中电投科研函〔2015〕2号 附件3《光伏电站运行规程》（征求意见

企 业 标 准

CPI XX-2014

光伏电站运行规程

2014—XX— 发布 2014—XX— 实施

中国电力投资集团公司 发 布

Q/CPI XX-2014 光伏电站运行规程

目 录

前言 .............................................................. II 1 范围 ............................................................ 1 2 规范性引用文件 .................................................. 1 3 定义与术语 ...................................................... 2 4 运行总则 ........................................................ 4 5 内容及要求 ...................................................... 7 5.1 光伏组件及支架 .............................................. 7 5.2 汇流箱及直流配电柜 .......................................... 9 5.3 逆变器 ..................................................... 10 5.4 变压器 ..................................................... 12 5.5 高压配电设备 ............................................... 18 5.6 无功补偿装置 ............................................... 21 5.7 架空线路 ................................................... 23 5.8 厂用配电装置 ............................................... 24 5.9 继电保护及自动装置 ......................................... 26 5.10 计算机监控系统 ............................................ 28 5.11 通信系统 .................................................. 29 5.12 直流控制电源系统 .......................................... 30 5.13 交流控制电源系统(UPS) ..................................... 32 5.14 安全稳定控制装置 .......................................... 32 5.15 其它 ...................................................... 34

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前 言

为了规范中国电力投资集团公司（以下简称集团公司）光伏电站的运行管理和相关技术要求，包括运行、操作、巡回、故障处理等，特制定本规程。

本规程是集团公司新能源生产运行系列标准之一。

本规程由集团公司水电与新能源部提出、组织编制并归口管理。

本规程主要起草单位（部门）：黄河上游水电开发有限责任公司、中电投河北电力有限公司、中电投江苏电力有限公司、中电投科学技术研究院有限公司。

本规程主要起草人：胡锁钢、金东兵、乔海山、乔吉庆、郭新城、张昱峰、何振中、马金忠、王念仁、杨磊、瞿咏青、王正琪 、孟繁华、王慧妮。

本规程主要审查人：夏忠、胡建东、郑武生、徐树彪、李晓民、张军、袁蕊、张皖军、宿凤明、于春泽、李广博、陈飞、李端开、李佳林、王聚博、张嬛阁、张五泉、张亮、吕正廷、房公柱、梁国义、蒋春海、孙洁、黄新剪、闵庆海、陈志磊、施江锋、马帅、马何芳、王硕、张光江、朱军、王斯成、翟永辉、范士林。

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光伏电站运行规程

1 范围

本规程规定了并网光伏电站的运行工作要求。

本规程适用于集团公司所属并网光伏电站，分布式光伏电站参照执行。

2 规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

GB 1984 交流高压断路器

GB 7251 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB 12325 电能质量供电电压允许偏差 GB 19964 光伏发电站接入电力系统技术规定 GB 26164.1电业安全工作规程

GB/T 29320 光伏电站太阳跟踪系统技术要求 GB/T 29321 光伏发电站无功补偿技术规范 GB 50174 电子信息系统机房设计规范 GB 50794 光伏发电站施工规范 DL/T 544 电力通信运行管理规程 DL 558 电业生产事故调查规程 DL/T 572 电力变压器运行规程

DL/T 587 微机继电保护装置运行管理规程 DL/T 596 电力设备预防性试验规程

DL/T 603 气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程 DL/T 724 电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程 DL/T 741 架空送电线路运行规程 DL 755 电力系统安全稳定导则 DL 5027 电力设备典型消防规程

NB/T 32004 光伏发电并网逆变器技术规范

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《中电投电力生产安全工作规程（发电厂电气部分）》

3 定义与术语

下列术语、定义适用于本标准 3.1 充电

是指设备带标称电压但不接带负荷。 3.2 送电

是指设备充电并带负荷（指设备投入环状运行或带负荷）。 3.3 停电

是指断开断路器及隔离开关使设备不带电压。 3.4 解列

是指发电单元和电力系统其他部分之间、系统的一部分和系统其他部分之间失去电的联系，分解成相互独立、互不联系的部分。 3.5 并列

是指将两个及以上电气相互独立运行的设备通过运行方式切换连为一个整体电网运行。 3.6 热备用

是指设备断路器断开，而隔离开关仍在合闸位置。无特殊要求，设备保护均应在运行状态。 3.7 冷备用

是指电气设备的断路器断开，其两侧隔离开关和相关接地刀闸处于断开位置。 3.8 退出备用（检修）

指设备所有断路器、隔离开关均断开，合上接地刀闸或装设接地线。 3.9 光伏组件

指具有封装及内部联接的，能单独提供直流电的输出，最小不可分割的太阳电池组合装置。 3.10 光伏组件串

在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直流电输出的电路单元。

3.11 光伏发电单元

在光伏电站中，以一定数量的光伏组件串，通过直流汇流箱汇集，经逆变器逆变

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与隔离升压变压器升压成符合电网频率和电压要求的电源。又称单元发电模块。 3.12 光伏方阵

将若干个光伏组件在机械和电气上按一定方式组装在一起，并且有固定的支撑结构而构成的直流发电单元。又称光伏阵列。 3.13 开路电压

指在一定的温度和辐照条件下，光伏发电器在空载（开路）情况下的电压。 3.14 短路电流

指在一定的温度和辐照度条件下，光伏发电器在端电压为零时的输出电流。 3.15 聚光太阳电池组件

指组成聚光太阳电池，方阵的中间组合体，由聚光器、太阳电池、散热器、互连引线和壳体等组成。 3.16 直流汇流箱

指光伏组件和并网逆变器间的电气连接，将太阳电池发出的直流电汇流后提供给光伏并网逆变器的装置。 3.17 直流配电柜

指将汇流箱输出的直流通过电缆接入后进行汇流，再接至并网逆变器的一种配电装置。 3.18 逆变器

把将直流电能变换成交流电能的过程称为逆变，把完成逆变功能的电路称为逆变电路，把实现逆变过程的装置称为逆变器。 3.19 逆变器紧急停机

指按下紧急停机按钮，交流、直流侧开关或主接触器脱扣，并网逆变器停止工作。 3.20 逆变器启动中

指逆变器初次安装完毕，直流输入和交流输出端子均正常连接，所有断路器均闭合，上电准备并网。 3.21 逆变器运行

指逆变器正常工作，将光伏阵列的直流电变为交流电并入电网。 3.22 逆变器并网发电

指逆变器检测交流电网满足并网发电条件，同时检测光伏阵列有足够能量，其后并网交流接触器自动合闸进入并网发电模式，逆变电源一直以最大功率点跟踪方式使

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光伏阵列输出的能量最大。 3.23 逆变器低电压穿越

指当电网故障或扰动引起逆变器并网点的电压跌落时，在电压跌落的范围及时间内，光伏发电机组（逆变器）能够不间断并网运行。 3.24 逆变器孤岛效应

指如并入公共电网中的发电装置，在电网断电的情况下，这个发电装置却不能检测到或根本没有相应检测手段，仍然向公共电网馈送电量。

4 运行总则

4.1 电站基本情况 4.1.1 电站概况

内容包括光伏发电站地理位置、装机容量、子阵组成、安装倾角、电压等级、接线方式、送出情况、年利用小时数、设计年发电量、设计衰减情况等。 4.1.2 设备调管范围

划分设备管辖层次、明确光伏发电站设备的调管范围。 4.2 运行管理规定

4.2.1 新设备的投运或设备大修后投运前，必须有完整的技术资料及相关试验报告。 4.2.2 继电保护、自动装置定值，未经许可严禁擅自更改。如需进行整定和更改，应按照保护及自动装置管理规定执行。 4.2.3 严禁擅自断开运行设备的控制电源。

