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连载1:《光伏电站电力运行规程》全文参考

2017-5-26 19:05:28      点击:
光伏电站电力运行规程
1使用范围
本标准规定了光伏电站运行监视、巡视检查、设备操作基本规范及要求,以及光伏电站事故处置基本原则。
本标准适用于并网型光伏电站,其他类型光伏发电站可参考执行。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件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文件。凡是不注日期的引 用文件,其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。
GB2894   安全标志及其使用导则
GB14285    继电保护和安全自动装置技术规程 
GB26859    电力安全工作规程(电力线路部分)
GB26860    电力安全工作规程(发电厂和变电站电气部分)
GB50057    建筑物防雷设计规范
GB50148    电气装置安装工程电力变压器、油浸式电抗器、互感器施工及验收规范
GB50168    电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范
GB50169    电气装置安装工程接地装置施工及验收规范
GB50172    电气装置安装工程蓄电池施工及验收规范
GB50254    电气装置安装工程低压电器施工及验收规范
GB50797    光伏发电站设计规范
GB50794    光伏发电站施工规范
GB/T15164    油浸式电力变压器负载导则
GB/T12325    电能质量供电电压允许偏差
GB/T12326    电能质量电压波动和闪变
GB/T14549    电能质量公用电网谐波
GB/T15148    电力负荷控制系统通用技术条件
GB/T15149    电力系统远方保护设备性能及试验方法
GB/T15543    电能质量三相电压允许不平衡度
GB/T15545    电能质量电力系统频率允许偏差
GB/T19939    光伏系统并网技术要求
GB/T17883    0.2S级和0.5S级静止式交流有功电度表
GB/T29319    光伏发电系统接入配电网技术规定
GB/T50796    光伏发电工程验收规范
DL428     电力系统自动低频减负荷技术规定
DL497     电力系统自动低频减负荷工作管理规程
DL516    电网调度自动化系统运行管理规程
DL755    电力系统安全稳定导则
DL/T448    电能计量装置技术管理规程
DL/T572    电力变压器运行规程
DL/T574    变压器分接开关运行维修导则
DL/T559    220-500kV电网继电保护装置运行整定规程
DL/T584    3-110kV电网继电保护装置运行整定规程
DL/T587    微机继电保护装置运行管理规程
DL/T614    多功能电能表
DL/T623   电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程
DL/T645   多功能电能表通信协议
DL/T723   电力系统安全稳定控制技术导则
DL/T741   架空送电线路运行规程
DL/T969    变电站运行导则
DL/T1040    电网运行准则
DL/T5137    电测量及电能计量装置设计技术规程
SD 121     电力系统技术导则
SD 325     电力系统电压和无功电力技术导则
JGJ46      施工现场临时用电安全技术规范


3总则
3.1光伏电站运行工作必须坚持〃凡事有章可循、凡事有据可查、凡事有人监督、凡事有人负责〃的方针,加强人员技术培 训,完善生产运行条件,严格执行运行规程要求,确保人身、设备安全和系统稳定运行。
3.2光伏电站应根据现场实际调管范围、系统结构、设备参数、运行条件编制电站专用的运行规程。电站编制的专用运行 规程应包含以下内容:总则、电站及系统概述、设备调管范围划分及运行要求、运行通则、正常运行监视及操作、特殊运行 监视及操作、工况转换原则、倒闸操作原则、标准操作票、巡视(正常巡视、特殊巡视、夜间巡视、全面巡视)内容、事故 处理原则、简单事故处置方法、复杂事故处置方法、设备参数与定值、规范性引用文件目录等。
4 一般调度范围划分
4.1调度机构调管范围
4. 1.1光伏电站与调度单位签署调度协议,协议签署方为本电站调度管理机构,调度权限及调管范围按照调度协议约定划 分。
4. 1.2光伏电站与本电站调度管理机构的下级调度单位签署补充调度协议的,该调度单位拥有补充调度协议约定的调度权 限。
4.2光伏电站调度范围
4. 2.1除国调、省调、地调直接调管范围以外的设备。
4.2.2其他经调度机构允许调控的设备。
4.3电站专用运行规程根据当地两级(省调和地调)调度协议要求划分调管设备范围。
5正常运行
5.1主变压器
5.1.1变压器并列运行的基本条件:
联结组别相同。
变压器的电压变比相等。
短路阻抗相等。
容量比不得超过3:1。
三相电压相序相同。
5.1.2变压器在额定冷却条件下,可按铭牌参数长期连续运行。变压器上层油温一般不宜经常超过85°C,最高不得超过95°C, 冷却介质温度(空气温度)应低于40°C。

