兆歐表就是绝缘电阻测试仪绝缘电阻测试仪就是兆欧表，是同一个设备
以前是摇表，要用手摇的现在都是电子的。不用摇
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兆欧表 也叫做 绝缘电阻测试仪 产品有很多种，国产进口都有日本共立 兆欧表 在绝缘这一方面，具有国际领先水平国內有很多厂家就是仿 日本共立 做的。 日本共立 华北总代理 石家庄共创仪器仪表有限公司 1
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绝缘电阻测试仪是一种指针或者數字显示的仪表自动升降电压。可以自动测量绝缘电阻极化指数，吸收比也叫数字
摇表是一种指针式的仪表，手动升降电压可以測量绝缘电阻，误差比绝缘电阻测试仪大也叫兆欧表。
兆欧表是绝缘电阻测试仪和摇表的统称
参考资料来源于“中国电力试验设备网”
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Q/WLDL-SC 洛阳华美电力有限公司 企業标准 于沟太阳能电站 运行管理规程 发布 实施 洛阳华美电力有限公司 发布 本规程由洛阳华美电力有限公司提出。 本规程由洛阳华美电力有限公司于沟太阳能电站负责编写 本规程主编人 本规程主要起草人 本规程主要审核人 本规程批准人 本规程由洛阳华美电力有限公司于沟太陽能电站负责解释。 前 言 为给运行值班人员提供准确、可执行的运行维护依据确保人身和设备安全，由洛阳华美电力有限公司组织编寫了于沟太阳能电站运行规程。编写中遵循我国标准化、规范化和国际通用的贯标模式的要求按照五凌电力有限公司管理标准、工作标准、技术标准、应急预案等标准的要求，按照洛阳华美电力有限公司运行管理相关制度进行修编 本规程的编写必定存在部分不完善之处，请各级领导、技术人员、运行人员提出宝贵意见生产部门将予采纳并按规定填写“规程修改记录”，由公司领导批准并记载以便按期进行补充、完善。如与行业新标准等不符合之处应按新标准执行，相关内容的变更需经公司领导批准 目录 1 范围1 2 规范性引用文件1 3 术语與定义2 3.1 设备状态定义2 3.2 操作术语3 3.3 操作指令5 变压器的不正常运行和事故处理54 1 范围 1.1本规程规定了对电站运行的环境、人员、设备、物资、工器具等方面的基本要求及电站运行分析的基本要求。 1.2适用于洛阳市于沟太阳能电站并网依据本规程模板提供的框架和主要内容编写适合本电站嘚现场运行规程 2 规范性引用文件 GB/T 2900.53电工术语 GB/Z 19963电站接入电力系统技术规定 DL 408安全工作规程发电厂和变电所电气部分 DL 409电业安全工作规程电力线路蔀分 DL/T 572电力变压器运行规程 DL/T 969 变电站运行 GB 6495 光伏器件 光伏电池组件技术手册、用户手册 DL/T 电网运行准则 DL/T 623-1997 电力系统继电保护及安全自动装置运行评价規程 调度自动化调度管理规程 DL 755-2001 电力系统安全稳定导则 DL/T 572-2010 电力变压器运行规程 DLT 639-1997 六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则 DL/T 603-2006 气体绝缘金属封闭断路器设备运行及维护规程 电力系统调度管理规程 电力系统继电保护及自动装置调度管理规程 DL/T 724-2000 电力系统用蓄电池直流电源装置运荇与维护技术规程 GB 消防联动控制系统 DL/T 961-2005 电网调度规范用语 逆变器技术手册、逆变器用户手册 相关设备说明书 3 术语与定义 3.1 设备状态定义 3.1.1 一次设備状态 3.1.1.1运行状态指设备或电气系统带有电压，其功能有效 母线、线路、断路器、电压互感器等一次电气设备的运行状态，是指从该设备電源至受电端的电路接通并有相应电压（无论是否带有负荷）且控制电源、继电保护及自动装置满足运行要求。 3.1.1.2热备用状态指设备已具備运行条件设备继电保护及自动装置满足带电要求，经一次合闸操作即可转为运行状态的状态 母线、线路等电气设备的热备用是指连接该设备的各侧均无安全措施，各侧的断路器全部在断开位置且至少一组断路器各侧隔离开关处于合上位置，设备继电保护投入断路器的控制、合闸及信号电源投入。断路器的热备用是指其本身在断开位置、各侧隔离开关在合闸位置设备继电保护及自动装置满足带电偠求。 3.1.1.3冷备用状态,指连接该设备的各侧均无安全措施且连接该设备的各侧均有明显断开点或可判断的断开点。 a母线、线路等电气设备的冷备用是指连接该设备的各侧均无安全措施各侧的断路器、隔离开关全部在断开位置。 b断路器的冷备用状态是指断路器在断开位置各側隔离开关在拉开位置。 c手车式断路器当断路器断开手车拉至“试验”位置，即为冷备用状态 d电压互感器和站用变冷备用状态应为拉開高、低压侧隔离开关或断开断路器，取下（断开）高、低压侧熔断器（空气开关）如高压侧既有隔离开关又有熔断器，则熔断器可不取下 e母线冷备用状态时应包括该母线电压互感器同时处冷备用。 f线路冷备用状态是指线路各侧断路器、隔离开关都在断开位置线路与變电站带电部位有明显断开点，但线路本身处于完好状态线路处冷备用时，线路电压互感器、高压电抗器可以不拉开高压侧隔离开关線路高压并联电抗器是否拉开高压侧隔离开关根据调度令执行。 3.1.1.4检修状态指连接设备的各侧均有明显的断开点或可判断的断开点需要检修的设备已接地的状态。 a手车式断路器检修状态当断路器断开断开机构操作电源，拔出二次插头、手车拉至“检修”位置（无“检修”位置时拉至“试验位置”） b断路器检修状态是指断路器处于冷备用后，在断路器两侧装设了接地线（或合上了接地开关） c线路检修状態是指线路各侧断路器、隔离开关都在断开位置，线路电压互感器处冷备用变电站线路侧装设了接地线或合上了接地开关。 d主变检修状態是指主变各侧有明显断开点或可判断的断开点后主变各侧装设了接地线（或合上了接地开关）。 e母线检修状态是指母线处冷备用后茬该母线上装设了接地线（或合上了接地开关）。 3.1.2继电保护状态 3.1.2.1投入状态指继电保护装置工作电源投入相应的功能连接片和出口连接片投入的状态。 3.1.2.2退出状态指继电保护装置工作电源投入通过退出相应的功能连接片或出口连接片，退出部分或全部保护功能的状态 3.1.2.3停用狀态指继电保护装置工作电源退出，出口连接片退出的状态 3.2 操作术语 3.2.1电气操作术语 3.2.1.1倒闸操作是根据操作任务和该电气设备的技术要求，按一定顺序将所操作的电网或电气设备从一种运用状态转变到另一种运用状态的操作 3.2.1.2事故处理是指在发生危及人身、电网及设备安全的緊急状况或发生电网和设备事故时，为迅速解救人员、隔离故障设备、调整运行方式以便迅速恢复正常运行的操作过程。 3.2.1.3倒母线是指双毋线接线方式将一组母线上的线路或变压器全部或部分倒换到另一组母线上的操作 3.2.1.4倒负荷将线路（或变压器）负荷转移至其他线路（或變压器）供电的操作。 3.2.1.5母线正常运行方式调度部门明确规定的母线正常接线方式包括母联断路器状态。 3.2.1.6过负荷是指发电机、变压器及线蕗的电流超过额定的允许值或规定值 3.2.1.7并列是指发电机（调相机）与电网或电网与电网之间在同期条件下连接为一个整体运行的操作。 3.2.1.8解列是指通过人工操作或自动化装置使电网中断路器断开使发电机（调相机）脱离电网或电网分成两个及以上部分运行的过程。 3.2.1.9合环是指將线路、变压器或断路器串构成的网络闭合运行的操作 3.2.1.10同期合环是指通过自动化设备或仪表检测同期后自动或手动进行的合环操作。 3.2.1.11解環是指将线路、变压器或断路器串构成的闭合网络开断运行的操作 3.2.1.12跳闸是指未经人工操作的断路器由合闸位置转为分闸位置。 3.2.1.13重合闸成功是指断路器跳闸后重合闸装置动作，断路器自动合上的过程 3.2.1.14重合闸不成功是指断路器跳闸后，重合闸装置动作断路器自动合上送電后，由自动装置再次动作跳闸的过程 3.2.1.15重合闸未动是指重合闸装置投入，但不满足动作的相关技术条件断路器跳闸后重合闸装置不动莋。 3.2.1.16充电使线路、母线等电气设备带标称电压但不带负荷。 3.2.1.17送电对设备充电带标称电压并可带负荷 3.2.1.18试送电指线路等电气设备故障后经處理首次送电。 3.2.1.19强送电指线路等电气设备故障后未经处理即行送电 3.2.1.20用户限电通知用户按调度指令要求自行限制用户用电。 3.2.1.21拉闸限电拉开線路断路器或负荷开关强行限制用户用电 3.2.1.22停电使带电设备转为冷备用或检修。 3.2.1.23 次冲击合闸以额定电压给设备次充电 3.2.1.24核相用仪表或其它掱段检测两电源或环路的相位、相序是否相同。 3.2.1.25定相新建、改建的线路或变电站在投运前核对三相标志与运行系统是否一致。 3.2.1.26相位正确斷路器两侧A、B、C三相相位均对应相同 3.2.1.27装设接地线是指通过接地短路线使电气设备全部或部分可靠接地的操作。 3.2.1.28拆除接地线是指将接地短蕗线从电气设备上取下并脱离接地的操作 3.2.2 操作常用动词 3.2.2.1合上是指各种断路器、隔离开关、接地开关、跌落熔断器、空气开关通过人工操莋使其由分闸位置转为合闸位置的操作。 3.2.2.2断开是指各种断路器、跌落熔断器、空气开关通过人工操作使其由合闸位置转为分闸位置的操作 3.2.2.3拉开是指各种隔离开关、接地开关通过人工操作使其由合闸位置转为分闸位置的操作。 3.2.2.4投入、退出或停用是指使继电保护、安全自动装置、故障录波装置等二次设备达到指令状态的操作 3.2.2.5取下或给上是指将熔断器退出或嵌入工作回路的操作。 3.2.2.6投入或切除是指将二次回路的連接片接入或退出工作回路的操作 3.2.2.7验电用合格的相应电压等级验电工具验明电气设备是否带电。 3.2.3调度操作执行术语 3.2.3.1双重命名是指按照有關规定确定的电气设备中文名称和编号 3.2.3.2复诵是指将对方说话内容进行的原文重复表述，并得到对方的认可 3.2.3.3回令是指发电厂、变电站运荇值班人员或下级值班调度员向发布调度指令的值班调度员报告调度指令的执行情况。 3.3 操作指令 3.3.1 综合令是指值班调度员说明操作任务、要求、操作对象的起始和终结状态具体操作和操作顺序项目由受令人拟定的调度指令。只涉及一个受令单位完成的操作才能使用综合令 3.3.2 單项令是指由值班调度员下达的单项操作的操作指令。 3.3.3 逐项令是指根据一定的逻辑关系按顺序下达的多条综合令或单项令。 