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JSREA

江蘇省可再生能源行業協會團體標準

T/JSREAXXXX—XXXX

分布式光伏電站運維效率提升技術規范

TechnicalSpecificationforOperationandMaintenanceEfficiencyImprovementof

DistributedPhotovoltaicPowerStation

（征求意見稿）

在提交反饋意見時，請將您知道的相關專利連同支持性文件一并附上。

XXXX-XX-XX發布XXXX-XX-XX實施

江蘇省可再生能源行業協會??發布

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分布式光伏電站運維效率提升技術規范

1范圍

為更好地指導和規范分布式光伏運維責任單位開展分布式光伏運維，提升分布式光伏運維效率，特

制定本標準。

本標準適用于通過35kV及以下電壓等級并網的新建、改建和擴建分布式光伏發電系統的運行維護。

2規范性引用文件

下列文件中的內容通過文中的規范性引用而構成本文件必不可少的條款。其中，注日期的引用文件，

僅該日期對應的版本適用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本

文件。

GB26859電力安全工作規程電力線路部分

GB26860電力安全工作規程發電廠和變電站電氣部分

GB50150電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準

GB51101太陽能發電站支架基礎技術規范

GB/T14285繼電保護和安全自動裝置技術規程

GB/T16935.1低壓系統內設備的絕緣配合第1部分：原理、要求和試驗

GB/T19939光伏系統并網技術要求

GB/T21697低壓電力線路和電子設備系統的雷電過電壓絕緣配合

GB/T29319光伏發電系統接入配電網技術規定

GB/T32512光伏發電站防雷技術要求

GB/T33592分布式電源并網運行控制規范

GB/T33593分布式電源并網技術要求

GB/T34936光伏發電站匯流箱技術要求

GB/T37408光伏發電并網逆變器技術要求

GB/T37409光伏發電并網逆變器檢測技術要求

GB/T38946分布式光伏發電系統集中運維技術規范

GB/T50065交流電氣裝置的接地設計規范

NB/T10637光伏發電站監控及自動化技術監督規程

NB/T32004光伏并網逆變器技術規范

NB/T32015分布式電源接入配電網技術規定

NB/T32032光伏發電站逆變器效率檢測技術要求

NB/T32034光伏發電站現場組件檢測規程

DL/T573電力變壓器檢修導則

DL/T995繼電保護和電網安全自動裝置檢驗規程

DL/T620交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合

3術語和定義

下列術語和定義適用于本文件。

分布式光伏發電系統distributedphotovoltaicpowersystem

在用戶現場或靠近用戶現場，采用光伏組件，將太陽輻射能直接轉換為電能的發電系統。

集中運維系統centralizedoperationandmaintenancesystem

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對多個分布式光伏發電系統實現集中運維管控的計算機系統

光伏連接器PVconnector

用在光伏發電系統直流側，提供連接和分離功能的連接裝置

光伏組件PVmodule

具有封裝及內部聯結的、能單獨提供直流電流輸出的、最小不可分割的太陽電池組合裝置。

光伏方陣PVarray

與光伏組件組合在一起，維護更換光伏組件時不影響建筑功能的建筑構件，或直接作為建筑構件的

光伏組件。

逆變器inverter

將直流電變換成交流電的設備。

電網承載力powergridbearingcapability

在設備持續不過載和短路電流、電壓偏差、諧波不超標條件下，電網接納電源、負荷的最大容量。

并網點pointofinterconnection

對于有升壓站的光伏發電系統，指升壓站高壓側母線或節點。對于無升壓站的光伏發電系統，指光

伏發電系統的輸出匯總點。

公共連接點pointofcommoncoupling

用戶接入公用電網的連接處。

4基本規定

光伏發電站應推行“遠程集控，無人值班，少人值守”的管理模式，通過集中運維系統對光伏發

電站進行集中監控，并結合設備運行狀態進行檢修維護。

光伏發電站安全生產主體責任單位（以下簡稱責任單位）應嚴格遵守電網公司相關管理規定，負

責光伏發電站運行生產工作；負責建立協調統一的光伏發電運行管理機構和調度系統；負責建立健全各

級崗位責任制和符合現場實際的運行管理規章制度；負責建設和培養思想覺悟高、工作責任心強、愛崗

敬業、生產技能精湛的光伏運行隊伍。

責任單位應建立健全光伏發電運行調度系統，包括值長負責制的運行指揮系統，并明確各級崗位

