1 防止光伏組件損壞事故

1.1 光伏組件在運行中不得被長時間遮擋。光伏組件表面出現玻璃破裂或熱斑，背板灼焦，顏色明顯變化、光伏組件接線盒變形扭曲開裂或燒損、線端子無法良好連接時，應及時進行更換。

1.2 光伏組件、匯流箱、直流配電柜運行中正極、負極嚴禁接地。

1.3 光伏組件在運行中應保持表面清潔，光伏組件出現污物時必須對電池組件進行清洗。

1）目測電池板表面較臟時安排清洗。

2）同一時間用高精度直流電能表實時測量2 個組串的電量及2 個清洗后的組串的電量，兩個電量的對比值相差≥4%。

3）清洗電池板時應用清水，不得使用銳利物件進行刮洗，以免劃傷表面。不得使用腐蝕性溶劑沖洗擦拭。

1.4 光伏組件發(fā)生熱斑效應時，應加強監(jiān)視，出現可能發(fā)生火災的危險時，立即進行更換；若發(fā)生火災應立即將該支路的光伏組匯流箱直流斷路器斷開。

1.5 光伏組件運行中應嚴格按技術要求開展檢查：

1） 檢查光伏組件是否有開裂、彎曲、不規(guī)整、外表面損傷及破碎。破碎部分影響安全或發(fā)電量時，應更換光伏組件（使用同型號同容量組件）。

2）檢查背板接線盒密封是否完好，檢查接線端子是否有過熱、燒灼痕跡，檢查旁路二極管是否損壞。存在安全隱患或損壞時，應更換接線盒、接線端子或光伏組件。

3）檢查光伏組件插接頭和連接引線是否破損、斷開和連接不牢固。連接不牢固時應緊固；存在破損或斷開時，應更換。

4） 檢查光伏組件金屬邊框的接地線連接是否緊固、可靠，有無松動、脫落與裸露。存在上述現象時，應對接地線進行緊固或替換，確?？煽拷拥?。

5）檢查光伏組件與支架的卡件固定是否牢固、卡件有無脫落，檢查光伏卡件和支架是否有銹蝕。支架有松動現象時應緊固支架，銹蝕時應更換卡件或打磨后做防腐處理。

6） 檢查光伏組件間的接線有無松動、斷裂現象，接線綁扎是否牢固。存在松動、斷裂現象時，應更換或重新綁扎。

7）檢查相鄰光伏組件邊緣高差偏差是否符合GB50794的要求，超出時應調整。

8）檢查光伏組件是否存在組件熱斑、組件隱裂等。影響安全或發(fā)電量時，應進行故障檢修或更換光伏組件。

9）定期檢查光伏組件串聯線路有無絕緣老化、磨損破裂、過熱變色等問題，發(fā)現問題立即處理。

10）大風、大雨、暴雪、冰凍等特殊天氣后，應加強對組件的巡視。雷雨過后，要及時檢查組件的受雷情況（特別是山坡迎風面），組件有無燒毀，有無雷擊痕跡。

11）檢查光伏支架基礎表面有無裂紋，基礎有無松動，發(fā)現異常立即停機處理，必要時對基礎強度進行檢測。

12）至少每年進行一次光伏組件支架、橫梁、立柱連接面縫隙及焊縫開裂情況的檢查，發(fā)現問題立即更換。

1.6 監(jiān)測光伏發(fā)電系統某支路電流值與同一匯流箱中其他支路平均電流相比偏差率超過5%時，且確定為故障時，應按故障檢修方式進行。

1.7 相同條件下顯示光伏發(fā)電系統某一匯流箱發(fā)電量小于同一逆變器其他匯流箱15%以上時，應按故障檢修方式進行。

1.8 光伏組件有明顯顏色變化或背板灼焦等現象時，宜用紅外熱成像儀和組件測試儀進行測試，查看其I-V特性是否有異常。嚴重影響發(fā)電量時應更換；被更換的晶體硅組件，無明顯熱斑、隱裂等現象但存在大面積明暗片時，宜采用電勢誘導衰減（PID)修復后再利用。

1.9 光伏組件安裝完成后應檢查背板接線盒接線連接情況，將更換后的光伏組件的插接頭與相鄰光伏組件插接頭連接，連接前應核對電纜極性。

1.10 光伏組件更換工作完成后，應記錄該更換光伏組件在光伏陣列中的安裝位置，測量開路電壓并進行記錄。

1.11 插接頭損壞時，應拆除已損壞插接頭，宜用同規(guī)格插接頭更換；光伏組件連接線外皮破損或斷裂，則進行處理或更換連接線。

1.12 檢修完畢后，應核對電纜極性，將更換后的組件插接頭與相鄰組件插接頭連接，連接線應綁扎固定。1.13 組件表面結冰后，應按照廠家技術規(guī)范采取限功率運行或就地除冰等措施，在未采取可靠措施前，嚴禁覆冰組件投入運行。

