光伏电站运维专工岗位职责（精选多篇）

推荐第1篇：光伏电站运维

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分布式光伏电站专业运维手册

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目 录

1、概况.............................................................................................................................................1

2、设备责任制度 .............................................................................................................................1

3、日常巡检计划及维护规则 .........................................................................................................1 3.1日常巡检计划 .....................................................................................................................1 3.1.1巡回检查制度 ..........................................................................................................1 3.1.2闭环消缺制度 ..........................................................................................................1 3.1.3巡检专业工具 ..........................................................................................................2 3.2维护规则 .............................................................................................................................2 3.2.1光伏组件 ..................................................................................................................2 3.2.2直流汇流箱、直流配电柜、交流配电柜 ..............................................................3 3.2.3逆变器 ......................................................................................................................4 3.2.4变压器（如有） ......................................................................................................4 3.2.5电缆及线路 ..............................................................................................................5

4、保养方法及注意事项 .................................................................................................................6

5、分布式光伏电站运行过程中常见问题及处理方法 .................................................................7

5、运维人员配备 ...........................................................................................................................10

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1、概况

由于光伏电站不同的运行环境，为了能够使光伏发电系统更安全、更稳定的运行，提高发电效率，增加用户收益，特编制本运维手册，以便于有一定专业知识人员在条件允许的情况下对电站进行适当维护。

2、设备责任制度

设备责任制度以逆变器为单元划分方阵设备，幵将方阵设备责任划分到个人，由每人负责一片区域的方阵设备，确保其负责的设备正常运行。

① 片区负责人应主导负责片区巡视、消缺工作，其他运维人员配合； ② 片区负责人应对片区内设备现场发现的问题及时汇报值长；

3、日常巡检计划及维护规则 3.1日常巡检计划 3.1.1巡回检查制度

巡回检查是保证设备正常运行、减少设备故障的必要工作，因此光伏电站应落实巡回检查制度 。 3.1.2闭环消缺制度

消缺工作是电站运维的核心工作，应建立闭环消缺制度，将消缺的整个过程流程化、制度化。

闭环消缺制度如右图所示：

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3.1.3巡检专业工具

3.1.4巡检设备及周期 3.2维护规则 3.2.1光伏组件

3.2.1.1电气部分

1、光伏组件应定期检查，不应出现以下情况：

1）光伏组件存在玻璃破碎、背板灼焦、明显的颜色变化（热斑现象）； 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。

2、光伏组件上的带电警告标识不得丢失。

3、使用金属边框的光伏组件，边框和支架应结合良好。

4、使用金属边框的光伏组件，边框必须牢固接地，边框或支架对地电阻应不大于4Ω。

5、对于接入分布式光伏运维云服务平台的电站，组件可通过在线巡检，实时监控组件运行状态，在发现组件故障后配合现场检修。对于未接入平台的电站，组件巡检周期一般为1个月，一次巡检组件数量不低于1/4。

3.2.1.2非电气部分

1、光伏系统应与建筑主体结构连接牢固，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。

2、光伏方阵整体不应有变形、错位、松动。

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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。

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。

5、所有螺栓、焊缝和支架连接应牢固可靠。

6、支架表面的防腐涂层。

7、支架应排列整齐，不应出现歪斜、基础下沉等情况，否则应及时联系工程部门进行维修。

8、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。

9、光伏阵列的支撑建筑屋面不应存在漏水、脱落等现象，否则应及时通知业主方并协助业主方做好修缮工作。

3.2.2直流汇流箱、直流配电柜、交流配电柜

3.2.2.1电气部分

1、直流汇流箱不得存在变形、烧焦、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；

2、直流汇流箱内各个接线端子不应出现松动、锈蚀现象；

3、直流汇流箱内的高压直流熔丝的规格应符合设计规定，如熔断器出现烧焦、断裂、脱落等现象，应及时更换；

4、在不带电情况下，采用接地电阻测试仪或摇表测量直流输出母线的正极对地、负极对地的绝缘电阻应大于1兆欧；

5、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；

6、直流汇流箱内防雷器应有效；

7、汇流箱、避雷器接地端、二次设备接地端对地电阻应小于1欧；

8、校验智能型汇流箱所显示的电流值与实际测量值偏差不应大于5%，否则应及时进行校正或更换。

9、对于接入分布式光伏运维云服务平台的电站，汇流箱可通过在线巡检，实时监控汇流箱各路直流输入及输出电气参数、运行状态，在发现汇流箱故障后配合现场检修。对于未接入平台的电站，汇流箱巡检周期一般为1个月，对所有汇流箱进行检查。

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3.2.2.2非电气部分

1、箱体的安装基础应保持稳定，所有固定螺丝应紧固，不得出现松动。

2、箱体应密封完好。3.2.3逆变器

3.2.3.1电气部分

1、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；

2、逆变器上的警示标识应完整无破损；

3、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。

4、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。

5、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。2.2.3.2非电气部分

1、逆变器的安装基础应保持稳定，所有固定螺丝应紧固，不得出现松动。

2、逆变器箱体应密封完好。3.2.4变压器（如有）

3.2.4.1电气部分

1、变压器的巡视检查项目

a）检查变压器的电流、电压变化情况，不应出现超标现象；

b）变压器的声音、温度应正常； c）充油套管和油标管内的油位、油色正常，本体无渗漏油； d）接线端子无过热现象； e）瓷套管应清洁，无裂纹和碰伤、放电现象； f）压力释放器动作情况； g）散热器阀门应打开； h）瓦斯继电器应充满油无气泡存在，阀门打开； I）呼吸器应畅通，干燥剂受潮变色情况； j) 各温度表计指示正常； k) 检查变压器基础应无下沉现象； l) 外壳接地应良好； m) 特殊天气时检查对变压器的各种影响，如线摆大小、放电闪络、积雪冰棒、杂物落下等情况；n) 以手触及各散热器，感知其温度应一致。 注：干式变压器在停运和保管期间，应防止绝缘受潮。

2、变压器的清扫 变压器应根据周围环境和负荷情况确定停电清扫和检查周期，最少半年1 次。在特殊环境中运行的变压器，（如多尘、有腐蚀性气体、潮湿等场所）应适当增加清扫和检查次数。

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3、异常现象处理 值班人员发现运行中的变压器有异常现象，如漏油、油位、温度、声音不正常及瓷绝缘破坏等，应尽快排除，并报告有关部门和人员，在值班记录中记载事件发生的经过。

3.2.4.2非电气部分

1、变压器的安装基础应保持稳定，所有固定螺丝应紧固，不得出现松动。

2、变压器周边应有防护栏；

3、变压器周边应有明显的警告标示。3.2.5电缆及线路

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。n) 以手触及各散热器，感知其温度应一致。 注：干式变压器在停运和保管期间，应防止绝缘受潮。

2、变压器的清扫 变压器应根据周围环境和负荷情况确定停电清扫和检查周期，最少半年1 次。在特殊环境中运行的变压器，（如多尘、有腐蚀性气体、潮湿等场所）应适当增加清扫和检查次数。

3、异常现象处理 值班人员发现运行中的变压器有异常现象，如漏油、油位、温度、声音不正常及瓷绝缘破坏等，应尽快排除，并报告有关部门和人员，在值班记录中记载事件发生的经过。

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4、保养方法及注意事项 4.1保养方法

光伏组件表面应保持清洁，清洗光伏组件时应注意：

a) 应使用柔软洁净的布料擦拭光伏组件，严禁使用腐蚀性溶剂或硬物擦拭 光伏组件；

b) 不宜使用与组件温差较大的液体清洗组件；

c) 严禁在在大风、大雨或大雪的气象条件下清洗光伏组件。

d) 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。

e) 用于固定光伏支架的植筋或膨胀螺栓不应松动。采取预制基座安装的光伏支架，预制基座应放置平稳、整齐，位置不得移动。 4.2注意事项

1．光伏组件应定期检查，若发现下列问题应立即联系调整或更换光伏组件： 2．光伏组件存在玻璃破碎；

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。 4．检查外露的导线有无绝缘老化、机械性损坏。 5．检查有无人为对组件进行遮挡情况。

6．光伏组件和支架应结合良好，压块应压接牢固。由专业的运维人员每半年检查光伏电站压块是否压接牢靠；

7．发现严重故障，应立即切断电源，及时处理，需要时及时联系厂家。

8．逆变器不应存在锈蚀、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。

9．逆变器上的警示标识应完整无破损。

10．逆变器风扇自行启动和停止的功能应正常，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。

11．所有螺栓、支架连接应牢固可靠。

12．支架要保持接地良好，每年雷雨季节到来之前应对接地系统进行检查。主要检查连接处是否坚固、接触是否良好。

13．在台风、暴雨等恶劣的自然天气过后应检查光伏方阵整体时否有变形、错位、松动。 14．支架下端如在屋面固定，应定期查看屋面防水是否完整可靠。

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15． 电缆不应在过负荷的状态下运行，如电缆外皮损坏，应及时进行处理。 16．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，否则用防火泥封堵。

17．电缆在连接线路中不应受力过紧，电缆要可靠绑扎，不应悬垂在空中。

18．电缆保护管内壁应光滑；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。

19．电缆接头应压接牢固，确保接触良好。

20．出现接头故障应及时停运逆变器，同时断开与此逆变器相连的其他组件接头，才能重新进行接头压接。

21．雷雨季节到来之前应对接地系统进行检查和维护。主要检查连接处是否坚固、接触是否良好。

22．雷雨季节前应对防雷模块进行检测，发现防雷模块显示窗口出现红色及时更换处理。

5、分布式光伏电站运行过程中常见问题及处理方法

一、故障现象：逆变器屏幕没有显示

故障分析：没有直流输入，逆变器LCD是由直流供电的。

可能原因：

（1）组件电压不够。逆变器工作电压是100V到500V，低于100V时，逆变器不工作。组件电压和太阳能辐照度有关，

（2）PV输入端子接反，PV端子有正负两极，要互相对应，不能和别的组串接反。 （3）直流开关没有合上。

（4）组件串联时，某一个接头没有接好。 （5）有一组件短路，造成其它组串也不能工作

解决办法：用万用表电压档测量逆变器直流输入电压。电压正常时，总电压是各组件电压之和。如果没有电压，依次检测直流开关，接线端子，电缆接头，组件等是否正常。如果有多路组件，要分开单独接入测试。

如果逆变器是使用一段时间，没有发现原因，则是逆变器硬件电路发生故障，请联系公司售后。

二、故障现象：逆变器不并网。

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故障分析：逆变器和电网没有连接。

可能原因：

（1） 交流开关没有合上。 （2） 逆变器交流输出端子没有接上

（3） 接线时，把逆变器输出接线端子上排松动了。

解决办法：用万用表电压档测量逆变器交流输出电压，在正常情况下，输出端子应该有220V或者380V电压，如果没有，依次检测接线端子是否有松动，交流开关是否闭合，漏电保护开关是否断开。

三、PV过压：

故障分析：直流电压过高报警

可能原因：组件串联数量过多，造成电压超过逆变器的电压。

解决办法：因为组件的温度特性，温度越低，电压越高。单相组串式逆变器输入电压范围是100-500V，建议组串后电压在350-400V之间，三相组串式逆变器输入电压范围是250-800V，建议组串后电压在600-650V之间。在这个电压区间，逆变器效率较高，早晚辐照度低时也可发电，但又不至于电压超出逆变器电压上限，引起报警而停机。

四、隔离故障：

故障分析：光伏系统对地绝缘电阻小于2兆欧。

可能原因：太阳能组件，接线盒，直流电缆，逆变器，交流电缆，接线端子等地方有电线对地短路或者绝缘层破坏。PV接线端子和交流接线外壳松动，导致进水。

解决办法：断开电网，逆变器，依次检查各部件电线对地的电阻，找出问题点，并更换。

五、漏电流故障：

故障分析：漏电流太大。

解决办法：取下PV阵列输入端，然后检查外围的AC电网。

直流端和交流端全部断开，让逆变器停电30分钟以上，如果自己能恢复就继续使用，如果不能恢复，联系售后技术工程师。

六、电网错误：

故障分析：电网电压和频率过低或者过高。

解决办法：用万用表测量电网电压和频率，如果超出了，等待电网恢复正常。如果电网正常，则是逆变器检测电路板发电故障，请把直流端和交流端全部断开，让逆变器停电30

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分钟以上，如果自己能恢复就继续使用，如果不能恢复，就联系售后技术工程师。

七、逆变器硬件故障：分为可恢复故障和不可恢复故障

故障分析：逆变器电路板，检测电路，功率回路，通讯回路等电路有故障。

解决办法：逆变器出现上述硬件故障，请把直流端和交流端全部断开，让逆变器停电30分钟以上，如果自己能恢复就继续使用，如果不能恢复，就联系售后技术工程师。

八、系统输出功率偏小：达不到理想的输出功率

可能原因：影响光伏系统输出功率因素很多，包括太阳辐射量，太阳电池组件的倾斜角度，灰尘和阴影阻挡，组件的温度特性，详见第一章。

因系统配置安装不当造成系统功率偏小。常见解决办法有： （1） 在安装前，检测每一块组件的功率是否足够。 （2） 根据第一章，调整组件的安装角度和朝向； （3） 检查组件是否有阴影和灰尘。

（4） 检测组件串联后电压是否在电压范围内，电压过低系统效率会降低。

（5） 多路组串安装前，先检查各路组串的开路电压，相差不超过5V，如果发现电压不对，要检查线路和接头。

（6） 安装时，可以分批接入，每一组接入时，记录每一组的功率，组串之间功率相差不超过2%。

（7） 安装地方通风不畅通，逆变器热量没有及时散播出去，或者直接在阳光下曝露，造成逆变器温度过高。

（8） 逆变器有双路MPPT接入，每一路输入功率只有总功率的50%。原则上每一路设计安装功率应该相等，如果只接在一路MPPT端子上，输出功率会减半。

（9） 电缆接头接触不良，电缆过长，线径过细，有电压损耗，最后造成功率损耗。 （10） 并网交流开关容量过小，达不到逆变器输出要求。

九、交流侧过压

电网阻抗过大，光伏发电用户侧消化不了，输送出去时又因阻抗过大，造成逆变器输出侧电压过高，引起逆变器保护关机，或者降额运行。 常见解决办法有：

（1） 加大输出电缆，因为电缆越粗，阻抗越低。 （2） 逆变器靠近并网点，电缆越短，阻抗越低

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5、运维人员配备及预算

光伏发电系统运维人员应具备相应的电气专业技能或经过专业的电气专业技能培训，熟悉光伏发电原理及主要系统构成。

推荐第2篇：光伏电站运维工作总结

光伏电站建设运维工作总结

青海德令哈光伏电站于2011年12月20号顺利并网发电，由此成为德令哈第一个光伏并网发电的企业。为使新建电站顺利平稳运行，在最短时间内达到安全、经济、满发的目标，公司工程部、客服中心积极承担了该电站的施工安装与运营维护工作。下面就施工安装及其运维情况进行如下总结

一、电站前期建设投产试运行准备工作

为实现电站顺利投产与运行管理，保证电网安全稳定运行，德令哈项目部根据国标《光伏发电工程验收规范》和省电力公司调度字〔2011〕87 号《关于加强青海电网并网光伏电站运行管理的通知》要求，按照《青海电网光伏电站调度运行管理规定》并结合电力行业标准DL/T1040-2007《电网运行准则》，对德令哈光伏电站工程建设、运行管理等进行了统一的系列规划尤其是针对电站运行及维护详细编写了运营大纲，并按大纲要求逐一检查落实，为电站顺利投产奠定了良好基础。

1、严格内业管理，夯实管理基础。

2011年7月公司成立德令哈光伏电站项目部，负责电站的建设和维护工作。项目部从成立之日起以严格管理，精准施工、规范建档为主线，以“12.31”发电为目标，全面参与电站设备安装与调试工作，结合光伏电站并网技术规范，分别验证建设工程不符合项和存在问题的整改，同时结合设备安装与调试对电站运维人员进行了岗位模拟演练与操作。全程参与了从电站的管理和运行操作及系统调度的接令与执行，形成了闭环，为后期维运管理奠定了良好的基础。

2、强化安全生产培训

安全生产责任重大!项目部从进驻工地始终强调并把安全生产、安全施工、安全运行放在首要工作目标。针对这样的重点总承包工程

项目，结合德令哈电站的具体要求，项目组全面总结分及析了德令哈

安全生产以主运维工作中有关安全责任的重点、难点问题，探讨总结

电站试运行及商运行期间的安全生产管理，研究部署责任目标和工作

任务。对项目组成员及时组织了以《运规》、《安规》和《调规》为重

点的集中讲课与考试，并编制了《试运行流程及责任划分》，明确了

安全学习内容，强化安全生产的动态控制，时刻做到与上级安全管理

要求一致，确保电站安全运行。

3、全面参与图纸审查与工程验收

在整个工程建设期期间，项目工程部为顺利施工安装，对工程

各个系统分册图进行仔细深入的阅读，一方面更加彻底地掌握设计原

则和思路，同时在实际施工安装中针对施工图设计中存在的偏差，及

时与技术部门沟通，反馈技术部门修改完善。

4、投产试运行

项目投产试运行阶段主要配合技术部做了以下几个方面的工作

1）依据事先编制的“试运行流程及责任划分”，明确项目部各人员的

岗位责任及要求，完成了电站启动前初步验收单元工程和分部工程的

质量评定，并形成了初步验收鉴定书。

2）整理上报电站主要设备参数、电气

一、二次系统图、监控系统图，

对电站电气主结线设备进行命名和编号。

3）对电站生产现场的全部设备及时建档，编制安全标识、标号等。

4）及时动态了解电站并网试运行的各项程序，按期完成了初审及试

运行启动整套程序。

5、运行管理

电站运行工作要求是特殊工种人员。运行人员要全天侯对发电设

备各项参数进行监视操作和调整，必须持之以恒周而复始的工作，以

确保全厂设备安全、经济、稳定运行及设备检修安全措施的正确无误。

1）强化安全生产，落实安全生产责任制。

严格落实上级会议精神，定期组织召开运维安全生产例会，编制

安全生产简报，严格执行《运规》、《安规》和《调规》牢固树立“安

全第

一、预防为主、综合治理”的安全生产方针，落实安全生产责任，

强化安全管理，确保电站安全运行。

2）加强缺陷管理，严格电站建设质量管理。

按《光伏电站接入电网技术规定》、《光伏发电工程验收规范》

及《关于加强青海电网并网光伏电站运行管理的通知》的要求，我们

每周对建设期缺陷、运行期缺陷进行统计，对主要设备加密巡视管理，

采取与厂家及建设单位联合消缺，严格电站建设质量管理。使影响电

站发电的主要缺陷做到可控在控，为保证电站电能质量和多发、满发

做出了切实有效的工作。(与上面的是重复了!，删除一处!)

