光伏电站运行规程.docx
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光伏电站运行规程
邢台西黄光伏电站
运
行
规
程
邢台中太新能源开发有限公司
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。
本规程适用于邢台西黄光伏电站。
2.运行规定
2.1电站基本情况
邢台西黄光伏电站位于邢台县西黄村镇西尚家庄村西。
电站由20个1MWp多晶硅电池发电方阵组成。
每1MWp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集电线路，输送至汇集站35KV母线，通过出线断路器334开关单回35KV线路接入110KV塔西站35KV侧母线3432开关并入系统。
塔黄线采用架空线路线路总长约5KM。
电站采用分区发电，集中并网方式。
电站由交流35KV、10KV、0.4KV、0.27KV，直流220V电压等级组成。
西黄光伏电站本期新建的总容量为20MWP的太阳能电池组件方阵为省调调度设备。
站内变压器、汇流箱等除太阳能电池组件方阵外的一、二次设备为西黄光伏电站调度设备。
西黄光伏电站的35KV并网线路，334并网线保护为地调调度管理设备，西黄光伏电站334开关为西黄光伏电站调度管理，地调许可设备。
电站内除省掉、地调调度及许可外的其他设备由电站自行管理。
西黄光伏电站并网开关命名由地调下发，邢台中太新能源开发有限责任公司执行。
332：
1#集电线路断路器
333：
2#集电线路断路器
334：
光伏电站出线断路器
330：
无功补偿装置（SVG）35KV断路器
331：
接地变35KV断路器
31-7:
35KVPT避雷器隔离开关
方阵电池组件、汇流箱、直流柜、逆变器、数据采集柜、箱变、汇流箱、无功补偿装置、接地变压器及其自动装置、保护全部投入运行；35KV汇集站334出线断路器、1#集电线路断路器332、2#集电线路断路器333、无功补偿装置（SVG）断路器330、35KVPT避雷器隔离开关31-7均投入运行。
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。
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。
正常情况下由站用电源为主电源供电方式，主电源故障时，投入备用电源。
送出线路停电时，全站停发。
变压器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。
2.2管理规定
2.3运行管理
3.倒闸操作的原则及规定
3.1原则
3.2规定
3.2.1.3操作时，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“?
?
”
4.巡回检查的一般规定
4.1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。
4.2特殊巡视
如遇下列情况应增加巡回次数或定点监视
4.2.1设备存在较大缺陷或异常；
4.2.2新投运、改造和检修后的设备；
4.2.3由于天气、气温等气候变化较大时；
4.2.4设备运行的条件发生较大变化时。
4.2.5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。
5.事故处理的一般原则
5.1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。
5.2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。
5.3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。
5.4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。
5.5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。
6.6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。
5.7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。
5.8事故处理时，无关人员不得进入中央控制室及事故区域内。
5.9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。
6.定义和术语
6.1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
6.2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）。
6.3停电
是指断开断路器及隔离开关使设备不带电压。
6.4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。
6.5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。
6.6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。
6.7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。
6.8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.运行规定
1.1光伏组件在运行中不得有物体长时间遮挡。
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。
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。
1.4光伏组件更换完毕后，必须测量开路电压，，并进行记录。
2.巡回检查规定
2.1一般规定
2.1.1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。
2.1.2在大风过后需对子阵光伏组件进行一次全面巡回。
2.1.3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。
2.1．4光伏组件、汇流箱、直流配电柜运行中正极、负极严禁接地。
3.组件清洗
3.1清洗原则
3.1.1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。
（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。
3.2清洗方式
3.2.1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。
