光伏电站安全生产运行管理制度规程.docx
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光伏电站安全生产运行管理制度规程
前言
1编写说明
1.1为规范光伏电站运行管理工作，确保安全生产、提高设备可靠性、延长设备使用寿命，特制定本规程。
1.2本规程明确了光伏电站设备型号、技术参数，规定了设备、系统启停操作、运行维护等内容。
1.3本规程适用于即墨长直光伏电站。
2编写依据
2.1设备说明书、施工图纸及有关技术文件；
2.2《变电站运行管理规范》（国家电网公司）；
2.3《电力变压器运行规程》DL/T572-2010；
2.4《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》国家能源局安全[2014]161号；
2.5《电力设备预防性试验规程》DL/T596-2005；
2.6《电力电缆巡检系统》DL/T1148-2009；
2.7《光伏电站施工验收规范》
3下列人员应熟悉本规程：
3.1电站站长、值长、值班员应熟练掌握本规程，见习值班员和实习人员应学习本规程，经考试合格后才能进入现场工作；
3.2其他有关光伏电站生产、技术、检修管理人员。
第一篇总则
1、太阳能光伏发电的原理：
太阳能光伏发电的能量转换器是太阳能电池，又称光伏电池。
太阳能光伏电池发电的原理是光生伏打效应。
当太阳光（或其他光）照射到太阳能电池上时，电池吸收光能，产生光生电子-空穴对。
在电池内建电场作用下，光生电子和空穴被分离，电池两端出现异号电荷的积累，即产生“光生电压”，这就是“光生伏打效应”。
如在内建电场的两侧引出电极并接上负载，则负载就有“光生电流”流过，从而获得功率输出。
这样，太阳的光能就直接变成了可以付诸使用的电能。
可把上述太阳能电池将光能转换成电能的工作原理概况为如下3个主要过程：
1.1太阳能电池吸收一定能量的光子后，半导体内产生电子-空穴对。
称为“光生载流子”,两者的电性相反，电子带负电，空穴带正电；
1.2电性相反的光生载流子被半导体P_N结所产生的静电场分离开；
1.3光生载流子电子和空穴分别被太阳能电池的正、负极所收集，并在外电路中产生电流，从而获得电能。
2、太阳能光伏发电系统的运行方式：
通过太阳能电池将太阳辐射能直接转换为电能的发电系统称为太阳能电池发电系统（又称为太阳能光伏发电系统）。
太阳能光伏发电系统的运行方式，主要分为离网运行和联网运行两大类。
本光伏电站为联网（并网）运行类。
3、联网型太阳能光伏发电系统的组成：
联网型太阳能光伏发电系统可分为集中式大型联网光伏系统（以下简称为大型联网光伏电站）和分散式小型联网光伏系统（以下简称为住宅联网型光伏系统）两大类。
4、联网逆变器的功能;
4.1自动开关4.2最大功率点跟踪（MPPT）控制4.3防止单独运行5自动电压调整
4.5异常情况排解与停止运行
5、联网逆变器构成：
由逆变器和联网保护器两大部分构成。
逆变器包括3个部分：
5.1逆变部分，其功能是采用两大功率晶体管将直流高速切割，并转换为交流；
5.2控制部分，由电子回路构成，其功能是控制逆变部分；
5.3联网保护器是一种安全装置，主要用于频率上下波动、过欠电压和电网停电等的检测。
通过检测如发现问题，应及时停止逆变器运转，把光伏系统与电网断开。
以确保安全。
它一般装在逆变器中，但也有单独设置的。
6、太阳能资源介绍：
厂址日照充足，历年的水平面总辐射量在5540MJ/㎡左右，平均的年日照时数为2539h。
根据《太阳能资源评估办法》（QXT89-2008）确定的标准，光伏电站所在地区属于“资源很丰富”区。
适合大规模建设太阳能光伏电站。
7、光伏电站总体方案：
7.1即墨长直农业科技大棚20.36136MW光伏发电项目位于山东省青岛市即墨市长直镇北1公里处，海拔高度约28米。
设计电站容量20兆瓦，实际建成20.36136兆瓦，于2015年5月29并网发电。
7.2组件信息：
本项目现场安装2种类型组件，其详细信息如下。
组件类型1：
由青岛昌盛日电太阳能科技有限公司生产，多晶硅组件，250Wp，型号为SP156-250；
7.2.2组件类型2：
由青岛昌盛日电太阳能科技有限公司生产，多晶硅组件，255Wp，型号为SP156-255；
7.3该项目共安装250Wp多晶硅组件68520块，255Wp多晶硅组件12672块，500kW逆变器38台，9路汇流箱48台，12路汇流箱298台，直流配电柜38台1000kVA升压变压器19台，分成19个区域。
其中A01~A19区域均为农业大棚屋顶固定35kV电网侧并网系统，螺旋桩基础，钢型材支架，组件安装角度18°，每个区域安装500kW逆变器2台，1000kVA升压变压器1台。
每20或22块组件串联成为一个组串，每9或12个组串并联接入一台汇流箱，5台汇流箱输出并联接入一台直流配电柜，汇流后接入一台逆变器，逆变器输出交流电经过变压器升压至35kV，通过3条35kV集电线路在35kV开关站汇集，最终以一回35kV线路接至220kV马山站。
站用电源：
本工程站用电采用1台站用接地变压器，引出中性点用于加接消弧线圈变压器。
一回站变电源引自开关站35KV母线。
另从附近电网10KV馈电线路引接一回线路作为站用电备用电源。
