光伏发电站并网安全条件及评价规范
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新建、改建和扩建的光伏发电站应通过并网安全性评价，已投入运行的光伏发电站应定期进行并网安全性评价，周期不超过5年。已投入运行的发电机组涉及并网安全的主要设备或系统经过改造的、发生对电力系统稳定运行构成威胁的电力安全事件或设备事故的，应当对相关机组或全站进行并网安全性评价。
光伏发电站并网运行的最基本要求，主要包含对电网和并网电站安全运行可能造成严重影响的技术和管理内容。
除必备项目外，光伏发电站并网运行应满足的安全要求，主要用于评价并网光伏发电站及直接相关的设备、系统、安全管理工作中影响电网和光伏发电站安全稳定运行的危险因素的严重程度。
一、必备评价项目
1.光伏发电站接入电网方式应符合电网公司接入系统的批复文件。
2.光伏电站应与所在电网调度机构按有关规定签订《并网调度协议》。
3.光伏发电站和并网点设备的防雷和接地应符合规范和设计要求，接地网的接地阻抗实测值满足设计要求变电站防雷保护范围应满足要求∶kV及以上升压站跨步电压接触电势测试合格。
4.变电站高压断路器、隔离开关或组合电器交接试验项目应齐全，试验结果应合格，变压器（含电抗器、消弧线圈）交接试验项目应齐全，试验结果应合格。
5.高压配电装置的外绝缘爬电比距和电气安全距离应满足安装点的环境污区分级及外绝缘选择标准（海拔）要求。
6.通过35kV及以上并网的光伏电站，以及通过10kV电压等级与公用电网连接的光伏电站应具备低电压穿越能力和高电压穿越能力、一次调频能力、动态无功补偿能力。通过V电压等级接入电网，以及通过10(6)kV电压等级接入用户侧的光伏发电站，其逆变器应具备快速检测孤岛且立即断开与电网连接的能力,防孤岛保护动作时间不大于2s。
7.光伏发电站接入的公共连接点的电能质量应满足规程要求，电压偏差、电压波动、闪变和谐波在规定的范围内。光伏电站运行频率在规程要求的偏离范围内，能够正常运行。
8.与电网直接连接的一次设备的保护装置及安全自动装置的配置应满足相关的技术规程以及反措的要求，选型应当与电网要求匹配，并能正常投入运行。
9.继电保护定值应当执行定值通知单制度并与定值单相符。并网点电气设备的继电保护及安全自动装置应按电网调度机构编制的继电保护定值通知单进行整定，且每年应依据电网短路电流的变化进行校核或修订。与电网保护配合的光伏电站内的保护定值须满足电网配合的要求。
10.继电保护和安全自动装置应符合现行标准规定，且应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。
11.直流电源系统的设计配置及蓄电池组的放电容量应符合相关规程的技术要求。
12.计算机监控系统的电源应安全可靠，站控层采用不间断电源(UPS)系统供电。
13.低/高电压穿越与低/高电压保护定值配合符合相关规程要求。
14.电站正式并网前，调度自动化相关设备、计算机监控系统应满足当地调度部门及调度自动化的相关技术要求。设备应包括∶远动终端、电能计量装置、有功/无功功率控制系统、光伏功率预测系统、电力调度数据接入设备和二次系统安全防护设备。
通过35kV及以上电压等级并网的光伏电站，以及通过10kV电压等级与公用电网连接的光伏电站应采用计算机监控系统，主要功能应符合下列要求∶
①应对发电站电气设备进行安全监控
②应满足调度自动化要求，完成遥测、遥信、遥控、遥调等远动功能3.电气参数的实时监测，也可以根据需要实现其他电气设备的监控操作。
通过kV及以上电压等级并网的大型光伏电站应装设同步相量测量单元（PMU）。
15.电力二次系统安全防护工作应坚持安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原则，保障电力监控系统和电力调度数据网络的安全。
