家庭光伏电站pv2home（精选10篇）
如海位于北京顺义的家是一座地上三层外加半层阁楼的小别墅，打眼望上去与邻居的房子并无区别。但不久后，这座房子的屋顶和外墙面上就会布上薄膜电池，变身为一个小型的“光伏发电厂”。
12月12日，这座房子迎来了一群特殊的客人。冒雪而来的一行五人是国家电网北京局和顺义分局客服部及电研院的领导，他们是专门来看如海家的“屋顶”。经过现场讨论，国网市局的工作人员消除了如海之前的误解：1.7万元的系统接入费并非全部出自如海，电能表在内的大头都将由国网承担。
如海发了条微博说：“国网太给力了！”
一个多月前的11月5日，如海正式向国网北京市顺义区供电局递交自家屋顶3KW分布式光伏屋顶发电并网申请，他想通过这个项目“见证国网并网新政的执行落实情况”。
并网新政
如海所谓的“并网新政”是说10月26日国家电网公司正式发布的《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》(以下简称《意见》)。《意见》中提到，分布式光伏发电分散接入低压配电网，允许富余电力上网，电网企业按国家政策全额收购富余电力；由分布式光伏接入引起的公共电网改造，以及接入公共电网的接网工程全部由电网企业投资。
“允许富余电力上网”——这句话如海已经等了一年多了。
2011年，如海萌生了自己的光伏创业想法。他在一些朋友的帮助下购买了一些薄膜电池，计划把这些电池布置在自己的房子上，建造一个小型“发电厂”。如海打印了申请报告，先后去了顺义供电局和北京供电局，但当时没有并网的政策，电力部门也不知道如何处理这样的申请，项目就暂时搁置了。
2011年到2012年，欧美“双反”的轮番轰炸加上行业自身诸多问题的集中释放使得国内的光伏行业一直处于寒冬之中。如海是一家太阳能电池制造设备提供商的物流经理，同样经历了寒冬的他把这次的危机当作一次洗牌，他说：“化石能源是有限的，太阳能是无限的，以无限对有限，肯定是无限赢。”
如海指着窗外的写字楼对记者说，最适合分布式光伏的地方其实是写字楼和工厂，他们有屋顶、耗电量大、电价高。事实上，从2012年下半年以来，由于各种政策的推动，学界和商界都开始把目光转向分布式光伏。但是这种关注从(此处xx代替，你懂的)*降落到屋顶却遇到了很多麻烦：大企业对节能成本不在乎，小企业担心风险——想找到一块合适的屋顶实在不是一件容易的事。这样的麻烦也不仅仅在中国才有，斯坦福大学专门研究环境经济学和能源政策的于洋介绍，国外的“屋顶太阳能”项目基本上没有实现向电网输电的效果。
分布式电力系统曾经较为普遍的电网运营模式，因为过去供电主要集中在人群聚居地附近。之所以后来慢慢演化成为集中式大电网模式，是因为大电网不仅增强了整个电力系统的稳定性，也通过资源整合降低了发电成本和装机等设备的固定投入成本、增强了电力市场的流通性、降低了电力市场的交易成本。“这一事实至今并且在未来很长一段时间内不会改变。”于洋说。
于洋还介绍道，当不稳定新能源(风电、太阳能等)被预期要扮演更重要的角色后，一些学者提出，分布式发电的模式也许在一些条件下比大型集中式供电更为适合新能源的利用；同时也有不少观点认为，集中式大电网的系统稳定性和弹性以及资源整合能力，更能够较为有效而便宜的容纳不稳定新能源。
卡内基国际和平基金会中国能源与气候项目主任涂建军也对记者说，如果国内能够破除分布式光伏产业启动的各种障碍，尤其是有关各方的利益之争，分布式光伏在光伏行业的比重预计将可以得到较大提升，这对于深陷欧美双反调查危机的国内光伏产业将是一个重大利好。不过，由于分布式光伏在国内才刚刚启动，未来的发展前景还取决于中国政府能否在政策层面协调好有关各方的利益之争，现在预测这个行业的市场规模恐怕言之过早。
直播审批
国网要从自己手里“购电”了，如海感到有些意外。
9月出台的《太阳能发电发展“十二五”规划》明确规定了对于分布式光伏发电的支持，此前的各种文件中也不乏积极导向，但一直没有具体的政策。这次的《意见》就究竟能落实到什么程度？国家电网提出的“支持、欢迎、服务”究竟是不是在作秀？如海想自己尝试一下并网流程。
11月5日，如海到国网营业厅填写了一份书面的申请表，国家电网接受了申请表，并承诺在20个工作日内回复。
回到家后，如海开始在微博上对他的尝试进行“直播”。他写道：项目系统功率为3KW，采用的是非晶硅薄膜，起初的设计是电力自发自用多余上传，估计每天能够发电10度，按照并网电价1元计算的话投资回报为8年。
他经常在上面进行一些政策解读和呼吁，坚持每天一篇原创文章，是光伏圈内的“草根明星”，他的一组文章还被印成了新华社内参。
