光伏电站运行维护操作规程

1适用范围

1.1本规程规定了太和庄光伏电站的运行、操作、维护、事故处理的基本原则，本规 程适用于易县太和庄

光伏电站。

1.2设备正常运行维护及事故处理必须符合本规程规定。

1.3本规程规定如与上级规程、规定精神相抵触时，应按上级规程、规定执行。 2规范性引用文件

2.1《电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分、电力线路部分）》。 2.2《保定电网管理调度规程》。

2.3设备产品使用说明书及有关技术文件。 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

是指将一个电网分解为两个及以上电气相互的部分运行。

3.5并列

是指将两个及以上电气相互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运行转热备用

1

是指断开设备各侧开关。

3.7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。

3.8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。

3.9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。

3.10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）。

3.11检修转冷备用

是指拉开设备各侧接地刀闸或拆除接地线。

3.12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）

3.13检修转热备用

是指拉开设备各侧接地刀闸， 设备各侧刀闸。

合上除检修要求不能合或方式明确不合的刀闸以外的

3.14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）。

3.15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。

3.16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。

2

3.17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。

3.18运行

是指逆变器正常工作，将光伏阵列的直流电逆变交流电并入电网。

3.19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， 伏阵列输出的能量最大。

逆变电源一直以最大功率点跟踪方式使光

3.20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， 器从待机模式转入运行模式。

当达到并网条件时逆变

3.21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。

3.22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。

3.23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。

3.24正常模式

PV阵列输入电压在额定的直流电压范围，输出三相交流电压在额定的交流电压范围， 逆变器将输入直流电能变换成交流电能输送给电网。 变模块设计有休眠功能。 3.25待机模式

正常模式下，为保证最大效率输出， 逆

在此模式下，如果输入电压出现过压现象则关闭逆变模块， 切断输入；若输入电压低于

开机电压，关闭逆变模块，逆变器仅保留中控模块保持对输入电压的监视。通常，在夜间无 日照的情况

3

下，逆变器将自动进入这种模式，以达到低功耗的目的。 3.26休眠模式

休眠模式指当逆变器额定功率相对某一时刻的直流最大输出功率有冗余时，

部分模

块处于待机休眠模式，以降低系统损耗，提高系统效率，正常模式下，当输入功率不能 达到额定的功率时，根据PV输入功率的大小，部分逆变模块将根据设定顺序依次关闭输 出，进入休眠状态，剩余的逆变模块工作在最佳的效率区间，以达到节能降耗的目的。

3.27自动开机模式

自动开机模式指在满足发电要求条件下，

系统具有自动开机功能，不需要人为干预。

4 一般规定

4.1太和庄光伏电站由20个1MWp多晶硅电池发电方阵组成。每 1MW太阳能电池发电 方阵通过对应

的2台500KW逆变器（共40台）经1000KVA升压箱式变（共20台）升 压后汇至场内由1#、2#两条35kV架空集电线路，输送至汇集站 35KV母线，通过出线 断路器353开关并入单回35KV太塘线，经塘湖110KV变电站35KV侧333开关接入系 统，线路长约9.2KM。电站采用分区发电，集中并网方式。

电站由交流 35 KV、10 KV、0.4 KV、0.27KV，直流220V电压等级组成。 4.2 35kV 汇集站353间隔及线路光纤差动保护装置属保定电力公司调度中心（以下简

称地调）调管。各发电方阵并网属河北省电力公司调度中心（以下简称省调）调管。光 伏电站其余站用电系统、发电、输配电系统设备和保护自动化装置由电站自行调管。

4.3新设备的投运或设备大修后投运前，必须有完整的技术资料及相关试验报告。 4.4对设备继电保护、自动装置、仪器、仪表定值及参数进行整定和更改时，应经电网

调度管理部门允许，公司主管生产领导批准，由安全生产工程部正式下发整定和更改 通知单，方可进行整定和更改；

4.5凡属调度调管设备，应每年与调度管理部门校对保护定值并备案；

4.6运行中发生的重要异常情况，当班值班长应按照相关规定向上级调度部门进行汇

报，并及时向安全生产工程部和公司主管领导进行汇报。

4

4.7电站运行值班人员必须服从上级电力调度机构的调度。省、地调调管的设备，未

获省、地调值班调度员的指令，值班人员均不得自行操作，但危及人身和设备安全的 情况可不待调令进行操作，但事后必须向相关调度部门汇报。

4.8电站值班长在接受调令时，必须主动复诵并核对无误。执令执行完毕后必须立即

向下达指令的值班调度员报告执行情况和时间。

4.9电站值班长在接受调度指令及进行其它业务联系时应做详细记录并录音，同时必

须使用规范的调度术语。

4.10特殊情况下如执行超出本规程规定的内容，必须经公司主管生产领导批准。 4.11生产现场使用的规范、条例、制度、规定与本规程有同等效力。 5运行方式

5.1 一次系统开关、隔离开关、接地刀闸名称编号 351:1#集电线路断路器 352: 2#集电线路断路器 353：光伏电站出线断路器 B31:2#站用变35KV侧断路器 C31:无功补偿装置35KV断路器 5.2正常运行方式

5.2.1 #1-#20 方阵电池组件、汇流箱、直流汇流柜、逆变器、数据采集柜、

升压变全部投入运行；

35kV箱式

5.2.2 35KV汇集站353出线断路器3、1#集电线路断路器351、2#集电线路断路器352、

无功补偿装置（SVG断路器C31、35KV母线消弧消谐PT隔离开关31-7、太塘线线路 PT隔离开关353-9均在合位，2#站用变断路器B31在热备用状态。35KV系统自动装置、 继电保护及计算机监控系统全部投入运行。

5.2.3 1#集电线路断路器351带9#-20#方阵；

5

5.2.4 2#集电线路断路器352带1#-8#方阵；

525正常情况下由1#站用变（10KV运行带站用电运行，2#站用变压器（35KV）为热 备用状态，两台

站用变低压侧开关

411、421均在合位，双电源切换装置应投入运行。

10KV线路PT511-9在合位。 5.3特殊运行方式

5.3.1 1#站用变检修或故障以及10kV电源消失时，400V站用电源自动切换至 2#站用变 压器接带，

当1#站用变检修结束或故障解除后，切换至正常方式。

5.3.2 一台逆变器停运或一个方阵发电设备停运，不影响其余设备运行方式。任一电缆 分支箱退出运行，

电缆分支箱所带箱式变及逆变器停运，其它系统设备运行方式不受影 响。

6倒闸操作的一般规定及原则 6.1倒闸操作的一般规定

6.1.1倒闸操作必须严格遵守《电业生产安全工作规程》、《电网调度规程》和其它有 关规程规定。 6.1.2根据倒闸操作任务执行倒闸操作时，

操作人应先根据系统图拟出正确的倒闸操作

票，由监护人、当班值班长审核无误后分别在倒闸操作票上签名，由当值值班长下达操 作命令后方可执行。

6.1.3倒闸操作应由两人进行，一人操作，一人监护。 6.1.4 操作时，必须先核对设备的名称和编号，

操作中，必须执行监护制度和复诵制度，

并检查断路器、刀闸、自动装置的状态，

每操作完一项即由监护人在操作项前画

“V”。

6.1.5倒闸操作中发生任何疑问， 必须立即停止操作，并向当班值班长询问清楚后再进

行操作，不得擅自更改操作票；操作票在执行过程中不得漏项、跳项、添项。

6.1.6操作中必须按规定使用合格的安全工器具和专用工器具。 6.1.7雷雨天时，应停止室外设备倒闸操作，雷电时禁止进行倒闸操作。

6.1.8线路及主设备大修后投运操作时，公司主要负责人必须到现场进行安全监护。 6.2倒闸操作的原则

621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

6

送电操作时，先投入保护、自动装置，后投入一次设备。

622 —次设备倒闸操作过程中，保护及自动装置必须在投入状态。

623设备停电时，先拉开设备各侧断路器，然后拉开断路器两侧隔离刀闸；设备送电 时，先合上断路器

两侧隔离刀闸，后合上该设备断路器。

6.2.4设备停电时，拉开断路器及隔离开关的顺序是从负荷侧（厂内为负荷侧）逐步向 电源侧（线路）操

作；设备送电时，合上隔离开关及断路器的顺序是从电源侧逐步向负 荷侧操作；严禁带负荷拉、合隔离开关

6.2.5合接地刀闸及装设临时接地线前，必须检查断路器两侧隔离开关在拉开（分闸） 状态，应进行验电，

确认无电压后方合接地刀闸或装设临时接地线。

6.2.6倒闸操作中发生断路器或隔离开关拒动时，应查明原因并处理后方可进行操作， 不得随意解除闭锁。 6.2.7线路充电时由对侧变电站给线路充电。

6.2.8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 6.2.8.1 6.2.8.2 6.2.8.3

