《分布式光伏电站运维规范(T-JSREA 12—2023).pdf》由会员分享，可在线阅读，更多相关《分布式光伏电站运维规范(T-JSREA 12—2023).pdf（16页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
1、 ICS 27.160 CCS JSREA F01 江 苏 省 可 再 生 能 源 行 业 协 会 团 体 标 准 T/JSREA 122023 分布式光伏电站运维规范 Specification for operation and maintenance of distributed photovoltaic power station 2023-12-15 发布 2024-01-15 实施 江苏省可再生能源行业协会 发 布 T/JSREA 122023 I 目次 前言.II 1 范围.1 2 规范性引用文件.1 3 术语和定义.1 4 一般规定.1 5 设备运维.2 6 事故处理.13 T
2、/JSREA 122023 II 前言 本文件按照GB/T 1.12020标准化工作导则 第1部分：标准化文件的结构和起草规则的规定起草。请注意本文件的某些内容可能涉及专利，本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由江苏省可再生能源行业协会提出并归口。本文件起草单位：华能淮阴第二发电有限公司、南京宝能科技有限公司、国华（江苏）风电有限公司、江苏省可再生能源行业协会、南京工业职业技术大学。本文件主要起草人：黄振兴，许文峰，匡柳，陈国磊，戴培永，汪鑫，张炜，周敏，许亚妹，姜存进，杨玉鹏，邓云凤，罗乔，宋健京。T/JSREA 122023 1 分布式光伏电站运维规范 1 范围 本文件规定了分布式
3、光伏电站运维的一般规定、设备运维及事故处理应遵循的基本要求。本文件适用于分布式光伏电站运维管理。2 规范性引用文件 下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；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/T 19939 光伏系统并网技术要求 GB/T 19964 光伏电站接入电力系统技术规定 GB 50174 数据中心设计规范 GB 50794 光伏电站施工规范 GB 50797 光伏电站设计规范 DL/T 408 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）DL/T 409 电业安全工作规程（
4、电力线路部分）3 术语和定义 GB/T 19939、GB/T 19964、GB 50794、GB 50797界定的术语和定义适用于本文件。4 一般规定 运行管理 4.1.1 新设备的投运或设备大修后投运前，应有完整的技术资料及相关试验报告。4.1.2 未经许可不应擅自更改继电保护、自动装置定值，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。4.1.3 运行设备的控制电源应保持闭合。4.1.4 运行中发生的异常情况，当班负责人应按相关规定及时向当班调度值班员、主管领导汇报。4.1.5 当班负责人应服从当班电力调度值班员的调度。未获调度员的指令时，均不应自行操作调管设备，但在危及人身和设备
5、安全的情况下，可不待调令进行操作，事后应向调度汇报。4.1.6 当班负责人在接受调令时，应主动复诵并核对无误。调令执行完毕后应立即向值班调度员报告执行情况和时间。4.1.7 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，应使用规范的调度术语。4.1.8 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防汛演习。倒闸操作要求及规定 4.2.1 倒闸操作要求 4.2.1.1 倒闸操作应严格遵守 DL/T 408、DL/T 409 和调度规程等规定。4.2.1.2 倒闸操作时应使用“五防”操作管理系统，不应私自退出“五防”系统操作或使用万能钥匙，确有必要使用万能钥匙时
6、应得到主管领导同意。电气设备停电操作时，应先停一次设备，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、二次设备状态应一一对应。4.2.1.3 倒闸操作过程中，保护及自动装置应在投入状态。4.2.1.4 设备停电时，应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。T/JSREA 122023 2 4.2.1.5 设备停电的顺序应从负荷侧逐步向电源侧操作；设备送电的顺序应从电源侧逐步向负荷侧操作。4.2.1.6 投入接地刀闸或装设接地线前，应检查两侧隔离开关（断路器）在断开（分闸）状态，并进行验电，确认无电压。如无法
7、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。4.2.1.7 倒闸操作过程中发生疑问或受阻时，应立即停止操作，查明原因后方可进行操作，不应解除闭锁。4.2.1.8 下列操作可以不填写倒闸操作票，但应做好相关运行记录：a)事故处理；b)断开或合上断路器；c)拆除或拉开全站仅有的一组接地线或接地刀闸。4.2.2 倒闸操作规定 4.2.2.1 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。4.2.2.2 倒闸操作应由两人进行，一人操作一人监护。4.2.2.3 操作时，应先核对设备的名称和编号，并检查断路