及人員的職責和權限。

責任單位的運行管理部門對所轄光伏發電站的運行管理工作負直接責任，負責編制和修訂運行規

章制度、規程、系統圖及記錄表單；掌握設備運行狀況及缺陷，制定針對性措施；嚴格執行運行規程和

“兩票三制”等規章制度；開展崗位培訓和反事故演習；定期召開值長會議；組織運行分析和不安全事

件分析。

責任單位廠長（總經理）對所屬光伏發電站運行工作負全面領導責任，負責貫徹和執行電力生產

的方針、政策；協調各部門保障運行工作；了解主要設備的運行情況和主要的安全、可靠、經濟運行指

標。

責任單位分管副廠長（副總經理）是所轄光伏發電站運行工作的直接領導者，負責貫徹和執行電

力生產的方針、政策，集團公司、江蘇公司運行管理規定和要求；負責批準光伏發電站運行方面的各項

規程，并組織和督促實施；負責審批繼電保護與自動裝置整定方案、試驗方案、反事故演習方案；負責

對值長的考試及任命，批準其職責和權限；定期組織召開生產調度會和運行分析會。

值長負責光伏發電站的運行操作、安全和經濟調度等工作，正確執行技術措施；依據運行規程進

行事故處理、信息報告；設備異常時召集有關人員進行分析，查明原因，制定并采取措施，做好事故預

想，防止事故擴大。

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5巡視檢查要求

運維責任單位應結合設備運行狀況、現場條件和氣候、環境變化情況，制定切實可行的巡檢計劃，

合理安排巡檢線路和巡檢周期，光伏發電站每月應至少巡檢1次。

進入巡檢現場應佩戴相應的防護用具，做好各種環境風險辨識，并采取相應的預防措施。

光伏發電站巡檢方式包括定期巡檢、特殊巡檢、故障巡檢，應符合下列要求：

5.3.1定期巡檢：以掌握設備設施的運行狀況、運行環境變化情況為目的，及時發現設備缺陷和威

脅光伏發電站安全運行情況的巡檢。

5.3.2特殊巡檢：在有外力破壞可能、惡劣氣象條件（如大風、暴雨、覆冰、高溫等）、重要保電

任務、設備帶缺陷運行或其他特殊情況下對設備進行的全部或部分巡檢。

5.3.3故障巡檢：以查明線路和設備發生故障的位置和原因為目的的巡檢。

對于面積大、分散分布、位置高、人員難以抵達的組件、匯流箱、逆變器等設備，應根據現場條

件，將監控系統參數比對分析、就地近距離觀察、視頻監控觀察、望遠鏡觀察、無人機巡檢等多種方式

有機結合起來，確保巡檢的質量和效率。

光伏發電站應積極推進無人機巡檢等科技手段，積極推進紅外圖像識別、圖像定位分析、無人機

自動巡檢等技術在光伏發電站巡檢中的應用，及時高效地實現組件熱斑等故障的識別和定位，降低運維

成本，提高運維效率。當采用無人機巡檢時，應遵守中國民用航空局關于無人機及無人機駕駛員的各項

法律法規，遵守光伏發電站所在省、市、縣等各級行政機關關于無人機的各項管理細則。

運維人員應對主變、高壓開關、AGC系統、AVC系統、一次調頻系統、光功率預測系統等涉網設備

的運行狀況進行監視，保證系統運行正常、通訊暢通、數據上報正常，性能指標滿足當地電網調度要求，

發現異常情況后應及時匯報、處理。

運維責任單位應按相關要求完成光伏數據上傳和信息報送工作，確保數據及信息真實可靠，確保

相關上報平臺及軟件運行正常。

遇有可能造成光伏發電站停運的災害性氣候現象（如沙塵暴、大風、洪水等），應向電網調度及

相關部門報告，并及時啟動應急預案。

當光伏發電站設備在運行過程中發生故障時，運維人員應立即采取措施，防止故障擴大，并及時

上報，處理過程由值長負責統一指揮。若發生人身觸電、設備爆炸起火時，運維人員可先切斷電源進行

搶救和處理，然后上報相關部門。事故處理完畢后，當值人員將事故發生的經過和處理情況，如實記錄

在交接班記錄上。根據計算機記錄（如監控系統、故障錄波裝置等）的運行數據，對保護、信號及自動

裝置動作情況進行分析，查明事故原因，制定防范措施，并寫出書面報告，匯報上級并存檔。

光伏發電系統巡檢、消缺、抄表、停復役等工作，如需要出入其他單位升壓站、開關室、配電室，

應提前做好溝通、協調、人員安排、車輛安排等工作，遵守其他單位的相關管理制度。

6設備運行維護要求

分布式光伏發電站應進行氣象指標、電量指標、能效指標、可靠性指標（包含但不限于）等運行

指標的記錄、分析工作，形成相應的總結。

6.1.1氣象指標包括光輻照度、溫度、風向、風速、雷暴日等，光伏發電站應根據年度氣象指標制定

發電計劃。

6.1.2電量指標包括發電量、上網電量、購網電量、生產站用電量、綜合站用電量、生產站用電率，

綜合站用電率、利用小時、棄光率指標等指標。

6.1.3能效指標包括光伏組件衰減值，電纜線損、逆變器損耗、變壓器損耗等組成的光伏發電單元損

耗值，用來考核光伏發電單元的發電效率，光伏發電站應根據電量、能效指標開展光伏組件清洗工作。

6.1.4可靠性指標指光伏發電單元可利用率，用來反映設備運行的可靠性。

運行計劃與分析

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6.2.1光伏發電站運行工作應實行計劃管理，運行工作計劃應按年度、月度分別制訂和實施。

