滞后）=2.有特殊要求，以地电网公nj协纪为准2 )

(4)光伏电站W H身原W造成逆变器大面积脱M，一次脱N总容5不.应超过该电站装机容S的20%。

(5)光伏电站应具备有功功.申调节能力，必须配置有功功半控制系统，接收并自动执行电力调度机构远方发送的有功功率 控制0号，确保电站最火荇功功率值不超过电力调度机构的给定范围。

(6)光伏电站公共并N点必须配S适当容S的无功补偿装S，ffl'r调甘光伏电站公共并N点及送出线路的电压，尤功补偿 装宵.应可靠投运并满足'^地电网电压及响应要求=

(.7)小型光伏电站并m点处电m好常响应要求：

注：1 .UN为光伏电站并网点的电网额记电压：

2.最人分M吋丨1 Ij足指从.好常状盔发生到逆变器停[丨:向电网送电的时N。主抨与监测电路应I•刀实保持与电网连接，

从而继续监视电M状态，使符“恢复并N ”功能有效。

(.8)低电压穿越能力及时间相应要求

3并网点电压在阁屮电压轮廓线及以上区域内吋，光伏电站必须保证不间断并网运行，并网点电压在电压轮廓

线以I、'时，允许光伏乜站停止向电N线路送电。Jl’:N点咆.m跌至0时，电站能够保址M、间断运行150ms，并网点

电压跌至20%标称电压时，电站能够保证+间断运行625mS,光伏电站并M点电压在发少跌落后2s内能够恢复到

标称电用的90%，此期丨’II丨光伏发电单兀能够保证不N断并网运行。（注：对于i和短路故障和两扣短路故障，

考核电压力光伏屯站并H点线电压；对」'•中•相接地短路故障，考核电压力并M点相电压.> )

对电力系统故障朋M没有切丨I;的时，电站有功功宇.在故障淸除后应快速恢复，自故障淸除时刻j|'•始，以至少10%

额定功率/秒的功率变化恢犮至故障前的值。

低电压穿越过稃屮系统ft提供动态无功支掙。

(9)并N点频率应保证在49.5—50.2Hz范M内，当电力系统频率高T 50.2Hz时，按照电力系统调度部fj指令降低电站有 功功申，严琅情况下应在〇.2S内抒.1卜向电网线路送电=如果在措记时间妁频韦恢复到止常电网持续运行状态，则无 需停止送电。电N—般频率异常时的运行时间要求如I、'表，西藏电N频率响应按照 <〈西藏电N屯源验收服务竹理办法 (试行）》执行

频字.范囤	s行要求
低I..48HZ	根制光伏电站逆变器允ft•运行的最低频率成电M要求而定
48Hz-49.5Hz	每次低于49.5 Hz吋要求牵少能运行丨Oniin
49.5Hz—50.2 llz	迕续运行
50.2 Hz 50.5 Hz	每次频率尚_jJ0.2祀时，光伏电站应A备能够连续te行2min的能力，_彳时兵备0.2s内伶

并网点电压	允许最人检测时间
U<50%L\	0.1s
50%Un«U^85%Un	2.0s
85%Un^T.K；110%L\	连续远行
110%IJn^U^：I35%Un	2.0s
135%Un^U	0.05s

	止向电网线路送电的能力，实际运行时间由电力调度部门决定，此时不允许处于停运状 态的光伏电站并网。
高于50.5 Hz	在0.2s内停止向电网线路送电，且不运行处于停运状态的光伏电站并网

(10) 系统应具备一定过电流能力，在120%倍额定电流以下，系统连续可靠工作时间不小于Imin。在120% —150%额定 电流内，连续可靠工作时间不小于l〇s，系统向电网输出的短路电流应不大于额定电流的150%.

(11)逆向功率保护当检测到逆向电流超过额定输出5%时，系统应在0.5s—2s内停止向电网线路送电。

(12)故障录波装置应记录故障前10s到故障后60s的情况，并能够与电力调度部门进行数据传输。

(13)电站设备和并网点设备的防雷和接地应符合GB50057中的要求。

(14)上网电量和用电量计量点应符合DL/T448的配置要求，静止式多功能电能表至少具备双向有功和四象限无功计量功 能，事件记录功能，技术性能应满足GB/T17883和DL/T614的要求，通讯协议符合DL/T645。

