光伏电站运行维护规程说明.docx
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光伏电站运行维护规程说明
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35KV、10KV、0.4KV、0.27KV，直流220V电压等级组成。
4.235kV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；
5.2.235KV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。
5.2.31#集电线路断路器351带9#-20#方阵；
5.2.42#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
5.3.11#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2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
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