《光伏并网电站运行规程》

1、青海大唐国际能源筹备处发布发布2011-10-20实施2011-10-20发布青海大唐国际格尔木光伏并网电站运行规程（试行）青海大唐国际能源筹备处管理制度管理制度 1编写人：王家万审核人：王家万 审定人： 批准人： 大唐国际格尔木并网光伏电站简介大唐国际格尔木并网光伏电站厂址区位于格尔木市区东出口，G109国道以北的戈壁荒滩上，离市区约30km，距G109国道约3km，交通便利，运输方便。厂区地势南高北低，海拔高程在2850m-2900m之间，厂区西侧距柴达木750kV变电站约6km左右，场址南侧为330kV、750kV电力走廊，西侧与格尔木东出口收费站相接。厂区历年的总辐射量在6500MJ/

2、 -7320MJ/之间，平均值为6929.3 MJ/；日照时数在2550h-3350h之间，年日照时数为3059.8小时。电站总装机容量20.056MW，厂内87200块太阳能光伏组件，分10个光伏阵列布置，整个光伏阵列呈矩形布置。每个光伏阵列为一个发电单元，每个为发电2MW，配置4台500kW逆变器和一台2100kVA单元变压器，将5套逆变单元高压侧并接后，通过一回线路接入35kV配电装置，全厂两回35kV线路。为减少太阳能光伏组件直流线路的损失，每个发电单元对应的箱式变电站布置于光伏阵列的中间位置，箱式变电站的35kV出线电缆通过电缆沟汇集到整个光伏升压站，经过升压后送出。由于太阳能电池板

3、安装高度较低，太阳能电池方阵内不安装避雷针和避雷线等防直击雷装置，只在主控制室屋顶安装避雷带对控制室和综合楼进行防直击雷保护。本电站采用微机监控装置，可以实现遥控、遥测、遥信。光伏电站监控系统以2MWp逆变升压室作为监控子单元。每个子单元设1套数据采集器和1套就地监控装置，对4台500kW逆变器、汇流箱、升压变压器和交直流配电装置进行监控。全站共10个上述监控子单元，并通过通讯线经通信管理机与变电站监控系统相连。通过设在逆变升压室内的就地监控装置可以实现本地监视和控制，通过设在变电站控制室内的大屏幕和操作员站实现远方监视和控制。站内配置一套220V直流系统，为电站系统内的控制、测量、信号、继电

4、保护、自动装置等控制负荷和系统交流不停电电源等负荷提供直流电源。蓄电池设置一套高频开关电源充电装置及微机型直流绝缘监察装置，220V蓄电池容量为100Ah，直流系统采用辐射供电方式。直流系统包括蓄电池组、充电器、直流馈线屏等。站内配置一套220V UPS系统。额定容量为5kVA。其直流电源由直流系统提供，其交流电源由站用电源提供。目 次目 次I前 言1光伏电站运行规程11 范围12 规范性引用文件13 概述14 参数14.1 光伏组件14.2 蓄电池24.3 35kV开关柜34.4 400V低压开关柜35 主接线方式35.1 主系统35.2 35kV配电装置接线方式35.3 逆变器接线方式35

5、.4 站用电接线方式46 配电装置运行规定46.1 配电装置通则46.2 断路器运行规定46.3 无功补偿运行规定46.4 特殊条件下的检查项目56.5 保险的运行和维护56.6 直流系统运行规定56.7 绝缘电阻规定66.8 直流系统并列运行规定66.9 检查维护规定66.10 电力电缆运行规定76.11 变压器运行规定86.12 互感器的运行规定86.13 UPS系统电源97 操作规定97.1 倒闸操作规定97.2 倒闸操作基本步骤97.3 倒闸操作原则107.4 母线、变压器的操作108 监控系统118.1 一般规定118.2 运行维护规定119 逆变器129.1 配置和功能129.2

6、逆变器运行状态129.3 逆变器的启动条件129.4 逆变器的关闭条件129.5 逆变器检查项目129.6 电池板的检查1210 继电保护及自动装置1310.1 保护装置的要求1310.2 保护装置的投退规定1310.3 保护装置的检查1310.4 运行注意事项1410.5 保护配置1411 事故处理1511.1 事故处理原则1511.2 事故处理过程中的注意事项1611.3 直流系统事故处理1611.4 逆变器常见故障及处理17III1.总则1.1 本规程适用于格尔木光伏电站的运行维护、倒闸操作和事故处理。1.2 下列人员应了解本规程： 主管生产的副总经理、总工程师、副总工程师； 安全监察部

7、正、副主任及有关技术人员； 运行部正、副主任，工程师及专责工程师； 设备维护人员，外委项目部管理人员、工作票签发人、工作负责人。1.3 下列人员应熟练掌握本规程，并接受考试： 站长、安全运行专职工程师（技术员）、设备点检； 运行值长、运行值班员。1.4 本规程如与上级规程有抵触时，应按上级规程执行。1.5 本规程解释权属筹备处综合部1 概述大唐国际格尔木并网光伏电站厂址区位于格尔木市区东出口，G109国道以北的戈壁荒滩上，离市区约30km，距G109国道约3km，交通便利，运输方便。厂区地势南高北低，海拔高程在2850m-2900m之间，厂区西侧距柴达木750kV变电站约6km左右，场址南侧为