(15)防孤岛装置具备快速监测孤岛且立即断开与电网连接的能力，并与电网侧线路保护配合。孤岛效应最大检测时间限

状态	断电后电压幅值	断电后电压频率	允许最大检测时间
A	U<50%Un	fN	6周期
B	50%Un^U^88%Un	fN	2s
C	88%Un^U^110%Un	fN	2s
D	110%Un^U^137%Un	fN	2s
E	137%Un^U	fN	2s
F	uN	f<fN-0.7	6周期
G	uN	f>fN+0.5	6周期

注：IEEE Std929—2000和UL1741对孤岛效应最大检测时间的限制

(16)在并网线路同时T接有系统用电负荷情况下，系统防孤岛效应保护动作时间应小于电网侧线路保护重合闸时间。

(17) 当逆功率保护装置检测到逆向电流超过额定输出的5%时，光伏电站应在0.5 — 2s内停止向电网线路送电。

(18)跟踪系统的跟踪精度要求：

(1)单轴跟踪系统跟踪精度不应低于±5° ;

(2)双轴跟踪系统的跟踪精度不应低于±2° ;

(3)线聚焦跟踪系统的跟踪精度不应低于±1° ;

(4)点聚焦跟踪系统的跟踪精度不应低于±0.5°。

(19)系统发生扰动后，在电网电压和频率恢复正常范围之前光伏电站不允许并网，且在系统电压频率恢复正常后，电站 需经过一个可调的延时时间后才能重新并网，一般时限为20s—5mm，时间取决于当地条件，并遵循调度要求。

(20)总装机容量达10MW及以上的光伏电站，应按照国家相关规定，具备光伏功率预测功能。日前短期预测准确率应 大于等于85%，合格率应大于80%;日内超短期预测第4小时的准确率应大于等于90%;光伏电站短期、超短期功 率预测上传率应达到100%。

5. 17.2组件

光伏组件表面应保持清洁，无破损。

组件背板、连接器温升不应超过105°C，电缆温升不应高于85°C，接线盒温升不宜超过15CTC。

光伏组件接线盒无变形、扭曲、开裂或烧毁，接线端子良好连接。

光伏组件上的带电警告标识不得丢失。

使用金属边框的光伏组件，边框和支架应结合良好，两者之间接触电阻应不大于4〇。

使用金属边框的光伏组件，边框必须牢固接地。

所有螺栓、焊缝和支架连接应牢固可靠。

支架表面的防腐涂层，不应出现开裂和脱落现象，否则应及时补刷。

光伏建材和光伏构件的密封胶应无脱胶、开裂、起泡等不良现象，密封胶条不应发生脱落或损坏。

5. 17. 3 汇流箱

汇流箱安装牢固，箱体及孔洞密封良好。

汇流箱内部无积灰，汇流箱及支路标识完好。

汇流箱内部各电气元器件连接完好，无发热。

防雷器运行良好无击穿。

(5)汇流箱通讯模块运行正常，运行指示灯亮，故障运行灯灭。

(6)汇流箱箱体接地可靠。

(7)汇流箱直流开关运行正常，无脱扣，定值正确。

(8)汇流箱各支路熔断器全部投入，无损坏。

(9)支路电压偏差不应超过2%，支路电流偏差不超过5%。

(10)正常工况下，汇流箱最大运行电流不应大于峰值电流的1.56倍。

(11)汇流箱进出线电缆完好，无变色松动现象。

(12)每条电路对地标称电压的绝缘电阻应不小于1000Q/V。

(13)汇流箱巡检后，应随手关门，并锁好，必要时需加装密封条。

5. 17.4逆变电源

逆变电源实时输出功率、直流电源电压、直流电源电流、交流电源电压、交流电源电流参数正常。

逆变电源使用一般环境温度：户内型为-20 — +4CTC，户外型为-25 — +6CTC (无阳光直射），逆变电源室室内温度不 宜超过45°C，散热轴流风机运行正常。超温时应降额运行；相对湿度不宜大于85%，无凝露。

通风滤网、逆变器室室内卫生清洁良好，标示牌清晰、完整，逆变器接地牢靠。

直流电源柜开关、母排、接线处、直流电源电缆、交流电源电缆无过热现象。

逆变器使用海拔高度不大于1000m，当海拔高度大于1000m时，应按设备说明书要求降额使用。

逆变器工作环境应无导电爆炸尘埃，无腐蚀金属和破坏绝缘的气体和蒸汽。

逆变器输出有功功率大于50%时，功率因数不小于0. 98;输出有功功率在20%—50%之间时，功率因数应不小于0. 95。

逆变器正常运行时，输出功率不得超过额定功率的110%。

逆变器电压调整率<±3%，负载调整率<±6%。

稳态运行时，电压波动范围应不超过额定值的±3%，频率偏差应控制在±1%以内；暂态运行时，输出电压偏差不应 超过额定值的±8%。

lm处声级计测量噪声应不超过80dB (集中式逆变器），小型逆变器嗓声应不超过65dB。

逆变器在额定功率下并网运行时，向电网馈送的直流电流分量应不超过其输出电流额定值的0.5%或5mA，取二者中 较大值。

工况运行条件下，逆变器连续工作时间不应低于4h;输入为额定电压，输出功率为额定值的125%时，安全工作时 间不应低于lmin;输入为额定电压，输出功率为150%时，安全工作时间不应低于10s。