3.2.2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。
3.3注意事项
3.3.1严禁清洗组件背面。
3.3.2组件严禁承受额外的外力。
3.3.3防止外力等机械碰压电池组件
3.3.4电池板组件不可使用压力风吹扫，防止风压致组件损坏。
3.4清洗验收
3.4.1目视电池板整体外观清洁、明亮、无污渍。
3.4.2抽样检查电池板表面无积灰。
3.4.3用手轻轻触摸电池板表面无粉尘未处理干净。
3.4.4达到距组件1.5米内看不到电池板有尘土。
3.4.5抽查组串电流，同辐照量下对比，组串电流升高百分数。
3.4.6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。
4.巡回检查
4.1晶硅光伏组件
4.1.1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。
4.1.2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。
4.1.3检查组件表面无污渍、划痕、碰伤、破裂等现象。
4.1.4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。
4.1.5检查电池组件背板设备参数标示无脱落。
4.1.6检查电池组件商标：
印刷、电性能参数值符合要求。
4.1.7检查电池组件引线无交叉、横平竖直、固定牢固。
4.1.8检查电池组件间连接插头无脱落、烧损现象。
4.1.9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。
4.2组件支架
4.2.1支架基础
≤5%。
4.2.2固定支架
5.常见异常处理
5.1组串输出偏低
5.1.1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。
5.1.2处理
直流配电柜及汇流箱运行规程
1.运行规定
1.直流配电柜
1.1正常运行时直流配电柜所有支路开关在合。
1.2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。
1.3当直流配电柜内任一支路开关跳闸，应查明原因方可合闸。
1.4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。
1.5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。
1.2直流汇流箱
1.2.1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。
1.2.2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。
1.2.3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。
1.2.4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。
2.巡回检查
2.1直流配电柜
2.1.1检查直流防雷配电柜本体正常，无变形现象。
2.1.2检查直流防雷配电柜表面清洁无积灰。
2.1.3检查直流配电柜的门锁齐全完好，照明良好。
2.1.4检查直流配电柜标号无脱落、字迹清晰准确。
2.1.5检查直流配电柜柜内无异音、无异味、无放电现象。
2.1.6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。
2.1.7检查直流防雷配电柜接地线连接良好。
2.1.8检查断路器的位置信号是否与断路器实际位置相对应。
2.1.9各支路进线电源开关位置准确，无跳闸脱口现象。
2.2直流汇流箱
2.2.1检查直流汇流箱各部件正常无变形，安装牢固无松动现象。
2.2.2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。
2.2.3检查直流汇流想锁具完好，密封性良好。
2.2.4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，防雷器、开关全部投入运行。
2.2.5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。
2.2.6采集板电源模块运行指示灯亮，各元件无异常。
2.2.7CPU控制模块运行指示灯亮，告警指示灯灭。
2.2.8防雷模块无击穿现象。
3.常见故障处理
3.1汇流箱整体数据有异常
3.1.1现象:
计算机监控系统显示汇流箱数据有异常
3.1.2处理
逆变器运行规程
1.运行规定
1.1一般规定
1.1.1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。
1.1.3逆变器正常运行时不得更改逆变器任何参数。
1.1.4逆变器由于某种原因退出运行，再次投入运行时，应检查直流电压及电流变化情况。
1.1.5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。
1.1.6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。
1.1.7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。
1.1.8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。
1.2自动运行
1.2.1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。
1.2.2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。
2.巡回检查
2.1一般巡回项目
2.1.1检查逆变器外观完整且干净无积灰。
2.1.2检查逆变器柜门闭锁正常。
2.1.3逆变器防尘网清洁完整无破损。
2.1.4设备标识标号齐全、字迹清晰。
2.1.5检查逆变器内部接线正确、牢固、无松动。
2.1.6检查逆变器接线母排相序正确、螺栓牢固、无松动。
2.1.7逆变器相应参数整定正确、保护功能投入正确。
2.1.9检查逆变器运行声音无异常。
2.1,17检查逆变器冷却风扇工作电源切换正常。
2.2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。
2.2.1直流电压、直流电流、直流功率。
2.2.2交流电压、交流电流。
2.2.3发电功率、日发电量、累计发电量。
2.2.4检查逆变器输出功率与同型号逆变器输出功率偏差≤3％.
