連載3：《光伏電站電力運行規(guī)程》全文參考
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滯后）=2.有特殊要求，以地電網公nj協(xié)紀為準2 )
(4)光伏電站W H身原W造成逆變器大面積脫M，一次脫N總容5不.應超過該電站裝機容S的20%。
(5)光伏電站應具備有功功.申調節(jié)能力，必須配置有功功半控制系統(tǒng)，接收并自動執(zhí)行電力調度機構遠方發(fā)送的有功功率 控制0號，確保電站最火荇功功率值不超過電力調度機構的給定范圍。
(6)光伏電站公共并N點必須配S適當容S的無功補償裝S，ffl'r調甘光伏電站公共并N點及送出線路的電壓，尤功補償 裝宵.應可靠投運并滿足'^地電網電壓及響應要求=
(.7)小型光伏電站并m點處電m好常響應要求：
注：1 .UN為光伏電站并網點的電網額記電壓：
2.最人分M吋丨1 Ij足指從.好常狀盔發(fā)生到逆變器停[丨:向電網送電的時N。主抨與監(jiān)測電路應I?刀實保持與電網連接，
從而繼續(xù)監(jiān)視電M狀態(tài)，使符“恢復并N ”功能有效。
(.8)低電壓穿越能力及時間相應要求
3并網點電壓在閣屮電壓輪廓線及以上區(qū)域內吋，光伏電站必須保證不間斷并網運行，并網點電壓在電壓輪廓
線以I、'時，允許光伏乜站停止向電N線路送電。Jl’:N點咆.m跌至0時，電站能夠保址M、間斷運行150ms，并網點
電壓跌至20%標稱電壓時，電站能夠保證+間斷運行625mS,光伏電站并M點電壓在發(fā)少跌落后2s內能夠恢復到
標稱電用的90%，此期丨’II丨光伏發(fā)電單兀能夠保證不N斷并網運行。（注：對于i和短路故障和兩扣短路故障，
考核電壓力光伏屯站并H點線電壓；對」'?中?相接地短路故障，考核電壓力并M點相電壓.> )
對電力系統(tǒng)故障朋M沒有切丨I;的時，電站有功功宇.在故障淸除后應快速恢復，自故障淸除時刻j|'?始，以至少10%
額定功率/秒的功率變化恢犮至故障前的值。
低電壓穿越過稃屮系統(tǒng)ft提供動態(tài)無功支掙。
(9)并N點頻率應保證在49.5—50.2Hz范M內，當電力系統(tǒng)頻率高T 50.2Hz時，按照電力系統(tǒng)調度部fj指令降低電站有 功功申，嚴瑯情況下應在〇.2S內抒.1卜向電網線路送電=如果在措記時間妁頻韋恢復到止常電網持續(xù)運行狀態(tài)，則無 需停止送電。電N—般頻率異常時的運行時間要求如I、'表，西藏電N頻率響應按照 <〈西藏電N屯源驗收服務竹理辦法 (試行）》執(zhí)行
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頻字.范囤 |
s行要求 |
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低I..48HZ |
根制光伏電站逆變器允ft?運行的最低頻率成電M要求而定 |
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48Hz-49.5Hz |
每次低于49.5 Hz吋要求牽少能運行丨Oniin |
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49.5Hz—50.2 llz |
迕續(xù)運行 |
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50.2 Hz 50.5 Hz |
每次頻率尚_jJ0.2祀時，光伏電站應A備能夠連續(xù)te行2min的能力，_彳時兵備0.2s內伶 |
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并網點電壓 |
允許最人檢測時間 |
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U<50%L\ |
0.1s |
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50%Un?U^85%Un |
2.0s |
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85%Un^T.K；110%L\ |
連續(xù)遠行 |
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110%IJn^U^：I35%Un |
2.0s |
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135%Un^U |
0.05s |
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止向電網線路送電的能力，實際運行時間由電力調度部門決定，此時不允許處于停運狀 態(tài)的光伏電站并網。 |
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高于50.5 Hz |
在0.2s內停止向電網線路送電，且不運行處于停運狀態(tài)的光伏電站并網 |
(10) 系統(tǒng)應具備一定過電流能力，在120%倍額定電流以下，系統(tǒng)連續(xù)可靠工作時間不小于Imin。在120% —150%額定 電流內，連續(xù)可靠工作時間不小于l〇s，系統(tǒng)向電網輸出的短路電流應不大于額定電流的150%.
