光伏电站运行规程(完整版)

《光伏电站运行规程(完整版)》由会员分享，可在线阅读，更多相关《光伏电站运行规程(完整版)（147页珍藏版）》请在装配图网上搜索。

1、word运行总如此本规程规定了光伏电站的运行、操作、维护、事故处理的根本原如此。本规程适用于国家电投红墩子光伏电站。 如下文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，其最新版本包括所有的修改单适用于本文件。GB26859 电力安全工作规程 电力线路局部GB26860 电力安全工作规程 发电厂和变电站电气局部GB26861 电力安全工作规程 高压试验室局部GB19964 光伏发电站接入电力系统技术规定GB29319 光伏发电系统接入配电网技术规定GB29320 光伏电站太阳跟踪系统技术要求GB29321 光伏发电站无功补偿技术规XNB/T 32004 光伏发电并网逆变器技术规X 区域

2、、地方电网调度规程、规定3.一般规定 3.2.1.1新设备的投运或设备大修后投运前，必须有完整的技术资料与相关实验3.2.1.2继电保护.自动装置定值与计算机内部参数，未经许可不得擅自更改。如需进展整定和更改时按照保护管理规定执行。运行管理3.2.2.1运行中发生的重要异常情况，当班值长应按照相关规定向上级调度部门进展汇报，并与时向主管部门与领导进展汇报。3.2.2.2当班值长必须服从上级电力调度机构的调度。网、省、地调调管的设备，未过网、省、地调值班调度员的指令，均不得自行操作，但危与人身和设备安全的情况可不待调令进展操作，事后必须向相关调度部门汇报。3.2.2.3当班值长在承受调令时，必须

3、主动复诵并核对无误，调令执行完毕后必须立即向下达指令的值班调度员报告执行情况和时间。3.2.2.4当班值长在承受调令与进展其他业务联系时应做详细记录并录音，同时必须使用规X的调度术语。3.3.1电站设备正常运行维护与事故处理必须符合本规程规定。本规程如与上级规程、规定相抵触时，应按照上级规程、规定执行。3.3.2生产现场使用得规X、条例、制度、规定与本规程有同等效力。4.1.1子阵电池组件、汇流箱、直流柜、逆变器、数据采集柜全部投入运行。4.1.2箱变、汇流箱、架空线路、母线、无功补偿装置、电压互感器、接地变压器与其自动装置、保护全部投入运行，送出线路、主变、保护、自动装置、计算机监控系统、电

4、能计量系统、光功率预测、生产管理系统应投入运行。4.1.3正常情况下由厂用电源为主电源供电方式，主电源故障时，投入备用电源。4.2.1送出线路停电时，全站停发。主变停运时所对应的升压站母线停运。任一进线断路器发生故障时，所带光伏发电阵列逆变器与箱变停运。5.1.1变电设备的倒闸操作必须严格遵守电力安全工作规程、调度规程等有关规程规定，5.1.2电气设备停、送电操作原如此：停电操作时，先停一次设备，后停保护、自动装置。送电操作时，先投入保护、自动装置，后投入一次设备。5.1.3一次设备倒闸操作过程中，保护与自动装置必须在投入状态。5.1.4设备停电时，先拉开设备各侧断路器，然后拉开断路器两侧隔离

5、刀闸；设备送电时，先合上断路器两侧隔离刀闸，后合上该设备断路器。5.1.5设备停电时，停电顺序是从负荷侧厂内为负荷侧逐步向电源侧线路操作；设备送电时，送电的顺序是从电源侧逐步向负荷侧操作：严禁带负荷拉、合隔离刀闸。5.1.6投入接地刀闸或装设接地线前，必须检查接地刀闸两侧隔离刀闸断路器在拉开分闸状态，应进展验电，确认无电压后方可投入接地刀闸或装设接地线。5.1.7倒闸操作中发生断路器或隔离刀闸拒动时，应查明原因后方可进展操作，不得随意解除闭锁5.1.8如下操作可以不填写倒闸操作票，但必须做好相关运行记录。5.1.8.1事故处理。5.1.8.2断开或合上断路器的单一操作。5.1.8.3拆除或拉开

6、全站仅有的一组接地线或接地刀闸。5.2.1.1在执行倒闸操作时，操作人应先根据操作票在系统图上模拟倒闸操作，模拟操作无误后，由当值值长下达操作命令后方可执行。5.2.1.2倒闸操作应由两人进展，一人操作一人监护。5.2.1.3操作时，必须先核对设备的名称和编号，并检查断路器、隔离刀闸、自动装置的状态，操作中，必须执行监护制度和复诵制度，每操作完一项即由监护人在操作前面画“5.2.1.4倒闸操作中发生任何疑问，必须立即停止操作，并向当班值长询问情况后在进展操作，不得擅自更改操作票操作顺序，操作票在执行过程中不得漏项、跳项、添项。5.2.1.5操作中必须按规定使用合格的安全工器具和专用工器具。5.

