1、運(yùn)行總則1.范圍本規(guī)程規(guī)定了光伏電站的運(yùn)行、操作、維護(hù)、事故處理的基本原則。本規(guī)程適用于國家電投紅墩子光伏電站。2.規(guī)范性引用文件 下列文件對(duì)于本文件的應(yīng)用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本文件。GB26859 電力安全工作規(guī)程 電力線路部分GB26860 電力安全工作規(guī)程 發(fā)電廠和變電站電氣部分GB26861 電力安全工作規(guī)程 高壓試驗(yàn)室部分GB19964 光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定GB29319 光伏發(fā)電系統(tǒng)接入配電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定GB29320 光伏電站太陽跟蹤系統(tǒng)技術(shù)要求GB29321 光伏發(fā)電站無功補(bǔ)償技術(shù)規(guī)范NB/T 32004 光伏發(fā)電并網(wǎng)逆

2、變器技術(shù)規(guī)范 區(qū)域、地方電網(wǎng)調(diào)度規(guī)程、規(guī)定3.一般規(guī)定 3.1電站基本情況3.1.1電站概況3.1.2電網(wǎng)調(diào)度管理范圍3.2管理規(guī)定3.2.1.1新設(shè)備的投運(yùn)或設(shè)備大修后投運(yùn)前，必須有完整的技術(shù)資料及相關(guān)實(shí)驗(yàn)3.2.1.2繼電保護(hù).自動(dòng)裝置定值及計(jì)算機(jī)內(nèi)部參數(shù)，未經(jīng)許可不得擅自更改。如需進(jìn)行整定和更改時(shí)按照保護(hù)管理規(guī)定執(zhí)行。3.2.2運(yùn)行管理3.2.2.1運(yùn)行中發(fā)生的重要異常情況，當(dāng)班值長應(yīng)按照相關(guān)規(guī)定向上級(jí)調(diào)度部門進(jìn)行匯報(bào)，并及時(shí)向主管部門及領(lǐng)導(dǎo)進(jìn)行匯報(bào)。3.2.2.2當(dāng)班值長必須服從上級(jí)電力調(diào)度機(jī)構(gòu)的調(diào)度。網(wǎng)、省、地調(diào)調(diào)管的設(shè)備，未過網(wǎng)、省、地調(diào)值班調(diào)度員的指令，均不得自行操作，但危及人身

3、和設(shè)備安全的情況可不待調(diào)令進(jìn)行操作，事后必須向相關(guān)調(diào)度部門匯報(bào)。3.2.2.3當(dāng)班值長在接受調(diào)令時(shí)，必須主動(dòng)復(fù)誦并核對(duì)無誤，調(diào)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(bào)告執(zhí)行情況和時(shí)間。3.2.2.4當(dāng)班值長在接受調(diào)令及進(jìn)行其他業(yè)務(wù)聯(lián)系時(shí)應(yīng)做詳細(xì)記錄并錄音，同時(shí)必須使用規(guī)范的調(diào)度術(shù)語。3.3其他管理3.3.1電站設(shè)備正常運(yùn)行維護(hù)及事故處理必須符合本規(guī)程規(guī)定。本規(guī)程如與上級(jí)規(guī)程、規(guī)定相抵觸時(shí)，應(yīng)按照上級(jí)規(guī)程、規(guī)定執(zhí)行。3.3.2生產(chǎn)現(xiàn)場使用得規(guī)范、條例、制度、規(guī)定與本規(guī)程有同等效力。4.運(yùn)行方式的規(guī)定4.1正常方式4.1.1子陣電池組件、匯流箱、直流柜、逆變器、數(shù)據(jù)采集柜全部投入運(yùn)行。4.1.

4、2箱變、匯流箱、架空線路、母線、無功補(bǔ)償裝置、電壓互感器、接地變壓器及其自動(dòng)裝置、保護(hù)全部投入運(yùn)行，送出線路、主變、保護(hù)、自動(dòng)裝置、計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)、電能計(jì)量系統(tǒng)、光功率預(yù)測、生產(chǎn)管理系統(tǒng)應(yīng)投入運(yùn)行。4.1.3正常情況下由廠用電源為主電源供電方式，主電源故障時(shí)，投入備用電源。4.2特殊方式4.2.1送出線路停電時(shí)，全站停發(fā)。主變停運(yùn)時(shí)所對(duì)應(yīng)的升壓站母線停運(yùn)。任一進(jìn)線斷路器發(fā)生故障時(shí)，所帶光伏發(fā)電陣列逆變器及箱變停運(yùn)。5.倒閘操作的原則及規(guī)定5.1原則5.1.1變電設(shè)備的倒閘操作必須嚴(yán)格遵守電力安全工作規(guī)程、調(diào)度規(guī)程等有關(guān)規(guī)程規(guī)定，5.1.2電氣設(shè)備停、送電操作原則：停電操作時(shí)，先停一次設(shè)備，后停

5、保護(hù)、自動(dòng)裝置。送電操作時(shí)，先投入保護(hù)、自動(dòng)裝置，后投入一次設(shè)備。5.1.3一次設(shè)備倒閘操作過程中，保護(hù)及自動(dòng)裝置必須在投入狀態(tài)。5.1.4設(shè)備停電時(shí)，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(shí)，先合上斷路器兩側(cè)隔離刀閘，后合上該設(shè)備斷路器。5.1.5設(shè)備停電時(shí)，停電順序是從負(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(shí)，送電的順序是從電源側(cè)逐步向負(fù)荷側(cè)操作：嚴(yán)禁帶負(fù)荷拉、合隔離刀閘。5.1.6投入接地刀閘或裝設(shè)接地線前，必須檢查接地刀閘兩側(cè)隔離刀閘（斷路器）在拉開（分閘）狀態(tài)，應(yīng)進(jìn)行驗(yàn)電，確認(rèn)無電壓后方可投入接地刀閘或裝設(shè)接地線。5.1.7倒閘操作中發(fā)生斷路器或

6、隔離刀閘拒動(dòng)時(shí)，應(yīng)查明原因后方可進(jìn)行操作，不得隨意解除閉鎖5.1.8下列操作可以不填寫倒閘操作票，但必須做好相關(guān)運(yùn)行記錄。5.1.8.1事故處理。5.1.8.2斷開或合上斷路器的單一操作。5.1.8.3拆除或拉開全站僅有的一組接地線或接地刀閘。5.2規(guī)定5.2.1一般規(guī)定5.2.1.1在執(zhí)行倒閘操作時(shí)，操作人應(yīng)先根據(jù)操作票在系統(tǒng)圖上模擬倒閘操作，模擬操作無誤后，由當(dāng)值值長下達(dá)操作命令后方可執(zhí)行。5.2.1.2倒閘操作應(yīng)由兩人進(jìn)行，一人操作一人監(jiān)護(hù)。5.2.1.3操作時(shí)，必須先核對(duì)設(shè)備的名稱和編號(hào)，并檢查斷路器、隔離刀閘、自動(dòng)裝置的狀態(tài)，操作中，必須執(zhí)行監(jiān)護(hù)制度和復(fù)誦制度，每操作完一項(xiàng)即由監(jiān)護(hù)人

