光伏发电单元技术监督实施细则

光伏发电单元技术监督实施细则（试行）

1规范性引用文件

本细则的应用引用下列文件，但不限于此。引用文件以最新版本（包括所有的修改单）适用于本细则。GB50168-2016GB50169-2016GB50173-2014GB50202-2002GB50204-2015GB50205-2012GB50217-2007GB50233-2016GB50794-2012GB50797-2012GB/T6495.4-1996GB/T18210-2000GB/T18479-2001GB/T18911-2002GB/T18912-2002GB/T19394-2003GB/T20047.1-2006GB/T20513-2006GB/T20514-2006GB/T29319-2012GB/T29320-2012GB/T30427-2013GB/T50866-2013电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范电气装置安装工程接地装置施工及验收规范电气装置安装工程66kV及以下架空电力线路施工及验收规范建筑地基基础工程施工质量验收规范混凝土结构工程施工质量验收规范钢结构工程施工质量验收规范电力工程电缆设计规范110~750kV架空输电线路施工及验收规范光伏发电站施工规范光伏发电站设计规范晶体硅光伏器件的I-V实测特性的温度和辐照度修正方法晶体硅光伏（PV）方阵I-V特性的现场测量地面用光伏（PV）发电系统概述和导则地面用薄膜光伏组件设计鉴定和定型光伏组件盐雾腐蚀试验光伏（PV）组件紫外试验光伏（PV）组件安全鉴定第1部分：结构要求光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则光伏系统功率调节器效率测量程序光伏发电系统接入配电网技术规定光伏电站太阳跟踪系统技术要求并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法光伏发电站接入电力系统设计规范DL5158-2012NB/T32004-2013QX/T55-2007IEC61215-2-2016IEC61646-2008IEC62446-1-2016文件、调试测试和检验IEC61730-2：2004电力工程气象勘测技术规程光伏发电并网逆变器技术规范地面气象观测规范地面用光伏组件——设计鉴定和定型——第二部分：测试方法地面用薄膜光伏组件——设计鉴定和定型标准光伏系统——测试、文件和维护——第一部分：并网光伏系统——光伏组件安全认证第2部分：实验要求《中国华电集团公司光伏发电工程达标投产考核办法》（2015年版）2监督范围

光伏电站发电单元监督的范围包括：光伏组件、直流柜、逆变器、汇流箱、箱变、气象站环境监测系统、跟踪系统、支架、电缆、防雷、接地、通讯系统等设备设施。3监督内容

光伏发电单元监督贯穿设计、制造、安装、调试、运行、维护、检修、技改等全部阶段，各个阶段均应制定监督管理有关规定并严格执行。3.1设计阶段的监督

3.1.1发电企业光伏发电单元监督专责工程师应参加设计审查、招标文件审查、设计联络会等光伏发电系统设计阶段的相关审查工作。3.1.2光伏发电系统的设计、选型应符合GB50797、GB/T29320、NB/T32004的相关要求。3.1.3光伏设备的选型应考虑光伏电站的地理位置、光资源特征及其运行环境等影响因素，并满足“远程集控、少人维护”的技术要求。3.1.4设计方案应综合考虑安装、调试、运行、维护、检修等方面的合理需求，从运行安全性、稳定性和可靠性、能耗指标、经济指标等方面，结合实际情况，进行综合技术经济论证。3.1.5光伏设备制造厂应提供光伏组件光电转换效率、功率衰减率、使用寿命、逆变器转换效率、设备可利用率和噪声达标的相关技术资料。3.1.6光伏电站的设计在满足安全性与可靠性的同时，应优先采用新技术、新工艺、新设备、新材料。3.1.7设计选型阶段的监督内容参见附录A.1。23.2制造阶段的监督

3.2.1光伏设备（部件）的制造、监理单位应取得国家、行业资质。3.2.2制造厂应提供光伏设备（部件）的相关技术资料，包括图纸、部件材质、技术要求和质量验收等资料，必要时应提供相关的制造工艺。3.2.3重要光伏设备（部件）按国家、行业相关标准及集团公司有关规定、监造委托合同实施监造，确保制造质量符合设计要求，并提供监造报告，监督项目应完整、合格。3.2.4设备监造验收阶段，监督内容参考附录A.2。3.3安装、调试及试运行阶段的监督

