文案大全XXXXX光伏电站
运 维 方 案
（试行）
腾远电力工程有限公司 XXXX年XX月XX日编制
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目 录
第一章 光伏电站概述 ··················· 5 一 、光伏电站光伏组件部分 ················································· 5 二 、光伏电站主要电气设备 ················································· 5 三、光伏发电监控系统及保护 ··············································· 6 四、升压站监控系统 ··························································· 6 五、远动系统 ···································································· 6 六、电能计量系统 ······························································ 6 七、系统继电保护 ······························································ 6 八、元件保护 ···································································· 6 九、35kV系统保护 ······························································ 6 十、站内直流系统 ······························································ 6 十一、不停电电源UPS ························································· 6 十二、火灾报警系统 ··························································· 6 十三、站内安全监视系统 ····················································· 6 十四、电气二次 ································································· 6 十五、通信 ······································································· 6 第二章 光伏电站运维管理方案 ··············· 7 一、生产运行与维修管理 ····················································· 7 二、安全与质量管理 ························································· 12 三、发电计划与电力营销管理 ············································· 17 四、大修与快速响应管理 ··················································· 18
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五、物资仓储管理 ···························································· 23 六、生产培训与授权管理 ··················································· 25 七、文档与信息管理 ························································· 27 第三章 光伏电站的设备巡检 ··············· 29 一、设备巡视检查的基本要求 ············································· 29 二、变压器的巡视检查项目 ················································ 30 三、断路器的巡视检查项目 ················································ 31 四、直流汇流箱的巡视检查项目 ·········································· 31 五、逆变器的巡视检查项目 ················································ 32 六、太阳能光伏组件的巡视检查项目 ···································· 32 七、互感器的巡视检查项目 ················································ 33 八、母线的巡视检查项目 ··················································· 33 九、保护装置的巡视检查项目 ············································· 33 十、计算机监控系统的巡视检查项目 ···································· 34 十一、直流系统的巡视检查项目 ·········································· 34 第四章 光伏电站的运行 ················· 34 一、变压器的运行 ···························································· 34 二、配电装置的运行 ························································· 37 三、断路器的运行 ···························································· 38 四、补偿电容器的运行 ······················································ 39 五、互感器的运行 ···························································· 40 六、直流系统的运行 ························································· 41
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七、继电保护及二次回路的运行 ·········································· 42 八、防误闭锁装置的运行 ··················································· 44 九、监控系统的运行 ························································· 44 第五章 升压站的倒闸操作 ················ 47 一、倒闸操作的一般规定 ··················································· 47 二、倒闸操作注意事项 ······················································ 49 三、变压器的操作 ···························································· 50 四、线路开关的操作 ························································· 51 五、站用电系统的操作 ······················································ 52 六、二次装置的操作 ························································· 53 第六章 光伏电站的事故处理 ··············· 53 一、事故处理的原则 ························································· 53 二、变压器的事故及异常处理 ············································· 54 三、高压断路器的事故处理 ················································ 55 四、直流系统的事故处理 ··················································· 56 五、互感器的事故处理 ······················································ 56 六、全站失压事故的处理 ··················································· 57 七、接地故障的处理 ························································· 58 八、系统谐振过电压事故的处理方法 ···································· 59 九、水灾、火灾事故的处理 ················································ 59
