光伏系统运营维护指导书.docx
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光伏系统运营维护指导书
光伏系统运营维护指导书
2022年01月
适用于中国境内地面光伏电站及分布式光伏系统运营维护指导
1范围
为了指导地面光伏电站、分布式光伏系统以及户用光伏系统等的生产管理,保障光伏电站资产保值和增值,促进光伏电站的运营管理和运维技术水平的提高,保证光伏电站安全稳定运行,制定本指导书。
(1)指导书适用于验收合格后,已投入正常使用的地面光伏电站及分布式光伏系统的运行与维护。
(2)指导书依据国家和电力行业的有关法规、规程、制度等,并结合光伏发电运行管理的实际而制定。
(3)指导书制定了光伏电站岗位职责、安全管理、运行管理、技术管理、设备维护保养管理、定期点检、应急措施、培训工作的规范化要求。
(4)指导书适用于地面光伏电站及分布式光伏系统运行维护指导。
2引用及参考标准
下列文件中的条款通过本文的引用而成为本标准的条款。
凡是注日期的引用文件,其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本文件,然而,鼓励根据本文件达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本文件。
(1)GB/T18479-2001《地面用光伏(PV)发电系统概述和导则》
(2)GB/T19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》
(3)(GB/T50866-2013)《光伏发电站接入电力系统技术规范》
(4)GB-T29319-2012《光伏发电系统接入配电网技术规定》
(5)GB/T38335-2019《光伏发电站运行规程》
(6)GB2894-2016《安全标志及其使用导则》
(7)GB/T50796-2012《光伏发电工程验收规范》
(8)GB∕T33599-2017《光伏发电站并网运行控制规范》
(9)GB∕T35694-2017《光伏发电站安全规程》
(10)GB∕T36567-2018《光伏组件检修规程》
(11)GB∕T36568-2018《光伏方阵检修规程》
(12)GB50794-2012《光伏发电工程施工规范》
(13)GB50797-2012《光伏发电站设计规范》
(14)GB/T50796—2012光伏发电工程验收规范
(15)GB26859-2011《电力安全工作规程-电力线路部分》
(16)GB26860《电力安全工作规程-发电厂和变电站电气部分》
(17)JGJ/T264-2012《光伏建筑一体化系统运行与维护规范》
(18)《光伏发电运营监管暂行办法》国能监管〔2013〕459号文
(19)国家电网安质〔2013〕945号《国家电网公司关于印发〈国家电网公司电力安全工作规程(变电部分)、(线路部分)〉修订补充规定的通知》
(20)项目施工图纸和相关技术资料
3基本要求
(1)地面光伏电站及分布式光伏系统的运行与维护应保证系统本身安全,以及系统不会对人员造成危害,并使系统维持最大的发电能力,同时尽可能降低电站的运维成本。
(2)本地监控或远程监控应具备辅助光伏电站运维的功能,实时根据电站运营状态判断运维需求;
(3)主要部件应始终运行在产品标准规定的范围之内,达不到要求的部件应及时维修或更换,如更换的部件型号规格与原部件规格不一致,则需技术人员确认是否适用。
(3)光伏电站场区内不得堆积易燃易爆物品,设备本身及周围环境应通风散热良好,设备上的灰尘和污物应及时清理。
光伏组件应根据项目及当地情况制定清洗周期,所选用的清洗方法及工具应不会对光伏组件造成损伤。
(4)地面光伏电站及分布式光伏系统的主要部件上的各种警示标识应保持完整,各个接线端子应牢固可靠,设备的接线孔处应采取有效措施防止蛇、鼠等小动物进入设备内部。
