连载2：《光伏电站电力运行规程》全文参考
d.双向传输功率的线路、变压器的双向功率；
e.站用总有功电能量；
f.发电电压、频率；
g.电站气象监测实时数据；
h.电站的储能容量状态（适用于储能电站）。
a.遥信量：
各发电单元运行状态；
并网点断路器的位置信号；
发电机、逆变器、高压开关柜、变压器和无功补偿设备的断路器位置信号；
事故总信号；
出线主要保护动作信号。
5. 8.3电力调度部门对电站传输下列遥控或遥调命令应可靠工作，基本信息如下：
并网线路断路器的分合；
无功补偿装置的切投；
有载调压变压器抽头的调节；
基本发电单元的启停；
基本发电单元的功率调节。
5.8.4站内电能计量装置和电能量采集装置工作正常，符合DL/T 448-2000《电能计量装置技术管理规程》和DL/T 5137-2001《电测量及电能计量装置设计技术规程》要求，同一计量点主、备电能表应校验合格且工作正常。
5. 9远动装置
5.9.1远动装置通信应符合DL/T 544-2012《电力通信运行管理规程》和DL/T 598-2010《电力系统自动化交换电话网 技术规范》的规定，一般电站与调度的通信方式和信息传送采用IEC 60870-5-101或IEC 60870-5-104规约。
5.9.2远动通讯设备主、备两个通道与调度段通信应保证独立、可靠，容量及性能指标应满足光伏发电站端远动功能及 规约转换要求。
5.9.3生产程控调度交换机和调度电话应保证可靠使用，通信正常。
5.9.4站用通信设备的专用48V直流电源电源应保持正常，在交流电源失电后能维持放电时间不小于lh。
5.9.5站内电能计量装置采集的信息应可靠准确传送给电网调度机构的电能信息采集系统。
5. 10补偿装置
5.10.1严禁空母线带电容器运行。
5. 10.2无功补偿装置操作由电站调管的电网调度进行下令或许可操作，调度对低压补偿装置的操作一般以综合命令下 达。
5.10.3电站值班员可根据本站电压曲线向调度提出补偿装置操作申请，经许可后方可进行操作，操作结束后向电网调 度汇报。
5. 10.4补偿装置的补偿模式更改、参数修改、投退操作必须根据调度指令，并结合电网的电压及无功功率情况进行操
作。
5. 10.5投、切低压电容器、电抗器必须用断路器进行操作。
5.10.6电容器停用时应经放电线圈充分放电后才可以合接地刀闸，放电时间不得少于5min。
5. 10.7有电容器组运行的母线停电操作时，应先停电容器组，再停运母线上的其他元件；母线投运时，应先投运母线 上的其他元件，最后投运电容器组。
5. 11交流配电
5.11.1配电装置及所属设备应进行巡回检查并定期进行闭灯检查和红外线测温检查。
5. 11.2配电装置的金属外壳、构架、中性点应接地良好。
5.11.3配电装置的通风设备、照明设备及闭锁装置完好。
5. 11.4配电装置应无漏油、漏气、漏水及可能引起不安全的现象。
5.11.5配电装置的防护栏，门窗完好。
5. 11.6配电装置及所属设备应按其规定参数运行。
5. 11.7配电装置所属设备在允许过负荷运行时，应加强监视，外部设备发生短路故障后，应对有关设备进行详细的外部检查。
5. 11.8新安装或检修后的配电装置，必须按照部颁《电气设备预防性试验标准》及有关规定试验合格后方可投运，否 则需经总工程师批准才可投入。
5. 11.9新安装或检修后的配电装置，必须作一次远方分、合闸试验合格，试验时应避免设备带有电压，拒绝分、合闸 的断路器、刀闸禁止投入运行或备用。
5. 11.10配电装置的保护正常运行时必须投入，特别是带电清扫和母线倒换操作时母线保护必须投入。
5.11.11小车断路器的跳合闸试验，应将手车开关推至“试验”位置进行，开关运行中不允许就地手动分合闸。
5. 11.12小车断路器送电时，必须将小车断路器推至（摇至）“运行”位置，并确定上下触头接触良好后，方可合上开 关。