事故处理。

断开或合上断路器的单一操作。

拆除或拉开全站仅有的一组接地线或接地刀闸。

6.3线路倒闸操作的一般规定

6.3.1线路停电前应先将电站内运行的逆变器全部停机。

6.3.2线路停电操作时应将重合闸装置切至停运方式，后断开线路断路器，再拉开线路 侧隔离刀闸，最后

拉开母线侧隔离刀闸；线路送电操作与此相反。

6.3.3线路断路器合闸前必须保证母线各高压断路器在分闸位。 6.4母线倒闸操作的一般规定

6.4.1母线停送电操作前必须先将母线上所带负载开关断开后方可进行。 2母线停电后进行相关工作时必须拉开电压互感器的隔离开关， 6.5变压器倒闸操作的一般规定

7

并取下二次侧保险。

6.5.1变压器送电必须由高压侧充电，停电时先停低压侧。

6.5.2变压器停送电操作，必须使用断路器，严禁用拉合隔离开关投停变压器： 7保护及自动装置操作规定

7.1调管设备保护和自动装置的停运，必须经设备调管调度同意。 7.2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,

检查装置工作正常后再投入出口跳闸压板，投入压板时必须在压板两侧进行验电，退出 时顺序与上述相反。

7.3正常退出保护压板时，不得停整个保护装置的交、直流电源。 7.4在电压互感器二次回路上工作时，必须考虑对保护及自动装置的影响。

7.5取直流熔断器时，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。 7.6二次回路工作中发生直流接地时，应立即停止该项工作，待查明原因后，再恢复工 作。 8事故处理的一般原则

8.1事故处理必须严格遵守《电力生产安全工作规程》、《运行规程》及相关规定，并 服从上级调度和当

班值班长指挥。

8.2在威胁人身或设备安全的紧急情况下，值班人员有权单独处理，以防止事故进一 步扩大，但处理后应

迅速将情况汇报当班值班长。

8.2在处理事故时，迅速事故的发展，消除事故的根源，解除对人身和设备的威协。 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。

8.4发生事故时，当班值班长是事故处理的指挥者、组织者。事故发生后当班值班长 应将事故发生的时间、

继电保护与自动装置一次设备动作情况，现场采取的初步处理措 施等情况简要向调度汇报，并详细记录。

8.5事故发生后，应根据监控相关信息，保护、自动装置的动作情况及故障设备外部 特征，全面分析事

故性质。

8.6系统发生冲击后，应对相关设备进行全面检查。要特别注意对开断短路电流的断 路器及相应设备的

检查。

8.7事故处理时，无关人员不得进入控制室及事故区域内。

8

8.8如调度电话中断而不能与上级调度直接联系时，应尽快利用其它通讯方式联系上 级调度。

第二章电池组件运行维护规程

第一节电池组件的运行

1.电池组件技术参数 组件类型 组件型号 峰值功率 功率公差 组件效率 峰值功率电流 峰值功率电压 短路电流 2

.

多晶硅电池 JAP-60-245 245Wp 0-5w 14.98% 8.19A 29.92V 8.57A 运

取大系统电压 短路电流温度系数 开路电压温度系数 工作温度 组件尺寸（mm） 生产厂家 投运时间 1000V +0.062%/ C -0.330%/ C -40 C 〜+85 C 1650x991x40 晶澳太阳能有限公司 2012年12月 行方

（10或16路组串

式

2.1每20块245Wp电池组件进行串联后作为一个组串单元接入对应汇流箱

并联），每个光伏发电方阵共有 212个电池组串，全场 20个方阵共计4240个组串，84800 块组件。 3投运前的检查

3.1组件投运前，接到值班长通知后，检查所属系统检修维护工作全部结束，工作票全部收 回，短路接地线等安全措施全部拆除；

3.2检查电池组件封装面完好无损伤，清洁受光均匀，无突出影响光强污块； 3.3检查组件背面引出线无损伤，引出部位封装良好；

3.4检查所有组件全部投运， 各连接头连接紧固， 极性正确，与电缆连接良好，无发热现象; 3.5检查组件边框接地及支架接地牢固完好； 3.6检查组件支架完整无损伤，各部螺栓紧固；

3.7检查汇流箱对应分路熔断器断开，汇流箱的对应直流断路器处于断开位置； 3.8测量汇流箱分路熔断器完好；

3.9测试组件及至汇流箱输出电缆绝缘合格。 4电池组串的投退 4.1电池组串投运

4.1.1测试电池组串电压符合要求，极性正确；

9

4.1.2将汇流箱对应分路熔断器投运； 4.1.3将汇流箱直流断路器投至合闸位置； 4.1.4检查监控系统对应电流值在正常范围内。

电池组件的投运操作在白天进行。

4.2电池组串退出

4.2.1断开汇流箱直流断路器； 4.2.2断开汇流箱对应熔断器；

4.2.3合上汇流箱直流断路器，其他组串正常投运；

4.2.4如故障组串进行检修，应在对应汇流箱熔断器支架上悬挂“禁止操作”标示牌，故障 组件（组串）上悬挂“在此工作”标示牌。 4.3电池组件的投退

4.3.1个别电池组件投退操作按照

4.1、4.2程序执行；

4.3.2然后拔开故障电池组件与串联电池组串的连接插头； 4.3.3故障电池组件更换后将连接插头插上； 4.3.4插头处做好绝缘处理，防止短路发生； 4.4电池组串的备用

满足投运前各项条件，汇流箱对应分路熔断器处于断开位置。 5电池组串（组件）运行中检查项目

5.1检查电池组件封装面完好无损伤，无划痕、碰伤、破裂现象；内部单片电池无破碎、裂 纹、断线、明显移位；

5.2检查组件表面清洁受光均匀，无突出影响光强污块， 5.3检查组件背面引出线无损伤， 度无过热、发黄、破损现象。

无物体长时间遮挡；

引出部位接线盒封装良好， 无腐蚀和碳化；背板运行时温

5.4检查所有组件全部投运，各连接头连接紧固，极性正确，与电缆连接良好，无发热烧损 现象； 5.5检查组件边框接地及支架接地牢固完好；

5.6检查组件支架完整无损伤，各部螺栓紧固，框架平整； 5.7检查电流值与其他同位置组串无明显差异；

5.8监视天气情况及电池组件温度，是否超出规定范围，是否有热斑现象。 5.9在大风、冰雹、大雨以及雷电天气过后必需对电池组件进行一次全面检查。

根据日照、温度及光伏发电系统历史数据，定期分析各组串、方阵发电输出功率是否正 常。

10

第二节电池组件的维护

1注意事项

1.1在光伏发电系统维护过程中，严禁配戴金属戒指、手表、耳环、鼻环、唇环和其它金属 设备； 1.2进行检修维护工作， 接触接线插头必须 使用质量合格的绝缘工具，做好安全措施； 1.3使用防护手套。 2电池组件的清扫

2.1电池组件在运行中应保持表面清洁，出现污物及时进行清洗擦拭；

2.2清扫时间尽可能选择在傍晚或光照较弱的时候。

2.3清扫时，要避免尖锐硬物划伤电池组件表面，也要避免碰松电池组件间的连接电缆。

2.4定期对电池组件进行清扫，正常时每个月清扫一次，大风沙尘天气过后视表面赃污情况 加大清扫频率。

3电池组件的更换

3.1出现下列情况应及时更换组件

3.1.1电池组件碎裂损坏，内部受潮，背面引出线及接线盒严重老化破损； 3.1.2电池组件发生“热斑效应”，输出电压和功率明显下降。 3.2更换步骤

3.2.1 办理工作票，所在电池组串停运（见第一节 322布置安全措施；

323拔开故障电池组件与串联电池组串的连接头 3.2.4更换故障电池组件；

•（见第一节4.3 ）; 4.2）；

3.2.5更换完电池组件后，必须测量开路电压，并进行记录；

第三章逆变器运行维护规程

第一节逆变器的运行

1. 逆变器技术参数

序号 名称 11

数值/内容 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 型号 生产厂家 最大方阵开路电压（Vdc） 直流工作电压跟踪范围 最大直流功率（KWp 最大直流输入电流（A） 额定输出功率（KW 输出频率范围（Hz） 功率因数 最大转换效率（% 防护等级/防护类型 允许环境温度C 散热方式 环境湿度 显示与通信 外形尺寸（mn） 重量（Kg） 投运时间 TBEA-GC-500KTL 特变电工 1000 450--1000 （Vdc550 1100 500 48-52 0.9 （超前）--0.9 （滞后）连续可调 98.7 IP20 -30 C --60 C 强制风冷 0--95% （无凝霜） LED屏和操作按键，提供通信接口 2400*2200*850 2100 2012年12月 2. 逆变器指示灯及按钮

