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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(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)象時，應對接地線進行緊固或替換，確?？煽拷拥亍?br />
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(xiàn)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(xiàn)象，接線綁扎是否牢固。存在松動、斷裂現(xiàn)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(diào)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(lián)線路有無絕緣老化、磨損破裂、過熱變色等問題，發(fā)現(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)問題立即更換。

1.6 監(jiān)測光伏發(fā)電系統(tǒng)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(tǒng)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(xiàn)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(xiàn)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(tǒng)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(wǎng)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(jù)有關標準確定光伏系統(tǒng)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(wǎng)應根據(jù)不同的發(fā)電站類型采取相應的接地網(wǎng)形式，工作接地與保護接地應統(tǒng)一規(guī)劃。共用地網(wǎng)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(nèi)設施共用接地網(wǎng)。

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(jù)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(wǎng)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?shù)貧夂颉⒌刭|(zhì)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(wǎng)事故

3.1 光伏電站應從設計、選型、安裝、驗收、調(diào)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(nèi)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(tǒng)技術規(guī)定的要求。已投產(chǎn)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(wǎng)光伏逆變器應滿足最新涉網(wǎng)技術標準，取得電能質(zhì)量測試、有功功率/無功功率調(diào)節(jié)能力測試、高低電壓穿越測試、電網(wǎng)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(nèi)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(nèi)集電線路系統(tǒng)宜采用經(jīng)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(xiàn)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(wǎng)保護定值（電壓、電流、頻率等有關電氣保護）應在調(diào)試、預驗收、出質(zhì)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(wǎng)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(diào)整，并具有足夠的事故備用。光伏電站主變宜采用有載調(diào)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(nèi)無功補償裝置的動態(tài)部分處于自動調(diào)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(diào)節(jié)宜使用按電壓調(diào)節(jié)或電壓和功率因數(shù)綜合調(diào)節(jié)方式，不宜采用單一按功率因數(shù)控制方式。3.8 光伏電站應優(yōu)化調(diào)整光伏逆變器無功功率、場內(nèi)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(wǎng)點電壓正常變化時處于正常范圍內(nèi)。

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(nèi)無功動態(tài)調(diào)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(nèi)的各種二次系統(tǒng)和設備，均應滿足電力系統(tǒng)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(tǒng)和無功電壓控制系統(tǒng)，提高自動化運行水平。

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

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(tǒng)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(wǎng)絡授時設備，對場內(nèi)各種系統(tǒng)和設備的時鐘進行統(tǒng)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(tǒng)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(jù)預測結果和調(diào)度計劃，合理安排生產(chǎn)計劃。

3.16 光伏電站應根據(jù)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(nèi)容一致，壓板投退應符合相關運行要求。

3.18 加強現(xiàn)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(wǎng)事故應急預案,定期演練,提高人員在發(fā)生脫網(wǎng)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(wǎng)進行一次全面檢查，如發(fā)現(xiàn)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(xiàn)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(jù)《混凝土結構工程施工質(zhì)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。 

原標題：新能源企業(yè)重點反事故措施之：防止光伏設備事故