储能电站现场运行专用规程V1.0

建山储能电站 现场运行专用规程

2018年06月

建山储能电站现场运行专用规程

目录

前 言............................................................ 5 1. 变电站基本情况............................................... 6

1.1 变电站简要情况 ........................................... 6 1.2 变电站规模 ............................................... 6 2. 系统运行..................................................... 6

2.1 调度管辖范围的划分 ....................................... 6 2.2 运行方式 ................................................. 6

2.2.1 正常运行方式.......................................... 6 2.2.2 特殊运行方式.......................................... 6 2.3 系统事故处理 ............................................. 6

2.3.1 母线及主要设备的事故处理.............................. 6 2.3.2 储能电池事故处理...................................... 7 2.3.3 线路事故处理方法...................................... 8 2.3.4 母线事故的处理方法.................................... 8 2.3.5 谐振过电压的处理方法.................................. 8 2.3.6 系统单相接地的处理方法................................ 9 2.3.7 升压变事故处理方法.................................... 9 2.3.8 其他事故处理方法..................................... 10

3. 一次设备.................................................... 10 3.1 储能电池.................................................... 10

3.1.1 基本情况............................................. 10 3.1.2 运行注意事项......................................... 10 3.1.3 故障及异常处理........................ 错误!未定义书签。

3.2 SF6全绝缘全封闭紧凑型金属开关柜（充气柜） ... 错误!未定义书签。

3.2.1 基本情况............................................. 11 3.2.2 运行注意事项......................................... 11 3.2.3 故障及异常处理....................................... 12

3.3 电压互感器.................................................. 13

3.3.1 基本情况............................................. 13 3.3.2 运行注意事项......................................... 13 3.3.3 故障及异常处理....................................... 13

3.4 电流互感器.................................................. 13

3.4.1 基本情况............................................. 13 3.4.2 运行注意事项......................................... 13 3.4.3 故障及异常处理....................................... 13

3.5 升压变压器.................................................. 14

3.5.1 基本情况............................................. 14 3.5.2 冷却系统............................................. 14 3.5.3 运行注意事项......................................... 14

3.6 电抗器....................................... 错误!未定义书签。 3.7 电力电容器................................... 错误!未定义书签。 3.8 防雷及接地装置.............................................. 15

3.8.1 基本情况............................................. 25

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3.8.2 运行注意事项......................................... 25 3.8.3 故障及异常处理........................ 错误!未定义书签。

4. 二次设备.................................................... 25 4.1 储能电池自保护.............................................. 25

4.1.1 基本情况............................................. 25 4.1.2 功能配置............................................. 25 4.1.3 运行注意事项......................................... 26 4.1.4 故障及异常处理....................................... 26

4.2 线路保护.................................................... 26

4.2.1 基本情况............................................. 26 4.2.2 功能配置............................................. 26 4.2.3 运行注意事项......................................... 27 4.2.4 故障及异常处理....................................... 28

4.3 电容器保护................................... 错误!未定义书签。 4.4 升压变压器保护............................... 错误!未定义书签。

4.4.1 基本情况.............................. 错误!未定义书签。 4.4.2 功能配置.............................. 错误!未定义书签。 4.4.3 运行注意事项.......................... 错误!未定义书签。 4.4.4 故障及异常处理........................ 错误!未定义书签。

4.5 双向变流器PCS模块.......................................... 29

4.5.1 基本情况............................................. 30 4.5.2 功能配置............................................. 31 4.5.3 运行注意事项......................................... 31 4.5.4 故障及异常处理....................................... 31

4.6 BMS电池管理系统 ............................................ 33

4.6.1 基本情况............................................. 33 4.6.2 功能配置............................................. 33 4.6.3 运行注意事项.......................... 错误!未定义书签。 4.6.4 故障及异常处理........................ 错误!未定义书签。

4.7 防孤岛保护................................................. 36 4.8 站端自动化系统............................... 错误!未定义书签。

4.8.1 基本情况............................................. 38 4.8.2 功能配置............................................. 38 4.8.3 运行注意事项......................................... 38 4.8.4 故障及异常处理....................................... 39

4.9 其他二次设备（SVG、故障录波器）............................. 39 5. 交直流系统.................................................. 41 5.1 直流电源系统................................................ 41

5.1.1 设备基本情况......................................... 41 5.1.2 运行方式............................................. 41 5.1.3 运行注意事项......................................... 42 5.1.4 故障及异常处理....................................... 42

5.2 站用电系统.................................................. 42

5.2.1 基本情况............................................. 42

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5.2.2 运行方式............................................. 42 5.2.2.1站用电源380V系统运行方式 ........................... 42 5.2.2.2交流电源网络方式 .................................... 43 5.2.3 运行注意事项......................................... 43 5.2.4 故障及异常处理....................................... 43

6. 辅助设施.................................................... 43 6.1 变电站消防系统.............................................. 43 6.2 变电站视频监控及安防门禁系统................................ 43 6.3 变电站通风系统.............................................. 44 6.4 预制舱环境监测系统.......................................... 44 6.5 在线监测装置................................................ 44 6.6 防误操作系统（附属）........................................ 44

6.6.1 系统配置............................................. 44 6.6.2 装置使用方法......................................... 44 6.6.3 故障及异常处理....................................... 45 图表 ........................................................... 46 变电站一次系统主接线图 ......................................... 46 变电站站用电系统图、变电站直流系统图、交直流系统空开保险级差配置表 ............................................................... 47 保护配置表 ..................................................... 47 主设备运行参数表 ............................................... 48 变电站现场运行规程修订记录 ..................................... 50

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前 言

为规范建山储能电站运行管理，保证设备的安全运行，***公司组织编写了《***公司建山储能变电站现场运行专用规程》。

本规程主要针对建山储能电站系统运行变电站简介、系统运行、一、二次设备及辅助设施运行与操作注意事项，检修后验收，故障及异常处理、典型操作票、图表等提出了专用要求，适用于建山储能电站。

本专用规程与通用规程共同组成变电站现场运行规程。 本规程由***公司运检部提出并负责解释。 本规程起草单位：*** 本规程主要起草人：

本规程2018年06月20日首次发布。

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1. 变电站基本情况 1.1 变电站简要情况

建山储能电站位于丹阳市丹北镇高桥村308省道东侧，为一座全预制舱户外布置储能电站，全站包含储能蓄电池舱5个，变流器升压变一体舱5个，10kV汇流单元舱1个，10kV所用变1台，2MVar SVG1套，总控舱1个，占地面积约1188平方米。

1.2 变电站规模

建山储能电站10kV出线1回，站内10kV汇流采用单母线接线，出线7回。升压变规模5*1.25MVA，电压等级为0.315/10kV。变流器10台，磷酸铁锂电池组10组，无功补偿装置容量2MVar，所用变容量400kVA。

2. 系统运行

2.1 调度管辖范围的划分 本变电站设备均为镇江市调度管辖 2.2 运行方式 2.2.1 正常运行方式

10kV系统：10kV建储143开关运行于10kV母线，经110kV建山变10kV建储143开关并网运行， 111、112、113、114、115、150开关及1号所用变107开关运行于10kV母线

2.2.2 特殊运行方式 特殊运行方式按调度令执行。 2.3 系统事故处理

2.3.1 母线及主要设备的事故处理

发生事故情况后，应根据保护信号或信息、开关动作、表计指示及设备外部象征等全面分析判断事故的情况。

迅速正确地向调度报告事故发生的时间、事故象征、跳闸开关、保护动作情况、设备状况、处理方法及周波、电压、潮流变化等。根据调度命令进行事故处

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理，若事故危及人身、设备的安全时，则先作紧急处理后再作汇报，整个处理过程须详细记录并录音。

在事故及异常处理告一段落后，需将事故发生及处理过程向有关领导汇报，紧急情况下需立即汇报。在向调度及有关领导汇报时，应按时间顺序将事故发生的时间、事故象征、开关跳闸情况、保护及信号动作情况、处理方法、设备状况等详细说明。

