目 录
前 言 .......................................................................................................................................................... 3 第一章 总则 ................................................................................................................................................ 4 第一节 说明 ........................................................................................................................................... 4 第二节 系统概述 ................................................................................................................................... 7 第三节 设备调管划分和运行方式 ...................................................................................................... 8 第四节 倒闸操作的原则及一般规定 .................................................................................................. 9 第二章
变压器运行 .............................................................................................................................. 14
第一节 变压器铭牌规范 ..................................................................................................................... 14 第二节 变压器的运行 ......................................................................................................................... 14 第三节 变压器的操作和维护 ............................................................................................................ 15 第四节 变压器的异常运行及事故处理 ............................................................................................ 18 第三章 高低压配电装置运行................................................................................................................. 28 第一节 高低压配电装置概述 ............................................................................................................ 28 第二节 高低压配电装置的运行及操作 ............................................................................................ 29 第三节 高低压配电装置异常和事故处理 ....................................................................................... 34 第四章 电力电缆的运行 ......................................................................................................................... 38 第五章 光伏发电系统运行 ..................................................................................................................... 39 第一节 概述 ......................................................................................................................................... 39 第二节 光伏阵列运行规定 ................................................................................................................ 39 第三节 汇流箱运行规定 ..................................................................................................................... 41 第四节 并网逆变器运行规定 ............................................................................................................ 42 第六章 直流及UPS系统运行................................................................................................................. 45 第一节 直流系统概况 ......................................................................................................................... 45 第二节 直流系统的运行 ..................................................................................................................... 45 第三节 直流系统的异常运行和事故处理 ....................................................................................... 48
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第四节 UPS的运行及切换操作 ......................................................................................................... 51 第五节 UPS的一般故障处理 ............................................................................................................. 51 第七章 继电保护装置的运行................................................................................................................. 53 第八章 电站监控及调度自动化系统的运行........................................................................................ 56 第九章 设备的巡视检查 ......................................................................................................................... 64
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前 言
本规程根据吉县晋发新能源科技有限公司标准化工作要求，为适应企业现代化管理和发展的需要，规范光伏电站设备运行管理工作，特编写本《运行规程》。
本标准在试行中，若发现有待改进的地方请提出，以便修正完善。 本标准由吉县晋发新能源科技有限公司
本标准归口单位： 吉县晋发新能源科技有限公司 本标准起草单位： 吉县晋发新能源科技有限公司
本标准于2017年12月25日首次发布，2017年01月01日实施。
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第一章 总则
第一节 说明
1 范围 本规程规定了吉县晋发新能源科技有限公司并网光伏电站设备运行技术标准； 本规程适用于吉县晋发新能源科技有限公司并网光伏电站设备运行。 2 规范性引用文件 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9
《山西电力系统调度管理规程》 《山西电网光伏电站调度管理规定》
《电力变压器运行规程》 DL/T 572—2010 《电厂设备预防性试验规程》 DL/T 596—1996 《电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》 DL/T 724—2000 《微机继电保护装置运行技术管理规程》 YB/T 4122—2004 《微机继电保护装置运行管理规程》 DL/T 587—2007 《国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）》
《继电保护和安全自动装置技术规程》 GB/T 14285-2006
2.10 《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》 2.11 《防止电力生产重大事故的二十五项反措》 2.12 设备出厂资料及使用说明书 3 定义和术语 3.1充电
是指设备带标称电压但不接带负荷。 3.2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）。 3.3停电
是指断开断路器及隔离开关使设备不带电压。 3.4解列
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是指将一个电网分解为两个及以上电气相互独立的部分运行。 3.5并列
是指将两个及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。 3.6设备（开关、线路、主变、母线等）的五种状态
运行状态、热备用状态、冷备用状态、试验状态和检修状态。 3.7运行状态
设备的开关、刀闸均在合闸位置（所连接的避雷器、电压互感器无特殊情况均应投入），小车开关或抽屉式开关在工作位置，开关在合闸位置。 3.8热备用状态
设备的开关断开而刀闸在合闸位置；小车开关或抽屉式开关在工作位置，开关在断开位置。 3.9冷备用状态
设备的开关、刀闸均在断开位置。小车开关或抽屉式开关的冷备用状态：小车开关或抽屉式开关在试验位置，开关在断开位置，开关的控制和操作电源断开。 3.10小车开关或抽屉式开关试验状态
小车开关或抽屉式开关在试验位置，开关在断开位置，开关的控制和操作电源合上。 3.11检修状态
设备的开关、刀闸均在断开位置，并已装设接地线（或合上接地刀闸），开关和刀闸的操作电源已断开，刀闸操作把手已锁住；小车开关或抽屉式开关的检修状态：小车开关或抽屉式开关拉出开关柜，开关的控制和操作电源断开，并锁上柜门。
注：1、开关检修状态是指开关与两侧刀闸均断开，开关、刀闸控制电源和合闸电源均断开，在开关与两侧刀闸间分别装设接地线或合上接地刀闸，检修的开关与刀闸间接有电压互感器时，则该互感器的刀闸应断开并取下高低压熔丝。若开关柜线路侧仍带电，则该柜出线的第一组线路刀闸也应断开，否则该线路应转检修。
注：2、线路检修状态是指线路的开关，母线侧、线路侧刀闸均断开，开关、刀闸控制电源和合闸电源断开，在线路出线端装设接地线或合上接地刀闸，如线路侧装有电压互感器时，应将其刀闸断开，并取下高、低压熔丝。
注：3、母线检修状态是指接在母线上的所有开关、刀闸断开，开关、刀闸控制电源和合闸电源断开，根据母线长度和有无倒送电，有无感应电压等实际情况确定装设足够的接地线（或合上接地
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刀闸），应取下母线电压互感器高、低压熔丝。
注：4、变压器检修状态是指接在变压器各侧的开关、刀闸均已断开（中性点接地刀闸应断开），开关、刀闸控制电源和合闸电源断开，并在变压器各侧装设接地线（或合上接地刀闸）。变压器接有电压互感器时，应将其刀闸断开，并取下高、低压熔丝。 3.12运行转热备用
是指断开设备各侧开关。 3.13热备用转运行
是指检查刀闸合闸的前提下合上除检修要求不能合或方式明确不合的开关以外的设备各侧开关。
3.14热备用转冷备用
是指检查设备各侧开关断开的前提下断开设备各侧刀闸。 3.15冷备用转热备用
是指检查设备各侧开关断开的前提下合上设备各侧刀闸。 3.16冷备用转检修
是指在设备可能来电的各侧合上接地刀闸（或装设接地线）。 3.17检修转冷备用
是指拉开设备各侧接地刀闸或拆除接地线。 3.18热备用转检修
是指拉开设备各侧刀闸，并在设备可能来电的各侧合上接地刀闸（或装设接地线）。 3.19检修转热备用
是指拉开设备各侧接地刀闸，合上除检修要求不能合或方式明确不合的刀闸以外的设备各侧刀闸。
3.20运行转检修
是指断开设备各侧开关及刀闸，并在设备可能来电的各侧合上接地刀闸（或装设接地线）。 3.21检修转运行
是指断开设备各侧接地刀闸（或拆除接地线），合上各侧开关及刀闸。 3.22紧急停机
是指按下紧急停机按钮，交流主接触器脱扣，并网逆变器停止工作。
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3.23启动中
是指逆变器初次安装完毕，直流输入和交流输出端子均正常连接，所有断路器均闭合，上电准备并网。 3.24运行
是指逆变器正常工作，将光伏阵列的直流电变为交流电并入电网。 3.25并网发电
