連載2：《光伏電站電力運行規程》全文參考
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連載2：《光伏電站電力運行規程》全文參考
d.雙向傳輸功率的線路、變壓器的雙向功率；
e.站用總有功電能量；
f.發電電壓、頻率；
g.電站氣象監測實時數據；
h.電站的儲能容量狀態（適用于儲能電站）。
a.遙信量：
各發電單元運行狀態；
并網點斷路器的位置信號；
發電機、逆變器、高壓開關柜、變壓器和無功補償設備的斷路器位置信號；
事故總信號；
出線主要保護動作信號。
5. 8.3電力調度部門對電站傳輸下列遙控或遙調命令應可靠工作，基本信息如下：
并網線路斷路器的分合；
無功補償裝置的切投；
有載調壓變壓器抽頭的調節；
基本發電單元的啟停；
基本發電單元的功率調節。
5.8.4站內電能計量裝置和電能量采集裝置工作正常，符合DL/T 448-2000《電能計量裝置技術管理規程》和DL/T 5137-2001《電測量及電能計量裝置設計技術規程》要求，同一計量點主、備電能表應校驗合格且工作正常。
5. 9遠動裝置
5.9.1遠動裝置通信應符合DL/T 544-2012《電力通信運行管理規程》和DL/T 598-2010《電力系統自動化交換電話網 技術規范》的規定，一般電站與調度的通信方式和信息傳送采用IEC 60870-5-101或IEC 60870-5-104規約。
5.9.2遠動通訊設備主、備兩個通道與調度段通信應保證獨立、可靠，容量及性能指標應滿足光伏發電站端遠動功能及 規約轉換要求。
5.9.3生產程控調度交換機和調度電話應保證可靠使用，通信正常。
5.9.4站用通信設備的專用48V直流電源電源應保持正常，在交流電源失電后能維持放電時間不小于lh。
5.9.5站內電能計量裝置采集的信息應可靠準確傳送給電網調度機構的電能信息采集系統。
5. 10補償裝置
5.10.1嚴禁空母線帶電容器運行。
5. 10.2無功補償裝置操作由電站調管的電網調度進行下令或許可操作，調度對低壓補償裝置的操作一般以綜合命令下 達。
5.10.3電站值班員可根據本站電壓曲線向調度提出補償裝置操作申請，經許可后方可進行操作，操作結束后向電網調 度匯報。
5. 10.4補償裝置的補償模式更改、參數修改、投退操作必須根據調度指令，并結合電網的電壓及無功功率情況進行操
作。
5. 10.5投、切低壓電容器、電抗器必須用斷路器進行操作。
5.10.6電容器停用時應經放電線圈充分放電后才可以合接地刀閘，放電時間不得少于5min。
5. 10.7有電容器組運行的母線停電操作時，應先停電容器組，再停運母線上的其他元件；母線投運時，應先投運母線 上的其他元件，最后投運電容器組。
5. 11交流配電
5.11.1配電裝置及所屬設備應進行巡回檢查并定期進行閉燈檢查和紅外線測溫檢查。
5. 11.2配電裝置的金屬外殼、構架、中性點應接地良好。
5.11.3配電裝置的通風設備、照明設備及閉鎖裝置完好。
5. 11.4配電裝置應無漏油、漏氣、漏水及可能引起不安全的現象。
5.11.5配電裝置的防護欄，門窗完好。
5. 11.6配電裝置及所屬設備應按其規定參數運行。
5. 11.7配電裝置所屬設備在允許過負荷運行時，應加強監視，外部設備發生短路故障后，應對有關設備進行詳細的外部檢查。
5. 11.8新安裝或檢修后的配電裝置，必須按照部頒《電氣設備預防性試驗標準》及有關規定試驗合格后方可投運，否 則需經總工程師批準才可投入。
5. 11.9新安裝或檢修后的配電裝置，必須作一次遠方分、合閘試驗合格，試驗時應避免設備帶有電壓，拒絕分、合閘 的斷路器、刀閘禁止投入運行或備用。
5. 11.10配電裝置的保護正常運行時必須投入，特別是帶電清掃和母線倒換操作時母線保護必須投入。
