青海大唐国际能源筹备处管理制度 管理制度 青海大唐国际格尔木光伏并网电站
运行规程（试行）
2011-10-20发布 2011-10-20实施 青海大唐国际能源筹备处发布
编写人：王家万
审核人：王家万
I
审定人：
批准人：
大唐国际格尔木并网光伏电站简介
大唐国际格尔木并网光伏电站厂址区位于格尔木市区东出口，G109国道以北的戈壁荒滩上，离市区约30km，距G109国道约3km，交通便利，运输方便。厂区地势南高北低，海拔高程在2850m-2900m之间，厂区西侧距柴达木750kV变电站约6km左右，场址南侧为330kV、750kV电力走廊，西侧与格尔木东出口收费站相接。厂区历年的总辐射量在6500MJ/ ㎡-7320MJ/㎡之间，平均值为6929.3 MJ/㎡；日照时数在2550h-3350h之间，年日照时数为3059.8小时。
电站总装机容量20.056MW，厂内87200块太阳能光伏组件，分10个光伏阵列布置，整个光伏阵列呈矩形布置。每个光伏阵列为一个发电单元，每个为发电2MW，配置4台500kW逆变器和一台2100kVA单元变压器，将5套逆变单元高压侧并接后，通过一回线路接入35kV配电装置，全厂两回35kV线路。为减少太阳能光伏组件直流线路的损失，每个发电单元对应的箱式变电站布置于光伏阵列的中间位置，箱式变电站的35kV出线电缆通过电缆沟汇集到整个光伏升压站，经过升压后送出。由于太阳能电池板安装高度较低，太阳能电池方阵内不安装避雷针和避雷线等防直击雷装置，只在主控制室屋顶安装避雷带对控制室和综合楼进行防直击雷保护。
本电站采用微机监控装置，可以实现遥控、遥测、遥信。光伏电站监控系统以2MWp逆变升压室作为监控子单元。每个子单元设1套数据采集器和1套就地监控装置，对4台500kW逆变器、汇流箱、升压变压器和交直流配电装置进行监控。全站共10个上述监控子单元，并通过通讯线经通信管理机与变电站监控系统相连。通过设在逆变升压室内的就地监控装置可以实现本地监视和控制，通过设在变电站控制室内的大屏幕和操作员站实现远方监视和控制。
站内配置一套220V直流系统，为电站系统内的控制、测量、信号、继电保护、自动装置等控制负荷和系统交流不停电电源等负荷提供直流电源。蓄电池设置一套高频开关电源充电装置及微机型直流绝缘监察装置，220V蓄电池容量为100Ah，直流系统采用辐射供电方式。直流系统包括蓄电池组、充电器、直流馈线屏等。
站内配置一套220V UPS系统。额定容量为5kVA。其直流电源由直流系统提供，其交流电源由站用电源提供。
II
目 次
目 次 .............................................................................. I 前 言 .............................................................................. 1 光伏电站运行规程 ..................................................... 错误！未定义书签。 1 范围 ............................................................... 错误！未定义书签。 2 规范性引用文件 ..................................................... 错误！未定义书签。 3 概述 ................................................................................ 1 4 参数 ............................................................... 错误！未定义书签。 4.1 光伏组件 ........................................................................... 7 4.2 蓄电池 ............................................................................. 7 4.3 35kV开关柜 ........................................................................ 8 4.4 400V低压开关柜 .................................................................... 9 5 主接线方式 .......................................................................... 9 5.1 主系统 ............................................................................ 10 5.2 35kV配电装置接线方式 ............................................................. 10 5.3 逆变器接线方式 .................................................................... 10 5.4 站用电接线方式 .................................................................... 10 6 配电装置运行规定 ................................................................... 10 6.1 配电装置通则 ...................................................................... 11 6.2 断路器运行规定 .................................................................... 11 6.3 无功补偿运行规定 .................................................................. 11 6.4 特殊条件下的检查项目 .............................................................. 12 6.5 保险的运行和维护 .................................................................. 12 6.6 直流系统运行规定 .................................................................. 12 6.7 绝缘电阻规定 ...................................................................... 13 6.8 直流系统并列运行规定 .............................................................. 13 6.9 检查维护规定 ...................................................................... 13 6.10 电力电缆运行规定 ................................................................. 14 6.11 变压器运行规定 ................................................................... 15 6.12 互感器的运行规定 ................................................................. 15 6.13 UPS系统电源 ..................................................................... 16 7 操作规定 ........................................................................... 16 7.1 倒闸操作规定 ...................................................................... 16 7.2 倒闸操作基本步骤 .................................................................. 16 7.3 倒闸操作原则 ...................................................................... 16 7.4 母线、变压器的操作 ................................................................ 17 8 监控系统 ........................................................................... 18 8.1 一般规定 .......................................................................... 18 8.2 运行维护规定 ...................................................................... 18 9 逆变器 ............................................................................. 19
