光伏電站運行維護(hù)操作規(guī)程

第一章總則

1適用范圍

1.1本規(guī)程規(guī)定了太和莊光伏電站的運行、操作、維護(hù)、

事故處理的基本原則，本規(guī)程適用于易縣太和莊光伏電站。

1.2設(shè)備正常運行維護(hù)及事故處理必須符合本規(guī)程規(guī)定。

1.3本規(guī)程規(guī)定如與上級規(guī)程、規(guī)定精神相抵觸時，應(yīng)按

上級規(guī)程、規(guī)定執(zhí)行。

2規(guī)范性引用文件

2.1《電業(yè)安全工作規(guī)程（發(fā)電廠和變電所電氣部分、電

力線路部分）》。

2.2《保定電網(wǎng)管理調(diào)度規(guī)程》。

2.3設(shè)備產(chǎn)品使用說明書及有關(guān)技術(shù)文件。

3定義和術(shù)語

3.1充電

是指設(shè)備帶標(biāo)稱電壓但不接帶負(fù)荷。

3.2送電

是指設(shè)備充電并帶負(fù)荷（指設(shè)備投入環(huán)狀運行或帶負(fù)荷）。

3.3停電

是指斷開斷路器及隔離開關(guān)使設(shè)備不帶電壓。

3.4解列

是指將一個電網(wǎng)分解為兩個及以上電氣相互獨立的部分運

行。

3.5并列

是指將兩個及以上電氣相互獨立運行的設(shè)備通過運行方式

切換連為一個整體電網(wǎng)運行。3.6運行轉(zhuǎn)熱備用

1

是指斷開設(shè)備各側(cè)開關(guān)。

3.7熱備用轉(zhuǎn)運行

是指檢查刀閘合閘的前提下合上除檢修要求不能合或方式

明確不合的開關(guān)以外的設(shè)備各側(cè)開關(guān)。3.8熱備用轉(zhuǎn)冷備用

是指檢查設(shè)冬各側(cè)開關(guān)斷開的前提下斷開設(shè)備各側(cè)刀閘。

3.9冷備用轉(zhuǎn)熱備用

是指檢查設(shè)條各側(cè)開關(guān)斷開的前提下合上設(shè)備各側(cè)刀閘。

3.10冷備用轉(zhuǎn)檢修

是指在設(shè)備可能來電的各側(cè)合上接地刀閘（或裝設(shè)接地

線）。

3.11檢修轉(zhuǎn)冷備用

是指拉開設(shè)備各側(cè)接地刀閘或拆除接地線。

3.12熱備用轉(zhuǎn)檢修

是指拉開設(shè)備各側(cè)刀閘，并在設(shè)備可能來電的各側(cè)合上接

地刀閘（或裝設(shè)接地線）3.13檢修轉(zhuǎn)熱備用

是指拉開設(shè)備各側(cè)接地刀閘，

設(shè)備各側(cè)刀閘。

合上除檢修要求不能合或方式明確不合的刀閘以外的3.14

運行轉(zhuǎn)檢修

是指斷開設(shè)備各側(cè)開關(guān)及刀閘，并在設(shè)備可能來電的各側(cè)

合上接地刀閘（或裝設(shè)接地線）。3.15檢修轉(zhuǎn)運行

是指斷開設(shè)備各側(cè)接地刀閘（或拆除接地線），合上各側(cè)

開關(guān)及刀閘。

3.16緊急停機(jī)

是指按下緊急停機(jī)按鈕，交流主接觸器脫扣，并網(wǎng)逆變器

停止工作。

2

3.17啟動中

是指逆變器初次安裝完畢，直流輸入和交流輸出端子均正

常連接，所有斷路器均閉合，上電準(zhǔn)備并網(wǎng)。

3.18運行

是指逆變器正常工作，將光伏陣列的直流電逆變交流電并

入電網(wǎng)。

3.19并網(wǎng)發(fā)電

是指逆變器檢測交流電網(wǎng)滿足并網(wǎng)發(fā)電條件，同時檢測光

伏陣列有足夠能量，其后

并網(wǎng)交流接觸器自動合閘進(jìn)入并網(wǎng)發(fā)電模式，

伏陣列輸出的能量最大。

逆變電源一直以最大功率點跟蹤方式使光3.20待機(jī)

是指逆變器不斷檢測光伏陣列是否有足夠的能量并網(wǎng)發(fā)電,

器從待機(jī)模式轉(zhuǎn)入運行模式。

當(dāng)達(dá)到并網(wǎng)條件時逆變3.21故障

是指當(dāng)光伏發(fā)電系統(tǒng)出現(xiàn)故障時，逆變器停止運行并進(jìn)入

故障狀態(tài)。

3.22按鍵關(guān)機(jī)

是指人為的通過逆變器觸摸屏發(fā)出關(guān)機(jī)命令來控制逆變器

關(guān)機(jī)。

3.23按鍵開機(jī)

是指人為的通過逆變.器觸摸屏發(fā)出開機(jī)命令來控制逆變器

開機(jī)。

3.24正常模式

PV陣列輸入電壓在額定的直流電壓范圍，輸出三相交流

電壓在額定的交流電壓范圍，逆變器將輸入直流電能變換成交

流電能輸送給電網(wǎng)。

變模塊設(shè)計有休眠功能。

3.25待機(jī)模式

正常模式下，為保證最大效率輸出，逆

在此模式下，如果輸入電壓出現(xiàn)過壓現(xiàn)象則關(guān)閉逆變模塊,

切斷輸入；若輸入電壓低于開機(jī)電壓，關(guān)閉逆變模塊，逆變器

僅保留中控模塊保持對輸入電壓的監(jiān)視。通常，在夜間無日照

的情況

3

下，逆變器將自動進(jìn)入這種模式，以達(dá)到低功耗的目的。

3.26休眠模式

休眠模式指當(dāng)逆變器額定功率相對某一時刻的直流最大輸

出功率有冗余時，部分模塊處于待機(jī)休眠模式，以降低系統(tǒng)損

耗，提高系統(tǒng)效率，正常模式下，當(dāng)輸入功率不能達(dá)到額定的

功率時，根據(jù)PV輸入功率的大小，部分逆變模塊將根據(jù)設(shè)定

順序依次關(guān)閉輸出，進(jìn)入休眠狀態(tài)，剩余的逆變模塊工作在最

佳的效率區(qū)間，以達(dá)到節(jié)能降耗的目的。

3.27自動開機(jī)模式

自動開機(jī)模式指在滿足發(fā)電要求條件下，系統(tǒng)具有自動開

機(jī)功能，不需要人為干預(yù)。4一般規(guī)定

4.1太和莊光伏電站由20個IMWp多晶硅電池發(fā)電方陣

組成。每1MW太陽能電池發(fā)電方陣通過對應(yīng)的2臺500KW

逆變器（共40臺）經(jīng)1000KVA升壓箱式變（共20臺）升壓

后匯至場內(nèi)由1#、2#兩條35kV架空集電線路，輸送至匯集站

35KV母線，通過出線斷路器353開關(guān)并入單回35KV太塘線,

經(jīng)塘湖110KV變電站35KV側(cè)333開關(guān)接入系統(tǒng)，線路長約

9.2KMo電站采用分區(qū)發(fā)電，集中并網(wǎng)方式。

電站由交流35KV、10KV、0.4KV、0.27KV,直流

220V電壓等級組成。

4.235kV匯集站353間隔及線路先纖差動保護(hù)裝置屬保定

電力公司調(diào)度中心（以下簡

稱地調(diào)）調(diào)管。各發(fā)電方陣并網(wǎng)屬河北省電力公司調(diào)度中

心（以下簡稱省調(diào)）調(diào)管。光伏電站其余站用電系統(tǒng)、發(fā)電、

輸配電系統(tǒng)設(shè)備和保護(hù)自動化裝置由電站自行調(diào)管。

4.3新設(shè)備的投運或設(shè)備大修后投運前，必須有完整的技

術(shù)資料及相關(guān)試瞼報告。

4.4對設(shè)備繼電保護(hù)、自動裝置、儀器、儀表定值及參數(shù)

進(jìn)行整定和更改時，應(yīng)經(jīng)電網(wǎng)

調(diào)度管理部門允許，公司主管生產(chǎn)領(lǐng)導(dǎo)批準(zhǔn)，由安全生產(chǎn)

工程部正式下發(fā)整定和更改通知單，方可進(jìn)行整定和更改；

4.5凡屬調(diào)度調(diào)管設(shè)備，應(yīng)每年與調(diào)度管理部門校對保護(hù)

定值并備案；

4.6運行中發(fā)生的重要異常情況，當(dāng)班值班長應(yīng)按照相關(guān)