7、2.1.6雷雨天时，应停止室外设备倒闸操作，雷电时禁止进展倒闸操作。5.2.1.7线路与主变操作时，电站主要负责任人必须到现场进展安全监护。5.2.2.1线路停电前应先将电站内运行的逆变器全部停机。5.2.2.2投入主变中性点接地刀闸。5.2.2.3线路停电操作时应将重合闸方式至停运方式，断开线路断路器，再拉开母线侧隔离刀闸，最后拉开线路隔离刀闸，线路送电操作与比相反。5.2.3.1母线停电操作前必须将母线上所带负载开关断开后方可进展。5.2.3.2母线停电后进展相关工作时必须拉开电压互感器的隔离刀闸，并取下二次侧保险。5.2.4.1变压器送电必须由高压侧充电，停电时先停低压侧。5.2.4.2

8、主变压器投运、撤运时主变压器中性点接地刀闸必须在投入位。6. 巡回检查的一般规定 按照要求开展设备巡视检查工作，巡视时，必须遵守电力生产工作安全规程的有关规定。6.2 特殊巡视 如遇如下情况应增加巡回次数或定点监视6.2.1 设备存在较大缺陷或异常；6.2.2 新投运、改造和检修后的设备；6.2.3 由于天气、气温等气候变化较大时；6.2.4 设备运行的条件发生较大变化时。6.2.5 设备发生故障后，要特别注意对断开短路电流的断路器与相应设备的检查。7. 事故处理的一般原如此7.1事故处理必须严格遵守电力生产安全工作规程、调度规程、运行规程与相关规定，并服从上级调度和当班值长指挥。7.2在威胁

9、人身或设备安全的紧急情况下，值班人员有权单独处理，以防止事故进一步扩大，但处理后应迅速将情况汇报当班值长。7.3在处理事故时，迅速限制事故的开展，消除事故的根源，解除对人身和设备的威胁。对未造成事故的设备的安全隔离，保持其正常运行，防止事故扩大。7.4发生事故时，当班值长是事故处理的指挥者、组织者。事故发生后当班值长应将事故发生的时间、监控系统主要故障信息继电保护、自动装置与一次设备动作情况，现场采取的初步处理措施等情况简要向调度汇报，并详细记录。7.5 事故发生后，应根据监控相关信息，保护、自动装置的动作情况与故障设备外部特征，全面分析事故性质。7.6系统发生冲击后，应对相关设备进展全面检查

10、。要特别注意对开断短路电流的断路器与相应设备的检查。7.7线路事故跳闸，重合闸动作不成功时，不得进展强送电，应将情况汇报调度后，按调令执行。7.8事故处理时，无关人员不得进入中央控制室与事故区域内。7.9如调度中断而不能与上级调度直接联系时，应尽快利用其他通讯方式联系上级调度。8. 定义和术语 让直流电从放电相反的方向通过，以使蓄电池中活性物质恢复作用8.2 送电 是指设备充电并带负荷指设备投入环状运行或带负荷。8.3 停电 是指断开断路器与隔离开关使设备不带电压。8.4 解裂 是指发电单元和电力系统其他局部之间、系统的一局部和系统其他局部之间失去电的联系，分解成相互独立、互不联系的局部。8.

11、5 并列 是指将两个与以上电气相互独立运行的设备通过运行方式切换连为一个整体电网运行。8.6 热备用 是指设备断路器断开，而隔离刀闸仍在合闸位置。无特殊要求，设备保护均应在运行状态。8.7 冷备用是指电气设备的断路器断开，其两侧隔离刀闸和相关接地刀闸处于断开位置。8.8 检修 指设备所有断路器、隔离刀闸均断开，挂号接地线或合上接地刀闸时，为检修状态。光伏组件运行规程1. X围本标准规定了光伏组件的运行、维护、事故处理。本标准适用于光伏组件运行维护管理。2. 规X性引用文件如下文件对于本文件的应用是必不可少的。但凡注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。但凡不注日期的引用文件，其最新版本

12、包括所有的修改单适用于本文件。GB/T9535 地面用晶体硅光伏组件 设计鉴定GB/50797 光伏发电站设计规程GB/T50796 光伏发电工程验收规XGB/T29320 光伏电站太阳跟踪系统技术要求CQC33-462192 光伏组件用接线盒认证规如此设备产品使用说明书与有关技术文件。表1电池组件技术参数名称东方电气东方电气英利型号DQPVM245P6-60MGSP250-60YL255P-29b电池种类尺寸mm重量kg标准测试条件下峰值功率Wp标准测试条件下开路电压V标准测试条件下短路电流A标准测试条件下工作电压V标准测试条件下工作电流A标准工作温度电池组件转换效率%峰值功率温度系数%/K

13、)开路电压温度系数%/K)短路电流温度系数%/K)最大系统电压VDC工作温度X围功率误差X围%外表最大承压Pa绝缘电阻m组件防护等级接线盒类型电池片规格型号mm上盖板材料与厚度mm背面材料与厚度mm电池组件是否要求接地10年的功率衰降%25年的功率衰降%数量块安装位置投产年月3技术参数表格 4.1 一般规定。 4.1.1 光伏组件在运行中不得有物体长时间遮挡。 4.1.2 光伏组件外表出现玻璃破裂或热斑，背板灼焦，颜色明显变化、光伏组件接线盒变形扭曲开裂或烧损、接线端子无法良好连接时，应与时进展更换。 4.1.3 在更换光伏组件时，必须断开与之相应的汇流箱开关、之路保险与相连光伏组件接线。工作

14、时工作人员需使用绝缘工器具。 4.1.4 光伏组件更换完毕后，必须测量开路电压，并进展记录。 4.2 巡回检查规定 4.2.1.1 定期对每一串光伏组件电流进展监测，对偏离值较大的需查明原因。 4.2.1.2 在大风过后需对子阵光伏组件进展一次全面巡回。 4.2.1.3 巡回过程中尽量不要接触接线插头与组件支架，如需进展工作必须接触接线插头与组件支架时，工作人员需要使用绝缘工器具，方可进展工作。 4.2.14 光伏组件、汇流箱、直流配电柜运行中正极、负极严禁接地。 4.3 组件清洗 4.3.1 清洗原如此 4.3.1.1 光伏组件在运行中应保持外表清洁，光伏组件出现污物时必须对电池组件进展清洗

15、，以保证电池组件转换效率。 a目测电池板外表较脏时安排清洗。 (b) 同一时间用高精度直流电能表实时测量2个组串的电量与2个清洗后的组串的电量，两个电量的比照值相差。4%。(c) 清洗电池板时应用清水不得使用锐利物件进展刮洗，以免划伤外表。不得使用腐蚀性溶剂冲洗擦拭。 4.3.2 清洗方式 4.3.2.1 环境气温较高时，清洗方式宜采用清水清洗的方式；压力水流清洁时，组件玻璃外表的水压不得超过光伏组件厂家规定X围。 4.3.2.2 环境气温较低，清洗方式宜采用人工超细纤维擦洗的方式；超细纤维抹布必须与时更换，防止伤与组件。 4.3.3 须知事项 4.3.3.1 严禁清洗组件背面。 4.3.3.