第二篇设备运行规程
第一章太阳能电池组件规定
1、电池组件方阵概况
1.1电站容量20MW，均采用多晶硅太阳能电池组件，为固定式17°倾角安装。
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。
1.3组件方阵：
每22块电池组件串为一个支路，12条支路进入一个汇流箱，每8或9个汇流箱进入一个直流柜，由两台直流柜分别分配电能到两台500kW的逆变器，2个逆变器（500kW）和1台1000KVA箱变组成一个发电单元（1MW），共20个发电单元；每10MW的联合单元进入一个进线柜，2个10MW联合单元构成总容量为：
20MW。
2、太阳能电池组件型号及参数
序号
名称
单位
型号
备注
1
太阳电池种类
多晶硅
2
光伏组件尺寸结构
1650mm×992mm×40mm
3
光伏组件重量
kg
4
组件效率
%
5
最大输出功率
Wp
255
6
最大功率偏差
%
±3%
7
开路电压（Voc）
V
8
短路电流（Isc）
A
9
最佳工作电压
V
10
最佳工作电流
A
11
最大系统电压
V
1000
序号
名称
单位
型号
备注
1
太阳电池种类
多晶硅
2
光伏组件尺寸结构
1650mm×992mm×40mm
3
光伏组件重量
kg
4
组件效率
%
5
最大输出功率
Wp
250
6
最大功率偏差
%
±3%
7
开路电压（Voc）
V
8
短路电流（Isc）
A
9
最佳工作电压
V
10
最佳工作电流
A
11
最大系统电压
V
1000
2.2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
3、光伏电站组件运行规定
3.1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℃。
组件通过光电转换将光能转换为电能，产生直流电。
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。
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。
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。
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。
禁止拆卸或移动任何铭牌或黏附的部件。
禁止在组件的表面涂抹或粘贴任何物品。
禁止用镜子或透镜聚焦阳光照射在组件上。
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。
禁止利用组件的接线盒或电缆头来移动组件。
禁止在组件上放物品，避免组件玻璃被砸碎。
禁止站在或踩在组件上。
运行人员能够正确鉴别正常的低电压和故障低电压。
4、太阳能电池组件的投入、退出操作流程
4.1太阳能电池组件的投入步骤
检查电池组件封装面完好无损伤，清洁受光均匀，无突出影响光强的污块。
检查组件背面引出线无损伤，引线部位封装良好。
检查汇流箱分路熔断器断开，汇流箱的对应空气开关处于断开位置。
将需投运电池组件接入光伏阵列，并检查组件与组件连接头插接紧固。
检查汇流箱分路熔断器完好，将汇流箱分路熔断器投运。
将汇流箱空气开关投至合闸位置，电池组件投入运行。
4.2太阳能电池组件的退出步骤
下列情况下电池组件应退出运行：
.1电池组件输出功率明显降低。
.2电池组件封装面赃污，严重影响发电效率须集中清擦的。
.3电池组件支架严重变形，危及电池组件安全的。
42.1.4电池组件输出回路需检修，如汇流箱、逆变器的检修。
退出操作流程
.1退出操作应遵循先负荷侧后电源侧操作原则。
.2单个电池组件出现故障，需退出相应串组电池组件。
操作流程
.1断开汇流箱对应熔断器；
.2拔开故障电池组件；
.3串联电池组件的连接头。
5、太阳能电池组件巡视内容
5.1按照青岛萨那斯运维有限公司下发的规定执行。
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。
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。
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。
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。
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℃。
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%。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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：
.1光伏组件存在玻璃破碎、背板灼焦、明显的颜色变化；
.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；
