光伏电站岗位工作计划

光伏电站岗位工作计划（共10篇）

光伏电站岗位工作计划 篇1

1站长是场站安全第一责任人，对场站员工的人身和设备安全负全面责任。

2在各项生产活动中模范遵守国家和上级单位与公司的有关安全生产的政策、指示、规程、制度。负责建立健全场站安全生产保证体系并正常运转。4 负责组织编制和修订操作规程，定期组织进行修编完善，并贯彻落实执行。监督检查安全技术措施、安全操作规程及规章制度的贯彻执行情况，指导做好控制异常的各项安全技术分析，组织制定出安全控制措施。主持场站的值际交接会，听取值班员等关于安全运行方面的汇报，进行运行分析，研究制定完善保证安全运行的组织措施、技术措施和运行责任制。

6严格把好运行操作关，重大操作必须亲临现场，对运行人员严格要求，对其值班中的精神状态、劳动纪律、技术措施实行监督。不定期抽查交接班、巡回检查和定期切换、试验制度的贯彻执行情况。定期组织反事故演习，做好事故预想，抓好场站人员技术学习和岗位培训工作，掌握人员身体健康、技术状况、配备情况和存在问题。经常检查《安规》、“两票”及运维规程和制度的贯彻情况，对“两票三制”的执行情况，按规定进行检查，并督促有关人员认真执行“两票三制”有关规定。定期抽查两票“执行”情况，每月向生产副总经理提交一份“两票”及规程制度执行情况的写实报告。执行河北公司和公司相关制度，组织开展安全检查、隐患排查和设备缺陷排查治理活动，及时消除安全隐患。11场站发生事故，必须亲临现场组织指挥，采取有效防止扩大事故的应急措施，将事故控制在最小范围。参加事故分析会，督促场站严格贯彻“四不放过”原则，吸取教训，改进工作，防止重复性事故和误操作事故发生。

12负责对生产外包施工单位的安全生产工作的统一协调、管理。

13负责场站及生产外包工程的反违章管理。14按相关规定定期参加班组安全活动。

15负责组织制定本场站、班组的安全教育培训计划并监督执行。组织对影响设备安全运行的技术问题进行攻关，有针对性的编制安措和反措计划，认真组织实施，确保设备安全稳定运行的可靠性。对公司设备小修、临修、技改及重大修理项目、费用进行管理与控制，保障各项费用在可控范围内，确保足额安全费用投入。场站专工（兼职安全员）的安全职责 在站长的统一领导下，组织开展场站的安全生产与监督管理工作。严格贯彻落实公司安全生产管理制度和文件要求。3 负责编制场站的安全生产管理制度与操作规程、应急处置措施，并督促落实执行。

4经常深入现场，了解并掌握设备设施运行状况，有权对公司的安全生产工作提出建议，对发现的各种不安全现象进行制止，并汇报有关部门和领导。积极组织开展安全检查和隐患排查治理活动，对重大隐患制定预防措施和治理方案，并及时上报和落实整改。6负责“两票三制”管理、消防管理、车辆安全、食品卫生、办公和员工宿舍管理等各项安全管理措施的落实实施工作； 7 按时组织和参加安全工作例会，通报安全情况，提出整改要求。

8积极开展反违章活动，及时制止和纠正违章指挥、违章作业行为，并提出考核建议。负责安全工器具的定期校验与管理工作。

10负责制定场站的安全教育培训计划，负责对员工进行操作规程、工艺流程、相关规章制度、劳动防护用品以及安全工器具的使用方法、现场处置方案、工作现场的危害因素及防范措施、急救知识和技能进行安全教育和培训，如实记录。11负责进行生产外包工程开工前的安全技术交底与安全教育培训，使其熟悉相关操作规程、规章制度、工作现场危险因素和防范措施。并应有完整的记录和资料。负责对生产外包施工单位定期进行安全检查，发现安全问题的，应当及时督促整改。负责应急救援抢险和恢复生产措施的组织实施。14 负责场站安全事件的内部管理工作，并配合公司相关部门对安全事件进行调查分析。积极组织或参加安全检查活动，制止和纠正违章指挥、强令冒险作业、违反操作规程的行为。积极组织或参加安全教育培训活动，组织或参加班组安全活动日活动。场站值班长的安全职责 值班长是本班组的安全第一责任人，对本班组人员在生产劳动过程中的安全和健康负责，对所管辖设备的安全负责。2带领值班员工认真贯彻执行公司管理要求、安全生产管理制度和操作规程，落实各项安全措施。主持召开班组每周一次的安全活动日，并做好安全活动记录。负责督促工作负责人做好每项工作(倒闸操作、检修、试验等)的技术交底和安全措施交底，并做好记录。对班组两票执行的正确率负管理责任。5 积极组织开展安全检查和隐患排查治理活动，经常深入现场，组织检查班组工作场所(每周不少于一次)的工作环境、安全设施、设备工器具的安全状况，对发现的隐患做到及时登记上报，班组能及时处理的应及时处理。积极开展反违章活动，及时制止违章违纪行为。对班组人员正确使用劳动保护用品进行监督检查。

7负责制定本班组的安全教育培训计划并执行，负责本班组岗位操作工艺规范、操作步骤及防护用品的使用方法、危险因素和防范措施的安全教育培训工作，使其掌握本岗位的安全操作技能，并如实记录。参加相关的应急培训、演练、评估总结活动。对生产外包工程作业进行统一、协调管理，对作业安全措施进行监督，及时制止违章。定期组织开展事故预想，及时组织学习事故通报，吸取教训，采取措施，防止同类事故重复发生。发现安全隐患后，应立即制定防范措施；制定的安全措施要及时交班组执行，并与识别的安全隐患一并报送安生部进行审查，安全措施经主管领导批准后正式实施。12 负责组织缺陷的消除，并确保消缺质量和消缺及时性。13 负责组织生产人员进行检查、核实缺陷，根据缺陷性质对应处理。14 负责设备缺陷统计分析工作，查找设备缺陷发生的原因、发展及消除情况，分析设备缺陷规律，提出有针对性的防范措施。

值班员的安全职责 在值班长的统一领导指挥下开展安全生产管理工作。2 值班员应严格遵守各项操作规程、规章制度、安全技术措施。

3积极开展安全检查和隐患排查活动，及时排查和消除所管辖设备存在的安全隐患。经常深入现场，了解并掌握设备设施运行状况，值班员对所管辖设备的安全运行负责。有权对公司的安全生产工作提出建议和发现的各种不安全现象进行制止，并汇报有关部门和领导，在设备缺陷的检查、登记工作中，发现重大缺陷及时汇报站长。

光伏电站岗位工作计划 篇2

2011年12月21日, 被列为国家高技术研究发展计划 (“863”计划) 的“风电场、光伏电站集群控制系统研究与开发”课题在甘肃正式启动。 这个课题由甘肃省电力公司、国网电力科学研究院、清华大学、华北电力大学、上海交通大学、许继集团等6家单位共同承担。

据了解, 我国为这个课题投入科研资金将近8 000 万元。我国已经成为世界风电第一大国, 但目前普遍遭遇风电外送的难题。2010年, 我国累计风电装机容量超过4 400 万kW, 当年新增的容量和累计装机容量都占世界第1位。但是, 由于风电规划与电网规划相脱节, 很大一部分风电无法并网, 处于闲置状态。在我国首个千万千瓦级风电基地——酒泉风电基地, 虽然风电装机已经达到了560 万kW, 但是目前并网运行的只有470 万kW。同时, 电气设备故障引起大规模的风机脱网事故频发。仅在酒泉风电基地, 2011年前10个月就发生脱网事故73次, 给电网安全运行带来很大隐患。

“风电场、光伏电站集群控制系统研究与开发”课题共分为6个子课题, 将以酒泉千万千瓦风电、百万千瓦光电基地为控制目标, 重点研究大规模风光电集群的安全稳定控制策略, 建设酒泉风电场、光伏电站集群控制系统, 全面提高大规模风光电集群响应大电网调度的能力, 缓解大规模集中开发可再生能源与电网协调的矛盾。