(11)逆向功率保護當檢測到逆向電流超過額定輸出5%時，系統(tǒng)應在0.5s—2s內停止向電網線路送電。
(12)故障錄波裝置應記錄故障前10s到故障后60s的情況，并能夠與電力調度部門進行數(shù)據傳輸。
(13)電站設備和并網點設備的防雷和接地應符合GB50057中的要求。
(14)上網電量和用電量計量點應符合DL/T448的配置要求，靜止式多功能電能表至少具備雙向有功和四象限無功計量功 能，事件記錄功能，技術性能應滿足GB/T17883和DL/T614的要求，通訊協(xié)議符合DL/T645。
(15)防孤島裝置具備快速監(jiān)測孤島且立即斷開與電網連接的能力，并與電網側線路保護配合。孤島效應最大檢測時間限
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狀態(tài) |
斷電后電壓幅值 |
斷電后電壓頻率 |
允許最大檢測時間 |
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A |
U<50%Un |
fN |
6周期 |
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B |
50%Un^U^88%Un |
fN |
2s |
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C |
88%Un^U^110%Un |
fN |
2s |
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D |
110%Un^U^137%Un |
fN |
2s |
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E |
137%Un^U |
fN |
2s |
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F |
uN |
f<fN-0.7 |
6周期 |
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G |
uN |
f>fN+0.5 |
6周期 |
注：IEEE Std929—2000和UL1741對孤島效應最大檢測時間的限制
(16)在并網線路同時T接有系統(tǒng)用電負荷情況下，系統(tǒng)防孤島效應保護動作時間應小于電網側線路保護重合閘時間。
(17) 當逆功率保護裝置檢測到逆向電流超過額定輸出的5%時，光伏電站應在0.5 — 2s內停止向電網線路送電。
(18)跟蹤系統(tǒng)的跟蹤精度要求：
(1)單軸跟蹤系統(tǒng)跟蹤精度不應低于±5° ;
(2)雙軸跟蹤系統(tǒng)的跟蹤精度不應低于±2° ;
(3)線聚焦跟蹤系統(tǒng)的跟蹤精度不應低于±1° ;
(4)點聚焦跟蹤系統(tǒng)的跟蹤精度不應低于±0.5°。
(19)系統(tǒng)發(fā)生擾動后，在電網電壓和頻率恢復正常范圍之前光伏電站不允許并網，且在系統(tǒng)電壓頻率恢復正常后，電站 需經過一個可調的延時時間后才能重新并網，一般時限為20s—5mm，時間取決于當?shù)貤l件，并遵循調度要求。
(20)總裝機容量達10MW及以上的光伏電站，應按照國家相關規(guī)定，具備光伏功率預測功能。日前短期預測準確率應 大于等于85%，合格率應大于80%;日內超短期預測第4小時的準確率應大于等于90%;光伏電站短期、超短期功 率預測上傳率應達到100%。
5. 17.2組件
光伏組件表面應保持清潔，無破損。
組件背板、連接器溫升不應超過105°C，電纜溫升不應高于85°C，接線盒溫升不宜超過15CTC。
光伏組件接線盒無變形、扭曲、開裂或燒毀，接線端子良好連接。