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第一章 光伏电站概述
对项目的综合介绍，包括项目的位置、装机容量、送出方式等进行说明。
一 、光伏电站光伏组件部分 1.1太阳能电池组件 1.2光伏方阵接线 1.3电缆敷设方式
二 、光伏电站主要电气设备 2.1 光伏并网逆变器 2.2 箱式变压器 2.3 主变压器
2.4 35kV静止型无功发生器（SVG） 2.5 电力电缆 2.6 SF6断路器 2.7 高压隔离开关 2.8 电流互感器 2.9 电压互感器 2.10 避雷器 2.11 35kV开关柜 2.12 380V配电柜
2.13 中性点接地电阻成套装置 2.14 10kV站用变
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2.15 110kV升压站电气主接线 三、光伏发电监控系统及保护 四、升压站监控系统 五、远动系统 六、电能计量系统 七、系统继电保护 八、元件保护 九、35kV系统保护 十、站内直流系统 十一、不停电电源UPS 十二、火灾报警系统 十三、站内安全监视系统 十四、电气二次
14.1 电气二次-监控系统 14.2 电气二次-调度自动化
14．3 电气二次-系统保护及安全自动装置 14．4 电气二次-控制电源系统 14．5 其他二次部分 十五、通信
15．1 升压站侧系统通信 15．2升压站站内通信
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第二章 光伏电站运维管理方案
光伏电站运行值班方式采取两班运转，主要工作是监视电站设备的运行参数、统计电站发电量、接受电网调度指令；巡视检查电站设备的状态，检查电池组件、支架的完好和污染程度、检查电气设备的运行情况；根据电网调度指令和检修工作要求进行电气设备停送电倒闸操作；定期对光伏组件进行清洗。
本项目50MWp并网光伏电站一般人员由站长1名、值班长2名、值班员4名。
光伏发电运维管理主要包括：生产运行与维修管理（运维一体化管理）、安全与质量管理、发电计划与电力营销管理、大修与快速响应管理、物资仓储管理、生产培训与授权管理和文档与信息管理。生产运行与维修管理是生产领域的核心，其他管理手段辅助生产运行和维修管理。
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设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、工作负责人、工作组成员、工作风险及应对措施、备件（必换件和可换件）、工具（常用工具和仪
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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
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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
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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
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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。
3.生产准备管理
生产准备工作是在施工期间对电站运营期所做的所有准备工作，主要在电站调试期间进行。电站运维人员提前介入工程调试阶段可以更深入的熟悉电站设备性能，故障历史，监督施工质量，在并网前及时提出并消除电站工程期间的施工问题。生产准备工作主要包含：生产准备计划编制、生产准备大纲编制、电站运行规程编制、电站检修规程编制、安装参与、调试参与、人员培训与授权上岗、上墙制度建立、设备台账建立、设备标牌制作、生产物资准备（如：法律规程采购、记录本、安全生产标识、工具、备件、耗材、劳保用品等）、技术资料收集和整理、设备交接准备工作、试运行工作、通讯网络和电
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话建设、生活区物资准备等。
4.移交接产管理
电站移交接产包含电站移交前准备、必备项排查、设备移交、厂房移交、运行移交管理、遗留项管理、移交现场安全管理、钥匙移交管理、文件移交管理、备件和工具（常用工具、专用工具、计量仪器）移交管理等内容；其中，遗留项管理是整个移交活动的难点，生产方和工程方需要明确遗留项处理的责任人和完成时间，对于不能按时完成消缺活动的工程单位，由施工尾款作为消缺的费用，消缺由生产方代为完成。移交前电站必须排查必备项，所有必备项合格后才可启动移交活动；验收合格的项目由生产方接管进入生产运营阶段。
5.生产保险和索赔管理
为了保障电站正常运行、减少因各种因素导致的电量损失或营业中断，建议电站购买生产相关的保险，主要购买险种有营业中断险、灾害险、设备质量险等，通过进行风险和经济分析选择购买的数额和种类；保险需要逐年足额购买，减少意外情况下的索赔风险，电站需要根据所购险种制定相应制度，保证意外情况下的索赔证据收集。 二、安全与质量管理
1.安全 （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
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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、
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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、应急演习的策划组织与评价、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。
2.质量
（1）质量保证大纲
质量保证大纲是建立电站质量保证体系的基础，电站质量保证大纲分三部分：生产准备质保大纲、调试阶段质保大纲、运营阶段质保大纲。生产准备期间质保大纲主要针对质量体系文件建设、文件记录管理、工程参与与移交管理、生产准备活动、采购和材料管理、培训
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和人员资格、设计和施工管理、不符合项和纠正措施、自我评估（管理巡视和管理者自我评估）和独立评估（质保独立评估和外部机构独立评估）、计算机应用程序和信息管理等方面做得质量管控；调试阶段质保大纲针对调试期间各项工作进行质量管控，包含对组织机构控制、文件控制、设计控制、采购控制、物项控制、工业过程控制、查和试验控制、试运行控制、维修控制、工业安全、消防和保卫、应急控制、不符合项控制、经验反馈、纠正措施和预防措施控制、记录文件控制、质保检查与监督合法合规及流
程控制等方面；运营阶段质保大纲范围包含：运行管理控制（运行值班、交接、信息交流、设备状态控制等）、维修管理控制（维修实施大纲、场地管理、组件清洁度、特殊工艺和设备控制、设备管理控制等）、检查、监督和试验管理控制、采购和材料管理控制、培训和人员资格控制、技术改造控制、不符合管理和纠正措施、独立评估、消防及工业安全控制、计算机程序和信息管理、安保和出入口管理控制、应急管理控制等。
（2）质量监督流程管理
为保证质量监督合法合规有序进行，质量监督需拟定流程，按照流程进行管控，质量监督流程应包含监督监查计划管理、体系监查流程、质保文件审查流程、质量保证监督流程、质量检查与验证 、质量事件调查流程、相关方满意测量流程等。
（3）技术文件审查