教你选购家庭光伏电站用光伏产品 篇3

产品种类

市面上，太阳能光伏电池组件的应用和体现形式丰富多样，适合家庭光伏发电站用的光伏产品主要有三大类：太阳能电池面板、建材型光伏产品和构件型光伏产品。

太阳能电池面板，想必很多人都已很清楚，不知道的请看下图（图1）。

建材型光伏产品，是将太阳能光伏电池与传统的砖瓦、防水卷材、玻璃等建筑材料复合在一起成为新型建筑材料，如光伏瓦、光伏砖、光伏卷材、玻璃光伏幕墙、光伏采光顶等。

构件型光伏产品，是标准普通光伏组件或根据具体建筑要求定制的光伏组件，与其他建筑构件组合在一起或单独使用，成为建筑的一部分，如雨篷构件、遮阳板等。

适用范围

光伏组件的形式这么多，具体安装时，选哪款更合适呢？

太阳能电池面板使用范围较广泛，一般在既有屋面上安装光伏系统多采用该产品。选用这种光伏产品，在维护更换时很方便，不会影响建筑的使用功能。太阳能电池面板多采用支架式安装的方式，这样建设的成本较低，但电池面板和固定安装连接件都突出于建筑屋顶之外，会影响建筑的美观。

建材型光伏产品，可替代部分或全部建筑材料。如光伏卷材可暴露使用于平屋面；光伏瓦可替代普通瓦片使用在坡屋面上；光伏砖可直接安装在朝阳的墙面上。这些产品能高效利用建筑空间，不会对建筑荷载产生大的影响，还美观。

看到这里，很多读者不禁会问构件型光伏产品怎么用呢？目前该类产品一般作为建筑构件直接使用，常见的有雨篷、遮阳板、光伏车棚等，居民可视情况选择。

选材注意事项

选择光伏产品时，很有讲究，应重点关注以下几点：

1）按照国际标准，光伏发电部件应该拥有至少25 年的使用寿命，因此光伏产品在不同的工作环境中应满足使用寿命要求，电池的发电效率要高。

2）太阳能电池暴露在有氧环境中容易氧化、缩短寿命，且不能有水渗入，因此，与太阳能电池模组结合的材料应具有优异的密封性能、吸水率要低（控制在0.5%以下）。

3）具有防火性能。由于光伏发电系统容易发热，容易受到外界环境如雷击等因素影响，其防火性能直接关系到建筑安全，因此，要求光伏产品应达到B1级建筑防火要求。

4）抗紫外老化性能要好，必须达到建筑材料耐紫外线老化试验的要求。

另外，家用光伏产品，除以上性能需要重点关注外，还要求其具有较高的机械力学性能。用老百姓的话说，就是要求产品结实耐用。如光伏瓦要具有较高的抗弯曲强度（3000N 以上），以减少运输、安装和使用过程中的损耗。

光伏电站岗位工作计划 篇4

光伏农业大棚是一种与农业生产相结合，棚顶太阳能发电、棚内发展农业生产的新型光伏系统工程，是现代农业发展的一种新模式。它通过建设棚顶光伏电力工程实现清洁能源发电，最终并入国家电网。

光伏农业大棚,不但不额外占用耕地,还使原有土地实现增值。光伏农业大棚着重把农业、生态和旅游业结合起来，利用田园景观、农业生产活动、农业生态环境和生态农业经营模式，以贴近自然的特色旅游项目吸引周边城市游客在周末及节假日作短期停留，以最大限度利用资源，增加旅游收益。

本项目拟占地1050亩，总投资3.15亿元人民币。装机容量:30MW,年发电量：3614万千瓦时, 25年可节约标煤47.83万吨，减少谈粉尘排放29335吨，减少二氧化碳排放107526.5吨，减少二氧化硫排放3235.5吨，减少氮氧化物排放1617.8吨。

2016光伏电站值班长工作总结 篇5

时间飞逝，转眼间年在忙碌和充实中度过，这一年多以来在领导的指导、同事的协助和自己的努力下顺利的完成了本的工作。同时严格要求自己、努力提高职业技术水平，不断完善自我、积累经验、为XXX光伏电站的发展贡献了自己的一份力量，同时也发现了自己的不足和弱点，下面对我本的工作情况进行大致总结：

1.工作

作为电站值班长，自己深刻的认识到电站的每个人都是光伏电站运行机构的组成部分，带动全体运行人员共同进步、准确传达并执行领导的命令是自己的职责。我在工作安全、设备运行、各项规章制度的制定、报表报送、办公用品管理、工器具和日常生活管理的工作中不断磨练、不断进步、强化工作意识、加快工作节奏、提高工作效率，力求周全、准确，避免疏漏和差错。

2.理顺工作内容、熟悉掌握设备。本相对上一年有了明显的进步，初步完善了各项规章制度，有了一定的电站运营经验，设备管理和操作也熟悉了很多，这与每个运维人员的大力配合密不可分，我要在今后的工作中继续保持。同时我利用工作空余时间和其他光伏电站进行沟通，相互协调来完善自我，在公司领导的正确引导下，各项工作基本得到了落实和实施。

3.全面了解电站运行情况，为领导决策提供依据。作为值班长，长期驻扎生产一线，职责要求我一定要对电站的运行情况作全面了解，才能向领导提供最准确、及时的运行数据，以备领导在调度协调、消缺排患的方面做出正确的决策，并在此基础上进一步安排落实工作，尤其是在本电网限电严重的情况下，公司领导和运行人员积极、灵活应对，最大限度的减少了限电损失，为公司的发展创造了有利条件。

4.积极响应公司号召，深入开展光伏电站调研。根据公司要求，我与其他电站针对电站运行情况、人员配置管理、组件清洗情况对比等做了进一步的分析。先后与XXXX光伏电站进行沟通，完善调度报表、共享调度信息，相互学习，共同进步，为建设安全、高效、经济的一流光伏电站而努力。

5.切实做好电站日常工作。根据公司的相关制度，全力协助项目部落实办公设施、生活用品、劳保等商品的采购和管理工作，定期完成设备巡视、故障排除、检修和清洁；完成公司领导、政府部门和电网安排的工作。

二、学习

由于感到自己身上的责任很重，而自己对额学识、能力和阅历都有不足，所以不敢掉以轻心。向书本学习、向领导学习、向同事同行学习，一年下来，感觉自己受益匪浅，如今，经过不断的积累和完善经验，我已能够从容处理工作中出现的一些问题，在阻止协调能力和语言文字表达能力等方面都有较大提高，保证了本岗位各项工作的正常开展，能够以正确的态度对待各项工作任务，热爱本职工作，并认真贯彻到实际工作中去，努力提高自身业务素质，争取工作的主动性，努力提高工作效率和质量。

三、不足

人在公司领导的指导下取得了一点小的进步，但也存在一些问题和不足，主要表现在：

1、许多工作我都是边干边摸索，以致工作起来不能游刃有余，工作效率有待进一步提高。

2、对所有运行数据分析不够深入，只是表面的把运行数据罗列到各项报表中，未主动深入的分析数据产生的原因。

3、对设备的学习还不够深入，只知其然而不知其所以然，设备故障时，过于依赖售后技术人员，自己没有主动研究处理故障的勇气。

四、努力

针对上述不足，今后要努力做到

1、加强学习光伏电站运维专业知识、加强对周围环境、同行业发展的了解、学习。

2、本着实事求是的原则，做到上传下达、下情上报、做好领导的助手3.加强学习的主动性，深入了解设备。

五、建议

1、增加健身设施。季气温下降，室外活动不方便，建议公司购置一些室内健身设施。

2、增加厂区监控。因我站未全封闭，有一定的安全隐患，建议公司安装监控设施。

3、增加中控室办公电脑。省调对光伏电站数据上报有专门要求，VPN和外网不能使用同一台电脑，建议公司购置一台办公电脑。

六、计划

光伏电站岗位工作计划 篇6

国能新能[2014]445号文

近日，国家能源局发布《关于进一步加强光伏电站建设与运行管理工作的通知》，提出加强光伏电站规划管理工作，以年度规模管理引导光伏电站与配套电网协调建设，统筹推进大型光伏电站基地建设，加强电网接入和并网运行管理，加强光伏电站建设运行工作等。

通知全文如下：

国家能源局关于进一步加强光伏电站建设与运行管理工作的通知

各省（区、市）发展改革委（能源局）、新疆生产建设兵团发展改革委，各派出机构，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力（集团）公司，中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司、神华集团公司、国家开发投资公司、中国节能环保集团公司、中国广核集团有限公司，水电水利规划设计总院、电力规划设计总院：

2013年以来，光伏电站建设规模显著扩大，为我国光伏产业持续健康发展提供了有力的市场支撑，但部分地区光伏电站与配套电网建设不同步、项目管理不规范、标准和质量管理薄弱的问题也很突出。为进一步规范光伏电站建设和运行管理，提高光伏电站利用效率，保障光伏发电有 序健康发展，现将有关要求通知如下：

一、高度认识有序推进光伏电站建设的重要性。光伏发电是我国重要的战略性新兴产业，有序推进光伏电站建设对光伏技术进步、产业升级、优化能源结构和防治大气污染具有重大战略意义。各地区要按照能源生产和消费革命的总要求以及能源、经济和社会效益相统一的原则，把光 伏发电作为控制能源消费总量、保护生态环境的重要措施，创新发展方式，完善政策体系和管理机制，推动光伏电站健康有序发展。