事故处理时必须严格执行发令、复诵、监护、汇报、录音及记录规定，事故的处理必须迅速果断，必须使用规范的调度术语和操作术语，汇报内容应简明扼要。

2.3.2 储能电池事故处理 1、。

2、巡航里程低于额定值影响用户使用，电池组单节容量降低或整体过低，设定标准值充放电性能测试，更换电压过低电池。

3、电池箱体进水电池短路、电子器件失效或损坏、箱体生锈，电池箱体密封不严，提高防护等级绝缘监测，现场做防水处理。

4、电池箱体密封不严，提高防护等级绝缘检测，现场做防尘处理。 5、电池壳体密封不严，更换电池。

6、电池外力损伤，碰撞、安装不规范造成密封结构破坏，制造原因：焊接缺陷、封合胶量不足造成密封性能不好。

7、漏电安全事故，无有效保护措施，提高防护等级漏电检测，现场做防护处理。

8、过电流安全事故，使用电流高于额定电流不保护，输出不受控制安全事故，元器件损坏，更换损坏器件

9、若充电装置因故停运，电池组电压下降迅速，其原因可能是电池欠充或

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电池老化，容量不足，应及时进行测试并进行均衡充电

10、个别电池容量不足，应用专用装置对电池进行充电，如确系电池老化，应进行更换

11、电池壳体膨胀，造成原因有：充电电流过大，内部有短路或局部放电、温度超标、阀控失灵。处理方法：减少充电流，降低充电电压，检查安全阀体是否堵死

12、电池组发生故障时，应迅速将电池总熔断器或空气断路器断开，及时消除故障。

2.3.3 线路事故处理方法

1、馈供出线开关跳闸后，若该出线开关重合闸未投入或重合闸未动作，得调度同意后可不经检查向线路强送一次。

2、线路开关跳闸后，若该线路有带电作业或采用线路无压鉴定、同期鉴定重合闸的，线路指示有电压则不得向线路强送电。

3、线路开关故障跳闸时发生拒动造成越级跳闸，在恢复系统送电前，应将拒动的开关脱离系统并保持原状。拒动开关待查清原因并消除缺陷后方可投入运行。

2.3.4 母线事故的处理方法

当母线设备发生故障时必须查明故障原因，同时将故障点进行隔离或修复后对设备恢复送电。

2.3.5 谐振过电压的处理方法

1、谐振过电压的特征表现均为一相、二相或三相电压越过线电压，其他相电压降低。

2、处理谐振过电压事故的关键是破坏谐振条件。发生谐振过电压时，应根

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据系统情况、操作情况迅速作出判断和处理，在调度指令下进行处理。

3、母线发生谐振时可以在空母线上合一台空载变压器或一条无源线路，以打破谐振条件。操作尽量采用远控方式，不得就地操作压变刀闸，防止谐振压变发生爆炸伤害人身。

2.3.6 系统单相接地的处理方法

1、单相接地处理的操作，应按调度命令或调度许可令执行操作。 2、当发出接地信号，同时母线一相电压降低或为零，其它二相升高或等于线电压，可判为系统单相接地。

3、当系统发生单相接地后，应对发生单相接地的系统所有设备进行检查，检查时应穿绝缘靴，操作设备时须戴绝缘手套。

4、经检查后站内未-发现故障点时，可用拉路的方法寻找接地点，有小电流接地选线装置的可按照选线的顺序逐路试拉，试拉某路后接地信号消失时则判断为该路有接地，但不得用刀闸拉停设备。

5、若因系统原因一时无法进行单相接地处理或无法将接地设备隔离的情况下，允许系统带接地运行，但不得超过2小时。这时，加强对设备的巡视和检查。密切监视接地故障点有无发展趋势。

2.3.7 升压变事故处理方法

1、变压器保护动作开关跳闸，应立即查明跳闸原因，根据保护动作情况和对变压器外部检查情况，作出是变压器内部还是外部故障的判断。

2、非电量和差动保护（或差动速动保护）同时动作跳闸，在未查明保护动作原因和消除故障前不得强送。

3、变压器的非电量或差动保护之一动作跳闸，在检查变压器外部无明显故障，经瓦斯气体检查及试验证明变压器内部无明显故障后，在系统急需时，经公司总工程师同意，可以试送一次。

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4、如因越级跳闸或差动二次回路故障而造成误动作，可以试送一次。 5、变压器后备保护动作跳闸，主变差动及瓦斯保护未动作，应对变压器进行外部检查，在查明故障点并有效隔离后，可对变压器试送一次；若主变回路及母线检查均正常，则拉开母线上所有出线开关后，可以试送一次，试送成功后，再逐路试送出线开关。

6、变压器有下列情况之一者应立即停运： 变压器响声明显异常增大，存在局部放电声； 发生异常过热现象； 变压器冒烟着火； 2.3.8 其他事故处理方法

1.SVG故障跳闸后，需放电15分钟后才可打开功率单元检查门。在接触设备时应验电接地。

2.变流器故障退出后，应先将变流器控制开关切至就地退出，分开直流侧、交流侧空气断路器后，在验电接地后才可打开检修门检查。

3. 一次设备 3.1 储能电池

3.1.1 基本情况

本电站装有5MW/10MWh的磷酸铁锂电池组，采用预制舱户外布置，共5个预制舱，每个预制舱安装0.5MW磷酸铁锂电池组2组。每组电池组分为3簇并联，每簇采用120个电池单元串联，每个电池单元由单体电压3.2V的电池6并2串组成。

3.1.2 运行注意事项

（1）充电操作时要有专业人员进行看护，充电过程中确保插头与插座接触良好，确保充电设备工作正常，确保电池组个链接点接触良好。如果出现异常，

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需要修复后才能充电。

（2）充电和放电前检查BMS的显示器上显示的电池电压、温度、压差等状态，确保所有值都处于正常范围内；

（3）充电和放电时尽量避免有水或其他导电物体溅到电池上盖与极柱处，例如暴露在大雨中使用；

（4）根据电池或电池组实际使用状态估计电池的充电和放电时间，在充电末期和放电末期注意观察电池或电池组是否存在异常，如电池的电压差问题。

（5）电池数据需要拷贝发送给厂家作为检查。

3.2 SF6全绝缘全封闭紧凑型金属开关柜（充气柜）

3.2.1 基本情况

本站10kV汇流单元采用深圳东升源电气设备有限公司生产的DSY-12/V+型SF6全绝缘全封闭紧凑型金属开关柜（充气柜）。整体全封闭设计，弹簧操作机构，可以电动及手动储能，闸刀、地刀采用手动操作。

3.2.2 高压断路器的允许故障跳闸次数 PV-12/1250-25型SF6断路器：30

3.2.3 SF6全绝缘全封闭紧凑型金属开关柜正常、告警、闭锁压力数值表 SF6全绝缘全封闭紧凑型金属开关柜相关气体压力参数（单位：bar）： 项目 额定气压 “SF6泄漏”报警气“SF6泄漏”闭锁气压 压 1.25 1.1 开关设1.4 备 3.2.4 运行注意事项

1.分合开关的操作应在监控后台机进行，操作前应确认开关柜面板上的“远

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方/ 就地”转换开关在“远方”位置。

2.SF6柜中的所有组件在申明的产品寿命期内都是免维修的。该柜子是由不锈钢制造的。如果仪表板被划伤或损坏，就必须用油漆修复，以免腐蚀。

3.设备的机械部分位于柜子的外面，前面板之后，这样，如果需要，就可以比较方便的进行操作和更换。

4.机械部分经过了表面防腐处理。其活动部分在出厂前进行了润滑，以满足产品寿命期的使用。在极端环境下（灰尘 沙子和污染）则必须进行检查和维修，而在某些情况下，可能必须更换，检查润滑油是否被从机械活动部分中冲洗或擦掉了。

5.SF6充气柜作为一个压力封闭系统，正常情况下不需要特殊检查，但在运行之前一定要检查压力表上的气体压力

6.在室内环境下运行的设计寿命超过30年，开关设备为气密型，气体泄漏的期望值小于每年0.1%。参考压力1.4bar，开关设备在其设计寿命期间维护气密性，并且其气体压力大于1.3bar，在20c以下。

3.2.5 故障及异常处理

1）巡视中如发现气压表压力下降、异常响声，有刺激气味等异常情况时，应立即汇报调度及检修部门，并采取相应措施；

2）发生SF6气体压力降低报警时，应立即到现场检查压力和气室，确定是否漏气，若发现大量漏气，应立即汇报调度申请停电处理；

3）当开关SF6压力降低至闭锁值，开关处于闭锁分、合闸状态，应立即将开关转为非自动，并汇报调度，听侯处理。

4）当充气柜装置发生事故造成气体外泄，人员不能随意进入现场，应先打开所有通风装置进行通风15分钟，进入现场必须戴好手套及防毒面具；

5）弹簧未储能时，应检查储能空开是否合上，直流电源是否存在等。

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6）控制回路断线时，应确认直流电源是否存在、控制电源空开是否合上、闸刀是否到位、弹簧是否储能等情况。