是指逆变器检测交流电网满足并网发电条件，同时检测光伏阵列有足够能量，其后并网交流接触器自动合闸进入并网发电模式，逆变电源一直以最大功率点跟踪方式使光伏阵列输出的能量最大。 3.26待机
是指逆变器不断检测光伏阵列是否有足够的能量并网发电，当达到并网条件时逆变器从待机模式转入运行模式。 3.27故障
是指当光伏发电系统出现故障时，逆变器停止运行并进入故障状态。 3.28按键关机
是指人为的通过逆变器触摸屏发出关机命令来控制逆变器关机。 3.29按键开机
是指人为的通过逆变器触摸屏发出开机命令来控制逆变器开机。
第二节 系统概述
吉县润发光伏电站规划容量10MWp，以1MWp为一个单元并网发电。每个单元在电气布置上完全相同。
每个单元光伏系统采用地面固定式阵列安装，电站安装多晶硅电池组件10MWp。-多晶硅光伏阵列采用互惠光电有限公司（270W,8412块）、多晶硅光伏阵列采用（润峰）有限公司（ 255MWp, ）生产的共计（42064 ）块多晶硅电池组件；10kV升压箱变9台(1000kVA)； 10kV中压柜5面； 0.4kV低压开关柜3面。电站安装有（天诚同创）有限公司生产的（EA500KTF）光伏并网逆变器（500KW）18台，逆变器交流侧额定工作电压270V，每1台逆变器接0.5MWp容量的光伏阵列，每2台逆变器交流侧并联通过1台1000kVA三相双绕组无励磁调压变压器升压至10kV。电站共设9个1MWp的子方阵，每500KWp太阳电池经一台直流柜与一台500KW逆变器构成一个光伏发电单元，每个光伏发电
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单元经500KW逆变器将直流电转换为低压交流电，逆变器室的两个光伏发电单元经1台1000kVA、10kV双分裂绕组升压箱式变，将逆变器输出的交流电进行升压，每6台10kV升压箱式变在高压侧并联为1回电源进线，共计2回电源进线；电站采用一级升压模式，20台逆变器交流出线分别经9台1000kVA油浸式升压变升至10kV，电站10kV侧采用单母线接线，10kV开关柜母线汇流后以一回10kV架空线路接入吉祥站。
站用电采用双电源供电，主电源引自站内10kV母线，经10kV/0.4kV变压器降压至0.4kV；备用电源引自程木线，主、备用电源分别接至0.4kV站用电馈线柜，并设“备自投”装置。
电站电气二次：设置变压器保护装置、10kV线路保护装置、GPS装置、直流蓄电池组、直流充电装置及UPS装置、关口电能计量装置、故障录波装置、有功无功控制装置、远动及网络通讯装置、调度数据网络装置、光功率预测系统、微机五防工作站等；设置一套站内监控系统，对逆变器、高低压开关、变压器、母线、继电保护、计量、直流系统、UPS等电气一、二次设备进行监控。电站同期并网功能由逆变器自动完成。
第三节 设备调管划分和运行方式
1.设备调管划分及规定 1.1临汾调管设备
光伏电站安装的30MWp光伏发电阵列升压变、10kV母线、10kV高压开关、线路保护及关口计量装置的运行方式由临汾地调调管。 1.2光伏电站调管设备
光伏电站光伏发电阵列、直流防雷汇流箱、直流防雷配电柜、光伏1#进线、01#-60#逆变器、计算机监控系统、站用变、400V站用电系统以及站内其它辅助设备由光伏电站统一调度，设备运行方式由生产负责人决定。
1.3各级调度机构是光伏电站设备运行的组织、指挥、指导和协调机构，光伏电站运行值班人员必须服从调度管理，严格执行调度命令。
1.4当发生设备异常或事故时，运行值班人员必须及时向上级调度汇报，并按照调度命令和本规程进行处理，若情况紧急时，当值值班长可根据有关规定，在未经上级调度员许可的情况下进行事故处理，但事后必须立即向有关调度汇报。
1.5对于本站所管辖设备，由当值值班长负责管理和决定其运行方式。
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2.运行方式： 2.1正常运行方式：
2.1.本站10kV单母线接线方式，由出线润吉线571与110千伏吉祥站站并网运行；10kV进线共2回进线572、573，及10kV母线电压互感器51-9、SVG575、站用变574、计量柜102； 2.1.2 400V系统母线正常情况下由（10）kV厂用变接带； 2.2特殊运行方式
2.2.1 10kV光伏1#进线及开关由于自身设备问题停运时其余系统调度设备运行方式不受影响； 2.2.2 400V系统因10kV厂用变由于自身或电源侧故障停运时，400V母线由引自城木线电源接带，其“备自投”装置应退出运行； 3.1事故运行方式
3.1.1 10kV线路发生故障，光伏电站全站停电、10kV系统全停。400V母线由引自（吉祥站）变电站电源接带运行；
3.1.2 10kV母线故障时，光伏电站全站停电、10kV系统全停。母线所带所有负荷开关跳闸或失电，400V母线由引自城木线电源接带；
3.1.3 10kV任一光伏进线发生故障时，所带光伏发电阵列逆变器及箱变停运；
3.1.4 400V母线发生故障，失去站用电源，交流操作的开关失去操作电源，直流系统由蓄电池接带运行（控制时间不超过24小时），UPS由直流蓄电池接带电源运行。
第四节 倒闸操作的原则及一般规定
1倒闸操作的一般规定
1.1变电设备的倒闸操作必须严格遵守国家电网公司《电力安全工作规程》、《山西电网调度规程》、《山西电网光伏电站调度管理规定》和其它有关规程规定；
1.2执行倒闸操作时，操作人应先根据监控系统、系统图拟出正确的倒闸操作票，核对检查无误后，由操作人、监护人、值班负责人审核无误后分别在倒闸操作票上签名，由当值值班长或调度员下达操作命令后方可执行；较为复杂或重要的倒闸操作，还须生产管理部门负责人审核，并进行现场后备监护；
1.3倒闸操作中发生任何疑问，必须立即停止操作，并向值班长或调度员询问清楚后再进行操作，不得擅自更改操作票、不准随意解除闭锁装置，待疑问或异常查清消除后，根据值班长或调度员命
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令执行；
1.4 倒闸操作应由两人进行，一人操作，一人监护；重大或复杂操作应设第三人后备监护； 1.5 操作中必须按规定使用合格的安全工器具和专用工具；
1.6操作时，操作人员一定要集中精力，非操作人员应加强监视，密切注意设备运行情况，做好事故预想，必要时提醒操作人员；操作时，必须先核对设备的名称和编号，并检查开关、刀闸、自动装置的状态；操作中，应认真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“√”，对于重要项目应在该项操作后面记录实际操作时间；
1.7 重要的操作应尽可能安排在低谷负荷时进行，以避免误操作对电网的影响；
1.8操作人与带电体应保持足够的安全距离，同时应穿合格的安全工作服；用绝缘杆拉、合高压刀闸、跌落式熔断器或经传动机构拉、合高压开关和高压刀闸，操作时应戴绝缘手套，操作室外设备时，还应穿绝缘靴；
1.9雨天操作室外高压设备时，使用的绝缘杆应戴有防雨罩，雷电、大雾时禁止进行倒闸操作； 1.10高、低压设备无论带电与否，未经许可，任何人不准单独移开遮拦或越过警戒线进行操作和巡视；
1.11设备送电前，运行人员必须对设备进行验收检查，同时督促工作负责人对设备的检修、试验工作做好完整的记录，由运行值班人员办理有关工作票的终结手续，拆除一切与检修有关的安全措施（调度下令布置的安全措施均应按调度命令执行），恢复固定遮栏及常设标示牌，对设备各连接回路进行检查，确认设备具备送电条件。 2倒闸操作的原则
2.1电气设备停、送电操作原则：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；
2.2一次设备倒闸操作过程中，保护及自动装置必须始终在投入状态；
2.3电气设备送电前，应按照规定将保护装置投入运行（受一次设备运行方式影响的除外）。电气设备停电后，应将有关保护装置退出。
2.4设备停电时，先断开设备各侧开关，然后拉开开关两侧刀闸；设备送电时，先合上设备开关两侧刀闸，最后合上该设备开关；设备停电时，断开刀闸及开关的顺序是从负荷侧逐步向电源侧操作；设备送电时，合刀闸及开关的顺序是从电源侧逐步向负荷侧操作；
2.5倒闸操作中发生开关或刀闸拒动时，必须首先查明操作条件是否具备，操作顺序是否正确，不
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得随意解除闭锁；
2.6下列操作可以不填写倒闸操作票，但必须做好相关运行记录： 2.6.1事故处理；
2.6.2断开或合上开关的单一操作；
2.6.3拆除或拉开全站仅有的一组接地线或接地刀闸； 2.6.4线路单相接地故障的查找； 2.6.5直流系统选接地； 2.6.6投退一套保护的一块压板。 3线路倒闸操作的一般规定和原则
3.1线路停电操作时先停重合闸，后断开线路开关，再拉开线路侧刀闸，最后拉开母线侧刀闸；线路送电操作与此相反，严防带负荷拉、合刀闸；
3.2在合10kV线路侧接地刀闸、装设接地线时，必须先确认各侧开关、刀闸断开并验明线路三相确无电压；
3.3新建、扩建、改建或大修后的线路合环前应校核相位，合环后校核保护极性；
3.4拉开线路两侧开关和刀闸后，才允许在线路两侧合接地刀闸或挂地线并挂标示牌，接受调度施工令之后才能许可工作；
3.5工作结束后，接地刀闸全部断开、接地线全部拆除，施工人员退出现场，具备送电条件时，向调度汇报竣工，按调度命令拆除线路侧接地线，恢复送电。 4母线倒闸操作的一般规定和原则
4.1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； 4.2母线停送电操作中，避免电压互感器二次侧向母线侧反充电； 4.3母线充电时，必须投入相关保护，严禁无保护操作。 5变压器倒闸操作的一般规定和原则
5.1变压器送电一般由高压侧充电，再送中压、低压侧，停电时先停低压、中压侧，再停高压侧； 5.2中性点直接接地运行的系统，变压器停送电操作时必须将中性点接地刀闸投入，投运后按调度令决定变压器中性点是否接地运行；
5.3切换变压器时，必须检查并入的变压器确已带负荷后方可操作待停变压器； 5.4新投入或大修后的变压器有可能改变相位，合环前必须进行相位校核。
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6开关倒闸操作的一般规定和原则
6.1开关合闸前所有继电保护应按规定投入；
6.2操作前检查控制回路、辅助回路控制电源、气压正常，储能机构已储能； 6.3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； 6.4开关检修时必须断开开关及两侧刀闸，在开关两侧合上接地刀闸或装设地线；
6.5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。
7刀闸操作一般规定和原则
7.1刀闸不允许带负荷操作，必须在与之串联的开关确已断开的情况下方可进行操作；
7.2停电时必须按先断负荷侧、后断电源侧刀闸，送电时先合电源侧、后合负荷侧刀闸的顺序操作； 7.3送电时进行刀闸操作，与刀闸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；
7.4刀闸操作后，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； 7.5防止刀闸误操作的电气和机械锁禁止拆除或停用。 8电压互感器的操作规定
8.1电压互感器停电时，先停用接入该电压互感器二次回路中可能误动的保护或自动装置,然后取下电压互感器低压保险或断开其低压空开，再将其拉出。
8.2 电压互感器送电时，应遵循变压器的送电操作顺序，先检查电压互感器低压空开再分，再将电压互感器小车转至工作位置，检查充电正常后合上二次侧保护及测量空开。 9保护及自动装置的操作原则
9.1电气设备不允许无保护运行,变压器和重要线路不得无主保护运行。设备送电前，保护及自动装置应全部投入，整定值正确，传动试验良好，保护压板按规定投入；
9.2倒闸操作中或设备停电后，如无特殊要求，一般不必操作保护或退出压板。如倒闸操作将影响某些保护的工作条件或引起运行方式的变化从而引起某些保护不完整，可能引起误动作，应将其继电保护的运行方式、定值做相应调整或停用相关保护；
9.3投入继电保护时，先投保护装置电源，后投保护出口压板；退出时与此相反，防止投、送保护时使其误动作。
9.4保护及自动装置投入时，应先投交流电源回路（电流、电压），后投直流电源回路，检查装置
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工作正常后再投入出口跳闸压板（应防止触碰外壳造成保护误动），如无特殊要求保护及自动装置的操作只操作压板不中断装置电源。否则顺序与上述相反；
9.5电气设备送电前（合上刀闸前），应将所有保护投入运行；电气设备停电后（合上接地刀闸后）,才能将有关保护停用；
9.6正常停用微机保护时，运行人员一般不停整个保护装置的交直流电源，以免保护装置在上电过程中出现异常；
9.7禁止用拉、合直流电源开关的方法复归微机保护信号。 10二次回路一般故障的处理规定和原则
10.1 停用保护和自动装置，必须经上级调度同意；
10.2 在电压互感器二次回路上查找故障时，必须考虑对保护及自动装置的影响，防止因失去交流电压而误动或拒动；
10.3 进行传动试验时，应事先查明是否与其他设备有关，先断开联跳其他设备的连片，然后才允许进行试验；
10.4 用表计带电测量时，必须使用高内阻电压表，防止误动跳闸； 10.5 防止电流互感器二次开路，电压互感器二次短路、接地；
10.6 使用的工具应合格并绝缘良好，尽量使用外露金属部分较少的，防止发生接地、短路或人身触电；
10.7 装、取直流熔断器时，应注意考虑对保护的影响，防止保护误动作。取直流电源熔断器时，应将正、负熔断器都取下，以利于分析查找故障。其操作顺序为：先取正极，后取负极；装熔断器时，顺序与此相反。这样会防止因寄生回路的存在而造成运行开关的误动跳闸，也使在发生直流接地故障时，不致于因只取一个熔断器造成接地点发生“转移”而不易查找； 10.8 拆动二次接线端子，应先核对图纸及端子标号，作好记录和明显的标记；
10.9 当发生直流接地时，应暂停在二次回路上的工作，检查接地是否由本身工作引起，待查明原因后，再恢复工作；
10.10 查找处理完毕后，应及时恢复所拆接线，并应核对无误，检查接触是否良好；
10.11凡因查找故障，需要做模拟试验、保护和开关传动试验时，试验之前，必须汇报调度，并根据调度指令，先断开该设备的失灵保护、远方跳闸的启动回路，以防出现所传动的开关不能跳闸，失灵保护、远方跳闸误动作，造成母线停电的恶性事故。
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第二章 变压器运行
第一节 变压器铭牌规范
1. 10kV厂用变压器主要电气设备技术参数
1.1 电力变压器主要参数
型式 型号 额定容量 额定电压 相数 频率 噪声水平 三相树脂绝缘干式电力变压器 SC10-315/10.5 315kVA 10.5/0.4kV 3相 50Hz 41dB 调压方式 负载损耗 线圈联接组别 冷却方式 空载电流 空载损耗 中性点接地方式 无励磁调压 ≤1.31kW D，yn11 AN 1.29A 0.28% 0.723kW 10kV侧中性点不接地，0.4kV侧中性点接地 第二节 变压器的运行
1. 变压器电流、电压的规定
