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某大型光伏并网电站运行规程I并网光伏电站简介并网光伏电站厂址区位于 XX 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/ ㎡-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。II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 35.4 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.11III8.1 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 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 1711.总则1.1 本规程适用于本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 概述本并网光伏电站厂址区位于 XX 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，西侧与市区东出口收费站相接。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。单位名 称/型号数 量 备注海拔高度 m 2810 经 度 E95°15′2.77″-E95°15′43.00″纬 度 N 36°21′10.17″-N36°21′29.00″光伏电站站址年日照小时数 小时 3059.8 2名 称单位 数 量 备注/型号年太阳能总辐射 MJ·m-2 6929.3 光伏电池组件多晶硅 MWp 20.056逆变器 INV500D 台 40 无隔离变压器方阵运行光 伏 电 站 主 要 机 电 设 备方式固定式 MWp 20.056型号 38.5±2x2.5/0.4kV 台数 台 10 容量 kVA 2100 额定电压 kV 35 升压变电站站内升压变出线回路数 回 1 回 型号 台台数 kVA容量 kV额定电压 回主要设备升压站主变压器出线回路数二 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，成为自由电子在Ｐ－Ｎ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 [Wp] 230开路电压[V] 36.7短路电流[A] 8.54工作电压 [V] 29.4工作电流 [A] 7.83组件效率 15.75最大系统电压 [V] 10003开路电压温度系数 -0.33/K功率温度系数 -0.42/K熔断丝额定电流[A] 15电池 610 片多晶硅电池片156mm156mm接线盒 含 6 个旁路二极管输出电缆 长度 900 mm, 直径 14 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 164099050mm LWH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。4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。5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 H1 入-2 H-入 DC DC-入 入入入入-3 入-H4 -入5 入H-6 -入H7 入-8 H-入 入入入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 普通双卷变最大光伏阵列电压 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 RS4856项目 INV500D类型自带直流配电单元 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） 1200MPPT 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（） 1MΩ；交流侧2MΩ。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 5℃～35℃最好在 20℃～25℃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144.9.3.1 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”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℃。154.10.6 电缆正常运行时应无发热、变色、有胶臭味等现象。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 314.11.1.5 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。4.11.11.2 变压器声音正常，无异味，变色或振动等情况。4.11.11.3 引线接头，电缆，母线无过热现象。4.11.11.4 变压器周围无漏水，及其它危及安全的现象。4.11.11.5 变压器前、后柜门均关闭。4.11.11.6 变压器中性点接地装置运行良好。4.12 互感器的运行规定4.12.1 互感器的一般规定4.12.1.1 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。4.12.1.2 运行中的电压互感器有明显故障时，严禁直接将故障电压互感器停运。4.12.1.3 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。4.12.1.4 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。4.12.1.5 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。