运行总则
1.范围
本规程规定了光伏电站的运行、操作、维护、事故处理的基本原则。 本规程适用于国家电投红墩子光伏电站。 2.规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡
是注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB26859 电力安全工作规程 电力线路部分
GB26860 电力安全工作规程 发电厂和变电站电气部分 GB26861 电力安全工作规程 高压试验室部分 GB19964 光伏发电站接入电力系统技术规定 GB29319 光伏发电系统接入配电网技术规定 GB29320 光伏电站太阳跟踪系统技术要求 GB29321 光伏发电站无功补偿技术规范
NB/T 32004 光伏发电并网逆变器技术规范 区域、地方电网调度规程、规定 3.一般规定 3.1电站基本情况 3.2管理规定
，必须有完整的技术资料及相关实验
，未经许可不得擅自更改。如需进行整定和更改时按照保护管理规定
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执行。 3.2.2 运行管理
，当班值长应按照相关规定向上级调度部门进行汇报，并及时向主管部门及领导进行汇报。
，未过网、省、地调值班调度员的指令，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，事后必须向相关调度部门汇报。
，必须主动复诵并核对无误，调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。 ，同时必须使用规范的调度术语。 3.3其他管理
，应按照上级规程、规定执行。 4.运行方式的规定 4.1正常方式
，送出线路、主变、保护、自动装置、计算机监控系统、电能计量系统、光功率预测、生产管理系统应投入运行。 ，主电源故障时，投入备用电源。 4.2特殊方式
，全站停发。主变停运时所对应的升压站母线停运。任一进线断路器发生故障时，所带光伏发电阵列逆变器及箱变停运。 5.倒闸操作的原则及规定
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5.1原则 ，
，先停一次设备，后停保护、自动装置。送电操作时，先投入保护、自动装置，后投入一次设备。 ，保护及自动装置必须在投入状态。
，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。
，停电顺序是从负荷侧（厂内为负荷侧）逐步向电源侧（线路）操作；设备送电时，送电的顺序是从电源侧逐步向负荷侧操作：严禁带负荷拉、合隔离刀闸。
，必须检查接地刀闸两侧隔离刀闸（断路器）在拉开（分闸）状态，应进行验电，确认无电压后方可投入接地刀闸或装设接地线。 ，应查明原因后方可进行操作，不得随意解除闭锁 ，但必须做好相关运行记录。 5.2规定
，操作人应先根据操作票在系统图上模拟倒闸操作，模拟操作无误后，由当值值长下达操作命令后方可执行。 ，一人操作一人监护。
，必须先核对设备的名称和编号，并检查断路器、隔离刀闸、自动装置的状态，操作中，必须执行监护制度和复诵制度，每操作完一项即由监护人在操作前面画“✔️”
，必须立即停止操作，并向当班值长询问情况后在进行操作，不得擅
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自更改操作票操作顺序，操作票在执行过程中不得漏项、跳项、添项。 ，应停止室外设备倒闸操作，雷电时禁止进行倒闸操作。 ，电站主要负责任人必须到现场进行安全监护。
，断开线路断路器，再拉开母线侧隔离刀闸，最后拉开线路隔离刀闸，线路送电操作与比相反。 ，并取下二次侧保险。 ，停电时先停低压侧。 6. 巡回检查的一般规定 6.1正常巡视
按照要求开展设备巡视检查工作，巡视时，必须遵守《电力生产工作安全规程》的有关规定。 6.2 特殊巡视
如遇下列情况应增加巡回次数或定点监视 6.2.1 设备存在较大缺陷或异常； 6.2.2 新投运、改造和检修后的设备； 6.2.3 由于天气、气温等气候变化较大时； 6.2.4 设备运行的条件发生较大变化时。
6.2.5 设备发生故障后，要特别注意对断开短路电流的断路器及相应设备的检查。 7. 事故处理的一般原则
7.1事故处理必须严格遵守《电力生产安全工作规程》、调度规程、运行规程及相关规定，并服从上级调度和当班值长指挥。
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7.2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长。 7.3在处理事故时，迅速限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身和设备的威胁。对未造成事故的设备的安全隔离，保持其正常运行，防止事故扩大。
7.4发生事故时，当班值长是事故处理的指挥者、组织者。事故发生后当班值长应将事故发生的时间、监控系统主要故障信息继电保护、自动装置及一次设备动作情况，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。
7.5 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。
7.6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。
7.7线路事故跳闸，重合闸动作不成功时，不得进行强送电，应将情况汇报调度后，按调令执行。
7.8事故处理时，无关人员不得进入中央控制室及事故区域内。 7.9如调度电话中断而不能与上级调度直接联系时，应尽快利用其他通讯方式联系上级调度。 8. 定义和术语 8.1充电
让直流电从放电相反的方向通过，以使蓄电池中活性物质恢复作用 8.2 送电
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是指设备充电并带负荷（指设备投入环状运行或带负荷）。 8.3 停电
是指断开断路器及隔离开关使设备不带电压。 8.4 解裂
是指发电单元和电力系统其他部分之间、系统的一部分和系统其他部分之间失去电的联系，分解成相互独立、互不联系的部分。 8.5 并列
是指将两个及以上电气相互独立运行的设备通过运行方式切换连为一个整体电网运行。 8.6 热备用
是指设备断路器断开，而隔离刀闸仍在合闸位置。无特殊要求，设备保护均应在运行状态。 8.7 冷备用
是指电气设备的断路器断开，其两侧隔离刀闸和相关接地刀闸处于断开位置。 8.8 检修
指设备所有断路器、隔离刀闸均断开，挂号接地线或合上接地刀闸时，为检修状态。
光伏组件运行规程
1. 范围
本标准规定了光伏组件的运行、维护、事故处理。 本标准适用于光伏组件运行维护管理。
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2. 规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB/T9535 地面用晶体硅光伏组件 设计鉴定 GB/50797 光伏发电站设计规程 GB/T50796 光伏发电工程验收规范 GB/T29320 光伏电站太阳跟踪系统技术要求 CQC33-462192 光伏组件用接线盒认证规则 设备产品使用说明书及有关技术文件。
表1电池组件技术参数
名称 型号 电池种类 尺寸（mm） 重量（kg） 标准测试条件下峰值功率（Wp） 标准测试条件下开路电压（V） 标准测试条件下短路电流（A） 标准测试条件下工作电压（V） 东方电气 东方电气 英利 DQPVM245P6-60 MGSP250-60 YL255P-29b 1文档来源为:从网络收集整理.word版本可编辑.
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标准测试条件下工作电流（A） 标准工作温度（℃） 电池组件转换效率（%） 峰值功率温度系数（%/K) 开路电压温度系数（%/K) 短路电流温度系数（%/K) 最大系统电压（VDC） 工作温度范围（℃） 功率误差范围（%） 表面最大承压（Pa） 绝缘电阻（Ω·m²） 组件防护等级 接线盒类型 电池片规格型号（mm） 上盖板材料及厚度（mm） 背面材料及厚度（mm） 电池组件是否要求接地 10年的功率衰降（%） 25年的功率衰降（%） 数量（块） 安装位置 投产年月 1文档来源为:从网络收集整理.word版本可编辑.
