光伏電站安全生產(chǎn)運行管理制度規(guī)程.doc

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1、 前 言5第一篇 總 則1第二篇 設(shè)備運行規(guī)程3第一章 太陽能電池組件規(guī)定31、電池組件方陣概況32、太陽能電池組件型號及參數(shù)33、光伏電站組件運行規(guī)定54 、太陽能電池組件的投入、退出操作流程65、太陽能電池組件巡視內(nèi)容76、檢測光伏組件的措施97、光伏組件故障排除108、光伏組件清洗10第二章 匯流箱101、組件匯流箱的概況102、匯流箱型號及參數(shù)103、匯流箱運行規(guī)定114、匯流箱投入、退出操作流程125、匯流箱巡視檢查內(nèi)容126、匯流箱異常運行及故障處理13第三章 逆變器運行規(guī)程141、逆變器型號及參數(shù)142、逆變器投入、退出操作流程143、逆變器巡視檢查內(nèi)容154、逆變器異常運行及處

2、理165、硬件檢查186.逆變器維護(hù)或檢修時注意事項19第四章 35kv組合式變壓器191、變壓器型號及技術(shù)參數(shù)192 、變壓器投入、退出操作流程203、組合式變壓器的巡視項目214、變壓器異常運行及處理215、變壓器事故的處理23第五章35kV高壓配電裝置261、高壓開關(guān)柜型號及技術(shù)參數(shù)262、倒閘操作原則：263、倒閘操作注意事項：274、五防電腦鑰匙的使用方法及注意事項285、35kV開關(guān)防誤閉鎖裝置296、35kV開關(guān)操作注意事項297、小車開關(guān)投入、退出流程308、配電裝置的運行和檢查319、真空開關(guān)的運行和檢查3110、避雷器的運行和檢查3211、電流互感器及電壓互感器的運行331

3、2、電力電纜的運行和檢查3413、主要配電裝置的異常運行及故障處理35第六章 無功補(bǔ)償裝置381、SVG的功能與特點382、工作原理393、無功補(bǔ)償裝置參數(shù)394、SVG裝置作用、組成405、無功補(bǔ)償裝置投入、退出操作流程426、無功補(bǔ)償裝置巡視檢查內(nèi)容427、無功補(bǔ)償裝置異常運行及處理43第七章 SVG油浸變壓器471、SVG油浸變壓器技術(shù)參數(shù)472、變壓器的運行維護(hù)473、SVG變壓器的異常運行及處理（參考組合式變壓器）51第八章 接地變壓器及消弧線圈511、接地變壓器512、調(diào)匝式消弧線圈513 、接地變壓器技術(shù)參數(shù)524、接地變的運行和維護(hù)：（詳情請參考SVG油浸變壓器）535、接地變

4、的投入536、接地變停運537、接地變維修與檢查的注意事項538、消弧線圈參數(shù)549、工作原理5510、電容電流測量方法55第九章 繼電保護(hù)及自動裝置運行規(guī)程561、繼電保護(hù)及自動化裝置的守則 572、 繼電保護(hù)裝置及自動化裝置投運和檢修驗收573、繼電保護(hù)裝置及自動化裝置的操作584、繼電保護(hù)及自動化裝置運行中規(guī)定585、繼電保護(hù)定值單管理專項規(guī)定606、35KV保護(hù)裝置60第十章 交流UPS電源運行維護(hù)規(guī)程621、交流UPS電源技術(shù)參數(shù)622、UPS電源系統(tǒng)運行方式623、UPS電源系統(tǒng)投運前檢查項目634、UPS電源系統(tǒng)投入操作步驟635、UPS電源系統(tǒng)運行中檢查項目636、UPS裝置退

5、出操作步驟64第十一章 防誤閉鎖裝置運行規(guī)程64第十二章220V直流系統(tǒng)運行規(guī)程651、直流系統(tǒng)的作用和組成652、直流系統(tǒng)投入前的檢查673、直流系統(tǒng)供電范圍684、直流運行方式685、直流系統(tǒng)的參數(shù)設(shè)置及故障報警696、直流系統(tǒng)的運行規(guī)定及注意事項707、蓄電池組日常維護(hù)728、直流系統(tǒng)的操作程序739、直流系統(tǒng)異常運行及處理74第十三章 電能質(zhì)量采集終端771、基本工作原理782、主要功能783、終端日常維護(hù)的基本步驟794、更換電表時的注意事項805、增加電表時的注意事項80第十四章 ISA-300變電站綜合自動化系統(tǒng)811、基本構(gòu)成812、功能說明833、裝置組成97第十五章 火災(zāi)自

6、動報警系統(tǒng)規(guī)程981、基本操作992、注意事項1013、巡視流程101第三篇 設(shè)備異常及事故處理規(guī)程101總則101 1.1 事故處理時值班人員的職責(zé)101 1.2 事故處理時調(diào)度紀(jì)律：102 1.3 事故處理的基本原則及主要任務(wù)：102 1.4事故處理的要求103 1.5電氣事故處理的一般程序103前 言1 編寫說明1.1 為規(guī)范光伏電站運行管理工作，確保安全生產(chǎn)、提高設(shè)備可靠性、延長設(shè)備使用壽命，特制定本規(guī)程。1.2 本規(guī)程明確了光伏電站設(shè)備型號、技術(shù)參數(shù)，規(guī)定了設(shè)備、系統(tǒng)啟停操作、運行維護(hù)等內(nèi)容。1.3 本規(guī)程適用于即墨長直光伏電站。2 編寫依據(jù)2.1 設(shè)備說明書、施工圖紙及有關(guān)技術(shù)文件

7、；2.2 變電站運行管理規(guī)范（國家電網(wǎng)公司）；2.3 電力變壓器運行規(guī)程 DL/T 572-2010；2.4 防止電力生產(chǎn)重大事故的二十五項重點要求國家能源局安全2014161號；2.5 電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程DL/T 596-2005；2.6 電力電纜巡檢系統(tǒng) DL/T 1148-2009；2.7 光伏電站施工驗收規(guī)范3 下列人員應(yīng)熟悉本規(guī)程：3.1 電站站長、值長、值班員應(yīng)熟練掌握本規(guī)程，見習(xí)值班員和實習(xí)人員應(yīng)學(xué)習(xí)本規(guī)程，經(jīng)考試合格后才能進(jìn)入現(xiàn)場工作；3.2 其他有關(guān)光伏電站生產(chǎn)、技術(shù)、檢修管理人員。第一篇 總 則1、太陽能光伏發(fā)電的原理：太陽能光伏發(fā)電的能量轉(zhuǎn)換器是太陽能電池，又稱光伏電

8、池。太陽能光伏電池發(fā)電的原理是光生伏打效應(yīng)。當(dāng)太陽光（或其他光）照射到太陽能電池上時，電池吸收光能，產(chǎn)生光生電子-空穴對。在電池內(nèi)建電場作用下，光生電子和空穴被分離，電池兩端出現(xiàn)異號電荷的積累，即產(chǎn)生“光生電壓”，這就是“光生伏打效應(yīng)”。如在內(nèi)建電場的兩側(cè)引出電極并接上負(fù)載，則負(fù)載就有“光生電流”流過，從而獲得功率輸出。這樣，太陽的光能就直接變成了可以付諸使用的電能?？砂焉鲜鎏柲茈姵貙⒐饽苻D(zhuǎn)換成電能的工作原理概況為如下3個主要過程：1.1 太陽能電池吸收一定能量的光子后，半導(dǎo)體內(nèi)產(chǎn)生電子-空穴對。稱為“光生載流子”,兩者的電性相反，電子帶負(fù)電，空穴帶正電；1.2 電性相反的光生載流子被半導(dǎo)體

