循環(huán)自冷式變壓器事故過負荷運行時間規(guī)定見下表：0.1.7負荷電流 / 額定電流1.32.02.43.065允許運行時間（ min ）12030157.53.51.57.5變壓器瓦斯保護裝置的運行規(guī)定7.5.1變壓器正常運行時，重瓦斯保護應投“跳閘”位置，有載調壓分接開關的瓦斯保護應投“跳閘”位置，未經調度批準不得將其退出運行。瓦斯保護投入前，運行人員應檢查下

47、列內容：查閱瓦斯繼電器校驗報告或有關交待明確瓦斯繼電器可投入運行；瓦斯繼電器外殼完整，無滲油、漏油；.瓦斯繼電器內無空氣且充滿油。7.5.2運行中的變壓器進行濾油、加油、更換油呼吸器的硅膠時，或瓦斯保護回路有工作以及繼電器本身存在缺陷、操作瓦斯繼電器連接管上的閥門時，應將重瓦斯保護改投“信號”位置，工作結束運行2 小時后，待空氣放盡，方可將重瓦斯保護投入“跳閘”位置。7.5.3當油位計指示的油面有異常升高，油路系統有異常現象時，為查明原因，需要打開各個放氣或放油塞子、閥門，或其它可能引起油流變化的工作，必須先將重瓦斯保護改投“信號”位置，然后才能工作，以防瓦斯保護誤動跳閘。7.5.4在大量漏油

48、而使油位迅速下降時，禁止將重瓦斯保護改投“信號”位置。7.5.5變壓器的重瓦斯保護與差動保護不能同時退出運行。7.5.6新投入和檢修后投運的變壓器在充電時，應將重瓦斯保護投至“跳閘”位置，充電正常后改投“信號”位置，經24 小時無瓦斯信號出現，瓦斯繼電器內無氣體，可將其投至“跳閘”位置，若還有氣體時，再隔12 小時將瓦斯保護投至“跳閘”位置。7.6變壓器分接開關的運行規(guī)定7.6.1運行現場應具備下列技術資料：產品安裝使用說明書、技術圖紙、 自動控制裝置整定說明書、絕緣油試驗記錄、檢修記錄、缺陷記錄、分接變換記錄等。.7.6.2有載調壓裝置及其自動控制裝置，應經常保持在良好運行狀態(tài)。7.6.3有

49、載調壓裝置的分接變換操作，由運行人員按調度部門確定的電壓曲線或調度指令，在電壓允許偏差范圍內進行。7.6.4正常情況下，一般使用遠方電氣控制。當檢修、調試、遠方電氣控制回路故障和必要時，可使用就地電氣控制或手搖操作。當分接開關處在極限位置又必須手搖操作時，必須確認操作方向無誤后方可進行。就地操作按鈕應有防誤操作措施。7.6.5分接變換操作必須在一個分接變換完成后方可進行第二次分接變換。操作時應同時觀察電壓表和電流表的指示，不允許出現回零、突跳、無變化等異常情況，分接位置指示器及動作計數器的指示等都應有相應變動。7.6.6每次分接變換操作都應將操作時間、分接位置、電壓變化情況及累計動作次數記錄在

50、有載分接開關分接變換記錄表上，每次投停、試驗、維修、缺陷與故障處理，都應作好記錄。7.6.7分接開關每天分接變換次數可按檢修周期與運行經驗兼顧考慮。7.6.8一般平均每天分接變換次數可參考在下列范圍內：110kV電壓等級為10次。7.6.9當變動分接開關操作電源后，在未確認電源相序是否正確前，禁止在極限位置進行電氣控制操作。.7.6.10對同時裝有載調壓變壓器及無功補償并聯電容器裝置的變電站的調壓原則，按SD 325 89 電力系統電壓和無功電力技術導則( 試行) 的規(guī)定進行。7.6.11如有載調壓變壓器自動調壓裝置及電容器自動投切裝置同時使用，應使按電壓整定的自動投切電容器組的上下限整定值略