3.3 电压互感器

3.3.1 基本情况

10kV系统为单母线接线，母线上装有一组电压互感器，为10kV母线压变，为浙江天际互感器有限公司生产的JDZX9-10型。

3.3.2 运行注意事项

1）压变冷备用状态，其高、低压侧均应在断开位置。将压变停用应按照先低压后高压的顺序，投运时顺序与此相反。

3.3.3 故障及异常处理

压变发生异常可能发展成故障时，不得用近控方法拉开压变一次隔离开关，不得将压变次级与正常运行压变次级并列，可远控操作压变一次隔离开关将压变停用，如无法用一次隔离开关进行隔离，可用断路器切断所在母线的电源，再将压变隔离。

3.4 电流互感器 3.4.1 基本情况

10kV计量流变为浙江天际互感器有限公司生产的LZZBJ9-10型电流互感器。 3.4.2 运行注意事项 防止流变二次开路。 3.4.3 故障及异常处理

流变二次开路后，应确定是流变测量回路还是保护回路开路，并立即汇报调度及工区（分公司），转移负荷或停电处理。紧急情况下，可先拉停断路器后，再汇报调度和工区（分公司）。

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3.5 升压变压器 3.5.1 基本情况

变电站现有5台10kV主变压器，为江苏中天有限公司生产的1250/（630-630）kVA干式环氧树脂绝缘双绕组变压器。额定电压比10.5±2*2.5%/0.315-0.315，联接组标号：Dy11，y11。

3.5.2 冷却系统

冷却方式有自冷（AN）和强冷（AF）两种。自冷（AN）时，输出容量为100％，强冷（AF）时，可提高变压器出力40％～50％，非常适用适时过载和季节性过载。

3.5.3 运行注意事项 运行中的监护

1) 经常观察负荷情况和变压器的温度情况。 2) 经常检查风机能否启动﹐是否有断相情况。

3) 如发现有过多的灰尘聚集﹐应在可断电的情况下用干燥、清洁的压缩空气来清除这些灰尘。

4) 本产品停运后﹐经绝缘检测﹐无异常情况可直接带负荷投入运行。 5) 本产品的温控器可按表1调节

表1 温度控制器的温度设定及调节范围

项 目 出厂设定（℃） 调节范围（℃） 风机启动 80 60-100 风机停止 100 80-120 高温报警 130 110-150 超温跳闸 150 130-170 6) 只要电网电压最大值不超过相应分接电压的5%﹐变压器可安全运行。 7) 无励磁调压的变压器﹐在完全脱离电网（高、低压侧均断开）的情况下﹐用户可根据当时电网电压的高低按分接位置牌所示﹐进行三相同时调节。

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8) 有载调压变压器﹐当电网电压波动时﹐可在负载的情况下﹐通过自动控制器或电动、手动操作来改变线圈匝数﹐从而稳定输出电压。

9) 变压器的附件﹐如温度控制器、开关、冷却风机等的使用﹐请参阅有关说明书﹐在附件调试正常后﹐先将变压器投入运行﹐再将附件投入运行。

3.6 SVG 3.6.1 概述

本站安装有新风光电子科技有限公司SVG-C2.0/10系列高压动态无功补偿装置一台。额定容量为±2Mvar，能够在+2000kVar（感性）到-2000kVar（容性）范围内对无功进行连续平滑调节调节。

3.6.2 SVG无功补偿基本原理

在交流电路中，电压和电流的相位有三种情况，当负载呈现纯电阻特性时，电压和电流相位相同；当负载呈现电感特性时，电压相位超前电流相位；当负载呈现电容特性时，电压相位滞后电流相位。SVG基本原理就是将自换相桥式电路通过变压器或者电抗器并联到电网上，适当地调节桥式电路交流侧输出电压的幅值和相位，或者直接控制其交流侧电流使该电路吸收或者发出满足要求的无功电流，实现动态无功补偿的目的。

主回路部分由隔离开关QS1，接触器KM1，缓冲电阻R及状态检测器件等多个部分组成，如图3.7所示。

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图3.7控制柜中主回路图

隔离开关QS1是在系统维护时，为保证人身安全而隔离现场电网高压的安全防护器件，隔离开关QS1的操作必须在确认上一级开关柜断开情况下进行，不允许在高压送达时操作。

SVG系列产品的启动方式设计为自判断启动，隔离开关QS1合上，系统电网通过缓冲电阻对功率模块的电容进行充电。单元母线电压达到稳定后，闭合接触器KM1（或断路器QF），旁路缓冲电阻，完成整机上主电过程。

控制部分由主控箱、PLC、HMI、开关电源、继电器、滤波器、空气开关、自主开发的不间断二次电源系统等部分组成。

运行方式包含了五种：恒装置无功功率模式、恒考核点无功功率模式、恒考核点功率因数模式、恒考核点电压模式、恒考核点无功功率模式2。由下拉框选定，并于右侧设定目标值，目标值可随时更改，更改后可根据检测值检查补偿效果。如下表3.2所示，对“运行方式”进行了详细说明。

表3.7 SVG系统运行方式 运行方式 恒装置无功功率模式 说明 SVG固定发送或吸收所设定大小的无功功率 建山储能电站现场运行专用规程

恒考核点功率因数模式 恒考核点电压模式 在SVG补偿容量范围内对考核点以设定的功率因数（-100%～+100%）为目标进行补偿。 以用户设定电压值为目标，通过调节无功输出从而使电网电压稳定在设定值附近。 通过调节SVG的无功输出从而使考核点无功功率稳定在设定值附近。 该模式检测负载侧无功功率，调节SVG的无功功率，以使系统侧无功功率为零或稳定在设定值。 恒考核点无功功率模式 恒考核点无功功率模式2 3.6.3 SVG使用注意事项

本产品属于微电子技术、光电通信技术、高压应用技术、电子计算机技术等现代电力电子变换技术的高科技产品，使用时务必注意且满足如下规定。

● 使用环境应符合产品的技术条件要求。

● 安装应该由符合电气设备安装条件的有资质的正规安装公司或由生产厂家进行安装。

● 产品的操作使用人员必须是经过专业训练的电气设备操作使用人员。 ● 产品在使用过程中必然会不断地凝集灰尘以及各种杂质，必须定期进 行清理维护，特别是功率柜进风窗过滤棉必须定期清理！建议1个月清理一次。

● 产品经过一段时间的运行后，由于风机的振动和其它机械震动可能引起电气接触部件的松动，以至于引起接触不良甚至损坏元件、部件及整机，造成用户的不便和损失。因此，在使用一段时间后需要进行维护和清理检查避免造成损失。

● 应该经常检查电气设备的绝缘有无损坏（如主回路大线）、缓冲电阻是否损坏、柜门是否完好，保护接零或保护接地是否正确，接地阻抗是否符合要求。

● 应该形成记录设备运行状况的制度和应用维护制度。

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3.6.4 SVG开停机操作步骤

为使SVG装置在现场能够以最优的状态运行，装置在公司和现场调试时已对参数进行了最优配置，若无必要请勿改动，系统有所变动时请咨询本公司。对于需要改动的参数，请被授权人员（高级用户或调试人员）根据咨询结果进行相应改动。开停机是在图4.3所示的监控界面完成（开停机控制选择为人机界面时，若为远程或后台控制步骤与此相同）。

开机步骤：设置装置需要的运行模式（图4.3界面左下角进行设置）→点击合闸按钮→点击开机按钮。

停机步骤：点击停机按钮→点击分闸按钮 详细上电开机过程如下：

进行SVG操作前请先确认上级开关柜小车已摇出，且SVG高开柜地刀处于合状态，即开关柜处于冷备用状态。

按照接线、安装说明对于二次线回路部分进行并详细检查，无误后方可进行下一步送控制电操作。

客户现场配电室将AC380V（三相四线配电系统）电源或者DC220V 电 源 送 至 SVG，为 SVG二次系控制统供电。图6.1所示为SVG控制柜内供电开关配置，其中QF1为AC220V电源空气开关，QF2为DC220V 电源空气开关，QF3为功率柜散热风机电源空气开关。

将以上QF1、QF2空气开关拨到合的位置，给SVG二次控制系统供电，上电后HMI（人机界面）进入开机，根据所授权的用户等级（普通用户、高级用户），输入相应的密码，SVG进入自检画面，通过自检后 ，HMI 进入装置监控界面，通过此界面中状态框状态和相关提示进行相应操作，如图4.3 所示。

闭合 SVG 控制柜风机电源空气开关QF3。电源送达后按住控制风机的中间继电器 KM2 凸起（如图5.1 所示，如果没有该接触器的机型，请联系我司售后

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人员，在他们的指导下进行风机转向测试）或相应接触器的动铁芯大约 2 秒，松开，观察风机转向是否与图标一致。如不一致，调整任意两相相序。