4.2.4 运行中发生的重要异常情况，当班负责人应按照相关规定向当班调度值班员、主管部门及领导汇报。

4.2.5 当班负责人必须服从当班调度值班员的调度。调管的设备，未获调度员的指令，均不得自行操作，但危及人身和设备安全的情况可不待调令进行操作，事后必须向相关调度部门汇报。

4.2.6 当班负责人在接受调令时，必须主动复诵并核对无误。调令执行完毕后必须立即向值班调度员报告执行情况和时间。

4.2.7 当班负责人在接受调令及进行其它业务联系时应做详细记录并录音，必须使用规范的调度术语。

4.2.8 汛前应做好排洪沟清理和防汛物资准备工作，并组织进行防汛预案的学习及

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防汛演习。

4.2.9 电站设备正常运行维护及事故处理必须符合本标准规定。本标准规定如与上级规程、规定相抵触时，应按上级规程、规定执行。

4.2.10 生产现场使用的规范、条例、制度、规定与本标准有同等效力。 4.3 倒闸操作的原则及规定 4.3.1 原则

4.3.1.1 倒闸操作必须严格遵守《电力安全工作规程》、调度规程等有关规程的规定。 4.3.1.2 倒闸操作时应使用“五防”操作管理系统，不得私自退出“五防”系统操作或使用万能钥匙。确有必要解锁时应得到主管领导同意。

4.3.1.3 电气设备停电操作时，先停一次设备，后停保护及自动装置，送电操作时，先投入保护及自动装置，后投入一次设备，一、二次设备状态要一一对应。 4.3.1.4 倒闸操作过程中，保护及自动装置必须在投入状态。

4.3.1.5 设备停电时，先断开设备各侧断路器，后拉开断路器各侧隔离开关；设备送电时，先合上断路器各侧隔离开关，后合上断路器。严禁带负荷拉、合隔离开关。 4.3.1.6 设备停电的顺序是从负荷侧逐步向电源侧操作；设备送电的顺序是从电源侧逐步向负荷侧操作。

4.3.1.7 投入接地刀闸或装设接地线前，必须检查两侧隔离开关（断路器）在断开（分闸）状态，并进行验电，确认无电压。如无法进行验电应通过二次回路的指示或变位来进行判断，应有2种及以上的同时变化。

4.3.1.8 倒闸操作受阻时，应查明原因后方可进行操作，不得随意解除闭锁。 4.3.1.9 下列操作可以不填写倒闸操作票，但必须做好相关运行记录。 4.3.1.9.1 事故处理。

4.3.1.9.2 断开或合上断路器的单一操作。

4.3.1.9.3 拆除或拉开全站仅有的一组接地线或接地刀闸。 4.3.2 规定

4.3.2.1 在执行倒闸操作时，操作人应先根据操作票在系统图上模拟倒闸操作，模拟操作无误后，由当班负责人下达操作命令后方可执行。 4.3.2.2 倒闸操作应由两人进行，一人操作一人监护。

4.3.2.3 操作时，必须先核对设备的名称和编号，并检查断路器、隔离开关、自动装置的状态，操作中，必须执行监护制度和复诵制度，每操作完一项即由监护人在操

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作项前画“√”。

4.3.2.4 倒闸操作中发生任何疑问，必须立即停止操作，并向当班值长询问清楚后再进行操作，不得擅自更改操作票操作顺序；操作过程中不得漏项、跳项、添项。 4.3.2.5 操作中必须按规定使用合格的安全工器具和专用工器具。 4.3.2.6 雷电天气时，禁止进行倒闸操作。

4.3.2.7 线路停电操作时应将重合闸停运；线路送电正常后，重合闸方式按调度规定执行。

4.3.2.8 母线停电时必须拉开电压互感器的隔离开关（或取下一次熔断器），并取下二次侧熔断器。

4.3.2.9 变压器送电必须由高压侧充电，停电时先停低压侧。 4.3.2.10 主变压器送电、停电时，中性点接地刀闸必须投入。 4.4 巡回检查规定

4.4.1 巡回检查时，必须遵守《电力安全工作规程》的有关规定。 4.4.2 如遇下列情况应增加巡回次数或加强监视 4.4.2.1 设备存在较大缺陷或异常。 4.4.2.2 新投运、改造和检修后的设备。 4.4.2.3 气候变化较大时。

4.4.2.4 设备运行的方式发生变化时。

4.4.2.5 设备发生故障后，要特别注意对相关设备的检查。 4.5 事故处理原则

4.5.1 事故处理以“保人身、保设备”为原则，严格遵守《电力安全工作规程》、调度规程、运行规程及相关规定，并服从调度和当班负责人指挥。

4.5.2 在威胁人身或设备安全的紧急情况下，值班人员有权单独处理，以防止事故进一步扩大，但处理后应立即将情况汇报当班负责人。

4.5.3 在处理事故时，迅速限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身和设备的威协。对故障设备进行必要的安全隔离，保持其它设备正常运行。

4.5.4 发生事故时，当班负责人是事故处理的指挥者、组织者。调管设备发生事故后，当班负责人应将事故发生的时间、一次设备动作情况、监控系统主要信息、继电保护及自动装置动作情况、现场采取的措施等情况向调度和上级领导汇报，并详细记录。

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4.5.5 事故发生后，应根据监控相关信息、保护及自动装置的动作情况及故障设备外部特征，分析事故性质。

4.5.6 系统发生冲击后，应对相关设备进行全面检查。

4.5.7 事故处理时，无关人员不得进入中央控制室及事故区域内。

4.5.8 如调度电话中断而不能与调度直接联系时，应尽快利用其它通讯方式联系。

5 内容及要求

5.1 光伏组件及支架 5.1.1 技术参数

应有本电站光伏组件及支架各厂家、各类型号的主要参数、数量及安装角度。 5.1.2 运行规定

5.1.2.1 光伏组件在运行中不得有物体长时间遮挡，表面应保持清洁，有污物时应及时清理。

5.1.2.2 按照同辐照度条件下，剔除组件衰减影响，电站功率下降5%时宜进行光伏组件的清洗，清洗光伏组件时不得使用锐利物件进行刮洗，不得使用腐蚀性溶剂。 5.1.2.3 光伏组件表面出现玻璃破裂或热斑、背板灼焦、破裂、光伏组件接线盒烧损时，应及时进行检测、更换并做好记录。

5.1.2.4 在更换光伏组件时，必须断开相应的汇流箱支路熔断器及相连光伏组件接线、更换的电池组件必须与原组件型号、参数一致，原则上不允许混装，工作人员需使用绝缘工器具。