2.1指示灯及按钮

逆变器操作面板上主要部件有： LED指示灯、LCD液晶显示面板、启动按钮和紧急停机

按钮。其中LED指示灯从左至右依次为：

GRID （绿色）、RUN（绿色）、FAULT（红色）

22指示灯及按钮功能

名称 GRID 说明 电网指示灯，当“ GRID'灯亮时，表明逆变器已经上网，电网电压及频 率正常；当“ GRID'灯闪烁时，表明电网电压或频率异常 运行指示灯，当“ RUN灯亮时，表明逆变器并网正常运行 故障指示灯，当“ FAULT灯亮时，表明逆变器出现故障。（短路，模 块故障等） RUN FAULT 12

ON/OFF开关 开关旋到“ ON时，逆变器上电准备运行；开关旋到“ 器断电停止运行 OFF'时，逆变 EMERGENCY 急停按钮，当逆变器在运行过程中需要紧急停机时，可按下该旋钮，即 可立即停机 3. 3.1

逆变器开机操作

开机操作步骤（逆变器电源操作与直流防雷配电柜操作需一并进行）

3.1.1合上逆变器本体交流输出断路器 1QF,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。

3.1.2 分别用万用表测量与逆变器对应的直流防雷配电柜中各直流断路器上口输入端子处 电压正常。 3.1.3合上直流防雷配电柜直流输出断路器

1-7AK，检查各回路指示灯正常，无故障。

3.1.4用万用表测量直流输入电压应满足并网发电要求。 3.1.5合上逆变器本体直流输入断路器

1DK 2DK

3.1.6首先确定操作面板上的“ EMERGENCY按钮已旋起，然后将并网转换开关由“ OFF”位 切至“ ON位（或通过远程控制），逆变器开始自动检测，如符合并网条件，“ RUN灯闪 烁，等待一定时间后“ RUN灯平亮，逆变器进入并网发电状态，检查逆变器并网工作正常， 输出功率逐渐增大至稳定。

3.2逆变器自动并网条件

逆变器投入后满足下列两个条件时，逆变器自动并网，无需人为干预:

3.3.1 输入电压在额定的直流电压范围。

3.3.2 电网电压在正常工作范围。

3.3.3 当逆变器并网后五分钟内发电功率未超过

动并网

。

待机10分钟

10KW逆变器自动解网，

后

1KW逆变器自动解网，待

机

10分钟后

自

3.3.4 当逆变器并网后四十分钟内发电功率未超过

自动并网。

4逆变器关机操作 4.1关机操作步骤 4.1.1 制） 4.1.2

断开逆变器本体直流输入断路器

1DK 2DK,再依次断开直流配电柜内各支路断路器

13

将操作面板上的并网转换开关由“ ON位切至“ OFF”位进行停机。（或通过远程控

1-7AK。

4.1..3 断开逆变器本体交流输出断路器 1QF。

25分钟后才能进行。

4.1.4若逆变器进行检修，必须在逆变器停机放电

4.1.5若防雷配电柜进行检修，需断开所带汇流箱内直流输出断路器，并拉开汇流柜内每路 直流断路器。

4.2逆变器自动解网条件

满足下列条件之一时，逆变器自动解列，无需人为干预。

4.2.1输入直流电压不在额定直流电压范围内。 4.2.2 电网电压异常。

4.2.3光照强度不满足运行条件。

4.3逆变器紧急停机

如发生以下现象时应立即紧急停机： 压侧开关。

4.3.1设备内部放电打火；

432机器内部过热，有焦糊味，机柜表面温度超过 5. 巡回检查项目

55 C。

立即将并网转换开关由 “ON，位打至“OFF\"位或按下

“ EMERGENCY急,停按钮，断开逆变器本体交、直流侧断路器，断开对应 35kV箱式升压变低

5.1检查逆变器运行时各指示灯工作正常，无故障信号发出。 5.2检查逆变器运行无异常声音。

5.3检查逆变器运行中各参数在规定范围内，重点检查以下运行参数： 5.3.1 直流电压、直流电流、直流功率。 5.3.2 交流电压、交流电流。

5.3.3发电功率、日发电量、累计发电量。 5.4检查逆变器模块运行正常。

5.5检查逆变器交直流侧电缆运行正常，无放电和过热迹象。 5.6检查逆变器交直流侧开关状态正常，无跳闸、放电和过热现象。 5.7检查逆变器柜门闭锁正常。

14

5.8检查逆变器室环境温度在正常范围内，通风系统工作正常。

6. 运行中注意事项

逆变器正常工作时，禁止强行断开直流、交流断路器，以免发生拉弧损坏断路器和逆变 器。

第二节逆变器的维护

1. 逆变器定期维护

维护内容 定期清洁机柜表面 定期更换防尘网 维护周期 6个月 6个月 15

检查所有电缆接线是否松动； 检查连接端子和绝缘是否有变色或 脱落，3个月 对损坏或腐蚀的连接端子进行更换 制冷风扇功能的测试： 检查所有风机的功能和运行噪音， 扇在运行中可以根据温度调节器控制其启动 检查粘贴的警告标签是否牢固或清晰，必要时进行更换。 定期更换风机 对断路器，电源开关保护设备功能测试

并且风 6个月 12个月 5年 12个月 2. 检修维护注意事项

2.1检修维护时严格执行逆变器关机操作程序，严禁带电操作。

2.2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 器型号及编号等、故障发生时间。

2.3逆变器检修，除断开逆变器本体所有开关外，必须将接入该逆变器的所有汇流箱的空气 开关全部断开，将该逆变器的交流输出开关和升压箱变低压侧开关断开。

3. 逆变器故障及处理

故障类型 故障原因 光伏阵列电压高 于1000V 处理方式 备注 PV过压 减小阵列串联数量 PV绝缘阻抗低 光伏阵列正极或 负极对大地阻抗 小于 40kohms 检查PV车列线路连接 电网电压异常 电网电压超过 检查电网 等电网恢复后自动重 新启动 85%-1103范围 电网频率异常 电网频率超过 检查电网 等电网恢复后自动重 新启动 48Hz-52Hz 范围 液晶通信故障 液晶屏与逆变器 通信故障 冗余辅助电源故 障 备份的辅助开关 电源故障 更换备份辅助开关电 源 联系生产商 为可靠起见，请及时 更换 16

直流防雷模块故 障 直流侧防雷模块 失效 请更换同型号防雷模 块，如故障仍存在，请 联系生产商 更换后，重新启动 交流防雷模块故 障 交流侧防雷模块 失效 请更换同型号防雷模 块，如故障仍存在，请 联系生产商 更换后，重新启动 故障代码 逆变器功能故障 请记录故障代码联系 生产商 F01-F19 告警代码 逆变器内部告警 请记录告警代码联系 生产商 W01-W11 3.1逆变器由于保护动作停止工作，必须到就地检查并查明故障原因

3.2故障原因查明并处理完毕后，按照逆变器投入步骤，投入运行。

3.3如逆变器故障暂时无法处理，将逆变器交、直流两侧开关断开，并做好检修隔离措 施。

17

第四章汇流箱和汇流柜运行维护规程

第一节汇流箱的运行

1. 汇流箱技术参数

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 名称 型号 取大系统电压 接入光伏串数目 每路最大输入电流 最大持续输出电流 最大熔断器额定电流 额定短时耐受电流 生产厂家 投运时间 数值/内容 GHL-116/10-N DC1000A 10---16 路 12A 176A 15A 500A 许继电器 2012年12月 2•汇流箱投入前检查

2.1检查每路光伏电池组串输入、直流输出接线紧固，用万用表检查每路光伏电池组串输入 开路电压在正常范围内。

2.2检查输出直流断路器、防雷器、通信电源等各部件完好。 2.3检查汇流箱接地良好。 2.4测量各支路熔断器完好。 3.汇流箱投入步骤

3.1依次给上光伏电池组串输入正、负极熔断器。 3.2合上输出直流断路器，汇流箱投入运行。 4.

汇流箱运行中的检查项目

18

光伏电池组串投入运行后应定期测量回路电流，输出电流相对降低时应检查光伏电池组 串中电池组件原因并进行处理，处理好后恢复运行。 5•汇流箱退出操作

5.1断开与该汇流箱对应的逆变器室内直流防雷配电柜中的输入直流断路器； 5.2断开该汇流箱直流断路器；

5.3依次取下各支路输入正、负极熔断器。

第二节汇流箱的维护

1汇流箱部件更换

1.1防雷器的更换：检查防雷器指示，如变为红色即需要更换，更换时应注意对应原线号恢 复，并紧固好螺丝。1.2熔断器的更换：用万用表检测熔断器通断，如损坏应立即更换同型号熔断器。 1.3直流断路器的更换

1.3.1断开与该汇流箱对应的逆变器室内直流防雷配电柜中的输入直流断路器； 1.3.2依次取下汇流箱各支路输入正、负极熔断器； 1.3.3更换直流断路器；

1.3.4注意对应原线号恢复，并紧固好螺丝； 2.