5. 11.13开关柜运行中严禁装拆后封板。
5. 11.14推、拉、摇小车断路器必须在开关分闸后进行。
5. 11.15开关柜被隔板分割成开关室、母线室、电缆室、仪表室，各室应密封良好，闭锁可靠。
5. 11. 16操作前及合线路侧接地刀闸前应检查带电显示装置指示正确。
5. 11.17更换10kV、35kV TV高压熔断器时，应将TV柜拉至（摇至）“检修”位置，然后用临时地线放电，再进行更 换高压熔断器的工作。
5. 11. 18小车断路器在由试验位置推至（摇至）工作位置前应检查开关确在分闸位置且未储能，并将储能电源停用。小 车断路器由试验位置推至（摇至）工作位置后，再将储能电源合上进行机构储能。
5. 11.19 10kV小车断路器需拉出检修时，应将手车托盘推至开关柜前，将托盘前左右两个固定插头插入开关柜固定孔 内，并将托盘中间固定钩固定在盘前固定孔内，两手将手车拉把向内拉入，再向外拉出手车至托盘上，托盘高度可根据 实际情况进行调整。
5. 11.20检查断路器分、合闸位置与实际位置对应，柜门锁好。SF6全封闭组合电器各气室SF6气体年漏气率运行中< 1%，开关气室SF6含水量彡150UL/L，其它气室SF6含水量彡250 UL/L。
5. 11.21在GIS室内设备充装SF6气体时，周围环境相对温度应<80%，同时必须开启通风系统，并避免SF6气体泄漏 到工作区。工作区空气中SF6气体含量不得超过1000 UL/L。
5. 11.22定期检查各气室中SF6气体压力和外部环境温度，判断有无漏气倾向。
5. 11.23开关切断故障或发生SF6气体泄漏时，应开启全部通风系统，只有将室内彻底通风SF6气体分解物排净后，才 能进入GIS室，必须要戴防毒面具，穿防护服。
5. 11.24开关室SF6气体压力降低，发报警信号时，禁止分合闸操作。
5. 11.25当断路器在合闸位置时出现气动机构压力降低到打压闭锁时，断路器维持在合闸位置，此时应采取停用控制电 源等措施，立即进行汇报处理。
5. 12直流电源配电
5. 12. 1直流电源蓄电池组正常运行时为浮充方式，浮充电机充电压宜保持在+5%左右，均衡充电机充电也宜保持在+8%左右。
5. 12. 2直流电源母线电压正常允许在士 5%内运行。
5. 12. 3站控采用的不间断电源（UPS)系统供电持续供电时间不小于lh。
5. 12.4正常运行时高频开关型整流器自动进行浮充，微机型在线电池监测仪、和微机直流电源电池测温装置都投入自动。 5. 12.5正常运行时热控、电气的控制、保护、自动和调节装置没有做过直流电源拉合试验的直流电源电源不得中断其供电。确 实需要中断供电的必须做好防范措施，经调度部门批准后，退出有关保护装置的压板防止保护、自动装置误动作。
5. 12.6直流电源系统的熔断器上下级应严格按照冗余配合，当直流电源系统发生短路、冲击时，必须仔细检查各级熔断器是否 完好，空气开关是否跳闸。如果熔断器熔断或开关跳闸，则应查明原因尽快恢复。
5. 12. 7直流电源屏上各回路配备的熔断器，在调试及投运前应进行各级熔断器拉、合直流电源试验，以防各级熔断器配合不当， 引起保护误动或越级跳闸。
5.12.8启动充电机充电前，应检查直流电源母线电压和整流器的运行情况，充电机充电装置启动后，应加强对整流器工作状态及母线电 压的检查和监视。
5. 12.9整流器可在浮充电机充电、均衡充电机充电方式下运行，它们对应着不同的充电机充电电压值，浮充电机充电电压和均衡充电机充电电压可以根 据要求调整。
5. 12. 10直流电源系统绝缘降低或接地应尽快查找消除，查找直流电源接地时应退出有关的保护装置防止其在查找过程中和送电 过程中误动作。
5. 13蓄电池
