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1 CGC 北京鉴衡认证中心技术规范CGC/GF028 2012 （ CNCA/CTSXXXX XXXX）并网光伏发电系统运行维护基本要求Operation and Maintainance Requirements of Grid PV Power System 20XX-XX-XX发布 20XX-XX-XX实施北京鉴衡认证中心发布I 目次目次 I前言 . III1 范围 . 12 引用标准 . 13 术语 . 23.1 光伏发电系统 photovoltaic PV power generation system 23.2 光伏发电系统运行维护 operation and maintainance of PV power generation system 23.3 数据中心 database center 23.4 光伏方阵 PV array . 23.5 数据采集 data acquisition 23.6 数据采集装置 data acquisition equipment 23.7 数据传输系统 data transmission system . 34 文档与标识要求 . 34.1 光伏发电系统技术资料 . 34.2 光伏发电系统运行规程 . 34.3 记录 . 34.4 应悬挂的图表 . 44.5 警告牌及标识 . 45 运行维护、管理要求 . 45.1 设施要求 . 45.1.1 必备工具 . 45.1.2 维护专用工具 . 55.1.3 防护工具 . 55.1.4 备件 . 55.2 运行维护基本要求 . 55.2.1 设备效率 . 55.2.2 设备状态 . 55.2.3 故障抢修 . 55.3 光伏组件及阵列 . 65.3.1 光伏组件的清扫维护 . 65.3.2 光伏组件的定期检查及维修 . 65.3.3 光伏组件的定期测试 . 65.4 光伏阵列支架 . 75.4.1 光伏阵列支架的定期检查及维修 . 75.5 汇流箱 . 75.5.1 汇流箱的定期检查及维修 . 75.5.2 汇流箱的定期测试 . 85.6 直流配电柜 /交流配电柜 9CGC/GF0282012 （ CNCA/CTSXXXX-XXXX ）II 5.6.1 配电柜的定期检查及维修 . 95.6.2 配电柜的定期测试 . 95.7 逆变器 . 105.7.1 逆变器的定期检查及维修 . 105.7.2 逆变器的定期测试 . 105.8 变压器 . 115.8.1 变压器的定期检查及维护 . 115.8.2 变压器的定期测试 . 115.9 接地与防雷系统 . 115.10 电缆 . 126 光伏发电系统数据采集、存储、处理、分析 . 126.1 光伏发电系统数据采集 . 126.2 监测系统的定期检查及维修 . 126.3 监测系统的定期测试 . 126.4 光伏发电系统数据监控的设备要求 . 126.5 数据中心访问权限标准 . 126.6 数据采集与数据通讯传输单元的运行标准 . 127 检查、测试及维护的周期要求 . 138 组织要求 . 148.1 运行管理组织资格要求 . 148.2 运行管理组织技术能力要求 . 148.3 运行管理组织操作人员要求 . 148.4 运行管理组织规模与资产要求 . 148.5 运行管理组织客户服务要求 . 149 运维人员的培训发展 . 159.1 一般规定 . 159.2 培训标准 . 159.2.1 熟练掌握设备运行情况 . 159.2.2 能正确执行规程制度 . 159.2.3 安全培训 . 159.3 定期培训制度 . 159.4 培训资料管理 . 15CGC/GF0282012 （ CNCA/CTSXXXX-XXXX ）III 前言1 并网光伏发电系统运行维护管理要求1 范围本技术规范规定了并网光伏系统的运行管理的职责、管理内容与方法、报告和记录要求。本技术规范适用于已投运的光伏发电系统，为光伏发电系统运行维护的组织提供技术指导，并可用于对其运维管理能力的评价。