3.常见故障处理
3.1直流过压故障
3.1.1现象
逆变器停机，报直流过压告警。
3.1.2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。
3.2交流过/欠压、交流过/欠频率故障
3.2.1现象
逆变器停机，报交流过/欠压、交流过/欠频告警信息
3.2.2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。
3.3模块故障
3.3.1现象
逆变器报模块故障信息
3.3.2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。
3.4模块过温
3.4.1现象
逆变器故障停机
3.4.2处理
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。
3.5电抗器过温
3.5.1现象
逆变器故障停机
3.5.2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。
3.6逆变器着火
3.6.1现象
现地逆变器着火
3.6.2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。
3.7安全措施
3.7.1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。
3.7.2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，做好安全措施后方可进行工作。
变压器运行规程
1.运行规定
1.1一般规定
1.1.1运行中的变压器每班进行一次巡回，新投运或大修后的变压器应增加巡回检查次数。
1.1.2变压器运行中和变压器充电前，保护、测量及信号装置应正常投入。
1.1.3变压器加运操作从高压侧充电，不允许从低压侧充电，充电时低压侧断路器应在断开位置。
1.1.4箱式变高压侧保险熔断后更换时，需断开箱变各侧开关，并投入接地刀闸后方可进行更换。
1.1.5过负荷
1
1
1
1
1.1.6备用中的变压器应每月充电一次，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。
1.1.7绝缘电阻
1
1℃时，R>2000M?
。
1?
，吸收比不得小于1.3。
1
1
1
1.1.8发生下列异常情况应做好事故预想，并汇报调度及主管副总经理。
1.1.8.1变压器投用时和运行中瓦斯保护必须投入运行，重瓦斯保护应投至跳闸；
1.1.8.2变压器大修、滤油、加油、换油或冷却器检修时重瓦斯保护投信号位置；
1.1.8.3当瓦斯继电器排气时重瓦斯保护应投信号位置；
1.1.8..4进行变压器更换硅胶时重瓦斯保护投信号位置；
1.1.8..5在瓦斯保护和二次回路上工作时，重瓦斯保护投信号位置；
1.1.8.6开启瓦斯保护继电器连接管上的阀门时，重瓦斯保护投信号位置；
1.1.8.7上述工作完毕后，经1个小时无异常，方可将重瓦斯保护投入跳闸。
1.2.4分接开关
1
1
1
2.巡回检查
2.1变压器
2.1.1变压器各部温度正常。
2.1.2油枕油位正常，且各部无渗漏。
2.1.3套管外部清洁，无破损，裂纹，无放电痕迹及其他异常现象。
2.1.4变压器运行声音正常，本体无漏油，呼吸器应完好，硅胶应干燥无变色。
2.1.5变压器本体接地可靠。
2.1.6释压器完好无漏油。
2.1.7变压器手动事故排油阀正常时应处于关闭位置。
2.1.8变压器阀门位置正确，油泵示流器指示正常，风机运行正常，无异音。
2.1.9冷却器控制箱内各电气元件完好，无过热现象。
2.1.10变压器充氮排油灭火装置投入正常，阀门位置正确，氮气压力在正常范围。
2.1.11检查变压器引线、接头接触应良好，各引线接头、电缆、母线无发热迹象。
2.1.12检查变压器套管和绝缘支撑件应清洁，无裂纹，无放电打火现象和痕迹。
2.1.13检查接地线:
各部位的接地应完好，必要时应测量变压器铁芯的接地电流。
2.1.14变压器测量表计完好，指示正确
2.2有载调压开关
2.2.1分接位置指示器应指示正确
2.2.2分接开关储油柜的油位、油色、吸湿器及其硅胶均应正常。
2.2.3分接开关及其附件各部位应无渗漏油。
2.2.5电动操作机构应保持完好状态，有载分接开关配备的瓦斯保护及防爆装置均运行正常。
2.3箱变
2.3.1箱体基础型钢架在运行中不发生变形、塌陷。
2.3.2混凝土基础不应有下沉或移位，箱体顶盖的倾斜度不小于3度。
2.3.3基础型钢与主地线连接和将引进箱内的地线连接牢固。
