企 业 标 准
Q/SPI 9713-2016 代替Q/CPI 163—2015
光伏电站检修维护规程
2016—09—25发布 2016—10—01实施
国家电力投资集团公司 发 布
Q/SPI 9713-2016 光伏电站检修维护规程
目 录
前言..................................................................II 1 范围................................................................1 2 规范性引用文件......................................................1 3 定义与术语..........................................................2 4 总则................................................................4 5 内容及要求..........................................................4
5.1 光伏组件及光伏支架..............................................4 5.2 汇流箱、直流配电柜..............................................7 5.3 逆变器..........................................................9 5.4 无功补偿装置...................................................11 5.5 变压器.........................................................13 5.6 GIS及高压断路器...............................................15 5.7 架空输电线路（含站内架空集电线路）.............................19 5.8 厂用电系统.....................................................22 5.9 计算机监控系统.................................................23 5.10 直流及交流控制电源系统........................................24 5.11 继电保护及自动装置............................................25 5.12 通讯系统......................................................26 5.13 其他..........................................................28
- I -
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前 言
为了规范光伏电站生产技术管理，做好设备维护检修工作，保证已投运光伏电站安全可靠稳定运行，促进光伏清洁能源的开发与利用特制定本规程。
本标准代替了Q/CPI 163—2015。本标准与Q/CPI 163—2015相比，除编辑性修改外主要技术变化如下：
——修改5.1.1.2光伏组件的清洁方式及要求相关内容； ——修改5.1.1.4光伏组件的更换相关内容；
——增加5.4.1.1检查安全围栏、电磁锁、五防锁完好相关内容；
本标准由国家电力投资集团公司水电与新能源部提出、组织起草并归口管理。 本规程主要起草单位：黄河上游水电开发有限责任公司、国家电投河北电力有限公司、国家电投江苏电力有限公司、国家电投中央研究院有限公司。
本规程主要起草人：胡锁钢、金东兵、乔海山、乔吉庆、郭新城、马金忠、 梁国玲、王念仁、苟浩峰、李晖、周立杰、马成邦。
本规程主要审查人：夏忠、李树雷、毛国权、徐树彪、李晓民、袁蕊、王举宝、郭苏煜、张皖军、李品格、谢骊骊、胡国飞、莫玄超、郭伟锋、李广博、李佳林、 王聚博、刘家鼎、吴菡、杨萍、黄新剪、赵军、凌宇龙、李鹏福、朱军、胡玮。
本标准所代替标准的历次版本发布情况为：Q/CPI 163—2015。
- II -
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光伏电站检修维护规程
1 范围
本规程规定了并网光伏电站光伏组件、汇流箱及直流配电柜、逆变器、无功补偿装置、变压器、计算机监控系统等的例行检查项目、维护检修项目，及其内容及要求等。
本规程适用于集团公司已投运的并网光伏电站设备的维护及检修。分布式光伏电站可参照执行。
2 规范性引用文件
下列文件对于本规程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规程，凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本规程。
GB 11023 高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法 GB 26859 电力安全工作规程（电力线路部分）
GB 26860 电力安全工作规程（发电厂和变电站电气部分） GB 50168 电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范 GB 50169 接地装置施工及验收规范 GB 50794 光伏发电站施工规范
GB/T 7252 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB/T 7595 运行中变压器油质量
GB/T 7597 电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法 GB/T 8349 金属封闭母线
GB/T 8905 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则 GB/T 9535 地面用晶体硅光伏组件-设计鉴定和定型
GB/T 13539.6 低压熔断器 第6部分：太阳能光伏系统保护用熔断体的补充要求
GB/T 15576 低压成套无功补偿装置 GB/T 29321 光伏发电站无功补偿技术规范 GB/T 50796 光伏发电工程验收规范
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DL 548 电力系统通信站防雷运行管理规程
