光伏电站安全生产运行管理制度规程

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1、 前 言5第一篇 总 则1第二篇 设备运行规程3第一章 太阳能电池组件规定31、电池组件方阵概况32、太阳能电池组件型号及参数33、光伏电站组件运行规定54 、太阳能电池组件的投入、退出操作流程65、太阳能电池组件巡视内容76、检测光伏组件的措施97、光伏组件故障排除108、光伏组件清洗10第二章 汇流箱101、组件汇流箱的概况102、汇流箱型号及参数103、汇流箱运行规定114、汇流箱投入、退出操作流程125、汇流箱巡视检查内容126、汇流箱异常运行及故障处理13第三章 逆变器运行规程141、逆变器型号及参数142、逆变器投入、退出操作流程143、逆变器巡视检查内容154、逆变器异常运行及处

2、理165、硬件检查186.逆变器维护或检修时注意事项19第四章 35kv组合式变压器191、变压器型号及技术参数192 、变压器投入、退出操作流程203、组合式变压器的巡视项目214、变压器异常运行及处理215、变压器事故的处理23第五章35kV高压配电装置261、高压开关柜型号及技术参数262、倒闸操作原则：263、倒闸操作注意事项：274、五防电脑钥匙的使用方法及注意事项285、35kV开关防误闭锁装置296、35kV开关操作注意事项297、小车开关投入、退出流程308、配电装置的运行和检查319、真空开关的运行和检查3110、避雷器的运行和检查3211、电流互感器及电压互感器的运行331

3、2、电力电缆的运行和检查3413、主要配电装置的异常运行及故障处理35第六章 无功补偿装置381、SVG的功能与特点382、工作原理393、无功补偿装置参数394、SVG装置作用、组成405、无功补偿装置投入、退出操作流程426、无功补偿装置巡视检查内容427、无功补偿装置异常运行及处理43第七章 SVG油浸变压器471、SVG油浸变压器技术参数472、变压器的运行维护473、SVG变压器的异常运行及处理（参考组合式变压器）51第八章 接地变压器及消弧线圈511、接地变压器512、调匝式消弧线圈513 、接地变压器技术参数524、接地变的运行和维护：（详情请参考SVG油浸变压器）535、接地变

4、的投入536、接地变停运537、接地变维修与检查的注意事项538、消弧线圈参数549、工作原理5510、电容电流测量方法55第九章 继电保护及自动装置运行规程561、继电保护及自动化装置的守则 572、 继电保护装置及自动化装置投运和检修验收573、继电保护装置及自动化装置的操作584、继电保护及自动化装置运行中规定585、继电保护定值单管理专项规定606、35KV保护装置60第十章 交流UPS电源运行维护规程621、交流UPS电源技术参数622、UPS电源系统运行方式623、UPS电源系统投运前检查项目634、UPS电源系统投入操作步骤635、UPS电源系统运行中检查项目636、UPS装置退

5、出操作步骤64第十一章 防误闭锁装置运行规程64第十二章220V直流系统运行规程651、直流系统的作用和组成652、直流系统投入前的检查673、直流系统供电范围684、直流运行方式685、直流系统的参数设置及故障报警696、直流系统的运行规定及注意事项707、蓄电池组日常维护728、直流系统的操作程序739、直流系统异常运行及处理74第十三章 电能质量采集终端771、基本工作原理782、主要功能783、终端日常维护的基本步骤794、更换电表时的注意事项805、增加电表时的注意事项80第十四章 ISA-300变电站综合自动化系统811、基本构成812、功能说明833、装置组成97第十五章 火灾自

6、动报警系统规程981、基本操作992、注意事项1013、巡视流程101第三篇 设备异常及事故处理规程101总则101 1.1 事故处理时值班人员的职责101 1.2 事故处理时调度纪律：102 1.3 事故处理的基本原则及主要任务：102 1.4事故处理的要求103 1.5电气事故处理的一般程序103前 言1 编写说明1.1 为规范光伏电站运行管理工作，确保安全生产、提高设备可靠性、延长设备使用寿命，特制定本规程。1.2 本规程明确了光伏电站设备型号、技术参数，规定了设备、系统启停操作、运行维护等内容。1.3 本规程适用于即墨长直光伏电站。2 编写依据2.1 设备说明书、施工图纸及有关技术文件

7、；2.2 变电站运行管理规范（国家电网公司）；2.3 电力变压器运行规程 DL/T 572-2010；2.4 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求国家能源局安全2014161号；2.5 电力设备预防性试验规程DL/T 596-2005；2.6 电力电缆巡检系统 DL/T 1148-2009；2.7 光伏电站施工验收规范3 下列人员应熟悉本规程：3.1 电站站长、值长、值班员应熟练掌握本规程，见习值班员和实习人员应学习本规程，经考试合格后才能进入现场工作；3.2 其他有关光伏电站生产、技术、检修管理人员。第一篇 总 则1、太阳能光伏发电的原理：太阳能光伏发电的能量转换器是太阳能电池，又称光伏电

8、池。太阳能光伏电池发电的原理是光生伏打效应。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，即产生“光生电压”，这就是“光生伏打效应”。如在内建电场的两侧引出电极并接上负载，则负载就有“光生电流”流过，从而获得功率输出。这样，太阳的光能就直接变成了可以付诸使用的电能。可把上述太阳能电池将光能转换成电能的工作原理概况为如下3个主要过程：1.1 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；1.2 电性相反的光生载流子被半导体

9、P_N结所产生的静电场分离开；1.3 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。2、太阳能光伏发电系统的运行方式：通过太阳能电池将太阳辐射能直接转换为电能的发电系统称为太阳能电池发电系统（又称为太阳能光伏发电系统）。太阳能光伏发电系统的运行方式，主要分为离网运行和联网运行两大类。本光伏电站为联网（并网）运行类。3、联网型太阳能光伏发电系统的组成：联网型太阳能光伏发电系统可分为集中式大型联网光伏系统（以下简称为大型联网光伏电站）和分散式小型联网光伏系统（以下简称为住宅联网型光伏系统）两大类。4、联网逆变器的功能;4.1 自动开关 4.2最大功率点跟

