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变电运行技能培训教材
变电运行技能培训教材
1.主变压器
1.1主变的概念:
变压器是一种静止的电气设备,它通过电磁感应的作用,把一种电压的交流电能转换成频率相同的另一种电压的交流电能。
主变的分类:
三绕组变压器自耦变压器\接地变压器等
1.2主变的结构和各部件作用
1.2.1铁芯:
起导磁作用,变压器的一、二次线圈绕在铁芯上
1.2.2线圈:
起导电作用,每相有两绕组或三绕组,按要求的不同绕法形成圆筒形套在铁芯上,低压在里,高压在外。
1.2.3油箱:
是变压器的外壳,起储油作用
1.2.4油枕:
起着储油及补油的作用(用以补偿油的热胀冷缩或缺油漏油引起的油位变化,并能合空气与本体油不直接接触减省了油的氧化),保证油箱内充满油,油枕的侧面装有油位计,可以监视油位的变化。
1.2.5呼吸器:
呼吸器的干燥剂可以吸收空气中的水平对空气起过滤作用,从而保持油的清洁,其中的变色硅胶吸湿后由蓝色变为粉红色,可在140度烘培8小时,恢复蓝色后再用。
1.2.6防暴管:
当变压器内部故障时,温度升高油剧烈分解产生大量气体,使油箱内压力剧增,此时防暴管破裂来防止变压器油箱爆炸或变形。
1.2.7散热器:
运行中的变压器铁芯和绕组产生的热量,是通过绝缘油经过铁芯和绕组中的油道带出并传至散热器和油箱散发冷却的。
起到降低变压器温度的作用。
带风扇加强散热的称为油浸风冷式,带油泵加强油循环的称为强迫油循环风冷式。
1.2.8绝缘套管:
起到连接各侧引线、固定引出线的作用。
套管中注有变压器油,不与变压器本体油箱导通。
1.2.9调压装置(分接开关):
是调整电压的装置。
就是用调整一次绕组的匝数在小范围内改变二次电压的输出的装置。
增加一次侧匝数,二次侧电压减小,反之,则增高。
又可分为无载调压和有载调压两种。
1.2.10瓦斯继电器:
是变压器的主要保护,当内部故障时,瓦斯继电器动作跳开关。
1.2.11温度计:
监视主变的油温
1.3主变的巡视检查项目
1.3.1检查油枕和充油套管的油位、油色是否正常,器身及套管有无渗油、漏油现象。
(油枕油位表0~10数字是浮球的位置的最大和最小位移的等分度,不是油位高低的等分度,根据气候的变化其指示应在“1”以上,可参照现场曲线,当油位低于零时发出报警信号)
1.3.2根据温度表指示检查变压器上层油温是否正常。
(应根据当时的负荷情况、环境温度及冷却装置投入的情况等与以往的数据进行比较。
例如上层油温过高,可能是冷却装置运行不正常,也可能是变压器内部有故障)
1.3.3检查变压器音响是否正常。
变压器在正常运行时,内部发出均匀的“嗡嗡”声,如有劈啪的放电声,则内部有接触不良或绕组绝缘间有击穿现象。
如声音不均匀,应检查系统有无异常、负荷是否有突然增大。
1.3.4检查瓷套管,应清洁,无破损、裂纹和打火放电现象。
1.3.5检查冷却器运行情况。
以强油风冷为例应检查冷却器组数按规定启用,辅肋冷却器在上层油温为55度时自动开启,45度时停止,65度时发信号。
油泵运转应正常,电机无过热,无其它金属碰撞声,无漏油现象,冷却器的油流继电器应指示在“流动”位置。
控制箱内无“回路故障”信号,变压器停用后,冷却器仍应运行1至2小时。
1.3.6引线接头接触是否良好,接头接触处经红外测温测试不应超过70度。
1.3.7检查呼吸器,油封应正常,呼吸应畅通,硅胶潮解变色部分不应超过总量有1/2。
1.3.8减压装置是否完好,有无动作(RD型减压装置在变压器内部故障产生反常的内部压力时,破裂板立即破裂,排过大压力同时按压缩的弹簧推出移动杆,并且接触器启动微动开关)。
1.3.9检查瓦斯继电器与油枕间连接阀门,应打开,瓦斯继电器内无气体,且充满油。
注意不得触动探针,否则会引发事故。
1.3.10检查变压器铁芯接地线和外壳接地线,应良好。