規(guī)定向上級調(diào)度部門進(jìn)行匯

報，并及時向安全生產(chǎn)工程部和公司主管領(lǐng)導(dǎo)進(jìn)行匯報。

4

4.7電站運行值班人員必須服從上級電力調(diào)度機(jī)構(gòu)的調(diào)度。

省、地調(diào)調(diào)管的設(shè)備，未

獲省、地調(diào)值班調(diào)度員的指令，值班人員均不得自行操作,

但危及人身和設(shè)備安全的情況可不待調(diào)令進(jìn)行操作，但事后必

須向相關(guān)調(diào)度部門匯報。

4.8電站值班長在接受調(diào)令時，必須主動復(fù)誦并核對元誤。

執(zhí)令執(zhí)行完畢后必須立即

向下達(dá)指令的值班調(diào)度員報告執(zhí)行情況和時間。

4.9電站值班長在接受調(diào)度指令及進(jìn)行其它業(yè)務(wù)聯(lián)系時應(yīng)

做詳細(xì)記錄并錄音，同時必

須使用規(guī)范的調(diào)度術(shù)語。

4.10特殊情況下如執(zhí)行超出本規(guī)程規(guī)定的內(nèi)容，必須經(jīng)公

司主管生產(chǎn)領(lǐng)導(dǎo)批準(zhǔn)。

4.11生產(chǎn)現(xiàn)場使用的規(guī)范、條例、制度、規(guī)定與本規(guī)程有

同等效力。

5運行方式

5.1一次系統(tǒng)開關(guān)、隔離開關(guān)、接地刀閘名稱編號

351:1#集電線路斷路器

352:2#集電線路斷路器

353：光伏電站出線斷路器

B31:2#站用變35KV側(cè)斷路器

C31:無功補(bǔ)償裝置35KV斷路器

5.2正常運行方式

5.2.1#1-#20方陣電池組件、匯流箱、直流匯流柜、逆變

器、數(shù)據(jù)采集柜、

升壓變?nèi)客度脒\行；

35kV箱式5.2.235KV匯集站353出線斷路器3、1#集電

線路斷路器351、2#集電線路斷路器352、無功補(bǔ)償裝置

(SVG斷路器C31、35KV母線消弧消諧PT隔離開關(guān)31-7.

太塘線線路PT隔離開關(guān)353-9均在合位，2#站用變斷路器

B31在熱備用狀態(tài)。35KV系統(tǒng)自動裝置、繼電保護(hù)及計算機(jī)

監(jiān)控系統(tǒng)全部投入運行。

5.2.31#集電線路斷路器351帶9#-20#方陣；

5

5.2.42#集電線路斷路器352帶1#-8#方陣；

525正常情況下由1#站用變（10KV運行帶站用電運行，

2#站用變壓器（35KV）為熱備用狀態(tài)，兩臺站用變低壓側(cè)開

關(guān)411、421均在合位，雙電源切換裝置應(yīng)投入運行。10KV

線路PT511-9在合位。

5.3特殊運行方式

5.3.11#站用變檢修或故障以及10kV電源消失時，400V

站用電源自動切換至2#站用變壓器接帶，當(dāng)1#站用變檢修結(jié)

束或故障解除后，切換至正常方式。

532一臺逆變器停運或一個方陣發(fā)電設(shè)備停運，不影響

其余設(shè)備運行方式。任一電纜分支箱退出運行，電纜分支箱所

帶箱式變及逆變器停運，其它系統(tǒng)設(shè)備運行方式不受影響。

6倒閘操作的一般規(guī)定及原則

6.1倒閘操作的一般規(guī)定

6.1.1倒閘操作必須嚴(yán)格遵守《電業(yè)生產(chǎn)安全工作規(guī)程》、

《電網(wǎng)調(diào)度規(guī)程》和其它有關(guān)規(guī)程規(guī)定。6.1.2根據(jù)倒閘操作

任務(wù)執(zhí)行倒閘操作時，操作人應(yīng)先根據(jù)系統(tǒng)圖擬出正確的倒閘

操作票，由監(jiān)護(hù)人、當(dāng)班值班長審核無誤后分別在倒閘操作票

上簽名，由當(dāng)值值班長下達(dá)操作命令后方可執(zhí)行。

6.1.3倒閘操作應(yīng)由兩人進(jìn)行，一人操作，一人監(jiān)護(hù)。

6.L4操作時，必須先核對設(shè)備的名稱和編號，

操作中，必須執(zhí)行監(jiān)護(hù)制度和復(fù)誦制度，

并檢查斷路器、刀閘、自動裝置的狀態(tài)，

每操作完一項即由監(jiān)護(hù)人在操作項前畫

o6.1.5倒閘操作中發(fā)生任何疑問，必須立即停止操作，

并向當(dāng)班值班長詢問清楚后再進(jìn)行操作，不得擅自更改操作票;

操作票在執(zhí)行過程中不得漏項、跳項、添項。

6.1.6操作中必須按規(guī)定使用合格的安全工器具和專用工

器具。

6.1.7雷雨天時，應(yīng)停止室外設(shè)備倒閘操作，雷電時禁止

進(jìn)行倒閘操作。

6.1.8線路及主設(shè)備大修后投運操作時，公司主要負(fù)責(zé)人

必須到現(xiàn)場進(jìn)行安全監(jiān)護(hù)。

6.2倒閘操作的原則

621電氣設(shè)備停、送電操作原則：停電操作時，先停一次

設(shè)備，后停保護(hù)、自動裝置

6

送電操作時，先投入保護(hù)、自動裝置，后投入一次設(shè)備。

622—次設(shè)備倒閘操作過程中，保護(hù)及自動裝置必須在投

入狀態(tài)。

623設(shè)備停電時，先拉開設(shè)備各側(cè)斷路器，然后拉開斷路

器兩側(cè)隔離刀閘；設(shè)備送電時，先合上斷路器兩側(cè)隔離刀閘，

后合上該設(shè)備斷路器。

624設(shè)備停電時，拉開斷路器及隔離開關(guān)的順序是從負(fù)

荷側(cè)（廠內(nèi)為負(fù)荷側(cè)）逐步向電源側(cè)（線路）操作；設(shè)備送電

時，合上隔離開關(guān)及斷路器的順序是從電源側(cè)逐步向負(fù)荷側(cè)操

作；嚴(yán)禁帶負(fù)荷拉、合隔離開關(guān)

6.2.5合接地刀閘及裝設(shè)臨時接地線前，必須檢查斷路器

兩側(cè)隔離開關(guān)在拉開（分閘）狀態(tài)，應(yīng)進(jìn)行驗電，確認(rèn)無電壓

后方合接地刀閘或裝設(shè)臨時接地線。

6.2.6倒閘操作中發(fā)生斷路器或隔離開關(guān)拒動時，應(yīng)查明

原因并處理后方可進(jìn)行操作，不得隨意解除閉鎖。6.2.7線路

充電時由對側(cè)變電站給線路充電。

6.2.8下列操作可以不填寫倒閘操作票，但必須做好相關(guān)

運行記錄

6.2.8.1

6.2.8.2

6.2.8.3

事故處理。

斷開或合上斷路器的單一操作。

拆除或拉開全站僅有的一組接地線或接地刀閘。

6.3線路倒閘操作的一般規(guī)定

6.3.1線路停電前應(yīng)先將電站內(nèi)運行的逆變器全部停機(jī)。

6.3.2線路停電操作時應(yīng)將重合閘裝置切至停運方式，后

斷開線路斷路器，再拉開線路側(cè)隔離刀閘，最后拉開母線側(cè)隔

離刀閘；線路送電操作與此相反。

6.3.3線路斷路器合閘前必須保證母線各高壓斷路器在分

閘位。

6.4母線倒閘操作的一般規(guī)定

6.4.1母線停送電操作前必須先將母線上所帶負(fù)載開關(guān)斷

開后方可進(jìn)行.

642母線停電后進(jìn)行相關(guān)工作時必須拉開電壓互感器的隔

離開關(guān),

6.5變壓器倒閘操作的一般規(guī)定

7

并取下二次側(cè)保險。6.5.1變壓器送電必須由高壓側(cè)充電,

停電時先停低壓側(cè)。

652變壓器停送電操作，必須使用斷路器，嚴(yán)禁用拉合

隔離開關(guān)投停變壓器：

7保護(hù)及自動裝置操作規(guī)定

7.1調(diào)管設(shè)備保護(hù)和自動裝置的停運，必須經(jīng)設(shè)備調(diào)管調(diào)

度同意。

7.2保護(hù)及自動裝置投入時，應(yīng)先投交流電源回路（目流、

電壓），后投直流電源回路，檢查裝置工作正常后再投入出口

跳閘壓板，投入壓板時必須在壓板兩側(cè)進(jìn)行驗電，退出時順序

與上述相反。

7.3正常退出保護(hù)壓板時，不得停整個保護(hù)裝置的交、直

流電源。

7.4在電壓互感器二次回路上工作時，必須考慮對保護(hù)及

自動裝置的影響。

7.5取直流熔斷器時，其操作順序為：先取正極，后取負(fù)

極；裝熔斷器時，順序與此相反。7.6二次回路工作中發(fā)生直

流接地時，應(yīng)立即停止該項工作，待查明原因后，再恢復(fù)工作。

8事故處理的一般原則

8.1事故處理必須嚴(yán)格遵守《電力生產(chǎn)安全工作規(guī)程》、

《運行規(guī)程》及相關(guān)規(guī)定，并服從上級調(diào)度和當(dāng)班值班長指揮。

8.2在威脅人身或設(shè)備安全的緊急情況下，值班人員有權(quán)

