光伏发电管理制度牌（通用15篇）

规章制度是为了管理和约束个体行为而制定的一套规则和规范。制定规章制度时，可以参考这些已实施的规章制度，以提高效率和减少错误。

光伏管理制度

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。

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。

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。

5.1.3.1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。

5.2.1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。

光伏管理制度

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。

光伏管理制度

第一条提高项目全员对安全重要性的认识，提高安全技术水平，提高全员的安全意识，经培训考试后，持证上岗。

第二条本制度适用于本项目全员。

第三条安全管理目标。

不发生人身死亡及群伤事故;。

不发生特大、重大设备、机械设备事故;。

不发生恶性误操作事故;。

不发生重大火灾事故;。

不发生重大交通责任事故;。

不发生特大环境污染事故;。

“设施标准、行为规范、施工有序、环境整洁”创建良好文明施工水平。实现达标投产、争创优质工程。

第四条安全管理职责。

业主单位职责:。

1)负责制定安全管理目标和提供安全管理要求，并监督执行;。

2)组织召开项目安全周例会等安全管理会议;。

3)组织开展项目安全大检查，并对违规的单位进行处罚;。

4)进行安全巡检，对发现的安全隐患提出整改意见，并落实跟进;。

加强对保证安全施工的机械、工器具及安全防护措施、用具、用品的管理。所用安全机械、工器具及安全防护设施、用具用品必须为生产许可企业的合格产品。

作好安全保卫工作，禁止与施工无关人员进入施工现场。

加强对民工的安全管理.

严格班组安全管理，建立班组交底、签证制度。

对施工现场危险源进行分析并制定应对措施，要求施工人员对重大安全隐患制定紧急预案。

对施工生产及安全设施进行经常性的检查监督(定期与不定期)，对违反安全生产规定的施工及时指令整改。

做好劳动保护、环境保护及水土保持工作。

不按章办事、违反现场安全规定将给予通报批评和经济处罚。

个人着装及防护。

施工现场穿戴铁钉的鞋、裙子、短裤、拖鞋、高跟、背心和赤膊者需责令其退出施工现场。

进入施工现场必须佩戴安全帽(办公室、控制室、值班室、施工班组的休息室除外)。

高空作业需系安全带，严禁高空抛掷工具、材料及其它物品。

遮栏、护栏、栏杆。

建筑物框架、高塔平台、高速运转设备、高电压区等主要施工区的遮栏、护栏、栏杆等必须符合设计和规定要求，安装齐全并牢固，安全标示牌、警告牌齐全。并设在视线良好的.地方。

施工区各类孔(洞)沟盖板，要符合设计要求，必须齐全、平整、安全、牢固。

夜间施工现场及巡视路线的照明应符合施工要求;高空作业、施工区域照明要充足。

安全工器具、防护用具。

不得使用无生产许可证、无合格证厂家产品。

应该使用的安全施工器具或防护用具不可缺少。

需按规定使用施工电源。

厂区内杂草众多，禁止吸烟。

接地焊接施工处需配备灭火设备。

非工作人员禁止进入厂区。

所有带电设备日常维护或检修后必须随手锁门。

为保证厂区环境卫生所有施工垃圾需及时处理。

光伏管理制度

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。

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。

光伏管理制度

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。

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。

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。

光伏管理制度

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。

2.2gb50300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。

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。

光伏发电安全生产管理制度

日前，为推进分布式光伏发电应用，规范分布式光伏发电项目管理，中国国家能源局发布了《关于分布式光伏发电项目管理暂行办法的通知》，这份政策通知成为分布式光伏发电最新利好政策，涉及总则、规模管理、项目备案、建设条件、电网接入和运行、计量与结算、产业信息监测及违规责任等细则。

第一章 总 则

1、为规范分布式光伏发电项目建设管理，推进分布式光伏发电应用，根据《中华人民共和国可再生能源法》、《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国行政许可法》以及《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，制定本办法。

2、分布式光伏发电是指在用户所在场地或附近建设运行，以用户侧自发自用为主、多余电量上网且在配电网系统平衡调节为特征的光伏发电设施。

3、鼓励各类电力用户、投资企业、专业化合同能源服务公司、个人等作为项目单位，投资建设和经营分布式光伏发电项目。

4、国务院能源主管部门负责全国分布式发电规划指导和监督管理;地方能源主管部门在国务院能源主管部门指导下，负责本地区分布式光伏发电规划、建设的监督管理;国家能源局派出机构负责对本地区分布式光伏发电规划和政策执行、并网运行、市场公平及运行安全进行监管。

