DB45_T 2367-20218 并网光伏发电站运行维护技术规范-（高清正版）.pdf

ICS 65.CCS F 1广Sp2021-0160 12 西壮并网pecificat09-27 发布壮族网光伏tion for 布 广西壮族自伏发电operatiphotovo壮族自治区自治 电站运ons and oltaic po 区市场监督区运行维maintenaower stat督管理局 地DB护技术ance of tion 发 布45方标B45/T 236术规范grid-con2021-布 5 标准672021 范 nnected-10-31 实准 实施DB45/T 23672021 I 目次 前言.II1 范围.12 规范性引用文件.13 术语和定义.14 电站运行管理.25 电站设备维护.4附录 A（资料性）并网光伏发电站日常管理制度.16附录 B（资料性）并网光伏发电站交接班制度.17附录 C（资料性）并网光伏发电站日常检查制度.18附录 D（资料性）并网光伏发电站巡检制度.20DB45/T 23672021 II 前言 本文件按照GB/T 1.12020标准化工作导则 第1部分：标准化文件的结构和起草规则的规定起草。本文件由广西壮族自治区人民政府国有资产监督管理委员会提出、归口并宣贯。本文件起草单位：广西西江开发投资集团有限公司、广西航桂实业有限公司、广西鼎旭同辉农业投资有限公司、广西西江环境能源科技产业有限公司、广东永光新能源设计咨询有限公司、顺德中山大学太阳能研究院、信息产业电子第十一设计研究院科技工程股份有限公司、广西万信工程咨询有限责任公司、晶科能源有限公司、泰州中来光电科技有限公司。本文件主要起草人：刘声付、李展、李伟远、马岗权、黄德智、郑小鹏、吕东霖、陈荣、窦广元、孙韵琳、陈思铭、禹中文、李林、李冰之、周兵、袁伯文、容晓晖、班正超、代洲洲、蒋海永、陈义桃、田素峰、赵刚刚、刘淑娜、赵显光。DB45/T 23672021 1 并网光伏发电站运行维护技术规范 1 范围 本文件规定了并网光伏发电站中运行与管理及设备维护的各项技术要求。本文件适用于广西行政区域内验收合格后，已投入正常使用的地面光伏发电站、水面光伏发电站及建筑屋面光伏发电站的并网光伏发电站系统的运行和维护，不适用于漂浮式光伏发电站和光伏建筑一体化（BIPV）项目。2 规范性引用文件 下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB 2894 安全标志及其使用导则 GB 26860 电力安全工作规程 发电厂和变电站电气部分 GB/T 31156 太阳能资源测量 总辐射 GB 50974 消防给水及消火栓系统技术规范 GA 95 灭火器维修 DL/T 448 电能计量装置技术管理规程 DL/T 572 电力变压器运行规程 DL/T 573 电力变压器检修导则 DL/T 596 电力设备预防性试验规程 DL/T 969 变电站运行导则 NB/T 32037 光伏发电建设项目文件归档与档案整理规范 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。3.1 光伏发电站 PV power station 以光伏发电系统为主，包含各类建（构）筑物及检修、维护、生活等辅助设施在内的发电站。3.2 并网光伏发电站 grid-connected PV power station 直接或间接接入公共电网运行的光伏发电站。3.3 光伏发电站运维单位 organization for PV power station 承担光伏发电站运维工作的机构组织。DB45/T 23672021 2 3.4 分布式光伏发电站 distributed photovoltaic power system 在用户所在场地或附近安装、运行方式以用户端自发自用为主、多余电量上网，且在配电网系统平衡调节为特征的光伏发电系统。包含利用建筑屋顶及附属场地建设的分布式（含工业屋顶和户用）及在地面或利用农业大棚等无电力消费设施、35 kV及以下电压等级接入电网、单个项目容量不超过20 000 kW的光伏发电系统。3.5 第 II 类防雷建筑 type II lightning protecting building 遇下列情况之一时，应划为第二类防雷建筑物：国家级重点文物保护的建筑物；国家级的会堂、办公建筑物等特别重要的建筑物；对国民经济有重要意义且装有大量电子设备的建筑物；等等。