并網(wǎng)光伏電站運維管理方案摘要

并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要并網(wǎng)光伏電站運維管并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要1.2.3.并網(wǎng)光伏電站的構(gòu)成光伏電站日常維護信息化管理系統(tǒng)4.電站運維管理并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要并網(wǎng)光伏電站的構(gòu)成一、概述太陽能發(fā)電是傳統(tǒng)發(fā)電的有益補充，鑒于其對環(huán)保與經(jīng)濟發(fā)展的重要性， 各發(fā)達國家無不全力推動太陽能發(fā)電工作，如今中小規(guī)模的太陽能發(fā)電已形成了產(chǎn)業(yè)。 太陽能發(fā)電有光伏發(fā)電和太陽能熱發(fā)電2種方式，其中光伏發(fā)電具有維護簡單、功率可大可小等突出優(yōu)點 ，作為中、小型并網(wǎng)電源得到較廣泛應用。并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)比離網(wǎng) 型光伏發(fā)電系統(tǒng)投資減少 25%。將光伏發(fā)電系統(tǒng)以微網(wǎng)的形式接入到大電網(wǎng)并網(wǎng)運行，與大電網(wǎng)互為支撐，是提高光伏發(fā)電規(guī)模的重要技術(shù)出路，并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的運行也是今后技術(shù)發(fā)展的主要方向， 通過并網(wǎng)能夠擴張?zhí)柲苁褂玫姆秶挽`活性。二、特點及必要條件在微網(wǎng)中運行，通過中低壓配電網(wǎng)接入互聯(lián)特/超高壓大電網(wǎng)是并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的重要特點。 并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的基本必要條件是逆變器輸出之正弦波電流的頻率和相位與電網(wǎng)電壓的頻率和相位相同。三、系統(tǒng)組成及功能太陽能板太陽能電池板是太陽能發(fā)電系統(tǒng)中的核心部分，太陽能電池板的作用是將太陽的光能轉(zhuǎn)化為電能后，輸出直流電存入蓄電池中。太陽能電池板是太陽能發(fā)電系統(tǒng)中最重要的部件一，其轉(zhuǎn)換率和使用壽命是決定太陽電池是否具有使用價值的重要因素。組件設(shè)計：按國際電工委員會 IEC：1215：1993標準要求進行設(shè)計，采用36片或72片多晶硅太陽能電池進行串聯(lián)以形成 12V和24V各種類型的組件。該組件可用于各種戶用光伏系統(tǒng)、獨立光伏電站和并網(wǎng)光伏電站等。原材料特點：電池片：采用高效率（ 16.5%以上）的單晶硅太陽能片封裝，保證太陽能電池板發(fā)電功率充足。 玻璃：采用低鐵鋼化絨面玻璃（又稱為白玻璃），厚度3.2mm,在太陽電池光譜響應的波長范圍內(nèi)（320-1100nm）透光率達91%以上，對于大于1200nm的紅外光并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要有較高的反射率。此玻璃同時能耐太陽紫外光線的輻射，透光率不下降。 EVA：采用加有抗紫外劑、抗氧化劑和固化劑的厚度為0.78mm的優(yōu)質(zhì)EVA膜層作為太陽電池的密封劑和與玻璃、 TPT之間的連接劑。具有較高的透光率和抗老化能力。 TPT：太陽電池的背面覆蓋物一氟塑料膜為白色，對陽光起反射作用，因此對組件的效率略有提高 ，并因其具有較高的紅外發(fā)射率， 還可降低組件的工作溫度，也有利于提高組件的效率。當然，此氟塑料膜首先具有太陽電池封裝材料所要求的耐老化、耐腐蝕、不透氣等基本要求。邊框：所采用的鋁合金邊框具有高強度，抗機械沖擊能力強。也是太陽能發(fā)電系統(tǒng)中價值最高的部分。其作用是將太陽的輻射能力轉(zhuǎn)換為電能，或送往蓄電池中存儲起來，或推動負載工作。逆變器太陽能的直接輸出一般都是12VDC、24VDC、48VDC。為能向220VAC的電器提供電能，需要將太陽能發(fā)電系統(tǒng)所發(fā)出的直流電能轉(zhuǎn)換成交流電能，因此需要使用 DC-AC逆變器。交流配電柜：其在電站系統(tǒng)的主要作用是對備用逆變器的切換功能，保證系統(tǒng)的正常供電，同時還有對線路電能的計量。并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要光伏電站日常維護匯流箱一、介紹匯流箱就是匯集電流的一個設(shè)備，主要是用在大中型光伏系統(tǒng)中，光伏陣列中組件串數(shù)量多， 輸出多，必須需要一個設(shè)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(tǒng)中， 為了減少太陽能光伏電池陣列與逆變器之間的連線，科比特科技根據(jù)《SJT11127-1997光伏（PV）發(fā)電系統(tǒng)過電壓保護-導則》和《GB/T18479-2001地面用光伏（PV）發(fā)電系統(tǒng)概述和導則》以及光伏系統(tǒng)的特點 ，可以將一定數(shù)量、規(guī)格相同的光伏電池串聯(lián)起來，組成一個個光伏串列，然后再將若干個光伏串列并聯(lián)接入光伏匯流防雷箱，在光伏防雷匯流箱內(nèi)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(gòu)成完整的光伏發(fā)電系統(tǒng)，實現(xiàn)并網(wǎng)。 可同時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， 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(jié)構(gòu)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(shè)置了工作狀態(tài)指示燈、雷電計數(shù)器。為方便用戶及時準確的掌握光伏電池的工作情況， 配備遠方通訊監(jiān)測裝置保證太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)發(fā)揮最大功效。匯流箱的主要故障有以下幾點：1.正負極熔斷器燒損；造成的主要原因是：a.由于熔斷器的額定電流小于接入光伏組串的電流。b,接入?yún)R流箱的電纜正負極短路或電纜接地。c.熔斷器的質(zhì)量不合格造成的熔斷器燒損。d.光伏組件串接數(shù)量超出設(shè)計標準范圍。e.光伏組件連接線和接線端子接觸不良。并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要f.MC4頭與組件接觸不良。2.通訊中斷、數(shù)碼液晶管無顯示；造成的主要原因是 ：a.通訊線接地、短路或斷路。b.通訊板燒損。c.無通訊電源。d.24V電源電壓低于20V。e.通訊裝置485串口燒毀。f.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。h.后臺未關(guān)聯(lián)匯流箱相關(guān)地址或測點。.匯流箱站點號設(shè)置錯誤或重復。j.通訊線屏蔽線接地方式錯誤。k.通訊線受干擾（通訊線敷設(shè)時與強電線路距離過近，未按相關(guān)敷設(shè)標準敷設(shè)）。.匯流箱波特率和撥碼電阻設(shè)置錯誤。m.通訊線距離過長，信號衰減。n.匯流箱未加終端電阻（超出60m）。o.匯流箱設(shè)定路數(shù)超出實際接線路數(shù)。.電纜接地或短路.匯流箱內(nèi)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(xiàn)象。在檢查時還要查看每一支路的電流， 檢查接線是否松動，接線端子及保險 底座是否變色。在檢查時還要看匯流箱內(nèi)的母排是否變色；螺栓是否緊固；接地是否良好； 柜內(nèi)斷路器有無脫扣發(fā)熱現(xiàn)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(nèi)的斷路器拉開。匯流箱內(nèi)的母排螺栓每年緊固一次。逆變器一、逆變器的作用及意義并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要并網(wǎng)逆變器是光伏電站中重要的電氣設(shè)備， 同時也是光伏發(fā)電系統(tǒng)中的核心設(shè)備。逆變器將光伏陣列產(chǎn)生的直流電（DC）逆變?yōu)槿嗾医涣麟姡ˋC），輸出符合電網(wǎng)要求的電能。逆變器是能量轉(zhuǎn)換的關(guān)鍵設(shè)備， 其效率指標等電氣性能參數(shù)，將直接影響電站系統(tǒng)發(fā)電量。逆變器滿足以下幾點要求：.并網(wǎng)逆變器的功率因數(shù)和電能質(zhì)量應滿足電網(wǎng)要求。.逆變器的額定功率應滿足用于海拔高度的要求， 其內(nèi)絕緣等電氣性能滿足要求。逆變器使用太陽電池組件最大功率跟蹤技術(shù)（ MPPT）。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）電壓保護、電網(wǎng)斷電、電網(wǎng)過欠壓保護、 電網(wǎng)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 。