文档介绍：该【渔光互补光伏发电站运行规程 】是由【1781111****】上传分享，文档一共【37】页，该文档可以免费在线阅读，需要了解更多关于【渔光互补光伏发电站运行规程 】的内容，可以使用淘豆网的站内搜索功能，选择自己适合的文档，以下文字是截取该文章内的部分文字，如需要获得完整电子版，请下载此文档到您的设备，方便您编辑和打印。:..渔光互补光伏发电站运行规程范围本规程规定了并网光伏发电站的运行工作要求。。2规范性引用文件下列文件对于本规程的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件,仅注日期的版本适用于本规程。凡是不注日期的引用文件,其最新版本(包括所有的修改单)适用于本规程。《电业安全工作规程》GB1984交流高压断路器GB7251变压器油中溶解气体分析和判断导则GB12325电能质量供电电压允许偏差GB19964光伏发电站接入电力系统技术规定GB50174电子信息系统机房设计规范GB50794光伏发电站施工规范GB/T29320光伏电站太阳跟踪系统技术要求GB/T29321光伏发电站无功补偿技术规范DL558电业生产事故调查规程DL755电力系统安全稳定导则DL5027电力设备典型消防规程DL/T544电力通信运行管理规程DL/T572电力变压器运行规程DL/T587微机继电保护装置运行管理规程DL/T596电力设备预防性试验规程DL/T603气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程DL/T724电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程DL/T741架空送电线路运行规程NB/T32004光伏发电并网逆变器技术规范《电业安全规程(发电厂电气部分)》:..地方电网调度规程、规定3术语和定义下列术语、。(指设备投入环状运行或带负荷)。。、系统的一部分和系统其他部分之间失去电的联系,分解成相互独立、互不联系的部分。:是指电气设备的隔离开关及断路器都在合闸状态,且带有电压。:是指电气设备具有送电条件和启动条件,断路器一经合闸就转变为运行状态。电气设备处于热备用状态下,随时有带电的可能性,应该视为带电设备、联动设备。:电气设备除断路器在断开位置,隔离开关也在分闸位置。此状态下未履行工作许可手续及布置安全措施,不允许电气检修工作;但可以进行机械工作。:是指电气设备的所有断路器、隔离开关均断开,电气值班员按照《电气安全规程》及工作票制度要求布置好安全措施。(1)工作位置:主回路隔离触头及二次插头可靠接触。(2)试验位置:主回路隔离触头脱离接触,但二次插头在可靠接触状态。(3)检修位置:主回路隔离触头和二次插头均脱离接触。:A开关(1)运行状态:手车在工作位置,开关合上,保护装置启用(重合闸装置按要求)。(2)热备用状态:手车在工作位置,开关断开,保护装置启用(重合闸装置停用)。(3)冷备用状态:手车在试验位置,开关断开,保护装置停用(重合闸装置停用)。(4)检修状态:手车在检修位置,开关断开,开关操作回路和合闸回路断开,按检修工作票要求布置好安全措施。:..互感器、避雷器(1)运行状态:手车在工作位置。(2)热备用状态:无此状态。(3)冷备用状态:PT手车在试验位置,避雷器手车在检修位置。(4)检修状态:手车在检修位置,按检修工作票要求布置好安全措施。(线路、主变、旁联、联变等设备开关)(1)运行状态:指有关刀闸及开关都在合上位置,重合闸按要求在停用或启用位置。(2)热备用状态:指仅仅开关断开,而有关刀闸仍在合上位置,重合闸停用。(3)冷备用状态:指开关及各侧刀闸都在断开位置,重合闸停用,开关操作回路和合闸回路断开或取下熔丝。(4)检修状态:指开关在冷备用状态,开关储能释放,电源断开或取下熔丝,母差CT二次回路短路接地。按检修工作票布置好安全措施。(1)运行状态:指母线上所属设备(线路、主变、旁联、联变等)任何一个开关在运行状态。(2)热备用状态:母线无此状态。(3)冷备用状态:指母线上所属设备的开关都在冷备用状态;另外,若无要求,可用刀闸断开的避雷器及PT不在检修的话,母线的冷备用状态还包括这些设备在运行状态。(4)检修状态:指母线上所属的开关冷备用或检修状态,且可用刀闸断开的避雷器及PT在冷备用或检修状态,并按工作票要求布置好安全措施。、避雷器(1)运行状态:指其高压侧刀闸应在合上位置。(2)热备用状态:无此状态。(3)冷备用状态:指其高压侧刀闸在拉开位置,低压侧熔丝取下。(4)检修状态:指其在冷备用状态,且按检修工作票要求布置好安全措施。(主)变压器(1)运行状态:指变压器任何一侧的有关刀闸和开关都在合上位置。(2)热备用状态:指变压器各侧开关断开,而刀闸仍在合上位置。(3)冷备用状态:变压器各侧开关和刀闸都在断开位置,但不包括中性点接地刀闸。