3.5.1 第 III 类防雷建筑 type III lightning protecting building 遇下列情况之一时，应划为第三类防雷建筑物：省级重点文物保护的建筑物及省级档案馆等等。4 电站运行管理 4.1 一般规定 4.1.1 并网光伏发电站经验收合格，竣工后正式投入运行的日常管理工作宜由专门的运行和维护人员或运维单位负责。运行和维护人员应具备与自身职责相应的专业技能。4.1.2 为保证并网光伏发电站正常、安全运行，运维人员或运维单位应建立下列安全管理制度：并网光伏发电站安全生产管理制度，参见附录 A；日常生产操作规程；设备检查检修规程；电站应急预案等。4.1.3 并网光伏发电站的运维单位应至少将以下文件归档作为长期档案管理、保存并备查，保存期限一般为 25 年，具体按照 NB/T 32037 的要求执行：总体设计说明；竣工报告及竣工图纸（包括纸质版和电子版）；采用的电气设备购置记录、产品使用说明书、检验报告以及质保文件等；建设过程中的监理记录，包括设备、材料的到货登记及检验情况；运行期间的检修报告、故障排查和处理及设备更换记录；设备定期计量、校准证书；验收报告，包括：隐蔽工程验收、并网验收以及电站验收的专项验收文件等；安全相关活动记录等。4.1.4 在光伏阵列入口显著位置应按光伏阵列安装方式设置相应的警告标识。4.1.5 在配电房门口显著位置应按照 GB 2894 的要求设置“电房重地，闲人免进”的警告标志。4.1.6 配电房和监控室应悬挂光伏发电系统图。4.1.7 配电房设置的灭火器应按照 GA 95 的要求定期检查，并将检查记录存档。不应使用超过使用期限和低于正常压力值的灭火器。4.1.8 应按所在区域电网的要求向电网调度提供光伏发电系统的运行数据。4.1.9 电能计量仪表等应按照 DL/T 448 的要求定期校准和检定。4.1.10 应每年校准太阳辐射表。4.1.11 并网光伏发电站的各种保护装置的整定值，未经电力管理部门同意，不应更改。（如有异议，DB45/T 23672021 3 应按相关规程上报电力管理部门审核，同意后方可修改）。4.1.12 每年雨季前，安装在第类和第类防雷建筑物上的光伏发电站应由防雷检测机构对建筑物和光伏发电站的防雷接地电阻一并进行检测；其他光伏发电站的防雷接地电阻宜由电站运维人员进行检测，检测报告应存档。4.1.13 并网光伏发电站运行维护操作应符合 GB 26860 的规定，制定规范、安全的运维操作流程制度，应按照 GB 26860“两票三制”的要求执行，并网光伏发电站交接班制度参见附录 B。4.1.14 电力设备在运行与维护过程中，应定期进行检查、试验或监测。并网光伏发电站日常检查制度参见附录 C。4.1.15 监控系统应按有关规定定期开展信息安全等级保护测评、安全防护评估及安全整改工作，监控系统安全防护的技术要求应按照国家和地方政府部门的相关规定执行。4.1.16 巡检人员应记录巡检时间、范围、巡检内容及发现的部件和设备缺陷，对现场能够处理的问题，应第一时间处理；对现场不能及时处理的问题，应按照流程上报，并尽快安排跟进处理，并网光伏发电站巡检制度参见附录 D。4.1.17 在电站需检修或事故处理时，应首先保证人身安全，在确保人身和电网不受威胁的同时，应尽快消除事故根源，限制事故的发展，防止和缩小对设备的危害。4.1.18 电站的运行维护单位或人员应制定严格的光伏系统运行管理和人员管理、考核制度。应定期组织人员培训和考核，培训和考核内容应包括但不限于：人员职责培训、设备维护和管理培训、检修和事故处理培训等。4.2 人员规定 4.2.1 运维人员宜包括站长或区域运维主管、值班长、运维值班员（可由站长、区域运维主管或值班长兼任）、安全员。4.2.2 分布式并网光伏发电站运维人员数量配置可根据电站的容量、数目和所在区域划分，每个区域宜设区域运维主管 1 名、运维值班员 2 名。4.2.3 普通并网光伏发电站宜按不少于 3 名运维人员进行配置。4.2.4 运维值班员可在站长或区域运维主管的管理下，负责各电站的运维检查、运行监视、日常维护、故障汇报处理工作。4.2.5 运维人员岗位应具备的技能和资格参见表 1。表1 运维人员岗位技能和资格 人员岗位 岗位技能和资格 备注 站长 特种作业操作证（电工作业种类）生产经营单位安全生产管理人员安全培训 运维值班人员持证上岗资格或其他电网认可的运维值班资格 光伏发电站专业知识及安全知识培训 如果相关人员涉及到配合电网调度的倒闸等操作，应具备特种作业操作证（高压电工作业）。