海城光伏电站自动化运行规程[优秀范文5篇]

第一篇：海城光伏电站自动化运行规程

海城光伏电站自动化运行管理规定

2016-11-01发布 2016-12-01实施

XXX电力运营有限公司发布

生产管理

目次

前言...................................................III 1范围...................................................4 2规范性引用文件.........................................4 3总则...................................................5 4职责分工...............................................7 5自动化系统维护管理.....................................11 6自动化系统检修管理.....................................13 7 自动化设备管理制度...................................15 8 定值校核制度.........................................17

II

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前言

本标准是根据苏州中康电力运营有限公司（以下简称中康电力）标准体系工作的需要而编制，是企业标准体系建立和实施的个性标准，目的是为使光伏电站的运行工作标准化、规范化，结合公司目前已运行光伏电站的生产运行经验，特制订本细则，从而规范并加快企业标准体系的完善，适应国家标准和国际先进标准的需要。

本标准由中康电力安全生产部提出并归口管理。本标准起草部门： 本标准起草人： 本标准修改人： 本标准审核人： 本标准批准人：

III

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光伏电站自动化运行管理规定 范围

本标准规定了中康电力所属各光伏电站自动化运行管理职责、内容及方法。

本标准适用于中康电力所属各光伏电站自动化运行管理标准化工作。2 规范性引用文件

中华人民共和国主席令第70号《中华人民共和国安全生产法》 中华人民共和国国务院令第115号《电网调度管理条例》

GB26860—2011 《电业安全工作规程》（发电厂和变电站电气部分）

GB26164.1—2010 《电业安全工作规程》（热力和机械部分）

DLT 544-2012 《电力通信运行管理规程》 DLT 995-2006 《继电保护和电网安全自动装置检验规程》

DLT 721-2013 《配电网自动化系统远方终端》 国家电力监管委员会《电力生产事故调查暂行规定》

国家电力公司国电发[2000]589号《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》

Q/BEIH-217.10-02-2013 《安全生产工作规定》 Q/BEIH-216.09-15-2013 《运行交接班管理规定》

生产管理 总则

3.1 电站自动化系统

电站自动化系统（以下简称自动化系统）是确保电站安全、优质、经济地发供电，提高光伏电站运行管理水平的重要手段。为使自动化系统稳定、可靠运行，特制定本规程。各光伏电站均应遵照执行。

3.2 自动化系统是由主站和各子站（远动终端）经由数据传输通道构成的整体。

3.3 自动化系统主站的主要设备: a.远动装置(远动终端的主机);b.远动专用变送器及其屏柜;c.远动装置到通讯设备接线架端子的专用电缆;d.远动终端的输入和输出回路的专用电缆;e.远动终端专用的电源设备及其连接电缆;f.遥控、遥调执行继电器;g.远动遥信转接屏等.h.光功率预测装置； i.自动有功控制系统AGC； j.无功控制系统SVG;k.电力二次系统安全防护系统主站系统

l.主站系统相关辅助系统（GPS卫星时钟．电网频率采集装置、运行值班报警系统、远动通道检测和配线柜、UPS电源及配电柜等)。3.4 子站的主要设备包括

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a.远动终端设备（RIU）的主机、远动通信工作站； b.配电网自动化系统远方终端；

c.与远动信息采集有关的变送器、交流采样测控单元（包括站控层及间隔层设备）、功率总加器及相应的二次测量回路；

d.接入电能量计量系统的关口计量表计及专用计量屏（柜）、电能量远方终端；

e.电力调度数据网络接入设备和二次系统安全防护设备（包括路由器、数据接口转换器、交换机或集线器、安全防护装置等）； f.相量测量装置(PMU)；

g.向子站自动化系统设备侠电的专用电源设备及其连接电缆（包括不间断电源、直流电源及配电柜）.h.专用的GPS卫星授时装置;i.远动通道专用测试仪及通道防雷保护器；

j.与保护设备、变电站计算机监控系统、电厂监控或分散控制系统(DCS)、通信系统等的接口设备；

k.子站设备间及其到通信设备配线架端子间的专用连接电缆； 3.5 实时计算机数据通信网络已投入正式运行的光伏电站，应制定网内专用的“实时计算机数据通信网络运行管理规程”，以保证通信网络的可靠运行。

3.6 为保证自动化系统不断增加的应用功能的完满实现，各主管机构应及时制定相应的运行运行管理规定。

3.7 各光伏发电厂均应设相应的自动化系统运行管理机构或专职人员。

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要按职责定岗，按标准定员。

3.8 自动化专业人员应具有中专及以上文化水平，并保持相对稳定。骨干技术力量调离岗位时，应事先征求上级自动化系统运行管理机构的意见。对自动化专业人员及其领导要加倍培训，培训以岗位培训和短训班为主。4 职责分工

4.1自动化系统运行管理工作应统一领导、分级管理。各级自动化系统运行管理机构之间是业务领导关系，应相互配合、紧密合作。4.2 国调自动化系统运行管理机构的职责：

a.负责全国省调及以上自动化系统运行情况的统计分析和运行指导工作；

b.贯彻执行上级颁发的各项规程、标准和导则等文件；

c.参加审核网调、直属省调和跨大区联网部分自动化系统的规划和设计；

d.组织或参加有关规程、标准和导则等的制定；

e..参加全国自动化系统的技术交流、推广应用和人员培训； f.参加国调及网、省调自动化系统重大事故的调查和分析，并提出处理意见；

g.负责国调调度自动化设备的运行和维护； h.参加国调自动化系统新设备的调试并组织验收； i.与有关调度互送信息。

4.3 网调自动化系统运行管理机构的职责：

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a.负责网内自动化系统的运行管理和指导工作；

b.贯彻执行上级颁发的各项规程、标准和导则等文件，结合具体情况，编制本网自动化系统的运行规程或检验规程；

c.参加审核网调所辖省调和直属地调的自动化系统的规划和设计； d.参加审核网调所辖范围内新建、扩建工程中自动化部分的设计； e.监督自动化设备与厂、站一次设备同步投入运行 f.负责网调侧调度自动化设备的运行和维护；

i.参加或负责审批网调所辖范围内自动化系统年度更改工程； j.负责所辖范围内自动化系统运行情况的统计和分析，并定期上报和下发；

k.参加网内自动化系统事故的调查、分析和处理，并及时上报； l.负责网调侧自动化新设备的安装、调试和验收，必要时参加组织所辖范围内的验收；

m.与有关调度互送信息。

4.4 省调自动化系统运行管理机构的职责： a.负责省内自动化系统的运行管理和指导工作；

b.贯彻执行上级颁发的各项规程、标准和导则等文件，结合具体情况，编制本省自动化系统；

c,参加审核省调和所辖地调的自动化系统的规划和设计； d.参加审核省调所辖范围内新建、扩建工程中自动化部分的设计； e.监督自动化设备与厂、站一次设备同步投入运行； f.负责省调侧调度自动化设备的运行和维修；

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g.参加或负责审批省调所辖范围内自动化系统年度更改工程； h.负责所辖范围内自动化系统事故的调查、分析和处理，并及时上报； i.编制和审核管辖范围内自动化设备的年度定检计划并及时审批计划外的临检；

j.组织或配合有关部门进行省内所辖自动化系统的考核、评比和专业技术人员的交流、培训等工作；

k,负责省调侧自动化新设备的安装、调试和验收，必要时参加或组织所辖范围内新设备的验收； l,与有关调度互送信息。

4.5 地调自动化系统运行管理机构的职责：

a.负责对地调管辖的自动化系统进行运行维护、调整试验和运行统计分析并定期上报；

b.贯彻执行上级颁发的各项规程、标准、导则和下达的工作部署与要求等文件，编制地调自动化系统的专用运行规程和检修规程；

c.参加编制地调自动化系统的规划，参加审核地调和所辖县调自动化系统的规划和设计；

d.参加审核地调所辖范围内新建、扩建工程中自动化部分的设计； e.监督自动化设备与厂、站一次设备同步投入运行； f.编制并上报地调自动化设备的年度定检计划； g.负责编制地调自动化系统年度更改工程计划；

h.参加审核县调上报的自动化设备年度定检计划，并及时审批计划外的临检；

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i.组织地区内自动化专业人员的培训和技术交流工作，提高人员素质； j.参加地区内自动化系统事故的调查和分析处理，并及时上报； k.负责或参加管辖内或上级调度直调的厂、站端新安装自动化设备投运前的检查和验收； l.与有关调度互送信息。

