- 目录
包括哪些
电站设备管理制度是对电力生产过程中涉及的所有设备进行规范化管理的一套体系，主要包括以下几个方面：
1. 设备购置与验收：明确设备采购流程，确保设备质量符合标准，并在设备到货后进行严格的验收程序。
2. 设备运行与维护：规定设备的日常运行操作规程，定期进行保养和检查，预防设备故障的发生。
3. 故障处理与维修：建立故障报告机制，制定应急响应计划，及时修复设备，保证电站正常运行。
4. 设备退役与报废：制定设备退役标准，明确报废流程，确保设备资源的有效利用。
5. 安全管理：强化安全意识，执行安全操作规程，防止设备事故和人身伤害。
6. 培训与考核：定期对操作人员进行设备操作和维护知识的培训，通过考核确保其技能水平。
重要性和意义
电站设备管理制度的建立健全，对于保障电力供应的稳定性和安全性至关重要。其重要意义体现在：
1. 提高效率：规范化的设备管理可以减少设备故障率，提高电站运行效率，确保电力供应的连续性。
2. 节约成本：通过科学的维护和维修策略，延长设备寿命，降低设备更换和维修成本。
3. 确保安全：严格的安全管理能有效预防设备事故，保护人员安全，降低企业风险。
4. 提升服务质量：稳定的设备运行是提供优质电力服务的基础，良好的设备管理制度有助于提升客户满意度。
5. 符合法规：遵守国家和行业的设备管理规定，确保企业的合法合规运营。
措施
1. 制定详尽的设备管理制度：结合电站实际情况，制定全面、具体的设备管理规章制度，明确各环节的责任人和执行标准。
2. 建立设备档案：为每台设备建立详细的档案，记录设备参数、使用历史、维修记录等，便于管理和追溯。
3. 实施设备状态监测：利用现代技术手段，如传感器和数据分析，实时监控设备运行状态，预测潜在问题。
4. 定期评估与更新制度：定期对设备管理制度进行审查和评估，根据实际运行情况及时调整和完善。
5. 强化员工培训：定期组织设备操作和维护培训，确保员工熟悉设备性能和操作规程。
6. 建立奖惩机制：对严格执行设备管理制度的员工给予奖励，对违规行为进行处罚，形成良好的管理氛围。
7. 加强供应商管理：选择信誉良好、质量可靠的设备供应商，建立长期合作关系，确保设备源头的质量控制。
通过上述措施，电站设备管理制度能够得到有效的实施，从而提高电站的运营效率和安全性，为企业创造更大的价值。
电站设备管理制度范文
第1篇 电站主要设备评级管理制度
1 目的
为加强光伏电站设备管理，全面掌握设备技术状况，用好、修好、管好设备，制定本制度。
2 职责
2.1 光伏电站主要职责
光伏电站负责组织对场内主要设备的评级工作。
3 管理内容与要求
3.1 总则
3.1.1 设备评级过程自始至终应贯彻高标准、严要求、实事求是的精神，防止走过场，以运行状况好坏作为评价设备的主要依据，准确反映设备的技术状况，全面考虑主机和附属设备的技术状况（定性指标和定量指标）及其对光伏发电系统安全运行和出力的影响。
3.1.2 设备分为一、二、三类，其中一、二类统称完好设备。完好设备数量（即一、二类设备数量之和）与参与评级的设备数量（即一、二、三类设备数量之和）之比称“设备完好率”。
3.2 光伏电站主要设备
1光伏发电系统。
2 变电站设备（电容器、电抗器、高压开关柜、断路器、隔离刀闸、电流互感器、电压互感器、避雷器）。
3 箱式变压器。
3.3 主要设备评级时间
3.3.1 新设备正式移交生产前，由光伏电站与工程部共同进行评级。
3.3.2 设备大小修后或设备技术状况有明显变化时，由光伏电站进行评级。
3.3.3 光伏电站每年年底对所有主设备进行一次全面评级。
3.4 主要设备评级标准
3.4.1 一类设备是经过运行考验，技术状况良好，能保证安全、经济、满发的设备，主要条件如下：
3.4.1.1 能持续达到额定出力。
3.4.1.2 各种主要运行指标及性能参数符合设计或者有关规程的规定。