如有高处作业，应具备高处作业证。值班长 特种作业操作证（电工作业种类）运维值班人员持证上岗资格或其他电网认可的运维值班资格 光伏发电站专业知识及安全知识培训 值班员 特种作业操作证（电工作业种类）光伏发电站专业知识及安全知识培训 安全员 生产经营单位安全生产管理人员安全培训 光伏发电站专业知识及安全知识培训 DB45/T 23672021 4 4.3 光伏发电站备品备件保存与管理 4.3.1 光伏发电站备品备件应包括但不限于：光伏组件，逆变器及相关元器件，压块，螺丝，端子排，组件连接器，交、直流断路器，交、直流浪涌保护器，低压交、直流熔断器，高压交流熔断器，线缆以及其他必要的备品备件。4.3.2 普通光伏发电站宜设专用备品备件仓库；分布式光伏发电站备品备件、工器具宜集中存放、统一管理、合理使用；光伏组件应遮光保存，其他备品备件按照产品说明妥善保存。4.3.3 应建立备品备件物资台账和月度实物盘点制度，还应有入库记录和领用记录。电站运维人员中应有仓管人员（或兼职），及时反映物资的使用、消耗和库存情况。对于盘点中发现的损害、报废或检修等问题，应及时查明原因，书面上报上级做出相应的处理和补充。5 电站设备维护 5.1 基础与支架 基础与支架的维护宜按照表2的要求执行。表2 基础与支架的维护 序号 内容 检查/检测方法 维护周期 异常 维护方法 1 基础外观 目测及工具检测 1次/半年 基础沉降、移位、歪斜超出图纸设计标准 参照图纸进行修正 1次/半年(异常天气需增加临时巡检)基础表面破损致裸露地脚螺栓或配筋 修补 2 支架结构情况 目测及工具检测 1次/半年(异常天气需增加临时巡检)光伏方阵整体存在变形、错位、松动 参照图纸进行修正 受力构件、连接构件和连接螺栓损坏、松动，焊缝开焊 紧固、更换 组件压块松动、损坏 紧固、更换 支承结构之间存在对光伏系统运行安全可能产生影响的设施 清理会产生影响的设施 3 防腐情况 目测或仪器测量 1 次/半年 金属材料的防锈涂层剥落和腐蚀 用砂纸人工打磨除锈，补刷环氧富锌漆或镀锌修补剂，漆层厚度不小于120 m；锈蚀严重者需更换 4 支架接地情况 仪器测量 1 次/年 接地位置异常，接地电阻大于4，接触电阻大于 0.1 检查接地线路，修正接地位置或更换接地部分线路 5.2 光伏组件及方阵 光伏组件的维护宜按照表3的要求执行。DB45/T 23672021 5 表3 光伏组件及方阵的维护 序号 内容 检查/检测方法 维护周期 异常 维护方法 1 外观检查 目测 1次/月 带电警告标识丢失 重新粘贴标识 玻璃破碎、背板焦灼、明显的颜色变化 更换组件 组件边缘或任何电路之间形成连通通道的气泡 接线盒变形、扭曲、开裂或烧毁，接线端子无法良好连接 设备标识编号破损、缺失等 更换、补充标识编号 2 组件表面积灰、阴影遮挡物情况 目测及仪器测量 1 次/月（根据当地情况适当调整维护密度）光伏组件表面堆积灰尘或污垢，因灰尘堆积造成发电效率明显降低；且阴影遮挡物容易导致热斑现象的产生。1.针对组件表面积灰可按照清洗频次或热斑情况选择人工擦拭、冲洗或机器清洗；清洗过程避免踩踏光伏组件，不应使用腐蚀性溶剂或硬物工具，不应在风力大于 4 级、大雨或大雪的气象条件下清洗光伏组件；组件清洗采用水洗方式时宜选择清晨或者傍晚阳光暗弱的时间（辐照度低于 200 W/m2）进行。2.针对组件的杂草遮挡可根据频次及热斑情况选择人工、机器或药物除草。3 工作温度 仪器测量 1 次/半年 在太阳辐照度不小于600 W/m2，且风速不大于2 m/s 的条件下，同一光伏组件外表面温度差异大于 20。更换或持续观察 4 绝缘测试 仪器测量 1 次/半年（抽查）正极与负极短路时对地或正极对地以及负极对地绝缘电阻小于 1 M。检查绝缘问题点，进行绝缘处理。5 异常组件排查 仪器测量及数据采集系统实时数据分析 及时处理 太阳辐射强度基本一致的条件下测量接入同一个直流汇流设备的各光伏组件串的工作电流与预期值的偏差超过 5%（该值中不包含测试设备的测量误差）。排查和更换工作异常组件。注：系统运行不正常或遇自然灾害时应立即检查。5.3 汇流箱 汇流箱的维护宜按照表4的要求执行。