4.12.1.6 电压互感器严禁从低压侧充电。4.12.2 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。4.12.3 电压互感器运行中的检查项目4.12.3.1 仪表指示正常，保护装置无异常报警信号。4.12.3.2 无焦味，铁芯无噪音、无铁磁谐振噪音、放电噪音，无异常振动。164.12.3.3 外部无变形变色，瓷瓶清洁，无污闪及破损，放电间隙完好正常。 。4.12.3.4 各接头无脱落，松动，导电部分及铁芯无发热、放电现象。4.12.3.5 电压互感器、电流互感器二次侧接地良好。4.12.3.6 电容式电压互感器的电容器无放电，漏油，过热现象。4.12.4 正常运行中电流互感器检查项目4.12.4.1 接头及导电处应无过热，烧红等现象。4.12.4.2 电流互感器应无异音振动、噪音、放电、过热现象等。4.12.4.3 瓷瓶应清洁完好，无破损痕迹。4.12.4.4 接地线应完整良好。4.12.4.5 电流互感器所接仪表、保护装置正常。4.13 UPS 系统电源本期电站内设一套 220V UPS 系统。额定容量为 5kVA。其直流电源由 220V 直流系统提供，其交流电源由 PC 段电源提供。4.13.1 UPS 检查项目4.13.1.1 各电源开关均在合位，输入电压正常。4.13.1.2 在正常运行方式及蓄电池运行方式时，手动旁路开关必须置“自动”位置。4.13.1.3 控制面板上指示灯指示正确，与运行方式相符，无报警信号。4.13.1.4 UPS 装置输出电流、电压、频率正常。4.13.1.5 盘内各元件清洁干燥无异常电磁声、无异味，接头处无过热现象。5 操作规定5.1 倒闸操作规定5.1.1 电气设备操作必须按照电业安全工作规程发电厂和升压站电气部分的规定进行。5.1.2 除紧急情况外，交班前 30 分钟不宜进行电气倒闸操作。5.1.3 35kV 电气设备（包括二次设备）均有调度部门负责调度管理，所辖设备的操作除事故情况以外，必须得到调度部门的同意方可操作，操作完毕必须及时汇报调度部门。5.1.4 电气设备和系统运行方式改变或进行重大调整时，必须向下一班交代清楚。5.1.5 倒闸操作均应填写操作票或命令票，拉、合开关的单一操作可不填写操作票。5.1.6 事故处理或紧急情况时，可不填写操作票或命令票，但事后应立即汇报主值，并做好详细的记录。5.1.7 电气设备倒闸操作除单一操作外，其他操作必须由两人进行。5.1.8 严禁约时进行停、送电。5.1.9 特殊情况下可以在升压站就地进行操作。5.2 倒闸操作基本步骤 5.2.1 调度（或站长）正式发布操作指令，并复诵无误。5.2.2 由操作人填写操作票。 5.2.3 审票人审核工作票，发现错误应由操作人重新填写。 5.2.4 监护人与操作人相互考问和预想并提出操作危险点，签危险点控制单。 5.2.5 操作人按操作步骤逐项预演，核对操作步骤的正确性。 5.2.6 准备必要的安全工具、用具、钥匙、并检查绝缘板、绝缘靴、令克棒、验电笔等完好。 5.2.7 监护人逐项唱票，操作人复诵，并核对设备名称编号相符。 5.2.8 监护人确认无误后，发出允许操作的命令“正确 执行” ；操作人正式操作，监护人逐项勾票。 5.2.9 对操作后对设备状态进行检查。 5.2.10 向调度汇报操作任务完成并做好记录，操作票盖“已执行”章。 5.2.11 对已操作过的设备进行复查。 5.2.12 调度（或站长）正式发布操作指令，并复诵无误。5.3 倒闸操作原则175.3.1 操作前、后必须确认设备的状态和编号，以防止走错间隔或带负荷拉、合隔离开关。5.3.2 严禁非同期并列，严禁误停电、误送电，严禁带负荷拉、合闸及带地线合闸，严禁带电挂接地线。5.3.3 线路、母线、停电操作顺序为先断开断路器，确认断路器已断开后，拉开负荷侧刀闸，然后拉开电源侧刀闸。5.3.4 线路、母线送电操作顺序为先确认断路器断开后，合电源侧刀闸，然后合负荷侧刀闸， 最后合上断路器。5.3.5 变压器送电时应先合高压侧（带保护侧）断路器，后合低压侧断路器。 5.3.6 35kV 变压器对于中性点接地系统的变压器进行停、送电前都应先将中性点接地刀闸合上，操作结束后再根据调度要求对中性点接地方式进行调整。5.3.7 正常情况下母线不得带负荷停、送电事故处理时除外。5.3.8 电气设备停、送电，改变运行方式时，如涉及到继电保护的定值配合、灵敏度、系统配合，应按继电保护的有关规定执行。5.3.9 操作过程中严禁破坏设备的任何闭锁装置。5.3.10 操作过程中严禁拆除正在使用的安全标志和围栏。5.3.11 操作过程中严禁跳项操作。5.3.12 没有正确核对相序、相位、压差、频差的系统或无同期装置的设备不得并列。5.4 母线、变压器的操作5.4.1 母线、变压器操作的原则5.4.1.1 变压器及母线停运或方式切换前，应认真检查负荷转移情况，短时停电时，要做好事故预想，防止因部分设备突然失电造成其它系统运行异常或故障。5.4.1.2 母线停电检修时，必须将该母线上的所有电源、负荷开关进行隔绝；当所带负荷为双电源负荷时，应将对侧开关同时停运，防止返送电。5.4.1.3 母线投运前，必须检查工作票结束，设备清洁无杂物，无遗忘的工具，无短路接地线，并对准备恢复送电的设备所属回路进行认真详细的检查，确认回路的完整性，符合运行条件。5.4.1.4 母线投运前，应测量母线绝缘良好。5.4.1.5 对于双电源母线，在送电前应核对各电源相位一致。5.4.1.6 母线投运时，应先投运母线电压互感器，后投运母线电源开关；停运时，应 7）先停运母线电源开关，后停运母线电压互感器。5.4.1.7 变压器投入时，应先合电源侧开关，后合负荷侧开关，停运顺序相反，禁止由低压侧向变压器充电。5.4.1.8 变压器和电压互感器的停电必须将高、低压两侧开关断开并停电隔离，防止低压侧向设备反送电。5.4.1.9 35KV 或 400V 母线运行中，如要退出母线电压互感器，必须先断开直流电源开关，后断开交流二次开关，投入时与上述操作相反，防止引起低电压保护动作。