光伏发电站运行规程

ICS备案号：FORMTEXT     GBGB/TXXXXX—XXXXFORMTEXT     FORMTEXT光伏发电站运行规程FORMTEXTCodeforoperationofPhotovoltaicPowerStation（大纲评审稿）FORMTEXT（本稿完成日期：）xxxx-xx-xx发布xxxx–xx-xx实施XXXXXXXXXXXXXXXXXX   发布目次光伏发电站运行规程 51范围 52规范性引用文件 63 术语与定义 84 基本规定 104.1 光伏发电站的制度 104.2对运行人员的基本要求 104.3 运行的基本要求 114.4 运行数据记录和归档 114.5 运行指标评价 125 运行控制 135.1 一般规定 135.2 运行方式 135.3 监控内容 135.4 有功、无功控制 145.5 并网及解列操作 155.6 调度控制 166巡视检查与日常维护 186.1 巡视检查 186.2 日常维护 187 异常运行及故障处理 207.1 异常运行 207.2故障处理 20附录A 光伏电站巡检内容 21（资料性附录） 21附录B 光伏发电站设备巡检周期 23（资料性附录） 23附录C 特殊情况巡检说明 25(资料性附录) 25附录D 异常运行及其处理方法 26(资料性附录) 26附录E 故障情况及其处理方法 28

光伏发电站运行规程1范围本标准规定了光伏发电站的运行控制、巡检与维护、异常运行与故障处理的技术要求。本标准适用于并网运行的光伏发电站。

2规范性引用文件下列文件对于本规范的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规程。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规程。GB2894《安全标志及使用导则》GB/T18894《电子文档归档与管理规范》GB/T19964《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T20513《光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则》GB26859《电力安全工作规程电力线路部分》GB26860《电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分》GB/T29321《光伏发电站无功补偿技术规范》GB/T31464《电网运行准则》GB/T50063《电力装置的电测量仪表装置设计规范》GB50794《光伏发电站施工规范》GB50796《光伏发电站工程验收规范》GB50797《光伏发电站设计规范》DL/T488《电能计量装置技术管理规程》DL/T516《电力调度自动化系统运行管理规程》DL/T544《电力通信运行管理规程》DL/T572《电力变压器运行规程》DL/T741《架空送电线路运行规程》DL/T969《变电站运行导则》DL/T1253《电力电缆线路运行规程》DL/T1364《光伏发电站防雷技术规程》DL5027《电力设备典型消防规程》NB/TXXXX-201X《光伏发电项目文件归档与档案整理规范》（征求意见中）NB/T32025《光伏发电调度技术规范》国能安全[2014]161号《防止电力生产事故的二十五项重点要求》国能安全〔2014〕205号《电力安全事件监督管理暂行规定》国务院令第115号《电网调度管理条例》国务院令第599号《电力安全事故应急处置和调查处理条例》《国家突发公共事件总体应急预案》电监会令第5号《电力二次系统安全防护规定》

3 术语与定义3.0.1 光伏组件PVmodules具有封装及内部联结的、能单独提供直流电输出的、最小不可分割的太阳电池组合装置，又称太阳电池组件(solarcellmodule)。3.0.2 光伏组件串photovoltaicmodulesstring在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直流输出的电路单元。3.0.3 光伏发电系统photovoltaic(PV)powergenerationsystem利用太阳能电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统。