电站自动化系统现场运行管理规程43 - 图文

XX电站自动化系统 现场运行管理规程(模板)

二零一四年二月

前 言

为提高XX电站自动化系统现场运维管理水平，规范电站自动化系统现场运维操作，保障电力系统的安全稳定运行，结合电站实际，特编制本规程。

本规程的附录A为规范行附录，附录B、C、D为资料性附录。

本规程起草单位：青海电力调控中心、黄河中型水电公司、青海绿电集团 。 本规程主要起草人： 。

感谢黄河中型水电公司、青海绿电集团等单位在本规程修编过程中给予的大力支持和配合。

目 录

第一章 适用范围及规范性引用文件 ................................................................................................................. - 0 -

1. 范围 .......................................................................................................................................................... - 0 - 2. 规范性引用文件 ...................................................................................................................................... - 0 - 3. 术语与定义 .............................................................................................................................................. - 0 - 第二章 总则 ......................................................................................................................................................... - 2 - 第三章 职责范围 ................................................................................................................................................. - 2 -

一、 电站职责： ......................................................................................................................................... - 2 - 二、 电站主管生产负责人职责： ............................................................................................................. - 2 - 三、 自动化专工职责： ............................................................................................................................. - 3 - 第四章 运行管理 ................................................................................................................................................. - 3 -

一、 制度管理和人员要求 ......................................................................................................................... - 3 - 二、 自动化系统运行管理 ......................................................................................................................... - 3 - （一） 安全管理 ......................................................................................................................................... - 3 - （二） 系统运行管理 ................................................................................................................................. - 7 - （三） 应急预案管理 ............................................................................................................................... - 12 - （四） 巡回检查管理 ............................................................................................................................... - 13 - （五） 交接班管理 ................................................................................................................................... - 14 - 第五章 检修管理 ............................................................................................................................................... - 16 - 第六章 技术管理 ............................................................................................................................................. - 19 -

附录：A（规范性附录）新能源电站自动化系统主要运行指标 ............................................................ - 21 - 附录：B自动化系统常见故障及处理方法 .............................................................................................. - 23 -

B1 保护及自动装置故障处理方法 ................................................................................................. - 23 - B2 通讯管理单元常见故障处理方法 ............................................................................................. - 24 - B3 动态无功补偿装置（SVG/SVC）常见故障处理方法参考表 .................................................. - 25 - B4 直流系统故障处理方法 ............................................................................................................. - 26 - B5 其他设备、系统常见处理方法 ................................................................................................. - 29 - 附录:C1（资料性附录）新能源电站调度自动化系统检修/停役申请单 .............................................. - 31 - 附录:D1（资料性附录）新能源电站调度自动化设备台账 .................................................................... - 32 - 附录:D2 光伏电站通信自动化设备清单 ................................................................................................. - 33 - 附录:D3 光伏电站通信自动化设备缺陷登记表...................................................................................... - 34 - 附录:D4设备缺陷处理验收单 .................................................................................................................. - 35 - 附录:D5 光伏电站通信自动化设备巡视记录表...................................................................................... - 36 - 附录:D6 光伏电站通信自动化专工交接班表.......................................................................................... - 37 - 附录:D7 光伏电站通信自动化系统应急处置人员联系表 ...................................................................... - 38 -

XX电站自动化系统现场运行管理规程

第一章 适用范围及规范性引用文件

1. 范围

本规程规定了XX电站自动化系统职责分工、维护范围、系统运行要求，自动化系统设备运行的相关管理等。

本标准适用于XX电站自动化系统现场运行管理工作。 2. 规范性引用文件

下列文件中的条款通过引用而成为本规程的条款。 DL 408电业安全工作规程（发电企业和变电所电气部分） DL 410 电工测量变送器运行管理规程 DL 5003 电力系统调度自动化设计技术规程 DL/T630 交流采样远动终端技术条件 青海电力调度自动化系统运行管理规定

国家电力监管委员会令(第5号)《电力二次系统安全防护规定》 风电场调度运行信息交换规范（ 试行） 光伏发电站并网调度信息交换规范（试行） 3. 术语与定义

3.1. 综合自动化监控系统

综合自动化系统是完成电站所有采集信息的终端处理、显示和监测的系统，对电站的二次设备（包括信号系统、继电保护、自动装置、气象数据和远动装置）经过功能的组合和优化设计，实现对电站的主要设备和输配电线路的自动监视，测量，自动控制和微机保护以及与调度通信等综合性的自动化功能。系统模块包括：数据库配置程序，通讯机配置程序，人机界面，网络构成拓扑，报表、曲线图的生成，事故追忆，语音告警等。 3.2. 二次安全防护

安全分区是电力二次系统安全防护体系的结构基础。发电企业、电网企业和供电企业内部基于计算机和网络技术的应用系统，原则上划分为生产控制大区和管理信息大区。生产控制大区可以分为控制区（又称安全区I)和非控制区（又称安全区II )。

3.2.1. 控制区（安全区I）

控制区是电力生产的重要环节，直接实现对电力一次系统的实时监控，纵向使用电力调度数据网络或专用通道，是安全防护的重点与核心。

控制区的典型业务系统包括电力数据釆集和监控系统、 能量管理系统、广域相量测量系统、配电网自动化系统、电站自动化系统等，其数据通信使用电力调度数据网的实时子网或专用通道进行传输。该区内还包括釆用专用通道的控制系统，如：继电保护、安全自动控制系统、低频（或低压）自动减负荷系统、 负荷管理系统等。 3.2.2. 非控制区（安全区II)

非控制区是电力生产的必要环节，在线运行但不具备控制功能，使用电力调度数据网络，与控制区中的业务系统或其功能模块联系紧密。

非控制区的典型业务系统包括调度遥信系统、继电保护及故障录波信息管理系统、电能量计量系统、电力市场运营系统等，其数据通信使用电力调度数据网的非实时子网。 3.2.3. 管理信息大区的安全区划分

管理信息大区是指生产控制大区以外的电力企业管理业务系统的集合。 3.3. 功率预测系统

功率预测系统是根据气象条件、统计规律等技术和手段，提前对一定运行时间内电站发电有功功率进行分析预报，向电网调度机构上报预测结果，提高电站与电力系统协调运行的能力。预测系统功能包括短期功率预测、超短期功率预测、自动环境监测站实时监测、相关的报表数据统计与分析。 3.4. 动态无功补偿装置

动态无功补偿装置是在供电系统中提高电网的功率因数，降低变压器及输送线路的损耗，提高供电效率，改善供电环境。功功率补偿的基本原理是把具有容性功率负荷的装置与感性功率负荷并联接在同一电路，当容性负荷释放能量时，感性负荷吸收能量；而感性负荷释放能量时，容性负荷却在吸收能量，能量在两种负荷之间互相交换。感性负荷所吸收的无功功率可由容性负荷输出的无功功率中得到补偿。 3.5. 功率控制系统（AGC/AVC）

自动功率控制（AGC）是电站在规定出力调整范围内，跟踪调度机构下发的指令，按照一定调节速率实时调整发电出力，以满足电力系统频率和功率控制的要求；

自动电压控制（AVC）是自动装置和电网给定电压的约束下，电站根据电网实际需求，按

照一定调节速率实时调整无功出力，以满足系统电压的稳定要求。 3.6. 相量测量装置（PMU）

相量测量装置是利用高精度的卫星同步时钟实现对电网母线电压和线路电流向量的同步测量，通过通信系统传送到相量测量装置中，用于实现电网运行的安全监测控制。相量测量装置系统包括电力系统实时动态监测系统，实时监测电网的运行状态，观测系统的稳定裕度，记录电压失稳、低频振荡等动态过程，实现电力系统安全预警。 3.7. 安全稳定控制装置