汇流箱检修停电操作

2.1断开逆变器室直流防雷配电柜中对应输入直流断路器； 2.2断开汇流箱直流断路器；

2.3依次取下各支路输入正、负极熔断器； 2.4拔开相应电池组串的连接头。

第三节直流防雷配电柜的运行维护

1. 技术参数

序号 名称 数值/内容 1 型号 ZPD-7 19

2 3 4 5 6 7 直流输入/输出电压 直流输入/输出电流 额定绝缘耐受电压 相对湿度 生产厂家 投运时间 < 1000VDC < 200A/ 路 1000VDC 不大于95% 许继电器 2012年12月 2. 送电前的检查

2.1检查柜内清洁无杂物，安全措施全部拆除。 2.2检查各引线接头紧固，无松动现象。 2.3检查支持瓷瓶无裂纹及损伤。 2.4检查所有直流断路器在断位。 2.5检查标示牌完好，设备标志齐全。 3. 投入操作步骤

3.1查所带各汇流箱投入正常，箱内断路器已合好。

3.2依次合上各汇流箱对应的直流防雷配电柜内直流断路器。 4. 运行中的检查

4.1检查各接头无过热、变色现象。 4.2支持瓷瓶无裂纹和闪络现象。 4.3外壳接地完好。

4.4柜内部无异常声响，无异味，无严重发热等异常现象； 4.5柜门应密封良好，防止小动物进入造成故障。 4.6配电柜带电运行时，打开机构柜门应有专人监护。

4.7如发现直流防雷汇流箱内数据采集器故障，应在停电状态下进行更换或处理

5退出操作步骤

5.1断开相应逆变器的并网开关； 5.2断开相应逆变器的直流输入断路器； 5.3断开直流防雷配电柜内的所有直流断路器； 5.4断开相应各路汇流箱的直流断路器。

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6.直流防雷配电柜事故处理 6.1遇有下列情况时，应立即停止直流防雷配电柜的运行 6.1.1发生危及人身和设备安全的紧急情况。 6.1.2直流防雷配电柜着火。

6.1.3直流防雷配电柜放电严重，极有可能造成闪络或爆炸。 6.1.4直流防雷配电柜发热熔化，且有严重烟雾。 6.2直流防雷配电柜的紧急退出步骤 6.2.1按下相应逆变器的急停按钮 6.2.2断开相应逆变器的直流输入断路器 6.2.3断开相应各路汇流箱的直流断路器 6.3直流防雷配电柜内直流断路器跳闸处理 6.3.1对跳闸直流断路器外部进行详细检查。 6.3.2检查相对的汇流箱及各分路电池组串。 6.3.3如无明显故障，应摇测电缆绝缘是否正常。

6.3.4如以上检查均无异常可将跳闸直流断路器投入运行并加强监视。 6.3.5如发现故障点，将故障点隔离，待处理后方可投入运行。

6.3.6开关故障分闸如系汇流箱直流断路器发生拒动，造成越级分闸，在恢复系统送电时， 应将发生拒动的回路脱离系统并保持原状，待查清拒动原因并消除缺陷后方可投入。 6.3.7 将故障现象及保护动作情况记入运行记录本上，汇报班长、值长。 6.3.8在未查明故障原因前，严禁将开关合闸送电。 7.

直流防雷配电柜的维护

定期紧固断路器连接螺栓， 清扫本体积灰，必要时测量断路器接触电阻； 荷期测量温度。

运行中在高负

第五章变压器运行维护规程

第一节35KV组合箱式变压器运行

1.35kV箱式变压器技术参数 设备名称 规 格 组合式变压器 ZGS--ZG-- 口 /35 设备编号 安装日期 OTKX.412.50 01 2012年10月 生产厂家 使用日期 山东泰开 2012年12月 21

外形尺寸 (mm 2000*2100*3450 安装地点 户外 总质量 5500千克 ___________ 主要技术性能 额定容量 相数 绝缘等级 A 额定电流 1000KVA 三相 额定电压 38.5/0.3*2KV 冷却方式 ONAN 额定频率 50HZ 15\\962.25*2 A IP20 风冷强制 LED 屏和操作按键， 分接范围+_2*2.5% 绝缘水平 LI200AC|AC5 联接组别 DYN11 YN11 允许环境温度 允许相对湿度 提供通信接口 -25 小于95% 98.7% 防护等级防护类型 散热方式 显示与通信

C --55 C 2投运前检查

2.1检查检修工作结束，工作票收回，安全措施全部拆除，常设遮拦及标示牌已经恢复，变 压器外观良好。 2.2变压器二次保护设备正常，各项试验及有关记录正确，测量或核查绝缘电阻合格，具备 投入条件； 2.3高压熔断器的安装是否到位。 2.4电缆接头连接可靠。

2.5变压器的分接开关处于正确位置。 2.6检查负荷开关的转动灵活，处于正确位置。 2.7检查组合式变压器本体及内部接地排接地良好。 2.8检查组合式变压器油位表油位高度正常。

2.9检查压力释放阀投运前已将其顶部的压板或插销拔去。 3.

高压熔断器的使用及更换

3.1高压熔断器的使用

电站采用全范围一体式高压限流熔断器， 可以用于高压侧保护，在低压侧发生短路故障， 过负荷及油温过高时熔断。熔断器在安装，更换之前先将高低压电源断开，然后再进行操作。 严禁熔断器带电插拔操作。 3.2高压熔断器更换操作步骤

3.2.1熔断器更换时，应戴上干净的棉布手套（防止操作时手柄或熔断器受污染，影响绝缘 性能）

322松开红色帽盖，将手柄、熔断器和接触件整体从熔断器底座内拔出，用清洁的棉布将 熔断器底座内膛和手柄抹干净。

3.2.3用一字形螺钉旋具将手柄和熔断器侧向锁紧螺钉松开，拔出需更换的熔断器，更换新 的熔断器并锁紧侧向螺钉。

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3.2.4检查熔断器底座的内膛、手柄和熔断件，确保其清洁，然后将手柄、新熔断器和接触 件沿底座轴心缓慢插入底座，并将红色帽盖锁紧 4负荷开关的操作

4.1负荷开关只能切断变压器正常工作电流及空载电流，操作时严格按照相关操作规程操 作，严禁在短路情况下操作负荷开关。 4.2负荷开关操作步骤

4.2.1负荷开关操作时采用专用操作杆操作，

4.2.2操作时用绝缘操作杆钩住负荷开关的操作孔，并将绝缘操作杆的钩子收紧，使绝缘操 作杆的护榍（xie ）将负荷开关的操作柄完全套牢。

4.2.3负荷开关按照分合指示可以顺时针或逆时针旋转，每次旋转 90度为一工位。先确定 负荷开关要操作到的位置， 旋转操作杆，直到听到开关动作的声音， 此时负荷开关的指针指 向要操作到的位置，操作即完成。

4.2.4操作应迅速、准确、果断、有力。 5.

组合式变压器的投运

5.1检查35KV母线电压正常。

5.2检查该组合式变压器对应的跌落保险及电缆分支箱隔离开关已合好。 5.3送上组合式变压器两个低压断路器的控制电源。 5.4合上组合式变压器高压负荷开关。 5.5分别合上组合式变压器两个低压断路器。 6组合式变压器的巡检项目

6.1检查组合式变压器本体无渗漏油现象。 6.2检查组合式变压器温度正常。 6.3检查组合式变压器声音无异常。 6.4检查组合式变压器油压、油位正常。 6.5检查组合式变压器低压侧电压、电流正常。 6.6检查组合式变压器无异味。 6.7检查组合式变压器综保工作正常。 7.组合式变压器的退出操作

7.1检查组合式变压器对应的两台逆变器已停机；

7.2拉开组合式变压器对应的两个逆变器的交流输出断路器; 7.3分别拉开组合式变压器两个低压断路器； 7.4拉开组合式变压器高压负荷开关。

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7.5断开组合式变压器两个低压断路器的控制电源。

第二节35KV组合箱式变压器维护

1变压器油每年应进行一次油样耐压和介质损耗试验。

2油位过低应及时予以补充，油的牌号和箱体中的油牌号相同。注油前必须先操作压力释放 阀释放油箱中可能存在的压力，打开高压柜内的注油塞注油，注油完毕后，将注油塞旋紧。 注油时应特别小心，避免夹带气泡。 3注油后的组合式变压器在送电前，应间隔