3.0.4 光伏发电站photovoltaic(PV)powerstation以光伏发电系统为主，包含各类建（构）筑物及检修、维护、生活等辅助设施在内的发电站。3.0.5 并网点pointofcoupling(POC)对于有升压站的光伏发电站，指升压站高压侧母线或节点。对于无升压站的光伏发电站，指光伏发电站的输出汇总点。3.0.6 汇流箱combiner-box在光伏发电系统中将若干个光伏组件串并联后接入的装置。3.0.7 集电线路collectorline在分散逆变、集中并网的光伏发电系统中，将各个光伏组件船输出的电能，经汇流箱汇流至逆变器，并通过逆变器输出端汇集到发电母线的直流和交流输出线路。3.0.8 光伏支架PVsupportingbracket光伏发电系统中为了摆放、安装、固定光伏组件而设计的专用支架。简称支架。3.0.9 逆变器inverter光伏发电站内将直流电变换成交流电的设备。3.0.10 小型光伏发电系统small-scalephotovoltaic(PV)powergenerationsystem安装容量小于或等于1MWp的光伏发电系统。3.0.11 中型光伏发电系统middle-scalephotovoltaic(PV)powergenerationsystem安装容量大于1MWp和小于或等于30MWp的光伏发电系统。3.0.12 大型光伏发电系统large-scalephotovoltaic(PV)powergenerationsystem安装容量大于30MWp的光伏发电系统。3.0.13 并网运行grid-connectedoperation并网运行是指并网点及光伏发电站内设备的隔离开关及断路器都在合闸位置，逆变器在正常工作状态，能够将光伏阵列的直流电逆变为交流电并入电网。3.0.14 孤岛运行islandingoperation在电网失压时，光伏发电站仍保持对失压电网中的某一部分线路继续供电的运行状态。孤岛运行效应可分为非计划性孤岛效应和计划性孤岛效应。3.0.15 并网发电combinedtothegrid逆变器检测到交流电网及光伏阵列电压满足其并网发电条件，且自动进入并网发电模式向电网输送电能。3.0.16 待机standby逆变器交流主接触器脱口，并处于不断检测交流电网及光伏阵列电压是否满足并网发电条件的状态。3.0.17 停机closingdown逆变器交流主接触器脱口，停止工作的状态。3.0.18 并网grid-connected将光伏发电站与电网通过运行方式的切换连成一个整体电网运行。3.0.19 解列disconnect将光伏发电站与电网分解成独立的系统运行。

4 基本规定4.1 光伏发电站的制度4.1.1 光伏发电站投运前，应建立相应的安全、生产、运行、设备管理制度。4.1.2 光伏发电站的制度应包括值班管理制度、电站日常管理规范、工作票制度、操作票制度、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、运行情况分析制度、人员培训管理制度、消防安全制度、技术资料管理制度、反事故措施规定、应急事故预案等。4.1.3 光伏发电站的生产和运行应符合国务院令第115号《电网调度管理条例》及现行国家标准《电网运行准则》GB/T31464的有关规定。4.1.4 光伏发电站的安全制度应符合现行国家标准《电力安全工作规程电力线路部分》GB26859、《电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分》GB26860以及电监会令第5号《电力二次系统安全防护规定》中的有关要求。4.1.5 反事故措施制度的规定应满足（国能安全[2014]161号）《防止电力生产事故的二十五项重点要求》的有关要求。4.1.6 消防安全制度应符合现行行业标准《电力设备典型消防规程》DL5027的有关要求。4.1.7 突发事件应急制度应满足《国家突发公共事件总体应急预案》、(国务院令第599号)《电力安全事故应急处置和调查处理条例》和(国能安全〔2014〕205号)《电力安全事件监督管理暂行规定》的有关要求，并结合站内实际明确安全事件分级分类标准、信息报送制度、调查处理程序和责任追究制度。4.1.8 结合本单位实际情况和地方电力公司相关管理要求，编制其他相关制度。