光伏发电单元的安装及调试应按照GB50794、GB/T30427、GB50204、设计文件及合同文件的要求进行。3.3.1光伏设备（部件）的安装、调试、监理单位应取得相应的国家、行业资质。3.3.2光伏设备（部件）的到货验收应制定相应的管理规定并严格执行。设备到达光伏电站后，应由监理单位、安装单位、业主和设备制造商共同验收，验收时，设备制造商应提供产品出厂实验报告、产品使用说明书、产品合格证、产品出厂质检报告等相关技术资料。光伏组件应按集团公司要求实行到场检测，具体检测项目及要求见表1。表1光伏组件到场检测项目检测项目内容主要针对不同批次的组件进行开箱外观检查，在照明度良好情况下，仔细检查每一个组件。a.开裂，弯曲，不规整或外表的损伤；b.破碎的单片电池；c.有裂纹的单片电池；组件外观检查d.互联线或接头处有缺陷；e.电池互相接触或与边框接触；f.密封不良；g.在电池和组件的边界之间气泡或脱层形成连续通道；h.塑料材料表面不洁；i.接线盒破损，连接线裸露，密封不好等；j.可能影响组件性能的其他任何情况；组件总量的0.5%以上IEC61215-2-2016、IEC61646-2008比例验收要求3对任何开裂、气泡或分层作记录或拍照。主要针对组件的发电性能指标、安全性能指标进行测试组件实验室测试和检验。必做项目为组件的标称功率、光电转换效率，选做项目为绝缘耐压性能、湿漏电流性能、机械载荷性能。测试组件I-V性能曲线，检测开路电压、短路电流、峰组件伏安值电流、峰值电压、峰值功率等参数。组件I-V、P-V特性测试曲线应平滑，无突变，无异常。2块/MW0.5块/MWIEC61215-2-2016、IEC61646-2008GB/T6495.1-1996、GB/T6495.4-1996组件EL测试测试组件是否存在隐裂、亮片、暗片、黑斑、断栅等缺陷，以评估组件到货质量。组件总量的0.5%以上具体要求见附表B3.3.3安装单位应制定详细的施工组织方案，交由建设管理单位审核批准。安装单位技术负责人应在安装前对安装人员进行技术交底，以便科学地组织施工，确保安装质量。安装过程中应严格把关各安装单元的质量验收，并签字确认。3.3.4重要光伏设备（部件）按国家、行业监理规范以及监理合同进行安装监理，监理工作结束后，监理单位应提交监理记录和监理报告。3.3.5安装质量应符合国家、行业标准要求。工程缺陷处理均应有验收记录，对安装过程中发现的设备缺陷或安装质量未达到标准的项目，建设管理单位应督促有关责任单位处理到合格为止。光伏组件应按集团公司要求实行安装质量检测，分为初期抽检（组件安装10%左右）和中期抽检（组件安装50%左右），具体检测项目及要求见表2。表2光伏组件安装检测项目检测项目内容主要在安装过程中对组件进行外观检查，在照明度良好情况下，仔细检查每一个组件。组件外观检查a.开裂，弯曲，不规整或外表的损伤；b.破碎的单片电池；c.有裂纹的单片电池；d.互联线或接头处有缺陷；e.电池互相接触或与边框接触；组件总量的0.5%以上IEC61215-2-2016、IEC61646-2008比例验收要求4f.密封不良；g.在电池和组件的边界之间气泡或脱层形成连续通道；h.塑料材料表面不洁；i.接线盒破损，连接线裸露，密封不好等；j.可能影响组件性能的其他任何情况；对任何开裂、气泡或分层作记录\\或拍照。组件EL测试测试组件是否存在隐裂、亮片、暗片、黑斑、断栅等缺陷，以评估施工安装过程中的质量。5块/MW具体要求见附表B3.3.6设备安装完毕，安装单位应提交：a)b)c)d)安装竣工图、安装记录、验收报告等技术资料；随设备到货的出厂记录；设计修改通知书；主要设备缺陷处理一览表及有关设备处理的技术资料等。3.3.7光伏发电系统调试前，调试单位应针对设备的特点及系统配置，编制详细的调试方案及调试计划。调试方案的内容应包括组织机构、调试步骤、完成时间、质量标准和预防措施等。调试计划应规定分部试运和整套启动两个阶段中应投入的项目、范围和质量要求，并在计划安排中保证各系统、装置有充足的调试和验收时间。3.3.8安装、调试单位应将设计单位、设备制造厂家和供货单位为工程提供的技术资料、专用工器具、备品配件以及仪器仪表检定记录、调试记录、调试总结等有关档案材料列出清单并全部移交业主单位。3.3.9安装、调试完成后，需对工程进行验收，验收前对订货相关文件、设计联络文件、监造监理报告、出厂试验报告、设计图纸资料、验收记录、安装记录、缺陷处理报告、监理报告、调试报告、调试记录等全部技术资料进行检查，确定其完整性、正确性和适用性。验收过程中，发现安装、施工及调试不规范、项目不全和结果不合格、设备达不到相关技术要求、基础资料不全等情况时，应立即组织相关责任单位进行整改，直至合格。3.3.10在工程转生产代保管之前，基层企业应组织开展工程转生产代保管验收检查工作，对不符合要求的项目进行闭环整改，形成验收报告及整改证明材料。3.3.11发电单元试运行应按照国家及行业的相关标准进行，试运行期间，应做好试运行记录。3.3.12试运行验收应符合以下要求：光伏发电系统在试运行期间内，光伏组件、直流柜、逆变器、汇流箱、箱变、气象站环境监测系统、跟踪系统、支架、电缆、防雷、接地、通讯系统等设备设施各项5考核指标均满足合同及《中国华电集团公司光伏发电工程达标投产考核办法》（2015年版）有关规定要求。3.3.13试运行结束后，经建设管理单位确认符合验收条件，签署试运行预验收签证，发电单元试运行结束。试运行结束后、移交生产前应按集团公司要求，对光伏组件进行240h性能验收检测，若性能验收检测结果不符合验收要求，建设单位应查明原因，督促有关责任单位处理到合格为止。具体检测项目及要求见表3。表3光伏组件240h性能验收检测项目检测项目内容主要在试运行结束后对组件进行外观检查，在照明度良好情况下，仔细检查每一个组件。a.开裂，弯曲，不规整或外表的损伤；b.破碎的单片电池；c.有裂纹的单片电池；组件外观检查d.互联线或接头处有缺陷；e.电池互相接触或与边框接触；f.密封不良；g.在电池和组件的边界之间气泡或脱层形成连续通道；h.塑料材料表面不洁；i.接线盒破损，连接线裸露，密封不好等；j.可能影响组件性能的其他任何情况；对任何开裂、气泡或分层作记录\\或拍照。根据电站集测试组件I-V性能曲线，检测开路电压、短路电流、峰组件伏安值电流、峰值电压、峰值功率等参数。组件I-V、P-V特性测试曲线应平滑，无突变，无异常。查存在发电量问题区域组件绝缘测定组件载流部分和边框(外界)的绝缘性能是否合格。电阻测试120块/10MWIEC61730-2数据集中排控后台监控GB/T6495.1-1996、GB/T6495.4-1996组件总量的0.5%以上IEC61215-2-2016、IEC61646-2008比例验收要求6组件接地测试组件的暴露传导表面之间是否有传导通道，测试电连续性测阻是否符合要求。试检测组件在运行中是否存在热斑现象，用热红外发现组件热斑，并判断热斑产生的原因，如果是组件自身的问组件热斑题，则记录序列号，拍照。不允许组件自身工艺原因产测试生的热斑，排除外界因素影响：如鸟粪、灰尘、阴影遮挡等因素，允许接线盒正常发热。测试组件是否存在隐裂、亮片、暗片、黑斑、断栅等缺组件EL陷，并将不合格组件比例与到场抽检中的不合格比例对测试比，以评估施工安装完毕后质量。3.3.14设备现场安装、调试监督内容见附录A.3。120块/10MWIEC61730-21000块/10MW具体要求见附表B100块/10MW具体要求见附表B3.4运行阶段的监督

