《风光储联合发电站运行导则》

ICSXXX

FXX

备案号：DL

中华人民共和国能源行业标准

DL/TXXX—XXXX

风光储联合发电站运行导则

Guideforoperationofcombinedwindturbine,

Photovoltaicandbatteryenergystoragepowergenerationsystem

（征求意见稿）

——发布——

国家能源局发布

目次

前言................................................................................................................................错误！未定义书签。

1范围.......................................................................................................................................................................2

2规范性引用文件................................................................................................................................................2

3术语及定义.........................................................................................................................................................2

4基本规定..............................................................................................................................................................4

5风光储联合发电站运行条件........................................................................................................................4

6风光储联合发电站运行模式........................................................................................................................5

7风光储联合发电站运行监控........................................................................................................................7

8风光储联合发电站运行巡检........................................................................................................................7

9异常运行及故障处理......................................................................................................................................8

附录A风光储联合发电站运行巡检具体要求...........................................................................................9

附录B储能系统典型异常情况.....................................................................................................................17

附录C储能系统典型故障处置表................................................................................................................18

1

1范围

本标准规定了风光储联合发电站的运行原则、发电设备正常运行条件、联合发电站运行

模式以及运行操作、监视、巡检、异常运行及故障处理的技术要求。

本标准适用于通过35kV及以上电压等级接入电网的陆地新建、改建和扩建的风光储联

合发电站，风光、风储、光储等其他类型的联合发电站可参照执行。

2规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本

适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

GB/T12326电能质量电压波动和闪变

DL/T969变电站运行导则

GB/T15543电能质量三相电压不平衡

GB/T14549继电保护和安全自动装置技术规程

GB7260.1不间断电源设备第1-1部分:操作人员触及区使用的UPS的一

般规定和安全要求

DL/T666-2012风力发电场运行规程

GB/T31464电网运行准则

GB26860电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分

GB18451.1风力发电机安全要求

GB/T35694光伏发电站安全规程

DL/T1253电力电缆线路运行规程

DL/T741架空输电线路运行规程

DL/T544电力通信运行管理规程

DL/T516电力调度自动化运行管理规程

GB/T38335光伏发电站运行规程

NB/T31065-2015风力发电场调度运行规程

NB/T31047-2013风电调度运行管理规范

GB/T19963-2011风电场接入电力系统技术规定

NB/T31046-2013风电功率预测系统功能规范

GB/T19964-2012光伏发电站接入电力系统技术规定

GB/T31365-2015光伏发电站接入电网检测规程

NB/T32025-2015光伏发电站调度技术规范

NB/T32011-2013光伏发电站功率预测系统技术要求

GB/T31366-2015光伏发电站监控系统技术要求

GB/T13729远动终端设备

GB/T31366光伏发电站监控系统技术要求

DL/T476-2012电力系统实时数据通信应用层协议

DL/T860变电站通信网络和系统

DL/T510335kV～110kV无人值班变电所设计规程

DL/T5149220kV～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程

NB/T42090电化学储能电站监控系统技术规范

风光储联合发电站设计规范（征求意见稿）

3术语及定义

下列术语和定义适用于本文件。

2

3.1风光储联合发电站combinedwindturbine,photovoltaic（PV）andbatteryenergy

toragepowergenerationsystem

由风能、太阳能、储能等能源类型联合运行和协调控制，并归口调度部门统一调度的发

电系统。

3.2风电分系统windpowersubsystem

联合发电站中，由风力发电能源类型构成的发电系统。风电分系统由所有类型的风力发

电机组、升压变压器、汇集线路、汇集线路开关柜、风机监控系统组成。

3.3光伏分系统photovoltaic(PV)powersubsystem

联合发电站中，由光伏发电能源类型构成的发电系统。光伏分系统由光伏组件、汇流箱、

直流配电柜、逆变器、升压变压器、汇集线路、汇集线路开关柜、光伏监控系统组成。

3.4储能分系统energystoragesubsystem

联合发电站中，由各种储能设备构成的系统。储能分系统由储能元件及其控制系统、储

能变流器、升压变压器、汇集线路、汇集线路开关柜、储能监控系统组成。

3.5发电单元generationunit

由电源、连接电缆、变流器及其它辅助设备等构成，将发出的电能传输至升压变压器低

压侧的一个单元。

3.6风力发电机组windturbinegenerator

将风的动能转换为电能的系统。

3.7光伏单元photovoltaic（PV）unit

一定数量的光伏组件通过串并联方式，通过直流汇流箱和直流配电柜多级汇集，经光伏

逆变器将发出的电能逆变成交流电，可以作为独立电源被光伏分系统监控系统直接调度的单

元。

