风电场运行规程.docx
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风电场运行规程.docx
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风电场运行规程
3场内一次设备的组成及其作用
3.1场内一次设备有:
变压器、断路器(开关柜)、母线、隔离开关、互感器(电流和电压)、避雷器、场用变和无功补偿装置。
3.2场内一次设备的作用及组成:
1变压器:
起变换电压的作用,可以升高电压以利于功率的传输、降低线损。
可以降低电压满足不同用户的需求。
其组成部分有:
铁芯、绕组、绝缘套管、油箱、储油柜,呼吸器、防爆管、散热器、分接开关、气体继电器以及温度计等。
2断路器:
切断和闭合高压电路的空载和负荷电流,而且当系统发生故障时,它和继电保护和自动装置相配合,迅速切断故障电流,以减少停电范围,防止事故扩大,保证系统的安全运行。
高压断路器的主要结构分位:
导流部分、灭弧部分、绝缘部分、操动机构部分。
3母线:
载流设备,是电流的通道,承载负荷、空载电流。
4隔离开关的用途:
设备检修时造成明显断电,使检修设备与带电设备隔离,同时与断路器配合改变运行方式。
隔离开关一般由绝缘支架、操作机构、连锁机构、动静触头、刀口等组成。
5互感器:
将大电流变换为小电流,将大电压变换为低电压,供给继电保护及仪表所需,同时将高压系统与二次相隔离保证人员、设备的安全,同时使仪表、继电器的制造标准化、简单化,以利于生产。
互感器由一、二次绕组、铁芯、绝缘支撑物组成。
6避雷器:
用于防止雷电行波沿线路侵入变电站或其他建筑物危害电气设备绝缘的一种防雷装置,防止雷电及内部过电压。
其中阀型避雷器由套管、火花间隙、并联电阻、阀型电阻、上下法兰以及压缩弹簧及其附件组成。
氧化锌避雷器由套管、氧化锌电阻、上下法兰以及压缩弹簧及其附件组成。
7场用变:
构成与变压器相同,供给站内正常照明用电。
8无功补偿装置:
主要用来补偿电网中频繁波动的无功功率,抑制电网闪变和谐波,提高电网的功率因数,改善高压配电网的供电质量和使用效率,进而降低网络损耗。
4调度范围的划分和运行方式
4.1调度范围的划分
1中广核苏尼特风电场与锡盟地区电网并网点为220千伏温度尔变电站的220kV苏温线251断路器。
2中广核苏尼特风电场并网后,风电场变电站设备调度范围划分如下:
内蒙调通中心调度的设备(中调一类设备):
220kV苏温线251间隔、220kV1号母线及其附属设备、1号主变中性点210接地刀闸。
中广核苏尼特风电场自行管辖的设备:
除上述外的其他一切设备。
所有二次设备的调度管理范围与一次设备相对应。
3调度机构是风电场设备运行的组织、指挥、指导和协调机构。
风电场的运行值班人员必须服从调度管理,严格执行调度命令。
4当发生任何事故或设备异常时,运行值班人员都必须向有关调度汇报,并按照调度命令和有关规程的规定进行处理,若情况紧急时,当值值班长可根据有关规定,在未经调度命令的情况下进行有关的处理,但事后必须立即向有关调度汇报。
5对于风电场所管辖的设备,应由当值值班长负责管理,当需要改变其运行方式时,由当值值班长下令执行。
5倒闸操作的运行规定
5.1倒闸操作的一般要求
1电气设备的倒闸操作必须严格遵守国家电网公司《电力安全工作规程》、《调度规程》和其它有关规程规定。
2调通中心调度的的电气设备(一类设备),其倒闸操作由当值调度员发令,当值值班负责人接令,组织操作并审核操作票。
调通中心管理的设备(二类设备),操作前应事先征得当值调度员的许可,事后报告当值调度员。
风电场自行管辖的设备由当值值班负责人发令,组织操作并审核操作票。