5、分布式光伏发电实行“自发自用、余电上网、就近消纳、电网调节”的运营模式，电网企业采用先进技术优化电网运行管理，为分布式光伏发电运行提供系统支撑，保障电力用户安全用电，鼓励项目投资经营主体与同一供电区内的电力用户在电网企业配合下以多种方式实现分布式光伏发电就近消纳。

第二章 规模管理

6、国务院能源主管部门依据全国太阳能发电相关规划，各地区分布式发电需求和建设条件，对需要国家资金补贴的项目实行总量平衡和年度指导规模管理，不需要国家资金补贴的项目部纳入年度指导规模管理范围。

7、省级能源主管部门依据本地区分布式光伏发电发展情况，提出下一年度需要国家资金补贴的项目规划申请。国务院能源主管部门结合各地项目资源、实际应用以及可再生能源电价附加征收情况，统筹协调平衡后，下达各地区年度指导规模，在年度中期可视各地区实施情况进行微调。

8、国务院能源主管部门下达的分布式光伏发电年度指导规模，在该年度内未使用的规模指标自动失效，当年规模指标与实际需求差距较大的，地方能源主管部门可适时提出调整申请。

9、鼓励各级地方政府通过市场竞争方式降低分布式光伏发电的补贴标准，优先支持申请低于国家补贴标准的分布式光伏发电项目建设。

第三章 项目备案

10、省级以下能源主管部门依据国务院投资项目管理规定和国务院能源主管部门下达的本地区分布式光伏发电的年度指导规模指标，对分布式光伏发电项目实行备案管理，具体备案办法由省级人民政府制定。

11、项目备案工作应根据分布式光伏发电项目特点尽可能简化程序，免除发电业务许可、规划选址、土地预审、水土保持、环境影响评价、节能评估及社会风险评估等支持性文件。

12、对个人利用自有住宅及在住宅区域内建设的分布式光伏发电项目，由当地电网企业直接登记并集中向当地能源主管部门备案，不需要国家资金补贴的项目由省级能源主管部门自行管理。

13、各级管理部门和项目单位不得自行变更项目备案文件的主要事项，包括投资主体、建设地点、项目规划、运营模式等，确需变更时，由备案部门按程序办理。

14、在年度指导规模指标范围内的分布式光伏发电项目，自备案之日起两年内未建成投产的，在年度指导规模中取消，并同时取消享受国家资金补贴的资格。

15、鼓励地市级或县级政府结合当地实际建设与电网接入申请、并网调试和验收、电费结算和补贴发放等相结合的分布式光伏发电项目备案、竣工验收等一站式服务体系，简化办理流程、提高管理效率。

第四章 建设条件

16、分布式光伏发电项目所依托的建筑物及设施应具有合法性，项目单位与项目所依托的建筑物、场地及设施所有人非同一主体时，项目单位应与所有人签订建筑物、场地及设施的使用或租用协议，视经营方式与电力用户签订合同能源服务协议。

17、分布式光伏发电项目的设计和安装应符合有关管理规定、设备标准、建筑工程规范和安全规范等要求，承担项目设计、查咨询、安装和监理的单位，应具有国家规定的相应资质。18、分布式光伏发电项目采用的光伏电池组件、逆变器等设备应通过符合国家规定的认证认可机构的检测认证，符合相关接入电网的技术要求。

第五章 电网接入和运行

19、电网企业收到项目单位并网接入申请后，应在20个工作日内出具并网接入意见，对于集中多点接入的分布式光伏发电项目可延长到30个工作日。

20、以35千伏及以下电压等级接入电网的分布式光伏发电项目，由地级市或县级电网企业按照简化程序办理相关并网手续，并提供并网咨询、电能表安装、并网调试及验收等服务。

21、以35千伏以上电压等级接入电网且所发电力在并网点范围内使用的分布式光伏发电项目，电网企业应根据其接入方式、电量使用范围，本着简便和及时高效的原则做好并网管理，提供相关服务。

