光伏电站运维

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光伏电站日常维护

一、汇流箱

汇流箱就是汇集电流的一个设备，主要是用在大中型光伏系统中，

光伏阵列中组件串数量多，输出多，必须需要一个设备把这些输出集中

起来，使之可以直接连在逆变器上。在太阳能光伏发电系统中，为了减

少太阳能光伏电池阵列与逆变器之间的连线，可以将一定数量、规格相

同的光伏电池串联起来，组成一个个光伏串列，然后再将若干个光伏串

列并联接入光伏汇流防雷箱，在光伏防雷汇流箱内汇流后，通过直流断

路器输出，与光伏逆变器配套使用从而构成完整的光伏发电系统，实现

并网。

可同时接入多路太阳能光伏阵列，每路额定电流可达10A，最大15A，能

满足不同用户需求。每路输入独立配有太阳能光伏直流高压防雷电路，

具备多级防雷功能，确保雷击不影响光伏阵列正常输出。输出端配有光

伏直流高压防雷模块，可耐受最大80kA的雷电流。采用高压断路器，直流

耐压值不低于DC1000V，安全可靠。具有雷电记录功能,方便了解雷电灾害

的侵入情况。具有电流、电压、电量的实时显示功能，便于观察工作状

况。防护等级达IP65,满足室外安装的使用要求。具有远程监控功能。汇

流箱大概的结构主要有保险管、防雷器、直流断路器（隔离刀闸）、正

（负）极接线板、电流传感器，计量采样板、通讯板等。

光伏防雷汇流箱里配置了光伏专用直流防雷模块、直流熔断器和断路

器等，并设置了工作状态指示灯、雷电计数器。为方便用户及时准确的

掌握光伏电池的工作情况，配备远方通讯监测装置保证太阳能光伏发电

系统发挥最大功效。

(1)汇流箱的主要故障有以下几点：

1.正负极熔断器烧损；造成的主要原因是：

a.由于熔断器的额定电流小于接入光伏组串的电流。

b.接入汇流箱的电缆正负极短路或电缆接地。

c.熔断器的质量不合格造成的熔断器烧损。

d.光伏组件串接数量超出设计标准范围。

e.光伏组件连接线和接线端子接触不良。

4头与组件接触不良。

2.通讯中断、数码液晶管无显示；造成的主要原因是:

a.通讯线接地、短路或断路。

b.通讯板烧损。

c.无通讯电源。

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d.24V电源电压低于20V。

e.通讯装置485串口烧毁。

f.通讯装置故障，通讯装置无电源。

g.485通讯线接触不良或接线方式错误。

h.后台未关联汇流箱相关地址或测点。

i.汇流箱站点号设置错误或重复。

j.通讯线屏蔽线接地方式错误。

k.通讯线受干扰（通讯线敷设时与强电线路距离过近，未按相关敷设

标准敷设)。

l.汇流箱波特率和拨码电阻设置错误。

m.通讯线距离过长，信号衰减。

n.汇流箱未加终端电阻（超出60m）。

o.汇流箱设定路数超出实际接线路数。

3.电缆接地或短路

4.汇流箱内的直流断路器跳闸等故障

(2)汇流箱日常巡检时注意事项

光伏防雷汇流箱的巡检应做到每月巡视一次，在巡视过程中必须按

照电厂安全规程的要求，至少由两人巡视，严禁单人巡视。巡视时主要

检查汇流箱的外观，以及柜体固定螺栓是否松动；浪涌保护器（防雷装

置）以及电缆、正负极接线板有无异常现象。在检查时还要查看每一支

路的电流，检查接线是否松动，接线端子及保险底座是否变色。

在检查时还要看汇流箱内的母排是否变色；螺栓是否紧固；接地是否

良好；柜内断路器有无脱扣发热现象；检查防火封堵是否合格；检修断

路器时必须将相应逆变器直流柜内的断路器拉开。汇流箱内的母排螺栓

每年紧固一次。

逆变器

一、逆变器的作用

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。逆变器将光伏阵列产生的直流电（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。

逆变器具有极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、

过温保护、交流过流及直流过流保护、直流母线过（低）电压保护、

电网断电、电网过欠压保护、电网过欠频保护、光伏阵列及逆变器本

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身的接地检测保护和低电压穿越功能等。

具有“四遥”功能

二、检查项目

1.逆变器通风滤网的积灰程度。

2.逆变器直流柜内各表计是否正常、断路器是否脱扣，接线有无

松动发热及变色现象。

3.逆变器通风状况和温度检测装置是否正常。

4.逆变器有无过热现象存在。

5.逆变器引线及接线端子有无松动，输入输出接线端子有无破损和变

色的痕迹。

6.逆变器各部连接是否良好。

7.逆变器接地是否良好。

8.逆变器室内灰尘。

9.逆变器风机是否运行正常及风道通风是否良好。

10.逆变器各项运行参数设置是否正确。

11.逆变器运行指示灯显示及声音是否正常。

12.逆变器防火封堵是否合格、防鼠板是否安装到位。

13.检查逆变器防雷器是否动作（正常为绿）。

14.逆变器运行状态下参数是否正常（三相电压、电流是否平衡）。

15.逆变器运行模式是否为MPPT模式。

光伏板

太阳能电池板是太阳能发电系统中的核心部分，也是太阳能发电系统

中价值最高的部分。其作用是将太阳能转化为电能，太阳能电池板的质

量和成本将直接决定整个系统的质量和成本。沙土光伏站太阳能电池板

主要是多晶硅电池板。

要定期组织人员对电站所有的电池板进行全方面细致的检查，是为了

使电池板长期在良好的工况下运行，从而保证电站的发电量，创造更多

的经济效益。

1.检查电池板有无破损，要做到及时发现，及时更换。

2.检查电池板连接线和接地线是否接触良好，有无脱落现象。

3.检查汇流箱接线处是否有发热现象。

4.检查电池板支架、卡扣有无松动和断裂现象。

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5.检查清理电池板周围遮挡电池板的杂草。

6.检查电池板表面有无遮盖物

7.检查电池板表面上的鸟粪，必要时进行清理。

9.检查电池板有无热斑，内部焊线有无变色及断线。

8.对电池板的清洁程度进行检查。

9.大风天气应对电池板及支架进行重点检查。

10.大雪天应对电池板进行及时清理，避免电池板表面积雪冻冰。

11.大雨天应检查所有防水密封是否良好，有无漏水现象。

12.检查是否有动物进入电站对电池板进行破坏。

13.冰雹天气应对电池板表面进行重点检查。

14.对电池板温度进行检测，与环境温度相比较进行分析。

15.对所检查出来的问题要要及时进行处理，分析、总结。

16.对每次检查要做详细的记录，以便于以后的分析。

定期巡检和特殊巡检：

光伏组件每个季度巡视一次，在巡视过程中主要检查MC4头是否松动、

U型卡环是否脱落或松动、光伏板有无热斑等。并且通过主控室的后台

监控电脑查看电流是否大体一致，对于电流小的支路要进行全面检查分

析。

在遇到大风天气时要全面巡视（特巡），重点巡视光伏组件有无掉落

损坏、U型卡环是否脱落或松动。光伏板连接处的MC4头连接是否良好

无松动脱落现象。

17.组件接线盒有无鼓包、二极管接触是否良好、有无发热

变色。

18.各光伏组串连接的MC4头是否连接紧固无松动。

19.做分析总结记录并归档。

组合式箱变

1.2变压器器身与油箱配合紧密，且有固定装置。高、低压引线全部

采用软连接，分接引线与无载分接开关之间采用冷压焊接并用螺栓紧

固，所有连接（包括线圈与后备熔断器、插入式熔断器、负荷开关等）

都采用冷压焊接，紧固部分带有自锁防松措施。为全密封免维护产品，

结构紧凑，可靠保护人身安全。柜体采用目字形排列，分为高压侧负荷

开关室（高压间隔）、变压器间隔、低压侧配电室（低压间隔）。

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1.3本厂变压器型式采用三相铜芯双分裂绕组无励磁调压油浸变压器。

其设备的附属设备所带功能如下所列：

1.3.1变压器带有缺相保护功能，在变压器缺相运行时跳低压断路

器。

1.3.2变压器带温度表（该表由制造厂装设在变压器低压柜上）。所

有温度表都具有超温跳闸和超温报警接点输出,包含3对无源独立干接

点（接点输出信号可任意定义），可分别用于远方和就地，干接点容量

为AC220V、5A。

1.3.3变压器的本体信号包含1对无源独立干接点，可分别用于远方

和就地，干接点容量为AC220V,5A。

1.3.4变压器内所有对外接口接点均引至端子排上，并预留一定数

量端子，接引到端子的接点包括：变压器超温报警、超温跳闸、低压断

路器信号、箱变火灾报警信号、高低压门状态信号等。

1.3.5变压器装设一只油面温度测温装置，以监测变压器油面温度，

和温度表接口采用4~20mA。

1.3.6变压器油位指示采用就地直读式。

1.3.7变压器绝缘油选用#45变压器油，满足下列要求：凝点：-45℃

闪电（闭口）不低于：140℃击穿电压不小于：60kV介质损耗因数

（90℃）不大于：0.5%水分：<15ppm变压器油密度：0.9kg/l其余参

数按照国标执行。

1.3.8变压器承受短路的能力：变压器可以承受低压侧出口三相短路，

高压侧母线为无穷大电源供给的短路电流。变压器在各分接头位置时，

可以承受线端突发短路的动、热稳定电流的冲击。

1.3.9事故过负荷能力满足

GB/T15164《油浸式变压器负

DL/T572《电力变压器运行规程》的要求。

载

导

则

》

和

1.3.10变压器允许短时间过载能力应满足相关标准要求(正常寿命，

过载前已带满负荷、环境温度40℃)。

2本厂组合箱式变压器主要设备功能如下：

2.1高压侧负荷开关二工位油浸式负荷开关，负荷开关为二位置结构，

以变压器油为绝缘和灭弧介质，弹簧储能、三相联动，高压侧负荷开关

需上传位置信号，厂家应将信号接至箱变外传信号端子排上。

2.2插入式熔断器

2.2.1熔断器的电流强度是按变压器突然投入时的励磁涌流不损伤熔

断器考虑，变压器的励磁涌流通过熔断器产生的热效应可按10~20）倍

的变压器满载电流持续0.1s计算。

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2.2.2高压室在线路不停电情况下，通过低压断路器切除发电电源后，

可以开断负荷开关，再操作变压器分接开关。

2.2.3熔断器在低压断路器前端发生三相或单相短路时可靠动作,在

低压断路器下口至逆变器输出电缆终端范围内发生三相或单相短路时

与箱变低压侧断路器及升压站内的35kV真空断路器正确配合、可靠动

作。

2.3避雷器：

2.3.1箱变高压侧设有避雷器，避雷器为氧化锌无间隙型。避雷器可

靠密封以便和外界的潮气以及氧气隔绝。内部部件的结构使内部电晕减

少到最小，并保证减少和复合绝缘装置外部污物的导电层发生电容耦

合。

2.3.3避雷器可以承受在运行中产生的应力，并且不会导致损坏或过

热击穿。

2.3.4避雷器装有放电计数器。

2.3.5避雷器可在额定电压下承受20次动作负载试验。幅值为避雷器

的标称放电电流。

2.435kV侧高压接线端子充分考虑到三芯电缆的出线,电缆接于旁边

电缆分支箱为方便多台箱变高压侧出线组合成一回集电线路时的电缆

连接。同时避免因单台变压器的检修及定检工作，而造成一整条光伏进

线停电的趋势从来提高发电效率。

2.5带电指示器：高压室内配带电指示器，以指示高压室内是否带电，

并控制高压室内门上的电磁锁，以确保高压室带电时内门无法打开。

2.6低压侧元件主断路器该元件为抽出式断路器，其技术特性应符合

GB要求。

（1）额定电压：400V

（2）额定耐受电压：1000V

（3）额定电流：1250A

（4）额定短时耐受电流及时间：50kA，1s

（5）低压断路器可实现速断、单相接地等保护功能。

（6）低压断路器分合状态应有信号上传。

（7）低压断路器脱扣线圈预留3个控制接点。

（8）低压断路器具有远方操作功能。

低压断路器具备就地和远方控制功能。留有远方控制接口；设有就

地/远方转换开关，开关能提供就地/远方位置输出接点，接点为无源干

接点，容量为AC220V，5A；留有提供给远方的位置信号、故障告警（通

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过具有保护功能的智能电子脱扣器）信号及其他用于反映开关状态的

信号等无源干接点，容量为AC220V，5A；低压断路器的全部位置接点

均引至二次端子排上，至少4开4闭，容量AC220V，5A。低压断路器

具备就地防跳功能。以上接点和设备的内容和数量满足工程要求，并在

端子排留有合闸跳闸指令输入接口。

注：详情参见江苏常熟开关厂家说明书

2.7箱变辅助电源系统：

（1）低压侧配置一台变比为0.318/0.38kV干式三相变压器、容量为

3kVA；辅助变压器用于给低压侧配电箱供电，变压器电源侧开关采用分

断能力不小于35KA的塑壳断路器；

（2）低压侧配置一个小型配电箱，一个内置4只220V微型断路器（63

In=6A2只，63In=10A2只），2只插座（1只三相），并预留扩展空

间。箱变检修、照明、加热电源由此引出。

2.8低压侧每分支设置电流互感器用来提供二次电流给电流表计和后

台，便于随时监控箱变运行工况。

2.9箱变低压侧每分支设三只电流表和三只电压表。

2.10低压侧加装浪涌保护器。

2.11智能监控单元：A

每台箱变的低压开关柜内设置一台箱变智能监测装置，以便采集箱变

内的各种电气量参数和非电气量参数，通过RCS-9794装置上传后台以

满足综合自动化系统的“四遥”功能

3.变压器并列运行的条件

1.接线组别相同，相位相同；2.电压变比相等；3.短路电压差不

大于10%；4.容量比不超过3:1。

4每15天应对变压器巡视一次，其巡视内容如下：

4.1检查变压器本体清洁无损坏，现场清洁无杂物。

4.2检查变压器门锁是否完好，变压器门是否严密。

4.3检查变压器油位是否正常。

4.5检查无载调压分接开关是否在适当位置

4.6检查箱式变压器压力释放阀是否完好，并查看压力表是否完好。

4.7检查箱式变压器压力表中压力是否在正常范围内，若压力过高，

则需排压。

4.8检查箱式变压器油温是否正常，能否与后台相对应。

4.9检查箱式变压器主、辅设备是否漏油、渗油。

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4.10检查箱式变压器测控装置是否运行正常。

4.11检查变压器外壳接地连接是否完整良好。

4.12检查箱式变压器低压侧母排有无松松发热变色现象。

4.13检查箱式变压器低压侧三个电压表计位置是否在同一位置以确

认三相电压是否平衡，并旋转切换开关查看表计是否正常。

4.14检查箱式变压器低压侧三个电流表计位置是否在同一位置以确

认三相电流是否平衡。

4.15检查箱式变压器低压侧二次回路电源空开是否正常。

4.16检查箱式变压器室内有无积水、凝露。

4.17检查二次回路保险有无烧毁现象。

4.18检查高压电缆头有无破损、松动现象。

4.19检查高压套管有无破损油污现象。

4.20检查箱式变压器声音是否异常。

4.21检查烟雾报警器是否正常。

4.22检查箱式变压器避雷器放电计数器是否正常。

4.23检查箱式变压器高压侧带电显示器是否正常。

4.24检查二次回路接线是否松动、掉落现象。

4.25检查箱式变压器低压侧断路器智能控制器是否正常，其定值是否

正确（长延时动作电流1600A动作时间60s；短延时动作电流4800A动

作时间0.1s;速断动作电流8000A）

4.26检查电流互感器是否破裂。

4.27检查行程开关是否正常。

4.28检查高压电缆有无放电现象。

4.29检查高压电缆接地线是否牢固可靠。

4.30检查箱式变压器低压侧断路器分、合闸指示灯与实际位置是否一

致。

4.31检查箱式变压器低压断路器是否正常分合。

4.32检查箱式变压器储能指示是否正常。

4.33检查箱式变压器浪涌保护器是否动作。

5检修周期

1）大修周期

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a)变压器安装运行五年应吊芯进行大修，以后每隔十年大修一次。