6.2.2運行工作計劃應將指標和工作任務逐層分解落實到責任人，定期檢查、考核、評比和統計、分

析，及時發現和解決存在的問題。

6.2.3光伏發電企業應每月召開一次運行分析會議，主要總結分析上月安全、經濟指標完成情況，對

各發電站運行情況、技術監督指標、可靠性指標、節能指標、目前設備系統存在的問題、與機組設計值

的偏差等進行分析比較，提出改進措施和建議，并跟蹤落實。

6.2.4運行人員應認真進行試驗和運行數據比對，通過專業分析及時掌握設備狀況；應有針對性地開

展專題分析，對影響設備安全、經濟和可靠性的問題提出改進運行操作的方法和加強運行管理的措施，

并提出設備維修和改造建議。

6.2.5運行人員應根據發電設備運行方式、運行參數的變化，及時進行優化調整，保證發電設備處于

安全、經濟、環保、穩定運行狀態。

運行技術管理

6.3.1運行技術管理工作應包括有關發電運行生產的各項規程、管理標準、規章制度、技術措施的制

定與執行，以及其它基礎工作。光伏發電站應根據上級公司的要求和運行管理的實踐經驗，建立、健全

發電運行管理標準、規章制度和各項運行規程，使運行工作達到科學化、標準化、制度化、規范化的要

求。

6.3.2光伏發電站應結合實際情況，制定運行管理（包括運行調度、運行規程和系統圖的管理、崗位

培訓、臺帳與記錄、經濟運行、運行分析、檢查與考核等內容）、交接班管理、設備定期試驗和輪換管

理、發電設備巡回檢查管理、防洪防汛管理、防大風及強臺風管理、防暴風雪及凝凍管理、防沙塵暴管

理等相關規范。

6.3.3運行規程應以國家和行業有關電力生產的技術管理法規、典型規程、制造廠設備說明書、設計

說明書以及反事故措施的要求為依據進行編寫。運行系統圖應以現場設備實際布置情況和國家有關電力

行業制圖標準繪制。運行規程和系統圖應經光伏發電站主管生產領導批準，報上級公司備案。

光伏發電站應視具體情況對運行規程及系統圖進行修訂，每隔5年或設備系統有較大變化時，應對運行

規程及系統圖進行一次全面修編，并履行必要的審批手續。當運行設備系統發生變更時，應及時對運行

規程及系統圖進行補充或修訂。在變更設備或系統投運前，應組織運行人員對修訂后的規程及系統圖進

行學習。

6.3.4光伏發電站運行控制室現場應能及時查閱以下相關的技術文件和管理標準或規章制度。

6.3.4.1光伏發電站編制的運行規程、系統圖、保護定值清單、消防規程、崗位工作標準、運行管理

標準、運行交接班管理標準、發電設備巡回檢查管理標準、設備定期試驗和輪換管理標準、工作票和操

作票管理標準、設備缺陷管理標準、設備異動管理標準、光伏發電站6項技術監督標準、應急管理標準

等。

6.3.4.2上級公司印發的安全生產工作規定、安全生產監督工作管理辦法、安全工作規程（電氣部分、

熱力和機械部分）、事故調查規程、防止電力生產事故重點要求。

6.3.4.3所在電網公司印發的電網調度規程和反事故措施。

6.3.4.4運行日志及其它記錄應實事求是、詳細認真，按規定的要求填寫。運行歷史記錄不得更改，

運行日志和運行表單應至少保存五年。

6.3.4.5運行管理、維護人員應根據季節特點、設備特性、重要時段、事故教訓、設備存在的重大隱

患或缺陷等，及時有針對性地制定技術方案或反事故措施，并檢查落實，保證發電生產安全。

設備運行維護

6.4.1設備運行維護應符合下列要求：

6.4.1.1新安裝調試的設備在正式并網運行前，應滿足當地電網運行要求。

6.4.1.2光伏發電站的運行，應結合技術監督標準要求和電網調度機構的規定，結合電站情況，制定

相應的運行規程。

6.4.1.3光伏發電站所屬集電線路的運行應按照DL/T741規定進行。

6.4.1.4光伏發電站升壓站的運行應按照DL/T969規定進行。

6.4.2光伏發電站監控

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6.4.2.1光伏發電站監控系統設備應符合下列要求：

a)光伏發電站設備應參照GB/T19939的規定和當地電網調度機構的要求，配置AGC/AVC系統，

無功補償裝置，功率預測系統，防孤島，低/高電壓穿越等系統和功能，并滿足性能指標要求。

b)監控自動化設備的配置、功能、性能應滿足NB/T10637的要求，對監控系統、光功率預測系

統、電網調度自動化系統、輔助系統進行運行監盤。

c)監控系統的軟件操作權限應分級管理，未經授權不能越級操作。

6.4.2.2光伏發電站監控系統運行維護應符合下列要求：

a)運行人員應定期對光伏發電站監控系統數據備份進行檢查，確保數據的準確、完整。

b)運行人員應對監控系統、AGC\AVC系統、光功率預測系統的運行狀況進行監視，保持匯流箱、

逆變器、箱變通訊暢通，設備監控系統運行正常，光功率預測系統性能指標滿足當地電網調

度要求，發現異常情況后應及時處理。

c)應進行電壓和無功功率的監視、檢查和調整，防止光伏發電站母線電壓或吸收電網無功功率

超出允許范圍。

d)應定期對生產設備進行巡視，發現缺陷及時處理，做好設備運行中的故障和缺陷統計分析工

作，對于可能導致事故的設備故障或缺陷，應立即停運處理。

e)定期檢查安防系統、消防報警系統和視頻監控系統等光伏發電站的生產輔助系統，對其功能

進行檢驗。

f)遇有可能造成光伏發電站停運的災害性氣候現象（如沙塵暴、大風、洪水等），應向電網調

度及相關部門報告，并及時啟動光伏發電站應急預案。

g)對已投運的調度自動化系統運行缺陷及故障處理進行統計和上報。

6.4.2.3光伏發電站監控系統運行記錄應符合下列要求：

a)應每天及時收集和記錄當地天氣預報，做好光伏發電站安全運行的事故預案。

b)應通過監控系統監視光伏組件、匯流箱、逆變器、箱變、輸電線路、升壓站設備的各項參數

變化情況，并做好相關運行記錄。

c)應根據監控系統的運行參數，檢查分析各項參數變化情況，發現異常情況應通過計算機屏幕

對該設備進行連續監視，并根據變化趨勢做出必要處理，同時在運行日志上寫明原因。

d)應完成運行日志、運行日報、月報、年報、氣象（輻照量、氣溫等）、“兩票”、缺陷及消

缺記錄單、設備定期試驗記錄單、缺陷驗收單等的填寫與報送工作。

e)應定期統計光伏發電站的利用小時，運行小時，發電量和上網電量、購網電量、站用電量等

的記錄與統計。

f)應定期與發歷史數據進行對比，出現異常要及時匯報、分析、處理，并全部記錄在案。

6.4.3光伏發電單元

6.4.3.1光伏發電單元的主要工作應包括監視電站設備的主要運行參數、統計電站發電量、接受電網

調度指令，巡視檢查電站設備的狀態，檢查電池組件、支架的完好和污染程度、檢查電氣設備的運行情

況，根據電網調度指令和檢修工作要求進行電氣設備停送電倒閘操作。

6.4.3.2值班員每天第一時間應對全部逆變器并網情況進行巡屏，查看逆變器是否并網正常、負荷柱

形圖高度是否一致，數據是否相近。負荷高峰期對比相同方陣內逆變器功率輸出，對其輸出功率持續偏

差較大時，查找偏差原因。

6.4.3.3應對匯流箱所有支路電流進行監控，對比相同方陣內每一支路電流，偏差持續較大或有支路

電流為0時，應立即檢查故障原因。

6.4.3.4應定期進行現場與控制室后臺匯流支路電流的對比工作，及時發現因電流傳感器漂移而產生

誤差。使用直流鉗型電流表在太陽輻射強度基本一致的條件下測量接入同一個直流匯流箱的各光伏組件

串的輸入電流，其偏差應在合理范圍內。

6.4.3.5核對電站出線側和對側變電站進線側電量數據，及時發現計量設備缺陷，避免電量損失。

6.4.3.6根據電網電壓和站內電壓等情況，合理確定無功補償裝置運行方式，盡力降低無功補償裝置

的耗電量。

6.4.3.7逆變器的啟停機條件及操作步驟應符合下列要求：

6.4.3.7.1逆變器啟機應符合下列要求：

a)長期停運和新投入的逆變器在投入運行前應測試絕緣，合格后才允許啟動。

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b)經維修的逆變器在啟動前，設立的各種安全措施均已拆除，工作票已終結。