22、接入公共电网的分布式光伏发电项目，接入系统工程以及因接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设，接入用户侧的分布式光伏发电项目，用户侧的配套工程由项目单位投资建设，因项目接入电网引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。

23、电网企业应采用先进运行控制技术，提高配电网智能化水平，为接纳分布式光伏发电创造条件，在分布式光伏发电安装规模较大、占电网负荷比重较高的供电区，电网企业应根据发展需要建设分布式光伏发电并网运行监测、公寓预测和优化运行相结合的综合技术体系，实现分布式光伏发电高效利用和系统安全运行。

第六章 计量与结算

24、分布式光伏项目本体工程建成后，向电网企业提出并网调试和验收申请，电网企业指导和配合项目单位开展并网运行调试和验收，电网企业应根据国家有关标准制定分布式光伏发电电网接入和并网运行验收办法。

25、电网企业负责对分布式光伏发电项目的全部发电量、上网电量分布计量、免费提供并安装电能计量表，不向项目单位收取系统备用容量费。电网企业在有关并网接入和运行灯所有环节提供的服务均不向项目单位收取费用。

26、享受电量补贴政策的分布式光伏发电项目，由电网企业负责向项目单位按月转付国家补贴资金，按月结算余电上网电量电费。

27、在经济开发区灯相对独立的供电区同一组织建设的分布式光伏发电项目，余电上网部分可向该供电区内其他电力用户直接售电。

第七章 产业信息监测

28，组织地市级或县级能源主管部门按月汇总项目备案信息。省级能源主管部门按季分类汇总备案信息后报送国务院能源主管部门。

29，各省级能源主管部门负责本地区分布式光伏发电项目建设和运行信息统计，并分别于每年7月，次年1月向国务院能源主管部门拟送上半年和上一年度的统计信息，同时抄送国家能源局及其派出监管机构，国家可再生能源信息中心。

30，电网企业负责建设本级电网覆盖范围内分布式光伏发电的运行监测体系，配合本级能源主管部门向所在地的能源管理部门按季报送项目建设运行信息，包括项目建设，发电量，上网电量，电费和补贴发放与结算等信息。

31，国务院能源主管部门委托国家可再生能源信息中心开展分布式光伏发电行业信息管理，组织研究制定工程设计，安装，验收等环节的标准规范，统计全国分布式光伏发电项目建设运行信息，分析评价行业发展现状和趋势，及时提出相关政策建议，报国务院能源主管部门批准，适时发布相关产业信息。

第八章 违规责任

32，电网企业未按照规定收购分布式光伏发电项目余电上网电量，造成项目单位损失的，应当按照《中华人民共和国可再生能源法》的.规定承担经济赔偿责任。

第一条为进一步加快本市太阳能开发利用，增加可再生能源用量，改善大气环境质量，根据国务院《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发[2015]24号）、国家发展改革委《关于印发分布式发电管理暂行办法的通知》(发改能源[2015]1381号)和国家能源局《关于印发分布式光伏发电项目管理暂行办法的通知》(国能新能[2015]433号)，制定本办法。

第二条本办法适用于本市行政区域内分布式光伏发电项目的管理工作。

第三条积极推进分布式光伏发电应用。

（四）积极结合农村城镇化和新型农村社区建设分布式光伏屋顶系统。

第四条简化项目备案程序。

分布式光伏发电项目由区（县）发展改革委根据本区域分布式光伏发电的年度规模指标实行备案管理，并免除发电业务许可、规划选址、土地预审、环境影响评价、节能评估及社会风险评估等支持性文件。其中:

第五条项目业主在备案或登记完成后可向属地电网企业提出并网申请。其中:

（二）分布式光伏发电项目本体工程建成后，向所在区域电网企业提出并网验收及并网调试申请，电网企业自受理并网验收申请之日起，在15个工作日内完成发用电合同、并网调度协议、并网验收与调试工作。

第六条北京市电力公司按月（或双方约定）与完成并网的分布式光伏发电项目单位（含个人）结算电费和转付相关财政补贴资金，并按要求向市发展改革委报送相关信息。

第七条鼓励区（县）政府在国家电量补贴政策的基础上制定本地区的分布式光伏补贴政策,鼓励电网企业和光伏项目业主开展代收电费等多种商业模式创新，积极探索建立在同一并网点变压台区的分布式光伏发电项目向本区域的电力用户提供能源服务的模式和机制，发挥市场的引领和带动作用。