安全稳定控制装置是当电网受到大扰动而出现紧急状态时，执行切机，切除负荷采取紧急措施，使系统恢复到正常状态的设备。

第二章 总则

1. XX电站自动化系统是电力系统的重要组成部分，是确保电力系统安全、优质、经济运行和电力市场运营的基础设施，规范的自动化系统运行是确保电站自动化系统的稳定、可靠运行，加强电站信息传输管理的重要技术手段。

2. 本规程中电站自动化系统包括综合监控系统、功率预测系统、功率控制系统及电力二次安全防护系统等自动化设备。

3. 本规程的相关内容与上级规程不符时，以上级规程为准。

第三章 职责范围

一、电站职责：

1. 电站的二次系统安全防护工作必须坚持安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原

则,保障电力监控系统和电力调度数据网络的安全。

2. 根据调度机构要求，完成相关设备维护及检查消缺，并按时上报相关报表数据； 3. 制订相应的自动化运维管理制度，内容包括：值班和交接班、机房管理、设备和功能投

退管理、安全管理、缺陷管理、设备故障处理、应急预案等，并建立相应运维管理记录； 4. 制定电力二次系统安全防护方案，防护方案应每年滚动修订、完善；

5. 成立由主管生产安全领导为组长的电力二次系统安全防护工作组，工作组成员名单并报

相应电力调度部门、电监会备案。 二、电站主管生产负责人职责：

1. 负责保障自动化系统系统相关设备正常工作所需条件，保障系统的安全、稳定运行，对

系统运行率指标负责；

2. 组织人员对二次系统安全防护的自我评估，并制定评估计划；

3. 负责监督、考核各项规章制度的实施情况，必要时对各项规章制度进行修改； 4. 负责组织对二次系统突发事故及安全隐患的处理、指挥，二次系统安全防护应急机制的

启动。

三、自动化专工职责：

1. 负责本站自动化系统运行管理、缺陷处理等维护、定检工作；

2. 负责定期与调度机构核对自动化系统数据，保证采集数据的正确性和完整性。 3. 负责保证自动化系统所属设备的工作状态的良好，性能的稳定，对系统可用率等指标负

责；

4. 定期与调度机构核对信息，检测远动通道，发现问题及时处理，保证远动信息正确传送。 5. 接受电力调度自动化管理机构指定的其它工作。

第四章 运行管理

一、制度管理和人员要求

1.1. 制订相应的自动化运维管理制度，内容包括：值班和交接班、机房管理、设备和功能投

退管理、运行规定、缺陷管理、设备故障处理、设备清扫管理、应急预案管理等，并建立相应运维管理记录。

1.2. 电站配备2-3名自动化运维专（兼）职人员，现场自动化专（兼）职人员调离岗位时，

应报上级自动化系统管理部门备案。自动化专（兼）职人员需经过自动化专业培训及考试，合格后方可上岗。

1.3. 自动化专（兼）职人员需熟悉现场自动化系统，具有一定的分析、解决站内自动化设备

故障的能力，能够积极配合调度机构做好自动化设备的检查、登记、更新等工作。严格执行相关的运维管理制度，保持自动化设备机房和周围环境的整齐清洁。在处理自动化系统故障、进行重要测试或操作时，不得进行运维人员交接班。 二、自动化系统运行管理

（一）安全管理 1. 机房环境安全管理

1.1. 机房配置自动监控设施（包括机房温湿度监控、消防监控、防水监控、录像监控、应出

校门机房供配电系统监控），监控设施应能准确反映机房物理环境的变化情况，具备记录异常情况以及自动报警功能。

1.2. 机房安全监控记录保存期至少为三个月。

1.3. 严禁进入机房人员携带易燃、易爆等危险品及与工作无关的物品（包括个人手提包等）。 1.4. 未经生产负责人批准，任何人不得移动、拆毁和插接机房各种用电设备。

1.5. 二次系统防护中心设备场所如通信机房、DCS电子间、机组保护室、工程师站等处未经

当值运行值长同意、未履行登记手续不得入内。进入后，不得随意接触网络设备，如因操作不当，造成严重后果，需承担全部责任。

1.6. 全厂重要服务器及操作员站的USB接口和光驱设备必须拆除或禁用。只保留工程师站光

驱（USB口也拆除或采取隔离措施），组态软件备份在此站由光驱刻盘完成，除此之外严禁采用其他手段完成。

1.7. 除规定外，严禁任何人使用自带的笔记本电脑连接各系统服务器及操作员站,也禁止通

过网上邻居等其它形式对计算机进行软件操作访问。

1.8. 所有电子间、工程师站门平时必须锁上，故障处理或日常维护方可打开。 2. 设备安全管理

2.1. 自动化专（兼）职人员应定期对设备进行保养、维修；对设备缺陷应进行分析、记录。 2.2. 定期检查自动化屏柜、设备及二次线缆屏蔽层接地是否可靠，接地电阻应满足自动化设

备要求。

2.3. 自动化设备标识、网线标签、线缆标牌要求规范、完整，起止点清晰。

2.4. 进行通信网络测试、标准时钟的校对、不间断电源蓄电池的充放电等维护，发现问题及

时处理并做好记录。

2.5. 配合调度机构进行信息核对，保证信息的完整性和准确性，对核对有误的数据及时处理，

并向调度机构汇报。事后详细记录故障现象、原因及处理过程。对设备永久损坏和影响向调度机构信息传送的故障，写出分析报告并报调度机构备案。

2.6. 为保证自动化系统的正常检查、维护，及时排除故障，电站需备有专用交通工具和通讯

工具，应视需要备有自动化专用的仪器、仪表、工具、备品和备件。 2.7. 各类测量工器具应定期保养、校验，校验记录详细登记于相关台账。

2.8. 重要设备发生故障，应立即启动相应的应急预案，并按照应急预案设定流程操作。对不

能处理或无把握处理的设备故障，自动化专（兼）职人员应报生产负责人后再做处置。 2.9. 设备委托外部单位维修的，应签订设备维修合同，维修合同应明确维修单位的安全责任；

维修单位必须具备相应的资质和技术力量。

2.10. 需要报废、拆除、改为它用或送出单位维修的设备，必须对其有敏感（内部以上）信

息的存储部件进行安全地覆盖或物理销毁，并进行维修、报废登记。 2.11. 对硬件设备的技术支持，原则上不使用远程登录方式。

2.12. 二次防护各相关系统日常维护如需进行操作调整时，必须由各系统设备厂家技术专责

来进行，属于生产控制大区的设备操作调整必须要办理相关操作的工作票，做好安全措施和危险点分析与控制。执行过程完成后，各系统厂家技术专责要认真、详细填写操作及操作人和操作时间。 3. 数据安全规定

3.1. 数据的备份、恢复必须由自动化专（兼）职人员负责，在负责备份、恢复的主要人员不

在场的情况下，应有其他人能代替工作，并做好记录。

3.2. 对数据的转入、转出、备份、恢复等操作权限只赋予指定的人员。 3.3. 备份介质存放环境空间必须满足防窃、防磁干扰、防火、防腐等要求。 3.4. 系统升级前，应进行全备份。

