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光伏项目技术管理规章制度（精选5篇）
在生活中，制度的使用频率呈上升趋势，制度一经制定颁布，就对某一岗位上的或从事某一项工作的人员有约束作用，是他们行动的准则和依据。那么什么样的制度才是有效的呢？以下是小编为大家收集的光伏项目技术管理规章制度（精选5篇），供大家参考借鉴，希望可以帮助到有需要的朋友。
光伏项目技术管理规章制度（精选5篇）1
1、电力设备巡视制度
允许巡视高低压配电设备的人员巡视配电设备时，不准进行其他工作，不准移开或越过遮拦。
雷雨天气，需要巡视室外高压设备时，应穿绝缘靴，并不准靠近避雷器和避雷针。
火灾、地震、台风、冰雪、洪等灾害发生期间，巡视设备时，应采取必要的安全措施，得到部门主管批准，且至少两人一组，巡视人员应与派出人员保持通信联络。
高压设备发生接地时，室内不准接近故障点4m以内，室外不准接近故障点8m以内。进入上述范围人员应穿绝缘靴，接触设备的外壳和构架时，应戴绝缘手套。
巡视室内设备，应随手关门。
高压室的钥匙至少应有3把，由运行人员使用，可以借给经批准的巡视高压设备人员和经批准的检修、施工队伍的工作负责人使用，但应登记签名，巡视或当日工作结束后交还。
2、倒闸操作制度
倒闸操作应根据运行值班主管指令，复诵无误后执行.发布指令应准确、清晰，使用规范的调度术语和设备双重名称，即设备名称和编号。发布指令的全过程和听取指令的报告时做好记录。操作人员(包括监护人)应了解操作目的和操作顺序。对指令有疑问时应向发令人询问清楚无误后执行。
倒闸操作可以通过就地操作、遥控操作、程序操作完成。遥控操作、程序操作的设备应满足有关技术条件。
3、工作许可制度
工作许可人在完成施工现场的安全措施后，还应完成以下手 续，操作人员可开始工作:
Ⅰ.会同工作负责人到现场再次检查所做的安全措施，对具体的设备指明实际的隔离措施，证明检修设备确无电压。
Ⅱ.对工作负责人指明带电设备的位置和注意事项。
Ⅲ.和工作负责人在工作票上分别确认、签名。
运行人员不得变更有关检修设备的运行接线方式。工作负责人、工作许可人任何一方不得擅自变更安全措施，工作中如有特殊情况需要变更时，应先取得对方的同意并及时恢复。变更情况及时记录在值班日志内。
4、工作监护制度
工作许可手续完成后，工作负责人、专责监护人应向操作人员交待工作内容、人员分工、带电部位和现场安全措施，进行危险点告知，并履行确认手续，工作人员可开始工作。工作负责人、专责监护人应始终在工作现场，对工作人员的安全认真监护，及时纠正不安全的行为。
所有工作人员(包括工作负责人)不许单独进入、滞留在高压设备区域。
若工作需要，而且现场设备允许时，可以准许有实际经验的一个人或几人同时不同区域进行工作，但工作负责人应在事前将有关安全注意事项予以详尽的告知。
工作负责人在全部停电时，可以参加操作工作。在部分停电时，只有在安全措施可靠，人员集中在一个工作地点，不致误碰有电部分的情况下，方能参加工作。
工作票签发人或工作负责人，应根据现场的安全条件、施工范围、工作需要等具体情况，增设专责监护人和确定被监护的人员。
专责监护人不得兼做其他工作。专责监护人临时离开时，应通知被监护人员停止工作或离开工作现场，待专责监护人回来后方可恢复工作。若专责监护人必须长时间离开工作现场时，应由工作负责人变更专责监护人，履行变更手续，并告知全体被监护人员。
工作期间，工作负责人若因故暂时离开工作现场时，应指定能胜任的人员临时代替，离开前应将工作现场交待清楚，并告知工作班成员。原工作负责人返回工作现场时，也应履行同样的交接手续。
若工作负责人必须长时间离开工作现场时，应由原工作票签发人变更工作负责人，履行变更手续，并告知全体工作员及工作许可人。原、现工作负责人应做好必要的交接。
5、电房运行值班制度
值班人员提前15分钟到岗，集中精力，认真负责；不准擅离岗位，不准做与值班无关的事，上岗前严禁喝酒，机房内严禁吸烟；
值班人员持证上岗，掌握正确的操作方法和应急措施，熟悉机房系统的组成及设备性能、安全设施及其使用方法；
配电的工具、设备应妥善保管，合理使用并严禁挪作他用；
严禁无关人员进入机房，确因工作需要进入配电房的非值班人员，须经部门主管批准在值班人员陪同下登记入内；