.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。
6、检测光伏组件的措施
6.1检查所有电缆连接，确保连接良好没有开路。
6.2断开组件两端的导线。
6.3检查并测量终端的开路电压。
6.4检查每个组件的开路电压，如果测量的电压只是额定的一半，说明旁路二极管已坏。
6.5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。
6.6检查组件的接线盒时，尽量避免被雨水淋到。
7、光伏组件故障排除
7.1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、太阳板子母插头损坏、太阳能电池板被遮挡等。
可根据具体情况检查更换或修理。
7.2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。
8、光伏组件清洗
8.1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；
㎡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；
8.3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。
第二章汇流箱
1、组件汇流箱的概况
1.1长直的棚型为标准棚，每个棚有1056块组件组成，每22块组件汇成一个支路，每12个支路进入1个汇流箱，共4个汇流箱组成。
2、汇流箱型号及参数
型号
JYHL-12-INS
直流输入电压
0-1000V
最大直流电压
1000V
输入路数
12
每路最大输入电流
10A
最大输出电流
120A
外形尺寸（宽x高x深）
750X570X220mm
器身重量
32kg
输出连线数目
1路正极，1路负极，1路接地
生产厂家
京仪绿能
极端环境温度
-40℃～75℃
工作环境温度
-25℃～+55℃
防护等级
IP65
3、汇流箱运行规定
3.1汇流箱可长期按照铭牌及技术规范规定参数连续运行。
3.2定期测量汇流箱支路开路电压时，要断开直流输入开关，再将熔断器完全断开才可以测量正负极间的开路电压。
3.3更换汇流箱内的熔断器时，要注意保险的电压、电流量程，要符合现场的实际情况。
3.4禁止带电更换支路保险。
3.5禁止在不断电的情况触摸模块板。
3.6在更换保险出现火花或着火时要及时断开直流开关，在采取灭火器进行灭火，严禁用水灭火。
4、汇流箱投入、退出操作流程
4.1汇流箱投入步骤:
依次放上光伏电池组串输入正、负极熔断器。
合上输出直流断路器，汇流箱投入运行。
4.2汇流箱退出流程:
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；
断开该汇流箱直流断路器；
依次取下各支路输入正、负极熔断器。
5、汇流箱巡视检查内容
检查汇流箱整体完整，无损坏、变形倒塌事故。
若汇流箱有损坏、变形倒塌事故应及时向领导汇报，并现场指挥处理，做好记录。
检查汇流箱处有无杂物、杂草，如有及时进行清理。
遇有积雪时应及时清理。
汇流箱应每月检查一遍，隐患及时发现，及时消缺并在运行日志上登记。
检查螺丝无松动、生锈现象。
检查接线端子无烧毁、松动现象，测量保险无烧坏击穿，检查保险底座无烧坏及防雷模块是否正常。
检查线路正常无风化现象，接入汇流箱的线缆包扎牢固，绝缘是否老化，电缆接插头处不发热。
6、汇流箱异常运行及故障处理
6.1当汇流箱内直流断路器频繁跳闸时应试和一次，如再跳应进行以下检查：
检查汇流箱内模块板及直流母排有无烧毁、放电痕迹，开关及直流母排是否发热变色。
检查开关进线及出线是否有放电、烧毁痕迹，电缆接头有无松动等。
如无其它故障，需更换直流断路器。
6.2汇流箱支路电流为零，逆变器功率降低。
如电压正常的情况下，应测量支路保险是否存在击穿现象。
如无电压时应检查支路电缆绝缘及支路各组件测量、组件之间连接处有无异常。
6.3汇流箱支路电流、电压偏小。
当电压正常时电流小，应更换一次支路保险，如无变化应检查支路电缆绝缘。
当电流、电压都偏小时应对支路电缆绝缘情况、支路组件进行全面测量。
如支路保险击穿或者保险未放置到位、底座松动等引起的着火时应立即断开直流开关，在条件允许的情况下断开全部支路保险，尽量将支路电缆与保险底座断开连接。
应使用1211灭火器、干粉灭火器进行灭火，严禁使用水进行灭火。
直流母排及连接螺栓松动引起放电着火时应断开直流开关及所有支路的保险，使用1211灭火器、干粉灭火器进行灭火，严禁使用水进行灭火。
直流开关爆炸引起时应直接使用使用1211灭火器、干粉灭火器进行灭火，严禁使用水进行灭火。
灭火后要对汇流箱重新全面检查，待找出问题后才能送电恢复。
第三章逆变器运行规程
1、逆变器型号及参数
型号
SPG-500K3TL
保护等级
I
最大输入电压
Inputdata（DC）：
1000Vdc
最高海拔
3000m
MPPT电压范围
500-850Vdc
工作环境温度
-35-+55℃
最大输入电流
1200A
过压等级
III
额定输出功率
500kW
防护等级
IP20
额定输出电压