11月15日，国网告知如海度电补贴需要经过发改委的项目核准，也就是说，只有在发改委同意的状况下，如海才能获得1元的上网电价，否则只能以4角的脱硫煤电价上网。如海算了一笔账，一套核准需要土地局、环保局、市政规划局等多个部门的报告，整套报告差不多要花费80万元，而他项目的投资才3万元。“家里3KW的电站，对土地、环境其实都没啥影响，花80万去审批不是疯了吗？”如海对记者说。如海希望发改委将1MW以下的项目由核准制改为备案制，或者干脆把权力下放给国网。
几天后，国网的客服部和电力设计院派了工作人员到如海家里看项目，详细问了电池板的安装位置。如海介绍，项目包括玻璃幕墙10平方米，楼上屋顶20平方米，每天大约能发8、9度电。工作人员找了合适电表接入的地方，觉得没什么问题，唯一的担心就是所发电的质量。于洋向记者介绍，分布式新能源发电的调度等技术学术界仍然是研究前沿的热点，许多重要的问题尚未解决，发电量小、质量得不到保障使得这个项目离市场化和推广还有很长的距离。
12月5日，国网最终批复了如海的并网申请，同意光伏发电全部并网接入。从递交申请到拿到电研院的《接入系统报告》和项目接入确认单，国网一共用了23个工作日，比预定的程序超出了3天，但如海表示这毕竟是国网接手的第一个个人屋顶光伏项目，完全可以理解。他第一时间在微博上和关注他的人分享了这个消息。
陆剑洲还说：“此方案最大的隐患在于忽略了未来分布式发电多元化的趋势，光伏度电补贴和其他能源补贴电价是有差异的，而用户的正反转净计量电表就难以评估其真正电力来源是何方。”他认为固定电价才能够起到扶植分布式发电行业的作用。
如海的尝试还引发了关于要不要和如何对分布式新能源发电模式进行鼓励的讨论。
涂建军说，分布式光伏发展最大的阻力是成本过高。现在政府部门愿意为分布式光伏提供较高的上网电价，这一方面是行业发展的动力，但也是行业做大的阻碍，因为市场容量一大就会出现补贴款项从哪儿来的问题。因此，涂建军认为光伏行业的制造商需要尽快将光伏单位发电成本降下来，并为光伏发电的不稳定性问题拿出切实可行的技术解决方案。毕竟，一个长期依赖政府补贴并对电网稳定性带来冲击的技术是很难有太大的市场潜力的。
于洋的看法是，应当根据各地区实际情况，基于严谨的分析上推进。在现阶段，对屋顶太阳能项目的补贴，有助于缓解由于欧美双反和欧美错误新能源政策导致的欧美市场不振给我国新能源企业带来的暂时性困难。但不宜像前些年世界各国都跟风式的学习德国FIT补贴模式那样，还没有过对补贴对象和补贴目的进行慎重分析、对补贴对象特征和补贴作用机制还不了解的情况下就大干快上，最后导致欧美和其他国家新能源利用的各个技术缓解发展不均衡，最后导致市场萧条。我国对于分布式新能源发电模式是否和如何鼓励的问题，一定要汲取世界各国前一阶段新能源政策的教训，补贴的推出和设计一定要建立在对分布式新能源发展的目的、路径和补贴作用机制的充分研究的基础上。
如海每一次发在微博上的项目进展都会吸引很多人的关注，有人表示祝贺，有人希望从中发现商机。如海希望自己是一个开路者，以实际行动为后来的人开辟一条道路，也让更多人来关注光伏行业。他特别提到了国网的配合，他希望在充分的沟通中找个适合这个行业发展的最佳模式。
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1 家庭光伏电站如何建设、运营
普通居民想要在自家屋顶上安装光伏电站,100平米的屋顶就能安装10k W左右,根据自己的屋顶和资金情况,可以选择安装5~15k W的家用光伏电站,投资金额在5万~15万,这是普通家庭可以接受的投资项目。
如果想要安装光伏电站,可以实地拍摄下自家屋顶的照片,测量大概可以利用的屋顶面积。然后到一些平台了解光伏电站基本情况(如全民光伏平台),并进行IRR在线测算,了解收益率状况和详细的25年现金流状况,再考虑是否决定安装。一些平台(如全民光伏平台)还可以给用户推荐优质的安装商和提供金融保险服务,决定安装之后,还会给可用户设计一个施工方案。
在真正动工以前,先找当地的电网公司进行并网申请,电网公司会从电力接入方面给出建议和指导,如果接入条件没问题,可以安装的,电网公司会帮助代办项目备案等手续。电网公司对家庭光伏电站项目虽然鼓励,可是如果安装得不好,或者负荷满了,或者系统不规范,电网公司也有可能拒绝并网的。所以动工前一定要先去咨询当地的电网公司是否可以并网。
在家庭光伏电站完全建好后,电网公司会上门免费安装两只电表,其中一只是双向电表,显示自家用电量和上网电量,另一只则显示光伏系统的发电量。这样一来,家里的光伏电站总共发了多少电,其中自家用了多少电,卖给电网公司多少电,就一清二楚啦!
