光伏电站逆变器
第一节 逆变器停送电操作顺序
1.1 逆变器开机操作顺序
1.1.1.确认紧急启停机旋钮处于启动位置。
1.1.2.合上直流柜上各路断路器。
1.1.3.关闭直流柜柜门。
1.1.4.合上交流断路器。
1.1.5.合上逆变器控制电源空开。
1.1.6.等5-10秒逆变器自行启动并网，启动完成。
1.2 逆变器正常关机操作顺序
1.2.1.将操作面板上的钥匙开关扭至“停止”位置。
1.2.2.逆变器停止运行。
1.2.3.分逆变器控制电源空开。
1.2.4.分断交流断路器。
1.2.5.打开直流柜柜门
1.2.6.分断各路直流断路器。
1.2.7.逆变器关机操作完成。
1.3 逆变器紧急时关机顺序
1.3.1.直接按下操作面板上的红色“急停按钮” 。
1.3.2.分断交流断路器。
1.3.3.打开直流柜柜门。
1.3.4.分断各路直流断路器。
1.4. 逆变器的自启动
1.4.1.每天太阳升起后， 直流柜的直流电压达到逆变器启动电压并稳定后，逆变器自动启动并网运行。
1.4.2.后台检查逆变器启动并网情况，若不能自启，人员到达现场手动启动。
第二节 设备异常运行处理
2.1 光伏电站组件异常运行
2.1.1.对于异常情况的报警信号，值班人员要根据报警信号，进行现场检查和处理；
2.1.2.停用有异常信号的逆变器，联系相关维护人员处理。
2.2. 光伏电站异常运行及事故处理
2.2.1.当光伏电站设备出现异常运行或发生事故时，值班人员应尽快排除异常，恢复设备正常运行；
2.2.2.事故发生时，应采取措施控制事故不再扩大，并及时向有关领导汇报；
2.2.3.事故发生后，应根据计算机记录，对保护、信号及自动装置动作情况进行分析，查明事故发生的原因；
2.2.4.事故发生过程中，值班人员必须坚守岗位，处理事故；
2.2.5.事故处理完毕后，值班人员应将事故发生的经过和处理过程如实记录在运行日志上。
第三节 变压器的异常运行及事故处理
3.1.变压器在运行中的异常情况
3.1.1. 噪音较大，声音异常；
3.1.2.套管裂纹，有放电现象；
3.1.3.引线发热变色，但未熔化；
3.1.4.上部落物危及安全，不停电无法消除；
3.1.5.上层油温超出正常值（85度）；
3.1.6.油位显着下降或升高；
3.1.7.油变色变化过甚。
3.1.8.用热成像仪检测发现有具部发热现象。
3.1.9.发现有漏油或渗油处。
3.1.10.呼吸器不工作。
3.2 变压器的上层油温超过正常值时处理方式：
3.2.1. 检查变压器负荷和油温与此负荷和冷却条件下应有的油温进行核对；
3.2.2.核对温度表指示是否正确；
3.2.3.油温在正常负荷和冷却条件下，上升超过10c或上层油温不断上升，负荷和温度表计均正常，则认为变压器内部故障，应将变压器停电检修。
3.3 变压器油位显着变化时处理方式：
3.3.1.当发现变压器油面较当时油温所对应的油位显着降低时，应查明原因，及时补油；
3.3.2. 如因大量漏油致油位迅速下降，禁止将重瓦斯改投信号，应迅速采取堵漏措施，并立即加油，无法加油时，停止变压器运行；
3.3.3. 油位因温度升高可能超过油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油，也可降低负荷来检查温位变化。
3.3.4.没有其他外部原因使温位升高，可能是内部原因，应当停止运行进行检查。
3.4 断开变压器各侧电源，停电处理情况：
3.4.1. 变压器内部音响很大，很不正常，有爆裂声；
3.4.2. 在正常负荷和冷却条件下，变压器上层油温异常，并不断上升；
3.4.3. 油枕，防爆门或压力释放阀喷油；
3.4.4. 严重漏油，致使油面低于油位计的指示限度；
3.4.5. 油色变化过甚，油内出现碳质；
3.4.6. 套管有严重的破损和放电现象；
3.4.7. 套管接头和引线发红，熔化或熔断；
3.4.8. 变压器范围内发生人身事故，必须停电时；
3.4.9. 当发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动时；
3.4.10. 变压器冒烟着火，爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁时。
3.4.11.其他事项，运行人员认为应当停电的。
3.5 变压器断路器跳闸，应按下述原则处理
3.5.1. 若过流保护动作跳闸，确系外部故障造成，在故障点消除后，变压器可不经过外部检查，汇报调度同意，重新投入运行；
3.5.2. 保护装置及二次回路故障造成变压器跳闸，变压器可不经过外部检查，重新投入运行，但保护及二次回路缺陷应立即处理，本电站的变压器重瓦斯护不允许停用；
3.5.3. 零序保护动作，应对保护范围内的设备进行外部检查，发现故障并将其消除后，可将变压器投入运行，否则应停电检查及试验。