DB45/T 23672021 6 表4 汇流箱的维护 序号 内容 检查/检测方法 维护周期 异常 维护方法 1 外观检查 目测及操作检验 1次/半年 箱体变形、锈蚀、漏水、积灰 重新喷漆，清理灰尘，检查更换密封部件 安全警示标识破损 重新粘贴安全警示标识 防水锁启闭失灵 更换防水锁 设备标识编号破损、缺失等 更换、补充标识编号 2 箱体内接线端子检查 目测及仪器测量 1 次/半年 松动、锈蚀、防水处理失效 加固、更换 接地（接触）电阻异常 更换 3 箱内温度检测 仪器测量 1 次/半年 和更换元件后 元器件温度异常：熔丝底座温升超过 35，汇流排、断路器出线温升超过 50。接头加固，或元器件更换 4 直流熔丝 仪器测量 发现问题时 损坏 更换 5 绝缘测试 仪器测量 1 次/半年（与光伏组件绝缘测试同步进行）直流输出母线的正极与负极短路时对地、正极对地、负极对地的绝缘电阻小于 1 M。检查绝缘问题点，进行绝缘处理 6 浪涌保护器 目测 雷雨季节前或发现问题时 装置失效 更换 7 直流断路器 操作检验 1次/半年 装置失灵、失效 更换 注：系统运行不正常或遇自然灾害时应立即检查。5.4 直流配电柜（箱）直流配电柜（箱）的维护宜按照表5的要求执行。表5 直流配电柜（箱）的维护 序号 内容 检查/检测方法 维护周期 异常 维护方法 1 外观检查 目测及操作检验 1次/半年 箱体变形、锈蚀、漏水、积灰 重新喷漆，清理灰尘，检查更换密封部件 安全警示标识破损 重新粘贴安全警示标识 排气扇转动不顺畅 转轴润滑或更换 指示灯显示异常 更换 防水锁启闭失灵（室外安装时检查）设备标识编号破损、缺失等 更换、补充标识编号 2 异味 感官 1 次/半年或需要时 箱内有烧焦等异味 排查故障点并按要求处理 DB45/T 23672021 7 表 5 直流配电柜（箱）的维护（续）序号 内容 检查/检测方法 维护周期 异常 维护方法 3 箱体内接线端子检查 目测及仪器测量 1 次/半年 松动、锈蚀 加固、更换 4 绝缘测试 仪器测量 1 次/半年 直流输出母线的正极对地、负极对地的绝缘电阻小于 1 M 检查绝缘问题点，进行绝缘处理 5 温度检测 仪器测量 1 次/半年 和更换元件后 元器件温度异常 加固接头，或元器件更换 6 输入输出接口 目测及仪器测量 1 次/半年 直流输入接口与汇流箱连接不牢靠 锁紧加固 直流输出与下级设备直流输入处连接不牢靠 7 直流断路器 操作检验 1 次/半年 直流断路器动作不灵活 更换 8 接地导体连接性测试 仪器测量 1 次/年 相邻设备接地线之间的电气导通（直流电阻值）大于 0.1。改造接地线或接地桩（网）9 浪涌保护器 目测 雷雨季节前或发现问题时 装置失效 更换 注：系统运行不正常或遇自然灾害时应立即检查。5.5 逆变器 逆变器的维护宜按照表6的要求执行。表6 逆变器的维护 序号 内容 检查/检测方法 维护周期 异常 维护方法 1 系统运行状态 目测及操作检验 1次/半年 逆变器外观损伤、变形；检修 逆变器运行时有较大振动和异常噪声 发出烧焦等异味 设备标识编号破损缺失等 更换、补充标识编号 逆变器外壳发热情况异常 使用热成像仪监测系统温度，检查逆变器各项参数 2 系统清洁 目测 1 次/半年 逆变器表面积灰、内部积灰、进出风口堵塞 及时清理积灰 3 电气连接 目测及操作检验 1 次/半年 电缆连接松动 断电检修，严重情况及时更换 与金属表面接触的电缆表面存在割伤的痕迹 4 警示标识 目测 1 次/半年 逆变器上的警示标识破损、卷边、脱落 更换标识 DB45/T 23672021 8 表 6 逆变器的维护（续）序号 内容 检查/检测方法 维护周期 异常 维护方法 5 风扇 目测及操作检验 1 次/半年 散热风扇运行时有较大振动及异常噪音 应断电检查，及时更换 风扇叶片有裂缝 6 断路器 操作检验 1 次/半年 交/直流断路器异常，开关失效 及时更换 7 输入输出端子 目测 1 次/半年 端子松脱、断裂 紧固、更换端子 8 逆变器的输出电能质量检测 操作检验 1 次/半年 超出标准限值 优化软件、整改 9 逆变器报错检查 记录信息查阅 1 次/半年 逆变器功能报错 针对报错事项进行整改 10 逆变器内部防雷 目测 雷雨季节前或发现问题时 装置失效 更换 11 逆变器防水 目测 1 次/半年 逆变器防水垫圈或防水装置老化，有进水、进灰风险 更换防水垫圈或防水装置 12 逆变器挂板和固定支架 目测及操作检验 1 次/半年 逆变器挂板和固定支架严重生锈或者腐蚀，可能导致逆变器从高处掉落更换挂板、加固固定支架13 逆变器漏电流检查 仪器检验 1 次/半年或发现问题时 逆变器告警或漏电流大于 30 mA 应断电检查、整改 14 通讯异常 目测 发现问题时 逆变器显示通讯异常 排查故障点，及时消缺 5.6 交流配电柜（箱）交流配电柜（箱）的维护宜按照表7的要求执行。