光伏电站检修规程

目 录

1，目的 2，适用范围 3，上游和参考文件 4，定义 5，职责 6，程序

6.1 变压器检修规程

6.2 110kV电容式电压互感器检修规程 6.3高压氧化锌避雷器检修规程 6.4 110kV SF6断路器检修规程 6.5高压隔离开关检修规程 6.6逆变器检修规划程 6.7光伏阵列检修规程 6.8 SVG检修规程

6.9 35kV高压开关柜及400V低压开关柜检修规程 6.10电力电缆检修规程 6.11高压试验基本要求 7，附件 8，附录

1．目的

为规范光伏电站设备运行维护工作，杜绝发生重大设备事故，保证电站的安全、稳定运行，特制定本规程。 2．适用范围

本规程适用于中广核太阳能光伏电站的设备维护工作。

3．上游和参考文件

序号 文件类别 文件编码 文件名称 1 2 3 4 外来文件 外来文件 外来文件 三级文件 DL/T596-1996 SEDC-WD-SOM-015 DL/T 573-2010 DL/T 724-2000 《电力设备预防性试验规程》 《光伏电站预防性检修导则》 《电力变压器检修导则》 《电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》 5 6 7 8 9 10 11 12 13 4．定义

无

5. 职责

外部文件 外部文件 外部文件 外来文件 外来文件 外来文件 外部文件 外部文件 GB/T 14285-2006 《继电保护和安全自动装置运行技术管理规程》 DL/T 995-2006 《继电保护和电网安全自动装置检修管理规程》 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 《防止电力生产重大事故的二十五项反措》 《国家电网公司十电网重大反事故措施》 《国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）》 《油浸式变压器检修维护手册》 《干式变压器检修维护手册》 《设备出厂资料及使用说明书》 外部文件 5.1 公司安全生产部

（1）对光伏电站设备预防性检修工作进行指导；

（2）协调解决光伏电站设备预防性检修中发现的重大问题。

5.2 分公司总经理

（1）为本程序的运行提供组织保障、资源保障； （2）对本程序予以批准发布。 5.3 分公司生产部

（1）是本规程的归口管理部门，负责本程序的编制与维护； （2）对光伏电站设备检修过程进行监督、指导； （3）对检修过程质量控制文件和试验报告进行检查；

（4）协调工程管理中心处理设备运行过程中发现的施工（质保期内）质量、设备（质保期内质量问题）；

（5）监督检查光伏电站定期巡检、维护情况；

（6）负责本程序的指导与宣贯，负责本程序的制定、维护。 5.3 光伏电站运维

（1）学习并掌握本程序的使用，接受项目公司工程生产部的培训和指导； （2）负责按本规程进行光伏电站设备检修维护工作。 6．程序

6.1 变压器检修规程 6.1.1 设备概述

6.1.1.1 变压器主要技术参数 （1）主变 所用变设备参数

产品代号 型号 额定电压 额定频率 联结组别 使用条件 油箱及附件重 运输重 空载损耗 标准代号 额定容量 额定电流 相数 冷却方式 器身重量 油重 总重 空载电流 绝缘水平 高压侧线路端子 最大分接 低压侧线路端子 额定分接 服务热线 制造厂家 最小分接 短路阻抗% 负载损耗kW 出厂序号 制造日期 （2）干变 所用变设备参数

产品代号 型号 额定电压（V） Ⅰ 高压侧 Ⅱ Ⅲ Ⅳ 38850 37925 37000 36075 标准代号 额定容量 短路阻抗 联结组标号 温升限值 气候等级 环境等级 燃烧等级 防护等级 生产厂家 低压侧 315/315 绝缘水平 绝缘系统温度 6.1.2 检修周期及检修项目 6.1.2.1检修周期 （1）大修周期

1)在投入运行后的5年内和以后10年大修一次。

2)运行中的变压器发现异常状态或经试验判明有内部故障时应提前大修。 3)当承受出口短路后，应考虑提前大修。 4)事故泄油池5年清理一次 （2）小修周期

主变、低压厂变，每年进行一次小修。 （3）附属装置的检修周期

1)保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程进行。

2)冷却风扇电机分解检修，每年一次

3)自动装置及控制回路的校验、检查、清扫，每年一次。 （4）有载分接开关的检修周期

1)取样时发现油质低于标准时应换油或过滤。即使油耐压超过40KV以上，每年应更换新

油一次。

2)新投入运行的有载分接开关在切换5000次后或虽未达到5000次但运行满1年后，应将

切换部分吊出检查，以后可按实际情况确定检修期限。

3)当操作满50000次后应对切换开关进行检修；分接开关工作五年后，即未满50000次也

应进行检修。

（5）电容套管

应根据电气试验及密封材料老化情况确定。 6.1.2.2 检修项目 （1）大修项目：

1)检修前制订大修方案以及器材准备工作。 2)吊芯、吊罩检查器身。

3)对绕组（线圈）、引线的检修，有载（无载）分接开关的检修。 4)对铁芯、穿芯螺钉、轭架、压钉及接地片等的检修。

5)油箱及附件检修，包括：套管、储油柜（含胶囊、隔膜、波纹管）、压力释放阀、呼吸

器等。

6)装复变压器、各部密封胶垫的更换和试漏。

7)瓦斯继电器、保护装置、测温装置及操作控制箱的检查和试验。 8)冷却器：阀门、管道、净油器等附属设备的检修。 9)进行必要的绝缘干燥处理。

10)变压器油的处理或换油（110KV及以上电压等级者真空注油）。 11)清扫外壳，进行除锈喷油漆。 12)大修后的试验和试运行。 （2）小修项目

1)检查并消除已发现的缺陷。 2)检查并拧紧套管引出线的接头螺栓。

3)放出储油柜集污器中的油泥，检查油位计，必要时对套管、变压器本体和有载开关加

油。

4)检查各部密封胶垫，处理渗漏油。

5)冷却器、储油柜、呼吸器、压力释放阀的检修。

6)套管密封、顶部连接帽密封垫的检查更换、瓷套的检查、清扫。 7)各种保护装置、测量装置及操作控制箱的检修、试验。 8)各部油阀和油堵的检查处理。

9)有载（无载）分接开关的检修和操作试验。 10)检查接地系统、检测高压套管的屏蔽线。 11)油箱及附件的清扫、检修，必要时进行补漆。 12)按规定要求进行测量和试验。

13)有载分接开关在变压器大修时的检查和测试项目。

（a）测量触头接触电阻。 （b）测量限流电阻值。 （c）检查分接开关动作顺序。 （d）传动装置和控制装置的检查。 （e）绝缘油试验。

6.1.3 变压器检修工艺的基本要求 6.1.3.1 检修前准备工作

（1）大修前应先了解变压器的运行状况，主要内容有：

1)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。 2)变压器上次大修的技术资料和技术档案。

3)了解变压器的运行状况（负荷、温度、有载分接开关的切换次数和其他附属装置的运

行情况）。

4)查阅变压器的原试验记录（包括油的简化分析和色谱），了解变压器的绝缘状况。 5)查明漏油部位（并作出标记）及外部缺陷，

6)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）。 （2）编制大修工程技术、组织措施计划，主要内容有：

1)人员组织及分工。

2)核实检修项目及制定施工进度。

3)特殊项目的施工方案，确保施工安全、质量的技术措施，现场的防火措施。

4)主要施工工具和设备明细表，主要材料明细表。 5)绘制必要的施工草图和蓝图。

6)准备技术记录表格，确定应绘制和校核的备品配件图纸。 7)落实大修用料。 （3）安排施工场地

大型电力变压器的检修工作，在现场直接进行需做好防雨、防潮、防尘和防火措施。同时应注意带电设备的安全距离，妥善安排电源的容量、储油容器的位置、拆卸附件的放置地点和消防器材的布置。

1)材料（包括备品备件、常用工具、专用工具、常用材料和特殊材料等）。 2)起吊装置、搬运工具、套管架、封板、垫木等。

3)真空滤油机、油罐、需补充的新绝缘油等（滤油机、油罐、必须要清除潮气和污

脏）。

4)安全用具和安全设备（包括保险杠、专用工作服、鞋、照明防雨防尘篷布和消防器材

等）。 5)试验仪器仪表。 6)烘潮设备。

（4）变压器的分解、起重搬运和组装

1)分解检修和组装顺序：

a)办理并完成停电工作手续，进行修前电气试验，对变压器进行一次全面外观检查，并做好记录。

b)拆除变压器引线和二次回路，放油后拆卸套管、升高座、储油柜、冷却器、净油器、防爆器、联管、温度计、瓦斯继电器等附属装置，分别进行校验、检查和修理。在储油柜放油时应检查油位计指示是否正确。拆除部件后及时用封板封好孔洞，以防尘防潮。 c)油全部放出并进行过滤处理。

d)拆除无载分接开关操作（有载分接开关顶盖），拆卸大盖后吊钟罩（器身）。

e)检查器身状态，进行各部件操作杆（有载分接开关顶盖），拆卸大盖后吊钟罩（器身）。 f)清洗、检修铁芯、线圈及箱壳。

g)装回钟罩（器身），更换密封胶垫，检修油门，紧固螺栓后真空注油。 h)安装冷却器等附属装置。 i)安装套管并装好内部引线。

j)注变压器到规定的油位线。 k)油压试漏。 l)大修后试验。

2)分解和组装时应注意的问题。

a)拆卸的螺栓零件应用去污剂清洗（油箱内的除外），如有损坏应修理或更换，然后妥善

保管，防止丢失或损坏。

b)拆卸时应先拆小型仪表和套管，后拆大型铁件，组装时顺序相反。

c)冷却器、防爆器及储油柜等部件拆下后，应用盖板密封，对带电流互感器的升高座尚应

注入合格的变压器油。

d)对易损部件（套管、油位计、温度计等）拆下后应妥善保管，以防损坏，套管应垂直放

置，并且用新塑料布包扎好防潮防尘。 e)组装后要检查冷却器和瓦斯继电器油门位置。

f)对套管升高座、上部孔盖、冷却器和净油器等上部的放气孔进行多次排气。

g)拆卸无载分接开关操作杆时，务必记住分接开关的位置并做好标记，对于有载分接开关

必须置于整定位置。

h)认真作好现场记录工作。装配后的变压器零件要完整无缺，缺少的零件应在大修中配齐。 （5）起重工作

1)起重前应先拆除与其相连的影响起重的部件。

2)根据变压器的重量选择合适的起重工具钢绳套和吊环等用具。

3)钢绳应挂在变压器的专用起吊装置上，刚吊紧钢绳时，应再次检查悬挂及捆绑情况，确

认可靠后再继续起吊。

4)起吊器身（钟罩）时，吊绳的夹角不应大于60度，否则应采用专用吊杆或调整绳索，

使器身（钟罩）保持平衡。起吊过程中，器身与箱壁不得碰撞。 5)器身（钟罩）四角应系缆绳，并由专人扶持，使其保持平稳。 6)起吊过程中上升或下降速度不宜过快，并掌握重心防止倾斜。 7)放落时，应事先选好地点，摆好铺垫物然后徐徐下落放稳。 8)复位时，应套好箱沿密封胶垫，安放平整，并用U形卡子固定好。

9)复位时，器身（钟罩）应对准位置，平稳下降，注意器身与箱壁四周的距离。防止碰伤

器身。器身（钟罩）下降至接近箱沿时，应注意对正四周的螺孔，装上螺栓，取出U形卡子，注意防止密封垫变位，器身（钟罩）下降压正后，对称均匀紧固螺栓。

10)吊装套管时，其倾斜度应使套管法兰与油箱法兰之倾角基本一致，并用绳子绑好，防

止碰撞及翻倒。

11)起吊工作应明确分工，专人指挥，并有统一的信号。

12)采用汽车起重机工作时，应注意起重臂伸张的角度，起重过程中回转角度与附近带电

设备之间的安全距离，必要时应设置专人监护。

13)在检查过程中，器身（钟罩）不宜长期在空中停留，检查时器身（钟罩）必须放置平

稳。

14)变压器芯在空气中暴露的时间不宜过长，否则应采取抽真空防潮措施。 6.1.4 变压器的检修工艺及质量要求 6.1.4.1器身检修

（1）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。

（2）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℃。

（3）器身检查时，场地周围应清洁，并应有防尘措施。

（4）检查工作应由专人进行，不得携带与工作无关的物件，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。 （5）油箱底应保持洁净无杂质。

（6）强油冷却的线圈应注意检查固定于下夹件上的导向电木管，联接是否牢固，密封是否良好，

线圈绝缘围屏上的出线位置是否密封。 6.1.4.2 线圈检修

（1）检查相间隔离板和围屏，检查有无破损、变色、变形、放电痕迹，如发现异常，应做针对

处理。

（2）检查线圈表面是否清洁，匝绝缘有无破损。 （3）检查线圈各部垫块有无位移和松动情况。

（4）检查线圈油道，有无被油垢或其他物质堵塞情况，必要时可用软毛刷（白布或泡沫塑料）

轻轻擦洗。

（5）有手指按压线圈表面，检查其绝缘状态，有无凹陷和松弛现象。 6.1.4.3 铁芯检修

（1）检查铁芯外表是否平整，有无片间短路或变色、放电烧伤痕迹、有无松脱，上铁轭顶部和

下铁轭的底部是否积聚的油垢杂物，可用白布或洁净和泡沫塑料进行清扫擦拭，若迭片有翘起或不规则之处，可用木锤或铜锤敲打平整。

（2）检查铁心，上下夹件、方铁、线圈压板（包括压铁）的紧固度和绝缘情况。 （3）检查穿铁心和夹件的油道，应畅通，油道垫块无脱落和堵塞现象。 （4）检查铁心地片的接触及绝缘情况。

（5）检查铁芯与定位钉（变压器运输用）的距离。 6.1.4.4 引线检修

（1）检查引线及引锥的绝缘包扎情况，有无变形、变脆、破损，引线有无断股，引线与引线接

头处焊接是否良好，有无过热现象。

（2）检查线圈至分接开关的引线，其长度、绝缘包扎的厚度、引线接头的焊接情况是否良好，

有无过热现象。引线对各部位的绝缘距离引线的固定情况是否符号要求。 （3）检查绝缘支架有无松动和裂纹、位移情况，检查引线在绝缘支架内固定情况。 （4）检查引线与各部位之间的绝缘距离。

（5）检查套管将军帽密封是否良好，套管与引线的连接是否紧固。 6.1.4.5 油箱及钟罩检修 （1）检查油箱内部清洁度。

（2）清扫强路，并检查强路的密封情况。

（3）检查套管的升高座，一般升高座的上部应设有放气塞，对于大电流套管，为防止产生涡流

发热，三相之间应采用隔磁措施。

（4）检查油箱（钟罩）大盖的箱沿应保持平整，接头焊缝须用砂轮打平，防止出现凹凸不平，

箱沿内侧可加焊防止胶垫移位的园钢或方铁。 （5）检查隔磁及屏蔽装置。 （6）检查油箱的强度和密封性能。

（7）检查油箱及大盖等外部，进行清扫除锈（特别是焊缝），如有砂眼渗漏应进行补焊，重新

喷漆。

6.1.4.6 冷却装置检修

一般冷却器（散热器）检修 （1）清扫冷却器（散热器）表面。

（2）用盖板将管接头法兰密封，加压进行试漏。扁管0.1——0.15Mpa10小时。

（3）用合格的变压器油对内部进行循环冲洗，须加热油进行。 （4）将内部油排净后加垫密封。 6.1.4.7 油浸式套管检修 （1）瓷套外观检查并清扫。

（2）套管分解时，应依次逐个松动法兰螺丝，防止受力不匀损坏套管。 （3）拆卸套管前应先轻轻幌动,检查套管松动情况。 （4）拆导杆和法兰螺丝前，应防止导杆摇晃损坏瓷套。 （5）对于大型套管起吊应注意吊绳挂与起吊角度。 （6）擦拭油垢，检查瓷套内部。 （7）组装过程中，注意胶垫位置应放正。 6.1.4.8 套管型电流互感器检修 （1）检查引线标志是否齐全。 （2）更换引出线线柱的密封胶垫。 （3）必要时进行伏安特性试验。 （4）测量线圈的绝缘电阻。 6.1.4.9 分接开关检修 （1）分接开关解体：