独立光伏系统、智能微网系统中光伏发电部分以及其他类型光伏发电系统参考使用。2 引用标准下列文件对于本规范的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅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）适用于本规范。GB 1094.1-1996 电力变压器第 1 部分总则GB 7251.1-2005 低压成套开关设备和控制设备第 1 部分型式试验和部分型式试验成套设备GB 50093-2002 自动化仪表工程施工及验收规范GB 50168-1992 电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范GB/T 9535-2006/ IEC61215 地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型GB/T 16895.32-2008 建筑物电气装置第 7-712 部分特殊装置或场所的要求太阳能光伏 PV电源供电系统GB/T 18911-2002/IEC616461996 地面用薄膜光伏组件设计鉴定和定型GB/T 19001-2008/ ISO 90012008 质量管理体系要求GB/T 19582-2008 基于 Modbus协议的工业自动化网络规范GB/T 20047.1-2006/IEC61730-12004 光伏组件安全鉴定第 1 部分 -- 结构要求GB/T 20513-2006 光伏系统性能监测、测量、数据交换和分析导则GB/T 25385-2010 风力发电机组运行及维护要求IEC 62109-1 光伏发电系统用电力转换设备的安全第 1 部分通用要求DL/T 596-1996 电力设备预防性试验规程DL/T 572-1995 电力变压器运行规程DL/T 645-2007 多功能电表通信规约DL/T 1050-2007 电力环境保护技术监督导则DL/T 1051-2007 电力技术监督导则CGC/GF0282012 （ CNCA/CTSXXXX-XXXX ）2 DL/T 1052-2007 节能技术监督导则DL/T 1053-2007 电能质量技术监督规程DL/T 1054-2007 高压电气设备绝缘技术监督规程JGJ/T 264-2012 光伏建筑一体化系统运行与维护规范CNCA/CTS 0001-2011 光伏汇流箱技术规范CNCA/CTS 00042009A 并网光伏发电专用逆变器技术条件CNCA/CTS 0004-2010 并网光伏发电系统工程验收基本要求CNCA/CTS 0004-2012 用户侧并网光伏发电系统监测系统技术规范79 电生字第 53号电力电缆运行规程3 术语3.1 光伏发电系统 photovoltaic PV power generation system 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。3.2 光伏发电系统运行维护 operation and maintainance of PV power generation system 对光伏发电系统的设备和系统进行检查、维护，及早发现和处理设备隐患以保障其整体运行的安全性，达到光伏发电系统的预期发电量，并实现光伏发电系统在全生命周期内稳定运行的工作。3.3 数据中心 database center 通过实现统一的数据定义与命名规范，集中多个光伏光伏发电系统数据的环境。3.4 光伏方阵 PV array 又称光伏阵列。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。3.5 数据采集 data acquisition 从传感器和其它待测设备等被测单元中采集数据，送到上位机中进行分析、处理的行为。3.6 数据采集装置 data acquisition equipment 采集光伏光伏发电系统中各种监测设备数据的装置。数据采集装置可以是专用设备，也可以是通用或专用计算机、嵌入式计算机等。