4.2对运行人员的基本要求4.2.1 运行人员应经过岗前培训并考试合格，且健康状况符合上岗条件，方可正式上岗，新聘员工应经过至少3个月的实习期，实习期内不得独立工作。4.2.2 运行人员应熟悉光伏发电站有关设计图纸和技术资料。4.2.3 运行人员应熟悉光伏发电站生产设备的基本机构、工作原理、和性能参数。应熟练掌握生产设备的操作方法，能分析各种类型状态信息、故障信息。能够判断一般故障原因，掌握一般故障处理方法。4.2.4 运行人员应熟练掌握触电现场及高空救援方法，掌握安全工具、消防器材的使用方法。4.2.5 运行人员应熟悉电力安全工作规程等有关国家标准、规程规范。4.3 运行的基本要求4.3.1 应确保光伏发电站的设计图纸、设备使用手册、设备试验报告、调试报告等技术资料完整，技术资料的归档按现行行业标准《光伏发电项目文件归档与档案整理规范》NB/TXXXXX-XXXX和现行国家标准《电子文档归档与管理规范》GB/T18894执行。4.3.2 光伏发电站的工程建设应按照现行国家标准《光伏发电站施工规范》GB50794的规定进行，工程建设质量应符合现行国家标准《光伏发电站工程验收规范》GB50796的相关规定。4.3.3 光伏发电站的运行控制应符合4.1中所制定的相关制度和规定。4.3.4 光伏发电站设备的技术参数应符合现行国家标准《光伏发电站设计规范》GB50797的相关规定，对于设备的异常运行和故障情况应进行及时处理。4.3.5 光伏发电站的并网应符合现行国家标准《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964的有关规定。4.3.6 光伏发电站的调度运行应符合现行行业标准《光伏发电站调度技术规范》NB/T32025的有关规定。4.3.7 光伏发电站并网点及各电力设备的电能计量装置应符合现行国家标准《电力装置的电测量仪表装置设计规范》GB/T50063，其运行应符合现行行业标注《电能计量装置技术管理规程》DL/T488的有关规定。4.3.8 光伏发电站的防雷接地应符合现行行业标准《光伏发电站防雷技术规程》DL/T1364的有关规定。4.3.9 光伏发电站的安全标识应符合现行国家标准《安全标志及使用导则》GB2894的有关规定。4.4 运行数据记录和归档4.4.1 光伏发电站应根据实际情况制定运行数据记录、整理和归档制度。4.4.2 运行人员应严格按照相关制度对光伏电站的运行数据进行记录和归档，确保记录准确性、完整性和记录格式的一致性。4.5 运行指标评价4.5.1 光伏发电站应根据实际情况制定运行指标评价方法，通过对运行情况的分析指导运行操作和调整。4.5.2 光伏发电站的运行指标应包含对设备状态、光伏发电站的性能、运行人员操作、异常现象和运行经济指标等方面的评价内容。4.5.3 光伏发电站性能的评价应符合现行国家标准《光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则》GB/T20513的有关规定。

5 运行控制5.1 一般规定5.1.1光伏发电站运行控制主要包括：1 通过计算机监控系统对光伏发电站生产设备运行状态进行监视，通过视频监控系统对光伏发电站区运行安全状况进行监视，发现异常情况后做出必要处理。2 对有功功率、无功功率自动控制系统进行监视，正常情况下采用调度控制模式，异常时进行控制模式的切换。3 根据运行需要进行光伏发电站运行方式切换及生产设备操作、参数调节。4 光伏发电站中属于电网直接调度管辖的设备，运行人员按照调度指令操作；属于电网调度许可范围内的设备，应提前向所属电网调度部门申请，得到同意后进行操作。5 光伏发电站生产运行情况的记录以及数据的备份、统计、分析和上报。5.2 运行方式5.1.1 光伏发电站的运行方式包括并网运行方式、孤岛运行方式。5.1.2 正常情况下，光伏发电站处于并网运行状态，即并网发电或待机状态。5.1.3 光伏发电站应采取措施，防止非计划性孤岛现象。5.1.4 光伏发电站的运行方式应接受电网调度部门的管控。5.3 监控内容5.3.1 光伏发电站的遥测量、遥信量、遥控和遥调应符合现行国家标准《光伏发电站设计规范》GB50797的规定。5.3.2 运行人员应监视下列主要内容：1 光伏发电站运行方式和运行状态。2 光伏发电站有功功率和无功功率输出、日发电量及累计发电量、功率因数。