4.7 县调自动化系统运行管理机构的职责：

a.负责对县内管辖的自动化系统进行运行和维修工作，调整试验及运行统计分析，并定期上报；

b.贯彻执行上级颁发的各项规程、标准、导则和下达的工作部署与要求等文件，编制县内自动化系统的专用规程和检修规程；

c.参加编制县调自动化系统的规划，参加审核县调自动化系统的规划和设计；

d.编制并上报县内自动化设备的年度定检计划； e.参加编制县内自动化系统年度更改工程计划；

f.制定并实施管辖范围内自动化系统的年度定检计划或临检； g.组织县内自动化专业人员的培训和技术交流工作，提高人员素质； h.参加县内自动化系统事故的调查和分析处理，并及时上报； i.负责管辖内新安装自动化设备投运前的检查和验收； j.与有关调度互送信息。

4.8 发电厂自动化班组或专职人员的职责：

a.负责厂、站端自动化设备的运行和维修工作，并按计划进行设备的定期检验工作；

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b.负责运行统计分析工作并按期上报；

c.执行上级颁发的各项规程、规定和下达的工作部署与要求等文件； d.编制各类自动化设备的现场运行规程及使用说明，向电气值班人员介绍自动化设备正常使用的业务知识；

e.编报厂、站年度自动化更改工程计划并负责实施；提出设备临检申请并负责实施；

f.负责或参加新安装自动化设备投运前的检查和验收;g.参加运行维护范围内新建和改（扩）建厂站子站设备各阶段的设计、招评标等工作；

h.负责参加运行维护范围内新建和改（扩）建厂站子站设备的安装、投运前的调试和验收，并参加培训

i.负责运行维护范围内子站设备的安全防护工作

j.提出运行维护范围内子站设备椎时检修（临检）申请并负责实施； k.编制运行维护范围内子站设备年度更新改造工程计划并负责实施； l.负责运行维护范围内子站设备的运行维护、定期检验和运行统计分析并按期上报；

m.参加有调度管辖权调度机构组织的自动化系统技术培训和交流 n.保证向有关调度传送信息的准确性、实时性和可靠性； 自动化系统设备的运行维护管理

5.1 自动化信息的记录内容及运行日志的填写制度

5.1.1结合现场情况建立相应的运行日志，设备缺陷、测试数据等记录薄，生产管理

建立设备台帐。每日上班后对所辖远动设备进行一次巡视和检查，发现问题及时处理，处理不了的应及时向省调调度自动化系统运行值班人员汇报，并做好相应的记录。每日巡视检查内容如下： a.RTU电源指示灯是否正常;b.调制解调器指示灯是否正常;c.CPU板指示灯是否正常;d.遥信板指示灯是否正常;e.控制板指示灯是否正常;5.1.2负责设备运行统计分析并做好记录,按调度要求定期上报 a.每月对RTU电源的+5V、±12V、+24V的电压进行一次测试。b.每月测试一次UPS电源的输入、输出电压。c.检查遥信状态是否与现场实际对应。

d 每半年检查一次远动设备的接地情况，接地电阻不大于1欧姆；接地线与电源线之间的电压不得超过1伏。

e．每月对调度通讯用专用音频通道电平进行测试，并做好记录。f．定期对数据库文件进行备份、清理。5.2运行维护要求

a.运行维护和值班人员应严格执行相关的运行管理制度，保持自动化系统设备机房和周围环境的整齐清洁；在处理自动化系统故障、进行重要测试或操作时，原则上不得进行运行值班人员交接班。

b.自动化系统的专贵人员应定期对自动化系统和设备进行巡视、检查、测试和记录，定期核对自动化信息的准确性，发现异常情况及时处理，做

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好记录并按有关规定要求进行汇报。

c.主站在进行系统的运行维护时，如可能会影响到向调度员提供的自动化信息时，自动化值班人员应提前通知值班调度员，获得准许并办理有关手续后方可进行。如可能会影响到向相关调度机构传送的自动化信息时，应提前通知相关调度机构自动化值班人员并办理有关手续后方可进行。d.厂站在进行有关工作时，如可能会影响到向相关调度机构传送的自动化信息时，应按规定提前通知对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员，自动化值班人员应及时通知值班调度员，获得准许并办理有关手续后方可进行。

e.子站设备运行维护部门应保证设备的正常运行及信息的完整性和正确性，发现故障或接到设备故障通知后，应立即进行处理，并及时报对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员。事后应详细记录故障现象、原因及处理过程，必要时写出分析报告，并报对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门备案。自动化设备的检修管理制度

6.1自动化系统和设备的检修分为计划检修、临时检修和故障检修。计划检修是指对其结构进行更改、软硬件升级、大修等工作；临时检修是指对其运行中出现的异常或缺陷进行处理的工作；故障检修是指对其运行中出现影响系统正常运行的故障进行处理的工作。

6.2自动化系统和设备的年度检修计划应与一次设备的检修计划一同编制和上报．对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门负责进行审核和批复；主站系统由其自动化管理部门提出并报本调度机构的领导审核批

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准。

6.3子站设备的计划检修由计划检修部门至少在2个工作日前提出书面申请．报对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门批准后方可实施。6.4子站设备的临时检修应至少在工作前4h填写自动化系统设备停运申请单，报对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员，经批准后方可实施。

6.5子站设备发生故障后，运行维护人员应立即与对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员取得联系，报告故障情况、影响范围，提出检修工作申请，在得到同意后方可进行工作。情况紧急时，可先进行处理，处理完毕后尽快将故障处理情况报以上调度机构自动化管理部门。6.6设备检修工作开始前，应与对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员联系，得到确认后方可工作，设备恢复运行后，应及时通知以上调度机构的自动化值班人员，并记录和报告设备处理情况，取得认可后方可离开现场。

6.7厂站一次设备退出运行或处于备用、检修状态时，其子站设备（含AGC执行装置）均不得停电或退出运行，有特殊情况确需停电或退出运行时，需提前2个工作日办理设备停运申请。

6.8主站系统的计划检修由自动化部门至少在2个工作日前提出书面申请，经本单位其他部门会签并办理有关手续后方可进行；如可能会影响到向相关调度机构传送的自动化信息时，应提前通知相关调度机构自动化值班人员。

6.9主站系统的临时检修由自动化部门至少在工作前4h提出书面申请，生产管理

经本单位其他部门会签并办理有关手续后方可进行-必要时应经过主管领导批准；如可能会影响到向相关调度机构传送的自动化信息时，应提前通知相关调度机构自动化值班人员。

6.10主站系统的故障检修，由自动化值班人员及时通知本单位相关部门并办理有关手续后方可进行，必要时虚报告主管领导；如影响到向相关调度机构传送的自动化信息时，应及时通知相关调度机构自动化值班人员。7 自动化设备的资料及参数管理制度

7.1新安装的自动化系统和设备必须具备的技术资料：

a.设计单位提供已校正的设计资料（竣工原理图、竣工安装图、技术说明书、远动信息参数表、设备和电缆清册等）；

b.制造厂提供的技术资料（设备和软件的技术说明书、操作手册、软件备份、设备合格证明、质量检测证明、软件使用许可证和出厂试验报告等）； c.工程负责单位提供的工程资料（合同中的技术规范书、设计联络和工程协调会议纪要、工厂验收报告、现场施工调试方案、调整试验报告、遥测信息准确度和遥信信息正确性及响应时间测试记录等）。7.2正式运行的自动化系统和设各应具备下列图纸资料； a.设备的专用检验规程，相关的运行管理规定、办法； b.设计单位提供的设计资料；

c.符合实际情况的现场安装接线图、原理图和现场调试、测试记录； d.设备投入试运行和正式运行的书面批准文件

e.试制或改进的自动化系统设备应有经批准的试制报告或设备改进报告；

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f.各类设备运行记录（如运行日志、现场检测记录、定检或临检报告等；

g.设备故障和处理记录（如设备缺陷记录簿）； h.相关部门间使用的变更通知单和整定通知单；

i.软件资料，文本及说明书、软件介质及软件维护记录簿等。j.运行资料、光和磁记录介质等应由专人管理，应保持齐全、准确，要建立技术资料目录及借阅制度。7.3厂站信息参数管理 信息参数主要有：

a.一次设备编号的信息名称； b.电压和电流互感器的变比

c.变送器或交流采样的输入，输出范围、计算出的遥测满度值及量纲；

d.遥测扫描周期和越阈值；

e.信号的动合，动断触点、信号触点抗抖动的滤波时间设定值； f.事件顺序记录(SOE)的选择设定； g.电厂AGC遥调信号的输出范围和满度值

h.电能量计量装置的参数费率、时段、读写密码、通信号码 i.厂站调度数据网络接入设备和安全设备的IP地址和信息传输地址等

j.向有关调度传输数据的方式、通信规约、数据序位表等参数。

生产管理 定值校核制度

8.1调度继电保护处下发的定值通知单可直接发给运维部，接到定值通知 单后复印并交由下列单位保存：运维部电气专工（一份）、运维部（原件）、值长

（一份）、运行班组（一份）。涉及建设部门定值通知单还应发至建设部门。

注：运维部电气专工保存的继电保护处下发的定值通知单应经总工程师批准。

8.2电气分公司继电保护班接到网调继电保护处下发的通知单应登记造册，通知单必须在限定的日期内执行完毕。

8.3定值调试完毕后，继电人员必须认真填写继电保护记录薄，核对继电保护装置定值与实际定值通知单一致，并向运行人员进行交代执行的定值通知单号、内容、CT变比及注意事项，在通知单“实际执行日期”著名定值修改日期并签字，通知单保存至作废为止。