3.4.1.3 设备本体没有影响安全运行的缺陷，部件和零件完整齐全，腐蚀、磨损轻微。
3.4.1.4 附属设备技术状况及运行情况良好，能保证主设备出力、效率和安全运行。
3.4.1.5 保护装置、信号及主要测量仪表等完整良好，指示正确，动作正常。
3.4.1.6 主要自动装置能正常投入使用。
3.4.1.7 主要的标志、编号能满足生产要求。
3.4.1.8 设备及周围环境清洁，无渗漏。
3.4.2 达不到一类设备标准，个别部件有一般性缺陷，但能经常满发的设备为二类设备。
3.4.3 三类设备是有重大缺陷的设备，不能保证安全运行，出力降低，效率差或渗漏严重。
注：仅有个别仪表或非主要自动装置准确程度或可靠程度较差，且对安全、经济运行没有显著影响，可以不评为三类设备。
3.4.4光伏发电系统评级标准
3.4.4.1 一类设备
a 在标准额定条件下，能达到额定出力的95%以上。
b 光伏发电系统在各种光照强度下的出力不小于功率曲线对应值的95%。
c 光伏发电系统各种指标、参数符合设计要求及《运行规程》中对设备的基本要求。
d 光伏发电系统没有影响安全运行的缺陷，零部件完整齐全。
e 保护装置完整良好，指示正确，动作正常。
f 自动装置能正常投入使用。
g 利用系数不小于90%。
h 没有较严重渗漏现象，设备清洁卫生。
3.4.4.2 二类设备
a 在标准额定条件下，能达到额定出力的90%。
b 光伏发电系统在各种光照强度情下的出力不小于功率曲线对应值的90%。
c 光伏发电系统各种指标、参数不能满足一类设备的要求，但可以安全运行。
d 存在不影响安全运行的缺陷。
e 保护装置完整良好、指示基本正确。
f 自动装置能正常投入使用。
g 可利用系数小于90%，大于80%。
h 有较严重渗漏现象。
3.4.4.3 三类设备：不能满足二类设备要求或有下列情况
a 有重大设备缺陷，部件不完整或不齐。
b 保护装置不完整，影响安全运行。
c 自动装置不能保证正常投运。
d 有严重渗漏现象，设备表面锈蚀严重。
3.4.5 变电站设备评级标准
3.4.5.1 电容器评级标准
a 一类设备
定期进行试验，并符合规程要求。
瓷件完好无损。
密封良好，外壳无渗油、无油垢、无变形、无锈蚀、油漆完好。
资料齐全、正确，与现场实际相符。
设备标志齐全、清楚、正确。
设备安装场地通风良好。
b 二类设备
试验数据稍有变化，但仍符合规程规定。
瓷件虽有小块损伤，但不影响安全运行。
外壳有轻微渗油和轻微变形。
c 三类设备
达不到二类设备标准的。
3.4.5.2 电抗器评级标准
a 一类设备
定期进行试验，符合规程要求。各项参数符合实际运行需要。
线圈无变形，混凝土支柱无裂纹、瓷件无损伤。
通风良好，通道清洁，无积水，无杂物。
本体清洁，油漆完好，标志正确清楚。
资料齐全，正确，并与实际相符。
b 二类设备
达到一类设备第一条规定的标准。
线圈稍有变形，混凝土支柱稍有裂纹，瓷件稍有损伤，但不影响安全运行。
通风基本良好，资料齐全。
c 三类设备
达不到二类设备标准的。
3.4.5.3 高压开关柜评级标准
a 一类设备
预防性试验合格，油质、fs6气体合格，真空开关真空度符合要求。
各项技术参数满足实际运行需要。
开关安装地短路容量小于开关实际开断容量，不过负荷。
导电回路接触良好，无发热现象。
部件完好，零件齐全，瓷件无损，接地良好。
操作机构灵活，无卡阻现象。
油位、气压、油色正常。
无漏油，漏气现象。
开关整洁，油漆完整，标志齐全、正确、清楚，分、合标志正确、清楚。
资料齐全、正确，与实际相符。
b 二类设备
能达到一类设备1-7条标准。
有轻微的渗油、漏气。
油质呈微酸性。
c 三级设备
达不到二类设备标准的。
3.4.5.4 主变压器评级标准
a 一类设备