III
9.1 配置和功能 ........................................................................ 19 9.2 逆变器运行状态 .................................................................... 19 9.3 逆变器的启动条件 .................................................................. 19 9.4 逆变器的关闭条件 .................................................................. 19 9.5 逆变器检查项目 .................................................................... 19 9.6 电池板的检查 ...................................................................... 19 10 继电保护及自动装置 ................................................................. 20 10.1 保护装置的要求 ................................................................... 20 10.2 保护装置的投退规定 ............................................................... 20 10.3 保护装置的检查 ................................................................... 20 10.4 运行注意事项 ..................................................................... 21 10.5 保护配置 ......................................................................... 21 11 事故处理 ........................................................................... 22 11.1 事故处理原则 ..................................................................... 22 11.2 事故处理过程中的注意事项 ......................................................... 23 11.3 直流系统事故处理 ................................................................. 23 11.4 逆变器常见故障及处理 ............................................................. 24
IV
1.总则
1.1 本规程适用于格尔木光伏电站的运行维护、倒闸操作和事故处理。 1.2 下列人员应了解本规程：
主管生产的副总经理、总工程师、副总工程师； 安全监察部正、副主任及有关技术人员；
运行部正、副主任，工程师及专责工程师；
设备维护人员，外委项目部管理人员、工作票签发人、工作负责人。 1.3 下列人员应熟练掌握本规程，并接受考试：
站长、安全运行专职工程师（技术员）、设备点检； 运行值长、运行值班员。
1.4 本规程如与上级规程有抵触时，应按上级规程执行。 1.5 本规程解释权属筹备处综合部 1 概述
大唐国际格尔木并网光伏电站厂址区位于格尔木市区东出口，G109国道以北的戈壁荒滩上，离市区约30km，距G109国道约3km，交通便利，运输方便。厂区地势南高北低，海拔高程在2850m-2900m之间，厂区西侧距柴达木750kV变电站约6km左右，场址南侧为330kV、750kV电力走廊，西侧与格尔木东出口收费站相接。厂区历年的总辐射量在6500MJ/ ㎡-7320MJ/㎡之间，平均值为6929.3 MJ/㎡；日照时数在2550h-3350h之间，年日照时数为3059.8小时。
电站总装机容量20.056MW，厂内87200块太阳能光伏组件，分10个光伏阵列布置，整个光伏阵列呈矩形布置。每个光伏阵列为一个发电单元，每个为发电2MW，配置4台500kW逆变器和一台2100kVA单元变压器，将5套逆变单元高压侧并接后，通过一回线路接入35kV配电装置，全厂两回35kV线路。为减少太阳能光伏组件直流线路的损失，每个发电单元对应的箱式变电站布置于光伏阵列的中间位置，箱式变电站的35kV出线电缆通过电缆沟汇集到整个光伏升压站，经过升压后送出。由于太阳能电池板安装高度较低，太阳能电池方阵内不安装避雷针和避雷线等防直击雷装置，只在主控制室屋顶安装避雷带对控制室和综合楼进行防直击雷保护。
本电站采用微机监控装置，可以实现遥控、遥测、遥信。光伏电站监控系统以2MWp逆变升压室作为监控子单元。每个子单元设1套数据采集器和1套就地监控装置，对4台500kW逆变器、汇流箱、升压变压器和交直流配电装置进行监控。全站共10个上述监控子单元，并通过通讯线经通信管理机与变电站监控系统相连。通过设在逆变升压室内的就地监控装置可以实现本地监视和控制，通过设在变电站控制室内的大屏幕和操作员站实现远方监视和控制。
站内配置一套220V直流系统，为电站系统内的控制、测量、信号、继电保护、自动装置等控制负荷和系统交流不停电电源等负荷提供直流电源。蓄电池设置一套高频开关电源充电装置及微机型直流绝缘监察装置，220V蓄电池容量为100Ah，直流系统采用辐射供电方式。直流系统包括蓄电池组、充电器、直流馈线屏等。
站内配置一套220V UPS系统。额定容量为5kVA。其直流电源由直流系统提供，其交流电源由站用电源提供。
单位 名 称 /型号 海拔高度 m 2810 E95°15′2.77″-E95°15′43.00″ 纬 度 N 36°21′10.17″-N36°21 数 量 备注 光伏电站站址经 度 1
单位 名 称 /型号 ′29.00″ 数 量 备注 年日照小时数 年太阳能总辐射 小时 MJ·m-2 3059.8 6929.3 光伏电站主要机电设备光伏 电池 组件 逆变器 INV500D 台 40 多晶硅 MWp 20.056 器 方阵 运行 方式 型号 台 kVA kV 回 台 kVA kV 回 38.5±2x2.5%/0.4kV 10 2100 35 1回 固定式 MWp 20.056 无隔离变压主要设备升压变电站台数 站内升压变 容量 额定电压 出线回路数 型号 升 压 站 主变压器 台数 容量 额定电压 出线回路数
二 光伏组件设备
太阳能电池发电原理
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，使电子发生了越迁，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。太阳能光伏电池主要有：晶体硅电池（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）。
230Wp多晶硅组件主要参数
表5.1-2 230Wp多晶硅组件主要参数
额定功率 [Wp] 开路电压[V] 短路电流[A] 工作电压 [V] 工作电流 [A] 组件效率 230 36.7 8.54 29.4 7.83 15.75% 2
最大系统电压 [V] 开路电压温度系数 功率温度系数 熔断丝额定电流[A] 电池 接线盒 输出电缆 玻璃 封装材料 背板材料 边框 尺寸 最大抗压强度 抗冰雹系数 工作温度 1000 -0.33%/K -0.42%/K 15 6×10 片多晶硅电池片(156mm×156mm) 含6个旁路二极管 长度 900 mm, 直径1×4 m㎡ 低铁钢化玻璃, 3.2 mm EVA TPT 氧化铝 1640×990×50mm (L×W×H) 符合 IEC 61215 在2,400 Pa的测试要求 直径25mm冰雹以23m/s速度撞击不损坏 – 40 °C to + 85 °C 光伏方阵的布置
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34°，根据光伏组件尺寸和每串组件的数目，光伏方阵由2*40块组件构成，长39900mm，宽3290mm，如图5.6-1所示。为了便于安装和检修，基本光伏方阵之间留有2000mm的通道。
图5.6-1 光伏方阵（固定式）
固定式光伏阵列成排安装，前后排单元光伏阵列间距D为：5000（mm），太阳能电池板最低点距地面距离h为0.3m。参照图5.6 -2
图5.6-2 前后排阵列布置示意图
电池板的检查
检查所有的安装螺丝无松动，牢固可靠并且没有被腐蚀。 检查所有的电气连接牢固可靠并且没有被腐蚀。 检查连接电缆外皮无破损。
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检查组件接地连接良好。 电池组件表面清洁，无杂物或遮挡 检查电池组件无破损
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℃。
使用直流钳型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%。
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何电路之间形成连通通道的气泡； 3）光伏组件接线盒变形、扭曲、开裂或烧毁，接线端子无法良好连接。 清洗光伏组件时应注意：