8、330kV、750kV电力走廊，西侧与格尔木东出口收费站相接。厂区历年的总辐射量在6500MJ/ -7320MJ/之间，平均值为6929.3 MJ/；日照时数在2550h-3350h之间，年日照时数为3059.8小时。电站总装机容量20.056MW，厂内87200块太阳能光伏组件，分10个光伏阵列布置，整个光伏阵列呈矩形布置。每个光伏阵列为一个发电单元，每个为发电2MW，配置4台500kW逆变器和一台2100kVA单元变压器，将5套逆变单元高压侧并接后，通过一回线路接入35kV配电装置，全厂两回35kV线路。为减少太阳能光伏组件直流线路的损失，每个发电单元对应的箱式变电站布置于光伏阵列的中间位

9、置，箱式变电站的35kV出线电缆通过电缆沟汇集到整个光伏升压站，经过升压后送出。由于太阳能电池板安装高度较低，太阳能电池方阵内不安装避雷针和避雷线等防直击雷装置，只在主控制室屋顶安装避雷带对控制室和综合楼进行防直击雷保护。本电站采用微机监控装置，可以实现遥控、遥测、遥信。光伏电站监控系统以2MWp逆变升压室作为监控子单元。每个子单元设1套数据采集器和1套就地监控装置，对4台500kW逆变器、汇流箱、升压变压器和交直流配电装置进行监控。全站共10个上述监控子单元，并通过通讯线经通信管理机与变电站监控系统相连。通过设在逆变升压室内的就地监控装置可以实现本地监视和控制，通过设在变电站控制室内的大屏幕

10、和操作员站实现远方监视和控制。站内配置一套220V直流系统，为电站系统内的控制、测量、信号、继电保护、自动装置等控制负荷和系统交流不停电电源等负荷提供直流电源。蓄电池设置一套高频开关电源充电装置及微机型直流绝缘监察装置，220V蓄电池容量为100Ah，直流系统采用辐射供电方式。直流系统包括蓄电池组、充电器、直流馈线屏等。站内配置一套220V UPS系统。额定容量为5kVA。其直流电源由直流系统提供，其交流电源由站用电源提供。名 称单位数 量备注/型号 光伏电站站址海拔高度m2810经 度 E95°152.77-E95°1543.00纬 度N 36°2110.17-

11、N36°2129.00年日照小时数小时3059.8年太阳能总辐射MJ·m-26929.3主要设备光 伏 电 站 主 要 机 电 设 备光伏多晶硅MWp20.056电池组件逆变器INV500D台40无隔离变压器方阵固定式MWp20.056运行方式升压变电站 站内升压变型号38.5±2x2.5%/0.4kV台数台10容量kVA2100额定电压kV35出线回路数回1回升压站 主变压器型号台台数kVA容量kV额定电压回出线回路数二 光伏组件设备太阳能电池发电原理当太阳光照射到太阳能电池表面时，一部分光子被硅材料吸收；光子的能量传递给了硅原子，使电子发生了越迁，成为自由电子

12、在结两侧集聚形成了电位差，当外部接通电路时，在该电压的作用下，将会有电流流过外部电路产生一定的输出功率。这个过程的的实质是光子能量转换成电能的过程。电池是收集阳光的基本单位，大量的电池合成在一起构成光伏组件。太阳能光伏电池主要有：晶体硅电池（包括单晶硅Mono-Si、多晶硅Multi-Si）和薄膜电池（包括非晶硅电池、硒化铜铟CIS、碲化镉CdTe）。230Wp多晶硅组件主要参数表5.1-2 230Wp多晶硅组件主要参数额定功率 Wp230开路电压V36.7短路电流A8.54工作电压 V29.4工作电流 A7.83组件效率15.75%最大系统电压 V1000开路电压温度系数-0.33%/K功率

13、温度系数-0.42%/K熔断丝额定电流A15电池6×10 片多晶硅电池片(156mm×156mm)接线盒含6个旁路二极管输出电缆长度 900 mm, 直径1×4 m玻璃低铁钢化玻璃, 3.2 mm封装材料EVA 背板材料TPT边框氧化铝尺寸1640×990×50mm (L×W×H)最大抗压强度符合 IEC 61215 在2,400 Pa的测试要求抗冰雹系数直径25mm冰雹以23m/s速度撞击不损坏工作温度 40 °C to + 85 °C光伏方阵的布置光伏方阵为固定式支架朝正南方向放置，竖向布置方式，倾角