二、加强光伏电站规划管理工作。国家能源局根据国家可再生能源开发利用中长期总量目标，结合电力发展规划和电力市场消纳情况，在组织各地区对光伏电站建设条件进行研究论证基础上，统筹制定全国光伏电站建设规划，并建立光伏电站建设规划实施和滚动调整机制。各省级能源主管部门根据全国光伏电站建设规划有关要求，结合本地区电力市场及电网规划、建设和运行等情况，商国家能源局派出机构编制本地区光伏电站建设规划和年度实施计划建议，按有关管理要求上报国家能源局。规划内容应包括发展目标、主要任务、区域布局、重点项目、实施步骤、配套电网建设和保障措施等。年度实施计划建议应包括拟建项目布局和规模、电网接入及市场消纳条件。

三、统筹推进大型光伏电站基地建设。国家能源局组织有关省级能源主管部门，选择太阳能资源丰富、未利用土地面积大、电网送出条件好的地区，编制大型光伏电站基地建设规划。鼓励结合调节性能好的水电站、外送电源基地等规划建设大型光伏电站（群）。国家能源局根据大型光伏电站基地建设规划及电力送出等建设条件落实情况，适时将其纳入年度实施计划或在计划调整时增加相应建设规模。大型光伏电站基地要起到引领技术进步、促进产业升级、推动光伏发电成本下降的作用。

四、创新光伏电站建设和利用方式。各地区要加强对荒漠化土地、荒山荒地、滩涂、废弃物堆放场、废弃矿区以及各类未利用土地资源的调查，鼓励建设与生态治理、废弃或污染土地治理或者贫困县扶贫工作相结合的光伏电站项目，鼓励建设与现代设施农业、养殖业以及智能电网、区域多能互补清洁能源示范区相结合的光伏电站。优先支持有关省（区、市）建设以推动光伏技术进步、集成技术应用和光伏发电价格下降的示范工程以及新能源示范省（区、市）、新能源示范城市、绿色能源县建设规划中的光伏电站项目。

五、以年度规模管理引导光伏电站与配套电网协调建设。国家能源局于第四季度组织编制下年度光伏电站建设年度实施计划，各省级能源主管部门应在国家能源局下达光伏电站年度指导规模一个月内，明确各光伏电站项目的容量及投资主体，并与电网企业衔接电力送出工程，商国家能源局派出机构形成年度实施计划并报送国家能源局，同时抄送国家能源局派出机构。在省级能源主管部门确定年度实施计划后，发电企业要及时开展项目接入系统设计，电网企业要及时确定接入系统方案，出具项目接网意见并开展配套送出工程可行性研究。在项目备案后，电网企业与发电企业按接网协议约定开展工程建设。电网企业要简化内部审批程序，缩短企业内部决策流程，对一般性的光伏电站项目由省级或以下电网企业办理相关手续。

六、规范光伏电站资源配置和项目管理。各省级能源主管部门应按照《光伏电站项目管理暂行办法》等要求，明确光伏电站项目备案条件及流程，并尽可能减少项目备案前置性条件。各地区要科学安排项目布局和建设规模，鼓励采取招标、竞争性比选等方式选择技术经济指标先进、市场消纳条件好以及采用新技术新产品的项目，取得备案的项目在规定时限内未开工，省级及以下能源主管部门可用其他等容量的项目替代。禁止买卖项目备案文件及相关权益，已办理备案手续的光伏电站项目，如果投资主体发生重大变化，应当重新备案。

七、加强电网接入和并网运行管理。各级电网企业应按照国家能源局和省级能源主管部门的要求，研究光伏电站的电力送出和市场消纳方案。根据所在地区光伏电站年度实施计划，及时落实项目接网条件，在规定时限内出具电网接入意见、审核接入系统设计方案、安排配套电网建设。电网企业应采取智能化运行调度技术和管理措施，统筹系统内火电、水电等调峰电源与光伏电站的配置和协调运行，深入挖掘系统调峰潜力，确保符合规划和技术标准的光伏电站的电力优先上网和全额保障性收购。电网企业应按有关规定对外公开与光伏电站并网运行相关的调度信息。

八、创新光伏电站金融产品和服务。鼓励银行、保险、投资银行等金融机构结合光伏电站的特点和融资需求，对光伏电站提供优惠贷款，简化贷款管理流程，采取灵活的贷款担保方式，实行以项目售电收费权为质押的贷款机制。鼓励银行等金融机构与地方政府合作建立融资服务平台，与光伏电站投资企业建设银企战略合作关系，探索对有效益、有市场、有订单、有信誉的“四有企业”实行封闭贷款。统筹国家支持光伏发电政策、国家扶贫政策和地方支持政策，支持具有扶贫性质的光伏电站项目建设。鼓励各类投资银行、基金、保险、信托等金融机构探索建立健全光伏发电投资基金，开发各种金融产品，推动光伏电站资产证券化。

九、加强工程建设质量管理。并网运行的光伏电站项目须采用经国家认监委批准的认证机构认证的光伏电池组件、逆变器等关键设备。项目单位进行设备采购招标时，应明确要求采用获得认证且达到国家规定指标的产品。光伏电池组件供货厂商应提供与检测认证相一致的电池片、银浆、封装材料、玻璃、背板、接线盒、连接器等关键部件和原辅材料来源、规格和等级信息。光伏电站工程设计和建设单位应严格执行国家标准（含行业标准）和工程规范，项目单位应按照有关管理规定进行工程项目竣工验收，并将竣工验收报告报送省级能源主管部门、国家能源局派出机构，抄报国家光伏发电技术管理归口单位，竣工验收报告是项目列入国家可再生能源发展基金补贴目录的前提条件。国家能源局会同国务院相关部门适时组织光伏电站工程质量检查，并将检查结果以适当方式对外公布。

十、加强光伏电站建设运行监管工作。国家能源局派出机构会同各省级能源主管部门等加强对光伏电站项目的事中事后监管。对年度实施计划中的光伏电站项目，督促协调电网企业及时落实接网条件并按规定时限审核接入系统设计，出具接网意见。加强对年度实施计划项目前期工作和建设进度的监测，对影响年度实施计划完成的项目要及时查明原因，并提出整改意见。对光伏电站设计和工程建设执行国家标准（含行业标准）规范和竣工验收情况进行监督检查。对并网运行项目的全额上网情况进行监管，对未能全额上网的，要查明原因，认定责任，督促相关方限期改正，并将情况上报国家能源局。国家能源局派出机构按半年、全年向国家能源局上报专项监管报告。监管报告应包括年度计划执行情况、光伏电站并网运行及限电情况、电费结算及补贴拨付情况等，并对下半年计划调整或下年度实施计划的制度提出意见。国家能源局及派出机构对各地区光伏电站备案和建设进度监测，对进展迟缓的省（区、市），在确认其不能完成年度规模时，将不能完成部分的规模指标调剂到有能力完成的地区。

某光伏并网电站电能质量分析 篇7

关键词：并网光伏电站,电能质量,谐波

1概述

截至2015年底, 我国光伏发电累计装机容量4318万千瓦, 成为全球光伏发电装机容量最大的国家。其中, 光伏电站3712万千瓦, 分布式606万千瓦, 年发电量392亿千瓦时。2015年新增装机容量1513万千瓦, 完成了2015年度新增并网装机1500万千瓦的目标, 占全球新增装机的四分之一以上, 占我国光伏电池组件年产量的三分之一, 为我国光伏制造业提供了有效的市场支撑。[1]

越来越多的光伏系统接入电力系统, 光伏系统和电网之间的相互影响日益凸现。一方面, 光伏发电系统通过电力电子装置实现功率变换及并网运行[2], 其中并网逆变器的高频特性和非线性特性会影响电网电能质量。另一方面, 电网中存在的谐波和不平衡负序分量将导致光伏系统输出有功功率波动和输出电流畸变[3], 会影响光伏并网逆变器的正常运行。所以, 光伏电站并网运行对其接入电网电能质量的影响是光伏电站接入电网研究的重要内容之一。

2光伏电站电能质量的影响因素

光伏发电并网逆变器容易产生谐波和三相不平衡等问题, 同时, 输出功率的不确定性易造成电网电压波动和闪变[4]。目前, 谐波问题是制约光伏电站并网最主要的问题之一, 很多大型并网光伏电站存在谐波超标问题, 在低光照运行条件下更加突出[5]。大型光伏电站连接到长输电线路时, 光伏逆变器将产生大量的谐波。随着并网容量的增大, 光伏运行产生的谐波对系统的影响不容忽视[6]。此外, 实际的电网电压往往也包括谐波成分, 造成逆变器输出谐波电流。