5.1.2.5 光伏组件更换前应检查外观正常、测量开路电压，更换完毕后必须测量并记录组串电流。

5.1.2.6 光伏组串电流偏离较大时，应及时进行检查测量。

5.1.2.7 大风等恶劣天气过后应对光伏组件进行一次全面巡回检查。 5.1.2.8 严禁触摸光伏组件的金属带电部位。 5.1.2.9 严禁在雨中进行光伏组件的连线工作。 5.1.2.10 光伏组件运行中正极、负极严禁接地。 5.1.2.11 夏季环境温度比较高时要定期测量组件温度。 5.1.2.12 组件支架连接应紧固，接地良好。 5.1.2.13 跟踪式支架应转动灵活，跟踪正常。

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5.1.3 操作规定

5.1.3.1 在更换光伏组件时，必须断开与之相应的汇流箱开关、拔开支路保险及相连电池组件接线。

5.1.3.2 光伏组件间连接插头出现烧损需更换时，必须断开与之相应的汇流箱开关、拔开支路保险及相连电池组件接线。

5.1.3.3 光伏组件及连线上的工作和操作必须戴相应电压等级的绝缘手套。 5.1.3.4 拔开光伏组件连接线插头时必须先用直流钳表确认回路无电流。 5.1.3.5 光伏组件表面严禁踩踏、攀登。 5.1.4 巡回检查 5.1.4.1 光伏组件

a）检查光伏组件边框有无缝隙、有无开胶，表面有无污渍、划痕、破裂等现象，背板有无发黄、破损、烧损等现象、设备参数标识有无脱落。

b）检查光伏组件引线、接线盒、连接插头有无脱落、烧损、绝缘破损现象。 c）检查各光伏组件接地线连接是否良好,有无开焊、松动等现象。 d）检查聚光电池模块的镜片、外壳有无破损。

e）检查聚光电池模块的透镜和镜头边缘密封是否完好，有无裂缝。 f）检查聚光电池模块的通风孔或者呼吸膜有无堵塞现象。 5.1.4.2 光伏支架

a）检查外露的金属预埋件有无锈蚀，基础有无下沉或位移，螺栓螺母是否紧固。 b）检查支架底座与基础连接是否牢固，支架有无腐蚀、变形现象。 c）检查支架是否接地是否完好、连接可靠。

d）检查跟踪支架减速装置、限位开关、倾角传感器是否正常。 e）检查控制箱柜密封良好，箱内电器元件有无异常。

f）检查跟踪支架转动声音是否正常、有无发卡，各支架角度是否一致。 5.1.5 故障处理

5.1.5.1 组串输出电流异常

a）现象

监控系统显示汇流箱某一支路电流异常。 b）处理

1）检查输出异常的汇流箱输出和各支路电流，排除通讯问题；

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2）检查支路熔断器是否熔断、组串插头或接线盒是否烧损； 3）检查该组串光伏组件有无热斑或损坏。 5.2 汇流箱及直流配电柜 5.2.1 技术参数

应有各生产厂家汇流箱、直流断路器、直流防雷器、直流熔断器、通讯装置等设备的技术参数。 5.2.2 运行规定

5.2.2.1 当直流汇流箱设备故障退出运行时，应断开相应的直流配电柜支路开关。 5.2.2.2 直流配电柜或汇流箱开关跳闸时，如因环境温度高引起脱扣，可试送电一次，否则应对相应的汇流箱和电缆进行检查，测量绝缘电阻正常后方可合闸送电。 5.2.2.3 在直流开关柜、汇流箱内工作时应做好光伏组件侧的隔离措施。 5.2.2.4 汇流箱进线端及出线端与汇流箱接地端绝缘电阻≥20MΩ（DC1000V）。 5.2.2.5 投切汇流箱熔断器时，工作人员必须使用绝缘工具，汇流箱内熔断器更换时需更换同容量的熔断器。 5.2.3 操作规定

5.2.3.1 汇流箱需用专用的钥匙，顺时针扭动则关闭机箱；逆时针扭动，则开启机箱。

5.2.3.2 汇流箱输入、输出接线时，需要拧开防水端子，然后接入连线至保险丝插座，然后拧紧螺丝，固定好连线，最后拧紧外侧的防水端子。

5.2.3.3 更换汇流箱保险时，需断开汇流箱内断路器，并用专用保险夹钳取出保险丝。

5.2.3.4 汇流箱更换保险底座时，需断开汇流箱内断路器，并取下所对应支路保险，拔开电池组串的正负极MC4插头，并用万用表测量无电压时方可更换。

5.2.3.5 汇流箱更换其它控制器件时，需断开汇流箱内断路器，并取下拔开汇流箱内全部支路保险，拔开汇流箱所对应全部电池组串的正负极MC4插头，并用万用表测量无电压时方可更换。

5.2.3.6 汇流箱更换断路器时，需断开所对应汇流箱的上侧直流配电柜内分支断路器，并取下拔开汇流箱内全部支路保险，拔开汇流箱所对应全部电池组串的正负极MC4插头，并用万用表测量无电压时方可更换。 5.2.4 巡回检查

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5.2.4.1 直流配电柜

a) 检查柜体是否正常、表面有无积灰、锁具是否完好、标识标号是否完整，电流表、电压表指示是否正常。

b) 检查柜内有无异音、异味、放电现象，各连接点连接是否牢固、有无过热、变色的现象，各支路开关位置是否正确，有无跳闸脱扣现象，防雷模块有无击穿现象。 c) 检查接地线连接是否良好。 5.2.3.2 直流汇流箱

a) 检查箱体是否正常、表面有无积灰、锁具是否完好、标识标号是否完整、密封是否良好。

b) 检查箱内各熔断器有无熔断、破裂现象，采集板、防雷模块、开关有无异常。 c) 检查接地线连接是否良好。

d) 检查进出线电缆是否完好，有无变色、掉落、松动、断线、绝缘破损现象。 5.2.5 故障处理

5.2.5.1 汇流箱数据异常

a) 现象

计算机监控系统显示汇流箱数据异常 b) 处理

1) 如发现直流汇流箱有冒烟、烧损等明显故障时应立即停电处理； 2) 检查汇流箱和直流配电柜直流开关是否跳闸； 3) 检查通讯是否正常。 5.3 逆变器 5.3.1 技术参数

应有各生产厂家的逆变器的型号及主要设备的技术参数。 5.3.2 运行规定

5.3.2.1 逆变器在运行中，必须保证逆变器风机运行正常，室内通风良好。 5.3.2.2 逆变器正常运行时运维人员不得擅自更改逆变器任何参数。 5.3.2.3 逆变器退出运行再次投入运行时，应达到厂家规定的间隔时限。 5.3.2.4 逆变器在停机后，达到规定时限后方可打开柜门工作。在进行逆变器逆变模块维护工作时，在逆变器模块拔出后达到规定的时限后，方可进行模块的维护工作。 5.3.2.5 应对逆变器设备及逆变器室滤网进行定期清扫工作，保证逆变器散热良好。