DL/T 257 高压直流架空线路用复合绝缘子施工、运行和维护管理规范 DL/T 391 12kV户外高压真空断路器检修工艺规程 DL/T 393 输变电设备状态检修试验规程
DL/T 404 3.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备 DL/T 534 电力系统调度通信总机技术要求 DL/T 547 电力系统光纤通信运行管理规程 DL/T 573 电力变压器检修导则 DL/T 574 变压器分接开关运行维修导则 DL/T 587 微机继电保护装置运行管理规程
DL/T 593 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 DL/T 596 电力设备预防性试验规程
DL/T 603 气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程 DL/T 664 带电设备红外诊断应用规范
DL/T 724 电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程 DL/T 739 LW-10型六氟化硫断路器检修工艺规程 DL/T 741 架空输电线路运行规程
DL/T 769 电力系统微机继电保护技术导则 DL/T 995 继电保护和电网安全自动装置检验规程 DL/T 1248 架空输电线路状态检修导则
DL/T 5149 220-500kV变电所计算机监控系统设计技术规程 NB/T 32004 光伏发电并网逆变器技术规范 YD/T 799 通信用阀控式密封铅酸电池
JGJ/T 262 光伏建筑一体化系统运行与维护规范
3 定义与术语
3.1 光伏组件
指具有封装及内部联接的、能单独提供直流电输出、最小不可分割的太阳能电池组合装置。又称为太阳能电池组件。 3.2 光伏组串
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在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直流输出电压的电路单元。简称组件串或组串。 3.3 光伏发电系统
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。 3.4 汇流箱
在光伏发电系统中将若干个光伏组件串并联汇入后接入的装置。 3.5 逆变器
光伏发电站内将直流电变换成交流电的设备。 3.6 热斑效应
在一定条件下，一串联支路中被遮蔽的太阳电池组件，将被当作负载消耗其他有光照的太阳电池组件所产生的能量。被遮蔽的太阳电池组件此时会发热, 这就是热斑效应。 3.7 并网光伏电站
直接或间接接入公用电网运行的光伏电站。 3.8 状态检修
基于设备状态，综合考虑安全、可靠性、环境、成本等要素，合理安排检修的一种检修策略。 3.9 例行检查
定期在现场对设备进行状态检查，含各种简单保养和维修，如污秽清扫、螺丝紧固、防腐处理、自备表计校验、易损件更换、功能确认等。 3.10 例行试验
为获取设备状态量，评估设备状态，及时发现事故隐患，定期进行的各种带电检测和停电试验。需要设备退出运行才能进行的例行试验称为停电例行试验。 3.11 诊断性试验
巡检、 在线监测、 例行试验等发现设备状态不良， 或经受了不良工况， 或受家族缺陷警示，或连续运行了较长时间，为进一步评估设备状态进行的试验。 3.12 舞动
输电线路的舞动是一种由于空气动力不稳定而产生的现象，是输电线路在不均匀覆冰及风力的作用下引起的一种低频率、大振幅的振动现象。
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4 总则
4.1 并网运行的光伏电站实行设备状态检修。 4.2 光伏电站要做好以下检修管理的基础工作：
4.2.1 应规范技术资料的管理，收集和整理原始资料，建立技术资料档案及设备台账，实行分级管理，明确各级职责。 4.2.2 加强检修工具、仪器的管理。 4.2.3 做好备品备件的管理。
4.3 维护检修人员应具备与自身职责相适应的专业技能，应熟悉系统和设备的结构、性能，熟悉设备的装配工艺、工序和质量标准，熟悉并掌握《电力安全工作规程》。 4.4 设备的检修时间安排应结合光伏电站特点，宜安排在不发电期间进行。室外作业应避开大风、雷雨天气。
4.5 白天对光伏组件进行维护检修时，光伏组件应按带电设备处理，根据工作需要采取安全措施，工作中应使用绝缘工具。
4.6 维护检修中宜使用原设备生产厂家提供或指定的配件及主要损耗材料，若使用代用品，应有足够的依据或经原设备生产厂家许可。部件更换周期，参照生产厂家规定的时间执行。
4.7 检修前应做好设备状态分析，确定检修项目，做好物资准备，编制方案及“三措”（组织措施、技术措施、安全措施）。
4.8 每次维护检修后应做好记录、并存档，对维护检修中发现的设备缺陷、故障隐患应详细记录和分析。
5 内容及要求
5.1 光伏组件及光伏支架 5.1.1 光伏组件 5.1.1.1 检查
a）光伏组件有无裂纹、热斑，防护玻璃有无破损。 b) 光伏组件有无气泡、EVA脱层、水汽及明显变色现象。 c) 组件背板有无划痕、开胶、鼓包、气泡、变色等现象。 d) 接线盒有无出现变形、开裂、老化及烧损现象。 e) 光伏组件引线是否破损（或烧损）、MC4插头是否松动。
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f) 光伏组件边框是否变形，接地是否紧固，固定螺栓有无松动。 g）光伏组件表面是否有污物、灰尘等。 h) 光伏组件上的带电警告标识有无破损缺失。
i) 对光伏组件温度检测：使用红外热成像仪或红外测温仪，测量光伏组件正面、背板、接线盒等部位温度，应无异常升高现象。 5.1.1.2 维护检修
a) 光伏组件的清洁
光伏组件在运行中应表面干净，以保证组件转换效率。光伏组件的清洁周期应综合考虑电站所在地的人工工资、水资源价格、环境政策等因素制定。但在下列情况下宜进行清洁：
1）在相同辐照度下，剔除组件衰减因素，电站发电功率下降5%时。 2）光伏组件出现污秽、鸟粪等异物时。 3）巡检时发现光伏组件表面灰尘较多时。 b）光伏组件的清洁方式及要求
1）环境温度高于5℃时，宜采用水清洗的方式。要求清洗用水水质干净无腐
蚀；清洗水流压力不得超过光伏组件最大承受压力的50%～60%。
2）环境温度低于5℃时，不宜采用水清洁方式。严禁在风力大于4级、大雨、
大雪的气象条件下清洗电池组件。不应使用腐蚀性溶剂或硬物擦拭，以免损伤表面。
3）组件清洁时间根据季节及天气状况的不同进行适当调整或辐照度低于
200W/m2时进行，不宜使用与组件温差较大的液体清洗组件。
4）严禁清洗组件背面。 c) 光伏组件测试
1）组串绝缘电阻测试。进行光伏组串绝缘电阻测试前，应将光伏组件与其他