3.8储能单元energystorageunit

由储能变流器及储能元件构成，可以作为独立的负载或电源被储能分系统监控系统直接

调度的单元。

3.9联合发电监控系统combinedgenerationmonitoringandcontrolsystem

与风电分系统监控系统、光伏分系统监控系统、储能分系统监控系统、升压站监控系统

以及其它自动化和通信系统进行通信，发送遥控、遥调指令以及接受遥测、遥信信息，将各

分系统进行智能协调控制，并接受调度部门统一调度的监控系统。

3.10风功率预测系统windpowerforecastingsystem

以风电场的历史功率、历史风速、地形地貌、数值天气预报、风电机组运行状态等数据

建立风电场输出功率的预测模型，以风速、功率、数值天气预报等数据作为模型的输入，结

合风电场机组的设备状态及运行工况，预测风电场未来的有功功率的预测系统。

3.11光功率预测系统photovoltaic(PV)powerforecastingsystem

以光伏电站的历史光辐射数据、数值天气预等数据建立预测模型，根据光伏电站运行实

际情况，综合考虑各种影响因素，预测光伏电站未来的有功功率的预测系统。

3.12有功功率自动控制AutomaticGenerationControl（AGC）

根据风光储联合发电站监控系统实时采集数据，采用设定控制规律在线计算有功控制策

略并自动下发至风电机组、光伏逆变器、储能变流器等设备执行，使整个风光储联合发电站

有功在规定时间内满足上级调度或设定目标要求。

3.13无功电压自动控制AutomaticVoltageControl（AVC）

根据风光储联合发电站监控系统实时采集数据，采用设定控制规律在线计算无功控制策

略并自动下发至风电机组、光伏逆变器、储能变流器及无功补偿装置等设备执行，使站内各

母线电压满足运行上下限约束，并网点电压或无功在规定时间内满足上级调度或设定目标要

3

求。

3.14监控子站SlaveStationforLocalLevelSupervisoryandControl

风光储联合发电站监控系统的局域监控层，负责对按地域划分的多个风力发电单元、光

伏发电单元、储能运行单元及变电站配电装置间隔运行过程进行实时监视和控制。

3.15监控主站MasterStationforPlantLevelSupervisoryandControl

风光储联合发电站监控系统的站域监控层，负责对风力发电、光伏发电、储能充放电及

升压变电站进行综合监视和协调控制，并接受上级调度部门统一调度。

4基本规定

4.1风光储联合发电站主要设备选型和布置应符合风光储联合发电站设计规范要求。

4.2风光储联合发电站投运前应根据GB∕T51311进行调试及验收。

4.3接入10（6）kV及以上公用电网的风光储联合发电站应根据GB/T31464与电网调度机构

签订并网调度协议。

4.4风光储联合发电站应根据GB26860制定操作票和工作票制度，并根据现场运行特点，制

定值班管理制度、日常管理规范、交接班制度、设备巡回检查制度、设备定期维护及轮换制

度、设备缺陷管理制度、运行分析制度、培训管理制度、消防安全制度、技术资料管理制度、

反事故措施规定、事故应急预案等。

4.5风力发电站安全制度应符合GB18451.1的规定。光伏发电站安全制度应符GB26860和

GB/T35694的规定。储能电站安全制度应根据具体采用的储能类型和应用模式制定。

4.6运行人员应经过岗前培训，且健康状况符合上岗条件。运行人员应熟悉电力安全工作要

求，了解并掌握风光储联合发电站设计要求和技术资料以及生产设备的技术要求、运行状况、

操作方法和一般故障处理方法，具备分析各种类型状态信息、故障信息和判断一般故障原因

的能力，熟练掌握触电现场救援方法，掌握安全工具、消防器材的使用方法，具备必要的安

全生产知识和技能。

4.7风光储联合发电站投入运行后应建立完整的生产运行记录，生产运行记录应包括电站运

行状况以及异常运行和故障处理情况，并对运行数据进行备份、统计、分析和上报。

4.8升压站和就地升压系统的高低压电气设备、二次设备及公用设备的运行、巡视检查和日

常维护、异常运行和故障处理应符合DL/T969的规定。

4.9集电线路的运行、巡视检查和日常维护、异常运行和故障处理应符合DL/T1253和

DL/T741的规定。

4.10电力通信系统的运行应符合DL/T544和GB/T31464的规定。

4.11调度自动化的运行应符合DL/T516和GB/T31464的规定。