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；
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； 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。
防雷汇流箱
本工程采用二级汇流方式，电池组串首先经过一级汇流箱汇流后再汇入到二级汇流箱，最后接入逆变器直流输入侧。本工程选用16路一级防雷汇流箱。本工程选用8路二级防雷汇流箱（直流配电柜），每路额定开断电流为160A。主要特点如下：额定功率：500kW。全站共10个2MW级单元。每个2MW单元需要28个一级汇流箱，8个直流配电柜。
直流汇流箱的运行检查
直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标识应完整无破损，箱体上的防水锁启闭应灵活；
直流汇流箱内各个接线端子不应出现松动、锈蚀现象； 直流汇流箱内的高压直流熔丝的规格应符合设计规定； 直流输出母线的正极对地、负极对地的绝缘电阻应大于2兆欧 直流输出母线端配备的直流断路器，其分断功能应灵活、可靠。 直流汇流箱内防雷器应有效。 直流配电柜的运行检查
直流配电柜不得存在变形、锈蚀、漏水、积灰现象，箱体外表面的安全警示标识应完整无破损，箱体上的防水锁开启应灵活；
直流配电柜内各个接线端子不应出现松动、锈蚀现象； 直流输出母线的正极对地、负极对地的绝缘电阻应大于2兆欧； 直流配电柜的直流输入接口与汇流箱的连接应稳定可靠； 直流配电柜的直流输出与并网主机直流输入处的连接应稳定可靠； 直流配电柜内的直流断路器动作应灵活，性能应稳定可靠；
直流母线输出侧配置的防雷器应有效。
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表5.5-1 一级防雷汇流箱参数表 5.5-1二级汇流箱（直流配电柜）原理图 最大光伏阵列电压 最大光伏阵列并联输入路数 每路熔丝额定电流(可更换) 输出端子大小 防护等级 环境温度 环境湿度 宽x高x深 重量 标准配件 标准配件 直流总输出空开 光伏专用防雷模块 可选配件* 串列电流监测 防雷器失效监测 通讯接口 1000Vdc 16 直流输入端H1+ 直流断路器熔断器汇流箱1H1-H2+ 10A PG21 IP65 -25-+60℃ 0-99％ 600x500x180mm 汇流箱2H2-H3+ 汇流箱3H3-H4+ 电压表+DC+ 直流输出汇流箱4H4-H5+ 汇流箱5H5-H6+ -DC-27kg 是 是 是 是 RS485 汇流箱6H6-H7+ 防雷器接地汇流箱7H7-H8+ 汇流箱8H8-
逆变器
逆变器功能
光伏并网逆变器是光伏电站的核心设备之一，其基本功能是将光伏电池组件输出的直流电转换为交流电；此外，它还有自动运行停止功能、最大功率跟踪控制功能、防孤岛运行功能等。光伏并网逆变器可以分为大功率集中型逆变器和小型组串式逆变器两种。对于大型光伏电站，一般采用集中型逆变器，它又可细分为自带隔离变和不自带隔离变两种形式。
INV500D逆变器主要技术参数
表5.2-1 INV500D逆变器主要技术参数
项目 类型(是否带隔离变) 构成1MW单元所需变压器类型 自带直流配电单元 功率单元模块化 INV500D 否 普通双卷变 是(可选) 是 5
项目 额定功率（AC，kW） 最大输出功率(kW) 最大逆变器效率 欧洲效率 最大直流输入电压（V） 最大直流输入电流（A） MPPT电压（DC，V） 出口线电压（AC，V） 保护功能 功率因数 电流总谐波畸变率（%） 外壳防护等级 长×宽×高（mm） 重量（kg） INV500D 500 550 98.3% 97.7% 900 1200 300-850 400 过/欠压保护，过/欠频保护，防孤岛效应保护，过流保护，防反放电保护，极性反接保护等。 ≥0.99（额定功率） < 3% (额定功率) IP20 2120*1200*1000 1200 1.1 功能配置 1.1.1 紧急关闭按钮。紧急关闭按钮开关安装在交流电部分的柜门上，它是逆变器人机界面的一个组成部分。当按下紧急关闭按钮时，逆变器将立即关机。紧急关闭按钮具有一个“旋扭—释放”机制以切断开关和回归正常操作。
1.1.2 直流电断电开关（DS1）。为了使维修工作更加安全，所有的PowerGate® Plus光伏逆变器都配有一个直流开关（DS1）以隔离太阳能电池板的两极和逆变器。这个开关（包括一个电气联锁装置）还可以用于切断设备的电源。
1.1.3 交流断路器（CB1）。用于隔离逆变器和电网。
1.1.4 通断开关。该开关设为“关闭”状态时，逆变器立即关机。该开关还可切断交流电输出接触器，从而阻止向电网输出电流。
1.1.5 接地电阻监控。用于测量接地载流导体的电阻值。如果电阻低于给定值，逆变器将自行关闭。客户可以使用人机界面（HMI）调整这个给定值。 1.1.6 远程通信与控制。
1.1.7 外控电源。为逆变器提供交流电。 1.2 逆变器运行状态
逆变器有四种。即运行、逆变器控制、逆变器的运行启动、关闭状态。运行启动或关闭功能允许
用户通过本地方式（人机界面）或远程方式（通过通信链路发送断开指令）开启或关闭逆变器。此功能通过上述控制方式启动或关闭逆变器（并非立即关闭通断开关）。 1.3 逆变器的启动条件
如满足下列所有条件，逆变器将自行启动 1.3.1 逆变器处于“待机”状态（即无故障） 1.3.2 启用逆变器
1.3.3 电网运行正常，即电网的电压和频率在超过5分钟的时间范围内保持在特定范围内（可调整参数）
1.3.4 直流电输入电压在超过30分钟（可调整参数）的时间范围内一直高于300伏（可调整参数）。 1.4 逆变器的关闭条件
1.4.1 逆变器处于“运行”状态时，以下任何一种情况将导致逆变器处于“停止”状态：
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1.4.2 逆变器接收“断开”指令（来自人机界面或远程通信链路）； 1.4.3 逆变器检测到线路的电压或频率出现故障;
1.4.4 交流电输出功率或直流电流在超过10分钟的时间范围内一直为零值（此默认时间可通过人机界面进行调整）。
1.5 逆变器检查项目
1.5.1 风冷装置运行良好。 1.5.2 面板参数正常。 1.5.3 没有报警信号。
2 设备规范 2.1 光伏组件 型号 最大输出功率 最佳工作电流 最佳工作电压 开路电压 短路电流 工作温度 最大系统电压 最大串联电流 输出功率公差 光电转化效率 组件尺寸 组件重量 2.2 逆变器 名称 交流输出 最大效率 待机损耗/夜间功耗 最大输入电压 MPPT电压范围 输出电压 噪声 平均无故障时间 2.3 升压变 名称 型号 额定容量 额定电压 额定电流
SF220-30-1P230Wp 230W 5.23A 44 V DC 54.56V DC 5.75 A -40 ℃~+85℃ 1000V DC 15A 0～+3W 14.3% 1638 x 982 x 42mm 20kg 数据 1040A 98.5% <100W DC930V 450—820V 输出电压能够满足电网电压波动范围 ≤60dB ≥10年 数据 ZSSCB10-1100/38.5 1100KVA 38500±2×2.5%/315X2V 8.25X2/1008X2A
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SF220-30-1P50 Wp 50W 1.17 A 43 V DC 62 V DC 1.42 A -40 ℃~+85℃ 1000V DC 15A 0～+3W 14.3% 1245 x 635 x 7.5 mm 20kg 名称 功率 频率 功率因数 总电流波形畸变率 直流输入对地 直流与交流之间 进出线方式 使用寿命 名称 负载损耗 空载损耗 高压绕组绝缘等级 低压绕组绝缘等级 数据 500KW 50 Hz±2% 0.99 <3% 2000V（AC） 2000V（AC） 下进下出 25年安全可靠运行 数据 4.608KW 1.067KW F F
空载电流 频率 接线组别 冷却方式 相数
2.4 蓄电池 2.4.1 蓄电池组 蓄电池类型 型号 容量(Ah) 电压等级(V) 10h放电率 电流(A) 放电终止单瓶电压(V/只) 阀控式密封铅酸蓄电池 GFM-100 100 220 160 1.87 2×104 数据 三相四线 50±5%Hz 380V±20% 450±5V 310±5V 220 295±5V 198 ≤±0.1% 2.35×104 198-300 ≤±0.5% 2.23×104 198——300 ≤±0.3% 0.329% 50 Hz Dyn11yn11 AN/AF 3相 短路阻抗 绝缘水平 空载损耗 负载损耗 生产厂家 6.58% LI170AC70/ AC3 2690W 8830W 保定天威顺达变压器有限公司 电瓶数(只) 2.4.2 高频模块 名称 相数 交流额定频率(Hz) 过压保护(关机) 欠压保护 直流系统电压 输出过压保护 输出欠压 波纹系数 直直流输出 均充 方式 浮充 方均衡电压(V) 电压调节范围 恒流精度 浮充稳压(V) 自动稳压范围(V) 输入 额定电压(V) 稳压精度 式 2.5 35kV开关柜 名称 型号 系统标称电压（kV） 设备最高电压（kV） 额定频率（Hz） 数据 ZN85—40.5/T－1250A－25KA 35 40.5 50 8
额定电流（A）柜体主母线 进线柜（A） 出线柜（A） 热稳定电流4s 动稳定电流（峰值kA） 雷电冲击耐压（峰值kV） 2.6 35KV隔离刀闸 名称 型号 额定电压 额定电流 额定工频耐压 1min 额定短时耐受电流 4S 系统标称电压（kV） 设备最高电压（kV）