3执行倒闸操作时(包括单项操作)均应先在监控系统中的五防工作站上拟出正确的倒闸操作票,核对检查无误后,由操作人、监护人、值班负责人分别在倒闸操作票上签名确认。
然后在操作员工作站上输入操作人、监护人口令,检查无误后,最后进行实际操作。
4在倒闸操作执行中,发现疑问应立即停止操作,待询问清楚后再操作。
值班员不得自行更改操作任务和颠倒操作顺序。
5属于调度管辖设备,除当值调度员外,其它人员不得通过任何方式改变其运行状态。
6在操作前应充分考虑一次系统变化的合理性,防止对系统和风电场中断供电和设备过载。
7应防止操作时可能产生的过电压。
如投、切空载变压器和操作母线造成谐振过电压。
8设备送电前,运行人员必须对设备进行验收检查,同时督促有关工作负责人对设备的检修、试验工作做好完整的记录,并对设备能否运行下明确的结论,由运行值班人员办理有关工作票的终结手续,拆除一切与检修有关的安全措施(调度下令的有关安全措施均应按调度命令执行),恢复固定遮栏及常设标示牌,对设备各连接回路进行检查,使设备具备送电条件。
5.2倒闸操作的技术要求
5.2.1操作中应严防以下几种误操作事故发生。
1带负荷拉(合)隔离开关。
2带接地线(接地刀闸)合闸。
3带电挂(合)接地线(接地刀闸)。
4误拉、误合断路器。
5误入带电间隔。
6误投、误停保护。
7操作中对继电保护考虑不周,造成保护误动或拒动。
5.2.2倒闸操作的技术规定
1停电拉闸操作必须按照断路器——负荷侧隔离开关——电源侧隔离开关的顺序依次进行,送电合闸操作应按与上述相反的顺序进行。
严禁带负荷拉合隔离开关。
2电动合断路器时,应注意表计变化。
倒闸操作中,防止电压互感器或场用变二次反送到高压。
3停用电压互感器时,应考虑有关保护、自动装置及计量装置。
4倒母线操作中,母联断路器应在合闸位置并应采取防止母联断路器掉闸的措施。
5小车开关由运行转检修的操作顺序:
拉开断路器,小车由运行位置拉至试验位置,断开电源,小车由试验位置拉至检修位置。
恢复时相反。
6操作单相刀闸、高压熔断器时,应先拉中相,后拉边相。
恢复时相反。
7两组场用变倒电源时应先拉后合。
8装有双套保护装置的线路、变压器,自动重合闸出口压板只允许投入一套。
5.2.3变压器倒闸操作
1变压器停电的顺序应为:
先停低压侧后停高压侧。
送电顺序相反。
为操作简便,可先将各侧按顺序转热备用后,再转冷备用。
2投运和停运变压器时,操作前必须先将中性点接地。
正常运行时中性点保留台数按调度规定执行。
3变压器并、解列操作不得用隔离开关进行。
4倒停变压器时,应检查并入的变压器确已带负荷后方可操作待停变压器。
5新投入或大修后的变压器有可能改变相位,合环前要进行相位校核。
5.2.4线路操作
1线路停电操作时应先断开线路断路器,其次拉开线路侧隔离开关,最后拉开母线侧隔离开关。
线路送电操作与此相反。
严防带负荷拉隔离开关。
2在合上220kV线路侧接地刀闸(包括挂接地线)的操作时,必须先验明线路三相确无电压。
3新建、扩建、改建或大修后的线路投运前应校对相位,投运后应校对保护极性。
4拉开线路两侧的断路器和隔离开关后,才允许在线路两侧合接地刀闸或挂地线并挂标示牌,接受调度施工令之后才能许可站内工作。
5工作结束后,施工地线全部拆除,施工人员退出现场,具备送电时,向调度汇报竣工,按调度命令拆除线路侧地线,恢复送电。
5.2.5母线操作
5.2.5.1220kV母线充电时,必须投入其充电断路器的充电保护,充电完毕后退出充电保护。
5.2.5.2母线停送电操作中,对于母线电压互感器的操作必须遵循下列规定:
停电操作先断开电压互感器二次小开关,后断开待停母线的电压互感器隔离开关。
送电操作必须在合上相应母线的电压互感器隔离开关后,再合上电压互感器二次小开关。
5.2.6断路器的操作
1断路器合闸前所有继电保护应按规定投入。