14、选为34°，根据光伏组件尺寸和每串组件的数目，光伏方阵由2*40块组件构成，长39900mm，宽3290mm，如图5.6-1所示。为了便于安装和检修，基本光伏方阵之间留有2000mm的通道。图5.6-1 光伏方阵（固定式）固定式光伏阵列成排安装，前后排单元光伏阵列间距D为：5000（mm），太阳能电池板最低点距地面距离h为0.3m。参照图5.6 -2图5.6-2 前后排阵列布置示意图 电池板的检查 检查所有的安装螺丝无松动，牢固可靠并且没有被腐蚀。 检查所有的电气连接牢固可靠并且没有被腐蚀。 检查连接电缆外皮无破损。 检查组件接地连接良好。 电池组件表面清洁，无杂物或遮挡 检查电池组

15、件无破损 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）温度差异应小于20。 使用直流钳型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%。 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： 1）光伏组件存在玻璃破碎、背板灼焦、明显的颜色变化； 2）光伏组件中存在与组件边缘或任何电路之间形成连通通道的气泡； 3）光伏组件接线盒变形、扭曲、开裂或烧毁，接线端子无法良好连接。 清洗光伏组件时应注意： 1） 应使用干燥或潮湿的柔软洁净的布料擦拭光伏组件，严

16、禁使用腐蚀性溶剂或用硬物擦拭光伏组件； 2） 应在辐照度低于200W/m2的情况下清洁光伏组件，不宜使用与组件温差较大的液体清洗组件； 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。防雷汇流箱本工程采用二级汇流方式，电池组串首先经过一级汇流箱汇流后再汇入到二级汇流箱，最后接入逆变器直流输入侧。本工程选用16路一级防雷汇流箱。本工程选用8路二级防雷汇流箱（直流配电柜），每路额定开断电流为160A。主要特点如下：额定功率：500kW。全站共10个2MW级单元。每个2MW单元需要28个一级汇流箱，8个直流配电柜。直流汇流箱的运行检查直流汇流箱不得存在变形、锈蚀、漏水、积灰现象，箱体外

17、表面的安全警示标识应完整无破损，箱体上的防水锁启闭应灵活；直流汇流箱内各个接线端子不应出现松动、锈蚀现象；直流汇流箱内的高压直流熔丝的规格应符合设计规定；直流输出母线的正极对地、负极对地的绝缘电阻应大于2兆欧直流输出母线端配备的直流断路器，其分断功能应灵活、可靠。直流汇流箱内防雷器应有效。直流配电柜的运行检查直流配电柜不得存在变形、锈蚀、漏水、积灰现象，箱体外表面的安全警示标识应完整无破损，箱体上的防水锁开启应灵活；直流配电柜内各个接线端子不应出现松动、锈蚀现象；直流输出母线的正极对地、负极对地的绝缘电阻应大于2兆欧；直流配电柜的直流输入接口与汇流箱的连接应稳定可靠；直流配电柜的直流输出与并网

18、主机直流输入处的连接应稳定可靠； 直流配电柜内的直流断路器动作应灵活，性能应稳定可靠；直流母线输出侧配置的防雷器应有效。表5.5-1 一级防雷汇流箱参数表 5.5-1二级汇流箱（直流配电柜）原理图最大光伏阵列电压1000Vdc最大光伏阵列并联输入路数16每路熔丝额定电流(可更换)10A输出端子大小PG21防护等级IP65环境温度-25-+60环境湿度0-99宽x高x深600x500x180mm重量27kg标准配件标准配件直流总输出空开是光伏专用防雷模块是可选配件*串列电流监测是防雷器失效监测是通讯接口RS485逆变器逆变器功能光伏并网逆变器是光伏电站的核心设备之一，其基本功能是将光伏电池组件输

19、出的直流电转换为交流电；此外，它还有自动运行停止功能、最大功率跟踪控制功能、防孤岛运行功能等。光伏并网逆变器可以分为大功率集中型逆变器和小型组串式逆变器两种。对于大型光伏电站，一般采用集中型逆变器，它又可细分为自带隔离变和不自带隔离变两种形式。INV500D逆变器主要技术参数表5.2-1 INV500D逆变器主要技术参数项目INV500D类型(是否带隔离变)否构成1MW单元所需变压器类型普通双卷变自带直流配电单元是(可选)功率单元模块化是额定功率（AC，kW）500最大输出功率(kW)550最大逆变器效率98.3%欧洲效率97.7%最大直流输入电压（V）900最大直流输入电流（A）1200MP

20、PT电压（DC，V）300-850出口线电压（AC，V）400保护功能过/欠压保护，过/欠频保护，防孤岛效应保护，过流保护，防反放电保护，极性反接保护等。功率因数0.99（额定功率）电流总谐波畸变率（%）< 3% (额定功率)外壳防护等级IP20长×宽×高（mm）2120*1200*1000重量（kg）12001.1 功能配置1.1.1 紧急关闭按钮。紧急关闭按钮开关安装在交流电部分的柜门上，它是逆变器人机界面的一个组成部分。当按下紧急关闭按钮时，逆变器将立即关机。紧急关闭按钮具有一个“旋扭释放”机制以切断开关和回归正常操作。1.1.2 直流电断电开关（DS1）。为了