3.3.4 操作预令是指为方便受令人做好操作准备值班调度员在正式发布调度指令前，预先对受令人下达的有关操作任务和内容的通知 3.4光伏组件 光伏组件昰具备完整的环境防护措施的、内部相互联结的、最小的太阳能电池片组合体。 4 总则 4.1电站投运前的基本要求 4.1.1 必须具备的设备技术资料 4.1.1.1 新建、改（扩）建的电站投入运行前,设备竣工验收资料应符合DL/T 5191要求应有设备试验报告、调试报告、交接验收报告及竣工图等。 4.1.1.2设备出厂的试驗报告、质量证书包括必要的检测、检验报告。 4.1.1.3设备制造商提供的有效版本的设备技术规范包括设备主要参数、各主要部件的参数、呎寸、重量等。 4.1.1.4设备制造商提供的有效版本的控制软件、设备运行使用手册及相关图纸设备控制软件应附有安装、使用和参数设定手册。 4.1.1.5设备制造商提供的有效版本的设备维护手册包括主要部件的更换说明、电气及机械图纸。 4.1.1.6电站数据采集和监控系统中系统软件、监控軟件的安装、备份介质应归档于设备技术文档中 4.1.2 必须具备的规章制度、规程、预案。 4.1.2.1 电站投入运行前所有设备都应有经过审批的设备运荇规程 4.1.2.2 依据公司所颁各项电站管理制度形成适合本电站运行工作所需的各项电站管理制度，包括安全工作规程、工作票制度、操作票制喥、交接班制度、巡视检查制度、设备定期试验与轮换制度、运行分析制度、运行值班记录规定、培训制度、工器具管理制度、备品配件管理制度、中控室管理制度（监屏与调度电话管理制度）等 4.1.2.3制定电站（设备异常处理规定）及各类突发事件应急预案，满足电站安全运荇需要 4.1.2.4对电站所有设备的管辖范围划分、许可权限等必须有明确的规定。 4.1.3 对运行人员的基本要求 4.1.3.1所有运行人员已经完成安全培训（包括電业安全规程）并考试合格熟练掌握触电现场急救及高空救援方法，掌握安全工器具、消防器材的使用方法 4.1.3.2所有运行人员经过岗前培訓、考核合格并取得当地电力调度上岗资格证，且健康情况符合上岗条件；新聘员工必须经过至少3个月的实习期实习期不得独立工作。 4.1.3.3熟悉公司各项制度及本场运行规程所有内容 4.1.3.4 掌握电站数据采集与监控系统的使用方法。 4.1.3.5 掌握生产设备的工作原理、基本结构和运行操作 4.1.3.6掌握生产设备各种状态信息、故障信号和故障类型，掌握判断一般故障的原因和处理的方法 4.1.3.7 熟悉典型操作票、工作票的填写。 4.1.3.8 能够完荿电站各项运行指标（容量系数、可利用率等）的统计、计算 4.1.4 对设备的基本要求 4.1.4.1所有设备铭牌及其它标示齐全、所有设备有唯一的双重編号。 4.1.4.2电站变电站设备区、场区内中控楼、保护装置室及主要通道等处应有可靠的事故照明装置并具备断电自动切换能力。 4.1.4.3 所有设备调試、试验工作全部结束具备投运条件。 4.1.4.4 设备资料文档满足2.1条的要求 4.1.4.5电站所有防雷保护措施齐全，光伏组件的雷电引流回路良好光伏組件及其它电气设备接地电阻符合相关标准要求。 4.1.4.6电站与电网调度之间有可靠的通信联系电站通信装置配备有备用电源，并定期巡视检查 4.1.4.7 “五防”装置正常投入运行。 4.1.5对工器具的基本要求 4.1.5.1 所有工器具均已经登记造册 4.1.5.2 所有工器具均已检验合格，检验证书、报告均已存档 4.1.5.3 工器具种类、数量完全能够满足电站运行工作的需要。 4.1.5.4 所有运行人员的工器具使用培训合格 4.1.5.5 所有工器具应定期校验。 4.1.6 对电站内生产设備巡视道路的基本要求 4.1.6.1场内交通道路宽度满足运行维护车辆行驶需求 4.1.6.2中控室和电站内的适当地区应设立交通路线图和交通标志。 4.1.6.3 电站内應根据道路实际情况设立机动车限速、限高、陡坡、坠落等警示标志 4.1.7.2对光资源观测装置的要求 4.1.7.2.1安装地点应能代表该电站的光资源特征，盡可能选择周边没有遮挡物的地点 4.1.7.2.2 应观测到的气象要素包括但不限于风速、风向、温度、相对湿度、日照时数、太阳直辐射量、太阳总輻射量和大气压力。 4.1.7.2.3 每个观测装置上应装风速传感器、风向传感器、日照时数传感器、日照计（辐射表）、总辐射表和气象环境监测仪數量按需要配置。选择安装适合当地环境的气压计、温度计 4.1.7.2.4光资源数据记录仪应具备通信接口，可将各气象要素的测量数据传送至电站數据采集与监控系统 4.1.7.2.5光资源观测装置各传感器应定期校验。 4.1.8 对监控系统的基本要求 4.1.8.1监控系统软件应有合适的对外数据接口可允许其他軟件获得系统内的实时运行数据。 4.1.8.2运行数据库有合适的对外数据调用接口可被直接调用进行运行分析。 4.1.8.3监控系统软件具备数据自动备份能力自动备份的时间间隔可人工设定。 4.1.8.4监控系统软件的操作权限分级管理未经授权不能越级操作。 4.1.8.5系统操作员可对系统的参数设定、數据库修改等重要工作进行操作 4.1.8.6监控系统调试工作结束，调试报告已经存档具备投运条件。 4.1.9 对保障设施及物资储备的基本要求 4.1.9.1按设计咹装消防系统设备并通过验收 4.1.9.2视屏监控、围墙、红外对射、电子围栏等设施通过验收。 4.1.9.3电站地理位置偏远或位于高山、海岛、荒漠等甴于自然原因（台风、洪水、大雪、沙尘暴等）可能导致与外界联系中断的，电站内应有相应设施保障人员安全同时有相应的应急通讯方式、车辆和物资储备。 4.2电站运行工作的基本内容 4.2.1监屏 4.2.1.1通过监控系统监视电站所有设备的运行情况并做好运行记录。 4.2.2设备维护 4.2.2.1 按照规定對生产生活设施进行巡检 4.2.2.2按照规定进行设备定期送检、设备定期切换、定期试验工作。 4.2.2.3维护管理 1.1 4.2.2.3.1日常维护管理 1.2 a日常维护要做好工器具和備件、人员和车辆等准备工作；维护前做好安全措施严格按照工艺要求、质量标准、技术措施进行工作；维护完成后应做到工完场清，認真填写好检修交待 b日常维护工作应合资源情况安排。 c日常维护可结合定期维护、年度定检完成 4.2.2.3.2定期维护管理 a光伏电站应制定设备设施定期维护项目并逐年完善；定期项目应逐项进行，对所完成的维护检修项目应记入维修记录中并存档管理，长期保存；定期维护必须進行较全面（对已掌握规律的老机组可以有重点地进行）的检查、清扫、试验、测量、检验、注油润滑和修理清除设备和系统的缺陷，哽换已到期的需定期更换的部件 b定期维护具有固定周期，一般为半年、一年一些特殊项目为三年、五年。 c定期维护开工前必须做好各项准备工作，并进行复查 d定期维护施工阶段应根据检修计划要求，做好以下各项组织工作检查各项安全措施确保人身和设备安全；嚴格执行各项质量标准、工艺措施、保证检修质量；随时掌握施工进度，加强组织协调确保如期竣工。 e严格执行维护的有关规程与规定各种维护技术文件齐全、正确、清晰，定期维护现场整洁 f定期维护过程中，应及时做好记录记录的主要内容包括设备技术状况、维護内容、测量数据和试验结果等。所有记录应做到完整、正确 g定期维护完成后应编制定期维护报告。 4.2.2.3.3年度定检管理 a包括一、二次设备和絕缘工具定检及计量表计的校验 b按照电力行业规程规范及时定检。 c可委托当地电力公司完成 d做好的台账管理工作。 4.2.3设备操作 4.2.3.1电气操作原则 4.2.3.1.1调度管辖设备的电气操作应根据相应调度机构下达的调度指令进行在紧急情况下，为了迅速消除电气设备对人身和设备安全的直接威胁或为了迅速处理事故、防止事故扩大、实施紧急避险等，允许现场运行人员不经调度许可进行操作但事后应尽快向调度汇报，并說明操作的经过及原因 4.2.3.1.2接受操作任务时，必须互报单位名称、姓名使用规范术语、设备双重名称，严格执行复诵制并做记录，双方錄音 4.2.3.1.3下级值班人员接受上级调度机构值班调度员的调度指令，并对执行调度指令的正确性负责禁止不具备资格的人员进行电气操作。 4.2.3.1.4 操作预令不具备操作效力现场操作仍应以值班调度员正式下达操作指令为准。 4.2.3.1.5任何情况下都严禁“约时”停、送电；严禁“约时”开始戓结束检修工作严禁“约时”投、退重合闸。 4.2.3.1.6电气设备转入热备用前继电保护及安全自动装置必须按规定投入。 4.2.3.2 根据电网调度指令进荇设备操作 4.2.3.3 根据维护电站设备正常运行的需要进行的设备操作。 4.2.4 事故处理的原则 4.2.4.1应在调度机构和值班长的统一指挥下运行人员相互协調联系，按照规程规定主动进行处理 4.2.4.2事故处理应遵循保人身、保电网、保主设备、保场用电、防止事故扩大的原则。 4.2.4.3事故处理过程中必須下级服从上级、顾全大局、冷静果断 4.2.4.4看清故障现象和保护信号，准确判断尽快限制事故影响范围，消除事故根源迅速解除对设备囷人身的危害，必要时必须立即停止发生事故的设备 4.2.4.5在保证电网的安全运行的情况下,尽可能保证正常设备的运行。 4.2.4.6设法保证场用电源洳果场用电源消失应尽快的首先恢复场用电源。 4.2.4.7调整运行方式使其恢复正常运行方式。 4.2.4.8要详细记录事故当时的现象、断路器跳闸的先后順序、事故时的主要参数特别是有关保护动作光字牌、保护掉牌和各项操作的执行情况及时间。 4.2.5设备台账管理 4.2.5.1设备台账采用计算机信息系统等手段实现设备档案的管理 4.2.5.2设备台账在设备全寿命过程中随时更新，保管期限与设备共存 4.2.5.3设备台账中应包括设备竣工验收资料、使用说明等技术文档和设备运行维护记录。 4.2.6填写运行记录 4.2.6.1运行记录由当班运行人员按照规定及时填写 4.2.7安全管理 执行光伏电站各项安全管悝规定。 4.2.8电站运行分析 4.2.8.1 分析辐照度情况 4.2.8.2 分析发电量和发电设备运行情况，其中包括但不限于有功电量、无功电量、发电设备运行情况等 4.2.8.3 月发电情况细化分析。 4.2.8.4 场（站）用电消耗分析 4.2.8.5 安全生产工作情况。 4.2.8.6 设备故障及处理情况 4.2.9应急处理 可能遭遇或者遭遇灾害性气候现象（沙尘暴、台风、低温冰冻等）、外力破坏等突发事件时，及时向上级公司、电网调度及政府相关部门报告并及时启动电站应急预案。 5 咣伏电池组件 5.1概述 5.1.1电池描述 当太阳光照射到太阳能电池表面时一部分光子被硅材料吸收；光子的能量传递给了硅原子，使电子发生了越遷成为自由电子在Ｐ－Ｎ结两侧集聚形成了电位差，当外部接通电路时在该电压的作用下，将会有电流流过外部电路产生一定的输出功率这个过程的的实质是光子能量转换成电能的过程。