8.4定值变更后，由继电班向当班运行值班人员交代，运行值班人员应掌握执行的定值通知单号、内容及注意事项。继电班还应打印出输入的定值单，由值长与当班调度核对无误后方可执行，值长在此定值单签字并注明执行时间后在值长处保存。

8.5由我厂相关二级单位计算的定值通知单按程序审批完毕，复印后分别交由下列单位保存：运维部专工（两份）、值长（一份）、相关运行单位（一份）、相关单位（原件）。涉及建设部门定值通知单还应发至建设部门。

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8.6临时定值单执行完毕后立即废除，只在相关单位保存。

8.7本保护原定值通知单废止，只有在新定值通知单正式执行后方可废除，只在相关二级单位保存。

8.8保护改造完毕按新定值通知单投入运行后原定值通知单立即废除。8.9发生故障时相关故障录波器、微机保护、机组DEH及DCS事故追忆打印记录，由专业班组调出并打印，由站行政部及运维部保存。

8.10各种定值通知单及打印记录相关单位要妥善保管。相关单位应熟悉并掌握《继电保护装置运行规程》，并按相关要求执行。

第二篇：光伏电站运行管理制度

电站公司的制度文件和运维手册

1．内容与适用范围

1.1 制度规定了本电站的运行管理范围。1.2 制度适用于本电站运行管理工作。2.天聚石岗墩光伏电站运行人员岗位职责

2.1 电站值班人员要按上级批准的值班方式和时间进行值班，由站长编排，未经许可不得随意调班。2.2运行人员要熟记本站主接线图、设备型号、开关、刀闸类型及操作要求。

2.3 要服从调度的操作指令、经由站长许可，按指令进行操作,操作应有两人执行，一人操作，一人监护并记录。

2.4 在值班时间内要坚守岗位，不迟到早退，不得阅看与工作无关的书籍，不得擅离职守。按时填写运行日志，填写内容应准确无误。2.5站内电话不准聊天，保证畅通。

2.6在值班岗位时要认真做好值班工作，严格执行有关规程制度，做到严肃认真，一丝不苟。要经常分析仪表变化，准时抄表（经常监视表计），正确计算，对不正常设备加强监视。

2.7 保护动作情况及倒闸操作的内容要按规定记入各记录簿内，要字迹清楚、正确、详细。2.8要认真执行“二票三制”，细心操作，坚决克服不按规程操作的违规习惯。2.9 要按规定认真巡视、检查（包括特巡）设备，不漏查项目。2.10 发生异常情况，要如实反映，不得弄虚作假，隐瞒真相。2.11 值班员接班前和值班时严禁饮酒。

2.12 在交班前做好清洁工作，保持划分区域干净整洁。

3．交接班制度

交接班工作必须严肃、认真地进行，交班人员要将交接事项清晰、准确的表达给接班人员，为接班人员创造有利的工作条件，应树立一班保三班的思想。

3.1 值班人员应按照交接班工作标准进行交接，未办完交接班手续前，不得擅离职守。

3.2 电站运行人员应提前到站做好接班准备工作。交接班时，如已到交接班时间，接班人员未到，交班人员应坚守岗位。

3.3 交接班时如遇倒闸操作，应由交班人员负责完成：要处理事故或进行倒闸操作时，不得进行交接班；交班时发生事故，停止交接班并由交班人员处理，接班人员协助交班人员处理事故。

3.4 交接班内容经双方确认清楚无误后，方可交接班。接班人员在接班中应询问交班人员发现的问题，以便处理问题。

4．巡回检查制度

电站设备的巡视检查是为了掌握设备的运行情况，以便及时发现和消除设备缺陷，预防事故的发生。是确保安全运行的一项重要工作。每个值班人员必须严格按照规定和要求认真做好设备的巡视检查工作。

4.1 电站运行、检修人员应按照工作要求巡视设备，及时发现设备异常状态，并认真分析，正确处理，及时汇报，做好记录。

4.2 电站设备的巡视的对象、时间和次数由站长根据设备的健康状况、设备的运行工况、气候情况以及设备状态评价综合结果确定，可随时调整。

如遇有下列情况，应进行特殊巡视。

1)设备经过检修、技术改造或长期停用后重新投入系统运行，新安装设备加入系统运行；

2)设备缺陷近期有发展时；

3)恶劣气候、事故跳闸和设备运行中有可疑现象时；

5.巡视时间

5.1 交接班时间：8点50分到第2天8点50分，上班期间应认真，严谨，不得以任何理由缺班、顶班，接班人为主值，交班人员为副值，主、副责任应明确。

5.2 升压站，继保室，高压室的巡视检查时间为：8：30、11：40、15：00

解列后；巡视检查中发现问题应及时汇报，以便立即处理问题。光伏电站安全操作管理制度目的加强电气运行操作及相关设备管理，杜绝电气误操作事故的发生。

适用范围元谋瑞能光伏发电有限公司20Wp光伏电站项目。职责

3.1总经理是本单位防止电气误操作工作的第一责任人。

3.2副总经理是本单位防止电气误操作工作的直接责任人，负责健全和完善本单位防止电气误操作管理责任制，组织实施“两票三制”的标准化作业、组织开展专项反事故活动。

3.3工程部经理是本单位防止电气误操作工作的技术管理责任人，负责健全和完善防止电气误操作技术措施，改进防误闭锁设施，对《运行规程》的正确性负责，做好人员培训，加强运行方式管理，审批特殊的运行方式。

3.4运行维护人员是本单位防止电气误操作的执行者，对运行规程和“两票三制”的正确执行负责。负责安全工器具的管理和维护。术语和定义

4.1防止电气误操作是指：

4.1.1防止带负荷分、合隔离开关。（断路器、负荷开关、接触器合闸状态不能操作隔离开关。）

4.1.2防止误分、误合断路器、负荷开关、接触器。（只有操作指令与操作设备对应才能对被操作设备操作。）

4.1.3防止接地开关处于闭合位置时关合断路器、负荷开关。（只有当接地开关处于分闸状态，才能合隔离开关或手车才能进至工作位置，才能操作断路器、闭合负荷开关。）

4.1.4防止在带电时误合接地开关。（只有在断路器分闸状态，才能操作隔离开关或手车才能从工作位置退至试验位置，才能合上接地开关。）

4.1.5防止误入带电室。（只有隔室不带电时，才能开门进入隔室。）

4.2安全工器具

是指设备维护或保养使用的摇表、绝缘杆、绝缘升降板、绝缘手套、绝缘靴（鞋）、验电笔、验电器、令克棒、绝缘硬梯、绝缘绳索、绝缘斗臂车、接地线、钳子、钢锯、板手、锤子、刀具、螺丝刀等。

4.3安全防护工器具

是指作业使用的安全带、安全网、安全绳、安全帽、安全照明灯具、护目镜、防尘口罩、防尘帽、等。

4.4两票三制两票：工作票、操作票；三制：交接班制、巡回检查制、设备定期试验轮换制。管理

5.1设备要求及工器具管理

5.1.1高压电气设备必须具备“五防闭锁装置”。

5.1.2“五防闭锁装置”必须安全可靠，正常投入运行。

5.1.3配电室、配电柜的门及门锁应完好，配电柜的观察窗应清洁、透明、完好。

5.1.4断路器、负荷开关、接地刀闸位置、状态的机械和电气指示应准确、清晰。

5.1.5现场所有携带型短路接地线必须编号；按电压等级对号入座，存放在指定地点。

5.1.6绝缘杆、绝缘隔板、绝缘手套、绝缘靴、验电器、携带型短路接地线等安全工器具，要建立管理台账、定期试验。试验合格的要粘贴合格证，使用前要认真检查，确保工器具的完好。

5.2 防止电气误操作的运行管理

5.2.1正常运行方式的电气倒闸操作必须使用标准操作票；非正常运行方式下进行的电气倒闸操作，监护人、值班负责人等要认真审核操作票，防止因操作票填写的疏漏而引发误操作。