CGC/GF0282012 （ CNCA/CTSXXXX-XXXX ）3 3.7 数据传输系统 data transmission system 光伏电站数据监测系统中传感器和其他待测设备与数据采集装置之间、数据采集装置与数据中心之间的数据传输。。4 文档与标识要求4.1 光伏发电系统技术资料- 光伏发电系统全套竣工图纸- 关键设备说明书、图纸、操作手册、维护手册- 关键设备出厂检验记录- 设备安装调试、交接记录- 设备台账、设备缺陷管理档案- 应急预案4.2 光伏发电系统运行规程- 安全手册；- 光伏系统启、停操作说明或流程；- 监控系统操作说明；- 光伏组件及支架运行维护作业指导书；- 光伏汇流箱运行维护作业指导书；- 直流配电柜运行维护作业指导书；- 逆变器运行维护作业指导书；- 交流配电柜运行维护作业指导书；- 变压器运行维护作业指导书；- 断路器运行维护作业指导书；- 隔离开关运行维护作业指导书；- 母线运行维护作业指导书；- 避雷器运行维护作业指导书；- 电抗器运行维护作业指导书；- 光伏发电系统安全防护用品及使用规范- 消防安全运行作业指导书- 防雷接地维护作业指导书4.3 记录- 光伏发电系统所有设备的自身信息包括序列号、厂家、型号、生产日期、产品序列号、内部配置及质保期等都应该明确记录并以书面或电子文档的形式妥善保存，同时可方便的查询。- 运行维护记录和针对异常及故障处理的记录、运行维护记录应以书面或电子文档的形式妥善保存，同时可方便的查询。具体包括且不限于a）光伏发电系统巡检及维护记录b）光伏发电系统各个关键设备运行状态与运行参数记录CGC/GF0282012 （ CNCA/CTSXXXX-XXXX ）4 c）事故处理记录d）防雷器、熔断器巡检维护记录e）逆变器自动保护动作记录f ）开关、微机保护及自动装置巡检维护记录g）关键设备更换记录h）工作票，操作票i ）设备台帐4.4 应悬挂的图表悬挂位置应便于现场人员运行维护操作需要，至少应包括以下内容- 电气主接线图- 电站组织管理机构图表、岗位职责表- 设备巡视路线图- 主要设备运行参数表- 正常启、停机操作顺序表- 紧急停机操作顺序表- 紧急事故处理预案- 紧急联系人及联系电话- 值班表- 电站平面图（应包含维护及应急通道）4.5 警告牌及标识悬挂位置应便于现场人员安全需要，至少应包括以下内容- 危险警告牌- 高空操作，防坠落- 接地保护端子标识- 地埋电缆标识- 消防标识5 运行维护、管理要求5.1 设施要求所有的设备或仪器必须满足国家法定计量要求。5.1.1 必备工具光伏发电系统运行维护必备工具应具备但不限于下列工具或仪器- 万用表- 温度测试仪- 绝缘电阻测试仪- 光伏端子压线钳CGC/GF0282012 （ CNCA/CTSXXXX-XXXX ）5 5.1.2 维护专用工具光伏发电系统运行维护应使用但不限于下列测试设备- 交直流钳形电流表- 红外热像仪- 接地电阻测试仪- I-V 曲线测试仪耐压仪- 接触电流测试仪- 残余电流测试仪- 电能质量分析仪5.1.3 防护工具光伏发电系统运行维护应具备但不限于下列安全防护设备及工具- 安全帽- 绝缘手套- 电工专用防护服- 绝缘鞋5.1.4 备件光伏发电系统应根据实际需要合理配备系统运行过程中的易损、易耗件。5.2 运行维护基本要求5.2.1 设备效率光伏发电系统中各关键设备、系统的效率应达到设计要求，对各关键设备、系统的效率应进行实时监控及定期测试，所有数据应以书面或电子文档的形式妥善保存。5.2.2 设备状态光伏发电系统中各关键设备应处于良好运行状态，应定期对各关键设备进行检查，降低故障发生率。各个关键设备的运行记录应以书面或电子文档的形式妥善保存。5.2.3 故障抢修光伏发电系统发生故障时，运维服务人员应按照相关规定及时发现并针对现场故障进行处理。所有光伏发电系统发生的故障需要有明确的记录，故障记录以书面或电子文档的妥善形式。故障记录应包括但不限于- 故障发生的设备- 故障发生时间与故障记录时间- 故障现象表征，如持续或间歇，故障发生的范围，发生故障的设备本身的现象和外延设备的现象。