9、P_N結(jié)所產(chǎn)生的靜電場分離開；1.3 光生載流子電子和空穴分別被太陽能電池的正、負(fù)極所收集，并在外電路中產(chǎn)生電流，從而獲得電能。2、太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)的運行方式：通過太陽能電池將太陽輻射能直接轉(zhuǎn)換為電能的發(fā)電系統(tǒng)稱為太陽能電池發(fā)電系統(tǒng)（又稱為太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)）。太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)的運行方式，主要分為離網(wǎng)運行和聯(lián)網(wǎng)運行兩大類。本光伏電站為聯(lián)網(wǎng)（并網(wǎng)）運行類。3、聯(lián)網(wǎng)型太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)的組成：聯(lián)網(wǎng)型太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)可分為集中式大型聯(lián)網(wǎng)光伏系統(tǒng)（以下簡稱為大型聯(lián)網(wǎng)光伏電站）和分散式小型聯(lián)網(wǎng)光伏系統(tǒng)（以下簡稱為住宅聯(lián)網(wǎng)型光伏系統(tǒng)）兩大類。4、聯(lián)網(wǎng)逆變器的功能;4.1 自動開關(guān) 4.2最大功率點跟

10、蹤（MPPT）控制 4.3防止單獨運行 5自動電壓調(diào)整 4.5 異常情況排解與停止運行5、聯(lián)網(wǎng)逆變器構(gòu)成：由逆變器和聯(lián)網(wǎng)保護(hù)器兩大部分構(gòu)成。逆變器包括3個部分：5.1 逆變部分，其功能是采用兩大功率晶體管將直流高速切割，并轉(zhuǎn)換為交流；5.2 控制部分，由電子回路構(gòu)成，其功能是控制逆變部分；5.3 聯(lián)網(wǎng)保護(hù)器是一種安全裝置，主要用于頻率上下波動、過欠電壓和電網(wǎng)停電等的檢測。通過檢測如發(fā)現(xiàn)問題，應(yīng)及時停止逆變器運轉(zhuǎn)，把光伏系統(tǒng)與電網(wǎng)斷開。以確保安全。它一般裝在逆變器中，但也有單獨設(shè)置的。6、太陽能資源介紹：廠址日照充足，歷年的水平面總輻射量在5540MJ/左右，平均的年日照時數(shù)為2539h。根據(jù)太

11、陽能資源評估辦法（QXT89-2008）確定的標(biāo)準(zhǔn)，光伏電站所在地區(qū)屬于“資源很豐富”區(qū)。適合大規(guī)模建設(shè)太陽能光伏電站。7、光伏電站總體方案：7.1 即墨長直農(nóng)業(yè)科技大棚 20.36136MW 光伏發(fā)電項目位于山東省青島市即墨市長直鎮(zhèn)北1公里處，海拔高度約28米。設(shè)計電站容量20兆瓦，實際建成20.36136兆瓦，于 2015年5月29并網(wǎng)發(fā)電。7.2 組件信息：本項目現(xiàn)場安裝2種類型組件，其詳細(xì)信息如下。7.2.1 組件類型 1：由青島昌盛日電太陽能科技有限公司生產(chǎn)，多晶硅組件，250Wp，型號為SP156-250；7.2.2 組件類型 2：由青島昌盛日電太陽能科技有限公司生產(chǎn)， 多晶硅組件

12、，255Wp，型號為SP156-255；7.3 該項目共安裝 250Wp多晶硅組件 68520塊，255Wp多晶硅組件 12672 塊，500kW逆變器38臺，9 路匯流箱48臺 ，12路匯流箱298臺，直流配電柜38臺1000kVA升壓變壓器19臺 ，分成19個區(qū)域。其中 A01A19 區(qū)域均為農(nóng)業(yè)大棚屋頂固定35kV 電網(wǎng)側(cè)并網(wǎng)系統(tǒng)，螺旋樁基礎(chǔ)，鋼型材支架，組件安裝角度18，每個區(qū)域安裝500kW逆變器2臺，1000kVA升壓變壓器1臺。每20或22塊組件串聯(lián)成為一個組串， 每9或12 個組串并聯(lián)接入一臺匯流箱，5 臺匯流箱輸出并聯(lián)接入一臺直流配電柜，匯流后接入一臺逆變器，逆變器輸出交流電

13、經(jīng)過變壓器升壓至35kV，通過3條35kV集電線路在35kV開關(guān)站匯集，最終以一回35kV線路接至220kV馬山站。站用電源：本工程站用電采用1臺站用接地變壓器，引出中性點用于加接消弧線圈變壓器。一回站變電源引自開關(guān)站35KV母線。另從附近電網(wǎng)10KV饋電線路引接一回線路作為站用電備用電源。2第二篇 設(shè)備運行規(guī)程 第一章 太陽能電池組件規(guī)定1、電池組件方陣概況1.1電站容量20MW，均采用多晶硅太陽能電池組件，為固定式17傾角安裝。1.2太陽能方陣由太陽能組件經(jīng)串聯(lián)、并聯(lián)組成。光伏電池組件串聯(lián)的數(shù)量由并網(wǎng)逆變器的最高輸入電壓、最低工作電壓、太陽能電池組件的最大系統(tǒng)電壓以及當(dāng)?shù)貧夂虻葪l件確定；組

14、串并聯(lián)的數(shù)量由逆變器的額定容量確定。1.3 組件方陣：每22塊電池組件串為一個支路，12條支路進(jìn)入一個匯流箱，每8或9個匯流箱進(jìn)入一個直流柜，由兩臺直流柜分別分配電能到兩臺500kW的逆變器，2個逆變器（500kW）和1臺1000KVA箱變組成一個發(fā)電單元（1MW），共20個發(fā)電單元；每10MW的聯(lián)合單元進(jìn)入一個進(jìn)線柜，2個10MW聯(lián)合單元構(gòu)成總?cè)萘繛椋?0MW。2 、太陽能電池組件型號及參數(shù)序號名 稱單位型 號備注1太陽電池種類多晶硅2光伏組件尺寸結(jié)構(gòu)1650mm992mm40mm3光伏組件重量kg19.04組件效率%14.985最大輸出功率Wp2556最大功率偏差%3%7開路電壓（Voc）

15、V38.18短路電流（Isc）A8.789最佳工作電壓V31.510最佳工作電流A8.1311最大系統(tǒng)電壓V1000序號名 稱單位型 號備注1太陽電池種類多晶硅2光伏組件尺寸結(jié)構(gòu)1650mm992mm40mm3光伏組件重量kg19.04組件效率%14.985最大輸出功率Wp2506最大功率偏差%3%7開路電壓（Voc）V37.88短路電流（Isc）A8.729最佳工作電壓V30.810最佳工作電流A8.111最大系統(tǒng)電壓V10002.1.太陽能電池板電流-電壓和功率-電壓曲線2.2太陽電池板短路電流Isc、開路電壓Vo c、最大輸出功率Pmax 的溫度相關(guān)性3、光伏電站組件運行規(guī)定3.1電池組

16、件可長期按照銘牌及技術(shù)規(guī)范規(guī)定參數(shù)連續(xù)運行。最高允許運行監(jiān)視溫度應(yīng)根據(jù)溫升試驗結(jié)果確定，現(xiàn)場沒有做溫升試驗前，最高允許運行溫度應(yīng)低于85。3.2運行注意事項3.2.1組件通過光電轉(zhuǎn)換將光能轉(zhuǎn)換為電能，產(chǎn)生直流電。3.2.2運行過程中可能有發(fā)生傷害的風(fēng)險，包括電擊，運行人員應(yīng)做好安全措施。3.2.3單個的組件，在陽光照射下可能會產(chǎn)生30V以上的電壓。接觸30V以上直流電壓是危險的。 3.2.4在運行過程中要正確使用數(shù)字萬用表監(jiān)測串聯(lián)組件的開路電壓，測量值應(yīng)等于單個組件開路電壓的總和。3.2.5在陽光照射下，斷開組件連接端子時，連接端子會產(chǎn)生火花、燃燒、電擊。因此，請格外小心。不管組件有沒有連接都