2.7 400V低压开关柜 名称 额定电压 额定电流 额定绝缘电压 冲击耐受电压 1min 2.8 汇流箱（1MW） 名称 型号 电压 额定频率（Hz） 额定电流（A）柜体主母线 数据 400V 100A 800V 8KV 数据 XHL DC1000V 200A 1250A 1250A 630A 25kA 63 185 数据 GN27-40.5 40.5KV 1250A 95KV 31.5KA 380V/220V 440V 编号 XHL1011059 2.9 35KV高压交流真空负荷开关-熔断器组合电器 名称 型号 额定电压 额定电流 额定雷击耐受电压 额定工频耐受电压 额定短路开断电流 熔断器规格 4.10 35KV三项组合式大容量过电压保护器 型号
数据 FZRN21-40.5 40.5KV 50A 185KV 95KV 20KA 40.5/1250-16 DRBQ1-R-35/1000 9
避雷器额定电压 系统标称电压 生产厂家 4.11 35KV交流真空快速断路器 型号 工频耐压 控制电压 额定电压 额定电流 4.12 35KV母线电压互感器 型号 额定频率（Hz） 额定电压比（KV） 出线端标志 35：35：35：351KV 35KV 西安安捷迅电气公司 VFC-40.5/1250-25 85KV 220V 40.5KV 1250A JDZX11-35R 50Hz 准确级 0.2级 3P级 6P级 2010年 额定输出 20VA 50VA 100VA 11月 /0.1: /0.1: 3 1a-1n 2a-2n da-dn 2*300VA 333/0.1: 3 极限输出
3 主接线方式
3.1 主系统
3.1.1 本期工程10MW发电容量以太阳能发电单元—升压变压器接线方式接入35kV配电室。35kV配电室本期进线2回，出线1回，为单母线接线。升压变压器采用三相1100kVA双分裂变压器。光伏组件阵列、直流汇流箱、逆变器及升压变压器以单元为单位就地布置，经35kV电缆接至35kV配电室。 3.1.2 升压变高压侧中性点采用经电阻接地（以艾山110KV变电站35KV接地方式为准）。 3.2 35kV配电装置接线方式
3.2.1 本期站内35kV配电装置采用单母线接线。进线及出线均采用电缆方式。
3.2.2 35kV配电装置内设备的开断电流≥25kA；动稳定电流≥63kA，热稳定电流≥25kA，短路持续时间≥4s。进线侧额定电流≥630A；出线侧额定电流≥1250A。
3.2.3 35kV配电装置采用户内金属封闭开关设备，预留扩建位置。 3.3 逆变器接线方式
本电站为100MW并网光伏电站，本期10MW，系统没有储能装置，太阳能电池将日光转换成直流电，通过逆变器变换成交流电，通过升压变升压至35KV，将电力输送到电网。有阳光时，光伏系统将发出的电输入电网，没有阳光时不发电。当电网发生故障或变电站由于检修临时停电时，光伏电厂也会自动停机不发电；当电网恢复后，并网逆变器将自动采集并追踪交流侧的电压、频率及相位等并网条件，再通过自身调整达到同期条件后，合上自带的并网开关，而自动恢复并网发电。 3.4 站用电接线方式
站用电源，东侧由35kV母线引接一路，变压器容量315KVA；10kV引接一路，变压器容量315KVA,两路电源互为备用，提高站用电的可靠性。 4 配电装置运行规定
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4.1 配电装置通则
4.1.1 配电装置及所属设备应进行巡回检查并定期进行闭灯检查和红外线测温检查。 4.1.2 配电装置的金属外壳、构架、中性点应接地良好。 4.1.3 配电装置的通风设备、照明设备及闭锁装置完好。
4.1.4 配电装置应无漏油、漏气、漏水及可能引起不安全的现象。 4.1.5 配电装置的防护栏，门窗完好。
4.1.6 配电装置及所属设备应按其规定参数运行。
4.1.7 配电装置所属设备在允许过负荷运行时，应加强监视，外部设备发生短路故障后，应对有关设备进行详细的外部检查。
4.1.8 新安装或检修后的配电装置，必须按照部颁《电气设备预防性试验标准》及有关规定试验合格后方可投运，否则需经总工程师批准才可投入。
4.1.9 新安装或检修后的配电装置，必须作一次远方分、合闸试验合格，实验时应避免设备带有电压，拒绝分、合闸的断路器、刀闸禁止投入运行或备用。
4.1.10 配电装置的保护正常运行时必须投入，特别是带电清扫和母线倒换操作时母线保护必须投入。 4.2 断路器运行规定 4.2.1 投运前的检查
4.2.1.1 查检修工作票已结束。
4.2.1.2 查断路器本体及其周围无杂物，基础无下沉、倾斜。 4.2.1.3 拉开所有接地刀闸并拆除地线及临时安全措施。 4.2.1.4 绝缘瓷瓶、套管应清洁，无破损及裂纹等痕迹。 4.2.1.5 断路器分合闸指示器指示位置与实际位置相符。 4.2.1.6 断路器就地/远方控制开关在“远方”位置。 4.2.1.7 断路器就地“分”“合”闸按钮完好。
4.2.1.8 断路器储能电源开关投入，加热器和照明电源应投入。 4.2.1.9 断路器主跳、副跳电源正常。 4.2.1.10 二次接线应完好。
4.2.1.11 测控装置电源投入正常，电源指示灯、运行灯亮。 4.2.1.12 测控装置本地、远方选择开关在遥控位置。 4.2.1.13 测控装置的通讯端口收、发信号指示正常。 4.2.1.14 检查保护投入正确。
4.2.1.15 路器辅助接点切换良好，断路器位置与监控系统显示一致。 4.2.2 运行中检查项目
4.2.2.1 断路器本体及其周围无杂物。 4.2.2.2 断路器储能机构正常。
4.2.2.3 瓷瓶、套管应清洁、无裂纹、放电、闪络等现象。 4.2.2.4 断路器接头处无过热，变色现象，无异常声响。 4.2.2.5 分合闸位置指示器或信号与断路器实际位置相符。
4.2.2.6 断路器控制箱、机构箱内设备运行良好，断路器控制箱柜门、断路器就地端子箱柜门关闭。
4.2.2.7 监控系统没有断路器控制回路断线，分合闸闭锁。
4.2.2.8 机构箱电热器运行正常，断路器机构箱及端子箱接地良好。 4.2.2.9 断路器的标识牌完好。 4.3 无功补偿运行规定 4.3.1 运行中检查项目
4.3.1.1 室内温度，通风情况，注意室内温度不应超过40℃。 4.3.1.2 保持室内清洁卫生。
4.3.1.3 经常检查SVG是否有异常响声，振动及异味。
4.3.1.4 经常检查变压器柜、功率柜滤尘网是否通畅；散热风机运转是否正常。
4.3.1.5 经常检查所有电力电缆、控制电缆有无损伤，电力电缆冷压端子是否松动，高压绝缘热缩管是否松动。
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4.3.2 定期维护规定
4.3.2.1 每运行半年，应对电路板，风道上的粉尘进行一次全面的清扫，建议使用吸尘器。 4.3.2.2 每运行半年，应对变压器所有进出线电缆、功率单元进出线电缆紧固一遍。 4.3.2.3 长期存放的SVG 须在2年内作一次通电试验，通电前须作耐压试验。 4.3.3 维护注意事项
4.3.3.1 操作人员必须熟悉本设备的基本原理和功能特点，熟悉设备的结构和操作方法，无关人员不得对设备进行操作、维护、检修等工作！
4.3.3.2 SVG停电后，功率单元直流母线仍然有残余电压，必须在电容器充分放电，并用万用表直流电压档测试后，方可对功率单元进行维护！
4.3.3.3 不得在SVG运行时打开柜门，此操作可能会对人员造成伤害！维护过程中，应防止异物落入设备内。
4.4 特殊条件下的检查项目
4.4.1 大风及沙尘天气应对组件及支架进行详细检查。
4.4.2 大雾、雨、下雪天气时各瓷瓶，不应有异常放电声和闪络现象，设备有无进水，受潮，结冰，交流系统有无出现接地信号，直流有无接地，保护有无异常信号。
4.4.3 气温巨变时变压器、断路器等设备是否正常，有无设备冻裂，金属部分有无受到应力而变形。检查电控箱、操作箱、逆变器电热器投入运行正常。
4.4.4 冰雹、雷雨后，应对对组件接地线及汇流箱进行外部检查。
4.4.5 短路故障跳闸后或系统冲击后应检查隔离开关，电流互感器，断路器的各附件，引线有无变形、发热、断股、松动现象；导流设备有无过流发热变色现象；各逆变器有无跳闸；保护动作是否正确；电压互感器、配电变压器的熔断器是否熔断。 4.5 保险的运行和维护
4.5.1 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），不得任意放置容量不适当的保险。
4.5.2 汇流箱各负载保险具上及现场的结线图上应标明所放保险的额定电流，并符合经批准的保险整定值表的数值。
4.5.3 保险额定电流按现场图纸和保险整定值记录簿执行。 4.5.4 更换保险的操作原则
4.5.4.1 更换保险时，应遵守《电业安全工作规程》的有关规定； 4.5.4.2 更换低压保险时，有闸刀者应将刀闸拉开，无刀闸应戴绝缘手套将保险具取下进行更换； 4.5.4.3 更换电压互感器高压侧保险时，除将闸刀拉开外，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装置误动作的相应措施；
4.5.4.4 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（操作方法见《继电保护及自动装置运行规程》）。
4.5.4.5 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，应检查确证接触好，回路畅通。
4.5.5 各种保险、熔具取下后应规定放置和管理，各开关室、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。
4.5.6 汇流箱的保险更换时，应戴绝缘手套，且先断分支保险，再断总保险。 4.6 直流系统运行规定 4.6.1 概述
4.6.1.1 本期装设一组220V阀控式铅酸免维护蓄电池组。为电站系统内的控制、测量、信号、继电保护、自动装置等控制负荷和系统交流UPS电源等负荷提供直流电源。
4.6.1.2 蓄电池设置两套高频开关电源充电装置及微机型直流绝缘监察装置，220V蓄电池容量暂定为100Ah，直流系统采用辐射供电方式。直流系统包括蓄电池组、充电器、直流馈线屏等。 4.6.2 运行规定