b)根据历年试验数据的色谱分析无显变化时可根据状态检修条例由厂

总工或厂专业会议确定吊罩大修检查的期限。

c)运行中的变压器发现异常情况，或预防性试验判明内部有故障时应

及时进行大修。

2）小修周期

a)台式变压器小修每年1次～2次。

b)运行中发现缺陷时，可计划外停电检修。

5.3检修项目

1)大修项目

a)拆卸各附件吊芯或吊罩。

b)绕组、引线及绝缘瓷瓶装置的检修。

c)散热片、阀门及管道等附属设备的清扫检修。

d)必要时变压器的干燥处理。

e)全部密封垫的更换和组件试漏。

f)绝缘瓷瓶清扫检查。

g)变压器的油处理。

h)进行规定的测量及预防性试验。

i)消缺工作。

2)小修项目

a)检查并消除已发现的缺陷。

b)清扫套管并检查套管有无破损和放电痕迹，引出线接头是否有过热

变色现象。

c)检查油位计，必要时变压器本体加油。

d)检查各部密封胶垫，处理渗漏油。

e)检查冷却装置有无渗漏油现象。。

f)清除压力释放阀阀盖内的灰尘等杂物。

h)油箱及附件的清扫、检修，必要时进行补漆。

i)按规定要求进行测量和试验。

5.4检修工艺

1)检修前准备

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a）了解变压器在运行中所发现的缺陷和异常（事故）情况，出口短路

的次数和情况。

b）变压器上次大修的技术资料和技术档案。

c）了解变压器的运行状况（负荷、温度、有载分接开关的切次数和其

他附属装置的运行情况）。

d）查阅变压器的原试验记录（包括油的简化分析和色谱），了解变压

器的绝缘状况。

e）查明漏油部位（并作出标记）及外部缺陷。

f）进行大修前的本体和油的分析试验，确定检修时的附加项目（如干

燥、油处理等）。

5.5质量要求

1)器身检修

a)应全面检查器身的完整性，有无缺陷存在（如过热、弧痕、松动、

线圈变形、开关接点变色等）。对异常情况要查找原因并进行检修处理，

同时要作好记录。

b)器身暴露在空气中的时间（从开始抽油至开始注油止，放完油的时

间越短越好）相对湿度≤65%—16小时，相对湿度≤75%—12小时，当

器身温度低于周围气温时，宜将变压器加热，一般高出10℃。

c)器身检查时，场地周围应清洁，并应有防尘措施。

d)检查工作应由专人进行，不得携带与工作无关的物件，应着专用工

作服和软底鞋，戴清洁手套（防汗），禁止用手接触线圈与绝缘物，寒

冷天气应戴口罩。

e)油箱底应保持洁净无杂质。

4.2.6变压器大修后的交接验收

变压器在大修竣工后，应及时清理现场、整理记录、资料、图纸、清

退材料，进行核算提交竣工、验收报告，并提请有关部门组织有关单位、

维修部门、高压试验、油样化验、继保、运行、计量等单位进行现场验

收工作。

35KV高压开关柜

第一章高压开关柜概述

一、基本概念

1.开关柜（又称成套开关或成套配电装置）:它是以断路器为主的电

气设备；是指生产厂家根据电气一次主接线图的要求，将有关的高低压

电器（包括控制电器、保护电器、测量电器）以及母线、载流导体、

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绝缘子等装配在封闭的或敞开的金属柜体内，作为电力系统中接受和分

配电能的装置。

2.高压开关设备：主要用于发电、输电、配电和电能转换的高压开关

以及和控制、测量、保护装置、电气联结（母线）、外壳、支持件等组

成的总称。

3.开关柜防护要求中的“五防”：防止误分误合断路器、防止带电

分合隔离开关、防止带电合接地刀闸、防止带接地刀闸分合断路器、防

止误入带电间隔。

4.防护等级:外壳、隔板及其他部分防止人体接近带电部分和触及运动

部件以及防止外部物体侵入内部设备的保护程度。

二、开关柜的主要特点：

1.有一、二次方案,这是开关柜具体的功能标志,包括电能汇集、分配、

计量和保护功能电气线路。一个开关柜有一个确定的主回路(一次回路)

方案和一个辅助回路(二次回路)方案，当一个开关柜的主方案不能实现

时可以用几个单元方案来组合而成。

2.开关柜具有一定的操作程序及机械或电气联锁机构，实践证明:无

“五防”功能或“五防功能不全”是造成电力事故的主要原因。

3.具有接地的金属外壳，其外壳有支承和防护作用.因此要求它应具有

足够的机械强度和刚度，保证装置的稳固性,当柜内产生故障时,不会出

现变形,折断等外部效应。同时也可以防止人体接近带电部分和触及运

动部件，防止外界因素对内部设施的影响;以及防止设备受到意外的冲

击。

4.具有抑制内部故障的功能，

“内部故障”是指开关柜内部电弧短路引起的故障，一旦发生内部故

障要求把电弧故障限制在隔室以内。

三﹑高压开关柜正常使用条件：

1.环境温度:周围空气温度不超过40℃(上限)，一般地区为-5℃(下

限)，严寒地区可以为-15℃。环境温度过高,金属的导电率会减低,电阻

增加,表面氧化作用加剧;另一方面,

过高的温度,也会使柜内的绝缘件的寿命大大缩短,绝缘强度下降.反之,

环境温度过低,在绝缘件中会产生内应力,最终会导致绝缘件的破坏。

2.海拔高度:一般不超过1000米.对于安装在海拔高于1000米处的设

备,外绝缘的绝缘水平应将所要求的绝缘耐受电压乘以修正系数

Ka[ka=1(1.1-H10-4)]来决定。由于高海拔地区空气稀薄,电器的外

绝缘易击穿,所以采用加强绝缘型电器，加大空气绝缘距离，或在开关

柜内增加绝缘防护措施。

第二章高压开关柜组成及分类

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一、开关柜的组成：

开关柜应满足GB3906-1991《3-35kV交流金属封闭开关设备》标准的

有关要求，由柜体和断路器二大部分组成，具有架空进出线、电缆进出

线、母线联络等功能。柜体由壳体、电器元件(包括绝缘件)、各种机构、

二次端子及连线等组成。

柜体的材料:

1)冷扎钢板或角钢(用于焊接柜);

2)敷铝锌钢板或镀锌钢板(用于组装柜).

3)不锈钢板(不导磁性).

4)铝板((不导磁性).

柜体的功能单元：

1)主母线室(一般主母线布置按“品”字形或“1”字形两种结构)

2)断路器室

3)电缆室

4)继电器和仪表室

5)柜顶小母线室

6)二次端子室

柜内电器元件：

1.柜内常用一次电器元件（主回路设备）常见的有如下设备：

1)电流互感器简称CT

2)电压互感器简称PT

3)接地开关

4)避雷器(阻容吸收器；单相型、组合型)

5)隔离开关

6)高压断路器（真空型(Z)、SF6型(L)）

7))高压熔断器

8）高压带电显示器

10)绝缘件[穿墙套管、触头盒、绝缘子、绝缘热缩(冷缩)护套]

11)主母线和分支母线

12)高压电抗器[串联型和起动电机型]

13)负荷开关

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2.柜内常用的主要二次元件（又称二次设备或辅助设备，是指对一次

设备进行监察、控制、测量、调整和保护的低压设备）,常见的有如下

设备:

1)继电器2)电度表3)电流表4)电压表5)功率表6)功率因数表7)

频率表8)熔断器9)空气开关10)转换开关11)信号灯12)按钮13)

微机综合保护装置等等。

三、五防联锁简介:

（1）当手车在柜体的工作位置合闸后,在底盘车内部的闭锁电磁铁被

锁定在丝杠上,而不会被拉动.以防止带负荷误拉断路器手车。

（2）当接地开关处在合闸位置时,接地开关主轴联锁机构中的推杆被

推入柜中的手车导轨上,于是所配断路器手车不能被推进柜内。

（3）断路器手车在工作位置合闸后,出线侧带电,此时接地开关不能合

闸接地开关主轴联锁机构中的推杆被阻止,其操作手柄无法操作接地开

关主轴。

四、操作程序

高压开关柜的操作：

4.1操作手车开关柜时，应严格按照规定的程序进行，防止由于程序错

误造成闭锁、二次插头、隔离挡板和接地开关等元件损坏。

4.2手车式断路器允许停留在运行、试验、检修位臵，不得停留在其

它位置。检修后,应推至试验位置,进行传动试验，试验良好后方可投

入运行。

4.3手车开关的倒闸操作依然按照开关运行的四种状态转换:A、运行

状态B、热备用状态C、冷备用状态D、检修状态

送电操作:

操作接地刀闸并且使之分闸---用转运车(平台车或轨道)将手车(处于

分闸状态)推入柜内(试验位置)---把二次插头插到静插座上---(试验

位置指示器亮)---用手柄将手车从试验位置(分闸状态)推入到工作位

置---(工作位置指示器亮,试验位置指示器灭)---合闸

停电(检修)操作:

将断路器手车分闸---用手柄将手车从工作位置(分闸状态)退出到试

验位置---(工作位置指示器灭,试验位置指示器亮)---打开前中门---

把二次插头拔出静插座---(试验位置指示器灭)---用转运车(平台车或

轨道)将手车退出柜外、操作接地开关主轴并且使之合闸---必要时现场

装设接地线。

五﹑预防性试验

.

.

1预防性试验项目、周期

2交接验收

1）开关检修后验收

开关检修过程中主要零部件检修或更换完成，工作负责人再全面进行

一次检查确保检修质量。

2）整体验收

验收工作有检修值长主持，工作负责人及运行人员参加，检修负责人

提供开关检修技术记录资料，检修中发现及处理的缺陷和遗留的问题

等。由运行人员进行检查及手动操纵试验，检查完毕将开关送入试验位

置，电动操作两次，确认正常后，由验收负责人作出质量评价，并在检

修交代本上签字。

六、高压开关柜的巡视检查

6.1高压开关柜的正常巡视检查

A、开关柜屏上指示灯、带电显示器指示应正常，操作方式选择开关（远

方/就地）、机械操作把手投切位置应正确，控制电源及电压回路电源

分合闸指示正确;

B、分（合）闸位置指示器与实际运行方式相符;

C﹑储能开关储能指示是否正常;

D﹑柜内照明正常，通过观察窗观察柜内设备应正常；

E、柜内应无放电声、异味和不均匀的机械噪声，柜体温度正常；

F、真空断路器灭弧室应无漏气，无氧化发黑迹象。对于无法直接进行

测温的封闭式开关柜，巡视时可用手触摸各开关柜的柜体，以确认开关

柜是否发热；

G、检查断路器操作结构应完好,二次端子有无锈蚀、有无积尘；

H、检查接地牢固可靠,封闭性能及称心是什么意思 防小动物设施应完好。

6.2高压开关柜的特殊巡视

6.2.1在下列情况下应对高压开关柜进行特殊巡视

A、开关柜在过负荷的情况下运行；

B、开关室内的温度较高时，检查换流风机是否运行；

C﹑开关柜内部有不正常的声响；

D、开关柜柜体或母线槽因电磁场谐振发出异常声响时；

E﹑高压开关柜在新投运或检修后投运;

F、在大风天气时，检查开关室内门窗是否关闭;

.

.

G、在雨雪天气时，检查开关室屋顶有无渗水，电缆沟有无积水;

6.2.2高压开关柜特殊巡视的项目如下:

A、开关柜在过负荷的情况下运行时应加强对开关柜的测温，无法直接

进行测温的封闭式开关柜，巡视时可用手触摸各开关柜的柜体,以确认

开关柜是否发热。必要可用红外测温仪通过观察窗进行测温；

B、开关室内的温度较高时应开启开关室所有的通风设备，若此时温度

还不断升高应适度降低负荷；

C、开关柜内部有不正常的声响时运行人员应密切观察该异常声响的变

化情况，必要时上报运行值长或电厂生产负责人将此开关柜停运检查；

注：进出高压室时，必须随手关门。

七、高压开关柜常见故障缺陷及处理方法

一、故障的预防措施

开关柜在调试、运行过程中由于各种各样的原因会发生故障，为减少

故障频率应进行下列项目的检修：

1.检修程序锁和联锁，动作保持灵活可靠，程序正确;

2.按断路器、隔离开关、操作机构等电器的规定进行检修调试;

3.检查电器接触部位看接触情况是否良好，检测接地回路;

4.有手车的须检查手车推进机构的情况，保证其满足说明书的有关要

求;

5.检查手车开关内动触头有无氧化，固定簧有无异位;

6.检查动静触头有无放电现象;

7.检查二次辅助回路有无异常，并进行必要的检修;

8.检查各部分紧固件，如有松动应立即紧固;

9.检查接地回路各部分的情况，如接地触头，主接地线及过门接地线

等，保证其导电的连续性;

10.清扫各部位的尘土，特别是绝缘材料表面的尘土。

11.发现有异常情况，如不能解决可同开关柜厂家联系。

二、常见故障及处理方法

1.绝缘故障：

绝缘故障形式一般有：环境条件恶劣破坏绝缘件性能、绝缘材料的老

化破损、小动物进入等原因造成的短路或击穿。定期检修发现绝缘材料

老化或破损立即更换，清除绝缘材料表面的污渍，电缆沟、开关室安装

防护板防止小动物进入，发生故障查找原因并立即整改

.

.