7、在操作前面畫“”5.2.1.4倒閘操作中發(fā)生任何疑問，必須立即停止操作，并向當(dāng)班值長詢問情況后在進(jìn)行操作，不得擅自更改操作票操作順序，操作票在執(zhí)行過程中不得漏項(xiàng)、跳項(xiàng)、添項(xiàng)。5.2.1.5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。5.2.1.6雷雨天時(shí)，應(yīng)停止室外設(shè)備倒閘操作，雷電時(shí)禁止進(jìn)行倒閘操作。5.2.1.7線路及主變操作時(shí)，電站主要負(fù)責(zé)任人必須到現(xiàn)場進(jìn)行安全監(jiān)護(hù)。5.2.2線路倒閘操作5.2.2.1線路停電前應(yīng)先將電站內(nèi)運(yùn)行的逆變器全部停機(jī)。5.2.2.2投入主變中性點(diǎn)接地刀閘。5.2.2.3線路停電操作時(shí)應(yīng)將重合閘方式至停運(yùn)方式，斷開線路斷路器，再拉開母線側(cè)隔離刀閘，最后拉開

8、線路隔離刀閘，線路送電操作與比相反。5.2.3母線倒閘操作5.2.3.1母線停電操作前必須將母線上所帶負(fù)載開關(guān)斷開后方可進(jìn)行。5.2.3.2母線停電后進(jìn)行相關(guān)工作時(shí)必須拉開電壓互感器的隔離刀閘，并取下二次側(cè)保險(xiǎn)。5.2.4變壓器倒閘操作5.2.4.1變壓器送電必須由高壓側(cè)充電，停電時(shí)先停低壓側(cè)。5.2.4.2主變壓器投運(yùn)、撤運(yùn)時(shí)主變壓器中性點(diǎn)接地刀閘必須在投入位。6. 巡回檢查的一般規(guī)定6.1正常巡視 按照要求開展設(shè)備巡視檢查工作，巡視時(shí)，必須遵守電力生產(chǎn)工作安全規(guī)程的有關(guān)規(guī)定。6.2 特殊巡視 如遇下列情況應(yīng)增加巡回次數(shù)或定點(diǎn)監(jiān)視6.2.1 設(shè)備存在較大缺陷或異常；6.2.2 新投運(yùn)、改造和

9、檢修后的設(shè)備；6.2.3 由于天氣、氣溫等氣候變化較大時(shí)；6.2.4 設(shè)備運(yùn)行的條件發(fā)生較大變化時(shí)。6.2.5 設(shè)備發(fā)生故障后，要特別注意對(duì)斷開短路電流的斷路器及相應(yīng)設(shè)備的檢查。7. 事故處理的一般原則7.1事故處理必須嚴(yán)格遵守電力生產(chǎn)安全工作規(guī)程、調(diào)度規(guī)程、運(yùn)行規(guī)程及相關(guān)規(guī)定，并服從上級(jí)調(diào)度和當(dāng)班值長指揮。7.2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(dú)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(bào)當(dāng)班值長。7.3在處理事故時(shí)，迅速限制事故的發(fā)展，消除事故的根源，解除對(duì)人身和設(shè)備的威脅。對(duì)未造成事故的設(shè)備的安全隔離，保持其正常運(yùn)行，防止事故擴(kuò)大。7.4發(fā)生事故時(shí)，當(dāng)班值長是事故

10、處理的指揮者、組織者。事故發(fā)生后當(dāng)班值長應(yīng)將事故發(fā)生的時(shí)間、監(jiān)控系統(tǒng)主要故障信息繼電保護(hù)、自動(dòng)裝置及一次設(shè)備動(dòng)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(bào)，并詳細(xì)記錄。7.5 事故發(fā)生后，應(yīng)根據(jù)監(jiān)控相關(guān)信息，保護(hù)、自動(dòng)裝置的動(dòng)作情況及故障設(shè)備外部特征，全面分析事故性質(zhì)。7.6系統(tǒng)發(fā)生沖擊后，應(yīng)對(duì)相關(guān)設(shè)備進(jìn)行全面檢查。要特別注意對(duì)開斷短路電流的斷路器及相應(yīng)設(shè)備的檢查。7.7線路事故跳閘，重合閘動(dòng)作不成功時(shí)，不得進(jìn)行強(qiáng)送電，應(yīng)將情況匯報(bào)調(diào)度后，按調(diào)令執(zhí)行。7.8事故處理時(shí)，無關(guān)人員不得進(jìn)入中央控制室及事故區(qū)域內(nèi)。7.9如調(diào)度電話中斷而不能與上級(jí)調(diào)度直接聯(lián)系時(shí)，應(yīng)盡快利用其他通訊方式聯(lián)系上級(jí)調(diào)

11、度。8. 定義和術(shù)語 8.1充電 讓直流電從放電相反的方向通過，以使蓄電池中活性物質(zhì)恢復(fù)作用8.2 送電 是指設(shè)備充電并帶負(fù)荷（指設(shè)備投入環(huán)狀運(yùn)行或帶負(fù)荷）。8.3 停電 是指斷開斷路器及隔離開關(guān)使設(shè)備不帶電壓。8.4 解裂 是指發(fā)電單元和電力系統(tǒng)其他部分之間、系統(tǒng)的一部分和系統(tǒng)其他部分之間失去電的聯(lián)系，分解成相互獨(dú)立、互不聯(lián)系的部分。8.5 并列 是指將兩個(gè)及以上電氣相互獨(dú)立運(yùn)行的設(shè)備通過運(yùn)行方式切換連為一個(gè)整體電網(wǎng)運(yùn)行。8.6 熱備用 是指設(shè)備斷路器斷開，而隔離刀閘仍在合閘位置。無特殊要求，設(shè)備保護(hù)均應(yīng)在運(yùn)行狀態(tài)。8.7 冷備用是指電氣設(shè)備的斷路器斷開，其兩側(cè)隔離刀閘和相關(guān)接地刀閘處于斷開

12、位置。8.8 檢修 指設(shè)備所有斷路器、隔離刀閘均斷開，掛號(hào)接地線或合上接地刀閘時(shí)，為檢修狀態(tài)。光伏組件運(yùn)行規(guī)程1. 范圍本標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定了光伏組件的運(yùn)行、維護(hù)、事故處理。本標(biāo)準(zhǔn)適用于光伏組件運(yùn)行維護(hù)管理。2. 規(guī)范性引用文件下列文件對(duì)于本文件的應(yīng)用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅所注日期的版本適用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本文件。GB/T9535 地面用晶體硅光伏組件 設(shè)計(jì)鑒定GB/50797 光伏發(fā)電站設(shè)計(jì)規(guī)程GB/T50796 光伏發(fā)電工程驗(yàn)收規(guī)范GB/T29320 光伏電站太陽跟蹤系統(tǒng)技術(shù)要求CQC33- 光伏組件用接線盒認(rèn)證規(guī)則設(shè)備產(chǎn)品使用說

13、明書及有關(guān)技術(shù)文件。表1電池組件技術(shù)參數(shù)名稱東方電氣東方電氣英利型號(hào)DQPVM245P6-60MGSP250-60YL255P-29b電池種類尺寸（mm）重量（kg）標(biāo)準(zhǔn)測試條件下峰值功率（Wp）標(biāo)準(zhǔn)測試條件下開路電壓（V）標(biāo)準(zhǔn)測試條件下短路電流（A）標(biāo)準(zhǔn)測試條件下工作電壓（V）標(biāo)準(zhǔn)測試條件下工作電流（A）標(biāo)準(zhǔn)工作溫度（）電池組件轉(zhuǎn)換效率（%）峰值功率溫度系數(shù)（%/K)開路電壓溫度系數(shù)（%/K)短路電流溫度系數(shù)（%/K)最大系統(tǒng)電壓（VDC）工作溫度范圍（）功率誤差范圍（%）表面最大承壓（Pa）絕緣電阻（m）組件防護(hù)等級(jí)接線盒類型電池片規(guī)格型號(hào)（mm）上蓋板材料及厚度（mm）背面材料及厚度（m