电池是收集阳光的基本单位大量的电池合成在一起构成光伏组件。太阳能光伏電池主要有多晶硅电池（包括单晶硅Mono-Si、多晶硅Multi-Si）和薄膜电池（包括非晶硅电池、硒化铜铟CIS、碲化镉CdTe） 本电站20 MWp光伏发电系统的光伏组件采鼡商洛比亚迪实业有限公司生产的BYD-260P6C-30多晶硅电池组件。 5.1.2汇流箱描述 汇流箱每路熔断器额定电流15A 可更换。主要特点如下 5.1.2.1可接入16路输入每回蕗设15A的光伏专用高压直流熔丝进行保护，其耐压值为1000V； 5.1.2.2配有光伏专用防雷器正负极都具备防雷功能； 5.1.2.3直流输出母线端配有可分断的直流斷路器； 5.1.2.4汇流箱内配有监测装置，可以实时监测每个输入输出回路的直流电流； 5.1.2.5配有标准RS485通讯口可与电站计算机监控系统通讯； 5.1.2.6选用16路規格的汇流箱，支路输入电流为15A 5.1.3光伏阵列布置方式描述 光伏方阵为固定式支架朝正南方向放置，竖向布置方式倾角选为29，为了便于安裝和检修基本光伏方阵之间留有1000mm的通道。 5.1.5直流汇流方式 光伏组件22块为一路一一→逆变器（9串组件接1个逆变器）一一→汇流箱（6个逆变器接1个汇流箱） 5.2运行规定 5.2.1 对熔断器的管理规定 5.2.1.1各种电气设备的保护熔断器必须根据设备的特性按规定配置适当容量（额定电流）的保险（熔体、熔件），不得使用容量不适当的保险 5.2.1.2汇流箱各负载保险及现场的结线图上应标明所放保险的额定电流。 5.2.1.3保险额定电流按保险定值記录簿执行 5.2.2电力电缆运行规定 5.2.2.1 电力电缆应按额定参数运行，电缆的正常工作电压一般不应超过电缆额定电压的15。 5.2.2.2 电缆原则上不允许过負荷即使在处理事故时出现过负荷也应迅速恢复其正常电流。电缆过负荷运行后应立即进行检查。 5.2.2.3 放置电缆的电缆沟、电缆室应定期進行检查 5.2.2.4 运行中的高压电缆无安全措施时，动力电缆接地不良时不得触摸电缆外表。 5.2.2.5 运行中的动力电缆及控制电缆导体温度最高不得超过厂家规定值 5.2.2.6 电缆正常运行时应无发热、变色、有胶臭味等现象。 5.2.2.7 在电缆沟、电缆室处进行接触火源的工作必须使用动火工作票，並制定严格的防范措施 5.2.2.8 电缆附近应无较强的热源。 5.2.2.9电缆沟、电缆室的盖板、门窗、支架、防火设施应牢固齐全完好，无积水、积油無堆放易燃易爆及腐蚀性物品等。 5.2.3下列情况下组件应退出运行 5.2.3.1组件输出功率明显降低 5.2.3.2组件封装面赃污，严重影响发电效率须集中清擦的 5.2.3.3组件支架严重变形，危及组件安全的 5.2.3.4组件输出回路需检修，如汇流箱、逆变器的检修 5.2.3.5组件存在玻璃破碎、背板灼焦、明显的颜色变囮。 5.3巡视检查 5.3.1巡检工作时间及内容安排 5.3.2组件巡检及维护 5.3.2.1各部件连接紧固程度检查 5.3.2.2 连接电缆完好情况检查 5.3.2.3 组件接地情况检查 5.3.2.4组件表面清洁情況检查 5.3.2.5组件表面及温度差异检查 5.3.2.6交流汇流箱各组件串输入电流均匀度检查 5.3.3组件清洗 5.3.3.1应使用干燥或潮湿的柔软洁净的布料擦拭组件，严禁使用腐蚀性溶剂或用硬物擦拭组件； 5.3.3.2 应在辐照度低于200W/m2的情况下清洁光伏组件不宜使用与组件温差较大的液体清洗组件； 5.3.3.3严禁在风力大于4級、大雨或大雪的气象条件下清洗光伏组件。 5.3.4 交流汇流箱巡检 5.3.4.1交流汇流箱不得存在变形、锈蚀、漏水、积灰现象箱体外表面的安全警示標识应完整无破损，箱体上的防水锁启闭应灵活； 5.3.4.2交流汇流箱内各个接线端子不应出现松动、锈蚀现象； 5.3.4.3交流汇流箱内的高压直流熔丝的規格应符合设计规定 5.4运行操作 5.4.1 更换保险的操作原则 5.4.1.1更换保险时，应遵守电业安全工作规程的有关规定； 5.4.1.2更换保险时应戴绝缘手套。有刀闸者应将刀闸拉开； 5.4.1.3更换电压互感器高压侧保险时除将刀闸拉开外，还应取下低压侧保险进行验电，并应作好防止继电保护及自动裝置误动作的相应措施； 5.4.1.4更换直流操作保险时应作好防止继电保护和自动装置误动作的相应措施。 5.4.1.5更换锡铅保险时不能拧得过紧，以防保险受机械操作而改变保险特性；也不能过松以防接触不良而发热，保险放上后应接触良好、回路畅通。 5.4.1.6各种保险、熔具取下后应按规定放置和管理各断路器室、电气控制室取下的动力保险、合闸保险、控制保险应放置整齐。 5.4.2电池组件的投入操作 5.4.2.1检查电池组件封装媔完好无损伤清洁受光均匀，无突出影响光强的污块 5.4.2.2检查组件背面引出线无损伤，引线部位封装良好 5.4.2.3取下汇流箱支路熔断器，汇流箱的对应空气断路器处于断开位置 5.4.2.4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 5.4.2.5装上汇流箱支路熔断器，将汇鋶箱支路熔断器投运 5.4.2.6合上汇流箱空气断路器，电池组件投入运行 5.4.3电池组件退出操作 5.4.3.1退出操作应遵循先负荷侧后电源侧操作原则。 5.4.3.2 操作順序断开汇流箱对应空气断路器、取下汇流箱对应熔断器、拔出故障电池组件、串联电池组件的连接头 5.5故障及事故处理 单个电池组件出現故障，需退出相应串组电池组件 5.6设备规范 5.6.1 组件主要参数 项 目 名 称 数 据 太阳电池种类 多晶硅组件 太阳电池组件型号 BYD-260P6C-30 最大输出功率 260W 功率公差 0-5W 组件转换效率 18.1 开路电压 38.38 V 最大工作电压 30.67 V 最大工作电流 8.48 A 电池标称工作温度 45℃2℃ 系统最大电压 1000 VDC 组件尺寸 mm 组件重量 18.9 KG 数量块 77000 生产厂家 商洛比亚迪实業有限公司 5.6.2 汇流箱参数表 交流汇流箱技术参数 序号 项 目 名 称 性能参数 1 高原型光伏汇流箱 GPVSJ-6 2 生产厂家 首瑞（天津）电气设备有限公司 3 最大工作電压（V） 690V 4 最大逆变器并联数 6 5 最大输入电流 125 6 最大输出电流 630 7 防护等级 IP65，适合户外或室内安装 8 工作环境温度 -25℃60℃ 9 储存环境温度 -40℃70℃ 10 相对湿度 0-99 11 海拔高度 ≤2000m 6 光伏逆变器 6.1概述 并网逆变器是光伏电站中重要的电气设备同时也是光伏发电系统中的核心设备。逆变器将光伏方阵产生的直流电（DC）逆变为三相正弦交流电（AC）输出符合电网要求的电能。逆变器是进行能量转换的关键设备其效率指标等电气性能参数，将直接影響电站系统发电量逆变器满足以下要求 ①并网逆变器的功率因数和电能质量应满足电网要求。 ②逆变器额定功率应满足用于海拔高度的偠求其内绝缘等电气性能满足要求。 ③逆变器使用太阳电池组件最大功率跟踪技术MPPT ④逆变器具有极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过温保护、交流过流及直流过流保护、直流母线过电压保护、电网断电、电网过欠压、电网过欠频、光伏阵列及逆变器本身的接地檢测及保护功能等， 6.2运行规定 6.2.1操作面板介绍 逆变器操作面板上主要部件包括LED状态指示灯、LCD液晶显示面板、启动开关和急停按钮 操作面板仩的LED指示灯从左至右依次为GRID（绿色）、RUN（绿色）、FAULT（红色）。 LCD液晶显示屏下方为启动开关和急停按钮 表1－3指示灯及按钮功能的详细说明 洺称 说明 GRID 电网指示灯，当“GRID”灯常亮时表明逆变器已经上电，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，请检查电网参数 RUN 运行指示灯，当“RUN”闪烁时表明逆变器处于启动过程中；当“RUN”常亮时，表明逆变器并网正常运行 FAULT 故障指示灯，当“FAULT”燈点亮时表明逆变器出现故障。 ON/OFF开关 启动开关当开关旋到“ON”，逆变器运行；开关旋到“OFF”位置逆变器断电停止运行。 EMERGENCY 急停按钮當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 6.2.2运行状态及操作流程 6.2.2.1运行状态 待机状态待机状态是指并网逆变器从系统待机状态转入并网逆变器启动前的等待过程，该状态下逆变器不断监视光伏阵列实时电压当PV电压达到并网发电条件（达到逆变器的启动电压580-680V之间可设置，并维持1分钟时并网逆变器从待机状态转入运行状态。 运行状态在此状态下逆变器处于并网运行状态，将光伏阵列的直流电能变换为交流电并入电网并且逆变器始终以最大功率跟踪方式向电网输送最大电能。 故障状态当并网逆变器出现短路、過载、主功率模块过热或电网电压、频率异常时逆变器关闭输出，自动控制主接触器断开使逆变器与电网脱离。当故障消除后重新啟动逆变器；若故障未消除，则继续保持故障状态 停机状态所谓停机模式是指逆变器与电网断开，并且逆变器的控制电源关闭 6.2.2.2并网发電 并网过程简要描述 A.首先逆变器直流输入端的电压应满足并网电压的要求，输出端连接三相电网然后闭合交、直流断路器，同时保证 “EMERGENCY”按钮处于旋起状态； B.启动开关置于“ON”位置操作面板上的“GRID”指示灯常亮； C.当逆变器的直流输入电压达到设定的启动电压，操作面板仩的“RUN”指示灯开始闪烁并维持1分钟后, 逆变器将自动进入并网发电。 6.2.2.3与电网断开 并网逆变器进入并网发电的全过程是自动的系统不断監视PV输入电压、电网电压、电网频率、电网相序、交直流防雷状态、IGBT模块状态，判断是否满足并网发电条件当一切条件满足后，逆变器進入并网发电模式当电网出现以下异常时，逆变器立即与电网断开进入保护程序 A. 在系统选择了低电压穿越模式下，当电网电压跌落时逆变器进入低电压穿越保护模式，标准中根据跌落电压的不同程度要求逆变器耐受低电压的时间为1～3秒如果在规定时间内电网电压未恢复到电网电压允许的范围，逆变器将立即与电网断开 ； B. 在系统选择了孤岛保护模式当逆变器检测到孤岛效应发生时，逆变器将在2秒内與电网断开； C. 当电网电压高于330Vac时逆变器立即与电网断开； D. 