光伏电站运行维护规程说明.doc

第一章 总 则

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独立的部分运行。
3.5 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。
3.6 运行转热备用
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，合上除检修要求不能合或方式明确不合的刀闸以外的设备各侧刀闸。
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。
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，逆变电源一直以最大功率点跟踪方式使光伏阵列输出的能量最大。
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，当达到并网条件时逆变器从待机模式转入运行模式。
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。正常模式下，为保证最大效率输出，逆变模块设计有休眠功能。
3.25 待机模式
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。
4.7 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、35kV箱式升压变全部投入运行；
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；
5.2.4 2#集电线路断路器352带1#-8#方阵；
5.2.5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，并检查断路器、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项前画“√”。
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
6.2.1 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。
送电操作时，先投入保护、自动装置，后投入一次设备。
6.2.2 一次设备倒闸操作过程中，保护及自动装置必须在投入状态。
6.2.3 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 事故处理。
6.2.8.2 断开或合上断路器的单一操作。
6.2.8.3 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。
6.4.2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，并取下二次侧保险。
6.5变压器倒闸操作的一般规定
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，迅速限制事故的发展，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，无关人员不得进入中央控制室及事故区域内。
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
多晶硅电池
最大系统电压
1000V
组件型号
JAP-60-245
短路电流温度系数
+0.062%/℃
峰值功率
245Wp
开路电压温度系数
-0.330%/℃
功率公差
0-5w
工作温度
-40℃～+85℃
组件效率
14.98%
组件尺寸（mm)
1650x991x40
峰值功率电流
8.19A
生产厂家
晶澳太阳能有限公司
峰值功率电压
29.92V
投运时间
2012年12月
短路电流
8.57A

2.运行方式
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（10或16路组串并联），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；
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，无物体长时间遮挡；
5.3检查组件背面引出线无损伤，引出部位接线盒封装良好，无腐蚀和碳化；背板运行时温度无过热、发黄、破损现象。
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。

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4.2）；
3.2.2布置安全措施；
3.2.3拔开故障电池组件与串联电池组串的连接头.（见第一节4.3）；
3.2.4更换故障电池组件；
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
数值/内容
1
型号
TBEA-GC-500KTL
2
生产厂家
特变电工
3
最大方阵开路电压（Vdc）
1000
4
直流工作电压跟踪范围（Vdc）
450--1000
5
最大直流功率（KWp）
550
6
最大直流输入电流（A）
1100
7
额定输出功率（KW）
500
8
输出频率范围（Hz）
48-52
9
功率因数
0.9（超前）--0.9（滞后）连续可调
10
最大转换效率（%）
98.7
11
防护等级/防护类型
IP20
12
允许环境温度℃
-30℃--60℃
13
散热方式
强制风冷
14
环境湿度
0--95%（无凝霜）
15
显示与通信
LED屏和操作按键，提供通信接口
16
外形尺寸（mm）
2400*2200*850
17
重量（Kg）
2100
18
投运时间
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）
2.2 指示灯及按钮功能
名称
说明
GRID
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
RUN
运行指示灯，当“RUN”灯亮时，表明逆变器并网正常运行
FAULT
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）
ON/OFF开关
开关旋到“ON”时，逆变器上电准备运行；开关旋到“OFF”时，逆变器断电停止运行
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.逆变器开机操作
3.1 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）
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1KW逆变器自动解网，待机10分钟后自动并网。
3.3.4 当逆变器并网后四十分钟内发电功率未超过10KW逆变器自动解网，待机10分钟后自动并网。

4 逆变器关机操作
4.1关机操作步骤
4.1.1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1-7AK。
4.1..3断开逆变器本体交流输出断路器1QF。
4.1.4若逆变器进行检修，必须在逆变器停机放电25分钟后才能进行。
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：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箱式升压变低压侧开关。
4.3.1设备内部放电打火；
4.3.2机器内部过热，有焦糊味，机柜表面温度超过55℃。
5.巡回检查项目
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。
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
维护周期
定期清洁机柜表面
6个月
定期更换防尘网
6个月
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，对损坏或腐蚀的连接端子进行更换
3个月
制冷风扇功能的测试：检查所有风机的功能和运行噪音，并且风扇在运行中可以根据温度调节器控制其启动
6个月
检查粘贴的警告标签是否牢固或清晰，必要时进行更换。
12个月
定期更换风机
5年
对断路器，电源开关保护设备功能测试
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
处理方式
备注
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

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
故障代码F01-F19
逆变器功能故障
请记录故障代码联系生产商

告警代码
W01-W11
逆变器内部告警
请记录告警代码联系生产商

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。

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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
名 称
数值/内容
1
型号
GHL-116/10-N
2
最大系统电压
DC1000A
3
接入光伏串数目
10---16路
4
每路最大输入电流
12A
5
最大持续输出电流
176A
6
最大熔断器额定电流
15A
7
额定短时耐受电流
500A
8
生产厂家
许继电器
9
投运时间
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
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
2
直流输入/输出电压
≤1000VDC
3
直流输入/输出电流
≤200A/路
4
额定绝缘耐受电压
1000VDC
5
相对湿度
不大于95%
6
生产厂家
许继电器
7
投运时间
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。

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；运行中在高负荷期测量温度。

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
组合式变压器
设备编号
OTKX.412.5001
生产厂家
山东泰开
规 格
ZGS--ZG--口/35
安装日期
2012年10月
使用日期
2012年12月
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 1000KVA 额定电压 38.5/0.3*2KV
相数 三相 冷却方式 ONAN 分接范围+_2*2.5%
绝缘等级 A 额定频率 50HZ 绝缘水平 LI200AC|AC5
额定电流 15\962.25*2 A 联接组别DYN11 YN11 98.7%
防护等级 防护类型 IP20 允许环境温度 -25℃--55℃
散热方式 风冷强制 允许相对湿度 小于95%
显示与通信 LED屏和操作按键， 提供通信接口

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）
3.2.2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。
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。