屋顶分布式光伏场站设备运维规程征求意见稿

1T/JSEPAXXXX—XXXX屋顶分布式光伏场站设备运维规程本文件规定了屋顶分布式光伏电场站设备巡回检查及运行要求，明确了巡回检查内容、操作原则、检修维护和事故处理要点。本文件适用于屋顶分布式光伏发电场站。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；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。GB/T1094.10-2003电力变压器第10部分:声级测定GB1984交流高压断路器GBT7252-2001变压器油中溶解气体分析和判断导则标准GB/T7597-2007电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法GB12325电能质量供电电压允许偏差GB19964光伏发电站接入电力系统技术规定GB26161.1GB/T29321GB/T32512GB/T34936电业安全工作规程光伏发电站无功补偿技术规范光伏发电站防雷技术要求光伏发电站汇流箱技术要求GBGBGB501505017450794电气装置安装工程电气设备交接试验标准电子信息系统机房设计规范光伏发电站施工规范GB/T50795光伏发电工程施工组织设计规范GB/T50796光伏发电工程验收规范GB/T50797光伏发电站设计规范DL/T393-2021输变电设备状态检修试验规程DL/T544电力通信运行管理规程DL558电业生产事故调查规程DL/T572电力变压器运行规程DL/T587微机继电保护装置运行管理规程DL/T596电力设备预防性试验规程DL/T603气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程DL/T664-2016带电设备红外诊断应用规范DL/T724电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程DL/T741架空送电线路运行规程DL755电力系统安全稳定导则DL/T995-2016继电保护和电网安全自动装置检验规程DL5027电力设备典型消防规程NB/T32004光伏发电并网逆变器技术规范电力生产安全工作规程（发电厂电气部分）NB/T32004光伏发电并网逆变器技术规范3术语和定义2T/JSEPAXXXX—XXXX下列术语和定义适用于本文件。3.1巡回检查通过确保巡检工作的质量以及提高巡检工作的效率来提高设备维护的水平，其目的是掌握设备运行状况及周围环境的变化，发现设施缺陷和危及安全的隐患，及时采取有效措施，保证设备的安全和系统稳定。3.2光伏组件PVmodule具有封装及内部联结的、能单独提供直流电输出的、最小不可分割的太阳电池组合装置。又称太阳电池组件（solarcellmodule）。3.3光伏组件串photovoltaicmodulesstring在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直流电输出的电路单元。3.4光伏发电系统photovoltaic（PV）powergenerationsystem利用太阳电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统。3.5光伏电站利用光伏组件将太阳能转换为电能，并按电网调度部门指令向公共电网送电，主要由光伏组件、逆变器、线路、开关、变压器等一次设备和站内监控、继电保护、调度自动化、通信等二次设备组成。4巡回检查4.1总则4.1.1巡检人员进行设备巡视检查，对所管辖范围内的设备进行全面、仔细、认真的巡检。4.1.2巡检人员应按规定时间和巡检线路进行检查，不得做与巡检无关的事情。4.1.3巡检应采用看、听、摸、闻的巡检方法，通过比较、分析判断设备的运行状态是否正常。4.1.4巡视检查前应查阅设备检修记录、设备缺陷记录，掌握设备的运行方式，掌握自动装置、设备控制保护的投退情况，掌握设备操作、检修与试验工作的开展情况，掌握工作票、操作票的执行情况，掌握设备故障（事故）、设备缺陷的处理情况和待消设备缺陷，以便对有缺陷的和进行过检修、操作的设备加强检查。4.2巡检要求4.2.1应避免恶劣雨雪、高温天气、风力超过6级及晚间进行巡检。4.2.2检查工作开始前，现场责任人组织进行现场安全交底和安全检查，具体内容包括：正常作业通道、设备带电部分、围栏以及其他安全注意事项。4.2.3检查时必须携带手电筒、测温仪、绝缘工具等必需的检查工具，以保证检查质量。4.2.4巡检时，应严格按照巡检内容对设备逐台认真进行巡检，做好设备巡查记录，严禁走过场。4.2.5巡检人员进入危险区或接近危险部位(如屋顶组件、直流汇流箱、高电压设备)检查时，应严格执行相关的安全规定。4.2.6巡检人员应熟悉系统、设备特性，了解设备正常运行时的温度、声音。4.2.7若发现设备异常或有疑问时，应加强监视，分析原因，并及时汇报。4.2.8巡回检查中不允许随意拆除检修安全措施或挪动遮拦，不许乱动正在检修的设备等。4.2.9巡回检查中若发现设备着火或危及人身及其它设备安全时，应当立即将有关设备的电源切断，按有关规程规定的方法进行灭火或抢救，并及时汇报。4.3巡检项目及周期巡回检查项目及周期见表1。