3 并网点的电压和频率、注入电力系统的电流。4 变压器分接头档位、主断路器开关状态。5 光伏发电站气象站数据，如辐照强度、环境温度、风速、风向等，功率预测系统数据及上传情况，保证预测率和上传率等符合调度要求，如光伏发电站日功率曲线、周功率曲线等。6 光伏发电站汇流箱、逆变器、升压箱变、无功补偿装置及二次屏柜等运行状态和实时数据。7 光伏发电站断路器、隔离开关、熔断器等位置状态。8 光伏发电站故障信号、事故信号、保护动作信号。9光伏发电站视频监控系统实时监控情况等。5.3.3 运行人员应控制下列主要内容：1 光伏发电站运行方式的切换。2 并网点处断路器分合。3 有载调压变压器分接头调节。4 光伏发电站功率调节。5 无功补偿装置的投切。6 光伏发电站内光伏组件、汇流箱、逆变器、箱变、高低压配电装置、直流系统、交流UPS电源、防误闭锁装置、继电保护及自动装置运行操作。5.4 有功、无功控制5.4.1 光伏发电站应配备功率控制系统，应具备在线有功功率和无功功率自动调节功能，并应满足现行国家标准《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964的要求。5.4.2 有功功率的调节范围和响应速度，应满足系统对光伏电站的要求。5.4.3 光伏发电站的无功容量配置应符合《光伏发电站设计规范》GB50797的有关规定。5.4.4 光伏发电站应参与地区电网无功平衡及电压调整，具备根据并网点电压水平调节的能力，其调节方式和参考电压、电压调差率等参数可由电网调度机构设定。5.4.5 光伏发电站的无功功率调节范围和响应速度，应满足光伏电站并网点电压调节的要求。动态无功响应时间应符合《光伏发电站无功补偿技术规范》GB/T29321的要求。5.4.6 光伏发电站的无功补偿装置应适应电网各种运行方式变化和运行控制要求，当并网点电压突变时，无功补偿设备应正确动作，及时提供动态无功支持。5.4.7 光伏发电站接入后，所接入的并网点电压偏差、电压波动和闪变应满足现行国家标准《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964的要求。5.4.8 光伏发电站应具备光伏发电功率预测能力，并按有关要求向调度机构提交短期和超短期预测结果，以及实时的气象信息。5.4.9 光伏发电站应执行电网调度机构下达的计划曲线（包括滚动修正的计划曲线）和调度指令，及时调节有功出力。5.4.10 光伏发电站有功功率控制系统应能够接收并自动执行电网调度机构下达的有功功率及有功功率变化曲线的控制指令。5.4.11 光伏发电站应按照电网调度机构的要求定期进行年度和月度电量预测，并统计、分析、上报光伏发电站运行情况数据。5.5 并网及解列操作5.5.1 光伏发电站并网、解列应严格执行电网调度命令。5.5.2 光伏发电站应在调度的安排下有序进行并网操作。5.5.3 在进行并网操作前，应确认光伏发电站所有一次、二次设备处于停运、关机状态，断路器处于分闸状态，一次、二次设备无故障存在。5.5.4 光伏电站送电时，先投保护、自动装置，检查二次系统运行正常。5.5.5 光伏电站并网时，运行值班人员应报电网调度机构值班调度员，得到同意后方可按照电力系统调度规程进行送电。5.5.6 光伏电站并网点母线电压、频率、电能质量应能满足光伏电站正常运行，并符合现行国家标准《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964的规定。5.5.7 按照光伏电站集电线路顺序进行每条线路倒送电，断路器、线路、变压器等倒闸操作应按照现行国家标准《电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分》GB26860的相关规定执行。5.5.8 按照顺序依次投入汇流箱，并进行直流电压测量，输出电压应在正常范围内。5.5.9 测量逆变器直流及交流输入端电压正常，接通交流电源，逆变器监控界面及通讯显示正常，接通直流电源，逆变器检测到直流侧及交流侧电压正常，满足并网发电条件，逆变器自动进入并网发电模式。5.5.10 当光伏发电站进行检修或者切换运行方式时，运行值班人员应报电网调度机构值班调度员，得到同意后方可按照电力系统调度规程进行解列操作。5.5.11 停电操作应先停一次设备，后停保护、自动装置。