1、系统集成运维部专注于运营太阳能光伏电站的平台。我们的目标是打造全球最优秀、最专业光伏发电运营企业，致力于成为新能源新技术运维的领航者。
2、太阳能光伏发电的能量装换器是太阳能电池（solar cell）,又称（光伏电池）。太阳能电池发电的原理是（光生伏打效应）。
3、 当太阳光(或其他光)照射到太阳能电池上时，电池吸收光能，产生光生电子-空穴对。在电池内建电场作用下，光生电子和空穴被分离，电池两端出现异号电荷的积累，既产生“光生电压”，这就是“光生伏打效应.
4、太阳能电池将光能装换成电能的工作原理？
太阳能电池将光能装换成电能的工作原理概括为如下3个主要过程：1）太阳能电池吸收一定能量的光子后，半导体内产生电子-空穴对，称为“光生载流子”，两者的电性相反，电子带负电，空穴带正电；2）电性相反的光生载流子被半导体P-N结所产生的静电场分离开；3）光生载流子电子和空穴分别被太阳能电池的正、负极所收集，并在外电路中产生电流，从而获得电能。 5、
太阳能光伏发电系统从大类上可分为（独立（离网）光伏发电系统）和（并网光伏发电系统两大类）。 6、
并网型光伏发电系统由太阳能电池组件方阵将（光）能转换成（电能），并经直流配线箱进入（并网逆变器），有些类型的并网型光伏系统还要配置蓄电池组存储直流电能。 7、
光伏发电的优点？
光伏发电是一种最具可持续发展特征的可再生能源发电技术，其主要优点有以下几点。: 1） 2） 3）
太阳能资源取之不尽，用之不竭
太阳能资源随处可得，可就近供电，不必长距离输送 光伏发电的能量转换简单，是直接从光子到电子的转换，
没有中间工程和机械运动，不存在机械磨损。 4）
）光伏发电本身不使用燃料，不排放包括温室气体和其他
废气在内的任何物质，不污染空气，不产生噪音，对环境有好 5）
光伏发电过程不需要冷却水，可以安装在没有水的荒漠戈
壁上。 6）
光伏发电无机械传动部件，操作、维护简单，运行稳定可
靠。 7） 8）
光伏发电系统工作性能稳定可靠，使用寿命长。 太阳能电池组件结构简单，体积小、重量轻，便于运输和
安装。 8、
何为热斑效应，有何危害？
太阳能电池组件的“热斑效应”:在一定的条件下，串联支路中被遮蔽的太阳能电池组件将当作负载消耗其他被光照的太阳能电池组件所产生的能量，被遮挡的太阳能电池组件此时将会发热，这就是“热斑效应”。这种效应能严重的破坏太阳能电池组件。有光照的电池组件所产生的部分能量或所有能量，都有可能被遮蔽的电池组件所消耗。 9、
光伏汇流箱安装于太阳能电池方阵阵列内，它的主要作用是将
太阳能电池组件串的直流电缆，接入后进行汇流，再与并网逆变器或直流防雷配电柜连接，以方便维修和操作。 汇流箱一般具有如下功能和要求：
①防护等级一般为IP65，防水、防灰、防锈、防晒、防盐雾，满足室外安装的要求；
②可同时接入多路电池串列，并可承受电池串列开路电压； ③直流输出母线的正极对地、负极对地、正负极之间配有光伏专用防雷器；
④ 可对输入、输出电流、电压及箱内温度进行监测。
10、光伏电站通常在站内装设有（环境监测仪），用来测量、监视电站及周边地区的环境温度、风速、风向、辐照度等气象数据，对电站的产电量分析及系统效率提供评估依据。
11、光伏并网逆变器（下称逆变器）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：
12、 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
13、所谓孤岛效应是指当电网的部分线路因故障或维修而停电时，停电线路由所连的并网发电装置继续供电，并连同周围负载构成一个自给供电的孤岛的现象。
14、太阳能电站高、低压配电装置主要用于控制站内电能的通、断，分配及交换，一般有380V、10KV、35KV等电压等级。
15、 电压互感器将高电压按比例转换成低电压，即100V，电压互感器一次侧接在一次系统，二次侧接测量仪表、继电保护等 16、 吸湿器内盛有蓝色的变色硅胶，吸收潮气后呈粉色，在使用过程中，应经常监视吸湿器中的硅胶是否变色, 应将硅胶进行干燥或更换。