315V
重量
2200KG
额定输出电流
Outputdata（AC）：
916A
额定功率因数
交流频率
50/60Hz
电网电流的谐波畸变
<3%
最大逆变效率
98.7%
短路保护
150%（）
过载能力
110%
厂家
京仪绿能
2、逆变器投入、退出操作流程
2.1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）
合上UPS输入开关，给控制电源上电，直至逆变器显示面板正常；确认参数设置画面中的各项设置正确（输出模式：
逆变；电网频率：
50Hz；输出电流限制：
不大于额定输出电流）；确认直流输入电压和交流电压在正常范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。
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。
合上直流防雷配电柜直流输出各支路断路器，检查各回路正常，无故障。
合上直流柜直流总断路器，按面板“开机”键，交流断路器吸合，观察“显示”---“主画面”，查看各参数应正常；输出电流应逐步上升，并最终停留在一个比较稳定的值上（此值随太阳光的照射强度不同而不同，但不大于额定输出电流），至此启动完毕。
2.2逆变器关机操作
关机操作按面板“软停”键（默认），逆变器停止运行；断开直流断路器1QF3（SPG-500k3（TL）为1QF3/2QF3）；断开所有直流柜支路断路器开关；断开交流断路器QF1；断开UPS电源开关，关闭UPS；逆变器的电源已全部断开。
3、逆变器巡视检查内容
3.1逆变器应每周检查一次。
3.2逆变器的安装状况，外壳是否完整各连接是否松动。
3.3逆变器通风滤网的积灰性，检查逆变器通风设备应能正常通风。
3.4逆变器周围环境是否不利于运行，周围环境是否清洁，有无积水、顶上漏水等妨碍安全运行的物件。
3.5逆变器通风状况和温度检测装置检验。
3.6逆变器引线支持状态及接线端子，接线板等处的电气连接部分有无松动及局部过热现象，内部母排连接是否牢固。
3.7逆变器接地状态，逆变器接地是否牢靠。
3.8逆变器室灰尘状态，清楚逆变器内部的污物和灰尘。
4、逆变器异常运行及处理
4.1查看故障信息
当逆变器在运行过程中出现异常情况时，显示屏会自动弹出报警画面，最新发生的故障信息自动在窗口显示，故障信息反应了故障发生的位置、类型、发生时间，通过这些信息对照进行处理。
如果“FAULT’’灯亮（红色），可能是以下几种故障：
短路、电网程序错误、IGBT模块过热、IGBT模块故障，直到故障被排除后才熄灭。
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。
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。
4.2故障原因
外电网连接故障（如：
Ll、L2、L3线没有连接好，或者相序连接错误）；
光伏阵列电压过高；
电网欠压（Uac<“Uac最小值”）；
电网过压（Uac>“Uac最大值’’）；
电网频率过低（Fac<“Fac最小值”）；
电网频率过高（Fac>“Fac最大值”）；
输出短路；
并网电流过载；
IGBT模块过热；
IGBT模块故障；
通讯异常。
4.3逆变器故障处理
故障类型
故障原因
处理方法
备注
PV反接
光伏阵列正极、负极接反
检查PV阵列线路连接
PV过压
光伏阵列电压高于1000V
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%范围
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
备份的辅助开关电源故障
更换备份辅助开关电源
为可靠起见，请及时更换
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
5、硬件检查
5.1关机之前先观察逆变器是否有不正常声音、不正常的震动现场存在；
5.2打开柜门检查之前，严格按照设备检修步骤执行，打开柜门后根据报警画面提供的故障信息确定故障部位；
5.3通过感觉故障部位的温度、观察故障部位的颜色是否正常来进行初步判断；
5.4可以利用仪器来检测该部分的器件是否正常；
5.5更换已损坏器件。
通过执行前述关机操作，逆变器已顺利退出运行，在对设备执行维护或检修操作时，还应注意以下几点:
5.1确保逆变器不会被意外重新上电。
5.2使用万用表确保逆变器内部巳完全不带电。
5.3施行必要的接地和短路连接。
5.4对操作部分的临近可能带电部件，使用绝缘材质的布料进行绝缘遮盖。
5.5逆变器退出运行后，务必等待至少15分钟，方可对逆变器进行维护或检修等操作。
第四章35kv组合式变压器
1、变压器型号及技术参数
变压器参数（无主变，仅指逆变器后的就地升压变）
生产厂家
特瑞德
设备名称
组合式变压器
规格及编号
ZBWO-40.5GB17467-2010
额定容量
1000KVA
额定电压
38.5/0.3*2KV
额定电流
15/962.25*2A
相数
3相
冷却方式
ONAN
分接范围
±2*2.5%
绝缘等级
A
额定频
升级会员 