14、m）電池組件是否要求接地10年的功率衰降（%）25年的功率衰降（%）數(shù)量（塊）安裝位置投產(chǎn)年月3技術(shù)參數(shù)表格4.運(yùn)行規(guī)程 4.1 一般規(guī)定。 4.1.1 光伏組件在運(yùn)行中不得有物體長時(shí)間遮擋。 4.1.2 光伏組件表面出現(xiàn)玻璃破裂或熱斑，背板灼焦，顏色明顯變化、光伏組件接線盒變形扭曲開裂或燒損、接線端子無法良好連接時(shí)，應(yīng)及時(shí)進(jìn)行更換。 4.1.3 在更換光伏組件時(shí)，必須斷開與之相應(yīng)的匯流箱開關(guān)、之路保險(xiǎn)及相連光伏組件接線。工作時(shí)工作人員需使用絕緣工器具。 4.1.4 光伏組件更換完畢后，必須測量開路電壓，并進(jìn)行記錄。 4.2 巡回檢查規(guī)定 4.2.1一般運(yùn)行規(guī)定 4.2.1.1 定期對(duì)每一串光

15、伏組件電流進(jìn)行監(jiān)測，對(duì)偏離值較大的需查明原因。 4.2.1.2 在大風(fēng)過后需對(duì)子陣光伏組件進(jìn)行一次全面巡回。 4.2.1.3 巡回過程中盡量不要接觸接線插頭及組件支架，如需進(jìn)行工作必須接觸接線插頭及組件支架時(shí)，工作人員需要使用絕緣工器具，方可進(jìn)行工作。 4.2.14 光伏組件、匯流箱、直流配電柜運(yùn)行中正極、負(fù)極嚴(yán)禁接地。 4.3 組件清洗 4.3.1 清洗原則 4.3.1.1 光伏組件在運(yùn)行中應(yīng)保持表面清潔，光伏組件出現(xiàn)污物時(shí)必須對(duì)電池組件進(jìn)行清洗，以保證電池組件轉(zhuǎn)換效率。 （a）目測電池板表面較臟時(shí)安排清洗。 (b) 同一時(shí)間用高精度直流電能表實(shí)時(shí)測量2個(gè)組串的電量及2個(gè)清洗后的組串的電量，

16、兩個(gè)電量的對(duì)比值相差。4%。(c) 清洗電池板時(shí)應(yīng)用清水不得使用銳利物件進(jìn)行刮洗，以免劃傷表面。不得使用腐蝕性溶劑沖洗擦拭。 4.3.2 清洗方式 4.3.2.1 環(huán)境氣溫較高時(shí)，清洗方式宜采用清水清洗的方式；壓力水流清潔時(shí)，組件玻璃表面的水壓不得超過光伏組件廠家規(guī)定范圍。 4.3.2.2 環(huán)境氣溫較低，清洗方式宜采用人工超細(xì)纖維擦洗的方式；超細(xì)纖維抹布必須及時(shí)更換，避免傷及組件。 4.3.3 注意事項(xiàng) 4.3.3.1 嚴(yán)禁清洗組件背面。 4.3.3.2 組件嚴(yán)禁承受額外的外力。 4.3.3.3 防止外力等機(jī)械碰壓電池組件 4.3.3.4 電池板組件不可使用壓力風(fēng)吹掃，防止風(fēng)壓致組件損壞。 4

17、.3.4 清洗驗(yàn)收 4.3.4.1 目視電池板整體外觀清潔、明亮、無污漬。 4.3.4.2 抽樣檢查電池板表面無積灰。 4.3.4.3 用手輕輕觸摸電池板表面無粉塵未處理干凈。 4.3.4.4 達(dá)到距組件1.5米內(nèi)看不到電池板有塵土。 4.3.4.5 抽查組串電流，同輻照量下對(duì)比，組串電流升高百分?jǐn)?shù)。 4.3.4.6 做好清洗前后逆變器電流、電壓、功率對(duì)比表，檢查清潔效果，確定實(shí)際提高百分?jǐn)?shù)。5.巡回檢查 5.1 晶硅光伏組件 5.1.1 檢查電池組件的框架整潔、平整、所有螺栓、焊縫和支架連接牢固可靠，無銹蝕、塌陷。 5.1.2 檢查電池組件邊框鋁型材接口處無明顯臺(tái)階和縫隙，縫隙由硅膠填滿，螺

18、絲擰緊無毛刺；鋁型材與玻璃間縫隙用硅膠密封，硅膠涂抹均勻，光滑無毛刺現(xiàn)象。 5.1.3 檢查組件表面無污漬、劃痕、碰傷、破裂等現(xiàn)象。 5.1.4 檢查電池組件運(yùn)行時(shí)背板無發(fā)黃、破損、污漬、溫度燒穿等現(xiàn)象。 5.1.5 檢查電池組件背板設(shè)備參數(shù)標(biāo)示無脫落。 5.1.6 檢查電池組件商標(biāo)：印刷、電性能參數(shù)值符合要求。 5.1.7 檢查電池組件引線無交叉、橫平豎直、固定牢固。 5.1.8 檢查電池組件間連接插頭無脫落、燒損現(xiàn)象。 5.1.9 檢查電池組件接線盒內(nèi)匯流帶平滑，無虛焊、無發(fā)熱氧化痕跡。 5.1.10 檢查電池組件接線盒螺帽是否擰緊：沿導(dǎo)線伸出的豎直方向施加拉力，導(dǎo)線不松脫。 5.1.11

19、 檢查電池組件接線盒旁路二極管無燒損。 5.1.12 檢查各電池組件接地線良好，無開焊、松動(dòng)等現(xiàn)象。 5.1.13檢查電池組件板間連線牢固、組串與匯流箱內(nèi)的連線牢固，無過熱及燒損，穿管處絕緣無破損。 5.1.14 檢查同一電流檔或電壓檔的電池板安裝在同一子串和子陣，不同規(guī)格、型號(hào)的組件不應(yīng)再同一子串和子陣安裝。 5.2 組件支架 5.2.1 支架基礎(chǔ) 5.2.1.1 檢查外漏的金屬預(yù)埋件進(jìn)行了防腐、防銹處理，無腐蝕。 5.2.1.2 檢查混凝土支架基礎(chǔ)無下沉或移位。 5.2.1.3 檢查混凝土支架基礎(chǔ)無松動(dòng)脫皮。 5.2.1.4 檢查基礎(chǔ)的尺寸偏差在允許偏差范圍，基礎(chǔ)直徑偏差5%。 5.2.2