16、2 组件严禁承受额外的外力。 4.3.3.3 防止外力等机械碰压电池组件 4.3.3.4 电池板组件不可使用压力风吹扫，防止风压致组件损坏。 4.3.4 清洗验收 4.3.4.1 目视电池板整体外观清洁、明亮、无污渍。 4.3.4.2 抽样检查电池板外表无积灰。 4.3.4.3 用手轻轻触摸电池板外表无粉尘未处理干净。 4.3.4.4 达到距组件1.5米内看不到电池板有尘土。 4.3.4.5 抽查组串电流，同辐照量下比照，组串电流升高百分数。 4.3.4.6 做好清洗前后逆变器电流、电压、功率比照表，检查清洁效果，确定实际提高百分数。 5.1 晶硅光伏组件 5.1.1 检查电池组件的框架整洁、

17、平整、所有螺栓、焊缝和支架连接结实可靠，无锈蚀、塌陷。 5.1.2 检查电池组件边框铝型材接口处无明显台阶和缝隙，缝隙由硅胶填满，螺丝拧紧无毛刺；铝型材与玻璃间缝隙用硅胶密封，硅胶涂抹均匀，光滑无毛刺现象。 5.1.3 检查组件外表无污渍、划痕、碰伤、破裂等现象。 5.1.4 检查电池组件运行时背板无发黄、破损、污渍、温度烧穿等现象。 5.1.5 检查电池组件背板设备参数标示无脱落。 5.1.6 检查电池组件商标：印刷、电性能参数值符合要求。 5.1.7 检查电池组件引线无交叉、横平竖直、固定结实。 5.1.8 检查电池组件间连接插头无脱落、烧损现象。 5.1.9 检查电池组件接线盒内汇流带平

18、滑，无虚焊、无发热氧化痕迹。 5.1.10 检查电池组件接线盒螺帽是否拧紧：沿导线伸出的竖直方向施加拉力，导线不松脱。 5.1.11 检查电池组件接线盒旁路二极管无烧损。 5.1.12 检查各电池组件接地线良好，无开焊、松动等现象。 5.1.13检查电池组件板间连线结实、组串与汇流箱内的连线结实，无过热与烧损，穿管处绝缘无破损。 5.1.14 检查同一电流档或电压档的电池板安装在同一子串和子阵，不同规格、型号的组件不应再同一子串和子阵安装。 5.2 组件支架 5.2.1 支架根底 5.2.1.1 检查外漏的金属预埋件进展了防腐、防锈处理，无腐蚀。 5.2.1.2 检查混凝土支架根底无下沉或移位

19、。 5.2.1.3 检查混凝土支架根底无松动脱皮。 5.2.1.4 检查根底的尺寸偏差在允许偏差X围，根底直径偏差5%。 5.2.2 固定支架 5.2.2.1 检查紧固点结实，无弹垫未压平的现象。 5.2.2.2 检测支撑光伏组件的支架构件倾角和方位角符合设计要求。 5.2.2.3 检查支撑光伏组件的支架构件直线度符合设计要求，弯曲矢高1/1000且不应大于10mm。 5.2.2.4 检查固定支架的防腐处理符合设计要求。锌层外表应均匀，无毛刺、过烧、挂灰、伤痕、局部未镀锌2mm以上等缺陷，不得有影响安装的锌瘤。螺纹的锌层应光滑，螺栓连接件应能拧入。 5.2.2.5 检查底座与根底连接结实。 5

20、.2.2.6 检查焊缝平整、饱满与防腐处理良好。 5.2.2.7 检查子阵支架间的连接结实，支架与接地系统的连接可靠，电缆屏蔽层与接地系统的连接可靠。6.1 组串输出偏低6.1.1 现象电站监控系统和生产管理系统统计数据分析，比照一样子阵一样支路数的汇流箱输出功率和电流，查找输出偏低的汇流箱与支路。6.1.2 处理6.1.2.1现地用钳形电流表测输出偏低的汇流箱和各支路电流，同时与监控系统显示数据作比拟，排除由于通讯问题造成的数据部准确。注：在汇流箱下侧测各支路电流，钳型电流表读数易受到相邻支路的干扰，应在组串出口MC4插头处测量支路电流。6.1.2.2 对于支路电流为零的支路应检查支路保险是

21、否熔断，再检查组串MC4插头或接线盒是否烧损，熔断的保险、MC4插头和接线盒烧损等问题，如此与时更换。6.1.2.3 用热成像仪检查该组串中电池组件有无热斑或损坏，对明显有热斑或损坏的组件应当更换。直流配电柜与汇流箱运行规程1. X围本标准规定了电站防雷配电柜与直流防雷汇流箱的运行操作、维护、事故处理。本标准适用于电站直流配电柜与直流防雷汇流箱的运行维护管理。2. 规X性引用文件如下文件对于本文件的应用是必不可少的。但凡注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。但凡不注日期的引用文件，其最新版本适用于本文件。GB 50797 光伏发电站设计规XGBT 50796 光伏发电工程验收规XGB