16.存在次/超同步振荡风险的光伏电站应具备次/超同步振荡风险研究报告，加装次/超同步振荡监测及保护装置，并采取有效抑制措施。
17.新投运光伏电站应在整站投运6个月内根据相关试验标准要求，组织具有电网调度机构技术管理要求资质的电力试验单位完成：
①有功/无功功率（AGC/AVC）控制能力测试；②电能质量测试；③高/低电压穿越能力验证；④电压、频率适应能力验证；⑤一次调频试验。
18.应建立、健全安全生产管理体系。
①制定相关安全生产管理制度，落实各级人员的安全生产责任
②应具备满足安全生产需要的运行规程、系统图和管理制度。
③有权接受调度命令的值班人员，应经过调度管理规程的培训，并考核合格。
二、电气一次设备评价项目
1.光伏组件、直流汇流箱制造方提供的技术文件、图纸、试验报告、调试报告应完整齐全并符合相关标准。
2.直流汇流箱应配置防雷保护（防止过电压）设施。
3.光伏组件安装应满足光伏发电站设计和施工标准规范要求，同一光伏组件串中各光伏组件的电性能参数应保持一致。支架应按承载能力极限状态计算结构和构件的强度、稳定性以及连接强度，按正常使用极限状态计算结构和构件的变形。
4.检查光伏组件热斑、隐裂、弯曲、损伤及破碎问题；检查光伏组件接线、汇流箱绝缘、接地安全性问题；检查内部断路器是否有异常熔断、未接通问题。
5.直流汇流箱应具备电流、电压监测功能、数据通信功能和防逆流功能。
6.逆变器制造方提供的技术文件、图纸、试验报告、调试报告应完整齐全，并符合相关标准。
7.逆变器安装于室内时，逆变器室通风系统应完备。逆变器应具有冷却系统，确保逆变器持续正常工作不因温度过高而对逆变器造成损害。
8.逆变器功能：①逆变器应具备有功和无功调节能力，具备一次调频控制功能。（户用电站除外）；②应具有电压适应性能力；③应具有频率适应性能力；④应具备极性误接保护能力；⑤.应具备直流输入、交流输出过载保护能力；⑥应具备滤波功能；⑦应具备反放电保护能力；⑧应具备绝缘阻抗和残余电流检测能力；⑨逆变器应具备数据通信功能，通信内容包含逆变器运行状态、故障告警等信息。
9.交流汇流箱应配置防雷保护（防止过电压）设施。
10.变压器交接试验、预防性试验应项目齐全、结果合格。kV及以上变压器局部放电试验合格，kV变压器，当对绝缘有怀疑时，应进行局部放电试验。油浸变压器防火间距应满足规范与设计要求。
11.运行中变压器的温度不应超出规定值，就地及远方测温装置应准确，误差应符合规范要求；测温装置应校验合格。
12.变压器分接开关应动作正常（有载开关及操作机构应无缺陷）、接触良好，测试合格。
13.变压器油应按规定周期进行测试，油色谱分析结果合格；油浸变压器的油枕及套管的油位正常，各部位无渗漏现象，35～66kV的8MVA及以上变压器和kV及以上变压器油枕中应采用胶囊、隔膜、金属波纹管式等油与空气隔离措施，维护情况良好；强迫油循环变压器冷却装置的电源设置符合规程要求、冷却系统运行正常。
14.电力电缆试验项目应齐全，试验结果合格。电缆选择应满足规范要求。电缆接头温度应满足规范要求。
15.10kV及以上高压电缆头制作人员应经过专业培训，并持证上岗。
16.电缆沟内电缆敷设应整齐，分层合理。直埋电缆应规范，地面标志符合要求。
17.电气设备交接试验、预防性试验项目应齐全、结果合格；采用SF6气体绝缘的电气设备，SF6气体检测项目齐全，结果满足要求。SF6气体密度继电器及压力动作阀应符合产品技术条件的规定。
18.高压配电装置设备参数符合实际工况；各类电气设备连接引线接触良好；各部位不应有过热现象。
19.无功补偿装置的调节符合电网运行要求，运行方式按电网调度机构的要求执行。
20.变压器中性点应有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，其截面应满足系统最大短路电流热稳定要求。
21.光伏发电系统及高、低压配电装置实测接地阻抗应满足设计及规程要求，并应进行接地引线的电气完整性测试。