1)检查开关各部件是否齐全完整。

2)松开上方定位螺栓，转动操作手柄，检查动触头是否灵活，上部指示位置是否一致。 3)检查动静触头间接触是否良好，触头表面状态是否良好。 4)检查触头分接线是否紧固有无松动。 5)检查分接开关绝缘件状况是否良好。

6)拆装前后指示位置必须一致，三相手柄及操作机构不得互换。 7)检查绝缘操作杆U型拔叉接触是否良好。

8)发现开关绝缘受潮或在空气中暴露时间过长，应进行干燥。

（2）有载分接开关检修：

1)按规定时间间隙对切换开关进行检查与维修（50000次）。

2)检修时，切换开关本体暴露在空气中的时间不得超过10小时，相对湿度不大于65%，

否则应作干燥处理。

3)取油样进行化验，油不合格应换油。

4)吊出切换开关清洗干净。

5)检查切换开关各紧固件是否松动、快速机构的主弹簧、复位弹簧爪卡是否变形或断裂，

各触头编织软联结有无损坏，动静触头的烧损程度，过渡电阻扁线是否有断裂及其阻值是否与铭牌相同以及测量有关接触电阻和动静触头的变换程序。 6)复装。注油，也可同本体一起真空注油。 6.1.4.10电动机构的检修 （1）一般部分

1) 箱子的防水性。 2) 齿轮盒的密封。 3) 所有的接地部分。

（2）操作试验

1) 逐级控制操作试验。 2) 凸轮开关动作检查试验。 3) 误相序的安全线路检查。 4) 电气和机械限位的动作检查。 5) 手插安全保护开关检查。 6) 空气开关的检查。 7) 电热器的检查。 8) 其它附件检查。 6.1.4.11储油柜的检修 （1）普通式储油柜

1)打开侧盖，清洗检查内外表面，清扫积污器、油位计、油塞等零部件。 2)更换各部密封垫圈。 （2）胶囊式储油柜

其检修程序与普通式储油柜基本相同。安装程序如下： 1)放出储油柜的存油，将其内部清扫干净。 2)检查胶囊的密封性能。

3)用干净布擦净胶囊外壁，从人孔把胶囊放入储油柜。

4)将胶囊用尼龙绳挂在挂钩上，连接好引出口，然后拧紧人孔法兰。 （3）隔膜式储油柜

1)分解检修前可先充油进行密封试验。

2)拆下各部连管（呼吸器、注油器、排气管、瓦斯继电器连管等）。 3)拆下指针式油位计连杆，卸下指针式油位计。 4)分解中节法兰螺丝、卸下储油柜上节油箱。 5)清扫上下节油箱。 6)更换密封垫圈。

7)检查后分解程序相序程序组装。 6.1.4.12 呼吸器检修

（1）倒出内部吸湿主剂，检查剥离罩完好，进行清扫。 （2）把干燥的吸湿剂装入。 （3）更换胶垫。

（4）注油到合适位置使形成油封。 6.1.4.13 压力释放阀检修 （1）清扫更换密封垫。

（2）上部爆膜片应完整无裂纹。 6.1.4.14 瓦斯继电器检查

（1）外部检查，检查容器、玻璃窗、放气阀、放油塞、接线端子盒、小套管是否完整，接线端

了及盖板上箭头标志是否清楚，各接合处是否渗漏油。 （2）冲洗干净。

（3）检验动作、绝缘、流速校验合格。 6.1.4.15 蝶阀、油门及塞子的检修

（1）检查蝶阀的转轴、挡板是否完整灵活和密封，更换密封垫圈。 （2）油门应拆下分解检修，研磨并更换密封填料。 （3）对放气（油）塞全面检查并更换密封圈。 6.1.4.16 测温装置的校验

按有关规定进行。

6.1.4.17变压器的整体组装及注油： （1）整体组装的准备工作：

1)组装前应彻底清理散热器（冷却器）、储油柜、防爆器（安全气道）、、不带电流

互感器的升高座、套管及所有零、部件组件，用合格的变压器油冲洗与变压器直接

接触的零、部组件。

2)变压器附属的油、水管路也须进行彻底清理，并作记录。 3)安装上节油箱前、水管路也须进行彻底清理，并作记录。 4)有安装标志的零件与部件，须按照安装标志指示的部位组装。

（2）变压器引线的根部不得受拉、扭及弯曲。

（3）在装配套管前须检查无励磁分接开关连杆是否已插入分接开关轴上。 （4）组装组件时，应按有关制造厂的“安装使用说明”的规定进行。

（5）油箱顶部若干上部定位件，应按外型尺寸图及技术要求进行定位或密封。 （6）所有密封胶垫换新品，尺寸符合要求，受力压缩均匀，压缩量为2/3为宜。 （7）大型变压器采用真空注油工艺注油：

1)储油柜不参加抽真空。 2)冷却器连同主体一同抽真空。

3)在1小时内均匀提高真空度，达8ⅹ104Pa维持1小时，，如无异常，则将真空度逐渐

加至9.75ⅹ104Pa维持1小时，检查油箱有无变形与异常现象。如未异常，在真空状态下注油，油应先经过真空滤油机进行脱气脱水，滤油机及管路最好是完全密封的；注油过程中应使真空度维持在9.75ⅹ104±6.7ⅹ102Pa真空度，油面接近顶盖200mm时停止注油；注油时间大于6小时。在该真空度下继续维持6小时即可解除真空。 4)将储油柜上部的放气塞打开，从储油柜加添加油至储油柜放气塞有油溢出为止并

拧紧放气塞，再从加放油，使油面过到略高于要求高度，最后将呼吸器装好。 5)从二次注油结束开始，静置24小时，此期间多次放气（并起动潜油泵），检查有无渗

漏及油位下降。

6.1.5 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、油化验、继保、运行、计量等单位进行现场验收工作。 6.1.5.1 提供验收方面的有关资料： （1）施工单位应向运行部门移交下列资料：

1)开工报告 2)竣工报告 3)验收报告

4)设计计算单，包括结合检修进行技术改造的内容、图纸、线圈重绕图纸等。 5)现场干燥、检修记录。

6)高压绝缘试验报告，油简化试验及色谱试验单、温度计校验报告、瓦斯继电器和互感

器试验报告等。

（2）试运行前检查项目

1)变压器本体，冷却装置及所有附件均无缺陷，且无污油。 2)轮子的固定装置牢固。 3)油漆完整，接地可靠。 4)变压器项盖上无遗留杂物。

5)储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的油门在“开”位置。

6)高压套管的接地小套管应予接地，套管顶部将军帽结构的密封性良好，与外部引线的

连接接触良好。

7)变压器的储油柜和充油套管的油位正常。隔膜式储油柜集气盒内无气体，有载分接开

关油枕油位正常。

8)进行各升高座部位的放气，使其完全充满油，瓦斯继电器应无残余气体。

9)呼吸器内的吸湿器剂数量充足、无变色受潮现象，油封良好，能起到正常呼吸作用。 10)无载分接开关的位置应符合运行要求，有载操作应动作正确，闭锁装置动作正确，

控制盘，操作机构箱和顶盖上三者分接位一致。 11)温度计指示正确，整定值符合要求。 12)冷却装置试运行正常，无漏油。 13)继电保护装置经调试整定，动作正确。

（3）试运行

变压器试运行时应按下列进行检查：

1）中性点直接接地系统的变压器，在进行冲击合闸投运前，中性点必须接地。 2）瓦斯继电器必须投运，轻、重瓦斯继电器投出口跳闸位置。

3）额定电压下的冲击试验（交接为5次，更换线圈为3次，大修2次），应无异常，

励磁涌流不致引起保护装置的动作。

4）第一次受电后，持续时间不少于10分钟变压器应无异常情况。

5）带电后，检查变压器及冷却装置所有焊接缝和接触面，不应有渗油现象，变压器

无异常振动或放电声。

6）分析比较运行前后油色谱数据，应无明显变化。

6.1.6 干式变压器检修工艺 6.1.6.1检修周期和检 修项目 （1）检修周期：

1)检修

随机组的大小修周期进行。 2)检查

每六个月进行一次。 （2）检修项目

1)检查项目

a)变压器的安装状况。 b)变压器外壳的完整性。

c)变压器周围环境是否不利于运行。 d)变压器通风状况和温度检测装置检验。 e)变压器有无过热存在。 f)变压器引线支持状态。 g)变压器各部连接状况。 h)套管及连接板状态。 i)线圈压板及垫板连接状况。 j)变压器接地状态。 k)测量线圈的绝缘电阻。

l)检查线圈绝缘是否有异常变色和裂纹等。 2)检修项目

a)清除变压器内外灰尘、污垢及水份等。 b)更换和检修易损零件。 c)包括检查项目的全部内容。 d)按周期进行电气预防性试验。

注：干式变压器比起油浸变压器更容易受到环境的影响，因而应得到更周到细致的保护。 6.1.6.2 检修工艺 （1）检查

1)变压器的安装是否完整，有无歪斜，局部变形及震动现象。 2)变压器外壳是否完整，各连接是否松动，箱壳各处有无碰坏现象。

3)变压器周围环境是否清洁，有无积水、顶上漏水及其他妨碍安全运行的物件。 4)检查配电室的通风设备，应能正常通风。

5)变压器各部位有无局部过热现象，如测温片是否变色，各部温度是否正常，是否超过现定

值。

6)变压器引线是否牢固，位置是否正常，引线四周绝缘距离是否有改变。 7)变压器各处连接螺栓有无松动现象，变压器有无不正常之噪音。

8)套管及接线板等处的电气连接部分有无松动及局部过热现象，瓷件有无破损之处，然后清

除套圈上的污物及灰尘。

9)线圈压板是否紧压线圈，各处垫块有无松动现象。 10)变压器接地是否可靠。 11)测量线圈绝缘电阻。

12)应无孔洞、缝隙能进入危及安全的小动物。 （2）检修

1)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。 2)变压器上次大修的技术资料和技术档案。

3)了解变压器的运行状况（负荷、温度、其他附属装置的运行情况）。 4)查阅变压器的原试验记录，了解变压器的绝缘状况。 5)按上面（一）的检查工艺内容进行。

6)拆卸的螺栓零件应用去污剂清洗，如有损坏应修理或更换，然后妥善保管，防止丢失或损

坏。

7)拆卸时应先拆小型仪表和套管，后拆大型铁件，组装时顺序相反。

8)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、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。

9)检查相间隔离板和围屏，检查有无破损、变色、变形、放电痕迹，如发现异常，应做针对

处理。

10)检查线圈表面是否清洁，绝缘有无破损。 11)检查线圈各部垫块有无位移和松动情况。

12)检查线圈冷却风道，有无被污垢或其他物质堵塞情况，必要时可用软毛刷（白布或泡沫

塑料）轻轻擦洗。

13)检查铁芯外表是否平整，有无片间短路或变色、放电烧伤痕迹、有无松脱，上铁轭顶部

和下铁轭的底部是否积聚的污垢杂物，应进行清扫擦拭，若迭片有翘起或不规则之处，可用木锤或铜锤敲打平整。

14)检查铁心，上下夹件、方铁、线圈压板（包括压铁）的紧固度和绝缘情况。 15)检查铁心和夹件的风道应畅通，气道垫块无脱落和堵塞现象。 16)检查铁心接地片的接触及绝缘情况。

17)检查引线的绝缘包扎情况，有无变形、变脆、破损，引线有无断股，引线与引线接头处

焊接是否良好，有无过热现象。

18)检查线圈分接头引线的引接情况是否良好，有无过热现象。引线对各部位的绝缘距离引

线的固定情况是否符合要求。

19)检查绝缘支架有无松动和裂纹、位移情况，检查引线在绝缘支架内固定情况。 20)检查引线与各部位之间的绝缘距离。

21)用电吹风或压缩空气从不同角度冲扫变压器内外，以不见灰尘吹出为结束；要注意空气

流速不致过大，以免凝结水吹向器身。引出线裸线部分，套管、连接板、外壳等处，可用清洗剂来清洗。

22)更换和检修易损部件，比如绝缘子、接线板、连接线等。 23)电气预防性试验。 （3）检修后试运行

1)变压器检修竣工后，应清理现场、整理记录、资料、图纸，提交竣工、验收报告，并提

请有关部门等进行现场验收工作。 提供验收方面的有关资料： a)开工报告。 b)竣工报告。 c)验收报告。

d)现场干燥、检修记录。

e)高压绝缘试验报告，温度计校验报告等。 2)试运行前检查项目

a)变压器本体，冷却装置及所有附件均无缺陷，且无污迹。 b)轮子的固定装置牢固。

c)油漆完整，接地可靠。 d)变压器顶盖上无遗留杂物。 e)与外部引线的连接接触良好。 f)温度计指示正确，整定值符合要求。 g)冷却装置试运行正常。 3)试运行

a)变压器试运行时应按下列进行检查：

b)额定电压下的冲击试验（交接为5次，更换线圈为3次，大修2次），应无异常，励

磁涌流不致引起保护装置的动作。

c)受电后，持续时间不少于10分钟变压器应无异常情况。 d)带电后，检查变压器应无异常振动或放电声。 6.2 110kV电容式电压互感器检修规程 6.2.1 设备参数

（1）电容式电压互感器 所用变设备参数

设备名称 额定电压变比 负载 爬电距离 型号 二次绕组 精度 制造厂家 （2）单相电容式电压互感器 所用设备参数

设备名称 额定电压变比 负载 爬电距离 精度 制造厂家 型号 二次绕组（1）额定电压 (2)额定电压 6.2.2 检修标准项目

6.2.2.1每1-2年进行一次小修（新投运的一年内应进行一次）； 6.2.2.2互感器的检修、试验项目主要包括：

（1）拆接一、二次接头。 （2）外绝缘外观检查。 （3）渗漏油检查。

（4）中间变压器的绝缘电阻测量。 （5）中间变压器的tgδ%。 6.2.3 检修前的准备工作

（1）查阅档案了解CVT上一次（交接）检修、试验情况。 （2）熟悉设备技术说明书和相关的检修、试验规程。 （3）人员组织及分工。

（4）落实检修材料和备品配件计划，清理专用工具。 （5）填写CVT检修、试验H、W点质量监督计划表。 （6）安全措施。

（7）认真填写工作票，办理开工手续。

（8）严格执行<<电业安全工作规程>>，高空作业必须带好安全带。 （9）常用工具 兆欧表 高压西林电桥 6.2.4 工艺要求 6.2.4.1 检修工序

（1）拆除一次接线，应注意检查接线板是否有缺陷。高空作业应注意带好安全带。 （2）拆除二次接线，应做好标记，以免恢复时接错线。

（3）CVT外观检查，检查CVT外绝缘应无裂纹、损伤，磁套外表清洁无积物；铭牌、

标志牌完备齐全，漆膜完好。

（4）检查中间变压器及二次接线柱应清洁无氧化，无放电烧伤痕迹；无渗漏油现象发

现渗漏油现象应及时处理。

（5）一次接线端子无氧化层，紧固件齐全，连接可靠；金属件外表面漆膜完整。 6.2.4.2高压试验

（1）在拆除一、二次接头和外观检查正常后方可进行试验。设置遮拦并有专人监护。 （2）测量中间变压器绝缘电阻使用2500V兆欧表，绝缘电阻值不小于3000MΩ。 （3）测量中间变压器介质损耗因数tanδ%,tanδ%不大于0.3%。 （4）测量电容器的电容值，电容值偏差不超出额定值的-3%～+10%。

