2025光伏发电项目建设管理规定

附件3关于××项目通过72小时试运移交生产的报告（模板）××年××月××日，××项目全部光伏发电单元完成72小时试运行。××年××月××日，分子公司组织完成工程移交生产。现将有关情况报告如下：一、工程概况：项目建设规模、项目来源、主要参建单位和设备供应商情况。二、主要技术特点 三、技术经济指标：预计总投资、年利用小时、电价情况。四、工程建设重要节点五、72小时试运行期间主要指标指标名称试运行指标设计值/允许值项目规模（直流MWp/交流MW）光伏发电单元数量（个）光伏发电单元规模（直流MWp/交流MW）试运发电量（万kW.h）光伏组件的转换效率（%）逆变器的转换效率（%）系统综合效率（%）综合站用电率（%）自动及保护投入率（%）注：光伏组件接收总辐射量kW.h/m2。六、尾工承诺新能源光伏发电企业生产管理办法2025目录TOC\o"1-3"\h\u3239光伏发电企业生产管理办法 310238第一章总则 332019第二章生产准备 429492第三章投产验收 512453第四章安全管理 1022794第五章设备管理 1315647第六章运维管理 1615043第七章检修管理 2016161第八章培训管理 212391第九章附则 2230511第一百〇五条本办法由集团公司生产管理与环境保护部负责解释。 234328附件：1.设备定期试验和轮换项目表 2332748附件1 243207附件2 2528464附件3 3311633附件4 34237附件5 3822768逆变器检修、定期维护内容及要求 388689（一）逆变器检修内容及技术要求 3814977（二）逆变器定期维护内容及要求 39光伏发电企业生产管理办法第一章总则为切实加强XXX集团有限公司系统（以下简称集团公司）光伏发电企业的安全生产管理，保证光伏设备安全、可靠、经济运行。依据国家、行业标准，结合集团公司光伏发电企业实际，制定本办法。本办法适用于集团公司各分子公司、专业公司，各基层光伏发电企业。按照“区域集控、无人值班、少人值守、运维合一、专业化检修”的新能源生产管理模式，实施光伏发电生产管理。第二章生产准备在项目可研报告审查完成，进入核准阶段，项目筹建机构要配置一定数量专业人员，启动生产准备工作；项目开工前要成立生产准备组织机构，编制完成生产准备大纲和工作计划，并逐步配备各类生产准备人员。项目开工时完成运维人员配置工作，升压站受电前完成全部运维人员竞争上岗工作，并取得相应资格，持证上岗。生产准备人员的培训要以熟悉现场系统、危险点和掌握设备参数、结构、原理为主，由设备厂家和设计院人员现场培训；学习电业安全工作规程、光伏发电站安全规程、光伏发电站运行规程等国家、行业标准，学习二十五项反措相关内容，学习集团公司生产管理相关规章制度，到同类型电站实习；要制定人员培训标准和计划，建立培训档案。生产人员要对系统的配置进行审核，确保系统配置合理，停电设备各端要有明显的断开点。设备安装、调试过程中，生产人员应深入设备安装现场，熟悉系统、设备。要全程参与施工质量验收，重点是基础、檩条和支架强度、电缆施工、光伏组件适配、光伏组件倾角验收等；山地光伏要“南北组串”；光伏组件要以“地理南”为基准校准方位。升压站投运前，完成《运行规程》初稿和启动送电标准操作票的编写工作；在工程整套启动试运验收后1个月内，要颁布经试运完善的正式《运行规程》。升压站投运前，生产管理制度、标准、规程、系统图、应急预案等基本齐全；完成设备统一命名工作，命名规则要具体到光伏组件；完成设备标牌的悬挂，完成运行台账、记录、日志、表单的准备。生产准备人员要参加并参与启动调试方案和措施的制定、讨论和审批；参加保护定值、报警定值和控制逻辑的审定；要参加设备试运及验收工作。第三章投产验收严格执行《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-2016），进行电气设备交接试验；电气二次设备检查、测试要求参见《XXX集团有限公司风力发电机组定期工作标准-电气二次设备》（Q/CDT11030001.3-2018）、《XXX集团有限公司太阳能光伏发电站技术监控规程》（Q/CDT10111005—2019）有关内容。现场检查验收重点内容（一）基础埋深符合设计要求，外露的金属预埋件进行防腐处理。灌注桩要放置钢筋笼，塌孔进行清理；混凝土独立基础、条形基础接缝处无漏浆，基础与地面连接牢固；压（打、旋）式桩水平度和垂直度要符合相关要求，外表面镀锌层无损伤，拉拔试验结果符合相关要求；混凝土预制桩桩身水平度和垂直度要符合相关要求，外表面无损伤，桩头无损伤，桩身无断裂。（二）落实电缆防火反措，电缆沟内应无杂物,盖板齐全,堵漏及排水设施完好；建立电缆中间接头台账，明确具体位置，并做好标记。（三）每一个子阵只能安装同一规格、同一电流档位的光伏组件；出厂前要求厂家按同一规格、同一电流档位分别包装；安装前必须对厂家标注的功率、电流档位进行统一策划，规范安装。（四）支架强度、檩条变形量满足风荷载、雪荷载工况要求；支架安装的垂直度、水平度和角度偏差符合标准要求；支架的防腐处理符合设计要求；金属结构支架接地系统要可靠连接，搭接面积及防腐符合要求；跟踪式支架的保护功能检测完好，跟踪范围、精度符合要求。（五）组件外观、接线盒、连接器以及组件间插件连接情况；边框接地连接线完好，使用不锈钢螺丝或做防锈处理；光伏组件边缘高差，组件连接数量、路径、汇流线线号及串、并联方式。（六）汇流箱支架连接牢固，金属箱体可靠接地；防过电流器件、断路器、防雷器、接地端子等部件和功能参数符合要求，汇流箱内电气间隙/爬电距离符合要求。（七）逆变器可靠接地，散热风扇工作正常，通风良好。（八）电站围栏、场内道路情况，消防通道、防火隔离带符合要求，杂草及时清除。（九）核对光伏组件总功率和逆变器总功率、检查容配比。