2 家庭光伏电站如何盈利
都说光伏电站年收益率超过10%,可是具体如何赚到钱的,每年都能拿到多少钱,还是需要费一番计算的。家庭光伏电站帮普通家庭业主赚钱,主要通过3方面。
(1)节省的电费。因为家庭使用的电来自自家光伏电站所发电量,用电不再像以前一样完全需要从电网公司购买,就可以避免电费支出的烦恼。对于用电需求较大的家庭,光伏电站能节省可观的电费开支。
(2)卖电的收入。由家庭光伏电站发的电,自家用不掉的可直接卖给电网公司。
(3)政府的补贴。国家对于光伏应用给予大力支持,提供为期20年,额度为0.42元/千瓦时的国家补贴,此外,各地省政府及一些区县政府也出台了政策,为家庭光伏电站提供补贴支持,具体的补贴标准居民可咨询当地政府部门。
节省的电费、卖电收益、补贴收益,这三者相加就是家庭光伏电站带来的最终收益。仔细一算,作为长期投资,安装光伏电站比存在银行或者买养老保险靠谱多了。
3 家庭光伏电站实例
村委负责这项工作的是大学生村官小吴。小吴告诉小李，安装家庭光伏发电站一般需投入5、6万元，每产生1度电，国家和省里都有补贴，从长远来看，是非常划算的。村里推荐给村民的都是正规、有经验的光伏安装企业；此外，村里会统一负责并网申报及安装后的验收、调试。
跟小吴深入探讨又在网上仔细了解之后，小李家决定安装光伏屋面，并在小吴的推荐下选择了光伏陶瓷瓦。光伏陶瓷瓦通过封装工艺将陶制瓦片与太阳能模组结合，可替代传统的建筑瓦片（图1）。安装光伏前，需考虑屋顶的使用权问题。小李家的房屋属于自建房，这点完全不必担心。光伏安装公司实地考察了小李家的屋顶，以保证其能提供光伏陶瓷瓦的安全安装条件。考虑到家庭年用电量在1200kW·h左右，小李和光伏安装企业商议后，决定安装144片8W/片的琉璃瓦型光伏陶瓷瓦，年发电量在1200kW·h左右。
光伏安装公司的陆工根据小李家坡屋面的尺寸，横竖向设计了光伏陶瓷瓦的摆放位置。陆工说，光伏陶瓷瓦屋面发电系统各组成部分在建筑中的位置应合理，并满足其所在部位的建筑排水和系统检修、更新与维护等要求，所以靠近脊瓦的一排瓦不宜选用光伏陶瓷瓦。这些工作做好后，将光伏陶瓷瓦按横竖尺寸进行挂瓦。
安装光伏陶瓷瓦时，先根据预先设计确定电路的联接方式，在瓦片之间进行线路连接。原则上做到边安装边检测线路连接是否到位，一般以36片光伏陶瓷瓦为1组进行电压测量。整体光伏瓦安装接线完成后，对其汇流电缆进行电压及电流测量，确定是否符合应有的工作状态。
接着，便是固定光伏瓦。每一分段或分块内的光伏陶瓷瓦，均为自下而上固定。光伏陶瓷瓦的最下面一层和最上面一层，用水泥钉与挂瓦条固定。卧瓦层采用1∶3水泥砂浆粘贴，砂浆厚度约为30mm，贴上后用灰铲柄轻轻敲打，并用靠尺调整瓦的平整度和垂直度。
待大面积光伏陶瓷瓦施工固定完毕后，用靠尺检查瓦的垂直、平整度，并用小钉锤检查光伏陶瓷瓦是否存在空鼓。如有，需进行维修处理。在安装光伏陶瓷瓦的整个过程中，不要破坏原屋面的防水层。
这些工作完成之后，大学生村官小吴会通知电力公司上门安装电表和计量装置，进行并网验收和调试，完成最终并网的程序。
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；
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）。
尊敬的领导：
我是xx光伏电站的xxx,于20xx年xx月xx日成为贵公司的试用员工，到今天已经有6个月，试用期已满。在这段时间里，我自认能够完全胜任本职工作，根据公司的规章制度，现申请转为正式员工。现将这六个月的工作情况总结如下：
一、与电站人员共同完成调度值班员资格考试。由于xx电站并网计划提前，而并网验收的一个要求就是站内有3人以上具备调度值班员资格，要想按计划完成并网，必须有足够的人数通过调度值班员考试。而xx电站初期人员只有4个运维人员，时间紧任务重，我利用工作之余积极复习考试并及时与大家沟通交流，最终站内4人全部通过考试，为计划并网提供了有利条件。
二、按计划完成并网任务。由于项目抢并网电站基础设施都不具备，所以前期条件十分艰苦，而运维人员前期只有4人，工作量又比较大，所以并网工作十分严峻。面对这些困难，我与大家积极准备，尽快在项目附近租到了一间房屋，保证了运维人员的基本生活。然后迅速学习站内设备，积极准备并网各项资料。由于前期并网时，站内车辆还没到站，而箱变与逆变器距离开关站又十分远，我们四人分成两组，步行检查光电线路对应箱变及逆变器，靠着坚持和毅力克服了困难，做好了并网的准备，最终在2014年12月31日顺利完成了xx电站并网。
三、积极保证电站的正常运行。由于项目施工时间短，施工比较仓促，所以并网后设备存在较多问题。面对诸多问题，我们除了按公司制度进行日、周、月巡检外，对一些容易出问题的设备加大巡检力度，积极发现问题和隐患，对发现问题尽快联系厂家和施工人员处理，保证了电站的正常运行，并网后至今无一次非计停事故，同时也为电站今后稳定运行打下良好基础。