17、用来监视、测量、保护和控制一次回路的设备称为二次设备， 18、光伏发电系统按类别可分为工作接地、保护接地和防雷接地。
19、太阳能电站基本巡视方法： 1)用眼看
用双目巡视设备看的见的地方，观察他们的外表变化来发现异常现象，是巡视检查最基本的方法。如标色设备漆色的变化、裸金属色泽，充油设备油色等的变化、充油设备的渗漏、设备绝缘的破损裂纹、污浊等。 2)用耳听
带电运行的电气设备，无论是静止的还是旋转的，在交流电压工作下，有很多都能发出表明其运行状态特征的声音。变压器正常运行时，平稳、均匀、低沉的“嗡嗡”声是我们所熟悉的；逆变器运行时，略带高频及冷却风扇随时启、停的声音也是我们熟悉的。只要熟悉的掌握这些设备正常运行时的声音情况，那么，遇到宜异常时，用耳朵或者于听音装置，就能通过他们高低、节奏、声色的变化、杂音的强弱来判断电气设备的运行状态。 3）用鼻子判断
人的嗅觉器官可以说是一个人的向导，对于某些气温（如绝缘烧损的焦糊味）的反应，比用某些自动仪器的反应还要灵敏。嗅觉功能虽然因人而有差异，但对电气设备有机绝缘材料过热所产生的气味，正常人都是可以判别的。运维人员在巡视中，一旦嗅到绝缘烧损的焦糊味，就立即发热元件的部位，并判别其严重程度，如是否冒烟、变色及有无其他异音状况，从而对症查处。 4）用手触试
用手触试电气设备来判断缺陷和故障虽然是一种必要不可少的方法，包括在整个巡视过程中经常会用到手。但首先需要强调的是：必须分清可可触可摸的界限和部位，明确禁止用手触摸得得部位。如电池组件表面可以触摸；变压器、消弧线圈中性点及其接地装置应视为带电设备，严禁触摸。
①对于一次设备，用手触试检查前，应当首先考虑安全方面的有关问题。如，对带电运行的设备的外壳和其接地装置，需要触试检查温度时，先要检查其接地的确良好，同时还应站好位置，注意保持与设备带电部位的安全距离。
②对于二次设备的检查，如感试装置继电器等元件是否发热，对于非金属外壳的可直接用手接触，对于金属外壳的接地确实良好的，也可以用手触试检查。 5)用仪器检测
电站电气设备建设投运时，已装置有各种检测仪表，它们都是固定安装在具体位置或盘面上的，交接班时均按规定的周期进行检测检查。而巡视设备使用的便携式检测仪器，主要是线测温仪及热成像仪。因为电气绝缘故障大多是在带电状况时由于过热老化引起的，只有在带电运行时才能出现，故针对这种情况，使用此种仪器。 20、 进出逆变器室、高压室巡检要求：
巡视逆变器、配电装置，进出房间时，必须随手将门锁好。钥匙至少应有三把，由运维人员负责保管，按值移交。一把专供紧急时使
用，另一把专供运维人员使用，第三把可以借出给外委检修人员，但必须登记，当日交回。
巡视上述场所时必须随手锁好门，主要是防止小动物进入引起接地短路故障；防止外部人员闯入，误动误碰设备，发生事故。 21、光伏列阵检查操作 1）投运前的检查操作：
①电池组件封装面完好无损伤，清洁受光均匀，无突出影响光强的污块；
②组件背面引出线无损伤，引出部位封装良好； ③检查引接汇流箱的对应空开处于断开位置；
④将需投运电池组件接入光伏阵列，并检查组件与组件连接头插接紧固。
⑤检查汇流箱分路熔断器完好，将汇流箱分路熔断器投用，电池组件投运。
⑥检查汇流箱测控模块，将测控模块电源投用，模块投运。 ⑦将汇流箱空开投至合闸位置，电池组件投运运行。
⑧将光伏阵列内对应的汇流箱依次投运，光伏阵列具备投运条件。 2）光伏阵列中组件串列的退出条件： ①光伏电池组件输出功率明显降低；
②光伏电池组件封装面脏污，严重影响发电效率须集中清擦的； ③发电输出回路需检修，如汇流箱、逆变器等设备的检修。 3）光伏阵列中组件串列的退出操作：
①原则先负荷侧后电源侧；