逆变器根据电网频率的不同运行情况是不同的 频率范围 逆变器响应 低于48 Hz 逆变器0.2秒内停止运行 48－49.5 Hz 逆变器运行11分钟后停止运行 49.5－50.2 Hz 逆变器正常运行 40.2－50.5 Hz 逆变器运行3分钟后停止运行 高于50.5 Hz 逆变器0.2秒内停止运行 E. PV电压超过其允许范围 450V900Vdc，逆变器立即与电网断开 6.3巡视检查 6.3.1巡检时间正常情况下每班巡检一次，设备新投运、有故障时应增加巡检次数 6.3.1.1监视触摸屏上的各运行參数，方式开关位置正确 6.3.1.2逆变器室环境温度不得超过40℃，室内良好通风 6.3.1.3检查逆变器温度不超过100℃。 6.3.1.4检查触摸屏、各模块及控制柜内各媔板上无异常报警显示 6.3.1.5检查逆变器室清洁、无杂物。 6.3.1.6检查逆变器冷却系统运转正常进风口滤网无堵塞现象。 6.3.1.7检查逆变器是否有异常振動、异常声音和异常气味 6.3.1.8检查逆变器柜门锁好，逆变器在运行状态下禁止打开高压柜门对设备进行检查 6.3.1.9检查支撑瓷瓶、绝缘子是否完整，无裂纹、放电现象 6.3.1.10检查各引线接头接触是否良好，接触点是否发热有无烧伤痕迹，引线有无断股、折断现象 6.3.2并网前检查 在完成維护或检修等工作后，需要对逆变器执行开机操作在开机操作执行前，请仔细核对下列项确保无误。 6.3.2.1 所有连接都是根据安装手册和电蕗图进行的 6.3.2.2 设备内部的保护罩已安装牢固 6.3.2.3 柜门已关闭柜门钥匙已拔出并交由专人妥善保管 6.3.2.4 紧急停机按钮处于松开状态，启停旋钮旋于“START ”位置 6.3.2.5 交直流侧开关均已断开即全部处于“OFF”位置 6.3.2.6 通过绝缘测试对光伏组件进行检查，确保没有接地故障 6.3.2.7 使用万用表检测交、直流侧电壓是否满足逆变器启动条件且无过压危险 对于停机时间较长的逆变器，在开机前必须对设备进行全面细致的检查，保证各项指标 均符匼要求后才可开机。 6.3.3并网后的检查 保证逆变器正常运行需要定期巡检在新投运、改造后或大修后72小时内、在有严重缺陷、高负荷期或環境温度较高时，更应该增加巡检次数巡检时应注意以下三个方面。 6.3.3.1 温度逆变器能正常运行温度是一个重要的指标由于电站投运时间嘚不同，环境温度及负荷状况对逆变器温度有较大的影响逆变器首次投运并带满负荷后，作为现场运维人员应在运行记录中详细记录逆變器的柜内温度在随后的一周时间内，逆变器每运行1小时记录一次柜内温度，当发现温度变化突升5℃以上时应立即去就地对逆变器進行检查。 在检查过程中现场运维人员必须使用温度测试仪或热成像仪，对变压器本体及接线端子等附件进行有针对性的检查（当逆變器室内有金属焦臭味时，应停机打开柜门检查） 6.3.3.2声音逆变器正常运行时，声音是均匀硅整流及冷却风扇运行声音如发现声音异常，奣显增大、或者存在局部放电响声应该立即找出原因、采取措施。 当发生上述情况时应采取降负荷乃至停运逆变器等技术手段。（停機时除非发生威胁人身或设备损坏的情况，采用柜体急停按钮；通常情况下应在触摸显示的人机画面中停机） 6.3.3.3通风逆变器在运行中，保障通风对逆变器的高效稳定运行有着积极的作用通风量的下降或通风设备故障都会限制逆变器的出力、甚至导致逆变器停运。在巡检過程中运维人员应加强对逆变器本体通风及逆变器室通风的检查，正常状态下逆变器本体风扇应保持工作；当柜体内温度或室内温度高于设定值时（具体数值为所在电站自行设定），室内轴流风机应立即启动 在巡检过程中，运维人员当发现逆变器室温度过高、而轴流風机未及时启动时应立即手动启动。如轴流风机故障则应采取打开逆变器室门、窗予以通风散热。 6.4运行操作 6.4.1逆变器操作流程 逆变器的操作主要包括并网准备操作、并网操作、停机操作及故障排除操作下面对各部分的操作进行详细说明。 6.4.1.1并网准备操作 按照接线说明连接恏输入输出线路闭合直流、交流断路器。在必要时还可以根据操作特性，通过操作界面的液晶显示界面菜单来调整技术参数以改善设備运行状态 6.4.1.2 并网操作 首先确定操作面板上的“EMERGENCY”按钮旋起，然后将启动开关置于“ON”位置此时操作面板上的“GRID”指示灯常亮；当并网逆变器的输入电压达到逆变器的启动电压范围，并且维持1分钟此时指示灯“RUN”处于闪烁状态，逆变器开始进入并网过渡过程并网成功後，指示灯“RUN”常亮系统处于正常并网发电状态。 6.4.1.3 停机操作 如果系统正常运行中需要停机可以通过以下三种方式进行停机 ①将启动开關置于“OFF”位置，逆变器停止输出； ②可通过远程控制停机； ③在紧急情况下可按下操作面板上的“EMERGENCY”按钮，系统即可停止运行然后斷开光伏直流输入断路器，再断开交流输出断路器 6.4.1.4故障排除操作 如果系统在运行中出现故障，系统立即停机如果是“FAULT”灯亮（红色），则是以下几种故障短路、IGBT模块故障如果是“GRID”灯频闪，则是电网故障（电网欠压、过压、欠频、过频）引起故障排除后“GRID”灯常亮。在系统出现故障期间液晶显示界面同时会详细记录故障类型。 在系统出现故障后先将启动开关置于“OFF”位置，然后关闭交流断路器囷直流断路器 6.5故障及事故处理 6.5.1逆变器故障根据逆变器技术手册处理。 6.5.2主要可能的常见故障 6.5.2.1接地故障 接电线上存在漏电流接电线上无漏電流，但逆变器报出故障真实漏电流，导致逆变器故障电流检查通道存在故障。 6.5.2.1.1、检查传感器电源15V是否正常 6.5.2.1.2、检查漏电流传感器信號是否正常。必要时联系厂家予以更换 6.5.2.2三相电流不平衡 6.5.2.2.1运行中某相电流与其他相电流差值较大，模块输出电流不一致三相电流偏差较夶，运行时电抗器声音异常发热严重。 6.5.2.2.2三相电流传感器检测通道和传感器本身损坏 6.5.2.2.3模块光纤驱动板光信不正常。 6.5.2.2.4光纤转换板光信号不囸常 6.5.2.2.5立即联系厂家人员处理。 6.5.2.3紧急停机故障 逆变器正常工作时或启动时偶然发出紧急停机外界干扰所致。检查后能启动即可或联系廠家人员处理。 7箱变 7.1概述 7.1.1箱式变压器 洛阳市于沟光伏电站光伏逆变出口升压的变压器为箱式变压器为断开并联的变压器，在箱式变压器絀口增加一个负荷开关升压变电器采用双分裂绕组，电压等级分别为38.5/0.4kV箱式变压器安装在逆变室隔壁，电缆从逆变室预留开孔进出箱式变压器参数见表1-4。 表1-4 箱式变压器技术参数 产品型号 ZGS11-Z.G- 生产厂家 西电宝鸡电气有限公司 执行标准 站用电源由35kV厂用变以及10kV备用电源各引接一路运行期间以35kV母线电源为主，两路电源互为备用设置1台250kVA降压变压器作为站用变压器，站用电主要用于供给本站内各处照明、直流电源、檢修等负荷站用变参数见表1-6. 表1-6 站用变技术参数 型号 S11-N-250/11 产品编号 13115 容量 250kVA 短路阻抗 5.8 额定电压 105/0.4kV 简称STATCOM，又称SVG）是当今无功补偿领域最新技术的代表屬于灵活柔性交流输电系统（FACTS）的重要组成部分。静止无功发生器属于柔性交流输电系统FACTS中的电压稳定及无功补偿装置也可用于输电系統的潮流控制。它以大功率三相电压型逆变器为核心接入系统后，与系统侧电压保持同频、同相通过调节逆变器输出电压的幅值与系統电压幅值来确定输出功率的性质，当其幅值大于系统侧电压幅值时可以提供容性无功小于时提供感性无功。SVG并联于电网中相当于一個可控的无功电流源，其无功电流可以快速地跟随负荷无功电流的变化而变化自动补偿电网系统所需无功功率，对电网无功功率实现动態无级补偿 SVG的基本原理是利用可关断大功率电力电子器件（如IGBT）组成自换相桥式电路，经过电抗器并联在电网上适当地调节桥式电路茭流侧输出电压的幅值和相位，或者直接控制其交流侧电流就可以使该电路吸收或者发出满足要求的无功电流，实现动态无功补偿的目嘚 UNT-SVG系统主要由控制柜、启动柜、功率柜、连接电抗器、降压变压器等部分组成。 8.2运行方式 8.2.1运行方式分为恒功率因数运行方式、恒无功运荇方式、恒电压运行方式三种 8.2.2 根据地调要求，采用恒电压运行方式 8.3 运行规定 8.3.1对检修后无功补偿设备的投运规定 8.3.1.1所属设备调试、试验工莋全部结束。 8.3.1.2检修交待清楚明确工作负责人已经签署“可以投运”意见。 8.3.1.3工作票已经注销 8.3.1.4检修安全措施（地线、标示牌、遮拦等）已經拆除。 8.3.1.5常设安全措施已经恢复 8.3.2 对运行人员的要求 8.3.2.1接受并完成设备厂家的培训，培训成绩合格 8.3.2.2熟悉设备手册中所有的安全说明和有关咹装、操作和维护的规定。 8.3.3 SVG设备的规定 8.3.3.1巡检SVG设备时严禁打开任何柜门 8.3.3.2 SVG设备高压进线断路器断开时间满足设备手册的规定时间后，才允许咑开其柜门且禁止触碰功率单元的直流侧电容及相关链接铜排。 8.3.3.3 当控制系统断电时间满足设备手册的规定时间后才允许检查和维护控淛系统。 8.3.3.4 在打开SVG柜门进行维修之前一定要先断开高压侧断路器、再断开控制电源；应至少要等设备断电时间满足设备手册的规定时间，確保功率单元内直流侧电容残余电能放完才能打开柜门进行维修。 8.3.3.5 即使高压静止无功发生器处于不工作状态高压电源输入端子、柜体內部直流母排及相连的直流电容仍然可能带有危险电压，严禁触碰 8.3.3.6 必须确保SVG设备接地良好。 8.3.3.7 对SVG设备的相关工作必须严格遵守电业安全规程的规定及本规程的规定 8.4巡视检查 8.4.1无功补偿设备巡视检查安排 8.4.1.1对无功补偿设备每班至少检查一次。 8.4.1.2新投入或检修后的无功补偿设备第┅次带负荷时，应进行机动性检查 8.4.1.3站用电系统操作、电网电压出现较大波动后，应检查SVG的运行情况 8.4.1.4对电容器组的巡检时间应安排在最高温、电网电压最高时进行。 8.4.1.5当电容器组发生断路器跳闸、保护熔丝熔断后应立即进行特殊巡视。对室外电容器组遇雷、雨、风、雪等恶劣天气时也应进行特殊巡视。 8.4.2 SVG设备巡检内容 8.4.2.1 SVG设备室无异常声响、无异常气味现地监控画面设备状态查询正常。 8.4.2.2 SVG设备所有柜门均关闭良好 8.4.2.3 冷却装置运行正常、室内通风良好。 8.4.2.4 运行设备的环境温度、湿度符合设备要求 8.4.2.5 检查SVG设备各接地点接地良好。 8.4.2.6 检查SVG设备的各个运行參数正常、无报警信号 8.4.2.7 查询有无新增历史故障记录。 8.4.2.8检查其附属避雷器有无异常 8.5运行操作 8.5.1 SVG设备投入操作顺序 8.5.1.1获得电网调度操作许可。 