2023光伏电站技术监督-光伏发电单元技术监督05word版可修改

光伏发电站技术监控规程第5部分光伏发电单元技术监督无地震作用效应组合时，位移计算采用的各荷载分项系数均应取

1.0；承载力计算时，无地震作用荷载组合值系数应符合表

5.

2.

2.7-1的规定表

5.

2.

2.77无地震作用组合荷载组合值系数有地震作用效应组合时，荷载效应组合的设计值应按下式计算S=YgSgk+Ye/iSe/ik+ysTwSWK+ytTtStK（

5.

2.

2.7-2）S——荷载效应和地震作用效应组合的设计值yEn——水平地震作用分项系数Se^k——水平地震作用标准值效应Tw——风荷载的组合值系数，应取

0.6oTt——温度作用的组合值系数，应取

0.25有地震作用效应组合时，位移计算采用的各荷载分项系数均应取

1.0；承载力计算时，有地震作用组合的荷载分项系数应符合表

5.

2.

2.7-2的规定表

5.

2.

2.7-2有地震作用组合荷载分项系数注1YG当永久荷载效应对结构承载力有利时，应取1Q2表中“一”号表示组合中不考虑该项荷载或作用效应架设计时，应对施工检修荷载进行验算，并应符合下列规定a）施工检修荷载宜取IkN也可按实际荷载取用并作用于支架最不利位置b）进行支架构件承载力验算时，荷载组合应取永久荷载和施工检修荷载，永久荷载的分项系数取

1.2施工或检修荷载的分项系数取

1.4Oc）进行支架构件位移验算时，荷载组合应取永久荷载和施工检修荷载，分项系数均应取l.Oo支架及构件的变形应符合下列规定风荷载取标准值或在地震作用下，支架的柱顶位移不应大于柱高的1/602受弯构件的挠度容许值不应超过表

5.

2.

2.8的规定表

5.

2.

2.8受弯构建的挠度容许值注L为受弯构件的跨度对悬臂梁，L为悬伸长度的2倍钢支架的构造应符合下列规定用于次梁的板厚不宜小于

1.5mm用于主梁和柱的板厚不宜小于

2.5mm当有可靠依据时板厚可取2mmo受压和受拉构件的长细比限值应符合表

5.

2.

2.9的规定表

5.

2.

2.9受压和受拉构件的长细比限值注对承受静荷载的结构，可仅计算受拉构件在竖向平面内的长细比支架的防腐应符合下列要求支架在构造上应便于检查和清刷钢支架防腐宜采用热镀浸锌，镀锌层平均厚度不应小于55Umo当铝合金材料与除不锈钢以外的其他金属材料或与酸、碱性的非金属材料接触、紧固时，宜采取隔离措施铝合金支架应进行表面防腐处理，可采用阳极氧化处理措施，阳极氧化膜的最小厚度应符合设计规定

5.

2.3聚光光伏系统聚光光伏系统应包括聚光系统和跟踪系统线聚焦聚光宜采用单轴跟踪系统，点聚焦聚光应采用双轴跟踪系统聚光光伏系统的选择应符合下列要求采用水平单轴跟踪系统的线聚焦聚光光伏系统宜安装在低纬度且直射光分量较大地区52332采用倾斜单轴跟踪系统的线聚焦聚光光伏系统宜安装在中、高纬度且直射光分量较大地区

5.

2.

3.33点聚焦聚光光伏系统宜安装在直射光分量较大地区

5.

2.

3.4用于光伏发电站的聚光光伏系统应符合下列要求光组件应通过国家相关认证机构的产品认证，并具有良好的散热性能52342具有有效的防护措施，应能保证设备在当地极端环境下安全、长效运行

5.

23.

4.3用于低倍聚光的跟踪系统，其跟踪精度不应低于±10用于高倍聚光的跟踪系统，其跟踪精度不应低于±

0.

55.

2.4汇流箱汇流箱应依据型式、绝缘水平、电压、温升、防护等级、输人输出回路数、输人输出额定电流等技术条件进行选择汇流箱应按环境温度、相对湿度、海拔高度、污秽等级、地震烈度等使用环境条件进行性能参数校验汇流箱应具有下列保护功能应设置防雷保护装置

5.

2.

43.2汇流箱的输人回路宜具有防逆流及过流保护；对于多级汇流光伏发电系统，如果前级已有防逆流保护，则后级可不做防逆流保护

5.

2.

4.33汇流箱的输出回路应具有隔离保护措施52434宜设置监测装置

5.

2.

4.4室外汇流箱应有防腐、防锈、防暴晒等措施，汇流箱箱体的防护等级不低于IP54o

5.

2.5逆变器一般要求逆变器平均无故障时间应不低于5年，使用寿命25年逆变器设计寿命至少是25年用于并网光伏发电系统的逆变器性能应符合接人公用电网相关技术要求的规定，并具有有功功率和无功功率连续可调功能用于大、中型光伏发电站的逆变器还应具有低电压穿越功能逆变器应按型式、容量、相数、频率、冷却方式、功率因数、过载能力、温升、效率、输入输出电压、最大功率点跟踪MPPT保护和监测功能、通信接口、防护等级等技术条件进行选择逆变器应按环境温度、相对湿度、海拔高度、地震烈度、污秽等级等使用环境条件进行校验湿热带、工业污秽严重和沿海滩涂地区使用的逆变器，应考虑潮湿、污秽及盐雾的影响海拔高度在2000m及以上高原地区使用的逆变器，应选用高原型G产品或采取降容使用措施降容系数不低于表

5.

2.

5.1要求表

5.

2.

5.1高海拔逆变器降容系数

5.

2.

5.2电能质量并网逆变器的功率因数和电能质量应满足电网要求，具有电压穿越功能各项性能指标满足IEC62446-

2009、GB/T18479-200kGB/T19939-

2005.GB/T20046-2006Q/XXX1617的要求逆变器的功能要求并网逆变器应向电站计算机监控系统开放远方启停和调节有功率、无功功率输出的运行功能能够自动化运行，运行状态可视化程度高，并且可通过远程控制，调整逆变器输出功率显示屏可清晰显示实时各项运行数据，实时故障数据，历史故障数据，总发电量数据，历史发电量（按月、按年查询），当前发电功率、日发电量、累计发电量、设备状态、电流、电压、逆变器机内温度、频率、故障信息等数据逆变器的通信接口并网逆变器应具有标准的隔离型RS485通信接口或PLC电力载波通讯功能，应能与光伏电站监控系统或数据采集器通过基于RS485通信接口的ModbusRTU协议或PLC电力载波进行通信52542数据采集器应集成信息采集、协议转换、RS485通讯或PLC电力载波通讯并网逆变器的所有运行和故障信息，运行和故障信息应清晰、明确（准确），不允许出现用户看不懂的故障代码或“设备故障”等含糊不清（不能准确定位）的故障信息并网逆变器内RS485信号或PLC电力载波的有效传输距离不小于1000米RS485的传输速率不低于9600bps而PLC电力载波的通信速率不低于100kb/so变器的保护功能逆变器应具有以下保护功能过/欠压保护、过/欠频保护、防孤岛保护、恢复并网保护、过流保护、直流过压保护、输入短路保护、防反放电保护、极性反接保护、过载保护、防雷保护、电网断电保护、输出漏电保护、过温保护、逆变器故障保护、DSP故障保护变器的电气性能

52.

5.

6.1光伏并网逆变器壳体应是外表美观的全封闭的钢壳体，厚L5mm盘面应平整°壳体应有一定的刚度和强度，防护等级应不低于IP

655.

2.

5.

6.2交直流侧接线交直流接线端子必须方便安装、并且防水、防尘

5.

2.

5.63逆变器的电磁兼容性满足NB/T32004标准电磁兼容要求

52.

5.

6.4逆变器的绝缘耐压性能a）绝缘电阻光伏并网逆变器的输入电路对地、输出电路对地以及输入电路与输出电路间的绝缘电阻不小于IMQo绝缘电阻只作为绝缘强度试验参考b）绝缘强度光伏并网逆变器的输入电路对地、输出电路对地以及输入电路与输出电路间能承受50Hz、2000V的正弦交流电压Imin且不击穿、不飞弧，漏电电流〈20mA

5.

2.6光伏方阵光伏方阵可分为固定式和跟踪式两类，选择何种方式应根据安装容量、安装场地面积和特点、负荷的类别和运行管理方式，由技术经济比较确定光伏方阵中，同一光伏组件串中各光伏组件的电性能参数宜保持一致，光伏组件串的串联数应按下列公式计算VmttpminVmttpmax（

5.

2.

6.2-2）VpmxfItt-29x^]~—Vpmx[l+t-25）xKv]式中Kv——光伏组件的开路电压温度系数Kv——光伏组件的工作电压温度系数N——光伏组件的串联数（N取整）t——光伏组件工作条件下的极限低温（℃）t——光伏组件工作条件下的极限高温（℃）Vdcmax——逆变器允许的最大直流输入电压（V）Vmttpmax一一逆变器MTTP电压最大值（V）Vmttpmin一一逆变器MTTP电压最小值（V）Voc——光伏组件的开路电压（V）Vpm——光伏组件的工作电压（V）光伏方阵采用固定式布置时，最佳倾角应结合站址当地的多年月平均辐照度、直射分量辐照度、散射分量辐照度、风速、雨水、积雪等气候条件进行设计，并宜符合下列要求对于并网光伏发电系统，倾角宜使光伏方阵的倾斜面上受到的全年辐照量最大对于独立光伏发电系统，倾角宜使光伏方阵的最低辐照度月份倾斜面上受到较大的辐照量于有特殊要求或土地成本较高的光伏发电站，可根据实际需要，经技术经济比较后确定光伏方阵的设计倾角和阵列行距

5.

2.7储能系统独立光伏发电站应配置恰当容量的储能装置，并满足向负载提供持续、稳定电力的要求并网光伏发电站可根据实际需要配置恰当容量的储能装置独立光伏发电站配置的储能系统容量应根据当地日照条件、连续阴雨天数、负载的电能需要和所配储能电池的技术特性来确定储能电池的容量应按下式计算Cc=DEP0/（UKm）C

5.

2.

