光伏电站运行维护操作规程

光伏电站运行维护操作规程

第一章总则

1适用范围

1.1本规程规定了太和庄光伏电站的运行、操作、维护、

事故处理的基本原则，本规程适用于易县太和庄光伏电站。

1.2设备正常运行维护及事故处理必须符合本规程规定。

1.3本规程规定如与上级规程、规定精神相抵触时，应按

上级规程、规定执行。

2规范性引用文件

2.1《电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分、电

力线路部分）》。

2.2《保定电网管理调度规程》。

2.3设备产品使用说明书及有关技术文件。

3定义和术语

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

是指将一个电网分解为两个及以上电气相互独立的部分运

行。

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运行转热备用

1

是指断开设备各侧开关。

3.7热备用转运行

是指检查刀闸合闸的前提下合上除检修要求不能合或方式

明确不合的开关以外的设备各侧开关。3.8热备用转冷备用

是指检查设冬各侧开关断开的前提下断开设备各侧刀闸。

3.9冷备用转热备用

是指检查设条各侧开关断开的前提下合上设备各侧刀闸。

3.10冷备用转检修

是指在设备可能来电的各侧合上接地刀闸（或装设接地

线）。

3.11检修转冷备用

是指拉开设备各侧接地刀闸或拆除接地线。

3.12热备用转检修

是指拉开设备各侧刀闸，并在设备可能来电的各侧合上接

地刀闸（或装设接地线）3.13检修转热备用

是指拉开设备各侧接地刀闸，

设备各侧刀闸。

合上除检修要求不能合或方式明确不合的刀闸以外的3.14

运行转检修

是指断开设备各侧开关及刀闸，并在设备可能来电的各侧

合上接地刀闸（或装设接地线）。3.15检修转运行

是指断开设备各侧接地刀闸（或拆除接地线），合上各侧

开关及刀闸。

3.16紧急停机

是指按下紧急停机按钮，交流主接触器脱扣，并网逆变器

停止工作。

2

3.17启动中

是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。

3.18运行

是指逆变器正常工作，将光伏阵列的直流电逆变交流电并

入电网。

3.19并网发电

是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，

伏阵列输出的能量最大。

逆变电源一直以最大功率点跟踪方式使光3.20待机

是指逆变器不断检测光伏阵列是否有足够的能量并网发电,

器从待机模式转入运行模式。

当达到并网条件时逆变3.21故障

是指当光伏发电系统出现故障时，逆变器停止运行并进入

故障状态。

3.22按键关机

是指人为的通过逆变器触摸屏发出关机命令来控制逆变器

关机。

3.23按键开机

是指人为的通过逆变.器触摸屏发出开机命令来控制逆变器

开机。

3.24正常模式

PV阵列输入电压在额定的直流电压范围，输出三相交流

电压在额定的交流电压范围，逆变器将输入直流电能变换成交

流电能输送给电网。

变模块设计有休眠功能。

3.25待机模式

正常模式下，为保证最大效率输出，逆

在此模式下，如果输入电压出现过压现象则关闭逆变模块,

切断输入；若输入电压低于开机电压，关闭逆变模块，逆变器

仅保留中控模块保持对输入电压的监视。通常，在夜间无日照

的情况

3

下，逆变器将自动进入这种模式，以达到低功耗的目的。

3.26休眠模式

休眠模式指当逆变器额定功率相对某一时刻的直流最大输

出功率有冗余时，部分模块处于待机休眠模式，以降低系统损

耗，提高系统效率，正常模式下，当输入功率不能达到额定的

功率时，根据PV输入功率的大小，部分逆变模块将根据设定

顺序依次关闭输出，进入休眠状态，剩余的逆变模块工作在最

佳的效率区间，以达到节能降耗的目的。

3.27自动开机模式

自动开机模式指在满足发电要求条件下，系统具有自动开

机功能，不需要人为干预。4一般规定

4.1太和庄光伏电站由20个IMWp多晶硅电池发电方阵

组成。每1MW太阳能电池发电方阵通过对应的2台500KW

逆变器（共40台）经1000KVA升压箱式变（共20台）升压

后汇至场内由1#、2#两条35kV架空集电线路，输送至汇集站

35KV母线，通过出线断路器353开关并入单回35KV太塘线,

经塘湖110KV变电站35KV侧333开关接入系统，线路长约

9.2KMo电站采用分区发电，集中并网方式。

电站由交流35KV、10KV、0.4KV、0.27KV,直流

220V电压等级组成。

4.235kV汇集站353间隔及线路先纤差动保护装置属保定

电力公司调度中心（以下简

称地调）调管。各发电方阵并网属河北省电力公司调度中

心（以下简称省调）调管。光伏电站其余站用电系统、发电、

输配电系统设备和保护自动化装置由电站自行调管。

4.3新设备的投运或设备大修后投运前，必须有完整的技

术资料及相关试睑报告。

4.4对设备继电保护、自动装置、仪器、仪表定值及参数

进行整定和更改时，应经电网

调度管理部门允许，公司主管生产领导批准，由安全生产

工程部正式下发整定和更改通知单，方可进行整定和更改；

4.5凡属调度调管设备，应每年与调度管理部门校对保护

定值并备案；

4.6运行中发生的重要异常情况，当班值班长应按照相关

规定向上级调度部门进行汇

报，并及时向安全生产工程部和公司主管领导进行汇报。

4

4.7电站运行值班人员必须服从上级电力调度机构的调度。

省、地调调管的设备，未

获省、地调值班调度员的指令，值班人员均不得自行操作,

但危及人身和设备安全的情况可不待调令进行操作，但事后必

须向相关调度部门汇报。

4.8电站值班长在接受调令时，必须主动复诵并核对元误。

执令执行完毕后必须立即

向下达指令的值班调度员报告执行情况和时间。

4.9电站值班长在接受调度指令及进行其它业务联系时应

做详细记录并录音，同时必

须使用规范的调度术语。

4.10特殊情况下如执行超出本规程规定的内容，必须经公

司主管生产领导批准。

4.11生产现场使用的规范、条例、制度、规定与本规程有

同等效力。

5运行方式

5.1一次系统开关、隔离开关、接地刀闸名称编号

351:1#集电线路断路器

352:2#集电线路断路器

353：光伏电站出线断路器

B31:2#站用变35KV侧断路器

C31:无功补偿装置35KV断路器

5.2正常运行方式

5.2.1#1-#20方阵电池组件、汇流箱、直流汇流柜、逆变

器、数据采集柜、

升压变全部投入运行；

35kV箱式5.2.235KV汇集站353出线断路器3、1#集电

线路断路器351、2#集电线路断路器352、无功补偿装置

(SVG断路器C31、35KV母线消弧消谐PT隔离开关31-7.