5.11.11小車斷路器的跳合閘試驗，應將手車開關推至“試驗”位置進行，開關運行中不允許就地手動分合閘。
5. 11.12小車斷路器送電時，必須將小車斷路器推至（搖至）“運行”位置，并確定上下觸頭接觸良好后，方可合上開 關。
5. 11.13開關柜運行中嚴禁裝拆后封板。
5. 11.14推、拉、搖小車斷路器必須在開關分閘后進行。
5. 11.15開關柜被隔板分割成開關室、母線室、電纜室、儀表室，各室應密封良好，閉鎖可靠。
5. 11. 16操作前及合線路側接地刀閘前應檢查帶電顯示裝置指示正確。
5. 11.17更換10kV、35kV TV高壓熔斷器時，應將TV柜拉至（搖至）“檢修”位置，然后用臨時地線放電，再進行更 換高壓熔斷器的工作。
5. 11. 18小車斷路器在由試驗位置推至（搖至）工作位置前應檢查開關確在分閘位置且未儲能，并將儲能電源停用。小 車斷路器由試驗位置推至（搖至）工作位置后，再將儲能電源合上進行機構儲能。
5. 11.19 10kV小車斷路器需拉出檢修時，應將手車托盤推至開關柜前，將托盤前左右兩個固定插頭插入開關柜固定孔 內，并將托盤中間固定鉤固定在盤前固定孔內，兩手將手車拉把向內拉入，再向外拉出手車至托盤上，托盤高度可根據 實際情況進行調整。
5. 11.20檢查斷路器分、合閘位置與實際位置對應，柜門鎖好。SF6全封閉組合電器各氣室SF6氣體年漏氣率運行中< 1%，開關氣室SF6含水量彡150UL/L，其它氣室SF6含水量彡250 UL/L。
5. 11.21在GIS室內設備充裝SF6氣體時，周圍環境相對溫度應<80%，同時必須開啟通風系統，并避免SF6氣體泄漏 到工作區。工作區空氣中SF6氣體含量不得超過1000 UL/L。
5. 11.22定期檢查各氣室中SF6氣體壓力和外部環境溫度，判斷有無漏氣傾向。
5. 11.23開關切斷故障或發生SF6氣體泄漏時，應開啟全部通風系統，只有將室內徹底通風SF6氣體分解物排凈后，才 能進入GIS室，必須要戴防毒面具，穿防護服。
5. 11.24開關室SF6氣體壓力降低，發報警信號時，禁止分合閘操作。
5. 11.25當斷路器在合閘位置時出現氣動機構壓力降低到打壓閉鎖時，斷路器維持在合閘位置，此時應采取停用控制電 源等措施，立即進行匯報處理。
5. 12直流電源配電
5. 12. 1直流電源蓄電池組正常運行時為浮充方式，浮充電機充電壓宜保持在+5%左右，均衡充電機充電也宜保持在+8%左右。
5. 12. 2直流電源母線電壓正常允許在士 5%內運行。
5. 12. 3站控采用的不間斷電源（UPS)系統供電持續供電時間不小于lh。
5. 12.4正常運行時高頻開關型整流器自動進行浮充，微機型在線電池監測儀、和微機直流電源電池測溫裝置都投入自動。 5. 12.5正常運行時熱控、電氣的控制、保護、自動和調節裝置沒有做過直流電源拉合試驗的直流電源電源不得中斷其供電。確 實需要中斷供電的必須做好防范措施，經調度部門批準后，退出有關保護裝置的壓板防止保護、自動裝置誤動作。
5. 12.6直流電源系統的熔斷器上下級應嚴格按照冗余配合，當直流電源系統發生短路、沖擊時，必須仔細檢查各級熔斷器是否 完好，空氣開關是否跳閘。如果熔斷器熔斷或開關跳閘，則應查明原因盡快恢復。
5. 12. 7直流電源屏上各回路配備的熔斷器，在調試及投運前應進行各級熔斷器拉、合直流電源試驗，以防各級熔斷器配合不當， 引起保護誤動或越級跳閘。
5.12.8啟動充電機充電前，應檢查直流電源母線電壓和整流器的運行情況，充電機充電裝置啟動后，應加強對整流器工作狀態及母線電 壓的檢查和監視。
5. 12.9整流器可在浮充電機充電、均衡充電機充電方式下運行，它們對應著不同的充電機充電電壓值，浮充電機充電電壓和均衡充電機充電電壓可以根 據要求調整。