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3．技术参数表格 4.运行规程
4.1 一般规定。
4.1.1 光伏组件在运行中不得有物体长时间遮挡。
4.1.2 光伏组件表面出现玻璃破裂或热斑，背板灼焦，颜色明显变化、光伏组件接线盒变形扭曲开裂或烧损、接线端子无法良好连接时，应及时进行更换。
4.1.3 在更换光伏组件时，必须断开与之相应的汇流箱开关、之路保险及相连光伏组件接线。工作时工作人员需使用绝缘工器具。 4.1.4 光伏组件更换完毕后，必须测量开路电压，，并进行记录。 4.2 巡回检查规定
定期对每一串光伏组件电流进行监测，对偏离值较大的需查明原因。
在大风过后需对子阵光伏组件进行一次全面巡回。
巡回过程中尽量不要接触接线插头及组件支架，如需进行工作必须接触接线插头及组件支架时，工作人员需要使用绝缘工器具，方可进行工作。
光伏组件、汇流箱、直流配电柜运行中正极、负极严禁接地。 4.3 组件清洗 4.3.1 清洗原则
光伏组件在运行中应保持表面清洁，光伏组件出现污物时必须对电池组件进行清洗，以保证电池组件转换效率。
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（a）目测电池板表面较脏时安排清洗。
(b) 同一时间用高精度直流电能表实时测量2个组串的电量及2个清洗后的组串的电量，两个电量的对比值相差。≥4%。
(c) 清洗电池板时应用清水不得使用锐利物件进行刮洗，以免划伤表面。不得使用腐蚀性溶剂冲洗擦拭。 4.3.2 清洗方式
环境气温较高时，清洗方式宜采用清水清洗的方式；压力水流清洁时，组件玻璃
表面的水压不得超过光伏组件厂家规定范围。
环境气温较低，清洗方式宜采用人工超细纤维擦洗的方式；超细纤维抹布必须及时更换，避免伤及组件。 4.3.3 注意事项 严禁清洗组件背面。 组件严禁承受额外的外力。 防止外力等机械碰压电池组件
电池板组件不可使用压力风吹扫，防止风压致组件损坏。 4.3.4 清洗验收
目视电池板整体外观清洁、明亮、无污渍。 抽样检查电池板表面无积灰。
用手轻轻触摸电池板表面无粉尘未处理干净。 达到距组件1.5米内看不到电池板有尘土。
抽查组串电流，同辐照量下对比，组串电流升高百分数。
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做好清洗前后逆变器电流、电压、功率对比表，检查清洁效果，确定实际提高百分数。 5.巡回检查 5.1 晶硅光伏组件
5.1.1 检查电池组件的框架整洁、平整、所有螺栓、焊缝和支架连接牢固可靠，无锈蚀、塌陷。
5.1.2 检查电池组件边框铝型材接口处无明显台阶和缝隙，缝隙由硅胶填满，螺丝拧紧无毛刺；铝型材与玻璃间缝隙用硅胶密封，硅胶涂抹均匀，光滑无毛刺现象。
5.1.3 检查组件表面无污渍、划痕、碰伤、破裂等现象。 5.1.4 检查电池组件运行时背板无发黄、破损、污渍、温度烧穿等现象。
5.1.5 检查电池组件背板设备参数标示无脱落。
5.1.6 检查电池组件商标：印刷、电性能参数值符合要求。 5.1.7 检查电池组件引线无交叉、横平竖直、固定牢固。 5.1.8 检查电池组件间连接插头无脱落、烧损现象。
5.1.9 检查电池组件接线盒内汇流带平滑，无虚焊、无发热氧化痕迹。
检查电池组件接线盒螺帽是否拧紧：沿导线伸出的竖直方向施加拉力，导线不松脱。
检查电池组件接线盒旁路二极管无烧损。
检查各电池组件接地线良好，无开焊、松动等现象。
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，无过热及烧损，穿管处绝缘无破损。
检查同一电流档或电压档的电池板安装在同一子串和子阵，不同规格、型号的组件不应再同一子串和子阵安装。 5.2 组件支架 5.2.1 支架基础
检查外漏的金属预埋件进行了防腐、防锈处理，无腐蚀。 检查混凝土支架基础无下沉或移位。 检查混凝土支架基础无松动脱皮。
检查基础的尺寸偏差在允许偏差范围，基础直径偏差≤5%。 5.2.2 固定支架
检查紧固点牢固，无弹垫未压平的现象。
检测支撑光伏组件的支架构件倾角和方位角符合设计要求。 检查支撑光伏组件的支架构件直线度符合设计要求，弯曲矢高1/1000且不应大于10mm。
检查固定支架的防腐处理符合设计要求。锌层表面应均匀，无毛刺、过烧、挂灰、伤痕、局部未镀锌（2mm以上）等缺陷，不得有影响安装的锌瘤。螺纹的锌层应光滑，螺栓连接件应能拧入。 检查底座与基础连接牢固。
检查焊缝平整、饱满及防腐处理良好。
检查子阵支架间的连接牢固，支架与接地系统的连接可靠，电缆屏蔽层与接地系统的连接可靠。 6.常见异常处理
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6.1 组串输出偏低 6.1.1 现象
电站监控系统和生产管理系统统计数据分析，对比相同子阵相同支路数的汇流箱输出功率和电流，查找输出偏低的汇流箱及支路。 6.1.2 处理
，同时与监控系统显示数据作比较，排除由于通讯问题造成的数据部准确。（注：在汇流箱下侧测各支路电流，钳型电流表读数易受到相邻支路的干扰，应在组串出口MC4插头处测量支路电流）。 对于支路电流为零的支路应检查支路保险是否熔断，再检查组串MC4插头或接线盒是否烧损，熔断的保险、MC4插头和接线盒烧损等问题，则及时更换。
用热成像仪检查该组串中电池组件有无热斑或损坏，，对明显有热斑或损坏的组件应当更换。
直流配电柜及汇流箱运行规程
1. 范围
本标准规定了电站防雷配电柜及直流防雷汇流箱的运行操作、维护、事故处理。
本标准适用于电站直流配电柜及直流防雷汇流箱的运行维护管理。
2. 规范性引用文件
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GB 50797 光伏发电站设计规范 GBT 50796 光伏发电工程验收规范 GBT 29320 光伏电站太阳跟踪系统技术要求 DL/T 5044 电力工程直流系统设计技术规程 光伏方阵汇流箱技术规范
设备产品使用说明书及有关技术文件
3. 技术参数表
表1 设备明细表
设备名称 设备编号 出厂日期 安装地点 汇流箱型号 最大可接入组件 每路允许输入电流 光伏电压范围 通讯连接方式 功耗 机壳防护等级 型号 生产厂家 投运日期 设备专责 1文档来源为:从网络收集整理.word版本可编辑.
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环境温度 允许环境湿度 重量 体积（宽 X 深 X 高） 串列阵列监测 防雷器失效监测 输入接线 输出接线 通讯接线 表2 直流防雷配电柜技术参数
厂家参数 直流断路器型号及厂家 额定电压 额定电流 开路电流 直流防雷器型号 额定电压 运行规程
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直流配电柜
正常运行时直流配电柜所有支路开关在合。
当直流汇流箱设备故障退出运行则相应直流配电柜支路开关拉开。 当直流配电柜内任一支路开关跳闸，应查明原因方可合闸。 直流配电柜内直流开关损坏需更换时，相应逆变器退出运行，拉开逆变器交直流侧开关，拉开支路汇流箱内开关。
直流汇流箱正极对地、负极对地的绝缘电阻应大于1兆欧。直流汇流箱内熔断器更换时需更换同容量的熔断器，不得随意更改。 4.2 直流汇流箱
4.2.1 投切汇流箱熔断器时，工作人员必须使用绝缘工具，防止人身触电。
4.2.2 在汇流箱进行工作时，须取下汇流箱各支路保险及断开连接的电池组串，断开直流配电柜对应的开关，并悬挂标示牌。 4.2.3 进行电池板维护工作时，太阳能组件边框必须牢固接地；在相同的外部条件下，同一光伏组件表面温度差异应小于20℃；在相同的外部条件下，测量接入同一汇流箱的组件的输入电流，其偏差不应超过5%。工作人员工作时，应使用绝缘工具。防止人身触电。 4.2.4 发生直流柜开关跳闸时，应对相应的汇流箱和电缆进行检查，测量绝缘正常后方可合闸送电。 5. 巡回检查
5.1 直流配电柜
5.1.1 检查直流防雷配电柜本体正常，无变形现象。
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5.1.2 检查直流防雷配电柜表面清洁无积灰。 5.1.3 检查直流配电柜的门锁齐全完好，照明良好。 5.1.4 检查直流配电柜标号无脱落、字迹清晰准确。 5.1.5 检查直流配电柜柜内无异音、无异味、无放电现象。 5.1.6 检查直流配电柜内电缆连接牢固，有无过热、变色的现象，进出线电缆完好无破损、无变色。柜内各连接电无过热现象。 5.1.7 检查直流防雷配电柜接地线连接良好。
5.1.8 检查断路器的位置信号是否与断路器实际位置相对应。 5.1.9 各支路进线电源开关位置准确，无跳闸脱口现象。 各支路进线电源开关保护定值正确，符合运行要求。 电流表、电压表指示正常，与逆变器直流侧电压、电流指示基本相等。
对直流配电柜进行巡视检查的同时，接地线连接良好，母线运行正常，无异常声响。通风温度适宜，配电柜旁的安全用具、消防设施齐备合格，配电柜身和周围无影响安全运行的异常声响和异常现象，如漏水，掉落杂物等。 5.2 直流汇流箱
5.2.1 检查直流汇流箱各部件正常无变形，安装牢固无松动现象。 5.2.2 检查直流汇流箱外观干净无积灰、设备标号无脱落，设备标号字迹清晰准确。
5.2.3 检查直流汇流想锁具完好，密封性良好。
5.2.4 直流汇流箱正常运行时各熔断器全部投入，采集板运行正常，
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防雷器、开关全部投入运行。
5.2.5 检查各元件无过热、异味、断线等异常现象，各电气元件在运行要求的状态。
5.2.6 采集板电源模块运行指示灯亮，各元件无异常。 5.2.7 CPU控制模块运行指示灯亮，告警指示灯灭。 5.2.8 防雷模块无击穿现象。
检查直流汇流箱的直流开关配置正确，无脱口，保护定值正确。 检查数据采集器指示正常，信号显示与实际工况相符。
直流汇流箱柜体接地线连接可靠；断裂、脱落及时向当班值长汇报并进行处理。
检查直流汇流箱进出线电缆完好，无变色、掉落、松动或断线现象。 6.常见故障处理
6.1 汇流箱整体数据有异常
6.1.1 现象: 计算机监控系统显示汇流箱数据有异常 6.1.2 处理
直流开关不在合闸位置，检查出现电缆有无异常，各支路电压是否异常，若未发现异常，对直流开关进行分合操作一次。
直流开关在合闸位置，无脱口，用万用表测量出现开关直流电压是否正常，用钳形电流表测量总输出电源是否正常，若不正常，检查出现开关进出线两端电压是否一致，以判断出线开关闭合情况，若出现开关进出线两端电压正常而电流不正常，则因检查电缆引出线两端接线端子是否松动，电缆是否有断线现象，办理工作票进行处理。
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，若无显示，检查采集板电源模块运行指示灯是否正常，若不正常，检查电源模块保险是否熔断，电源模块是否烧损，若发现保险熔断、电源模块或采集板烧损，办理工作票进行更换处理。
若电源模块、采集板工作正常，则应检查RS-485通讯串接电缆是否正常，应检查通讯线接头是否松动。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。
如发现直流防雷汇流箱内部接线头发热、变形、融化等现象时，应拉开直流输入开关，再取下直流防雷汇流箱内熔断器，断开光伏组件输入该汇流箱的串并接电缆接头后，方可开始处理工作。
当出现直流防雷配电柜有冒烟、短路等异常情况或者发生火警等时，值班人员有权立即进行全部或部分停电操作，根据现场情况立即断开配电柜上电源开关，进行处理。
逆变器运行规程
1. 范围
本标准规定了逆变器的运行、维护、事故处理。 本标准适用于逆变器的运行、维护、管理。 2．规范性引用文件
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GB/T 29319 光伏发电系统接入配电网技术规定
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GB/T 50795 光伏发电工程施工组织设计规范 NBT 32004 光伏发电并网逆变器技术规范 2. 技术参数
表1 逆变器技术参数
厂家名称 型号 最大直流电压（VDC） 最大直流功率电压跟踪范围（VDC） 最大直流功率（KWp） 最大直流输入电流（A） 交流侧额定输出功率（KW） 交流侧额定电网电压（VAC） 交流侧允许电网电压（VAC） 交流侧输出频率范围（Hz） 交流侧输出电流波形畸变率（%） 交流侧功率因数 交流侧最大交流电流（A） 交流输出电压（V） 系统最大转换效率（%） 1文档来源为:从网络收集整理.word版本可编辑.