21、使维修工作更加安全，所有的PowerGate® Plus光伏逆变器都配有一个直流开关（DS1）以隔离太阳能电池板的两极和逆变器。这个开关（包括一个电气联锁装置）还可以用于切断设备的电源。1.1.3 交流断路器（CB1）。用于隔离逆变器和电网。1.1.4 通断开关。该开关设为“关闭”状态时，逆变器立即关机。该开关还可切断交流电输出接触器，从而阻止向电网输出电流。1.1.5 接地电阻监控。用于测量接地载流导体的电阻值。如果电阻低于给定值，逆变器将自行关闭。客户可以使用人机界面（HMI）调整这个给定值。1.1.6 远程通信与控制。1.1.7 外控电源。为逆变器提供交流电。1.2 逆变器运行

22、状态逆变器有四种。即运行、逆变器控制、逆变器的运行启动、关闭状态。运行启动或关闭功能允许用户通过本地方式（人机界面）或远程方式（通过通信链路发送断开指令）开启或关闭逆变器。此功能通过上述控制方式启动或关闭逆变器（并非立即关闭通断开关）。1.3 逆变器的启动条件如满足下列所有条件，逆变器将自行启动1.3.1 逆变器处于“待机”状态（即无故障）1.3.2 启用逆变器1.3.3 电网运行正常，即电网的电压和频率在超过5分钟的时间范围内保持在特定范围内（可调整参数）1.3.4 直流电输入电压在超过30分钟（可调整参数）的时间范围内一直高于300伏（可调整参数）。1.4 逆变器的关闭条件1.4.1 逆变

23、器处于“运行”状态时，以下任何一种情况将导致逆变器处于“停止”状态：1.4.2 逆变器接收“断开”指令（来自人机界面或远程通信链路）；1.4.3 逆变器检测到线路的电压或频率出现故障;1.4.4 交流电输出功率或直流电流在超过10分钟的时间范围内一直为零值（此默认时间可通过人机界面进行调整）。1.5 逆变器检查项目1.5.1 风冷装置运行良好。1.5.2 面板参数正常。1.5.3 没有报警信号。2 设备规范2.1 光伏组件型号 SF220-30-1P230WpSF220-30-1P50 Wp最大输出功率230W50W最佳工作电流5.23A1.17 A最佳工作电压44 V DC43 V DC开路

24、电压54.56V DC62 V DC短路电流5.75 A1.42 A工作温度-40 +85-40 +85最大系统电压1000V DC1000V DC最大串联电流15A15A输出功率公差0+3W0+3W光电转化效率14.3%14.3%组件尺寸1638 x 982 x 42mm1245 x 635 x 7.5 mm组件重量20kg20kg2.2 逆变器名称数据名称数据交流输出1040A功率500KW最大效率98.5%频率50 Hz±2%待机损耗/夜间功耗<100W功率因数0.99最大输入电压DC930V总电流波形畸变率<3%MPPT电压范围450820V直流输入对地2000V

25、（AC）输出电压输出电压能够满足电网电压波动范围直流与交流之间2000V（AC）噪声60dB进出线方式下进下出平均无故障时间10年使用寿命25年安全可靠运行2.3 升压变名称数据名称数据型号ZSSCB10-1100/38.5负载损耗4.608KW额定容量1100KVA空载损耗1.067KW额定电压38500±2×2.5%/315X2V高压绕组绝缘等级F额定电流8.25X2/1008X2A低压绕组绝缘等级F空载电流0.329%短路阻抗6.58%频率50 Hz绝缘水平LI170AC70/ AC3接线组别Dyn11yn11空载损耗2690W冷却方式AN/AF负载损耗8830W相数

26、3相生产厂家保定天威顺达变压器有限公司2.4 蓄电池2.4.1 蓄电池组蓄电池类型阀控式密封铅酸蓄电池型号GFM-100容量(Ah)100电压等级(V)22010h放电率电流(A)160放电终止单瓶电压(V/只)1.87电瓶数(只)2×1042.4.2 高频模块交流输入名称数据相数三相四线额定频率(Hz)50±5%Hz额定电压(V)380V±20%过压保护(关机)450±5V欠压保护310±5V直直流输出直流系统电压220输出过压保护295±5V输出欠压198波纹系数±0.1%均充方式均衡电压(V)2.35×104

27、电压调节范围198-300恒流精度±0.5%浮充方式浮充稳压(V)2.23×104自动稳压范围(V)198300稳压精度±0.3%2.5 35kV开关柜名称数据型号ZN8540.5/T1250A25KA系统标称电压（kV）35设备最高电压（kV）40.5额定频率（Hz）50额定电流（A）柜体主母线1250A进线柜（A）1250A出线柜（A）630A热稳定电流4s25kA动稳定电流（峰值kA）63雷电冲击耐压（峰值kV）1852.6 35KV隔离刀闸名称数据型号GN27-40.5额定电压40.5KV额定电流1250A额定工频耐压 1min95KV额定短时耐受电流 4