2.3.4外露的金属预埋件未发生腐锈。
2.3.5箱式变的基础应高于室外地坪，周围排水畅通。
2.3.6检查高压室门电磁锁和带电显示器工作正常。
2.3.7箱变外门应加装机械锁，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。
2.3.8高压电缆肘子连接头、电缆终端头、应无过热，且接地和防火封堵完好
2.3.9低压电缆头、应无过热、无粘结，且接地和防火封堵完好
2.3.10油浸式高压负荷开关指示正确，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。
2.3.11断路器接线牢固、指示正确，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。
2.3.12端子排接线检查，端子排接线牢固。
2.3.13检查测控装置工作正常无报警。
2.3.14检查箱变测控装置与中控监控机通讯无异常，箱变遥测、遥信、遥控信息正常。
2.3.15高低压侧电缆外护层无受力挤压破损现象，如发现破损及时进行防护处理。
2.3.16高低压侧电缆无下坠现象，如发现下坠及时提升并进行固定处理。
2.3.17高低压侧电缆接线鼻子是否因电缆下坠或压接不良，出现松动及拔出问题，发现松动及拔出时进行压接处理。
2.3.18高低压侧电缆与接线鼻子之间的绝缘胶带有无松开，以防造成相间及接地短路。
2.3.19用红外线测温仪测量电缆沟内箱变高低压侧电缆温度无明显升高。
3.常见故障处理
3.1变压器事故停用
3.1.1变压器声音有异常，内部有爆裂声；
3.1.2变压器严重漏油或喷油，油面下降到低于油位计指示下限。
3.1.3变压器冒烟着火；
3.1.4变压器在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常上升，超过最高允许值；
3.1.5主保护动作
3.2变压器冷却器故障
3.2.1现象
3变压器冷却器故障报警；
3.2.1.2变压器冷却器现地控制屏有报警。
3.2.2处理
3变压器冷却器动力以及控制电源投入正常；
3
3.2.2.3变压器冷却器全停时应注意监视变压器各部温度，必要时降低变压器负荷运行。
3.3变压器温度异常升高
3.3.1现象
3变压器温度过高报警，温度显示超过上限值75℃；
3变压器温度高报警。
3.3.2处理
3
3变压器负荷，如果系统过负荷引起应联系调度并调整变压器负荷；
3变压器冷却装置运行是否正常。
3.4变压器油位异常
3.4.1现象
3变压器油位高或变压器油位低报警；
3.4.1.2变压器油枕油位表指示计过高或过低。
3.4.2处理
3.4.2.1变压器油位与油温所对应的油位显着升高或降低，应及时查明原因；
3变压器油位指示过低，应检查变压器各部有无漏油；
3
3变压器大量漏油时，应及时将变压器停用。
3变压器油位异常升高时，检查变压器油温上升情况；
3
3.5轻瓦斯保护动作
3.5.1现象
3
3变压器保护屏轻瓦斯动作报警信号；
3
3.5.2处理
3
3变压器进行检查，查明动作原因；
3变压器内部，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；
3变压器停用；
3变压器停运；
3
3
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；
3
3
气体颜色
可燃性
故障的性质
无色
不可燃
空气
黄色
不可燃
木质故障
淡黄色
可燃
纸或者纸板故障
灰色或黑
可燃
油故障
3.6重瓦斯保护
3.6.1现象
变压器有冲击、监控系统变压器重瓦斯动作告警，变压器高低压侧断路器跳闸。
3.6.2处理
3
3
3
3
3
3.7变压器差动保护动作
3.7.1现象
变压器有冲击、监控系统变压器差动保护动作告警，变压器高低压侧断路器跳闸。
3.7.2处理
3
3
3.8重瓦斯和差动保护同时动作
3.8.1现象
变压器有冲击、监控系统变压器重瓦斯动作，变压器差动保护动作告警，变压器高低压侧断路器跳闸。
3.8.2处理
3
3
3
3.9电气保护动作
3.9.1现象
3.9.1.1变压器有冲击声，监控系统相应电气保护动作报警，变压器高低压侧断路器跳闸；
3变压器电气保护动作信号。
3.9.2处理
3变压器差动、重瓦斯保护是否启动。
3
3
3
3.10变压器着火
3.10.1现象
火灾自动报警系统，变压器排油注氮灭火装置动作报警，变压器相应保护动作并报警。
3.10.2处理
3.10.2.
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