20、 固定支架 5.2.2.1 檢查緊固點(diǎn)牢固，無彈墊未壓平的現(xiàn)象。 5.2.2.2 檢測支撐光伏組件的支架構(gòu)件傾角和方位角符合設(shè)計(jì)要求。 5.2.2.3 檢查支撐光伏組件的支架構(gòu)件直線度符合設(shè)計(jì)要求，彎曲矢高1/1000且不應(yīng)大于10mm。 5.2.2.4 檢查固定支架的防腐處理符合設(shè)計(jì)要求。鋅層表面應(yīng)均勻，無毛刺、過燒、掛灰、傷痕、局部未鍍鋅（2mm以上）等缺陷，不得有影響安裝的鋅瘤。螺紋的鋅層應(yīng)光滑，螺栓連接件應(yīng)能擰入。 5.2.2.5 檢查底座與基礎(chǔ)連接牢固。 5.2.2.6 檢查焊縫平整、飽滿及防腐處理良好。 5.2.2.7 檢查子陣支架間的連接牢固，支架與接地系統(tǒng)的連接可靠，電纜屏蔽層

21、與接地系統(tǒng)的連接可靠。6.常見異常處理6.1 組串輸出偏低6.1.1 現(xiàn)象電站監(jiān)控系統(tǒng)和生產(chǎn)管理系統(tǒng)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)分析，對(duì)比相同子陣相同支路數(shù)的匯流箱輸出功率和電流，查找輸出偏低的匯流箱及支路。6.1.2 處理6.1.2.1現(xiàn)地用鉗形電流表測輸出偏低的匯流箱和各支路電流，同時(shí)與監(jiān)控系統(tǒng)顯示數(shù)據(jù)作比較，排除由于通訊問題造成的數(shù)據(jù)部準(zhǔn)確。（注：在匯流箱下側(cè)測各支路電流，鉗型電流表讀數(shù)易受到相鄰支路的干擾，應(yīng)在組串出口MC4插頭處測量支路電流）。6.1.2.2 對(duì)于支路電流為零的支路應(yīng)檢查支路保險(xiǎn)是否熔斷，再檢查組串MC4插頭或接線盒是否燒損，熔斷的保險(xiǎn)、MC4插頭和接線盒燒損等問題，則及時(shí)更換。6.1.

22、2.3 用熱成像儀檢查該組串中電池組件有無熱斑或損壞，對(duì)明顯有熱斑或損壞的組件應(yīng)當(dāng)更換。直流配電柜及匯流箱運(yùn)行規(guī)程1. 范圍本標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定了電站防雷配電柜及直流防雷匯流箱的運(yùn)行操作、維護(hù)、事故處理。本標(biāo)準(zhǔn)適用于電站直流配電柜及直流防雷匯流箱的運(yùn)行維護(hù)管理。2. 規(guī)范性引用文件下列文件對(duì)于本文件的應(yīng)用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅所注日期的版本適用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本適用于本文件。GB 50797 光伏發(fā)電站設(shè)計(jì)規(guī)范GBT 50796 光伏發(fā)電工程驗(yàn)收規(guī)范GBT 29320 光伏電站太陽跟蹤系統(tǒng)技術(shù)要求DL/T 5044 電力工程直流系統(tǒng)設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)程光伏方陣匯流箱技術(shù)

23、規(guī)范設(shè)備產(chǎn)品使用說明書及有關(guān)技術(shù)文件3. 技術(shù)參數(shù)表表1 設(shè)備明細(xì)表設(shè)備名稱型號(hào)設(shè)備編號(hào)生產(chǎn)廠家出廠日期投運(yùn)日期安裝地點(diǎn)設(shè)備專責(zé)匯流箱型號(hào)最大可接入組件每路允許輸入電流光伏電壓范圍通訊連接方式功耗機(jī)殼防護(hù)等級(jí)環(huán)境溫度允許環(huán)境濕度重量體積（寬 X 深 X 高）串列陣列監(jiān)測防雷器失效監(jiān)測輸入接線輸出接線通訊接線表2 直流防雷配電柜技術(shù)參數(shù)廠家參數(shù)直流斷路器型號(hào)及廠家額定電壓額定電流開路電流直流防雷器型號(hào)額定電壓運(yùn)行規(guī)程直流配電柜正常運(yùn)行時(shí)直流配電柜所有支路開關(guān)在合。當(dāng)直流匯流箱設(shè)備故障退出運(yùn)行則相應(yīng)直流配電柜支路開關(guān)拉開。當(dāng)直流配電柜內(nèi)任一支路開關(guān)跳閘，應(yīng)查明原因方可合閘。直流配電柜內(nèi)直流開關(guān)損壞

24、需更換時(shí)，相應(yīng)逆變器退出運(yùn)行，拉開逆變器交直流側(cè)開關(guān)，拉開支路匯流箱內(nèi)開關(guān)。直流匯流箱正極對(duì)地、負(fù)極對(duì)地的絕緣電阻應(yīng)大于1兆歐。直流匯流箱內(nèi)熔斷器更換時(shí)需更換同容量的熔斷器，不得隨意更改。4.2 直流匯流箱4.2.1 投切匯流箱熔斷器時(shí)，工作人員必須使用絕緣工具，防止人身觸電。4.2.2 在匯流箱進(jìn)行工作時(shí)，須取下匯流箱各支路保險(xiǎn)及斷開連接的電池組串，斷開直流配電柜對(duì)應(yīng)的開關(guān)，并懸掛標(biāo)示牌。4.2.3 進(jìn)行電池板維護(hù)工作時(shí)，太陽能組件邊框必須牢固接地；在相同的外部條件下，同一光伏組件表面溫度差異應(yīng)小于20；在相同的外部條件下，測量接入同一匯流箱的組件的輸入電流，其偏差不應(yīng)超過5%。工作人員工作

25、時(shí)，應(yīng)使用絕緣工具。防止人身觸電。4.2.4 發(fā)生直流柜開關(guān)跳閘時(shí)，應(yīng)對(duì)相應(yīng)的匯流箱和電纜進(jìn)行檢查，測量絕緣正常后方可合閘送電。5. 巡回檢查 5.1 直流配電柜 5.1.1 檢查直流防雷配電柜本體正常，無變形現(xiàn)象。 5.1.2 檢查直流防雷配電柜表面清潔無積灰。 5.1.3 檢查直流配電柜的門鎖齊全完好，照明良好。 5.1.4 檢查直流配電柜標(biāo)號(hào)無脫落、字跡清晰準(zhǔn)確。 5.1.5 檢查直流配電柜柜內(nèi)無異音、無異味、無放電現(xiàn)象。 5.1.6 檢查直流配電柜內(nèi)電纜連接牢固，有無過熱、變色的現(xiàn)象，進(jìn)出線電纜完好無破損、無變色。柜內(nèi)各連接電無過熱現(xiàn)象。 5.1.7 檢查直流防雷配電柜接地線連接良好。

26、 5.1.8 檢查斷路器的位置信號(hào)是否與斷路器實(shí)際位置相對(duì)應(yīng)。 5.1.9 各支路進(jìn)線電源開關(guān)位置準(zhǔn)確，無跳閘脫口現(xiàn)象。 5.1.10 各支路進(jìn)線電源開關(guān)保護(hù)定值正確，符合運(yùn)行要求。 5.1.11 電流表、電壓表指示正常，與逆變器直流側(cè)電壓、電流指示基本相等。 5.1.12 對(duì)直流配電柜進(jìn)行巡視檢查的同時(shí)，接地線連接良好，母線運(yùn)行正常，無異常聲響。通風(fēng)溫度適宜，配電柜旁的安全用具、消防設(shè)施齊備合格，配電柜身和周圍無影響安全運(yùn)行的異常聲響和異常現(xiàn)象，如漏水，掉落雜物等。 5.2 直流匯流箱 5.2.1 檢查直流匯流箱各部件正常無變形，安裝牢固無松動(dòng)現(xiàn)象。 5.2.2 檢查直流匯流箱外觀干凈無積灰