3.5. 对重要数据应准备两套以上备份，其中异地存放一份。

3.6. 备份结束后，在备份件上正确标明备份编号、名称、备份时间等内容；对备份进行读出

质量检查，应无介质损坏或不能读出等现象发生，备份的内容、文件大小和日期等应正确。 4. 介质安全管理

4.1. 介质包括用于电力二次系统的计算机硬盘、光盘、U盘等。

4.2. 对介质应按其所载信息资产进行分类和标识管理。并根据信息资产规定的范围控制权限

确定介质的使用者。

4.3. 使用者要对介质的物理实体和数据内容负责，使用后应及时交还介质管理员。 4.4. 介质管理人员应建立介质清单，对介质的交接、变更进行记录。

4.5. 各系统备份存储介质必须是本计算机控制系统专用存储介质，不允许与其它计算机系统

交换使用，存储介质必须由专人妥善保管。 5. 网络安全管理

5.1. 电力二次系统生产控制大区局域网与管理信息大区局域网的互联边界应部署电力专用

隔离装置。

5.2. 电力调度数据网是电力二次系统生产控制大区专用的广域数据网络，应在物理层面上实

现与企业其它数据网及外部公共信息网的安全隔离。

5.3. 自动化专（兼）职人员应根据厂家提供的软件升级版本和实际需要对网络设备软件进行

更新。

5.4. 网络拓扑、网络参数、网络路由、网络安全过滤规则的变更必须报请相应调度机构审核，

经批准后方可实施。

5.5. 网络设备软件升级或参数变更前，必须对运行的配置进行备份。

5.6. 调度数据网络的网管应使用调度数据网的网管专用VPN，网管专用网络不得与其它网络

互联。

5.7. 当发生网络拥塞或网络瘫痪等重大安全事件时，运行维护部门应立即启动应急处理程序

进行处置。并向相应调度机构和上级安全主管部门报告。

5.8. 电力二次系统网络设备禁止采用远程拨号接入方式进行设备远程维护。 6. 电力专用安全防护设备管理

6.1. 二次系统与调度数据网边界的纵向加密认证装置安全策略的配置和变更必须报请相应

调度机构审核，经批准后方可实施。

6.2. 设备变更前后均必须对其配置信息进行备份。 7. 防火墙安全运行规定

7.1. 防火墙由自动化专（兼）职人员负责运行维护。 7.2. 在防火墙上禁止开通telnet、ftp、http等高风险服务。 7.3. 防火墙设备应启用抗攻击和端口扫描等功能。

7.4. 防火墙的部署不得出现网络旁路现象，以保证安全策略的有效性。

7.5. 跟踪厂家发布的防火墙补丁程序，及时修补防火墙操作系统的漏洞，并做好升级记录。 7.6. 防火墙安全策略及路由的配置和变更必须报请相应调度机构审核，经批准后方可实施。 7.7. 防火墙配置变更前后均必须对其配置信息进行备份。

7.8. 自动化专（兼）职人员对防火墙的告警信息应动态跟踪处理，发现安全事件应立即启动

应急处理程序。 8. 安全配置变更管理

8.1. 电力二次系统网络信息安全防护建设或技术改造前，必须制定相应的建设或改造方案、

填写《青海电力二次系统安全防护实施方案审批表》（见附录 3），报相应调度机构审批后方可实施。

8.2. 电力二次系统设备和应用系统接入青海电力调度数据网前，必须制定相应的接入方案，

填写《青海电力调度数据网络业务接入工作申请单》（见附录 4），报相应调度机构核准后方可实施。

8.3. 电力二次系统网络信息安全防护结构或策略变更前，由电站运行单位填写《电力二次系

统网络信息安全防护变更申请表》（见附录 5），报相应调度机构批准后方可实施。 8.4. 涉及到二次安全防护系统变更、补充、修改完善等工作时应按照《电力二次系统安全防

护规定》的原则，经相应调度审核通过后，电站提出书面申请，内容包括修改原由、修改的具体要求或达到的效果，上报省网公司及电监会主管部门，待核准后方可实施。 8.5. 电网发生事故后，自动化专（兼）职人员认真检查自动化系统对电网事故的反映是否正

确，对于110kV且装机40MW及以上电站的事故，在事故后1个工作日内作出结论报专业相应调度机构管理部门。

8.6. 进行二次安全防护策略的修改、必须做好相关软件及数据库的备份。执行过程由各系统

设备厂家技术专责来进行，自动化专（兼）职人员负责监督。执行过程完成后，各系统设备厂家技术专责应认真、详细填写硬件及软件修改记录表。 9. 网络与信息安全事件处置

9.1. 自动化专（兼）职人员或运维人员发现网络与信息安全事件或可疑情况时，应在第一时

间向相应调度机构和本单位生产负责人报告，在相应调度机构多指导下，应迅速组织相关专责人员对事件进行判别，确定安全事件类型和等级，找到相应的应急预案。 9.2. 网络与信息安全事件处理的全过程应注意保护现场证据，并详细记录每一具体操作内

容。

（二）系统运行管理 1. 操作系统运行规定

1.1. 综合自动化监控系统只能进行操作使用，不得进行与监控、操作无关的事；

1.2. 综合自动化监控系统操作一般不得解锁操作，确需解锁时，必须经当值调度员或生产负

责人同意；

1.3. 严禁在监控系统死机时断电复归，以防程序丢失；

1.4. 对于数据库的内容，运行人员只可查看，不得进行参数设置或功能投退的操作； 1.5. 严禁在PC机、交换机等设备上，插入第三方设备(例如：U盘等），防范黑客及恶意代码

等对电力二次系统的攻击侵害；

1.6. 当计算机监控系统发生严重故障时，全站设备的监视与控制在就地进行。

1.7. 限制管理员权限使用，一般操作中，尽量采用一般权限用户，仅在必要时切换至管理员

账号进行操作。

1.8. 及时删除多余的、过期的账户，避免共享账户的存在。

1.9. 根据管理用户的角色分配权限，仅授予管理用户所需的最小权限。

1.10. 操作系统和数据库系统特权用户的权限必须分离，定期检查和调整用户访问数据库的

权限。

2. 稳控装置运行管理 1) 运行规定

1. 青海省调直接调管稳控装置，其状态改变由青海省调下令,由本站现场进行操作。 2. 现场在进行稳控系统压板操作时，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。现场应根据本规定和装置说明书严格规范压板操作顺序。

3. 稳控装置定值由电站出具，报省调备案。现场应将核对、执行完毕并签字后定值单一份

返回省调系统运行处存档。

4. 稳控装置的检修，应根据相关检修规定的要求按时向省调提出检修申请，省调批准后方

可进行。若其它工作会对稳控装置的安全运行产生影响，现场应做好安全措施，必要时应提前一周向省调申请陪停稳控装置。

5. 现场进行装置工作时，应按规定做好安全措施，确保装置所有出口压板和通道压板打开，

必要时应断开装置外接回路。

6. 稳控装置接入后台信息管理系统时，现场应特别注意加强本装置与后台信息管理机间通

信线缆的管理维护工作。

7. 装置在投入跳闸功能后，应严格按照继电保护及安全自动运行的有关规定，做好装置的

运行管理和维护工作。

8. 组织制定安全稳定控制装置事件应急预案 2) 稳控装置的巡检维护：

电站运维人员每天巡检装置，巡检内容做好记录。巡检内容如下： a. 装置电源指示灯均应点亮；

b. 模件指示灯应显示正确，没有异常信号；

c. 液晶显示屏上显示的时间基本正确，电压、电流、功率、相角及频率测量结果应正确； d. 装置通讯应正常。发现装置异常，应立即处理。必要时及时与生产厂家联系，以便尽快

解决问题。同时应及时上报主管部门，由主管部门决定是否退出装置。

e. 当发现装置判出的运行方式与实际运行方式不一致时，应立即向调度部门汇报，查明原

因。

f. 装置出现异常情况，应严格安装装置说明书要求逐步检查，排除异常情况。若无法排除，

应及时向上级部门反应并及时联系厂家予以解决。 3) 稳控投退顺序及调度命令： 1. 稳控系统投入顺序为：

a) 先将稳控装置功能压板和通道压板投入。

b) 待上一步各站装置的压板投入都正确后，再投入各站装置的出口压板。 2. 稳控系统退出顺序为：

a) 先退出各站装置的出口压板。

b) 待上一步执行完毕后，再退出装置的功能压板和通道压板。

3. 功率预测系统运行管理

主要预测四个指标：光伏短期预测指标；光伏超短期预测指标；实际功率相关指标；预测气象相关指标，且预测指标符合调度机构相应要求（见附录 A） 3.1. 信息上报功能

3.1.1. 按照省调技术要求，实现标准格式的短期功率预测、超短期功率预测、自动环境监测

站实时监测、逆变器检修容量、光伏电站装机容量、投运容量、最大出力等信息的上报。

3.1.2. 短期功率预测结果以次日96点功率曲线形式每日上报（按照调度要求），超短期功率

预测每15min上报1次，自动环境监测站实时监测数据每5min上报1次，光伏电站逆变器检修容量、装机容量、投运容量、最大出力等信息作为短期功率预测上报数据的报头统一以文件格式上报网/省调。 3.2. 运行规定

a. b.