5.4.2 35KV 开关由运行转检修操作票步骤5.4.2.1 得调度令 5.4.2.2 检查站用电源已切换 5.4.2.3 检查查所有逆变器停运5.4.2.4 捡查母线上所有负荷开关在柜外5.4.2.5 断开开关5.4.2.6 检查开关确断5.4.2.7 将开关摇至试验位置5.4.2.8 取下开关二次插件5.4.2.9 将开关摇至柜外5.4.2.10 断开开关储能开关5.4.2.11 断开开关操作电源185.4.2.12 停 35KV 母线 PT5.4.2.13 退出 35KV 母线及开关相关保护5.4.2.14 根据工作票做相关安全措施5.4.3 35KV 开关由检修转运行操作步骤5.4.3.1 检查 35KV 开关检修工作票已全部结束，且工作票已收回5.4.3.2 拆除 35KV 开关回路所有安全措施5.4.3.3 检查 35KV 开关回路完好无遗物5.4.3.4 测 35KV 母线绝缘良好5.4.3.5 送 35KV 母线交直流电源5.4.3.6 送 35KV 母线 PT5.4.3.7 检查开关保护投入正确5.4.3.8 合上开关操作电源开关5.4.3.9 检查开关本体完好5.4.3.10 检查开关确断5.4.3.11 将开关摇至试验位置5.4.3.12 给上开关二次插件5.4.3.13 将开关摇至工作位置5.4.3.14 检查开关三相触头接触良好5.4.3.15 合上开关储能开关5.4.3.16 合上开关5.4.3.17 检查 35KV 母线电压正常5.4.4 UPS 开机操作5.4.4.1 合上 UPS 旁路电源输入开关（CB2） 。5.4.4.2 合上 UPS 主路电源输入开关（CB1）后等待 5 到 10 秒。5.4.4.3 BYASS-IN；BYASS 常亮。5.4.4.4 合上 UPS 直流电源输入开关（CB5） 。5.4.4.5 合上 UPS 输出开关（CB3） 。5.4.4.6 按面板 ON 按键,LCD 显示屏亮起。5.4.4.7 约 20 秒 BYASS 灯灭，INVERTER 常亮。5.4.5 UPS 停机操作5.4.5.1 按面板 OFF 键5.4.5.2 断开 UPS 输出开关（CB3）5.4.5.3 断开 UPS 直流电源输入开关（CB5）5.4.5.4 断开 UPS 主路电源输入开关（CB1）5.4.5.5 断开 UPS 旁路电源输入开关（CB2）6 监控系统6.1 一般规定6.1.1 严禁对运行中的监控系统断电。6.1.2 严禁更改监控系统中的参数、图表及相关的操作密码。6.1.3 严禁将运行中的监控机退出监控窗口。严禁在监控机上安装与系统运行无关的程序。严禁在监控机上使用 U 盘等一切外接设备。6.1.4 在监控机中操作断路器时，对其它设备的操作不得越限进行。6.1.5 监控系统出现数据混乱或通信异常时，应立即检查并上报。6.1.6 运行人员应熟悉有关设备的说明书，并对打印的资料妥善保管。6.2 运行维护规定6.2.1 检查监控机电源运行是否正常，有无告警信号。6.2.2 检查监控系统通信是否正常，显示器中各数据指示是否正确。6.2.3 检查监控窗口各主菜单有无异常。196.2.4 检查打印机工作是否正常，打印纸是否够用。6.2.5 检查各软、硬压板是否正确投、退。7 逆变器7.1 配置和功能7.1.1 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。7.1.2 直流电断电开关（DS1） 。为了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。7.1.3 交流断路器（CB1） 。用于隔离逆变器和电网。7.1.4 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。7.1.5 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。7.1.6 远程通信与控制。7.1.7 外控电源。为逆变器提供交流电。7.2 逆变器运行状态逆变器有四种。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） 。7.3 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7.3.1 逆变器处于“待机”状态（即无故障）7.3.2 启用逆变器7.3.3 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）7.3.4 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） 。7.4 逆变器的关闭条件7.4.1 逆变器处于“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7.4.2 逆变器接收“断开”指令（来自人机界面或远程通信链路） ；7.4.3 逆变器检测到线路的电压或频率出现故障;7.4.4 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） 。7.5 逆变器检查项目7.5.1 风冷装置运行良好。7.5.2 面板参数正常。7.5.3 没有报警信号。7.6 电池板的检查7.6.1 检查所有的安装螺丝无松动，牢固可靠并且没有被腐蚀。7.6.2 检查所有的电气连接牢固可靠并且没有被腐蚀。7.6.3 检查连接电缆外皮无破损。7.6.4 检查组件接地连接良好。207.6.5 电池组件表面清洁，无杂物或遮挡7.6.6 检查电池组件无破损8 继电保护及自动装置8.1 保护装置的要求8.1.1 继电保护及自动装置在运行中，须处于完好状态。8.1.2 运行和备用中的设备，其保护及自动装置均应投入，不允许无保护的设备运行，对于主保护双重化的设备，禁止将两套主保护同时退出。8.1.3 对继电保护及自动装置的二次回路检查、试验等工作一般应配合一次设备停电进行。并按要求办理工作票许可手续，禁止在运行中的保护盘柜及自动装置上做任何振动性质的工作，特殊情况下须做好安全措施或停用有关保护及自动装置。8.2 保护装置的投退规定8.2.1 继电保护及自动装置的投退、运行中运行方式的改变，必须由保护班人员书面交代。操作后均必须在保护投退登记本上登记。8.2.2 变压器重瓦斯、纵差保护不得同时停用。8.2.3 保护的投退必须申请调度同意总工批准后方可执行。8.2.4 保护和自动装置的投入顺序先投交流回路，后投直流回路，退出顺序与此相反。8.2.5 投入跳闸保
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