5.5.12 按照顺序操作逆变器停机后，断开逆变器直流侧断路器，再断开交流侧断路器。5.5.13 按照顺序断开汇流箱断路器。5.5.14 按照集电线路顺路进行箱变、线路、断路器停电，倒闸操作应按照现行国家标准《电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分》GB26860的相关规定执行。5.6 调度控制5.6.1 光伏发电站应服从电网调度机构的统一调度，遵守调度纪律，配合电网调度机构保障电网安全，按照电网调度机构指令参与电力系统运行控制。5.6.2 光伏发电站运行值班人员应迅速和准确地执行电网调度值班调度员的调度指令，不得以任何借口拒绝或者拖延执行。5.6.3 电网调度机构调度管辖范围内的设备，光伏发电站应遵守调度有关操作制度，按照调度指令执行操作，并如实告知现场情况，答复电网调度机构值班调度员的询问。5.6.4 电网调度机构调度许可范围内的设备，光伏发电站运行值班人员操作前应报电网调度机构值班调度员，得到同意后方可按照电力系统调度规程及光伏发电站现场运行规程进行操作。5.6.5 光伏发电站因故解列时，应立即向电网调度机构汇报，不得自行并网，经电网调度机构同意后按调度指令并网。光伏发电站应做好事故记录并及时上报电网调度机构。5.6.6 光伏发电站应按电网设备检修管理有关规定，向电网调度机构报送设备检修计划和检修申请。调度管辖设备检修的申报、批复、延（改）期和执行应严格按相关规定执行。5.6.7 光伏发电站应遵守现行行业标准《电力通信运行管理规程》DL/T544的相关规定，负责光伏发电站端调度通信系统的运行维护，确保电力调度通信设备、电路的安全可靠运行。5.6.8 光伏发电站升压站计算机监控系统（或远动终端设备）、相量测量装置（PMU）、电能量远方终端设备、二次系统安全防护设备、调度数据网络设备等控制应按照现行行业标准《电力调度自动化系统运行管理规程》DL/T516执行，其设备供电电源运行管理应按电网调度自动化系统电源技术管理办法执行。5.6.9 光伏发电站内一次系统设备变更（如：设备增、减，主接线变更，互感器变比改变等），导致调度自动化设备测量参数、序位、信号接点发生变化时，现场运行维护人员应将变更内容及时报送相关电网调度机构。5.6.10 通信调度台或电话机的配置应满足安全生产的要求；调度录音系统应运行可靠、音质良好。5.6.11 光伏发电站的调度自动化系统应符合现行国家标准《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964的有关规定。5.6.12 光伏发电站应制定通信设备安全应急预案和故障处理措施，并报主管安全部门备案。5.6.13 电力调度数据网应采取相应的安全防护措施，与公共信息网安全隔离，禁止以各种方式与互联网连接。5.6.14 光伏发电站应按照电力调度机构制定的运行方式组织电力生产，严格执行调度命令并具备相关记录（包括调度命令记录、负荷曲线记录等）。

6巡视检查与日常维护6.1 巡视检查6.1.1操作运行人员应定期对光伏发电站设备进行巡检,巡检的基本内容见附录A，巡检频率见附录B。6.1.2高压设备、二次系统设备的巡检应按照现行的电力行业标准《变电站运行导则》DL/T969的相关规定执行。6.1.3当监测到设备异常时，应立即组织对异常设备的相关巡检。6.1.4特殊情况时，需要进行特殊巡检，特殊情况巡检说明见附录C。6.2 日常维护6.2.1高压设备、二次设备、电缆的日常维护应按照现行的电力行业标准《变电站运行导则》DL/T969的相关规定执行。6.2.2光伏组件的维护应符合下列规定：1 光伏组件周围有新生在的树木、杂草等遮挡时，应及时处理。2 光伏组件与光伏组件之间跨接地线连接良好，没有开路。3 根据光伏发电站现场实际情况和光伏板污秽情况，定期对光伏组件表面进行清扫。遇有风沙、大雪、冰雹等情况，应及时对电池组件表面进行清扫，擦拭。4 清扫光伏组件时，不能用有腐蚀性的溶剂冲洗或用硬物擦拭。5 组件无法正常使用时，应及时调整或更换。6.2.3 光伏支架的维护应符合下列规定：1 所有螺栓、焊缝和支架连接应牢固可靠。2 支架表面的防腐涂层，不应出现开裂和脱落现象，否则应及时补刷。6.2.4 光伏组件串的检测应符合现行国家标准《光伏发电站施工规范》GB50794的有关要求。