1.14 光伏組件及支架的承重應滿足實際可能的最大載荷要求，支架及跟蹤系統應具有防風、防腐及防濕熱等措施；匯流箱等室外電氣設備應具有防雷、防水和防高溫的措施。

1.15 每3 個月宜對光伏陣列的基礎、支架及接地網進行一次全面檢查。

2 防止光伏設備雷擊事故

2.1 在光伏電站可研設計階段，應嚴格土壤視在電阻率測試和雷電等級確定，根據有關標準確定光伏系統設防等級。

2.2 按照《GB/T32512-2016 光伏發(fā)電站防雷技術要求》5.1.2 條款及《GB50794-2012 光伏發(fā)電站施工規(guī)范》5.8.4條款要求必須確保光伏方陣中所有的等電位連接無異常、組件金屬框架或夾件可靠接地。

2.3 每年應在雷雨季節(jié)到來前后對光伏電站的防雷接地進行一次測試和檢查，建筑物、光伏方陣的接地電阻應小于4Ω，升壓站的接地電阻應小于0.5Ω。

2.4 在雷雨季節(jié)前后及雷雨過后應及時檢查光伏方針的防雷保護裝置。

2.5 光伏發(fā)電站的光伏方陣、光伏發(fā)電單元其他設備以及站區(qū)升壓站、綜合樓等建（構）筑物應采取防雷措施，防雷設施不應遮擋光伏組件。

2.6 光伏方陣的接地網應根據不同的發(fā)電站類型采取相應的接地網形式，工作接地與保護接地應統一規(guī)劃。共用地網電阻應滿足設備對最小工頻接地電阻值的要求。

2.7 光伏發(fā)電站交流電氣裝置的接地要求應滿足GB/T50065 的要求。

2.8 光伏方陣電氣線路應采取防雷擊電磁脈沖和閃電電涌侵人的措施。

2.9 光伏方陣

1）光伏方陣金屬部件應與防雷裝置進行等電位連接并接地。

2）獨立接閃器和泄流引下線應與地面光伏方陣電氣裝置、線路保持足夠的安全距離，應符合GB/T50065 要求。

3）光伏方陣外圍獨立接閃器宜設置獨立接地裝置，其他防雷接地宜與站內設施共用接地網。

4）地面光伏發(fā)電站光伏方陣接地裝置的工頻接地電阻不宜大于10Ω,高電阻地區(qū)（電阻率大于2000Ω·m)最大值應不高于30Ω.

5）屋面光伏發(fā)電站應根據光伏方陣所在建筑物的雷電防護等級進行防雷設計。

6）屋面光伏發(fā)電站光伏方陣各組件之間的金屬支架應相互連接形成網格狀，其邊緣應就近與屋面接閃帶連接。

2.10 其他設備1）匯流箱、逆變器、就地升壓變壓器等設備應采取等電位連接和接地措施。

2）光伏發(fā)電單元其他設備的金屬信號線路宜采取屏蔽措施。

3）在光伏方陣的匯流箱的正極與保護地間、負極與保護地間、正極與負極間應安裝直流電涌保護器；在逆變器直流輸入端側的正極與保護地間、負極與保護地間、正極與負極間應安裝電涌保護器。

4）在逆變器的交流輸出端應安裝電涌保護器。

2.11 防雷裝置的檢測周期應符合下列規(guī)定：

1）第一類防雷建筑物上的屋面光伏發(fā)電站檢測周期為6個月。

2）第二類、第三類防雷建筑物上的屋面光伏發(fā)電站和地面光伏發(fā)電站檢測周期為12 個月。

3）檢測宜于每年春季前進行。

4）電涌保護器的檢測宜于雷雨季節(jié)前、后進行。

5）接地裝置的腐蝕情況，宜綜合考慮當地氣候、地質等條件，每6 年～10 年進行開挖檢測。

3 防止光伏設備大規(guī)模脫網事故

3.1 光伏電站應從設計、選型、安裝、驗收、調試、運行、檢修等多個環(huán)節(jié)加強設備安全管理，降低光伏電站內設備故障率。

3.2 新建光伏電站應滿足國家和行業(yè)有關光伏電站接入電力系統技術規(guī)定的要求。已投產光伏電站宜對照技術要求，因地制宜的開展設備技術改造。

3.3 新并網光伏逆變器應滿足最新涉網技術標準，取得電能質量測試、有功功率/無功功率調節(jié)能力測試、高低電壓穿越測試、電網適應性等型式試驗報告。

3.4 光伏電站應采取切實有效的措施，確保場內集電線路故障快速切除，防止擴大惡化。對新建光伏電站，場內集電線路系統宜采用經電阻或消弧線圈接地方式，并配置單相接地故障保護。如采用小電流接地選線裝置實現單相接地跳閘功能，則應對其選線的準確性、可靠性和快速性校核。