3）加强现场管理，确保设备安全稳定运行。

结合电站实际，对从设备管理、人员管理、运行分析等制定了管理流

程图和标准，使安全生产管理更具有实用性、可操作性。具体措施：

一是加强运行人员在当值期间的监督职责，及时发现异常，防患于未

然，并在专用记录本上作简要记录和签名。二是严格执行两票三制，

并对两票三制编写了详细的培训教材。三是严格贯彻执行调度命令，

当接到调度命令时，应复诵无误后应迅速执行。四是做好电站运行事

故预想及演练工作。

同时结合现场运营维护的经验及故障处理，对业主方运维人员强

化动手能力，实行一对一传帮带强化训练，在较短时间内使他们的安

全运维基础及故障处理能力得到较快提升。

5）过程监督，完善改进。

针对电站监控系统布设及原理，在数据采集与在线监测和故障报

警方面进行了诊断分析，重点对电池板及逆变器的性能进行了跟踪统

计，在不同环境条件下进行了效率的对比，并绘制了（时间—负荷功

率）日曲线关系图，通过它可清楚地反映光伏电站日运行情况。同时

对监控系统监测软件操作、数据提取过程及数据分析方法及名称定义

方面提出了改进建议。

二、掌握光伏电站光伏组件的性能特性，应配备的主要测试仪器以及

要测试的项目

光伏组件的性能特性测试仪器是质检部门、生产厂家和科研教学

的必要产品。根据电站光伏组件运行实际缺陷情况，电站运行单位可

备简单的定性测试仪器，

1、湿漏电流测试：评价组件在潮湿工作条件下的绝缘性能，验证

雨、雾、露水或溶雪的湿气不能进入组件内部电路的工作部分，如果

湿气进入可能会引起腐蚀、漏电或安全事故

2、智能型太阳能光伏接线盒综合测试仪：对接线盒在光伏组件实

际工作状态中的压降、漏电流、温漂以及导通直流电阻，正反向电压

电流等参数测试。

三、如何定期开展预防性试验工作

电气预防性试验是为了发现运行中设备的隐患,预防发生事故或

设备损坏;对设备进行的检查、试验或监测,是保证电气设备安全运行

的有效手段之一。因而如何定期开展预防性试验工作非常重要。

首先要依据国家《电力设备预防性试验规程》、行业有关标准、

规范及设计资料，制定企业适宜的电力设备预防性试验制度（包括试

验项目、内容、周期、标准等）。

二是做好预试结果的分析和判断。由于预试结果对判定电气设备能否

继续长期稳定安全运行起着不可替代的作用,因而如何对预试结果做

出正确的分析和判断则显得更为重要。

三是加强技术管理，提高试验水平。将历年的试验报告，设备原始档

案规范管理；试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备

试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行

全面分析后做出判断。

四是加强试验人员的责任心，试验结果的准确与否, 除了工作经验、

技术水平以外，在很大程度上决定于试验人员的责任心。所以加强试

验人员的责任心也是预防性试验必不可少的重要条件。

四、光伏电站正常情况下应储备的备品备件

做好备品配件工作是及时消除设备缺陷，防止事故发生后，缩短

事故抢修时间、缩短停运时间、提高设备可用效率，确保机组安全经

济运行的重要措施。备品配件可分为事故备品、轮换备品和维护配件。

在正常情况下应储备备品备件可参照随设备提供的附件和备品备件

及调试和试运行期易损的元器件进行储备。

五、电池板的清理

电池板的清理工作或采用外包或自行两种清理方式均可以。由于

光伏电站地处荒漠戈壁滩上，沙尘袭来尘埃落在太阳能电池板上，辐

照强度降低，严重地影响了发电效率。所以必须做好电池板面清理工

作，也是电站提高经济效益的途径之一。

1、清洗费用估算

以当地光伏发电的清洁维护实践测试，至少每月清洗一次，外包

按每块0.34元(当地工资水平)清洗费用计算（约在0.30-0.34元)，10

兆瓦多晶硅电池板数量为44940块，合计支付费用为15279元，一年

清洗电池板的支付费用约为183355元。考虑后期人工成本的上升等

因素，年清洗费用应在20万元。如果电站较大，采用自己购买设备，

聘用员工进行不间断清洗，成本还会有所下降，发电效率会稳步提高。

2、清洁费用与发电量的比较

目前光伏发电10WM的年均发电量按设计值约在1583万千瓦时

左右。实际新装电池板前三年比设计值约高8%-10%，然后逐步衰减。

电价为1.15元/千瓦时，如此算来，每年发电按1600万千瓦时计算，

收入约为1840万元左右。如果不清洁，以西部沙尘的影响程度分析，

做过实践比较，清洗过的电池板比没清洗过的电池板一周内发电效率

要高8%-10%，逐日衰减，约一月时间效率只高1%-2%左右（测试时

间在风沙季节3-4月)。按10兆瓦设计值1583万千瓦时的收入计算。

平均清洗效率提高6%，可以降低109万元的经济损失，减去清洗人

工工资及管理费20万元，至少还有89万元的盈余，此值为保守值。

六、太阳能发电综合效率因素分析

太阳能光伏发电效率的高低，有几个方面因素需要特别注意

1、运营维护要勤跟踪，巡检不要走过场，监控后台各方阵数据

巡检，一小时不能低于一次，跟踪数据是否有较大变化。及时发现隐

患及时根除，方阵巡检一天不能少于一次（特别在中午辐照度比较高

时、重点观察逆变器及室内温度、保证良好的散热），要保证发电效

率的出勤率高，还要保证有一定数量备品备件、易损件，确保一旦出

问题后能及时更换。有可能一个几元钱的小元器件，会损失几千元甚

至上万元的发电效率。

2、电池板的清洗频率要保证，具体情况根据电池板表面清洁程

度确定，但在西北地区基本上要保证一月有一次的清洗频率，清洗后

的发电效率最低可保证在7%以上。

3、电池板组件的选择也很重要，该场站现有两家的电池板，通

过单一验证发电数据比较发现，两者相差4%-6%，采购价格相差不大。

按此差据计算，不到一年两者相差成本就可持平。所以前期选择电池

组件也是一个很关键的因素。

4、逆变器发电效率比较；此场站有一套国内知名国企生产的逆

变器，通过同电池板组件、同单元数量20天的发电效率比较，在阳

光很充足，当天发电量很高的情况下，两者相差我们只高0.1-0.5%，

但在多云天气时要高出另外一家2%-4%，所以逆变器在阳光比较充足

的情况下，发电效率基本都平衡。主要考验在天气不稳的情况下，逆

变器电压下跌拖垮稳定的效率上。

七、生活条件

光伏电站一般建于荒漠和戈壁滩上，风沙较大、紫外线很强，生

活用水极其困难（水含碱量大），买菜及交通极不方便，娱乐活动没

有，“白天巡站场、晚上数星星”是项目组员工工作生活的真实写照。

为了丰富员工生活，场站拟购置乒乓球台、羽毛球、积极协调准备光

纤接入。

努力解决内地员工的思乡之情，建议安排员工轮休制度，保证员

工不超过两月能回家一次。以保持更有激情与活力的员工维护好场站

的运行维护工作，为场站多发、满发、保发做出积极的贡献。

推荐第3篇：光伏电站运维管理经验

一、生产运行与维修管理

1.运行管理

（1）工作票管理

工作票对设备消缺过程中安全风险控制和检修质量控制具有重要的作用。工作票编制时需要细化备缺陷消除过程的步骤，识别消缺工作整个过程的安全风险（人员安全和设备安全），做好风险预判工作，主要包含：工作位置（设备功能位置和工作地点）、开工先决条件、工作步骤、QC控制点、工期、工负责人、工作组成员、工作风险及应对措施、备件（换件和可换件）、工具（常用工具和仪器仪表）等；工作票对工作过程中的关键点进行控制，结合质量管理中QC检查员的作用设置W点（见证点）和H点（停工待检点）以保障工作质量；工作票执行时需要严格执行工作过程的要求，严把安全质量关；工作票执行完毕后必须保存工作记录和完工报告。

（2）操作票管理

操作票使用在对电站设备进行操作的任何环节。操作指令需明确，倒闸操作一般由两人进行操作，操作人员和监护人员共同承担操作责任，核实功能位置、隔离边界、操作指令、风险点后按照操作票逐条进行操作，严禁约定送电。所有操作规范应符合《国家电网倒闸操作要求》。

（3）运行记录管理

运行记录分纸质记录和电子记录两部分，纸质记录主要为运行日志，运行日志记录电站当班值主要工作内容、电站出力、累计电量、故障损失、限电损失、巡检、缺陷和异常情况、重要备件使用情况等；每日工作结束后应在电站管理系统中记录当日电站运行的全面情况，纸质运行日志应当妥善保存。电站监控和自动控制装置监控的运行记录应每日检查记录的完整性，并妥善保存于站内后台服务器（信息储存装置或企业私有云）。

（4）交接班管理

电站交班班组应对电站信息、调度计划、备件使用情况、工具借用情况、钥匙使用情况、异常情况等信息进行全面交接，保证接班班组获得电站的全面信息；接班班组应与交班班组核对所有电站信息的真实与准确性，接班班组值长确认信息全面且无误后，与交班班组值长共同在交接班记录表上签字确认，完成交接班工作。

（5）巡检管理

巡检分为日常巡检、定期巡检和点检三种方式，日常巡检是电站值班员例行工作，按照巡检路线对电站设备进行巡视、检查、抄表等工作，值班员应具备判断故障类型、等级和严重程度的能力，发现异常情况按照巡检管理规定的相关流程进行汇报和处置，同时将异常情况应记录在运行日志中。定期巡检是针对光伏电站所建设地点的气候和特殊天气情况下进行的有针对性的巡检；点检是对重要敏感设备进行加强巡视和检查，保证重要设备可靠运行的手段。

（6）电站钥匙管理

电站设备钥匙的安全状态对电站运行安全有着至关重要的作用 ，电站钥匙分设备钥匙和厂房钥匙，电站所有钥匙分两套管理，即正常借用的钥匙和应急钥匙，应急钥匙由当班站长保存，正常借用的钥匙借出和还回应进行实名登记，所有使用人员应按照规定进行钥匙的使用。设备钥匙应配备万能钥匙，万能钥匙只有在紧急事故情况下经站长批准才能使用，其他情况下不得使用。

（7）电量报送管理

电站值长应每月月末向总部报送当月电量信息。每月累计电量信息应保持与运行日志一致，每月累计故障损失电量信息应与设备故障电量损失信息保持一致，电量信息表编写完成后应由电站站长复核电量信息后报送总部，报送格式应符合总部管理要求，报送电量信息应真实、准确。

2、维修管理 （1）工作过程管理

工作过程管理是规范电站员工工作行为准则，电站任何人员进行现场工作应遵循电站工作过程管理以保证电站工作的有序性。工作过程管理包含：电站正常工作流程、紧急工作流程、工作行为规范、工前会、工作申请、工作文件准备、工作许可证办理流程、工作的执行与再鉴定、完工报告的编写等内容。

（2）预防性维修管理

预防性维修是指电站有计划的进行设备保养和检修的活动。预防性维修管理包含：预防性维修项目和维修周期的确认、预防性维修大纲编制、预防性维修计划编制、预防性维修准备、停电计划、停电申请流程、日常预防性维修、大修预防性维修、预防性维修等效、组件清洗计划编制、预防性维修实施、预防性维修数据管理等内容。

（3）纠正性维修管理

纠正性维修是指非预期内的故障发生时进行的维修活动。纠正性维修的主要分类有在线维修和离线维修，按照响应时间分类有：临时性维修、检修、抢修，按照维修量级分类有：局部维修、整体维修、更换部件、更换设备。纠正性维修主要考虑的因素有：故障设备不可用对其所在系统的影响，以及该系统对机组乃至电站的影响；缺陷的存在对其设备的短期及长期影响，以及该缺陷设备故障后的潜在后果；故障或缺陷设备对工业安全和外部电网的影响。纠正性维修的对象一般为比较紧急必须处理的故障，隔离边界较少，对检修要求高，纠正性检修需要做到快速判断故障原因，准确找到故障点，做好安全防护措施，及时消除故障保障系统和电站正常运行。

（4）技术监督试验管理

技术监督试验的目的在于依据国家、行业有关标准、规程，利用先进的测试管理手段，对电力设备的健康水平及安全、质量、经济运行有关的重要参数性能、指标进行监测与控制，以确保其在安全、优质、经济的工作状态下进行。电站需要制定技术监督计划、确定试验项目、周期、试验标准、试验设备、人员资质以及风险点，执行过程中严格执行试验标准，如实技术监督试验报告，电站应保存技术监督试验报告，技术监督试验数据应与设计参数进行比较分析，并对电站设备及系统的安全性、可靠性等方面作出评价。

二、安全管理 （1）工业安全

安全是工业生产的命脉，任何生产型企业无不把安全放在首位 。光伏电站的安全管理包含：电力安全管理、工业安全管理、消防安全管理、现场作业安全管理（员工行为规范、危化品管理等）、紧急事件/事故处置流程管理、事故管理流程（汇报、调查、分析、处置、整改等）、安全物资管理（劳保用品、消防器材等）、厂房安全管理、安全标识管理、交通安全管理等。

（2）安全授权管理

为保证电站人员和设备安全，所有入场人员（含承包单位人员 ）需要接受安全培训，经培训活动基本安全授权后方可进入现场工作；安全授权培训内容包含：电力安全培训、工业安全培训、消防安全培训、急救培训；安全授权有效期为两年，每两年需要复训一 次；电站需保存安全授权记录备查。

（3）安全设施管理（安全标准化）

电站消防水系统、消防沙箱、灭火器、设备绝缘垫、警示牌等均属于电站安全设施，安全设施需要定期保养、维护、更换，并应有记录；电站安全设施的设置（设备和道路划线等）、安全标识规格及设置、巡检路线设置等均应符合安全标准化要求，人员行为习惯应满足安全标准化的具体措施要求。

（4）防人因管理

防人因管理是通过对以往人因事件的分析找到事件或事故产生的根本原因，制定改进措施做到有效预防。防人因主要是对的人员人因失误的管理与反馈。通过对员工进行警示教育反思安全管理现状，找到管理、组织、制度和人的失效漏洞进行管理改进，可利用国际交流借鉴、领导示范承诺、学习法规标准、警钟长鸣震撼教育、分析设备系统管理、经验反馈、共因分析、设备责任到人、制度透明化、安全文化宣传、行为训练、人因工具卡等多种手段建立员工防人因意识，提升安全管理水平。

（5）灾害预防

灾害预防工作包含：灾害历史数据分析、灾害分级及响应流程、组建运作机构、防灾制度建立、防灾风险与经济评估、防灾措施建立、防灾物资和车辆准备等，对灾害的预防是保证电站25年寿期正常运行的基石，是灾害来临时减少电站损失的有力保障。

(6)应急响应

应急准备阶段需建立应急响应组织，该组织机构需包含：应急总指挥、电站应急指挥、应急指挥助理、通讯员、应急值班人员。应急准备期间工作包含应急流程体系建设、汇报制度建立、应急预案的编写、突发事件处置流程的建立、通讯录与应急信息渠道的建立、应急设施设备器材文件的管理与定期检查、应急演的策划组织与评价、应急费用的划拨、新闻发言人及新闻危机事件应急管理制度的建设等；实施阶段包含应急状态的启动、响应、行动和终止等内容；应急事件后评价包含损失统计、保险索赔、事故处理、电站恢复等。

三、文档与信息管理 1.技术资料管理 光伏电站技术资料管理包括文件体系建设（文件编码体系、文件分类体系、文件分级体系等）、设计文件管理、设计变更文件管理、竣工报告管理、调试报告管理、合同文件管理、图纸管理、日常生产资料管理（主要包括：运行日志、巡检记录、交接班记录、倒闸操作票记录、运行数据记录、工作票记录、维修报告记录、检修计划、技术监督记录、工具送检记录、备件库存记录等）、技术改造文件管理、大修文件管理、移交验收证书、设备说明书、设备或备件合格证、电子文件记录管理、文档系统管理、文档销毁流程管理等。技术资料记录分级别进行管理，过期文件应及时更新和销毁。

2.培训授权资料管理

培训授权资料一般有：培训签到单、培训记录表、培训大纲、培训教材、培训课件、培训成绩单、试卷、试题库资料、培训说明书、培训效果评价表、基本安全授权书、XX岗位授权书、培训等效记录、员工技能降级认定表等。电站定期向总部提交培训记录，总部在培训信息系统中备案，并根据培训授权表对相应技术等级的人员进行岗位调整和薪酬调整。

3.人员技术证件管理

人员根据不同的工作类型需进行外部取证考试，外部机构颁发的技术证件需进行整理和备案，作为人员执业资格外部检查和评估的依据。

4.电站资产管理（编码、清点）

电站固定资产均需进行编码，编码后的固定资产进入总部管理系统备案与监控，固定资产需每季度进行清点并更新清单，固定资产的处置需按照总部相关要求进行报废处置处理。

5.经验反馈管理

经验反馈信息按照不同的事件和异常管理级别、方式加以确认、报告、评价后果、分析原因、纠正和反馈；保证同企业内和同行业内所发生的重要事件能够得到收集、筛选、评价、分析以及采取纠正行动和反馈，对维持和提高电站的安全水平和可用率水平具有重要意义。经验反馈管理工作主要分为内部经验反馈和外部经验反馈，工作内容主要包含对异常事件和良好实践整理、分类、分级、分析和筛选、信息共享渠道建立、经验反馈汇报流程管理、根本原因分析方法、防人因管理、定期会议管理、信息反馈效果评价、经验反馈考核管理等。

6.信息系统维护

光伏电站在生产运营阶段会有大量信息通过生产信息系统进行管理工作，信息系统的可用性将直接影响总部和区域公司对电站的管理，信息系统维护工作内容主要包含系统硬件维护（通讯维护、数据储存器维修、电脑维护等）、信息安全检查、备件管理、软件升级和更新、客户端安装与配置、信息系统授权配置、信息系统操作培训等。

7.智能电站建设

智能光伏电站在中控室附近设置中央通讯基站，在光伏区和设备区设置若干个子基站以加强信号接收和传递，光伏电站的监控信号和控制信号通过无线通讯技术进行传输，中控室接受到信号后通过互联网将实时数据自动上传到云储存，运维人员可在任何有无线网络的地方通过手机客户端或使用基于互联网Web的软件调用云储存信息对电站进行监视和控制。

推荐第4篇：光伏电站运维工作总结

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光伏电站建设运维工作总结

青海德令哈光伏电站于2011年12月20号顺利并网发电，由此成为德令哈第一个光伏并网发电的企业。为使新建电站顺利平稳运行，在最短时间内达到安全、经济、满发的目标，公司工程部、客服中心积极承担了该电站的施工安装与运营维护工作。下面就施工安装及其运维情况进行如下总结

一、电站前期建设投产试运行准备工作

为实现电站顺利投产与运行管理，保证电网安全稳定运行，德令哈项目部根据国标《光伏发电工程验收规范》和省电力公司调度字〔2011〕87 号《关于加强青海电网并网光伏电站运行管理的通知》要求，按照《青海电网光伏电站调度运行管理规定》并结合电力行业标准DL/T1040-2007《电网运行准则》，对德令哈光伏电站工程建设、运行管理等进行了统一的系列规划尤其是针对电站运行及维护详细编写了运营大纲，并按大纲要求逐一检查落实，为电站顺利投产奠定了良好基础。

1、严格内业管理，夯实管理基础。

2011年7月公司成立德令哈光伏电站项目部，负责电站的建设和维护工作。项目部从成立之日起以严格管理，精准施工、规范建档为主线，以“12.31”发电为目标，全面参与电站设备安装与调试工作，结合光伏电站并网技术规范，分别验证建设工程不符合项和存在问题的整改，同时结合设备安装与调试对电站运维人员进行了岗位模拟演练与操作。全程参与了从电站的管理和运行操作及系统调度的接令与执行，形成了闭环，为后期维运管理奠定了良好的基础。

2、强化安全生产培训

安全生产责任重大!项目部从进驻工地始终强调并把安全生产、安全施工、安全运行放在首要工作目标。针对这样的重点总承包工程

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项目，结合德令哈电站的具体要求，项目组全面总结分及析了德令哈安全生产以主运维工作中有关安全责任的重点、难点问题，探讨总结电站试运行及商运行期间的安全生产管理，研究部署责任目标和工作任务。对项目组成员及时组织了以《运规》、《安规》和《调规》为重点的集中讲课与考试，并编制了《试运行流程及责任划分》，明确了安全学习内容，强化安全生产的动态控制，时刻做到与上级安全管理要求一致，确保电站安全运行。

3、全面参与图纸审查与工程验收

在整个工程建设期期间，项目工程部为顺利施工安装，对工程各个系统分册图进行仔细深入的阅读，一方面更加彻底地掌握设计原则和思路，同时在实际施工安装中针对施工图设计中存在的偏差，及时与技术部门沟通，反馈技术部门修改完善。

4、投产试运行

项目投产试运行阶段主要配合技术部做了以下几个方面的工作 1）依据事先编制的“试运行流程及责任划分”，明确项目部各人员的岗位责任及要求，完成了电站启动前初步验收单元工程和分部工程的质量评定，并形成了初步验收鉴定书。

2）整理上报电站主要设备参数、电气

一、二次系统图、监控系统图，对电站电气主结线设备进行命名和编号。

3）对电站生产现场的全部设备及时建档，编制安全标识、标号等。 4）及时动态了解电站并网试运行的各项程序，按期完成了初审及试运行启动整套程序。

5、运行管理

电站运行工作要求是特殊工种人员。运行人员要全天侯对发电设

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备各项参数进行监视操作和调整，必须持之以恒周而复始的工作，以确保全厂设备安全、经济、稳定运行及设备检修安全措施的正确无误。1）强化安全生产，落实安全生产责任制。

严格落实上级会议精神，定期组织召开运维安全生产例会，编制安全生产简报，严格执行《运规》、《安规》和《调规》牢固树立“安全第

一、预防为主、综合治理”的安全生产方针，落实安全生产责任，强化安全管理，确保电站安全运行。2）加强缺陷管理，严格电站建设质量管理。

按《光伏电站接入电网技术规定》、《光伏发电工程验收规范》及《关于加强青海电网并网光伏电站运行管理的通知》的要求，我们每周对建设期缺陷、运行期缺陷进行统计，对主要设备加密巡视管理，采取与厂家及建设单位联合消缺，严格电站建设质量管理。使影响电站发电的主要缺陷做到可控在控，为保证电站电能质量和多发、满发做出了切实有效的工作。(与上面的是重复了!，删除一处!) 3）加强现场管理，确保设备安全稳定运行。

结合电站实际，对从设备管理、人员管理、运行分析等制定了管理流程图和标准，使安全生产管理更具有实用性、可操作性。具体措施：一是加强运行人员在当值期间的监督职责，及时发现异常，防患于未然，并在专用记录本上作简要记录和签名。二是严格执行两票三制，并对两票三制编写了详细的培训教材。三是严格贯彻执行调度命令，当接到调度命令时，应复诵无误后应迅速执行。四是做好电站运行事故预想及演练工作。

同时结合现场运营维护的经验及故障处理，对业主方运维人员强化动手能力，实行一对一传帮带强化训练，在较短时间内使他们的安全运维基础及故障处理能力得到较快提升。

5）过程监督，完善改进。

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针对电站监控系统布设及原理，在数据采集与在线监测和故障报警方面进行了诊断分析，重点对电池板及逆变器的性能进行了跟踪统计，在不同环境条件下进行了效率的对比，并绘制了（时间—负荷功率）日曲线关系图，通过它可清楚地反映光伏电站日运行情况。同时对监控系统监测软件操作、数据提取过程及数据分析方法及名称定义方面提出了改进建议。

二、掌握光伏电站光伏组件的性能特性，应配备的主要测试仪器以及要测试的项目

光伏组件的性能特性测试仪器是质检部门、生产厂家和科研教学的必要产品。根据电站光伏组件运行实际缺陷情况，电站运行单位可备简单的定性测试仪器，

1、湿漏电流测试：评价组件在潮湿工作条件下的绝缘性能，验证雨、雾、露水或溶雪的湿气不能进入组件内部电路的工作部分，如果湿气进入可能会引起腐蚀、漏电或安全事故

2、智能型太阳能光伏接线盒综合测试仪：对接线盒在光伏组件实际工作状态中的压降、漏电流、温漂以及导通直流电阻，正反向电压电流等参数测试。

三、如何定期开展预防性试验工作

电气预防性试验是为了发现运行中设备的隐患,预防发生事故或设备损坏;对设备进行的检查、试验或监测,是保证电气设备安全运行的有效手段之一。因而如何定期开展预防性试验工作非常重要。

首先要依据国家《电力设备预防性试验规程》、行业有关标准、规范及设计资料，制定企业适宜的电力设备预防性试验制度（包括试验项目、内容、周期、标准等）。

二是做好预试结果的分析和判断。由于预试结果对判定电气设备能否

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继续长期稳定安全运行起着不可替代的作用,因而如何对预试结果做出正确的分析和判断则显得更为重要。

三是加强技术管理，提高试验水平。将历年的试验报告，设备原始档案规范管理；试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析后做出判断。

四是加强试验人员的责任心，试验结果的准确与否, 除了工作经验、技术水平以外，在很大程度上决定于试验人员的责任心。所以加强试验人员的责任心也是预防性试验必不可少的重要条件。

四、光伏电站正常情况下应储备的备品备件

做好备品配件工作是及时消除设备缺陷，防止事故发生后，缩短事故抢修时间、缩短停运时间、提高设备可用效率，确保机组安全经济运行的重要措施。备品配件可分为事故备品、轮换备品和维护配件。 在正常情况下应储备备品备件可参照随设备提供的附件和备品备件及调试和试运行期易损的元器件进行储备。