22.升压站主接地网及电气设备接地引线的截面应满足系统最大短路电流热稳定要求。
23.逆变器、直流汇流箱、组件支架应可靠接地。
24.升压站防直击雷保护范围应满足被保护设备、设施和架构、建筑物安全运行要求；避雷器配置和选型应正确，泄漏电流指示应在正常范围内，避雷器试验合格。
25.kV及以上变压器中性点过电压保护应完善、可靠。升压箱变过电压保护应满足相应规程要求。
26.10kV-35kV高压配电装置应有防止谐振过电压的措施。
27.光伏发电站架空集电线路与送出线路的过电压保护应满足相应规程要求。升压变压器和避雷器配置和选型应绝缘配合要求，设备试验合格。
28.光伏组件及汇流系统应具备防雷保护功能（每个光伏子系统的输入输出端应具有防止雷电串扰的保护措施）。
29.继电保护及安全自动装置的配置和选型符合国家和电力行业标准，满足电网安全要求。
30.严格执行继电保护及安全自动装置的反事故措施。
31.直接并网侧的保护用电压互感器和电流互感器的精度应满足要求，电流互感器(包括中间变流器)应进行规定的误差校核并合格。电流互感器额定一次电流选择满足测量仪表和保护装置准确性要求。
32.二次系统回路应图实相符；应建立二次图纸管理制度，规范图纸管理；应有满足二次系统及时维护需要的易损和关键器件的备品备件。
33.光伏发电站站内的继电保护及安全自动装置整定计算方案或定值通知单的审批手续需完备；所有继电保护装置应提供通过第三方检测报告，且只有在检验和整定完毕，并经验收合格后，方具备并网试验条件。
34.电压、电流二次回路应按规定(如用一次负荷电流和工作电压)检查二次回路接线、相位及极性的正确性。
35.逆变器应具备控制、保护功能，并满足技术规范要求。
36.涉网的继电保护和安全自动装置(含故障录波装置、保护及故障信息管理系统)应完成必要的联调试验，并与相关一次设备同步投入运行。
37.有符合现场实际的运行规程，运行人员应认真学习掌握，并做好保护装置的日常维护管理工作。
38.保护柜及端子箱内按钮、继电器、压板、试验端子、空气开关名称齐全、清晰准确，着色符合规范要求；二次系统回路标识清晰、正确、齐全；变电站静态型保护应在装置箱体和保护屏下部设置等电位接地母线，与接地网的联接应符合规范要求；防火封堵整洁严密。
39.对于通过V电压等级接入电网，以及通过10(6)kV电压等级接入用户侧的光伏电站应具备防孤岛能力；对于35kV及以上电压等级并网的光伏电站，以及通过10kV电压等级与公用电网连接的光伏电站应具备低电压、高电压穿越能力；光伏发电站设计为不可逆并网方式时应具备逆功率保护功能；各保护之间的定值应相互配合。
40.接入kV(66kV)及以上电压等级的光伏发电站应装设专用故障录波装置。故障录波装置应记录故障前10s到故障后60s的情况，并能够与电力调度部门进行数据传输。
41.按继电保护及安全自动装置定检计划完成定检。
42.35kV接入电网或10kV电压等级与公共电网连接的并网光伏电站：光伏发电站应具连续平滑无功调节能力，无功容量、功率调节范围和相应速度满足相关标准规定；
V及以上电压等级或10kV电压等级接入用户侧的并网光伏电站：光伏发电系统功率因数应在超前0.95至滞后0.95范围内连续可调。
43.光伏电站应装设时间同步装置，微机保护、安全自动装置、自动化监控系统时间同步精度应优于10ms。
44.①光伏发电站具有功率预测能力；②光伏发电站具有紧急控制能力；③光伏发电站并网点应满足适应电网的电压、电能质量、频率范围的能力。
45.蓄电池布置应满足安全运行要求，蓄电池不应存在连接片松动和腐蚀现象，壳体无渗漏和变形，极柱与安全阀周围无酸雾溢出。低温地区宜检查蓄电池漏液隐患。电池箱/柜应设有保护接地且有清楚易懂信息。
46.对蓄电池组的单只电池端电压应进行在线监测或定期测量检查。蓄电池自动巡检装置宜监测全部单体蓄电池电压以及蓄电池组温度。
