光伏管理制度14篇

光伏管理制度是针对光伏产业运行与管理的一套规范体系，旨在确保光伏项目的高效、安全和可持续发展。这一制度涵盖了项目规划、设备采购、安装施工、运营维护、安全管理等多个环节。

包括哪些方面

1. 项目立项与规划：包括项目可行性研究、选址评估、环境影响分析以及政策法规遵守等。

2. 设备选型与采购：涉及光伏组件、逆变器、支架等核心设备的技术标准、质量控制及供应商评估。

3. 工程设计与施工：涵盖设计规范、施工流程、质量监督以及工程变更管理。

4. 运营与维护：包括发电量监控、设备检修、故障处理、性能优化等日常运维工作。

5. 安全管理：涉及电气安全、作业安全、环境保护以及应急预案制定。

6. 财务与成本管理：涵盖项目预算、成本控制、收益预测以及财务管理报告。

7. 法规遵从与合规：确保项目符合国家及地方的能源、环保、建设等相关法律法规。

重要性

光伏管理制度的重要性不言而喻，它确保了：

1. 效率提升：通过标准化流程，提高项目开发和运营的效率，降低运营成本。

2. 风险防范：通过严格的安全管理和合规性检查，减少潜在风险，保障投资回报。

3. 品质保证：设备选型与施工质量控制，确保光伏发电系统的长期稳定运行。

4. 环境保护：遵循绿色能源原则，实现可持续发展，保护生态环境。

5. 社会信誉：增强企业公信力，赢得投资者、合作伙伴及公众的信任。

方案

1. 建立完善制度框架：制定全面的光伏管理制度，明确各部门职责，细化工作流程。

2. 培训与教育：定期对员工进行制度培训，提升全员对光伏管理的理解和执行能力。

3. 落实执行机制：设立专门的监管机构，对制度执行情况进行定期审计和反馈。

4. 持续改进：根据运营实践，不断修订和完善制度，适应行业发展和技术进步。

5. 信息化管理：利用先进的信息系统，实时监控项目状态，提升管理效率。

6. 合作与交流：积极参与行业交流，借鉴优秀管理模式，提升自身管理水平。

以上方案旨在构建一个科学、严谨的光伏管理制度，推动光伏产业的健康发展，实现经济效益与社会效益的双重提升。

光伏管理制度范文

第1篇 光伏电站两措管理制度

1 目的

为贯彻“安全第一、预防为主”的方针,加强“两措”计划的管理,避免人身事故和设备事故的发生,制定本制度。

2 定义

2.1 两措:两措是安全技术措施及反事故措施的统称。

2.2 安全技术措施:主要指为消除生产过程中的不安全因素,防止伤亡和职业危害,改善劳动条件和保证生产安全所采取的技术组织措施,简称“安措”。

2.3 反事故措施:反事故措施主要是以防止设备事故发生及由此诱发的人身事故,保证设备安全可靠运行为目的所采取的技术组织措施,简称“反措”。

3 引用标准或参考文件

3.1 《防止电力生产重大事故的二十项重点要求》

4 职责

4.1 光伏电站主要职责

4.1.1 负责编制光伏电站年度两措计划。

4.1.2 负责组织实施光伏电站年度两措计划。

5 管理内容与要求

5.1 两措计划编制要求和范围

5.1.1 安措计划的项目

5.1.1.1 安全技术措施方面:以预防伤亡事故为目的的一切技术措施。如防护装置、保险装置、信号装置以及安全防爆措施等。

5.1.1.2 工业卫生技术措施方面:以改善劳动条件、生产环境、预防职业病为目的的一切技术措施。

5.1.1.3 有关保证生产安全、工业卫生所必须的房屋及设施,如作业工人的淋浴室等。

5.1.1.4 安全宣传教育所需的设备,如安全技术教材、图示、刊物、安全技术展览的设施等。

5.1.1.5 其他如作为安全试验研究所需设备、材料等。

5.1.2 反措计划的项目

5.1.2.1 按照《防止电力生产重大事故的二十项重点要求》和上级机关颁发的反事故措施,结合光伏电站的实际情况,制定具体的反事故措施。

5.1.2.2 需要列入反措计划进行技改的防止事故、故障、异常情况的防范对策。

5.1.2.3 需要消除影响安全生产的重大设备缺陷,以及为提高安全性能的重大技术改进措施。

5.1.2.4 需要编制、制订、贯彻的有关安全生产的规程制度以及培训计划、活动等。

5.1.3光伏电站在每年十一月初,填写附表81“两措计划表”,完成本光伏电站下一年度的两措计划,确定技术方案、资金来源、计划完成期限等内容,经发电公司批准后执行。

5.2 实施与监督

5.2.1 年度两措计划下发后,有关部门必须严格按照各自的职能分工、任务和要求,结合设备检修和技改工作进行实施。

5.2.2 两措计划由光伏电站负责组织实施,属两措计划项目的工程设备、制图、施工、安装等工作由发电公司负责协调,光伏电站具体组织落实。

5.2.3 在技改工程项目实施过程中,加强质量监督和技术监督,确保质量,节省费用。

5.3 竣工验收与检查考核

5.3.1 两措计划项目应纳入光伏电站月度工作计划,执行应有实效。

5.3.2 两措计划及其技改工程项目竣工后,光伏电站应组织进行验收,并做好总结,将有关记录、资料归档。

5.3.3 月初,光伏电站应以书面形式向发电公司生产技术部报告上月两措计划执行情况,对不能如期完成的要说明原因和预期完成时间。

5.3.4 每年年终,光伏电站对本年度两措计划完成情况、完成率、实际效果、未完成原因及存在问题进行总结,上报发电公司生产技术部。

6 检查与考核

6.1 本制度由光伏电站贯彻执行。

6.2 本制度的实施由发电公司生产技术部检查与考核。

第2篇 光伏电站安全管理及运行制度

第一章 总则

第一条 为了规范光伏电站安全管理，确保光伏电站的安全、稳定运行，杜绝倒送电事故发生，保障人身和设备安全，特制订本规定。

第二条 本规定适用于山晟新能源有限责任公司下属各光伏电站。各员工均有责任保护光伏电站的各项设施，并有权对损害电站正常运行的行为进行监督和检举。

第二章 管理内容

第三条 岗位职责

3.1凡电站工作人员，必须按其职务和工作性质熟悉并执行安全管理维护规程。

3.2电站操作人员必须具备一定的电工知识，了解电站各部分设备的性能，并经过运行操作技能的专门培训，经考核合格后，方可上岗操作。

第四条 值班人员是值班期间电站安全运行的主要负责人，所发生的一切事故均由值班人员负责处理，值班人员值班时应遵循以下事项：

4.1 值班人员应随时注意各项设备的运行情况，定时巡回检查，并按时填写值班记录。

4.2值班时不得离开工作岗位，必须离开时，应有人代替值班，并经站长允许。

4.3值班时不得喝酒，游玩。

4.4严格按照规程和制度进行操作，注意安全作业。

4.5未经批准，不得拆卸电站设备。

4.6 未经有关部门批准，不得擅自允许外来人员进入电站参观。要保证经批准参观人员的人身安全。

第五条 交接班制度

5.1交班人员应向接班人员介绍运行情况，并填写值班日志，对设备运行情况及缺陷处理情况、运行操作、调度命令等进行详细记录。

5.2交班人员应认真清点工具，仪表，查看有无损坏或短缺，向接班人员点交，并检查主控、设备间、宿舍、卫生间的卫生是否合格、具备交接条件。

5.3交班时如发生事故，应分清情况，由交接班人员共同处理，严重事故应立即报告上级。

5.4未正式交班前，接班人员不得随意操作，交班人员不得随意离开岗位。

5.5在接班人员接清各项工作分别签字确认后，交班人员方可离开工作岗位。

第六条 生产管理

6.1电站应根据充分发挥设备效能的原则，遵守当地电网公司的发电计划曲线。

6.2要制定必要的生产检查制度，以保证发供电计划的完成。

6.3电站应按批准的计划停、送电时间执行，不得随意借故缩短或增加送电时间。因故必须停电时，按当地供电部门的管理权限办理停电申请手续，批准后方可执行。

6.4停送电、检修时，必须服从当地供电局、地区调度命令。

6.5 要定期检查光伏电池方阵的金属支架有无腐蚀，并根据当地具体条件定期进行绝缘检验。方阵支架应良好接地。

6.6 在使用中应定期对光伏电池方阵的光电参数包括其输出功率进行检测，以保证方阵不间断地正常供电。

6.7 遇有大雨，冰雹，大雪等情况，光伏电池方阵一般不会受到损坏，但应对电池组件表面及时进行清扫，擦拭。

6.8 应每月检查一次各光伏电池组件的封装及接线接头，如发现现有封装开胶进水，电池变色及接头松动，脱线，腐蚀等，应及时进行理处。不能处理的，应及时向电力管理部汇报。

第七条 逆变器维护管理

7.1应严格按照逆变器使用维护说明书的规定操作使用、尤其是，在开机前注意输入电压是否正常；在操作时要注意开关机的顺序是否正确，各表计和指示灯的指示是否正常。

7.2 逆变器一般均有断路，过流，过压，过热等项目的自动保护，因此在发生这些现象时，无需人工停机；自动保护的保护点一般在出厂时已设定好，无需进行调整。

7.3逆变器机柜内有高压，操作人员一般不得打开柜门，柜门平时应锁死。

7.4在室内温度超过3 0度时，应采取散热降温措施，以防止设备发生故障，延长设备使用寿命。

7.5应定期检查逆变器各部分的连线是否牢固，有无松动现象，尤其应认真检查风扇，功率模块，输入端子，输出端子以及接地等。

7.6一旦告警停机，不准马上开机，应查明原因并修复后再开机，检查应严格按逆变器维护手册的规定步骤进行。

7.7操作人员必须经过专门培训，并应达到能够判断一般故障的产生原因并能进行排除，如能熟练的更换熔丝等，未经培训的人员，不得上岗操作使用设备。

7.8如发生不易排除的事故或事故的原因不清，应做好事故的详细记录，并及时通知电力管理部。

第八条 配电柜和测量控制柜的维护管理

8.1配电柜和测量控制柜的具体操作使用和维护检查，按设备使用维护说明书和技术说明书要求进行。

8.2值班人员对配电柜的巡回检测的内容主要包括：1）仪表，开关和熔断器有无损伤；2）各部件接点有无松动，发热和烧坏现象；3）触电保护器动作是否灵敏；4）接触开关的触点是否有损伤；5）检查接地情况，用兆欧表测试外壳接地电阻应小于1 0欧；6）柜体有无锈斑.