五、电池板的清理

电池板的清理工作或采用外包或自行两种清理方式均可以。由于光伏电站地处荒漠戈壁滩上，沙尘袭来尘埃落在太阳能电池板上，辐照强度降低，严重地影响了发电效率。所以必须做好电池板面清理工作，也是电站提高经济效益的途径之一。

1、清洗费用估算

以当地光伏发电的清洁维护实践测试，至少每月清洗一次，外包按每块0.34元(当地工资水平)清洗费用计算（约在0.30-0.34元)，10兆瓦多晶硅电池板数量为44940块，合计支付费用为15279元，一年清洗电池板的支付费用约为183355元。考虑后期人工成本的上升等

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因素，年清洗费用应在20万元。如果电站较大，采用自己购买设备，聘用员工进行不间断清洗，成本还会有所下降，发电效率会稳步提高。

2、清洁费用与发电量的比较

目前光伏发电10WM的年均发电量按设计值约在1583万千瓦时左右。实际新装电池板前三年比设计值约高8%-10%，然后逐步衰减。电价为1.15元/千瓦时，如此算来，每年发电按1600万千瓦时计算，收入约为1840万元左右。如果不清洁，以西部沙尘的影响程度分析，做过实践比较，清洗过的电池板比没清洗过的电池板一周内发电效率要高8%-10%，逐日衰减，约一月时间效率只高1%-2%左右（测试时间在风沙季节3-4月)。按10兆瓦设计值1583万千瓦时的收入计算。平均清洗效率提高6%，可以降低109万元的经济损失，减去清洗人工工资及管理费20万元，至少还有89万元的盈余，此值为保守值。

六、太阳能发电综合效率因素分析

太阳能光伏发电效率的高低，有几个方面因素需要特别注意

1、运营维护要勤跟踪，巡检不要走过场，监控后台各方阵数据巡检，一小时不能低于一次，跟踪数据是否有较大变化。及时发现隐患及时根除，方阵巡检一天不能少于一次（特别在中午辐照度比较高时、重点观察逆变器及室内温度、保证良好的散热），要保证发电效率的出勤率高，还要保证有一定数量备品备件、易损件，确保一旦出问题后能及时更换。有可能一个几元钱的小元器件，会损失几千元甚至上万元的发电效率。

2、电池板的清洗频率要保证，具体情况根据电池板表面清洁程度确定，但在西北地区基本上要保证一月有一次的清洗频率，清洗后的发电效率最低可保证在7%以上。

3、电池板组件的选择也很重要，该场站现有两家的电池板，通过单一验证发电数据比较发现，两者相差4%-6%，采购价格相差不大。

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按此差据计算，不到一年两者相差成本就可持平。所以前期选择电池组件也是一个很关键的因素。

4、逆变器发电效率比较；此场站有一套国内知名国企生产的逆变器，通过同电池板组件、同单元数量20天的发电效率比较，在阳光很充足，当天发电量很高的情况下，两者相差我们只高0.1-0.5%，但在多云天气时要高出另外一家2%-4%，所以逆变器在阳光比较充足的情况下，发电效率基本都平衡。主要考验在天气不稳的情况下，逆变器电压下跌拖垮稳定的效率上。

七、生活条件

光伏电站一般建于荒漠和戈壁滩上，风沙较大、紫外线很强，生活用水极其困难（水含碱量大），买菜及交通极不方便，娱乐活动没有，“白天巡站场、晚上数星星”是项目组员工工作生活的真实写照。为了丰富员工生活，场站拟购置乒乓球台、羽毛球、积极协调准备光纤接入。

努力解决内地员工的思乡之情，建议安排员工轮休制度，保证员工不超过两月能回家一次。以保持更有激情与活力的员工维护好场站的运行维护工作，为场站多发、满发、保发做出积极的贡献。

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推荐第5篇：地方化光伏电站运维

“地方化”的光伏电站运维

    2015-07-09 09:15:18 浏览：202 次 来自：太阳能杂志 分享

作为能源互联网的业务模式之一，背靠“互联网+”这股东风，光伏电站的智能化运维也迎来了难得的发展机遇。

有业内人士认为，智能化运维，也即通过将大数据处理以及云计算、远程技术、物联网技术等与能源领域的结合，一方面可以实现发电端的智能化运营维护，降低维护成本；另一方面，可以对处于运行状态的设备进行预防性报警，增加客户的电站运行和产出效率，可谓既契合了能源互联网这一发展趋势，同时也兼具“工业4.0”的发展理念，未来的前景毋庸置疑。

据了解，目前包括风电、光伏电站等业主对此类业务的接受程度已经大大提升。而在当前保增长的大背景下，智能化运维市场的不断壮大，对开发光伏电站的金融交易属性、资产证券化以及塑造新的产业链等，都有巨大的意义。

“大数据这几年确实比较热，其实，大数据除了会提供新的商业模式，有利于制造业的升级转型外，另外的一个作用是对IT硬件产业的拉动，包括数据中心、服务器的需求。光伏电站的运维也不例外，既涉及到传感器等设备，也涉及到数据的上传、存储、处理等环节。”

有业内人士以其刚刚通过验收的一个光伏电站为例介绍说，在这个位于哈密的50MW光伏电站，其智能集控系统的数据点就达到2万个，每天产生的数据量则在8GW左右。

如果以此来推算，全国30GW的光伏电站每天产生的数据量，将是一个庞大的数字。 产业链趋向成熟

数据显示，截至2014年底，我国光伏电站装机总量达30GW，成为仅次于德国的世界第二大光伏应用大国。

面对如此庞大的装机规模，如何通过维护运营来提高光伏电站的发电效率、降低运维成本，以及如何确保光伏电站的收益最大化，则已成为电站业主和投资者们最为关心的问题。 有业内人士表示，就目前的光伏电站运维管理来看，主要存在着电站管理不规范或维护管理水平跟不上，导致固定资产流失，从而影响电站使用寿命的问题。

具体来看，由于大型地面电站通常地处偏远地区，处于“无人值守”的状态，因此容易造成：不良情况发生后无法及时处理；光伏电站组件表面污垢较多，故障处理不合理导致停机过多、产能不均；缺乏安全保护措施与应急预案，安全问题无法及时得到处理；电站数据分析不到位，无法判断出电站存在的安全隐患等种种问题。

正是基于上述种种问题的存在，智能化运维得以应运而生。

光伏电站的智能化运维，简单来说可以实现四大作用，包括对电站的远程监测和控制、远程智能运行维护管理、发电效率分析与优化服务、电站资产的评估。

其中，后者主要是为电站交易服务，以实现盘活光伏电站资产以及增加光伏行业的证券化属性的目的。

据了解，就目前的市场发展现状来看，从2014年下半年，整个市场的需求确实出现了很大的变化。

而在当前保增长的大背景下，智能化运维市场的不断壮大，对开发光伏电站的金融交易属性、资产证券化以及塑造新的产业链，以及提振传感器、数据中心等需求，都有相当积极的意义。

地方保护隐忧

公开资料显示，出于对智能化运维所具有的能源互联网等前景的看好，许多企业都对该领域开始关注。

这其中既有一些通信业背景的公司，也有一些来自光伏行业的公司，其中不乏一些上市公司的身影，包括彩虹精化、爱康科技等，均已明确提出要向这一领域进军。

据业内人士介绍，目前这一领域的从业主体主要包括以下几大部分，来自电力系统的电网企业、传统发电企业、持有光伏电站规模较大的一些企业等。

还有一类，则是地方政府。

“现在，一些省份已有意向开始组建统一的智能运营系统，以管理其辖区内的所有电站。甚至包括一些开发区或产业园区也规定，必须将辖区内电站的运维业务交由其旗下的公司统一来做。”

上述业内人士无奈的说，这是有违当前发挥市场配置资源的决定性作用这个大方向的。 而从以往的资料来看，地方保护主义的隐忧，在光伏行业其实一直都存在。比如，有的地方就规定，享受地方财政补贴的光伏电站，须优先采购本地企业生产的光伏组件等。

这明显有悖于国务院三令五申明确禁止地方保护主义的精神。

“对于一个新兴领域而言，这些非市场化的力量的参与，最有可能导致的结果就是‘劣币驱逐良币’的现象发生。如此，则将会对整个行业的技术进步、新商业模式的探索等，都带来负面影响。”上述业内人士表示。

推荐第6篇：光伏电站运维职责

一、站长职责

站长是电站的具体负责人，是电站运行管理、成本控制、内外关系协调、人员培训、绩效考核的执行者，对公司负责，直接向运营部汇报工作，受运营部经理的直接领导，并对电站的年发电量、上网电量、运营成本负责。 站长岗位职责：

1、负责日常光伏电站安全生产、技术管理、经济运行工作；

2、负责制订和完善各项运行管理制度、岗位职责、工作标准，并组织实施；

3、负责组织编制运行规程、技术措施、管理规定等工作；

4、负责运行人员培训工作，绩效考核，升职初审等工作；

5、全面了解生产的情况，掌握电站的各项经济技术指标，电站生产设备运转情况；

6、负责会同技术人员和运行人员定期分析发电运行情况，合理调整运行方式，提高公司的经济效益；

7、定期分析全场的经济指标和完成情况，完成公司安排的各项任务；

8、负责电站外部关系协调，相关单位联系和组织工作，负责外委单位的管理和资质审查；

9、负责电站备品计划的初步审批和电站运营成本控制；

10、负责组织编制电站年度发电计划及发电计划目标的实现,并确保电站发电量稳定；

11、负责电站内部关系协调,及时掌握全班人员的思想变化,做好政治思想工作。

二、值班长的职责

1、班长是运行班组生产和行政上的负责人,对电气全部设备的安全经济运行负责;领导运行人员完成上级交给的一切工作任务;班长在行政上受站长的领导和指挥；

2、班长应熟知电站的一次系统、站用电系统、直流系统、继电保护、自动装置运行方式调整、掌握电站各类电气设备结构、特性、操作维护；

3、班长在值班时间内,负责与调度的联系工作;负责领导本班全体人员完成电气设备的安全、经济运行任务；

三、正值班员的职责

1、正值班员是电气设备安全、经济运行的负责人，正值班员应熟知电站主接线系统、直流系统、厂用电系统、照明系统及主要电气设备运行特性、极限参数、继电保护、自动装置、常用系统二次接线、额定数据、动力保险定值等；

2、正值班员在运行操作和行政关系上受班长的领导，并协助班长搞好本班培训及其他管理工作。当班长不在时，正值班员应代替班长的职务；

3、正值班员的主要职责是协助班长运行管理，合理地调整组件运行方式，保证组件的安全、经济运行和电能质量，并能正确使用信号。在班长的统一指挥下，主动、迅速、正确的处理事故及异常运行；

4、负责场用电系统、直流系统、照明系统的检查、定期维护及停、送电操作，监护值班电工进行厂用系统的倒闸操作；

5、根据班长的指示组织做好电站临时小型更换和检修工作；负责检查并备齐高、低配电室、配电箱用的熔断器，并保证定值符合要求；

6、对运行人员不符合电气设备规定的操作流程和不合理的运行方式，提出建议，并给予适当的纠正。

四、值班电工职责

1、值班电工在行政上受班长领导，在运行操作及业务技术上受正值班员的领导；

2、值班电工应熟知主接线系统、厂用电系统、直流系统及逆变器、变压器等主要电气设备的极限电流、温度及其它电气设备的主要参数；

3、当正值班员不在时，值班电工应主动代替正值班员的工作；

4、按时正确地记录报表及电量计算，并对现场进行巡检，发现异常时汇报处理；

5、做好监盘工作，及时发现发电单元参数异常，并做好当班气象和发电分析；

6、在监护下进行电气设备的倒闸操作，填写倒闸操作票；

7、在站长和班长的领导下，完成自我学习和工作技能提升，积极参与运行分析和技术讨论活动，做到积极主动；

8、对当班发生的光伏板面清洗工作或者其他外委工作进行监督和质量过程检验；

9、在监护下，做好工作票的安全措施；

10、协助正值班员完成领导交代的其他任务；

11、发生事故和异常时，在班长、正值班员的指挥下，协助处理事故，根据正值班员的命令复归保护装置，详细、准确地做好保护动作情况记录。

五、电气技术人员职责

1、负责光伏发电项目电气专业的安装/调试期管理与运营期检修和维护管理；

2、负责电站技术人员的培养和运行人员一般电气知识培训，以及简单的电气维护技能；

3、负责并指导管辖属电站开关、变压器、仪表、保护和异常解决；组织并协助光伏电站建立检修规程和年度检修计划，控制电站检修维护成本；

4、负责所辖光伏电站的年度安全生产检查工作,组织定期对各电站进行检查，确保电站生产运营正常，符合新能源既定政策；

5、负责组织解决电站疑难设备故障和异常，防止故障影响设备正常发电；

6、负责光伏电站技术资料整理，设备管理、维修计划管理、设备定期试验和维护工作；

7、负责电站故障的调查和事故报告的编制；

8、负责对光伏电站报公司的统计报表的真实性进行复核。负责向上级或对外填报各种统计报表，并报运营部经理审核及有关主管领导审批。对报出的各种统计数据的真实性、准确性、及时性负主要责任；

9、通过对各电站上报数据、资料分析，找出比上年度同期指标提高或降低的原因，为下一周期的生产提供可鉴的依据；

10、负责建立电子设备台账和技术档案，并定期更新；

11、负责对电站故障分析和异常分析并参与防范措施的制订和落实工作。

六、财务人员的职责

1、严格遵守《会计法》、《税法》、《企业财务通则》、《企业会计准则》、《会计制度》和《公司章程》的规定，设置会计科目和会计账簿，记录经济业务活动，遵循会计核算的一般原则，对电站运营活动进行会计核算和会计监督；

2、负责收集、整理各类财务文件和有关规章制度，负责审核、汇总、整理、装订、归档会计凭证和会计档案，搞好财务保密工作；

3、按时做好电站现金管理、出纳工作，资产的盘点，做好年度财务分析和下年财务预算工作；

4、每月给上级主管部门、领导上报项目、设备、材料等付款情况；

5、负责建立固定资产台账，加强财务核算，对公司的经营情况、资金运转情况进行全方位的监督和管理，保证公司财产的安全和完整；

6、负责进行账务处理、税务申报、出具财务报表、填报内部报表、对外报税、报表，协调税务、银行、统计、财政等部门工作。

七、行政人员的职责

1、负责电站的办公、生活等后勤行政工作；

2、负责电站外委单位的合同管理工作；

3、负责电站日常办公、生活零星和小型采购工作；

4、完成领导交代的其他任务。

站长是电站的具体负责人，是电站运行管理、成本控制、内外关系协调、人员培训、绩效考核的执行者，对公司负责，直接向运营部汇报工作，受运营部经理的直接领导，并对电站的年发电量、上网电量、运营成本负责。 站长岗位职责：

1、负责日常光伏电站安全生产、技术管理、经济运行工作；

2、负责制订和完善各项运行管理制度、岗位职责、工作标准，并组织实施；

3、负责组织编制运行规程、技术措施、管理规定等工作；

4、负责运行人员培训工作，绩效考核，升职初审等工作；

5、全面了解生产的情况，掌握电站的各项经济技术指标，电站生产设备运转情况；

6、负责会同技术人员和运行人员定期分析发电运行情况，合理调整运行方式，提高公司的经济效益；

7、定期分析全场的经济指标和完成情况，完成公司安排的各项任务；

8、负责电站外部关系协调，相关单位联系和组织工作，负责外委单位的管理和资质审查；

9、负责电站备品计划的初步审批和电站运营成本控制；

10、负责组织编制电站年度发电计划及发电计划目标的实现,并确保电站发电量稳定；

11、负责电站内部关系协调,及时掌握全班人员的思想变化,做好政治思想工作。

二、值班长的职责

1、班长是运行班组生产和行政上的负责人,对电气全部设备的安全经济运行负责;领导运行人员完成上级交给的一切工作任务;班长在行政上受站长的领导和指挥；

2、班长应熟知电站的一次系统、站用电系统、直流系统、继电保护、自动装置运行方式调整、掌握电站各类电气设备结构、特性、操作维护；

3、班长在值班时间内,负责与调度的联系工作;负责领导本班全体人员完成电气设备的安全、经济运行任务；

三、正值班员的职责

1、正值班员是电气设备安全、经济运行的负责人，正值班员应熟知电站主接线系统、直流系统、厂用电系统、照明系统及主要电气设备运行特性、极限参数、继电保护、自动装置、常用系统二次接线、额定数据、动力保险定值等；

2、正值班员在运行操作和行政关系上受班长的领导，并协助班长搞好本班培训及其他管理工作。当班长不在时，正值班员应代替班长的职务；

3、正值班员的主要职责是协助班长运行管理，合理地调整组件运行方式，保证组件的安全、经济运行和电能质量，并能正确使用信号。在班长的统一指挥下，主动、迅速、正确的处理事故及异常运行；

4、负责场用电系统、直流系统、照明系统的检查、定期维护及停、送电操作，监护值班电工进行厂用系统的倒闸操作；

5、根据班长的指示组织做好电站临时小型更换和检修工作；负责检查并备齐高、低配电室、配电箱用的熔断器，并保证定值符合要求；

6、对运行人员不符合电气设备规定的操作流程和不合理的运行方式，提出建议，并给予适当的纠正。

四、值班电工职责

1、值班电工在行政上受班长领导，在运行操作及业务技术上受正值班员的领导；

2、值班电工应熟知主接线系统、厂用电系统、直流系统及逆变器、变压器等主要电气设备的极限电流、温度及其它电气设备的主要参数；

3、当正值班员不在时，值班电工应主动代替正值班员的工作；

4、按时正确地记录报表及电量计算，并对现场进行巡检，发现异常时汇报处理；

5、做好监盘工作，及时发现发电单元参数异常，并做好当班气象和发电分析；

6、在监护下进行电气设备的倒闸操作，填写倒闸操作票；

7、在站长和班长的领导下，完成自我学习和工作技能提升，积极参与运行分析和技术讨论活动，做到积极主动；

8、对当班发生的光伏板面清洗工作或者其他外委工作进行监督和质量过程检验；

9、在监护下，做好工作票的安全措施；

10、协助正值班员完成领导交代的其他任务；

11、发生事故和异常时，在班长、正值班员的指挥下，协助处理事故，根据正值班员的命令复归保护装置，详细、准确地做好保护动作情况记录。

五、电气技术人员职责

1、负责光伏发电项目电气专业的安装/调试期管理与运营期检修和维护管理；

2、负责电站技术人员的培养和运行人员一般电气知识培训，以及简单的电气维护技能；

3、负责并指导管辖属电站开关、变压器、仪表、保护和异常解决；组织并协助光伏电站建立检修规程和年度检修计划，控制电站检修维护成本；

4、负责所辖光伏电站的年度安全生产检查工作,组织定期对各电站进行检查，确保电站生产运营正常，符合新能源既定政策；

5、负责组织解决电站疑难设备故障和异常，防止故障影响设备正常发电；

6、负责光伏电站技术资料整理，设备管理、维修计划管理、设备定期试验和维护工作；

7、负责电站故障的调查和事故报告的编制；

8、负责对光伏电站报公司的统计报表的真实性进行复核。负责向上级或对外填报各种统计报表，并报运营部经理审核及有关主管领导审批。对报出的各种统计数据的真实性、准确性、及时性负主要责任；

9、通过对各电站上报数据、资料分析，找出比上年度同期指标提高或降低的原因，为下一周期的生产提供可鉴的依据；

10、负责建立电子设备台账和技术档案，并定期更新；

11、负责对电站故障分析和异常分析并参与防范措施的制订和落实工作。

六、财务人员的职责

1、严格遵守《会计法》、《税法》、《企业财务通则》、《企业会计准则》、《会计制度》和《公司章程》的规定，设置会计科目和会计账簿，记录经济业务活动，遵循会计核算的一般原则，对电站运营活动进行会计核算和会计监督；

2、负责收集、整理各类财务文件和有关规章制度，负责审核、汇总、整理、装订、归档会计凭证和会计档案，搞好财务保密工作；

3、按时做好电站现金管理、出纳工作，资产的盘点，做好年度财务分析和下年财务预算工作；

4、每月给上级主管部门、领导上报项目、设备、材料等付款情况；

5、负责建立固定资产台账，加强财务核算，对公司的经营情况、资金运转情况进行全方位的监督和管理，保证公司财产的安全和完整；

6、负责进行账务处理、税务申报、出具财务报表、填报内部报表、对外报税、报表，协调税务、银行、统计、财政等部门工作。

七、行政人员的职责

1、负责电站的办公、生活等后勤行政工作；

2、负责电站外委单位的合同管理工作；

3、负责电站日常办公、生活零星和小型采购工作；

4、完成领导交代的其他任务。

推荐第7篇：分布式光伏电站运维管理

1.目的

为规范光伏电站工程运行工作，确保电站安全、稳定、经济运行，特制订本程序。 2.范围

本程序适用于东台正信韵汇5.9MW分布式光伏电站发电项目。 3.职责

3.1 总经理：负责本程序的审批。

3.2 生产运维部运行工程师：负责电站日常运行情况的监督检查，负责运行规程的编制，负责运行的技术管理和培训，负责运行数据的整理分析。 3.3 运维工：负责电站日常运行中的设备巡视、参数监视和记录、运行操作，设备定期维护和一般缺陷的消除。 4.管理过程 4.1 运维岗位设置

4.1.1 每次配备运维工2人。 4.1.2 运行人员职责：

a) 值长：负责本值值班期间的电站运行管理，接受和执行调度命令、与调度联系，安排设备维护与缺陷消除。

b) 值班员：按照值长的命令执行各项操作，完成各项设备维护与消缺任务。 4.2 值班纪律

4.2.1 当班值长应按照《电网调度规程》的规定履行职责，执行调度命令；值班员应认真执行值长下达的操作命令（严重威胁设备和人身安全命令除外）。 当值值班人员应坚守岗位，认真监视，精力集中，及时消缺，精心维护设备，不得擅自离岗。运维人员值班期间离开值班室外出工作必须戴安全帽。