17、不要直接接觸接線端。3.2.6禁止拆卸或移動任何銘牌或黏附的部件。3.2.7禁止在組件的表面涂抹或粘貼任何物品。3.2.8禁止用鏡子或透鏡聚焦陽光照射在組件上。3.2.9在檢修的過程中為阻止高壓電和電流的產(chǎn)生，可以用一塊不透明材料將組件完全遮蓋，不要接觸組件接線端子或電線。3.2.10禁止利用組件的接線盒或電纜頭來移動組件。3.2.11禁止在組件上放物品，避免組件玻璃被砸碎。3.2.12禁止站在或踩在組件上。3.2.13運行人員能夠正確鑒別正常的低電壓和故障低電壓。4 、太陽能電池組件的投入、退出操作流程4.1 太陽能電池組件的投入步驟4.1.1檢查電池組件封裝面完好無損傷，清潔受光均勻，無突

18、出影響光強(qiáng)的污塊。4.1.2檢查組件背面引出線無損傷，引線部位封裝良好。4.1.3檢查匯流箱分路熔斷器斷開，匯流箱的對應(yīng)空氣開關(guān)處于斷開位置。4.1.4將需投運電池組件接入光伏陣列，并檢查組件與組件連接頭插接緊固。4.1.5檢查匯流箱分路熔斷器完好，將匯流箱分路熔斷器投運。4.1.6將匯流箱空氣開關(guān)投至合閘位置，電池組件投入運行。4.2 太陽能電池組件的退出步驟4.2.1下列情況下電池組件應(yīng)退出運行：4.2.1.1電池組件輸出功率明顯降低。4.2.1.2電池組件封裝面贓污，嚴(yán)重影響發(fā)電效率須集中清擦的。4.2.1.3電池組件支架嚴(yán)重變形，危及電池組件安全的。42.1.4電池組件輸出回路需檢修，

19、如匯流箱、逆變器的檢修。4.2.2退出操作流程4.2.2.1退出操作應(yīng)遵循先負(fù)荷側(cè)后電源側(cè)操作原則。4.2.2.2單個電池組件出現(xiàn)故障，需退出相應(yīng)串組電池組件。4.2.3操作流程4.2.3.1斷開匯流箱對應(yīng)熔斷器；4.2.3.2拔開故障電池組件；4.2.3.3串聯(lián)電池組件的連接頭。5、太陽能電池組件巡視內(nèi)容5.1按照青島薩那斯運維有限公司下發(fā)的規(guī)定執(zhí)行。5.2日常檢查5.2.1觀察光伏組件表面是否清潔，及時清除灰塵和污垢，可用清水沖洗或用干凈抹布擦拭，但不得使用化學(xué)試劑清洗，遇有積雪時應(yīng)及時清洗。5.2.2注意觀察所有設(shè)備的外觀銹蝕、損壞等情況，用手背觸碰設(shè)備外殼檢查有無溫度異常。檢查所有的安

20、裝螺絲無松動，牢固可靠并且沒有被腐蝕。檢查組件接地連接良好，電池組件無破損。檢查了解方陣有無接線脫落等情況，外露的導(dǎo)線有無絕緣老化、破損，箱體內(nèi)是否有進(jìn)水等情況。檢查有無小動物對設(shè)備形成侵?jǐn)_等其他情況。設(shè)備運行有無異常聲響，運行環(huán)境有無異味，如有應(yīng)找出原因，并立即采取有效措施，予以解決。5.2.3若發(fā)現(xiàn)嚴(yán)重異常情況，應(yīng)及時匯報，制定合理的檢修方案進(jìn)行處理。5.2.4值班人員應(yīng)注意光伏組件方陣周圍有沒有新生在的樹木、雜草、新立的電桿等遮擋組件，一經(jīng)發(fā)現(xiàn)，應(yīng)及時處理。5.2.5在無陰影遮擋條件下工作時，在太陽輻照度為500W/m2以上，風(fēng)速不大于2m/s的條件下，同一光伏組件外表面（電池正上方區(qū)域

21、）溫度差異應(yīng)小于20。5.2.6使用直流鉗形電流表在太陽輻射強(qiáng)度基本一致的條件下測量接入同一個直流匯流箱的各光伏組件串的輸入電流，其偏差應(yīng)不超過5%。5.2.7遇到大雨、冰雹、大雪等情況，太陽能電池方陣一般不會受到損壞，但應(yīng)對電池組件表面及時進(jìn)行清掃，擦拭。 5.3太陽能電池板的定期維護(hù) 5.3.1要定期檢查太陽能電池方陣的金屬支架有無腐蝕，并定期對支架進(jìn)行油漆防腐處理。方陣支架要保持接地良好。 5.3.2使用中要定期對太陽能方陣的光電參數(shù)及輸出功率等進(jìn)行檢測，以保證電池方陣的正常運行。 5.3.3使用中要定期檢查太陽能組件的封裝及連線接頭，如發(fā)現(xiàn)有封裝開膠進(jìn)水、電池片變色及觸頭松動、脫線、腐

22、蝕等，要及時進(jìn)行維修和更換。 5.3.4運行人員要認(rèn)真填寫運行日志及巡回檢查記錄，對光伏發(fā)電的運行狀況作出判斷，如發(fā)現(xiàn)問題，立即維護(hù)和檢修。 5.3.5設(shè)備外觀檢查和內(nèi)部的檢查，主要涉及活動和連接部分導(dǎo)線，特別是大電流密度的導(dǎo)線、功率器件、容易銹蝕的地方等。5.3.6應(yīng)采用紅外探測的方法對光伏發(fā)電方陣、線路和電氣設(shè)備進(jìn)行檢查，找出異常發(fā)熱和故障點，并及時解決。5.3.7光伏組件應(yīng)定期檢查，若發(fā)現(xiàn)下列問題應(yīng)立即調(diào)整或更換光伏組件：5.3.7.1光伏組件存在玻璃破碎、背板灼焦、明顯的顏色變化；5.3.7.2光伏組件中存在與組件邊緣或任意電路之間形成連通通道的氣泡；5.3.7.3光伏組件連接盒變形、

23、扭曲、開裂或燒毀，接線端子無法良好連接。6、檢測光伏組件的措施6.1檢查所有電纜連接，確保連接良好沒有開路。6.2斷開組件兩端的導(dǎo)線。6.3檢查并測量終端的開路電壓。6.4檢查每個組件的開路電壓，如果測量的電壓只是額定的一半，說明旁路二極管已壞。6.5在輻照度不是很低的情況下如果終端的電壓與額定值相差5%以上，說明組件連接不好。6.6檢查組件的接線盒時，盡量避免被雨水淋到。7、光伏組件故障排除 7.1太陽能電池組件的常見故障有：外電極斷路、內(nèi)部斷路、旁路二極管短路、旁路二極管反接、熱斑效應(yīng)、接線盒脫落、導(dǎo)線老化、導(dǎo)線短路、背膜開裂、EVA與玻璃分層進(jìn)水、鋁邊框開裂、電池玻璃破碎、電池片和電極發(fā)