(4)检修状态:变压器在冷备用状态,并按工作票要求布置好安全措施。。。。,能单独提供直流电输出的,最小不可分割的太阳电池组:..,将多个太阳电池板组装在一起,其功率应满足系统负载的需要,这样的发电装置集合体称为太阳电池方阵。(Uoc)指在一定的温度和辐照条件下,光伏发电器在开路情况下的电压。(Isc)指在一定的温度和辐照度条件下,光伏发电器在端电压为零时的输出电流。(Um)指电池组件输出最大功率时的工作电压,峰值电压单位是V。(Im)指电池组件输出最大功率时的工作电流,峰值电流单位是A。(Pm)指电池组件在正常工作或测试条件下的最大输出功率,也就是峰值电流与峰值电压的乘积,即Pm=Im×Pm,峰值功率单位是W。,方阵的中间组合体,由聚光器、太阳电池、散热器、互连引线和壳体等组成。。(或直流柜)并网逆变器间的电气连接,将太阳电池发出的直流电汇流后提供给光伏并网逆变器的装置。,还能监测每串组件的电流、电压、防雷器和断路器状态,以及箱体温度,并通过通讯接口实现远传功能。,将逆变器逆变的交流电提供给升压箱变经汇集线送到光伏电站配电室。:..再接至并网逆变器的一种配电装置。,把完成逆变功能的电路称为逆变电路,把实现逆变过程的装置称为逆变器。,交流、直流侧开关或主接触器脱扣,并网逆变器停止工作。,直流输入和交流输出端子均正常连接,所有断路器均闭合,准备并网。,将光伏阵列的直流电变为交流电并入电网。,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,逆变电源一直以最大功率点跟踪方式使光伏阵列输出的功率最大。,在电压跌落的范围及时间内,光伏发电机组(逆变器)能够不间断并网运行。,在电网断电的情况下,发电装置却不能检测到或根本没有相应检测手段,仍然向公共电网馈送电量。,东经119°41′″,北纬:31°47′″N,厂区水平面年平均辐射量为:,属我国第三类地区,具有利用太阳能发电较好的条件。本光伏项目远景规划总容量为,:..,按照国家地面电站新政要求建设。本工程仅包括光伏发电系统,本期开关站10kV线路出线2回,,本项目采用分块发电、集中并网方案,整个发电系统由6个约1MWp光伏发电子系统组成,每个1MWp电池子方阵采用约2台500kW集中式逆变器接入1台1000KVA升压变压器,将电压从315V升至10kV,3个1MWp光伏发电单元T接后经1回10kV电缆集电线路接入开关站10kVI段母线,全站共2回10kV集电线路,其中1#汇集线路接入I段10kV母线,2#汇集线路接入II段10kV母线,再分别各经1回10kV出线接入就近的两条10kV输电线路,I段10kV线路接入116十千伏皇北线,II段10kV线路接入126十千伏马庄线。全站设计的两段10kV母线无电气联系。10kV架空线路距离约暂定为110m,架空线路截面以接入系统评审意见为准。,推荐采用分块发电、集中并网方案。通过技术与经济综合比较,本工程电池组件选用255Wp多晶硅电池组件,多晶硅电池组件数量共计23144块;逆变器选用500kW光伏并网逆变器,逆变器共计12台。本工程采用固定安装运行方式,电池方阵的固定倾角为28°。。每个1MWp电池子方阵采用2台500kW组串式逆变器接入1台1000KVA升压变压器,将电压从315V升至10kV,3个1MWp光伏发电单元T接后经1回10kV电缆集电线路接入开关站10kV母线,全站共2回10kV集电线路。本工程25年总发电量约为14620万kW·h,25年年平均发电约585万kW·h,年平均利用小时数为:1076小时。—并网逆变器—交流汇流箱—箱式升压变压器组成一个光伏发电单元。,根据组件和逆变器的布置,每3个按照所属区分别“T”接在一回10kV的进线电缆线路上,再分别通过一台10kV高压开关柜,接入配电室10kV母线上。,单相接地电流均远小于10A,故本工程:..。,必须有完整的技术资料及相关试验报告。、自动装置定值,未经许可严禁擅自更改。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。。,当班负责人应按相关规定向当班调度值班员、主管领导汇报。。调管的设备,未获调度员的指令,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,事后必须向调度汇报。,必须主动复诵并核对无误。调令执行完毕后必须立即向值班调度员报告执行情况和时间。,必须使用规范的调度术语。,并组织进行防汛预案的学****及防汛演****本标准规定如与上级规程、规定相抵触时,应按上级规程、规定执行。、条例、制度、规定与本标准有同等效力。《电力安全工作规程》、调度规程等有关规程的规定。“五防”操作管理系统,不得私自退出“五防”系统操作或使用***。确有必要解锁时应得到主管领导同意。