电气一次设备培训课件.ppt

1、电气一次设备培训课件变压器运行p 1.1.1概述p 1.1.1.1基本要求p 变压器在投运前应作全面检查，变压器本体、冷却装置、套管、储油柜及其他所以附件均应无缺陷，不渗油，变压器上应确无遗留杂物。p 1.1.1.1.1.变压器主体方面p（1）变压器本体。p 1）内部铁芯经过检查（即吊钟罩检查）应正常。p 2)电气试验结果应符合规程要求。p 3）油化分析数据应符合标准，油质良好。p 4）铭牌、标牌、相色应正确、齐全、油漆整洁。变压器运行p 5）铁芯引下接地线装置应有供测量的断开连接点，本体钟罩应有俩处不同位置的上下连接并与接地网联通，以防止钟罩接地不良。p（2）冷却器附件。p 1)风扇、潜油泵

2、旋转方向应正确，且无杂音。p 2）所有蝶阀均应在开启位置，安装正确，方向一致。p 3）分控制箱整洁干燥，控制正常。p(3)调压装置。p 1）无载调压分接开关位置应符合调度规定档位，且三相一致。运行档要复测直流电阻。变压器运行p 2）有载调压开关装置远方及就地操作动作可靠，指示位置正确。（4）套管。1）套管式高压引线对外壳（大地）之间的外绝缘，应无破损。油位指示正确，高压套管末屏小套管引出线应可靠接地。2）套管的电气、油化分析试验结果合格。（5）其它事项。1)油循环系统阀门应开启，各放气部位应放尽残留空气。全部紧固件应处于完好、齐全、紧固状态。变压器全部密封胶垫应富有弹性。密封良好。变压器运行p

3、 2）与变压器所连接的全部控制、电源电缆均应采用耐油电缆线。p 3）变压器沿气体继电器管道方向应有1%1.5%的升高坡度，其它通向气体继电器的总管的连管应有2%4%的升高坡度。p 4）变压器各侧引线接头应紧固，相间即对地距离符合规定。p 1.1.1.1.2保护装置及测量仪表p(1)保护装置。p 1）储油柜（油枕）油位指示应正常，吸湿器（呼吸器）装置正确、呼吸通畅、硅胶（蓝色）有效。变压器运行p 2）净油器均应处于投入状态，除酸硅胶有效。p 3)气体继电器应为防震型挡板式，动作流速经校验合格，轻重气体继电器触点分别接信号及跳闸，其它保护系统及电源系统也均处于正常状态。p 4）压力释放阀应有试验合

4、格证，装置合理。（2）测量仪表。测温应分别装设压力温度表、热电偶温度表，并均应校验合格，以监视上层油温及线圈温度。还应按规定装设其它运行参数监视仪表。若主变为关口计量点，则各侧均应装设符合计量要求的电量表计。变压器运行1.1.1.2变压器的运行状态1.1.1.2.1正常运行状态变压器通电后，会由于铁芯中通过交变磁通和线圈中流过电流而产生的损耗简称铁损、铜损以及其它杂散损耗。电、磁作用会引起机械震动从而发出声响。正常运行时一般应注意监视以下几方面：（1）变压器运行时发出的电磁响声应是连续均匀的“嗡嗡”声，而冷却器运行时发出的声音为风机声、潜油泵运转时，声音也是均匀的，无杂音。变压器运行(2)变压

5、器一、二次侧三相电流、电压、有功及无功功率、油面温度等参数均在其铭牌及规程规定的范围内，同一侧的各相电流应基本平衡。（3）变压器油流系统运行应正常，无渗漏油现象。变压器各类保护装置均应处于正常运行状态。1.1.1.2.2异常状态当变压器运行中有下列现象时，属于异常状态。(1)严重漏油。油系统由于密封部位存在制造安装不良、胶圈料质不合格、焊接质量差等隐患，运行中温度变化时，因油与胶垫的热胀冷缩、油位压力变化、冷却器机械振动等原因，均能导致各结合部位渗漏油。变压器运行若发生严重的漏油则应视为异常，严重的渗漏将导致油位的降低。（2）油位过低。在环境温度为30，空载运行时油位标上油位低于该刻度线，应视