- 故障产生原因的判断与依据，短期与系统性的解决方案- 故障排除方法与过程描述- 故障排除后的设备运行参数与状态量- 故障解决人员- 故障记录人。CGC/GF0282012 （ CNCA/CTSXXXX-XXXX ）6 5.3 光伏组件及阵列5.3.1 光伏组件的清扫维护光伏发电系统应根据当地实际情况制定组件清洁预案。在光伏组件出现异常遮挡时，应及时进行现场维护。通常光伏方阵输出低于初始状态（上一次清洗结束时）相同条件输出的 85时，应对光伏组件进行清洁。清洗光伏组件时应符合下列规定- 可使用柔软洁净的布料擦拭光伏组件，不应使用腐蚀性溶剂或硬物擦拭光伏组件；- 不宜使用与光伏组件温差较大的液体清洗组件；- 不宜在有碍运行维护人员人身安全的情况下清洗组件；- 严禁恶劣气象条件下进行组件的清洗；- 不宜在组件温度过高或辐照度过强的条件下进行清洗；- 特殊地域环境需做针对性的清洁预案。5.3.2 光伏组件的定期检查及维修应定期对光伏组件下列问题进行检查，发现问题应及时进行维护- 组件边框不应有变形；- 玻璃不应有破损；- 光伏组件不应有气泡、 EVA脱层、水汽、明显色变；- 背板不应有划伤、开胶、鼓包、气泡等；- 接线盒塑料不应出现变形、扭曲、开裂、老化及烧毁等；- 导线连接应牢靠，导线不应出现破损；- 导线管不应有破损；- 铭牌应平整，字体清晰可见；- 光伏组件上的带电警告标识不得缺失；- 光伏组件上的带电警告标识不能丢失；- 电池片不应有破损、隐裂、热斑等；- 金属边框的光伏组件，边框必须牢固接地，边框和支架应结合良好，两者之间接触电阻应不大于 4Ω ；检查并修复发现的其它缺陷。5.3.3 光伏组件的定期测试5.3.3.1 绝缘电阻进行绝缘电阻测试前，应将光伏组件与其他电气设备的连接断开。光伏阵列正负极对地绝缘阻抗应符合下表要求系统电压（ V）测试电压（ V）最小绝缘电阻 M Ω 120 250 0.5 ＜ 600 500 1 ＜ 1000 1000 1 - 对于方阵边框接地的系统，光伏阵列绝缘电阻测试可以采用下列两种测试方法a）测试方法 1先测试方阵负极对地的绝缘电阻，然后测试方阵正极对地的绝缘电阻。b）测试方法 2测试光伏方阵正极与负极短路时对地的绝缘电阻。- 对于方阵边框没有接地的系统（如有 II 类绝缘），可以选择做如下两种测试a）在电缆与大地之间做绝缘测试。CGC/GF0282012 （ CNCA/CTSXXXX-XXXX ）7 b）在方阵电缆和组件边框之间做绝缘测试。- 对于没有接地的导电部分（如屋顶光伏瓦片）应在方阵电缆与接地体之间进行绝缘测试。- 对于系统单极接地的光伏系统，可以只测试不接地一极的对地绝缘电阻。注 1采用测试方法 2时，应尽量减少电弧放电，在安全方式下使方阵的正极和负极短路。注 2指定的测试步骤要保证峰值电压不能超过组件或电缆额定值。5.3.3.2 光伏组件 IV 特性每年应测试光伏组件 IV 特性衰减程度，使用光伏组件 IV 特性测试仪测试光伏组件及接入汇流箱的光伏组串的 IV特性。光伏组件及组串的 IV特性应满足下列要求- 同一组串的光伏组件在相同条件下的电流输出应相差不大于 6。- 同一组串的光伏组件在相同条件下的电压输出应相差不大于 6。- 相同条件下接入同一个直流汇流箱的各光伏组串的运行电流应相差不大于 6。- 相同条件下接入同一个直流汇流箱的各光伏组串的开路电压应相差不大于 6。- 光伏组件性能应满足生命周期内衰减要求a）晶体硅组件功率衰减 2年内≤ 2，十年内≤ 10，二十年内≤ 20；b）薄膜组件 2年内≤ 4，十年内≤ 10，二十年内≤ 20。5.3.3.3 光伏组件热特性当太阳辐照度为 500W/m2 以上，风速不大于 2m/s，且无阴影遮挡时，同一光伏组件外表面（电池正上方区域）在温度稳定后，温度差异应小于 20℃。5.4 光伏阵列支架5.4.1 光伏阵列支架的定期检查及维修应定期对光伏组件支架下列问题进行检查，发现问题应及时修复- 光伏方阵整体不应有变形、错位、松动；- 受力构件、连接构件和连接螺栓不应损坏、松动、生锈，焊缝不应开焊；- 金属材料的防腐层应完整，不应有剥落、锈蚀现象；- 采取预制基座安装的光伏方阵，预制基座应保持平稳、整齐，不得移动；- 阵列支架等电位连接线应连接良好，不应有松动、锈蚀现象；- 光伏阵列应可靠接地，其各点接地电阻应不大于 4Ω ；- 检查并修复发现的其它缺陷。