12小时以上，以保证油中气泡逸出。

4正常运行条件下，变压器油不需要做油样试验。但如果发现潮气侵入现象（如绝缘子破碎） 则必须从取样阀取油样进行测试

5避雷器应每年雷雨季节前进行一次预防性试验。 6熔断器熔断后应及时检查故障原因，再更换熔断器。 7检查绝缘套管和绝缘子无碎裂，如有必须及时更换。

8检查高低柜内接线端子无松动及所有操作部件、表计和附件正常工作，发现问题应及时修 理，更换。

第三节站用干式变压器

1.1#站用变技术参数 设备名称 生产厂家 规格型号 产品代号 10KV干式变 天威顺达 SC10-160/10 ITS.719.0332.1 出厂序号 冋压开大编号 安装日期 1208S32-01 511 2012/11 制造国家 低压开大编号 使用日期 中国 411 2012/11 总质量 24

主要技术性能参数

容量：160KVA 频率：50HZ 短路电阻：3.93%

联结组标号：DYN11

标准序号 GB1094.11 GB/T 10228 绝缘水平：LI75AC 35/LI( )AC3

一次侧

位置联结分接电压电流 1 2-+5.0% 10500 3 3-2 +2.5% 10250 4 4-3 0% 10000 9.2 5 5-4 -2.5% 9750 6 6-5 -5.0% 9500 7

二次侧 电压

400

电流

231

2.2#站用变技术参数 设备名称 生产厂家 规格型号 产品代号 35KV干式变 出厂序号 1208S33-01 B31 2012/10 制造国家 /pc 井辛纟点县 低压开大编号 使用日期 中国 421 2012/11 天威顺达 SC10-160/35 ITS.719.0431.1 冋压开大编号 安装日期 总质量 1600KG 主要技术性能参数 额定容量：AN160KVA 短路阻抗：5.88% 联结组标号：DYN11 防护等级：IP20 绝缘水平：LI170AC70/LI( )AC3 一次侧 位置 1 2-3 联结 分接 电压 电流 400 频率：50HZ 3相 二次则 电压 230.9 电流 +5% 36750 +2.5% 35875 0% 35000 2. 2 3-4 3 4-5 25

4 5-6 5 6-7 标准代号:

-2.5% 34125

-5% 33250 GB1094.11

GB/T10228

绝缘系统温度：F

冷却方式：AN

3. 投运前的检查

3.1有关工作票己全部终结，临时安全措施拆除，常设遮拦及标示牌已经恢复； 3.2变压器本体及周围清洁；

3.3高、低压侧进出线端子及高压线圈连接紧固； 3.4高压绝缘子瓷瓶无裂纹破损； 3.5调压装置正常，位置正确； 3.6温控器接线正确；

3.7检查变压器箱体和铁芯永久性接地良好； 3.8干式变柜门、锁完好。 4. 1#站用变的投入

4.1 1#站用变投入时应合高压断路器

511开关注意仪表的变化。

4.2合低压断路器411开关，操作时应注意仪表的变化。厂用变投入后应立即检查有无异响、 异常现象。如无异常投入温控和温显。 4.3 况。

5. 2#站用变的投入

5.1 2#站用变投入时应合高压断路器

B31开关注意仪表的变化。

站用变压器应根据显示器上的数据监视其正常运行如变压器在过负荷情况下运行应密 切监视电流变化情

5.2合低压断路器412开关，操作时应注意仪表的变化。厂用变投入后应立即检查有无异响、 异常现象。如无异常投入温控和温显。 5.3 况。 6.

运行中的检查 6.1变压器绝缘子无裂纹；

站用变压器应根据显示器上的数据监视其正常运行如变压器在过负荷情况下运行应密 切监视电流变化情

6.2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： 6.3变压器冷却装置是否运行正常；

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6.4变压器温控器是否正常； 6.5变压器三相绕组温度是否正常。 6.6干式变压器绕组温度不宜高于 时，可带105%负荷长期运行。 7. 1#站用变停运

7.1依次断开低压侧开关 411,高压侧开关511 7.2 1#站用变停运时，因负荷不允许停电可起动 置切换至2#站用变。

2#站用变。如果2#站用变处于热备用状态，

411，使相应的双电源自动切换装

90C运行，但最高不得超过110 C。在环境温度0C— 50 C

双电源自动切换装置在投入位置。断开工作变的低压开关

第三节SVG油浸变压器

1.SVG油浸变压器技术参数 设备名称 厂 家 耦合变压器 保定安特 1AT-710 出厂序号 安装日期 使用日期 12399 2012/11 2012/11 制造国家 规格型号 总质量 中国 S11-4000-35/10 单身 5500KG总重 11800KG 产品代号 主要 技术性 能参数 27

分接位置：高压侧:

低压侧

电流

电压

10000 230.9

电压

1 2 3 4 5

5

电流

40425 39462.5

38500 60 37537.36575

GB1094.3.5-2003

GB/T.51-1999

标准代号：GB1094.1.2.4-1996

容量：4000KVA 3相 接线编号： 绝缘水平： 短路电抗：

YYA0

LI200AC85 户外 7.39%

频率：50HZ 冷却方式：ONAN

油量：3100KG

2.SVG油浸变压器投运前的检查

2.1有关工作票己全部终结，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；

2.3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: 2.44套管及支柱瓷瓶无裂纹破损，引线接头紧固； 2.55油位、油色正常；

2.6吸潮器内干燥剂无变色，呼吸畅通； 2.7变压器各阀门位置正确，符合运行要求： 2.8分接开关位置正确。 2.9冷却装置完好； 2.10保护投入正确；

2.11温度表完整且指示正确： 2.12压力释放阀应完好且位置正确； 3.SVG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、油位及响声正常，自然循环自冷、油浸式变压器在额 定电压下，冷却介质不超过 40摄氏度，顶层油温不得超过 95摄氏度。

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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。

3.6控制箱、端子箱内各元件正常，柜门应关严。

3.7每周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.SVG油浸变压器的特殊检查项目

4.1瓦斯继电器动作后，应立即对变压器本体进行检查。

4.2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。

4.3大风天应检查引线有无剧烈摆动，变压器上部及周围无杂物。 4.4大雾天检查套管无火花放电现象。

4.5大雪天检查套管、引线连接处无落雪即溶或有冰溜子。 4.6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。 4.7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。

第六章 无功补偿装置运行维护规程

1.SVG投入前的检查

1.1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； 1.2变压器及SVG1次保护设备正常，各项试验及有关记录正确，具备投入条件； 1.3SVG本体及周围清洁，无杂物。 1.4 SVG变压器高低压两侧接地刀闸 1.5检查SVG控制屏上显示正常， 1.6启动柜接触器KM1在分位 1.7 2.SVG投入操作步骤

1CB-2CD,1CB-3CD在分位

2.1确认SVG隔离开关1CB-2, 1CB-3在合位，接地刀 1CB-2CD,1CB-3CD在分位； 2.2确认启动柜旁路接触器 KM1处于分闸状态；

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2.3确认控制屏上各装置运行正常，各单机装置面板灯光指示无告警，无异常； 2.4检查触摸屏主界面一次回路状态正常 2.5检查各功率模块正常

2.6合上SVG出线柜断路器C31，检查各功率模块充电是否正常，无报警，触摸屏功率模块 直流电压显示值是否正常。

2.7按下SVG控制柜启动按钮，启动柜接触器 2.8通过触摸屏将运行状态改为自动运行。 2.9

3.SVG退出操作步骤

3.1断开启动柜并网接触器 KM1 3.2确认启动柜内旁路接触器分闸 3.3断开SVG断路器C31 3.4监视风机自动停止。

3.5等待功率模块充分放电（所有指示灯熄灭） 3.6拉开SVG隔离开关1CB-2, 1CB-3.