24、黃、電池柵線斷裂、太陽板子母插頭損壞、太陽能電池板被遮擋等?？筛鶕?jù)具體情況檢查更換或修理。7.2鑒別正常的低電壓和故障低電壓，所指的低電壓是組件開路電壓降低。它是由太陽能電池的溫度升高或輻照度降低引起的。故障低電壓通常是由于終端連接不正確或旁路二極管損壞引起的。8、光伏組件清洗 8.1應(yīng)使用干燥或潮濕的柔軟潔凈的布料擦拭光伏組件，嚴(yán)禁使用腐蝕性溶劑或用硬物擦拭光伏組件；8.2應(yīng)在輻照度低于200W/的情況下清潔光伏組件，不宜使用與組件溫差大于20的液體清洗組件； 8.3 嚴(yán)禁在風(fēng)力大于4級、大雨或大雪的氣象條件下清洗光伏組件。第二章 匯流箱1、組件匯流箱的概況1.1長直的棚型為標(biāo)準(zhǔn)棚，每個棚有

25、1056塊組件組成，每22塊組件匯成一個支路，每12個支路進(jìn)入1個匯流箱，共4個匯流箱組成。2、匯流箱型號及參數(shù)型號JYHL-12-INS直流輸入電壓0-1000V最大直流電壓1000V輸入路數(shù)12每路最大輸入電流10A最大輸出電流120A外形尺寸(寬x高x深)750 X 570 X 220mm器身重量32kg輸出連線數(shù)目1路正極，1路負(fù)極，1路接地生產(chǎn)廠家京儀綠能極端環(huán)境溫度-40 75工作環(huán)境溫度-25 +55防護(hù)等級IP653、匯流箱運行規(guī)定3.1匯流箱可長期按照銘牌及技術(shù)規(guī)范規(guī)定參數(shù)連續(xù)運行。3.2定期測量匯流箱支路開路電壓時，要斷開直流輸入開關(guān)，再將熔斷器完全斷開才可以測量正負(fù)極間的

26、開路電壓。3.3更換匯流箱內(nèi)的熔斷器時，要注意保險的電壓、電流量程，要符合現(xiàn)場的實際情況。3.4禁止帶電更換支路保險。3.5禁止在不斷電的情況觸摸模塊板。3.6在更換保險出現(xiàn)火花或著火時要及時斷開直流開關(guān)，在采取滅火器進(jìn)行滅火，嚴(yán)禁用水滅火。4、匯流箱投入、退出操作流程4.1 匯流箱投入步驟:4.1.1 依次放上光伏電池組串輸入正、負(fù)極熔斷器。4.1.2 合上輸出直流斷路器，匯流箱投入運行。4.2 匯流箱退出流程:4.2.1 斷開與該匯流箱對應(yīng)的逆變器室內(nèi)直流防雷配電柜中的輸入直流斷路器；4.2.2 斷開該匯流箱直流斷路器；4.2.3 依次取下各支路輸入正、負(fù)極熔斷器。5、匯流箱巡視檢查內(nèi)容5

27、.1匯流箱的日常檢查5.1.1檢查匯流箱整體完整，無損壞、變形倒塌事故。若匯流箱有損壞、變形倒塌事故應(yīng)及時向領(lǐng)導(dǎo)匯報，并現(xiàn)場指揮處理，做好記錄。5.1.2檢查匯流箱處有無雜物、雜草，如有及時進(jìn)行清理。遇有積雪時應(yīng)及時清理。5.2匯流箱的定期維護(hù)5.2.1 匯流箱應(yīng)每月檢查一遍，隱患及時發(fā)現(xiàn)，及時消缺并在運行日志上登記。5.2.2 檢查螺絲無松動、生銹現(xiàn)象。5.2.3 檢查接線端子無燒毀、松動現(xiàn)象， 測量保險無燒壞擊穿，檢查保險底座無燒壞及防雷模塊是否正常。5.2.4 檢查線路正常無風(fēng)化現(xiàn)象，接入?yún)R流箱的線纜包扎牢固，絕緣是否老化，電纜接插頭處不發(fā)熱。6、匯流箱異常運行及故障處理6.1 當(dāng)匯流箱

28、內(nèi)直流斷路器頻繁跳閘時應(yīng)試和一次，如再跳應(yīng)進(jìn)行以下檢查：6.1.1 檢查匯流箱內(nèi)模塊板及直流母排有無燒毀、放電痕跡，開關(guān)及直流母排是否發(fā)熱變色。6.1.2檢查開關(guān)進(jìn)線及出線是否有放電、燒毀痕跡，電纜接頭有無松動等。6.1.3如無其它故障，需更換直流斷路器。 6.2 匯流箱支路電流為零，逆變器功率降低。6.2.1如電壓正常的情況下，應(yīng)測量支路保險是否存在擊穿現(xiàn)象。6.2.2如無電壓時應(yīng)檢查支路電纜絕緣及支路各組件測量、組件之間連接處有無異常。6.3匯流箱支路電流、電壓偏小。6.3.1當(dāng)電壓正常時電流小，應(yīng)更換一次支路保險，如無變化應(yīng)檢查支路電纜絕緣。6.3.2當(dāng)電流、電壓都偏小時應(yīng)對支路電纜絕緣

29、情況、支路組件進(jìn)行全面測量。6.4匯流箱著火6.4.1如支路保險擊穿或者保險未放置到位、底座松動等引起的著火時應(yīng)立即斷開直流開關(guān)，在條件允許的情況下斷開全部支路保險，盡量將支路電纜與保險底座斷開連接。應(yīng)使用1211滅火器、干粉滅火器進(jìn)行滅火，嚴(yán)禁使用水進(jìn)行滅火。6.4.2直流母排及連接螺栓松動引起放電著火時應(yīng)斷開直流開關(guān)及所有支路的保險，使用1211滅火器、干粉滅火器進(jìn)行滅火，嚴(yán)禁使用水進(jìn)行滅火。6.4.3直流開關(guān)爆炸引起時應(yīng)直接使用使用1211滅火器、干粉滅火器進(jìn)行滅火，嚴(yán)禁使用水進(jìn)行滅火。滅火后要對匯流箱重新全面檢查，待找出問題后才能送電恢復(fù)。 第三章 逆變器運行規(guī)程1、逆變器型號及參數(shù)

30、型號SPG-500K3TL 保護(hù)等級I最大輸入電壓Input data (DC)：1000Vdc最高海拔3000mMPPT電壓范圍500-850Vdc工作環(huán)境溫度-35 - +55最大輸入電流1200A過壓等級III額定輸出功率500kW防護(hù)等級IP 20額定輸出電壓315V重量2200KG額定輸出電流Output data (AC)：916A額定功率因數(shù)0.99交流頻率50/60Hz電網(wǎng)電流的諧波畸變3%最大逆變效率98.7%短路保護(hù)150%（0.1s）過載能力110%廠家京儀綠能2、逆變器投入、退出操作流程2.1 開機(jī)操作步驟（逆變器電源操作與直流防雷配電柜操作需一并進(jìn)行）2.1.1 合上

31、UPS 輸入開關(guān)，給控制電源上電，直至逆變器顯示面板正常；確認(rèn)參數(shù)設(shè)置畫面中的各項設(shè)置正確（輸出模式：逆變；電網(wǎng)頻率：50Hz ；輸出電流限制：不大于額定輸出電流）；確認(rèn)直流輸入電壓和交流電壓在正常范等待逆變器界面初始化完成后，檢查交流電壓顯示正常，柜內(nèi)通訊與PC機(jī)柜通訊信號正常。 2.1.2 分別用萬用表測量與逆變器對應(yīng)的直流防雷配電柜中各直流斷路器上口輸入端子處電壓正常。2.1.3合上直流防雷配電柜直流輸出各支路斷路器，檢查各回路正常，無故障。2.1.4 合上直流柜直流總斷路器，按面板 “開機(jī)”鍵，交流斷路器吸合，觀察“顯示”- “主畫面”，查看各參數(shù)應(yīng)正常；輸出電流應(yīng)逐步上升，并最終停留