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5.3.2.6 逆变器运行中应无异音、异味、异常震动、电气运行参数正常，与监控系统通讯正常，输出功率正常。

5.3.2.7 应定期进行逆变器设备巡回。

5.3.2.8 新装逆变器投运时、交直流开关更换后、二次回路变动、重要部件更换后等必须做逆变器“紧急停机”试验。

5.3.2.7 逆变器上的工作应执行工作票制度。

5.3.2.8 逆变器运行中严禁开启前后柜门和拆除防护网。 5.3.3 操作规定

5.3.3.1 逆变器投入运行时应检查子阵各汇流箱至直流柜支路电压正常；检查箱变低压侧三相电压正常。

5.3.3.2 拉开逆变器交直流侧开关必须检查逆变器交流输出电压、电流为零。 5.3.3.3 逆变器启动/停止操作严格按照设备厂家操作说明书要求进行 5.3.4 巡回检查

5.3.4.1 检查逆变器外观正常、表面无积灰、锁具完好，标识标号完整，防尘网清洁、无破损。

5.3.4.2 检查逆变器各指示灯工作正常，无故障信号，参数正确、保护功能投入正确。

5.3.4.3 检查逆变器无异音、无异味、无异常温度上升。 5.3.4.4 检查逆变器交、直流侧电缆无老化、发热、放电迹象。 5.3.4.5 检查逆变器交、直流侧开关位置正确，无发热现象。 5.3.4.6 检查逆变器室环境温度在正常范围内，通风系统正常。 5.3.4.7 逆变器巡回检查应定期进行。

5.3.4.8 检查逆变器通讯正常，所送“四遥”信息正确。 5.3.5 故障处理

5.3.5.1 逆变器由于保护动作停机，必须到现地检查并确认故障原因,故障消除后，方可按照逆变器投入步骤投入运行。

5.3.5.2 如暂时无法处理的故障，将逆变器交、直流两侧开关断开，做好检修的隔离措施。

5.3.5.3 逆变器因IGBT模块过温停机时，应检查风机、风道、工作电源及测温电路，无明显异常时，可开机逐步升负荷检查。

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5.3.5.4 逆变器室发生火灾时，应立即断开箱式变压器低压侧开关和直流柜所有开关，断开冷却风机电源,然后使用二氧化碳灭火器和干粉灭火器灭火；若逆变器室无法进入时，应断开相应汇流箱直流开关。 5.4 变压器 5.4.1 技术参数

应包括主变压器、站用变压器、发电单元箱式变压器、接地变压器等设备生产厂家、型号及相应的各类参数。 5.4.2 运行规定

5.4.2.1 运行中的主变压器每班进行一次巡回，新投运或大修后的变压器应增加巡回检查次数。

5.4.2.2 变压器运行中和充电前，保护、测量及信号装置应正常投入。

5.4.2.3 变压器充电操作从高压侧充电，禁止从低压侧充电，充电时低压侧断路器应在断开位置。

5.4.2.4 箱式变压器高压侧熔断后更换时，应断开箱式变压器各侧开关及上一级总开关，并投入接地刀闸或接地线。

5.4.2.5 变压器三相负荷不平衡时，应监视最大电流相的负荷电流值不超过额定值。 5.4.2.6 变压器正常时允许短时间过负荷，其过负荷允许值根据变压器的负荷曲线、冷却介质温度以及过负荷前变压器所带负荷等确定。 5.4.2.7 变压器存在较大缺陷时不允许过负荷运行。 5.4.2.8 变压器并列运行前，应先核对相位。

5.4.2.9 备用中的变压器应每月充电一次，充电前应测量绝缘电阻、确保绝缘电阻值合格。

5.4.2.10 测量变压器绝缘电阻时，应分别测各侧绕组对地和各侧绕组之间的绝缘电阻，变压器线圈的绝缘电阻一般不低于初次在相同温度下测得值的70%，且在环境温度20℃时，R>2000MΩ。

5.4.2.11 箱式变压器所测得绝缘电阻值应满足：每千伏不小于1MΩ,吸收比不小于1.3。

5.4.2.12 干式变压器停用、备用时间超过7天，应测量绝缘电阻。 5.4.2.13 绝缘电阻低于规定值时,变压器投入运行需经上级领导批准。 5.4.2.14 发生下列异常情况应做好事故预案，并汇报调度及上级领导：

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5.4.5.6 重瓦斯和差动保护同时动作

a) 现象

主变有冲击、监控系统“主变重瓦斯动作”，“主变差动保护动作”告警，主变高低压侧断路器跳闸。

b) 处理

1) 对差动保护范围内的一次设备进行全面检查，是否有明显的故障点； 2) 变压器做检修安全措施； 3) 对变压器进行全面检查。 5.4.5.7 变压器着火

a) 现象

变压器有冲击，监控系统变压器保护动作告警，变压器高低压侧断路器跳闸。 b) 处理

变压器着火时，应立即检查高低压侧断路器已断开，断开冷却器及二次控制电源，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。 5.4.5.8 接地变压器保护动作

a) 检查接地变压器保护和各支路开关保护装置，分析故障点位置； b) 对接地变压器本体及母线各支路进行检查。 5.5 高压配电设备 5.5.1 技术参数

应有母线、断路器、隔离开关、电压互感器、电流互感器、避雷器等设备的参数。 5.5.2 运行规定

5.5.2.1 断路器在新安装或检修后，应在试验合格后方可投入运行。 5.5.2.2 断路器在事故跳闸或正常操作分、合闸时，均应作好记录。 5.5.2.3 断路器试验时必须拉开其两侧隔离开关。

5.5.2.4 断路器隔离（接地）刀闸检修时应考虑隔离（接地）刀闸联锁回路的影响。 5.5.2.5 隔离开关、接地刀闸、断路器检修后，必须试验其闭锁回路是否完好。 5.5.2.6 电气设备故障而断路器拒绝跳闸，值班人员应不待调令立即设法使该设备停电。

5.5.2.7 发现断路器非全相运行时，值班人员应不待调令立即断开该断路器，若非全相运行断路器无法断开，应断开相邻断路器，将该断路器隔离。

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5.5.3 操作规定

5.5.3.1 断路器正常操作应选择“远方”方式，只有进行检修、调试时，才允许选择“现地”方式。

5.5.3.2 断路器在正常操作前后应检查断路器间隔各气室SF6气压及操作压力正常，SF6压力或操作压力低于跳闸闭锁值时，严禁分合断路器。

5.5.3.3 断路器本体在运行中发生故障不能进行分闸操作时，应断开相邻断路器，将该断路器隔离。

5.5.3.4 操作时应关闭柜门及后封板,并锁好。 5.5.4 巡回检查

5.5.4.1 引出线、避雷器及其它电气连接部分是否过热、变色、变形及接触不良，断路器、隔离开关、接地刀闸位置与指示是否正确。

5.5.4.2 高压设备有无异音或放电及异常振动，有无绝缘烧损味，各传动机构有无变形、松动及损坏。

5.5.4.3 高压断路器操作压力及各气隔室SF6气压是否正常，各信号指示是否正常、是否与当时设备状态相符。

5.5.4.4 高压设备各管路及阀门有无损伤、锈蚀，位置是否正确，管道的绝缘法兰与绝缘支架是否良好。

5.5.4.5 断路器、避雷器的计数器是否正常。

5.5.4.6 现地控制屏上各种信号指示、控制开关的位置是否正确，屏内加热器运行是否正常，带电显示器、电磁锁是否正常，柜门关闭是否良好，屏内接线端子有无过热现象。