47.浮充运行的蓄电池组浮充电压、电流的调节应适当；蓄电池应定期进行核对性充放电试验，保证其容量在规定范围内；应对UPS交直流电源输入进行切换试验，并做好试验记录。(含调度自动化及通信专业、逆变器控制用直流系统)
48.设备应具有监测及告警功能。直流系统应具有监测告警功能，当发生充电浮充电装置故障、蓄电池过压/欠压、直流母线过压/欠压、直流母线绝缘故障、绝缘监测装置故障等情况时，系统应发出告警信号，并且具有远方信号触点；绝缘监察或绝缘选检装置应定期试验。
49.充电装置以及直流变换电源装置的充电电压/电流调节范围、稳压/稳流精度、纹波因素、直流电流和直流电压输出误差满足国标要求；应对充电装置在恒流状态下的限压特性、稳压状态下的限流特性进行试验，并做好试验记录。
50.直流母线的反灌纹波电压、电压波动范围满足标准要求；测试在正常运行方式、交流电源中断或充电装置发生故障的条件下，直流母线是否具有连续供电能力。
51.直流系统应具有保护功能，包括过压和欠压保护、输出过载和短路保护；保护的触发条件、动作时间、恢复条件应满足国标要求。
52.光伏电站应配置独立的通信和自动化后备电源，保证在失去外部电源时，其通信和自动化设备能够至少运行2h。
53.直流设备档案和运行维护记录应齐全。
54.蓄电池组、充电装置应经隔离和保护电器接入直流电源系统；试验放电回路宜经隔离和保护电器接入直流电源系统；直流分电柜电源进线应经隔离电器接入直流分电柜母线。
55.直流系统明敷的电缆应采用耐火电缆或采取了规定的防火防护措施的阻燃电缆。控制和保护回路直流电缆应选用屏蔽电缆。
56.光伏电站安装有一次调频测控系统或具备一次调频功能，一次调频功能已投入。
57.一次调频装置(功能)测频精度、频率采样周期应满足要求。
58.光伏电站应由具备试验资质的单位完成一次调频性能试验。一次调频响应滞后时间、负荷响应速率时间、稳定时间、调节偏差应满足要求。
59.光伏电站一次调频与有功控制系统相协调。
60.一次调频调节死区、调差率设定值应满足所属区域电网要求。
61.光伏电站应有多种无功控制模式，包括电压控制、功率因数控制和无功功率控制等，具备根据运行需要在线切换模式的能力。
62.光伏电站无功控制系统应当能够控制光伏电站并网点电压在标称电压的范围之内。
63.光伏电站应能自动接收电网调度机构下发的并网点电压值或光伏电站无功功率值，通过协调控制逆变器的无功输出、光伏电站无功补偿装置的无功输出以及光伏电站变电站的主变压器分接头位置实现光伏电站的无功功率与电压调节。光伏电站无功电压控制响应时间、电压控制误差绝对值不超过、无功功率控制误差绝对值应满足要求。
64.光伏电站应配置有功功率控制系统，具备有功功率调节能力。
65.光伏电站有功功率1分钟、10分钟变化率应满足要求。
66.光伏电站应提供有功功率控制系统试验报告，有功功率控制系统运行范围、调节精度、调节速率等应满足要求。
67.在电力系统事故或紧急情况下，光伏电站应根据电网调度机构的指令快速控制其输出的有功功率，必要时可通过安全自动装置快速自动降低光伏电站有功功率或切除光伏电站。
68.光伏电站应具备：
1）远动终端或计算机监控系统及远动通信工作站；
2）与远动信息采集有关的变送器、交流采样测控单元及相应的二次测量回路；
3）电能计量装置及响应的电能量远方终端；
4）功率预测系统；
5）电力调度数据接入设备和二次系统安全防护设备；
6.）卫星授时接收数据采用双源时间同步对时装置；
7）向子站自动化系统供电的专用电源设备及配套的附属设备(专用空调、消防设施)；
8）光伏场站监控子站；
9）监控系统安全防护设备；
10）总辐照度(水平及倾角)测光站；
11）气象站数据(日照时数、平均风速、平均风向、环境温度、相对湿度，宜包括法向直射辐照度、散射辐照度和气压)；
12）硬件配置应能遵循冗余化配置原则，主要设备应采用双机热备用方式。应建立数据备份制度。
69.对于接入kV及以上电压等级的光伏电站和电压等级在kV及以上且装机容量超过40MW的光伏电站应配置相角测量系统(PMU)。