电气设备的连接断开。光伏组串中载流部分对地（外壳）绝缘电阻应≥20MΩ。光伏组件绝缘电阻测试方法及标准执行符合GB/T 9535。
2）相同测试条件下的相同光伏组串之间的开路电压偏差不宜大于2%，但最
大偏差不应超过5V。
3）在发电条件下使用钳形电流表对汇流箱内光伏组串的电流进行测试，相同
2
测试条件下且辐照度≥700W/m时，相同光伏组串之间的电流偏差不应大于5%。
4）在太阳辐照度良好、且无阴影遮挡时，测量同一光伏组件外表面（组件正
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上方区域）在温度稳定后，温度差异应小于20℃。
5）光伏组串测试完成后，应按照表1的格式填写记录。
表1 光伏组串回路测试记录表
电站名称：
安装位置： 测试日期： 天气情况： 序号 1 2 3 4 5
组串编号 组串数量
工作电压工作电流组串温度（V）
(A)
（℃）
辐照度 W/m
2
环境温度 测试时间
5.1.1.3 光伏组串故障排查
a)查看电站计算机监控系统信息及现地进行检查测试。对光伏组串各支路电流相差大或无输出的支路，应进行排查处理。
b)对于支路电流为零的支路应先排除支路保险是否熔断，再检查组串MC4插头或接线盒及旁路二极管是否烧损。
c)对于支路保险及MC4插头完好但输出仍然偏低的支路，应检查光伏组件是否损坏，必要时更换光伏组件。 5.1.1.4 光伏组件的更换
a)更换光伏组件应按照同组串相同的型号、规格进行更换。 b)光伏组件的搬运应由两人共同进行,应做到轻搬轻放。
c)更换光伏组件前，必须先断开相应的汇流箱开关、支路保险，再断开相连光伏组件接线。组串式逆变器应先停机，后断开组串式逆变器对应直流支路插头。
d)在安装光伏组件时应做好光伏组件的防护工作，防止光伏组件损坏。 e)拆装时不应碰及其他完好的光伏组件；更换高处光伏组件时，应使用合适的踩踏工具，并做好防坠落措施，避免对周围组件、接线等造成硬力破坏。
f)光伏组件更换后的检查：
1)检查光伏组件与支架连接牢固，接地线可靠连接。 2)检查光伏组件连接极性正确，MC4插头连接牢固可靠。
3)光伏组件进行组串联接后应对光伏组串的开路电压和工作电流进行测试。
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5.1.2 光伏支架 5.1.2.1 检查
a)光伏组件支架整体有无变形、错位、松动。
b)受力构件、连接构件和连接螺栓有无缺失、损坏、松动、生锈，焊缝不应开焊。 c)金属材料的防腐层应完整，不应有剥落、锈蚀现象。
d)采取预制基座安装的光伏组件支架，预制基础应保持平稳、整齐，不得移动。 e)光伏组件支架与主接地网连接良好，无松动、锈蚀现象。
f)检查跟踪式支架转动是否灵活，跟踪是否正常，支架控制箱内有无积灰、污垢，各元件螺栓有无松动等。 5.1.2.2 维护检修
a)紧固支架各构件松动的螺栓。
b)受力构件、连接构件和连接螺栓有损坏、松动、生锈应及时进行更换，缺失及时补换。
c)支架各构件有焊缝开焊应进行补焊，补焊完成后要进行防腐处理。
d)检查跟踪系统光伏组件支架跟踪、大风、大雪保护功能正常，清扫控制箱内、电机表面灰尘、污秽，紧固跟踪系统控制箱内各元件螺栓。检查跟踪式支架轴承内润滑油充足，必要时进行补充、更换。
e)测试：测试跟踪电机及线缆绝缘符合工作要求。 5.2 汇流箱、直流配电柜 5.2.1 检查
5.2.1.1 汇流箱巡检项目
a)箱体外观有无变形、漏水、积灰。 b)箱体外表面的安全警示标识应完整无破损。 c)箱体上的防水锁应启闭灵活。 d)汇流箱应固定牢固，接地可靠。 e)汇流箱密封良好，箱内有无灰尘、受潮。
f)汇流箱熔断器容量满足要求，箱内各连接端子有无松动、发热、烧损现象。 g)箱内防雷器是否完好。 h)汇流箱数据通讯应正常。 5.2.1.2 直流配电柜巡检项目
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a)柜体外观有无变形、锈蚀、裂痕。 b)铭牌、警告标识、标记有无缺失、破损。 c)柜内接线及开关有无发热、烧黑等痕迹。 d)支持绝缘子有无裂纹、破损。 e)电缆防火封堵应完整。 f)盘柜表计指示是否正常。 g)柜内防雷接地是否完好。 h)直流开关位置是否正确。
i)温度检测：使用红外热成像仪或红外测温仪，测量直流配电柜断路器、导线连接等部位温度，应无异常升高现象。 5.2.2 维护检修 5.2.2.1 汇流箱
a)箱体外观检查。如存在问题进行处理。
b) 箱体固定安装检查。如箱体固定有松动进行处理。
c)检查箱内各支路接线端子是否有松动、锈蚀现象，并进行处理。 d)检查箱内的高压直流熔器无熔断，二极管无击穿。 e)断路器检查。其分断功能应灵活、可靠。 f)检查通讯电源及测试汇流箱通讯应正常。
g)进行汇流箱绝缘电阻测试。对于直流汇流箱，直流输出母线的正极对地、负极对地的绝缘电阻应＞2 MΩ。
h)汇流箱内防雷器应有效。 i)损坏元器件应更换。 j)汇流箱内外清扫。
k)投运后测量汇流箱输入、输出电压值。 5.2.2.2 直流配电柜
a)直流配电柜应清扫。 b)检查柜内支持绝缘子。
c)检查配电柜内部接线是否有发热、变形、烧损等现象。 d)检查及紧固柜内各连接紧固螺栓。 e)检查断路器、避雷器及接地。
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f)检查电缆防火封堵，若存在问题进行处理。 g)进行表计校验。
h)绝缘电阻测试(含电缆)。直流配电柜进线端及出线端对接绝缘电阻≥20MΩ。 i)损坏器件应更换。
j)缺失、损坏的标志标号应补充更换。 k)投运后测量输入、输出电压值。 5.3 逆变器 5.3.1 检查
5.3.1.1 柜体外观检查有无变形、剥落、锈蚀及裂痕等现象。 5.3.1.2 逆变器运行时是否显示正常、有无故障信号及异常声音。 5.3.1.3 逆变器模块运行是否正常。
5.3.1.4 检查逆变器交直流侧电缆运行是否正常，有无放电和过热迹象。 5.3.1.5 检查逆变器交直流侧开关状态是否正常，有无跳闸、放电和过热现象。 5.3.1.6 检查逆变器柜门闭锁应正常。
5.3.1.7 逆变器中模块、电抗器、变压器的散热器风扇根据温度自行启动和停止功能应正常；散热风扇运行时有无较大振动及异常噪音；逆变器风道有无堵塞。 5.3.1.8 逆变器上的警示标识应完整无破损 5.3.1.9 柜体内部不应出现锈蚀、积灰等现象。 5.3.1.10 逆变器通讯数据传输是否正常。
5.3.1.11 检查逆变器室环境温度在正常范围内，逆变器室通风系统工作应正常。 5.3.1.12 温度检测：使用红外热成像仪或红外测温仪，测量逆变器及导体连接等部位温度，应无异常升高现象。 5.3.2 维护检修
5.3.2.1 逆变器停运15-20分钟后方可进行维护检修工作。 5.3.2.2 检查处理逆变器内部各设备，螺栓应紧固、无损坏。