4.12联合监控应符合风光储联合发电站监控系统技术条件要求。

5风光储联合发电站运行条件

5.1一般规定

5.1.1电站设备应有完整的铭牌、规范的运行编号和名称，相色标志明显，其金属支架、底

座应可靠接地。长期停用的设备在投入运行前应检查绝缘，合格后才允许启动。经维修的设

备启动前，设立的各种安全措施需保证均已拆除。

5.1.2电源相序正确，控制电源处于接通位置，控制装置正确投入，且控制参数均与批准设

定值相符。各发电单元中央监控、控制装置，显示处于正常运行状态。

5.1.3整站升压站并网点电压宜处于90%Un～110%Un范围内，升压站并网点频率处于49.5～

50.2Hz范围内。升压站并网点的闪变值满足GB/T12326、谐波值满足GB/T14549、三相电压

不平衡度满足GB/T15543的规定。

5.2发电单元运行条件

4

5.2.1风力发电机组正常运行条件

5.2.1.1停运和新投入的风电机组在投入运行前应检查发电机定子、转子绝缘，合格后才允

许启动。

5.2.1.2外界环境条件符合风电机组的运行条件，温度、风速在机组设计参数范围内。

5.2.1.3手动启动前叶轮表面应无覆冰、结霜现象。

5.2.1.4机组动力电源、控制电源处于接通位置，机组控制系统自检无故障信息。

5.2.1.5各安全装置均在正常位置，无失效、短接及退出现象。

5.2.1.6机组各分系统的油温、油位正常，系统中的蓄能装置工作正常。

5.2.2光伏单元正常运行条件

5.2.2.1光辐照强度达到光伏单元启动要求；对于跟踪支架，风速小于光伏支架最大设计限

值。

5.2.2.2光伏逆变器小室通风正常，温度、湿度符合设备运行要求。逆变器冷却系统工作正

常。

5.2.2.3光伏逆变器就地监控系统无故障报出。

5.2.3储能单元正常运行条件

5.2.3.1储能室环境条件满足电池工作条件要求，温度控制设备运转正常。

5.2.3.2电池管理系统（BMS）、储能变流器就地监控系统等无故障报出。

5.2.3.3停运和新投入的电池储能组在投入运行前应检查极间连线无松动、脱落、损伤，柜

间电缆无异常，电压、温度采集线连接可靠，电池柜接地良好。电池组串正极对地、负极对

地绝缘电阻符合设计值。电池组串出口熔断器正常，电池管理系统接线和出口插件连接正常。

电池架、电池管理系统柜、电池信息采集板等设备无凝露、无积灰。电池组串电压、电池单

元电压、温度和SOC数据正常且在正常运行允许范围内，电池均一性满足运行条件。

5.2.4监控系统运行条件

5.2.4.1监控系统的重要单元或单元的重要部件均应为冗余配置，通过自动切换功能实现功

能后备，保证系统功能的可用性不受单个设备故障的影响。

5.2.4.2监控系统应按照《电力二次系统安全防护规定》要求，坚持安全分区、网络专用、

横向隔离、纵向认证的原则，建立完备的安全防护体系，制定相应的管理措施，满足安全等

级保护要求。

5.2.4.3监控系统机房和生产场地应选择在具有防震、防风和防雨等能力的建筑内，应采取

有效防水、防潮、防火、防静电、防雷击、防盗窃、防破坏措施；机房场地应避免设在建筑

物高层或地下室，以及用水设备的线层或隔壁。

5.2.4.4监控系统服务器、工作站、网络设备、安全设备等应采用交流不间断电源（以下简

称UPS），提供AC220V/50Hz交流电源，UPS的技术要求应符合GB7260.1有关规定。并网电

压等级为220kV及以上的风光储联合发电站宜配置两组UPS并且以并联或热备用方式工作，

并网电压等级为110kV及以下的风光储联合发电站参照执行。

5.2.4.5监控系统应构建全景数据，满足数据完整性、准确性和一致性的要求；实现信息统

一存储和处理，提供统一规范的数据访问服务，实现就地综合应用；实现与调度（调控）中

心信息纵向贯通。

6风光储联合发电站运行模式

6.1发电运行方式

6.1.1风光储联合发电站发电运行方式通常包括:风光联合、风储联合、光储联合、风光储

联合、风单独、光单独、储单独等7种运行方式。

a)风光联合：风机、光伏处于发电状态，储能停运状态。

b)风储联合：风机处于发电状态，储能处于充电或者放电运行状态。

5

c)光储联合：光伏处于发电状态，储能处于充电或者放电运行状态。

d)风光储联合：风机、光伏处于发电状态，储能处于充电或者放电运行状态。

e)风单独：风机处于发电状态，光伏、储能停运状态。

f)光单独：光伏处于发电状态，风机、储能停运状态。

g)储单独：储能处于充电或者放电运行状态，风机、光伏停运状态。

6.2调度控制方式

6.2.1有功功率自动控制方式

