广东省河源市富源水电有限公司(高压配电装置运行规程).doc

广东省河源市富源水电有限公司企业标准柳 城 水 电 站运 行 规 程 汇 编高压配电装置运行规程本规程主要起草人： 吴秀兰本规程主要审核人：本规程批准人： 广东省河源市富源水电有限公司 发布广东省河源市富源水电有限公司企业标准 柳城水电站运行规程目 录1、主题内容与适用范围（1）2、引用标准（1）3、总则（1）4、高压断路器（2）5、高压隔离开关（6）6、电压电流互感器（8）7、避雷器及其它防雷装置（9）8、电力电缆（10）9、绝缘瓷瓶（10）附加说明：本规程主要由广东省河源市富源水电有限公司柳城水电站提出本规程为试行本，部分地方还待完善，如在阅读中发现本规程有不足或纰漏处，恳请指正。高压配电装置运行规程1主题内容与适用范围1.1 本规程规定了柳城水电站配电装置的调度管理、运行方式、操作维护、设备巡视检查以及事故处理等内容。1.2 本规程适用于柳城水电站配电装置的运行管理工作。1.3 下列人员应通晓本规程1.3.1 领导及技术人员：分管生产领导、站长、工程师、助理工程师、专职技术人员。2 引用标准1.3.2生产人员：管理员、值长、运行值班员、维护班人员。电力技术管理法规（水电部分）电气事故处理规程南方电网河源电力系统调度规程3 总则 生产厂家提供的有关资料3.1 配电装置组成配电装置是把发电、变电和送电设备配套成一个整体，用来接受和分配电能的电气设备。具体包括：断路器、隔离开关、接地刀闸、母线和截流导体、电压互感器（PT）、电流互感器（CT）以及用于保护设备的熔断器、避雷针、避雷器和避雷线等。3.2 一次设备主接线方式3.2.1 电气主接线110kV侧单出线接线，由两台主变压器构成，单母线分段接线运行方式，一台主变带一台厂用变，另外段6.3KV母线上接有生活变及船闸、坝区变，并且通过母联开关615QF、625QF分别与I段6.3KV母线和II段6.3KV母线相连。3.2.2 110kV系统为单母线接线；3.3 各电压等级配电系统接地方式3.3.1 110KV 1TM、2TM为大接地电流系统中性点直接接地运行（当1TM、2TM均带电投入运行时选择其中一台主变中性点直接接地，禁止两台主变中性点同时接地）、6.3kV、厂变、坝变、励磁变为小接地电流系统中性点不接地运行3.4 设备管辖3.4.1 从1#、2#、3#机及出口开关设备均由河源市地调管辖，设备运行方式的改变必须经河源市地调批准。3.4.2 1#、2#主变及110KV线路保护装置均由河源地调管辖，设备运行方式的改变必须经地调批准。凡影响机组出力的主变、110KV出线等设备运行方式的改变，还应经地调许可方可操作。3.5 配电装置的基本要求3.5.1 配电装置应具有良好的电气特性和绝缘性能，动作灵敏，工作可靠，能够按附录表规定的额定参数连续安全运行。3.5.2 在配电装置过载或短路时，应能承受在电流所产生的机械应力和高温的作用，即能满足动稳定和热稳定要求。3.5.3 户内、外配电装置各部件间的最小安全距离应能满足国家标准，能够保证设备操作、维护和检修的方便，保证运行人员的人身安全。3.6 配电装置的安全技术要求3.6.1 所有配电装置的设备均应加装闭锁装置，能够满足“五防”要求。未经生产领导/总工程师批准，任何人不得退出闭锁装置或擅自解锁。3.6.2 同一配电装置内各回路的相色排列应尽量一致；对硬导体应涂相色漆，A相黄色，B相绿色，C相红色，零线黑色；对绞线应标明相别。3.6.3 配电装置间隔内的导线应留有悬挂临时接地线的位置，此处不应涂相色漆。3.6.4 电气设备的金属外壳都必须有良好的保护接地，用金属导线或接地扁铁与接地网可靠联接。裸露的接地扁铁和接地刀闸引下线离地1米以内应涂黄、绿相间漆，其余部分涂黑漆。3.6.5 为监视各个接头的温度和发热情况，在接头处应贴有示温腊片。3.6.6 配电装置应有良好的通风，当自然风不能满足温度要求时，应采取人工通风措施。