技术文件审查的目的在于保证电站技术文件科学、合理、可实施、
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可评估，保证电站人员安全和设备安全，保证电站工作效果和质量。技术文件审查应符合质量保证体系要求，技术文件的发布需经编写部门、程序涉及部分、质量保证部门和相关技术专家组进行会审后经分管领导批准后生效，会审记录因完整保存。
（4）维修返工
在电站维修管理中，维修返工为严重的质量事件，维修返工原因林林总总（如：人员疏忽、未按程序要求执行、设计缺陷等等），处理维修返工主要根据质保体系纠正措施管理要求进行，维修返工后需要进行品质再鉴定和功能再鉴定。
（5）不符合项NCR
不符合项使用的目的是对商运电站生产运营活动（包括试验，维修）的实施过程或结果中与设计要求不符的异常进行报告、分析、处理措施的现场实施、标识、关闭、归档等过程进行控制，保证电站与生产相关的设备、材料、部件等物项上的不符合项得以消除 ，或者虽然不能完全消除，但经过分析论证并采取一定的措施后可以在现场有条件地使用。
不符合项管理主要针对工程建设期间由设计、施工、调试引起的缺陷，不符合管理主要包含NCR的签发准则、NCR退回准则、NCR管理流程、有效性判断、处理措施及实施管理、临时措施和最终措施 、NCR级别评定、措施论证及设备风险分析、NCR的升版、关闭及跟 踪、离线设备不符合物项处理、紧急NCR的处理等。
（6）纠正措施管理
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在质保独立监查中发现缺陷后按照缺陷的严重程度和影响程度对缺陷划分级别并出具相应的整改通知，主要分为四级：OBN观察意见、CAR纠正措施要求、HCAR需高层关注的纠正措施要求、SCAR重大纠正措施要求；根据不同的缺陷级别制定相应的考核手段及整改措施， 纠正措施管理需要建立相应的质保检查机制、检查流程及审批等级 、根本原因分析方法、考核制度、整改措施反馈机制等。 三、发电计划与电力营销管理
1.发电计划 （1）发电计划编制
光伏企业发电计划编制与常规火电站和核电站发电计划编制方法不同，光伏电站受环境因素和政策影响较大，编制发电计划前需要对理论设计值进行分析拟定发电计划初稿，然后通过对历年数据进行分析比对，分析当地不同季节的光照条件以及对电站电量的影响，结合当地电网网架情况和政策导向，确定较为准确的发电计划修正。
（2）电量跟踪及对标管理
电量跟踪主要通过信息系统更新进行跟踪，每月月末电站给总部报送当月电量情况，对标管理分为内部对标管理和外部对标管理 ，内部对标管理主要利用历史数据（天气情况、电量情况、故障损失情况、限电情况、组件损坏和衰减情况等）进行比对分析，最终确定电量损失点并制定预防措施，进而提升电站运维管理水平；外部对标管理是通过对同一地区同一技术路线的光伏电站的发电情况 、限电情况、故障情况进行分析和比对，找出差距，共享经验，提升企业内部
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管理和电站效益。
（3）电量指标考核
电站需完成总部下发的年度、季度、月度电量指标、电量指标完成率的高低决定整个电站效益和人员薪酬水平，需要制定公平的考核指标体系对电站经济效益进行评估，对电站管理层和执行层进 行绩效考核。
电站发电效率分析
电站发电效率分析与电站能效分析不同，发电效率分析是针对电站设备而言，能效分析是针对电站总体运营情况进行分析；发电效率分析包含对电站重要设备效率分析、故障情况分析、系统损耗分析、线路损耗分析、运行指标分析等，通过对电站内部自身能耗的分析制定相应的措施或技改方案提高电站发电效率。
2.电力营销
电力营销是发电企业必须要进行的业务，此项工作的成果直接影响的发电企业的经营状况和营业额，电力营销的工作内容主要包含：计划检修和故障检修信息渠道的建立、建立外部电量信息获取渠道、市场调研与全面风险管理、涉网沟通（电量计划任务分解）、限电原因分析及销售策略制定、客户满意度调查及对应行动任务制定等。 四、大修与快速响应管理
1.大修管理
光伏电站需根据电站配置人员数量和技能水平综合考虑选用的大修模式，主要的大修模式分为自主维修、委托维修和部分委托维修
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三种模式，大修管理主要包含大修准备（大修组织机构确定、日常缺陷转大修梳理、大修再鉴定项目梳理、大修改造项目梳理、大修项目确定、大修标准工时管理、编制大修主线计划、辅助性工作准备、大修备件、工具、耗材准备、大修文件准备、大修停电计划、大修停电申请、重要项目演练、大修过程控制方案、大修安全质量监督管理方案、大修人员资格管理、大修承包商管理方案、大修考核方案、大修成本测算、大修合同签署、大修信息系统与通讯渠道测试等）、大修实施（大修过程控制、大修接口管理、大修安全质量监督管理、大修承包商管理、大修计划调整与优化、大修信息管理、大修考核管理等）、大修经验反馈、大修文件管理、大修应急预案、大修后评价等。
2.承包商管理
光伏电站运维人员数量有限，检修工作主要依托外部承包单位，承包商的管理是光伏电站运营必不可少的部分，承包商入场前需通过基本安全授权培训，获得授权后可进入现场工作，现场工作需执行电站工作过程管理，禁止现场无票作业，电站运维人员需加强对承包单位人员现场管控，防止安全事故发生；承包商管理主要包含人员资格管理、授权管理、现场作业安全管理、工作过程管理、承包商经验反馈管理、承包商考核和激励办法、承包商管理体系建设、承包商评价体系建设等。
3.重要设施管理
重要设施是指电站故障后对电站安全、功能和经济影响较大的设备，重要设施需进行识别判断，对电站重要设施实行分级管理，执行
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负责人制度，对其加强监控管理，可显着提高电站整体运营水平。重要设施管理工作内容主要包含：重要设施分级、负责人制度 、关键点控制、参数控制、状态监测管理、备件保养管理、缺陷跟踪、维修策略制定及优化、评估管理等。
4.技术改造管理
技术改造项目识别主要原则是需国家强制标准、影响安全、提高经济效益、延长设备使用寿命的项目。技术改造分为三个类别：安全类技改、生产类技改和经营类技改；生产类技改：根据国家、行业相关标准要求，或集团公司、电网调度机构的相关要求，对电站设备进行更新、改造和升级项目；经营类技改：为提高电站的发电能力、发电效率，改善或提高电站的经济效益而进行的设备更新 、改造和升级项目。技术改造工作主要包含：技术改造准备工作（ 技改申请、方案制定、经济性评估等）、技改方案专家论证、技改 技术协议签署、技改合同签署、技改实施、技改文件管理、设计施工管理、技改后评价等。
5.物项替代管理
光伏电站设备或部件由于供应厂商倒闭、合作终止、原设备或部件更新换代不再生产、设计变更、技术改造等各种原因导致的不能按照电站原设备型号进行采购的情况下，电站需要使用其他品牌或其他型号的设备进行更换，以满足设备或系统正常运行，此种情况下需要进行物项替代。物项替代工作内容包含：物项替代申请、技术方案制定、物项替代等效论证管理、物项替代效果跟踪及评价 、物项替代
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文件更改管理等。
6.故障快速诊断与响应
对于区域式管理或分布式的光伏电站，电站巡检员发现重大故障时，需要进行快速隔离和处置使设备处于安全状态，为不对发电站发电指标和电网安全产生重大影响，区域化公司需配备快速响应专家组评估和分析重大技术问题，并快速制定行动方案妥善消除缺陷。
7.电站全寿命周期设备状态监控与老化研究
电站全寿命周期设备状态监控与老化研究工作是为保证电站设计寿期内因设备老化造成的非计划停机、降负荷、设备失效等问题得到有效预防和解决，保障服役期大于等于电站设计寿命周期而进行的工作。全寿命周期老化管理主要包括三个基本步骤：1）选择电站老化管理安全相关部件、与电站重要设备可用率和寿命密切相关的部件、寿命管理需关注的部件，进行老化和剩余寿命评估；2）分析设备的老化机理，确定老化管理策略；3）通过在线监督和定期试验等活动，进行设备老化问题管理，将老化降级限制在允许的程度。全寿命周期老化管理工作包含：电站设备状态监控、历史数据分析、老化原因分析、建立老化研究模型、材料老化管理、淘汰设备管理、老化改造经济性评价、老化监督数据库的建立、重要设备部 件老化监控与分析等。
8.气象数据分析
在光伏电站设计时，影响发电量的原因主要考虑：太阳辐照度3 %、温度和环境2%、阵列遮挡4%、MPPT跟踪2%、直流线损0.7%、
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交流损耗1%、逆变器转换效率3%、组串失配4%、污秽4%等。光照、温度 、遮挡、污秽等因素主要与气象条件有关，可见对气象数据的分析对光伏电站而言具有重要意义。气象数据分析工作主要包含：气象 仪的管理、气象数据采集与收集管理、历史数据比对分析、气象环境预测、气象与电站效率关系分析、外部评估、气象数据库建模、 气象计算机应用程序管理、文档管理等。