3T/JSEPAXXXX—XXXX表1巡回检查项目及周期表每月一次检查组件的边框是否整洁、平整、有无腐蚀斑点及变形；检查组件表面有无裂痕、划痕、碰伤、破裂现象，组件整体是否整洁、平直，表面有无树叶、杂草、鸟粪等遮挡物；检查电池组件间连接插头有无脱落、烧损现象；检查接线盒有无腐蚀和炭化，检查接线盒是否盖好；检查各电池组件外壳、支架期使用红外检测装置（包括手持式红外检测仪和无人机红外检测装置）检查每月一次光伏组件支架整体有无变形、错位、松动；受力构件、连接构件和连接螺栓有无缺失、损坏、松动、生锈，焊缝不应开焊；金属材料的防腐层应完整，不应有剥落、锈蚀现象；采取预制基座安装的光伏组件支架，预制基础应保持平稳、整齐，不得移动；光伏组件支架与主接地网连接良好，无松动、锈每月一次检查逆变器、接线盒外观是否有损坏或者变形，逆变器表面无积灰、标识标号完整，防尘网清洁、无破损；检查逆变器、接线盒在运行过程中是否有异脱落、松动及热熔、放电现象；检查未使用的RS485、USB等端口的防水盖，是否处于锁紧状态；检查逆变器接地状态是否可靠；检查逆变器交、直流侧每月一次检查低压并网柜所在地有无漏水，房间温度、湿度符合要求；检查低压并网柜显示屏无报警、各参数正常；检查低压并网柜内电度表运行正常，读数正常；检查红外抄表装置正常；检查低压并网柜保护投入正常；检查低压并网柜刀闸状态正常；检查低压并网柜通讯设备正常，数据传输正常；运用红外测温装置检查低压并网柜内接头温度是否异常；检查低压并网柜外观有无烧每月一次无杂物，电缆封堵严密合格，消防、通风及照明设施齐全完好；电缆桥架无每月一次变压器本体无异常；油温正常；本体无漏油、渗油现象；运行声音正常；呼吸器硅胶颜色正常；冷却器无异常振动和声音，潜油泵和风扇运行正常；套每月一次变压器本体无异常；绕组、铁芯温度显示正常，三相温度基本平衡；变压器每月一次每月一次安全围栏、电磁锁、五防锁完好；装置运行正常；柜内无异音；通风装置及每月一次继保室门窗完好，无灰尘和不良气体侵入，湿度正常，空调运行正常；保护常运行情况出现；继电器及插件无过热、烧焦、冒烟及电阻灼热的现象；继电器及插件无异常动作信号；各类切换开关及压板位置应符合当时运行方式每月一次每月一次每月一次每月一次无损坏或被遮挡现象；网络数据传输正常；电源每月一次火灾报警系统探头、手动报警装置、控制装置工作正常；消防器材在有效期4T/JSEPAXXXX—XXXX每月一次每月一次5基础设备运行维护5.1光伏组件与支架5.1.1光伏组件5.1.1.1运行基本规定a)光伏电站的主要部件周围不得堆积易燃易爆物品，设备本身及周围环境应通风散热良好，光伏组件在运行中不得有物体长时间遮挡，表面应保持清洁，有污物时应及时清理。b)在太阳辐射强度基本一致的条件下，组件数量相同的组串的输入电流，其偏差不应超过5%，否则应及时进行检查分析原因。c)光伏组件表面出现玻璃破裂或热斑、背板灼焦、破裂、光伏组件接线盒烧损时，应及时进行检测、更换并做好记录。d)在更换光伏组件时，相连光伏组件接线、组串式逆变器应先停机，后断开组串式逆变器对应直流支路插头。更换的电池组件必须与原组件参数一致，原则上不允许混装，工作人员需使用绝缘工器具进行操作。e)光伏组件更换前应检查外观正常、测量开路电压，开路电压不应大于组件的额定开路电压（见厂家提供的对应的组件参数表），更换完毕后必须测量并记录组串电流数据。f)大风等恶劣天气过后应对光伏组件进行一次全面巡回检查。g)夏季环境温度比较高时要定期测量组件温度。h)支架所有螺栓、焊缝连接牢固可靠，接地牢固良好。i)应对光伏组串进行故障排查，光伏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、电池玻璃破碎、电池片和电极发黄、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，应根据具体情况检查更换或修理。5.1.1.2光伏组件运行注意事项a)严禁触摸光伏组件的金属带电部位。b)严禁在雨中进行光伏组件的连线工作。c)光伏组件运行中正极、负极严禁接地。d)运行过程中可能有发生伤害的风险，包括电击、高坠、火险等，运行人员应做好安全措施。e)单个光伏组件在阳光照射下可能会产生49V左右的电压，若意外触碰会有电击甚至生命危险。f)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。g)在阳光照射下，断开组件连接端子时，连接端子可能会产生火花、燃烧、电击。因此，不管组件是否连接都不要直接接触接线端。h)禁止拆卸或移动任何铭牌或黏附的部件。i)禁止在组件的表面涂抹或粘贴任何物品。j)禁止用镜子或透镜聚焦阳光照射在组件上。5.1.1.3光伏组件的投入a)检查光伏组件封装面完好无损伤，清洁受光均匀。b)检查组件背面引出线无损伤，引线部位封装良好。c)将需投运光伏组件串联成光伏组串，并检查组件与组件连接头插接紧固。d)合上逆变器对应直流侧进线开关，光伏组件投入运行。5.1.1.4光伏组件的退出a)下列情况下光伏组件应退出运行：1)光伏组件输出功率明显降低。2)光伏组件封装面脏污，严重影响发电效率须集中清擦的。5T/JSEPAXXXX—XXXX3)光伏组件支架严重变形，危及电池组件安全的。4)光伏组件输出回路需检修。b)退出操作要求及步骤1)退出操作应遵循先负荷侧后电源侧操作原则。2)单个光伏组件出现故障，需退出相应整串光伏组串。3)逆变器停电，确认断开逆变器直流侧进线开关。4)拔出光伏组串的所在支路接头。5)拔出单个光伏组件的串联连接头。5.1.1.5光伏组件清理应注意：a)清洗时必须使用柔软的布，干燥或潮湿的均可。b)不推荐使用含有矿物质的水进行清洗，不得使用腐蚀性溶剂清洗，以免在玻璃表面留下污垢或划痕。