太塘线线路PT隔离开关353-9均在合位，2#站用变断路器

B31在热备用状态。35KV系统自动装置、继电保护及计算机

监控系统全部投入运行。

5.2.31#集电线路断路器351带9#-20#方阵；

5

5.2.42#集电线路断路器352带1#-8#方阵；

525正常情况下由1#站用变（10KV运行带站用电运行，

2#站用变压器（35KV）为热备用状态，两台站用变低压侧开

关411、421均在合位，双电源切换装置应投入运行。10KV

线路PT511-9在合位。

5.3特殊运行方式

5.3.11#站用变检修或故障以及10kV电源消失时，400V

站用电源自动切换至2#站用变压器接带，当1#站用变检修结

束或故障解除后，切换至正常方式。

532一台逆变器停运或一个方阵发电设备停运，不影响

其余设备运行方式。任一电缆分支箱退出运行，电缆分支箱所

带箱式变及逆变器停运，其它系统设备运行方式不受影响。

6倒闸操作的一般规定及原则

6.1倒闸操作的一般规定

6.1.1倒闸操作必须严格遵守《电业生产安全工作规程》、

《电网调度规程》和其它有关规程规定。6.1.2根据倒闸操作

任务执行倒闸操作时，操作人应先根据系统图拟出正确的倒闸

操作票，由监护人、当班值班长审核无误后分别在倒闸操作票

上签名，由当值值班长下达操作命令后方可执行。

6.1.3倒闸操作应由两人进行，一人操作，一人监护。

6.L4操作时，必须先核对设备的名称和编号，

操作中，必须执行监护制度和复诵制度，

并检查断路器、刀闸、自动装置的状态，

每操作完一项即由监护人在操作项前画

o6.1.5倒闸操作中发生任何疑问，必须立即停止操作，

并向当班值班长询问清楚后再进行操作，不得擅自更改操作票;

操作票在执行过程中不得漏项、跳项、添项。

6.1.6操作中必须按规定使用合格的安全工器具和专用工

器具。

6.1.7雷雨天时，应停止室外设备倒闸操作，雷电时禁止

进行倒闸操作。

6.1.8线路及主设备大修后投运操作时，公司主要负责人

必须到现场进行安全监护。

6.2倒闸操作的原则

621电气设备停、送电操作原则：停电操作时，先停一次

设备，后停保护、自动装置

6

送电操作时，先投入保护、自动装置，后投入一次设备。

622—次设备倒闸操作过程中，保护及自动装置必须在投

入状态。

623设备停电时，先拉开设备各侧断路器，然后拉开断路

器两侧隔离刀闸；设备送电时，先合上断路器两侧隔离刀闸，

后合上该设备断路器。

624设备停电时，拉开断路器及隔离开关的顺序是从负

荷侧（厂内为负荷侧）逐步向电源侧（线路）操作；设备送电

时，合上隔离开关及断路器的顺序是从电源侧逐步向负荷侧操

作；严禁带负荷拉、合隔离开关

6.2.5合接地刀闸及装设临时接地线前，必须检查断路器

两侧隔离开关在拉开（分闸）状态，应进行验电，确认无电压

后方合接地刀闸或装设临时接地线。

6.2.6倒闸操作中发生断路器或隔离开关拒动时，应查明

原因并处理后方可进行操作，不得随意解除闭锁。6.2.7线路

充电时由对侧变电站给线路充电。

6.2.8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

6.2.8.1

6.2.8.2

6.2.8.3

事故处理。

断开或合上断路器的单一操作。

拆除或拉开全站仅有的一组接地线或接地刀闸。

6.3线路倒闸操作的一般规定

6.3.1线路停电前应先将电站内运行的逆变器全部停机。

6.3.2线路停电操作时应将重合闸装置切至停运方式，后

断开线路断路器，再拉开线路侧隔离刀闸，最后拉开母线侧隔

离刀闸；线路送电操作与此相反。

6.3.3线路断路器合闸前必须保证母线各高压断路器在分

闸位。

6.4母线倒闸操作的一般规定

6.4.1母线停送电操作前必须先将母线上所带负载开关断

开后方可进行.

642母线停电后进行相关工作时必须拉开电压互感器的隔

离开关,

6.5变压器倒闸操作的一般规定

7

并取下二次侧保险。6.5.1变压器送电必须由高压侧充电,

停电时先停低压侧。

652变压器停送电操作，必须使用断路器，严禁用拉合

隔离开关投停变压器：

7保护及自动装置操作规定

7.1调管设备保护和自动装置的停运，必须经设备调管调

度同意。

7.2保护及自动装置投入时，应先投交流电源回路（目流、

电压），后投直流电源回路，检查装置工作正常后再投入出口

跳闸压板，投入压板时必须在压板两侧进行验电，退出时顺序

与上述相反。

7.3正常退出保护压板时，不得停整个保护装置的交、直

流电源。

7.4在电压互感器二次回路上工作时，必须考虑对保护及

自动装置的影响。

7.5取直流熔断器时，其操作顺序为：先取正极，后取负

极；装熔断器时，顺序与此相反。7.6二次回路工作中发生直

流接地时，应立即停止该项工作，待查明原因后，再恢复工作。

8事故处理的一般原则

8.1事故处理必须严格遵守《电力生产安全工作规程》、

《运行规程》及相关规定，并服从上级调度和当班值班长指挥。

8.2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，但处理后应迅速将情况汇

报当班值班长。

8.2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。对未造成事故的设备进行必要

的安全隔离，保持其正常运行，防止事故扩大。

8.4发生事故时，当班值班长是事故处理的指挥者、纽织

者。事故发生后当班值班长应将事故发生的时间、继电保护与

自动装置一次设冬动作情况，现场采取的初步处理措施等情况

简要向调度汇报，并详细记录。8.5事故发生后，应根据监控

相关信息，保护、自动装置的动作情况及故障设备外部特征，

全面分析事故性质。

8.6系统发生冲击后，应对相关设备进行全面检查。要特

别注意对开断短路电流的断路器及相应设备的检查。

8.7事故处理时，无关人员不得进入中央控制室及事故区

域内。

8

8.8如调度电话中断而不能与上级调度直接联系时，应尽

快利用其它通讯方式联系上级调度。

第二章电池组件运行维护规程

第一节电池组件的运行

L电池组件技术参数

组件类型

组件型号

峰值功率

功率公差

组件效率

峰值功率电流

峰值功率电压

短路电流

2.