8、器、隔离开关、自动装置的状态，操作中，应执行监护制度和复诵制度。4.2.2.4 倒闸操作中发生任何疑问，应立即停止操作，并向当班值长询问清楚后再进行操作，不应擅自更改操作票操作顺序；操作过程中不应漏项、跳项、添项。4.2.2.5 操作中应按规定使用合格的安全工器具和专用工器具。4.2.2.6 雷电天气时，不应进行倒闸操作。4.2.2.7 线路停电操作时应将重合闸退出；线路送电正常后，重合闸方式按调度规定执行。4.2.2.8 母线停电时应拉开 PT 的隔离开关（或取下一次熔断器），并取下二次侧保险。4.2.2.9 变压器送电应由高压侧送电，停电时先停低压侧。巡检规定 4.3.1 巡检时应两人一组
9、，一人实施，另外一人监护。4.3.2 彩钢瓦屋面不应多人站在一个点上，尽量分散站开，避免彩钢瓦单点受力塌陷。4.3.3 巡检中应集中精力，不应做与巡检无关的事。4.3.4 巡检时，应遵守 DL/T 408、DL/T 409 的有关规定，做好安全措施。4.3.5 应注意与带电部分的安全距离，不应移开或越过遮拦，不应随意移动标示牌；若有必要接近高压设备时，应有监护人在场，并符合设备不停电的安全距离。4.3.6 不应触摸设备带电部分和其他影响人身或设备运行安全的危险部分。4.3.7 巡检配电装置，应随手关门。4.3.8 巡检时维修人员应穿工作服和绝缘鞋，携带手电筒、测温枪等必要工具。4.3.9 彩钢
10、瓦屋面巡检时应注意不要踩踏彩钢瓦屋面的采光带。4.3.10 屋面巡检时遇到无女儿墙或者女儿墙较矮的屋面，在屋檐边作业人员应系好安全带作业。4.3.11 雷雨天气，巡检室外高压设备时，应穿绝缘靴，并不应靠近避雷器和避雷针。4.3.12 如遇下列情况应增加巡检次数或加强监视：a)设备在异常运行时或有重大缺陷时；b)新安装或大修、异动后新投入运行的设备以及长期停运初投的设备；c)采用特殊运行方式时；d)高温、高峰负荷时，特别是接近正常运行限额或过负荷的设备；e)雷雨、台风、大雾、高温、冰、雪等恶劣天气后；f)事故跳闸后。5 设备运维 光伏组件及支架运维 T/JSREA 122023 3 5.1.1
11、运行规定 5.1.1.1 光伏组件在运行中不应有物体遮挡，表面应保持清洁，有污物时应及时清理。5.1.1.2 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，清洗光伏组件时不应使用锐利物件进行刮洗，不应使用腐蚀性溶剂。5.1.1.3 光伏组件表面出现玻璃破裂、背板灼焦、光伏组件接线盒烧损时，应及时进行检测、更换并做好记录。5.1.1.4 在更换光伏组件时，应断开相应的汇流箱支路断路器及相连光伏组件接线，更换的电池组件应与原组件型号、参数一致，不允许混装，工作人员需使用绝缘工器具和个人防护用品。5.1.1.5 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
12、应测量并记录组串电流。5.1.1.6 光伏组串电流偏离较大时，应及时进行检查测量。5.1.1.7 恶劣天气过后应对光伏组件进行一次全面巡检。5.1.1.8 光伏组件运行中正极、负极不应接地。5.1.1.9 夏季环境温度比较高时应定期测量组件温度。5.1.1.10 组件支架连接应紧固、接地良好。5.1.1.11 跟踪式支架应转动灵活、跟踪正常。5.1.2 操作规定 5.1.2.1 在更换光伏组件时，应断开与之相应的汇流箱开关及相连电池组件接线。5.1.2.2 光伏组件间连接插头出现烧损需更换时，应断开与之相应的汇流箱开关及相连电池组件接线。5.1.2.3 光伏组件及连线上的工作和操作应戴相应电压
13、等级的绝缘手套。5.1.2.4 拔开光伏组件连接线插头时应先用直流钳表确认回路无电流。5.1.2.5 光伏组件表面不应踩踏、攀登。5.1.2.6 不应触摸光伏组件的金属带电部位。5.1.2.7 不应在雨中进行光伏组件的连线工作。5.1.3 巡检规定 5.1.3.1 光伏组件巡检应包括以下内容：a)检查光伏组件表面，无积灰、积水现象，无异物遮挡现象；b)检查光伏组件无玻璃破碎、背板灼焦或明显的颜色变化，无严重热斑现象；c)检查光伏组件中应不存在与组件边缘或任何电路之间形成连通通道的气泡；d)检查光伏组件安装紧固，螺栓无松动、锈蚀现象；支架等需接地的部件与接地系统的连接可靠；e)检查光伏组件接线盒
14、无鼓包、变形、扭曲、开裂或烧毁现象，接线端子连接良好，无松动现象，引线绑扎牢固；f)检查光伏组件表面温度、背板温度，并与环境温度比对分析；g)在无阴影遮挡条件下工作时，在太阳辐照度为 500W/m2以上，风速不大于 2m/s 的条件下，同一光伏组件外表面（电池正上方区域）温度差异应小于 20；h)大风天气应对电池板及支架进行重点检查，检查光伏组件有无掉落损坏，U 型卡环是否脱落或松动，光伏板连接处的 MC4 头连接是否良好无松动脱落现象；i)大雨天应检查所有的防水密封是否良好，有无漏水现象；j)大雪天应对电池板进行及时清理，避免电池板表面积雪冻冰；k)冰雹天气应对电池板表面进行重点检查。5.1