1.1 变压器允许在正常过负荷和事故过负荷情况下短时间运行。
1.2 变压器的运行电压一般不应高于该运行分接头电压的105%,且不得超过系统最高运行电压。 1.3 变压器三相负载不平衡时，应监视最大一相的电流。 2. 变压器的温度规定
2.1 变压器在额定冷却条件下,应按铭牌规定运行。
2.2 油浸式变压器顶层油温一般不应超过表1的规定（制造厂有规定时按制造厂规定）。当冷却介质温度较低时，顶层油温也相应降低。自然循环冷却变压器的顶层油温一般不宜经常超过85℃。 表1 油浸式变压器顶层油温在额定电压下的一般限值
冷却方式 自然循环自冷、风冷 强迫油循环风冷 冷却介质最高温度℃ 40 40 最高顶层油温℃ 95 85 2.3 干式变压器绕组温度不宜高于90℃运行，但最高不得超过110℃。在环境温度0℃-50℃时，可带
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105%负荷长期运行。 3. 变压器冷却装置的运行
3.1 变压器的冷却装置应随变压器投入运行，检查进出口蝶阀应在打开位置。 3.2 运行中的散热片应无严重渗漏油，风道通畅。 4. 变压器分接装置的规定
4.1 主变压器分接头调整工作应根据系统调度命令执行，厂用变压器分接头调整应根据现场母线电压进行调整，以保证正常运行时设备所承受的运行电压在允许范围内；
4.2 无载调压变压器分接头的调整，应在断开各侧开关和隔离开关，做好安全措施后执行，分接头切换后应测量其直流电阻，并应做好记录。
第三节 变压器的操作和维护
1. 变压器测绝缘规定
1.1 变压器在新安装或大修后投入运行前、 发生故障后以及长期停用或发现绝缘受潮象征,均应测量绝缘电阻。
1.2 测量变压器绝缘电阻时,应根据变压器的电压等级使用合适的兆欧表进行。
1.3 变压器的绝缘电阻值一般不得低于出厂或安装时绝缘值的50%,如低于规定值,应查明原因。 1.4 低压厂用变压器投运前应测量绝缘电阻。 2. 变压器的检查
2.1 值班人员应按《巡回检查制度》的规定,定期巡视检查变压器的运行情况,遇到气候剧烈变化、带缺陷运行，新安装或大修后初次投入运行,应适当增加检查次数。 2.2 油浸变压器投运前的检查
2.2.1 有关工作票已全部终结，临时安全措施拆除，常设遮拦及标示牌已经恢复； 2.2.2 变压器二次保护设备正常，各项试验及有关记录正确，具备投入条件； 2.2.3 变压器本体及周围清洁,顶部及母线无遗留物,各部无渗(漏)油,接地装置良好； 2.2.4 套管及支柱瓷瓶无裂纹破损,引线接头应紧固； 2.2.5 油位、油色正常；
2.2.6 吸潮器内干燥剂无变色,呼吸畅通； 2.2.7 变压器各阀门位置正确,符合运行要求； 2.2.8 分接开关位置正确。 2.2.9 冷却装置应完好；
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2.2.10 保护投入正确； 2.2.11 温度表完整且指示正确; 2.2.12 压力释放阀应完好且位置正确； 3. 油浸变压器运行中的检查
3.1 变压器各部外观清洁,无渗(漏)油现象,套管无裂纹及放电痕迹； 3.2 变压器的绕组温度、油温、油色、油位及响声是否正常； 3.3 吸潮器、压力释放装置、瓦斯继电器运行正常； 3.4 各引线接头无过热现象；
3.5 变压器冷却装置运行正常，无严重渗漏油。 3.6 控制箱、端子箱内各元件正常，柜门应关严。
3.7 定期采用红外成像仪测量变压器本体、接头、套管等部位的温度。 4. 有载调压分接开关检查：
4.1 控制电压应在规定电压偏差范围内。 4.2 控制器电源指示灯显示正常。 4.3 分接位置指示器应指示正确。
4.4 分接开关储油柜的油位、油色、吸湿器及其干燥剂均应正常。 4.5 分接开关及其附件各部位应无渗漏油。 4.6 计数器动作正常，及时记录分接变换次数。
4.7 电动机构箱内部应清洁，润滑油正常，机构箱门关闭严密，以防潮、防尘、防止小动物进入。 5. 变压器的特殊检查项目
5.1 瓦斯继电器动作后，应立即对变压器进行检查。
5.2 雷雨过后检查各部无放电痕迹，引线连接处无过热现象，还应检查避雷器的记数器的动作次数并作记录。
5.3 大风天应检查引线有无剧烈摆动，变压器上部及周围有无杂物。 5.4 大雾天检查套管有无严重火花放电现象。
5.5 大雪天检查套管、引线连接处有无落雪即溶或有冰溜子。 5.6 气温骤变时检查油枕和充油套管油位、温升及温度变化情况。 5.7 变压器过负荷运行或冷却装置故障时，应每30分钟检查一次。 5.8 夜间关灯检查各接头有无发热烧红现象，套管有无放电现象。 6. 干式变压器投运前的检查
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6.1 变压器本体及周围清洁；
6.2 高、低压侧进出线端子及高压线圈连接紧固； 6.3 高压绝缘子瓷瓶无裂纹破损； 6.4 冷却装置应完好,并送电； 6.5 调压装置正常，位置指示正确； 6.6 温控器接线正确； 6.7 干式变柜门、锁完好。 7. 干式变压器运行中的检查 7.1 变压器绝缘子无裂纹；
7.2 高、低压侧进、出线端子及高压线圈连线连接无过热现象及放电痕迹； 7.3 变压器冷却装置是否运行正常； 7.4 变压器温控器是否正常； 7.5 变压器三相绕组温度是否正常。 8. 变压器的有关操作
8.1 变压器投运前应检查检修工作结束,工作票收回,安全措施全部拆除,测量或核查绝缘电阻合格,仔细检查确认变压器在完好状态,具备运行条件。
8.2 新投运的变压器或更换绕组后的变压器，投运前应在额定电压下空载合闸3～5次，每次间隔5～15分钟，第一次受电后持续时间应不少于10分钟。合闸前必须确认中性点接地、重瓦斯保护投跳闸。 8.3 合闸冲击正常后，应空载试运行24小时，并取油样复试合格后方可带负荷运行。新装、大修、事故检修或换油后的变压器，在加电压前的静止时间应不少于48h。
8.4 装有储油柜的变压器，带电前应排尽套管升高座、散热器及净油器等上部的残留空气。 8.5 低压厂用变压器投运时,应先合高压侧开关,后合低压侧开关,停运时顺序相反。 8.6 变压器停送电操作，必须使用断路器，严禁用拉合刀闸投停变压器； 8.7 允许用熔断器（跌落保险）投切空载配电变压器；
8.8 运行中的变压器在进行滤油、补油、清理呼吸器等工作前，瓦斯保护应改投信号位。待工作完毕，变压器停止排气泡后，方可将瓦斯保护投跳闸位置。
8.9 换油后投运的变压器，应将瓦斯保护投信号位置， 待运行24小时后投入跳闸位。 8.10 禁止将瓦斯保护和变压器的其他主保护同时退出运行。 9. 变压器有载调压分接开关的操作规定
9.1 应逐级调压，三相同步电动操作，同时监视分接位置及电压、电流的变化。
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9.2 有载调压变压器与其它变压器并联运行时，不宜进行调压操作，如果需要调压其调压操作应轮流逐级或同步进行，不得使得变压器环流大于5%的额定电流。
9.3 应核对系统电压与分接额定电压间的差值，使其符合变压器有载调压的规定。
9.4 操作中发生联动时，应在指示盘上出现第二个分接位置时立即切断操作电源，如有手摇机构，则手摇操作到适当分接位置。
9.5 有载调压变压器过载1.05倍以上时，禁止分接开关换档操作。
9.6 远方电气控制操作时，发生下列情况应立即切断操作电源，中止操作：
分接开关发生拒动、误动；电压表和电流表变化异常；电动机构或传动机械故障；分接位置指示不一致；切换过程中内部有异声；压力释放阀或轻瓦斯保护动作；看不见油位或大量喷漏油及危及分接开关和变压器安全运行的其它异常情况时，应禁止或中止操作。 10. 变压器并列运行的条件 10.1 绕组接线组别相同；
10.2 电压比相同，差值不得超过±0.5%； 10.3 阻抗电压值相等，偏差小于10%。 11. 下列情况下变压器投运前必须定相 11.1 新装变压器或变压器大修后；
11.2 变压器更换线圈或接线变更及改变接线组别； 11.3 更换电缆或电缆头；
11.4 与变压器连接的电压互感器进行检修后。
第四节 变压器的异常运行及事故处理
1. 变压器事故过负荷
1.1 在事故情况下,变压器允许按规定的过负荷值运行。
1.2 主变过负荷时,应汇报值班长,限制负荷。厂用干式变压器过负荷超过允许值时,可调整运行方式,转移负荷，并检查所有冷却装置运转正常。
1.3 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。
1.4 变压器过负荷后,应对变压器进行全面的检查,并做好记录。
1.5 干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。
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1.6 油浸自然循环冷却变压器事故过负荷允许运行时间(小时:分)
过负荷 倍数 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 2. 变压器温度升高
2.1 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常的升高。
2.2 检查变压器冷却系统是否运行正常。 2.3 检查测温装置及二次回路是否正常。
2.4 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。
2.5 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。 3. 变压器油位异常
3.1 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, 应通知检修补油并进行处理。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。
3.2 如变压器油位过高时,应分析和查明原因,并通知检修人员适当放油。 3.3 检查是否因油位计或二次回路故障误发信号。
3.4 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。 4. 变压器冷却系统故障 4.1 监视变压器温度的变化。
4.2 按冷却器的运行情况，控制变压器负荷。 5. 变压器瓦斯保护动作的处理
环境温度(℃) 0 24:00 24:00 23:00 8:30 1:50 10 24:00 24:00 10:00 5:10 3:10 20 24:00 13:00 5:30 3:10 2:00 30 19:00 5:50 3:00 1:45 1:10 40 7:00 2:45 1:30 0:55 0:35 19
5.1 变压器轻瓦斯动作报警信号发出时,应对变压器进行全面的检查,鉴定瓦斯继电器内的气体性质,如为空气进入,只要把气体排出,变压器即可正常运行；如果查明气体是变压器内部故障引起,则应停电检修。
5.2 变压器轻瓦斯动作,在处理过程中,应密切注意变压器电流、油温及声音的变化,如有异常,应尽快停电处理。
5.3 当变压器因漏油使轻瓦斯保护动作,应对漏油情况进行处理，并根据油位情况决定是否停运变压器。
5.4 变压器重瓦斯保护动作跳闸,同时有电气故障象征,应对变压器进行全面的检查,并取样进行试验分析,未经鉴定试验合格前,不允许投入运行。
5.5 变压器重瓦斯动作跳闸时如无电流冲击,外部检查无异常,且又收集不到气体,可判断为误动,应请示有关领导同意,可对变压器试充电。
5.6 如瓦斯继电器无气体应通知检修检查保护回路。 6. 变压器压力释放装置动作
6.1 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,停止故障变压器运行。
6.2 检查变压器喷油后是否着火,并做好防火措施。 6.3 压力释放动作后,应手动复归信号。 7. 变压器有下列情况时,应联系调度停运： 7.1 套管有裂纹或放电现象； 7.2 软引线断股，或硬连接排有裂纹 7.3 上部落物危及安全，不停电无法消除； 7.4 变压器严重漏油；
7.5 负荷、环境温度及冷却条件均无明显变化时，而变压器上层油温超过规定值，但不超过最高允许值；
7.6 油色变异，但并不严重； 7.7 声音异常，但无放电声；
7.8 引线端子发热超过70℃，仍有上升趋势，但未融化。 8. 变压器有下列情况之一者,应立即停止故障变压器运行：
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8.1 变压器内部声音很大,并有爆裂声。 8.2 套管炸裂，闪络放电； 8.3 引线端子熔化放电；
8.4 内部冒烟着火，储油柜或压力释放阀喷油；
8.5 负荷及冷却条件无变化，油温急剧上升，超过最高允许值并继续上升； 8.6 变压器大量漏油，油位低于瓦斯继电器以下； 8.7 油色变化过甚，油内出现碳质； 8.8 不停电不可抢救的人身触电； 8.9 变压器着火；
8.10 变压器无保护运行（直流系统选接地除外）；
8.11 轻瓦斯动作信号发出，放气检查为淡黄色气体或可燃气体； 9. 变压器运行中跳闸
9.1 变压器自动跳闸后,应立即检查保护动作情况、备用电源联动情况，在未查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（如：零序电流、电压、间隙过流，阻抗，复合过流，过流）、系统操作（如：空投变压器）或外部故障造成变压器保护误动（如:差动保护）、二次回路故障造成断路器误动。
9.2 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，通知检修处理。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。 10. 变压器着火。
10.1 立即将故障变压器停止运行, 停运冷却器，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延，同时通知消防队。
10.2 变压器的自动灭火装置应起动,否则应人为开启或迅速使用灭火装置灭火。 10.3 若油溢在变压器顶盖上面着火时,应打开变压器放油门放油至适当位置。 10.4 若变压器内部故障引起着火,则不能放油,以防变压器发生爆炸。 10.5 根据火情隔离相邻设备。
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第五节 事故处理的一般原则
1事故处理的一般原则
1.1事故处理必须严格遵守《电业安全工作规程》、《调度规程》、《现场运行规程》及有关安全规定，服从上级调度和当值值班长指挥，正确执行命令；
1.2正确判断事故的性质和范围，迅速限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身和设备的威协；
1.3在处理事故时，应根据现场情况和有关规程规定启动备用设备运行，采取必要的安全措施，对未造成事故的设备进行必要的安全隔离，保持其正常运行，防止事故扩大；
1.4开关跳闸后，重合闸动作重合不成功或重合闸未动作，均应立即检查线路有无电压和开关是否正常，并迅速报告调度，按调令强送电；强送一次不成功不再强送，应对一次设备进行全面检查，无异常时按调令进行处理，线路开关跳闸后的强送电，均应在确认事故线路无电压的情况下进行； 1.5凡线路带电作业，无论是否需要停用重合闸，事故跳闸后均不得立即强送，应联系工作负责人后再决定是否强送；