5.2.2进行电气倒闸操作的运行人员，必须经过《电业安全工作规程》（发电厂和变电所部分）、本单位防误装置原理及使用的培训，并经考试合格。

5.2.3设备、系统或装置发生变化后，必须及时修订相关的运行规程、标准操作票、工作票，并对相关运行人员进行重新培训和考核。

5.2.4要定期组织运行人员开展操作票填写的培训和考试；所有运行人员必须学会正确使用安全工器具和防护用品。

5.2.5电气倒闸操作最少由两人进行。严禁无监护操作，严禁一组人员同时进行两项操作任务，严禁在操作过程中进行其他的检查、巡视等工作。

5.2.6监护人必须由高一级岗位或对系统设备熟悉经验丰富的人员担任，严禁监护人代替操作。

5.2.7严禁约时停送电。

5.2.8万用表、绝缘摇表、高低压验电器在使用之前必须验证其完好无损；高压验电器使用前要验证其声、光指示正常。

5.2.9进行现场操作的人员必须着装规范；与操作相关的工器具必须事先检查好并一次带全。

5.2.10 操作前的准备工作：

1.根据操作任务填写标准操作票；

2.核对运行方式，确保标准操作票使用正确；

3.做好相应的准备工作；

5.2.11 操作过程：

1.操作唱票应使用正规操作术语和设备双重名称。

2.操作时，必须按顺序操作，不准跳项、漏项。

3.操作中严格执行“唱票--复诵--操作--回令”步骤，复诵时操作人员必须手指设备名称标示牌，监护人确认标示牌与复诵内容相符后，监护人下“正确！执行！”令后，操作人方可操作。

4．操作完毕后，操作人员回答“操作完毕！”。

5.监护人听到操作人回令后，在“执行情况栏”打 “√”。

6.发现疑问或发现异常时,应立即停止操作,报告值班负责人,查明原因。待疑问或异常消除后,方可继续操作。

7.中断操作的、再次操作前，应从第一项操作任务的复查开始，复查完一项，在操作票中“执行情况栏”再打一个“√”。

8.一份操作票的操作任务完成后，由监护人在操作票上盖“已执行”章。操作票保存一年。

5.2.12接受电网调度命令的操作要做到六清：接受命令清、布置操作任务清、操作联系清、发生疑问要查清、操作完毕汇报清、记录清。

《光伏电站管理制度》

一、人员管理制度

二、设备管理制度

三、信息管理制度

四、运营维护制度

一、《人员管理制度》

一、上下班、交接班

上下班：

电站采用两班制，A班时间为8：00-17:30（冬季时间为8：00-17:00），B班时间为17:30-8:00；

交接班：

1、交班人员应填写运行记录表。

2、交接工作必须完整、准确。

3、交接班人员确认无误后，分别在记录表上签字，以示交接完毕。

二、休息、请假

休息：原则上每周一天，法定假日另算

请假：

必须写出书面申请，经负责人批准签字后，方可生效。

二、《设备管理制度》

一、监控室内设备管理制度

1、监控室内必须每天打扫，并保持干净，物品摆放整齐有序。

2、工作人员要确保监控电脑、办公电脑、工具柜的安全，正常使用。

3、监控设备出现问题，必须及时解决。

二、一号配电房内设备管理制度

1、工作人员必须具备相关的光伏知识和电工学知识，熟悉安全操作规程，熟悉供电系统和配电室各种设备的性能和操作方法，并具备在异常情况下采取措施的能力。

2、工作人员要有高度的责任心，严格执行巡视制度、交接班制度等各项制度规定。

3、进出配电室，巡察配电装置，应随手将门关好。

4、不论设备带电与否，工作人员不得单人进行工作。

5、雷雨天气巡视配电房内设备时，应穿绝缘鞋，并不得靠近避雷器与避雷针。

6、高压操作人员必须戴绝缘手套。

7、开关因故跳闸，在没有查明原因的情况下，严禁送电。

三、《信息管理制度》

一、电站技术资料档案管理制度

1、设计施工、竣工图纸；验收文件；

2、各设备的基本工作原理、技术参数、设备安装规程、设备调试的步骤；

3、所有操作开关、旋钮、手柄以及状态和信号指示的说明；

4、设备运行的操作步骤；

5、电站维护的项目及内容；

二、电站数据库管理制度

1、电站的基本信息：

气象地理资料交通信息电站所在地的相关信息：如公共设施、交通状况等

2、电站的动态信息：电站供电信息：用电户、负载情况等电站运行数据库信息

记录内容有：日期、记录时间；天气状况；环境温度；电池板温度； 光照强度；

四、《运营维护制度》

直流侧开关→交流侧开关、控制电源开关→分闸按钮→电源开关→监控系统

二、巡检制度

原则：

1、巡检前，须带好巡检记录手册、必要工具，按照规定巡检路线，防止漏查设备。

2、巡检中，要认真执行看、听、嗅、摸等工作方法防止漏查，对发现的问题要当场做好记录。

3、巡检后，认真分析、并及时解决。

时间：

1、为了保障电站设备的安全运行，配电室内所有电气设备，每天至少检查三次，每周应夜查一次,其他设备每天一次。

2、每月组织两次大检查(月中、月末，全员参加，主要检查设备正常与否以及问题处理情况，一般问题必须三日内处理完毕，较大问题当天处理完毕，重大问题要立即处理。对问题处理不及时或处理不彻底的，要追究有关人员的责任,确保整个发电系统安全可靠)。

3、根据情况变化，随时调整巡检次数。

内容：

1、巡检时应先上后下，先室外，后室内。

2、电池板表面清洁与否，是否损坏或有其他异常现象，支架正常与否。

3、各汇流箱、各电缆线、环境监测设备是否完好，并网点是否有异常现象。

4、电缆沟有无积水，门窗是否完整，房屋是否漏雨等。

5、配电室各设备运行是否正常（应注意设备运行温度，有无异常声响，接头处有无虚接、过热造成的火花或放电声等）。

三、检修制度

内容：

1已停电的设备开关操作手柄必须挂“有人工作，禁止送电”标志牌，并按规定装设短路接地线，坚持谁停电，谁送电。

2每年至少进行一次全部设备的检修工作，主要内容为清理设备灰尘，坚固各部螺丝，更换不合格的配件、仪表等。

3根据季节性特点，有针对性的对某些设备停电检修，保证设备安全运转。

4每年春季对设备进行预防性试验（包括接地电阻摇测），主要内容为设备耐压测试，开关过流整定、无压失效装置校验等，对试验的结果（结论）要填入记录簿内，试验不合格的要提出处理意见。

5高温电气设备应保持通风良好，严禁放置易燃物，电气设备经常检查外，发现可能引起打火、短路、发热和绝缘不良等情况时，必须立即检修。

6检修关停设备（倒闸操作）时，必须两人在场，一人监护、一人操作（监护制度），并做好安全防护措施。检修完毕后，需两人共同检查，确保配电室内无遗漏物品。

运维手册

总则

1.1 为使光伏电站运行与维护做到安全适用、技术先进、经济合理，制定本规范。

1.2 本规范适用于验收合格后，已投入正常使用的光伏电站的运行与维护。

1.3 光伏电站运行与维护除应符合本规范的规定外，尚应符合美国现行有关强制性标准的规定。

一般要求

2.1 光伏电站的运行与维护应保证系统本身安全，以及系统不会对人员造成危害，并使系统维

持最大的发电能力。

2.2 光伏电站的主要部件应始终运行在产品标准规定的范围之内，达不到要求的部件应及时维修或更换。

2.3 光伏电站的主要部件周围不得堆积易燃易爆物品，设备本身及周围环境应通风散热良好，设备上的灰尘和污物应及时清理。

2.4 光伏电站的主要部件上的各种警示标识应保持完整，各个接线端子应牢固可靠，设备的接线孔处应采取有效措施防止蛇、鼠等小动物进入设备内部。

2.5 光伏电站的主要部件在运行时，温度、声音、气味等不应出现异常情况，指示灯应正常工作并保持清洁。

2.6 光伏电站中作为显示和交易的计量设备和器具必须符合计量法的要求，并定期校准。

2.7 光伏电站运行和维护人员应具备与自身职责相应的专业技能。在工作之前必须做好安全准备，断开所有应断开开关，确保电容、电感放电完全，必要时应穿绝缘鞋，带低压绝缘手套，使用绝缘工具，工作完毕后应排除系统可能存在的事故隐患。

2.8 光伏电站运行和维护的全部过程需要进行详细的记录，对于所有记录必须妥善保管，并对每次故障记录进行分析。运行与维护

3.1 光伏方阵

3.1.1 安装型光伏电站中光伏组件的运行与维护应符合下列规定：

光伏组件表面应保持清洁，清洗光伏组件时应注意：

1)应使用干燥或潮湿的柔软洁净的布料擦拭光伏组件，严禁使用腐蚀性溶剂或用硬物擦拭光伏组件;

2)应在辐照度低于200W/m2的情况下清洁光伏组件，不宜使用与组件温差较大的液体清洗组件;

3)严禁在风力大于4级、大雨或大雪的气象条件下清洗光伏组件;光伏组件应定期检查，若发现下列问题应立即调整或更换光伏组件：

1)光伏组件存在玻璃破碎、背板灼焦、明显的颜色变化;