5、具有“四遙”功能二、檢查項目.逆變器通風濾網(wǎng)的積灰程度。.逆變器直流柜內(nèi)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(xiàn)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(xiàn)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(nèi)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(shù)設(shè)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。.檢查逆變器防雷器是否動作（正常為綠）。.逆變器運行狀態(tài)下參數(shù)是否正常（三相電壓、電流是否平衡）。.逆變器運行模式是否為 MPPT模式。光伏板并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要太陽能電池板是太陽能發(fā)電系統(tǒng)中的核心部分， 也是太陽能發(fā)電系統(tǒng)中價值最高的部分。其作用是將太陽能轉(zhuǎn)化為電能，或送往蓄電池中存儲起來， 或推動負載工作。 太陽能電池板的質(zhì)量和成本將直接決定整個系統(tǒng)的質(zhì)量和成本。 太陽能電池板主要有晶體硅電池板： 多晶硅太陽能電池、 單晶硅太陽能電池和（非晶硅電池板）薄膜太陽能電池、有機太陽能電池。光伏板發(fā)電原理介紹太陽能電池板定期檢查維護：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(jīng)濟效益。.檢查電池板有無破損，要做到及時發(fā)現(xiàn)，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(xiàn)象。.檢查匯流箱接線處是否有發(fā)熱現(xiàn)象。.檢查電池板支架、卡扣有無松動和斷裂現(xiàn)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(nèi)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。.大雨天應檢查所有的防水密封是否良好，有無漏水現(xiàn)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(jié)。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：光伏組件每個季度巡視一次，在巡視過程中主要檢查 MC4頭是否松動、U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。并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要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(xiàn)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(jié)記錄并歸檔。組合式箱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(guān)之間采用冷壓焊接并用螺栓緊固， 所有連接 （包括線圈與后備熔斷器、 插入式熔斷器、 負荷開關(guān)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(chǎn)品， 結(jié)構(gòu)緊湊， 可靠保護人身安全。柜體采用目字形排列， 分為高壓側(cè)負荷開關(guān)室 （高壓間隔）、變壓器間隔、低壓側(cè)配電室（低壓間隔） 。廠變壓器型式采用三相銅芯雙分裂繞組無勵磁調(diào)壓油浸變壓器。其設(shè)備的附屬設(shè)備所帶功能如下所列：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。變壓器帶溫度表（該表由制造廠裝設(shè)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、5A。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。變壓器內(nèi)所有對外接口接點均引至端子排上， 并預留一定數(shù)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。變壓器裝設(shè)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 4?20mA。變壓器油位指示采用就地直讀式。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(zhì)損耗因數(shù)（ 90℃）不大于： 0.5%水分：＜15ppm變壓器油密度：0.9kg/l其余參數(shù)按照國標執(zhí)行。并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要變壓器承受短路的能力： 變壓器可以承受低壓側(cè)出口三相短路，高壓側(cè)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。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。變壓器允許短時間過載能力應滿足相關(guān)標準要求（正常壽命，過載前已帶滿負荷、環(huán)境溫度 40℃）。2本廠組合箱式變壓器主要設(shè)備功能如下：高壓側(cè)負荷開關(guān) 二工位油浸式負荷開關(guān)， 負荷開關(guān)為二位置結(jié)構(gòu)， 以變壓器油為絕緣和滅弧介質(zhì)， 彈簧儲能、三相聯(lián)動，高壓側(cè)負荷開關(guān)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。插入式熔斷器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(chǎn)生的熱效應可按 10?20）倍的變壓器滿載電流持續(xù) 0.1s計算。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(guān)，再操作變壓器分接開關(guān)。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(nèi)發(fā)生三相或單相短路時與箱變低壓側(cè)斷路器及升壓站內(nèi)的 35kV真空斷路器正確配合、可靠動作。避雷器：箱變高壓側(cè)設(shè)有避雷器，避雷器為氧化鋅無間隙型。避雷器可靠密封以便和外界的潮氣以及氧氣隔絕。 內(nèi)部部件的結(jié)構(gòu)使內(nèi)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。避雷器可以承受在運行中產(chǎn)生的應力， 并且不會導致?lián)p壞或過熱擊穿。避雷器裝有放電計數(shù)器。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。35kV側(cè)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(cè)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-10-并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要檢工作，而造成一整條光伏進線停電的趨勢從來提高發(fā)電效率。帶電指示器：高壓室內(nèi)配帶電指示器，以指示高壓室內(nèi)是否帶電， 并控制高壓室內(nèi)門上的電磁鎖， 以確保高壓室?guī)щ姇r內(nèi)門無法打開。低壓側(cè)元件主斷路器該元件為耐低溫高原型抽出式斷路器，其技術(shù)特性應符合 GB要求。TOC\o"1-5"\h\z（1）額定電壓： 270V（2）額定耐受電壓： 1000V（3）額定電流： 1600A（4）額定短時耐受電流及時間： 50kA，1s（5）低壓斷路器可實現(xiàn)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。（9）最低允許工作溫度一 40℃。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(shè)有就地/遠方轉(zhuǎn)換開關(guān)， 開關(guān)能提供就地 /遠方位置輸出接點，接點為無源干接點，容量為 AC220V,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(guān)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(shè)備的內(nèi)容和數(shù)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：詳情參見江蘇輝能電氣廠家說明書 2HNW2系列萬能式斷路器（PT400-H 2M/2H數(shù)碼管顯示控制器）。2.7箱變輔助電源系統(tǒng) ：（1）低壓側(cè)配置一臺變比為 0.27/0.38kV 干式三相變壓器、容量為3kVA;輔助變壓器用于給低壓側(cè)配電箱供電，變壓器電源側(cè)開關(guān)采用分斷能力不小于 35KA的塑殼斷路器；（2）低壓側(cè)配置一個小型配電箱， 一個內(nèi)置4只220V微型斷路器（ 63In=6A2只，63In=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。