冷却方式

冷却介质最高温度c)

最高顶层油温rc)

自然循环自冷、风冷

40

95

强迫油循环风冷

40

85

强迫油循环水冷

30

70

5. 1.3油浸(自然循环)风冷和干式风冷变压器,风扇停止工作时,允许的负载和运行时间,应按制造厂的规定。油浸风冷 变压器当冷却系统故障停风扇后,顶层油温不超过65°C时,允许带额定负载运行。

5. 1.4强油循环风冷和强油循环水冷变压器,当冷却系统故障切除全部冷却器时,允许带额定负载运行20min。如20min后 顶层油温尚未达到75°C,则允许上升到75°C,但在这种状态下运行的最长时间不得超过lh。

5. 1.5变压器正常运行中,应按铭牌上规定的电压值运行。电压在相应分接头电压的±5%范围以内变动时,其额定容量不 变。

5. 1.6加于各分接头的电压,最高不得超过对应分接头额定电压的105%。电压下降至额定值的95%以下时,容量应相应降 低,以额定电流不超过额定值的105%为限。

5. 1. 7对于额定电压的短时工频电压升高倍数的持续运行时间应符合下列要求

工频电压升高倍数

相一相

1.1

1.25

1.5

1. 58

相一地

1.1

1.25

1.9

2.00

持续时间

<20min

<20s

<0. Is

5. 1.8变压器三相负荷不平衡时,其中任何一相电流不得超过额定值,三相电流不平衡值不得超过其额定电流的10%。

5. 1.9运行或备用中的变压器应定期进行巡视,并监视其绕组和铁芯温度,或采用红外线测温仪测量变压器的线夹、绕组、 铁芯、接头、套管的温度。

5. 1.10在投运变压器之前,值班人员应仔细检查,确认变压器及其保护装置在良好状态,具备带电运行条件。并注意外部 有无异物,临时接地线是否己拆除,分接开关位置是否正确,各阀门开闭是否正确。变压器在低温投运时,应防止呼吸器因 结冰被堵。

5. 1.11变压器的充电应在有保护装置的电源侧用断路器操作,停运时应先停负载侧,后停电源侧。

5. 1.12强油循环变压器投运时应逐台投入冷却器,并按负载情况控制投入冷却器的台数;水冷却器应先启动油泵,再开启 水系统;停电操作先停水后停油泵;冬季停运时将冷却器中的水放尽。

5. 1.13消弧线圈投入运行前,应使其分接位置与系统运行情况相符,且导通良好。消弧线圈应在系统无接地现象时投切。 在系统中性点位移电压高于0. 5倍相电压时,不得用隔离开关切消弧线圈。

5. 1.14消弧线圈运行中从一台变压器的中性点切换到另一台时,必须先将消弧线圈断开后再切换。不得将两台变压器的中 性点同时接到一台消弧线圈的中性母线上。

5. 1.15如果变压器冷却器不能恢复运行时,应采取有效措施转移负荷,或申请停运该变压器,严禁变压器超温运行,大型 油浸变压器正常运行时至少有一组冷却器备用。

5. 1.16当变压器有较严重的缺陷(如:冷却系统不正常,严重漏油,有局部过热现象,油中溶解气体分析结果异常等),不 应超过额定电流运行。

5. 1.17变压器运行时瓦斯保护装置应接信号和跳闸,有载分接开关的瓦斯保护应接跳闸。

5. 1.18用一台断路器控制两台变压器时,如其中一台转入备用,则应将备用变压器重瓦斯改接信号。

5. 1.19变压器在运行中滤油、补油、换潜油泵或更换净油器的吸附剂时,应将其重瓦斯改接信号,此时其它保护装置仍应 接跳闸。

5. 1.20当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象,需要打开放气或放油阀门时,应先将重瓦斯改接信号。

5. 1.21主变压器分接头调整工作应根据系统调度命令执行,厂用变压器分接头调整应按生产负责人的命令执行,以保证正 常运行时设备所承受的运行电压在允许范围内。无载调压变压器分接头的调整,应在断开各侧开关和隔离开关,作安全措施 后执行,分接头切换后应测量其直流电阻,并应做好记录。

5. 1.22变压器有载分接开关的操作,应遵守如下规定:

(1)应逐级调压,同时监视分接位置及电压、电流的变化;

(2)单相变压器组和三相变压器分相安装的有载分接开关,宜三相同步电动操作;

(3)有载调压变压器并联运行时,其调压操作应轮流逐级或同步进行;

(4)有载调压变压器与无励磁调压变压器并联运行时,两变压器的分接电压应尽量靠近;