配电装置巡检周期每班四次，停电清扫周期每年二次；
配电房值班岗位禁止存放易燃易爆物品，禁止吸烟和动用明火，保持机房及设备的整洁；
发现火情及人员触电等异常情况，立即切断有关电源，采取应急措施，防止事态扩大，并及时报告；
线路的停、送电均应按值班主管或有权责人员书面命令执行，严禁约时停、送电，停电时操作把手上挂“禁止合闸，有人工作！”的标示牌；
做好运行方式、用电负荷记录，发现问题迅速处理，并如实作好记录；重大故障立即报告
当班人员应积极协助维修人员作好设备的维护检修；
按时巡检抄表，认真填写记录，严格交接班制度，交接人员共同巡检后签字交接。
6、配电房交接班制度
接班人员提前15分钟到达值班现场，并在接班前不得饮用含有酒精之饮料及服用有催眠作用之药物，睡眠充足，精神饱满；
交班人员应向接班人员详细介绍本班次系统设备运行、维修情况及其它应注意和交代事项;
交、接班双方应共同检查并确认系统设备运行正常;
接班人员应详细查看值班记录、维修记录和有关通知事项;
如果设备正处于故障状态或正在执行切换、调整操作时，不得进行交接班;
实施交接班，交接双方应在值班记录上签字后交班人员方可离岗。
7、机房用电安全制度
机房工作人员必须熟悉机房所有设备的性能和安全要求，掌握正确的操作和检修方法；
机房工作人员必须熟悉机房消防设施的情况，掌握消防器材的使用方法和急救的基本知识，经常检查并保持消防和安全设施的良好状态；
机房内严禁吸烟，严禁存放易燃易爆或易挥发物品；
机房内不得私拉乱接电线和超负荷用电，严禁使用电炉和其他非工作用电；
机房工作人员不得携带食物进入机房，避免招引老鼠、蟑螂、白蚁等进入机房，威胁设备的正常安全运行。同时机房内所有与外界相通的孔洞均须安全封堵，并定期进行灭害工作，彻底杜绝虫鼠可能造成的危害；
机房内各设备均需单独可靠接地，避免因漏电威胁设备或人身安全；
设备重新加载上电之前须核实其供电电压是否与额定电压相符，开关是否正常、接线是否牢靠。一切核实无误之后方可上电；
对设备进行检修或维护时应尽量避免带电操作。
8、值班电工操作规程
（1）值班电工必须遵守电工作业一般规定，熟悉供电系统和配电室各种设备的性能和操作方法，并具备在异常情况下采取措施的能力；
（2）值班电工严禁脱岗，必须严格执行值班巡视制度、倒闸操作制度、工作操作制度、交接班制度、安全用具及消防设备使用管理制度和出入制度等各项制度规定；
（3）高压变配电室值班必须遵守高压配电装置运行规程；
（4）不论高压设备带电与否，值班人员不得单人移开或越过遮栏进行工作。若有必要移开遮栏时必须有监护人在场，并使之符合设备不停电时的安全距离；
（5）雷雨天气需要巡视室外高压设备时，应穿绝缘靴并不得靠近避雷器与避雷针。
（6）巡视配电装置，进出高压室，必须随手将门带好；
（7）与供电单位联系，进行停、送电倒闸操作时，值班负责人必须将联系内容和联系人姓名复诵核对无误，并且作好记录；
（8）停电拉闸操作必须按照油开关(或负荷开关等)、负荷侧刀闸、母线侧刀闸的顺序依次操作，送电合闸的'顺序与此相反。严防带负荷拉闸；
（9）高压设备和大容量低压总盘上的倒闸操作，必须由两人执行，并由对设备更为熟悉的一人担任监护。远方控制或隔墙操作的油开关和刀闸(和油开关有连锁装置的)可以由单人操作。允许单独巡视高压设备及担任监护的人员必须由设备动力部门领导批准；
（10）用绝缘棒拉合高压刀闸或经传动机构拉合高压万闸，都应戴防护眼镜和绝缘手套。雨天操作室外高压设备时，绝缘棒应有防雨罩，还应穿绝缘靴站在绝缘站台上。雷电时禁止进行倒闸操作；
（11）装卸高压熔断器时，应戴防护眼镜和绝缘手套，必要时使用绝缘夹钳，并站在绝缘垫或绝缘台上；
（12）电气设备停电后，在未拉闸和做好安全措施以前应视为有电，不得触及设备和进入遮栏，以防突然来电；
（13）施工和检修需要停电或部分停电时，值班人员应该按照工作票要求做好安全措施，包括停电、验电、装设临时接地线、开关加锁、装设遮栏和悬挂警示牌，会同工作负责人现场检查确认无电，并交待附近带电设备位置和注意事项，然后双方办理许可开工签证，方可开始工作；
（14）工作结束时，工作人员撤离，工作负责人应向值班人员交待清楚，并共同检查，双方办理工作终结签证，然后值班人员才可拆除安全措施，恢复送电。严禁约时停，送电。在未办理工作终结手续前，值班人员不准将施工设备合闸送电；