2)光伏组件中存在与组件边缘或任何电路之间形成连通通道的气泡;

3)光伏组件接线盒变形、扭曲、开裂或烧毁，接线端子无法良好连接。

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4Ω。

使用金属边框的光伏组件，边框必须牢固接地。在无阴影遮挡条件下工作时，在太阳辐照度为500W/m2以上，风速不大于2m/s的条件下，同一光伏组件外表面(电池正上方区域)温度差异应小于20℃。装机容量大于50kWp的光伏电站，应配备红外线热像仪，检测光伏组件外表面温度差异。

7使用直流钳型电流表在太阳辐射强度基本一致的条件下测量接入同一个直流汇流箱的各光伏组件串的输入电流，其偏差应不超过5%。

3.1.2 支架的维护应符合下列规定：

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。

3.1.3 光伏电站及户用光伏系统的运行与维护除符合4.1.1中相关规定外，还应符合下列规定：

光伏建材和光伏构件应定期由专业人员检查、清洗、保养和维护，若发现下列问题应立即调整或更换：

1)中空玻璃结露、进水、失效，影响光伏幕墙工程的视线和热性能;

2)玻璃炸裂，包括玻璃热炸裂和钢化玻璃自爆炸裂;

3)镀膜玻璃脱膜，造成建筑美感丧失;

4)玻璃松动、开裂、破损等。光伏建材和光伏构件的排水系统必须保持畅通，应定期疏通。采用光伏建材或光伏构件的门、窗应启闭灵活，五金附件应无功能障碍或损坏，安装螺栓或螺钉不应有松动和失效等现象。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。对光伏建材和光伏构件进行检查、清洗、保养、维修时所采用的机具设备(清洗机、吊篮等)必须牢固，操作灵活方便，安全可靠，并应有防止撞击和损伤光伏建材和光伏构件的措施。

在室内清洁光伏建材和光伏构件时，禁止水流入防火隔断材料及组件或方阵的电气接口。

隐框玻璃光伏建材和光伏构件更换玻璃时，应使用固化期满的组件整体更换。

3.2 直流汇流箱、直流配电柜

3.2.1 直流汇流箱的运行与维护应符合以下规定： 直流汇流箱不得存在变形、锈蚀、漏水、积灰现象，箱体外表面的安全警示标识应完整无破损，箱体上的防水锁启闭应灵活;直流汇流箱内各个接线端子不应出现松动、锈蚀现象;直流汇流箱内的高压直流熔丝的规格应符合设计规定;直流输出母线的正极对地、负极对地的绝缘电阻应大于2兆欧;直流输出母线端配备的直流断路器，其分断功能应灵活、可靠;直流汇流箱内防雷器应有效。检测维修项目：汇流箱的结构和机柜本身的制造质量、主电路连接、二次线及电气元件安装

测试项目：机械强度、绝缘电阻、绝缘强度测量、显示功能、通信功能、汇流箱热特性

3.2.2 直流配电柜的运行与维护应符合以下规定： 直流配电柜不得存在变形、锈蚀、漏水、积灰现象，箱体外表面的安全警示标识应完整无破损，箱体上的防水锁开启应灵活;直流配电柜内各个接线端子不应出现松动、锈蚀现象;直流输出母线的正极对地、负极对地的绝缘电阻应大于2兆欧;直流配电柜的直流输入接口与汇流箱的连接应稳定可靠;直流配电柜的直流输出与并网主机直流输入处的连接应稳定可靠;直流配电柜内的直流断路器动作应灵活，性能应稳定可靠;7 直流母线输出侧配置的防雷器应有效。

3.3 控制器、逆变器

3.3.1 控制器的运行与维护应符合下列规定(适用于离网系统)：

控制器的过充电电压、过放电电压的设置应符合设计要求;控制器上的警示标识应完整清晰;控制器各接线端子不得出现松动、锈蚀现象;控制器内的高压直流熔丝的规格应符合设计规定;直流输出母线的正极对地、负极对地、正负极之间的绝缘电阻应大于2兆欧;

3.3.2 逆变器的运行与维护应符合下列规定： 逆变器结构和电气连接应保持完整，不应存在锈蚀、积灰等现象，散热环境应良好，逆变器运行时不应有较大振动和异常噪声;逆变器上的警示标识应完整无破损;逆变器中模块、电抗器、变压器的散热器风扇根据温度自行启动和停止的功能应正常，散热风扇运行时不应有较大振动及异常噪音，如有异常情况应断电检查。定期将交流输出侧(网侧)断路器断开一次，逆变器应立即停止向电网馈电。

逆变器中直流母线电容温度过高或超过使用年限，应及时更换。

检测维修项目：逆变器的结构和机柜本身的制造质量、主电路连接、二次线及电气元件安装

测试项目：性能指标、保护功能、其它要求。

3.4 接地与防雷系统

3.4.1 光伏接地系统与建筑结构钢筋的连接应可靠。

3.4.2 光伏组件、支架、电缆金属铠装与屋面金属接地网格的连接应可靠。

3.4.3 光伏方阵与防雷系统共用接地线的接地电阻应符合相关规定。

3.4.4 光伏方阵的监视、控制系统、功率调节设备接地线与防雷系统之间的过电压保护装置功能应有效，其接地电阻应符合相关规定。

3.4.5 光伏方阵防雷保护器应有效，并在雷雨季节到来之前、雷雨过后及时检查。

3.5 交流配电柜及线路

3.5.1 交流配电柜的维护应符合下列规定： 交流配电柜维护前应提前通知停电起止时间，并将维护所需工具准备齐全。

交流配电柜维护时应注意以下安全事项：

1)停电后应验电，确保在配电柜不带电的状态下进行维护;

2)在分段保养配电柜时，带电和不带电配电柜交界处应装设隔离装置;

3)操作交流侧真空断路器时，应穿绝缘靴，戴绝缘手套，并有专人监护;

4)在电容器对地放电之前，严禁触摸电容器柜;

5)配电柜保养完毕送电前，应先检查有无工具遗留在配电柜内;

6)配电柜保养完毕后，拆除安全装置，断开高压侧接地开关，合上真空断路器，观察变压器投入运行无误后，向低压配电柜逐级送电。

3.5.2 交流配电柜维护时应注意以下项目：

1)确保配电柜的金属架与基础型钢应用镀锌螺栓完好连接，且防松零件齐全;

2)配电柜标明被控设备编号、名称或操作位置的标识器件应完整，编号应清晰、工整;

3)母线接头应连接紧密，不应变形，无放电变黑痕迹，绝缘无松动和损坏，紧固联接螺栓不应生锈;

4)手车、抽出式成套配电柜推拉应灵活，无卡阻碰撞现象;动静头与静触头的中心线应一致，且触头接触紧密;

5)配电柜中开关，主触点不应有烧溶痕迹，灭弧罩不应烧黑和损坏，紧固各接线螺丝，清洁柜内灰尘。

6)把各分开关柜从抽屉柜中取出，紧固各接线端子。检查电流互感器、电流表、电度表的安装和接线，手柄操作机构应灵活可靠性，紧固断路器进出线，清洁开关柜内和配电柜后面引出线处的灰尘。

7)低压电器发热物件散热应良好，切换压板应接触良好，信号回路的信号灯、按钮、光字牌、电铃、电筒、事故电钟等动作和信号显示应准确。

8)检验柜、屏、台、箱、盘间线路的线间和线对地间绝缘电阻值，馈电线路必须大于0.5MΩ;二次回路必须大于1 MΩ。

检测维修项目：配电柜的结构和机柜本身的制造质量、主电路连接、二次线及电气元件安装

测试项目：绝缘电阻、绝缘强度测量、显示功能、通信功能、配电柜热特性

3.5.3 电线电缆维护时应注意以下项目：

1电缆不应在过负荷的状态下运行，电缆的铅包不应出现膨胀、龟裂现象;电缆在进出设备处的部位应封堵完好，不应存在直径大于10mm的孔洞，否则用防火堵泥封堵;在电缆对设备外壳压力、拉力过大部位，电缆的支撑点应完好;电缆保护钢管口不应有穿孔、裂缝和显著的凹凸不平，内壁应光滑;金属电缆管不应有严重锈蚀;不应有毛刺、硬物、垃圾，如有毛刺，锉光后用电缆外套包裹并扎紧;应及时清理室外电缆井内的堆积物、垃圾;如电缆外皮损坏，应进行处理。