3.6.7 配电装置应采取防止雨水和小动物进入的措施，各网门、室门、电缆孔洞应封堵好。离开配电室应随手将门关好并上锁，配电箱、操作箱及端子箱门在检查或操作后也应及时关好。3.7 配电装置在改造或检修后，必须按电气设备交接和预防性试验标准规定试验合格，由工作负责人在设备检修交待簿交待并签署“可以投入运行”，并经各级审查后方可投入运行。4 高压断路器4.1 断路器切断故障电流的规定断路器切断故障电流次数低于下述允许开断次数规定，可以继续投入运行，当达到允许值时，应立即汇报领导，在未得到公司分管生产领导许可，该断路器不允许继续运行，并通知检修人员进行检修。断路器经大修后跳闸次数从零计起。4.1.1 LW30-126/T3150-40型六氟化硫瓷柱式断路器a)操作次数已达10000次应大修；b)满容量开断达20次（31.5-40KA）或(25KA)以下开断累计电流达3000KA；4.1.2 VBG-12/1250-31.5、VBG-12/2000-31.5型真空断路器a) 每操作1000次检查各部位螺钉有无松动，发现松动，应及时拧紧。 b) 额定短路开断电流开断次数为31.5KA为50次，40KA为20次； c)当额定短路开断电流40KA时，额定操作程序为:分-180s-合分-180s-合分； d)当额定短路开断电流40KA时，机械寿命为20000次。4.2 断路器运行的检查和维护4.2.1 断路器通用检查项目a) 查操动机构分合闸指示器指示应正确一致,远方现地切换把手在“远方”位置。b) 查机构柜内各电源开关投入正常，加热器在潮湿或雨雪天气可投入使用。c) 查机构柜内二次接线良好，无过热现象。d) 查操动机构机械传动部分正常，无变形和螺丝松动现象。e) 查断路器各相支持瓷套无裂纹破损，无放电现象，表面清洁。f) 查断路器本体无异常，进出引线接头接触良好，无过热现象，接头处热缩材料无开裂。g) 查断路器通过的负荷电流是否在额定值范围内。h) 查断路器真空灭弧室清澈透明无变色。i) 查断路器面板上分、合闸位置指示器指示与实际位置相符。断路器面板上分、合闸位置指示器“I”表示合闸位置，“0”表示分闸位置。j) 查储能状态指示器在“已储能”状态。操动机构在一次合闸后，储能电动机能立即进行再储能。k) 断路器动作计数器指示正常，能够自动计数。l) 查断路器各传动机构动作正常，无变位、脱落现象，触头压力弹簧工作正常。m) 查断路器端子箱内各接线良好，储能电机电源开关在合闸位置。4.2.2 断路器事故跳闸后的特别检查项目a) 首先应对断路器本体和操动机构外部进行全面检查，若有明显外部烧伤、真空包变黑、机构损坏等现象，则禁止投入运行，应将断路器转入检修处理。b) 记录并核对事故跳闸次数，当超过允许次数时禁止将断路器投入运行，并汇报有关领导。4.3 断路器的操作规定4.3.1 断路器在合闸送电前应核对操作次数和切除故障次数是否小于规定值。4.3.2 合闸前还应检查被送电设备是否已具备投运条件，保护装置是否按规定投入运行。4.3.3 断路器分闸前应检查负荷电流是否接近为零，潮流的改变是否对系统造成影响。4.3.4 断路器操作前，必须检查有关仪表及信号指示是否正常；断路器操作后，应检查是否分合闸到位，现地位置与中控信号是否一致。4.3.5 断路器检修后，必须经保护传动和远方跳、合闸试验正常方可投入运行。4.3.6 断路器只有在试验或紧急情况下方能在现地机构上进行分合闸操作，且断路器本身应无故障。严禁在现地用手动方式进行并列合闸操作。当断路器操动机构等部件异常时严禁手动操作。4.3.7 断路器远方分、合闸操作a) 监控系统操作 由微机监控屏监控系统对断路器进行五防判断，可实现远方分闸、无压合闸、并列操作。并列操作时，断路器同期装置电源自动投入。b) 保护盘柜上操作 所有断路器的分闸操作均可在其保护盘柜内进行。但操作前需检查清楚其断路器的位置，经判断无误后即可操作。601、602、603断路器分闸操作均可在中控室内各机组发电机保护屏上进行。