（15）高压设备停电工作时，与工作人员工作中正常活动范围的距离小于规定的安全距离的设备必须停电，距离大于规定安全距离的设备必须在与带电部分装设牢固的临时遮栏，否则必须停电。带电部分若在工作人员的后面或两侧而无可靠措施时也必须停电；
（16）停电时必须切断各回路可能来电的电源，不能只拉开断路器就进行工作，而必须拉开隔离刀闸，使各回路至少有一个明显的断开点。变压器与电压互感器必须从高低压两侧断开。电压互感器的一、二次侧熔断器都要取下。断路器的操作电源要断开。闸刀开关的操作把手要锁住；
（17）验电器必须是合格产品，而且必须与电压等级相适应，在检修设备进出线两侧分别验电。验电前应先在有电设备上试验以证明验电器良好。高压设备验电必须戴绝缘手套；
（18）当验明设备确已无电压后，应立即将检修设备用导体接地并互相短路。对可能送电至停电设备的各回路或可能产生感应电压的部分都要装设接地线。接地线应用多股裸软铜线，截面面积不得小于25平方毫米。
接地线必须使用专用的线夹固定在导体上，严禁用缠绕的方法进行接地和短路。装设接地线时必须先接好接地端，后接导体端，拆除时的顺序与此相反．装拆接地线都应使用绝缘棒和戴绝缘手套。装拆工作必须由两人进行。不许检修人员自行装拆和变动接地线。接地线应编号并放在固定地点。装拆接地线应做好记录，并在交接班时交待清楚；
（19）在电容器组回路上工作时必须将电容器逐个对地放电；
（20）在一经合闸即可送电到工作地点的断路器和闸刀开关操作把手上都应悬挂“禁止合闸，有人工作”的警示牌。工作地点两旁和对面的带电设备遮栏上以及禁止通行的过道上应悬挂“止步，高压危险”的警示牌。工作地点应悬挂“在此地工作”的警示牌；
（21）在低压带电设备附近巡视，检查时，必须满足安全距离，设专人监护。带电设备只能在工作人员的前面或一侧，否则应停电进行；
（22）在带电的电流互感器二次回路上工作时，要严防电流互感器二次开路产生高电压。断开电流回路时，必须使用短路片或短路线在电流互感器二次侧的专用端子上使之短路。严禁用导线缠绕。工作中不得将回路的永久接地点断开。工作时必须有专人监护，应使用绝缘工具，并站在绝缘垫上；
（23）发生人身触电事故和火灾事故时，值班人员可不经许可立即按操作程序断开有关设备的电源，以利进行抢救，但事后必须即刻报告上 级，并做好记录；
（24）电器设备发生火灾时，应该用二氧化碳灭火器或1211灭火器扑救。变压器着火时，只有在周围全部停电后才能用泡沫灭火器扑救。电室门窗及电缆沟入口处应加设网栏，防止小动物进入。
光伏项目技术管理规章制度（精选5篇）2
1 目的
本制度规定了光伏发电系统质保期满后的验收方法，包含了光伏发电系统出质保验收的主要内容和一般原则，主要有光伏发电系统分系统检查、状态检测、运行分析、特性测试等，以确保所接收光伏发电系统的技术指标符合产品的技术要求。
2 引用标准或参考文件
2.1 gb 2297 太阳光伏能源系统名词术语
2.2 gd 001-20xx 太阳能发电工程技术标准:光伏发电工程规划报告编制办法(试行)
2.3 gd 002-20xx 太阳能发电工程技术标准 光伏发电工程预可行性研究报告编制办法(试行)
2.4 gd 003-20xx 太阳能发电工程技术标准:光伏发电工程可行性研究报告编制办法(试行)》
2.5 nb/t 32001-20xx 光伏发电站环境影响评价技术规范
2.6 nb/t 32022-20xx 光伏发电站太阳能资源实时监测技术规范
2.7 gb 50797-20xx 光伏发电站设计规范
2.8 gb 50794-20xx 光伏发电站施工规范
2.9 gb/t 50795-20xx 光伏发电工程施工组织设计规范
2.10 gb/t 50796-20xx 光伏发电工程验收规范
2.11 gb/t 19964-20xx 光伏发电站接入电力系统技术规定
2.12 gb/t 50866-20xx 光伏发电站接入电力系统设计规范
2.13 gb/t 29319-20xx 光伏发电系统接入配电网技术规定
2.14 nb/t 32022-20xx 光伏发电站电压与频率响应检测规程
2.15 nb/t 32022-20xx 光伏发电站防孤岛检测技术规程