15、.3.2 光伏支架巡检应包括以下内容：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。汇流箱运维 T/JSREA 122023 4 5.2.1 运行规定 5.2.1.1 当汇流箱设备故障退出运行时，应断开相应的支路开关。5.2.1.2 汇流箱开关跳闸时，如因环境温度高引起脱扣，可试送一次，否则应对相应的汇流箱和
16、电缆进行检查，测量绝缘电阻正常后方可合闸送电。5.2.1.3 在汇流箱内工作时应做好光伏组件侧的隔离措施。5.2.2 操作规定 5.2.2.1 汇流箱应用专用的钥匙，顺时针扭动关闭机箱，逆时针扭动开启机箱。5.2.2.2 汇流箱更换断路器时，应断开所对应汇流箱的上侧箱变空开断路器，并断开汇流箱内全部支路空开断路器，并用万用表测量无电压时方可更换。5.2.3 巡检规定 汇流箱巡检应包括以下内容：a)检查汇流箱的门应平整、开启灵活、关闭紧密，汇流箱周围清洁无杂物；b)检查汇流箱不存在变形、锈蚀、漏水、积灰有无结露现象，箱体外表面的设备命名及安全警示标识应完整无破损、缺失；c)检查汇流箱内的防雷保护
17、器正常，接地端子是否紧固；d)检查电流表是否平衡，有无不稳定或激增现象；e)检查汇流箱内接线端子连接是否紧固，有无松脱、锈蚀现象；f)检查汇流箱内部配件及外部端子是否有发热异常。逆变器运维 5.3.1 运行规定 5.3.1.1 逆变器在运行中，应保证逆变器运行正常，工作声音正常良好。5.3.1.2 逆变器正常运行时运维人员不应擅自更改逆变器任何参数。5.3.1.3 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。5.3.1.4 在进行逆变器更换工作时，应在逆变器断电后达到规定的时限后，才能进行更换工作。5.3.1.5 应对逆变器设备进行定期检查工作，保证逆变器正常运行。5.3.1.6
18、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。5.3.1.7 应定期进行逆变器巡检。5.3.1.8 新装逆变器投运时、交直流开关更换后、二次回路变动、重要部件更换后等应做逆变器“紧急停机”试验。5.3.1.9 逆变器运行温度达到温度上限时应报警并停止工作。5.3.2 操作规定 5.3.2.1 逆变器投入运行时应检查子阵直流侧各支路电压正常及至汇流箱侧支路正常，检查箱式变压器低压侧三相电压正常。5.3.2.2 拉开逆变器交流侧开关应检查逆变器直流输出电压、电流为零。5.3.2.3 逆变器启动/停止操作应严格按照设备厂家操作说明书要求进行。5.3.3 巡
19、检规定 逆变器巡检应包括以下内容：a)外观正常、表面无积灰、螺丝完好，标识标号完整，防护罩清洁、无破损；b)各运行参数正常，无异常报警信号；c)就地各指示灯指示正常，无故障信号，参数正确、保护功能投入正确；d)直流进线开关位置正确；e)无异常振动、异常声音和异常气味；f)交、直流侧电缆无老化、发热、放电迹象；T/JSREA 122023 5 g)交、直流侧开关位置正确，无发热现象；h)内环境温度在正常范围内，通风系统正常；i)定期（每半年至一年）检查散热片有无遮挡及灰尘脏污；j)线缆连接是否脱落、松动；k)线缆是否有损伤，着重检查电缆与金属表面接触的表皮是否有割伤的痕迹；l)未使用的 COM、
20、USB、ACOUTPUT 等端口的防水盖，是否处于紧固状态；m)接地电缆是否可靠接地；n)逆变器通讯正常，“四遥”（遥测、遥信、遥控、遥调）信息正确。变压器运维 5.4.1 运行规定 5.4.1.1 运行中的主变压器应每班进行一次巡检并做好记录，新投运或大修后的变压器应增加巡检次数。变压器运行中和充电前，保护、测量及信号装置应正常投入。5.4.1.2 变压器充电操作应从高压侧充电，不应从低压侧充电，充电时低压侧断路器应在断开位置。5.4.1.3 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。5.4.1.4 变压器三相负荷不平衡时，应监视最大电流相
21、的负荷电流值不超过额定值。5.4.1.5 变压器正常时应允许短时间过负荷，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。5.4.1.6 变压器存在较大缺陷时不应过负荷运行。5.4.1.7 变压器并列运行前，应先核对相位。5.4.1.8 备用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。5.4.1.9 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，R2000M。箱式变压器所测得绝缘电阻值应满足每 kV 不小于 1M,吸收比不小于 1.
22、3。5.4.1.10 干式变压器停用、备用时间超过 7 天，应测量绝缘电阻。5.4.1.11 绝缘电阻低于规定值时，变压器投入运行应经上级领导批准。5.4.1.12 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：a)变压器内部声音异常或噪音增大；b)变压器油质发生变化，经化验不合格；c)变压器上层油温异常升高，但未超过允许值；d)套管有裂纹及放电痕迹；e)电气连接部分有过热现象；f)变压器外壳异常发热；g)变压器漏油危及安全运行；h)轻瓦斯频繁动作。5.4.2 巡检规定 箱式变压器巡检应包括以下内容：a)箱体基础型钢架是否发生变形、塌陷；b)混凝土桩基础是否下沉或位移；c)基础型钢与主