图2 光伏电站发电效率分析
9.电站能效分析
结合电站发电效率分析结果进行电站能效分析，能效分析全面评价电站运营情况和管理水平，分析时必须保证原始数据客观、准确和便于统计，它主要包含九项关键指标：电站能力因子（综合效率）、等效利用小时数、非计划能量损失率、设备故障损失率、重要设备不可用率、8500小时非计划脱网次数、度电成本、工业安全事故率、限电损失率。电站能力因子表征统计周期内电站运营整体情况，它是上网电量与理论发电量的比值；等效利用小时数表征统计周期内光照条件下能量转换的效果，全面衡量电站运维水平和电力营销能力，它
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是发电量折算到该站全部装机满负荷运行条件下的发电小时数，也称作等效满负荷发电小时数；非计划能量损失率表征除电网计划的限制出力以外，因其它非计划内的活动或其它不确定因素造成的能量损失程度。客观反映电站管理水平、程序执行有效性和外部因素的稳定性，它是非计划内的电量损失与理论发电量比值；设备故障损失率表征电站运行和维修水平的程度，主要体现电站设备的安装质量、运行巡检质量、维修响应速度及维修质量等因素，它是设备失效时到设备恢复使用期间损失的发电量与系统各支路应发电量的比值。重要设备不可用率表征电站对重要敏感设备监控及响应情况，它是将重要设备分类统计后历史最大损失电量之和与分类统计后无故障周期内应发电量的比值；8500小时非计划脱网次数表征电站与电网衔接的稳定程度，体现电站设备运维水平和人员管理水平，澄清说明：8500小时为电站全年无故障运行间（包含夜间空载时间）计算公式为：电站全年无故障运行时间（8500小时）= 全年发电时间（24小时×65天）-计划停站检修时间（10.83天×24小时）；度电成本用来衡量电站投资和成本控制的水平，它是每上网一度电的成本；工业安全事故率是衡量电站设备和人员工业安全管理水平，它是工作总时间内导致“电站内工作的所有有效人员（长期雇员和短期雇员）暂离工作岗位或限制性工作一天或一天以上（不包括事故当天），或者死亡”的事故总次数；限电损失率是因外部原因造成的计划限电情况的体现。 五、物资仓储管理
1.物资编码管理
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物资编码的目标就是通过建立电子化信息数据库，全面记录和维护库存物资重要信息（包括产品属性、质保等级、库存参数等），以方便电站访问者（需求方与供应方）的使用和查询，进而提高物资管理工作的效率，确保电站机组安全生产。物资编码是物资供应链上的首要环节，是物资管理和物资采购的基础，物资编码主要工作内容包含物资编码体系建设、物资编码规则确定、生产物资编码、替代物资编码、物资质保分级、物资编码重码识别与更新、物资编码系统建设、编码数据录入、物资编码维护等。
2.仓储物资管理（工具、备件、耗材）
为了充分利用资源，按照业务管理相似性、协调与便利性的原则对生产物资实施统一管理，仓储物资管理包含仓储作业组织流程、仓储法规与程序管理、仓储作业管理（物资验收、物资差异处理流程、物资包装、出入库、退库、盘点管理、采购与库存控制、物资保养与维修等）、仓储安全管理、物资分级管理、仓储设备管理、物资移交管理、暂存物资管理、仓储规划与布局管理、仓储成本管理、物资寿期管理、物资报废流程管理、异常物资处置流程、仓储文件管理等。
3.仓储设施管理
仓储设施的配置、保养、维护的好坏将决定物资的安全、有效、有序程度。仓储设施主要有货架、消防系统、通风系统、空系统、吊装装置、运输装置、加热装置、扫码装置、通讯装置信息系统等。仓储设施管理主要包含设施盘点管理、设施保养与维护、设施更换管理、设施定期试验、设施检查记录管理等内容。
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4.物资库存与采购管理
电站物资仓储员需根据电站实际情况确定物资最低库存量，最低库存量清单需经总部审核，根据电站物资使用情况进行补充采购 ，采购流程应符合公司采购流程的要求。 六、生产培训与授权管理
专业技术培训作为所有培训管理的基石务必要沉淀夯实，加强监督管理工作才能使专业技术培训工作的成果落到实处，推进在公司内形成公平公开岗位竞升的氛围。专业技术培训主要以在岗培训的形式体现，主要适用于技术序列岗位人员培训与授权，具体流程见下图。建立培训大纲是专业技培训工作的基础，大纲主要分为三部分的培训内容：理论培训、技能及操作培训、实践。
1.理论培训
理论培训目的在于巩固、更新和拓展员工专业理论知识。理论培训首先根据培训大纲建立在岗培训计划，设计和开发相应的课程 ，选定有资格和经验的教员（根据课程的不同可选择的教学方式有面授课程、网络学习、自学+辅导和自学等方式），同时建立对应课程的试题库。按照在岗培训计划对员工进行培训，培训后有考核并记录考核结果作为岗位授权的依据。
2.技能及操作培训
技能及操作培训目的在于维持和提升员工岗位技能。技能及操作培训需建立相应的培训中心（需满足实际操作和技能训练的要求 ），根据岗位大纲要求开设实操或技能训练课程，配备相应资格和经验的
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教员对员工进行现场辅导，辅导结束后对学员进行考核并记录考核结果作为岗位授权的依据。
3.实践
实践目的在于结合所学应用于工作当中，完成企业效益提升。实践是基于理论培训和技能操作合格的基础上进行，实践前设立任务单，实践任务单与绩效合约挂钩，完成任务单后通过季度绩效合约进行考核，绩效合约任务单部分的内容作为岗位授权的依据。理论培训和技能操作培训合格且实践任务单完成的员工方可进行授权，对所有授权人员应建立相应档案，对需要复训的课程根据 授权人员档案及时安排复训防止授权过期。对于初级技术人员授权完成后即可获得上岗资格；对于中级和高级技术人员还应具备相应的扩展能力（如：完成绩效培训相应岗位的课程和理念培训相应岗位的课程等），完成相应的扩展任务（如：培养新人、课程开发、试题库建设等）后方可获得上岗资格。
图3 专业技术培训流程
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获得授权并取得上岗资格的人员需要不断学习并根据自身职业发展意向对自己扩展能力进行学习和培养，当有空缺岗位名额后，已满足上岗资格条件的人员可进行竞聘，对竞聘成功的人员实行竞聘岗位的影子培训（即：竞聘岗位有经验的员工共同工作和学习）并规定影子培训的周期，完成影子培训的时间和技能要求后即可从事该岗位并晋升岗级。生产培训与授权管理主要包含培训体系建设、授权体系建设、教员管理、教务管理、培训准备管理、培训实施管理、培训教材管理、培训评估管理、培训设施管理、外出培训管理、试题库建设、培训信息系统建设等内容。专业技术培训工作作为企业培训体系的基础，其重要程度不言而喻，它能够加速推动企业核心竞争力建立，为中、高级技术及管理岗位储备人才，进而奠定企业管理架构的基础，最终在企业内形成良性竞争的格局，推动企业进步与发展。 七、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
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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
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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。
第三章 光伏电站的设备巡检
一、设备巡视检查的基本要求
1.1 设备巡视应严格按照《安规》中的要求，做好安全措施。 1.2 电控楼内设备，应按照日常巡视规定进行检查； 1.3 每天上、下午应对室外设备各巡视一次。 1.4 在下列情况下应进行特殊巡视检查
1.4.1 新投运或大修后的主设备，24小时内每小时巡视一次。 1.4.2 对过负荷或异常运行的设备，应加强巡视。
1.4.3 风、雪、雨、雾、冰雹等天气应对户外设备进行巡视。、 1.4.4 雷雨季节特别是雷雨过后应加强巡视。 1.4.5 上级通知或重要节日应加强巡视。
1.5 巡视时，应严格按照巡视路线和巡视项目对一、二次设备逐台
认真进行巡视，严禁走过场。
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1.6 巡视高压室后必须随手将门关严。
1.7 每次的巡视情况应进行记录并签名；新发现的设备缺陷要记录
在“设备缺陷记录本”内。 二、变压器的巡视检查项目 2.1 变压器的正常巡视检查项目 2.1.1变压器运行声音是否正常。