四、保证站内运维人员的基本生活。由于并网后，站内各项生活设施还不具备，所以站内人员生活方面存在很大困难。作为站长一方面与大家积极沟通，安抚大家情绪，另一方面与大家一起想办法，解决问题，包括吃水问题，吃饭问题，晚上值夜班安全问题，山上面对严寒取暖问题等等，最终在大家的努力下，一起齐心协力，想办法，解决了站内人员的基本生活问题。为员工的正常工作提供了基本保障，从而保证员工能够安心工作。
五、建立和完善站内工作体系和规章制度。正所谓无规矩不成方圆，无论公司大小人员多少，必须有一套完整的规章制度，才能保证公司的正常运行。作为一个光伏电站，好的制度和管理模式更是必不可少的。电站运行初期，一方面带领大家学习公司的各项制度，明确各个岗位人员的职责，目标分工到人，另一方面根据站内实际情况调整管理模式，按每个人的特长方面或性格优势分派工作，比如xxx安全意识强，可以安排担任站内安全员，带领大家一块学习电力安全知识，xxx比较细心，可以安排管理工器具和备品备件工作。按每个人特点安排工作，发挥每个人的长处。同时树立站内人员电站主人翁意识，不是公司要求我要去完成这项工作，而是我要保发电量，保设备安全运行，所以我要去做这项工作。用制度规范站内人员工作，用好的管理方式提升站内人员工作积极性。
一、施工前
1.联系当地省电力设计院进行接入方案设计；
2.设计完毕提交省公司发策部二处，由经研院牵头进行一次接入方案评审；
3.一次评审通过，报国网发策部申请进行二次接入方案评审； 4.经国网发策部批准后，由由经研院牵头，省公司发策部二处参与二次接入方案评审；
5.一、二次评审均通过后，持接入方案审查及批复意见到地市级电力公司申请项目初审意见及电网接入意见，并由发策、营销、地调签字盖章确认；
6.拿一、二次系统接入方案审查及批复意见以及地市级电力公司申请项目初审意见及电网接入意见到省电力公司发策部二处申请接入电网原则意见的函；
7.持接入电网原则意见的函赴能源局取得接入电网批复意见；
二、施工进行中
1.由项目所在地供电公司设计院进行线路初设； 2.委托经研院负责接入可研编写以及评审工作；
3.设备安装到位后，提请地市调度中心命名，之后提交省调进行建模、命名，并签发红头文件； 4.涉及到跨区作业施工，需要到“地方能源资质管理中心”进行跨区作业报备，并签发临时发电业务许可证；
5.持一、二次系统接入方案审查及批复意见与地市供电公司签订高压供电合同；
6.联系省计量中心（省计量中心或委托下级计量中心），出具PT、CT以及表计检验报告； 7.赴省调签订并网调度协议；
8.持4-7与电价交易中心签订购销电合同，并出具上网电价文件可研报告以及审核意见；
9.竣工验收前需要邀请电力工程质监站、省计量中心以及省电科院电源中心参与；
根据《中华人民共和国招标投标法》、《工程建设项目施工招标投标办法》(国家七部委第30号令)、《中华人民共和国招标投标法实施条例》、《评标委员会和评标方法暂行规定》(国家七部委第12号令)、《中华人民共和国政府采购法》、《中华人民共和国政府采购法实施条例》和金寨县招投标管理办法等相关法律规定，依法对本项目公开招标。
一、招标条件
1、工程名称：金寨县村级集体光伏电站增容采购项目
2、招标编号：AHJZCG2016-G0701
3、项目审批：金寨县政府会议纪要
4、采购人：金寨县扶贫开发投融资有限公司
5、资金来源：自筹资金
二、项目概况与招标范围
1、工程实施地点：安徽省六安市金寨县
2、建设规模：本次在原基础上扩建涉及5个乡镇、21个村、840千瓦;由乡镇集中选址共涉及15个乡镇、147个村、5880千瓦;由县集中选址建设涉及有7个乡镇、50个村、千瓦。概算约6000万元。
4、计划工期：90日历天。
5、招标范围包括但不限于：全县218个村集体光伏电站，每村增容约40KW，共计8.72MW光伏发电设备的供货、安装劳务和土建、围栏、警示标识牌、并网发电成功(包括但不限于并网过程中所需的支线、管线、变压器更换及相关的辅材等);以及对37个电站选址可行性论证、项目建议书编制(16个独立选址项目)、规划设计，工程质保期内的运行维护等，具体内容详见本招标文件技术文件。
6、标段划分：一个标段。
7、评标办法：综合评分法。
三、投标人资格要求
(1)符合政府采购法第二十二条规定，投标人须具有独立的法人资格，同时具有有效营业执照。
(2)累计建成并网发电集中式光伏电站50MWp以上，其中至少有一个单体规模超10MWp。
(3)投标人须为光伏产品生产企业或光伏工程施工企业。
(4)在参加本次政府采购活动前近3年没有重大违法违规或不良记录;
(5)提供投标人所在地县级及以上(含县级)检察机关出具的无行贿犯罪记录证明(《检察机关行贿犯罪档案查询结果告知函》)
(6)投标人无《安徽省社会法人失信行为联合惩戒暂行办法》规定的失信行为记录。
1)光伏产品生产企业：
①光伏产品生产企业指生产光伏组件或组件材料、逆变器的企业。
②如果光伏产品生产企业中标后自行进行施工的：应具有有效的安全生产许可证，拟派项目负责人具有机电工程二级注册建造师资格，且具有下列资质之一：
a、电力工程施工总承包二级及以上;
b、机电工程施工(机电安装)总承包二级及以上;
c、建筑机电安装(机电设备安装)工程专业承包二级及以上资质。
③如果光伏产品生产企业中标后委托光伏工程施工企业进行施工的：被委托的光伏工程施工企业资格必须符合下述所明确的相关资格要求(投标人在投标文件中应作出说明，并提供相应的资格证明材料)。