c)需在光照不强且组件温度较低的清晨或傍晚时清洗，严禁对有玻璃破损或存在裸露电线等特征的光伏组件进行清洗。d)清洗作业时正确穿戴安全帽、安全带、绝缘手套、绝缘胶鞋等安全防护用具。e)严禁踩踏光伏组件、导轨支架等，严禁将清洗水喷射到组件接线盒、电缆桥架等设备。f)严禁在风力大于4级、大雨、大雪的气象条件下清洗电池组件。g)严禁清洗组件背面。5.1.1.6光伏组件检修5.1.1.6.1检修项目a)检查电池组件外观锈蚀、损坏情况、设备温度、直流导线的绝缘老化程度，电池组件是否被破坏，组件间MC4插头是否接触不良，出现断路。b)如需更换或处理直流导线或MC4接头，应选择夜间光伏组件停止发电时进行或将所在组串所有组件盖上遮光布，在逆变器上将对应组串断开，拔开对应的正负极MC4接头，验明无电后，方可开始工作。c)组件更换应遵循以下步骤：1)光伏组件更换前应检查外观正常、测量开路电压，开路电压不应大于组件的额定开路电压（见厂家提供的对应的组件参数表），更换完毕后必须测量并记录组串电流数据。2)在更换光伏组件时，相连光伏组件接线、组串式逆变器应先停机，后断开组串式逆变器对应直流支路插头。3)更换的电池组件必须与原组件参数一致，原则上不允许混装，工作人员需使用绝缘工器具进行操作。4)应选择夜间光伏组件停止发电时进行或将所在组串所有组件盖上遮光布，在逆变器上将相应组件的组串断开。5)将需要更换的组件的正负极接头从接头处拔开，卸下固定组件的压块，取下组件。6)更换组件应选用同组串相同型号、规格的组件，组件搬运应两个人搬运。7)安装新组件后，装上固定组件的压块，安装时应注意组件不应受各方应力，以免组件受应力而损坏，安装完后检查背板接线盒电缆线连接情况，再将正负极接线插入接头，连接时注意电缆极性；8)更换工作完毕后，光伏组件进行组串联接后应对光伏组串的开路电压和工作电流进行测试，而后在逆变器上将对应组串合上，恢复组串运行。d)检查阵列支架是否牢固，必要时对支架进行紧固，紧固过程中严禁对组件造成应力。e)检查背板接线盒是否进水，接线端子是否有过热、烧灼痕迹，检查旁路二极管是否损坏。f)工作完成后应认真做好各种记录。5.1.1.6.2光伏组件检修注意事项a)停电后必须进行验电。b)工作时，必须穿绝缘鞋、戴绝缘手套；至少一名监护人，由对设备较熟悉者担任，工作时应先对工作内容认真核对。6T/JSEPAXXXX—XXXXc)更换组件时，应将组件两侧短接。d)搬运备用组件时需两人搬运，避免造成隐裂。e)更换组件时，应避免工作中对其造成应力。5.1.1.6.3光伏组件运维定期工作见表2。表2光伏组件运维定期工作表12每季度一次3每年一次4每季度一次5每季度一次6785.1.2光伏支架5.1.2.1光伏支架维护检修项目a)紧固支架各构件松动的螺栓。b)受力构件、连接构件和连接螺栓有损坏、松动、生锈应及时进行更换，缺失及时补换。c)支架各构件有焊缝开焊应进行补焊，补焊完成后要进行防腐处理。d)台风天气后须检查光伏支架及紧固螺丝是否有应力拉伸迹象，如出现该迹象及时更换。5.1.2.2光伏支架运维定期工作见表3。表3光伏支架运维定期工作表1每年一次2每季度一次3每三年一次5.2逆变器5.2.1逆变器送电前检查5.2.1.1检查逆变器已经可靠安装到位。5.2.1.2检查地线是否全部连接，连接是否紧固可靠。5.2.1.3检查直流输入开关和交流输出开关是否处于“OFF”状态。5.2.1.4检查交流接线盒输入线是否全部正确连接，L1/L2/L3相序是否一一对应，连接是否紧固可靠，确保无断路、无短路。5.2.1.5检查通信线连接是否正确且牢固可靠。5.2.1.6检查维护腔是否干净，确保无施工遗留物。5.2.1.7检查维护腔门是否已关闭，门上的螺钉是否紧固。5.2.1.8检查绝缘隔板和安全警示面板是否可靠安装到位。5.2.1.9检查交流接线盒机箱内部无遗留杂物。5.2.1.10检查逆变器、交流接线盒所有线缆的绝缘层是否有破损，是否有金属裸露。5.2.1.11检查逆变器、交流接线盒所有线缆绑扎是否整齐美观、间距是否均匀、松紧是否适度、朝向是否一致。5.2.1.12检查逆变器、交流接线盒所有线缆表面是否有多余胶带、扎线带等遗留。5.2.1.13检查不需要使用的直流输入端是否拧上密封塞。5.2.1.14检查不必要使用的USB接口是否已经拧紧防水塞。5.2.2逆变器投退7T/JSEPAXXXX—XXXX5.2.2.1逆变器投运步骤：a)检查逆变器直流开关均在断开位置。b)合上逆变器与电网之间的交流开关。c)当逆变器交流侧供电正常后逆变器启动，检查其内部参数和交流电网的参数，如果在正常范围内，逆变器将进入绝缘阻抗检测。d)合上逆变器直流开关。e)观察指示灯状态。f)当逆变器直流侧供电正常后逆变器根据并网条件自动并网运行。当逆变器正常发电时，电网连接指示灯保持常亮。5.2.2.2逆变器解列步骤a)向逆变器下发关机命令。b)断开逆变器和电网之间的交流开关。c)将逆变器直流开关断开。5.2.3逆变器故障处理在发生故障后，可根据表4中所列故障快速定位故障发生的原因；若仍不能排除故障恢复运行，应及时联系逆变器厂家售后。表4逆变器故障处理表率8T/JSEPAXXXX—XXXX5.2.4逆变器检修项目5.2.4.1清除逆变器内外灰尘、污垢及水分等。5.2.4.2更换和检修易损零件（特别是逆变器本体通风风扇）。5.2.4.3包括日常巡检检查项目的全部内容。5.2.5逆变器检修注意事项5.2.5.1维修时严格按逆变器的关机流程，并放电，严禁带电操作。5.2.5.2逆变器内部故障时应及时通知制造厂商或厂商设在当地的售后服务点，但做好相关记录。