（5）测量低压端对地绝缘电阻，使用1000V兆欧表，绝缘电阻值不小于100MΩ。

6.2.5 一、二次接线

6.2.5.1一次接线使用汽油布将接触面擦拭干净后，均匀涂抹导电膏并将其接牢。 6.2.5.2二次接线按拆前做好的标记逐一接好，经检查后方可扣盖。

6.2.6 检修完工后及时清理现场，归还专用工具，完成设备检修后的试运移交工作。 6.3 高压氧化锌避雷器检修规程 6.3.1设备参数 金属氧化锌避雷器

型号 净重 标称放电电流 制造厂家 编号 电流量程 生产日期 执行标准 6.3.2检修标准项目

（1）拆接一次、接地引线； （2）外绝缘外观检查； （3）绝缘电阻测量；

（4）直流1mA电压(U1Ma)及0.75U1Ma下的泄漏电流； （5）运行电压下的交流泄漏电流； （6）底座绝缘电阻测量； （7）检查放电计数器动作情况。 6.3.3检修前的准备工作

6.3.3.1 查阅档案了解氧化锌避雷器上一次（交接）检修、试验情况； （1）熟悉设备技术说明书和相关的检修、试验规程。 6.3.3.2人员组织及分工

（1）落实检修材料和备品配件计划，清理专用工具。 （2）填写氧化锌避雷器检修、试验H、W点质量监督计划表。 6.3.3.3安全措施

（1）认真填写工作票，办理开工手续。

（2）严格执行<<电业安全工作规程>>，高空作业必须带好安全带。 6.3.4工器具

常用工具 兆欧表 高压西林电桥 阻性电流测量仪 300KV/2mA直流试验发生器 放电计数器校验仪。

6.3.5工艺要求

（1）拆除一次接线，应注意检查接线板是否有缺陷。高空作业应注意带好安全带。 （2）拆除接地引线，应注意检查接线板是否有缺陷。

（3）氧化锌避雷器外观检查，检查氧化锌避雷器外绝缘应无裂纹、损伤、放电痕迹。 6.3.6高压试验

（1）在拆除一次、接地接头和外观检查无无后方可进行试验。设置遮拦并有专人监护。 （2）测量元件的绝缘电阻使用2500V兆欧表，绝缘电阻值不小于1000MΩ，并和以前的

数据进行比较。

（3）测量元件的U1MA与规定值比较，变化应小于±5%。0.75U1MA下的泄漏电流不应大于

50μA。

（4）检查放电计数器动作情况，测试3次，均应正常动作。

（5）测量底座绝缘电阻，使用2500V兆欧表，绝缘电阻值不小于1000MΩ。 6.3.7一次、接地接线

（1）一次接线使用汽油布将接触面擦拭干净后，均匀涂抹导电膏并将其接牢。 （2）接地接线使用汽油布将接触面擦拭干净后，并将其接牢。

6.3.8检修完工后应及时清理现场，归还专用工具，完成设备检修后的试运移交工作。 6.4 断路器检修规程

6.4.1 110kV SF6断路器检修规程 6.4.1.1检修周期和检修项目 （1）SF6断路器铭牌 型号 额定电压 额定电流 SF6气体重量 额定操作顺序 生产厂家 额定SF6气压 雷电耐受冲击电压（对地） 额定短路开断电流 额定1min工频耐受电压（对地） （2）小修周期 每年不少于一次。 （3）小修项目

1)将机构正面的背面的二次面板拆下，紧锢机构中的螺栓和螺母。 2)测量断路器的行程。 3)测量主回路电阻。 4)测量SF6气体水分。

5)对各极断路器密封面及气路连通管接头部位进行定性检漏。 6)检查密度继电器SF6气体压力降低报警和最低功能压力值。 7)检查电气控制线路是否松动和各元件是否正常。 （4）临时性检修

1) 当存在严重缺陷，影响断路器继续运行时，应进行临时性检修。 2) 当观察SF6气体密度低于0.55MP时要进行重新充气。 （5）大修周期

大修应在产品运行每15年或累计开断额定电流2500次或开断短路电流20次或断路器操作次数达到3000次后进行。大修应由制造厂或制造厂派人指导实施。 （6）大修项目

1)断路器本体需要将静弧触头、动弧触头和喷口全部更新。 2)本体打开更换所有静密封圈和吸附剂。

3)转动密封圈则需在产品运行15年或累计操作次数3000次后更换。 4)机构应根据检查各零部件的磨损情况再确定是否更换。 6.4.2大修检修工艺 6.4.2.1 检修方法：

（1）将断路器退出运行，并使之处于分闸和合闸弹簧未储能位置，切除交、直流电源。 （2）回收断路器SF6气体对断路器抽真空至133.32Pa，充高纯度N2气至额定压力，然后排

空，再抽真空，再用高纯度N2气冲洗，再排空，反复冲洗2次。

（3）30分钟后进行分解工作，将连接断路器本题与机构的传动拐臂拆除，利用随机提供的手

动拐臂将三极断路器本体置于合闸位置。

（4）用吊绳将灭弧室单元吊住，松开灭弧室瓷套和支柱瓷套间的螺栓，吊起灭弧室单元高度

不能超过150mm，用钳子取下固定销轴的U型挡圈后拆除销轴，这样灭弧室单元可以与支柱瓷套解裂。

（5）除去螺栓可分别将吸附剂筐、静触头座拆下，将灭弧室瓷套垂直放置在平整洁净的橡皮

垫上，以防止损坏瓷套密封面。

（6）将静弧触头备母除去，用静弧触头装配工具将静弧触头更换并紧固。

（7）利用喷口装配工具和动弧触头装配工具更换喷口和动弧触头后，测量图示尺寸应合格。 （8）更换吸附剂筐中吸附剂并在200℃的烘炉中活化至少2h。

（9）解体后的零部件，用真空吸尘器将其表面的白色粉末（SF6气体分解物）吸干净，用卫

生纸擦干净，用清洗剂清洗干净。 （10）重点检查部件：

1)动、静触头触指不应变形，弹簧（一般应更换）不变形、断裂，触指的镀银层不脱落，

触指磨损不严重，否则应更换；

2)变开距灭弧室滑动触头不应变形、无严重磨损，弹簧一般应更换，与压气缸的接触面

应光滑，不明显凹痕；

3)喷嘴是灭弧能力的关键，若出现严重烧损、开裂、孔径变大、不圆等，应更换；活塞

组件应符合：逆止阀片应平整，弹簧不变形、开启、关闭动作灵活，活塞与压气缸不变形、开裂、内部表面光洁，活塞环应更换；动、静弧触头烧损大于3mm，外径严重烧损应更换；变开距灭弧室喷口、主动触头、弧触头、压气缸与操作杆组装时，应连接紧固、牢固，相互垂直，长度符合要求；

4)检查灭弧室瓷套、应无啐裂损坏，内壁用清洗剂清洗干净； 5)静触头座法兰和活塞缸体法兰应清洗干净。

（11）组装时按照厂家提供的灭弧室装配图进行，并采用厂家提供的专用工具；

1)动触头组合和压气活塞组合组装时，各活动部件薄涂专用油脂； 2)所有零部件或组合件，均必须进行烘潮处理； 3)组装时，所有螺栓紧固使用力矩扳手；

4)灭弧室单元组装时，应注意检查压气缸相对应的导电杆或活塞桶体与法兰的倾斜度，

倾斜度不大于0.5mm；并测量动触头与压气缸、活塞桶体和下法兰座的总装长度，应符合要求；

5)静触座及静触头组装，应保证与上法兰的垂直度，具体要求与灭弧室单元组装相同。 6)灭弧单元与静触头单元在瓷套上装配时，应测量动、静触头的对中性能，允许中心偏

移1mm。

7)动、静触头接触面应薄涂接触润滑的专用油脂；

8)测量灭弧室内断口的各项尺寸，包括开断距离、行程、接触行程； 9)组装中应保证内部清洁。

（12）组装完成后应立即对断路器本体进行水份处理。 （13）按要求测量断路器本体回路电阻。

（14）充SF6后对各极断路器密封面及气路连通接头部进行定性捡漏。

（15）对各极断路器本体更换检查完毕后，更换新防雨罩。重新连接断路器本体和机构。 （16）在额定SF6气压和额定操作电压下，对断路器进行单分、单和各5次，分-0.3s-合分2

次，测量各项参数。并在制造厂的指导下测量断路器的分、合闸速度。每次操作之间要大于3min的时间间隔。

（17）完成上述工作后，产品即可做好再次的投运准备。 6.4.3 断路器现场SF6气体检漏方法

LW36-126型SF6充入SF6气体后，需要对断路器本体及气路连通管连接部位进行定性密封检查。

6.4.3.1准备工作

1)检查SF6气体压力应为额定压力。

2)被检漏处的周围环境不得有SF6气体，如有则需吹拂掉。 6.4.3.2定性检漏

1)定性检漏的目的在于发现现场安装中局部安装不当造成的明显漏点。部位包括气管连通

系统、本体密度继电器及转动密封处。

2)检查方法：用检漏仪探头离被测点1~2mm缓缓移动。

3)合格标准：检漏仪上指针稳定状态下基本不动。如检漏仪指针不稳定，且认为是残留

气体，则润许吹风驱赶1h后继续测量。

6.4.4 现场水份处理及测量方法

6.4.4.1 LW36-126型SF6断路器出厂时已经进行水份处理，并充以0.025MPa的SF6气体，因此， 产品现场安装后，则不需抽真空，按产品现场安装规定将气路连通管中空气排净后直接充入SF6气体。

6.4.4.2正常运行时检测出水份含量超标时，必须对SF6气体进行水份处理；断路器本体解体检修后，充入SF6气体前也需进行水份处理。 （1）水份处理

现场断路器水份处理主要使用抽真空和充高纯氮清洗的方法。

所需设备包括SF6气体回收装置、麦氏真空计、充放气工具和高纯氮等。所用高纯氮应符合说明书的规定。

（2）抽真空

允许在断路器单极上进行，即将回收装置接在单极的充气阀上；也可以将断路器三极通过气路连通管相连后一起进行，即将回收装置在横粱中汇流体的充气阀上。

1)抽真空时间

抽真空时，使真空度<133.3Pa并至少维持2h以上，抽真空的时间越长，真空度越高，则对降低水份含量越有利 2)正确使用回收装置

使用回收装置抽真空时，断路器本体处于负压的情况下，若要切断电源，请按设备使用说明的顺序关闭各阀门后才可进行。 3)正确使用真空计

在抽真空过程中，用麦氏真空计来检查本体的真空度。检查时，按固定的使用方法打开与真空计相连的管路阀门，其余时间应关闭之，以防止水银反吸到本体中。 （3）用高纯氮干燥

抽真空后先充入0.5MPa的高纯氮进行干燥，停留12h以上，检查氮气的水份含量，其值应明显小于150ppm（v/v），然后再抽真空一次，充入SF6气体至额定压力，检查SF6气体水份含量，若超标可重复7.1.3及7.1.6过程，直至合格为止。 （4）水份测量

SF6气体中水份含量是通过微量水份仪来确定的，微量水份仪使用方法见其说明书。 1)所需设备

所需设备包括微量水份仪、减压阀（与氧气平上所用减压阀相同）、高纯氮。 2)检查气体压力

测量前检查本体内SF6气体24h后进行。 3)气候条件

严禁在雨湿天气进行。 4)测量系统预干燥

测量系统的密封性能必须可靠，为防止外界水份的渗入，管路宜采用不锈钢管和塑料管，避免使用胶皮管。

注：在充放气时应将充放气工具上接头拧入到底才能充放气。 6.4.5 对SF6气体和高纯氮的质量要求 对SF6气体和高纯氮的质量要求

断路器使用的SF6气体应符合表1的要求 。 表1 SF6气体质量标准

项 目 六氟化硫（SF6） %（mm） 空气 %（mm） 四氟化碳（CF4） %（mm） 水份 （H2O） ppm（m/m） 酸度（以HF计） ppm（m/m） 可水解氟化物（以HF计） ppm（m/m） 矿物油 ppm（m/m） 毒性 对高纯氮的质量要求

断路器处理水份时使用的氮气，其质量应符合表2的要求 表2 高纯氮质量标准

项 目 纯度 %（mm） 氧含量 ppm（m/m） 氢含量 ppm（m/m） CO、CO2及CH2 ppm（m/m） 水份 （H2O） ppm（m/m） 6.4.6用户维护检修所需专用设备、工具及易损坏件 6.4.6.1 用户必购的专用设备及工具清单：（见表1） 表1 序号 1 2 3 4 5 代号 LH-10Y-30型 LF-1型 USI-1A GDCS-LW35型 名称 SF6气体回收装置 SF6气体检漏仪 微量水份测量仪 麦氏真空计 测速工具 数量 1 1 1 1 1 备注 指 标 >99.999 <2.0 <1.0 <2.0 <2.6 指 标 >99.8 <0.05 <0.05 <8 <0.3 <1.0 <1.0 生物试验无毒 平顶山天鹰机械动力有限公司 上海唐山仪表厂 成都仪器厂 上海宝山光明仪表厂 平顶山天鹰集团科协 6.4.6.2 断路器解体检修所需专用工具（见表2）

表2 序号 1 2 3 4 5 6 代号 ZY-011 ZY-012 ZY-013 JB32-36 GB301 名称 喷口拆卸装配工具 动弧触头拆卸装配工具 静弧触头拆卸装配工具 棘轮扳手 挡圈钳 轴承8207 数量 1 1 1 1 1 1 备注 平顶山天鹰集团科协 平顶山天鹰集团科协 平顶山天鹰集团科协 装轴用弹性挡圈 6.4.6.3维护及检修时易损件汇总（每台）：（见表3） 表3 序号 代号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 轴用挡圈19 名称 线圈 喷口 静弧触头 动弧触头 防雨罩 防雨罩 防雨罩 吸附剂F-03 22×2.4O型密封圈 6 数量 2 3 3 3 1 1 1 2kg 3 备注 分闸和合闸 LW36-126型高压SF6断路器每台静密封所需的全套密封圈 6.4.7 SF6断路器检修试验工作

耐压试验：对于瓷柱式变开距可不做该试验；而对于罐式、GIS及瓷柱式定开距SF6断路器（断口间隙30mm）须做。

（1）介损tgα及电容量测量：对于瓷柱式SF6断路器两者均做，而罐式、GIS SF6断路器不做

介损tgα测量，只做电容量测量。

（2）合闸电阻测量：瓷柱式SF6断路器直接测量；罐式、GISSF6断路器在解体时测量。 （3）SF6气体含水量测量：交接、大修后，灭弧室及其相通气室为150ppm，其他气室为250ppm；

在运行中灭弧室及其相通气室为300ppm，其他气室为500ppm；（测量SF6气体含水量应考虑

环境温度和压力影响） 6.5 高压隔离开关的检修规程 6.5.1 总则

（1）为了提高交流高压隔离开关设备的检修质量，使设备的检修工作达到制度化、规范化，保

证高压隔离开关设备的安全、可靠和经济运行，特制定本规范。

（2）本规范是依据国际、国家等颁发的有关标准、规程、制度并结合交流高压隔离开关设备评

估分析以及现场运行经验而制定的。

（3）本规范对交流高压隔离开关的检修工作进行了规范。检修包括检查（检测）和修理两部分

内容。检修工作在认真做好设备缺陷检查和诊断工作的基础上，根据修理的可能性和经济性，对设备进行修理或部件更换。

（4）本规范在检修中涉及到的技术部分参见《交流高压隔离开关和接地开关技术标准》、《交流

高压开关设备运行管理规范》、《交流高压开关设备技术监督规定》和《预防高压开关设备事故措施》等相关规定。 （5）引用文件

下列文件中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。凡是注日期的引用文件，其随

后所有的修改单或修订版均不适用于本规范，然而，鼓励根据本规范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规范。