5.3.2.3 逆变器控制元件检修时，需熟悉该控制元件的专业技术人员进行。 5.3.2.4 检查逆变器内部元件应无过热、烧损现象。 5.3.2.5 检查逆变器各接点无变色等现象。
5.3.2.6 检查逆变器防雷器是否正常，正常为绿色，红色则需更换。 5.3.2.7 检查逆变器风道及轴流风机，应无污垢或堵塞。
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5.3.2.8 检查电抗器引线的绝缘包扎情况，无变形、变脆、破损，引线无断股，引线与引线接头处焊接良好，无过热现象。
5.3.2.9 检查电抗器绝缘支架无松动或裂纹、位移情况，并检查引线在绝缘支架内固定情况。
5.3.2.10 测量逆变器工作电源是否正常。
5.3.2.11 检查断路器、隔离开关、接触器无发热、烧损现象，手动分合正常、接触良好。
5.3.2.12 检查逆变器输入、输出电缆，应无破损、变形、变色、放电痕迹。 5.3.2.13 更换损坏的元器件。（逆变器中直流母线电容温度过高或超过使用年限，应及时更换。）
5.3.2.14 逆变器、通风防尘网及柜体等应进行清扫。 5.3.2.15 电缆防火封堵检查，若存在问题进行处理。 5.3.3 逆变器检修后投运前检查
5.3.3.1 在投运前，检查直流和交流端的电压是否符合逆变器的要求，以及极性、相序是否正确等。
5.3.3.2 检查系统的连接均已符合相关标准规范要求，且接地良好。 5.3.3.3 投运前交流侧、直流侧所有开关均为断开状态。
5.3.3.4 在并网之前应对现场光伏阵列进行检查，检查每一列的开路电压是否符合要求。
5.3.3.5 检查相电压及线电压是否都在预定范围内。
5.3.3.6 测量记录每一路直流开路电压。每路电压值应基本相同，不应超过允许的最大直流电压。
5.3.3.7 检查逆变器装置控制单元各设定参数是否正常。 5.3.3.8 逆变器更换后的检查项目：
a)检测直流侧与交流侧电压是否满足设备启动条件。 b)检查逆变器内各部位接线正确，且牢固可靠。 c)检查逆变器柜门关闭。
d)确认紧急停机开关处于松开状态，启停旋钮指向正确位置。 5.3.4 常见故障的处理见表2。
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表2 逆变器一般故障处理方法
故障类型
故障分类
故障原因分析 ①冷却系统故障。 ②风道堵塞。 ③环境温度过高。 ④接触不良。 元件损坏
元件绝缘降低、受损。
故障排除方式
①检查冷却系统。 ②疏通风道。 ③通风降温。 ④紧固连接件。 更换元件
①检查更换受损元件。 ②检查更换避雷器。 ③对设备干燥。
隔离故障点设备，查明故障原因，恢复故障设备。
①检查各元器件。
②检查更换电容、电抗元件。 ③检查发电单元设备。
④检查脱扣原因，维修、恢复、更换直流侧断路器。 ①检查电网电压。 ②检查各元器件。
①隔离故障点设备、查明故障原因，恢复故障设备。 ②降负荷运行。
隔离故障点设备、查明故障原因，恢复故障设备。 监视电网频率。
①检查电流异常的原因。 ②检查交流侧电缆、开关。 ①更换元件。 ②紧固接线。
①恢复电网电压。
②检查脱扣原因，维修、恢复、更换交流侧断路器。
内部元件故障
元件过温
元件本体故障 内部故障
接地故障
外部故障 绝缘降低、受损。 ①大气过电压。
②内部电容、电抗元件故障。
③直流输入功率低。 ④直流侧断路器脱扣。 ①电网电压异常。 ②大气过电压。 ①直流侧短路。 ②直流输入过负荷。 交流侧短路。 电网频率异常。 ①电流异常。 ②交流侧缺相 ①传感元件损坏。 ②控制元件损坏。 ③二次接线松动。 ①电网失压。
②交流断路器脱扣。
直流侧过、欠电压
交流侧过、欠电压
直流侧过电流
电气量故障
交流侧过电流 过、欠频率 交流侧电流不平衡
保护误动
孤岛保护
5.4 无功补偿装置 5.4.1 检查
5.4.1.1检查安全围栏、电磁锁、五防锁完好。 5.4.1.2检查无功补偿柜控制装置运行正常。 5.4.1.3检查无功补偿功率柜内无异音。
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5.4.1.4检查各电气连接部位无发热、变色现象，母线各处无烧伤过热现象。 5.4.1.5检查绝缘子清洁，无放电痕迹、接地连接良好。
5.4.1.6检查变压器、电容器、电抗器、隔离开关各连接部位是否牢固、可靠， 有无发热、变色、变形现象。
5.4.1.7检查电容器有无击穿，电抗器绝缘有无破损。
5.4.1.8检查断路器、接触器、晶闸管、避雷器、接线设备是否完好。 5.4.1.9检查连接件及线缆有无绝缘损坏。
5.4.1.10电抗器表面漆应无表面剥落，运行时应无异常持续声响或振动。 5.4.1.11检查电抗器表面是否有损伤、变色、爬电痕迹或碳化现象；电抗器周围方向的温度应基本均匀一致。
5.4.1.12检查电容器有无漏液、外壳明显膨胀变形；运行时外壳温度应无异常升高、无放电声。
5.4.1.13检查通风装置工作正常。 5.4.1.14温度检测。
使用红外热成像仪或红外测温仪测量直流配电柜晶闸管、导线连接、电抗器、电容器等设备、部位温度应无异常升高现象。 5.4.2 维护检修
5.4.2.1设备检修时，严禁在未经放电的电抗器和功率模块上进行工作，如有特殊规定，
在停电时间达到设备规定的时限后方可装设接地线。 5.4.2.2检查电气元件良好，螺栓应紧固无松动。 5.4.2.3检查继电保护的整定值和动作情况。
5.4.2.4功率元件清洁及检测，检测功率元件是否损坏。
5.4.2.5检查控制器所有接线端子应紧固，无破损、烧损；设备按键无损坏、显示屏正常；投切按钮灵活、正常。
5.4.2.6检查断路器外观应清洁干净；所有接线应紧固，无破损烧焦现象。 5.4.2.7检查断路器机构动作应灵活可靠，主、辅助触头表面应清洁，无氧化层，接触紧密，分合可靠。
5.4.2.8检查断路器绝缘电阻，相间及相对地的绝缘电阻合格。
5.4.2.9进行断路器开关动作试验，应动作灵活，开关的指示位置与实际位置一致，开关的手动操作正常，电气、机械联锁正常可靠。
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5.4.2.10无功补偿柜内线缆、母排等主要元件绝缘测试合格。 5.4.2.11电容器
a)对电容器表面进行检查，清扫灰尘。 b)检查固定螺栓、导体的连接螺栓并进行紧固。
c)对电容器电容量进行测量。并与前次（或投运时）记录对照，如有明显变化，查明原因，进行处理。
d)电容器出现下列问题应更换：
1)电容器有漏液、外壳明显膨胀变形时。 2)运行中外壳温度异常升高或局部有放电时。
e)检查三相电容值是否平衡，与前次（或投运时）记录对照。如差值较大，应进一步检查单台电容器的电容值，并进行处理。
f)当发生不平衡保护装置动作跳闸时，应对所有单元进行电容量的测量，并更换故障的电容器。更换后，应检查不平衡电流，不平衡电流不应超过保护整定值的20%。 5.4.2.12电抗器