（只有当机组解列停机时减有功300KW、无功300KVar以下发电机断路器不会自动分闸时才在其发电机保护屏上操作分闸）。604、605、606、607断路器合闸/分闸可在厂变/生活变及坝区保护屏上进行分合闸操作。610、1101断路器分/合闸可在1#主变保护屏上进行分合闸操作。1102断路器可在2#主变保护屏上进行分合闸操作。1113断路器可在110KV线路保护屏上进行分合闸操作。4.3.8 断路器现地分、合闸操作a) 601、602、603、 604、605、606、607、615、625、610断路器：均可在高压室内高压开关柜现地进行分/合闸操作，但操作前需将远方/当地切换开关投现地位置、插上防误电脑钥匙，经判断无误后即可操作。操作完后远方/当地切换开关投远方位置。也可按现地断路器面板上“分闸”或“合闸”按钮可实现现地分、合闸操作。当平面蜗卷弹簧储能电机电源或回路故障时，可通过现地手柄进行储能。即把储能手柄插入插口内，然后往复操作手柄约25次直到储能状态指示器显示储能完毕。当抵达储能完毕状态时，储能机构自动脱开，再操作储能手柄即失效。b)1101、1102、1113断路器：在升压站各断路器控制箱现地分/分闸，但操作前需将远方/当地切换开关投现地位置，经判断无误后即可操作。操作完后远方/当地切换开关投远方位置。c) 现地操作仅限于检修试验或运行中发生紧急情况，远方不能分闸时进行，但应注意人身安全。严禁不经检同期现地手动并列合闸操作。4.4 断路器故障处理4.4.1 断路器拒绝分、合闸故障类型故障原因处理拒绝合闸1、同期闭锁、同期开关未投入调整频率、电压达到同期条件；投入同期开关2、防误装置闭锁检查防误装置3、合闸时间太短延长合闸时间4、合闸能量不足。如合闸熔丝未投入或直流电压过低、合闸弹簧储能不足或未储能插上合闸熔丝，恢复直流电压正常；检查储能电机电源开关是否合入，投入电源或手动储能5、操作回路故障：操作电源异常、辅助接点变位检查断路器操作电源是否投入、熔丝是否熔断；检查保护上跳合闸位置灯指示是否正常6、机构传动部分故障将断路器转入检修7、合闸回路长期通电立即切断合闸回路防止合闸线圈烧坏拒绝分闸1、防误闭锁检查防误装置和电气闭锁条件2、分闸时间太短延长分闸时间3、分闸能量不足，如直流电压过低、分闸弹簧储能不足或未储能恢复直流电压，检查储能电机电源开关是否合入，投入电源或手动储能4、操作回路故障：操作电源异常、辅助接点变位检查断路器操作电源是否投入、熔丝是否熔断；检查保护上跳合闸位置灯指示是否正常5、机构传动部分故障自动、手动均无法分闸，立即用相邻断路器将故障断路器隔离4.5 LW30-126/3150-40型六氟化硫断路器的运行维护及检修4.5.1 断路器的日常维护SF6断路器可称之为不检修断路器，日常维护工作量极小，每周进行一次巡视即可，巡视内容：a 、观察气体压力是否正常，并做记录；b 、观察分合指示位置是否正确无误并做记录；c 、观察断路器内部有无异常声响，严重发热等异常现象，如发现问题，须查明原因，考虑对正常运行是否有严重影响，确认存在问题应有时退出运行，进行清查检修。d 、机构动作是否正确；e 、检查紧罟螺母有无松动现象。4.5.2断路器的年检断路器应时行年检，以便保证断路器在良好的状态下持续运行。年检除日常维护项目外，还应做以下检查和维护，年时时应短时停电，并切断控制电源。a 、检查瓷套有无污损，并清理瓷套表面脏污；b 、测量断路器内部气体微水含量，并作好记录；（断路器内SF6气体含水量的检测：水分检测应在断路器充气24小时后进行，利用断路器充气接口，接上一锥形针减压阀用以控制气体流量，用微量水分检测仪进行水分测量，测量数据在运行中不应超过300L/L(20)； c 、检查各紧固螺栓、螺母有无松动现象，如有松动，则应重新拧紧；d 、检查上下接线板有无过热变色现象，如有，应用小于250#细砂纸轻擦后，重新紧固一次母线；e 、以上年检项目可同步进行，无先后顺序。