7.2）式中金一一储能电池容量（kW-h）oD——最长无日照期间用电时数（h）oF——储能电池放电效率的修正系数（通常为

1.05）Po平均负荷容量（kW）oU——储能电池的放电深度（

0.5〜

0.8）Km——包括逆变器等交流回路的损耗率（通常为

0.7〜

0.8）用于光伏发电站的储能电池宜根据储能效率、循环寿命、能量密度、功率密度、响应时间、环境适应能力、充放电效率、自放电率、深放电能力等技术条件进行选择光伏发电站储能系统应采用在线检测装置进行智能化实时检测，应具有在线识别电池组落后单体、判断储能电池整体性能、充放电管理等功能，宜具有人机界面和通讯接□o光伏发电站储能系统宜选用大容量单体储能电池，减少并联数，并宜采用储能电池组分组控制充放电充电控制器应依据型式、额定电压、额定电流、输人功率、温升、防护等级、输人输出回路数、充放电电压、保护功能等技术条件进行选择充电控制器应按环境温度、相对湿度、海拔高度、地震烈度等使用环境条件进行校验充电控制器应具有短路保护、过负荷保护、蓄电池过充（放）保护、欠（过）压保护及防雷保护功能，必要时应具备温度补偿、数据采集和通信功能充电控制器宜选用低能耗节能型产品

5.3安装调试技术监督光伏发电单元安装及调试应依据GB

50794、GB50796有关要求光伏组件光伏组件安装前应符合下列要求支架的安装应验收合格按照光伏组件的电压、电流参数进行分类和组串光伏组件的外观及各部件应完好无损光伏组件的安装应符合下列要求:光伏组件应按照设计图纸的型号、规格进行安装光伏组件固定螺栓的力矩值应符合产品或设计文件的规定光伏组件安装允许偏差应满足GB50794要求同一光伏组件或光伏组件串的正负极不应短接安装过程中严禁触摸光伏组件串的金属带电部位安装时严禁在雨中进行光伏组件的连线工作光伏组件之间的接线应符合下列要求光伏组件连接数量和路径应符合设计要求光伏组件间接插件应连接牢固外接电缆同插接件连接处应搪锡光伏组件进行组串连接后应对光伏组件串的开路电压和短路电流进行测试，结果应符合GB50794的规定光伏组件间连接线可利用支架进行固定，并应整齐、美观光伏组件支架支架基础外漏的金属预埋件应进行了防腐、防锈处理，无腐蚀混凝土支架基础无下沉或移位混凝土支架基础无松动脱皮基础的尺寸偏差应在允许偏差范围，基础直径偏差W5%固定支架紧固点牢固，无弹垫未压平的现象53222检支撑光伏组件的支架构件倾角和方位角符合设计要求支撑光伏组件的支架构件直线度符合设计要求，弯曲矢高1/1000且不应大于10mm固定支架的防腐处理符合设计要求锌层表面应均匀，无毛刺、过烧、挂灰、伤痕、局部未镀锌（2mm以上）等缺陷，不得有影响安装的锌瘤螺纹的锌层应光滑，螺栓连接件应能拧入底座与基础连接牢固焊缝平整、饱满及防腐处理良好子阵支架间、支架与接地系统的连接应牢固支架的防雷接地应符合满足GB50057的规定

5.

3.

2.3支架安装前应符合下列要求采用现浇混凝土支架基础时，应在混凝土强度达到设计强度的70%后进行支架安装支架到场后应做下列检查外观及防腐涂镀层应完好无损型号、规格及材质应符合设计图纸要求，附件、备件应齐全53Z

3.5对存放在滩涂、盐碱等腐蚀性强的场所的支架应做好防腐蚀工作支架安装前安装单位应按照“中间交接验收签证书”的相关要求对基础及预埋件（预埋螺栓）的水平偏差和定位轴线偏差进行查验定式支架及手动可调支架的安装应符合下列要求用型钢结构的支架，其紧固度应符合设计图纸要求及GB50205的相关规定架安装过程中不应强行敲打，不应气割扩孔对热镀锌材质的支架，现场不宜打孔支架安装过程中不应破坏支架防腐层手动可调式支架调整动作应灵活，高度角调节范围应满足设计要求支架倾斜角度偏差度不应大于±

15.

3.2A6固定及手动可调支架安装的允许偏差应符规定

5.

3.

2.5跟踪式支架的安装应符合下列要求

5.

3.

2.

5.1跟踪式支架与基础之间应固定牢固、可靠

5.

325.2跟踪式支架安装的允许偏差应符合设计文件的规定

5.

3.

2.53跟踪式支架电机的安装应牢固、可靠传动部分应动作灵活

5.

3.

2.

5.4聚光式跟踪系统的聚光部件安装完成后，应采取相应防护措施

5.

3.

2.6支架的现场焊接工艺除应满足设计要求外，还应符合下列要求

5.

3.

2.

6.1支架的组装、焊接与防腐处理应符合GB50018和GB50017的相关规定

5.

3.

2.62焊接工作完毕后，应对焊缝进行检查

5.

326.3支架安装完成后，应对其焊接表面按照设计要求进行防腐处理

5.

3.3聚光光伏系统跟踪系统调试前，应符合下列要求跟踪系统应与基础固定牢固、可靠，并接地良好目录I前言II1范围12规范性引用文件13术语与定义24总则31一般要求3监督目的3监督范围35技术监督内容

45.1一般要求

45.2设计选型技术监督4安装调试技术监督11运行技术监督16检修维护技术监督206技术监督管理要求23日常管理内容和要求24基础工作管理24日常管理内容和要求27各阶段技术监督重点工作307监督评价与考核32附录A（规范性附录）光伏发电单元技术监督预警项目33附录B（规范性附录）光伏电站光伏发电单元技术监督考核指标35附录C（规范性附录）光伏发电单元定期检查项目36附录D（规范性附录）光伏发电单元技术资料档案38附录E（规范性附录）光伏发电单元技术监督不符合项通知单49附录F（规范性附录）光伏发电单元技术监督信息速报50附录G（规范性附录）光伏发电单元技术监督预警通知单51附录H（规范性附录）光伏发电单元技术监督动态检查问题整改计划书52附录I（规范性附录）光伏发电单元技术监督预警回执单53附录J（规范性附录）光伏发电单元安装质量验收表54附录K（规范性附录）光伏发电单元技术监督动态检查表55与转动部位连接的电缆应固定牢固并有适当预留长度转动范围内不应有障碍物

5.

3.

3.2在手动模式下通过人机界面等方式对跟踪系统发出指令，跟踪系统的动作应符合下列要求跟踪系统动作方向应正确传动装置、转动机构应灵活可靠，无卡滞现象跟踪系统跟踪转动的最大角度和跟踪精度应满足设计要求.3极限位置保护应动作可靠在自动模式调试前，跟踪系统应符合下列要求手动模式下的调试应已完成对采用主动控制方式的跟踪系统，还应确认初始条件的准确性跟踪系统在自动模式下，应符合下列要求跟踪系统的跟踪精度应符合产品的技术要求设有避风功能的跟踪系统，在风速超出正常工作范围时，跟踪系统应启动避风功能风速减弱至正常工作允许范围时，跟踪系统应在设定时间内恢复到正确跟踪位置设有避雪功能的跟踪系统，在雪压超出正常工作范围时，跟踪系统应启动避雪功能雪压减弱至正常工作允许范围时;跟踪系统应在设定时间内恢复到正确跟踪位置设有自动复位功能的跟踪系统在跟踪结束后应能够自动返回到跟踪初始设定位置53345采用间歇式跟踪的跟踪系统，电机运行方式应符合技术文件的要求

5.

3.4汇流箱汇流箱安装前应符合下列要求汇流箱内元器件应完好，连接线应无松动汇流箱内所有开关和熔断器应处于断开状态汇流箱进线端及出线端与汇流箱接地端绝缘电阻不应小于20MQ汇流箱安装应符合下列要求安装位置应符合设计要求支架和固定螺栓应为防锈件汇流箱安装的垂直偏差应小于

1.5mmo箱内光伏组件串的电缆接引前，必须确认光伏组件侧和逆变器侧均应有明显的断开点汇流箱的安装与调试应符合GB50794和GB/T50796要求安装前检查汇流箱的型号、规格应正确无误汇流箱外观检查完好无损汇流箱及内部防雷模块接地应牢固、可靠，汇流箱内的电缆应连接可靠、极性正确，标识应齐全、清晰、准确安装、调试、测试记录应准确、全面

5.

3.5逆变器逆变器安装前应做下列准备室内安装的逆变器安装前，屋顶、楼板、地面基层应施工完毕，不得渗漏对安装有妨碍的模板，脚手架等应拆除，场地应清扫干净混凝土基础及构件应达到允许安装的强度，焊接构件的质量应符合要求预埋件及预留孔的位置和尺寸，应符合设计要求，预埋件应牢固检查安装逆变器的型号、规格应正确无误；逆变器外观检查完好无损运输及就位的机具准备就绪，且满足荷载要求大型逆变器就位时应检查道路通畅，且有足够的场地逆变器的安装和调整应符合下列要求采用基础型钢固定的逆变器，逆变器基础型钢安装的允许偏差应符合GB50794要求基础型钢安装后，其顶部宜高出抹平地面10mm基础型钢应有明显的可靠接地逆变器安装方向应符合设计规定逆变器与基础间连接应牢固可靠变器交流侧和直流侧电缆接线前应检查电缆绝缘，校对电缆相序和极性变器交流侧和直流侧电缆接线前应检查电缆绝缘性能，电缆绝缘应良好电缆接引完毕后，逆变器本体的预留孔洞及电缆管口应进行防火封堵校对电缆相序和极性，接线相序和极性应正确变器调试前，应对其做下列检查变器接地应牢固可靠、导通良好逆变器内部元器件应完好，无受潮、放电痕迹53563逆变器内部所有电缆连接螺栓、插件、端子应连接牢固，无松动当逆变器本体配有手动分合闸装置时，其操作应灵活可靠、接触良好，开关位置指示正确逆变器本体及各回路标识应清晰准确逆变器内部应无杂物，并经过清灰处理逆变器调试时应符合逆变器控制回路带电时，工作状态指示灯、人机界面屏幕显示应正常人机界面上各参数设置应正确散热装置工作应正常53572逆变器直流侧带电而交流侧不带电时，测量直流侧电压值和人机界面显示值之间偏差应在允许范围内人机界面显示直流侧对地阻抗值应符合要求逆变器直流侧带电、交流侧带电，具备并网条件时，测量交流侧电压值和人机界面显示值之间偏差应在允许范围内交流侧电压及频率应在逆变器额定范围内，且相序正确具有门限位闭锁功能的逆变器，逆变器盘门在开启状态下，不应做出并网动作施工人员测试完成后，应按照GB50794要求填写逆变器现场检查测试记录逆变器移交生产测试光伏电站移交生产前应进行逆变器转换效率测试转换效率应满足技术协议或合同约定值同一厂家、同一型号的逆变器应至少抽取1台进行转换效率测试光伏电站移交生产前应进行逆变器电能质量测试电能质量应符合GB/T30427规定同一厂家、同一型号的逆变器应至少抽取1台进行电能质量测试安装、调试、测试记录应准确、全面，调试、测试单位应出具调试、测试报告

5.4运行技术监督一般要求光伏电站的运行应满足GB/T

19964、NB/T32004GB26860和设备产品使用说明书及有关技术文件等规定光伏电站应建立完善的设备巡回检查、检测、试验和轮换制度，编制光伏电站的设备运行和检修规程，并按照相关制定和规程执行建立完善动态的设备台帐记录，设备台帐记录除了要有设备的型号、生产厂家、主要参数、投运时间等基本信息外，还应建立完善的检修维护（含设备消缺）、设备异动、异常数据记录、预防性试验情况和周期以及备品备件的储备情况等如遇下列情况应增加巡回次数或定点监视设备存在较大缺陷或异常新投运、改造和检修后的设备由于天气、气温等气候变化较大时设备运行的条件发生较大变化时设备发生故障后，要特别注意对断开短路电流的断路器及相应设备的检查光伏组件光伏组件巡视检查应包括但不限于以下内容:检查电池组件的框架整洁、平整、所有螺栓、焊缝和支架连接牢固可靠，无锈蚀、塌陷检查电池组件边框铝型材接口处无明显台阶和缝隙，缝隙由硅胶填满，螺丝拧紧无毛刺；铝型材与玻璃间缝隙用硅胶密封，硅胶涂抹均匀，光滑无毛刺现象检查组件表面无污渍、划痕、碰伤、破裂等现象检查电池组件运行时背板无发黄、破损、污渍、温度烧穿等现象检查电池组件背板设备参数标示无脱落检查电池组件商标印刷、电性能参数值符合要求检查电池组件引线无交叉、横平竖直、固定牢固检查电池组件间连接插头无脱落、烧损现象检查电池组件接线盒内汇流带平滑，无虚焊、无发热氧化痕迹检查电池组件接线盒螺帽是否拧紧沿导线伸出的竖直方向施加拉力，导线不松脱检查电池组件接线盒旁路二极管无烧损检查各电池组件接地线良好，无开焊、松动等现象检查电池组件板间连线牢固、组串与汇流箱内的连线牢固，无过热及烧损，穿管处绝缘无破损检查同一电流档或电压档的电池板安装在同一子串和子阵，不同规格、型号的组件不应再同一子串和子阵安装光伏组件在运行中应保持表面清洁，光伏组件出现污物时必须对电池组件进行清洗，以保证电池组件转换效率清洗光伏组件时应注意应使用干燥或潮湿的柔软洁净的布料擦拭光伏组件，严禁使用腐蚀性溶剂或用硬物擦拭光伏组件54222应在辐照度低于200W/m2的情况下清洁光伏组件，不宜使用与组件温差较大的液体清洗组件严禁在风力大于4级、大雨或大雪的气象条件下清洗光伏组件期对每一串光伏组件电流进行监测，对偏离值较大的需查明原因大风过后需对子阵光伏组件进行一次全面巡视检查视检查过程中尽量不要接触接线插头及组件支架，如需进行工作必须接触接线插头及组件支架时，工作人员需要使用绝缘工器具，方可进行工作无阴影遮挡条件下工作时，在太阳辐照度为500W/m2以上，风速不大于2m/s的条件下，同一光伏组件外表面（电池正上方区域）温度差异应小于20℃o用直流钳型电流表在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箱的各光伏组件串的输入电流，其偏差应不超过5%o伏组件投运操作次将每路光伏组件串的插头连接起来

5.