功率控制系统通讯要求根据本规程6.2.5、6.2.6、6.2.7条款要求，进行管理。 根据需要通知厂家进行软件升级，以满足上报率和准确率的考核。

3.3. 操作维护

3.3.1. 自动化专（兼）职人员应根据每天标准上报时间查看有无上报，如无上报应查看是否

通信问题、自动气象站问题等采取排除法处理故障。

3.3.2. 每日巡视检查外网服务器和内网服务器，定期清扫服务器风扇灰尘。 3.3.3. 定期检查盘柜接地线是否可靠接地，网线标示走向牌是否清晰。 4. 功率控制系统（AGC/AVC）运行管理 4.1. 运行规定

4.1.1. 功率控制系统的投入与退出，应按照省调要求进行操作。

4.1.2. 有功自动控制（AGC）：在满足各项限制条件的前提下，以迅速、经济的方式控制光伏

电站的总有功功率，使其满足电力系统需要。

4.1.3. 维持光伏电站联络线的输送功率及交换电能量保持或接近规定值；

4.1.4. 根据上级调度自动化系统要求的发电功率或下达的负荷曲线，按安全、可靠、经济的

原则确定最佳运行的逆变器台数、逆变器的组合方式和逆变器间最佳有功功率分配，进行各逆变器出力的闭环调节。

4.1.5. 无功自动控制的任务是在满足各项限制条件的前提下，以迅速、经济的方式控制光伏

电站的电压（或总无功功率、或功率因素），使其满足电力系统需要。实现的功能包括但不限于以下项：

a) 根据当地设定或调度主站远方给定的无功功率或功率因素目标值及安全运行约束条

件，并考虑逆变器和SVC/SVG等无功设备的限制，合理分配逆变器和SVC/SVG等无功设备间的无功功率，维持调节目标在给定的变化范围；

b) 将当地设定或调度主站远方给定的并网点电压值与实际测量值进行比较，根据该偏

差，通过PI调节计算得出无功功率目标值，无功功率目标值及PI调节计算中的积分项均受到并网逆变器和SVC/SVG等无功设备无功负荷能力的限制。该无功功率目标值将在参加联合调节的逆变器和SVC/SVG等无功设备间分配，经过分配后得出每台逆变器和SVC/SVG等无功设备的无功功率目标值，送给下位机执行。

4.1.6. 功率控制系统投运前，通知厂家完成与调度机构的测试，并将测试报告报送于相应调

度机构。 4.2. 操作维护

4.2.1. 定期检查AGC/AVC控制按钮是否按照省电力调控中心的要求，处于投入位置； 4.2.2. 每日巡视检查AGC/AVC系统运行正常。

4.2.3. 当出现通信中断时，尽快处理恢复，同时向省电力调控中心汇报； 5. 动态无功补偿装置（SVG/SVC）运行管理 5.1. 运行规定

5.1.1. 青海省调直接调管动态无功补偿装置，其状态改变由青海省调下令,由本站现场进行

操作。

5.1.2. 动态无功补偿装置定值由省调出具。现场投运前应核对动态无功补偿装置定值单，并

妥善存档。

5.1.3. 动态无功补偿装置因装置本身故障而停运的，应立即向省调汇报，分析并处理故障后，

及时向省调申请投运，待同意后，投运动态无功补偿装置。

5.1.4. 动态无功补偿装置的检修，应根据相关检修规定的要求按时向省调提出检修申请，省

调批准后方可进行。若其它工作会对动态无功补偿装置的安全运行产生影响，现场应做好安全措施，必要时应提前一周向省调申请停运动态无功补偿装置。

5.1.5. 现场进行应按规定做好安全措施，工作时，应按规定做好安全措施，由专业人员对装

置进行放电，必要时应断开装置外接回路。

5.1.6. 动态无功补偿装置的投运率纳入到电网考核中，因此动态无功补偿装置的故障率直接

关乎到电站上网管理的考核，在动态无功补偿装置出现问题后积极响应处理，满足电网的相关要求。

5.1.7. 动态无功补偿装置新投运后，在调度机构规定时间内完成《SVG/SVC装置性能试验》，

并将试验报告报送于相应调度机构。 5.1.8. 组织制定动态无功补偿装置事故应急预案。 5.2. 操作维护

5.2.1. 定期进行动态无功补偿装置与后台信息管理机间通信线缆的管理维护工作。 5.2.2. 每日巡视检查动态无功补偿装置运行参数，包括装置直流电压、系统电压、无功、频

率等参数符合电力系统要求。

5.2.3. 定期对装置机柜进行清理灰尘工作，应按规定做好安全措施。

5.2.4. 动态无功补偿装置的投运，应严格按照倒闸操作规定和厂家说明书进行，严禁误操作

而导致人身、设备、电网事故发生。 6. 同步相量测量装置（PMU）运行管理 6.1. 运行规定

6.1.1. 青海省调直接调管同步相量测量装置，其投入/退出由青海省调下令,由本站现场进行

操作未经许可，不得擅自将PMU装置退出运行；

6.1.2. 相量测量装置与主站通信方式采用电力调度数据网安全I区VPN1;

6.1.3. 当PMU装置出现故障时，立即汇报省电力调控中心；并迅速处理问题，第一时间恢复

运行并汇报省电力调控中心； 6.1.4. 操作维护

6.1.5. 每日检查PMU装置集中处理单元，采集单元采集板卡、电源、时钟单元、通道，发现

问题及时处理，并向省调汇报；

6.1.6. 定期核对接入PMU装置间隔接入方式、二次回路、变比、参数等指标； 6.1.7. 定期清扫PMU装置风扇灰尘，保证其良好运行。

（三）应急预案管理

1. 根据电力二次系统网络与信息安全风险点，组织制定并不断完善本单位电力二次系统网

络与信息安全事件应急预案。

2. 应急预案的制定应以控制事件的影响范围，尽量减少事件造成的损失，尽快恢复系统运

行为最低目标，以事件处理的正确、及时、有效为原则。

3. 应急预案中应包括总体应急预案和专项应急预案，其中总体应急预案应包括应急的总体

思路，应急基本原则，应急组织机构，各岗位人员在技术、管理、业务、应急物质准备等方面的职责和义务，安全事件的分类和分级，应急响应等级划分，应急处置基本流程；专项应急预案应包括具体的安全事件定义，事件描述，影响范围，紧急程度，管理和执行预案的领导、部门、岗位、执行人，应急处理步骤和流程等。

4. 厂内二次系统安全事件应急预案应与相应调度机构响应的应急预案衔接。

5. 应定期组织对应急预案进行培训和演练，使每个工作人员都明确应担负的责任，熟练掌

握预案流程及其操作环节，并从演练中完善预案的合理性、科学性。 6. 应急预案必须经单位安全主管部门审批，并在相应调度机构进行备案。 7. 应急预案演练时应确保不影响电力二次系统安全稳定连续运行。 8. 应急预案属保密资料，应当按保密规定予以管理。