2.1.2变压器温度计指示是否正常，远方测控装置指示是否正确。 2.1.3变压器两侧进出线有无悬挂物，金具连接是否紧固；引线不应过松或过紧，接头接触良好。
2.1.4瓷瓶、套管是否清洁，有无破损裂纹、放电痕迹及其它异常现象。
2.1.5变压器外壳接地点接触是否良好。 2.1.6冷却系统的运行是否正常。
2.1.7各控制箱及二次端子箱是否关严，电缆穿孔封堵是否严密，有无受潮。
2.1.8警告牌悬挂是否正确，各种标志是否齐全明显。 2.2 变压器的特殊巡视检查项目
2.2.1大风天气时，检查引线摆动情况及变压器上是否有悬挂物。 2.2.2雷雨天气后，检查套管是否有闪络放电现象，避雷器放电计数器是否动作。
2.2.3暴雨天气时，检查站内外排水情况，周围是否有洪水、滑坡、泥石流、塌陷等自然灾害的隐患。
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2.2.4大雾天气时，检查瓷瓶、套管有无放电现象，并应重点监视污秽瓷质部分有无放电现象。
2.2.5下雪天气时，根据积雪检查各接点的发热情况，并及时处理积雪和冰柱。
2.2.5发生穿越性短路故障后，检查变压器各侧套管接头有无异常。 2.2.6变压器保护动作跳闸后，应检查变压器本体有无损坏、变形，各部连接金具有无松动。
2.2.7变压器满负荷或过负荷运行时，应加强巡视。 三、断路器的巡视检查项目
3.1分、合闸位置指示是否正确，与实际运行位置是否相符。 3.2控制电源开关（或保险）接触是否良好。 3.3各指示灯的显示与设备实际运行方式是否相符。 3.4分、合闸线圈有无变色、变形或异味。
3.5断路器在分闸备用状态时，合闸弹簧是否储能良好。 3.6断路器各辅助接点、继电器位置是否正确。 3.7支柱绝缘子及套管有无裂痕或放电现象。 3.8引线驰度是否适中、接触是否良好。 3.9断路器触头有无发热变色现象。
3.10表面是否清洁，各部件连接是否牢靠，有无发热变色现象。 四、直流汇流箱的巡视检查项目
4.1检查汇流箱门是否平整、开启灵活、关闭紧密，汇流箱周围清洁无杂物。
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4.2检查汇流箱内的防雷保护器是否正常。 4.3检查电流表是否平衡，有无不稳定或激增现象。 4.4检查接线端子连接是否紧固，有无松脱、锈蚀现象。 五、逆变器的巡视检查项目
5.1监视触摸屏上的各运行参数，方式开关位置正确。 5.2逆变器室环境温度不得超过40℃，室内良好通风。 5.3检查逆变器温度不超过100℃。
5.4检查触摸屏、各模块及控制柜内各面板上无异常报警显示。 5.5检查逆变器室清洁、无杂物。
5.6检查逆变器冷却系统运转正常，进风口滤网无堵塞现象。 5.7检查逆变器是否有异常振动、异常声音和异常气味。
5.8检查逆变器柜门锁好，逆变器在运行状态下禁止打开高压柜门对设备进行检查。
5.9检查支撑瓷瓶、绝缘子是否完整，无裂纹、放电现象。 5.10检查各引线接头接触是否良好，接触点是否发热，有无烧伤痕迹，引线有无断股、折断现象。 六、太阳能光伏组件的巡视检查项目
6.1检查光伏组件采光面是否清洁，有无积灰、积水现象。 6.2检查光伏组件板间连线有无松动现象，引线绑扎是否牢固。 6.3检查光伏阵列汇线盒内的连线是否牢固。
6.4检查光伏组件是否有损坏或异常，如遮挡、破损，栅线消失，热斑等。
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6.5检查光伏组件接线盒内的旁路二极管是否正常工作。
6.6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。 七、互感器的巡视检查项目
7.1互感器本体有无异常声音、异味。 7.2套管支柱绝缘子是否清洁，有无放电痕迹。 7.3瓷件是否完好，有无裂纹损坏。 7.4各部接头是否牢固、无过热变色现象。 7.5充油式互感器油位是否在允许范围内。 7.6外壳接地是否良好。 八、母线的巡视检查项目 8.1各接头部分是否接触良好。 8.2有无机械损伤。
8.3接地故障后，检查母线有无变形、损坏，瓷瓶表面是否有放电痕迹。
8.4母线温度是否正常，有无过热现象。
8.5雷雨后，应检查绝缘子是否有破损、裂纹及放电痕迹。 九、保护装置的巡视检查项目
9.1装置各信号灯指示是否正确，是否符合设备运行状态。 9.2保护装置是否有异常告警信号。
9.3装置显示信息量（如电压、电流、功率一次值，保护投入情况等）是否正确。
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9.4检查保护装置显示时间是否正确。 十、计算机监控系统的巡视检查项目
10.1检查后台机（含UPS装置）运行是否正常。
10.2检查有关数据显示是否正确，各遥测、遥信量是否正确无误。 10.3后台打印机工作是否正常，打印纸安装是否正确，数量是否足够。
10.4检查或维护过程中，严禁更改后台机的参数、图表及实时数据。禁止退出监控系统。
十一、直流系统的巡视检查项目
11.1检查直流系统电压是否正常，电压在220V士5%内运行。 11.2整流器运行方式符合当前要求，整流器在浮充电方式，无异常报警，盘面各灯光指示正常。
11.3整流器盘内各部分清洁完整，各接点无过热变色现象。 11.4整流器运行参数在规定范围内。 11.5各配电柜门锁好。
11.6整流器运行时盘面各指示灯的状态指示正常。
11.7检查蓄电池电压是否正常，连接片有无松动和腐蚀现象，壳体有无渗漏和变形，绝缘电阻是否下降。
第四章 光伏电站的运行
一、变压器的运行 1.1变压器的运行规定
1.1.1变压器并列运行的基本条件
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（1）、 联结组别相同。 （2）、 变压器的电压变比相等。 （3）、 短路阻抗相等。 （4）、 三相电压相序相同。
（5）、 新安装、大修或变动过内、外接线的变压器，并列运行前必须核定相序和接线组别，并检查并列运行变压器的档位是否相同。 1.2变压器在额定冷却条件下，可按铭牌参数长期连续运行。 1.3变压器的运行电压波动范围为额定电压的±5%，额定容量不变时加在各绕组的电压不得超过额定值得105%。
1.4运行或备用中的变压器应定期进行巡视，并监视其绕组和铁芯温度，或采用红外线测温仪测量变压器的线夹、绕组、铁芯、接头、套管的温度。
1.5如果变压器冷却器故障不能恢复运行时，应采取有效措施转移负荷，或申请停运该变压器，严禁变压器超温运行。
1.6当变压器有较严重的缺陷(如：冷却系统不正常，有局部过热现象等)，不应超过额定电流运行。
1.7变压器的正常运行温度限额为90℃，禁止超过110℃运行。 1.8变压器在环境温度0℃-40℃时，可带105%负荷长期运行。 1.9新投运的变压器或更换绕组后的变压器，应投入全部保护，从电源侧空载全压合闸冲击3次，以检查励磁涌流下的继电保护动作情况。
1.10变压器在下列情况下，不允许过负荷运行
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（1）、 冷却系统有故障，不能正常投运。 （2）、 变压器本体有局部过热现象。 （3）、 全天满负荷运行，且变压器温度较高。 （4）、 环境温度高于40℃。 1.2变压器的投运和停运
1.2.1在投运变压器之前，应仔细检查，确认变压器及其保护装置在良好状态，具备带电运行条件后，方可投入运行。
1.2.2热备用中的变压器应随时可以投入运行，长期停用的备用变压器应定期充电，同时投入冷却装置。
1.2.3长期停运、新安装、大修或试验后的变压器投运前应检查以下项目。
（1）、 各接触点良好，引线、母线桥完好，相序标志正确清楚。 （2）、 分接开关位置与调度通知相符合。
（3）、 通风冷却装置能够手动或自动投入运行，信号正确。 （4）、 远方测温装置与就地温度计正常，指示相符。 （5）、 变压器本体无遗留物，临时安全措施完全拆除。 （6）、 变压器基础没有下沉或裂纹现象。 （7）、 外壳应两点接地，且接地可靠。 （8）、 变压器本体无缺陷，油漆完整现象。
（9）、 相应的图纸资料齐全，各种检修、试验项目合格。 1.2.4变压器投运前，必须按规定投入相应保护，严禁在变压器无保护的状态下充电。
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1.2.5两台变压器并列运行，其中一台停电操作前，应检查另一台是否有过负荷情况。 二、配电装置的运行
2.1配电装置包括断路器、隔离开关、母线、电压互感器、电流互感器、电力电容器、高压熔断器及避雷器等设备。 2.2配电装置应统一编号，配电盘的前后编号必须一致。 2.3母线的相色应涂以黄绿红，零线应涂以黑色。
2.4控制电器的额定容量，应与受控负荷的实际需要相适应，各级电器保护元件的选择和整定均应符合动作选择性的要求。
2.5配电装置的指示仪表及指示信号灯，均应齐全完好，仪表刻度和互感器的规格应与用电设备的实际相符合。
2.6设备的控制把手、按钮等部位所指示的“合”、“断”字样应与实际状态相对应。