4.

2.82依次合上各光伏组件串到汇流箱各支路的直流熔断器或断路器54283在汇流箱监测单元上查看各支路电压、电流等数据是否正常

5.

42.

8.4若出现异常现象，将该支路直流熔断器或断路器断开进行检查，若电压、电流等数据正常，合上汇流箱输出直流断路器或直流熔断器，说明光伏组件已正常投运

5.

4.

2.9光伏组件退出操作光伏组件需退出运行时，先断开该光伏组件串对应支路的直流熔断器或断路器，然后再断开对应光伏组件的插头光伏支架光伏支架巡视检查应包括但不限于以下内容检查支架基础外漏的金属预埋件进行了防腐、防锈处理，无腐蚀检查支架基础混凝土支架基础无下沉或移位检查支架基础混凝土支架基础无松动脱皮检查支架基础的尺寸偏差在允许偏差范围，基础直径偏差W5%检查固定支架紧固点牢固，无弹垫未压平的现象检测固定支架支撑光伏组件的支架构件倾角和方位角符合设计要求检查固定支架支撑光伏组件的支架构件直线度符合设计要求，弯曲矢高1/1000且不应大于lOmmo检查固定支架的防腐处理符合设计要求锌层表面应均匀，无毛刺、过烧、挂灰、伤痕、局部未镀锌（2mm以上）等缺陷，不得有影响安装的锌瘤螺纹的锌层应光滑，螺栓连接件应能拧入检查固定支架底座与基础连接牢固检查固定支架焊缝平整、饱满及防腐处理良好检查固定支架子阵支架间的连接牢固，支架与接地系统的连接可靠，电缆屏蔽层与接地系统的连接可靠汇流箱汇流箱巡视检查应包括但不限于以下内容检查直流汇流箱各部件正常无变形，安装牢固无松动现象检查直流汇流箱外观干净无积灰、设备标号无脱落，设备标号字迹清晰准确检查直流汇流想锁具完好，密封性良好直流汇流箱正常运行时各熔断器全部投入，采集板运行正常，防雷器、开关全部投入运行检查各元件无过热、异味、断线等异常现象，各电气元件在运行要求的状态采集板电源模块运行指示灯亮，各元件无异常CPU控制模块运行指示灯亮，告警指示灯灭防雷模块无击穿现象各支路保险无明显破裂检查直流汇流箱的直流开关配置正确，无脱口，保护定值正确检查数据采集器指示正常，信号显示与实际工况相符直流汇流箱柜体接地线连接可靠；断裂、脱落及时向当班值长汇报并进行处理检查直流汇流箱进出线电缆完好，无变色、掉落、松动或断线现象汇流箱通讯模块应能正常显示各支路电流大小汇流箱通讯应保持通畅，并网运行时应监测各支路电压、电流，监测到电流或电压异常的支路应及时查明原因、闭环处理汇流箱运行记录、故障记录应真实、准确、齐全，文件归档应及时应定期对汇流箱运行数据进行分析，对相近发电条件下发电量小的汇流箱应查明原因，对频发性故障应制定预防整改措施逆变器逆变器巡视检查应包括但不限于以下内容检查逆变器外观完整且干净无积灰检查逆变器柜门闭锁正常检查逆变器防尘网清洁完整无破损检查设备标识标号齐全、字迹清晰检查逆变器内部接线正确、牢固、无松动检查逆变器接线母排相序正确、螺栓牢固、无松动检查逆变器相应参数整定正确、保护功能投入正确逆变器运行时各指示灯工作正常，无故障信号检查逆变器运行声音无异常检查逆变器一次回路连接线连接紧固，无松动、无异味、无异常温度上升检查逆变器液晶显示屏图像、数字清晰检查逆变器各模块运行正常，运行温度在正常范围检查逆变器直流侧、交流侧电缆无老化、发热、放点迹象检查逆变器直流侧、交流侧开关位置正确，无发热现象检查逆变器室环境温度在正常范围内通风系统正常检查逆变器工作电源切换回路工作正常，必要时进行电源切换试验检查逆变器冷却风扇工作电源切换正常用红外线测温仪测量电缆沟内逆变器进出线电缆温度逆变器巡视检查中应重点关注以下运行参数，并核对与后台监控的数据是否一致直流电压、直流电流、直流功率

5.

4.

52.2交流电压、交流电流

5.

4.

5.23发电功率、日发电量、累计发电量逆变器输出功率与同型号逆变器输出功率偏差W3%.当出现过载、电网异常等情况时，逆变器应能正常开启保护功能逆变器并网运行时有功功率不得超过所设定的最大功率当超出设定的最大功率，应查明原因，设法恢复到规定功率范围内，如无法恢复，将逆变器停机当逆变器并网运行，系统发生扰动后，逆变器将自动解列，在系统电压、频率未恢复到正常范围之前，逆变器不允许并网当系统电压、频率恢复正常后，逆变器需要经过一个可延时时间后才能重新并网由于所选逆变器厂家不同，逆变器重启时间有所差异逆变器正常运行时不得更改逆变器任何参数逆变器在运行中，必须保证逆变器功率模块风机运行正常，室内通风良好，禁止关闭或堵塞进、出风口逆变器由于某种原因退出运行，再次投入运行时，应检查直流电压及电流变化情况应定期对逆变器设备进行定期清扫工作，保证逆变器在最佳环境中工作逆变器运行记录、故障记录应真实、准确、齐全，文件归档应及时应定期对逆变器运行数据进行分析，对相似发电条件下发电量小的逆变器应查明原因，对频发性故障应制定预防整改措施

5.5检修维护技术监督一般要求光伏检修的项目、周期、工艺及其试验项目应按GB/T36567有关规定和制造厂的使用维护说明书或维保手册要求执行光伏发电单元检查项目见附录Co光伏发电站的检修及维护工作，应满足GB35469的相关安全要求光伏组件光伏组件检修应按照GB/T36567执行光伏组件的定期检修包括每年检查光伏组件是否有开裂、弯非、不规整、外表面损伤及破碎破碎部分影响安全或发电量时，应更换光伏组件每年检查背板接线盒密封是否完好；检查接线端子是否有过热、烧灼痕迹；检查旁路二极管是否损坏存在安全隐患或损坏时，应更换接线盒、按线端子或光伏组件每年检查光伏组件插接头和连接引线是否破损、断开和连接不牢固连接不牢固时应紧固；存在破损或断开时应更换每两年检查光伏组件金属边框的接地线连接是否紧固可靠，有无松动、脱落与裸露存在上述现象时，应对接地线进行紧固或替换，确保可靠接地.每两年检查光伏组件与支架的卡件固定是否牢固、卡件有无脱落，检查光伏卡件是否有锈蚀支架有松动现象时应紧固支架，卡件锈蚀时应更换卡件每两年检查光伏组件间的接线有无松动、断裂现象，接线绑扎是否牢固存在松动、断裂现象时，应更换或重新绑扎每两年检查相邻光伏组件边缘高差偏差是否符合GB50794的要求，超出时应悯整每两年检查光伏组件是否存在组件热斑、组件隐裂等影响安全或发电量时，应进行故障检修或更换光伏组件光伏组串一致性测试应符合NB/T32034的规定光伏组件红外热斑测试可采取抽检的方式进行光伏发电系统总装机容呈为30MW及以下的可按1财由检、30MW以上至100MW以下的可按