27、、設(shè)備標(biāo)號(hào)無脫落，設(shè)備標(biāo)號(hào)字跡清晰準(zhǔn)確。 5.2.3 檢查直流匯流想鎖具完好，密封性良好。 5.2.4 直流匯流箱正常運(yùn)行時(shí)各熔斷器全部投入，采集板運(yùn)行正常，防雷器、開關(guān)全部投入運(yùn)行。 5.2.5 檢查各元件無過熱、異味、斷線等異?，F(xiàn)象，各電氣元件在運(yùn)行要求的狀態(tài)。 5.2.6 采集板電源模塊運(yùn)行指示燈亮，各元件無異常。 5.2.7 CPU控制模塊運(yùn)行指示燈亮，告警指示燈滅。 5.2.8 防雷模塊無擊穿現(xiàn)象。 5.2.9各支路保險(xiǎn)無明顯破裂。 5.2.10 檢查直流匯流箱的直流開關(guān)配置正確，無脫口，保護(hù)定值正確。 5.2.11 檢查數(shù)據(jù)采集器指示正常，信號(hào)顯示與實(shí)際工況相符。 5.2.12 直

28、流匯流箱柜體接地線連接可靠；斷裂、脫落及時(shí)向當(dāng)班值長匯報(bào)并進(jìn)行處理。 5.2.13 檢查直流匯流箱進(jìn)出線電纜完好，無變色、掉落、松動(dòng)或斷線現(xiàn)象。6.常見故障處理 6.1 匯流箱整體數(shù)據(jù)有異常 6.1.1 現(xiàn)象: 計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)顯示匯流箱數(shù)據(jù)有異常 6.1.2 處理 6.1.2.1 直流開關(guān)不在合閘位置，檢查出現(xiàn)電纜有無異常，各支路電壓是否異常，若未發(fā)現(xiàn)異常，對(duì)直流開關(guān)進(jìn)行分合操作一次。 6.1.2.2 直流開關(guān)在合閘位置，無脫口，用萬用表測量出現(xiàn)開關(guān)直流電壓是否正常，用鉗形電流表測量總輸出電源是否正常，若不正常，檢查出現(xiàn)開關(guān)進(jìn)出線兩端電壓是否一致，以判斷出線開關(guān)閉合情況，若出現(xiàn)開關(guān)進(jìn)出線兩端電

29、壓正常而電流不正常，則因檢查電纜引出線兩端接線端子是否松動(dòng)，電纜是否有斷線現(xiàn)象，辦理工作票進(jìn)行處理。 6.1.2.3檢查采集板運(yùn)行顯示是否正常，若無顯示，檢查采集板電源模塊運(yùn)行指示燈是否正常，若不正常，檢查電源模塊保險(xiǎn)是否熔斷，電源模塊是否燒損，若發(fā)現(xiàn)保險(xiǎn)熔斷、電源模塊或采集板燒損，辦理工作票進(jìn)行更換處理。 6.1.2.4 若電源模塊、采集板工作正常，則應(yīng)檢查RS-485通訊串接電纜是否正常，應(yīng)檢查通訊線接頭是否松動(dòng)。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。 6.1.2.5 如發(fā)現(xiàn)直流防雷匯流箱內(nèi)部接線頭發(fā)熱、變形、融化等現(xiàn)象時(shí)，應(yīng)拉開直流輸入開關(guān)，再取下直流防雷匯

30、流箱內(nèi)熔斷器，斷開光伏組件輸入該匯流箱的串并接電纜接頭后，方可開始處理工作。 6.1.2.6 當(dāng)出現(xiàn)直流防雷配電柜有冒煙、短路等異常情況或者發(fā)生火警等時(shí)，值班人員有權(quán)立即進(jìn)行全部或部分停電操作，根據(jù)現(xiàn)場情況立即斷開配電柜上電源開關(guān)，進(jìn)行處理。 逆變器運(yùn)行規(guī)程1. 范圍本標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定了逆變器的運(yùn)行、維護(hù)、事故處理。本標(biāo)準(zhǔn)適用于逆變器的運(yùn)行、維護(hù)、管理。2規(guī)范性引用文件下列文件對(duì)于本文件的應(yīng)用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅所注日期的版本適用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所以的修改單)適用于本文件。 GB50794 光伏發(fā)電工程施工規(guī)范 GB/T 29319 光伏發(fā)電系統(tǒng)接入

31、配電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定 GB/T 50795 光伏發(fā)電工程施工組織設(shè)計(jì)規(guī)范 NBT 32004 光伏發(fā)電并網(wǎng)逆變器技術(shù)規(guī)范2. 技術(shù)參數(shù)表1 逆變器技術(shù)參數(shù)廠家名稱型號(hào)最大直流電壓（VDC）最大直流功率電壓跟蹤范圍（VDC）最大直流功率（KWp）最大直流輸入電流（A）交流側(cè)額定輸出功率（KW）交流側(cè)額定電網(wǎng)電壓（VAC）交流側(cè)允許電網(wǎng)電壓（VAC）交流側(cè)輸出頻率范圍（Hz）交流側(cè)輸出電流波形畸變率（%）交流側(cè)功率因數(shù)交流側(cè)最大交流電流（A）交流輸出電壓（V）系統(tǒng)最大轉(zhuǎn)換效率（%）系統(tǒng)歐洲效率（%）系統(tǒng)防護(hù)類型/防護(hù)等級(jí)系統(tǒng)運(yùn)行自耗電（W)系統(tǒng)待機(jī)功耗/夜間功耗（W)系統(tǒng)允許環(huán)境溫度（）系統(tǒng)散熱方式斷電

32、后自動(dòng)重啟通訊接口數(shù)量（臺(tái)）安裝位置4.運(yùn)行規(guī)定4.1 一般規(guī)定4.1.1 逆變器并網(wǎng)運(yùn)行時(shí)有功功率不得超過所設(shè)定的最大功率。當(dāng)超出設(shè)定的最大功率，應(yīng)查明原因，設(shè)法恢復(fù)到規(guī)定功率范圍內(nèi)，如無法恢復(fù)，將逆變器停機(jī)。 4.1.2當(dāng)逆變器并網(wǎng)運(yùn)行，系統(tǒng)發(fā)生擾動(dòng)后，逆變器將自動(dòng)解列，在系統(tǒng)電壓、頻率未恢復(fù)到正常范圍之前，逆變器不允許并網(wǎng)。當(dāng)系統(tǒng)電壓、頻率恢復(fù)正常后，逆變器需要經(jīng)過一個(gè)可延時(shí)時(shí)間后才能重新并網(wǎng)。由于所選逆變器廠家不同，逆變器重啟時(shí)間有所差異。 4.1.3 逆變器正常運(yùn)行時(shí)不得更改逆變器任何參數(shù)。 4.1.4 逆變器由于某種原因退出運(yùn)行，再次投入運(yùn)行時(shí)，應(yīng)檢查直流電壓及電流變化情況。 4.