1.3.11检查有载调压分接开关位置,应正确。
操作机构中机械指示器与受控制室内分接开关位置指示应一致。
1.4变压器运行中的注意事项
1.4.1变压器的运行电压一般不应高于该运行分接头额定电压的105%,当主变过载1.2倍以上时,禁止操作有载开关分接头。
1.4.2变压器正常运行时,上层油温不超过85℃,若运行中超过85℃,应采取措施启用备用冷却器或转移负荷,此时变压器的上层油温最高不应超过95℃。
1.4.3并列运行的变压器绕组接线组别必须相同,电压比相等(允许相差正负0.5%)、阻抗电压相等、容量之比不大于3,否则将产生环流,使变压器过负载。
1.4.4变压器在初次并列运行前必须经过核相,证明相位一致方可并列。
(两者相序相同才能并列,否则会造成相间短路。
)
1.4.5变压器强油循环风冷却系统必须具备两路电源,一个为备用电源,当主电源出现故障失压时,备用电源应自动投入运行。
1.4..6当冷却器全部失去电源时,变压器的额定负载条件下,允许运行时间为20min。
若上层油温未达到75℃时,允许油温上升到75℃,但切除冷却器后的最长运行时间不得超过1小时。
1.4.7新安装或大修后的变压器投入运行时,必须将重瓦斯保护投入跳闸位置。
对于主变压器在运行中加油或滤油、净油器投入运行和更换吸湿济、强油循环装置油路系统进行检修或试验以及瓦斯保护及其二次回路处工作时,重瓦斯保护都应改为动作于信号。
1.5变压器异常运行及事故处理
1.5.1变压器运行中发现有任何不正常情况时(如漏油、油枕内油面高度不够、发热不正常、音响不正常),应迅速查明原因,用一切方法将其消除,并立即报告调度值班员以及行政领导,将经过情况记录在运行记录及缺陷记录簿内。
1.5.2变压器有下列情况之一时,应立即停止运行:
1)变压器内部音响明显增大,很不正常,有爆裂声;2)严重漏油或喷油,使油面下降到低于油位计指示限度;
3)套管有严重破损和放电现象;
4)变压器冒烟着火;
5)油枕喷油或压力释放阀移动杆推出并喷油、
喷气;
6)油色有显著变化;
同时作如下处理:
1)有备用变压器时,应先将备用变压器投入,立即切断故障变压器;2)变压器并列运行时,应立即断开故障变压器,当运行变压器超负荷时,遵照事故过负荷的规定进行处理,必要时采取限负荷措施;3)变压器分开运行时,应设法(如合环等)将故障变压器的负荷转移至非故障变压器运行,当运行变压器超负荷时,同样遵照事故过负荷的规定进行处理,必要时采取限负荷措施;
4)主变着火时应首先将其各侧所有开关和刀闸断开,报告火警组织人员灭火,在可能的情况下打开放油阀。
此时若是主变顶盖燃烧时应将油放到低于着火处,若是外壳爆炸则将油放光。
灭火时,应使用干式灭火器,如二氧化碳,1211干粉等灭火器,且灭火器操作者应站在上风处,以加强灭火效果。
对于流散于地上的油火,可使用泡沫灭火器或砂扑灭。
灭火过程应遵守“电气设备典型消防规程的有关规定”。
1.5.3当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其它情况,对变压器构成严重威胁或发生危及变压器安全的故障而变压器的有关保护装置拒动时,应立即将变压器停运。
1.5.4变压器温度异常升高,上层油温超过85℃(强迫油循环风冷)、95℃(自然循环自冷、风冷)或上层油温升高超过制造厂规定应按以下步骤检查处理
1)检查变压器的负载和冷却介质的温度,并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对
2)检查主变本体、主控室、及调度端温度计指示是否正常;3)检查冷却系统是否正常(包括冷却电源是否正常、各散热器阀门是否开启,风扇、油泵工作是否正常)或变压器室的通风情况;若温度升高的原因是由于冷却系统的故障,则应汇报检修进行处理,若运行中无法处理应将变压器停运处理;若不能立即停运处理,则值班人员应汇报调度降低负载至允许运行温度下的相应容量