多晶硅电池

JAP-60-245

245Wp

0-5w

14.98%

8.19A

29.92V

8.57A

运

取大系统电压

短路电流温度系数

开路电压温度系数

工作温度

组件尺寸（mm）

生产厂家

投运时间

1000V

+0.062%/C

-0.330%/C

-40C~+85c

1650x991x40

晶澳太阳能有限公司

2012年12月

行方

（10或16路组串

式2.1每20块245Wp电池组件进行串联后作为一个组串

单元接入对应汇流箱

并联），每个光伏发电方阵共有212个电池组串，全场

20个方阵共计4240个组串，84800块组件。3投运前的检查

3.1组件投运前，接到值班长通知后，检查所属系统检修

维护工作全部结束，工作票全部收回，短路接地线等安全措施

全部拆除；

3.2检查电池组件封装面完好无损伤，清洁受光均匀，无

突出影响光强污块；

3.3检查组件背面引出线无损伤，引出部位封装良好；

3.4检查所有组件全部投运，各连接头连接紧固，极性正

确，与电缆连接良好，无发热现象35检查组件边框接地及支

架接地牢固完好；

3.6检查组件支架完整无损伤，各部螺栓紧固；

3.7检查汇流箱对应分路熔断器断开，汇流箱的对应直流

断路器处于断开位置；

3.8测量汇流箱分路熔断器完好；

3.9测试组件及至汇流箱输出电缆绝缘合格。

4电池组串的投退

4.1电池组串投运

4.1.1测试电池组串电压符合要求，极性正确；

9

4.1.2将汇流箱对应分路熔断器投运；

4.1.3将汇流箱直流断路器投至合闸位置；

4.1.4检查监控系统对应电流值在正常范围内。

电池组件的投运操作在白天进行。

4.2电池组串退出

4.2.1断开汇流箱直流断路器；

4.2.2断开汇流箱对应熔断器；

4.2.3合上汇流箱直流断路器，其他组串正常投运；

4.2.4如故障组串进行检修，应在对应汇流箱熔断器支架

上悬挂“禁止操作”标示牌，故障组件（组串）上悬挂“在此工

作”标示牌。

4.3电池组件的投退

4.3.1个别电池组件投退操作按照4.1、4.2程序执行；

4.3.2然后拔开故障电池组件与串联电池组串的连接插头;

4.3.3故障电池组件更换后将连接插头插上；

4.3.4插头处做好绝缘处理，防止短路发生；

4.4电池组串的备用

满足投运前各项条件，汇流箱对应分路熔断器处于断开位

置。

5电池组串（组件）运行中检查项目

5.1检查电池组件封装面完好无损伤，无划痕、碰伤、破

裂现象；内部单片电池无破碎、裂纹、断线、明显移位；

5.2检查组件表面清洁受光均匀，无突出影响光强污块，

5.3检查组件背面引出线无损伤，

度无过热、发黄、破损现象。

无物体长时间遮挡；

引出部位接线盒封装良好，无腐蚀和碳化；背板运行时温

5.4检查所有组件全部投运，各连接头连接紧固，极性正确，

与电缆连接良好，无发热烧损现象；5.5检查组件边框接地及

支架接地牢固完好；

5.6检查组件支架完整无损伤，各部螺栓紧固，框架平整;

5.7检查电流值与其他同位置组串无明显差异；

5.8监视天气情况及电池组件温度，是否超出规定范围，

是否有热斑现象。

5.9在大风、冰雹、大雨以及雷电天气过后必需对电池组

件进行一次全面检查。

根据日照、温度及光伏发电系统历史数据，定期分析各组

串、方阵发电输出功率是否正常。

1

第二节电池组件的维护

1注意事项

1.1在光伏发电系统维护过程中，严禁配戴金属戒指、手

表、耳环、鼻环、唇环和其它金属设备；1.2进行检修维护工

作，接触接线插头必须使用质量合格的绝缘工具，做好安全措

施；

1.3使用防护手套。

2电池组件的清扫

2.1电池组件在运行中应保持表面清洁，出现污物及时进

行清洗擦拭；

2.2清扫时间尽可能选择在傍晚或光照较弱的时候。

2.3清扫时，要避免尖锐硬物划伤电池组件表面，也要避

免碰松电池组件间的连接电缆。

2.4定期对电池组件进行清扫，正常时每个月清扫一次，

大风沙尘天气过后视表面赃污情况加大清扫频率。3电池组件

的更换

3.1出现下列情况应及时更换组件

3.1.1电池组件碎裂损坏，内部受潮，背面引出线及接线

盒严重老化破损；

3.1.2电池组件发生“热斑效应”，输出电压和功率明显下

降。

3.2更换步骤

321办理工作票，所在电池组串停运（见第一节

322布置安全措施；

323拔开故障电池组件与串联电池组串的连接头

3.2.4更换故障电池组件；

•（见第一节4.3）;

4.2）；

3.2.5更换完电池组件后，必须测量开路电压，并进行记

第三章逆变器运行维护规程

第一节逆变器的运行

1.逆变器技术参数

序号名称

11

数值/内容

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

型号

生产厂家

最大方阵开路电压（Vdc）

直流工作电压跟踪范围

最大直流功率（KWp

最大直流输入电流（A）

额定输出功率（KW

输出频率范围（Hz）

功率因数

最大转换效率（％

防护等级/防护类型

允许环境温度C

散热方式

环境湿度

显示与通信

外形尺寸（mn）

重量（Kg）

投运时间

TBEA-GC-500KTL

特变电工

1000

450-1000

（Vdc

550

1100

500

48-52

0.9（超前）—0.9（滞后）连续可调

98.7

IP20

-30C-60C

强制风冷

0-95%（无凝霜）

LED屏和操作按键，提供通信接口

2400*2200*850

2100

2012年12月

2.逆变器指示灯及按钮

2.1指示灯及按钮

逆变器操作面板上主要部件有：LED指示灯、LCD液晶

显示面板、启动按钮和紧急停机按钮。其中LED指示灯从左

至右依次为：GRID（绿色）、RUN（绿色）、FAULT（红色）

22指示灯及按钮功能

名称

GRID

说明

电网指示灯，当“GRID灯亮时，表明逆变器已经上网，

电网电压及频率正常：

当“GRID灯闪烁时，表明电网电压或频率异常

运行指示灯，当“RUN灯亮时，表明逆变器并网正常运行

故障指示灯，当“FAULT灯亮时，表明逆变器出现故障。

（短路，模块故障

等）

RUN

FAULT

12

ON/OFF开关开关旋到“ON时，逆变器上电准备运行；开

关旋到“

器断电停止运行

OFF时，逆变

EMERGENCY

急停按钮，当逆变器在运行过程中需要紧急停机时，可按

下该旋钮，即可立即

停机

3.