②单个电池组件出现故障，需退出相应串组电池，即断开汇流箱对应保险，然后再拔开故障电池组件与串联电池组件的连接头即可； ③汇流箱回路检修，先断开至逆变器空开，再断开电池组件侧空开；如果汇流箱与汇流箱是并联关系，检修汇流箱时应防止直流电通过逆变器倒送至汇流箱，必须将逆变器有关的汇流箱全部停电。 ④逆变器检修，除了在逆变器上的操作外，必须将进入该逆变器的汇流箱的空气开关全部停电。将进入该逆变器的交流电源停电。 4）光伏阵列运维注意事项：
①电池组件封装面完好无损伤，清洁受光均匀，无突出影响光强的污块
②组件背面引出线无损伤，引出部位封装良好； ③检查组件与组件、组件与电缆之间的连接良好；
④检查汇流箱内各部件、接线紧固，空开位置正确，运行正常，无发热、打火、异味等异常现象；
⑤检查汇流箱、电池支架接地良好，电缆防潮、防火、防摆动摩擦等措施到位；
⑥根据太阳方位、电池组件支架偏转情况，判断跟踪设备是否正常；
⑦根据监控系统日照、温度及电池组串监控数据，初步判断各阵列、阵列内电池组件串列输出功率是否在正常范围内； ⑧如发现异常，及时进行进一步的检查核对及处理。
22、光伏阵列防雷汇流箱投运
① 检查每路光伏电池串列输入、直流输出连接线是否紧固，输出空开、防雷器和保险丝是否完好。 ②电池串列输入检查。
③用万用表检查每路光伏电池串列输入开路电压是否一致，电压范围是否正常。光伏电池串列投入运行后应定期用直流钳形电流表测量回路电流，输出电流为零时应检查光伏电池串列不发电的原因并进行处理。处理好后恢复运行。
④光伏阵列防雷汇流箱投运前，应投入汇流箱测控单元电源，检查测控单元运行正常，监控单元收发信号指示等闪烁正常。 ⑤依次合上光伏电池串列输入正、负极保险丝，再合上各输入直流断路器，汇流箱投入运行。
⑥待汇流箱投入运行后，应在监控系内检查该汇流箱上传监控数据是否可靠、准确。
23、光伏阵列防雷汇流箱退出
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）。
②如检修需要，还应断开与该汇流箱并联的汇流输入直流断路器。 ③汇流箱退出运行后，应在监控系内检查该汇流箱上传监控数据是否可靠、准确。
24、光伏阵列防雷汇流箱维护
①按汇流箱退出运行后进行汇流箱检修。
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保险丝的更换：用万用表检测保险丝的通断，如损坏即更换同型号的保险丝。
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端子更换：如发现熔断器座端子、输出端子有发热及焦臭现象，应立即停用该汇流箱，更换损坏端子。更换端子前，应将原损坏端子周围清理干净，去除被烧焦、氧化的电缆接头等部件。
⑤ 修完成后将汇流箱的投入运行，并在监控系统中检查投运后的设备各电气参数正确。 25、并网逆变器开机
①确定所有空开处于断开状态。 ②合上逆变器前端的交流并网空开。
③合上一个汇流箱光伏电池方阵。（给逆变器内部电容预充电）。 ④合上逆变器直流输出空开。 ⑤依次投入该逆变器的各路汇流箱。
⑥待逆变器并网带负荷后，观察逆变器运行正常，无异音。 ⑦如逆变器运行温度过高，可启动逆变器风道风扇强制通风。
2、并网逆变器关机
①根据逆变器液晶面板停机提示，进行停机操作。（一般逆变器设置有紧急停机按钮，只有紧急境况下才可使用）
②逆变器停机后，观察面板显示负荷为0，交流接触器跳开后。 ③断开直流输出断路器 ④断开交流输入断路器 ④ 有控制电源开关，应断开。 ⑤观察逆变器液晶面板断电，无显示。
26、并网逆变器运维注意事项
①机器正常工作时，不可强行断开直流、交流空开，以免发生拉弧损坏空开和逆变器。
②如进行逆变器检修，须断开逆变器交流侧开关及对应所有直流汇流箱输出空开。由于内部滤波电容需放电，在逆变器停机后，须等待若干分钟后方可进行检修工作。
③逆变器为精密电子设备，设备具有故障报警功能，设备检修时按操作流程进行关机操作，在设备不带电的情况下进行。
27、运行中的电气设备