70.远动等主要自动化设备应具备双电源模块并采用两路不同电源供电。其他厂站端设备宜配置双电源模块，或采用静态切换装置实现双路供电。
71.自动化设备及与其通信的其他设备的运行应稳定可靠，自动化各项指标达到规定要求。
72.电站自动化设备与数据流应坚持安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原则；应强化设备内置加密认证和安全访问控制。
73.电力监控系统相关设备应经国家相关管理部门检测认定的产品；除安全接入区外，应禁止选用具有无线通信功能的设备。生产控制大区应当具备内网安全监视功能，实时监测电力监控系统的计算机、网络及安全设备运行状态，及时发现非法外联、外部入侵等安全事件并告警。
74.电力监控系统机房所处建筑应当采取有效防水、防潮、防火、防静电、防雷击、防盗窃、防破坏措施，应当配置电子门禁系统以加强物理访问控制，必要时应当安排专人值守。
75.电站自动化子站设备应完成与相关电网调度自动化系统(EMS、TMR、WAMS)及相关各系统的联调试验和信息点表的核对工作，并满足调度自动化数据接入要求。
76.新投运光伏电站应在整站投运6个月内根据相关试验标准要求，组织有资质的电力试验单位完成：
1）有功/无功功率(AGC/AVC)控制能力测试；
2）电能质量测试；
3）低电压穿越能力验证；
4）电压频率适应能力验证。并将正式试验报告提交电网调度机构。光伏电站应对频率调节性能进行定期复核性试验，包括有功功率调节能力试验和一次调频性能试验，复核周期一般不超过5年。光伏电站应对电压调节性能进行定期复核性试验，包括无功电压调节能力试验，复核周期一般不超过5年。光伏电站主要设备、相关控制系统发生重大改变或新增装机容量大于10MW，应重新进行相应的试验，试验完成后1个月内向电网提交试验报告。
77.光伏发电站在申请接入电力系统检测前需向电网调度机构提供光伏部件及光伏发电站的模型、参数、特性和控制系统热性等资料。
78.计量关口应装设电量计量装置、自动采集装置，应按调度要求传送数据，其中关口计量点(贸易结算)应设在光伏电站与电网产权分界处。
79.AGC、AVC、一次调频系统、远动装置参数设定应与一次设备相适应。
80.自动化屏柜、设备及二次线缆的屏蔽层应可靠接地，接地阻抗应满足自动化设备要求；远动通信通道与通信设备的接口处应设置通道防雷保护器。
81.光伏发电站调度自动化、电能量信息传输应采用主/备信道的通信方式，直送电网调度机机构。对于通过kV(66kV)及以上电压等级接入电网的光伏发电站，至调度端应具备两路通信通道，其中一路为光缆通信。且应具备两条及以上安全独立的光缆敷设沟道(竖井)。同一方向的多条光缆或同一传输系统不同方向的多条光缆应避免同路由敷设进入通信机房和主控室。通信光缆应避免与一次动力电缆同沟(架)不放，并完善防火阻燃和阻火分割等安全措施，如不具备条件，应采取电缆沟(竖井)内部隔离等安全措施。
82.通信设备应运行稳定，对有缺陷的通信设备应及时消缺，对暂时无法消除的隐患应纳入动态隐患库并定时更新。对每条入库的隐患实施闭环管理，确保“责任、措施、资金、期限、预案”五落实；通信系统应能满足继电保护、安全自动装置、调度自动化及调度电话等业务对电力系统通信的要求，业务通道应保证畅通；调度录音系统应运行可靠。录音系统服务器应保持时间同步。录音系统应接入UPS电源。录音数据按期备份。
83.拟并网光伏电站的通信设备应配置通信专用电源系统供电。通信专用电源系统应由输入电源、整流器和蓄电池组成，具有两路输入电源。
84.通信设备、电源设备的告警信号应正常、可靠，无人值班的通信机房应能将告警信号传送到有人值班的地方。通信设备投运前应进行双电源倒换测试。
85.通信机房、通讯站、通信屏柜、设备、配线架及二次线缆的屏蔽层应可靠接地，接地阻抗测试结果应合格；每年雷雨季节前应对通讯屏柜和通信设备接地设施进行检查。通信站、设备应设有防雷措施。