（四）巡回检查管理

1. 二次系统安全防护的自动化专（兼）职人员应定期对所属设备巡检，并做好相应的记录，

（附录C1：自动化系统日常检查项目表、附录C2：自动化系统定期检查项目表）检查项目包括：

1.1. 数据网机房及保护室环境温度、湿度，温度应保持在18-25℃范围，并且温度变化率小

于5℃/h，相对湿度保持在45%-80%之间。 1.2. 数据网机房及各系统控制室空调的运行情况。 1.3. 机柜、电源柜各分开关及总开关、电源指示灯的状态。

1.4. 各系统图画面中各模件的状态显示，站内报警、系统事件、历史事件及SOE等信息。 1.5. 时间同步装置和各操作站的系统时间。。

1.6. 隔离装置、防火墙、路由器、交换机、功率服务器（外网、内网）、功率控制系统、无

功补偿装置、稳定控制装置、PMU、操作员站、工程师站、打印机运行情况。 1.7. 继电保护动作情况及故障录波。

2. 检查中如发现异常现象，应立即汇报，并填写异常现象记录表，禁止不分析异常原因、

不采取安全措或不办理工作票而私自进行处理。

3. 在巡回检查过程中，不要用劲开、关机柜柜门，以防引起硬件设备或接线接触松动。

4. 重要服务器及网络设备要定期进行恶意代码和病毒的检查，系统中的程序要定期进行比

较测试和分析；将查毒、杀毒的结果进行记录，发现病毒立即处理并通知上级管理人员。 （五）交接班管理 1. 交接班要求

1.1. 交接班前，自动化交班人员要对本班工作进行一次认真的检查，做好总结，并进行生产

工器具整理、资料清查、卫生清扫工作，做好交班前的一切准备工作。

1.2. 自动化接班人员在交接班前30分钟应到值班室，身体状态不佳、饮酒者禁止上岗。 1.3. 自动化交接双方交接过程中应严肃认真进行，交接内容按逐项交接，做到重点明确，应

答清楚，逐项完成。双方签名，征得分管领导许可，方告结束，自动化交班人员才能离岗。

2. 交接班注意事项

2.1. 如已到交接班时间而接班人员未到，自动化交班人员应立即向分管领导汇报，不得擅自

离岗或参予其他工作，应继续做好自动化运维值班工作。

2.2. 交接班期间应避免倒闸操作，工作票办理工作。如有紧急操作或事故处理，应立即中断

交接手续，仍由交班人员处理，完成后重新履行交接手续，接班人员在征得分管领导同意后可协助处理，否则应立即退出。

2.3. 交接班巡视中发现的缺陷和异常情况无需立即处理，由接班人员负责填写缺陷记录，提

出处理方案。

2.4. 在下列情况下不得进行交接班：

2.4.1. 在倒闸操作及许可工作未告一段落时；

2.4.2. 威胁自动化安全运行的紧急事故处理未告一段落时； 2.4.3. 接班人员有喝酒、精神状态不佳时。 2.5. 交接班的主要内容：

2.5.1. 自动化系统、设备运行方式。

2.5.2. 当班所进行的自动化运维操作情况及未完的操作任务。 2.5.3. 使用中的和已收到的工作票。 2.5.4. 使用中的接地线号数及装设地点。 2.5.5. 发现的缺陷和异常自动化运行情况。 2.5.6. 直流系统运行情况。

2.5.7. 事故异常处理情况及有关交代。 2.5.8. 上级命令、指示内容和执行情况。 2.5.9. 自动化系统、设备检修试验情况。 2.5.10.

控制室、继保室环境卫生及设备清洁卫生情况。

2.6. 自动化交班人员按交接班内容向接班人员交待情况，接班人员在自动化交班人员陪同下

进行重点检查。

3. 接班人员重点检查的内容：

3.1. 查阅上次下班到本次接班的值班记录及有关记录，核对自动化系统运行方式变化情况。 3.2. 检查后台监控系统各项参数及信号有无异常。 3.3. 检查自动化系统、设备情况，了解缺陷及异常情况。 3.4. 通道信号、功率预测信号上传情况。 3.5. 检查直流系统绝缘及浮充电流。 3.6. 核对接地线编号和装设地点。 3.7. 核对功率控制系统远方/就地的位置。 3.8. 检查控制室、继保室内卫生。

4. 接班人员将检查结果互相汇报，认为可以接班时，方可签名接班。

5. 接班后，根据自动化运行方式、工作情况、设备情况等，安排本班工作，做好事故预想。

第五章 检修管理

1. 自动化系统设备的检修分为计划检修、临时检修和故障检修。 1.1. 计划检修是指对其结构进行更改、软硬件升级、大修等工作； 1.2. 临时检修是指对其运行中出现的异常或缺陷进行处理的工作；

1.3. 故障检修是指对其运行中出现影响系统正常运行的故障进行处理的工作。

2. 电站实行自动化系统年度检修计划和月度检修计划管理，年度检修计划和月度检修计划

结合一次设备的检修计划编制，电站每年10月31日前编写下一年度检修计划，同时将检修计划上报调度机构，调度机构负责进行审核和批复后执行。

3. 自动化系统计划检修的内容具体实施由电站至少在2个工作日前提出书面申请，报调度

机构批准后方可实施。电站的自动化设备检修申请书应按调度机构要求统一格式填写（见附录C）。电站不同通信机自动化设备应的内部填写检修申请，每张申请一般仅填写一套自动化设备。

4. 计划检修流程

流程图 组织验收 检修结束设备总结 9.汇报调度机构检修完成，回复措施。 回复调度机构检修完成 8.电站项目负责人验收现场检修工作。 检修完工 7.检修负责人检查检修工作是否彻底完成。 组织检修 6.电站运行人员做好设备隔离工作。 电站运行人员组织措施 5. 检修负责人组织设备检修工作。 报调度机构审批 报调度机构审批 3.报计划至调度机构审核、批准。 报电站主管领导审核 提出计划检修项目 工期等。 2.报电站项目负责人审查通过。 关键步骤 1.检修负责人按计划提出检修设备检修方案，并注明检修过程中负责人、4.严格执行两票三制，落实组织措施、技术措施。 10.检修结束、总结

5. 故障检修流程

流程图 检修结束设备总结 7.检修结束、总结 组织验收检修设备 组织人员检查故障设备 设备隔离 3.组织人员检查故障设备。 4.检修完成，检修负责人检查检修工作是否彻底完成。 5.电站项目负责人验收现场检修工作。 6.汇报调度机构检修完成，回复措施。 关键步骤 1.及时、准确上报电站主管领导、调度机构设备故障现象、设备故障报文、确定问题设备。 汇报故障设备情况 2.电站运行人员隔离问题设备。

6. 自动化系统和设备的检修应由自动化运维专工负责。检修前应作充分准备，如图纸资料、

备品备件、测试仪器、测试记录、检修工具等均应齐备，明确检修的内容和要求，在批准的时间内完成检修工作。

7. 电站设备检修工作开始前，应与调度机构联系申请,得到审批后方可工作。设备恢复运行

后，应及时通知调度机构，并记录和报告设备处理情况，取得认可后方可离开现场。 8. 电站一次设备退出运行或处于备用、检修状态时，远动装置、测控单元、保护压板、电

力调度网络设备、电站监控系统（含AGC执行装置）等均不得停电或退出运行，有特殊情况确需停电或退出运行时，需提前2天按规定办理设备停运申请。

9. 电站自动化设备的临时检修应至少在工作前4小时按照附录C填写自动化设备停运申请

单，上报专业管理部门，经批准后方可实施。

第六章 技术管理

1. 资料管理

1.1. 电站初期自动化系统和设备需具备的技术资料

1）设计单位提供已校正的设计资料：竣工原理图、竣工安装图、技术说明书、设备和电缆清册等。

2） 制造厂提供的技术资料：设备和软件的技术说明书、操作手册、软件备份、设备合格证明、质量检测证明、软件使用许可证和出厂试验报告等。

3） 工程负责单位提供的工程资料：合同中的技术规范书、设计联络和工程协调会议纪要、工厂验收报告、现场施工调试方案、调整试验报告、遥测信息准确度和遥信信息正确性及响应时间测试记录等。

