光伏电站运行规程Word格式.docx
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电站25年平均利用小时数为1197h。
首年发电量6591.21万kW.h，25年运行期年平均发电量为5926.28万kW·
h。
每个1MW集中式发电子系统由4200块电池组件、12个汇流箱、2个直流柜、2台500kW逆变器、1台0.27kV/35kV箱变组成；
由箱变将电压升至35kV，35kV并联后送至110kV升压变压站35kV配电装置。
110kV升压变压站内由1#主压变压器将电压升至110kV。
以一回110kV科源线送至110kV源泰变电站。
110kV升压站内布置有：
110kV户外配电装置、35kV户内高压配电装置、35kV动态无功补偿装置、站用变压器及站用低压配电装置等。
站用电采用双电源供电，电源一路取自兰州市农电公司农网古山变10KV线路送出至站用变降压至400V后，做为备用电源；
另一路引自站内35kV母线，做为主供电源，0.4kV侧设置双电源切换装置。
电站主要设备一览表
序号
设备
型号
数量
生产厂家
1
组件
HT60-156P-245
181280
连云港神州新能源有限公司
HT60-156P-250
201880
2
汇流箱
HBJ01-16
420
宏宝电子（P.R.C）
SPB1601
74
厦门科华恒盛股份有限公司
XZD-16PV
128
上海新永电源有限公司
3
逆变器
SG500MX
40台
合肥阳光电源股份有限公司
SSL055342Z-500Kw
60台
艾默生网络能源软件股份有限公司
4
箱变
S11-1100/35油浸式三绕组箱变
10台
中山明阳箱式变压器
S11-1100/38.5三绕组箱变
天津市特变电工有限公司
S11-1100/38.5双绕组箱变
30台
5
110kV主变
SSZ11-50000/110
1台
特变衡阳变压器有限公司
6
SVG连接变压器
S11-1000/37
7
站用变压器
SC11-200/35干式变压器
思源电气股份有限公司
8
高压交流SF6瓷柱式断路器
LW30-126
山东泰开隔离开关有限公司
9
35kV开关柜
KYN61-40.5
14台
波瑞电气有限公司
10
保护装置
NSR-304高压线路保护装置
1套
国电南瑞科技有限公司
故障解列装置
NSR-870100KV母线保护装置
NSR-87035KV母线保护装置
NSR699R-S变压器非电量保护装置
NSR695R-S变压器高压侧后备保护装置
NSR695R-S变压器低压侧后备保护装置
NSR691R-S变压器差动保护装置
NSR-685R-S综合测控装置
NSR658RF-D故障解列装置
NSR685R-SPQ电能质量监测装置
2光伏电池组件运行规程
2.1电池组件方阵概况
2.1.1****光伏电站一期容量49.5MWp，均采用多晶硅太阳能电池组件，为固定式35°
倾角安装。
2.1.2太阳能方阵由太阳能组件经串联、并联组成。
光伏电池组件串联的数量由并网逆变器的最高输入电压、最低工作电压、太阳能电池组件的最大系统电压以及当地气候等条件确定；
组串并联的数量由逆变器的额定容量确定。
2.1.31MW组件方阵：
每22个电池组件串为一个支路，16条支路组成一个方阵。
每1个方阵进入一个汇流箱，每6个汇流箱进入一个逆变器。
由两台直流柜分别分配电能5到两台500KW逆变器和1台1100KVA变压器组成一个发电单元（1MWp）,共50个发电单元，每25MW的发电单元进入一个进线柜，2个25MW的联合单元构成总容量为：
50MW.