3.4.1日常巡检与日常维护3.4.1.1日常巡检应定期对光伏组件、直流柜、逆变器、汇流箱、箱变、气象站环境监测系统、跟踪系统、支架、电缆、防雷、接地、通讯系统等设备进行巡视检查，光伏发电单元巡检周期见附表C。对于巡视检查的内容，应以文字、图表、影像等方式记录，针对发现的问题应及时上报并跟踪处理。重点巡检内容如下：a)光伏组件：巡检组件框架的平整、整洁情况；电池表面的开裂、弯曲、变形情况；电池表面是否有明显色差；组件背面的变形情况；接线盒连接是否牢固，电缆线应避免与组件背面接触，以及电缆线老化蜕皮等情况。不允许组件存在玻璃破碎、背板灼焦、明显颜色变化、杂草或异物遮挡、接线盒扭曲变形、接线端子连接不牢固等现象。检杳组件与组件连接头插接紧固，确保无漏电情况。组件接线盒引出线无损伤，引出部位封装良好。铝边框不允许有裂纹、变形等现象。光伏组件焊带不允许有虚焊、脱焊等现象。b)支架：巡检基础沉降、支架锈蚀、破损、移位等情况。不允许支架存在焊缝开裂、裂纹、变形、锈蚀、磨损、螺栓松动、防腐涂层脱落、基础沉降等现象。c)汇流箱：巡检箱体密封、腐蚀情况以及接线端子的连接情况。不允许汇流箱存在箱体变形、腐蚀、防火堵泥封堵不完备、防雷器失效等现象，汇流箱正负各路连接母排紧固，无松动，绝缘良好。d)逆变器：机架组装有关零部件应符合各自技术要求；油漆电镀应牢固、平整，无剥落、锈蚀7及裂痕等现象；机架面板应平整，文字和符号清楚、整齐、规范、正确；各种开关应便于操作，灵活可靠；逆变器表面及挡风板的积灰应适时清理；散热器风扇自动启停功能应正常。检查逆变器及外部各部件完好，螺丝齐全紧固，无缺损，绝缘良好；逆变器送电后，各路汇流箱电压正常，确保各支路没有无压，低压异常现象；且检杳逆变器出线变压器电压正常，绝缘良好。e)跟踪系统：不允许跟踪系统存在电机故障、转动部位卡塞、过风速保护不正常、通断电测试不正常、跟踪精度不符合要求等现象。f)直流柜：直流配电柜是否标识名称、编号齐全、外观完好、门锁是否正常、是否漏水；直流配电柜外壳是否清洁无油污、表面漆皮有无脱落现象；直流配电柜内有无异响、杂物，内部元器件有无损坏；直流配电柜内端子连结是否牢固，有无松脱、锈蚀现象。g)防雷与接地：光伏组件与支架、支架与支架、支架与接地网之间的连接是否良好，是否开路；设备中的防雷保护器是否运行正常；功率调节设备的接地情况是否良好，是否开路。h)气象站环境监测系统：检查数据的内容、时间传输间隔应满足要求；检查辐射表的水平和倾角不应出现偏移；检查辐射表表面应清洁；气象站应与地面固定牢固。3.4.1.2日常维护应对光伏组件、直流柜、逆变器、汇流箱、箱变、气象站环境监测系统、跟踪系统、支架、电缆、防雷、接地、通讯系统等设备进行日常维护工作，光伏发电单元日常维护内容见附表D。3.4.2运行监测3.4.2.1监测内容为便于了解光伏电站的性能，依据标准GB/T20513-2006的相关规定，电站应开展相关性能参数的监测工作。内容应包括辐照度、大气温度、风速、组件温度、电流和电压、电功率、电量等。3.4.2.2数据分析a)b)在对所有数据进行详细分析之前，应检查所有记录数据的一致性，以识别出明显的异常。电站应根据运行数据定期对全站进行等效利用小时数分析、损失分析、效率分析以及组串故障诊断、箱变逆变故障诊断。c)电站应定期对各光伏阵列下的发电量进行横向和纵向的比较，以及气象站环境监测系统计算发电量与实际发电量的比较。表4光伏阵列的发电量比较序号1比较类型横向比较方式同一时间段内，选取相同组件类型、相同容量、不同组件厂家的阵列发电量进行比较8目的分析不同组件厂家的性能优劣比较出固定式、平单轴、2同一时间段内，选取相同组件类型、相同容量、相斜单轴、跟踪式等不同支同组件厂家、不同支架方式的阵列发电量进行比较架方式的发电量选取某些光伏阵列与历史同期或辐照总量相同的3纵向时间段的发电量比较（其他环境条件一致或接近，比较组件的衰减情况排除限电影响）4其他气象站环境监测系统计算发电量与实际发电量的分析存在差异的原因比较3.4.3性能检测光伏电站应定期对光伏组件、汇流箱、逆变器进行性能检测，具体检测项目及要求见表5。表5光伏主设备运行期性能检测检测主设备项目在运行期对组件进行外观检查，在照明度良好情况下，仔细检查每一个组件。a.开裂，弯曲，不规整或外表的损伤；b.破碎的单片电池；c.有裂纹的单片电池；组件光伏组外观件检查d.互联线或接头处有缺陷；e.电池互相接触或与边框接触；f.密封不良；g.在电池和组件的边界之间气泡或脱层形成连续通道；h.塑料材料表面不洁；i.接线盒破损，连接线裸露，密封不好等；j.可能影响组件性能其他任何情况；9内容比例性能要求检测周期组件总量的0.5%以上IEC61215-2-2016、IEC61646-2008每年一次对任何开裂、气泡或分层作记录\\或拍照。根据电站集测试组件I-V性能曲线，检测开路组件电压、短路电流、峰值电流、峰伏安值电压、峰值功率等参数。组件特性测试I-V、P-V曲线应平滑，无突变，无异常。组件绝缘电阻测试组件接地连续性测试检测组件在运行中是否存在热斑现象，用热红外发现组件热斑，并判断热斑产生的原因，如果是组件组件自身的问题，则记录序列号，热斑拍照。不允许组件自身工艺原因测试产生的热斑，排除外界因素影响：如鸟粪、灰尘、阴影遮挡等因素，允许接线盒正常发热。组件EL测试串联测试组串中组件电流一致性。失配10控后台监控数据集中排查存在发电量问题区域GB/T6495.1-1996、GB/T6495.4-1996每年一次测定组件载流部分和边框(外界)的绝缘性能是否合格。10块/MWIEC61730-2每年一次测试组件的暴露传导表面之间是否有传导通道，测试电阻是否符合要求。10块/MWIEC61730-2每年一次100块/MW具体要求见附表B每年一次测试组件是否存在隐裂、亮片、暗片、黑斑、断栅等缺陷，以评估运行期组件质量。1组串/MW/每年一次10块/MW具体要求见附表B每年一次损失测试主要针对组件的发电性能指标、组件实验室测试安全性能指标进行测试和检验。必做项目为组件的标称功率、光电转换效率，选做项目为绝缘耐压性能、湿漏电流性能、机械载荷性能。接地导通性测试汇流箱检测光伏汇流箱的绝缘安全性，绝缘系统电压大于500V时，测试电压电阻应为1000V，合格指标参考标准测试要求。对电站逆变器进行效率测试，测量负载点为5%、10%、20%、25%、效率测试30%、50%、75%、100%以及可输出最大效率点处的转换效率。效率需满足标准要求。逆变器电站投产前应进行电能质量测电能质量测试试，对逆变器谐波和波形畸变、功率因数、三相电压不平衡度和直流分量等进行测试评估，电能质量应满足电网要求。3.4.4优化运行3.4.4.1对于固定可调支架，应根据季节（太阳与电池板夹角）及时调节电池板角度。3.4.4.2根据电站实际情况，优化光伏电站的组件排布，使得组件经济安装，高效利用。3.4.4.3根据电站实际情况、光伏组件衰减及电站实际出力与核准容量的对比情况，适时开展光伏电站110.5块/MWIEC61215-2-2016、IEC61646-2008每两年一次检验光伏汇流箱的接地导通性能是否完好，是否存在漏电现象。1台/MW/每两年一次1台/MWIEC62446-1-2016每两年一次1台/10MWNB/T32004-2013每两年一次1台/10MWNB/T32004-2013每两年一次扩容增效技术经济评价，根据评价结果及集团公司批复意见，决定是否进行电站扩容增效改造。3.4.4.4针对高温、高湿、高盐碱地区和沿海地区光伏电站，可对电站组件的电势诱导衰减（PID）情况进行检测，并根据检测结果，决定是否进行抗PID改造。3.4.4.5根据电站实际情况，可考虑采用增透、防尘高分子膜或涂料，减少灰尘遮挡对光伏组件的出力影响，减少人力成本，延缓组件材料老化，增加透光率。3.4.4.6根据电站实际情况，可考虑采用外挂式组件功率优化器，实现功率优化和组件级故障诊断。3.4.4.7根据电站实际情况，可考虑采用远程光伏诊断平台，实现电站在线故障诊断和优化运行。3.4.4.8根据电站实际情况，可考虑购置红外无人机，定期对站内光伏组件进行红外热分析，及时排查隐患，保障电站安全经济运行。3.4.4.9根据电站实际情况，在光伏组件对立面增设太阳反射膜，提高光伏组件所接受辐射的强度，提升电站发电量。3.4.4.10根据电站实际情况，根据季节设定逆变器风机启停定值，采取“温度控制+功率控制”的控制方式，其中温度控制优先级高于功率控制。3.4.4.11根据天气情况估计限电结束时间，提前做好限电方阵加运的准备工作，接到加负荷指令时在最短时间内完成停运方阵的恢复发电工作。3.4.4.12定期对干变进行吹灰工作，降低线圈发热程度，避免干变积尘短路。3.4.4.13确保气象站环境监测系统运行稳定、良好，通道正常，根据实际天气情况及时调整不准确的数据，提高气象站环境监测系统准确率。3.4.4.14每季度进行一次现场与控制室后台汇流支路电流的对比工作，及时发现因霍尔传感器漂移而产生的误差。3.4.4.15利用红外成像仪，每季度对汇流箱内开关、接线端子进行测温，掌握发热情况（夏季每月一次），及时处理接线松动等问题。3.4.4.16利用红外成像仪，每季度进行一次直流柜接线端子温度测量工作，及时紧固螺丝，杜绝虚接发热。3.4.4.17根据电站地理位置和实际情况，在杂草遮挡运行组件情况下，适时清除杂草。3.4.4.18结合灰尘遮挡损失率及集控平台数据，适时开展组件的清洗工作。光伏组件的清洗工作应规划清洗周期并根据电站的具体情况划分区域进行。4技术资料管理