6、为油位过低，须注油处理。（3）油位过高。在环境温度为+40，变压器满载时油位标上油位超过该刻度线，应视为“油位过高”，应放油处理。（4）油枕、套管上看不到油位。油枕是为了使变压器油因热胀冷缩能进行“呼吸”并保持变压器必要的油位而设计的。油枕内看不到油位的原因是多方面的，如注油未按要求，假油位，严重漏油等。变压器套管一般采用电容式套管，其中充油，但与变压器不连通，若看不到油位则多为油漏入变压器本体。变压器运行（5）变压器油碳化。变压器油变成发黑色，出现碳化现象。大多是变压器内部局部过热引起的。（6）绝缘油定期色谱分析试验有乙炔或氢气、总烴超标且不断趋于严重。（7）变压器内部有异常声音。变压器运行

7、中，内部发出不均匀的放电声或“咕噜”声等。（8）有载调压分接开关调压不正常滑档，无载分接开关直流电阻数值异常。(9)变压器套管有裂纹或较严重破损，有对地放电声，接线桩头接触不良有过热现象。变压器运行（10）气体继电器轻瓦斯连续地动作、间隔趋短，气体继电器内气体不断聚集。（11）在同样温度和负荷下，变压器油温不正常，且不断上升。(12)其它如冷却系统等有不正常情况。1.1.1.2.3事故状态 变压器在运行中的异常状态往往就是事故状态的前奏，如果处理不当或延误处理，便会转化为事故。（1）上述各异常状态继续发展成严重状态，而使变压器事故跳闸。变压器运行（2）对变压器正常运行一般要求项目中发生不符要求

8、现象且有可能使变压器烧损的情况。（3）变压器发现有隐患、火花、响声很大且不均匀或有爆裂声。（4）变压器着火 变压器处于事故状态时影响变压器的正常供电。为事先发现事故苗子，应注意观察、联系调度、汇报上级迅速处理或将主变退出运行。在事故处理时，值班人员应坚守岗位、注意安全，并按变电运行现场规程规定进行工作。在紧急情况下，为争取时间，应经分析采取果断措施，甚至拉闸处理，同时进行汇报。变压器运行1.1.3变压器的特殊巡视检查大风、大雾、大雪、雷雨后和气温突变的异常天气，应对变压器进行特殊巡视检查。(1)大风时，应检查变压器附近有无容易被吹动飞起的杂物，防止吹落至变压器带电部分，并注意引线的摆动情况。(

9、2大雾、毛毛雨、小雪天气时，应检查套管、瓷瓶有无电晕和放电、闪络现象，接头处有无冒热气现象。（3）大雪天气，应检查引线接头有无积雪，观察融雪速度，以判断接头是否过热。检查变压器顶盖、油枕至套管出线间有无积雪、挂冰情况，油位计、温度计、瓦斯继电器应无积雪覆盖现象。变压器运行（4）雷雨后，检查变压器各侧避雷器计数器动作情况，检查套管应无破损、裂纹及放电痕迹。（5）夜巡时，要注意观察引线接头处、线卡，应无过热发红等现象。1.1.4变压器异常运行及分析1.1.4.1声音异常变压器正常运行中有特殊异常的声音，通常有以下几种：（1）电网发生过电压。发生单相接地或产生谐振过电压，将产生粗细不均的“尖响噪声”

10、。此时可结合电压表的变化，及系统情况进行综合判断。变压器运行（2）变压器过负荷时，将使变压器发出沉重电磁“嗡嗡”声增大。（3）变压器有杂音，声音比平时大或听其它明显杂声，可能是铁芯紧固件或绑扎有松动，或张力变化，或硅钢片振动增大所致。（4）变压器有局部放电声。若变压器内部或外表面发生局部放电，声音中就会夹杂有“噼啪”放电声。发生这种表面发电情况时，在夜间或阴雨天可以看到变压器瓷套附近有蓝色的电晕或火花，则说明污秽严重或设备接线接触不良。若是变压器内部放电，则是不接地的部件静电放电，或分接开关接触不良放电，这时应将变压器停用检查处理。变压器运行（5）若变压器的声音中夹杂有连续的有规律的撞击声或摩