3.1

逆变器开机操作

开机操作步骤（逆变器电源操作与直流防雷配电柜操作需

一并进行）

3.1.1合上逆变器本体交流输出断路器1QF,等待逆变器界

面初始化完成后，检查交流电压显示正常，柜内通讯与PC机

柜通讯信号正常。

3.1.2分别用万用表测量与逆变器对应的直流防雷配包柜

中各直流断路器上口输入端子处电压正常。3.1.3合上直流防

雷配电柜直流输出断路器1-7AK,检查各回路指示灯正常，

无故障。3.L4用万用表测量直流输入电压应满足并网发弓要

求。

3.1.5合上逆变器本体直流输入断路器1DK2DK

3.1.6首先确定操作面板上的“EMERGENCY按钮已旋起,

然后将并网转换开关由“OFF”位切至“ON位（或通过远程控

制），逆变器开始自动检测，如符合并网条件，“RUN灯闪烁,

等待一定时间后“RUN灯平亮，逆变器进入并网发电状态，检

查逆变器并网工作正常，输出功率逐渐增大至稳定。

3.2逆变器自动并网条件

逆变器投入后满足下列两个条件时，逆变器自动并网，无

需人为干预：

3.3.1输入电压在额定的直流电压范围。

3.3.2电网电压在正常工作范围。

3.3.3当逆变器并网后五分钟内发电功率未超过

动并

网

O

待机10分钟

10KW逆变器自动解网，

后

1KW逆变器自动解网，待

机

10分钟后

自

3.3.4当逆变器并网后四十分钟内发电功率未超过

自动并网。

4逆变器关机操作

4.1关机操作步骤

4.1.1

制）

4.L2断开逆变器本体直流输入断路器1DK2DK,再依次断

开直流配电柜内各支路断路器

13

将操作面板上的并网转换开关由“ON位切至“OFF”位进行

停机。（或通过远程控1.7AK。

4.1..3断开逆变器本体交流输出断路器1QF。

25分钟后才能进行。4.1.4若逆变器进行检修，必须在逆

变器停机放电

4.1.5若防雷配电柜进行检修，需断开所带汇流箱内直流

输出断路器，并拉开汇流柜内每路直流断路器。4.2逆变器自

动解网条件

满足下列条件之一时，逆变器自动解列，无需人为干预。

4.2.1输入直流电压不在额定直流电压范围内。

4.2.2电网电压异常。

4.2.3光照强度不满足运行条件。

4.3逆变器紧急停机

如发生以下现象时应立即紧急停机：

压侧开关。

4.3.1设备内部放电打火；

432机器内部过热，有焦糊味，机柜表面温度超过

5.巡回检查项目

55Co

立即将并网转换开关由“ON,位打至“OFF”位或按下

“EMERGENCY急，停按钮，断开逆变器本体交、直流侧断路

器，断开对应35kV箱式升压变低5.1检查逆变器运行时各指

示灯工作正常，无故障信号发出。

5.2检查逆变器运行无异常声音。

5.3检查逆变器运行中各参数在规定范围内，重点检查以

下运行参数：

531直流电压、直流电流、直流功率。

5.3.2交流电压、交流电流。

5.3.3发电功率、日发电量、累计发电量。

5.4检查逆变器模块运行正常。

5.5检查逆变器交直流侧电缆运行正常，无放电和过热迹

象。

5.6检查逆变器交直流侧开关状态正常，无跳闸、放弓和

过热现象。

5.7检查逆变器柜门闭锁正常。

14

5.8检查逆变器室环境温度在正常范围内，通风系统工作

正常。

6.运行中注意事项

逆变器正常工作时，禁止强行断开直流、交流断路器，以

免发生拉弧损坏断路器和逆变器。

第二节逆变器的维护

1.逆变器定期维护

维护内容

定期清洁机柜表面

定期更换防尘网

维护周期

6个月

6个月

15

检查所有电缆接线是否松动；检查连接端子和绝缘是否有

变色或脱落，

3个月

对损坏或腐蚀的连接端子进行更换

制冷风扇功能的测试：检查所有风机的功能和运行噪音，

扇在运行中可以根据温度调节器控制其启动

检查粘贴的警告标签是否牢固或清晰，必要时进行更换。

定期更换风机

对断路器，电源开关保护设备功能测试

并且风6个月

12个月

5年

12个月

2.检修维护注意事项

2.1检修维护时严格执行逆变器关机操作程序，严禁带电

操作。

2.2逆变器内部故障时应及时通知厂家，并做好相关记录。

记录包括：故障现象及代码、机器型号及编号等、故障发生时

间。

2.3逆变器检修，除断开逆变器本体所有开关外，必须将

接入该逆变器的所有汇流箱的空气开关全部断开，将该逆变器

的交流输出开关和升压箱变低压侧开关断开。

3.逆变器故障及处理

故障类型故障原因

光伏阵列电压高

于1000V

处理方式备注

PV过压减小阵列串联数量

PV绝缘阻抗低光伏阵列正极或负

极对大地阻抗

小于40kohms

检查PV车列线路连接

电网电压异常电网电压超过检查电网等电网恢复后自动重

新

启动85%-1103范围

电网频率异常电网频率超过检查电网等电网恢复后自动重

新

启动48Hz-52Hz范围

液晶通信故障液晶屏与逆变器通

信故障

冗余辅助电源故障备份的辅助开关电

源故障

更换备份辅助开关电源

联系生产商

为可靠起见，请及时更

换

16

直流防雷模块故障直流侧防雷模块失

效

请更换同型号防雷模块，

如故障仍存在，请联系生

产商

更换后，重新启动

交流防雷模块故障交流侧防雷模块失

效

请更换同型号防雷模块，

如故障仍存在，请联系生

产商

更换后，重新启动

故障代码

逆变器功能故障

请记录故障代码联系生产

商F01-F19

告警代码逆变器内部告警

请记录告警代码联系生产

商

W01-W11

3.1逆变器由于保护动作停止工作，必须到就地检查并查

明故障原因

3.2故障原因查明并处理完毕后，按照逆变器投入步骤，

投入运行。

3.3如逆变器故障暂时无法处理，将逆变器交、直流两侧

开关断开，并做好检修隔离措施。

17

第四章汇流箱和汇流柜运行维护规程

第一节汇流箱的运行

1.汇流箱技术参数

序号

1

2

3

4

5

6

7

8

9

名称

型号

取大系统电压

接入光伏串数目

每路最大输入电流

最大持续输出电流

最大熔断器额定电流

额定短时耐受电流

生产厂家

投运时间

数值/内容

DC1000A

10—16路

12A

176A

15A

500A

许继电器

2012年12月

2•汇流箱投入前检查

2.1检查每路光伏电池组串输入、直流输出接线紧固，用

万用表检查每路光伏电池组串输入开路电压在正常范围内。

2.2检查输出直流断路器、防雷器、通信电源等各部件完

好。

2.3检查汇流箱接地良好。

2.4测量各支路熔断器完好。

3.汇流箱投入步骤

3.1依次给上光伏电池组串输入正、负极熔断器。

3.2合上输出直流断路器，汇流箱投入运行。

4,汇流箱运行中的检查项目

18

光伏电池组串投入运行后应定期测量回路电流，输出电流

相对降低时应检查光伏电池组串中电池组件原因并进行处理，

处理好后恢复运行。

5•汇流箱退出操作

5.1断开与该汇流箱对应的逆变器室内直流防雷配电柜中

的输入直流断路器；

5.2断开该汇流箱直流断路器；

5.3依次取下各支路输入正、负极熔断器。

第二节汇流箱的维护

1汇流箱部件更换

1.1防雷器的更换：检查防雷器指示，如变为红色即需要

更换，更换时应注意对应原线号恢复，并紧固好螺丝。L2熔

断器的更换：用万用表检测熔断器通断，如损坏应立即更换同

型号熔断器。

1.3直流断路器的更换

1.3.1断开与该汇流箱对应的逆变器室内直流防雷配电柜

中的输入直流断路器；

1.3.2依次取下汇流箱各支路输入正、负极熔断器;

1.3.3更换直流断路器；

134注意对应原线号恢复，并紧固好螺丝；

2.汇流箱检修停电操作

2.1断开逆变器室直流防雷配电柜中对应输入直流断路器;

2.2断开汇流箱直流断路器；

2.3依次取下各支路输入正、负极熔断器；

2.4拔开相应电池组串的连接头。

第三节直流防雷配电柜的运行维护

1.技术参数

序号名称数值/内容

1

型号ZPD-7

19

2

3

4

5

6

7

直流输入/输出电压

直流输入/输出电流

额定绝缘耐受电压

相对湿度

生产厂家

投运时间

<1000VDC

<200A/路

1000VDC

不大于95%

许继电器

2012年12月

2.送电前的检查

2.1检查柜内清洁无杂物，安全措施全部拆除。

2.2检查各引线接头紧固，无松动现象。

2.3检查支持瓷瓶无裂纹及损伤。

2.4检查所有直流断路器在断位。

2.5检查标示牌完好，设备标志齐全。

3.投入操作步骤

3.1查所带各汇流箱投入正常，箱内断路器已合好。

3.2依次合上各汇流箱对应的直流防雷配电柜内直流断路

器。

4.运行中的检查

4.1检查各接头无过热、变色现象。

4.2支持瓷瓶无裂纹和闪络现象。

4.3外壳接地完好。

4.4柜内部无异常声响，无异味，无严重发热等异常现象;