风光储联合发电站应具有有功功率自动控制功能，能够接收并自动执行电网调度机构下

达的有功功率控制指令。

6.2.1.1有功功率自动控制应支持但不限于以下一个或多个目标

a)功率定值；

b)平滑输出；

c)跟踪计划；

d)削峰填谷；

e)频率调节。

6.2.1.2有功功率自动控制对象可支持以下单个设备或多个设备的组合

a)单个或多个风力发电机组的组合；

b)单个或多个光伏单元的组合；

c)单个或多个储能单元的组合。

6.2.1.3有功功率自动控制策略计算应考虑受控设备的有功可调上限及下限、调节速率等约

束，应能实时计算并上送全站当前有功功率信息。

6.2.1.4风力发电机组、光伏单元、储能单元应具备投入、退出两种运行状态，运行状态为

“投入”方式时设备参与控制策略计算。

6.2.1.5有功功率自动控制应具备开环、闭环两种工作方式，开环方式下只进行发电设备状

态监视与有功控制指令计算，闭环方式下应将控制指令下发到监控子站或间隔层执行。

6.2.1.6有功功率自动控制应具备场站就地、调度远方两种工作方式，场站就地方式下跟踪

运行人员设置的控制目标，调度远方方式下能接收并跟踪上级调度控制系统下发的有功控制

指令设定值。

6.2.2无功电压自动控制方式

风光储联合发电站应具有无功电压自动控制功能，能够接收并自动执行电网调度机构下

达的无功电压控制指令。

6.2.2.1无功电压自动控制应支持但不限于以下一个或多个目标

a)并网点电压设定值；

b)并网点无功设定值；

c)并网点功率因数设定值。

6.2.2.2无功电压自动控制对象可支持以下单个设备或多个设备的组合

a)单个或多个风力发电机组的组合；

b)单个或多个光伏单元的组合；

c)单个或多个储能单元的组合。

d)单个或多个无功补偿装置的组合；

e)升压变压器分接头。

6.2.2.3无功电压自动控制策略计算应考虑受控设备的无功可调上限及下限、站内各母线电

压限值约束、动作次数等约束，应能实时计算并上送全站无功出力的输出范围、当前无功功

率信息。

6

6.2.2.4风力发电机组、光伏单元、储能单元及无功补偿装置、升压变压器分接头应具备投

入、退出两种受控状态，受控状态为“投入”方式时设备参与控制策略计算。

6.2.2.5无功电压自动控制应具备开环、闭环两种工作方式，开环方式下只进行发电无功设

备状态监视与无功控制指令计算，闭环方式下应将控制指令下发到监控子站或间隔层执行。

6.2.2.6无功电压自动控制应具备场站就地、调度远方两种工作方式，场站就地方式下应跟

踪运行人员设置的控制目标，调度远方方式下能接收并跟踪上级调度控制系统下发的无功电

压控制指令设定值。

7风光储联合发电站运行监控

7.1运行监控要求

7.1.1运行人员应对风力发电机组、光伏发电单元、储能单元、集电线路、变电设备进行定

期巡视，通过对设备声、光、热等特征检查确认设备的运行状态；必要时对有缺陷的或参数

异常的设备进行特巡。

7.1.2运行人员应通过监控系统监视风力发电机组、光伏单元和储能单元等发电设备的运行

状态，检查风力发电机组、光伏单元和储能单元的遥信、遥测量是否正常。

7.1.3运行人员应定期从监控系统导出每台风力发电机组、光伏单元和储能单元的运行数据

和故障记录，导出周期由现场规程规定。

7.1.4运行人员应定期检查有功功率自动控制系统的计划发电曲线与实际发电曲线，作好风、

光功率控制记录。

7.2运行监控内容

7.2.1运行人员应定时切换监控系统各画面，监视设备运行状态和参数的变化，及时发现异

常和告警并正确处理。

7.2.2运行人员应实时监测各监控系统的故障和报警信息，根据故障类型及时安排人员检查

处理。

7.2.3交接班时检查联合发电监控系统和各个分系统监控系统的音响是否正常，检查画面切

换是否正确，有无新发的光字和告警、故障信息。

7.2.4每日按调度规定，上报联合发电站运行数据和发电单元有功功率预测值。

7.2.5无功补偿装置宜运行在自动状态，并每日检查控制系统运行状态、参数的变化、告警

信息。

7.2.6应定期检查消防系统、二次安防系统、环境控制系统和视频监控系统等自动控制和安

全保障系统运行状态及信号。

7.3联合发电监控系统运行操作

7.3.1值班员应根据电网调度机构指令以及当日风电、光伏出力大小调整运行模式和整体功

率指令，将操作结果汇报调度并作好记录。

7.3.2值班员应根据设备的运行状态和风光功率预测数据调整联合发电站的运行模式。

7.3.3值班员应根据汇集线路母线电压和发电设备出口电压调整无功设备的运行状态。