11、擦声，则可能是变压器外部某一部件（如冷却器附件、风扇等）不平衡引起振动。（6）变压器有水“沸腾”声。若变压器的声音夹杂有水沸腾声，且温度急剧上升、油位升高，则应判断变压器绕组发生短路故障，或因分接开关接触不良引起严重过热。应立即申请停用，检查处理。（7）变压器油爆裂声。若变压器声音中夹杂有不均匀的爆裂声，则是变压器的内部或表面绝缘击穿。此时应立即将变压器停用，检查处理。变压器运行1.1.4.2油温异常 变压器在运行中油温的变化是有规律的。当发热与散热相等，达到平衡状态时，各部分的温度趋于稳定。若在同样条件下（冷却条件，负荷大小），上层油温比平时高出10以上时；或负荷不变而油温不断上升，若冷却装

12、置良好，则可认为是变压器内部故障引起。导致温度异常的原因主要有以下两个方面。（1）内部故障引起温度异常。变压器内部故障，如匝间短路、线圈对围屏树枝状放电、潜油泵油流产生带电效应烧坏线圈，铁芯多点接地因使涡流增大而过热等。漏磁通与铁件、油箱形成回路而发热也会引起变压器温度异常。变压器运行发生这些情况，还将伴随有瓦斯或差动保护动作。故障严重时，还可能使压力释放阀动作喷油，这时变压器应停用检查。(2)冷却器运行不正常引起温度异常。冷却器运行不正常或发生故障，如潜油泵停运、风扇损坏、散热器管道积垢、冷却效果不良等，都会引起温度升高。1.1.4.3油位异常（一）假油位。如变压器温度变化正常，而变压器油标

13、管内的油位不正常或不变化，则说明油枕油位是变压器的假油位。其原因有：变压器运行（1）呼吸器堵塞，所指示的油枕不能正常呼吸。(2)油标堵塞或油位表指针损坏、失灵。（3）全密封油枕未按全密封方式加油，在胶袋与油面之间有空气（存在气压），造成假油位。（二）油位过低。油位过低或看不到油位，应视为油位不正常。当低到一定程度时，会造成轻瓦斯动作。严重缺油时，会使油箱内绝缘暴露受潮，降低绝缘性能，影响散热，甚至引起绝缘事故。油位过低一般有如下原因：变压器运行（1）变压器严重漏油。（2）设计制造不当，油枕容量与变压器油箱容量配合不当（一般油枕容积应为变压器油容量的8%10%）。一旦气温过低，在低负荷时油位下降

14、过低，则不能满足运行要求。（3）注油不当，未按标准油位线加油。尤其是高压套管，此情况比较常见。检修人员因临时工作多次放油后，而为及时补充。高压套管一般注油至油位中线，以使套管储油柜的油随温度变化时能保持适当的油位。如果油面过低，在低温时油位可能看不见；若油位过高在高温时也可能看不见油位。套管油位异常将使储油柜承受压力或电容芯棒露出油面，此时，要停电放油或加油，从而影响发电。变压器运行1.1.4.4渗、漏油。渗漏油时变压器常见的缺陷。有些严重的渗漏缺陷，可以从对制造材质的检验，经过安装、运行中的振动，短期运行便可以发现。但也有诸如焊接不良、砂眼等缺陷。渗漏油常见的具体部位及原因如下。（1）阀门系

15、统、蝶阀胶垫材质不良、安装不良、放油阀精度不高，螺纹处渗漏。（2）高压套管基座电流互感器出线桩头胶垫处不密封或无弹性，造成接线桩头胶垫处渗漏。小绝缘子破裂，造成渗漏油。变压器运行p 胶垫不密封造成渗漏。一般胶垫应保持压缩2/3时仍有一定的弹性，随运行时间、温度、振动等原因，胶垫易老化龟裂失去弹性。胶垫材质不合格安装，位置不对称、偏心，也会造成胶垫不密封。p（4）设计制造不良。高压套管升高座法兰、油箱外表、油箱底盘大法兰等焊接处，因有的法兰材质太薄、加工粗糙、造成渗漏油。p 1.1.4.5变压器事故处理p 1.1.4.5.1变压器自动跳闸的处理。p（1）在检查变压器跳闸原因时，应查明变压器有无明

16、显的异常现象，有无外部短路、线路故障、过负荷，有无明显的火花、怪声、喷油等现象。如确实变压器运行p 变压器各侧断路器跳闸不是由于内部故障引起，而是由于过负荷、外部短路或保护装置二次回路误动造成的，则变压器可不经过内部检查重新投入运行。p（2）如不能确认变压器跳闸是上诉外部原因造成的，则应对变压器进行事故分析，如通过变压器试验、油化分析等与以往数据进行比较分析。如经以上检查分析能判断变压器内部无故障，应重新将保护系统气体继电器投到跳闸位置，将变压器重新投入。整个过程应慎重行事。p（3）如经检查判断为变压器内部故障，则需对变压器进行吊壳检查，直到查处故障并予以处理。变压器运行p 1.1.4.5.2