c)外界環境條件滿足逆變器的運行條件。

d)逆變器動力電源、控制電源處于接通位置，電源相序正確，控制系統自檢無故障信息。

e)遠程通信裝置工作正常，遠程監控逆變器狀態參數正確。

6.4.3.7.2逆變器停機應符合下列要求：

a)逆變器停機方式包括自動、手動兩種，包括自動停機、遠程停機、就地正常停機、就地故障

緊急停機。

6.4.3.8箱式變電站

6.4.3.8.1變壓器運行應符合下列要求：

a)變壓器在額定使用條件下，全年可按額定容量運行。

b)變壓器上層油溫不宜超過85℃，溫升限值為60K。

c)變壓器各繞組負荷不得超過額定值。

d)變壓器三相負荷不平衡時，應監視最大電流相的負荷。

e)變電站地網的接地電阻應小于4Ω，接地導體最小截面積應不小于48mm2。

6.4.3.8.2變壓器允許的運行方式：

a)變壓器的外加一次電壓可以較額定電壓高，一般不超過該運行分接頭額定電壓的105%。

b)變壓器運行時，重瓦斯保護應動作于跳閘，其余非電量保護出口方式由光伏發電站根據現場

情況規定。

c)變壓器投運前，應確認在完好狀態，各項試驗合格，具備帶電運行條件。

d)大修、事故搶修和換油后，變壓器宜至少靜止24小時，待消除油中氣泡后方可投入運行。

6.4.3.8.3斷路器運行應符合下列要求：

a)觀察分、合閘位置是否正確無誤，機構動作是否正常，并做好記錄。

b)觀察斷路器內部有無異常響聲，嚴重發熱等異常現象，如發現問題，需查明原因。

c)運行中的斷路器機構箱不得擅自打開，利用停電機會進行清掃、檢查及缺陷處理時，所進行

的維護項目均應記入有關記錄。

d)電動儲能機構完成一次儲能后，應將儲能開關斷開，此次儲能只用于此次的合閘，下次合閘

前再進行儲能。當停電需要檢修試驗合閘時，可使用手動儲能。

6.4.3.8.4隔離開關運行應符合下列要求：

a)觀察隔離開關支持瓷瓶是否清潔、完整、無裂紋及破損、放電痕跡。

b)觀察機械連鎖裝置是否完整可靠。

c)檢查引線接頭應無過熱、無變色、無氧化、無斷裂等現象。

d)隔離開關卡澀時，不可用強力拉合，以免隔離開關損傷或損壞接地連鎖裝置。

6.4.3.8.5負荷開關運行應符合下列要求：

a)檢查瓷瓶應清潔、完整，無裂紋及破損、放電痕跡。

b)檢查各接觸點接觸良好，彈簧是否良好，各部螺絲、銷子應緊固齊備，滅弧室應無損壞。

c)操作機構是否靈活，輔助接點拉桿位置正確。

d)負荷開關卡澀時，不可用強力拉合，以免負荷開關損傷或損壞接地連鎖裝置。

6.4.4升壓站

6.4.4.1光伏發電站應根據安全性和可靠性的要求，結合光伏發電站變（配）電系統的一次主接線方

式合理規定系統運行方式。

6.4.4.2值班人員應嚴格執行調度指令，并根據光伏發電站運行規程的規定進行相應的操作。

6.4.4.3值班人員在正常倒閘操作和事故處理中，應嚴格按照調度管轄范圍執行指令。值班人員對調

度指令產生疑問時，應及時向調度提出，確認無誤后再進行操作。

6.4.4.4運行設備發生異常或故障時，值班人員應立即報告調度或上級領導。若發生人身觸電、設備

爆炸起火時，值班人員可先切斷電源進行搶救和處理，然后報告調度或上級領導。

6.4.4.5110kV及以上系統一般為有效接地系統，中性點運行方式應按照調度具體要求執行。中性點

接地方式的改變應由調度下令變更，具體由光伏發電站運行人員執行。

6.4.4.6正常運行時，母線電壓應滿足調度下達的電壓曲線要求，系統頻率變化應在50±0.2Hz內。

6.4.4.7電氣設備的四種狀態：

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a)運行狀態：設備的隔離開關及斷路器均在合位，設備帶電運行，相應保護投入運行；