若上述情况均正常,且变压器温度不正常并不断上升,则认为变压器已发生内部故障,应立即将该变压器停运。
变压器在各种超额定电流方式下运行,若顶层油温超过105℃时,应立即降低负载。
1.5.5当发现变压器的油面较当时油温应有的油位显著降低时,应查明原因,汇报检修公司及时补充。
运行中进行补油时应将主变重瓦斯保护改接信号。
但当主变大量漏油而使油位迅速下降时,禁止将瓦斯保护改投信号,而必须迅速采取措施,阻止漏油。
1.5.6变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限,经查明不是假油位所致时,则应放油,使油位降至与当时油温相对应的高度,以免溢油。
1.5.7铁芯多点接地而接地电流较大时,应汇报检修安排处理,在缺陷消除前应加强监视。
1.5.8变压器过负荷时,按过负荷的规定执行,并采取如下措施:
1)报告调度值班员,考虑是否减负荷;
2)投入备用变压器;
3)投入所有的冷却器;
4)变压器温度(油温、绕组温度)超过允许值时,应按调度规定的紧急拉负荷序位拉负荷,使负荷和油温在允许范围内运行;
5)加强对变压器的监视。
1.5.9主变冷却器全停异常规定:
1)强迫油循环风冷变压器冷却器全停后的跳闸情况明确如下:
变压器在满负荷下允许运行20分钟,如20分钟后顶层油温未达到75℃,则允许上升到75℃但在这种状态下运行的最长时间不得超过1个小时。
2)当主变在运行时出现冷却器全停,应征得地调同意解除“冷却器全停跳三侧”压板,然后再进行检查处理(应检查站用变高、低压熔丝是否熔断,有否缺相运行;冷却器直流控制电源是否失去等)。
3)在此期间应有专人监视主变负荷、温度情况及全停时间,与调度密切联系。
1.5.10调压开关操作中发生下列异常情况时应作如下处理:
1)操作中发生连动时,应在指示盘出现第二个分接位置时立即切断操作电源,如有手摇机构,则手摇操作到适当分接位置;
2)远方电气控制操作时,计数器及分接位置指示正常,而电压表和电流表又无相应变化,应立即切断操作电源,中止操作;3)分接开关发生拒动,误动;电压表和电流表变化异常;电动机构或传动机械故障;分接位置指示不一致;内部切换异声;过压力的保护装置动作;看不见油位或大量喷漏油及危及分接开关和变压器安全运行的其它异常情况时,应禁止或中止操作;
收集气体时要注意保持电气安全距离,气体检查应在十分钟内完成。
根据气体的颜色、是否可燃及色谱分析判断若气体为空气,则主变可继续运行并放出瓦斯继电器内积聚的空气;若判断为内部故障则应汇报调度将主变退出运行。
3)主变轻瓦斯动作时禁止进行调压操作。
4)重瓦斯保护动作也应从外部检查及气体检查来判断。
瓦斯气体性质故障原因
气体颜色
故障特征
气体可燃性
黄色
木质损坏
不易燃烧
淡灰色
绝缘纸或电工纸板损坏
带强烈臭味可燃
黑或深灰色
油因过热闪络而分解或铁芯故障
易燃
无色
空气进入
不可燃
1.5.12主变保护动作跳闸时,值班人员应查明动作的保护装置及动作原因。
若属主变内部故障,则未经进一步检查和检修处理前,主变不得投入运行。
若属其他设备故障引起,应把故障设备隔离或检修后并征得调度同意方可将主变投入运行。
在对外部设备恢复送电前应检查该设备是否有故障及相应保护是否动作,若有设备故障或保护动作则不得恢复送电;在对外部设备恢复送电时应注意观察是否有异常现象(如系统振荡、失地、电压明显降低、电流明显增大、音响、相关保护动作等),若有异常现象则应立即将送电设备断开。
1.5.13变压器差动保护动作跳闸,应做如下处理:
1)检查差动保护所用三(两)侧CT往主变方向范围内设备上有无放电痕迹,设备附近有无烧熔物以判断是否为区内设备短路故障所引起;2)检查有无继电器轴承脱落,二次接线松脱,直流失地、人员误动等以判明是否为差动保护二次回路故障引起误动;
3)检查是否为差动保护范围外设备短路故障引起误动;