8.3配电柜检修内容主要包括：1）清扫配电柜，修理，更换损坏的部件和仪表；2）更换和紧固各部件接线端子；3）修理损坏的引线绝缘；4）箱体如有锈斑，应清除锈斑并涂防锈漆，检修后，必须检查接线和极性完全正确后方可通电实验。

第九条 值班人员应定时监视测量控制柜指示的有关数据。如有异常，立即汇报、处理。

第十条 由于测量控制柜内有直流高压，非值班人员不经允许不得打开机柜。

第十一条 在逆变器内设置孤岛效应的检测防护功能。当设备和线路进行检修需要办理停电安全措施时，应先断开并网逆变器，避免检修人员伤亡事故的发生。

第十二 其它

22.1本规定自下发之日起执行。

22.2本安全管理规定由_____有限责任公司负责解释。

第3篇 光伏系统运行管理制度

运维人员岗位责任制

一、认真执行电业安全工作规程和运行操作规程 ,值班时全神贯注,精心监护,准点抄表,准确记录,定期巡查,定期试验,不擅离岗位,不干私活,不弄虚作假。

二、正确执行操作票制度,认真操作,严格监护,不麻痹大意,不自以为是,不发生差错,但对设备及人身安全有明显威胁时,可以讲清理由拒绝执行。

三、巡视设备一丝不苟,做到细看、细听、细查、细分析,按巡检时间和路线巡检,并在巡检记录簿上签名,不敷衍了事。

四、当值负责人应审核当日记录、抄表及设备变动的登记,做好交接班工作,做到交代清楚,接得明白,不含糊,不扯皮。

五、值班人员应熟悉主要设备规范、性能、运行方式,了解一切仪表、继保装置的作用、原理及继电器的整定值。

六、从严要求安全措施,检修质量不合格不投运,工作票不终结不送电。

七、严格执行值班制度,按时上下班,值班场所保持安静,严禁吸烟,严禁酒后上班,不得任意调班。

设备管理制度

一、所有设备应按设备单元或电压等级划分设备主人,挂牌运行,责任到人。设备主人必须熟悉电气设备的作用和性能,熟悉电气接线和运行方式,经常保持设备现场的整洁,做好各项运行维护工作。

二、加强设备修试周期的监督,确保设备无超周期运行。

三、严格执行设备的缺陷闭环管理制度,发现缺陷及时汇报、及时处理,保证设备的健康运行。

四、严格“两票三制”,认真履行工作许可和终结手续,做好验收工作,把住质量关。

五、做好设备台账,建立健全设备档案资料,并及时收集,定期整理。

电气安全操作规程

一、 电气操作人员应思想集中,电气线路在未经验电器验明无电压前,应一律视为“有电”不可用手触摸,不可绝对相信绝缘体,应认为有电操作。

二、 工作前应详细检查所带工具是否安全可靠,穿戴好必须的安全防护用品,以防工作时发生意外。

三、 工作前要做好必要的安全措施,在开关手柄上或线路上悬挂“禁止合闸,有人工作”的标示牌,防止他人中途送电。

四、 工作中所有拆除的电线要处理好,带电线头包好,以防发生触电。

五、 工作结束后,必须拆除临时接地线,并检查是否有工具等物品遗忘在工作现场。

六、 工作结束后,等全部工作人员撤离工作现场后,运行人员要亲自检查,拆除标示牌等安措后方可送电,以免发生意外。

安全工器具使用管理制度

一、使用中的安全工具均应进行编号,并建立台帐或清册,做到帐物相符。

二、安全工器具应按规定的周期,试验标准或厂家说明书进行定期试验和检查。

三、安全工器具经检查、试验不合格后,必须就地报废,不得与使用中的安全工器具混放。

四、安全工器具应分类存放,防止受潮、受热变形。

五、安全工器具应明确专人负责,维护、管理。班组安全员负责督促检查。

六、安全工器具不得超周期使用,应定期试验。

七、安全工器具使用方法按有关规程规定或生产厂家说明书执行。

八、安全工器具必须定期检查维护,发现问题及时处理,确保安全工器具在良好状态。

防火责任制度

为了认真贯彻执行“预防为主,防消结合”的方针,实行谁主管谁负责的原则,层层落实责任制,形成一级抓一级,做到各负其责,特制定本防火责任制。

一、变电站主管领导为防火第一责任人,负责全局防火的全面工作。

二、各部门的负责人为本部门的防火责任人,各班组长为本班组的防火责任人。

三、保卫部门负责义务防火的组织建设,义务培训,消防器材的配备、检查、维护等工作。

四、人人均有权监督,任何人不得在变电所内吸烟和使用明火。

五、在防火工作中,一般发生严重问题,依据《消防条例》追究各级责任。

第4篇 光伏支架巡回检查、维护管理制度

光伏支架是光伏发电系统的载体,大致可分为地面固定式、屋面体系、墙面体系、bipv体系等。因光伏支架本身的特点及自认和人为因素等原因,在使用一定的年限后必须不断的进行检查、维护和保养,才能保证光伏支架的正常性能。

1.日常巡视检查

为保证光伏支架的可靠运行,提高设备安全性,在日常的运行维护工作中建立日常登记巡检制度。日常巡检每个季度应不少于1次。通过巡检工作力争及时发现故障隐患,防范于未然,有效地提高设备运行可靠性。巡视检修项目如下:

项目

检查内容

检查周期

底座化学锚栓

锚栓是否有松动迹象

3个月

连接件

螺栓是否有松动迹象;连接件是否有变形迹象

3个月

组件压块

螺栓是否有松动迹象; 压块是否有变形迹象

3个月

组件电池

组件电池整体是否平整,角度是否一致

3个月

支架构件

支架构件是否有变形现象; 支架构件是否有生锈现象;

3个月

2支架维的护管理

支架的维护每年应不少于1次,光伏支架的年度例行维护检查是光伏发电机组可靠运行的保证,应坚持预防为主,计划检修的原则,根据设备制造商提供的年度例行维护内容并结合运行的实际情况制定出切实可行的年度维护计划。同时严格按照维护计划工作,使设备处于正常的运行状态。

在6级以上大风、热带风暴、大雪天气、地震等恶劣条件过后,应组织维护检修人员对支架进行全方面检查,并做好检查记录。如有损坏还需做好问题处理报告。

支架维护小组应根据每年支架维护过程中的问题进行汇总,并做成整体报告提交公司或生产商。

支架的维护检查项目及处理方式如下:

项目

检查问题

处理方式

底座化学锚栓

锚栓是否有松动迹象

1. 如是混凝土基础强度不足,导致锚栓拉松动,则需提高混凝土质量,更换混凝土基础;如是锚栓本身质量问题,则需联系生产厂家更换购买锚栓或化学药剂。

螺栓

螺栓是否有松动;

1. 如是因安装过程中螺栓未拧紧,则需重新拧紧螺栓;如因螺栓质量问题,或在极端恶劣气候条件下,导致构件孔位扩孔,则需联系生产厂家更换或购买。

组件压码

压码是否有变形迹象

1. 安装过程中螺栓未拧紧,导致压码松动、错位,则需重新安装压码

组件电池

组件电池整体是否平整,角度是否一致

1. 如因支架构件变形,导致组件不平整,则需对支架构件纠正变形,或更换支架构件。如因安装时未控制好支架平整度,则需重新调整支架达到水平对齐、高度一致。

支架构件

支架构件是否有生锈现象;

1. 在运输、现场二次搬运的过程中,应注意小心轻放,避免构件因碰撞导致镀锌层被破坏;

2. 在安装过程中,应避免构件碰撞,或利器、重物敲击构件,避免镀锌层被破坏

3. 镀锌层被破坏后,应立即刷环氧富锌漆,漆层厚度不小于120μm

4. 在镀锌层被腐蚀耗尽以后,出现生锈现场,应采用砂纸人工打磨除锈,后刷环氧富锌漆或其他反腐油漆保护。

第5篇 光伏电站技术监督管理制度

1 目的

为加强光伏电站技术监督工作,提高设备安全可靠性,确保安全、稳定、经济运行,制定本制度。

2 引用标准或参考文件

2.1 dl/t1051-2007 电力技术监督导则

2.2 国家电网公司电力工业技术监督工作规定

3 职责

3.1 发电公司生产技术部主要职责

3.1.1 负责组织贯彻国家有关各项技术监督的规章制度,管理光伏电站各项技术监督工作。

3.1.2 负责审批技术监督的年度报表,总结和考核各项技术监督工作。

3.2 站长主要职责

1 负责做好光伏电站各项技术监督工作。

2 负责组织建立、健全技术监督网。

3 负责督促技术监督负责人制定适合光伏电站情况的技术监督管理标准。

4 负责审核各项技术监督的报表、异常信息反馈报告、总结等。

5 负责贯彻执行有关技术监督的各项方针、政策、条例、制度以及工作要求,根据光伏电站的具体情况制定相应的实施计划。

6 负责主持光伏电站各项技术监督异常情况的调查分析工作,处理存在问题,严格按有关规程进行分析评价。

7 负责制定光伏电站技术监督工作计划,并监督执行。

8 负责定期参加召开的各项技术监督网例会,开展技术监督活动。

9 负责监督检查本专业人员在工作中规章制度的执行情况。

10 负责督促光伏电站建立、健全各类设备台账、图纸、缺陷及处理记录、监督月报表、跟踪分析表等技术监督档案。

11 负责促进光伏电站有计划、有目标、有针对地对设计、安装、检修、运行人员进行技术监督方面的技术培训与交流。

12 负责定期组织对电力技术监督检查工作及设备运行开展安全检查,对检查发现的问题和缺陷提出改进措施,并按规定的整改期限进行复查。

4 管理内容

4.1 管理目标

4.1.1 技术监督工作规范化、标准化、程序化。

4.1.2 各项技术监督指标合格,并可控、在控,保证光伏电站运维安全、稳定、优质、经济和高效运行。

4.2 监督类别

在绝缘、电测、继电保护、电能质量、化学监督、金属监督、电机组控制监督等方面对设备健康水平与安全、质量、经济运行方面的重要参数、性能与指标进行监督、检查、调整及评价。

4.2.1 绝缘监督:变压器、电抗器、开关、电流互感器、电压互感器、线路阻波器、耦合电容器、避雷器、电缆、母线、绝缘子等设备的绝缘强度,过电压保护及接地系统。

4.2.2 化学监督:变压器绝缘油、各种润滑油及水内冷发电机的冷却水的使用管理和质量检测。

4.2.3 金属监督:主要针对光伏发电系统支架、连接螺栓及紧固螺栓、升压站支柱绝缘子在承受动载荷和静载荷长期运行的变化规律进行监督。

4.2.4 电测计量监督:电能表、互感器、电量变送器、测量系统二次回路、电测计量装置和电工测量仪器、仪表等。

4.2.5 控制系统监督:主要针对光伏发电系统监控系统、自动控制系统、程序控制系统;

4.2.6 继电保护监督:变压器、电抗器、开关、电流互感器、电压互感器、耦合电容器、电缆、母线、输电线路、电机等设备继电保护,安全自动装置、故障录波装置及所属二次回路等。

4.2.7 电能质量监督:频率偏差、频率合格率、电压偏差、波动和闪变、三相电压不平衡度和正弦波形畸变率等。

4.3 监督内容

4.3.1 变压器类专业管理:变压器、互感器、电抗器、线路阻波器。

4.3.2光伏发电项目并网接入情况,包括接入电压等级、接入容量、并网接入时间等。光伏发电项目并网交易情况,包括发电量、自用电量、上网电量、网购电量等。光伏电站项目并网运行过程中遇到的重要问题等。

4.3.3 过电压专业管理:避雷器、消弧线圈、接地系统(变电站和电机基础)和其他过电压保护装置。

4.3.4 防污闪专业管理:变电站和35kv集电线路绝缘子、电气设备外绝缘等参数。

4.3.5 谐波专业管理:电压、电流谐波及谐波源。

4.3.5 开关专业管理:断路器、隔离开关、组合电器、分段器等开闭合设备。

4.3.7 化学(油品)专业管理:主变压器及箱变绝缘油、电机各种润滑油的使用管理和质量检测。

4.3.8 技术监督的标准按照各专业技术规程执行。

4.4 监督实施

4.4.1光伏电站于12月15日前编制附表97“年度技术监督工作计划”,报发电公司生产技术部批准后执行。

4.4.2 实施要求

4.4.2.1 光伏发电技术监督实行监督报告、质检验收、责任处理及预警、告警、整改机制。

4.4.2.2 认真遵守监督报告机制,严格按照当地电科院规定格式和时间如实报送电机组技术监督项目及指标完成情况,重要问题及时进行专题报告。

4.4.2.3 应建立健全光伏发电设备质量全过程监督的签字验收机制,在光伏发电生产的各个阶段,对质量不符合规定的设备、材料及安装、检修改造过程,技术监督人员有权拒绝签字,并可越级上报。