4.5.3断路器在以下情况下应大修，大修时需较长时间停电，并需切断控制电源a 、运行的时间已达10年；b 、操作次数已达10000次（机构大修）；c 、满容量开断达20次（31.5-40KA）或(25KA)以下开断累计电流达3000KA。4.5.4补气 如运行中密度控制器发出报警信号时，可进行带电补气。补气操作：1） 将六氟化硫气瓶横倒放置，接上氧气减压阀，并将充气管与减压阀接好；2） 打开气瓶阀门，再开启减压阀，使低压侧压力为0.02-0.04MPa，放气5-10秒，冲洗管道；3） 将断路器A相传动箱侧的堵头旋下，将充气管接上，然后缓慢地开启减压阀，对断路器充气，在充气时，减压阀低压侧与断路器的压差应不大于0.05MPa。当断路器内气体压力接近额定压力时，充气应缓慢地进行，以避免断路器压力过高。4） 当断路器内气体充到额定压力时，即关闭减压阀，先将充气管从断路器接口上卸下，并随即把堵头拧到接口上、将接头与充气管连接处旋开。关闭气瓶阀门，卸下减压阀，将减压阀和接头放到干燥的地方存放，以备下次再用。4.5.5检修注意事项：1）断路器在真空状态下不允许进行“合”“分”操作，以免损坏灭弧室零部件，影响断路器的正常运行，断路器只能在额定压力允许范围内进行“合”“分”操作试验。2）断路器传动拐臂及机构各转动部分加适量的润滑油。3）机构在正常检修时应将合闸弹簧能量释放，释放合闸弹簧的办法可以是断路器进行的一次“合”“分”操作（操作应将电机电源切断，以防再次储能）。4.5.6 CT26机构故障分析及处理： 送合闸信号而不合闸（拒合）或送分闸信号而不分闸（拒分）合闸弹簧不储能或储能不到位1） 控制回路没有接通。检查控制回路。2） 电源压降过小，达不到线圈规定值。3） 辅助开关未转换或接触不良。调整辅助开关拉杆或更换辅助开关。4） 分（或合）闸线圈断线或烧坏。及时更换分（或合）闸线圈。5） 分（或合）闸铁芯卡滞。检查并进行调整。6） 分（或合）闸铁芯上的掣子与分（或合）闸掣子间隙过大。按合格证要求调整间隙。1） 电机电源未接通。检查电机控制回路。2） 行程开关切断过早。及时调整行程开关。3） 储能电机烧坏。更换电机。4） 接触器触点接触不良或烧毁。及时更换接触器。5 高压隔离开关5.1 隔离开关操作规定5.1.1 隔离开关断、合的操作应在其串联断路器断开后，确认其断路器确已断开情况下进行。断路器两侧均有隔离开关的操作，停电时应先断开负荷侧再断开电源侧，送电时与上述相反。5.1.2 隔离开关三相分、合闸不到位时，可重新分、合闸一次，仍不到位应通知维护人员处理。5.1.3 允许用隔离开关进行的操作a) 拉、合无故障的电压互感器和避雷器。b) 拉、合110kV及以下母线充电电流。c) 拉、合无接地故障变压器中性点接地刀闸。d) 拉、合空载励磁电流小于2A的空载变压器和电容电流小于5A的空载线路。5.2 隔离开关运行检查项目5.2.1 导电部分：合闸位置时，位置正常，触刀和触头接触良好，无过热和变色现象，弹簧无变形，分闸位置时，动静触头间角度、距离正常。5.2.2 操作机构：手动机构锁锭锁入正常；隔离开关与操动机构联结后，机构的分合闸位置标记应与隔离开关的分合闸状态一致。5.2.3 所有紧固零件应无松动现象，操作时各转动部分灵活，辅助开关能正常切换。5.2.4 齿轮、蜗轮、蜗杆、限位块、挡钉等主要部件应无生锈和损坏。所有传动部分均应涂有润滑脂，所有导电摩擦部分均应涂上工业凡士林油。5.2.5各接头无过热、放电现象，示温腊片无熔化。5.3 隔离开关故障处理5.3.1 隔离开关接触部分过热现象及处理a)故障处有热气流，变色、发红、示温片熔化。b) 立即采取措施减少流过隔离开关的电流，并加强监视。机组出口隔离开关，应联系地调转移负荷，停机处理。c)隔离开关停电处理会影响用户或影响发电、送电者，应尽量安排在夜间电网允许时处理，在未停电前，有条件的应采用通风设备进行冷却，以延长运行时间。