1.6如果在交接班时发生事故，应中止交接班，由交班值班长负责指挥处理，接班值班长协助处理事故。 2事故处理过程
2.1事故发生时，值班员立即记录事故发生的时间、保护动作情况、开关跳闸情况、故障信号、系统参数指示和设备停运等内容，并向值班长汇报；
2.2指派值班人员立即核对保护及自动装置动作信息和开关跳闸情况，并及时汇报调度； 2.3事故发生后，指派运行人员对跳闸开关回路设备进行全面检查；
2.4值班长根据现场检查结果与事故信号、故障录波波形等进行分析比较，综合判断事故性质，对事故的处理方案提出初步建议，并向调度汇报事故详细情况及分析判断结果；在调度的指挥下按照事故处理原则进行事故处理；
2.5事故处理暂告一阶段后，值班长向调度及部门领导汇报详细的处理情况。 3处理事故的主要任务
3.1限制事故的发展，消除事故根源，解除对人身和设备的威胁； 3.2尽快对停电设备恢复供电；调整系统运行方式，使其恢复正常； 3.3处理事故要注意站用电的安全，确保站用电电源；
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3.4事故发生后，值班长根据事故现象对事故性质进行综合判断，将事故情况简要向调度汇报如下： 3.4.1事故发生的时间；
3.4.2跳闸设备、开关、光伏阵列名称和编号； 3.4.3继电保护与自动装置动作情况； 3.4.4主设备电压、负荷变化情况； 3.4.5现场采取的初步处理措施。
3.5事故发生后，指派值班员对以下内容进行准确记录： 3.5.1事故发生的时间； 3.5.2开关位置变化情况指示；
3.5.3主设备运行参数指示（电压、电流）、减发负荷情况； 3.5.4操作员站全部故障信号、信息；
3.5.5记录人将记录情况核对无误后，向值班长汇报。 4事故处理注意事项：
4.1当事故情况比较严重、出现光字信号较多时，为避免耽误调度对事故的处理时间，值班长应先向调度对事故性质做简要汇报，告知开关跳闸、重合、保护动作等情况，不得因记录光字信号耽误向调度汇报；
4.2事故处理过程中应及时记录调度命令指示；事故处理过程要及时与调度、部门领导交换意见，听取对事故处理的指导意见；
4.3为防止事故扩大、设备损坏，值班人员在紧急情况下，可先行处理，然后报告值班调度员所操作项目；
4.4将危及人身安全和可能扩大事故的设备立即停止运行；将已损坏的设备以及运行中有可能受损坏的设备进行隔离；
4.5母线电压消失后，将连接在该母线上的所有开关断开；电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时，将可能引起误动的保护退出运行。 5线路保护动作跳闸事故处理原则
5.1线路保护动作跳闸时，运行值班人员应认真检查保护及自动装置动作情况，检查故障录波动作情况，分析保护及自动装置动作原因；
5.2即时向调度汇报，便于调度及时、全面地掌握情况，进行分析判断；
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5.3线路保护动作跳闸，无论重合闸装置是否动作或重合成功与否，均应对开关进行外部检查； 5.4凡线路保护动作跳闸，应检查开关所连设备、出线部分有无故障现象； 5.5充电的线路，跳闸后一律不试送电；
5.6开关遮断容量不够、事故跳闸次数累计超过规定，重合闸装置退出运行，保护动作后一般不能试送。
6箱式变压器事故跳闸，应按下述原则处理
6.1 变压器的主保护动作跳闸，未查明原因、消除故障之前，不得强送电；
6.2如因线路故障，保护越级动作引起变压器跳闸，则故障开关断开后，可立即恢复变压器运行； 6.3若为光伏1#进线故障引起，根据故障现象，判断处理。 7.高压断路器的事故处理
7.1断路器有下列情形之一者，立即停电处理，并采取相应的防跳措施： 7.1.1套管有严重破损和放电现象。 7.1.2真空断路器突然出现真空破坏的现象。 7.1.3 SF6断路器出现气压降低至禁分值。 注意事项
（1）断路器动作跳闸后，应立即对断路器及所属一次设备进行外部检查。 （2）对故障跳闸线路强送后，无论成功与否，均应对断路器外观进行仔细检查。
（3）SF6断路器发生严重漏气事故时，值班人员严禁接近故障断路器(必须接近检查时人员一定处上风向位置)。 8.断路器跳闸的处理
8.1断路器事故跳闸，在任何情况下不得强送。
8.2断路器事故跳闸，应立即检查断路器跳闸情况以及保护动作情况，并汇报上级领导。 8.3断路器事故跳闸，应立即对跳闸断路器进行外观检查。
8.4若属断路器拒跳（包括断路器故障和保护拒动）引起越级跳闸，检查跳闸断路器有无异常，将拒跳的断路器隔离；待故障消除后，方可将断路器投入运行。
8.5检查与跳闸断路器所连接的所有设备有无故障。若无故障，经检查保护回路无异常、测量设备绝缘电阻合格后，可试送一次。试送成功后，恢复设备正常运行。若试送不成功，或经短时间运行后再次跳闸，在未查明跳闸原因之前，不得再次合闸送电。
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9.直流系统的事故处理
9.1直流系统绝缘有明显下降时，应查明原因，尽快消除。
9.2当发生直流接地时，应视为事故状态，立即停止二次回路上的工作，尽快查找处理，防止两点接地造成保护误动。
9.3采取瞬时停电方法查找直流系统接地，涉及调度管辖的设备时，必须经调度许可。
9.4对保护回路直流电源进行瞬时停电进行直流接地查找时，应采取防止保护误动的措施，防止在瞬停过程中保护动作误跳闸。 9.5直流系统接地故障查找的顺序
9.5.1判断是正极还是负极接地，是Ⅰ母接地还是Ⅱ母接地。 9.5.2拉合直流事故照明回路。 9.5.3拉合合闸回路。 9.5.4拉合控制信号回路。
9.5.5检查充电装置回路以及蓄电池本体。 10.互感器的事故处理
10.1运行中的电压互感器，发生下列现象之一时，应立即将电压互感器停运，并汇报上级领导： 10.1.1高压保险丝熔断。 10.1.2内部发热，温度过高。 10.1.3内部有异常声响。 10.1.4有严重漏油、喷油现象。 10.1.5套管、引线与外壳之间放电。 10.1.6二次回路短路。
10.2运行中的电流互感器，发生下列现象之一时，应立即将电流互感器停运，并汇报上级领导： 10.2.1内部声音异常、有臭味或冒烟。 10.2.2导线与外壳之间有放电现象。 10.2.3充油式电流互感器严重漏油。 10.2.4外绝缘破裂放电。 10.2.5二次回路开路。 11.全站失压事故的处理
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11.1夜间事故时，应先打开事故照明，检查以下项目，并汇报上级领导： 11.1.1保护动作情况、信号、仪表指示、开关跳闸情况。
11.1.2各母线、连接设备及变压器等有无异常，电源进线上有无电压。 11.1.3断开有保护动作信号的开关。
11.1.4全站失压，应立即拉开失压母线上的补偿电容器开关。
11.1.5全站失压时，应检查孤岛保护是否动作，若保护未动作，线路出现断路器未跳闸时，应立即断开线路断路器，汇报调度及上级领导。
11.1.6全站失压后，断开站用电工作电源开关，检查本站设备无异常后，将站用电热备用中的备用电源投入。
12.中性点不接地系统接地故障的处理 12.1接地故障的判定：
12.1.1完全接地时，绝缘监察表三相指示不同，故障相对地电压为零或接近零，非故障相电压将升高3倍，且持久不变。
12.1.2不完全接地时，接地相电压降低，非故障相电压升高且持久不变。 12.1.3弧光接地时，非故障相电压可能升高到额定电压的2.5-3倍。
12.1.4间隙性接地故障时，接地相电压时增时减，非故障相电压时增时减且正常。 12.2接地故障的查找
12.2.1接地故障持续5分钟不消失，首先检查站内设备有无明显接地放电现象，若无明显迹象，则应联系调度判断是否线路接地，必要时根据调度命令对线路进行拉路选线。 12.2.2确定线路接地后，尽快汇报调度并尽快巡线处理。
12.2.3线路发生稳定性接地时，允许带接地运行2小时。若是不稳定接地时，可立即拉开线路。 12.2.4接地故障如发生在雷雨期间，可立即拉开线路。 12.2.5带接地运行时，要注意监视电压互感器声响和发热情况。
12.2.6应能准确判断电压互感器熔断器熔断、谐振过电压与接地故障的区别。 12.3系统谐振过电压事故的处理方法：
12.3.1处理谐振过电压事故的关键是破坏谐振条件，值班人员应根据系统情况、操作情况做出正确判断，按以下方法处理：
12.3.1.1由于操作而产生的谐振过电压，一般恢复到操作以前的运行状态，谐振过电压即可消除。
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12.3.1.2运行中发生的谐振过电压，可以联系调度试断开一条不重要负荷的线路，消除谐振。 12.3.1.3接地后发生的谐振，应立即断开接地线路。 13.水灾、火灾事故的处理
13.1当电站发生水灾时，应尽快疏通水流。危及到设备运行安全时，应立即停电处理。 13.2当电站发生火灾时，使用灭火器或沙子阻断火势，防止火势蔓延，必要时联系消防队。 13.3带电设备着火时，应将设备停电后再灭火。 13.4发生水、火灾时要及时上报上级领导。
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第三章 高低压配电装置运行
第一节 高低压配电装置概述
1. 10kV设Ⅰ段母线，起到汇流作用，共有6面柜(其中2面为进线柜，1面厂用电馈线柜，1面为出线柜,1面为电压互感器柜，1面为SVG柜,主设备为平高集团有限公司生产。
10kV开关柜主要技术参数:
1.1 10kV开关柜主要技术参数 开关柜型式 额定工频耐受电压(1min)（干燥状态） 额定雷电冲击耐受电压(峰值) 额定短时耐受电流(4秒，有效值) 95kV 185kV 31.5kA 金属铠装封闭移开式开关柜 额定电压 工作电压 额定频率 12kV 38.5kV 50Hz 1.2断路器的技术参数要求： 额定电压 额定电流 额定频率 额定工频耐受电压(1min) 对地、相间和断路器断口间 隔离断口间 额定操作顺序 合闸弹跳时间 12kV 1250A/630A 50Hz 95kV 118kV 额定峰值耐受电流 开关柜主母线额定电流 开关柜外壳防护等级 开断额定短路电流次数 开断额定电流次数 机械稳定性操作 O-0.3s-CO-180s-CO ≤2 ms(每相) 1.3 10kV电流互感器主要技术参数 一次绕组绝缘水平 一次绕组工频耐压(有效值，1min) 一次绕组雷电冲击耐压(峰值) 两端上的额定耐受电压(峰值，1min) 额定二次电流 额定短时耐受电流(1秒，有效值) 95kV 185kV 4.5kV 5A 31.5kA 二次绕组绝缘水平 二次绕组间工频耐压(有效值，1min) 二次绕组对地工频耐压(有效值，1min) 二次绕组匝间绝缘应能承受二次绕组 额定峰值耐受电流 3kV 3kV 80kA 80kA 1250A/630A IP4X ≥20次 ≥20000次 ≥10000次
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1.4 10kV电压互感器主要技术参数 型式 额定一次电压 单相三线圈浇注式 10/3kV 三相接线组别 额定二次电压 95kV 185kV 1.5 熔断器主要技术参数 额定电压 10kV 型号 XRNP1-12/10.5kV 0.5A Y/Y/Y/(开口三角形) 100/3V，100/3V，100/3V 一次绕组工频耐压(1min) 一次绕组雷电冲击耐压(峰值) 2.10kV厂用段设单段母线，共3面开关柜（其中1面外来电压进线柜，1面厂用电进线柜，1面阵列变出线柜, 1面电压互感器柜,1面生产楼用电柜)。
3.厂用400V 设单母线一段，共3面GCS型低压配电柜，为电站生产楼配电箱、直流屏、相邻逆变器室和水泵房提供电源。
0.4kV开关柜技术参数
结构型式 操作方式 额定工作电压/最高工作电压 额定绝缘电压 抽屉式 手动/电动 380/400 V 660 V 辅助电路额定工作电压 额定频率 保护电路有效性试验mΩ DC220 V 50 Hz ≤100 第二节 高低压配电装置的运行及操作
1. 10kV系统的倒闸操作
1.1 10kV线路停、送电操作原则：
1.1.1 10kV线路的停送电操作按调度命令执行。操作时必须填写操作票并执行监护、复诵制； 1.1.2 停电时，必须先断开关，再拉开线路侧刀闸。送电操作时，先合线路侧刀闸，再合开关； 1.1.3 送电时，操作刀闸前必须检查开关在断开位置；
1.1.4 10kV系统刀闸操作后必须检查分、合闸位置正确，指示器转换正常，合闸位置接触良好； 1.1.5 10kV系统设备检修时，必须可靠断开相应开关、刀闸的交、直流操作电源； 1.1.6母线送电时，严禁用刀闸充电。
1.1.7禁止用刀闸拉、合负荷电流及空载线路和空载变压器。
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1.1.8母线或线路停电检修时，必须将其电压互感器二次侧开关或保险断开。
1.1.9 10kV系统拉、合接地刀闸，必须得到调度命令，合接地刀闸必须履行验电手续。 2. 10kV系统的倒闸操作
2.1 10kV变压器停、送电操作原则：
2.1.1 变压器送电操作必须从电源侧到负荷侧逐级送电，严禁颠倒顺序对变压器反送电；停电操作时顺序相反；停电时，必须先断开低压侧开关，再断开高压侧开关，后拉开刀闸。送电操作时，先合刀闸，再合高压侧开关，后合低压侧开关； 2.1.2 送电时，操作刀闸前必须检查开关在断开位置；
2.1.3 10kV系统刀闸操作后必须检查分、合闸位置正确，指示正常，合闸位置接触良好； 2.1.4 10kV系统设备检修时，必须可靠断开相应开关的交、直流操作电源。 3. 400V系统的操作
3.1 低压开关操作时不要强行操作，以防损坏。 3.2 电源进线开关拉至试验位后，应将开关锁定。
3.3 变压器停电前，必须先断开低压负荷开关，再断开低压电源进线开关，送电时顺序相反。 3.4 停送电前应认真核对开关编号及名称，防止误送电或误停电。 3.5无需填写操作票。 4. 真空断路器的操作
4.1 开关操作前必须检查开关确已断开。
4.2 开关恢备前测量真空开关上下断口间绝缘值不低于200MΩ（2500V摇表）。 4.3 开关恢复前应检查接地刀闸确已拉开。
4.4 严禁在就地进行带电手动合闸操作；当远方无法分闸时，在得到值班长许可后，方可在就地进行分闸操作。
4.5 操作前应将开关柜门上的选择开关切至“就地”位置。 4.6 开关恢复后应检查开关弹簧储能正常。 4.7 操作人员严禁强制解除开关的各项闭锁功能。 5. 真空断路器的检查
5.1 真空断路器送电前的检查：
5.1.1 有关工作票全部终结，安全措施已拆除，检修和试验人员已全部撤离；
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5.1.2 断路器本体及周围无影响设备投运的杂物及遗留物； 5.1.3 断路器灭弧室外绝缘完好无损。 5.1.4 开关各机构完好；
5.1.5 远方操作合、跳闸试验正常。 5.2 断路器正常运行中的检查：
5.2.1 断路器机械位置指示、电气位置指示应与实际位置一致； 5.2.2 有无电晕放电现象； 5.2.3 开关柜门关闭牢固； 5.2.4 气温低时,电加热运行正常。 5.3 断路器在故障跳闸后的检查：
5.3.1 断路器本体绝缘有无裂纹、破损现象；
5.3.2 事故分闸时，针对故障信号情况，重点检查相应设备。 6. 母线及刀闸的运行