32、在一個比較穩(wěn)定的值上（此值隨太陽光的照射強(qiáng)度不同而不同，但不大于額定輸出電流），至此啟動完畢。2.2 逆變器關(guān)機(jī)操作關(guān)機(jī)操作按面板“軟?！辨I（默認(rèn)），逆變器停止運行；斷開直流斷路器1QF3（SPG-500k3（TL ）為1QF3/2QF3）；斷開所有直流柜支路斷路器開關(guān)；斷開交流斷路器QF1；斷開UPS 電源開關(guān)，關(guān)閉UPS；逆變器的電源已全部斷開。3、逆變器巡視檢查內(nèi)容3.1 逆變器應(yīng)每周檢查一次。3.2 逆變器的安裝狀況，外殼是否完整各連接是否松動。3.3 逆變器通風(fēng)濾網(wǎng)的積灰性，檢查逆變器通風(fēng)設(shè)備應(yīng)能正常通風(fēng)。3.4 逆變器周圍環(huán)境是否不利于運行，周圍環(huán)境是否清潔，有無積水、頂上漏水等妨

33、礙安全運行的物件。3.5 逆變器通風(fēng)狀況和溫度檢測裝置檢驗。3.6 逆變器引線支持狀態(tài)及接線端子，接線板等處的電氣連接部分有無松動及局部過熱現(xiàn)象，內(nèi)部母排連接是否牢固。3.7 逆變器接地狀態(tài)，逆變器接地是否牢靠。3.8 逆變器室灰塵狀態(tài)，清楚逆變器內(nèi)部的污物和灰塵。4、逆變器異常運行及處理 4.1 查看故障信息當(dāng)逆變器在運行過程中出現(xiàn)異常情況時，顯示屏?xí)詣訌棾鰣缶嬅妫钚掳l(fā)生的故障信息自動在窗口顯示，故障信息反應(yīng)了故障發(fā)生的位置、類型、發(fā)生時間，通過這些信息對照進(jìn)行處理。4.1.1 如果“FAULT燈亮（紅色），可能是以下幾種故障：短路、電網(wǎng)程序錯誤、IGBT模塊過熱、IGBT模塊故障，直

34、到故障被排除后才熄滅。4.1.2 如果“GRID燈頻閃，可能是電網(wǎng)故障（電網(wǎng)欠壓、過壓、欠頻、過頻）引起，故障排除后“GRID燈常亮，液晶顯示界面顯示“系統(tǒng)出現(xiàn)故障”的字樣，并記錄故障類型。4.1.3 系統(tǒng)出現(xiàn)故障后，先將旋鈕開關(guān)置于“OFF位置，然后斷開交流斷路器和直流斷路器，最后根據(jù)3逆變器故障處理表中的方法進(jìn)行排除。4.2 故障原因4.2.1 外電網(wǎng)連接故障（如：Ll、L2、L3線沒有連接好，或者相序連接錯誤）；4.2.2 光伏陣列電壓過高；4.2.3 電網(wǎng)欠壓（Uac“Uac最大值)；4.2.5 電網(wǎng)頻率過低(Fac“Fac最大值”）；4.2.7 輸出短路；4.2.8 并網(wǎng)電流過載；4

35、.2.9 IGBT模塊過熱；4.2.10 IGBT模塊故障；4.2.11 通訊異常。4.3 逆變器故障處理故障類型故障原因處理方法備注PV反接光伏陣列正極、負(fù)極接反檢查PV陣列線路連接PV過壓光伏陣列電壓高于1000V減小陣列串聯(lián)數(shù)量PV絕緣阻抗低光伏陣列正極或負(fù)極對大地阻抗小于40kohms檢查PV陣列線路連接相序故障三相交流線路連接錯誤檢查線路連接電網(wǎng)電壓異常電網(wǎng)電壓超過85%-110%范圍檢查電網(wǎng)等電網(wǎng)恢復(fù)后自動重新啟動電網(wǎng)頻率異常電網(wǎng)頻率超過48Hz-52Hz范圍檢查電網(wǎng)等電網(wǎng)恢復(fù)后自動重新啟動液晶通信故障液晶屏與逆變器通信故障聯(lián)系生產(chǎn)商冗余輔助電源故障備份的輔助開關(guān)電源故障更換備份輔

36、助開關(guān)電源為可靠起見，請及時更換直流防雷模塊故障直流側(cè)防雷模塊失效請更換同型號防雷模塊，如故障仍存在，請聯(lián)系生產(chǎn)商更換后，重新啟動交流防雷模塊故障交流側(cè)防雷模塊失效請更換同型號防雷模塊，如故障仍存在，請聯(lián)系生產(chǎn)商更換后，重新啟動5、硬件檢查5.1 關(guān)機(jī)之前先觀察逆變器是否有不正常聲音、不正常的震動現(xiàn)場存在；5.2 打開柜門檢查之前，嚴(yán)格按照設(shè)備檢修步驟執(zhí)行，打開柜門后根據(jù)報警畫面提供的故障信息確定故障部位；5.3 通過感覺故障部位的溫度、觀察故障部位的顏色是否正常來進(jìn)行初步判斷；5.4 可以利用儀器來檢測該部分的器件是否正常；5.5 更換已損壞器件。 6.逆變器維護(hù)或檢修時注意事項 通過執(zhí)行前

37、述關(guān)機(jī)操作，逆變器已順利退出運行，在對設(shè)備執(zhí)行維護(hù)或檢修操作時，還應(yīng)注意以下幾點: 5.1確保逆變器不會被意外重新上電。 5.2使用萬用表確保逆變器內(nèi)部巳完全不帶電。 5.3施行必要的接地和短路連接。 5.4對操作部分的臨近可能帶電部件，使用絕緣材質(zhì)的布料進(jìn)行絕緣遮蓋。 5.5逆變器退出運行后，務(wù)必等待至少15分鐘，方可對逆變器進(jìn)行維護(hù)或檢修等操作。 第四章 35kv組合式變壓器1、變壓器型號及技術(shù)參數(shù)變壓器參數(shù)（無主變，僅指逆變器后的就地升壓變）生產(chǎn)廠家特瑞德設(shè)備名稱組合式變壓器規(guī)格及編號ZBWO-40.5 GB17467-2010額定容量1000KVA額定電壓38.5/0.3*2KV額定電

38、流15/962.25*2A相數(shù)3相冷卻方式ONAN分接范圍2*2.5%絕緣等級A額定頻率50HZ防護(hù)等級IP20聯(lián)接組別DYN11/YN11環(huán)境溫度-25-55相對濕度95%2 、變壓器投入、退出操作流程2.1組合式變壓器的投運2.1.1 檢查35KV母線電壓正常。2.1.2 檢查該組合式變壓器對應(yīng)的跌落保險及電流分支箱隔離開關(guān)已合好。2.1.3送上組合式變壓器兩個低壓斷路器的控制電源。2.1.4 合上組合式變壓器高壓負(fù)荷開關(guān)。2.1.5 分別合上組合式變壓器兩個低壓斷路器。2.2 組合式變壓器的退出操作2.2.1 檢查組合式變壓器對應(yīng)的兩臺逆變器已停機(jī)。2.2.2 拉開組合式變壓器對應(yīng)的兩個