b)熱備用狀態：設備的隔離開關在合位，斷路器在斷開位置，相應保護投入運行；

c)冷備用狀態：設備的隔離開關及斷路器均在斷開位置，相應保護投入運行；

d)檢修狀態：設備的隔離開關及斷路器均在斷開位置，在有可能來電端掛好接地線及安全標示

牌，相應保護退出運行（屬省調、地調所轄調度范圍的，保護按省調、地調令執行）。

6.4.4.8變壓器運行應符合下列要求：

a)變壓器的運行電壓一般不應高于該運行分接額定電壓的105%。對于特殊的使用情況，允許在

不超過110%的額定電壓下運行，對電流與電壓的相互關系如無特殊要求，當負載電流為額定

電流K(K≤1)倍時，應按以下公式對電壓U加以限制：

b)U(%)=110-5K2

c)無勵磁調壓變壓器在額定電壓±5%范圍內改換分接位置運行時，其額定容量不變。有載調壓變

壓器各分接位置的容量應按制造廠的規定。

d)油浸式變壓器頂層油溫一般不應超過規定要求（制造廠有規定的按制造廠規定執行）。當冷

卻介質溫度較低時，頂層油溫也相應降低。

e)變壓器三相負載不平衡時，應監視最大一相的電流。

f)接地變壓器在系統單相接地時的運行時間和頂層油溫不應超過制造廠的規定。

g)強油循環冷卻變壓器運行時，應投入冷卻器。空載和輕載時不應投入過多的冷卻器（空載狀

態下允許短時不投）。各種負載下投入冷卻器的相應臺數應按制造廠的規定。和溫度和（或）

負載投切冷卻器的自動裝置應保持正常。

h)用熔斷器保護變壓器時，熔斷器性能應滿足系統短路容量、靈敏度和選擇性的要求。

i)一般變壓器的非電量保護應將變壓器本體重瓦斯、有載調壓重瓦斯投跳閘，其余非電量保護

如壓力釋放、繞組溫度和油面溫度過高等宜投信號。

6.4.3.9變壓器并列運行應符合下列要求：

a)聯結組標號相同。

b)電壓比應相同，差值不得超過±0.5%。

c)阻抗電壓值偏差小于10%。

d)光伏發電站變壓器并列運行時，應防止一臺變壓器故障跳閘時造成其它變壓器長時間嚴重超

負荷運行。

e)新裝或變動過內外連接線的變壓器，并列運行前應核定相位。

6.4.4.9變壓器投運和停運應符合下列要求：

6.4.4.9.1在投運變壓器之前，值班人員應仔細檢查，確認變壓器及其保護裝置在完好狀態，具備帶

電運行條件。并注意外部有無異物，臨時接地線是否已拆除，分接開關位置是否正確，各閥門開閉是否

正確。變壓器在低溫投運時，應防止呼吸器因結冰被堵。

6.4.4.9.2使用中的備用變壓器應隨時可以投入運行。長期停運者應定期充電，同時投入冷卻裝置。

如為強油循環變壓器，充電后不帶負載運行時，應輪流投入部分冷卻器，其數量不應超過制造廠規定空

載時的運行臺數。

6.4.4.9.3變壓器投運和停運的操作程序應在光伏發電站運行規程中規定，應符合下列要求：

a)強油循環變壓器投運時應逐臺投入冷卻器，并按負載情況控制投入冷卻器的臺數。

b)變壓器的充電應在有保護裝置的電源側用斷路器操作，停運時應先停負載側，后停電源側。

c)在無斷路器時，可用隔離開關投切110kV及以下且電流不超過2A的空載變壓器；用于切斷20kV

及以上變壓器的隔離開關，應三相聯動且裝有消弧角；裝在室內的隔離開關應在各相之間安

裝耐弧的絕緣隔板。

d)允許用熔斷器投切空載配電變壓器和站用變壓器。強油循環變壓器投運時應逐臺投入冷卻器，

并按負載情況控制投入冷卻器的臺數；水冷卻器應先啟動油泵，在開啟水系統；停電操作先

停水后停油泵；冬季停運時將冷卻器中的水放盡。

6.4.4.9.4新安裝、大修后的變壓器投入運行前，應在額定電壓下做空載全電壓沖擊試驗。加壓前應

將變壓器全部保護投入。新變壓器沖擊5次，大修后的變壓器沖擊3次。

6.4.4.9.5新裝、大修、事故檢修或換油后的變壓器，在施加電壓前靜止時間應不少于以下規定：

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a)110kV及以下的應不少于24h。