-11-并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要低壓側(cè)每分支設(shè)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。箱變低壓側(cè)每分支設(shè)三只電流表和三只電壓表。低壓側(cè)加裝浪涌保護器。TOC\o"1-5"\h\z智能監(jiān)控單元： A每臺箱變的低壓開關(guān)柜內(nèi)設(shè)置一臺箱變智能監(jiān)測裝置， 以便采集箱變內(nèi)的各種電氣量參數(shù)和非電氣量參數(shù)，通過 RCS-9794裝置上傳后臺以滿足綜合自動化系統(tǒng)的“四遙”功能要求 。主要功能特點：a,裝置具有遙信開入；b.裝置具有繼電器輸出（標配），最多可擴展為 6路；c,裝置具有直流量輸入，其中一路熱電阻，另一路可固定為4?20mA 輸入，可以采集變壓器油溫及箱變內(nèi)環(huán)境溫度；d.具有交流采樣功能，可測量 I、U、P、Q、F、COS6、有功電度、無功電度等遙測量；e.裝置可直接采集干式變 220V單相電壓；f.裝置具有非電量保護功能， 包括：變壓器油位、油溫等；g.裝置可以采集熔斷器熔斷、箱變門打開等信號；h.裝置可采集如下開關(guān)狀態(tài)： 35kV負荷開關(guān)位置信號；低壓斷路器位置信號；低壓斷路器位置信號；小空開位置信號；i.遙控功能：對有電操控功能的開關(guān)實現(xiàn)遠程控分和控合。j,裝置具有完善的事件報告處理功能和操作記錄功能。k.裝置具備通信功能，裝置通訊規(guī)約采用標準的IEC103/104 規(guī)約，可方便地與各廠家的綜自系統(tǒng)接入；1.裝置提供一路 RS485通訊，并可完成規(guī)約轉(zhuǎn)換，具備接入其它智能裝置的條件；m.裝置符合在 -40℃?+70℃的環(huán)境溫度下正常工作的要求，滿足現(xiàn)場的特殊環(huán)境；3.變壓器并列運行的條件接線組別相同，相位相同；電壓變比相等；短路電壓差不大于 10%；容量比不超過3:1。-12-并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要4每15天應對變壓器巡視一次，其巡視內(nèi)容如下：檢查變壓器本體清潔無損壞，現(xiàn)場清潔無雜物。檢查變壓器門鎖是否完好，變壓器門是否嚴密。檢查變壓器油位是否正常。檢查無載調(diào)壓分接開關(guān)是否在適當位置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。檢查箱式變壓器壓力表中壓力是否在正常范圍內(nèi)，若壓力過高，則需排壓。檢查箱式變壓器油溫是否正常，能否與后臺相對應。檢查箱式變壓器主、輔設(shè)備是否漏油、滲油。檢查箱式變壓器測控裝置是否運行正常。檢查變壓器外殼接地連接是否完整良好。檢查箱式變壓器低壓側(cè)母排有無松松發(fā)熱變色現(xiàn)象。檢查箱式變壓器低壓側(cè)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(zhuǎn)切換開關(guān)查看表計是否正常。檢查箱式變壓器低壓側(cè)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。檢查箱式變壓器低壓側(cè)二次回路電源空開是否正常。檢查箱式變壓器室內(nèi)有無積水、凝露。檢查二次回路保險有無燒毀現(xiàn)象。檢查高壓電纜頭有無破損、松動現(xiàn)象。檢查高壓套管有無破損油污現(xiàn)象。檢查箱式變壓器聲音是否異常。檢查煙霧報警器是否正常。檢查箱式變壓器避雷器放電計數(shù)器是否正常。檢查箱式變壓器高壓側(cè)帶電顯示器是否正常。檢查二次回路接線是否松動、掉落現(xiàn)象。檢查箱式變壓器低壓側(cè)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）檢查電流互感器是否破裂。-13-并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要檢查行程開關(guān)是否正常。檢查高壓電纜有無放電現(xiàn)象。檢查高壓電纜接地線是否牢固可靠。檢查箱式變壓器低壓側(cè)斷路器分、合閘指示燈與實際位置是否一致。檢查箱式變壓器低壓斷路器是否正常分合。檢查箱式變壓器儲能指示是否正常。檢查箱式變壓器浪涌保護器是否動作。5檢修周期1）大修周期a）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。b）根據(jù)歷年試驗數(shù)據(jù)的色譜分析無顯變化時可根據(jù)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。c）運行中的變壓器發(fā)現(xiàn)異常情況， 或預防性試驗判明內(nèi)部有故障時應及時進行大修。2）小修周期a）臺式變壓器小修每年 1次?2次。b）運行中發(fā)現(xiàn)缺陷時，可計劃外停電檢修。檢修項目1）大修項目a）拆卸各附件吊芯或吊罩。b）繞組、引線及絕緣瓷瓶裝置的檢修。c）散熱片、閥門及管道等附屬設(shè)備的清掃檢修。d）必要時變壓器的干燥處理。e）全部密封墊的更換和組件試漏。f）絕緣瓷瓶清掃檢查。g）變壓器的油處理。h）進行規(guī)定的測量及預防性試驗。i）消缺工作。2）小修項目a）檢查并消除已發(fā)現(xiàn)的缺陷。b）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(xiàn)象。c）檢查油位計，必要時變壓器本體加油。-14-并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要d）檢查各部密封膠墊，處理滲漏油。e）檢查冷卻裝置有無滲漏油現(xiàn)象。。f）清除壓力釋放閥閥蓋內(nèi)的灰塵等雜物。h）油箱及附件的清掃、檢修，必要時進行補漆。i）按規(guī)定要求進行測量和試驗。檢修工藝1）檢修前準備@）了解變壓器在運行中所發(fā)現(xiàn)的缺陷和異常（事故）情況，出口短路的次數(shù)和情況。b）變壓器上次大修的技術(shù)資料和技術(shù)檔案。。）了解變壓器的運行狀況（負荷、溫度、有載分接開關(guān)的切次數(shù)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。e）查明漏油部位（并作出標記）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）。質(zhì)量要求1）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(guān)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。b）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W 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℃。c）器身檢查時，場地周圍應清潔，并應有防塵措施。d）檢查工作應由專人進行，不得攜帶與工作無關(guān)的物件，應著專用工作服和軟底鞋，戴清潔手套（防汗），禁止用手接觸線圈與絕緣物，寒冷天氣應戴口罩。e）油箱底應保持潔凈無雜質(zhì)。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(xiàn)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(guān)部門組織有關(guān)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(xiàn)場驗收工作。-15-

并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要附表變壓器試驗項目、周期和要求序號項目周期標準要求說明1油中溶解氣體色譜分析1）220kV及以上的所有變壓器在投運后4天.容量120MVA及以上的主變壓器在投運后10天.330kV及以上的電抗器在投運后的30天.2）運行中a）330kV及以上變壓器和電抗器為3個月b）220kV變壓為6個月c）120MVA及以上的發(fā)電廠主變壓器為6個月d）其余8MVA及以上的變壓器為1年e）8MVA以下的油浸式變壓器自行規(guī)定3）大修后4）必要時1）運行設(shè)備的油中H2與烴類氣體含量（體積分數(shù)）超過下列任何一項值時應引起注意總烴含量大于150X10-6H2含量大于150X10-6C2H2含量大于5X10-6（500kV變壓器為1X10-6）2）烴類氣體總和的產(chǎn)氣速率0.25ml/h（開放式）和0.5ml/h（密封式），或相對產(chǎn)氣速率大于10%/月則認為設(shè)備有異常1）總烴包括CH4、C2H6、C2H4和C2H2四氣體2）溶解氣體組分含量有增長趨勢時，可結(jié)合產(chǎn)氣速率判斷，必要時縮短周期進行追蹤分析3）總烴含量低的設(shè)備不宜采用相對產(chǎn)氣速率進行判斷4）新投運的變壓器應有投運前的測試數(shù)據(jù)5）測試周期中1）項的規(guī)定適用于大修后的變壓器2繞組直流電阻1）1?3年或自行規(guī)定2）無勵磁調(diào)壓變壓器變換分接位置后3）有載調(diào)壓變壓器的分接開關(guān)檢修后（在所有分接側(cè)）4）大修后5）必要時1）1.6MVA以上變壓器，各相繞組電阻相互間的差別不應大于三相平均值的2%,無中性點引出的繞組，線間差別不應大于三相平均1%2）1.6MVA及以下的變壓器，相間差別一般不大于三相平均值的4%,線間差別一般不大于三相平均值的2%3）與以前相同部位測得值比較，其變化不應大于2%4）電抗器參照執(zhí)行如電阻相間差在出廠時超過規(guī)定，制造廠已說明了這種偏差的原因，按要求中3）項執(zhí)行2）不同溫度下的電阻值按下R2=R1（T+t2）（T+t1））式中R1、R2分別為在溫度t1、t2時的電阻值.T為計算用常數(shù)-16-