设备测试验收重点内容：需要抽检的设备，参照《并网光伏电站用关键设备性能检测与质量评估技术规范》（NB∕T10185-2019），选取自不同厂家、不同型号、不同批次、不同方阵，逆变器、组串测试原则上抽检率不少于5%，组件测试原则上抽检率不低于万分之五。（一）严格组件倾角验收，偏差度不应大于±1°，安装一组验收一组；（二）直流侧所有连接导体的接地和等电位连续性测试，接地电阻不高于4Ω，接地连续性电阻不高于0.1Ω；（三）所有组串进行相互连接之前进行直流电缆极性、直流汇流箱内部接线极性测试；（四）所有方阵电路对地的绝缘电阻，不小于1MΩ；（五）测试光伏系统中所有汇流箱、开关、逆变器和其他控制设备的功能；逆变器转换效率测试抽检率不少于5%；（六）按抽检率进行组件电致发光成像（EL）测试；（七）按抽检率进行组串开路电压测试、组串电流测试，开路电压偏差率、组串电流偏差率不大于5%；（八）按抽检率进行I-V曲线测试（包含组串开路电压、组串电流测试）；（九）红外测试。并网性能检测（一）检测项目：至少包括有功功率、无功功率、运行适应性、低压穿越能力、高压穿越能力、电能质量。（二）选取检测原则：相同组件类型、拓扑结构、逆变器和就地升压变型号的为同一类型发电单元，需要选取典型发电单元进行检测的项目，不同类型发电单元均应选取检测。1.功率特性（有功、无功输出特性、控制能力，有功功率变化）、电能质量项目，可在并网点检测。2.运行适应性（电压、频率、电能质量）、高压穿越能力、低压穿越能力项目，需选取不同类型发电单元。项目的启动试运行及72小时试运标准，按《XXX集团有限公司光伏项目建设管理规定》（XX集团制〔2020〕26号）执行。所有安全、环保、消防设施应保证与升压站同时投运，通过消防、环保等部门验收，按照“三同时”要求取得验收报告。安全标识、安全设施、介质流向和介质名称标志、设备标牌齐全。图纸、设备说明书、使用手册等技术资料、专用工器具、测试仪器、备品备件要齐全，并做好检验、入库等管理工作，建立管理台账。运维人员使用的操作工具、接地线、保险等现场配置齐全。设备移交时，设备的安装记录、试验记录、调试数据、调试报告、有关设计修改的说明书和附图、电气设备的交接试验报告、竣工图（包括主接线图、方阵布局、组串资料及布置、方阵电气信息、接地和保护信息、地网及接地点位置等）、隐蔽工程图、设备装配制造图、出厂报告、质量保证文件、火灾报警等应急系统资料等要进行清点、整理，建立台账，妥善保管。安全工器具、仪器仪表使用前应按规定送检并标识、记录。需要校验、整定才能使用的备品备件，应提前进行校验整定并标识、记录清楚。基层企业至少采购一套无人机搭载红外热成像仪的智能巡检诊断系统，并对现场人员进行培训。要根据电网调度部门并网验收及新能源场站安全防护并网验收的相关要求开展自查，并向电网管理部门报送相关材料，完成并网前和并网后验收工作。项目建成即接入集控中心，实施远程集控运行管理，否则不予通过验收。以单位发电能力对标为标准，检验施工质量，完善工程建设。平均与最大、最小与平均发电能力偏差控制在3%以内。所有新建项目，经新能源研究院验收通过才能移交生产。第四章安全管理光伏发电企业应严格执行集团公司《安全生产工作规定》《安全生产监督工作规定》《安全生产责任制管理办法》《\o"制度名称"电力企业安全生产隐患排查治理工作规定》《\o"制度名称"发电企业安全风险控制评估工作管理办法》等有关安全生产规章制度。光伏发电企业应严格执行集团公司《工作票、操作票使用和管理标准》，确保“停电、验电、挂地线、悬挂标示牌及设围栏”电气作业安全技术措施落实，要建立电气安全工器具、个人防护用品台账，严格检查、试验和使用。凡是可能发生人员徒手侵犯带电安全距离的室外电气设备，必须加装安全围栏；高压配电装置必须具有“五防功能”；电气设备的检修作业指导书中，必须包括防误装置的检查、检修和试验等内容，设置质检点，运行中的缺陷要限期整改，并做好临时措施。动态无功补偿室内外设备、逆变器储能滤波电容，要严格执行设备说明书的规定，停电后达到放电时间、充分放电后才能进入；在室门、围栏处加装警示牌，在相关操作票、工作票以及危险点分析中注明。严格门锁、盘柜锁及钥匙的管理，建立微机五防闭锁解锁钥匙、SVG室、配电室、变电站、带电设备盘柜等专用钥匙的管理制度；严格钥匙集中定置管理，严格使用审批；涉及解除闭锁的钥匙必须封存，由主管生产领导（或总工程师）批准使用；检修维护须凭工作票经当班负责人批准，巡回检查须经当班负责人批准；带电设备盘柜门必须锁好，钥匙使用须经站长批准。巡检过程中要穿绝缘鞋，雨雪天气下应穿绝缘靴，雷雨天气不应靠近避雷器和避雷针。水面光伏或沿海滩涂光伏设备巡检或检修作业时必须穿戴检验合格的救生衣，巡检船只应配备救生圈等救生器材。在光伏组件有电流输出时，禁止带电直接插拔直流侧光伏电缆的接插头，禁止带电插拔汇流箱或逆变器内的保险；插拔前应用钳形电流表直流档测量对应支路无电流，插拔时应戴干燥线手套。在光伏支架内作业前，应对作业范围内光伏组件的铝框、支架进行测试，确认无电压。要穿绝缘鞋，戴好手套。光伏组件检修停电作业时，应断开汇流箱内（或逆变器）相应组串开关，断开相邻组件的连接线；无组串开关时，应断开汇流箱输出开关，取下对应组串保险，或关闭逆变器，悬挂警示牌。更换组件过程中，相邻组件插接头应固定，保证其安全可靠断开；更换后，与相邻组件插接头连接前，应核对极性。光伏组件有破碎部分，应对破碎部分覆盖遮挡，不能接触，防止发生触电或电弧灼伤。光伏组件接线盒后盖损坏、脱落时，应采取密封的措施，禁止接线盒内焊点裸露在外面。登高检查、维护及更换光伏组件时，要设置操作平台或扶梯，必要时要使用安全带。汇流箱、配电柜、逆变器等检修前，要检查两侧均有明显断开点，金属外壳可靠接地，用验电设备检验金属外壳是否带电。相邻带电设备做好安全措施。汇流箱、逆变器检修时，要注意组串的输入端子带电，要做好安全隔离措施。支路线缆脱落，严禁带电紧固。