10、踪（MPPT）控制 4.3防止单独运行 5自动电压调整 4.5 异常情况排解与停止运行5、联网逆变器构成：由逆变器和联网保护器两大部分构成。逆变器包括3个部分：5.1 逆变部分，其功能是采用两大功率晶体管将直流高速切割，并转换为交流；5.2 控制部分，由电子回路构成，其功能是控制逆变部分；5.3 联网保护器是一种安全装置，主要用于频率上下波动、过欠电压和电网停电等的检测。通过检测如发现问题，应及时停止逆变器运转，把光伏系统与电网断开。以确保安全。它一般装在逆变器中，但也有单独设置的。6、太阳能资源介绍：厂址日照充足，历年的水平面总辐射量在5540MJ/左右，平均的年日照时数为2539h。根据太

11、阳能资源评估办法（QXT89-2008）确定的标准，光伏电站所在地区属于“资源很丰富”区。适合大规模建设太阳能光伏电站。7、光伏电站总体方案：7.1 即墨长直农业科技大棚 20.36136MW 光伏发电项目位于山东省青岛市即墨市长直镇北1公里处，海拔高度约28米。设计电站容量20兆瓦，实际建成20.36136兆瓦，于 2015年5月29并网发电。7.2 组件信息：本项目现场安装2种类型组件，其详细信息如下。7.2.1 组件类型 1：由青岛昌盛日电太阳能科技有限公司生产，多晶硅组件，250Wp，型号为SP156-250；7.2.2 组件类型 2：由青岛昌盛日电太阳能科技有限公司生产， 多晶硅组件

12、，255Wp，型号为SP156-255；7.3 该项目共安装 250Wp多晶硅组件 68520块，255Wp多晶硅组件 12672 块，500kW逆变器38台，9 路汇流箱48台 ，12路汇流箱298台，直流配电柜38台1000kVA升压变压器19台 ，分成19个区域。其中 A01A19 区域均为农业大棚屋顶固定35kV 电网侧并网系统，螺旋桩基础，钢型材支架，组件安装角度18，每个区域安装500kW逆变器2台，1000kVA升压变压器1台。每20或22块组件串联成为一个组串， 每9或12 个组串并联接入一台汇流箱，5 台汇流箱输出并联接入一台直流配电柜，汇流后接入一台逆变器，逆变器输出交流电

13、经过变压器升压至35kV，通过3条35kV集电线路在35kV开关站汇集，最终以一回35kV线路接至220kV马山站。站用电源：本工程站用电采用1台站用接地变压器，引出中性点用于加接消弧线圈变压器。一回站变电源引自开关站35KV母线。另从附近电网10KV馈电线路引接一回线路作为站用电备用电源。2第二篇 设备运行规程 第一章 太阳能电池组件规定1、电池组件方阵概况1.1电站容量20MW，均采用多晶硅太阳能电池组件，为固定式17倾角安装。1.2太阳能方阵由太阳能组件经串联、并联组成。光伏电池组件串联的数量由并网逆变器的最高输入电压、最低工作电压、太阳能电池组件的最大系统电压以及当地气候等条件确定；组

14、串并联的数量由逆变器的额定容量确定。1.3 组件方阵：每22块电池组件串为一个支路，12条支路进入一个汇流箱，每8或9个汇流箱进入一个直流柜，由两台直流柜分别分配电能到两台500kW的逆变器，2个逆变器（500kW）和1台1000KVA箱变组成一个发电单元（1MW），共20个发电单元；每10MW的联合单元进入一个进线柜，2个10MW联合单元构成总容量为：20MW。2 、太阳能电池组件型号及参数序号名 称单位型 号备注1太阳电池种类多晶硅2光伏组件尺寸结构1650mm992mm40mm3光伏组件重量kg19.04组件效率%14.985最大输出功率Wp2556最大功率偏差%3%7开路电压（Voc）

15、V38.18短路电流（Isc）A8.789最佳工作电压V31.510最佳工作电流A8.1311最大系统电压V1000序号名 称单位型 号备注1太阳电池种类多晶硅2光伏组件尺寸结构1650mm992mm40mm3光伏组件重量kg19.04组件效率%14.985最大输出功率Wp2506最大功率偏差%3%7开路电压（Voc）V37.88短路电流（Isc）A8.729最佳工作电压V30.810最佳工作电流A8.111最大系统电压V10002.1.太阳能电池板电流-电压和功率-电压曲线2.2太阳电池板短路电流Isc、开路电压Vo c、最大输出功率Pmax 的温度相关性3、光伏电站组件运行规定3.1电池组

16、件可长期按照铭牌及技术规范规定参数连续运行。最高允许运行监视温度应根据温升试验结果确定，现场没有做温升试验前，最高允许运行温度应低于85。3.2运行注意事项3.2.1组件通过光电转换将光能转换为电能，产生直流电。3.2.2运行过程中可能有发生伤害的风险，包括电击，运行人员应做好安全措施。3.2.3单个的组件，在阳光照射下可能会产生30V以上的电压。接触30V以上直流电压是危险的。 3.2.4在运行过程中要正确使用数字万用表监测串联组件的开路电压，测量值应等于单个组件开路电压的总和。3.2.5在阳光照射下，断开组件连接端子时，连接端子会产生火花、燃烧、电击。因此，请格外小心。不管组件有没有连接都

