青海德令哈30MW并网光伏电站运行规程.doc

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1、青海德令哈力诺光伏电站运行规程（一期30MW）二一一年十二月一日批准：审定：审核：编写： 目 录1、发电设备运行规程12、汇流设备运行规程43、逆变设备运行规程84、变压器运行规程125、配电设备运行规程206、直流系统运行规程417、不间断电源（UPS）478、二次设备运行规程519、厂用电运行规程561、发电设备运行规程1.1电站概况德令哈力诺光伏电站一期容量30MW，采用多晶硅和单晶硅薄膜太阳能电池组件。其中，多晶硅20MW、单晶硅10MW，均为固定式安装。1.2光伏电池方阵概况1.2.1 太阳能方阵由太阳能电池组件经串联、并联组成。光伏电池组件串联的数量由并网逆变器的最高输入电压、最低

2、工作电压、太阳能电池组件的最大系统电压以及当地气候条件确定；组串并联的数量由逆变器的额定容量确定。1.2.10MW单晶硅固定方阵：190W单晶硅每16串为一个支路，6条支路组成一个方阵。每4个方阵进入一个汇流箱，每个汇流箱为24路，每7个汇流箱进入一个逆变器（500千瓦）每4个逆变器和2个1000KVA变压器组成一个发电单元（2MW）共5个发点单元，电压输入590V.直流电流输入3460.8A,高压输出10KV。1.3.20MW多晶硅固定方阵：多晶235、240、每20 串为一个支路，4条支路组成一个方阵。每4个方阵进入一个个汇流箱，每7个汇流箱进入一个逆变器。4个逆变器（500千瓦）和2 台

3、1000KVA变压器组成一个发电单元（2MW）共10个发电单元，直流电压输入618V.电流输入3404.8A ，高压输出10KV。上述四个系统阵列总容量为：30MW 。1.3光伏电池板的设备规范1.3.1 多晶硅组件的选型：太阳电池组件技术参数太阳电池种类多晶硅指标单位数 据型号LN240(30)P-230LN240(30)P-225功率输出Wp230225功率偏差%33开路电压（Voc）V37.0836.45短路电流（Isc）A7.558.09额定电压V 30.5430.25额定电流A7.557.44系统最大耐压Vdc10001000尺寸mm1652*992*501652*992*50重量k

4、g20.520.5峰值功率温度系数%/K-0.45-0.45开路电压温度系数%/K-0.37-0.37短路电流温度系数%/K+0.06+0.0610年功率衰降%1020年功率衰降%20(25年)生产厂家山东力诺光伏高科技有限公司1.3.2 单晶硅薄膜组件的选型：太阳电池组件技术参数指标单位数据型号LNPV-125*125-LN额定功率（+/-3%）Wp190功率偏差%3开路电压（Voc）V44.31短路电流（Isc）A5.56电压（Vmppt）V36.92电流（Imppt）A5.15系统最大耐压Vdc1000尺寸mm1580*808*35重量kg15.5最大输出功率温度系数%/K-0.22开路

5、电压温度系数%/K-0.33短路电压温度系数%/K+0.0910年功率衰降%520年功率衰降%10生产厂家山东力诺光伏高科技有限公司1.4光伏组件的检查及运行维护1.4.1单晶、多晶光伏组件的检查与维护1.4.1.1 定期进行检查组件玻璃是否破坏、定期检查电气连接是否松动或腐蚀。1.4.1.2 定期进行太阳能电池板的表面清洁。组件清洁可用清水、棉布或海绵清洗，避免使用硬物或腐蚀性溶剂冲洗、擦拭。1）确保太阳能电池阵列表面无污物、破坏；2）确保组件固定部件（安装钳或紧固螺栓）无松动、异常等情况。1.4.1.3 每6个月定期检查所有组件、电线、电气设备及接地。1）确保组件绝缘性能良好，部件完整；2