逆变器运行中不得打开柜门，进行检修时要断开并网柜开关、交流侧负载、直流侧输入源，断开控制电源，测量直流端口、交流端口残压，确认无电压残留。光伏发电企业必须做好防汛、防雷措施，加强交通安全管理，主道路设置排洪沟，山地光伏发电企业做好防止泥石流等地质灾害措施，沿海光伏发电企业做好防台措施，水面光伏发电企业要密切关注河道水位变化。严格执行《XXX集团有限公司防止光伏发电站火灾事故的重点要求》（XX集团生〔2021〕281号），防范光伏电站火灾事故。雷雨、高温、五级以上大风等恶劣天气不宜进行户外巡视和作业，五级以上大风天气不应进行高处作业和起吊作业。遭遇雷雨及大风等恶劣天气后，及时对光伏方阵、升压站区域设备进行检查。检查跟踪系统能够复位正常。光伏组件及连接电缆着火时，应立即切断对应的汇流箱（逆变器）开关，取下对应的直流保险，迅速采取灭火措施；汇流箱着火时，应立即切断对应开关柜内的进线开关，迅速采取灭火措施；逆变器发生火灾，应立即停止逆变器运行，断开对应汇流箱开关及就地升压变高低压开关，进行灭火。安全培训要确保岗前培训效果，对设备原理、结构、主要运行参数、危险点，要逐一培训和考核。安全工作规程电气部分必须100%掌握。加强现场作业组织，结合专业、工龄、技术水平，明确作业组相对稳定搭配。开展“三讲一落实”日常培训，养成作业前查规程、查图纸、查安规、查案例的好习惯，明确具体开展作业风险辨识。到达作业现场，养成“一停二想三作业”良好习惯，落实对外包外委“严防死守”监督、监护措施，“四不干”要求要传达到每一个外包外委人员。第五章设备管理设备管理实行全员、全过程的管理，每台设备应有明确的设备管理责任人，不断提高设备管理水平。建立设备的作业标准、巡检标准、维护保养标准、备品配件储备定额标准。建立健全设备管理台账，包括：设备基本信息和参数、设备巡检记录、设备定期试验及维护保养记录、设备缺陷处理及检修台账等。对设备的巡检数据应进行定期分析，重点分析设备的劣化趋势。积极推进设备巡检信息化管理，实现设备管理的信息化、智慧化。严格执行《XXX集团有限公司发电设备设施事故征兆管理指导意见（试行）》，按要求开展设备事故征兆管理。按照《XXX集团有限公司发电企业设备缺陷管理办法》（XX集团制〔2020〕166号）对光伏电站设备缺陷进行分类，制定设备缺陷管理实施细则，明确设备缺陷管理职责分工和工作流程。突出缺陷预防控制，严格重复性缺陷管理。严格执行《XXX集团有限公司发电企业技术改造管理办法》（XX集团制〔2020〕164号），积极开展设备技术改造工作，提高技术改造质量和投资效益。严格执行《XXX集团有限公司太阳能光伏发电站技术监控规程》（Q/CDT10111005—2019），建立以电气设备管理为基础，以绝缘技术监督、定期红外技术诊断为重点的技术监控体系。编制运行规程、检修规程时，必须查阅设备手册，明确设备运行方式、主要参数、异常处理原则、程序、要点；要严肃运行规程、检修规程的审查和批准。严格管型母线安装质量控制，定期开展红外诊断。落实《XXX集团有限公司关于加强变压器管理的相关要求》（生产〔2021〕16号），加强变压器管理。严格执行日常巡检，认真开展电气设备红外测温工作，建立各季节各环境温度各负荷的典型红外工况台账，作为日后分析比对的基础。水上光伏组件应具备防潮、防盐雾功能，必须做好防腐措施，定期对设备腐蚀情况进行检查。存量场站，要建设标准子阵（或逆变器单元），开展单位发电能力对标。（一）光伏组件的型号为该场站主流规格，不存在型号、功率混装的问题。（二）光伏组件的电流档位必须保持一致，不能出现“H、M、L”电流档位混装和“I1、I2、I3”电流档位混装的情况。（三）在满足以上条件的前提下，选取运行稳定故障率低、发电能力优的子阵（或逆变器单元）作为候选，同时要考虑限电因素。（四）排查该子阵（或逆变器单元）是否存在倾角、方位角超标，阴影遮挡、沙尘覆盖等问题；通过红外成像进行热斑等问题的检查。（五）进行问题整改，建设成为标准子阵（或逆变器单元），作为发电能力对标基准。（六）不同型号、功率的组件，可以分别建立标准子阵（或逆变器单元）。开展标准子阵（逆变器单元）与其他子阵（逆变器单元）对标，单位发电能力偏差控制在3%以内。区域对标宜在地级市同类电站间开展。以一个季度为周期，以无人机携带红外热成像仪的方式，全面开展电池板红外成像诊断，及时发现和处理热斑问题。通过对标、日常无人机巡查、组件IV、EL等测试、数据诊断，及时发现设备问题，及时消除隐患。现场管理要以保持光伏组件清洁度为重点，及时消除鸟粪等可能产生热斑效应的污秽，定期除草，定期开展清扫、冲洗。严格防范扬尘对清洁度的影响，做好积雪、雾霾沙尘天气后的清扫。结合现场实际情况采用清水清洗或干洗，不得使用锐利物件进行刮洗，以免划伤表面，不得使用腐蚀性溶剂冲洗擦拭，应保证水压不超过5kPa，光伏组件与水的温差不大于10℃。应避免午间高温或辐照度高于200W/m2的情况下清洁光伏组件。水上光伏应定期维护进排水设施，保证运行正常，并做好防止大型漂浮物进入专用水域的措施。在风浪较大水域和近海水域，应定期检查防浪设施是否完好。第六章运维管理开展以区域集控中心为核心的运行管理工作。按电网公司要求，值班人员持证上岗。建立完整的生产运行记录，包括运行工况、异常运行和故障处理情况。按《XXX集团有限公司新能源企业生产指标管理办法（试行）》（XX集团制〔2020〕159号）的规定，做好生产指标数据的统计、分析、汇总及上报工作。要充分发挥区域集控中心作用，自动采集生成指标报表。新能源研究院负责接收各分子公司指标报表，要通过大数据中心自动采集生成集团公司光伏生产指标月度报表。加强辐照仪的管理，做好定期维护工作。数据要上传至后台监测系统，倾斜辐射、水平辐射、散射辐射数据齐全、完整；日常检查是否有灰尘、水汽凝结物，及时清洁；沙尘天气过后要立即清洁，下雨后及时擦拭干净水珠，冬天应经常除霜；定期对辐照仪数据进行分析，并与附近有可比性的其它电站辐照仪数据进行对比，确保数据准确。