單獨處理，以防止事故進(jìn)一步擴(kuò)大，但處理后應(yīng)迅速將情況匯

報當(dāng)班值班長。

8.2在處理事故時，迅速限制事故的發(fā)展，消除事故的根

源，解除對人身和設(shè)備的威協(xié)。對未造成事故的設(shè)備進(jìn)行必要

的安全隔離，保持其正常運行，防止事故擴(kuò)大。

8.4發(fā)生事故時，當(dāng)班值班長是事故處理的指揮者、紐織

者。事故發(fā)生后當(dāng)班值班長應(yīng)將事故發(fā)生的時間、繼電保護(hù)與

自動裝置一次設(shè)冬動作情況，現(xiàn)場采取的初步處理措施等情況

簡要向調(diào)度匯報，并詳細(xì)記錄。8.5事故發(fā)生后，應(yīng)根據(jù)監(jiān)控

相關(guān)信息，保護(hù)、自動裝置的動作情況及故障設(shè)備外部特征，

全面分析事故性質(zhì)。

8.6系統(tǒng)發(fā)生沖擊后，應(yīng)對相關(guān)設(shè)備進(jìn)行全面檢查。要特

別注意對開斷短路電流的斷路器及相應(yīng)設(shè)備的檢查。

8.7事故處理時，無關(guān)人員不得進(jìn)入中央控制室及事故區(qū)

域內(nèi)。

8

8.8如調(diào)度電話中斷而不能與上級調(diào)度直接聯(lián)系時，應(yīng)盡

快利用其它通訊方式聯(lián)系上級調(diào)度。

第二章電池組件運行維護(hù)規(guī)程

第一節(jié)電池組件的運行

L電池組件技術(shù)參數(shù)

組件類型

組件型號

峰值功率

功率公差

組件效率

峰值功率電流

峰值功率電壓

短路電流

2.

多晶硅電池

JAP-60-245

245Wp

0-5w

14.98%

8.19A

29.92V

8.57A

運

取大系統(tǒng)電壓

短路電流溫度系數(shù)

開路電壓溫度系數(shù)

工作溫度

組件尺寸（mm）

生產(chǎn)廠家

投運時間

1000V

+0.062%/C

-0.330%/C

-40C~+85c

1650x991x40

晶澳太陽能有限公司

2012年12月

行方

（10或16路組串

式2.1每20塊245Wp電池組件進(jìn)行串聯(lián)后作為一個組串

單元接入對應(yīng)匯流箱

并聯(lián)），每個光伏發(fā)電方陣共有212個電池組串，全場

20個方陣共計4240個組串，84800塊組件。3投運前的檢查

3.1組件投運前，接到值班長通知后，檢查所屬系統(tǒng)檢修

維護(hù)工作全部結(jié)束，工作票全部收回，短路接地線等安全措施

全部拆除；

3.2檢查電池組件封裝面完好無損傷，清潔受光均勻，無

突出影響光強(qiáng)污塊；

3.3檢查組件背面引出線無損傷，引出部位封裝良好；

3.4檢查所有組件全部投運，各連接頭連接緊固，極性正

確，與電纜連接良好，無發(fā)熱現(xiàn)象35檢查組件邊框接地及支

架接地牢固完好；

3.6檢查組件支架完整無損傷，各部螺栓緊固；

3.7檢查匯流箱對應(yīng)分路熔斷器斷開，匯流箱的對應(yīng)直流

斷路器處于斷開位置；

3.8測量匯流箱分路熔斷器完好；

3.9測試組件及至匯流箱輸出電纜絕緣合格。

4電池組串的投退

4.1電池組串投運

4.1.1測試電池組串電壓符合要求，極性正確；

9

4.1.2將匯流箱對應(yīng)分路熔斷器投運；

4.1.3將匯流箱直流斷路器投至合閘位置；

4.1.4檢查監(jiān)控系統(tǒng)對應(yīng)電流值在正常范圍內(nèi)。

電池組件的投運操作在白天進(jìn)行。

4.2電池組串退出

4.2.1斷開匯流箱直流斷路器；

4.2.2斷開匯流箱對應(yīng)熔斷器；

4.2.3合上匯流箱直流斷路器，其他組串正常投運；

4.2.4如故障組串進(jìn)行檢修，應(yīng)在對應(yīng)匯流箱熔斷器支架

上懸掛“禁止操作”標(biāo)示牌，故障組件（組串）上懸掛“在此工

作”標(biāo)示牌。

4.3電池組件的投退

4.3.1個別電池組件投退操作按照4.1、4.2程序執(zhí)行；

4.3.2然后拔開故障電池組件與串聯(lián)電池組串的連接插頭;

4.3.3故障電池組件更換后將連接插頭插上；

4.3.4插頭處做好絕緣處理，防止短路發(fā)生；

4.4電池組串的備用

滿足投運前各項條件，匯流箱對應(yīng)分路熔斷器處于斷開位

置。

5電池組串（組件）運行中檢查項目

5.1檢查電池組件封裝面完好無損傷，無劃痕、碰傷、破

裂現(xiàn)象；內(nèi)部單片電池?zé)o破碎、裂紋、斷線、明顯移位；

5.2檢查組件表面清潔受光均勻，無突出影響光強(qiáng)污塊，

5.3檢查組件背面引出線無損傷，

度無過熱、發(fā)黃、破損現(xiàn)象。

無物體長時間遮擋；

引出部位接線盒封裝良好，無腐蝕和碳化；背板運行時溫

5.4檢查所有組件全部投運，各連接頭連接緊固，極性正確，

與電纜連接良好，無發(fā)熱燒損現(xiàn)象；5.5檢查組件邊框接地及

支架接地牢固完好；

5.6檢查組件支架完整無損傷，各部螺栓緊固，框架平整;

5.7檢查電流值與其他同位置組串無明顯差異；

5.8監(jiān)視天氣情況及電池組件溫度，是否超出規(guī)定范圍，

是否有熱斑現(xiàn)象。

5.9在大風(fēng)、冰雹、大雨以及雷電天氣過后必需對電池組

件進(jìn)行一次全面檢查。

根據(jù)日照、溫度及光伏發(fā)電系統(tǒng)歷史數(shù)據(jù)，定期分析各組

串、方陣發(fā)電輸出功率是否正常。

1

第二節(jié)電池組件的維護(hù)

1注意事項

1.1在光伏發(fā)電系統(tǒng)維護(hù)過程中，嚴(yán)禁配戴金屬戒指、手

表、耳環(huán)、鼻環(huán)、唇環(huán)和其它金屬設(shè)備；1.2進(jìn)行檢修維護(hù)工

作，接觸接線插頭必須使用質(zhì)量合格的絕緣工具，做好安全措

施；

1.3使用防護(hù)手套。

2電池組件的清掃

2.1電池組件在運行中應(yīng)保持表面清潔，出現(xiàn)污物及時進(jìn)

行清洗擦拭；

2.2清掃時間盡可能選擇在傍晚或光照較弱的時候。

2.3清掃時，要避免尖銳硬物劃傷電池組件表面，也要避

免碰松電池組件間的連接電纜。

2.4定期對電池組件進(jìn)行清掃，正常時每個月清掃一次，

大風(fēng)沙塵天氣過后視表面贓污情況加大清掃頻率。3電池組件

的更換

3.1出現(xiàn)下列情況應(yīng)及時更換組件

3.1.1電池組件碎裂損壞，內(nèi)部受潮，背面引出線及接線

盒嚴(yán)重老化破損；

3.1.2電池組件發(fā)生“熱斑效應(yīng)”，輸出電壓和功率明顯下

降。

3.2更換步驟

321辦理工作票，所在電池組串停運（見第一節(jié)

322布置安全措施；

323拔開故障電池組件與串聯(lián)電池組串的連接頭

3.2.4更換故障電池組件；

?（見第一節(jié)4.3）;

4.2）；

3.2.5更換完電池組件后，必須測量開路電壓，并進(jìn)行記

第三章逆變器運行維護(hù)規(guī)程

第一節(jié)逆變器的運行

1.逆變器技術(shù)參數(shù)

序號名稱

11

數(shù)值/內(nèi)容

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

型號

生產(chǎn)廠家

最大方陣開路電壓（Vdc）

直流工作電壓跟蹤范圍

最大直流功率（KWp

最大直流輸入電流（A）

額定輸出功率（KW

輸出頻率范圍（Hz）

功率因數(shù)

最大轉(zhuǎn)換效率（％

防護(hù)等級/防護(hù)類型

允許環(huán)境溫度C

散熱方式

環(huán)境濕度

顯示與通信

外形尺寸（mn）

重量（Kg）

投運時間

TBEA-GC-500KTL

特變電工

1000

450-1000

（Vdc

550

1100

500

48-52

0.9（超前）—0.9（滯后）連續(xù)可調(diào)

98.7

IP20

-30C-60C

強(qiáng)制風(fēng)冷

0-95%（無凝霜）

LED屏和操作按鍵，提供通信接口

2400*2200*850

2100

2012年12月

2.逆變器指示燈及按鈕

2.1指示燈及按鈕

逆變器操作面板上主要部件有：LED指示燈、LCD液晶

顯示面板、啟動按鈕和緊急停機(jī)按鈕。其中LED指示燈從左

至右依次為：GRID（綠色）、RUN（綠色）、FAULT（紅色）

22指示燈及按鈕功能

名稱

GRID

說明

電網(wǎng)指示燈，當(dāng)“GRID燈亮?xí)r，表明逆變器已經(jīng)上網(wǎng)，

電網(wǎng)電壓及頻率正常：

當(dāng)“GRID燈閃爍時，表明電網(wǎng)電壓或頻率異常

運行指示燈，當(dāng)“RUN燈亮?xí)r，表明逆變器并網(wǎng)正常運行

故障指示燈，當(dāng)“FAULT燈亮?xí)r，表明逆變器出現(xiàn)故障。

（短路，模塊故障

等）

RUN

FAULT

12

ON/OFF開關(guān)開關(guān)旋到“ON時，逆變器上電準(zhǔn)備運行；開

關(guān)旋到“

器斷電停止運行

OFF時，逆變

EMERGENCY

急停按鈕，當(dāng)逆變器在運行過程中需要緊急停機(jī)時，可按

下該旋鈕，即可立即

停機(jī)

3.