4.2.2 任何人进入生产现场必须遵守现场秩序，不得在现场做危害安全运行的事情，否则应予以制止，并令其退出现场。

4.2.3 发生事故时，除公司领导和有关人员外，其它无关人员一律不得进入控制室，以免影响事故处理，参加学习人员应立即退出事故现场。

4.2.4 事故处理时，除有关人员联系汇报与事故有关的事情外，无关人员不得打电话询问，以免延误事故处理时间，事故处理结束后，应把事故经过向运维部领导和工程师汇报。 4.2.5 按时抄表，准确记录，实事求是，不伪造数据；发生异常情况时，不隐瞒真相，记录本和报表应保持整齐清洁，正确，详细，不得代签。 4.2.6 严格执行规章制度，认真填写工作票、操作票，做到两票填写无差错，操作监护严肃负责，对检修设备做到验收不合格不投用，检修安全措施不合格不开工，工作现场卫生良好，投运正常后方可办理工作票终结手续。 4.2.7 使用电话联系工作应互报姓名（发话人先报姓名），下达操作任务要清楚，执行操作任务要复诵，无误后方可执行，联系比较重要的工作应将其内容、时间、联系人及执行情况等事项记录在《运行日志》中。

4.2.8 非本公司人员进入现场，来宾和参观人员应有相关人员带领。值长应将电站运行情况向来宾进行介绍。运行人员如发现无关人员进入生产现场应进行询问，有权令其退出，发现可疑人员应立即报告安保人员。

4.2.9 运行职工因有事需请假时，应提前1天向站长申请，请假必须本人亲自申请，代假一律不准。 4.3 交接班要求 4.3.1 交接班的条件

4.3.1.1 交接班时必须严肃认真、实事求是，交班人员应努力做好工作为下一班创造条件，接班人员应详细了解情况，为本班的安全经济运行打下基础，做到“交代清楚，接班满意”。

4.3.1.2 所有运维人员必须按规定轮流值班，如应故不能上班，则必须提前一天请假，经电站站长或上级领导许可并安排好替班人员后，予以准假。 4.3.1.3 处理事故时，不得进行交接班，接班人员应在交班值长统一指挥下，协助处理。

4.3.1.4 在进行重要操作时，一般情况下，不应进行交接班，但遇重大操作时，应在某一稳定情况下进行交接班。

4.3.1.5 一般情况下，交班前30分钟，不进行重大操作，不办理工作票手续。 4.3.1.6 交、接人员意见不一致，不能进行交接班时，应经双方值长商量解决，值长协商不通时，汇报站长或上级领导解决。 4.3.2 交班

4.3.2.1 交班人员必须如实地、准确地、详细地填写运行值班日志，包括本班所做的工作，本班发现和消除的人身和设备的异常情况、运行方式，对检修和试验设备所采取的安全措施，上级通知、命令等向接班人员交代清楚。 4.3.2.2 对指定的设备卫生区域清扫干净。将工具、资料、钥匙、仪表整理齐全并清点好。

4.3.2.3 将规程制度规定的工作及试验进行完成并做好详细记录。

4.3.2.4 将所有已开工的工作票、尚未结束的工作票分别整理好，核对好系统模拟图。

4.3.2.5 交班前半小时，值班员应向值长汇报岗位工作。

4.3.2.6 交班时交班人员应向接班人员详细交待本班设备系统运行情况以及设备缺陷处理情况，并细心听取询问和意见，做出详细解答。

4.3.2.7 应在正点办理交、接班手续，交班人员应待接班人员签字允许后方可签字，在接班值长下达接班命令后方可离开岗位。 4.3.3 接班

4.3.3.1 接班人员应在接班前30分钟到达现场交接班室，听取交班值长口头交待当班运行情况。

4.3.3.2 听完交班值长的口头交代后，接班值长根据上班运行情况，布置 4.3.3.3 值班员进行全面检查，特别强调应对设备缺陷、异常情况、检修情况作重点检查、布置接班后工作及事故预想。

4.3.3.4 接班人员应对电站设备进行全面检查，查阅《运行日志》、设备缺陷记录等，缺陷和异常的发展情况及处理情况，设备检修及系统隔离情况，实际的设备状态运行方式，主要参数等。

4.3.3.5 检查中对不明之处应仔细询问，直至弄清为止，若发现新情况或记录不符的应立即汇报值长核实。

4.3.3.6 清点工具、资料、图纸、钥匙等，并检查设备和卫生情况。 4.3.3.7 接班人员除进行必要的试验外，在交班签字前不得操作任何设备。 4.3.3.8 接班人员经检查认为可以接班，应在正点签字接班，并允许交班人员离岗。

4.3.3.9 接班30分钟，值班员应向值长汇报接班情况，值长应将系统运行方式，当班主要工作以及薄弱环节、事故预想等向班员做出交待。 4.3.3.10 接班人员到现场，如遇处理事故时，应在交班人员指挥下协助处理，不得离开现场。 4.4 设备巡回检查要求

4.4.1 巡回检查是保证设备安全、经济运行，及时发现问题的有效措施，各级运行人员必须加强对设备的检查，以便及时发现与处理异常和缺陷，保证安全运行。

4.4.2 巡回检查的人员由值长进行安排，根据光伏电站的特点，电站汇流箱、逆变器、变压器等电气设备及系统必须每天巡视一至两次，电池板、支架可每天巡视一定的范围，如遇大风等恶劣天气必须增加电池板和支架的巡视频率。 4.4.3 巡回检查的人员必须按时、按规定的巡检路线和《设备巡检记录》上的项目进行认真检查。巡回检查时，应带必要的工具（如电筒、手套、检查工具等）应做到思想集中，认真细致，根据设备特点，仔细查看，认真分析、真正掌握运行设备的实际情况。

4.4.4 对巡回检查发现的异常情况，应立即分析判断，及时消除或采取相应的措施，防止扩大，并汇报值长且做好记录。

4.4.5 除定期的巡回检查外，还应针对设备特点、运行方式的变化、负荷情况、有缺陷的设备等，增加检查次数。

4.4.6 对设备系统进行变更操作之后，应加强检查。 4.4.7 值长外出检查应通知值班员。 4.5 工作票管理规定 4.5.1 工作票接收

接收到工作票后要认真审核该工作的可能性然后填写接收时间并签名。不能进行工作的将工作票退回。 4.5.2 工作票许可

A.安全措施的审查（接到经值长批准的工作票后认真审查安全措施的完整性）。

B.安全措施完整的，要在“运行补充安全措施”一栏写上“无补充”，无补充要写在首行左边空两字处；

C.安全措施不完整的要在“运行补充安全措施”一栏补充完整。 4.5.3 安全措施的布置 A.安全措施逐条执行，每执行一条在“措施执行情况”一栏及时填写“已执行”且有序号，其序号与安全措施序号相同。

B.工作许可人与工作负责人共同确认安全措施全部正确执行后，共同在工作票上签名许可开工。

4.5.4 工作票的登记

工作票许可开工后，工作许可人要认真在《工作票登记记录》上登记。

4.5.5 工作票的结束 4.5.5.1 现场检查

检修申请结束工作票时，运行值班人员到工作现场检查，检修工作确已结束,现场清理干净。 4.5.5.2 4.5.5.3 收回检修所持工作票,恢复系统(包括送电)。 工作票结束

A.工作许可人填写工作结束时间。

B.工作许可人与工作负责人共同在工作票上签字,值长签字。 C.在工作票上盖“已执行”章。 4.5.6 工作票的延期 4.5.6.1 4.5.6.2 4.5.6.3 4.5.6.4 工作票的延期必须由工作负责人提出申请。 值长同意并填写延期时间。

工作许可人与工作负责人共同签名。

工作票延期后工作许可人要及时登记延期时间。

4.6 操作票管理

4.6.1 除单项操作及事故处理不用操作票外，其余所有操作均须写操作票。 4.6.2 操作票的填写

A.操作票在使用前必须统一编号，一经编号不得撕页或散失。 B.操作票一律用钢笔（黑色笔）填写。

C.当一页操作票不够写一个操作任务时，应当在本页右下角注明“转下页”，在承接页左上角注明“接上页”。 D.操作票最后一行接着的空格应画终止符。 4.6.3 操作票的审批 4.6.3.1 操作人签名, 监护人审查签名, 值长审查签名, 操作票的执行。

A.操作票必须由两人执行，其中对设备较熟悉者作监护人。 B.操作票开始时间是操作项目栏第一项操作的开始时间，终了时间是最后一项操作完时间。

C.操作时必须执行唱票、复诵、核对设备名称的规定。 D.操作时每执行一项必须画上执行符号。

E.操作时发生异常或有疑问立即停止操作汇报值长，得令后再进行操作。 F.操作票执行完毕后盖“已执行”章。 4.7 缺陷管理

4.7.1 当班运维人员在设备巡视和监视过程中发现的缺陷，应及时汇报值长，由值长填写《设备缺陷通知单》，安排运维人员进行处理。

4.7.2 当值无法处理的缺陷，如无备品、设备系统无法停运、人员不足或技术能力不能满足处理要求的，应加强对缺陷的监视并采取可靠的防止缺陷扩大的措施，并填写《缺陷延期申请单》汇报上级领导申请延期处理。 4.7.3 当班发现的缺陷及处理结果必须在《运行日志》上进行登记。

4.7.4 当缺陷影响到电站的安全稳定运行时，运维人员必须立即通知站长或公司领导，由公司织人员及时进行处理。

4.7.5 缺陷处理完毕后，由当班值长进行验收，验收合格后，缺陷处理流程结束；验收不合格，由消缺人员继续处理。

4.7.6 当班发生的设备缺陷必须在当班期间消除（经批准延期处理的缺陷除外），否则，接班人员有权拒绝接班，接班人员在接班前的设备检查中发现的缺陷由交班人员负责消除。 4.8 设备维护管理

4.8.1 运维工按照规定的时间和项目对设备进行维护，保证设备的正常运行。 4.8.2 设备维护完成后必须在《设备检修记录》进行记录。 5.检查

5.1 由生产运维部运行工程师根据本程序对各电站的运维工作执行情况进行监督和检查。

5.2 生产运维部经理对运行工程师的工作进行检查。

分布式光伏电站工程 运行维护管理制度

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推荐第8篇：光伏电站运维检查要点

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光伏电站运维检查要点

光伏电站作为重要资产，其运维的重要性不言而喻，从运维的角度，对于企业自行建设并且持有的，或工程外包给第三方但自己持有的电站，在建设的整个过程，从前期项目开发、系统设计、施工和竣工验收等关节需要运维人员进行把控。对于运维检查，国内知名光伏逆变器企业古瑞瓦特总结了以下几个要点：

1、抗风雪

影响严重，主要影响光伏组件及基础支架。

抗雪压运维关键节点

 1）挂钩不木梁的固定牢固性；

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 2）支架安装的牢固性；  3）组件固定的牢固性；

2、防火

影响严重，包括光伏系统及居民财产 防火运维关键节点：

1) 组件不组件之间的接头插接不到位；

2) 组件不逆变器之间的接头制作不合格，插接不到位； 3) 直流光伏电缆破损；

4) 交流线路包括表箱器件接线接头松动，或绝缘皮剥离不足，导致接触不良，局部阻抗增大，局部发热； 5) 交流电缆破损；

6) 铜铝线幵接或铜铝线幵接处理不合理导致氧化发热严重；

7) 线缆选用不合理，非阻燃、护套耐高温性能差、线径过小等导致线缆发热严重； 8) 周边环境存在易燃易爆物品。

3、防触电

影响严重，所有带电部位

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4、防水

影响居民及整个光伏系统。

5、防雷击

影响居民及整个光伏系统。

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6、防坠落

影响严重，影响居民及整个光伏系统。

了解更多光伏运维的信息，请戳古瑞瓦特官方网站：http://www.daodoc.com/。

推荐第9篇：【收藏】光伏电站运维手册

【收藏】光伏电站运维手册

摘要： 光伏电站这个领域，很明显，在即将进入后光伏时代之际，电站的运营、维护、托管业务将成为光伏电站的主旋律。而电站运营效率和效果将直接影响光伏电站的运行稳定性及发电量。对于计划长期持有光伏电站的业主来说，光伏电站的运营维护就显得十分重要和迫切了。运维业务的延伸和拓展也将成为光伏系统集成商的必争之地。

优质的光伏电站运维实施具有以下优点：

（1）实时数据的稳定即时采集，让业主和投资人随时随地对电站发电情况了如指掌；

（2）用预防性维护理念对电站的潜在故障进行实时分析和警报，防范潜在风险，让您高枕无忧，资产保值增值；

（3）对电站数据分析能够持续优化电站的运营管理，维护和提高电站全生命周期的发电效率和电量产出，进行资产评估；

（4）精准的发电量预测让国网电力调度系统灵活处理电力高低峰期的电力调配；

（5）光伏电站火灾远动预警系统将极大程度降低火灾隐患，全面保护电站安全。

而光伏电站运营维护体系的核心在于实现最大的MTBF（平均故障间隔时间）和最小的MTTR（平均故障恢复时间）,包括以下环节：

（1）7x24运行状态实时监测；

（2）维护团队管理；

（3）现场巡检与组件清洁；

（4）故障分析与管理；

（5）现场点检与故障清除；

（6）质保及索赔等。

结合近几年国内外光伏电站运维期间出现的问题，影响光伏电站稳定运行的因素体现在以下几个方面：

（1）故障处理不佳：故障停机过多，电站产出偏差较大；

（2）运维效率低：由于电站所处地理环境限制、专业技术人员匮乏、电站分散布局造成的现场管理难度加大以及缺乏专业的运维管理系统造成的效率低下；

（3）缺乏维护工具：光伏电站维护检测方式落后，缺乏现场检测维修工具；

（4）维护措施不到位：维护工作不能适应现场环境条件，宽温，粉尘污染；

（5）安全防范不足：无有效措施预防电站火灾，防盗及触电事故；

（6）监测数据分析能力不足：主要体现在数据误差较大、数据存储空间不够、数据传输掉包严重及数据采集范围缺失等。

为了建立有效系统化的光伏电站运维体系。我们首先需要明确光伏电站的运维的技术要求。具体分析如下：

组件维护标准

1.组件清扫维护

清扫条件：光伏方阵输出低于初始状态（上一次清洗结束时）输出的85%。

清洗注意事项：

（1）清洗工具：柔软洁净的布料

（2）清洗液体：与组件温差相似

（3）气候条件：风力>4级，大雨、大雪等气象条件禁止清洗

（4）工人数量：15—20人

（5）清洁时间：没有阳光的时间或早晚，光伏组件被阳光晒热的情况下用冷水清洗会使玻璃盖板破裂。

2.组件定期检查及维修

检查维修项目：组件边框、玻璃、电池片、组件表面、背板、接线盒、导线、铭牌、光伏组件上的带电警告标识、边框和支撑结构、其它缺陷等。

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。

光伏建材和光伏构件（如双玻组件）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。

3.组件定期测试

测试内容：绝缘电阻、绝缘强度、组件IV特性、组件热特性。

4.阵列定期检查及维修

检查维修项目：光伏方阵整体、受力构件、连接构件和连接螺栓、金属材料的防腐层、预制基座、阵列支架、等电位连接线、接地可靠性，其它缺陷等。

5.阵列定期测试

光伏阵列应满足以下要求：

（1）光伏方阵整体不应有变形、错位、松动等现象。

（2）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）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。

（4）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。

测试内容：机械强度测试

测试方法：对光伏阵列支架及光伏组件边框的最不利位置的最不利方向施加250N的力维持10秒，连续5次测试后阵列不能出现松动、永久变形、开裂或其它形式的损坏。

主要设备检测维修 汇流箱

直流汇流箱的运行与维护应符合以下规定：

（1）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；

（2）直流汇流箱内各个接线端子不应出现松动、锈蚀现象；

（3）直流汇流箱内的直流熔丝的规格应符合设计规定；

（4）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；

（5）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；

（6）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。

2.直流/交流配电柜

直流配电柜的运行与维护应符合以下规定 ：

（1）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；

（2）直流配电柜内各个接线端子不应出现松动、锈蚀现象；

（3）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；

（4）直流配电柜的直流输入接口与汇流箱的连接应稳定可靠；

（5）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；

（6）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。

交流配电柜的维护应符合下列规定：

（1）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。

（2）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）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，紧固连接螺栓不应生锈；

4）手车、抽出式成套配电柜推拉应灵活，无卡阻碰撞现象；动触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，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1MΩ。

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.逆变器

逆变器的运行与维护应符合下列规定：

（1）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；

（2）逆变器上的警示标识应完整无破损；

（3）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；

（4）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；

（5）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。

4.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。

5.蓄电池（适用于离网系统）

蓄电池运行及维护应满足以下要求：

（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。

（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）蓄电池在使用过程中应避免过充电和过放电。

（4）蓄电池的上方和周围不得堆放杂物。

（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。

（6）蓄电池单体间连接螺丝应保持紧固。

（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。

（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。

（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。

（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。

6.控制器（适用于离网系统）

控制器的运行与维护应符合下列规定：

（1）控制器的过充电电压、过放电电压的设置应符合设计要求；

（2）控制器上的警示标识应完整清晰；

（3）控制器各接线端子不得出现松动、锈蚀现象；

（4）控制器内的直流熔丝的规格应符合设计规定；

（5）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。

主要维护工具

（1）常用工具：具备光伏电站各设备、元器件拆装所需的工具，及其它电站运营维护中可能用到的工具；

（2）测试工具：万用表、示波器、电流钳、红外热像仪/温度记录仪、太阳辐射传感器、IV曲线测试设备、电能质量分析仪、耐压仪、绝缘电阻测试仪、接地电阻测试仪、接触电流测试仪、方阵残余电流监测功能测试设备；

（3）防护工具：安全帽、绝缘手套、绝缘鞋、安全标志牌、安全围栏、灭火器；

（4）备品备件：光伏电站运营维护公司应配备光伏电站运行过程中的易损、易耗件，出现损耗时应及时更换。 运维文档管理 1.电站技术资料 （1）光伏电站全套竣工图纸

（2）关键设备说明书、图纸、操作手册、维护手册

（3）关键设备出厂检验记录

（4）设备台账、设备缺陷管理档案（与条款13对应）

（5）设备故障维护手册

（6）事故预防及处理方案

2.运维技术材料

（1）安全手册；

（2）光伏系统停开机操作说明

（3）监控系统操作说明

（4）光伏组件及支架运行维护作业指导书

（5）光伏汇流箱运行维护作业指导书

（6）直流配电柜运行维护作业指导书

（7）逆变器运行维护作业指导书

（8）交流配电柜运行维护作业指导书

（9）变压器运行维护作业指导书

（10）断路器运行维护作业指导书

（11）隔离开关运行维护作业指导书

（12）母线运行维护作业指导书

（13）避雷器运行维护作业指导书

（14）电抗器运行维护作业指导书

（15）光伏电站安全防护用品及使用规范

3.设备运行记录文件

（1）运营维护记录和处理的程序

（2）运营维护记录的保存期限是否大于或等于五年，并保存相应记录

（3）是否建立并保持运营维护认证档案

（4）电站巡检及维护记录

（5）电站运行状态记录

（6）设备检修记录

（7）事故处理记录

（8）防雷器、熔断器动作记录

（9）逆变器自动保护动作记录

（10）开关、继电器保护及自动装置动作记录

（11）关键设备更换记录

（12）电站各项性能指标和运行参数记录

4.上墙悬挂图表文件

（1）电气主接线图

（2）设备巡视路线图

（3）主要设备运行参数表

（4）正常停机开机操作顺序表

（5）紧急停机操作顺序表

（6）紧急事故处理预案

（7）紧急联系人及联系电话

5.警告牌及标识

（1）危险警告牌

（2）电击警告牌

（3）高空操作，防坠落标识

（4）接地保护端子标识

（5）操作警报

电站巡检及故障处理

（1）设备效率保障：光伏电站中各关键设备的效率应符合设计要求，对各关键设备的效率应进行实时监控及定期测试。

（2）设备状态：光伏电站中各关键设备应处于良好运行状态，应定期对各关键设备进行检查，降低故障发生率。

（3）故障抢修措施：运维服务人员7x24小时内针对现场故障进行排除处理。故障需要有明确处理有书面记录，记录包含发生故障的设备，故障发生时间，故障现象表征，故障解决方法与途径，故障解决人员及故障记录入等。 避雷器与电缆维护 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。

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；

测试项目：

（1）在雷雨季节后，检查电站各关键设备的防雷装置；

（2）对接地电阻测试；

（3）防雷装置腐蚀状况。

2.电缆

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。

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

测试项目：

（1）电缆压降

（2）绝缘电阻

（3）绝缘强度

电站数据采集及处理中心要求 1.环境监控系统内容包括：

（1）机房温度湿度监控

（2）UPS运行状态监控

2.安全稳定的网络环境具体要求

（1）LAN：双链路光纤交换

（2）WAN：防火墙+入侵检测设备+网闸构成外网的安全防范措施

3.7X24小时故障监控及应急处理不间断要求

（1）UPS保证电源7x24小时不间断

（2）7x24小时人员值班

（3）冗余设计原则保证设备链路7x24小时不间断

4.数据安全存储要求

（1）数据存储架构由数据库服务器+磁盘阵列+备份服务器+磁带机组成

（2）数据异地备份（融资中心1+1备份）

在通信行业运维体系中专门针对NOC(NotionalOperationcenter)及ROC(RegionalOperationCenter)的配置要求及SOP（标准作业流程），针对光伏电站运维数据中心配置及标准作业流程，笔者梳理及总结如下：

通讯传输链路的标准：要求配置固态网络专线链路，每条专线链路带宽不小于2M。对于光伏电站内部需进行数据采集的设备数量超过200台以上的，要求每条专线的链路带宽不小于10M。

运行环境标准：独立封闭的机房，机房有单独的门禁管理权限。机房需配备独立的双空调制冷系统。机房温度标准为22±2℃，机房湿度标准为45%～65%，不间断UPS电源。同时装配环境预警系统，以及独立的气体灭火系统。 由于不可抗拒因素无法提供独立机房，数据中心的机柜需要完全独立的机柜。机柜必须在非操作情况下上锁，钥匙由专人指定管理，并需有钥匙的使用记录可以进行查询。机柜的设备供电必须有自己独立的不间断的UPS电源，机柜必须在视频监控范围之内。机柜所在机房的温度标准为22±2℃，湿度标准为45%～65%，同时机房需配备独立的双空调制冷系统。装配环境预警系统，以及独立的气体灭火系统。