监测某支路电流值与同一汇流箱（逆变器）中其他支路平均电流相比偏差率超过5%，或明显偏离正常值，应及时进行检查，排除故障。相同条件下，某一逆变器发电量小于同一就地升压变其他逆变器15%以上，或明显偏离正常值，应及时进行检查，排除故障。落实《XXX集团有限公司运行交接班、巡回检查、设备定期轮换与试验工作管理办法》的有关要求。定期试验和轮换项目及周期参见附件1。严格执行《XXX集团有限公司工作票、操作票使用和管理标准》，重点加强电气设备、自动控制、逆变器、汇流箱等作业管理，规范运行、维护人员操作流程，杜绝人员误操作、触电事故的发生。固定可调支架调节过程中注意确保方阵组件在一个平面内移动，保证至少2人同时调节，避免变形严重导致组件损坏。自动可调支架应将光伏组件角度信号接入综自系统，并具备报警功能。监盘人员发现异常时，及时通知现场运维人员排查处理。水上光伏发电企业应定期维护水位水质监测系统，确认联动报警进排水装置功能正常。具有储能系统的光伏发电企业，应定期分析储能系统电池的寿命特性、转换效率、充放电特性及最佳充放电区间。应对功率变换系统、电池管理系统、能量管理系统等保护及控制功能进行定期试验，确保正常。要遵循《电网调度管理条例》，遵守调度纪律，按调度指令操作、调整。明确责任人，加强“两个细则”考核分析。针对光功率预测考核，要做好数据收集，及时反馈厂家进行预测模型调整，提高预测准确性，确保数据上传完整。针对AGC考核，要确保逆变器有功调节性能、调节速率和调节精度满足考核要求；针对AVC考核，要确保AVC调度管理、投运率考核、装置调节合格率等考核指标达标。结合运行环境、缺陷及维护记录、运行指标，开展巡视检查和日常维护。巡视检查包括定期巡视检查和特殊巡视检查，周期和内容参见附件2、3。各企业应结合实际情况制定具体的巡视路线、巡视时间、巡视设备、巡视方法和巡视标准；明确每台设备的检查项目，明确项目的检查标准和参数，明确参数的预警值和报警值，编制标准巡检卡。季节性或其它方面要求的检查维护工作：（一）每月对二次防护、加固、加密和隔离装置进行检查，定期更新病毒库，或按调度要求进行检查更新。（二）雷雨季节前，对汇流箱密封情况全面检查；雷雨季节，每月重点对汇流箱防雷装置进行检查。（三）高温季节，每月宜对配电柜交、直流电缆头测温。（四）雷雨季节前对防雷接地进行一次测试和检查，建筑物、光伏方阵的接地电阻应小于4Ω，升压站的接地电阻应小于0.5Ω。雷雨季节前后及雷雨过后应及时检查光伏方阵的防雷保护装置。（五）至少每半年对逆变器装置清洁一次。光伏组件有明显颜色变化或背板灼焦时，应用红外成像仪和组件测试仪进行测试，查看其I-V特性是否异常。更换组件、插接头应为同一规格，做好台账记录，记录该组件在阵列中的位置。更换组件安装后，检查固定螺栓的紧固情况和边框保护接地线的连接情况，检查相邻组件边缘高差偏差符合规定。寒冷、潮湿和盐雾腐蚀严重地区，停止运行一周以上的跟踪式支架，投运前应测量电机绝缘。运行过程中发生故障时，应立即采取相应的措施，防止故障扩大，并及时上报。发生人身触电、设备爆炸起火时，应先切断电源进行抢救和处理，并及时上报。根据设备的调度管辖范围，按电网调度要求进行上报。第七章检修管理结合相关设备技术文件、同类型组件的检修经验、在线监测结果、缺陷及维护记录等，制定检修计划和方案。检修作业安全管理应符合GB26860《电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分》和GB∕T35694《光伏发电站安全规程》。建立检修技术资料档案，收集整理设备检修记录、报告和设备变更等技术资料，经审核批准后归档。主变第一次大修周期不得超过15年，以后大修周期原则上不超过10-12年。电气一、二次设备的检修维护、定期工作按《XXX集团有限公司风力发电机组定期工作标准-电气一次设备》（Q/CDT11030001.2-2018）、《XXX集团有限公司风力发电机组定期工作标准-电气二次设备》（Q/CDT11030001.3-2018）执行。五防闭锁装置、电磁锁等要随设备检修进行检测。光伏方阵定期检修周期应根据上次检修情况、状态监测以及环境、气象条件制定；应结合线路、升压站的检修进行。新投运的光伏发电系统，应在投运一年内对光伏方阵进行首次检修；以后定期检修周期不超过三年。光伏方阵检修项目及要求参见附件4。根据不同的逆变器类型选择制定定期维护、检修项目，并逐步完善；根据运行状态、维护记录制定检修计划，可结合光伏方阵检修进行；逆变器的维护周期可为三个月或半年。检修、维护工作要形成记录文件，并存档管理。逆变器检修、定期维护内容及要求参见附件5。功率衰减检测（一）晶硅组件衰减率首年不高于2.5%，后续每年不高于0.6%，25年内不高于17%；薄膜组件衰减率首年不高于5%，后续每年不高于0.4%，25年内不高于15%。（二）薄膜组件功率衰减检测按照《地面用薄膜光伏组件-设计鉴定和定型》执行。（三）单晶硅、多晶硅组件功率衰减检测按照《地面用晶体硅光伏组件-设计鉴定和定型》执行。（四）同规格光伏组件抽检率不低于万分之五。逆变器必要时应随机抽检不同类型不少于5%的逆变器，三相电压在-7%≤V≤7%间，三相频率小于±0.5Hz，总谐波电流应小于额定逆变器输出的5%，三相电压不平衡度不大于2%，逆变器转换效率大于98.3%，输出功率调节符合《光伏发电并网逆变器技术要求》（GB/T37408）。第八章培训管理光伏发电企业生产人员的教育培训工作计划制定、执行等，按集团公司教育培训的有关规定执行。光伏发电企业的教育培训形式以站内培训为主，以适用光伏发电企业运行操作、检修维护工作为目标，一专多能为原则，不断提高生产人员专业素质。各分子公司、基层企业要建立健全光伏发电企业的培训管理网络，落实各级人员的教育培训工作职责，建立相应的内部兼职培训师资队伍。