(5)地面光伏电站及分布式光伏系统的主要部件在运行时,温度、声音、气味等不应出现异常情况,指示灯应正常工作并保持清洁。
(6)地面光伏电站及分布式光伏系统中作为显示和交易的计量设备和器具必须符合计量法的要求,并定期校准。
(7)地面光伏电站及分布式光伏系统运行和维护人员应具备与自身职责相应的专业技能。
在工作之前必须做好安全准备,断开所有应断开开关,确保电容、电感放电完全,必要时应穿绝缘鞋,带低压绝缘手套,使用绝缘工具,工作完毕后应排除系统可能存在的事故隐患。
(8)光伏电站维护前应成立维护小组,组长负责组员的培训、工作分配、维修工具及物料的准备、制定维护计划、维护记录表等。
(9)地面光伏电站及分布式光伏系统运行和维护的全部过程需要进行详细的记录,对于所有记录必须妥善保管,并对每次故障记录进行分析。
4运维人员配备及培训
4.1人员配备要求
(1)光伏电站运维人员必须具备电力作业资质,需具备普通电工证。
(2)由于光伏电站运维属于高危、高强度作业。
暂不具备带电操作资格或未经过培训的员工,不可进行线路或电气设备的运维作业。
(3)项目采用无人值守或有人值守运营模式,通过远程或本地监控实时监测光伏系统运行状态,配备专职或兼职的光伏电站运维人员。
4.2人员培训
电站运行维护人员上岗之前,应通过理论、设备维护、现场操作、安全作业、光伏电站管理规范等培训。
(1)光伏系统理论培训包括电力系统基础培训、光伏系统介绍、光伏电站运维内容和操作要求等;
(2)设备维护培训包括组件、逆变器、汇流箱、开关柜、变压器等电气设备的维护检修。
(3)现场操作培训包括日常运行操作、开关分合闸操作、设备维护操作、紧急情况处理、运行数据记录等。
(4)安全作业培训包括劳保用品的使用、故障检修步骤、线路放电、检测线路是否带电、紧急情况处理(如巨响、异味、冒烟、起火等)、紧急施救等。
(5)光伏电站管理培训包括电站巡检制度、电站运维制度等。
5运维设备及材料要求
5.1运维配备工具
光伏电站运维常用工具设备如表5.1所示。
表5.1光伏电站运维常用工具
序号
仪器名称
仪器/设备功能
备注
1
万用表
测量电压、电流、电阻、电容、频率、温度等
必备
2
漏电流测试仪
检测线路是否对大地漏电
根据实际需求配备
3
接地电阻测试仪
检测电气设备外壳、接地体与大地之间的电阻值
必备
4
绝缘电阻测试仪/摇表
检测某单元对大地的绝缘情况
必备
5
交直流钳形表
检测低压线路的电流值
必备
6
非接触型红外测温仪
检测某单元表面温度
根据实际需求配备
7
I-V曲线测试仪及配件
检测光伏组件的性能
根据实际需求配备
8
高精度功率分析仪及配件
检测系统的电流、电压、功率、效率等
根据实际需求配备
9
太阳辐照计
测量波长范围0.3~3微米的太阳总辐射
根据实际需求配备
10
红外测距计
检测场区距离\面积
根据实际需求配备
11
温湿度计
检测空气温湿度
根据实际需求配备
11
电子角度计
检测支架角度
根据实际需求配备
12
设备维修组套
电气维护工具
必备
13
放电棒
维护前对线路放电
必备
14
力矩扳手套件
固定螺栓固定
根据需求配备
5.2备品备件及材料
光伏电站建议配备的备品备件如表5.2所示:
表5.2:
建议配备的备品备件
序号
备品备件名称
数量
备注
1
光伏组件
不少于总数的0.1%
2
防水插接头
不少于总数的0.1%
3
交流电涌保护器
不少于50个
4
直流电涌保护器
不少于50个
5
熔断器
不少于总数的10%
6
指示灯
不少于总数的10%
7
其它
根据项目情况而定
根据项目情况而定
5.3劳保及医药用品
光伏电站运维建议配备的劳保用品如表5.3所示。
表5.3建议配备的医药用品
序号
劳保用品名称
数量
备注
1
安全帽