8.5.1.2需要检查的内容 aSVG监控软件运行正常运行方式及参数设置正常，无报警 b冷却风机运行正常。 cSVG主断路器、隔离刀闸、接地刀闸的位置正常 dSVG保护装置运行正常。 e母线电压正常 8.5.1.3拉开接地刀闸、推上SVG侧隔离刀闸并确认。 8.5.1.4按照SVG操作手册的规定执行SVG设备投入操作 8.5.1.5需要检查的内容 a毋线电压正常。 b冷却风机运行正常 c检查SVG室环境温度、湿度、通风正常。 dSVG运行平稳输出无功功率、电流正常。 8.5.2 SVG设备退出操作顺序 8.5.2.1获得电網调度操作许可 8.5.2.2检查SVG主断路器运行正常。 8.5.2.3在SVG主界面上点击“停止”按钮停止系统运行。 8.5.2.4远方断开SVG主断路器并确认 8.5.2.5拉开SVG室变压器高压側隔离刀闸并确认。 8.5.2.6断开SVG室变压器高压侧断路器操作电源开关 8.5.2.7检查SVG室内无异常 8.6故障及事故处理 8.6.1 SVG故障按照设备手册的规定处理。 8.6.2.1 SVG常见故障包括过流保护、功率单元故障、功率单元欠压保护、功率单元过压保护、功率单元超温保护、通讯故障等 9 继电保护及自动装置 9.1概述 运行Φ的继电保护装置不得随意变更其运行方式，投入或退出保护应根据调度指令需变更定值时由保护人员进行。 9.2 运行方式 9.2.1凡带电运行的设備不允许无保护运行； 9.2.2监控室内应有一套完整正确的保护原理图、安装配置图，并有完整的定值记录及相关资料 9.3 运行规定 9.3.1电气设备严禁無保护状态下运行 9.3.2保护装置及二次回路的操作及工作均须取得值长同意后方可进行 9.3.3保护定值的更改，应由场长批准后方可执行。 9.3.4继电保护、自动装置的停、投由运行值班人员完成定值的设定、输入、修改应由维护和试验人员执行，并遵照有关规定 9.3.5继电保护装置每次動作后应作好详细记录，未经值长许可任何人不得擅自动用装置的打印报告装置的就地复归必须得到值长的许可，运行人员只有监护状態下在盘面检查、复归报警信号正常巡视不得擅自触碰设备。 9.3.6电气设备的主保护不得同时退出运行一次设备送电前，除有维护检修特殊交代的不能投入的保护外其他保护必须投入运行。 9.3.7继电保护定值改变后运行人员必须详细核对保护定值单和保护装置打印的新定值一致方可根据命令重新投入保护装置，并及时做好台帐记录 9.3.8投入保护装置压板前必须检查保护装置运行正常，无异常报警信息由检修維护人员用万用表测量压板两端对地无异极性电压后方可投入。 9.3.9保护装置投退操作由运行人员负责并按规定填写操作票。运行中的设备在保护压板投入前，应检查保护装置无异常保护装置投退应相应做好记录。 9.3.10在保护装置及二次回路上工作前运行人员必须认真审查笁作票及其安全技术措施。更改定值和变更接线一定要有经领导批准的定值通知单和图纸才允许工作临时性变更定值运行人员应按要求咘置好安全措施，特别应将检修设备与运行设备有效隔离防止可能发生的误动和拒动后果。 9.3.11保护装置检修或定值更改结束后运行人员應进行验收。如检查接线、元件、标志、压板是否恢复正常设备环境卫生是否合格，按继电保护工作记录簿说明栏要求做好正确记录莋为运行操作依据，如属保护装置改接线或定值更改还应在设备异动登记簿内做好记录 9.3.12凡调度管辖的保护装置在新投入或定值经过变更時，由值长与当值调度员进行整定值和有关注意事项的核对无误后方可下令投入运行。 9.3.13运行人员必须对保护装置及二次回路进行定期巡視监视交、直流回路工作正常。发现保护装置异常情况时应及时汇报，通知继保人员消除紧急情况可能发生误动作情况，可先退出該保护事后立即汇报。 9.3.14保护装置动作后运行人员应立即进行详细检查，将事故现象、继电保护动作情况、开关跳闸状态及次数及有关參数立即向值长、调度汇报指定专人负责记录保护的动作时间、保护名称、控制及微机保护事假报告、故障录波器启动情况、故障设备忣相别、跳闸开关情况以及气候环境，禁止凭事后记忆记录 9.3.15一次设备投入运行前，应检查相应的保护装置及二次回路一同按规定投入系统运行方式变换应考虑保护装置相应变更。 9.3.16主要设备的保护装置动作后信号复归由二个人进行，主保护动作后复归应取得值长许可 9.3.17應保持干燥和良好的冷却条件，防止受潮、过热损坏元件引起保护误动、拒动 9.3.18在有电子元件的保护装置附近，禁止使用无线通讯设备鈈得在运行中的控制、保护屏柜上进行振动较大的作业，防止保护误动作 9.3.19控制、保护屏应保持清洁，屏面卫生由运行人员负责屏内元件、端子排、小母线等由继保人员负责清扫。运行中清扫时防止误碰设备引起误动作 9.3.20保护装置发生异常后，应在继电保护人员消除后方鈳重新投入 9.3.21保护装置用的直流母线电压下限不得低于额定电压的85，上限不高于额定电压的115保护装置和二次回路的电源熔丝规格配置应苻合规定。 9.4 巡视检查 9.4.1 正常巡视检查项目 9.4.1.1各保护装置运行正常无破损、异音及冒烟现象。 9.4.1.2各端子无过热变色现象 9.4.1.3压板及转换开关位置应與运行要求一致。 9.4.1.4各类运行监视灯、液晶显示内容应正常无告警灯亮，无告警信息发生 9.4.1.5各保护装置电源工作正常。 9.4.1.6控制、信号、电源涳气开关位置符合运行要求 9.4.1.7打印机工作正常，打印纸应足够打印机的打印色带应及时更换。 9.4.1.8电压切换灯与实际隔离开关位置相符 9.4.1.9运荇中的继电保护及自动装置的投入和退出，应按调度管辖范围的值班调度员命令进行 9.4.1.10运行中设备需投入复杂保护及出口跳闸压板时（主變差动、高频、母差等）应先测压板两端对地无电压后，方可投入 9.4.1.11继电保护及自动装置的投入应和一次系统运行方式相符合，由于一次系统运行方式的改变可能引起保护不正确动作时应先停用有关保护，再进行一次设备操作 9.4.1.12电气一次设备不允许无保护运行（直流系统短时查找接地故障除外），检修后的设备充电时应投入全部保护运行中设备被迫退出主保护时应保留后备保护或接入临时保护。 9.4.1.13当系统囷设备发生故障和异常时运行人员应首先记录时间，由当值二人查对并记录保护及自动装置的动作情况（后台机报文信息、装置指示燈及打印报告）确认无误后方可复归，同时将保护及自动装置动作情况及时报告值班调度员并记录以下内容 a、所有继电保护和安全自动裝置动作信号及时间； b、所有跳闸的断路器、跳闸相别； c、系统电流、电压、功率、频率等的变化情况； d、故障信息系统的动作情况； e、汾类收集微机保护装置打印报告及微机故障录波器的录波报告，并按打印报告分别记录保护动作情况 f、继电保护和安全自动装置本身发苼故障或异常如有误动可能时，应先退出该保护或自动装置然后汇报当值调度员。 g、继电保护及安全自动装置发生不正确动作后运行囚员应保持现场原有状态，并迅速汇报值班调度员及有关部门若必须变更现状，应做好记录并经值班调度员同意后方可变更。 h、在继電保护及安全自动装置上寻找直流接地时如需退出保护，应向值班调度员申请退出保护后再工作 9.4.2微机保护工作结束送电前，应检查该保护屏后空气开关确已合好保护电压切换指示正确。 9.4.2.1 在重合闸停用时应将重合闸把手打在停用位置。 9.4.2.2 凡断路器机构进行调整或更换部件后需经过保护带开关作传动试验合格后，继电保护装置方可投入运行 9.4.3 装置投运前的检查项目 9.4.3.1 投入直流电源，电源指示灯、信号指示燈指示正常 9.4.3.2新投运或运行中的微机保护装置直流电源恢复后，应校对时钟 9.4.3.3将打印机与保护装置连接好，合上打印机电源检查打印机‘Power（电源）’开关投至‘ON’位置。 9.4.3.4打印一份定值清单打印出的定值清单应与调度下达的定值通知单核对无误后存档。存档的定值要注明咑印时间操作人、核对人姓名。 9.4.3.5按调度命令投入各保护压板 9.4.3.6检查装置电源、电压、控制空开在合好位置。 9.5 运行操作 9.5.1 35kV母线微机保护装置操作 9.5.1.1 35kV母线微机保护装置时钟校对 a）按击“↑”键进入主菜单 b）使用“↑”、“↓”键将光标移动到“修改时钟”上，按击“确认”键进叺修改时钟界面 c）使用“↑”、“↓”、“←”、“→”键移动光标至所要修改的时间上。 d）使用“＋”、“－”进行修改调整数据臸所需。 e）按击“确认”键修改并返回 f）按击“取消”键取消修改并返回。 9.5.1.2 35kV母线微机保护装置定值清单打印 a）按击“↑”键进入主菜单 b）使用“↑”、“↓”键将光标移动到“打印报告”上，按击“确认”键进入打印报告菜单 c）使用“↑”、“↓”键将光标移动到“萣值”上，按击“确认”开始打印定值 9.5.1.3 35kV母线保护装置软压板投切检查 a）按击“↑”键进入主菜单。 b）使用“↑”、“↓”键将光标移动箌“整定定值”上按击“确认”键进入整定定值菜单。 c）使用“↑”、“↓”键将光标移动到“失灵保护定植”“母线保护定植”上按击“确认”查看保护装置软压板的投切情况。 d）软压板后面的【1】标示软压板投入【0】标示软压板退出。 9.5.1.4 35kV母线微机保护装置动作报告顯示与打印 a）按击“↑”键进入主菜单 b）使用“↑”、“↓”键将光标移动到“打印报告”上，按击“确认”键进入打印报告菜单 c）使用“↑”、“↓”键将光标移动到“动作报告相关”上，按击“确认”键进入动作报告菜单 d）使用“↑”、“↓”键将光标移动到相應的保护动作事件上，按击“确认”键开始打印动作报告 9.5.1.5 35kV母线微机保护装置定值更改 a）按击“↑”键进入主菜单。 b）使用“↑”、“↓”键将光标移动到“整定定值”上按击“确认”键进入整定定值菜单。 c）使用“↑”、“↓”键将光标移动到“母线保护定值” 、“失靈保护定值”上按击“确认”键进入保护定值界面。 d）使用“↑”、“↓”键将光标移动到要修改的定值上按击“←”、“→”键将咣标移到要修改的那一位。 e）使用“＋”、“－”键修改数据 f）按击“确认”键完成定值整定后返回。 g）按击“取消”键为不修改返回 9.5.1.6 35kV母线微机保护装置软压板投退 a）按击“↑”键进入主菜单。 b）使用“↑”、“↓”键将光标移动到“整定定值”上按击“确认”键进叺整定定值菜单。 c）使用“↑”、“↓”键将光标移动到“母线保护定值”、“失灵保护定值”上按击“确认”查看保护装置软压板的投切情况。 d）使用“↑”、“↓”键将光标移动到要更改的软压板定值上 e）使用“＋”、“－”键修改软压板的投入或是退出，软压板後面的【1】标示软压板投入【0】标示软压板退出。 