28、S31.5KA系统标称电压（kV）380V/220V设备最高电压（kV）440V2.7 400V低压开关柜名称数据额定电压400V额定电流100A额定绝缘电压800V冲击耐受电压 1min8KV2.8 汇流箱（1MW）名称数据型号XHL电压DC1000V额定频率（Hz）额定电流（A）柜体主母线200A编号XHL10110592.9 35KV高压交流真空负荷开关-熔断器组合电器名称数据型号FZRN21-40.5额定电压40.5KV额定电流50A额定雷击耐受电压185KV额定工频耐受电压95KV额定短路开断电流20KA熔断器规格40.5/1250-164.10 35KV三项组合式大容量过电压保护器

29、型号DRBQ1-R-35/1000避雷器额定电压51KV系统标称电压35KV生产厂家西安安捷迅电气公司4.11 35KV交流真空快速断路器型号VFC-40.5/1250-25工频耐压85KV控制电压220V额定电压40.5KV额定电流1250A4.12 35KV母线电压互感器型号JDZX11-35R额定频率（Hz）50Hz额定电压比（KV）出线端标志准确级额定输出35：/0.1: 1a-1n0.2级20VA35：/0.1: 2a-2n3P级50VA35：/0.1: 3da-dn6P级100VA极限输出2*300VA2010年11月3 主接线方式3.1 主系统3.1.1 本期工程10MW发电容量

30、以太阳能发电单元升压变压器接线方式接入35kV配电室。35kV配电室本期进线2回，出线1回，为单母线接线。升压变压器采用三相1100kVA双分裂变压器。光伏组件阵列、直流汇流箱、逆变器及升压变压器以单元为单位就地布置，经35kV电缆接至35kV配电室。3.1.2 升压变高压侧中性点采用经电阻接地（以艾山110KV变电站35KV接地方式为准）。3.2 35kV配电装置接线方式3.2.1 本期站内35kV配电装置采用单母线接线。进线及出线均采用电缆方式。3.2.2 35kV配电装置内设备的开断电流25kA；动稳定电流63kA，热稳定电流25kA，短路持续时间4s。进线侧额定电流630A；出线侧额定

31、电流1250A。3.2.3 35kV配电装置采用户内金属封闭开关设备，预留扩建位置。3.3 逆变器接线方式 本电站为100MW并网光伏电站，本期10MW，系统没有储能装置，太阳能电池将日光转换成直流电，通过逆变器变换成交流电，通过升压变升压至35KV，将电力输送到电网。有阳光时，光伏系统将发出的电输入电网，没有阳光时不发电。当电网发生故障或变电站由于检修临时停电时，光伏电厂也会自动停机不发电；当电网恢复后，并网逆变器将自动采集并追踪交流侧的电压、频率及相位等并网条件，再通过自身调整达到同期条件后，合上自带的并网开关，而自动恢复并网发电。3.4 站用电接线方式站用电源，东侧由35kV母线引接一路

32、，变压器容量315KVA；10kV引接一路，变压器容量315KVA,两路电源互为备用，提高站用电的可靠性。4 配电装置运行规定4.1 配电装置通则4.1.1 配电装置及所属设备应进行巡回检查并定期进行闭灯检查和红外线测温检查。4.1.2 配电装置的金属外壳、构架、中性点应接地良好。4.1.3 配电装置的通风设备、照明设备及闭锁装置完好。4.1.4 配电装置应无漏油、漏气、漏水及可能引起不安全的现象。4.1.5 配电装置的防护栏，门窗完好。4.1.6 配电装置及所属设备应按其规定参数运行。4.1.7 配电装置所属设备在允许过负荷运行时，应加强监视，外部设备发生短路故障后，应对有关设备进行详细的外

33、部检查。4.1.8 新安装或检修后的配电装置，必须按照部颁电气设备预防性试验标准及有关规定试验合格后方可投运，否则需经总工程师批准才可投入。4.1.9 新安装或检修后的配电装置，必须作一次远方分、合闸试验合格，实验时应避免设备带有电压，拒绝分、合闸的断路器、刀闸禁止投入运行或备用。4.1.10 配电装置的保护正常运行时必须投入，特别是带电清扫和母线倒换操作时母线保护必须投入。4.2 断路器运行规定4.2.1 投运前的检查4.2.1.1 查检修工作票已结束。4.2.1.2 查断路器本体及其周围无杂物，基础无下沉、倾斜。4.2.1.3 拉开所有接地刀闸并拆除地线及临时安全措施。4.2.1.4 绝缘

34、瓷瓶、套管应清洁，无破损及裂纹等痕迹。4.2.1.5 断路器分合闸指示器指示位置与实际位置相符。4.2.1.6 断路器就地/远方控制开关在“远方”位置。4.2.1.7 断路器就地“分”“合”闸按钮完好。4.2.1.8 断路器储能电源开关投入，加热器和照明电源应投入。4.2.1.9 断路器主跳、副跳电源正常。4.2.1.10 二次接线应完好。4.2.1.11 测控装置电源投入正常，电源指示灯、运行灯亮。4.2.1.12 测控装置本地、远方选择开关在遥控位置。4.2.1.13 测控装置的通讯端口收、发信号指示正常。4.2.1.14 检查保护投入正确。4.2.1.15 路器辅助接点切换良好，断路器位