不少于运维人员总数
是用于保护头部,防撞击、挤压伤害的护具。
2
防护手套
建议每人至少2副
用于手部保护,主要有耐酸碱手套、电工绝缘于套、石棉手套等。
3
医药箱及医药
建议至少1套
含创可贴、双氧水、正骨水、云南白药、医用酒精、医用纱布等药品
4
其它
根据项目情况而定
根据项目情况而定
6光伏系统运维具体要求
6.1光伏组件日常巡检及维护
(1)光伏组件应定期检查,若发现下列问题应立即调整或更换光伏组件:
光伏组件存在玻璃破碎、背板灼焦、明显的颜色变化(热斑现象);
光伏组件中存在与组件边缘或任何电路之间形成连通通道的气泡;
光伏组件接线盒变形、扭曲、开裂或烧毁,接线端子无法良好连接。
(2)光伏组件上的带电警告标识不得丢失。
(3)使用金属边框的光伏组件,边框和支架应结合良好。
(4)使用金属边框的光伏组件,边框必须牢固接地,边框或支架对地电阻应不大于4Ω。
(5)在无阴影遮挡条件下工作时,在太阳辐照度为500W/m2以上,风速不大于2m/s的条件下,同一光伏组件外表面(电池正上方区域)温度差异应小于20℃。
建议配备红外线热像仪、红外测温仪等温度测量设备,检测光伏组件外表面温度差异。
(6)使用直流钳型电流表在太阳辐射强度基本一致的条件下测量接入同一个直流汇流箱的各光伏组件串的输入电流,其偏差应不超过5%,如偏差过大,将偏差较大对应的组串断开线路,依个对每块组件面板进行检验及更换。
(7)使用万用表在太阳辐射强度基本一致的条件下测量接入同一个直流汇流箱的各光伏组件串的开路电压,其偏差应不超过5%,如偏差过大,将偏差较大对应的组串断开线路,依个对每块组件面板进行检验及更换。
6.2光伏支架维护
(1)所有螺栓、焊缝和支架连接应牢固可靠。
(2)支架表面的防腐涂层,不应出现开裂和脱落现象,否则应及时补刷。
(3)支架应排列整齐,不应出现歪斜、基础下沉等情况,否则应及时联系工程部门进行修缮。
6.3BIPV系统运维
光伏建筑一体化系统的运行与维护除符合6.1.1中相关规定外,还应符合下列规定:
(1)光伏建材和光伏构件应定期由专业人员检查、清洗、保养和维护,若发现下列问题应立即调整或更换:
中空玻璃结露、进水、失效,影响光伏幕墙工程的视线和热性能;
玻璃炸裂,包括玻璃热炸裂和钢化玻璃自爆炸裂;
镀膜玻璃脱膜,造成建筑美感丧失;
玻璃松动、开裂、破损等。
(2)光伏建材和光伏构件的排水系统必须保持畅通,应定期疏通。
(3)采用光伏建材或光伏构件的门、窗应启闭灵活,五金附件应无功能障碍或损坏,安装螺栓或螺钉不应有松动和失效等现象。
(4)光伏建材和光伏构件的密封胶应无脱胶、开裂、起泡等不良现象,密封胶条不应发生脱落或损坏。
(5)对光伏建材和光伏构件进行检查、清洗、保养、维修时所采用的机具设备(清洗机、吊篮等)必须牢固,操作灵活方便,安全可靠,并应有防止撞击和损伤光伏建材和光伏构件的措施。
(6)在室内清洁光伏建材和光伏构件时,禁止水流入防火隔断材料及组件或方阵的电气接口。
(7)隐框玻璃光伏建材和光伏构件更换玻璃时,应使用固化期满的组件整体更换。
6.4光伏组件清洗
6.4.1光伏面板日常清洗要求
(1)光伏组件表面应保持清洁,清洗方法有:
①水冲洗(水源来自预埋水管或水车等方式取水),冲洗水压不可超过组件表面所能承受的压力,避免对组件产生破坏;②干燥或潮湿的柔软洁净的布料擦拭光伏组件;③借助光伏面板上积雪融化时,用拖把、扫把等工具把积雪清扫,利用积雪带走光伏面板上的灰尘和污垢;④利用吸尘工具清除光伏面板上的灰尘。
(2)严禁使用腐蚀性溶剂或用硬物擦拭光伏组件,建议不采取风吹方式清洗,避免灰尘在面板之间搬迁,达不到彻底清洗的效果。
(3)应在辐照度低于200W/m2的情况下清洁光伏组件,不宜使用与组件温差较大的液体清洗组件,建议在阴雨天、早晨或傍晚光照较弱时就行组件清洗;