4)检查是否为差动保护范围外设备短路故障引起差动保护范围内设备故障导致差动动作;若均无发现异常则可判断为主变内部故障,此时应立即报告调度及部门领导。
1.5.14主变高压侧复合电压闭锁过流保护装置是主变及外部设备的后备保护,该段保护一般按主变额定电流1.44倍整定,该保护所用电流取自开关或套管CT,当该保护动作引起主变开关跳闸时,大致可按下列步骤检查及处理:
1)检查有无继电器轴承脱落,二次接线松脱,直流失地、人员误动原因引起误动,属此情况则在排除故障后对主变进行试送电;
2)由保护动作前主变负荷及主变各侧的二次电压回路工作状况,确定保护是否因电压回路失压同时主变超载引起误动,属此情况则在排除故障后对主变进行试送电;3)对主变差动范围内设备作详细检查,若发现有故障痕迹时,则为主变的差动保护或瓦斯保护拒动,应在故障排除后才能恢复送电,在对停电设备恢复送电时应严格按第10点要求执行;
4)对主变差动范围外高压侧(中压侧、低压侧有电源者)、中压侧、低压侧母线及馈线设备作详细检查,当外部检查已发现故障点在高压侧(中压侧、低压侧有电源者)、中压侧、低压侧母线及馈线设备上或确认高压侧(中压侧、低压侧有电源者)、中压侧、低压侧有馈线保护动作而相应开关未跳闸或开关跳闸重合(不)成功造成越级跳闸,则在排除故障设备并隔离后,可对主变进行试送电。
1.5.15主变中(低)压侧复合电压闭锁过流保护装置是主变中(低)压侧母线及馈线的后备保护,当该保护动作引起主变开关跳闸时,大致可按下列步骤检查及处理:
1)检查是否人员误碰原因引起误动,在确认后可对主变进行试送电;2)由保护动作前主变中(低)压负荷及主变各侧的二次电压回路工作状况,确定保护是否因电压回路失压同时主变超载引起误动,属此情况则在排除故障后对主变进行试送电;
3)对主变中(低)压侧复合电压闭锁过流所用CT往母线方向设备作详细检查,当外部检查已发现故障点在中(低)压侧母线及馈线设备上或确认中(低)压侧有馈线保护动作而相应开关未跳闸或开关跳闸重合(不)成功造成越级跳闸,则在排除故障设备并隔离后,可对主变进行试送电;对中(低)压侧有电源者,还应对主变中(低)压侧复合电压闭锁过流所用CT往主变方向及高压侧母线及设备作详细检查,检查主变内部及高压母线及馈线设备是否有故障。
1.5.16主变低压侧电流速断保护是主变低压侧母线及馈线出口故障的后备保护,该保护一般按与低压侧线路保护速断保护配合整定(即定值比线路速断定值高,时间比线路速断保护长),该保护所用电流取自开关CT,当该保护动作引起主变开关跳闸时,大致可按下列步骤检查及处理:
1)检查是否人员误碰原因引起误动,在确认后可对主变进行试送电;2)对主变低压侧电流速断保护所用CT往母线方向设备作详细检查,当外部检查已发现故障点在低压侧母线及馈线设备上或确认低压侧有馈线保护动作而相应开关未跳闸或开关跳闸重合(不)成功造成越级跳闸,则在排除故障设备并隔离后,可对主变进行试送电;
1.5.17220kV主变220kV侧零序保护动作跳闸处理:
1.5.17.1220kV零序方向电流I段:
该段保护按不伸出110kV母线整定(即保护范围不超出110KV母线),方向指向主变,该保护所用电流取自220开关或套管CT三相电流和或220kV中性点CT,该保护动作后应检查:
1)检查有无继电器轴承脱落,二次接线松脱,直流失地、人员误动原因引起误动
2)主变高压、中压线圈、套管及引线、220kV或110kV母线有无单相接地、两相接地短路故障,严重放电;支持瓷瓶和悬式瓷瓶有无破损和放电现象;
3)110kV馈线有无保护动作、开关跳闸,属此情况则可能是定值整定有误引起保护误动;4)220kV馈线有无保护动作、开关跳闸,属此情况则为可能是方向错误引起保护误动。
1.15.17.2220kV零序电流I段(或220kV零序电流II段、220kV方向零序II段(方向取消)):