2.16 gb/t 30152-20xx 光伏发电系统接入配电网检测规程
2.17 gb/t 29321-20xx 光伏发电站无功补偿技术规范
2.18 jgj 203:20xx 民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范
2.19 db11/t 881-20xx 建筑太阳能光伏系统设计规范
2.20 j/t 264-20xx 光伏建筑一体化系统运行与维护规
3 职责
3.1 出质保验收小组主要职责
3.1.1 负责根据本制度及光伏发电系统技术要求编写验收大纲，明确验收内容。
3.1.2 负责对验收大纲的验收项目进行检查、记录，对采用测量分析方法验收的项目，负责分析报告的编制和解释。
3.1.3 负责主持光伏发电出质保的验收与交接工作，审查系统验收文件，对遗留问题提出处理意见，责成有关单位限期整改，办理验收合格后的交接手续。
3.1.4 负责编写验收报告，并对在验收过程中所发现的问题提出整改建议。
4 管理内容与要求
4.1 总则
4.1.1 对于光伏发电系统中大部件分期出质保、部件因缺陷整体更换后延长质保期及部件质保期和整套系统不一致的，可按本制度选择相关内容进行验收。
4.1.2 本制度对光伏发电系统性能和状态的验收进行了规定，光伏电站内其他设备的验收内容参照国家相关标准执行。
4.1.3 验收工作可由公司自行完成，也可委托有能力的专业公司协助完成，被委托的'专业公司不能与光伏发电系统供应商有全资、控股、参股或其他有碍公正性的隶属关系。
4.1.4 应在光伏发电系统出质保前3个月启动验收工作，以保证有足够的时间完成验收检测与检查工作。
4.1.5 遵守各项安全规定，做好安全防护工作，严格执行“三票三制”工作制度。
4.2 验收小组
4.2.1 公司成立光伏发电系统出质保验收小组(以下简称“验收小组”)，负责光伏发电系统出质保验收工作的实施。
4.2.2 验收小组设组长一名，由经理担任，验收小组成员包括光伏电站站长、主值、工程部负责人、物资部负责人、发电公司生产技术部负责人、发电公司基建工程部负责人及其他公司认为有必要参加的人员，也可外聘专家协助工作。
4.2.3 验收小组成员要求
4.2.3.1 验收小组成员应有一定的光电专业知识，熟悉光伏发电系统工作原理，了解光伏电站运行特点，或者擅长某一验收专业。
4.2.3.2 验收小组成员应富有责任心、实事求是，不得弄虚作假，掩盖或夸大事实。
4.3 验收准备
4.3.1 验收小组应明确分工，做好组织计划，准备好验收大纲和验收工具。
4.3.2 启动验收前应准备的相关资料
4.1 光伏发电系统移交生产验收资料。
4.2 质保期内光伏发电系统的运行日志、维护记录、大修记录、故障统计表、备件及消耗品使用记录。
4.3 质保期内光伏发电系统所发现的问题、整改消缺记录与报告、消缺情况及遗留问题。
4.4 设备运行数据:光伏发电系统单组各月发电量、单组各年发电量，中央监控系统记录的光伏发电系统历史数据(正式运行后质保期内的数据)。
4.5 设备采购合同、施工合同、备品备件清单、相关技术要求文件。
4.3.3 启动验收前应准备相应验收专用仪器与工具，如蓄电池测试仪等，可根据实际情况增加必须的其他设备仪器。
4.4 启动验收
4.4.1 根据编制的验收大纲要求逐台逐项进行检测、检查并记录，对专业检测项目要求出具分析报告，所有记录及分析报告均作为验收文件有效组成部分。
4.4.2 需要在光伏发电系统运行情况下进行的验收项目必须针对性地采取有效的安全措施。
4.4.3 验收内容与检查方法
4.4.3.1 光伏发电系统分系统检查
光伏发电系统分系统检查是指采用目测、检测、试验等方法对光伏发电系统各部件进行检查，以发现光伏发电系统存在的较明显的缺陷或故障。
a 验收小组应填写附表58“光伏发电系统检查表”，对光伏发电系统逐批逐项进行检查，检查完成后编写光伏发电系统检查报告。
b 应有光伏电站站长、主值参加光伏发电系统出质保前的最后一次定检维护，监督定检维护项目的完成情况，同时对光伏发电系统进行初步的检查，对于发现的问题应详细记录。
c 光伏发电系统检查项目所列内容和定检维护项目一致的可在定检维护时完成，以提高验收效率，避免重复劳动。
d 光伏发电系统供应商的最后一次定检报告将作为验收文件的组成部分。