35、置与监控系统显示一致。4.2.2 运行中检查项目4.2.2.1 断路器本体及其周围无杂物。4.2.2.2 断路器储能机构正常。 4.2.2.3 瓷瓶、套管应清洁、无裂纹、放电、闪络等现象。4.2.2.4 断路器接头处无过热，变色现象，无异常声响。4.2.2.5 分合闸位置指示器或信号与断路器实际位置相符。4.2.2.6 断路器控制箱、机构箱内设备运行良好，断路器控制箱柜门、断路器就地端子箱柜门关闭。4.2.2.7 监控系统没有断路器控制回路断线，分合闸闭锁。4.2.2.8 机构箱电热器运行正常，断路器机构箱及端子箱接地良好。4.2.2.9 断路器的标识牌完好。4.3 无功补偿运行规定4.3.1

36、 运行中检查项目4.3.1.1 室内温度，通风情况，注意室内温度不应超过40。 4.3.1.2 保持室内清洁卫生。 4.3.1.3 经常检查SVG是否有异常响声，振动及异味。 4.3.1.4 经常检查变压器柜、功率柜滤尘网是否通畅；散热风机运转是否正常。 4.3.1.5 经常检查所有电力电缆、控制电缆有无损伤，电力电缆冷压端子是否松动，高压绝缘热缩管是否松动。4.3.2 定期维护规定4.3.2.1 每运行半年，应对电路板，风道上的粉尘进行一次全面的清扫，建议使用吸尘器。 4.3.2.2 每运行半年，应对变压器所有进出线电缆、功率单元进出线电缆紧固一遍。 4.3.2.3 长期存放的SVG 须在2

37、年内作一次通电试验，通电前须作耐压试验。 4.3.3 维护注意事项4.3.3.1 操作人员必须熟悉本设备的基本原理和功能特点，熟悉设备的结构和操作方法，无关人员不得对设备进行操作、维护、检修等工作！4.3.3.2 SVG停电后，功率单元直流母线仍然有残余电压，必须在电容器充分放电，并用万用表直流电压档测试后，方可对功率单元进行维护！4.3.3.3 不得在SVG运行时打开柜门，此操作可能会对人员造成伤害！维护过程中，应防止异物落入设备内。4.4 特殊条件下的检查项目4.4.1 大风及沙尘天气应对组件及支架进行详细检查。4.4.2 大雾、雨、下雪天气时各瓷瓶，不应有异常放电声和闪络现象，设备有无进

38、水，受潮，结冰，交流系统有无出现接地信号，直流有无接地，保护有无异常信号。4.4.3 气温巨变时变压器、断路器等设备是否正常，有无设备冻裂，金属部分有无受到应力而变形。检查电控箱、操作箱、逆变器电热器投入运行正常。4.4.4 冰雹、雷雨后，应对对组件接地线及汇流箱进行外部检查。4.4.5 短路故障跳闸后或系统冲击后应检查隔离开关，电流互感器，断路器的各附件，引线有无变形、发热、断股、松动现象；导流设备有无过流发热变色现象；各逆变器有无跳闸；保护动作是否正确；电压互感器、配电变压器的熔断器是否熔断。4.5 保险的运行和维护4.5.1 各种电气设备的保护熔断器，必须根据设备的特性按规定配置适当容量

39、（额定电流）的保险（熔体、熔件），不得任意放置容量不适当的保险。4.5.2 汇流箱各负载保险具上及现场的结线图上应标明所放保险的额定电流，并符合经批准的保险整定值表的数值。4.5.3 保险额定电流按现场图纸和保险整定值记录簿执行。4.5.4 更换保险的操作原则4.5.4.1 更换保险时，应遵守电业安全工作规程的有关规定；4.5.4.2 更换低压保险时，有闸刀者应将刀闸拉开，无刀闸应戴绝缘手套将保险具取下进行更换；4.5.4.3 更换电压互感器高压侧保险时，除将闸刀拉开外，还应取下低压侧保险，进行验电，并应作好防止继电保护及自动装置误动作的相应措施；4.5.4.4 更换直流操作保险时，应作好防止

40、继电保护和自动装置误动作的相应措施（操作方法见继电保护及自动装置运行规程）。4.5.4.5 更换锡铅保险时，不能拧得过紧，以防保险受机械操作而改变保险特性；也不能过松，以防接触不良而发热，保险放上后，应检查确证接触好，回路畅通。4.5.5 各种保险、熔具取下后应规定放置和管理，各开关室、电气控制室取下的动力保险、合闸保险、控制保险应放置整齐。4.5.6 汇流箱的保险更换时，应戴绝缘手套，且先断分支保险，再断总保险。4.6 直流系统运行规定4.6.1 概述4.6.1.1 本期装设一组220V阀控式铅酸免维护蓄电池组。为电站系统内的控制、测量、信号、继电保护、自动装置等控制负荷和系统交流UPS电源