5.5 汇流箱5.5.1 汇流箱的定期检查及维修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等应符合下列要求，发现问题应及时修复- 机架组装有关零部件均应符合各自的技术要求；- 箱体应牢固，表面应光滑平整，无剥落、锈蚀及裂痕等现象；- 箱体安装应牢固、平稳连接构件和连接螺栓不应损坏、松动、生锈，焊缝不应开焊；- 箱体应密封良好，防护等级应符合设计要求；- 箱体内部不应出现锈蚀、积灰等现象；- 面板应平整，文字和符号应完整清晰；CGC/GF0282012 （ CNCA/CTSXXXX-XXXX ）8 - 铭牌、警告标识、标记应完整清晰；- 熔断器、防雷器、断路器等各元器件应处于正常状态，没有损坏痕迹；- 开关操作应灵活可靠；- 各种连接端子应连接牢靠、没有烧黑、烧熔等损坏痕迹；- 各母线及接地线应完好；- 汇流箱内熔丝规格应符合设计要求、并处于有效状态；- 汇流箱内浪涌保护器应符合设计要求、并处于有效状态；- 非绝缘材料外壳的汇流箱箱体应连接保护地，其接地电阻应不大于 4Ω ；检查并修复发现的其它缺陷。5.5.2 汇流箱的定期测试5.5.2.1 绝缘电阻进行绝缘电阻测试前，应将汇流箱与其它电气设备的连接断开。用兆欧表或绝缘电阻测试仪测量汇流箱的输入电路对地、输出电路对地及输入电路对通信接口、输出电路对通信接口的绝缘电阻值。其测试值应满足以下要求系统电压（ V）测试电压（ V）最小绝缘电阻 M Ω 120 250 0.5 ＜ 600 500 1 ＜ 1000 1000 1 5.5.2.2 测量、显示功能若是带有通信功能的汇流箱应能正常监测汇流箱的工作状态及电参数数据，数据显示精度应不低于 0.5 级，测量准确度≤± 1.5。。5.5.2.3 通信功能若是带有通信功能的汇流箱，则应能正常（接收和）发送数据。5.5.2.4 汇流箱热特性汇流箱额定功率工作时，内部各元器件温度应符合设计工作温度要求，对于供货商没有提供最高工作温度的材料和元器件其工作温度应符合下表要求。材料和元件最高温度（℃）接线端子 60 熔断器 90 PCB板 105 监控模块 105 断路器 90 可能超过该规定温度，可以加贴过热标识，温度限值为标识上注明的温度。CGC/GF0282012 （ CNCA/CTSXXXX-XXXX ）9 5.6 直流配电柜 /交流配电柜5.6.1 配电柜的定期检查及维修配电柜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等应符合下列要求，发现问题应及时修复- 机架组装有关零部件均应符合各自的技术要求；- 箱体应牢固，表面应光滑平整，无剥落、锈蚀及裂痕等现象；- 箱体安装应牢固、平稳连接构件和连接螺栓不应损坏、松动、焊缝不应开焊、虚焊；- 箱体应密封良好，防护等级符合设计要求；- 箱体内部不应出现锈蚀、积灰等现象；- 面板应平整，文字和符号应完整清晰；- 铭牌、警告标识、标记应完整清晰；- 各元器件应处于正常状态，没有损坏痕迹；- 开关操作应灵活可靠；- 各种连接端子应连接牢靠、没有烧黑、烧熔等损坏痕迹；- 各母线及接地线应完好；- 配电柜内熔丝规格应符合设计要求、并处于有效状态；- 配电柜内浪涌保护器应符合设计要求、并处于有效状态；- 配电柜应可靠连接保护地，其接地电阻应不大于 4Ω ；- 检查并修复其它缺陷。5.6.2 配电柜的定期测试5.6.2.1 绝缘电阻进行绝缘电阻测试前，应将汇流箱与其它电气设备的连接断开。用兆欧表或绝缘电阻测试仪测量配电柜的输入电路对地、输出电路对地及输入电路对通信接口、输出电路对通信接口的绝缘电阻值。其测试值应满足以下要求系统电压（ V）测试电压（ V）最小绝缘电阻 M Ω 120 250 0.5 ＜ 600 500 1 ＜ 1000 1000 1 5.6.2.2 测量、显示功能直交流配电柜应能正常测量和显示电流、电压、功率等数据，数据显示精度应不低于 0.5 级，测量准确度≤± 1.5。