（也可以直接断开 SVG断路器C31, 5秒钟后启动柜并网接触器 4. 日常维护

4.1 SVG运行时，严禁打开启动柜柜门以及功率柜柜门，避免发生事故。如需对启动柜、 功率柜内的部件进行检修，须断开

SVG上级断路器并拉开上级隔离后方可进行。

KM1自动分闸）

KM1动作合闸

4.2 SVG运行时，由于SVG风机抽风的原因导致容易将灰尘吸入功率柜，定期清扫功率柜 内功率单元上的灰尘。为了减少灰尘对

SVG勺影响，应经常打扫动态无功补偿室。

4.3定期（三个月至半年）检查各连接部分螺丝，接线端子连接是否紧固，无松动，无过 热，无氧化。

第七章 高低压配电装置运行维护规程

1.35kV线路停、送电操作原则

1.1 35KV线路的停送电操作按调度命令执行。操作时应执行双人监护制，填写操作票并做 好记录 1.2停电时，必须先断开断路器，再摇出开关小车至“检修”位置。送电操作时，先摇入开 关小车到“运

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行”位置，再合断路器；

1.3送电时，摇入开关小车前必须查开关在断位；

1.4消弧消谐柜刀闸，电缆分支箱刀闸操作后必须检查分、合闸位置，分、合闸位置指示正 确。 1.535kV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； 1.6母线送电时，严禁用刀闸充电。

1.7禁止用刀闸拉、合负荷电流及空载线路和空载变压器。

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。

1.935kV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站用电系统运行与操作

2.110KV线路的停送电操作按调度命令执行。操作时应执行双人监护制，填写操作票并做好 记录 2.2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，后摇出开关小车。 送电操作时，先摇入开关小车，再合高压侧开关，后合低压侧开关； 2.3送电时，摇入开关小车前必须查开关在断位

2.410kV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； 2.5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。 2.610kV系统拉、合接地刀闸，必须得到值长命令，合接地刀闸必须履行验电手续。

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2.7倒闸操作或停送电操作应严格执行操作票制度。 3.

高压真空断路器

3.1送电前的检查

3.3.1有关工作票全部总结，安全措施已拆除，检修和试验人员有可以设备投入运行的书面 交待记录； 3.3.2 3.3.3 3.3.4 3.3.5 3.3.6

真空断路器本体及周围无影响设备投运的杂物及遗留物； 真空断路器灭弧室外绝缘完好无损。 测量真空断路器上下断口间绝缘值不低于 真空断路器各机构完好； 远方操作合、跳闸试验正常。

200MQ （2500 V摇表）

3.2真空断路器的投运 3.2.1 3.2.2 3.2.3 3.2.4 3.2.5 3.2.6

真空断路器投运前必须检查开关确已断开。 真空断路器投运前应检查接地刀闸确已拉开。 将真空断路器小车摇至运行位； 检查断路器储能装置正常

远动合闸，严禁在就地进行带电手动合闸操作；

操作人员在发现问题应及时汇报班、值长，严禁强制解除开关的各项闭锁功能。

3.3断路器正常运行中的检查 3.3.1 3.3.2 3.3.3 3.3.4

断路器机械位置指示、电气位置指示应与实际位置一致； 有无电晕放电现象； 开关柜门关闭牢固；

气温低时，电加热运行正常。

341按照先负荷侧后电源侧的顺序依次断开断路器

342当远方无法分闸时，在得到值长许可后，可在就地进行分闸操作。

3.4断路器的退出

32

3.4.3操作前应将真空断路器柜门上的选择开关切至“就地”位置。 344操作完毕后，查找断路器拒动原因并处理。 3.5断路器故障跳闸后的检查

3.5.1断路器本体绝缘有无裂纹、破损现象；

3.5.2事故分闸时，针对故障后信号情况，重点检查相应设备。 4. 母线

4.1母线及各开关不得超过其额定电流运行。 4.2用红外线测温仪测量母线温度一般不超过

70C,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。 4.3母线送电前应检查有关工作票全部收回并终结， 长设遮拦及标示已恢复。

4.4母线送电前应测量母线绝缘正常。（

35kV、10 kV母线用2500 V摇表测量应不低于 1 M

临时安全措施已拆除，母线上部无杂物，

Q/kV ; 400 V母线用1000 V摇表应不低于1 MQ ）

4.5母线必须带PT充电。

4.6直接威胁人员和设备安全的紧急操作，可不经任何人许可，进行停电操作，事后应尽快 扌报告值长。 4.7装卸高压熔断器，应带护目眼睛和绝缘手套，必要时使用绝缘夹钳，并站在绝缘垫或绝 缘台上。 5. 避雷器

5.1避雷器运行中检查项目

5.1.1外部瓷瓶完整、清洁、无裂纹现象及放电痕迹。

5.1.3放电记录完好，动作次数正确。

5.1.2接地应牢靠。

33

5.2避雷器运行中发生以下情况应立即停运 5.2.1

避雷器瓷瓶爆炸或有明显的裂纹及严重放电。

522 避雷器引线松动，有断落造成接地的可能性。 5.2.3

接地线接触不良或断裂。 避雷器内部有放电声。

5.2.4

6. 互感器

6.1互感器一般运行规定 6.1.1 6.1.2

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。 运行中的电压互感器不允许无故停用。

6.1.

运行中的电压互感器有明显故障，严禁将电压互感器拉出。首先做好防止反送电及继 3

电保护误动的措施后，再停运电压互感器。

6.1.4 6.1.5

电流互感器运行中不能随意加负荷，且不允许长时问过负荷运行。

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

相位和保护定值正确，作好记录。 序、

6.1.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， 6 动,

当危及人身安全和设备安全时可将互感器停运。

以防保护装置误

6.1.7 6.1.8

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。 电压互感器严禁从低压侧充电。

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

6.1.9

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。

6.2新投运或检修后的互感器检查与要求 6.2.1 6.2.2 6.2.3

经试验人员试验合格。如：耐压、绝缘电阻、介质损耗等。 经试验人员检查极性、相序、相位、变比正确。 接地点应合理且接地良好。

34

624无妨碍运行的杂物。 6.2.5 6.2.6 6.2.7

各部分清洁无污垢。 本体绝缘无裂纹现象。 各部螺丝紧固无松动。

6.3电压互感器送电前的检查项目 6.3.1 6.3.2 6.3.3 6.3.4 6.3.5

新安装或检修、更换后的电压互感器应检查电压互感器各试验记录参数合格。 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。 各部件清洁，无遗留物。 各螺丝紧固，无松动现象。 一次，二次熔丝完好。

6.4电压互感器运行中的检查项目 6.4.1 6.4.2 6.4.3 6.4.4 6.4.5

各部分有关指示正常，保护装置无异常信号发出。

无焦味，铁芯无噪音、无铁磁谐振噪音、放电噪音，无异常振动。 本体无变形变色，瓷瓶无污闪及破损。 各接头无脱落，松动，无发热及放电现象。 电压互感器二次侧接地良好。

6.5电流互感器送电前的检查项目 6.5.1 6.5.2 6.5.3 6.5.4 6.5.5

各部分接线正确，螺丝无松动脱落。 各部分清洁，无遗漏物。 瓷瓶，套管无裂纹及放电现象。 外壳及中性点接地良好。

电流互感器一次接头接触良好，无过热变色。

6.5.6电流互感器二次回路无明显的开路现象。

35

6.5.7电流互感器投入运行后，检查电流的显示是否正确。 6.6正常运行中电流互感器的检查 6.6.1接头处应无过热，烧红等现象。

6.6.2电流互感器应无异音振动、放电、和过热现象等。 6.6.3本体绝缘应清洁完好，无破损痕迹。 6.6.4接地线应完整良好。 7.

电力电缆

7.1电力电缆的运行

7.1.1电力电缆应按允许参数运行，不得超过电缆的额定电压。电缆线路的工作电压一般不 应超过电缆额定电压的 15%

7.1.2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。

7.1.3放置电缆的电缆沟、电缆桥架、电缆小室应定期检查。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。 7.1.4运行中的动力电缆导体温度最高不得超过 90摄氏度，控制电缆导体温度最高不得超

过60摄氏度。

7.1.5电缆正常运行时，应无发热、变色、有焦糊味等现象。

7.1.6在放置电缆的电缆沟、电缆桥架、电缆小室处进行接触火源的工作，必须使用动火工 作票。 7.1.7电缆附近应无较强的热源。

7.1.8放置电缆的电缆沟、电缆桥架、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。 7.2电缆的外观检查项目

7.2.1电缆外皮、电缆接头无破损、变色，无过热异状、异味。 723电缆接地线必须良好，无松动、脱落现象。 724电缆接头完整、牢固、清洁、无放电现象。

7.2.2电缆的拐弯半径复合要求，电缆应无打死折现象。

36

7.2.5电缆沟内不应有积水、积灰、积油或其它杂物。 7.3电缆的试验

送电前应遥测电力电缆的绝缘电阻；高压电缆用 2500V或5000V兆欧表测量，10KV电 缆绝缘电阻不低于 10M Q ,35KV电缆绝缘电阻不低于 3 5M Q。低压电缆用 500V或1000V 兆欧表测量，绝缘电阻不低于 0.5 M Q。 8.

配电装置的检查和巡视

8.1各设备正常无放电现象。 8.2各接触部分无过热、烧伤现象。 8.3各开关就地位置指示正确。

8.4各就地电压、电流表记正常，指示正确。 8.5真空开关无不正常的放电声。

8.6各开关就地保护无动作指示，屏幕显示正常。

第八章直流系统运行维护规程

1.