4.1各级光伏发电企业应建立完善的技术档案管理制度，光伏发电单元技术资料一般包括基建期资料、生产期资料以及技术管理资料。主要技术资料有：12a)设备台帐（生产厂家、主要技术参数、规格、型号、制造记录、出厂检验记录、到场验收记录、重大缺陷、检修、异动、技改等重要信息）；b)c)d)e)f)g)设备（部件）的制造资料，包括设备（部件）的质量保证书或产品合格证；设备（部件）的监造、安装前检验技术报告和资料；设备（部件）的设计、安装、竣工等技术资料；设备的调试、试运行及验收报告；安装、监理单位移交的有关技术报告和资料；运行、检修和技改技术档案。4.2检修技术档案应按发电单元编号、部件类别建立档案。13附录A

A.1设计选型阶段监督内容

A.1.1太阳能资源的分析A.1.1.1数据采集要求：a）参考气象站应具有连续10年以上的太阳辐射长期观测记录。b）参考气象站应选取与光伏电站场址区的纬度、大气透明度、海拔和气候类型基本一致或相当的气象站。A.1.1.2采集信息内容：采集信息的内容应符合GB50797的规定。气象站长期观测记录所采用的标准、辐射仪器型号、安装位置、高程、周边环境状况，以及建站以来的站址迁移、辐射设备维护记录、周边环境变动等基本情况和时间；最近连续10年以上的逐年各月的总辐射量、直接辐射量、散射辐射量、日照时数的观测记录，且与站址现场观测站同期至少一个完整年的逐小时的观测记录；近30年来的连续阴雨天数、雷暴日数、冰雹次数、沙尘暴次数、强风次数等灾害性天气情况等。A.1.1.3辐射观测站要求：辐射观测站要求应符合GB50797的规定。观测内容应包括总辐射量、直射辐射量、散射辐射量、最大辐照度、气温、湿度、风速、风向等的实测时间序列数据，且应按照QX/T55的规定进行安装和实时观测记录；对于按最佳固定倾角布置光伏方阵的大型光伏发电站，宜增设在设计确定的最佳固定倾角面上的日照辐射观测项目；现场实时观测数据宜采用有线或无线通信通道直接传送等。A.1.1.4数据验证：数据验证应符合GB50797的规定。应对太阳辐射观测数据的完整性、合理性进行检验，并对缺测和不合理的数据进行补充和修正；太阳能资源分析的内容应满足相关标准、规范以及设计文件的要求等。A.1.2A.1.2.1发电单元及设备组件的选型a）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。b）光伏组件类型的选择应依据太阳辐射量、气候特征、场地面积等因素，经技术经济比较确定。A.1.2.2支架的设计要求a）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。b）对于固定式支架，应根据当地太阳高度角确定最佳倾角和间距。A.1.2.3汇流箱的选择14a）汇流箱应依据型式、绝缘水平、电压、温升、防护等级、输入输出回路数、输入输出额定电流等技术条件进行选择。b）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。A.1.2.4逆变器的选择a）并网光伏发电系统的逆变器性能应符合GB50797的规定。b）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)、电能质量、保护和监测功能、通信接口、防护等级等技术条件进行选择。c）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。d）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，应选用高原型产品或采取降容使用措施。A.1.2.5箱变的选择a）对于逆变器-隔离升压变压器一体化装置，在满足防火安全前提下，根据项目地实际情况，宜优先选用。b）光伏并网升压箱式变电站型式、参数宜按下述进行选取：不同类型地面电站箱变原则上推荐采用户外布置、具有体积小、安装方便、少维护等特点的产品。c）当海拔高于3000m的场址箱变高压侧开关选用隔离开关或SF6负荷开关。采用1500V高压集中式逆变器系统时，集中式逆变器宜对应2000kVA箱变。A.1.2.6a)电缆选择应符合GB50217要求。控制电缆应选用铜芯电缆，动力电缆宜选用铝芯或铝合金电缆，经技术经济比较后确有优势的也可选用铜芯。b)高压动力电缆宜选用交联聚乙烯绝缘类型，低压动力电缆宜选用聚氯乙烯或交联聚乙烯型电缆。-15度以下的低温环境，应选用交联聚乙烯或聚乙烯绝缘电缆，不选用聚氯乙烯绝缘电缆。c)d)e)电缆外护套宜选用聚氯乙烯或交联聚乙烯。当环境温度低于-15度应选用交联聚乙烯或聚乙烯。光伏组件串至直流汇流箱或组串式逆变器宜采用光伏专用电缆。光伏组件之间宜采用光伏专用直流电缆相连。应具有固定措施和防晒措施。A.1.2.7跟踪系统的设计应符合GB/T29320的规定。a）应通过技术经济比较选择合适的跟踪系统形式，并提供所选跟踪系统相对于朝南最佳倾角安装的理论计算或实验发电量对比结果。15b）容易对传感器产生污染的地区不宜选用被动控制方式的跟踪系统。c）跟踪系统跟踪精度要求：平板单轴跟踪系统跟踪精度为±5°；线聚焦跟踪系统跟踪精度为±1°；平板双轴跟踪系统跟踪精度为±2°；点聚焦跟踪系统跟踪精度为±0.5°。16A.2监造验收阶段监督内容