记录包括：故障现象、机器型号及编号等；故障发生时间。5.2.5.3如有以下现象时应立即进行紧急停机：a)设备内部打火；b)内部有焦糊味、机器内部过热，机柜表面温度超过限值（以厂家定值为准）。c)紧急停机时立即断开交流开关，后断开逆变器直流开关，断开上级变压器低压侧逆变器交流开关。5.2.5.4当逆变器厂家售后生成异常分析报告后，应根据分析报告排查相同型号或批次的逆变器，避免出现大面积异常。5.2.6逆变器运维主要定期工作逆变器运维主要定期工作见表5。表5逆变器运维主要定期工作表1每年一次2每季度一次3每季度一次4每半年一次5每季度一次5.3低压并网柜5.3.1低压并网柜检修项目5.3.1.1低压并网柜箱体防护等级不得低于IP65，如防护等级不能满足要求，立即更换。5.3.1.2检查低压并网柜金属触头是否有变色情况，如出现变色情况，需排查连接处有无异常发热及放电情况。5.3.1.3低压并网柜内各连接处的螺栓、螺母应经过防腐处理。如发现锈蚀，应立即进行更换，并排查并网柜内湿度。5.3.1.4检查低压并网柜内线缆绝缘层无破损，如出线破损、老化等情况，应及时更换或加强绝缘等处理方式。5.3.1.5检查低压并网柜内接线紧固，接头无松动，接线无搭触风险。5.3.1.6低压并网柜内进线开关上下桩头绝缘合格，如出线绝缘降低，应进行全面排查。5.3.2低压并网柜运维主要定期工作低压并网柜运维主要定期工作见表6。表6低压并网柜运维主要定期工作表1每年一次2每季度一次9T/JSEPAXXXX—XXXX3每三年一次45每月一次6每年一次5.4光伏电站电缆5.4.1光伏电缆线路运行注意事项5.4.1.1光伏电缆不得长时间过负荷运行或过热运行。电缆的正常工作电压，一般不应超过电缆额定电压的115%。发电高峰时，应注意电缆负荷电流及电缆外皮温度、接头温度的监测。电缆导体的长期允许工作温度不应超过表7所列的数据。表7电缆导体长期允许工作温度表3kV及以下(℃)10kV或35KV(℃)5.4.1.2如果光伏电站和电力系统的输出线路采用电缆输出，电缆线路保护不应设置自动重合闸。5.4.1.3电缆线路的馈线跳闸后，宜注意电缆的检查。重点检查电缆路径有无挖掘、电线有无损伤，必要时应通过试验进一步检查判断。5.4.1.4光伏电站的电缆根据电站安装位置的不同而采用不同的机械保护模式，当采用直埋电缆运行时，检查时要特别注意：a)电缆路径附近地面不能随便挖掘；b)电缆路径附近地面不准堆放重物、腐蚀性物质、临时建筑；c)电缆路径标志桩和保护设施不能随便移动、拆除。5.4.1.5电力电缆线路停用一段时间后恢复运行时必须重新试验才能投入使用。停电超过一星期但不满一个月的电缆，重新投入运行前，应摇测绝缘电阻，与上次试验记录相比不得降低30否则应做耐压试验；停电超过一个月但不满一年的，则必须做耐压试验，试验电压可为预防性试验电压的一半；停电时间超过试验周期的，必须做预防性试验。5.4.2电缆的检查与维护5.4.2.1电缆拐弯处两端都应固定，必要时采用刚性固定夹具。检查电缆拐弯处夹具位移，垫层位移老化情况。5.4.2.2电缆拐弯安装，垂直安装，斜坡安装等处，容易出现因温度变化产生位移。运行巡视检查时，如果发现安装电缆出现明显位移和变形，位移量较大已经使电缆紧绷，长度方向明显承受拉力，或电缆挤压电缆槽一面内壁面时，必须重新按要求调整电缆铺设并固定电缆，使电缆的拐弯半径符合要求。5.4.2.3在垂直或接近垂直坡面安装固定的电缆检查，固定点需按设计要求的固定间距进行固定，检查固定夹具和柔性垫层，检查垂直支架牢固程度，发现支架锈蚀，开裂等情况，需要记录报修。5.4.2.4对坡面安装的电缆，应定期检查电缆的固定情况，大于30度坡面的电缆安装，等同于垂直安装要求，检查时，和垂直安装的检查方法一致。5.4.2.5一些电缆在电缆槽内按蛇形铺设，电力负荷的变化会引起线缆的热胀冷缩现象，运行检查时要注意检查坡面安装的电缆移动情况，发现移动马上调整固定卡子或固定夹具。T/JSEPAXXXX—XXXX5.4.2.6直埋电缆路面是否正常，有无挖掘现象；线路标桩是否完整无缺。5.4.3异常运行与故障处理电缆发生绝缘击穿，发生接地、放电，外皮破裂，屏蔽层已破坏，严重影响运行、测量及控制，以及冒烟着火等情况时，应立即设法切断电源。电缆异常运行及处理措施见表8。表8电缆异常运行及处理措施2.电缆接头接触不良造成温度高时，能停电处理时须停电处理。不能停电时，须降负荷，维火器、二氧化碳灭火器或沙子、石棉被灭火，禁止使用4.设法隔离火源，防止火蔓延至正常运行的6高压设备运行与维护6.1高压电气设备操作基本要求6.1.1倒闸操作基本要求6.1.1.1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，负责人下达操作命令后方可执行。6.1.1.2倒闸操作应由两人进行，一人操作一人监护；中途不得换人。6.1.1.3操作时，必须先核对设备的名称和编号，并检查开关、闸刀、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项前画“√”。6.1.1.4倒闸操作中发生任何疑问，必须立即停止操作，并向负责人询问清楚后再进行操作，不得擅自更改操作票操作顺序；操作过程中不得漏项、跳项、添项。6.1.1.5操作中必须按规定使用合格的安全工器具和专用工器具。6.1.1.6雷电天气时，禁止进行倒闸操作。6.1.1.7线路停电操作时应将重合闸停运；线路送电正常后，重合闸方式按调度规定执行。6.1.1.8母线停电时必须拉开电压互感器的闸刀（或取下一次熔断器），并取下二次侧熔断器。