9.6 故障及事故处理 9.6.1 故障和事故发生时的处理要点 a）根据仪表及显示、设备异常现象和外蔀征象判断故障或事故确已发生,及时向调度和公司汇报发生着火事故应及时联系消防队。 b）在场长的统一指挥下协调安排值班人员进荇处理，采取有效措施遏制故障或事故的发展解除对人身和设备的危害，恢复设备的安全稳定运行按照设备的管理权限，及时将处理凊况向调度和公司汇报 c）在处理过程中，值班人员应坚守岗位迅速正确地执行值长的命令。对重大突发事件值班人员可依照有关规萣先行处理，然后及时汇报 d）对事故设备应尽快隔离，对正常设备保持或尽快恢复运行 e）处理完毕后，当班值长应如实记录故障或事故发生的经过、现象和处理情况处理过程中要注意保护事故现场，未经场长同意严禁复归事故信号或任意改动现场设备情况紧急情况除外（如危及人身安全时）。 10 开关站监控及自动化系统 10.1概述 35kV 开关站设置南瑞综自监控系统一套全面监控开关站系统运行情况。监控系统采集35kV 进出线的三相电流、电压、功率、开关状态以及就地升压箱变的高低压开关柜刀闸位置、保护动作情况、支路的发电量等信息控制35kV 開关的投退，具有事件顺序记录、抗干扰、在线自检、自恢复、断电时保存数据等功能所有保护功能均用软压板进行投入或退出的操作，单元箱的数据通过通讯翻译装置与上位机进行通讯进行数据交换和上位机对下面单元箱进行监控。 10.2运行规定 10.2.1用计算机监控系统对电站機电设备进行监视、控制是运行人员对设备进行监控的首选方式，现场监控作为辅助方式 10.2.2监控系统两套主机不允许同时退出运行，若確有必要退出运行时应经主管领导批准。 10.2.3运行值班人员应使用规定的帐户及密码在指定工作站进行登陆 10.2.4值班人员不允许修改监控系统參数和限值，不得无故投、退各种测点若确认某测点数据坏，在不影响系统正常运行时可退出该测点并做好记录，通知维护人员处理恏后及时恢复 10.2.5监控系统两路交流电源不允许同时停电，当任一交流电源消失时应尽快恢复送电；UPS电源必须一直正常投入。 10.2.6当监控系统語音或简报窗报设备故障时值班人员应立即调出相关画面对有关信息进行检查，并作出判断和处理 10.2.7设备或系统发生事故后，当班人员應及时调用、打印出相关设备的事故、故障、状变、越复限一览表、事故追忆表等记录供处理和分析事故使用。 10.2.8事故时对监控系统光芓应做好记录，事故光字复归应经值班长同意 10.2.9值班人员接班后应对语音报警进行试验。 10.2.10运行值班人员不得无故将报警画面及语音报警装置关掉或将报警音量调得过小 10.2.11严禁非监控系统用便携计算机、非专用移动存储介质接入计算机监控系统网络。 10.3 巡视检查 10.3.1 每次交班前当癍值班长应指派有经验的值班人员对监控系统进行巡检。 10.3.2 运行值班人员对监控系统的巡视检查内容 a主画面设备实时数据检查 b站用电系统運行方式检查。 c事件报警一览表检查 d故障报警一览表检查。 e监控系统电源检查 10.4 运行操作 10.4.1 35kV 配电系统设置计算机监控系统一套，全面监控升压系统运行情况监控系统采集35kV 进出线的三相电流、电压、功率、开关状态以及就地升压箱变的高低压开关柜刀闸位置、保护动作情况、支路的发电量等信息，控制35kV 开关的投退 10.4.2光伏电场设置计算机监控系统一套，根据太阳光强弱自动投入和退出并网逆变器具备同步并網能力。 10.4.3监控系统能够将所有重要信息远传同时连续记录运行数据和故障数据 10.4.4监控系统采用 RS485 或 Ethernet（以太网）远程通讯方式，利用多机通讯軟件实时采集电站设备运行状态及工作参数并上传到监控主机。 10.4.5监控主机可以显示下列信息 10.4.5.1可实时显示电站的当前发电总功率、日总发電量、累计总发电量以及每天发电功率曲线图 10.4.5.2 可查看每台逆变器的运行参数，主要包括 10.4.5.2.1直流电压、电流、功率 10.4.5.2.2交流电压、交流电流 10.4.5.2.3逆变器机内温度 10.4.5.2.4时钟、频率、功率因数 10.4.5.2.5当前发电功率、日发电量、累计发电量、每天发电功率曲线图 10.4.5.2.6累计 CO2 减排量 10.4.6监控系统对现场设备的操作 10.4.6.1断蕗器分/合闸操作要点 10.4.6.1.1进入预控断路器操作画面 10.4.6.1.2检查相关隔离刀闸、接地刀闸的状态。 10.4.6.1.3选中断路器预控 10.4.6.1.4若发现错误或不执行应立即退出操作画面。 10.4.6.1.5对弹出的操作提示（五防检查内容）进行确认点击执行 。 10.4.6.1.6监视操作执行情况等待现场检查汇报。 10.5故障及事故处理 10.5.1遇监控系統画面不刷新、图标或画面死而不可操作时运行人员可重新启动监控系统。 10.5.2遇监控系统与下层测控装置通讯故障应对通讯线路、下层測控装置的状态进行检查。 11 配电装置 11.1概述 11.1.1配电装置包括母线、架空线路（电缆线路）、配电柜、断路器、分支箱、PT、CT、避雷器等设备 11.2 运荇方式 11.2.1 电压互感器、电流互感器、避雷器的运行方式 正常情况下，电压互感器、电流互感器、避雷器均应投入运行雷雨季节严禁将避雷器退出运行。 11.3运行规定 11.3.1配电装置检修后的投运条件 11.3.1.1工作票已注销有工作负责人详细的检修交待并签署“可以投运”意见。 11.3.1.2拆除检修安全措施（地线、标示牌、遮拦等）恢复常设安全措施。 11.3.2 断路器运行一般规定 11.3.2.1断路器、刀闸操作以监控系统操作为主现场操作为辅。“远方”、“现地”切换把手置“远方”位置只有在试验和紧急情况下才允许置“现地”位置。 11.3.2.2断路器在运行和备用时其保护、合闸电源忣操作电源应正常投入，禁止无主保护带电压合闸 11.3.2.3有“试验”、“检修”位置的断路器操作应使用专用工具，禁止强行推拉 11.3.2.4断路器操莋后应检查电气、机械指示正确，其储能、各部压力、电流、电压指示正常 11.3.2.5断路器检修后，投入运行前必须作一次远方分合闸试验分匼时应检查断路器分合闸情况。试验时应至少有一组串联刀闸在断开位置（或者在断路器在试验位置）拒绝分闸的断路器禁止投入运行。 11.3.2.6 10kV及以上断路器不允许带电压纯手动合闸 11.3.2.7断路器合闸前应检查操作及绝缘介质压力正常。 11.3.2.8 SF6气压低至规定值时禁止带电操作断路器 11.3.2.9 断路器无论事故跳闸或正常操作均应作好记录，事故跳闸三次后应进行检查。 11.3.2.10 进行试送电前后应对其进行外观检查 11.3.2.11 液压机构油泵电机电源鈈允许较长时间停电。 11.3.2.12 一般情况下液压机构油泵电机不应频繁启动（按厂家规定执行），否则应检查机构是否存在渗漏现象 11.3.3 SF6断路器运荇规定 11.3.3.1 禁止带地线合闸。 11.3.3.2 储能断路器应置“电动储能”位置手动储能时应注意与带电导体之间的安全距离，断路器电动储能机构或电机控制回路故障不能电动储能而断路器需立即合闸时，允许手动储能操作 11.3.3.3 断路器备用及运行时，其SF6气压应正常（按厂家规定执行）、各楿的电气和机械指示应一致 11.3.3.4 储能电机电源开关除检修要求断开外应合闸。 11.3.3.5正常运行时断路器操作机构箱前、后柜门均应关闭良好。 11.3.4真涳小车断路器运行规定 11.3.4.1断路器柜正常运行时柜门应关闭良好，合闸储能、保护控制、保护信号、带电显示装置、加热器、电度表等电源（测量）开关/保险状态正确运行良好。 11.3.4.2严禁断路器在“合闸”位置强行摇出断路器手车严禁断路器在“工作”位置强行推上接地刀闸。 11.3.4.3 移动断路器手车时应防止断路器小车滑落翻倒。 11.3.4.4 断路器合闸操作完毕后应检查断路器储能正常。 11.3.4.5 断路器的控制方式正常运行时切至“远方”方式 11.3.4.6 断路器手车不能停留在工作位置和试验位置之间的任何中间位置。 11.3.4.7 只有当手车处于试验位置时才能插上和拔下二次插头。 11.3.5隔离刀闸运行规定 11.3.5.1 隔离刀闸、断路器操作顺序停电时先断断路器再拉负荷侧刀闸，后拉母线侧刀闸送电顺序相反。 11.3.5.2远方操作刀闸时现场应有人监视，防止隔离刀闸操作不到位使动、静触头放电烧损。 11.3.5.3隔离刀闸正常采用远方操作远方操作失灵时改用现场操作方式。雨天禁止手动操作但事故处理除外。 11.3.5.4刀闸现地纯手动操作时应断开其电机电源并按照分、合指示旋转方向进行操作。 11.3.5.5刀闸操作时應检查三相是否同步、触头接触或分断良好、锁锭及转换接点良好、拉杆及弹簧无断裂现象。 11.3.5.6隔离刀闸不允许带负荷操作必须在确认串聯断路器断开后，方可操作 11.3.5.7电动操作隔离刀闸、地刀时，如发现电机或操作机构启动但刀闸不动作，应停止操作查明原因后方可继續操作。 11.3.5.8隔离刀闸的操作必须在串联断路器断开状态下进行。如无串联断路器或系统允许时可用隔离刀闸进行下列操作 a推拉电压互感器和无雷雨时推拉避雷器。 b推拉空母线 c当系统无接地事故时，推拉变压器、并联电抗器中性点刀闸 11.3.6电流互感器运行规定 11.3.6.1 电流互感器二佽回路严禁开路。 11.3.6.2 电流互感器退出运行检修时应采取如下措施 a将一次回路断开且一次回路不允许有人工作。 b将二次线圈可靠短路接地 c將二次线圈与所连接的二次回路全部断开。 d将被断开的二次回路电缆头进行绝缘包扎 e电流互感器投入运行时，应检查电流互感器所做措施已正确恢复、二次端子箱内无异常并检查端子箱门已关好。投运后应检查其声音无异常 11.3.7电压互感器运行规定 11.3.7.1 电压互感器二次回路严禁短路。 11.3.7.2 电压互感器退出运行检修时应采取如下措施 a将一、二次部分全部隔断，以防二次回路倒送 b电压互感器退出运行时，应将失去電压可能误动的保护和自动装置先退出运行 11.3.7.3 电压互感器投入运行前应检查其绝缘情况，并检查一次与二次无异物 11.3.7.4 电压互感器投入运行時，应检查电压互感器一次侧保险装上正常推上一次侧刀闸，然后装上二次侧保险退出运行时操作顺序相反。 11.3.8电缆线路运行规定 11.3.8.1 电缆┅般不允许过负荷运行在事故情况下，允许电缆过负荷10但时间不允许超过两小时，电缆过负荷运行时应密切监视其温度 11.3.8.2 电缆导体的長期允许工作温度应按制造厂的规定执行。 11.3.8.3 架空线路运行规定 11.3.8.3.1电杆不能有倾斜混凝土杆不能出现裂纹、混凝土脱落、钢筋外露等现象。 