总之, 光伏电站对电网电能质量的影响程度, 与辐照、采用逆变器的类型、控制方式、光伏电站布置、所接入节点的短路容量以及线路参数等诸多因素有关, 对于大型光伏电站接入的电能质量评估主要考虑电压偏差, 电压波动和谐波三个部分。[7]

3某光伏并网电站的构成

该项目为屋顶固定式10k V用户侧并网系统, 安装255W多晶硅8000块, 500k W型号逆变器4台。每20块组件串联成为一个组串, 每12/16个组串并联接入一台汇流箱, 7/8台汇流箱输出并联接入一台直流配电柜, 汇流后接入一台逆变器, 逆变器输出交流电经过变压器升压至10k V并入配电室并网点。

4测试数据

GB/T 19939-2005《光伏系统并网技术要求》对光伏电站电能质量提出要求, 本次电站测试项目结果仅3次谐波不合格, 所以仅讨论谐波部分。

为减小光伏电站功率的波动及电流变化对电网谐波的影响, 所以选择在辐照较高且稳定的条件下进行测试。本次测试条件, 辐照917-963W/m2, 温度35.7-39.6℃, 湿度37%-43%。测试结果如下。

现场测试了佛山某光伏并网发电系统1#开关站并网点的电能质量, 测试结果如表1-表6 (由于篇幅所限, 及列出前5次电压谐波) 。

对比光伏并网前后的电压谐波发现, A、B、C三相的3次谐波在并网前都超过标准限值, 说明并网前3次谐波含有率已经不合格, 但是并网后的A、B两相3次谐波含有率比并网前有所降低, C相3次谐波含有率已经合格, 说明在光伏并网发电系统介入后, 并网点的谐波含有率有所降低, 改善了厂区的电能质量, 排除了光伏并网电站的不良影响。

5结束语

文章对并网前后开关站的电能质量进行测试, 最后排除了光伏并网电站的不良影响。但是很多情况下, 光伏逆变器对电网有重要影响, 因此, 研究光伏并网逆变器的控制技术, 对实现光伏发电系统高效稳定并网运行具有重要意义。

参考文献

[1]国家能源局.2015年光伏发电相关统计数据[EB/OL].http://www.n ea.gov.cn/2016-02/05/c_135076636.htm, 2016-02-05.

[2]吴春华, 陈国呈, 丁海洋, 等.一种新型光伏并网逆变器控制策略[J].中国电机工程学报, 2007, 27 (33) :103-107.

[3]David G.Infield, Peter Onions, Anton D.Simmons et al.Power Quality From Multiple Grid-Connected Single-Phase Inverters[J].IEEE Transactions on Power Delivery, 2004, 19 (4) :1983-1989.

[4]赵平, 严玉廷.并网光伏发电系统对电网影响的研究[J].电气技术, 2009 (3) :41-44.

[5]赵争鸣, 雷一, 贺凡波, 等.大容量并网光伏电站技术综述[J].电力系统自动化, 2011, 35 (12) :101-107.

[6]周林, 张密.大型光伏电站谐振现象分析[J].电力自动化设备, 2014, 34 (6) :8-14.

光伏电站电气设计浅析 篇8

【关键词】光伏电站；电气设计；可行性研究

1.项目背景

国华神木大柳塔一期光伏并网发电项目站址位于陕西省榆林市神木县大柳塔镇， 位于陕西电网330kV 麟州变电站供电区。该处为煤矿塌陷区，是沙漠丘陵地带。330kV 麟州变电站是陕西电网西北方向的末端站点，主供9 座110kV 系统及用户变电站。

2.方案设计

2.1 工程接入电力系统方案

本工程总体规划建设光伏发电容量100MWp，本期装机容量50MWp。光伏电站本期新建一座110kV升压站，以110kV电压等级并入电网。本期工程以一回110kV线路接入110kV大柳塔变电站，线路总长度4.06km。

2.2 电气接线方案

2.2.1 光伏场内电气主接线

太阳能光伏发电系统由光伏组件、并网逆变器、箱式变压器等设备组成。太阳能通过光伏组件转化为直流电，再通过并网型逆变器将直流电能转化为与电网同频率、同相位的交流电，升压后并入电网。

2.2.2 110kV 升压站电气主接线

本工程新建一座110kV 升压站，规划建设2 台50MVA 主变压器，本期建设一台。110kV 采用单母线接线方式，110kV 配电装置采用户外敞开式布置。

2.3 主要设备选型和布置

2.3.1 光伏场

（1）汇流箱布置在电池板方阵中，采取户外安装方式，固定在光伏组件支架上。电池板与汇流箱、汇流箱与逆变器内直流汇流端之间的电缆通过直埋方式相连。

（2）本工程推荐采用1MW集中逆变箱房，含两台500kW逆变器、直流柜、通讯柜等。

（3）本工程采用两台500kW并网逆变器接入一台双分裂升压变压器，分裂变低压侧为两个独立绕组，每个绕组对应一只逆变器，根据逆变器容量，分裂变容量选用1000/500-500kVA。

（4）箱式变压器紧邻逆变器箱房布置。为减少线损，用大截面电缆连接。箱式变压器与逆变器之间的电缆通过直埋方式相连。

2.3.2 110kV升压站

本期工程设备选型如下：

（1）主变压器选用三相双绕组有载调压变压器，散热器与主变本体成一体式布置，冷却方式为油浸自冷ONAN。容量50MVA，型号SZ11-50000/110，变比115±8x1.25%/38.5kV，阻抗Uk =10.5%，接线组别YN，d11。主变压器采用户外布置。

（2）110kV配电装置

110kV配电装置采用户外敞开式布置，本期配置主变进线间隔1个、母线设备间隔1个、110kV出线间隔1个。主要设备参数：

110kV断路器：采用SF6断路器，额定电流2000A，开断电流40kA；

110kV隔离开关：额定电流2000A，开断电流40kA；

110kV电流互感器：主变进400～800/5A，5P20/5P20/5P20/5P20/0.5/0.2S。

出线 600～1200/5A，5P20/5P20/5P20/5P20/0.5/0.2S。

（3）35kV采用金属铠装移开式开关柜，光伏进线、接地变进线及主变进线断路器选用真空断路器，无功补偿进线选用SF6断路器。

35kV主变进线开关柜：额定电流1250A ，开断电流31.5kA；

35kV光伏进线开关柜：额定电流630A，开断电流31.5kA。

35kV无功补偿开关柜：额定电流630A，开断电流31.5kA。

35kV接地变兼站变柜：额定电流630A，开断电流31.5kA。

（4）35kV无功补偿采用SVG动态无功补偿装置，容量±12.5Mvar。

（5）35kV中性点采用经小电阻接地方式，采用接地变及小电阻接地成套装置，户外布置。

2.4 控制及保护

2.4.1计算机监控系统

本工程设置计算机监控系统一套，全面监控光伏场及110kV升压站的运行。在110kV升压站内设置独立的监控室，按照“少人值班，无人值守”设计。

2.4.2保护配置

110kV主变保护按照单主单后配置，组屏布置于继保室内。主变保护配置差动保护、过流保护、零序过流保护和非电量保护等。

110kV出线配置一套线路光纤差动保护。

35kV配电装置配置速断保护、过流保护等。保护测控装置安装在35kV开关柜内。保护测控装置将所有信息上传至计算机监控系统。

110kV及35kV母线各配置一套母线差动保护。

箱式变压器设置过流速断保护、高温报警、超温跳闸保护、轻瓦斯报警、重瓦斯调整保护等，跳闸保护动作后跳高低压侧开关。箱变高低压开关柜刀闸位置、保护动作、变压器非电量等信息通过通讯传至计算机监控系统。

逆变器具备极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接地保护、低/零电压穿越功能等，装置异常时自动脱离系统。

2.5 通信

通信系统主要包括系统通信，场内通信以及对外通信。

2.5.1系统通信

本电站以一回110kV线路出线至110kV大柳塔变电站，敷设光缆通道。

2.5.2场内通信

场内通信本期设置设置一台48门具有调度功能的数字式程控交换机，并配套设置数字录音设备，对调度通话进行自动录音。

2.5.3对外通信

对外通信主要是光伏电站至当地电话局的中继通信线路和直通用户线路。根据光伏电站布置规模和交换机容量以及通信业务量大小，在110kV升压站与电网变电站之间敷设市话电缆。