该保护作为主变高压、中压线圈及引线、220kV及110kV母线、220kV及110k馈线接地故障的后备保护,该保护所用电流取自220开关或套管CT三相电流之和或220kV中性点CT,该保护动作后应检查:
1)检查有无继电器轴承脱落,二次接线松脱,直流失地、人员误动原因引起误动2)主变高压、中压线圈、套管及引线、220kV或110kV母线有无单相接地、两相接地短路故障,严重放电;支持瓷瓶和悬式瓷瓶有无破损和放电现象;3)220kV、110kV馈线有无保护动作、开关跳闸。
1.5.18220kV主变110kV侧零序电流保护动作跳闸处理:
1.15.18.1110kV方向零序I段(或110kV零序方向电流I段):
该段保护一般按与110kV线路保护零序电流II段配合整定(即电流比110kV线路保护零序电流II段大,时间比110kV线路保护零序电流II段长),方向指向110kV母线,该保护所用电流取自110kV开关或套管CT三相电流和或110kV中性点CT,该保护动作后应检查:
1)检查有无继电器轴承脱落,二次接线松脱,直流失地、人员误动原因引起误动
2)主变高压、中压线圈、套管及引线、220kV或110kV母线有无单相接地、两相接地短路故障,严重放电;支持瓷瓶和悬式瓷瓶有无破损和放电现象;
3)110kV馈线有无保护动作、开关跳闸,属此情况则可能是定值整定有误引起保护误动4)220kV馈线有无保护动作、开关跳闸,属此情况则为可能是方向错误引起保护误动
1.15.18.2110kV方向零序II段(或110kV零序电流II段、110kV零序方向电流II段、110kV零序过流I段):
该段保护一般按与110kV线路保护零序电流Ⅳ段配合整定(即电流比110kV线路保护零序电流Ⅳ段大,时间比110kV线路保护零序电流Ⅳ段长),方向指向110kV母线,该保护所用电流取自110kV开关或套管CT三相电流和或110kV中性点CT,该保护动作后应检查:
1)检查有无继电器轴承脱落,二次接线松脱,直流失地、人员误动原因引起误动2)主变高压、中压线圈、套管及引线、220kV或110kV母线有无单相接地、两相接地短路故障,严重放电;支持瓷瓶和悬式瓷瓶有无破损和放电现象;
3)110kV馈线有无保护动作、开关跳闸,属此情况则可能是定值整定有误引起保护误动4)220kV馈线有无保护动作、开关跳闸,属此情况则为可能是方向错误引起保护误动
1.15.19110kV主变110kV零序电流保护(110kV侧零序电流电压保护、110kV零序过流、110kV零序过流I段、110kV零序过流II段、、110kV零序电流I段、110kV零序电流II段):
该保护作为主变高压线圈及引线、110kV母线、110k馈线接地故障的后备保护,该保护所用电流取自开关或套管CT三相电流之和或中性点CT,该保护动作后应检查:
1)检查有无继电器轴承脱落,二次接线松脱,直流失地、人员误动原因引起误动
2)主变高压线圈、套管及引线、110kV母线有无单相接地、两相接地短路故障,严重放电;支持瓷瓶和悬式瓷瓶有无破损和放电现象;
3)110kV馈线有无保护动作、开关跳闸,属此情况则可能是定值整定有误、110kV馈线开关或保护拒动引起误动
1.15.20间隙电流电压保护(零序电压零序电流保护):
间隙电流保护电流引自主变中性点间隙CT,间隙电压保护引自母线PT开口三角电压,当系统发生接地故障时,在放电间隙放电时有零序电流,则使设在放电间隙接地一端的专用电流互感器的零序电流继电器动作;若放电间隙不放电,则利用零序电压继电器动作。
二者并联使用,以保证发生间歇性弧光接地时,间隙保护可靠动作。
该保护动作后应检查:
1)检查有无继电器轴承脱落,二次接线松脱,直流失地、人员误动原因引起误动
2)主变本体套管及引线、母线有无单相接地、两相接地短路故障,严重放电;支持瓷瓶和悬式瓷瓶有无破损和放电现象;
3)220kV或110kV馈线有无保护动作、开关跳闸,属此情况则可能是馈线开关或保护拒动引起误动;
