Q/CPI XX-2014 光伏电站运行规程
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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