5. 13. 1蓄电池组及充电机充电机充电机充电装置应满足DL/T 5004-2004《电力工程直流电源系统设计技术规程》规定。
5. 13.2蓄电池组应可靠给予继电保护、信号、自动装置等控制负荷和交流不间断电源装置、断路器合闸机构及直流电源事 故照明等动力负荷供电。
5. 13.3蓄电池的运行温度不宜过高或过低，正常运行中一般要求室温处于10〜30°C为宜，最高不得超过35°C，最低不 得低于5°C。
5. 13.4蓄电池应置于阴凉干燥，并有足够的维修空间的地方，应避免阳光直射。
5. 13.5蓄电池正常运行时，采取全浮充电机充电运行方式。
5. 13.6蓄电池应定期进行均衡性充电机充电；大型操作，全站失压，浮充机故障后，也应进行均衡充电机充电。
5. 13.7蓄电池使用时，应避免产生过充电机充电或过放电，否则会影响蓄电池的寿命。
5. 13.8蓄电池不允许擅自接任何其它负荷。
5.13.9蓄电池的浮充电机充电压，均衡充电机充电电压及放电末期电压的选择应按各电站实际情况及说明书中规定进行。
5. 14 电力电缆
5. 14. 1电力电缆应按额定参数运行，电缆的正常工作电压，一般不应超过电缆额定电压的115%。
5.14.2电力电缆正常运行时，不允许过负荷，事故情况下，出现过负荷，也应迅速恢复其正常运行。
5. 14.3放置电缆的电缆沟、电缆夹层、电缆桥架、电缆竖井、应定期进行检查。
5.彳4.4运行中的高压电缆无安全措施时，动力电缆接地不良时，不得触摸电缆外表。
5.14.5电缆正常运行时应无发热、变色、有胶臭味等现象。
5. 14.6在放置电缆的电缆沟、电缆夹层、电缆桥架、电缆竖井处进行接触火源的工作，必须使用动火工作票，并制定 严格的防范措施。
5. 14.7外皮接地应良好。
5.14.8电缆托架应完整，无锈蚀塌架现象。
5. 14.9对敷设在地下的每一电缆线路，应查看路面是否正常，有无挖掘痕迹及线路标志是否完整无缺。
5.14.10电缆线路上不应堆置矿渣、建筑材料等笨重物体或酸碱性排泄物。
5.14.11对于通过桥梁的电缆，应检查支持点对电缆拖拉不可太紧，保护套或槽无脱开现象。
5.14.12电缆外层无损伤。带有屏蔽的电缆，屏蔽层应完整，无损坏。
5. 14. 13电缆接地线完好。
5. 14. 14端部护套管无压伤及裂纹。
5.14.15电缆上不允许放置任何杂物，不应有挤压、受热、受潮、积粉或摇动现象。
5. 14. 16电缆头应无漏油、流胶和发热、放电现象，接地线应良好。
5.14.17电缆沟道盖板完整，通风孔畅通。
5. 14. 18电缆沟内无积水、积灰或堆放杂物的现象。
5. 14. 19电缆外皮应无挤压、鼓包现象。
5. 14.20环氧树脂电缆头应无裂纹。
5.14.21电缆附近应无较强的热源。
5. 14.22放置电缆的电缆沟、电缆夹层、电缆桥架、电缆竖井的盖板、门窗、支架、防火设施应牢固，齐全完好，无积 水、积油，无堆放易燃易爆及腐蚀性物品等。
5. 14.23运行中的动力电缆导体温度最高一般不得超过9CTC，控制电缆导体温度最高不得超过60°C。
5. 14.24对于间歇过负荷，必须在前一次过负荷10〜12小时以后才允许过负荷。
5. 14.25禁止用手触摸运行中的高压电缆外皮或进行任何工作。
5. 14.26运行中的电缆绝缘电阻连同其所属设备一起测定，绝缘电阻测定周期、标准及使用摇表电压等级同其所属设备 的有关规定，测量电缆绝缘前必须进行放电。
5. 14.27停电超过一个星期但不满一个月的电缆，在重新投入运行前，应用摇表测量绝缘电阻。若有疑问时，须进行高 压绝缘试验，检查绝缘是否良好。停电超过一个月必要情况下应进行高压耐压试验。
5. 15箱变
5. 15. 1干式变压器
(1)干式变压器的温度限制应按制造厂的规定。站用系统干式变压器能够随时投入运行，并允许在正常环境温度下，承受