0.5研由检、100MW及以上的可核

0.2%抽检抽检发现间题组件较多时，可适当扩大抽检比例光伏组件红外热斑测试辐照度应高于600W/m2同一光伏组件不同区域外表而正上方温度差超过20℃的区域，应视为发生热斑其表征为组件红外图像中的局部高亮光伏组件发生热斑效应时，应加强监视，出现可能发生火灾的危险时，立即进行更换；若发生火灾应立即将该支路的光伏组串同电网侧断开电致发光EL检测，电池片不能出现隐裂、碎片、杂质污染、黑边、断栅的现象单晶硅光伏组件任一电池片不应存在同心圆状的工艺污染光伏组件检查中如发现下列问题应立即调整或更换光伏组件:光伏组件存在玻璃破碎、背板灼焦、明显的颜色变化光伏组件中存在与组件边缘或任何电路之间形成连通通道的气泡55263光伏组件接线盒变形、扭曲、开裂或烧毁，接线端子无法良好连接换光伏组件前应确认新组件的电性能参数与组串中的其他组件相匹配，宜采用同品牌、型号、电流档位的组件换光伏组件过程中应严格按照操作规程执行，出现异常情况应按照GB35469规定，采取响邮㈱效理昔施规模更换组件后，应对新组件的选型、安装、调试进行再监督，并加强运行监督监测光伏发电系统某支路电流值与同一汇流箱中其他支路平均电流相比偏差率超过5%时，且确定为故陷时，应按故障检修方式进行相同条件下显示光伏发电系统某一汇流箱发电量小于同一逆变器其他汇流箱15%以上时，应按故障检修方式进行光伏组件有明显颜色变化或背板灼焦等现象时，宜用红外热成像仪和组件测试仪进行测试，查看其I-V特性是否有异常严质影响发电量时应更换；被更换的晶体硅组件，无明显热斑、隐裂等现象但存在大面积明暗片时，宜采用电势诱导衰减（PI0）修复后再利用巡视检查中发现光伏组件间插接头松动或连接线破损时，应紧固或更换插接头、连接线等光伏支架应根据光伏支架技术文件，结合实际运行情况，编制光伏支架例行巡检与维护计划光伏支架巡检与维护应按照计划执行，发现故障后应及时记录、分析原因、消缺处理检查支撑光伏组件的支架构件直线度符合设计要求，弯曲矢高1/1000且不应大于10mm检查固定支架的防腐处理符合设计要求锌层表面应均匀，无毛刺、过烧、挂灰、伤痕、局部未镀锌（2mm以上）等缺陷，不得有影响安装的锌瘤螺纹的锌层应光滑，螺栓连接件应能拧入汇流箱应根据汇流箱技术文件，结合实际运行情况，编制汇流箱例行巡检与维护计划，每台汇流箱应每月至少巡检一次汇流箱巡检与维护应按照计划执行，发现故障后应及时记录、分析原因、消缺处理汇流箱检修前，应检查采用金属箱体的汇流箱已可靠接地，并用验电设备检验汇流箱金属外壳和相邻设备是否有电汇流箱检修时，汇流箱的所有开关和熔断器应处于断开状态汇流箱投运前，应检查汇流箱接线、接地和光伏组件极性的连接正确性汇流箱检测应按照GB/T34933规定制定每年5月〜10月，每个月宜对汇流箱防雷装置进行检查雷雨天气后应对动作后的防雷模块进行检查处理每三个月应开展一次内部接线检查，检查数量不少于汇流箱总数的5%o每年应开展一次汇流箱绝缘电阻测试，测试数量不少于汇流箱总数的5%o逆变器应根据逆变器技术文件，结合实际运行情况，编制逆变器巡检与维护计划，每台逆变器应每周至少巡检一次逆变器巡检与维护应按照计划执行，发现故障后应及时记录、分析原因、消缺处理逆变器外观无损坏或变形逆变器箱体油漆电镀应牢固、平整，无剥落、锈蚀及裂痕等现象防火封堵无脱落电缆、接线端子连接无松动，螺栓紧固无缺损55525逆变器应可靠接地，交直流防雷器良好散热器风扇自动启停功能应正常各开关应灵活可靠逆变器检修前，应检查逆变器机柜内有适当的保护措施，能够防止对检修与调试人员直接接触电极部分，并确保逆变器已经可靠接地逆变器检修时，应断开逆变器中的所有进、出线，对工作中有可能触碰的相邻带电设备应采取停电或绝缘遮蔽措施，符合停电工作的安全要求，检查和更换电容器前，应将电容器充分放电电缆接引完毕后，逆变器本体的预留孔洞及电缆管口应进行防火封堵投入运行前，宜将接入逆变器内的所有汇流箱调试完毕每年应开展一次逆变器转换效率测试，同一厂家、同一型号的逆变器应至少抽取1台进行转换效率测试当通过通讯后台发现逆变器最高转换效率连续一周低于技术协议规定的5%时，应立即开展该逆变器转换效率测试6技术监督管理要求第1部分绝缘技术监督；第2部分保护与控制技术监督；第3部分测量技术监督；第4部分电能质量技术监督；第5部分光伏发电单元技术监督；第6部分监控自动化与通信技术监督；第7部分化学技术监督；第8部分金属技术监督；第9部分节能技术监督；第10部分工业控制系统网络安全防护技术监督日常管理内容和要求监控网络与职责基层企业应建立健全总工程师、专业技术监控工程师、有关部门的专业或班组的专业技术人员组成的三级技术监控网，并明确岗位职责，做好日常的金属技术监督工作其中第一级为总工程师、第二级为专业技术监控工程师、第三级为相关部门的专业技术人员总工程师职责贯彻落实国家、行业和集团公司、分子公司有关的制度、标准、规程、技术措施等全面负责所在企业的金属技术监督工作组织建立健全本企业金属技术监督管理体系，落实金属技术监督责任制，组织审批企业有关金属监督制度、标准、规程等组织开展金属技术监督工作，研究解决重大技术问题和疑难问题专业技术监控工程师职责落实金属技术监督有关的制度、标准、规程、技术措施等，协助总工程师开展金属技术监督工作定期组织分析金属技术监督指标，并按时上报监督报表组织开展机组运行、检修维护、技术改造过程中的技术监督工作定期组织召开金属技术监督例会研究解决专业技术问题组织开展专业技术培训、新技术推广应用等工作相关部门专业技术人员职责在总工程师领导下、金属技术监控工程师的专业技术指导下，负责本部门的具体金属技术监督、质量监督工作，实施企业下发的技术监控工作计划建立健全本专业基础台账金属受监部件发生异常，应及时向金属技术监控工程师反馈情况参加设备事故调查分析，提出改进及防范建议结合设备检修、试验和技术改造，负责本专业金属技术监控工作计划的制定、上报及实施负责编制本专业涉及金属技术监督的反事故措施及方案，并落实参加专业技术监控会议及培训2基础工作管理技术监督管理依据光伏电站应按照《XXXXXXX有限公司发电企业技术监控管理办法（以下简称管理办法）》和本标准的要求，制定企业光伏发电单元技术监督管理标准，并根据国家法律、法规及国家、行业、集团公司标准、规范、规程、制度，结合光伏电站实际情况，编制光伏发电单元技术监督相关或支持性文件建立健全技术资料档案，以科学、规范的监督管理，保证光伏电站各组成系统、部件安全可靠运行技术监督应具备的相关或支持性文件光伏发电单元技术监督管理标准光伏发电单元技术监督实施细则设备运行规程设备检修规程设备缺陷管理制度设备事故分析制度其他规定技术资料档案光伏电站应建立健全技术资料档案，技术资料档案设备清册及台账光伏发电单元技术资料档案清单见附录D基建阶段技术资料光伏发电单元相关技术规范光伏发电单元整套设计和制造图纸、说明书、出厂试验报告光伏发电单元装配图纸光伏发电单元设计修改文件光伏发电单元设备监造报告、安装验收记录、缺陷处理报告、调试试验报告、投产验收报告设备清册及设备台账光伏发电单元设备清册高压和直流电缆清册设备台账备品配件及定额清册试验报告和记录光伏组件、逆变器出厂前调试报告光伏组件、逆变器、汇流箱出厂报告运行报告和记录逆变器发电运行分析报告跟踪系统运行报告光伏组件的运行记录交/直流汇流箱运行记录及分析报告逆变器、跟踪系统特殊、异常运行记录（温度高、振动过大等特殊工况）日常运行日志及巡检记录检修维护报告和记录光伏组件、逆变器、汇流箱检修记录光伏组件、逆变器、汇流箱设备安装资料设备检修、异动、预试总结设备定期巡检记录缺陷闭环管理记录设备缺陷闭环控制表周缺陷统计表月度缺陷分析汇报事故管理报告和记录设备故障、事故统计记录事故分析报告技术改进报告和记录技术改进可行性研究报告技改方案和措施技改图纸、资料、说明书技改质量监督和验收报告技改后评估报告监督管理资料档案与光伏发电单元技术监督有关的国家法律、法规及国家、行业、集团公司标准、规范、规程、制度光伏发电单元技术监督标准、规定、措施等光伏发电单元技术监督年度工作计划和总结光伏发电单元技术监督季报、速报光伏发电单元技术监督预警通知单和验收单光伏发电单元技术监督会议纪要光伏发电单元技术监督工作自我评价报告和外部检查评价报告光伏发电单元技术监督人员技术档案、上岗考试成绩和证书与光伏发电单元设备质量有关的重要工作来往文件

6.3日常管理内容和要求健全监督网络与职责光伏电站应依据《管理办法》“第十二条”的规定，建立健全由生产分管领导（或总工程师）领导下的光伏发电单元技术监督三级管理网光伏电站应依据《管理办法》和本标准，编制本企业光伏发电单元技术监督标准实施细则，做到分工、职责明确，责任到人光伏电站光伏发电单元技术监督归口管理部门在技术监督领导小组的领导下，明确光伏发电单元技术监督专责人，建立健全光伏发电单元技术监督网络，负责企业光伏发电单元技术监督日常工作每年一季度，光伏电站要根据人员变动情况，及时对网络成员进行调整按照人员培训和上岗资格管理要求，定期对技术监督网络相关人员进行专业、技能培训、技术监督制度规程培训考试，保证持证上岗确定标准符合性光伏发电单元技术监督标准应符合国家、行业及上级单位相关要求国标、行标及上级单位相关标准制度中的光伏发电单元技术管理要求，均应在各项规程、规定中列写齐全每年一季度，光伏电站应根据新标准、新设备、新技术、新工艺、新材料的使用情况，对光伏发电单元运行规程、检修规程等进行有效性、准确性评估并及时修订不符合项，经归口管理部门审核、生产主管领导审批后实施监督档案管理光伏电站应建立健全光伏发电单元技术监督各项台账、档案、规程、制度和技术资料，确保技术监督原始档案和技术资料的完整性和连续性光伏电站应建立光伏发电单元监督档案资料目录清册，根据监督组织机构的设置和设备的实际情况，明确档案资料的分级存放地点，并指定专人整理保管，及时更新监督工作计划每年12月15日前，光伏电站技术监督专责人应组织编制下年度技术监督工作计划，经分子公司审核后报送集团公司技术监督管理办公室及技术监督执行单位光伏电站技术监督年度计划的制定依据包括以下方面国家、行业、地方有关电力生产方面的法规、政策、标准、规范和反措要求63422集团公司技术监督三级管理主体、技术监督执行单位、光伏电站技术监督工作规划和年度生产目标集团公司技术监督三级管理主体、技术监督执行单位、光伏电站技术监督管理制度和年度技术监督动态管理要求光伏发电单元设备上年度特殊、异常运行工况，事故缺陷等光伏发电单元设备目前的运行状态

6.

3.426技术监督动态检查、预警、月报提出问题的整改情况

6.

3.

4.

2.7收集的其它有关光伏发电单元设备设计选型、制造、安装、运行、检修、技术改造等方面的动态信息

6.

3.

4.3光伏发电单元技术监督应实现动态化管理，每年制定技术监督工作计划，主要内容应包括以下方面

6.

3.

4.

3.1技术监督组织机构和网络完善

6.

3.

43.2监督管理标准、技术标准规范制定、修订计划

6.

3.

4.33人员培训计划（主要包括内部培训、外部培训取证，标准规范宣贯）

6.

3.

4.34技术监督例行工作计划

6.3A

3.5检修维护期间应开展的技术监督项目计划监督用仪器仪表检定计划技术监督自我评价、动态检查和复查评估计划技术监督预警、动态检查等监督问题整改计划技术监督定期工作会议计划光伏电站应根据上级公司下发的年度技术监督工作计划，及时修订补充本单位年度技术监督工作计划，并发布实施光伏发电单元技术监督专责人每月应对光伏发电单元技术监督年度计划执行和监督工作开展情况进行检查评估，对不满足技术监督要求的问题，通过技术监督不符合项通知单下发到相关部门进行整改，并对相关部门进行考评C技术监督不符合项通知单编写格式见附录E《光伏发电单元技术监督不符合项通知单》

6.

3.5监督报告管理光伏发电单元技术监督月报报送每月5日前，发电企业应按照《xxxxxxx有限公司新能源技术监督月报》格式和要求编写光伏发电单元技术监督月报，经归口管理部门汇总后报送分子公司、集团公司和技术监督执行单位光伏发电单元监督速报报送光伏电站发生如下重大监督指标异常，受监控设备重大缺陷、故障和损坏事件等重大事件后24小时内，光伏组件技术监督专责人应将事件概况、原因分析、采取措施按照附录F《光伏发电单元技术监督信息速报》的格式填写速报，并报送分子公司、集团公司和技术监督执行单位光伏组件发生大面积火灾光伏组件遇恶劣天气如冰雹、洪水、地震等造成光伏组件损坏伏发电单元监督年度工作总结报送年1月5日前，发电企业编制完成上年度技术监督工作总结，报送分子公司、集团公司和技术监督执行单位度监督工作总结主要包括以下内容a）主要监督工作完成情况、亮点和经验与教训b）设备一般事故、危急缺陷和严重缺陷统计分析c）监督存在的主要问题和改进措施d）下年度工作思路、计划、重点和改进措施

6.

3.6监督例会管理光伏电站每年至少召开两次技术监督工作会议，由生产分管领导（或总工程师）主持，检查评估、总结、布置技术监督工作，对技术监督中出现的问题提出处理意见和防范措施，形成会议纪要，按管理流程批准后发布实施，布置的工作应落实并有监督检查光伏发电单元专业每季度至少召开一次技术监督工作会议，会议由本专业技术监督专责人主持并形成会议纪要例会主要内容包括落实上次例会安排工作完成情况

63.