17、变压器瓦斯保护动作后的处理p 一、轻瓦斯动作后的处理p 轻瓦斯动作后，复归音响信号查看信号继电器，分清是变压器本体轻瓦斯动作还是有载调压开关轻瓦斯动作。不要急于恢复继电器吊牌，然后查看变压器本体或有载调压开关油枕的油位是否正常，气体继电器内充气量多少，以判断动作原因。p（1）非变压器故障的动作原因，例如气体继电器内油中有较多的空气聚集，瓦斯继电保护回路线路错接，端子排二次电缆短路等引起轻瓦斯误动。变压器运行p（2）轻瓦斯频繁动作时，每次都应监视记录，注油气体特征。若油气分析判断为空气，应不断进行放气，并要注意不得误碰气体继电器的跳闸试验探针。p（3）若不能确定动作原因为非变压器故障，也不能确定

18、为外部原因，而且又未发现其它异常，p 则应将瓦斯保护投入跳闸回路，并加强对变压器的监视，认真观察其发展变化。p 二、重瓦斯保护动作后的处理p 运行中的变压器发生瓦斯保护动作跳闸，或轻瓦斯信号和瓦斯跳闸同时出现，则首先应想到该变压器有内部故障的可能，对变压器处置应谨慎。变压器运行p 故障变压器内产生的气体，是由于变压器内不同部位、不同的过热形式甚至金属短路、放电造成的。因此判明气体继电器内气体的性质、气体集聚的数量及集聚速度，对判断变压器故障的性质及严重程度时至关重要的。p 一般讲集聚气体为非可燃性、无色、无味，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行。若气体是可燃的，应进一步分析属哪一种故障原因

19、，主要手段还是按有关规程及导则进行油化分析、电试分析、吊壳检查三方面的检查分析。如一时分析不出原因，在未经检验处理和试验合格前，不允许将变压器投入运行，以免造成故障或事故扩大。变压器运行p 应强调变压器瓦斯保护动作时内部故障的先兆或内部故障的反应。因此，对这类变压器的强送、试送、监督运行，都应特别小心从事，事故原因未查明前不得强送。p 三、变压器差动保护动作后的处理p 运行中的变压器，如果差动保护动作引起短路器跳闸，运行人员应采取如下措施。p（1）向调度及上级领导汇报，并复归事故音响、信号。p（2）拉开变压器跳闸各侧隔离开关，检查变压器外部有无异常情况（如油温、油色、压力释放阀、绝缘套管等）。

20、变压器运行p（3）对变压器差动保护范围内所有一次设备进行检查，以便发现差动保护区范围内故障点。p（4）对变压器差动保护回路进行检查，观察用于差动保护的电流互感器桩头有无短路放电、击穿现象，二次回路有无开路，有无误碰，误接线等情况。p（5）测量变压器绝缘电阻，检查有无内部绝缘故障。p（6）检查直流系统有无接地现象。p 经过上述检查后，如判断确认差动保护是由于非内部故障原因（如保护误碰、穿越性故障）引起误动，则变压器可在瓦斯保护投跳闸位置情况下试投、变压器运行p 如不能判断为非内部故障原因时，则应对变压器进行进一步的测量、检查分析（如测量直流电阻、油 的简化分析或色谱分析），以确定故障性质及差动保

21、护动作原因。如果发现有内部故障的特征，则须进行吊壳或返厂进行检查处理。p 四、重瓦斯与差动保护同时动作后的处理。p 重瓦斯与差动保护同时动作跳闸后，应立即向调度及上级领导汇报，不的强送，待查处理。p 五、零序保护动作p 零序保护动作，一般讲是中性点直接接地的三相系统中发生单相接地故障而引起的。事故发生后，应立即与调度联系、汇报，听候处理。变压器运行p 六、变压器着火后的处理p 变压器着火时，不论何种原因，应首先拉开各侧短路器，切断电源，停用冷却装置，并迅速采取有效措施进行灭火。同时汇报调度及上级主管领导。若油溢在变压器顶盖上着火时，则应迅速开启下边阀门，将油位放至着火部位以下，同时用灭火设备以