4.6.2.1 220V直流蓄电池组正常运行时为浮充方式，浮充电压分别保持在231V～234V，均衡充电也应分别保持在242～246V。
4.6.2.2 220V直流母线电压正常允许在220V士5%内运行。
4.6.2.3 正常运行时高频开关型整流器自动进行浮充，微机型在线电池监测仪、和微机直流电池
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测温装置都投入自动。
4.6.2.4 正常运行时热控、电气的控制、保护、自动和调节装置没有做过直流拉合试验的直流电源不得中断其供电。确实需要中断供电的必须做好防范措施，经调度部门或总工程师批准后，退出有关保护装置的压板防止保护、自动装置误动作。
4.6.2.5 直流系统的熔断器上下级应严格按照冗余配合，当直流系统发生短路、冲击时，必须仔细检查各级熔断器是否完好，空气开关是否跳闸。如果熔断器熔断或开关跳闸，则应查明原因尽快恢复。
4.6.2.6 直流屏上各回路配备的熔断器，在调试及投运前应进行各级熔断器拉、合直流试验，以防各级熔断器配合不当，引起保护误动或越级跳闸。
4.6.2.7 启动充电前，应检查直流母线电压和整流器的运行情况，充电装置启动后，应加强对整流器工作状态及母线电压的检查和监视。
4.6.2.8 整流器可在浮充电、均衡充电方式下运行，它们对应着不同的充电电压值，浮充电电压和均衡充电电压可以根据要求调整。
4.6.2.9 直流系统的对地电压正常为±110V，当直流系统对地电压低于75V时即认为直流系统绝缘降低或接地，直流接地时应尽快查找消除，查找直流接地时应退出有关的保护装置防止其在查找过程中和送电过程中误动作。 4.7 绝缘电阻规定
4.7.1 蓄电池组绝缘电阻用高内阻电压表测量不低于0.2MΩ。
4.7.2 全部直流系统(不包括蓄电池)用500V摇表测量不低于0.5MΩ。 4.7.3 直流母线用500V摇表测量不低于50MΩ。
4.7.4 充电装置只允许测量对地绝缘，直流侧>1MΩ；交流侧>2MΩ。 4.8 直流系统并列运行规定
4.8.1 直流系统并列必须极性相同，电压相等方可并列切换。 4.8.2 新投产、大小修后必须核对极性。
4.8.3 严禁两个直流系统在发生不同极性接地时并列。
4.8.4 在直流I，II系统并列运行合联络开关前，应退出一套直流系统绝缘监测装置后方可并列。 4.9 检查维护规定
4.9.1 蓄电池检查项目
4.9.1.1 蓄电池室温度应经常保持在5℃～35℃(最好在20℃～25℃范围内使用寿命最长)。在此范围外使用，会促进电池劣化，引起冻结，异常发热，破损及变形。
4.9.1.2 不要让水将蓄电池弄湿，否则有可能导致蓄电池的损伤及火灾。另外，还有可能使蓄电池的端子、连接板、连接导线被腐蚀。
4.9.1.3 在UPS等转换器上使用时，要注意不要使转换器的回路电流流入电池。
4.9.1.4 蓄电池室内禁止烟火，照明使用防爆灯具，如在工作中有可能产生火花的作业，必须采取安全可靠的措施后方可工作。另外蓄电池附近不要安装易产生火花的装置(如开关、保险丝等)。
4.9.1.5 蓄电池电解液是稀硫酸，若沾到眼睛、皮肤上应立即用大量的清水冲洗，严重时应立即送往医院治疗。
4.9.2 蓄电池定期检查项目
4.9.2.1 检查浮充电中的蓄电池电压显示是否正常。
4.9.2.2 检查蓄电池的外壳、端盖上的设备有无裂纹、变形等损伤及液漏。 4.9.2.3 接头连接线无松动、无过热、无腐蚀并涂有凡士林油。 4.9.2.4 检查蓄电池外壳有无灰尘及脏污情况。
4.9.2.5 检查电池外壳、台架、连接板、端子等有无生锈现象。 4.9.2.6 定期测定蓄电池的端子或电池外壳表面温度。 4.9.3 直流配电装置检查项目
4.9.3.1 配电装置室内应保持清洁，消防器材齐全，温度正常，无焦臭味。 4.9.3.2 室内应通风良好、干燥，配电盘表面光泽完好，无碰撞、破损痕迹。 4.9.3.3 配电盘面各指示灯正常，母线电压表正常。 4.9.3.4 盘面各开关、刀闸位置正确。 4.9.3.5 熔丝配置正确，无熔断现象。
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4.9.3.6 盘内各元件无过热、松动，无异常声响。 4.9.3.7 母线绝缘良好，无绝缘降低信号。 4.9.3.8 液晶屏各参数显示正确。
4.9.3.9 各充电模块上的电源指示灯亮，无告警信号，模块输出电压和电流正常。 4.9.4 操作前检查
4.9.4.1 收回有关工作票，拆除安全措施，检查直流系统内各设备及周围应清洁，无遗留工具及杂物。
4.9.4.2 各仪表、控制、信号及保护的二次回路正确，接线良好，无松动。 4.9.4.3 各直流电器设备应完好。
4.9.4.4 开关、刀闸等机构灵活，无卡涩现象。
4.9.4.5 充电装置在新投产或检修后，投运前必须核对相序、极性等。 4.9.4.6 检查备用充电装置能正常切换。
4.9.4.7 检查充电装置输出极性与蓄电池极性相同(新投产或检修后应检查)。 4.9.4.8 检查充电装置交流进线电源正常。
4.9.4.9 检查充电装置各充电模块的交流进线开关在断开位置。
4.9.4.10 检查充电装置内各元件完好，无异物、无异味，外壳接地良好。盘面上的液晶屏、指示灯、各操作按钮等完好。
4.9.4.11 充电装置内速断熔丝、各控制熔丝完好。
4.9.4.12 必要时可送上充电装置交流电源，进行充电装置空升试验。 4.9.5 充电装置投入
4.9.5.1 启动前对充电装置进行全面检查。 4.9.5.2 送上充电装置交流电源。
4.9.5.3 合上充电装置各充电模块的交流开关。 4.9.5.4 检查充电装置盘面上的“电源”指示灯亮。
4.9.5.5 检查“手动/自动”选择开关打到“自动”位置。 4.9.5.6 检查充电装置盘面上液晶屏状态显示正确。
4.9.5.7 检查充电装置盘面上液晶屏输出电压正常、电流显示为零。 4.9.5.8 将充电装置输出开关切至馈电母线侧。 4.9.5.9 母线联络开关切至蓄电池侧。
4.9.5.10 检查充电装置输出电压、电流表指示正确。
4.9.5.11 检查充电装置盘面上液晶屏输出电压、电流显示正确。 4.9.6 充电装置的停用
4.9.6.1 母线联络开关切至另一段母线。 4.9.6.2 盘面上液晶屏输出电压、电流正常。 4.9.6.3 切充电装置的输出开关至中间位置。 4.9.6.4 检查充电装置输出电压正常、电流为零。 4.9.6.5 拉开充电装置各充电模块的交流开关。 4.9.6.6 拉开充电装置交流电源总开关。 4.10 电力电缆运行规定
4.10.1 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%。 4.10.2 电缆原则上不允许过负荷，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。
4.10.3 放置电缆的电缆沟、电缆小室应定期进行检查。
4.10.4 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。
4.10.5 运行中的动力电缆导体温度最高不得超过90℃，控制电缆导体温度最高不得超过60℃。 4.10.6 电缆正常运行时应无发热、变色、有胶臭味等现象。
4.10.7 在放置电缆的电缆沟、电缆小室处进行接触火源的工作，必须使用动火工作票，并制定严格的防范措施。
4.10.8 电缆附近应无较强的热源。
4.10.9 放置电缆的电缆沟、电缆小室的盖板、门窗、支架、防火设施应牢固，齐全完好，无积水、积
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油，无堆放易燃易爆及腐蚀性物品等。 4.11 变压器运行规定
4.11.1 变压器并列运行的基本条件
4.11.1.1 联结组别相同。
4.11.1.2 变压器的电压变比相等。 4.11.1.3 短路阻抗相等． 4.11.1.4 容量比不得超过3:1 4.11.1.5 三相电压相序相同。
4.11.2 变压器在额定冷却条件下，可按铭牌参数长期连续运行。 4.11.3 变压器的运行电压波动范围为，额定电压的±5%，额定容量不变时加在各绕组的电压不得超过额定值得105%。
4.11.4 运行或备用中的变压器应定期进行巡视，并监视其绕组和铁芯温度，或采用红外线测温仪测量变压器的线夹、绕组、铁芯、接头、套管的温度。
4.11.5 如果变压器冷却器不能恢复运行时，应采取有效措施转移负荷，或申请停运该变压器，严禁变压器超温运行，大型油浸变压器正常运行时至少有一组冷却器备用。
4.11.6 当变压器有较严重的缺陷(如：冷却系统不正常，有局部过热等异常现象)，不应超过额定电流运行。
4.11.7 场用系统干式变压器的温度允许高于90℃运行，但不得超过110℃。
4.11.8 场用系统干式变压器能够随时投入运行，并允许在正常环境温度下，承受80%的突加负载。 4.11.9 干式变压器在环境温度0℃-50℃时，可带105%负荷长期运行。
4.11.10 新投运的变压器或更换绕组后的变压器，应投入全部保护，从高压侧空投3次，以检查励磁涌流下的继电保护动作情况。
4.11.11 干式变压器正常运行时的检查项目
4.11.11.1 冷却风机运行正常，温控器面板上电源指示正常，变压器温度显示正常。 4.11.11.2 变压器声音正常，无异味，变色或振动等情况。 4.11.11.3 引线接头，电缆，母线无过热现象。
4.11.11.4 变压器周围无漏水，及其它危及安全的现象。 4.11.11.5 变压器前、后柜门均关闭。
4.11.11.6 变压器中性点接地装置运行良好。 4.12 互感器的运行规定 4.12.1 互感器的一般规定
4.12.1.1 在任何情况下，电压互感器二次侧严禁短路，电流互感器二次侧严禁开路。 4.12.1.2 运行中的电压互感器有明显故障时，严禁直接将故障电压互感器停运。
4.12.1.3 新安装、更换或检修后的互感器应检查相关试验合格，并由继电保护人员核对变比、相序、相位和保护定值正确，作好记录。