a)电抗器表面漆检查，如有表面剥落应及时补刷。 b)电抗器导线连接检查，应无螺栓松动。
c)检查电抗器汇流排有无变形，与线圈引线是否存在断裂、松焊现象。 d)电抗器水平、垂直绑扎带应无损伤，出现异常时应及时处理。 e)检查清除电抗器表面及各个通风、气道内集聚的灰尘或污秽。 f)检查电抗器表面是否有损伤、变色、爬电痕迹或碳化现象。 5.4.2.13对避雷器的表面进行检查，清扫灰尘。
5.4.2.14 预防性试验。预防性试验参照DL/T 596的要求执行。 5.5 变压器
5.5.1 油浸式电力变压器 5.5.1.1 检查
a)巡检项目
1)外观检查。外观无异常，油位正常，无渗漏。
2)油温和绕组温度。记录油温、绕组温度，环境温度、负荷和冷却器开启组数。 3)吸附器干燥剂（硅胶）。呼吸器呼吸正常；当2/3干燥剂受潮时应予更换；
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若干燥剂受潮速度异常，应检查密封，并取油样分析油中水分（仅对开放式）。 4)冷却系统。风扇运行正常，出风口和散热器无异物附着或严重积污；潜油泵无异常声响、振动，油流指示器指示正确。
5)声响和振动。变压器声响和振动无异常，必要时按GB/T 1094.10测量变压器声；如振动异常，可定量测量。
b)红外热像检测
1)检测变压器箱体、储油柜、套管、引线接头及电缆等，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。检测和分析方法参考DL/T 664。
2)对于没有配置红外热像仪的电站，也可以用红外测温仪测量温度。 c)油中溶解气体化验与分析
1)变压器油取样应符合GB/T 7597的相关要求。
2)运行中变压器油的检验周期及质量应满足GB/T 7595的要求。
3)新投运、对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的变压器，在投运后的第1、4、10、30天各进行一次本项试验。若有增长趋势，即使小于注意值，也应缩短试验周期。烃类气体含量较高时，应计算总烃的产气速率。取样及测量程序参考GB/T 7252，同时注意设备技术文件的特别提示（如果有）。
4)当怀疑有内部缺陷（如听到异常声响）、气体继电器有信号、经历了过负荷运行以及发生了出口或近区短路故障，应进行额外的取样分析。
d)为确定变压器的检修等级、检修时间，除上述例行检查项目外，其例行试验项目及诊断性试验项目应按照DL/T 393的有关规定执行。 5.5.1.2 维护检修
变压器的维护检修项目、检修工艺及质量标准等按照DL/T 573、DL/T 574的有关规定执行。
5.5.2 干式电力变压器 5.5.2.1 检查
a)巡检项目
1)外观检查。变压器本体无异常（如无发黑开裂等）；外壳无损坏。 2)绕组、铁芯温度显示正常，记录温度值。 3)冷却系统的风机运行正常，出风口无异物堵塞。 4)变压器声响和振动无异常。
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5)无绝缘异味。 b)红外热像检测
检测变压器高低压侧引线连接、变压器铁芯、接地、高压分接头等部位，要求同本规程5.5.1.1-b)。 5.5.2.2 维护检修项目
a)变压器清扫。
b)检查所有紧固件、连接件。 c)检查绝缘子。 d)检查铁芯及线圈。 e)检查进、出引线。 f)检查各接地引线。
g)检查通风散热系统（风机、风机温度控制回路、风道等）。 h)检查有载调压开关及操作回路（如果有）。 i)变压器测温显示仪（或温度测温装置）校验。 j)缺陷处理，损坏零部件更换。
k)变压器绝缘测试。变压器预防性试验参照DL/T 596的要求执行。 5.6 GIS及高压断路器
5.6.1 气体绝缘金属封闭开关设备（GIS） 5.6.1.1 检查
a)巡检项目
1)外观检查。外观无异常；声音无异常；高压引线、接地线连接正常。 2)气体密度值检查。气体密度值正常。
3)操动机构检查。操动机构状态正常（液压机构油压正常； 气动机构气压正常； 弹簧机构弹簧位置正确）。
4)记录开断短路电流值及发生日期；记录开关设备的操作次数。 b)红外热像检测
1)检测各单元及进、出线电气连接处，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。分析时，应该考虑测量时及前3小时负荷电流的变化情况。测量和分析方法可参考DL/T 664。
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2)对于没有配置红外热像仪的电站，也可以用红外测温仪测量温度。 c)金属封闭母线在正常使用条件下运行时，各部位的温度和温升应符合GB/T 8349表3的要求。
d)密封检测: 除大修外，GIS出现SF6气体漏气报警后应进行本项检测。检测要求按GB 11023标准执行。
e)运行中的SF6气体质量监督
SF6气体检测项目、周期和要求应符合DL/T 603表4的要求。现场取样时应在天气晴好，且环境温度接近20℃条件下进行，应注意避免取样条件对检测结果造成的影响。
f)为确定GIS的检修等级、检修时间，除上述例行检查项目外，其例行试验项目及诊断性试验项目应按照DL/T 393的有关规定执行。 5.6.1.2 维护检修
GIS维护项目、SF6气体质量监督、GIS分解检修项目及技术要求、安全技术措施等应按照DL/T 603中的有关规定执行。 5.6.2 SF6断路器 5.6.2.1 检查
a) 巡查项目
1)外观检查。外观无异常；无异常声响：高压引线、接地线连接正常；瓷件无破损、无异物附着；并联电容器无渗漏。
2)气体密度值检查。气体密度值正常。 3)加热器功能正常(每半年检查1次)。
4)操动机构状态检查。操动机构状态正常(液压机构油压正常；气动机构气压正常；弹簧机构弹簧位置正确)。
5)记录开断短路电流值及发生日期，记录开关设备的操作次数。 b)红外热像检测
检测断口及断口并联元件、引线接头、绝缘子等部位温度，要求同本规程5.6.1.1-b）。
c)在正常使用条件下运行时，各部位的温度和温升应符合产品技术文件的要求。 d)为确定SF6断路器的检修等级、检修时间，除上述例行检查项目外，其例行试验项目及诊断性试验项目应按照DL/T 393的有关规定执行。
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e)密封检测。同本规程5.6.1.1-d）。 f)SF6气体质量监督。同本规程5.6.1.1-e）。 5.6.2.2 维护检修
a)出现下列情况之一时，应退出运行，进行维护: 1)SF6气体压力迅速下降或年漏气率大于2%时。
2)气压低于0.25MPa （或产品技术文件规定值，20℃时)。