A2.1A2.2光伏发电设备制造应符合合同、标准、规范（包括GB/T18912、GB/T30427等）等规定。光伏组件监造应依据GB/T18912、IEC61215、IEC61646的有关规定，材料控制、结构形式及性能应符合设计要求；光伏组件出厂应检查组件外观质量、绝缘阻值、功率标定以及组件机械载荷试验、冰雹试验、湿漏电流试验等出厂实验报告等项目。A2.3支架应具有足够的强度和韧性，应对支架材料机械性能，如抗拉强度、屈服强度、延伸率、收缩率进行复检；支架材料应进行几何尺寸、形位公差和无损探伤抽检。其组装执行应按厂家安装说明书的要求。A2.4依据订货合同及设计图纸等文件要求对支架基础实施监造，严格控制材料、制造成型、焊接工艺、焊缝无损探伤、表面防腐处理以及出厂检验等过程，监造完成后形成监造报告。A2.5汇流箱应根据订货合同及设计图纸等文件要求进行监造，材料控制、结构形式及绝缘水平、电压、温升、防护等级、输入输出回路数、输入输出额定电流等性能应符合设计要求；出厂验收应按照订货技术要求的出厂检验项目进行逐台检验，并应具备质检部门签发的产品合格证。A2.6逆变器应根据GB/T30427及订货技术要求和设计图纸等文件要求进行监造，材料控制、结构形式及容量、相数、频率、冷却方式、功率因数、过载能力、温升、效率、输入输出电压等性能应符合设计要求；出厂验收应按照GB/T30427中规定的出厂检验项目进行逐台检验，并应具备质检部门签发的产品合格证。17A.3安装、调试阶段监督内容