2)光伏工程施工企业：
①具有下列资质之一：
a、电力工程施工总承包二级及以上;
b、机电工程施工(机电安装)总承包二级及以上;
c、建筑机电安装(机电设备安装)工程专业承包二级及以上资质。
②具有有效的安全生产许可证;拟派项目负责人具有机电工程二级注册建造师资格。
(7)本工程不接受联合体投标。
注：以上要求施工企业拟任的项目经理需提供无在建工程，无重大安全事故承诺书。
四、资格审查
本项目投标供应商的资格条件在评标时进行审查。供应商应在投标文件中按招标文件的规定和要求附上所有的资格证明文件，要求提供的复印件必须加盖投标人单位印章，并在投标时提供原件备查。若提供的资格证明文件不全或不实，将导致其投标或中标资格被取消。
五、招标文件获取时间、地点：
金寨县政府采购网供应商库正式注册会员，自2016年 7月7日至2016年 7月14日17:30(北京时间)在金寨县政府采购网项目采购交易系统自行参加项目报名(金寨县政府采购网注册报名，网址：www.jzzfcg.gov.cn，具体报名的方法请参照网站首页重要通知栏的供应商注册和报名方法;注册电话：0564-7359063)，自2016年 7月7日至2016年 7月27日在金寨县政府采购网项目采购交易系统自行下载招标文件。
六、投标截止时间和开标时间：2016年7月28日上午：09：00(北京时间)。
投标文件必须在投标截止时间前送达开标地点。逾期送达或密封和标注不符合招标文件规定的投标文件拒绝接受。本次招标不接受邮寄的投标文件。
六、开标地点：金寨县招投标中心一楼第二开标室(具体地址为：金寨县梅山镇新城区红军大道与燕子河路交叉口县农村商业银行综合楼以南50米)。
七、联系方式
联系人：夏小云
一、项目前期考察
对项目地形及屋顶资源、周边环境条件(交通、物资采购、市场的劳动力、道路、水电)、电网结构及年负荷量、消耗负荷能力、接入系统的电压等级、接入间隔核实、送出线路长度廊道的条件、和当地电网公司的政策等。
二、项目建设前期资料及批复文件 第一阶段：可研阶段
1、委托有自治区B级以上资质的单位做20MWp大型光伏并网电站项目 进行可行性研究分析、项目申请报告。
2、委托有自治区B级以上资质的单位做20MWp大型光伏并网电站项目 进行可行性研究分析评审。
第二阶段：获得项目建设地县级相关部门的批复文件
1、获得县发改委项目可行性研究报告的请示。
2、获得县水利局项目的请示。
3、获得县畜牧局项目的请示。
4、委托具有自治区B级以上资质的单位做20MWp大型光伏并网电站项 目环境评价报告表，并获得县环保局项目建设环保初审意见。
5、获得县城建局项目规划选址意见的请示。
6、获得县国土局项目建设用地预审的情况说明。
7、获得县电力公司项目初审意见及电网接入意见。
8、获得县文物局项目选址地面文物调查情况的请示。
9、获得县经贸委项目开展前期工作的批复。
第三阶段：获得项目建设地区级(市)相关部门的批复文件
1、获得地区发改委开展前期工作请示。
2、获得地区水利局项目工程选址意见。
3、获得地区畜牧局项目用地查验的意见。
4、获得地区环保局项目环境影响报告表的初审意见。
5、获得地区城建局项目选址的报告。
6、获得地区国土局项目用地预审的初审意见。
7、获得地区文物局项目用地位置选址的请示。
8、获得地区林业局项目选址情况的报告。
第四阶段：获得自治区(省)相关部门的批复文件
1、获得自治区(省)发改委同意开展光伏发电项目前期工作的通知
2、获得自治区(省)水利厅项目水土保持方案的批复
3、获得自治区环保厅(省)项目环境影响报告表的批复
4、获得自治区(省)国土厅项目压覆重要矿产资源有关问题的函
5、获得自治区(省)国土厅地质灾害评估备案登记表
6、获得自治区(省)文物局项目用地位置选址意见函
7、获得自治区(省)国土厅土地预审意见
8、获得自治区(省)建设厅选址意见书和选址规划意见
9、获得省电力公司接入电网原则意见的函
10、办理建设项目银行资金证明(不少于项目总投资的20%)。
11、办理建设项目与银行的贷款意向书或贷款协议(不高于项目总投资的80%);
12、委托有自治区(省)B级以上资质的单位做20MWp大型光伏并网电站项目申请报告;
13、将项目申请报告提交区发改委能源处，按照能源处的指定委托国际工程咨询公司对20MWp大型光伏并网电站项目申请报告组织评审，并获得评审文件;
14、获得自治区发改委(省)对20MWp大型光伏并网电站项目核准的批复文件;
15、获得新疆电力公司接入电网批复文件;
16、委托具有自治区(省)B级以上资质的单位做20MWp大型光伏并网电站项目设计;
17、获得项目建设地建设局开工许可;
三、项目施工图设计
1、现场测绘、地勘、勘界、提资设计要求;
2、接入系统报告编制并上会评审;
3、出施工总图蓝图;
4、各专业进行图纸绘制(结构、土建、电器等等);
5、出各产品技术规范书(做为设备采购招标依据);
6、和各厂家签订技术协议;
7、现场技术交底、图纸会审;
8、送出线路初设代可研评审上会出电网意见;
四、项目实施建设
1、物资招标采购
2、发电区建设工作：