(5)应核对系统电压与分接额定电压间的差值,使其符合DL/T572《电力变压器运行规程》的规定。

5. 1.23变压器三相负载不平衡时,应监视最大一相的电流。

5. 1.24铁芯多点接地而接地电流较大时,应安排检修处理。在缺陷消除前,可采取措施将电流限制在100mA以下,并加强 监视。

5. 1.25系统发生单相接地时,应监视消弧线圈和接有消弧线圈的变压器的运行情况。

5. 1.26对变压器间隙过流保护与零序过电流保护共用中性点电流互感器时,变压器投入运行时,中性点放电间隙保护应退 出运行,合上变压器中性点接地刀闸。送电结束后,根据运行方式安排拉开中性点接地刀闸,投入间隙零序保护压板。


5. 1.27必须在变压器中性点刀闸合上前停用,拉开后投入。对变压器间隙过流保护采用间隙回路单独电流互感器时,在变 压器中性点切换时,间隙保护压板可不用切换。

5. 1.28变压器出现下列情况之一者,应立即停止运行

变压器内部响声很大,很不正常,有爆裂声;

在正常负荷和冷却条件下,变压器温度不正常并不断升高或油温急剧上升,超过最高允许值并继续上升;

油枕和防爆管喷油;

套管炸裂,闪络放电,引线端子熔化放电;

严重漏油使油面下降,低于油位计的最低指示限度;

油色变化过甚,油内出现碳质等;

套管有严重的破损、爆炸或大量漏油现象;

变压器内部冒烟、着火;

发生危及人身及设备安全的事故。

5. 2母线

5.2.1母线停、送电操作时,须注意防止电压互感器低压侧向母线反充电。

5.2.2母线操作时,应根据继电保护要求,调整母线差动保护运行方式。

5.2.3在中性点直接接地的系统中,变压器向母线充电时,变压器充电侧中性点必须可靠接地。

5.2.4母联开关向母线充电时,充电前应投入母联开关充电保护,充电正常后退出充电保护。

5.2.5恢复双母线运行时,必须按调度预先规定的双母线正常接线方式操作。

5.3断路器

5.3.1高压断路器外露的带电部分应有醒目的相色漆;本体无锈蚀、液压系统无渗漏;机构箱密封良好,无漏雨进水。 5.3.2正常情况下,断路器应按铭牌规定的参数运行,不得超过额定值,断路器及其辅助设备应处于良好的工作状态。 5.3.3高压断路器规定了额定负荷下允许切断次数及故障电流下允许切断次数。当达到规定跳闸次数时,应汇报申请检 修,一般不再投入运行。当达到停用重合闸次数时,应退出重合闸。

5.3.4操动机构在断路器动作次数达到允许切断次数时,报缺陷要求检修,各计数器不得随意复零。

5.4刀闸

5.4.1隔离开关操动机构箱应密封良好、透气孔良好,箱门无漏雨进水;内部电气接线正确整齐,热继电器、接触器、 辅助开关、限位开关完好,照明灯、门控开关完好。

5.4.2机构箱内各开关应标签齐全正确,箱内各电器应无灰尘及小动物等杂物。

5. 4. 3操作电机在85%〜110%额定电压下应能正常运转。

5.4.4电动隔离开关操作完毕,应将操作电动机电源停用。

5.4.5在带电的隔离开关二次回路进行工作时,应采取足够的安全措施,防止隔离开关突然分闸,造成带负荷断开隔离 开关的事故发生。

5. 4. 6隔离开关在运行中应采用就地进行分合操作,分合操作时应分相认真检查。

5.4.7正常运行时远方,就地切换开关切至远方位置,并断开操作电源开关。

5.4.8隔离开关运行时,电流、电压不超过其额定值。

5.4.9隔离开关引弧指,导电管、传动机构、加紧机构、均压环应完好;导电部位无过热现象;传动机构无卡涩;绝缘 子无污秽、闪络。

5.4. 10运行中隔离开关与断路器、接地刀闸的电气及机械闭锁应完善可靠。

5.4.11隔离开关导电接触部位应涂有凡士林导电膏,传动变速部位涂黄干油,支持、转动瓷瓶涂RTV (温室硫化硅橡 胶),均压环涂有相应相的相色漆。

5. 5互感器

5.5.1在任何情况下,电压互感器二次侧严禁短路,电流互感器二次侧严禁开路。

5.5.2运行中的电压互感器有明显故障时,严禁直接将故障电压互感器停运。

5.5.3停运电压互感器时,应先停直流电源,后停交流电源,送电时相反。

5.5.4电压互感器严禁从低压侧充电。

5.5.5在电压互感器二次侧接取电压时,必须在靠近电源侧加装合适的熔断器,熔断电流必须与上一级熔断器进行配合, 以防互感器二次短路、造成保护误动、熔断器越级熔断。