b)220kV及以下的應不少于48h。

c)500kV及以下的應不少于72h。

6.4.4.9.6在110kV及以上中性點有效接地系統中，投運或停運變壓器時，中性點應先接地。投入后

可按系統需要或調度指令決定中性點是否斷開。

6.4.4.9.7變壓器在受到近區短路沖擊后，宜做低電壓短路阻抗測試或用頻響法測試繞組變形，并與

原始記錄比較，判斷變壓器無故障后，方可投運。光伏發電站運行人員應記錄近區短路發生的詳細情況。

6.4.4.9.8干式變壓器在停運和保管期間，應防止絕緣受潮。

6.4.4.9.9安裝在光伏發電站內的變壓器，應經常監視儀表的指示，及時掌握變壓器運行情況，監視

儀表的抄表次數由現場規程規定。

6.4.4.9.10當變壓器超過額定電流運行時，應作好記錄。

6.4.4.10變壓器分接開關的運行應符合下列要求：

6.4.4.10.1無勵磁調壓變壓器在變換分接檔位時，應作多次轉動，以便消除觸頭上的氧化膜和油污。

在確認變換分接檔位正確并鎖緊后，應測量繞組的直流電阻并記錄。

6.4.4.10.2變壓器有載分接開關的操作，應符合下列要求：

a)應逐級調壓，同時監視分接位置及電壓、電流的變化；

b)單相變壓器組和三相變壓器分相安裝的有載分接開關，宜三相同步電動操作；

c)有載調壓變壓器并聯運行時，其調壓操作應同步進行；

d)應核對系統電壓與分接額定電壓間的差值，使其符合相關的規定；

e)變壓器過負荷運行時應禁止調壓，或按制造廠規定執行；

新裝或大修后的有載調壓開關，應在變壓器空載運行時，在電壓允許的范圍內用電動操動機

構至少操作一個循環，確認各項指示正確、電壓變動正常、極限位置電氣閉鎖可靠后方可調

至調度指定的位置運行。

6.4.3.12高壓配電設備應符合下列要求：

6.4.4.10.3高壓斷路器的運行應符合下列要求：

a)斷路器分、合閘指示器應指示清晰、正確。

b)斷路器應有動作次數計數器，計數器調零時應作記錄并累計統計。

c)端子箱和機構箱內整潔，箱門平整，開啟靈活，關閉嚴密，有防雨、防塵、防潮、防小動物

措施。電纜孔洞封堵嚴密，箱內電氣元件標示清晰、正確，螺栓無銹蝕、松動。

d)應具備遠方和就地操作方式。

e)每年應對斷路器安裝地點的母線短路電流與斷路器的額定短路開斷電流進行一次校核。

f)應按制造廠規定投、退驅潮裝置和保溫裝置。

g)應定期對斷路器的端子箱、操作箱、機構箱清掃及通風。

h)新投入或更換滅弧室的真空斷路器應檢測真空壓力，已運行的斷路器應配合預防性試驗檢測

真空壓力，不合格應及時更換；真空斷路器允許開斷次數按制造廠規定和設備實際情況確定，

當觸頭磨損累計超過廠家規定，應通知維護人員安排更換。

i)應定期檢查SF6斷路器有無漏氣點；按規程要求檢測SF6氣體含水量；依靠通風裝置保持空

氣流通的SF6設備室內，在入口處人身高度位置安裝SF6氣體泄漏報警器。

j)長期處于備用狀態的斷路器應定期進行分、合操作檢查，在低溫地區還應采取防寒措施和進

行低溫下的操作試驗。

k)對操動機構的要求：氣動操動機構在低溫季節應采取保溫措施，防止控制閥結冰；液壓操動

機構及采用差壓原理的氣動機構應具有防失壓“慢分”裝置并配有防“慢分”卡具；電磁操

動機構嚴禁用手力杠桿或千斤頂的辦法帶電進行合閘操作：液壓或氣動機構，應有壓力安全

釋放裝置。

l)斷路器的機械脫扣方法宜寫入光伏發電站運行規程。

6.4.4.10.4氣體絕緣金屬封閉電器（GIS）的運行應符合下列要求：

a)SF6泄露報警時，未采取安全措施前，不得在該場所停留。

b)運行人員出入裝有SF6設備的場所前，應定期通風，通風時間應不少于15min。

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c)進入電纜溝或低凹處工作時，應測量SF6氣體濃度，合格后方可進入。

