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光伏发电管理制度（通用12篇）
随着社会不断地进步，我们每个人都可能会接触到制度，制度是指在特定社会范围内统一的、调节人与人之间社会关系的一系列习惯、道德、法律(包括宪法和各种具体法规)、戒律、规章(包括政府制定的条例)等的总和它由社会认可的非正式约束、国家规定的正式约束和实施机制三个部分构成。到底应如何拟定制度呢？以下是小编整理的光伏发电管理制度，仅供参考，希望能够帮助到大家。
光伏发电管理制度 1
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。
光伏发电管理制度 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 2297-1989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 320xx-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 320xx-20xx光伏发电站电压与频率响应检测规程
2.15 nb/t 320xx-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。
光伏发电管理制度 3
1、目的
为有效防止由于冰冻、雷击、沙暴及小动物原因造成光伏电站电气设备事故的发生，确保设备安全稳定运行，制定本制度。
2、引用标准或参考文件
2.1 gb 50169—1992电气装置安装工程接地装置施工及验收规范
2.2 dl/t 596—1996电气设备预防性试验规程
3、职责
光伏电站主要职责
负责光伏电站防冻防雷防沙暴防小动物工作的落实及管理。
4、管理内容与要求
4.1防冻工作
气温骤冷时，检查注油设备的油面以及加热设备运行情况；大雪时，检查室外设备有无闪络放电、设备接头有无积雪、判断发热情况、设备有无受冻结冰等现象。发现缺陷时应采取措施，具体按《设备检修管理制度》执行。
4.2防雷工作
雷击对光伏发电系统、电气设备、建筑设施的安全威胁较大，防止或减少因雷击造成的设备、建筑损失和人身伤亡，是光伏电站安全生产的重要工作之一。
4.2.1运行维护人员应认真学习防雷知识，做到如下要求。
4.2.1.1熟悉了解光伏发电系统、电气设备、线路、建筑设施的防雷装置设施，掌握光伏电站内接闪器、引下线、接地装置、过电压保护器的特性、结构布置及在使用中的情况。
4.2.1.2了解光伏电站设备、设施对接地电阻要求。
4.2.2测试检查要求
4.2.2.1防雷装置定期试验检查，按《dl/t 596—1996电气设备预防性试验规程》进行。
4.2.2.2避雷器于每年雷雨季节前进行试验检查，试验项目见相应规程。
4.2.2.3接地装置每三年由相关专业单位进行一次全面测试，包括光伏电站升压站、光伏发电系统、独立避雷针和有架空避雷线的线路杆塔接地电阻测试。
4.2.2.4接地电阻测量应在雷雨季节前进行。
4.2.2.5测试工作应保留相应测试记录。
4.2.2.6运行人员在每年雷雨季节前及雷雨前后，对防雷装置应增加巡视，按《巡回检查管理制度》要求执行；对电气设备、引下线、接地线、接地体进行较全面的检查，检查连接处是否可靠、有无腐蚀、生锈脱焊，接地体有无外露、断裂、深埋是否达到设计要求，填写附表85“防雷检查记录”。
4.2.3缺陷整改要求
4.2.3.1光伏发电系统电气设备和升压站要求接地电阻达到设计标准，在测量时，接地电阻达不到设计要求，应采取措施，按《设备检修管理制度》执行。
4.2.3.2在每年季节性检查时，发现防雷装置有缺陷，光伏电站应尽快组织消缺弥补，防止或减少雷击造成的损失，具体按《设备检修管理制度》执行。
4.3防沙暴工作
4.3.1沙暴发生时，视情况及早将光伏发电系统停机，并且对各类设备做好各项预控安全措施，防止造成设备损坏。
4.3.2沙暴发生后，根据情况对各类设备增加巡检次数及灭灯检查项目，巡检时发现缺陷应及时汇报、及时处理，具体按《设备检修管理制度》执行。
4.4防小动物工作
4.4.1防小动物工作由专人负责，每月进行一次防小动物检查，检查内容包括室内外电缆盖板是否齐全、破碎，进入开关室、箱变等处电缆沟是否有洞隙，孔洞封堵是否严密，门窗、门锁、插锁、通孔、百叶窗是否完好，驱鼠器工作是否正常，填写附表38“变电站防小动物措施巡查记录”、附表58“光伏发电系统、箱变、线路及道路巡查记录”。
4.4.2在光伏电站中控室、库房、开关室、低压配电室等生产用房与场所应配置鼠药，并定期更换。
4.4.3在继电保护室、蓄电池室、开关室、中控室、安全工器具室、通讯室等必须设置防鼠挡板。
4.4.4对更换电缆等工作，须临时打开堵塞的孔洞和墙时，应采取防小动物进入临时措施，待工作结束时，立即封堵并且对全部封堵小动物进入的孔洞进行检查。
4.4.5生产区内工作人员吃剩的.饭菜食品应倒入泔水桶内。
4.4.6工作人员进出中制室和开关室等处时，必须随手关门，以防小动物进入造成事故。
4.4.7严格执行上级规定，严禁在生产区种植粮油豆类作物。
4.4.8经常检查生产用房防小动物设施的完整性，防止小动物进入；及时清除设备周围场地杂草，消灭小动物的栖身之地。
4.4.9一旦发现有小动物痕迹及进出孔洞，应立即进行全面检查，及时采取措施。
4.4.10防小动物工作，应记录在运行日志内。
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。
光伏发电管理制度 4
1、目的
为加强光伏电站文明生产工作，确保光伏发电系统安全稳定运行，提升光伏电站整体管理水平，增加企业经济效益，规范员工行为，展现光伏电站与员工的精神风貌，制定本制度。
2、职责
2.1站长主要职责
2.1.1是光伏电站文明生产第一责任者，对全站的文明生产负全面领导责任。
2.1.2负责组织光伏电站员工认真开展文明生产活动。
2.2主值主要职责
2.2.1是本值文明生产第一责任者，对本值的文明生产负全面领导责任。
2.2.2负责组织本值员工认真开展文明生产活动。
3、管理内容与要求
3.1文明生产管理
3.1.1文明生产工作和发电生产任务应实行同计划、同部署、同检查、同考核、同总结的管理模式。
3.1.2文明生产以光伏电站自查自纠为主，发电公司生产技术部对光伏电站文明生产管理进行监督、检查、指导及考核。
3.1.3文明生产管理内容
3.1.3.1所辖区域的.卫生保洁。
3.1.3.2所辖设备的卫生保洁。
3.1.3.3工作场所的卫生保洁。
3.1.3.4消除设备渗漏。
3.1.3.5员工行为文明达标。
3.2文明行为标准
3.2.1员工培养良好的职业道德，严格遵守各项规定;语言、举止文明，不乱丢杂物，不随地吐痰。
3.2.2在岗员工着装应符合安全规程相关要求，着装整齐，佩带工牌，坚守岗位，秩序井然，认真执行光伏电站相关制度。
3.2.3员工遵纪守法，互帮互学，敬业奉献，行为文明。
3.3设备和生产场所文明标准
3.3.1工作场所的粉尘、室温、噪声符合国家环境劳动保护规定。
3.3.2日常运行值班记录、巡视检修记录、设备、工器具管理台账等和各种报表数据齐全、准确、及时，记录清洁、无涂改，文字工整;交接班全面细致;监盘坐姿端正，注意力集中。
3.3.3班容班貌好，办公室、休息室做到“五净(门窗、桌椅、地面、箱柜、墙壁)”、“五整齐(桌椅、箱柜、桌面用品、上墙图表、柜桌内物品)”。
3.3.4沟道、孔洞盖板整齐平整，遮拦齐全;楼道、平台、栏杆和扶梯齐全完整。
3.3.5设备、备品、工具、仪器及检修