17、不要直接接触接线端。3.2.6禁止拆卸或移动任何铭牌或黏附的部件。3.2.7禁止在组件的表面涂抹或粘贴任何物品。3.2.8禁止用镜子或透镜聚焦阳光照射在组件上。3.2.9在检修的过程中为阻止高压电和电流的产生，可以用一块不透明材料将组件完全遮盖，不要接触组件接线端子或电线。3.2.10禁止利用组件的接线盒或电缆头来移动组件。3.2.11禁止在组件上放物品，避免组件玻璃被砸碎。3.2.12禁止站在或踩在组件上。3.2.13运行人员能够正确鉴别正常的低电压和故障低电压。4 、太阳能电池组件的投入、退出操作流程4.1 太阳能电池组件的投入步骤4.1.1检查电池组件封装面完好无损伤，清洁受光均匀，无突

18、出影响光强的污块。4.1.2检查组件背面引出线无损伤，引线部位封装良好。4.1.3检查汇流箱分路熔断器断开，汇流箱的对应空气开关处于断开位置。4.1.4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。4.1.5检查汇流箱分路熔断器完好，将汇流箱分路熔断器投运。4.1.6将汇流箱空气开关投至合闸位置，电池组件投入运行。4.2 太阳能电池组件的退出步骤4.2.1下列情况下电池组件应退出运行：4.2.1.1电池组件输出功率明显降低。4.2.1.2电池组件封装面赃污，严重影响发电效率须集中清擦的。4.2.1.3电池组件支架严重变形，危及电池组件安全的。42.1.4电池组件输出回路需检修，

19、如汇流箱、逆变器的检修。4.2.2退出操作流程4.2.2.1退出操作应遵循先负荷侧后电源侧操作原则。4.2.2.2单个电池组件出现故障，需退出相应串组电池组件。4.2.3操作流程4.2.3.1断开汇流箱对应熔断器；4.2.3.2拔开故障电池组件；4.2.3.3串联电池组件的连接头。5、太阳能电池组件巡视内容5.1按照青岛萨那斯运维有限公司下发的规定执行。5.2日常检查5.2.1观察光伏组件表面是否清洁，及时清除灰尘和污垢，可用清水冲洗或用干净抹布擦拭，但不得使用化学试剂清洗，遇有积雪时应及时清洗。5.2.2注意观察所有设备的外观锈蚀、损坏等情况，用手背触碰设备外壳检查有无温度异常。检查所有的安

20、装螺丝无松动，牢固可靠并且没有被腐蚀。检查组件接地连接良好，电池组件无破损。检查了解方阵有无接线脱落等情况，外露的导线有无绝缘老化、破损，箱体内是否有进水等情况。检查有无小动物对设备形成侵扰等其他情况。设备运行有无异常声响，运行环境有无异味，如有应找出原因，并立即采取有效措施，予以解决。5.2.3若发现严重异常情况，应及时汇报，制定合理的检修方案进行处理。5.2.4值班人员应注意光伏组件方阵周围有没有新生在的树木、杂草、新立的电杆等遮挡组件，一经发现，应及时处理。5.2.5在无阴影遮挡条件下工作时，在太阳辐照度为500W/m2以上，风速不大于2m/s的条件下，同一光伏组件外表面（电池正上方区域

21、）温度差异应小于20。5.2.6使用直流钳形电流表在太阳辐射强度基本一致的条件下测量接入同一个直流汇流箱的各光伏组件串的输入电流，其偏差应不超过5%。5.2.7遇到大雨、冰雹、大雪等情况，太阳能电池方阵一般不会受到损坏，但应对电池组件表面及时进行清扫，擦拭。 5.3太阳能电池板的定期维护 5.3.1要定期检查太阳能电池方阵的金属支架有无腐蚀，并定期对支架进行油漆防腐处理。方阵支架要保持接地良好。 5.3.2使用中要定期对太阳能方阵的光电参数及输出功率等进行检测，以保证电池方阵的正常运行。 5.3.3使用中要定期检查太阳能组件的封装及连线接头，如发现有封装开胶进水、电池片变色及触头松动、脱线、腐

22、蚀等，要及时进行维修和更换。 5.3.4运行人员要认真填写运行日志及巡回检查记录，对光伏发电的运行状况作出判断，如发现问题，立即维护和检修。 5.3.5设备外观检查和内部的检查，主要涉及活动和连接部分导线，特别是大电流密度的导线、功率器件、容易锈蚀的地方等。5.3.6应采用红外探测的方法对光伏发电方阵、线路和电气设备进行检查，找出异常发热和故障点，并及时解决。5.3.7光伏组件应定期检查，若发现下列问题应立即调整或更换光伏组件：5.3.7.1光伏组件存在玻璃破碎、背板灼焦、明显的颜色变化；5.3.7.2光伏组件中存在与组件边缘或任意电路之间形成连通通道的气泡；5.3.7.3光伏组件连接盒变形、

23、扭曲、开裂或烧毁，接线端子无法良好连接。6、检测光伏组件的措施6.1检查所有电缆连接，确保连接良好没有开路。6.2断开组件两端的导线。6.3检查并测量终端的开路电压。6.4检查每个组件的开路电压，如果测量的电压只是额定的一半，说明旁路二极管已坏。6.5在辐照度不是很低的情况下如果终端的电压与额定值相差5%以上，说明组件连接不好。6.6检查组件的接线盒时，尽量避免被雨水淋到。7、光伏组件故障排除 7.1太阳能电池组件的常见故障有：外电极断路、内部断路、旁路二极管短路、旁路二极管反接、热斑效应、接线盒脱落、导线老化、导线短路、背膜开裂、EVA与玻璃分层进水、铝边框开裂、电池玻璃破碎、电池片和电极发