2.操作拒动故障原因

①控制回路断线

A﹑分（合）闸线圈烧毁。

B﹑控制回路接线松动。

C﹑机械连接点接触不良。

D﹑电气联锁节点接触不良。

E﹑控制回路电源失电。

检查原因并立即更换新的线圈，紧固相关节点接线。检查回路中的电

气、机械联锁点及控制回路电源。

3.保护元器件选用不当的造成的故障：如熔断器额定电流选用不当，

继电器整定时间不匹配等原因造成的事故，发生故障及时查找原因并更

换合适的元器件

4.不按操作规程造成的事故：由于未按操作规程操作造成的误分误合

或造成元器件损坏引起的故障，应了解产品操作规程，按程序操作。

升压站及附属设备

变压器的作用、组成

1变压器的作用：改变交流电压，传输电能。

2变压器的组成：由铁芯、绕组、油箱、绝缘套管、冷却器、压力

释放器、瓦斯继电器、有载调压装置等部件组成。

3变压器投运和检修的验收

3.1检查工作票结束，拆除所有临时接地、短路线和临时安全措施，

恢复常设遮栏和标示牌。

3.2变压器本体、套管、引出线、绝缘子清洁无损坏，现场清洁无杂

物。

3.3变压器油枕及油套管的油色透明，油位正常。

3.4有载调压变压器的分接开关在适当的位置，有交待记录。

3.5变压器瓦斯继电器內充满油，无气体,防雨罩完好，观察窗防护罩

在打开位置。

3.6变压器防爆膜完好，压力释放阀完好，呼吸器内硅胶无变色。

3.7散热器、油枕及瓦斯继电器的油门应全开。

3.8各继电保护及自动装置投入正确。

3.9主、辅设备无漏油、渗油。

.

.

3.10变压器测温装置良好。

3.11变压器外壳、中性点接线良好，接地刀闸装置正常，接地电阻连

接完整良好。

3.12变压器有关的化验结果符合规定。

4变压器绝缘电阻的测量规定

4.1新安装或检修后的变压器投运前必须测量其绕组的绝缘电阻。测

得的结果应记录在专用的《变压器绝缘记录》内。

4.2备用时间超过一个月的变压器,每月应进行一次绝缘电阻的测量,

检查绝缘是否良好。如本月内备用变压器投运过，则不再测量绝缘,但

需在“变压器绝缘记录”中记录清楚。

4.3测量变压器绝缘时应先拉开变压器一次回路各侧开关及刀闸，拉

开中性点接地刀闸（或拆除中性点接线）。

4.4变压器绕组电压在1000V及以上使用2500V摇表测量。110kv使用

5000V摇表测量。测量前要确定被测变压器的各侧来电端开关均拉开，

且有明显断开点,使用合格的电压等级对应的验电器验明确无电压，而

且测量前后均应将被测绕组接地放电。

4.5测量变压器绝缘应分别测量各绕组之间，各绕组对地之间的绝缘。

4.6对于油浸式变压器绕组绝缘电阻值每千伏不低于1M，变压器使

用期间所测得的绝缘电阻值不得低于初始值的50%，且不低于前次所测

值的70%。

4.7变压器高、低绕组间绝缘电阻值不得低于高压侧对地绝缘电阻规

定值。

4.8变压器绝缘电阻值测量结果与以前记录比较分析，如有明显降低

现象,应查明原因,并汇报值班长。

4.9用摇表测量变压器绝缘，应注意结束时引线应先于摇表停止转动

前拿离变压器被测部位，避免烧损摇表。

5变压器投运前的试验及投运条件

5.1变压器投运前的试验

5.1.1新安装或大修后的变压器投运前应做3～5次全电压空载合闸冲

击试验。第一次受电后持续时间不应小于10min，每次冲击试验间隔时

间为5min。

5.1.2新安装或二次回路工作过的变压器，应做保护传动试验，并有

交待记录。

5.1.3变压器各侧开关的跳、合闸试验。

5.1.4变压器各侧开关的联锁试验。

.

.

5.1.5有载调压装置调整试验，试验正常后放至适当位置。

5.2新安装或大修后的变压器，投运前应具备下列条件：

5.2.1有变压器和充油套管的绝缘试验合格结论。

5.2.2有油质分析合格结论。

5.2.3有设备安装和变更通知单。

5.2.4设备标志齐全。

5.2.5经定相正确并出具报告后，方可正式投运。

5.2.6主变投退前中性点接地刀闸在合位.

5.2.7在接地变投运之前必须将主变中性点接地刀闸断开。

6变压器的投运与停用的操作规定

6.1主变压器的投入和退出运行，应按照调度的指令执行。

6.2变压器的保护装置及各侧避雷器未投入前，变压器不得投入运行。

6.3变压器的投入或退出，必须经断路器进行，不得用隔离开关接通

或切断变压器的空载电流。

6.4变压器投运时应观察励磁涌流的冲击情况，若发生异常，应立即

拉闸，使变压器脱离电源。

6.5主变压器在投运前或退出运行前，必须先合上中性点接地刀闸。

正常运行中，主变压器中性点运行方式按调度指令执行。

6.6变压器投运时，先合上电源侧开关充电正常后，再合负荷侧开关；

停运操作与此相反。

6.7新安装、大修、事故检修或换油后的油浸式变压器，在施加电压

前静置时间不应少于以下规定：

6.7.1110kV及以下24h。

6.7.2若有特殊情况不能满足上述规定，必须经调度批准。

6.8站用变压器不在同一系统时,严禁用并列的方法倒换。

6.9变压器的重瓦斯、差动及速断保护不允许在同时退出的情况下，

将变压器投入运行。

6.10变压器投入运行后，应对其进行全面检查，确认变压器本体及辅

助设备运行正常。

6.11变压器的并列运行应满足下列条件

6.1绕组接线组别相同。

6.2电压变比相同。

.

.

6.3阻抗电压相等。正常情况下，变压器应按铭牌规范及规定的冷却条

件运行。

7.1变压器运行中的温度规定

7.1.1油浸式变压器，运行中的环境温度为+40℃时，其上层油温、温

升的限额（规定值）见下表：

设备名称

冷却方式

上层油温升上限℃

线圈温升上限℃

最高上层油温℃

正常运行上层油温℃

油浸式变压器

ONAN（油浸自然循环风冷）

55

65

9585

7.1.2当冷却介质温度下降时，变压器最高上层油温也应该相应下降，

为防止绝缘油加速劣化，自然循环风冷变压器油温一般不宜超过85℃。

7.2变压器运行中的电压规定

7.2.1变压器在额定电压?%范围内改变分接头位置运行时，其额定容

量不变。

7.2.2变压器的运行电压一般不应高于运行分接开关额定电压的

105%。

7.3变压器运行中的油位规定

7.3.1正常运行中，根据环境温度检查油浸式变压器油位指示在相应

的刻度线范围内。

7.3.2变压器油位指示超过极限值时，应查明原因，经确认不是假油

位时，应放油或补油，使变压器油位保持在相应的刻度位置。

7.4变压器过负荷运行规定

7.4.1变压器可以在正常过负荷和事故过负荷情况下运行。正常过负

荷时，其允许值可根据变压器的负荷曲线，冷却介质温度以及过负荷

前变压器站带负荷等因素来确定。事故过负荷只可以在事故情况下使

用。变压器存在较大缺陷（如冷却器系统不正常，严重漏油，色谱分

析异常等）时不准过负荷运行。

.

.

7.4.2全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行。

7.4.3变压器过负荷运行时，电流互感器、隔离开关、断路器均应满

足载流要求，否则，严禁过负荷运行。

7.4.4变压器过负荷运行时，加强对上层油温和线圈温度监视检查，

做好记录；要严格控制上层油温不得超过允许值。

7.4.5油浸自然循环自冷式变压器事故过负荷运行时间规定见下表：

0.

630

1.7

515

负荷电流/额定电流

允许运行时间（min）

1.3120

2.07.5

2.43.5

3.01.5

7.5变压器瓦斯保护装置的运行规定

7.5.1变压器正常运行时，重瓦斯保护应投“跳闸”位置，有载调压

分接开关的瓦斯保护应投“跳闸”位置，未经调度批准不得将其退出运

行。

瓦斯保护投入前，运行人员应检查下列内容：

a.查阅瓦斯继电器校验报告或有关交待明确瓦斯继电器可投入运行；

b.瓦斯继电器外壳完整，无渗油、漏油；

c.瓦斯继电器内无空气且充满油。

7.5.2运行中的变压器进行滤油、加油、更换油呼吸器的硅胶时，或

瓦斯保护回路有工作以及继电器本身存在缺陷、操作瓦斯继电器连接管

上的阀门时，应将重瓦斯保护改投“信号”位置，工作结束运行2小时

后，待空气放尽，方可将重瓦斯保护投入“跳闸”位置。

7.5.3当油位计指示的油面有异常升高，油路系统有异常现象时，为

查明原因，需要打开各个放气或放油塞子、阀门，或其它可能引起油流

变化的工作，必须先将重瓦斯保护改投“信号”位置，然后才能工作，

以防瓦斯保护误动跳闸。

7.5.4在大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将重瓦斯保护改投“信

号”位置。

7.5.5变压器的重瓦斯保护与差动保护不能同时退出运行。

7.5.6新投入和检修后投运的变压器在充电时，应将重瓦斯保护投至

“跳闸”位置，充电正常后改投“信号”位置，经24小时无瓦斯信号

.

.

出现，瓦斯继电器内无气体，可将其投至“跳闸”位置，若还有气体时，

再隔12小时将瓦斯保护投至“跳闸”位置。

7.6变压器分接开关的运行规定

7.6.1运行现场应具备下列技术资料：产品安装使用说明书、技术图

纸、自动控制装置整定说明书、绝缘油试验记录、检修记录、缺陷记录、

分接变换记录等。

7.6.2有载调压装置及其自动控制装置，应经常保持在良好运行状态。

7.6.3有载调压装置的分接变换操作，由运行人员按调度部门确定的

电压曲线或调度指令，在电压允许偏差范围内进行。

7.6.4正常情况下，一般使用远方电气控制。当检修、调试、远方电

气控制回路故障和必要时，可使用就地电气控制或手摇操作。当分接开

关处在极限位置又必须手摇操作时，必须确认操作方向无误后方可进

行。就地操作按钮应有防误操作措施。

7.6.5分接变换操作必须在一个分接变换完成后方可进行第二次分接

变换。操作时应同时观察电压表和电流表的指示，不允许出现回零、

突跳、无变化等异常情况，分接位置指示器及动作计数器的指示等都应

有相应变动。

7.6.6每次分接变换操作都应将操作时间、分接位置、电压变化情况

及累计动作次数记录在有载分接开关分接变换记录表上，每次投停、试

验、维修、缺陷与故障处理，都应防火宣传内容 作好记录。

7.6.7分接开关每天分接变换次数可按检修周期与运行经验兼顾考

虑。

7.6.8一般平均每天分接变换次数可参考在下列范围内：

110kV电压等级为10次。

7.6.9当变动分接开关操作电源后，在未确认电源相序是否正确前，

禁止在极限位置进行电气控制操作。

7.6.10对同时装有载调压变压器及无功补偿并联电容器装置的变电

站的调压原则，按SD325—89《电力系统电压和无功电力技术导则

(试行)》的规定进行。

7.6.11如有载调压变压器自动调压装置及电容器自动投切装置同时

使用，应使按电压整定的自动投切电容器组的上下限整定值略高于有

载调压变压器的整定值。

7.6.12分接变换操作中发生下列异常情况时应作如下处理，并及时汇

报安排检修。

a.操作中发生连动时，应在指示盘上出现第二个分接位置时立即切断

操作电源，如有手摇机构，则手摇操作到适当分接位置；

.

.

b.远方电气控制操作时，计数器及分接位置指示正常，而电压表和电

流表又无相应变化，应立即切断操作电源，中止操作；

c.分接开关发生拒动、误动；电压表和电流表变化异常；电动机构或

传动机械故障；

d.分接位置指示不一致；内部切换异声；过压力的保护装置动作；看

不见油位或大量喷漏油及危及分接开关和变压器安全运行的其它异常

情况时，应禁止或中止操作。

7.6.13有载调压变压器可按批准的现场的规定过载运行。但过载1.2

倍以上时，禁止分接变换操作。

7.6.14运行中分接开关的油流控制继电器或气体继电器应有校验合

格有效的测试报告。若使用气体继电器替代油流控制继电器，运行中多

次分接变换后动作发信，应及时放气。若分接变换不频繁而发信频繁，

应作好记录，及时汇报并暂停分接变换，查明原因。若油流控制继电器

或气体继电器动作跳闸，必须查明原因。按DL/T572—2010《电力变压

器》的有关规定办理。在未查明原因消除故障前，不得将变压器及其分

接开关投入运行。

7.6.15当有载调压变压器本体绝缘油的色谱分析数据出现异常(主要

为乙炔和氢的含量超标)或分接开关油位异常升高或降低，直至接近变

压器储油柜油面时，应及时汇报，暂停分接变换操作，进行追踪分析，

查明原因，消除故障。

7.6.16运行中分接开关油室内绝缘油的击穿电压应不低于30kV。当击

穿电压低于25kV时，应停止分接变换操作，并及时处理。

7.6.17分接开关检修超周期或累计分接变换次数达到站规定的限值

时，应通知检修单位维修。

7.7压力释放装置运行规定

7.7.1运行中的压力释放阀动作后，应将释放阀的机械电气信号手动复

位。

7.7.2压力释放阀有渗漏油现象，应及时采取措施解决。渗漏油的主

要原因有：

a.由于某种原因，油箱内压力偏高，已超过释放阀的密封压力，但尚

未达到开启压力，造成渗漏。这时只要排除压力增高的因素即可。

b.阀门内三种密封圈有的已老化失效，应及时加以更换。

c.密封圈的密封面有异物应及时消除，无需调整。

7.7.3应利用电气设备每次停电检修的机会对压力释放阀进行下列检

查和维修。

a.开启动作是否灵敏，如有卡堵现象应排除

.

.

b.密封胶圈是否已老化、变形或损坏。

c.零部件是否锈蚀、变形或损坏。

d.信号开关动作是否灵活。

e.清除阀内异物

7.7.4压力释放阀的胶圈自阀出场之日算起，每五年必须更换一次以

免因胶圈老化后导致释放阀漏油甚至失效。

8变压器日常巡视

名称

序

号

巡视内

容引线及导线、各

接头本体及运行声

音

线圈温度及上层油温度（记录

数据）

巡视标准

1

1.无变色过热、散股、断股；

2.接头无变色、过热现象。

1.本体无锈蚀、变形；2.无渗漏油；

3.运行声音正常，无杂音、放电声、爆裂声。

1.不超过相关规定值上层65℃，下层55℃

2.温度计指示符合运行要求，与主变控制屏远

方温度显示器指示一致。

1.完好，无渗漏油；2.油位指示应和油枕上的环境温

度标志线相对应（指针式油位计指示，应与制造场规定

的温度曲线相对应）。

1.完好，无渗漏油。

1.瓦斯继电器内应充满油，油色应为淡黄色透明，无

渗漏油，瓦斯继电器内应无气体（泡）；2.瓦斯继电器

防雨措施完好，防雨罩牢固；3.瓦斯继电器引出二次电

缆应无油迹和锈蚀现象，无松脱。

1.硅胶变色未超过1/3；2.呼吸器外部无油迹。油杯

完好，油位正常不得超出最大值艺伎禁密史 ，超出时需及时排油。

2

3

主变

本体

4本体油枕

5有载调压油枕

本体瓦斯继电

器和有载调压瓦

斯继电器

本体及有载调

压油枕呼吸器

6

7

.