3.3.5.1设备安全防护设施符合安规要求。
3.3.5.2设备无积水、积尘、积油、积垢;仪表、控制盒保护盘前后(内外)干净整洁，无蛛网、无积尘、无杂物。
3.3.5.3发电设备、公用系统及辅助系统无严重漏点;光伏发电支架、中控楼内生产、生活用设备、用具清洁整齐;光伏发电系统和变电站设备清洁、无锈蚀，光伏发电系统及支架外表面影响性能、寿命的表层脱落应有补救措施。
3.3.5.4设备命名标志准确齐全，并有巡视路径图，变电站巡视路径指示醒目规范。
3.3.5.5认真实行定置管理，库房备品备件、工具、仪器排放整齐有序，帐卡物相符，规格名称准确醒目，便于作业。
3.3.5.6检修工作应严格执行检修规程，文明施工，按照“三无(无油迹、无水、无灰)”、“三齐(拆下零部件排放整齐、检修机具摆放整齐、材料备品推放整齐)”、“三不乱(电线不乱拉、管路不乱放、杂物不乱丢)”和“工完料尽场地清”的要求进行施工。
3.3.6建筑物
3.3.6.1建筑外观整洁完整，屋面、墙壁不漏水，天沟及落水管排水畅通，门窗及玻璃完整明亮。不得擅自对楼板打孔(必须打孔应经站长批准，事后立即封闭);无积灰、无蛛网。
3.3.6.2建筑物内有明确的卫生责任区域划分范围，无卫生死角，所有地面无积灰、积水、积油及垃圾，走道、扶梯、平台等所有通道清洁畅通;备品、机具、材料等整洁，放置有序。
3.3.6.3厕所干净，无堵漏，水池无积垢，定时冲洗，保持清洁。
3.3.6.4建筑物无积水、积尘、积油、积垢。
3.3.7变电站、配电室、电子设备间及电缆沟
3.3.7.1变电站道路平整畅通，无杂物;变压器、开关设备四周无杂草;变压器、开关、互感器无渗漏油;鹅卵石层不积灰，无油垢。
3.3.7.2配电室、电子设备间地面，电缆全部用防火材料封堵，室内无杂物，防小动物措施严密。
3.3.7.3电缆沟不积水，无垃圾杂物，防火阻隔符合规定，盖板封堵严密。
3.3.7.4继电器无积灰、玻璃清晰。
3.4站区文明标准
3.4.1站区有明确的卫生责任区域划分范围，无卫生死角;站区道路、场地清洁整齐，无杂物，无乱堆放设备材料。
3.4.2绿化区整洁美观，无杂草丛生。
3.4.3所有通道平整畅通，无乱倒垃圾、杂物，无乱堆器材，无违章建筑。
3.4.4公用走道整洁畅通，墙壁无蛛网、积灰，垃圾箱附近无垃圾。
3.4.5明沟、暗沟畅通清洁，排水良好。
3.4.6站区内环境整洁，需到指定场所吸烟，地面无烟蒂，车辆停放在指定地点。
3.4.7站区内无积水、积尘、积油、积垢。
3.5礼仪规范性用语
3.5.1接听电话时，首先应表明接听者的.单位、职务、姓名。例如调度来电话时，接听者应说:“您好，××光伏电站，站长/当值主值/当值值班员某某”，当知道对方身份后说:“某某调度您好或某某主任您好或某某总您好，您有何事或有何指示”，若对方身份不明确，应说:“请问您是哪里，您贵姓，您有何事”，然后对对方提出的问题作出解答，接听电话时要注意礼貌用语，语言简练、准确。
3.5.2上级参观人员进入中控室，当值人员应起立鼓掌表示欢迎，由站长介绍光伏电站的概况和运行情况，对于第一次来光伏电站的领导或其他人员，应从光伏电站的地理位置、总容量和理论光能利用小时数、光伏系统开始安装、结束、调试、试运行到正式投产的情况及变电站运行方式做简要介绍;对于已多次来光伏电站的则简要介绍光伏电站现阶段运行情况，并根据来访者所提问题做出回答。
4、检查与考核
4.1本制度由光伏电站贯彻执行。
4.2本制度的实施由发电公司生产技术部检查与考核。
光伏发电管理制度 5
1、目的
为贯彻“安全第一、预防为主”的方针，加强“两措”计划的管理，避免人身事故和设备事故的发生，制定本制度。
2、定义
2.1两措:两措是安全技术措施及反事故措施的统称。
2.2安全技术措施:主要指为消除生产过程中的不安全因素，防止伤亡和职业危害，改善劳动条件和保证生产安全所采取的技术组织措施，简称“安措”。
2.3反事故措施:反事故措施主要是以防止设备事故发生及由此诱发的人身事故，保证设备安全可靠运行为目的所采取的.技术组织措施，简称“反措”。
3引用标准或参考文件
3.1 《防止电力生产重大事故的二十项重点要求》
4、职责
4.1光伏电站主要职责
4.1.1负责编制光伏电站年度两措计划。
4.1.2负责组织实施光伏电站年度两措计划。
5、管理内容与要求
5.1两措计划编制要求和范围
5.1.1安措计划的项目
5.1.1.1安全技术措施方面:以预防伤亡事故为目的的一切技术措施。如防护装置、保险装置、信号装置以及安全防爆措施等。
5.1.1.2工业卫生技术措施方面:以改善劳动条件、生产环境、预防职业病为目的的一切技术措施。
5.1.1.3有关保证生产安全、工业卫生所必须的'房屋及设施，如作业工人的淋浴室等。
5.1.1.4安全宣传教育所需的设备，如安全技术教材、图示、刊物、安全技术展览的设施等。
5.1.1.5其他如作为安全试验研究所需设备、材料等。
5.1.2反措计划的项目
5.1.2.1按照《防止电力生产重大事故的二十项重点要求》和上级机关颁发的反事故措施，结合光伏电站的实际情况，制定具体的反事故措施。
5.1.2.2需要列入反措计划进行技改的防止事故、故障、异常情况的防范对策。
5.1.2.3需要消除影响安全生产的重大设备缺陷，以及为提高安全性能的重大技术改进措施。
5.1.2.4需要编制、制订、贯彻的有关安全生产的规程制度以及培训计划、活动等。
5.1.3光伏电站在每年十一月初，填写附表81“两措计划表”，完成本光伏电站下一年度的两措计划，确定技术方案、资金来源、计划完成期限等内容，经发电公司批准后执行。
5.2实施与监督
5.2.1年度两措计划下发后，有关部门必须严格按照各自的职能分工、任务和要求，结合设备检修和技改工作进行实施。
5.2.2两措计划由光伏电站负责组织实施，属两措计划项目的工程设备、制图、施工、安装等工作由发电公司负责协调，光伏电站具体组织落实。
5.2.3在技改工程项目实施过程中，加强质量监督和技术监督，确保质量，节省费用。
5.3竣工验收与检查考核
5.3.1两措计划项目应纳入光伏电站月度工作计划，执行应有实效。
5.3.2两措计划及其技改工程项目竣工后，光伏电站应组织进行验收，并做好总结，将有关记录、资料归档。
5.3.3月初，光伏电站应以书面形式向发电公司生产技术部报告上月两措计划执行情况，对不能如期完成的要说明原因和预期完成时间。
5.3.4每年年终，光伏电站对本年度两措计划完成情况、完成率、实际效果、未完成原因及存在问题进行总结，上报发电公司生产技术部。
6、检查与考核
6.1本制度由光伏电站贯彻执行。
6.2本制度的实施由发电公司生产技术部检查与考核。
光伏发电管理制度 6
1、监控对象及外接系统
1.1、监控对象为光伏电站所属:
1.1.1、逆变器
1.1.2、箱变
1.1.3、其他辅助设备
1.1.4、升压站设备
1.2、主要外接系统:
1.2.1、上级管理部门，如省级调度系统
1.2.2、远程监控系统
2、系统构成
2.1、逆变器主控系统
并网逆变器是光伏电站中重要的电气设备，同时也是光伏发电系统中的核心设备。逆变器将光伏方阵产生的直流电(dc)逆变为三相正弦交流电(ac)，输出符合电网要求的电能。逆变器是进行能量转换的关键设备，其效率指标等电气性能参数，将直接影响电站系统发电量。逆变器监控系统是将逆变器所有数据信号通过光缆传入光伏电站后台的监控系统。
2.2、升压站监控系统
变电站要求以计算机站控系统为核心，对整个变电站系统实现遥测，遥信，遥控，遥调功能。系统可以根据电网运行方式的要求，实现各种闭环控制功能。实现对全部的一次设备进行监视、测量、控制、记录和报警功能，并与保护设备和远方控制中心通讯，实现变电站综合自动化。光伏电站通讯层采用工业光纤以太环网结构。综合自动化根据需要也可采用双网冗余结构。升压站通讯服务器负责与相关调度系统的信息交换。