表7 交流配电柜（箱）的维护 序号 内容 检查/检测方法 维护周期 异常 维护方法 1 外观检查 目测及操作检验 1 次/半年 箱体变形、锈蚀、漏水、积灰 重新喷漆，清理灰尘，检查更换密封部件 安全警示标识破损 重新粘贴安全警示标识 设备标识编号破损、缺失等 更换、补充标识编号 2 运行指示检查 目测 1 次/月 带电指示、位置指示、故障指示灯异常 停电更换 3 温度检测 仪器测量 1 次/半年 和更换元件后 元器件温度异常 紧固接头，或更换元器件 4 开关柜内保护控制、回路检查 目测 停电检修时 松脱 锁紧加固 DB45/T 23672021 9 表 7 交流配电柜（箱）的维护（续）序号 内容 检查/检测方法 维护周期 异常 维护方法 5 保护装置保护定值核对检查 目测核对 1 次/年 定值变化 重新输入定值并固化，无效则更换装置 6 断路器 操作检验 1 次/年 无法操作 维修操作构件 7 互感器 目测及感官 1 次/半年 互感器本体异常声音、异味。停电，检查互感器绝缘，如绝缘不合格则进行更换。套管支柱绝缘子积灰 按计划停电对积灰进行清洁。瓷件有裂纹损坏。停电，更换绝缘子 8 高压开关柜综保装置定期检验 仪器测量 1 次/3 年或需要时 装置动作特性不合格 更换 9 高压开关柜耐压、回路电阻、机械特性试验 仪器测量 1 次/6 年或需要时 特性不合格 更换 10 浪涌保护器 目测 雷雨季节前或发现问题时 装置失效 更换 5.7 变压器 5.7.1 变压器的运行和检修规程应符合 DL/T 572、DL/T 573 的规定。5.7.2 干式变压器的维护宜按照表 8 的要求执行。表8 干式变压器的维护 序号 内容 检查/检测方法 维护周期 异常 维护方法 1 外观检查 目测及操作检验 1 次/半年 箱体变形、锈蚀、漏水、积灰 重新喷漆，清理灰尘，检查更换密封部件 安全警示标识破损 重新粘贴安全警示标识 设备标识编号破损、缺失等 更换、补充标识编号 2 支持绝缘子 感官 1 次/周；晚上 1 次/半月 放电痕迹或其他异常现象 负荷应尽可能切换至合适的备用变压器上运行，再对异常变压器停电开票处理；如没有合适备用变压器，情况严重则及时停电处理。3 变压器声响 感官 1 次/周 变压器声响非正常的“嗡嗡”声 重点关注并及时联系维护人员查明原因，情况严重应及时切至备用变压器或停电处理。DB45/T 23672021 10 表 8 干式变压器的维护（续）序号 内容 检查/检测方法 维护周期 异常 维护方法 4 引线接头、电缆、母线温度、本体 仪器测量 1 次/周（重负荷、酷暑季节加强巡检）异常发热 停电检查处理 5 各控制箱和二次端子箱、机构箱 感官 1 次/周，和风雨过后 受潮；温控装置工作异常 检查箱体密闭和温控装置，进行修理或更换 6 风机或风扇 感官 1 次/周 运转不畅 作好记录，待机处理；温度超标时，应立即开票处理 7 温度控制器 目测比对（记录温控器温度并与 DCS 数据比对）1 次/周 就地记录数据与 DCS 显示不一，三相温度显示不平衡；温度高报警 及时联系维护人员查看处理；降负荷或停运。8 绝缘电阻 仪器测量 目测和投运前 绝 缘 电 阻 值 不 符 合DL/T596 的规定 运行中：若有运用中的备用变压器，应尽可能将负荷切换至备用变；投运前：1.检查试验回路接地线是否被拆除；2.用电吹风对线圈进行吹扫；3.用大功率白炽灯对其烘烤，直到绝缘合格为止。注：变压器的日常巡检周期一般每天1次，根据光伏发电站实际情况确定维护周期。5.7.3 高压设备、二次系统设备的巡检应按照 DL/T 969 的要求执行。5.7.4 油式变压器的维护宜按照表 9 的要求执行。表9 油式变压器的维护 编号 内容 检查/检测方法 维护周期 异常 维护方法 变压器储油柜 感观及仪器测量 1 次/周（负荷、环境温度变化大加强巡检）变压器上层油温或温升超过允许值 1.查看三相负荷是否平衡，是否过负荷运行；2.根据当时负荷，周围气温，核对油温是否超标；3.检查油循环是否正常，若因系统不正常，则应降低负荷使油温下降，或手动开启风扇；（若因负荷过重造成油温过高，应增加散热器的投入或降负荷）4.