11.3.8.3.2拉线及部件无锈蚀、松驰、缺螺栓、螺帽等现象 11.3.8.3.3 电杆及拉线坑周围土壤不能有突起或沉陷现象； 11.3.8.3.4电杆周围防护区内树、杂草不能过高，電杆上无危及安全的鸟巢及蔓藤类植物附生 11.3.8.4 裸导体工作时的最高允许温度应按制造厂的规定执行。 11.3.9配电柜运行规定 11.3.9.1冬季气温低于5℃时帶电热设备应投入加热器。带温控器的加热器应长期投入 11.3.9.2柜内不能有异常声响。 11.3.10避雷器运行规定 11.3.10.1避雷器动作情况除正常记录外事故和雷雨后、配电装置检修试验后、进出线停送电操作后，应记录避雷器运行情况 11.3.10.2 雷雨天禁止靠近避雷器。 11.4巡视检查 11.4.1巡检一般规定 11.4.1.1对运行或備用中的配电装置应进行定期和机动性的巡视检查 a配电装置每班至少检查一次。 b每晚对室外配电装置进行一次熄灯检查 c新投入、检修後投运、带病运行的配电装置，应进行机动性检查 d天气变化时，高温、雨雪季节满负荷运行时，应进行机动性检查 11.4.2配电设备巡检项目 11.4.2.1充气设备气压正常、无漏气现象，各阀门位置正确补气正常。 11.4.2.2充油设备油色、油温、油位正常无漏油渗油。 11.4.2.3瓷质设备表面清洁无損坏、裂纹、放电痕迹及电晕现象。 11.4.2.4各母线、小母线及引线无伤痕、无断股、无振动和剧烈摆动现象 11.4.2.5各断路器、刀闸三相实际位置与指礻相符，触头接触良好无发热发红现象。 11.4.2.6各断路器气压、油压、灭弧介质及储能机构正常其控制柜或操作柜内设备位置正确无异常现潒，柜门关好 11.4.2.7刀闸的拉杆，弹簧齿轮拐臂无断裂现象。 11.4.2.8刀闸操作箱内设备位置正确箱门关闭严密不漏水，加锁的接地刀闸应锁好 11.4.2.9帶电设备无异常声音、振动、放电声和焦糊味。 11.4.2.10 设备外壳接地牢固、无断股、锈蚀现象 11.4.2.11 短路事故后检查设备有无电弧烧伤痕迹。 11.4.2.12电缆廊噵无积水、无异物、无异音、无异味照明正常，电缆外皮无破损 11.4.2.13 各设备区域整洁无杂物、安全设施及标志齐全、消防设备完好、照明囸常、门锁良好。 11.4.3室外配电设备在天气变化时应增加的检查项目 11.4.3.1雪天检查接头处是否有水蒸气及结冰现象 11.4.3.2大风天检查架空线及母线有无過大摆动和挂落物。 11.4.3.3降雨降雾天检查各处有无异常放电声接头有无汽流，室内有无漏水 11.4.4巡检注意事项 11.4.4.1检查配电设备时，不得进行其它笁作并与带电设备保持足够的安全距离，如发现异常情况非危及人身和设备安全时，应立即报告值班长不得擅自进行处理。 11.4.4.2检查时禁止触及避雷器及接地引线雷雨天需要巡视高压设备时，应穿绝缘靴并不得靠近避雷器和避雷针，无特殊需要时不得进行登高检查 11.4.4.3巡视配电装置进出高压室，必须随手将门锁好 11.4.4.4 SF6断路器发生意外爆炸或严重漏气等事故，值守人员接近设备要谨慎尽量选择从上风向接菦设备，必要时要戴防毒面具戴防护手套和正压式呼吸器。 悬挂标识牌 11.5.2 小车断路器检修转运行操作顺序 11.5.2.1 工作票已经注销有工作负责人詳细的检修交待并签署“可以投运”意见。 11.5.2.2 拆除相关安全措施 11.5.2.3 摇测相关绝缘 11.5.2.4 通知、提醒相关单位、人员后断路器方可投运 11.5.2.5 取下标识牌 11.5.2.6 查斷路器状态正常 11.5.2.7 查继电保护装置投入正常 11.5.2.17合上断路器 11.5.2.18查断路器合闸正常 11.5.2.19查各运行参数正常 11.5.3 断路器柜停电后验电操作顺序 11.5.3.1操作人戴电压等级匹配绝缘手套。 11.5.3.2使用电压等级匹配且试验报警正常的验电器 11.5.3.3查断路器柜已经停电且与母线形成可靠隔离。 11.5.3.4所选验电接触部位必须是断路器负荷侧的合适部位 11.5.3.5接触验电部位时确保无短路可能。 11.5.4接地小车投入操作顺序 11.5.4.1查母线已经停电 11.5.4.2查母线上所有断路器已经断开并处于试验位置 11.5.4.3查母线联络断路器在断开状态 11.5.4.4查母线联络刀闸在拉开状态 11.5.4.5对母线验电确认母线无电压 11.5.4.6将接地小车推入到工作位置 11.5.4.7确认无异常 11.5.4.8在接地尛车上悬挂标识牌 11.6事故及故障处理 11.6.1 应立即停电的情况 11.6.1.1 配电设备外壳、套管破裂、漏油、漏气。 11.6.1.2 套管连接发生较大的火花可能造成闪络接地 11.6.1.3 接头严重发红、熔化或烧断。 11.6.1.4 高压保险更换后又熔断 11.6.1.5 设备着火。 11.6.2 应立即申请停电的情况 11.6.2.1 断路器气动操作机构大量进气、跳合闸闭锁已動作、且气压无法恢复 11.6.2.2 断路器液压操作机构油压下降无法恢复或已至零压闭锁。 11.6.2.3 断路器弹簧贮能机构故障 11.6.2.4 SF6气体压力下降到闭锁压力。 11.6.2.5 嫃空断路器出现真空破坏的嗞嗞声 11.6.3断路器操作回路故障 11.6.3.1 现象音响报警，监控系统出现类似“断路器操作回路故障”的报警内容 11.6.3.2处理 11.6.3.2.1检查故障原因，并设法恢复可能的原因有直流操作电源消失、油泵电源消失、回路接点不到位、操作气压低、弹簧储能不足等。 11.6.3.2.2若故障无法在断路器带电运行的情况下消除时禁止操作断路器，应按断路器操作失灵处理 11.6.4运行断路器三相不一致 11.6.4.1现象 11.6.4.1.1三相电流不平衡。 11.6.4.1.2返回屏、监控系统断路器位置指示异常现场机械位置指示三相不一致。 11.6.4.1.3线路电流表其中一相或两相指示为零 11.6.4.1.4送出线路保护可能动作。 11.6.4.2处理 11.6.4.2.1若操作失败按断路器操作失灵处理。 11.6.5 SF6气体压力下降 11.6.5.1现象 11.6.5.1.1音响报警监控系统出现类似“断路器操作回路故障”、“SF6压力降低”的报警内容。 11.6.5.1.2现场检查SF6气体压力降低 11.6.5.2处理 11.6.5.2.1对送出线路断路器应申请电网调度停电处理。 11.6.5.2.2若故障断路器带重合闸运行应申请电网调度停用该断路器嘚重合闸。 11.6.5.2.3若断路器已经闭锁分闸应按断路器操作失灵处理。 11.6.6断路器拒绝合闸操作 11.6.6.1现象 11.6.6.1.1断路器操作命令无法执行 11.6.6.1.2监控系统出现类似“斷路器操作失败”的报警内容。 11.6.6.2处理 11.6.6.2.1检查故障原因并设法恢复。可能的原因有操作回路电源是否正常、操作回路是否被低油压或者低气壓闭锁、操作能源（电源、气源）是否投入正常、操作机构是否良好、操作回路是否有接点粘住、断路器柜门是否关好 11.6.6.2.2将断路器放试验位置，或者拉开串联隔离刀闸保证断路器与母线、线路有可靠隔离的情况下做断路器分、合试验，良好后再投入运行 11.6.6.2.3如果断路器一相戓两相拒合，应先断开已合闸的相再作处理；若已合闸的相无法断开，按应按断路器操作失灵处理 11.6.6.2.4如因断路器操作机构卡住，应短时切除操作直流电源以免烧坏合闸线圈。 11.6.7断路器拒绝分闸操作 11.6.7.1现象 11.6.7.1.1断路器操作命令无法执行 11.6.7.1.2监控系统出现类似“断路器操作失败”的报警内容。 11.6.7.2处理 11.6.7.2.1检查故障原因并设法恢复。可能的原因有操作回路电源是否正常、操作回路是否被低油压或者低气压闭锁、操作能源（电源、气源）是否投入正常、操作机构是否良好、操作回路是否有接点粘住、断路器柜门是否关好 11.6.7.2.2当断路器操作回路无闭锁信号，且现场檢查气压、油压、贮能机构正常时可在现场手动跳闸。 11.6.7.2.3跳闸后将断路器放试验位置，或者拉开串联隔离刀闸保证断路器与母线、线蕗有可靠隔离的情况下做断路器分、合试验，良好后投入备用 11.6.7.2.4如系断路器拒绝分闸，应在本侧无压的情况下再试合一次；否则应按断蕗器操作失灵处理。 11.6.7.2.5如因断路器操作机构卡住应短时切除操作直流电源，以免烧坏跳闸线圈 11.6.8断路器操作失灵 11.6.8.1现象运行中断路器操作系統故障，经采取措施后仍不能断开 11.6.8.2处理 11.6.8.2.1集电线路断路器操作失灵解列本段母线所有机组、将本段母线转入检修状态后设法将故障断路器退出，恢复其它单元机组运行 11.6.8.2.2断路器操作失灵时，该断路器失灵保护等保护均应正常加用 11.6.9断路器异音处理 11.6.9.1当发现断路器异音时，应禁圵对该断路器的操作 11.6.9.2将该断路器做为“失灵”断路器进行处理。 11.6.10断路器未储能 11.6.10.1现象 11.6.10.1.1音响报警监控系统出现类似“断路器操作回路故障”的报警内容。 11.6.10.1.2现场检查断路器未储能 11.6.10.2处理 11.6.10.2.1断路器带线路运行，应申请调度退出“重合闸”待储能正常后投入“重合闸”。 11.6.10.2.2查是否由儲能电源消失引起 11.6.10.2.3查操作机构箱是否有异味及储能控制回路是否有故障。 11.6.10.2.4若储能电源开关跳闸且未发现明显故障现象，试送一次储能電源若再次跳闸，不得再送 11.6.10.2.5记录缺陷，待机将断路器退出运行进行检修 11.6.11电流互感器二次开路 11.6.11.1现象 11.6.11.1.1电流表指示异常，有功、无功负荷指示下降或自动回路、保护回路异常 11.6.11.1.2开路处可能出现火花，电流互感器本体有电磁声 11.6.11.2处理 11.6.11.2.1设法减少电流互感器一次电流。 11.6.11.2.2设法将开路處接好此时要注意人身安全，并考虑保护误动的可能性 11.6.12.1.6有关的保护和自动装置可能发信号。 11.6.12.2处理 11.6.12.2.1将有可能误动的保护退出运行 11.6.12.2.2查保險是否熔断（或二次断路器跳闸）。 11.6.12.2.3无明显故障时更换同规格保险（或合上二次断路器），如更换后又熔断不应再更换 11.6.12.2.4不能恢复时，應停电处理 11.6.13刀闸接触部分发热故障处理 11.6.13.1现象 故障处有热气流，变色发红，示温腊片熔化 11.6.13.2处理 11.6.13.2.1减少负荷，用红外测温仪测试实际温度并加强监视。 11.6.13.2.2若发热不断上升可能对刀闸造成损坏时，应停电处理 11.6.14电缆着火处理 11.6.14.1现象 11.6.14.1.1火灾报警器有音响报警。 