图3.1 控制柜布局

关闭装置所有柜门，检查主回路隔离开关状态，在上级开关柜冷备用状态下闭合 SVG 隔离开关，如图 5.2 所示。

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图3.2 隔离开关闭合时操作杆位置

按照规程将上级开关柜小车摇进，开关柜转为热备用状态，准备给SVG装置送入主电。

送主电过程中后台控制室和SVG安装室分别有工作人员在场，观察装置并相互通报状态，送电过程中发生异常现象，请及时分断SVG上级高压开关柜。

主电送入SVG后，各功率单元开始工作，单元进行自检。HMI装置监控页面“高压”灯亮起，表明主电已送达，可进行下一步操作。HMI装置监控页面“合闸条件”背景颜色变为“绿色”，代表允许合闸；若显示红色则不允许合闸，点击“合闸条件”在弹出的窗口对显示红色的项目进行检查和处理。

查看HMI“母线电压”页面显示的单元母线电压是否均压（差值＜50V）。旋开柜门急停（如图5.3所示），按下装置监控页面“合闸”按钮，装置将从充电状态进入就绪状态，此时装置监控页面“就绪”灯亮起。

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图3.3 柜门急停

由下拉框选择运行模式，输入框中设定控制目标，然后进行开机。 若单元或系统发生故障，则HMI装置监控页面“故障”灯亮起，同时控制柜柜门警报灯周期性报警，SVG自动关机并断开SVG本身并网主开关，若该故障设定联跳功能则联跳上级开关柜断路器。排除故障后，点击装置监控页面“复位”按钮对SVG进行复位，而后可对SVG重新开机。

详细停机断电过程如下：

1）点击HMI装置监控页面“停机”按钮，SVG正常停机，SVG将从运行状态转到停机状态，“停止”灯亮起。

2）点击HMI“分闸”按钮断开SVG主开关。注意：此时主回路依然有高压。 3）远方操作断开上级开关柜断路器，开关柜转热备用 4）手动摇出上级开关柜小车，转冷备用，并接地。 5）断开SVG隔离开关。

6）观察HMI各单元直流母线电压显示，等待直流母线电压降为0V，再等待10分钟。然后断开SVG控制柜电源空气开关QF1、QF2、QF3

7）在配电室依次断开SVG AC380V、AC220V或DC220V电源开关。

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3.6.5 SVG开停机注意事项

1）SVG系列产品操作使用时必须严格遵守相关的操作规程，任何错误的操作都可能导致人员伤害和设备损坏。

2）SVG为高压设备，操作时必须有高压危险意识，严格遵守操作手册。 SVG中的有关参数出厂时已经设置完毕，如果对SVG和负荷系统没有足够的了解，请不要随意更改参数，否则可能会造成系统异常，甚至发生重大事故。

正常运行时，不可随意按动HMI或柜门操作按钮，否则可能引起系统误动作。 SVG的操作维护人员必须经过专门培训，同时应仔细阅读本用户操作手册。 本产品的控制柜后半部分、功率柜、电抗器柜等均属高压危险区域，在高压通电情况下严禁打开柜门进行作业。

7）重要注意事项

● 系统电压应在额定标称的±10%之间。

● 送电、断电顺序应遵循：送电时先送控制电，待控制电上电正常后，再送高压电；断电时先断高压电，待高压电放电完毕后再断开控制电。

● 运行当中用户应随时监视运行情况，出现问题时能及时停机。 ● 应保证室内良好通风，维持环境温度在-10～+40℃范围。 3.6.6 SVG的维护

投运1周左右，停机，断主电，对导电连接部位、接地线等处的螺钉、螺栓等做紧固处理，满足接触可靠的要求。

● 投运后，每一季度应重复进行一次测量接触点温度的工作。 ● 运行后应每年安排一次计划停机，并打开一个功率单元抽检电容，对于薄膜电容壳体应无异常，密封面应平滑、颜色黑亮。若其中任何一个电容出现异常应立即通知厂家进行处理。

● 运行中每天巡视SVG状态，如果装置内发出异常声响，排风口处没有

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出风或风量比平时偏小，则应立即停机断主电检查装置进风口是否有异物遮挡、冷却风机是否良好、排风管道是否堵塞。根据实际情况进行更换风机、清理风道的处理。当装置内出现异味（特别是臭氧味）时，应立即通知厂家处理。

● 室内应保持清洁，避免灰尘积累。

● 室内需做防鼠害处理，避免小型动物进入SVG柜体。

● 注意保持室内温度，当室内温度高于38℃应尽量做降温处理，如加强室内外通风，开启空调等。

3.6.7 SVG的定期检查

用户根据本用户操作手册相关内容并根据现场环境条件，每3个月对SVG产品进行一次定期检查。检查内容如下：

● 对功率柜进风窗过滤棉和风道内进行全面清理，清除过滤棉和风道内积聚的堵塞物；

● 接线端子螺丝是否松动；

● 回路端子是否有接触不良的情况，铜排连线处是否有过热痕迹； ● 电缆、控制电缆有无损伤，尤其是与金属表面接触的表皮是否有割伤的痕迹；

● 电缆接线鼻的绝缘包扎带是否已脱落； ● 各风机是否运行正常。 3.6.8 SVG维护注意事项

SVG许多内部端子上存在足以致命的高电压。另外，散热器和其它一些内部元件温度较高，所以在接触和操作SVG时要遵循以下原则。

1.使用人员必须接受培训，熟悉SVG的结构，并掌握实际运行知识及注意事项。

2.只有经过上述培训的人员才允许操作、维护、维修SVG。

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3.检修时，严格遵守操作票制度，要确保SVG控制柜上的隔离开关断开，并且有其他监护人员在场。

4.只有在装置不带电（高压电和控制电），并且不存在高温时才能接触柜内部件。

● 维护时必须遵守高压操作规程，如戴绝缘手套、穿绝缘鞋、戴安全眼镜等。

● 安装安全防护栏(标有高压危险) ，使用中不要将其挪为他用。 ● 禁止把易燃材料(包括设备图纸和用户手册)放在SVG附近。

● 在处理或测量装置内部件时要谨慎操作，注意不要让仪表引线互联或接触其它端子。

● 禁止在主电路有电时断开散热风机电源，否则会引起设备故障。 ● 在搬运SVG时，装车必须对称、平整；在卸货时确认用于放置的地面是水平的。

● 用户进行故障维护仅限于记录故障现象，并在必要时更换单元，进一步的维修应移交厂家进行处理。

● 更换单元必须在SVG停主电超过15分钟然后停掉控制电后方能进行。 ● 任何不正确的操作都可能导致人员伤害或SVG损坏。

● 遵守在本手册中提及的其它安全注意事项，以防止人员伤亡和设备损坏。 ● 断电插拨装置的各种插件。

● 不要触摸印制电路板上的芯片和器件。

● 使用合格的测试仪器和设备对装置进行试验和检测。

● 在对电流互感器进行操作前，应确保其副边保持短路。请勿断开工作中电流互感器的副边。

3.7 防雷及接地装置

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3.7.1 基本情况

变电站避雷器具体型号、配置情况及主要参数如下： 序电压等型号 安装位置 厂家 号 级（kV） 1 YH5WZ-17/45 10 10kV出线 江苏新澳电气有限公司 2 HY5WR-17/46 10 10kV所用变 西安高压电瓷厂 3.7.2 运行注意事项

其余项目参见江苏省电力公司《变电站通用运行规程》的相关部分。 3.7.3 故障及异常处理

其余项目参见江苏省电力公司《变电站通用运行规程》的相关部分。

4. 二次设备

4.1 储能电池保护 4.1.1 基本情况

本站每组蓄电池均配有BMS系统一套，用于蓄电池组的测控、保护，确保锂电池不会被过充、过放、过流、短路及超高温充放电。

4.1.2 功能配置

1、过电压保护和低电压保护。储能电池可承受过瞬时过电压和低电压状态；但若承受长时间的过电压或者低电压，电池将会遭受不可逆的破坏。对于有人值守储能电站。过（低）电压保护动作于发信；对于无人值守储能电站，过（低）电压保护直接动作跳闸，使得储能电站与负荷解列。

2、直流储能单元需要考虑过热保护及过流保护。当储能电池在低电压下恒流充电或在给定电压下增大电流运行，均会引起储能电池温度的上升。电池过流会导致电池过热，最终会使电池组融化。