并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要繞組絕緣電阻、吸收比或（和）極化指數(shù)1）1?3年或自行規(guī)定2）大修后3）必要時1）絕緣電阻換算至同一溫度下，與前一次測試結(jié)果相比應無明顯變化2）吸收比（10?30℃范圍）不低于1.3或極化指數(shù)不低于1.51）采用2500V或5000V兆歐表2）測量前被試繞組應充放電3）測量溫度以頂層油溫為準，盡量使每次測量溫度相4）盡量在油溫低于50℃時測量，不同溫度下的絕緣電阻值一般可按下式換A=1.5K/10校正到20℃時的絕緣電阻值當實測溫度為20℃以下時R20=Rt/A式中R20——校正到20℃時的絕緣電阻值（MQ）.Rt一在測量溫度下的絕緣電阻值（MQ）.式中R1、R2分別為溫度t1、t2時的絕緣電阻值5）吸收比和極化指數(shù)不進行溫度換算0℃時測量，不同溫度下的絕緣電阻值一般可按下式換算A=1.5K/10校正到20℃時的絕緣電阻值可用下述公式計算當實測溫度為20℃以上時R20二ARt當實測溫度為20℃以下時R20=Rt/A式中R20一校正到20℃時的絕緣電阻值（MQ）.Rt—在測量溫度下的絕緣電阻值（MQ）.式中R1、R2分別為溫度t1、t2時的絕緣電阻值5）吸收比和極化指數(shù)不進行溫度換算3-17-

并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要4繞組的tg61）1?3年或自行規(guī)定2）大修后3）必要時1）20℃時tg5不大于下列數(shù)值330?500kV0.6%66?220kV0.8%35kV及以下1.5%2）tg5值與歷年的數(shù)值比較不應有顯著變化（一般不大于30%）3）試驗電壓如下1）非被試繞組應接地或屏蔽2）同一變壓器各繞組tg5的要求值相同3）測量溫度以頂層油溫為準，盡量使每次測量的溫度相近4）盡量在油溫低于50℃時測量，不同溫度下的tg5值一般可按下式換A=1.3K/10（K為溫度差）校正到20℃時的介質(zhì)損耗角正切值可用下述公式計算當測量溫度在20℃以上時，tan520=tan6t/A當測量溫度在20℃以下時：2）tan620二Atan6t式中tan620一校正到20℃時的介質(zhì)損耗角正切值.12口65在測量溫度下的介質(zhì)損耗角正切值.式中tg61、tg62分別為溫度t1、t2時的tg6值繞組電壓10kV及以上10kV繞組電壓10kV以下U-18-

并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要5電容型套管的tg5電容值1）1?3年或自行規(guī)定2）大修后3）必要時套管主絕緣類型tg6(%)最大值1）用正接法測量2）測量時記錄環(huán)境溫度及變壓器（電抗器）頂層油溫電容式油浸紙0.7(500kV套管0.5)①膠浸紙0.7②膠粘紙1.0（66kV及以下電壓等級管15）①②澆鑄樹脂15氣體15有機復合絕緣③0.7-19-

并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要7交流耐壓試驗1）1?5年（10kV及以下）2）大修后（66kV及以下）3）更換繞組后4）必要時1）油浸變壓器（電抗器）試驗電壓值按表6（定期試驗按部分更換繞組電壓值）2）干式變壓器全部更換繞組時，按出廠試驗電壓值.部分更換繞組和定期試驗時，按出廠試驗電壓值的0.85倍1）可采用倍頻感應或操作波感應法2）66kV及以下全絕緣變壓器，現(xiàn)場條件不具備時，可只進行外施工頻耐壓試驗3）電抗器進行外施工頻耐壓試驗8鐵芯（有外引接地線的）絕緣電阻1）1?3年或自行規(guī)定2）大修后3）必要時1）與以前測試結(jié)果相比無顯著差別2）運行中鐵芯接地電流一般不大于0.1A1）采用2500V兆歐表（對運行年久的變壓器可用1000V兆歐表）2）夾件引出接地的可單獨對夾件進行測量9穿心螺栓、鐵軛夾件、綁扎鋼帶、鐵芯、線圈壓環(huán)及屏蔽等的絕緣電阻1）大修后2）必要時220kV及以上者絕緣電阻一般不低于500MQ,其它自行規(guī)定1）采用2500V兆歐表（對運行年久的變壓器可用1000V兆歐表）2）連接片不能拆開者可不進行12繞組泄漏電流1）1?3年或自行規(guī)定2）必要時1）試驗電壓一般如下讀取1min時的泄漏電流值-20-

并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要繞組額定電壓kV36?1020?3566?330500直流試驗電壓510204060kV2）與前一次測試結(jié)果相比應無明顯變化1）各相應接頭的電壓比與銘牌值相13繞組所有分接的電壓比1）分接開關(guān)引線拆裝后2）更換繞組后3）必要時比，不應有顯著差別，且符合規(guī)律2）電壓35kV以下，電壓比小于3的變壓器電壓比允許偏差為±1%.其它所有變壓器額定分接電壓比允許偏差為±0.5%，其它分接的電壓比應在變壓器阻抗電壓值（%）的1/10以內(nèi)，但不得超過±1%14校核三相變器的組別或單相變壓器極性更換繞組后必須與變壓器銘牌和頂蓋上的端子標志相一致-21-

并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要15無載調(diào)壓裝置的試驗和檢查1.檢查動作順序動作角度2.操作試驗變壓器帶電時手動操作、電動操作、遠方操作各2個循環(huán)3.檢查和切換測試a）測量過渡電阻的阻值b測量切換時間c）檢查插入觸頭、動靜觸頭的接觸情況電氣回路的連接情況4.檢查操作箱5.切換開關(guān)室絕緣油試驗6.二次回路絕緣試驗1）1年或按制造廠要求2）大修后3）必要時范圍開關(guān)、選擇開關(guān)、切換開關(guān)的動作順序應符合制造廠的技術(shù)要求，其動作角度應與出廠試驗記錄相符2.手動操作應輕松，必要時用力矩表測量，其值不超過制造廠的規(guī)定，電動操作應無卡澀，沒有連動現(xiàn)象，電氣和機械限位動作正常3.a與出廠值相符b三相同步的偏差、切換時間的數(shù)值及正反向切換時間的偏差均與制造廠的技術(shù)要求相符c動、靜觸頭平整光滑，觸頭燒損厚度不超過制造廠的規(guī)定值，回路連接良好4.接觸器、電動機、傳動齒輪、輔助接點、位置指示器、計數(shù)器等工作正常5.符合制造廠的技術(shù)要求，擊穿電壓一般不低于25kV6.絕緣電阻一般不低于1MQ16測溫裝置及其二次回路試驗1）1?3年2）大修后3）必要時密封良好，指示正確，測溫電阻值應和出廠值相符絕緣電阻一般不低于1MQ測量絕緣電阻采用2500V兆歐表-22-并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要35KV高壓開關(guān)柜第一章高壓開關(guān)柜概述一、基本概念.開關(guān)柜（又稱成套開關(guān)或成套配電裝置） ：它是以斷路器為主的電氣設(shè)備；是指生產(chǎn)廠家根據(jù)電氣一次主接線圖的要求，將有關(guān)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(nèi)，作為電力系統(tǒng)中接受和分配電能的裝置。.高壓開關(guān)設(shè)備：主要用于發(fā)電、輸電、配電和電能轉(zhuǎn)換的高壓開關(guān)以及和控制、 測量、保護裝置、電氣聯(lián)結(jié)（母線）外殼、支持件等組成的總稱。.開關(guān)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(guān)、 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。.母排位置相序?qū)P(guān)系：表1-1相別漆色母線安裝相互位置垂直水平引下線A相黃上遠左B相綠中中中C相紅下近右-23-并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要.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(nèi)部設(shè)備的保護程度。表1-2防護等經(jīng)簡定義、*防止直徑大于50mm的物體1.防止直徑大于50mm的固體進入殼內(nèi)。2.防止人體某一大面積部分（如手）意外觸及殼內(nèi)帶電部分或運動部件。<2X防止直徑大于12.5mm的物體.防止直徑大于12.5mm的固體進入殼內(nèi)。.防止手觸及殼內(nèi)帶電部分或運動部件。的更3X要防止直徑大于2.5mm的物體.防止直徑大于2.5mm的固體進入殼內(nèi)。.防止厚度（直徑）大于2.5mm工具或金屬線觸及柜內(nèi)帶電部分或運動部件。怖4X點防止直徑大于1mm的物體1.防止直徑大于1mm的固體進入殼內(nèi)。2.防止厚度（直徑）大于1mm工具或金屬線觸及柜內(nèi)帶電部分或運動部件。:IP5X1.防塵.能防止灰塵進入達到影響產(chǎn)品的程度。.完全防止觸及柜內(nèi)帶電部分或運動部件。Mx-1塵密.