4.4.2.4 严格执行技术监督责任处理机制,由于技术监督不当或自行减少监督项目、降低监督指标标准而造成严重后果的,应追究相应责任。

4.4.2.5 建立监督预警、告警和整改机制,对重大技术监督问题,及时发出预警、告警及整改通知单,督促现场尽快整改。

4.4.2.6 建立健全光伏电站技术监督网,使各项技术监督工作制度化、规范化和标准化,各级技术监督人员必须严格执行监督有关规程和标准,行使监督职能。

4.4.2.7 设备制造、基建、运行、检修、技改、反措等全过程质量监督的技术资料应准确、完整、连续,全部原始档案应经站长批准后归档。

4.4.2.8 光伏电站各技术监督网应不定期组织开展活动,并保留相关活动记录和资料。

4.4.2.9 为保证光伏电站技术监督网成员的稳定和技术监督工作的正常开展,根据技术监督网成员岗位变动情况及时调整,并报站长批准。

4.4.2.10 外委技术监督服务项目,由发电公司生产技术部归口管理。

4.4.3 光伏电站技术监督月度分析、总结等资料和报表于次月3日前报发电公司生产技术部。对于以前遗留的设备隐患、问题,以及上次监督网活动提出的监督建议(应综合考虑时效性和可操作性),各责任部门应对落实情况进行跟踪,并在技术监督月度分析、总结中反馈。

4.4.4光伏电站于1月15日前完成年度技术监督工作总结,报送发电公司生产技术部。

4.4.5 按上级单位(部门)的要求,需要报送有关技术监督总结、报表等资料时,应如实填写,经站长批准、公司盖章后方可报送。

4.4.5 技术监督费用管理

4.4.5.1 技术监督中委托电力科学研究院、其他具有资质服务中心进行项目发生的服务费用,由发电公司生产技术部根据专项费用进行管理和控制。

4.4.5.2 技术监督中发现、遗留的疑难问题,需申请资金解决的,应将其作为技术改造、特殊检修项目申报。

4.5 监督奖惩

4.5.1 建立技术监督工作的考核及奖励机制,对技术监督的指标及管理工作进行考核,并将考核结果与光伏电站的经济利益等活动挂钩,对在技术监督工作中作出贡献的部门或个人给予表扬和奖励。

4.5.2 对于技术监督工作开展不到位,发生不安全情况的,相应的技术监督网人员应受到考核,监督网负责人与主要责任者同等责任,网内成员与次要责任人同等责任。

5 检查与考核

5.1 本制度由光伏电站贯彻执行。

5.2 本制度的实施由发电公司生产技术部检查与考核。

第6篇 光伏电站安全管理运行制度

第一章 总则

第一条为了规范光伏电站安全管理,确保光伏电站的安全、稳定运行,杜绝倒送电事故发生,保障人身和设备安全,特制订本规定。

第二条本规定适用于山晟新能源有限责任公司下属各光伏电站。各员工均有责任保护光伏电站的各项设施,并有权对损害电站正常运行的行为进行监督和检举。

第二章 管理内容

第三条岗位职责

3.1凡电站工作人员,必须按其职务和工作性质熟悉并执行安全管理维护规程。

3.2电站操作人员必须具备一定的电工知识,了解电站各部分设备的性能,并经过运行操作技能的专门培训,经考核合格后,方可上岗操作。

第四条值班人员是值班期间电站安全运行的主要负责人,所发生的一切事故均由值班人员负责处理,值班人员值班时应遵循以下事项:

4.1 值班人员应随时注意各项设备的运行情况,定时巡回检查,并按时填写值班记录。

4.2值班时不得离开工作岗位,必须离开时,应有人代替值班,并经站长允许。

4.3值班时不得喝酒,游玩。

4.4严格按照规程和制度进行操作,注意安全作业。

4.5未经批准,不得拆卸电站设备。

4.6 未经有关部门批准,不得擅自允许外来人员进入电站参观。要保证经批准参观人员的人身安全。

第五条交接班制度

5.1交班人员应向接班人员介绍运行情况,并填写值班日志,对设备运行情况及缺陷处理情况、运行操作、调度命令等进行详细记录。

5.2交班人员应认真清点工具,仪表,查看有无损坏或短缺,向接班人员点交,并检查主控、设备间、宿舍、卫生间的卫生是否合格、具备交接条件。

5.3交班时如发生事故,应分清情况,由交接班人员共同处理,严重事故应立即报告上级。

5.4未正式交班前,接班人员不得随意操作,交班人员不得随意离开岗位。

5.5在接班人员接清各项工作分别签字确认后,交班人员方可离开工作岗位。

第六条生产管理

6.1电站应根据充分发挥设备效能的原则,遵守当地电网公司的发电计划曲线。

6.2要制定必要的生产检查制度,以保证发供电计划的完成。

6.3电站应按批准的计划停、送电时间执行,不得随意借故缩短或增加送电时间。因故必须停电时,按当地供电部门的管理权限办理停电申请手续,批准后方可执行。

6.4停送电、检修时,必须服从当地供电局、地区调度命令。

6.5要定期检查光伏电池方阵的金属支架有无腐蚀,并根据当地具体条件定期进行绝缘检验。方阵支架应良好接地。

6.6在使用中应定期对光伏电池方阵的光电参数包括其输出功率进行检测,以保证方阵不间断地正常供电。

6.7遇有大雨,冰雹,大雪等情况,光伏电池方阵一般不会受到损坏,但应对电池组件表面及时进行清扫,擦拭。

6.8应每月检查一次各光伏电池组件的封装及接线接头,如发现现有封装开胶进水,电池变色及接头松动,脱线,腐蚀等,应及时进行理处。不能处理的,应及时向电力管理部汇报。

第七条逆变器维护管理

7.1应严格按照逆变器使用维护说明书的规定操作使用、尤其是,在开机前注意输入电压是否正常;在操作时要注意开关机的顺序是否正确,各表计和指示灯的指示是否正常。

7.2逆变器一般均有断路,过流,过压,过热等项目的自动保护,因此在发生这些现象时,无需人工停机;自动保护的保护点一般在出厂时已设定好,无需进行调整。

7.3逆变器机柜内有高压,操作人员一般不得打开柜门,柜门平时应锁死。

7.4在室内温度超过3 0度时,应采取散热降温措施,以防止设备发生故障,延长设备使用寿命。

7.5应定期检查逆变器各部分的连线是否牢固,有无松动现象,尤其应认真检查风扇,功率模块,输入端子,输出端子以及接地等。

7.6一旦告警停机,不准马上开机,应查明原因并修复后再开机,检查应严格按逆变器维护手册的规定步骤进行。

7.7操作人员必须经过专门培训,并应达到能够判断一般故障的产生原因并能进行排除,如能熟练的更换熔丝等,未经培训的人员,不得上岗操作使用设备。

7.8如发生不易排除的事故或事故的原因不清,应做好事故的详细记录,并及时通知电力管理部。

第八条配电柜和测量控制柜的维护管理

8.1配电柜和测量控制柜的具体操作使用和维护检查,按设备使用维护说明书和技术说明书要求进行。

8.2值班人员对配电柜的巡回检测的内容主要包括:1)仪表,开关和熔断器有无损伤;2)各部件接点有无松动,发热和烧坏现象;3)触电保护器动作是否灵敏;4)接触开关的触点是否有损伤;5)检查接地情况,用兆欧表测试外壳接地电阻应小于1 0欧;6)柜体有无锈斑.

8.3配电柜检修内容主要包括:1)清扫配电柜,修理,更换损坏的部件和仪表;2)更换和紧固各部件接线端子;3)修理损坏的引线绝缘;4)箱体如有锈斑,应清除锈斑并涂防锈漆,检修后,必须检查接线和极性完全正确后方可通电实验。

第九条值班人员应定时监视测量控制柜指示的有关数据。如有异常,立即汇报、处理。

第十条由于测量控制柜内有直流高压,非值班人员不经允许不得打开机柜。

第十一条在逆变器内设置孤岛效应的检测防护功能。当设备和线路进行检修需要办理停电安全措施时,应先断开并网逆变器,避免检修人员伤亡事故的发生。

第十二 其它

22.1本规定自下发之日起执行。

22.2本安全管理规定由_____有限责任公司负责解释。

第7篇 光伏电站外来人员管理制度

1 目的

为切实加强光伏电站外来人员管理,确保人身及设备安全,制定本制度。

2 定义

外来人员:是指除本光伏电站以外的人员,包括进入光伏电站进行施工、参观、检查及办理其他事项的所有人员。

3 职责

光伏电站主要职责

负责按照制度要求,开展光伏电站外来人员的管理工作。

4 管理内容与要求

外来人员进站时,光伏电站需将外来人员进站信息登记在附表80“外来人员登记表”中,具体按如下条款对外来人员进行管理。

4.1 外委单位人员管理

4.1.1 外委单位的人员进入变电站必须遵守变电站安全管理规定,进入生产区域施工作业必须履行工作票手续,在作业中必须按照制定的安全措施进行落实。

4.1.2 所有进入生产区域进行作业的外委单位人员必须经光伏电站进行安全培训,在附录a“外委单位人员安全告知书”中签名确认,方可进入生产区域;附录a“外委单位人员安全告知书”作为附表80“外来人员登记表”的附件留存。

4.1.3 作业人员如在作业过程中违反变电站安全管理规定,运行人员有权予以制止,如不改正,有权责令其离开作业现场。

4.1.4 作业中使用变电站电源时,必须经运行人员同意,并履行工作票手续,在指定接引位置接引,安装计量表,加装漏电保护装置并有防止过负荷措施。

4.1.5 作业中发生疑问时,必须先停止作业,向工作负责人汇报后,工作负责人与光伏电站站长、主值沟通并采取相应措施后,方可继续工作。

4.1.6 外来人员未经运行人员同意,不得随意进入与作业无关的生产区域,不准动用生产工具、原料、设备、车辆、设施等。

4.1.7 作业区域严禁吸烟,作业完成或告一段落后,必须及时清理作业现场,确保文明施工。

4.2 外来参观、检查人员管理

4.2.1 参观、检查人员必须得到光伏电站负责人允许后,方可进入光伏电站。

4.2.2 参观、检查人员在进入生产区域前,必须由运行人员交代好注意事项,佩戴好安全帽、安全带、安全鞋、手套等防护措施,并在运行人员的带领下,方可进入生产区域进行参观、检查。

4.2.3 参观、检查人员禁止操作任何设备。

4.3 其他外来人员管理

4.3.1 其他外来人员必须在取得光伏电站负责人许可后,方可进入光伏电站。

4.3.2 其他外来人员禁止进入生产区域。

4.3.3 在事情办理结束后,其他外来人员必须立即离开光伏电站。

5 检查与考核

本制度由光伏电站贯彻执行,检查与考核。

第8篇 光伏发电系统退出质保验收管理制度

1 目的

本制度规定了光伏发电系统质保期满后的验收方法，包含了光伏发电系统出质保验收的主要内容和一般原则，主要有光伏发电系统分系统检查、状态检测、运行分析、特性测试等，以确保所接收光伏发电系统的技术指标符合产品的技术要求。

2 引用标准或参考文件

2.1 gb 2297-1989 太阳光伏能源系统名词术语

2.2 gd 001-2011 太阳能发电工程技术标准：光伏发电工程规划报告编制办法(试行)

2.3 gd 002-2011 太阳能发电工程技术标准 光伏发电工程预可行性研究报告编制办法(试行)