6.1.1.9变压器送电必须由高压侧充电，停电时先停低压侧。6.1.1.10倒闸操作注意事项：a)除事故处理外，倒闸操作尽可能避免在交接班、重负荷时进行。雷电天气时，严禁倒闸操作。b)母线充电前，应先将压变加入运行。c)手动拉、合闸刀时，必须迅速果断。闸刀操作完毕后，应检查是否操作到位。d)对调度中心指令有疑问时，应询问清楚再操作；当重复指令时，则必须执行。如果操作指令直接威胁人身和设备安全时，可以拒绝执行并报告调度中心。e)执行一个操作任务，中途不得换人，操作中严禁做与操作无关的事。f)操作时必须戴安全帽及绝缘手套，雨天操作室外高压设备时，绝缘杆应有防雨罩，还应穿绝缘靴。接地电阻不符合要求时，晴天操作也应穿绝缘靴。g)操作中严禁解除闭锁操作，如必须解锁才能操作时，应汇报负责人同意后方可进行。6.1.2母线倒闸操作基本要求6.1.2.1母线停送电操作前必须先将母线上所带负载断开后方可进行。6.1.2.2母线停送电操作中，应避免压变二次侧向母线侧反充电。T/JSEPAXXXX—XXXX6.1.2.3母线充电时，必须投入相关保护，严禁无保护操作。6.1.3变压器倒闸操作基本要求6.1.3.1变压器倒闸操作应填写操作票。6.1.3.2变压器应由高压侧向低压侧充电，禁止由低压侧向高压侧全压反充电。6.1.3.3根据倒闸操作原则，变压器送电应先送带有保护的电源侧再送负荷侧。6.1.3.4禁止用闸刀拉合空载变压器。6.1.3.5中性点直接接地或经电阻接地的变压器投运前，其中性点应可靠直接或经电阻接地。6.1.3.6变压器充电时，主保护必须投跳闸。正常运行时至少有一套主保护投入。6.1.3.7新投运的变压器应经过5次冲击合闸试验，更换线圈后的变压器需经过至少3次冲击合闸试验。6.1.4开关倒闸操作基本要求6.1.4.1开关合闸前所有继电保护应按规定投入。6.1.4.2操作前检查控制回路、辅助回路控制电源，储能机构已储能。6.1.4.3开关合闸后，必须检查确认三相均已合上，三相电流平衡，状态指示灯指示正确。6.1.4.4长期停运的开关在正式投入运行前，通过远方控制方式进行跳合闸试验2～3次，无异常后，方可进行送电操作。6.1.5闸刀操作要求6.1.5.1闸刀不允许带负荷操作，必须在与之串联的开关确已断开的情况下方可进行操作。6.1.5.2停电时必须按先断负荷侧、后断电源侧闸刀，送电时先合电源侧、后合负荷侧闸刀的顺序操作。6.1.5.3送电时进行闸刀操作，与闸刀相串联的开关的控制电源必须投入，该开关的相关保护也必须投入。6.1.5.4闸刀操作后，需检查三相到位、接触良好，辅助接点切换接触良好，操作机构正常。6.1.5.5防止闸刀误操作的电气和机械锁禁止拆除或停用。6.2变压器6.2.1变压器的运行6.2.1.1变压器投入运行前检查主要包括：a)收回并终结有关检修工作票，拆除临时接地线、短路线等所有临时安全措施，恢复常设遮栏和标示牌，新安装或变动过内外连接线的变压器还必须核定相位，并有检修书面交底。b)变压器本体、套管、引出线、绝缘子清洁无损坏，现场清洁无杂物。c)变压器高、低压侧进出线端子及高压线圈连接紧固。d)变压器高压绝缘子瓷瓶无裂纹破损。e)变压器冷却装置应完好，并送电。f)变压器调压装置正常，位置指示正确。g)变压器外壳接地完好，符合运行条件。h)变压器各侧避雷器，PT、CT完好。i)变压器温控器接线正确，温度计指示与监控平台指示一致。j)变压器各继电保护及自动装置投入正确，测量变压器及所属回路绝缘电阻合格。k)变压器柜门关好并上锁。6.2.1.2变压器投运与停运操作主要包括：a)变压器的投入与退出运行，应根据命令执行，涉及调度管辖的变压器，应根据调度指令执行。b)新安装投入运行的变压器，应在额定电压下，冲击合闸三次。变压器应由高压侧向低压侧充电，严禁变压器由低压侧向高压侧全电压充电。c)投运时应观察励磁涌流的冲击情况，若发生异常，应立即拉闸，使变压器脱离电源。d)变压器充电时，充电开关应有完备的继电保护。T/JSEPAXXXX—XXXXe)变压器的投入与停用必须用开关操作，严禁用闸刀向变压器充电或切断变压器的负荷电流和空载电流。f)变压器停电时，必须先断低压侧开关，后断高压侧开关。g)干式变压器投运操作：1)检查干式变各侧地刀已断开、接地线已拆除，绝缘电阻正常。2)检查干式变各侧开关在开位。3)检查干式变低压侧各逆变器输出交流开关均在开位。4)将干式变的控制变进线闸刀合闸。5)确认干式变UPS蓄电池输出带电正常。6)将干式变控制变下所有控制电源小开关合上。7)检查干式变各侧保护投入正常。8)合上干式变高压侧开关。9)确认干式变及控制变充电正常。10)合上干式变的低压开关，再依次将下面的各逆变器投运。h)干式变压器停运操作：1)检查干式变对应的所有逆变器已停电。2)拉开干式变低压开关。3)拉开干式变高压负荷开关。4)拉开干式变控制变进线闸刀。5)将干式变高、低压侧开关改至冷备用状态。i)油浸式变压器投运操作。1)对变压器进行投运前检查，符合投运条件。2)根据规定，将变压器各保护投用。3)分别将变压器各侧开关由冷备改热备。4)将变压器高压侧开关由热备改运行，对变压器送电。5)检查变压器本体运行正常，变压器低压侧电压指示在合适范围内（与分接头位置相对应）。6)根据实际运行要求，将负荷侧开关改运行，或将变压器保留在空载充电方式。j)油浸式变压器停运操作1)将欲停运变压器的各负荷停运或转移。2)断开变压器低压侧开关。3)检查变压器已处于空载运行。4)断开变压器高压侧开关。5)将变压器低压侧和高压侧开关由热备改冷备。