光伏組件上的帶電警告標識不得丟失。
使用金屬邊框的光伏組件，邊框和支架應結合良好，兩者之間接觸電阻應不大于4〇。
使用金屬邊框的光伏組件，邊框必須牢固接地。
所有螺栓、焊縫和支架連接應牢固可靠。
支架表面的防腐涂層，不應出現(xiàn)開裂和脫落現(xiàn)象，否則應及時補刷。
光伏建材和光伏構件的密封膠應無脫膠、開裂、起泡等不良現(xiàn)象，密封膠條不應發(fā)生脫落或損壞。
5. 17. 3 匯流箱
匯流箱安裝牢固，箱體及孔洞密封良好。
匯流箱內部無積灰，匯流箱及支路標識完好。
匯流箱內部各電氣元器件連接完好，無發(fā)熱。
防雷器運行良好無擊穿。
(5)匯流箱通訊模塊運行正常，運行指示燈亮，故障運行燈滅。
(6)匯流箱箱體接地可靠。
(7)匯流箱直流開關運行正常，無脫扣，定值正確。
(8)匯流箱各支路熔斷器全部投入，無損壞。
(9)支路電壓偏差不應超過2%，支路電流偏差不超過5%。
(10)正常工況下，匯流箱最大運行電流不應大于峰值電流的1.56倍。
(11)匯流箱進出線電纜完好，無變色松動現(xiàn)象。
(12)每條電路對地標稱電壓的絕緣電阻應不小于1000Q/V。
(13)匯流箱巡檢后，應隨手關門，并鎖好，必要時需加裝密封條。
5. 17.4逆變電源
逆變電源實時輸出功率、直流電源電壓、直流電源電流、交流電源電壓、交流電源電流參數(shù)正常。
逆變電源使用一般環(huán)境溫度：戶內型為-20 — +4CTC，戶外型為-25 — +6CTC (無陽光直射），逆變電源室室內溫度不 宜超過45°C，散熱軸流風機運行正常。超溫時應降額運行；相對濕度不宜大于85%，無凝露。
通風濾網、逆變器室室內衛(wèi)生清潔良好，標示牌清晰、完整，逆變器接地牢靠。
直流電源柜開關、母排、接線處、直流電源電纜、交流電源電纜無過熱現(xiàn)象。
逆變器使用海拔高度不大于1000m，當海拔高度大于1000m時，應按設備說明書要求降額使用。
逆變器工作環(huán)境應無導電爆炸塵埃，無腐蝕金屬和破壞絕緣的氣體和蒸汽。
逆變器輸出有功功率大于50%時，功率因數(shù)不小于0. 98;輸出有功功率在20%—50%之間時，功率因數(shù)應不小于0. 95。
逆變器正常運行時，輸出功率不得超過額定功率的110%。
逆變器電壓調整率<±3%，負載調整率<±6%。
穩(wěn)態(tài)運行時，電壓波動范圍應不超過額定值的±3%，頻率偏差應控制在±1%以內；暫態(tài)運行時，輸出電壓偏差不應 超過額定值的±8%。
lm處聲級計測量噪聲應不超過80dB (集中式逆變器），小型逆變器嗓聲應不超過65dB。
逆變器在額定功率下并網運行時，向電網饋送的直流電流分量應不超過其輸出電流額定值的0.5%或5mA，取二者中 較大值。
工況運行條件下，逆變器連續(xù)工作時間不應低于4h;輸入為額定電壓，輸出功率為額定值的125%時，安全工作時 間不應低于lmin;輸入為額定電壓，輸出功率為150%時，安全工作時間不應低于10s。
6特殊運行
6.1線路故障后應對故障線路所屬設備全面檢查，防止其設備在切斷故障電流后存在安全隱患恢復運行。
6.2準備拉開斷路器兩側隔離開關前，應確認該斷路器在斷開位置，否則應在確認該斷路器沒有電壓的情況下（如斷開 該斷路器的上級電源）方可拉開隔離開關。
6.3線路斷路器跳閘后，應及時記錄事故跳閘累計次數(shù)，如果事故跳閘累計次數(shù)超過規(guī)定次數(shù)，應立即上報調度部門。 6.4電纜線路或按規(guī)定不能投重合閘的線路發(fā)生跳閘后，查明原因后才能強送。
6.5母線失壓時應立即拉開失壓母線上的所有斷路器。
6.6失壓母線充電，充電前應投入該母線的充電保護壓板，充電正常后，應進行電壓互感器二次并列操作，再恢復該母 線上線路（主變壓器）運行。
6.7母線電壓互感器故障隔離，應注意拉開電壓互感器二次開關。