86.当光伏场区内采用无线通信时，接入生产控制大区前应设立安全接入区，并按接入区要求部署安全隔离、访问控制、身份认证等安全措施。
87.加强通信网络隐患排查：严禁非必要、非认证的网口设备、USB设备、串口设备接入，及时进行主机加固，关闭主机非必要协议、端口。
88.若逆变器采用低压电力宽带载波通信方式，应满足低压电力宽带载波通信技术规范。
89.建立健全生产运行管理机构，明确各级运行人员岗位责任。
90.制定满足电力安全运行管理制度，包括但不限于：工作票制度、操作票制度、交接班制度、设备巡回检査制度、设备定期维护及轮换制度、生产指标分析与评价制度、生产运行考核制度等。
91.制定光伏电站运行规程。
92.集中式光伏电站基于信息网络的集中控制管理系统应采用集控、检修分离模式；分布式光伏电站基于远程少人值守站区与区域化集控中心相结合的运维一体化模式。
93.光伏发电站并网、运行、检修等应严格执行电网调度指令。光伏电站在紧急状态或故障情况下退出运行后，应在调度的安排下有序恢复并网运行。
94.所有并网型光伏电站应具备调峰和调频的能力，配置有功控制系统并参与控制，能够接受并执行调度下达的有功功率及有功功率变化的控制指令；kV(kV)电压等级以上接入电网的光伏电站应具有无功支撑能力。
95.装机容量10MW及以上的光伏发电站应配置光伏发电功率预测系统，系统具有0~h中期发电功率预测曲线、0~72h短期发电功率预测曲线和15min~4h超短期发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15min。按照电网要求向调度机构提交中短期、超短期功率预测曲线。
96.应建立完整的生产运行记录，主要包括但不限于：设备定期试验记录、巡视检查记录、运行日志、缺陷记录、异动记录。
97.生产运行人员应严格遵守相关调度管理规定。持有电网调度颁发上岗资格证书，并将联系方式报送电网调度机构备案。
98.生产场所应整洁，照明充足，事故照明良好。
99.应建立健全生产技术监督管理组织机构。
.应编制完整的生产技术管理制度，包括但不限于：基建移交生产管理制度、生产准备管理制度、技术标准和规程管理制度、技术监督管理制度、技术专项考核奖惩制度、技术培训管理制度、生产信息管理制度、技术档案管理制度、技术创新管理制度等。
.应开展基建移交生产验收。
.技术档案资料管理、归档流程完整，符合档案管理要求。应及时更新法律、法规及技术标准。
.应制定光伏发电站反重大事故技术措施。
.应开展生产指标分析及评价。
.应进行基建项目后评价。
.应开展技术监督，落实技术监督责任。
.应定期开展从业人员技术培训工作。
.应建立健全安全生产管理组织机构，明确各级人员安全责任。
.应明确年度安全生产目标，有保证安全目标实现的相关措施。
.严格执行电力安全相关条例，应签订年度安全目标责任书或承诺书。
.应编制安全投入使用计划，并有实际安全生产费用使用情况记录。
.应制定相关安全生产规章制度，主要包括但不限于安全生产事故信息报送管理、安全生产事故调查处理、安全生产事故考核、安全生产操作、安全生产监督工作管理、安全生产事故隐患排查治理管理、反违章管理、从业人员安全生产培训管理、安全防护用品管理、外包安全管理、交通安全管理、职业健康管理等制度。
.应制定光伏发电站反事故安全措施。
.“两票三制”执行情况。
.班组安全基础建设应满足相关要求。
.“特种作业人员”及兼职或专职安全生产管理人员应持证上岗。
.应配备合格、齐全的安全防护设施、安全标识、防护用品和工器具。安全防护设施、安全标识、防护用品和工器具应按照规定定期校验。
.光伏发电站电力监控系统安全防护实施方案应经本企业的上级管理部门和信息安全管理以及相关电力调度机构的审核。方案完成后应由上述机构验收。应建立健全光伏发电站电力监控系统安全防护管理制度。落实分级负责的责任制；应建立健全电力监控系统安全的联合防护和应急机制，制定应急预案。