6特殊运行

6.1线路故障后应对故障线路所属设备全面检查，防止其设备在切断故障电流后存在安全隐患恢复运行。

6.2准备拉开断路器两侧隔离开关前，应确认该断路器在断开位置，否则应在确认该断路器没有电压的情况下（如断开 该断路器的上级电源）方可拉开隔离开关。

6.3线路断路器跳闸后，应及时记录事故跳闸累计次数，如果事故跳闸累计次数超过规定次数，应立即上报调度部门。 6.4电缆线路或按规定不能投重合闸的线路发生跳闸后，查明原因后才能强送。

6.5母线失压时应立即拉开失压母线上的所有断路器。

6.6失压母线充电，充电前应投入该母线的充电保护压板，充电正常后，应进行电压互感器二次并列操作，再恢复该母 线上线路（主变压器）运行。

6.7母线电压互感器故障隔离，应注意拉开电压互感器二次开关。

6.8在手动拉开失压母线上的断路器时，应检查断路器确己在拉开位置。

6.9母线故障时，现场运维人员应根据继电保护及自动装置动作情况、断路器跳闸情况、仪表指示、运行方式、现场故 障报警信号，故障录波器波形情况，判断故障性质和范围，并对故障母线上各个元件设备进行认真检查，及时准确发现 故障点。如未发现故障点，未经试验不得强送电。

6. 10利用分段断路器对母线充电正常后，应立即解除分段断路器充电保护。

6. 11双母线一组母线电压互感器停电，母线接线方式不变（电压回路不能切除着除外）。

6. 12在运行中主变压器出现过负荷，应根据运行规程规定的过负荷倍数和允许运行时间规定，向调度申请转移负荷或 降负荷运行。

6. 13主变故障跳闸时，应进行解除故障变压器跳其他回路断路器的保护压板，对故障变压器进行检查，判断故障点， 进行试验后方可投运。

6.14 llOkV主变压器合上高压侧断路器前，应先合上中性点接地刀闸，并进行零序保护和间隙保护切换。

6. 15变压器着火时，应根据现场实际着火情况判断是否排油，切不可盲目靠近着火变压器。

6. 16站用变压器高压侧速断保护跳闸（或高压熔断器两相熔断）时，没有查明原因，不得强行送电。

6. 17站用电全失时，应尽快切换为备用电源供电并做防止双电源并列运行措施，以保证站用电系统正常运行。

6. 18利用备用电源或合上分段（或母联）断路器对失压的中、低压侧母线及其分路恢复运行时，一定要确保对于的主 变压器各侧断路器在断开位置，防止通过主变压器向高压侧母线反充电。

6. 19电容器送电时如果断路器没有合好，应立即断开断路器，间隔3min后，再将电容器投入运行，防止出现操作过电 压。

6.20无失压保护的电容器组，母线失压后，应立即断开电容器组的断路器。

6.21如遇电缆发生接地现象，应及时将故障接地电缆查找清楚使其停运，在组织人员进行故障处理。

6.22如遇日食天气时，光伏发电站应在日食来临前20min汇报调度，并进行全站停电操作，做好光伏区设备隔离措施。

7运行操作

7.1工况转换原则。

7.1.1电气设备有四种状态，倒闸操作时应在操作票中详细写明状态的变化

运行状态：电气设备的开关和隔离刀闸在合上位置；

热备用状态：电气设备的开关断开，相关接地刀闸断开，两侧刀闸接通，保护投入；

冷备用状态：电气设备的开关断开，两侧刀闸和相关接地刀闸在断开位置；

检修状态：电气设备的开关和两侧刀闸断开，相关接地刀闸接通。

7.1.2倒闸操作必须根据设备管辖范围按照相应级别的调度员或值长命令，经复诵无误后执行。

7. 1.3倒闸操作必须严格遵守GB26860《电业安全工作规程（发电厂和变电站电气部分）》中关于倒闸操作的有关规定， 坚决杜绝习惯性违章操作。除事故处理外，正常情况下倒闸操作避免在交接班时进行。