4.5柜门应密封良好，防止小动物进入造成故障。

4.6配电柜带电运行时，打开机构柜门应有专人监护。

4.7如发现直流防雷汇流箱内数据采集器故障，应在停电

状态下进行更换或处理

5退出操作步骤

5.1断开相应逆变器的并网开关；

5.2断开相应逆变器的直流输入断路器；

5.3断开直流防雷配电柜内的所有直流断路器；

5.4断开相应各路汇流箱的直流断路器。

2

6.直流防雷配电柜事故处理6.1遇有下列情况时，应立即

停止直流防雷配电柜的运行

6.1.1发生危及人身和设备安全的紧急情况。

6.L2直流防雷配电柜着火。

6.1.3直流防雷配电柜放电严重，极有可能造成闪络或爆

炸。

6.1.4直流防雷配电柜发热熔化，且有严重烟雾。

6.2直流防雷配电柜的紧急退出步骤

6.2.1按下相应逆变器的急停按钮

6.2.2断开相应逆变器的直流输入断路器

6.2.3断开相应各路汇流箱的直流断路器

6.3直流防雷配电柜内直流断路器跳闸处理

6.3.1对跳闸直流断路器外部进行详细检查。

6.3.2检查相对的汇流箱及各分路电池组串。

6.3.3如无明显故障，应摇测电缆绝缘是否正常。

6.3.4如以上检查均无异常可将跳闸直流断路器投入运行

并加强监视。

6.3.5如发现故障点，将故障点隔离，待处理后方可投入

运行。

6.3.6开关故障分闸如系汇流箱直流断路器发生拒动，造

成越级分闸，在恢复系统送电时，应将发生拒动的回路脱离系

统并保持原状，待查清拒动原因并消除缺陷后方可投入。

6.3.7将故障现象及保护动作情况记入运行记录本上，汇

报班长、值长。

638在未查明故障原因前，严禁将开关合闸送电。

7.直流防雷配电柜的维护

定期紧固断路器连接螺栓，清扫本体积灰，必要时测量断

路器接触电阻；

荷期测量温度。

运行中在高负

第五章变压器运行维护规程

第一节35KV组合箱式变压器运行

1.35kV箱式变压器技术参数

设备名称

规格

组合式变压器

ZGS-ZG-D/35

设备编号

安装日期

OTKX.412.50

01

2012年10月

生产厂家

使用日期

山东泰开

2012年12月

21

外形尺寸

(mm

2000*2100*3450

安装地点

户外总质量5500千克

主要技术性能

额定容量

相数

绝缘等级A

额定电流

1000KVA

三相

冷却方式ONAN

额定频率50HZ

15\962.25*2A

IP20

风冷强制

LED屏和操作按键，

分接范围+_2*2.5%

绝缘水平LI200ACIAC5

联接组别DYN11YN11

允许环境温度

允许相对湿度

提供通信接口

-25

小于95%

98.7%

防护等级防护类型

散热方式

显示与通信

C—55c2投运前检查

2.1检查检修工作结束，工作票收回，安全措施全部拆除,

常设遮拦及标示牌已经恢复，变压器外观良好。2.2变压器二

次保护设备正常，各项试验及有关记录正确，测量或核查绝缘

电阻合格，具备投入条件；2.3高压熔断器的安装是否到位。

2.4电缆接头连接可靠。

2.5变压器的分接开关处于正确位置。

2.6检查负荷开关的转动灵活，处于正确位置。

2.7检查组合式变压器本体及内部接地排接地良好。

2.8检查组合式变压器油位表油位高度正常。

2.9检查压力释放阀投运前已将其顶部的压板或插销拔去。

3.高压熔断器的使用及更换

3.1高压熔断器的使用

电站采用全范围一体式高压限流熔断器，可以用于高压侧

保护，在低压侧发生短路故障，过负荷及油温过高时熔断。熔

断器在安装，更换之前先将高低压电源断开，然后再进行操作。

严禁熔断器带电插拔操作。3.2高压熔断器更换操作步骤

3.2.1熔断器更换时，应戴上干净的棉布手套（防止操作

时手柄或熔断器受污染，影响绝缘性能）322松开红色帽盖，

将手柄、熔断器和接触件整体从熔断器底座内拔出，用清洁的

棉布将熔断器底座内膛和手柄抹干净。

3.2.3用一字形螺钉旋具将手柄和熔断器侧向锁紧螺钉松

开，拔出需更换的熔断器，更换新的熔断器并锁紧侧向螺钉。

22

3.2.4检查熔断器底座的内膛、手柄和熔断件，确保其清

洁，然后将手柄、新熔断器和接触件沿底座轴心缓慢插入底座,

并将红色帽盖锁紧

4负荷开关的操作

4.1负荷开关只能切断变压器正常工作电流及空载电流，

操作时严格按照相关操作规程操作，严禁在短路情况下操作负

荷开关。

4.2负荷开关操作步骤

4.2.1负荷开关操作时采用专用操作杆操作，

4.2.2操作时用绝缘操作杆钩住负荷开关的操作孔，并将

绝缘操作杆的钩子收紧，使绝缘操作杆的护楣（xie）将负荷

开关的操作柄完全套牢。

4.2.3负荷开关按照分合指示可以顺时针或逆时针旋转，

每次旋转90度为一工位。先确定负荷开关要操作到的位置，

旋转操作杆，直到听到开关动作的声音，此时负荷开关的指针

指向要操作到的位置，操作即完成。

424操作应迅速、准确、果断、有力。

5.组合式变压器的投运

5.1检查35KV母线电压正常。

5.2检查该组合式变压器对应的跌落保险及电缆分支箱隔

离开关已合好。

5.3送上组合式变压器两个低压断路器的控制电源。

5.4合上组合式变压器高压负荷开关。

5.5分别合上组合式变压器两个低压断路器。

6组合式变压器的巡检项目

6.1检查组合式变压器本体无渗漏油现象。

6.2检查组合式变压器温度正常。

6.3检查组合式变压器声音无异常。

6.4检查组合式变压器油压、油位正常。

6.5检查组合式变压器低压侧电压、电流正常。