,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、二次设备状态要一一对应。,保护及自动装置必须在投入状态。,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。严禁带负荷拉、合隔离开关。:..设备停电的顺序是从负荷侧逐步向电源侧操作;设备送电的顺序是从电源侧逐步向负荷侧操作。,必须检查两侧隔离开关(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。,应立即停止操作,查明原因后方可进行操作,不得随意解除闭锁。,但必须做好相关运行记录。。。。,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。,一人操作一人监护。,必须先核对设备的名称和编号,并检查断路器、隔离开关、自动装置的状态,操作中,必须执行监护制度和复诵制度,每操作完一项即由监护人在操作项前画“√”。,必须立即停止操作,并向当班值长询问清楚后再进行操作,不得擅自更改操作票操作顺序;操作过程中不得漏项、跳项、添项。。,禁止进行倒闸操作。;线路送电正常后,重合闸方式按调度规定执行。(或取下一次熔断器),并取下二次侧保险。,停电时先停低压侧。、停电时,中性点接地刀闸的状态必须接受调度命令,听从调度指令。:..巡回检查时,必须遵守《电力安全工作规程》的有关规定。。、改造和检修后的设备。。。,要特别注意对相关设备的检查。“保人身、保设备、保电站”为原则,严格遵守《电力安全工作规程》、调度规程、运行规程及相关规定,并服从调度和当班负责人指挥。,值班人员有权单独处理,以防止事故进一步扩大,但处理后应立即将情况汇报当班负责人和电网调度。,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。对故障设备进行必要的安全隔离,保持其它设备正常运行。,当班负责人是事故处理的指挥者、组织者。调管设备发生事故后,当班负责人应将事故发生的时间、一次设备动作情况、监控系统主要信息、继电保护及自动装置动作情况、现场采取的措施等情况向调度和上级领导汇报,并详细记录。,应根据监控相关信息、保护及自动装置的动作情况及故障设备外部特征,分析事故性质。,应对相关设备进行全面检查。,无关人员不得进入中央控制室及事故区域内。,应尽快利用其它通讯方式联系。,共安装255Wp光伏组件23144块,分为6个发电单元。每个发电单元共安装约137套支架,每套支架安装44块组件,竖向上下两排布置。:..,表面应保持清洁,有污物时应及时清理。,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,清洗光伏组件时不得使用锐利物件进行刮洗,不得使用腐蚀性溶剂。:..光伏组件表面出现玻璃破裂或热斑、背板灼焦、破裂、光伏组件接线盒烧损时,应及时进行检测、更换并做好记录。,必须断开相应的汇流箱支路熔断器及相连光伏组件接线、更换的电池组件必须与原组件型号、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。、测量开路电压,更换完毕后必须测量并记录组串电流。,应及时进行检查测量。。。。、负极严禁接地。。,接地良好。,跟踪正常,定期加油。,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。,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。。。、攀登。)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。:..)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。)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。)现象监控系统显示汇流箱某一支路电流异常。b)处理1)检查各支路电流,排除通讯问题;2)检查支路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。:..本电站逆变器设备概况、数量、配置及分布情况。,必须保证逆变器风机运行正常,通风良好。。,应达到厂家规定的间隔时限。,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。,保证逆变器散热良好。、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。。、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。。。