(4)光伏组件清洗周期根据项目实际运营情况决定。
(5)严禁在风力大于4级、大雨或大雪的气象条件下清洗光伏组件;
(6)清洗结束后,用手指擦拭组件表面,不应有明显的灰尘或污垢痕迹,否则需重新进行清洗或改进清洗办法。
6.4.2光伏面板清洗
光伏电站经常受到沙尘、强风的影响,电池组件很容易积尘,影响发电效率。
故应经常对电池组件进行清洗,保证电池组件的发电效率。
光伏阵列的电池板面的清洗可分为定期清洗和不定期清洗,一般每年清洗数量为1~10次不等(根据项目实际运营环境进行判断)。
定期清洗主要在每年的大风、沙尘较少时采用,一般每月进行一次,制定清洗路线。
清洗时间安排在日出前或日落后。
不定期清洗分为恶劣气候后的清洗和季节性清洗。
恶劣气候分为大风、沙尘或雨雪后的清洗。
大风或沙尘天气过后,电池组件上附着物主要是浮土和尘沙。
为减少对组件发电效率的影响,每次大风或沙尘天气后应及时清洗。
雨雪后应及时巡查,对落在电池面板上的泥点和积雪应予以清洗。
季节性清洗主要指春秋季位于候鸟迁徙线路下的电场,对候鸟粪便的清洗。
在此季节应每天巡视,发现电池面板被污染的应及时清洗。
日常维护主要是每日巡视检查电池板的清洁程度。
不符合要求的应及时清洗,确保电池面板的清洁。
电池面板清洗后应保持干燥。
如光伏电站占地面积较大,采用人工清洗耗时耗水,电站的清洗方式考虑采用机械清洗。
机械清洗分为粗洗和精洗两种方式。
在每次大风或沙尘天气之后采用移动式空气压缩机吹洗电池组件表面进行粗洗,将电池表面较大的灰尘颗粒吹落,但由于二次扬尘的问题,细小的灰尘仍会落在电池组件表面。
之后,采用移动式喷水设施进行精洗,废水应随机回收。
定期清洗、季节性清洗及日常维护时可根据实际情况确定采用哪种清洗方式。
6.2逆变器
6.2.1定期检查逆变器是否有告警,连线是否牢固,尤其应认真检查防尘网、风扇、功率模块、输入端子、输出端子等;
6.2.2逆变器机柜内有高压,操作人员一般不得打开柜门,柜门平时应锁死;
6.2.3逆变器一般均有短路、过电流、过电压、过热等项目的自动保护,因此在发生这些现象时,无孺人工停机;自动保护的保护点,一般在出厂时已设定好,无需再进行调整;
6.2.4在室温超过30℃时,应采取散热降温措施,以防止设备发生故障,延怅各设备使用寿命;
6.2.5逆变器结构和电气连接应保持完整,不应存在锈蚀、积灰等现象,散热环境应良好,逆变器运行时不应有较大振动和异常噪声,逆变器上的警示标识应完整无破损;
6.2.6逆变器中模块、电抗器、压器的散热器风扇根据温度自行启动和停止的功能应正常,散热风扇运行时不应有较大振动及异常噪音,如有异常情况应断电检查。
6.2.7定期将交流输出侧(网侧)断路器断开一次,逆变器应立即停止向电网馈电;
6.2.8逆变器中直流母线电容温度过高或超过使用年限,应及时更换;
6.2.9如发生不能排除的事故,应做好事故详细记录,并及时通知生产厂家给予解决。
6.3接地与防雷系统
6.3.1光伏接地系统与建筑结构钢筋的连接应可靠。
6.3.2光伏组件、支架、电缆金属铠装与屋面金属接地网格的连接应可靠,一次设备接地电阻应小于4Ω,二次设备接地电阻应小于1Ω。
6.3.3光伏方阵与防雷系统共用接地线的接地电阻应符合相关规定。
6.3.4光伏方阵的监视、控制系统、功率调节设备接地线与防雷系统之间的过电压保护装置功能应有效,其接地电阻应符合相关规定。
6.3.5光伏方阵防雷保护器应有效,并在雷雨季节到来之前、雷雨过后及时检查。
6.4交流配电柜及线路
6.4.1交流配电柜的维护应符合下列规定:
(1)交流配电柜维护前应提前通知停电起止时间,并将维护所需工具准备齐全。
(2)交流配电柜维护时应注意以下安全事项:
停电后应验电,确保在配电柜不带电的状态下进行维护;
在分段保养配电柜时,带电和不带电配电柜交界处应装设隔离装置;