.

89

压力释放器

各侧套管各侧套管升高

座各侧及中性点

套管

各侧及中性点

避雷器

完好，标示杆未突出。

1.相序标色齐全、无破损、放电痕迹；

2.油位显示正常。

升高座、法兰盘无渗漏油

1.油位正常、无渗漏油；

2.无破损、裂纹及放电痕迹。

1.表面完好、无破损、裂纹及放电痕迹；

2.线接头无过热现象。

1.表面完好、无锈蚀，名称标注齐全；

2.档位显示与控制屏显示一致；二次线无异味及放电打

火现象、电机无异常、传动机构无渗漏油、手动调压手

柄完好、箱门关闭严密，封堵良好。

接地扁铁无锈蚀、断裂现象

完好无锈蚀，运行中已用锁锁住，并挂有安全

标示牌。

1.表面完好、无锈蚀，名称标注齐全，箱体接地扁铁

无锈蚀断裂；2.二次线无异味及放电打火现象，箱门关

闭严密，封堵良好。

1.无锈蚀、变形、渗漏油；

2.接头无变色过热现象。

1.名称标注齐全，箱门关闭严密；

2.分、合位置符合运行方式要求；3.刀闸无损伤放电现

象，操作手柄完好，上五防锁；4.二次线无异味及放电

打火现象、电机无异常、传动机构无渗漏油、手动分合

闸手柄完好、箱门关闭严密，封堵良好。

铺放整齐、无油迹。

10

11

12

13

有载调压机构

箱

14

主变铁芯外壳

接地

主变爬梯

15

16主变端子箱

17

110kV中性点C

T

18

中性点接地刀

闸

19

储油池内鹅卵

石

.

.

9变压器特殊巡视要求

出现下列情况之一时，运行人员必须对变压器进行特殊巡视：

9.1每次跳闸后，应检查有关设备、接头有无异常，压力释放装置有无

喷油现象。

9.2主变过负荷和过电压运行时，应特别注意温度和过热情况以及振

动、本体油位、冷却系统运行等情况（每小时至少一次）。

9.3天气异常时和雷雨后，检查导线摆动情况、变压器各侧避雷器记数

器动作情况、套管有无放电闪络、破损、裂纹情况。

9.4新投入和大修后的变压器、存在重大、危急缺陷的变压器（应增

加特巡次数）。

35KV断路器

1断路器的作用：接通或断开电路正常运行中空载电流和负荷电流。

当电路发生故障时，与保护及自动装置配合迅速自动切断故障电流。

2断路器的组成：由导流部分、灭弧部分、操作机构部分组成。

3断路器投运和检修的验收检查

3.1断路器检修后，结束工作票前，应将断路器放在“试验”位置或

断开断路器两侧刀闸做断路器的跳、合闸试验，试验次数不少于两次，

最后一次跳闸为手动跳闸。

3.2投运前应检查开关本体及有关设备系统的工作票全部收回，安全

措施已全部拆除，具备投运条件。

3.3断路器本体、断路器柜内及周围无杂物和遗留工器具、材料。

3.4SF6断路器SF6气体压力应正常，且无渗漏现象。

3.5SF6断路器无异味，管道接头正常。

3.6当空气湿度较大或环境温度在5℃以下时，SF6断路器加热器应投

入。

3.7断路器各部分绝缘良好，无接地、短路现象。

3.8绝缘子、套管应清洁完整、无裂纹、放电痕迹。

3.9负荷侧过电压吸收装置良好。

3.10断路器位置指示器与实际相符。

3.11断路器本体控制、测量、保护、信号、计量装置完好，正常投入，

二次端子连接紧固。

3.12“五防”功能齐全。

3.13手动跳闸机构正常。

.

.

3.14开关计数器指示不大于规定值。

4下列情况下，禁止将断路器投入运行

4.1保护装置故障或保护未投入前。

4.2“五防”功能故障，或功能不全。

4.3操作机构拒绝跳闸（不论是远方跳闸还是就地手动跳闸）。

4.435kV负荷侧过电压吸收装置退出时。

4.5绝缘子有裂纹、放电痕迹。

4.6断路器事故跳闸次数达到规定值，未做解体检查时。

4.7SF6断路器气压低于规定值（额定压力0.50MPa）。

5断路器的运行规定

5.1新安装或大修后的断路器，投入前必须验收合格才能施加运行电

压。

5.2断路器运行时，其工作电压和工作电流不应超过额定值，断路器

各部及辅助设备应处于良好工作状态。

5.3断路器机构未储能时，严禁操作开关合闸。

5.4正常情况下，断路器的操作均应在远方进行，仅在调试或事故处

理时，才允许就地操作。

5.5分相操作的断路器，应在合闸一相后观察情况，电流稳定后再合

下一相。

5.6110kVSF6断路器的特殊规定

5.6.1当SF6气体压力低于0.50MPa时,应对照SF6气体温度压力特性

曲线判断是否由外温引起的,若外温无异常变化,应通知试验站进行检

漏。

5.6.2当环境温度低于-30℃时，应加强监视防止出现液化现象。

5.6.3SF6开关出现气体密度低报警时，仍可以继续运行，但应及时补

气，若因气体泄漏而闭锁时，应立即退出运行。

5.6.4新安装的SF6开关其微水含量不大于150ppm，运行中的SF6开

关其微水含量不大于300ppm。

5.6.5在夏季驱潮电热必须经常投入运行。

5.6.6SF6开关分、合闸指示器无论运行与否，检修人员均不得随意调

整。

5.6.7运行中的SF6开关需要补气时，应先检验使用的气体是否符合

新气标准，只有合格的SF6气体才能补入开关内。

.

.

5.6.8SF6气体水份检测应由专人负责，微水检测周期应与气体检漏周

期相同，微水检测标准应符合我国暂行标准和《SF6气体绝缘变电站运

行维修导则》规定。SF6开关的年泄漏率不大于1%。

5.6.9SF6开关开断额定短路电流达到规定的次数后应进行临时性检

修。

6断路器日常巡视

7断路器日常巡视项目表

7.1每次事故跳闸后，应对断路器进行外部检查，套管应无烧伤、破裂

现象，接头应无松动、发热和烧伤痕迹，各部应无变形。

7.2系统过电压后，应检查各部无火花及放电痕迹，断路器周围无异

味、异音现象。

7.3恶劣天气下应增加开关检查次数，并着重检查开关上有无影响安

全的杂物，瓷质部分有无断裂，各部位置是否漏油、漏气、有无过热、

放电现象。

隔离开关和接地刀闸

隔离开关和接地刀闸的作用、组成

1隔离开关的作用：在设备检修时，用来隔离有电和检修部分，造成

明显断开点；与断路器配合，改变系统运行方式。

2接地刀闸的作用：

将被检修设备或线路可靠接地，防止人身触电。

主变中性点接地刀闸是用来投退中性点回路的。如合上主变中性点接

地刀闸,可防止主变中性点电压升高损坏中性点的绝缘;提供零序电流

的通道。

隔离开关和接地刀闸组成：导流部分、绝缘部分、操作机构部分。

3隔离开关和接地刀闸投运和检修的验收

3.1隔离开关电动、手动操作均正常。检查隔离开关、接地刀闸实际

位置状态与监控系统位置状态是否一致。

3.2操作机构、传动装置、辅助接点动作灵活可靠,位置指示正确。

3.3隔离开关与接地刀闸之间机械闭锁功能正常。

3.4隔离开关的支撑瓷瓶表面无尘垢、无破损、胶接处无松动。

3.5合闸时，三相触头应同期,其误差值应不大于20mm。

3.6微机五防闭锁装置﹑电气闭锁回路正确,功能完整正确。

3.7观察操动机构内行程开关位置，隔离开关在分闸位置和合闸位置

时触片应能触动行程开关切换。

.

.

3.8应有完整的试验报告及设备检修记录。

3.9设备缺陷处理工作的验收，应按照缺陷内容的要求进行验收。有

关数据可按上述规定参照。同时，也应按本章中有关巡视检查项目中的

内容检查验收。

4隔离开关和接地刀闸运行操作中的注意事项

4.1正常情况下，隔离开关不允许在超过额定参数下长期运行，温度

不超过70℃。

4.2正常运行时，隔离开关的操作电源小开关应合上，并保证其电源

完好。

4.3可用隔离开关操作的项目：

4.3.1拉合无接地故障的电压互感器；

4.3.2拉合空母线和死联于母线上设备的电容电流；

4.3.3拉合主变中性点的接地刀闸；

4.3.4拉、合励磁电流小于2安培的空载变压器；

4.3.5拉、合小于5安培的空载线路；

4.4在合隔离开关时应先检查接地刀闸在断开位置。

4.5对于电动操作的接地刀闸，只有在操作时方可合上操作电源开关，

然后进行操作，操作完毕后应立即断开其操作电源开关。正常运行时（或

手动操作时），不得合上接地刀闸的操作电源开关。

4.6操作隔离开关时，应先检查相应的断路器确在断开位置。

4.7隔离开关的操作程序和要求：当断路器拉开后，应先拉开负荷侧

隔离开关，后拉开电源侧隔离开关；送电时相反。严禁带负荷拉合隔

离开关。

4.8隔离开关一般应在主控室进行操作，当远控电气操作失灵时，

110kV隔离开关可在现场就地进行电动或手动操作，但必须严格核实五

防闭锁条件，并主值监护下方可进行。

4.9隔离开关和接地刀闸操作时，运行值班人员应在现场逐相检查其

分、合闸是否到位，接触是否良好。

4.10隔离开关、接地刀闸和断路器之间安装和设置有防误闭锁装置，

在倒闸操作时一定要按操作顺序进行（如验电、接地）。如果闭锁装置

失灵时，必须严格按闭锁要求的条件逐一检查相应的断路器、隔离开

关和接地刀闸的位置状态，待条件满足且经技术场长批准后，方可解除

闭锁进行操作。

4.11当需要手动操作隔离开关时，先打开操作机构箱正门，断开其操作电源；然后打开侧门（此时电动操作回路被断开），用手动操作摇把

.

.

进行手动操作。对于站有隔离开关和接地刀闸手动操作完毕后，应将箱

门用五防锁具锁好。

4.12隔离开关在电动操作时发生拒动，应检查隔离开关操作条件是否

满足(检查开关、接地刀闸状态)，检查操作电源是否正常。若电源或电

机故障不能排除，可手动操作分、合闸。当手动操作有卡涩时，应停止

操作，检查机械联锁状态，严禁强行操作，以免损坏设备。

5隔离开关的日常巡视

隔离开关的日常巡视项目表

设

备

名

称

序号巡视内容巡视标准

1

触头、引线、线夹等主接触

部位

隔

离

开

关

1．导线无断股、散股2．触头接触良好3．观察接头有无热气流、变色严重、氧化加剧、示温片有无变色

熔

化、夜间熄灯巡视察看有无发红等方法，检查是否发

热

4．雨雪天气，检查设备引线、线夹主导流接触部位、

刀闸主接触部位，对比有无积雪融化、水蒸气现象5．以

上检查，若需要鉴定，应使用测温仪对设备进行检测

6．无挂落物或者鸟粪等异物

应完好、清洁、无破损、放电痕迹

1．防误闭锁装置锁具完好，闭锁可靠2．机械联锁

装置应完整可靠3．机构箱门关闭严密、密封严密

无弯曲变形、松动、锈蚀

正常在“分”位，助力弹簧无断股，闭锁良好

23

瓷质部分

操作机构传动机构连

杆

接地刀闸

45

6隔离开关特殊巡视：

出现下列情况之一时，应进行特殊巡视：

6.1设备异常运行或过负荷运行时（每小时一次）；

6.2天气异常时，如雷雨后；

.

.

6.3下雪时，应重点检查接头处无发热现象；

6.4倒闸操作后。

互感器

电压互感器的作用、组成

1电压互感器的作用：

把高电压按比例关系变换成100V或更低等级的标准二次电压，供保

护、计量、仪表装置使用。使用电压互感器可以将高电压与电气工作人

员隔离。

2互感器组成：铁芯、绕组、绝缘体、膨胀器、瓷套。

3电压互感器投运和检修前的验收

3.1试验项目齐全、合格、记录完整和结论清楚；

3.2电压互感器外形清洁，本体和瓷套完整无损，无锈蚀，无渗漏油；

3.3引线、接点、接头和金具完整，连接牢固；

3.4端子箱内端子连接正确，无异常；

3.5电压互感器末端接地良好，本体设备接地正常；

3.6检查电容式电压互感器油位是否在正常位置.

4电压互感器运行的规定

4.1电压互感器二次侧回路在运行中严禁短路。

4.2按规定确保每个二次线圈仅一点可靠接地。

4.3电压互感器检修时,应将其二次空开全部拉开,以防二次回路向一

次回路倒送电。

4.4当发生电压互感器二次回路短路时，电压互感器二次回路的空开

能自动跳闸。如果人工断开电压互感器二次空开或自动跳闸，将发出“电

压互感器三相失压”信号送至主控室监控机。

4.5当350kV电压互感器二次回路失压时（如电压互感器二次空开跳

闸），运行人员应申请调度将与PT有关的继电保护和自动装置（有可

能误动的保护）退出运行。35kV电压互感器二次回路失压时,向值班长

报告并通知检修。

4.6当35kV电压互感器的二次空气开关跳闸，可不经检查试送一次，

若试送不成功，则禁止再送，汇报调度并通知检修。

4.7运行中注意35kV电压互感器有无异常响声，二次电压指示是否正

常，三相电容式电压互感器的开口三角形电压是否有明显升高，若有

异常应申请调度退出运行。

.

.

4.8电压互感器按额定电压，容量及准确等级运行，但一次最高工作

电压不得高于互感器额定电压的1.15倍。

4.9电压互感器的操作顺序

4.9.1送电：先合上一次侧隔离开关，后合上二次侧电压互感器二次

空开。

4.9.2停电：先断开二次侧电压互感器二次空开，后拉开一次侧隔离开

关。

5电压互感器的日常巡视，如下表：

设备名

称

序号

12

巡视内容

瓷套

本体

巡视标准

清洁、无损、无放电现象

1．无渗漏油2．内部无异音、异味

1.油标的油位指示，应和环境温度标志线相对

应、无大偏差2.正常油色应为透明的淡黄色3.油位计应无破损和渗漏油，没有影响察看油位的

油垢检查引线线夹压接应牢固、接触良好，无变色、

变形、铜铝过渡部位无裂纹

无异常，指示正确

电压互

感器

3油位、油色

45

引线及接触部

位

膨胀器

6、电压互感器特殊巡视出现下列情况之一时，运行人员应针对不同的情

况对设备进行特殊巡视。

6.1设备存在异常运行时（需加强监视时）；

6.2系统异常运行时；

6.3天气异常时和雷雨过后时；

6.4下雪时，应重点检查接头、接点处的雪融情况。

7电流互感器的主要技术参数

电流互感器的作用及组成

.