6.8在手動拉開失壓母線上的斷路器時，應檢查斷路器確己在拉開位置。
6.9母線故障時，現(xiàn)場運維人員應根據繼電保護及自動裝置動作情況、斷路器跳閘情況、儀表指示、運行方式、現(xiàn)場故 障報警信號，故障錄波器波形情況，判斷故障性質和范圍，并對故障母線上各個元件設備進行認真檢查，及時準確發(fā)現(xiàn) 故障點。如未發(fā)現(xiàn)故障點，未經試驗不得強送電。
6. 10利用分段斷路器對母線充電正常后，應立即解除分段斷路器充電保護。
6. 11雙母線一組母線電壓互感器停電，母線接線方式不變（電壓回路不能切除著除外）。
6. 12在運行中主變壓器出現(xiàn)過負荷，應根據運行規(guī)程規(guī)定的過負荷倍數(shù)和允許運行時間規(guī)定，向調度申請轉移負荷或 降負荷運行。
6. 13主變故障跳閘時，應進行解除故障變壓器跳其他回路斷路器的保護壓板，對故障變壓器進行檢查，判斷故障點， 進行試驗后方可投運。
6.14 llOkV主變壓器合上高壓側斷路器前，應先合上中性點接地刀閘，并進行零序保護和間隙保護切換。
6. 15變壓器著火時，應根據現(xiàn)場實際著火情況判斷是否排油，切不可盲目靠近著火變壓器。
6. 16站用變壓器高壓側速斷保護跳閘（或高壓熔斷器兩相熔斷）時，沒有查明原因，不得強行送電。
6. 17站用電全失時，應盡快切換為備用電源供電并做防止雙電源并列運行措施，以保證站用電系統(tǒng)正常運行。
6. 18利用備用電源或合上分段（或母聯(lián)）斷路器對失壓的中、低壓側母線及其分路恢復運行時，一定要確保對于的主 變壓器各側斷路器在斷開位置，防止通過主變壓器向高壓側母線反充電。
6. 19電容器送電時如果斷路器沒有合好，應立即斷開斷路器，間隔3min后，再將電容器投入運行，防止出現(xiàn)操作過電 壓。
6.20無失壓保護的電容器組，母線失壓后，應立即斷開電容器組的斷路器。
6.21如遇電纜發(fā)生接地現(xiàn)象，應及時將故障接地電纜查找清楚使其停運，在組織人員進行故障處理。
6.22如遇日食天氣時，光伏發(fā)電站應在日食來臨前20min匯報調度，并進行全站停電操作，做好光伏區(qū)設備隔離措施。
7運行操作
7.1工況轉換原則。
7.1.1電氣設備有四種狀態(tài)，倒閘操作時應在操作票中詳細寫明狀態(tài)的變化
運行狀態(tài)：電氣設備的開關和隔離刀閘在合上位置；
熱備用狀態(tài)：電氣設備的開關斷開，相關接地刀閘斷開，兩側刀閘接通，保護投入；
冷備用狀態(tài)：電氣設備的開關斷開，兩側刀閘和相關接地刀閘在斷開位置；
檢修狀態(tài)：電氣設備的開關和兩側刀閘斷開，相關接地刀閘接通。
7.1.2倒閘操作必須根據設備管轄范圍按照相應級別的調度員或值長命令，經復誦無誤后執(zhí)行。
7. 1.3倒閘操作必須嚴格遵守GB26860《電業(yè)安全工作規(guī)程（發(fā)電廠和變電站電氣部分）》中關于倒閘操作的有關規(guī)定， 堅決杜絕習慣性違章操作。除事故處理外，正常情況下倒閘操作避免在交接班時進行。
7. 1.4嚴禁將無保護設備投入運行。
7. 1.5設備送電前，必須終結所有相關工作票，拆除所有相關安全措施，恢復固定遮欄及常設警告牌，對設備及連接回 路進行全面檢查，搖測設備絕緣電阻合格。
7. 1.6檢修后的高壓開關在送電前必須進行分合閘試驗。具有遠方分合閘功能的開關，還必須進行遠方分合閘試驗，不 能遠方分閘的開關不允許送電。
7. 1.7進行倒閘操作時不允許將設備的電氣和機械防誤閉鎖裝置解除。特殊情況下如確需解除，必須經電站生產技術負 責人同意。
7. 1.8 —次設備在運行狀態(tài)或熱備用狀態(tài)時，其保護應為投入狀態(tài)。
7. 1.9 —次設備在冷備用或檢修狀態(tài)時，其保護應為退出狀態(tài)。