22、T 29320 光伏电站太阳跟踪系统技术要求DL/T 5044 电力工程直流系统设计技术规程光伏方阵汇流箱技术规X设备产品使用说明书与有关技术文件3. 技术参数表表1 设备明细表设备名称型号设备编号生产厂家出厂日期投运日期安装地点设备专责汇流箱型号最大可接入组件每路允许输入电流光伏电压X围通讯连接方式功耗机壳防护等级环境温度允许环境湿度重量体积宽 X 深 X 高串列阵列监测防雷器失效监测输入接线输出接线通讯接线表2 直流防雷配电柜技术参数厂家参数直流断路器型号与厂家额定电压额定电流开路电流直流防雷器型号额定电压运行规程直流配电柜正常运行时直流配电柜所有支路开关在合。当直流汇流箱设备故障退出运行

23、如此相应直流配电柜支路开关拉开。当直流配电柜内任一支路开关跳闸，应查明原因方可合闸。直流配电柜内直流开关损坏需更换时，相应逆变器退出运行，拉开逆变器交直流侧开关，拉开支路汇流箱内开关。直流汇流箱正极对地、负极对地的绝缘电阻应大于1兆欧。直流汇流箱内熔断器更换时需更换同容量的熔断器，不得随意更改。4.2 直流汇流箱4.2.1 投切汇流箱熔断器时，工作人员必须使用绝缘工具，防止人身触电。4.2.2 在汇流箱进展工作时，须取下汇流箱各支路保险与断开连接的电池组串，断开直流配电柜对应的开关，并悬挂标示牌。4.2.3 进展电池板维护工作时，太阳能组件边框必须结实接地；在一样的外部条件下，同一光伏组件外表

24、温度差异应小于20；在一样的外部条件下，测量接入同一汇流箱的组件的输入电流，其偏差不应超过5%。工作人员工作时，应使用绝缘工具。防止人身触电。4.2.4 发生直流柜开关跳闸时，应对相应的汇流箱和电缆进展检查，测量绝缘正常后方可合闸送电。5. 巡回检查 5.1 直流配电柜 5.1.1 检查直流防雷配电柜本体正常，无变形现象。 5.1.2 检查直流防雷配电柜外表清洁无积灰。 5.1.3 检查直流配电柜的门锁齐全完好，照明良好。 5.1.4 检查直流配电柜标号无脱落、字迹清晰准确。 5.1.5 检查直流配电柜柜内无异音、无异味、无放电现象。 5.1.6 检查直流配电柜内电缆连接结实，有无过热、变色的

25、现象，进出线电缆完好无破损、无变色。柜内各连接电无过热现象。 5.1.7 检查直流防雷配电柜接地线连接良好。 5.1.8 检查断路器的位置信号是否与断路器实际位置相对应。 5.1.9 各支路进线电源开关位置准确，无跳闸脱口现象。 5.1.10 各支路进线电源开关保护定值正确，符合运行要求。 5.1.11 电流表、电压表指示正常，与逆变器直流侧电压、电流指示根本相等。 5.1.12 对直流配电柜进展巡视检查的同时，接地线连接良好，母线运行正常，无异常声响。通风温度适宜，配电柜旁的安全用具、消防设施齐备合格，配电柜身和周围无影响安全运行的异常声响和异常现象，如漏水，掉落杂物等。 5.2 直流汇流箱

26、 5.2.1 检查直流汇流箱各部件正常无变形，安装结实无松动现象。 5.2.2 检查直流汇流箱外观干净无积灰、设备标号无脱落，设备标号字迹清晰准确。 5.2.3 检查直流汇流想锁具完好，密封性良好。 5.2.4 直流汇流箱正常运行时各熔断器全部投入，采集板运行正常，防雷器、开关全部投入运行。 5.2.5 检查各元件无过热、异味、断线等异常现象，各电气元件在运行要求的状态。 5.2.6 采集板电源模块运行指示灯亮，各元件无异常。 5.2.7 CPU控制模块运行指示灯亮，告警指示灯灭。 5.2.8 防雷模块无击穿现象。 5.2.9各支路保险无明显破裂。 5.2.10 检查直流汇流箱的直流开关配置正

27、确，无脱口，保护定值正确。 5.2.11 检查数据采集器指示正常，信号显示与实际工况相符。 5.2.12 直流汇流箱柜体接地线连接可靠；断裂、脱落与时向当班值长汇报并进展处理。 5.2.13 检查直流汇流箱进出线电缆完好，无变色、掉落、松动或断线现象。 6.1 汇流箱整体数据有异常 6.1.1 现象: 计算机监控系统显示汇流箱数据有异常 6.1.2 处理 6.1.2.1 直流开关不在合闸位置，检查出现电缆有无异常，各支路电压是否异常，假如未发现异常，对直流开关进展分合操作一次。 6.1.2.2 直流开关在合闸位置，无脱口，用万用表测量出现开关直流电压是否正常，用钳形电流表测量总输出电源是否正常

28、，假如不正常，检查出现开关进出线两端电压是否一致，以判断出线开关闭合情况，假如出现开关进出线两端电压正常而电流不正常，如此因检查电缆引出线两端接线端子是否松动，电缆是否有断线现象，办理工作票进展处理。 6.1.2.3检查采集板运行显示是否正常，假如无显示，检查采集板电源模块运行指示灯是否正常，假如不正常，检查电源模块保险是否熔断，电源模块是否烧损，假如发现保险熔断、电源模块或采集板烧损，办理工作票进展更换处理。 6.1.2.4 假如电源模块、采集板工作正常，如此应检查RS-485通讯串接电缆是否正常，应检查通讯线接头是否松动。如发现直流防雷汇流箱内数据采集器故障，应在停电状态下进展更换或处理。