5.5.6运行中的电压互感器严禁二次短路,不得长期过电压、过负荷运行。

5. 5.7电容式电压互感器低压出线盒内的N端子在互感器用作载波通信时,要经结合滤波器接地。当互感器不用作载波 通信时,该端子必须直接接地,不允许开路。

5. 5.8电容式电压互感器断开电源后,须将导电部分多次放电,方可接触。

5.5.9在停用运行中的电压互感器之前,必须先将该组电压互感器所带的负荷全部切至另一组电压互感器。否则须经调 度值班员批准,将该组电压互感器所带的保护及自动装置暂时退出,然后再退出电压互感器。

10在切换电压互感器二次负荷的操作中,应注意先将电压互感器一次侧并列运行,再切换二次负荷。

5. 5.11电压互感器退出运行前,下列保护应退出:距离保护、方向保护、低电压闭锁(复压闭锁)过流保护、低电压 保护、过励磁保护、阻抗保护。

12停用电压互感器必须断开二次空气开关、取下二次熔断器,以防反充电。

13线路停电检修时必须取下线路电压互感器二次熔断器,断开二次空气开关。

5. 5.14电压互感器停电或二次回路断开,若一时不能恢复,可参考电流表和相关的表计计算电量。

5.5.15电压互感器停电时的操作顺序:拉开二次开关(取下二次熔断器),拉开一次侧隔离开关,验电,合上接地刀 闸。电压互感器送电时操作顺序相反。

16新投入或大修后的可能变动的电压互感器必须定相。

17运行中的电流互感器二次侧禁止开路,不得过负荷运行。

18各连接良好无过热现象,瓷质无闪络。

5. 5.19电流互感器端子箱内的二次连接片应连接良好,严禁随意拆动。

5.5.20运行中的电流互感器的二次侧只允许有一处接地点,其它地方不得有接地点。

5. 5.21 SF6绝缘电流互感器释压动作时应立即断开电源,进行检修。

5. 5. 22电流互感器的二次压板操作顺序是先短接,后断开。

5.5.23互感器二次出现开路或(短路)时,应申请将有关保护装置退出,以防保护装置误动,当危及人身安全和设备 安全时可将互感器停运。

5.5.24新安装、更换或检修后的互感器应检查相关试验合格,并由继电保护人员核对变比、相序、相位和保护定值正 确,作好记录。

5.6避雷器

5. 6.1避雷器的监测仪动作次数及泄漏电流应指示正确、动作可靠。

5.6.2避雷器应定期试验。

5. 6. 3系统跳闸或预试工作结束后对避雷器进行针对性检查并及时记录。

5.6.4雷雨过后或产生操作过电压后,必须逐台对避雷器的动作情况进行统计记录。

5.6.5避雷器投运前、更换全相避雷器及试验后,应登记动作指示数。

5.6.6雷雨天气严禁接近避雷器及避雷针。

5.6.7定期抄录避雷器泄漏电流值,并认真分析,及时发现缺陷:在线监测泄漏电流值三相泄漏电流不平衡率不超过 25%。

5.6.8均压环水平安装、不歪斜、方向正确,均压环相色漆完好无脱落。

5.7保护装置

5. 7.1值班员必须按照运行规程,对保护装置及其二次回路进行定期巡视检测、切换、监视电压,按保护装置整定所规 定的允许负荷电流或允许负荷曲线对电气设备或线路的负荷潮流进行监视。如果发现可能使保护装置误动的异常情况时, 应及时与技术部门联系并向有关领导汇报,紧急情况下可先行将保护装置停运(断开连接片)事后立即汇报。发现保护 装置及二次回路所存在的缺陷及不正常工作时应做好记录,通知有关部门处理。

5.7.2在调度人员、生产技术负责人、站长的同意下,可进行保护装置的投入、退出、事故处理等操作。

5.7.3运行和备用中的设备,其保护及自动装置均应投入,禁止设备无保护运行。

5.7.4保护和自动装置投入,应先投入交流后投直流回路。

5.7.5保护压板投入时应先投功能压板后投出口压板;保护压板退出时与此相反。

5.7.6继电保护及自动装置的投入或退出应用专用压板和开关进行,不得用拆接二次线接头和加临时线的方法进行。 5.7.7在操作保护压板时,应注意不与相邻压板或盘面相接触,防止保护误动或造成直流接地。