操作交流侧真空断路器时,应穿绝缘靴,戴绝缘手套,并有专人监护;
在电容器对地放电之前,严禁触摸电容器柜;
配电柜保养完毕送电前,应先检查有无工具遗留在配电柜内;
配电柜保养完毕后,拆除安全装置,断开高压侧接地开关,合上真空断路器,观察变压器投入运行无误后,向低压配电柜逐级送电。
(3)交流配电柜维护时应注意以下项目:
确保配电柜的金属架与基础型钢应用镀锌螺栓完好连接,且防松零件齐全;
配电柜标明被控设备编号、名称或操作位置的标识器件应完整,编号应清晰、工整;
母线接头应连接紧密,不应变形,无放电变黑痕迹,绝缘无松动和损坏,紧固联接螺栓不应生锈;
手车、抽出式成套配电柜推拉应灵活,无卡阻碰撞现象;动静头与静触头的中心线应一致,且触头接触紧密;
配电柜中开关,主触点不应有烧溶痕迹,灭弧罩不应烧黑和损坏,紧固各接线螺丝,清洁柜内灰尘。
把各分开关柜从抽屉柜中取出,紧固各接线端子。
检查电流互感器、电流表、电度表的安装和接线,手柄操作机构应灵活可靠性,紧固断路器进出线,清洁开关柜内和配电柜后面引出线处的灰尘。
低压电器发热物件散热应良好,切换压板应接触良好,信号回路的信号灯、按钮、光字牌、电铃、电筒、事故电钟等动作和信号显示应准确。
检验柜、屏、台、箱、盘间线路的线间和线对地间绝缘电阻值,馈电线路必须大于0.5MΩ;二次回路必须大于1MΩ。
6.4.2电线电缆维护时应注意以下项目:
(1)电缆不应在过负荷的状态下运行,电缆的铅包不应出现膨胀、龟裂现象;
(2)电缆在进出设备处的部位应封堵完好,不应存在直径大于10mm的孔洞,否则用防火堵泥封堵;
(3)在电缆对设备外壳压力、拉力过大部位,电缆的支撑点应完好;
(4)电缆保护钢管口不应有穿孔、裂缝和显著的凹凸不平,内壁应光滑;金属电缆管不应有严重锈蚀;不应有毛刺、硬物、垃圾,如有毛刺,锉光后用电缆外套包裹并扎紧;
(5)应及时清理室外电缆井内的堆积物、垃圾;如电缆外皮损坏,应进行处理;
(6)检查室内电缆明沟时,要防止损坏电缆;确保支架接地与沟内散热良好;
(7)直埋电缆线路沿线的标桩应完好无缺;路径附近地面无挖掘;确保沿路径地面上无堆放重物、建材及临时设施,无腐蚀性物质排泄;确保室外露地面电缆保护设施完好;
(8)确保电缆沟或电缆井的盖板完好无缺;沟道中不应有积水或杂物;确保沟内支架应牢固、有无锈蚀、松动现象;铠装电缆外皮及铠装不应有严重锈蚀;
(9)多根并列敷设的电缆,应检查电流分配和电缆外皮的温度,防止因接触不良而引起电缆烧坏连接点。
(10)确保电缆终端头接地良好,绝缘套管完好、清洁、无闪络放电痕迹;确保电缆相色应明显;
(11)金属电缆桥架及其支架和引入或引出的金属电缆导管必须接地(PE)或接零(PEN)可靠;桥架与桥架间应用接地线可靠连接。
(12)桥架穿墙处防火封堵应严密无脱落;
(13)确保桥架与支架间螺栓、桥架连接板螺栓固定完好。
(14)桥架不应出现积水。
6.5光伏系统与建筑物结合部分
6.5.1光伏系统应与建筑主体结构连接牢固,在台风、暴雨等恶劣的自然天气过后应普查光伏方阵的方位角及倾角,使其符合设计要求。
6.5.2光伏方阵整体不应有变形、错位、松动。
6.5.3用于固定光伏方阵的植筋或后置螺栓不应松动;采取预制基座安装的光伏方阵,预制基座应放置平稳、整齐,位置不得移动。
6.5.4光伏方阵的主要受力构件、连接构件和连接螺栓不应损坏、松动,焊缝不应开焊,金属材料的防锈涂膜应完整,不应有剥落、锈蚀现象。
6.5.5光伏方阵的支承结构之间不应存在其他设施;光伏系统区域内严禁增设对光伏系统运行及安全可能产生影响的设施。
6.5.6光伏阵列的支撑建筑屋面不应存在漏水、脱落等现象,否则应及时通知业主方并协助业主方做好修缮工作。
6.610kV或35kV变压器
6.6.1变压器的巡视检查项目
(1)检查变压器的电流、电压变化情况;
(2)变压器的声音、温度应正常;