.

7.1电流互感器的作用：把数值较大的一次电流通过一定的变比转换

为数值较小的二次电流，用来进行保护、测量、计量等用途。

7.2互感器组成：铁芯、绕组、绝缘体、膨胀器、瓷套。

7.3电流互感器投运和检修的验收

7.3.1试验项目齐全、合格、记录完整和结论清楚；

7.3.2电流互感器外形清洁，本体和瓷套完整无损，无锈蚀；

7.3.3引线、接点、接头和金具完整，连接牢固；

7.3.4电流互感器油标油位指示正常，无渗漏油；

7.3.5端子箱内端子连接正确，无异常；

7.3.6电流互感器的末屏运行时必须接地；

7.3.7试验时站打开的接线头均已恢复且接触良好。

7.4电流互感器运行规定

7.4.1工作电压和工作电流不大于额定电压和额定电流，按额定容量

及准确等级运行。

7.4.2严禁二次开路运行。

7.4.3电流互感器的油位检查方法:检查膨胀器带油位指示的视察窗。

正常时油位指示应指示在“-30℃”与“+40℃”之间。

7.4.4电流互感器由运行转检修时,应采取如下措施：

7.4.4.1将一次回路断开；

7.4.4.2将二次线圈可靠短路接地；

7.4.4.3将二次线圈与站接的二次回路全部断开。

7.5电流互感器的日常巡视

电流互感器的日常巡视项目表

.

.

7.6电流互感器特殊巡视

设备名称

序号

12

电流互感

器

3

45

巡视内容

气体压力

瓷套

接头

二次接线盒

末屏

巡视标准

气体压力在上下限之间

完好，无裂纹、损伤、放电现象

无变色，压接良好，无过热变色现象

1．封堵严密2．二次接线无松动，发热现象

接地良好，无松动氧化

出现下列情况之一时，运行人员应针对不同的情况对设备进行特殊巡

视:

7.6.1设备异常运行时；

7.6.2系统异常运行时；

7.6.3天气异常时和雷雨过后时；

7.6.4下雪时，应重点检查接头、接点处的雪融情况。

避雷器接地装置

避雷器接地装置作用、组成

1避雷器的作用：通过并联放电间隙或非线性电阻的作用，对入侵流

动波进行削幅，降低被保护设备站受过电压值。避雷器既可用来防护大

气过电压，也可用来防护操作过电压。

避雷针的作用：用来保护建筑物等避免雷电直击的装置。

2避雷器的组成：绝缘瓷套、氧化锌电阻片、上下法兰、压紧弹簧

及附件等组成。

避雷针的组成：避雷针头、引流体、接地体等组成。

3避雷器接地装置投运前的验收

3.1避雷器每次试验送电前须得到各项试验合格通知，收回并终结工

作票，拆除安全措施恢复常设遮栏及标示牌；

3.2试验项目齐全、合格、记录完整和结论清楚；

3.3引线、接地线和均压环安装连接牢固，螺丝齐全，金具完整；

3.4动作计数器与避雷器的连接良好；

4避雷器和避雷针的运行规定

.

.

4.1避雷器的特性应与安装处的要求相适应,与被保护设备的距离符

合要求。

4.2避雷器地安装应垂直于地面，对地距离不够的，四周设固定遮栏。

4.3每相应装设避雷器放电记数器。

4.4避雷器的引线应有足够的弛度，防止产生单侧拉力。

4.5在线监测仪的电流表指示正确，毫安表无抖动，在正常情况下，

避雷器的交流泄露电流只有几百微安。如果受潮或老化，泄露电流会超

过正常电流的几倍到几十倍，达到几个毫安或十几个毫安。

4.6氧化锌避雷器在运行时的泄漏电流与原始初值相比，双节增长超

过25%，单节增长超过20%，应加强监督；与原始值相比双节增长超过

40%，单节增长超过30%，必须退出运行进行分析。

4.7配置在任何电压等级的避雷器必须视为运行设备,不得随意将其

与站保护的设备脱离。

4.8雷雨天气巡视设备时，不得靠近避雷器和避雷针。

4.9当系统出现过电压、异常运行和雷雨后（特别是雷雨季节），运

行人员必须按特巡要求，对避雷器进行一次重点巡视，并作好有关记录。

4.10运行中的避雷器、避雷针必须与接地装置或接地网可靠相连接。

4.11由于某种原因需要检修或更换时不得任意改变

4.12避雷针在运行时不得作为任何物体的用力支撑点。

4.13110kV避雷器动作记录表计，定期检查并做记录

5接地网的运行规定

5.1接地装置地上部分的连接线，圆钢直径不小于10毫米，扁钢截面

不小于48平方毫米。地下部分的连接线，圆钢直径不小于12毫米，扁

钢截面不小于48平方毫米。

5.2变电站每年对接地引下线应进行导通试验，并根据检查结果对接

地网进行开挖检查。

5.3运行中的水平接地带埋入地面不得小于设计要求。

5.4当出现有严重锈蚀情况时,应及时进行防锈处理。

5.5当发现机械损伤出现断裂应及时进行搭接处理,且必须符合搭接

工艺要求。

5.6运行中的独立避雷针和独立接地装置不得任意与接地网搭接运

行。

5.7接地系统的接地电阻测量参照DL/T621-1997《交流电气装置的接

地》标准执行。

.

.

6避雷器的日常巡视

避雷器的日常巡视项目表

设备名

称

避雷器

序号巡视内容巡视标准

清洁无损、无放电现象，法兰无裂纹锈蚀、进水

等现象

1．内部应无响声，本体无倾斜2．基础无裂缝，

固定螺丝无松动、锈蚀

1．放电计数器是否完好，记录动作次数2．检

查泄漏电流值应在正常允许范围

引线完好，接触牢靠，线夹无裂纹

接地良好，接地线无锈蚀

无松动、锈蚀

1瓷质部分

2本体

3

4

56

放电计数器

避雷器引线

接地

均压环

7避雷器接地装置特殊巡视

7.1每次系统异常运行（如跳闸或过电压）、雷雨后（特别是雷雨季节）

应对避雷器进行重点巡视检查，并记录避雷器计数器的动作次数；

7.2每年春检期间，检查避雷器的金具、螺丝和均压环；

7.3每年春检要检查接地线的连接情况。

母线、熔断器、电力电缆

1母线的主要技术参数

110kV母线的主要技术参数

2母线作用、组成

2.1母线的作用：母线的作用是汇集、分配和传输电能。

2.2母线的组成：采用矩形或圆形截面的裸导线或绞线绝缘子串、金

具等。

3母线运行规定

3.1母线及刀闸每次检修送电前，将有关工作票全部收回并终结，拆

除全部安全措施，恢复常设遮栏及标示牌。

.

.

3.2母线送电前均应测量绝缘电阻，符合规定要求。

3.3母线、引线的弧度及各部位的距离应符合“配电装置规程”的规

定，不得有过负荷和导线断股现象。

3.4导体的连接应用金具固定，不准绕缠连接。

3.5用远红外测温仪监测导电部分接点温度不得超过70℃。如有过热，

向调度汇报，必须设法减少负荷并尽可能停止使用。

3.6母线和刀闸的工作电压不得超过最高允许电压，工作电流不超过

额定电流。

4母线的日常巡视

母线的日常巡视项世袭制度 目表

设备名称序号

巡视内

容

巡视标准

1．检查接头有无松动、断片、断股、散股2．观察

接头有无热气流、变色严重、氧化加剧夜间熄灯察

看有无发红等方法，检查是否发热3．雨雪天气，检

查设备引线、线夹主导流接触部位、刀闸主接触部帮忙做家务

位，看有无积雪融化、水蒸气现象。4.以上检查，

若需要鉴定，应使用测温仪对设备进行检测5．检查

母线固定部位有无窜动等应力现象6．无挂落异物

7.引流线连接线夹连接牢固，引流线无断股、散股。

无污脏、破损及放电迹象

无锈蚀、变形、裂纹、损坏、接地良好。

母线及间隔

馈线

1

母线及接

头

23

母线悬式

瓷瓶

构架

35KV线路巡视

.

.

设备名称序号

巡视内

容

巡视标准

1．检查接头有无松动、断片、断股、散股2．观察

接头有无热气流、变色严重、氧化加剧、夜间熄灯

察看有无发红等方法，检查是否发热3．雨雪天气，

检查设备引线、线夹主导流接触部位、刀闸主接触

部位，看有无积雪融化、水蒸气现象。4.以上检查，

若需要鉴定，应使用测温仪对设备进行检测5.检查

杆塔驱鸟器是否完好6．无挂落异物7.引流线连接

线夹连接牢固，引流线无断股、散股。8.防震锤是

否完好。9.冬季大雪天气有无挂冰现象。

无污脏、破损及放电迹象

无锈蚀、变形、裂纹、损坏、接地良好。

线路差动光纤线是否完好。

1.是否松动断裂，绝缘子是否完好。2.U型拉环

固定螺栓是否齐全

35KV架空线

路

1

钢芯铝绞

线

2

3

45

线路悬式

瓷瓶

杆塔

光缆

杆塔拉线

信息化管理系统

信息化管理系统是利用数字化信息化技术，来统一标定和处理光伏

电站的信息采集、传输、处理、通讯，整合光伏电站设备监控管理、状

态监测管理系统、综合自动保护系统，实现光伏电站数据共享和远程监

控。

相关管理制度及标准----信息化系统基础

1、明确并网光伏电站相关管理制度及运维手册。强化安全教育、建立

完善电站各项管理制度安全生产是电力生产的生命线。

2、完善光伏电站《运行规程》、《检修规程》、《安全规程》和《调

度规程》。

3、建立光伏电站运维相关国家、地方及行业标准。

.

.

电站生产运维管理

光伏发电生产管理主要包括：生产运行与维修管理（运维一体化

管理）、安全与质量管理、发电计与电力营销管理、大修与快速响应管

理、物资仓储管理、生产培训与授权管理和文档与信息管理

一、生产运行与维修管理

1.运行管理

（1）工作票管理

工作票对设备消缺过程中安全风险控制和检修质量控制具有重要的

作用。工作票编制时需要细化备缺陷消除过程的步骤，识别消缺工作

整个过程的安全风险（人员安全和设备安全），做好风险预判工作，主

要包含：工作位置（设备功能位置和工作地点）、开工先决条件、工作

步骤、工期、工负责人、工作组成员、工作风险及应对措施、备件（换

件和可换件）、工具（常用工具和仪器仪表）等；工作票对工作过程中

的关键点进行控制，结合质量管理中检查员的作用设置W点（见证点）

和H点（停工待检点）以保障工作质量；工作票执行时需要严格执行工

作过程的要求，严把安全质量关；工作票执行完毕后必须保存工作记

录和完工报告。

（2）操作票管理

操作票使用在对电站设备进行操作的任何环节。操作指令需明确，倒

闸操作一般由两人进行操作，操作人员和监护人员共同承担操作责任，

核实功能位置、隔离边界、操作指令、风险点后按照操作票逐条进行

操作，严禁约定送电。所有操作规范应符合《国家电网倒闸操作要求》。

（3）运行记录管理

运行记录分纸质记录和电子记录两部分，纸质记录主要为运行日志，

运行日志记录电站当班值主要工作内容、电站出力、累计电量、故障损

失、限电损失、巡检、缺陷和异常情况、重要备件使用情况等；每日

工作结束后应在电站管理系统中记录当日电站运行的全面情况，纸质

运行日志应当妥善保存。电站监控和自动控制装置监控的运行记录应

每日检查记录的完整性，并妥善保存于站内后台服务器（信息储存装

置或企业私有云）。

（4）交接班管理

电站交班班组应对电站信息、调度计划、备件使用情况、工具借用情

况、钥匙使用情况、异常情况等信息进行全面交接，保证接班班组获得

电站的全面信息；接班班组应与交班班组核对所有电站信息的真实与准

确性，接班班组值长确认信息全面且无误后，与交班班组值长共同在交

接班记录表上签字确认，完成交接班工作。

（5）巡检管理

.

.

巡检分为日常巡检、定期巡检和点检三种方式，日常巡检是电站值班

员例行工作，按照巡检路线对电站设备进行巡视、检查、抄表等工作，

值班员应具备判断故障类型、等级和严重程度的能力，发现异常情况按

照巡检管理规定的相关流程进行汇报和处置，同时将异常情况应记录在

运行日志中。定期巡检是针对光伏电站所建设地点的气候和特殊天气情

况下进行的有针对性的巡检；点检是对重要敏感设备进行加强巡视和检

查，保证重要设备可靠运行的手段。

（6）电站钥匙管理

电站设备钥匙的安全状态对电站运行安全有着至关重要的作用，电站

钥匙分设备钥匙和厂房钥匙，电站所有钥匙分两套管理，即正常借用的

钥匙和应急钥匙，应急钥匙由当班站长保存，正常借用的钥匙借出和还

回应进行实名登记，所有使用人员应按照规定进行钥匙的使用。设备钥

匙应配备万能钥匙，万能钥匙只有在紧急事故情况下经站长批准才能使

用，其他情况下不得使用。

（7）电量报送管理

电站值长应每月月末向总部报送当月电量信息。每月累计电量信息应

保持与运行日志一致，每月累计故障损失电量信息应与设备故障电量损

失信息保持一致，电量信息表编写完成后应由电站站长复核电量信息后

报送总部，报送格式应符合总部管理要求，报送电量信息应真实、准确。

2.维修管理

（1）工作过程管理

工作过程管理是规范电站员工工作行为准则，电站任何人员进行现场

工作应遵循电站工作过程管理以保证电站工作的有序性。工作过程管理

包含：电站正常工作流程、紧急工作流程、工作行为规范、工前会、工

作申请、工作文件准备、工作许可证办理流程、工作的执行与再鉴定、

完工报告的编写等内容。

（2）预防性维修管理

预防性维修是指电站有计划的进行设备保养和检修的活动。预防性维

修管理包含：预防性维修项目和维修周期的确认、预防性维修大纲编制、

预防性维修计划编制、预防性维修准备、停电计划、停电申请流程、日

常预防性维修、大修预防性维修、预防性维修等效、组件清洗计划编制、

预防性维修实施、预防性维修数据管理等内容。

（3）纠正性维修管理

纠正性维修是指非预期内的故障发生时进行的维修活动。纠正性维修

的主要分类有在线维修和离线维修，按照响应时间分类有：临时性维修、

检修、抢修，按照维修量级分类有：局部维修、整体维修、更换部件、

更换设备。纠正性维修主要考虑的因素有：故障设备不可用对其所在系

统的影响，以及该系统对机组乃至电站的影响；缺陷的存在对其设备的短期及长期影响，以及该缺陷设备故障后的潜在后果；故障或缺陷设备

.