24、黄、电池栅线断裂、太阳板子母插头损坏、太阳能电池板被遮挡等。可根据具体情况检查更换或修理。7.2鉴别正常的低电压和故障低电压，所指的低电压是组件开路电压降低。它是由太阳能电池的温度升高或辐照度降低引起的。故障低电压通常是由于终端连接不正确或旁路二极管损坏引起的。8、光伏组件清洗 8.1应使用干燥或潮湿的柔软洁净的布料擦拭光伏组件，严禁使用腐蚀性溶剂或用硬物擦拭光伏组件；8.2应在辐照度低于200W/的情况下清洁光伏组件，不宜使用与组件温差大于20的液体清洗组件； 8.3 严禁在风力大于4级、大雨或大雪的气象条件下清洗光伏组件。第二章 汇流箱1、组件汇流箱的概况1.1长直的棚型为标准棚，每个棚有

25、1056块组件组成，每22块组件汇成一个支路，每12个支路进入1个汇流箱，共4个汇流箱组成。2、汇流箱型号及参数型号JYHL-12-INS直流输入电压0-1000V最大直流电压1000V输入路数12每路最大输入电流10A最大输出电流120A外形尺寸(宽x高x深)750 X 570 X 220mm器身重量32kg输出连线数目1路正极，1路负极，1路接地生产厂家京仪绿能极端环境温度-40 75工作环境温度-25 +55防护等级IP653、汇流箱运行规定3.1汇流箱可长期按照铭牌及技术规范规定参数连续运行。3.2定期测量汇流箱支路开路电压时，要断开直流输入开关，再将熔断器完全断开才可以测量正负极间的

26、开路电压。3.3更换汇流箱内的熔断器时，要注意保险的电压、电流量程，要符合现场的实际情况。3.4禁止带电更换支路保险。3.5禁止在不断电的情况触摸模块板。3.6在更换保险出现火花或着火时要及时断开直流开关，在采取灭火器进行灭火，严禁用水灭火。4、汇流箱投入、退出操作流程4.1 汇流箱投入步骤:4.1.1 依次放上光伏电池组串输入正、负极熔断器。4.1.2 合上输出直流断路器，汇流箱投入运行。4.2 汇流箱退出流程:4.2.1 断开与该汇流箱对应的逆变器室内直流防雷配电柜中的输入直流断路器；4.2.2 断开该汇流箱直流断路器；4.2.3 依次取下各支路输入正、负极熔断器。5、汇流箱巡视检查内容5

27、.1汇流箱的日常检查5.1.1检查汇流箱整体完整，无损坏、变形倒塌事故。若汇流箱有损坏、变形倒塌事故应及时向领导汇报，并现场指挥处理，做好记录。5.1.2检查汇流箱处有无杂物、杂草，如有及时进行清理。遇有积雪时应及时清理。5.2汇流箱的定期维护5.2.1 汇流箱应每月检查一遍，隐患及时发现，及时消缺并在运行日志上登记。5.2.2 检查螺丝无松动、生锈现象。5.2.3 检查接线端子无烧毁、松动现象， 测量保险无烧坏击穿，检查保险底座无烧坏及防雷模块是否正常。5.2.4 检查线路正常无风化现象，接入汇流箱的线缆包扎牢固，绝缘是否老化，电缆接插头处不发热。6、汇流箱异常运行及故障处理6.1 当汇流箱

28、内直流断路器频繁跳闸时应试和一次，如再跳应进行以下检查：6.1.1 检查汇流箱内模块板及直流母排有无烧毁、放电痕迹，开关及直流母排是否发热变色。6.1.2检查开关进线及出线是否有放电、烧毁痕迹，电缆接头有无松动等。6.1.3如无其它故障，需更换直流断路器。 6.2 汇流箱支路电流为零，逆变器功率降低。6.2.1如电压正常的情况下，应测量支路保险是否存在击穿现象。6.2.2如无电压时应检查支路电缆绝缘及支路各组件测量、组件之间连接处有无异常。6.3汇流箱支路电流、电压偏小。6.3.1当电压正常时电流小，应更换一次支路保险，如无变化应检查支路电缆绝缘。6.3.2当电流、电压都偏小时应对支路电缆绝缘

29、情况、支路组件进行全面测量。6.4汇流箱着火6.4.1如支路保险击穿或者保险未放置到位、底座松动等引起的着火时应立即断开直流开关，在条件允许的情况下断开全部支路保险，尽量将支路电缆与保险底座断开连接。应使用1211灭火器、干粉灭火器进行灭火，严禁使用水进行灭火。6.4.2直流母排及连接螺栓松动引起放电着火时应断开直流开关及所有支路的保险，使用1211灭火器、干粉灭火器进行灭火，严禁使用水进行灭火。6.4.3直流开关爆炸引起时应直接使用使用1211灭火器、干粉灭火器进行灭火，严禁使用水进行灭火。灭火后要对汇流箱重新全面检查，待找出问题后才能送电恢复。 第三章 逆变器运行规程1、逆变器型号及参数

30、型号SPG-500K3TL 保护等级I最大输入电压Input data (DC)：1000Vdc最高海拔3000mMPPT电压范围500-850Vdc工作环境温度-35 - +55最大输入电流1200A过压等级III额定输出功率500kW防护等级IP 20额定输出电压315V重量2200KG额定输出电流Output data (AC)：916A额定功率因数0.99交流频率50/60Hz电网电流的谐波畸变3%最大逆变效率98.7%短路保护150%（0.1s）过载能力110%厂家京仪绿能2、逆变器投入、退出操作流程2.1 开机操作步骤（逆变器电源操作与直流防雷配电柜操作需一并进行）2.1.1 合上

31、UPS 输入开关，给控制电源上电，直至逆变器显示面板正常；确认参数设置画面中的各项设置正确（输出模式：逆变；电网频率：50Hz ；输出电流限制：不大于额定输出电流）；确认直流输入电压和交流电压在正常范等待逆变器界面初始化完成后，检查交流电压显示正常，柜内通讯与PC机柜通讯信号正常。 2.1.2 分别用万用表测量与逆变器对应的直流防雷配电柜中各直流断路器上口输入端子处电压正常。2.1.3合上直流防雷配电柜直流输出各支路断路器，检查各回路正常，无故障。2.1.4 合上直流柜直流总断路器，按面板 “开机”键，交流断路器吸合，观察“显示”- “主画面”，查看各参数应正常；输出电流应逐步上升，并最终停留