运行设备标准：要求运行的监控服务器可以7X24小时不间断工作，对于关键设备必须有冗余热备。必须由防火墙作为Internet的接入设备，起到Internet安全防范作用。

服务器配置标准：

（1）CPU：数量≥4cores主频≥3.0GHz；

（2）内存：类型DDR3容量≥4GB；

（3）硬盘：数量≥2；

（4）接口类型：SAS；

（5）转速：≥10K；

（6）单盘容量：≥500GB；

（7）支持硬盘热插拔和支持RAID多种方式；

（8）电源：2个热插拔冗余电源；

防火墙配置标准：

吞吐量≥1000M；并发数量≥50000个；WAN口数量≥2个支持网络地址转换NAT和端口地址转换PAT功能，具有VPN功能；支持入侵检测功能：Dos，DDos；

数据的存储标准：

数据的存储周期为25年。数据中心有备份机制。数据存储架构由数据库服务器+磁盘阵列+备份服务器+磁带机组成。对于超过10兆网的电站，要求对数据进行异地备份；

数据/备份服务器配置标准：

CPU：数量≥4cores；主频≥3.0GHz；内存：类型DDR3容量≥4GB；硬盘：数量≥5；接口类型：SAS；转速：≥10K单盘容量：≥500GB；支持硬盘热插拔和支持RAID多种方式；磁盘阵列配置标准：单机磁盘数量≥12个；内置硬盘接口：SAS；RAID支持：RAID级别0、

1、

5、

6、10；电源：2个热插拔冗余电源；磁带机配置标准：支持的介质：LTOUltrium1(只读),LTOUltrium2(读写)，LTOUltrium3(读写)；支持操作系统Windows,以及其它操作系统；存储容量≥400GB；压缩后存储容量≥800GB；

数据中心运维人员的资质标准：

必须同时拥有两个国家计算机等级四级证书：网络工程师证书和数据库工程师证书；

运维人员的工作标准：

要求必须至少有一个以上人员7X24小时在数据中心现场进行工作。要求所在现场人员必须拥有数据中心运维的资质，能够进行监控和预警以及紧急故障处理的工作；

数据中心访问权限标准：

数据中心的操作由专职人员进行操作，操作人员根据操作的权限划分等级并有对应的用户名和口令；

数据中心记录的查询标准：

支持历史任何时期的数据快速查询，查询的范围包括：设备状态，设备维护记录，设备保养记录，人员设备各项操作记录。查询的最小单位时间为秒，查询周期为25年；

数据中心体系认证标准：

数据中心的设计要符合ISO27001信息安全管理体系认证；

数据中心安全风险防范标准：

对于超过10兆瓦的光伏电站，必须有异地数据中心的备援方案（异地机房和相似的工作环境）；

数据中心数据采集标准：

保证数据采集的稳定性：每月数据缺失率不能超过千分之五；

数据中心数据传输安全校验标准：

每月一次检查数据上传的准确性和安全性。传到CGC的数据必须为原始一手的现场数据。在往CGC传输数据过程中，为了保证数据的安全性，必须采用AES-128位电子数据加密算法。

运维团队建设要求

1.运维管理组织建设要求

运维管理组织需要具备建立完善的质量管理体系，运营维护管理单位应建立符合ISO-9001质量管理体系认证的运维管理流程和内审体系。

运行维护管理单位应具备专业技术人员进行光伏电站运行维护管理，专业人员要求具备高压上岗证、弱电工程师资格证、维修电工证和特种作业操作证。

2.运维人员专业分类

推荐第10篇：光伏电站运维常见问题及解决方案

光伏电站运维常见问题及解决方案

一台正常的光伏电站，可以正常运行25年左右，可不可以保持稳定收益关键还是要看运维。 正确的运营维护是光伏电站长期稳定运行的保障，就像人的身体一样，注意日常保养，才能保持健康。今天，就为大家科普一下光伏运维中的常见“疑难杂症”及“整治方法”。

逆变器表面“意外生锈”

逆变器表面有锈点，严重时会影响逆变器内部功能的正常运作。 解决方案：

通常逆变器箱体材料为非生锈材质，但不排除不良商家使用劣质产品的可能性，出现生锈先排查原因，查看安装现场是否有铁削飘落的可能（如生锈的防雷网，粉尘排放口，都可能排出铁元素），如发现是现场问题，及时针对现场制定解决方案，如确是逆变器本身质量问题，及时联系安装服务商协调解决。

查看逆变器工作状态不方便 巡检光伏系统现场，运维人员查看逆变器工作状态的方便程度，直接决定了系统的工作效率。同时，如果因为不能查看逆变器是否在正常发电，就进行一些维护操作，还会有触电风险，危及运维人员的人身安全。 解决方案：

户用逆变器安装在方便查看的位置，但注意不要让孩童轻易可以触碰到的地方，另外最好带有显示屏，方便操作的按键，直观性较强。

逆变器重复倒秒或者停止倒秒

在弱光条件下，直流输入电压偏低，处在逆变器启动电压附近，开始并网后直流输入电压被拉低，且低于启动电压，逆变器停止并网，并出现重复倒秒/并网的现象。另外，某些系列逆变器发生继电器故障时也会导致重复倒秒。 解决方案：

（1）查看逆变器直流输入电压，如果电压值接近启动电压，是因为光照太弱，属正常情况，等待光照变强；

（2）如果直流输入电压远高于启动电压则逆变器本身故障，需更换逆变器；

（3）如果光照较强，直流输入电压远超启动电压，逆变器报继电器故障并重复倒秒则需要测量相线对地电压是否正常。

端子出现烧毁

随着光伏装机的增多，端子烧毁的现象屡见不鲜。轻则更换端子，重则逆变器都需要更换，还有可能引发火灾，对安装用户的生命财产造成威胁。 解决方案：

必须采用逆变器原装配备的端子，避免不同型号的端子互插，并采用专业的压接工具，防止直流线与端子压接不实。建议安装服务商定期用热成像仪查看端子发热情况。

逆变器报错，电网电压过高

光伏系统报错“电网电压过高”是逆变器最容易出现的问题。 解决方案：

电网改造可能是重点，逆变器到并网点传输线路加粗是不错的方案。根据电网电压情况适当调整逆变器的输出电压范围是最后手段（建议电网电压不要超过270V，否则会一定程度上损害用电设备），多台单相逆变器接同一相时，电网消纳能力不足，导致电网电压抬升过高，逆变器报电网过压故障，因此选择多点并网，将多台逆变器分摊到电网的三相中。

逆变器报错，电网丢失

当逆变器检测不到到交流侧的电压或者检测到的电压值过低，逆变器报电网丢失故障。 解决方案：

当逆变器检测不到电压时无法工作。一般可能有两种情况，

1、电网停电，此时只能等待供电恢复；

2、短路断开、自复式过欠压保护器跳闸，因额定电流不符逆变器额定输出电流的1.5倍或紧固螺栓松动，因此选择合适的规格型号，安装时螺栓紧固到位。

发电量总是比其他系统低

客户反应，我家的发电量没有“隔壁老王”家的多，一样的功率，一样的型号，为什么？ 解决方案：事实上，影响整个系统的效率的因素极多，多数对比结果可供参考。遇到这样的现场，需要具体问题具体分析，从系统角度，分析各个影响系统效率的点，逐个排查。想要提升发电量，可从以下几个方面入手来提高综合效率。

逆变器整机或部件更换

逆变器是电子产品，再好的产品，也会遇到一些问题。尤其是过保之后，可能遇到需更换逆变器整机或者部件。

解决方案：选择逆变器，关注它的更换整机或者部件是否方便，另外，售后服务的及时性是重中之重；同时，针对较大的项目，做好备品备件工作，有备无患。

总而言之，光伏电站要做好两个方面，一是前期选择二是后期运维，选择品牌光伏商的产品，同时也要先了解企业的后期运维服务。

第11篇：如何评价光伏电站运维能力

如何评价光伏电站运维能力

光伏运维指在光伏发电生命周期内为保证光伏发电系统的安全和发电性能所开展的全部活动，包括光伏发电系统及设备的检查与测试，分析和诊断，控制与优化，维护和检修。运维管理体系是指建立运维目标并实现这些目标的体系。

为什么要进行电站运维体系评价？第一，运维公司可以通过评价来证实运维能力。第二，为运维单位改进运维质量提供依据。第三，为开发商选择运维单位提供依据。第四，为保险承保、金融机构贷款提供参考依据。

光伏运维评价的依据是《光伏发电系统运行与维护能力认证技术规》CGC/GF028：2012(CNCA/CTS0032-2015)。规范主要内容包括管理要求和技术要求。评价内容围绕直接影响运维质量的过程进行，如下图所示。

第三资源提供；第四备件供应；第五运维过程；第六运维绩效。

目标和指标要求，要求运维公司应根据运维委托方及其他相关方的需求和期望，确定通用及特定项目的运维目标和指标，包括发电系统和设备的质量和安全控制指标、运维服务质量的控制目标。

运维合同和方案包括电站初始状况调查、运维合同评审和运维方案。

电站初始状况调查要求运维公司在承接运维电站业务以前，对电站的初始状况进行评估，为电站的运维指标和运维方案的制定提供依据。

运维合同评审要求运维公司在正式签订运维合同以前，应对合同及其他要求进行评审。 运维方案的编制应包含电站质量和安全方面的要求，职责权限沟通方面的特定安排，文件记录特定需求和控制要求，资源方面的特定需求和安排，运维程序和要求方面的特定安排，以及运维质量监视、验证评审和改进方面的安排等。

资源提供包括人力资源、运维设施和运维技术。

人力资源方面包含人员能力、人员培训和人员考核。运维公司应根据运维电站的数量、运维任务要求和复杂程度、运维目标，配备适当数量的运维人员。应建立运维人员培训和技能考核管理程序。

运维设施方面，要求运维公司应根据运维任务和目标要求，提供适当的运维设施，包括监控系统，运维工具。可以是自有设施，也可以以协议形式租赁。

运维技术方面，要求运维公司应积极采用旨在提高运维能力和水平的新技术，包括（不限于）发电系统及其设备性能和故障检测技术、故障分析和诊断技术；远程监测和控制技术；组件维护和清洗技术。

备件供应包括备件计划、备件供应和贮存和备件使用。

运维企业应根据设备及其零部件的易损程度、供应的难易程度、互换能力、设备供方的质保承诺和服务能力，确定需要贮备的备件和数量，或备件的供应渠道和方式。

运维过程包括电站技术档案、运行过程控制程序、作业指导书、应急预案、实施记录、实施效果。

电站技术档案的收集包括气象数据，地质勘察资料，建筑物结构和电气安全复核资料，竣工图纸，关键设备信息，工程验收报告，电站运行记录，事故处理记录，备件更换记录等。

运维公司应建立并实施运行过程控制程序、及相应的作业指导书，依据所制定的运维方案对运维过程进行适当的控制。

运维公司应进行危险源的辨识及风险评价，包括光伏发电站及周边所存在的危险源及可能造成的财产损失和人身伤害。对所存在的重大危险源，应建立应急预案。

运维公司应建立一下方面的实施记录，包括人员培训和考核记录；发电系统及其设备运行监测记录；发电系统及设备检查、维护和检修记录；系统及设备故障和事故处理记录；运维绩效监测、分析和改进过程产生的记录等。

评价过程中不仅会检查相关程序的实施记录，还会检查运维实施效果。

运维绩效要求运维公司确定运维绩效监测、分析与改进的程序和方法，包括监测的内容、统计和分析的方法和频次，目的是持续改进运维企业的运维能力。

鉴衡会通过以上六方面评估内容给出相应得分指数，不同得分指数对应不同的能力等级，共分六个等级。

第12篇：光伏电站运维故障成本分析

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光伏电站运维故障成本分析

众所周知，光伏电站的投资是业主主要考虑的一个因素，而往常业主一般会比较重视组件、支架、逆变器、箱变等设备的成本分析，殊不知，电站的运维成本也是一个比较大的占比。而电站建成运行一定时间后，各种因素导致的故障也会逐渐显现。今天国内知名光伏逆变器厂家古瑞瓦特就光伏电站运维过程中可能会出现的故障问题进行对比分析。

1、集中式方案分析

就采用集中式方案的光伏系统的各节点及设备而言，不考虑组件自身因素、施工接线因素及自然因素的破坏，直流汇流箱和逆变器故障是导致发电量损失的重要源头。

如前文所述，直流汇流箱故障在当前光伏电站所有故障中表现较为突出。一个1MW的光伏子阵，一个组串（假设采用20块250Wp组件，共5kW）因熔丝故障不发电，即影响整个子阵发电量约0.5%；如果一个汇流箱（16进1出，合计功率80kW）故障，即导致涉及该汇流箱的所有组串都不能正常发电，将影响整个子阵发电量约8%。因汇流箱通信可靠性低，运维人员难以在故障发生的第一时间发现故障、处理故障。多数故障往往在巡检时或累计影响较大时才被发现，但此时故障引起的发电量损失已按千、万计算。

如果一台逆变器遭遇故障而影响发电，将导致整个子阵约50%的发电量损失。集中式逆变器必须由专业人员检测维修，配件体积大、重量重，从故障发现到故障定位，再到故障解除，周期漫长。按日均发电4h计算，一台500kW的逆变器在故障期间（从故障到解除，按15d计算）损失的发电量为500kW×4h/d×15d=30000kWh。按照上网电价1元/kWh计算，故障期间损失达到3万元。

2、组串式方案分析

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同样不考虑组件自身因素、施工接线因素及自然因素的破坏，采用组串式方案的光伏系统因没有直流汇流箱，无熔丝，系统整体可靠性大幅提升，几乎只有在遭遇逆变器故障时才会导致发电量损失。组串式逆变器体积小，重量轻，通常电站都备有备品备件，可以在故障发生当天立即更换。单台逆变器故障时，最多影响6串组串（按照每串20块250Wp组件串联计算，每个组串功率为5kW），即使6串组串满发，按照日均发电4h计算，因逆变器故障导致的发电量损失为5kW×6×4h/d×1d=120kWh。按照上网电价1元/kWh计算，故障导致发电损失为120元。

考虑更极端的情况，电站无备品备件，需厂家直接发货更换，按照物流时间7d计算，故障导致发电损失为120元/d×7d=840元。

3、比较结果

两种方案对比计算数据见下表：

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注：

1.组串每串按20块250Wp组件串联计算，每个组串功率5kW；

2.直流汇流箱按16进1出计算，每个汇流箱合计功率80kW；

3.日均发电按4h计算，集中逆变器修复时间按15d计算，上网电价按1元/kWh计算。

从表中可以看出，相比集中式方案故障损失动辄上万的情况，组串式方案优势显而易见，其因故障导致的损失仅相当于集中式方案的几百分之一到几十分之一。

第13篇：光伏电站的设备运维管理

光伏电站的设备运维管理

原创 2016-01-24 光伏小生 光伏名人堂 光伏名人堂

电站并网投运后，设备管理便成为了电站管理的重中之重。只有降低电气设备故障率，才能有效保证电站安全稳定的运行，才能达到预期的发电目标满足效益要求。电气设备作为场站核心设备，是决定安全生产保证发电量的主要因素。任何设备在工作过程中都会一定程度的出现损坏、老化等现象。长久如此，设备技术性能变差，使用寿命降低。为杜绝此类现象发生，将因设备原因而造成的间接损失控制到最低。我们必须要制定出一套严格可行的设备运维管理机制，确保电站安全稳定生产，减少设备故障的发生。 1 建立规章制度

根据我国相关法律、法规以及电力行业相关规程、规范 ,结合电站生产实际制定《电站运行操作规程》、《电站安全生产管理制度》、《工作票、操作票管理制度》、《生产事故调查实施细则》、《事故应急预案》等，以适应生产经营管理的需要。

2 建立光伏电站设备技术档案

这是电站设备的基本技术档案资料，设备档案的建立可以有效的帮助检修人员了解熟悉设备参数、工作原理、接线方式等。为检修人员日常维护提供有效的技术保障。主要包括：各设备的基本工作原理、技术参数；所有开关、断路器、旋钮、指示灯等的说明；设备运行的操作步骤、注意事项；设备故障排除指南；各设备一二次接线原理图、设计施工、竣工图，等等。 3 将“互联网 +”融入电站信息化管理系统

利用计算机管理系统建立一个包括：监控、安防、生产运营、事故预防、故障处理等的数据库。 运用计算机网络智能控制技术，将数据库信息通过可编程逻辑控制器电力载波技术、WiFi 或 4G无线网络通信、Bluetooth 技术等方式传输数据信息。实现快速、准确的发现故障点，降低设备故障排查难度；同时，可将实时画面传回集控中心，通过现场人员和远程专家共同进行故障诊断分析。做到故障排除的及时性，提高工作效率。 4 制定设备管理人员和设备管理机制 首先，要明确备品备件采购及管理工作。备品备件是保证稳定生产、提高设备技术效益及时消除设备缺陷的重要保障。能有效缩短设备停运及维修时间，确保设备安全可靠稳定的运行。是降低因中断生产而造成损失的有效措施。其次，要完善设备维护及检修制度。应根据国家相关法律、法规及现行的行业规程、规范，结合电站实际生产运行情况，组织厂家及电站技术人员编制《电站设备维护、检修手册》、《电站设备管理规范》等。最后，对相关设备管理人员进行培训。通过定期人员培训，使员工了解掌握设备的技术状况及在运用中的变化规律 , 保证设备有良好的技术状况；提升员工运维能力，提高设备维护检修水平。 5 健全管理模式

要做到健全管理模式，首先要打造一支专业的电站管理队伍。通过对电站管理人员的管理素质培训，不断提升管理者的经营意识。相关管理人员应能够随时了解关注国家政策，努力实现效益最大化。与此同时，要根据当地实际情况，合理分配用电负荷，既能满足用电需求，又不良费电力资源，实现利用率最大化。电站管理队伍应由专职人员组成，这些人员应懂得光伏发电原理、日常设备保养维护、安全生产、事故故障分析排查等相关知识。

目前我国的光伏电站运维管理模式还有待完善，什么才是科学的、经济的电站管理模式？如何提高经济效益，促进社会的可持续发展？我们还需要不断地实践和探索。

第14篇：光伏电站运维常见故障及解决方法

创新国际光伏发电

常见的故障及解决方法

国内投资光伏电站的人士越来越多，光伏电站出现故障的事件也是层出不穷，有感于此，下面广东太阳库技术人员分享光伏电站日常运行中可能会出现的常见故障以及解决方法，以便为项目开发人员或业主提供参考。

1.1、故障现象：逆变器屏幕没有显示

故障分析：没有直流输入，逆变器LCD是由直流供电的。

可能原因：

(1)组件电压不够。逆变器工作电压是100V到500V，低于100V时，逆变器不工作。组件电压和太阳能辐照度有关。

(2)PV输入端子接反，PV端子有正负两极，要互相对应，不能和别的组串接反。

(3)直流开关没有合上。

(4)组件串联时，某一个接头没有接好。

(5)有一组件短路，造成其它组串也不能工作。

解决办法：用万用表电压档测量逆变器直流输入电压。电压正常时，总电压是各组件电压之和。如果没有电压，依次检测直流开关，创新国际光伏发电

接线端子，电缆接头，组件等是否正常。如果有多路组件，要分开单独接入测试。

如果逆变器是使用一段时间，没有发现原因，则是逆变器硬件电路发生故障，请联系我公司售后。

1.2、故障现象：逆变器不并网。

故障分析：逆变器和电网没有连接。

可能原因：

(1)交流开关没有合上。

(2)逆变器交流输出端子没有接上

(3)接线时，把逆变器输出接线端子上排松动了。

解决办法：用万用表电压档测量逆变器交流输出电压，在正常情况下，输出端子应该有220V或者380V电压，如果没有，依次检测接线端子是否有松动，交流开关是否闭合，漏电保护开关是否断开。

1.3、PV过压：

故障分析：直流电压过高报警

可能原因：组件串联数量过多，造成电压超过逆变器的电压。 创新国际光伏发电

解决办法：因为组件的温度特性，温度越低，电压越高。单相组串式逆变器输入电压范围是100-500V，建议组串后电压在350-400V之间，三相组串式逆变器输入电压范围是250-800V，建议组串后电压在600-650V之间。在这个电压区间，逆变器效率较高，早晚辐照度低时也可发电，但又不至于电压超出逆变器电压上限，引起报警而停机。

1.4、隔离故障：

故障分析：光伏系统对地绝缘电阻小于2兆欧。

可能原因：太阳能组件，接线盒，直流电缆，逆变器，交流电缆，接线端子等地方有电线对地短路或者绝缘层破坏。PV接线端子和交流接线外壳松动，导致进水。

解决办法：断开电网，逆变器，依次检查各部件电线对地的电阻，找出问题点，并更换。

1.5、漏电流故障：

故障分析：漏电流太大。

解决办法：取下PV阵列输入端，然后检查外围的AC电网。

直流端和交流端全部断开，让逆变器停电30分钟以上，如果自己能恢复就继续使用，如果不能恢复，联系售后技术工程师。 创新国际光伏发电

1.6、电网错误：

故障分析：电网电压和频率过低或者过高。

解决办法：用万用表测量电网电压和频率，如果超出了，等待电网恢复正常。如果电网正常，则是逆变器检测电路板发电故障，请把直流端和交流端全部断开，让逆变器停电30分钟以上，如果自己能恢复就继续使用，如果不能恢复，就联系售后技术工程师。

1.7、逆变器硬件故障：分为可恢复故障和不可恢复故障

故障分析：逆变器电路板，检测电路，功率回路，通讯回路等电路有故障。

解决办法：逆变器出现上述硬件故障，请把直流端和交流端全部断开，让逆变器停电30分钟以上，如果自己能恢复就继续使用，如果不能恢复，就联系售后技术工程师。

1.8、系统输出功率偏小：达不到理想的输出功率

可能原因：影响光伏电站输出功率因素很多，包括太阳辐射量，太阳电池组件的倾斜角度，灰尘和阴影阻挡，组件的温度特性，详见第一章。

因系统配置安装不当造成系统功率偏小。常见解决办法有：

(1)在安装前，检测每一块组件的功率是否足够。 创新国际光伏发电

(2)根据第一章，调整组件的安装角度和朝向;