A.3.1A.3.1.1支架基础及安装混凝土基础施工要求：混凝土基础施工应执行现行国家标准GB50204相关规定。在混凝土浇筑前应先进行基槽验收，轴线、基坑尺寸、基底标高应符合设计要求。基坑内浮土、杂物应清除干净。外露的金属预埋件应进行防腐处理。混凝土浇筑完毕后，应及时采取有效的养护措施。预制混凝土基础不应有影响结构性能、使用功能的尺寸偏差，对超过尺寸允许偏差且影响结构性能、使用功能的部位，应按技术处理方案进行处理，并重新检查验收。A.3.1.2桩式基础施工要求：桩式基础施工应执行国家现行标准GB50202及JGJ94的相关规定。压（打、旋）式桩在进场后和施工前应进行外观及桩体质量检查。成桩设备的就位应稳固，设备在成桩过程中不应出现倾斜和偏移。灌注桩施工中应对成孔、清渣，放置钢筋笼、灌注混凝土（水泥浆）等进行全过程检查。灌注桩成孔质量检查合格后，应尽快灌注混凝土（水泥浆）。A.3.1.3基础尺寸允许偏差：混凝土独立基础、条形基础、桩式基础以及支架基础预埋螺栓的尺寸允许偏差应符合GB50794的相关要求。A.3.1.4固定式支架安装：固定式支架安装应执行GB50794的相关要求。采用型钢结构的支架，其紧固度应符合设计图纸要求及现行国家标准GB50205的相关规定。支架倾斜角度偏差度不应大于±1°。安装的允许偏差应符合标准规范和设计文件的要求。A.3.1.5A.3.1.5.1跟踪式支架安装跟踪式支架安装应执行GB50794的相关要求。跟踪式支架安装的允许偏差应符合设计文件的规定，电机的安装应牢固、可靠，传动部分应动作灵活。A.3.1.5.2跟踪式支架性能验收测试。性能验收试验由需方组织，供方参加。测试项目包括但不限于：跟踪器绝缘、跟踪支架接地电阻、跟踪范围、跟踪支架的整体跟踪精度等。A.3.2A.3.2.1A.3.2.1.1光伏组件的安装与调试光伏组件应按照GB50794的要求进行安装，重点监督以下内容：安装前应保证支架的安装验收合格并且光伏组件的外观及各部件完好无损。A.3.2.1.2安装的倾斜角度偏差应不大于±1°，相邻光伏组件间的边缘高差应不大于2mm，同组光伏组件间的边缘高差应不大于5mm。A.3.2.1.3件。A.3.2.1.4采用跟踪支架的项目，组件安装时要注意螺栓及压块连接；抱箍设计要符合应力要求，防光伏组件安装应尽量先安装上层支架组件，后安装下层支架组件，严禁脚踩下层已安装组止机械疲劳导致断裂；对于长串多基础结构，防止基础沉降，导致旋转轴不同心，支架倾倒。18A.3.2.1.5A.3.2.1.6光伏组件安装时应避免背板受到损伤，不得撞击、剐蹭背板。组件安装时应做好接地：相邻组件之间的接地孔应用合格接地导线相连，与支架相邻组件应用合格接地导线与支架相连。A.3.2.2A.3.2.2.1A.3.2.2.25V。A.3.2.2.3在发电情况下应使用钳形万用表对汇流箱内光伏组件串的电流进行检测。相同测试条件下光伏组件应按照GB50794的要求进行调试，重点监督以下内容：所有光伏组件应按照设计文件数量和型号组串并接引完毕。相同测试条件下的相同光伏组件串之间的开路电压偏差不应大于2%，且最大偏差不应超过且辐照度不应低于700W/m2时，相同光伏组件串之间的电流偏差不应大于5%。A.3.2.2.4光伏组件串电缆温度应无超常温等异常情况。地面项目电缆线路应符合现行国家标准GB50168的相关规定，针对沿海项目可考虑采用架空线路，架空线路应符合现行国家标准GB50173和GB50233的有关规定。A.3.3A.3.3.1A.3.3.1.1汇流箱的安装与调试汇流箱应按照GB50794的要求进行安装，重点监督以下内容：汇流箱安装前应确认箱内元器件完好，连接线无松动，所有开关和熔断器处于断开状态，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20MΩ。A.3.3.1.2A.3.3.1.3汇流箱安装的垂直偏差应不小于1.5mm。汇流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有明显断开点。A.3.3.2汇流箱应按照GB50794的要求进行调试，重点监督以下内容：A.3.3.2.1汇流箱内各回路电缆接引完毕，且标示应清晰、准确。A.3.3.2.2汇流箱及内部防雷模块接地应牢固、可靠，且导通良好。A.3.3.2.3汇流箱内测试光伏组件串的极性应正确。A.3.4逆变器的安装与调试A.3.4.1逆变器应按照GB50794的要求进行安装，重点监督以下内容：A.3.4.1.1安装前检查逆变器的型号、规格应正确无误；外观检查完好无损。A.3.4.1.2采用基础型钢固定的逆变器，安装后的基础钢宜高出抹平地面10mm，基础性钢应有明显的可靠接地。A.3.4.1.3逆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。A.3.4.1.4逆变器直流侧电缆接线前必须确认汇流箱侧有明显断开点。A.3.4.1.5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。19A.3.4.2逆变器应按照GB50794的要求进行调试，重点监督以下内容：A.3.4.2.1逆变器调试前，应检查接地是否可靠，内部元器件是否完好、无受潮放电痕迹，内部所有电缆连接螺栓、插件、端子应连接牢固、无松动，本体及各回路标识应清晰准确。A.3.4.2.2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。A.3.4.2.3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；检查人机界面显示直流侧对地阻抗值应符合要求。A.3.4.2.4逆变器直流侧带电、交流侧带电，具备并网条件时，应满足：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。A.3.5A.3.5.1A.3.5.1.1A.3.5.1.2A.3.5.1.3A.3.5.2A.3.5.2.1跟踪系统的安装与调试跟踪系统应按照GB50794的要求进行安装，重点监督以下内容：跟踪系统应与基础固定牢固、可靠，并接地良好。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。跟踪系统应按照GB50794的要求进行调试，重点监督以下内容：手动模式下应保证跟踪系统动作方向正确，传动装置、转动机构应灵活可靠，无卡滞现象。转动的最大角度和跟踪精度应满足设计要求，极限位置保护应动作可靠。A.3.5.2.2自动模式下跟踪系统应满足：系统精度应符合产品的技术要求；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；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要求。A.3.6A.3.6.1气象站环境监测系统应按照DL5158的要求进行安装与调试，重点监督以下内容：总辐射表应安装在专用的台柱上，距地面不低于1.5m，台柱下部牢固埋入地中。接线柱方向朝北，保持仪器处于水平状态。A.3.6.2直接辐射表应安装在专用的台柱上，专用台柱的要求和安装方法与总辐射表相同；直接辐射表底座方位线必须对准南北向，调整纬度刻度盘对准当地纬度，保持仪器处于水平状态。A.3.6.3散射辐射表安装的地方条件与台架安装的要求与总辐射表相同，安装必须使底盘边缘对准南北向，遮光环丝杆调整螺旋柄朝北，根据当地纬度固定标尺位置，保持仪器处于水平状态。A.3.7防雷与接地应按照GB50794的要求进行安装与调试，重点监督以下内容：A.3.7.1光伏发电站防雷系统的施工应按照设计文件的要求进行。20A.3.7.2光伏电站接地系统的施工工艺及要求应符合现行国家标准GB50169的相关规定外，还应符合设计文件的要求。A.3.7.3地面光伏系统的金属支架应与主接地网可靠连接，屋顶光伏系统的金属支架应与建筑物接地系统可靠连接或单独设置接地。A.3.7.4带边框的光伏组件应将边框可靠接地，不带边框的光伏组件，其接地做法符合设计要求。A.3.7.5盘柜、汇流箱及逆变器等电气设备的接地应牢固可靠、导通良好，金属盘门应用裸铜软导线与金属构架或接地排可靠接地。A.3.7.6光伏电站的接地电阻阻值应满足设计要求。21附录B