在正常负载和冷却条件下，变压器温度超标且不断上升，应立即停运。DB45/T 23672021 11 表 9 油式变压器的维护（续）编号 内容 检查/检测方法 维护周期 异常 维护方法 变压器储油柜 感观及仪器测量 1 次/周（负荷、环境温度变化大加强巡检）漏油 1.油面缓慢下降，通知检修人员处理漏点并加油。2.若因大量漏油而使油位迅速下降时，应迅速采取止漏措施，或及时停电处理。3.若因漏油已造成油量低于液位计下限值时，应立即停运再作检修处理。呼吸器堵塞，硅胶变色 联系维护人员开票处理。2 变压器声响 感官 1 次/周 变压器声响不正常地明显增大，内部有爆破声 立即停运，联系专业人员进行修复 3 引线接头、电缆、母线温度 仪器测量 1 次/周 异常发热 做好情况跟踪，分析发热原因，必要时停电重新接线或更换。4 各控制箱和二次端子箱、机构箱 感官 1 次/周 受潮；加热器、温控装置工作异常 检查密闭机构加热器等装置状况，进行修理或更换。5 套管油位和油色 感观 1 次/周 套管渗漏油 做好记录，密切关注，待机处理；若渗漏严重及时停电处理。套管有严重破损和放电现象 立即停运，联系专业人员进行修复。6 散热器 感观 1 次/周 严重脏污 停电清扫 7 有载调压装置的动作情况 操作检验 1 次/半年或进行带载调压时、检修时 机构卡涩或直阻不正常 检查处理 8 各种保护装置应齐全、良好 目测、仪器检测 结合变压器检修时 保护装置校验及保护传动异常 检查保护接线及定值设定情况 9 绝缘电阻 仪器测量 在线监测或投运前 绝缘电阻值不符合DL/T596的规定运行中发现绝缘不合格，及时停运处理；投运前测试不合格进行回路检查恢复绝缘。注：变压器的日常巡检周期一般每天次，根据光伏发电站实际情况确定维护周期。5.8 交直流电缆 交直流电缆的维护宜按照表10的要求执行。DB45/T 23672021 12 表10 交直流电缆的维护 编号 内容 检查/检测方法 维护周期 异常 维护方法 1 电缆进出设备处部位 目测 1 次/半年 存在直径大于 10 mm 的孔洞 用防火堵泥封堵 2 电缆固定支撑点 操作检验 1 次/半年 电缆支撑点不完好 固定或调整支撑点 3 电气竖井检查 目测 1 次/半年 电缆井内有异物或积水 应进行堆积物、垃圾等清除，及时处理 4 室内电缆沟 目测 1 次/年 电缆外皮损坏 保护或更换 5 直埋电缆线沿线检查 目测 1 次/年 路径附近地面出现挖掘、堆放重物、建材及临时设施，有腐蚀性物质排泄 及时修补地面，清理堆积物 6 室外电缆沟 目测 1 次/年 电缆沟或电缆井的盖板有损坏；沟道中有积水或杂物；沟内支架不牢固、有锈蚀、松动现象；铠装电缆外皮及铠装有严重锈蚀 更换盖板，清除杂物，外皮破损电缆应进行修补并加以保护，严重锈蚀电缆应进行更换 7 电缆连接器 操作检验 1 次/半年 电缆连接器出现接触不良、浸水、变形发热现象 更换 8 电缆连接头 操作检验 1 次/半年 电缆连接头直接置在金属屋面上（绑扎电缆脱落）重新绑扎 9 室外线槽 目测 1 次/半年 外线槽表面不清洁，槽盖固定不完好，连接片、螺栓等有锈蚀 清理，固定槽盖，更换连接器件 10 电缆接头温度 仪器检测 1 次/半年（与光伏组件工作温度检测同期进行）局部温差超过 15%或10 断电检修，对电缆接头进行紧固或更换 11 绝缘检查 仪器检测 1 次/半年 绝 缘 电 阻 值 不 满 足IEC60364-6 的要求 修复或更换 5.9 数据采集与监控装置 采集与监控装置的维护宜按照表11的要求执行。DB45/T 23672021 13 表11 数据采集与监控装置的维护 编号 内容 检查/检测方法 维护周期 日常维护 异常 维护方法 1 采集设备 目测与仪器测量 1 次/半年 检查主机数据及电源连接线，打扫灰尘等 监控主机指示灯显示异常或监控主机异常导致监控无法上传数据。1.检查主机本身是否工作正常，不正常则进行维修或更换；2.检查传感器是否工作正常，不正常则进行维修或更换。2 网络及传输设备 目测与仪器测量 1 次/月 1.备份传输设备配置；2.检查传输设备电源连接线，打扫灰尘等。传输中断、传输变慢或系统停电，所有数据显示中断或者网络导致上传数据变慢。1.检查传输线路和传输接口，有问题则维修处理；2.检查传输设备配置是否正确，是否被更改，不正常则重新配置；3.检查传输设备本身是否工作正常，不正常则进行维修或更换；检查网络中的设备是否有病毒感染，有病毒则查杀病毒。