6.2.5 汇流箱的日常维护应符合下列规定：1 汇流箱标识名称、编号齐全、外观完好，信号指示正常，开关位置正常。2 汇流箱内各个接线端子不应出现松动、锈蚀现象。3 汇流箱内部元器件无损坏。6.2.6 逆变器的日常维护应符合下列规定：1 逆变器室外标识名称、编号齐全、外观完好、门锁正常。2 逆变器室应清洁，无杂物。3 监控触摸屏上的各运行参数正常，开关位置正确。4 逆变器的运行环境应清洁、干燥，防止灰尘和潮气进入逆变器。室温不宜超过40℃，机器百叶窗处有足量的冷却风吸入。通风口无异物堵塞。5 逆变器内部元器件无损坏。6.2.7 直流配电柜的日常维护应符合下列规定：1 配电柜标识名称、编号齐全、外观完好，信号指示正常，开关位置正常。2 配电柜内各个接线端子不应出现松动、锈蚀现象。3 配电柜内部元器件无损坏。6.2.8防雷与接地的日常维护应符合下列规定：：1 光伏组件与支架、支架与支架、支架与接地网之间的连接良好，没有开路。2 电缆金属铠装接地情况良好。3 各设备中的防雷保护器运行正常。4 各功率调节设备的接地情况良好，没有开路。6.2.9气象站的日常维护应符合下列规定：1 气象站固定牢靠。2 气象站供电系统稳定、连续。3 指示灯指示正常，传感器和采集器运行正常，清理采集器的灰尘。4 气象站连接电缆正常。

7 异常运行及故障处理7.1 异常运行7.1.1 光伏发电站的升压站和就地逆变升压站内的高压电气设备、二次设备及公用设备的异常运行及其处理方法按现行行业标准《变电站运行导则》DL/T969的相关规定执行。7.1.2 光伏发电站内变压器的异常运行及其处理方法按现行行业标准《电力变压器运行规程》DL/T572的相关规定执行。7.1.3 站内集电线路的异常运行及其处理方法按现行行业标准《电力电缆线路运行规程》DL/T1253的相关规定执行，架空送电线路的异常运行及其处理方法按现行行业标准《架空送电线路运行规程》DL/T741的相关规定执行。7.1.4 光伏组件、汇流箱、逆变器和气象站存在附录D所示异常运行情况时，应对设备所在的位置与编号进行书面记录及照相记录，并进行相应的处理。7.2故障处理7.2.1 光伏发电站的升压站和就地逆变升压站内的高压电气设备、二次设备及公用设备的故障及其处理方法按现行行业标准《变电站运行导则》DL/T969的相关规定执行。7.2.2 光伏发电站内变压器的故障及其处理方法按现行行业标准《电力变压器运行规程》DL/T572的相关规定执行。7.2.3 站内集电线路的故障及其处理方法按现行行业标准《电力电缆线路运行规程》DL/T1253的相关规定执行。架空送电线路的故障及其处理方法按现行行业标准《架空送电线路运行规程》DL/T741的相关规定执行。7.2.4 光伏组件、汇流箱、逆变器和气象站附录E所示故障的，应对设备所在位置与编号进行书面记录及照相记录，并进行相应的处理。

附录A 光伏电站巡检内容（资料性附录）A.1 光伏组件a）光伏组件采光面是否清洁，有无积灰、积水现象；b）光伏组件板间连接线有无松动、烧坏现象，引线是否绑扎良好；c)光伏组件汇线盒内的连线是否牢固；d)光伏组件是否玻璃松动、破碎或者异常，如遮挡、破损、栅线消失、热斑、明显的颜色变化、背板灼焦等；e)方阵支架间的连线是否牢固，支架与接地系统的连结是否可靠，电缆金属外皮与接地系统的连结是否可靠；f)光伏组件周围是否有遮挡杂物堆积；g)大风天应对光伏组件及支架进行重点检查；h)冰雹天气应对光伏组件表面进行重点检查。A.2 支架a）所有螺栓、焊缝和支架连接是否牢固可靠；b)支架表面的防腐涂层是否出现开裂和脱落现象。A.3 汇流箱a）汇流箱是否标识名称、编号齐全、外观完好、门锁是否正常、是否漏水；b)汇流箱外壳是否清洁无油污、表面漆皮有无脱落现象；c)汇流箱内有无异响、杂物，内部元器件有无损坏；d)汇流箱内端子连结是否牢固，有无松脱、锈蚀现象；e)检查汇流箱内支路电流是否平衡，有无不稳定或者激增现象。A.4 逆变器a)逆变器室外标识名称、编号是否齐全、外观是否完好、门锁是否正常；d)逆变器室是否清洁，无杂物；b)监控触摸屏上的各运行参数是否正常，开关位置是否正确；c)逆变器的运行环境是否清洁、干燥。室温是否超过40℃，并检查机器百叶窗处是否有足量的冷却风吸入。通风口是有异物堵塞；d)逆变器是否有异常振动、异常气味和异常声音；e)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；f)逆变器内部元器件有无损坏。