d)如隔离开关发热严重，应向调度员汇报，立即停电处理。5.3.2 误断开隔离开关现象及处理a) 隔离开关刚断开时，出现强大的弧光和响声。b) 发现已拉错，在弧光未中断前，应迅速将其合上；如发现弧光已中断，严禁再合上；c) 隔离开关误拉过程中产生短路事故，按事故处理规定处理。5.3.3 隔离开关操作拒动处理a) 隔离开关操作拒动，应检查是否满足“五防”要求，闭锁插销是否拔出等，不得蛮干。b) 手动操作的隔离开关应检查传动机构是否卡涩。c) 如妨碍断开或合上的阻力发生在隔离开关的接触位置上，则不得强行操作，以防损坏支持绝缘子而引起事故。d) 电动操作的隔离开关拒动，应检查隔离开关操作电源有否消失，隔离开关操作回路闭锁条件是否满足，隔离开关接触器和电机是否烧坏，机械传动部分是否良好。e) 隔离开关操作拒动应及时通知维护人员处理。5.4 GW4-126III、GW13-126I型隔离开关的维护表开关状态需要依照相关安装要求进行的工作工作频率保证操作(1000次)保证操作(2000次)保证操作(3000次)A-开关保持运行简单检查项目：1） 设备机械部件没有损坏；2） 低压电缆和接地电缆的外壳没有损伤；3） 支柱绝缘子没有损伤而且表面没有沉积污秽；4） 操作机构没有损伤；5） 用红外线测温仪检查发热情况；在现场检视过程中或无论如何每2年一次在现场检视过程在或无论如何每2年一次在现场检视过程中或无论如何每4年一次B-退出运行检修开关：1） 进行A部分里的前3项检查；2） 检查所有导电部件；3） 测量导电回路电阻；4） 检查螺栓紧固程度；5） 检查就地操作及手动操作；6） 检查就主触头磨损情况；7） 检查操作机构；8） 检查所有机械和电气部件，电缆和接地连接是否损伤；9） 检查齿轮润滑情况，检查电气部件的操作，包括：空气开关、热继电器、接触器、温度控制器（如果有的话）、加热器、行程开关；手动操作闭锁开关，远方/接地转换开关；辅助接点是否正确转换；机构臬体接地情况以及二次回咱对地绝缘情况；机电连锁；每5年或每500次操作每5年或每500次操作每5年或每1000次操作每5年或每1000次操作每5年或每1500次操作每5年或每1500次操作6 电压、电流互感器6.1 互感器运行规定6.1.1 电压互感器二次侧严禁短路或接地。电压互感器的外加一次电压，最高不得超过额定电压的10%，以免励磁电流过大，铁芯磁通密度增加引起过热。6.1.2 电流互感器二次侧严禁开路。电流互感器不允许长时间过负荷运行，过负荷的倍数和时间，可遵守其主设备有关规定。6.2 电压互感器操作规定6.2.1 停役操作，需将电压互感器高低压两侧分别断开。6.2.2 更换高压熔断器，必须先检查其电压互感器无明显故障点后，才能断开其刀闸。6.2.3 母线在运行中，若要将互感器停役，要充分虑有对有关保护和计量的影响。6.2.4 电压互感器经过大修更换或二次侧引出线经过拆装等，在恢复运行前，必须经过同期核相正确，方可正式投入运行。6.3 互感器巡回检查主要项目6.3.1 瓷套管应清洁，无裂纹、放电现象。6.3.2 充油式全密封互感器无漏油、渗油现象，油标的油色、油位正常。6.3.3 电压互感器二次线圈中性点与外壳接地良好。6.3.4 电流互感器二次线圈不开路，无过热、放电现象。6.3.5 电压互感器二次侧无短路，无过热、放电现象。6.3.6 各接头接触良好，无松动过热现象。6.4 电压互感器熔丝更换操作6.4.1 检查互感器本体无明显故障；6.4.2 断开互感器高、低压侧开关；6.4.3 用相同电压等级验电器验明确已无电压后，更换同容量熔丝；6.4.4 装卸电压互感器高压熔丝时，应戴护目眼镜和绝缘手套，必要时使用绝缘夹钳，并站在绝缘垫或绝缘台上；6.4.5 如电压互感器熔丝再次熔断，则不再进行更换，应将该互感器停电检查。6.5 互感器故障处理6.5.1 电压互感器高压熔丝熔断a) 立即退出有关保护，以免引起保护误动作；b) 并设法尽快更换同容量熔丝；c) 待熔丝更换完，并确认电压互感器已恢复正常后，方能将有关保护重新投入。