所谓运行中的电气设备，系指全部带有电压或一部分带有电压及一经操作即带有电压的电气设备。
运行中的电气设备经过操作切换改变运行方式，可以有以下三种不同的运行状态。
①运行状态。运行中的设备带电正常工作的状态，既为运行状态。 ②热备用状态。电气设备仅断路器（开关）断开的状态，即为热备用状态，也叫停运状态。
③冷备用状态。电气设备不仅断路器在断开位置，而且其两侧的隔离开关（刀闸）都拉开，隔离开关断口之间形成明显的空气绝缘间隙，断路器与绝缘开关的控制合闸电源均已与设备断开的状态，即为冷备用状态。
28、电站系统的操作通则：
①操作前后必须确认设备的位置状态和编号，以防走错间隔或带负荷拉合开关及刀闸。
②新建、大修或进行过可能变更相位作业的母线，在送电和并列切换前应测量相序、相位正确。
③严禁非同期并列，严禁误停电、误送电，严禁带负荷拉、合闸及带地线合闸，严禁带电挂接地线。
④母线在送电前应测量母线绝缘电阻合格。
⑤母线停、送电应在空载下进行。送电前应将母线PT和保护装置投入运行，⑥送电时先合电源侧开关，后合负荷侧开关。停电顺序与此相反，母线停电后应停用母线PT和有关的保护装置。
⑦开关送电要在所属刀闸合闸后进行，开关停电后再拉开所属刀闸，不允许用刀闸拉、合负荷电流，不允许用刀闸切除或投入空载变压器。 ⑧变压器送电时应先合高压侧（带保护侧）断路器，后合低压侧断路器，严禁倒送电。
⑨变压器停电操作，必须按照：先断开低压侧开关；后断开高压侧开关的顺序进行操作。送电操作顺序与此相反。
⑩逆变器出口变压器送电前应测量绝缘合格，大修或新建变压器的各项电气实验应合格，并且做保护传动实验合格。
29、 高压开关、母线操作事项
①正常情况下母线不得带负荷停、送电(事故处理时除外)。停电时，应预先转移母线上的负荷。
②电气设备停、送电，改变运行方式时，如涉及到继电保护的定值配合、灵敏度、系统配合，应按继电保护的有关规定执行。 ③手车式断路器或接触器严禁在合闸位置将其推入开关柜内。 ④10KV手车式断路器停送电前必须进行机械脱扣检查开关确断，开关停电检修时由检修人员自试验位置拉出柜外进行检修工作。 ⑤未经许可严禁将手车式断路器或接触器互换使用。
⑥10KV手车式断路器检修后应由检修人员确认开关确断且本体清洁无杂物后送至试验位置。
⑦10kV设备的差动保护、速断保护、过流保护动作后，必须对其负荷 (变压器、电缆、母线等)测量绝缘电阻，分析原因，在检修人
员确认保护装置正常且绝缘电阻正常的情况下才允许重新对已跳闸开关送电重新启动。
⑧操作过程中严禁擅自解除设备的任何闭锁装置进行操作。 ⑨操作过程中严禁拆除正在使用的安全标志和围栏。
⑩操作过程中严禁擅自更改操作票或跳过操作步骤;没有正确核对相序、相位、压差、频差的系统不得并列
30、 正常情况下，倒闸操作必须填写操作票，并严格执行操作票制度。但下列情况下可不填写操作票： ①事故处理时的操作； ②拉合开关的单一操作；
③拆除本岗位所辖区域内仅有的一组接地线或拉开仅有的一组接地刀；
⑤ 出或投入保护、自动装置的单一压板； ⑥ 次回路、控制回路、照明回路更换保险；
31、 10KV站用变压器送电的操作步骤： 得值长令10KV厂用X变压器送电。
检查X变压器及所属回路工作票已结束且收回，接地刀拉开（或接地线已拆除），回路无异物且无妨碍送电物。 检查X变压器高低压侧开关确断并在试验位置。
在X变压器高、低压侧验明无电压。 测量X变压器及电缆绝缘电阻值合格。
检查X变压器高压侧开关的方式开关投“就地”位置。 检查X变压器高压侧开关“确断”。 将 X 变压器高压侧开关送至“试验”位置。
合上 X 变压器高压侧开关的二次插件，关闭柜门。 合上 X 变压器高压侧开关的控制电源、储能电源开关。 检查 X 变压器保护投入正确及测控装置良好。 做 X 变压器高压侧开关静态跳、合闸试验良好。 检查 X 变压器高压侧开关确断。
断开 X 变压器高压侧开关的控制电源、储能电源开关。 将 X 变压器高压侧开关摇至“工作”位置。