2.3、箱变控制系统
光伏发电作为可再生能源的主要利用形式，所建成的光伏电站具有其自身的特殊性。最显著的就是发电单元布置较为分散且数量众多，距离集中升压变电所位置较远，需就地经升压变电站升压后传送至集中升压变电所。因此箱式变电站作为升压输电的重要设备，其安全可靠、节能环保、运行维护等综合性能对提升光伏电成套装备的整体技术指标尤其重要。因此，在普通箱式变电站的基础上还增加了智能化功能，对高低压设备配备相应的传感装置，利用稳定可靠的测控装置将电气一次、二次信息、逆变器控制信息纳入集中监控系统中，减少日常维护成本，提高光伏电站的自动化管理水平及运行可靠性。信号可通过光纤或plc的方式传入。
2.4、系统接入(svg)
svg是一种用于动态补偿无功的新型电力电子装置，它能对大小变化的无功进行快速和连续的补偿，其应用可克服lc补偿器等传统的无功补偿器响应速度慢、补偿效果不能精确控制、容易与电网发生并联谐振和投切震荡等缺点，显著提升光伏电站接入点的电网稳定性及安全性。其基本原理是指将自换相桥式电路通过电抗器直接并联在电网上，适当地调节桥式电路交流侧输出电压的相位和幅值或者直接控制其交流侧电流，就可以使该电路吸收或者发出满足要求的无功电流，实现动态无功补偿的目的。
2.5、气象预报系统
气象预报系统，收集到的光伏电站所属区域的气象预报信息，对于可能到来的灾害性天气，制定各种气候条件下的防灾预案，以保证光伏电站的安全运行、减少灾害损失。同时，气象预报系统还可对制定光伏电站在未来时段的生产计划，合理地安排人员调配和设备检修计划提供支持。
2.6、安防视频监控系统
图像监控系统是一种全天候、全方位的实时监视设施，使运行调度人员扩大观察视野，随时掌握光伏电站设备运行、安全防范等实时情况，并可同时对每个现场场景进行实时录像，以便进行事故预防与分析。为提高企业运行管理水平，适应电站“无人值班、少人值守”的运行管理方式，图像监控系统将作为一种现代化的监视手段，为光伏电站内各项生产设施的安全运行提供保障手段。
3、远程监控系统
3.1、系统功能
远程监控系统主要实现对所属光伏电站生产设备的数据采集、监视和控制等，并满足上级调度部门通过本系统所属各光伏电站实现四遥(遥信、遥测、遥调和遥控)的功能。
3.1.1、数据采集及处理
3.1.1.1、数据采集功能
接收各光伏电站计算机监控系统上送的逆变器及其辅助设备的运行状态、运行数据、报警代码等信息;
接收各光伏电站升压站计算机监控系统上送的升压站设备的实时运行数据;
采集各光伏电站关口电能计量表计上送的实时电能量数据;
接收操作员手动登录的数据信息。
3.1.1.2、数据处理功能
对接收的各类数据进行可用性检查;
生成数据库;
对接收的数据进行报警处理，生成各类报警记录，并能进行声光报警以及电话或短信提示;
生成历史数据记录;
生成各类运行报表;
生成各类曲线图表;
具有数据统计能力，汇总逆变器运行时间、有功、无功、可用功率、电量累计、统计与分析，设备故障报警统计与分析等。
具有事件顺序记录的处理能力。
3.1.1.3、安全监视功能
安全监视是远程监控系统的重要功能之一。正常运行时，值班人员可通过系统的人机联系手段，对所属光伏电站各类设备的运行状态和参数进行监视管理。安全监视对象包括:
3.1.1.3.1、逆变器及其辅助设备、升压站设备等的运行状态和参数、运行操作的实时监视。包括系统电压监视、发电监视、负荷监视、输电线潮流监视、设备运行状态监视等。
3.1.1.3.2、各光伏电站计算机监控系统运行状态、运行方式及系统软、硬件运行状况监视。
3.1.1.3.3、光伏电站其它运行信息的监视
3.1.1.4、画面显示
通过远程监控系统主机显示光伏电站各种信息画面，显示内容主要包括全部逆变器的运行状态，发电量，设备的温度等参数，各测量值的实时数据，各种报警信息，计算机监控系统，网络系统的状态信息。
3.1.1.5、报警及记录
当设备运行状态发生变更或参数超越设定值等情况发生时，对发生的异常情况进行记录，并发出声光及语音报警，及时报告运行人员，并可通过电话向场外人员报警。
3.1.1.5.1、事件顺序记录
事件顺序记录量包括断路器状态、重要继电保护信号等。
当远程监控系统收到各光伏电站的soe记录时(主要是升压站断路器及重要的保护动作信号)，系统立即按事件发生的时间(年/月/日/时/分/秒/毫秒)顺序予以记录。自动显示报警语句，指明事件名称及性质，启动语音报警。远程监控系统能将各光伏电站主要设备的动作情况按其发生的先后顺序分别记录下来，以便查询与分析。
3.1.1.5.2、故障及状态记录
远程监控系统采集各光伏电站的各种重要的故障及状态信号，一旦发生状态改变将记录并显示故障名称及其发生时间。
3.1.1.5.3、参数越限报警与记录
远程监控系统对运行设备的某些重要参数及计算数据进行范围监视，当这些参数量值超过预先设定的限制范围时，产生越限报警，并进行自动显示和记录。
3.1.1.5.4、语音报警、电话自动报警及查询
光伏电站及远程监控自动化系统值班人员可对系统数据库进行设置、定义发生哪些事故时，监控系统需要进行语音报警和电话自动报警，若需要电话自动报警时可顺序设置若干个电话号码或手机号码，当发生事故时，系统能根据设置情况发出声光、语音报警信息，并自动启动电话和传呼系统进行报警;系统还提供电话查询功能，可通过电话查询当前电站设备运行情况。
3.1.1.5.5、电气主设备动作及运行记录
远程监控系统可以对各光伏电站主要电气设备的动作次数和运行时数等加以统计和记录，以便考核并合理安排运行和检修计划，包括逆变器运行时数、断路器的合闸次数、正常跳闸次数、事故跳闸次数等。
3.1.1.5.6、操作记录
远程监控系统可对各种操作进行记录，其中包括逆变器状态变化，断路器和隔离刀闸的合、跳闸，主变中性点刀闸的.分、合等操作的记录。
3.1.1.5.7、运行日志及报表
远程监控系统能按照值班人员的管理和要求生成和打印运行日志和报表，包括电气量参数报表，非电气量参数报表，发电量统计报表，综合统计表等。报表打印方式有定时自动打印、随机召唤打印等。
3.1.1.6控制功能
3.1.1.6.1、光伏电站控制系统层次
光伏电站控制系统采用分层分布式体系结构，整个控制系统分为三层:
现地控制层:布置在逆变器控制箱/柜/室内，就地控制和了解器件的运行和操作，并将有关数据传送到中央控制室。
厂站监控层:在光伏电站中央控制室内设置有计算机监控系统，在光伏电站中央控制室内，能对光伏电站所有器件及送变电设备进行集中控制。
远方监控层:根据需要布置在远方的监控中心，远方监控中心可以通过广域通讯网络与各光伏电站中央控制室主机进行通信，对光伏电站设备进行监控。
3.1.1.6.2、控制方式设置
远程监控系统的控制方式适用于对光伏电站设备的控制与操作，包括自动和操作员手动控制，分为“远程监控”和“光伏电站监控”两种方式，该控制方式的切换按各光伏电站分别进行。
当某个光伏电站处于“远程监控”方式时，由光伏电站及远程监控自动化系统操作员通过远程监控系统对光伏电站设备进行远方实时控制和安全监视，光伏电站操作员只能监视本光伏电站设备的运行状况，不能进行控制操作;当某光伏电站处于“光伏电站监控”方式时，该光伏电站设备仅受本光伏电站计算机监控系统控制，不接受远程监控系统的控制命令。
控制方式的切换由光伏电站操作员或光伏电站及远程监控自动化系统操作员进行，切换权限按光伏电站、光伏电站及远程监控自动化系统的顺序由高到低排列。
3.1.1.6.3、控制操作