6)根据有关具体规定将变压器某些保护退出。7)若变压器有检修工作，还应根据要求将变压器改检修，并做好相关安措。6.2.2变压器的检修6.2.2.1变压器本体的检查清扫。6.2.2.2检查高低压侧引线端子及分接头处的紧固件和连接件的螺栓紧固情况。6.2.2.3检查变压器的外壳及铁芯的接地情况。6.2.2.4绝缘电阻的测试。6.2.2.5检查变压器测量控制线的紧固情况，更换松动、老化的绑扎带。注：干式变压器使用的电缆、电缆管、感温线、金属性异物等不应与6.2.3变压器典型故障处理6.2.3.1值班人员在变压器运行中发现有任何不正常现象（如漏油、油位变化过高或过低，温度异常，音响不正常等）应设法尽快消除处理，并报告上级有关领导及有关部门，将经过情况详细记入交接班记录薄和填写缺陷单。6.2.3.2变压器在发生下列情况之一时，应立即停运：T/JSEPAXXXX—XXXXa)变压器内部音响很大，很不正常，有爆裂声。b)在正常冷却条件及负荷情况下，变压器温度不断上升并超过允许值。c)套管有严重的破损、放电现象。d)变压器外壳破裂。e)变压器冒烟着火。f)当发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动时。g)当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其它情况，对变压器构成严重威胁时。h)发生直接威胁人身安全的紧急情况。i)干式变压器绕组有放电声并有异臭。6.2.3.3变压器在运行中油温或线圈温度不正常升高或超过允许值时应查明原因，并采取措施使其降低，同时须进行下列工作：a)检查变压器负载和环境温度，并与在同一负载和环境温度下正常的温度核对。b)核对变压器的监控平台显示温度和就地温度计指示是否正常。c)检查冷却系统运行是否正常。d)检查变压器的三相电流是否平衡。e)调整变压器负荷和运行方式，使变压器温度不超过监视值。f)经检查如冷却系统及测温装置均正常，调整负荷和运行方式仍无效，变压器油温或线圈温度仍有上升趋势，则认为变压器已发生内部故障，应立即汇报有关领导，停止变压器运行。6.2.3.4变压器故障跳闸处理a)查看保护动作情况，作好记录，并复归。b)对保护动作范围内的设备进行外表检查，有无明显故障点。c)通知检修人员进行对变压器一、二次回路进行故障查找。d)油浸式变压器应进行气体成分、含量分析。e)进行变压器绕组变形测试。f)做好安全措施。g)进行变压器内部回路故障点的查找。h)重瓦斯、差动保护动作，未查明原因前，不得向变压器送电；重新运行前，一定要查清引起故障的原因是否已经排除，分接开关和变压器是否未受损坏。i)变压器后备保护动作跳闸，应对变压器进行外部检查无异常，并查明故障点确在变压器回路以外，才能对变压器试送电一次。j)变压器内部及其回路故障消除后，在投入运行前措施一定要齐全。6.2.4变压器运维主要定期工作变压器运维主要定期工作见表9。表9变压器运维主要定期工作表1每季度一次26.3高压配电装置6.3.1高压配电装置运行规定6.3.1.1高压开关在新安装或检修后，应在试验合格后方可投入运行。6.3.1.2高压开关在事故跳闸或正常操作分、合闸时，均应做好记录。6.3.1.3高压开关试验时必须拉开其两侧闸刀。T/JSEPAXXXX—XXXX6.3.1.4高压开关（接地）闸刀检修时应考虑（接地）闸刀联锁回路的影响。6.3.1.5闸刀、接地闸刀、高压开关检修后，必须试验其闭锁回路是否完好。6.3.1.6电气设备故障而高压开关拒绝跳闸，值班人员应不待命令立即设法使该设备停电。6.3.1.7发现高压开关非全相运行时，值班人员应不待命令立即断开该高压开关，若非全相运行高压开关无法断开，应断开相邻高压开关，将该高压开关隔离。6.3.2高压柜维护项目和要求6.3.2.1检查、清扫开关柜，柜体清洁无灰尘。柜面观察窗清洁透明。6.3.2.2柜面元件安装端正，接线牢固，电度表、高压带电指示装置、继电器及信号灯工作正常，符合相关规定。检查开关位置指示信号灯指示正确。6.3.2.3二次控制回路检修接线牢固，编号完整清晰，螺丝齐全无滑牙现象。6.3.2.4检查开关柜密封良好，门锁齐全，机械和电气带电闭锁装置作用可靠，在有电情况下不能打开柜门。手车位置检测行程开关作用良好，能正确反映手车位置。开关机械位置闭锁装置作用良好。检查二次回路连接牢固，接线正确。6.3.2.5拉出手车，检查开关柜后部带电防护档板作用良好，开关手车拉出后能自动复位。6.3.2.6检查柜体接地良好，手车接地轨道接触良好，表面无锈蚀现象，并涂干黄油。手车推拉应轻松灵活，到位后能自动闭锁定位，无卡滞现象。6.3.2.7电流互感器及过电压吸收装置。用抹布擦拭互感器及过电压吸收装置表面，检查一次接线紧固情况。检查互感器二次端子和铁芯接地良好。6.3.2.8接地装置相位标记清晰，相序对应一致。操作良好，接地可靠，活动件的轴销、卡簧齐全不缺。6.3.3高压开关柜检修6.3.3.1真空开关检修清扫开关绝缘子和真空室，用抹布擦拭干净。检查储能弹簧应无变形，无锈蚀现象。传动轴转动灵活，并注润滑油。各零部件应正常完好。由于分、合闸时的震动致使螺钉、开口销松动妨碍机构的正常工作，因此，各固定螺钉、开口销等应齐全牢靠。各部螺栓连接坚固，受力均匀。检查三相触指弹簧应无变形，接触面无发热变色现象。6.3.3.2微机保护单元检修清洁保护单元外部端子，用干扁油刷刷干净，各部件应正常完好无松动发热现象。保护定值及压板投退检查，应与台帐相符，对保护单元进行校验。更换保护单元前应仔细核对单元类型，并根据新保护单元提供两个版本图纸及施工方案报电控部审批后方可进行。