41、等负荷提供直流电源。4.6.1.2 蓄电池设置两套高频开关电源充电装置及微机型直流绝缘监察装置，220V蓄电池容量暂定为100Ah，直流系统采用辐射供电方式。直流系统包括蓄电池组、充电器、直流馈线屏等。4.6.2 运行规定4.6.2.1 220V直流蓄电池组正常运行时为浮充方式，浮充电压分别保持在231V234V，均衡充电也应分别保持在242246V。4.6.2.2 220V直流母线电压正常允许在220V士5%内运行。4.6.2.3 正常运行时高频开关型整流器自动进行浮充，微机型在线电池监测仪、和微机直流电池测温装置都投入自动。4.6.2.4 正常运行时热控、电气的控制、保护、自动和调节装置没

42、有做过直流拉合试验的直流电源不得中断其供电。确实需要中断供电的必须做好防范措施，经调度部门或总工程师批准后，退出有关保护装置的压板防止保护、自动装置误动作。 4.6.2.5 直流系统的熔断器上下级应严格按照冗余配合，当直流系统发生短路、冲击时，必须仔细检查各级熔断器是否完好，空气开关是否跳闸。如果熔断器熔断或开关跳闸，则应查明原因尽快恢复。4.6.2.6 直流屏上各回路配备的熔断器，在调试及投运前应进行各级熔断器拉、合直流试验，以防各级熔断器配合不当，引起保护误动或越级跳闸。4.6.2.7 启动充电前，应检查直流母线电压和整流器的运行情况，充电装置启动后，应加强对整流器工作状态及母线电压的检查

43、和监视。4.6.2.8 整流器可在浮充电、均衡充电方式下运行，它们对应着不同的充电电压值，浮充电电压和均衡充电电压可以根据要求调整。4.6.2.9 直流系统的对地电压正常为±110V，当直流系统对地电压低于75V时即认为直流系统绝缘降低或接地，直流接地时应尽快查找消除，查找直流接地时应退出有关的保护装置防止其在查找过程中和送电过程中误动作。4.7 绝缘电阻规定4.7.1 蓄电池组绝缘电阻用高内阻电压表测量不低于0.2M。4.7.2 全部直流系统(不包括蓄电池)用500V摇表测量不低于0.5M。4.7.3 直流母线用500V摇表测量不低于50M。4.7.4 充电装置只允许测量对地绝缘，

44、直流侧>1M；交流侧>2M。4.8 直流系统并列运行规定4.8.1 直流系统并列必须极性相同，电压相等方可并列切换。4.8.2 新投产、大小修后必须核对极性。4.8.3 严禁两个直流系统在发生不同极性接地时并列。4.8.4 在直流I，II系统并列运行合联络开关前，应退出一套直流系统绝缘监测装置后方可并列。4.9 检查维护规定4.9.1 蓄电池检查项目4.9.1.1 蓄电池室温度应经常保持在535(最好在2025范围内使用寿命最长)。在此范围外使用，会促进电池劣化，引起冻结，异常发热，破损及变形。4.9.1.2 不要让水将蓄电池弄湿，否则有可能导致蓄电池的损伤及火灾。另外，还有可能使

45、蓄电池的端子、连接板、连接导线被腐蚀。4.9.1.3 在UPS等转换器上使用时，要注意不要使转换器的回路电流流入电池。4.9.1.4 蓄电池室内禁止烟火，照明使用防爆灯具，如在工作中有可能产生火花的作业，必须采取安全可靠的措施后方可工作。另外蓄电池附近不要安装易产生火花的装置(如开关、保险丝等)。4.9.1.5 蓄电池电解液是稀硫酸，若沾到眼睛、皮肤上应立即用大量的清水冲洗，严重时应立即送往医院治疗。4.9.2 蓄电池定期检查项目4.9.2.1 检查浮充电中的蓄电池电压显示是否正常。4.9.2.2 检查蓄电池的外壳、端盖上的设备有无裂纹、变形等损伤及液漏。4.9.2.3 接头连接线无松动、无过

46、热、无腐蚀并涂有凡士林油。4.9.2.4 检查蓄电池外壳有无灰尘及脏污情况。4.9.2.5 检查电池外壳、台架、连接板、端子等有无生锈现象。4.9.2.6 定期测定蓄电池的端子或电池外壳表面温度。4.9.3 直流配电装置检查项目4.9.3.1 配电装置室内应保持清洁，消防器材齐全，温度正常，无焦臭味。4.9.3.2 室内应通风良好、干燥，配电盘表面光泽完好，无碰撞、破损痕迹。4.9.3.3 配电盘面各指示灯正常，母线电压表正常。4.9.3.4 盘面各开关、刀闸位置正确。4.9.3.5 熔丝配置正确，无熔断现象。4.9.3.6 盘内各元件无过热、松动，无异常声响。4.9.3.7 母线绝缘良好，无