6.1 母线送电前应检查有关工作票全部收回并终结，临时安全措施已拆除，母线上部无杂物，长设遮栏及标示牌已恢复。
6. 2 母线送电前应测量母线绝缘正常。（10kV、10kV母线用2500V摇表测量应不低于1MΩ/kV；400V母线用1000V摇表测量应不低于1MΩ） 6.3 母线必须带PT充电。
6.4 母线及各开关不得超过其额定电流运行。
6.5 母线及刀闸的允许温度一般不超过70℃，接头处在运行中不应有过热现象，如有过热现象必须设法减少负荷电流，并尽可能停止使用。 6.6 配电装置的检查和巡视： 6.6.1 各设备正常无放电现象。 6.6.2 各接触部分无过热、烧伤现象。 6.6.3 各开关就地位置指示正确。
6.6.4 各就地电压、电流表计正常，指示正确。 6.6.5 真空开关无不正常的放电声。
6.6.6 各开关就地保护无动作指示，屏幕显示正常。
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6.7 避雷器运行中的检查项目：
6.7.1外部瓷瓶完整、清洁、无裂纹现象及放电痕迹。 6.7.2接地应牢靠。
6.7.3放电计数器完好，动作次数正确。 6.7.4避雷器引线无松动、脱落现象。 6.7.5 遇下列情况应立即停运避雷器：
6.7.5.1 避雷器瓷瓶爆炸或有明显的裂纹及严重放电。 6.7.5.2避雷器引线松动，有断落造成接地的可能性。 6.7.5.3 接地线接触不良或断裂。 6.7.5.4避雷器内部有放电声。 7. 互感器的运行
7.1互感器一般运行规定：
7.1.1在任何情况下，电压互感器二次侧严禁短路，电流互感器二次侧严禁开路。 7.1.2运行中的电压互感器不允许无故停用。
7.1.3运行中的电压互感器有明显故障，严禁将电压互感器拉出。 7.1.4电流互感器运行中不能随意加负荷，且不允许长时间过负荷运行。
7.1.5新安装、更换或检修后的互感器应检查相关试验合格，并由继电保护人员核对变比、相序、相位和保护定值正确，作好记录。
7.1.6互感器二次出现开路或（短路）时，应申请将有关保护装置退出，以防保护装置误动，当危及人身安全和设备安全时可将互感器停运。
7.1.7停运电压互感器时，应先停直流电源，后停交流电源，送电时相反。 7.1.8电压互感器严禁从低压侧充电。
7.1.9 在电压互感器二次侧接取电压时，必须在靠近电源侧加装合适的熔断器，熔断电流必须与上一级熔断器进行配合,以防互感器二次短路、造成保护误动、熔断器越级熔断。 7.2新投运或检修后的互感器检查与要求：
7.2.1经试验人员试验合格。如：耐压、绝缘电阻、介质损耗等。 7.2.2经试验人员检查极性、相序、相位、变比正确。 7.2.3接地点应合理且接地良好。
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7.2.4无妨碍运行的杂物。 7.2.5各部分清洁无污垢。 7.2.6本体绝缘无裂纹现象。 7.2.7各部螺丝紧固无松动。
7.3电压互感器、电流互感器运行中的检查项目： 7.3.1各部分有关指示正常，保护装置无异常信号发出。
7.3.2无焦味，铁芯无噪音、无铁磁谐振噪音、放电噪音，无异常振动。 7.3.3本体无变形变色，瓷瓶无污闪及破损。 7.3.4各接头无脱落，松动，无发热及放电现象。 7.3.5电压互感器、电流互感器二次侧接地良好。 7.4电压互感器送电前的检查项目：
7.4.1检查电压互感器各试验参数合格。（新安装或检修、更换后的电压互感器） 7.4.2电压互感器一次侧中性点接地及外壳接地良好，二次侧无短路现象。 7.4.3各部件清洁，无遗留物。 7.4.4各螺丝紧固，无松动现象。 7.4.5一次，二次熔丝完好。 7.5电流互感器送电前的检查项目： 7.5.1各部分接线正确，螺丝无松动脱落。 7.5.2各部分清洁，无遗漏物。 7.5.3瓷瓶，套管无裂纹及放电现象。 7.5.4外壳及中性点接地良好。
7.5.5电流互感器一次接头接触良好，无过热变色。 7.5.6电流互感器二次回路无明显的开路现象。
7.5.7电流互感器投入运行后，检查电流的显示是否正确。 7.6正常运行中电流互感器的检查： 7.6.1接头处应无过热，烧红等现象。
7.6.2电流互感器应无异音振动、放电、和过热现象等。 7.6.3本体绝缘应清洁完好，无破损痕迹。
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7.6.4接地线应完整良好。 8. 防误闭锁装置的运行规定
8.1正常的倒闸操作必须使用微机五防系统，正常倒闸操作时应在监控系统上进行，并且通过微机五防系统操作预演。
8.2在监控系统上进行正常操作时不得强行解锁。
8.3正常的倒闸操作必须使用电脑钥匙，不得使用万能钥匙，万能钥匙应有值班长保管，使用必须登记。
8.4微机防误闭锁装置的解锁钥匙及相关设备由运行值班人员负责检查、保管，按值交接，使用时做好登记工作。
8.5防误装置正常情况下严禁解锁或退出运行，正常操作时不得强制解锁或破坏锁具及闭锁装置。 8.6电气操作时防误装置发生异常，应立即停止操作，及时报告值班长，在确认操作无误，经当班值班长同意后，方可进行解锁操作，并做好记录，但必须认真核实操作票。
8.7当微机五防系统出现故障或检修工作需要，必须使用解锁工具(钥匙)时，经当班值班长同意，做好相应的安全措施，在专人监护下使用，并做好记录。
8.8当微机五防系统出现故障应尽快处理，此时可以使用就地操作，但必须征得值班长同意，并认真填写操作票，履行操作票审批手续和操作监护制度，在就地进行操作时，至少应有两人进行。 8.9在危及人身、电网、设备安全且确需解锁的紧急情况下，经当班值班长同意后，可以对断路器进行解锁操作，应做好纪录。
8.10长期解除电气设备的闭锁装置，应有书面的申请，并经主管生产领导批准。同时，要采取相应的防止电气误操作的有效措施，并加强操作监护。
第三节 高低压配电装置异常和事故处理
1. 10kV系统异常运行的处理：
1.1 频率异常的处理：系统频率应经常保持在50Hz，变动范围不得超过-0.5 Hz ～ 0.2Hz。 1.2 电压异常的处理：10kV母线电压变动范围，应根据调度下达的电压曲线控制，运行中如不能维持电压在允许偏差范围，应立即报告调度。 2. 10kV系统事故处理： 2.1 母差保护动作造成母线失压
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2.1.1现象:
2.1.1.1警报或警铃响。
2.1.1.2配电室可能有弧光及爆炸声； 2.1.1.3表计指示大幅度冲击。
2.1.1.4故障母线上所有开关均跳闸，位置灯闪光；
2.1.1.5故障母线电压表指示为零，频率指示自由状态，非故障母线电压、频率可能升高或降低； 2.1.1.6故障录波器动作。 2.1.2处理： 2.1.2.1复归音响；
2.1.2.2断开故障母线上未跳闸的开关；
2.1.2.3对母线一次回路进行详细检查，如无异常，尽快恢复母线供电；
2.1.2.4对故障母线进行检查，找出、隔离并消除故障点，正常后，将停电线路送电，并恢复正常运行方式；
2.1.2.5故障点发生在母线上，且一时无法消除时，应做好安全措施，保证厂用电。 2.2 线路故障,保护拒动,由对侧线路后备保护动作,引起母线失压 2.2.1现象:
2.2.2.1警报、警铃响； 2.2.2.2线路开关未跳闸；
2.2.2.3出线路保护动作光字牌，也可能出10kV母线接地光字牌；
2.2.2.4母线电压表指示为零，频率指示自由状态，所有有功、无功、电流表指示为零； 2.2.2.5事件记录器、故障录波器动作。 2.2.2处理： 2.2.2.1复归音响；
2.2.2.2断开母线上所有未跳闸的开关；
2.2.2.3根据电站及线路对侧保护动作情况及现象，判明故障点位置，并设法隔离、排除； 2.2.2.4将停电线路恢复运行；
2.2.2.5保护拒动设备在未查明原因并处理前，不得投入运行。 2.3 线路开关跳闸的现象及处理
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2.3.1现象：
2.3.1.1警报、警铃响； 2.3.1.2跳闸前电流有冲击； 2.3.1.3跳闸开关位置灯闪光；
2.3.1.4有线路保护动作光字牌，重合闸装置可能动作；
2.3.1.5故障线路有功、无功、电流表指示为零，或一相电流为零； 2.3.1.6故障录波器动作。 2.3.2处理：
2.3.2.1首先判明跳闸的线路开关；
2.3.2.2若重合闸动作成功，线路恢复正常运行，应检查保护动作情况，复归信号，分析了解跳闸原因，并检查开关有无异常，汇报调度，做好记录；
2.3.2.3重合闸动作不成功，汇报调度，并分析了解跳闸原因，听候处理； 2.3.2.4因人员过失，使线路开关误跳闸，应立即恢复。 2.4 10kV厂用电主电源进线开关掉闸的处理： 2.4.1 备用电源自投的处理： 2.4.1.1查该段母线电压指示正常；
2.4.1.2根据保护动作情况，检查有关一次设备，发现问题及时处理； 2.4.1.3故障消除后，尽快恢复正常运行方式。 2.4.2 备用电源未自投或自投不成功的处理：
2.4.2.1查备用电源是否失电，若失电时，应首先恢复其供电；
2.4.2.2根据保护动作情况，相应检查有关一次设备，发现问题尽快消除，恢复正常运行； 2.4.2.3若无保护动作信号，且经检查一次设备也无明显故障时，在确认为误动引起时，可试送电一次。
2.5 真空断路器异常运行及事故处理
2.5.1真空断路器发生下列情况之一者，应立即停止运行： 2.5.1.1灭弧室外绝缘严重损坏，造成放电时； 2.5.1.2断路器内部有异常响声；
2.5.1.3触头松动，严重发热、烧红、烧熔或烧断。
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2.6 互感器的异常运行及事故处理
2.6.1电压互感器发生下列情况之一者，应立即停止运行： 2.6.1.1冒烟着火。 2.6.1.2引线松动。
2.6.1.3内部有放电声或其它不正常的噪声。
2.6.1.4电压互感器着火需停电时，应用开关将其停电，不得用刀闸直接切除故障，并按有关规定灭火。
2.6.2 电流互感器开路的处理
2.6.2.1电流互感器开路后应停用其所带的保护和自动装置。
2.6.2.2电流互感器开路将产生很高的电压威胁人身和设备安全，如一次设备能停电者，最好停电处理。
2.6.2.3如果一次回路不能停电，应尽量减少一次负荷电流，使二次感应电势降低，通知检修用绝缘工具在开路前端子将其短路。
2.6.2.4如电流互感器冒烟着火，应立即停电按有关规定灭火
2.6.3 当线路功率接近极限或三相电流不平衡时，应及时汇报调度，设法调整处理。
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第四章 电力电缆的运行
1. 电力电缆的运行
1.1电力电缆应按允许参数运行，不得超过电缆的使用电压。电缆线路的正常工作电压，一般不应超过电缆额定电压的15%。
1.2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。
1.3放置电缆的电缆沟、电缆夹层、电缆桥架、电缆竖井、电缆小室应定期进行检查。 1.4运行中的高压电缆无安全措施,或动力电缆接地不良时，不得触摸电缆外表。
1.5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℃。 1.6电缆正常运行时，应无发热、变色、有胶臭味等现象。
1.7在放置电缆的电缆沟、电缆夹层、电缆桥架、电缆竖井、电缆小室处进行动火工作时，必须使用动火工作票，并采取严格的防范措施。 1.8电缆附近应无较强的热源。
1.9放置电缆的电缆沟、电缆夹层、电缆桥架、电缆竖井、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。 2. 电缆的外观检查项目：
2.1电缆外皮、电缆接头无破损， 变色、无过热异状，无异味。 2.2电缆的拐弯半径复合要求，电缆应无打死折现象。 2.3电缆接地线必须良好，无松动、脱落现象。 2.4电缆接头完整、牢固、清洁、无放电、漏油现象。 2.5电缆沟、电缆夹层内不应有积水、积灰、积油或其它杂物。 3. 电缆的试验
3.1 送电前应摇测电力电缆的绝缘电阻；高压电缆用2500V或5000V兆欧表测量，低压电缆用500V或1000V兆欧表测量，绝缘电阻应不低于1000MΩ。
3.2 定期对电力电缆进行交流耐压试验（对10kV及以上电缆），检验电缆绝缘可靠。
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第五章 光伏发电系统运行
第一节 概述
光伏发电系统是通过若干光伏电池片串、并联成一块光伏电池组件，若干块电池组件再串联成达到逆变器额定输入电压的电池组件串，若干电池组件串通过并联最终达到逆变器的额定功率（电池组件串、并联构成光伏发电系统的基本阵列单元），通过逆变器将光伏电池组件发出的直流电变换为交流电。构成电站光伏发电系统的主要部件为光伏电池组件阵列、支架、汇流箱和逆变器，及高低压配套设施。
第二节 光伏阵列运行规定
1. 电池组件参数
并网光伏电站采用互惠光电股份有限公司、润峰太阳能有限公司生产的共计42064块多晶硅电池组件，技术规范如下表：
润峰多晶硅电池组件参数
电池片类型 最大工作功率（Wp） 工作点电压（V） 工作点电流（A） 开路电压（V） 短路电流（A） 工作温度范围 组件效率 [%] 最大系统电压（V） 组件功率温度系数（%/K） 组件电压温度系数（%/K） 组件电流温度系数（%/K） 串联电阻(Ω) 功率公差(W) 荷载
多晶 255 30.4 8.17 37.9 8.72 -40～+85 15.27 1000 -0.4 -0.3 0.04 0.6 0～+3W 5400 39
互惠多晶硅电池组件参数
电池片类型 最大工作功率（Wp） 工作点电压（V） 工作点电流（A） 开路电压（V） 短路电流（A） 组件规格（mm） 组件效率 [%] 最大系统电压（V） 短路电流随温度变化系数(%/℃) 开路电压随温度变化系数(%/℃) 最大功率随温度变化系数(%/℃) ᷛޚ㒘标准组件发电条件ᷛᴵӊ 功率公差(W) 重量（kg） 多晶 270 30.4 8.10 37.4 8.65 1695×1105×114 17.5 1000 0.05%/°C(0.028%/°F) - 0.32%/°C(-0.18%/°F) - 0.40%/°C(-0.22%/°F) 45±2°C(113±3.6°F) 0～+3W 18
2.光伏电池组件投运的检查操作：
2.1检查电池组件封装面完好无损伤，清洁受光均匀，无突出影响光强的污块； 2.2检查组件背面引出线无损伤，引出部位封装良好；
2.3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； 2.4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。 2.5检查汇流箱分路熔断器完好，将汇流箱分路熔断器投运; 2.6将汇流箱空气开关投至合闸位置，电池组件投入运行。 3. 光伏电池组件退出操作：
3.1 下列情况光伏电池组件应退出运行： 3.1.1 光伏电池组件输出功率明显降低；
3.1.2 光伏电池组件封装面脏污，严重影响发电效率须集中清擦的； 3.1.3 光伏电池组件支架严重变形，危及电池组件安全的；
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3.1.4 光伏电池组件输出回路需检修，如汇流箱、逆变器等设备的检修。 3.2 退出操作：