GB311.1—1997 《高压输变电设备的绝缘配合》

GB11022－1999 《高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求》 GB50150-1991 《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》 DL/T 593-1996 《高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求》 DL/T 596-1996 《电力设备预防性试验规程》

DL/T486-1996 《交流高压隔离开关和接地开关订货技术条件》 国家电网公司 《预防高压开关设备事故措施》 国家电网公司 交流高压隔离开关和接地开关技术标准 6.5.2检修的一般规定 6.5.2.1检修的分类

（1）大修： 对设备的关键零部件进行全面解体的检查、修理或更换，使之重新恢复到技术标

准要求的正常功能。

（2）小修： 对设备不解体进行的检查与修理。

（3）临时性检修：针对设备在运行中突发的故障或缺陷而进行的检查与修理。 6.5.2.2 检修的依据

应根据交流高压隔离开关设备的状况、运行时间等因素来决定是否应该对设备进行检修。 （1）小修：一般应结合设备的预防性试验进行，但周期一般不应超过3年。

（2）对于实施状态检修的高压隔离开关设备，应根据对设备全面的状态评估结果来决定对隔

离开关设备进行相应规模的检修工作。

（3）对于未实施状态检修、且未经过完善化改造、不符合国家电网公司《关于高压隔离开关

订货的有关规定》和《交流高压隔离开关技术标准》的隔离开关设备，应该对其进行完善化大修。

（4）对于未实施状态检修、但经过完善化改造、符合国家电网公司《关于高压隔离开关订货

的有关规定》和《交流高压隔离开关技术标准》要求的隔离开关设备，推荐每8~10年对其进行一次大修。 6.5.3 检修前的准备工作 6.5.3.1检修前的资料准备

检修前应对拟检修的隔离开关的安装情况、运行情况、故障情况、缺陷情况及隔离开关设备近期的试验检测等方面情况进行详细、全面的调查分析，以判定隔离开关的综合状况，为现场具体的检修方案的制订打好基础。 6.5.3.2 检修方案的确定

通过对检修前资料的分析、评估，制订出隔离开关的具体的现场检修方案。现场检修方案应包含隔离开关检修的具体内容、标准、检修工作范围、以及是否包含完善化改造项目。 6.5.3.3 检修工器具、备件及材料准备

应根据被隔离开关的检修方案及内容，准备必要的检修工器具、备件及材料。如：检修专用支架、起重设备、试验检测仪器等，还应按制造厂说明准备相应的辅助消耗材料。如：#3锂基润滑脂（二硫化钼）、黄油、瓷瓶清洗剂、螺栓松动剂、绝缘胶布、灰漆、毛刷、棉丝、除垢钢丝球等，另外还应准备专用工具，如：手力操作杆、专用拆装扳手等。 6.5.3.4 检修安全措施的准备

（1） 所有进入施工现场工作人员必须严格执行《电业安全生产规定》，明确停电范围、工

作内容、停电时间，核实站内所做安全措施是否与工作内容相符。

（2） 现场如需进行电气焊工作，要开动火工作票，应有专业人员操作，严禁无证人员进行

操作，同时要做好防火措施。

（3） 向检修班组人员介绍变电站的接线情况、工作范围、安全措施。

（4） 在隔离开关传动前，各部要进行认真检查，在隔离开关传动时，应密切注视设备的动

作情况，防止瓷瓶断裂等造成人身伤害和设备损坏。 （5） 当需接触润滑脂或润滑油时，需准备防护手套。

（6） 隔离开关检修前必须对检修工作危险点进行分析。每次检修工作前，应针对被检修隔

离开关的具体情况，对危险点进行详细分析，并做好充分的预防措施，并组织所有检修人员共同学习。 6.5.3.5 检修人员要求

（1） 检修人员必须了解熟悉隔离开关的结构、动作原理及操作方法,并经过专业培训合格。 （2） 现场解体大修需要时，应有制造厂的专业人员指导。

（3） 对各检修项目的责任人进行明确分工，使负责人明确各自的职责内容。 6.5.3.6检修环境的准备

对隔离开关进行解体检修，应对检修现场的环境条件进行必要的准备，现场环境湿度、灰尘、水份的存在都影响隔离开关的性能，故应加强对现场环境的要求，具体要求如下： （1） 大气条件：温度：5℃以上 湿度：＜80%（相对）

（2） 现场应考虑进行防尘保护措施。避免在有风沙的天气条件下进行检修工作，重要部件

分解检修工作尽量在检修车间进行。 （3） 有充足的施工电源和照明措施。

（4） 有足够宽敞的场地摆放机具、设备和已拆部件。 6.5.4 检修前的检查和试验

6.5.4.1 为了解高压隔离开关设备在检修前的状态以及为检修后试验数据进行比较，在检修前，应对被检隔离开关进行检查和试验。

6.5.4.2 隔离开关的检修前检查和试验应包括以下项目： （1）隔离开关在停电前、带负荷状态下的红外测温。 （2）隔离开关主回路电阻测量。 （3）隔离开关的电气传动及手动操作。 6.5.4.3 检修项目及技术要求

6.5.4.4 高压隔离开关的检修工作应按表5-1的项目和技术要求进行。 表5-1 隔离开关的检修项目与技术要求

检修部位 检修项目 主触头的检修 技术要求 主触头接触面无过热、烧伤痕迹，镀银层无脱落现象。 触头弹簧的检修 触头弹簧无锈蚀、分流现象。 导电部分 导电臂的检修 接线座的检修 接线板的检修 轴承座的检修 导电臂无锈蚀、起层现象。 接线座无腐蚀，转动灵活，接触可靠。 接线板应无变形、无开裂，镀层应完好 轴承座应采用全密封结构，加优质二硫化钼锂基润滑脂。 轴套、轴销的检修 轴套应具有自润滑措施，应转动灵活，无锈蚀，新换轴销应采用防腐材料。 机构和传动部分传动部件的检修 传动部件应无变形、无锈蚀、无严重磨损，水平连杆端部应密封，内部无积水，传动轴应采用装配式结构，不应在施工现场进行切焊配装。 机构箱检查 机构箱应达到防雨、防潮、防小动物等要求，机构箱门无变形。 辅助开关及二次元件检查 二次元件及辅助开关接线无松动，端子排无锈蚀。辅助开关与传动杆的连接可靠。 机构输出轴的检查 机构输出轴与传动轴的连接紧密，定位销无松动。 主开关和接地开关的联锁主刀与接地刀的机械联锁可靠，具有足够的机的检修 械强度，电气闭锁动作可靠。 1. 绝缘子完好、清洁，无掉瓷现象，上下节绝缘子同心度良好。 2.法兰无开裂，无锈蚀，油漆完好。法兰与绝缘子的结合部位应涂防水胶。 6.5.5 隔离开关检修后的调整和试验

6.5.5.1隔离开关检修后应按表6-1的项目和技术要求进行调整及试验工作。 表6-1 隔离开关检修后应进行以下项目的调整及试验

绝缘子绝缘子检查。 序号1 2 3 4 5 6 7 8 隔离开关主刀合入时触头插入深度 接地刀闸合入时触头插入深度 检查刀闸合入时是否在过死点位置 手动操作主刀和接地刀闸合、分各5次 电动操作主刀和接地刀闸合、分各5次 测量主刀和接地刀闸的接触电阻 检查机械联锁 检查三相同期 符合制造厂技术条件要求 符合制造厂技术条件要求 符合制造厂技术条件要求 动作顺畅，无卡涩 动作顺畅，无卡涩 符合制造厂技术条件要求 联锁可靠 符合制造厂技术条件要求 检 查 内 容 技 术 要 求 备注 6.5.6 检修记录及总结报告

6.5.6.1高压隔离开关检修后的总结报告应包括以下内容： （1）设备检修前的状况。 （2）检修的工程组织。 （3）检修项目及检修方案。 （4）检修质量情况。

（5）检修过程中发现的缺陷、处理情况及遗留问题。 （6）检修前、后的试验和调整记录。 （7）应总结的经验、教训。 6.5.7 检修后隔离开关的投运

6.5.7.1隔离开关在检修后，在投运前应进行以下工作： （1）对所有紧固件进行紧固。

（2）接好隔离开关引线，接线端子及导线对隔离开关不应产生附加拉伸和弯曲应力。 （3）对所有相对转动、相对移动的零件进行润滑。 （4）金属件 外表面除锈、着漆。 （5）清理现场，清点工具。 （6）整体清扫工作现场。 （7）安全检查。 （8）投运。 6.6 逆变器检修规程

6.6.1 逆变器概述及主要技术参数

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。逆变器将光伏方阵产生的直流电（DC）逆变为三相正弦交流电（AC），输出符合电网要求的电能。逆变器是进行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。 （3）逆变器使用太阳电池组件最大功率跟踪技术(MPPT)。

（4）逆变器具有极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过温保护、交流过流及直流过流保

护、直流母线过电压保护、电网断电、电网过欠压、电网过欠频、光伏阵列及逆变器本身的接地检测及保护功能等。 （5）逆变器的结构及技术参数

目前光伏电站并网逆变器型号为：无锡上能新能源有限公司EP-0500-A型逆变器，详细参数如下：

光伏逆变器技术参数

逆变器型号 项目 直流侧 最大光伏阵列功率 最大光伏阵列开路电压 输入短路电流 最大直流电流 输入路数 MPPT 电压跟踪范围 启动电压 MPPT 效率 最大反向馈电流 电网侧 额定输出功率 最大输出电流 500KW 1128A 5KW 1000VDC ＜1200A 1128A 8路 500-850V 500VDC ＞0.99 0A 总电流波形畸变率 功率因数 最大效率 欧洲效率 输出电压 允许的电网频率范围 待机损耗 夜间损耗 电网监控 通讯接口 人机界面 机械部分 尺寸（宽×高×深） 重量 环境条件和安全 防护等级 冷却 环境温度 相对湿度 安装海拔高度 噪音 满足标准 IP20 强制风冷 -25℃--+55℃ 0%-95%（无冷凝） 3000m，不降额 65DB IEC62109-1：2010， IEC62109-2：2011 NB/T 32004-2013 GB199-2012 主要保护功能如下： 项目名称 保护条件动作 保护时间 恢复时间 1800*2000*800（mm） 1360（KG） ＜3%（额定功率） -0.9（超前）~+0.9（滞后） 98.8% 98.5% 315V（额定） 47HZ-52HZ（可设置） ＜25W ＜25W 电压、相位、电流、频率 以太网/RS485/RS232 800*600液晶屏 电网恢复正常5S后告警电网欠压 电网电压低于标称电压的85%，逆变器关机 <85% 3S 会消失，若无其它故障约20S会重新并网 >110% 10S 电网过压 电网电压高于标称电压的110%，逆变器关机 电网恢复正常5S后告警 >135% 0.05S 会消失，若无其它故障约20S会重新并网 <48Hz 0.2 S 电网恢复正常3S后告警频率异常 电网频率超出允许范围，逆变器关机 <49.5Hz 10min 会消失，若无其它故障约>50.2Hz 2 min 20S会重新并网 >50.5Hz 0.2S 输出电流不平衡 相间电流差有任何一项大于10%额定电流，逆变器关机 电网接入相序反，不允许 1S 开机 电网发生缺相故障，不允5S 许开机 逆变器并入的电网供电中断时 逆变器2s内停止向电网供电 电网恢复正常后约20s恢复并网 故障恢复后5S恢复 恢复正常相序后2S恢复 8S 故障消失，下电后才能恢复 电网反序 电网缺相 防孤岛 PV接反 光伏板接入极性反，逆变 光伏方阵重新正确连接器不开机 0.1S 后，0.1s恢复。 不能恢复，下电恢复故障 母线电压超过915V，触发硬件保护瞬时 母线过压 母线短路 母线发生短路故障 方阵绝缘阻PV侧正极或负极对地绝抗异常 缘阻抗低于规定值 2S 最短时间320us 10S 硬件保护，逆变器关机， TRIP交直流开关 不能恢复，属下电故障 故障消失后0.5S恢复 母线欠压保逆变器工作时PV电压低护 于合理值，关闭逆变器 故障消失后5S恢复 逆变器直通功率器件发生短路故障 故障 故障消失后需下电才可瞬时保护 以恢复 逆变器过热IGBT温度大于101度或电 故障消失后15min后退保护 感温度大于170°，关闭5S 出 逆变器 逆变器过流输出电流超过额定电流保护 的125%以上时关逆变器。 故障消失后30min后恢30S 复 防反放电保直流侧反向电流过大以护 输入开关故障 致超过允许值，关逆变器 无法正常闭合或者无法正常断开或者辅助触点坏 故障消失后30min恢复 4S 故障消失后30S恢复 30S 主接触器故主接触器短路故障或者障 交流开关故障 辅助触点故障 开关实际状态和辅助触点不符，仅告警，无动作。 4S 故障消失后4S恢复 故障消失后30S恢复 2min 6.6.2逆变器正常运行中的维护 6.6.2.1 检修周期：

（1）随电站的每年春、秋检进行（暨电站的预防性维护）

（2）10MWp-30MWp电站每周进行一次；30MWp-50MWp电站每15天进行一次；50MWp-100MWp电站

每月进行一次。所有逆变器应保障在夏季高温期间或持续高负荷期间每月进行一次检查。（当沙尘天气后应立即检查） 6.6.2.2检查、修项目 （1）检查项目

1)逆变器的安装状况。 2)逆变器通风滤网的积灰性。 3)逆变器周围环境是否不利于运行。 4)逆变器通风状况和温度检测装置检验。 5)逆变器有无过热存在。

6)逆变器引线支持状态及接线端子。 7)逆变器各部连接状况。 8)逆变器接地状态。 9)逆变器室灰尘状态。

10)逆变器室轴流风机及风道状态。

注：电站应结合环境及实际情况，在检查项的规定时间内，对逆变器的滤网、逆变器室的积灰进行清理，在对逆变器进行检查时，应使用热成像仪对设备进行检查。 （2）检修项目

1)清除逆变器内外灰尘、污垢及水份等。

2)更换和检修易损零件（特别是逆变器本体通风风扇）。 3)包括检查项目的全部内容。 （3）检修工艺

1）检查

a)逆变器的安装是否完整，有无歪斜，局部变形及震动现象。 b)逆变器外壳是否完整，各连接是否松动，箱壳各处有无碰坏现象。

c)逆变器周围环境是否清洁，有无积水、顶上漏水及其他妨碍安全运行的物件。 d)检查逆变器室的通风设备，应能正常通风。

e)逆变器各部位有无局部过热现象，各部温度是否正常，是否超过现定值。 f)逆变器引线是否牢固，位置是否正常，引线四周绝缘距离是否有改变。 g)逆变器各处连接螺栓有无松动现象，逆变器有无不正常之噪音。

h)接线板等处的电气连接部分有无松动及局部过热现象，内部母排连接是否牢固，，

然后清除逆变器内部的污物及灰尘。 i)逆变器接地是否可靠。 j)测量逆变器至干变的绝缘电阻。

k)应无孔洞、缝隙能进入危及安全的小动物。 2）检修

a) 了解逆变器在运行中所发现的缺陷和异常（事故）情况。 b) 逆变器上次检修的技术资料和技术档案。

c) 了解逆变器的运行状况（负荷、温度、其他附属装置的运行情况）。 d) 查阅逆变器的原试验记录，了解逆变器的绝缘状况。

e) 拆卸的螺栓零件应用去污剂清洗，如有损坏应修理或更换，然后妥善保管，防止丢

失或损坏。

f) 拆卸时应先对逆变器本体进行放电（逆变器投运后电容及直流母排内仍存有电），

放电10min后验电，再拆卸逆变器柜门，组装时顺序相反。

g) 逆变器检修时，原则上对控制单元不进行拆除检修，只进行清扫和紧固端子。当遇

特殊情况需要检修时，应预先联系厂家，手戴静电环检修维护。

h) 全面检查逆变器的完整性，有无缺陷存在（如过热、弧痕、松动、线圈变形、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。 i) 检查逆变器输入、输出接线端子，有无破损、变色、变形、放电痕迹，如发现异常，