33、1.5 逆變器在運(yùn)行中，必須保證逆變器功率模塊風(fēng)機(jī)運(yùn)行正常，室內(nèi)通風(fēng)良好，禁止關(guān)閉或堵塞進(jìn)、出風(fēng)口。 4.1.6 應(yīng)定期對(duì)逆變器設(shè)備進(jìn)行定期清掃工作，保證逆變器在最佳環(huán)境中工作。 4.1.7 在逆變器柜內(nèi)進(jìn)行檢修作業(yè)時(shí)，必須將交、直流側(cè)開關(guān)全部拉開。 4.1.8 逆變器在關(guān)機(jī)20分鐘后，方可打開柜門工作。在進(jìn)行逆變器逆變模塊維護(hù)工作時(shí)，在逆變器模塊拔出5分鐘后，方可進(jìn)行模塊的維護(hù)工作。工作結(jié)束10分鐘后，方能重新插入機(jī)柜。 4.2 自動(dòng)運(yùn)行 4.2.1 逆變器自動(dòng)并網(wǎng)，無需人為干預(yù)。輸入電壓在額定的直流電壓范圍、電網(wǎng)電壓在正常工作范圍時(shí)自動(dòng)并網(wǎng)。 4.2.2 逆變器自動(dòng)解列，無需人為干預(yù)。輸入

34、直流電壓超出額定的直流電壓范圍、電網(wǎng)電壓異常時(shí)自動(dòng)解列。 5.巡回檢查5.1 一般巡回項(xiàng)目 5.1.1 檢查逆變器外觀完整且干凈無積灰。 5.1.2 檢查逆變器柜門閉鎖正常。 5.1.3 逆變器防塵網(wǎng)清潔完整無破損。 5.1.4 設(shè)備標(biāo)識(shí)標(biāo)號(hào)齊全、字跡清晰。 5.1.5 檢查逆變器內(nèi)部接線正確、牢固、無松動(dòng)。 5.1.6 檢查逆變器接線母排相序正確、螺栓牢固、無松動(dòng)。 5.1.7 逆變器相應(yīng)參數(shù)整定正確、保護(hù)功能投入正確。 5.1.8逆變器運(yùn)行時(shí)各指示燈工作正常，無故障信號(hào)。 5.1.9 檢查逆變器運(yùn)行聲音無異常。 5.1.10 檢查逆變器一次回路連接線連接緊固，無松動(dòng)、無異味、無異常溫度上升

35、。 5.1.11 檢查逆變器液晶顯示屏圖像、數(shù)字清晰。 5.1.12 檢查逆變器各模塊運(yùn)行正常，運(yùn)行溫度在正常范圍。 5.1.13 檢查逆變器直流側(cè)、交流側(cè)電纜無老化、發(fā)熱、放點(diǎn)跡象。 5.1.14 檢查逆變器直流側(cè)、交流側(cè)開關(guān)位置正確，無發(fā)熱現(xiàn)象。 5.1.15 檢查逆變器室環(huán)境溫度在正常范圍內(nèi)，通風(fēng)系統(tǒng)正常。 5.1.16 檢查逆變器工作電源切換回路工作正常，必要時(shí)進(jìn)行電源切換試驗(yàn)。 5.1,17 檢查逆變器冷卻風(fēng)扇工作電源切換正常。 5.1.18用紅外線測溫儀測量電纜溝內(nèi)逆變器進(jìn)出線電纜溫度。 5.2 重點(diǎn)巡回檢查內(nèi)容 檢查逆變器各運(yùn)行參數(shù)在規(guī)定范圍內(nèi)，重點(diǎn)檢查以下運(yùn)行參數(shù)，并核對(duì)與后臺(tái)

36、監(jiān)控的數(shù)據(jù)是否一致。 5.2.1 直流電壓、直流電流、直流功率。 5.2.2 交流電壓、交流電流。 5.2.3 發(fā)電功率、日發(fā)電量、累計(jì)發(fā)電量。 5.2.4 檢查逆變器輸出功率與同型號(hào)逆變器輸出功率偏差3.常見故障處理 6.1 直流過壓故障 6.1.1 現(xiàn)象 逆變器停機(jī)，報(bào)直流過壓告警。 6.1.2 處理 檢查各直流斷路器輸出電壓是否異常，檢查支路所對(duì)應(yīng)的匯流箱電壓是否異常，查找各組串聯(lián)電壓是否異常。排除異常，電壓正常后，手動(dòng)投入逆變器。 6.2 交流過/欠壓、交流過/欠頻率故障 6.2.1 現(xiàn)象 逆變器停機(jī)，報(bào)交流過/欠壓、交流過/欠頻告警信息 6.2.2 處理 檢查電網(wǎng)電壓是否在正常范圍內(nèi)

37、，如電網(wǎng)電壓在額定范圍內(nèi)外時(shí)（或并網(wǎng)線徑是否過細(xì)),等電網(wǎng)恢復(fù)后可重新并網(wǎng)。 6.3 模塊故障 6.3.1 現(xiàn)象 逆變器報(bào)模塊故障信息 6.3.2 處理 通過關(guān)機(jī)后開機(jī)重新工作，若故障依然存在更換故障模塊。 6.4 模塊過溫 6.4.1 現(xiàn)象 逆變器故障停機(jī) 6.4.2 處理 檢查設(shè)備各通風(fēng)狀況及風(fēng)扇運(yùn)行情況。溫度降低后，逆變器自動(dòng)投入運(yùn)行。 6.5 電抗器過溫 6.5.1 現(xiàn)象 逆變器故障停機(jī) 6.5.2 處理 檢查設(shè)備通風(fēng)狀況及風(fēng)扇運(yùn)行情況，溫度降低后，逆變器自動(dòng)投入運(yùn)行。 6.6 逆變器著火 6.6.1 現(xiàn)象 現(xiàn)地逆變器著火 6.6.2 處理 迅速切斷著火逆變器及相鄰逆變器交直流開關(guān)，如

38、不能進(jìn)入逆變器室時(shí)，斷開相應(yīng)箱變低壓側(cè)開關(guān)。確定斷電后，使用干粉滅火器進(jìn)行滅火。 6.7 安全措施 6.7.1 如發(fā)現(xiàn)逆變器內(nèi)部接頭發(fā)熱、變形、熔化或受潮等現(xiàn)象時(shí)，應(yīng)拉開直流防雷配電柜所有8路開關(guān)和逆變器直流輸入開關(guān)，交流輸出開光和箱式變低壓側(cè)開關(guān)后，方可開始處理工作。 6.7.2 逆變器內(nèi)部設(shè)備的檢查及更換前，必須斷開直流防雷配電柜所有8路開關(guān)和逆變器直流輸入開關(guān)，交流輸出開關(guān)和箱式變低壓側(cè)開關(guān)。除以上安全措施外，工作人員需使用絕緣工器具，做好安全措施后方可進(jìn)行工作。變壓器運(yùn)行規(guī)程1.范圍本標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定了變壓器的操作、維護(hù)、事故處理本標(biāo)準(zhǔn)適用于變壓器的運(yùn)行維護(hù)管理。2.規(guī)范性引用文件 下列文件對(duì)

39、于本文件的應(yīng)用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅所注日期的版本適用于本文件。GB1094.1-1094.5 電力變壓器GB6451.1-6451.5 油浸式電力變壓器技術(shù)參數(shù)GB7251 變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則GB 50150 電氣裝置安裝工程電氣設(shè)備交接試驗(yàn)標(biāo)準(zhǔn)GBJ148-90 電氣裝置安裝工程電力變壓器、油浸電抗器、互感器施工及驗(yàn)收規(guī)范GB/T13499 電力變壓器應(yīng)用導(dǎo)則JB/T10217 組合式變壓器JB/T10681 組合式變壓器用油浸式負(fù)荷開關(guān)DL/J572 電力變壓器運(yùn)行規(guī)程3.技術(shù)參數(shù)箱式變壓器技術(shù)規(guī)程名稱參數(shù)單位備注型號(hào)額定容量最高工作電壓（kV)額定電壓kV