6、）确保所有电缆连接紧固可靠、外观无破坏，无腐蚀，无异物参透且固定良好；3）确保所有电气设备外观无破损或老化，连接紧密可靠；4）确保接地线无损伤，接地无松动，无生锈腐蚀等；5）确保组件完好，用钳形电流表测试组件电流，检查其电流指示正常；6)确保组件无松动，用扭矩扳手检查螺丝是否松动；2、汇流设备运行规程2.1汇流设备概述2.1.1电站有型号为NPV603的汇流箱共420个，其中单晶硅方阵用280个，单晶硅方阵用140个。2.1.2 单晶硅每个汇流箱直流输入为24路，输出为24路，配有15A熔断器24个，输出断路器容量为160A，直流电压输入590V.电流输入123.6A.每个汇流箱配有防雷保护器

7、。2.13多晶硅每个汇流箱直流输入为16路，输出为16路，配有15A熔断器16个，输出断路器容量为160A，直流电压输入618V.电流输入120.8A.每个汇流箱配有防雷保护器。 2.4 直流汇流箱的运行及故障处理2.4.1汇流箱通电后自动运行，断电自动停机。通过内部的直流断路器，可关停汇流箱的直流输出，汇流箱的通讯计量板需要外接30VDC电源，通讯采用RS485串联方式。2.4.2汇流箱常见故障及处理方法2.4.2.1通讯连接不上原因：1）电源线故障及电源电压不足；2）通讯线路干扰。处理：检查通讯计量板上JP1插座电压，应大于9V，D6灯亮，如电压不足检查电源和线路；2.4.2.2监控机软件

8、或数据采集器工作时，通讯计量板上D1灯不亮；查询地址与此台汇流箱设置地址一致时，D8灯不亮。原因：通讯线路故障处理：检查通讯线路2.4.2.3通讯计量板D7灯不亮原因：1）电源线故障及电源电压不足；2）CPU故障。处理：1）检查通讯计量板上JP1插座电压，应大于9V，D7灯应亮；2）检查电源及线路。2.4.2.4通讯数据显示防雷器失效原因：防雷器失效处理：及时更换防雷器失效2.4.2.5某通道电流比其他通道电流偏小或偏大原因：电流异常处理：检查此路电流组串。3、逆变设备运行规程3.1逆变设备概况3.1.1 10MW的单晶硅固定安装系统，以2MW为一个单元。每1MW单晶硅固定安装系统采用2台50

9、0kW逆变器，2台逆变器输出共用1台10kV升压变压器(1000KVA)并接。3.1.2 20MW多晶硅固定安装系统，以2MW为一个单元。每1MW单晶硅固定安装系统采用2台500kW逆变器，2台逆变器输出共用1台10kV升压变压器（1000KVA）并接。3.1.3 10MW单晶光伏组件共用20台逆变器。20MW多晶光伏组件共用40台逆变器。3.2 逆变器的规范：3.2.11#-15#变电室逆变器参数设备名称施 耐 德 逆 变 器编 号11#-15#型 号GT630E额定输出功率500KW额定电网电压3*AC36O允许电网电压250-362Vac允许电网频率47Hz 51.5Hz电流波形畸变率0

10、.99最大直流电压900VMPPTDC450VDC820V最大直流功率550kW最大输入电流1200A最高效率98.7%功率损耗1%夜间自耗电冷却方式风冷直流输入对地绝缘1500V（AC），1分钟直流与交流之间1500V（AC），1分钟总 重(kg)2500kg安装地点1#、2#变电室出厂日期2010-7-10投运日期2011年12月制 造 厂山东华鲁科技设备有限公司3.2.2 1#-10#变电室逆变器参数设备名称西 门 子 逆 变 器编 号1-10型 号SINVERT500额定输出功率4x500kW额定输出电压3*328V允许电网电压3*328V15%允许电网频率502%Hz总电流波形畸变率

11、98.5%功率损耗1%夜间自耗电40W冷却方式温控风冷直流输入对地绝缘2500V（AC），1分钟直流与交流之间2500V（AC），1分钟总 重(kg)1800kg安装地点多晶硅方阵区数量40台投运日期2011年1月制 造 厂德国3.3 逆变设备的检查及运行维护3.3.1逆变器的电气连接3.3.1.1 施耐德逆变器光伏阵列正负极开路电压不应超过880V，否则会使设备损坏。施耐德逆变器光伏阵列的功率最大可配置到550kW。施耐德逆变器光伏阵列的功率最大可配置到275KW。3.3.1.2 西门子逆变器光伏阵列正负极开路电压不应超过900V，光伏阵列的功率最大可配置到550kW。3.3.1.3 逆变器