4)询问调度有无系统故障引起过电压。
2、断路器
2.1断路器的定义:
能开断、关合和承载运行线路的正常电流,并能在规定时间内承载、关合和开断规定的异常电流(如短路电流)的电器设备,通常也称为开关。
2.2高压断路器的典型结构和各部件作用:
开断元件:
是断路器用来进行关合、开断电路的执行元件,它包括触头、导电部分及灭弧室等。
操动机构:
触头的分合动作是靠操动机构来带动的。
绝缘支柱:
开断元件放在绝缘支柱上,使处在高电位的触头及导电部分与地电位部分绝缘。
基座:
绝缘支柱则安装在基座上。
2.3断路器的巡视检查内容
2.3.1.断路器的正常及特殊巡视内容
1)油位和油色检查:
油断路器在运行中,它的油面位置随温度的变化而变化,但应保持在监视线之间。
检查油断路器的油色应透明且无碳黑悬浮物。
2)检查断路器各部位无渗漏油现象,放油阀应关闭紧密。
3)检查断路器应无放电和其它异常声音。
4)多油式断路器外壳温度与环境温度相比无较大之差异,内部应无异常声响。
防爆膜应完好,外壳接地应可靠。
2.3.2SF6断路器的正常巡视检查内容
1)检查环境温度,若温度下降超过允许范围,应启用加热器,防止SF6气体液化。
2)检查SF6气体压力,应正常,其压力一般为0.4-0.6Mpa(20°C)。
3)检查断路器各部分通道有无异常(漏气声、振动声)及异味,通道连接头是否正常。
4)检查其绝缘套管,应无裂纹,无放电痕迹和脏污现象。
5)检查接头接触处有无过热现象,引线弛度适中。
2.3.3空气断路器的正常巡视检查内容
1)检查压缩空气的压力是否正常,空气断路器储气筒气压是否保持在20±0.05MPa气压范围内,若超过允许气压范围,则应及时调整减压阀开度,使其达到允许工作压力,因为工作气压过低,将降低断路器的灭弧能力,工作气压过高,将使断路器的机械寿命缩短。
2)空气系统的阀门、法兰、通道及贮气筒的放气螺丝等处应无明显漏气。
3)检查断路器的环境温度,应不低于5°C,否则应投入加热器。
4)检查充入断路器内的压缩空气的质量是否合格,要求其最大相对湿度应不大于70%。
5)检查各接头接触处接触是否良好,有无过热现象。
6)检查瓷套管有无放电痕迹和脏污现象。
7)检查绝缘拉杆,应完整无断裂现象。
8)检查空压垫及其管路系统的运行,应符合正常运行方式,空压机运转时应正常,无其它异常的声音。
2.3.4真空断路器的正常检查内容
1)检查绝缘瓷柱有无破裂损坏、放电痕迹和脏污现象。
2)检查绝缘拉杆,应完整无断裂现象,各连杆应无弯曲现象,开关在合闸状态时,弹簧应在储能状态。
3)检查接头接触处有无过热现象,引线弛度是否适中。
4)检查分、合闸位置指示是否正确,并与当时实际运行情况相符合。
2.3.5操动机构的正常巡视内容和要求
1)检查机构箱门,应关好,断路器的实际位置与机械指示器及红绿灯指示应相符。
电磁式操动机构还应检查合闸熔断器是否完好。
2)对于液压式操动机构,检查压力表指示,应在规定的范围,外部通道应无漏油、漏气现象,电机电源回路应完好,油泵启动次数应在规定的范围内。
3)电磁式操动机构应检查直流合闸母线电压,其值应符合要求,当合闸线圈通电流时,其端子的电压应不低于额定电压的80%,最高不得高于额定电压的110%。
分、合闸线圈及合闸接触器线圈应完好,无冒烟和异味。
6)严禁对运行中的高压断路器施行慢合慢分试验。
7)断路器在事故跳闸后,应进行全面,详细的检查。
对切除知路电流跳闸次数达到一定数值的高压断路器,应视具体情况,根据部颁“高压断路器检修工艺导则”制定的临时性检修财期要求进行临检。
未能及时停电检修时申请停用重合闸。
对于SF6断路器和真空断路器应视故障程度和现场运行发表文章中来决定是否进行临检。
8)断路器无论是什
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