新入厂人员应经过三级安全教育培训和考试；所有生产人员应经过安全知识、专业知识和技能的专门培训并经考核合格后方可上岗工作；在岗人员每年应进行系统图、运行规程、检修规程、《工作票、操作票使用和管理标准》、电力安全工作规程、光伏发电站安全规程的考试，并达到合格标准；转岗人员应经过培训，并经考试合格方可上岗；离岗三个月以上，应经过培训并履行考试和审批手续，方可重新上岗。设备、系统发生变化后，必须及时修订运行、检修规程、标准票库，并对相关人员进行重新培训。结合现场实际情况，每年定期开展触电急救、心肺复苏、包扎止血、紧急逃生、毒虫叮咬的培训。第九章附则相关分子公司、基层企业应根据所管理光伏发电企业的具体情况制定实施细则。本办法由集团公司生产管理与环境保护部负责解释。本办法自发布之日起执行,同时《XXX集团有限公司光伏发电企业生产管理办法(试行)》（生产〔2020〕24号）废止。附件：1.设备定期试验和轮换项目表2.定期巡视检查项目和周期3.特殊情况巡视和检查4.光伏方阵检修项目及要求5.逆变器检修、定期维护内容及要求

附件1设备定期试验和轮换项目表序号定期工作项目试验或轮换周期1消防水泵轮换试验每月2污水处理系统轮换试验每月3蓄电池电压测试每月4事故照明自投试验每月5UPS直流电源自投试验每年6火灾自动报警装置测试每月7SF6在线报警装置测试每月8主变风扇备用电源自投及启动试验每季度9主变铁芯接地电流测试每月10正压式空气消防呼吸器试验每月11站用电备用电源开关合拉试验每季度12柴油发电机组启动试验每月说明：各基层企业应根据现场设备实际情况确定定期工作的项目和时间，编制操作卡。

附件2定期巡视检查项目和周期序号项目周期标准备注1光伏组件每月1)光伏组件采光面清洁,无遮挡；2)光伏组件板间连接线无松动、烧坏、老化现象,引线绑扎良好；3)光伏组件接线盒牢固；4)光伏组件无变形或破损等异常状况；5)方阵支架间的连线牢固，无锈蚀,支架与接地系统的连结可靠,电缆金属外皮与接地系统的连结可靠；6)组件安装紧固件无松动。2支架和基础每季度1)整体基础完整，无风蚀、下沉、损坏、倾斜、坍塌等；2)螺栓、焊缝和支架连接牢固可靠；3)支架表面的防腐涂层未出现开裂和脱落现象；4）螺栓无生锈、断裂、松动、缺失；5)支架无划痕、锈蚀、变形，拉筋无脱落，表面涂覆无开裂、脱落；6)防雷和保护接地扁铁（接地线）良好，无断裂、锈蚀，标识清晰；7)支架编号齐全、清晰。3跟踪系统每月1)跟踪支架跟踪角度无异常,控制设备外观完整；2)跟踪系统通信正常；3)控制箱密封良好、无积尘、积水，柜体无损坏、变形、锈蚀，线缆防火封堵完好。4汇流箱每月1)汇流箱标识名称、编号齐全、外观完好、门锁正常、密封良好；2)监控屏上的各运行参数正常,开关位置正确；3)汇流箱外壳清洁无油污,表面漆皮无脱落现象；4)汇流箱内无异响、杂物,内部元器件无损坏；5)汇流箱内端子连结牢固,无松脱、锈蚀现象；6)汇流箱内支路电流平衡,无不稳定或者激增现象；7)汇流箱内防雷模块、通信模块指示正常；8)支路保险、电流正常，保险底座完好，空开正常，无发热变色；9)汇流箱接入线缆捆扎牢固,无老化现象，线缆防火封堵完好；10)直流地埋电缆无裸露、破损；11)设备安全警示标识、铭牌及内部元件、电缆等标识、标牌齐全、清晰、牢靠。5逆变器2周逆变器室及设备标识名称、编号齐全、外观完好、门锁正常,清洁、无杂物；逆变器室内市电供应正常,照明设施齐全、正常；应急灯、排气扇工作应正常,无积尘或杂物覆盖、遮挡；逆变器固定应紧固、可靠;外观不应有变形、破损、锈蚀现象；逆变器运行时无异常振动、异常噪音及烧焦、灼烧等气味；逆变器状态指标灯正常，监控屏上的各运行参数正常,开关位置正确，位置指示清晰、正确；逆变器风扇运行正常，百叶窗处有足量的冷却风吸入,通风口无异物堵塞；通信指示正常；断路器正常，无发热变色。组串式逆变器可适当延长6直流配电柜每月1)直流配电柜标识名称、编号齐全，柜体密封良好、无积尘、积水，无损坏、变形、锈蚀；内部器件运行良好、端子无松动，无损伤，无变形变色；线缆防火封堵完好；2）线缆包扎牢固，绝缘无破损，插头处无发热；3）表计指示正常；4）母排无发热变色，断路器表面清洁，无污渍、变形，分合闸位置指示与实际状态一致；5）接地系统完好，浪涌保护器表面清洁、无损坏，动作可靠；6）风扇运转正常，柜内照明良好；7)直流配电柜内无异响、无杂物,柜内电压、电流采集模块，通讯模块无破损、灼烧，指示信号正常、采集数据正确，通讯电缆完好，连接紧固；8）直流配电柜内支路电流平衡,无不稳定或者激增现象；9）设备安全警示标识、铭牌及内部元件、电缆等标识、标牌齐全、清晰、牢靠。7防雷与接地装置每月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,无开路；2)电缆金属铠装、接闪器、引下线、等电位连接线，接地装置连接牢靠，无锈蚀，无断裂；3)设备中的防雷保护器运行正常；4)功率调节设备的接地情况良好,无开路。8气象站1周1)支架整体及各部件完好，无倾斜、变形；2)气象站传感器和采集器运行正常，表面清洁，上传数据正常；3)电源模块及线缆良好；4)辐照仪无遮挡、灰尘、无水汽凝结物，无结霜；5)倾斜辐射、水平辐射、散射辐射数据齐全、完整。雨、雪、风沙等天气要及时检查9就地升压变2周1）本体状况及表计温度：油温、油位计指示准确；油位与油温相对应，油色透明；无渗漏油、无异味、无变形、无破损、无异常响声、无电晕、无异物，铁磁声音正常；2）冷却装置：无异音、运转正常；柜内接触器无跳跃现象，引线无过热,指示灯显示正确，柜门严密，不漏雨；表面清洁、无锈蚀、无振动；3）压力释放阀：无变压器油溢出或喷出；4）呼吸器：干燥剂颜色正常，变色超出规定应给予更换；油面高于档气圈；出现脏污时，应换油或用变压器油清洗油盒；5）高、低压套管：完好、无渗油、无裂纹、无放电痕迹；油位正常,油色透明，无过热；6）本体上端子箱：密封良好；7）接地装置：无断裂、无严重锈蚀；8）瓦斯继电器：无渗漏；充满变压器油；9）在线检测系统：外观完好，无报警；10）调压装置：档位指示正确，无渗漏，外观完好；11）设备标识、安全标识完整、清晰，安装牢固。