部位	绝缘系统温度，°c	最高温升，K
线圈	105 (A)	60

(用电阻法测量的温 升）	120 (E)	75
	130 (B)	80
	155 (F)	100
	180 00	125
	220 (C)	150
铁心、金属部件和与其 相邻的材料		在任何情况下，不会出现使铁心 本身、其他部件或与其相邻的材 料收到损害的温度

(2)引线接头、电缆、母线应无发热迹象。

(3)干式变压器在环境温度0°C — 40°C时，可带105%负荷长期运行。

(4)干式变低压侧中性线电流不得超过低压绕组额定电流的25%。

(5)变压器室的门、窗、照明应完好，房屋或箱体不漏水，温度正常。

(6)干式变压器的外部表面应无积污。

(7)各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮。

(8)现场规程中根据变压器的结构特点补充检查的其他项目。

(9)新投运的变压器或更换绕组后的变压器，应投入全部保护，从高压侧空投5次，以检查励磁涌流下的继电保护动作情 况。

5. 15.2油浸式变压器

(1)变压器正常运行时，均匀发出“嗡嗡”声响。

(2)散热片无锈蚀、破损以及螺栓紧固部位无浸油现象。

(3)变压器外壳接地扁铁无锈蚀、断裂现象。

(4)引线接头、电缆、母线应无发热迹象。

(5)低压侧电缆接线部位无发热现象，接线端子无明显松动迹象。

(6)油位指示正常，不应低于警示油位线。

(7)温度计显示小室内温度正常。

(8)各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮。

(9)放油阀、油样阀处无浸油现象。

(10) 压力释放阀无动作现象。（当变压器超载或故障引起变压器内部压力达到60kPa时，压力释放阀动作释放压力；当 压力减少到阀的关闭压力值时，阀又可靠关闭，有效地防止外部空气、水分及其它杂质进入油箱）。

(11)现场规程中根据变压器的结构特点补充检查的其他项目。

5. 16气象站

5. 16. 1辐照仪应每天擦拭保持其清洁。

5. 16.2气象站标识标牌正常，无褪色、丢失。

5. 16.3气象站整体结构正常，各部件完好，塔架无倾斜，拉线拉紧无松弛、无锈蚀。

5.16.4电源供电正常，太阳能电池板、辐照传感器、风速传感器等传感部件清洁无积灰。

5. 16.5通讯正常，后台显示正常，通讯线无断股断裂现象。

5. 16.6气象站承重和测量部件无冰雪覆盖，测量部件无积灰。

5. 17光伏区

5. 17. 1光伏区运行条件

电站并网应符合GB/T19939要求，具备有功功率调节能力。电场向当地交流负载提供电能和向电网发送电能的质量， 在并谐波、电压偏差、电压波动和闪变、电压不平衡度等方面应满足GB/T14549、GB/T24337、GB/T12325、GB/T12326 和GB/T15543的要求。

系统并网运行时，向电网馈送的直流电源电流分量不应超过其交流额定值的0.5%,，对于不经变压器直接接入电网的电站 系统，因逆变器效率等特殊因素可放宽至1%.

电站功率因数应保障0.98 (超前）一 -0.98 (滞后）范围内连续可调。（1.对于小型光伏电站有功功率大于其额定功 率50%时，功率因数应不小于0.98 (超前或滞后），输出有功功率在20%—50%时，功率因数应不小于0.95 (超前或