23、地线连接、箱内地线连接是否牢固；d)外露的金属预埋件是否锈蚀；e)箱式变压器的平台周围有无积水,是否生锈腐蚀；f)高压室门电磁锁和带电显示器工作是否正常；g)高压电缆头有无交叉、电缆终端头固定是否完好，螺栓是否紧固，有无过热、变色，接地和防火封堵是否完好；h)低压电缆头固定是否完好，接头有无过热、变色，接地和防火封堵是否完好；T/JSREA 122023 6 i)油浸式高压负荷开关指示是否正确，分断操作是否灵活，高压熔断器是否完好，三相电压、电流指示是否正确；避雷器外观是否正常，接地是否完好；j)断路器接线是否牢固、指示是否正确，分断操作是否灵活；CT 有无异音，三相电流指示是否正确；低压避雷
24、器外观有无闪络，接地是否完好，外壳是否有破损现象；k)端子排接线是否牢固，间距是否移动；l)测控装置有无报警，与中控监控机通讯是否正常；m)高低压侧电缆有无下坠现象，外护层有无受力挤压破损现象；n)高低压侧电缆与接线鼻子间的绝缘胶带有无松开，接线鼻子有无松动及拔出问题，接线鼻子与电缆间有无红色标记。高压配电设备运维 5.5.1 运行规定 5.5.1.1 断路器在新安装或检修后，应在试验合格后方可投入运行。5.5.1.2 断路器在事故跳闸或正常操作分、合闸时，均应作好记录。5.5.1.3 断路器试验时应拉开其两侧隔离开关。5.5.1.4 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
25、的影响。5.5.1.5 隔离开关、接地刀闸、断路器检修后，应试验其闭锁回路是否完好。5.5.1.6 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。5.5.1.7 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，应断开上一级断路器，将该断路器隔离。5.5.2 操作规定 5.5.2.1 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“就地”方式。5.5.2.2 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，不应分合断路器。5.5.2.3 断路器本体在
26、运行中发生故障不能进行分闸操作时，应断开上一级断路器，将该断路器隔离。5.5.2.4 操作时应关闭柜门及后封板,并锁好。5.5.3 巡检规定 5.5.3.1 高压配电设备巡检应包括以下内容：a)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；b)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；c)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；d)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；e)断路器、避雷器的计
27、数器是否正常；f)就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；g)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；h)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；i)设备外壳接地是否良好，电气盘柜接地装置是否良好；j)雷雨天气后，检查避雷器的计数器动作情况；k)大风天气检查升压站设备有无过大摆动或异物；l)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；m)避雷针
28、及接地引下线是否锈蚀，避雷针本体是否有裂纹、歪斜现象。5.5.3.2 开关送电前巡检应包括以下内容：T/JSREA 122023 7 a)开关本体、操作机构及周围无妨碍运行的异物；b)开关的二次回路接线完好及机械传动、联锁部件无磨损、变形、卡涩等，各机械联锁功能正常；c)开关的储能装置正常；d)绝缘子无龟裂、破损、污垢等异常现象；e)开关的远方操作及联动试验良好；f)开关柜后门已关闭好；g)开关位置指示器指示应正确。5.5.3.3 开关运行中巡检应包括以下内容：a)开关（柜）外观完整无损、柜式开关前后柜门关闭；b)放电声、无异臭、无过热现象；c)无异常振动声音；d)开关标志正确清楚，分合闸位置
29、指示与实际状况相符合；e)无任何异常报警信号、无保护动作信号。无功补偿装置运维 5.6.1 运行规定 5.6.1.1 设备运行时，不应打开功率柜网门。5.6.1.2 无功补偿装置室内空调应运行良好。5.6.1.3 设备检修时，在停电后达到厂家规定时限方可装设接地线，不应在未经放电的电抗器、电容器和功率模块上进行工作。5.6.1.4 无功补偿装置启动时应投入冷却系统。5.6.1.5 无功补偿装置的运行方式应严格按照调度要求执行，控制参数及运行参数不应私自修改。5.6.1.6 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应做紧急停机试验。5.6.2 操作规定 5.6.2.1