应做针对处理。

j) 检查逆变器防雷器是否需要更换（正常为绿色，红色则更换）。

k) 检查逆变器风道及轴流风机，有无被污垢或其他物质堵塞情况，必要时可用软毛刷

擦拭。

l) 检查交流LC滤波器中的三项电抗器。铁芯外表是否平整，有无片间短路或变色、放

电烧伤痕迹、有无松脱，上铁轭顶部和下铁轭的底部是否积聚的污垢杂物，应进行清扫擦拭，若迭片有翘起或不规则之处，可用木锤或铜锤敲打平整。 m) 检查电抗铁心，上下夹件、方铁、线圈压板（包括压铁）的紧固度和绝缘情况。 n) 检查电抗引线的绝缘包扎情况，有无变形、变脆、破损，引线有无断股，引线与引

线接头处焊接是否良好，有无过热现象。

o) 检查电抗绝缘支架有无松动和裂纹、位移情况，检查引线在绝缘支架内固定情况。 p) 检查电抗引线与各部位之间的绝缘距离。

q) 用电吹风或压缩空气从不同角度冲扫逆变器内外，以不见灰尘吹出为结束；要注意

空气流速不致过大，以免凝结水吹向器身。 r) 先将逆变器本体清扫完毕后，再清扫逆变器室。

s) 更换和检修易损部件，比如控制电源模块、内部接线（特别是交流侧滤波电容电缆）、

进出电缆头等。

6.6.3 故障分析与排除

在联系售后服务之前，您可根据表1中所列故障快速定位故障发生的原因 逆变器告警清单：

告警 母线短路故障 母线过压故障 逆变驱动线缆故障 IGBT过流 解释 母线发生短路 母线电压高于规定值 逆变器电缆发生故障 硬件检测到IGBT电流超过设定值 接触器开路 接触器短路 电网电压高异常 电网电压低异常 电网频率异常 电网反序 逆变器故障 孤岛保护 辅助电源故障 紧急关机 逆变器过温 直流风扇故障 风扇驱动线缆故障 逆变房风扇故障 绝缘阻抗异常 辅助电源220V无 交流风扇故障 烟雾传感器告警 残余电流故障 6.6.4 逆变器检修注意事项

6.6.4.1 逆变器检修时注意事项如下：

（1）维修时严格按逆变器的关机流程，严禁带电操作。

（2）逆变器内部故障时应及时通知制造厂商或厂商设在当地的售后服务点，但做好相关记录。

记录包括：故障现象、机器型号及编号等；故障发生时间。 6.6.4.2 如有以下现象时应立即进行紧急停机： （1）设备内部打火；

（2）内部有焦糊味、机器内部过热，机柜表面温度超过55℃。

（3）紧急停机时立即按下机柜红色停机按钮，后断开逆变器本体交直流断路器，断开35KV干式

升压变低压侧开关，停运配套35KV干式升压变。 6.7 光伏阵列的检修

接触器发生开路故障 逆变接触器发生短路故障 电网电压有效值高于设定值 电网电压有效值低于设定值 电网频率超过设定值 A、B、C相输入相序接反 逆变器发生故障 逆变器输出发生孤岛 辅助电源发生故障 紧急关机按钮被按下 检测到逆变器发生温度过高的故障 直流风扇发生功能性故障 硬件检测到电缆连接故障 逆变房或通风组件风扇故障 输入绝缘阻抗低于设定值 220V辅助电源未接入或异常 交流风扇故障 烟雾传感器报警 残余电流超过设定值

6.7.1 光伏阵列概述及技术参数

（1）光伏发电系统是通过若干光伏电池片串、并联成一块光伏电池组件，若干块电池组件再串

联成达到逆变器额定输入电压的电池组件串，若干电池组件串通过并联最终达到逆变器的额定功率（电池组件串、并联构成光伏发电系统的基本阵列单元），电站采用21块组件串联为一路，每14路并联在一个汇流箱，再每8个汇流箱并联至直流配电柜，经母线接至逆变器直流侧。通过逆变器将光伏电池组件发出的直流电变换为交流电。构成电站光伏发电系统的主要部件为光伏电池组件阵列、支架、汇流箱和逆变器及高低压配套设施。

（2）光伏电站采用晶科能源控股有限公司生产的JKM255PP-60-2型号的多晶硅电池组件196035

片，电站采用金海新源电气江苏有限公司生产的PVB-14型号的汇流箱共728个，额定电压为1000VDC，额定电流为200A，直流输入为14路，配有15A熔断器28个，每个汇流箱配有防雷保护器。详细参数如下表：

多晶硅电池组件参数

设备名称 最大输出功率(Pmax) 最佳工作电压（Vmp） 太阳能光伏组件 255W 30.8V 组件型号 输出功率公差 最佳工作电流(Imp) 短路电流(Isc) 最大系统电压 工作温度范围 组件重量 标准测试条件 JKM255PP-60-2 0~+5% 8.28A 开路电压(Voc) 标称电池工作温度(NOCT) 最大额定熔丝电流 应用等级 组件尺寸 组件厂家 38.0V 8.92A 45±2℃ 15A A 1650x984x30(mm) 1000VDC -40℃~+85℃ 17.8kg 1000W/m2,AM1.5，25℃ 晶科能源控股有限公司 表2.2汇流箱参数

产品型号 额定电压 输入路数 PVB-14 1000VDC 14 额定电流 支路额定电流 使用温度 200A 15A -25℃~+60℃ 防护等级 6.7.2 光伏阵列的维护

IP65 制造厂家 金海新源电气江苏有限公司 6.7.2.1 光伏组件的维护

（1）光伏电站中光伏组件的运行与维护应符合下列规定：

1)光伏组件表面应保持清洁，清洗光伏组件时应注意；

2)应使用干燥或潮湿的柔软洁净的布料擦拭光伏组件，严禁使用腐蚀性溶剂或用硬物擦拭

光伏组件；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；

3)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； （2）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：

1)光伏组件存在玻璃破碎、背板灼焦、明显的颜色变化；

2)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； 3)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。 （3）光伏组件注意事项：

1)使用金属边框的光伏组件，边框和支架应结合良好，两者之间接触电阻应不大于4Ω。 2)使用金属边框的光伏组件，边框必须牢固接地。

3)在无阴影遮挡条件下工作时，在太阳辐照度为200W/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℃。装机容量大于50kWp的光伏电站，应配备红外线热像仪，检测光伏组件外表面温度差异。

4)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%。 6.7.2.2汇流箱维护： （1）汇流箱维护应符合下列规定

1)先断开直流断路器，再依次断开输入正、负极熔断器（熔断器断开时需扳到位，以免熔

断器带电）。如检修需要，还应断开与该汇流箱对应的逆变器柜中的汇流输入直流断路器。

2)防雷器的更换：检查防雷器指示，如变为红色即需要更换，更换时注意对应原线号恢复，

并紧固好螺丝。

3)熔断器的更换：用万用表检测熔断器的通断，如损坏即更换同型号的熔断器。 4)直流断路器的更换：更换直流断路器时，应先断开该直流断路器对应的电源侧，更换时

注意对应原线号恢复，并紧固好螺丝。

5)维修完成后按（1）条相反的步骤进行汇流箱的投入。 （2）汇流箱故障处理

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。

汇流箱常见故障及处理方法 1)通讯连接不上

原因：电源线故障及电源电压不足；

通讯线路干扰。

处理：检查通讯板上电压，如电压不足检查电源和线路。

2)监控机软件或数据采集器工作时，通讯计量板上信号灯不亮；查询地址与此台汇流箱设

置地址一致时，收发信号灯不亮。 原因：通讯线路故障。 处理：检查通讯线路。 3)通讯计量板电源灯不亮

原因：电源线故障及电源电压不足；

故障灯亮。

处理：检查通讯计量板上电压；

检查电源及线路。

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。 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。 6.8 SVG检修规程 6.8.1 SVG概述

SVG的基本原理是，将电压源型逆变器，经过电抗器并联在电网上。电压源型逆变器包含直流电容和逆变桥两个部分，其中逆变桥由可关断的半导体器件IGBT组成。

工作中，通过调节逆变桥中IGBT器件的开关，可以控制直流逆变到交流的电压的幅值和

相位，因此，整个装置相当于一个调相电源。通过检测系统中所需的无功，可以快速发出大小相等、相位相反的无功，实现无功的就地平衡，保持系统实时高功率因数运行。 6.8.2 SVG运行注意事项

（1）正确的操作顺序是先送控制电，后送高压电；断电时先断高压电，再断控制电。 （2）送高压电时，直接按下开机按钮。

（3）SVG故障停机后，需查明原因并排除故障后方可再次送电。

（4）故障排除后，在主界面点击复位按钮，故障复位后（故障指示灯熄灭）再按照送电流程操

作。

（5）运行中发现紧急情况时，直接将急停按钮按下，旁路断路器及35kV开关将断开。 （6）SVG运行时，风机必须正常运转。 （7）系统运行时，不允许停控制电源。 6.8.3 SVG的保养和维护 6.8.3.1 维护注意事项

（1）RSVG停电后，功率单元直流母线仍有残余电压，必须在电容器组放电结束后方可对功率

单元进行维护。

（2）不得对功率单元进行耐压试验，否则会造成功率单元的损坏。 6.8.3.2 日常维护及巡视

（1）检查室内温度，不应超过40摄氏度。

（2）检查进风口滤面，如果滤面上的粉尘太多，阻碍冷空气的进入，需清扫或更换。 （3）检查风机是否正常运转。

（4）检查RSVG是否有异常的响声、异味等。 6.8.3.3 定期维护

（1）根据现场环境情况，对滤尘网上的粉尘进行一次全面的清扫或更换面。 （2）每运行半年，应对所有进出线螺栓紧固一遍。 6.8.4 SVG检修维护注意事项

（1）设备维护检修前须参照有关的安全操作规程，对施工现场的安全措施进行全面的检查 （2）带电设备应切断电源并挂好接地线。

（3）清扫二次接线时，使用的清扫工具应干燥，金属部分应包好绝缘，并应小心谨慎清扫。 （4）禁止任何对各柜体内部电路板及设备的带电操作。

（5）请勿使用强腐蚀性的试剂清洁柜体，以免对柜体表面造成腐蚀缩短其寿命。请勿使用尖

状物敲击柜体，以免对柜体造成伤害。请勿使用强腐蚀性试剂清洁触摸屏，请勿使用尖状物敲击触摸屏，以免影响其使用寿命。 （6）工作人员必须穿工作服，戴好安全帽。

（7）各部件在拆除前应认真查对或作好编号，并作好记录，根据需要作好技术测量的记录工

作。

（8）部件拆装时联接紧固力要对称均匀，力度适当。

（9）零部件存放时，小型的应分类作好标记，用布袋子或用木箱装好妥善保管。 （10）在转动部件进行焊接时应做好接地措施。

（11）检修现场应保持整洁，文明施工，部件摆放有序，并注意防火防尘。在检修现场设置隔

离带，并挂相关的标识牌。

（12）SVG的现场检修工作做好干燥工作，防止小动物进入，不要将杂物带入工作现场。 （13）检修场地须准备充足的施工电源及照明等。

（14）检修各工作区域用围栏围住，并挂“在此工作”标识牌。 6.9 35kV高压开关柜及400V低压开关柜检修规程 6.9.1 35kV高压开关柜概述

（1）35kV设单段母线，起到汇流作用，共10面开关柜。开关柜广州白云电器生产，柜内配真

空断路器。

（2）35kV母线上接有1台所用变、6台35kV光伏矩阵汇集开关柜、1套无功补偿装置。 （3）设400V MCC一段，电源接自所用变和施工备用电源。提供电站的照明、检修、控制电源

等。

6.9.2 35kV高压开关柜检修类别

（1）日常维护：即现场检修，包括必要的清扫维护和检查调整。一般3个月或停电检修时

进行一次。

（2）计划检修：高压开关柜的解体检修，包括柜内真空断路器的检查维护，开关柜内一次

设备预防性试验、微机保护器的更换、母线停电检修。并包括小修全部项目。计划检修每一～二年一次。

6.9.3 35kV高压开关柜的检修说明

（1） 高压开关柜的检修，包括开关柜体、柜面仪表及指示装置、继电保护装置及二次回路、

联锁装置和开关内的真空断路器、电流互感器、过压保护器等设备，关于开关柜内的设备，如本检修工艺未详细说明，可参见相关设备的检修工艺。

（2）开关柜内二次回路每三月检查一次，对小车隔离触指进行检查；操作机构的合闸与分

闸线圈的电阻，每二年测量一次。 6.9.4 35kV高压开关柜日常维护项目和要求

（1） 检查、清扫开关柜，柜体清洁无灰尘。柜面观察窗清洁透明。

（2） 柜面元件安装端正，接线牢固，电度表、高压带电指示装置、继电器及信号灯工作正

常，符合相关规定。检查开关位置指示信号灯指示正确。

（3） 二次控制回路检修接线牢固，编号完整清晰，螺丝齐全无滑牙现象。

（4） 检查开关柜密封良好，门锁齐全，机械和电气带电闭锁装置作用可靠，在有电情况下

不能打开柜门。手车位置检测行程开关作用良好，能正确反映手车位置。开关机械位置闭锁装置作用良好。检查二次回路连接牢固，接线正确。

（5） 拉出手车，检查开关柜后部带电防护档板作用良好，开关手车拉出后能自动复位。 （6） 检查柜体接地良好，手车接地轨道接触良好，表面无锈蚀现象，并涂干黄油。手车推

拉应轻松灵活，到位后能自动闭锁定位，无卡滞现象。

（7） 电流互感器及过电压吸收装置。用抹布擦拭互感器及过电压吸收装置表面，检查一次

接线紧固情况。检查互感器二次端子和铁芯接地良好。

（8） 接地装置相位标记清晰，相序对应一致。操作良好，接地可靠，活动件的轴销、卡簧

齐全不缺。

6.9.5 35kV高压开关柜的计划检修

（1） 真空断路器检修。清扫断路器绝缘子和真空室，用抹布擦拭干净。检查储能弹簧应无

变形，无锈蚀现象。传动轴转动灵活，并注润滑油。各零部件应正常完好。由于分、合闸时的震动致使螺钉、开口销松动妨碍机构的正常工作，因此，各固定螺钉、开口销等应齐全牢靠。各部螺栓连接坚固，受力均匀。检查三相触指弹簧应无变形，接触面无发热变色现象。

（2） 微机保护单元检修。清洁保护单元外部端子，用干扁油刷刷干净，各部件应正常完好

无松动发热现象。保护定值及压板投退检查，应与台帐相符，对保护单元进行校验。更换保护单元前应仔细核对单元类型，并根据新保护单元提供两个版本图纸及施工方案报电控部审批后方可进行。