6.

3.2光伏发电单元监督范围内设备及系统的故障、缺陷分析及处理措施

6.

3.

6.33光伏发电单元监督存在的主要问题以及解决措施/方案

6.

3.

63.4上次监督例会提出问题整改措施完成情况的评价

6.

3.

63.5技术监督工作计划发布及执行情况，监督计划的变更

6.

3.

63.6集团公司技术监督月报、新颁布的国家、行业标准规范、监督新技术学习交流

6.3A

3.7光伏发电单元监督需要领导协调和其他部门配合和关注的事项

6.

3.

6.

3.8至下次监督例会时间前的工作要点

6.

3.7监督预警管理光伏发电单元技术监督特别严重预警项目（见附录A《光伏发电单元技术监督预警项目》），光伏电站应将特别严重预警识别纳入日常光伏组件监督管理和考核工作中光伏电站应根据技术监督单位签发的预警通知单（见附录G《光伏发电单元技术监督预警通知单》）制定整改计划书（见附录H《光伏发电单元技术监督动态检查问题整改计划书》）整改计划中应明确整改措施和完成日期问题整改完成后，光伏电站应按照《管理办法》规定提出验收申请，验收合格后，由技术监督单位签发预警回执（见附录I《光伏发电单元技术监督预警回执单》）并备案

6.

3.8监督问题整改整改问题的提出上级或技术监督执行单位在技术监督（动态）检查提出的整改问题和预警项《技术监督动态检查报告》和《新能源技术监督月报》等报告中明确的集团公司、分子公司督办问题《技术监督动态检查报告》和《新能源技术监督月报》等报告中明确的光伏电站关注及解决的问题光伏发电单元技术监督专责人每季度对光伏发电单元技术监督计划的执行情况进行检查，对不满足监督要求的情况提出问题整改计划问题整改管理光伏电站收到技术监督评价相关报告后，应在两周内制定整改计划，报送集团公司、分子公司及技术监督执行单位整改计划应列入月度监督工作计划或补充列入年度监督工作计划，光伏电站按照整改计划落实整改工作，并将整改实施情况及时在技术监督月报中总结上报

63.

8.

2.3对整改完成的问题，光伏电站应保存问题整改相关的试验报告、现场图片、影像等技术资料，作为问题整改情况及实施效果评估的依据

6.4各阶段技术监督重点工作设计选型阶段按GB/T

30427、GB

50797、GB/T19939GB/T18479等技术标准要求执行新建（扩建）工程的光伏发电单元设计与设备选型应依据国家、行业相关的标准规范和反事故措施的要求，以及工程的实际需要和运行经验，提出光伏发电单元技术监督的意见和要求光伏发电单元技术监督人员应参加光伏发电单元工程设计审查根据工程的规划情况及特点，明确对光伏组件、组件支架、逆变器、跟踪系统、交/直流汇流箱及其配件监督的要求参与审核光伏发电单元设备及装置的配置和选型，提出具体要求，并签字认可参加设备采购合同审查和设备技术协议签订对设备的技术参数、性能和结构等提出意见，并明确性能保证考核、技术资料、技术培训等方面的要求参加设计联络会，对设计中的技术问题、招标方与投标方以及各投标方之间的接口问题提出意见和要求，将设计联络结果形成文件归档，并监督执行安装调试阶段按GB

50794、GB/T

50796、GB

19964、GB/T18479等相关技术标准、订货合同、制造厂操作说明书的相关要求执行光伏电站各系统、设备运输至现场后，监督相关人员按照订货合同和相关标准进行验收工作，形成验收报告对安装工程监理工作提出光伏发电单元技术监督的意见，监督监理单位工作开展情况，保证设备安装质量安装结束后，监督相关人员按有关标准、订货合同及调试大纲参照附录J《光伏发电单元安装质量验收表》进行设备交接试验和投产验收工作投产验收时应进行现场实地查看，发现安装施工及调试不规范、项目不全或结果不合格、设备达不到相关技术要求、基础资料不全等不符合光伏发电单元技术监督要求的问题时，应提出监督意见，要求立即整改，直至合格监督基建单位按时向生产运营单位移交全部基建技术资料，生产运营单位应及时将资料清点、整理、归档运行阶段按GB/T

30427、GB/T

34933、GB/T19939等技术标准和光伏发电单元运行维护操作说明书及光伏电站反事故措施等规定的要求进行根据国家、行业标准，结合光伏电站的实际修编光伏发电单元运行规程定期对设备进行巡视、检查和记录对设备缺陷及异常处理进行跟踪监督检查定期统计分析设备缺陷和异常情况带缺陷运行的设备应加强运行监视，必要时应制定针对性应急预案定期对设备的运行数据（如电压、电流、温度、螺栓松紧度、支架沉降等）进行记录、分析，掌握设备运行状态的变化对运行中设备发生的事故，应组织或参与事故分析工作，制定反事故措施，并做好统计上报工作建立健全光伏发电单元设备台账，补充、完善光伏发电单元设备各部件生产厂家、主要技术参数（包含控制软件名称）、规格、型号、制造记录、元件理论使用寿命、出厂检验记录、到场验收记录、安装调试过程中的异常记录等基础资料及投入生产后的重大缺陷、检修、异动、技改等重要动态信息检修维护阶段光伏发电站技术监督规程第5部分光伏发电单元技术监督1范围本标准规定了光伏发电站（以下简称“光伏电站”）光伏发电单元设计选型、交货验收、安装、运行、检修阶段的全过程技术管理要求，评价及考核标准本标准适用于XXXXXXX有限公司（以下简称“集团公司”）所属光伏电站的光伏发电单元技术监督工作2规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件凡是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IEC62446并网光伏系统测试、文件和维护要求GB50794光伏发电站施工规范GB50797光伏发电站设计规范GB50205钢结构工程施工质量验收规范GB50017钢结构设计规范GB50018冷弯薄壁型钢结构技术规范GB50057建筑物防雷设计规范GB26860电业安全工作规程发电厂和变电站电气部分GB50191构筑物抗震设计规范GB50009建筑结构荷载规范GB/T18479地面用光伏（PV）发电系统概述和导则GB35469光伏发电站安全规程GB/T19939光伏系统并网技术要求GB/T50796光伏发电工程验收规范GB/T19964光伏发电站接入电力系统技术规定GB/T34933光伏发电站汇流箱检测技术规程GB/T30427并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法GB/T36567光伏组件检修规程GB/T20046光伏（PV）系统电网接口特性NB/T32004光伏并网逆变器技术规范Q/XXX1617国家电网公司企业标准光伏发电站接入电网技术规定根据国家和行业的相关标准、光伏组件产品技术条件文件，结合光伏电站的实际制定光伏发电单元检修规程，并定期修编检修前应编制光伏发电单元检修工艺规程，编制光伏发电单元检修文件包，建立完善光伏发电单元检修台帐并及时记录检修情况，加强对检修工器具、仪器仪表的管理，按照有关管理规定定期进行检查和检验做好材料和备品的管理工作，编制备品和配件的定额按要求开展光伏发电单元各项测试，测试指标应满足要求检修过程中，应按检修文件包的要求对检修工艺、质量、质监点（W、H点）验收及验收制度进行监督检修中发现的问题，必须认真记录，完善台账，同时必须组织专题分析会，查找问题的原因，提出可行的解决办法与技术方案，确保检修后不留缺陷检修完毕，监督检修记录及报告的编制、审核及归档对检修遗留问题，应监督制定整改计划，并对整改实施过程予以监督技术改造项目按照集团公司相关规定，做好项目可研、立项、项目实施及后评价的全过程监督当光伏发电单元设备从技术经济性角度分析继续运行不再合理时，宜考虑退出运行和报废其退役和报废管理按集团公司相关规定执行7监督评价与考核基层企业应将《绝缘技术监督动态检查表》（见附录K）中的各项要求纳入日常绝缘技术监督管理工作中技术监控评价包括科研院技术监控评价、基层企业技术监控自我评价基层企业应在科研院动态检查之前完成自我评价工作附录A（规范性附录）光伏发电单元技术监督预警项目A.1管理预警A.

1.1一般预警A.

1.

1.1未建立本企业的光伏发电单元技术监督制度A.

1.

1.2未制定本企业年度光伏发电单元技术监督工作计划、预试计划A.

1.

1.3有准确度要求的试验设备未定期校验A.

1.

1.4严重预警后未按期完成整改任务A.

1.2严重预警A.I.

2.1未组织贯彻执行上级有关光伏发电单元技术监督的指示、规定、标准及反措A.I.

2.2未建立光伏发电单元技术监督网A.

1.

2.3未按时上报光伏发电单元技术监督季报或月报，或上报内容不全面不真实A.I.

2.4未对本单位光伏发电设备的重大事故和缺陷组织分析原因制定对策A.

1.

2.5未及时上报重大事故、缺陷情况和总结A.I.

2.6特别严重预警后未按期完成整改任务A.I.

2.7一般预警项连续两次预警仍不采取措施进行解决A.2技术预警A.

2.1一般预警A.

2.

1.1光伏组件受地质灾害大面积损坏A.

2.

1.2光伏阵列、两台及以上逆变器发生火灾A.

2.

1.3支架大面积断裂或开焊A.

2.2严重预警A.

2.

2.1光伏组件出现裂纹及背板脱胶未进行处理A.

2.

2.2支架出现裂纹或变形未进行处理A.

2.

2.3跟踪系统齿轮箱出现断齿而未停机处理A.

2.

2.4交/直流汇流箱故障和多处电缆断线、接地未进行处理A.

2.

2.5逆变器IGBT、电容模块出现故障时未进行处理A.

2.

2.6跟踪系统故障未采取措施A.

2.

2.7逆变器故障要求安排检修或处置措施不当A.

2.3特别严重预警A.

2.

3.1光伏组件发现热斑现场未进行检查处理A.

2.

3.2跟踪系统齿轮箱存在明显异响而未进行检查A.

2.

3.3跟踪系统电机运行存在卡塞现象，未采取措施A.

2.

3.4逆变器未定期进行巡检清灰工作A.

2.

3.5支架出现隐患未能及时消除A.

2.

3.6交/直流汇流箱出现隐患未能及时消除附录B规范性附录光伏电站光伏发电单元技术监督考核指标表B.1光伏电站光伏发电单元技术监督考核指标表35附录c（规范性附录）光伏发电单元定期检查项目表C.1光伏发电单元定期检查项目表附录D（规范性附录）光伏发电单元技术资料档案D.1受监督光伏发电单元设备清册格式D.

1.1设备清册编制要素.....出厂日期.出厂编号.制造厂家.投运日期D.

1.2设备清册编制要求.分组管理设备清册可以按设备类型为主体，再按部件分组.文本文档格式可采用Word文档或者Excel工作表，推荐采用Excel工作表D.2设备台账格式D.

2.1设备台账目录

（一）封面

（二）正文.设备技术规范及附属设备技术规范.制造、运输、安装及投产验收情况记录.运行维护情况记录.定期维护记录.检修情况记录.重要故障记录.设备巡检记录.重要记事

（三）设备基建阶段资料及图纸目录D.

2.2设备台账编制要求.设备台账是由一个文本文档（Word文档或者Excel工作表）和一个文件夹组成.文本文档用来记录设备从设计选型和审查、监造和出厂验收、安装和投产验收、运行、检修到技术改造的全过程监督的重要内容文件夹用来保存和提供文本文档所需的相关资料.设备台账的记录应简明扼要，详细内容可通过超链接调用文件夹中的相关资料，或者通过索引在文件夹中查找到相关的资料D.