12、直流侧接线操作1）断开直流侧上级断路器，保证直流侧接线不带电；2）用万用表测量光伏阵列开路电压不超过880V（900V）；3）用万用表确认正负极；4）打开柜门，拆除防护罩；5）光伏阵列正极连接到直流输入的“DC+”；6）光伏阵列负极连接到直流输入的“DC-”；7）恢复防护罩。3.3.1.4逆变器交流侧接线操作1）断开交流侧上级配电断路器，保证交流侧不带电，并用万用表测量确认；2）打开柜门，拆除防护罩；3）交流输出的“L1”连到电网侧的“L1”；4）交流输出的“L2”连到电网侧的“L2”；5）交流输出的“L3”连到电网侧的“L3”；6）中性点不接地。7）接地线连接到逆变器的接地母线上；8）恢复防

13、护罩。3.3.2 逆变器的启动与关闭3.3.2.1 启动过程1）启动前用万用表检测直流侧与交流侧电压是否满足启动条件，直流侧电压不得超过880V（900V），交流侧电压不得超过450V（362V）；2）确认紧急停机开关处于松开状态，启停旋钮指向“OFF”位置；3）首先合上交流侧开关；4）然后合上直流侧开关；5）当满足机器正常运行所需条件时，逆变器会自动启动并网发电；6）逆变器正常运行后无需人为干预与控制，其具有故障后自动启动功能。3.3.2.2 待机与关机过程1）当太阳光不足以发电时，逆变器自动进入待机状态；2）如需人为关机，把旋转钮指向OFF位置。3.3.2.3 紧急关机过程如需紧急关机，可

14、按下逆变器上的“紧急停机开关”或将“启停按钮”指向“OFF”位置，逆变器立刻停止运行。4、变压器运行规程4.1变压器概况4.1.1 电站共设有下列变压器：1台31500KVA升压主变，30台10KV组合式升压变压器，2台160KVA厂用电箱式变压器和一台400KVA站用电干式变压器。4.1.2 1#-15#逆变室使用的30台升压变为组合式变压器，额定容量为100KVA,一次电压为360V,二次电压为10.5KV，一次电流为801A,二次电流为55A.冷却方式为油浸自冷式，调压方式为无载调压，连接组别为Dyn11 yn11.每区为2台并接，4.2 厂用电变压器容量为160KVA，高压侧电压为10

15、KV，低压侧为0.4KV。都使用与本站所有逆变器室的操作电源及排风系统和加热设备。4.3 站用电干式变压器容量为400KVA, 高压侧电压为10KV，低压侧为0.4KV.都使用于本站的照明及直流系统电源，个保护柜电源和测量柜电源。4.4.1 110kV升压变压器参数变压器名称110KV有载调压变压器型 号SZ11-31500/110GY额定容量（kVA）31500kVA相 数3频 率（HZ）50额定电压（kV）11081.25%/10.5额定电流(A)165.3/1732一次电压（kV）10二次电压（kV）110一次电流（A）1732二次电流（A）165.3接线组别ynd11空载损耗（W）24

16、90空载电流(A)0.33负载损耗（W）124800冷却方式ONAN短路阻抗（%）11.47绝缘耐热等级A器 身 重(kg)25805总 重(kg)58200分接开关位置生产厂家西电济南变压器股份有限公司 1.4.2 10KV升压变压器参数 4.5变压器的允许运行方式及有关规定4.5.1.1 变压器在规定的冷却条件下，可按铭牌数据连续运行。4.5.1.2 油浸自冷式变压器的上层油温正常不得超过85，最高不超过95，油面温升允许值50-604.5.1.3 干式变压器绕组温度应控制在100以下，极限不应超过150。4.5.1.4 干式升压变在停电状态下，高压侧的分接头电压可以在22.5%额定电压范