第八条分布式光伏发电项目应按要求接入北京市新能源和可再生能源监测系统。具体接入程序如下：

分布式光伏项目完成核准或备案后，项目业主通过北京节能环保中心网站下载并在线提交监测表，节能环保中心在2个工作日内完成监测表的信息校核。

第九条分布式光伏发电的自发自用发电量按属地原则计入该区域和业主当年的节能量。

光伏管理制度

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。

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。

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30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10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xxxxx有限责任公司负责解释。

光伏管理制度

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

2.2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。

4.2.6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。

发电机管理制度

本方案对#1发电机定冷水渗漏查找处理的细节做了重点提醒,针对整个施工过程做了详细阐述并根据工作的过程提出了危险点及防范措施。目的是确保发电机定冷水渗漏查找处理的整个施工过程中保证设备及人身的安全。

范围。

本方案适用xx发电公司的qfsn-600-2yhg型水氢氢冷型发电机的定冷水渗漏查找处理的施工。

1.1办理发电机检修工作票,工作票所列安全措施已布置完善。

1.2发电机内氢气置换完毕,用干燥的压缩空气吹净机内的二氧化碳。发电机机内为合格空气、人孔已经打开进行了充分的通风。

1.3发电机已与氢气管道系统隔离。并已在来氢管道侧加死堵。

1.4发电机修前试验已经试验完毕并结束,内冷水等系统已经停运。

1.5发电机氢气冷却器化妆板已经拆卸完毕,化妆板吊离并放置在不妨碍检修的位置上。

1.6搭设脚手架检验合格,满足使用条件。

1.7检修使用的专用工具齐全,并经检查试验合格,存放在指定地点。

1.8材料准备充分,备品备件齐全。

1.9作业组成员了解发电机修前的运行状况。

1.10作业组成员清楚修前发电机存在的缺陷及本次检修处理缺陷的方法。

1.11作业组成员必须熟悉本作业指导书内容(检修项目、工艺质量标准等)。

1.12作业组成员必需安全持证上岗,熟悉本作业指导书的安全技术措施。

1.13开工前召开专题会,对作业组成员进行进行安全、技术交底并组内明确分工。

2.1.1参加检修的人员进行安全教育和技术培训,达到上岗条件。

2.1.2作业组成员的着装要符合要求。

2.1.3发电机与所有系统完全解列,且内部无氢、无二氧化碳。

2.1.4发电机解体、检修、试验和回装时严禁损伤设备及其部件。

2.1.5严禁携带检修工具以外的其它物品(如金属性物品或锋利物品)。

2.1.6所带的常用工具、量具应认真清点、登记,绝不许遗留在发电机内。

2.1.7各作业过程作业组长要进行安全交底,做好危险预想。

2.2解体阶段的风险分析。

2.2.1检查二氧化碳瓶完好、气体压力充足、气瓶储备充足(100个以上),且放置牢固,防止在搬用过程中倾倒。