4.12.1.4 互感器二次出现开路或（短路）时，应申请将有关保护装置退出，以防保护装置误动，当危及人身安全和设备安全时可将互感器停运。
4.12.1.5 停运电压互感器时，应先停直流电源，后停交流电源，送电时相反。 4.12.1.6 电压互感器严禁从低压侧充电。 4.12.2 在电压互感器二次侧接取电压时，必须在靠近电源侧加装合适的熔断器，熔断电流必须与上一级熔断器进行配合,以防互感器二次短路、造成保护误动、熔断器越级熔断。 4.12.3 电压互感器运行中的检查项目
4.12.3.1 仪表指示正常，保护装置无异常报警信号。
4.12.3.2 无焦味，铁芯无噪音、无铁磁谐振噪音、放电噪音，无异常振动。 4.12.3.3 外部无变形变色，瓷瓶清洁，无污闪及破损，放电间隙完好正常。。 4.12.3.4 各接头无脱落，松动，导电部分及铁芯无发热、放电现象。 4.12.3.5 电压互感器、电流互感器二次侧接地良好。
4.12.3.6 电容式电压互感器的电容器无放电，漏油，过热现象。 4.12.4 正常运行中电流互感器检查项目
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4.12.4.1 接头及导电处应无过热，烧红等现象。
4.12.4.2 电流互感器应无异音振动、噪音、放电、过热现象等。 4.12.4.3 瓷瓶应清洁完好，无破损痕迹。 4.12.4.4 接地线应完整良好。
4.12.4.5 电流互感器所接仪表、保护装置正常。 4.13 UPS系统电源
本期电站内设一套220V UPS系统。额定容量为5kVA。其直流电源由220V直流系统提供，其交流电源由PC段电源提供。 4.13.1 UPS检查项目
4.13.1.1 各电源开关均在合位，输入电压正常。
4.13.1.2 在正常运行方式及蓄电池运行方式时，手动旁路开关必须置“自动”位置。 4.13.1.3 控制面板上指示灯指示正确，与运行方式相符，无报警信号。 4.13.1.4 UPS装置输出电流、电压、频率正常。
4.13.1.5 盘内各元件清洁干燥无异常电磁声、无异味，接头处无过热现象。 5 操作规定
5.1 倒闸操作规定
5.1.1 电气设备操作必须按照《电业安全工作规程》发电厂和升压站电气部分的规定进行。 5.1.2 除紧急情况外，交班前30分钟不宜进行电气倒闸操作。
5.1.3 35kV电气设备（包括二次设备）均有调度部门负责调度管理，所辖设备的操作除事故情况以外，必须得到调度部门的同意方可操作，操作完毕必须及时汇报调度部门。
5.1.4 电气设备和系统运行方式改变或进行重大调整时，必须向下一班交代清楚。 5.1.5 倒闸操作均应填写操作票或命令票，拉、合开关的单一操作可不填写操作票。
5.1.6 事故处理或紧急情况时，可不填写操作票或命令票，但事后应立即汇报主值，并做好详细的记录。
5.1.7 电气设备倒闸操作除单一操作外，其他操作必须由两人进行。 5.1.8 严禁约时进行停、送电。
5.1.9 特殊情况下可以在升压站就地进行操作。 5.2 倒闸操作基本步骤
5.2.1 调度（或站长）正式发布操作指令，并复诵无误。 5.2.2 由操作人填写操作票。
5.2.3 审票人审核工作票，发现错误应由操作人重新填写。
5.2.4 监护人与操作人相互考问和预想并提出操作危险点，签危险点控制单。 5.2.5 操作人按操作步骤逐项预演，核对操作步骤的正确性。
5.2.6 准备必要的安全工具、用具、钥匙、并检查绝缘板、绝缘靴、令克棒、验电笔等完好。 5.2.7 监护人逐项唱票，操作人复诵，并核对设备名称编号相符。
5.2.8 监护人确认无误后，发出允许操作的命令“正确 执行”；操作人正式操作，监护人逐项勾票。 5.2.9 对操作后对设备状态进行检查。
5.2.10 向调度汇报操作任务完成并做好记录，操作票盖“已执行”章。 5.2.11 对已操作过的设备进行复查。
5.2.12 调度（或站长）正式发布操作指令，并复诵无误。 5.3 倒闸操作原则
5.3.1 操作前、后必须确认设备的状态和编号，以防止走错间隔或带负荷拉、合隔离开关。 5.3.2 严禁非同期并列，严禁误停电、误送电，严禁带负荷拉、合闸及带地线合闸，严禁带电挂接地线。
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5.3.3 线路、母线、停电操作顺序为：先断开断路器，确认断路器已断开后，拉开负荷侧刀闸，然后拉开电源侧刀闸。
5.3.4 线路、母线送电操作顺序为：先确认断路器断开后，合电源侧刀闸，然后合负荷侧刀闸， 最后合上断路器。
5.3.5 变压器送电时应先合高压侧（带保护侧）断路器，后合低压侧断路器。
5.3.6 35kV变压器对于中性点接地系统的变压器进行停、送电前都应先将中性点接地刀闸合上，操作结束后再根据调度要求对中性点接地方式进行调整。
5.3.7 正常情况下母线不得带负荷停、送电(事故处理时除外)。
5.3.8 电气设备停、送电，改变运行方式时，如涉及到继电保护的定值配合、灵敏度、系统配合，应按继电保护的有关规定执行。
5.3.9 操作过程中严禁破坏设备的任何闭锁装置。 5.3.10 操作过程中严禁拆除正在使用的安全标志和围栏。 5.3.11 操作过程中严禁跳项操作。
5.3.12 没有正确核对相序、相位、压差、频差的系统或无同期装置的设备不得并列。 5.4 母线、变压器的操作
5.4.1 母线、变压器操作的原则
5.4.1.1 变压器及母线停运或方式切换前，应认真检查负荷转移情况，短时停电时，要做好事故预想，防止因部分设备突然失电造成其它系统运行异常或故障。
5.4.1.2 母线停电检修时，必须将该母线上的所有电源、负荷开关进行隔绝；当所带负荷为双电源负荷时，应将对侧开关同时停运，防止返送电。
5.4.1.3 母线投运前，必须检查工作票结束，设备清洁无杂物，无遗忘的工具，无短路接地线，并对准备恢复送电的设备所属回路进行认真详细的检查，确认回路的完整性，符合运行条件。
5.4.1.4 母线投运前，应测量母线绝缘良好。
5.4.1.5 对于双电源母线，在送电前应核对各电源相位一致。
5.4.1.6 母线投运时，应先投运母线电压互感器，后投运母线电源开关；停运时，应7）先停运母线电源开关，后停运母线电压互感器。
5.4.1.7 变压器投入时，应先合电源侧开关，后合负荷侧开关，停运顺序相反，禁止由低压侧向变压器充电。
5.4.1.8 变压器和电压互感器的停电必须将高、低压两侧开关断开并停电隔离，防止低压侧向设备反送电。
5.4.1.9 35KV 或400V母线运行中，如要退出母线电压互感器，必须先断开直流电源开关，后断开交流二次开关，投入时与上述操作相反，防止引起低电压保护动作。 5.4.2 35KV开关由运行转检修操作票步骤
5.4.2.1 得调度令 5.4.2.2 检查站用电源已切换 5.4.2.3 检查查所有逆变器停运
5.4.2.4 捡查母线上所有负荷开关在柜外 5.4.2.5 断开开关 5.4.2.6 检查开关确断
5.4.2.7 将开关摇至试验位置 5.4.2.8 取下开关二次插件 5.4.2.9 将开关摇至柜外 5.4.2.10 断开开关储能开关 5.4.2.11 断开开关操作电源 5.4.2.12 停35KV母线PT
5.4.2.13 退出35KV母线及开关相关保护 5.4.2.14 根据工作票做相关安全措施
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5.4.3 35KV开关由检修转运行操作步骤
5.4.3.1 检查35KV开关检修工作票已全部结束，且工作票已收回 5.4.3.2 拆除35KV开关回路所有安全措施 5.4.3.3 检查35KV开关回路完好无遗物 5.4.3.4 测35KV母线绝缘良好 5.4.3.5 送35KV母线交直流电源 5.4.3.6 送35KV母线PT
5.4.3.7 检查开关保护投入正确 5.4.3.8 合上开关操作电源开关 5.4.3.9 检查开关本体完好 5.4.3.10 检查开关确断
5.4.3.11 将开关摇至试验位置 5.4.3.12 给上开关二次插件 5.4.3.13 将开关摇至工作位置
5.4.3.14 检查开关三相触头接触良好 5.4.3.15 合上开关储能开关 5.4.3.16 合上开关
5.4.3.17 检查35KV母线电压正常 5.4.4 UPS开机操作
5.4.4.1 合上UPS旁路电源输入开关（CB2）。
5.4.4.2 合上UPS主路电源输入开关（CB1）后等待5到10秒。 5.4.4.3 BYASS-IN；BYASS常亮。
5.4.4.4 合上UPS直流电源输入开关（CB5）。 5.4.4.5 合上UPS输出开关（CB3）。
5.4.4.6 按面板ON按键,LCD显示屏亮起。 5.4.4.7 约20秒BYASS灯灭，INVERTER常亮。 5.4.5 UPS停机操作
5.4.5.1 按面板OFF键
5.4.5.2 断开UPS输出开关（CB3）
5.4.5.3 断开UPS直流电源输入开关（CB5） 5.4.5.4 断开UPS主路电源输入开关（CB1） 5.4.5.5 断开UPS旁路电源输入开关（CB2） 6 监控系统
6.1 一般规定
6.1.1 严禁对运行中的监控系统断电。
6.1.2 严禁更改监控系统中的参数、图表及相关的操作密码。
6.1.3 严禁将运行中的监控机退出监控窗口。严禁在监控机上安装与系统运行无关的程序。严禁在监控机上使用U盘等一切外接设备。
6.1.4 在监控机中操作断路器时，对其它设备的操作不得越限进行。 6.1.5 监控系统出现数据混乱或通信异常时，应立即检查并上报。 6.1.6 运行人员应熟悉有关设备的说明书，并对打印的资料妥善保管。 6.2 运行维护规定
6.2.1 检查监控机电源运行是否正常，有无告警信号。
6.2.2 检查监控系统通信是否正常，显示器中各数据指示是否正确。 6.2.3 检查监控窗口各主菜单有无异常。
6.2.4 检查打印机工作是否正常，打印纸是否够用。