.应落实设备管理责任。
.应建立设备管理制度，包括但不限于设备责任管理、设备缺陷管理、设备故障分析、设备异动管理、设备维护检修、设备技术改造管理、设备可靠性及性能分析、设备可靠性及性能考核、备品备件管理等制度。
.应进行发电设备可靠性及性能评价。
.应建立设备检修台账。
.应制定光伏电站设备检修规程。
.应制定生产设备年度维护检修计划。
.应组织开展设备异常运行、故障处理、定期及状态检修工作。应定期组织开展设备检测、清扫、清洗、测温及光伏场区杂草处理工作。所有设备应配置标识牌并双重编号。应存储必要的备品备件。
.应成立消防管理组织机构，明确发电站消防安全责任人及消防安全管理人，并在当地消防管理部门备案。
.应制定消防管理制度。
.消防设计及设施应符合规程要求。
.班组应设有志愿消防员，并定期培训。
.消防水、消防监测系统及消防器材等消防设施应配置完备齐全，定期试验合格。安全出口、消防通道应畅通，常闭式防火门应处于关闭状态，防火卷帘下禁止堆放物品。安全疏散指示、消防安全警示及应急照明应完好、规范。电缆沟、箱、柜、屏的防火封堵应符合规范要求。应及时处理光伏组件积灰、遮挡及超温情况。
.应根据实际运行状况制定综合应急预案、专项应急预案及现场处置方案，重点编制自然灾害、触电、坠落、火灾、重大设备故障等专项应急预案；应急预案应组织评审、职责分工明确、具体保障或处置措施得当，并在所在地国家能源局派出机构备案。
.应建立应急预案演练制度，对应急预案演练进行整体规划并制定具体应急演练计划、定期开展应急演练。
.光伏电站场区及中控室应具有必要的应急处置设施或应急物资，主要包括应急站用电源及应急照明、应急通讯系统、常用防护用品或工程材料等。
引用和参考的标准文件目录：
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1.GB4.2-电力变压器第2部分液浸式变压器的温升
2.GB安全标识规定
3.GB-安全色
4.GB-安全标志及其使用导则GB-系统接地的形式及安全技术要求
5.GB-电力安全工作规程（发电厂和变电站电气部分）
6.GB-光伏组件检修规程
7.GB-电力系统安全稳定导则
8.GB-建筑物防雷设计规范
9.GB-～kV变电所设计规范
11.GB-206kV及以下架空电力线路设计规范
12.GB-交流电气装置的接地设计规范
13.GB-电气装置安装工程电气设备交接试验标准
14.GB50-电气装置安装工程电缆线路施工及验收标准
15.GB-电气装置安装工程接地装置施工及验收规范
16.GB-电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范
17.GB-火力发电厂与变电站设计防火标准
18.GB-光伏发电站施工规范
19.GB光伏发电站设计规范
20.GB-电力工程电缆设计标准
21.GB/T.10-光伏器件第10部分线性特性测量方法
22.GB/T.11-光伏器件第11部分晶体硅太阳电池初始光致衰减测试方法
23.GB/T.1-不间断电源设备第1-1部分∶操作人员触及区使用的UPS的一般规定和安全要求
24.GB/T25-电能质量供电电压允许偏差
25.GB/T26-电能质量电压波动和闪变
26.GB/T-远动终端设备
27.GB/T-继电保护和安全自动装置技术规程
28.GB/T-电能质量公共电网谐波
29.GB/T电能质量三相电压不平衡
30.GB/T-电能质量电力系统频率允许偏差
31.GB/T-晶体硅光伏（PV）方阵I-V特性的现场测量
32.GB/T-光伏发电站接入电力系统技术规定
33.GB/T-电力工程直流电源设备通用技术条件及安全要求
34.GB/T.1-光伏（PV）组件安全鉴定第1部分∶要求
35.GB/T.1-污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定第1部分∶定义、信息和一般原则
