光伏电站运维方案

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1、并网光伏电站运维管理方案并网 光 伏 电 站 运 维 管 理 方 案 - 84 -目 录 1. 并网光伏电站的构成 2. 光伏电站日常维护 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单、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行，与大电网互为支撑，

2、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行也是今后技术发展的主要方向，通过并网能够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行，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I

3、EC：1215：1993标准要求进行设计，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1200 nm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

4、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，还可降低组件的工作温度，也有利于提高组件的效率。当然，此氟塑料膜首先具有太阳电池封装材料所要求的耐老化、耐腐蚀、不透气等基本要求。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220VA C的电器提供电能，需要将

5、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：其在电站系统的主要作用是对备用逆变器的切换功能，保证系统的正常供电，同时还有对线路电能的计量。 光伏电站日常维护 汇流箱 一、介绍 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，科比特科技根据SJT 11127-1997 光伏(PV)发电系统过电压保护-导则和GB/T18479-2001地面用光伏（PV）发电系统概述和导则以及光伏

6、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

7、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。 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

8、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

9、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 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

10、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。逆变器满足以下几点要求： 1.并网逆变器的功率因数和电能质量应满足电网要求。 2.逆变器的额定功率应满足用于海拔高度的要求，其内绝缘等电气性能满足要求。 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、

11、 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。 5、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

12、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，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。太阳能电池板主要有晶体硅电池板：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

13、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

14、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。

15、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

16、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

17、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420mA。 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

18、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。 1.3.10变压器允许短时间过载能力应满足相关标准要求(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 2.2.1熔断器的电流强度是按变压器突然

19、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1020）倍的变压器满载电流持续0.1s计算。 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

20、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。 2.4 35kV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

21、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要求。 （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

22、 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：详情参见江苏辉能电气厂家说明书2HNW2 系列万能式断路器（ PT400-H 2M/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

23、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（63 In=6A 2只，63 In=10A 2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”功能要求。 2.12 主要功能特点

24、： 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 420mA 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、COS 、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，包括：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。

25、j. 装置具有完善的事件报告处理功能和操作记录功能。 k.装置具备通信功能，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，并可完成规约转换，具备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要求，满足现场的特殊环 境； 3. 变压器并列运行的条件 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

26、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

27、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

28、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)

29、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

30、。 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）

31、，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

32、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。 4.2.6变压器大修后的交接验收 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。序号项目周期标准要求说明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)运行中a)330kV及以上变压器和电抗器为3个月b)220

33、kV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)运行设备的油中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15010-6H2含量大于15010-6C2H2含量大于510-6(500kV变压器为110-6)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)总烃包括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

34、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)项的规定适用于大修后的变压器2绕组直流电阻1)13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，各相绕组电阻相互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

35、，制造厂已说明了这种偏差的原因，按要求中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为计算用常数附表变压器试验项目、周期和要求3绕组绝缘电阻、吸收比或(和)极化指数1)13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)吸收比(1030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/

36、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(M).Rt 在测量温度下的绝缘电阻值(M).式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值 5)吸收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).Rt 在测量温度下的绝缘电阻值(M).式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值5)吸收比和极化指数不进行温度换算4绕组的tg1)1

37、3年或自行规定2)大修后3)必要时1)20时tg不大于下列数值330500kV 0.6%66220kV 0.8%35kV及以下 1.5%2)tg值与历年的数值比较不应有显著变化(一般不大于30%)3)试验电压如下1) 非被试绕组应接地或屏蔽2)同一变压器各绕组tg的要求值相同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tg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，tan20= tant/A当测量温度在20以下时:2）tan20=A tan t式中 tan20校正到 2

38、0 时的介质损耗角正切值.tant-在测量温度下的介质损耗角正切值.式中tg1、 tg2分别为温度t1、 t2时的tg值绕组电压10kV及以上10kV绕组电压10kV以下U 5电容型套管的tg电容值1)13年或自行规定2)大修后3)必要时套管主绝缘类型tg（ %） 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)胶浸纸0.7胶粘纸1.0(66kV及以下电压等级管15） 浇铸树脂15气体15有机复合绝缘0.77交流耐压试验1)15年(10kV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)试验电

39、压值按表6(定期试验按部分更换绕组电压值)2)干式变压器全部更换绕组时，按出厂试验电压值.部分更换绕组和定期试验时，按出厂试验电压值的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，现场条件不具备时，可只进行外施工频耐压试验3)电抗器进行外施工频耐压试验8铁芯(有外引接地线的)绝缘电阻1)13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)运行中铁芯接地电流一般不大于0.1A1)采用2500V兆欧表(对运行年久的变压器可用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

40、后2)必要时220kV及以上者绝缘电阻一般不低于500M，其它自行规定1)采用2500V兆欧表(对运行年久的变压器可用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)13年或自行规定2)必要时1)试验电压一般如下读取1min时的泄漏电流值绕组额定电压kV3610203566330500直流试验电压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

41、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无载调压装置的试验和检查1.检查动作顺序动作角度2.操作试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.切换开关室绝缘油试验6.二次回路绝缘试验1)1年或按制造厂要求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要求，其动作角度应与出厂试验记录相符2.手动

42、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要求相符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.符合制造厂的技术要求，击穿电压一般不低于25kV 6. 绝缘电阻一般不低于1M16测温装置及其二次回路试验1)13年2)大修后3)必要时密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符绝缘电阻一般不低于1M测量绝缘电阻采用2500V兆欧表 35KV高压开关柜

43、第1章 高压开关柜概述1、 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.母排位置相序对应关

44、系： 表1-1相别漆色母线安装相互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程度。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

45、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.能防止灰尘进入达到影响产品的程度。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。

46、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

47、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Kaka=1(1.1-H10-4)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2章 高压开关柜组成及分类 一、开关柜的组成： 开关柜应满足GB3906-19913-35

48、kV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

49、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（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

50、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。

51、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

52、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、周期和要求序 号项目周期标准要求说明1绝缘电阻1)13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升杆的绝缘电阻不应低于下表中的数值M试额定电压kV验 类 别242440.572.5大 修 后100025005000运 行 中300100030002交流耐压试验(断路器主回路对地、相间及断口)1)13年(12kV及以下)2)大修后3)必要时(4

53、0.5、 72.5kV)断路器在分、合闸状态下分别进行，试验电压值按DL/T593规定值1)更换或干燥后的绝缘提升杆必须进行耐压试验，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试验1)13年2)大修后试验电压为2kV4导电回路电阻1)13年2)大修后1)大修后应符合制造厂规定2)运行中自行规定，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

54、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)13年2)大修后1)绝缘电阻不应小于2M2)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

55、）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

56、、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

57、，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

58、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

59、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 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