30、 无功补偿装置的电抗器、电容器整组投运时，不应操作动态无功补偿支路的断路器。5.6.2.2 操作无功补偿装置支路断路器前，应将无功补偿装置控制系统投入。5.6.2.3 不应用断路器直接断开无功补偿装置。5.6.2.4 无功补偿装置的操作应遵守厂家操作说明书中相关要求。5.6.3 巡检规定 无功补偿装置巡检应包括以下内容：a)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；b)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；c)功率柜、启动柜内声音是否正常，装置冷却系统运行正常；d)绝缘子清洁、接地连接引线正常；e)各电气连接部位有无发热、变色现象，
31、母线各处有无烧伤过热现象；f)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；g)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；h)电容器是否有击穿现象，电抗器绝缘皮有无破损现象。集电线路运维 5.7.1 运行规定 5.7.1.1 运行线路应有线路名称、编号、相序标识、地标基石以及必要的安全标志。5.7.1.2 每月应定期巡视一次，站内线路宜根据具体情况适当调整。5.7.1.3 发生故障后及时进行故障巡视，当发现导线漏出地面时，人员不应进入故障点 8m 以内。T/JSREA 122023 8 5.7.2 操作规定 5.7.2.1 线路停送电时应按照调度令执
32、行。5.7.2.2 线路停送时应退出线路重合闸装置。5.7.2.3 单线路停电时，应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。5.7.2.4 线路停送电时应检查出线断路器操作机构是否正常。5.7.2.5 线路接地刀闸操作应经调度下令。5.7.3 巡检规定 集电线路巡检应包括以下内容：a)线路标识标志是否齐全，有无标志基石，是否有危及线路安全的异物或设施；b)线路基石标记有无歪斜现象，是否下沉，线缆是否漏出地面；c)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；d)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；e)加强线有无损坏、散开现
33、象；f)瓷瓶有无脏污、裂纹、破损及放电痕迹；g)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；h)隔离开关套管是否完整无裂纹、有无电晕和放电现象；i)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；j)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；k)三相联动的隔离开关各相位置是否到位；l)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。厂用配电装置运维 5.8.1 运行规定 5.8.1.1 所有配电装置外壳均
34、应可靠接地。5.8.1.2 PT 投入运行前应检查一次、二次熔断器是否投入良好。5.8.1.3 正常情况下，PT 不应在母线带电状态下退出运行。5.8.1.4 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。5.8.1.5 当厂用电中断时，应考虑对逆变器、无功补偿装置等设备的影响。5.8.1.6 各负载主电源失电时，应立即切换到备用电源。5.8.1.7 不应打开运行中的高压配电装置前、后柜门。5.8.2 操作规定 5.8.2.1 推进和拉出小车开关前应检查开关在分、柜内接地刀闸在分位置。5.8.2.2 送电操作前应拉开接
35、地刀闸或拆除临时接地线。5.8.2.3 操作开关时，应以电动操作为主，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，不应面对开关，操作时应戴好、防护面具和绝缘手套。5.8.2.4 正常情况下不应操作开关本体的手动跳闸机构，只能在电动分不开或试验时操作。5.8.3 巡检规定 厂用配电装置巡检应包括以下内容：a)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；b)瓷质设备有无裂纹和闪络放电痕迹；c)设备外壳接地装置是否良好，有无松动、发热现象；d)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；e)各传动机构有无变形、松动及损坏；T/JS
36、REA 122023 9 f)各配电装置柜门关闭是否良好；g)配电设备建筑物有无危及设备安全运行的现象；h)各表计指示是否在正常范围内；i)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；j)各控制开关位置是否正确；k)各二次元件连接是否完好，有无发热、烧损；l)各设备操作箱内的电热器根据当时的环境温度投退；m)雷雨过后或系统过电压后应及时检查避雷器动作情况。继电保护及自动装置运维 5.9.1 运行规定 5.9.1.1 主设备不应无主保护运行。5.9.1.2 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 24h。5.9.1.3 继电保护装置整屏退出时