4.4.3.2 光伏发电系统状态检测与故障诊断
光伏发电系统状态检测与故障诊断是指通过各种检测手段测量、分析，以判断光伏发电系统是否存在潜在的内部缺陷或故障。
4.4.3.3 运行分析
a 合格率分析
合格率指标分为单批光伏发电系统合格率和批次平均合格率，单组光伏发电系统合格率不应小于100%，批次出质保平均合格率应不小于99%。
b 故障统计分析
记录质保期内所有光伏发电系统的故障或报警发生次数、持续时间及其故障或报警类型和编码，统计单一故障持续时间占总故障时间的百分比及单一故障发生的频率百分比，分析故障原因及存在隐患，如果是光伏发电系统本身设计及制造质量问题，应与供应商交涉予以解决。
4.4.3.4电能质量测试
电能质量测试方法按gb/t 29319-20xx 光伏发电系统接入配电网技术规定执行。
4.5 验收整改
对于验收过程中发现的缺陷，应要求光伏发电系统供应商提出整改措施并限期整改，整改完成后应出具整改报告。
4.6 验收签字
验收小组对整改结果再次验收，所有验收结果应满足产品技术文件的规定，光伏发电系统供应商和公司双方依据合同规定接受验收结果后，签署由光伏发电系统供应商提供的最终验收文件。若仍存在遗留问题，则在最终的验收签字文件中应明确遗留问题的最终解决办法及解决期限，具体如下:
4.6.1 公司自行出质保验收的应含有验收小组成员签字的检查及检测报告，对于由委托方完成的验收项目所出具的验收报告，应加盖其单位公章，主要报告文件有:
4.6.1.1 光伏发电系统检查报告。
4.6.1.2 故障(及报警)诊断分析报告。
4.6.1.3 运行分析报告。
4.6.1.4 光伏发电系统电能质量测试报告。
4.6.2 光伏发电系统供应商对检测过程中所发现的设备缺陷的处理方法、处理过程、处理结果记录及整改报告，并需附有公司的认可文件。
4.6.3 质保期内所发现问题的整改消缺记录与报告。
4.6.4 最终验收签字文件。
4.6.5 根据需要，可在文件中附加必要的资料、报告、证明及图片等。
5 检查与考核
5.1 本制度由光伏电站贯彻执行。
5.2 本制度的实施由发电公司生产技术部检查与考核。
光伏项目技术管理规章制度（精选5篇）3
1 目的
为加强光伏电站技术监督工作，提高设备安全可靠性，确保安全、稳定、经济运行，制定本制度。
2 引用标准或参考文件
2.1 DL/T1051-20xx 电力技术监督导则
2.2 国家电网公司电力工业技术监督工作规定
3 职责
3.1 发电公司生产技术部主要职责
3.1.1 负责组织贯彻国家有关各项技术监督的规章制度，管理光伏电站各项技术监督工作。
3.1.2 负责审批技术监督的年度报表，总结和考核各项技术监督工作。
3.2 站长主要职责
1 负责做好光伏电站各项技术监督工作。
2 负责组织建立、健全技术监督网。
3 负责督促技术监督负责人制定适合光伏电站情况的技术监督管理标准。
4 负责审核各项技术监督的报表、异常信息反馈报告、总结等。
5 负责贯彻执行有关技术监督的各项方针、政策、条例、制度以及工作要求，根据光伏电站的具体情况制定相应的实施计划。
6 负责主持光伏电站各项技术监督异常情况的调查分析工作，处理存在问题，严格按有关规程进行分析评价。
7 负责制定光伏电站技术监督工作计划，并监督执行。
8 负责定期参加召开的各项技术监督网例会，开展技术监督活动。
9 负责监督检查本专业人员在工作中规章制度的执行情况。
10 负责督促光伏电站建立、健全各类设备台账、图纸、缺陷及处理记录、监督月报表、跟踪分析表等技术监督档案。
11 负责促进光伏电站有计划、有目标、有针对地对设计、安装、检修、运行人员进行技术监督方面的技术培训与交流。
12 负责定期组织对电力技术监督检查工作及设备运行开展安全检查，对检查发现的问题和缺陷提出改进措施，并按规定的整改期限进行复查。
4 管理内容
4.1 管理目标
4.1.1 技术监督工作规范化、标准化、程序化。
4.1.2 各项技术监督指标合格，并可控、在控，保证光伏电站运维安全、稳定、优质、经济和高效运行。
4.2 监督类别
在绝缘、电测、继电保护、电能质量、化学监督、金属监督、电机组控制监督等方面对设备健康水平与安全、质量、经济运行方面的重要参数、性能与指标进行监督、检查、调整及评价。