（3）所有二次接线牢固，编号完整清晰，螺丝齐全无滑牙现象。

（4）辅助开关固定牢固，接点完好，动作可靠。分合闸线圈线圈完好，绝缘层无变色、开

裂、发脆等现象。线圈铁芯活动自由，无卡涩变形。

（5）储能马达清洁无灰尘、固定牢固。马达整流子表面光滑无划痕、无变色。碳刷完整无

缺损、无裂纹，碳刷接触面大于70％，长度适中，碳刷弹簧弹性良好。马达引线端子接线紧固无松动、无过热变色现象。

（6） 电流互感器检修。用抹布擦拭互感器表面，检查互感器二次端子和铁芯接地良好。拆

除电流互感器所有一次线后进行校验，更换电流互感器应仔细核对设备型号，先校验后方可更换。

（7） 过电压吸收装置检修。用抹布擦拭表面，一次线拆除，一次线严禁拉提。按规程进行

校验，不合格进行更换。

（8） 母线、各绝缘子、母线连接处各绝缘外套及接头完好，无放电痕迹，无龟裂、变形等

现象。接头牢固无过热、变色等现象。 6.9.6 400V低压开关柜概述

低压开关柜由广州白云开关柜厂生产提供，由2面电源进线柜和3面抽出式开关柜组成，具有互为备用自动切换功能。 6.9.7 400V低压开关柜检修标准 （1）检修周期

每年至少两次。

（2）检修项目

1) 清扫柜内外灰尘，污物；

2) 检查各接触部位螺栓紧固情况，有无过热、放电痕迹；

3)检查主回路元器件，继电器，保护模块，测量仪表及二次回路的完好情况； 4)检查防误连锁装置的性能和动作情况； 5)检查抽屉式配电柜的抽屉动作情况； 6)检查照明装置的完好情况； 7)检查接地装置的完好情况；

8)检查配电柜内部防火隔离设施的完好情况； 9)修理、更换损坏的零部件；

10)测量各配出回路和二次回路绝缘情况； 11)柜内元器件耐压情况； 12)保护设备整组试验；

13)备自投装置良好，投切功能正常；

14)断路器分合正常，储能正常。 6.10 电力电缆检修规程 6.10.1电力电缆结构概述 6.10.1.1电力电缆的结构与特点 （1）按绝缘材料分类：

1)油纸绝缘：粘性浸纸绝缘型（分统包型和分相屏蔽型），不滴流浸渍纸绝缘型（分统包

型和分相屏蔽型）；有气压、粘性浸渍纸绝缘型（分自容式充气电缆和钢管充油电缆），有气压、粘性浸渍纸绝缘型（分自容式充气电缆和钢管充气电缆）。 2)橡胶绝缘：天然橡胶绝缘型、取乙烯绝缘型、交联取乙烯绝缘型。 3)塑料绝缘：聚氯乙烯绝缘型、聚乙烯绝缘型、交联乙烯绝缘型。 （2）按结构特点分类：

1) 包型：电缆芯外包有统包绝缘，亦置于同一护套内。

2) 分相型分相屏蔽，一般用在10---35kV油浸纸绝缘式塑料绝缘。

3) 钢管型：电缆绝缘外套有钢管护套，分钢管充油、充气电缆和钢管油压式、气压电缆。 4)自容式型：护套内部有压力的电缆分自容式充油电缆和充气电缆。

5)按电压等级可分为高压电缆和低压电缆、按芯数可分为单芯电缆和多芯电缆，通常称35kV

以下电压等级的电缆为中低电缆，是应用量最大的电缆品种。

（3）几种不同种类电缆的特点：

1)粘性浸渍油绝缘电缆，具有成熟制造和运行经验、制造质量比较稳定、结构简单、制造

方便，便油易滴流不宜做高落差敷设，施工质量要求高，允许的工作现场强度较低，不宜作过高电压使用，目前在新建发电厂一律不允许再使用这种电缆。

2)塑料聚乙烯型绝缘电缆，易于制造化学性能稳定，具有非常延燃性，安装工艺简单、维

护方便、价格代廉，但机械性能易受温度影响。

3)聚乙烯绝缘电缆，具有优良的介电性能，但抗电晕和游离放电性能差：工艺性能好，易

于加工，但耐热性差，受热易变形，易延燃，易发生应力龟裂。

4)交联聚乙烯绝缘电缆，有高坟电气性能，允许温升较高，允许载流量大，适宜高落差与

垂直敷设。

5)橡皮绝缘电缆，柔软性好，易弯曲，在很大温度范围内具有弹性，适宜多次拆装的临时

线路，有较强的耐寒性，有较好的电气性能和化学稳定性，但耐电晕、耐臭氧、耐热和耐油性较差。

6.10.2 电力电缆的维护试验及检修周期

6.10.2.1 电力电缆严禁过负荷运行，运行人员必严格监视使用设备运行情况，严格执行操作规程，不得使电缆经常过负荷运行。

6.10.2.2 电缆巡视制度：我场高压及低压电缆，大部分敷设在室外电缆沟及高低压配电室内电缆沟内，环境条件差，为保障电缆安全运行，每三个月内应进行一次电缆巡视工作。

6.10.2.3 电缆的巡视内容：检查电缆有无过热现象，聚氯乙烯护套有无龟裂变形现象。有无有害尘微积灰，防火墙是否建全有无因施工后未恢复的墙，孔洞，火警报警装置是否能正常启动，电缆层照明完善否，每年进行一次电缆清扫工作。

6.10.2.4 电缆的测试：35kV及以上高压电缆每年都要进行一次预防试验（试验标准，按试验规程进行，也可在小风期或全场停电时进行）。低压电缆在每次设备检修时都要进行对电缆绝缘电阻的摇测工作。

6.10.3 电缆的选择 6.10.3.1电缆型号的选择

（1）电缆的额定电压应等于或大于所在网络的额定电压，电缆的最高工作电压不得超过额定电

压的15%。

表：在各种电压等级的聚氯乙烯电缆绝缘电阻值 序号 电压等级(kv) 1 2 3 4 5 6 0.5 1 3 6 6---10 35 聚氯乙烯绝缘 聚氯乙烯绝缘 聚氯乙烯绝缘 聚氯乙烯绝缘 交联聚氯乙烯绝缘 交联聚氯乙烯绝缘 ≥30 ≥40 ≥50 ≥60 ≥1000 ≥2500 绝缘种类 绝缘电阻MΩ 1)电力电缆一般采用铝芯电缆，但需要移动或振动剧烈的场所采用铜芯电缆。 2)敷设在电缆构筑物的电缆宜造用铠装电缆或铝包裸塑料护套电缆。 3)移动机械选用重型橡套电缆（如YHC）。

4)周围有腐蚀性介质的场所敷设电缆，应选用不滴流电缆。 电缆截面的选择

（1） 按持续允许电流选择电缆： KIxu≥Ig

式中：Ig——最大持续工作电流（A）

Ixu——考虑标准条件及电缆允许最高发热温度的电缆允许截流量。 K——考虑不同条件下敷设的校正系数。 （2） 按短时的热稳定选择电缆： Szx≥IＷ tf/C 式中： SZX——短路热稳定要求的最大截面（平方毫米）。

Iw——稳定短路电流（A）

tf——短路电流理想时间（高压厂用母线可取0.3s） C——热稳定系数（见表2—1）。

表：（2—1）各种型式电缆线芯短路时允许的最高温度 电缆种类 浸渍纸绝缘电缆 浸渍纸绝缘电缆 不滴流纸绝缘 绝缘电缆 聚氯乙烯绝缘 交联聚乙烯绝缘 电压KV 1---10 20---35 1---10 20--35 1—6 1—10>10 短路时电缆线芯允许的最高温度℃ 铜芯 250 175 250 175 160 250 铝芯 200 175 200 175 160 200 （3）按电压损失校验电缆截面：

三相系统 S≥173.2 IPL/Ue△U% （平方毫米） 单相系统 S≥200IPL/Ue△U% （平方毫米） 式中：I——负荷电流（A）

L——电缆长度（M）

P——电阻率铝芯：P=0.035Ωmm2/m(50℃) 铜芯：P=0.0206Ωmm2/m(50℃)

Ue——网络额定电压（V）对三相系数为线电压，对单相系系统为相电压。 ΔU%——网络允许压降百分数 S——电缆截面。 （4）按经济电流密度选择电缆

S=I2d/jn（mm） 式中：I2d=最大长期负荷电流

jn=经济电流密度（A/mm2）。 6.10.4 电缆的敷设 （1）电缆敷设前的准备工作

先校对电缆清册及实际使用是否正确，电缆型号、规格应与图纸实物相符合，在将电缆运至施工现场之前，应对所有电缆逐盘进行检查，应测量其绝缘电阻，根据所测得的绝缘电阻仍无法判断其结果时，还应作直流耐压试验。

（2）电缆敷设的全部路上应具备安全施工措施，在施工不便的高处应搭脚手架，照明不佳的

场所应装设足够的照明，在电缆转弯、竖井上下、穿过建筑物及电缆夹层、沟道的入口处等结构较为复杂部位，应根据具体情意，做好各种临时性安全措施，如挂设导向专用滑轮，临时绑扎一些、支撑电缆用的圆杠等。施工组织者一定要逐一细心考虑不能有丝毫的疏忽主马虎。

（3）敷设电缆应首先确定电缆的先后顺序和电缆盘的放设位置。敷设的顺序为：先敷设集中

的电缆，再敷设分散电缆；先敷设截面积较大的电缆，再敷设截面积较小的电缆，先敷设较长的电缆，再敷设较短的电缆。

（4）敷放电缆时人员多，组织者应对所有参加人员交待敷设顺序和各项安全措施及注意事

项，放电缆时应安排专人领线、专人施号、专人传递信息和专人检查，对电缆敷设量多，施工地形复杂的场所宜装设高音嗽叭进行统一施号指挥，领线者、放电缆盘人员与指挥者应用对讲机经常保持联系。

（5） 架设电缆盘时应注意电缆缠绕方向，拉电缆时应使电缆从盘上方引出，否则电缆盘转

运时会使盘上电缆松散。电缆盘应由人推动，转动速度要与位电缆速度配合，不可靠电缆的拉力使电盘转动。放出的电缆要由人拿着放在木滚上，电缆不能在地面或支架上磨擦。 （6） 为了防止损伤电缆内部绝缘，不应使电缆过度弯曲，各种电缆最小允许弯曲半径不能

小于表（2—2）规定。在弯曲处，拉电缆的人应站在电缆所受合力的相反方向。 表：（2—2）部分常用电缆最小弯曲允许弯曲半径 电缆型号 胶漆布包绝缘多芯及单芯电缆（铠装） 不滴流电力电缆（多芯）铠装 纸绝缘多芯控制电缆 橡胶绝缘和交联聚乙烯护套（铠装） 铝包电缆（外径40毫米以下） 弯曲半径为电缆外径的倍数 15 25 15 10 25 铝包电缆（外径40毫米以上） 30 （7） 高低压电缆与控制电缆应分开排放，当放于同一支架上时，自上层至下层的排列顺序

是从高压到低压，控制电缆放在最下层，电压最高的放在最高层，以防止故障时电气事故的扩大。

（8） 电缆排放应整齐，转弯处所有电缆都应一致地、相互平衡地转弯。十字交叉处应尽量

将交叉电缆布置在底部或内侧，使明显的外露部分排列整齐。

（9） 电缆敷设时，在电缆终端头与电缆接头附近可留有备用长度，直埋电缆应在全长上留

少量裕度，并作波浪形敷设。架空和电缆沟及电缆遂道内敷设的电缆应剥去麻层，涂上防腐沥清。

（10） 为避免差错和便于维护，电缆敷设后，应及时挂标志牌，电缆两端及明敷时进入建筑

物和交叉，拐弯处都应悬挂标志牌。

（11） 切断电缆时，应根据设备接线端子的位置，并考虑检修、试验等需要，确定留长度锯

口两端可依实际情况进行绑扎（交联聚氯乙烯护套，钢铠电缆，乙烯护套是在外部的就不必绑扎）以防钢铠松脱，锯电缆时，应将锯口部位垫高以防夹锯。浸渍绝缘电缆锯断后应立即进行封铅，以防受潮，塑料型电缆锯断后也应有可靠的防潮封端。 6.10.5 电缆终端头及中间接头施工的质量要求 6.10.5.1电缆终端头胶中间接头的质量要求

(1)密封良好。有可靠的密封才能有可靠的绝缘，保证外界水及导电介质不能侵入电缆内部，保证电缆内部的浸渍绝缘液体也不能向外流失。

(2) 绝缘可靠。应满足电缆线路在各种状态下耐受工频和冲击电压，并有一定的裕度。 (3) 导电连接良好。对于终端头，要求线芯与出线梗、出线鼻子有良好的连接；对于中间接头，则要求线芯与连接管之间有良好的连接。 (4) 有足够的机械强度。

(5) 有良好的热性能，电缆终端及中间接头处以及本身结构应有利于散热，附加绝缘材料的热阻应尽可能小。

6.10.5.2 热收缩终端电缆头及中间接头施工常用的付加绝缘材料工具。

（1） 透明聚氯乙烯带：规格厚度0.23mm，宽25mm。这样塑料带可用作一般临时包扎或绕包

在电缆头外部作保护用，也中作低压电缆头的增绕绝缘。

（2） 辐照高压聚乙烯带，规格厚：0.1mm，宽25mm，适用于35KV及以下电压等级的交联聚

乙烯电缆中间接头和户内终端头中绝缘。辐照交联聚乙烯带材在生产过程中经过预热拉伸

处理。（在100℃下拉伸30%）然后再冷却处理切卷，绕包成形后，经加热有回缩作用，（加热不是交联过程）从而使层间夹有的气体受压缩而提高放电电压。

（3） 聚氯乙烯胶粘带，其规格为0.12mm厚，10---25mm宽，适用于10KV以以下电压等级电

缆头的一般密封，但不能用天长期密封用。

（4） 未硫化乙丙橡胶带其规格为0.5mm厚，25mm宽，乙丙橡胶具有优异的耐气候性。耐臭

氧性和色稳定性，可以长期保持制品的颜色，不易发生龟裂，并具有优良的电气性能，耐游离性和耐热性，可以允许在较高的温度下长期使用。它的介电常数据根据分级绝缘的要求，可在配方中改变配比来达到。

（5） 自粘胶带：其规格为0.8mm厚，25mm宽，适用于10KV及以下电压等级电缆中间接头和

终端头的密封，同时起到绝缘作用。当它被拉伸绕包后，经过一定时间将成为一个紧密整体。这种带由于是关硫化成品，在空气中容易产生龟裂，因此若用这种带子绕包，还必须覆盖两层黑色聚氯乙烯带。

（6） 半导体胶带，其规格为0.6mm厚，25mm宽，它以丁基橡胶为基料，加入一定的配料成

为半导丁基橡胶，半导体胶带用于35KV及以下塑料电缆中间接头的内外屏蔽，均能满足交联绝缘温度等级和性能要求。

（7） 双面半导体丁基胶布带，其规格为0.25mm厚、30mm宽，双面半导体丁基胶布带适用于

10KV及以下塑料电缆中间接头的内外屏蔽。

（8） 黑色聚氯乙烯带：其规格为0.25mm厚，30mm宽，它适用于作塑料上电缆终端头和中间

接头的最外层保护。这种塑料带比一般聚氯乙烯带耐老化性能好。

（9） 聚四氯乙烯带，其规格为0.1mm厚，25mm宽，它耐高温（约300℃），并有优异的绝缘

强度。其燃烧时会产生剧毒气体，禁止随意燃烧。在制作交联聚乙烯电缆头时，仅用脱模用，而不作为绝缘材料。

（10） 自粘性硅橡胶带：其规格为0.5mm厚，25mm宽，它具有优异的绝缘性和耐电晕性能，

是一种很好的绝缘材料，适合制作35KV户内无瓷外套电缆终端头用。 （11） 在电缆施工及电缆终端头和中间接头的制作工艺中不可缺少的工器具：

1)1000V～2500V兆欧表一块

2)汽油喷灯0.5kg、2～2.5kg 各一盏 3)电铬铁220V150W～300W 一把 4)电热吹风机（手提式400瓦）2把 5)电炉 200V1000～1500W一只