当光伏电站处于“远程监控”控制方式时，光伏电站及远程监控自动化系统操作员可通过远程监控系统对光伏电站升压站设备进行远方控制，控制操作包括:断路器的投、切，隔离刀闸的合、分等。
3.1.1.7、电能计量管理
设置电能计量数据服务器，采集各光伏电站关口计量表计上送的电能量数据，并对采集的电能量数据进行统计、处理及综合分析，对电能量数据进行远程抄表及存储，以便为相关部门提供运营、电力市场交易及公司考核管理提供所需的信息。
3.1.1.8操作权限管理
具有操作权限等级管理功能，当输入正确操作口令和监护口令才有权限进行操作控制，参数修改，并将信息给予记录。并具有记录操作修改人，操作内容的功能。
3.2、系统通信
远程监控系统具有与光伏电站光伏发电机计算机监控系统通信功能，采集光伏电站逆变器的运行信息，并对其进行监视。
采集升压站设备的运行信息及保护装置动作信息，并可对开关设备进行远方控制操作。
远程监控系统通过正向物理隔离装置与综合管理信息系统接口，以便向综合管理信息系统传送光伏电站生产运行信息。
远程监控系统具有与gps时钟同步装置的通信功能，接收gps时钟同步装置的对时信号，实现系统内部的时钟同步。
3.3、系统诊断
为提高系统的可利用率和可维护性，远程监控系统提供完备的诊断功能。对于计算机及外围设备、人机接口、通信接口及网络设备的状态，诊断软件能进行周期性诊断、请求诊断和离线诊断。系统在线诊断时，不影响系统的监控功能。
光伏发电管理制度 7
第一章 总 则
第一条 为了加强光伏发电项目的运维管理，保障光伏发电系统的正常运行，提高光伏发电效益，制定本管理制度。
第二条 本管理制度适用于所有光伏发电项目的运维管理，包括光伏电池组件、逆变器、电表、支架、布线等设备的检修、维护、管理。
第三条 光伏发电项目的运维管理应遵守国家相关法律法规、行业标准，并结合光伏发电项目的实际情况进行制度的具体实施。
第四条 光伏发电项目负责人应组织实施本管理制度，并进行定期检查、评估和完善。
第五条 光伏发电项目负责人应负责本管理制度的宣传、培训和检查，确保全体运维人员理解并遵守管理制度。
第六条 运维人员应具备相关专业知识和技能，定期参加培训并通过考核合格方可上岗。
第二章 运维组织
第七条 光伏发电项目负责人应成立专门的运维组织，确定运维组织的责任和权限，组织实施光伏发电项目的运维管理。
第八条 运维组织应配备一定数量的运维人员，确保运维工作的顺利进行。
第九条 运维组织应制定人员岗位职责，明确各个岗位的职责分工和工作要求。
第十条 运维组织应建立健全的人员考核机制，定期对运维人员进行考核评估，保持运维人员的工作积极性和技术水平。
第三章 运维管理
第十一条 光伏发电项目负责人应编制运维计划，明确运维工作的目标、内容、时间和责任人，并提交给相关部门审核批准后执行。
第十二条 运维计划应包括设备巡检、设备维护、设备更新、设备修理、设备报废等内容，并根据实际情况确定具体的实施措施和时间节点。
第十三条 光伏发电项目负责人应建立设备档案，对光伏发电系统的设备进行登记，记录设备的品牌、型号、数量、投运时间、维修记录等信息，并定期进行更新。
第十四条 运维人员应按照规定的程序和方法进行设备的巡检和维护，及时发现设备故障和隐患，做到预防为主，及时处理故障，确保光伏发电系统的'正常运行。
第十五条 运维人员应按照规定的程序和方法进行设备的修理和维修，确保设备能够及时恢复正常运行。
第十六条 运维人员应按照规定的程序和方法进行设备的报废，做到资源合理利用，并将报废设备的报废原因、处置方式等信息记录在设备档案中。
第十七条 光伏发电项目负责人应定期召开运维例会，总结运维工作情况，交流经验，解决问题，提出改进意见，确保运维工作的顺利进行。
第四章 安全管理
第十八条 光伏发电项目负责人应制定安全管理制度，确保光伏发电系统的安全运行。
第十九条 光伏发电项目负责人应配备一定数量的安全管理人员，负责安全管理工作，并进行安全管理的培训和考核。
第二十条 安全管理人员应每日对光伏发电系统进行巡检，及时发现和处理安全隐患。
第二十一条 光伏发电项目负责人应建立健全的安全救援机制，针对意外事故和突发事件，制定应急预案，并进行定期演练。
第二十二条 光伏发电项目负责人应对运维人员进行安全教育和培训，提高运维人员的安全意识和应急处理能力。
第五章 质量管理
第二十三条 本管理制度中的运维工作应按照相关质量管理体系要求进行管理和控制，确保运维工作的质量。
第二十四条 光伏发电项目负责人应制定质量管理制度，确保光伏发电项目的质量。
第二十五条 光伏发电项目负责人应配备一定数量的质量管理人员，负责质量管理工作，并进行质量管理的培训和考核。
第二十六条 运维人员应按照制定的质量管理制度执行工作，确保运维工作的质量。
第六章 绩效评估
第二十七条 光伏发电项目负责人应定期对运维工作进行绩效评估，评估内容包括设备的运行效率、设备的故障率、故障处理的及时性、设备的维护保养情况等。
第二十八条 光伏发电项目负责人应根据绩效评估结果，对运维人员进行奖惩，激励优秀员工，督促差员工提高工作能力。
第七章 附 则
第二十九条 光伏发电项目负责人应定期对本管理制度进行检查和完善，确保其适应光伏发电项目的发展需求。
第三十条 光伏发电项目负责人应及时修订本管理制度，确保其符合国家相关法律法规和行业标准的要求。
第三十一条 光伏发电项目负责人应将本管理制度向全体运维人员进行宣传，确保全体运维人员理解并遵守管理制度。
第三十二条 对于违反本管理制度的运维人员，光伏发电项目负责人应按照相应法律法规和规章制度进行处理。
光伏发电管理制度 8
第一章总则
第一条为了规范光伏电站安全管理，确保光伏电站的安全、稳定运行，杜绝倒送电事故发生，保障人身和设备安全，特制订本规定。
第二条本规定适用于山晟新能源有限责任公司下属各光伏电站。各员工均有责任保护光伏电站的各项设施，并有权对损害电站正常运行的行为进行监督和检举。
第二章管理内容
第三条岗位职责
3.1凡电站工作人员，必须按其职务和工作性质熟悉并执行安全管理维护规程。
3.2电站操作人员必须具备一定的电工知识，了解电站各部分设备的性能，并经过运行操作技能的专门培训，经考核合格后，方可上岗操作。
第四条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循以下事项：
4.1值班人员应随时注意各项设备的运行情况，定时巡回检查，并按时填写值班记录。
4.2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。
4.3值班时不得喝酒，游玩。
4.4严格按照规程和制度进行操作，注意安全作业。
4.5未经批准，不得拆卸电站设备。
4.6未经有关部门批准，不得擅自允许外来人员进入电站参观。要保证经批准参观人员的人身安全。
第五条交接班制度
5.1交班人员应向接班人员介绍运行情况，并填写值班日志，对设备运行情况及缺陷处理情况、运行操作、调度命令等进行详细记录。
5.2交班人员应认真清点工具，仪表，查看有无损坏或短缺，向接班人员点交，并检查主控、设备间、宿舍、卫生间的卫生是否合格、具备交接条件。
5.3交班时如发生事故，应分清情况，由交接班人员共同处理，严重事故应立即报告上级。
5.4未正式交班前，接班人员不得随意操作，交班人员不得随意离开岗位。
5.5在接班人员接清各项工作分别签字确认后，交班人员方可离开工作岗位。
第六条生产管理
6.1电站应根据充分发挥设备效能的原则，遵守当地电网公司的发电计划曲线。
6.2要制定必要的生产检查制度，以保证发供电计划的完成。
6.3电站应按批准的计划停、送电时间执行，不得随意借故缩短或增加送电时间。因故必须停电时，按当地供电部门的管理权限办理停电申请手续，批准后方可执行。