7.3.4AGC、AVC控制方式应根据调度命令执行。

7.3.5AGC控制方式、AVC控制方式、发电运行方式等的切换在监控系统界面上进行，操作

员检查需要切换的设备运行在正常状态后，登录相应的功能界面，获取操作权限后执行操作。

8风光储联合发电站运行巡检

8.1一般规定

8.1.1发电设备运行巡检分为定期巡检和特殊巡检。定期巡检周期应不长于一个月，在设备

运行期间，巡检人员应按照计划内的巡检时间、路线、检查内容进行巡检。巡检情况应有书

面或电子文档记录。特殊巡检是指在特殊天气、自然灾害、设备变更后、设备异常、法定节

7

假日、重要保电任务时进行必要的特殊巡检。

8.1.2巡检工作开始前应根据工作任务和设备特点准备好相应的安全工器具和劳动保护用

品，包括工作服、绝缘鞋、绝缘手套、安全帽、安全带、对讲机、望远镜、测温仪、应急灯、

万用表和钥匙等。

8.1.3风力发电机组、光伏单元、储能单元的巡检宜由两人及以上进行，巡检人员应与派出

部门之间保持通信联络。设备运行时，巡检人员不得用手触摸运行设备。

8.1.4巡检时如出现重大故障，巡检人员应及时停机。

8.2联合发电站运行巡检具体要求

联合发电站运行巡检包括：1、风力发电机组巡检；2、光伏单元巡检；3、储能单元巡

检；4、联合发电监控巡检。具体巡检内容和要求参见附录A。

9异常运行及故障处理

9.1一般规定

9.1.1风光储联合发电站应制订适用于本电站的事故处理及应急预案。

9.1.2异常或故障发生时，应按照保人身、保电网、保主设备的原则进行处理。

9.1.3异常或故障发生时，应采取措施控制故障不再扩大并及时汇报，在故障原因查清前，

运行人员应保护异常或故障的现场及损坏的设备，特殊情况例外（如抢救人员生命等），如

需立即进行抢修的必须汇报。

9.1.4当异常或故障发生在交接班过程中，应立即停止交接班，交班人员必须坚守岗位，处

理异常或故障；接班人员应在交班值长指挥下协助异常或故障处理；异常或故障处理告一段

落，由交接班双方值长决定，是否继续交接班。

9.1.5异常或故障处理完毕后，当班值长应将异常或故障发生经过和处理情况，如实记录在

交接班记录簿上。异常或故障发生后应查明异常或故障原因，并写出书面报告，及时汇报。

9.2异常运行及故障处理要求

9.2.1风力发电机组异常运行及故障处理要求应符合DL/T666相关规定。

9.2.2光伏单元异常运行及故障处理要求应符合GB/T38335相关规定。

9.2.3储能单元异常运行及故障处理要求

9.2.3.1运行人员发现储能设备、设施缺陷但不影响储能系统短时继续运行时，应采取缩短

巡视周期、加强现场监视、安排特殊监视等措施。

9.2.3.2根据设备缺陷对储能系统、储能电站出力以及可用容量的影响，可分为一般缺陷和

重要缺陷两类，典型缺陷分类见附录B。

9.2.3.3储能系统监控数据异常或有异常报警信号时，运行人员应执行运行规程，按照附录

B.2异常项目检查表对异常设备进行检查。

9.2.3.4储能系统设备在运行过程中发生故障时，运行人员应立即查明故障现象和故障设备，

保护故障现场，并汇报值班调度人员和相关管理部门，现场故障处理宜由两名及以上运维人

员进行。

9.2.3.5运行人员应执行运行规程和应急预案，按照附录C.2故障项目处理表对故障设备进

行检查。

9.2.4监控系统异常运行及故障处理要求

9.2.4.1监控系统通讯中断可在监控系统运行过程中进行处理，上行通讯中断应报调度部门

并及时进行处理；下行通讯中断，不影响系统运行的情况下可自行酌情处理。

9.2.4.2对于监控系统死机可利用备用系统正常运行，并及时处理故障。

9.2.4.3发现遥控、遥调功能失效要立即停止操作，如故障不能及时消除则需要上报相关部

门，启动解锁操作程序应按防误闭锁设备管理要求执行。

8

附录A风光储联合发电站运行巡检具体要求

（规范性附录）

表A.1风力发电机组巡检内容和要求

检查项目检查内容要求

机舱外观检查观察是否有裂痕或雷击放电痕迹

叶片运行时声音是否异常正常

外观部分叶片外观检查观察是否有裂痕或雷击放电痕迹

塔筒外壁是否有油污无渗、漏油

偏航系统运行时声音是否异常正常

塔基接地线连接检查无松动、锈蚀

观察电缆中接头有无破损、灼烧现

塔基的电缆、电缆夹、绝缘层等

象

塔筒照明检查正常

塔基部分

塔筒内壁是否有油污无渗、漏油

观察电缆中接头有无破损、灼烧现

塔基平台处电缆中接头

象

法兰处连接螺栓检查无松动、锈蚀

观察电缆中接头有无破损、灼烧现