(3)充油套管和油标管内的油位、油色正常,本体无渗漏油;
(4)接线端子无过热现象;
(5)瓷套管应清洁,无裂纹和碰伤、放电现象;
(6)压力释放器动作情况;
(7)散热器阀门应打开;
(8)瓦斯继电器应充满油无气泡存在,阀门打开;
(9)呼吸器应畅通,干燥剂受潮变色情况;
(10)各温度表计指示正常;
(11)检查变压器基础应无下沉现象;
(12)外壳接地应良好;
(13)殊天气时检查对变压器的各种影响,如线摆大小、放电闪络、积雪冰棒、杂物落下等情况;
(14)以手触及各散热器,感知其温度应一致。
注:
干式变压器在停运和保管期间,应防止绝缘受潮。
6.6.2维护保养流程
1、投入备用变压器,断开检修的箱式变压器低压侧断路器,取下控制电源的操作保险,在开关把手处悬挂“禁止合闸”标志牌。
2、断开检修变压器高压侧的断路器,合上接地开关,对变压器进行充分放电后,锁住高压柜,在开关把手处悬挂“禁止合闸”标志牌。
3、检查变压器的接地是否良好,地线是否腐蚀,腐蚀严重的应更换。
4、箱式变频器的保养,首先清扫瓷套管和外壳,其次检查外壳、垫片、瓷套管有无破裂、放电痕迹或胶垫有无老化,电缆及母线有无变形现象,有破裂的应进行更换。
5、清洁变压器周围及配件上的灰尘,检查消防设施及通风系统是否良好。
6、检查母线接触面是否保持清洁,接触面应除去氧化层并涂以电力复合脂。
7、紧固引线端子、销子、接地螺丝、连线母线螺丝,如有松动的应拆下螺丝,或用细平锉轻锉接触面,或更换弹簧垫圈、螺丝,直至接触良好。
8、接上低压侧断路器控制电源操作保险,重新挂上“禁止合闸”标志牌,防止向变压器反送电。
9、断开高压侧的接地开关,并锁好高压开关节栉,用2500V摇表测定绝缘电阻。
并与变压器出厂前测定值比较,绝缘电阻不应低于出厂时原始数据的70%,若不合格应及时上报处理。
10、再次合上高压侧的接地开关,让变压器进行放电。
11、检查变压室及变压器有无遗留工具,撤离现场。
12、断开高压侧接地开关,再次检查变压器现场及低压侧的控制线,无误后,合上变压器高压侧断路器,让变压器试运行取下高压侧标志牌。
13、详细做好保养试运行记录。
6.6.3油温
油浸式变压器的上层油温不得超过85℃,装有风冷装置变压器的上层油温达到55℃时应手动或自动启用风扇。
变压器在停运后,风扇应继续运行1h。
变压器的温度应有现场或远传进行监视,不能超过制造厂家规定值且温升不能超过60℃。
6.6.4变压器的清扫
变压器应根据周围环境和负荷情况确定停电清扫和检查周期,最少半年1次。
在特殊环境中运行的变压器,(如多尘、有腐蚀性气体、潮湿等场所)应适当增加清扫和检查次数。
6.6.5异常现象处理
值班人员发现运行中的变压器有异常现象,如漏油、油位、温度、声音不正常及瓷绝缘破坏等,应尽快排除,并报告有关部门和人员,在值班记录中记载事件发生的经过。
6.6.6故障及处理
6.6.6.1可立即停止变压器运行的项目
(1)变压器内声音很大并有爆裂声;
(2)正常的负荷和冷却条件下,变压器温度不断上升;
(3)油枕或压力释放器喷油冒烟;
(4)漏油严重,已见不到油位;
(5)油色变化很快,油内可见碳粒;
(6)瓷套管损坏,有放电现象;
(7)接线端子熔断形成两相运行;
(8)变压器着火;
(9)瓦斯继电器内充有可燃气体。
6.6.6.2允许先请示有关部门待批准后处理的项目
(1)变压器的实际负荷超过规定值。
(2)应与调度联系停止一些生活和辅助生产设施的用电,停止或减少用电负荷。
(3)变压器上层油温或温升超过允许值。
(4)因油温、气温升高导致油位上升超过标准线时应放油;而当油位低时则应及时补油。
(5)因低温造成油凝滞时,应逐步加大负荷,同
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