(3)检查组件是否有阴影和灰尘。

(4)检测组件串联后电压是否在电压范围内，电压过低系统效率会降低。

(5)多路组串安装前，先检查各路组串的开路电压，相差不超过5V，如果发现电压不对，要检查线路和接头。

(6)安装时，可以分批接入，每一组接入时，记录每一组的功率，组串之间功率相差不超过2%。

(7)安装地方通风不畅通，逆变器热量没有及时散播出去，或者直接在阳光下曝露，造成逆变器温度过高。

(8)逆变器有双路MPPT接入，每一路输入功率只有总功率的50%。原则上每一路设计安装功率应该相等，如果只接在一路MPPT端子上，输出功率会减半。

(9)电缆接头接触不良，电缆过长，线径过细，有电压损耗，最后造成功率损耗。

(10)光伏电站并网交流开关容量过小，达不到逆变器输出要求。

1.9、交流侧过压 创新国际光伏发电

电网阻抗过大，光伏发电用户侧消化不了，输送出去时又因阻抗过大，造成逆变器输出侧电压过高，引起逆变器保护关机，或者降额运行。

常见解决办法有：

(1)加大输出电缆，因为电缆越粗，阻抗越低。

(2)逆变器靠近并网点，电缆越短，阻抗越低

第15篇：分布式光伏电站专业运维手册

光伏电站专业运维手册

（供参考）

前 言

由于光伏电站不同的运行环境，为了能够使光伏发电系统更安全、更稳定的运行，提高发电效率，增加用户收益，特编制本运维手册，以便于有一定专业知识人员在条件允许的情况下对电站进行适当维护。若遇复杂设备等问题，请直接联系设备厂家解决。

本手册根据组件、逆变器等设备的相关资料编写。手册中如有不妥之处,请使用手册人员发现后及时反馈，以便及时修正。

本手册使用人员：具有一定电气专业基础，或经专业技术培训的运维人员。

目 录

1、概况 ...........................................................4

2、运维人员要求 ...................................................4

3、光伏发电系统构成 ...............................................4

4、一般要求 .......................................................5

5、组件的维护 .....................................................6

6、配电箱的维护 ...................................................6

7、逆变器的维护 ...................................................8

8、支架的维护 .....................................................9

9、电缆及接头的维护 ..............................................10

10、接地与防雷系统 ...............................................10

11、数据监控系统 .................................................12

12、光伏系统与建筑物结合部分 .....................................17

13、光伏系统定期确认检验 .........................................17

1、概况

图1 家庭光伏电站示意图

户用及中小型光伏电站的特点是占地面积小、安装位置灵活且日常维护量少。除了自发自用外，还可以将多余的电能并网卖给国家电网公司，从而获取一定的收益。随着国家对光伏发电宣传力度的不断加大，以及各地政府对光伏扶贫政策的推广，人们对光伏发电的认识越来越普及，户用及中小型光伏电站也越来越多。本运维手册，可供有一定电气专业基础人员参考，如遇复杂设备问题，请直接联系设备厂家解决。

2、运维人员要求

光伏发电系统运维人员应具备相应的电气专业技能或经过专业的电气专业技能培训，熟悉光伏发电原理及主要系统构成。

3、光伏发电系统构成

图2 家庭光伏发电系统构成

光伏电站系统由组件、逆变器、电缆、配电箱（配电箱中含空气开关、计量表）组成。太阳光照射到光伏组件上，产生的直流电通过电缆接入逆变器中，经逆变器将直流电转化为交流电接入配电箱，在配电箱中经过断路器、并网计量表进入电网，完成光伏并网发电。

4、一般要求

4.1光伏发电系统的运维应保证系统本身安全，以及系统不会对人员或建筑物造成危害，并使系统维持最大的发电能力。

4.2光伏发电系统的主要部件在运行时，温度、声音、气味等不应出现异常情况。

4.3光伏发电系统运维人员在故障处理之前要做好安全措施，确认断开逆变器开关和并网开关，同时需穿戴绝缘保护装备。

4.4光伏发电系统运维要做好运维记录，对于所有记录必须妥善保管，并对

出现的故障进行分析。

5、组件的维护

图3 太阳能电池组件

5.1 光伏组件表面应保持清洁，清洗光伏组件时应注意：

a) 应使用柔软洁净的布料擦拭光伏组件，严禁使用腐蚀性溶剂或硬物擦拭光伏组件；

b) 不宜使用与组件温差较大的液体清洗组件；

c) 严禁在在大风、大雨或大雪的气象条件下清洗光伏组件。

5.2 光伏组件应定期检查，若发现下列问题应立即联系调整或更换光伏组件：

a) 光伏组件存在玻璃破碎；

b) 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。 5.3 检查外露的导线有无绝缘老化、机械性损坏。 5.4 检查有无人为对组件进行遮挡情况。

5.5 光伏组件和支架应结合良好，压块应压接牢固。

5.6 发现严重故障，应立即切断电源，及时处理，需要时及时联系厂家。

6、配电箱的维护

图4 配电箱示意图

配电箱中一般配置有并网计量表、空气开关。

图5 配电箱内主要部件示意图

6.1 配电箱不得存在变形、锈蚀、漏水、积灰现象，箱体外表面的安全警示标识应完整无损，箱体上的锁启闭应灵活。

6.2 配电箱内断路器、空气开关状态正常，各个接线端子不应出现松动、锈蚀、变色现象。设备运行无异常响声，运行环境无异味。

6.3 查看计量表显示正常，如有异常咨询95598国家电网24小时供电服务

热线。

7、逆变器的维护

图6 逆变器示意图

7.1 逆变器不应存在锈蚀、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。

7.2 逆变器上的警示标识应完整无破损。

图7 逆变器液晶屏

7.3 逆变器液晶显示屏如上图所示，屏幕左半部分显示当日的发电曲线，屏

幕右侧显示有四个菜单项，第一项“功率”有数据显示，说明逆变器正常发电，如 “功率”无数据，再察看第四项“状态”，正常情况下显示“并网运行”，如有其它显示，说明系统故障，需要及时联系专业运维人员处理。第二项“日电量”为此光伏发电系统到查看时段当日的累计发电量，第三项“总电量”为系统并网至查看时段的总发电量。

7.4 逆变器风扇自行启动和停止的功能应正常，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。

7.5 查看机器温度、声音和气味等是否异常。当环境温度超过40℃时，应采取避免太阳直射等措施，防止设备发生超温故障，延长设备使用寿命。

7.6 逆变器保护动作而停止工作时，应查明原因，修复后再开机。 7.7 定期检查逆变器各部分的接线有无松动现象，发现异常立即修复。

8、支架的维护

图8 组件支架示意图

8.1 所有螺栓、支架连接应牢固可靠。

8.2 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。 8.3 支架要保持接地良好，每年雷雨季节到来之前应对接地系统进行检查。主要检查连接处是否坚固、接触是否良好。

8.4 在台风、暴雨等恶劣的自然天气过后应检查光伏方阵整体时否有变形、

错位、松动。

8.5 用于固定光伏支架的植筋或膨胀螺栓不应松动。采取预制基座安装的光伏支架，预制基座应放置平稳、整齐，位置不得移动。

8.7 支架下端如在屋面固定，应定期查看屋面防水是否完整可靠。

9、电缆及接头的维护

图9 电缆及接头示意图

9.1 电缆不应在过负荷的状态下运行，如电缆外皮损坏，应及时进行处理。 9.2 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，否则用防火泥封堵。

9.3 电缆在连接线路中不应受力过紧，电缆要可靠绑扎，不应悬垂在空中。 9.4 电缆保护管内壁应光滑；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。

9.5 电缆接头应压接牢固，确保接触良好。

9.6 出现接头故障应及时停运逆变器，同时断开与此逆变器相连的其他组件接头，才能重新进行接头压接。

9.7 电缆的检查建议每月一次。

10、接地与防雷系统

图10 防雷示意图

图11 接地示意图

10.1 接地系统与建筑结构钢筋的连接应可靠。 10.2 光伏组件、支架与屋面接地网的连接应可靠。 10.3 光伏方阵接地应连续、可靠，接地电阻应小于4Ω。

10.4 雷雨季节到来之前应对接地系统进行检查和维护。主要检查连接处是否坚固、接触是否良好。

10.5 雷雨季节前应对防雷模块进行检测，发现防雷模块显示窗口出现红色及时更换处理。

11、数据监控系统

因家庭电站用户数众多、地域分散，为了提高运维的及时性，保证用户收益，同时降低运维成本，需配置监控系统。现就监控系统简单介绍如下。此系统需配合带数据传输功能的逆变器使用。

11.1 登陆方式

11.1.1通过电脑浏览器，根据厂家提供的网址直接登陆网站进行用户注册，如图12。

11.1.2根据用户名进入后，可看到如图13所示的电站发电基本状况的监控主界面。

11.1.3选择单一用户，可看到如图14单一用户发电主页面及发电曲线。11.1.4进入实时数据界面如图15可看到电站运行状态、运行总时间、额定功率、机内温度、日发电量、总发电量、实时功率、直流电压、直流电流、电网电压、电网电流、电网频率等相关信息，根据此信息基本做出故障原因的判断。 11.2 监控系统维护

11.2.1监控平台的维护由软件服务商统一进行，无需日常维护，只需保证计算机网络畅通即可。

11.2.2及时提醒具备数据传输功能的用户缴纳通讯费。11.2.3使用网线连接采集数据的，要保持网线连接牢固。

11.2.4使用GPRS进行数据传输的，注意查看GPRS装置连接是否牢固，信号是否正常。

图12 监控系统登陆界面

图13 监控主页面

图14 单一用户主画面

图15 单一用户实时监控数据及运行状态

12、光伏系统与建筑物结合部分

图16 光伏系统与建筑物结合部分示意图

12.1 光伏系统应与建筑主体结构连接牢固，在台风、暴雨等恶劣的自然天气过后应检查光伏支架，整体不应有变形、错位、松动。

12.2 用于固定光伏支架的植筋或膨胀螺栓不应松动；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。

12.3 光伏支架的主要受力构件、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。

12.4 光伏系统区域内严禁增设相关设施，以免影响光伏系统安全运行。

13、光伏系统定期确认检验

各个县乡镇应根据本地光伏系统安装情况，自行决定辖区内光伏系统定期确认检验周期。定期确认检验应给出定期检验报告，主要包括：系统信息、电路检查和测试清单、检查报告、电路的测试结果、检查人员姓名及日期、出现的问题及整改建议等。定期确认检验应复查之前定期检验发生的问题及建议。

13.1 光伏系统检查

根据光伏组件、汇流箱、逆变器、配电箱等电器设备的检查方法对光伏电站进行逐一检查。

13.2 保护装置和等电位体测试

在直流侧装有保护性接地或等电位导体的地方，比如方阵的支架，需要进行

接地连续性，主要接地端子也需进行确认。

13.3 光伏方阵绝缘阻值测试

13.3.1 光伏方阵应按照如下要求进行测试： 1) 测试时限制非授权人员进入工作区； 2) 不得用手直接触摸电气设备以防止触电； 3) 绝缘测试装置应具有自动放电的能力； 4) 在测试期间应当穿好适当的个人防护服/装备。

13.3.2 先测试方阵负极对地的绝缘电阻，然后测试方阵正极对地的绝缘电阻。

13.4 光伏方阵标称功率测试

现场功率的测定可以采用由第三方检测单位校准过的IV测试仪抽检方阵的IV特征曲线，测试结束后进行光强校正、温度矫正、组合损失校正。

13.5 电能质量的测试

首先将光伏电站与电网断开，测试电网的电能质量；将逆变器并网，待稳定后测试并网点的电能质量。

13.6 系统电气效率测试

13.6.1 光伏系统电气效率应按照如下要求进行测试： 1) 测试时限制非授权人员进入工作区； 2) 不得用手直接触摸电气设备以防止触电；

3) 系统电气效率测试应在日照强度大于800W/m²的条件下进行； 4) 在测试期间应当穿好适当的个人防护服/设备。 13.6.2 按照如下步骤进行测试：

a) 首先用标准的日射计测量当前的日照强度；

b) 在测试日照强度的同时，测量并网逆变器交流并网点侧的交流功率； c) 根据光伏方阵功率、日照强度及温度功率系数，根据计算公式，可以计算当时的光伏方阵的产生功率；

d) 根据公式计算出系统的电气效率。 13.7 光伏方阵红外成像检查

13.7.1 该测试的目的是为了实地验证正常工作情况下光伏组件的非正常温

度情况，这种非正常的温度情况可能是由于光伏组件本身的缺陷造成的，比如旁路二极管缺陷、焊接缺陷等会产生高温点。

13.7.2 在进行红外成像检查时，光伏方阵应处于正常工作状态，即逆变器处于最大功率点跟踪。检测时太阳辐照度应该大于800 W/m²，并且天气比较稳定。

13.7.3 使用红外成像仪扫描光伏方阵，着重注意接线盒、电气连接点处或者任何发生和周边相比温度较高的部位。

13.7.4 分析检测结果并给出建议。

第16篇：光伏电站运维管理基本步骤

光伏电站运维管理基本步骤（详读）

前言： 从目前太阳能光伏电站的运行管理工作实际经验看，要保证光伏发电系统安全、经济、高效运行，必须建立规范和有效的管理机制，特别是要加强电站的运行维护管理。

建立完善的技术文件管理体系

对每个电站都要建立全面完整的技术文件资料档案，并设立专人负责电站技术文件的管理，为电站的安全可靠运行提供强有力的技术基础数据支持。

1.建立电站设备技术档案和设计施工图纸档案

这是电站的基本技术档案资料，主要包括：设计施工、竣工图纸;验收文件;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;所有操作开关、旋钮、手柄以及状态和信号指示的说明;设备运行的操作步骤;电站维护的项目及内容;维护日程和所有维护项目的操作规程;电站故障排除指南，包括详细的检查和修理步骤等。

2.建立电站的信息化管理系统

利用计算机管理系统建立电站信息资料，对每个电站建立一个数据库，数据库内容包括两方面，一是电站的基本信息，主要有：气象地理资料;交通信息;电站所在地的相关信息(如人口、户数、公共设施、交通状况等);电站的相关信息(如电站建设规模、设备基本参数、建设时间、通电时间、设计建设单位等)。二是电站的动态信息，主要包括：

(1)电站供电信息：用电户、供电时间、负载情况、累计发电量等;

(2)电站运行中出现的故障和处理方法：对电站各设备在运行中出现的故障和对故障的处理方法等进行详细描述和统计。

3.建立电站运行期档案

这项工作是分析电站运行状况和制定维护方案的重要依据之一。日常维护工作主要是每日测量并记录不同时间系统的工作参数，主要测量记录内容有：日期、记录时间;天气状况;环境温度;蓄电池室温度;子方阵电流、电压;蓄电池充电电流、电压;蓄电池放电电流、电压;逆变器直流输入电流、电压;交流配电柜输出电流、电压及用电量;记录人等。当电站出现故障时，电站操作人员要详细记录故障现象，并协助维修人员进行维修工作，故障排除后要认真填写《电站故障维护记录表》，主要记录内容有：出现故障的设备名称、故障现象描述、故障发生时间、故障处理方法、零部件更换记录、维修人员及维修时间等。电站巡检工作应由专业技术人员定期进行，在巡检过程中要全面检查电站各设备的运行情况和运行现状，并测量相关参数。并仔细查看电站操作人员对日维护、月维护记录情况，对记录数据进行分析，及时指导操作人员对电站进行必要的维护工作。同时还应综合巡检工作中发现的问题，对本次维护中电站的运行状况进行分析评价，最后对电站巡检工作做出详细的总结报告。

4.建立运行分析制度

依据电站运行期的档案资料，组织相关部门和技术人员对电站运行状况进行分析，及时发现存在的问题，提出切实可行的解决方案。通过建立运行分析制度，一是有利于提高技术人员的业务能力，二是有利于提高电站可靠运行水平。

完善维护管理的项目内容

不断总结维护管理经验，制定详细的巡检维护项目内容，保证巡检维护时不会出现漏项检查的现象，维护工作水平不断提高。

1.光伏阵列

设计寿命能达到20年以上，其故障率较低，当然由于环境因素或雷击可能也会引起部件损坏。其维护工作主要有：

保持光伏阵列采光面的清洁。在少雨且风沙较大的地区，应每月清洗一次，清洗时应先用清水冲洗，然后用干净的柔软布将水迹擦干，切勿用有腐蚀性的溶剂冲洗，或用硬物擦拭。清洗时应选在没有阳光的时间或早晚进行。应避免在白天时，光伏组件被阳光晒热的情况下用冷水清洗组件，很冷的水会使光伏组件的玻璃盖板破裂。

定期检查光伏组件板间连线是否牢固，方阵汇线盒内的连线是否牢固，按需要紧固;检查光伏组件是否有损坏或异常，如破损，栅线消失，热斑等;检查光伏组件接线盒内的旁路二极管是否正常工作。当光伏组件出现问题时，及时更换，并详细记录组件在光伏阵列的具体安装分布位置。

检查方阵支架间的连接是否牢固，支架与接地系统的连接是否可靠，电缆金属外皮与接地系统的连接是否可靠，按需要可靠连接;检查方阵汇线盒内的防雷保护器是否失效，按需要进行更换。

2.蓄电池组

由于光伏电站是利用太阳能进行发电的，而太阳能是一种不连续、不稳定的能源，容易使得蓄电池组出现过充过放和欠充电的状态。蓄电池组是光伏电站中最薄弱的环节，应对蓄电池进行定期检查和维护观察蓄电池表面是否清洁，有无腐蚀漏液现象，若外壳污物较多，用潮湿布沾洗衣粉擦拭即可。观察蓄电池外观是否有凹瘪或鼓胀现象;每半年应至少进行一次电池单体间连接螺丝的拧紧工作，以防松动，造成接触不良，引发其它故障。在维护或更换蓄电池时，使用的工具(如扳手等)必须带绝缘套，以防短路。蓄电池放电后应及时进行充电。若遇连续多日阴雨天，造成蓄电池充电不足，应停止或缩短电站的供电时间，以免造成蓄电池过放电。电站维护人员应定期对蓄电池进行均衡充电，一般每季度要进行2~3次。对停用多时的蓄电池(3个月以上)，应补充充电后再投入运行。冬季要做好蓄电池室的保温工作，夏季要做好蓄电池室的通风工作，蓄电池室温度应尽量控制在5℃~25℃之间。

每年要对蓄电池进行1~2次维护工作，主要是测量记录单体蓄电池电压和内阻等参数，将实际测量数据与原始数据进行比较，一旦发现个别单位电池的差异加大，应及时更换处理。

3.直流控制器及逆变器

直流控制器、逆变器通常十分可靠，可以使用多年。有时因设计不好，电子元器件经过长期运行可能会被损坏，雷击也可能导致元器件损坏。定期检查控制器、逆变器与其它设备的连线是否牢固，检查控制器、逆变器的接地连线是否牢固，按需要固紧;检查控制器、逆变器内电路板上的元器件有无虚焊现象、有无损坏元器件，按需要进行焊接或更换。

检查控制器的运行工作参数点与设计值是否一致，如不一致按要求进行调整。检查控制器显示值与实际测量值是否一致，以判断控制器是否正常。

4.防雷装置

定期测量接地装置的接地电阻值是否满足设计要求;定期检查各设备部件与接地系统是否连接可靠，若出现连接不牢靠，必须要焊接牢固;在雷雨过后或雷雨季到来之前，检查方阵汇流盒以及各设备内安装的防雷保护器是否失效，并根据需要及时更换。

5.低压配电线路

(1)架空线路

架空线路日常巡检主要是检查危及线路安全运行的内容，及时发现缺陷，进行必要的维护。巡视维护工作内容主要包括：架空线路下面有无盖房和堆放易燃物;架空线路附近有无打井、挖坑取土和雨水冲刷等威胁安全运行的情况;导线与建筑物等的距离是否符合要求;导线是否有损伤、断股，导线上有无抛挂物;绝缘子是否破损，绝缘子铁脚有无歪曲和松动，绑线有无松脱;有无电杆倾斜、基础下沉、水泥杆混凝土剥落露筋现象;拉线有无松弛、断股、锈蚀、底把上拨、受力不均、拉线绝缘子损伤等现象。

(2)照明配线

照明配线包括接户线、进户线和室内照明线路。因照明配线、室内负荷与人接触的机会多，更应加强管理维护，以确保安全运行。主要维护工作有：瓷瓶有无严重破损及脱落;墙板是否歪斜、脱落;导线绝缘是否破损、露芯，弛度松紧应适宜;各种绝缘物的支撑情况，导线的支撑是否牢固;有无私拉乱接现象;进户线上的熔丝盒是否完整，熔丝是否合格;导线以及各种穿墙管的外表情况;进户线的固定铅皮卡是否松动等。另外要检查接户线与建筑物的距离是否满足相关规程和规范要求。

加强人员培训

培训工作主要是针对两方面的人员进行，一是对专业技术人员进行培训，针对运行维护管理存在的重点和难点问题，组织专业技术人员进行各种专题的内部培训工作，并将技术人员送出去进行系统的相关知识培训，提高专业技术人员的专业技能;二是对电站操作人员的培训，这部分人员通常是当地选派的，由于当地人员文化水平较低，因此培训工作首先从最基础的电工基础知识讲起，并进行光伏电站的理论知识培训、特种作业培训、实际操作培训和电站操作规程的学习。经过培训后，使其了解和掌握光伏发电系统的基本工作原理和各设备的功能，并要达到能够按要求进行电站的日常维护工作，具有能判断一般故障的产生原因并能解决的能力。

建立通畅的信息通道

设立专人负责与电站操作人员和设备厂家的联系工作。当电站出现故障时，操作人员能及时将问题提交给相关部门，同时也能在最短的时间内通知设备厂家和维修人员及时到现场进行修理。

第17篇：光伏电站专用运维合同(专业版)

元谋瑞能光伏电站有限公司20MW光伏并网发电项目

委托运行、维护及日常管理合同

委托单位： 受托单位： 签订日期： 签订地点：

甲方： （以下简称甲方） 乙方： （以下简称乙方）

为明确双方权利义务，在平等互利、诚实信用、协商一致的原则下，双方就 20mw 光伏并网发电项目（以下简称“电站”）运行、维护及日常管理委托事宜，签订本合同。 第一条 委托事项