电缆中接头

象

接地线有无松动，观察线鼻子处固

塔筒之间接地连接

定螺栓有无锈蚀

检查电缆铺设是否整齐，有无磨

电缆外观检查

损、老化、鼓包、破裂现象

观察塔筒内壁是否有油污无渗、漏油

检查上层塔筒内照明灯工作是否

平台部分

照明灯检查正常，有无灯管缺失、灯架固定是

否牢靠、有无应急功能等

检查平台盖板与合页有无缺失，合

平台盖板及合页检查

页固定螺栓是否缺失或松动

用手对每个螺栓进行检查，看有无

法兰处连接螺栓检查

缺失或可以用手拧动的

观察有无螺栓缺失、未打紧的情

电缆夹固定

况，电缆绝缘层是否被夹破

风力发电机组运行中观察油位是

齿轮箱油位检查

否在正常区间

观察油冷系统各处管路、接头和冷

机舱内检查却器有无明显渗漏，管路与齿轮箱

油冷管路相关检查

接触处是否垫有胶皮，冷却器帆布

罩是否固定良好等

目测齿轮箱高速端、放油阀是否漏目测齿轮箱高速端、放油阀、温度

9

检查项目检查内容要求

油传感器、油压传感器是否漏油

机组运行中听齿轮箱声音是否正

齿轮箱噪音检查常（和正常声音进行比较，正常的

声音是均匀的，不存在碰撞的响声

观察液压油位是否在正常区间，观

制动器油位及管路检查察液压单元和管路有无明显的渗

油点

刹车盘、刹车片有无严重磨损，是

刹车盘、刹车片检查否有左右晃动现象，是否有明显变

形

检查机舱顶部盖板及逃生孔盖板

机舱内各盖板检查有无缺失，固定是否良好，紧固件

有无缺失

停机后用一子螺丝刀检查加速度

传感器固定螺丝是否牢固，用十子

螺丝刀打开加速度传感器盒，检查

加速度传感器检查电缆屏蔽连接情况，若无屏蔽线引

出，需用壁纸刀或斜口钳将电缆皮

剥开约1公分，用导线引出后接

地

停机后观察有无螺帽缺失，螺栓有

主轴螺栓检查

无锈迹，用手能否拧动

用手晃动接地线看线鼻子处是否

接地线与防雷碳刷的连接

牢固

观察碳刷磨损程度，若磨损严重则

防雷碳刷磨损情况需进行更换。检查碳刷是否与滑到

面接触良好，接触面是否生锈

手动启动加脂机看管路是否堵塞，

把驱动侧和非驱动侧轴承处的注

发电机加脂机检查

油管拔出观察是否出油，加脂机内

油脂不得少于1/3

发电机排气阀处是否渗漏目测有无渗漏

定子、转子相接线柱固定螺母要求用扳手紧固螺栓无松动

目测电缆有无摩损、破皮、老化现

定子、转子接线盒葛兰处动力电缆

发电机检查象，葛兰是否紧固

手动晃动编码器本体紧固无晃动、

发电机编码器安装情况

扳手检查外壳螺栓是否紧固

目测碳刷不少于原长度的1/3、少

发电机碳刷

于更换碳刷

目测集电环表面光滑有无打火痕

发电机集电环

迹

发电机排碳筒扳手检查发电机及罩体连接处紧

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检查项目检查内容要求

固无脱落

目测主要电气元件外观是否有明

主要电气元件外观检查

显损坏，固定是否有松动

用扳手检查接地线接地铜排连接

接地线与顶部控制柜接地铜排连接

是否牢固

用扳手检查L1、L2、L3三相保险

保险相关接线端子检查两端连接螺栓固定是否牢固，用手

晃动保险辅助触点接线是否牢固

用手晃动定子接触器左侧母排与

接线母排与箱变连接线检查箱变连接电缆L1、L2、L3相，检

顶部控制柜（断

查电缆固定是否牢固

电检查）

用手晃动定子接触器右侧母排与

接线母排与发电机定子连接线检查发电机定子连接电缆L1、L2、L3

相，检查电缆固定是否牢固

用手晃动接线端子L1、L2、L3相

接线端子检查

电缆，检查电缆固定是否牢固

用手晃动电流互感器的S1及S2

电流互感器接线检查

接线，检查接线固定是否牢固

用手晃动电流互感器，检查电流互

电流互感器固定螺栓检查

感器固定是否牢固

目测电池充电测试电阻周边线路

轮毂控制柜（断

电池充电测试电阻是否老化，绝缘板与电阻接触处是

电检查）

否被烧坏

滑环至轮毂控制柜接线固定

变桨控制柜之间连线

变桨控制柜与变桨电机连线

柜内总体检查

变桨刹车与轮毂连接螺栓检查

叶片根部盖板螺栓检查轮毂检查前必须锁叶轮锁，以免发

轮毂检查

变桨轴承内外圈螺栓检查生人身伤害事故

滑环安装底座检查

滑环万向节检查

变桨齿圈润滑检查

控制柜支架紧固件检查

叶片根部接地线检查

避雷、接地系统避雷器检查正常

检查接地引下线检查无松动、锈蚀

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表A.2光伏单元巡检内容和要求