6.5.2 电流互感器二次回路开路a) 二次回路会出现高电压，此时应尽可能减少一次电流，并退出有关保护；b) 通知维护人员穿绝缘鞋、戴高压绝缘手套，在该电流互感器附近端子上将其短路；c) 无法处理时，应退出有关被保护一次设备的运行，将该电流互感器停用。6.5.3 互感器外部过热、互感器内部有火花放电声及噪声、外部有严重的火花放电、引线出口漏油或外壳破裂大量漏油，为初期故障，应立即断开互感器刀闸，停止使用。6.5.4 如果发现高压侧有接地现象或内部发出臭味或冒烟，禁止用隔离开关设备，应用断路器将故障电压互感器隔离。6.6 LVQB-110系列SF6电流互感器及JDQXF-110系列SF6电压互感器的维护61由于产品具有良好的密封性能，在保证年漏气率小于1%的情况下，不需要进行特别的维护。只需定期清洗瓷套管的污垢。但应通过常规的人工巡视，监视产品SF6气体的压力，检查有无漏气，密度控制器指示是否正常。当发出补气信号时，应检查漏气点，并视情况进行补气。6.2 应按运行规程定期检查SF6气体的含水量，当发现气体含水量超过500L/L时，应进行换气处理。7 避雷器及其它防雷设备7.1 配电装置的所有防雷设备正常时必须全部投入运行,特别是雷雨季节运行时更应严格遵守,凡因故需退出有关防雷设备,必须得到公司分管生产领导批准。7.2 防雷设备的运行检查和维护7.2.1 遇有雷电时，禁止对防雷设备进行检查。待雷雨过后值班人员应对避雷器进行仔细检查。7.2.2 每值白班和雷雨过后，记录避雷器动作次数和泄漏电流。7.2.3 当避雷器有动作时，应对其进行全面检查，发现有异常或泄漏电流超过规定值时应立即汇报领导。7.2.4 避雷器检查项目a) 瓷套、法兰无裂纹,、破损和放电现象。b) 本体与基座固定可靠，接地线和高压引线联接可靠。c) 在线监测装置仪表完好，指针无卡涉，泄漏电流指示值在规定范围内。7.2.5 查放电间隙（金属棒保护间隙）无击穿放电痕迹。7.3 避雷器退出运行应由隔离开关进行操作，当发现避雷器冒烟、冒火、套管破裂，严重放电时，应设法将母线停电，才能用隔离开关切除避雷器。7.4避雷器放电计数器的检验、维护与运行7.4.1计数器投入运行前和运行一、二年之后，应进行检验，用500V1000V摇表一只，600V 10F电容器一只，先转动摇表对电容器充电，待充电稳定后在保持摇表转速的情况下断开充电回路，再将充好电的电容器对计数器高压出线端和接地端放电，此时计数器应动作一次， 连续试验10次，均应能准确动作，则计数器动作计数性能合格。7.4.2计数器观察上孔上的玻璃灰尘过多时，要及时清洁，以免影响观察。8 电力电缆8.1 电缆过负荷规定8.1.1 电力电缆正常情况下，禁止过负荷运行，如需过负荷运行，必须得到公司生产领导批准。8.1.2 电力电缆在紧急情况下允许短时间过负荷，但应遵守下列规定：a) 10kV电缆允许过负荷15%，连续运行2小时。b) 电缆外皮温度正常，一般温度不超过50为准，工作电压不得超过额定电压的15%，电缆无漏油，外皮接地线应完好。8.2 电力电缆巡回检查主要项目8.2.1 电缆头无损伤、无漏油、溢胶、放电、发热等现象。8.2.2 电缆头引出线的连接线夹紧固，无发热现象。8.2.3 电缆头接地必须良好，无松动、断股和锈蚀现象。8.2.4 电缆沟盖松无破裂，上面不准放石块等建筑材料或笨重物件。8.2.5 电缆沟内无积水，堆放杂物和易燃物。8.2.6 电缆表面无腐蚀损伤。9 绝缘瓷瓶9.1 绝缘瓷瓶巡回检查主要项目9.1.1 表面清洁、完整、无裂纹、破损和闪络放电。9.1.2 室内瓷瓶和穿墙套管上无漏水和积水。9.1.3 穿墙套管的导体与套管间无振动和放电，套管法兰与导体连接线完好。