完全防止灰塵進入殼內(nèi)。.完全防止觸及柜內(nèi)帶電部分或運動部件。、二次方案，這是開關(guān)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(guān)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(guān)柜的主方案不能實現(xiàn)時可以用幾個單元方案來組合而成。.開關(guān)柜具有一定的操作程序及機械或電氣聯(lián)鎖機構(gòu)，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。.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(nèi)產(chǎn)生故障時，不會出現(xiàn)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(nèi)部設(shè)施的影響；以及防止設(shè)備受到意外的沖擊。.具有抑制內(nèi)部故障的功能，-24-并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要“內(nèi)部故障”是指開關(guān)柜內(nèi)部電弧短路引起的故障，一旦發(fā)生內(nèi)部故障要求把電弧故障限制在隔室以內(nèi)。三、高壓開關(guān)柜正常使用條件：1.環(huán)境溫度：周圍空氣溫度不超過 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??；另一方面，過高的溫度 ，也會使柜內(nèi)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(chǎn)生內(nèi)應力，最終會導致絕緣件的破壞。2.海拔高度1000米處的設(shè)備壓乘以修正系數(shù)拔地區(qū)空氣稀?。阂话悴怀^1000米.對于安裝在海拔高于,外絕緣的絕緣水平應將所要求的絕緣耐受電Ka[ka=1+（1.1-HX10-4）]來決定。由于高海,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(guān)柜內(nèi)增加絕緣防護措施。第二章高壓開關(guān)柜組成及分類一、開關(guān)柜的組成：開關(guān)柜應滿足 GB3906-1991 《3-35kV交流金屬封閉開關(guān)設(shè)備》標準的有關(guān)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(lián)絡(luò)等功能。柜體由殼體、電器元件（包括絕緣件）、各種機構(gòu)、二次端子及連線等組成。柜體的材料：冷扎鋼板或角鋼 （用于焊接柜）；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(jié)構(gòu)）2）斷路器室3）電纜室4）繼電器和儀表室5）柜頂小母線室6）二次端子室柜內(nèi)電器元件：-25-并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要.柜內(nèi)常用一次電器元件（主回路設(shè)備）常見的有如下設(shè)備：1）電流互感器簡稱 CT2）電壓互感器簡稱 PT3）接地開關(guān)4）避雷器（阻容吸收器；單相型、組合型 ）5）隔離開關(guān)6）高壓斷路器（少油型（S）、真空型（Z）、SF6型（L））7）高壓接觸器8）高壓熔斷器9）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］11）主母線和分支母線12）高壓電抗器 ［串聯(lián)型和起動電機型 ］13）負荷開關(guān).柜內(nèi)常用的主要二次元件（又稱二次設(shè)備或輔助設(shè)備，是指對一次設(shè)備進行監(jiān)察、控制、測量、調(diào)整和保護的低壓設(shè)備），常見的有如下設(shè)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(shù)表7）頻率表8）熔斷器9）空氣開關(guān)10）轉(zhuǎn)換開關(guān)11）信號燈12）按鈕13）微機綜合保護裝置等等。三、五防聯(lián)鎖簡介 ：（1）當手車在柜體的工作位置合閘后 ，在底盤車內(nèi)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。-26-并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要（2）當接地開關(guān)處在合閘位置時 ，接地開關(guān)主軸聯(lián)鎖機構(gòu)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(nèi)。（3）斷路器手車在工作位置合閘后 ，出線側(cè)帶電，此時接地開關(guān)不能合閘接地開關(guān)主軸聯(lián)鎖機構(gòu)中的推桿被阻止 ，其操作手柄無法操作接地開關(guān)主軸。四、操作程序高壓開關(guān)柜的操作：操作手車開關(guān)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(guān)等元件損壞。手車式斷路器允許停留在運行、試驗、檢修位貉，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。手車開關(guān)的倒閘操作依然按照開關(guān)運行的四種狀態(tài)轉(zhuǎn)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(zhuǎn)運車（平臺車或軌道 ）將手車（處于分閘狀態(tài) ）推入柜內(nèi)（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(zhuǎn)運車（平臺車或軌道）將手車退出柜外---操作接地開關(guān)主軸并且使之合閘 ---必要時現(xiàn)場裝設(shè)接地線。五、預防性試驗預防性試驗項目、周期和要求序號項目周期標準要求說明1絕緣電阻1）1?3年2）大修后1）整體絕緣電阻參照制造廠規(guī)定或自行規(guī)定2）斷口和用有機物制成的提升桿的絕緣電阻不應低于下表中的數(shù)值MQ試 額定電壓kV-27-

并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要驗類別<2424?40.572.5大修后100025005000運行中300100030002交流耐壓試驗（斷路器主回路對地、相間及斷口）1）1?3年（12拼及以下）2）大修后3）必要時（40.5、72.5kV）斷路器在分、合閘狀態(tài)下分別進行，試驗電壓值按DL/T593規(guī)定值1）更換或干燥后的絕緣提升桿必須進行耐壓試驗，耐壓設(shè)備不能滿足時可分段進行2）相間、相對地及斷口的耐壓值相同3輔助回路和控制回路交流耐壓試驗1）1?3年2）大修后試驗電壓為2kV4導電回路電阻1）1?3年2）大修后1）大修后應符合制造廠規(guī)定2）運行中自行規(guī)定，建議不大于1.2倍出廠值用直流壓降法測量，電流不小于100A5斷路器的合閘時間和分閘時間，分、合閘的同期性，觸頭開距，合閘時的彈跳過程大修后應符合制造廠規(guī)定在額定操作電壓下進行6操動機構(gòu)合閘接觸器和分、合閘電磁鐵的最低動作電壓大修后1）操動機構(gòu)分、合閘電磁鐵或合閘接觸器端子上的最低動作電壓應在操作電壓額定值的30%?65%間.在使用電磁機構(gòu)時，合閘電磁鐵線圈端電壓為操作電壓額定值的80%（關(guān)合峰值電流等于或大于50kA時為85%）時應可靠動作2）進口設(shè)備按制造廠規(guī)定-28-并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要7合閘接觸器和分、合閘電磁鐵線圈的絕緣電阻和直流電阻1）1?3年2）大修后1）絕緣電阻不應小于2MQ2）直流電阻應符合制造廠規(guī)定采用1000V兆歐表8真空滅弧室真空度的測量大、小修時自行規(guī)定有條件時進行，可以用斷口交流耐壓代替9檢查動觸頭上的軟聯(lián)結(jié)夾片有無松動大修后應無松動2交接驗收1）開關(guān)檢修后驗收開關(guān)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(zhì)量。2）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(guān)檢修技術(shù)記錄資料，檢修中發(fā)現(xiàn)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(guān)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(zhì)量評價，并在檢修交代本上簽字。六、高壓開關(guān)柜的巡視檢查高壓開關(guān)柜的正常巡視檢查A、開關(guān)柜屏上指示燈、帶電顯示器指示應正常， 操作方式選擇開關(guān)（遠方/就地）、機械操作把手投切位置應正確， 控制TOC\o"1-5"\h\z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(guān)儲能指示是否正常 ；D、柜內(nèi)照明正常，通過觀察窗觀察柜內(nèi)設(shè)備應正常；E、柜內(nèi)應無放電聲、 異味和不均勻的機械噪聲， 柜體溫度正常；-29-并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要F、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(guān)柜，巡視時可用手觸摸各開關(guān)柜的柜體，以確認開關(guān)柜是否發(fā)熱；G、檢查斷路器操作結(jié)構(gòu)應完好 ，二次端子有無銹蝕、有無積塵；H、檢查接地牢固可靠 ，封閉性能及防小動物設(shè)施應完好。