1.2. 电站运行的自动化系统和设备需具备下列图纸资料

1）设备投入试运行、正式运行、一次设备编号的信息名称的书面批准文件。

2）符合实际情况的现场安装接线图、原理图电压和电流互感器的变比和现场调试、测试记录。

3）设备的专用检验规程、相关的运行管理规定、办法。

4）更新或技改的自动化系统设备应有经批准的技改方案或设备更新资料。

5）各类设备运行记录(如运行日志、现场检测记录、定检或临检报告、技术监督文件等)。 6）设备故障、处理记录(如设备缺陷记录簿)、遥测遥信核对记录。

7）相关设计、安装单位的变更通知单和整定通知单、电压和电流互感器的变比。 8）软件资料，如程序框图、文本及说明书、软件介质及软件维护记录簿等。

9）运行资料、光盘和磁盘记录介质等应由专人管理，应保持齐全、准确，要建立技术资料目录及借阅制度。

10）电站调度数据网络接入设备和安全设备的IP地址和信息传输地址等。向有关调度传输数据的方式、通信规约、数据序位表等参数。

1.3. 电站资料应集中、统一、科学地管理技术档案，维护技术档案的完整、系统、准确和安

全，并及时、准确地提供利用。 2. 培训管理

2.1. 电站需结合实际情况开展培训工作，培训工作贯穿于生产管理工作的全过程，并根据接

受教育对象的不同特点，采取多层次、多渠道和多种方法进行。

2.2. 电站需制定具体的年度培训方案，并报主管领导审批。

2.3. 电站主管领导定期对培训内容和效果进行全面检查，提出改进意见。

2.4. 年终认真总结年度安全教育培训活动，提出本年度培训欠缺和以后教育要注意的方面，

并制定下一年的安全培训教育计划。

附录：A（规范性附录）青海省调光伏电站调度运行评价办法

1.总则

1.1为贯彻落实国家和行业有关光伏电站并网运行的管理规定，公平合理地安排光伏电站发电计划，促进光伏电站提高运行管理水平，特制定本办法。 1.2本办法适用于青海网内所有并网光伏电站。

1.3本办法根据光伏电站并网性能、运行管理、信息上传及功率预测等情况进行评分，评价结果作为次月安排光伏电站发电计划的依据。 2.光伏电站得分

光伏电站得分=基础分+奖分-罚分。

其中，基础分设每个电站为1000分。 3.光伏电站发电计划分配 3.1光伏电站评价容量

本电站等效得分=本电站得分×本电站装机容量

本光伏电站评价容量=所有参与考核光伏电站总装机容量×（本电站等效得分/所有参与考核光伏电站等效得分总和）

3.2将各光伏电站评价容量设置为光伏电站功率控制系统的装机容量，并作为下达初始发电计划的依据。

3.3评价按月进行，根据各光伏电站上月得分确定其评价容量，每月第五个工作日 0:00 开始按新评价容量执行。 4.评分细则 4.1扣分

4.1.1 新并网光伏电站 1 个月内未提供功率控制系统现场试验合格报告，6个月内未向省调提供动态无功补偿装置检测合同签订证明的，每项扣200分。 4.1.2 系统异常时，由于本电站逆变器低电压穿越能力不满足要求而脱网的，每兆瓦扣 2 分。 4.1.3 光伏电站保护越级动作跳闸，每次扣 100 分；故障后 6 小时内不能提供事故报告的，扣 200 分，事故报告内容不完整，每次扣 100 分。

4.1.4 SVC/SVG 故障或临时检修需要整体退出的，每台次扣 50分；电容或电感支路因故障或临时检修单独退出的，每台次扣 20 分；未经调度许可擅自退出 SVC/SVG 及其支路的，每台次扣 300 分；擅自更改SVC/SVG装置参数，致使可投容量降低的，发现一次扣300 分。SVC/SVG 功能检测不合格的，每台次每月扣200 分。

4.1.5 保护及安全自动装置不按规定投退的，每发现一处扣500 分；擅自更改保护及安全自动装置定值的，发现一次扣300 分。

4.1.6 擅自退出光伏电站控制系统或更改有关设置的，发现一次扣 500 分。

4.1.7 光伏电站短期功率预测结果未上传的，扣 400 分；上传率低于 99％的，每降低 1 个百分点扣 3 分；准确率低于 80％或合格率低于 80％的，每降低 1 个百分点扣 5 分,最多扣 300分。

4.1.8 光伏电站超短期功率预测结果不上传的，扣 400 分；上传率低于 99％的，每降低 1 个百分点扣 3 分；准确率小于 80％或合格率小于 80％的，每降低 1 个百分点扣 5 分，最多扣300 分。

4.1.9光伏电站应向调度机构准确、实时地传输自动化信息。信息量传输不完整、不准确的，每项每月扣100分。

4.1.10光伏电站处于调度数据网安全区Ⅰ、Ⅱ的业务系统的安全防护不满足国家有关规定和调度机构具体要求的，每次扣300分。

4.1.11 光伏电站月度停电计划未按时上报的，一次扣100分; 光伏电站未按D-3(D为工作日)要求报送日前停电计划的，一次扣100分。

4.1.12光伏电站上报日报、月度报表数据不完整和错误的，每处扣 1 分。上报文字材料不满足要求的，每次扣 100 分。

4.1.13 不按要求参加省调组织的培训、会议等，一次扣 300 分。

4.1.14 违反调度纪律的，视情节严重每次扣200-500分。 4.2奖分

4.2.1 光伏电站短期功率预测月均准确率每超过标准 1 个百分点，奖励 20 分；超短期预测月均准确率每超过标准 1 个百分点，奖励 10 分。

4.2.2 紧急情况下电网送出受限，需控制光伏电站出力，由调控人员下令对光伏电站进行拉路的，根据影响停电时间每小时奖励100分。 5.附则

5.1本办法自 2014 年 1 月 1 日起执行。 5.2本办法由青海电力调度控制中心负责解释。

附录B：自动化系统常见故障及处理方法

B1 保护及自动装置故障处理方法

序号 故障类型 现象 RAM、EEPROM插件损坏，闭锁保护装置并发运行异常报警信号并灭“运行”灯 出口回路故障,闭锁保护装置并1 硬件故障 发运行异常报警信号并灭“运行”灯 电源故障,报警显示：起动CPU电源故障 故障原因 1、质量或其他原因。 2、搬运、安装过程中受外力所致 1、固定螺栓过松。 2、二次回路短路，导致内部短路。 1、电源过流、过压致使插件损坏。 2、质量原因。 1、定值计算错误； 2、输入定值时，未经行仔细核对。 1、内部故障。 1、通讯物理连接虚接、脱落； 2、对侧设备未发出信号。 1、检查通讯，并排除对侧设备已停用。 1、及时检查螺栓； 2、按照图纸，纠正二次回路。 1、汇报调度，通知厂家更换； 系统发生事故保护出口或装置工作异常时，应及时转移出装置事故分析功能中的所有记录，以便分析，包括保护动作事件记录、故障录波记录、装置运行记录等，在记录未转移之前，尽量不对装置进行任何调试、开关电源、开关变位等操作。疑难问题应1、重新启动电源。 及时与厂家联系。 处理方法 备注 1、提供稳定电源； 2、确已损坏，更换电源。 定值出错，报警显示：起动CPU定值错 软件及通讯故障 CPU 检测到装置长期启动、不对应起动 通讯中断，报警显示：起动CPU通讯错误 1、计算定值并核对，将正确的定值输入装置。 2 B2 通讯管理单元常见故障处理方法