5.6.2.3 通信功能配电柜具备通信功能，则应能正常（接收和）发送数据。5.6.2.4 配电柜热特性汇流箱额定功率工作时，内部各元器件温度应符合设计工作温度要求，对于供货商没有提供最高工作温度的材料和元器件其工作温度应符合下表要求。材料和元件最高温度（℃）CGC/GF0282012 （ CNCA/CTSXXXX-XXXX ）10 接线端子 60 熔断器 90 PCB板 105 监控模块 105 断路器 90 可能超过该规定温度，可以加贴过热标识，温度限值为标识上注明的温度。5.7 逆变器5.7.1 逆变器的定期检查及维修逆变器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等应符合下列要求，发现问题应及时修复- 机架组装有关零部件均应符合各自的技术要求；- 箱体应牢固，表面应光滑平整，无剥落、锈蚀及裂痕等现象；- 箱体安装应牢固、平稳连接构件和连接螺栓不应损坏、松动、焊缝不应开焊、虚焊；- 箱体应密封良好，防护等级符合应用要求；- 箱体内部不应出现锈蚀、积灰等现象；- 面板应平整，文字和符号应完整清晰；- 铭牌、警告标识、标记应完整清晰；- 各元器件应处于正常状态，没有损坏痕迹；- 开关操作应灵活可靠；- 各种连接端子应连接牢靠、没有烧黑、烧熔等损坏痕迹；- 各母线及接地线应完好；- 逆变器内熔丝规格应符合设计要求、并处于有效状态；- 逆变器内浪涌保护器应符合设计要求、并处于有效状态；- 逆变器应可靠连接保护地，其接地电阻应不大于 4Ω ；- 检查并修复发现的其它缺陷；- 风冷逆变器的散热器风扇根据温度自行启动和停止的功能应正常，散热风扇运行时不应有较大振动及异常噪音，如有异常情况应断电检查；- 如电网电压消失，逆变器应立即停止向电网送电（防止孤岛效应）；- 通信功能、自动开关机、软启动应满足 CGC/GF004 2011并网伏发电专用逆变器技术条件条款 6。5.7.2 逆变器的定期测试5.7.2.1 性能指标逆变器性能指标应符合 CGC/GF004 2011并网光伏发电专用逆变器技术条件中条款 5.3 的要求，并定期进行测试- 转换效率- 并网电流谐波- 功率因数- 直流分量- 电压不平衡度测试方法见 CGC/GF004 2011并网光伏发电专用逆变器技术条件条款 6。CGC/GF0282012 （ CNCA/CTSXXXX-XXXX ）11 5.7.2.2 保护功能逆变器保护功能应符合 CGC/GF004 2011并网光伏发电专用逆变器技术条件中条款 5.5 的要求，并定期进行测试- 方阵绝缘阻抗检测；- 方阵残余电流检测；a 30mA接触电流；b 着火漏电流；对于隔离型逆变器如果上述测试限值超标，应采用以下任意一种方式来进行防护非隔离逆变器应直接采用以下方式中一种来进行防护。a 漏电流检测器（ RCD）保护；b 漏电流监控保护；测试方法见 CGC/GF004 2011并网光伏发电专用逆变器技术条件条款 6。5.8 变压器5.8.1 变压器的定期检查及维护光伏发电系统主回路升压变压器发现问题应及时修复- 机架组装有关零部件均应符合各自的技术要求；- 外壳应牢固，表面应光滑平整，无剥落、锈蚀及裂痕等现象；- 变压器表面、绝缘子各连接端子不应有积尘；- 各种连接端子应连接牢靠、没有烧黑、烧熔等损坏痕迹；- 检查变压器各母线及接地线是否正常；- 检查变压器工作声音是否在要求范围内；- 铭牌、警告标识、标记应完整清晰；- 变压器应连接保护地，其接地电阻应不大于 4Ω ；- 检查变压器工作声音、油位、油温、压力是否在要求范围内；- 应定期对变压器油进行采样分析；- 检查并修复其它缺陷。5.8.2 变压器的定期测试变压器的定期测试参照 DL/T572-1995 电力变压器运行规程中的相关规定执行。