基础浇筑、组件安装、支架安装、汇流箱安装、逆变室箱变基础建设，箱变、逆变器、直流柜、通讯柜设备安装调试试验，电气连接及电缆敷设(组件之间、组件与汇流箱、汇流箱与直流柜、直流柜与逆变器、逆变器与箱变之间)、全场接地制作焊接、发电区道路建设;
打桩开孔
基础浇筑
支架安装
组件安装
箱变基础建设
汇流箱连接
3、生活区工作：
所有房建建设(SVG室、高压室、中控室、综合用房、水泵房及设备安装、生活区道路围栏、所有房建装饰装修、设备间电缆沟开挖砌筑接地)等;浅谈光伏电站开发及建设流程 所有设备安装、调试、试验、保护调试、电器连接(SVG、高压开关柜、接地变、所用变、降压变、0.4KV配电屏、综自保护(21面柜)、监控安装、消防设备安装、安全监控摄像头)等等。
电缆沟铺设
SVG室建设
4、外围线路建设，对侧站设备安装及对侧站对点对调、省调地调的调度调试等等;
5、所有设备的电缆敷设连接并做实验;
6、保护定值计算、设备的命名;
一、竣工前验收 第一条：
自治区(省)电力建设工程质量监督站验收(消缺并闭环);省电力建设调试所安评、技术监督验收(消缺并闭环);当地消防大队验收并出具报告;电网公司验收(消缺并闭环);电站调试方案(电力公司审核);
七、带电前的必备条件
(一)、接入系统带电前要需具备的条件
1、发改委核准文件、上网电价文件可研确定文件(或报告)
2、接入系统审查批复文件(国家电网公司、省电力公司接入系统文件)
3、公司营业执照复印件(正本、副本)
4、公司税务登记证(国税、地税)
5、公司组织机构代码证
6、系统主接线图
(二)、升压站返送电流程和具备的条件
1、给省电力公司申请返送电文件。(风电机组及光伏电站机组合并上报)
2、给交易中心上报接网技术条件。(按照公司接入系统要求及反措要求上报)
3、并网原则协议签订。(与公司营销部签订、地区并网电厂可由营销部授权签订、并上报交易中心)
4、省调下达的调度设备命名及编号。
5、省调下达的调管设备范围划分。
6、与省调、各地调分别签订《并网调度协议》。
7、与发电企业所在的地区电力公司签订《供用电合同》。(确定发电企业施工用电如何处理，电厂全停期间用电电价及结算方式)(原则上执行当地大宗工业用电电价)
8、线路属自建的应签订《线路运维协议》。(必须有线路运营资质、且必须在相应机构备案、具备线路带电作业、申请线路巡线、停用重合闸、线路消缺等)。
9、具有资质的质监站出具的《工程质检报告》，并形成闭环的报告(报告原件)。(风电机组及光伏电站机组合并上报)
10、省电力科学研究院出具的《并网安全性评价报告》，同时上报针对报告中提出的影响送电的缺陷应整改完毕，对不影响送电的应列出整改计划。(风电机组及光伏电站机组合并上报)
11、省电力科学研究院出具的《技术监督报告》，同时上报针对报告中提出的影响送电的缺陷应整改完毕，对不影响送电的应列出整改计划。(风电机组及光伏电站机组合并上报)。
12、应出具消防部门验收意见。(风电机组及光伏电站机组合并上报)。
13、省电力公司交易中心将委托地区电力公司现场验收涉网设备及是否按照接入系统文件要求建设和完善设备、装置、满足并网条件，并落实“安评、技术监督”等报告提出问题的整改。并向新疆电力公司交易中心上报具备返送电的验收报告。(风电机组及光伏电站机组合并上报)。
14、交易中心根据上述工作完成情况，及时组织返送电协调会，并组织各相关部门会签后，下达同意返送电文件。
(三)、机组并网流程或具备的条件
1、工程质检报告
2、安评报告
3、技术监督报告
4、消防验收意见
5、电力公司验收报告
6、针对各检查报告提出问题的整改报告
7、《供用电合同》(是否有新的变化，若有变化须重新签订)
8、针对上述“四个协议(或合同)、四个报告”，协商确定《购售电合同》后。
9、并组织各相关部门会签后，及时协商确定召开启委会，根据启委会决议，发电企业应上报决议中提出问题的整改。
10、下达同意机组并网文件，安排机组并网工作。转商业运行
11、给省电力公司申请确认满足电网要求的文件。(火电机组首次并网时间，168小时开始及结束时间)(水电机组首次并网时间，72小时开始及结束时间)(风电机组及光伏电站机组首次并网时间及240小时结束时间)
12、生产验收交接书(施工单位与业主签订)
13、涉网试验完成并满足电网要求
14、电价批复文件
15、消防验收合格
八、总结
批准：胡仁道 审核：房公柱 编写：殷嘉骏
长丰广银光伏发电有限公司
2017年02月19日 35KV广银光伏电站是长丰县广银光伏发电有限公司建设的22.5WM光伏发电工程。分成19个并网发电单元，每个发电单元容量约为1.2MW，19个1000kW集中式逆变器逆变输出交流0.315 kV电压后，各通过1回0.315kV线路分别送至双分裂升压变的0.315kV经升压变升压至35kV后，通过35kV电缆线路接至光伏电站的35kV母线，然后每6~7台升压变为1组汇集为1回35kV集电线路，共3组通过3回35kV集电线路接至站内35kV母线，最终以1回35kV电压等级接至220kV北城变35kV侧。近期进行试投运，为确保电站投运工作顺利进行，保证人身及设备安全，保障电网安全稳定运行，特编制本应急措施。