2.4 gd 003-2011 太阳能发电工程技术标准:光伏发电工程可行性研究报告编制办法(试行)》

2.5 nb/t 32001-2012 光伏发电站环境影响评价技术规范

2.6 nb/t 32012-2013 光伏发电站太阳能资源实时监测技术规范

2.7 gb 50797-2012 光伏发电站设计规范

2.8 gb 50794-2012 光伏发电站施工规范

2.9 gb/t 50795-2012 光伏发电工程施工组织设计规范

2.10 gb/t 50796-2012 光伏发电工程验收规范

2.11 gb/t 19964-2012 光伏发电站接入电力系统技术规定

2.12 gb/t 50866-2013 光伏发电站接入电力系统设计规范

2.13 gb/t 29319-2012 光伏发电系统接入配电网技术规定

2.14 nb/t 32013-2013 光伏发电站电压与频率响应检测规程

2.15 nb/t 32015-2013 光伏发电站防孤岛检测技术规程

2.16 gb/t 30152-2013 光伏发电系统接入配电网检测规程

2.17 gb/t 29321-2012 光伏发电站无功补偿技术规范

2.18 jgj 203:2010 民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范

2.19 db11/t 881-2012 建筑太阳能光伏系统设计规范

2.20 j/t 264-2012 光伏建筑一体化系统运行与维护规

3 职责

3.1 出质保验收小组主要职责

3.1.1 负责根据本制度及光伏发电系统技术要求编写验收大纲，明确验收内容。

3.1.2 负责对验收大纲的验收项目进行检查、记录，对采用测量分析方法验收的项目，负责分析报告的编制和解释。

3.1.3 负责主持光伏发电出质保的验收与交接工作，审查系统验收文件，对遗留问题提出处理意见，责成有关单位限期整改，办理验收合格后的交接手续。

3.1.4 负责编写验收报告，并对在验收过程中所发现的问题提出整改建议。

4 管理内容与要求

4.1 总则

4.1.1 对于光伏发电系统中大部件分期出质保、部件因缺陷整体更换后延长质保期及部件质保期和整套系统不一致的，可按本制度选择相关内容进行验收。

4.1.2 本制度对光伏发电系统性能和状态的验收进行了规定，光伏电站内其他设备的验收内容参照国家相关标准执行。

4.1.3 验收工作可由公司自行完成，也可委托有能力的专业公司协助完成，被委托的专业公司不能与光伏发电系统供应商有全资、控股、参股或其他有碍公正性的隶属关系。

4.1.4 应在光伏发电系统出质保前3个月启动验收工作，以保证有足够的时间完成验收检测与检查工作。

4.1.5 遵守各项安全规定，做好安全防护工作，严格执行“三票三制”工作制度。

4.2 验收小组

4.2.1 公司成立光伏发电系统出质保验收小组（以下简称“验收小组”），负责光伏发电系统出质保验收工作的实施。

4.2.2 验收小组设组长一名，由经理担任，验收小组成员包括光伏电站站长、主值、工程部负责人、物资部负责人、发电公司生产技术部负责人、发电公司基建工程部负责人及其他公司认为有必要参加的人员，也可外聘专家协助工作。

4.2.3 验收小组成员要求

4.2.3.1 验收小组成员应有一定的光电专业知识，熟悉光伏发电系统工作原理，了解光伏电站运行特点，或者擅长某一验收专业。

4.2.3.2 验收小组成员应富有责任心、实事求是，不得弄虚作假，掩盖或夸大事实。

4.3 验收准备

4.3.1 验收小组应明确分工，做好组织计划，准备好验收大纲和验收工具。

4.3.2 启动验收前应准备的相关资料

4.1 光伏发电系统移交生产验收资料。

4.2 质保期内光伏发电系统的运行日志、维护记录、大修记录、故障统计表、备件及消耗品使用记录。

4.3 质保期内光伏发电系统所发现的问题、整改消缺记录与报告、消缺情况及遗留问题。

4.4 设备运行数据：光伏发电系统单组各月发电量、单组各年发电量，中央监控系统记录的光伏发电系统历史数据（正式运行后质保期内的数据）。

4.5 设备采购合同、施工合同、备品备件清单、相关技术要求文件。

4.3.3 启动验收前应准备相应验收专用仪器与工具，如蓄电池测试仪等，可根据实际情况增加必须的其他设备仪器。

4.4 启动验收

4.4.1 根据编制的验收大纲要求逐台逐项进行检测、检查并记录，对专业检测项目要求出具分析报告，所有记录及分析报告均作为验收文件有效组成部分。

4.4.2 需要在光伏发电系统运行情况下进行的验收项目必须针对性地采取有效的安全措施。

4.4.3 验收内容与检查方法

4.4.3.1 光伏发电系统分系统检查

光伏发电系统分系统检查是指采用目测、检测、试验等方法对光伏发电系统各部件进行检查，以发现光伏发电系统存在的较明显的缺陷或故障。

a 验收小组应填写附表58“光伏发电系统检查表”，对光伏发电系统逐批逐项进行检查，检查完成后编写光伏发电系统检查报告。

b 应有光伏电站站长、主值参加光伏发电系统出质保前的最后一次定检维护，监督定检维护项目的完成情况，同时对光伏发电系统进行初步的检查，对于发现的问题应详细记录。

c 光伏发电系统检查项目所列内容和定检维护项目一致的可在定检维护时完成，以提高验收效率，避免重复劳动。

d 光伏发电系统供应商的最后一次定检报告将作为验收文件的组成部分。

4.4.3.2 光伏发电系统状态检测与故障诊断

光伏发电系统状态检测与故障诊断是指通过各种检测手段测量、分析，以判断光伏发电系统是否存在潜在的内部缺陷或故障。

4.4.3.3 运行分析

a 合格率分析

合格率指标分为单批光伏发电系统合格率和批次平均合格率，单组光伏发电系统合格率不应小于100%，批次出质保平均合格率应不小于99%。

b 故障统计分析

记录质保期内所有光伏发电系统的故障或报警发生次数、持续时间及其故障或报警类型和编码，统计单一故障持续时间占总故障时间的百分比及单一故障发生的频率百分比，分析故障原因及存在隐患，如果是光伏发电系统本身设计及制造质量问题，应与供应商交涉予以解决。

4.4.3.4电能质量测试

电能质量测试方法按gb/t 29319-2012 光伏发电系统接入配电网技术规定执行。

4.5 验收整改

对于验收过程中发现的缺陷，应要求光伏发电系统供应商提出整改措施并限期整改，整改完成后应出具整改报告。

4.6 验收签字

验收小组对整改结果再次验收，所有验收结果应满足产品技术文件的规定，光伏发电系统供应商和公司双方依据合同规定接受验收结果后，签署由光伏发电系统供应商提供的最终验收文件。若仍存在遗留问题，则在最终的验收签字文件中应明确遗留问题的最终解决办法及解决期限，具体如下：

4.6.1 公司自行出质保验收的应含有验收小组成员签字的检查及检测报告，对于由委托方完成的验收项目所出具的验收报告，应加盖其单位公章，主要报告文件有：

4.6.1.1 光伏发电系统检查报告。

4.6.1.2 故障（及报警）诊断分析报告。

4.6.1.3 运行分析报告。

4.6.1.4 光伏发电系统电能质量测试报告。

4.6.2 光伏发电系统供应商对检测过程中所发现的设备缺陷的处理方法、处理过程、处理结果记录及整改报告，并需附有公司的认可文件。

4.6.3 质保期内所发现问题的整改消缺记录与报告。

4.6.4 最终验收签字文件。

4.6.5 根据需要，可在文件中附加必要的资料、报告、证明及图片等。

5 检查与考核

5.1 本制度由光伏电站贯彻执行。

5.2 本制度的实施由发电公司生产技术部检查与考核。

第9篇 光伏发电退出质保验收管理制度

1 目的

本制度规定了光伏发电系统质保期满后的验收方法,包含了光伏发电系统出质保验收的主要内容和一般原则,主要有光伏发电系统分系统检查、状态检测、运行分析、特性测试等,以确保所接收光伏发电系统的技术指标符合产品的技术要求。

2 引用标准或参考文件

2.1 gb 2297-1989 太阳光伏能源系统名词术语

2.2 gd 001-2022 太阳能发电工程技术标准:光伏发电工程规划报告编制办法(试行)

2.3 gd 002-2022 太阳能发电工程技术标准 光伏发电工程预可行性研究报告编制办法(试行)

2.4 gd 003-2022 太阳能发电工程技术标准:光伏发电工程可行性研究报告编制办法(试行)》

2.5 nb/t 32001-2022 光伏发电站环境影响评价技术规范

2.6 nb/t 32022-2022 光伏发电站太阳能资源实时监测技术规范

2.7 gb 50797-2022 光伏发电站设计规范

2.8 gb 50794-2022 光伏发电站施工规范

2.9 gb/t 50795-2022 光伏发电工程施工组织设计规范

2.10 gb/t 50796-2022 光伏发电工程验收规范

2.11 gb/t 19964-2022 光伏发电站接入电力系统技术规定

2.12 gb/t 50866-2022 光伏发电站接入电力系统设计规范

2.13 gb/t 29319-2022 光伏发电系统接入配电网技术规定

2.14 nb/t 32022-2022 光伏发电站电压与频率响应检测规程

2.15 nb/t 32022-2022 光伏发电站防孤岛检测技术规程

2.16 gb/t 30152-2022 光伏发电系统接入配电网检测规程

2.17 gb/t 29321-2022 光伏发电站无功补偿技术规范

2.18 jgj 203:2010 民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范

2.19 db11/t 881-2022 建筑太阳能光伏系统设计规范

2.20 j/t 264-2022 光伏建筑一体化系统运行与维护规

3 职责

3.1 出质保验收小组主要职责

3.1.1 负责根据本制度及光伏发电系统技术要求编写验收大纲,明确验收内容。

3.1.2 负责对验收大纲的验收项目进行检查、记录,对采用测量分析方法验收的项目,负责分析报告的编制和解释。

3.1.3 负责主持光伏发电出质保的验收与交接工作,审查系统验收文件,对遗留问题提出处理意见,责成有关单位限期整改,办理验收合格后的交接手续。

3.1.4 负责编写验收报告,并对在验收过程中所发现的问题提出整改建议。

4 管理内容与要求

4.1 总则

4.1.1 对于光伏发电系统中大部件分期出质保、部件因缺陷整体更换后延长质保期及部件质保期和整套系统不一致的,可按本制度选择相关内容进行验收。

4.1.2 本制度对光伏发电系统性能和状态的验收进行了规定,光伏电站内其他设备的验收内容参照国家相关标准执行。

4.1.3 验收工作可由公司自行完成,也可委托有能力的专业公司协助完成,被委托的专业公司不能与光伏发电系统供应商有全资、控股、参股或其他有碍公正性的隶属关系。

4.1.4 应在光伏发电系统出质保前3个月启动验收工作,以保证有足够的时间完成验收检测与检查工作。

4.1.5 遵守各项安全规定,做好安全防护工作,严格执行“三票三制”工作制度。

4.2 验收小组

4.2.1 公司成立光伏发电系统出质保验收小组(以下简称“验收小组”),负责光伏发电系统出质保验收工作的实施。

4.2.2 验收小组设组长一名,由经理担任,验收小组成员包括光伏电站站长、主值、工程部负责人、物资部负责人、发电公司生产技术部负责人、发电公司基建工程部负责人及其他公司认为有必要参加的人员,也可外聘专家协助工作。