序号 故障类型 现象 指示灯闪烁不正常，后台监控数据不刷新 指示灯常亮，后台监控数据不刷新 当地监控或调度通讯故障 故障原因 1、插件接触不良 1、软件设置不正确； 2、地址配置有误。 1、网络故障； 处理方法 1、检查装置背板上的指示灯是否正常闪烁； 2、将插件安装牢固。 1、检查每个保护测控装置的波特率是否后台系统地址一致，通讯地址是否重复。 1、检查通信电缆是否正确连接，网络两端的匹配电阻是否牢固；屏蔽层单端可靠接地，且三者不能接触。 备注 如果通讯仍然不正常，请连接最少的装置并用替换的方法检查CAN 网接口是否损坏 1 通讯故障 2 1、监控对应的通讯口参数错误正确（人为改动），1、正确设置主站号、子站号； 遥测、遥信信息不上传，通讯规约设置错误； 通道中断 2、光纤通道被施工挖断 2、修复被挖断光纤。 1、模块电源故障； 1、检查模块输出电压，更换模块； 2、检查检测单元工作是否正常，更换检测模块； 3 PLC 模块故障 红色灯亮，或绿色灯灭 2、检测单元故障； (或与实际状态不一3、通讯线路中断； 致)，或琥珀色灯灭 4、软件故障。 3、检查通讯线路； 4、联系厂家处理。 1、检查间隔层设备显示的信号是否正确，不正确则检查二次接线； 1、后台地址显示正确则检查系统配置是否正确，并重新下装信号表。 4 站层信号与间隔层信号故障 站层信号与间隔层信号不对应 1、站层信号与间隔层信号不对应； 1、远动装置的主站信号表和装置信号表不一致。 B3 动态无功补偿装置（SVG/SVC）常见故障处理方法参考表

序号 1 2 故障类型 主控运行异常 同步故障 12V 电源故障、MLK 板故障、GML 板故障、脉冲板故障 控制板A/B故障 故障原因 1、控制器故障； 1、同步电压未上电； 2、同步电压进线接触不良。 处理方法 1、检查和更换控制器的电路板； 备注 3 4 本地、远程通信故障 5 6 7 8 9 10 三相中某一项过流 链节旁路失败 PT异常，阀体电压异常 主开关合闸/跳闸故障 启动开关合闸/故障跳闸 ± 12V 电源报警 1、检查同步电压是否上电； 2、检查同步电压进线是否接触不良。 1、检查三相交流电源正常。 2、检查模块是否有直流电压输出。3、输入到整流模块的三相交1、电路板与母板连接不良； 流电源正常但无直流电压输出可判定是整流模块模块故障，联系 2、电路板故障。 厂家处理。注意：当整流模块的输出电压低于蓄电池电压时（如由均充转为浮充状态时）或负载电流很小时，模块的障指示灯亮（或闪烁），这是正常的现象，不属故障。 1、检查远程后台与控制器是否上电； 1、PLC与控制器的连接线接触不良； 2、检查两者间的连线是否牢固，是否破损； 2、远程后台与控制器的连接线接触不良。 3、检查 485 中继器的供电和连线是否正常。 1、系统负荷冲击过大； 1、观察系统电压和负荷冲击是否有异常；2、等待装置自动复归；2、系统电压发生故障，导致突变； 3、调低降容系数4、检查装置输出电流互感器的接线是否正确，3、装置运行容量过高过载。 电流方向的定义是否正确。 1、检查链节是否存在故障或告警若持续3次出现旁路失败，更1、未能成功旁路故障链节。 换该链节。 PT接触不良或断线，系统失压或严重欠压 1、检查PT元件及连线； 1、检查主开关的合闸和跳闸回路是否接线正确； 主开关不能正常合闸或跳闸 2、检查主开关状态测量回路是否接线正确。 1、检查启动开关的合闸和跳闸回路是否接线正确； 启动开关不能正常合闸或跳闸 2、检查启动开关的操作电源是否合上； 3、检查启动开关是否损坏。 电源出现故障 更换控制电源 B4 直流系统故障处理方法

序号 1 故障类型 监控单元不能正常运行 液晶显示不正常 现象 故障原因 处理方法 先关交流供电，把背板上的直流检测线拔下20秒后插上； 再开交流供电。若监控单元还不能正常运行，通知厂家处理。 1、调整键盘板上的可调电位器RV1调节液晶显示的对比度。 2、提高环境温度。 1、检查三相交流电源正常。2、检查模块是否有直流电压输出。3、输入到整流模块的三相交流电源正常但无直流电压输出可判定是整流模块模块故障，联系厂家处理。注意：当 整流模块的输出电压低于蓄电池电压时（如由均充转为浮充状态时）或负载电流很小时，模块的障指示灯亮（或闪烁），这是正常的现象，不属故障。 用万用表交流750V档测量三相交流电源各线电压是否超过过压或欠压数值。如果电压正常，应检查各接线端子是否松动。复归输入输出检测单元。 调整交流过压或欠压定值不合适。 用万用表检查三相交流是否有缺相。 调整直流输出电压整定值。 调整直流过压或欠压定值。 测量故障模块直流输出电压，异常时联系厂家处理。将故障模块退出运行，恢复其他模块运行。 检查监控单元的电池过充/过放报警上下限；检查监控单元的电池限流设置是否大于充电电流报警上限；负载电流是否大于放电电流报警下限。 调整过温保护设定值 备注 监控单元面板上的工作指示灯常亮或键盘的所有按键无法操通讯中断、或死机 作。 显示屏花屏或颜色太浅/太黑，无显示但监控单元正常运行亮度设置不合适或环境温(工作指示灯闪烁:大概1秒钟度过低 1次) 2 3 整流模块故障 模块的故障指示灯亮，整流模块无显示或无输出 输入交流电源异常 监控单元发出告警声，液晶交流电压过高/过低告警 监控单元发出告警声，液晶交流缺相告警 4 监控单元告警 监控单元发出告警声，液晶输出过压/欠压告警 输入交流电压异常 交流过压或欠压定值不合适 输入交流电压异常 整流模块输出直流电压整定不合适 直流过压或欠压定值不合适 整流模块故障 监控单元发出告警声，液晶电池过充/过放告警 5 整流模块过温无直流输出，模块故障指示灯电池电压过高或过低 过温保护设定值过低