5. 12. 10直流電源系統絕緣降低或接地應盡快查找消除，查找直流電源接地時應退出有關的保護裝置防止其在查找過程中和送電 過程中誤動作。
5. 13蓄電池
5. 13. 1蓄電池組及充電機充電機充電機充電裝置應滿足DL/T 5004-2004《電力工程直流電源系統設計技術規程》規定。
5. 13.2蓄電池組應可靠給予繼電保護、信號、自動裝置等控制負荷和交流不間斷電源裝置、斷路器合閘機構及直流電源事 故照明等動力負荷供電。
5. 13.3蓄電池的運行溫度不宜過高或過低，正常運行中一般要求室溫處于10?30°C為宜，最高不得超過35°C，最低不 得低于5°C。
5. 13.4蓄電池應置于陰涼干燥，并有足夠的維修空間的地方，應避免陽光直射。
5. 13.5蓄電池正常運行時，采取全浮充電機充電運行方式。
5. 13.6蓄電池應定期進行均衡性充電機充電；大型操作，全站失壓，浮充機故障后，也應進行均衡充電機充電。
5. 13.7蓄電池使用時，應避免產生過充電機充電或過放電，否則會影響蓄電池的壽命。
5. 13.8蓄電池不允許擅自接任何其它負荷。
5.13.9蓄電池的浮充電機充電壓，均衡充電機充電電壓及放電末期電壓的選擇應按各電站實際情況及說明書中規定進行。
5. 14 電力電纜
5. 14. 1電力電纜應按額定參數運行，電纜的正常工作電壓，一般不應超過電纜額定電壓的115%。
5.14.2電力電纜正常運行時，不允許過負荷，事故情況下，出現過負荷，也應迅速恢復其正常運行。
5. 14.3放置電纜的電纜溝、電纜夾層、電纜橋架、電纜豎井、應定期進行檢查。
5.彳4.4運行中的高壓電纜無安全措施時，動力電纜接地不良時，不得觸摸電纜外表。
5.14.5電纜正常運行時應無發熱、變色、有膠臭味等現象。
5. 14.6在放置電纜的電纜溝、電纜夾層、電纜橋架、電纜豎井處進行接觸火源的工作，必須使用動火工作票，并制定 嚴格的防范措施。
5. 14.7外皮接地應良好。
5.14.8電纜托架應完整，無銹蝕塌架現象。
5. 14.9對敷設在地下的每一電纜線路，應查看路面是否正常，有無挖掘痕跡及線路標志是否完整無缺。
5.14.10電纜線路上不應堆置礦渣、建筑材料等笨重物體或酸堿性排泄物。
5.14.11對于通過橋梁的電纜，應檢查支持點對電纜拖拉不可太緊，保護套或槽無脫開現象。
5.14.12電纜外層無損傷。帶有屏蔽的電纜，屏蔽層應完整，無損壞。
5. 14. 13電纜接地線完好。
5. 14. 14端部護套管無壓傷及裂紋。
5.14.15電纜上不允許放置任何雜物，不應有擠壓、受熱、受潮、積粉或搖動現象。
5. 14. 16電纜頭應無漏油、流膠和發熱、放電現象，接地線應良好。
5.14.17電纜溝道蓋板完整，通風孔暢通。
5. 14. 18電纜溝內無積水、積灰或堆放雜物的現象。
5. 14. 19電纜外皮應無擠壓、鼓包現象。
5. 14.20環氧樹脂電纜頭應無裂紋。
5.14.21電纜附近應無較強的熱源。
5. 14.22放置電纜的電纜溝、電纜夾層、電纜橋架、電纜豎井的蓋板、門窗、支架、防火設施應牢固，齊全完好，無積 水、積油，無堆放易燃易爆及腐蝕性物品等。
5. 14.23運行中的動力電纜導體溫度最高一般不得超過9CTC，控制電纜導體溫度最高不得超過60°C。
5. 14.24對于間歇過負荷，必須在前一次過負荷10?12小時以后才允許過負荷。
5. 14.25禁止用手觸摸運行中的高壓電纜外皮或進行任何工作。
5. 14.26運行中的電纜絕緣電阻連同其所屬設備一起測定，絕緣電阻測定周期、標準及使用搖表電壓等級同其所屬設備 的有關規定，測量電纜絕緣前必須進行放電。