6)手钢锯 12#

7)活动板手6～10〃各2把 8)圆锉、扁锉6～10〃各1把 9)铁皮剪刀1把 10)手锤0.5镑 2把 11)钢卷尺 2m 1把 12)钢板尺3m 1把 13)皮卷尺30m～50m 1把 14)钢丝刷 4把 15)油漆 4把 16)医用手套 4对

17)防护眼镜（可根据人员配备） 18)台扇 2台 19)太阳伞 2把

20)压接钳 6～2402mm 1台 21)剥切电缆刀具 1套 22)电工工具 1套

6.10.6 35kV及以下热缩电缆接头的施工工艺

6.10.6.1 热缩管电缆终端头是由辐射交联热收缩材料制成的电缆附件进行安装，这种热缩材料具有体积小，重量轻，实用性强和安装方便，适用于我电站高压交联聚乙烯、塑料电缆的施工，本节着重讲述交联电缆热缩终端头的整个施工工艺过程。

（1）根据电缆终端头脑到支架联接设备之间的距离剖切外护套的尺寸，用电缆夹将电缆垂直

固定、户内头由末端量取550mm剥去外塑料护套。

（2）剥完外套后，在外护套断口处，量取30mm铠装，打钢夹式绑线缠绕数圈，然后将其余

铠装全部剥去。

（3）从铠装断口处，向外量取20mm内垫层式统包绝缘，其余全部剥去，并用黑色聚氯乙烯

带在内垫层切口处叠包数层作为应力保护用。 （4）用电工刀剖去所有电缆填充物，分开芯线。

（5）打光电缆钢铠装上的接地焊区，用地线连通每相铜屏蔽层和铠装，并将其焊牢，焊接铜

线时严禁用焊锡膏做焊料。

（6）包绕填充胶：在三叉根部及焊接地线之间包填充胶（厂家从整套热缩电缆附件配给）形

成橄榄状，最大直径应大于电缆外径约15mm。

（7）包绕好填充胶后，将热缩手套套入三叉口的根部，由手指根部依次向两端慢慢加热固定，

直至热缩材料全部贴紧填充胶的橄榄状，没有鼓起小气泡。

（8）剥铜屏蔽层：将每一相的铜屏蔽层，由热缩后的手套指量取55mm铜屏层留下，将其余

铜屏蔽全部剥去，再从55mm铜屏蔽断口处取22mm半导体层保留。其余全部剥去并清理绝缘表面。

（9）固定应力管，将每相半导体剥除干净后，认真清理每相绝缘表面必要时用清洗剂进行清

洗，用热风筒吹干，套入应力管，搭接铜屏蔽层20mm，用喷灯从中间向两端加热。 （10）压接端子：每相按电缆接线端子孔深加5mm剥去线芯绝缘，将端部削成：“铅笔头“状。

压接端子用酒精清洗内部氧化膜并涂上防氧油脂（或凡士林），然后用电缆截面要求的规格压模进行端子压接，每一个端子压三个环，应注意压接后的线鼻端子，应无明显棱角，必要时用锉刀修整。每压一圈完成后，压接完毕应停留半分钟后再脱模。接线端子压接完后，并在端部削成“铅笔头”外包绕填充胶，并搭接端子10mm。

（11）固定绝缘管，将绝缘管套入至三叉根部，绝缘管上端超出填充胶10mm，然后由三叉根

部慢慢向上，加热固定。

（12）固定相色密封管：将相色密封管套在端子接管部位，先预热端子，由上端向下加热固

定。户内终端安装完毕。

6.10.6.2 交联聚乙烯热缩电缆中间接头的施工工艺

（1）交联电缆中间接头尺寸参考基本的尺寸要求，如在施工中电缆截面很大，为了施工便利

可根据电缆热缩附件的实际情况可适当放宽一定的尺寸。

（2）交联电缆单相热缩套管整装：在热缩电缆的施工工艺中，必须每一相都要按尺寸，严格

进行装配。

（3）将两根要联接的电缆对立，重叠200---300mm，确定两根电缆的接头中心。 （4）按要求量取尺寸剥去外护套，距断口50mm的铠装上绑扎线，其余全部剥除。 （5）保留20mm内护套，其余绝缘全部剥去，并将填充物剥去。

（6）将两根待接电缆，剥开外护套绝缘，对正电缆芯线，在中心点处锯断。

（7）每根电缆自中心点向两端芯线各置300mm，剥去屏蔽层，保留20mm半导体层，清除绝缘

表面半导电质。

（8）在两侧电缆的各相上套入应力管，搭盖20mm，并加热固定。

（9）将在剥开电缆较长一边套入护套端头、密封套及护套管部，每一相芯线上套入绝缘套管

（2）根，半导体管（2根）及铜丝，在短一侧电缆上套入护套端头及密封套管。 （10）压接中间接头连接管，在电缆芯端部量取1/2接管长加5mm，切除绝缘体，由断口量取

绝缘体35mm，削成30mm长锥体，留5mm半导体层，将压接管清理干净氧化膜，用酒精洗净涂上导电膏，按缆芯截面选取钢压模，进行每相压接，压接圈可压4---5环，每压接一环时，压接完毕应停留半分钟后再脱模，再压下一环。应注意压接后的接头，应无明显棱角，必要时用锉刀修整。

（11）将压接后的中间压接管上分相包绕半导体带叠包一层，并与两端半导体层搭接。 （12）在两端的锥体之间包绕填充胶，厚度不得小于3mm。

（13）固定内绝缘管：将内绝缘管套在两端的应力管之间由中间加热固定。

（14）固定外绝缘管，将外绝缘管套在内绝缘管的中心位置上，并加热固定，加热时由中间

向两端加热。

（15）固定半导体管，将两根半导体管套在绝缘管上，两端搭盖铜屏蔽层各50mm，依次由两

端向中间加热固定。

（16）安装屏蔽网及地线：用屏蔽网连通两端铜屏蔽层，端部绑扎焊牢。用地线旋绕扎紧缆

芯线，两端在铠装上绑扎焊牢，并在两侧屏蔽层上焊牢。

（17）固定金属护套：将两护套端头与护套筒部安装好，两端绑扎在铠装上。绑扎长度不小

于25mm。

（18）将密封套套在护套端头上，两端各搭盖筒部和电缆外护套100mm，然后从中间向两端加

热固定，密封套在加热过程中，温度不得过高，要有顺序顺着电缆圆周加热，不得随意乱加热，使密封套紧密地贴在电缆上，加热完后，要检查是否有过热龟裂的现象存在。这样整个电缆热缩工艺全部安装完毕。 6.10.7直流系统检修维护规程 6.10.7.1 铅酸免维护蓄电池 （1） 设备概述

固定型免维护铅蓄电池，采有高科技合金材料及添加剂，从根本上解决了充电过程中产生量大氢气的问题；独特的气体再化合系统，使充电时正极发生的少量氢气通过隔板扩散到负极，完全再化合成水，从而保证电池内始终保持一定电液量。在整体寿命期内无气体逸出，无需加水、补酸、不自放电。单只电池额定电压2V，可根据需要组成电池组，额定容量从50安时至5000安时，电池采用高强度透明塑料外壳，并配有电液密度，温度显示器，电池还配

有加收安全阀，当强烈过充电时，将所产生过量的气体化合成液体加收到电液中；当内压超过一定危险值时将自动排出气体，确保绝对安全、稳定、可靠。 （2）蓄电池的充电（分初充电和不必初充电两种） 1）初充电

a)初充电前的准备：检查电池零部件是否齐全完整，电池间的连接是牢固，拧下栓阀。 b)配制电解液：必须用蓄电池专用硫酸（标准号为GB4554—84）与纯水配制电解液。

应将浓硫酸倒入纯水中，千万不可将水加入浓硫酸内，以防止发生烧伤事故。配制好的电液为1.19±0.05(20℃)。

c)将配制好的电解液注入安装完毕的蓄电池内，液面高度控制在两线中间位置。 d)注液后的蓄电池静置2—24小时，待电解液温度冷却到30℃以下方可进行充电。充

电前需拧上阀门。

e)充电时，蓄电池组的正极接电源正极，蓄电池组的负极接电源负极。

f)初充电的电流、时间：0.5I10A充72 h。充电期间，电解液温度应控制在20～40℃，

一旦超过应减小充电电流或中断充电，待电解液充分冷却再进行。

g)充足电的标志：①电池电压及电解液密度连续在3 h以上保持稳定；②电池内部产

生强烈的气泡，即呈“沸腾”状态。

h)初充电期间每三小时记录一次充电电流，温度及电压。初充电临近结束之前电解液

密度应调整到1.215±0.05(20℃)，液面调至最高液面线。 2）普通充电（称补充电也称再充电，指容量不足时的充电）

a)普通充电的电流和具体步骤：

i)以1.5I10A电流，至单体电池电压至2.40V时止。 ii)将电流改为2/3I10A充电，充至单体电池电压2.4V为止。

iii)再将电流降为1/3I10A充电，充至2.40V时止。并以2.40V恒压充电10h，电池

即可充足投入浮充运行。

iv)如果不采用上述充电方法（指1，1.1，1.2，1.3）可以采用1/2I10A恒流充电充

足为止。

b)充足电的标志：与充电第7条中①②相同。

c)补充电过程中，电解液温度不得超过45℃，一旦超过应减少充电电流或中断充电。 d)补充电结束时调整电解液密度为1.215±0.005(20℃)并将电解液调至电高液面

线。

3）均衡充电（指不定期使用或长期过放电的充电）

1)均衡充电的目的是在于增加延长蓄电池容量和寿命。

2)均衡充电用于当蓄电池过放电或蓄电池内现象异常情况，如极板硫酸盐化或当电液

密度、电压出现较大偏差时进行均衡充电。对于过放电的电池，需立即进行均衡充电。

（3）检修维护要求 1）蓄电池浮充运行要求

蓄电池浮充运行时，单只电池电压应为2.23V，在短时间大电流放电情况下，电压可降到2.0V。但无负荷或负荷很小时，单相电压必须为2.23V，电压瞬时上升至2.40V是允许的。浮充电压采用2.23V，蓄电池可不进行均衡充电。 2）蓄电池容量要求

a) 各种规格的蓄电池，不同放电率的容量，放电电流及终止电压见附表。

b) 一般情况下只考核10h容量。要求第一次10h率容量不低于95%C10。第五次以后容量应达到100%C10。 c) 容量计算方法：

①测得的Ah容量CN等于放电电流IN（A）与放电持续时间TN（N）的乘积。 ②放电开始电解液的温度不是基准温度20℃时，应用下式进行换算。 C20=Cn/[1+Z（t-20）]

式中：C20是基准温度（20℃）时的容量Ah

Cn是实测的容量Ah；z是温度系数；当放电时间大于1h时Z=0.006℃-1，当放电时间小于或等于1h进Z=0.01℃-1 。 3）使用时注意事项

1)在使用过程中将阀及栓拧紧，不可取下。

2)放完电的蓄电池应充足电搁置，否则极板容易硫酸化。

3)新蓄电池贮存：未灌电解液的电池应贮存在5～40℃干燥通风房内，蓄电池不能倒

放，应轻搬轻放。新蓄电池自出厂之日期起可存贮5年。

4)极板硫酸化：当蓄电池经常过放电或长期搁置，或电解液不纯、密度高等情况时，

将导致电极板硫酸化。这时必须按均衡充电方法进行处理，否则会影响蓄电池性能。

5)蓄电池室应保持较好的通风。

6)蓄电池整齐排列在平稳的台架上。按正、负符号串联起来，保持电池内部温度、密

度装置的同一方向，便于观察。

6.10.8 直流母线检修工艺 6.10.8.1检修周期

母线的检修除随机组大小修周期进行检修外，还应根据母线形状的变化和存在的缺陷有针对性的进行检修。

6.10.8.2 检修内容及检修质量要求 （1）母线的一般检修

1)清扫母线，清除积灰和脏污：检查相序颜色显明，必要时应重新刷漆或补刷脱漆部

分。

2)检查母线接头，要求接头接触良好，无过热现象。其中采用螺栓接头，螺栓应拧紧，

平垫圈和弹簧应齐全。用0.05×10毫米塞尺检查，局部塞入深度不得大于5毫米；采用焊接连接的接头，应无裂纹、变形和烧毛现象，焊缝凸出成圆弧形；铜铝接头应无接触腐蚀。

3)检修母线伸缩节，要求伸缩节两端接触良好，能自由伸缩，无断裂现象。 4)检修胶木绝缘板，要求胶木绝缘板清洁完好，用500伏摇表测量直流母线的绝缘电

阻应符合规定。若母线绝缘电阻较低，应找出故障原因并消除，必要时更换胶木绝缘垫。

5)检查母线的固定情况，要求母线固定平整牢靠；并检修其它部件，要求螺栓、螺母、

垫圈齐全，无锈蚀，片间撑条均匀。

（2）母线接头检修

1)接触面的处理，应消除表面的氧化膜、气孔或隆起部分，使接触平整而略粗糙。处理

的方法可用粗锉把母线表面严重不平的地方锉掉，然后用钢丝刷来刷。铝母线锉完后要先涂一层凡士林（因为表面很容易氧化，需要用凡士林把母线与空气隔开），然后用钢丝刷再刷。最后把脏凡士林擦去，再在接触面涂一层薄的新凡士林并贴纸作为保护。铝母线的接触面不要用砂纸打磨，以免掉下的玻璃悄或砂子嵌入金属内，增加接触电阻。

2)拧紧接触面的螺栓。螺栓的旋拧程度要看安装时的温度而定，温度高时螺栓就应当拧

得紧一些，温度低时就应当拧得松一些。拧螺母时，应根据螺栓直径大小选择尺寸合适的扳手。采用过大的扳手用力稍大易把螺栓拧断，采用过小的扳手用力很大但

螺母还未拧紧。由于铝在压力下会缓慢变形，所以螺栓拧紧后，过一些时间还会变动，所以在送电之前再检查一次螺栓的紧度。螺母拧紧后应使用厚0.05毫米的塞尺在接头四周检查接头的紧密程度。

3)为防止母线接头表面及接缝处氧化，在每次检修后要用油膏填塞，然后再涂以凡士林

油。

4)更换失去弹性的弹簧垫圈和损坏的螺栓、螺母。 6.11 电气设备试验规程 6.11.1 总 则

（1）本规程是参考部门规程和上级有关规定，并结合我站具体情况制定的。

（2）凡我站技术人员和有关领导、管理人员均应熟悉本规程，并严格贯彻执行。电气检修人员

也应熟悉本规程的有关部分。 （3）本规程只适用于电场及所辖设备。

（4）本规程在执行中如与上级有关规程相抵触时，以上级规程规定为准，同时试验人员应及时

汇报，以便修订。 6.11.2高压试验基本要求 6.11.2.1 对试验人员

（1）参加试验人员必须熟悉《电业安全工作规程》有关部分和有关高压试验规程，并经考试合

格。

（2）参加试验的人员必须熟悉试验设备的性能，结线、操作方法和注意事项，以及试验标准。 （3）在电气设备上进行试验工作，必须填定工作票。

（4）一切高压工作结束后，工作负责人必须填写试验报告，并经班长或技术员审核，在3天之

内上报部门技术室。如为机组大修预试，则在大修工作结束后10天内上报。 （5）每次试验工作，不得少于二人，其中必须有一个是工作负责人。

（6）每次试验，须经工作负责人的许可才能试验；试验过到标准电压时，操作人员及时通报；

降压后，及时切断电源，并通报工作负责人。

（7）试验中，如遇人身触电，危及人身、设备安全等情况，操作人员应立即降压，切断电源。 （8）装拆试验电源，必须两人进行；如在低压配电盘上装拆电源，须办理工作许可手续。 （9）工作负责人的职责是：办理工作票许可手续；工作成员分工；安全检查及监护；发布各种