2.5.4通信电源

站内的通信系统设备采用直流供电，由通信蓄电池及高频开关电源提供可靠48V直流电源。

3.浅析主要设计方案

3.1站场选址方案的分析

本工程站场选在煤矿塌陷区，既不占用耕地，又能减少征地费用。做到对环境影响最小化。

3.2 光伏组件选型方案的分析

开发太阳能电池的两个关键问题就是：提高转换效率和降低成本。由于非晶硅薄膜太阳能电池其光学带隙为1.7eV，使得材料本身对太阳辐射光谱的长波区域不敏感，这样一来就限制了非晶硅太阳能电池的转换效率，目前电池转化效率一般在5%-9%。此外，其光电效率会随着光照时间的延续而衰减，即所谓的光致衰退S-W效应，使得电池性能不稳定，衰减较快。但同时由于它的稳定性不高，使用寿命短（10-15年）。因此本工程设计选用大功率的260W多晶硅电池组件。具有如下有点：使用寿命长，组件转换效率最高，晶体硅电池组件故障率极低，运行维护最为简单，在开阔场地上使用晶体硅光伏组件安装简单方便，布置紧凑，可节约场地等优点。

3.3光伏阵列运行方式的设计方案分析

目前大型地面光伏电站光伏支架的常用型式有两大类：固定倾角式和跟踪式。固定式布置从技术经济上要优于逐日跟踪式系统；另外逐日跟踪式系统的发电量增加值还与太阳辐射中的直接辐射、散射辐射的比例密切相关，太阳辐射中散射辐射比例越大，逐日跟踪效果越差，从太阳能资源分析结果来看，项目所在地太阳辐射中散射量的占比要达到30%以上，占比较高，这将直接影响到的逐日跟踪效果。因此，本工程组件布置采用固定式安装能获得较大的太阳辐射能量。

4.结束语

本工程利用煤矿塌陷区作为光伏站场具有不占用耕地，减少征地费用。光伏组件选用大功率多晶硅电池板具有使用寿命长，组件转换效率最高，晶体硅电池组件故障率极低，运行维护最为简单，使用晶体硅光伏组件安装简单方便，可节约场地等优点，本工程组件布置采用固定式安装能获得较大的太阳辐射能量。本文通过这一项目实例，为同行业者提供了参考。

参考文献：

[1]《光伏发电站接入电力系统技术规定》 GB/T19964.

光伏电站施工流程 篇9

1、系统的容量；

2、电池板（类别、参数、数量等）；

3、组串设计（初步估算箱体的尺寸）；

4、汇流箱的数量、尺寸；

5、电缆型号、数量、大小；

6、逆变器型号、数量、尺寸；

7、并网柜数量、尺寸；

8、监控系统（有无大的液晶显示屏，考虑电源）；

9、组件固定安装形式；

10、初步拟定的设备安装位置及设备安装数量

二、现场确认

1、确认安装场地尺寸（实际尺寸与图纸误差）；

2、安装场地有无后增的设备影响施工。

3、确定集线箱的安装位置（综合考虑布线、固定、阴影、操作）；

4、根据设备（有时包含监控电脑）数量、尺寸、摆放方式、间距要求选定配电房。

5、确定配电房的门是否够设备进入。

6、电缆走线，确认是否有现成管道或桥架能满足电缆布线

7、并网点具体位置确认(条件允许的话提供就近并网点)

8、大显示屏的安装位置确认；

9、电站接地位置确认

三、施工资料准备

1、根据已收集的资料，尽可能详细的绘制施工图。施工图需特别注意业主的要求（例如技术协议等）。

2、根据施工图纸制作大料表。

大料表尽可能的与实际用量接近，并综合考虑合同中甲方对材料的要求。

3、根据施工图、技术协议编写《施工技术交底》。

4、根据《施工进度计划》绘制《材料进场计划》。

四、现场施工

依丽瀑能源工程技术（上海）有限公司所施工建设的项目图片为例，施工步骤如下：

1、现场弹线定位；

2、支架、埋件安装；

、组件安装固定

4、线槽及走线

5、设备安装

6、设备接线

五、系统调试

1、查看并处理电池板阴影问题；

2、检查各箱体内部和电池板内的接线可靠性；

3、组串电压测量；

测量组串电压是否在合理范围内。

4、绝缘电阻测量；

相间、相对地≥0.5MΩ，二次回路大于1MΩ（测量采用兆 欧表）。

5、接地电阻测量；

所有不同用途和不同电压的电气设备应使用一个总的接地体，接地电阻值≤4Ω（测量采用接地电阻测试仪）。

6、并网运行

观察设备运行正常与否（查看设备说明书），测量逆变器的输出电流和电压，确认逆变器显示数据的准确性。

7、监控软件调试

8、记录发电数据

六、人员培训及资料移交 6.1 人员培训

1、根据工程特点，编写《光伏监控系统操作手册》、《光伏系统操作手册》、《用户维护手册》。

2、准备好《逆变器说明书》、《光伏并网柜说明书》、《直流汇流柜说明书》、《气象站说明书》等工程涉及到 的重要设备的说明书。

3、重点讲解光伏发电的简单原理、现场光伏组件分布情况、设备分布地点，操作过程中需注意的细节等。

4、现场示范如何进行操作，并请受训人员独立操作一遍，并在指正可能出现的错误操作。

5、记录参与培训人员姓名和电话，以便后期出现故障或维护时联络。6.2 资料移交

1、根据现场实际施工情况以及现场的实际尺寸，在施工图的基础上修改，最终绘制成竣工蓝图；

2、培训资料、设备说明书；

3、施工报验资料；

4、发电运行记录；

光伏电站培训题 篇10

3、当太阳光(或其他光)照射到太阳能电池上时，电池吸收光能，产生光生电子-空穴对。在电池内建电场作用下，光生电子和空穴被分离，电池两端出现异号电荷的积累，既产生“光生电压”，这就是“光生伏打效应.4、太阳能电池将光能装换成电能的工作原理？

太阳能电池将光能装换成电能的工作原理概括为如下3个主要过程：1）太阳能电池吸收一定能量的光子后，半导体内产生电子-空穴对，称为“光生载流子”，两者的电性相反，电子带负电，空穴带正电；2）电性相反的光生载流子被半导体P-N结所产生的静电场分离开；3）光生载流子电子和空穴分别被太阳能电池的正、负极所收集，并在外电路中产生电流，从而获得电能。

5、太阳能光伏发电系统从大类上可分为（独立（离网）光伏发电系统）和（并网光伏发电系统两大类）。

6、并网型光伏发电系统由太阳能电池组件方阵将（光）能转换成（电能），并经直流配线箱进入（并网逆变器），有些类型的并网型光伏系统还要配置蓄电池组存储直流电能。

7、光伏发电的有点？

光伏发电是一种最具可持续发展特征的可再生能源发电技术，其主要优点有以下几点。: 1）太阳能资源取之不尽，用之不竭

2）太阳能资源随处可得，可就近供电，不必长距离输送

3）光伏发电的能量转换简单，是直接从光子到电子的转换，没有中间工程和机械运动，不存在机械磨损。

4））光伏发电本身不使用燃料，不排放包括温室气体和其他废气在内的任何物质，不污染空气，不产生噪音，对环境有好

5）光伏发电过程不需要冷却水，可以安装在没有水的荒漠戈壁上。6）光伏发电无机械传动部件，操作、维护简单，运行稳定可靠。7）光伏发电系统工作性能稳定可靠，使用寿命长。

8）太阳能电池组件结构简单，体积小、重量轻，便于运输和安装。

8、何为热斑效应，有何危害？

太阳能电池组件的“热斑效应”:在一定的条件下，串联支路中被遮蔽的太阳能电池组件将当作负载消耗其他被光照的太阳能电池组件所产生的能量，被遮挡的太阳能电池组件此时将会发热，这就是“热斑效应”。这种效应能严重的破坏太阳能电池组件。有光照的电池组件所产生的部分能量或所有能量，都有可能被遮蔽的电池组件所消耗。

9、光伏汇流箱安装于太阳能电池方阵阵列内，它的主要作用是将太阳能电池组件串的直流电缆，接入后进行汇流，再与并网逆变器或直流防雷配电柜连接，以方便维修和操作。

汇流箱一般具有如下功能和要求：

①防护等级一般为IP65，防水、防灰、防锈、防晒、防盐雾，满足室外安装的要求； ②可同时接入多路电池串列，并可承受电池串列开路电压；

③直流输出母线的正极对地、负极对地、正负极之间配有光伏专用防雷器； ④ 可对输入、输出电流、电压及箱内温度进行监测。

10、光伏电站通常在站内装设有（环境监测仪），用来测量、监视电站及周边地区的环境温度、风速、风向、辐照度等气象数据，对电站的产电量分析及系统效率提供评估依据。

11、光伏并网逆变器（下称逆变器）是光伏发电系统中的核心设备。逆变器将光伏方阵产生的直流电（DC）逆变为三相正弦交流电（AC），输出符合电网要求的电能。逆变器是进行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。逆变器满足以下要求：