3.1

逆變器開機(jī)操作

開機(jī)操作步驟（逆變器電源操作與直流防雷配電柜操作需

一并進(jìn)行）

3.1.1合上逆變器本體交流輸出斷路器1QF,等待逆變器界

面初始化完成后，檢查交流電壓顯示正常，柜內(nèi)通訊與PC機(jī)

柜通訊信號正常。

3.1.2分別用萬用表測量與逆變器對應(yīng)的直流防雷配包柜

中各直流斷路器上口輸入端子處電壓正常。3.1.3合上直流防

雷配電柜直流輸出斷路器1-7AK,檢查各回路指示燈正常，

無故障。3.L4用萬用表測量直流輸入電壓應(yīng)滿足并網(wǎng)發(fā)弓要

求。

3.1.5合上逆變器本體直流輸入斷路器1DK2DK

3.1.6首先確定操作面板上的“EMERGENCY按鈕已旋起,

然后將并網(wǎng)轉(zhuǎn)換開關(guān)由“OFF”位切至“ON位（或通過遠(yuǎn)程控

制），逆變器開始自動檢測，如符合并網(wǎng)條件，“RUN燈閃爍,

等待一定時間后“RUN燈平亮，逆變器進(jìn)入并網(wǎng)發(fā)電狀態(tài)，檢

查逆變器并網(wǎng)工作正常，輸出功率逐漸增大至穩(wěn)定。

3.2逆變器自動并網(wǎng)條件

逆變器投入后滿足下列兩個條件時，逆變器自動并網(wǎng)，無

需人為干預(yù)：

3.3.1輸入電壓在額定的直流電壓范圍。

3.3.2電網(wǎng)電壓在正常工作范圍。

3.3.3當(dāng)逆變器并網(wǎng)后五分鐘內(nèi)發(fā)電功率未超過

動并

網(wǎng)

O

待機(jī)10分鐘

10KW逆變器自動解網(wǎng)，

后

1KW逆變器自動解網(wǎng)，待

機(jī)

10分鐘后

自

3.3.4當(dāng)逆變器并網(wǎng)后四十分鐘內(nèi)發(fā)電功率未超過

自動并網(wǎng)。

4逆變器關(guān)機(jī)操作

4.1關(guān)機(jī)操作步驟

4.1.1

制）

4.L2斷開逆變器本體直流輸入斷路器1DK2DK,再依次斷

開直流配電柜內(nèi)各支路斷路器

13

將操作面板上的并網(wǎng)轉(zhuǎn)換開關(guān)由“ON位切至“OFF”位進(jìn)行

停機(jī)。（或通過遠(yuǎn)程控1.7AK。

4.1..3斷開逆變器本體交流輸出斷路器1QF。

25分鐘后才能進(jìn)行。4.1.4若逆變器進(jìn)行檢修，必須在逆

變器停機(jī)放電

4.1.5若防雷配電柜進(jìn)行檢修，需斷開所帶匯流箱內(nèi)直流

輸出斷路器，并拉開匯流柜內(nèi)每路直流斷路器。4.2逆變器自

動解網(wǎng)條件

滿足下列條件之一時，逆變器自動解列，無需人為干預(yù)。

4.2.1輸入直流電壓不在額定直流電壓范圍內(nèi)。

4.2.2電網(wǎng)電壓異常。

4.2.3光照強(qiáng)度不滿足運行條件。

4.3逆變器緊急停機(jī)

如發(fā)生以下現(xiàn)象時應(yīng)立即緊急停機(jī)：

壓側(cè)開關(guān)。

4.3.1設(shè)備內(nèi)部放電打火；

432機(jī)器內(nèi)部過熱，有焦糊味，機(jī)柜表面溫度超過

5.巡回檢查項目

55Co

立即將并網(wǎng)轉(zhuǎn)換開關(guān)由“ON,位打至“OFF”位或按下

“EMERGENCY急，停按鈕，斷開逆變器本體交、直流側(cè)斷路

器，斷開對應(yīng)35kV箱式升壓變低5.1檢查逆變器運行時各指

示燈工作正常，無故障信號發(fā)出。

5.2檢查逆變器運行無異常聲音。

5.3檢查逆變器運行中各參數(shù)在規(guī)定范圍內(nèi)，重點檢查以

下運行參數(shù)：

531直流電壓、直流電流、直流功率。

5.3.2交流電壓、交流電流。

5.3.3發(fā)電功率、日發(fā)電量、累計發(fā)電量。

5.4檢查逆變器模塊運行正常。

5.5檢查逆變器交直流側(cè)電纜運行正常，無放電和過熱跡

象。

5.6檢查逆變器交直流側(cè)開關(guān)狀態(tài)正常，無跳閘、放弓和

過熱現(xiàn)象。

5.7檢查逆變器柜門閉鎖正常。

14

5.8檢查逆變器室環(huán)境溫度在正常范圍內(nèi)，通風(fēng)系統(tǒng)工作

正常。

6.運行中注意事項

逆變器正常工作時，禁止強(qiáng)行斷開直流、交流斷路器，以

免發(fā)生拉弧損壞斷路器和逆變器。

第二節(jié)逆變器的維護(hù)

1.逆變器定期維護(hù)

維護(hù)內(nèi)容

定期清潔機(jī)柜表面

定期更換防塵網(wǎng)

維護(hù)周期

6個月

6個月

15

檢查所有電纜接線是否松動；檢查連接端子和絕緣是否有

變色或脫落，

3個月

對損壞或腐蝕的連接端子進(jìn)行更換

制冷風(fēng)扇功能的測試：檢查所有風(fēng)機(jī)的功能和運行噪音，

扇在運行中可以根據(jù)溫度調(diào)節(jié)器控制其啟動

檢查粘貼的警告標(biāo)簽是否牢固或清晰，必要時進(jìn)行更換。

定期更換風(fēng)機(jī)

對斷路器，電源開關(guān)保護(hù)設(shè)備功能測試

并且風(fēng)6個月

12個月

5年

12個月

2.檢修維護(hù)注意事項

2.1檢修維護(hù)時嚴(yán)格執(zhí)行逆變器關(guān)機(jī)操作程序，嚴(yán)禁帶電

操作。

2.2逆變器內(nèi)部故障時應(yīng)及時通知廠家，并做好相關(guān)記錄。

記錄包括：故障現(xiàn)象及代碼、機(jī)器型號及編號等、故障發(fā)生時

間。

2.3逆變器檢修，除斷開逆變器本體所有開關(guān)外，必須將

接入該逆變器的所有匯流箱的空氣開關(guān)全部斷開，將該逆變器

的交流輸出開關(guān)和升壓箱變低壓側(cè)開關(guān)斷開。

3.逆變器故障及處理

故障類型故障原因

光伏陣列電壓高

于1000V

處理方式備注

PV過壓減小陣列串聯(lián)數(shù)量

PV絕緣阻抗低光伏陣列正極或負(fù)

極對大地阻抗

小于40kohms

檢查PV車列線路連接

電網(wǎng)電壓異常電網(wǎng)電壓超過檢查電網(wǎng)等電網(wǎng)恢復(fù)后自動重

新

啟動85%-1103范圍

電網(wǎng)頻率異常電網(wǎng)頻率超過檢查電網(wǎng)等電網(wǎng)恢復(fù)后自動重

新

啟動48Hz-52Hz范圍

液晶通信故障液晶屏與逆變器通

信故障

冗余輔助電源故障備份的輔助開關(guān)電

源故障

更換備份輔助開關(guān)電源

聯(lián)系生產(chǎn)商

為可靠起見，請及時更

換

16

直流防雷模塊故障直流側(cè)防雷模塊失

效

請更換同型號防雷模塊，

如故障仍存在，請聯(lián)系生

產(chǎn)商

更換后，重新啟動

交流防雷模塊故障交流側(cè)防雷模塊失

效

請更換同型號防雷模塊，

如故障仍存在，請聯(lián)系生

產(chǎn)商

更換后，重新啟動

故障代碼

逆變器功能故障

請記錄故障代碼聯(lián)系生產(chǎn)