7. 1.4严禁将无保护设备投入运行。

7. 1.5设备送电前，必须终结所有相关工作票，拆除所有相关安全措施，恢复固定遮栏及常设警告牌，对设备及连接回 路进行全面检查，摇测设备绝缘电阻合格。

7. 1.6检修后的高压开关在送电前必须进行分合闸试验。具有远方分合闸功能的开关，还必须进行远方分合闸试验，不 能远方分闸的开关不允许送电。

7. 1.7进行倒闸操作时不允许将设备的电气和机械防误闭锁装置解除。特殊情况下如确需解除，必须经电站生产技术负 责人同意。

7. 1.8 —次设备在运行状态或热备用状态时，其保护应为投入状态。

7. 1.9 —次设备在冷备用或检修状态时，其保护应为退出状态。

7. 1.10线路由热备转运行或运行转热备时，应待一侧开关操作完毕后，再操作另一侧开关。

7.1.11线路停电时，应在线路各侧开关断开后，先拉开线路侧刀闸，后拉开母线侧刀闸。

7. 1.12线路送电时，应先合上母线侧刀闸，后合上线路侧刀闸，再合上线路开关。

7.1.13投入或切除空载线路时，应避免电压发生过大波动，造成空载线路末端电压升高至允许值以上。

7. 1.14改建或检修后相位可能变动的线路，首次带电时，必须核相，确保相序正确。

7. 1.15禁止在只经开关断开电源的设备上装设地线或合上接地刀闸。多侧电源设备停电，各电源侧至少有一个明显的 断开点后，方可在设备上装设接地线或合上接地刀闸。

7. 1.16线路检修时，线路各端均应合上接地刀闸或挂接地线。线路工作结束时，必须在所有工作单位都己汇报完毕， 工作人员己全部撤离现场，工期区域所有安全措施确己拆除，方可进行送电操作。

7. 1.17任何情况下，所有并列操作必须使用同期装置。

7. 1.18并列运行的变压器在倒换中性点接地刀闸时，应先和上原不接地变压器的中性点接地刀闸，再拉开原直接接地 变压器的中性点接地刀闸。

7. 1.19变压器停电时，应先断开负荷侧开关，后断开电源侧开关。

7. 1.20变压器送电时，应先合上电源侧开关，后合上负荷侧开关。

7.1.21变压器充电前所有保护应正确投入。

7. 1.22开关合闸前必须坚持继电保护己按规定投入，开关合闸后，必须确认三相均己合上，三相电流基本平衡。

7. 1.23开关操作时，若控制室操作失灵，需及时汇报值班调度员，一般允许进行就地操作，必须进行三相同时操作， 不得进行分相操作。

7. 1.24用旁路开关代其他开关运行，应先将旁路开关保护按所代开关保护定值整定投入，确认旁路开关三相均己合上 后，方可断开被代开关，最后拉开被代开关两侧刀闸。

7. 1.25线路零起升压时，保证升压线路保护完整、可靠投入。但联跳其他非升压回路压板退出，线路重合闸停用。

7. 1.26新投运设备全电压冲击合闸，合闸时有条件应使用双重开关和双重保护。线路须全电压冲击合闸三次，变压器 须全电压冲击五次，第一次受电持续时间不应少于lOmin，检查应无异常，每次合闸均无异常（每次间隔5 min)，励 磁涌流不应引起保护装置动作。

7.2倒闸操作原则

7.2.1电气操作严格执行操作票制度，执行操作监护制度。操作前由操作人填写操作票，监护人核对，值长批准，非特 殊情况严禁无票操作。

7.2.2设备送电前，应核对工作票己终结，安全措施己拆除，保护己投入，恢复固定遮栏及常设警告牌，对设备进行全 面检查，核对检修己交代，确认设备具备送电条件后方可进行操作。