:..;检查汇流箱相序准确;检查箱变低压侧三相电压正常。、电流为零。.、表面无积灰、锁具完好,标识标号完整,防尘网清洁、无破损。,无故障信号,参数正确、保护功能投入正确。、无异味、无异常温度上升。、直流侧电缆无老化、发热、放电迹象。、直流侧开关位置正确,无发热现象。,通风系统正常。。,“四遥”信息正确。,必须到就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。,将逆变器交、直流两侧开关断开,做好检修的隔离措施。,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。,应立即断开回流箱电源开关,然后使用二氧化碳灭火器和干粉灭火器灭火。,采用美式箱变(油浸式),安装在户外,高低压设备安装在箱体内,此结构便于日常运行维护。,每个光伏发电单元配置一台就地双分裂变压器,单台升压变:..A。箱变序名称技术参数号一变压器单元1型式及型号ZGS11-M-1000/102额定容量(kVA)(按投标设备类型)1000kVA高压10kV3额定电压(kV)(kV)±%/5额定电压比(kV)-(1min)高压486(kV)(有效值)(kV)(全波峰值)=%(允许偏差:不8短路阻抗(%)大于+10%,-5%)9联结组标号Y/d11-d1110额定频率(Hz)50Hz11绕组材料Cu(铜)(按III类地区)25#15变压器油空载损耗1300W16损耗负载损耗12000W空载电流:..名称技术参数号熔断器(后备限流保17高压侧保护护熔断器和插入式熔断器)18效率(%)19局部放电量(PC)<5PC20无线电干扰电压(μV)50dB(按照当地环保21噪音水平(dB)部门要求)22变压器负载能力23冷却方式自然风冷(AN)规定的阻抗电压下,高压侧母线为无24穷大电源,低压侧出口三相短路时的短路电流(kA)25铁芯磁通密度二高压单元(10kV)1额定频率50Hz2额定电压10kV3最高运行电压12kV4工频耐压对地、相间及普通断口42kV(有效值)雷电冲击耐压对地、相间及普通断585kV(峰值)口6额定电流7额定短时耐受电流(2s)25kA(2秒)8额定峰值耐受电流≥63kA纯瓷质绝缘材料最小公称爬电比9距(mm/kV)有机绝缘材料小于10PC(树脂浇注10最高运行电压下局放量绝缘的套管):..名称技术参数号三低压单元()1额定工作电压400V2额定绝缘电压1kV3额定脉冲耐受电压5kV4额定工作频率50Hz5额定短时耐受电流50kA6额定峰值耐受电流85kA采用户外型布置自然风冷美式箱变,低压侧带断路器、、测控装置等元件高压侧为配负荷开关、熔断器、避雷器较远的发电单元的站用电考虑自发自用,需在升压变压器的低压侧设置一台10kVA的小型干式变压器。,新投运或大修后的变压器应增加巡回检查次数。,保护、测量及信号装置应正常投入。,禁止从低压侧充电,充电时低压侧断路器应在断开位置。,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。,应监视最大电流相的负荷电流值不超过额定值。,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。(列表)。,应先核对相位。,充电前应测量绝缘电阻、确保绝缘电阻值:..:每千伏不小于1MΩ,。,变压器投入运行需经上级领导批准。,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***频繁动作。,不允许从低压侧充电,充电时低压侧开关在断开位置。,需断开箱变各侧开关,并投入接地刀闸后方可进行更换。,拉开两侧开关及隔离刀闸(小车开关拉出),并做好其安全措施后方能进行分接头调整。)箱体基础型钢架是否发生变形、塌陷。b)混凝土基础是否下沉或位移。c)基础型钢与主地线连接、箱内地线连接是否牢固。d)外露的金属预埋件是否锈蚀。e)箱式变压器的基础周围有无积水,排水是否畅通。f)检查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。:..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。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;低压避雷器外观有无闪络,接地是否完好,外壳是否有老鼠咬坏现象。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。)现象1)监控系统“变压器温度过高”报警,温度显示超过上限值;2)就地冷却装置有“变压器温度高”报警。b)处理1)核对温度测量装置,检查温度计指示是否正确;2)检查变压器