2断路器合闸后,必须检查确认三相均已合上,三相电流是否正常,指示灯指示是否正确。
3断路器检修时必须断开断路器及两侧隔离开关,在断路器两侧合上接地刀闸或挂地线。
5.2.7单独停运电压互感器的倒闸操作
5.2.7.1运行转冷备用的操作顺序:
1)按规定改变保护运行方式。
2)断开电压互感器二次空气开关。
3)拉开电压互感器隔离开关。
4)按规定改变保护运行方式。
5.2.7.2冷备用转运行操作顺序与上述操作顺序相反。
5.2.8保护及自动装置的操作
1设备正常运行时,应按有关规定投入其继电保护及自动装置。
在倒闸操作时,一次设备运行方式的改变对继电保护动作特性、保护范围有影响的,应考虑将其继电保护运行方式、定值作相应调整。
继电保护、自动装置故障影响其正确动作时,应将相应的继电保护退出。
2投入继电保护时,先投保护装置电源(先交流,后直流),然后投入保护出口压板。
停用与此相反。
其目的是防止投、退保护时引起保护误动。
3电气设备送电前(合上隔离开关前),应将所有保护投入运行(受一次设备运行方式影响的除外),电气设备停电后,才能将有关保护停用,特别是在进行保护的维护工作和校验相应二次回路工作时,其远切、远方跳闸、三相不一致和失灵保护一定要停用。
4严禁用拉、合直流电源开关的方法复归微机保护信号。
5线路两端的高频(差动)保护应同时投入或退出,不能只投一侧高频(差动)保护,以免造成保护误动作。
闭锁式高频保护投运前要检测高频通道是否正常。
6正常停用微机保护时,运行人员一般不停整个保护装置的交直流电源,以免保护装置在上电过程中出现异常。
6设备运行维护规定
6.1变压器部分
6.1.1运行维护规定
1变压器正常运行规定
1)正常情况下,变压器不允许超过铭牌的额定值运行。
2)只有当变压器高压、中压和低压三侧都固定接上相应电压等级的避雷器后,才允许将变压器投入运行。
3)变压器运行时,定值通知单上所要求投入的保护均要投入运行。
特殊情况下要退出有关保护需经设备所属调度的当值调度员批准。
压力释放阀、油温高动作接电应接信号。
4)变压器的油位要与油温相适应,不允许油位越上、下限运行。
2过电压运行规定:
变压器的运行电压一般不高于105%的运行分接电压、如果变压器的任何一侧的负荷功率不高于额定值时,变压器可以在最高工作电压下运行。
3过负荷运行规定
1)风机分为俩组分别控制,当两组风扇全部启动时,负载能力为100%,当启动一组风扇时,负载能力为83%当风扇全停时,负载能力为70%。
变压器负载能力表:
过电流(%)
20
30
45
60
75
100
允许运行时间(分)
480
120
80
45
20
10
2)在变压器任何一侧的负荷功率不高于额定值时,变压器可以在最大长期允许电流下运行。
3)当变压器有较严重的缺陷(如冷却系统不正常,严重漏油,有局部过热现象,油中溶解气体分析结果异常等)或绝缘有弱点时,不允许主变过负荷运行。
变压器过负荷运行时,应及时向中调汇报,并派专人监视负荷和油温表计,监视现场设备运行情况。
若变压器超过规定的过负荷能力,应立即减少发电出力。
同时运行人员应作好相应记录。
4)变压器过负荷运行时,应投入全部工作冷却器。
5)变压器过负荷运行时,有载调压开关应停止操作。
4冷却装置运行规定
1)变压器投入运行(即合上高压侧断路器)时,冷却系统能自动投入工作冷却器。
切除变压器时,冷却系统能自动切除全部投入运行的冷却器。
2)变压器顶层油温达到55℃或负荷电流达到0.7倍额定电流能自动启动冷却器,当顶层油温降到45℃或负荷电流小于0.7倍额定电流时,冷却器自动退出。
3)当变压器工作冷却器发生故障时发出“冷却器故障”信号至后台监控机通知运行人员查找原因。
4)每个冷却器可用控制手柄位置来选择冷却器的工作状态:
投入、解除.