1.1 甲方同意将其合法拥有的电站运行、维护及日常管理委托乙方负责，乙方同 意接受委托。

1.2 电站的运维团队的薪资福利、待遇等人力成本及费用等均由乙方承担。甲方 有权指派人员进入电站的运维团队并参与电站运维、资产安保等相关工作并对乙方运维工作进行监督，乙方应当积极配合并接受甲方工作监督。 第二条 乙方工作范围和工作内容 2.1 工作范围

1) 负责电站厂区内的发电设施、厂房、宿舍、工器具、车辆、建筑物等资产的运行、维护及日常管理。

2) 协调当地电网公司完成配套输电工程的运行、维护和日常管理。协调相关政府职能部门顺利取得各项资质、批文、许可证及各项证照，并配合相关政府职能部门的检查活动等。协调当地税务部门如期取得所得税减免优惠政策批文及其他优惠待遇。(由甲方主导，乙方协助甲方开展工作) 3) 提供甲方并网所需要的资质证书，包括但不限于高压进网操作证、特种作业操作证（高低压类）、市调度证等各类符合国家规定的工作证件。 4) 其余甲方要求履行的与电站运维工作相关的工作。 2.2 工作内容 1) 乙方负责完成本合同及本合同附件1所规定的所有工作内容。

2) 乙方负责实施电站安全生产管理、电力销售及回款〔含补贴〕、员工教育培训、外部关系协调、建章立制等工作。乙方负责委派专人负责电费回收，配合税务申报、工商事务等工作。

3) 电站大修、年（定）检工作。由乙方根据设备运行工况、检修周期提出书面方案经甲方书面许可后负责实施。电站大修、年（定）检所涉及的工作费用由乙方承担。(备注:如非我方原因所造成的损失, 不予承当责任) 4) 电站设备设施技术升级及改造工作。（1）因设备或施工质量造成的设备设施技术升级及改造工作，乙方根据电站设备的运行工况提出技术升级及改造的书面方案，经甲方书面许可后负责实施，费用由乙方负责(备注:超出质保期或甲供设备质量问题, 我方不承担任何损失责任) 。（2）因甲方或电网公司书面要求对电站设备设施技术升级及改造的，由乙方提出书面方案，经甲方书面许可后负责实施，费用由甲方承担，甲方有权另行选择承接方。

5) 为保证设备可利用率，提升发电量，乙方负责提供电站日常检修维护所需的备品备件和消耗性材料，同时负责保管、日常使用后补充，确保合同结束后归还甲方的库存物资不少于合同签订时交接清单所列种类和数量。

6) 其他依据本合同及甲方要求的，乙方为实现本合同目的需由乙方完成的工作等。

第三条 运维期限

3.1 本合同运维期为年，即自年 月 日起至 年 月 日止。运维期满，双方按照本协议相关约定协商后可以续签。

3.2 如乙方未能达到本合同5.1条发电量要求的，甲方有权随时终止本协议，且 不承担任何违约责任。 第四条 电站运维人员管理

4.1 乙方负责向甲方电站委派运维负责人，运维负责人作为乙方履行本合同的授权代表，全权代表乙方。运维负责人负责组建运维团队并组织开展电站的运维管理工作。未经甲方书面同意，乙方不得擅自单方更换运维负责人。

4.2 乙方指派的运维负责人应按甲方要求向甲方汇报工作，乙方运维人员同时接 受甲方派驻现场代表的监督，如甲方认为乙方的运维工作不符合甲方及/或本合同工作要求的，甲方有权要求整改，乙方接到甲方通知后应当立即按甲方要求进行整改。

4.3 乙方应当遵守电站相关规章制度及甲方考核、管理制度。对于违反电站规章 制度或甲方相关考核评价及管理制度的乙方运维人员，乙方应按照甲方要求及时更换、补充相应的运维人员。

4.4 运维合同履行期间，如果乙方运维人员无法圆满完成本合同范围内的电站运 维工作，乙方应及时按甲方要求另行增加人员并承担相应费用。

4.5 甲方有权统筹安排乙方运维人员的工作任务，并进行考核评价。如乙方派出 的运维人员未能通过甲方考核评价的，甲方有权要求乙方更换或增加相应的运维人员。甲方有权派驻人员监督并配合乙方运维团队工作。 4.6 电站的财务及证照印鉴由甲方负责管理。 第五条 保证

5.1 电站发电量要求：电站分为全额上网和自发自用余电上网两种形式，乙方应 高效管理运维电站，实现电站年度上网电量和自发自用电量的要求及目标。乙方保证2018年度电站保底上网电量和自发自用电量共计 （万千瓦时）； 第一季度： 第二季度：第三季度： 第四季度：

5.2 乙方保证在合同履行期间，每月负责确认：①全额上网电站的上网电量②自 发自用余电上网电站的自发自用电量和余电上网电量。

5.3 电费结算分两种结算方式：①负责全额上网电站电费结算，与供电公司结算 并取得标杆电价元/千瓦时的太阳能上网电价，并及时办理和获取国家补贴电费等。②负责自发自用余电上网电站电费结算，与业主结算并取得实时电价元/千瓦时的自发自用电费和与供电公司结算并取得标杆电价元/千瓦时的余电上网电费，并及时办理和获取国家补贴电费等。若未能按时收取电费，将扣除本季度运维费用10%。(备注:此条款发电量是否考虑过雨季影响因素) 5.4 乙方确认：上述担保责任，已充分考虑了限电风险、政策风险、市场风险及 其他风险。如果电站年上网电量及自发自用电量之和低于前述保底上网发电量及自发自用电量之和，或甲方实际获得的上网电价低于标杆电价元/千瓦时和实际获得的自发自用电价低于实时电价元/千瓦时 (后续因国家或地方颁布的新法律法规或新政策规定所导致的电价调整除外) ，则甲方因此减少的电费收入，甲方有权直接从运维费用中扣除。涉及乙方的奖惩，在本季度结算兑现。

5.5 乙方对于本合同下的义务应当恪尽职守，未经甲方书面同意，乙方不得擅自 终止本合同的履行，也不得擅自将本合同约定的全部或部分义务委托或转委托给第三方履行。

第六条 各方的权利与义务 6.1 甲方的义务

6.1.1 甲方在电站EPC 承包方移交设施范围内，向乙方提供必需的现场办公用 场所、生活住宿场所。乙方住房内的设施和住宿区域内的设施的维护及安全管理由乙方自行负责。

6.1.2 配合乙方进行运维费用的结算。 6.2 甲方的权利

6.2.1 甲方对于电站运行维护过程中形成的资产享有所有权。包括由甲方直接 付费购买的供乙方完成本合同委托事务而形成的各类有形资产和无形资产均归甲方所有。

6.2.2 甲方有权审批并决定乙方年度安全生产综合计划、电站年度检修计划、技改计划及零购计划。

6.2.3 甲方有权对乙方运维管理情况进行检查、监督和指导，督促乙方全面完 成年度电站安全生产任务及上网发电量任务。

6.2.4 甲方有权决定电站基础设施建设和发电设备增补、改造、完善方案。 6.2.5 甲方有权决定合同期间电站财产保险购买的险种、保险期限。 6.2.6 甲方有权对乙方履行本合同项下的运维工作、具体工作内容进行考核。 考核标准及方案由甲方制定。

6.2.7 乙方在运维期内应用在电站的相关专利，运维合同解除后甲方有权永久 无偿使用该专利以确保电站的稳定可靠运行。(备注:可本着友好协商处理的原则) 6.2.8 其它由甲方作为委托人所应享有的权利。 6.3 乙方的义务

6.1.1 乙方的运维管理义务

（1） 乙方应严格依照《中华人民共和国电力法》、《电力监管条例》、《电网运行规则》、《电网调度管理条例》、《变电站管理规范》、《架空输电线路管理规范》等法律、法规、规范性文件和行业规范，对电站进行相应的运行维护管理工作。乙方应以不低于乙方其他同类电站有关安全、设备、检修、运行等各项合规、通行的规定及标准对电站进行日常管理工作。

（2） 乙方应建立健全高效、严格的运行维护指挥系统，及时解决运行维护中发生的问题。

（3） 乙方应制定电站的现场运行规程和检修规程，并报甲方备案。遇有设备设施变动时，应及时修订现场运行规程和检修规程。

（4） 乙方应建立健全电站的技术档案管理，包括设备台账、技术图纸、设备说明书、试验资料、大修资料、技改资料、重大缺陷和事故情况等记录。 （5） 乙方负责电站的技术监督工作，对设备状况及时做出评估，分析存在的问题并提出改进建议。

（6） 乙方应加强设备缺陷管理，按设备缺陷的严重程度进行分类，做好记录，并及时进行消缺处理。

（7） 乙方负责按甲方要求报送各类计划方案。负责测算委托范围内电站的运行管理费用，负责编制检修、技改、零购等计划或方案，及各类资金支付申请等，并报送曱方审查。

（8） 乙方按照甲方要求的时间、格式和内容来上报周电量电费反馈报表、生产报表和月度运营分析。并按甲方要求及时反馈电站异常事件和影响发电量缺陷。 （9） 乙方负责协助甲方与保险公司洽谈投保事宜，当发生电站损坏等事故时，乙方应第一时间通知甲方和政府有权管辖部门，并负责做好抢险、现场取证、索赔资料收集，协助甲方进行索赔谈判事宣。 6.1.2 乙方的安全管理义务

（1） 乙方是电站运行维护的责任单位。

（2） 乙方负责电站运行维护、修理、消缺和事故的统计、填报，落实安全生产责任制，做好各项运行维护工作。

（3） 乙方应建立以安全生产责任制为核心的安全管理制度，并按照有关规定，加强安全管理的例行工作，使安全管理工作落到实处。

（4） 乙方严格执行上岗培训制度，加强职工安全教育培训和考核，定期进行安全生产检查。乙方培训时不得以任何理由不同意甲方驻站人员一起培训。 （5） 乙方在合同期间为其现场工作人员购买人身保险，范围包括甲方现场派驻人员（如有）。

6.1.3 乙方的检修管理义务 （1） 乙方对电站养护维修负有全部责任，如果发生设施损坏，乙方应当及时更换或维修。对重大检修项目，应编写施工方案，报甲方审定。

（2） 乙方应加强检修施工的安全监督管理，杜绝各类人为责任或蓄意破坏事故。 6.1.4 返还甲方财产设施的义务

本合同提前解除或到期终止时，乙方应无条件返还属于甲方的财产、设施。 6.4 乙方的权利

6.1.5 在遵守国家电力法律、法规、行业规范的前提下，乙方对电站开展日常维护管理工作。

6.1.6 在完全履行合同约定的义务前提下，按照本合同约定取得运维收益。 6.1.7 其它按合同约定乙方应享有的权利。 第七条 费用与支付

7.1 乙方按照【】元/瓦的标准包干承包甲方电站的运行、维护及日常管理等工作，光伏电站容量为MW，年运维费用总额为人民币【】万。运维费用按季度分期结算，具体结算支付条款见本协议第7.4条。

7.2 若低于我公司测算的发电量，由乙方承担发电量的损失补偿，以上网电价标杆电价元/千瓦时计算赔偿。若高于我公司测算的发电量，以上网电价 标杆电价元/千瓦时计算收益分成，超出部分在5%以内，双方对半分享超发收益；超出部分在5%以上，超发收益6/4分成（甲方占4成，乙方占6成）。 7.3 乙方应承担费用如下：

7.3.1 本合同附件2项目费用明细项下所产生的全部费用（包括但不限于电站运营管理费、电站营业成本）及凡涉及日常电站运维的所有费用支出（无论合同中是否明列）均由乙方承担，甲方无需承担附件2项目明细项下所产生及涉及的任何费用。

7.3.2 因乙方原因导致甲方遭受政府相关部门及/或电力公司的罚款及滞纳金的。

7.3.3 电站资产保险费用及涉及土地所有权相关的土地使用税（屋顶分布式电站无此内容）或费用等。

7.3.4 现场运维人员的工资报酬、繳纳费用等人力成本费用。

7.3.5 乙方运维人员劳动合同期满或解除及/或涉及与运维团队及员工之劳动争议导致的甲方承担的任何损失。 7.3.6 因乙方原因造成调度机构考核而产生的全部费用由乙方承担（甲方按照调度机构下发的结算单考核费用进行扣除）。

7.3.7 因调度考核导致非电量损失，包括但不限于罚款等。

7.3.8 因电站当年度的上网发电量及自发自用电量之和少于本合同第5.1条约定的保底上网电量及自发自用电量之和，或因甲方实际获得的上网电价低于标杆电价元/千瓦时和实际获得的自发自用电价低于实时电价元/千瓦时（后续因国家或地方颁布的新法律法规或新政策规定所导致的电价调整除外），导致的甲方减少的电费收入。

7.3.9 因乙方违约导致的按本合同约定所应向甲方支付的违约金、赔偿金（如有〕。

7.3.10 其他按照合同及其附件约定应由乙方承担的费用及/或赔偿。 7.4 结算支付方式

7.4.1 双方同意本合同项下运维费用按季度分期结算。每季度期满后双方就该季度乙方实际支付费用进行核对结算，双方确认无误十个工作日后，甲方扣除乙方应承担的费用后，向乙方支付该季度的运维收益（即乙方所得当期季度运维收益=甲方当期季度应支付的运维费用-当期季度甲方已支付的费用-当期季度乙方应承担费用）。届时乙方配合签署相应文件，并依据甲方要求向甲方开具合法有效的发票。如因乙方原因导致的付款迟延，由乙方自行负责。

7.4.2 如双方按季度结算得出7.3条项下乙方应承担费用超出7.1条当期季度运维费用的，则甲方无需再向乙方支付任何形式的运维收益及/或补偿。而且乙方还应就超出的费用金额在甲方要求的期限及方式内向甲方全额支付或者在下一季度的运维费中扣减。

7.4.3 乙方每次收款前应当提前10个工作日拟定附件3：光伏电站季度维护收入确认单，经双方签字后，向甲方提供税率为6%的增值税专用发票；否则甲方有权顺延付款期限而无需承担违约责任，且乙方应当继续履行合同项下义务。 第八条 不可抗力 8.1 不可抗力的定义

8.1.1 在本合同中不可抗力事件是指水灾、火灾、战争、叛乱、龙卷风、地震、国家及地方政策变更以及其它不可预测及控制的事件。

8.1.2 若不可抗力事件的发生，完全或部分妨碍一方履行本合同项下的任何义务，则该方可暂停履行其义务，但前提是： 8.1.2.1 暂停履行的范围和时间不超过消除不可抗力事件影响的合理需要。

8.1.2.2 受不可抗力事件影响的一方应继续履行本合同下未受不可抗力事件影响的其他义务，包括所有到期付款的义务。 8.1.2.3 —旦不可抗力事件结束，受不可抗力影响方应尽快恢复履行本合同。

8.1.2.4 任何一方因不可抗力事件而不能履行本合同，则该方应尽快书面通知另一方。该通知中应说明不可抗力事件的发生日期和预计持续的时间、事件性质、对该方履行本合同的影响及该方为减少不可抗力事件影响所采取的措施。 8.1.2.5 受不可抗力事件影响的一方应在不可抗力事件发生之日（如遇通讯中断，则自通讯恢复之日）起10天内向另一方提供一份由不可抗力事件发生地公证机构出具的证明文件。

8.1.2.6 受不可抗力事件影响的一方应采取合理的措施，以减少因不可抗力事件给另一方或双方带来的损失。双方应及时协商制定并实施补救计划及合理的替代措施以减少或消除不可抗力事件的影响。如果受不可抗力事件影响的一方未能尽其努力采取合理措施减少不可抗力事件的影响，则该方应承担由此而扩大的损失。

第九条 合同的变更

9.1 本合同一经生效，除双方协商一致并书面确认以外，合同双方均不得擅自对本合同的内容（包括附件）作任何单方的修改。

9.2 合同在执行过程中，任何一方均可对合同内容以书面形式提出变更、修改、取消或补充的建议，该建议应以书面的形式通知对方，对方同意后以补充协议的方式经双方法定代表人或其授权人签字并加盖公章后生效。 第十条 违约赔偿

10.1 如任何一方（“违约方”）违反本合同项下约定的义务、保证，从而使守约方承担或蒙受任何索赔、损失、责任、赔偿、费用、开支，违约方应当向守约方承担赔偿责任，以使守约方免除因此所受的损失。

10.2 若本合同由于乙方违反合同约定而造成不能执行或不完全执行的或乙方不履行或未能完全实现第5条保证，曱方有权暂缓支付运维费用。 10.3 如乙方违反合同义务、未按本合同要求执行或不完全执行工作内容，甲方除要求乙方整改外，有权依据乙方的违约程度直接扣减相应运维费用作为违约处罚，乙方不得有异议。

10.4 乙方在履行合同期间，因乙方原因影响到电站的安全、稳定、经济运行，给甲方造成经济损失的，应赔偿甲方因此所遭受的经济损失。因乙方运维人员原因如损坏甲方提供的设施、工器具的，乙方应照价赔偿，但正常磨损除外。 10.5 因乙方运行、养护、维修管理电站不当造成第三方损失的，由乙方自行负责，并向第三方承担赔偿责任。

10.6 本合同履行期间内，因乙方原因发生安全事故的，乙方除承担全部责任和经济损失赔偿外，并按重伤/死亡人数*当年运维费总价的10%标准向甲方支付违约金，并赔偿甲方损失，且甲方有权终止本合同并不承担任何违约责任。 10.7 乙方逾期支付本合同7.4.2条约定的费用（如有）的，每逾期一日，按照未支付金额的千分之一向甲方支付逾期滞纳金，如逾期达三十日的，则乙方应向甲方未支付金额的10%的违约金。 第十一条 合同的生效

11.1 本合同经双方签署盖章后生效。

11.2 本合同正本一式四份，双方各执二份，具有同等法律效力。 第十二条 通知

12.1 任何一方向其他方发送任何通知，应以专人递交或航空挂号邮件、快件的方式送达至以下列出的地址。通知如果是专人递交，应视为在递交日收到；如以航空挂号信的方式发送，则视为在邮件所载的投递日后的第7日收到；如以快件形式发送，则视为在快件交寄票据所载的交寄日后的第3日收到。如一份通知同时以多于一种的上述方式发送，则按最快方式确定收到日期。 12.2 甲乙双方联系信息如下： 甲方： 联系地址： 联系人： 电话： 乙方： 联系地址： 联系人： 电话：

本合同履行期间，一方的联系地址等联系方式发生变化的，应及时将变更后的联系地址等联系方式书面通知其他方；否则，相应的通知送达不利后果及责任概由其自行承担。 第十三条 其他

13.1 本合同履行过程中，若发生合同纠纷，双方应积极协商解决；若协商不成，任何一方均可将争议提交中国国际经济贸易仲裁委员会，按照届时有效的仲裁规则在项目所在地仲裁解决。

13.2 双方按照本合同13.1约定解决争议期间，不影响双方根据本合同享有的其他权利和承担的义务。

13.3 本合同未尽事宜，由双方协商并另行签订补充合同，补充合同与本合同具有同等法律效力。

13.4 本合同附件，系本合同不可分割的重要组成部分，对合同双方均具有约束力。

（以下无合同正文）

（以下无正文，为《元谋瑞能光伏发电有限公司光伏并网发电项目委托运行、维护及日常管理合同》之签字盖章页）

甲方: 公司（章）

法人代表/委托代理人： 日期：

乙方： 公司（章）

法人代表/委托代理人： 日期：

附件1元谋瑞能光伏发电有限公司20MWp光伏并网发电项目运营、检修维护总承包 工作范围、工作内容及有关要求

一、工作范围

定义：发电主要设备、附属设备、送电线路、对端间隔及其相关生产设施的运行、检修维护工作，其中包括：

1.全厂范围内所有设备的运行以及协调电网公司完成厂外送电线路、对端间隔所涉及设备的维护。

2.全厂范围内发电设备正常运行和备用期间所进行的一切检修维护工作，包括省电力公司或其他主管部门强制性要求。3.全厂范围内的水电维护工作。

4.电站的安全保卫以及厂区的环境卫生工作。

5.负责及时提供电网公司、地方政府、电监机构等部门统计数据的填报。6.配合甲方完成各项科研研究、人员培训及相关工作。

7.安全生产管理。包括但不限于：建立健全安全生产各项规章制度，强化现场工作人员安全意识，杜绝各种事故发生；技术管理和技术监督工作等；负责除该电站设备大修、甲方指定的技术改造以外的所有安全生产管理工作；太阳能电池方阵、控制器、逆变器、箱变、防雷接地等设备及系统的运行、维护、消缺等工作。

8.电力销售及回款。包括但不限于：《购售电合同》签订按照电网公司要求对每月发电量数据的核对与上传，及时完成电费结算工作，日常调度联系，增发、抢发电量工作等。

9.员工培训管理。包括但不限：定期安全培训，组织参加有关政府、电网公司要求的培训取证及专业会议等。

10.外部关系协调。包括但不限于：代表项目公司协调涉及土地、环保、消防等地方业务；代表项目公司协调周边居民、住户关系，创造和谐稳定环境；代表项目公司办理并网、调度通讯、线路维护、对端间隔维护等合同签订并组织实施；负责因电站运维而涉及的当地政府、电网公司及相关单位的协调工作。 11.日常计划管理。包括但不限于：代表甲方编制年度电量计划、检修计划等上报董事会所需材料；对年度电量计划、检修计划进行分解并执行；开展光仗电站日常材料、备品、备件采购及储备；配合办理地方工商、税务业务联系。 12.电站大修、年（定）检、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方案报甲方审定；乙方确定施工单位，签订承包合同，乙方积极配合施工单位做好安全措施、质量监督和其他辅助工作等。