高壓開關(guān)柜的特殊巡視在下列情況下應對高壓開關(guān)柜進行特殊巡視A、開關(guān)柜在過負荷的情況下運行；B、開關(guān)室內(nèi)的溫度較高時，檢查換流風機是否運行；C、開關(guān)柜內(nèi)部有不正常的聲響；D、開關(guān)柜柜體或母線槽因電磁場諧振發(fā)出異常聲響時；TOC\o"1-5"\h\zE、高壓開關(guān)柜在新投運或檢修后投運 ；F、在大風天氣時，檢查開關(guān)室內(nèi)門窗是否關(guān)閉 ；G、在雨雪天氣時， 檢查開關(guān)室屋頂有無滲水， 電纜溝有無積水；高壓開關(guān)柜特殊巡視的項目如下 ：A、開關(guān)柜在過負荷的情況下運行時應加強對開關(guān)柜的測溫，無法直接進行測溫的封閉式開關(guān)柜，巡視時可用手觸摸各開關(guān)柜的柜體，以確認開關(guān)柜是否發(fā)熱。 必要可用紅外測溫儀通過觀察窗進行測溫；B、開關(guān)室內(nèi)的溫度較高時應開啟開關(guān)室所有的通風設(shè)備，若此時溫度還不斷升高應適度降低負荷；C、開關(guān)柜內(nèi)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(chǎn)負責人將此開關(guān)柜停運檢查；注：進出高壓室時，必須隨手關(guān)門。七、高壓開關(guān)柜常見故障缺陷及處理方法一、故障的預防措施開關(guān)柜在調(diào)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：TOC\o"1-5"\h\z.檢修程序鎖和聯(lián)鎖，動作保持靈活可靠，程序正確 ；.按斷路器、隔離開關(guān)、操作機構(gòu)等電器的規(guī)定進行檢修調(diào)試；.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(gòu)的情況，保證其滿足說明書的有關(guān)要求；.檢查手車開關(guān)內(nèi)動觸頭有無氧化，固定簧有無異位 ；-30-并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要.檢查動靜觸頭有無放電現(xiàn)象；TOC\o"1-5"\h\z.檢查二次輔助回路有無異常，并進行必要的檢修 ；.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(xiàn)有異常情況，如不能解決可同開關(guān)柜廠家聯(lián)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(xiàn)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(guān)室安裝防護板防止小動物進入，發(fā)生故障查找原因并立即整改.操作拒動故障原因①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(lián)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(guān)節(jié)點接線。檢查回路中的電氣、機械聯(lián)鎖點及控制回路電源。.保護元器件選用不當?shù)脑斐傻墓收希喝缛蹟嗥黝~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(chǎn)品操作規(guī)程，按程序操作。升壓站及附屬設(shè)備變壓器的作用、組成1變壓器的作用：改變交流電壓，傳輸電能。2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(diào)壓裝置等部件組成。3變壓器投運和檢修的驗收檢查工作票結(jié)束，拆除所有臨時接地、短路線和臨時安全措施，恢復常設(shè)遮欄和標示牌。-31-并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要變壓器本體、套管、引出線、絕緣子清潔無損壞，現(xiàn)場清潔無雜物。變壓器油枕及油套管的油色透明，油位正常。有載調(diào)壓變壓器的分接開關(guān)在適當?shù)奈恢?，有交待記錄。變壓器瓦斯繼電器內(nèi)充滿油， 無氣體，防雨罩完好， 觀察窗防護罩在打開位置。變壓器防爆膜完好，壓力釋放閥完好，呼吸器內(nèi)硅膠無變色。散熱器、油枕及瓦斯繼電器的油門應全開。各繼電保護及自動裝置投入正確。主、輔設(shè)備無漏油、滲油。變壓器測溫裝置良好。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。變壓器有關(guān)的化驗結(jié)果符合規(guī)定。4變壓器絕緣電阻的測量規(guī)定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(jié)果應記錄在專用的《變壓器絕緣記錄》內(nèi)。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(nèi)備用變壓器投運過，則不再測量絕緣 J旦需在“變壓器絕緣記錄”中記錄清楚。測量變壓器絕緣時應先拉開變壓器一次回路各側(cè)開關(guān)及刀閘，拉開中性點接地刀閘（或拆除中性點接線）。變壓器繞組電壓在1000V及以上使用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(cè)來電端開關(guān)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。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。對于油浸式變壓器繞組絕緣電阻值每千伏不低于 1MQ,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%。變壓器高、低繞組間絕緣電阻值不得低于高壓側(cè)對地絕緣電阻規(guī)定值。變壓器絕緣電阻值測量結(jié)果與以前記錄比較分析，如有明顯降低現(xiàn)象 ，應查明原因，并匯報值班長。-32-并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要用搖表測量變壓器絕緣，應注意結(jié)束時引線應先于搖表停止轉(zhuǎn)動前拿離變壓器被測部位，避免燒損搖表。5變壓器投運前的試驗及投運條件變壓器投運前的試驗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。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。變壓器各側(cè)開關(guān)的跳、合閘試驗。變壓器各側(cè)開關(guān)的聯(lián)鎖試驗。有載調(diào)壓裝置調(diào)整試驗，試驗正常后放至適當位置。新安裝或大修后的變壓器，投運前應具備下列條件：有變壓器和充油套管的絕緣試驗合格結(jié)論。有油質(zhì)分析合格結(jié)論。有設(shè)備安裝和變更通知單。設(shè)備標志齊全。經(jīng)定相正確并出具報告后，方可正式投運。主變投退前中性點接地刀閘在合位 ^在接地變投運之前必須將主變中性點接地刀閘斷開。6變壓器的投運與停用的操作規(guī)定主變壓器的投入和退出運行， 應按照調(diào)度的指令執(zhí)行。變壓器的保護裝置及各側(cè)避雷器未投入前，變壓器不得投入運行。變壓器的投入或退出，必須經(jīng)斷路器進行，不得用隔離開關(guān)接通或切斷變壓器的空載電流。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。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。正常運行中，主變壓器中性點運行方式按調(diào)度指令執(zhí)行。變壓器投運時，先合上電源側(cè)開關(guān)充電正常后，再合負荷側(cè)開關(guān)；停運操作與此相反。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：110kV及以下24h 。若有特殊情況不能滿足上述規(guī)定， 必須經(jīng)調(diào)度批準。-33-并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要站用變壓器不在同一系統(tǒng)時 ，嚴禁用并列的方法倒換。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。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(shè)備運行正常。變壓器的并列運行應滿足下列條件繞組接線組別相同。電壓變比相同。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。變壓器運行中的溫度規(guī)定油浸式變壓器， 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(shè)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。