3.6 轻瓦斯保护动作后的处理
3.6.1. 气体变色时，检查是否因漏油、渗油或温度下降造成油面过低所致，及时联系加油和处理漏油；
3.6.2. 气体变色时，可初步判定变压器有故障；
3.6.3. 检查瓦斯继电器内无气体时，应检查是否二次回路故障；
3.6.4. 瓦斯继电器内有气体时，应放气并采取措施；
3.6.5. 变压器内部故障，必须将变压器停止运行，记录气量，进行油色色谱分析，测量绝缘电阻和绕组电阻，进行空载测试，并联系变压器厂家。
3.7 变压器重瓦斯动作跳闸处理（非误动）
3.7.1. 油位太低，通过视察玻璃观察不到油位，找出渗漏点并修补；
3.7.2. 变压器有重大事故：如绝缘子断裂，电弧放电，短路，通知变压器厂家处理。
3.8 变压器着火的处理
3.8.1. 立即拉开变压器各侧开关、刀闸，断开直流电源、冷却电源；
3.8.2. 值班人员经检查火势不大，立即就地灭火，同时拨打火警119，配合消防队，并汇报调度和有关领导；
3.8.3. 迅速用co2、ccl4（注意人员站在上风），1211、干粉灭火器灭火，池内和地上的泡沫灭火器灭火，不宜用水喷射，不得已才用黄砂灭火；
3.8.4. 若变压器顶部着火时，应打开下部阀门放油至适当位置（顶部不再溢油为止）；
3.8.5. 若变压器内部故障着火则不能放油，以防变压器爆炸；
3.8.6. 变压器着火若需放油，应放入事故贮油坑，不得将油排入电缆沟内，防止火灾蔓延；
3.8.7. 变压器着火，变压器防爆门炸破，且大量漏油时，为防止变压器爆炸，救火人员应远离变压器。
第四节 断路器的异常运行及事故处理
4.1断路器储能电机损坏后不能储能的处理
4.1.1. 立即汇报调度和上级领导，并做好记录；
4.1.2. 立即检查储能电源是否完好，机构箱中的真空开关是否跳开；
4.1.3. 在机构箱中手动启动电机接触器，看能否启动电机；
4.1.4. 如果是电机损坏不能储能，应立即拉开电机电源，手动操作储能；
4.1.5. 进行检修处理。
4.2断路器在运行中发现下列情况应立即汇报调度并停止运行
4.2.1. 套管内有放电声或冒烟、冒气或明显的过热；
4.2.2. 开关本体严重漏气；
4.2.3. 接线端子严重发红或烧断；
4.2.4. 真空断路器出现真空泄露的丝丝声。
4.3 断路器拒绝合闸处理
4.3.1. 检查断路器控制电源、储能是否正常；
4.3.2. 检查气压是否符合要求，否则应予处理；
4.3.3. 将开关退至试验位置，试合开关，检查接触器是否动作，如未动作，则检查控制回路；
4.3.4. 若接触器已动作，开关未合上，则应检查合闸线圈是否烧坏；
4.3.5. 若合闸线圈已动作，则可能是操作机构问题，应立即断开该开关控制电源，防止合闸线圈烧坏。
4.4 断路器拒绝跳闸的处理
4.4.1 正常操作断路器时拒绝跳闸
序号 内容
1 ）若跳闸回路无异常，系断路器机构故障，应把负荷降零，再将开关手动跳开；
2 ）若开关手动无法跳开，应汇报上级领导和调度，停用上一级开关，然后在无电压的情况下，将此开关退至试验位置；
3） 联系厂家处理。
4.4.2事故状态下断路器拒绝跳闸
序号 内容
1 ）若时间允许时，值班人员应立即至拒动开关处，经检查无异常后，就地或手动跳开该开关；
2 ）若继电保护未动作或操作失灵，又有可能引起主设备损坏时，应立即拉开上一级开关；
3） 将拒动开关隔离退出后，恢复上一级电源供电；
4 ）查明原因，对故障开关进行检修。
4.5 需汇报调度情况
值班人员在确知属于下列原因使开关跳闸时，亦必须向调度汇报，听候处理
4.5.1. 操作机构自动脱扣；
4.5.2. 人员过失；
4.5.3. 直流两点接地，已查明原因并已消除；
4.5.4. 无保护动作，电压、电流无异常或经查明系保护误动；
4.5.5. 当线路开关事故跳闸后，值班人员应及时将开关跳闸情况汇报调度和上级领导；
4.5.6. 如判明继电保护装置不正确或发现设备缺陷时，还应同时将事故报告按规定送达有关部门。
第五节 站用电系统的异常及事故处理
5.1.400V母线失电
5.1.1. 若是本站设备故障而造成站用变失电时，应首先尽快排除故障点，恢复站用电；
5.1.2. 若是10kV线路短暂失电，而引起400V开关跳闸，则合上400V开关，恢复400V母线供电。
5.1.3. 若是系统原因造成35kV及10kV线路全部失电，等待系统恢复供电。这时，应当关停不必须运行的设备，保持直流电压不会降低过快，并联系备用电源单位，掌握电来的大约时间，做好送电前的各项准备工作。
5.2 母线接头过热
5.2.1.母线及接头长期允许工作温度不得超过70c，每年应进行一次接头温度测量；
5.2.2.运行中应加强监视，发现接头发热或发红后，应立即汇报调度和领导，采取减负荷等降温措施。