13.应严格执行甲方下达的年度安全生产综合计划、生产消缺、大小修计划等，配合甲方春季、秋季生产大检查。

14.按甲方要求定期向指定机构或人员汇报与本项目运营维护有关的工作计划、实施情况、事故信息、运行报表、工作总结等。

15.依照国家、行业相关的技术规范、管理验收标准对外委的检修以及其它外委项目的施工管理、竣工验收工作。

16.在甲方指示及同意后与第三方签订相应合同配合甲方完成电站基础设施、发电设备的增补、改造和完善工作。

二、工作内容

1.设备巡检、消缺、消漏、临修、抢修项目。2.备用设备的临修、事故性抢修。

3.设备需定期进行的各项检查、试验、检修、技术监督（含需外委检测、检验费、试验费）等，根据电网公司和电力行业标准规范规定执行。

4.组件清洗、组件热斑检测、设备测温、设备除尘、组件区除草、除雪及其他设备维护保养以及公用、辅助设备系统必要的维护和检修工作。

5.负责承包范围内设备及配套的全部支架、钢结构、平台基础的零星油漆等补修工作；保温及外护的补修工作。 6.设备的调试、验收工作。

7.设备的日常巡检及计划检修和定期维护。

8.承包范围内设备、系统及配套的全部钢支架、钢桁架、支吊架、梯子、平台、基础、扶手、各种标识标牌的更换、维护修复工作。

9.业主安排的合同范围内的其他工作，所发生费用按合同条款执行。10.检修专用工具、器具的制作、维护保养以及配合定检。

11.、配合承包范围内备品配件、装臵性材料计划编制，检修项目计划编制、检修备品配件计划编制，技改项目计划编制，装臵材料、备品领用、需外委加工件的质量监督等工作。

12.对维护、抢修时更换下的设备或部件进行修理，对拆卸下来的废料及检修用工器具不得随意堆放，应按业主规定安臵。13.负责编制检修规程、设备检修文件包（工艺卡）。

14.工作负责人填写办理检修工作票，组织检修工作，承包范围内所有物资的卸货、入库验收工作。送电线路、对侧间隔及其相关的生产设施的运行、检修维护工作。

15.、全厂范围内的设备、地面、墙面、道路的文明卫生工作（含设备、管道、管线、盘柜、各种辅助设备、平台、楼梯、栏杆、扶手、地面、墙壁、建构筑物周围地坪、设备基础等，各种沟道、水池、坑、化粪池的清灰、清淤）及垃圾清运出厂。

三、配合甲方完成的工作

1.依据技术文件、质量标准、行业标准和相关技术规定进行维修。

2.依照国家、行业相关的技术规范、管理验收标准对外委的检修以及其它外委项目的施工管理、竣工验收工作。

3.乙方需定期向指定机构或人员汇报与本项目运营维护有关的工作计划、实施情况、事故信息、运行报表、工作总结等。

4.乙方应严格执行甲方董事会下达的年度安全生产综合计划、生产消缺、大小修计划等。

5.乙方在甲方指示及同意后方可与第三方签订相应合同配合甲方完成电站基础设施、发电设备的增补、改造和完善工作。

6.乙方应无条件配合做好甲方在电站自行组织完成的技改、基建等工作。

甲方（盖章） 乙方（盖章）

第18篇：光伏电站运维常见故障及解决方法

鼎山光伏电站

内蒙古第一电力建设工程有限责任公司发电公司

现如今国内投资光伏电站的人士越来越多，光伏电站出现故障的事件也是层出不穷，有感于此，下鼎山光伏电站日常运行中可能会出现的常见故障以及解决方法，以便为其它项目运维人员参考。

1.1、故障现象：逆变器屏幕没有显示

故障分析：没有直流输入，逆变器LCD是由直流供电的。

可能原因：

(1)组件电压不够。逆变器工作电压是100V到500V，低于100V时，逆变器不工作。组件电压和太阳能辐照度有关。

(2)PV输入端子接反，PV端子有正负两极，要互相对应，不能和别的组串接反。

(3)直流开关没有合上。

(4)组件串联时，某一个接头没有接好。

(5)有一组件短路，造成其它组串也不能工作。

解决办法：用万用表电压档测量逆变器直流输入电压。电压正常时，总电压是各组件电压之和。如果没有电压，依次检测直流开关，接线端子，电缆接头，组件等是否正常。如果有多路组件，要分开单独接入测试。 鼎山光伏电站

内蒙古第一电力建设工程有限责任公司发电公司

如果逆变器是使用一段时间，没有发现原因，则是逆变器硬件电路发生故障，请联系我公司售后。

1.2、故障现象：逆变器不并网。

故障分析：逆变器和电网没有连接。

可能原因：

(1)交流开关没有合上。

(2)逆变器交流输出端子没有接上

(3)接线时，把逆变器输出接线端子上排松动了。

解决办法：用万用表电压档测量逆变器交流输出电压，在正常情况下，输出端子应该有220V或者380V电压，如果没有，依次检测接线端子是否有松动，交流开关是否闭合，漏电保护开关是否断开。

1.3、PV过压：

故障分析：直流电压过高报警

可能原因：组件串联数量过多，造成电压超过逆变器的电压。

解决办法：因为组件的温度特性，温度越低，电压越高。单相组串式逆变器输入电压范围是100-500V，建议组串后电压在350-400V之间，三相组串式逆变器输入电压范围是250-800V，建议组串后电鼎山光伏电站

内蒙古第一电力建设工程有限责任公司发电公司

压在600-650V之间。在这个电压区间，逆变器效率较高，早晚辐照度低时也可发电，但又不至于电压超出逆变器电压上限，引起报警而停机。

1.4、隔离故障：

故障分析：光伏系统对地绝缘电阻小于2兆欧。

可能原因：太阳能组件，接线盒，直流电缆，逆变器，交流电缆，接线端子等地方有电线对地短路或者绝缘层破坏。PV接线端子和交流接线外壳松动，导致进水。

解决办法：断开电网，逆变器，依次检查各部件电线对地的电阻，找出问题点，并更换。

1.5、漏电流故障：

故障分析：漏电流太大。

解决办法：取下PV阵列输入端，然后检查外围的AC电网。

直流端和交流端全部断开，让逆变器停电30分钟以上，如果自己能恢复就继续使用，如果不能恢复，联系售后技术工程师。

1.6、电网错误：

故障分析：电网电压和频率过低或者过高。 鼎山光伏电站

内蒙古第一电力建设工程有限责任公司发电公司

解决办法：用万用表测量电网电压和频率，如果超出了，等待电网恢复正常。如果电网正常，则是逆变器检测电路板发电故障，请把直流端和交流端全部断开，让逆变器停电30分钟以上，如果自己能恢复就继续使用，如果不能恢复，就联系售后技术工程师。

1.7、逆变器硬件故障：分为可恢复故障和不可恢复故障

故障分析：逆变器电路板，检测电路，功率回路，通讯回路等电路有故障。

解决办法：逆变器出现上述硬件故障，请把直流端和交流端全部断开，让逆变器停电30分钟以上，如果自己能恢复就继续使用，如果不能恢复，就联系售后技术工程师。

1.8、系统输出功率偏小：达不到理想的输出功率

可能原因：影响光伏电站输出功率因素很多，包括太阳辐射量，太阳电池组件的倾斜角度，灰尘和阴影阻挡，组件的温度特性，详见第一章。

因系统配置安装不当造成系统功率偏小。常见解决办法有：

(1)在安装前，检测每一块组件的功率是否足够。

(2)根据第一章，调整组件的安装角度和朝向;

(3)检查组件是否有阴影和灰尘。 鼎山光伏电站

内蒙古第一电力建设工程有限责任公司发电公司

(4)检测组件串联后电压是否在电压范围内，电压过低系统效率会降低。

(5)多路组串安装前，先检查各路组串的开路电压，相差不超过5V，如果发现电压不对，要检查线路和接头。

(6)安装时，可以分批接入，每一组接入时，记录每一组的功率，组串之间功率相差不超过2%。

(7)安装地方通风不畅通，逆变器热量没有及时散播出去，或者直接在阳光下曝露，造成逆变器温度过高。

(8)逆变器有双路MPPT接入，每一路输入功率只有总功率的50%。原则上每一路设计安装功率应该相等，如果只接在一路MPPT端子上，输出功率会减半。

(9)电缆接头接触不良，电缆过长，线径过细，有电压损耗，最后造成功率损耗。

(10)光伏电站并网交流开关容量过小，达不到逆变器输出要求。

1.9、交流侧过压

电网阻抗过大，光伏发电用户侧消化不了，输送出去时又因阻抗过大，造成逆变器输出侧电压过高，引起逆变器保护关机，或者降额运行。 鼎山光伏电站

内蒙古第一电力建设工程有限责任公司发电公司

常见解决办法有：

(1)加大输出电缆，因为电缆越粗，阻抗越低。

(2)逆变器靠近并网点，电缆越短，阻抗越低

第19篇：光伏屋顶电站运维管理制度（推荐）

1.目的

为规范屋顶光伏工程运行工作，确保电站安全、稳定、经济运行，特制订本程序。 9.范围

本程序适用于屋顶光伏电站发电项目。 10.职责

3.1 总经理：负责本程序的审批。

3.2 副总经理：负责电站运行规程的审批。

3.3 生产运维部：是公司电站运行管理的职能部门，负责电站运维人员的培训和日常管理，负责电站运行的组织和技术管理。

3.4 生产运维部运行工程师：负责电站日常运行情况的监督检查，负责运行规程的编制，负责运行的技术管理和培训，负责运行数据的整理分析。 3.5 运维工：负责电站日常运行中的设备巡视、参数监视和记录、运行操作，设备定期维护和一般缺陷的消除。 11.管理过程 4.1 运维岗位设置

4.1.1 电站运行执行每月两次巡视。 4.1.2 每次配备运维工2人。 4.1.3 运行人员职责：

a) 值长：负责本值值班期间的电站运行管理，接受和执行调度命令、与调度联系，安排设备维护与缺陷消除。

b) 值班员：按照值长的命令执行各项操作，完成各项设备维护与消缺任务。 4.2 值班纪律

4.2.1 当班值长应按照《电网调度规程》的规定履行职责，执行调度命令；值班员应认真执行值长下达的操作命令（严重威胁设备和人身安全命令除外）。 当值值班人员应坚守岗位，认真监视，精力集中，及时消缺，精心维护设备，做到五“不”即：不擅离岗位，不迟到早退，不看与专业无关的书报和聊天，不打瞌睡，不做与工作无关

4.2.2 的事情。有事离岗前必须对值长请假，同意后由值长指定专人代替后方可离岗。

4.2.3 严禁上班前4小时内喝酒。

4.2.4 运行人员值班期间应穿工作服，佩戴标志牌，严格执行“安规”中对服装的要求，离开值班室外出工作必须戴安全帽。

4.2.5 任何人进入生产现场必须遵守现场秩序，不得在现场内打闹，喧哗和做危害安全运行的事情，否则应予以制止，并令其退出现场。

4.2.6 发生事故时，除公司领导和有关人员外，其它无关人员一律不得进入控制室，以免影响事故处理，参加学习人员应立即退出事故现场。

4.2.7 事故处理时，除有关人员联系汇报与事故有关的事情外，无关人员不得打电话询问，以免延误事故处理时间，事故处理结束后，应把事故经过向运维部领导和工程师汇报。

4.2.8 按时抄表，准确记录，实事求是，不伪造数据；发生异常情况时，不隐瞒真相，记录本和报表应保持整齐清洁，正确，详细，不得代签。 4.2.9 严格执行规章制度，认真填写工作票、操作票，做到两票填写无差错，操作监护严肃负责，对检修设备做到验收不合格不投用，检修安全措施不合格不开工，工作现场卫生良好，投运正常后方可办理工作票终结手续。 4.2.10 使用电话联系工作应互报姓名（发话人先报姓名），下达操作任务要清楚，执行操作任务要复诵，无误后方可执行，联系比较重要的工作应其内容、时间、联系人及执行情况等事项记录在《运行日志》中。

4.2.11 非本公司人员进入现场应戴通行证件，来宾和参观人员应有相关人员带领。值长应将电站运行情况向来宾进行介绍。运行人员如发现无关人员进入生产现场应进行询问，有权令其退出，发现可疑人员应立即报告安保人员。 4.2.12 运行职工因有事需请假时，应提前1天向运行工程师申请，请假必须本人亲自申请，代假一律不准。 4.3 交接班要求 4.3.1 交接班的条件

4.3.1.1 交接班时必须严肃认真、实事求是，交班人员应努力做好工作为下一班创造条件，接班人员应详细了解情况，为本班的安全经济运行打下基础，做到“交代清楚，接班满意”。

4.3.1.2 所有运维人员必须按规定轮流值班，如应故不能上班，则必须提前一天请假，经生产运维部运行工程师许可并安排好替班人员后，予以准假。 4.3.1.3 处理事故时，不得进行交接班，接班人员应在交班值长统一指挥下，协助处理。

4.3.1.4 在进行重要操作时，一般情况下，不应进行交接班，但遇重大操作时，应在某一稳定情况下进行交接班。

4.3.1.5 接班时不准有醉意表现，有醉意者或是有严重病症的人不得进行接班，交班人员发现上述情况，应拒绝交班，并报告当班值长。值班人员不得连值两个班。

4.3.1.6 一般情况下，交班前30分钟，不进行重大操作，不办理工作票手续。 4.3.1.7 交、接人员意见不一致，不能进行交接班时，应经双方值长商量解决，值长协商不通时，汇报运行工程师解决。 4.3.2 交班

4.3.2.1 交班人员必须如实地、准确地、详细地填写运行值班日志，包括本班所做的工作，本班发现和消除的人身和设备的异常情况、运行方式，对检修和试验设备所采取的安全措施，上级通知、命令等向接班人员交代清楚。 4.3.2.2 对指定的设备卫生区域清扫干净。

4.3.2.3 将工具、资料、钥匙、仪表整理齐全并清点好。 4.3.2.4 将规程制度规定的工作及试验进行完成并做好详细记录。

4.3.2.5 将所有已开工的工作票、尚未结束的工作票分别整理好，核对好系统模拟图。

4.3.2.6 交班前半小时，值班员应向值长汇报岗位工作。

4.3.2.7 交班时交班人员应向接班人员详细交待本班设备系统运行情况以及设备缺陷处理情况，并细心听取询问和意见，做出详细解答。

4.3.2.8 应在正点办理交、接班手续，交班人员应待接班人员签字允许后方可签字，在接班值长下达接班命令后方可离开岗位。

4.3.2.9 交、接班完毕后，交班值长应召集全班人员开好班后会，内容如下：

A.总结当班任务完成情况，以及经验教训、表彰好人好事。 B.总结值班纪律及各项规章制度的执行情况。

C.讲述当班不安全事项的发生经过、分析原因、吸取教训、找出对策。 4.3.3 接班

4.3.3.1 接班人员应在接班前30分钟到达现场交接班室，集体听取交班值长口头交待当班运行情况。

4.3.3.2 听完交班值长的口头交代后，接班值长根据上班运行情况，布置 4.3.3.3 值班员进行全面检查，特别强调应对设备缺陷、异常情况、检修情况作重点检查、布置接班后工作及事故预想。

4.3.3.4 接班人员应对电站设备进行全面检查，查阅《运行日志》、设备缺陷记录等，缺陷和异常的发展情况及处理情况，设备检修及系统隔离情况，实际的设备状态运行方式，主要参数等。

4.3.3.5 检查中对不明之处应仔细询问，直至弄清为止，若发现新情况或记录不符的应立即汇报值长核实。

4.3.3.6 清点工具、资料、图纸、钥匙等，并检查设备和卫生情况。 4.3.3.7 接班人员除进行必要的试验外，在交班签字前不得操作任何设备。 4.3.3.8 接班人员经检查认为可以接班，应在正点签字接班，并允许交班人员离岗。

4.3.3.9 接班30分钟，值班员应向值长汇报接班情况，值长应将系统运行方式，当班主要工作以及薄弱环节、事故预想等向班员做出交待。

4.3.3.10 接班人员到现场，如遇处理事故时，应在交班人员指挥下协助处理，不得离开现场。 4.4 设备巡回检查要求

4.4.1 巡回检查是保证设备安全、经济运行，及时发现问题的有效措施，各级运行人员必须加强对设备的检查，以便及时发现与处理异常和缺陷，保证安全运行。

4.4.2 巡回检查的人员由值长进行安排，根据光伏电站的特点，电站汇流箱、逆变器、变压器等电气设备及系统必须每2小时巡视一次，电池板、支架可每天巡视一定的范围，但必须保证一个班次对所有电池板和支架巡视一遍；如遇大风等恶劣天气必须增加电池板和支架的巡视频率。 4.4.3 巡回检查的人员必须按时、按规定的巡检路线和《设备巡检记录》上的项目进行认真检查。

巡回检查时，应带必要的工具（如电筒、手套、检查工具等）应做到思想集中，认真细

4.4.4 致，根据设备特点，仔细查看，认真分析、真正掌握运行设备的实际情况。 4.4.5 对巡回检查发现的异常情况，应立即分析判断，及时消除或采取相应的措施，防止扩大，并汇报值长且做好记录。

4.4.6 除定期的巡回检查外，还应针对设备特点、运行方式的变化、负荷情况、有缺陷的设备等，增加检查次数。

4.4.7 对设备系统进行变更操作之后，应加强检查。 4.4.8 值长外出检查应通知值班员。

4.4.9 生产运维部运行工程师应定期到各电站对设备进行全面的巡视检查，并不定期的抽查各电站巡回检查执行情况。 4.5 工作票管理规定 4.5.1 工作票接收

接收到工作票后要认真审核该工作的可能性然后填写接收时间并签名。不能进行工作的将工作票退回。 4.5.2 工作票许可

A.安全措施的审查（接到经值长批准的工作票后认真审查安全措施的完整性）。

B.安全措施完整的，要在“运行补充安全措施”一栏写上“无补充”，无补充要写在首行左边空两字处；

C.安全措施不完整的要在“运行补充安全措施”一栏补充完整。 4.5.3 安全措施的布置

A.安全措施逐条执行，每执行一条在“措施执行情况”一栏及时填写“已执行”且有序号，其序号与安全措施序号相同。

B.工作许可人与工作负责人共同确认安全措施全部正确执行后，共同在工作票上签名许可开工。

4.5.4 工作票的登记

工作票许可开工后，工作许可人要认真在《工作票登记记录》上登记。 4.5.5 工作票的结束 4.5.5.1 现场检查

检修申请结束工作票时，运行值班人员到工作现场检查，检修工作确已结束,现场清理干净。 4.5.5.2 4.5.5.3 收回检修所持工作票,恢复系统(包括送电)。 工作票结束

A.工作许可人填写工作结束时间。

B.工作许可人与工作负责人共同在工作票上签字,值长签字。 C.在工作票上盖“已执行”章。 4.5.6 工作票的延期 4.5.6.1 4.5.6.2 4.5.6.3 4.5.6.4 工作票的延期必须由工作负责人提出申请。 值长同意并填写延期时间。

工作许可人与工作负责人共同签名。

工作票延期后工作许可人要及时登记延期时间。

4.6 操作票管理

4.6.1 除单项操作及事故处理不用操作票外，其余所有操作均须写操作票。 4.6.2 操作票的填写

A.操作票在使用前必须统一编号，一经编号不得撕页或散失。 B.操作票一律用钢笔（黑色笔）填写。

C.当一页操作票不够写一个操作任务时，应当在本页右下角注明“转下页”，在承接页左上角注明“接上页”。 D.操作票最后一行接着的空格应画终止符。 4.6.3 操作票的审批 4.6.3.1 4.6.3.2 4.6.3.3 4.6.3.4 操作人签名 监护人审查签名 值长审查签名 操作票的执行

A.操作票必须由两人执行，其中对设备较熟悉者作监护人。

B.操作票开始时间是操作项目栏第一项操作的开始时间，终了时间是最后一项操作完时间。

C.操作时必须执行唱票、复诵、核对设备名称的规定。 D.操作时每执行一项必须画上执行符号。

E.操作时发生异常或有疑问立即停止操作汇报值长，得令后再进行操作。 F.操作票执行完毕后盖“已执行”章。 4.7 缺陷管理

4.7.1 当班运维人员在设备巡视和监视过程中发现的缺陷，应及时汇报值长，由值长填写《设备缺陷通知单》，安排运维人员进行处理。

4.7.2 当值无法处理的缺陷，如无备品、设备系统无法停运、人员不足或技术能力不能满足处理要求的，应加强对缺陷的监视并采取可靠的防止缺陷扩大的措施，并填写《缺陷延期申请单》申请延期处理，经生产运维部运行工程师批准后，可以延期处理。

4.7.3 当班发现的缺陷及处理结果必须在《运行日志》上进行登记。

4.7.4 当缺陷影响到电站的安全稳定运行时，运维人员必须立即通知生产运维部运行工程师，由运行工程师汇报部门经理组织人员及时进行处理。 4.7.5 缺陷处理完毕后，由当班值长进行验收，验收合格后，缺陷处理流程结束；验收不合格，由消缺人员继续处理。

4.7.6 当班发生的设备缺陷必须在当班期间消除（经运行工程师批准延期处理的缺陷除外），否则，接班人员有权拒绝接班，接班人员在接班前的设备检查中发现的缺陷由交班人员负责消除。 4.8 设备维护管理

4.8.1 由生产运维部运行工程师根据电站设备的说明书及工作特性制定设备维护的周期和项目，并写入《运行规程》。

4.8.2 运维工按照规定的时间和项目对设备进行维护，保证设备的正常运行。 4.8.3 设备维护完成后必须在《设备检修记录》进行记录。 12.检查

5.1 由生产运维部运行工程师根据本程序对各电站的运维工作执行情况进行监督和检查。

5.2 生产运维部经理对运行工程师的工作进行检查。

光伏电站工程运行维护管理制度

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第20篇：光伏电站运维操作维护手册

1 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。

2 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。

3 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：

1 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;

2 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。

3 光伏组件上的带电警告标识不得丢失。

4 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。

5 使用金属边框的光伏组件，边框必须牢固接地。

6 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：

1 所有螺栓、焊缝和支架连接应牢固可靠。

2 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：

1 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。

2 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。

3 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。

4 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。

5 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。

6 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。

7 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：

1 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;

2 直流汇流箱内各个接线端子不应出现松动、锈蚀现象;

3 直流汇流箱内的高压直流熔丝的规格应符合设计规定;

4 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;

5 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;

6 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：

1 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;

2 直流配电柜内各个接线端子不应出现松动、锈蚀现象;

3 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;

4 直流配电柜的直流输入接口与汇流箱的连接应稳定可靠;

5 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;

6 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)：

1 控制器的过充电电压、过放电电压的设置应符合设计要求;

2 控制器上的警示标识应完整清晰;

3 控制器各接线端子不得出现松动、锈蚀现象;

4 控制器内的高压直流熔丝的规格应符合设计规定;

5 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：

1 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;

2 逆变器上的警示标识应完整无破损;

3 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。

4 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。

5 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：

1 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。

2 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;

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。

3.6 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

《光伏电站运维专工岗位职责.doc》

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