检查室内电缆明沟时，要防止损坏电缆;确保支架接地与沟内散热良好;直埋电缆线路沿线的标桩应完好无缺;路径附近地面无挖掘;确保沿路径地面上无堆放重物、建材及临时设施，无腐蚀性物质排泄;确保室外露地面电缆保护设施完好;确保电缆沟或电缆井的盖板完好无缺;沟道中不应有积水或杂物;确保沟内支架应牢固、有无锈蚀、松动现象;铠装电缆外皮及铠装不应有严重锈蚀;多根并列敷设的电缆，应检查电流分配和电缆外皮的温度，防止因接触不良而引起电缆烧坏连接点。确保电缆终端头接地良好，绝缘套管完好、清洁、无闪络放电痕迹;确保电缆相色应明显;金属电缆桥架及其支架和引入或引出的金属电缆导管必须接地(PE)或接零(PEN)可靠;桥架与桥架间应用接地线可靠连接。

12桥架穿墙处防火封堵应严密无脱落;确保桥架与支架间螺栓、桥架连接板螺栓固定完好。14 桥架不应出现积水。

3.6 光伏系统与基础结合部分

3.6.1 光伏系统应与基础主体结构连接牢固，在台风、暴雨等恶劣的自然天气过后应普查光伏方阵的方位角及倾角，使其符合设计要求。

3.6.2 光伏方阵整体不应有变形、错位、松动。

3.6.3 用于固定光伏方阵的植筋或后置螺栓不应松动;采取预制基座安装的光伏方阵，预制基座应放置平稳、整齐，位置不得移动。

3.6.4 光伏方阵的主要受力构件、连接构件和连接螺栓不应损坏、松动，焊缝不应开焊，金属材料的防锈涂膜应完整，不应有剥落、锈蚀现象。

3.6.5 光伏方阵的支承结构之间不应存在其他设施;光伏系统区域内严禁增设对光伏系统运行及安全可能产生影响的设施。

3.7 蓄电池(适用于离网系统)

3.7.1 蓄电池室温度宜控制在5℃~25℃之间，通风措施应运行良好;在气温较低时，应对蓄电池采取适当的保温措施。

3.7.2 在维护或更换蓄电池时，所用工具(如扳手等)必须带绝缘套。

3.7.3 蓄电池在使用过程中应避免过充电和过放电。

3.7.4 蓄电池的上方和周围不得堆放杂物。

3.7.5 蓄电池表面应保持清洁，如出现腐蚀漏液、凹瘪或鼓胀现象，应及时处理，并查找原因。

3.7.6 蓄电池单体间连接螺丝应保持紧固。

3.7.7 若遇连续多日阴雨天，造成蓄电池充电不足，应停止或缩短对负载的供电时间。

3.7.8 应定期对蓄电池进行均衡充电，一般每季度要进行2~3次。若蓄电池组中单体电池的电压异常，应及时处理。

3.7.9 对停用时间超过3个月以上的蓄电池，应补充充电后再投入运行。

3.7.10 更换电池时，最好采用同品牌、同型号的电池，以保证其电压、容量、充放电特性、外形尺寸的一致性。

3.8 数据通讯系统

3.8.1 监控及数据传输系统的设备应保持外观完好，螺栓和密封件应齐全，操作键接触良好，显示读数清晰。

3.8.2 对于无人值守的数据传输系统，系统的终端显示器每天至少检查1次有无故障报警，如果有故障报警，应该及时通知相关专业公司进行维修。

3.8.3 每年至少一次对数据传输系统中输入数据的传感器灵敏度进行校验，同时对系统的A/D变换器的精度进行检验。

3.8.4 数据传输系统中的主要部件，凡是超过使用年限的，均应该及时更换。

3.9 变压器

检测维修项目：光伏电站主回路升压变压器

测试项目：转换效率测试、其他实验

3.10 避雷器

3.10.1 接地与防雷系统

注意事项包括：

1)光伏接地系统与建筑结构钢筋的连接应可靠。

2)光伏组件、支架、电缆金属铠装与屋面金属接地网格的连接应可靠。

3)光伏方阵与防雷系统共用接地线的接地电阻应符合相关规定。

4)光伏方阵的监视、控制系统、功率调节设备接地线与防雷系统之间的过电压保护装置功能应有效，其接地电阻应符合相关规定。

5)光伏方阵防雷保护器应有效，并在雷雨季节到来之前、雷雨过后及时检查。

3.10.2检测维修项目：

1)避雷器、引下线安装;

2)避雷器、引下线外观状态;

3)避雷器、引下线各部分连接;

4)各关键设备内部浪涌保护器设计和状态;

5)各接地线应完好;

6)接地电阻符合设计要求;

3.10.3测试项目：

1)电站各关键设备的防雷装置在雷雨季节前后

2)对接地电阻测试

3)防雷装置腐蚀状况

3.11 电缆

3.11.1 电线电缆维护时应注意以下项目：1)电缆不应在过负荷的状态下运行，电缆的铅包不应出现膨胀、龟裂现象;

2)电缆在进出设备处的部位应封堵完好，不应存在直径大于10mm的孔洞，否则用防火堵泥封堵;

3)在电缆对设备外壳压力、拉力过大部位，电缆的支撑点应完好;

4)电缆保护钢管口不应有穿孔、裂缝和显著的凹凸不平，内壁应光滑;金属电缆管不应有严重锈蚀;不应有毛刺、硬物、垃圾，如有毛刺，锉光后用电缆外套包裹并扎紧;

5)应及时清理室外电缆井内的堆积物、垃圾;如电缆外皮损坏，应进行处理。

6)检查室内电缆明沟时，要防止损坏电缆;确保支架接地与沟内散热良好;

7)直埋电缆线路沿线的标桩应完好无缺;路径附近地面无挖掘;确保沿路径地面上无堆放重物、建材及临时设施，无腐蚀性物质排泄;确保室外露地面电缆保护设施完好;

8)确保电缆沟或电缆井的盖板完好无缺;沟道中不应有积水或杂物;确保沟内支架应牢固、有无锈蚀、松动现象;铠装电缆外皮及铠装不应有严重锈蚀;

9)多根并列敷设的电缆，应检查电流分配和电缆外皮的温度，防止因接触不良而引起电缆烧坏连接点。

10)确保电缆终端头接地良好，绝缘套管完好、清洁、无闪络放电痕迹;确保电缆相色应明显;

11)金属电缆桥架及其支架和引入或引出的金属电缆导管必须接地(PE)或接零(PEN)可靠;桥架与桥架间应用接地线可靠连接。

12)桥架穿墙处防火封堵应严密无脱落;

13)确保桥架与支架间螺栓、桥架连接板螺栓固定完好。

14)桥架不应出现积水。

3.11.2 检测维修项目：

1)电缆选型及敷设

2)电缆的负荷运行

3)电缆的排线安装

4)电缆所处环境

5)电缆接地绝缘

6)电缆运行状态

3.11.3 测试项目：

1)电缆压降

2)绝缘电阻

3)绝缘强度

第三篇：光伏电站电站运行管理制度

光伏电站运行管理制度

1变电站运行人员岗位责任制

制定变电站运行岗位责任制，明确变电站运行人员岗位职责。

2值班管理

2.1制定“变电站值班工作标准”，按要求做好值班工作。

2.2电站运行人员应按规定进行培训，考试合格后方能正式担任值班工作。

2.3电站运行人员应根据上级批准的值班方式安排轮值，由站长（值班班长）编排，未经许可不得随意调班。

2.4电站当班运行人员应穿统一服装，衣着整齐，并配戴值班标志。3交接班管理

3.1制定“变电站交接班工作标准”。电站运行人员应按照交接班工作标准进行交接，未办完交接手续前，不得擅离职守。

3.2电站运行人员应提前到站做好接班的准备工作。交接班时，如接班人员未到，交班人员应坚守工作岗位，并立即报告领导，做好安排。

3.3交接班时如遇倒闸操作，原则上应由交班人员负责完成：要处理事故或进行倒闸操作时，不得进行交接班；交班时发生事故，停止交接班并由交班人员处理，接班人员在交班班长指挥下协助工作。

3.4交班前，值班长应组织全体人员进行本值工作小结。

3.5交接班内容经双方确认清楚无误后，交、接班值班长签名并记录交班完毕时间。接班人员在接班中发现的问题，应由交班人员重新处理，直至达到要求方可履行交接班签名手续。

3.6接班后，值班长主持召开班前会，向全值人员交代本值运行注意事项，安排本值工作。

4设备巡回检查管理

4.1制定“电站设备巡回检查工作标准”。电站运行人员应按照工作标准要求巡视设备，及时发现设备异常状态，并认真分析，正确处理，及时汇报，做好记录。

4.2有权单人巡视高压设备的值班人员和非值班人员进行设备巡视时，应遵守电网标准中的有关规定。

4.3电站设备巡视分为日常巡视和特殊巡视两种。

4.4电站设备的日常巡视周期由值班长根据设备状态评价的结果，经综合分析确定。

4.5电站设备的特殊巡视的对象、时间和次数由值班长根据设备的健康状况、设备的运行工况、气候情况以及设备状态评价综合结果确定，可随时调整。如遇有下列情况，应进行特殊巡视。