22、有效方法进行灭火。变压器因喷油引起着火燃烧时，应迅速用黄沙覆盖、隔离、控制火势蔓延，同时用灭火设备灭火。以上情况应及时通知消防部门协助处理。p 七、变压器的紧急拉闸停用p 变压器油下列情况之一时，应紧急拉闸停止运行，并迅速汇报调度。变压器运行p（1）音响较正常时有明显增大，而且极不均匀或为沉重的异常声，内部有爆裂的放电声。p（2）在正常负荷和冷却条件下，非油温度计故障引起的上层油温异常升高，且不断上升。p（3）严重漏油，确认油面已急剧下降至最低限值并无法堵漏，油位还在继续下降已低于油位标的指示限度。p（4）压力释放阀启动喷油，或变压器冒烟、着火。p（5）套管发现有严重的破损和放电现象。p（6）

23、油色剧变，油内出现碳质等。高压互感器p 2.1概述p 在高压电网中，为了测量和继电保护的需要，必须使用互感器。互感器的任务是：p（1）把高电压和大电流按比例地变换成低电压和小电流，以便提供测量和继电保护所需的参数。p（2）把电网处于高压的部分与处于低压的测量仪表和继电保护装置部分分隔开，以保证人员和设备的安全。p 互感器有电压互感器和电流互感器两大类。互感器时应用电磁感应原理变换参数的。这种互感器叫做电磁式互感器，互感器工作原理与变压器完全一致，但在性能和结构上，则和电力变压器有较大的区别。高压互感器p 2.2电流互感器p 2.2.1特点p（1）电流互感器运行时二次绕组不能开路。电流互感器，二

24、次绕组所串接的负载（电流线圈）阻抗很小，接近于工作在短路状态下，所以在二次绕组中产生的电势也不大。当电流互感器二次绕组开路时，相当于负载阻抗变为无限大，二次电流及二次去磁的磁势均为零，而一次电流的大小又不随二次开路而变小，则很大的一次磁势将在铁芯内产生很大的主磁通量，此时二次绕组中产生很高的电势。二次回路出现高电压将威胁人身安全，造成仪表、保护装置、电流互感器的二次绕组等绝缘的 损坏。高压互感器p（2）电流互感器的一次电流变化范围很大。因为一次绕组串接在被测回路中，所以一次电流可在零至额定电流之间大范围内变动。在短路情况下，电流互感器还需变换比额定电流大数倍甚至数十倍的短路电流。一次电流在很大

25、范围内变化时，互感器仍要保持测量所需的准确度。p（3）电流互感器的结构应满足热稳定和电动稳定的要求。由于电流互感器是串联在一次系统的电路中，当电网放生短路时，短路电流要通过相应电流互感器的一次绕组，因此，电流互感器的结构应能满足热稳定和电动稳定的要求。高压互感器p 2.2.2电流互感器运行p（1）电流互感器在运行中，运行人员应定期进行检查，以保证安全运行，检查内容如下：p 1）电流互感器应无异声及焦臭味。p 2）电流互感器连接接头应无过热现象。p 3）电流互感器瓷套注应清洁，无裂纹和放电声。p 4）注油的电流互感器油位应正常，无渗漏油现象。p 5）对充油式的电流互感器，要定期进行油化验，以检查

26、油质情况，防止油绝缘降低。p 6）对环氧式的电流互感器，要定期进行局部放电试验，以检查其绝缘水平，防止爆炸。高压互感器p（2）电流互感器在运行中，要防止二次绕组开路而危及设备及人身安全。p 2.3电压互感器p 2.3.1特点p（1）电压互感器在额定容量下允许长期运行，但在任何情况下，不允许超过最大容量运行。p（2）电压互感器在运行中不能短路。如果在运行中发生短路现象，二次电路的阻抗值大大减少，就会出现很大的短路电流，使二次线圈严重过热而烧毁。因此，在运行中值班人员要注意检查高、低压侧熔断器应良好，如果发现有发热及熔断现象，应及时处理。高压互感器p（3）电压互感器带接地运行的时间一般不做规定，因