3.2.1 原则上先负荷侧后电源侧；
3.2.2 单个电池组件出现故障，需退出相应串组电池支架，即断开汇流箱对应熔断器，然后再拔开故障电池组件与串联电池组件的连接头即可；
3.2.3 汇流箱回路检修，先断开至逆变器空气开关，再断开电池组件侧空气开关；因为汇流箱与汇流箱是并联关系，检修汇流箱时应防止直流电通过逆变器倒送至汇流箱，必须将逆变器有关的汇流箱全部停电；
3.2.4 逆变器检修，除了在逆变器上的操作外（见逆变器运行规定），必须将进入该逆变器的汇流箱的空气开关全部断开，再将该逆变器的交流输出开关断开。 4.光伏阵列运行注意事项：
4.1 检查电池组件封装面完好无损伤，背面引出线无损伤； 4.2 检查组件与组件、组件与电缆之间的连接良好；
4.3 检查汇流箱内各部件、接线紧固，空气开关位置正确，运行正常，电缆接头无发热、打火、异味等异常现象；
4.4 检查汇流箱、电池支架接地良好，电缆防潮、防火、防摆动摩擦等措施到位； 4.5 根据太阳照射方位、电池组件支架偏转情况，分析跟踪设备是否正常；
4.6 根据监控系统日照、温度及光伏发电系统历史数据，分析各阵列当前输出功率是否正常； 4.7 如发现异常，应做好记录并及时通知检修人员进行进一步的检查核对。
第三节 汇流箱运行规定
1. 汇流箱投入：
1.1 检查每路光伏电池串列输入、直流输出连接线是否紧固，输出空气开关、防雷器和熔断器是否完好。
2. 电池串列输入检查：
2.1 用万用表检查每路光伏电池串列输入开路电压是否一致，电压范围是否正常。光伏电池串列投入运行后应定期用直流钳形电流表测量回路电流，输出电流为零时应检查光伏电池串列不发电的原因并进行处理，处理好后恢复运行。
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2.2 依次合上光伏电池串列输入正、负极熔断器，再合上各输入直流断路器，汇流箱投入运行。 3. 汇流箱退出：
先断开直流断路器，再依次断开输入正、负极熔断器（熔断器断开时需扳到位，以免熔断器带电）。如检修需要，还应断开与该汇流箱对应的逆变器柜中的汇流输入直流断路器。 4. 汇流箱维护：
4.1 按3条将汇流箱退出运行后进行汇流箱检修。
4.2 防雷器的更换：检查防雷器指示，如变为红色即需要更换，更换时注意对应原线号恢复，并紧固好螺丝。
4.3 熔断器的更换：用万用表检测熔断器的通断，如损坏即更换同型号的熔断器。
4.4 直流断路器的更换：更换直流断路器时，应先断开该直流断路器对应的电源侧，更换时注意对应原线号恢复，并紧固好螺丝。
4.5 维修完成后按1条进行汇流箱的投入。
第四节 并网逆变器运行规定
1.逆变器技术参数
并网逆变器为光伏发电系统中重要的电气设备，对该设备的操作和维护必须严格按照规程进行。香山并网光伏电站并网逆变器采用天成同创生产的TBEA-GC-500KTL光伏并网逆变器。 EA500KTF光伏并网逆变器主要技术指标 直流侧参数 （2）-1 （2）-2 （2）-3 （2）-4 （2）-5 （2）-6 交流侧参数 （2）-7 （2）-8 （2）-9
最大阵列开路电压 最大直流输入功率 直流工作电压范围 最大功率跟踪（MPPT）范围 最大输入电流 输入路数 V kW V（DC） V（DC） A 900 550 450～1000 450～820 1200 16 额定输出功率 额定电网电压 允许电网电压 42
KW V（AC） V 500 315 270～350（-15%～+10%）
（2）-10 （2）-11 （2）-12 （2）-13 （2）-14 系统参数 （2）-15 （2）-16 （2）-17 （2）-18 （2）-19 （2）-20 （2）-21 （2）-22 （2）-23 （2）-24 额定输出电流 额定电网频率 允许电网频率 总电流波形畸变率 功率因数 A Hz Hz 916 50 48～52（-4%～+4%） ﹤3% 0.9（超前）～0.9（滞后） 最大效率 欧洲效率 防护等级 夜间自耗电 最大自耗电 工作环境温度 冷却方式 工作环境湿度范围 宽/深/高 重量 ％ ％ W W ℃ mm kg 98.7 98.7 IP20 <80 <1200 -30～+60（55℃以上降额运行） 可控调制风冷 0～95%，无凝露 2640×2200×800mm 2100 2 逆变器操作流程:
逆变器电源操作与直流防雷配电柜操作需一并进行，具体流程如下： 2.1 开机操作流程：
2.1.1 合上逆变器本体交流输出断路器，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直流输入端子处的电压正常，直流输入电压应满足并网发电要求。
2.1.3 合上直流防雷配电柜直流输出断路器，检查各回路指示灯正常，无故障。 2.1.4 检查逆变器直流母排电压正常。 2.1.5 合上逆变器本体直流输入断路器。
2.1.6 将并网转换开关由OFF位切至ON位，逆变器开始自动检测，如符合并网条件，等待一定时间后逆变器进入并网发电状态，检查逆变器并网工作正常，输出功率逐步增大至稳定。 2.2 关机操作流程：
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2.2.1 将操作面板上的并网转换开关由ON位切至OFF位进行逆变器停机。
2.2.2 断开与逆变器本体的直流输入断路器，再依次断开直流配电柜内各支路断路器。 2.2.3 断开逆变器本体的交流输出断路器。
2.2.4 逆变器退出运行，逆变器可进行检修。因设备内部滤波电容需要放电，逆变器停机后必须待10分钟后才能进行。
2.2.5 如进行防雷配电柜检修，需断开汇流箱内直流输出断路器，拉开每路端子对应的直流熔断器。 2.3 逆变器检修流程
光伏电站用逆变器为精密电子设备，设备具有故障报警功能，设备检修时按操作流程进行关机操作，在设备不带电的情况下进行。 2.4 逆变器运行、检修时注意事项如下：
2.4.1 维修时严格按逆变器的关机流程，严禁带电操作。
2.4.2 逆变器正常工作时，不可强行断开直流、交流断路器，以免发生拉弧损坏断路器和逆变器。 2.4.3 逆变器内部故障时应及时通知厂家，并做好相关记录。记录包括：故障现象及代码、机器型号及编号、故障发生时间等。
2.5 如有以下现象时应立即进行紧急停机： 2.5.1 设备内部打火；
2.5.2 内部有焦糊味、机器内部过热，机柜表面温度超过55℃。
2.5.3 紧急停机时立即将并网转换开关由“ON”位打至“OFF”位后或按下“急停”按钮，断开逆变器本体交直流断路器，断开配套10kV箱式升压变低压侧开关。
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第六章 直流及UPS系统运行
第一节 直流系统概况
1. 为了保证向开关的控制、信号、继电保护、自动装置等控制负荷及直流事故照明负荷供电，装设电压为220V的蓄电池1组，对控制负荷和事故照明负荷混合供电。 2. 蓄电池基本参数
标称电压 蓄电池个数 蓄电池容量 事故放电时间 直流母线电压范围 技术参数 DC 220V 18块 100Ah 20小时 单体电池额定电压 单体电池浮充电电压 单体电池均衡充电电压 单体电池放电终止电压 技术参数 12V 12.23V 12.35V 10.87V 在均衡充电运行情况下，直流母线为标称电压的110%（242V） 3.UPS不间断电源技术参数表 序号 1 2 参数名称 输入交流电压幅值 输入交流电压频率 单位 V Hz 标准参数值 220±15％ 50±5％
第二节 直流系统的运行
1. 直流系统概述
1.1 220V直流系统母线采用单母线分段运行方式，设一组蓄电池组和单套高频开关电源充电方式,设置一套微机型直流接地自动检测装置。
正常运行时，高频开关电源由二路互为备用的380V交流电源供电，将交流整流为直流电后，高频开关电源接入充电母线，给蓄电池浮充电并同时经馈电母线给直流负荷供电。 2. 直流系统工作原理
2.1 高频开关电源采用微机型高频开关电源，模块并联组合方式供电,模块配置按N+1配置，共3只。高频开关电源由微机监控单元和电源模块组成。模块可带电插拔。单个模块输出不小于20A。装置组装在一面柜内。
2.2 高频开关电源应采用微机控制，满足对蓄电池组的初充电、浮充电和补充充电的要求。高频开
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关电源应有自动控制（微机监控单元）和手动控制两种方式，当自动控制单元故障或检修时，转入手动控制。微机控制的自动化程序具有以下功能：
2.3 初充电程序：首先对蓄电池以恒流（0.1C10）充电，当电压上升到设定电压时自动转为恒压充电，当恒压充电电流小于整定值（0.01C10）时，3小时后发出初充电完毕信号并自动转为浮充电。 2.4 正常充电程序：正常以恒定电压对蓄电池进行浮充电，并能根据环境温度自动对浮充电压进行补偿。
2.5 均衡充电程序：在正常浮充电运行状态下，每间隔3～12个月(可根据用户要求整定)，微机控制高频开关电源自动由浮充电状态转入均衡充电状态。均衡充电时，首先对蓄电池以恒流（0.1C10）充电，当电压上升到系统最高允许电压时自动转为恒压充电，当恒压充电电流小于整定值（0.01C10）时，3小时后自动返回到浮充电状态。
2.6 交流失电后补充充电程序：当高频开关电源交流失电后恢复供电时，能根据交流失电期间蓄电池的事故放电容量进行补充充电。当失电期间事故放电容量不大于设定值时，交流恢复供电后自动转为浮充电方式运行；当失电期间事故放电容量大于设定值时，交流恢复供电后按均衡充电程序对蓄电池进行补充充电，在此过程中自动记录对蓄电池的充电容量，当为恒压充电状态且充电容量达到蓄电池放电容量时，自动转为浮充电运行。
2.7 装设微机监控器具有单体电池在线放电测试功能。检测蓄电池组运行工况，对蓄电池组充、放电进行动态管理，并具备对蓄电池温度进行补偿的功能。本单元可独立设置，也可将本单元功能分别由微机总监控单元和电源模块来完成 。
2.8 蓄电池设置放电旁路开关，用于蓄电池充放电试验但不影响馈电母线供电。 3. 直流系统的运行规定
3.1直流系统工作方式由站用电提供两路交流输入电源，通过交流配电单元进行自动切换，给各个充电模块供电。正常工作时，充电模块将交流电变为直流电，一方面给蓄电池组进行浮充电，另一方面经直流配电单元给直流负荷（经常性负荷）供电；当控制负荷或动力负荷需要较大冲击电流时，由充电模块及蓄电池组共同供电；当交流输入故障停电时，充电模块停止工作，由蓄电池组不间断地给直流负载供电。
直流控制电源系统配置一套微机型集中监控装置，通过与配电单元和充电模块内置的监控单元及蓄电池巡检装置、绝缘监测装置进行通讯，实现对充电装置、输入交流、蓄电池组、直流母线及直流输出回路等进行监视、测量和控制，并与电站计算机监控系统实现数据通讯。
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3.2直流系统接线方式采用单母线接线方式，蓄电池组与充电装置接在一段母线上。系统配置一组100Ah蓄电池、一套由高频开关电源模块组成的充电装置。直流控制电源采用辐射方式的一级配电进行供电。
3.3系统正常运行在浮充电状态，母线电压保持在蓄电池组的浮充电压（阀控密封铅酸蓄电池的浮充电压通常取12.23V/cell），母线电压通常为243.7V±0.1V，由充电装置供电；当有大电流合闸操作时，充电装置可提供110～130%Ie的电流（Ie为充电模块的额定输出电流），其余电流由蓄电池组提供。
3.4正常运行时高频开关整流器自动进行浮充，微机接地巡检仪、电源监控单元装置投入自动。 3.5正常运行时电气的控制、保护、自动和调节装置没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后，经主管生产领导批准。
3.6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。 3.7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。
3.8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和监视。
3.9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。
3.10直流系统的对地电压正常为±115V，当直流系统接地电阻大于整定值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。
3.11不得将整流器作为电源单独向负载长期供电。
3.12两个不同电源供电的设备，不允许在受电侧进行电源并列，只有在母线并联以后才允许先合后拉。
3.13当220V直流系统两段母线并列运行时，二个直流电源并列，应符合下列条件：极性相同；电压相等。当任一组母线有接地信号时，禁止将母线并列。 4. 直流系统的检查与维护 4.1直流系统投运前的检查项目：
4.1.1检查所有检修工作票结束，检修交待完整，所有安全措施均已拆除，一、二次回路清洁完整，
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绝缘试验合格。
4.1.2检查整流器输入开关、整流器输出开关、直流母线的电源开关、直流母线的负荷开关均断开。 4.1.3检查整流器盘内外观良好，无异状且连接完好。 4.1.4监控装置声、光报警信号良好，试验信号灯指示良好。 4.2直流母线系统及整流器的检查维护：
4.2.1整流器运行方式符合当前要求，整流器在浮充电方式，无异常报警，盘面各灯光指示正常。 4.2.2整流器盘内各部分清洁完整、保险良好，各元件及连接点无过热变色现象，声音正常。 4.2.3整流器运行参数在规定范围内。
4.2.4各刀闸、电缆无发热现象，配电柜门锁好。
4.2.5整流器运行时盘面各表计指示正常，指示灯的状态指示正常。 4.2.6母线电压、浮充电压符合规定值。 4.2.7直流系统绝缘良好，无接地现象。
4.2.8直流系统监控装置、直流绝缘监测装置正常。 4.3蓄电池组的检查维护
4.3.1电池外壳和极柱温度是否正常。
4.3.2极柱、安全阀周围是否有渗液和酸雾逸出。 4.3.3电池壳盖有无变形、渗液。 4.3.4电池组各连接处有无松动。
4.3.5蓄电池屏内温度正常，通风良好，不应有酸气过重现象。
第三节 直流系统的异常运行和事故处理
1. 直流系统接地 1.1 现象：
1.1.1 预告信号警铃响； 1.1.2直流母线接地信号发出；
1.1.3 就地直流母线绝缘监测仪上绝缘电阻降低（金属性接地则该极降至零），另一极电压升高（金属性接地时电压升高至母线电压）。
1.2 处理：
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1.2.1 用微机绝缘监测仪查找接地； 1.2.2 用微机绝缘监测仪确定接地支路；
1.2.3 检查直流母线正、负极对地电压，查明接地极性及程度；
1.2.4 对于有关接地支路负荷，在不影响系统正常运行的情况下联系有关方面后进行拉、合操作，确定接地地点；
1.2.5 在微机绝缘监测仪发生故障或无法确定接地点时，进行试拉各路可疑回路，查找接地。 1.3 查找接地应遵循下列原则： 1.3.1 不能危及系统安全；
1.3.2 试拉各路可疑回路时，应遵循先室外，后室内；先次要，后重要的原则； 1.3.3在试拉前应征得值班长同意。 1.4 查找接地顺序：