3)回路电阻大于200µΩ（或产品技术文件规定值）时。 4)操作机构异常。
5)绝缘不良、放电、闪络或击穿时。
6)因断路器卡滞现象造成不能分合闸或分合闸速度过低时。 7)其他影响安全运行的异常现象。 b)检修
SF6断路器的大、小修项目及检修工艺、质量标准应按照DL/T 739中的有关规定执行。 5.6.3 真空断路器 5.6.3.1 检查
a)巡检项目
1)外观检查。外观无异常；高压引线、接地线连接正常；瓷件无破损、无异物附着。
2)操动机构状态检查。操动机构状态检查正常(液压机构油压正常、气压机构气压正常、弹簧机构弹簧位置正确)。
3)记录开断短路电流值及发生日期；记录开关设备的操作次数。
b)真空断路器的例行试验项目及诊断性试验项目应按照DL/T 393的有关规定执行。
5.6.3.2 维护检修
a)当出现下列情况时，需进行开关维护检修： 1)断路器不能进行合分闸操作时。 2)绝缘不良，发生放电、闪络时。 3)其他影响安全运行的异常现象出现时。 b)检修
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真空断路器检修项目、检修工艺及质量标准应参照DL/T 391中的项目和要求执行。
5.6.4 隔离开关和接地开关 5.6.4.1 检查
a)巡检项目
1)检查是否有影响设备安全运行的异物。 2)检查支柱绝缘子是否有破损、裂纹。
3)检查传动部件、触头、高压引线、接地线等外观是否有异常。 4)检查分、合闸位置及指示是否正确。 b)红外热像检测
用红外热像仪检测开关触头、接引线等电气连接部位，要求同本规程
5.6.1.1-b）。
c)在正常使用条件下运行时，各部位的温度和温升应符合产品技术文件的要求。 d)为确定隔离开关和接地开关的检修等级、检修时间，除上述例行检查项目外，其例行试验项目及诊断性试验项目应按照DL/T 393的有关规定执行。 5.6.4.2 维护检修项目
a)清扫灰尘、污物。 b)检查进出线端子和触头。 c)检查构架和基础。 d)检修绝缘子外表面。 e)检查均压环。 f)检查操作连杆。 g)检查电动机运行情况。 h)检查辅助及控制回路。 i)检查机构箱。 j)检查机械闭锁。 k)检查防误装置。 l)金属构架除锈防腐。 m)缺陷处理及损坏部件更换。
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n)检修后的操作试验。 o)预防性试验。
5.6.5 35kV SF6气体绝缘金属封闭式高压开关柜 5.6.5.1 巡检项目
a)外观检查。检查开关柜SF6气体密度表指示是否在正常压力范围内，检查带电显示是否正常、断路器位置指示是否正确；有无放电声音等。
b)SF6气体检测。应满足DL/T 593、GB/T 8905的要求。 5.6.5.2 维护检修
a)维护
1)补气。气体绝缘金属封闭式高压开关柜SF6气体密度（压力）低报警时，及
时进行补气。
2)泄漏检测。除定期进行泄漏率检测外，SF6气体密度（压力）低报警或检修后，对开关柜进行泄漏检测。泄漏率应符合DL/T 593的要求。泄漏率不符合要求时应进行检修。
b)检修
气体绝缘金属封闭式高压开关柜检修，参照GIS检修相关要求执行。断路器检修，参照本规程5.6.3执行。
5.7 架空输电线路（含站内架空集电线路） 5.7.1 检查
5.7.1.1 杆塔与接地、拉线与基础巡检项目 a)杆塔结构无倾斜，横担无弯扭。 b)杆塔部件无松动、锈蚀、损坏和缺件。
c)拉线及金具无松弛、断股和缺件；张力分配应均匀。
d)杆塔和拉线基础无下沉及上拔，基础无裂纹损伤，防洪设施无坍塌和损坏，接地良好。
e)塔上无危及安全运行的鸟巢或异物。 f)接地引下线与杆塔的连接无开裂松动。 5.7.1.2 导线与架空地线(含光纤复合地线)巡检项目 a)导线和地线无腐蚀、抛股、断股、损伤和闪络烧伤。
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b)导线和地线无异常振动、舞动、覆冰，分裂导线无鞭击和扭绞。 c)压接管耐张引流板无过热；压接管无变形、裂纹和受拔位移。 d)导线和地线在线夹内无滑移。 e)导线和地线各种电气距离无异常。 f)导线上无异物悬挂。
g)引下线金具、线盘及接线盒无松动、变形、损坏和丢失。
h)接地引流线无松动、损坏。
i)架空线路通道无树障、危及线路安全运行的违章建筑物等。 5.7.1.3 线路金具巡检项目
a)均压环、屏蔽环、间隔棒、阻尼装置、重锤等金具无缺件、松动、错位、烧坏、锈蚀和损坏等现象。
b)接续金具外观无鼓包、裂纹、烧伤、滑移或出口处断股等现象。 5.7.1.4 绝缘子串巡检项目 a)绝缘子串无异物附着。
b)绝缘子钢帽、钢脚无腐蚀；锁紧销无锈蚀、脱位或脱落。 c)绝缘子串无移位或非正常偏斜。
d)绝缘子无破损。(瓷质、玻璃、瓷棒）绝缘子无闪络、裂纹、灼伤、破损等痕迹；复合绝缘子无伞裙损伤、端部密封不良等情况。
e)绝缘子串无严重局部放电现象、无明显闪络或电蚀痕迹。 5.7.1.5 线路避雷器巡检项目
a)线路避雷器本体及间隙无异物附着。
b)法兰、均压环、连接金具无腐蚀；锁紧销无锈蚀、脱位或脱落。 c)线路避雷器本体及间隙无移位或非正常偏斜。
d)线路避雷器本体及支撑绝缘子的外绝缘无破损和明显电蚀痕迹。
e)线路避雷器本体及支撑绝缘子无弯曲变形。 5.7.1.6 红外热像检测
检测架空输电线路绝缘子串、耐张引流板等部位及线路避雷器电气连接部位是否有异常温升，检测方法及要求按照DL/T 664执行。
5.7.1.7 架空输电线路例行试验项目应按照DL/T 393的有关规定执行。 5.7.2 维护检修
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架空输电线路的检修分为停电检修、带电检修。 5.7.2.1 35kV及以上电压等级架空输电线路
其维护检修、检测项目，参照DL/T 741、 DL/T 1248、DL/T 257的有关规定执行。
5.7.2.2 10kV（6kV)电压等级架空输电线路
a)砍伐影响线路安全运行的树障、杂草。 b)损坏的杆塔基础或防洪设施修复。 c)停电登杆检查。
1)检查导线、避雷线悬挂点，各部位螺栓无松扣或脱落。 2)绝缘子有无闪络、裂纹或硬伤等痕迹。 3)检查绝缘子串的连接金具有无锈蚀。
4)瓷横担绝缘子用绑线固定的导线应可靠无松动。 5)绝缘子串开口销子、弹簧销子是否齐全完好。
6)绝缘子有无闪络、裂纹或硬伤等痕迹，针式绝缘子的芯棒有无弯曲。 d)清理导线、绝缘子上附着的异物、污物。
e)杆塔检修。杆塔松动部件紧固、焊接，锈蚀部位除锈防腐及补强更换。 f)绝缘子检修。绝缘子清扫；损坏的绝缘子更换。 g)损坏的金具更换。
h)损坏的导线修复、更换，导线弧垂调整。
i)接地装置检查。检查接地引下线和接地体的腐蚀程度和连接情况；测试接地电阻。
j)拉线调整、补修、更换。