序号 故障类型 保护 现象 亮，运行灯灭 故障原因 环境温度过高、散热孔堵塞 模块散热风扇未启动 系统设定参数不正确 处理方法 降低环境温度，定期清扫散热孔或防尘网。 联系厂家处理 按照系统正确参数设置，检测相关设置 备注 6 监控单元显示屏报与某功能板通讯中断 各功能单元板（充电检测单元、蓄电池检测单元、输入输出检测单元、绝缘检测单元）与监控单元通讯中断 通讯故障，由于受到干扰，1、找到该告警的功能子单元板，按下该板的复位按钮，使各功能子板与主控单元联其复位，重新建立通讯连接。2、将微机监控系统的电源重 系不上，系统报功能检测新上电，使整个微机监控系统重新上电复位，建立通讯连接。 单元板故障 各功能单元板电源消失 整流模块检测单元板与整流模块间通讯未建立，整流模块检测单元板运行不正常 整流模块地址码（整流模块模块面板拨码开关）有误，使整流模块检测单元检测不到整流模块数据，发整流模块故障信息。 单个蓄电池电压过高或过低 检查各功能板电源是否正常 检查整流模块检测单元工作指示灯是否闪烁，如不正常，复位整流模块检测单元板。 7 监控单元报整流模块通讯故障 监控单元报整流模块故障 在整流模块上正确设置模块地址码，模块地址码出厂时已设置好，请勿动，在更换整流模块时，事先应按照原来的地址 码设定。 单个电池的下限电压10.8V，上限电压14V。当监控系统报蓄电池电压过高或过低时，用万用表实际测量告警蓄电池端 电压，若测量值在正常范围内属误报信息，测量值异常，应检查整个蓄电池组的运行情况，并报告相关部门。 蓄电池发生螺栓不紧固的危害如下：1、火花烧损；2、导线或电池发热，甚至引起火灾。一旦发现蓄电池组螺栓不紧固， 监控单元报“蓄电池故障” 8 电池故障 蓄电池螺栓不紧固 没有定期紧固 蓄电池壳体膨胀 运行人员应将所有部件清洁，并吹干后，紧固螺栓。 运行人员应立即到蓄电池室检查蓄电池的运行情况，如经检1、 充电电流过大； 查发现蓄电池充放电电流过大，应设法降低蓄电池的充放电2、 电压过高； 电流值；如经检查发现蓄电池电压过高，应减小充电电压； 3、 电池内部有局部放电。 如经检查发现蓄电池内部有局部放电现象，应检查是否有短路接地，如有，应立即处理。 序号 故障类型 现象 故障原因 处理方法 1、用万用表或进入直流屏“绝缘检查”界面，用万用表分别测量“正对地”、“负对地”电压或直接点击“绝缘检查”界面的“正对地检查”、“负对地检查”，读取万用表或绝缘电压表的数值，确定哪一极接地。然后再对有故障的范围进行查找。运行人员应注意的是，凡是双回路供电的分路，原来并环的应先解环（如操作信号、合闸电源等）。 2、对直流母线上不太重要的馈电分路，可以用“瞬时停电法”查找。瞬停法的具体方法和步骤为：依次断开这些不重 要的馈电分路，断开时间一般不应超过3s。如果断开某一分路时，接地信号消失，测量正负极对地电压恢复正常，则说明接地故障就在此回路范围内。 3、用瞬停法查找接地故障的顺序为:（1）先查临时工作、试验电源、备用电源、事故照明电源；（2）直流系统中绝缘薄弱的部分；（3）合闸电源及通信电源；（4）信号电源和中央信号；（5）操作电源；（6）充电设备、蓄电池、直流母线。 备注 9 接地故障 1、二次回路、二次设备绝缘材料不符合要求，绝缘性能下降。 2、 二次回路、二次设备严重老化或存在某些损伤缺陷。 3、 二次回路连接、设备元件组装不符合规定或接直流系统发“绝缘异常”信号 线错误 。 4、 二次回路及设备严重污秽，接线盒、端子箱进水。 5、小金属元件掉落在设备上或小动物爬入。 6、 二次回路有工作，工作人员误碰、误接线。 控制母线直流电流较大，正常时控制回路电流在3A左右 10

直流控制回路电流较大 1、检查逆变电源交流输入电压是否正常。2、检查逆变电源逆变电源工作在逆变状态 是否工作在逆变状态。3、检查逆变电源主供方式应为交流主供（主供方式有交流主供和直流主供）。 B5 其他设备、系统常见处理方法 序号 故障类型 现象 1、预测指标未上传； 光功率 系统故障 2、调入数据显示的开机时间与实际的开机时间不符或数据丢失； 3、人机工作站死机； 4、录入的数据及时钟混乱。 下发指令未执行 人机工作站死机 1、检查通信线路； 2、检查功率服务器的波特率是否气象服务器地址一致，通讯地址是否重复； 3、联系厂家，根据需要进行软件升级； 4、重启服务器； 5、联系厂家，根据需要进行软件升级和更换设备； 6、检查记录仪到PC机的通讯电缆是否连接好，PC机的串行口是否损坏。 故障原因 处理方法 备注 1 1、通信中断； 2、软件设置不正确； 3、地址配置有误； 4、软件故障； 5、硬件故障。 2 AGC/AVC 故障 1、PT/CT断线 2、存储异常 3 同步相量测量装置故障 3、从机异常； 1、外回路接入状态异常； 1、检测外回路接入端子是否正常； 2、数据记录存盘异常； 2、硬盘从新初始化； 3、从机装置出现异常告3、通过查看从机装置面板指示灯确认装置故障原因； 警； 4、输入装置时钟信号异4、检测对时装置输出是否正常，对时装置输出至PMU装常； 置连接是否正常； 5、至远方主站1通讯异常。 5、检测连接通道及主站连接是否正常。 4、对时异常 5、主机异常 序号 故障类型 现象 1、告警指示灯亮且为红色； 2、异常指示灯亮且为红色； 3、电源指示灯灭； 4、通讯环网中断； 故障原因 1、电源异常，24V或220V光耦正电源失去； 2、通讯物理连接损坏； 3、定值输出与实际情况不符； 4、规约、地址不匹配； 5、模块、部件损坏。 1、模块、部件损坏。 2、通讯物理连接损坏； 1、电源异常，24V或220V光耦正电源失去； 2、通讯物理连接损坏； 3、定值输出与实际情况不符； 4、规约、地址不匹配； 5、模块、部件损坏。 1、电源异常，24V或220V光耦正电源失去； 2、通讯物理连接损坏； 3、定值输出与实际情况不符； 4、规约、地址不匹配； 5、模块、部件损坏。 处理方法 1、检查通道比例系数是否正确； 2、通讯中断，重新启动主程序并且减少其操作； 3、在交流电频繁断电时应避免快速充电，等交流电稳定后再进行充电； 4、通讯电缆是否连接好，装置的串行口是否损坏； 5、查看直流电源是否输入异常，调整电源正确输入； 6、输入正确的通讯地址； 7、联系厂家，更换模块、部件。 1、联系厂家，更换模块、部件； 2、通讯电缆是否连接好，装置的串行口是否损坏； 1、检查通道比例系数是否正确； 2、通讯中断，重新启动主程序并且减少其操作； 3、在交流电频繁断电时应避免快速充电，等交流电稳定后再进 行充电； 4、通讯电缆是否连接好，装置的串行口是否损坏； 5、查看直流电源是否输入异常，调整电源正确输入； 6、输入正确的通讯地址； 7、联系厂家，更换模块、部件。 1、检查通道比例系数是否正确； 2、通讯中断，重新启动主程序并且减少其操作； 3、在交流电频繁断电时应避免快速充电，等交流电稳定后再进行充电； 4、通讯电缆是否连接好，装置的串行口是否损坏； 5、查看直流电源是否输入异常，调整电源正确输入； 6、输入正确的通讯地址； 7、联系厂家，更换模块、部件。 备注 4 交换机、 路由器故障 5 防火墙 故障 1、电源指示灯灭； 2、通讯环网中断； 6 横向隔离 装置故障 1、告警指示灯亮且为红色； 2、异常指示灯亮且为红色； 3、电源指示灯灭； 通讯环网中断； 7 纵向加密 装置故障 1、告警指示灯亮且为红色； 2、异常指示灯亮且为红色； 3、电源指示灯灭； 通讯环网中断； 附录:C1（资料性附录）新能源电站调度自动化系统检修/停役申请单

编号： 申请单位： 联系电话： 申请人： 传真号码： 申请工作时间： 年 月 日 时 分至 年 月 日 时 分 工作内容和影响范围： 新能源电站运行部门负责人签字： 年 月 日 省调新能源系统运行专责批复意见： 省调新能源系统运行专责签字： 年 月 日

附录:D1（资料性附录）新能源电站调度自动化设备台账

光伏电站通信自动化设备台账目录表

项目 1 2 3 4 5

台账名称 XX新能源电站自动化系统设备台帐表 XX新能源电站自动化设备检修与消缺记录表 XX新能源电站自动化设备运行巡视表 XX新能源电站自动化专业交接班表 XX新能源电站自动化系统应急处置人员联系表 备注 附录:D2

光伏电站通信自动化设备清单

型号 生产厂商 厂家联系人、联系方式 投运日期 序号 设备名称 综合自动化设备 调度数据网路由器 1 调度数据网交换机 远动设备 二次安防系统 横向隔离装置（反向） 2 纵向加密认证装置 防火墙 3 4 功率预测系统 功率控制系统 相量测量装置 5 时钟对时装置 6 7

安全稳定控制装置 动态无功补偿装置 附录:D3 序号 缺陷单编号 光伏电站通信自动化设备缺陷登记表

缺陷名称 缺陷性质 发现时间 发现人 电站负责人 消除日期

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