6.4停送电、检修时，必须服从当地供电局、地区调度命令。
6.5要定期检查光伏电池方阵的金属支架有无腐蚀，并根据当地具体条件定期进行绝缘检验。方阵支架应良好接地。
6.6在使用中应定期对光伏电池方阵的光电参数包括其输出功率进行检测，以保证方阵不间断地正常供电。
6.7遇有大雨，冰雹，大雪等情况，光伏电池方阵一般不会受到损坏，但应对电池组件表面及时进行清扫，擦拭。
6.8应每月检查一次各光伏电池组件的封装及接线接头，如发现现有封装开胶进水，电池变色及接头松动，脱线，腐蚀等，应及时进行理处。不能处理的，应及时向电力管理部汇报。
第七条逆变器维护管理
7.1应严格按照逆变器使用维护说明书的规定操作使用、尤其是，在开机前注意输入电压是否正常；在操作时要注意开关机的顺序是否正确，各表计和指示灯的指示是否正常。
7.2逆变器一般均有断路，过流，过压，过热等项目的自动保护，因此在发生这些现象时，无需人工停机；自动保护的保护点一般在出厂时已设定好，无需进行调整。
7.3逆变器机柜内有高压，操作人员一般不得打开柜门，柜门平时应锁死。
7.4在室内温度超过3 0度时，应采取散热降温措施，以防止设备发生故障，延长设备使用寿命。
7.5应定期检查逆变器各部分的连线是否牢固，有无松动现象，尤其应认真检查风扇，功率模块，输入端子，输出端子以及接地等。
7.6一旦告警停机，不准马上开机，应查明原因并修复后再开机，检查应严格按逆变器维护手册的'规定步骤进行。
7.7操作人员必须经过专门培训，并应达到能够判断一般故障的产生原因并能进行排除，如能熟练的更换熔丝等，未经培训的人员，不得上岗操作使用设备。
7.8如发生不易排除的事故或事故的原因不清，应做好事故的详细记录，并及时通知电力管理部。
第八条配电柜和测量控制柜的维护管理
8.1配电柜和测量控制柜的具体操作使用和维护检查，按设备使用维护说明书和技术说明书要求进行。
8.2值班人员对配电柜的巡回检测的内容主要包括：1）仪表，开关和熔断器有无损伤；2）各部件接点有无松动，发热和烧坏现象；3）触电保护器动作是否灵敏；4）接触开关的触点是否有损伤；5）检查接地情况，用兆欧表测试外壳接地电阻应小于1 0欧；6）柜体有无锈斑。
8.3配电柜检修内容主要包括：1）清扫配电柜，修理，更换损坏的部件和仪表；2）更换和紧固各部件接线端子；3）修理损坏的引线绝缘；4）箱体如有锈斑，应清除锈斑并涂防锈漆，检修后，必须检查接线和极性完全正确后方可通电实验。
第九条值班人员应定时监视测量控制柜指示的有关数据。如有异常，立即汇报、处理。
第十条由于测量控制柜内有直流高压，非值班人员不经允许不得打开机柜。
第十一条在逆变器内设置孤岛效应的检测防护功能。当设备和线路进行检修需要办理停电安全措施时，应先断开并网逆变器，避免检修人员伤亡事故的发生。
第十二其它
22.1本规定自下发之日起执行。
22.2本安全管理规定由XX有限责任公司负责解释。
光伏发电管理制度 9
1、目的
为切实加强光伏电站外来人员管理,确保人身及设备安全,制定本制度。
2、定义
外来人员:是指除本光伏电站以外的人员,包括进入光伏电站进行施工、参观、检查及办理其他事项的所有人员。
3、职责
光伏电站主要职责
负责按照制度要求,开展光伏电站外来人员的'管理工作。
4、管理内容与要求
外来人员进站时,光伏电站需将外来人员进站信息登记在附表80“外来人员登记表”中,具体按如下条款对外来人员进行管理。
4.1外委单位人员管理
4.1.1外委单位的人员进入变电站必须遵守变电站安全管理规定,进入生产区域施工作业必须履行工作票手续,在作业中必须按照制定的安全措施进行落实。
4.1.2所有进入生产区域进行作业的外委单位人员必须经光伏电站进行安全培训,在附录a“外委单位人员安全告知书”中签名确认,方可进入生产区域;附录a“外委单位人员安全告知书”作为附表80“外来人员登记表”的附件留存。
4.1.3作业人员如在作业过程中违反变电站安全管理规定,运行人员有权予以制止,如不改正,有权责令其离开作业现场。
4.1.4作业中使用变电站电源时,必须经运行人员同意,并履行工作票手续,在指定接引位置接引,安装计量表,加装漏电保护装置并有防止过负荷措施。
4.1.5作业中发生疑问时,必须先停止作业,向工作负责人汇报后,工作负责人与光伏电站站长、主值沟通并采取相应措施后,方可继续工作。
4.1.6外来人员未经运行人员同意,不得随意进入与作业无关的生产区域,不准动用生产工具、原料、设备、车辆、设施等。
4.1.7作业区域严禁吸烟,作业完成或告一段落后,必须及时清理作业现场,确保文明施工。
4.2外来参观、检查人员管理
4.2.1参观、检查人员必须得到光伏电站负责人允许后,方可进入光伏电站。
4.2.2参观、检查人员在进入生产区域前,必须由运行人员交代好注意事项,佩戴好安全帽、安全带、安全鞋、手套等防护措施,并在运行人员的带领下,方可进入生产区域进行参观、检查。
4.2.3参观、检查人员禁止操作任何设备。
4.3其他外来人员管理
4.3.1其他外来人员必须在取得光伏电站负责人许可后,方可进入光伏电站。
4.3.2其他外来人员禁止进入生产区域。
4.3.3在事情办理结束后,其他外来人员必须立即离开光伏电站。
5、检查与考核
本制度由光伏电站贯彻执行,检查与考核。
光伏发电管理制度 10
1、目的
为使设备的检修管理科学化、高效率,做到有组织、有计划、有准备的进行,达到发电公司对设备管理的要求,制定本制度。
2、定义
2.1 定期检修:根据《光伏电站检修规程》、《变电站检修规程》的要求,定期对设备进行较全面(对已掌握规律的老光伏发电系统可以有重点的进行)的检查、清理、试验、测量、检验及更换需定期更换的部件等工作,以消除设备和系统缺陷。
2.2 临时检修:对临时发现的缺陷或发生的故障的排除。
2.3 缺陷:是指主、辅设备及其系统在发电生产过程中发生的对安全、经济稳定运行有直接影响的异常,即在设备运行中发生的因其本身不良或外力影响,造成直观上或检测仪表(试验仪器)反映异常,但尚未发展成为故障的情况和影响安全运行的各种问题,如振动、位移、摩擦、卡涩、松动、断裂、变形、过热、泄露、声音异常、防洪设施损坏、照明短缺、标识牌不全等均称为设备缺陷。按其严重程度可分为三类:紧急缺陷、重大缺陷和一般缺陷。
2.3.1 紧急缺陷:是指威胁人身、设备安全,随时可能酿成事故,严重影响设备继续运行而必须尽快进行处理的缺陷。
2.3.2 重大缺陷:是指对设备使用寿命或出力有一定影响或可能发展为紧急缺陷,但尚允许短期内继续运行或对其进行跟踪分析的缺陷。
2.3.3 一般缺陷:是指对设备运行安全影响较小,且一般不至于发展成为上述两类缺陷,并能按其铭牌额定值继续运行,允许列入月、季(年)度检修计划中安排处理的缺陷。
2.4 故障:设备在工作过程中,因某种原因丧失规定功能或出现危害安全的现象。
3、引用标准或参考文件
3.1 dl/t 969-20xx 变电站运行导则
3.2 gj/t 264-20xx 光伏建筑一体化系统运行与维护规
4、主要职责
4.1 发电公司生产技术部主要职责
4.1.1 负责批准年度定期检修计划。
4.1.2 负责审核变电站一、二次设备、线路检修外委单位。
4.2 光伏电站主要职责
4.2.1 负责年度定期检修计划的编制、执行。
4.2.2 负责组织对缺陷、故障的处理。
4.2.3 负责对缺陷、故障数据的统计分析。
4.2.4 负责对检修过程进行总结,不断提高检修管理水平。
4.2.5 负责监督与检查外委单位合同的执行情况。
5、管理内容与要求
5.1 光伏发电系统责任分包管理
5.1.1 光伏发电系统分配