2.2.2排氢前发电机内各部铁芯铁芯温度应不超过40℃。

2.2.3在排氢过程中,工作现场严禁明火,且排氢速度不能太快。

2.2.4在排氢过程中,发电机内部压力不能低于50kpa。

2.2.5在充二氧化碳时,充气压力不能低于150kpa。

2.2.6解体发电机前必须将来氢门与发电机拆开。

2.2.7解体前必须用压缩空气将发电机内的二氧化碳吹扫干净。

2.2.8解体时测量发电机内氢气含量合格。

2.2.9解体中发电机内只能使用手电。在解体过程中,检修人员不得穿带金属纽扣的工作服。进入定子人员须穿连体工作服,衣着整洁,衣袋内不得装任何物品。

2.2.10进入定子施工人员所带的一切物品必须如实进行登记,工作完毕后认真进行清点核对,保证全数拿出;,禁止带其它与工作无关的物件(如钥匙等)。

2.2.11人孔拆开后,将转子轴向风道封闭,防止异物进入转子内部。

2.3检修阶段的风险分析:。

2.3.1每天开工前工作负责人向作业组成员交代安全注意事项,工作结束后总结当天的安全工作情况。

2.3.2使用电动工器具必须配用漏电保护器。

2.3.3高空作业应使用工具带、安全带或防坠器。

2.3.4水压试验时严密监视压力表的压力,防止超压损坏水管。

2.3.5在进行修前、修后高压试验及有关电气试验时,检修人员应撤离现场,并作好协调配合工作,在不同地点设专人监护,并设围栏。

2.3.6发电机进行内部检修时,严格执行检修工艺规程和发电机检修管理制度。

2.3.7在检修中使用扁铲、铁丝、锯条等时要时刻注意不能将断头掉入发电机内部。

2.3.8收工后要清点工器具无遗漏后,用蓬布将发电机盖好,并贴封条。

2.4回装阶段的风险分析:。

2.4.1全面检查发电机内部的所有检修工作全部结束,所有部件检修工作完毕。

2.4.2通知相关部门或班组,检查其相应工作全部结束。

2.4.3回装时要按照拆前记号回装。

2.4.4封人孔之前认真检查发电机内部无异物,并拆除转子轴向风道堵板。

2.5水压试验安全技术措施。

2.5.1水压试验至少由两人以上进行工作,禁止单独1人操作。

2.5.2水压试验必须与集控运行联系,征得同意后方可工作。

2.5.3将水压机和发电机出水法兰、进水法兰和压力表连接好。

2.5.4升压时先打开绕组排空门,待空气排尽后方可关闭升压。

2.5.5缓缓升压至0.6mpa后开始查漏,维持12小时无渗漏为合格。

2.5.6升压时做好联系工作,防止压力超限。

2.6发电机风压试验安全技术措施。

2.6.1水压试验前必须认真检查发电机本体、氢系统及氢干燥器等设备全部恢复完毕后,方可进行。

2.6.2定子冷却水系统、密封油系统和润滑油系统全部恢复正常运行方式。

2.6.3压缩干空气压力正常。

2.6.4氢系统就地压力表和集控计算机画面氢压信号已投入正常运行。

2.6.5化学氢气仪表分析盘、氢气湿度分析仪、热工变送器和就地压力表均恢复正常。

2.6.6风压试验必须与集控运行联系,征得同意后方可工作。

2.6.7从0m接干燥的压缩空气进入机内,缓缓升压。

2.6.8对发电机密封点进行查漏,查漏方法为洗涤灵水和卤素检漏仪测试法检查所有密封点,具体查漏点见《发电机氢系统风压查漏点一览表》。

2.6.9在查漏过程中如果发现漏点要及时处理,全部密封点检查两遍后无渗漏现象后继续升压,在升压过程中加强对密封油压的跟踪、查漏,如果发现漏点,停止升压及时处理,如果确认不能处理的,泄压后重新检修,重新进行风压试验。