商F01-F19

告警代碼逆變器內(nèi)部告警

請記錄告警代碼聯(lián)系生產(chǎn)

商

W01-W11

3.1逆變器由于保護(hù)動作停止工作，必須到就地檢查并查

明故障原因

3.2故障原因查明并處理完畢后，按照逆變器投入步驟，

投入運行。

3.3如逆變器故障暫時無法處理，將逆變器交、直流兩側(cè)

開關(guān)斷開，并做好檢修隔離措施。

17

第四章匯流箱和匯流柜運行維護(hù)規(guī)程

第一節(jié)匯流箱的運行

1.匯流箱技術(shù)參數(shù)

序號

1

2

3

4

5

6

7

8

9

名稱

型號

取大系統(tǒng)電壓

接入光伏串?dāng)?shù)目

每路最大輸入電流

最大持續(xù)輸出電流

最大熔斷器額定電流

額定短時耐受電流

生產(chǎn)廠家

投運時間

數(shù)值/內(nèi)容

DC1000A

10—16路

12A

176A

15A

500A

許繼電器

2012年12月

2?匯流箱投入前檢查

2.1檢查每路光伏電池組串輸入、直流輸出接線緊固，用

萬用表檢查每路光伏電池組串輸入開路電壓在正常范圍內(nèi)。

2.2檢查輸出直流斷路器、防雷器、通信電源等各部件完

好。

2.3檢查匯流箱接地良好。

2.4測量各支路熔斷器完好。

3.匯流箱投入步驟

3.1依次給上光伏電池組串輸入正、負(fù)極熔斷器。

3.2合上輸出直流斷路器，匯流箱投入運行。

4,匯流箱運行中的檢查項目

18

光伏電池組串投入運行后應(yīng)定期測量回路電流，輸出電流

相對降低時應(yīng)檢查光伏電池組串中電池組件原因并進(jìn)行處理，

處理好后恢復(fù)運行。

5?匯流箱退出操作

5.1斷開與該匯流箱對應(yīng)的逆變器室內(nèi)直流防雷配電柜中

的輸入直流斷路器；

5.2斷開該匯流箱直流斷路器；

5.3依次取下各支路輸入正、負(fù)極熔斷器。

第二節(jié)匯流箱的維護(hù)

1匯流箱部件更換

1.1防雷器的更換：檢查防雷器指示，如變?yōu)榧t色即需要

更換，更換時應(yīng)注意對應(yīng)原線號恢復(fù)，并緊固好螺絲。L2熔

斷器的更換：用萬用表檢測熔斷器通斷，如損壞應(yīng)立即更換同

型號熔斷器。

1.3直流斷路器的更換

1.3.1斷開與該匯流箱對應(yīng)的逆變器室內(nèi)直流防雷配電柜

中的輸入直流斷路器；

1.3.2依次取下匯流箱各支路輸入正、負(fù)極熔斷器;

1.3.3更換直流斷路器；

134注意對應(yīng)原線號恢復(fù)，并緊固好螺絲；

2.匯流箱檢修停電操作

2.1斷開逆變器室直流防雷配電柜中對應(yīng)輸入直流斷路器;

2.2斷開匯流箱直流斷路器；

2.3依次取下各支路輸入正、負(fù)極熔斷器；

2.4拔開相應(yīng)電池組串的連接頭。

第三節(jié)直流防雷配電柜的運行維護(hù)

1.技術(shù)參數(shù)

序號名稱數(shù)值/內(nèi)容

1

型號ZPD-7

19

2

3

4

5

6

7

直流輸入/輸出電壓

直流輸入/輸出電流

額定絕緣耐受電壓

相對濕度

生產(chǎn)廠家

投運時間

<1000VDC

<200A/路

1000VDC

不大于95%

許繼電器

2012年12月

2.送電前的檢查

2.1檢查柜內(nèi)清潔無雜物，安全措施全部拆除。

2.2檢查各引線接頭緊固，無松動現(xiàn)象。

2.3檢查支持瓷瓶無裂紋及損傷。

2.4檢查所有直流斷路器在斷位。

2.5檢查標(biāo)示牌完好，設(shè)備標(biāo)志齊全。

3.投入操作步驟

3.1查所帶各匯流箱投入正常，箱內(nèi)斷路器已合好。

3.2依次合上各匯流箱對應(yīng)的直流防雷配電柜內(nèi)直流斷路

器。

4.運行中的檢查

4.1檢查各接頭無過熱、變色現(xiàn)象。

4.2支持瓷瓶無裂紋和閃絡(luò)現(xiàn)象。

4.3外殼接地完好。

4.4柜內(nèi)部無異常聲響，無異味，無嚴(yán)重發(fā)熱等異常現(xiàn)象;

4.5柜門應(yīng)密封良好，防止小動物進(jìn)入造成故障。

4.6配電柜帶電運行時，打開機(jī)構(gòu)柜門應(yīng)有專人監(jiān)護(hù)。

4.7如發(fā)現(xiàn)直流防雷匯流箱內(nèi)數(shù)據(jù)采集器故障，應(yīng)在停電

狀態(tài)下進(jìn)行更換或處理

5退出操作步驟

5.1斷開相應(yīng)逆變器的并網(wǎng)開關(guān)；

5.2斷開相應(yīng)逆變器的直流輸入斷路器；

5.3斷開直流防雷配電柜內(nèi)的所有直流斷路器；

5.4斷開相應(yīng)各路匯流箱的直流斷路器。

2

6.直流防雷配電柜事故處理6.1遇有下列情況時，應(yīng)立即

停止直流防雷配電柜的運行

6.1.1發(fā)生危及人身和設(shè)備安全的緊急情況。

6.L2直流防雷配電柜著火。

6.1.3直流防雷配電柜放電嚴(yán)重，極有可能造成閃絡(luò)或爆

炸。

6.1.4直流防雷配電柜發(fā)熱熔化，且有嚴(yán)重?zé)熿F。

6.2直流防雷配電柜的緊急退出步驟

6.2.1按下相應(yīng)逆變器的急停按鈕

6.2.2斷開相應(yīng)逆變器的直流輸入斷路器

6.2.3斷開相應(yīng)各路匯流箱的直流斷路器

6.3直流防雷配電柜內(nèi)直流斷路器跳閘處理

6.3.1對跳閘直流斷路器外部進(jìn)行詳細(xì)檢查。

6.3.2檢查相對的匯流箱及各分路電池組串。

6.3.3如無明顯故障，應(yīng)搖測電纜絕緣是否正常。

6.3.4如以上檢查均無異?？蓪⑻l直流斷路器投入運行

并加強(qiáng)監(jiān)視。

6.3.5如發(fā)現(xiàn)故障點，將故障點隔離，待處理后方可投入

運行。

6.3.6開關(guān)故障分閘如系匯流箱直流斷路器發(fā)生拒動，造

成越級分閘，在恢復(fù)系統(tǒng)送電時，應(yīng)將發(fā)生拒動的回路脫離系

統(tǒng)并保持原狀，待查清拒動原因并消除缺陷后方可投入。

6.3.7將故障現(xiàn)象及保護(hù)動作情況記入運行記錄本上，匯

報班長、值長。

638在未查明故障原因前，嚴(yán)禁將開關(guān)合閘送電。

7.直流防雷配電柜的維護(hù)

定期緊固斷路器連接螺栓，清掃本體積灰，必要時測量斷

路器接觸電阻；

荷期測量溫度。

運行中在高負(fù)

第五章變壓器運行維護(hù)規(guī)程

第一節(jié)35KV組合箱式變壓器運行

1.35kV箱式變壓器技術(shù)參數(shù)

設(shè)備名稱

規(guī)格

組合式變壓器

ZGS-ZG-D/35

設(shè)備編號

安裝日期

OTKX.412.50

01

2012年10月

生產(chǎn)廠家

使用日期

山東泰開

2012年12月

21

外形尺寸

(mm

2000*2100*3450

安裝地點

戶外總質(zhì)量5500千克

主要技術(shù)性能

額定容量

相數(shù)

絕緣等級A

額定電流

1000KVA

三相

冷卻方式ONAN

額定頻率50HZ

15\962.25*2A

IP20

風(fēng)冷強(qiáng)制

LED屏和操作按鍵，

分接范圍+_2*2.5%

絕緣水平LI200ACIAC5

聯(lián)接組別DYN11YN11

允許環(huán)境溫度

允許相對濕度

提供通信接口

-25

小于95%

98.7%

防護(hù)等級防護(hù)類型

散熱方式

顯示與通信

C—55c2投運前檢查

2.1檢查檢修工作結(jié)束，工作票收回，安全措施全部拆除,

常設(shè)遮攔及標(biāo)示牌已經(jīng)恢復(fù)，變壓器外觀良好。2.2變壓器二

次保護(hù)設(shè)備正常，各項試驗及有關(guān)記錄正確，測量或核查絕緣

電阻合格，具備投入條件；2.3高壓熔斷器的安裝是否到位。

2.4電纜接頭連接可靠。

2.5變壓器的分接開關(guān)處于正確位置。

2.6檢查負(fù)荷開關(guān)的轉(zhuǎn)動靈活，處于正確位置。

2.7檢查組合式變壓器本體及內(nèi)部接地排接地良好。

2.8檢查組合式變壓器油位表油位高度正常。

2.9檢查壓力釋放閥投運前已將其頂部的壓板或插銷拔去。

3.高壓熔斷器的使用及更換

3.1高壓熔斷器的使用

電站采用全范圍一體式高壓限流熔斷器，可以用于高壓側(cè)