d)運行人員應記錄斷路器切斷故障電流的次數和電流數值，定期記錄動作計數器的數值。

e)運行人員應定期記錄各氣室SF6氣體壓力值，達到報警值時應盡快進行補氣工作。

f)設備氣體管道應有符合規定的顏色標示，在現場應配置與實際相符的SF6系統模擬圖和操作

系統圖，應標明氣室分隔情況、氣室編號，匯控柜上應有本間隔的主接線示意圖，設備各閥

門上應有接通或關斷的標示。

高壓開關柜的運行應符合下列要求：

a)應具備五防功能，操作時應按照聯鎖條件進行。

柜體前后應標有設備名稱和運行編號，柜內一次電氣回路應有相色標識，電纜孔洞封堵應嚴

密。

b)小車開關推入“運行”位置前應釋放斷路器操動機構的能量，推入“運行”位置后應檢查是

否已到位并鎖定；小車開關拉出在“試驗”位置應完全鎖定；任何時候均不準將小車開關置

于“試驗”與“運行”位置之間的自由位置上；小車開關拉出后，活門隔板應完全關閉；每

次推入手推式開關柜之前，應檢查相應斷路器的位置，嚴禁在合閘位置推入手車。

c)當環境濕度大于設備允許運行濕度時，應開啟驅潮裝置；當環境溫度低于設備允許運行溫度

時，應開啟加熱裝置。

d)配合停電檢查絕緣部件及滅弧室外殼、二次接線、機構箱輔助觸點、活門隔板，二次插頭應

無氧化、變形現象。

6.4.4.10.5隔離開關的運行應符合下列要求：

a)隔離開關導電回路長期工作溫度不宜超過80℃。

b)隔離開關可進行如下操作：拉、合系統無接地故障的消弧線圈；拉、合無故障的電壓互感器、

避雷器或空載母線；拉、合系統無接地故障的變壓器中性點的接地開關；拉、合與運行斷路

器并聯的旁路電流；拉、合空載站用變壓器；拉、合110kV及以下且電流不超過2A的空載變

壓器和充電電流不超過5A的空載線路；拉、合電壓在10kV及以下時，電流小于70A的環路

均衡電流。

6.4.4.10.6互感器的運行應符合下列要求：

a)電壓互感器二次側嚴禁短路，電流互感器二次側嚴禁開路，備用的二次繞組應可靠短路接地。

b)互感器二次側應有且僅有一個接地點。

c)中性點非有效接地系統，電壓互感器一次中性點應接地，為防止諧振過電壓，宜在一次中性

點或二次回路中裝設消諧裝置。

d)電壓互感器一次側熔斷器熔斷時，應查明原因，不得擅自增大熔斷器容量。

e)停用電壓互感器前應注意下列事項：防止繼電保護和安全穩定自動裝置發生誤動；將二次回

路主熔斷器或空氣開關斷開，防止電壓反送。

f)新更換或檢修后互感器投運前，應進行下列檢查：檢查一、二次接線相序、極性是否正確；

測量一、二次線圈絕緣電阻；測量保險器、消諧裝置是否良好：檢查二次回路有無開路或短

路。

g)分別接在兩段母線上的電壓互感器，二次側并列前應先將一次側并列。

h)長期停運的互感器應按DL/T596的試驗要求檢查合格后，方可投運。

6.4.3.12.6避雷器和接地引下線應符合下列要求：

a)應定期對設備接地引下線進行檢查測試，滿足動、熱穩定和接地電阻要求。

b)雷雨季節到來前，應完成預防性試驗。

c)110kV及以上氧化鋅避雷器應定期進行運行電壓下的全電流和阻性電流測量并記錄，檢查放電

動作情況。

d)變壓器中性點應裝有兩根與地網不同處相連的接地引下線，重要設備及設備架構等宜有兩根

與主接地網不同地點連接的接地引下線，每根接地引下線均應符合熱穩定要求，應定期進行

接地引下線導通性測試。

6.4.4.10.7消弧線圈應符合下列要求：

a)非自動調節的消弧絨圈調整分接頭后，應測量直阻。

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b)消弧線圈二次電壓回路應安裝熔斷器。

c)消弧線圈只有在系統無接地故障時方可進行拉、合操作，雷雨天氣時禁止用隔離開關拉、合

消弧線圈。

d)自動補償的消弧線圈，當自動失靈時，應改為手動調整。

e)消弧線圈倒換分接頭或有檢修工作時，一次側應有明顯斷開點并驗電后接地。

f)消弧線圈分接頭位置應在模擬圖上予以指示，指示位置應與消弧線圈分頭實際位置一致。

g)當系統發生接地時，消弧線圈允許運行2h或按設備銘牌規定的時間運行，小電流選線裝置應

能正確選線并迅速切除故障點。

h)帶有消弧線圈運行的主變壓器需要停電時，應先停消弧線圈，后停變壓器；送電時先投入變

壓器再投入消弧線圈。

i)為避免線路跳閘后發生串聯諧振，宜采用過補償方式運行。運行中，消弧線圈的端電壓超過

相電壓15%時信號裝置動作，應立即報告調度，查找接地點。

j)中性點位移電壓超過50%額定相電壓或35kV系統不對稱電流超過10A時，禁止用隔離開關投、

停消弧線圈。

6.4.4.10.8小電阻接地裝置應符合下列要求：

a)電阻柜應定期進行清掃檢查、測量接地是否良好。

b)一套接地裝置停運時，應允許兩段母線共用一套接地裝置。

c)中性點接地裝置投入前，應先投入相應的零序保護。

d)配合停電，應測量接地電阻的電阻值。

e)中性點分別經接地變壓器接地的兩段母線，在倒閘操作或故障異常運行方式下，允許短時并

列運行。

f)中性點經接地變壓器接地裝置投入運行后，若要改為中性點不接地方式運行，應經上級部門

同意。

6.4.4.11直流系統應符合下列要求：

a)直流母線電壓允許在額定電壓±10%范圍內變化，直流母線對地的絕緣狀態應保持良好。

b)正常運行時，蓄電池組以浮充方式自帶本段直流母線運行，蓄電池組出口開關在合閘位置。

c)防酸蓄電池組浮充電壓值宜控制為(2.15V~2.17V)×N；閥控蓄電池組宜控制為(2.23V～

2.28V)×N，均衡充電電壓值宜控制為(2.30V~2.35V)×N。

d)直流回路不可環路運行，在環路中間應有明顯斷開點。

e)兩組蓄電池的直流系統可短時間并列運行，并列前兩側母線電壓應調整一致；由一組蓄電池

通過并、解列接代另一組蓄電池的負載時，禁止在有接地故障的情況下進行。

f)蓄電池室應配置溫、濕度儀，室內環境應保持干燥，應有良好的通風采暖措施，室內溫度宜

經常保持在5℃~30℃。

g)發生直流接地故障時應盡快處理，需停用繼電保護和自動裝置時，應經調度或光伏發電站站

長同意。

h)充電裝置的精度、紋波系數、效率、噪聲和均流不平衡度應滿足運行要求。

i)充電裝置應具有限流功能，限流值整定范圍為直流輸出額定值的50%~105%，當母線或出線支

路發生短路時，應具有短路保護功能，其整定值為額定電流的115%。

j)正常運行時，直流系統各絕緣監察裝置應投入運行。

6.4.4.12二次設備應符合下列要求：

6.4.3.14.1繼電保護及自動裝置應符合下列要求：

a)保護及自動裝置的投入和退出，可通過運行方式開關或壓板來實現，原則上不允許運行人員

通過修改控制字的方式實現保護投退。

b)運行人員應根據運行方式的改變，及時對保護裝置的部分保護功能進行投、退操作。

c)保護裝置投入前，應檢查與保護裝置相關的二次回路接線正常，操作及控制電源正常，核對

壓板投入正確。

d)保護出口壓板投入前應確認壓板狀態，測量跳閘壓板極性（正常一端呈負極，另一端無電壓），

確認保護未出口后方可投入跳閘壓板。

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e)保護功能壓板投退前應確認壓板狀態，測量功能壓板極性，投退后應確認功能壓板開入量狀