10高压配电室1周1）室内检查：照明齐全、无损坏；房屋、门窗完整，无漏雨、渗水现象；防小动物设施无破损，鼠药无缺失；温、湿度正常；无放电声，无异味；电缆沟盖板完整、铺设整齐；无积水、塌陷；设备标识、安全标识完整、清晰，安装牢固；2）开关柜：开关指示灯正确；位置指示器与开关分合状态一致；“远方/就地”切换开关位置正确；遥合、遥跳压板投入；储能开关位置正确；测控装置无异常报警，显示正确；保护装置运行正常，保护压板位置正确；紧急分闸把手位置正确；前后柜门关闭；开关操作孔、接地刀闸操作孔及前后柜门五防锁均完好，且处于上锁状态；带电指示器显示正确；外观无变形、破损，充气柜六氟化硫气体压力正常，SF6在线报警及通风装置工作正常；3）站用变：无变形、无破损、无异常响声，绕组温度正常，各部引线接头无振动、过热变色现象，风扇运行正常，围栏完好，闭锁严密，设备标识、安全标识完整、清晰。11400V配电间1周1）室内检查：照明齐全、无损坏；房屋、门窗完整，无漏雨、渗水现象；防小动物设施无破损，鼠药无缺失；温、湿度正常；无放电声，无异味；电缆沟盖板完整、铺设整齐；无积水、塌陷；2）开关柜：开关指示灯正确；位置指示器与开关分合状态一致；前后柜门关闭；外观无变形、破损；各开关电源指示正常，表计显示正常；双电源切换装置完好，运行方式正确；3）设备标识、安全标识完整、清晰，安装牢固。12主变压器1周1）本体状况及表计温度：油温、油位计指示准确；油位与油温相对应，油色透明；无渗漏油、无异味、无变形、无破损、无异常响声、无电晕、无异物，铁磁声音正常；2）冷却装置：无异音、运转正常；柜内接触器无跳跃现象，引线无过热,指示灯显示正确，柜门严密，不漏雨；表面清洁、无锈蚀、无振动；3）中性点接地装置：无渗油、接头无过热，油位正常、清晰；避雷器放电计数器计数正常，接地刀闸位置正确；4）压力释放阀：无变压器油溢出或喷出；5）呼吸器：干燥剂颜色正常，变色超出规定应给予更换；油面高于档气圈；出现脏污时，应换油或用变压器油清洗油盒；6）高、低压套管：完好、无渗油、无裂纹、无放电痕迹；油位正常,油色透明，无过热；7）低压侧封闭母线：密封良好；8）本体上端子箱：密封良好；9）接地装置：无断裂、无严重锈蚀；10）瓦斯继电器：无渗漏；充满变压器油；11）在线检测系统：外观完好，无报警；12）调压装置：档位指示正确，无渗漏，外观完好；13）基础无破裂、下沉；接地点连接良好；14）设备标识、安全标识完整、清晰，安装牢固。13架空线路1个月1）导线、避雷线无断股、松弛、断落现象；无异物；2）引线及金具无脱落、闪络、烧伤现象；3）绝缘子整洁完好，无灼伤痕迹；伞裙有无变形、裂纹；4）杆塔螺栓齐全、紧固构件、横担等塔材料齐全，无锈蚀、变形、缺失现象；5）驱鸟装置完好，无鸟巢；6）接地无锈蚀；连接部位牢固，地埋部件无裸露；7）标识齐全、完好，安装牢固；8）基础及拉线无下陷，地脚螺栓保护帽或混凝土完好拉线完好、紧固；9）光缆无松弛、断裂现象、安装牢固，无异物。14室外高压设备1周1）接地螺栓压接良好，无锈蚀；2）各连接头接触是否良好，无发热松动；3）本体完好，三相触头应到位，无错位现象；4）触头平整光滑，无脏污锈蚀变形，触头弹簧或弹簧片完好；无过热发红或局部放电现象；5）套管清洁，无破损裂纹、放电痕迹；6）引线接触良好，接头无过热；7）操动机构无变形锈蚀和机械损伤，部件之间应连接牢固，无松动脱落现象；8）底座连接轴上开口销完好，法兰无裂纹，螺栓紧固无松动；9）门型架整体完好，无变形，OPGW光缆三点接地完好；10）电流互感器、电压互感器完整无损、油位正常无漏油，无异音，引线接头无过热，接地螺栓压接良好，无锈蚀，底座法兰无裂纹，螺栓紧固无松动；11）避雷针无断裂倾斜，无锈蚀，各部分连接牢固，接地螺栓压接良好，无锈蚀，基础无沉陷，检查避雷器计数器上动作的数值，检查泄漏电流值正常；12）设备标识、安全标识完整、清晰，安装牢固。15GIS设备1周1）标识齐全、完好，安装牢固；位置指示器与实际状态一致；2）接地无锈蚀；连接部位牢固，地埋部件无裸露；3）六氟化硫压力表压力正常；4）外观无变形、破损；5）引线接触良好，接头无过热。16无功补偿装置1周1）功率柜：无异音、异味；照明齐全、无损坏；门窗完整，无漏雨、渗水现象；柜门闭锁良好；温度、湿度正常；标志牌完整清晰，安装牢固；防尘网清洁、无破损，固定可靠；2）控制柜：无告警/故障信息；温度正常；开关指示灯正常；冷却风扇运行正常，无异音；SVG保护装置运行正常，无异常报警和故障信息；3）调压变套管表面清洁、无裂纹、无破损，无放电现象；瓦斯继电器充满油，油色透明，无气体；油位油温正常，无渗漏油；呼吸器干燥剂颜色正常，压力释放阀完整无破损；4）检查电抗器等部位导线连接紧固，无打火、过热现象；5）配置空调冷却系统的无功补偿装置室，应检查空调运行正常；6）检查水冷装置运行正常，无异音；7）风冷功率室，要检查散热通道无堵塞，散热风机运转正常，无异常震动、无异音；8）室门锁闭，设备标识、安全警示标识完整、清晰，安装牢固。17电子间设备1周1）电子间各服务器、装置运行正常，指示灯正确，无告警，接线端子紧固，装置及柜内清洁；2）直流系统及UPS装置：蓄电池电压正常，接线紧固；UPS装置运行正常，无告警；装置及柜内清洁；事故照明正常；3）计量、远动、保护、综自、通讯等系统运行正常、指示正常、表计正常、保护压板正常，有无报警信号等；4）电子间温度、湿度正常；5）光功率预测、AGC/AVC系统运行正常，上传调度各项数据满足当地电网要求。