3、直流储能单元电流（压）变化速率保护。当电池内部发生短路故障的瞬

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间，储能系统中会出电流快速上升和电压迅速下降，给储能系统带来巨大的电磁冲击和机械冲击，严重会使电池烧毁。电流（压）变化速率保护可以防止电池被烧毁。

4、直流储能单元充电保护。充电系统具有过压保护、过流保护、欠流保护等功能，同时在充电过程中与电池管理系统（BMS）进行实时通信，监测充电状态，充电装置和电池组任一方面出现故障时，充电装置都会停止充电。

5、储能电池保护有多种配置方案，均包含上述几种基本保护；通常可根据储能电站电池的内阻、外接线路阻抗、电池的放电及充电特性等来选择具体配置。

4.1.3 运行注意事项

1、电池过充放问题：锂电池上安装保护板解决过充过放问题；

2、内部短路：采用无尘级车间控制杂质，员工做好人员的防护和现场5S；避免搬运过程的磕碰；采用高强度隔膜，如：陶瓷隔膜；

3、外部短路：电池组上加装熔断器；做好培训，避免人员的误操作； 4、电池受外力撞击或穿刺：电池组加装高强度的外壳；使用阻燃电解液和高强度隔膜等等。

4.2 进线保护 4.2.1 基本情况

本所10kV进线建储143采用北京四方生产的CSD-213型光纤纵联差动保护装置。

4.2.2 功能配置

光纤纵联差动保护测控装置是以光纤纵联差动保护为主保护，以电流电压保护为后备保护。

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该装置保护方面的功能（本站使用的）有:

a) 光纤纵联差动保护、CT断线告警及闭锁差动保护、CT饱和检测、长期差流告警；

b) 三段式过电流保护，每段可选择投入复压闭锁元件和方向元件； c) 两段式零序过流保护； d) PT断线后过流保护； e) 三相重合闸； f) 合闸加速保护； g) 过负荷保护；

4.2.3 运行注意事项 保护装置的压板: （1）保护跳闸压板LP1 （2）重合闸压板LP2 （3）闭锁重合闸LP3 （4）投光差保护LP4 （5）投低周减载LP5（停用） （6）投低压减载LP6（停用） （7）装置置检修LP7

装置投运前应仔细核对下列检查项：

a) 如无特殊需要，应清除装置内的试验记录数据； b) 装置应无任何告警呼唤异常现象； c) 装置各组定值应与定值清单相符；

d) 装置运行定值区和保护投退压板应符合设备的运行要求。

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装置反映的断路器位置及其他辅助开关位置应与实际情况一致。 4.2.4 故障及异常处理

1）继电保护及自动装置动作后，变电运维人员必须及时准确地将动作情况进行检查和记录，有继电保护动作记录卡的应使用记录卡进行检查记录，并及时向有关调度和运行管理单位汇报。

2）如发现可能使保护及自动装置误动的异常情况时，应立即向有关调度汇报，并及时通知有关检修部门处理。

3）微机保护故障时，应立即汇报相关调度和工区（分公司），停用有关保护，进行装置重启。若重启正常，观察一段时间无异常后汇报调度和工区（分公司），将保护启用；若重启不正常，应汇报调度和工区（分公司），联系处理。

4）遇有下列情况之一者，应立即汇报调度和工区（分公司），将继电保护及自动装置停用：装置冒烟着火；装置内部出现放电或异常声；装置变形、继电器过热变形；其它能引起有明显误动或拒动危险的情况；装置面板无任何显示，电源灯、运行灯熄灭；装置出现严重故障信号且不能复归。

4.3 出线保护 4.3.1 基本情况

本站10kV出线储一111-储五115、SVG150采用南京南瑞生产的RCS-9611型微机测控保护装置。

4.3.2 功能配置

该装置保护方面的功能（本所使用的）有: （1）三段式过流保护。 （2）加速段过流。

（3）三相一次重合闸（分检无压和不检），本所不检。 （4）低周减载保护（退出）。

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4.3.3 运行注意事项 10kV出线所具有的压板: （1）保护跳闸压板LP1 （2）重合闸压板LP2 （3）闭锁重合闸压板LP3 （4）投低周减载LP4 （5）装置置检修LP5

4.3.4 故障及异常处理

1）继电保护及自动装置动作后，变电运维人员必须及时准确地将动作情况进行检查和记录，有继电保护动作记录卡的应使用记录卡进行检查记录，并及时向有关调度和运行管理单位汇报。

2）如发现可能使保护及自动装置误动的异常情况时，应立即向有关调度汇报，并及时通知有关检修部门处理。

3）微机保护故障时，应立即汇报相关调度和工区（分公司），停用有关保护，进行装置重启。若重启正常，观察一段时间无异常后汇报调度和工区（分公司），将保护启用；若重启不正常，应汇报调度和工区（分公司），联系处理。

4）遇有下列情况之一者，应立即汇报调度和工区（分公司），将继电保护及自动装置停用：装置冒烟着火；装置内部出现放电或异常声；装置变形、继电器过热变形；其它能引起有明显误动或拒动危险的情况；装置面板无任何显示，电源灯、运行灯熄灭；装置出现严重故障信号且不能复归。

4.4 站用变保护 4.4.1 基本情况

本站10kV站用变采用南京南瑞生产的RCS-9621型微机测控保护装置。

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4.4.2 功能配置

该装置保护方面的功能（本所使用的）有: （1）三段式过流保护。 （2）加速段过流。 4.4.3 运行注意事项 10kV出线所具有的压板: （1）保护跳闸压板LP1 （2）装置置检修LP2

4.4.4 故障及异常处理

1）继电保护及自动装置动作后，变电运维人员必须及时准确地将动作情况进行检查和记录，有继电保护动作记录卡的应使用记录卡进行检查记录，并及时向有关调度和运行管理单位汇报。

2）如发现可能使保护及自动装置误动的异常情况时，应立即向有关调度汇报，并及时通知有关检修部门处理。

3）微机保护故障时，应立即汇报相关调度和工区（分公司），停用有关保护，进行装置重启。若重启正常，观察一段时间无异常后汇报调度和工区（分公司），将保护启用；若重启不正常，应汇报调度和工区（分公司），联系处理。

4）遇有下列情况之一者，应立即汇报调度和工区（分公司），将继电保护及自动装置停用：装置冒烟着火；装置内部出现放电或异常声；装置变形、继电器过热变形；其它能引起有明显误动或拒动危险的情况；装置面板无任何显示，电源灯、运行灯熄灭；装置出现严重故障信号且不能复归。

4.5 双向变流器PCS保护模块 4.5.1 基本情况

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本站配有10台中天科技有限公司生产的ZTT-TM-500KE储能变流器，该型变流器采用了先进的数字控制技术，优化了控制性能并且提高了系统的可靠性，适合于不同电池充放电需要，并且在结构上进行模块化设计，方便安装与维护。

4.5.2 功能配置

1.接受电网调度，具有 RS485、CAN、以太网等多种通讯方式。 2.双向逆变，对蓄电池充放电。

3.恒流充电、恒压充电、恒功率充电（DC）、恒功率充电（AC）等。 4.恒流放电、恒压放电、恒功率放电（DC）、恒功率放电（AC）等。 5.离网系统的逆变组网功能，具有带不平衡负载能力。 6.具有多立逆变的并联功能。

7.可支持多种电池接口，如锂电池、铅酸电池、液流电池、超级电容等。 8.完善的通讯和保护功能。

9.低电压穿越、无功补偿、有功功率调节等功能。 10.并网和离网系统的无缝切换功能（需外置晶闸管组）。

4.5.3 运行注意事项

ZTT-TM-500KE必须定期进行维护，其维护工作包括： （1）定期检查设备内部的连接线，必要时对其更换； （2）定期对元器件的功能进行测试； （3）定期检查接触接头；

（4）如果有必要定期对机箱内部进行清洁。

下表为一般环境中对ZTT-TM-500KE变流器的定期维护，在安装灰尘较大的环境下，相应的维护时间应该缩短。

表8-1 变流器的定期维护 维护工作 维护 间隔时间 建山储能电站现场运行专用规程

定期清洁机柜表面。 定期更换防尘网。 检查所有的电缆线的连接是否松动，如有松动，必要进行紧固；检查连接端子和绝缘是否有变色或脱落，对损坏或腐蚀的连接端子进行更换。 制冷风扇功能的测试：检查所有风机的功能和运行噪音，并且风扇在运行中可以根据温度调节器控制其启动。 检查粘贴的警告标签是否牢固或清晰，有必要时进行更换。 风机定期更换。 保护设备功能的测试包括：线路中的断路器，电源开关。