5)当变压器上层油温超过85℃时,应投入全部冷却器,增加巡视次数、加强监视,做好负荷、油温、环境温度等相关记录。
6)当两路电源全部失电时,变压器允许带额定负荷运行20分钟,如果20分钟后,变压器的顶层油温未达到80℃,允许上升到过80℃。
但这种状态下运行的最长时间不得超过1小时。
满足上述条件变压器风冷全停保护动作将变压器切除。
7)冷却器运行的组数要与变压器的负荷相匹配,同时应考虑与环境温度及上层油温相适应。
8)变压器冷却系统分别从380VⅠ、Ⅱ段母线接有二路独立的电源,二路电源可任选一路工作,一路为备用,当工作电源发生故障时,备用电源自动投入,而当工作电源恢复时,备用电源自动退出。
9)冷却器的电机设有过负荷、短路及断相保护,以保证电机的安全运行。
10)主变二路工作电源自动切换试验应每月进行一次。
11)冷却器应定期清扫,在变压器停止运行的定期检查中,一般应进行清扫,另外可根据温升变化(比初始值高5-10%)时和污垢程度,每年用中压水柱清洗,以便除去根部及管间积聚的灰尘等杂物。
5压力释放阀运行维护规定
1)运行中的压力释放阀动作后,查明原因后应将压力释放阀的机械、电气信号手动复归。
2)压力释放阀如有渗漏现象时应及时采取措施解决。
3)压力释放阀的胶圈自出厂之日起每十年必须更换一次,以免因胶圈老化导致释放阀漏油甚至失效。
6QH取气盒在正常维护中应保证各连接点及视察窗密封良好。
7有载分接开关、在线净油装置运行维护
1)主变有载分接开关的操作,应根据调度下达的电压曲线进行调节,使母线电压在允许范围内,有载分接开关的操作方法有电动操作和手动操作两种:
a)电动操作:
◆在主变测控屏HMK7控制器上选择正确指令,或在SHM-1电动机构上选择正确指令。
◆电操档用于直接按电动机构上按钮进行升、降、停操作。
◆远程档用于远方(监控后台)进行升、降、停操作。
◆就地档用于通过控制器HMK7控制器对电动机构进行升、降、停操作。
b)手动操作:
将手摇把插在轴上,在摇把啮合之前,手动保护开关S8动作,断开电机电源,手摇33圈,电动机构完成一个动作。
正常情况下,我场优先电动远程档操作。
2)在线滤油机运行注意事项:
a)如果滤芯报警装置报警和压力表指示工作压力超过0.3Mpa,或开关油耐压值小于35kV/2.5mm,或微水值大于25mg/L时应及时更换滤芯。
b)在滤油机启动过程中如果油温较低,绝缘油的粘度较大,可能引起压力表读数超过0.3Mpa,智能控制系统已设定延时报警功能(10min)。
如果油温低于0℃,这种现象可以不去理会。
c)电接点压力表在现场可以指示当前滤油机内部的工作压力,判断滤芯的污染程度,当压力达到0.3Mpa时,延时10分钟发出远程报警信号,提示需要更换滤芯,同时切断滤油机电机电源,滤油机停止工作。
此时,报警指示灯和远程报警接点保持,只有按下“复位”按钮,报警指示灯和远程报警接点才能复位。
d)如果电机正传,油泵在工作时压力表读数应高于0.1Mpa。
否则电机在反转下工作,严禁滤油机油泵在无油状态下空转。
e)滤油机分为手动、定时、联动三种运行方式。
◆手动运行方式:
按手动开按钮,滤油机开始工作,运行指示灯亮。
按手动关按钮,运行指示灯灭,滤油机停止运行。
若不按停止键,根据系统设定时间自动停止工作,出厂设定为2小时)。
◆定时运行方式:
按定时/联动按钮,定时指示灯灭,联动指示灯亮,滤油机进入定时等待状态。
定时启动时间出厂时设为上午9:
00,运行时间为2小时。
◆联动运行方式:
再次按下定时/联动按钮,定时指示灯灭,联动指示灯亮,滤油机进入联动等待状态。
在该状态下,有载开关每动作一次,滤油机进行一次持续时间为30分钟的滤油操作。
◆我风场滤油机工作方式全部为联动运行方式。
f)为确保设备的使用寿命和运行安全,在最初运行的三天里,每日检查一次,三天后每月检查两次。
主要检查系统是否渗漏,运行是否正常。
巡视中,如有异常的运转声音和渗漏应立即停机检查。
g)更换滤芯方法:
1切除滤油机电源。
2关闭过滤器截止阀。
3逆时针旋转T型螺栓打开过滤罐,取出需更换滤芯。
4拆开新滤芯的包装袋,迅速装入过滤罐内,安装好过滤罐端盖(注意:
新滤芯的换滤芯用的织带必须在上面)。
5打开过滤器截止阀。