5.5.4.7 户外设备外壳、支架等有无损伤、锈蚀，瓷瓶有无损伤、污秽、较大的电晕、闪络等情况，设备有无异常声响，注油设备密封是否完好、有无渗漏油。 5.5.4.8 电力电缆设备外观是否完整无损，各部位连接是否牢固可靠 5.5.4.9 设备外壳接地是否良好，电气盘柜接地装置是否良好。。 5.5.4.10 雷雨天气后，检查避雷器的计数器动作情况。 5.5.4.11 大风天气检查开关站设备有无过大摆动或异物。

5.5.4.12 降雨天检查各处有无异常放电声，套管有无较大的电晕、闪络，重点监视污秽瓷质部分是否正常。

5.5.4.13 检查避雷针及接地引下线是否锈蚀，避雷针本体是否有裂纹、歪斜现象。

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5.5.5 故障处理

5.5.5.1 SF6气体压力降低

a) 现象

某一气隔“气压低报警”的信号。 b) 处理

1） 迅速到该间隔的现场控制屏上判明哪一气室气体压力降低，并进行补气； 2） 若SF6大量漏气，且气压持续性下降，则此气隔不允许继续运行，应立即采取措施将该气隔与带电部分隔离。然后将处理情况向调度及上级领导汇报。 5.5.5.2 断路器油泵启动频繁

a) 现象

断路器油泵启动次数异常增加。 b) 处理

1) 检查操作机构有无漏油现象；

2) 如果油泵启动过于频繁，停电进行检查处理；

3) 若油泵启动次数稳定在某一范围内，应加强监视，及时检查处理。 5.5.5.3 断路器操作压力降低

a) 现象

监控报警：“断路器操作压力低”。 b) 处理

1) 现场检查操作压力是否正常；

2) 检查打压装置是否启动并查明原因，若未启动应设法启动；

3) 若打压装置启动打不上压，应检查操作系统有无漏油（漏气）、窜压现象； 4) 当压力下降至闭锁断路器分闸操作压力时，断开该断路器操作电源，尽快隔离处理。

5.5.5.4 线路断路器跳闸

a) 现象

1) 监控系统线路相应保护装置动作信号报警，线路开关跳闸，故障录波器启动；

2) 现地保护装置上相应信号报警； 3) 线路出线断路器分闸。

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b) 处理

1) 检查线路保护动作情况，故障录波器启动情况；

2) 向调度汇报保护动作情况和本厂设备状态，按调度命令进行恢复； 3) 站内线路故障时应立即组织巡线，故障处理后线路投入运行。 5.5.5.5 电压互感器断线

a) 现象

1) 监控系统报警：电压互感器断线。 2) 现地保护柜上电压互感器断线报警。 b) 处理

1) 将因失去电压可能误动的保护装置退出； 2) 检查电压互感器二次侧开关是否跳闸； 3) 检查电压互感器二次熔断器是否熔断；

4) 停电检查，查明故障原因并消除缺陷后投入运行。 5.5.5.6 电流互感器断线

a) 现象

监控系统报警：“电流互感器断线”。 b) 处理

1) 检查电流互感器本体有无过热、异味及冒烟现象； 2) 退出可能误动的保护；

3) 停电检查，查明故障原因并消除缺陷后投入运行。 5.6 无功补偿装置 5.6.1 技术参数

应有阀组、相控电抗器、滤波电抗器、滤波电容器、联接变压器等设备的型号、额定容量、额定电压、额定电流、响应时间、冷却方式等参数。 5.6.2运行规定

5.6.2.1 设备运行时，严禁打开功率柜网门。 5.6.2.2 无功补偿装置室内空调运行良好。

5.6.2.3 设备检修时，在停电后达到厂家规定时限方可装设接地线，严禁在未经放电的电抗器、电容器和功率模块上进行工作。

5.6.2.4 晶闸管阀组室每天进行一次夜间熄灯检查，查看是否有电晕及局部放电现

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象。

5.6.2.5 无功补偿装置启动时应将冷却系统投入。

5.6.2.6 无功补偿装置的运行方式严格按照调度要求执行，控制参数及运行参数严禁私自修改。

5.6.2.7 新装无功补偿装置投运时、重要的二次回路变动后、断路器控制回路变动后等必须做紧急停机试验。 5.6.3 操作规定

5.6.3.1 无功补偿装置的电抗器、电容器整组投运时，严禁操作动态无功补偿支路的断路器。

5.6.3.2 操作无功补偿装置支路断路器前，必须将无功补偿装置控制系统投入。 5.6.3.3 禁止用断路器直接断开无功补偿装置。

5.6.3.4 操作无功补偿装置支路断路器前，必须将无功补偿装置控制系统投入。 5.6.3.5 无功补偿装置的操作必须遵守厂家操作说明书中相关要求。 5.6.4 巡回检查

5.6.4.1 检查控制柜及监控系统设备运行正常，各支路电流在允许范围内。 5.6.4.2 检查保护装置、阀组检测单元、脉冲控制单元运行正常，无异常报警和故障信息，故障录波器运行正常。

5.6.4.3 检查功率柜、启动柜内声音是否正常，装置冷却系统运行正常。 5.6.4.4 检查绝缘子清洁、接地连接引线正常。

5.6.4.5 检查各电气连接部位有无发热、变色现象，母线各处有无烧伤过热现象。 5.6.4.6 检查母线管、穿墙套管、互感器等部位导线连接紧固，无打火、过热现象。 5.6.4.7 检查电容器、电抗器有无发热、无变色、无局部放电声，接线端子是否牢固、可靠。

5.6.4.8 检查电容器是否有击穿现象，电抗器绝缘皮有无破损现场。 5.6.4.9 无功补偿装置变压器检查项目参照本标准5.4.3条。 5.6.5 故障处理 5.6.5.1 装置停止工作

a) 检查控制电源是否正常； b) 冷却系统电源是否正常；

c) 检查系统电压有无波动，是否停电；

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d) 控制柜中各电路板输出信号是否正常； e) 检查联接变压器是否正常。 5.6.5.2 功率单元故障

a） 检查功率单元控制电源是否正常； b) 控制柜中发出的驱动信号是否正常； c) 检查功率板是否正常。 5.7 架空线路 5.7.1 技术参数

应有架空线路导线型号、长度、载流量等技术参数。 5.7.2 运行规定

5.7.2.1 运行线路的杆塔上应有线路名称、杆塔编号、相序标识以及必要的安全标志，同塔双回、多回线路应有色标。

5.7.2.2 每月至少定期巡视一次，站内线路也可根据具体情况适当调整。 5.7.2.3 发生故障后及时进行故障巡视，当发现导线掉落地面时，严禁人员进入故障点8米以内。