1)杆塔上有人工作时，严禁调整拉线。
2)拉线断股未超过修补范围时应采取缠绕方法补修。
3)杆塔拉线更换时必须事先打好可靠临时拉线、严禁利用临时拉线、非标准拉线代替永久拉线。
4)更换后拉线的机械强度不得低于原设计标准，并采取防盗措施。 k)丢失、脱落、损坏的标示补充、更换。 l)预防性试验项目。参照DL/T 596的要求执行。 5.7.2.3 线路避雷器维护检修
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a)检查引线和电气连接。 b)检查接地引下线。 c)检查监测器外观。 d)检查并清洁瓷套。
e)预防性试验。参照DL/T 596的要求执行。 5.7.2.4 架空输电线路检修注意事项
a)停电检修工作中，若遇雷、雨或风力超过6级等恶劣天气时，一般不宜继续进行。
b)带电作业应按照线路安全工作规程的要求，在良好天气下进行。作业中遇有雷电活动或空气湿度大于80％时，应暂停进行。风力大于5级时，一般不宜进行带电作业。
c)在330kV及以上电压等级的带电杆塔上作业，作业人员一般应采取穿着静电防护服等防静电感应措施。必要时，220kV线路带电杆塔上作业也可采取防静电感应措施。
d)在停电线路上检修前，作业人员必须挂好个人保安线（即携带式单相接地线）后，才能进入导线工作。
e)从事检修的作业人员，必须身体健康、精神状态良好。作业前，工作负责人必须了解全体工作人员的身体健康状况和精神状态，以确保检修项目的安全、顺利完成。 f)根据不同的检修项目，应配备符合相应电压等级、机械荷载、试验合格、数量足够的设备、材料、工器具。 5.8 厂用电系统 5.8.1 检查
5.8.1.1 厂用电变压器
光伏电站厂用电系统配置的变压器有油浸式、干式两种，其检查项目参照本规程5.5执行。
5.8.1.2 高、低压开关柜
a)外观检查。检查带电显示器指示正确；无放电异音；检查开关位置指示与实际位置相对应。
b)红外热像检测
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检测低压开关柜电缆接引处、开关进出线等部位，要求同本规程5.6.1.1-b）。高压开关柜由于运行中柜门封闭，不再进行红外温度检测工作。
c)在正常使用条件下运行时，各部位的温度和温升应符合产品技术文件的要求。 5.8.2 维护检修 5.8.2.1 厂用电变压器
维护检修项目和内容同本规程5.5。 5.8.2.2 高、低压开关柜
a)清扫柜内外设备的灰尘，污物。
b)检查各接触部位螺栓紧固情况，无过热、放电痕迹。
c)检查主回路元器件，继电器，保护模块，测量仪表及二次回路。 d)检查防误闭锁装置的性能和动作情况。
e)检查抽屉式配电柜或手车式配电柜的抽屉，手车动作情况。 f)检查接地装置及避雷器。
g)检查高、低压配电柜内部防火隔离设施。 h)检查高、低压配电柜内各支持绝缘子。 i)维修、更换损坏的零部件。 j)测量各主回路和二次回路绝缘情况。
k)断路器检修。真空断路器检修参照本规程5.6.3执行。 l)保护装置校验。
m)备用电源自动投入装置检验。
n)预防性试验。预防性试验参照DL/T 596的要求执行。 5.9 计算机监控系统 5.9.1 检查
5.9.1.1 日常检查项目包括：操作员站主机、工程师站主机、发电单元主机、网络交换机、数据采集装置、公用测控装置、远动工作站主机、UPS电源、GPS卫星时钟。 5.9.1.2 检查内容
a)检查操作员站主机、工程师站主机、发电单元主机工作正常、数据采集正常、画面显示正常、报警信息正常、语音提示正常、报表功能正常、打印功能正常。
b)检查网络交换机指示灯正常、数据交换正常。
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c)检查数据采集装置工作正常、指示灯正常、电源模块正常。
d)检查公用测控装置CPU正常、开入开出模块工作正常、电源模块正常。 e)检查远动工作站主机工作正常、数据交换正常。 f)UPS电源工作正常，无报警信号、数据指示正确； g)GPS卫星时钟正常。 h)调度数据网设备工作正常。 5.9.2 维护检修 5.9.2.1 维护检修内容
a)操作员站主机、工程师站主机、发电单元主机、调度数据网设备检查、清扫。 b)数据库整理、修改及备份。 c)软件功能测试及数据备份。 d)测控装置及模块检查、清扫。 e)远动装置检查、清扫。 f)GPS卫星时钟检查、清扫。
g)监控系统开出控制回路检测、开出继电器检测。 h)报警信息测试。 i)UPS盘柜清扫检查。
g)语音报警装置清扫检查、测试。 k)打印机清扫检查、测试。 l)损坏部件更换。 5.9.2.2 维护检修要求
a)计算机监控系统站控层设备及网络交换机：1～2年宜进行一次，主要是卫生清扫、设备检查、消缺等。
b)计算机监控系统间隔层等设备，其检修随相关电气一次设备的检修进行，主要是清扫、设备检查、消缺等。
c)监控系统UPS电源1～2年宜进行一次检修。主要是清扫、设备检查、消缺等。 5.10 直流及交流控制电源系统 5.10.1 检查
a)系统各表计指示正常，信号显示与实际情况相符。
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b)各电气元件在运行要求的状态。 c)各元件无过热、异味、断线等异常现象。
d)充电装置交流输入电压、直流输出电压、电流正常，运行声音无异常。 e)各支路的运行监视信号完好、指示正常，熔断器无熔断，自动空气开关位置正确。
f)蓄电池组外观清洁，无短路、接地现象。蓄电池外壳无裂痕、漏液等现象。 g)蓄电池室通风、照明及消防设备完好，温度符合要求，无易燃、易爆物品。 5.10.2 维护检修
a)清扫交直流控制电源系统盘柜。 b)检查交流配电柜、直流配电柜元器件。 c)检查整流装置、逆变装置。
d)检测交直流控制电源系统基本功能，辅助功能定值。 e)检查交直流控制电源系统与监控系统通信及显示功能。 f)检查交直流控制电源系统各种保护功能的操作模拟。
g)清扫检查蓄电池组巡检装置检查，电池表面及盖板下蓄电池巡检仪开箱。 h)交直流控制电源系统检修后的试验。 i)蓄电池充放电。 5.11 继电保护及自动装置 5.11.1 检查
5.11.1.1 装置运行正常，信号显示与实际工况相符。
5.11.1.2 装置菜单显示各模拟量数据、开关量位置与实际设备运行工况相符。 5.11.1.3 现场保护通道正常，与调度运行要求一致。 5.11.1.4 时钟显示正确，定值区正确。 5.11.1.5 打印设备正常。
5.11.1.6 有关设备、元器件无过热等异常现象。
5.11.1.7 保护出口连片投入正确，盘后二次线无松动、脱落等现象。 5.11.2 检修
5.11.2.1 检修分三类：全部检验、部分检验、补充检验。
a)检验的项目、内容及试验按照DL/T 995执行。