6对过滤罐进行放气操作。
7接通滤油机电源,滤芯更换完成。
8按下“复位”按钮,使报警指示灯和远程报警接点复位。
6.1.2操作规定
6.1.2.1主变投入运行的操作顺序:
先合主变高压中性点接地刀闸,及高、低压侧隔离开关,并检查,然后合入高压侧断路器,此时冷却器自动投入,再合低压侧断路器。
要按照高压—低压的顺序进行,最后根据系统要求决定主变高压侧中性点接地刀闸的位置。
6.1.2.2主变退出运行的操作顺序。
先将主变低压系列退出运行。
再根据中调指令合上主变高压侧中性点接地刀闸,再拉开高压侧断路器。
及断路器两侧隔离开关,要按负荷侧—电源侧的顺序进行。
主变中性点接地刀闸的位置要根据系统方式决定,站内要求保留一台主变的中性点。
6.1.2.3主变有载调压装置方法即注意事项:
1)运行人员应根据调度下达的电压曲线或电压控制范围,调压操作。
操作后应认真检查分头动作和电压电流变化情况,并作好记录。
每天操作次数不准超过110kV电压等级为20次,220kV电压等级为10次(每调一个分头为一次),每次间隔最少1min。
2)当变压器负荷1.2倍及以上时,禁止操作有载分接开关。
3)运行中调压开关重瓦斯应投跳闸。
当轻瓦斯信号频繁动作时,应作好记录,并停止进行调压操作,分析原因及时处理。
4)运行6-12个月或切换2000-4000次后,应取切换开关箱中的油作试验。
5)分接开关新投运1-2年或分接变换5000次,切换开关或选择开关应吊芯检查一次,此后可按实际情况确定检查周期。
6)运行中分接开关累计分接变换次数达到所规定的检修周期分接变换次数限额后,应进行大修,如无明确规定,一般每分接变换1-2万次,或3-5年亦应吊芯检查。
7)装有在线滤油装置的有载分接开关,每年应对分接开关油做一次取油化验。
8)分接变换操作时,应与控制室保持联系,密切注意电压与电流的变动情况。
9)两台有载调压变压器并列运行时,允许在变压器85%额定负荷下调压,但不得在单台主变上连续调节两档,必须在一台主变调节一档完成后再调节另一台主变一档,每调一档后要检查电流变化情况,是否过负荷。
对于降压时应先调节负荷电流大的一台,再调节负荷电流小的一台。
升压时与此相反。
调节完毕应再次检查主变分头在同一位置,并注意负荷分配。
10)有载调压开关电动操作出现“连动”(即操作一次,调节二个及以上分头)现象时,应在指示盘上出现第二个分头位置后立即切断电机电源,然后用手摇到适当的分头位置。
11)主变分接开关每变换一个位置,须按动一次按钮。
如遇连续不停切换分解头,在出现下个位置时,切断调压装置的操作电源,然后手摇到适当的分头位置。
6.1.2.4主变差动保护和重瓦斯保护不允许同时退出。
6.1.3巡视检查规定
6.1.3.1日常巡视
1)变压器本体:
a)检查并记录运行中变压器的油温和环境温度、负荷(电流、有功、无功)、电压,检查最高油温指示情况,监视运行温度是否超过极限。
b)监视油枕的油位是否正常,不允许油位越上下限运行。
c)设备有无异常声音和振动。
d)检查有无渗漏油现象,特别注意每个阀门、表计、法兰连接处以及焊缝等。
e)检查呼吸器硅胶颜色(变色2/3以上需更换),油封杯内的油位、油色是否正常,是否有呼吸的气泡进出,切实保证畅通。
2)套管:
a)检查充油套管内油位正常,并注意油位有无变化。
b)检查有无渗漏现象。
c)检查套管是否清洁,无损坏裂纹和放电声音及痕迹。
d)观察套管上灰尘的污染及变化情况。
e)检查引线接头无异常和明显发热现象。
特别是雪天和雨天,接头上有无溶化蒸汽现象,金具有无变形,螺丝有无松脱和连接线有无断股损伤。
3)冷却装置:
a)冷却器阀门、散热器和油泵等处无渗漏。
b)变压器风冷控制箱信号指示灯、控制开关位置是否运行正常,电源是否完好。
c)检查变压器冷却器运行是否正常。
d)检查变压器油流继电器指示是否正确,以判断潜油泵和阀门的运行状况。
e)检查冷却器的风扇叶片应校平衡并调整角度,注意定期维护保证正常运行。
f)运行中的油流继电器指示异常时,注意检查油流继电器挡板是否损坏脱落。
4)有载调压装置:
a)检查调压装置机构箱的调压位置指示是否与主控室指示相同,三相位置指示一致,调压控制电源是否正常,滤油机电源正常。