17、围内调整，不影响变压器的出力。4.5.1.5 变压器三相负荷不平衡时，应监视最大电流相的负荷电流不超过额定值。4.5.1.6 若投运前油浸变压器的油因低温凝滞，允许将变压器投入空载或轻载运行，待油温回升后再接带负荷，并注意上层油温和油循环情况。4.5.1.7 干式变压器控制在不超过额定电流的状态下运行。4.5.1.8 变压器过负荷运行时，应详细记录负荷情况和运行时间。4.5.1.9 变压器在正常过负荷时，必须投入其冷却装置，并在此期间，加强对油温，负荷电流的监视。4.5.2 变压器绝缘电阻的规定4.5.2.1 新装、检修后或停用15天以上的变压器，送电前应测量绕组绝缘电阻并做好记录。4.5.2

18、.2 测量电压在35kV的变压器应使用2500V摇表，电压为500V及以下的变压器应使用5001000V摇表测量绝缘，测量值应不小于1 M/kV。4.5.2.3 干式变压器使用2500V摇表测量绝缘，一次对地300M，二次对地100M。铁芯对地用500V摇表，其值2M（注意拆除铁芯接地线），若达不到要求，应及时联系厂家处理。4.6 变压器的运行检查、监视、操作及维护4.6.1 变压器的投运4.6.1.1 新安装或大修后的变压器投入运行前应测量变压器的绝缘电阻和吸收比，并进行冲击合闸试验。新安装的变压器必须全电压冲击合闸5次，换线圈大修后必须进行全电压冲击合闸3次，每次间隔时间宜为5分钟，冲击合

19、闸在变压器高压侧进行。对中性点接地的电力系统，试验时变压器中性点必须接地。4.6.1.2 干式变投运前的检查1）有关工作票应全部终结收回，安全措施拆除；2）外观检查，检查变压器线圈、高低压引线及连接有无损坏或松动； 3）检查变压器外壳或铁芯是否永久性接地；4）检查温控装置或风冷装置是否齐全；5）检查铁芯、线圈上面是否有异物，气道是否有灰尘及异物；6）运行前用压缩空气将变压器线圈、铁芯及气道吹干净；7）检查温控线路对各部的距离。检查并确认无误后变压器方可投入运行。4.6.1.3 干式升压变运行中的外部检查：1）变压器电流指示正常，温度指示正常；2）变压器声音正常；3）变压器各侧接线完整，电缆及母

20、线无过热现象；4）变压器高低压侧连接电缆应清洁完好，无破损、无裂纹、无放电痕迹及其它异常现象；5）变压器的冷却装置运行正常，温控仪良好；6）变压器外部表面无积污；7）有载分接开关分接位置及电源指示应正常；8）接地装置良好。4.6.1.4变压器的特殊检查1）新安装或经过检修改造的变压器在投运72小时内应全面检查；2）过负荷时，严密监视变压器温度的变化，接头处有无过热现象，冷却系统是否正常运行；3）大风天，室外变压器引线有无剧烈摆动和松脱，有无搭挂杂物；4）大雾天，瓷套管有无放电打火现象；5）雷雨后，检查避雷器放电记数器是否动作，瓷套管有无放电闪络现象；6）大雪天，室外变压器应根据积雪溶化情况检查

21、接头发热部位，如过热应设法消除。4.7 变压器的正常操作4.7.1 A一区1号2号升压变送电1）合上10KV配电室高压进线开关111的二次插件；2）将111开关摇到工作位；3）查111开关机械闭锁良好；4）合上111开关控制电源小开关；5）合上111开关保护装置电源小开关；6）合上升压变保护装置电源开关；7）查111开关储能良好；8）合上温控仪电源开关；9）将“远方、就地”开关切至“远方”位置10）合上111线开关；11）查开关三相已合好，电压指示正常；12）查1号2号变压器充电良好停电操作与送电操作正好相反。其余28台组合式变压器送电操作与此操作相同。4.72主变31500KVA变压器的送电