6.6检查组合式变压器无异味。

6.7检查组合式变压器综保工作正常。

7.组合式变压器的退出操作

7.1检查组合式变压器对应的两台逆变器已停机；

7.2拉开组合式变压器对应的两个逆变器的交流输出断路

器；

7.3分别拉开组合式变压器两个低压断路器;

7.4拉开组合式变压器高压负荷开关。

23

7.5断开组合式变压器两个低压断路器的控制电源。

第二节35KV组合箱式变压器维护

1变压器油每年应进行一次油样耐压和介质损耗试验。

2油位过低应及时予以补充，油的牌号和箱体中的油牌号

相同。注油前必须先操作压力释放阀释放油箱中可能存在的压

力，打开高压柜内的注油塞注油，注油完毕后，将注油塞旋紧。

注油时应特别小心，避免夹带气泡。3注油后的组合式变压器

在送电前，应间隔12小时以上，以保证油中气泡逸出。

4正常运行条件下，变压器油不需要做油样试验。但如果

发现潮气侵入现象（如绝缘子破碎）则必须从取样阀取油样进

行测试

5避雷器应每年雷雨季节前进行一次预防性试验。

6熔断器熔断后应及时检查故障原因，再更换熔断器。

7检查绝缘套管和绝缘子无碎裂，如有必须及时更换。

8检查高低柜内接线端子无松动及所有操作部件、表计和

附件正常工作，发现问题应及时修理，更换。

第三节站用干式变压器

1.1#站用变技术参数

设备名称

生产厂家

规格型号

产品代号

10KV干式变

天威顺达

ITS.719.0332.1

出厂序号

何压开大编号

安装日期

1208S32-01

511

制造国家

低压开大编号

使用日期

中国

411

总质量

24

主要技术性能参数

容量：160KVA频率：50HZ

短路电阻：3.93%联结组标号：DYNU

标准序号GB1094.ilGB/T10228

绝缘水平：LI75AC35/LI()AC3

一次侧

位置联结分接电压电流

1

2-+5.0%10500

3

3-

2+2.5%10250

4

4-

30%100009.2

5

5-

4-2.5%9750

6

6-

5-5.0%9500

7

二次侧

电压

400

电流

231

2.2#站用变技术参数

设备名称

生产厂家

规格型号

产品代号

35KV干式变出厂序号1208S33-01

B31

制造国家

/pc井辛名点县

低压开大编号

使用日期

中国

421

天威顺达

ITS.719.0431.1

何压开大编号

安装日期

总质量1600KG

主要技术性能参数

额定容量：AN160KVA

短路阻抗：5.88%

联结组标号：DYN11

防护等级：IP20

绝缘水平：Lil70AC70/LI()AC3

一次侧

位置

12-3

联结分接电压电流

400

频率:50Hz3相

二次则

电压

230.9

电流

+5%36750

+2.5%35875

0%350002.64

2

3-4

34-5

25

45-6

56-7

标准代

号：

-2.5%34125

-5%33250

GB1094.11GB/T10228绝缘系统温度：F冷却方式:AN3.

投运前的检查

3.1有关工作票己全部终结，临时安全措施拆除，常设遮

拦及标示牌已经恢复;

3.2变压器本体及周围清洁；

3.3高、低压恻进出线端子及高压线圈连接紧固；

3.4高压绝缘子瓷瓶无裂纹破损；

3.5调压装置正常，位置正确；

3.6温控器接线正确；

3.7检查变压器箱体和铁芯永久性接地良好；

3.8干式变柜门、锁完好。

4.1#站用变的投入

4.11#站用变投入时应合高压断路器511开关注意仪表的

变化。

4.2合低压断路器411开关，操作时应注意仪表的变化。

厂用变投入后应立即检查有无异响、异常现象。如无异常投入

温控和温显。

4.3

况。

5.2#站用变的投入

5.12#站用变投入时应合高压断路器B31开关注意仪表的

变化。

站用变压器应根据显示器上的数据监视其正常运行如变压

器在过负荷情况下运行应密切监视电流变化情5.2合低压断路

器412开关，操作时应注意仪表的变化。厂用变投入后应立即

检查有无异响、异常现象。如无异常投入温控和温显。

5.3

况。

6.运行中的检查6.1变压器绝缘子无裂纹；

站用变压器应根据显示器上的数据监视其正常运行如变压

器在过负荷情况下运行应密切监视电流变化情6.2高、低压侧

进、出线端子及高压线圈连线连接无过热现象及放电痕迹：

6.3变压器冷却装置是否运行正常；

26

6.4变压器温控器是否正常；

6.5变压器三相绕组温度是否正常。

6.6干式变压器绕组温度不宜高于

时，可带105%负荷长期运行。

7.1#站用变停运

7.1依次断开低压侧开关411,高压侧开关511

7.21#站用变停运时，因负荷不允许停电可起动

置切换至2#站用变。

2#站用变。如果2#站用变处于热备用状态，

411,使相应的双电源自动切换装

90C运行，但最高不得超过110Co在环境温度C—50C

双电源自动切换装置在投入位置。断开工作变的低压开关

第三节SVG油浸变压器

1.SVG油浸变压器技术参数

设备名称

厂家

耦合变压器

保定安特

1AT-710

出厂序号

安装日期

使用日期

12399

制造国家

规格型号

总质量

中国

单身5500KG总重11800KG产品代号

主要技术性能参数

27

分接位置：高压侧:低压侧

电流电压

10000230.9

电压

1

2

3

4

5

5

电流

40425

39462.