32、在一个比较稳定的值上（此值随太阳光的照射强度不同而不同，但不大于额定输出电流），至此启动完毕。2.2 逆变器关机操作关机操作按面板“软停”键（默认），逆变器停止运行；断开直流断路器1QF3（SPG-500k3（TL ）为1QF3/2QF3）；断开所有直流柜支路断路器开关；断开交流断路器QF1；断开UPS 电源开关，关闭UPS；逆变器的电源已全部断开。3、逆变器巡视检查内容3.1 逆变器应每周检查一次。3.2 逆变器的安装状况，外壳是否完整各连接是否松动。3.3 逆变器通风滤网的积灰性，检查逆变器通风设备应能正常通风。3.4 逆变器周围环境是否不利于运行，周围环境是否清洁，有无积水、顶上漏水等妨

33、碍安全运行的物件。3.5 逆变器通风状况和温度检测装置检验。3.6 逆变器引线支持状态及接线端子，接线板等处的电气连接部分有无松动及局部过热现象，内部母排连接是否牢固。3.7 逆变器接地状态，逆变器接地是否牢靠。3.8 逆变器室灰尘状态，清楚逆变器内部的污物和灰尘。4、逆变器异常运行及处理 4.1 查看故障信息当逆变器在运行过程中出现异常情况时，显示屏会自动弹出报警画面，最新发生的故障信息自动在窗口显示，故障信息反应了故障发生的位置、类型、发生时间，通过这些信息对照进行处理。4.1.1 如果“FAULT灯亮（红色），可能是以下几种故障：短路、电网程序错误、IGBT模块过热、IGBT模块故障，直

34、到故障被排除后才熄灭。4.1.2 如果“GRID灯频闪，可能是电网故障（电网欠压、过压、欠频、过频）引起，故障排除后“GRID灯常亮，液晶显示界面显示“系统出现故障”的字样，并记录故障类型。4.1.3 系统出现故障后，先将旋钮开关置于“OFF位置，然后断开交流断路器和直流断路器，最后根据3逆变器故障处理表中的方法进行排除。4.2 故障原因4.2.1 外电网连接故障（如：Ll、L2、L3线没有连接好，或者相序连接错误）；4.2.2 光伏阵列电压过高；4.2.3 电网欠压（Uac“Uac最大值)；4.2.5 电网频率过低(Fac“Fac最大值”）；4.2.7 输出短路；4.2.8 并网电流过载；4

35、.2.9 IGBT模块过热；4.2.10 IGBT模块故障；4.2.11 通讯异常。4.3 逆变器故障处理故障类型故障原因处理方法备注PV反接光伏阵列正极、负极接反检查PV阵列线路连接PV过压光伏阵列电压高于1000V减小阵列串联数量PV绝缘阻抗低光伏阵列正极或负极对大地阻抗小于40kohms检查PV阵列线路连接相序故障三相交流线路连接错误检查线路连接电网电压异常电网电压超过85%-110%范围检查电网等电网恢复后自动重新启动电网频率异常电网频率超过48Hz-52Hz范围检查电网等电网恢复后自动重新启动液晶通信故障液晶屏与逆变器通信故障联系生产商冗余辅助电源故障备份的辅助开关电源故障更换备份辅

36、助开关电源为可靠起见，请及时更换直流防雷模块故障直流侧防雷模块失效请更换同型号防雷模块，如故障仍存在，请联系生产商更换后，重新启动交流防雷模块故障交流侧防雷模块失效请更换同型号防雷模块，如故障仍存在，请联系生产商更换后，重新启动5、硬件检查5.1 关机之前先观察逆变器是否有不正常声音、不正常的震动现场存在；5.2 打开柜门检查之前，严格按照设备检修步骤执行，打开柜门后根据报警画面提供的故障信息确定故障部位；5.3 通过感觉故障部位的温度、观察故障部位的颜色是否正常来进行初步判断；5.4 可以利用仪器来检测该部分的器件是否正常；5.5 更换已损坏器件。 6.逆变器维护或检修时注意事项 通过执行前

37、述关机操作，逆变器已顺利退出运行，在对设备执行维护或检修操作时，还应注意以下几点: 5.1确保逆变器不会被意外重新上电。 5.2使用万用表确保逆变器内部巳完全不带电。 5.3施行必要的接地和短路连接。 5.4对操作部分的临近可能带电部件，使用绝缘材质的布料进行绝缘遮盖。 5.5逆变器退出运行后，务必等待至少15分钟，方可对逆变器进行维护或检修等操作。 第四章 35kv组合式变压器1、变压器型号及技术参数变压器参数（无主变，仅指逆变器后的就地升压变）生产厂家特瑞德设备名称组合式变压器规格及编号ZBWO-40.5 GB17467-2010额定容量1000KVA额定电压38.5/0.3*2KV额定电

38、流15/962.25*2A相数3相冷却方式ONAN分接范围2*2.5%绝缘等级A额定频率50HZ防护等级IP20联接组别DYN11/YN11环境温度-25-55相对湿度95%2 、变压器投入、退出操作流程2.1组合式变压器的投运2.1.1 检查35KV母线电压正常。2.1.2 检查该组合式变压器对应的跌落保险及电流分支箱隔离开关已合好。2.1.3送上组合式变压器两个低压断路器的控制电源。2.1.4 合上组合式变压器高压负荷开关。2.1.5 分别合上组合式变压器两个低压断路器。2.2 组合式变压器的退出操作2.2.1 检查组合式变压器对应的两台逆变器已停机。2.2.2 拉开组合式变压器对应的两个