4.5.4 故障及异常处理

12月 6—12个月 12月 12月 12月 5年 12月 当储能变流器不能按照预期输出或充放电量发生异常变化时，在咨询专业维护人员之前，请注意检查如下事项： 故障类型 可能原因 简单处理 直流过压

电网过压

电网欠压

电网过频 电网欠频 交流漏电流保护 交流过流

直流电压高于最 大直流电压 电网电压高于许允电 网电压范围 上限

电网电压低于允 许电 网电压下限

电网频率大于允许电网频率范围

电网频率小于允许电网频率范围

储能变流器交流侧对地漏电流超过限定数值 器储能变流存在短路或内部电子 元器件损坏 储能变流器内部

温度高于允许模块温度高于允 许值

检查储能电池的配置，

减小储能 电池组的开路电压 检查电网

检查电网

备注

请与储能电池供应商 联系

电网电压恢复至允许 范围后可重新运行

电网电压恢复至允许 范围后可重新运行

检查电网电网频率恢电网频率恢复至允许范围后复至允许范围后可可重新运行 手动重新并网

检查电网电网频率恢电网频率恢复至允许范围后复至允许范围后可可重新运行 手动重新并网

漏电流恢复至正常范围后可

重新运行 检查储能变流器交流侧电路的线缆连接以及控制电路板是否存在问题 待设备内部完全断电后，检修冷 却风扇

待设备内部完全断电后，检修模 块

具体请联系本公司

环境过温 模块过温

若故障每天发生超过10 次，请联系本公司 若故障每天发生超过 10 次，请联系本公司

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电抗器过 温

电抗器温度高于 允许值待设备内部完全断电

后，检修电 抗器 若故障每天发生超过

10 次，请联系本公司

模块故障 机器内部故障 机器内部故障。先断若故障每天发生超过

开交直流 电，等控制电断电后重5次，请联系本公司。

新上电运

行，若故障依然存在请联系本公司

交流主接机器内部与待设备内部完全断电若故障每天发生超过 触器 电 故障 相网连 的接触后，检修接触器 5次，请联系本公司。

器故 障

直流主接机器内部与待设备内部完全断电若故障每天发生超过 触器 电 故障 相池连 的接触后，检修接触器 5次，请联系本公司。

器故 障

直流侧故直流侧熔断待设备内部完全断电具体请联系本公司

器或 后，检修熔 防雷器发生故断器，更换熔丝，检查 障

障 防雷器。

交流侧故交流侧防雷待储能变流器完全断具体请联系本公司

器或 电后，更换 更换熔 交流熔丝故障 同型号防雷器。 障

丝。

电网恢复正常后可重 孤岛保护 储能变流器检查电网

检测 新并网 到孤岛现象 生

4.6 BMS电池管理系统 4.6.1 基本情况

本站配有中天科技有限公司电池管理系统（BMS）10套，每组蓄电池配有1

套。该系统采用“三级”控制的架构。三级控制模式包含三层主控与二层控制器，从控QT-SBMU-36T12D三层。从控负责电池电压、温度采集，通过CAN总线上报给二层控制器QT-SBCU。二层控制器负责电流、总压、绝缘等采集以及SOC估算。三层主控QT-SBAU负责策略控制，当需要部分组电池组不参与充放电时，三层主控通过CAN总线通知相关二层控制器，切断继电器。

4.6.2 功能配置

BMS系统供电采用DC24V，每个SBAU系统组成一个单独系统。每个SBAU进行单独供电，由UPS输出供AC220V。SBAU主控盒上预留电源开关，当该开关断开后，该组后端所有SBCU以及SBMU全部掉电。电源集中供电，保证系统上电、下电的一致性。

SBCU高压盒预留电源开关，默认开关处于“开”状态，系统的上、下电由SBAU控制，但是当该SBCU电池组故障时，可关闭该组电源，其它组可正常运行（处于限功率状态）。

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SBMU电源，完全受SBCU控制，当所在组SBCU上电后，该SBMU上电；反之，该组SBCU未上电，此SBMU下电。 A.就位检测（参数下发）

SBAU上电检测SBCU就位数量并下发参数，当10组 SBCU都就位，SBAU允许满功率充放电；当SBCU就位数少于10组就位时，SBAU根据具体就位数进行限功率运行。（BMS给PCS/EMS发出最大充放电电流）。最少支持7组（上位机可设置）运行，低于7组（上位机可设置）时，SBAU不就位，不能进行充放电。 B.绝缘检测

当SBAU参数下发完成后，进行绝缘检测。当电池组绝缘值高于报警阈值后，进行下一步压差检测。 C.压差检测

当SBAU检测绝缘通过后，进行总压压差判断。当电池组总压最大总压与最小总压之间压差小于“电池组允许吸合最大总压差6V”（参见附件二 电池组配置参数表），BMS认为，所有就位电池组压差较小，符合吸合继电器条件，则进行闭合所有SBCU主负继电器，进入预充均衡流程。

当SBAU检测当前就位总压差超过允许值，此时，SBAU报总压差大故障，需人工干预，关闭故障组电池组，或启用维护模式，人工对电池组进行均衡。 D.预充均衡控制

SBAU在进行预充均衡控制时，先控制所有SBCU，闭合主负继电器和预充继电器。当SBCU检测到预充电流小于1A，预充时间约5S，预充前后电压小于10V，则SBCU报预充完成，此时SBAU检测所有预充完成后，控制吸合主正，断开预充继电器。

4.6.3 运行注意事项 1） 充电流程（自动运行模式）

在充电模式下，当BMS发生一级充电报警时，系统通知PCS降功率充电；当BMS发生二级报警时，系统通知PCS停止进行充电，此时系统可进行放电操作；当BMS发生三级报警时，系统通知PCS停机，BMS延时3S后切断继电器。

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另外，电池充满PCS停机后，BMS强制SOC置为100%。“充满标志位”置位。充满标志位在放电情况下，SOC小于95%时，取消“充满标志位”，系统可进行充电。

2） 放电流程（自动运行模式）

在放电模式下，当BMS发生一级放电报警时，系统通知PCS降功率放电；当BMS发生二级报警时，系统通知PCS停止进行放电，此时系统可进行放电操作；当BMS发生三级报警时，系统通知PCS停机，BMS延时3S后切断继电器。

另外，电池放空PCS停机后，“放空标志位”置位。放空标志位在充电情况下，SOC大于20%，同时最低单体电压大于3.0时，取消“放空标志位”，系统可进行放电。

3） 系统保护（自动运行模式）

一级报警发生时，BMS通知PCS降功率运行；二级报警发生时，BMS通知PCS停机；三级报警发生时，BMS通知PCS停机，延时后，BMS主动断开继电器。 系统在正常模式运行时，通过上位机控制继电器状态，系统就进入调试模式，进入调试模式后，需要重启系统才能回到正常模式。一般在系统出现三级报警后，需要进入调试模式，人为干预系统恢复正常。

当电池簇出现单体压差大，总压大或发生三级报警需要维护时，可通过SBAU上位机，人工控制故障簇电池组进行单独充放电，人工小电流进行充放电维护，当电池组平台基本一致时，可停止维护模式，重新给BMS上低压电后，BMS自动识别进入自动控制模式。

4.6.4 故障及异常处理

若遇异常，BMS应给出故障诊断告警信号，通过监控网络发送给上层控制系统。对储能电池组每串电池进行实时监控，通过电压、电流等参数的监測分析，计算内阻及电压的变化率，以及参考相对温升等综合办法，即时检查电池组中是否有某些已坏不能再用的或可能很快会坏的电池，判断故障电池及定位，给出告警信号，并对这些电池采取适当处理措施当故障积累到一定程度，而可能出现或开始出现恶性事故时，给出重要告警信号输出、并切断充放电回

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路母线或者支路电池堆，从而選免恶性事故发生。

采用储能电池的容错技术，如电池旁路或能量转移等技术，当某一单体电池发生故障时，以邈免对整组电池运行产生影响管理系统对系统自身硬件具有自检功能，即使器件损坏，也不会影响电池安全，确保不会因管理系统故障导致储能系统发生故障，甚至导致电池损坏或发生恶性事故

4.7 防孤岛保护 4.7.1 基本情况

本站装有南京南瑞继保电气有限公司PCS-9617DG型防孤岛保护装置。 4.7.2 功能配置

PCS-9617DG 采用基于电压、 频率的被动式孤岛检测法， 结合基于通讯的光纤联跳孤岛检测法，并引入逆变器主动式孤岛检测信号，实现电网失压时，将分布式电源与电网快速隔离，避免出现孤岛运行。