7.2.3在电气设备操作票执行过程中，如果发生疑问，应立即停止操作，汇报值班负责人，弄清问题后，再进行操作， 严禁擅自更改操作票和解除“五防”闭锁进行操作。

7.2.4带有同期装置的两系统并列时，应经过检同期后，方可将开关合入，否则，禁止将两个系统并列。

7.2.5下列特殊工作可以不用操作票

(1)事故处理。

(2)拉合开关的单一操作。

(3)拉开接地刀闸或拆除全站仅有的一组地线。

7.2.6下列情况应及时停运设备，禁止将设备投入运行

(1)无主保护的设备。

(2)电气试验不合格的设备。

(3)开关机构拒绝跳闸的设备。

(4)保护动作，原因未查明，故障未消除。

(5)发电单元设备主保护装置拒动或失灵停机操作。

(6)发电单元设备因雷击损坏。

(7)发电单元设备起火。

(8)设备部件处于不正常位置或相互位置与正常运行状态不符。

(9)设备发生严重机械故障或机械结构不稳定。

(10)转动设备制动系统故障。

(11)转动设备温升或震动超阈值。

7.2.7在下列情况下，可不经调度许可自行操作，结束后再汇报

对威胁人身或设备安全的设备停电。

对己损坏的设备停电。

恢复厂用电源或解列保厂用电源。

确认母线失电，拉开连接在故障母线上的所有开关。

电压互感器保险熔断时，退出相关的保护。

8运行巡视

8.1正常巡视 8. 1.1主变压器

主变压器巡视每天至少1次；每周至少进行一次夜间巡视；无人值班变电站内容量为3150kVA及以上的变压器每10 天至少一次，3150kVA以下的每月至少1次2500kVA及以下的配电变压器，装于室内的每月至少一次，户外(包括偏 远地区)每季至少1次。

变压器的日常巡视项目：

a.变压器的油温和温度计应正常，储油柜的油位应与温度相对应，各部位无渗油、漏油；

b.套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其他异常现象；

C.变压器声音正常；

(3)各冷却器手感温度应相近、风扇、油泵运转正常，油流继电器工作正常；

(4)吸湿器完好、吸附剂干燥；

(5)引线接头、电缆、母线应无发热迹象；

(6)压力释放阀或安全气道及防爆膜应完好无损；

(7)气体继电器内应无气体；

(8)各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮；

(9)外壳及箱沿应无异常发热；

(10)运行中的散热片应无严重渗漏油，风道通畅；

(11)各部位的接地应完好，必要时应测量铁芯和夹件的接地电流；

(12)水冷却器从旋塞放水检查应无油迹；

(13)有载调压装置的动作情况应正常；

〇.各种标志应齐全明显；

P.各种保护装置应齐全、良好；

q. 各种温度计应在检定周期内，超温信号应正确可靠；

r. 消防设施应齐全完好；

s. 室(洞）内变压器通风设备应完好；

t. 贮油池和排油设施应保持良好状态。

(1)变压器有下列情况时，应联系停用：

套管有裂纹或放电现象；

软引线断股，或硬连接排有裂纹；

上部落物危及安全，不停电无法消除；

负荷、环境温度及冷却条件均无明显变化时，而变压器绕组温度超过规定值，但不超过最高允许值；

引线端子发热超过70°C，仍有上升趋势，但未融化。

8. 1.2户外断路器运行巡视

检查开关分、合闸位置指示与运行情况一致；

检查接头接触良好，无过热现象，瓷质外绝缘无破损裂纹、无放电痕迹，开关本体无脏污和杂物，引线无过松或过紧 情况；

相序色完好、各种标志齐全明显；

开关内部无放电或其它异响；

端子箱、机构箱应关严，无受潮，温控装置工作正常，信号指示正常；

开关本体及底座接地完好，接地线无断裂和锈蚀；

开关SF6密度继电器压力指示在正常范围内，符合压力温度关系曲线。

8. 1.3高压隔离开关

检查瓷瓶是否清洁、完整无损伤或无严重放电，隔离开关无锈蚀；

检查接头、接点接触是否完好，有无螺丝断裂松脱，无严重发热、变形现象；

相序色完好、各种标志齐全明显；

检查引线应无松动、严重摆动或烧伤断股等现象；均压环应牢固平正；

操作机构箱和辅助接点盒应关闭或密封良好；

闭锁装置完好，锁销应锁牢；

隔离开关及操动机构接地可靠良好，辅助触点位置正确；

接地刀闸在接地时，三相接地刀闸接地均应良好；

检查操作机构箱内有无异常，热继电器有无动作，二次接线、端子连接是否完好，加热器是否完好；

隔离开关和接地刀闸的操作传动连杆连接是否正常，齿轮、蜗轮、蜗杆、限位杆、挡钉等零部件是否完好；

测量隔离开关的接头、接点的温度不应超过70°C，要求每月至少一次；

检查控制回路导线、接线座、辅助开关、接触器、热继电器、按钮、行程开关等电气元件是否完好；

中性点直接接地系统发生单相接地短路后，应检查主变中性点连接线、中性点接地刀闸和接地引下线无烧伤和异常。 8. 1.4户外式高压开关的运行巡视