22、1） 收回工作票，拆除所有安全措施。 2）汇报省调主变准备送电3）检查主变的绝缘良好4）断开主变中性点隔离刀闸11107。5）检查FS6断路器气体压力良好。6）合上FS6断路器的操作电源开关及保护电源开关7）将“远方”“就地”转换开关切至“远方”位置 8）合上FS6断路器9）检查主变充电良好。10）汇报省调操作完毕。4.7.3 变压器无载分接开关的运行和维护4.7.3.1 变压器分接开关的位置及调整应有专门记录本，以便随时核查。4.7.3.2 变压器分接开关的调整必须按上级调度命令执行。4.7.3.3 变压器在切换新的分接头位置后，应由试验人员测量分接开关接触电阻，合格后变压器方可送电。4.7

23、.4 变压器的异常运行及事故处理4.7.4.1 变压器有下列情况之一者应立即停用，若有备用变压器时应及时倒换备用变压器运行：1）变压器内部杂音很大，有爆裂声；2）在正常冷却条件和正常负荷情况下，温度异常升高，有不断上升趋势，且经检查确认温度指示正确；3）油枕和防爆管向外喷油；4）严重漏油致使油面降到低于油位计的下限；5）油色变化过甚，油内出现游离碳等；6）套管有严重的放电或破损现象；7）进出线接头严重过热、熔化；8）变压器着火或变压器附近着火、爆炸等对变压器构成威胁时；9）发生危及人身及设备安全的现象；10）发生危及变压器安全的故障，而保护拒动时。4.7.5 变压器跳闸的处理4.7.5.1 如

24、有备用变压器迅速投入备用变压器，检查跳闸原因。4.7.5.2 若跳闸是由于误碰引起，则应立即将变压器重新投入运行。4.7.5.3 若跳闸是由于保护误动引起，经检查确认后，可退出误动保护，再将变压器投入运行。4.7.5.4 若因变压器外部故障引起跳闸，待故障隔离后，再将变压器投入运行。4.7.5.5 若由于变压器内部故障保护动作，则应对变压器和继电保护装置进行全面检查，找出原因，排除故障后再投入运行。4.7.6 变压器着火的处理4.7.6.1 立即拉开变压器各侧开关和刀闸，可靠地断开各侧电源。4.7.6.2 投入备用变压器运行。4.7.6.3 停运变压器冷却装置。4.7.6.4 如是油浸变压器，

25、如油在变压器顶盖燃烧,应打开事故放油门放油,使油面降低至火区以下。4.7.6.5 若是变压器内部故障引起着火则不能放油，以防止变压器发生严重爆炸。4.7.6.6 灭火时使用二氧化碳、四氯化碳灭火器或沙土灭火。4.8 干式升压变的试验4.8.1 铁芯绝缘电阻测试4.8.1.1 将铁芯接地片打开（测试结束后恢复原状），用2500V兆欧表测量(测量温度为10-40，相对湿度85%)，铁芯夹件对地的绝缘电阻应不低于20M。4.8.1.2 绕组绝缘电阻测试(测量温度为10-40，相对湿度85%)，用2500V兆欧表测量一分钟绝缘电阻值R60，此值不得低于出厂产品试验记录的绝缘电阻值R60的70%。变压器

26、严重受潮时，则不论其绝缘电阻值如何，在进行耐压试验或投入运行前，必须进行干燥处理。4.8.2 直流电阻试验对于2500kVA及以下的变压器，其不平衡相为4%，线为2%；630kVA及以上的变压器，其不平衡相为（有中性点引出时）2%，线（无中性点引出时）为2%。4.8.3 变压比试验：变压比小于等于0.5%4.8.4 对装有温控器的变压器进行工频耐压试验时，实验前应将温控仪上面的所有接插拔下，以免感应电压使温控仪损坏，试验完毕须将变压器线圈中储存的电荷放电后，再将拔下的插头插回，并检查正确无误。检查温控风冷装置有无安装错误，风机是否倒转。4.9 变压器保护的配置：4.9.1 30台1000KV变

27、升压变配有ipACS-5741和ipACS-5742两保护装置。ipACS-5741保护装置为低压差动保护装置，保护动作跳变压器高压侧开关。ipACS-5742保护装置设有速断保护、过流保护、过负荷保护。速断保护、过流保护动作跳变压器高压侧开关。主变31500KVA变压器配有ipACS-5741，ipACS-5742，ipACS-5744保护装置。其中的ipACS-5744为非电量保护。5、配电设备运行规程5.1 配电设备概况5.1.1 电站共15个发电单元，以每个逆变室为1个发电单元，8区、4区、3区的六台组合式变压器高压侧经高压电缆跨接后由两条高压电缆送到10kV配电室111高压开关。7区