.

对工业安全和外部电网的影响。纠正性维修的对象一般为比较紧急必须

处理的故障，隔离边界较少，对检修要求高，纠正性检修需要做到快速

判断故障原因，准确找到故障点，做好安全防护措施，及时消除故障保

障系统和电站正常运行。

（4）技术监督试验管理

技术监督试验的目的在于依据国家、行业有关标准、规程，利用先进

的测试管理手段，对电力设备的健康水平及安全、质量、经济运行有关

的重要参数性能、指标进行监测与控制，以确保其在安全、优质、经济

的工作状态下进行。电站需要制定技术监督计划、确定试验项目、周期、

试验标准、试验设备、人员资质以及风险点，执行过程中严格执行试验

标准，如实技术监督试验报告，电站应保存技术监督试验报告，技术监

督试验数据应与设计参数进行比较分析，并对电站设备及系统的安全

性、可靠性等方面作出评价。

3.生产准备管理

生产准备工作是在施工期间对电站运营期所做的所有准备工作，主要

在电站调试期间进行。电站运维人员提前介入工程调试阶段可以更深入

的熟悉电站设备性能，故障历史，监督施工质量，在并网前及时提出并

消除电站工程期间的施工问题。生产准备工作主要包含：生产准备计划

编制、生产准备大纲编制、电站运行规程编制、电站检修规程编制、安

装参与、调试参与、人员培训与授权上岗、上墙制度建立、设备台账建

立、设备标牌制作、生产物资准备（如：法律规程采购、记录本、安全

生产标识、工具、备件、耗材、劳保用品等）、技术资收集和整理、设

备交接准备工作、试运行工作、通讯网络和电话建设、生活区物资准

备等。

4.移交接产管理

电站移交接产包含电站移交前准备、必备项排查、设备移交、厂房移

交、运行移交管理、遗留项管理、移交现场安全管理、钥匙移交管理、

文件移交管理、备件和工具（常用工具、专用工具、计量仪器）移交管

理等内容；其中，遗留项管理是整个移交活动的难点，生产方和工程方

需要明确遗留项处理的责任人和完成时间，对于不能按时完成消缺活动

的工程单位，由施工尾款作为消缺的费用，消缺由生产方代为完成。移

交前电站必须排查必备项，所有必备项合格后才可启动移交活动；验收

合格的项目由生产方接管进入生产运营阶段。

5.生产保险和索赔管理

为了保障电站正常运行、减少因各种因素导致的电量损失或营业中断，

建议电站购买生产相关的保险，主要购买险种有营业中断险、灾害险、

设备质量险等，通过进行风险和经济分析选择购买的数额和种类；保险

需要逐年足额购买，减少意外情况下的索赔风险，电站需要根据所购险

种制定相应制度，保证意外情况下的索赔证据收集。

二、安全与质量管理

.

.

1.安全

（1）工业安全

安全是工业生产的命脉，任何生产型企业无不把安全放在首位。光伏

电站的安全管理包含：电力安全管理、工业安全管理、消防安全管理、

现场作业安全管理（员工行为规范、危化品管理等）、紧急事件/事故

处置流程管理、事故管理流程（汇报、调查、分析、处置、整改等）、

安全物资管理（曲尼司特胶囊 劳保用品、消防器材等）、厂房安全管理、安全标识管

理、交通安全管理等。

（2）易姓 安全授权管理

为保证电站人员和设备安全，所有入场人员（含承包单位人员）需要

接受安全培训，经培训活动基本安全授权后方可进入现场工作；安全授

权培训内容包含：电力安全培训、工业安全培训、消防安全培训、急救

培训；安全授权有效期为两年，每两年需要复训一次；电站需保存安

全授权记录备查。

（3）安全设施管理（安全标准化）

电站消防水系统、消防沙箱、灭火器、设备绝缘垫、警示牌等均属于

电站安全设施，安全设施需要定期保养、维护、更换，并应有记录；电

站安全设施的设置（设备和道路划线等）、安全标识规格及设置、巡检

路线设置等均应符合安全标准化要求，人员行为习惯应满足安全标准化

的具体措施要求。

（4）防人因管理

防人因管理是通过对以往人因事件的分析找到事件或事故产生的根本

原因，制定改进措施做到有效预防。防人因主要是对的人员人因失误的

管理与反馈。通过对员工进行警示教育反思安全管理现状，找到管理、

组织、制度和人的失效漏洞进行管理改进，可利用国际交流借鉴、领导

示范承诺、学习法规标准、警钟长鸣震撼教育、分析设备系统管理、

经验反馈、共因分析、设备责任到人、制度透明化、安全文化宣传、行

为训练、人因工具卡等多种手段建立员工防人因意识，提升安全管理水

平。

（5）灾害预防

灾害预防工作包含：灾害历史数据分析、灾害分级及响应流程、组建

运作机构、防灾制度建立、防灾风险与经济评估、防灾措施建立、防灾

物资和车辆准备等，对灾害的预防是保证电站25年寿期正常运行的基

石，是灾害来临时减少电站损失的有力保障。

（6）应急响应

应急准备阶段需建立应急响应组织，该组织机构需包含：应急总指挥、

电站应急指挥、应急指挥助理、通讯员、应急值班人员。应急准备期间工作包含应急流程体系建设、汇报制度建立、应急预案的编写、突发事

.

.

件处置流程的建立、通讯录与应急信息渠道的建立、应急设施设备器材

文件的管理与定期检查、应急演的策划组织与评价、应急费用的划拨、

新闻发言人及新闻危机事件应急管理制度的建设等；实施阶段包含应急

状态的启动、响应、行动和终止等内容；应急事件后评价包含损失统计、

保险索赔、事故处理、电站恢复等。

2.质量

（1）质量保证大纲

质量保证大纲是建立电站质量保证体系的基础，电站质量保证大纲分

三部分：生产准备质保大纲、调试阶段质保大纲、运营阶段质保大纲。

生产准备期间质保大纲主要针对质量体系文件建设、文件记录管理、工

程参与与移交管理、生产准备活动、采购和材料管理、培训和人员资格、

设计和施工管理、不符合项和纠正措施、自我评估（管理巡视和管理者

自我评估）和独立评估（质保独立评估和外部机构独立评估）、计算机

应用程序和信息管理等方面做得质量管控；调试阶段质保大纲针对调试

期间各项工作进行质量管控，含对组织机构控制、文件控制、设计控制、

采购控制、物项控制、工业过程控制、检查和试验控制、试运行控制、

维修控制、工业安全、消防和保卫、应急控制、不符合项控制、经验反

馈、纠正措施和预防措施控制、记录文件控制、质保检查与监督合法合

规及流程控制等方面；运营阶段质保大纲范围包含：运行管理控制（运

行值班、交接、信息交流、设备状态控制等）、维修管理控制（维修实

施大纲、场地管理、组件清洁度、特殊工艺和设备控制、设备管理控

制等）、检查、监督和试验管理控制、采购和材料管理控制、培训和

人员资格控制、技术改造控制、不符合管理和纠正措施、独立评估、消

防及工业安全控制、计算机程序和信息管理、安保和出入口管理控制、

应急管理控制等。

（2）质量监督流程管理

为保证质量监督合法合规有序进行，质量监督需拟定流程，按照流程

进行管控，质量监督流程应包含监督监查计划管理、体系监查流程、质

保文件审查流程、质量保证监督流程、质量检查与验证、质量事件调

查流程、相关方满意测量流程等。

（3）技术文件审查

技术文件审查的目的在于保证电站技术文件科学、合理、可实施、可

评估，保证电站人员安全和设备安全，保证电站工作效果和质量。技术

文件审查应符合质量保证体系要求，技术文件的发布需经编写部门、程

序涉及部分、质量保证部门和相关技术专家组进行会审后经分管领导批

准后生效，会审记录因完整保存。

（4）维修返工

在电站维修管理中，维修返工为严重的质量事件，维修返工原因（如：

人员疏忽、未按程序要求执行、设计缺陷等等），处理维修返工主要

.

.

根据质保体系纠正措施管理要求进行，维修返工后需要进行品质再鉴定

和功能再鉴定。

发电计划与电力营销管理

1.发电计划

（1）发电计划编制

光伏企业发电计划编制与常规火电站和核电站发电计划编制方法不

同，光伏电站受环境因素和政策影响较大，编制发电计划前需要对理论

设计值进行分析拟定发电计划初稿，然后通过对历年数据进行分析比

对，分析当地不同季节的光照条件以及对电站电量的影响，结合当地电

网网架情况和政策导向，确定较为准确的发电计划修正。

（2）电量跟踪及对标管理

电量跟踪主要通过信息系统更新进行跟踪，每月月末电站给总部报送

当月电量情况，对标管理分为内部对标管理和外部对标管理，内部对

标管理主要利用历史数据（天气情况、电量情况、故障损失情况、限电

情况、组件损坏和衰减情况等）进行比对分析，最终确定电量损失点并

制定预防措施，进而提升电站运维管理水平；外部对标管理是通过对同

一地区同一技术路线的光伏电站的发电情况、限电情况、故障情况进

行分析和比对，找出差距，共享经验，提升企业内部管理和电站效益。

（3）电量指标考核

电站需完成总部下发的年度、季度、月度电量指标、电量指标完成率

的高低决定整个电站效益和人员薪酬水平，需要制定公平的考核指标体

系对电站经济效益进行评估，对电站管理层和执行层进行绩效考核。

（4）电站发电效率分析

电站发电效率分析与电站能效分析不同，发电效率分析是针对电站设

备而言，能效分析是针对电站总体运营情况进行分析；发电效率分析包

含对电站重要设备效率分析、故障情况分析、系统损耗分析、线路损耗

分析、运行指标分析等，通过对电站内部自身能耗的分析制定相应的措

施或技改方案提高电站发电效率。

2.电力营销

电力营销是发电企业必须要进行的业务，此项工作的成果直接影响的

发电企业的经营状况和营业额，电力营销的工作内容主要包含：计划

检修和故障检修信息渠道的建立、建立外部电量信息获取渠道、市场调

研与全面风险管理、涉网沟通（电量计划任务分解）、限电原因分析及

销售策略制定、客户满意度调查及对应行动任务制定等。光伏发电生产

管理主要包括：生产运行与维修管理（运维一体化管理）、安全与质量

管理、发电计划与电力营销管理、大修与快速响应管理、物资仓储管

理、生产培训与授权管理和文档与信息管理。生产运行与维修管理是

.

.

生产领域的核心，其他管理手段辅助生产运行和维修管理，各版块相辅

相成必不可少

一、生产运行与维修管理

1.运行管理

（1）工作票管理

工作票对设备消缺过程中安全风险控制和检修质量控制具有重要的作

用。工作票编制时需要细化设备缺陷消除过程的步骤，识别消缺工作整

个过程的安全风险（人员安全和设备安全），做好风险预判工作，主要

包含：工作位置（设备功能位置和工作地点）、开工先决条件、工作步

骤、QC控制点、工期、工作负责人、工作组成员、工作风险及应对措施、

备件（必换件和可换件）、工具（常用工具和仪器仪表）等；工作票对

工作过程中的关键点进行控制，结合质量管理中QC检查员的作用设置W

点（见证点）和H点（停工待检点）以保障工作质量；工作票执行时需

要严格执行工作过程的要求，严把安全质量关；工作票执行完毕后必须

保存工作记录和完工报告。

（2）操作票管理

操作票使用在对电站设备进行操作的任何环节。操作指令需明确，倒

闸操作一般由两人进行操作，操作人员和监护人员共同承担操作责任，

核实功能位置、隔离边界、操作指令、风险点后按照操作票逐条进行操

作，严禁约定送电。所有操作规范应符合《国家电网倒闸操作要求》。

（3）运行记录管理

运行记录分纸质记录和电子记录两部分，纸质记录主要为运行日志，

运行日志记录电站当班值主要工作内容、电站出力、累计电量、故障损

失、限电损失、巡检、缺陷和异常情况、重要备件使用情况等；每日工

作结束后应在电站管理系统中记录当日电站运行的全面情况，纸质运行

日志应当妥善保存。电站监控和自动控制装置监控的运行记录应每日检

查记录的完整性，并妥善保存于站内后台服务器（信息储存装置或企业

私有云）。

（4）交接班管理

电站交班班组应对电站信息、调度计划、备件使用情况、工具借用情

况、钥匙使用情况、异常情况等信息进行全面交接，保证接班班组获得

电站的全面信息；接班班组应与交班班组核对所有电站信息的真实与准

确性，接班班组值长确认信息全面且无误后，与交班班组值长共同在交

接班记录表上签字确认，完成交接班工作。

（5）巡检管理

巡检分为日常巡检、定期巡检和点检三种方式，日常巡检是电站值班

员例行工作，按照巡检路线对电站设备进行巡视、检查、抄表等工作，值班员应具备判断故障类型、等级和严重程度的能力，发现异常情况按

.

.

照巡检管理规定的相关流程进行汇报和处置，同时将异常情况应记录在

运行日志中。定期巡检是针对光伏电站所建设地点的气候和特殊天气情

况下进行的有针对性的巡检；点检是对重要敏感设备进行加强巡视和检

查，保证重要设备可靠运行的手段。

（6）电站钥匙管理

电站设备钥匙的安全状态对电站运行安全有着至关重要的作用，电站

钥匙分设备钥匙和厂房钥匙，电站所有钥匙分两套管理，即正常借用的

钥匙和应急钥匙，应急钥匙由当班站长保存，正常借用的钥匙借出和还

回应进行实名登记，所有使用人员应按照规定进行钥匙的使用。设备钥

匙应配备万能钥匙，万能钥匙只有在紧急事故情况下经站长批准才能使

用，其他情况下不得使用。

（7）电量报送管理

电站值长应每月月末向总部报送当月电量信息。每月累计电量信息应

保持与运行日志一致，每月累计故障损失电量信息应与设备故障电量损

失信息保持一致，电量信息表编写完成后应由电站站长复核电量信息后

报送总部，报送格式应符合总部管理要求，报送电量信息应真实、准确。

2.维修管理

（1）工作过程管理

工作过程管理是规范电站员工工作行为准则，电站任何人员进行现场

工作应遵循电站工作过程管理以保证电站工作的有序性。工作过程管

理包含：电站正常工作流程、紧急工作流程、工作行为规范、工前会、

工作申请、工作文件准备、工作许可证办理流程、工作的执行与再鉴

定、完工报告的编写等内容。

（2）预防性维修管理

预防性维修是指电站有计划的进行设备保养和检修的活动。预防性维

修管理包含：预防性维修项目和维修周期的确认、预防性维修大纲编制、

预防性维修计划编制、预防性维修准备、停电计划、停电申请流程、日

常预防性维修、大修预防性维修、预防性维修等效、组件清洗计划编制、

预防性维修实施、预防性维修数据管理等内容。

（3）纠正性维修管理

纠正性维修是指非预期内的故障发生时进行的维修活动。纠正性维修

的主要分类有在线维修和离线维修，按照响应时间分类有：临时性维修、

检修、抢修，按照维修量级分类有：局部维修、整体维修、更换部件、

更换设备。纠正性维修主要考虑的因素有：故障设备不可用对其所在系

统的影响，以及该系统对机组乃至电站的影响；缺陷的存在对其设备的

短期及长期影响，以及该缺陷设备故障后的潜在后果；故障或缺陷设备

对工业安全和外部电网的影响。纠正性维修的对象一般为比较紧急必须处理的故障，隔离边界较少，对检修要求高，纠正性检修需要做到快速

.