2.7有灭弧罩的电气设备，三相灭弧罩必须完整无损。
2.8室内配电装置的前后操作维护通道上均应铺设绝缘垫，不得堆放其它物品。
2.9配电装置的照明应齐全完好。
2.10配电装置应保持清洁，充油设备的油位应保持正常。 2.11各电气连接部分应紧固可靠，接点温度不超过70℃。 2.12配电室的门应加装防小动物进入的挡板，门窗应关闭紧密，严防小动物入内。
2.13配电装置的电缆沟、孔洞均应堵塞严密。
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2.14设备构架应根据情况定期刷漆，以防锈蚀。户外配电装置的瓷瓶应定期检测。
2.15应按《电力设备预防性试验规程》的规定周期、项目对设备进行试验。
2.16母线正常运行时，接触部位不应发热；通过短路电流后，不应发生明显的弯曲变形。
2.17在气候发生较大变化时应对母线进行特殊检查。 2.18对母线瓷瓶应每年清扫一次。
2.19运行中的避雷器应瓷套清洁无损伤，试验合格； 2.20每年雷雨季节前，应对避雷器进行一次特殊试验。
2.21避雷器瓷套有裂纹、内部声响很大或试验不合格时，应及时更换。
2.22运行中的接地装置，如发现下列情况时应维修 （1）、 接地线连接处焊接部位有接触不良或脱焊现象。 （2）、 接地线与电气设备连接处的螺栓有松动。 （3）、 接地线有机械损伤、断线或锈蚀。 （4）、 接地线被洪水冲刷露出地面。 （5）、 接地电阻值不满足规程规定值。
2.23明敷的接地线表面应涂黄绿相间的油漆，有剥落时，应及时补漆。
三、断路器的运行 3.1一般规定
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3.1.1停运的断路器在投入运行前，应对该断路器本体及保护装置进行全面、细致的检查，必要时进行保护装置的传动试验，保证分、合良好，信号正确，方可投入运行。
3.1.2操作中应同时监视有关电压、电流、功率等表计指示及信号指示灯的变化是否正常。
3.1.3在带电情况下，严禁使用千斤顶或压板缓慢合闸。
3.1.4电动分、合闸后，若发现分、合闸未成功，应立即取下控制保险或断开控制电源开关，以防烧坏分、合闸线圈。
3.1.5断路器动作后，应查看有关的信号及测量仪表的指示，并到现场检查断路器实际分、合闸位置。 3.2运行注意事项
3.2.1真空断路器应配有防止操作过电压的装置，一般采用氧化锌避雷器。
3.2.2运行中的真空灭弧室出现异常声音时，应立即断开控制电源，禁止操作。
3.2.3带负荷情况下不允许推拉手车。推拉开关小车时，应检查开关确在断开位置。
3.2.4合接地刀闸时，必须确认无电压后，方可合上接地刀闸。 3.2.5“五防”机械连锁功能应正常。
3.2.6运行中，应经常检查带电显示器指示灯是否完好，若有损坏，应及时更换。
四、补偿电容器的运行
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4.1电容器的投、退应根据无功分布及电压情况进行，当母线电压超过电容器额定电压的1.1倍，电流超过额定电流的1.3倍时，应根据厂家规定退出运行，电容器组从电网切除至少应隔5分钟方可再次投入。
4.2电容器在投入运行前，必须进行放电。
4.3在电容器上工作，无论有无放电装置，都必须进行人工放电，并做好安全措施。
4.4当系统发生接地时，应按调令将电容器退出运行，防止过电压损坏电容器。
4.5电容器开关因各种原因跳闸后，均不得强送。 4.6发现下列情况之一，应立即将电容器停运 （1）、 电容器鼓肚漏油。 （2）、 接触部位严重发热。 （3）、 套管发生严重闪络放电。 （4）、 电容器严重喷油或起火。 （5）、 向系统倒送无功。 五、互感器的运行
5.1中性点不接地系统或经小电流接地系统的电压互感器在线路接地时，应注意电压互感器的发热情况。
5.2电压互感器停电原则应先停直流电源、后停交流电源。 5.3电压互感器退出运行时，应特别注意其所带的保护是否会因失去电源而误动。
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5.4电压互感器的二次线圈中性点必须接地，二次侧不允许短路。 5.5运行中的电流互感器二次侧应可靠接地，不允许开路。 5.6互感器外壳接地良好，有关表计指示正确。 六、直流系统的运行 6.1直流监控装置的运行。
6.2每天应检查直流母线对地的绝缘值。若有接地现象，应立即寻找和处理。
6.3对运行中的直流电源装置，主要监视交流输入电压值、充电装置输出的电压值和电流值，蓄电池组电压值、直流母线电压值、浮充电流值及绝缘电压值等是否正常。
6.4检查高频整流开关是否工作正常，若不正常，应退出故障整理器，通知有关人员进行处理。
6.5检查微机监测装置工作状态是否正常，若不正常应退出运行，通知有关人员进行检修。
6.6蓄电池的运行温度不宜过高或过低，正常运行中一般要求室温处于10～30℃为宜，最高不得超过35℃，最低不得低于5℃。 6.7蓄电池应置于阴凉干燥，并应避免阳光直射。 6.8蓄电池正常运行时，采取全浮充电运行方式。
6.9蓄电池应定期进行均衡性充电；大型操作，全站失压，浮充机故障后，也应进行均衡充电。
6.10蓄电池使用时，应避免产生过充电或过放电，否则会影响蓄电池的寿命。
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6.11蓄电池不允许接任何其它负荷。
6.12定期清除尘埃并检查电池有无漏液、破损、鼓肚和连接部位有无松动现象。
6.13运行指示灯应完好，显示与现场实际运行方式相符合。 七、继电保护及二次回路的运行
7.1运行中的继电保护装置不得随意变更其运行方式，需投入、退出保护应根据调度指令，需变更定值时由保护人员进行。 7.2凡带电运行的设备，不允许无保护运行。
7.3开关站35kV开关柜上装设测控保护装置。装设有过电流保护、零序过电流保护。测控保护装置能够将所有信息上传至监控系统。 7.4升压箱变设置高温报警、超温跳闸保护、过流保护，动作后跳低压侧开关。箱变高低压开关柜刀闸位置、保护动作、变压器非电量等信息通过电缆硬接点方式上传至开关站监控系统。
7.5逆变器具备极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接地保护等，装置异常时自动脱离系统。 7.6但遇到下列情况之一时，应将相应的保护装置退出运行 （1）、 运行中需更改保护定值。 （2）、 保护回路有检修工作。 （3）、 电压互感器因故退出运行。
（4）、 保护装置本身有故障，不能正常运行。 7.7运行人员应做到以下几点
（1）、 熟悉保护的基本原理和主要结构。
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（2）、 熟悉保护的配置和保护范围。
（3）、 能正确的投、退保护软、硬压板，整组投运或停运保护装置，进行简单的人机对话。
（4）、 能按规定对保护进行正常监视、检查，能看懂信息报告。 （5）、 能对保护及回路上的作业及安全措施进行监督、验收、传动。
7.8继电保护的投入、退出和事故时的动作情况，以及保护装置本身发出的异常、告警现象均应详细记录。
7.9保护及二次回路上工作必须持有工作票，并应履行工作许可制度，运行人员必须审查工作票及其安全措施。
7.10继电保护工作完成以后，值班人员应进行以下检查
（1）、 工作中的临时线是否全部拆除，拆开的线头连片是否全部恢复好。
（2）、 保护压板的名称、投退位置是否正确，接触是否良好。 （3）、 各信号灯、指示灯指示是否正确。 （4）、 保护定值是否正确。
（5）、 变动的接线是否有书面交待，检验项目和试验报告是否齐全正确。
（6）、 协同保护人员带开关联动试验，且动作可靠，信号正确。 （7）、 电压互感器、电流互感器的二次侧及端子无短路和开路现象。
7.11未经当值值班人员同意，不得利用保护装置作开关传动试验。
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7.12新（改、扩）建设备投运前及现场运行设备继电保护整定值改变后，应与调度核对现场继电保护工作记录、定值，核对无误后，方可将设备投入系统运行。 八、防误闭锁装置的运行
8.1防误闭锁装置必须具备以下“五防”功能 （1）、 防止误分、误合断路器。 （2）、 防止带负荷拉合隔离开关。
（3）、 防止带电挂（合）接地线（接地刀闸）。 （4）、 防止带地线（接地刀闸）合断路器。 （5）、 防止误入带电间隔。
8.2防误闭锁装置应有完善的管理制度；解锁工具（万能解锁钥匙）应有专门的保管和使用制度，禁止随意解锁。
8.3防误闭锁装置必须防水、防潮、防尘、防锈、不卡涩。 8.4防误闭锁装置不得随意退出，因故必须退出或装置有异常时，应经有关领导批准，依据相关规定执行。
8.5设备解锁后应立即操作，完毕后及时将挂锁锁住。 九、监控系统的运行 9.1一般规定
9.1.1严禁对运行中的监控系统断电。