光伏电站工程移交生产后,站长组织运行人员对光伏发电系统按人进行分配,分配方法由光伏电站自行确定,填写附表61“光伏发电系统分配记录表”。
5.1.2 协议签订
分配完成后,站长分别与各运行人员签订附录a“光伏发电系统责任分包协议书”,协议书一式三份,一份由公司放入运行人员人事档案,一份保存在光伏电站档案室,一份由运行人员保存。
5.1.3光伏发电系统管理
5.1.3.1光伏发电系统巡视
协议书签订后,分包责任人是所分包光伏发电系统的日常巡视的主要负责人,巡视工作具体按《巡回检查管理制度》相关要求执行。在巡视过程中如发现光伏发电系统存在缺陷,检修班组组织人员对该设备进行检修。
5.1.3.2 光伏发电系统定期维护
光伏发电系统到达定期维护时间时,分包责任人对光伏发电系统开展定期维护工作。
5.1.4 激励
根据各光伏发电系统的日常运行情况及相关数据统计,按照签订的附录a“光伏发电系统责任分包协议书”,公司对相关人员兑现激励。
5.2 定期检修管理
5.2.1 定期检修计划的编制
5.2.1.1 每年12月份,光伏电站站长填写附表62“年度设备定期检修计划”,编制光伏电站下一年度定期检修计划,编制依据如下:
a 主、辅设备的检修周期。
b 设备的技术指标及健康情况。
c 设备生产厂家对其设备的定期检修要求。
d 《光伏电站检修规程》、《变电站检修规程》对设备定期检修工作的要求。
e 光伏电站当地的光照情况规律。
5.2.1.2 编制完成后,送发电公司生产技术部批准。
5.2.2 定期检修的执行
在定期检修开工前,必须按《工作票管理制度》、《危险点预控票管理制度》要求办理相应票据,之后按《光伏电站检修规程》、《变电站检修规程》相关要求开展具体定期检修工作。
5.2.3 定期检修记录
定期检修工作完成后,分包责任人将该设备本次定期检修的具体情况登记在附表67“设备台账”的“设备定期检修情况”栏目内。
5.2.4 发现缺陷的'处理
定期检修过程中,如发现设备存在缺陷,按5.3条款进行处理。
5.3 临时检修管理
5.3.1 缺陷、故障的发现及录入
5.3.1.1 运检人员在日常巡视、检修等工作中,如发现存在缺陷或故障,应立即向主值汇报,运行人员将缺陷或故障情况记录在附表64“设备缺陷、故障记录本”中。
5.3.1.2 如认为是紧急缺陷,应同时向站长汇报,核实确属紧急缺陷后应根据当时系统运行情况及相关规程规定,决定缺陷设备是否需要立即退出运行。
5.3.2 缺陷、故障的处理
在设备缺陷或故障处理开工前,必须按《工作票管理制度》、《危险点预控票管理制度》要求办理相应票据,才能进行缺陷或故障处理工作。
5.1 缺陷的处理
a 主值将缺陷情况通知检修班组,检修班组组织对缺陷情况进行消除,具体按《光伏电站检修规程》、《变电站检修规程》执行。
b 紧急缺陷的处理:检修班组需立即开展抢修工作,运行人员需加强对缺陷设备的监视,并随时报告站长,同时应迅速拟定事故应急措施,做好各项准备工作,一旦发现缺陷恶化,应立即采取措施对缺陷设备进行隔离。在处理紧急缺陷时,站长需在现场监督检查紧急缺陷的消除工作,并制定处理方案和质量验收,紧急缺陷必须连续处理。
c 重大缺陷的处理:处理时限一般不得超过一周,具体时限由检修班组根据缺陷情况确定并在附表64“设备缺陷、故障记录本”的“处理结果及日期”栏目中注明。
d 一般缺陷的处理:一般缺陷可结合定期检修计划安排处理,对于一些检修人员有能力可以很快处理的小缺陷,检修人员可自行处理。
e 对有紧急或重大缺陷的设备,若因特殊原因,不能在规定时限内停机处理,而需带缺陷继续运行时,光伏电站必须提供充分的依据并报发电公司生产技术部批准。
5.2 故障的处理
运行人员填写附表60“设备故障检修通知单”,将故障情况通知检修班组,检修班组组织对故障情况进行消除,检修具体工作按《光伏电站检修规程》、《变电站检修规程》执行。
5.3 光伏电站不能自行消除的缺陷或故障的处理
a 质保期外光伏发电系统、箱变、生活设备发生重大缺陷或故障时,光伏电站填写附表66“设备维修申请单”,发电公司批准后,光伏电站寻找外委单位,对缺陷或故障予以处理。
b 变电站一、二次设备、线路所发生的重大缺陷或故障时,光伏电站填写附表66“设备维修申请单”,发电公司批准后,光伏电站联系外委单位进行处理。
c 外委单位处理的重大缺陷或故障消除后,光伏电站人员填写附表67“设备维修验收单”,对缺陷或故障消除情况进行验收。
5.3.3 缺陷或故障的登记
缺陷或故障消除验收完成后,运行人员将该设备本次的临时检修情况记录在附表63“设备台账”的“设备缺陷、故障检修情况”栏目内。
5.3.4 总结分析
5.3.4.1 光伏电站每月在月报中将本月的缺陷发生情况、消缺完成情况及消缺率上报发电公司生产技术部。
注:消缺率=(本月消除缺陷数/本月发生缺陷数)×100%
5.3.4.2 光伏电站应重视对检修管理过程中的经验、教训的分析、总结,不断提高检修管理水平,提高设备的可靠性。
5.3.4.3 光伏电站需对设备缺陷、故障的数据进行统计分析,从中分析出设备运行规律,为备品备件定额提供可靠依据,预防设备缺陷、故障的发生,降低设备缺陷及故障发生率,提高设备健康水平,将设备管理从事后管理变为事前管理。
5.4 供应商检修时停送电的管理
5.4.1 供应商如需停电检修时,需填写附表65“停送电联系单”,经站长批准后予以停电。
5.4.2 供应商检修完成后,如需送电,需填写附表65“停送电联系单”,经站长批准后予以送电。
6、检查与考核
6.1 本制度由光伏电站贯彻执行。
6.2 本制度的实施由发电公司生产技术部检查与考核。
光伏发电管理制度 11
1、变电站运行人员岗位责任制
制定变电站运行岗位责任制，明确变电站运行人员岗位职责。
2、值班管理
2.1制定“变电站值班工作标准”，按要求做好值班工作。
2.2电站运行人员应按规定进行培训，考试合格后方能正式担任值班工作。
2.3电站运行人员应根据上级批准的值班方式安排轮值，由站长（值班班长）编排，未经许可不得随意调班。
2.4电站当班运行人员应穿统一服装，衣着整齐，并配戴值班标志。
3、交接班管理
3.1制定“变电站交接班工作标准”。电站运行人员应按照交接班工作标准进行交接，未办完交接手续前，不得擅离职守。
3.2电站运行人员应提前到站做好接班的准备工作。交接班时，如接班人员未到，交班人员应坚守工作岗位，并立即报告领导，做好安排。
3.3交接班时如遇倒闸操作，原则上应由交班人员负责完成：要处理事故或进行倒闸操作时，不得进行交接班；交班时发生事故，停止交接班并由交班人员处理，接班人员在交班班长指挥下协助工作。
3.4交班前，值班长应组织全体人员进行本值工作小结。
3.5交接班内容经双方确认清楚无误后，交、接班值班长签名并记录交班完毕时间。接班人员在接班中发现的问题，应由交班人员重新处理，直至达到要求方可履行交接班签名手续。
3.6接班后，值班长主持召开班前会，向全值人员交代本值运行注意事项，安排本值工作。
4、设备巡回检查管理
4.1制定“电站设备巡回检查工作标准”。电站运行人员应按照工作标准要求巡视设备，及时发现设备异常状态，并认真分析，正确处理，及时汇报，做好记录。
4.2有权单人巡视高压设备的值班人员和非值班人员进行设备巡视时，应遵守电网标准中的有关规定。
4.3电站设备巡视分为日常巡视和特殊巡视两种。
4.4电站设备的日常巡视周期由值班长根据设备状态评价的结果，经综合分析确定。
4.5电站设备的特殊巡视的对象、时间和次数由值班长根据设备的健康状况、设备的运行工况、气候情况以及设备状态评价综合结果确定，可随时调整。如遇有下列情况，应进行特殊巡视。
1)设备经过检修、技术改造或长期停用后重新投入系统运行，新安装设备加入系统运行；
2)设备缺陷近期有发展时；