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系统欧洲效率（%） 系统防护类型/防护等级 系统运行自耗电（W) 系统待机功耗/夜间功耗（W) 系统允许环境温度（℃） 系统散热方式 断电后自动重启 通讯接口 数量（台） 安装位置 4.运行规定 4.1 一般规定
4.1.1 逆变器并网运行时有功功率不得超过所设定的最大功率。当超出设定的最大功率，应查明原因，设法恢复到规定功率范围内，如无法恢复，将逆变器停机。
，系统发生扰动后，逆变器将自动解列，在系统电压、频率未恢复到正常范围之前，逆变器不允许并网。当系统电压、频率恢复正常后，逆变器需要经过一个可延时时间后才能重新并网。由于所选逆变器厂家不同，逆变器重启时间有所差异。
4.1.3 逆变器正常运行时不得更改逆变器任何参数。
4.1.4 逆变器由于某种原因退出运行，再次投入运行时，应检查直
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流电压及电流变化情况。
4.1.5 逆变器在运行中，必须保证逆变器功率模块风机运行正常，室内通风良好，禁止关闭或堵塞进、出风口。
4.1.6 应定期对逆变器设备进行定期清扫工作，保证逆变器在最佳环境中工作。
4.1.7 在逆变器柜内进行检修作业时，必须将交、直流侧开关全部拉开。
4.1.8 逆变器在关机20分钟后，方可打开柜门工作。在进行逆变器逆变模块维护工作时，在逆变器模块拔出5分钟后，方可进行模块的维护工作。工作结束10分钟后，方能重新插入机柜。 4.2 自动运行
4.2.1 逆变器自动并网，无需人为干预。输入电压在额定的直流电压范围、电网电压在正常工作范围时自动并网。
4.2.2 逆变器自动解列，无需人为干预。输入直流电压超出额定的直流电压范围、电网电压异常时自动解列。 5.巡回检查 5.1 一般巡回项目
5.1.1 检查逆变器外观完整且干净无积灰。 5.1.2 检查逆变器柜门闭锁正常。 5.1.3 逆变器防尘网清洁完整无破损。 5.1.4 设备标识标号齐全、字迹清晰。
5.1.5 检查逆变器内部接线正确、牢固、无松动。
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5.1.6 检查逆变器接线母排相序正确、螺栓牢固、无松动。 5.1.7 逆变器相应参数整定正确、保护功能投入正确。 ，无故障信号。
5.1.9 检查逆变器运行声音无异常。
检查逆变器一次回路连接线连接紧固，无松动、无异味、无异常温度上升。
检查逆变器液晶显示屏图像、数字清晰。
检查逆变器各模块运行正常，运行温度在正常范围。 检查逆变器直流侧、交流侧电缆无老化、发热、放点迹象。 检查逆变器直流侧、交流侧开关位置正确，无发热现象。 检查逆变器室环境温度在正常范围内，通风系统正常。 检查逆变器工作电源切换回路工作正常，必要时进行电源切换试验。
5.1,17 检查逆变器冷却风扇工作电源切换正常。 5.2 重点巡回检查内容
检查逆变器各运行参数在规定范围内，重点检查以下运行参数，并核对与后台监控的数据是否一致。 5.2.1 直流电压、直流电流、直流功率。 5.2.2 交流电压、交流电流。
5.2.3 发电功率、日发电量、累计发电量。
5.2.4 检查逆变器输出功率与同型号逆变器输出功率偏差≤3％. 常见故障处理
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6.1 直流过压故障 6.1.1 现象
逆变器停机，报直流过压告警。 6.1.2 处理
检查各直流断路器输出电压是否异常，检查支路所对应的汇流箱电压是否异常，查找各组串联电压是否异常。排除异常，电压正常后，手动投入逆变器。
6.2 交流过/欠压、交流过/欠频率故障 6.2.1 现象
逆变器停机，报交流过/欠压、交流过/欠频告警信息 6.2.2 处理
检查电网电压是否在正常范围内，如电网电压在额定范围内外时（或并网线径是否过细),等电网恢复后可重新并网。 6.3 模块故障 6.3.1 现象
逆变器报模块故障信息 6.3.2 处理
通过关机后开机重新工作，若故障依然存在更换故障模块。 6.4 模块过温 6.4.1 现象 逆变器故障停机 6.4.2 处理
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检查设备各通风状况及风扇运行情况。温度降低后，逆变器自动投入运行。 6.5 电抗器过温 6.5.1 现象 逆变器故障停机 6.5.2 处理
检查设备通风状况及风扇运行情况，温度降低后，逆变器自动投入运行。
6.6 逆变器着火 6.6.1 现象 现地逆变器着火 6.6.2 处理
迅速切断着火逆变器及相邻逆变器交直流开关，如不能进入逆变器室时，断开相应箱变低压侧开关。确定断电后，使用干粉灭火器进行灭火。 6.7 安全措施
6.7.1 如发现逆变器内部接头发热、变形、熔化或受潮等现象时，应拉开直流防雷配电柜所有8路开关和逆变器直流输入开关，交流输出开光和箱式变低压侧开关后，方可开始处理工作。
6.7.2 逆变器内部设备的检查及更换前，必须断开直流防雷配电柜所有8路开关和逆变器直流输入开关，交流输出开关和箱式变低压侧开关。除以上安全措施外，工作人员需使用绝缘工器具，做好安全
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措施后方可进行工作。
变压器运行规程
1.范围
本标准规定了变压器的操作、维护、事故处理 本标准适用于变压器的运行维护管理。 2.规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。 GB1094.1-1094.5 电力变压器
GB6451.1-6451.5 油浸式电力变压器技术参数 GB7251 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准
GBJ148-90 电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范
GB/T13499 电力变压器应用导则 JB/T10217 组合式变压器
JB/T10681 组合式变压器用油浸式负荷开关 DL/J572 电力变压器运行规程 3.技术参数
箱式变压器技术规程 名称 型号 参数 单位 备注 1文档来源为:从网络收集整理.word版本可编辑.
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额定容量 最高工作电压（kV) 额定电压kV 额定电流A 短路阻抗（%）U 高-低 接线组别 额定频率Hz 绝缘等级 空载损耗kW 负载损耗kW 调压方式、范围 冷却方式 设备制造厂家 高压负荷开关 型号 额定电压kV 最高工作电压（kV) 额定电流A 操作方式 机械寿命 1文档来源为:从网络收集整理.word版本可编辑.
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高压侧避雷器 型号 额定电压kV 持续运行电压KV 4.运行规定 4.1一般规定
，新投运或大修后的变压器应增加巡回检查次数。 ，保护、测量及信号装置应正常投入。
，不允许从低压侧充电，充电时低压侧断路器应在断开位置。 ，需断开箱变各侧开关，并投入接地刀闸后方可进行更换。 ，应监视最大电流相的负荷电流值不超过额定值。
，其过负荷允许值根据变压器的负荷曲线、冷却介质温度以及过负荷前变压器所带负荷等来确定。
，油温和绕组温度不应超过规定值，运行时间不应超过0.5小时。 ，充电前应测量绝缘电阻合格。 变压器检修后，在投运前应进行核相。 ，使用2500V摇表测量；
，且在环境温度20℃时，R>2000MΩ。 ，吸收比不得小于1.3。
，应分别测各侧绕组对地和各侧绕组之间的绝缘电阻。 ，须测量绝缘电阻一次。
，变压器投入运行需经主管领导批准。
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，并汇报调度及主管副总经理。 ，重瓦斯保护应投至跳闸； ； ； ；
，重瓦斯保护投信号位置； ，重瓦斯保护投信号位置；
，经1个小时无异常，方可将重瓦斯保护投入跳闸。
，其分接开关的调整必须在变压器停电后进行，为确保分接头接触良好，在调整分接头时应正、反向各转动几次，然后固定在所需要调整的档位上，进行直流电阻接触电阻实验，实验数据合格后变压器方可投入运行。
，其分接开关的调整必须逐级进行，同时应监视分接开关位置和电压、电流变化。
，应维持站用母线电压为额定值，波动范围为±2.5%，变压器分接开关的位置及调整应有专门记录。 5.巡回检查 5.1变压器 ，且各部无渗漏。
，无破损，裂纹，无放电痕迹及其他异常现象。 ，本体无漏油，呼吸器应完好，硅胶应干燥无变色。 ，油泵示流器指示正常，风机运行正常，无异音。
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，无过热现象。
，阀门位置正确，氮气压力在正常范围。 ，各引线接头、电缆、母线无发热迹象。 ，无裂纹，无放电打火现象和痕迹。 ，必要时应测量变压器铁芯的接地电流。 ，指示正确 5.2有载调压开关
，有载分接开关配备的瓦斯保护及防爆装置均运行正常。 5.3箱变
，箱体顶盖的倾斜度不小于3°。 ，周围排水畅通。
，高压侧带电时高压室门不得打开，门上应有明显的带电警示标志。 ，且接地和防火封堵完好 ，且接地和防火封堵完好
，分段操作灵活，高压熔断器完好，三相电压、电流指示正确；避雷器外观无闪络，且接地完好。
，分断操作灵活；电流互感器无异音，三相电流指示正确；低压避雷器外观无闪络，且接地完好。 ，端子排接线牢固。
，箱变遥测、遥信、遥控信息正常。 ，如发现破损及时进行防护处理。 ，如发现下坠及时提升并进行固定处理。
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，出现松动及拔出问题，发现松动及拔出时进行压接处理。 ，以防造成相间及接地短路。 6.常见故障处理 6.1变压器事故停用 ，内部有爆裂声；
，油面下降到低于油位计指示下限。 ；
，变压器温度不正常上升，超过最高允许值； 6.2主变冷却器故障 ； ；
，必要时降低主变负荷运行。 6.3主变温度异常升高 ，温度显示超过上限值75℃； ，检查温度计指示是否正确；
，如果系统过负荷引起应联系调度并调整主变负荷； 6.4主变油位异常 ；
，应及时查明原因； ，应检查主变各部有无漏油； ，应通知检修人员注油；
，主变大量漏油时，应及时将主变停用。
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，检查主变油温上升情况；
，应降低变压器负载，同时观察变压器油位。 6.5轻瓦斯保护动作 ； ； ；
，应立即对主变进行检查，查明动作原因；
，使空气进入主变内部，重瓦斯保护应该投信号，排尽瓦斯继电器内空气后再将重瓦斯保护投入跳闸； ，应立即将主变停用； ，应立即将主变停运；
，则将瓦斯继电器中的空气排出，变压器继续运行，应记录两次信号动作的间隔时间；
，引燃时要在周围无可燃物的安全地方进行。
如因漏油造成油面下降引起轻瓦斯动作，应立即设法消除漏油点，并进行加油，变压器可继续运行；
，瓦斯继电器内无气体，应检查二次回路是否故障或保护误动； ，依据下列现象判明故障类型； 气体颜色 无色 黄色 淡黄色 可燃性 不可燃 不可燃 可燃 故障的性质 空气 木质故障 纸或者纸板故障 1文档来源为:从网络收集整理.word版本可编辑.