合上 X 变压器高压侧开关的控制电源开关、储能电源开关。 检查 X 变压器高压侧开关储能正常，储能信号指示灯亮。 将 X 变压器高压侧开关的控制方式投“远方”位置。 检查 X 变压器低压侧开关确断并在“试验”位置。 将 X 变压器低压侧开关的控制方式投“就地”位置。 合上X 变压器低压侧开关的控制电源。 检查X 变压器低压侧开关保护正常。
做X 变压器低压侧开关静态跳、合闸试验良好。 检查X 变压器低压侧开关确断。 断开X 变压器低压侧开关的控制电源。
将X 变压器低压侧开关摇至“工作”位置。
合上X 变压器低压侧开关的控制电源开关，检查储能正常，储能信号指示灯亮。
将X 变压器低压侧开关的控制方式投“远方”位置。 投入X 变压器的冷器风机电源并检查其运行正常。 在ECS上合上X 变压器高压侧开关。 检查X 变压器充电正常。
在ECS上合上X 变压器低压侧开关。 检查X 变压器低压侧开关已合好。 操作完毕，汇报值长。 校核模拟图。
32、10KV站用变压器停电的操作步骤： 接令X 变压器停电 。
在ECS上断开 X 变压器低压侧开关。 检查 X 变压器低压侧开关“确断”。
将 X 变压器低压侧开关的“远方/就地”开关切换至“就地”位置。 断开 X 变压器低压侧开关的控制电源开关。 将 X 变压器低压侧开关摇至“试验”位置。 断开X 变压器高压侧开关。 检查X 变压器高压侧开关确断。
将 X 变压器高压侧开关的“远方”/“就地”开关切换至“就地”位置。
断开 X 变压器高压侧开关的控制电源、储能电源开关。 将 X 变压器高压侧开关摇至“试验”位置。 取下X 变压器高压侧开关的二次插件。 根据工作票要求作好安全措施。 操作完毕，汇报值长。
33、10KV母线送电的操作步骤：
检查10KV段母线及所属回路所有工作票已结束收回，拆除安全措施。
检查10KV段工作、备用进线开关及所有负荷开关确断，且均在柜外。
验明10KV 段母线确无电压。 测量10KV 段母线绝缘电阻值合格。
检查10KV段母线电压互感器本体清洁，一次保险良好。 给上10KV段母线电压互感器的二次插件。 将10KV 段母线电压互感器推至工作位置。 给上10KV段母线电压互感器的二次保险。
将 10KV 段工作电源开关XXX的方式开关投“就地”位置。 将10KV 段工作（或备用）电源开关XXX 送至“试验”位置。 给上10KV 段工作（或备用）电源开关XXX的二次插件。 给上10KV 段工作（或备用）电源开关XXX的控制电源开关。 给上10KV 段工作（或备用）电源开关XXX的储能电源开关。
做 10KV 段工作（或备用）电源开关XXX的静态跳、合闸试验良好。
断开10KV 段工作（或备用）电源开关XXX的控制电源开关。 断开10KV段工作（或备用）电源开关XXX的储能电源开关。 检查10KV段工作（或备用）电源开关XXX 确断。 将10KV 段工作（或备用）电源开关XXX 摇至“工作”位置。 给上10KV 段工作（或备用）电源开关XXX的控制电源开关。 给上10KV段工作（或备用）电源开关XXX的储能电源开关。 检查10KV段工作（或备用）电源开关XXX 储能正常，信号指示灯亮。
将10KV 段工作（或备用）电源开关XXX的控制方式打至“远方”位置。
在ECS上合上10KV 段工作或备用电源开关XXX。 检查10KV段母线电压正常。 操作完毕，汇报值长。
34、10KV母线停电的操作步骤：
检查10KV段所有负荷开关确断，负荷已转移。
在ECS上断开10KV 段工作（或备用）电源开关XXX。 将10KV 段工作（或备用）电源开关XXX的控制方式投“就地”位置。
检查10KV段工作（或备用）电源开关XXX 确断。
断开 10KV 段工作（或备用）电源开关XXX的控制电源开关。 断开10KV 段工作（或备用）电源开关XXX的储能电源开关。 将10KV 段工作（或备用）电源开关XXX 摇至“试验”位置。 取下10KV 段工作（或备用）电源开关XXX的二次插件。 断开10KV段电压互感器二次空开。 将10KV段电压互感器拉至试验位置。 取下10KV段电压互感器二次插件。 操作完毕，汇报值长。