態正常。

f)保護裝置投入后，應觀察模擬量采樣正確，設備無任何報警信號。

g)若屬保護裝置本身停止運行，則需斷開保護壓板，切除保護裝置電源直流，必要時還應短接

電流回路，斷開電壓回路。

h)繼電保護及自動裝置的退出應有站長指令，屬于調度管轄的設備應在調度指令下達后方可執

行。

i)長期停運或需要檢修的保護裝置，除斷開必要的功能壓板和出口壓板外，還應斷開相應的控

制電源和操作電源，必要時應解除與帶電設備的跳閘接線。

j)任何保護裝置或保護功能的投入和退出都應有相應的記錄。

k)保護定值的運行管理應按照以下要求：接到繼電保護定值單后，應一式三份分別由運行、檢

修、檔案保管并及時登記；最新定值單執行并確認無誤后應有“已執行”字樣，已作廢的定

值單應有“作廢”字樣，新、舊定值應分開保管；委托外委運行單位進行運行管理的，在收

到新定值后應及時通知光伏發電站人員并保管；保護定值更改后，應與檢修人員一起核對定

值無誤，并在未投運前與調度一起核對定值無誤；運行中隨運行方式變更的定值，應有調度

的命令。變更后要與調度核對無誤，并作好書面記錄；屬于光伏發電站管理的保護定值的下

發、審核、執行、回執應有專用的通知單，應保證保護定值的閉環管理；定值修改、執行后

宜打印裝置定值，逐條核對，確認無誤后應填寫日期并簽名，隨同下發通知單一并歸檔。

6.4.4.12.1遠動裝置應符合下列要求：

a)遠動裝置的雙通道應相互獨立

b)遠動裝置投運后，應定期校核遙測的準確度及遙信的正確性；對運行不穩定的設備加強監視

檢查，不定期的進行檢驗。

c)應將監控系統不間斷電源、逆變裝置電源系統、操作員站、遠動終端裝置、電能量采集裝置、

光端機的運行注意事項編入光伏發電站運行規程。

d)遠動裝置應采用雙電源供電方式，應定期進行電源切換試驗。

6.4.4.13無功補償裝置應符合下列要求：

6.4.4.13.1電容器應符合下列要求：

a)運行中的電容器組三相電流應基本平衡。電容器組應裝設內部故障保護裝置。每臺電容器應

有表示其安裝位置的編號。

b)單臺容量大于1600kvar的集合式電容器應裝有壓力釋放裝置；較大容量的集合式電容器組應

裝設氣體繼電器。

c)新安裝的電力電容器組應進行各種容量組合的諧波測試和投切試驗，滿足要求后方可投運。

d)電容器的連續運行電壓不得大于1.05Un，長期運行過電壓值不應超過1.1Un，最高過電壓值

不應超過1.3Un，持續時間不超過1min。

e)電容器室應符合防火要求，室外電容器組應配有專用消防器材。

f)在接觸停運的電容器端子前，應進行放電處理。

6.4.4.13.2電抗器應符合下列要求：

a)電抗器應滿足安裝地點的最大負載、工作電壓等條件的要求。正常運行中，串聯電抗器的工

作電流不大于其1.3倍額定電流。

b)電抗器接地應良好，干式電抗器的上方架構和四周圍欄應避免出現閉合環路。

c)油浸式電抗器的防火要求參照油浸式變壓器的要求執行，室內油浸式電抗器應有單獨間隔，

應安裝防火門并有良好通風設施。

6.4.5運行優化

6.4.5.1光伏發電站應結合當地實際情況，通過采取不同的優化措施，達到系統、設備在最經濟的工

況下運行目標；通過不同措施降低系統損耗，協調和指導系統及設備始終處于優化運行狀態。

6.4.5.2應加強市場營銷工作，對外積極與電網公司溝通，密切關注新能源市場動態，及時了解電網

網架結構、運行方式、負荷分配以及地區裝機容量情況；及時掌握電網檢修計劃，做到站內涉網設備與

調管設備同步檢修。

6.4.5.3光伏組件串的優化

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6.4.5.3.1對固定可調支架，根據季節（太陽與電池板夾角）及時進行調節電池板角度，確保電池板

與太陽夾角達到或接近90°。

6.4.5.3.2對平單軸、斜單軸基礎沉降進行跟蹤檢查，確保支架各轉動支點平衡，基礎在同一平面，

發揮組件最好發電水平。

6.4.5.3.3平單軸、斜單軸的跟蹤系統應根據季節和對標結果進行程序更新，確定最佳的轉動頻次，

發揮最大發電效率。

6.4.5.3.4根據電池板臟污程度，及時進行電池組件清洗工作，確保組件清潔、高效發電。

6.4.5.3.5定期對光伏組件、匯流箱、直流柜、逆變器等設備接線端子進行測溫，掌握發熱情況，杜

絕虛接發熱及時處理接線松動等問題。

6.4.5.4逆變器運行優化

6.4.5.4.1根據季節設定逆變器風機啟停定值，采取“溫度控制+功率控制”的控制方式，其中溫度控

制優先級高于功率控制。

6.4.5.4.2積極開展月度對標工作，對內加強各方陣、逆變器等設備橫向對標，對外加強站與站之間

主要指標縱向對標分析，查找差距，制定措施。

6.4.5.4.3分析設備空載、負載損耗及下網電量變化原因，確保每日站用電率最低。

6.4.5.5電網考核

6.4.5.5.1要確保光功率預測系統運行穩定、良好，通道正常，根據實際天氣情況及時修正不準確的

預測，提高光功率預測準確率。

6.4.5.5.2光伏發電站的功率控制應滿足電網要求，避免電網公司考核。在限電情況下，光伏發電站

運行人員依據現場情況，優化機組運行。細化調度考核細則，提高對調度考核的自動化設備和各類輔助

平臺及裝置（電網調度平臺、光功率預測、SVG、AGC/AVC、穩定控制系統等）的投入率、準確率，減少

調度考核。

6.4.5.6消缺工作

6.4.5.6.1為避免影響發電，除緊急情況外，消缺工作宜安排在夜間進行，并做好照明及安全防護措

施。

7安全生產要求

光伏發電站運行管理應堅持“安全第一、預防為主、綜合治理”的方針，堅持保人身、保電網、保

設備的原則，以電力安全工作規程、運行規程和各項運行管理標準為準繩，嚴格執行“兩票三制”，嚴

格規范運行人員行為，杜絕違章，防范事故的發生。

光伏發電站應嚴格執行國家、行業、上級公司和責任單位與安全生產相關的規章制度、標準，認

真制定、落實反事故措施和相關技術措施，做好事故預想和反事故演習，認真開展風險分級管控及隱患

排查治理工作，加強檢查、監督與考核。

責任單位應制定并嚴格執行符合光伏發電站運維特點的安全運行管理五項基本規范，即“操作票

規范、工作票規范、交接班規范、巡回檢查規范和設備定期試驗與輪換規范”，嚴格執行“兩票三制”

的監督和考核辦法。

責任單位應加強對運行人員和運行管理人員的安全教育、安全培訓工作，保證安全學習時間和效

果，通過安全規程考試等手段，切實提高自我防范意識和安全技能，杜絕違章操作、違章指揮，做到“四

不傷害”。

責任單位應按照“四不放過”的原則，對發生的不安全事件及時進行事故分析，落實事故責任，制

定防范措施。

責任單位應根據光伏發電設備特性及特點，針對光伏組件清洗、生產環境治理、無人機巡檢、高

處作業、臨邊作業、水上作業等各項工作，展開充分的風險辨識，并制定反事故措施。

8運維培訓要求

運行人員的培訓是企業全員培訓的重要組成部分，運行人員的素質是實現安全、經濟、文明生產

目標的根本保證，要高度重視運行人員的培訓。培訓工作應有計劃、檢查、獎懲。責任單位應建立健全

運行人員的“培訓、考核、任用、待遇”相結合的機制，促進運行人員技能水平的提高。

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