6.3.3.3二次接线检修所有二次接线牢固，编号完整清晰，螺丝齐全无滑牙现象。6.3.3.4辅助开关检修辅助开关固定牢固，接点完好，动作可靠。分合闸线圈线圈完好，绝缘层无变色、开裂、发脆等现象。线圈铁芯活动自由，无卡涩变形。6.3.3.5储能马达检修储能马达清洁无灰尘、固定牢固。马达整流子表面光滑无划痕、无变色。碳刷完整无缺损、无裂纹，碳刷接触面大于70长度适中，碳刷弹簧弹性良好。马达引线端子接线紧固无松动、无过热变色现象。6.3.3.6电流互感器检修用抹布擦拭互感器表面，检查互感器二次端子和铁芯接地良好。拆除电流互感器所有一次线后进行校验，更换电流互感器应仔细核对设备型号，先校验后方可更换。6.3.3.7过电压吸收装置检修T/JSEPAXXXX—XXXX用抹布擦拭表面，一次线拆除，一次线严禁拉提。按规程进行校验，不合格进行更换。6.3.3.8母线、绝缘子检修母线、各绝缘子、母线连接处各绝缘外套及接头完好，无放电痕迹，无龟裂、变形等现象。接头牢固无过热、变色等现象。6.3.3.9预防性试验按照DL/T596进行试验，其结果应符合规程和厂家技术要求。6.3.4高压配电装置典型故障及处理高压配电装置典型故障及处理措施见表10。表10高压配电装置典型故障及处理措施6.3.5高压配电装置运维主要定期工作高压配电装置运维主要定期工作见表11。表11高压配电装置运维主要定期工作表1每年一次2每年一次3每季度一次4每季度一次56789T/JSEPAXXXX—XXXX6.4无工补偿装置（SVG）6.4.1无功补偿装置SVG投入6.4.1.1确认无功补偿装置SVG开关、闸刀、地刀在开位，设备绝缘电阻正常。6.4.1.2合上无功补偿装置SVG闸刀。6.4.1.3合上无功补偿装置SVG本体操控柜内所有操控电源空开。6.4.1.4关闭无功补偿装置SVG本体所有柜门。6.4.1.5将无功补偿装置SVG开关改至热备用。6.4.1.6确认无功补偿装置SVG开关保护正常投入。6.4.1.7合上无功补偿装置SVG开关，确认SVG充电正常。6.4.1.8确认无功补偿装置SVG自动投入正常，如无自动投退功能的，则应手动投入。6.4.2无功补偿装置SVG退出6.4.2.1设备检修时，严禁在未经放电的电抗器和功率模块上进行工作，如有特殊规定，在停电时间达到设备规定的时限后方可装设接地线。6.4.2.2检查电气元件良好，螺栓应紧固无松动。6.4.2.3检查继电保护的整定值和动作情况。6.4.2.4功率元件清洁及检测，检测功率元件是否损坏。6.4.2.5检查控制器所有接线端子应紧固，无破损、烧损；设备按键无损坏、显示屏正常；投切按钮灵活、正常。6.4.2.6检查开关外观应清洁干净；所有接线应紧固，无破损烧焦现象。6.4.2.7检查开关机构动作应灵活可靠，主、辅助触头表面应清洁，无氧化层，接触紧密，分合可靠。6.4.2.8检查开关绝缘电阻，相间及相对地的绝缘电阻合格。6.4.2.9进行开关开关动作试验，应动作灵活，开关的指示位置与实际位置一致，开关的手动操作正常，电气、机械联锁正常可靠。6.4.2.10无功补偿柜内线缆、母排等主要元件绝缘测试合格。6.4.3无功补偿装置SVG运维主要定期工作无功补偿装置SVG运维主要定期工作见表12。表12无功补偿装置SVG运维主要定期工作表1每月一次2每半年一次3每半年一次4每四年一次6.5继电保护及自动装置6.5.1继电保护及自动装置投退操作要求T/JSEPAXXXX—XXXX6.5.1.1继电保护及自动装置投入运行前检查项目包括：k)应有继电保护“可以投入运行”的书面通知。l)各继电器组件、压板及试验部件应在正常位置，整定值应与整定通知单或调度命令相符。m)应用高内阻电压表测量跳闸回路中的压板两端无电压后，再投入压板。6.5.1.2运行中改变继电保护定值的操作如下：a)核对调度命令或整定通知单上的原定值与实际定值是否相符。b)退出出口跳闸压板，在监护下进行调整定值和压板并复查。c)定值改变后计入定值记录簿。d)测量压板两端无电压后，方可投入压板。e)对于故障时反应数值上升的继电器（如过电流继电器）若定值是由小改大，可在运行方式改变前进行调整，若定值由大改小，则应在运行方式改变后方可进行调整。f)对于在故障反应数值下降的继电器（如低电压、阻抗继电器等），则与上述相反。6.5.1.3继电保护及自动装置投入a)投入保护装置交流回路（TV、TA回路）。b)合上保护装置直流（工作、控制、信号、打印机）电源。c)根据调度指令及定值单的要求，将相关的切换开关切换至对应投入位置。d)根据调度指令及定值单的要求，投入保护装置的各种功能压板和出口压板。6.5.1.4继电保护及自动装置退出a)退出保护装置的出口压板。b)退出保护装置的各种功能压板。c)将相关的切换开关切换至保护退出的位置。d)断开保护装置直流（工作、控制、信号、打印机）电源。e)基础保护装置交流回路（TV、TA回路）。6.5.2继电保护及自动装置检修维护项目6.5.2.1检验的项目、内容及试验按照DL/T995执行。（检修分三类：全部检验、部分检验、补充检验。）6.5.2.2利用装置进行开关的跳、合闸试验宜与一次设备检修结合进行。必要时，可进行补充检验。6.5.2.3在一般情况下，检验宜在一次设备停电检修期间进行。一次设备不能退出运行时，两套保护装置的检修应分别进行。6.5.2.4电网安全自动装置的定期检验参照微机型继电保护装置的检验要求进行。6.5.2.5操作信号回路中的设备，结合所属的装置进行检验。6.5.2.6回路绝缘试验，结合所属的装置进行检验。