第一章 组织措施
一、成立35KV广银光伏电站应急领导小组 组 长：房公柱
副组长： 田璞、牟善宁、王金中
成 员：李洪举、殷嘉骏、刘殿伟、张允辉、夏翔坤 负责本次投运应急领导工作。包括准备工作的审查，最终决定是否具备投运条件。同时在35KV广银光伏电站投运现场设投运应急总指挥、应急技术总负责：
投运应急总指挥：牟善宁、田璞
各项投运期间应急命令，对整个投运工作的组织、调度、安全及
其他相关工作负总责。
投运应急技术总负责：各设备厂家人员 王金中
责投运应急的技术工作，对投运各个环节的技术工作负全面责任。
投运应急领导小组下设6个专门小组，6个专门小组直接向投运应急总指挥负责，如果在投运中出现技术或其他疑难问题不能确定时，需报告投运应急总指挥和应急技术总负责，由投运应急总指挥和应急技术总负责组织人员进行核查、论证，确定无误时，方可继续投运。
1、安全监察组： 组 长：王金中
副组长：牟善宁成 员：殷嘉俊 成 员：殷嘉骏
安全监察组组长主要负责接受投运命令，安排部署工作人员对电站投运过程中的各个工作环节进行安全监督和检查，制止一切违章行为，对整个投运过程中的发令、操作、调度、现场运行及抢修等工作负安全监督和检查责任。
2、技术监督组： 组长：牟善宁、田璞
成员：各设备厂家人员 李洪举
负责接受投运应急总指挥命令，在投运前对35KV广银光伏电站线路技术情况和所内一、二次设备技术情况进行全面检查（包括各种保护投入情况），从技术角度负责，最终向现场总指挥汇报是否具备投运条件。
3、通讯保障组： 组长：殷嘉骏 成员：李洪举
接受投运应急总指挥命令，负责与长丰县北城区110KV变电站及长丰县、区电力调度中心联系有关调度事宜。
4、事故应急处理组：
（1）设备应急处理组： 组长：牟善宁 副组长：田璞 成员：李洪举、殷嘉骏、刘殿伟、张允辉、夏翔坤 接受投运应急总指挥命令，负责投运期间35KV广银光伏电站内操作及运行中一切意外问题的应急处理工作。
（2）线路应急处理组： 组长：张允辉
成员：睿明电力施工技术人员
接受投运总指挥命令，负责投运期间线路巡视及线路故障的应急处理工作。
6、救护消防组： 组长：刘殿伟 成员：施工单位人员
接受应急总指挥命令，负责现场意外情况的紧急救护和消防工作，做到救护消防材料和人员均到位。
第二章 投运程序
一、启动投产时间：2017年02月19日～02月20日
二、启动投产设备范围：
35KV长丰广银光伏电站：35KV广银光伏363线路及保护、35kV母线及保护、35kV母线PT、35kV#1集电线路301、#2集电进线302、SVG装置±2MVAR 304及其保护、接地变站用变及其保护303，25MW 光伏阵列#1~#20逆变单元和对应箱变及相应光伏组件。
三、投产应具备的条件：
1．02月19日00：00前，35KV广银光伏电站并网光伏进线线路施工工作结束，相位正确；上述线路经验收确认线路具备送电条件。
2.35KV广银光伏电站投产的一、二次设备及自动化、通讯设备和消防安全设施均已验收合格，各级调度自动化通道验收完好。
3.各级调度与电站通信联络畅通，职责明确，并交换各自人员名单。施工单位与运行单位做好设备及安装技术资料，备品、备件的交接工作，各类安全用具、消防器具、现场设备命名均已准备齐全，运行规程、典型操作票编制完成并经过审定、批准，并报地调备案，运行人员已经过相关业务培训，熟悉一、二次设备及自动化设备的运行和操作。
4.启动总指挥听取各部门汇报，确认具备上述条件后报告地调当值。
四、投运前准备工作（每项工作完毕，打“√”确认）
1、由技术监督组、安全监察组确认：35KV广银光伏电站安装工程（包括35kV广银光伏301线路、35kV高压开关室高压开关柜、#1—#20方阵及中控室内安装工程）均已全部结束，各种试验项目均按照交接试验完成，达到合格要求且具备投运条件。
2、由调度组确认：35KV长丰广银光伏电站35kV广银光伏363线路保护已调试完毕，相关计量装置已经调试合格，满足电网倒送电的要求。
3、由安全监督组确认：已经对35KV长丰广银光伏电站主系统进行全面巡视检查（由线路应急抢修组根据投运总指挥命令安排人员进行），巡视检查无异常，以巡视单位书面的巡线卡为依据。
4、由安全监察组确认：线路应急抢修组已经对35kV广银光伏363线路并网线路进行绝缘摇测，绝缘电阻合格，以测试人员的记录为依据。
5、由技术监督组确认：已经对35KV长丰广银光伏电站光伏电站中控室内蓄电池进行了充分的充电，充电工作完毕，直流系统运行正常，电压在规定范围内。中控室内UPS电源工作正常。
6、由调度组确认：35KV长丰广银光伏电站通信畅通。在投运期间，务必保证与合肥市地调通信，电话具备录音功能。
7、由安全监察组确认以下准备工作均已完成：
1)对运行人员进行专门培训并合格，做到会操作设备、能识别信号、能正确处理日常记录； 2)运行管理各项规章制度，各运行人员应熟知； 3)竣工资料、图纸现场到位；
4)运行必备的工器具、安全用具、消防器材等准备齐全，并试验合格；
5)所有调试工作已完成，试验各项指标均合格，试验报告单完整、齐全；
6)投运前，各小组人员必须提前到位并签到；