A.5 直流配电柜a)直流配电柜是否标识名称、编号齐全、外观完好、门锁是否正常、是否漏水；b)直流配电柜外壳是否清洁无油污、表面漆皮有无脱落现象；c)直流配电柜内有无异响、杂物，内部元器件有无损坏；d)直流配电柜内端子连结是否牢固，有无松脱、锈蚀现象；e)检查直流配电柜内支路电流是否平衡，有无不稳定或者激增现象。A.6 防雷与接地a)光伏组件与支架、支架与支架、支架与接地网之间的连接是否良好，是否开路；b)电缆金属铠装接地情况良好；c)各设备中的防雷保护器是否运行正常；d)各功率调节设备的接地情况是否良好，是否开路。A.7 气象站a)气象站是否与地面固定牢固；b)气象站传感器和采集器是否运行正常；c)气象站电源是否稳定、连续；

附录B 光伏发电站设备巡检周期（资料性附录）光伏发电系统序号设备名称巡检周期小型光伏发电系统1金属支架每月一次2光伏组件每月一次3汇流箱每周一次4直流配电柜(若有)每天一次5逆变器每天一次6光伏站区高压设备(若有)每天一次7管理站区高压设备(若有)每天一次8二次设备每天一次9气象站（若有）每月一次中型光伏发电系统1金属支架每月一次2光伏组件每月一次3汇流箱每周一次4直流配电柜(若有)每周一次5逆变器每周一次6光伏站区高压设备每周一次7管理站区高压设备每天一次8二次设备每天一次9气象站每月一次大型光伏发电系统1金属支架每月一次2光伏组件每月一次3汇流箱每两周一次4直流配电柜每周一次5逆变器每周一次6光伏站区高压设备每周一次7管理站区高压设备每天一次8二次设备每天一次9气象站每月一次

附录C 特殊情况巡检说明(资料性附录)C.1 设备新投运及大修后，72小时内巡视周期应缩短。C.2 设备经检修、改造或长期停用后重新投入系统运行。C.3 高温、高峰负荷时，特别是严重超载运行的设备。C.4 恶劣气候下应加强重点巡视：a)台风、大风天气时，重点检查光伏组件是否与支架连接牢固、引线摆动情况及有无挂杂物,气象站是否与屋顶连接牢固；b)大雾天气时，重点检查瓷瓶、绝缘子有无放电、打火现象；c)雷雨天气时，重点检查瓷瓶、绝缘子有无放电、各电气设备有无损坏元器件；d)大雪天气时，重点检查积雪融化情况，检查接头发热部位，及时处理积雪、悬冰；e)温度骤变时，重点检查注油设备油位变化及设备有无渗漏油等情况；f)冰雹天气时，重点检查光伏组件表面、瓷瓶、绝缘子等是否有损坏等情况。C.5 短路故障跳闸后，检查保护装置报警内容是否正常，断路器有无拒动或误动现象，有无异味和设备烧损现象。C.6 采用特殊运行方式和新技术时，应该重点检查。

附录D 异常运行及其处理方法(资料性附录)表D.1 光伏组件的异常运行和处理序号异常运行情况处理方法1组件阴影遮挡及时发现遮挡物并予以清除2组件积灰根据积灰严重程度开展全站组件清洗工作3组件表面存在污渍在辐照度低于200W/m2的情况下使用潮湿的柔软清洁的布料将污渍擦除，严禁使用腐蚀性溶剂或硬物擦拭光伏组件4组件表面变色更换组件并对原有组件的电气参数进行检测和记录5组件与支架连接松动重新紧固6组件引出线绝缘破损使用绝缘胶带修复表D.2 汇流箱的异常运行和处理序号异常运行情况处理方法1汇流箱温度过高检查汇流箱内线路连接情况，确保电气元件之间接触良好2汇流箱输出端电流异常检查汇流箱熔断器是否正常，各组串电流是否正常3汇流箱输入端电流异常逐一检测汇流箱输入端各个组串的工作电流，对工作电流异常的组串进行检修4汇流箱通讯异常检查汇流箱二次通讯设备5汇流箱与支架连接松动重新紧固6汇流箱外壳破损对汇流箱进行修补或更换新的汇流箱7汇流箱防雷失效警告更换防雷保护元件，8汇流箱输出端电压异常逐一检查同一逆变器下的所有汇流箱，确定导致电压异常的汇流箱9汇流箱绝缘阻抗异常根据相关规定检测汇流箱绝缘阻抗，对绝缘损坏的部分进行修复，或更换新的汇流箱表D.3 逆变器的异常运行和处理序号异常运行情况处理方法1逆变器机柜温度过高检查散热系统，确认正常后如温度继续升高则进行停机操作2逆变器输入电流/电压异常检查逆变器所连接的汇流箱工作状态，对工作状态异常的汇流箱进行检修3逆变器过载运行加强对过载运行逆变器的监控，必要是断开部分汇流箱4逆变器外观破损联系厂家进行维修5逆变器防雷失效警告更换相同型号的防雷保护器6IGBT温度异常检查逆变器散热系统，加强对温度的监控7逆变器绝缘阻