47、绝缘降低信号。4.9.3.8 液晶屏各参数显示正确。4.9.3.9 各充电模块上的电源指示灯亮，无告警信号，模块输出电压和电流正常。4.9.4 操作前检查4.9.4.1 收回有关工作票，拆除安全措施，检查直流系统内各设备及周围应清洁，无遗留工具及杂物。4.9.4.2 各仪表、控制、信号及保护的二次回路正确，接线良好，无松动。4.9.4.3 各直流电器设备应完好。4.9.4.4 开关、刀闸等机构灵活，无卡涩现象。4.9.4.5 充电装置在新投产或检修后，投运前必须核对相序、极性等。4.9.4.6 检查备用充电装置能正常切换。4.9.4.7 检查充电装置输出极性与蓄电池极性相同(新投产或检修后应检

48、查)。4.9.4.8 检查充电装置交流进线电源正常。4.9.4.9 检查充电装置各充电模块的交流进线开关在断开位置。4.9.4.10 检查充电装置内各元件完好，无异物、无异味，外壳接地良好。盘面上的液晶屏、指示灯、各操作按钮等完好。4.9.4.11 充电装置内速断熔丝、各控制熔丝完好。4.9.4.12 必要时可送上充电装置交流电源，进行充电装置空升试验。4.9.5 充电装置投入4.9.5.1 启动前对充电装置进行全面检查。4.9.5.2 送上充电装置交流电源。4.9.5.3 合上充电装置各充电模块的交流开关。4.9.5.4 检查充电装置盘面上的“电源”指示灯亮。4.9.5.5 检查“手动/自动

49、”选择开关打到“自动”位置。4.9.5.6 检查充电装置盘面上液晶屏状态显示正确。4.9.5.7 检查充电装置盘面上液晶屏输出电压正常、电流显示为零。4.9.5.8 将充电装置输出开关切至馈电母线侧。4.9.5.9 母线联络开关切至蓄电池侧。4.9.5.10 检查充电装置输出电压、电流表指示正确。4.9.5.11 检查充电装置盘面上液晶屏输出电压、电流显示正确。4.9.6 充电装置的停用4.9.6.1 母线联络开关切至另一段母线。4.9.6.2 盘面上液晶屏输出电压、电流正常。4.9.6.3 切充电装置的输出开关至中间位置。4.9.6.4 检查充电装置输出电压正常、电流为零。4.9.6.5 拉

50、开充电装置各充电模块的交流开关。4.9.6.6 拉开充电装置交流电源总开关。4.10 电力电缆运行规定4.10.1 电力电缆应按额定参数运行，电缆的正常工作电压，一般不应超过电缆额定电压的15%。4.10.2 电缆原则上不允许过负荷，即使在处理事故时出现过负荷也应迅速恢复其正常电流。电缆过负荷运行后，应立即进行检查。4.10.3 放置电缆的电缆沟、电缆小室应定期进行检查。4.10.4 运行中的高压电缆无安全措施时，动力电缆接地不良时，不得触摸电缆外表。4.10.5 运行中的动力电缆导体温度最高不得超过90，控制电缆导体温度最高不得超过60。4.10.6 电缆正常运行时应无发热、变色、有胶臭味等

51、现象。4.10.7 在放置电缆的电缆沟、电缆小室处进行接触火源的工作，必须使用动火工作票，并制定严格的防范措施。4.10.8 电缆附近应无较强的热源。4.10.9 放置电缆的电缆沟、电缆小室的盖板、门窗、支架、防火设施应牢固，齐全完好，无积水、积油，无堆放易燃易爆及腐蚀性物品等。4.11 变压器运行规定4.11.1 变压器并列运行的基本条件4.11.1.1 联结组别相同。4.11.1.2 变压器的电压变比相等。4.11.1.3 短路阻抗相等4.11.1.4 容量比不得超过3:14.11.1.5 三相电压相序相同。4.11.2 变压器在额定冷却条件下，可按铭牌参数长期连续运行。4.11.3 变压

52、器的运行电压波动范围为，额定电压的±5%，额定容量不变时加在各绕组的电压不得超过额定值得105%。4.11.4 运行或备用中的变压器应定期进行巡视，并监视其绕组和铁芯温度，或采用红外线测温仪测量变压器的线夹、绕组、铁芯、接头、套管的温度。4.11.5 如果变压器冷却器不能恢复运行时，应采取有效措施转移负荷，或申请停运该变压器，严禁变压器超温运行，大型油浸变压器正常运行时至少有一组冷却器备用。4.11.6 当变压器有较严重的缺陷(如：冷却系统不正常，有局部过热等异常现象)，不应超过额定电流运行。4.11.7 场用系统干式变压器的温度允许高于90运行，但不得超过110。4.11.8 场用系统干式变压器能够随时投入运行，并允许在正常环境温度下，承受80%的突加负载。4.11.9 干式变压器在环境温度0-50时，可带105%负荷长期运行。4.11.10 新投运的变压器或更换绕组后的变压器，应投入全部保护，从高压侧空投3次，以检查励磁涌流下的继电保护动作情况。4.11.11 干式变压器正常运行时的检查项目4.11.11.1 冷却风机运行正常，温控器面板上电源指示正常，变压器温度显示正常。4.11.11.