2.3光伏发电单元台账示例（-）封面.设备名称.管理部门.责任人.建档日期

（二）正文D.3设备技术规范及附属设备技术规范示例D.

3.1光伏组件见表D.lo表D.1光伏组件D.

3.2光伏支架见表D.2o表D.2光伏支架D.

3.3跟踪系统见表D.3o表D.

32.OKW双轴跟踪系统D.

3.4逆变器见表D.4o表D.

4.1集中式逆变器表D.

4.2集散式逆变器3术语与定义光伏发电站利用光伏电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统，一般包含变压器、逆变器和光伏方阵，以及相关辅助设施等逆变器将直流电变换成交流电的电能变换设备汇流箱将若干个光伏方阵并联在一起，具有汇总电流和防雷功能的配电装置汇流箱支路将若干个光伏方阵并联连接到汇流箱上的直流回路固定支架光伏方阵的方位角和倾斜角都不能自动或手动调节随太阳移动轨迹而发生变化的金属支架跟踪支架光伏方阵的方位角和倾斜角能通过电动或手动至少有一种能随太阳移动轨迹而发生变化的金属支架光伏组件具有封装及内部联结的、能单独提供直流电输出的、最小不可分割的太阳电池组合装置又称太阳电池组件光伏组件串在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直流电输出的电路单元光伏方阵将若干个光伏组件在机械和电气上按一定方式组装在一起并且有固定的支撑结构而构成的直流发电单元又称光伏阵列光伏发电单元光伏发电站中，以一定数量的光伏组件串，通过汇流箱汇集，经逆变器逆变与升压变升压成符合电网频率和电压要求的电源又称单元发电模块11太阳高度角太阳光线与观测点处水平面的夹角，称为该观测点的太阳高度角12方位角光伏组件平面的法线在水平面的投影与正南方向的夹角表D.

4.3组串式逆变器D.

3.5汇流相见表D.5表D.

5.1直流汇流箱表D.

5.2交流汇流箱D.4制造、运输、安装及投产验收情况记录见表D.4o表D.4制造、运输、安装及投产验收情况记录见表D.5o表D.5光伏组件/逆变器/汇流箱/支架跟踪系统运行维护记录D.6检修记录见表D.6o表D.6光伏组件/逆变器/汇流箱/支架跟踪系统检修记录D.7设备重要记事见表D.7o表D.7设备重要记事D.8设备基建阶段资料及图纸目录见表D.8o表D.8设备基建阶段资料及图纸目录附录E（规范性附录）光伏发电单元技术监督不符合项通知单编号（No）xx-xx-xx发现部门专业被通知部门、班组签发日期20XX年XX月XX日附录F（规范性附录）光伏发电单元技术监督信息速报附录G（规范性附录）光伏发电单元技术监督预警通知单通知单编号T-预警类别年月日通知单编号T-预警类别编号.顺序号-年度预警类别编号一般预警为1严重预警为2特别严重预警为3o光伏组件平面与水平面的夹角.14转换效率指受光照的太阳电池的最大功率与入射到该太阳电池上的全部辐射功率的百分比.15最大功率点在太阳电池的伏安特性曲线上对应最大功率的点，亦称最佳工作点.16低电压穿越当电力系统事故或扰动引起光伏发电站并网点电压跌落时，在一定的电压跌落范围和时间间隔内，光伏发电站能够保证不脱网连续运行4总则.1一般要求发电企业应贯彻落实国家、行业和集团公司、分子公司技术标准、规章制度和有关要求，以安全和质量为中心，保证光伏发电单元技术监督工作有效开展从事光伏发电单元技术监督的人员，应熟悉和掌握本规程及相关标准和规程中的规定光伏电站光伏发电单元技术监督考核指标见附录Bo监督目的光伏发电单元技术监督是对光伏电站各光伏发电组件及电能转换逆变器、汇流设备以及支架的跟踪系统等进行全过程监督，以确保光伏电站的发配电设备在良好状态下运行，防止故障事故的发生监督范围光伏组件串光伏组件、组件接地系统和光伏组件串等关键系统和部件的安装、验收、运行和检修监督等组件支架及跟踪系统组件支架的材料、外观、可调节性、力学性能、防雷接地、防腐措施及检修监督等；单轴/双轴跟踪系统的承载能力、不同跟踪控制方式（如光控、时控）的跟踪精度、转动部分的润滑技术、跟踪系统及其使用配套设备的安装、调试、验收、运行及检修监督等逆变器及汇流箱不同类型逆变器（如组串逆变器、集中式逆变器、集散式逆变器、微型逆变器）等及其使用配件的选型、安装、调试、验收、运行及检修等；交/直流汇流箱的选型、安装、及后期检修维护时熔丝、断路器、防雷保护装置等部件的选择、安装、验收等附录H（规范性附录）光伏发电单元技术监督动态检查问题整改计划书附录I（规范性附录）光伏发电单元技术监督预警回执单通知单编号Y-预警类别年月日附录J（规范性附录）光伏发电单元安装质量验收表附录K（规范性附录）光伏发电单元技术监督动态检查表5技术监督内容1一般要求发电企业从事光伏发电单元技术监督的人员，应熟悉和掌握本规程及相关标准和规程中的规定发电企业应贯彻落实GB

50794、GB

50797、GB/T50796GB/T

19939、GB/T20046NB/T32004等国家、行业标准和集团公司规章制度的有关要求，以安全和质量为中心，保证光伏发电单元技术监督工作有效开展

5.2设计选型技术监督光伏发电单元选择依据GB50797有关要求光伏组件光伏组件可分为晶体硅光伏组件、薄膜光伏组件和聚光光伏组件三种类型光伏组件应根据类型、峰值功率、转换效率、温度系数、组件尺寸和重量、功率辐照度特性等技术条件进行选择光伏组件应按太阳辐照度、工作温度等使用环境条件进行性能参数校验光伏组件的类型应按下列条件选择依据太阳辐射量、气候特征、场地面积等因素，经技术经济比较确定太阳辐射量较高、直射分量较大的地区宜选用晶体硅光伏组件或聚光光伏组件太阳辐射量较低、散射分量较大、环境温度较高的地区宜选用薄膜光伏组件在与建筑相结合的光伏发电系统中，当技术经济合理时，宜选用与建筑结构相协调的光伏组件；建材型的光伏组件，应符合相应建筑材料或构件的技术要求光伏组件应满足国家光伏领跑者计划的指标要求多晶硅电池组件和单晶硅电池组件的光电转换效率分别达到

16.5麻口17%以上高倍聚光光伏组件光电转换效率达到30%以上硅基、铜钿钱硒CIGS、硅化镉XXXe及其他薄膜电池组件的光电转换效率分别达到12%、13%、13蟒口12%以上多晶硅、单晶硅和薄膜电池组件自项目投产运行之日起，一年内衰减率分别不高于

2.5%、3麻口5%之后每年衰减率不高于

0.7%项目全生命周期内衰减率不高于20%o高倍聚光光伏组件自项目投产运行之日起，一年内衰减率不高于2%之后每年衰减率不高于

0.5%项目全生命周期内衰减率不高于10%0光伏支架光伏支架应结合工程实际选用材料、设计结构方案和构造措施，保证支架结构在运输、安装和使用过程中满足强度、稳定性和刚度要求，并符合抗震、抗风和防腐等要求光伏支架材料宜采用钢材、材质的选用和支架设计应符合现行国家标准《钢结构设计规范》GB50017的规定支架应按承载能力极限状态计算结构和构件的强度、稳定性以及连接强度，按正常使用极限状态计算结构和构件的变形按承载能力极限状态设计结构构件时，应采用荷载效应的基本组合或偶然组合荷载效应组合的设计值应按下式验算yoSRC

5.

2.

2.4式中yo一一重要性系数光伏支架的设计使用年限宜为25年，安全等级为三级，正要性系数不小于

0.95；在抗震设计中，不考虑重要性系数S——荷载效应组合的设计值R——结构构件承载力的设计值，在抗震设计时，应除以承载了抗震调整系数yREyre按现行国家标准《构筑物抗震设计规范》GB50191的规定执行按正常使用极限状态设计结构构件时，应采用荷载效应的标准组合荷载效应组合的设计值应按下式验算

522.5式中S——荷载效应组合的设计值c——结构件达到正常使用要求所规定的变形限值在抗震设防地区，支架应进行抗震验算支架的荷载和荷载效应计算应符合下列规定风荷载、雪荷载和温度荷载应按现行国家标准《建筑结构荷载规范》GB50009中25年一遇的荷载数值取值地面和楼顶支架风荷载的体型系数取

1.3；建筑物立面安装的支架风荷载的确定应符合现行国家标准《建筑结构荷载规范》GB50009的要求

5.

2.

2.72无地震作用效应组合时，荷载效应组合的设计值应按下式计算S=ygSgk+ywTwSwK+YsTwkSsk+yHStK

5.

2.

2.7T式中s——荷载效应组合的设计值Yg永久荷载分项系数Sgk永久荷载效应标准值SwK——风荷载效应标准值SsK雪荷载效应标准值StK——温度作用标准值效应yw、ys、yt——风荷载、雪荷载和温度作用的分项系数，取

1.4Tw、TsTt——风荷载、雪荷载和温度作用的组合值系数荷载组合TwTsTt永久荷载、风荷载和温度作用

1.0—

0.6永久荷载、雪荷载和温度作用—

1.

0.6永久荷载、温度作用和风荷载

0.6—

1.0永久荷载、温度作用和雪荷载—

0.

61.0荷载组合yGYe/zTwyt永久荷载和水平地震作用

1.

21.3————永久荷载、水平地震作用、风荷载及温度作用

1.

21.

31.

41.4受弯构件挠度容许值主梁L/250次梁无边框光伏组件L/250其他L/200构件类型容许长细比受压构件主要承重构件180其他构件、支撑等220受拉构件主要构件350柱间支撑300其他支撑400海拔/m降容系数3000及以下

135000.

9540000.9序号指标名称单位考核值计算方法备注1定期工作完成率%100WrpF=srx100Wra定期工作一一定期检查、定期检测、定期试验、定期检修、定期维护F一—光伏电站定期工作完成率Wrp一—统计期内计划的定期工作数量，单位项Wra一一统计期内完成的定期工作数量，单位项2组串污渍和灰尘遮挡损失率%W5L=-^-P1xloo°P2Lo组串遮挡损失OcclusionlossP2一一组串清洁后修正功率值P1一一组串清洁前修正功率值3主要设备可利用率%99N人XD—Dh+NnXD—Dn+NxbXD—Dxb+NzbxD-Dz2A一一主要设备可利用率D一一考核天数，单位doNh、Nn、Nxb、N小汇流箱、逆变器、箱变、主变个数，单位doDh、Dn、Dxb、Dzb一一汇流箱、逆变器、箱变、主变维修时间，单位doxD+NnXD+NxbXD+Nzb》Dx100%序号检查项目检查内容与要求1支架