保护功能： 1 ） 低频保护 2 ） 过频保护 3 ） 低电压保护 4 ） 过电压保护 5 ） 光纤联跳 6 ） 主动式防孤岛联跳 异常告警功能： 1 ） 全相 PT 断线报警 2 ） 频率异常报警 功能软压板

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1、低电压保护软压板 2、过电压保护软压板 3、低频保护软压板 4、过频保护软压板 5、主动式防孤岛联跳软压板 6、远方控制压板 7、远方切换定值区 8、远方修改定值 LED 指示灯说明如下：

1. “运行” 灯为绿色，装置正常运行时点亮，熄灭表明装置不处于工作状态； 2. “报警” 灯为黄色，装置有报警信号时点亮； 3. “跳闸” 灯为红色，当保护动作并出口时点亮。 4. “ PT 断线” 灯为黄色，当常规 PT 断线报警时点亮；

注意： “跳闸”信号灯只有在按下“信号复归” 或远方信号复归后才熄灭。

4.7.3 故障及异常处理

保护装置的硬件回路和软件工作条件始终在自检功能的监视下，一旦有任何异常情况发生，相应的报警信息将被显示。

某些异常报警可能会闭锁一些保护功能， 一些严重的硬件故障和异常报警可能会闭锁保护装置。此时“运行” 灯将会熄灭， 同时装置闭锁开出接点将会闭合，保护装置必须退出运行，检修以排除故障。

表 4.7-1 自检报警信号列表 序 自检报警元件 指示灯 号 装置闭锁 1. 是否闭锁含义 装置 是 装置闭锁总信号 处理意见 ○ × 查看详细自检信息 建山储能电站现场运行专用规程

板卡配置错误 ○ × 2. 通过“装置信息” -> “板卡信息” 装置板卡配置和具体工菜单，检查板卡异常信是 程 息； 检查 的设计图纸不匹配 板卡是否安装到位和工作正常 请根据说明书的定值范是 定值超出可整定的范围 围重新整 定定值 通过“定值设置” -> 当前版本的定值项与装“定值确认” 是 置 菜单确认； 通知厂家处保存的定值单不一致 理 否 管理程序校验定值出错 通知厂家处理 保护程序校验定值出错是 或 通知厂家处理 装置定值设置不合理 是 FPGA 芯片内部故障 通知厂家处理 是 AD 采样模块异常 通知厂家处理 定值超范围 ○ × 3. 定值项变化 ○ × 4. 定值校验出错 × ● 5. 定值出错 6. ○ × FPGA 故障 ○ × 7. 采样模块异常 ○ × 8. 4.8 站端自动化系统 4.8.1 基本情况

本站站端自动化系统采用中国电力科学研究院有限公司生产的PCS9000型监控系统。

4.8.2 功能配置

PCS9000变电站后台监控系统为变电站系统的站控层产品，实现了当地监控、全景防误系统等基本应用，是由监控中心、通道、变电所自动化设备组成的一个完整的系统，从功能上可以分为变电所计算机监控系统、通信子系统及测控子系统等若干部分。

4.8.3 运行注意事项

变电所一次或二次设备检修时，其相应测控装置不得停用，若特殊情况下需要停用综合测控装置，应征得有关部门批准以及相应设备所属调度的同意。

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4.8.4 故障及异常处理

当装置电源故障引起通信中断时，运维人员在加强运行监视的同时应及时汇报调度及相关部门，运维人员不得擅自处理。

综合自动化系统出现异常或故障后，如短时间内不能恢复，应立即派人到变电站现场值班，加强对变电站设备的运行监视。

4.9 10kV低频低压减载装置 4.9.1 基本情况

变电站配置了1台南京南瑞电气有限公司生产的PCS-994型频率电压紧急控制装置。

低频低压减载装置同时测量四段母线电压，每段输入三相电压。装置采用按频率变化量、电压变化量、低压和频率超限等多重闭锁措施，以防止由于短路故障、PT断线、负荷反馈、频率或电压的异常情况可能引起的误动作，并发告警信号。

PCS-994低频低压减载装置由以下模件组成：交流模件（AC）、主控模件（CPU）、人机对话模件（MMI）、开入模件（DI）、信号模件（SIGNAL）、跳闸模件（TRIP）等。

PCS-994低频低压减载装置面板布置 序 号 1 2 3 4 5 6 7 8 名称 运行（指示灯） 启动（指示灯） 动作（指示灯） 异常（指示灯） PT断线（指示灯） 过载告警（指示灯） 通信异常（指示灯） 装置闭锁（指示灯） 说 明 常亮表示装置正常运行，闪烁表示保护启动。灭表示装置失电或故障，装置退出运行； 亮表示低频或低压条件满足时启动故障程序。正常时应灭； 亮表示低频或低压条件满足，装置动作。正常时应灭； 亮表示装置运行告警。正常时应灭； 亮表示电压回路断线或三相失压。正常时应灭； 亮表示电流越线。正常时应灭； 亮表示与测控通信异常告警。正常时应灭； 亮表示装置故障退出。正常时应灭； 编号 2SP 4SP 名 称 低频功能压板 Ⅰ段挂Ⅰ母 低频低压减载屏压板配置及名称含义 编号 名 称 1SP 出口总控制压板 3SP 低压功能压板 建山储能电站现场运行专用规程

5SP 7SP Ⅰ段挂Ⅱ母 Ⅱ段挂Ⅱ母 6SP Ⅱ段Ⅰ挂母 低频低压减载屏空气开关、切换开关配置及名称含义 编 号 名称 52DK1 52DK2 52ZKK1 52ZKK2 52ZK 10kV低频低压减载装置电源（空气开关） 10kV低频低压减载信号电源（空气开关） 10kVⅠ段交流电压（空气开关） 10kVⅡ段交流电压（空气开关） 照明电源 说 明 供低频低压减载装置电源，DC220V。 供低频低压减载装置信号电源，DC220V。 10kVⅠ段母线电压经该空开进入低频低压减载装置 10kVⅡ段母线电压经该空开进入低频低压减载装置 供柜内照明电源 4.9.2 运行注意事项

设备正常运行时，PCS-994型频率电压紧急控制装置“运行”指示灯应常亮，其余指示灯应灭；PCS-994型频率电压紧急控制装置液晶显示屏应显示正常，电压及频率测量结果应正确，装置无报警信息；

10kV低频低压减载装置正常运行时，投低周、低压功能压板（2SP、3SP）应投入；线路跳闸出口压板、闭锁开关重合闸压板应根据调度当年低频低压减载方案及调度命令投入。

10kV低频低压减载装置的停、启用操作：

停用某回路的低频低压减载功能时，应取下该回路的跳闸出口压板、闭锁开关重合闸压板；启用则反之。

10kV低频低压装置有工作（定值设置或修改）时需停用，应取下投低周功能压板（52LP62）；启用则反之。

其余项目参见江苏省电力公司《变电站通用运行规程》的相关部分。 4.9.3 故障及异常处理

异常信号释义： 规范信息名称 10kV低周保护动作 10kV低周保护系统异常 图纸信息名称 装置动作 装置异常 可能的动作原因 低频低压装置动作，出口跳闸 装置自检出错， RAM错误、 建山储能电站现场运行专用规程

内存错误、无效定值区、AD错误、开入电压异常等 10kV低周保护装置异常 10kV低周保护装置直流电源异常 装置异常 装置自检出错， RAM错误、内存错误、无效定值区、AD错误等 装置电源消失 装置直流电源消失 其余项目参见江苏省电力公司《变电站通用运行规程》的相关部分

4.10 交直流系统 4.10.1 一体化电源系统 4.10.2 设备基本情况

本站采用交直流一体化系统，直流部分采用GZD(W)微机型高频开关电源柜。交直流一体化系统直流部分由2面充电馈电柜、2面蓄电池柜、1面馈线柜组成。每台充电浮充电装置采用3个TEP-M10/230高频开关电源模块并联组成。蓄电池组为GNB阀控密封铅酸电池，共有36只，每只电池电压为12V，容量为120安时。交流系统由1面双电源切换及馈线屏、1面UPS及通信电源屏组成。

4.10.3 运行方式

正常运行时，充电机输出开关（供蓄电池、控制回路）、蓄电池进线开关均应合上，充电单元对蓄电池组进行浮充电，并定期均充，在所用电中断的情况下直流电源由蓄电池组提供。当蓄电池组有工作时，应将“蓄电池进线开关”拉开。充电浮充电方式可自动转换，使蓄电池持续在完全充满状态。当交流电中断时，充电机无直流电压输出，此时蓄电池经过降压装置加到控制母线上，使控制母线供电连续。调压装置可采用自动或手动调压方式调节输出电压。 1DC 3DC 10kV充气柜电源 保护操作电源 2DC 4DC 测控管理机装置电源 PCS电源 建山储能电站现场运行专用规程