1)设备经过检修、技术改造或长期停用后重新投入系统运行，新安装设备加入系统运行；

2)设备缺陷近期有发展时；

3)恶劣气候、事故跳闸和设备运行中有可疑现象时；

5倒闸操作管理

5.1电站运行人员应每月对倒闸操作的执行情况进行审查、统计、分析、上报，运行人员应对执行情况进行检查，及时反馈执行情况和存在问题。

5.2电站应对倒闸操作执行中存在的问题及时进行整改，变电运行部门应进行检查、监督。

6运行分析管理

6.1电站应每月开展综合运行分析，分析电站的安全运行、运行管理情况，找出影响安全、经济运行的因素和存在的问题，并针对其薄弱环节，提出实现安全、经济运行的有效措施。

6.2综合运行分析主要包括：系统接线方式，设备更动情况，保护、断路器动作情况，工作票合格率，设备事故、障碍、异常、重大缺陷，最大、最小发电量，电压质量，母线电量不平衡率，综合自动化系统及直流系统运行情况，本站培训情况等。

6.3电站进行综合运行分析后，应按有关工作标准填写运行分析报表报上级。

6.4电站可结合事故、障碍、异常运行情况，进行不定期专题运行分析。7电站事故处理管理

7.1运行人员应根据电力安全生产规程、电力调度规程、青海省电网公司有关管理标准、技术标准、电站工作标准、有关安全工作预案进行事故处理。

7.3电站应根据电网运行情况、设备运行工况、状态评价确定的设备健康状工况、状态评价确定的设备健康状况、季节特点、气候情况等每月进行一次事故预想，每季度进行一次反事故演习，并按要求填写记录。

7.4电站在事故发生后应按照电站事故处理工作标准规定，记录并汇报事故有关情况。内容主要包括：事故前的电网运行方式和设备运行状态，事故发生时间和经过，断路器跳闸和继电保护动作情况，录波器及其他安全自动装置动作情况，设备损失情况、事故处理情况等。

7.5运行人员在事故发生后应及时组织相关技术和管理人员对事故进行初步分析，提交事故初步分析报告，内容包括：事故前的电网运行方式和设备运行状态，事故发生时间和经过，断路器跳闸和继电保护动作情况，录波器及其他安全自动装置动作情况，设备损失情况、事故处理情况，以及继电保护动作行为分析，录波器及继电保护报文分析，事故原因初步分析等。应按照“三不放过”的原则，配合上级有关部门做好事故调查工作。

7.6 电站应开展事故统计分析工作，总结经验，为设备选型、设备维护、设备运行管理提供技术依据。

8电站工作标准的管理

8.1应依据上级有关电站的管理标准和技术规范，根据运行管理需要，制定“电站工作标准”，包括：岗位责任标准、倒闸操作工作标准、设备运行工作标准、值班工作标准、交接班工作标准、设备巡回检查工作标准、运行分析工作标准、事故处理工作标准等标准化作业文档。

8.2“电站工作标准”应随设备变化动态更新，定期修编、批准。

第四篇：光伏分布式电站运行维护

运行维护

1.分布式光伏发电系统的常见故障有哪些？系统各部件可能出现哪些典型问题？

由于电压未达到启动设定值造成逆变器无法工作、无法启动，由于组件或逆变器原因造成发电量低等，系统部件可能出现的典型问题有接线盒烧毁、组件局部烧毁。

2.PID现象是什么？会发生于什么环境下的分布式光伏发电系统？如何诊断和避免影响？

PID（Potential Induced Degradation）,又称“电势诱导衰减”，是指光伏组件受到外在因素诱导而产生的功率衰减现象。针对PID现象产生的机理，组件制造商研发出一系列预防PID现象发生的生产工艺，其中包括：使用抗PID电池，增加组件复合材料的体积电阻率、降低材料的水气透过率、光伏系统负极接地、双玻无边框组件等，经过试验和实际系统运行数据验证，光伏发电系统即便建立在高温高湿的环境场所中也能很好的规避PID的产生。

3.分布式光伏发电系统的寿命有多长？

核心部件光伏组件寿命为25年以上，光伏逆变器一般5年以上，具体使用寿命详见质保单。

4.导致光伏发电系统效率下降和损失的主要因素有哪些？

光伏发电系统效率受外界影响有所损失，包括遮挡、灰层、组件衰减、温度影响、组件匹配、MPPT精度、逆变器效率、变压器效率、直流和交流线路损失等。

每个因素对效率的影响也不同，在项目前期要注意系统的最优化设计，项目运行过程采取一定的措施减少灰尘等遮挡对系统的影响。

5.在屋面资源一定的情况下，如何提高分布式光伏发电系统发电量？

分布式光伏发电系统发电量主要受组件、逆变器、电缆、方阵设计倾角、组件清洁程度等因素影响，在屋面资源一定的情况下提高系统发电量主要可以从以下四个方面考虑：（1）优质产品

选择行业知名品牌、售后质保佳、获得监测认证证书的产品；（2）降低系统损耗

a，优化系统设计：优化方阵设计，减少或避免阴影遮挡；优化光伏组件与逆变器之间电压、电流匹配，提升MPPT效率；

b，减少各种电缆及开关器件传输损耗；

c，注重减少组件失配：组件电流分档，减少“木桶效应”引起的输出电缆影响。

（3）最佳方阵朝向和倾角设计

在条件允许的情况下，尽可能做到方阵最佳朝向和倾角设计，要考虑屋顶面积资源、装机容量、维护方便，投资等各种因素，给予综合优化分析和设计。在彩钢屋面承载力满足的前提下，适当提升方阵倾角，将有利于提升发电量，且便于后期维护。（4）维护与清洁

定期喷淋清洗组件，可明显提高发电量。有条件的单位，可增加对组件喷淋系统。

6.如何降低光伏发电系统的维护成本？

建议选择的系统各部件和材料市面上口碑好的，售后服务好的产品，合格的产品能降低故障的发生率，用户应严格遵守系统产品的使用手册，定期对系统进行检测和清洁维护。

7.系统后期维护怎么处理，多久维护一次？怎样维护？

根据产品供应商的使用说明书对需要定期检查的部件进行维护，系统主要的维护工作是擦拭组件，而水较大的地区一般不需要人工擦拭，非雨季节大概 1 个月清洁一次，降尘量较大的地区可以增加清洁的次数，降雪量大的地区及将厚重积雪去除，避免影响发电量和雪融后产生的不均匀，及时清理遮挡的树木或杂物。

8.清洁光伏组件时用清水冲洗和简单的擦拭就行么？用水擦拭的时候会不会有触电的危险？

为了避免在高温和强烈光照下擦拭组件对人身的电击伤害以及可能对组件的破坏，建议在早晨或者下午较晚的时候进行组件清洁工作，建议清洁光伏组件玻璃表面时用柔软的刷子，干净温和的水，清洁时使用的力度要小，以避免损坏玻璃表面，有镀膜玻璃的组件要注意避免损坏玻璃层。

9.如何正确利用停机维护时间？

优先选择清晨或傍晚光线弱系统未运行的时候对系统进行维护，维护前做好防护措施载绝缘手套使用绝缘工具。

10.如何发现光伏阵列中某一块光伏组件是否出现故陣？

当用户发现在相同时间系统的发电量有所降低或与邻近安装相同的发电系统相比有所降低，则系统可能存在异常，用户可通过汇流箱中监测数据的异常波动及时发现光伏阵列中某一组件是否出现故障，然后联系专业人员用钳型表、热像仪等专业化设备对系统进行诊断，最终确定系统中出现问题的组件。

11.光伏组件上的房屋阴影、树叶甚至鸟粪的遮挡会对发电系统造成影响吗？

光伏组件上的房屋阴影、树叶甚至鸟粪的遮挡会对发电系统造成比较大的影响，每个组件所用太阳电池的电特性基本一致，否则将在电性能不好或被遮挡的电池上产生所谓热斑效应，一串联中被遮挡的太阳电池组件将被当做负载消耗其它有光照的太阳电池组件所产生的能量，被遮挡的太阳电池组件此时会发热，这就是热效应现象，这种现象严重的情况下会损坏太阳能组件，为了避免串联支路的热斑需要在光伏组件上加装旁路二极管，为了防止串联回路的热斑则需要在每一路光伏组串上安装直流保险。

12.为防止光伏组件遭重物撞击，能不能给光伏阵列加装铁丝防护网？

不建议安装铁丝防护网，因为沿光伏阵列加装铁丝防护网可能会给组件局部造成阴影，形成热斑效应，对整个光伏电站的发电效率造成影响。另外，由于合格的光伏组件均已通过冰球撞击实验，一般情况下的撞击不会影响组件的性能。