37、，应退出保护屏上的所有压板，并将功能把手置于对应位置。5.9.1.4 继电保护装置中出现单一保护退出运行时，除退出该保护功能压板外还应退出对应的出口压板。5.9.1.5 线路纵联保护、远跳保护的投退应线路两侧对应。5.9.1.6 线路母线充电前投入充电保护，充电正常后退出充电保护。5.9.1.7 新投或大修后空载变压器充电时，应投入变压器差动保护。5.9.1.8 电流、PT 一次或二次设备（回路）变动后，应带负荷进行互感器极性测试。5.9.1.9 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，在操作或运行中均不应失去电压。5.9.1.10 运行中的保护装置因工作需要断开直流电源时，
38、应先断开其出口压板后再断开直流电源。5.9.1.11 保护装置及自动化装置动作后，应将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。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。5.9.1.12 新投运保护设备或保护自动装置检修、变动后应履行以下程序：a)进行保护联动试验；b)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。5.9.2 操作规定 5.9.2.1 有信号位
39、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。5.9.2.2 保护压板投跳闸前，应先行验电，不应在两端带不同极性电时投入保护压板。5.9.2.3 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。5.9.3 巡检规定 继电保护及自动装置巡检应包括以下内容：a)各保护及自动装置工作电源是否正常；b)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；c)经常通电的元件或插件有无过热、异味、异音等不正常现象；d)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；e)各保护及自动装置插件连
40、接是否良好，端子和插头有无松动脱落；f)各保护盘柜柜门关闭是否良好。计算机监控系统运维 T/JSREA 122023 10 5.10.1 运行规定 5.10.1.1 监控系统主服务器故障时，应从服务器立即切为主机。5.10.1.2 运行过程中，不应两台操作员工作站同时退出。5.10.1.3 不应在监控系统电源上接入其它用电设备。5.10.1.4 不应在监控系统工作站上私自使用 U 盘、移动硬盘、光盘等设备。5.10.1.5 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。5.10.1.6 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。5.10.1.7 非专业人员不应进行
41、计算机内部参数修改。5.10.1.8 对监控系统报警信息应到现场确认。5.10.1.9 不应强行关闭电源开关退出运行中的计算机。5.10.1.10 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。5.10.1.11 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。5.10.1.12 重要的遥控回路应加入刀闸连锁条件。5.10.2 操作规定 5.10.2.1 被控对象的选择和控制应同时在一个操作员工作站进行。5.10.2.2 重要的控制操作应有复核检查并设专人监护。5.10.2.3 操作前
42、，应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。5.10.2.4 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。5.10.2.5 操作、设置、修改给定值时发现执行或提示信息有误时，不应继续输入命令，应立即中断或撤销命令。5.10.3 巡检规定 计算机监控系统巡检应包括以下内容：a)检查上位机运行是否正常，通讯是否正常，网络交换机、GPS 时钟装置运行是否正常、电源供电是否正常；b)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
43、情况；c)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。通信系统运维 5.11.1 运行规定 5.11.1.1 通信直流 48V 电源电压变动范围应在 40V57V，单个蓄电池电压在 2.23V2.28V。5.11.1.2 不应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。5.11.1.3 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。5.11.1.4 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。5.11.1.5 通信机房应防止灰尘和不良气体侵入，室