29、 6.1.2.5 如发现直流防雷汇流箱内部接线头发热、变形、融化等现象时，应拉开直流输入开关，再取下直流防雷汇流箱内熔断器，断开光伏组件输入该汇流箱的串并接电缆接头后，方可开始处理工作。 6.1.2.6 当出现直流防雷配电柜有冒烟、短路等异常情况或者发生火警等时，值班人员有权立即进展全部或局部停电操作，根据现场情况立即断开配电柜上电源开关，进展处理。逆变器运行规程1. X围本标准规定了逆变器的运行、维护、事故处理。本标准适用于逆变器的运行、维护、管理。2规X性引用文件如下文件对于本文件的应用是必不可少的。但凡注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。但凡不注日期的引用文件，其最新版本(包

30、括所以的修改单)适用于本文件。 GB50794 光伏发电工程施工规X GB/T 29319 光伏发电系统接入配电网技术规定 GB/T 50795 光伏发电工程施工组织设计规X NBT 32004 光伏发电并网逆变器技术规X2. 技术参数表1 逆变器技术参数厂家名称型号最大直流电压VDC最大直流功率电压跟踪X围VDC最大直流功率KWp最大直流输入电流A交流侧额定输出功率KW交流侧额定电网电压VAC交流侧允许电网电压VAC交流侧输出频率X围Hz交流侧输出电流波形畸变率%交流侧功率因数交流侧最大交流电流A交流输出电压V系统最大转换效率%系统欧洲效率%系统防护类型/防护等级系统运行自耗电W)系统待机功

31、耗/夜间功耗W)系统允许环境温度系统散热方式断电后自动重启通讯接口数量台安装位置4.1 一般规定4.1.1 逆变器并网运行时有功功率不得超过所设定的最大功率。当超出设定的最大功率，应查明原因，设法恢复到规定功率X围内，如无法恢复，将逆变器停机。 4.1.2当逆变器并网运行，系统发生扰动后，逆变器将自动解列，在系统电压、频率未恢复到正常X围之前，逆变器不允许并网。当系统电压、频率恢复正常后，逆变器需要经过一个可延时时间后才能重新并网。由于所选逆变器厂家不同，逆变器重启时间有所差异。 4.1.3 逆变器正常运行时不得更改逆变器任何参数。 4.1.4 逆变器由于某种原因退出运行，再次投入运行时，应检

32、查直流电压与电流变化情况。 4.1.5 逆变器在运行中，必须保证逆变器功率模块风机运行正常，室内通风良好，禁止关闭或堵塞进、出风口。 4.1.6 应定期对逆变器设备进展定期清扫工作，保证逆变器在最优环境中工作。 4.1.7 在逆变器柜内进展检修作业时，必须将交、直流侧开关全部拉开。 4.1.8 逆变器在关机20分钟后，方可打开柜门工作。在进展逆变器逆变模块维护工作时，在逆变器模块拔出5分钟后，方可进展模块的维护工作。工作完毕10分钟后，方能重新插入机柜。 4.2 自动运行 4.2.1 逆变器自动并网，无需人为干预。输入电压在额定的直流电压X围、电网电压在正常工作X围时自动并网。 4.2.2 逆

33、变器自动解列，无需人为干预。输入直流电压超出额定的直流电压X围、电网电压异常时自动解列。5.1 一般巡回项目 5.1.1 检查逆变器外观完整且干净无积灰。 5.1.2 检查逆变器柜门闭锁正常。 5.1.3 逆变器防尘网清洁完整无破损。 5.1.4 设备标识标号齐全、字迹清晰。 5.1.5 检查逆变器内部接线正确、结实、无松动。 5.1.6 检查逆变器接线母排相序正确、螺栓结实、无松动。 5.1.7 逆变器相应参数整定正确、保护功能投入正确。 5.1.8逆变器运行时各指示灯工作正常，无故障信号。 5.1.9 检查逆变器运行声音无异常。 5.1.10 检查逆变器一次回路连接线连接紧固，无松动、无异

34、味、无异常温度上升。 5.1.11 检查逆变器液晶显示屏图像、数字清晰。 5.1.12 检查逆变器各模块运行正常，运行温度在正常X围。 5.1.13 检查逆变器直流侧、交流侧电缆无老化、发热、放点迹象。 5.1.14 检查逆变器直流侧、交流侧开关位置正确，无发热现象。 5.1.15 检查逆变器室环境温度在正常X围内，通风系统正常。 5.1.16 检查逆变器工作电源切换回路工作正常，必要时进展电源切换试验。 5.1,17 检查逆变器冷却风扇工作电源切换正常。 5.1.18用红外线测温仪测量电缆沟内逆变器进出线电缆温度。 5.2 重点巡回检查内容 检查逆变器各运行参数在规定X围内，重点检查以下运行

35、参数，并核对与后台监控的数据是否一致。 5.2.1 直流电压、直流电流、直流功率。 5.2.2 交流电压、交流电流。 5.2.3 发电功率、日发电量、累计发电量。 5.2.4 检查逆变器输出功率与同型号逆变器输出功率偏差3.常见故障处理 6.1 直流过压故障 6.1.1 现象 逆变器停机，报直流过压告警。 6.1.2 处理 检查各直流断路器输出电压是否异常，检查支路所对应的汇流箱电压是否异常，查找各组串联电压是否异常。排除异常，电压正常后，手动投入逆变器。 6.2 交流过/欠压、交流过/欠频率故障 6.2.1 现象 逆变器停机，报交流过/欠压、交流过/欠频告警信息 6.2.2 处理 检查电网电