3 监控服务器 目测与软件测试 1 次/月 1.检查硬盘存储空间并备份数据库；2.升级杀毒软件，清理优化服务器；3.检查主机数据及电源连接线，打扫灰尘等。服务器运行速度变慢或者 CPU 与内存使用率异常。用杀毒软件进行查杀病毒，清理磁盘及内存空间，清理进程等，不能解决问题则重新安装系统及服务软件。4 监控终端主机 目测与软件测试 1 次/半年 1.升级杀毒软件，清理优化服务器；2.检查主机数据及电源连接线，打扫灰尘等。监控终端主机运行速度变慢或者 CPU与内存使用率异常。用杀毒软件进行查杀病毒，清理磁盘及内存空间，清理进程等，不能解决问题则重新安装系统及终端软件。6 空气温湿度 目测与仪器测量 1 次/半年 清理传感器污垢等。监控页面显示温度、湿度数据异常。与手持设备对比测试，异常则拆卸维修或更换。7 降水量 目测与仪器测量 1 次/半年 检查传感器表面是否有污垢以及排水口是否畅通。监控页面显示降水量数据异常。拆卸维修或更换。8 太阳辐照表 目测与仪器测量 1 次/月 按照 GB/T 31156 的要求进行 监控页面显示辐射量数据异常。1.确认传感器倾斜角及方位角与设计是否一致，偏移则校准；2.校准后依旧异常，则拆卸维修或更换。DB45/T 23672021 14 表11 数据采集与监控装置的维护（续）编号 内容 检查/检测方法 维护周期 日常维护 异常 维护方法 9 逆变器输入/输出电量 数据对比 1 次/半年 无 逆变器显示电量与电表数据对比，显示数据异常。逆变器进行检修或更换。10 监控的电量数据 数据对比或仪器测量 1 次/半年 无 与关口表的人工抄表数据或仪器测量数据对比，显示异常。对监控设备进行校准或更换。5.10 其他设备、配套设施 其他设备及配套设施的维护宜按照表12的要求执行。表12 其他设备和配套设施的维护 编号 内容 检查/检测方法 维护周期 日常维护 维护方法 1 消防设施 目测与仪器测量 1 次/半年 1.灭火器应按照 GA 95 的要求进行；2.消防给水及消防栓应按照 GB 50974 的要求进行。1.检查灭火器压力值是否正常、配件是否完好无损，发现问题应委托有维修资质的维修单位进行维修，更换已损件、筒体进行水压试验、重新充装灭火剂或驱动气体。2.消防给水及消防栓的异常故障应及时修复。2 清洗系统 目测与仪器测量 1 次/季度 清洗机器人按照说明书进行 异常故障应及时修复 3 防雷系统 目测与仪器测量 1 次/半年或需要时 1.接地电阻符合相关规定；2.避雷闪接器、引下线应连接牢靠，无断裂、锈蚀、烧损痕迹等情况发生；3.浪涌保护器处于有效状态；4.在雷雨季节到来之前、雷雨过后根据要求对接地电阻及关键器件及时进行测试和检查，并根据需要及时更换。及时更换、修复 4 直流系统 目测与仪器测量、操作检验 1 次/月或需要时 1.蓄电池室通风、照明及消防设备完好，温度符合要求；2.蓄电池组外观清洁，无短路、接地；3.绝缘状况良好等。直流系统发出故障信号或出现异常现象时，立即通知专业人员处理。DB45/T 23672021 15 表 12 其他设备和配套设施的维护（续）编号 内容 检查/检测方法 维护周期 日常维护 维护方法 5 架空线路 目视、仪器测量及操作检查 1 次/周 1.线缆沿线无草木攀爬、遮挡情况；2.拉线无松弛、破损、锈蚀等现象；拉线金具齐全，螺丝连接紧固牢靠；3.导线及避雷线无损伤、接头发热、放电痕迹等；4.断路器应操作灵活，有效；5.各部引线对地距离符合规范要求；6.防雷及接地装置应完好无损，接地电阻符合规范要求。排查故障，及时修复 6 护栏 目测 1 次/月 1.警告标识以适当的形式持久有效；2.焊接点及螺栓连接应有效可靠牢固；3.外皮无磨损、锈蚀；4.立柱预埋有效，无歪斜。及时修补；外皮破损的围栏可用相同颜色漆修补。7 安全工器具 目视、仪器测量及操作检查 1 次/月 外观、周期性试验和检验周期等。应及时维护、维修和报废处理 DB45/T 23672021 16 附录A （资料性）并网光伏发电站日常管理制度 A.1 总则 A.1.1 为使光伏发电站及户用光伏系统运行与维护应做到安全、可靠、稳定、经济，特制定本电站管理制度。A.1.2 光伏发电站及户用光伏系统运行与维护时，应符合本制度的规定操作要求。A.2 一般要求 A.2.1 光伏发电站及户用光伏系统的主要部件应始终运行在产品标准规定的范围之内，达不到要求的部件应及时维修或更换。