5

3850060

37537.

36575

GB1094.3.5-2003GB/T.6451-1999标准代号：

GB1094.1.2.4-1996

容量：4000KVA3相

接线编

号：

绝缘水

平：

短路电

抗：

YYA0

LI200AC85户夕卜

7.39%

频率：50HZ

冷却方式：ONAN

油量：3100KG

2.SVG油浸变压器投运前的检查

2.1有关工作票己全部终结，临时安全措施拆除，常设遮

拦及标示牌已经恢复；

2.2变压器二次保护设备正常，各项试验及有关记录正确,

具备投入条件;

2.3变压器本体及周围清洁，顶部及母线无遗留物，各部

无渗（漏）油，接地装置良好：

2.44套管及支柱瓷瓶无裂纹破损，引线接头紧固；

2.55油位、油色正常；

2.6吸潮器内干燥剂无变色，呼吸畅通；

2.7变压器各阀门位置正确，符合运行要求：

2.8分接开关位置正确。

2.9冷却装置完好；

2.10保护投入正确；

2.11温度表完整且指示正确：

2.12压力释放阀应完好且位置正确；

3.SVG油浸变压器运行中的检查

3.1变压器各部外观清洁，无渗（漏）油现象，套管元裂

纹及放电痕迹；

3.2变压器的绕组温度、油温、油色、油位及响声正常，

自然循环自冷、油浸式变压器在额定电压下，冷却介质不超过

40摄氏度，顶层油温不得超过95摄氏度。

28

3.3吸潮器、压力释放装置、瓦斯继电器运行正常：

3.4各引线接头无过热现象；

3.5变压器冷却装置运行正常。

3.6控制箱、端子箱内各元件正常，柜门应关严。

3.7每周采用红外成像仪测量变压器本体、接头、套管等

部位的温度。

4.SVG油浸变压器的特殊检查项目

4.1瓦斯继电器动作后，应立即对变压器本体进行检查。

4.2雷雨过后检查各部无放电痕迹，引线连接处无过热现

象，还应检查避雷器的记数器的动作次数并作记录。

4.3大风天应检查引线有无剧烈摆动，变压器上部及周围

无杂物。

4.4大雾天检查套管无火花放电现象。

4.5大雪天检查套管、引线连接处无落雪即溶或有冰溜子。

4.6气温骤变时检查油枕和充油套管油位、温升及温度变

化情况。

4.7变压器过负荷运行或冷却装置故障时，应每30分钟检

查一次。

第六章无功补偿装置运行维护规程

1.SVG投入前的检查

1.1有关工作票已全部终结，临射安全措施拆除，常设遮

拦及标示牌已经恢复；

1.2变压器及SVG1次保护设备正常，各项试验及有关记

录正确，具备投入条件；

1.3SVG本体及周围清洁，无杂物。

1.4SVG变压器高低压两侧接地刀闸

1.5检查SVG控制屏上显示正常，

1.6启动柜接触器KM1在分位

1.72.SVG投入操作步骤

1CB-2CD,1CB-3CD在分位

2.1确认SVG隔离开关1CB-2JCB-3在合位，接地刀

1CB-2CDJCB-3CD在分位；

2.2确认启动柜旁路接触器KM1处于分闸状态；

29

2.3确认控制屏上各装置运行正常，各单机装置面板灯光

指示无告警，无异常；

2.4检查触摸屏主界面一次回路状态正常

2.5检查各功率模块正常

2.6合上SVG出线柜断路器C31,检查各功率模块充电是

否正常，无报警，触摸屏功率模块直流电压显示值是否正常。

2.7按下SVG控制柜启动按钮，启动柜接触器

2.8通过触摸屏将运行状态改为自动运行。

2.9

3.SVG退出操作步骤

3.1断开启动柜并网接触器KM1

3.2确认启动柜内旁路接触器分闸

3.3断开SVG断路器C31

3.4监视风机自动停止。

3.5等待功率模块充分放电（所有指示灯熄灭）

3.6拉开SVG隔离开关1CB-2JCB-3.

（也可以直接断开SVG断路器C31,5秒钟后启动柜并网

接触器

4.日常维护

4.1SVG运行时，严禁打开启动柜柜门以及功率柜柜门，

避免发生事故。如需对启动柜、

功率柜内的部件进行检修，须断开SVG上级断路器并拉

开上级隔离后方7进行。

KM1自动分闸）

KM1动作合闸

4.2SVG运行时，由于SVG风机抽风的原因导致容易将灰

尘吸入功率柜，定期清扫功率柜

内功率单元上的灰尘。为了减少灰尘对SVG勺影响，应

经常打扫动态无功补偿室。

4.3定期（三个月至半年）检查各连接部分螺丝，接线端

子连接是否紧固，无松动，无过热，无氧化。

第七章高低压配电装置运行维护规程

1.35kV线路停、送电操作原则

1.135KV线路的停送电操作按调度命令执行。操作时应执

行双人监护制，填写操作票并做好记录L2停电时，必须先断

开断路器，再摇出开关小车至“检修”位置。送电操作时，先摇

入开关小车至U“运

3

行”位置，再合断路器；

1.3送电时，摇入开关小车前必须查开关在断位；

1.4消弧消谐柜刀闸，电缆分支箱刀闸操作后必须检查分、

合闸位置，分、合闸位置指示正确。1.535kV系统设备检修时,

必须可靠断开相应开关、刀闸的交、直流操作电源；

1.6母线送电时，严禁用刀闸充电。

1.7禁止用刀闸拉、合负荷电流及空载线路和空载变压器。

1.8母线或线路停电检修时，必须将其电压互感器二次侧

开关或保险断开。

1.935kV系统拉、合接地刀闸，必须得到调度命令，合接

地刀闸必须履行验电手续。

2.10kV站用电系统运行与操作

2.110KV线路的停送电操作按调度命令执行。操作时应执

行双人监护制，填写操作票并做好记录2.2变压器送电操作必

须从电源侧到负荷侧逐级送电，严禁颠倒顺序对变压器反送电;