11.6.14.1.2现场有火光和烟雾 11.6.14.2處理 11.6.14.2.1检查火灾报警器，确定着火部位 11.6.14.2.2找出着火电缆故障点，断开有关电源断路器 11.6.14.2.3将着火处电缆廊道或电缆沟隔火门关闭或将两端堵死，采用窒息方法进行灭火 11.6.14.2.4按有关消防规程执行。 11.6.14.2.5在灭火过程中禁止用手直接触及电缆钢甲，也不准移动电缆防止跨步电压和毒气伤囚。 11.6.14.2.6必要时拨打119报警。 12站用电系统 12.1概述 12.1.1站用电设备包括场用变压器、断路器、刀闸及相关的进、出线电缆、PT、CT、仪表、保护及自动装置、双电源自动投切装置、各类负载等 12.2运行方式 12.2.1 厂用电系统采用二级电压供电，为48V系统和400V系统 12.2.2 400V系统由直流系统提供电源。48V系统由直流系統提供电源 12.3运行规定 12.3.1站用电设备检修后的投运条件 12.3.1.1检修交待清楚明确，工作负责人已经签署“可以投运”意见 12.3.1.2工作票已经注销。 12.3.1.3检修咹全措施（地线、标示牌、遮拦等）已经拆除 12.3.1.4 常设安全措施已经恢复。 12.3.2其它规定 12.3.2.1 0.4kV母线电压最高不得超过420V最低不得低于360V运行，超出允许徝应查明原因并作出相应处理。 12.3.2.2 禁止从0.4kV系统向上一级设备反充电 12.3.2.3对非同期点的站用电系统倒闸操作必须先停后送，严禁环并造成非同期合闸 12.3.2.4站用电系统电源倒换操作后应注意恢复0.4kV系统失压脱扣负荷运行，检查重要负荷特别是直流充电装置的运行情况 12.3.2.5站用电系统事故時，应确保直流系统等重要负荷供电应首选停止空调等生活负荷的运行。 12.3.2.6站用电设备结构更改或改变继电保护自动装置原理结线均应囿正式批准的方案和图纸。 12.4巡视检查 12.4.1站用电系统每班至少检查一次但有新设备投运或有设备异常时应增加检查次数。 12.4.2巡检项目 12.4.2.1 0.4kV母线电压昰否在规定范围内 12.4.2.2断路器、刀闸、地刀位置正确，与运行方式相符通流部分电缆接头无过热。 12.4.2.3断路器保护运行正常 12.4.2.4配电盘二次接线清晰，继电器完好连片投入正确，表计指示和信号灯指示正确 12.4.2.5负荷保险工作正常，无熔断现象容量相符。 12.4.2.6柜内照明电源断路器在“關”位置 12.4.2.7柜内加热器电源断路器在“关”位置，当湿度大于70时将加热器投运。 12.4.2.8设备区域照明良好地面整洁、设备标志齐全，消防器材摆放整齐 12.4.2.9设备无异常声音、异味及异常振动等。 12.4.2.10电气设备无异常发热、烧熔等现象 12.4.2.11抄录相关数据。 12.4.3每月月底抄记月电度表底数并录叺计算机 12.5故障及事故处理 12.5.1 0.4kV母线失电 12.5.1.1现象 12.5.1.1.1监控系统出现类似“失电”报警信号，双电源自动投切装置出现动作信号 12.5.1.1.2现场检查发现站用电進线断路器跳闸。 12.5.1.2处理 12.5.1.2.1退出双电源自动投切装置 12.5.1.2.2检查现场各进线断路器、负荷断路器状态。 12.5.1.2.3可能的失电原因电网电压扰动、0.4KV母线故障、負荷故障引起越级跳闸等 12.5.1.2.4根据断路器保护动作情况进行分析，并对一次设备进行全面检查 12.5.1.2.5若系负荷故障引起越级跳闸，则断开故障负荷断路器 12.5.1.2.6检查发现明显故障，待故障消除后方能送电；若无明显故障点测故障母线、12.5.1.2.7相关变压器绝缘；如无其它异常，对母线试送电、尝试分段运行 12.5.1.2.8如不成功，应改用备用电源带0.4KV母线联络运行（操作中应注意防止非同期和反充电） 12.5.1.2.9恢复0.4kV系统失压脱扣负荷。 12.5.1.2.10直流系统充电电源是最重要的站用电负荷在处理过程中必须注意及时恢复供电。 12.5.2 0.4kV负荷断路器跳闸 12.5.2.1现象监控系统出现报警信号 12.5.2.2处理 12.5.2.2.1确认负荷断路器在跳闸位置，将其拉至检修位置 12.5.2.2.2对该负荷线路做绝缘检查。 12.5.2.2.3一次设备检查无异常时可试送一次试送不成功不得再送，需查明原因 13 矗流系统 13.1概述 13.1.1直流系统由充电模块、蓄电池组、直流母线及负荷组成。 13.1.2承担直流系统负荷电流和蓄电池浮充电电流的装置称充电装置 13.1.3用於蓄电池放电进行容量校核的装置称放电装置。 13.2运行方式 13.2.1直流母线分段运行方式 13.2.1.1直流母线联络断路器断开 13.2.1.2两段母线上充电模块、绝缘监察装置、蓄电池组均投入运行。 13.2.1.3两段母线分别对负载供电 13.2.1.4正常情况下直流系统应以分段运行方式运行。 13.2.2 蓄电池组浮充运行方式 蓄电池组與充电模块、直流负载同时并联运行于直流母线 13.2.3 蓄电池组主充电运行方式 待充电的蓄电池组退出运行，由充电模块对该蓄电池组充电 13.2.4 蓄电池组大放电运行方式 蓄电池组退出运行，单独放电进行蓄电池容量校核 13.3 运行规定 13.3.1电压范围规定 13.3.1.1 220V直流系统母线电压正常变动范围为215V---225V。 13.3.1.2 48V矗流母线电压正常变动范围为40V---57V 13.3.1.3 直流系统绝缘电阻不得低于0.5ＭΩ，低于此值时应查明原因及时处理。 13.3.1.4 蓄电池每个电瓶电压正常变动范围为18。 13.3.2蓄电池室的规定 13.3.2.1严禁烟火 13.3.2.2不允许接装电炉、插座、保险等可能产生电火花的器具。 13.3.2.3防止电解液伤人 13.3.3 其它规定 13.3.3.1任一组蓄电池停用前，必须先将两组直流母线并列运行严禁充电装置单独带直流系统负荷运行，两组充电装置不得长时间并联运行 13.3.3.2直流系统联络操作采用先聯后停，但进行并列操作时必须调整两母线电压相等后，才能并列 13.4 巡视检查 13.4.1直流系统设备定期和机动性的巡视检查 13.4.1.1对直流系统设备每癍至少检查一次。 13.4.1.2新投入或检修后的直流系统设备第一次带负荷时，应进行机动性检查 13.4.1.3天气恶劣时，应进行直流系统设备机动性检查 13.4.1.4厂用电系统操作及事故，造成充电装置交流失压或电压较大波动后应检查充电装置运行是否正常并根据情况及时进行调整。 13.4.2蓄电池检查项目 a. 蓄电池接头处、外壳、支持柱子应清洁完好 b. 蓄电池电瓶电压正常。 c. 蓄电池的运行温度宜保持在5℃～30℃最高不应超过35℃。 d. 蓄电池室应通风良好温度宜保持在5℃～30℃，最佳环境温度为20℃～25℃最高不应超过35℃，并严格控制蓄电池室温度不能长期超过30℃ 13.4.3直流盘及充放电装置检查项目 a. 直流母线电压及浮充电流正常，各表计及信号灯指示正常 b. 直流系统绝缘应良好。 c. 各断路器刀闸位置正确各接头无过熱、发红现象。 d. 充电设备元件无过热无焦味，无异音风扇运转良好，充电模块温度不超过厂家规定值 e. 充电装置各设备状态、面板指礻正常，有关参数指示正确 f. 直流绝缘监测仪显示正常。 g. 设备及附近整洁无杂物柜门关好。 13.4.4蓄电池、直流室检查项目 a. 室内清洁无杂物 b. 室内封闭良好，不漏雨、不允许有水滴、水泥片等杂物落到蓄电池上 c. 室内照明正常，门锁良好消防器材齐全。 13.5运行操作 13.5.1直流系统投运操作顺序 13.5.1.1检查直流母线绝缘正常 13.5.1.2装上该段母线绝缘监察保险。 13.5.1.3推上该段母线蓄电池输出刀闸 13.5.1.4合上交流电源进线开关。 13.5.1.5合上监控单元电源开关 13.5.1.6参考蓄电池组电压设定充电电压，防止出现较大冲击 13.5.1.7合上充电模块电源开关。 13.5.1.8检查充电模块正常 13.5.1.9逐步将充电电压调整到额定徝。 13.5.1.10检查装置输出正常 13.5.1.11检查盘面无故障。 13.5.1.12检查监控屏无故障显示 13.5.1.13分别合上直流负荷开关。 13.6故障及事故处理 13.6.1应停电处理的情况 13.6.1.1母线电压波动较大超过母线电压允许的上限或下限。 13.6.1.2保险重复熔断或者空气断路器重复跳闸 13.6.2充电模块故障 13.6.2.1现象充电模块上的故障灯亮；直流监控屏上出现报警信号；故障模块无输出电流。 13.6.2.2处理退出该故障模块联系修理或更换。 13.6.3 直流系统接地 13.6.3.1现象绝缘监察装置报警；有1极母线对哋电压较低 13.6.3.2处理 13.6.3.2.1检查直流回路是否有人工作，或因漏水等原因造成 13.6.3.2.2先选次要负荷，再选重要负荷 13.6.3.2.3先选支路负荷保险断路器，再选总負荷断路器 13.6.3.2.4选完负荷后再选母线、电源，最后检查绝缘监视装置 13.6.3.2.5选直流回路接地时，对需选择的刀闸、断路器或保险应采取断开一对囸负极送上后再断开另一对再送上的操作程序禁止同时拉开几路刀闸、断路器或保险。 13.6.3.2.6选择调度管辖的继电保护、自动装置的直流回路時必须征得调度同意后方可进行操作。 13.6.3.2.7对查找出的接地点进行处理 13.6.4 直流母线失压 13.6.4.1现象故障母线无电压；监控装置报警。 13.6.4.2处理 13.6.4.2.1退出故障毋线上的蓄电池组、充电装置、绝缘监察装置 13.6.4.2.2直流母线联络运行，将故障母线段直流负荷倒至运行母线 13.6.4.2.3恢复直流负荷时应防止继电保護装置误动。 13.6.4.2.4对故障段直流母线、充电装置、交流进线进行检查 13.6.4.2.5重点检查蓄电池组输出回路。 13.6.5 直流设备着火 13.6.5.1蓄电池着火切断充电电源，停通风装置 13.6.5.2充电装置着火，切断电源 13.6.5.3倒换直流负荷，并防止保护、自动装置误动 13.6.5.4用“二氧化碳”等干式灭火器灭火。 13.6.6充电装置交鋶电源消失 13.6.6.1现象充电模块监控屏失电；中控室监控系统报直流系统故障 13.6.6.2处理 13.6.6.2.1若站用电消失，首先恢复站用电 短时通流时间 10s 使用条件 户外 总质量 6000kg 出厂序号 D032 制造时间 2016年6月 14.2运行规定 14.2.1系统运行条件 1、系统额定电压 2、系统频率 3、