5.9 接地与防雷系统应定期对接地与防雷系统的下列问题进行检查，发现问题应及时修复- 各种避雷器、引下线等应安装牢靠；- 避雷器、引下线等应完好，无断裂、锈蚀、烧损痕迹等情况发生；- 避雷器、引下线各部分应连接良好；- 各关键设备内部浪涌保护器应符合设计要求、并处于有效状态；- 各接地线应完好；- 各接地线标识标志应完好；- 接地电阻不应大于 4Ω ；- 接地的开挖周期不应超过六年。CGC/GF0282012 （ CNCA/CTSXXXX-XXXX ）12 光伏发电系统各关键设备的防雷装置在雷雨季节到来之前，应根据要求进行检查并对接地电阻进行测试。不符合要求时应及时处理。雷雨季节后应再次进行检查。地下防雷装置应根据土壤腐蚀情况，定期开挖检查其腐蚀程度，出现严重腐蚀情况的应及时修复、更换。5.10 电缆光伏发电系统电缆的运行维护参照电力电缆运行规程的相关规定执行。6 光伏发电系统数据采集、存储、处理、分析6.1 光伏发电系统数据采集实时监测光伏发电系统各关键设备的运行状态，确保基础数据的全面性、连续性和准确性。对于无人值守光伏发电系统，光伏发电系统运维组织应保证全天不间断监控，以随时发现故障报警并及时修复。6.2 监测系统的定期检查及维修应定期对下列问题进行检查，发现问题应及时修复- 监控及数据传输系统的设备应保持外观完好，螺栓和密封件应齐全，操作键应接触良好，显示数字应清晰。- 各设备内部传感器、数据采集及发送装置应完好。- 超过使用年限的数据传输系统中的主要部件，应该及时更换。6.3 监测系统的定期测试应定期对监测系统下列参数进行测试，并保证其符合使用要求- 汇流箱数据监控；- 交直流配电柜数据输入；- 逆变器数据输入；- 环境监测仪数据输入；- 电能计量数据采样。测试要求应满足 CNCA/CTS 0004-2012用户侧并网光伏发电系统监测系统技术规范的 5.1-5.4 。6.4 光伏发电系统数据监控的设备要求光伏发电系统数据监控的设备应满足 CNCA/CTS 0004-2012用户侧并网光伏发电系统监测系统技术规范的有关要求。6.5 数据中心访问权限标准数据中心的操作由专职人员进行操作，操作人员根据操作的权限划分等级并有对应的用户名和口令。6.6 数据采集与数据通讯传输单元的运行标准数据采集与数据通讯传输单元应 7X24小时不间断工作。采用直流侧光伏阵列的电源供电方式的不受此规定限制。CGC/GF0282012 （ CNCA/CTSXXXX-XXXX ）13 7 检查、测试及维护的周期要求检查和测试维护周期应根据光伏发电系统实际情况制定，建议如下序号测试项目测试周期备注光伏组件及阵列6.3.1 光伏组件的清扫维护参照条款 5.3.1 6.3.2 光伏组件的定期检查及维修每年至少一次6.3.3 光伏组件的定期抽检测试每两年至少一次抽检率根据现场实际条件制定光伏阵列支架6.4.1 光伏阵列支架的定期检查及维修每年至少一次汇流箱6.5.1 汇流箱的定期检查及维修每年至少两次6.5.2 汇流箱的定期测试每年至少一次直流配电柜 / 交流配电柜6.6.1 配电柜的定期检查及维修每年至少一次6.6.2 配电柜的定期测试每年至少一次逆变器6.7.1 逆变器的定期检查及维修每年至少一次6.7.2 逆变器的定期测试每年至少一次变压器6.8.1 变压器的定期检查及维护每年至少一次6.8.2 变压器的定期测试参照电力变压器运行规程执行监测系统6.9.1 光伏发电系统数据监控实时6.9.2 监测系统的定期检查及维修每年至少一次气象站检查维护与组件清洗同期进行6.9.3 监测系统的定期测试每年至少一次接地与防雷系统6.1 接地与防雷系统检查每年至少一次电缆6.11.1 电缆的定期检查及维修参照电力电缆运行规程执行CGC/GF0282012 （ CNCA/CTSXXXX-XXXX ）14 8 组织要求对于专业的运维单位，还应满足以下要求8.1 运行管理组织资格要求7.1.1 提供运行管理服务的组织必须是一个独立的实体，具有工商行政管理部门发给的合法的营业执照。7.1.2 应获得国家有关主管部门发给的从事运行管理服务的资格证书。7.1.3 必须遵守国家现行法律、法规的规定。7.1.4 运维企业需要具有完善的质量管理体系，保障光伏发电系统运行维护有效、持续实施。7.1.5 应熟悉电网公司的规范标准，具有良好的与电网公司的沟通能力，能及时准确的完成电网公司有关通信、调度等要求。