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灰色或黑 6.6重瓦斯保护
可燃 油故障 主变有冲击、监控系统主变重瓦斯动作告警，主变高低压侧断路器跳闸。
，变压器油枕油面是否正常，若变压器有着火现象，变压器排油注氮灭火装置是否动作正常，事故排油正常，如果自动没有动作，应手动投入。
，因应测量变压器绝缘电阻，检查重瓦斯保护是否误动。
，绝缘电阻合格，由主管生产副总经理决定是否对变压器投入运行。 6.7变压器差动保护动作
主变有冲击、监控系统主变差动保护动作告警，主变高低压侧断路器跳闸。
，检查差动保护是否误动。
，对变压器绝缘进行检查，若绝缘电阻合格，由主管生产领导决定是否投入运行。
6.8重瓦斯和差动保护同时动作
主变有冲击、监控系统主变重瓦斯动作，主变差动保护动作告警，主变高低压侧断路器跳闸。 ，是否有明显的故障点。 6.9电气保护动作
，监控系统相应电气保护动作报警，主变高低压侧断路器跳闸； ，并有相应主变电气保护动作信号。
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，查明故障点及故障类型； ，测量绝缘电阻；
，如确认保护误动，察明误动原因； 6.10变压器着火
火灾自动报警系统，变压器排油注氮灭火装置动作报警，主变相应保护动作并报警。
，应及时联系汇报调度，并迅速将着火变压器高低侧断路器断开；断开冷却器电源和有关控制电源。
，事故排油正常，如果自动没有动作，应手动投入；
，油溢出着火时，应立即检查事故排油管路是否正常，如未正常排油，应设法立即排油使油面降低到破裂点，并进行灭火；
，变压器排油注氮灭火装置动作不正常或未动作时严禁排油，以防主变发生爆炸；
，可将相关电气设备停电。 6.11主变过激磁 ；
，油位、温度是否正常； 6.12箱式变压器着火
，立即将变压器高低压侧开关拉开。
，使用消防器具进行灭火，可使用干式灭火器、1211灭火器灭火。 6.13接地变保护动作 ；
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；
，测量绝缘合格后，可对该变压器进行一次试送电。 6.14变压器温度异常升高 ，观察主变温度是否随之降低。
，油浸式变压器取油样化验、干式变压器停用后测量变压器绝缘判断变压器内部是否故障。
开关站设备运行规程
1.范围
本标准规定了开关站设备的操作，维护，事故处理的选择 本标准适用于开关站设备的运行、维护、管理。 2.规范性引用文件
下列文件对本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
DL/T603气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程 DL/T617气体绝缘金属封闭开关技术条件
DL/T555气体绝缘金属封闭开关设备现场耐压及绝缘实验导则 DL/T596电力设备预防性实验规程 GB311.1高压输变电设备的绝缘配合 GB1984交流高压断路器 设备生产厂家说明书 3.技术参数
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35Kv开关站设备技术参数 设备 额定电压KV 额定电流A 额定工频1min耐受电压（相对地）KV 额定雷电冲击耐受电压峰值（1.2/50μs）（相对地）KV 额定短路开断电流(kA) 供电电源 参数 辅助回路V 开关柜使用寿命（年） 共用参单台开关柜尺数 设备尺寸 寸（宽X深X高） mm 重量 外壳 防护等级 隔离间或者手车室门打开时 相间及相对地净距（空气绝缘）mm 制造厂家 真空断路器参型号 灭弧室类型 1文档来源为:从网络收集整理.word版本可编辑.
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数 额定电流A 断口Kv 额定工频1min耐受电压 对地Kv 额定雷电冲击耐受电压峰值（1.2/50断口Kv μs） 额定短时耐受电流及持续时间KA 额定峰值耐受电流KA 机械稳定性（次） 额定操作顺序 操动机构型式或型号 操作方式 电动机电压 分闸ms 三项触头不同期性 合闸ms 触头合闸弹跳时间ms 弹簧机构储能时间s 分闸时间ms 合闸时间ms 制造厂家 型号 对地Kv 1文档来源为:从网络收集整理.word版本可编辑.
接地开型式 关参数 制造厂家 文档收集于互联网，已重新整理排版.word版本可编辑.欢迎下载支持.
额定工频1min耐受电压Kv 额定雷电冲击耐受电压峰值（1.2/50μs）Kv 额定短时耐受电流及持续时间KA/s 额定短路峰值关合电流KA 额定峰值耐受电流KA 形式或型号 操动机构 操作方式 型号 额定电压KV 额定频率Hz 电流互额定输出VA 感器参变比 数 进线柜 准确级 变比 出线柜 准确级 型号 额定电压比Kv 电压互准确级 感器 接线级别 额定容量VA 母线参数 材质 额定电流A 1文档来源为:从网络收集整理.word版本可编辑.
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额定短时耐受电流及持续时间KA/s 额定峰值耐受电流KA 型式 型号 额定电压KV 持续运行电压 避雷器标称放电电流KA 参数 陡坡冲击电流下残压峰值（KV） 雷电电流冲击下残压峰值（KV） 操作冲击电流下残压峰值（KV） 2ms方波电流（A） 安装数量（面） 安装位置 安装单位 投产日期 10Kv高压开关柜主要技术参数 名称 额定电压Kv 额定电流A 开关柜共用额定工频1min耐受电压（相对地）KV 参数 额定雷电冲击耐受电压峰值（1.2/50μs）Kv/s 额定短路开断电流KA 1文档来源为:从网络收集整理.word版本可编辑.
参数 文档收集于互联网，已重新整理排版.word版本可编辑.欢迎下载支持.
额定短时耐受电流及持续时间KA/s 额定峰值耐受电流KA 控制回路V 供电电源 辅助回路V 使用寿命（年） 单台开关柜整体尺寸（宽X深X设备尺寸 高）mm 防护柜体外壳 防护隔室间 瓷质材质（对地）mm/KV 爬电距离 有机材质（对地）mm/KV 相间及对地净距（空气绝缘）mm 制造厂家 型号 型式 制造厂家 额定短时耐受电流及持续时间KA/s 接地开关参额定峰值耐受电流KA 数 形式或型号 操动机构 允许电压变化范围 操作方式 备用辅助触点 数量（对） 1文档来源为:从网络收集整理.word版本可编辑.
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开断能力 0.4Kv低压开关柜主要技术参数 名称 型式 型号 生产厂家 额定电压KV 最高工作电压KV 开关柜基本额定绝缘电压KV 技术参数 额定频率Hz 额定短时耐受电流KA 额定峰值耐受电流KA 主电路 1min工频耐压电压KV 辅助电路 名称 防护等级 进线断路器 型号 断路器主要额定电压V 参数 额定电流A 额定极限短路分段电流KA 额定运行短路分段电流KA 1文档来源为:从网络收集整理.word版本可编辑.
参数 参数 文档收集于互联网，已重新整理排版.word版本可编辑.欢迎下载支持.
短时耐受电流KA/s 额定短路电流开断次数 配用操作机构 额定电压 额定电流A 额定极限短路分段电流KA 馈线断路器 额定运行短路分段电流KA 短时耐受电流KA/s 额定短路电流开断次数 配用操作机构 4.运行规定 4.1一般规定
，设备的停、送电及运行方式的改变由当班调度员批准和下达命令当可执行，并做好记录。
，必须按《电气设备预防性实验标准》等相关规定实验合格后方可投入运行。
，工作票应全部收回，拆除检修安全措施（地线、标示牌、遮拦等），恢复常设安全措施，方可投入运行。
，均应做好记录。断路器事故跳闸后，应按调度指令进行操作，断路器进行送电前后应对其进行外观检查。
，只有进行检修、调试时，才允许选择“就地”方式。 ，SF6或操作油压低于跳闸闭锁时，严禁分合断路器。
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，禁止就地手动合闸。
，断路器检修后，必须实验其闭锁回路是否完好。 4.2特殊规定
，应查明原因，消除缺陷后方可操作，短时无法处理需要人为解除电气闭锁时，必须经电站电站负责人同意并由操作人员再次确认一次系统具备操作条件后，进行解锁操作。紧急情况下，需进行解锁操作时，必须由当值值长再次确认一次系统具备操作条件，并担任第二监护人方可进行操作。
，值班人员应不待调令立即设法使该设备停电
，值班人员应不待调令立即断开断路器，若非全相运行断路器不开，则立即将通过该断路器的功率降至最小，拉开变电站断路器的办法。 5.巡回检查 5.1日常巡视
，变色，变形及接触不良，断路器、刀闸位置与指示是否正确。 ，有无绝缘烧损味，各传动机构有无变形，松动及损坏。 ，屏内加热器运行正常，带电显示器，电磁锁是否正常 ，无异常声响，密封完好无渗漏油。 5.2特殊巡视
，检查避雷器的计数器动作情况。
，套管有无较大的电晕、闪络，重点监视污秽瓷制部分，无漏水 6.常见故障处理 6.1线路断路器跳闸
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，故障录波器启动 ,故障录波器启动情况 6.2电压互感器断线 ，电压互感器断线
，如果空气开关跳闸，检查一次设备和二次负荷无异常，可合上电压互感器二次空气开关，若此时再次跳开，应检查原因
，如熔断器绒短，检查一次设备和二次负荷无异常，更换同规格同容量熔断器，若再熔断，不许在送电，应查明原因消除缺陷。 6.3电流互感器断线
监控系统报警：“电流互感器断线”
，必要时联系调度降低一次电流或解除可能误动的保护。 ，应停电检查。查明原因，消除缺陷后投入运行
无功补偿装置流程
1.范围
本标准规定了无功补偿装置的巡回、操作、事故处理原则。 本标准适用于无功补偿装置的巡回、操作、事故处理原则。 2.规范型引用文件
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GB 3983.1 低压并联电容器装置 GB4208 外壳防护等级（IP代码） GB12325 电能质量供电电压允许偏差 GB/T 14549 电能质量公用电网谐波
GB/T 15576 低压成套无功功率补偿装置总技术条件 DL/T 5242 35kv-220kv变电站无功补偿装置设计技术规定 DL/T597 低压无功补偿控制器订货技术条件 DL/T842 低压并联电容器装置使用技术条件 DL/T535 电力负荷控制系统数据传输规约 JB 7113 低压并联电容器装置 JB 7115 低压无功就地补偿装置
Q/XJ 20.50 继电器，继电保护及自动化装置技术要求 3.技术参数 一期SVG技术参数
svg技术参数 名称 制造商 产品型号 SVG整额定电压 体性能 最高运行电压 额定频率 功率原件 参数 1文档来源为:从网络收集整理.word版本可编辑.