18构建筑物1周1）构建筑物门窗完好，屋顶、墙体无渗水；2）构建筑物散水无破损；3）构建筑物基础完好，整体无倾斜；4）消防设施配置齐全，指示正常，未超期；火灾报警装置等正常，无异常报警。注：可结合实际情况酌情调整。附件3特殊情况巡视和检查一、设备存在一、二类缺陷时要加强检查监视。二、设备新投运、大修后、改造或长期停用后重新投入系统运行，要加强检查监视。三、在夏季大负荷高温天气时，要重点加强主变压器冷却系统、就地升压变温度等设备、参数的监视和检查。四、在冬季遇有寒流时，加强对室内外开关柜、开关箱内电加热装置、室外阀门井等重点设备、设施的巡回检查；检查设备油位变化及设备有无渗漏油等情况。五、雷雨、大风、大雪、大雾、冰冻等恶劣天气过后，要对室外电气设备、线路等重点设备加强检查。六、大七、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。八、冰雹天气后,重点检查光伏组件表面、瓷瓶、绝缘子等是否有损坏等情况。九、大风、沙尘暴等异常天气后,重点检查光伏组件与支架连接情况、导线有无挂杂物、扭伤及断股,气象站固定连接情况。附件4光伏方阵检修项目及要求序号部件名称项目内容质量要求1支架和跟踪系统外观检查,处理各连接螺栓、接线紧固度、可靠性检查，处理支架弯曲变形、柱顶偏移情况检查,处理支架稳定性检查,处理可调支架转动部位调整灵活性,高度角调节范围检查,处理驱动装置密封件密封情况检查,处理驱动装置齿轮卡涩、润滑油缺失检查,处理控制箱内通讯电缆、箱体密封及内部元件完好检查、处理防雷和保护接地完好、可靠性检查、处理控制系统控制保护功能,风速、压力、角度等传感器检查、处理跟踪范围、精度检验，处理跟踪系统绝缘电阻、防雷接地电阻表面应无划痕、裂纹、变形和损坏,表面涂覆无开裂、脱落、锈蚀，涂装、镀锌层厚度应符合设计要求和GB50797,GB50794的规定（不小于55μm）；标识应清楚,箱体无破损、变形，焊缝、支架硬限位应完好,支架应无锈蚀,镀锌层厚度应无损伤。连接螺栓紧固度、可靠性应符合GB/T29320的规定,各接线应紧固、可靠,外露丝扣不应小于2扣。符合GB/T29320的规定,支架的柱顶位移不应大于柱高的1/60。符合GB/T29320的规定，在抗风、抗雪状态以及工作条件下,支架结构应稳定可靠。可调支架调整应灵活，高度角调节范围应满足设计要求。驱动装置密封件应无漏油、渗油迹象。驱动装置齿轮应无卡涩,动作应平稳、灵活,无异常振动和噪声;润滑应满足设计和运行要求。控制箱密封应完好,内部元件工作正常;箱内通讯电缆应完好,连接应紧固。防雷和保护接地应完好、连接应可靠。控制保护功能应符合GB/T29320的规定，具有电机过流保护功能、限位功能、手动功能，传感器应完好、功能检测正常，复位性能正常。符合GB/T29320的规定，按要求检查、测试。任意接地点的接地电阻不超过4Ω，防雷接地电阻不宜大于10Ω。2汇流箱外观检查,处理汇流箱安全警示标识、铭牌及内部元件、电缆等标识、标牌的牢固、清晰、完好性检查,处理箱内接线牢固度检查，处理熔断器及熔断器底座完好性检查，处理防雷保护器、浪涌保护器损坏和动作情况检查，处理电源模块，电压、电流采集模块,通讯模块及通讯电缆检查，处理接地线颜色、标识以及连接可靠性检查,处理密封失效检查，处理防火封堵检查，处理内部其他元器件完好性检查，处理绝缘电阻、接地电阻表面应清洁、无锈蚀,箱体无变形、损坏且固定应牢靠。汇流箱安全警示标识、铭牌及内部各元件、电缆等标识、标牌应牢靠、清晰、完好。直流电缆与母排或接线板应连接牢固、无发热变色，各接线端子连接应紧固、无锈蚀、发热变色等异常现象。熔断器应接触良好,熔断器座、熔管应完好，底座和熔丝触头无氧化和腐蚀现象，熔丝未断裂。防雷保护器应无损坏、失效，浪涌保护器有动作或损坏的应处理，防雷保护回路应符合GB/T34936的规定。电源模块,电压、电流采集模块及通讯模块应无破损、灼烧、接线松动,指示信号应正常；电压、电流采集模块采集的数据应准确;通讯电缆应完好、连接应紧固，按GB/T34933进行通讯测试。地线应连接牢靠，无断裂、脱落、松动现象,标识应清楚。汇流箱门锁扣应完好，密封良好、动作可靠。箱体电缆穿线孔防火封堵应严密。内部其他元器件完好。每路对地绝缘电阻不小于1kΩ/V，符合GB50169规定。3直流电缆及直流断路器外观检查，处理电缆连接紧固、可靠性检查，处理电缆绝缘层、裸露部分外保护层完好性检查，处理电缆进入盘柜孔洞处防火严密性和进入防护管处的终端防水检查,处理断路器表面清洁度，绝缘外壳、操作手柄完好性检查，处理断路器分合闸位置指示与实际状态一致性、动作灵活性检查，处理绝缘电阻电缆头及引线表面应清洁,有过热变色现象应重新打磨或重新制作电缆头；标识应正确，清晰,应无磨损、残破和字迹模糊。连接应紧固，可靠。电缆绝缘层，裸露部分外保护层应无损伤。电缆进入盘柜孔洞处应使用防火材料封堵，进入防护管处的终端防水应严密。断路器表面应清洁，无污渍、变形；灭弧室绝缘外壳应无损伤、划痕；操作手柄应无损伤放电痕迹，表面应光洁、无污渍。断路器分合闸位置指示应与实际状态一致，操作机构手动、电动分合闸动作应灵活、无卡涩；辅助开关动作应正确、接触良好。符合要求。4直流配电柜外观检查，处理安全警示标识、铭牌及内部元件、电缆等标识、标牌牢靠、清晰、完好性检查,处理柜内冷却风扇，柜内照明等运行状态检查，处理浪涌保护器清洁度、损坏及失效检查,处理电压、电流采集模块、通讯模块及通讯电缆、电源模块检查，处理接线端子、母排(接线板)完好性检查,处理接地线完好、可靠性检查，处理柜内表计检验内部其他元器件完好性检查，处理绝缘电阻、接地电阻1）表面应清洁，门锁应齐全完好，柜体应无严重变形、锈蚀。2）安全警示标识、铭牌及内部元件、电缆等标识、标牌应牢靠、清晰、完好。柜内冷却风扇运转应正常，柜内照明应良好。4）浪涌保护器表面应清洁、无损坏、动作可靠。