9.1.2严禁更改监控系统中的参数、图表及相关的操作密码。 9.1.3严禁将运行中的后台机退出监控窗口。不得在后台机上安装与系统运行无关的程序。
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9.1.4在后台机中操作断路器时，对其它设备不得越限进行操作。 9.1.5监控系统出现数据混乱或通信异常时，应立即检查并上报。 9.1.6打印的资料妥善保管。
9.1.7严禁在UPS电源上接其它用电设备。 9.2运行维护
9.2.1 35kV 配电系统设置计算机监控系统一套，全面监控升压系统运行情况。监控系统采集35kV 进出线的三相电流、电压、功率、开关状态以及就地升压箱变的高低压开关柜刀闸位置、保护动作情况、支路的发电量、变压器非电量等信息，控制35kV 开关的投退。 9.2.2光伏电场设置计算机监控系统一套，根据太阳光强弱自动投入和退出并网逆变器，具备同步并网能力。
9.2.3监控系统能够将所有重要信息远传同时连续记录运行数据和故障数据。
9.2.4监控系统采用 RS485 或 Ethernet（以太网）远程通讯方式，利用多机通讯软件，实时采集电站设备运行状态及工作参数并上传到监控主机。
9.2.5监控主机可以显示下列信息
（1）、 可实时显示电站的当前发电总功率、日总发电量、累计总发电量、累计 CO2 总减排量以及每天发电功率曲线图。 （2）、 可查看每台逆变器的运行参数，主要包括：
A、 直流电压、电流、功率 B、 交流电压、交流电流
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C、 逆变器机内温度 D、 时钟、频率、功率因数
E、 当前发电功率、日发电量、累计发电量、每天发电功率曲线图
F、 累计 CO2 减排量
9.2.6监控系统可以监控所有逆变器的运行状态，可查看故障原因及故障时间，监控的故障信息包括以下内容 （1）、 电网电压过高、过低； （2）、 电网频率过高、过低； （3）、 直流电压过高、过低；
（4）、 逆变器过载、过热、短路、孤岛； （5）、 散热器过热； （6）、 通讯失败；
9.2.7监控软件集成有环境监测功能，主要包括日照强度、风速、风向、室外温度和电池板温度等参量。
9.2.8监控软件具有故障数据实时存储、运行数据（包括环境数据）每隔5分钟存储一次的功能，并且能够连续存储 20 年以上的电站所有的运行数据和所有的故障纪录。
8.2.9监控软件运行环境为中文 WINDOWS XP 操作系统，可以长期 24 小时不间断运行。 9.2.10监控系统正常运行中应
（1）、 检查后台机电源运行是否正常，有无告警信号。
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（2）、 检查监控系统通信是否正常，各数据显示指示是否正确。 （3）、 检查监控窗口各主菜单有无异常。
（4）、 检查打印机工作是否正常，打印纸是否够用。 （5）、 检查各软、硬压板是否正确投、退。
第五章 升压站的倒闸操作
一、倒闸操作的一般规定
1.1倒闸操作必须按值班调度员或运行值班负责人的指令进行。 1.2倒闸操作必须有操作票，每张操作票只能填写一个操作任务，不准无票操作和弃票操作。
1.3操作中不得擅自更改操作票，不得随意解除闭锁。
1.4开始操作前，应先在模拟图（或微机监控装置）上进行核对性模拟预演无误后，再进行操作。
1.5倒闸操作必须有两人进行，并严格执行操作监护制，一般由对设备较为熟悉的人员监护、值班员操作。 1.6操作票中应填入以下项目 （1）、 拉、合的开关和刀闸。 （2）、 检查开关和刀闸的实际位置。
（3）、 检查设备上有无接地短路以及接地线是否拆除。 （4）、 装设接地线前的验电。 （5）、 装、拆接地线。
（6）、 取下或给上开关的合闸、控制保险及储能保险。 （7）、 取下或给上电压互感器（YH）的二次保险。
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（8）、 退出或投上保护装置的压板。
（9）、 检查保护或自动装置确已投入（退出）。 （10）、 倒负荷时，检查确已带上负荷。 （11）、 检查负荷分配。 1.7操作票填写的有关规定
（1）、 操作票上填写的术语应符合规定，设备名称、双重编号应符合现场实际。
（2）、 操作票应统一编号，作废的操作票要盖“作废”章，不得撕毁；未执行的，应注明“未执行”字样；执行完毕的操作票，在最后一页加盖“已执行”章。
（3）、 每张操作票只能填写一个操作任务，操作任务应填写设备双重名称。一个操作序号内只能填写一个操作项目，操作项目顺序不能颠倒，不得漏项、并项、添项或涂改。
（4）、 一个操作任务需填写两页及以上的操作票时，在前页右下角注明“转下页”，在后页左上角注明“接上页”。
（5）、 操作项目应连续编号，每页操作票均应有操作人、监护人和值班负责人签名。
（6）、 操作中，每执行完一项，应在相应的操作项目后打勾。全部操作完毕后进行复查。
（7）、 操作票未使用完的空格应从第一行起盖“以下空白”章。 （8）、 拆除、装设接地线（包括验电）要写明具体地点，接地线应有编号。
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（9）、 下列操作可不填写操作票，但在操作完成后应做好记录 A、 B、 C、 D、 E、
拉、合断路器（开关）的单一操作。
拉开或拆除全站唯一的一组接地刀闸或接地线。 投、退一组保护压板。
取下、给上操作小保险或YH二次保险。 事故处理。
二、倒闸操作注意事项
2.1除事故处理外，倒闸操作尽可能避免在交接班、重负荷时进行。雷电天气时，严禁倒闸操作。
2.2母线充电前，应先将电压互感器加入运行。 2.3使用隔离刀闸可进行下列操作
（1）、 拉、合无故障的电压互感器、避雷器。
（2）、 拉、合母线及直接连接在母线上设备的电容电流。 （3）、 拉、合励磁电流不超过2A的空载变压器及电容电流不超过5A的空载线路。
2.4手动拉、合刀闸时，必须迅速果断。刀闸操作完毕后，应检查是否操作到位。
2.5对调度指令有疑问时，应询问清楚再操作；当调度重复指令时，则必须执行。如果操作指令直接威胁人身和设备安全时，可以拒绝执行并报告调度及主管领导。
2.6执行一个操作任务，中途不得换人，操作中严禁做与操作无关的事。
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2.7操作时必须戴安全帽及绝缘手套，雨天操作室外高压设备时，绝缘杆应有防雨罩，还应穿绝缘靴。接地电阻不符合要求时，晴天操作也应穿绝缘靴。
2.8操作中严禁解除闭锁操作，如必须解锁才能操作时，应汇报上级领导同意后方可进行。 三、变压器的操作
3.1停电时先停负荷侧，后停电源侧；送电时相反。
3.2变压器投入和退出运行前应考虑保护配合和负荷分配问题。变压器投入运行前，必须先将冷却装置投入运行。 3.3变压器由运行转检修的操作顺序 （1）、 拉开变压器负荷侧断路器。 （2）、 拉开变压器电源侧断路器。 （3）、 分别检查上述断路器在分闸位置。
（4）、 拉开负荷侧、电源侧刀闸或将断路器拉至试验位置。 （5）、 根据检修要求布置安全措施。 3.4变压器由检修转运行的操作顺序
（1）、 检查检修工作已结束，工作票已收回。 （2）、 检查临时安全措施已拆除，常设措施已恢复。 （3）、 检查变压器负荷侧、电源侧断路器确在分闸位置。 （4）、 将变压器负荷侧、电源侧断路器送至工作位置。 （5）、 合上变压器电源侧断路器。 （6）、 合上变压器低压侧断路器。
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3.5变压器由运行转热备用的操作顺序 （1）、 拉开变压器低压侧断路器。 （2）、 拉开变压器高压侧断路器。 3.6变压器由热备用转运行的操作顺序 （1）、 合上变压器高压侧断路器。 （2）、 合上变压器低压侧断路器。 3.7变压器由热备用转冷备用的操作顺序 （1）、 将变压器低压侧断路器拉至试验位置。 （2）、 将变压器高压侧断路器拉至试验位置。 3.8变压器由冷备用转热备用的操作顺序 （1）、 将变压器高压侧断路器送至工作位置。 （2）、 将变压器低压侧断路器送至工作位置。 3.9变压器由冷备用转检修的操作顺序 （1）、 将变压器低压侧接地。 （2）、 将变压器高压侧接地。 3.10变压器由检修转冷备用的操作顺序 （1）、 拆除变压器高压侧接地。 （2）、 拆除变压器低压侧接地。 四、线路开关的操作 4.1 操作原则
停电时：先断开断路器，再将断路器拉至试验位置； 送电时：先将断路器送至工作位置，再合上断路器。
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4.2操作顺序
4.2.1运行转冷备用的操作顺序： （1）、 断开线路断路器。 （2）、 将断路器拉至试验位置。 4.2.2冷备用转运行的操作顺序： （1）、 将断路器送至工作位置。 （2）、 合上线路断路器。 4.2.3运行转热备用的操作顺序：