13.烈日当空，易损器件坏了需立即更换吗？

不能够立即更换，如要更换建议在早晨或者下午较晚的时候进行，应及时联系电站运维人员，由专业人员前往更换。

14.雷雨防雷天气需要断开光伏发电系统吗？

分布式光伏发电系统都装有防雷装置，所以不用断开。为了安全保险建议可以选择断开汇流箱的断路器开关，切断与光伏组件的电路连接，避免防雷模块无法去除的直击雷产生危害，运维人员应及时检测防雷模块的性能，以避免防雷模块失效产生的危害。

15.雪后需要清理光伏发电系统吗？光伏组件冬天积雪消融结冰后如何处理？可以踩在组件上面进行清理工作吗？

雪后组件上如果堆积有厚重积雪是需要清洁的，可以利用柔软物品将雪推下，注意不要划伤玻璃，组件是有一定承重的，但是不能踩在组件上面清扫，会造成组件隐蔽损坏，影响组件寿命，一般建议不要等积雪过厚在清洗，以免组件过度结冰。

16.分布式光伏发电系统能抵抗冰雹的危害吗？

光伏并网系统中的合格组件必须通过正面最大静载荷（风载荷、雪载荷）5400PA，背面最大静载荷 2400PA 和直径 25MM 的冰雹以 23M/S 秒的速度撞击等严格的测试，因此不会对光伏发电系统带来危害。

17.如何处理太阳电池的温升和通风问题？

光伏电池的输出功率会随着温度上升而降低，通风散热可以提高发电效率，最常用的办法为自然风进行通风。

18.光伏发电系统对用户有电磁福射危害吗？

光伏发电系统是根据光产生伏打效应原理将太阳能转换为电能，无污染、无辐射，逆变器、配电柜等电子器件都通过 EMC（电磁兼容性）测试，所以对人体没有危害。

19.光伏发电系统有噪音危害吗？

光伏发电系统是将太阳能转换为电能，不会产生燥音影响，逆变器的噪音指标不高于 65 分贝，也不会有噪音危害。

20.户用分布式光伏发电系统的防火和消防应注意什么问题？

分布式发电系统附近禁止堆放易燃易爆物品，一旦发生火灾所造成的人员及财产损失不可估量，除了基本的消防安全措施外，还特别提醒光伏系统具有自我检测、和防火功能，降低火灾发生可能性，此外还需要每隔最长 40 米就必须预留防火和维修通道，而且必须有方便操作的紧急直流系统断路开关。

21.分布式光伏系统的消防安全应对措施有哪些？

分布式光伏电站主要建设在建筑屋顶，安全性是考虑的首要因素，主要包括人身安全和项目资产安全，消防措施主要以预防为主，一方面注意产品质量，选用通过安全认证和防火认证的光伏组件，另一方面可采取人防与技防相结合的现场实时监控方案：（1）选用具备电缆感温实现火灾预警的智能汇流箱；

（2）选用具备可监测组串回路拉弧、虚接特征谐波分析并进行告警的智能汇流箱；（3）专用消防系统；

（4）当火灾发生时采用适当措施快速遮蔽组件，切断供电，并断开与其他设备的连接。

第五篇：光伏电站运行、维护及生产管理维护合同

石河子裕天光伏电站 运行与维护及生产管理

甲 方：乙 方： 日 期：二 承 包 合 同

〇一二年一月十二日

光伏电站运行与维护及生产管理

承 包 合 同

甲 方：（以下简称甲方）乙 方：（以下简称乙方）

经甲乙双方友好协商，就甲方对其拥有的中卫光伏电站（30MWp）委托乙方进行运行、维护、生产管理等事宜达成如下协议：

一、委托运行、维护、生产管理方式：

1、甲方享有对该电站投资形成的全部法人财产权，是本电站的企业法人，甲方委托乙方负责该电站的运行、维护、生产管理等工作。

2、根据光伏电站的运行特点，甲方确定劳动定员人数和工作内容，由乙方选派合格人员组建本电站生产运行部，具体负责电站运行的日常管理、安全生产、文明生产及生产技术管理等工作。

二、承包工作范围及期限：

1、本光伏电站厂区内的发电设施、厂房、宿舍等建筑物的安全护卫以及厂区的环境卫生。

2、除该电站设备大修、年检、技术改造以外的所有安全文明生产管理工作，包括太阳能电池方阵、控制器、逆变器、接地与防雷系统等系统的运行维护、检修、清洁保养、生产运行

管理等工作。

3、对大修、年检、预试、技术改造工作，乙方根据设备运行工况、检修周期提出计划并编制项目方案报甲方审定；甲方确定施工单位，签订承包合同，乙方要积极配合甲方及施工单位做好安全措施、质量监督和其他辅助工作。

4、乙方工作范围内所需的日常工器具和安全工器具由乙方自行负责提供、使用和保管。电站看护、维修所需的人员由乙方负责管理。

5、乙方对承包工作范围内的工作要高效优质地完成，乙方应定期、及时向甲方汇报工作情况并提交相关书面材料，涉及重大事项工作或甲方有要求的应提交经乙方审核签章的书面材料。

6、承包期限：自2012年 月 日至 年 月 日止。

三、费用及付款方式

1、费用：每年运行与维护及生产管理费用为30万元人民币。

2、支付方式：甲方应在每月10日前将当月维护、管理费用（30/12=2.5万元）以现金方式支付给己方。

3、为确保电站安全、稳定运行所必须增加的固定资产类投入，由乙方提出方案及资金申请，经甲方审核同意后进行实施，相关费用由承担甲方。

四、甲方权利与义务

1、甲方对乙方生产运行的各项工作进行检查、监督、考核及指导，督促乙方全面完成电站安全生产任务和各项经济指标；审核乙方生产运行的各种生产报表、制度和规程；审定、批准乙方生产运行上报的消缺、大小修计划及生产报表、安全生产计划、工作总结等。

2、甲方有权就电站基础设施、发电设备进行增补、改造和完善。

3、甲方负责想乙方提供电站设备产品说明书、维护手册、线路图等相关资料，以便乙方进行维护、管理。

4、甲方应按时向乙方支付约定的维护费用及经审核的其他费用。

5、甲方负责提供电站的水、点及其他必须条件。

五、乙方权利和义务

1、乙方全面负责电站的安全文明生产和生产区域的环境卫生工作。具体实施电站生产管理、安全考核、教育培训、人事管理、建章立制等工作。乙方有权就电站正常运行、安全生产提出合理建议和意见。

2、乙方有权按时向甲方索取约定的维护费用及经审核的其他费用。

3、在保证电站正常运行、安全生产的条件下，乙方享有管理机构设臵、人员使用等管理工作的自主权。

4、乙方生产运行及管理人员的工作要服从甲方的监督和指

导；现场人员在完成本合同范围内电站安全生产工作中如遇技术力量、人员力量不足等情况，乙方应立刻另行派人帮助现场人员完成此项工作。

5、如乙方发生责任事故，由此损坏电站设备、影响预期的发电收益等原因，给甲方造来的直接和间接损失，应按国家有关法律法规规定由乙方负责赔偿损失。

六、其他

1、如乙方的安全生产管理和现场人员的素质、能力、管理等方面达不到合同要求，乙方应及时解决，否则甲方有权终止合同。

2、甲方为乙方派驻人员提供必需的办公及生活场地。如办公室、宿舍；其余办公及生活设施由乙方自行提供并负责维护。确保电站运行及管理人员正常的生产生活秩序。

3、甲方负责提供光伏发电设备专用工器具，由乙方付使用、保管。乙方如损坏甲方提供的设施、工器具应照价赔偿，在承包费中扣除。

4、如本合同期满或其它原因双方停止合作，乙方应无条件清退出场，并无条件向甲方完整移交设备的专用工器具、设备档案、运行记录以及其他一切有关本电站运行维护、生产管理的档案和资料。如乙方违反本规定，应向甲方支付违约金 元；如因乙方违反本条款约定延误甲方正常发电，每延误一天乙方应另行支付违约金 元；造成损失的，还应另行赔偿损失。

甲方有权采用法律手段索赔。

5、甲方应按时向乙方支付维护费用，由于甲方未按时支付乙方维护费用导致电站运行不正常等损失的，后果由甲方承担，乙方概不负责。乙方有权追究因甲方未按时支付维护费给乙方带来的损失。

七、未尽事宜甲乙双方可协商订立附加协议，附加协议与本合同对甲乙双方双方具有同等约束力。在履行本合同过程中发生的争议，甲乙双方协商解决，协商不成的，依法向本电站所在地人民法院提起诉讼。

八、本合同有效期贰年。本合同自双方签字盖章之日起生效，一式陆份，甲乙双方各执叁份，具备同等法律效力。

九、本合同期满前一个月内，双方可就续约事项达成新的协议。如在合同期满前一个月内任何一方均未通知对方解除合同，则本合同自动延续，合同条件和有效期不变。

甲方： 乙方：

甲方代表签章： 乙方代表签章：

签订时间：二〇一二年 月 日