35、1）10kV、400V开关投运前的检查：
①新安装或检修后的开关投运前应由检修人员作必要的试验，试验合格后，并在检修交代记录中记录清楚，方可投入运行或备用。 ②新安装或检修后的开关投运前由运行人员做有关的试验，如手动分/合闸，电动机储能等，合格后方可投入运行或备用。
③开关的二次回路检修后，投运前应由检修人员做相应的保护传动试验，事故按钮试验合格后，方可投入运行或备用。 ④检查开关所有的闭锁装置良好。
⑤检查10kV、400V开关的编号与开关柜一致，开关状态在断开位置。
⑥检查开关的一次触头良好，无烧伤痕迹。 ⑦检查开关的灭弧室完好无裂纹。 ⑦ 查开关的套管应清洁干燥，无裂纹。
⑧ 查开关的二次接线完整，各保护装置完好。
36、10kV、400V开关的运行检查： ①开关柜完整无损，标志正确清楚。 ②开关相应的保护单元运行正常。
③一次插头无过热现象及放电声，无异臭味。二次插头插接良好。 ④各联锁开关位置正确。
⑤绝缘瓷瓶清洁完好，无裂纹破损。
⑥仪表、继电器无异常，继电器接线无脱落、发热及变色现象，保护无掉牌；
⑦断路器储能正常。
⑧开关指示灯正常(400V PC、MCC开关的把手位置正常)，开关运行状况与实际状况相符。
⑨ 流、电压互感器无异常声及发热、放电现象。 ⑩电缆无发热、放电现象，接地线完好
37、配电装置维护检查通则：
①配电装置及所属设备应进行巡回检查并定期进行闭灯检查和红外线测温检查。
②配电装置的金属外壳、构架、中性点应接地良好。 ③配电装置的通风设备、照明设备及闭锁装置完好。 ④配电装置应无漏油、漏气、漏水及可能引起不安全的现象。
⑤配电装置的防护栏，门窗完好。
⑥配电装置及所属设备应按其规定参数运行。
⑦配电装置所属设备在允许过负荷运行时，应加强监视，外部设备发生短路故障后，应对有关设备进行详细的外部检查。
⑧新安装或检修后的配电装置，必须按照部颁《电气设备预防性试验标准》及有关规定试验合格后方可投运。
⑨新安装或检修后的配电装置，必须作一次远方分、合闸试验合格，实验时应避免设备带有电压，拒绝分、合闸的断路器、刀闸禁止投入运行或备用。
38、电缆的外观检查项目：
①电缆外皮、电缆接头无破损， 变色、无过热异状，无异味。 ②电缆的拐弯半径复合要求，电缆应无打死折现象。 ③电缆接地线必须良好，无松动、脱落现象。 ④ 电缆接头完整、牢固、清洁、无放电、漏油现象。
6缆沟、电缆夹层内不应有积水、积灰、积油或其它杂物。
39、干式变压器正常周期性负载其负载电流不应超过额定电流的的1.5倍
40、 油浸式变压器短期急救负载下运行，变压器温度达到85℃时，应投入包括备用在内的全部冷却器（通风或风扇吹风等方式），并尽量压缩负载、减少时间，一般不超过0.5h。当变压器有严重缺陷或绝缘有弱点时，不宜超负荷运行。
41 1)变压器的运行巡视
变压器应在每次定期检查时记录其电压、电流及顶层油温，以及曾达到的最高顶层油温等。变压器器应在最大负荷期间测量三相电流，并设法保持基本平衡。对有远方监测装置的变压器，应经常监测仪表的指示，及时掌握变压器运行状况。 2)变压器的巡视周期
①每月至少一次，每季至少进行一次夜间巡视。 ②特殊情况下应增加巡视次数。
3)在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查，增加巡视检查次数。 ①新设备或经过检修、改造的变压器在投运72h内。 ②有严重缺陷时。
③气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时。 ④雷雨季节特别是雷雨后。 ⑤高温季节、高峰负荷期间。 ⑤ 假日、重大活动期间。 ⑦变压器急救负载运行时。
42、变压器巡视检查一般应包括以下内容：
①变压器的油温和温度计应正常，变压器油位、油色应正常，各部件无渗油、漏油。