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输出谐波电流总畸变率THD 冷却方式 短时过载能力 平均有功损耗 电压不平衡度 设备柜体防护等级 母线的电压波动 通讯接口 带电部分相间最小净距 短时工频耐受电压1min 雷电冲击耐受电压（1.2/50峰值） 制造商 产品型号 功率柜额定电压KV 功率柜输出容量kvar 性能 主电路结构 无功调解范围 冷却方式 环境温度 相数 逆变桥 输出电压 1文档来源为:从网络收集整理.word版本可编辑.
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额定频率 每相连节数 额定容量 冷却方式 连接组别 型式 型号 制造商 额定容量KVA 额定电压比KV 相数 联结组标号 连接变额定频率Hz 压器基35Kv爬电比距mm/KV 本技术冷却方式 参数 中性点接地方式 空载损耗Kw 空载电流% 负载损耗Kw 调压方式 噪声水品5dB 绝缘油 1文档来源为:从网络收集整理.word版本可编辑.
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额定雷电冲击耐受电压（全波）KV 额定雷电冲击耐受电压（截波）KV 额定短时1min工频耐受电压（有效值）Kv 顶层油温升限制K 绕组（平均）温升限制K 绕组（热电）温升限制K 铁芯、邮箱及结构表面温升限制K 型号 额定电压 连接电最高运行电压 抗器 额定容量 绝缘耐热等级 保护用电流互感器 安装数量 安装位置 安装单位 投产日期 4.运行规定
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，任何停送电操作和设备检修均取得相应调度机构调度值班人员的许可。
，严禁私自打开一次设备网门，以防止他人和自己误入 ，保持运行设备的密闭状态功率柜在运行时，严禁打开功率柜门 ，保证功率单元室内温度不应超过40度 ，气候恶劣时应进行特殊检查
，设备在停电至少15分钟后方可装设接地线，任何人不得在未经放电的电抗器和IGBT功率模块上进行任何工作。 ，必须对二次线先进行交直流验电后再操作 5.巡回检查 5.1控制柜
，脉冲控制单元运行正常，无异常报警和故障信息，故障录波器运行正常。 5.2 室内设备
，母线各处有无烧伤过热现象。 ，确认无灯火、过热现象 检查各支路电流在允许范围内 5.3室外设备
，电抗器绝缘皮有无破损现场，如有要进行适当处理 ，无异音，无放电现象，瓷瓶无污垢，无裂纹 6.日常维护
SVG装置每运行一个月要进行一次灰尘清理，要用电吹风机、毛刷等
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除去功率柜散热器、绝缘子、套管、空调滤网及其他部分的表面灰尘，具体步骤如下:
，并将控制柜电源切除，高压开关柜在检修状态 6.1.4 拆除接地线，确定没有物品遗留在功率单元室内 6.2操作规定 ，有无告警信息
检查动态无功补偿谁被功率柜散热用的风机运转是否良好 ，应排除故障后再将动态无功补偿设备上级断路器合闸
为了减小动态无功补偿设备上级断路器合闸时对系统的冲击，动态无功补偿设备上级断路器合闸前应保证旁路接触器分闸。
动态无功补偿设备上级断路器合闸后，要通过监控装置观察动态无功补偿设备各相功率单元电压是否正常，各相功率单元间的电压是否平衡，如有异常应及时将断路器分闸。 ，使动态无功补偿设备的输出电流为零
，由于动态无功补偿设备的输出电流不为零，连接电抗器中的电流会对功率单元造成冲击。 7．常见故障处理 7.1温度故障
温度故障，系统立即跳闸上位机弹出红色警告对话框显示“温度保护” 检查空调运行是否良好，将室内换气装置开启，打开备用空调，等待室内温度降低后重新启动设备 7.2装置停止工作
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，是否停电 7.3功率单元故障 7.4工控机异常
7.5功率单元过压、过流故障 7.6维护
7.6.1 SVG装置每年进行一次全面的维护。其中维护包括：各元件的外观检查，各支路电容、电感值得测试，原件及绝缘子表面的去污等内容
7.6.2 为了使装置能够正常工作，室内温度需要维持在摄氏0°到＋45°C，平时室门请关闭，避免灰尘进入缩短设备使用寿命，设备检修时，SVG设备控制室内需要打扫保持室内清洁。
，以免柜体表面受损生锈，定期清扫柜体内灰尘，保持柜体内清洁 8.故障录播器装置 8.1技术要求
为了正确记录电力系统故障波形和数据，鉴别继电保护、安全保护装置的动作行为，正确分析处理事故—光伏电站配置一面故障录波柜，可录96路模拟量（含20路电压量，72路电流量，4路直流量），128路开关量，故障录波装置应具有远传自动上电功能，可以满足故障录波联网的要求。 额定交流电压:AC220v 额定直流电压:DC220V UPS电压：AC220V
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额定频率：50HZ TA二次额定电流：5A
TV二次额定电压：100V（线电压），100/√3（相电压） 8.2运行检查项目 （1）主机运行状态检查
电力系统发生故障时，装置启动录波，前置机前面板“录播启动”“内存记录”灯亮，等故障数据传送完毕后，“内存记录”指示灯灭，但“录波启动”指示灯仍然点亮，直到人工按“信号复位”键后，“录波启动”指示灯才熄灭。若配有数据远传功能，故障数据、故障分析报告将上传到主站。双击主界面。
下方的故障列表打开故障文件，进行故障分析，检查录波数据是否正确。双击主界面下方的稳态列表打开稳态文件，进行稳态分析，检查稳态数据是否正确，正常运行时，显示器自动关闭，以提高显示器寿命。
（2）装置自检
正常运行时，装置每小时半点自动自检一次，自检内容包括RAM 、ROM和E2PROM等，若有异常，发“装置异常”远方信号，亦可选择手动自检。
8.3装置异常处理方法 （1）远方信号不工作 (a)直流电源输出不正常 (b)保险丝断
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(c)装置信号回路有问题 （2）打印机故障 故障现象：缺纸，卡纸
打印机电源开关应处于“ON”状态，打印机电缆应连接好，每次打印后，应及时取走打印结果，避免绞纸、卡纸现象。如不因缺纸、卡纸原因发生打印机不能打印应请专业人员维修或更换打印机。 （3）故障不能启动录波
(a)定值设置不当，重新校对参数，重新写定值
(b)模拟量启动量在参数设置里背屏蔽，重新校对参数，重新写定值。 (c)查看实时波形是否正常 (d)检查自检记录有无异常 （4）录波器频繁启动
打开录波数据，查看故障分析报告中的启动量，检查哪一路模拟量启动，然后在实时监控中查看该模拟量的实时值，并与设定值比较，如定值偏小，适当提高定值。 （5）开机后，运行灯都不亮
(a)直流电源模块接触不良，关掉电源，紧固电源模块 (b)直流电源模块坏，更换直流电源模块。 9.35KV油浸式消弧线圈
9.1一期35KV油浸式消弧线圈基本技术参数
（1）额定容量 900KVA （2）电流调节范围 9-38A
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（3）消弧线圈调节方式 无励磁调压
额定电压： 35 KV （5)绝缘方式 油浸式 全绝缘
（6)冷却方式 ONAN 9.2二期35KV油浸式消弧线圈基本技术参数 （1）额定容量： 1000KVA （2）电流调节范围： 10-40A （3）消弧线圈调节方式 调压
额定电压 35KV （5）绝缘方式 全绝缘
（6）冷却方式 ONAN 型
式
DKSC-1250KVA/38.5kv-500kvA/0.4lkv
额定容量 500kva 一次额定电压 35KV 相数 3频率 50HZ 线圈联接组别 DY11
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无励磁油浸式，：
相 文档收集于互联网，已重新整理排版.word版本可编辑.欢迎下载支持.