3)恶劣气候、事故跳闸和设备运行中有可疑现象时；
5、倒闸操作管理
5.1电站运行人员应每月对倒闸操作的执行情况进行审查、统计、分析、上报，运行人员应对执行情况进行检查，及时反馈执行情况和存在问题。
5.2电站应对倒闸操作执行中存在的.问题及时进行整改，变电运行部门应进行检查、监督。
6、运行分析管理
6.1电站应每月开展综合运行分析，分析电站的安全运行、运行管理情况，找出影响安全、经济运行的因素和存在的问题，并针对其薄弱环节，提出实现安全、经济运行的有效措施。
6.2综合运行分析主要包括：系统接线方式，设备更动情况，保护、断路器动作情况，工作票合格率，设备事故、障碍、异常、重大缺陷，最大、最小发电量，电压质量，母线电量不平衡率，综合自动化系统及直流系统运行情况，本站培训情况等。
6.3电站进行综合运行分析后，应按有关工作标准填写运行分析报表报上级。
6.4电站可结合事故、障碍、异常运行情况，进行不定期专题运行分析。
7、电站事故处理管理
7.1运行人员应根据电力安全生产规程、电力调度规程、青海省电网公司有关管理标准、技术标准、电站工作标准、有关安全工作预案进行事故处理。
7.3电站应根据电网运行情况、设备运行工况、状态评价确定的设备健康状工况、状态评价确定的设备健康状况、季节特点、气候情况等每月进行一次事故预想，每季度进行一次反事故演习，并按要求填写记录。
7.4电站在事故发生后应按照电站事故处理工作标准规定，记录并汇报事故有关情况。内容主要包括：事故前的电网运行方式和设备运行状态，事故发生时间和经过，断路器跳闸和继电保护动作情况，录波器及其他安全自动装置动作情况，设备损失情况、事故处理情况等。
7.5运行人员在事故发生后应及时组织相关技术和管理人员对事故进行初步分析，提交事故初步分析报告，内容包括：事故前的电网运行方式和设备运行状态，事故发生时间和经过，断路器跳闸和继电保护动作情况，录波器及其他安全自动装置动作情况，设备损失情况、事故处理情况，以及继电保护动作行为分析，录波器及继电保护报文分析，事故原因初步分析等。应按照“三不放过”的原则，配合上级有关部门做好事故调查工作。
7.6电站应开展事故统计分析工作，总结经验，为设备选型、设备维护、设备运行管理提供技术依据。
8、电站工作标准的管理
8.1应依据上级有关电站的管理标准和技术规范，根据运行管理需要，制定“电站工作标准”，包括：岗位责任标准、倒闸操作工作标准、设备运行工作标准、值班工作标准、交接班工作标准、设备巡回检查工作标准、运行分析工作标准、事故处理工作标准等标准化作业文档。
8.2“电站工作标准”应随设备变化动态更新，定期修编、批准。
光伏发电管理制度 12
第一章总则
第一条为搞好本工程建设，规范施工行为，优化工程施工，确保工程质量和进度，完成合同约定的目标，保证建设方的根本利益，最终实现设计意图，制定本制度。
第二条本制度制定依据为《中华人民共和国建筑法》、《建筑工程施工质量验收规范》、《建筑工程施工质量验收统一标准》、《建设工程质量管理条例》、《工程委托监理合同》、《建设工程监理规范》、《建设工程项目管理规范》、《建设工程施工合同》等有关的法规、文件。
第三条施工承包单位除执行本制度外，尚应执行国家现行的有关法律、规范和强制性标准的规定。
第二章施工项目管理
第五条工程施工管理应严格执行项目经理责任制。
（一）项目经理应根据企业法人授权范围和内容，对施工项目自开工准备至竣工验收，实施全过程、全面管理。
（二）项目经理资质应符合工程建设的要求，具有承担施工项目管理任务的专业技术、管理协调能力和经济、法律、法规知识，应接受发包人和监理机构的检查和监督，不得擅离职守。
（三）项目经理应认真履行职责，建立质量管理体系和安全管理体系并组织实施，做好各方的协调工作，营造和谐的施工关系，及时解决项目中出现的问题，进行现场文明施工管理，发现和处理突发事件。
第六条项目经理部的人员配置应满足施工项目管理的需要；职能部门的设置应符合有关规定和要求。
第七条监理机构有权向建设方要求更换不合格的项目经理及项目经理部其他管理人员。
第三章工程质量管理
第八条承包单位应向监理机构报送项目经理部的质量管理体系进行审查，包括组织机构、各项制度、管理人员、专职质检员、特种作业人员的资格证、上岗证等有关资料。监理机构对符合要求的予以确认，不符合要求之处承包单位应进行整改。
第九条承包单位应坚持贯彻“质量第一，预防为主”的方针和“计划、实施、检查、处理”循环（即PDCA）工作方法，不断改进过程控制。
第十条施工承包单位根据工程的具体情况编制详细的切实可行的施工组织设计（方案）。
（一）在工程项目开工前约定的时间内，承包单位必须完成施工组织设计的编制及内部自审批准工作，并报送监理机构审批；
（二）承包单位应按审定的施工组织设计（方案）进行施工，如需对其内容进行调整和变更，应在实施前将变更内容书面报送监理机构进行审核，签认后方可实施；
（三）对重要分部、分项工程，在开始进行施工前应编制详细的施工方案，包括：完成该项工程的方法、施工机械设备及人员的配备与组织、质量管理措施以及进度安排等，报请监理机构审查，认可批准后方能实施；
（四）承包单位应针对季节编制详细的可行的施工方案，如雨季、冬期施工方案等。
（五）每一分项工程开始前，均要进行技术交底；由项目经理部主管技术人员编制技术交底书，经项目总工批准后实施，应包括施工方法、质量要求、验收标准和应注意的问题，以及对可能出现的意外情况采取的措施及应急方案；未做好技术交底的工序，不得施工。
第十一条承包单位应对建设单位给定的原始基准点、基准线和标高等测量控制点进行复核，并将复测结果报监理部进行审核，经批准后建立施工测量控制网，并对其准确性负责，同时做好基桩的保护。
第十二条承包单位应对进场的拟在工程中使用的材料构配件的质量进行严格控制，严格按有关程序进行自检和报验。
（一）承包人负责采购的原材料、半成品或构配件及设备，应按合同约定及设计和有关标准采购，进场前应向项目监理机构申报，同时应提供齐全有效的质量文件，包括：产品合格证及技术说明书、质量检验证明等，对于重要的材料，应提交样品，供试验或鉴定，经确认合格后方可进场使用于本工程；
（二）凡是没有产品出厂合格证明及检验不合格者，不得进场；
（三）承包人采购的材料设备在使用前，应按监理工程师的要求进行检验或试验，不合格的不得使用；承包人采购的材料设备与设计或标准要求不符时，承包人应按监理工程师要求的时间运出施工场地，重新采购符合要求的产品，并承担由此发生的费用；（四）监理工程师发现承包人使用不符合设计或标准要求的材料设备时，承包人应进行修复、拆除或重新采购，并承担由此发生的后果；
（五）承包人不得擅自进行材料代换，需要使用代用材料时，应经监理工程师同意认可后方能使用；
（六）承包人应随时接受监理工程师对材料的检查检验，并提供便利条件，不得阻挠推委。
（七）材料构配件存放和保管（比如钢筋防锈、水泥防潮等）应符合有关规定，不得影响质量；项目经理部应对材料进行标识和有序分类堆放；
（八）对发包人提供的材料、半成品、构配件、工程设备等，应按合同等有关规定执行。
第十三条施工机械设备、测量及计量器具应进行报验，经监理部同意后方可使用于本工程。
第十四条承包单位如采用新材料、新工艺、新技术、新设备时，应报送相应的施工工艺措施和证明材料（权威技术部门的技术鉴定证书，有关的质量数据、指标等相关材料），组织专题论证，经审定后方可实施。
第十五条本工程实行见证取样制度，具体办法按有关规范规定执行；试验室应具有相应的资质并进行备案、认可。
第十六条管理人员应到位，包括技术负责人、专职质检人员及与作业活动有关的测量人员、材料员、试验员必须在岗；从事特殊作业的人员，如电焊工、电工、起重工、架子工等，必须持证上岗。