.

判断故障原因，准确找到故障点，做好安全防护措施，及时消除故障保

障系统和电站正常运行。

（4）技术监督试验管理

技术监督试验的目的在于依据国家、行业有关标准、规程，利用先进

的测试管理手段，对电力设备的健康水平及安全、质量、经济运行有关

的重要参数性能、指标进行监测与控制，以确保其在安全、优质、经济

的工作状态下进行。电站需要制定技术监督计划、确定试验项目、周期、

试验标准、试验设备、人员资质以及风险点，执行过程中严格执行试验

标准，如实技术监督试验报告，电站应保存技术监督试验报告，技术监

督试验数据应与设计参数进行比较分析，并对电站设备及系统的安全

性、可靠性等方面作出评价。

3.生产准备管理

生产准备工作是在施工期间对电站运营期所做的所有准备工作，主要

在电站调试期间进行。电站运维人员提前介入工程调试阶段可以更深入

的熟悉电站设备性能，故障历史，监督施工质量，在并网前及时提出并

消除电站工程期间的施工问题。生产准备工作主要包含：生产准备计划

编制、生产准备大纲编制、电站运行规程编制、电站检修规程编制、安

装参与、调试参与、人员培训与授权上岗、上墙制度建立、设备台账建

立、设备标牌制作、生产物资准备（如：法律规程采购、记录本、安全

生产标识、工具、备件、耗材、劳保用品等）、技术资料收集和整理、

设备交接准备工作、试运行工作、通讯网络和电话建设、生活区物资准

备等。

4.移交接产管理

电站移交接产包含电站移交前准备、必备项排查、设备移交、厂房移

交、运行移交管理、遗留项管理、移交现场安全管理、钥匙移交管理、

文件移交管理、备件和工具（常用工具、专用工具、计量仪器）移交管

理等内容；其中，遗留项管理是整个移交活动的难点，生产方和工程方

需要明确遗留项处理的责任人和完成时间，对于不能按时完成消缺活动

的工程单位，由施工尾款作为消缺的费用，消缺由生产方代为完成。移

交前电站必须排查必备项，所有必备项合格后才可启动移交活动；验收

合格的项目由生产方接管进入生产运营阶段。

5.生产保险和索赔管理

为了保障电站正常运行、减少因各种因素导致的电量损失或营业中断，

建议电站购买生产相关的保险，主要购买险种有营业中断险、灾害险、

设备质量险等，通过进行风险和经济分析选择购买的数额和种类；保险

需要逐年足额购买，减少意外情况下的索赔风险，电站需要根据所购险

种制定相应制度，保证意外情况下的索赔证据收集。

二、安全与质量管理

1.安全

.

.

（1）工业安全

安全是工业生产的命脉，任何生产型企业无不把安全放在首位。光伏

电站的安全管理包含：电力安全管理、工业安全管理、消防安全管理、

现场作业安全管理（员工行为规范、危化品管理等）、紧急事件/事故

处置流程管理、事故管理流程（汇报、调查、分析、处置、整改等）、

安全物资管理（劳保用品、消防器材等）、厂房安全管理、安全标识

管理、交通安全管理等。

（2）安全授权管理

为保证电站人员和设备安全，所有入场人员（含承包单位人员）需要

接受安全培训，经培寒假100字日记 训活动基本安全授权后方可进入现场工作；安全

授权培训内容包含：电力安全培训、工业安全培训、消防安全培训、

急救培训；安全授权有效期为两年，每两年需要复训一次；电站需保

存安全授权记录备查。

（3）安全设施管理（安全标准化）

电站消防水系统、消防沙箱、灭火器、设备绝缘垫、警示牌等均属于

电站安全设施，安全设施需要定期保养、维护、更换，并应有记录；

电站安全设施的设置（设备和道路划线等）、安全标识规格及设置、巡

检路线设置等均应符合安全标准化要求，人员行为习惯应满足安全标准

化的具体措施要求。

（4）防人因管理

防人因管理是通过对以往人因事件的分析找到事件或事故产生的根本

原因，制定改进措施做到有效预防。防人因主要是对的人员人因失误的

管理与反馈。通过对员工进行警示教育反思安全管理现状，找到管理、

组织、制度和人的失效漏洞进行管理改进，可利用国际交流借鉴、领导

示范承诺、学习法规标准、警钟长鸣震撼教育、分析设备系统管理、

经验反馈、共因分析、设备责任到人、制度透明化、安全文化宣传、行

为训练、人因工具卡等多种手段建立员工防人因意识，提升安全管理水

平。

（5）灾害预防

灾害预防工作包含：灾害历史数据分析、灾害分级及响应流程、组建

运作机构、防灾制度建立、防灾风险与经济评估、防灾措施建立、防灾

物资和车辆准备等，对灾害的预防是保证电站25年寿期正常运行的基

石，是灾害来临时减少电站损失的有力保障。

（6）应急响应

应急准备阶段需建立应急响应组织，该组织机构需包含：应急总指挥、

电站应急指挥、应急指挥助理、通讯员、应急值班人员。应急准备期间

工作包含应急流程体系建设、汇报制度建立、应急预案的编写、突发事

件处置流程的建立、通讯录与应急信息渠道的建立、应急设施设备器材

文件的管理与定期检查、应急演习的策划组织与评价、应急费用的划拨、

.

.

新闻发言人及新闻危机事件应急管理制度的建设等；实施阶段包含应急

状态的启动、响应、行动和终止等内容；应急事件后评价包含损失统计、

保险索赔、事故处理、电站恢复等。

2.质量

（1）质量保证大纲

质量保证大纲是建立电站质量保证体系的基础，电站质量保证大纲分

三部分：生产准备质保大纲、调试阶段质保大纲、运营阶段质保大纲。

生产准备期间质保大纲主要针对质量体系文件建设、文件记录管理、工

程参与与移交管理、生产准备活动、采购和材料管理、培训和人员资格、

设计和施工管理、不符合项和纠正措施、自我评估（管理巡视和管理者

自我评估）和独立评估（质保独立评估和外部机构独立评估）、计算机

应用程序和信息管理等方面做得质量管控；调试阶段质保大纲针对调试

期间各项工作进行质量管控，包含对组织机构控制、文件控制、设计控

制、采购控制、物项控制、工业过程控制、查和试验控制、试运行控制、

维修控制、工业安全、消防和保卫、应急控制、不符合项控制、经验反

馈、纠正措施和预防措施控制、记录文件控制、质保检查与监督合法合

规及流

程控制等方面；运营阶段质保大纲范围包含：运行管理控制（运行值班、

交接、信息交流、设备状态控制等）、维修管理控制（维修实施大纲、

场地管理、组件清洁度、特殊工艺和设备控制、设备管理控制等）、检

查、监督和试验管理控制、采购和材料管理控制、培训和人员资格控制、

技术改造控制、不符合管理和纠正措施、独立评估、消防及工业安全控

制、计算机程序和信息管理、安保和出入口管理控制、应急管理控制等。

（2）质量监督流程管理

为保证质量监督合法合规有序进行，质量监督需拟定流程，按照流程

进行管控，质量监督流程应包含监督监查计划管理、体系监查流程、质

保文件审查流程、质量保证监督流程、质量检查与验证、质量事件调

查流程、相关方满意测量流程等。

（3）技术文件审查

技术文件审查的目的在于保证电站技术文件科学、合理、可实施、可

评估，保证电站人员安全和设备安全，保证电站工作效果和质量。技术

文件审查应符合质量保证体系要求，技术文件的发布需经编写部门、程

序涉及部分、质量保证部门和相关技术专家组进行会审后经分管领导批

准后生效，会审记录因完整保存。

（4）维修返工

在电站维修管理中，维修返工为严重的质量事件，维修返工原因林林

总总（如：人员疏忽、未按程序要求执行、设计缺陷等等），处理维修

返工主要根据质保体系纠正措施管理要求进行，维修返工后需要进行品

质再鉴定和功能再鉴定。

.

.

（5）不符合项NCR

不符合项使用的目的是对商运电站生产运营活动（包括试验，维修）

的实施过程或结果中与设计要求不符的异常进行报告、分析、处理措施

的现场实施、标识、关闭、归档等过程进行控制，保证电站与生产相关

的设备、材料、部件等物项上的不符合项得以消除，或者虽然不能完

全消除，但经过分析论证并采取一定的措施后可以在现场有条件地使

用。

不符合项管理主要针对工程建设期间由设计、施工、调试引起的缺陷，

不符合管理主要包含NCR的签发准则、NCR退回准则、NCR管理流程、

有效性判断、处理措施及实施管理、临时措施和最终措施、NCR级别评

定、措施论证及设备风险分析、NCR的升版、关闭及跟踪、离线设备不

符合物项处理、紧急NCR的处理等。

（6）纠正措施管理

在质保独立监查中发现缺陷后按照缺陷的严重程度和影响程度对缺陷

划分级别并出具相应的整改通知，主要分为四级：OBN观察意见、CAR

纠正措施要求、HCAR需高层关注的纠正措施要求、SCAR重大纠正措施

要求；根据不同的缺陷级别制定相应的考核手段及整改措施，纠正措

施管理需要建立相应的质保检查机制、检查流程及审批等级、根本原

因分析方法、考核制度、整改措施反馈机制等。

三、发电计划与电力营销管理

1.发电计划

（1）发电计划编制

光伏企业发电计划编制与常规火电站和核电站发电计划编制方法不

同，光伏电站受环境因素和政策影响较大，编制发电计划前需要对理论

设计值进行分析拟定发电计划初稿，然后通过对历年数据进行分析比

对，分析当地不同季节的光照条件以及对电站电量的影响，结合当地电

网网架情况和政策导向，确定较为准确的发电计划修正。

（2）电量跟踪及对标管理

电量跟踪主要通过信息系统更新进行跟踪，每月月末电站给总部报送

当月电量情况，对标管理分为内部对标管理和外部对标管理，内部对

标管理主要利用历史数据（天气情况、电量情况、故障损失情况、限电

情况、组件损坏和衰减情况等）进行比对分析，最终确定电量损失点并

制定预防措施，进而提升电站运维管理水平；外部对标管理是通过对同

一地区同一技术路线的光伏电站的发电情况、限电情况、故障情况进

行分析和比对，找出差距，共享经验，提升企业内部管理和电站效益。

（3）电量指标考核

.

.

电站需完成总部下发的年度、季度、月度电量指标、电量指标完成率

的高低决定整个电站效益和人员薪酬水平，需要制定公平的考核指标体

系对电站经济效益进行评估，对电站管理层和执行层进行绩效考核。

（4）电站发电效率分析

电站发电效率分析与电站能效分析不同，发电效率分析是针对电站设

备而言，能效分析是针对电站总体运营情况进行分析；发电效率分析包

含对电站重要设备效率分析、故障情况分析、系统损耗分析、线路损耗

分析、运行指标分析等，通过对电站内部自身能耗的分析制定相应的措

施或技改方案提高电站发电效率。

2.电力营销

电力营销是发电企业必须要进行的业务，此项工作的成果直接影响的

发电企业的经营状况和营业额，电力营销的工作内容主要包含：计划检

修和故障检修信息渠道的建立、建立外部电量信息获取渠道、市场调研

与全面风险管理、涉网沟通（电量计划任务分解）、限电原因分析及销

售策略制定、客户满意度调查及对应行动任务制定等。

四、大修与快速响应管理

1.大修管理

光伏电站需根据电站配置人员数量和技能水平综合考虑选用的大修模

式，主要的大修模式分为自主维修、委托维修和部分委托维修三种模式，

大修管理主要包含大修准备（大修组织机构确定、日常缺陷转大修梳理、

大修再鉴定项目梳理、大修改造项目梳理、大修项目确定、大修标准工

时管理、编制大修主线计划、辅助性工作准备、大修备件、工具、耗材

准备、大修文件准备、大修停电计划、大修停电申请、重要项目演练、

大修过程控制方案、大修安全质量监督管理方案、大修人员资格管理、

大修承包商管理方案、大修考核方案、大修成本测算、大修合同签署、

大修信息系统与通讯渠道测试等）、大修实施（大修过程控制、大修接

口管理、大修安全质量监督管理、大修承包商管理、大修计划调整与优

化、大修信息管理、大修考核管理等）、大修经验反馈、大修文件管理、

大修应急预案、大修后评价等。

2.承包商管理

光伏电站运维人员数量有限，检修工作主要依托外部承包单位，承包

商的管理是光伏电站运营必不可少的部分，承包商入场前需通过基本安

全授权培训，获得授权后可进入现场工作，现场工作需执行电站工作过

程管理，禁止现场无票作业，电站运维人员需加强对承包单位人员现场

管控，防止安全事故发生；承包商管理主要包含人员资格管理、授权管

理、现场作业安全管理、工作过程管理、承包商经验反馈管理、承包商

考核和激励办法、承包商管理体系建设、承包商评价体系建设等。

3.重要设施管理

.

.