1.1支架防腐、横梁、立柱检查支架梁柱、支撑有无断裂、脱落、变形和基础下沉等现象，防腐层表面无脱落、无起皮等缺陷，支架、立柱受力均匀，与建筑物结构固定牢固

1.2支架固定螺栓检查光伏发电单元压块、紧固件应牢固，无松动、脱落

1.3光伏汇线电缆检查光伏汇线电缆接线牢固、无老化、布线整齐，极性正确，无接地、断线故障，防火封堵良好

1.4支架接地检查光伏支架之间接地完整、牢固无锈蚀现象，接地电阻满足要求2组件

2.1组件检查组件无遮挡、无明显色差和热斑

2.2组件检查组件固定牢固、无破碎、表面清洁，附件完好3汇流箱

3.1断路器检查断路器合闸状态下，按复位按钮，可正常分、合闸，引线紧固无松动和过热现象，检查断路器本体无裂纹、无过热

3.2接线端子检查接线端子无松动发热烧毁、保险无损坏

3.3防雷器检查防雷器有效

3.4本体检查柜门正常关闭无积灰进水、防火封堵完善、接地可靠、标识清晰

3.5监测单元检查检测单元数据上传正常、检测单元正常运行

3.6进线线缆检查接线无松动、无发热、老化龟裂

3.7电路板检查电路板无积灰、过热4跟踪系统

4.1跟踪系统检查跟踪系统正常运转

4.2跟踪系统检查跟踪系统控制逻辑符合要求正确（季节要求）

4.3跟踪系统机构部件无异常一序号.检查项目检查内容与要求5逆变器

5.1本体检查柜门是否正常关闭、防火封堵完善、接地可靠、标识清晰、无积灰

5.2显示屏检查逆变器显示器显示正常

5.3断路器检查逆变器交、直流侧断路器螺栓紧固、铜排及断路器本体无过热

5.4旋钮、按钮检查逆变器旋钮无损坏、可靠动作

5.5防雷器检查防雷器有效

5.6逆变器连接线缆检查线缆无发热老化、龟裂

5.7散热风机检查风扇运转情况良好模块无过温型号TSM-DD14AII最大输出功率340+5%最大功率点的工作电流

8.9A最大功率点的工作电压

38.2V开路电压

46.5V短路电流

9.45A工作温度-40〜+85℃最大系统电压1000VDC最大保险丝额定电流15A输出功率公差0〜+5%组件尺寸1956*992*40mm组件重量26kg生产厂家***有限公司支架型号LT8-1X18规格1956*992组件排列方式1X18X68/10支架基础形式灌注桩复合基础材料镀锌钢最大功率2000瓦250W*8跟踪方式双轴跟踪跟踪精度W±1度驱动功率70W+180W水平回转角度0〜240度俯仰回转角度20〜90度安装面积

4.15*

3.88平方米重量

0.8吨抗风速

28.4米/秒机械寿命25年风速传感器接口（专用）有起控风级6〜7级抗风方式设备整体放平放平外形尺寸/垂直尺寸4150*3880*3391位置保护4个方向都有限位检测型号INV500D生产厂家***有限公司最大直流输入功率（KW）550最大方阵开路电压（V）1000最大直流输入电流（A）1100直流工作电压范围（V）450-1000MppT工作电压范围（v）500-820额定交流输出功率500最大交流输出功率（kW）550额定工作电压（Vac）315工作电压范围270-350额定输出电流（A）916工作频率范围（HZ）

48.5-

50.5最大输出电流1008最大逆变器效率（％）

98.7功率因数

0.9（超前）-

0.9（滞后）连续可调电流总谐波畸变率TDH（%）3输出电流直流分量（DCI）

0.5%（额定输出电流）通讯接口标准RS485（以太网/GPRS可选）保护功能过/欠压保护（有/无）有过/欠频保护（有/无）有防孤岛效应保护（有/无）有型号INV500D生产厂家***有限公司过流保护（有7无）有防反放电保护（有/无）有过载保护（有/无）有低电压穿越（有/无）有防雷保护（有/无）安全要求绝缘电阻10MQ绝缘强度2500VAC一分钟过电压等级III保护等级I污染等级PD3外壳防护等级IP20机械参数宽*深*高（mm）2450*850*2150重量（kg）2100冷却方式强制风冷排风量（立方米/小时）3000海拔要求3000米以下无需降温使用名称集散式逆变器型号CP-1000-B最大输入功率1123kW额定输入电压800Vdc最大直流电压lOOOVdc最大输入电流1439A直流输入路数12额定输出功率lOOOkW额定输出电流1110A最大输出电流1221A最大输出功率HOOkW功率因数

0.99额定电网电压520Vac允许电压范围468-572V额定电网频率50Hz允许频率范围

47.5Hz〜52Hz最大效率

99.1%待机自耗电20W防护等级IP20工作环境温度-30〜+55℃冷却方式可控强制风冷通讯接口RS485整机尺寸（宽*高*深）1500*2005*750mm重量1100kg生产厂家***有限公司名称组串式逆变器型号SUN2000-50KTL-C1最高效率99%最大输入电压1100V最大输入电流（每路MPPT）22A最大输入路数8MPPT数量4额定输出功率50000W额定输出电压500V输出电压频率50Hz最大输出电流

60.8A功率因数

0.8超前

0.8滞后最大总谐波失真3%输入直流开关支持防孤岛保护支持输出过流保护支持输入反接保护支持组串故障检测支持吏流浪涌保护TYPEII交流浪涌保护TYPEII绝缘阻抗检测支持RCD检测支持RS485支持use支持PLC支持尺寸（宽*高*厚）930*550*260mm重量55kg工作温度-25℃-60℃冷却方式自然对流防护等级IP65生产厂家***有限公司名称智能MPPT汇流箱型号EJB-16-M4输入工作电压范围0-1000VdcMPPT电压范围300-820V最大阵列并联输入数16路每路支路最大持续电流10A额定输出电压800V最大输出电压1000V最大输出电流130A最大效率

299.5%MPPT数量4防护等级IP65工作环境温度—30〜+55℃通讯接口RS485尺寸（长*宽*深）900*800*270mm重量60kg生产厂家***有限公司名称交流汇流箱型号DXH06-500VAC额定电压（V）690V支路电流（A）80A出口电流（路）（A）400A防护等级IP65防雷保护20kA通讯RS-485安装方式壁挂进出线方式下进、下出线外形尺寸750*750*220mm生产厂家***股份有限公司设备名称XX型号光伏组件/逆变器优流箱制造厂家运输单位电建单位制造过程出现的问题及处理问题及处理索引或超链接运输过程出现的问题及处理问题及处理索引或超链接问题及处理安装及投产验收中出现的问题及处理索引或超链接缺陷发现日期缺陷简述处理情况遗留问题及跟踪监督索引或超链接运行维护人员审核设备名称检修日期检修性质检修等级主要检修内容检修中发现的问题及处理遗留问题验收意见检修人员审核事件名称发生日期事件描述索引或超链接记录审核序号资料及图纸名称索引号保存地点不符合项描述

1、不符合项描述

2、不符合标准或规程条款说明整改措施

3、整改措施制订人/日期审核人/日期整改验收情况

4、整改自查验收评价整改人/日期自查验收人/日期复查验收评价

5、复查验收评价:复查验收人/日期改进建议

6、对此类不符合项的改进建议建议提出人/日期不符合项关闭整改人自查验收入复查验收入签发人编号说明年份+专业代码+本专业不符合项顺序号单位名称设备名称事件发生时间事件概况注有照片时应附照片说明原因分析已采取的措施监督专责人签字联系电话传真生长场长或总工程师签字邮箱发电企业名称设备（系统）名称及编号异常情况可能造成或已造成的后果整改建议整改时间要求提出单位签发人序号场站名称问题类别专业类别问题描述整改完成时间发电企业名称设备（系统）名称及编号异常情况技术监督服务单位整改建议整改计划整改结果填报单位签发人检查项目检查内容验收结果存在问题符合不符合支架支架的安装应符合设计规定支架满足承重要求，表面无明显变形支架表面防腐涂层完好无锈色支架螺栓紧固良好支架接地连接符合设计要求逆变器逆变器室内部照明设备齐全、亮度满足工作要求逆变器本体完好、防火封堵完好，锁具完好、标识清晰逆变器无异音、无异味、无异常逆变器室通风散热良好逆变器外壳接地满足设计要求组件外观整洁、无热斑破损、划伤组件接线极性正确、背板无脱胶汇流箱柜门正常关闭、防火封堵、锁具、标识清晰、密封良好检查箱内通讯单元、电源模块、防雷模块、断路器、接线端子正常投入正常无损坏、支路保险满足设计要求且完好检查接地线连接良好、可靠检查进出线电缆、通讯电缆完好，无掉落、松动、断线、接地、绝缘破损现象跟踪系统减速装置、限位开关、倾角传感器正常控制箱柜密封良好，箱内电器元件正常，接线牢固跟踪电源正常、逻辑正确序号检查项目标准分检查方法评分标准得分光伏发电单元技术监督10001光伏发电单元技术监督管理

3001.1光伏发电单元设备技术档案资料

①光伏电站发电单元装置设备台帐E光伏电站发电单元装置系统图、原理图、实际安装接线图和电源系统图3技术改进图纸和资料60检查资料内容缺一项，扣20分12不详每项扣5・10分

1.2设备记录

①缺陷统计10巡检、检修、定检记录S光伏电站发电单元控制系统软件及参数修改记录⑷光伏电站发电单元后台监控管理平台维修、故障、改造记录同防雷和接地系统检测报告日专用工具、检测仪器检定记录7备品备件使用记录8大部件更换方案、记录160检查资料E缺一项扣io分⑸内容不详每项扣5-10分

1.3设计制造和安装调试及验收资料G主要部件合格证、说明书、出厂检测报告G设备的交接验收资料区调试报告G出质保验收记录5试运行记录50检查资料G缺一项扣io分内容不详每项扣5-10分

1.4指标管理G不发生由于监督不到位造成的事故@年度监督工作计划完成率达100%Q上级单位或技术监督服务单位现场检查、提出问题30检查资料G缺一项扣5分0内容不详每项扣2-5分序号检查项目标准分检查方法评分标准得分整改完成率达100%

①技术监督异常告警问题整改完成率达100%@受监设备（部件）缺陷处理率100%回受监设备（部件）缺陷消除率95%o2光伏组件、汇流箱专业设备技术监督

4002.1光伏组件、汇流箱设备管理

1002.

1.1光伏组件和汇流箱设备及其备品配件的技术文件应包括设备性能参数、设计图纸、试验报告、调试报告是否完整齐全，并符合相关标准供货单位提供的技术文件应加盖供货单位公章和经办人签章20查阅有关资料、记录技术文件不全，每项扣5分技术文件内容不齐全未进行补检的，每缺一项扣2分技术文件未加盖供货单位公章每件扣2分

2.

1.2光伏组件和汇流箱设备及其备品配件的质检资料应包含质量保证书、监检报告、合格证材料质量证明书的内容应当齐全、清晰，并且加盖材料制造单位质量检验章当材料不是由材料制造单位直接提供时，供货单位应当提供材料质量证明书原件或者材料质量证明书复印件并且加盖供货单位公章和经办人签章20查阅有关资料、记录质检资料不全，每项扣5分材料质量证明书内容不齐全未进行补检的，每缺一项扣2分质量证明书不是原件或未加盖供货单位公章和经办人签章，每件扣2分

2.

1.3光伏组件和汇流箱设备及其备品配件入库应进行检验，并建有相应的记录或报告检验项目应齐全20查阅有关资料、记录受监范围内备品配件入库前未按合格证和产品质量证明书验收的，扣10分检验项目不齐全，每缺一项扣5分

2.

1.4光伏组件和汇流箱设备及其备品配件存放应有相应的防雨措施，并应按照型号、规格、分类挂牌存放20查阅有关资料、记录，现场检查未建立保管台账扣10分，未设立专库（专架）、分类、挂牌存放各扣5分，无防潮或雨淋等防腐措施扣10分

2.

1.5光伏组件和汇流箱设备及其备品配件的出库登记应规范，手续齐全受监金属材料在安装、检修更换（或领用出库）时应验证钢号，防止错用，组装后应进行复检，确认无误方可投20查阅有关记录，现场检查未建立领用签字手续或登记扣10分更换前未进行材质验证扣10分序号检查项目标准分检查方法评分标准得分入运行

2.2光伏组件和汇流箱运行状态

3002.