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6.2.5 检查各软、硬压板是否正确投、退。 7 逆变器
7.1 配置和功能
7.1.1 紧急关闭按钮。紧急关闭按钮开关安装在交流电部分的柜门上，它是逆变器人机界面的一个组成部分。当按下紧急关闭按钮时，逆变器将立即关机。紧急关闭按钮具有一个“旋扭—释放”机制以切断开关和回归正常操作。
7.1.2 直流电断电开关（DS1）。为了使维修工作更加安全，所有的PowerGate® Plus光伏逆变器都配有一个直流开关（DS1）以隔离太阳能电池板的两极和逆变器。这个开关（包括一个电气联锁装置）还可以用于切断设备的电源。
7.1.3 交流断路器（CB1）。用于隔离逆变器和电网。
7.1.4 通断开关。该开关设为“关闭”状态时，逆变器立即关机。该开关还可切断交流电输出接触器，从而阻止向电网输出电流。
7.1.5 接地电阻监控。用于测量接地载流导体的电阻值。如果电阻低于给定值，逆变器将自行关闭。客户可以使用人机界面（HMI）调整这个给定值。 7.1.6 远程通信与控制。
7.1.7 外控电源。为逆变器提供交流电。 7.2 逆变器运行状态
逆变器有四种。即运行、逆变器控制、逆变器的运行启动、关闭状态。运行启动或关闭功能允许
用户通过本地方式（人机界面）或远程方式（通过通信链路发送断开指令）开启或关闭逆变器。此功能通过上述控制方式启动或关闭逆变器（并非立即关闭通断开关）。 7.3 逆变器的启动条件
如满足下列所有条件，逆变器将自行启动 7.3.1 逆变器处于“待机”状态（即无故障） 7.3.2 启用逆变器
7.3.3 电网运行正常，即电网的电压和频率在超过5分钟的时间范围内保持在特定范围内（可调整参数）
7.3.4 直流电输入电压在超过30分钟（可调整参数）的时间范围内一直高于300伏（可调整参数）。 7.4 逆变器的关闭条件
7.4.1 逆变器处于“运行”状态时，以下任何一种情况将导致逆变器处于“停止”状态： 7.4.2 逆变器接收“断开”指令（来自人机界面或远程通信链路）； 7.4.3 逆变器检测到线路的电压或频率出现故障;
7.4.4 交流电输出功率或直流电流在超过10分钟的时间范围内一直为零值（此默认时间可通过人机界面进行调整）。
7.5 逆变器检查项目
7.5.1 风冷装置运行良好。 7.5.2 面板参数正常。
7.5.3 没有报警信号。 7.6 电池板的检查
7.6.1 检查所有的安装螺丝无松动，牢固可靠并且没有被腐蚀。 7.6.2 检查所有的电气连接牢固可靠并且没有被腐蚀。 7.6.3 检查连接电缆外皮无破损。 7.6.4 检查组件接地连接良好。
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7.6.5 电池组件表面清洁，无杂物或遮挡 7.6.6 检查电池组件无破损 8 继电保护及自动装置
8.1 保护装置的要求
8.1.1 继电保护及自动装置在运行中，须处于完好状态。
8.1.2 运行和备用中的设备，其保护及自动装置均应投入，不允许无保护的设备运行，对于主保护双重化的设备，禁止将两套主保护同时退出。
8.1.3 对继电保护及自动装置的二次回路检查、试验等工作一般应配合一次设备停电进行。并按要求办理工作票许可手续，禁止在运行中的保护盘柜及自动装置上做任何振动性质的工作，特殊情况下须做好安全措施或停用有关保护及自动装置。 8.2 保护装置的投退规定
8.2.1 继电保护及自动装置的投退、运行中运行方式的改变，必须由保护班人员书面交代。操作后均必须在《保护投退登记本》上登记。
8.2.2 变压器重瓦斯、纵差保护不得同时停用。
8.2.3 保护的投退必须申请调度同意总工批准后方可执行。
8.2.4 保护和自动装置的投入顺序：先投交流回路，后投直流回路，退出顺序与此相反。
8.2.5 投入跳闸保护压板前，必须用高内阻表（或万用表）验明压板一侧带电、一侧无电或两侧均无电方可投入。保护压板的投退必须由两人执行。
8.2.6 因一次系统运行方式改变，需改变保护运行方式时，运行人员可根据规程规定直接进行操作。 8.2.7 查找直流系统接地时，须采取可靠措施防止保护误动。直流系统大负荷投运造成直流系统不稳时，要注意防止保护装置误动。
8.2.8 值班人员发现运行或备用中的继电保护及自动装置有异常时，立即汇报值长，通知保护班处理。 8.2.9 对于带有交流电压回路的保护装置，如距离保护、过电压保护等，当其电压互感器停用或在其电压回路上有工作或处理故障时必须停用。
8.2.10 保护及自动装置检修后，必须有明确的书面交代，无明确结论者不得投运。
8.2.11 一次设备停运，而二次设备及保护装置没有检修工作时，运行人员只按规程规定退出相应保护压板，不得断开装置交直流电源。 8.3 保护装置的检查
8.3.1 运行人员每班应对继电保护及自动装置进行一次详细的检查。 8.3.2 继电保护及自动装置的直流、交流电源开关位置应正确。
8.3.3 保护压板的投退、装置所属各指示灯的指示情况符合当时运行方式的要求，无保护异常及事故动作告警信号，光字牌，各插件灯光指示正确。
8.3.4 微机型保护装置应完整，装置液晶显示信息正确，打印装置正常，微机保护柜门关闭。 8.3.5 保护装置无过热、冒烟等异常，运行中微机装置应无异音。 8.3.6 所有户外端子箱锁好，PT二次开关在投入位置，CT无开路现象。
8.3.7 各仪表指示正常，各端子接线无松动、外观无损伤、无异状、盘内无异物。 8.3.8 下列情况应对有关保护及自动装置进行详细检查。 8.3.9 检修后的保护或自动装置投入前后。
8.3.10 电气事故、系统冲击、波动或有报警信号后。 8.3.11 开关自动跳闸后。
8.3.12 电气设备受到振动、雨淋等其它外界侵袭时。 8.3.13 保护装置在运行中的注意事项
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8.3.14 禁止电子间及网控保护室内使用对讲机或其它通讯工具。 8.3.15 禁止随意操作装置上的键盘、开关、按钮、拨轮，禁止改变定值。
8.3.16 为保证打印报告的连续性，禁止乱撕乱放打印纸，妥善保管打印报告，定期检查打印纸是否充足，字迹是否清晰，当打印机故障时，应通知保护人员。
8.3.17 微机保护全停必须将微机保护的出口压板全部断开，禁止用断开保护直流电源的方法来代替。 8.3.18 装置运行中，当保护及自动装置异常时，立即汇报值长并通知继保班人员，向调度申请并得到批准后再将故障部分退出运行。
8.3.19 微机保护运行中要停运装置的所有保护，要先退出保护出口压板，再停运直流电源；运行中要停运某装置中的一种保护，只退出该保护的压板即可。
8.3.20 微机保护运行中装置的直流电源消失，应立即通知保护班人员，先退出保护出口压板，再进行处理。
8.3.21 设有检修状态压板的微机保护装置，在检修时投入该压板，装置正常运行时必须退出检修压板。 8.3.22 下列情况应停用整套微机保护装置，并退出相应保护压板 8.3.22.1.1 保护装置的工作电源消失。 8.3.22.1.2 继电保护人员修改定值。 8.3.22.1.3 装置内部作业。
8.3.22.1.4 微机保护装置使用的交流电压、交流电流输入/输出回路作业或异常。 8.3.22.1.5 当发生故障时，运行人员应进行下列工作 8.3.22.1.6 保护装置动作后，迅速检查保护及自动装置动作情况，根据设备故障性质、保护动作类型、报警信号分析其动作行为的正确性；若判断明显系拒动、误动和越级跳闸等异常行为要立即汇报相关领导，联系检修及保护班人员核实后再复归所有信号，查明原因并消除后方可重新投入。
8.3.22.1.7 保护装置动作后，必须详细记录动作时间、动作顺序、动作保护的名称、相关信号和动作原因等，不得遗漏其中任何一项；记录完整后经值长同意再由两人将保护复归。保护跳闸需强送电的开关，须将保护复归后才能送电。
8.3.22.1.8 保护动作后须查明原因方可重新投运，投运时须经总工同意,值长下令。
8.3.22.1.9 涉及电网的保护装置动作，要及时向调度汇报动作结果、原因和现象，并服从调度指挥处理。
8.4 运行注意事项
8.4.1 新安装保护装置投入运行后，施工单位应将定值通知单移交给继电保护和运行单位。
8.4.2 运行中的装置作改进时应有书面改进方案，按管辖范围经继电保护主管机构批准后方允许进行。改进后应做相应的试验，并及时修改图纸资料和做好记录，在运行检修记录中交待清楚。 8.4.3 运行中的微机继电保护装置直流电源恢复后，时钟不能保证准确时应校对时钟。
8.4.4 微机继电保护装置动作(跳闸或重合闸)后运行人员应按要求作好记录和复归信号，并将动作情况和测距结果立即向主管调度汇报，并通知维护人员。
8.4.5 运行人员应保证打印报告的连续性，严禁乱撕、乱放打印纸，妥善保管打印报告并及时移交继电保护人员。无打印操作时应将打印机防尘盖盖好，并推入盘内。
8.4.6 微机继电保护装置出现异常时，当值运行人员应根据该装置的现场运行规程进行处理，并立即向主管调度汇报，继电保护人员应立即到现场进行处理。 8.5 保护配置
8.5.1 逆变器保护配置
并网逆变器具有过/欠电压、过/欠频率、防孤岛效应、短路保护、逆向功率保护等多种保护功能，同时其电压（电流）总谐波畸变率较小，以尽可能减少对电网的干扰。每个逆变器具有自动检测功能，并能够随着太阳能组件接受的功率，以最经济的方式识别并投入运行。
8.5.1.1 过电压及过电流感测
过电压和过电流由内部电子控件和相关软件控制。如果超过预设值，逆变器按一定的顺序关闭。
8.5.1.2 反孤岛保护
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电力系统孤岛效应是指拆除市政电网后，光伏逆变器等本地能源继续作业并向本地负载供电。 8.5.2 35KV出线开关保护
35KV出线开关是以光纤作为数字化传输通道的电流差动保护为主，还配置有电流保护及三相重合闸的成套线路保护装置，具有完备的保护功能。 8.5.3 三相分相电流差动保护
8.5.4 反映相间故障的两段式相间电流保护