持续达到额定出力或上级批准的出力，温升符合设计的数值或上层油温不超过85℃。
绕组、套管和绝缘油等试验均符合《电力设备交接和预防试验规程》规定。
部件和零件完整齐全；分接头开关的电气和机械性能良好，无接触不良或动作卡涩现象。
冷却装置运行正常，散热装置齐全。
电压表、电流表、温度表等主要表计部件完好、准确。差动保护、过电流保护、瓦斯继电器、防爆装置等主要保护和信号装置部件完好，动作可靠。
一次回路设备绝缘及运行情况良好。
变压器本身及周围环境整洁，照明良好，必要的标志、编号齐全。
不漏油，或稍有轻微的渗油但外壳及套管无明显油迹。
b 二类设备
经常能达到额定出力或上级批准的出力，温升符合设计的数值或上层油温不超过95℃。
绕组、套管试验符合《电力设备交接和预防试验规程》的规定，绝缘油的介损比规程规定稍有增大或呈微酸反应。
部件和零件齐全，分接头开关的电气和机械性能良好，无接触不良或动作卡涩现象；接触电阻稍有变化，但不影响安全运动。
冷却装置运行正常，不影响变压器出力。
电压表、电流表、温度表等主要表计部件完好、准确，差动保护、过电流保护、防爆装置等主要保护和信号装置部件完好，动作可靠，瓦斯继电器重瓦斯未投入跳闸。
第2篇 某水电站机电设备检修管理制度
1 目的
规范和加强青铜峡水电站机电设备的检修管理,提高机电设备的安全性和可靠性,延长机电设备的使用寿命,确保电站机电设备安全、稳定运行。
2 适用范围
青铜峡水电站机电设备的检修管理
3 职责
3.1 宁电分公司
3.1.1 贯彻黄河水电公司设备检修管理的规划和要求,执行本制度。
3.1.2 组织编制机组检修需要的各项管理制度,负责设备检修的全过程组织管理及协调工作。
3.1.3 严格执行黄河水电公司招投标及资产管理控制程序。
3.1.4 接受黄河水电公司的业务指导及监督检查。
3.1.5 向黄河水电公司提出设备检修管理的改进建议。
3.2 专业分公司
3.2.1 落实黄河水电公司设备检修管理要求,执行本制度,实现宁电分公司提出的检修管理责任目标。
3.2.2 对设备检修的安全、质量、工期、现场文明施工负责。
3.2.3 严格执行宁电分公司物资管理控制程序及相关规定。
3.2.4 负责组织有关检修的技术资料、文件、技术记录等整理归档工作,并移交宁电分公司。
3.2.5 接受宁电分公司的业务指导及监督检查。
3.2.6 配合宁电分公司完成检修后的总结及有关统计报表。
4 规则
4.1 检修间隔及停用时间
按照《发电设备检修导则》(dl/t 838-2003)的规定,青铜峡水电站发电机组各级检修间隔和组合方式如下:
4.1.1 检修间隔和组合方式
4.1.1.1 a级检修
每6年一次;a级检修间隔内的各级检修组合方式为:a-c(d) –c(d)-b-c(d) –a (d级检修可根据实际情况改为c级检修);
4.1.1.2 b级检修
安排在a级检修第3年进行;
4.1.1.3 主变检修
主变压器根据运行情况和试验结果确定,一般10年一次a级检修, c级检修每年一次;
4.1.1.4 辅助设备检修
随机组检修进行,应根据设备的实际运行情况和制造厂家的技术规定确定检修计划;
4.1.2 停用时间
常规性检修原则上规定停用时间如下:a级检修:91天-105天;b级检修:不超过55天;c级检修:11天-13天;d级检修时间约为c级检修时间的一半。
4.2 检修管理
4.2.1 机电设备检修前应制定h点检修验收标准,并在检修的全过程监督执行检修文件包情况;
4.2.2 规定的检修停用时间内,按照检修计划,完成既定的全部检修作业并达到规定的质量目标和标准;
4.2.3 机电设备检修管理实行全过程管理,引入“五步循环”的管理模式,pdca循环(p-计划、d-实施、c-检查、a-总结)的质量管理方法;
4.2.4 质量验收实行质检点(h点、w点)验收方式。对a/b级检修逐步推行监理制;