12、① 并网逆变器的功率因数和电能质量应满足电网要求。

② 逆变器额定功率应满足用于海拔高度的要求，其内绝缘等电气性能满足要求。

③ 逆变器使用太阳电池组件最大功率跟踪技术(MPPT)。

④ 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、直流母线过电压保护、电网断电、电网过欠压、电网过欠频、光伏阵列及逆变器本身的接地检测及保护功能等

13、所谓孤岛效应是指当电网的部分线路因故障或维修而停电时，停电线路由所连的并网发电装置继续供电，并连同周围负载构成一个自给供电的孤岛的现象。

14、太阳能电站高、低压配电装置主要用于控制站内电能的通、断，分配及交换，一般有380V、10KV、35KV等电压等级。

15、电压互感器将高电压按比例转换成低电压，即100V，电压互感器一次侧接在一次系统，二次侧接测量仪表、继电保护等

16、吸湿器内盛有蓝色的变色硅胶，吸收潮气后呈粉色，在使用过程中，应经常监视吸湿器中的硅胶是否变色, 应将硅胶进行干燥或更换。

17、用来监视、测量、保护和控制一次回路的设备称为二次设备，18、光伏发电系统按类别可分为工作接地、保护接地和防雷接地。

19、太阳能电站基本巡视方法： 1)用眼看

用双目巡视设备看的见的地方，观察他们的外表变化来发现异常现象，是巡视检查最基本的方法。如标色设备漆色的变化、裸金属色泽，充油设备油色等的变化、充油设备的渗漏、设备绝缘的破损裂纹、污浊等。2)用耳听

带电运行的电气设备，无论是静止的还是旋转的，在交流电压工作下，有很多都能发出表明其运行状态特征的声音。变压器正常运行时，平稳、均匀、低沉的“嗡嗡”声是我们所熟悉的；逆变器运行时，略带高频及冷却风扇随时启、停的声音也是我们熟悉的。只要熟悉的掌握这些设备正常运行时的声音情况，那么，遇到宜异常时，用耳朵或者于听音装置，就能通过他们高低、节奏、声色的变化、杂音的强弱来判断电气设备的运行状态。3）用鼻子判断

人的嗅觉器官可以说是一个人的向导，对于某些气温（如绝缘烧损的焦糊味）的反应，比用某些自动仪器的反应还要灵敏。嗅觉功能虽然因人而有差异，但对电气设备有机绝缘材料过热所产生的气味，正常人都是可以判别的。运维人员在巡视中，一旦嗅到绝缘烧损的焦糊味，就立即发热元件的部位，并判别其严重程度，如是否冒烟、变色及有无其他异音状况，从而对症查处。4）用手触试

用手触试电气设备来判断缺陷和故障虽然是一种必要不可少的方法，包括在整个巡视过程中经常会用到手。但首先需要强调的是：必须分清可可触可摸的界限和部位，明确禁止用手触摸得得部位。如电池组件表面可以触摸；变压器、消弧线圈中性点及其接地装置应视为带电设备，严禁触摸。①对于一次设备，用手触试检查前，应当首先考虑安全方面的有关问题。如，对带电运行的设备的外壳和其接地装置，需要触试检查温度时，先要检查其接地的确良好，同时还应站好位置，注意保持与设备带电部位的安全距离。

②对于二次设备的检查，如感试装置继电器等元件是否发热，对于非金属外壳的可直接用手接触，对于金属外壳的接地确实良好的，也可以用手触试检查。5)用仪器检测

电站电气设备建设投运时，已装置有各种检测仪表，它们都是固定安装在具体位置或盘面上的，交接班时均按规定的周期进行检测检查。而巡视设备使用的便携式检测仪器，主要是线测温仪及热成像仪。因为电气绝缘故障大多是在带电状况时由于过热老化引起的，只有在带电运行时才能出现，故针对这种情况，使用此种仪器。

20、进出逆变器室、高压室巡检要求：

巡视逆变器、配电装置，进出房间时，必须随手将门锁好。钥匙至少应有三把，由运维人员负责保管，按值移交。一把专供紧急时使用，另一把专供运维人员使用，第三把可以借出给外委检修人员，但必须登记，当日交回。巡视上述场所时必须随手锁好门，主要是防止小动物进入引起接地短路故障；防止外部人员闯入，误动误碰设备，发生事故。

21、光伏列阵检查操作

1）投运前的检查操作：

①电池组件封装面完好无损伤，清洁受光均匀，无突出影响光强的污块； ②组件背面引出线无损伤，引出部位封装良好； ③检查引接汇流箱的对应空开处于断开位置；

④将需投运电池组件接入光伏阵列，并检查组件与组件连接头插接紧固。⑤检查汇流箱分路熔断器完好，将汇流箱分路熔断器投用，电池组件投运。⑥检查汇流箱测控模块，将测控模块电源投用，模块投运。⑦将汇流箱空开投至合闸位置，电池组件投运运行。

⑧将光伏阵列内对应的汇流箱依次投运，光伏阵列具备投运条件。2）光伏阵列中组件串列的退出条件： ①光伏电池组件输出功率明显降低；

②光伏电池组件封装面脏污，严重影响发电效率须集中清擦的； ③发电输出回路需检修，如汇流箱、逆变器等设备的检修。3）光伏阵列中组件串列的退出操作： ①原则先负荷侧后电源侧；

②单个电池组件出现故障，需退出相应串组电池，即断开汇流箱对应保险，然后再拔开故障电池组件与串联电池组件的连接头即可； ③汇流箱回路检修，先断开至逆变器空开，再断开电池组件侧空开；如果汇流箱与汇流箱是并联关系，检修汇流箱时应防止直流电通过逆变器倒送至汇流箱，必须将逆变器有关的汇流箱全部停电。

④逆变器检修，除了在逆变器上的操作外，必须将进入该逆变器的汇流箱的空气开关全部停电。将进入该逆变器的交流电源停电。4）光伏阵列运维注意事项：

①电池组件封装面完好无损伤，清洁受光均匀，无突出影响光强的污块 ②组件背面引出线无损伤，引出部位封装良好； ③检查组件与组件、组件与电缆之间的连接良好；

④检查汇流箱内各部件、接线紧固，空开位置正确，运行正常，无发热、打火、异味等异常现象；

⑤检查汇流箱、电池支架接地良好，电缆防潮、防火、防摆动摩擦等措施到位；

⑥根据太阳方位、电池组件支架偏转情况，判断跟踪设备是否正常；

⑦根据监控系统日照、温度及电池组串监控数据，初步判断各阵列、阵列内电池组件串列输出功率是否在正常范围内；

⑧如发现异常，及时进行进一步的检查核对及处理。

22、光伏阵列防雷汇流箱投运

① 检查每路光伏电池串列输入、直流输出连接线是否紧固，输出空开、防雷器和保险丝是否完好。②电池串列输入检查。

③用万用表检查每路光伏电池串列输入开路电压是否一致，电压范围是否正常。光伏电池串列投入运行后应定期用直流钳形电流表测量回路电流，输出电流为零时应检查光伏电池串列不发电的原因并进行处理。处理好后恢复运行。④光伏阵列防雷汇流箱投运前，应投入汇流箱测控单元电源，检查测控单元运行正常，监控单元收发信号指示等闪烁正常。

⑤依次合上光伏电池串列输入正、负极保险丝，再合上各输入直流断路器，汇流箱投入运行。

⑥待汇流箱投入运行后，应在监控系内检查该汇流箱上传监控数据是否可靠、准确。

23、光伏阵列防雷汇流箱退出

①先断开直流断路器，再依次断开输入正、负极熔断器（熔断器断开时需扳到位，以免熔断器带电）。

②如检修需要，还应断开与该汇流箱并联的汇流输入直流断路器。

③汇流箱退出运行后，应在监控系内检查该汇流箱上传监控数据是否可靠、准确。

24、光伏阵列防雷汇流箱维护

①按汇流箱退出运行后进行汇流箱检修。

②防雷器的更换：检查防雷器指示，如变为红色即需要更换，更换时注意对应原线号恢复，并紧固好螺丝。③保险丝的更换：用万用表检测保险丝的通断，如损坏即更换同型号的保险丝。

④直流断路器的更换：更换直流断路器时，应先断开该直流断路器对应的电源侧，更换时注意对应原线号恢复，并紧固好螺丝。

⑤端子更换：如发现熔断器座端子、输出端子有发热及焦臭现象，应立即停用该汇流箱，更换损坏端子。更换端子前，应将原损坏端子周围清理干净，去除被烧焦、氧化的电缆接头等部件。