40、額定電流A短路阻抗（%）U 高-低接線組別額定頻率Hz絕緣等級(jí)空載損耗kW負(fù)載損耗kW調(diào)壓方式、范圍冷卻方式設(shè)備制造廠家高壓負(fù)荷開關(guān)型號(hào)額定電壓kV最高工作電壓（kV)額定電流A操作方式機(jī)械壽命高壓側(cè)避雷器型號(hào)額定電壓kV持續(xù)運(yùn)行電壓KV4.運(yùn)行規(guī)定4.1一般規(guī)定4.1.1運(yùn)行中的變壓器每班進(jìn)行一次巡回，新投運(yùn)或大修后的變壓器應(yīng)增加巡回檢查次數(shù)。4.1.2主變運(yùn)行中和主變充電前，保護(hù)、測量及信號(hào)裝置應(yīng)正常投入。4.1.3變壓器加運(yùn)操作從高壓側(cè)充電，不允許從低壓側(cè)充電，充電時(shí)低壓側(cè)斷路器應(yīng)在斷開位置。4.1.4箱式變高壓側(cè)保險(xiǎn)熔斷后更換時(shí)，需斷開箱變各側(cè)開關(guān)，并投入接地刀閘后方可進(jìn)行更換。4.1

41、.5過負(fù)荷4.1.5.1變壓器三相負(fù)荷不平衡時(shí)，應(yīng)監(jiān)視最大電流相的負(fù)荷電流值不超過額定值。4.1.5.2變壓器允許短時(shí)間過負(fù)荷，其過負(fù)荷允許值根據(jù)變壓器的負(fù)荷曲線、冷卻介質(zhì)溫度以及過負(fù)荷前變壓器所帶負(fù)荷等來確定。4.1.5.3變壓器存在較大缺陷時(shí)不允許過負(fù)荷運(yùn)行。4.1.5.4變壓器短時(shí)過負(fù)荷時(shí):電流不應(yīng)超過額定電流的1.5倍，油溫和繞組溫度不應(yīng)超過規(guī)定值，運(yùn)行時(shí)間不應(yīng)超過0.5小時(shí)。4.1.6備用中的變壓器應(yīng)每月充電一次，充電前應(yīng)測量絕緣電阻合格。變壓器檢修后，在投運(yùn)前應(yīng)進(jìn)行核相。4.1.7絕緣電阻4.1.7.1測量變壓器絕緣電阻，使用2500V搖表測量；4.1.7.2變壓器線圈的絕緣電阻一

42、般不低于初次在相同溫度下測得的值的70%，且在環(huán)境溫度20時(shí)，R2000M。4.1.7.3箱變所測得絕緣電阻值應(yīng)滿足:每千伏不小于1M，吸收比不得小于1.3。4.1.7.4測量絕緣電阻時(shí)，應(yīng)分別測各側(cè)繞組對(duì)地和各側(cè)繞組之間的絕緣電阻。4.1.7.5干式變壓器停用、備用時(shí)間超過7天，須測量絕緣電阻一次。4.1.7.6絕緣電阻低于上述規(guī)定時(shí)，變壓器投入運(yùn)行需經(jīng)主管領(lǐng)導(dǎo)批準(zhǔn)。4.1.8發(fā)生下列異常情況應(yīng)做好事故預(yù)想，并匯報(bào)調(diào)度及主管副總經(jīng)理。4.2.3.1主變投用時(shí)和運(yùn)行中瓦斯保護(hù)必須投入運(yùn)行，重瓦斯保護(hù)應(yīng)投至跳閘；4.2.3.2主變大修、濾油、加油、換油或冷卻器檢修時(shí)重瓦斯保護(hù)投信號(hào)位置；4.2.

43、3.3當(dāng)瓦斯繼電器排氣時(shí)重瓦斯保護(hù)應(yīng)投信號(hào)位置；4.2.3.4進(jìn)行變壓器更換硅膠時(shí)重瓦斯保護(hù)投信號(hào)位置；4.2.3.5在瓦斯保護(hù)和二次回路上工作時(shí)，重瓦斯保護(hù)投信號(hào)位置；4.2.3.6開啟瓦斯保護(hù)繼電器連接管上的閥門時(shí)，重瓦斯保護(hù)投信號(hào)位置；4.2.3.7上述工作完畢后，經(jīng)1個(gè)小時(shí)無異常，方可將重瓦斯保護(hù)投入跳閘。4.2.4分接開關(guān)4.2.4.1對(duì)于無載調(diào)壓變壓器，其分接開關(guān)的調(diào)整必須在變壓器停電后進(jìn)行，為確保分接頭接觸良好，在調(diào)整分接頭時(shí)應(yīng)正、反向各轉(zhuǎn)動(dòng)幾次，然后固定在所需要調(diào)整的檔位上，進(jìn)行直流電阻接觸電阻實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)合格后變壓器方可投入運(yùn)行。4.2.4.2有載調(diào)壓變壓器，其分接開關(guān)的調(diào)

44、整必須逐級(jí)進(jìn)行，同時(shí)應(yīng)監(jiān)視分接開關(guān)位置和電壓、電流變化。4.2.4.3變壓器分接開關(guān)調(diào)整后，應(yīng)維持站用母線電壓為額定值，波動(dòng)范圍為2.5%，變壓器分接開關(guān)的位置及調(diào)整應(yīng)有專門記錄。4.2.3輕瓦斯頻繁動(dòng)作。5.巡回檢查5.1變壓器5.1.1變壓器各部溫度正常。5.1.2油枕油位正常，且各部無滲漏。5.1.3套管外部清潔，無破損，裂紋，無放電痕跡及其他異?，F(xiàn)象。5.1.4變壓器運(yùn)行聲音正常，本體無漏油，呼吸器應(yīng)完好，硅膠應(yīng)干燥無變色。5.1.5變壓器本體接地可靠。5.1.6釋壓器完好無漏油。5.1.7變壓器手動(dòng)事故排油閥正常時(shí)應(yīng)處于關(guān)閉位置。5.1.8主變閥門位置正確，油泵示流器指示正常，風(fēng)機(jī)運(yùn)

45、行正常，無異音。5.1.9冷卻器控制箱內(nèi)各電氣元件完好，無過熱現(xiàn)象。5.1.10主變充氮排油滅火裝置投入正常，閥門位置正確，氮?dú)鈮毫υ谡７秶?.1.11檢查變壓器引線、接頭接觸應(yīng)良好，各引線接頭、電纜、母線無發(fā)熱跡象。5.1.12檢查變壓器套管和絕緣支撐件應(yīng)清潔，無裂紋，無放電打火現(xiàn)象和痕跡。5.1.13檢查接地線:各部位的接地應(yīng)完好，必要時(shí)應(yīng)測量變壓器鐵芯的接地電流。5.1.14變壓器測量表計(jì)完好，指示正確5.2有載調(diào)壓開關(guān)5.2.1分接位置指示器應(yīng)指示正確5.2.2分接開關(guān)儲(chǔ)油柜的油位、油色、吸濕器及其硅膠均應(yīng)正常。5.2.3分接開關(guān)及其附件各部位應(yīng)無滲漏油。5.2.4計(jì)數(shù)器動(dòng)作正常5