6.5.2.7以下情况应进行补充检验：a)对运行中的装置进行较大的更改或增设新的回路后的检验。b)检修或更换一次设备(开关、电流和电压互感器等)后的检验。c)运行中装置发生异常情况后或装置不正确动作且原因不明时的检验。d)事故后检验。e)已投运行的装置停电1年及以上，再次投入运行时的检验。6.5.3继电保护故障及处理继电保护故障及处理措施见表13。表13继电保护故障及处理措施表告(1)电流互感器二次回路或电压互感器二次回路短路时，应迅速将与互感器连接的保T/JSEPAXXXX—XXXX数据错误(1)检查电能采集工控机与各电能采集装置通讯6.5.4继电保护及自动装置运维主要定期工作继电保护及自动装置运维主要定期工作见表15。表14继电保护及自动装置运维主要定期工作表1每半年一次2每月一次3每年一次6.6计算机检测系统6.6.1计算机监控系统检修6.6.1.1操作员站主机、工程师站主机、发电单元主机、调度数据网设备检查、清扫。6.6.1.2数据库整理、修改及备份。6.6.1.3软件功能测试及数据备份。6.6.1.4测控装置及模块检查、清扫。6.6.1.5远动装置检查、清扫。6.6.1.6GPS卫星时钟检查、清扫。6.6.1.7监控系统开出控制回路检测、开出继电器检测。6.6.1.8报警信息测试。6.6.1.9UPS盘柜清扫检查。6.6.1.10语音报警装置清扫检查、测试。6.6.1.11打印机清扫检查、测试。6.6.1.12损坏部件更换。6.6.2计算机监控系统运维主要定期工作计算机监控系统运维主要定期工作见表15。表15计算机监控系统运维主要定期工作表1每两年一次23每两年一次6.7直流及交流控制电源系统6.7.1直流及交流控制电源系统维护检修直流及交流控制电源系统维护检修内容主要包括：a)清扫交直流控制电源系统盘柜；b)检查交流配电柜、直流配电柜元器件；c)检查整流装置、逆变装置；T/JSEPAXXXX—XXXXd)检测交直流控制电源系统基本功能，辅助功能定值；e)检查交直流控制电源系统与监控系统通信及显示功能；f)检查交直流控制电源系统各种保护功能的操作模拟；g)清扫检查蓄电池组巡检装置检查，电池表面及盖板下蓄电池巡检仪开箱；h)交直流控制电源系统检修后的试验；i)蓄电池充放电。6.7.2直流及交流控制电源系统典型故障及处理原则直流及交流控制电源系统典型故障及处理原则见表16。表16直流及交流控制电源系统典型故障及处理原则表6.7.3直流及交流控制电源系统运维主要定期工作直流及交流控制电源系统运维主要定期工作见表17。表17直流及交流控制电源系统运维主要定期工作表1每季度一次2过程中每隔一小时测一次蓄电池的单体电压，蓄电池单体2.检查蓄电池外观壳体无渗漏和变形、连接片无松动和腐每年一次3每半年一次4每季度一次7其他系统运行与维护7.1数采系统7.1.1数采系统运行规定7.1.1.1查看数采的天线固定的位置是否松动，数采的状态灯是否正常。7.1.1.2数采状态灯正常状态见表18。表18数采状态灯正常状态表T/JSEPAXXXX—XXXXPOWER灯、LINK灯、Modem灯亮、COM灯亮，ALPOWER灯、RUN灯、LINK灯亮，ALARM灯灭，COM灯蓝灯7.1.2数采系统故障及处理7.1.2.1现场数采无法正常供电处理见表19。表19现场数采无法正常供电处理表检查数采的电源是否正常。数采A和红外抄表的数采的电源电压是12V，分7.1.2.2现场数采出现通信断链处理见表20。表20现场数采出现通信断链处理表说明SIM卡没有连接上移动基站，一般为SIM卡停机或拧动天线或者移动天线放置位置或者将SIM卡插拔重新放置7.1.2.3现场逆变器出现与平台断链处理见表21。表21现场逆变器出现与平台断链处理表7.1.3数采系统运维主要定期工作数采系统运维主要定期工作见表22。表22数采系统运维主要定期工作表1每季度一次2每月一次3每季度一次7.2视频监控系统7.2.1定期对视频监控设备进行除尘、清理，扫净监控设备显露的尘土，对摄像机、防护罩等部件要卸下彻底吹风除尘，之后用无水酒精棉将各个镜头擦干净，调整清晰度；防止由于机器运转、静电等因素将尘土吸入监控设备机体内，确保机器正常运行。7.2.2根据监控系统各部份设备的使用说明，定期检测其各项技术参数及监控系统传输线路质量，处理故障隐患，确保各部份设备各项功能良好，能够正常运行。7.2.3对容易老化的监控设备部件，提高检查的频率，一旦发现老化现象应及时更换、维修。7.2.4对长时间工作的监控设备每月定期维护一次，如硬盘录像机长时间工作会产生较多的热量，一旦其电风扇有故障，会影响排热，以免硬盘录像机工作不正常。7.2.5对监控系统及设备的运行情况进行监控，分析运行情况，及时发现并排除故障。如：网络设备、T/JSEPAXXXX—XXXX服务器系统、监控终端及各种终端外设。7.3消防系统7.3.1消防系统维护检修7.3.1.1消防器材更换、补充。7.3.1.2安全出口标志灯和火灾应急照明灯具维修。7.3.1.3消防水系统维护、试验。7.3.1.4火灾报警装置维护、试验。7.3.2消防系统运维主要定期工作消防系统运维主要定期工作见表24。表23消防系统运维主要定期工作表1每月一次2每年一次3每年一次4每年一次5每年一次7.4防雷及接地系统7.4.1电站接地网接地电阻符合设计要求。7.4.2避雷针、引下线安装牢固，连接良好，无断裂、锈蚀、烧损等现象。7.4.3各设备接地引下线与接地网连接可靠，无断裂、锈蚀、烧损等现象。7.4.4接地标识标志完好。7.4.5光伏发电系统各关键设备的防雷装置在雷雨季节到来之前，应根据要求