3.1组织措施。

3.1.1在配合定冷水渗漏查找处理过程中,设组长一名,各作业人员必须听从组长统一指挥。

3.1.2各小组成员,按分工明确,各负其责,不得随意离开检修现场。

3.1.3在定冷水渗漏查找处理前召集所有成员召开现场会并进行安全技术交底。

3.1.4发电机定冷水渗漏查找处理必须由班组组织协调。

3.1.5所有在场的工作人员必须保持良好的精神状态。

3.1.6定冷水渗漏查找处理时,项目部、班组负责人必须在场监护。

3.1.7电气检修班班长或技术员必须有一人在场监护。

3.1.8使用行车起重时由起重工统一指挥,一切工作人员必须听从指挥。

3.1.9所有的组织措施、安全措施、技术措施准备就绪后方可进行工作。

4.1安全施工措施。

4.1.1进入施工现场必须正确佩带安全帽、安全带等劳动防护用品,严禁酒后进入检修现场。

4.1.2现场施工中的废油棉纱、破布等,应统一集中保管处理,做好防火的准备,严防火灾的发生。

4.1.3起吊过程中,应统一指挥,集中精力,起吊重物下严禁站人。

4.1.4进入发电机内部的工作的人员,不得穿带钉或坚硬底的鞋,以免滑倒或划伤内部部件或绝缘。

4.1.5施工电源装置损坏或使用完毕,电气专业人员维修或拆除,严禁私自修理或拆除。

4.1.6积极认真的进行施工,保护好自己保护好设备,相互照应,统一指挥,统一调度,集中精力搞好大修工作。牢固树立“安全就是生命,安全就是市场”的意识。

4.2文明施工措施。

4.2.1检修现场必须保持清洁。拆卸的废弃物要随拆随清,拆卸时要做到文明施工、避免扬尘污染。做到开工时、检修中、收工后现场保持干净。

4.2.2工器具、零件、材料的运送必须采取搬运、不得在地面上托运。防止划伤地面。

4.2.3检修现场的工器具、零部件、材料应按定置布置图摆放整齐。

4.2.4对可能造成设备基础瓷砖、地面瓷砖污染、损坏的部位必须设置遮挡或铺垫。

4.2.5每项工作结束时,必须做到“工完料净场地清”。

4.2.6检修产生的生产垃圾必须倾倒在垃圾车内。

发电机管理制度

规范柴油发电机的操作程序,确保正确、安全地操作。

2.适用范围。

适用于物业公司各管理处柴油发电机的操作。

3.1操作规程。

1)在市电停电时,应及时启动发电机。

2)启动前须检查机油、柴油、电池、电压是否正常。水箱内水位是否足够。

3)检查风叶及传动皮带等是否正常,检查机身各处是否有漏油及其它连接松动现象。

4)一次启动时间不得超过5秒,连续两次启动不成功,应间隔2分钟再启动,如重复三次不能启动,则应查明原因。

5)发电机正常供电运行后,应注意观察各仪表运行是否正常,如发现异常情况应立即停机检查。

6)运行时保持机组负荷不超过客定值80%。

7)市电恢复供电后,按启动程序逆操作转换市电。停机前应保持空载运行5分钟以上。

8)运行期间,注意打开补风机。

9)应急发电机启动后,应间隔2小时左右,记录电压、电流、油压、水温等。

10)在运行中,确保发电机组正常安全运行,必须用看、听、嗅、摸四结合方法对机组进行检查。

3.2应急发电机日常巡查、维护内容。

1)检查油箱油量及水箱内的水是否足够,不足时应添足。

2)检查机油平面,不足时应添足。

3)检查各附件安装的稳固程度,地脚螺丝及各机械连接的牢靠性。

4)检查机器是否有漏油、漏水等现象。

5)检查各仪表是否正常,蓄电池电池水是否添足,检查蓄电池电压是否正常。

6)清洁机器及附件设备外表。

7)发电机平时置于自动待发状态,蓄电池置于充电状态。

4.管理规定。

4.1保持应急发电机机房干净整洁。

4.2发电机组与储油间隔离,储油间应有单独通风设施,并有防爆灯。

4.3发电机房内严禁烟火,标示明确,普通灭火设施齐全,co2灭火系统处在正常监控状态。

4.4发电机非使用时应定期试运行,时间每次不少于15分钟,每次运行应有详细记录。

4.5有明确岗位责任人,有详细的维修保养计划和记录,以及故障处理记录。

5.附表:。

5.1《应急发电机运行记录》。

5.2《应急发电机运行巡查记录》。

发电管理制度

保证发电机在市网停电时能自动起动和良好运行。

二、适用范围。

各管理区域内(大厦)发电机房的管理。

三、内容。

1、发电机房门平时应上锁,钥匙由配电房值班员管理,未经部门领导批准,非工作人员严禁入内。

2、配电房值班员必须熟悉发电机的基本性能和操作方法,发电机运行时,应作经常性的巡视检查。

3、平时应经常检查发电机的机油油位、冷却水水位是否合乎要求,柴油箱中的储备油量应保持能满足发电机带负荷运行8小时用油量,蓄电池电压是否正常。

4、发电机半月空载运行一次,运行时间不大于15分钟,平时应将发电机置于自动起动状态。

5、发电机一旦起动运行,值班员应立即前往机房观查,启动送风机,检查发电机各仪表指示是否正常。

6、严格执行发电机定期保养制度,做好发电机运行记录和保养记录。