39、逆变器的交流输出断路器。2.2.3 分别拉开组合式变压器两个低压断路器。2.2.4 拉开组合式变压器高压负荷开关。2.2.5 断开组合式变压器两个低压断路器的控制电源。3、组合式变压器的巡视项目3.1 检查变压器本体无渗漏油现象、变压器油压、油位正常。3.2 检查变压器各连接点无变色、无异味、CT无过热现象、设备温度正常。3.3 检查变压器内无放电、声音无异常。3.4 检查变压器内部各连接点螺栓紧固、无松动震动现象。3.5 检查变压器低压侧电压、电流正常。3.7 检查变压器二次回路接线无松动、无过热,冒火,焦臭味、保护装置运行是否正常。4、变压器异常运行及处理4.1变压器发现下列现象之一为异常

40、运行，应加强监视查明原因4.1.1声音较正常大。4.1.2漏油或严重渗油。4.1.3上层油温比同负荷时高。4.1.4油面有明显升高或降低油色有异常变化。4.1.5套管发生裂纹，有轻微的放电声。4.1.6冷却系统异常。4.2 变压器出现下列情况之一者，应立即停止故障变压器运行4.2.1变压器内部声音很大，不正常，有爆裂声4.2.2在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升4.2.3油枕或压力释放阀处喷油4.2.4严重漏油或喷油，使油位计和瓦斯继电器看不到油位4.2.5油面超过规定值范围，且不断上升，油色变化过大，油内出现碳质4.2.6瓷套管断裂有闪络现象4.2.7局部冒烟母线或电缆压线有

41、明显熔化点4.3变压器过负荷4.3.1在事故情况下，变压器允许按规定的过负荷值运行。4.3.2 厂用油浸式变压器过负荷超允许值时，可调整运行方式，转移负荷，并检查所有冷却装置运转正常。4.3.3 变压器过负荷运行时，应加强对变压器各部温度及油位的监视，并控制变压器过负荷在允许范围内。4.3.4 变压器过负荷后，应对变压器进行全面的检查，并做好记录。4.3.5 油浸式变压器在环境温度不超过20时，过负荷允许带110%长期运行，在强迫风冷的条件下，变压器能带150%额定容量。4.4变压器温度升高4.4.1 对变压器温度、温升进行观察，并与相同负荷和冷却条件下的温度进行比较，确认变压器温度是否为不正

42、常的升高。4.4.2检查变压器冷却系统是否运行正常。4.4.3 检查测温装置及二次回路是否正常。4.4.4 若是变压器负荷过重，可适当降低变压器的负荷，以限制温度的上升，并使之逐步降低到允许范围之内。4.4.5 如变压器负荷、冷却系统及测量回路均正常，温度却不断上升，则认为变压器内部有故障，应停用变压器进行检查。4.5变压器油位异常4.5.1 如变压器油位过低，应检查变压器油箱及各引油管路是否有漏油现象，如是轻度漏油引起，应补油并进行处理。如因大量漏油，无法制止，使油位迅速下降及轻瓦斯信号发出，应停止故障变运行。4.5.2 如变压器油位过高时，应分析和查明原因，并适当放油。4.5.3 检查是否

43、因油位计或二次回路故障误发信号。4.5.4 变压器油位异常时严禁退出重瓦斯保护，使变压器继续运行。5、变压器事故的处理5.1 轻瓦斯保护动作信号发出时，应进行下列检查或处理：5.1.1是否由于气温下降或变压器漏油而使油位过低。5.1.2如果因滤油或加油时空气进入变压器内，此空气应无色，无味，无臭且不可燃。因空气进入变压器内使轻瓦斯信号动作时间渐缩短，将造成跳闸时，则可将重瓦斯改接信号，并报告上级领导，尽快查明原因予以消除。5.1.3若变压器油面正常，而瓦斯继电器内无气体时，则为二次回路故障而误动作，通知电检检查二次回路。5.1.4收取油样，做色谱分析，利用测值法进一步分析判定。5.1.5瓦斯继

44、电器内有气体时应迅速（2分钟内）记录气量并进行气体鉴别试验，确定故障程度。5.1.6气体颜色性质参考表： 气体颜色故障性质处理无色，无味，不可燃空气放气，继续运行黄色，不易燃木质绝缘停运，检查淡灰色，可燃纸质绝缘停运，检查灰色或黑色易燃油质停运，检查5.2 继电保护动作跳闸5.2.1事故现象：1.故障变压器电流增大，后降至零。2.变压器声音会瞬间变大后消失3.变压器低压侧开关会跳闸，开关指示灯变绿。5.2.2事故处理：1.拉开变压器高压侧刀闸，检查变压器低压侧开关是否跳开。2.若系差动保护动作，应对差动保护范围内进行检查，必要时对变压器进行测量试验。3.若系重瓦斯保护动作，变压器应停运检查。4

45、.若系过流保护动作跳闸，根据信号指示和变压器跳闸时的外部现象（如短路，故障过负荷）查明原因，如经检查不属于变压器内部故障，而是外部短路或二次回路故障误动时，变压器可重新投入运行，否则必须进行检查试验，以查明跳闸原因。5.变压器的瓦斯保护和过流保护同时动作时，在未查明原因和消除故障前，不准将变压器重新投入运行。5.3 变压器压力释放装置动作5.3.1 检查压力释放装置动作后是否返回，是否有大量喷油，如大量喷油不止，开关未跳闸，应手动断开开关，停止故障变运行。5.3.2 检查变压器喷油后是否着火，并做好防火措施。5.3.3 压力释放动作后，应手动复归信号。5.4 变压器运行中跳闸5.4.1 变压器