39、逆變器的交流輸出斷路器。2.2.3 分別拉開組合式變壓器兩個低壓斷路器。2.2.4 拉開組合式變壓器高壓負(fù)荷開關(guān)。2.2.5 斷開組合式變壓器兩個低壓斷路器的控制電源。3、組合式變壓器的巡視項目3.1 檢查變壓器本體無滲漏油現(xiàn)象、變壓器油壓、油位正常。3.2 檢查變壓器各連接點無變色、無異味、CT無過熱現(xiàn)象、設(shè)備溫度正常。3.3 檢查變壓器內(nèi)無放電、聲音無異常。3.4 檢查變壓器內(nèi)部各連接點螺栓緊固、無松動震動現(xiàn)象。3.5 檢查變壓器低壓側(cè)電壓、電流正常。3.7 檢查變壓器二次回路接線無松動、無過熱,冒火,焦臭味、保護(hù)裝置運行是否正常。4、變壓器異常運行及處理4.1變壓器發(fā)現(xiàn)下列現(xiàn)象之一為異常

40、運行，應(yīng)加強(qiáng)監(jiān)視查明原因4.1.1聲音較正常大。4.1.2漏油或嚴(yán)重滲油。4.1.3上層油溫比同負(fù)荷時高。4.1.4油面有明顯升高或降低油色有異常變化。4.1.5套管發(fā)生裂紋，有輕微的放電聲。4.1.6冷卻系統(tǒng)異常。4.2 變壓器出現(xiàn)下列情況之一者，應(yīng)立即停止故障變壓器運行4.2.1變壓器內(nèi)部聲音很大，不正常，有爆裂聲4.2.2在正常負(fù)荷和冷卻條件下，變壓器溫度不正常并不斷上升4.2.3油枕或壓力釋放閥處噴油4.2.4嚴(yán)重漏油或噴油，使油位計和瓦斯繼電器看不到油位4.2.5油面超過規(guī)定值范圍，且不斷上升，油色變化過大，油內(nèi)出現(xiàn)碳質(zhì)4.2.6瓷套管斷裂有閃絡(luò)現(xiàn)象4.2.7局部冒煙母線或電纜壓線有

41、明顯熔化點4.3變壓器過負(fù)荷4.3.1在事故情況下，變壓器允許按規(guī)定的過負(fù)荷值運行。4.3.2 廠用油浸式變壓器過負(fù)荷超允許值時，可調(diào)整運行方式，轉(zhuǎn)移負(fù)荷，并檢查所有冷卻裝置運轉(zhuǎn)正常。4.3.3 變壓器過負(fù)荷運行時，應(yīng)加強(qiáng)對變壓器各部溫度及油位的監(jiān)視，并控制變壓器過負(fù)荷在允許范圍內(nèi)。4.3.4 變壓器過負(fù)荷后，應(yīng)對變壓器進(jìn)行全面的檢查，并做好記錄。4.3.5 油浸式變壓器在環(huán)境溫度不超過20時，過負(fù)荷允許帶110%長期運行，在強(qiáng)迫風(fēng)冷的條件下，變壓器能帶150%額定容量。4.4變壓器溫度升高4.4.1 對變壓器溫度、溫升進(jìn)行觀察，并與相同負(fù)荷和冷卻條件下的溫度進(jìn)行比較，確認(rèn)變壓器溫度是否為不正

42、常的升高。4.4.2檢查變壓器冷卻系統(tǒng)是否運行正常。4.4.3 檢查測溫裝置及二次回路是否正常。4.4.4 若是變壓器負(fù)荷過重，可適當(dāng)降低變壓器的負(fù)荷，以限制溫度的上升，并使之逐步降低到允許范圍之內(nèi)。4.4.5 如變壓器負(fù)荷、冷卻系統(tǒng)及測量回路均正常，溫度卻不斷上升，則認(rèn)為變壓器內(nèi)部有故障，應(yīng)停用變壓器進(jìn)行檢查。4.5變壓器油位異常4.5.1 如變壓器油位過低，應(yīng)檢查變壓器油箱及各引油管路是否有漏油現(xiàn)象，如是輕度漏油引起，應(yīng)補(bǔ)油并進(jìn)行處理。如因大量漏油，無法制止，使油位迅速下降及輕瓦斯信號發(fā)出，應(yīng)停止故障變運行。4.5.2 如變壓器油位過高時，應(yīng)分析和查明原因，并適當(dāng)放油。4.5.3 檢查是否

43、因油位計或二次回路故障誤發(fā)信號。4.5.4 變壓器油位異常時嚴(yán)禁退出重瓦斯保護(hù)，使變壓器繼續(xù)運行。5、變壓器事故的處理5.1 輕瓦斯保護(hù)動作信號發(fā)出時，應(yīng)進(jìn)行下列檢查或處理：5.1.1是否由于氣溫下降或變壓器漏油而使油位過低。5.1.2如果因濾油或加油時空氣進(jìn)入變壓器內(nèi)，此空氣應(yīng)無色，無味，無臭且不可燃。因空氣進(jìn)入變壓器內(nèi)使輕瓦斯信號動作時間漸縮短，將造成跳閘時，則可將重瓦斯改接信號，并報告上級領(lǐng)導(dǎo)，盡快查明原因予以消除。5.1.3若變壓器油面正常，而瓦斯繼電器內(nèi)無氣體時，則為二次回路故障而誤動作，通知電檢檢查二次回路。5.1.4收取油樣，做色譜分析，利用測值法進(jìn)一步分析判定。5.1.5瓦斯繼

44、電器內(nèi)有氣體時應(yīng)迅速（2分鐘內(nèi)）記錄氣量并進(jìn)行氣體鑒別試驗，確定故障程度。5.1.6氣體顏色性質(zhì)參考表： 氣體顏色故障性質(zhì)處理無色，無味，不可燃空氣放氣，繼續(xù)運行黃色，不易燃木質(zhì)絕緣停運，檢查淡灰色，可燃紙質(zhì)絕緣停運，檢查灰色或黑色易燃油質(zhì)停運，檢查5.2 繼電保護(hù)動作跳閘5.2.1事故現(xiàn)象：1.故障變壓器電流增大，后降至零。2.變壓器聲音會瞬間變大后消失3.變壓器低壓側(cè)開關(guān)會跳閘，開關(guān)指示燈變綠。5.2.2事故處理：1.拉開變壓器高壓側(cè)刀閘，檢查變壓器低壓側(cè)開關(guān)是否跳開。2.若系差動保護(hù)動作，應(yīng)對差動保護(hù)范圍內(nèi)進(jìn)行檢查，必要時對變壓器進(jìn)行測量試驗。3.若系重瓦斯保護(hù)動作，變壓器應(yīng)停運檢查。4

45、.若系過流保護(hù)動作跳閘，根據(jù)信號指示和變壓器跳閘時的外部現(xiàn)象（如短路，故障過負(fù)荷）查明原因，如經(jīng)檢查不屬于變壓器內(nèi)部故障，而是外部短路或二次回路故障誤動時，變壓器可重新投入運行，否則必須進(jìn)行檢查試驗，以查明跳閘原因。5.變壓器的瓦斯保護(hù)和過流保護(hù)同時動作時，在未查明原因和消除故障前，不準(zhǔn)將變壓器重新投入運行。5.3 變壓器壓力釋放裝置動作5.3.1 檢查壓力釋放裝置動作后是否返回，是否有大量噴油，如大量噴油不止，開關(guān)未跳閘，應(yīng)手動斷開開關(guān)，停止故障變運行。5.3.2 檢查變壓器噴油后是否著火，并做好防火措施。5.3.3 壓力釋放動作后，應(yīng)手動復(fù)歸信號。5.4 變壓器運行中跳閘5.4.1 變壓器