2.1.4光伏电池板的设备规范
2.1.4.1太阳能光伏组件的技术参数
太阳能电池组件技术参数
指标
数据
最大输出功率（峰值）
245Wp
250Wp
最大功率点工作电流
7.96A
8.01A
最大功率点工作电压
30.8V
31.2V
开路电压
37.7V
37.8V
短路电流
8.57A
8.65A
工作温度
45±
2℃
最大系统电压
1000VDC
组件尺寸
1640*992*40mm
组件效率
13.7%
10年功率衰减
10%
AM
1.5
Tc
25℃
安装数量
181280块
20600块
上海航天汽车机电股份公司
2.1.4.2太阳能电池板电流-电压和功率-电压曲线
2.1.4.3太阳电池板短路电流Isc、开路电压Voc、最大输出功率Pmax的温度相关性
2.2光伏电池组件运行规定
2.2.1电池组件可长期按照铭牌及技术规范规定参数连续运行。
最高允许运行监视温度应根据温升试验结果确定，现场没有做温升试验前，最高允许运行温度应低于85℃。
2.2.2运行注意事项
2.2.2.1组件通过光电转换将光能转换为电能，产生直流电。
2.2.2.2运行过程中可能有发生伤害的风险，包括电击，运行人员应做好安全措施。
2.2.2.3单个的组件，在阳光照射下可能会产生30V以上的电压。
接触30V以上直流电压是危险的。
2.2.2.4在运行过程中要正确使用数字万用表监测串联组件的开路电压，测量值应等于单个组件开路电压的总和。
2.2.2.5在阳光照射下，断开组件连接端子时，连接端子会产生火花、燃烧、电击。
因此，请格外小心。
不管组件有没有连接都不要直接接触接线端。
2.2.2.6禁止拆卸或移动任何铭牌或黏附的部件。
2.2.2.7禁止在组件的表面涂抹或粘贴任何物品。
2.2.2.8禁止用镜子或透镜聚焦阳光照射在组件上。
2.2.2.9在检修的过程中为阻止高压电和电流的产生，可以用一块不透明材料将组件完全遮盖，不要接触组件接线端子或电线。
2.2.2.10禁止利用组件的接线盒或电缆头来移动组件。
2.2.2.11禁止在组件上放物品，避免组件玻璃被砸碎。
2.2.2.12禁止站在或踩在组件上。
2.2.2.13运行人员能够正确鉴别正常的低电压和故障低电压。
2.3光伏电池组件运行方式
2.3.1太阳能电池板采用串、并联方式运行发电，每十六块电池板串联为一组，在工作电压下、电流条件下，产生的直流电压、输出电流。
2.3.2每16组电池组汇集于一个直流汇流箱，并联后送至直流防雷配电柜。
2.3.3每6个汇流箱进一个直流防雷配电柜，每一个逆变器分配一个直流防雷配电柜。
2.4光伏电池组件检查维护
2.4.1按照****下发的《光伏电站直流侧检查标准》执行。
2.4.2日常检查
2.4.2.1观察光伏组件表面是否清洁，及时清除灰尘和污垢，可用清水冲洗或用干净抹布擦拭，但不得使用化学试剂清洗，遇有积雪时应及时清洗。
2.4.2.2注意观察所有设备的外观锈蚀、损坏等情况，用手背触碰设备外壳检查有无温度异常。
检查所有的安装螺丝无松动，牢固可靠并且没有被腐蚀。
检查组件接地连接良好，电池组件无破损。
检查了解方阵有无接线脱落等情况，外露的导线有无绝缘老化、破损，箱体内是否有进水等情况。
检查有无小动物对设备形成侵扰等其他情况。
设备运行有无异常声响，运行环境有无异味，如有应找出原因，并立即采取有效措施，予以解决。
2.4.2.3若发现严重异常情况，应及时汇报，制定合理的检修方案进行处理。
2.4.2.4值班人员应注意光伏组件方阵周围有没有新生在的树木、杂草、新立的电杆等遮挡组件，一经发现，应及时处理。
2.4.2.5在无阴影遮挡条件下工作时，在太阳辐照度为500W/m2以上，风速不大于2m/s的条件下，同一光伏组件外表面（电池正上方区域）温度差异应小于20℃。