7)投运操作票已经经过安全监察组、技术监督组审核批准； 8)所有投运命令及操作票已经模拟预演；
8、各小组各自的准备工作已经完成，逐一向投运总指挥进行汇报，确认无异常；
9、投运总指挥已经请示投运领导小组组长，同意开始投运。投运总指挥同意投运确认签字：
五、投运程序
经过投运领导小组总指挥签字许可，长丰广银光伏电站已经具备投运条件。投运程序如下：
1、检查35KV长丰广银光伏电站所有断路器、隔离刀闸及接地刀均在断开位置，所有小车开关均在试验位置；35KV长丰广银光伏电站及35KV广银光伏363线路工作全部终结，安全措施全部拆除，,人员全部撤离，汇报合肥地调。
2、检查并核对35KV广银光伏3631线路保护、35kV母线保护、35kV接地变站用变保护、35kV SVG装置±2MVAR保护、#1集电线路保护、#2集电线路保护按保护定值单要求已全部投入。
3、经确认条件许可后，由启动试运行指挥小组及当值值长与调度取得联系，向合肥市地调申请对35KV广银光伏363投运。
4、由合肥市地调下令用北城变3631开关向35KV广银光伏363充电3次。
5、将35kV母线PT投入运行。
6、向合肥市地调申请用35KV广银光伏363向35kV母线及母线PT充电1次，正常后汇报合肥市地调。
7、经总指挥许可35KV长丰广银光伏电站分别通过301、302、开关对35kV#1集电进线、#2集电进线充电3次，每次3分钟。充电完成后35kV#1集电进线、#2集电进线带电运行。
8、经合肥地调调许可35KV长丰广银光伏电站将合上SVG装置±2MVAR连接变高压侧隔离刀闸，合上SVG连接变304开关对SVG 连接变压器充电3次，每次5分钟，充电完成后SVG连接变带电。
9、经总指挥许可35KV长丰广银光伏电站将合上接地变站用变303开关对接地变充电3次，每次5分钟，充电完成后接地变带电。
10、经总指挥许可35KV长丰广银光伏电站通过逆变升压一体机高压侧负荷开关分别对#1—#20箱变充电3次，每次5分钟，充电完成后#1—#20箱变带电。
11、向地调申请35KV长丰广银光伏电站投入逆变器，逆变器运行正常后向地调汇报。12、35kV广银光伏363线路带负荷后，35KV广银光伏363线路两侧做线路光差保护六角图正确；做35kV母线差动保护六角图正确，汇报地调。
第三章 安全措施
一、安全技术措施及组织措施
1、所有操作必须严格遵守《电业安全作业规程》的有关规定；
2、操作人员、监护人员思想要高度集中，电气设备在未经验明确无电压前，一律视为有电，在安全措施未做好之前，必须保持安全距离； 在电气设备上操作必须遵守以下技术措施：
1）停电； 2）验电； 3）接地；
4）悬挂标示牌和装设遮栏（围栏）。
3、所有安全用具必须确认经过试验并合格后方可使用；
4、严禁超范围使用验电设备，在正式验电之前必须进行试验并在同等级有电设备上检验，验电器应逐渐接近导体；
5、正常的送、停电操作，必须实行操作票制度，操作票应由主值班或值班长签发；
6、操作人员执行操作时，必须严格执行三人工作制，其中对设备熟悉者做监护人；
7、操作前，要认真核对设备名称和编号，严格执行监护复诵制；
8、操作人员在执行操作任务时，带电作业必须穿高压绝缘靴，戴好高压绝缘手套，严防触电事故发生；
9、操作（值班）人员在设备运行过程中，应做好光伏电站内电气设 备的巡视检查工作，保证各个保护装置和信号装置的正常工作，保证光伏电站运行正常；
10、光伏电站的变压器投运时，严禁无关人员进入隔离区。
11、若光伏电站发生紧急事故，值班人员有权采取紧急停电措施，在处理完毕后，应立即向投运总指挥和公司调度汇报；
12、工作现场严禁闲杂人员出入，不准高声喧哗，不准围观操作，不准出入带电危险区；
13、送、停电的投运工作由投运总指挥统一发令，投运操作完毕后，应由35KV广银光伏电站操作组组长向调度组汇报。领导小组和其他各小组发现操作过程中出现的问题，应立即反馈给投运总指挥，由投运总 指挥根据情况下达处理命令。
14、原则上，投运操作工作具备远方操作（光伏电站集控室计算机操作）条件的，全部进行远方操作，就地操作必须由投运总指挥许可方可进行。
二、操作过程中的应急处理
1、操作中出现不顺利或卡滞等
35KV广银光伏电站35kV高压开关室内开关柜均带五防闭锁系统，在操作过程中，一定要严格按照已经审批的操作票进行操作，当出现按照正常操作顺序操作出现卡滞等情况时，要及时汇报投运总指挥，由投运总指挥安排后续的检修事宜，严禁硬拉、硬合机构，造成事故。
2、手车处于工作位置之后出现异常声音
出现此种情况时，若断路器在断开状态则应迅速将手车由工作位置 摇至试验位置或拉至柜外；当断路器在合时，应立即断开断路器，然后 再将手车拉至试验位置或拉至柜外。汇报投运总指挥，由总指挥安排后 续检修等事宜。
3、电气设备着火
遇有电气设备着火时，应立即切断有关设备电源，然后进行救火。对带电设备应使用干粉灭火器、二氧化碳灭火器等灭火，不得使用泡沫 灭火器灭火。
4、光伏电站配置的各种灭火器齐全，符合使用需要。
长丰吉电新能源有限公司
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