1.4.1 在接地故障发生时操作的设备； 1.4.2 易发生漏水、汽蚀、受潮的回路； 1.4.3 允许瞬时拉合直流电源的回路； 1.4.4 对运行无影响的回路； 1.4.5 重要负荷；
1.4.6 绝缘监测装置、整流装置； 1.4.7 母线或蓄电池组；
1.4.8 对于积灰较严重，且受潮，绝缘普遍下降的系统，应立即对母线及端子进行清扫，然后再找故障。
1.5 发生接地后，值班人员应迅速查找，并将接地点隔离，及时处理。 1.6 查找直流接地注意事项：
1.6.1 对不稳定接地，可待其稳定后进行查找；
1.6.2 停止直流回路的所有工作，以免造成两点接地或短路等异常情况；
1.6.3 试拉重要负荷或解除有关信号、控制、保护回路应先经联系，做好安全措施,并征得值班长同意；
1.6.4 查找直流系统接地点时应有二人进行，一人选择，另一人进行监视接地变化情况，以判断设备有无接地。
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2. 熔断器熔断的处理 2.1 现象：
2.1.1 熔断器有熔断现象；
2.1.2 如蓄电池熔丝熔断，则直流母线电压及微机整流装置输出电流降低，发“电池熔丝断”报警信号；
2.1.3 如整流装置输出熔丝熔断，则直流母线电压降低，整流装置输出电流为零，蓄电池放电。 2.2 处理：
2.2.1 检查有关报警信号，确认报警正确；
2.2.2 故障设备若有备用，应切换至备用设备运行，停用故障设备； 2.2.3 检查故障保险，查明原因排除故障，更换保险； 2.2.4 正常后，恢复原运行方式。 3. 直流母线电压异常的处理 3.1 现象：
3.1.1 直流母线电压表指示异常； 3.1.2 发相应的直流系统电源故障信号。 3.2 处理：
3.2.1 检查整流装置是否正常，必要时用备用整流装置代替，调整合适的浮充电电流； 3.2.2 检查是否因负荷变化引起，若是则重新调整负荷分配； 3.2.3 若为误报警，通知检修处理。 4. 整流装置跳闸处理 4.1 现象：
4.1.1 预告信号警铃响；
4.1.2 发相应的直流系统充电装置故障信号；
4.1.3 直流母线电压降低，整流装置输出电流为零，蓄电池放电。 4.2 处理：
4.2.1 检查有关信号，确认报警正确；
4.2.2 检查整流装置有无异常，保护动作情况，如系装置本身故障，启动备用整流装置运行，若非本身故障，系外部引起应排除故障，恢复运行。
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5. 直流母线电压消失
5.1 直流母线电压消失，主要原因可能为母线短路引起，若故障点明显，立即将故障点隔离，恢复送电。
5.2 若发现负荷保险熔断或严重发热，查明该回路确无短路后，方能送电。
5.3 若故障点不明显，应断开失电母线全部负荷和电源开关，测定母线绝缘，用硅整流装置对母线试送电，正常后再送蓄电池组，然后逐个恢复直流负荷。 5.4 直流系统发生短路后，应对蓄电池组进行全面检查。
第四节 UPS的运行及切换操作
1. UPS系统概述
电站设有一套交流不停电电源系统（UPS）,容量为6kVA。本系统包括逆变器、静态开关、手动旁路开关、交流稳压器、配电盘等。电站交流不停电电源系统为220V单相两线制不接地系统。当UPS单元需退出维护时，UPS负荷可通过手动旁路开关进行不断电的切换到旁路运行。UPS电源主要供：计算机监控系统和远动、保护装置等。 2. UPS正常运行时的检查
2.1检查各指示灯表计指示，旁路电源供电正常。 2.2检查整流器、逆变器、静态开关运行正常。
2.3检查各附件无异常振动，及过热现象，风扇运行正常。 2.4检查UPS的控制面板显示正常，无报警信号。
3. 正常运行时，若UPS本身无故障时，不得进行UPS各种方式的切换（主路、旁路与逆变之间的切换），UPS的切换与试验工作应安排在检修期间进行。
第五节 UPS的一般故障处理
1. “逆变器故障”面板信号灯闪亮 1.1 原因：
1.1.1 逆变器输出电压太高，高于正常输出电压； 1.1.2 逆变器输出电压太低，低于正常输出电压； 1.1.3 负载可能短路；
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1.1.4 逆变器控制线路供电故障； 1.1.5 直流供电保险丝可能断路。 1.2 处理：
1.2.1 检查输出电流是否大于额定值，应检查过载原因； 1.2.2 撤消短路负载； 1.2.3 检查UPS装置本身。 2. 旁路故障，面板信号灯闪亮 2.1 原因： 2.1.1 没有市电； 2.1.2 市电缺相； 2.1.3 市电超出范围。
3. 当厂用电受到冲击波动或事故状态下切换时，都会发出“UPS”故障信号，在厂用电恢复正常运行后，应按“复位”按钮，检查UPS运行状态正常。
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第七章 继电保护装置的运行
1.1运维人员的职责:
1.1.1熟悉保护装置的回路接线和运行环境要求。
1.1.2在调度人员、值班长的许可下，可进行保护装置的投入、退出、事故处理等操作。 1.1.3在保护装置及二次回路上工作前，运维人员必须审查继电保护工作人员的工作票及其安全措施，更改整定值和变更接线一定要有经领导批准的定值单和图纸方可允许工作。运行人员应认真的按工作票与实际情况作好安全措施。凡可能引起保护误动的一切工作，应要求继电保护人员必须采取防止保护装置可能误动的有效防范措施。
1.1.4在继电保护工作完毕时运行人员应进行验收，由工作负责人检查拆动的接线、元件、标志是否恢复正常，连接片位置，并在设备修试记录中填写清楚。
1.1.5运行人员必须按照规定对保护装置巡视。发现保护装置及二次回路所存在的缺陷及不正常工作时应做好记录，通知有关部门处理。
1.1.6事故情况下继电保护动作信号、事故现象、运行方式、开关跳闸情况，必须全部记录清楚完毕后，并经值班长同意方可复归。
1.1.7运行人员应能根据继电保护的动作情况和现场综合情况，简单、明确判断故障的原因、类型、地点等，并进行相应的处理。
1.1.8按照规定对微机继电保护装置和二次回路进行巡视。
1.1.9负责与调度人员核对微机继电保护装置的整定值，负责进行微机继电保护装置的投入、停用等操作。
1.1.10负责记录并向主管调度汇报微机继电保护装置(包括投入试运行的微机继电保护装置)的信号指示(显示)及打印报告等情况。
1.1.11对继电保护动作时间及事故现象、运行方式、开关跳闸、保护信号、灯光信号，运行人员必须准确记录清楚并及时向有关领导汇报。
1.1.12任何电气设备和输电线路不得无保护装置运行。 1.2继电保护的一般性要求：
1.2.1集控室内应有一套完整正确的保护原理图、安装配置图，并有完整的定值记录及相关资料。
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1.2.2保护盘前后必须有正确的设备名称，屏上继电器、压板、按钮、端子排、切换开关、熔断器等均应有正确的编号或标志，投入运行前均应检查正确无误。
1.2.3新投运或大修后的继电保护及自动装置，必须由检修人员进行模拟正常工况下的直流电源的拉合试验，试验时不应有保护出口，启动、显示紊乱、开关跳闸或装置软、硬件故障等现象。 1.2.4退出线路、母线、主设备的继电保护及自动装置必须经调度部门批准。
1.2.5继电保护人员在改变微机继电保护装置的定值、程序或接线时，要有主管调度的定值、程序及回路变更通知单(或有经过有关领导批准的图纸)方允许工作。 1.3微机保护运行注意事项：
1.3.1新安装保护装置投入运行后，施工单位应将定值通知单移交给继电保护和运行单位。 1.3.2运行中不允许随意修改保护定值，因工作需要修改定值时必须先退出跳闸压板，输入定值后要等核对正确无误，并恢复正常运行时，方可投入跳闸压板。
1.3.3保护全停时，要先退出跳闸压板，再停直流电源，不允许用停直流电源的方法代替。 1.3.4运行中的装置作改进时应有书面改进方案，按管辖范围经继电保护主管机构批准后方允许进行。改进后应做相应的试验，并及时修改图纸资料和做好记录，在运行检修记录中交待清楚。 1.3.5带高频保护的微机线路保护装置如需停用直流电源，应在两侧高频保护装置停用后，方可停直流电源。
1.3.6运行中的微机继电保护装置直流电源恢复后，时钟不能保证准确时应校对时钟。
1.3.7运行人员应保证打印报告的连续性，严禁乱撕、乱放打印纸，妥善保管打印报告并及时移交继电保护人员。无打印操作时应将打印机防尘盖盖好，并推入盘内。
1.3.8微机继电保护装置出现异常时，当值运行人员应根据现象和信号及时进行处理。若可能引起误动时，应及时退出有关保护的出口压板，并立即向主管调度汇报，通知继电保护人员立即到现场进行处理。
1.3.9设备停电检修时，对运行设备有影响的保护压板应打开，设备投运及投入备用时应将压板投入。
1.3.10直流回路有接地，在直流回路的有关工作应停止，并通知有关班组尽快消除，同时应退出易误动的保护压板。
1.3.11保护装置的投入，退出和方式切换操作应填用合格的操作票由运行人员执行，并由两人进行。 1.3.12运行人员不允许随意按动装置插件上的键盘、开关。
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1.3.13微机继电保护装置动作(跳闸或重合闸)后运行人员应按要求作好记录和复归信号，并将动作情况和测距结果立即向主管调度汇报，并通知维修人员。 1.4 继电保护及安全自动装置的异常处理
1.4.1运行中的保护装置，当出现异常或严重缺陷时应立即汇报值班长，决定是否停用该保护，如有误动可能，或威胁设备及人身安全的可先停用，然后汇报值班长，并通知有关人员处理。 1.4.2若发现保护误动或信号不正常，应通知有关人员检查，待查明原因并处理好后方能将设备投入运行，必要时可由值班长决定退出有关保护装置，先将设备投入运行。
1.4.3电气设备在运行中发生故障，值班人员应及时检查保护动作情况，并及时汇报值班长，同时做好记录，只有故障性质判明后，经值班长许可才能复归保护动作信号，恢复保护动作信号，应由两人进行，重要设备的保护装置动作，须经值班长同意才能恢复保护掉牌（信号）。
1.4.4保护动作开关跳闸，试送时值班人员应首先检查开关和保护装置以及所保护设备无异常后，方可进行送电操作。
1.4.5事故处理后，应将保护装置的动作情况记录在值班日志记录本内，重大事故应写出书面报告，保护动作情况必须记录齐全正确。
1.5在下列情况下应停运整套微机继电保护装置：
1.5.1在微机继电保护装置使用的交流电压、交流电流、开关量输入、开关量输出回路工作。 1.5.2保护装置内部作业。 1.5.3继电保护人员输入定值。
1.5.4继电保护人员处理保护装置缺陷需要时。 1.5.5保护装置有严重故障时。
1.5.6因对侧原因调度部门要求停运微机保护装置。 1.6 继电保护装置的运行环境： 1.6.1现场温度应为： 5℃～+30℃。 1.6.2相对湿度应为： 45%～75%。
1.6.3大气中不含有导电粉尘或绝缘损坏的腐蚀性气体。 1.6.4周围不允许有较严重的尘埃和霉菌。 1.6.5不允许有强烈的电磁波干扰及放射源。 1.6.6周围不允许有剧烈振动源。
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第八章 电站监控及调度自动化系统的运行
1.1 硬件设备
序号 一 1 名 称 站控层设备 主机及操作员工作站 型号、规格、性能参数 处理器字长：≥ 32 位 CPU个数：≥ 2 个（每个双核） 主 频：≥ 4 GHz 内 存：≥ 4 G 显 存：≥ 512 M 1.1 主机 硬 盘：≥ 235 GB 以太网卡数量：≥ 2 块 网卡速率：≥ 100Mbps 光 驱： 52×DVD 显 卡： 2 块 鼠标、键盘： 1 套 1.2 显示器 1.3 系统软件、数据库 1.4 支持软件、应用软件、通信接口软件等 配置工具软件（SCD、ICD1.5 工具软件），网络管理软件 具有跨平台功能，可运行于UNIX，WINDOWS等多种平台。具有数字签名认证机制、账号主机加固软件（提供公安部颁发的计算机信息系统1.6 安全专用产品销售许可证；提供国家电网安全实验室测评合格报告） 管理、口令质量控制、文件的访问控制、防止程序非法终止、程序自动权限设置、登录服务控制等功能； 安装和卸载容易，安装不修改操作系统内核，不需重启系统，卸载后系统可完全恢复到安装前的状态，系统断电重启时仍能保持原有安全设置等功能。 2
单位 数量 套 2 备注 台 2 显示器尺寸： 21”液晶 分辨率： 1280×1024 Wind7系统 台 套 2 2 套 2 工程师/培训员工作站 套 1 设置于10kV升压站中控56
室 处理器字长：≥ 64 位 CPU个数：≥ 2 个（每个双核） 主 频：≥ 4 GHz 内 存：≥ 4 G 显 存：≥ 512 M 2.1 主机 硬 盘：≥ 1000 GB 以太网卡数量：≥ 2 块 网卡速率：≥ 100Mbps 光 驱： 52×DVD 显 卡： 2 块 鼠标、键盘： 1 套 2.2 显示器 2.3 系统软件、数据库 2.4 3 支持软件、应用软件、通信接口软件等 微机五防系统 显示器尺寸： 21”液晶 分辨率： 1280×1024 UNIX系统 配置独立于监控系统的的专用微机“五防”系统。 机架式安装 处理器字长：≥ 32 位； CPU个数：≥ 1 个（每个双核）； 主 频：≥ 2.8 GHz； 内 存：≥ 2 G； 显 存：≥ 512 M； 3.1 五防主机 硬 盘：≥ 640 GB； 网卡数量：≥ 2 块 网卡速率：≥ 100Mbps 光驱： 52XDVD 串口:≥ 5 个 并口： ≥ 5 个 USB口：≥ 4 个 操作系统： WINDOWS/LINUX 鼠标、键盘： 1 个 3.2 显示器 3.3 五防软件 3.4 操作票专家系统软件 3.5 五防锁具 3.6 电脑钥匙 3.7 电脑钥匙充电器数量 3.8 高压带电显示闭锁装置 3.9 其他未列入部分
台 1 台 套 套 套 1 1 1 1 组1面屏，设置在二次盘室 台 1 显示器尺寸： 21”液晶 分辩率: 1280X1024 台 套 套 套 把 套 套 1 1 1 1 1 1 1 57
4 远动通信设备 式）：6 连接调度端的数量（含连接方省调（串口/网口），地调（串口/网口） 与各调度端的通信规约： DNP3.0（省调），且应能支持IEC60870-5-104（数据网）， IEC60870-5-101，DNP3.0规约。 4.1 远动通信装置 处理器字长：≥ 64位 主 频：≥ 256 MHz 存储器容量：≥ 64 M 以太网口数量：≥ 4 个 以太网口速率：≥ 100Mbps 串口数量：≥ 10 个 配置调制解调器、通道切换装置2个、模拟通道防雷器数字通道防雷器各2个 台 2 4.2 5 远动通信设备屏体及附件站控层网络通信设备 用于远动通信装置组屏 （包括端子、以及照明等） 22电口， 2光口，电源: 110/220V 24个RS232/485串口，2个10/100M自适应网口； 1 1 台 台 台 个 1 2 1 1 1 该项与公用测控装置共同组屏 卖方配置 设置于10kV升压站中控室 5.1 交换机 5.2 智能接口设备 5.3 光电转换装置 5.4 光纤终端盒 5.5 6 网络交换机屏体及附件用于网络设备组屏 （包括端子、以及照明等） 网络通信屏 22 电口， 82光口，电源: 110/220V 面 台 台 个 面 台 台 6.1 交换机 6.2 光电转换装置 6.3 光纤终端盒 6.4 7 8 网络交换机屏体及附件2 1 1 1 1 1 卖方配置 设置于10kV升压站中控室 设置于10kV升压站中控室 设置于10kV升压站中控室 用于网络设备组屏 （包括端子、以及照明等） 网络激光打印机 网络针式打印机 音响及语音报警装置 A3 A3 套