C55線圈溫升上限。C65最高上層油溫C95正常運行上層油溫℃85當冷卻介質(zhì)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℃。變壓器運行中的電壓規(guī)定變壓器在額定電壓?%范圍內(nèi)改變分接頭位置運行時，其額定容量不變。變壓器的運行電壓一般不應高于運行分接開關(guān)額定電壓的105%。變壓器運行中的油位規(guī)定正常運行中，根據(jù)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(nèi)。-34-并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要變壓器油位指示超過極限值時，應查明原因，經(jīng)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。變壓器過負荷運行規(guī)定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(jù)變壓器的負荷曲線， 冷卻介質(zhì)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(tǒng)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(guān)、斷路器均應滿足載流要求，否則，嚴禁過負荷運行。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。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：負荷電流/額定電流36223允許運行時間131731（min）25...0555變壓器瓦斯保護裝置的運行規(guī)定變壓器正常運行時， 重瓦斯保護應投 “跳閘”位置，有載調(diào)壓分接開關(guān)的瓦斯保護應投“跳閘”位置，未經(jīng)調(diào)度批準不得將其退出運行。瓦斯保護投入前，運行人員應檢查下列內(nèi)容：a.查閱瓦斯繼電器校驗報告或有關(guān)交待明確瓦斯繼電器可投入運行；b.瓦斯繼電器外殼完整，無滲油、漏油；c.瓦斯繼電器內(nèi)無空氣且充滿油。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-35-并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要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(jié)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。當油位計指示的油面有異常升高，油路系統(tǒng)有異?，F(xiàn)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。在大量漏油而使油位迅速下降時，禁止將重瓦斯保護改投“信號”位置。變壓器的重瓦斯保護與差動保護不能同時退出運行。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(jīng)24小時無瓦斯信號出現(xiàn)， 瓦斯繼電器內(nèi)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。變壓器分接開關(guān)的運行規(guī)定運行現(xiàn)場應具備下列技術(shù)資料：產(chǎn)品安裝使用說明書、技術(shù)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。有載調(diào)壓裝置及其自動控制裝置，應經(jīng)常保持在良好運行狀態(tài)。有載調(diào)壓裝置的分接變換操作，由運行人員按調(diào)度部門確定的電壓曲線或調(diào)度指令， 在電壓允許偏差范圍內(nèi)進行。正常情況下，一般使用遠方電氣控制。當檢修、調(diào)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(guān)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。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(xiàn)回零、突跳、無變化等異常情況，分接位置指示器及動作計數(shù)器的指示等都應有相應變動。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(shù)記錄在有載分接開關(guān)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。-36-并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要分接開關(guān)每天分接變換次數(shù)可按檢修周期與運行經(jīng)驗兼顧考慮。一般平均每天分接變換次數(shù)可參考在下列范圍內(nèi)：110kV電壓等級為 10次。當變動分接開關(guān)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。對同時裝有載調(diào)壓變壓器及無功補償并聯(lián)電容器裝置的變電站的調(diào)壓原則，按SD325—89《電力系統(tǒng)電壓和無功電力技術(shù)導則 （試行）》的規(guī)定進行。如有載調(diào)壓變壓器自動調(diào)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高于有載調(diào)壓變壓器的整定值。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。a.操作中發(fā)生連動時，應在指示盤上出現(xiàn)第二個分接位置時立即切斷操作電源，如有手搖機構(gòu)，則手搖操作到適當分接位置；b.遠方電氣控制操作時，計數(shù)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；c.分接開關(guān)發(fā)生拒動、誤動；電壓表和電流表變化異常；電動機構(gòu)或傳動機械故障；d.分接位置指示不一致；內(nèi)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(guān)和變壓器安全運行的其它異常情況時，應禁止或中止操作。有載調(diào)壓變壓器可按批準的現(xiàn)場的規(guī)定過載運行。但過載1.2倍以上時，禁止分接變換操作。運行中分接開關(guān)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/T572—2010《電力變壓器》的有關(guān)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(guān)投入運行。當有載調(diào)壓變壓器本體絕緣油的色譜分析數(shù)據(jù)出現(xiàn)異常（主要為乙炔和氫的含量超標 ）或分接開關(guān)油位異常升高-37-并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要或降低，直至接近變壓器儲油柜油面時，應及時匯報，暫停分接變換操作，進行追蹤分析，查明原因，消除故障。運行中分接開關(guān)油室內(nèi)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。分接開關(guān)檢修超周期或累計分接變換次數(shù)達到站規(guī)定的限值時，應通知檢修單位維修。壓力釋放裝置運行規(guī)定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。壓力釋放閥有滲漏油現(xiàn)象，應及時采取措施解決。滲漏油的主要原因有：a.由于某種原因，油箱內(nèi)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。b.閥門內(nèi)三種密封圈有的已老化失效，應及時加以更換。c.密封圈的密封面有異物應及時消除，無需調(diào)整。應利用電氣設(shè)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。a.開啟動作是否靈敏，如有卡堵現(xiàn)象應排除b.密封膠圈是否已老化、變形或損壞。c.零部件是否銹蝕、變形或損壞。d.信號開關(guān)動作是否靈活。e.清除閥內(nèi)異物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。8變壓器日常巡視-38-

并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要1號、2號、3號主變?nèi)粘Ｑ惨曧椖勘碓O(shè)備名稱序號巡視內(nèi)容巡視標準主變本體1引線及導線、各接頭.無變色過熱、散股、斷股；.接頭無變色、過熱現(xiàn)象。2本體及運行聲音1.本體無銹蝕、變形；2.無滲漏油；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(shù)據(jù)）.不超過相關(guān)規(guī)定值上層65℃，下層55℃.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。4本體油枕1.完好，無滲漏油；2.油位指示應和油枕上的環(huán)境溫度標志線相對應（指針式油位計指示，應與制造場規(guī)定的溫度曲線相對應）。5有載調(diào)壓油枕1.完好，無滲漏油。6本體瓦斯繼電器和有載調(diào)壓瓦斯繼電器1.瓦斯繼電器內(nèi)應充滿油，油色應為淡黃色透明，無滲漏油，瓦斯繼電器內(nèi)應無氣體（泡）；2.瓦斯繼電器防雨措施完好，防雨罩牢固；3.瓦斯繼電器引出二次電纜應無油跡和銹蝕現(xiàn)象，無松脫。7本體及有載調(diào)壓油枕呼吸器1.硅膠變色未超過1/3；2.呼吸器外部無油跡。油杯完好，油位正常不得超出最大值，超出時需及時排油。-39-