4.2.1 绝缘监督：变压器、电抗器、开关、电流互感器、电压互感器、线路阻波器、耦合电容器、避雷器、电缆、母线、绝缘子等设备的绝缘强度，过电压保护及接地系统。
4.2.2 化学监督：变压器绝缘油、各种润滑油及水内冷发电机的冷却水的使用管理和质量检测。
4.2.3 金属监督：主要针对光伏发电系统支架、连接螺栓及紧固螺栓、升压站支柱绝缘子在承受动载荷和静载荷长期运行的变化规律进行监督。
4.2.4 电测计量监督：电能表、互感器、电量变送器、测量系统二次回路、电测计量装置和电工测量仪器、仪表等。
4.2.5 控制系统监督：主要针对光伏发电系统监控系统、自动控制系统、程序控制系统；
4.2.6 继电保护监督：变压器、电抗器、开关、电流互感器、电压互感器、耦合电容器、电缆、母线、输电线路、电机等设备继电保护，安全自动装置、故障录波装置及所属二次回路等。
4.2.7 电能质量监督：频率偏差、频率合格率、电压偏差、波动和闪变、三相电压不平衡度和正弦波形畸变率等。
4.3 监督内容
4.3.1 变压器类专业管理：变压器、互感器、电抗器、线路阻波器。
4.3.2光伏发电项目并网接入情况，包括接入电压等级、接入容量、并网接入时间等。光伏发电项目并网交易情况，包括发电量、自用电量、上网电量、网购电量等。光伏电站项目并网运行过程中遇到的重要问题等。
4.3.3 过电压专业管理：避雷器、消弧线圈、接地系统（变电站和电机基础）和其他过电压保护装置。
4.3.4 防污闪专业管理：变电站和35KV集电线路绝缘子、电气设备外绝缘等参数。
4.3.5 谐波专业管理：电压、电流谐波及谐波源。
4.3.5 开关专业管理：断路器、隔离开关、组合电器、分段器等开闭合设备。
4.3.7 化学（油品）专业管理：主变压器及箱变绝缘油、电机各种润滑油的使用管理和质量检测。
4.3.8 技术监督的标准按照各专业技术规程执行。
4.4 监督实施
4.4.1光伏电站于12月15日前编制附表97“年度技术监督工作计划”，报发电公司生产技术部批准后执行。
4.4.2 实施要求
4.4.2.1 光伏发电技术监督实行监督报告、质检验收、责任处理及预警、告警、整改机制。
4.4.2.2 认真遵守监督报告机制，严格按照当地电科院规定格式和时间如实报送电机组技术监督项目及指标完成情况，重要问题及时进行专题报告。
4.4.2.3 应建立健全光伏发电设备质量全过程监督的签字验收机制，在光伏发电生产的各个阶段，对质量不符合规定的设备、材料及安装、检修改造过程，技术监督人员有权拒绝签字，并可越级上报。
4.4.2.4 严格执行技术监督责任处理机制，由于技术监督不当或自行减少监督项目、降低监督指标标准而造成严重后果的，应追究相应责任。
4.4.2.5 建立监督预警、告警和整改机制，对重大技术监督问题，及时发出预警、告警及整改通知单，督促现场尽快整改。
4.4.2.6 建立健全光伏电站技术监督网，使各项技术监督工作制度化、规范化和标准化，各级技术监督人员必须严格执行监督有关规程和标准，行使监督职能。
4.4.2.7 设备制造、基建、运行、检修、技改、反措等全过程质量监督的技术资料应准确、完整、连续，全部原始档案应经站长批准后归档。
4.4.2.8 光伏电站各技术监督网应不定期组织开展活动，并保留相关活动记录和资料。
4.4.2.9 为保证光伏电站技术监督网成员的稳定和技术监督工作的.正常开展，根据技术监督网成员岗位变动情况及时调整，并报站长批准。
4.4.2.10 外委技术监督服务项目，由发电公司生产技术部归口管理。
4.4.3 光伏电站技术监督月度分析、总结等资料和报表于次月3日前报发电公司生产技术部。对于以前遗留的设备隐患、问题，以及上次监督网活动提出的监督建议（应综合考虑时效性和可操作性），各责任部门应对落实情况进行跟踪，并在技术监督月度分析、总结中反馈。
4.4.4光伏电站于1月15日前完成年度技术监督工作总结，报送发电公司生产技术部。
4.4.5 按上级单位（部门）的要求，需要报送有关技术监督总结、报表等资料时，应如实填写，经站长批准、公司盖章后方可报送。
4.4.5 技术监督费用管理
4.4.5.1 技术监督中委托电力科学研究院、其他具有资质服务中心进行项目发生的服务费用，由发电公司生产技术部根据专项费用进行管理和控制。