A.2.2 光伏发电站及户用光伏系统的主要部件周围不应堆积易燃易爆物品，设备本身及周围环境应通风散热良好，设备上的灰尘和污物应及时清理。A.2.3 光伏发电站及户用光伏系统的主要部件上的各种警示标识应保持完整，接线孔处应防止蛇、鼠等小动物进入设备和电气房内部的防护措施应有效。A.2.4 光伏发电站及户用光伏系统的主要部件在运行时，温度、声音、气味等不应异常，指示灯应正常工作并保持清洁。A.2.5 光伏发电站及户用光伏系统中作为显示和交易的计量设备和器具应符合计量法的要求，并定期校准。A.2.6 光伏发电站及户用光伏系统运行和维护人员应具备与自身职责相应的专业技能。在工作前应做好安全准备，断开所有应断开开关，确保电容、电感放电完全，必要时应穿绝缘鞋，带低压绝缘手套，使用绝缘工具，工作完毕后应排除系统可能存在的事故隐患。A.2.7 光伏发电站及户用光伏系统运行和维护的全部过程应进行详细的记录，对于所有记录应妥善保管，并对每次故障记录进行分析。DB45/T 23672021 17 附录B （资料性）并网光伏发电站交接班制度 B.1 交接班的内容 B.1.1 交接班宜由值班负责人组织，双方值班员列队可在模拟图板前或预定交接位置交接，应接班在前，交班在后。B.1.2 交班值班负责人宜手持维护值班记录薄，高声汇报值班情况，内容应齐全、交接应清楚。B.1.3 接班人员应精力集中，认真听取交班汇报，做到运行情况清楚双方负责人签字为交接完毕。B.1.4 交班前值班负责人应按照“维护值班记录薄”，逐项检查落实，应交待的事项写在值班记录薄中。B.1.5 交班应做到“五清、四交班”，五清即：讲清、看清、问清、查清、点清；四交班即：站队交班、图板交班、现场交班、实物交班。B.1.6 交接班应交接的内容如下：前两值的工作情况、当前光伏发电站运行方式、系统异常运行及事故处理情况等的变动情况；各项操作任务的执行情况；设备投停变更，保护方式或定值变动情况；执行中的设备情况、待执行的设备情况，现场安全措施、接地的情况；设备检修情况、缺陷情况、信号异常等；各种记录薄、资料、图纸的收存保管情况；上级命令或通知；各种安全用具、钥匙及有关材料工具等；下一值应做的工作和注意事项。B.2 交接班的规定 B.2.1 应履行交接班手续后交接班。B.2.2 事故处理或执行倒闸操作时，不应交接班。B.2.3 接班人员不齐不应交接班。B.2.4 交接班小结内容不全、不清楚不应交接班。B.2.5 不到现场进行交接，不应接班。B.2.6 特殊情况，应向上级请示。B.2.7 交接后值班负责人应立即召开收工会，认真总结工作，人员撤离光伏发电站，接班后负责人应立即召开开工会，开工会应包括的内容如下：安排当班的工作，针对当班的实际工作情况，分析危险点，制订保障安全的措施；各种学习的时间安排；设备巡视检查人员的安排；设备检修开工、验收等相关工作的安排；定期维护工作的安排。DB45/T 23672021 18 附录C （资料性）并网光伏发电站日常检查制度 C.1 电站人员配置及工具 C.1.1 人员配备 大型光伏发电站，以10 MW20 MW容量为单元，宜配备人员3人，包括：专业工程师1人，电工2人。C.1.2 常用工具 包括：多功能万用表，直流钳表；老虎钳、尖嘴钳、保险丝专用钳；十字螺丝刀、一字螺丝刀、电笔、绝缘胶布；常用安全工器具。安全工器具配置基本清单可包括但不限于表 C.1。表C.1 常用安全工器具基本配置清单 序号 名称 规格 备注 1 安全帽 ABS 2 绝缘手套 1 kV及以下、35/220 kV 3 绝缘靴 35/220 kV 4 警示桶/警示带 5 围栏网 6 伸缩式围栏 7 绝缘凳 8 高压验电器 10/35/220 kV 9 低压验电器 01000 V 10 电工包 11 接地电阻测试仪 12 绝缘电阻测试仪 13 万用电表 14 钳形电流表 15 红外测温仪 16 对讲机 宜至少2个 17 急救箱 C.2 日常检查注意事项 C.2.1 应随时注意各项设备的运行情况，定时巡回检查，并按时填写各项值班记录。C.2.2 值班时不宜离开工作岗位，必需离开时，应有人代替值班，并经站长允许。C.2.3 应严格按照规章制度操作，注意安全作业，未经允许不得拆卸电站设备。C.2.4 未经有关部门批准，不应放人进入电站参观，应保证经批准的参观人员的人身安全。C.2.5 两班以上运行供电时，交接班人员应严格执行交接班制度。DB45/T 23672021 19 C.2.6 应按时