51、高于有載調壓變壓器的整定值。7.6.12分接變換操作中發(fā)生下列異常情況時應作如下處理，并及時匯報安排檢修。操作中發(fā)生連動時，應在指示盤上出現第二個分接位置時立即切斷操作電源，如有手搖機構，則手搖操作到適當分接位置；遠方電氣控制操作時，計數器及分接位置指示正常，而電壓表和電流表又無相應變化，應立即切斷操作電源，中止操作；分接開關發(fā)生拒動、誤動；電壓表和電流表變化異常；電動機構或傳動機械故障；分接位置指示不一致；內部切換異聲；過壓力的保護裝置動作；看不見油位或大量噴漏油及危及分接開關和變壓器安全運行的其它異常情況時，應禁止或中止操作。7.6.13有載調壓變壓器可按批準的現場的規(guī)定過載運行。但過載1

52、.2倍以上時，禁止分接變換操作。.7.6.14運行中分接開關的油流控制繼電器或氣體繼電器應有校驗合格有效的測試報告。若使用氣體繼電器替代油流控制繼電器，運行中多次分接變換后動作發(fā)信，應及時放氣。若分接變換不頻繁而發(fā)信頻繁，應作好記錄，及時匯報并暫停分接變換，查明原因。若油流控制繼電器或氣體繼電器動作跳閘，必須查明原因。按DL/T 572 2010電力變壓器的有關規(guī)定辦理。在未查明原因消除故障前，不得將變壓器及其分接開關投入運行。7.6.15當有載調壓變壓器本體絕緣油的色譜分析數據出現異常( 主要為乙炔和氫的含量超標) 或分接開關油位異常升高或降低，直至接近變壓器儲油柜油面時，應及時匯報，暫停分

53、接變換操作，進行追蹤分析，查明原因，消除故障。7.6.16運行中分接開關油室內絕緣油的擊穿電壓應不低于30kV 。 當擊穿電壓低于25kV時，應停止分接變換操作，并及時處理。7.6.17分接開關檢修超周期或累計分接變換次數達到站規(guī)定的限值時，應通知檢修單位維修。7.7壓力釋放裝置運行規(guī)定7.7.1運行中的壓力釋放閥動作后，應將釋放閥的機械電氣信號手動復位。7.7.2壓力釋放閥有滲漏油現象，應及時采取措施解決。滲漏油的主要原因有：.由于某種原因，油箱內壓力偏高，已超過釋放閥的密封壓力，但尚未達到開啟壓力，造成滲漏。這時只要排除壓力增高的因素即可。閥門內三種密封圈有的已老化失效，應及時加以更換。密

54、封圈的密封面有異物應及時消除，無需調整。7.7.3應利用電氣設備每次停電檢修的機會對壓力釋放閥進行下列檢查和維修。開啟動作是否靈敏，如有卡堵現象應排除密封膠圈是否已老化、變形或損壞。零部件是否銹蝕、變形或損壞。信號開關動作是否靈活。清除閥內異物7.7.4壓力釋放閥的膠圈自閥出場之日算起，每五年必須更換一次以免因膠圈老化后導致釋放閥漏油甚至失效。變壓器日常巡視.序巡 視 內名 稱巡視標準號容引線及導線、各1. 無變色過熱、散股、斷股；12. 接頭無變色、過熱現象。接頭本體及運行聲1. 本體無銹蝕、變形；2. 無滲漏油；2音3. 運行聲音正常，無雜音、放電聲、爆裂聲。3線圈溫度及上層油溫度（記錄數

55、據）1. 不超過相關規(guī)定值上層65，下層 552. 溫度計指示符合運行要求，與主變控制屏遠方溫度顯示器指示一致。1. 完好，無滲漏油； 2. 油位指示應和油枕上的環(huán)境溫主 變4本體油枕度標志線相對應 （指針式油位計指示， 應與制造場規(guī)定本 體的溫度曲線相對應）。5有載調壓油枕1. 完好，無滲漏油。瓦斯繼電器內應充滿油，油色應為淡黃色透明，無本體瓦斯繼電滲漏油，瓦斯繼電器內應無氣體（泡）；2. 瓦斯繼電器器和有載調壓瓦防雨措施完好， 防雨罩牢固； 3. 瓦斯繼電器引出二次電斯繼電器纜應無油跡和銹蝕現象，無松脫。本體及有載調1.硅膠變色未超過 1/3 ；2. 呼吸器外部無油跡。油杯7. 壓油枕呼吸