蓄电池技术参数

名称 额定容量 循环使用充电电压/只 浮充充电电压 10h放电容量 密封反效率 容量保存率 100AH 2.35---2.4V 2.23---2.27V > 100% 95% （30 天）》95% （90 天）》85% 数值/内容 序号 1 2 3 4 5 6 37

控单元及蓄电池巡检装置、 绝缘监测装置进行通讯,

安全阀动作 7 蓄电池连接条压降 事故放电时间 过充电寿命 10 11 12 13 14 浮充使用寿命 自放电率 防爆性能 生产厂家 使用期间安全阀自动开启闭合，闭阀 压力在1kPa〜10kPa氾围内，开阀压 力在10kPa〜49kPa氾围内 3I10时不大于8mV 2小时 以0.3110电流连续充电16h后，外观 无明显变形记渗液 > 15年 每月不大于4% 明火不爆 山东圣阳电源有限公司 8 9 直流控通过与配电单元和充电模块内置的监 实现对输入交流、充电装置、蓄电池组、

直流母线及直流输出回路等进行监视、 15 投产日期

测量和控制，并与电站计算机监控系统实现数据通讯。 2012.12 时刻监视各个参数如电压、电流值的正常。

2. 直流系统运行方式

1#AC380V电源由0.4KV低压开关柜引入交流空气开关

2.1正常运行时，高频开关电源装置 11JK, 2#AC380V电源由继保室交流电源柜引入交流空气开关

12JK,二路互为备用。

经过输出直流断路器 11ZK,给蓄电池浮冲充电并同时经馈

22装置将交流整流为直流电后,

电母线给直流负荷供电。

2.3馈电母线为I段、n段单母线分段运行方式，

I段母线输入直流断路器 12ZK n段母线

直流断路器13ZK,两段馈电母线之间设置联络直流断路器 路器14ZK处于断开位置。

14ZK。正常运行时，联络直流断

2.4当馈电母线并列运行时，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

38

母线有接地信号时，禁止将母线并列。

2.5直流系统的对地电压正常为土 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。 2.6当直流系统发生短路、冲击时，必须仔细检查

RD1 RD2 RD3 RD4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. 蓄电池日常巡检项目

3.1室内温度、通风照明情况良好；

3.2各个蓄电池的连接端子无松动、腐蚀现象，电解液无泄漏； 3.3充电柜和馈电柜柜内元件声音和温度正常、无放电现象； 3.4蓄电池的绝缘良好；

3.5蓄电池外壳和极柱温度是否正常， 充电柜和馈电柜柜内的电缆接头无过热、 3.6检查蓄电池的电压、电流是否正常； 3.7蓄电池屏内温度正常，不应有酸气过重现象； 3.8运行记录是否及时正确。

4. 蓄电池的初充电、浮充充电、均衡充电和交流失电后补充充电程序

4.1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。 4.2浮充充电程序：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。 4.3均衡充电程序：在正常浮充电运行状态下，每间隔

3〜12个月微机控制高频开关电源自

冒烟的现象；

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 电压上升到系统最高允许电压时自动转为恒压充电， 时，3小时后自动返回到浮充电状态。

（0. 1C10）充电，当

当恒压充电电流小于整定值 （0. 01C10）

4.4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。 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不大于设定值时， 交流恢

交流恢复供电

当失电期间事故放电容量大于设定值时，

在此过程中自动记录对蓄电池的充电容量，

39

后按均衡充电程序对蓄电池进行补充充电，

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。

5. 直流系统投运前的检查项目

5.1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，绝缘试验合格。

5.2检查交流输入空气开关、直流输出断路器、馈电母线的直流输入断路器、馈电母线负荷 开关均断开。 5.3直流系统的微机型集中监控装置良好。

5.4直流充电柜、馈电柜外观良好，无明显的破损。 5.5充电柜和馈电柜柜内的电缆接头无松动，外壳接地良好。 6. 充电柜投入操作步骤 6.1合上交流空气开关 11JK; 6.2合上输出直流断路器 11ZK

6.3检查母线电压，蓄电池的电压、电流是否正常并无报警。 7. 直流系统运行的规定

第九章 交流UPS电源运行维护规程

1.

交流UPS电源技术参数

名称 交流输入电压 交流输入频率 直流输入电压 交流输出电压 电压静态稳压范围 电压暂态响应 6 序号 1 2 3 4 5 数值/内容 三相四线 380V-15%〜380V+15% 50Hz土 3% 220V+10% 〜220V-20 % 220V AC220\\± 1 % 单相 100 %加负何或减负何，电压变化v 5%恢复时间w 5s 40

稳频范围 7 负载功率因素 过载能力：120 % 允许最大冲击电流 平均无故障时间（MTBF 生产厂家 投产日期 50 (1± 0.01 %) Hz 8 9 10 11 12 13 0.8 （超前）---0.6 （滞后） 额定电流30s 200% >250000h 奥特迅 2012.12 2. UPS电源系统运行方式

正常工作时，UPS装置的交流380V电源由0.4KV开关柜引入交流输入空气开关 流旁路输入空气开关 K3,直流220V电源由直流馈电柜引入直流断路器 UPS装置将直流电变换成交流电，经过输出空气开关 3. UPS电源系统投运前检查项目

3.1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，绝缘试验合格。

3.2检查交流输入空气开关 空气开关K5均断开.

3.3交流UPS控制电源系统的监控装置良好。 3.4 UPS电源控制柜外观良好，无明显的破损。

3.5 UPS电源控制柜柜内的电缆接头无松动。外壳接地良好。 4. UPS电源系统投入操作步骤 4.1 合上 K1、K2、K3; 4.2合上K5;

4.3检查直流输入电压、电流 5.

，交流输入电压、电流和交流输出电压、电流数值正常。 K1、直流输入断路器 K2、交流旁路输入空气开关

K3,交流输出

K。交

K2,两路互为备用。

K5到输出母线上，不间断向负荷供电。

UPS电源系统运行中检查项目

5.1检查UPS装置的散热风扇是否运行正常，有无异响。

41

5.2 UPS控制柜中的开关位置与实际运行位置相符。 5.3 UPS控制柜柜内的电缆接头无过热、冒烟的现象。 5.4 UPS控制柜柜内的母线排无过热、冒烟的现象。 5.5交流UPS控制电源系统的直流输入电压、 电流数值正常

6. UPS装置退出操作步骤 6.1合上K4; 6.2 断开 K1、K2。

电流，交流输入电压、电流和交流输出电压、

第十章防误闭锁装置运行规程

1正常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。

2在监控系统上进行正常操作时不得强行解锁。

3正常的倒闸操作必须使用电脑钥匙，不得使用，应有值长保管，使用必 须登记。 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。

5防误装置正常情况下严禁解锁或退出运行， 置。

6电气操作时防误装置发生异常，应立即停止操作，及时报告值长，在确认操作无误，经当 班值长同意后，方可进行解锁操作，并做好记录，但必须认真核实操作票。 7当微机五防系统出现故障确或检修工作需要，必须使用解锁工具 意，做好相应的安全措施，在专人监护下使用，并做好记录。

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， 进行。

在就地进行操作时，至少应有两人

（钥匙）时，经当班值长

正常操作时不得强制解锁或破坏锁具及闭锁装

42

9在危及人身、电网、设备安全且确需解锁的紧急情况下，当班值长同意后，可以对断路器 进行解锁操作，应做好纪录。

10长期解除电气设备的闭锁装置，应有书面的申请，并经总工程师批准。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。

第十一章 继电保护及自动装置运行维护规程

第一节微机保护装置运行规定

1.

运行规定

1.1新安装保护装置投入运行后，安装调试单位应将定值通知单移交给继电保护和运行单 位。 1.2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。运 行人员不允许不按照规定随意按动装置插件上的键盘、开关。

1.4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。

1.5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。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。

1.6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。

1.7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， 并立即向调度汇报， 通知继电保护人员立即 到现场进行处理。

1.8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。 1.9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。

1.10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。 2. 继电保护及安全自动装置的异常处理

2.1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，然后汇报值长，并通知有关人员处理。

2.2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，

43

必要时可由值长决定退出有关保护装置，先将设备投入运行。

2.3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，并及时汇报值长，同 时做好记录，只有故障性质判明后，经值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，须经值长同意才能恢复保护掉牌（信号）。

2.4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。

2.5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。

3. 在下列情况下应停运整套微机继电保护装置

3.1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。 3.2保护装置内部作业。 3.3继电保护人员输入定值。

3.4继电保护人员处理保护装置缺陷需要时。 3.5保护装置有严重故障时。

3.6因对侧原因调度部门要求停运微机保护装置。

第二节PRS-753G光纤分相纵差成套保护装置

1.