试验命令；质量验收和收工检查；办理工作票手续；对试验结果作出必要的分析、判断和写出结论；写试验报告。

（10）工作班成员的职责是：认真遵守安全工作规程，服从工作负责人的统一命令；试验前的

准备工作；安全、正确地进行试验工作；试验结束后的收尾工作。试验时思想集中，不得随意高声交谈；试验时，未经许可，不得擅离职守。 6.11.2.2 对试验设备

（1）每次试验之前，必须先对试验设备进行检查。

（2）试验设备的电源开关，必须使用明显断开点的刀闸，电源板应放在升压操作员旁边，便于

迅速断电。

（3）试验设备应安放平稳牢固，并尽可能靠近被试品，高压引线应尽量短，必要时用绝缘物支

持牢固。

（4）装车搬运时，试验设备应妥善装箱和绑扎牢固，以防震坏、撞坏设备。同时考虑防雨措施。 （5）每次设备大修前后，所有试验设备都应进行一次全面检查，修理有缺陷的设备。 （6）试验用仪器、仪表应每年定期校验一次，以保证试验的准确性。

（7）试验设备应放置干燥、清洁的场所，并避免挤压、堆彻、注意防尘，如无法满足要求时，

应用塑料布等将设备包裹覆盖。

（8）重要的试验设备，应由专人负责保管。所有试验设备应设保管员负责管理，并建立设备技

术台帐。

（9）试验用的绝缘工具，应每年进行一交耐压试验，必要时，在使用前进行耐压试验检查。 （10）外单位借用试验设备，须经部门批准，并办理手续；还回的设备，应进行验收；有损坏

的，应向借用单位索赔。 6.11.2.3 对被试品

（1）被试品的电源应切除，对外连接线也应全部拆除，或有明显断开点，方能进行试验。 （2）第2 条 被试品金属外壳应妥善接地。

（3）被试品外绝缘的表面应清洁、干燥，必要时应作屏蔽处理。 （4）试验前后，对被试品必须短路接地，进行充分放电。

（5）被试品与带电设备和工作人员的安全距离，应符合《电业安全工作规程》的有关规定。 （6）被试品在保持规定的试验电压及时间后，应在5秒钟内将电压均匀降低至试验电压的25%

以下，然后才可切除电源。

（7）高压直流试验时，当试验降压至“零”位后，应切断电源，用放电棒将被试品对地放电。

对大电容试品，需经放电电阻放电，然后再直接放电，放电时，还应戴绝缘手套。 （8）被试品若进行感应高压试验，必须在其绝缘性能，即绝缘电阻、油耐压、介损、直流电阻

符合要求后，方能进行。试验前后，其空载特性也不应有明显变化，否则要查找原因。 （9）对电容量大的被试品进行绝缘电阻测量时，在未拉开摇表引线前，不得将摇表停下。

6.11.3试验中的注意事项 6.11.3.1 在试验室

（1）试验室的试验电源电压不能波动太大，正弦波允许波形失真率不超过5%，对波形有严格要

求时，尽可能取线电压作为试验电源。

（2）试验室应设固定围栏或临时遮栏，并在遮栏向外悬挂：“止步，高压危险！”标示牌。 （3）试验开始前，应由工作负责人全面检查接线情况和试验现场。 （4）加压前，应先打铃或口头通知：在升压过程中，应逐级报升压数值。 （5）试验时，行车禁止开动，排内扇停开，并尽量避免杂声干扰。

（6）试验完毕须更改接线时，应切断电源，放电后在试品加压部分上短路接地。 6.11.3.2 在试验现场

（1）试验现场应设临时遮栏，并向外悬挂“止步，高压危险！”标示牌。 （2）被试品的两端不在同一地点时，另一端应派专人看守。

（3）参加试验人员，在试验现场应顾及相邻的带电设备，其安全距离应符合《电业安全工作规

程》的有关规定。

（4）应注意到电气开断点之间，试验电压与系统电压的迭加问题。

（5）在试验现场，拆除被试品的连接线时，要考虑与相邻的带电设备的安全距离及装接方便，

同时还应绑牢拆除的连接线。

（6）拆除被试品的连接线，若无明显相色或无确切相序时，应做好拆除连接线的标记。 （7）在室外，如雨来，或近区有雷电活动，应及时停止试验，撒离现场。 （8）使用遮阳伞时，要支撑固定好，以免发生意外。 （9）搬动竹（铝）梯等长物，应注意与带电设备的安全距离。 （10）出现干扰时，应采取相应的技术措施。

（11）在试验现场时，必须记录对试验有影响的其他条件。 6.11.3.3 其他

（1）为减少试验误差，试验中应使用不低于0.5级的仪表、仪器。

（2）在进行试验时，先以较低电压输入被试品，观察仪表反映正常，才能升至额定。 （3）测量用的短路开关，应在定值时才能迅速条开，读取数值后即合回，不能长期打开。 （4）试验中发现有下列情况时：1、测量仪表摆动太大；2、被试品发生闪络；3、被试品发生

异常的放电声，应立即降压，断开电源，并查找原因。

（5）耐压时，升压速度不能过快或过慢，更不能全压突然加上；升压速度一般从试验电压的1/2

到全值，不得少于15秒钟。严禁在全压下切除试验电源。

（6）试验中，如被试品发生表面放电只要仍保持试验电压，仪表指示无变化，即可不中断试验。 （7）试验应在良好的天气下进行，且被试品温度及周围空气温度不低于+5℃，空气相对湿度一

般不高于80%的条件下进行，否则，其测量结果仅供参考。

（8）测量用2500V兆欧表，其量程不得少于10000MΩ。500V兆欧表，其量程不得少于50000M

Ω。

（9）试验现场摆放的仪器、仪表，应放置平稳，要校正水准的仪表，应满足其要求。

6.11.3.4 试验记录

（1）测量变压器线圈直流电阻（干式变除外），一定要记录变压器上层油温，分接开关的档位。 （2）试验过程中，如遇设备或环境温度变化较大时，应在完成其中一相（或一项）试验后，立

即记录设备或环境温度。

（3）为能在事后更好地分析试验数据，在使用有倍率的表计时，应在记录试验数据的同时，记

录表计的倍率档和指示刻度。

（4）使用直流高压发生器进行氧化锌避雷器试验时，应以外附件标准分压器为准，为便于今后

分析判断，可同时将发生器和分压器指示的电压一起记录下来。

（5）对多条并联电缆进行试验时，应注明试验现场地和各条电缆的记号，如前后、左右等 ，

并注明以××为参照物。

（6）对某一设备进行耐压试验时，其连带的设备在耐压前后，均应进行绝缘电阻的测量，并在

原始记录中明显反映出来。

（7）在进行工频耐压试验中，可几台设备或两种设备连在一起进行，但记录时，应注明与××

设备连在一起试验。 6.11.4试验终结

6.11.4.1 试验完毕后，应将高压降为“零”位，并切断其电源，试验电源回路必须明显断开。将被试品短路接地，充分放电后，才能恢复被试品原有的接线。

6.11.4.2 试验结束后，拆除自装的接地短路线，并对被试品进行全面检查，严防其他东西遗留在被试设备上。

6.11.4.3 试验结果应与前次或出厂试验数据比较，并按有关公式换算到25℃（或20℃）的

值。

6.11.4.4 如与以往数据比较，其数值超过规定时，必须找出原因，加以处理和重测。 6.11.4.5 试验结果不合格，被试品有严重缺陷时，应立即报告主管部门。 6.11.4.6清理现场后，试验人员和试验设备全部撤出现场。 7. 附件 无 8.附录

附录1 变压器干燥 一、需要干燥的判断

运行中的变压器一般不需要干燥，只有经试验证明受潮，绝缘下降或检修中超过允许暴露时间时，根据具体情况确定是否需要干燥。

其判据为：

1、tgδ值在同一温度下比上次侧得数值增高30%以上，且超过预防性试验规程规定时。 2、绝缘电阻在同一温度下比上次侧得数据降低40%以上，线圈温度在10---30℃时，63KV及以下吸收比低于1.2，110kV及以上低于1.3。 3、油中有水分或油箱中出现明显进水，且水量较多。

二、变压器经过全部或局部更换绕组或绝缘的大修以后，不论测量结果如何，均应干燥。 三、大修中变压器芯子在空气中停留的时间超过规定，或空气湿度较高，大修后是否需要干燥应通过在检修前后在尽可能相同条件下，测得的结果进行比较来确定，在测量时也应把油的tgδ值考虑进去。

四、新装变压器不符合下列条件者应干燥： 1、绝缘电阻数据低于出厂试验值的70%以上。 2、绝缘电阻低于下表规定（单位：兆欧）： 高压绕组 电压等级 3----10KV 20---35KV 63----110kV 五、干燥方法

1、涡流加热真空干燥。 2、热油喷雾真空干燥。

10 450 600 1200 20 300 400 800 30 200 270 540 温 度（℃） 40 130 180 360 50 90 120 240 60 60 80 160 70 40 50 100 80 25 35 70

3、零序电流干燥。 4、短路电流干燥。 5、红外线干燥等。

可根据现场条件选1或几种综合使用。 六、干燥中的温度控制：

利用油箱加热，箱壁温度不超过110～120℃，箱底不超过105℃，线圈不超过95～100℃，热风进风温度不超过100℃，进风口应设有清洁干燥措施，注意防止火星进入变压器。

注意防止局部过热。 七、抽真空要求：

抽真空应先预热，升温速度为10～15℃/h，抽真空速度为1.3×104～20×104Pa/h。在抽真空 的最初一小时内，当残压达到20kPa时，检查无异常情况后，继续提高真空度直到残压为0.3kPa，且保持8h以上。 八、检查和记录：

1、测量绕组的绝缘电阻（真空下有的不能测）。 2、测量绕组、铁芯和外壳等各温度。 3、保持一定真空度。 4、定期排放冷凝水。 5、定期进行热扩散。

6、记录加温电源电压、电流的变化。

7、检查加热器具、电源线路、真空管路及其设备的运行的情况。 九、干燥终结判断：

1、保持温度不变，绕组绝缘电阻下降后再回升，维持12小时不变。

2、8小时以上基本无凝结水折出，干燥完成后保持真空降温，与准备好的油温接近时进行真空注油，并继续保持无真空8小时以上。 附录2预防性试验补充标准 试验补充标准

电气设备预防性试验周期表 预试设备 主变压器、 站用工作变压器 周 期 3年一次 说 明 必要时 SF6 、真空断路器、隔离开关 电力电缆 电压互感器 母线 避雷器、避雷针（接地装置） 注：重要的低压设备等可参照执行。 试验标准补充规定 设备名称 试验标准 大修 3年进行一次 3年一次 1年一次 结合开关大修 结合母线停电 结合母线 结合变压器检修试验 说明 泄漏电流<5цA,否则应注交联聚乙烯电力电缆 直流耐压2.5倍额定电压 意.江边电源电缆应不大于20цA 干式变压器 真空开关真空泡 电压互感器 真空开关过电压保护装置 工频耐压60KV 极间工频耐压95KV 倍频感应耐压1.5倍 35KV厂用工作变 环氧浇注绝缘,且分级绝缘结构 相对地及相对相之间 工频放电电压不低于73KV 附录3 电力设备预防性试验项目

预防性试验是是电力设备运行和维护工作中的重要环节,是保证电力系统安全运行的有效手段之一.因此要定期对电力设备的健康状况进行检测,具体项目如下: 一、变压器 检查项目

1、变压器油中溶解气体色谱分析。 2、变压器绕组直流电阻。

3、变压器绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数。 4、变压器绕组连同套管的介质损失角。

5、变压器交流耐压试验（对电压等级110KV以上的变压器，如条件具备有试验设备做此相试验，如条件不具备可不做）。

6、变压器铁心绝缘电阻（有外引接地线的）。 7、变压器绕组泄漏电流。

8、有载调压装置的试验和检验包括： A、检查动作的顺序和动作的角度。

B、操做试验：变压器带电时手动操作、电动操作、远方操作。 C、检查和切换测试： （1）测量过渡电阻的阻值。 （2）测量切换的时间。

（3）检查插入触头，动静触头的接触情况。 （4）单双数触头间非线性电阻的试验。 （5）检查二次回路绝缘。

（6）检查切换开关室绝缘油的试验。 9、冷却装置及二次回路的检查试验 10、测温装置及二次回路的检查试验。 11、气体继电器及其二次回路的试验。 二、电压、电流互感器

1、测量绕组及末屏的绝缘电阻。 2、测量互感器介损及电容量。 3、油中溶解气体色谱分析。 4、交流耐压试验。 5、局部放电测量

三、110kV SF6断路器的试验项目 1、SF6气体含水量的测试。 2、SF6气体泄漏的试验。

3、测量辅助回路和控制回路绝缘电阻。 4、开关分合闸特性试验。 5、分合闸电磁铁的动作电压。 6、导电回路的电阻。

7、SF6密度继电器整定值的检验。 8、SF6压力表的校验。 四、35KV真空断路器 1、开关的绝缘电阻。

2、交流耐压试验（断路器主回路对地、相间及断口）。 3、辅助回路和控制回路交流耐压试验。

4、合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻及最低动作电压。 五、隔离开关

1、二次回路绝缘电阻。

2、交流耐压（定期检验时可随母线整体耐压）。 3、电动操作机构线圈最低动作电压。 4、导电回路电阻的测量。 六、35kV集合式电容器 1、相间和极对壳的绝缘电阻。 2、电容值的测量。

3、相间和极对壳的交流耐压试验。 4、绝缘油的试验。 5、渗漏油的检查. 七、35KV串联电抗 1、测量绕组绝缘电阻。 2、测量绕组直流电阻。 3、绕组交流耐压。 八、电容器放电线圈的试验 1、绝缘电阻。 2、交流耐压试验。 3、绝缘油的击穿试验。 4、一次绕组的直流电阻。 5、电压比。

九、橡塑绝缘电力电缆 1、电缆主绝缘绝缘电阻。 2、电缆外护套绝缘电阻。 3、直流耐压试验。

十、镉镍蓄电池直流屏的试验项目 1、镉镍蓄电池组容量的测试。

2、蓄电池放电终止电压的测试。 3、各项保护检查。

十一、金属氧化物避雷器的试验项目 1、绝缘电阻。

2、直流1mA电压（U1mA）及0.75 U1mA下的泄漏电流。 3、底座绝缘电阻。

4、检查放电计数器的动作情况。 十二、母线的试验项目 1、绝缘电阻。 2、交流耐压试验。 十三、接地装置的检查

1、检查有效接地系统的电力设备接地引下线与接地网的连接情况。

备注：以上是电气设备定期检查试验项目，如设备大修试验、检查项目请以中华人民共和国

电力行业标准《电力设备预防性试验规程》DL/T 596-2006。试验的结果也以本标准为依据。

十四、继电保护及二次回路检查项目 1、盘柜清扫。

2、二次回路测绝缘电阻（用500V摇表）。 3、电流回路测直流电阻、测绝缘。 4、电压回路测绝缘。

5、对变压器保护、110kV出线保护、35kV进线保护进行检查与模拟传动。要求传动动作值与定值相符，保护可靠动作，开关可靠跳闸，装置与后台信息、故障报文一致。