28、、6区、2区的六台组合式变压器高压侧经高压电缆跨接后由两条高压电缆送到10kV配电室112高压开关,11区、12区、15区的六台组合式变压器高压侧经高压电缆跨接后由两条高压电缆送到10kV配电室116高压开关。5区、1区的四台组合式变压器高压侧经高压电缆跨接后由一条高压电缆送到10kV配电室114高压开关9区、10区的四台组合式变压器高压侧经高压电缆跨接后由一条高压电缆送到10kV配电室115高压开关.13区、14区的四台组合式变压器高压侧经高压电缆跨接后由一条高压电缆送到10kV配电室113高压开关。5.1.2 10kV开关站为单母线接线，分为10KVI段和10KVII段，出线间隔1回是10

29、1开关,10KVI段进线间隔6回路分别是111、112、113、114、115、116开关，母联开关为100，PT间隔1回为10189PT，无功补偿1回117开关，备用1回118开关。10KVII段1回1002母联隔离柜，站用变1回121开关，所用变2回为122和123开关柜，PT柜1回10289隔离柜，备用1回124开关，10KV进线1回125开关。 5.3 10kV配电设备操作原则5.3.1 10kV配电室出线101开关送电操作：1）收回所有工作票，拆除全部安全措施；2）测量10KVI段母线间隔绝缘电阻合格；3）将10kVI段母线10189PT小车开关摇到工作位；4）检查10189PT隔离

30、刀机械闭锁良好；5）合上10189PT操作电源小开关；6）投入10189PT消谐装置电源小开关；7）查10kV配电室出线101开关在断开位；8）合上10kV开关站出线101开关二次插件；9）将10kV开关站101开关摇到工作位；10）查101开关机械闭锁良好；11）合上101开关控制电源小开关；12）合上101开关操作电源小开关；13）查101开关储能良好；14）将101开关“远方/就地”转换小开关打到远方位置；15）合上101开关保护装置电源小开关；16）查101开关保护投/退正常；17）在监控画面上点击101开关，点击合闸并确认；18）查101开关三相已合好；19）查10kV配电室母线电压

31、指示正常；20）全检汇报5.3.2 10KVII段母线送电操作1）检查外来电源开关125却在断开位置。2)合上1002隔离刀闸。3）检查1002隔离刀三相却已合好。4）合上10KV母联开关100开关二次插件；5）将100开关摇到工作位；6）查100开关机械闭锁良好；7）合上100开关控制电源小开关；8）合上100开关保护装置电源小开关；9）查100开关储能良好；10）将100开关“远方/就地”转换小开关打到远方位置；11）合上100开关保护装置电源小开关；12）查100开关保护投/退正常；13）在监控画面上点击100开关，点击合闸并确认；14）查100开关三相已合好；15）查10kVII段配电

32、室母线电压良好16）全检汇报。5.3.4 事故处理5.3.4.1 10kV母线接地现象：1） 监控界面报警栏及光字信号牌出“母线接地”光字；2） 10kV绝缘监视电压表一相到零或降低，另两相升高。处理：1） 切换母线绝缘监视电压表，判断接地性质和相别；2） 检查10kV母线设备有无异常情况。如有应瞬停选择；3） 如发接地信号同时有设备跳闸，应禁止跳闸设备再次启动；4） 检查10kV负荷开关保护有无接地信号；5） 改变运行方式，切换变压器，判别接地范围；6） 穿绝缘靴，戴绝缘手套，检查母线及所属设备一次回路有无异常情况；7） 若母线TV接地，应及时处理；8） 若为10kV母线接地，申请该段母线停