冷却方式 ONAN 中性点接地方式 经消弧线圈接地 形
式
：
THT-DKSC-1250KVA/38.5KV-315KVA/10KV
额定容量 1250KVA 一次额定电压 35KV 相数 3相 频率 50HZ 线圈联接组别 DY11 冷却方式 ONAN 中性点接地方式 经消弧线圈接地
9.4控制装置技术要求
采用高可靠性、高集成度，专用于工业应用的功能模块作为核心控制单元，模块化结构，有利于功能扩展。
自动检测系统电容电流，跟踪电容电流变化及时补偿电感电流，使接地故障点电流限制在整定范围内，装置能够根据需要调整和设置脱谐度及残流 9.5主要功能
（1）人机对话功能：自动、手动控制方式的切换功能、时间参数、运行参数和控制参数的设置功能、故障信息查询功能等。
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（2）自检功能：可自动检查内部故障。
（3）报警功能：当装置故障、单相接地等故障下均可发出声、光报警，并能以中文方式显示及远传。
（4）休眠功能：正常运行时，定时测量脱谐度、档位和中性点电压等，当系统运行方式改变时，立即跟踪测量
（5）识别功能：自动识别系统中永久接地故障和瞬时接地故障，并快速启动和退出消弧线圈补偿。 9.5正常运行检查项目：
1“运行”灯闪绿光，“上限”“下限”“故障”“接地”灯灭。“电感电流”表“励磁直流”表无指示。
2.35KV系统发生接地时，“接地”灯闪红光，“电感电流”表“励磁直流”表有指示。
3 装置发生故障时“故障”灯闪红光 4.正常运行时装置投“自动” 10.35KV母线保护 10.1基本技术条件
额定交流 电压 AC220V 额定直流电压 DC220V 额定频率 50HZ TA二次额定电流 5A
TV二次额定电压 100V(线电压），100（线电压） 10.1通电前检
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(1)退出保护所有压板，断开所有空开
(2)检查装置的型号和参数是否与订货一致，注意直流电源的额定电压应与现场匹配
(3)检查插件是否松动，装置有无机械损伤，各插件的位置与否与图纸规定位置一致
(4)检查配线有无压接不紧，断线等现象 (5)用万用表检查电源回路是否短路或断路 (6) 确认装置可靠接地 10.2装置投入运行操作步骤 （1）确认所有压板退出
（2）检查屏后电缆，确认与安装图纸一致，确认所有临时接线和防误措施已恢复 （3）合直流电源
（4）校验交流回路良好，电压电流幅值及相位无异常
（5)装置液晶界面显示的大小差均无差流（5A制工程的差流要求：无负荷运行情况下零漂上限为0.12A，带负荷正常运行差流不超过0.2A)
（6）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
（7）校对装置时钟
（8）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），
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打印一份清单核实无误后存档
（9)装置其他各项经检查无误后，根据调度要求，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
(10)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。 10.3注意事项
装置电源具有保护功能，如果电源输出回路发生短路或断路时，装置电源退出运行。 严谨带电拔插各插件及打印口
装置的主板均带有电池，以防止系统掉电后内存数据丢失 装置的内部通讯可通过装置主界面的通讯状态监视，如果由于干扰等原因使通讯暂时中断
短时间内，通讯系统自动恢复，同时被中断的信息重新传输。如果由于硬件损坏等原因而导致通讯长时间不能恢复，则主界面显示通讯中断，此时，保护正常运行。
保护动作后，录波数据由通讯口传输，最大传输时间为90秒，因此，保护动作，待通讯传输结束后，才能在液晶界面上得到完整的录波波形。
自检出错后，应查明故障，及时更换板件。反应装置硬件异常的中央信号接点（如“装置异常，”“直流消失”）要求单独引出监视。
架空线路运行规程
1.范围
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本标准规定了红敦子子光伏电站高压交流架空线路、操作、维护、事故处理工作的基本要求，并对线路巡视、检测、维修、技术管理等提出了具体要求。本标准适用于国家电投红敦子光伏电站高压交流架空线路及线路设备运行管理工作 2.规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GBJ233 电气装置安装工程
DL409 电业安全工作规程（电力线路部分） DL558 电业生产事故调查规程 DL/T5092架空送电线路设计技术规程 JB/T8737高压线路用复合绝缘子使用导则 DL/T741架空送电线路运行规程 3.运行规定 3.1基本要求
，电缆线路，杆塔及塔上电气设备、互感器、避雷器、避雷线、光缆等组成。
，保证管辖范围内的线路的正常运行。 ，以及对防震效果的检测。 ，同塔双回、多回线路需有色标。 3.2处理原则
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，钢筋外露，装配式基础锈蚀、基础周围环境发生不良变化； ；
表1杆塔倾斜、横担歪斜最大允许值
类别 钢筋混凝土杆 铁塔 ；
，钢筋外露、普通钢筋混凝土杆有纵向裂纹、横向裂纹缝隙宽度超过0.2毫米，预应力钢筋混凝土杆上有裂缝； ；
，镀锌层锈蚀、脱落； ；
表2 导线、地线断股损伤减少截面的处理
用补修管或补修预绞类别 处理方法 缠绕或者护线预绞丝 丝补修 断股损伤截面不超过断股损伤截面占铝股1、钢芯断股 2、断股钢芯铝绞线 钢芯铝铝股或者合金股总面或合金股总面积合金绞线 积的7% 铝绞线 铝合金绞线 总面积的7% 镀锌钢绞线 19股断1股 积7%-17% 面积17% 7股断1股 19股断7股断2股 19股断7%-25% 者合金股总面积25% 断股损伤截面不超过断股损伤截面占总面断股损伤截面超过总损伤截面超过铝股或切断重接 1文档来源为:从网络收集整理.word版本可编辑.
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2股 3股 注：如断股损伤减少截面虽达到切断重接的数值，但确认采用新型的修补方法能恢复到原来强度及载流能力时，亦可采用该修补方法进行处理，而不做切断重接处理。 ，应取样进行强度实验。若试验值小于原破坏值的80%应换线。 ，瓷质有裂纹，瓷釉烧坏；
，钢脚、钢帽、浇装水泥有裂纹、歪斜、变形或严重锈蚀，钢脚与钢.3...帽槽口间隙超标；
，500KV线路盘型绝缘子电阻小于500兆欧； ； ；
，瓷釉烧坏、瓷质损坏，伞裙破损；
，串顺线路方向的偏斜角大于7.5度，且其最大偏移值大于30毫米，绝缘横担端部偏移大于100毫米； ，不符合规定的。
，金具连接处转动不灵活，磨损后的安全系数小于2.0； ；
，均压环出现倾斜与松动； ； ； ；
，被腐蚀后其导体截面低于原值的80%。
，220KV以上线路为正3.0%、-2.5%，而导、地线弧垂超过上述偏差
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值；
，各相间弧垂允许偏差最大值，:10KV及以下线路为200毫米,220KV及以上线路为300毫米，而导、地相间弧垂超过允许偏差最大值； ,其他排列形式分裂导线220KV为80毫米，330KV,500KV为50毫米，而相分列导线同相子导线弧垂超过允许偏差值； 4.线路巡视
线路巡视是为了经常掌握线路的运行状况，及时发现设备缺陷和沿线情况，并为线路维修提供资料。 4.1巡视种类
经常掌握线路各部件运行情况及沿线情况，及时发现设备缺陷和威胁线路线路安全运行的情况。定期巡视每月至少一次，站内线路也可根据具体情况适当调整，巡视区段为全线。
查找线路的故障点，查明故障原因及故障情况，故障巡视应在发生故障后及时进行，巡视区段为发生故障的区段或全线。
在气候剧烈变化，自然灾害、外力影响、异常运行和其他特殊情况时，及时发现线路的异常现象及部件的变形损坏情况。特殊巡视根据需要及时进行，一般巡视全线、某线段或某部件。
根据运行季节特点、线路的健康情况和环境特点确定重点，巡视根据运行情况及时进行，一般巡视全线，某线段或某部件。 4.2故障巡视规定
，必须注意人身安全，当发现导线断落在地上时，所有人员均应站在距故障点8米的地方，避免发生人身伤亡事故，并设专人看管，及时
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组织处理。
，不论重合是否成功，均应及时组织故障巡视，必要时需登杆塔检查。巡视中，巡视员应将所分担的巡视区段全部巡视完，不得中断或遗漏。发现故障点后应及时报告，重大事故应设法保护现场，对所发现的可能造成故障的所有物件应搜集带回，并对故障现场情况做好详细记录，以作为事故分析的依据和参考。 ，每次巡视至少有两人同时进行。 4.3巡视内容
，检查线路上是否挂有异物。
，如在沿线栽植树木、架设跨越的其他线路等； ，可能引起放电的树木或其他设施。
，如螺栓、螺帽是否齐全，横担，撑脚是否弯曲、倾斜，铁塔部分是否有生锈或丢失,混凝土干有无裂纹、剥落、漏筋等情况，是否符合规定值。
，杆号、防撞标注是否脱落。
，杆基周围沙丘是否移动，山体是否滑塌或失陷，拉线是否断股、松池、地锚浮出。
，有无振动现象。导线、避雷线及接地线是否有断股线或松弛过大不均等情况。
，导线之间和导线对地之间安全距离是否符合有关规定。 ；
，是否缺少螺栓和垫圈，有无螺帽松开现象；
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；
，加强线有无损坏、散开现象，防震锤有无攒动情况； ；
，接线是否良好，密封是否良好，表面有无脏污。
，避雷器与引下线连接线是否牢固，接地引下线与接地装置的连接处是否牢固。 ，表面是否脏污。
，接地端焊接处有无开裂、脱落。
，地锚是否松动、缺土，土壤下沉及基础上移等情况。
塔身是否倾斜，各部结构及登高构件是否完备紧固，有无锈蚀，塔脚、塔基混凝土有无脱落、漏筋现象。 ，无电晕和放电现象。
，须无损伤、锈蚀、倾斜、脏污现象，触头弹簧有无折断现象，连接处的设备线夹有无断裂、松动、脏污现象。 ；
，阻尼线变形、烧伤，绑线松动。 ，线路名称、杆塔编号字迹不清。 5.常见故障处理 5.1线路故障跳闸
线路开关跳闸，监控系统报出相应故障信息，保护装置主保护动作跳闸 ；
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；
，将检查结果汇报调度。 5.2站内线路事故处理
开关零序保护、过流保护动作跳闸。 ，消除事故根源，防止事故扩大。
，做好故障设备的隔离，尽量缩小事故停电范围和减少事故损失。 5.3架空集电线路异常运行 ，基座有裂痕。
，有裂纹，损坏、放电痕迹等异常现象。 ，有锈蚀、损坏等现象。
有上述现象之一者，立刻汇报相关负责人，做好停电处理准备，及时处理，防止故障范围扩大。 5.4厂用线路故障
，值长应迅速组织人员对该线路进行全面巡查，直至故障点查出为止。负荷开关或熔断器掉闸时，不得盲目试送，必须详细检查线路和有关设备，却有问题后，方可恢复送电。
，并收集引起设备故障的一切部件，加以妥善保管，作为分析事故的依据。
，应及时组织人员进行调查、分析、制定防止事故的对策。并按有关规定提出事故报告。
，可在保证人身和设备安全运行的前提下，采取临时措施，但事后应及时处理。
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厂用配电装置运行规程
1. 范围
本标准规定了厂用配电装置的操作、维护、事故处理原则。 本标准适用于厂用设备的维护、管理。 2. 规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用时必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本文件。
DL/T596 电力设备预防性试验规程 JB/T501 电力变压器试验导则 GB/T17211 干式电力变压器负载导则 GB1094 电力变压器 设备生产厂家说明书 3. 技术参数
10Kv01#站用箱式变电站主要技术参数
名称 形式 型号 变压器 额定容量KVA 额定电压KV 短路阻抗% U高-低 参数 1文档来源为:从网络收集整理.word版本可编辑.