5）电压、电流采集模块,通讯模块应无破损、灼烧、接线松动,指示信号应正常、采集数据应正确；通讯电缆应完好,连接应紧固。6）柜内接线端子应无发热等异常现象；柜内母排和接线端子排应无损伤变形、变色，接线端子应紧固、无锈蚀。7）配电柜接地线应连接牢靠,无断裂、脱落、松动现象。8）配电柜内表计检验应合格，工作正常。9）内部其他元器件应无损坏。10）符合要求。5防雷装置外观检查,处理接闪器、引下线、等电位连接线腐蚀、断裂及连接紧固度检查,处理接地装置完好性检查,处理电涌保护器完好性检查,处理电缆金属铠装接地应良好，连接应可靠，应无锈蚀、脱焊现象。符合GB/T32512的规定，按规定进行检测。符合GB50169的规定。符合GB/T32512的规定，按规定进行检测。6光伏组件1.检查光伏组件是否开裂、弯曲、不规整、外表面损坏及破碎。影响安全和发电量时，应更换组件。2.检查背板接线盒密封是否完好，检查接线端子是否有过热、烧灼痕迹，检查旁路二极管是否损坏。存在安全隐患或损坏时应更换。3.检查光伏组件插接头和连接线是否破损、断开和连接不牢固。连接不牢固时应紧固，破损、断开应更换。以上宜每年开展一次，可根据运行环境和年限调整检修周期。4.检查光伏组件金属边框的接地线连接是否紧固、可靠。存在松动、脱落、裸露、锈蚀问题，应紧固或更换。5.检查光伏组件与支架的卡件固定是否牢固、卡件有无脱落，是否锈蚀。有松动现象应紧固支架，卡件锈蚀应更换。6.检查光伏组件的接线有无松动、断裂现象，绑扎是否牢固。存在松动、断裂现象应更换或重新绑扎。7.检查相邻组件边缘高差偏差≦2mm,同组组件边缘高差偏差≦2mm，超出时及时调整。8.光伏组件存在组件热斑、隐裂等问题，影响安全和发电量时，应更换组件。以上宜每2年开展一次。可根据运行环境和年限调整检修周期。检修工作结束后应进行测试和验收：1.光伏组串一致性测试，测试极性、开路电压、组串电流一致性，要求符合NB/T32034规定，开路电压偏差率、组串电流偏差率不大于5%。2.电致发光成像（EL）测试，重点发现隐裂、黑片、断栅、裂片、虚焊等问题，要求与初始值比较无明显变化。3.测试接地电阻和接地连续性，要求接地电阻不高于4Ω，接地连续性电阻不高于0.1Ω。4.抽检比例：参照《并网光伏电站用关键设备性能检测与质量评估技术规范》（NB∕T10185-2019），选取不同厂家、不同型号、不同批次、不同方阵，原则上光伏组串一致性测试抽检率不少于5%，EL测试抽检率不低于万分之五。

附件5逆变器检修、定期维护内容及要求（一）逆变器检修内容及技术要求序号检修内容技术要求1防护外壳异常情况处理a)外壳无变形、锈蚀b)带电回路区域不应有积尘c)内部无积水、水迹、水渍2显示系统工作异常情况处理a)采集数据显示正常b)显示界面功能正常c)工作状态指示灯应正常3急停按键、开关、接触器、断路器、继电器、熔断器等故障处理a)急停按键功能正常，具备防误触碰防护能力b)开关、断路器等分合闸位置指示与实际状态一致;操作机构手动、电动分合闸动作灵活、无卡涩,分合闸功能正常c)熔断器应接触良好,功能正常,熔断器座、熔管应完好,熔丝未受损、断裂至少每年对逆变器紧急停机功能检查1次，进行逆变器紧急停机及远程启停试验。4噪音异常情况处理a)运行时无异响情况b)噪音应符合标准要求5冷却系统工作异常情况处理a)自然风冷型逆变器散热片无变形、无污渍覆盖及杂物遮挡b)强制风冷型逆变器的散热风扇(机)运行正常,无堵转及异响c)水冷型逆变器的水冷系统运行正常,无渗漏现象、水压及容量符合水冷系统要求6内部异常高温、过热保护等情况处理a)温度采集功能正常、温度运行曲线符合设备技术参数要求b)过热保护系统功能正常7功率模块及关键器件的异常情况处理a)功率模块、关键器件运行功能正常b)外观完好、无损伤,无灼烧、放电痕迹8连接线缆异常情况处理a)线缆绝缘层应完好、无破损、变色及老化迹象b)接线端子进行紧固，确保连接牢靠c)线缆导电体对地间的绝缘及耐压测试结果应符合标准要求9保护接地异常情况处理a)保护接地体连接可靠b)接地连续性测试结果符合标准要求10防雷异常情况处理a)防雷保护模块应无损坏、失效b)防雷保护模块、浪涌保护器指示清晰、准确11绝缘阻抗异常情况处理a)光伏方阵绝缘开机自检正常,无告警,绝缘阻抗监测设定值符合标准要求b)带电部件与可触及的导电体间的绝缘测试结果符合标准要求12通信异常情况处理a)通信指示信号正常,正确读取运行数据、工作状态、故障信息等监控参数b)远程控制功能正常,数据传输正确13输出性能异常情况处理a)并网电能质量应符合标准要求b)输出功率符合实际输入运行情况,无异常降额c)转换效率测试结果符合设备技术参数和标准要求14接地电阻测量逆变器人体可触及导体部件至外部接地极间的电阻值,测量结果应符合GB/T18216.4的规定15绝缘阻抗绝缘电阻试验方法应符合GB/T10064的规定,测量结果应符合GB/T24343的要求，应不小于1MΩ16工频耐受电压按照GB/T37409的要求,测量逆变器带电部件间以及带电部件和人体可接触表面之间的绝缘强度,不应有拉弧及绝缘击穿现象（二）逆变器定期维护内容及要求序号定期维护内容要求1逆变器室、逆变器清洁情况至少每半年对逆变器装置清洁一次2逆变器室基础结构、排水情况检查逆变器室基础应无倾斜、移位、裂缝等,基础无冲洗,无积水,对排水管道进行清理，无堵塞,地埋进出线缆无外露3检查逆变器消防设施是否齐全,是否在有效使用期内逆变器配备的消防设施齐全,灭火器材在有效使用期内,设施符合电气设备消防安全标准要求4检查逆变器状态指示灯是否正常,显示屏功能是否正常逆变器运行状态指示灯应正常显示,对显示屏按健、触摸功能进行检查5检查逆变器风扇运行是否正常,温控装置有无异常逆变器风扇应正常运行,无异音；对温控装置进行检测，对散热装置进行清洁，对逆变器散热通道进行疏通6检查逆变器保护接地线、接地装置是否完好,标识是否完整、清晰逆变器保护接