并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要8壓力釋放器兀好，標示桿未突出。9各側(cè)套管1.相序標色齊全、無破損、放電痕跡；2.油位顯示正常。10各側(cè)套管升高座升高座、法蘭盤無滲漏油11各側(cè)及中性點套管.油位正常、無滲漏油；.無破損、裂紋及放電痕跡。12各側(cè)及中性點避雷器1.表面完好、無破損、裂紋及放電痕跡；2.線接頭無過熱現(xiàn)象。13有載調(diào)壓機構(gòu)箱.表面完好、無銹蝕，名稱標注齊全；.檔位顯示與控制屏顯示一致；二次線無異味及放電打火現(xiàn)象、電機無異常、傳動機構(gòu)無滲漏油、手動調(diào)壓手柄完好、箱門關(guān)閉嚴密，封堵良好。14主變鐵芯外殼接地接地扁鐵無銹蝕、斷裂現(xiàn)象15主變爬梯完好無銹蝕，運行中已用鎖鎖住，并掛有安全標示牌。16主變端子箱1.表面完好、無銹蝕，名稱標注齊全，箱體接地扁鐵無銹蝕斷裂；2.二次線無異味及放電打火現(xiàn)象，箱門關(guān)閉嚴密，封堵良好。17110kV中性點CT.無銹蝕、變形、滲漏油；.接頭無變色過熱現(xiàn)象。18中性點接地刀閘1.名稱標注齊全，箱門關(guān)閉嚴密；2.分、合位置符合運行方式要求；3.刀閘無損傷放電現(xiàn)象，操作手柄完好，上五防鎖；4.二次線無異味及放電打火現(xiàn)象、電機無異常、傳動機構(gòu)無滲漏油、手動分合閘手柄完好、箱門關(guān)閉嚴密，封堵良好。19儲油池內(nèi)鵝卵石鋪放整齊、無油跡。9變壓器特殊巡視要求出現(xiàn)下列情況之一時，運行人員必須對變壓器進行特殊巡視：每次跳閘后，應檢查有關(guān)設(shè)備、接頭有無異常，壓力釋放裝置有無噴油現(xiàn)象。-40-并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要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(tǒng)運行等情況（每小時至少一次）。天氣異常時和雷雨后，檢查導線擺動情況、變壓器各側(cè)避雷器記數(shù)器動作情況、套管有無放電閃絡(luò)、破損、裂紋情況。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(shù)）。110KV斷路器1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。器的組成：由導流部分、滅弧部分、操作機構(gòu)部分組成。3 斷路器投運和檢修的驗收檢查斷路器檢修后，結(jié)束工作票前，應將斷路器放在“試驗”位置或斷 開斷路器兩側(cè)刀閘做斷路器的跳、 合閘試驗，試驗次數(shù)不少于兩次 ，最后一次跳閘為手動跳閘。投運前應檢查開關(guān)本體及有關(guān)設(shè)備系統(tǒng)的工作票全部收回，安全措施已全部拆除，具備投運條件。斷路器本體、 斷路器柜內(nèi)及周圍無雜物和遺留工器具、材料。SF6斷路器SF6氣體壓力應正常，且無滲漏現(xiàn)象。SF6斷路器無異味，管道接頭正常。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。斷路器各部分絕緣良好，無接地、短路現(xiàn)象。絕緣子、套管應清潔完整、無裂紋、放電痕跡。負荷側(cè)過電壓吸收裝置良好。斷路器位置指示器與實際相符。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。“五防”功能齊全。手動跳閘機構(gòu)正常。開關(guān)計數(shù)器指示不大于規(guī)定值。4下列情況下，禁止將斷路器投入運行保護裝置故障或保護未投入前?！拔宸馈惫δ芄收?，或功能不全。-41-并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要操作機構(gòu)拒絕跳閘（不論是遠方跳閘還是就地手動跳閘）。35kV 負荷側(cè)過電壓吸收裝置退出時。絕緣子有裂紋、放電痕跡。斷路器事故跳閘次數(shù)達到規(guī)定值，未做解體檢查時。SF6 斷路器氣壓低于規(guī)定值（額定壓力 0.50MPa）。5斷路器的運行規(guī)定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。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(shè)備應處于良好工作狀態(tài)。斷路器機構(gòu)未儲能時，嚴禁操作開關(guān)合閘。正常情況下，斷路器的操作均應在遠方進行，僅在調(diào)試或事故處理時，才允許就地操作。分相操作的斷路器，應在合閘一相后觀察情況，電流穩(wěn)定后再合下一相。110kVSF6 斷路器的特殊規(guī)定當SF6氣體壓力低于0.50MPa時，應對照SF6氣體溫度壓力特性曲線判斷是否由外溫引起的 ，若外溫無異常變化 ，應通知試驗站進行檢漏。當環(huán)境溫度低于 -30℃時，應加強監(jiān)視防止出現(xiàn)液化現(xiàn)象。SF6開關(guān)出現(xiàn)氣體密度低報警時，仍可以繼續(xù)運行，但應及時補氣，若因氣體泄漏而閉鎖時，應立即退出運行。新安裝的SF6開關(guān)其微水含量不大于 150Ppm，運行中的SF6開關(guān)其微水含量不大于 300Ppm。在夏季驅(qū)潮電熱必須經(jīng)常投入運行。SF6 開關(guān)分、合閘指示器無論運行與否，檢修人員均不得隨意調(diào)整。運行中的SF6開關(guān)需要補氣時，應先檢驗使用的氣體是否符合新氣標準，只有合格的 SF6氣體才能補入開關(guān)內(nèi)。SF6 氣體水份檢測應由專人負責，微水檢測周期應與氣體檢漏周期相同，微水檢測標準應符合我國暫行標準和《SF6氣體絕緣變電站運行 維修導則》規(guī)定。SF6開關(guān)的年泄漏率不大于 1%。SF6 開關(guān)開斷額定短路電流達到規(guī)定的次數(shù)后應進行臨時性檢修。6斷路器日常巡視-42-

并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要斷路器日常巡視項目表7設(shè)備名稱序號巡視內(nèi)容巡視標準1開關(guān)位置分、合閘指示器指示正確，與實際運行狀態(tài)一致2開關(guān)液壓操作機構(gòu)、油色;壓力表指示1.開關(guān)操作機構(gòu)正常2.檢查機構(gòu)管路3.檢查機構(gòu)無異常聲音、異味4.檢查液壓機構(gòu)壓力表指示，在規(guī)定值內(nèi)。5.箱內(nèi)照明良好3開關(guān)套管、支持瓷瓶1.檢查套管、支持瓷瓶清潔、完好，無破損、裂紋、電暈放電聲4開關(guān)引線連接線夾1.檢查開關(guān)引線及線夾壓接牢固、接觸良好，無變色、銅鋁過渡部位無裂紋2.利用檢查導線及線夾的顏色變化、有無熱氣流上升、氧化加劇、示溫片或變色漆有無融化變色現(xiàn)象、夜間熄燈察看有無發(fā)紅等方法，檢查是否發(fā)熱3.雨雪天氣，檢查引線、線夾，對比有無積雪融化、水蒸氣現(xiàn)象進行檢查是否發(fā)熱4.以上檢查，若需要鑒定，應使用測溫儀對設(shè)備進行檢測5.檢查高處的引線有無斷股、無燒傷痕跡，可使用望遠鏡5開關(guān)SF6氣體壓力1.檢查開關(guān)SF6壓力表指示：額定壓力0.50MPa報警壓力0.45MPa閉鎖壓力0.40MPa壓力值應與環(huán)境溫度相對應2.密度繼電器完好、正常，無異常報警信號3.開關(guān)本體周圍無刺激性氣味及其它異味、異常聲音6開關(guān)操作機構(gòu)加熱器、驅(qū)潮器、儲能氣泵、電機1.檢查加熱器、驅(qū)潮器完好，工作正常2.加熱器、驅(qū)潮器開關(guān)正常應投“自動”位置。加熱器在氣溫10℃以上退出，5℃以下投入。驅(qū)潮器的凝露控制器應工作正常3.氣泵無漏氣，儲氣罐內(nèi)無積水7開關(guān)聲音開關(guān)應無任何異常聲音8端子箱1.端子箱內(nèi)清潔、門關(guān)閉嚴密2.二次線無松脫及發(fā)熱變色現(xiàn)象3.電纜二次線孔洞封堵嚴密4.二次接線、元件、電纜、隔離開關(guān)、斷路器、電流互感器等標志正確、清晰1-43-并網(wǎng)光伏電站運維管理方案精要每次事故跳閘后，應對斷路器進行外部檢查，套管應無燒傷、破裂現(xiàn)象，接頭應無松動、發(fā)熱和燒傷痕跡，各部應無變形。系統(tǒng)過電壓后，應檢查各部無火花及放電痕跡，斷路器周圍無異味 、異音現(xiàn)象。7.3惡劣天氣下應增加開關(guān)檢查次數(shù)，并著重檢查開關(guān)上有無影響安全的雜物， 瓷質(zhì)部分有無斷裂， 各部位置是否漏油、漏氣、有無過熱 、放電現(xiàn)象。隔離開關(guān)和接地刀閘隔離開關(guān)和接地刀閘的作用、組成1隔離開關(guān)的作用：在設(shè)備檢修時，用來隔離有電和檢修部分，造成明顯斷開點；與斷路器配合，改變系統(tǒng)運行方式。2接地刀閘的作用：將被檢修設(shè)備或線路可靠接地，防止人身觸電。主變中性點接地