44、内温度、湿度要求参照 GB 50174 执行。5.11.1.6 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。5.11.1.7 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。5.11.1.8 光纤线路的运行环境及运行状态发生改变后，应重新对光缆线路进行测试。5.11.2 巡检规定 通信系统巡检应包括以下内容：a)检查通信机房照明是否正常，室内温度是否正常，各屏柜门关闭是否良好；T/JSREA 122023 11 b)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；c)
45、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；d)检查电话录音系统工作是否正常。直流控制电源系统运维 5.12.1 运行规定 5.12.1.1 直流系统的电压值不应高于额定值的 110%，不应低于额定值的 95%。5.12.1.2 直流 220V 控制电源系统正常分段运行，任一组蓄电池维护时，两段母线应联络运行。5.12.1.3 正常运行时，每段充电/浮充电装置应处于浮充状态。5.12.1.4 对蓄电池定期进行充放电时，母线电压设定不应高于额定电压的 110%。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。5.1
46、2.1.5 直流系统绝缘电阻使用 500V 摇表测量不应低于 0.5M，负载回路的每一支路绝缘电阻不应低于 0.5M，直流小母线绝缘电阻不应小于 1M。5.12.1.6 蓄电池室应保持良好的通风。5.12.1.7 蓄电池室禁止烟火，不应使用可能发生电火花的工器具。5.12.1.8 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。5.12.1.9 蓄电池充电期间，不应进行焊接工作，充电完毕后，应通风 2h 以上方可进行焊接工作。5.12.1.10 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。5.12.2 操作
47、规定 直流控制电源系统的操作应按照厂家操作说明书执行。5.12.3 巡检规定 直流控制电源系统巡检应包括以下内容：a)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；b)蓄电池室温度应经常保持在 535；c)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；d)绝缘监视装置工作是否正常，有无接地报警信息；e)装置有无异味、异音；f)各开关、刀闸位置是否正确，熔断器有无熔断。交流控制电源系统运维 5.13.1 运行规定 5.13.1.1 UPS 应由厂用交流电源和直流电源两路供电，正常应由厂用交流电源
48、供电，直流电源备用。5.13.1.2 UPS 交流电源中断时，应自动切换至直流电源供电。5.13.1.3 UPS 整流-逆变单元故障时，应自动切换至交流旁路电源。5.13.1.4 UPS 整流-逆变单元检修时，应切换至检修旁路供电方式。5.13.1.5 应定期对 UPS 交直流供电电源进行一次切换试验。5.13.2 操作规定 交流控制电源系统的操作应按照厂家操作说明书执行。5.13.3 巡检规定 T/JSREA 122023 12 交流控制电源系统巡检应包括以下内容：a)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；b)检查交直流输入、交流输出电压是否正常；c)
49、检查滤网清洁、冷却风机有无异音；d)检查设备电气元件有无过热、异味、断线。安全稳定控制装置运维 5.14.1 运行规定 5.14.1.1 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。5.14.1.2 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。5.14.1.3 安全稳定控制装置投入时，应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，应先退出出口压板和总功能压板，再退出其它压板。5.14.1.4 安全稳定控制装置投运期间，压板的位置应与断路器状态对应。5.14.1.5 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。5.1
50、4.2 操作规定 5.14.2.1 稳控装置投退应根据调令执行。5.14.2.2 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。5.14.2.3 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。5.1