组件外观检查与EL检测判定标准

序号项目判定标准单晶：同一块组件里不允许出现两种及两种以上的颜色，颜色基颜色分类按电池片分类1色差本保持一致。标准。多晶：同一块组件里不允许出现三种以上的颜色。单片断栅长度介于0.5-1mm，个数≤2个，长度为≤0.5mm；长度断栅≤0.5mm，不计；2栅线粗细不单片允许加粗副栅线长度≤10mm（长）×0.3mm（宽），加粗栅均线个数≤5；1、每片存在长≤2mm，深≤0.8mm的崩边≤3处，每块组件上述崩边电池片≤2片；3崩边缺角2、每片存在长≤1mm，深≤0.5mm的U型缺口≤1处；3、每块组件上述型缺口电池片≤2片；45碎片间距异物-6导电异物-不7导电1、气泡与电池片、汇流条之间的距离J≥0.5mm；8气泡2、任何气泡最长处不能超过2mm，每块组件气泡不能超过2个（正面）。焊接偏移≤0.3mm（电池片主栅的漏白处≤0.3mm），每块组件的9露白数量≤3条，且不在同一电池片上。1、凹凸高度≤0.3mm的忽略不计；0.3-0.5mm，个数≤10处；背板10缺陷2、背膜处无气泡、鼓包；3、无背板褶皱、划伤、气泡、鼓泡；4、不允许背板划痕。非金属异物：允许存在丝状物≤5mm，总面积≤2mm2；且每块组件存在≤2处。无论何种类型的碎片均不允许；电池片串间距、片间距偏差≤1mm；金属异物：面积≤（2mm×1mm）且使有源区之间的距离≥1mm，说明22玻璃结石11划伤玻璃内不允许存在结石和夹杂物；允许存在轻微划伤（无手感）累计长度≤50mm，且在1m外正视不可见。圆形气泡直径≤1.0mm不超5个，长形气泡长度≤2.0mm，宽度≤12玻璃气泡0.5mm，不超过5个。1、不允许存在目视可见的指印、水渍、白斑、霉点、彩虹等污渍。组件13污渍池片上方不允许存在目视可见水渍、斑点等污渍。2、采用镀膜玻璃的组件在1米外，600-1000lux的光照度下正视电组件清洗及检验时禁止徒手触摸玻璃轻微划伤：铝框14划伤A面：≤5*1mm，N≤2；B面：≤10*1mm，N≤2；C面：≤20*1mm，N≤2。带有毛边的组件需进行挫边框错位15、毛边、缝隙艺进行1、角齿连接后铝边框不能有晃动现象；组件中连接件16要求3、加强筋安装后，无明显歪斜。特别注意拐角处不能有缝17边框溢胶背面硅胶不允许有缝隙、气泡，且胶量基本保持一致；隙或气泡。碎片不允许；隐裂组件上任一电池片不允许有十字隐裂；不允许有贯穿电池片、贯18与EL碎片穿主栅线与电池片边缘、贯穿两根主栅线的隐裂，其它隐裂允许存在，不超过3处。隐裂组件的比例不得超过供货数量的2%。19黑片电池20片污染件总片数10%。高档位电池片混入低档位组件占组件总片数比例≤5%，但低档位21电池片混档电池片不允许混入高档位组件。22黑边1、黑边宽度≤1/8电池片，数量不计；23EL检测EL检测不允许。单片不发光面积小于电池片面积的10%，单块组件不允许超过组EL检测EL检测EL检测2、螺钉不能有松动，螺钉端部高于边框面≤0.5mm；边角错位≤0.5mm；缝隙≤0.5mm。角，严格按照补胶挫角工2、黑边宽度＞1/5电池片宽度，不允许；3、1/8电池片＜黑边宽度≤1/5电池片，黑边电池片片数占组件总片数比例≤10%。1、接线盒上打的胶条必须封闭，安装后四周有硅接线23盒安装2、安装端正，不允许存在空隙，超出接线盒底部的硅胶宽度2—6mm。线盒）；胶均匀溢出；2、接线盒位置按照图纸要求；伏安特性及功24率检测实验室送检功率衰降须满足7.2.2.15的要求。在正常发电时（辐照度≥700W/m2），不允许发生由于组件自身25红外检测工艺造成的红外热斑（排除外界因素造成的热斑：如鸟粪、灰尘、红外检测阴影遮挡等因素，允许接线盒正常发热）。现场检测中功率的曲线图必须是平滑的曲线，曲线异常不接受；1、现场检测；2、实验室检测。1、接线盒安装时汇流条引出线必须有硅胶密封（针对非灌封的接24附录C

光伏发电单元巡检周期

光伏发电系统序号1234光伏发电系统56789设备名称金属支架光伏组件汇流箱直流柜逆变器箱变气象站环境监测系统每周一次电缆通讯系统每天一次每月一次巡检周期注：巡检周期仅作为参考，电站可根据实际情况进行调整。25附录D

光伏发电单元日常维护

序号设备名称日常维护1）保证螺栓、焊缝和支架连接情况良好，对于螺栓松动和焊缝开裂及时处理；2）针对支架表面防腐涂层出现开裂或脱落现象，应及时补刷。1）定期清理杂草鸟粪等，避免光伏组件由于遮挡产生热斑；2）定期清扫光伏组件表面。遇有风沙、大雪、冰雹等情况，应及时清扫光伏组件表面；2光伏组件3）保证光伏组件与光伏组件之间连接情况连接良好，没有开路；4）对光伏组件背板、接线盒、玻璃盖板、硅片、电流电压等情况巡检时，发现问题及时处理，当组件无法正常使用时，应及时调整或更换。1）保证汇流箱标识名称、编号齐全，外观完好，信号指示正常，开关位置正常，发现问题及时处理；2）发现接线端子松动、腐蚀现象，应及时处理；3汇流箱3）对于汇流箱内部损坏元器件应及时更换；4）保证汇流箱密封性良好，发现防火泥脱落应及时处理，并定期对汇流箱内部清灰处理；5）定期利用红外成像仪对汇流箱内开关、接线端子进行测温，发现温度异常情况及时处理。1）保证直流柜标识名称、编号齐全，外观完好，信号指示正常，开关位置正常，发现问题及时处理；2）发现接线端子松动、腐蚀现象，应及时处理；3）对于直流柜内部损坏元器件应及时更换；4）保证无杂物，定期清扫；5）定期利用红外成像仪对直流柜内接线端子进行测温，发现温度异常情况及时处理。1）保证逆变器标识名称、编号齐全，外观完好，门锁正常，发现问题及时处理；2）保证运行参数正常，开关位置正确，发现问题及时处理；3）对于逆变器内部损坏元器件应及时更换；5逆变器4）定期检查逆变器室内问题，特别是夏天，室内温度不宜超过40℃，通风口有异物堵塞时及时清理；5）保证无杂物，定期对逆变器室内清灰处理；6）定期用红外成像仪对逆变器内开关、接线端子进行测温，发现温度异常情况及时处理。261金属支架4直流柜1）对于箱变有定期开展油位观察、油质检测和更换工作；2）保证箱变标识名称、编号齐全，外观完好，门锁正常，发现问题及时处理；3）保证运行参数正常，开关位置正确，发现问题及时处理；4）对于箱变内部损坏元器件应及时更换；5）保证无杂物，定期对箱变室内清灰处理，6）定期利用红外成像仪对箱变内开关、接线端子进行测温，发现温度异常情况及时处理。1）定期清洗采集器的灰尘；气象站环境监测系7统2）对于气象站不牢靠部件及时加固处理；3）保证气象站采集器和传感器运行正常；4）保证气象站供电系统稳定正常。1）定期清理室外电缆井内的堆积物、垃圾，发现电缆外皮破损，应及时处理；2）电缆进出设备的部位的部位保证封堵完好，发现问题及时处理；3）直埋电缆线路沿线的标桩应完好无损，路径附近地面无挖掘，发现问题应及时处理；4）定期对电缆温度和绝缘阻值进行测试，发现问题及时处理。1）保证控制室后台数据运行正常，无数据丢失、数据不准等情况，发现问题及时处理；9通讯系统2）定期开展现场与控制室后台汇流支路电流的对比工作，避免因霍尔传感器漂移而产生误差。6箱变8电缆27附录E

光伏发电单元监督季报表

报表单位：项目情况简述填报日期：年月日监督工作计划和监督指标完成情况设备检修及反措、技改项目实施情况发现重要设备设施缺陷及处理情况设备故障、障碍、异常情况监督工作取得成绩和存在的主要问题监督下阶段重点工作姓名负责人联系方式办公电话手机QQ号填表：审核：批准：说明：重大设备缺陷、重要设备事故和障碍情况请用附件说明（事件经过、原因分析、防范措施）。28附录F