33、电处理；9）10kV厂用系统单相接地运行时间不超过2小时，查找应迅速并做好相应事故预想；10） 若故障消除后应立即恢复正常方式运行。5.3.4.2 10kV母线TV一次保险熔断现象：1） 监控画面报警栏及光字信号牌发“10kV电压回路断线”信号； 2） 监控界面报警栏及光字信号牌发“10kV系统接地”信号。处理：1） 断开TV二次交流开关及二次插件；2） 将TV小车开关拉至间隔外，测绝缘合格；3） 更换保险，检查保险良好；4） 给上二次插件，将TV小车开关推至“工作”位；5） 给上TV二次交流开关；6） 若投入后仍故障联系检修处理。5.4 母线、刀闸正常运行维护与检查5.4.1 母线、刀闸在大

34、小修后或第一次投运时，投运前应测量其绝缘电阻，380V及以下电压等级用500V摇表测量，不应低于1M，35kV电压等级用2500V摇表测量，不应低于500M。投运前耐压试验合格。5.4.2 母线、刀闸正常运行中，最高允许温度为70。5.4.3 正常运行中的检查：5.4.3.1 各接触部分应紧密，无松动、过热、变色现象。5.4.3.2 各引线无摆动、断股、松股，接头牢固不松动。5.4.3.3 刀闸传动销子完好，电动操作机构回路良好，各接头及端子无接触不良现象。5.4.3.4 刀闸触头接触良好，无过热现象。5.4.3.5 封闭母线外壳温度正常。5.4.4 特殊检查：5.4.4.1 大风天，母线引线

35、不应有剧烈摆动。5.4.4.2 大雪天，各接头积雪不立即融化。5.4.4.3 雷雨天，各支持瓷瓶无放电痕迹。5.4.4.4 浓雾天，瓷瓶无火花及放电现象。4.2.4.5 短路跳闸后，检查母线与刀闸各部有无短路烧损痕迹。5.4.5 母线与刀闸操作5.4.5.1 允许用刀闸切断的负荷如下：1）拉合电压互感器和避雷器；2）拉合母线和直接连接在母线上的设备的电容电流；3）拉合变压器中性点的接地刀闸，当中性点有消弧线圈时，只有在系统没有接地故障时，才能进行；4）与开关并联的旁路刀闸当开关合上时，可以拉合开关的旁路电流；5）拉合励磁电流不超过2A的无负荷变压器和电容电流不超过5A的无负荷线路；6）用屋外三

36、联刀闸可以拉合电压10kV以下，电流15A以下的负荷；7) 拉合电压10kV以下70A以下的环路均衡电流。5.4.5.2 新投入或事故处理后的母线投入前应进行零启升压试验或全电压合闸试验。5.4.5.3 母线送电前投入电压互感器，停电后退出电压互感器。5.4.6 母线与刀闸异常运行和事故处理5.4.6.1 母线刀闸过热：现象：1） 发热处变色，室外如遇雨雪天时，积雪立即融化，雨天冒汽很大；2） 有明显的火花放电。处理：1）如温度超出允许值时，应设法降低电流；2）如无法降低时，应加强监视，情况严重威胁安全时，应将其停电处理。5.4.6.2 母线与刀闸遇有下列情况之一应申请停电处理：1) 刀闸过热

37、熔焊；2) 传动机构故障。5.5 高压开关运行规范5.5.1 真空开关的运行与维护5.5.1.1 真空开关投入运行前的检查与试验1) 对真空开关做如下检查：a 检查真空灭弧室无破裂、漏气现象；b 检查灭弧室内部的零件有无氧化；c 开关的灭弧室表面清洁，无灰尘污垢；d 分合闸位置指示正确；e 接地完好；f 严禁用坚硬的物体撞击真空灭弧室的外壳。2）新安装或检修后的开关应做下列试验：a 远方、就地拉合闸良好，位置指示正确，合跳灵活。拒动的开关严禁投入运行；b 电气闭锁和机械闭锁应正确可靠；c 二次回路工作后还应作跳合闸试验。5.5.1.2 正常运行中的检查：1）开关各连接部分无松动过热现象；2）分