b)检查压力释放装置有无损坏、渗漏现象,保护装置有无压力释放动作信号,有无喷油的痕迹。
5)其它:
a)检查瓦斯继电器有无渗漏,内部应充满油。
集气盒内有无气体。
b)检查操作员站上变压器调压位置指示器指示位置正常。
c)检查主变泡沫消防系统管道有无渗漏现象。
d)检查变压器周围无异常,标示齐全,风冷控制箱与主变交流动力电源箱门应关好。
e)变压器冷却器控制箱内有无异常,加热器投退把手“SH”是否按季节和要求正确投退,箱内密封是否良好。
f)变压器调压机构箱内有无异常,控制电源开关位置是否正确,箱内密封是否良好。
g)外壳及箱沿应无异常发热。
h)各部位的接地应良好。
i)各部标志应齐全明显。
j)消防设施应齐全完好。
k)贮油池和排油设施保持良好状态。
6.1.3.2特殊巡视
出现下列情况之一时,应对变压器进行特殊巡视检查,并增加巡视检查次数。
a)每次跳闸以后。
b)存在严重、危急缺陷时。
c)变压器过负荷或过电压运行,变压器异常运行时(每小时至少一次)。
d)天气异常时和雷雨后。
e)高温季节、高峰负荷期间。
f)主变近区故障后。
g)新投入后的变压器。
6.1.4投运和检修的验收项目
6.1.4.1变压器小修后的验收:
1)变压器本体和附件:
a)变压器本体和组件部件等各部分均无渗漏。
b)本体油枕油位合适,油位表指示正确。
2)套管:
a)瓷套表面清洁无裂缝、损伤。
b)套管固定可靠、各螺栓受力均匀。
c)油位指示正常。
d)电容套管末屏接地可靠。
e)引线连接可靠、对地和相间距离符合要求。
引线松紧适当,无明显过紧过松现象。
3)升高座和套管型电流互感器:
a)套管型电流互感器二次接线板及端子密封完好,无渗漏,清洁无氧化。
b)套管型电流互感器二次引线连接螺栓紧固、接线可靠、二次引线裸露部分不大于5mm。
4)气体继电器:
a)继电器应水平安装,其顶盖上标志的的箭头应指向储油柜,其与连通管的连接应密封良好,连通管应有1%~1.5%的升高坡度。
b)集气盒内充满变压器油,且密封良好。
c)气体继电器应具备防潮和防进水的功能,防雨罩安装是否合格。
d)气体继电器电缆引线在继电器侧应有滴水弯,电缆孔应封堵完好。
e)观察窗的挡板应处于打开位置。
5)压力释放阀:
a)压力释放阀及导向装置的安装方向应正确。
阀盖和升高座应清洁,密封良好。
b)压力释放阀的电缆引线在继电器侧应有滴水弯,电缆孔应封堵完好。
c)压力释放阀应具备防潮和防进水的功能。
6)有载调压装置:
a)检修工作结束后,应对有载调压装置进行传动,传动顺序:
向下调节一档,向上调节两档,再调节回原位,每次调节都要在现场分别检查三相的位置,传动结束后保证三相有载分接开关的指示位置与工作前一致。
传动过程中检查传动机构应固定牢靠,连接位置正确,且操作灵活,无卡涩现象。
有载分接开关三相档位一致,操作机构、本体上的档位、监控系统中的档位一致。
机械连接校验正确,电气、机械限位正常。
经两个循环操作正常。
b)远方操作、就地操作正确可靠。
c)切换装置的工作顺序应符合制造厂规定。
正、反两个方向操作至分接开关动作时是线圈误差应符合制造厂规定。
d)油位指示正常,外部密封无渗油,进出油管标志明显。
e)进行分接变换操作时应采用三相远方或就地电气操作。
f)带电滤油装置运行时应无异常的振动和噪音。
g)带电滤油装置外部管道连接处密封良好。
7)吸湿器:
a)吸湿器与油枕间的连接管的密封良好。
b)吸湿器应干燥。
油封油位应在油面线上或满足产品的技术要求。
c)吸湿器内的硅胶数量充足,无变色受潮现象,油封良好,呼吸畅通。
8)测温装置:
a)就地和远方温度计指示应在允许偏差内。
b)记忆最高温度的指针应与实际温度的指针重叠
9)滤油机a)检查滤油机的工作电源系统是否正常。
b)变压器本体、中性点和铁芯、油箱接地引线螺栓紧固,接触良好。
10)控制箱(包括有载分接开关、冷却系统控制箱):
a)控制箱及内部电器的铭牌、型号、规格应符合设计要求,外壳、漆层、手柄、瓷件应无损伤、裂纹或变形。
b)控制回路引线裸露部分不大于5mm,c)控制箱及内部元件外壳、框架的接零或接地应
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- 电场 运行 规程