第十七条从事作业活动的操作人员数量必须满足作业活动的需要，相应工种配置能保证作业有序持续进行，不能因人员数量及工种配置不合理而造成停顿。承包单位项目经理部应定期对全体施工人员进行质量知识培训，并保存培训记录。
第十八条承包单位应认真按标准、规范和设计图纸以及监理工程师依据合同发出的.指令施工，随时接受监理人员的检查检验，并为检查检验提供便利条件。
第十九条承包单位应严格执行“三检”制度；监理工程师的检查是在承包单位自检合格的基础上进行的，专职质检员未检查或检查不合格不得报监理工程师；未经监理工程师检验或已经检验定为不合格的，严禁转入下道工序施工。
工程具备隐蔽和中间验收条件时，承包人应进行自检，并在隐蔽或验收前48小时以书面形式通知监理机构验收，同时应通知建设方和质监部门检查验收，经同意后，方可隐蔽。
第二十条承包单位根据监理机构提供的旁站监理方案，应当在需要实施旁站监理的关键部位、关键工序施工前24小时，书面通知监理机构；凡旁站监理人员和施工现场质检人员未在旁站监理记录上签字的，不得进行下一道工序施工。
第四章工程进度管理
第二十一条项目进度控制应以实现施工合同约定的竣工日期为最终目标。
第二十二条项目进度控制应建立以项目经理为责任主体，由子项目负责人、计划人员、调度人员、作业队长及班组长参加的项目进度控制体系。
第二十三条承包单位应根据合同约定的进度目标编制施工总进度计划，上报监理机构和建设方进行审批，并有保证实施的具体措施。
第二十四条承包单位应对施工进度计划认真组织实施，实时实地检查计划的实施情况，对出现的偏差应及时进行调整，并应不断预测未来的进度状况。
第二十五条项目经理部应认真对进度的完成情况进行总结，对机械设备、人员、材料的等影响因素进行合理的配置和调整。
第二十六条承包单位应在每周工地例会上以书面形式向建设方和监理机构上报周进度计划，内容应包括：本周进度完成情况（如有未完工程，应说明原因及拟采取的补救措施）、存在的问题及需要协调解决的问题以及下周工作安排等。
第二十七条承包单位应在每月25前以书面形式向建设方和监理机构上报月进度计划，内容应包括：本月进度完成情况（如有未完工程，应说明原因及拟采取的补救措施）、存在的问题及需要协调解决的问题以及下月工作安排等。
第二十八承包人应监理机构确认的进度计划组织施工，接受监理工程师对进度的检查、监督。当工程实际进度与经确认的进度计划不符时，承包人应按监理工程师的要求提出改进措施，经确认后执行。因承包人的原因导致实际进度与计划进度不符时，承包人承担由此产生的后果。
第五章设计变更管理
第二十九条承包单位未经发包人及监理部同意不得对工程设计随意变更。如果由于承包单位擅自变更设计，发生的费用和因此而导致的发包人的直接损失，由承包人自行承担，延误的工期不予顺延。
第三十条施工中承包人不得因施工方便而要求对原工程设计进行变更。
第三十一条工程设计变更应严格按有关程序进行。
第六章工程暂停令
第三十二条为确保工程质量和安全，监理部根据规范及委托监理合同中建设单位的授权，对出现下列情况者，将下发工程暂停指令：
（一）施工作业活动存在重大质量和安全隐患，可能造成质量和安全事故或已经造成质量和安全事故的；
（二）承包单位未经许可擅自施工或拒绝项目监理机构管理的；
（三）施工中出现异常情况，经提出后，承包单位未采取有效措施，或措施不力未能扭转异常的；
（四）隐蔽作业未经依法查验确认合格，而擅自封闭的；
（五）已发生质量问题迟迟未按监理工程师的要求进行处理，或者是已发生质量缺陷或问题，如不停工则质量缺陷或问题继续发展下；
（六）未经监理工程师审查同意，而擅自变更设计或修改图纸进行施工者；
（七）未经技术资质审查的人员或不合格人员进入现场施工；
（八）实用的原材料、构配件不合格或未经检查确认者；或擅自采用未经审查认可的代用材料者；
（九）擅自使用未经项目监理机构审查认可的分包单位进场施工；
（十）其它发生需要暂停施工的情况的。
第七章工地例会制度
第三十三条工地例会拟定于每周一上午九点定期举行，如有变化另行通知，无变化正常进行；承包单位项目经理、技术负责人、质检人员及有关专业人员必须参加，不得无故缺席。
第八章公文往来制度
第三十四条承包单位不得以任何理由拒收监理机构下发的监理工作函件，包括：监理工程师通知单、监理工作联系单、会议纪要、备忘录等有关文件；承包单位如对监理机构下发的文件持有异议，可书面反馈。
第三十五条对施工中需要解决的问题及意见和建议，应书面提交。
第九章资料信息管理
第三十六条承包单位项目经理部应做好信息传递工作，保证其及时性和准确性，尤其是涉及的工程变更等重要的信息，避免因此而发生不应有的后果。
第三十七条承包单位应做到施工资料与工程同步进行，严格按照有关程序规定进行资料的报审，应符合质监、建设、监理部门的要求；施工资料的格式应符合有关规定，编制、整理、归档应符合《建设工程文件归档整理规范》的规定。
第十章分包单位的管理
第三十八条承包人按合同专用条款的约定分包所承包的部分工程，并与分包单位签订分包合同；不经发包人同意，承包人不得将承包工程的任何部分分包。
第三十九条在分包工程开工前，总包单位应将分包单位的有关资质资料报送监理机构审查，包括：营业执照、企业资质等级证书、施工许可证、安全生产许可证、专职管理人员及特种作业人员的资格证、上岗证等，经审定后方可进场进行施工。
第四十条工程分包不能解除承包人的任何责任与义务。承包单位应对分包单位的施工质量、进度、安全、资料等进行管理，保证本合同的履行；分包单位的任何违约行为或疏忽导致工程损害或给发包人造成其它损失，承包人承担连带责任。
第十一章罚则
第四十一条对违反本制度规定的，施工单位有下列行为之一的责令改正，并处以罚款；
（一）项目经理未经允许擅离职守的，每次处以500元罚款，脱岗三次以上（含三次）的要求更换；不称职的要求更换；
（二）技术负责人不称职的要求更换；质量检查员不称职的要求更换；
（三）对于工程隐蔽和重要工序的检查验收，承包单位未自检合格进行报验，或自检敷衍存在侥幸心理的，每发生一次处以500元罚款，三次（含三次）以上者，在罚款的同时，并对责任人进行更换；对未经允许擅自隐蔽的，责令返工，并处以10000元罚款，并对责任人进行处理，情节严重者清退出场；
（四）不服从监理机构的管理，态度恶劣的，对责任人处以2000元罚款，并清退出场，项目经理部负连带责任；
（五）对违反工地例会制度的，无故迟到5分钟者，罚款50元；无故迟到10分钟者，罚款100元；无故不参加者，罚款500元。实行现金处罚。拒不执行者，取消其参会资格，并视为不称其职，将进行更换处理；
（六）对违反进度条款者，视情况予以100—5000元罚款；情况严重者，与建设方协商处理；
（七）拒收监理机构发文的，发生一次处以500元罚款，发生三次（含三次）以上的，罚款的同时并对责任人清退出场；
（八）施工资料不能与施工同步进行，或报验不及时，或弄虚作假者，每发生一次处以200元罚款，三次（含三次）以上者，要求更换责任人；
（九）如果施工队伍的操作水平、质量意识、技术能力等综合素质不能保证施工的正常进行，则要求承包单位限期整改；如果仍维持原状，监理机构将与建设方协商进行处理，直至要求更换施工队伍；
（十）凡承包单位所属人员违反本制度的，项目经理部承担连带责任。
第十二章奖励
第四十二条在施工过程中，承包单位提出合理化的建议，为建设方节省了投资，可视情况由建设方给予一定的奖励。
第四十三条承包单位在违反有关条款后，积极的进行了整改，且效果显著，并在此后未再违反，可酌情将罚金部分或全部退回。
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