Q/CPI XX-2014 光伏电站运行规程
5.4.5.6 重瓦斯和差动保护同时动作
a) 现象
主变有冲击、监控系统“主变重瓦斯动作”，“主变差动保护动作”告警，主变高低压侧断路器跳闸。
b) 处理
1) 对差动保护范围内的一次设备进行全面检查，是否有明显的故障点； 2) 变压器做检修安全措施； 3) 对变压器进行全面检查。 5.4.5.7 变压器着火
a) 现象
变压器有冲击，监控系统变压器保护动作告警，变压器高低压侧断路器跳闸。 b) 处理
变压器着火时，应立即检查高低压侧断路器已断开，断开冷却器及二次控制电源，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。 5.4.5.8 接地变压器保护动作
a) 检查接地变压器保护和各支路开关保护装置，分析故障点位置； b) 对接地变压器本体及母线各支路进行检查。 5.5 高压配电设备 5.5.1 技术参数
应有母线、断路器、隔离开关、电压互感器、电流互感器、避雷器等设备的参数。 5.5.2 运行规定
5.5.2.1 断路器在新安装或检修后，应在试验合格后方可投入运行。 5.5.2.2 断路器在事故跳闸或正常操作分、合闸时，均应作好记录。 5.5.2.3 断路器试验时必须拉开其两侧隔离开关。
5.5.2.4 断路器隔离（接地）刀闸检修时应考虑隔离（接地）刀闸联锁回路的影响。 5.5.2.5 隔离开关、接地刀闸、断路器检修后，必须试验其闭锁回路是否完好。 5.5.2.6 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。
5.5.2.7 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，应断开相邻断路器，将该断路器隔离。
第18页 共34页
Q/CPI XX-2014 光伏电站运行规程
5.5.3 操作规定
5.5.3.1 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“现地”方式。
5.5.3.2 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，严禁分合断路器。
5.5.3.3 断路器本体在运行中发生故障不能进行分闸操作时，应断开相邻断路器，将该断路器隔离。
5.5.3.4 操作时应关闭柜门及后封板,并锁好。 5.5.4 巡回检查
5.5.4.1 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。
5.5.4.2 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。
5.5.4.3 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。
5.5.4.4 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。
5.5.4.5 断路器、避雷器的计数器是否正常。
5.5.4.6 现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。
5.5.4.7 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。 5.5.4.8 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 5.5.4.9 设备外壳接地是否良好，电气盘柜接地装置是否良好。。 5.5.4.10 雷雨天气后，检查避雷器的计数器动作情况。 5.5.4.11 大风天气检查开关站设备有无过大摆动或异物。
5.5.4.12 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。
5.5.4.13 检查避雷针及接地引下线是否锈蚀，避雷针本体是否有裂纹、歪斜现象。
第19页 共34页
Q/CPI XX-2014 光伏电站运行规程
5.5.5 故障处理
5.5.5.1 SF6气体压力降低
a) 现象
某一气隔“气压低报警”的信号。 b) 处理
1） 迅速到该间隔的现场控制屏上判明哪一气室气体压力降低，并进行补气； 2） 若SF6大量漏气，且气压持续性下降，则此气隔不允许继续运行，应立即采取措施将该气隔与带电部分隔离。然后将处理情况向调度及上级领导汇报。 5.5.5.2 断路器油泵启动频繁