光伏发电单元监督评价标准

序号1检查项目综合监督管理建立健全本专业监督网络，并能根据人1.1员变化及时调整完善监督人员要取得集团公司上岗资格证1.2书，并持证上岗配备国家、行业有关标准、规程和集团1.3公司有关制度、措施、实施细则（包括细则引用标准）是否制定本企业相关制度、规程，如本1.4专业监督实施细则、监督报告编审批报制度、事故处理分析报告制度等本专业监督年度工作计划、措施制定及1.5完成情况20查看文件、资料项季报缺报一次扣10分，迟交一次扣3分；编查看报送记录、总写不认真，内容有错误扣3-5分。年度总结1.6监督报表、年度总结报告55结文件、技术监督未上报扣15分，迟交扣5分，编写不认真，会议材料等内容有错误扣5-10分对照细则中的相1.7技术资料管理40关条款，查看技术资料查看检查报告及1.8监督自查评20整改措施，检查完成情况查看会议纪要或1.9监督工作会20记录1.10监督网活动20查看会议纪要或开扣20分每季度一次，缺一次扣5分每年要进行监督工作的自查，未进行扣20分；对检查出的问题要制定整改计划和措施，无整改计划和措施扣10分每年召开一次企业内部的监督工作会，未召资料不齐全扣5分/项，资料不规范扣3分/项未制定计划不得分；未完成计划工作扣5分/20查看文件、资料制度不齐全扣7分/项，制度不规范扣5分/项40查看文件、资料资料不齐全扣2分/项15查看证书无上岗证扣15分，证书过期扣7分20专责人座谈交流明确、人员变化未调整扣8-10分标准分300查证相关文件，与监督网未建立扣20分，监督人员岗位职责不检查方法评分标准29记录查看培训计划、培1.11专业监督知识培训20训教案、培训记录或考试记录如发生事故，未报送扣10分，报送不及时扣1.12事故报送10查看文件5分半年一次，缺一次扣10分22.1专业（设备）监督管理设备管理600260运行维护不符合技术标准要求扣10分/查看相关文件、资串·次；有缺陷扣5分/串·次，缺陷未及时处理扣3分/串·次；无记录不得分，记录不全扣3分/串·次运行维护不符合技术标准要求扣10分/查看相关文件、资台·次；有缺陷扣5分/台·次，缺陷未及时处理扣3分/台·次；无记录不得分，记录不全扣3分/台·次运行维护不符合技术标准要求扣10分/查看相关文件、资台·次；有缺陷扣5分/台·次，缺陷未及时处理扣3分/台·次；无记录不得分，记录不全扣3分/台·次运行维护不符合技术标准要求扣10分/2.1.1组件40料，现场检查2.1.2汇流箱40料，现场检查2.1.3逆变器40料，现场检查支架及基础2.1.440查看相关文件、资料，现场检查台·次；有缺陷扣5分/台·次，缺陷未及时处理扣3分/台·次；无记录不得分，记录不全扣3分/台·次运行维护不符合技术标准要求扣10分/查看相关文件、资2.1.5跟踪系统30料，现场检查台·次；有缺陷扣5分/台·次，缺陷未及时处理扣3分/台·次；无记录不得分，记录不全扣3分/台·次2.1.6气象站环境监测系统40查看相关文件、资运行维护不符合技术标准要求扣10分/次；有30料，现场检查缺陷扣5分/次，缺陷未及时处理扣3分/台·次；无记录不得分，记录不全扣3分/次运行维护不符合技术标准要求扣10分/查看相关文件、资2.1.7通讯系统30料，现场检查台·次；有缺陷扣5分/台·次，缺陷未及时处理扣3分/台·次；无记录不得分，记录不全扣3分/台·次2.2定期工作340查看相关报告、记周期为1年，检查测试报告，无测试报告不得分，有问题未及时处理的扣10分/块·次周期为1年，检查测试报告、记录，无测试查看相关报告、记2.2.1组件实验室测试40录等资料2.2.2组件伏安特性测试30录等资料报告、记录不得分，有问题未及时处理的扣10分/块·次周期为1年，检查测试报告、记录，无测试查看相关报告、记2.2.3组件绝缘电阻测试30录等资料报告、记录不得分，有问题未及时处理的扣10分/块·次周期为1年，检查测试报告、记录，无测试查看相关报告、记2.2.4组件接地连续性测试30录等资料报告、记录不得分，有问题未及时处理的扣10分/块·次周期为1年，检查测试报告、记录，无测试查看相关报告、记2.2.5组件热斑测试20录等资料报告、记录不得分，有问题未及时处理的扣10分/块·次周期为1年，检查测试报告、记录，无测试查看相关报告、记2.2.6组件EL测试30录等资料报告、记录不得分，有问题未及时处理的扣10分/块·次周期为1年，检查测试报告、记录，无测试查看相关报告、记2.2.7组件串联失配损失测试20录等资料报告、记录不得分，有问题未及时处理的扣10分/块·次周期为1年，检查测试报告、记录，无测试查看相关报告、记2.2.8汇流箱接地导通性测试30录等资料报告、记录不得分，有问题未及时处理的扣10分/台·次31周期为1年，检查测试报告、记录，无测试查看相关报告、记2.2.9汇流箱绝缘电阻测试30录等资料10分/台·次周期为1年，检查测试报告、记录，无测试2.2.1汇流箱组串并联的失配损失020录等资料10分/串·次周期为1年，检查测试报告、记录，无测试查看相关报告、记2.2.11逆变器效率测试30录等资料10分/台·次周期为1年，检查测试报告、记录，无测试2.2.1逆变器电能质量测试230录等资料10分/台·次技术指标100查看相关报告、记3.1组件功率衰减20录等资料查看统计、分析记3.2逆变器效率20录查看统计、分析记3.3汇流箱绝缘阻值20录查看统计、分析记3.4组件电压一致性10录查看统计、分析记3.5自动装置投入率和正确动作率100%10录查看统计、分析记3.6监测仪表投入率和准确率100%10录查看统计、分析记3.7月度重大故障消缺率10录没有统计不得分，消缺率每低1%扣5分每低1%扣5分作率每低1%扣5分没有统计不得分，监测仪表投入率和准确率备绝缘阻值不合格扣5分没有统计不得分，一致性在允许范围外每低1%扣5分没有统计不得分，自动装置投入率和正确动每低1%扣5分没有统计不得分，每发现一个发电单元侧设外每低1%扣5分没有统计不得分，逆变器效率在允许范围外没有统计不得分，组件功率衰减在允许范围查看相关报告、记报告、记录不得分，有问题未及时处理的扣报告、记录不得分，有问题未及时处理的扣查看相关报告、记报告、记录不得分，有问题未及时处理的扣报告、记录不得分，有问题未及时处理的扣332