36、压是否在正常X围内，如电网电压在额定X围内外时或并网线径是否过细),等电网恢复后可重新并网。 6.3 模块故障 6.3.1 现象 逆变器报模块故障信息 6.3.2 处理 通过关机后开机重新工作，假如故障依然存在更换故障模块。 6.4 模块过温 6.4.1 现象 逆变器故障停机 6.4.2 处理 检查设备各通风状况与风扇运行情况。温度降低后，逆变器自动投入运行。 6.5 电抗器过温 6.5.1 现象 逆变器故障停机 6.5.2 处理 检查设备通风状况与风扇运行情况，温度降低后，逆变器自动投入运行。 6.6 逆变器着火 6.6.1 现象 现地逆变器着火 6.6.2 处理 迅速切断着火逆变器与相邻逆

37、变器交直流开关，如不能进入逆变器室时，断开相应箱变低压侧开关。确定断电后，使用干粉灭火器进展灭火。 6.7 安全措施 6.7.1 如发现逆变器内部接头发热、变形、熔化或受潮等现象时，应拉开直流防雷配电柜所有8路开关和逆变器直流输入开关，交流输出开光和箱式变低压侧开关后，方可开始处理工作。 6.7.2 逆变器内部设备的检查与更换前，必须断开直流防雷配电柜所有8路开关和逆变器直流输入开关，交流输出开关和箱式变低压侧开关。除以上安全措施外，工作人员需使用绝缘工器具，做好安全措施后方可进展工作。变压器运行规程本标准规定了变压器的操作、维护、事故处理本标准适用于变压器的运行维护管理。 如下文件对于本文件

38、的应用是必不可少的。但凡注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。GB1094.1-1094.5 电力变压器GB6451.1-6451.5 油浸式电力变压器技术参数GB7251 变压器油中溶解气体分析和判断导如此GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准GBJ148-90 电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工与验收规XGB/T13499 电力变压器应用导如此/T10217 组合式变压器/T10681 组合式变压器用油浸式负荷开关DL/J572 电力变压器运行规程箱式变压器技术规程名称参数单位备注型号额定容量最高工作电压kV)额定电压kV额定电流A短路阻抗%U 高

39、-低接线组别额定频率Hz绝缘等级空载损耗kW负载损耗kW调压方式、X围冷却方式设备制造厂家高压负荷开关型号额定电压kV最高工作电压kV)额定电流A操作方式机械寿命高压侧避雷器型号额定电压kV持续运行电压KV4.1.1运行中的变压器每班进展一次巡回，新投运或大修后的变压器应增加巡回检查次数。4.1.2主变运行中和主变充电前，保护、测量与信号装置应正常投入。4.1.3变压器加运操作从高压侧充电，不允许从低压侧充电，充电时低压侧断路器应在断开位置。4.1.4箱式变高压侧保险熔断后更换时，需断开箱变各侧开关，并投入接地刀闸后方可进展更换。4.1.5.1变压器三相负荷不平衡时，应监视最大电流相的负荷电流

40、值不超过额定值。4.1.5.2变压器允许短时间过负荷，其过负荷允许值根据变压器的负荷曲线、冷却介质温度以与过负荷前变压器所带负荷等来确定。4.1.5.3变压器存在较大缺陷时不允许过负荷运行。4.1.5.4变压器短时过负荷时:电流不应超过额定电流的1.5倍，油温和绕组温度不应超过规定值，运行时间不应超过0.5小时。4.1.6备用中的变压器应每月充电一次，充电前应测量绝缘电阻合格。变压器检修后，在投运前应进展核相。4.1.7.1测量变压器绝缘电阻，使用2500V摇表测量；4.1.7.2变压器线圈的绝缘电阻一般不低于初次在一样温度下测得的值的70%，且在环境温度20时，R2000M。4.1.7.3箱

41、变所测得绝缘电阻值应满足:每千伏不小于1M，吸收比不得小于1.3。4.1.7.4测量绝缘电阻时，应分别测各侧绕组对地和各侧绕组之间的绝缘电阻。4.1.7.5干式变压器停用、备用时间超过7天，须测量绝缘电阻一次。4.1.7.6绝缘电阻低于上述规定时，变压器投入运行需经主管领导批准。4.1.8发生如下异常情况应做好事故预想，并汇报调度与主管副总经理。4.2.3.1主变投用时和运行中瓦斯保护必须投入运行，重瓦斯保护应投至跳闸；4.2.3.2主变大修、滤油、加油、换油或冷却器检修时重瓦斯保护投信号位置；4.2.3.3当瓦斯继电器排气时重瓦斯保护应投信号位置；4.2.3.4进展变压器更换硅胶时重瓦斯保护

42、投信号位置；4.2.3.5在瓦斯保护和二次回路上工作时，重瓦斯保护投信号位置；4.2.3.6开启瓦斯保护继电器连接收上的阀门时，重瓦斯保护投信号位置；4.2.3.7上述工作完毕后，经1个小时无异常，方可将重瓦斯保护投入跳闸。4.2.4.1对于无载调压变压器，其分接开关的调整必须在变压器停电后进展，为确保分接头接触良好，在调整分接头时应正、反向各转动几次，然后固定在所需要调整的档位上，进展直流电阻接触电阻实验，实验数据合格后变压器方可投入运行。4.2.4.2有载调压变压器，其分接开关的调整必须逐级进展，同时应监视分接开关位置和电压、电流变化。4.2.4.3变压器分接开关调整后，应维持站用母线电压