a) 现象
断路器油泵启动次数异常增加。 b) 处理
1) 检查操作机构有无漏油现象；
2) 如果油泵启动过于频繁，停电进行检查处理；
3) 若油泵启动次数稳定在某一范围内，应加强监视，及时检查处理。 5.5.5.3 断路器操作压力降低
a) 现象
监控报警：“断路器操作压力低”。 b) 处理
1) 现场检查操作压力是否正常；
2) 检查打压装置是否启动并查明原因，若未启动应设法启动；
3) 若打压装置启动打不上压，应检查操作系统有无漏油（漏气）、窜压现象； 4) 当压力下降至闭锁断路器分闸操作压力时，断开该断路器操作电源，尽快隔离处理。
5.5.5.4 线路断路器跳闸
a) 现象
1) 监控系统线路相应保护装置动作信号报警，线路开关跳闸，故障录波器启动；
2) 现地保护装置上相应信号报警； 3) 线路出线断路器分闸。
第20页 共34页
Q/CPI XX-2014 光伏电站运行规程
b) 处理
1) 检查线路保护动作情况，故障录波器启动情况；
2) 向调度汇报保护动作情况和本厂设备状态，按调度命令进行恢复； 3) 站内线路故障时应立即组织巡线，故障处理后线路投入运行。 5.5.5.5 电压互感器断线
a) 现象
1) 监控系统报警：电压互感器断线。 2) 现地保护柜上电压互感器断线报警。 b) 处理
1) 将因失去电压可能误动的保护装置退出； 2) 检查电压互感器二次侧开关是否跳闸； 3) 检查电压互感器二次熔断器是否熔断；
4) 停电检查，查明故障原因并消除缺陷后投入运行。 5.5.5.6 电流互感器断线
a) 现象
监控系统报警：“电流互感器断线”。 b) 处理
1) 检查电流互感器本体有无过热、异味及冒烟现象； 2) 退出可能误动的保护；
3) 停电检查，查明故障原因并消除缺陷后投入运行。 5.6 无功补偿装置 5.6.1 技术参数
应有阀组、相控电抗器、滤波电抗器、滤波电容器、联接变压器等设备的型号、额定容量、额定电压、额定电流、响应时间、冷却方式等参数。 5.6.2运行规定
5.6.2.1 设备运行时，严禁打开功率柜网门。 5.6.2.2 无功补偿装置室内空调运行良好。
5.6.2.3 设备检修时，在停电后达到厂家规定时限方可装设接地线，严禁在未经放电的电抗器、电容器和功率模块上进行工作。
5.6.2.4 晶闸管阀组室每天进行一次夜间熄灯检查，查看是否有电晕及局部放电现
第21页 共34页
Q/CPI XX-2014 光伏电站运行规程
象。
5.6.2.5 无功补偿装置启动时应将冷却系统投入。
5.6.2.6 无功补偿装置的运行方式严格按照调度要求执行，控制参数及运行参数严禁私自修改。
5.6.2.7 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必须做紧急停机试验。 5.6.3 操作规定
5.6.3.1 无功补偿装置的电抗器、电容器整组投运时，严禁操作动态无功补偿支路的断路器。
5.6.3.2 操作无功补偿装置支路断路器前，必须将无功补偿装置控制系统投入。 5.6.3.3 禁止用断路器直接断开无功补偿装置。
5.6.3.4 操作无功补偿装置支路断路器前，必须将无功补偿装置控制系统投入。 5.6.3.5 无功补偿装置的操作必须遵守厂家操作说明书中相关要求。 5.6.4 巡回检查
5.6.4.1 检查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。 5.6.4.2 检查保护装置、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。
5.6.4.3 检查功率柜、启动柜内声音是否正常，装置冷却系统运行正常。 5.6.4.4 检查绝缘子清洁、接地连接引线正常。
5.6.4.5 检查各电气连接部位有无发热、变色现象，母线各处有无烧伤过热现象。 5.6.4.6 检查母线管、穿墙套管、互感器等部位导线连接紧固，无打火、过热现象。 5.6.4.7 检查电容器、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。
5.6.4.8 检查电容器是否有击穿现象，电抗器绝缘皮有无破损现场。 5.6.4.9 无功补偿装置变压器检查项目参照本标准5.4.3条。 5.6.5 故障处理 5.6.5.1 装置停止工作
a) 检查控制电源是否正常； b) 冷却系统电源是否正常；
c) 检查系统电压有无波动，是否停电；
第22页 共34页