5. 14.27停電超過一個星期但不滿一個月的電纜，在重新投入運行前，應用搖表測量絕緣電阻。若有疑問時，須進行高 壓絕緣試驗，檢查絕緣是否良好。停電超過一個月必要情況下應進行高壓耐壓試驗。
5. 15箱變
5. 15. 1干式變壓器
(1)干式變壓器的溫度限制應按制造廠的規定。站用系統干式變壓器能夠隨時投入運行，并允許在正常環境溫度下，承受
|
部位 |
絕緣系統溫度，°c |
最高溫升，K |
|
線圈 |
105 (A) |
60 |
|
(用電阻法測量的溫 升） |
120 (E) |
75 |
|
|
130 (B) |
80 |
|
|
155 (F) |
100 |
|
|
180 00 |
125 |
|
|
220 (C) |
150 |
|
鐵心、金屬部件和與其 相鄰的材料 |
|
在任何情況下，不會出現使鐵心 本身、其他部件或與其相鄰的材 料收到損害的溫度 |
(3)干式變壓器在環境溫度0°C — 40°C時，可帶105%負荷長期運行。
(4)干式變低壓側中性線電流不得超過低壓繞組額定電流的25%。
(5)變壓器室的門、窗、照明應完好，房屋或箱體不漏水，溫度正常。
(6)干式變壓器的外部表面應無積污。
(7)各控制箱和二次端子箱應關嚴，無受潮。
(8)現場規程中根據變壓器的結構特點補充檢查的其他項目。
(9)新投運的變壓器或更換繞組后的變壓器，應投入全部保護，從高壓側空投5次，以檢查勵磁涌流下的繼電保護動作情 況。
5. 15.2油浸式變壓器
(1)變壓器正常運行時，均勻發出“嗡嗡”聲響。
(2)散熱片無銹蝕、破損以及螺栓緊固部位無浸油現象。
(3)變壓器外殼接地扁鐵無銹蝕、斷裂現象。
(4)引線接頭、電纜、母線應無發熱跡象。
(5)低壓側電纜接線部位無發熱現象，接線端子無明顯松動跡象。
(6)油位指示正常，不應低于警示油位線。
(7)溫度計顯示小室內溫度正常。
(8)各控制箱和二次端子箱應關嚴，無受潮。
(9)放油閥、油樣閥處無浸油現象。
(10) 壓力釋放閥無動作現象。（當變壓器超載或故障引起變壓器內部壓力達到60kPa時，壓力釋放閥動作釋放壓力；當 壓力減少到閥的關閉壓力值時，閥又可靠關閉，有效地防止外部空氣、水分及其它雜質進入油箱）。
(11)現場規程中根據變壓器的結構特點補充檢查的其他項目。
5. 16氣象站
5. 16. 1輻照儀應每天擦拭保持其清潔。
5. 16.2氣象站標識標牌正常，無褪色、丟失。
5. 16.3氣象站整體結構正常，各部件完好，塔架無傾斜，拉線拉緊無松弛、無銹蝕。
5.16.4電源供電正常，太陽能電池板、輻照傳感器、風速傳感器等傳感部件清潔無積灰。
5. 16.5通訊正常，后臺顯示正常，通訊線無斷股斷裂現象。
5. 16.6氣象站承重和測量部件無冰雪覆蓋，測量部件無積灰。
5. 17光伏區
5. 17. 1光伏區運行條件
電站并網應符合GB/T19939要求，具備有功功率調節能力。電場向當地交流負載提供電能和向電網發送電能的質量， 在并諧波、電壓偏差、電壓波動和閃變、電壓不平衡度等方面應滿足GB/T14549、GB/T24337、GB/T12325、GB/T12326 和GB/T15543的要求。
系統并網運行時，向電網饋送的直流電源電流分量不應超過其交流額定值的0.5%,，對于不經變壓器直接接入電網的電站 系統，因逆變器效率等特殊因素可放寬至1%.
電站功率因數應保障0.98 (超前）一 -0.98 (滯后）范圍內連續可調。（1.對于小型光伏電站有功功率大于其額定功 率50%時，功率因數應不小于0.98 (超前或滯后），輸出有功功率在20%—50%時，功率因數應不小于0.95 (超前或
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