46、自動跳閘后，應(yīng)立即檢查保護(hù)動作情況、備用電源聯(lián)動情況，在未明原因及消除故障前，不得對該變壓器強(qiáng)送電。跳閘原因一般有變壓器保護(hù)范圍內(nèi)發(fā)生故障、外部故障而保護(hù)拒動或斷路器失靈造成變壓器后備保護(hù)動作,系統(tǒng)操作或外部故障造成變壓器保護(hù)誤動、二次回路故障造成斷路器誤動。5.4.2 根據(jù)保護(hù)動作情況，故障錄波，跳閘順序等，判斷跳閘原因和性質(zhì)。如果為變壓器主保護(hù)動作，查清原因，隔離故障點，通過檢修處理。如果是后備保護(hù)動作，應(yīng)查清原因，隔離故障點，檢查跳閘變壓器無異常后恢復(fù)跳閘變壓器的運行。如果是二次回路原因或保護(hù)誤動應(yīng)查清原因，盡快消除，檢查跳閘變壓器無異常后恢復(fù)跳閘變壓器的運行。5.5 變壓器著火時的處理

47、5.5.1拉開變壓器各側(cè)開關(guān)、刀閘。5.5.2變壓器應(yīng)立即停用冷卻裝置，廠變應(yīng)停用通風(fēng)機(jī)5.5.3若油溢在變壓器頂蓋上而著火時，則應(yīng)打開下部油門放油，使油面略低于著火處，滅火時應(yīng)使用干燥的沙子和泡沫滅火器進(jìn)行滅火。5.5.4若是變壓器內(nèi)部故障引起著火時，則不能放油，以防變壓器嚴(yán)重爆炸。5.5.5滅火時按照電氣設(shè)備消防規(guī)程的有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。第五章35kV高壓配電裝置1、高壓開關(guān)柜型號及技術(shù)參數(shù)額定電壓405kV額定電流1250A，1600A，2000A額定短路開斷電流20kVA，25kVA，31.5kVA額定峰值耐受電流50kVA，63kVA，80kVA額定頻率50HZ/60HZ額定絕緣水平雷電沖

48、擊耐壓：185kV/215kV主回路1min工頻耐壓：95kV/115kV外形尺寸寬1.4米 深2.8米 高2.6米防護(hù)等級IP4X2、倒閘操作原則：2.135kV某母線送電操作原則（1）檢查母線所有開關(guān)在斷開位置（2）合上主變低壓側(cè)開關(guān)操作電源 （3）投入母線相應(yīng)保護(hù)（4）將35kV母線PT小車搖工作位置（5）合上35kV母線PT二次側(cè)空氣開關(guān)（6）將主變低壓側(cè)開關(guān)搖至工作位置（7）合上主變低壓側(cè)開關(guān)2.2 35kV某母線停電操作原則檢查母線上所有負(fù)荷開關(guān)已斷開（2）拉開主變低壓側(cè)開關(guān)（3）搖出主變低壓側(cè)開關(guān)小車（4）拉開35kV母線PT二次側(cè)空氣開關(guān)（5）搖出35kV母線PT小車3、倒閘操

49、作注意事項：3.1系統(tǒng)運行方式的變更應(yīng)周密考慮各種運行方式下的繼電保護(hù)自動裝置.3.2設(shè)備停電工作必須用開關(guān)切斷負(fù)荷電流,為驗證開關(guān)確已斷開,可通過儀表指示為零、開關(guān)機(jī)構(gòu)“分閘”指示、開關(guān)綠燈亮等來進(jìn)行綜合判斷.3.3拉開開關(guān)后，需取下合閘保險，拉開隔離開關(guān)，拉開控制回路電源。3.4允許用刀閘直接切斷無接地故障的避雷器，電壓互感器的負(fù)荷電流。3.5嚴(yán)禁在有負(fù)荷電流的情況下用刀閘進(jìn)行操作。3.6送電操作時，應(yīng)先合刀閘（先電源側(cè)，后負(fù)荷側(cè)）、再合開關(guān)。3.7回路有電壓互感器時，應(yīng)先放上高壓側(cè)保險，合上高壓側(cè)刀閘，再放上低壓側(cè)保險。3.8手動分閘時應(yīng)緩慢而謹(jǐn)慎，特別是刀閘剛離開刀刃時，如發(fā)生弧光，應(yīng)

50、立即合上，停止操作。4、五防電腦鑰匙的使用方法及注意事項 A、對電動操作設(shè)備（如開關(guān)等），將鑰匙插入該設(shè)備的電氣鎖中，待鑰匙發(fā)出“條件符合，可以操作”語音指示后，轉(zhuǎn)動設(shè)備的KK把手操作設(shè)備，鑰匙檢測設(shè)備操作完成后語音提示“本步操作完成，請繼續(xù)”，將鑰匙從電氣鎖中取下B、對手動操作設(shè)備，將鑰匙插入該設(shè)備的機(jī)械鎖中，待鑰匙發(fā)出“條件符合，可以操作”語音提示后，將鑰匙推鈕推向開鎖位置，鑰匙發(fā)出“鎖已打開”語音提示，將機(jī)械鎖的閉鎖銷拉出，解除設(shè)備閉鎖，操作人員對設(shè)備進(jìn)行操作，操作完成后重新閉鎖設(shè)備，將鑰匙推鈕撥回閉鎖位置，鑰匙發(fā)出“鑰匙已回位，可以取下”，將鑰匙從機(jī)械鎖中取下。C、在操作電氣設(shè)備時，如

51、操作完畢，但鑰匙中存儲的步驟并未轉(zhuǎn)到下一個步驟時應(yīng)采取下面的方式：首先仔細(xì)檢查當(dāng)前鑰匙上顯示的設(shè)備確已實際操作完畢，并且狀態(tài)確實改變進(jìn)入鑰匙的功能菜單在主菜單下“本步操作選擇”中選擇“電氣鎖轉(zhuǎn)機(jī)械鎖”，并按壓電源開關(guān)確認(rèn)后，即可將本步操作轉(zhuǎn)為機(jī)械操作“電氣鎖轉(zhuǎn)機(jī)械鎖”轉(zhuǎn)換成功后，將電腦鑰匙插入該設(shè)備的電氣鎖中，待鑰匙發(fā)出“條件符合，可以操作”語音指示后，推動鑰匙推鈕，鑰匙發(fā)出“鎖已打開”語音提示后，將鑰匙用推鈕撥回閉鎖位置，鑰匙發(fā)出“鑰匙已回位，可以取下”語音，將鑰匙從電氣鎖中取下，并確認(rèn)，此時本步操作完成，轉(zhuǎn)到下一操作步驟，可以繼續(xù)操作。5、35kV開關(guān)防誤閉鎖裝置（1）35kV開關(guān)均為真空

52、斷路器，采用金屬封閉開關(guān)，該開關(guān)處在鎖定后的試驗位置或工作位置時，才能對開關(guān)進(jìn)行操作。（2）只有接地刀閘在分閘位置時，開關(guān)才能從試驗位置搖至工作位置或從工作位置搖至試驗位置。（3）只有當(dāng)開關(guān)處在試驗位置或移至柜外，控制電源放好，后柜門關(guān)好后，柜內(nèi)電磁鎖才能打開，接地刀閘才能進(jìn)行操作。（4）后柜門只有在接地刀閘處在合閘位置時才能開啟，要密切注意間隔內(nèi)是否帶電。（5）開關(guān)在工作位置時，二次插頭被鎖定不能拔出。（6）選用了電氣合閘閉鎖，在二次控制電源未接通情況下，防止手動進(jìn)行合閘操作。6、35kV開關(guān)操作注意事項（1）在向開關(guān)柜內(nèi)外推拉開關(guān)前要將工作車做調(diào)整并鎖定，推拉手車時要打開鎖定機(jī)構(gòu)，要平衡，