2.4.2.6使用直流钳形电流表在太阳辐射强度基本一致的条件下测量接入同一个直流汇流箱的各光伏组件串的输入电流，其偏差应不超过5%。
2.4.2.7遇到大雨、冰雹、大雪等情况，太阳能电池方阵一般不会受到损坏，但应对电池组件表面及时进行清扫，擦拭。
2.4.3太阳能电池板的定期维护
2.4.3.1要定期检查太阳能电池方阵的金属支架有无腐蚀，并定期对支架进行油漆防腐处理。
方阵支架要保持接地良好。
2.4.3.2使用中要定期对太阳能方阵的光电参数及输出功率等进行检测，以保证电池方阵的正常运行。
2.4.3.3使用中要定期检查太阳能组件的封装及连线接头，如发现有封装开胶进水、电池片变色及触头松动、脱线、腐蚀等，要及时进行维修和更换。
2.4.3.4运行人员要认真填写运行日志及巡回检查记录，对光伏发电的运行状况作出判断，如发现问题，立即维护和检修。
2.4.3.5设备外观检查和内部的检查，主要涉及活动和连接部分导线，特别是大电流密度的导线、功率器件、容易锈蚀的地方等。
2.4.3.6应采用红外探测的方法对光伏发电方阵、线路和电气设备进行检查，找出异常发热和故障点，并及时解决。
2.4.3.7光伏组件应定期检查，若发现下列问题应立即调整或更换光伏组件：
2.4.3.7.1光伏组件存在玻璃破碎、背板灼焦、明显的颜色变化；
2.4.3.7.2光伏组件中存在与组件边缘或任意电路之间形成连通通道的气泡；
2.4.3.7.3光伏组件连接盒变形、扭曲、开裂或烧毁，接线端子无法良好连接。
2.5检测光伏组件的措施
2.5.1检查所有电缆连接，确保连接良好，没有开路。
2.5.2断开组件两端的导线。
2.5.3检查并测量终端的开路电压。
2.5.4检查每个组件的开路电压，如果测量的电压只是额定值的一半，说明旁路二极管已坏。
2.5.5在辐照度不是很低的情况下，如果终端的电压与额定值相差5%以上，说明组件连接不好。
2.5.6检查组件的接线盒时，尽量避免被雨水淋到。
2.6光伏组件故障排除
2.6.1太阳能电池组件的常见故障有：
外电极断路、内部断路、旁路二极管短路、旁路二极管反接、热斑效应、接线盒脱落、导线老化、导线短路、背膜开裂、EVA与玻璃分层进水、铝边框开裂、电池玻璃破碎、电池片和电极发黄、电池栅线断裂、太阳能电池板被遮挡等。
可根据具体情况检查更换或修理。
2.6.2鉴别正常的低电压和故障低电压，所指的低电压是组件开路电压降低。
它是由太阳能电池的温度升高或辐照度降低引起的。
故障低电压通常是由于终端连接不正确或旁路二极管损坏引起的。
2.7光伏组件清洗
2.7.1应使用干燥或潮湿的柔软洁净的布料擦拭光伏组件，严禁使用腐蚀性溶剂或用硬物擦拭光伏组件；
2.7.2应在辐照度低于200W/㎡的情况下清洁光伏组件，不宜使用与组件温差大于20℃的液体清洗组件；
2.7.3严禁在风力大于4级、大雨或大雪的气象条件下清洗光伏组件。
3光伏并网逆变器运行规程
3.1逆变设备概况
50MWp固定安装系统，以25MWp为一个进线单元。
每1MWp固定安装系统采用2台500kW逆变器，25MWp光伏组件共用50台逆变器。
2台逆变器输出共用1台35kV升压变压器（1100KVA）,25台35kV升压变压器（1100KVA）并接运行。
3.1.1型号及生产站家：
本站49.5WMp共采用2个厂家的逆变器，它们的分布如下：
方阵
逆变器生产厂家
#1-#30
SSL055342Z-500KW
艾默生网络科技有限公司
#31-#49
20台
安徽合肥阳光电源股份有限公司
3.1.2并网逆变器采用先进的IGBT功率模块。
采用光纤传输，快速可靠。