46、自动跳闸后，应立即检查保护动作情况、备用电源联动情况，在未明原因及消除故障前，不得对该变压器强送电。跳闸原因一般有变压器保护范围内发生故障、外部故障而保护拒动或断路器失灵造成变压器后备保护动作,系统操作或外部故障造成变压器保护误动、二次回路故障造成断路器误动。5.4.2 根据保护动作情况，故障录波，跳闸顺序等，判断跳闸原因和性质。如果为变压器主保护动作，查清原因，隔离故障点，通过检修处理。如果是后备保护动作，应查清原因，隔离故障点，检查跳闸变压器无异常后恢复跳闸变压器的运行。如果是二次回路原因或保护误动应查清原因，尽快消除，检查跳闸变压器无异常后恢复跳闸变压器的运行。5.5 变压器着火时的处理

47、5.5.1拉开变压器各侧开关、刀闸。5.5.2变压器应立即停用冷却装置，厂变应停用通风机5.5.3若油溢在变压器顶盖上而着火时，则应打开下部油门放油，使油面略低于着火处，灭火时应使用干燥的沙子和泡沫灭火器进行灭火。5.5.4若是变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防变压器严重爆炸。5.5.5灭火时按照电气设备消防规程的有关规定执行。第五章35kV高压配电装置1、高压开关柜型号及技术参数额定电压405kV额定电流1250A，1600A，2000A额定短路开断电流20kVA，25kVA，31.5kVA额定峰值耐受电流50kVA，63kVA，80kVA额定频率50HZ/60HZ额定绝缘水平雷电冲

48、击耐压：185kV/215kV主回路1min工频耐压：95kV/115kV外形尺寸宽1.4米 深2.8米 高2.6米防护等级IP4X2、倒闸操作原则：2.135kV某母线送电操作原则（1）检查母线所有开关在断开位置（2）合上主变低压侧开关操作电源 （3）投入母线相应保护（4）将35kV母线PT小车摇工作位置（5）合上35kV母线PT二次侧空气开关（6）将主变低压侧开关摇至工作位置（7）合上主变低压侧开关2.2 35kV某母线停电操作原则检查母线上所有负荷开关已断开（2）拉开主变低压侧开关（3）摇出主变低压侧开关小车（4）拉开35kV母线PT二次侧空气开关（5）摇出35kV母线PT小车3、倒闸操

49、作注意事项：3.1系统运行方式的变更应周密考虑各种运行方式下的继电保护自动装置.3.2设备停电工作必须用开关切断负荷电流,为验证开关确已断开,可通过仪表指示为零、开关机构“分闸”指示、开关绿灯亮等来进行综合判断.3.3拉开开关后，需取下合闸保险，拉开隔离开关，拉开控制回路电源。3.4允许用刀闸直接切断无接地故障的避雷器，电压互感器的负荷电流。3.5严禁在有负荷电流的情况下用刀闸进行操作。3.6送电操作时，应先合刀闸（先电源侧，后负荷侧）、再合开关。3.7回路有电压互感器时，应先放上高压侧保险，合上高压侧刀闸，再放上低压侧保险。3.8手动分闸时应缓慢而谨慎，特别是刀闸刚离开刀刃时，如发生弧光，应

50、立即合上，停止操作。4、五防电脑钥匙的使用方法及注意事项 A、对电动操作设备（如开关等），将钥匙插入该设备的电气锁中，待钥匙发出“条件符合，可以操作”语音指示后，转动设备的KK把手操作设备，钥匙检测设备操作完成后语音提示“本步操作完成，请继续”，将钥匙从电气锁中取下B、对手动操作设备，将钥匙插入该设备的机械锁中，待钥匙发出“条件符合，可以操作”语音提示后，将钥匙推钮推向开锁位置，钥匙发出“锁已打开”语音提示，将机械锁的闭锁销拉出，解除设备闭锁，操作人员对设备进行操作，操作完成后重新闭锁设备，将钥匙推钮拨回闭锁位置，钥匙发出“钥匙已回位，可以取下”，将钥匙从机械锁中取下。C、在操作电气设备时，如

51、操作完毕，但钥匙中存储的步骤并未转到下一个步骤时应采取下面的方式：首先仔细检查当前钥匙上显示的设备确已实际操作完毕，并且状态确实改变进入钥匙的功能菜单在主菜单下“本步操作选择”中选择“电气锁转机械锁”，并按压电源开关确认后，即可将本步操作转为机械操作“电气锁转机械锁”转换成功后，将电脑钥匙插入该设备的电气锁中，待钥匙发出“条件符合，可以操作”语音指示后，推动钥匙推钮，钥匙发出“锁已打开”语音提示后，将钥匙用推钮拨回闭锁位置，钥匙发出“钥匙已回位，可以取下”语音，将钥匙从电气锁中取下，并确认，此时本步操作完成，转到下一操作步骤，可以继续操作。5、35kV开关防误闭锁装置（1）35kV开关均为真空

52、断路器，采用金属封闭开关，该开关处在锁定后的试验位置或工作位置时，才能对开关进行操作。（2）只有接地刀闸在分闸位置时，开关才能从试验位置摇至工作位置或从工作位置摇至试验位置。（3）只有当开关处在试验位置或移至柜外，控制电源放好，后柜门关好后，柜内电磁锁才能打开，接地刀闸才能进行操作。（4）后柜门只有在接地刀闸处在合闸位置时才能开启，要密切注意间隔内是否带电。（5）开关在工作位置时，二次插头被锁定不能拔出。（6）选用了电气合闸闭锁，在二次控制电源未接通情况下，防止手动进行合闸操作。6、35kV开关操作注意事项（1）在向开关柜内外推拉开关前要将工作车做调整并锁定，推拉手车时要打开锁定机构，要平衡，