附录A 6.3KV手车式断路器参数（高压开关柜601QF、602QF、603QF、604QF、605QF、606QF、607QF、615QF、625QF、610QF）型号 VBG-12/1250-31.5，VBG-12/2000-31.5额定工作电压12kV额定电流1250A额定频率50Hz额定短路开断电流31.5kA短路关合电流80KA额定热稳定时间4S操作方式0-0.3s-CO-180s-CO额定操作电压DC220V出厂日期2009.04.30生产厂家施耐德（陕西）宝光电器有限公司附录B 6.3KV户内高压开关柜内电流互感器参数产品型号LMZD2-10Q产品型号LZZBJ9-12/185h/2S额定电压10kV额定电压10KV额定频率50Hz额定频率50Hz电流比1000/5A电流比1000/5A准确级0.5级/10P15准确级0.5级/10P15/10P10额定负荷40VA/20VA额定负荷40VA/20VA/20VA额定短路时热电流3S,31.5KA额定动稳定电流80KA出厂编号200610/12187出厂编号200904/071771生产厂家天津市纽泰克电气科技有限公司产品型号LZZBJ9-12Q/185h/4产品型号LZZBJ9-10J额定电压10kV额定电压10KV额定频率50Hz额定频率50Hz电流比2000/5A电流比1000/5A准确级0.5级/10P10/10P10准确级0.5级/10P15/10P10额定负荷15VA/20VA/20VA额定负荷15VA/20VA/20VA出厂检验日期2009.04出厂检验日期2009.04.09产品型号LZZBJ9-12Q/185h/4产品型号LZZBJ9-10J额定电压10kV额定电压10KV额定频率50Hz额定频率50Hz电流比50/5A电流比1000/5A准确级0.5级/10P10准确级0.5级/10P10/10P10额定负荷10VA/10VA/15VA额定负荷15VA/20VA/20VA出厂检验日期2009.04出厂检验日期2009.04.09生产厂家广州亿盛电气科技有限公司附录C 6.3KV高压开关柜户内电压车（电压互感器）产品型号JDZX10-6P产品型号JDZX10-6JC额定一次电压6/3kV额定一次电压6/3kV额定二次电压0.1/3KV/0.1/3KV额定二次电压0.1/3KV/0.1/3KV准确级0.5级/6P级准确级0.5级/6P级额定负荷30VA/50VA额定负荷30VA/50VA极限输出200VA极限输出200VA额定频率50HZ额定频率50HZ出厂检验日期2009.04出厂检验日期2009.04生产厂家广州亿盛电气科技有限公司附录D 6.3KV高压开关柜户内高压接地开关型号JN15-12/31.5额定工作电压3.6KV/7.2KV/12KV额定短时耐受电流（4S）31.5KA额定频率50Hz额定峰值耐受电流80kA短路关合电流80KA绝缘水平：全波冲耐压75KV1min主回路工频耐压25KV/32KV/42KV分闸后断口距离不小于12mm生产厂家温州新机电器有限公司 附录E 6.3KV高压开关柜无间隙金氧化物避雷器产品型号HY5WZ-7.6/27系统标称电压（有效值） KV 6 避雷器额定电压（有效值） KV 7.6避雷器持续运行电压（有效值） KV7.6陡波冲击电流下残压（峰值） KV31雷电冲击电流下残压（峰值） KV27操作冲击电流下残压（峰值） KV23直流1mA参考电压 KV14.42mS方波电流 A 150出厂检验日期2007.7.30生产厂家西安华伏特电器有限公司附录F 110KV户外隔离开关参数产品型号GW4-126DDWIII/630产品型号GW13-72.5WI/630产品名称高压交流隔离开关产品名称中性点隔离开关额定工作电压126KV额定工作电压72.5KV额定电流630A额定电流630A额定峰值耐受电流50KA额定峰值耐受电流63KA额定短时耐受电流（4S）20/31.5KA额定短时耐受电流(有效值)25KA1min共频受电压165KV1min共频受电压165KV机械寿命3000次机械寿命3000次生产厂家泰开集团山东泰开隔离开关