8.5.5 反映小电阻接地系统接地故障的两段式零序电流保护
8.5.6 各段可整定成带方向或不带方向，包括加速段在内的相电流元件可分别设置成带或不带电压闭锁
8.5.7 重合闸方式（可选）可选择为无压、检同期或非同期方式，并允许各种抽取电压的同期检测。除本保护可以启动重合闸外，还考虑了断路器偷跳启动重合闸的方案
8.5.8 PT断线自动检测。检测PT断线时可设置为退出经方向或电压闭锁的各段保护，也可设置为暂时取消方向或电压闭锁功能。电压恢复正常后，被闭锁功能重新自动投入 8.5.9 CT断线自检功能，可选择断线后差动保护是否投入 8.5.10 35KV进线开关保护 8.5.11 电流I段保护 8.5.12 电流II段保护保护 8.5.13 电流III段保护 8.5.14 零序过流I保护 8.5.15 零序过流II保护 8.5.16 零序过流III保护 8.5.17 过负荷跳闸 8.5.18 过负荷报警 8.5.19 站用变压器保护 8.5.20 电流I段保护 8.5.21 电流II段保护保护 8.5.22 电流III段保护保护 8.5.23 零序电流I段保护 8.5.24 零序电流II段保护 8.5.25 零序电流III段保护 8.5.26 过负荷告警 8.5.27 过负荷跳闸 8.5.28 低电压 9 事故处理
9.1 事故处理原则
9.1.1 应在调度机构和值长的统一指挥下，运行人员相互协调联系，按照规程规定主动进行处理。 9.1.2 事故处理过程中必须下级服从上级、顾全大局、冷静果断。 9.1.3 事故处理应遵循保人身、保电网、保主设备、保场用电的原则。 9.1.4 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 9.1.5 根源，迅速解除对设备和人身的危害，必要时必须立即停止发生事故的设备。 9.1.6 尽可能保证正常设备的运行，必要时在不影响设备安全的情况下保证电网的安全运行。 9.1.7 设法保证场用电源，如果场用电源消失应尽快的首先恢复场用电源。
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9.1.8 调整运行方式，使其恢复正常运行方式。
9.1.9 要详细记录事故当时的现象、断路器跳闸的先后顺序、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。 9.2 事故处理过程中的注意事项
9.2.1 必须防止人员触电、窒息、中毒，烧伤、烫伤、高空坠落等人身伤害。 9.2.2 必须防止火灾、水灾、爆炸、可燃气体、液体和有毒气体大量泄漏。 9.2.3 必须严格控制系统参数，防止参数严重超标。 9.2.4 必须防止人员误操作、主要辅助设备损坏。
9.2.5 防止UPS电源、直流电源失电、控制系统失灵、保护及安全自动装置失电。 9.3 直流系统事故处理
9.3.1 直流系统正(负)极接地 9.3.1.1.1 现象
9.3.1.1.2 直流系统负(正)极对地电压高于定值。
9.3.1.1.3 发“220V直流×段接地”“220V直流×段瞬时接地”光字牌亮。 9.3.1.1.4 接地检测装置报警。 9.3.1.1.5 处理
9.3.1.1.6 确定正(负)极接地后，绝缘监察装置检测出接地的分路。
9.3.1.1.7 查出接地分路后在不影响机组安全的情况下，用单一负荷停电的方法进一步确定出接地点位置。
9.3.1.1.8 查出具体接地点后通知检修人员处理。 9.3.2 查找直流接地的原则
9.3.2.1.1 当直流系统发生一点接地时应迅速寻找接地点，并尽快消除，以防止发展成两点接地故障。 9.3.2.1.2 可以采取拉路寻找分路处理的方法。
9.3.2.1.3 根据运行方式、操作情况、气候影响来判断可能接地的地点。 9.3.2.1.4 先信号和照明部分后操作部分。 9.3.2.1.5 先室外部分后室内部分。 9.3.2.1.6 先负荷后电源。 9.3.2.1.7 对绝缘水平低、存在设备缺陷及有检修工作的电气设备和线路进行检查，是否有接地现象。 9.3.3 查找直流接地的注意事项
9.3.3.1.1 当直流系统发生接地时禁止在二次回路上工作。
9.3.3.1.2 检查直流系统一点接地时应防止直流回路另一点接地造成直流短路。 9.3.3.1.3 寻找和处理直流系统接地故障，必须有二人进行。
9.3.3.1.4 在拉路寻找直流系统接地前应采取必要措施，用以防止因直流电源中断而造成保护装置误动作。
9.3.4 35KV变压器跳闸 9.3.4.1.1 原因
9.3.4.1.2 变压器保护范围内发生故障。
9.3.4.1.3 外部故障而保护拒动造成变压器后备保护动作。（如：零序 9.3.4.1.4 电流、电压） 。
9.3.4.1.5 系统操作（如：空投变压器）或外部故障造成变压器保护误动。（如:差动 9.3.4.1.6 保护）
9.3.4.1.7 二次回路故障造成断路器误动。 9.3.4.1.8 处理
9.3.4.1.9 检查场用电源正常。
9.3.4.1.10 如果有备用变压器应将跳闸变压器的负荷转移到备用变压器。
9.3.4.1.11 根据保护动作情况、故障录波、跳闸顺序等，判断跳闸原因和性质。 9.3.4.1.12 如果为变压器主保护动作，查清原因，隔离故障点，交检修处理，必要时 9.3.4.1.13 做相关试验和油质分析。
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9.3.4.1.14 如果是后备保护动作应查清原因，隔离故障点，检查跳闸变压器无异常后， 9.3.4.1.15 申请恢复跳闸变压器的运行。
9.3.4.1.16 如果是二次回路原因或保护误动应查清原因尽快消除，检查跳闸变压器无 9.3.4.1.17 异常后恢复跳闸变压器的运行。 9.3.5 变压器着火
9.3.5.1.1 检查备用电源是否联动。
9.3.5.1.2 断开变压器各侧电源，停运冷却器，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延， 9.3.5.1.3 通知消防部门。
9.3.5.1.4 启动变压器消防系统。 9.3.5.1.5 根据火情隔离相邻设备。 9.3.6 35KV母线失压
9.3.6.1.1 根据表计、声光现象， 检查保护动作情况。
9.3.6.1.2 检查站用电源是否联动，若未联动应手动合上备用电源。 9.3.6.1.3 跟调度联系询问网上及对侧情况，确认故障点。 9.3.6.1.4 隔离故障点，立即处理。 9.3.6.1.5 恢复35KV母线运行。
9.3.6.1.6 做好记录，汇报相关领导。 9.3.7 站用电源消失
9.3.7.1.1 检查站用电源是否联动，若未联动应手动合上备用电源。 9.3.7.1.2 检查保护动作情况，检查站用电源未联动的原因。 9.3.7.1.3 根据保护情况及时隔离故障点。 9.3.7.1.4 尽快处理缺陷，恢复站用电源。 9.3.7.1.5 做好记录，汇报相关人员及领导。 9.3.8 仪表及监控机数据指示失常
9.3.8.1.1 发现仪表及监控机数据指示变化，应先检查设备运行状态和对照有关表计、数据指示，并弄清指示变化的原因，分析判断是设备运行异常还是仪表等故障。 9.3.8.1.2 确认系统仪表故障时应立即通知检修人员处理，重要表计故障直接影响运行参数的监视时，应汇报主值,在故障表计未修复以前采取必要的措施，参照有关表计加强监视设备的运行状态。
9.3.8.1.3 关于重要带保护的表计故障，应汇报主值和有关领导，经有关领导同意后先解除相应保护再进行处理。
9.4 逆变器常见故障及处理
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 故障现象 直流输入未准备就绪 线路未准备就绪 停止指令 关闭指令 紧急停止 低电压停止运行 低电流停止运行 直流输入电压过高 故障说明 直流输入电压未准备就绪。直流输入电压未达到和超过参数规定的数值 交流线路电压未准备就绪。交流线路电压未超过规定的时间值（默认为5分钟） 设备收到软件停止指令后停止运行 设备收到软件关闭指令后关机 开启硬件紧急停止开关后设备停止运行。关闭紧急停止开关后该状态自动清除 设备停止运行，因为输出电压连续超过10分钟保持零值状态 设备停止运行，因为直流线路电流连续超过10分钟保持零值状态 直流输入电压过高。直流输入过电压高于660伏的时24
间超过100毫秒 17 18 19 20 21 直流输入电压不足 直流过电压 直流电压不足 直流接地故障 输入电压过高（慢） 直流输入电压不足。直流输入电压低于250伏的时间超过100毫秒 直流线路过电压。直流线路电压高于700伏的时间超过100毫秒 直流线路电压不足。直流线路电压低于250伏的时间超过1秒 接地电阻监控设备检测出的直流接地过电流 线路电压过高（慢）。线路电压高于120%的额定电压的时间超过1秒 线路电压过高（快）。线路电压高于110% 22 输入电压过高（快） 的额定电压的时间超过0.16秒。线路电压值低于跳闸设定值时，故障自动清除 线路电压不足（慢）。线路电压低于88%的额定电压的时23 输入电压不足（慢） 间超过1秒。线路电压值超过跳闸设定值时，故障自动清除 线路电压不足（快）。线路电压低于50%的额定电压的时24 25 26 输入电压不足（快） 间超过0.16秒。线路电压值超过跳闸设定值时，故障自动清除 电压失衡 线路过频 线路电压失衡（IEC失衡） 线路过频。线路频率比额定频率高出0.5赫兹以上的时间超过0.16秒。频率值低于跳闸设定值时，故障自动清除 线路低频（慢）。线路频率比额定频率低出0.7赫兹以上27 低频（慢） 的时间超过0.16秒。频率值高于跳闸设定值时，故障自动清除 28 29 30
低频（快） 零线过电流 线路瞬时过电压 低频（快）。线路频率比额定频率低出3.0赫兹以上。频率值高于跳闸设定值时，故障自动清除 零线电流超限 线路瞬时过电压 25
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