4.4.5.2 技术监督中发现、遗留的疑难问题，需申请资金解决的，应将其作为技术改造、特殊检修项目申报。
4.5 监督奖惩
4.5.1 建立技术监督工作的考核及奖励机制，对技术监督的指标及管理工作进行考核，并将考核结果与光伏电站的经济利益等活动挂钩，对在技术监督工作中作出贡献的部门或个人给予表扬和奖励。
4.5.2 对于技术监督工作开展不到位，发生不安全情况的，相应的技术监督网人员应受到考核，监督网负责人与主要责任者同等责任，网内成员与次要责任人同等责任。
5 检查与考核
5.1 本制度由光伏电站贯彻执行。
5.2 本制度的实施由发电公司生产技术部检查与考核。
光伏项目技术管理规章制度（精选5篇）4
（1）值班制度 值班人员是值班期间电站安全运行的主要负责人，所发生的一切事故均由值班人员负责处理。值班人员值班时应遵守以下事项：
①随时注意各项设备的运行情况，定时巡回检查，并按时填写各项值班记录；
②值班时不得离开工作岗位，必须离开时，应有人代替值班，并经站长允许；
③严格按照规章制度操作，注意安全作业，未经允许不得拆卸电站设备；
④未经有关部门批准，不得放人进入电站参观，要保证经批准的参观人员的人身安全。
（2）交接班制度 两班以上运行供电时，交接班人员必须严格执行交接班制度。
①按时交接班，交接班时应认真清点工具、仪表，查看有无损坏或短缺。
②交班人员应向接班人员介绍运行情况，并填写运行情况记录。
③在接班人员接清各项工作后，交班人员方可离开工作岗位。
④未经有关部门批准，不得放人进入电站参观，要保证经批准的参观人员的人身安全。
（3）生产管理制度 虽然光伏发电具有不确定性，但电站也应根据充分发挥设备效能和满足用电需要的`原则，预测发电量和制定发供电计划。制定必要的生产检查制度，以保证发供电计划的完成。
光伏项目技术管理规章制度（精选5篇）5
1 目的
为确保光伏发电系统在现场调试完成后，光伏发电系统的安全性、功率特性、电能质量、利用率水平满足设计要求，并形成稳定生产能力，制定本制度。
2 引用标准或参考文件
2.1 gbt 50796-20xx 光伏发电工程验收规范
2.2 gb 50300 建筑工程施工质量验收统一标准
2.3 光伏发电系统技术说明书、使用手册、操作手册、调试手册和维护手册
2.4 光伏发电系统订货合同明确的有关试运行的要求
3 职责
3.1 经理主要职责
3.1.1 负责批准光伏发电系统360h试运行验收申请。
3.1.2 负责召集相关人员组成光伏发电系统试运行验收小组。
3.1.3 负责督促工程部组织供应商对缺陷进行整改。
3.1.4 负责批准光伏发电系统360h试运行预验收证书。
3.2 验收小组主要职责
1 负责主持光伏发电系统试运行验收工作。
2 负责办理光伏发电系统试运行验收手续。
3.3 工程部主要职责
3.3.1 负责向公司提交附表13“验收申请表”。
3.3.2 负责督促相关供应商对缺陷进行整改。
3.3.3 负责协助验收小组对缺陷的整改完成情况进行验收。
4 管理内容与要求
4.1 试运行应具备的条件
4.1.1 各安装单位工程完工验收和各光伏发电系统调试验收已合格。
4.1.2 批次或全部调试验收合格的光伏发电系统在规定时间内无缺陷、无故障连续运行。
4.1.3 当地电网电压、频率稳定，相应波动幅度不应大于光伏发电系统规定值。
4.1.4 在批次或全部光伏发电系统启动试运行前，质检中心站已对本期工程进行全面的质量检查。
4.2 试运行申请
4.2.1 调试单位向工程部提出试运行申请报告，工程部向公司提交附表13“验收申请表”。公司组成验收小组，经理担任组长，组织调试单位、工程部负责人等相关人员进行试运行验收检查，填写附表4“光伏发电系统试运行验收检查表”。
4.2.2 依据检查结果，检查小组填写附表8“缺陷整改计划”。
4.2.3 工程部将附表8“缺陷整改计划”发送给相关的供应商，并组织相关供应商对缺陷进行整改。
4.2.4 整改时间节点到期后，检查小组对缺陷的整改完成情况进行验收，填写附表9“缺陷整改完成情况验证表”，并将整改证据存档，同意调试单位提交的试运行申请报告，光伏发电系统进入360h试运行。
4.3 试运行期间要求
4.3.1每块太阳能组件应连续、稳定、无故障运行至少光伏系统总辐射强度累计为360h，则视为试运行合格。