2.1现场组件型号/规格是否与电站验收文件一致，光伏组件装机容量是否与电站验收文件一致20查阅有关资料，现场检查若出现检查项目异常，视情况扣除标准分的20%~100%

2.

2.2现场向一逆变器下安装的光伏组件型号/规格是否一致20现场检查若出现检查项目异常，视情况扣除标准分的20%〜100%

2.

2.3现场光伏组件存在松动、开裂、破损、背板灼焦、遮挡和缺失等现场维护问题50现场检查若出现检查项目异常，视情况扣除标准分的20%〜100%

2.

2.4光伏组件是否存在正负极短接、虚接、断路和裸露的现象50现场检查若出现检查项目异常，视情况扣除标准分的20%~100%

2.

2.5带边框的光伏组件边框是否可靠接地不带边框的光伏组件接地方法是否符合设计要求°光伏方阵接地是否连续、可靠，接地电阻是否小于4Qo40检查检修记录、光伏电站设计图纸、安装交接试验记录，现场检查若接地电阻过大等问题，本条不得分虽经处理，但无实际运行考验证明其确实有效前，扣标准分的10%~20%

2.

2.6汇流箱的结构和机柜本身的制造质量、主电路连接、二次线及电气元件安装是否符合有关规定40查阅有关资料，现场检查:i机架组装有关零部件未符合相关技术要求，扣5分/台o121箱体表面不平滑平整，有脱落、锈蚀及裂痕等现象，室外型箱体防护等级低于IP54扣5分/台⑸机架面板不平整，文字和符号不清楚、整齐、规范和正确，扣标准分的5分/台G标牌、标志或标记完整清晰，扣标准分的5分/台©汇流箱内部以的连接线存在松动、锈蚀、反接、断路情况，扣5分/台Q汇流箱主断路器动作不灵活、性能不稳定可靠，扣5分/台序号检查项目标准分检查方法评分标准得分7固定螺栓不是防锈件，扣5分/台

2.

2.7汇流箱过流保护装置直流熔丝、隔离二极管、绝缘电阻及线材型号等重要性能参数是否符合设计要求20查阅有关资料，现场检查11〕组串过流保护装置低于

1.5倍标准测试条件下的短路电流，扣标准分的25%0

②隔离二极管反向电压低于标准测试条件下开路电压的2倍，扣标准分的25%O

④线材不符合设计要求，扣标准分25%O汇流箱进线端及出线端与汇流箱接地端绝缘电阻小于20MQ扣5分/台

2.

2.8汇流箱是否具备监测接入光伏组串工作状态的能力，远程通讯功能是否正常20现场检查汇流箱不具备监测光伏组串工作状态，本条不得分远程通讯功能存在问题，扣5分/台

2.

2.9汇流箱防雷保护功能是否符合相关标准要求20查阅技术资料及厂家型式试验报告，现场检查1最大持续工作电压W

1.3VocSTC扣标准分的25%O⑸最大放电电流Imax8/2040kA标称放电电流In8/2020kA扣标准分的25%o电压保护水平不符合标准要求，扣标准分的25%oQ防雷器不具备脱离器和故障指示功能，扣标准分的25%o

2.

2.10汇流箱电气间隙和爬电距离是否符合相关标准要求20查阅汇流箱厂家技术资料、型式试验报告，现场检查汇流箱在不同额定直流电压等级下，最小电气间隙和最小爬电距离未符合相关标准要求，本条不得分3逆变器、配电柜专业设备技术监督

3003.1逆变器、配电柜设备管理

1003.

1.1逆变器、配电柜及其备品配件的技术文件应包括设备性能参20查阅有关资料、记录无技术文件，扣10分技术文件内容不齐全未进行序号检查项目标准分检查方法评分标准得分数、设计图纸、试验报告、调试报告是否完整齐全，并符合相关标准供货单位提供的技术文件应加盖供货单位公章和经办人签章补检的，每缺一项扣5分技术文件未加盖供货单位公章每件扣5分

3.

1.2逆变器、配电柜及其备品配件的质检资料应包含质量保证书、监检报告、合格证材料质量证明书的内容应当齐全、清晰，并且加盖材料制造单位质量检验章当材料不是由材料制造单位直接提供时，供货单位应当提供材料质量证明书原件或者材料质量证明书复印件并且加盖供货单位公章和经办人签章20查阅有关资料、记录无质检资料，扣10分材料质量证明书内容不齐全未进行补检的，每缺一项扣5分质量证明书不是原件或未加盖供货单位公章和经办人签章，每件扣5分

3.

1.3逆变器、配电柜及其备品配件入库应进行检验，并建有相应的记录或报告检验项目应齐全20查阅有关资料、记录受监范围内备品配件入库前未按合格证和产品质量证明书验收，扣10分检验项目不齐全缺一项扣5分

3.

1.4逆变器、配电柜及其备品配件存放应有相应的防雨措施，并应按照型号、规格、分类挂牌存放20查阅有关资料、记录，现场检查

3.

1.5逆变器、配电柜及其备品配件的出库登记应规范，手续齐全20查阅有关记录，现场检查

3.2直流配电柜运行状态

503.

2.1直流配电柜有无影响使用的变形、锈蚀、漏水、积灰，箱体外表面的安全警示标示是否完整无破损20查阅检修记录、维护记录、安装交接记录、调试报告，现场检查111直流配电柜存在变形、锈蚀、积灰等问题，扣5分/台⑸外表面的安全警示存在破坏情况，扣5分/台

3.

2.2直流配电柜各个接线端子是否存在松动、锈蚀10查阅检修记录、维护记录、安装交接记录、调试报告，现场检查接线端子存在松动、锈蚀等问题，扣5分/台

3.

2.3直流母线的正极对地、负极对地的绝缘电阻是否符合标准要求10查阅检修记录、维护记录、安装交接记录、调试报告，现场检直流母线的正极对地、负极对地的绝缘电阻不大于

0.5MQ扣5分/台序号检查项目标准分检查方法评分标准得分查

3.

2.4直流断路器规格是否符合设计要求，动作是否灵活，性能是否稳定可靠10查阅检修记录、维护记录、安装交接记录、调试报告，现场检查直流断路器动作不灵活、性能不稳定可靠，或规格未符合设计要求，扣5分/台

3.3逆变器运行状态

1003.

3.1逆变器制造方提供的技术文件、图纸、试验报告、调试报告是否完整齐全，并符合相关标准20查阅逆变器厂家技术资料、图纸、试验报告、调试报告

3.

3.2冷却系统是否符合相关标准要求10现场检查，检查检维修记录，是否有相关检维修记录和处理记录

3.

3.3控制系统是否满足相关标准要求30现场检查，检查检维修记录，是否有相关检维修记录和处理记录重点检查逆变器在《光伏发电并网逆变器技术规范》NB/T32004-2013的正常电气条件和环境条件下应能正常运行变流器的性能指标、保护功能等满足相关标准要求按规定进行型式试验逆变器是否设置相关的高压电气防误闭锁功能

①变器在电网频率在

47.5Hz〜

51.5Hz范围内、电网电压偏差・10%〜+10%范围内等规定的电气条件下，不能够正常运行，扣5分/台⑸逆变器的效率、稳定运行时间、功率因素、过载能力等性能指标不满足相关标准要求，扣5分/项

⑨逆变器未定期测试过电流保护、缺相保护、过电压保护等保护功能，或保护功能不符合相关标准要求，扣5分O/项4未按规定要求进行型式试验，或型式试验项!目不齐全，扣5分/项5逆变器未设置相关的_高压电气防误闭锁功能，扣5分/台

3.

3.4柜体是否满足相关标准要求25现场检查，检查检维修记录，是1柜体固定不牢靠，有油漆剥落、锈蚀及裂痕等序号检查项目标准分检查方法评分标准得分否有相关检维修记录和处理记录现象，扣5分/台

②电缆有破损、绝缘老化等现象，扣5分/处131未保证全部螺栓紧固，连接件有损坏、裂纹，扣5分/处U机柜面板不平整，文字、符号、标牌标志不清楚、不正确，扣5分/台151未定期清理过滤防护网，扣5分/台

3.

3.5定期进行传感器回路的检查，确保各部件固定牢固，性能完好，各项数据正确15现场检查，检查检维修记录，是否有相关检维修记录和处理记录「1】未定期进行传感器回路的检查，扣5分/O台2传感器固定不牢固，扣5分/台3传感器数据不正确，扣5分/项

3.4交流配电柜运行状态

503.

4.1配电柜中开关、主触点是否有烧溶痕迹灭弧罩是否有烧黑和损坏各接线螺丝是否紧固清洁柜内是否有灰尘10查阅厂家技术资料、检修记录、维护记录、安装交接记录、调试报告，现场检查1配电柜中开关、主触点有烧溶痕迹，扣2分/O台©2灭弧罩有烧黑和损坏，0扣2分/台3各接线螺丝未紧固，扣O2分/台4清洁柜内有灰尘，扣2分/台

3.

4.2手车、抽出式成套配电柜推拉是否灵活、有卡阻碰撞现象动静头与静触头的中心线是否一致，触头接触是否紧密10查阅厂家技术资料、检修记录、维护记录、安装交接记录、调试报告，现场检查1手车、抽出式成套配电柜推拉不灵活、有卡阻C碰撞现象，扣2分/台2动静头与静触头的中心线不一致，扣2分/台3触头接触不紧密，扣2分/台

3.

4.3金属架与基础型钢是否用镀锌螺栓完好连接，且防松零件齐全5查阅厂家技术资料、检修记录、维护记录、安装交接记录、调试报告，现场检查金属架与基础型钢未用镀锌螺栓完好连接，无相关防松零件，扣2分/台序号检查项目标准分检查方法评分标准得分

3.

4.4交流配电柜母线接头是否连接紧密，出现变形、放电变黑痕迹、绝缘松动和损坏，紧固联接螺栓是否生锈5查阅厂家技术资料、检修记录、维护记录、安装交接记录、调试报告，现场检查交流配电柜母线接头未连接紧密，扣2分/台出现变形、放电变黑痕迹、绝缘松动和损坏，扣2分/台⑶紧固联接螺栓生锈，扣2分/台

3.

4.5检查电流互感器、电流表、电度表的安装和接线是否正确，手柄操作机构是否灵活可靠，断路器进出线是否紧固，开关柜内和配电柜后面引出线是否有灰尘10查阅厂家技术资料、检修记录、维护记录、安装交接记录、调试报告，现场检查111检查电流互感器、电流表、电度表的安装和接线不正确，扣2分/台

②手柄操作机构不灵活可靠，扣2分/台⑸断路器进出线不牢固，扣2分/台区开关柜内和配电柜后面引出线有灰尘，扣2分/台

3.

4.6交流配电柜、屏、台、箱、盘间线路的线间和线对地间绝缘电阻值是否符合相关标准要求5查阅厂家技术资料、检修记录、维护记录、安装交接记录、调试报告，现场检查Ci.检验柜、屏、台、箱、盘间线路的线间和线对地间绝缘电阻值，馈电线路式.5MQ扣2分/台E二次回路必须W1MC扣2分/台o

3.

4.7低压电器发热物件散热是否良好，切换压板是否接触良好，信号回路的信号灯、按钮、光字牌、电铃、电筒、事故电钟等动作和信号是否准确5查阅厂家技术资料、检修记录、维护记录、安装交接记录、调试报告，现场检查11〕压电器发热物件散热存在问题，扣2分/台2切换压板接触异常，扣n2分/台3信号回路的信号灯、按钮、光字牌、电铃、电筒、事故电钟等动作和信号不准确，扣2分/台。