重要设施是指电站故障后对电站安全、功能和经济影响较大的设备，

重要设施需进行识别判断，对电站重要设施实行分级管理，执行负责人

制度，对其加强监控管理，可显着提高电站整体运营水平。重要设施管

理工作内容主要包含：重要设施分级、负责人制度、关键点控制、参

数控制、状态监测管理、备件保养管理、缺陷跟踪、维修策略制定及优

化、评估管理等。

4.技术改造管理

技术改造项目识别主要原则是需国家强制标准、影响安全、提高经济

效益、延长设备使用寿命的项目。技术改造分为三个类别：安全类技改、

生产类技改和经营类技改；生产类技改：根据国家、行业相关标准要求，

或集团公司、电网调度机构的相关要求，对电站设备进行更新、改造和

升级项目；经营类技改：为提高电站的发电能力、发电效率，改善或提

高电站的经济效益而进行的设备更新、改造和升级项目。技术改造工

作主要包含：技术改造准备工作（技改申请、方案制定、经济性评估

等）、技改方案专家论证、技改技术协议签署、技改合同签署、技改

实施、技改文件管理、设计施工管理、技改后评价等。

5.物项替代管理

光伏电站设备或部件由于供应厂商倒闭、合作终止、原设备或部件更

新换代不再生产、设计变更、技术改造等各种原因导致的不能按照电站

原设备型号进行采购的情况下，电站需要使用其他品牌或其他型号的设

备进行更换，以满足设备或系统正常运行，此种情况下需要进行物项替

代。物项替代工作内容包含：物项替代申请、技术方案制定、物项替代

等效论证管理、物项替代效果跟踪及评价、物项替代文件更改管理等。

6.故障快速诊断与响应

对于区域式管理或分布式的光伏电站，电站巡检员发现重大故障时，

需要进行快速隔离和处置使设备处于安全状态，为不对发电站发电指标

和电网安全产生重大影响，区域化公司需配备快速响应专家组评估和分

析重大技术问题，并快速制定行动方案妥善消除缺陷。

7.电站全寿命周期设备状态监控与老化研究

电站全寿命周期设备状态监控与老化研究工作是为保证电站设计寿期

内因设备老化造成的非计划停机、降负荷、设备失效等问题得到有效预

防和解决，保障服役期大于等于电站设计寿命周期而进行的工作。全寿

命周期老化管理主要包括三个基本步骤：1）选择电站老化管理安全相

关部件、与电站重要设备可用率和寿命密切相关的部件、寿命管理需关

注的部件，进行老化和剩余寿命评估；2）分析设备的老化机理，确定

老化管理策略；3）通过在线监督和定期试验等活动，进行设备老化问

题管理，将老化降级限制在允许的程度。全寿命周期老化管理工作包含：

电站设备状态监控、历史数据分析、老化原因分析、建立老化研究模型、材料老化管理、淘汰设备管理、老化改造经济性评价、老化监督数据库

.

.

的建

件老化监控与分析等。

8.气象数据分析

立、

在光伏电站设计时，影响发电量的原因主要考虑：太阳辐照度3%、温

度和环境2%、阵列遮挡4%、M趁机 PPT跟踪2%、直流线损0.7%、交流损耗

1%、逆变器转换效率3%、组串失配4%、污秽4%等。光照、温度、遮挡、

污秽等因素主要与气象条件有关，可见对气象数据的分析对光伏电站

而言具有重要意义。气象数据分析工作主要包含：气象仪的管理、气

象数据采集与收集管理、历史数据比对分析、气象环境预测、气象与电

站效率关系分析、外部评估、气象数据库建模、气象计算机应用程序

管理、文档管理等。

9.电站能效分析

结合电站发电效率分析结果进行电站能效分析，能效分析全面评价电

站运营情况和管理水平，分析时必须保证原始数据客观、准确和便于统

计，它主要包含九项关键指标：电站能力因子（综合效率）、等效利用

小时数、非计划能量损失率、设备故障损失率、重要设备不可用率、8500

小时非计划脱网次数、度电成本、工业安全事故率、限电损失率。电站

能力因子表征统计周期内电站运营整体情况，它是上网电量与理论发电

量的比值；等效利用小时数表征统计周期内光照条件下能量转换的效

果，全面衡量电站运维水平和电力营销能力，它是发电量折算到该站全

部装机满负荷运行条件下的发电小时数，也称作等效满负荷发电小时

数；非计划能量损失率表征除电网计划的限制出力以外，因其它非计划

内的活动或其它不确定因素造成的能量损失程度。客观反映电站管理水

平、程序执行有效性和外部因素的稳定性，它是非计划内的电量损失与

理论发电量比值；设备故障损失率表征电站运行和维修水平的程度，主

要体现电站设备的安装质量、运行巡检质量、维修响应速度及维修质量

等因素，它是设备失效时到设备恢复使用期间损失的发电量与系统各支

路应发电量的比值。重要设备不可用率表征电站对重要敏感设备监控及

响应情况，它是将重要设备分类统计后历史最大损失电量之和与分类统

计后无故障周期内应发电量的比值；8500小时非计划脱网次数表征电站

与电网衔接的稳定程度，体现电站设备运维水平和人员管理水平，澄清

说明：8500小时为电站全年无故障运行间（包含夜间空载时间）计算公

式为：电站全年无故障运行时间（8500小时）=全年发电时间-计划停

站检修时间；度电成本用来衡量电站投资和成本控制的水平，它是每上

网一度电的成本；工业安全事故率是衡量电站设备和人员工业安全管理

水平，它是工作总时间内导致“电站内工作的所有有效人员（长期雇员

和短期雇员）暂离工作岗位或限制性工作一天或一天以上（不包括事故

当天），或者死亡”的事故总次数；限电损失率是因外部原因造成的计

划限电情况的体现。

五、物资仓储管理

1.物资编码管理

.

.

物资编码的目标就是通过建立电子化信息数据库，全面记录和维

护库存物资重要信息（包括产品属性、质保等级、库存参数等），以方

便电站访问者（需求方与供应方）的使用和查询，进而提高物资管理工

作的效率，确保电站机组安全生产。物资编码是物资供应链上的首要环

节，是物资管理和物资采购的基础，物资编码主要工作内容包含物资编

码体系建设、物资编码规则确定、生产物资编码、替代物资编码、物资

质保分级、物资编码重码识别与更新、物资编码系统建设、编码数据录

入、物资编码维护等。

2.仓储物资管理（工具、备件、耗材）

为了充分利用资源，按照业务管理相似性、协调与便利性的原则

对生产物资实施统一管理，仓储物资管理包含仓储作业组织流程、仓储

法规与程序管理、仓储作业管理（物资验收、物资差异处理流程、物资

包装、出入库、退库、盘点管理、采购与库存控制、物资保养与维修等）、

仓储安全管理、物资分级管理、仓储设备管理、物资移交管理、暂存物

资管理、仓储规划与布局管理、仓储成本管理、物资寿期管理、物资报

废流程管理、异常物资处置流程、仓储文件管理等。

3.仓储设施管理

仓储设施的配置、保养、维护的好坏将决定物资的安全、有效、

有序程度。仓储设施主要有货架、消防系统、通风系统、空系统、吊装

装置、运输装置、加热装置、扫码装置、通讯装置信息系统等。仓储设

施管理主要包含设施盘点管理、设施保养与维护、设施更换管理、设施

定期试验、设施检查记录管理等内容。

4.物资库存与采购管理

电站物资仓储员需根据电站实际情况确定物资最低库存量，最低

库存量清单需经总部审核，根据电站物资使用情况进行补充采购，采

购流程应符合公司采购流程的要求。

六、生产培训与授权管理

专业技术培训作为所有培训管理的基石务必要沉淀夯实，加强监

督管理工作才能使专业技术培训工作的成果落到实处，推进在公司内形

成公平公开岗位竞升的氛围。专业技术培训主要以在岗培训的形式体

现，主要适用于技术序列岗位人员培训与授权，具体流程见下图。建立

培训大纲是专业技培训工作的基础，大纲主要分为三部分的培训内容：

理论培训、技能及操作培训、实践。

1.理论培训

理论培训目的在于巩固、更新和拓展员工专业理论知识。理论培

训首先根据培训大纲建立在岗培训计划，设计和开发相应的课程，选

定有资格和经验的教员（根据课程的不同可选择的教学方式有面授课

程、网络学习、自学+辅导和自学等方式），同时建立对应课程的试题

.

.

库。按照在岗培训计划对员工进行培训，培训后有考核并记录考核结果

作为岗位授权的依据。

2.技能及操作培训

技能及操作培训目的在于维持和提升员工岗位技能。技能及操作

培训需建立相应的培训中心（需满足实际操作和技能训练的要求），

根据岗位大纲要求开设实操或技能训练课程，配备相应资格和经验的教

员对员工进行现场辅导，辅导结束后对学员进行考核并记录考核结果作

为岗位授权的依据。

3.实践

实践目的在于结合所学应用于工作当中，完成企业效益提升。实

践是基于理论培训和技能操作合格的基础上进行，实践前设立任务单，

实践任务单与绩效合约挂钩，完成任务单后通过季度绩效合约进行考

核，绩效合约任务单部分的内容作为岗位授权的依据。理论培训和技能

操作培训合格且实践任务单完成的员工方可进行授权，对所有授权人员

应建立相应档案，对需要复训的课程根据授权人员档案及时安排复训

防止授权过期。对于初级技术人员授权完成后即可获得上岗资格；对于

中级和高级技术人员还应具备相应的扩展能力（如：完成绩效培训相应

岗位的课程和理念培训相应岗位的课程等），完成相应的扩展任务（如：

培养新人、课程开发、试题库建设等）后方可获得上岗资格。

专业技术培训流程

获得授权并取得上岗资格的人员需要不断学习并根据自身职业发

展意向对自己扩展能力进行学习和培养，当有空缺岗位名额后，已满足

上岗资格条件的人员可进行竞聘，对竞聘成功的人员实行竞聘岗位的影

子培训（即：英语作文80词 竞聘岗位有经验的员工共同工作和学习）并规定影子培训

的周期，完成影子培训的时间和技能要求后即可从事该岗位并晋升岗

级。生产培训与授权管理主要包含培训体系建设、授权体系建设、教员

管理、教务管理、培训准备管理、培训实施管理、培训教材管理、培训

评估管理、培训设施管理、外出培训管理、试题库建设、培训信息系统

建设等内容。专业技术培训工作作为企业培训体系的基础，其重要程度

不言而喻，它能够加速推动企业核心竞争力建立，为中、高级技术及管

理岗位储备人才，进而奠定企业管理架构的基础，最终在企业内形成良

性竞争的格局，推动企业进步与发展。

七、文档与信息管理

1.技术资料管理

光伏电站技术资料管理包括文件体系建设（文件编码体系、文件

分类体系、文件分级体系等）、设计文件管理、设计变更文件管理、竣

工报告管理、调试报告管理、合同文件管理、图纸管理、日常生产资料

管理（主要包括：运行日志、巡检记录、交接班记录、倒闸操作票记录、

运行数据记录、工作票记录、维修报告记录、检修计划、技术监督记录、

工具送检记录、备件库存记录等）、技术改造文件管理、大修文件管理、

.

.

移交验收证书、设备说明书、设备或备件合格证、电子文件记录管理、

文档系统管理、文档销毁流程管理等。技术资料记录分级别进行管理，

过期文件应及时更新和销毁。

2.培训授权资料管理

培训授权资料一般有：培训签到单、培训记录表、培训大纲、培

训教材、培训课件、培训成绩单、试卷、试题库资料、培训说明书、培

训效果评价表、基本安全授权书、XX岗位授权书、培训等效记录、员工

技能降级认定表等。电站定期向总部提交培训记录，总部在培训信息系

统中备案，并根据培训授权表对相应技术等级的人员进行岗位调整和薪

酬调整。

3.人员技术证件管理

人员根据不同的工作类型需进行外部取证考试，外部机构颁发的

技术证件需进行整理和备案，作为人员执业资格外部检查和评估的依

据。

4.电站资产管理（编码、清点）

电站固定资产均需进行编码，编码后的固定资产进入总部管理系

统备案与监控，固定资产需每季度进行清点并更新清单，固定资产的处

置需按照总部相关要求进行报废处置处理。

5.经验反馈管理

经验反馈信息按照不同的事件和异常管理级别、方式加以确认、

报告、评价后果、分析原因、纠正和反馈；保证同企业内和同行业内所

发生的重要事件能够得到收集、筛选、评价、分析以及采取纠正行动和

反馈，对维持和提高电站的安全水平和可用率水平具有重要意义。

6.信息系统维护

光伏电站在生产运营阶段会有大量信息通过生产信息系统进行管

理工作，信息系统的可用性将直接影响总部和区域公司对电站的管理，

信息系统维护工作内容主要包含系统硬件维护（通讯维护、数据储存器

维修、电脑维护等）、信息安全检查、备件管理、软件升级和更新、客

户端安装与配置、信息系统授权配置、信息系统操作培训等。

八、生产运维人员组织机构

20MWp-50MWp并网光伏电站一般人员由站长1名、值班长2名、值班

员4名。各岗位职责如下：

1.电站站长岗位职责：

(1)人员管理

协助电站管理机构进行电站工作人员的日常管理及年度考核。对

电站工作人员的成绩、过失、责任事故提出报告，并对奖惩事宜提出建

议。主动关心工作人员的工作和生活条件，并为不断改善条件提供方便。

.

.

(2)电站运营

站长是电站管理工作的第一责任人，也是电站安全负责人，负全

面领导责任。领导电站日常运行工作，对电站设备维修及故障检修计划

向电站管理机构提出建议。定期审阅电站运行记录，了解设备运行情况，

对消除设备缺陷与故障提出建议．组织检修人员及时消除设备的缺陷及

故障并共同参加质量验收。根据电站运行情况，对设备的更新提出建议，

并参与更新设备的质量验收。在电站管理机构领导下，参与制定电站各

项规章制度，并根据电站实际运行情况提出修改建议。组织对电力用户

进行安全与合理用电知识的宣传、教育工作。在确保电站负荷不超过设

计能力的前提下，负责对新增用电户及负载扩容问题，向电站管理机构

提出建议。负责建立用户及负载档案(名称、类别、用途、功率、供电

等级等)和用电事故登记处理制度。

(3)财务及财产管理

负责向用电户收取电费，并缴入专用账户。制定备件、器材购置

和设备更新改造预决算。建立备件、器材出入库账目，建立固定资产档

案。每年对经费收人、支出进行统计，分析电站盈亏状况，实行经济成

本核算。

2.值班长岗位职责：

电站设备运行参数的监视和统计管理；电站设备的巡视和检查管

理；当日电站运行数据管理安排设备的定期维护工作；环境管理，生

产场所和生活场所定置管理；负责做好下属人员的工作分配；运维人员

的值班纪律管理；负责本值员工的考核、激励、评价工作；负责上级交

办的其他工作。

3.值班员岗位职责

1）电站值班人员要按上级批准的值班方式和时间进行值班，由站

长编排，未经许可不得随意调班。

2）运行人员要熟记本站主接线图、设备型号、开关、刀闸类型及

操作要求。

3）要服从调度的操作指令、经由站长许可，按指令进行操作,操作

应有两人执行，一人操作，一人监护并记录。

4）在值班时间内要坚守岗位，不迟到早退，不得阅看与工作无关

的书籍，不得擅离职守。按时填写运行日志，填写内容应准确无误。

5）站内电话不准聊天，保证畅通。

6）在值班岗位时要认真做好值班工作，严格执行有关规程制度，做到严肃认真，一丝不

苟。要经常分析仪表变化，准时抄表（经常监视表计），正确计算，对不正常设备加强监视。

7）保护动作情况及倒闸操作的内容要按规定记入各记录簿内，要

字迹清楚、正确、详细。

.

.

8）要认真执行“二票三制”，细心操作，坚决克服不按规程操作

的违规习惯。

9）要按规定认真巡视、检查（包括特巡）设备，不漏查项目。

10）发生异常情况，要如实反映，不得弄虚作假，隐瞒真相。

11）值班员接班前和值班时严禁饮酒。

2017

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年7月