保護(hù)，在低壓側(cè)發(fā)生短路故障，過負(fù)荷及油溫過高時熔斷。熔

斷器在安裝，更換之前先將高低壓電源斷開，然后再進(jìn)行操作。

嚴(yán)禁熔斷器帶電插拔操作。3.2高壓熔斷器更換操作步驟

3.2.1熔斷器更換時，應(yīng)戴上干凈的棉布手套（防止操作

時手柄或熔斷器受污染，影響絕緣性能）322松開紅色帽蓋，

將手柄、熔斷器和接觸件整體從熔斷器底座內(nèi)拔出，用清潔的

棉布將熔斷器底座內(nèi)膛和手柄抹干凈。

3.2.3用一字形螺釘旋具將手柄和熔斷器側(cè)向鎖緊螺釘松

開，拔出需更換的熔斷器，更換新的熔斷器并鎖緊側(cè)向螺釘。

22

3.2.4檢查熔斷器底座的內(nèi)膛、手柄和熔斷件，確保其清

潔，然后將手柄、新熔斷器和接觸件沿底座軸心緩慢插入底座,

并將紅色帽蓋鎖緊

4負(fù)荷開關(guān)的操作

4.1負(fù)荷開關(guān)只能切斷變壓器正常工作電流及空載電流，

操作時嚴(yán)格按照相關(guān)操作規(guī)程操作，嚴(yán)禁在短路情況下操作負(fù)

荷開關(guān)。

4.2負(fù)荷開關(guān)操作步驟

4.2.1負(fù)荷開關(guān)操作時采用專用操作桿操作，

4.2.2操作時用絕緣操作桿鉤住負(fù)荷開關(guān)的操作孔，并將

絕緣操作桿的鉤子收緊，使絕緣操作桿的護(hù)楣（xie）將負(fù)荷

開關(guān)的操作柄完全套牢。

4.2.3負(fù)荷開關(guān)按照分合指示可以順時針或逆時針旋轉(zhuǎn)，

每次旋轉(zhuǎn)90度為一工位。先確定負(fù)荷開關(guān)要操作到的位置，

旋轉(zhuǎn)操作桿，直到聽到開關(guān)動作的聲音，此時負(fù)荷開關(guān)的指針

指向要操作到的位置，操作即完成。

424操作應(yīng)迅速、準(zhǔn)確、果斷、有力。

5.組合式變壓器的投運

5.1檢查35KV母線電壓正常。

5.2檢查該組合式變壓器對應(yīng)的跌落保險及電纜分支箱隔

離開關(guān)已合好。

5.3送上組合式變壓器兩個低壓斷路器的控制電源。

5.4合上組合式變壓器高壓負(fù)荷開關(guān)。

5.5分別合上組合式變壓器兩個低壓斷路器。

6組合式變壓器的巡檢項目

6.1檢查組合式變壓器本體無滲漏油現(xiàn)象。

6.2檢查組合式變壓器溫度正常。

6.3檢查組合式變壓器聲音無異常。

6.4檢查組合式變壓器油壓、油位正常。

6.5檢查組合式變壓器低壓側(cè)電壓、電流正常。

6.6檢查組合式變壓器無異味。

6.7檢查組合式變壓器綜保工作正常。

7.組合式變壓器的退出操作

7.1檢查組合式變壓器對應(yīng)的兩臺逆變器已停機(jī)；

7.2拉開組合式變壓器對應(yīng)的兩個逆變器的交流輸出斷路

器；

7.3分別拉開組合式變壓器兩個低壓斷路器;

7.4拉開組合式變壓器高壓負(fù)荷開關(guān)。

23

7.5斷開組合式變壓器兩個低壓斷路器的控制電源。

第二節(jié)35KV組合箱式變壓器維護(hù)

1變壓器油每年應(yīng)進(jìn)行一次油樣耐壓和介質(zhì)損耗試驗。

2油位過低應(yīng)及時予以補(bǔ)充，油的牌號和箱體中的油牌號

相同。注油前必須先操作壓力釋放閥釋放油箱中可能存在的壓

力，打開高壓柜內(nèi)的注油塞注油，注油完畢后，將注油塞旋緊。

注油時應(yīng)特別小心，避免夾帶氣泡。3注油后的組合式變壓器

在送電前，應(yīng)間隔12小時以上，以保證油中氣泡逸出。

4正常運行條件下，變壓器油不需要做油樣試驗。但如果

發(fā)現(xiàn)潮氣侵入現(xiàn)象（如絕緣子破碎）則必須從取樣閥取油樣進(jìn)

行測試

5避雷器應(yīng)每年雷雨季節(jié)前進(jìn)行一次預(yù)防性試驗。

6熔斷器熔斷后應(yīng)及時檢查故障原因，再更換熔斷器。

7檢查絕緣套管和絕緣子無碎裂，如有必須及時更換。

8檢查高低柜內(nèi)接線端子無松動及所有操作部件、表計和

附件正常工作，發(fā)現(xiàn)問題應(yīng)及時修理，更換。

第三節(jié)站用干式變壓器

1.1#站用變技術(shù)參數(shù)

設(shè)備名稱

生產(chǎn)廠家

規(guī)格型號

產(chǎn)品代號

10KV干式變

天威順達(dá)

ITS.719.0332.1

出廠序號

何壓開大編號

安裝日期

1208S32-01

511

制造國家

低壓開大編號

使用日期

中國

411

總質(zhì)量

24

主要技術(shù)性能參數(shù)

容量：160KVA頻率：50HZ

短路電阻：3.93%聯(lián)結(jié)組標(biāo)號：DYNU

標(biāo)準(zhǔn)序號GB1094.ilGB/T10228

絕緣水平：LI75AC35/LI()AC3

一次側(cè)

位置聯(lián)結(jié)分接電壓電流

1

2-+5.0%10500

3

3-

2+2.5%10250

4

4-

30%100009.2

5

5-

4-2.5%9750

6

6-

5-5.0%9500

7

二次側(cè)

電壓

400

電流

231

2.2#站用變技術(shù)參數(shù)

設(shè)備名稱

生產(chǎn)廠家

規(guī)格型號

產(chǎn)品代號

35KV干式變出廠序號1208S33-01

B31

制造國家

/pc井辛名點縣

低壓開大編號

使用日期

中國

421

天威順達(dá)

ITS.719.0431.1

何壓開大編號

安裝日期

總質(zhì)量1600KG

主要技術(shù)性能參數(shù)

額定容量：AN160KVA

短路阻抗：5.88%

聯(lián)結(jié)組標(biāo)號：DYN11

防護(hù)等級：IP20

絕緣水平：Lil70AC70/LI()AC3

一次側(cè)

位置

12-3

聯(lián)結(jié)分接電壓電流

400

頻率:50Hz3相

二次則

電壓

230.9

電流

+5%36750

+2.5%35875

0%350002.64

2

3-4

34-5

25

45-6

56-7

標(biāo)準(zhǔn)代

號：

-2.5%34125

-5%33250

GB1094.11GB/T10228絕緣系統(tǒng)溫度：F冷卻方式:AN3.