7、定期清扫发电机房,保证机房和设备的整洁。发现漏油漏水现象应及时处理。

8、加强防火各消防管理意识,确保发电机房消防设施完好齐备。

四、相关记录:。

《发电机组运行情况记录表》。

一、未经主管同意,非管理人员不得随意进入机房。

二、柴油机组平时应置于良好的状态,蓄电池置于浮充状态,冷却水应满足运行要求,邮箱内应蓄备8小时满负荷用油量,室内应配备应急照明。

三、柴油机组的开关及按钮,非值班技工或维修人员不得操作。操作人员必须熟悉设备,严格按规程操作。

四、机房内严禁抽烟、点火,室内应配备手持式气体灭火器。

五、机房内不能堆放任何杂物,更不能存放易燃物品。

六、每两个星期启动柴油机空载试机一次(15~20分钟),发现问题及时处理并做好记录。

七、机房及机组的清洁卫生由技工班负责清扫,达到卫生、整洁、无积尘。

发电机管理制度

规范柴油发电机的操作程序,确保正确、安全地操作。

适用于物业公司各管理处柴油发电机的操作。

3.1操作规程。

1)在市电停电时,应及时启动发电机。

2)启动前须检查机油、柴油、电池、电压是否正常。水箱内水位是否足够。

3)检查风叶及传动皮带等是否正常,检查机身各处是否有漏油及其它连接松动现象。

4)一次启动时间不得超过5秒,连续两次启动不成功,应间隔2分钟再启动,如重复三次不能启动,则应查明原因。

5)发电机正常供电运行后,应注意观察各仪表运行是否正常,如发现异常情况应立即停机检查。

6)运行时保持机组负荷不超过客定值80%。

7)市电恢复供电后,按启动程序逆操作转换市电。停机前应保持空载运行5分钟以上。

8)运行期间,注意打开补风机。

9)应急发电机启动后,应间隔2小时左右,记录电压、电流、油压、水温等。

10)在运行中,确保发电机组正常安全运行,必须用看、听、嗅、摸四结合方法对机组进行检查。

3.2应急发电机日常巡查、维护内容。

1)检查油箱油量及水箱内的水是否足够,不足时应添足。

2)检查机油平面,不足时应添足。

3)检查各附件安装的稳固程度,地脚螺丝及各机械连接的牢靠性。

4)检查机器是否有漏油、漏水等现象。

5)检查各仪表是否正常,蓄电池电池水是否添足,检查蓄电池电压是否正常。

6)清洁机器及附件设备外表。

7)发电机平时置于自动待发状态,蓄电池置于充电状态。

4.1保持应急发电机机房干净整洁。

4.2发电机组与储油间隔离,储油间应有单独通风设施,并有防爆灯。

4.3发电机房内严禁烟火,标示明确,普通灭火设施齐全,co2灭火系统处在正常监控状态。

4.4发电机非使用时应定期试运行,时间每次不少于15分钟,每次运行应有详细记录。

4.5有明确岗位责任人,有详细的维修保养计划和记录,以及故障处理记录。

5.1《应急发电机运行记录》。

5.2《应急发电机运行巡查记录》。

发电管理制度

为了保障发电机的安全运行及操作人员的人身安全,特制定本制度。

一、操作人员必须严格按照规定管理、使用、维护保养,确保设备的完整性、可靠性,随时处于良好状态。

二、操作人员必须保持发电机组的配套装置和设施的完整性、可靠性,不得随意搬动、改变或挪作他用。

三、机房内应配备二氧化碳灭火器,不得随意挪动。发生火灾事故时应立即停止送电,关闭发电机,并用灭火器扑救。

四、机房内不得有无关的物品、物资存放(包括临时性存放)。禁止堆放易燃、易爆物品及腐蚀性物品。

五、随时保持机房内的通风、照明的完好,机房内一切电器设备必须可靠接地。

六、机房钥匙不得随意配制,无关人员不得随意借用钥匙。

七、严禁随处乱堆乱放固体废弃物,保持发电机房四周环境的清洁卫生。

八、机房内不得随意动火,发现火警必须及时报告,按照《消防紧急应变计划》进行处理,同时尽全力与消防人员共同扑灭火灾。

光伏管理制度

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。

2.6nb/t320xx-20xx光伏发电站太阳能资源实时监测技术规范。

2.14nb/t320xx-20xx光伏发电站电压与频率响应检测规程。

2.15nb/t320xx-20xx光伏发电站防孤岛检测技术规程。

2.18jgj203:20xx民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范。

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。

4.1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。

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。

5.1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。