5.7.2.4 线路巡视至少有两人同时进行。

5.7.2.5 在气候剧烈变化、自然灾害、外力影响、异常运行和其他特殊情况时进行特殊巡视。

5.7.2.6 在同塔双回、多回线路上工作时，应将该塔所有线路停电。 5.7.3 操作规定

5.7.3.1 线路停送电时按照调度令执行。 5.7.3.2 线路停送时退出线路重合闸装置。

5.7.3.3 单线路停电时，检查所有光伏电池组件逆变器均已退出运行，拉开逆变器控制电源开关。

5.7.3.4 线路停送电时应检查出线断路器的SF6气压和操作压力正常。 5.7.3.5 线路接地刀闸操作须经调度下令。 5.7.4 巡回检查

5.7.4.1 杆塔标识标志是否齐全，有无鸟巢及异物，是否有危及架空线路安全的树枝或设施。

5.7.4.2 杆塔本体及各部件有无歪斜现象，杆塔基础是否下沉，拉线是否断股、松

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弛，地锚是否浮出。

5.7.4.3 杆塔的横担、撑角是否弯曲、倾斜。铁塔是否生锈或部件丢失，混凝土杆塔有无裂纹、剥落、漏筋情况。

5.7.4.4 导线及接头有无过热、放电现象，导线、避雷线是否有松弛过大、不均等情况。

5.7.4.5 加强线有无损坏、散开现象。

5.7.4.6 瓷瓶有无脏污、裂纹、破损及放电痕迹。

5.7.4.7 避雷器瓷套有无裂纹、损伤、闪络痕迹，表面是否脏污，避雷器固定是否牢固，接地引下线是否良好，接地端焊接处有无开裂、脱落。 5.7.4.8 隔离开关套管是否完整无裂纹、有无电晕和放电现象。

5.7.4.9 隔离开关操作机构有无损伤、锈蚀，各部件有无松动、脱落、锈死等现象，防误闭锁是否完好。

5.7.4.10 隔离开关触头有无烧伤、变形、锈蚀、倾斜、脏污现象，触头弹簧有无折断现象，连接处的设备线夹有无断裂、松动、脏污现象。 5.7.4.11 三相联动的隔离开关各相位置是否到位。 5.7.4.12 防振锤有无移位、脱落、偏斜。

5.7.4.13 分裂导线的间隔棒有无松动、位移、脱落，连接处有无放电现象。 5.7.5 故障处理

线路断路器跳闸，参照本标准5.5.5.4条执行。 5.8 厂用配电装置 5.8.1 技术参数

应有厂用配电系统断路器、电压互感器、电流互感器等设备的主要技术参数。 5.8.2 运行规定

5.8.2.1 所有配电装置外壳均应可靠接地。

5.8.2.2 电压互感器投入运行前应检查一次、二次熔断器是否投入良好。 5.8.2.3 正常情况下，电压互感器不允许在母线带电状态下退出运行。

5.8.2.4 在站内各动力电源盘（不含临时电源盘）装接临时电源应经当班负责人同意，送电前检查绝缘电阻合格，负荷不平衡电流不应超过25％。

5.8.2.5 当厂用电中断时，应考虑对主变、无功补偿装置等设备的影响。 5.8.2.6 各负载主电源失电时，应立即切换到备用电源。

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5.8.2.7 严禁打开运行中的高压配电装置前、后柜门。 5.8.3 操作规定

5.8.3.1 推进和拉出小车开关前应检查开关在分、柜内接地刀闸在分。 5.8.3.2 送电操作前必须拉开接地刀闸或拆除临时接地线。

5.8.3.3 推进和拉出小车开关前必须检查开关在分，柜内接地刀闸在分。 5.8.3.4 操作0.4kV开关时，以电动操作为主，并关好柜门，如电动操作拒动，应查找问题进行处理，确实需要手动操作，不要面对开关，操作时应戴好、防护面具和绝缘手套。

5.8.3.5 开关本体设有手动跳闸机构，正常情况下禁止操作，只能在电动分不开或试验时方可使用。 5.8.4 巡回检查

5.8.4.1 检查配电设备声音是否正常，有无放电及异常振动，有无绝缘烧损味。 5.8.4.2 瓷质设备有无裂纹和闪络放电痕迹。

5.8.4.3 设备外壳接地装置是否良好，有无松动、发热现象。

5.8.4.4 开关、隔离开关、母线、引出线及其它电气连接部分有无过热、变色、变形及接触不良。

5.8.4.5 各传动机构有无变形、松动及损坏。 5.8.4.6 各配电装置柜门关闭是否良好。

5.8.4.7 配电设备建筑物有无危及设备安全运行的现象。 5.8.4.8 各表计指示是否在正常范围内。

5.8.4.9 开关、隔离开关的操作电源是否正常，位置与指示是否正确，带电显示器、电磁锁是否正常。

5.8.4.10 各控制开关位置是否正确。

5.8.4.11 各二次元件连接是否完好，有无发热、烧损。 5.8.4.12 各设备操作箱内的电热器根据当时的环境温度投退。 5.8.4.13 雷雨过后或系统过电压后应及时检查避雷器动作情况。 5.8.5 故障处理

5.8.5.1 不接地系统发生接地故障

不接地系统发生单相接地时，故障查找采用排除法，原则为先切除不重要负荷、后切除重要负荷。

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5.8.5.2 厂用失电处理

a) 检查备用电源自动切换装置是否动作，立即手动投入备用电源；

b) 若主、备电源均不能尽快恢复供电时，应切除不重要负荷，监视直流系统电压，蓄电池组电压降到规定值（铅酸蓄电池为1.9V×N,镉镍蓄电池为1.1V×N）时，断开线路、主变断路器；

c) 厂用电中断期间，应加强监视主变温度。 5.9 继电保护及自动装置 5.9.1 技术参数

应有保护及自动装置设备的配置及主要技术参数。 5.9.2 运行规定

5.9.2.1 主设备不允许无主保护运行。

5.9.2.2 双重化配置的主保护，其中一套因故退出，退出时间不应超过24小时。 5.9.2.3 继电保护装置整屏退出时，应退出保护屏上的所有压板，并将功能把手置于对应位置。

5.9.2.4 继电保护装置中仅某保护退出运行，除退出该保护功能压板外还应退出对应的出口压板。

5.9.2.5 线路纵联保护、远跳保护的投退应线路两侧对应。

5.9.2.6 线路母线充电前投入充电保护，充电正常后退出充电保护。 5.9.2.7 新投或大修后空载变压器充电时，应投入变压器差动保护。

5.9.2.8 电流、电压互感器一次或二次设备（回路）变动后，必须带负荷进行互感器极性测试。

5.9.2.9 带有电压回路的继电保护装置，无论装置内部有无失压闭锁功能、在操作或运行中都不得失去电压。

5.9.2.10 运行中的保护装置因工作需要断开直流电源时，应先断开其出口压板后再断开直流电源。

5.9.2.11 保护装置及自动化装置动作后，应将保护装置及自动化装置动作情况记录并汇报当班负责人，得到许可后方可复归信号。

5.9.2.12 保护及自动化装置动作后，当班负责人应记录动作情况并汇报上级领导及当班调度员。

5.9.2.13 新投运保护设备或保护自动装置检修、变动后应履行以下手续：

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a) 必须进行保护联动试验。

b) 需要与调度核对的保护定值，当值负责人应与值班调度员按保护定值通知单核对，核对保护定值时应以保护装置打印出的定值清单为依据。

c) 继电保护定值变更后，应按保护定值通知单要求执行，作废的保护定值单必须加盖“已作废”印章，并从保护定值单管理文件夹中撤出，保护定值单更换后必须由执行人及时签字登记。 5.9.3 操作规定