拉开线路断路器。 4.2.4热备用转运行的操作顺序：
合上线路断路器。
4.2.5热备用转冷备用的操作顺序：
将断路器拉至试验位置。 4.2.6冷备用转热备用的操作顺序
将断路器送至工作位置。 4.2.7冷备用转检修：
合上线路接地刀闸，根据检修工作需要装设接地线。 4.2.8检修转冷备用：
拆除临时接地线，拉开接地刀闸。 五、站用电系统的操作
5.1站用变停电时，应先断开低压侧总开关，后断开高压侧开关；投入运行时，顺序与停运相反。
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5.2在站用变供电时，应先检查三相熔断器是否安装牢固，并接触良好。
5.3站用变带电后，应监视站用屏三相电压及负荷是否平衡。 5.4站用变停电检修时，应在变压器高、低压侧分别装设接地线。 六、二次装置的操作
6.1综合装置保护定值改变后，应检查新设定值是否与定值单相符，保护是否按规定全部投入，装置指示是否正确。
6.2二次装置操作完毕，应确认设备的指示信号、仪表指示正确。 6.3给上各级交直流保险前，应检查保险（熔丝）的容量是否符合规定，是否完好。
6.4保护装置的投入和退出
（1）、 保护投入时，应先合上（给上）控制电源开关（控制保险），检查各信号灯指示正确后，在压板上下端测量无电压后，投入各专用压板。
（2）、 保护退出时，应先退出压板，后断开（取下）控制电源开关（控制保险）。
第六章 光伏电站的事故处理
一、事故处理的原则
1.1事故处理要坚持保人身、保设备、保电网的原则。应迅速限制事故的发展，解除对人身和设备的威胁，并尽快恢复对已停电用户的供电。
1.2事故处理必须按照调度指令进行；有危及人身、设备安全的事故
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时，应按有关规定进行处理。 1.3事故处理的一般程序
（1）、 及时检查并记录保护及自动装置的动作信号。
（2）、 迅速对故障范围内的一、二次设备进行外部检查，并将检查情况向调度及主管部门汇报。
（3）、 根据调度指令采取措施，限制事故的发展，恢复对无故障部分的供电。隔离故障设备，排除故障，尽快恢复供电。
（4）、 将事故处理的全过程做好记录，并详细向调度汇报保护及自动装置的动作情况，电压及负荷变化情况，设备异常情况，运行方式、天气情况等。
二、变压器的事故及异常处理
2.1运行中的变压器发生下列现象之一者，可不经调度批准，立即停止运行，若有备用变压器，应先将备用变压器投入： （1）、 变压器声音异常，有爆裂声。
（2）、 在正常负荷和冷却条件下，变压器温度异常并不断上升。 （3）、 套管严重破损和有放电现象。
2.2变压器温度升高超过许可限度时，值班人员需进行下列工作： （1）、 检查负荷是否有突然增加。 （2）、 核对温度表指示是否正常。 （3）、 检查变压器冷却装置是否正常。 （4）、 检查完毕后，应立即汇报上级领导。 2.3变压器过流保护动作的处理：
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（1）、 过流保护动作使变压器开关跳闸后，严禁强送。 （2）、 检查母线、开关及引线有无短路。 （3）、 检查变压器高、低压侧引线有无短路， （4）、 检查绝缘套管有无异常。
（5）、 检查线路保护动作情况和开关跳闸情况。 三、高压断路器的事故处理
3.1断路器有下列情形之一者，立即停电处理，并采取相应的防跳措施
（1）、 套管有严重破损和放电现象。 （2）、 真空断路器突然出现真空损坏的现象。 3.2 注意事项
（1）、 断路器动作跳闸后，应立即对断路器及本站设备进行外部检查，检查断路器本身有无故障。
（2）、 对故障跳闸线路强送后，无论成功与否，均应对断路器外观进行仔细检查。
（3）、 断路器发生严重漏气事故时，值班人员严禁接近故障断路器。
3.3断路器跳闸的处理
（1）、 断路器事故跳闸，在任何情况下不得强送。
（2）、 断路器事故跳闸，应立即检查断路器跳闸情况以及保护动作情况，并汇报上级领导。
（3）、 断路器事故跳闸，应立即对跳闸断路器进行外观检查。
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（4）、 若属断路器拒跳（包括断路器故障和保护拒动）引起越级跳闸，检查跳闸断路器有无异常，将拒跳的断路器隔离；检查跳闸断路器无异常后，将跳闸断路器投入运行。
（5）、 检查与跳闸断路器所连接的所有设备有无故障。若无故障，经检查保护回路无异常、测量设备绝缘电阻合格后，可试送一次。试送成功后，恢复设备正常运行。若试送不成功，或经短时间运行后再次跳闸，在未查明跳闸原因之前，不得合闸送电。 四、直流系统的事故处理
4.1直流系统绝缘有明显下降时，应查明原因，尽快消除。 4.2当发生直流接地时，应视为事故状态，立即停止二次回路上的工作，尽快查找处理，防止两点接地造成保护误动。
4.3采取瞬时停电方法查找直流系统接地涉及调度管辖的设备时，必须报告调度。
4.4对保护回路直流电源进行瞬时停电进行直流接地查找时，应采取防止保护误动的措施，防止在拉合过程中保护动作误跳闸。 4.5直流系统接地故障查找的顺序
（1）、 判断是正极还是负极接地，是Ⅰ母接地还是Ⅱ母接地。 （2）、 拉合直流事故照明回路。 （3）、 拉合合闸回路。 （4）、 拉合控制信号回路。
（5）、 检查充电装置回路以及蓄电池本体。 五、互感器的事故处理
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5.1运行中的电压互感器，发生下列现象之一时，应立即将电压互感器停运，并汇报上级领导： （1）、 高压保险丝熔断。 （2）、 内部发热，温度过高。 （3）、 内部有异常声响。 （4）、 有严重漏油、喷油现象。 （5）、 套管、引线与外壳之间放电。 （6）、 二次回路短路。
5.2运行中的电流互感器，发生下列现象之一时，应立即将电流互感器停运，并汇报上级领导： （1）、 过热。
（2）、 内部声音异常、有臭味或冒烟。 （3）、 导线与外壳之间有放电现象。 （4）、 充油式电流互感器严重漏油。 （5）、 外绝缘破裂放电。 （6）、 二次回路开路。 六、全站失压事故的处理
6.1夜间事故时，应先打开事故照明，检查以下项目，并汇报上级领导：
（1）、 保护动作情况、信号、仪表指示、开关跳闸情况。 （2）、 各母线、连接设备及变压器等有无异常，电源进线上有无电压。
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（3）、 断开有保护动作信号的开关。
6.2全站失压，应立即拉开失压母线上的补偿电容器开关。 6.3全站失压时，应检查孤岛保护是否动作，若保护未动作，线路出现断路器未跳闸时，应立即断开线路断路器，汇报调度及上级领导。 6.4全站失压后，断开站用电原供电电源开关，检查本站设备无异常后，将站用电热备用中的备用电源恢复供电。 七、接地故障的处理 7.1接地故障的判定
7.1.1完全接地时，绝缘监察表三相指示不同，故障相对地电压为零或接近零，非故障相电压将升高√3倍，且持久不变。
7.1.2不完全接地时，接地相电压降低，非故障相电压升高且持久不变。
7.1.3弧光接地时，非故障相电压可能升高到额定电压的2.5-3倍。 7.1.4间隙性接地故障时，接地相电压时增时减，非故障相电压时增时减且正常。 7.2接地故障的查找
7.2.1接地故障持续5分钟不消失，首先检查站内设备有无明显接地放电现象，若无明显迹象，则应联系调动判断是否线路接地，必要时根据调度命令对线路进行推拉试验。
7.2.2确定线路接地后，尽快汇报调度通知供电所查线。
7.2.3线路发生稳定性接地时，允许带接地运行2小时。若是不稳定接地时，可立即拉开线路。
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7.2.4接地故障如发生在雷雨期间，可立即拉开线路。 7.2.5带接地运行时，要注意监视电压互感器声响和发热情况。 7.2.6应能准确判断电压互感器熔断器熔断、谐振过电压与接地故障的区别。
八、系统谐振过电压事故的处理方法
处理谐振过电压事故的关键是破坏谐振条件，值班人员应根据系统情况、操作情况做出正确判断，按以下方法处理：
8.1由于操作而产生的谐振过电压，一般恢复到操作以前的运行状态，谐振过电压即可消除。
8.2运行中发生的谐振过电压，可以联系调度试断开一条不重要负荷的线路，消除谐振。
8.3接地后发生的谐振，应立即断开接地线路。 九、水灾、火灾事故的处理
9.1当电站发生水灾时，应尽快疏通水流。危及到设备运行安全时，应立即停电处理。
9.2当电站发生火灾时，使用灭火器或沙子阻断火势，防止火势蔓延。 9.3带电设备着火时，应将设备停电后再灭火。 9.4发生水、火灾时要及时上报上级领导。
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