27、为出厂时已做承受1.9倍额定电压8h无损伤试验。p 2.3.2电压互感器在运行时的检查项目：p 1）绝缘子应清洁、完整，无损坏及裂纹，无放电痕迹及电晕声响。p 2）电压互感器油位应正常，油色透明不发黑，而且无严重渗漏油现象。p 3）在运行中，内部声响应正常，无放电声及剧烈振动声。当外部线路接地时，更应注意该母线上的电压互感器声响是否正常，有无焦臭味。p 4）高压侧导线接头应不发热，低压回路的电缆及导线不应腐蚀及损伤。p 5）电压表三相指示应正确。p 6）电压互感器外壳应清洁，无裂纹、渗漏油，二次侧接地应牢固、良好。高压断路器p 3.1对高压断路器的要求p（1）在正常情况下能开断和关合电路。能开

28、断和关合负载电流，能开断和关合空载长线或电容器组等电容性负荷电流，以及能开断空载变压器或高压电动机等电感性小负荷电流。p（2）在电网发生故障时能将故障从电网上切除。p（3）要尽可能缩短断路器切除故障时间，以减轻电力设备的损坏和提高电网的稳定性。p（4）能配合自动重合闸进行多次关合和断开。p 3.2高压断路器运行高压断路器p 3.2.1高压断路器正常运行条件p 在电网运行中，高压断路器操作和动作较为频繁。为使断路器能安全可靠运行，正确的动作，保证其性能，必须做到如下几点：p（1）断路器工作条件必须符合制造厂规定的使用条件。p（2）断路器的性能必须符合标准的要求及有关技术条件的规定。p（3）断路器

29、装设位置必须符合断路器技术参数的要求（如额定容量、开端容量等）。p（4）断路器各参数调整值必须符合制造厂规定的要求。p（5）在满足上述要求的情况下，断路器的瓷件、机构等部分均应处于良好状态。高压断路器p（6）为使断路器运行正常，使系统保持良好的运行状态，在下述情况下，断路器严禁投入运行。p 1）严禁将有拒跳或合闸不可靠的断路器投入运行。p 2）严禁将严重缺油、漏气、漏油及绝缘介质不合格的断路器投入运行。p 3）严禁将动作速度、同期、跳合闸时间不合格的断路器投入运行。p 4）断路器合闸后，由于某种原因，一相未合闸，应立即拉开断路器，查明原因。缺陷未消除前，一般不可进行第二次合闸操作。p 5）运行

30、中的断路器，机构的接地应可靠，接触必须良好可靠，防止因接触部分过热而引起断路器事故。高压断路器p 6）运行中与断路器连接的汇流排，接触必须良好可靠，防止因接触部位过热而引起断路器事故。p 7）运行中断路器本体、相位油漆及分合闸机械指示等应完好无缺，机构箱及电缆孔洞使用耐火材料封堵。场地周围应清洁。p 3.2.2高压断路器运行巡视检查p 由于断路器在电网安全运行中占有重要地位，为使断路器能始终处于完好状态，巡视检查工作非常重要，特别是容易造成事故的部分，如操作机构、瓷套、油位、压力表等的巡回检查，大部分缺陷是可以及时被发现和处理的。所以，高压断路器运行中的巡视检查和监视时十分重要的。高压断路器p

31、 3.2.2.1断路器正常巡视检查项目p（1）对于SF6断路器，应定时记录SF6气体压力及温度，观察压力表指示是否在规定范围内。p（2）瓷套检查。检查断路器的瓷套应清洁，无裂纹、破损和放电痕迹。p(3)对操动机构的检查p 1）正常运行时，断路器的操动机构动作应良好，断路器分、合杂闸位置与机构指示器及红、绿指示灯应相符。p 2）机构应清洁、完整、无锈蚀、连杆、弹簧、拉杆等应完整。p 3）端子箱内二次线和端子排完好，我受潮、锈蚀、发霉等现象，电缆孔洞应用耐火材料封堵严密。p 4）冬季或雷雨季节电加热器应能正常工作。高压断路器p 5）弹簧机构断路器在合闸运行时，储能电动机的电源刀闸、熔丝应在投入位置。p 3.2.2.2断路器的特殊检查。p 存在下列情况需要对断路器进行特殊巡视检查p（1）在系统或线路发生事故使断路器跳闸的。p（2）高温季节高温负荷的时候。p（3）户外式断路器在气候突变的时候。p（4）断路器新投运后，在72小时内应缩短巡视检查周期，且夜间应闭灯巡视，以后才可转为正常巡视。p