46、.2.5電動(dòng)操作機(jī)構(gòu)應(yīng)保持完好狀態(tài)，有載分接開關(guān)配備的瓦斯保護(hù)及防爆裝置均運(yùn)行正常。5.3箱變5.3.1箱體基礎(chǔ)型鋼架在運(yùn)行中不發(fā)生變形、塌陷。5.3.2混凝土基礎(chǔ)不應(yīng)有下沉或移位，箱體頂蓋的傾斜度不小于3。5.3.3基礎(chǔ)型鋼與主地線連接和將引進(jìn)箱內(nèi)的地線連接牢固。5.3.4外露的金屬預(yù)埋件未發(fā)生腐銹。5.3.5箱式變的基礎(chǔ)應(yīng)高于室外地坪，周圍排水暢通。5.3.6檢查高壓室門電磁鎖和帶電顯示器工作正常。5.3.7箱變外門應(yīng)加裝機(jī)械鎖，高壓側(cè)帶電時(shí)高壓室門不得打開，門上應(yīng)有明顯的帶電警示標(biāo)志。5.3.8高壓電纜肘子連接頭、電纜終端頭、應(yīng)無過熱，且接地和防火封堵完好5.3.9低壓電纜頭、應(yīng)無過熱、

47、無粘結(jié)，且接地和防火封堵完好5.3.10油浸式高壓負(fù)荷開關(guān)指示正確，分段操作靈活，高壓熔斷器完好，三相電壓、電流指示正確；避雷器外觀無閃絡(luò)，且接地完好。5.3.11斷路器接線牢固、指示正確，分?jǐn)嗖僮黛`活；電流互感器無異音，三相電流指示正確；低壓避雷器外觀無閃絡(luò)，且接地完好。5.3.12端子排接線檢查，端子排接線牢固。5.3.13檢查測控裝置工作正常無報(bào)警。5.3.14檢查箱變測控裝置與中控監(jiān)控機(jī)通訊無異常，箱變遙測、遙信、遙控信息正常。5.3.15高低壓側(cè)電纜外護(hù)層無受力擠壓破損現(xiàn)象，如發(fā)現(xiàn)破損及時(shí)進(jìn)行防護(hù)處理。5.3.16高低壓側(cè)電纜無下墜現(xiàn)象，如發(fā)現(xiàn)下墜及時(shí)提升并進(jìn)行固定處理。5.3.17

48、高低壓側(cè)電纜接線鼻子是否因電纜下墜或壓接不良，出現(xiàn)松動(dòng)及拔出問題，發(fā)現(xiàn)松動(dòng)及拔出時(shí)進(jìn)行壓接處理。5.3.18高低壓側(cè)電纜與接線鼻子之間的絕緣膠帶有無松開，以防造成相間及接地短路。5.3.19用紅外線測溫儀測量電纜溝內(nèi)箱變高低壓側(cè)電纜溫度無明顯升高。6.常見故障處理6.1變壓器事故停用6.1.1變壓器聲音有異常，內(nèi)部有爆裂聲；6.1.2變壓器嚴(yán)重漏油或噴油，油面下降到低于油位計(jì)指示下限。6.1.3變壓器冒煙著火；6.1.4變壓器在正常負(fù)荷和冷卻條件下，變壓器溫度不正常上升，超過最高允許值；6.1.5主保護(hù)動(dòng)作6.2主變冷卻器故障6.2.1現(xiàn)象6.2.1.1監(jiān)控系統(tǒng)主變冷卻器故障報(bào)警；6.2.1.

49、2主變冷卻器現(xiàn)地控制屏有報(bào)警。6.2.2處理6.2.2.1檢查主變冷卻器動(dòng)力以及控制電源投入正常；6.2.2.2檢查油泵、風(fēng)機(jī)是否運(yùn)行正常。6.2.2.3主變冷卻器全停時(shí)應(yīng)注意監(jiān)視主變各部溫度，必要時(shí)降低主變負(fù)荷運(yùn)行。6.3主變溫度異常升高6.3.1現(xiàn)象6.3.1.1監(jiān)控系統(tǒng)主變溫度過高報(bào)警，溫度顯示超過上限值75；6.3.1.2現(xiàn)地冷卻裝置由主變溫度高報(bào)警。6.3.2處理6.3.2.1核對(duì)溫度測量裝置，檢查溫度計(jì)指示是否正確；6.3.2.2檢查主變負(fù)荷，如果系統(tǒng)過負(fù)荷引起應(yīng)聯(lián)系調(diào)度并調(diào)整主變負(fù)荷；6.3.2.3檢查主變冷卻裝置運(yùn)行是否正常。6.4主變油位異常6.4.1現(xiàn)象6.4.1.1監(jiān)控系

50、統(tǒng)主變油位高或主變油位低報(bào)警；6.4.1.2主變油枕油位表指示計(jì)過高或過低。6.4.2處理6.4.2.1主變油位與油溫所對(duì)應(yīng)的油位顯著升高或降低，應(yīng)及時(shí)查明原因；6.4.2.2現(xiàn)地檢查主變油位指示過低，應(yīng)檢查主變各部有無漏油；6.4.2.3油面緩慢降低時(shí)，應(yīng)通知檢修人員注油；6.4.2.4變壓器油面急劇下降，主變大量漏油時(shí)，應(yīng)及時(shí)將主變停用。6.4.2.5現(xiàn)地檢查主變油位異常升高時(shí)，檢查主變油溫上升情況；6.4.2.6檢查變壓器油位因溫度上升而逐漸升高時(shí)，應(yīng)降低變壓器負(fù)載，同時(shí)觀察變壓器油位。6.5輕瓦斯保護(hù)動(dòng)作6.5.1現(xiàn)象6.5.1.1監(jiān)控系統(tǒng)輕瓦斯動(dòng)作報(bào)警；6.5.1.2現(xiàn)地主變保護(hù)屏輕

51、瓦斯動(dòng)作報(bào)警信號(hào)；6.5.1.3現(xiàn)地檢查瓦斯繼電器內(nèi)有氣體。6.5.2處理6.5.2.1檢查油色、油面、油溫、聲音是否正常及有無明顯漏油；6.5.2.2輕瓦斯動(dòng)作時(shí)，應(yīng)立即對(duì)主變進(jìn)行檢查，查明動(dòng)作原因；6.5.2.3如因?yàn)V油、更換吸附劑、加油或強(qiáng)迫油循環(huán)系統(tǒng)故障，使空氣進(jìn)入主變內(nèi)部，重瓦斯保護(hù)應(yīng)該投信號(hào)，排盡瓦斯繼電器內(nèi)空氣后再將重瓦斯保護(hù)投入跳閘；6.5.2.4因漏油使油位下降輕瓦斯保護(hù)動(dòng)作無法處理時(shí)，應(yīng)立即將主變停用；6.5.2.5瓦斯氣體化驗(yàn)可然性氣體，應(yīng)立即將主變停運(yùn)；6.5.2.6如確認(rèn)為空氣，則將瓦斯繼電器中的空氣排出，變壓器繼續(xù)運(yùn)行，應(yīng)記錄兩次信號(hào)動(dòng)作的間隔時(shí)間；6.5.2.7取瓦斯氣體要十分小心，引燃時(shí)要在周圍無可燃物的安全地方進(jìn)行。如因漏油造成油面下降引起輕瓦斯動(dòng)作，應(yīng)立即設(shè)法消除漏油點(diǎn)，并