②套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象。 ③变压器声音正常，外壳及箱沿应无异常过热。
④气体继电器内应无气体、吸湿器完好，吸附剂干燥无变色。 ⑤引线接电缆、母线应无过热现象；干式变压器的外部表面应无积污、裂纹及放电现象。
⑥压力释放器或安全气道及防爆膜应完好无损。 ⑦有载分接开关的分接位置及电源指示应正常。
⑧各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮；各种保护装置应齐全、良好。
⑨变压器外壳接地良好；变压器室的门、窗、照明应完好，房屋不漏水、温度正常。
⑩各种标识应齐全明显；消防设施应齐全完好；室内变压器通风设备应完好；贮油池和排油设备应保持良好状态。
43、新投运的变压器应按变压器安装验收规范的规定试运行。更换绕组后的变变压器参照执行，容量为603KVA及以上者，其冲击合闸次数为（3）次，每次间隔不得少于（5min）。
新装、大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前静放时间不应少于（12h）。
44、变压器在停运和保管期间，应（防止绝缘受损）。
45、 变压器并列运行的基本条件 ①电压比相同。
②短路阻抗差不超过10%。 ③绕组联接组标号相同。 ④容量比应在0.5－2之间。
⑤新装或变动过内外连接线的变压器，并列运行前必须核定相位
46、变压器运行中的不正常现象和处理。 1）变压器有下列情况之一者应立即停运。 ①变压器冒烟着火。
②严重漏油或喷油，使油面下降到位于油位计的指示限度。 ③变压器声响明显增大，内部有爆裂声。 ④套管有严重的破损和放电现象。
⑤发生其它危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动。 ⑥ 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。
⑦ 压器顶层油温异常升高，超过最大额定值。
46、变压器油温升高超过厂家规定值，运维人员应按如下步骤检查处理：
①核对温度测量装置。
②检查变压器的负载和冷却介质的温度。 ③检查变压器室的通风情况或变压器的冷却装置。
④若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，应将变压器停运修理；若不能立即停运修理，则运维人员应调整变压器的负载至允许运行温度下的相应容量。
⑤油浸变压器在超额的电流方式下运行，若顶层油温超过85℃时，应立即降低负载。
47、变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，则应（放油），使油位降至与当时油温相对应的高度，以免(溢油)。
48、气体保护装置的动作的处理
气体保护信号动作时，应立即对变压器进行检查，查明动作的原因。 气体保护动作跳闸时，为查明原因消除故障不得将变压器投入运行。为查明原因应重点考虑以下因素，作出综合判断： ①是否呼吸不畅或排气未尽。 ②保护等二次回路是否正常。
③变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象。 ④气体继电器中积聚气体量，是否可燃。
⑤气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果。 ⑥ 要的电气试验结果。
⑦ 变压器其它继电保护装置动作情况。
49、变压器着火处理
变压器着火时，应立即断开电源，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。
50、在维护或更换蓄电池时，使用的工具（如扳手等）必须带（绝缘套），以防（短路）。 51、
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