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b)以下情况应进行补充检验：
1)对运行中的装置进行较大的更改或增设新的回路后的检验。 2)检修或更换一次设备(断路器、电流和电压互感器等)后的检验。 3)运行中装置发生异常情况后或装置不正确动作且原因不明时的检验。 4)事故后检验。
5)已投运行的装置停电1年及以上，再次投入运行时的检验。
c)在一般情况下，检验宜在一次设备停电检修期间进行。一次设备不能退出运行时，两套保护装置的检修应分别进行。电网安全自动装置的定期检验参照微机型继电保护装置的检验要求进行。
5.11.2.2 利用装置进行断路器的跳、合闸试验宜与一次设备检修结合进行。必要时，可进行补充检验。
5.11.2.3 操作信号回路中的设备，结合所属的装置进行检验。 5.11.2.4 回路绝缘试验，结合所属的装置进行检验。 5.12 通讯系统 5.12.1检查
5.12.1.1 传输屏设备
a)设备各电路板工作正常。 b)测量设备机柜内温度正常。 c)检查设备和机柜风扇运行正常。 d)检查机柜电源开关在正确位置。 e)检查设备接地牢固，接地处无锈蚀。 f)检查设备电源防雷模块运行正常。 5.12.1.2 交换机及调度录音系统
a)检查调度总机工作正常，无紧急、主要告警。
b)检查调度台呼入、呼出正常，语音音质良好，显示信号正常。 c)检查调度录音设备工作正常，录音文件完整，所有录音端口工作正常。 d)播放录音文件，监听音质状况良好。 e)检查调度录音系统时间与GPS时钟同步。 f)检查设备接地牢固，接地处无锈蚀。
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g)检查设备电源防雷模块工作正常。 5.12.1.3 通信电源设备
a)检查表计指示正确。
b)检查电源模块温度正常，风扇无异常。 c)检查开关位置正确。
d)查看电源设备历史告警，分析告警原因。
e)查看蓄电池外观无变形、漏液、发热等异常现象，测试单体电池电压正常。 f)检查设备接地牢固，接地处无锈蚀。 g)查看设备电源防雷模块工作正常。 5.12.1.4 室外光缆
a)余缆应在余缆盘上盘好且固定牢固。
b)余缆盘及接头盒固定牢固，光缆熔接盒无锈蚀变形且密封良好。 c)光缆表面防护层无损伤，光缆无弯折现象。 d)下户光缆铭牌和标示清晰。 5.12.2 维护检修 5.12.2.1 传输屏设备
a)机柜及柜内设备进行清扫、检查。 b)更换损坏的各类电路板和其他设备。
c)整理、紧固设备线缆及补充设备和线缆的标识。 d)对光配线架纤芯进行测试。 e)对屏柜接地进行测试。 5.12.2.2 交换机及调度录音系统
a)进行系统数据的备份。 b)检测各用户权限功能。
c)机柜及柜内设备进行清扫、检查。 d)更换损坏的各类电路板和其他设备。
e)整理、紧固设备线缆及补充设备和线缆的标识。 f)对屏柜接地进行测试。 5.12.2.3 通信电源设备
a)机柜及柜内设备进行清扫、检查。
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Q/SPI 9713-2016 光伏电站检修维护规程
b)更换损坏的设备。
c)进行交流输入的手动和自动切换试验。 d)整理、紧固设备线缆及补充设备和线缆的标识。 e)对屏柜接地进行测试。 f)进行蓄电池单体电压测量。 g)进行蓄电池核对性充放电试验。 h)对蓄电池极柱进行除锈、防腐。 5.13 其他
5.13.1 光功率预测系统和环境监测仪（自动气象站） 5.13.1.1 检查
a)光功率预测柜
1)检查光功率预测系统显示主机运行正常。
2)检查光功率预测服务器、气象服务器、交换机、横向隔离装置状态正常。 3)检查光功率系统通道正常。 4)检查设备机柜内温度正常。 5)检查设备接地牢固，接地处无锈蚀。 6)检查设备电源防雷模块正常运行。 b)光功率气象站
1)检查气象仪各设备运行正常，无遮挡、覆盖。
2)检查气象仪数据传输正常、上传调度预测数据满足调度要求。 5.13.1.2 维护检修
a)光功率预测柜
1)机柜及柜内设备进行清扫检查。 2)更换损坏部件。
3)维护光功率系统主机软件，导出、备份重要数据文件。 4)整理、紧固设备线缆及补充设备和线缆的标示。 b)气象站
1)校正气象仪各设备安装角度。
2)清扫气象仪各设备，并更换损坏的设备。
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3)传感器校验。 5.13.2 电站防雷及接地系统
5.13.2.1 电站接地网接地电阻符合设计要求。
5.13.2.2 避雷针、引下线安装牢固，连接良好，无断裂、锈蚀、烧损等现象。 5.13.2.3 各设备接地引下线与接地网连接可靠，无断裂、锈蚀、烧损等现象。 5.13.2.4 接地标识标志完好。
5.13.2.5 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。雷雨季节过后应再次进行检查。
5.13.2.6 地下防雷装置应根据土壤腐蚀情况，定期检查其腐蚀程度，出现严重腐蚀情况应及时修复、更换。 5.13.3 消防系统 5.13.3.1 检查
a)检查消防车道和安全疏散通道畅通。 b)检查消防器材配备齐全、摆放整齐。 c)安全出口标志灯和火灾应急照明灯具无损坏。 d)消防水系统工作正常。
e)检查火灾报警系统探头、手动报警装置、控制装置工作正常。 f)检查消防电话通话正常。 5.13.3.2 维护检修
a)消防器材更换、补充。
b)安全出口标志灯和火灾应急照明灯具维修。 c)消防水系统维护、试验。 d)火灾报警装置维护、试验。 5.13.4 五防系统 5.13.4.1 检查
a)五防系统主机运行正常，系统无异常显示。 b)五防主机防误闭锁压板在投入。 c)五防主机与监控机通讯正常。
d)五防主机画面内各设备显示状态与设备实际状态一致。
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e)五防电脑钥匙齐全充满电，显示正常、语音播报正常，电脑钥匙传动无卡涩。 f)五防主机、电脑钥匙台各线缆连接牢固。
g)各设备五防锁、接地桩锁无锈蚀、无缺失，锁标示与设备标示相对应。 h)五防就地操作锁孔盖无缺失，接线牢固，标示清晰。 i)五防打印机正常。
j)五防主机时钟与GPS时钟一致。 5.13.4.2 维护检修
a)对五防系统主机清扫、检查。 b)紧固五防主机、五防就地操作锁线缆。 c)手动投退五防闭锁压板，检查正常。 d)对五防主机进行数据备份。
e)模拟开票操作，检验五防系统各功能、设备正常运行。 f)对全站五防锁、接地桩锁进行防锈蚀保养。 g)补充五防锁、接地桩锁等标识。 h)更换损坏的设备。
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