额定电气参数

名称 交流电流 交流电压 直流工作电源 保护回路过载能力 4 数值/内容 5A或1A （额定电流In） 100V或57.7V （额定电压 Un） 220V允许偏差：-20 % 〜+ 15 % 交流电压回路：1.2倍额定电压，连续工作； 交流电流回路：2倍额定电流，连续工作；10 倍额定电流，允许10s ; 40倍额定电流，允 许1s 直流电源回路 80〜115%额定电压，连续工作 序号 1 2 3 5 2. 光纤分相纵差成套保护装置通电前检查 2.1退出保护所有压板，断开所有空开；

2.2检查装置的直流电源的额定电压应与现场匹配；

2.3检查插件是否松动，装置有无机械损伤，各插件的位置正确；

44

2.4检查配线有无压接不紧，断线等现象； 2.5用万用表检查电源回路有否短路或断路； 2.6确认装置可靠接地。

3. 光纤分相纵差成套保护装置上电检查内容 3.1合直流电源空开，再合电源板上的船形小开关；

3.2上电后，若装置的软件开始正常运行，此时装置指示灯“运行”点亮； 3.3液晶是否正常显示，若亮度异常，调节液晶对比度； 3.4主界面上CPU间通信指示符号是否正常闪烁。 4. 光纤分相纵差成套保护装置投入操作步骤 4.1确认所有压板退出；

4.2检查确认所有临时接线和防误措施已经恢复； 4.3合直流电源； 4.4校对装置时钟；

4.5严格按调度定值整定通知单整定装置定值 （注意应将所有未使用的保护段的投退型定值 设为“退出”，数值型定值恢复至最大值），打印一份清单核实无误后存档；

4.6装置其它各项经检查无误后，投跳闸出口压板，进入【投退】菜单人工投入保护，装置 正式投入运行；

4.7装置正常运行后，可进入【查看】菜单在线查看模拟量、开关量、保护定值和各种记录 信息而不影响保护运行。

第三节BP-2PCS微机母线保护装置

1.

BP-2PCS微机母线保护装置额定电气参数

名称 交流电流 交流电压 直流工作电源 保护回路过载能力 4 数值/内容 5A或1A （额定电流In ） 100V或57.7V （额定电压 Un） 220V允许偏-20 % 〜+ 15 % 差: 交流电压回路：1.2倍额定电压，连续工作； 交流电流回路：2倍额定电流，连续工作；10 倍额定电流，允许10s ； 40倍额定电流，允 许1s 直流电源回路 80〜115%额定电压，连续工作 序号 1 2 3 5 45

2. 微机母线保护装置通电前检查 2.1退出保护所有压板，断开所有空开；

2.2检查装置的直流电源的额定电压应与现场匹配；

2.3检查插件是否松动，装置有无机械损伤，各插件的位置正确； 2.4检查配线有无压接不紧，断线等现象； 2.5用万用表检查电源回路有否短路或断路； 2.6确认装置可靠接地。 3. 上电顺序及检查内容

3.1先合直流电源空开 DK2 （操作电源），再合直流电源空开

DK1 （装置电源）；

3.2上电后，若装置的软件开始正常运行，此时装置指示灯“运行”点亮； 3.3液晶是否正常显示，若亮度异常，调节液晶对比度； 3.4主界面上CPU间通信指示符号是否正常闪烁。 4. 母线保护装置投入运行操作步骤 4.1确认所有压板退出；

4.2检查确认所有临时接线和防误措施已经恢复； 4.3合直流电源；

4.4装置液晶界面显示的大小差均无差流 限为0.12A ;带负荷正常运行差流不超过

（5A制工程的差流要求：无负荷运行情况下零漂上 0.2A）；

4.5确认装置液晶界面的母线模拟图的显示与实际的运行方式相对应； 4.6校对装置时钟；

4.7严格按调度定值整定通知单整定装置定值

（注意应将所有未使用的保护段的投退型定值

设为“退出”，数值型定值恢复至最大值），打印一份清单核实无误后存档；

4.8装置其它各项经检查无误后，根据调度的要求，投入相应的跳闸出口压板、保护压板以 及其他功能压板，装置正式投入运行；

4.9装置正常运行后，可进入【查看】菜单在线查看模拟量、开关量、保护定值和各种记录 信息而不影响保护运行。

第十二章事故处理规程

第一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。

46

1.2厂用干式变压器过负荷超允许值时，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 件下，变压器能带150%额定容量。 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路是否有漏油现象，如是轻度漏油引 起，应补油并进行处理。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. 变压器瓦斯保护动作的处理

4.1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。

4.2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。

4.3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停运 变压器。 4.4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。

4.5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。 4.6如瓦斯继电器无气体应检查保护回路。 5. 变压器压力释放装置动作

5.1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，停止故障变运行。

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20C时，过负荷允许带 110%长期运行，在强迫风冷的条

5.2检查变压器喷油后是否着火，并做好防火措施。 5.3压力释放动作后，应手动复归信号。

6. 变压器发生下列情况时，应汇报值长、调度停运 6.1套管有裂纹或放电现象； 6.2软引线断股，或硬连接排有裂纹 6.3落物危及安全，不停电无法消除： 6.4变压器严重漏油；

6.5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； 6.6油色变异，但并不严重； 6.7声音异常，但无放电声；

6.8引线端子发热超过 70C，仍有上升趋势，但未融化。 7变压器出现下列情况之一者，应立即停止故障变压器运行 7.1变压器内部声音很大，并有爆裂声。 7.2套管炸裂，闪络放电。 7.3引线端子熔化放电。

7.4内部冒烟着火，储油柜或压力释放阀喷油；

7.5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； 7.6大量漏油无法消除，油位计及瓦斯继电器已无油位； 7.7油色变化过甚，油内出现碳质： 7.8人身触电； 7.9变压器着火。 8变压器运行中跳闸

8.1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 动、二次回路故障造成断路器误动。

8.2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，通过检修处理。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。 9变压器着火

9.1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。 9.2若油溢在变压器盖上面着火时，应打开变压器放油门放油至适当位置。

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，系统操作或外部故障造成变压器保护误

9.3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。 9.4根据火情隔离相邻设备。

第二节逆变器异常及故障处理

1故障信号

如果系统在运行中出现故障，系统立即停机。

1.1如果“ FAULT '灯亮（红色），可能是以下几种故障：短路、电网程序错误、 块过热、IGBT模块故障，直到故障被排除后才熄灭。

IGBT模

1.2如果“ GRID\"灯频闪，可能是电网故障（电网欠压、过压、欠频、过频）引起，故障排 除后“ GRID”灯常亮，液晶显示界面显示“系统出现故障”的字样，并记录故障类型。

1.3系统出现故障后，先将旋钮开关置于“ OFF”位置，然后断开交流断路器和直流断路器， 最后根据3逆变器故障处理表中的方法进行排除。 2.故障原因

2.1外电网连接故障（如：LI、L2、L3线没有连接好，或者相序连接错误）； 2.2光伏阵列电压过高；

2.3电网欠压（Uac< “ Uac最小值”）； 2.4电网过压（Uac> “ Uac最大值''）； 2.5电网频率过低（Fac< “Fac最小值”）； 2.6电网频率过高（Fac> “Fac最大值”）； 2.7输出短路； 2.8并网电流过载； 2.9IGBT模块过热； 2.10IGBT模块故障； 2.11通讯异常。 3.逆变器故障处理

故障类型 PV反接 故障原因 光伏阵列正极、负 极接反 PV过压 光伏阵列电压高 于1000V 减小阵列串联数量 处理方法 检查PV阵列线路连接 备注 49

PV色缘阻抗低 光伏阵列正极或 负极对大地阻抗 小于 40kohms 检查PV阵列线路连接 相序故障 三相交流线路连 接错误 检查线路连接 电网电压异常 电网电压超过 85%-110%g 围 检查电网 等电网恢复后自动 重新启动 电网频率异常 电网频率超过 48Hz-52Hz 范围 检查电网 等电网恢复后自动 重新启动 液晶通信故障 液晶屏与逆变器 通信故障 联系生产商 冗余辅助电源 故障 直流防雷模块 故障 备份的辅助开关 电源故障 直流侧防雷模块 失效 更换备份辅助开关电源 为可靠起见，请及 时更换 请更换同型号防雷模 块，如故障仍存在，请 联系生产商 更换后，重新启动 交流防雷模块 故障 交流侧防雷模块 失效 请更换同型号防雷模 块，如故障仍存在，请 联系生产商 更换后，重新启动 故障代码

逆变器功能故障 请记录故障代码联系生 50