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联结组标号 冷却方式 额定频率Hz 空载损耗KW 负载损耗KW 调压方式 额定雷电冲击耐受电压（全波）KV 额定雷电冲击耐受电压（截波）KV 额定短时1min工频耐受电压有效值KV 中性点接地方式 4. 运行规程 4.1 运行规程
4.1.1 厂用母线由主供电源供电，当主供电源失电，切换至备用电
源。主供电源恢复后，将恢复为主供电源。 4.1.2 所有配电装置外壳均应可靠接地。
4.1.3 电压互感器投入运行前应检查一次、二次保险是否投入良好 4.1.4 正常情况下，电压互感器不允许在母线带电状态下退出运行。 4.1.5 在站内各动力电源盘（不含临时电源盘）装接临时电源应经
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当班值长同意，以书面通知单为准，送电前检查绝缘电阻合格，单项负荷不平衡电流不应超过25%。
4.1.6 当厂用电中断时间较长，必须考虑对主设备运行的影响。各
负载应立即切换到备用电源，恢复厂用电时，应避免大量负载同时启动造成电流过大而跳闸。
4.1.7 送电操作前必须拉开接地刀闸或拆除临时接地线。 4.1.8 推进和拉出小车开关前必须检查开关在分，柜内接地刀闸在
分。
4.1.9 操作0.4KV开关时，以电动操作为主，并关好柜门，如电动
操作拒动，应查找问题进行处理，确实需要手动操作，不要面对开关，操作时应戴好、防护面具和绝缘手套。 4.1.10 开关本体设有手动跳闸机构，正常情况下禁止操作，只能
在电动分不开或试验时方可使用。
5. 巡回检查 5.1 一次部分
5.1.1 检查配电设备声音正常，无放电及异常振动，无绝缘烧损味。 5.1.2 瓷质设备无裂纹和闪络放电痕迹。
5.1.3 设备外壳接地装置良好，无松动及过流、发热现象。 5.1.4 开关、刀闸、母线、引出线及其它电气连接部分无过热，变
形及接触不良。
5.1.5 各传动机构有无变形，松动及损坏。
5.1.6 各配电装置柜门关闭良好，严禁打开运行中的高压配电装置
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前、后柜门。
5.1.7 配电设备建筑物有无危及设备安全运行的现象，如漏水，掉
落杂物等。 5.2 二次部分
5.2.1 各表计指示在正常范围内，各信号指示正常，是否与当时设
备状态相符。
5.2.2 开关、刀闸位置与指示是否正确，带电显示器，电磁锁正常。 5.2.3 各控制开关投退正确。
5.2.4 各二次元件连接是否完好，无发热烧损。 5.2.5 开关、刀闸的操作电源正常
5.2.6 各设备操作箱内的电热根据当时的环境温度投退。 5.2.7 雷雨过后或过电压后要及时检查避雷器动作情况。 6. 常见故障处理 6.1 接地处理
6.1.1 原则上厂用系统发生单相接地允许允许2小时。 6.1.2 检查各相电压、检查带电显示器判断接地故障相。 6.1.3 若为永久性故障，则采用逐步排除法查找接地点，原则为先
切除不重要负荷，后切除重要负荷，先厂外，后厂内进行，备用电源自动投入装置应退出工作。
6.1.4 接地超过2小时，仍未排除故障点，则需停电处理。 6.2 厂用失电处理
6.2.1 若因主电源故障，应立即联系地调投入备用电源。
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‘
继电保护及自动装置运行规程
1.范围
本标准规定了继电保护及自动装置运行、维护、事故处理原则。 本标准适用于继电保护及自动装置的维护、维护管理工作。 无功补偿装置流程 2.规范型引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB/T15145 《微机线路保护装置通用技术条件》 DL/T 587 《微机继电保护装置运行管理流程》 GB14285 《继电保护和安全安全装置技术规程》 DL478 《静态继电保护及安全自动装置通用技术条件》 DL/T 578 《微机继电保护装置运行管理规程》 DL/T 720 《电力系统继电保护柜、屏通用技术条件》 DL/T623 电力系统继电保护及安全装置运行评价规程 3.保护配置及压板功能定义 表一 保护及自动装置配置表 保护配置表
表1 保护及自动装置配置表 保护配置表
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线路 型号 投入保护类型及动作时限 4.运行规定 4.1一般规定
，其中一套因故退出，退出时间不应超过24小时
，应断开保护屏上所有压板，并将功能把手置于对应位置。 ，除断开该保护投入压板外还应断开期对应的出口压板。 ，充电正常后退出充电保护
，应投入变压器差动保护，且投入跳闸联片。
，应根据操作方式、操作情况来判断可能接地的处所。采取拉路寻找、分段处理的方法。
，必须带负荷进行互感器极性测试
，并记录命令、内容、时间、发令人姓名。非网调管辖的保护设备投
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入与退出可由当班值长决定，并做好记录。
，应先投信号位置，检查信号继电器不动作时，再投入跳闸位置。 ，应先进行验电，禁止在两端带不同极性电时投入保护压板。 ，无论装置内部有无失压闭锁功能、在操作或运行中都不得失去电压。运行中的保护装置因工作需要要断开直流电源时，应先经相关调度值班人员同意断开其出口压板在断直流电源
4.2新投运保护设备或保护自动装置检修、变动后应履行以下手续 ，当值值长应与值班调度员按保护定值通知单核对保护定值，核对保护定值时应以保护装置打印出的定值清单为依据 ，方可按照省调、地调调度命令投入相应保护
，应按保护定值通知单要求执行，作废的保护定值单必须加盖“已作废”印章，并从保护定值单管理文件夹中撤出，保护定值单更换后必须由执行人及时签证登记 ，按直流接地查找原则处理。
，并汇报值长，在得到值长的许可后方可复归信号。
4.2.7 保护动作后，值长应在值班记事本上记录清楚，调度所调管设备及保护应及时汇报调度员，并在事故24小时内写出书面报告，并汇报主管生产经理。 5. 巡回检查
5.1各保护及自动装置工作电源投入正常
5.2运行中的各保护功能和出口联片，应与当时运行方式相对应 5.3经常通电的原件或插件无过热，异味，异音等不正常现象
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5.4保护及自动装置人机接口工作正常，信号指示灯显示正常，且无报警信号
5.5各保护及自动装置及插件连接良好，端子和插头无松动脱落 5.6各保护盘柜柜门关闭良好。 6. 常见故障处理
6.1继电保护和自动装置异常 装置异常告警
发现保护装置和自动装置有异常时，应立即汇报调度，并按下列规定处理
，应迅速将与互感器连接的保护退出。 ，应退出相关的保护。
，有误动作可能（如继电器吊牌、冒烟着火或接点开闭异常，阻抗原件异常等）应立即将该保护退出。 6.2电能量采集系统采集错误
监控系统或生产管理系统电能采集数据错误 ，是否有端子松动的情况。
，计量用电压互感器二次保险运行情况 ，并记录好当时系统的负荷情况。
6.3保护、自动装置直流系统发生接地现象时，按直流接地查找原则处理。
，并汇报值长，在得到值长的许可后可方可复归信号。
，调度所调管设备及保护应及时汇报调度员，并在事故24小时内写
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出书面报告，并汇报主管生产经理。
计算机监控系统运行规程
1.范围
本标准规定了计算机监控系统的设备技术规范、运行方式、操作、维护和事故处理。
本标准适用于计算机监控系统的运行管理。 2.规范性引用文件
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DL/T5149 220~500KV变电所计算机监控系统设计规程 GB/T24833 1000KV变电站监控系统技术规范 计算机监控系统相关技术资料。 3.技术参数
项目名称 技术参数 单位 4.运行规定
4.1监控系统主服务器故障时，从服务器立即切为主机。运行过程中，不允许两台操作员工作站同时退出，以保证事故或故障信息提示完整。 4.2监控系统装置运行时，禁止在装置电源上接入其它用电设备。 4.3监控系统工作站运行时，禁止在工作站上进行与工作无关的操作，
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不准在工作站上适用U盘、移动硬盘、以及光盘等设备。
4.4运行值班人员对监控系统进行操作，应通过登陆及授权验证后方可进行。
4.5运行值班人员在正常监视调用画面或操作后应及时关闭对话窗口。 4.6监控系统所用电源不得随意中断。 4.7非专业人员不得进行计算机内部参数修改。
4.8对监控系统信息及时确认，必要时要到现场确认或及时汇报当班值长。
4.9运行中的监控系统主机如遇死机情况，严禁强行关闭计算机电源开关进行重启，必须由专业维护人员进行处理。 5.巡回检查 5.1上位机
检查上位机各服务器运行正常，通讯正常，网络交换机、GPS时钟装置运行正常、电源供电正常。 5.2公用测控盘
检查公用测控盘各模块运行是否正常、有无报警信号、与各设备通讯是否正常，现地显示屏各数据显示是否正常，设备各元器件有无过热、异味、断线等情况，环境综合检测装置检查有无故障。 5.3逆变器室数据采集装置
检查逆变器室数据采集装置各模块运行是否正常、有无报警信号、与各设备通讯是否正常,现地显示屏各数据显示是否正常，设备各元件有无过热、异味、断线等情况。
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6.常见故障处理 6.1升压站工作站故障
，则应立即汇报上级调度。并安排人员对35KV配电室、保护室设备定点监视。在此期间应重大操作或不得安排重大操作。 6.2发电单元工作站故障
，应从其它正常发电单元的逆变器开始减负荷，如还不满足要求，可在现地手动停逆变器。
通讯系统运行规程
1. 范围
本标准规定了数字调度通信系统、通信系统电源等设备的操作、维护、巡回检查及故障处理等。
本标准适用于通信系统设备的运行维护、巡回检查及故障处理等管理。 2. 规范引用文件
下列文件对于本文件的应用时必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本文件。
DL/T547 《电力系统光纤通信运行管理规程》 DL 548 《电力系统通信站防雷运行管理规程》 DL/T534 《电力系统调度通信总机技术要求》 DL/T724 《电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》
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YD/T799 《通信用阀控式密封铅酸电池》 YD 5079 《通信电源设备安装工程验收规程》 3. 运行规定
3.1 正常运行方式
3.1.1 通讯直流48V电源应满足设备受电端子电压变动范围应
该在40~57V，单个蓄电池浮充电压在2.23V~2.28V 3.1.2 直流48V通讯电源正常分段运行，任一组蓄电池维护时，
两段母线联络运行
3.1.3 正常运行时充电/浮充电装置处于浮充状态，不仅通过母
线向通讯负荷供电，也同时向蓄电池浮充供电。 3.1.4 直流48V通讯电源不允许将蓄电池退出而仅由充电装置
单独向通讯负荷供电。
3.2 绝缘电阻
3.2.1 直流系统绝缘电阻不得低于0.5MΩ。
3.2.2 负载回路的每一支路绝缘电阻不得低于0.5MΩ。 3.2.3 直流小母线在断开其有关支路时，其绝缘电阻不得小于
1MΩ.