先进的最大功率点跟踪技术（MPPT），MPPT效率大于99.9%,宽电压输入、宽功率，先进的反孤岛技术,完善的系统保护功能，安全可靠,兼有MPPT和CVT运行模式。
多种通讯接口，保护及运行参数可设置，安装、操作、维护简便。
3.1.3逆变器技术规格（安徽合肥阳光电源有限公司）
名称
参数
外型尺寸（宽×
高×
深）
1606mm*2034mm*860mm
额定输出功率
500kW
最大直流电压
1000V
启动电压
520V
满载MPPT电压
DC500~850V
最低电压
500V
最大直流功率
560KW
最大直流输入电流
1120A
允许电网电压范围（三相）
AC252V-AC362V
11
额定电网侧输出功率
500KW
12
最大电网侧输出功率
550KW
13
允许电网频率
47~52Hz
14
额定电网频率
50HZ
15
额定电网侧输出电压
315V
16
最大交流输出电流
1008A
17
额定输入输出时输出功率因数
0.9（超前）～0.9（滞后）
18
额定输入输出时电流谐波含量（THD）
<
3%
19
最大功率
98.7%
20
欧洲效率
98.5%
21
总电流波形畸变率
〈1.5%（额定功率）
22
直流电流分量
〈0.5%额定输出电流）
23
防护等级
IP21
24
夜间自耗电
〈80W
25
允许环境温度
-25℃～+55℃（55℃时刻满载运行）
26
冷却方式
风冷
27
允许相对湿度
0～95%（无冷凝）
28
允许最高海拔
6000米（超过3000米需降额使用）
29
标准通讯方式
RS485
30
可选通讯方式
以太网
31
重量
1700Kg
32
逆变器技术规格（艾默生网络能源软件股份有限公司）
启动电压（DC）
500V（待调）
750vDC
300vDC
1250A
350/400/450
500kw
50/60HZ
400v
800A
＞0.99
IP20
艾默生逆变器控制柜指示灯及按钮说明
部件编号
功能
控制操作键
1指示灯
MPPT指示灯
EPO
紧急停机（EPO）按键
2指示灯
DC-DC指示灯
INVERTERON
逆变器启动按键
3指示灯
逆变指示灯
INVERTEROFF
逆变器关闭按键
4指示灯
并网指示灯
FAULTCLEAR
故障复位按键
5指示灯
逆变器状态和告警指示灯
SILENCEON/OFF
告警消音按键
艾默生逆变器控制柜按键功能描述
功能描述
关闭逆变器输出
逆变器启动开关（INVERTERON）
逆变器手动关机后，按此键将解除逆变器关机状态，开启逆变器
逆变器关闭开关（INVERTEROFF）
手动关闭逆变器
故障复位开关（FAULTCLEAR）
故障清除后，恢复逆变器功能
告警消音开关（SILENCEON/OFF）
声音告警时，可按此开关消除告警声音。
再按此开关即可重新开启蜂鸣器
3.2逆变器运行
3.2.1工作模式有“启动中”、“运行”、“待机”、“故障”、“紧急停机”、“按键关机”等几种状态。
3.2.1.1启动中：
此模式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，上电准备并网发电。
此模式仅在初次启动出现。
逆变器不断检测光伏阵列是否有足够的能量进行并网发电，当达到并网发电的条件（列阵电压大于520v且达到启动时间要求）时逆变器从启动中模式转入运行模式。
3.2.1.2待机:
在运行后，如果直流侧电流很小（近似于0A）并保持一段时间，逆变器从运行状态转为待机状态。
在待机模式下逆变器将不断检测光伏阵列是否有足够的能量重新并网发电，当达到520v并保持约1分钟后逆变器从待机模式转入运行模式
3.2.1.3运行:
在此模式下，逆变器将光伏阵列的直流电变换为交流电并入电网。
同时在此模式逆变器一直以最大功率点跟踪（MPPT）方式使输出的能量保持最大。
3.2.1.4故障:
当光伏发电系统出现故障时，逆变器会停止运行并进入故障状态，故障原因会显示在触摸屏上供用户查看。
系统此时持续检测故障是否消除，如果故障未消除，则保持待机状态，如果故障消除，且其它运行条件均满足。
5分钟以后重新并网发电。
在此期间，若人为干预通过液晶操作开机,必须通过液晶先确认关机消除保护程序，再开机。
3.2.1.5紧急停机:
所谓紧急停机模式是指人为地将启停旋转钮指向“STOP”位置来控制逆变器关机。
若在紧急停机后，需要再次开机，首先确认启停开关指向“START”位置，再通过液晶先执行关机命令来清除紧急停机保护程序，再通过液晶开机，机器才能正常工作。
而按下紧急停机开关后，交流断路器脱扣，逆变器丢失电网，无供电电源，液晶无显示。
需要再次开机时，紧急停机开关必须松开锁紧状态，将交流断路器先推至“OFF”，再推至“ON”，将电网重新接入，才能重新启动逆变器。
3.2.1.6按键关机；
所谓按键关机模式是指人为地通过触摸屏发出关机命令来控制逆变器关机。
3.2.2模式转换；
逆变器可以在“启动中”，“运行”，“故障”，“紧急停机”，“按键关机”，“待机”等几种状态下有条件的进行自动转换。
3.2.3并网发电
3.2.3.1逆变器的并网发电过程都是自动的，无需人为干扰和控制。
逆变器将检测交流电网是否满足并网发电条件，同时检测光伏阵列是否有足够能量。
当一切条件满足后进入并网发电模式。
在并网发电过程中，逆变器一直以最大功率跟踪（MPPT）方式使光伏阵列输出的能量最大。
3.2.3.2逆变器的直流输入端接入直流输入（中间采用直流配电柜进行汇流），输出端连接至电网。
3.2.3.3合上交直流断路器，逆变器进入“启动中”状态。
3.2.3.4当直流输入电压超过470V维持一定时间，逆变器准备并网。
3.2.3.5逆变器进行并网前的自检，确认是否当满足并网工作所需要的所有条件后，开始连接电网，进而并网发电。
3.2.4与电网断开
3.2.4.1逆变器的并网发电过程均为自动，系统会不断检测直流输入与交流电网是否满足并网发电条件，当一切条件均满足后系统将进入并网发电模式。
当电网出现以下异常时，逆变器会立刻与电网断开，进入保护程序。
3.2.4.1.1电网电压超过允许范围210V-310V（AC）。
3.2.4.1.2电网频率超过允许范围47Hz-51.5Hz。
3.3逆变器例行维护
3.3.1对逆变器进行硬件维护操作之前，做好以下工作：
3.3.1.1断开逆变器，如果需要断开上级电源，必须保证需要接触的部分不带电。
3.3.1.2切断所有辅助电路的电压。
3.3.1.3等待至少15分钟，待电容器放电完毕后方可开始维护。
3.3.1.4打开柜门，使用万用表测量端子排电压，防止发生人身触电。
3.3.2维护工作与周期
3.3.2.1推荐的例行维护周期及工作内容如下表所示：
检查内容
检查方法
维护周期
保存软
件数据
1.读取数据采集器的数据。
2.保存运行数据、参数以及日志到软盘或文件中。
3.检查各项参数设置。
4.更新软件。
1月1次
系统大致运行状态及环境
1.观察逆变器是否有损坏或变形。
2.听逆变器运行是否有异常声音。
3.在系统并网运行时，检查各项变量。
4.检查主要器件是否正常。
5.检查逆变器外壳发热是否正常，使用热成像仪等监测系统发热情况。
6.观察进出风是否正常。
7.检查逆变器周围环境的湿度与灰尘、所有空气入口过
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