56、器完好.，油位正常不得.超出最大值，.超出時需及時排油。8壓力釋放器完好，標示桿未突出。.1. 相序標色齊全、無破損、放電痕跡；9各側套管2. 油位顯示正常。各側套管升高10升高座、法蘭盤無滲漏油座各側及中性點1. 油位正常、無滲漏油；11套管2. 無破損、裂紋及放電痕跡。各側及中性點1. 表面完好、無破損、裂紋及放電痕跡；12避雷器2. 線接頭無過熱現象。1.表面完好、無銹蝕，名稱標注齊全；有載調壓機構2. 檔位顯示與控制屏顯示一致； 二次線無異味及放電打13箱火現象、電機無異常、 傳動機構無滲漏油、 手動調壓手柄完好、箱門關閉嚴密，封堵良好。主變鐵芯外殼14接地扁鐵無銹蝕、斷裂現象接地完好

57、無銹蝕，運行中已用鎖鎖住，并掛有安全15主變爬梯標示牌。1. 表面完好、無銹蝕，名稱標注齊全，箱體接地扁鐵16主變端子箱無銹蝕斷裂； 2. 二次線無異味及放電打火現象， 箱門關閉嚴密，封堵良好。.110kV 中性點 C1. 無銹蝕、變形、滲漏油；.17T2. 接頭無變色過熱現象。.變壓器特殊巡視要求出現下列情況之一時，運行人員必須對變壓器進行特殊巡視：9.1每次跳閘后，應檢查有關設備、接頭有無異常，壓力釋放裝置有無噴油現象。9.2主變過負荷和過電壓運行時，應特別注意溫度和過熱情況以及振動、本體油位、冷卻系統運行等情況（每小時至少一次）。9.3天氣異常時和雷雨后，檢查導線擺動情況、變壓器各側避雷

58、器記數器動作情況、套管有無放電閃絡、破損、裂紋情況。9.4新投入和大修后的變壓器、存在重大、危急缺陷的變壓器（應增加特巡次數）。35KV 斷路器斷路器的作用：接通或斷開電路正常運行中空載電流和負荷電流。當電路發(fā)生故障時，與保護及自動裝置配合迅速自動切斷故障電流。斷路器的組成：由導流部分、滅弧部分、操作機構部分組成。斷路器投運和檢修的驗收檢查3.1斷路器檢修后，結束工作票前，應將斷路器放在“試驗”位置或斷開斷路器兩側刀閘做斷路器的跳、合閘試驗，試驗次數不少于兩次，最后一次跳閘為手動跳閘。.3.2投運前應檢查開關本體及有關設備系統的工作票全部收回，安全措施已全部拆除，具備投運條件。3.3斷路器本體

59、、斷路器柜內及周圍無雜物和遺留工器具、材料。3.4 SF6斷路器SF6 氣體壓力應正常，且無滲漏現象。3.5 SF6斷路器無異味，管道接頭正常。3.6當空氣濕度較大或環(huán)境溫度在5 以下時，SF6 斷路器加熱器應投入。3.7斷路器各部分絕緣良好，無接地、短路現象。3.8絕緣子、套管應清潔完整、無裂紋、放電痕跡。3.9負荷側過電壓吸收裝置良好。3.10斷路器位置指示器與實際相符。3.11斷路器本體控制、測量、保護、信號、計量裝置完好，正常投入，二次端子連接緊固。3.12“五防”功能齊全。3.13手動跳閘機構正常。3.14開關計數器指示不大于規(guī)定值。下列情況下，禁止將斷路器投入運行4.1保護裝置故障

60、或保護未投入前。.4.2 “五防”功能故障，或功能不全。4.3操作機構拒絕跳閘（不論是遠方跳閘還是就地手動跳閘）。4.4 35kV負荷側過電壓吸收裝置退出時。4.5絕緣子有裂紋、放電痕跡。4.6斷路器事故跳閘次數達到規(guī)定值，未做解體檢查時。4.7 SF6斷路器氣壓低于規(guī)定值（額定壓力0.50MPa）。斷路器的運行規(guī)定5.1新安裝或大修后的斷路器，投入前必須驗收合格才能施加運行電壓。5.2斷路器運行時，其工作電壓和工作電流不應超過額定值，斷路器各部及輔助設備應處于良好工作狀態(tài)。5.3斷路器機構未儲能時，嚴禁操作開關合閘。5.4正常情況下，斷路器的操作均應在遠方進行，僅在調試或事故處理時，才允許就