停电操作时顺序相反；停电时，必须先断开低压侧开关，再断

开高压侧开关，后摇出开关小车。送电操作时，先摇入开关小

车，再合高压侧开关，后合低压侧开关；

2.3送电时，摇入开关小车前必须查开关在断位

2.410kV系统设备检修时，必须可靠断开相应开关的交、

直流操作电源；

2.5母线或线路停电检修时，必须将其电压互感器二次侧

开关或保险断开。

2.610kV系统拉、合接地刀闸，必须得到值长命令，合接

地刀闸必须履行验电手续。

31

2.7倒闸操作或停送电操作应严格执行操作票制度。

3.高压真空断路器

3.1送电前的检查

3.3.1有关工作票全部总结，安全措施已拆除，检修和试

验人员有可以设备投入运行的书面交待记录；3.3.

2

3.3.

3

3.3.

4

3.3.

5

3.3.

6

真空断路器本体及周围无影响设备投运的杂物及遗留物；

真空断路器灭弧室外绝缘完好无损。

测量真空断路器上下断口间绝缘值不低于

真空断路器各机构完好；

远方操作合、跳闸试验正常。

200MQ（2500V摇表）

3.2真空断路器的投运

3.2.

1

3.2.

2

3.2.

3

3.2.

4

3.2.

5

3.2.

6

真空断路器投运前必须检查开关确已断开。

真空断路器投运前应检查接地刀闸确已拉开。

将真空断路器小车摇至运行位；

检查断路器储能装置正常

远动合闸，严禁在就地进行带电手动合闸操作；

操作人员在发现问题应及时汇报班、值长，严禁强制解除

开关的各项闭锁功能。

3.3断路器正常运行中的检查

3.3.

1

3.3.

2

3.3.

3

3.3.

4

断路器机械位置指示、电气位置指示应与实际位置一致；

有无电晕放电现象；

开关柜门关闭牢固；

气温低时，电加热运行正常。

341按照先负荷侧后电源侧的顺序依次断开断路器

342当远方无法分闸时，在得到值长许可后，可在就地进

行分闸操作。

3.4断路器的退出

32

3.4.3操作前应将真空断路器柜门上的选择开关切至“就地”

位置。

344操作完毕后，查找断路器拒动原因并处理。

3.5断路器故障跳闸后的检查

351断路器本体绝缘有无裂纹、破损现象；

352事故分闸时，针对故障后信号情况，重点检查相应

设备。

4.母线

4.1母线及各开关不得超过其额定电流运行。

4.2用红外线测温仪测量母线温度一般不超过70C,接头处

在运行中不应有过热现象，如有过热现象必须设法减少负荷电

流，并尽可能停止使用。

4.3母线送电前应检查有关工作票全部收回并终结，

长设遮拦及标示已恢复。

4.4母线送电前应测量母线绝缘正常。（35kV.10kV母

线用2500V摇表测量应不低于1M

临时安全措施已拆除，母线上部无杂物，

Q/kV;400V母线用1000V摇表应不低于1MQ）

4.5母线必须带PT充电。

4.6直接威胁人员和设备安全的紧急操作，可不经任何人

许可，进行停电操作，事后应尽快才报告值长。4.7装卸高压

熔断器，应带护目眼睛和绝缘手套，必要时使用绝缘夹钳，并

站在绝缘垫或绝缘台上。5.避雷器

5.1避雷器运行中检查项目

5.1.1外部瓷瓶完整、清洁、无裂纹现象及放电痕迹。

5.1.3放电记录完好，动作次数正确。

5.1.2接地应牢靠。

33

5.2避雷器运行中发生以下情况应立即停运

5.2.

1

避雷器瓷瓶爆炸或有明显的裂纹及严重放电。

522避雷器引线松动，有断落造成接地的可能性。

5.2.

3

接地线接触不良或断裂。

避雷器内部有放电声。

5.2.

4

6.互感器

6.1互感器一般运行规定

6.1.

1

6.1.

2

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。

运行中的电压互感器不允许无故停用。

6.1.

运行中的电压互感器有明显故障，严禁将电压互感器拉出。

首先做好防止反送电及继3

电保护误动的措施后，再停运电区互感器。

6.1.

4

6.1.

5

电流互感器运行中不能随意加负荷，且不允许长时问过负

荷运行。

新安装、更换或检修后的互感器应检查相关试睑合格，并

由继电保护人员核对变比、

相

相位和保护定值正确，作好记录。

序、

6.1.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，

6动，

当危及人身安全和设备安全时可将互感器停运。

以防保护装置误

6.1.

7

6.1.

8

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。

电压互感器严禁从低压侧充电。

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

6.1.

9

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。

6.2新投运或检修后的互感器检查与要求

6.2.

1

6.2.

2

6.2.

3

经试验人员试验合格。如：耐压、绝缘电阻、介质损耗等。

经试验人员检查极性、相序、相位、变比正确。

接地点应合理且接地良好。

34

624无妨碍运行的杂物。

6.2.

5

6.2.

6

6.2.

7

各部分清洁无污垢。

本体绝缘无裂纹现象。

各部螺丝紧固无松动。

6.3电压互感器送电前的检查项目

6.3.

1

6.3.

2

6.3.

3

6.3.

4

6.3.

5

新安装或检修、更换后的电压互感器应检查电压互感器各

试验记录参数合格。

电压互感器一次侧中性点接地及外壳接地良好，二次侧无

短路现象。

各部件清洁，无遗留物。

各螺名紧固，无松动现象。

一次，二次熔丝完好。

6.4电压互感器运行中的检查项目

6.4.

1

6.4.

2

6.4.

3

6.4.

4

6.4.

5

各部分有关指示正常，保护装置无异常信号发出。

无焦味，铁芯无噪音、无铁磁谐振噪音、放电噪音，无异

常振动。

本体无变形变色，瓷瓶无污闪及破损。

各接头无脱落，松动，无发热及放电现象。

电压互感器二次侧接地良好。

6.5电流互感器送电前的检查项目

6.5.

6.5.

2

6.5.

3

6.5.

4

6.5.

5

各部分接线正确，螺丝无松动脱落。

各部分清洁，无遗漏物。

瓷瓶，套管无裂纹及放电现象。

外壳及中性点接地良好。

电流互感器一次接头接触良好，无过热变色。

6.5.6电流互感器二次回路无明显的开路现象。

35

6.5.7