38、合闸指示与开关实际位置相符；3）储能机构储能正常；4) 真空开关真空管无辉光，表面光洁无变化、无积灰。5.5.1.3 一般规定：1）正常情况下，开关按其铭牌参数可长期运行；2）开关的绝缘电阻应用2500V摇表测定，其值不低于1000M，跳、合闸线圈用500V摇表测定，其值不低于2M；3）小车开关在停送电前，应检查其在断开位置，在推至各位置后，应检查机械闭锁良好；4）开关检修、保护联动试验，在工作终结时，将有关试验次数记录在记录本内。5.5.2 高压开关异常运行及处理5.5.2.1 真空开关出现真空损坏的丝丝声时，应申请停电处理。5.5.2.2 高压开关自动跳闸、事故跳闸或自动合闸后，应立即进行

39、检查。如有问题，应将其停电检修处理。5.5.2.3 高压开关拒绝分闸现象:在监控画面中点击开关分闸无反应或手动分闸无反应，并有报警信号。处理：1）检查控制电源是否正常；2）检查“远方/就地”切换开关是否切至“远方”位；3）检查开关操作回路是否正常；4）用事故按钮或就地分闸按钮重新试分一次；5）经上述处理无效时，应汇报领导，转移负荷，设法用上一级开关断开，再进行处理。5.5.2.4 高压开关拒绝合闸现象:监控画面中点击开关合闸无反应或手动合闸无反应，并有报警信号。处理：1）检查控制电源是否正常；2）检查“远方/就地”切换开关是否切至“远方”位；3）检查操作合闸回路是否良好；4）检查开关操作机构有

40、无故障；5）检查继电保护是否有动作信号。5.6 低压开关5.6.1 低压开关有三个位置：连接位置，试验位置和分离位置，断路器的每个位置都能被锁住，不需将其彻底拉出。其连接状态见下表：断路器的位置连接状态备注主回路辅助回路连接位置接通接通正常使用状态 （工作状态）试验位置断开接通可进行分合操作，控制回路的动作实验，电气动作实验（静态传动状态）分离位置断开断开使断路器与线路完全隔离（检修状态）5.6.2低压开关投入运行前检查：1) 检查开关操作机构完好，搭钩牢固；2) 各部分的螺钉，螺栓均应紧固不松动；3) 检查触头系统，保持触头清洁无杂物；4) 开关经受短路电流后，除必须检查触头系统外，还需清理

41、灭弧罩两壁，如灭弧栅片烧损，则应更换灭弧罩。5.6.3 事故处理5.6.3.1 低压开关不能合闸原因：1）欠电压脱扣器的额定工作电压小于70%Ue或控制单元故障；2）脱扣器没有复位；3）开关二次回路接触不好；4）合闸电压低或电磁铁损坏。处理：1）检查操作回路电压是否正常；2）复位脱扣器按钮，重新启动； 3）将抽屉式开关拉到试验位置，检查二次回路是否正常；4）更换损坏设备；5) 检查机构储能是否正常。5.6.3.2 低压开关不能断开原因：1）操作机构故障；2）分励脱扣器控制电源电压小于70%Ue或损坏。处理：1）检查操作回路电压是否正常； 2）联系检修处理。5.7 互感器运行规范5.7.1 一般

42、规定：5.7.1.1 电压互感器允许高于其额定电压值的10%长期运行。5.7.1.2 电流互感器允许高于其额定电流值的10%长期运行。5.7.1.3 严禁运行中的电流互感器二次侧回路开路。5.7.1.4 严禁运行中的电压互感器二次侧回路短路。5.7.1.5 10kV的电压互感器绝缘电阻，一次侧用2500kV摇表测定，其阻值每千伏不低于1 M。5.7.1.6 检修后的电压互感器必须进行核相试验。5.7.1.7 不合格和有渗漏油的互感器不得投运。5.7.2 互感器的检查：5.7.2.1 投运前的检查：1）接地点应接地良好；2）检查瓷瓶部分清洁无破损，设备周围无影响运行的杂物；3）油色、油位正常，各部无渗油、漏油，无异常响声；4）一次回路接线牢固，接触良好，无松动现象；5）电压互感器高压侧保险完好并接触良好；6）电流互感器二次接线完好，不得开路。5.7.2.2 电压互感器正常运行中的检查：1）电压互感器本体无漏油现象；2）套管清洁无裂纹和放电现象，各接头无过热，无