8.2 运行管理组织技术能力要求7.2.1 了解光伏发电系统运行管理的最新动向，有能力掌握光伏发电系统运行管理的最新技术具有不断的技术更新能力。7.2.3 具有对光伏发电系统所面临的安全威胁、存在的安全隐患进行信息收集、识别、分析和提供防范措施的能力。7.2.4 须能根据对光伏系统风险的信息分析，提出有效的安全保护策略及建立完善的安全管理制度。7.2.5 具有对光伏发电系统发生突发性安全事件进行分析和解决的能力。7.2.6 应具有足够的技术力量，根据服务业务的需求开发光伏发电系统运行管理培训的能力。7.2.7 应有对光伏发电系统进行组织检测和验证的能力。7.2.8 有能力对数据监控系统进行有效的数据维护并根据需要对数据监控系统完成升级。7.2.9 有跟踪、了解、掌握、应用国际、国家和行业标准的能力。8.3 运行管理组织操作人员要求人员技能的设定准则以实际工作过程中对安全作业的要求和对技能的实际需求为制定依据。一般来讲，对人员的技能的最低要求按照专业的不同分为如下方面7.3.1 执行光伏发电系统维护的维修电工须持中级 / 四级及以上特种作业操作证 , 负责光伏发电系统二次系统及数据监控系统的弱电类运维人员须持弱电上岗证；涉及到操作升压变压器或配电变压器的人员须持高压上岗证和特种作业操作证，以及行业要求的其他相关资格证书。7.3.2 直接从事电力工程服务的人员不低于 4 人，至少具有 2 名有资质的专职安全员。8.4 运行管理组织规模与资产要求从事光伏发电系统运行管理服务的组织注册资金应在 100 万元人民币以上。8.5 运行管理组织客户服务要求从事光伏发电系统运行管理服务的组织应提供 7x24h 电话热线支持。CGC/GF0282012 （ CNCA/CTSXXXX-XXXX ）15 9 运维人员的培训发展9.1 一般规定8.1.1 各光伏发电系统均应根据上级规定的培训制度和年度培训计划要求，按期完成年度的培训计划。8.1.2 运行人员，必须经过上岗考试和行业审批手续，方可担任正式值班工作。因工作调动或其他原因离岗三个月以上者，必须过培训并履行考试和审批手续，方可上岗正式担任值班工作。9.2 培训标准9.2.1 熟练掌握设备运行情况a 掌握光伏发电系统各关键设备的结构、原理、性能、技术参数和设备布置情况，以及设备的运行、维护、操作方法和注意事项。b 掌握一、二次设备的接线和相应的运行方式。c 能审核设备检修、试验、检测记录，并能根据设备运行情况和巡视结果，分析设备健康状况，掌握设备缺陷和运行薄弱环节。d 掌握安全消防的有关法律法规，并能按照相关要求按其开展消防演习e 掌握光伏发电系统的相关预案，遇到紧急情况可以按照相关要求妥善处理。9.2.2 能正确执行规程制度a 掌握光伏组件、汇流箱、逆变器等关键设备的运行维护规程，调度、运行、安全规程和运行管理制度的有关规定，以及检修、试验、继电保护规程、电力设备典型消防规程的有关内容，正确执行各种规程制度b 熟练掌握光伏发电系统运行规程。遇有扩建工程或设备变更时，能及时修改和补充光伏发电系统现场运行规程，保证设备运行、事故处理正确。c 能正确执行操作程序，迅速、正确地完成各项设备开关操作任务。d 掌握各种设备的操作要领和一、二次设备相应的操作程序，熟知每一项操作的目的。e 掌握变压器并列条件及系统并列条件和操作方法。f 发生事故和异常时能根据仪表、信号指示、继电保护和设备异常状况，正确判断故障范围，并能做到迅速、正确地处理事故。g 遇到运行方式改变时发生故障，事故处理亦能达到上述水平。9.2.3 安全培训安全培训的课程内容需至少包括作业安全，电气操作安全，消防安全，信息安全等领域的培训。9.3 定期培训制度a 根据本单位实际可安排安全规程、调度规程、运行规程、现场运行规程的学习。b 每季进行一次反事故演习。c 新进人员首先应进行上岗培训，一般学习六个月并经考试合格后方可担任正式值班员。9.4 培训资料管理各项培训工作均应及时填写好专用培训记录。全部培训记录和考试成绩，均应存入个人培训档案。不断总结培训工作经验，提高运行人员的技术素质和运行管理水平。