53、不要用力太大。（2）用搖把搖進(jìn)、搖出手車時，聽到絲桿、絲母脫扣的聲音，要停止搖動，此時檢查鎖定機(jī)構(gòu)是否鎖好，切不可繼續(xù)搖動造成機(jī)構(gòu)損傷。（3）操作過程中要認(rèn)真按操作程序和操作票執(zhí)行，任何操作中的疑問，如開關(guān)不能合閘、接地刀閘或開關(guān)不能操作等，都可能是由于正常的閉鎖，要查明原因，不可強(qiáng)行操作，以免損壞開關(guān)。（4）開關(guān)若在試驗位置或工作位置不能合閘，應(yīng)檢查開關(guān)是否到位、是否已處于合閘狀態(tài)；檢查是否選用了合閘閉鎖裝置，而輔助電源未接通或低于技術(shù)條件要求；檢查二次線路是否準(zhǔn)確；檢查限位開關(guān)是否接觸良好；檢查操作電源是否正常，開關(guān)是否已儲能。（5）開關(guān)在合閘位置不能搖至工作位置，要查看地刀是否在分閘位置

54、，若處于合閘位置應(yīng)將其拉開。（6）接地刀閘不能進(jìn)行合閘操作，要查看開關(guān)是否由于電磁鎖閉鎖或開關(guān)在工作位置，若開關(guān)在工作位置應(yīng)將開關(guān)移到試驗位置或檢修位置，接地刀操作要使用專用的接地刀操作手柄。（7）后柜門不能打開，要檢查地刀是否在合閘位置，若在分閘位置應(yīng)將地刀合閘。7、小車開關(guān)投入、退出流程7.1 小車開關(guān)投入步驟：7.1.1 投運前檢查開關(guān)卻已分閘；7.1.2 檢查接地刀閘在斷開位置；7.1.3 合上小車開關(guān)的控制電源、儲能電源等7.1.4 將小車開關(guān)遙至工作位置；7.1.5將斷路器柜門上的儲能旋鈕選擇開關(guān)切至“投入”位置7.1.6 將斷路器柜門上的就地/遠(yuǎn)方選擇開關(guān)切至“遠(yuǎn)方”位置；7.1

55、.7 檢查各裝置無異常，遠(yuǎn)方操作合閘；7.18 檢查線路電壓電流無異常送電完畢。 7.2 小車開關(guān)退出步驟：7.2.1 按照先負(fù)荷側(cè)后電源側(cè)的順序依次斷開斷路器；7.2.2 當(dāng)遠(yuǎn)方無法分合閘時，在得到值長的許可后，可在就地進(jìn)行分閘操作；7.2.3 操作前應(yīng)將真空斷路器柜門上的選擇開關(guān)切至“就地”位置；7.2.4 操作完畢后，查找遠(yuǎn)方拒動原因并處理。8、配電裝置的運行和檢查8.1母線和瓷瓶的運行和檢查 8.1.1 母線投運前應(yīng)測量其絕緣電阻：35KV母線用2500V搖表測量，絕緣電阻 不低于 35M，400V母線用500V搖表測量，絕緣電阻不低于1M。 8.1.2各連接點牢固，接觸表面在75%以

56、上，對封閉式開關(guān)柜更應(yīng)詳細(xì)檢查，用0.05mm塞尺檢查均應(yīng)合格。 8.1.3運行中母線檢查： 8.1.3.1配電室不能漏水，清潔干燥，通風(fēng)機(jī)完好，空調(diào)運行正常。 8.1.3.2各連接部位應(yīng)無過熱變色現(xiàn)象，嗅不到異味，母線及其接頭處溫度最高不得超過70，運行中利用紅外線測溫儀進(jìn)行監(jiān)督測量。8.1.3.3母線應(yīng)清潔完整、無放電現(xiàn)象。運行中的母線及其接頭應(yīng)無過熱變色現(xiàn)象，無明顯松動或振動。8.1.3.4各固定螺絲應(yīng)不松動，母線無明顯松動或振動。 8.1.3.6定期對高壓配電裝置進(jìn)行熄燈檢查。9、真空開關(guān)的運行和檢查 9.1真空開關(guān)檢修后先驗同期，并在試驗位置試合、分兩次，檢查其結(jié)構(gòu)及其合閘信號回路是

57、否完好。 9.2禁止用無自動脫扣的開關(guān)，試送存在故障的線路。 9.3手車或開關(guān)應(yīng)遵守廠家閉鎖裝置的要求進(jìn)行操作。 9.4在分合閘操作后，檢查機(jī)械位置指示是否正確。 9.5真空開關(guān)合閘不靈敏，應(yīng)檢查合閘電源、輔助接點、控制回路有無斷線或接頭松動，合閘線圈是否燒壞，及時聯(lián)系檢修處理。 9.6跳閘失靈的開關(guān)，禁止投入運行。9.7真空開關(guān)在運行中的檢查項目如下：1）真空開關(guān)在運行中室內(nèi)溫度不能超過40，檢查配電室內(nèi)空調(diào)運行是否正常，否則應(yīng)開啟通風(fēng)裝置加強(qiáng)通風(fēng)。2）無振動、無積水及異常放電聲。3）開關(guān)分合指示應(yīng)與開關(guān)運行狀態(tài)相符。4）開關(guān)二次插頭應(yīng)無松動或脫落。5）高壓帶電顯示裝置指示正常。6）開關(guān)下口

58、電纜終端應(yīng)無破裂放電、過熱變色現(xiàn)象。10、避雷器的運行和檢查10.1避雷器應(yīng)長期投入運行，如需退出運行需得到總工程師的批準(zhǔn)。10.2避雷器投入運行前，外觀檢查清潔無裂紋，接地線良好，各種試驗數(shù)據(jù)合格。用2500V搖表測量其絕緣電阻不低于2500 M，并記錄放電計數(shù)器表碼。10.3禁止在雷雨時對避雷器進(jìn)行操作。雷雨后，檢查避雷器引線有無損壞、變形和瓷套管有無放電痕跡，放電計數(shù)器有無動作，并作好記錄。 10.4.避雷器運行中的檢查項目如下：瓷套管應(yīng)完整、無裂紋及放電痕跡。內(nèi)部無放電聲，檢查放電計數(shù)器是否動作。各接頭無松動現(xiàn)象，底座接地線完整牢固。運行中禁止觸及接地線。 10.5發(fā)現(xiàn)以下情況，應(yīng)立即

59、停下避雷器：避雷器絕緣套爆炸、破損、嚴(yán)重放電，有焦臭味。避雷器內(nèi)有放電聲。避雷器引線松脫，有造成接地的可能。避雷器接地線松脫。 11、電流互感器及電壓互感器的運行11.1電流互感器允許在大于額定電流10%時連續(xù)運行，電壓互感器允許在大于額定電壓10%時連續(xù)運行。11.2運行中的電流互感器二次側(cè)不得開路，電壓互感器二次側(cè)不得短路。11.3電流互感器投運前的檢查：11.3.1套管清潔完好，樹脂無裂紋、破損。11.3.2外殼及二次接線（包括接地線）壓接良好。 11.4電壓互感器投運前的檢查：高壓熔斷器完好，各部螺栓壓接牢固。外殼接地良好，二次接線牢固，瓷瓶清潔完整，樹脂無裂紋。11.5運行中互感器的檢查項目如下：互感器應(yīng)無放電聲及噪聲，瓷瓶、套管和外殼無裂紋。樹脂互感器無變形、無流膠，無過熱、變色、異味及放電現(xiàn)象。11.6電流互感器二次側(cè)開路的現(xiàn)象：電流互感器二次側(cè)本體開路發(fā)出嗡嗡響聲，二次連線或端子開路發(fā)出吱吱放電聲，且鐵芯過熱。樹脂式互感器長時間開路，會開裂，嚴(yán)重時會著火，應(yīng)設(shè)法處理或停用。1