检查项目检查内容要求

表面清洁度清洁，无杂物

电池板颜色颜色正常且分布均匀

边框完好，无开胶进水

钢化玻璃完好无损坏

电池组件背板背板无损坏

接线连接牢固，无腐蚀

连接电缆无破损

接地接地良好

接线盒完好，无进水

支架无腐蚀、破损或断裂

跟踪系统跟踪正常，角度一致

支架和跟踪系统跟踪系统控制箱无凝露、结冰、进水

接线连接牢固，无腐蚀

通讯正常

外观整洁，无锈蚀

密封良好，干燥清洁，无凝露、结冰、

内部

进水

汇流箱开关位置正确

熔断器无熔断、虚接、损坏

接线连接牢固，无腐蚀

通讯正常

外观整洁，无锈蚀

直流配电柜

接线连接牢固，无腐蚀

外观正常

柜内清洁，无严重积灰

运行声音无异响

风机运行良好

加热装置运行良好

运行/故障指示灯运行指示灯正常，故障指示灯熄灭

断路器、接触器、继电器分合位置正常

光伏逆变器

急停开关急停开关位置正常

监控显示正常，无报警

交直流侧运行数据无异常

柜内温度柜内温度正常

云成像仪显示正常

接地良好

通讯正常

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电缆交直流电缆连接牢固，接头无锈蚀，绝缘无破损

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表A.3储能巡检内容和要求

检查设备检查内容要求

电池柜外观外观正常

电池柜内柜内无异常，无严重积灰

电池柜接地接地良好

电池组外观外观整洁

极间连线无松动、脱落、损伤，柜

电气连接间电缆无异常，电压、温度采集线

连接可靠

熔断器熔断器正常

储能电池断路器、接触器分合位置正常

风扇与风机状态正常

记录，电池最高、最低电压在运行

电池组串电池电压

范围内

记录温差，电池最高、最低温度在

电池组串电池温度

运行范围内

电池组串电压、电流、SOC应在正

电池组串电压、电流、SOC

常运行范围内

绝缘电阻绝缘电阻不小于2MΩ

外观外观正常

柜内柜内无异常，无严重积灰

接地接地情况良好

运行声音无异响声响

运行/故障指示灯运行指示灯正常，故障指示灯熄灭

风机运行正常

储能变流器

水冷却系统状态正常

熔断器熔断器正常

断路器、接触器、继电器分合位置正常

急停开关急停开关位置正常

柜内温度柜内温度正常

交直流侧运行数据无异常

SOCSOC在正常运行范围内

最大可用充放电容量之和应不小于

储能单元最大可用充放电容量

额定容量

充放电电量记录

电池管理系统通讯各指示灯显示正常

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（BMS）界面显示各参数显示正常

告警无告警信号

通讯各指示灯显示正常

变流器监控界面显示各参数显示正常

告警无告警信号

记录，温度、湿度应在电池运行范

电池室环境温度、湿度

围内

暖气、空调、通风等温度调节设备

暖气、空调、通风等温度调节设备

储能厂房运行正常

储能厂房内无易燃物品，消防通道

厂房及通道

无杂物

监视系统能正常显示

消防罐体及管路状态正常

消防设备

控制柜外观正常

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表A.4联合发电监控巡检内容和要求

检查项目要求

打印机运行正常

自检信息无自检错误信息

不间断电源工作正常，运行参数正常

机房环境机房温度、湿度、粉尘等符合变电站运行规程规定

空调系统功能完备，无故障信息

服务器及交换机CPU负荷在规定范围内，设备指示灯正常，无报警及通讯异常

显示屏机身清洁，显示正常，无发热等异常情况

与各系统通讯正常，数据保持正常刷新，可靠下发控制指令和接

监控界面

收各系统上传信息并正确显示

各功能模块功能正常，界面无报警

音响及事故报警定期进行测试

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附录B储能系统典型异常情况

（规范性附录）

表B储能系统典型异常情况

异常运行分类定义典型异常情况

储能变流器：

1）屏柜状态指示灯故障；

2）触摸屏操作失灵。

储能电池：

储能系统及相关设施

1）电池单体温度偏高但未超过告警值；

出现非主要部件功能

2）电池单体容量差偏高。

一般缺陷缺陷，不影响储能系

电池管理系统：

统满功率运行且计划

1）BMS与监控系统通讯异常；

检修前可继续运行

2）BMS电压、温度