7. 1.10線路由熱備轉運行或運行轉熱備時，應待一側開關操作完畢后，再操作另一側開關。
7.1.11線路停電時，應在線路各側開關斷開后，先拉開線路側刀閘，后拉開母線側刀閘。
7. 1.12線路送電時，應先合上母線側刀閘，后合上線路側刀閘，再合上線路開關。
7.1.13投入或切除空載線路時，應避免電壓發(fā)生過大波動，造成空載線路末端電壓升高至允許值以上。
7. 1.14改建或檢修后相位可能變動的線路，首次帶電時，必須核相，確保相序正確。
7. 1.15禁止在只經開關斷開電源的設備上裝設地線或合上接地刀閘。多側電源設備停電，各電源側至少有一個明顯的 斷開點后，方可在設備上裝設接地線或合上接地刀閘。
7. 1.16線路檢修時，線路各端均應合上接地刀閘或掛接地線。線路工作結束時，必須在所有工作單位都己匯報完畢， 工作人員己全部撤離現(xiàn)場，工期區(qū)域所有安全措施確己拆除，方可進行送電操作。
7. 1.17任何情況下，所有并列操作必須使用同期裝置。
7. 1.18并列運行的變壓器在倒換中性點接地刀閘時，應先和上原不接地變壓器的中性點接地刀閘，再拉開原直接接地 變壓器的中性點接地刀閘。
7. 1.19變壓器停電時，應先斷開負荷側開關，后斷開電源側開關。
7. 1.20變壓器送電時，應先合上電源側開關，后合上負荷側開關。
7.1.21變壓器充電前所有保護應正確投入。
7. 1.22開關合閘前必須堅持繼電保護己按規(guī)定投入，開關合閘后，必須確認三相均己合上，三相電流基本平衡。
7. 1.23開關操作時，若控制室操作失靈，需及時匯報值班調度員，一般允許進行就地操作，必須進行三相同時操作， 不得進行分相操作。
7. 1.24用旁路開關代其他開關運行，應先將旁路開關保護按所代開關保護定值整定投入，確認旁路開關三相均己合上 后，方可斷開被代開關，最后拉開被代開關兩側刀閘。
7. 1.25線路零起升壓時，保證升壓線路保護完整、可靠投入。但聯(lián)跳其他非升壓回路壓板退出，線路重合閘停用。
7. 1.26新投運設備全電壓沖擊合閘，合閘時有條件應使用雙重開關和雙重保護。線路須全電壓沖擊合閘三次，變壓器 須全電壓沖擊五次，第一次受電持續(xù)時間不應少于lOmin，檢查應無異常，每次合閘均無異常（每次間隔5 min)，勵 磁涌流不應引起保護裝置動作。
7.2倒閘操作原則
7.2.1電氣操作嚴格執(zhí)行操作票制度，執(zhí)行操作監(jiān)護制度。操作前由操作人填寫操作票，監(jiān)護人核對，值長批準，非特 殊情況嚴禁無票操作。
7.2.2設備送電前，應核對工作票己終結，安全措施己拆除，保護己投入，恢復固定遮欄及常設警告牌，對設備進行全 面檢查，核對檢修己交代，確認設備具備送電條件后方可進行操作。
7.2.3在電氣設備操作票執(zhí)行過程中，如果發(fā)生疑問，應立即停止操作，匯報值班負責人，弄清問題后，再進行操作， 嚴禁擅自更改操作票和解除“五防”閉鎖進行操作。
7.2.4帶有同期裝置的兩系統(tǒng)并列時，應經過檢同期后，方可將開關合入，否則，禁止將兩個系統(tǒng)并列。
7.2.5下列特殊工作可以不用操作票
(1)事故處理。
(2)拉合開關的單一操作。
(3)拉開接地刀閘或拆除全站僅有的一組地線。
7.2.6下列情況應及時停運設備，禁止將設備投入運行
(1)無主保護的設備。
(2)電氣試驗不合格的設備。
(3)開關機構拒絕跳閘的設備。
(4)保護動作，原因未查明，故障未消除。
(5)發(fā)電單元設備主保護裝置拒動或失靈停機操作。
(6)發(fā)電單元設備因雷擊損壞。
(7)發(fā)電單元設備起火。
(8)設備部件處于不正常位置或相互位置與正常運行狀態(tài)不符。
(9)設備發(fā)生嚴重機械故障或機械結構不穩(wěn)定。
(10)轉動設備制動系統(tǒng)故障。
(11)轉動設備溫升或震動超閾值。
7.2.7在下列情況下，可不經調度許可自行操作，結束后再匯報