3.3 蓄电池
3.3.1 蓄电池室必须保持良好的通风，排风机投入运行。 3.3.2 严禁穿能产生火花的鞋、衣服进入蓄电池室。
3.3.3 蓄电池室严禁烟火，严禁未通风使用可能产生电火的工器
具。
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3.3.4 蓄电池室进行焊接工作规定：
3.3.4.1 在蓄电池室进行焊接工作，必须持有一级动火工作
票。
3.3.4.2 焊接时必须启动风机、连续通风，并应用石棉板将
焊接地点与蓄电池隔离。
3.3.4.3 蓄电池充电期间，严禁进行焊接工作，充电完毕后，
须经通风两小时，履行相关手续后，方可进行焊接工作。
4. 巡回检查 4.1 通讯系统
4.1.1 检查通讯机房照明正常。 4.1.2 检查各屏柜门关闭良好。
4.1.3 通信机房窗户关闭良好，防止灰尘进入，室内温度在
5~35℃。
4.1.4 检查通讯直流电源系统运行正常，高频开关电源模块风扇
运转正常，各信号指示灯指示正常。
4.1.5 检查通讯系统协议转换器、路由器、交换机、防火墙和各
类服务器以及光传输设备运行正常，无异常报警指示。 4.1.6 检查电话录音系统微机工作正常。 4.2 电源系统
4.2.1 各蓄电池接头，支持件应清洁完好。
4.2.2 各蓄电池外壳完好，引线完好，安全阀正常，无溢液，外
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壳无膨胀。
4.2.3 各导电连接处无打火、发热现象 4.2.4 直流母线电压，浮充电流正常。 4.2.5 充电装置工作正常。
4.2.6 各表计指示正常，各信号指示正常。 4.2.7 各电气连接牢固，无过热，无打火。
4.2.8 各元件无过热，无焦糊味，无异常声音，无故障指示。 4.2.9 各开关刀闸位置正确，保险无熔断。 5. 常见故障处理 5.1 通讯中断
5.1.1 现象; 中控室生产调度电话无法播出和拨入或电话无声音。 5.1.2 处理
利用手机移动电话立即报告网、省、地调，以及相关部门和领导。
直流控制电源运行规程
1.范围
本标准规定了直流控制电源的设备技术规范、运行方式、操作、维护和事故处理。
本标准适用于直流控制电源系统运行、维护、管理。
2.规范性引用文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版
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本适用于本文件。
《电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》 设备生产厂家图纸资料 3.技术参数
表1 直流控制电源系统 名称 参数 4.运行规定 4.1运行方式
，不得低于额定值的的95%；
，任一组蓄电池维护时，两段母线联络运行。 ，每段充电/浮充电装置处于浮充状态；
，母线电压设定不能高于额定电压的110%，即不能高于243V； ；
，其绝缘电阻不得小于1MΩ。 4.2蓄电池室工作规定 ，有排风机应将排风机投入。 ，必须持有一级动火工作票。
，并应用石棉板将焊接地点与蓄电池隔离。
，严禁进行焊接工作，充电完毕后，须经通风两小时，履行相关手续
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后，方可进行焊接工作。 5.巡回检查 5.1蓄电池室
，支持件应清洁完好。
，引线完好，安全阀正常，无溢液，外壳无膨胀。 5.2直流柜 ，浮充电流正常。 ，无接地报警。 ，各信号指示正常。 ，无过热，无打火。
，无焦胡味，无异常声音，无故障指示。 ，保险无熔断。 6.常见故障处理 6.1直流接地故障
绝缘监察装置接地报警灯亮，有报警声。 ，判断接地支路和对地电阻。
，对该母线各负荷按先次要、后重要的顺序拉负荷判断接地点，拉负荷时采取必要措施。
交流控制电源（UPS）的运行规程
1.范围
本标准规定了交流控制电源（UPS）的运行方式、操作、维护、事故处理。
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本标准适用于交流控制电源（UPS）的运行管理。 2.规范性引用文件
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GB 7260 不间断电源设备（UPS）操作人员触及区
使用的UPS的一般规定和安全要求。
DL/T 724 电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程 3. 技术参数表 名称 参数 4. 运行规程
4.1 正常运行方式
4.1.1 UPS正常工作时，由厂用交流电源二路作为输入电源，一
个主用，一个备用，厂内直流电源用作热备用。 4.1.2 当交流电源中断时，无时限地切换至直流电源，确保交流
输出不间断。当整流—逆变单元故障，经稳压自动切换至交流旁路电源。
4.1.3 UPS正常运行状态下是由厂用交流电源供电，在厂用交流
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电电压过低或间断时由厂内直流系统供电。
4.2 操作规程
4.2.1 逆变器供电切换至维修旁路 4.2.1.1 检查手动开关在UPS供电位置 4.2.1.2 断开UPS输出断路器
4.2.1.3 将手动开关切换至维修旁路位置 4.2.2 维修旁路切换至逆变器供电 4.2.2.1 检查手动开关在维修旁路位置 4.2.2.2 将手动开关切换至UPS供电位置。 4.2.2.3 合上UPS输出断路器 4.2.2.4 检查UPS供电正常。
5. 巡回检查
5.1 盘面各仪表和指示灯正常。 5.2 交流输入电源正常。 5.3 直流输入电源正常。 5.4 交流输出电压正常。 5.5 盘面无故障报警信息。 5.6 通风孔是否清洁及有无阻塞物。 5.7 盘面各开关和把手位置正确。
5.8 检查设备各电气元件有无过热、异味、断线等异常情况。 6. 常见故障处理 6.1 UPS交流电源消失
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6.1.1 现象：监控报UPS市电失电 6.1.2 处理
6.1.2.1 检查UPS直流电源供电正常
6.1.2.2 检查UPS交流电源消失原因，尽快处理，恢复交流
电源供电。
6.1.2.3 做好UPS电源消失的事故预想。 6.2 按逆变键不工作 6.2.1 处理
6.2.1.1 检查不间断电源装置后背板旁路控制接点是否有短
接，若接点已短接，打开装置检查内部插线是否有松动现象。
6.2.1.2 检查维修旁路开关是否已断开。
6.2.1.3 当交流输入正常，直流输入正常，但面板交流指示
灯不亮，并有告警声生产，检查面板接线是否有松脱。
光功率预测系统运行规程
1.范围
本标准规定了光功率预测系统的运行方式、操作、维护、事故处理原则
2.规范性引用文件
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GB19964光伏发电站接入电力系统技术规定 GB50797光伏发电站设计规范
GB/T50866光伏发电站接入电力系统设计规范 地方调度规程
光伏发电站功率预测技术要求
光伏发电站光伏功率预测软件数据接入报告 光伏发电站光功率预测软件实施方案 3.运行规定 3.1运行规定
3.1光功率预测系统的投退，需经调度同意，现场进行操作。 3.2光功率预测系统的投退要严格按照调度要求进行，不得擅自进行投退。
3.3光功率预测系统的检修，应根据相关检修规定的要求按时向调度提出检修申请，调度批准后方可进行。
3.4现场进行光功率预测系统工作时，应按规定做好安全措施，确保系统正常运行。 4.巡回检查
4.1装置电源指示灯均亮
4.2光功率预测服务器运行正常，没有异常信号。 4.3显示屏传输信息应正确，无其他异常信息 4.4网络安全隔离装置运行指示灯，无其他异常。 4.5以太网交换机运行指示灯正常，无其他异常信息
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4.6装置出线异常情况，应逐步检查，排除异常情况，若无法排出，应及时向调度及主管领导汇报，并联系予以处理 5.常见故障处理 5.1.数据库连接不上 数据库连接不上
，若没有启动，则启动数据库服务
，数据库库相关配置是否正确，若配置和系统所连数据库不符，则会发生数据库连接不上的问题 5.2短期预测数据不显示
光功率预测系统中短期预测数不显示 ，查看预测服务程序是否正常运行
，若正常后重启光功率预测服务器，过两三分钟后再重启光功率预测程序
5.3超短期预测数据不显示
光功率预测系统中超短期预测数据不显示
，如超短期数据不能正常显示，则检查接收实发功率程序运行是否正常，若不正常，需检查环境监测仪是否正常工作。 ，超短期数据仍然不能正常显示重启光功率预测程序。 5.4接受实发功率异常
光功率预测系统实时告警的列表中接收实发功率异常，曲线控件中也没有实发功率曲线。
，通过日志信息查出接收实发功率程序是否有异常问题信息，查不出
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相关的信息，把接收数据的相关服务器进行重启
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