⑤ 修完成后将汇流箱的投入运行，并在监控系统中检查投运后的设备各电气参数正确。

25、并网逆变器开机

①确定所有空开处于断开状态。②合上逆变器前端的交流并网空开。

③合上一个汇流箱光伏电池方阵。（给逆变器内部电容预充电）。④合上逆变器直流输出空开。

⑤依次投入该逆变器的各路汇流箱。

⑥待逆变器并网带负荷后，观察逆变器运行正常，无异音。⑦如逆变器运行温度过高，可启动逆变器风道风扇强制通风。

2、并网逆变器关机

①根据逆变器液晶面板停机提示，进行停机操作。（一般逆变器设置有紧急停机按钮，只有紧急境况下才可使用）

②逆变器停机后，观察面板显示负荷为0，交流接触器跳开后。③断开直流输出断路器 ④断开交流输入断路器

④ 有控制电源开关，应断开。

⑤观察逆变器液晶面板断电，无显示。

26、并网逆变器运维注意事项

①机器正常工作时，不可强行断开直流、交流空开，以免发生拉弧损坏空开和逆变器。

②如进行逆变器检修，须断开逆变器交流侧开关及对应所有直流汇流箱输出空开。由于内部滤波电容需放电，在逆变器停机后，须等待若干分钟后方可进行检修工作。

③逆变器为精密电子设备，设备具有故障报警功能，设备检修时按操作流程进行关机操作，在设备不带电的情况下进行。

27、运行中的电气设备

所谓运行中的电气设备，系指全部带有电压或一部分带有电压及一经操作即带有电压的电气设备。

运行中的电气设备经过操作切换改变运行方式，可以有以下三种不同的运行状态。

①运行状态。运行中的设备带电正常工作的状态，既为运行状态。②热备用状态。电气设备仅断路器（开关）断开的状态，即为热备用状态，也叫停运状态。③冷备用状态。电气设备不仅断路器在断开位置，而且其两侧的隔离开关（刀闸）都拉开，隔离开关断口之间形成明显的空气绝缘间隙，断路器与绝缘开关的控制合闸电源均已与设备断开的状态，即为冷备用状态。

28、电站系统的操作通则：

①操作前后必须确认设备的位置状态和编号，以防走错间隔或带负荷拉合开关及刀闸。②新建、大修或进行过可能变更相位作业的母线，在送电和并列切换前应测量相序、相位正确。③严禁非同期并列，严禁误停电、误送电，严禁带负荷拉、合闸及带地线合闸，严禁带电挂接地线。

④母线在送电前应测量母线绝缘电阻合格。

⑤母线停、送电应在空载下进行。送电前应将母线PT和保护装置投入运行，⑥送电时先合电源侧开关，后合负荷侧开关。停电顺序与此相反，母线停电后应停用母线PT和有关的保护装置。

⑦开关送电要在所属刀闸合闸后进行，开关停电后再拉开所属刀闸，不允许用刀闸拉、合负荷电流，不允许用刀闸切除或投入空载变压器。

⑧变压器送电时应先合高压侧（带保护侧）断路器，后合低压侧断路器，严禁倒送电。

⑨变压器停电操作，必须按照：先断开低压侧开关；后断开高压侧开关的顺序进行操作。送电操作顺序与此相反。

⑩逆变器出口变压器送电前应测量绝缘合格，大修或新建变压器的各项电气实验应合格，并且做保护传动实验合格。

29、高压开关、母线操作事项

①正常情况下母线不得带负荷停、送电(事故处理时除外)。停电时，应预先转移母线上的负荷。

②电气设备停、送电，改变运行方式时，如涉及到继电保护的定值配合、灵敏度、系统配合，应按继电保护的有关规定执行。

③手车式断路器或接触器严禁在合闸位置将其推入开关柜内。

④10KV手车式断路器停送电前必须进行机械脱扣检查开关确断，开关停电检修时由检修人员自试验位置拉出柜外进行检修工作。⑤未经许可严禁将手车式断路器或接触器互换使用。

⑥10KV手车式断路器检修后应由检修人员确认开关确断且本体清洁无杂物后送至试验位置。

⑦10kV设备的差动保护、速断保护、过流保护动作后，必须对其负荷(变压器、电缆、母线等)测量绝缘电阻，分析原因，在检修人员确认保护装置正常且绝缘电阻正常的情况下才允许重新对已跳闸开关送电重新启动。⑧操作过程中严禁擅自解除设备的任何闭锁装置进行操作。⑨操作过程中严禁拆除正在使用的安全标志和围栏。

⑩操作过程中严禁擅自更改操作票或跳过操作步骤;没有正确核对相序、相位、压差、频差的系统不得并列

30、正常情况下，倒闸操作必须填写操作票，并严格执行操作票制度。但下列情况下可不填写操作票： ①事故处理时的操作； ②拉合开关的单一操作；

③拆除本岗位所辖区域内仅有的一组接地线或拉开仅有的一组接地刀； ⑤ 出或投入保护、自动装置的单一压板； ⑥ 次回路、控制回路、照明回路更换保险；

31、10KV站用变压器送电的操作步骤： 得值长令10KV厂用X变压器送电。

检查X变压器及所属回路工作票已结束且收回，接地刀拉开（或接地线已拆除），回路无异物且无妨碍送电物。

检查X变压器高低压侧开关确断并在试验位置。在X变压器高、低压侧验明无电压。测量X变压器及电缆绝缘电阻值合格。

检查X变压器高压侧开关的方式开关投“就地”位置。检查X变压器高压侧开关“确断”。

将 X 变压器高压侧开关送至“试验”位置。

合上 X 变压器高压侧开关的二次插件，关闭柜门。合上 X 变压器高压侧开关的控制电源、储能电源开关。检查 X 变压器保护投入正确及测控装置良好。做 X 变压器高压侧开关静态跳、合闸试验良好。检查 X 变压器高压侧开关确断。

断开 X 变压器高压侧开关的控制电源、储能电源开关。将 X 变压器高压侧开关摇至“工作”位置。

合上 X 变压器高压侧开关的控制电源开关、储能电源开关。检查 X 变压器高压侧开关储能正常，储能信号指示灯亮。将 X 变压器高压侧开关的控制方式投“远方”位置。检查 X 变压器低压侧开关确断并在“试验”位置。将 X 变压器低压侧开关的控制方式投“就地”位置。合上X 变压器低压侧开关的控制电源。检查X 变压器低压侧开关保护正常。

做X 变压器低压侧开关静态跳、合闸试验良好。检查X 变压器低压侧开关确断。

断开X 变压器低压侧开关的控制电源。

将X 变压器低压侧开关摇至“工作”位置。

合上X 变压器低压侧开关的控制电源开关，检查储能正常，储能信号指示灯亮。

将X 变压器低压侧开关的控制方式投“远方”位置。投入X 变压器的冷器风机电源并检查其运行正常。在ECS上合上X 变压器高压侧开关。检查X 变压器充电正常。在ECS上合上X 变压器低压侧开关。检查X 变压器低压侧开关已合好。操作完毕，汇报值长。校核模拟图。32、10KV站用变压器停电的操作步骤： 接令X 变压器停电。

在ECS上断开 X 变压器低压侧开关。检查 X 变压器低压侧开关“确断”。

将 X 变压器低压侧开关的“远方/就地”开关切换至“就地”位置。断开 X 变压器低压侧开关的控制电源开关。将 X 变压器低压侧开关摇至“试验”位置。断开X 变压器高压侧开关。检查X 变压器高压侧开关确断。

将 X 变压器高压侧开关的“远方”/“就地”开关切换至“就地”位置。断开 X 变压器高压侧开关的控制电源、储能电源开关。将 X 变压器高压侧开关摇至“试验”位置。取下X 变压器高压侧开关的二次插件。根据工作票要求作好安全措施。操作完毕，汇报值长。33、10KV母线送电的操作步骤：

检查10KV段母线及所属回路所有工作票已结束收回，拆除安全措施。检查10KV段工作、备用进线开关及所有负荷开关确断，且均在柜外。验明10KV 段母线确无电压。

测量10KV 段母线绝缘电阻值合格。

检查10KV段母线电压互感器本体清洁，一次保险良好。给上10KV段母线电压互感器的二次插件。将10KV 段母线电压互感器推至工作位置。给上10KV段母线电压互感器的二次保险。

将 10KV 段工作电源开关XXX的方式开关投“就地”位置。将10KV 段工作（或备用）电源开关XXX 送至“试验”位置。给上10KV 段工作（或备用）电源开关XXX的二次插件。给上10KV 段工作（或备用）电源开关XXX的控制电源开关。给上10KV 段工作（或备用）电源开关XXX的储能电源开关。