投運前的檢查

3.1有關(guān)工作票己全部終結(jié)，臨時安全措施拆除，常設(shè)遮

攔及標(biāo)示牌已經(jīng)恢復(fù);

3.2變壓器本體及周圍清潔；

3.3高、低壓惻進(jìn)出線端子及高壓線圈連接緊固；

3.4高壓絕緣子瓷瓶無裂紋破損；

3.5調(diào)壓裝置正常，位置正確；

3.6溫控器接線正確；

3.7檢查變壓器箱體和鐵芯永久性接地良好；

3.8干式變柜門、鎖完好。

4.1#站用變的投入

4.11#站用變投入時應(yīng)合高壓斷路器511開關(guān)注意儀表的

變化。

4.2合低壓斷路器411開關(guān)，操作時應(yīng)注意儀表的變化。

廠用變投入后應(yīng)立即檢查有無異響、異?，F(xiàn)象。如無異常投入

溫控和溫顯。

4.3

況。

5.2#站用變的投入

5.12#站用變投入時應(yīng)合高壓斷路器B31開關(guān)注意儀表的

變化。

站用變壓器應(yīng)根據(jù)顯示器上的數(shù)據(jù)監(jiān)視其正常運行如變壓

器在過負(fù)荷情況下運行應(yīng)密切監(jiān)視電流變化情5.2合低壓斷路

器412開關(guān)，操作時應(yīng)注意儀表的變化。廠用變投入后應(yīng)立即

檢查有無異響、異?，F(xiàn)象。如無異常投入溫控和溫顯。

5.3

況。

6.運行中的檢查6.1變壓器絕緣子無裂紋；

站用變壓器應(yīng)根據(jù)顯示器上的數(shù)據(jù)監(jiān)視其正常運行如變壓

器在過負(fù)荷情況下運行應(yīng)密切監(jiān)視電流變化情6.2高、低壓側(cè)

進(jìn)、出線端子及高壓線圈連線連接無過熱現(xiàn)象及放電痕跡：

6.3變壓器冷卻裝置是否運行正常；

26

6.4變壓器溫控器是否正常；

6.5變壓器三相繞組溫度是否正常。

6.6干式變壓器繞組溫度不宜高于

時，可帶105%負(fù)荷長期運行。

7.1#站用變停運

7.1依次斷開低壓側(cè)開關(guān)411,高壓側(cè)開關(guān)511

7.21#站用變停運時，因負(fù)荷不允許停電可起動

置切換至2#站用變。

2#站用變。如果2#站用變處于熱備用狀態(tài)，

411,使相應(yīng)的雙電源自動切換裝

90C運行，但最高不得超過110Co在環(huán)境溫度C—50C

雙電源自動切換裝置在投入位置。斷開工作變的低壓開關(guān)

第三節(jié)SVG油浸變壓器

1.SVG油浸變壓器技術(shù)參數(shù)

設(shè)備名稱

廠家

耦合變壓器

保定安特

1AT-710

出廠序號

安裝日期

使用日期

12399

制造國家

規(guī)格型號

總質(zhì)量

中國

單身5500KG總重11800KG產(chǎn)品代號

主要技術(shù)性能參數(shù)

27

分接位置：高壓側(cè):低壓側(cè)

電流電壓

10000230.9

電壓

1

2

3

4

5

5

電流

40425

39462.

5

3850060

37537.

36575

GB1094.3.5-2003GB/T.6451-1999標(biāo)準(zhǔn)代號：

GB1094.1.2.4-1996

容量：4000KVA3相

接線編

號：

絕緣水

平：

短路電

抗：

YYA0

LI200AC85戶夕卜

7.39%

頻率：50HZ

冷卻方式：ONAN

油量：3100KG

2.SVG油浸變壓器投運前的檢查

2.1有關(guān)工作票己全部終結(jié)，臨時安全措施拆除，常設(shè)遮

攔及標(biāo)示牌已經(jīng)恢復(fù)；

2.2變壓器二次保護(hù)設(shè)備正常，各項試驗及有關(guān)記錄正確,

具備投入條件;

2.3變壓器本體及周圍清潔，頂部及母線無遺留物，各部

無滲（漏）油，接地裝置良好：

2.44套管及支柱瓷瓶無裂紋破損，引線接頭緊固；

2.55油位、油色正常；

2.6吸潮器內(nèi)干燥劑無變色，呼吸暢通；

2.7變壓器各閥門位置正確，符合運行要求：

2.8分接開關(guān)位置正確。

2.9冷卻裝置完好；

2.10保護(hù)投入正確；

2.11溫度表完整且指示正確：

2.12壓力釋放閥應(yīng)完好且位置正確；

3.SVG油浸變壓器運行中的檢查

3.1變壓器各部外觀清潔，無滲（漏）油現(xiàn)象，套管元裂

紋及放電痕跡；

3.2變壓器的繞組溫度、油溫、油色、油位及響聲正常，

自然循環(huán)自冷、油浸式變壓器在額定電壓下，冷卻介質(zhì)不超過

40攝氏度，頂層油溫不得超過95攝氏度。

28

3.3吸潮器、壓力釋放裝置、瓦斯繼電器運行正常：

3.4各引線接頭無過熱現(xiàn)象；

3.5變壓器冷卻裝置運行正常。

3.6控制箱、端子箱內(nèi)各元件正常，柜門應(yīng)關(guān)嚴(yán)。

3.7每周采用紅外成像儀測量變壓器本體、接頭、套管等

部位的溫度。

4.SVG油浸變壓器的特殊檢查項目

4.1瓦斯繼電器動作后，應(yīng)立即對變壓器本體進(jìn)行檢查。

4.2雷雨過后檢查各部無放電痕跡，引線連接處無過熱現(xiàn)

象，還應(yīng)檢查避雷器的記數(shù)器的動作次數(shù)并作記錄。

4.3大風(fēng)天應(yīng)檢查引線有無劇烈擺動，變壓器上部及周圍

無雜物。

4.4大霧天檢查套管無火花放電現(xiàn)象。

4.5大雪天檢查套管、引線連接處無落雪即溶或有冰溜子。

4.6氣溫驟變時檢查油枕和充油套管油位、溫升及溫度變

化情況。

4.7變壓器過負(fù)荷運行或冷卻裝置故障時，應(yīng)每30分鐘檢

查一次。

第六章無功補(bǔ)償裝置運行維護(hù)規(guī)程

1.SVG投入前的檢查

1.1有關(guān)工作票已全部終結(jié)，臨射安全措施拆除，常設(shè)遮

攔及標(biāo)示牌已經(jīng)恢復(fù)；

1.2變壓器及SVG1次保護(hù)設(shè)備正常，各項試驗及有關(guān)記

錄正確，具備投入條件；

1.3SVG本體及周圍清潔，無雜物。

1.4SVG變壓器高低壓兩側(cè)接地刀閘

1.5檢查SVG控制屏上顯示正常，

1.6啟動柜接觸器KM1在分位

1.72.SVG投入操作步驟

1CB-2CD,1CB-3CD在分位

2.1確認(rèn)SVG隔離開關(guān)1CB-2JCB-3在合位，接地刀

1CB-2CDJCB-3CD在分位；

2.2確認(rèn)啟動柜旁路接觸器KM1處于分閘狀態(tài)；

29

2.3確認(rèn)控制屏上各裝置運行正常，各單機(jī)裝置面板燈光

指示無告警，無異常；

2.4檢查觸摸屏主界面一次回路狀態(tài)正常

2.5檢查各功率模塊正常

2.6合上SVG出線柜斷路器C31,檢查各功率模塊充電是

否正常，無報警，觸摸屏功率模塊直流電壓顯示值是否正常。

2.7按下SVG控制柜啟動按鈕，啟動柜接觸器

2.8通過觸摸屏將運行狀態(tài)改為自動運行。

2.9

3.SVG退出操作步驟

3.1斷開啟動柜并網(wǎng)接觸器KM1

3.2確認(rèn)啟動柜內(nèi)旁路接觸器分閘

3.3斷開SVG斷路器C31

3.4監(jiān)視風(fēng)機(jī)自動停止。

3.5等待功率模塊充分放電（所有指示燈熄滅）

3.6拉開SVG隔離開關(guān)1CB-2JCB-3.

（也可以直接斷開SVG斷路器C31,5秒鐘后啟動柜并網(wǎng)

接觸器

4.日常維護(hù)

4.1SVG運行時，嚴(yán)禁打開啟動柜柜門以及功率柜柜門，

避免發(fā)生事故。如需對啟動柜、

功率柜內(nèi)的部件進(jìn)行檢修，須斷開SVG上級斷路器并拉

開上級隔離后方7進(jìn)行。

KM1自動分閘）

KM1動作合閘

4.2SVG運行時，由于SVG風(fēng)機(jī)抽風(fēng)的原因?qū)е氯菀讓⒒?/p>

塵吸入功率柜，定期清掃功率柜

內(nèi)功率單元上的灰塵。為了減少灰塵對SVG勺影響，應(yīng)

經(jīng)常打掃動態(tài)無功補(bǔ)償室。

4.3定期（三個月至半年）檢查各連接部分螺絲，接線端

子連接是否緊固，無松動，無過熱，無氧化。

第七章高低壓配電裝置運行維護(hù)規(guī)程

1.35kV線路停、送電操作原則

1.135KV線路的停送電操作按調(diào)度命令執(zhí)行。操作時應(yīng)執(zhí)

行雙人監(jiān)護(hù)制，填寫操作票并做好記錄L2停電時，必須先斷

開斷路器，再搖出開關(guān)小車至“檢修”位置。送電操作時，先搖

入開關(guān)小車至U“運

3

行”位置，再合斷路器；

1.3送電時，搖入開關(guān)小車前必須查開關(guān)在斷位；

1.4消弧消諧柜刀閘，電纜分支箱刀閘操作后必須檢查分、

合閘位置，分、合閘位置指示正確。1.535kV系統(tǒng)設(shè)備檢修時,

必須可靠斷開相應(yīng)開關(guān)、刀閘的交、直流操作電源；

1.6母線送電時，嚴(yán)禁用刀閘充電。

1.7禁止用刀閘拉、合負(fù)荷電流及空載線路和空載變壓器。

1.8母線或線路停電檢修時，必須將其電壓互感器二次側(cè)

開關(guān)或保險斷開。

1.935kV系統(tǒng)拉、合接地刀閘，必須得到調(diào)度命令，合接

地刀閘必須履行驗電手續(xù)。

2.10kV站用電系統(tǒng)運行與操作

2.110KV線路的停送電操作按調(diào)度命令執(zhí)行。操作時應(yīng)執(zhí)

行雙人監(jiān)護(hù)制，填寫操作票并做好記錄2.2變壓器送電操作必

須從電源側(cè)到負(fù)荷側(cè)逐級送電，嚴(yán)禁顛倒順序?qū)ψ儔浩鞣此碗?