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10 二 1 有功功率、无功电压控制系统 间隔层设备(不少于以下设备) 公用测控屏 每台装置至少含： 模拟量：24路（电压8路、电流8路、直流量4路、温度量套 1 1.1 公用测控装置 4路） 开入量： 128 路 开出量： 8 路 双以太网口 台 1 1.2 屏体及附件（包括端子、以及照明等） 与智能接口设备共同组屏 采用光纤差动保护，与对侧面 1 2.1 光纤差动保护测控装置 2.2 屏体 4 逆变器室数据采集柜 10kV侧间隔线路保护测控装置台 型号一致 环网连接方式 RS485口：8个，以太网口：6个 1kVA，自带蓄电池 100Ah 每台装置至少含 模拟量： 72 路（电压 16 路，面 面 台 1 1 10 1 1 1 18 1 1 4.1 8串口智能通信装置 4.2 网络交换机 4.3 光纤接线盒 4.4 UPS电源 4.5 三 盘柜本体及附件（包括端子、以及照明等） 故障录波屏 电口：2个，光口：2个100M 台 个 块 面 套 1 故障录波装置 电流 56 路） 开入量： 64 路 双以太网口 套 1 2 四 1 2 3 五 屏体及附件（包括端子、以及照明等） 数据网接入设备屏 数据网接入设备 安全防护设备（含IP认证加密装置） 屏体及附件 电能计费系统 根据接入系统意见确定 面 面 套 套 面 套 套 套 1 2 1 1 1 2 1 1 5.1 关口电能表 5.2 电能质量检测仪 5.3 电能量采集装置 有功精度0.2S，无功精度2.0 块
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5.4 屏体及附件 六 光功率预测系统 处理器字长：≥ 64 位 CPU个数：≥ 2 个（每个双核） 主 频：≥ 3.2 GHz 内 存：≥ 4 G 显 存：≥ 512 M 硬 盘：≥ 2×500 GB 以太网卡数量： 2 块 网卡速率：≥ 100Mbps 光 驱： 52×DVD 显 卡： 1 块 处理器字长：≥ 64 位 CPU个数：≥ 2 个（每个双核） 主 频：≥ 3.2 GHz 内 存：≥ 4 G 面 套 1 1 6.1 功率预测系统计算服务器 套 1 6.2 数值天气预报处理及接口显 存：≥ 512 M 服务器 硬 盘：≥ 2×500 GB 以太网卡数量： 2 块 网卡速率：≥ 100Mbps 光 驱： 52×DVD 显 卡： 1 块 含键盘、鼠标1套，显示器：21寸 全站所有设备组网用屏蔽双绞线 全站所有设备组网用超五类网络通信线 套 1 6.3 kVM设备 6.4 网络交换机 6.5 反向安全隔离装置 6.6 防火墙 6.7 屏体 七 八 环境监测系统 通信电缆 台 台 套 套 面 套 套 km m m km 套 1 1 1 1 2 1 9.5 200 2000 6 1 信 逆变器室数据采集柜通1 安装在生产楼屋顶 8.1 单模4芯铠装光缆 8.2 屏蔽双绞线 8.3 超五类网络通信线 8.4 12芯ADSS架空光缆 九 其他 含逆变器、箱变测控装置组网 光伏电站至升压站架空光缆 注：以上屏体尺寸为标准屏体尺寸：2260mm×800mm×600mm（高×宽×深）。 1.2技术规范 1.2.1系统结构
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本光伏电站监控系统采用开放式分层分布系统结构，由站控层、网络层和间隔层三部分组成。网络由双网构成。 1.2.2 站控层
站控层为整个光伏电站设备监视、测量、控制、管理的中心，安装在主控室内，通过光缆或屏蔽双绞线与间隔层通讯。站控层通过网络传输，接受现场采集的开关量、模拟量、电度量信息和环境变量，以及向现场设备发布控制命令，通过远动装置与调度中心通讯。
站控层监控对象主要是10kV设备、10kV高压开关柜、厂用电系统、逆变系统设备、直流系统、环境监测仪等。
站控层设备包括：主机/操作员工作站、工程师工作站、远动通讯装置、GPS设备、打印机、UPS等。 1.2.3网络层
系统的第二层是系统数据采集通讯和网络部分。系统主干网络是采用高速双以太网，将监控主机和间隔层设备互联，实现资源共享。通信网络安全、可靠，传输速度满足计算机监控系统的要求。能自动监测网络自身和各个环节的工作状态，自动选择、协调各个节点的工作。网络传送协议采用TCP/IP网络协议，网络传输速率≥100Mbit/s。间隔层设备通过交换机与站控层以太网联接。
网络层主要设备包括:通讯接口、以太网交换机、光电转换器、通讯电缆等。 1.2.4间隔层
间隔层设备包括：10kV出线保护测控单元、10kV变压器保护测控单元及站用变保护测控单元。 微机监控系统的保护测控单元须满足按电气单元配置，在站控层及网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。保护测控单元以开关间隔为对象，直接与一次设备互连，通过PT、CT采集交流电流、电压等信号；通过一次设备辅助接点，采集开关设备位置、工作状态等信息，对开关实施分合控制。保护测控单元通过现场总线与通信管理机互联。
10kV出线保护测控单元与10kV变压器保护测控单元设置2面盘，布置在中控室内。保护测控单元可采集交流电流、电压等信号；采集开关设备位置、工作状态等信息，对开关实施分合控制。所有数据通过现场总线送入通信管理机，再通过以太网与站控层互联，接受站控层的遥控信息。 1.3系统功能： 1.3.1 数据采集
1.3.1.1自动采集各测控单元的各类实时数据。对于固定周期采集的数据，其采集周期为可调；
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1.3.1.2 自动采集来自调度中心的数据；
1.3.1.3 接收由操作员向计算机监控系统手动登录的数据信息。 1.3.2 数据处理
1.3.2.1 数据处理满足实时性要求；
1.3.2.2对采集的数据进行可用性检查，对无效的数据给出不可用信息，并禁止系统使用； 1.3.2.3对接收的数据进行报警处理检查，对采集的数据进行数据库刷新； 1.3.2.4 形成各类报警记录并发出报警音响； 1.3.2.5 生成各类运行报表； 1.3.2.6 形成历史数据记录；
1.3.2.7数据趋势分析并生成趋势曲线图记录；
1.3.2.8 计算数据：功率总加、电能分时分类累计、效率计算。 1.3.2.9具有事件顺序记录及处理能力； 1.3.2.10 向调度中心发送其所需要的信息。 1.4控制与调节
1.4.1 人员可通过电站层人机接口设备，完成对全站被控设备的控制与调节。包括： 1.4.1.1 10kV及10kV断路器的分、合闸； 1.4.1.2 隔离开关的分、合闸； 1.4.1.3 有载调压分接头调节； 1.4.1.4 其他主要设备的启、停。 1.5人机接口
1.5.1 监控系统设备的人机接口应能使电站的运行操作人员、维护人员和系统管理工程师等通过主机/操作员工作站的显示器、键盘、鼠标及打印机等设备实现对电站的监视、控制及管理功能。 1.5.2 运行人员应能通过键盘或鼠标选择画面。画面主要有：
1.5.2.1光伏电站的一次主接线图，仅显示状态及主要实时数据，例如有功、无功、电流、电压、频率等，并且指明潮流方向；
1.5.2.2 光伏电站的一次主接线分区图，除显示状态外，还可显示实时运行数据；
1.5.2.3 能显示系统一次接线图，各逆变器的功率、电流、电压，汇流箱运行状态，接入汇流箱的每串太阳能板电流、电压、功率等信息；
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1.5.2.4 能显示二次保护配置图，图中能反映各套保护投切情况，整定值等； 1.5.2.5站用电和直流系统状态图，可显示实时运行数据； 1.5.2.6光伏电站防误操作控制画面；
1.5.2.7 光伏电站综合自动化系统运行工况图； 1.5.2.8光伏电站计算机监控运行工况图； 1.5.2.9 电量平衡表；
1.5.2.10 开关正常及事故跳闸次数统计表； 1.5.2.11开关量状态表； 1.5.2.12各种实时测量值表；
1.5.2.13值班员所需要的各种技术文件。例如：主要设备参数表，继电保护定值表，操作票等。 模拟光字牌(软光字牌)；
1.5.2.14电压及无功功率棒图和趋势图； 1.5.2.15有功功率棒图及趋势图 1.5.2.16遥测一览表； 1.5.2.17 电能量一览表； 1.5.2.18实时和历史告警表； 1.5.2.19实时和历史事件顺序记录表； 1.5.2.20 实时和历史操作一览表； 1.5.2.21实时和历史系统自诊断一览表；
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第九章 设备的巡视检查
1. 设备巡视检查的基本要求
1.1 设备巡视应严格按照《安规》中的要求，做好安全措施。 1.2每天上、下午应对室外设备各巡视一次。 2. 在下列情况下应进行特殊巡视检查
2.1 新投运或大修后的主设备，24小时内每小时巡视一次。 2.2 对过负荷或异常运行的设备，应加强巡视。
2.3 风、雪、雨、雾、冰雹等天气应对户外设备进行巡视。 2.4 雷雨季节特别是雷雨过后应加强巡视。 2.5 上级通知或重要节日应加强巡视。
2.6 巡视时，应严格按照巡视路线和巡视项目对一、二次设备逐台认真进行巡视，严禁走过场。 2.7 巡视高压室后必须随手将门关严锁好。
2.8 每次的巡视情况应进行记录并签名；新发现的设备缺陷要记录在“设备缺陷记录本”内。 3.变压器的巡视检查项目 3.1 变压器的正常巡视检查项目 3.1.1 变压器运行声音是否正常。
3.1.2变压器温度计指示是否正常，远方测控装置指示是否正确。
3.1.3变压器两侧进出线有无悬挂物，金具连接是否紧固；引线不应过松或过紧，接头接触良好。 3.1.4瓷瓶、套管是否清洁，有无破损裂纹、放电痕迹及其它异常现象。 3.1.5 变压器外壳接地点接触是否良好。
3.1.6各控制箱及二次端子箱是否关严，电缆穿孔封堵是否严密，有无受潮。 3.1.7警告牌悬挂是否正确，各种标志是否齐全明显。 4.变压器的特殊巡视检查项目
4.1 大风天气时，检查引线摆动情况及变压器上是否有悬挂物。
4.2 雷雨天气后，检查室外站用变套管是否有闪络放电现象，听变压器高压室有无因进水引起的放电声响。
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4.3 暴雨天气时，检查站内外排水情况，周围是否有洪水、滑坡、泥石流、塌陷等自然灾害的隐患。 4.4 大雾天气时，检查瓷瓶、套管有无放电现象，并应重点监视瓷质污秽部分有无放电现象。 4.5 下雪天气时，根据积雪检查各接点的发热情况，并及时处理积雪和冰柱。 4.6发生穿越性短路故障后，检查变压器各侧套管接头有无异常。
4.7 变压器保护动作跳闸后，应检查变压器本体有无损坏、变形，各部连接金具有无松动。 4.8 变压器满负荷或过负荷运行时，应加强巡视。 5.断路器的巡视检查项目
5.1 分、合闸位置指示是否正确，与实际运行位置是否相符。 5.2 控制电源开关（或保险）接触是否良好。 5.3 各指示灯的显示与设备实际运行方式是否相符。 5.4 分、合闸线圈有无变色、变形或异味。
5.5 断路器在分闸备用状态时，合闸弹簧是否储能良好。 5.6 断路器各辅助接点、继电器位置是否正确。 5.7 支柱绝缘子及套管有无裂痕或放电现象。 5.8 引线驰度是否适中、压接是否良好。 5.9 断路器触头有无发热变色现象。
5.10 表面是否清洁，各部件连接是否牢靠，有无发热变色现象。 6.直流汇流箱的巡视检查项目
6.1 检查汇流箱门是否平整、开启灵活、关闭紧密，汇流箱周围清洁无杂物。 6.2 检查汇流箱内的防雷保护器是否正常。 6.3 检查电流表是否平衡，有无不稳定或激增现象。 6.4 检查接线端子连接是否紧固，有无松脱、锈蚀现象。 7.逆变器的巡视检查项目
7.1 监视触摸屏上的各运行参数，方式开关位置正确。 7.2 逆变器室环境温度不得超过40℃，室内通风良好。 7.3 检查逆变器温度不超过100℃。
7.4 检查触摸屏、各模块及控制柜内各面板上无异常报警显示。 7.5 检查逆变器室清洁、无杂物。
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7.6 检查逆变器冷却系统运转正常，进风口滤网无堵塞现象。 7.7 检查逆变器是否有异常振动、异常声音和异常气味。
7.8 检查逆变器柜门锁好，逆变器在运行状态下禁止打开高压柜门对设备进行检查。 7.9 检查支撑瓷瓶、绝缘子是否完整，无裂纹、放电现象。
7.10 检查各引线接头接触是否良好，接触点是否发热，有无烧伤痕迹，引线有无断股、折断现象。 8.太阳能光伏组件的巡视检查项目
8.1 检查光伏组件采光面是否清洁，有无积灰、积水现象。 8.2 检查光伏组件板间连线有无松动现象，引线绑扎是否牢固。 8.3 检查光伏阵列汇线盒内的连线是否牢固。
8.4 检查光伏组件是否有损坏或异常，如遮挡、破损，栅线消失，热斑等。 8.5 检查光伏组件接线盒内的旁路二极管是否正常工作。
8.6 检查方阵支架间的连接是否牢固，支架与接地系统的连接是否可靠，电缆金属外皮与接地系统的连接是否可靠。 9.互感器的巡视检查项目
9.1 互感器本体有无异常声音、异味。 9.2 套管支柱绝缘子是否清洁，有无放电痕迹。 9.3 瓷件是否完好，有无裂纹损坏。 9.4 各部接头是否牢固、无过热变色现象。 9.5 充油式互感器油位是否在允许范围内。 9.6 外壳接地是否良好。 10.母线的巡视检查项目 10.1各接头部分是否接触良好。 10.2有无机械损伤。
10.3接地故障后，检查母线有无变形、损坏，瓷瓶表面是否有放电痕迹。 10.4母线温度是否正常，有无过热现象。
10.5雷雨后，应检查绝缘子是否有破损、裂纹及放电痕迹。 11.保护装置的巡视检查项目
11.1 装置各信号灯指示是否正确，是否符合设备运行状态。
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11.2 保护装置是否有异常告警信号。
11.3 装置显示信息量（如电压、电流、功率一次值，保护投入情况等）是否正确。 11.4 检查保护装置显示时间是否正确。 12.计算机监控系统的巡视检查项目
12.1 检查后台机（含UPS装置）运行是否正常。
12.2 检查有关数据显示是否正确，各遥测、遥信量是否正确无误。 12.3 后台打印机工作是否正常，打印纸安装是否正确，数量是否足够。
12.4 检查或维护过程中，严禁更改后台机的参数、图表及实时数据。禁止退出监控系统。 13.直流系统的巡视检查项目
13.1 检查直流系统电压是否正常，电压在220V士5%内运行。
13.2 整流器运行方式符合当前要求，整流器在浮充电方式，无异常报警，盘面各灯光指示正常。 13.3 整流器盘内各部分清洁完整，各接点无过热变色现象。 13.4 整流器运行参数在规定范围内。 13.5 各配电柜门锁好。
13.6 整流器运行时盘面各指示灯的状态指示正常。
13.7 检查蓄电池电压是否正常，连接片有无松动和腐蚀现象，壳体有无渗漏和变形，绝缘电阻是否下降。
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