5.9.3.1 有信号位置的保护压板，应先投信号位置，检查信号继电器不动作时，再投入跳闸位置。

5.9.3.2 保护压板投跳闸前，应先行验电，禁止在两端带不同极性电时投入保护压板。

5.9.3.3 运行中的保护装置因工作需要断开直流电源时，应先经相关调度值班人员同意断开其出口压板后再断开直流电源。 5.9.4 巡回检查

5.9.4.1 各保护及自动装置工作电源是否正常。

5.9.4.2 运行中的各保护功能和出口压板与当时运行方式是否对应。 5.9.4.3 经常通电的元件或插件有无过热、异味、异音等不正常现象。

5.9.4.4 保护及自动装置人机接口工作是否正常，参数显示是否正常，信号指示灯是否正常，有无报警信号。

5.9.4.5 各保护及自动装置插件连接是否良好，端子和插头有无松动脱落。 5.9.4.6 各保护盘柜柜门关闭是否良好。 5.9.5 故障处理

5.9.5.1 继电保护和自动装置异常 a) 现象

装置异常告警 b) 处理

1) 电压回路或电流回路断线时应退出相关的保护及自动装置； 2) 当发现装置异常，有误动作可能时应立即将该保护及自动装置退出。

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5.10 计算机监控系统 5.10.1 技术参数

应有计算机监控系统、远动装置、功角测量相量采集及处理系统参数。 5.10.2 运行规定

5.10.2.1 监控系统主服务器故障时，从服务器立即切为主机，运行过程中，不允许两台操作员工作站同时退出。

5.10.2.2 禁止在监控系统电源上接入其它用电设备。

5.10.2.3 禁止在监控系统工作站上私自使用U盘、移动硬盘、光盘等设备。 5.10.2.4 运行值班人员在监控系统操作，应通过登录及授权验证后方可进行。 5.10.2.5 运行值班人员在正常监视调用画面或操作后应及时关闭对话窗口。 5.10.2.6 非专业人员不得进行计算机内部参数修改。 5.10.2.7 对监控系统报警信息应到现场确认。 5.10.2.8 严禁强行关闭电源开关退出运行中的计算机。

5.10.2.9 功角测量相量采集装置、远动装置、电能量采集装置应正常投入。 5.10.2.10 监控系统与子阵数据采集装置、功角测量相量采集装置、测控装置、保护装置、GPS装置、远动装置、电能量采集装置、故障录波装置、交直流系统等通讯正常。

5.10.2.11 重要的遥控回路应加入刀闸连锁条件。 5.10.3 操作规定

5.10.3.1 被控对象的选择和控制只能同时在一个操作员工作站进行。 5.10.3.2 重要的控制操作应有复合检查并设专人监护。

5.10.3.3 操作前，首先调用有关被控对象的画面，选择被控对象，在确认选择无误后，方可执行有关操作。

5.10.3.4 断路器、隔离开关的分合命令执行后，其位置状态的判断应以现场设备位置状态为准。

5.10.3.5 操作、设置、修改给定值时发现执行或提示信息有误时，不得继续输入命令，应立即中断或撤销命令。

5.10.4 巡回检查

5.10.4.1 检查上位机运行是否正常，通讯是否正常，网络交换机、GPS时钟装置运

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行是否正常、电源供电是否正常。

5.10.4.2 检查公用测控盘、逆变器室数据采集装置各模块运行是否正常、有无报警信号、与各设备通讯是否正常，显示屏各数据显示是否正常，设备各元器件有无过热、异味、断线等情况。

5.10.4.3 检查同步相量测量装置、远动装置、电能量采集装置运行是否正常、有无报警信号。 5.10.5 故障处理

5.10.5.1 升压站工作站故障 a) 应迅速查找原因并设法恢复；

b) 短时无法恢复，汇报调度机构，并对高压配电室、主变、GIS、保护室等重点部位加强监视。在此期间应终止重大操作或不得安排重大操作。 5.10.5.2 发电单元工作站故障

a) 应迅速查找原因并设法恢复。如短时无法恢复，应安排人员加强对子阵发电设备的巡回；

b) 如调度下令调整负荷时，应从其它正常发电单元的逆变器开始调整负荷，如还不满足要求，可在现地手动启停逆变器。 5.11 通信系统 5.11.1 技术参数

应有数字调度通信设备及电源主要技术参数。 5.11.2 运行规定

5.11.2.1 通信直流48V电源电压变动范围应该在40V～57V，单个蓄电池电压在2.23V～2.28V。

5.11.2.3 蓄电池及充电装置参照本标准5.13.1条执行。

5.11.2.4 禁止擅自更改通信协议转换器、路由器、交换机、防火墙和各类服务器以及光传输设备的参数。

5.11.2.5 继电保护、自动装置、调度电话、自动化实时信息等重要数据传输中断时，应立即向调度机构和上级领导汇报。

5.11.2.6 通信故障紧急抢修结束后，应及时将故障原因、处理结果、恢复时间等情况汇报调度。

5.11.2.7 通信机房应防止灰尘和不良气体侵入，室内温度、湿度要求参照GB50174

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执行。

5.11.2.8 通信设备应有序整齐，标识清晰准确。承载继电保护及安全稳定装置业务的设备及缆线等应有明显区别于其他设备的标识。

5.11.2.9 通信设备应定期维护，维护内容应包括设备风扇滤网清洗、蓄电池充放电。 5.11.2.10 光纤线路的运行环境及运行状态发生改变后，应重新组织对光缆线路进行测试。

5.11.2.11 电力特种光缆应与一次线路同步巡视，特殊情况下，可增加巡视次数。 5.11.3 巡回检查

5.11.3.1 检查通信机房照明是否正常，窗户关闭是否良好，有无灰尘，室内温度是否正常，各屏柜门关闭是否良好。

5.11.3.2 检查通信直流电源系统运行是否正常，高频开关电源模块风扇运转是否正常，各信号指示灯指示是否正常。

5.11.3.3 检查通信系统协议转换器、路由器、交换机、防火墙和各类服务器以及光传输设备运行是否正常，有无异常报警指示。 5.11.3.4 检查电话录音系统工作是否正常。

5.11.34.5 蓄电池和充电装置的巡检项目参照本标准5.12.3条执行。 5.11.4 故障处理 5.11.4.1 通信中断

a) 检查站内通信设备有无异常；

b) 如站内通信无法恢复，应利用其它途径报告调度机构、上级领导并及时处理。 5.12 直流控制电源系统 5.12.1 技术参数

应有直流控制电源系统充电装置、绝缘监察装置、蓄电池、交直流开关等主要设备的技术参数。 5.12.2 运行规定

5.12.2.1 直流系统的电压值不得高于额定值的110%，不得低于额定值的95%。 5.12.2.2 直流220V控制电源系统正常分段运行，任一组蓄电池维护时，两段母线联络运行。