43、为额定值，波动X围为2.5%，变压器分接开关的位置与调整应有专门记录。4.2.3轻瓦斯频繁动作。5.1.1变压器各部温度正常。5.1.2油枕油位正常，且各部无渗漏。5.1.3套管外部清洁，无破损，裂纹，无放电痕迹与其他异常现象。5.1.4变压器运行声音正常，本体无漏油，呼吸器应完好，硅胶应枯燥无变色。5.1.5变压器本体接地可靠。5.1.6释压器完好无漏油。5.1.7变压器手动事故排油阀正常时应处于关闭位置。5.1.8主变阀门位置正确，油泵示流器指示正常，风机运行正常，无异音。5.1.9冷却器控制箱内各电气元件完好，无过热现象。5.1.10主变充氮排油灭火装置投入正常，阀门位置正确，氮气压力在

44、正常X围。5.1.11检查变压器引线、接头接触应良好，各引线接头、电缆、母线无发热迹象。5.1.12检查变压器套管和绝缘支撑件应清洁，无裂纹，无放电打火现象和痕迹。5.1.13检查接地线:各部位的接地应完好，必要时应测量变压器铁芯的接地电流。5.1.14变压器测量表计完好，指示正确5.2.2分接开关储油柜的油位、油色、吸湿器与其硅胶均应正常。5.2.3分接开关与其附件各部位应无渗漏油。5.2.5电动操作机构应保持完好状态，有载分接开关配备的瓦斯保护与防爆装置均运行正常。5.3.1箱体根底型钢架在运行中不发生变形、塌陷。5.3.2混凝土根底不应有下沉或移位，箱体顶盖的倾斜度不小于3。5.3.3根

45、底型钢与主地线连接和将引进箱内的地线连接结实。5.3.4外露的金属预埋件未发生腐锈。5.3.5箱式变的根底应高于室外地坪，周围排水畅通。5.3.6检查高压室门电磁锁和带电显示器工作正常。5.3.7箱变外门应加装机械锁，高压侧带电时高压室门不得打开，门上应有明显的带电警示标志。5.3.8高压电缆肘子连接头、电缆终端头、应无过热，且接地和防火封堵完好5.3.9低压电缆头、应无过热、无粘结，且接地和防火封堵完好5.3.10油浸式高压负荷开关指示正确，分段操作灵活，高压熔断器完好，三相电压、电流指示正确；避雷器外观无闪络，且接地完好。5.3.11断路器接线结实、指示正确，分断操作灵活；电流互感器无异音

46、，三相电流指示正确；低压避雷器外观无闪络，且接地完好。5.3.12端子排接线检查，端子排接线结实。5.3.13检查测控装置工作正常无报警。5.3.14检查箱变测控装置与中控监控机通讯无异常，箱变遥测、遥信、遥控信息正常。5.3.15上下压侧电缆外护层无受力挤压破损现象，如发现破损与时进展防护处理。5.3.16上下压侧电缆无下坠现象，如发现下坠与时提升并进展固定处理。5.3.17上下压侧电缆接线鼻子是否因电缆下坠或压接不良，出现松动与拔出问题，发现松动与拔出时进展压接处理。5.3.18上下压侧电缆与接线鼻子之间的绝缘胶带有无松开，以防造成相间与接地短路。5.3.19用红外线测温仪测量电缆沟内箱变

47、上下压侧电缆温度无明显升高。6.1.1变压器声音有异常，内部有爆裂声；6.1.2变压器严重漏油或喷油，油面下降到低于油位计指示下限。6.1.3变压器冒烟着火；6.1.4变压器在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常上升，超过最高允许值；6.2.1.1监控系统主变冷却器故障报警；6.2.1.2主变冷却器现地控制屏有报警。6.2.2.1检查主变冷却器动力以与控制电源投入正常；6.2.2.2检查油泵、风机是否运行正常。6.2.2.3主变冷却器全停时应注意监视主变各部温度，必要时降低主变负荷运行。6.3.1.1监控系统主变温度过高报警，温度显示超过上限值75；6.3.1.2现地冷却装置由主变温度高报警

48、。6.3.2.1核对温度测量装置，检查温度计指示是否正确；6.3.2.2检查主变负荷，如果系统过负荷引起应联系调度并调整主变负荷；6.3.2.3检查主变冷却装置运行是否正常。6.4.1.1监控系统主变油位高或主变油位低报警；6.4.1.2主变油枕油位表指示计过高或过低。6.4.2.1主变油位与油温所对应的油位显著升高或降低，应与时查明原因；6.4.2.2现地检查主变油位指示过低，应检查主变各部有无漏油；6.4.2.3油面缓慢降低时，应通知检修人员注油；6.4.2.4变压器油面急剧下降，主变大量漏油时，应与时将主变停用。6.4.2.5现地检查主变油位异常升高时，检查主变油温上升情况；6.4.2.

49、6检查变压器油位因温度上升而逐渐升高时，应降低变压器负载，同时观察变压器油位。6.5.1.1监控系统轻瓦斯动作报警；6.5.1.2现地主变保护屏轻瓦斯动作报警信号；6.5.1.3现地检查瓦斯继电器内有气体。6.5.2.1检查油色、油面、油温、声音是否正常与有无明显漏油；6.5.2.2轻瓦斯动作时，应立即对主变进展检查，查明动作原因；6.5.2.3如因滤油、更换吸附剂、加油或强迫油循环系统故障，使空气进入主变内部，重瓦斯保护应该投信号，排尽瓦斯继电器内空气后再将重瓦斯保护投入跳闸；6.5.2.4因漏油使油位下降轻瓦斯保护动作无法处理时，应立即将主变停用；6.5.2.5瓦斯气体化验可然性气体，应立