對威脅人身或設備安全的設備停電。
對己損壞的設備停電。
恢復廠用電源或解列保廠用電源。
確認母線失電，拉開連接在故障母線上的所有開關。
電壓互感器保險熔斷時，退出相關的保護。
8運行巡視
8.1正常巡視 8. 1.1主變壓器
主變壓器巡視每天至少1次；每周至少進行一次夜間巡視；無人值班變電站內容量為3150kVA及以上的變壓器每10 天至少一次，3150kVA以下的每月至少1次2500kVA及以下的配電變壓器，裝于室內的每月至少一次，戶外(包括偏 遠地區(qū))每季至少1次。
變壓器的日常巡視項目：
a.變壓器的油溫和溫度計應正常，儲油柜的油位應與溫度相對應，各部位無滲油、漏油；
b.套管油位應正常，套管外部無破損裂紋、無嚴重油污、無放電痕跡及其他異常現(xiàn)象；
C.變壓器聲音正常；
(3)各冷卻器手感溫度應相近、風扇、油泵運轉正常，油流繼電器工作正常；
(4)吸濕器完好、吸附劑干燥；
(5)引線接頭、電纜、母線應無發(fā)熱跡象；
(6)壓力釋放閥或安全氣道及防爆膜應完好無損；
(7)氣體繼電器內應無氣體；
(8)各控制箱和二次端子箱應關嚴，無受潮；
(9)外殼及箱沿應無異常發(fā)熱；
(10)運行中的散熱片應無嚴重滲漏油，風道通暢；
(11)各部位的接地應完好，必要時應測量鐵芯和夾件的接地電流；
(12)水冷卻器從旋塞放水檢查應無油跡；
(13)有載調壓裝置的動作情況應正常；
〇.各種標志應齊全明顯；
P.各種保護裝置應齊全、良好；
q. 各種溫度計應在檢定周期內，超溫信號應正確可靠；
r. 消防設施應齊全完好；
s. 室(洞）內變壓器通風設備應完好；
t. 貯油池和排油設施應保持良好狀態(tài)。
(1)變壓器有下列情況時，應聯(lián)系停用：
套管有裂紋或放電現(xiàn)象；
軟引線斷股，或硬連接排有裂紋；
上部落物危及安全，不停電無法消除；
負荷、環(huán)境溫度及冷卻條件均無明顯變化時，而變壓器繞組溫度超過規(guī)定值，但不超過最高允許值；
引線端子發(fā)熱超過70°C，仍有上升趨勢，但未融化。
8. 1.2戶外斷路器運行巡視
檢查開關分、合閘位置指示與運行情況一致；
檢查接頭接觸良好，無過熱現(xiàn)象，瓷質外絕緣無破損裂紋、無放電痕跡，開關本體無臟污和雜物，引線無過松或過緊 情況；
相序色完好、各種標志齊全明顯；
開關內部無放電或其它異響；
端子箱、機構箱應關嚴，無受潮，溫控裝置工作正常，信號指示正常；
開關本體及底座接地完好，接地線無斷裂和銹蝕；
開關SF6密度繼電器壓力指示在正常范圍內，符合壓力溫度關系曲線。
8. 1.3高壓隔離開關
檢查瓷瓶是否清潔、完整無損傷或無嚴重放電，隔離開關無銹蝕；
檢查接頭、接點接觸是否完好，有無螺絲斷裂松脫，無嚴重發(fā)熱、變形現(xiàn)象；
相序色完好、各種標志齊全明顯；
檢查引線應無松動、嚴重擺動或燒傷斷股等現(xiàn)象；均壓環(huán)應牢固平正；
操作機構箱和輔助接點盒應關閉或密封良好；
閉鎖裝置完好，鎖銷應鎖牢；
隔離開關及操動機構接地可靠良好，輔助觸點位置正確；
接地刀閘在接地時，三相接地刀閘接地均應良好；
檢查操作機構箱內有無異常，熱繼電器有無動作，二次接線、端子連接是否完好，加熱器是否完好；
隔離開關和接地刀閘的操作傳動連桿連接是否正常，齒輪、蝸輪、蝸桿、限位桿、擋釘?shù)攘悴考欠裢旰茫?/span>
測量隔離開關的接頭、接點的溫度不應超過70°C，要求每月至少一次；
檢查控制回路導線、接線座、輔助開關、接觸器、熱繼電器、按鈕、行程開關等電氣元件是否完好；
中性點直接接地系統(tǒng)發(fā)生單相接地短路后，應檢查主變中性點連接線、中性點接地刀閘和接地引下線無燒傷和異常。 8. 1.4戶外式高壓開關的運行巡視
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