4.2.3 验收小组成员要求

4.2.3.1 验收小组成员应有一定的光电专业知识,熟悉光伏发电系统工作原理,了解光伏电站运行特点,或者擅长某一验收专业。

4.2.3.2 验收小组成员应富有责任心、实事求是,不得弄虚作假,掩盖或夸大事实。

4.3 验收准备

4.3.1 验收小组应明确分工,做好组织计划,准备好验收大纲和验收工具。

4.3.2 启动验收前应准备的相关资料

4.1 光伏发电系统移交生产验收资料。

4.2 质保期内光伏发电系统的运行日志、维护记录、大修记录、故障统计表、备件及消耗品使用记录。

4.3 质保期内光伏发电系统所发现的问题、整改消缺记录与报告、消缺情况及遗留问题。

4.4 设备运行数据:光伏发电系统单组各月发电量、单组各年发电量,中央监控系统记录的光伏发电系统历史数据(正式运行后质保期内的数据)。

4.5 设备采购合同、施工合同、备品备件清单、相关技术要求文件。

4.3.3 启动验收前应准备相应验收专用仪器与工具,如蓄电池测试仪等,可根据实际情况增加必须的其他设备仪器。

4.4 启动验收

4.4.1 根据编制的验收大纲要求逐台逐项进行检测、检查并记录,对专业检测项目要求出具分析报告,所有记录及分析报告均作为验收文件有效组成部分。

4.4.2 需要在光伏发电系统运行情况下进行的验收项目必须针对性地采取有效的安全措施。

4.4.3 验收内容与检查方法

4.4.3.1 光伏发电系统分系统检查

光伏发电系统分系统检查是指采用目测、检测、试验等方法对光伏发电系统各部件进行检查,以发现光伏发电系统存在的较明显的缺陷或故障。

a 验收小组应填写附表58“光伏发电系统检查表”,对光伏发电系统逐批逐项进行检查,检查完成后编写光伏发电系统检查报告。

b 应有光伏电站站长、主值参加光伏发电系统出质保前的最后一次定检维护,监督定检维护项目的完成情况,同时对光伏发电系统进行初步的检查,对于发现的问题应详细记录。

c 光伏发电系统检查项目所列内容和定检维护项目一致的可在定检维护时完成,以提高验收效率,避免重复劳动。

d 光伏发电系统供应商的最后一次定检报告将作为验收文件的组成部分。

4.4.3.2 光伏发电系统状态检测与故障诊断

光伏发电系统状态检测与故障诊断是指通过各种检测手段测量、分析,以判断光伏发电系统是否存在潜在的内部缺陷或故障。

4.4.3.3 运行分析

a 合格率分析

合格率指标分为单批光伏发电系统合格率和批次平均合格率,单组光伏发电系统合格率不应小于100%,批次出质保平均合格率应不小于99%。

b 故障统计分析

记录质保期内所有光伏发电系统的故障或报警发生次数、持续时间及其故障或报警类型和编码,统计单一故障持续时间占总故障时间的百分比及单一故障发生的频率百分比,分析故障原因及存在隐患,如果是光伏发电系统本身设计及制造质量问题,应与供应商交涉予以解决。

4.4.3.4电能质量测试

电能质量测试方法按gb/t 29319-2022 光伏发电系统接入配电网技术规定执行。

4.5 验收整改

对于验收过程中发现的缺陷,应要求光伏发电系统供应商提出整改措施并限期整改,整改完成后应出具整改报告。

4.6 验收签字

验收小组对整改结果再次验收,所有验收结果应满足产品技术文件的规定,光伏发电系统供应商和公司双方依据合同规定接受验收结果后,签署由光伏发电系统供应商提供的最终验收文件。若仍存在遗留问题,则在最终的验收签字文件中应明确遗留问题的最终解决办法及解决期限,具体如下:

4.6.1 公司自行出质保验收的应含有验收小组成员签字的检查及检测报告,对于由委托方完成的验收项目所出具的验收报告,应加盖其单位公章,主要报告文件有:

4.6.1.1 光伏发电系统检查报告。

4.6.1.2 故障(及报警)诊断分析报告。

4.6.1.3 运行分析报告。

4.6.1.4 光伏发电系统电能质量测试报告。

4.6.2 光伏发电系统供应商对检测过程中所发现的设备缺陷的处理方法、处理过程、处理结果记录及整改报告,并需附有公司的认可文件。

4.6.3 质保期内所发现问题的整改消缺记录与报告。

4.6.4 最终验收签字文件。

4.6.5 根据需要,可在文件中附加必要的资料、报告、证明及图片等。

5 检查与考核

5.1 本制度由光伏电站贯彻执行。

5.2 本制度的实施由发电公司生产技术部检查与考核。

第10篇 光伏电站设备检修管理制度

1 目的

为使设备的检修管理科学化、高效率,做到有组织、有计划、有准备的进行,达到发电公司对设备管理的要求,制定本制度。

2 定义

2.1 定期检修:根据《光伏电站检修规程》、《变电站检修规程》的要求,定期对设备进行较全面(对已掌握规律的老光伏发电系统可以有重点的进行)的检查、清理、试验、测量、检验及更换需定期更换的部件等工作,以消除设备和系统缺陷。

2.2 临时检修:对临时发现的缺陷或发生的故障的排除。

2.3 缺陷:是指主、辅设备及其系统在发电生产过程中发生的对安全、经济稳定运行有直接影响的异常,即在设备运行中发生的因其本身不良或外力影响,造成直观上或检测仪表(试验仪器)反映异常,但尚未发展成为故障的情况和影响安全运行的各种问题,如振动、位移、摩擦、卡涩、松动、断裂、变形、过热、泄露、声音异常、防洪设施损坏、照明短缺、标识牌不全等均称为设备缺陷。按其严重程度可分为三类:紧急缺陷、重大缺陷和一般缺陷。

2.3.1 紧急缺陷:是指威胁人身、设备安全,随时可能酿成事故,严重影响设备继续运行而必须尽快进行处理的缺陷。

2.3.2 重大缺陷:是指对设备使用寿命或出力有一定影响或可能发展为紧急缺陷,但尚允许短期内继续运行或对其进行跟踪分析的缺陷。

2.3.3 一般缺陷:是指对设备运行安全影响较小,且一般不至于发展成为上述两类缺陷,并能按其铭牌额定值继续运行,允许列入月、季(年)度检修计划中安排处理的缺陷。

2.4 故障:设备在工作过程中,因某种原因丧失规定功能或出现危害安全的现象。

3 引用标准或参考文件

3.1 dl/t 969-2005 变电站运行导则

3.2 gj/t 264-2022 光伏建筑一体化系统运行与维护规

4 主要职责

4.1 发电公司生产技术部主要职责

4.1.1 负责批准年度定期检修计划。

4.1.2 负责审核变电站一、二次设备、线路检修外委单位。

4.2 光伏电站主要职责

4.2.1 负责年度定期检修计划的编制、执行。

4.2.2 负责组织对缺陷、故障的处理。

4.2.3 负责对缺陷、故障数据的统计分析。

4.2.4 负责对检修过程进行总结,不断提高检修管理水平。

4.2.5 负责监督与检查外委单位合同的执行情况。

5 管理内容与要求

5.1 光伏发电系统责任分包管理

5.1.1 光伏发电系统分配

光伏电站工程移交生产后,站长组织运行人员对光伏发电系统按人进行分配,分配方法由光伏电站自行确定,填写附表61“光伏发电系统分配记录表”。

5.1.2 协议签订

分配完成后,站长分别与各运行人员签订附录a“光伏发电系统责任分包协议书”,协议书一式三份,一份由公司放入运行人员人事档案,一份保存在光伏电站档案室,一份由运行人员保存。

5.1.3光伏发电系统管理

5.1.3.1光伏发电系统巡视

协议书签订后,分包责任人是所分包光伏发电系统的日常巡视的主要负责人,巡视工作具体按《巡回检查管理制度》相关要求执行。在巡视过程中如发现光伏发电系统存在缺陷,检修班组组织人员对该设备进行检修。

5.1.3.2 光伏发电系统定期维护

光伏发电系统到达定期维护时间时,分包责任人对光伏发电系统开展定期维护工作。

5.1.4 激励

根据各光伏发电系统的日常运行情况及相关数据统计,按照签订的附录a“光伏发电系统责任分包协议书”,公司对相关人员兑现激励。

5.2 定期检修管理

5.2.1 定期检修计划的编制

5.2.1.1 每年12月份,光伏电站站长填写附表62“年度设备定期检修计划”,编制光伏电站下一年度定期检修计划,编制依据如下:

a 主、辅设备的检修周期。

b 设备的技术指标及健康情况。

c 设备生产厂家对其设备的定期检修要求。

d 《光伏电站检修规程》、《变电站检修规程》对设备定期检修工作的要求。

e 光伏电站当地的光照情况规律。

5.2.1.2 编制完成后,送发电公司生产技术部批准。

5.2.2 定期检修的执行

在定期检修开工前,必须按《工作票管理制度》、《危险点预控票管理制度》要求办理相应票据,之后按《光伏电站检修规程》、《变电站检修规程》相关要求开展具体定期检修工作。

5.2.3 定期检修记录

定期检修工作完成后,分包责任人将该设备本次定期检修的具体情况登记在附表67“设备台账”的“设备定期检修情况”栏目内。

5.2.4 发现缺陷的处理

定期检修过程中,如发现设备存在缺陷,按5.3条款进行处理。

5.3 临时检修管理

5.3.1 缺陷、故障的发现及录入

5.3.1.1 运检人员在日常巡视、检修等工作中,如发现存在缺陷或故障,应立即向主值汇报,运行人员将缺陷或故障情况记录在附表64“设备缺陷、故障记录本”中。

5.3.1.2 如认为是紧急缺陷,应同时向站长汇报,核实确属紧急缺陷后应根据当时系统运行情况及相关规程规定,决定缺陷设备是否需要立即退出运行。

5.3.2 缺陷、故障的处理

在设备缺陷或故障处理开工前,必须按《工作票管理制度》、《危险点预控票管理制度》要求办理相应票据,才能进行缺陷或故障处理工作。

5.1 缺陷的处理

a 主值将缺陷情况通知检修班组,检修班组组织对缺陷情况进行消除,具体按《光伏电站检修规程》、《变电站检修规程》执行。

b 紧急缺陷的处理:检修班组需立即开展抢修工作,运行人员需加强对缺陷设备的监视,并随时报告站长,同时应迅速拟定事故应急措施,做好各项准备工作,一旦发现缺陷恶化,应立即采取措施对缺陷设备进行隔离。在处理紧急缺陷时,站长需在现场监督检查紧急缺陷的消除工作,并制定处理方案和质量验收,紧急缺陷必须连续处理。

c 重大缺陷的处理:处理时限一般不得超过一周,具体时限由检修班组根据缺陷情况确定并在附表64“设备缺陷、故障记录本”的“处理结果及日期”栏目中注明。

d 一般缺陷的处理:一般缺陷可结合定期检修计划安排处理,对于一些检修人员有能力可以很快处理的小缺陷,检修人员可自行处理。

e 对有紧急或重大缺陷的设备,若因特殊原因,不能在规定时限内停机处理,而需带缺陷继续运行时,光伏电站必须提供充分的依据并报发电公司生产技术部批准。

5.2 故障的处理

运行人员填写附表60“设备故障检修通知单”,将故障情况通知检修班组,检修班组组织对故障情况进行消除,检修具体工作按《光伏电站检修规程》、《变电站检修规程》执行。

5.3 光伏电站不能自行消除的缺陷或故障的处理

a 质保期外光伏发电系统、箱变、生活设备发生重大缺陷或故障时,光伏电站填写附表66“设备维修申请单”,发电公司批准后,光伏电站寻找外委单位,对缺陷或故障予以处理。

b 变电站一、二次设备、线路所发生的重大缺陷或故障时,光伏电站填写附表66“设备维修申请单”,发电公司批准后,光伏电站联系外委单位进行处理。

c 外委单位处理的重大缺陷或故障消除后,光伏电站人员填写附表67“设备维修验收单”,对缺陷或故障消除情况进行验收。

5.3.3 缺陷或故障的登记

缺陷或故障消除验收完成后,运行人员将该设备本次的临时检修情况记录在附表63“设备台账”的“设备缺陷、故障检修情况”栏目内。

5.3.4 总结分析

5.3.4.1 光伏电站每月在月报中将本月的缺陷发生情况、消缺完成情况及消缺率上报发电公司生产技术部。

注:消缺率=(本月消除缺陷数/本月发生缺陷数)×100%

5.3.4.2 光伏电站应重视对检修管理过程中的经验、教训的分析、总结,不断提高检修管理水平,提高设备的可靠性。

5.3.4.3 光伏电站需对设备缺陷、故障的数据进行统计分析,从中分析出设备运行规律,为备品备件定额提供可靠依据,预防设备缺陷、故障的发生,降低设备缺陷及故障发生率,提高设备健康水平,将设备管理从事后管理变为事前管理。