5.12.2.3 正常运行时，每段充电/浮充电装置处于浮充状态。

5.12.2.4 对蓄电池定期进行充放电时，母线电压设定不能高于额定电压的110%。

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Q/CPI XX-2014 光伏电站运行规程

5.12.2.5 直流220V控制电源系统不允许将蓄电池退出而仅由充电装置单独供电。 5.12.2.6 直流系统绝缘电阻使用500V摇表测量不得低于0.5MΩ，负载回路的每一支路绝缘电阻不得低于0.5MΩ，直流小母线绝缘电阻不得小于1MΩ。 5.12.2.7 蓄电池室应保持良好的通风。

5.12.2.8 蓄电池室严禁烟火，严禁使用可能发生电火花的工器具。

5.12.2.9 在蓄电池室进行焊接工作，应办理一级动火工作票，焊接时应启动风机连续通风，并做好防护措施。

5.12.2.10 蓄电池充电期间，严禁进行焊接工作，充电完毕后，应通风2小时以上方可进行焊接工作。

5.12.2.11 直流系统接地后应通过在线监测装置快速判断出接地支路，查找接地点，持续接地时间不宜超过2h。 5.12.3 操作规定

按照厂家操作说明书执行。 5.12.4 巡回检查

5.12.4.1 各蓄电池外壳、接头、支持件是否清洁完好，安全阀是否正常，有无溢液，导电连接是否牢固、有无打火、发热现象。 5.12.4.2 蓄电池室温度应经常保持在5℃～35℃。

5.12.4.3 充电装置工作是否正常，直流母线电压、浮充电流是否正常，装置有无故障信号、表计指示是否正常。

5.12.4.4 绝缘监察装置工作是否正常，有无接地报警信息。 5.12.4.5 装置有无异味、异音。

5.12.4.6 各开关、刀闸位置是否正确，熔断器有无熔断。 5.12.5 故障处理 5.12.5.1 直流接地故障

a) 现象

绝缘监察装置接地告警 b) 处理

1) 检查绝缘监察装置显示信息，判断接地支路和对地电阻；

2) 如需拉负荷判断故障点，按先次要、后重要、先室外、后室内的顺序进行。

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5.13 交流控制电源系统（UPS） 5.13.1 技术参数

应有UPS电源装置及开关等设备的主要技术参数。 5.13.2 运行规定

5.13.2.1 正常工作时，UPS由厂用交流电源和直流电源两路供电，正常由厂用交流电源供电，直流电源备用。

5.13.2.2 UPS交流电源中断时，自动切换至直流电源供电。当整流-逆变单元故障，自动切换至交流旁路电源。

5.13.2.3 UPS整流-逆变单元检修时，需切换至检修旁路供电方式。 5.13.2.4 定期对UPS交直流供电电源进行一次切换试验。 5.13.3 操作规定 按照厂家说明书执行。 5.13.4 巡回检查

5.13.4.1 检查盘面各开关和把手位置是否正确，各仪表和状态指示是否正常，有无故障报警信息。

5.13.4.1 检查交直流输入、交流输出电压是否正常。 5.13.4.2 检查滤网清洁、冷却风机有无异音。 5.13.4.3 检查设备电气元件有无过热、异味、断线。 5.13.5 故障处理

5.13.5.1 UPS交流电源消失

a) 现象

监控报“UPS交流电源失电”。 b) 处理

1) 检查直流电源供电是否正常； 2) 检查交流电源是否正常； 3) 检查装置工作是否正常。 5.14 安全稳定控制装置 5.14.1 技术参数

应有安全稳定控制装置的主要技术参数。

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5.14.2 运行规定

5.14.2.1 安全稳定控制装置检修、调试时，应将所有出口压板和通道压板退出，必要时应断开装置外接回路。

5.14.2.2 在修改定值和策略表时，应退出跳闸出口压板和光伏联切压板。 5.14.2.3 安全稳定控制装置投入时，先投入各功能压板和通道压板，再投入出口压板；装置退出时，先退出出口压板和总功能压板，再退出其它压板。 5.14.2.4 安全稳定控制装置投运期间，压板的位置与断路器状态对应。 5.14.2.4 安全稳定控制装置故障时，应将所有出口压板和功能压板退出。 5.14.3 操作规定

5.14.3.1 稳控装置投退应根据调令执行

5.14.3.2 现场在进行稳控装置压板操作时，应特别注意压板操作顺序。一般情况下，装置投入时，应在保证各功能压板和通道压板等状态正确后，最后才投入出口压板；装置退出时，应先退出总功能压板和出口压板，然后再退出其它压板。

5.14.3.3 稳控装置压板的退出顺序：退出“总出口投入”保护压板，退出“投主站A通道压板投入” 保护压板，退出“投主站B通道压板投入” 保护压板，退出“切线路负荷出口” 保护压板。

5.14.3.4 稳控装置投运期间，若站内出线或开关因故须停运，则应在线路或开关一次设备操作前，将相应的线路检修压板、开关检修压板投入，将相应的开关运行压板打开；在线路或开关恢复运行后，将相应的线路检修压板、开关检修压板打开，将相应的开关运行压板投入。现场应尽量减少压板状态与其对应的一次设备状态不对应的时间。

5.14.4 巡回检查

5.14.4.1 安全稳定控制装置电源是否正常、通讯是否正常、显示是否正常，有无异常信号。

5.14.4.2 各压板投入是否正常，装置显示的运行方式与实际运行方式是否一致。 5.14.5 故障处理

5.14.5.1 安全稳定控制装置动作

a) 现象

监控报“安全稳定控制装置动作”，相应支路断路器跳闸。 b) 处理

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1) 及时向调度汇报；

2) 检查跳闸支路逆变器停机正常； 3) 按照调令逐步恢复切除的支路开关。 5.15 其它

5.15.1 光功率预测系统

5.15.1.1 光功率预测系统数据完整、上传正常，应满足调度机构的要求。 5.15.1.2 光功率预测系统装置电源、服务器、网络交换机、安全隔离装置应运行正常。

5.15.2 消防系统运行规定

5.15.2.1 生产人员应经消防知识培训并取证，熟悉各种灭火器材和设施的性能、配置和适用范围，并掌握其使用方法。

5.15.2.2 生产现场应根据设计要求配备消防器材并定期检验。 5.15.2.3 防火重点部位和禁止明火区的安全标识应齐全、醒目。

5.15.2.4 应定期检查现场配置的消防器材齐全，灭火器检验合格、压力正常。 5.15.2.5 消防器材和设施应做好防冻、防潮或防高温的措施。 5.15.2.6 消防水泵电机应定期检查绝缘和试运行。 5.15.2.7 消防水池蓄水量严禁低于最低限值。 5.15.2.8 定期检查并试验火灾自动报警系统。

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