5.7.8投入保护压板前,应先用万用表分别测量压板两端子对地电位正常,以判断保护无异常;投入压板后用万用表档 分别测量压板两端子对地电位正常,以判断压板投入接触良好;对于出口压板,投入压板前,应先用万用表测量压板两 端确无电压后方可投入压板。

5.7.9在正常的电气设备停电操作中,保护或装置若不进行工作,而又不影响到其它电气设备正常运行时,其压板可不 进行切除操作,但设备投运时,必须对其详细检查。

5. 7. 10保护装置不正常时压板的投退由继电保护专业人员指导投退。

5. 7.11继电保护及自动装置的投停及运行中运行方式的改变,除回路中引出的压板、转换开关或切换刀闸由值班员操 作外,其余均由继电保护人员进行。改变一次系统运行方式时,应同时考虑继电保护配合。

5.7.12继电保护屏前后,必须有正确的设备名称,继电器、压板均应有正确的标志,投停前均应核对设备正确无误。

5.7.13在保护装置及二次回路上工作前,值班员必须审查继电保护工作人员的工作票及其安全措施,更改整定值和变 更接线一定要有经电站长批准的定值单和图纸方可允许工作。值班员应认真的按工作票与实际情况作好安全措施。凡可 能引起保护误动的一切工作,继电保护检修人员必须采取防止保护装置可能误动的有效防范措施。

5.7.14继电保护装置和自动装置的定值变更,应根据有关部门的通知书或电话命令进行调整和更改。主系统继电保护 装置须经调度命令。其调整和更改均由继电保护专业人员执行。值班员应会同变更保护定值的工作负责人一起核对无误 后方能投入保护;属调度下达的定值,由值班员与调度员核对无误后,方能投入保护。并将保护定值变更情况详细记入

“设备参数变更记录簿”内。

5.7.15继电保护和自动装置的定值记录应与实际相符。主要保护按规定定期进行核对与试验。集控室内应保存一套完 整、正确的继电保护原理图,并有完整的定值记录单。

(1)16改变运行方式等原因需调整保护定值时,必须在调整保护定值前退出保护出口压板,定值调整完成后再重新投 入保护出口压板。

5.5.17在继电保护工作完毕时值班员应进行验收,如:检查拆动的接线、元件、标志是否恢复正常,连接片位置,有 关记录所写内容是否清楚。

5.5.18保护装置故障情况下,可申请将故障部分退出运行(情况严重者,可先退出后申请),并通知相关检修人员处 理。

19对主保护双重化的设备,运行中严禁将主保护同时退出。

5.7.20运行中的设备因需要停用两种以上保护之一进行维修检查时,在不影响其它保护或装置情况下,可停用其中之 一,但不得停用该设备的主保护;只有单一保护者,不得停用。

5. 7.21保护装置或二次回路的检查、试验应配合一次设备停电进行,但天气较好时,且保证有一套主保护不退出运行 的情况下,允许其它保护装置短时停用。

5.7.22对继电保护动作时的事故现象、运行方式、开关跳闸、保护信号、灯光信号,值班员必须准确记录清楚并及时 向有关领导汇报。

5.7.23事故情况下继电保护动作信号、事故现象、运行方式、开关跳闸情况,必须全部记录清楚完毕后,并经值长同 意方可复归。

5.7.24值班员应能根据继电保护的动作情况和现场综合情况,简单判断故障的原因、类型、地点等,并进行相应的处 理。

5.7.25严禁在运行的保护或装置上以及所用的PT、CT二次回路上进行维修工作。运行值班员发现此种现象,应立即制 止。

5.7.26运行中在电流回路上进行测量、实验、方式切换等操作时,应在试验端子上进行,并做好防止CT二次回路开路 的措施。

5.7.27为防止运行设备的保护误动作,不允许在运行的继电保护盘上或附近进行打眼等振动较大的工作,必要时采取 措施或停用部分保护。严禁在保护电子设备间使用对讲机、手机等通讯设备。

5.7.28主变、高备变、高厂变及低压油浸式变压器需要在运行中加油、滤油等,应将重瓦斯改投信号,经24小时运行 鉴定无气体时,再恢复其跳闸位置。

5.7.29查找运行中保护装置的直流电源接地时,必须采取可靠措施防止误动。直流系统大负荷投运造成直流系统电压 不稳要注意保护装置不误动。

5. 8测控装置

5. 8.1 GPS对站控层各工作站及间隔层各测控单元等有关设备时钟校正准确,与电网对时准确。

5. 8.2电站向调度部门提供的远动信息应保证正常,基本信息如下:

遥测量:

发电总有功功率和总无功功率;

无功补偿装置的进相及滞相运行时的无功功率;

电站高压侧出线的有功功率、无功功率、电流;