做 10KV 段工作（或备用）电源开关XXX的静态跳、合闸试验良好。断开10KV 段工作（或备用）电源开关XXX的控制电源开关。断开10KV段工作（或备用）电源开关XXX的储能电源开关。检查10KV段工作（或备用）电源开关XXX 确断。

将10KV 段工作（或备用）电源开关XXX 摇至“工作”位置。给上10KV 段工作（或备用）电源开关XXX的控制电源开关。给上10KV段工作（或备用）电源开关XXX的储能电源开关。

检查10KV段工作（或备用）电源开关XXX 储能正常，信号指示灯亮。将10KV 段工作（或备用）电源开关XXX的控制方式打至“远方”位置。在ECS上合上10KV 段工作或备用电源开关XXX。检查10KV段母线电压正常。操作完毕，汇报值长。34、10KV母线停电的操作步骤：

检查10KV段所有负荷开关确断，负荷已转移。

在ECS上断开10KV 段工作（或备用）电源开关XXX。

将10KV 段工作（或备用）电源开关XXX的控制方式投“就地”位置。检查10KV段工作（或备用）电源开关XXX 确断。

断开 10KV 段工作（或备用）电源开关XXX的控制电源开关。断开10KV 段工作（或备用）电源开关XXX的储能电源开关。将10KV 段工作（或备用）电源开关XXX 摇至“试验”位置。取下10KV 段工作（或备用）电源开关XXX的二次插件。断开10KV段电压互感器二次空开。将10KV段电压互感器拉至试验位置。取下10KV段电压互感器二次插件。操作完毕，汇报值长。35、1）10kV、400V开关投运前的检查：

①新安装或检修后的开关投运前应由检修人员作必要的试验，试验合格后，并在检修交代记录中记录清楚，方可投入运行或备用。

②新安装或检修后的开关投运前由运行人员做有关的试验，如手动分/合闸，电动机储能等，合格后方可投入运行或备用。③开关的二次回路检修后，投运前应由检修人员做相应的保护传动试验，事故按钮试验合格后，方可投入运行或备用。④检查开关所有的闭锁装置良好。

⑤检查10kV、400V开关的编号与开关柜一致，开关状态在断开位置。⑥检查开关的一次触头良好，无烧伤痕迹。⑦检查开关的灭弧室完好无裂纹。

⑦ 查开关的套管应清洁干燥，无裂纹。

⑧ 查开关的二次接线完整，各保护装置完好。36、10kV、400V开关的运行检查： ①开关柜完整无损，标志正确清楚。②开关相应的保护单元运行正常。

③一次插头无过热现象及放电声，无异臭味。二次插头插接良好。④各联锁开关位置正确。

⑤绝缘瓷瓶清洁完好，无裂纹破损。

⑥仪表、继电器无异常，继电器接线无脱落、发热及变色现象，保护无掉牌； ⑦断路器储能正常。

⑧开关指示灯正常(400V PC、MCC开关的把手位置正常)，开关运行状况与实际状况相符。

⑨ 流、电压互感器无异常声及发热、放电现象。⑩电缆无发热、放电现象，接地线完好

37、配电装置维护检查通则：

①配电装置及所属设备应进行巡回检查并定期进行闭灯检查和红外线测温检查。

②配电装置的金属外壳、构架、中性点应接地良好。③配电装置的通风设备、照明设备及闭锁装置完好。

④配电装置应无漏油、漏气、漏水及可能引起不安全的现象。⑤配电装置的防护栏，门窗完好。

⑥配电装置及所属设备应按其规定参数运行。

⑦配电装置所属设备在允许过负荷运行时，应加强监视，外部设备发生短路故障后，应对有关设备进行详细的外部检查。

⑧新安装或检修后的配电装置，必须按照部颁《电气设备预防性试验标准》及有关规定试验合格后方可投运。

⑨新安装或检修后的配电装置，必须作一次远方分、合闸试验合格，实验时应避免设备带有电压，拒绝分、合闸的断路器、刀闸禁止投入运行或备用。

38、电缆的外观检查项目：

①电缆外皮、电缆接头无破损，变色、无过热异状，无异味。②电缆的拐弯半径复合要求，电缆应无打死折现象。③电缆接地线必须良好，无松动、脱落现象。

④ 电缆接头完整、牢固、清洁、无放电、漏油现象。

6缆沟、电缆夹层内不应有积水、积灰、积油或其它杂物。

39、干式变压器正常周期性负载其负载电流不应超过额定电流的的1.5倍

40、油浸式变压器短期急救负载下运行，变压器温度达到85℃时，应投入包括备用在内的全部冷却器（通风或风扇吹风等方式），并尽量压缩负载、减少时间，一般不超过0.5h。当变压器有严重缺陷或绝缘有弱点时，不宜超负荷运行。

1)变压器的运行巡视

变压器应在每次定期检查时记录其电压、电流及顶层油温，以及曾达到的最高顶层油温等。变压器器应在最大负荷期间测量三相电流，并设法保持基本平衡。对有远方监测装置的变压器，应经常监测仪表的指示，及时掌握变压器运行状况。2)变压器的巡视周期

①每月至少一次，每季至少进行一次夜间巡视。②特殊情况下应增加巡视次数。

3)在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查，增加巡视检查次数。①新设备或经过检修、改造的变压器在投运72h内。②有严重缺陷时。

③气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时。④雷雨季节特别是雷雨后。⑤高温季节、高峰负荷期间。⑤ 假日、重大活动期间。⑦变压器急救负载运行时。

42、变压器巡视检查一般应包括以下内容：

①变压器的油温和温度计应正常，变压器油位、油色应正常，各部件无渗油、漏油。

②套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象。③变压器声音正常，外壳及箱沿应无异常过热。

④气体继电器内应无气体、吸湿器完好，吸附剂干燥无变色。

⑤引线接电缆、母线应无过热现象；干式变压器的外部表面应无积污、裂纹及放电现象。

⑥压力释放器或安全气道及防爆膜应完好无损。⑦有载分接开关的分接位置及电源指示应正常。

⑧各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮；各种保护装置应齐全、良好。⑨变压器外壳接地良好；变压器室的门、窗、照明应完好，房屋不漏水、温度正常。

⑩各种标识应齐全明显；消防设施应齐全完好；室内变压器通风设备应完好；贮油池和排油设备应保持良好状态。

43、新投运的变压器应按变压器安装验收规范的规定试运行。更换绕组后的变变压器参照执行，容量为603KVA及以上者，其冲击合闸次数为（3）次，每次间隔不得少于（5min）。新装、大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前静放时间不应少于（12h）。

44、变压器在停运和保管期间，应（防止绝缘受损）。

45、变压器并列运行的基本条件 ①电压比相同。

②短路阻抗差不超过10%。③绕组联接组标号相同。④容量比应在0.5－2之间。

⑤新装或变动过内外连接线的变压器，并列运行前必须核定相位

46、变压器运行中的不正常现象和处理。1）变压器有下列情况之一者应立即停运。①变压器冒烟着火。

②严重漏油或喷油，使油面下降到位于油位计的指示限度。③变压器声响明显增大，内部有爆裂声。④套管有严重的破损和放电现象。

⑤发生其它危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动。

⑥ 压器附近的设备着火、爆炸或发生其它情况，对变压器构成严重威胁。⑦ 压器顶层油温异常升高，超过最大额定值。

46、变压器油温升高超过厂家规定值，运维人员应按如下步骤检查处理： ①核对温度测量装置。②检查变压器的负载和冷却介质的温度。

③检查变压器室的通风情况或变压器的冷却装置。

④若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，应将变压器停运修理；若不能立即停运修理，则运维人员应调整变压器的负载至允许运行温度下的相应容量。

⑤油浸变压器在超额的电流方式下运行，若顶层油温超过85℃时，应立即降低负载。

47、变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，则应（放油），使油位降至与当时油温相对应的高度，以免(溢油)。

48、气体保护装置的动作的处理

气体保护信号动作时，应立即对变压器进行检查，查明动作的原因。气体保护动作跳闸时，为查明原因消除故障不得将变压器投入运行。为查明原因应重点考虑以下因素，作出综合判断： ①是否呼吸不畅或排气未尽。②保护等二次回路是否正常。

③变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象。④气体继电器中积聚气体量，是否可燃。

⑤气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果。⑥ 要的电气试验结果。

⑦ 变压器其它继电保护装置动作情况。

49、变压器着火处理

变压器着火时，应立即断开电源，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。50、在维护或更换蓄电池时，使用的工具（如扳手等）必须带（绝缘套），以防（短路）。