50、即将主变停运；6.5.2.6如确认为空气，如此将瓦斯继电器中的空气排出，变压器继续运行，应记录两次信号动作的间隔时间；6.5.2.7取瓦斯气体要十分小心，引燃时要在周围无可燃物的安全地方进展。如因漏油造成油面下降引起轻瓦斯动作，应立即设法消除漏油点，并进展加油，变压器可继续运行；6.5.2.8检查未发现异常现象，瓦斯继电器内无气体，应检查二次回路是否故障或保护误动；6.5.2.9与时联系进展气体和色谱化验，依据如下现象判明故障类型；气体颜色可燃性故障的性质无色不可燃空气黄色不可燃木质故障淡黄色可燃纸或者纸板故障灰色或黑可燃油故障主变有冲击、监控系统主变重瓦斯动作告警，主变上下压侧断路器跳闸。6

51、.6.2.1检查变压器外壳是否破裂、变形、喷油、喷火与严重漏油等明显故障现象，变压器油枕油面是否正常，假如变压器有着火现象，变压器排油注氮灭火装置是否动作正常，事故排油正常，如果自动没有动作，应手动投入。6.6.2.2变压器着火应确保人身安全。6.6.2.3检查变压器油温有无急剧上升。6.6.2.4如果检查未发现异常，因应测量变压器绝缘电阻，检查重瓦斯保护是否误动。6.6.2.5变压器假如跳闸原因不明，绝缘电阻合格，由主管生产副总经理决定是否对变压器投入运行。主变有冲击、监控系统主变差动保护动作告警，主变上下压侧断路器跳闸。6.7.2.1对差动保护X围内的一次设备进展全面检查有无明显故障点，检

52、查差动保护是否误动。6.7.2.2如未发现任何故障，对变压器绝缘进展检查，假如绝缘电阻合格，由主管生产领导决定是否投入运行。主变有冲击、监控系统主变重瓦斯动作，主变差动保护动作告警，主变上下压侧断路器跳闸。6.8.2.1对差动保护X围内的一次设备进展全面检查，是否有明显的故障点。6.8.2.2变压器做检修安全措施。6.8.2.3对变压器进展全面检查。6.9.1.1主变有冲击声，监控系统相应电气保护动作报警，主变上下压侧断路器跳闸；6.9.1.2现地变压器保护屏跳闸信号灯亮，并有相应主变电气保护动作信号。6.9.2.1检查主变差动、重瓦斯保护是否启动。6.9.2.2对保护X围内的一次设备进展详细

53、的外部检查，查明故障点与故障类型；6.9.2.3隔离并做好安全措施，测量绝缘电阻；6.9.2.4检查保护装置是否误动，如确认保护误动，察明误动原因；火灾自动报警系统，变压器排油注氮灭火装置动作报警，主变相应保护动作并报警。6.10.2.1主变着火时，应与时联系汇报调度，并迅速将着火变压器上下侧断路器断开；断开冷却器电源和有关控制电源。6.10.2.2检查变压器排油注氮灭火装置动作正常，事故排油正常，如果自动没有动作，应手动投入；6.10.2.3变压器外壳破裂，油溢出着火时，应立即检查事故排油管路是否正常，如未正常排油，应设法立即排油使油面降低到破裂点，并进展灭火；6.10.2.4如主变内部故障

54、引起着火时，变压器排油注氮灭火装置动作不正常或未动作时严禁排油，以防主变发生爆炸；6.10.2.5危与其他设备安全运行时，可将相关电气设备停电。6.11.2.1查明过激磁原因；6.11.2.2检查油色，油位、温度是否正常；6.11.2.3对主变与高压侧引线、外部螺栓连接与一次回路进展详细的全面检查。并联系调度询问系统情况。6.12.1如未跳闸，立即将变压器上下压侧开关拉开。6.12.2确认着火变压器不带电后，使用消防器具进展灭火，可使用干式灭火器、1211灭火器灭火。6.12.3干式变压器可用干粉灭火器灭火。6.13.1对变压器进展检查；6.13.2查明保护动作原因；6.13.3如对一二次方面

55、检查未发现故障，测量绝缘合格后，可对该变压器进展一次试送电。6.14.1检查变压器三相电流是否平衡。6.14.2核对温度表读数是否正确。6.14.3降负荷，观察主变温度是否随之降低。6.14.4如检查均未发现问题，油浸式变压器取油样化验、干式变压器停用后测量变压器绝缘判断变压器内部是否故障。开关站设备运行规程本标准规定了开关站设备的操作，维护，事故处理的选择本标准适用于开关站设备的运行、维护、管理。如下文件对本文件的应用是必不可少的。但凡注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。但凡不注日期的引用文件，其最新版本包括所有的修改单适用于本文件。DL/T603气体绝缘金属封闭开关设备运行与维

56、护规程DL/T617气体绝缘金属封闭开关技术条件DL/T555气体绝缘金属封闭开关设备现场耐压与绝缘实验导如此DL/T596电力设备预防性实验规程GB1984交流高压断路器设备生产厂家说明书35Kv开关站设备技术参数设备参数开关柜共用参数额定电压KV额定电流A额定工频1min耐受电压相对地KVs相对地KV额定短路开断电流(kA)供电电源辅助回路V使用寿命年设备尺寸单台开关柜尺寸宽X深X高mm重量防护等级外壳隔离间或者手车室门打开时相间与相对地净距空气绝缘mm制造厂家真空断路器参数型号灭弧室类型额定电流A额定工频1min耐受电压断口Kv对地Kvs断口Kv对地Kv额定短时耐受电流与持续时间KA额定峰值耐受电流KA机械稳定性次额定操作顺序操动机构型式或型号操作方式电动机电压三项触头不同期性分闸ms合闸ms触头合闸弹跳时间ms弹簧机构储能时间s分闸时间ms合闸时间ms制造厂家接地开关参数型号型式制造厂家额定工频1min耐受电压KvsKv额定短时耐受电流与持续时间KA/s额定短路峰值关合电流KA额定峰值耐受电流KA