光伏电站维护手册

光伏电站维护手册第一篇：光伏电站维护手册光伏电站维护手册太阳能电池方阵的使用和维护⑴太阳能电池方阵应安装在周围没有高建筑物、树木、电杆等遮挡太阳光的处所，以便充分获得太阳光。我国地处北半球，方阵的采光面应朝南放置，倾角可适当比当地纬度加大5°–15°，上海地区间已安装角度为38OC。⑵在太阳能电池方阵的运输、安装和使用中，要轻拿轻放组件，严禁碰撞、敲击、划刮，以免损坏封装玻璃，影响性能，缩短寿命。⑶太阳能电池方阵的采光面应经常保持清洁，如有灰尘或其它污物，应先用清水冲洗，再用干净的纱布将水迹擦干，切勿用硬物或腐蚀性溶剂冲洗、擦拭。⑷太阳能电池方阵的输出连接要注意正、负极性，切勿反接。⑹可用手动方式调整角度的太阳能电池方阵，应按照季节的变化调节方阵支架的向日倾角和方位角，以便充分利用太阳能，必须固定时除外。⑺太阳能电池方阵的光电参数，在使用中应不定期的按照有关方法进行检测。发现问题，应及时解决，以确保方阵不间断供电。⑻太阳能电池方阵及其配套设备周围应加护栏或围墙，以免动物或人为损坏，在多雷电区或高山上，应接地、安装避雷器和避雷针预防雷击。控制逆变器使用注意事项及维护1)在安装、操作和日常维护过程中，不可直接接触高压的正极和负极。同时应注意不可将工具等杂物遗留在控制柜内，以免引起短路故障。2)设备工作环境应干燥、通风、注意防潮。3)柜体内应保持清洁。如果发现灰尘较多时，应断电后及时清理，以免灰尘过多而降低绝缘强度。4)应随时注意计算机中的各种状态显示，定期将逆变器的数据上报有关专家和专业技术人员分析，以保证能够及时发现和预防事故的发生。5)在搬运中，先将所有接线拆除，严禁碰撞，切勿倒置。机器应置于通风良好的地方，背面及两侧至少离墙壁10公分，使进、出空气保持通畅。避免置于阳光直射处。应远离火源及高温以防温度过高，室内温度不应超过40℃。避免放于含腐蚀性气体环境中。6)应随时注意计算机中的各种状态显示，定期将逆变器的数据上报有关专家和专业技术人员分析，以保证能够及时发现和预防事故的发生。7)维护检修a.应定期检查逆变器各部分的接线是否牢固，有无松动和过热现象，尤其认真检查风扇，功率模块、输入端子、输出端接地等。b.出现报警停机，不准马上开机，应查明原因并修复后再行开机，检查应严格按逆变器维护手册的规定步骤进行。c.操作人员必须经过专门培训，能及时判断一般故障的产生原因，并能进行排除，例如能熟练更换保险丝、组件及损坏的电路板等。未经培训的人员，不得上岗操作使用设备。d.如发生不易排除的事故或事故的原因不明，应做好事故的详细记录，并将计算机中所记录的数据及时备份，一并提交给承包方，以便最快地解决问题。维护人员培训培训工作对于保证电站的日常维护非常重要，培训对象主要是当地电力管理系统安排的人员。主要有基础知识培训和实际操作培训两个部分。基础知识培训主要内容是太阳能系统方面的知识，工程设计、安装调试等宏观面的介绍，以指导电站相关人员对电站有一个系统全面的认识。实际操作培训在现场举办，通过现场培训和实际操作指导，使操作人员更好地掌握相关能力。为使发包人指定的受训人员从理论和实际的结合上掌握受训的知识和技能，受训人员应参与工程的安装、调试，在工程施工过程中，服从工程指挥部的统一指挥调度。为加深培训效果，承包方安排的技术督导人员至少大专以上专业文化程度，机电专业毕业或从事太阳能系统安装具有实际经验的其他专业人员。在实际安装和调试等过程中，随时可为当地人员举办知识讲座。在工程建设期间，公司愿意为系统用户提供广泛及时的技术支持，包括技术咨询、义务培训。承包方在工程竣工验收后，无论是保修期内还是保修期外，将一如继往做好电站的售后培训服务。售后服务内容1.义务提供技术咨询2.提供备品备件的供应，保证在确认后48小时内送到；3.系统保修期内免费更换故障配件，保修期外收取不超过本次合同成交价的配件费。技术支持与维修服务保证承包方对电站系统的承诺保修期：系统为3年，太阳电池组件为5年，控制器为3年。保修期内，发电系统的保修内容：因设计、安装、指导不当导致系统不能正常运行或无法供电提供的设备或备品备件性能参数达不到设计指标要求；因雷电导致系统或设备故障。保修期内，关键设备保修内容：a.太阳电池组件保修内容：功率输出明显下降；出现单个组件内短路、断路；玻璃自然爆裂（超出环境指标的除外），接线盒脱落。b.控制器保修内容：输出电压超出稳定范围；输出功率达不到指标要求；未能有效接地造成事故；凡属保修范围出现的故障，承包方免费派人现场解决、更换设备和备品备件。凡因人为操作失误、自然灾害、人为破坏、承包方提出的防护措施未能有效实施导致的损失，则不在保修之列。但公司承诺只要故障报修，即派人前往修理，适当收取费用，配件、设备费不超过本次合同成交价。第二篇：光伏电站运维操作维护手册总则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;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3.5.3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：光伏电站主要有电站折旧费，还贷费用，劳保费用，人工费用（包括管理人员费用、清洁人员费用，目前差不多没有无人值守的大型电站，每月要打扫光伏组件两次左右），日常维护费用，备用设备的费用，还有就是设备维修费用，逆变器什么的选择质量不够好的，大概有一部分零件运行一段时间后要换掉。电站维护费用主要是组件清洗擦拭、逆变器的维护20MW电站投资2.8亿。1、光伏电站主要的运维内容有：电站前期建设投产试运行准备工作、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）、定期开展预防性试验工作、光伏电站正常情况下应储备的备品备件（可以解决电站突发状况）、电池板的清理、太阳能发电综合效率因素分析；2、大约电站一般配备5-6人就够用了，并不是按兆瓦来划分，只有清洗板子的时候会需要人多一些，这个最好还是需要清洗的时候雇人来完成就好了我所在的电站基本需要每天检查逆变器或者汇流箱。我去过的电站都不需要天天检查，他们都是隔一段时间检查一次，有的是隔几天，有的是一周检查一次，不同的电站不一样10多个人做维护的，5-6个人维护半个月休息半个月10多个人做维护的，5-6个人维护半个月休息半个月1个人分一条线路、轮毂罩；2、叶片；3、轮毂；4、变桨机构；5、增速箱；6、减噪装置；7、冷却风扇；8、主机架；9、吊车机构；10、制动器；11、联轴器；12、机舱罩；13、控制及变频柜支架；14、风向标；15、发电机水冷装置；16、发电机；17、偏航机构；18增速箱油冷装置；19变频柜；20主控柜；21塔筒等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。2、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。3、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。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。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。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。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。2、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。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（PotentialInducedDegradation）,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：【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