36.GB/T.2-污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定第2部分∶交流系统用瓷和玻璃绝缘子
37.GB/T-光伏发电系统接入配电网技术规定
38.GB/T-光伏电站太阳能跟踪系统技术要求
39.GB/T-光伏发电站无功补偿技术规范
40.GB/T-电网运行准则
41.GB/T-光伏电站防雷技术要求
42.GB/T-光伏发电站继电保护技术规范
43.GB/T-光伏发电站汇流箱技术要求
44.GB/T-光伏发电站安全规程
45.GB/T光伏发电站并网运行控制规范
46.GB/T-电力系统时间同步基本规定
47.GB/T-光伏发电并网逆变器技术要求
48.GB/T-光伏发电站运行规程
49.GB/T-交流电气装置的过电压保护和绝缘配合
50.GB/T-光伏发电工程验收规范
51.GB/T生产经营单位生产安全事故应急预案编制导则
52.DL-电力设备典型消防规程
53.DL/T-电能计量装置技术管理规程
54.DL/T-电力用直流电源设备
55.DL/T-接地装置特性参数测量导则
56.DL/T-电力调度自动化系统运行管理规程
57.DL/T-电力通信运行管理规程
58.DL/T-电力系统光纤通信运行管理规程
59.DL/T-电力系统通信站过电压防护规程
60.DL/T-电力系统动态记录装置通用技术条件
61.DL/T-电力变压器运行规程
62.DL/T-变压器分接开关运行维修导则
63.DL/T-继电保护和安全自动装置运行管理规程
64.DL/T-高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求
65.DL/T-电力设备预防性试验规程
66.DL/T-带电设备红外诊断应用规范
67.DL/T-电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程
68.DL/T-电力系统数字调度交换机
69.DL/T-电流互感器和电压互感器选择及计算规程
70.DL/T-变电站运行导则
71.DL/T-继电保护和电网安全自动装置检验规程
72.DL/T1-电力技术监督导则
73.DL/T4-高压电气设备绝缘技术监督规程
74.DL/T0.1-电力系统的时间同步系统第1部分技术规范电力系统常用设备和系统对时间准确度的要求
75.DL/T-电力系统网源协调技术规范
76.DL/T-电力系统调度自动化设计技术规程
77.DL/T-电力工程直流电源系统设计技术规程
78.DL/T-变电站总布置设计技术规程
79.DL/T-1999～kV架空送电线路设计技术规程
80.DL/T-电力系统调度通信交换网设计技术规程
81.DL/T-电能量计量系统设计技术规程
82.NB/T20-光伏发电工程组件及支架安装质量评定标准
83.NB/T3-光伏并网逆变器技术规范
84.NB/T10-分布式电源接入电网运行控制规范
85.主席令第29号中华人民共和国消防法
86.主席令第13号中华人民共和国安全生产法
87.国务院令第号电网调度管理条例
88.国能安全（）号电力企业应急预案管理办法
89.国务院令第号电力安全事故应急处置和调查处理条例
90.主席令69号突发事件应对法
91.国务院令号生产安全事故应急条例
92.国家安全生产监督管理总局令第80号生产经营单位安全培训规定（）
93.国能安全（）号防止电力生产重大事故的二十五项重点要求
94.国能安全（）36号电力二次系统安全防护总体方案
95.国能安全〔〕号电力安全事件监督管理规定国家
96.发改委令第14号电力监控系统安全防护规定国家
97.发改委令第21号电力安全生产监督管理办法
98.电监市场（）42号发电厂并网运行管理规定
99.电监会令第22号电网运行规则（试行）
.GF--光伏电站并网调度协议（示范文本）