3.5 光伏逆變器涉網保護定值（電壓、電流、頻率等有關電氣保護）應在調試、預驗收、出質保環(huán)節(jié)進行核對驗收，保護定值單、保護邏輯判斷說明以及整定方法應形成書面材料備案。

3.6 新建光伏電站并網逆變器的無功功率和光伏電站無功補償裝置的投入容量，應在各種發(fā)電運行工況下都能按照分層分區(qū)基本平衡的原則在線動態(tài)調整，并具有足夠的事故備用。光伏電站主變宜采用有載調壓變壓器。

3.7 光伏電站動態(tài)無功補償裝置的動態(tài)響應時間不應大于30ms。光伏電站應確保場內無功補償裝置的動態(tài)部分處于自動調節(jié)狀態(tài)，確保電容器、電抗器支路在緊急情況下可快速正確投切。無功補償裝置的自動調節(jié)宜使用按電壓調節(jié)或電壓和功率因數綜合調節(jié)方式，不宜采用單一按功率因數控制方式。3.8 光伏電站應優(yōu)化調整光伏逆變器無功功率、場內無功補償和各級升壓變變比，使光伏逆變器機端電壓在光伏電站并網點電壓正常變化時處于正常范圍內。

7 .3.9 光伏逆變器應具備一定的過電壓能力，新建光伏電站應具備高電壓穿越能力，并與場內無功動態(tài)調整的響應速度相匹配，充分提高光伏電站暫態(tài)過電壓適應能力。

3.10 光伏電站內的各種二次系統和設備，均應滿足電力系統二次安全防護要求。

3.11 在光伏限發(fā)較嚴重地區(qū)，光伏電站宜配置有功功率控制系統和無功電壓控制系統，提高自動化運行水平。

3.12 新建光伏電站升壓站內應配置故障錄波裝置，起動判斷依據應至少包括電壓越限和電壓突變量，記錄升壓站內設備在故障前200ms 至故障后6s 的電氣量數據。

3.13 新建光伏電站宜裝設相量測量裝置（PMU），以加強對電力系統動態(tài)安全穩(wěn)定的監(jiān)控。

3.14 光伏電站應配備衛(wèi)星時鐘設備和網絡授時設備，對場內各種系統和設備的時鐘進行統一校正，光伏逆變器、氣象站、繼電保護、故障錄波器等裝置時間應一致。

3.15 光伏電站功率預測預報系統應與光伏發(fā)電單元同步投運，并滿足預測精度、通訊接口和安全防護等要求。光伏電站應根據預測結果和調度計劃，合理安排生產計劃。

3.16 光伏電站應根據有關要求和設備實際情況，制定光伏電站無功運行管理規(guī)定，并嚴格執(zhí)行。

3.17 光伏電站應定期檢查保護裝置的整定值和壓板狀態(tài)，裝置整定值應與有效定值單內容一致，壓板投退應符合相關運行要求。

3.18 加強現場人員的安全知識和專業(yè)技術培訓，嚴格執(zhí)行持證上崗制度，制定脫網事故應急預案,定期演練,提高人員在發(fā)生脫網事故時綜合判斷和事故處理能力。

4 防止光伏支架倒塌和變形事故

4.1 每3 個月宜對光伏陣列的基礎、支架及接地網進行一次全面檢查，如發(fā)現支架連接螺栓松動、丟失則應及時緊固、補充。

4.2 每個月宜對單軸、雙軸跟蹤式光伏支架的方位角轉動機構和高度角轉動機構進行檢查。制定光伏支架防腐方案，定期開展該區(qū)域除銹防腐工作。

4.3 在大風、冰雹、大雨、雷電、沙塵暴天氣過后應對光伏組件進行一次外觀全面檢查。檢查光伏支架螺栓連接是否緊固、螺栓是否缺失、支架有無變形，支架主要連接節(jié)點的焊縫有無開裂，如發(fā)現以上問題及時更換處理。

4.4 更換光伏組件安裝前，應檢查光伏組件支架是否彎曲或破損。

4.5 依據《混凝土結構工程施工質量驗收規(guī)范》（GB50204-2015）第7.3.3 條“結構混凝土的強度等級必須滿足要求”的規(guī)定，對腐蝕嚴重的水泥基礎應及時修補加固。