5.4 供应商检修时停送电的管理

5.4.1 供应商如需停电检修时,需填写附表65“停送电联系单”,经站长批准后予以停电。

5.4.2 供应商检修完成后,如需送电,需填写附表65“停送电联系单”,经站长批准后予以送电。

6 检查与考核

6.1 本制度由光伏电站贯彻执行。

6.2 本制度的实施由发电公司生产技术部检查与考核。

第11篇 光伏电站监控系统管理制度

1、监控对象及外接系统

1.1、监控对象为光伏电站所属:

1.1.1、逆变器

1.1.2、箱变

1.1.3、其他辅助设备

1.1.4、升压站设备

1.2、主要外接系统 :

1.2.1、上级管理部门,如省级调度系统

1.2.2、远程监控系统

2、系统构成

2.1、逆变器主控系统

并网逆变器是光伏电站中重要的电气设备,同时也是光伏发电系统中的核心设备。逆变器将光伏方阵产生的直流电(dc)逆变为三相正弦交流电(ac),输出符合电网要求的电能。逆变器是进行能量转换的关键设备,其效率指标等电气性能参数,将直接影响电站系统发电量。逆变器监控系统是将逆变器所有数据信号通过光缆传入光伏电站后台的监控系统。

2.2、升压站监控系统

变电站要求以计算机站控系统为核心,对整个变电站系统实现遥测,遥信,遥控,遥调功能。系统可以根据电网运行方式的要求,实现各种闭环控制功能。实现对全部的一次设备进行监视、测量、控制、记录和报警功能,并与保护设备和远方控制中心通讯,实现变电站综合自动化。光伏电站通讯层采用工业光纤以太环网结构。综合自动化根据需要也可采用双网冗余结构。升压站通讯服务器负责与相关调度系统的信息交换。

2.3、箱变控制系统

光伏发电作为可再生能源的主要利用形式,所建成的光伏电站具有其自身的特殊性。最显著的就是发电单元布置较为分散且数量众多,距离集中升压变电所位置较远,需就地经升压变电站升压后传送至集中升压变电所。因此箱式变电站作为升压输电的重要设备,其安全可靠、节能环保、运行维护等综合性能对提升光伏电成套装备的整体技术指标尤其重要。因此,在普通箱式变电站的基础上还增加了智能化功能,对高低压设备配备相应的传感装置,利用稳定可靠的测控装置将电气一次、二次信息、逆变器控制信息纳入集中监控系统中,减少日常维护成本,提高光伏电站的自动化管理水平及运行可靠性。信号可通过光纤或plc的方式传入。

2.4、系统接入(svg)

svg是一种用于动态补偿无功的新型电力电子装置,它能对大小变化的无功进行快速和连续的补偿,其应用可克服lc补偿器等传统的无功补偿器响应速度慢、补偿效果不能精确控制、容易与电网发生并联谐振和投切震荡等缺点,显著提升光伏电站接入点的电网稳定性及安全性。其基本原理是指将自换相桥式电路通过电抗器直接并联在电网上,适当地调节桥式电路交流侧输出电压的相位和幅值或者直接控制其交流侧电流,就可以使该电路吸收或者发出满足要求的无功电流,实现动态无功补偿的目的。

2.5、气象预报系统

气象预报系统,收集到的光伏电站所属区域的气象预报信息,对于可能到来的灾害性天气,制定各种气候条件下的防灾预案,以保证光伏电站的安全运行、减少灾害损失。 同时,气象预报系统还可对制定光伏电站在未来时段的生产计划,合理地安排人员调配和设备检修计划提供支持。

2.6、安防视频监控系统

图像监控系统是一种全天候、全方位的实时监视设施,使运行调度人员扩大观察视野,随时掌握光伏电站设备运行、安全防范等实时情况,并可同时对每个现场场景进行实时录像,以便进行事故预防与分析。为提高企业运行管理水平,适应电站“无人值班、少人值守”的运行管理方式,图像监控系统将作为一种现代化的监视手段,为光伏电站内各项生产设施的安全运行提供保障手段。

3、远程监控系统

3.1、系统功能

远程监控系统主要实现对所属光伏电站生产设备的数据采集、监视和控制等,并满足上级调度部门通过本系统所属各光伏电站实现四遥(遥信、遥测、遥调和遥控)的功能。

3.1.1、数据采集及处理

3.1.1.1、数据采集功能

接收各光伏电站计算机监控系统上送的逆变器及其辅助设备的运行状态、运行数据、报警代码等信息;

接收各光伏电站升压站计算机监控系统上送的升压站设备的实时运行数据;

采集各光伏电站关口电能计量表计上送的实时电能量数据;

接收操作员手动登录的数据信息。

3.1.1.2、数据处理功能

对接收的各类数据进行可用性检查 ;

生成数据库 ;

对接收的数据进行报警处理,生成各类报警记录,并能进行声光报警以及电话或短信提示 ;

生成历史数据记录 ;

生成各类运行报表 ;

生成各类曲线图表 ;

具有数据统计能力,汇总逆变器运行时间、有功、无功、可用功率、电量累计、统计与分析,设备故障报警统计与分析等。

具有事件顺序记录的处理能力 。

3.1.1.3、安全监视功能

安全监视是远程监控系统的重要功能之一。正常运行时,值班人员可通过系统的人机联系手段,对所属光伏电站各类设备的运行状态和参数进行监视管理。安全监视对象包括:

3.1.1.3.1、逆变器及其辅助设备、升压站设备等的运行状态和参数、运行操作的实时监视。包括系统电压监视、发电监视、负荷监视、输电线潮流监视、设备运行状态监视等。

3.1.1.3.2、各光伏电站计算机监控系统运行状态、运行方式及系统软、硬件运行状况监视。

3.1.1.3.3、光伏电站其它运行信息的监视

3.1.1.4、画面显示

通过远程监控系统主机显示光伏电站各种信息画面,显示内容主要包括全部逆变器的运行状态,发电量,设备的温度等参数,各测量值的实时数据,各种报警信息,计算机监控系统,网络系统的状态信息。

3.1.1.5、报警及记录

当设备运行状态发生变更或参数超越设定值等情况发生时,对发生的异常情况进行记录,并发出声光及语音报警,及时报告运行人员,并可通过电话向场外人员报警。

3.1.1.5.1、事件顺序记录

事件顺序记录量包括断路器状态、重要继电保护信号等。

当远程监控系统收到各光伏电站的soe记录时(主要是升压站断路器及重要的保护动作信号),系统立即按事件发生的时间(年/月/日/时/分/秒/毫秒)顺序予以记录。自动显示报警语句,指明事件名称及性质,启动语音报警。远程监控系统能将各光伏电站主要设备的动作情况按其发生的先后顺序分别记录下来,以便查询与分析。

3.1.1.5.2、故障及状态记录

远程监控系统采集各光伏电站的各种重要的故障及状态信号,一旦发生状态改变将记录并显示故障名称及其发生时间。

3.1.1.5.3、参数越限报警与记录

远程监控系统对运行设备的某些重要参数及计算数据进行范围监视,当这些参数量值超过预先设定的限制范围时,产生越限报警,并进行自动显示和记录。

3.1.1.5.4、语音报警、电话自动报警及查询

光伏电站及远程监控自动化系统值班人员可对系统数据库进行设置、定义发生哪些事故时,监控系统需要进行语音报警和电话自动报警,若需要电话自动报警时可顺序设置若干个电话号码或手机号码,当发生事故时,系统能根据设置情况发出声光、语音报警信息,并自动启动电话和传呼系统进行报警;系统还提供电话查询功能,可通过电话查询当前电站设备运行情况。

3.1.1.5.5、电气主设备动作及运行记录

远程监控系统可以对各光伏电站主要电气设备的动作次数和运行时数等加以统计和记录,以便考核并合理安排运行和检修计划,包括逆变器运行时数、断路器的合闸次数、正常跳闸次数、事故跳闸次数等。

3.1.1.5.6、操作记录

远程监控系统可对各种操作进行记录,其中包括逆变器状态变化,断路器和隔离刀闸的合、跳闸,主变中性点刀闸的分、合等操作的记录。

3.1.1.5.7、运行日志及报表

远程监控系统能按照值班人员的管理和要求生成和打印运行日志和报表,包括电气量参数报表,非电气量参数报表,发电量统计报表,综合统计表等。报表打印方式有定时自动打印、随机召唤打印等。

3.1.1.6控制功能

3.1.1.6.1、光伏电站控制系统层次

光伏电站控制系统采用分层分布式体系结构,整个控制系统分为三层:

现地控制层:布置在逆变器控制箱/柜/室内,就地控制和了解器件的运行和操作,并将有关数据传送到中央控制室。

厂站监控层:在光伏电站中央控制室内设置有计算机监控系统,在光伏电站中央控制室内,能对光伏电站所有器件及送变电设备进行集中控制。

远方监控层:根据需要布置在远方的监控中心,远方监控中心可以通过广域通讯网络与各光伏电站中央控制室主机进行通信,对光伏电站设备进行监控。

3.1.1.6.2、控制方式设置

远程监控系统的控制方式适用于对光伏电站设备的控制与操作,包括自动和操作员手动控制,分为“远程监控”和“光伏电站监控”两种方式,该控制方式的切换按各光伏电站分别进行。

当某个光伏电站处于“远程监控”方式时,由光伏电站及远程监控自动化系统操作员通过远程监控系统对光伏电站设备进行远方实时控制和安全监视,光伏电站操作员只能监视本光伏电站设备的运行状况,不能进行控制操作;当某光伏电站处于“光伏电站监控”方式时,该光伏电站设备仅受本光伏电站计算机监控系统控制,不接受远程监控系统的控制命令。

控制方式的切换由光伏电站操作员或光伏电站及远程监控自动化系统操作员进行,切换权限按光伏电站、光伏电站及远程监控自动化系统的顺序由高到低排列。

3.1.1.6.3、控制操作

当光伏电站处于“远程监控”控制方式时,光伏电站及远程监控自动化系统操作员可通过远程监控系统对光伏电站升压站设备进行远方控制,控制操作包括:断路器的投、切,隔离刀闸的合、分等。

3.1.1.7、电能计量管理

设置电能计量数据服务器,采集各光伏电站关口计量表计上送的电能量数据,并对采集的电能量数据进行统计、处理及综合分析,对电能量数据进行远程抄表及存储,以便为相关部门提供运营、电力市场交易及公司考核管理提供所需的信息。