53、不要用力太大。（2）用摇把摇进、摇出手车时，听到丝杆、丝母脱扣的声音，要停止摇动，此时检查锁定机构是否锁好，切不可继续摇动造成机构损伤。（3）操作过程中要认真按操作程序和操作票执行，任何操作中的疑问，如开关不能合闸、接地刀闸或开关不能操作等，都可能是由于正常的闭锁，要查明原因，不可强行操作，以免损坏开关。（4）开关若在试验位置或工作位置不能合闸，应检查开关是否到位、是否已处于合闸状态；检查是否选用了合闸闭锁装置，而辅助电源未接通或低于技术条件要求；检查二次线路是否准确；检查限位开关是否接触良好；检查操作电源是否正常，开关是否已储能。（5）开关在合闸位置不能摇至工作位置，要查看地刀是否在分闸位置

54、，若处于合闸位置应将其拉开。（6）接地刀闸不能进行合闸操作，要查看开关是否由于电磁锁闭锁或开关在工作位置，若开关在工作位置应将开关移到试验位置或检修位置，接地刀操作要使用专用的接地刀操作手柄。（7）后柜门不能打开，要检查地刀是否在合闸位置，若在分闸位置应将地刀合闸。7、小车开关投入、退出流程7.1 小车开关投入步骤：7.1.1 投运前检查开关却已分闸；7.1.2 检查接地刀闸在断开位置；7.1.3 合上小车开关的控制电源、储能电源等7.1.4 将小车开关遥至工作位置；7.1.5将断路器柜门上的储能旋钮选择开关切至“投入”位置7.1.6 将断路器柜门上的就地/远方选择开关切至“远方”位置；7.1

55、.7 检查各装置无异常，远方操作合闸；7.18 检查线路电压电流无异常送电完毕。 7.2 小车开关退出步骤：7.2.1 按照先负荷侧后电源侧的顺序依次断开断路器；7.2.2 当远方无法分合闸时，在得到值长的许可后，可在就地进行分闸操作；7.2.3 操作前应将真空断路器柜门上的选择开关切至“就地”位置；7.2.4 操作完毕后，查找远方拒动原因并处理。8、配电装置的运行和检查8.1母线和瓷瓶的运行和检查 8.1.1 母线投运前应测量其绝缘电阻：35KV母线用2500V摇表测量，绝缘电阻 不低于 35M，400V母线用500V摇表测量，绝缘电阻不低于1M。 8.1.2各连接点牢固，接触表面在75%以

56、上，对封闭式开关柜更应详细检查，用0.05mm塞尺检查均应合格。 8.1.3运行中母线检查： 8.1.3.1配电室不能漏水，清洁干燥，通风机完好，空调运行正常。 8.1.3.2各连接部位应无过热变色现象，嗅不到异味，母线及其接头处温度最高不得超过70，运行中利用红外线测温仪进行监督测量。8.1.3.3母线应清洁完整、无放电现象。运行中的母线及其接头应无过热变色现象，无明显松动或振动。8.1.3.4各固定螺丝应不松动，母线无明显松动或振动。 8.1.3.6定期对高压配电装置进行熄灯检查。9、真空开关的运行和检查 9.1真空开关检修后先验同期，并在试验位置试合、分两次，检查其结构及其合闸信号回路是

57、否完好。 9.2禁止用无自动脱扣的开关，试送存在故障的线路。 9.3手车或开关应遵守厂家闭锁装置的要求进行操作。 9.4在分合闸操作后，检查机械位置指示是否正确。 9.5真空开关合闸不灵敏，应检查合闸电源、辅助接点、控制回路有无断线或接头松动，合闸线圈是否烧坏，及时联系检修处理。 9.6跳闸失灵的开关，禁止投入运行。9.7真空开关在运行中的检查项目如下：1）真空开关在运行中室内温度不能超过40，检查配电室内空调运行是否正常，否则应开启通风装置加强通风。2）无振动、无积水及异常放电声。3）开关分合指示应与开关运行状态相符。4）开关二次插头应无松动或脱落。5）高压带电显示装置指示正常。6）开关下口

58、电缆终端应无破裂放电、过热变色现象。10、避雷器的运行和检查10.1避雷器应长期投入运行，如需退出运行需得到总工程师的批准。10.2避雷器投入运行前，外观检查清洁无裂纹，接地线良好，各种试验数据合格。用2500V摇表测量其绝缘电阻不低于2500 M，并记录放电计数器表码。10.3禁止在雷雨时对避雷器进行操作。雷雨后，检查避雷器引线有无损坏、变形和瓷套管有无放电痕迹，放电计数器有无动作，并作好记录。 10.4.避雷器运行中的检查项目如下：瓷套管应完整、无裂纹及放电痕迹。内部无放电声，检查放电计数器是否动作。各接头无松动现象，底座接地线完整牢固。运行中禁止触及接地线。 10.5发现以下情况，应立即

59、停下避雷器：避雷器绝缘套爆炸、破损、严重放电，有焦臭味。避雷器内有放电声。避雷器引线松脱，有造成接地的可能。避雷器接地线松脱。 11、电流互感器及电压互感器的运行11.1电流互感器允许在大于额定电流10%时连续运行，电压互感器允许在大于额定电压10%时连续运行。11.2运行中的电流互感器二次侧不得开路，电压互感器二次侧不得短路。11.3电流互感器投运前的检查：11.3.1套管清洁完好，树脂无裂纹、破损。11.3.2外壳及二次接线（包括接地线）压接良好。 11.4电压互感器投运前的检查：高压熔断器完好，各部螺栓压接牢固。外壳接地良好，二次接线牢固，瓷瓶清洁完整，树脂无裂纹。11.5运行中互感器的检查项目如下：互感器应无放电声及噪声，瓷瓶、套管和外壳无裂纹。树脂互感器无变形、无流胶，无过热、变色、异味及放电现象。11.6电流互感器二次侧开路的现象：电流互感器二次侧本体开路发出嗡嗡响声，二次连线或端子开路发出吱吱放电声，且铁芯过热。树脂式互感器长时间开路，会开裂，严重时会着火，应设法处理或停用。1