5DC 7DC 9DC 远动通信屏 交流屏装置电源 事故照明 6DC 8DC BMS电源 计量终端 4.10.4 运行注意事项

在浮充电运行方式下，如果电池组容量降低，则电池充电电流增加，当电池的浮充电流大于整定值时，监控单元控制整流模块自动转到均衡充电，均衡充电分三个阶段：第一阶段为恒流阶段，第二阶段为恒压充电，第三阶段为定时返回浮充电，主要用于电池放电后再次恢复时能够快速、准确地补齐放出的能量。

UPS正常情况由整流逆变单元供电，交流旁路输入和直流输入断开。当由交流旁路输入时，应断开交流输入和直流输入。

4.10.5 故障及异常处理

1）蓄电池组发生故障时，应迅速隔离故障蓄电池， 调整直流系统运行方式或加装备用蓄电池，保证直流系统重要负荷运行正常。 当单一直流充电模块故障时，应及时隔离并屏蔽故障充电模块， 加强设备巡视；当直流充电模块整体故障时，应迅速隔离故障充电装置，调整直流系统运行方式或加装备用充电装置，保证直流系统重要负荷运行正常。

2）直流电源系统设备发生短路、交流或直流失压时，应迅速查明原因，消除故障，投入备用设备或采取其他措施尽快恢复直流系统正常运行。

4.10.6 站用电系统 4.10.7 基本情况

目前本所1号所用变为树脂浇注干式接地变压器,型号为SC9-400/10.5，联结方式为Dyn11，额定容量为400kVA，连接于10kV母线。

4.10.8 运行方式

站用电源380V系统运行方式

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正常运行时1号所用变低压侧401电源开关应合上，向所用屏供电。 4.10.9 交流电源网络方式

所用电的负荷分配：直流充电电源Ⅰ、1号主变端子箱、室外配电箱、1号主变有载调压、1号进线机构箱、检修电源、10kV开关柜、直流充电电源Ⅱ、户内动力箱、户外照明箱、110kV桥开关机构箱、通信、绝缘监控、1号主变风冷。

4.10.10

运行注意事项

1）一、二次引线桩头牢固可靠，无发热现象。 2）线圈、铁芯无发热变色，无异常焦味。

3）如需调节分接档位，需在停电情况下进行，调节时必须将A、B、C三相调整到同一分接档位，连接片必须紧固，不能用其他金属片代替，调节后必须测量三相直流电阻。

4） 所用变具有的信号

（1）10kV所变电源故障—1号所用变失电 （2）10kV所变电源故障—2号所用变失电 4.10.11

故障及异常处理

运行中当所用电全部消失后，应将所用变低压电源开关、直流充电电源2开关、直流充电电源1开关断开，并将不重要的直流负荷断开，以保证保护装置能可靠正确的动作。并汇报调度及工区。

4.11 辅助设施 4.11.1 变电站消防系统

本站火灾报警装置由海湾安全技术有限公司生产的JB-QB-GST200型装置。在10kV开关室、1号主变室、2号主变室、电容器室、主控室安装烟感探头，在线监视火灾发生情况，正常应检查消防报警控制箱的电源指示灯应亮，并处于自检状态，当发生火警时，装置将发出火灾信号，提醒人员进行消防救火，可实现远方调度端监视。

4.11.2 变电站视频监控及安防门禁系统

本站视频监控采用海康威视的视频监控平台一套，是专为安防领域设计的一款数字监控产品。包括站内15只视频探头监控、围墙电子围栏、红外对射。

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a) 变电站通风系统

10kV汇流单元舱配有强制排风装置，布置于舱内下部。进舱巡视前需开启排风15分钟。在10kV汇流单元舱配有SF6含量监测装置，在进入舱内前，应检查SF6含量及含氧量。

b) 预制舱环境监测系统

储能电池预制舱加装六氟丙烷监测装置，其他预制舱采用温湿度监测装置，实现与空调风机的智能联动。

c) 在线监测装置

站内关键设备实现在线监测（如电池、逆变器等）。如电池模块的电流、电压、温度、内阻等。

4.12 防误操作系统 4.12.1 系统配置

本站10kV汇流单元为充气柜，其内部闸刀与开关之间为机械、电气闭锁，地刀为机械、电气闭锁，充气柜下门为机械闭锁。

10kV所用变与充气柜之间为电气闭锁，10kV所用变网门为电气闭锁。 10kV SVG与充气柜之间为电气闭锁。 10kV升压变网门为电气闭锁。 4.12.2 装置使用方法

以下操作均为停电操作，送电操作步骤反之 1）143停电检修：

分143开关→拉1433闸刀→合1434接地闸刀→开下柜门 2）10kV母线压变停电检修

分开10kV母线压变二次空开→拉1015闸刀→合10154接地闸刀 3）储一111线路检修：

分111开关→拉1113闸刀→合1114接地闸刀→开下柜门 4）1号升压变检修

检查1号PCS确已退出→检查2号PCS确已退出→拉开1号PCS交流侧AC01开关→拉开2号PCS交流侧AC02开关→拉开1号升压变1A01开关→拉开1号升

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压变1A013闸刀→合1号升压变1A014接地闸刀

5）10kV所变停电检修

分开所用变低压侧401开关→拉107开关→拉1073→合1074→拉107F→取钥匙→开所变门→挂地线

6）SVG停电检修

分150开关→拉1503闸刀→合1504地刀→拉1505闸刀→15分钟后开SVG门

4.12.3 故障及异常处理

在操作过程中遇有设备不能操作或防误锁具打不开等情况时，必须先停止操作，然后检查操作票的执行是否有误，按照“四核对”（即核对模拟图板、核对设备名称、核对设备编号、核对设备的实际位置及状态）的要求确认被操作设备、操作步骤正确无误后，再查找、处理被操作设备的缺陷。严禁擅自解锁操作或更改操作票。

当解除监控系统防误闭锁时不得联解现场设备电气闭锁；解除电气闭锁时不得联解监控系统逻辑闭锁。

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图表

变电站一次系统主接线图

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变电站站用电系统图、变电站直流系统图、交直流系统空开保险级差配置表

保护配置表 光差保护 10kV线路保护 SVG保护 差动保护、过流保护、加速保护 过流保护、加速保护 过流保护、过压保护、欠压保护、不平衡电压保护 建山储能电站现场运行专用规程

10kV站用变保护 过流保护、加速保护、非电量保护 主设备运行参数表

附录A1 1号-5号升压变铭牌数据 额定容量 1250kVA 型号 频率 相数 空载电流 冷却方式 联接组标号 空载损耗 50Hz 3相 0.09 % AN/AF D/y11-y11 29.55 kW 额定电压 负载损耗 出厂日期 制造厂 SC-1250/630-630 10.5±2×2.5%/（0.315-0.315） 10.5kV/0.315-0.315kV 29.55kW 2006-11-01 南京立业电力变压器有限公司 主变压器电压、电流规定 高压侧 低压侧 1 11 2 10.75 3 10.5 68.7 1145.5 4 10.25 5 10 附录A5 电压互感器规范 额定电压 一 次 二 次 侧 型号 使用地点 侧 （V） （kV） JDZX9-10 10/√3 100/√3 10kV母线压变 附录A6电流互感器规范 型号 电流比 使用地点 LZZDJ9-10 600/5 计量柜 LZZDJ9-10 600/5 10kV各出线 附录A7 1号所用变规范 型号 1号所用变 SC-400/10.5 额定容量 400kVA 短路阻Ue Ie 抗 一1 11000 次2 10500 2.75 3.95 额定电压 侧 3 10000 二次 380 76.0 侧 制造厂 顺德特种变压器厂 建山储能电站现场运行专用规程

附录A8 SVG规范 SVG-C2.0/6-O 型号 额定电流 15.75A 新风光科技有限公司 制造厂 容量 ±2000kVar 附录A9 蓄电池、硅整流规范 型号 GNB 蓄电池 额定容量 120安时 型号 硅整流 GZDW 附录A10 避雷器规范 型号 装设地点 HY5WZ-17/45 10kV出线 额定电压 额定频率 10.5kV 50Hz 制造厂 美国 只数 36只 制造厂 珠海泰坦电力有限公司 建山储能电站现场运行专用规程

变电站现场运行规程修订记录 序号 修订性质 1 新建编制

修订主要内容 全站新建编制 修订后版本号 1.0 修订日期 2018年06月 50