3.1.1.8操作权限管理

具有操作权限等级管理功能,当输入正确操作口令和监护口令才有权限进行操作控制,参数修改,并将信息给予记录。并具有记录操作修改人,操作内容的功能。

3.2、系统通信

远程监控系统具有与光伏电站光伏发电机计算机监控系统通信功能,采集光伏电站逆变器的运行信息,并对其进行监视。

采集升压站设备的运行信息及保护装置动作信息,并可对开关设备进行远方控制操作。

远程监控系统通过正向物理隔离装置与综合管理信息系统接口,以便向综合管理信息系统传送光伏电站生产运行信息。

远程监控系统具有与gps时钟同步装置的通信功能,接收gps时钟同步装置的对时信号,实现系统内部的时钟同步。

3.3、系统诊断

为提高系统的可利用率和可维护性,远程监控系统提供完备的诊断功能。对于计算机及外围设备、人机接口、通信接口及网络设备的状态,诊断软件能进行周期性诊断、请求诊断和离线诊断。系统在线诊断时,不影响系统的监控功能。

第12篇 光伏电站文明生产管理制度

1 目的

为加强光伏电站文明生产工作,确保光伏发电系统安全稳定运行,提升光伏电站整体管理水平,增加企业经济效益,规范员工行为,展现光伏电站与员工的精神风貌,制定本制度。

2 职责

2.1 站长主要职责

2.1.1 是光伏电站文明生产第一责任者,对全站的文明生产负全面领导责任。

2.1.2 负责组织光伏电站员工认真开展文明生产活动。

2.2 主值主要职责

2.2.1 是本值文明生产第一责任者,对本值的文明生产负全面领导责任。

2.2.2 负责组织本值员工认真开展文明生产活动。

3 管理内容与要求

3.1 文明生产管理

3.1.1 文明生产工作和发电生产任务应实行同计划、同部署、同检查、同考核、同总结的管理模式。

3.1.2 文明生产以光伏电站自查自纠为主,发电公司生产技术部对光伏电站文明生产管理进行监督、检查、指导及考核。

3.1.3 文明生产管理内容

3.1.3.1 所辖区域的卫生保洁。

3.1.3.2 所辖设备的卫生保洁。

3.1.3.3 工作场所的卫生保洁。

3.1.3.4 消除设备渗漏。

3.1.3.5 员工行为文明达标。

3.2 文明行为标准

3.2.1 员工培养良好的职业道德,严格遵守各项规定;语言、举止文明,不乱丢杂物,不随地吐痰。

3.2.2 在岗员工着装应符合安全规程相关要求,着装整齐,佩带工牌,坚守岗位,秩序井然,认真执行光伏电站相关制度。

3.2.3 员工遵纪守法,互帮互学,敬业奉献,行为文明。

3.3 设备和生产场所文明标准

3.3.1 工作场所的粉尘、室温、噪声符合国家环境劳动保护规定。

3.3.2 日常运行值班记录、巡视检修记录、设备、工器具管理台账等和各种报表数据齐全、准确、及时,记录清洁、无涂改,文字工整;交接班全面细致;监盘坐姿端正,注意力集中。

3.3.3 班容班貌好,办公室、休息室做到“五净(门窗、桌椅、地面、箱柜、墙壁)”、“五整齐(桌椅、箱柜、桌面用品、上墙图表、柜桌内物品)”。

3.3.4 沟道、孔洞盖板整齐平整,遮拦齐全;楼道、平台、栏杆和扶梯齐全完整。

3.3.5 设备、备品、工具、仪器及检修

3.3.5.1 设备安全防护设施符合安规要求。

3.3.5.2 设备无积水、积尘、积油、积垢;仪表、控制盒保护盘前后(内外)干净整洁,无蛛网、无积尘、无杂物。

3.3.5.3 发电设备、公用系统及辅助系统无严重漏点;光伏发电支架、中控楼内生产、生活用设备、用具清洁整齐;光伏发电系统和变电站设备清洁、无锈蚀,光伏发电系统及支架外表面影响性能、寿命的表层脱落应有补救措施。

3.3.5.4 设备命名标志准确齐全,并有巡视路径图,变电站巡视路径指示醒目规范。

3.3.5.5 认真实行定置管理,库房备品备件、工具、仪器排放整齐有序,帐卡物相符,规格名称准确醒目,便于作业。

3.3.5.6 检修工作应严格执行检修规程,文明施工,按照“三无(无油迹、无水、无灰)”、“三齐(拆下零部件排放整齐、检修机具摆放整齐、材料备品推放整齐)”、“三不乱(电线不乱拉、管路不乱放、杂物不乱丢)”和“工完料尽场地清”的要求进行施工。

3.3.6 建筑物

3.3.6.1 建筑外观整洁完整,屋面、墙壁不漏水,天沟及落水管排水畅通,门窗及玻璃完整明亮。不得擅自对楼板打孔(必须打孔应经站长批准,事后立即封闭);无积灰、无蛛网。

3.3.6.2 建筑物内有明确的卫生责任区域划分范围,无卫生死角,所有地面无积灰、积水、积油及垃圾,走道、扶梯、平台等所有通道清洁畅通;备品、机具、材料等整洁,放置有序。

3.3.6.3 厕所干净,无堵漏,水池无积垢,定时冲洗,保持清洁。

3.3.6.4 建筑物无积水、积尘、积油、积垢。

3.3.7 变电站、配电室、电子设备间及电缆沟

3.3.7.1 变电站道路平整畅通,无杂物;变压器、开关设备四周无杂草;变压器、开关、互感器无渗漏油;鹅卵石层不积灰,无油垢。

3.3.7.2 配电室、电子设备间地面,电缆全部用防火材料封堵,室内无杂物,防小动物措施严密。

3.3.7.3 电缆沟不积水,无垃圾杂物,防火阻隔符合规定,盖板封堵严密。

3.3.7.4 继电器无积灰、玻璃清晰。

3.4 站区文明标准

3.4.1 站区有明确的卫生责任区域划分范围,无卫生死角;站区道路、场地清洁整齐,无杂物,无乱堆放设备材料。

3.4.2 绿化区整洁美观,无杂草丛生。

3.4.3 所有通道平整畅通,无乱倒垃圾、杂物,无乱堆器材,无违章建筑。

3.4.4 公用走道整洁畅通,墙壁无蛛网、积灰,垃圾箱附近无垃圾。

3.4.5 明沟、暗沟畅通清洁,排水良好。

3.4.6 站区内环境整洁,需到指定场所吸烟,地面无烟蒂,车辆停放在指定地点。

3.4.7 站区内无积水、积尘、积油、积垢。

3.5 礼仪规范性用语

3.5.1 接听电话时,首先应表明接听者的单位、职务、姓名。例如调度来电话时,接听者应说:“您好,××光伏电站,站长/当值主值/当值值班员某某”,当知道对方身份后说:“某某调度您好或某某主任您好或某某总您好,您有何事或有何指示”,若对方身份不明确,应说:“请问您是哪里,您贵姓,您有何事”,然后对对方提出的问题作出解答,接听电话时要注意礼貌用语,语言简练、准确。

3.5.2 上级参观人员进入中控室,当值人员应起立鼓掌表示欢迎,由站长介绍光伏电站的概况和运行情况,对于第一次来光伏电站的领导或其他人员,应从光伏电站的地理位置、总容量和理论光能利用小时数、光伏系统开始安装、结束、调试、试运行到正式投产的情况及变电站运行方式做简要介绍;对于已多次来光伏电站的则简要介绍光伏电站现阶段运行情况,并根据来访者所提问题做出回答。

4 检查与考核

4.1 本制度由光伏电站贯彻执行。

4.2 本制度的实施由发电公司生产技术部检查与考核。

第13篇 光伏发电系统试运行管理制度

1 目的

为确保光伏发电系统在现场调试完成后,光伏发电系统的安全性、功率特性、电能质量、利用率水平满足设计要求,并形成稳定生产能力,制定本制度。

2 引用标准或参考文件

2.1 gbt 50796-2022 光伏发电工程验收规范

2.2 gb 50300 建筑工程施工质量验收统一标准

2.3 光伏发电系统技术说明书、使用手册、操作手册、调试手册和维护手册

2.4 光伏发电系统订货合同明确的有关试运行的要求

3 职责

3.1 经理主要职责

3.1.1 负责批准光伏发电系统360h试运行验收申请。

3.1.2 负责召集相关人员组成光伏发电系统试运行验收小组。

3.1.3 负责督促工程部组织供应商对缺陷进行整改。

3.1.4 负责批准光伏发电系统360h试运行预验收证书。

3.2 验收小组主要职责

1 负责主持光伏发电系统试运行验收工作。

2 负责办理光伏发电系统试运行验收手续。

3.3 工程部主要职责

3.3.1 负责向公司提交附表13“验收申请表”。

3.3.2 负责督促相关供应商对缺陷进行整改。

3.3.3 负责协助验收小组对缺陷的整改完成情况进行验收。

4 管理内容与要求

4.1 试运行应具备的条件

4.1.1 各安装单位工程完工验收和各光伏发电系统调试验收已合格。

4.1.2 批次或全部调试验收合格的光伏发电系统在规定时间内无缺陷、无故障连续运行。

4.1.3 当地电网电压、频率稳定,相应波动幅度不应大于光伏发电系统规定值。

4.1.4 在批次或全部光伏发电系统启动试运行前,质检中心站已对本期工程进行全面的质量检查。

4.2 试运行申请

4.2.1 调试单位向工程部提出试运行申请报告,工程部向公司提交附表13“验收申请表”。公司组成验收小组,经理担任组长,组织调试单位、工程部负责人等相关人员进行试运行验收检查,填写附表4“光伏发电系统试运行验收检查表”。

4.2.2 依据检查结果,检查小组填写附表8“缺陷整改计划”。

4.2.3 工程部将附表8“缺陷整改计划”发送给相关的供应商,并组织相关供应商对缺陷进行整改。

4.2.4 整改时间节点到期后,检查小组对缺陷的整改完成情况进行验收,填写附表9“缺陷整改完成情况验证表”,并将整改证据存档,同意调试单位提交的试运行申请报告,光伏发电系统进入360h试运行。

4.3 试运行期间要求

4.3.1每块太阳能组件应连续、稳定、无故障运行至少光伏系统总辐射强度累计为360h,则视为试运行合格。

4.3.2系统进入试运行后,调试单位人员需把所有各汇流箱组钥匙按时交回,由光伏电站统一管理。

4.3.3 顺延情况

依据合同条款规定,以下三种情况不视为故障时间,试运行时间顺延。

4.3.3.1 电网故障(电网参数在技术规范范围之外)。

4.3.3.2 气象条件(包括风况、光照强度和环境温度)超出技术规范规定的运行范围。

4.3.3.3 电网调度原因。

4.3.4 退出情况

若发生以下情况,视为故障时间,光伏系统退出试运行,试运行时间重新开始。

4.3.4.1 试运行期间,如出现额定光照强度,系统应达到额定出力,否则需重新进行试运行;如没有出现额定光照强度,试运行时间顺延120小时,如仍未出现额定光照强度,将视为系统在额定光照强度时可达到额定出力。

4.3.4.2 试运行期间,系统在光照强度降到不能发电的强度下,厂家人员不得随意进入设备区域进行临时检修,如需必要情况,必须经光伏电站负责人同意后方可进入进行维护,且此系统重新计时,否则所有系统试运行结束,重新进入试运行。

4.3.4.3 试运行期间,允许系统的自动和用户级别的远程复位以及不需要任何部件修理或更换的手动复位,但通过上述复位不能恢复运行的任何停机将视为故障,需重新进行试运行。

4.3.4.4 通过复位(系统的自动和用户级别的远程复位以及不需要任何部件修理或更换的手动复位)纠正的累计停止时间超过试运行时间的6%时,需重新进行试运行。

4.3.5光伏电站运检人员每小时填写一次附表11“光伏发电系统360h试运行考核记录”,每24小时汇总一次填写附表12“光伏发电系统360h试运行测试记录”,最后均需调试人员签字确认。