停電操作時順序相反；停電時，必須先斷開低壓側(cè)開關(guān)，再斷

開高壓側(cè)開關(guān)，后搖出開關(guān)小車。送電操作時，先搖入開關(guān)小

車，再合高壓側(cè)開關(guān)，后合低壓側(cè)開關(guān)；

2.3送電時，搖入開關(guān)小車前必須查開關(guān)在斷位

2.410kV系統(tǒng)設(shè)備檢修時，必須可靠斷開相應(yīng)開關(guān)的交、

直流操作電源；

2.5母線或線路停電檢修時，必須將其電壓互感器二次側(cè)

開關(guān)或保險斷開。

2.610kV系統(tǒng)拉、合接地刀閘，必須得到值長命令，合接

地刀閘必須履行驗電手續(xù)。

31

2.7倒閘操作或停送電操作應(yīng)嚴(yán)格執(zhí)行操作票制度。

3.高壓真空斷路器

3.1送電前的檢查

3.3.1有關(guān)工作票全部總結(jié)，安全措施已拆除，檢修和試

驗人員有可以設(shè)備投入運行的書面交待記錄；3.3.

2

3.3.

3

3.3.

4

3.3.

5

3.3.

6

真空斷路器本體及周圍無影響設(shè)備投運的雜物及遺留物；

真空斷路器滅弧室外絕緣完好無損。

測量真空斷路器上下斷口間絕緣值不低于

真空斷路器各機(jī)構(gòu)完好；

遠(yuǎn)方操作合、跳閘試驗正常。

200MQ（2500V搖表）

3.2真空斷路器的投運

3.2.

1

3.2.

2

3.2.

3

3.2.

4

3.2.

5

3.2.

6

真空斷路器投運前必須檢查開關(guān)確已斷開。

真空斷路器投運前應(yīng)檢查接地刀閘確已拉開。

將真空斷路器小車搖至運行位；

檢查斷路器儲能裝置正常

遠(yuǎn)動合閘，嚴(yán)禁在就地進(jìn)行帶電手動合閘操作；

操作人員在發(fā)現(xiàn)問題應(yīng)及時匯報班、值長，嚴(yán)禁強(qiáng)制解除

開關(guān)的各項閉鎖功能。

3.3斷路器正常運行中的檢查

3.3.

1

3.3.

2

3.3.

3

3.3.

4

斷路器機(jī)械位置指示、電氣位置指示應(yīng)與實際位置一致；

有無電暈放電現(xiàn)象；

開關(guān)柜門關(guān)閉牢固；

氣溫低時，電加熱運行正常。

341按照先負(fù)荷側(cè)后電源側(cè)的順序依次斷開斷路器

342當(dāng)遠(yuǎn)方無法分閘時，在得到值長許可后，可在就地進(jìn)

行分閘操作。

3.4斷路器的退出

32

3.4.3操作前應(yīng)將真空斷路器柜門上的選擇開關(guān)切至“就地”

位置。

344操作完畢后，查找斷路器拒動原因并處理。

3.5斷路器故障跳閘后的檢查

351斷路器本體絕緣有無裂紋、破損現(xiàn)象；

352事故分閘時，針對故障后信號情況，重點檢查相應(yīng)

設(shè)備。

4.母線

4.1母線及各開關(guān)不得超過其額定電流運行。

4.2用紅外線測溫儀測量母線溫度一般不超過70C,接頭處

在運行中不應(yīng)有過熱現(xiàn)象，如有過熱現(xiàn)象必須設(shè)法減少負(fù)荷電

流，并盡可能停止使用。

4.3母線送電前應(yīng)檢查有關(guān)工作票全部收回并終結(jié)，

長設(shè)遮攔及標(biāo)示已恢復(fù)。

4.4母線送電前應(yīng)測量母線絕緣正常。（35kV.10kV母

線用2500V搖表測量應(yīng)不低于1M

臨時安全措施已拆除，母線上部無雜物，

Q/kV;400V母線用1000V搖表應(yīng)不低于1MQ）

4.5母線必須帶PT充電。

4.6直接威脅人員和設(shè)備安全的緊急操作，可不經(jīng)任何人

許可，進(jìn)行停電操作，事后應(yīng)盡快才報告值長。4.7裝卸高壓

熔斷器，應(yīng)帶護(hù)目眼睛和絕緣手套，必要時使用絕緣夾鉗，并

站在絕緣墊或絕緣臺上。5.避雷器

5.1避雷器運行中檢查項目

5.1.1外部瓷瓶完整、清潔、無裂紋現(xiàn)象及放電痕跡。

5.1.3放電記錄完好，動作次數(shù)正確。

5.1.2接地應(yīng)牢靠。

33

5.2避雷器運行中發(fā)生以下情況應(yīng)立即停運

5.2.

1

避雷器瓷瓶爆炸或有明顯的裂紋及嚴(yán)重放電。

522避雷器引線松動，有斷落造成接地的可能性。

5.2.

3

接地線接觸不良或斷裂。

避雷器內(nèi)部有放電聲。

5.2.

4

6.互感器

6.1互感器一般運行規(guī)定

6.1.

1

6.1.

2

在任何情況下，電壓互感器二次側(cè)嚴(yán)禁短路，電流互感器

二次側(cè)嚴(yán)禁開路。

運行中的電壓互感器不允許無故停用。

6.1.

運行中的電壓互感器有明顯故障，嚴(yán)禁將電壓互感器拉出。

首先做好防止反送電及繼3

電保護(hù)誤動的措施后，再停運電區(qū)互感器。

6.1.

4

6.1.

5

電流互感器運行中不能隨意加負(fù)荷，且不允許長時問過負(fù)

荷運行。

新安裝、更換或檢修后的互感器應(yīng)檢查相關(guān)試瞼合格，并

由繼電保護(hù)人員核對變比、

相

相位和保護(hù)定值正確，作好記錄。

序、

6.1.互感器二次出現(xiàn)開路或（短路）時，應(yīng)申請將有關(guān)保

護(hù)裝置退出，

6動，

當(dāng)危及人身安全和設(shè)備安全時可將互感器停運。

以防保護(hù)裝置誤

6.1.

7

6.1.

8

停運電壓互感器時，應(yīng)先停直流電源，后停交流電源，送

電時相反。

電壓互感器嚴(yán)禁從低壓側(cè)充電。

在電壓互感器二次側(cè)接取電壓時，必須在靠近電源側(cè)加裝

合適的熔斷器，熔斷電流必

6.1.

9

須與上一級熔斷器進(jìn)行配合，以防互感器二次短路、造成

保護(hù)誤動、熔斷器越級熔斷。

6.2新投運或檢修后的互感器檢查與要求

6.2.

1

6.2.

2

6.2.

3

經(jīng)試驗人員試驗合格。如：耐壓、絕緣電阻、介質(zhì)損耗等。

經(jīng)試驗人員檢查極性、相序、相位、變比正確。

接地點應(yīng)合理且接地良好。

34

624無妨礙運行的雜物。

6.2.

5

6.2.

6

6.2.

7

各部分清潔無污垢。

本體絕緣無裂紋現(xiàn)象。

各部螺絲緊固無松動。

6.3電壓互感器送電前的檢查項目

6.3.

1

6.3.

2

6.3.

3

6.3.

4

6.3.

5

新安裝或檢修、更換后的電壓互感器應(yīng)檢查電壓互感器各

試驗記錄參數(shù)合格。

電壓互感器一次側(cè)中性點接地及外殼接地良好，二次側(cè)無

短路現(xiàn)象。

各部件清潔，無遺留物。

各螺名緊固，無松動現(xiàn)象。

一次，二次熔絲完好。

6.4電壓互感器運行中的檢查項目

6.4.

1

6.4.

2

6.4.

3

6.4.

4

6.4.

5

各部分有關(guān)指示正常，保護(hù)裝置無異常信號發(fā)出。

無焦味，鐵芯無噪音、無鐵磁諧振噪音、放電噪音，無異

常振動。

本體無變形變色，瓷瓶無污閃及破損。

各接頭無脫落，松動，無發(fā)熱及放電現(xiàn)象。

電壓互感器二次側(cè)接地良好。

6.5電流互感器送電前的檢查項目

6.5.

6.5.

2

6.5.

3

6.5.

4

6.5.

5

各部分接線正確，螺絲無松動脫落。

各部分清潔，無遺漏物。

瓷瓶，套管無裂紋及放電現(xiàn)象。

外殼及中性點接地良好。

電流互感器一次接頭接觸良好，無過熱變色。

6.5.6電流互感器二次回路無明顯的開路現(xiàn)象。

35

6.5.7