4.3.2系统进入试运行后，调试单位人员需把所有各汇流箱组钥匙按时交回，由光伏电站统一管理。
4.3.3 顺延情况
依据合同条款规定，以下三种情况不视为故障时间，试运行时间顺延。
4.3.3.1 电网故障(电网参数在技术规范范围之外)。
4.3.3.2 气象条件(包括风况、光照强度和环境温度)超出技术规范规定的运行范围。
4.3.3.3 电网调度原因。
4.3.4 退出情况
若发生以下情况，视为故障时间，光伏系统退出试运行，试运行时间重新开始。
4.3.4.1 试运行期间，如出现额定光照强度，系统应达到额定出力，否则需重新进行试运行;如没有出现额定光照强度，试运行时间顺延120小时，如仍未出现额定光照强度，将视为系统在额定光照强度时可达到额定出力。
4.3.4.2 试运行期间，系统在光照强度降到不能发电的强度下，厂家人员不得随意进入设备区域进行临时检修，如需必要情况，必须经光伏电站负责人同意后方可进入进行维护，且此系统重新计时，否则所有系统试运行结束，重新进入试运行。
4.3.4.3 试运行期间，允许系统的自动和用户级别的远程复位以及不需要任何部件修理或更换的手动复位，但通过上述复位不能恢复运行的任何停机将视为故障，需重新进行试运行。
4.3.4.4 通过复位(系统的自动和用户级别的远程复位以及不需要任何部件修理或更换的手动复位)纠正的累计停止时间超过试运行时间的6%时，需重新进行试运行。
4.3.5光伏电站运检人员每小时填写一次附表11“光伏发电系统360h试运行考核记录”，每24小时汇总一次填写附表12“光伏发电系统360h试运行测试记录”，最后均需调试人员签字确认。
4.3.6 进入光伏发电系统360h试运行的光伏系统，调试人员可远程监视，但不得擅自进行远程操作，一旦发现视为故障时间，所有系统退出试运行;如遇故障停止需要复位时，光伏电站人员须告知调试人员，由调试人员进行操作，并在附表11“光伏发电系统360h试运行考核记录”中记录操作内容。
4.3.7 试运行期间，在必要的情况下，调试人员及光伏电站人员可共同进入光伏发电系统，但光伏电站人员无权操作光伏发电设备。
4.3.8 如果指标在试运行期间未能达到规定要求时，按以下方法解决:
4.3.8.1 如因设备厂家原因未能达到保证指标，设备厂家应在10个工作日内对设备进行改进。有关费用包括但不限于工时费、材料费及设备厂家人员的技术服务费均应按相关记录由卖方承担。如需将任何设备运出光伏电站进行修理或更换，设备厂家应在一个月内将修理或更换后的'设备运抵合同现场，并承担因此对公司造成的损失。在改进完成后进行第二次试运行。
4.3.8.2 如果第二次试运行因设备厂家原因仍未成功，设备厂家需整改后开始第三次试运行。如果第三次试运行由于设备厂家原因仍未能达到保证指标，公司有权向设备厂家要求对该台设备进行退货，同时由设备厂家用合格的设备代替未达指标的设备，并承担因此对公司造成的损失。具体时间由公司与设备厂家协商确定。在第三次试运行期间发生的所有改进费用(包括双方技术人员的费用)，均应由设备厂家负担。
4.3.8.3 如果在第二次试运行中因公司原因仍未能达到保证指标，公司应对设备进行预验收并由双方现场代表在第二次试运行完成后签署预验收合格证书。但设备厂家仍应协助公司采取一切必要措施使合同设备达到设计指标。
4.3.9 系统调试时间不超过两个月，试运行应在4个月内通过。如果在此限期内系统因设备厂家原因无法通过试运行，公司有权要求设备厂家更换试运行无法通过的系统，由此产生的直接费用由设备厂家负担，并承担相应系统发电量损失赔偿费(停机时间按光伏电站运行系统的平均功率计算)。
4.3.11 试运行结束后，为了测试监控系统数据备份的功能，需协商设备厂家对系统做一次系统数据崩溃并恢复的测试。
4.4光伏系统试运行完成
试运行过程中，光伏系统各项指标均符合光伏发电系统360h试运行要求，检查小组填写调试单位提供的预验收合格证书，经经理批准后，完成光伏发电系统360h试运行。
5 检查与考核
5.1 本制度由公司组织有关部门贯彻执行。
5.2 本制度的实施由发电公司基建工程部检查与考核。
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