4.3.6 进入光伏发电系统360h试运行的光伏系统,调试人员可远程监视,但不得擅自进行远程操作,一旦发现视为故障时间,所有系统退出试运行;如遇故障停止需要复位时,光伏电站人员须告知调试人员,由调试人员进行操作,并在附表11“光伏发电系统360h试运行考核记录”中记录操作内容。

4.3.7 试运行期间,在必要的情况下,调试人员及光伏电站人员可共同进入光伏发电系统,但光伏电站人员无权操作光伏发电设备。

4.3.8 如果指标在试运行期间未能达到规定要求时,按以下方法解决:

4.3.8.1 如因设备厂家原因未能达到保证指标,设备厂家应在10个工作日内对设备进行改进。有关费用包括但不限于工时费、材料费及设备厂家人员的技术服务费均应按相关记录由卖方承担。如需将任何设备运出光伏电站进行修理或更换,设备厂家应在一个月内将修理或更换后的设备运抵合同现场,并承担因此对公司造成的损失。在改进完成后进行第二次试运行。

4.3.8.2 如果第二次试运行因设备厂家原因仍未成功,设备厂家需整改后开始第三次试运行。如果第三次试运行由于设备厂家原因仍未能达到保证指标,公司有权向设备厂家要求对该台设备进行退货,同时由设备厂家用合格的设备代替未达指标的设备,并承担因此对公司造成的损失。具体时间由公司与设备厂家协商确定。在第三次试运行期间发生的所有改进费用(包括双方技术人员的费用),均应由设备厂家负担。

4.3.8.3 如果在第二次试运行中因公司原因仍未能达到保证指标,公司应对设备进行预验收并由双方现场代表在第二次试运行完成后签署预验收合格证书。但设备厂家仍应协助公司采取一切必要措施使合同设备达到设计指标。

4.3.9 系统调试时间不超过两个月,试运行应在4个月内通过。如果在此限期内系统因设备厂家原因无法通过试运行,公司有权要求设备厂家更换试运行无法通过的系统,由此产生的直接费用由设备厂家负担,并承担相应系统发电量损失赔偿费(停机时间按光伏电站运行系统的平均功率计算)。

4.3.11 试运行结束后,为了测试监控系统数据备份的功能,需协商设备厂家对系统做一次系统数据崩溃并恢复的测试。

4.4光伏系统试运行完成

试运行过程中,光伏系统各项指标均符合光伏发电系统360h试运行要求,检查小组填写调试单位提供的预验收合格证书,经经理批准后,完成光伏发电系统360h试运行。

5 检查与考核

5.1 本制度由公司组织有关部门贯彻执行。

5.2 本制度的实施由发电公司基建工程部检查与考核。

第14篇 光伏电站生产准备管理制度

1 目的

为实现光伏电站工程建设向生产运行的平稳过渡,确保项目投产后安全稳定运行,安全、可靠、经济指标达到规定要求,制定本制度。

2 引用标准或参考文件

2.1 《中华人民共和国国安全生产法》

2.2 dl 5027-1993 电力设备典型消防规程

2.3 dl 408-1991电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)

2.4 dl 409-1991电业安全工作规程(电力线路部分)

2.5 sd 292-1988 架空配电线路及设备运行规程

2.6 gb 50794-2022光伏发电站施工规范

3 职责

3.1 发电公司主要职责

3.1.1 负责批准光伏电站机构设置方案。

3.2 公司主要职责

1 负责在建光伏电站生产准备工作的落实和管理。

2 负责对在建光伏电站生产准备工作实施过程进行检查、监督和考核。

3 负责光伏电站的人员配置和岗位培训。

4 负责组织光伏电站完成管理文件的建立工作。

5 负责光伏电站办公、生活设施及劳动保护用品的采购。

3.3 光伏电站主要职责

3.3.1 负责参加岗位培训。

3.3.2 负责参加光伏电站的规程、预案的编制工作。

3.3.3 负责光伏电站辅助物资的验收、入库的管理工作。

3.3.4 负责执行光伏电站送电前验收、360h试运行及工程移交生产验收。

3.3.5 负责对设备、工程技术档案等的接收工作。

4 管理内容与要求

4.1 生产准备的内容

4.1.1光伏电站生产准备期:是指从项目开工开始,到本工程通过360h试运行,通过工程移交生产验收,进入生产期为止。

4.1.2 生产准备内容包括:编制生产准备工作计划,建立健全生产机构,合理配置运检人员,统筹安排员工培训,生产生活配套设施购买或完善,管理文件编制及建立管理信息报送机制等工作。

4.2 生产准备工作计划

对于新建、扩建光伏电站,公司组织编制生产准备工作计划,主要内容包括机构设置、人员配置、培训安排、管理文件建立、辅助物资购买或完善、环境管理、管理信息报送机制、送电前验收、光伏发电系统调试、360h试运行及工程移交生产,生产准备工作计划编制完成后,经发电公司批准后,发布到相关部门,各部门按照生产准备工作计划开展生产准备工作。

4.3 生产准备工作具体内容

4.3.1 机构设置及人员配置

4.3.1.1 机构设置

新建、扩建光伏电站应设置运行班组、安全组织机构,有效实施对生产管理的计划、组织、协调和控制。

4.3.1.2 人员配置

装机容量40mw及以内独立光伏电站(有升压站)劳动定员11人;装机容量40mw以上独立光伏电站,每增加10mw装机,增加初级运维员2人,在光伏电站工程施工前完成全部人员定编、定岗工作。

在项目开工后,按照先管理人员(站长、主值)后生产人员(运检人员)的顺序,首先配置管理人员,在工程移交生产前完成全部运检人员配置工作,且运检人员中应配备有熟悉机械、电气等专业的技术人员。

4.3.2 岗位培训

根据基建计划进度,公司制定光伏电站各岗位的培训计划,按期完成,有资质证件(电工进网证、调度证、主值证、安全员证、技术监督专责证)要求的岗位需经过国家规定的专业培训,持证上岗。

4.1 培训主要内容

a “三级”安全教育培训。

b 本项目相关资料、设计文本、图纸、系统设备的培训。

c 光伏发电专业基础知识的培训。

d 变电站仿真培训。

e 设备制造商培训,了解掌握设备的内部结构和运行特性、用户手册等。

f 参加光伏发电设备系统安装、调试对本项目的设备进行全面学习和掌握。

g 光伏电站实习。

h 管理文件(规程汇编、预案汇编、制度汇编)培训。

i 上岗资质证书取证培训。

4.2 培训教材编制与选用

a 光伏发电设备厂家的运行维护手册、检修手册、安装手册及说明书等技术资料。

b 《中华人民共和国国安全生产法》、《电力设备典型消防规程》、《电业安全工作规程》、《光伏电站安全规程》、《光伏电站运行规程》、《光伏电站检修规程》等法律、法规、标准、条例、规程、导则。

c 光伏发电基础知识培训教材。

d 光伏发电系统培训教材。

4.3.3 管理文件的建立

光伏电站的安全生产技术管理应严格执行国家、行业、发电公司颁发的有关标准、规范、制度。

4.3.3.1 制度汇编

《光伏电站制度汇编》由发电公司编制模板,光伏电站建立编制小组,根据本光伏电站实际,按照模板进行编制,在光伏发电系统投产前3个月发布实施。

4.3.3.2 规程汇编

《光伏电站规程汇编》由发电公司编制模板,光伏电站建立编制小组,根据本光伏电站实际,按照模板进行编制,《变电站现场运行规程》经站长批准后在光伏设备投产前3个月发布实施;《现场检修规程》经站长批准后在整个光伏发电系统投产后6个月内发布实施。

4.3.3.3 预案汇编

《光伏电站预案汇编》由发电公司编制模板,光伏电站建立编制小组,根据本光伏电站实际,按照模板进行编制,经当地安监部门审核批准后,经站长批准后在光伏发电系统投产前3个月发布实施。

4.3.3.4 工作表格

在试运行前3个月,按相关制度规定,完成各种表格的准备工作,并在设备试运行过程中按制度执行。

4.3.4 辅助物资

新建、扩建光伏电站的辅助物资准备包括建立和完善专业设施(包括存储仓库、消防设施等),按先进实用的原则配置安全工器具、检修工具、仪器仪表,制定备品备件计划,储备必要的备品备件等。

4.3.4.1 工器具管理

新建、扩建光伏电站按要求配置工器具(安全工器具、电动工具、起重器具、计量器具及其他工具),所有工器具必须是有生产资质的厂家生产的合格产品。部分工器具需经过所在地电网公司入网许可,并经检验部门检定合格,专人管理,定期送检,具体按《工器具管理制度》执行。

4.3.4.2 备品备件

新建、扩建光伏电站根据设备厂家的意见、建议,制定备品备件储备定额计划,储备必要的备品备件,包括光伏发电设备备品、辅助设备事故备品、电气设备事故备品、一般备品备件和消耗性材料等,以维持正常的发电生产以及消除设备缺陷、加快事故抢修进度的需要,提高设备利用率。做好备品备件的检验、入库的管理工作,具体按《备品备件管理制度》执行。

4.3.4.3 消防器材

按要求配置消防系统,消防设施、消防器材应定期检验,并出具相关检验合格报告,具体按《消防管理制度》执行。

4.3.4.4 办公、生活配套设施

公司根据实际需要购买光伏电站的办公、生活配套设施。

4.3.5 环境

新建、扩建光伏电站变电站周边水土保持及植被恢复工作应全部完成,施工过程中所产生的施工垃圾及生活垃圾全部清理完毕。

4.3.6 信息报送

4.3.6.1 信息报送应与生产准备同步开展。光伏电站整套调试前,完成电网公司、光伏电站的安全生产管理、分析系统的安装和调试工作(光伏电站实时监控系统、功率预测系统),确保光伏电站在并网发电后能够及时准确将有关数据上报。

4.3.6.2 新建、扩建光伏电站应具备远程实时监控系统接入能力,应做好计算机网络安全防护工作,光伏电站监控数据与互联网连接时,应采取可靠、必要的隔离措施,避免光伏发电系统运行监控系统遭到破坏。

4.3.7 送电前验收

4.3.7.1 以上工作均准备完成后,工程部向经理提出验收申请,经理组织相关人员对光伏电站进行送电前验收,具体按《变电站送电前验收管理制度》执行。

4.3.7.2 公司内部完成送电前验收并将相关问题整改完成后,向电网公司提出送电前验收申请,电网公司对光伏电站进行送电前验收。

4.3.8光伏发电系统调试

为顺利进行光伏发电系统调试工作,在调试前应先通过电网公司、质监部门、消防部门等相关单位的专业检查、验收。

4.3.8.1 单机调试

光伏电站参与由设备厂家组织的单体调试工作(包括单体调试和分系统调试),参加验收,设备厂家将光伏发电系统调试资料移交给工程部。

4.3.8.2 光伏发电系统整套启动调试

a 光伏电站参与由设备厂家组织的整套启动调试工作,对调试中发现的各种问题提出意见。

b 光伏电站参与调试质量验收及结果评定,设备厂家将光伏发电系统调试资料移交给工程部。

4.3.9 光伏发电系统试运行

在工程启动开始连续无故障运行时间不少于光伏系统累计接收总辐射达360h的时间后,当地电网电压、频率稳定,相应波动幅度不大于光伏系统规定值的情况下,公司根据光伏发电设备厂家提出的试运行预验收报告和申请,组织相关人员对光伏发电系统进行360h试运行验收,具体按《光伏发电设备试运行管理制度》执行。

4.3.10 工程移交生产

光伏发电设备完成360h试运行验收后,工程部向公司提出工程移交生产验收申请,公司启动工程移交生产验收工作,具体按《工程移交生产管理制度》执行。

5 检查与考核

5.1 本制度由公司组织相关部门贯彻执行。

5.2 本规定的实施由发电公司基建工程部检查与考核。