4.2.5 制定完善的检修措施,做到文明施工,爱护设备、设施以及施工机具,保持检修现场清洁、整齐。
4.2.6宁电分公司根据设备状况,延长或缩短检修间隔,须组织专家进行技术鉴定,并报黄河水电公司备案。
4.2.7检修过程中,因处理发现的重大设备缺陷需变更检修工期、检修级别时,应在计划工期过半之前向电力调度部门提出申请,经批准后实施。
5 程序
5.1 检修工程规划和计划的编制与实施
宁电分公司安生部编制三年检修工程滚动规划,根据滚动规划制订年度检修工程计划,并于每年8月15日前报送黄河水电公司。规划和计划的具体编制及申报、实施程序详见dl/t838-2003 《发电设备检修导则》及《黄河上游水电开发有限责任公司机电设备检修控制程序》规定。
5.2 发电设备检修全过程管理
5.2.1 实行检修全过程管理,使检修计划、备品、材料、技术文件、施工、验收以及检修总结等环节均处于受控状态,达到预期的检修效果和质量目标;
5.2.2 检修开工前准备阶段
5.2.2.1 根据设备运行状况、技术监督数据和历次检修情况,对机组进行全面地状态评估,并根据评估结果和年度检修工期计划要求,确定重点检修项目,制订符合实际的对策和技术措施;
5.2.2.2 完成所有工程合同的签订和准备工作;
5.2.2.3 在规定的时间内完成质检标准、检修文件包、检修“三措”、检修进度网络图、进度表及检修现场定置管理图等工作;
5.2.2.4 编制质量验收计划,形成检修质量管理等有关文件资料。
5.2.3 检修施工阶段
5.2.3.1 检修期间宁电分公司安生部定期在工作现场组织各专业公司检修人员召开检修例会;对检修情况和进度进行通报,及时调整检修重点项目和关键进度。会议须有记录,重要会议须有纪要;
5.2.3.2 按照检修项目的要求需分解的设备,相关专业人员应对分解设备的工序、工艺、使用工具、仪器、材料进行认真地核查,对不符合要求的部分及时改进。
5.2.3.3 设备检查
1) 设备分解检查应做到查早、查深、查全、查细。对检修工作量大、工艺复杂的检修作业应及早检查,使问题尽早发现解决;
2) 设备分解后,应及时核查各项技术数据,复查发现的设备缺陷,掌握设备技术状况,鉴定以往重要检修项目和技术改造项目的效果。对已掌握的设备缺陷应进行重点检查,分析原因;
3) 根据设备的检查情况及所测的技术数据,对照设备现状、历史数据、运行状况,对设备检修状况全面掌握,及时调整检修项目、进度。
5.2.3.4 修理和复装
1) 设备的修理和复装,应坚持“质量第一”的方针,严格按照工艺要求、质量标准、技术措施进行;
2) 设备经过修理,符合工艺要求和质量标准,缺陷已消除,经验收合格,才可进行复装。
5.2.3.5 设备分解、检查、修理和复装的整个过程中,须有详尽的技术检验和技术记录,字迹清晰,数据真实,测量分析准确,所有记录应做到完整、正确、简明、实用;
5.2.3.6 质量管理和验收
1) 应根据检修项目和工序管理的重要程度,制定质量管理、质量验收等管理制度,明确检修单位和检验部门职责;
2) 有计划地对直接影响质量的检修和安装工序进行控制,在关键工序上设置h点、w点,确保这些工序处于受控状态。对关键工序或对质量有重要影响的特殊工艺(如焊接、热处理和无损探伤等),质检人员应对其过程进行跟踪监督,并保存工序、设备和人员的鉴定记录;
3) 所有项目的检修和质量验收应实行签字责任制和质量追溯制。
5.2.3.7 安全管理
1) 设备检修过程中应加强安全管理,落实各项安全措施,加强安全教育,确保人身与设备安全;
2) 定期组织安监人员对检修现场进行安全检查,对不符合安全规定的,应及时指出,限时更正;
3) 对重大特殊项目的安全措施,须检查各项安全措施已落实,才可允许进行工作。
5.2.4 试运行及报复役
5.2.4.1 分部试运行须在分段试验合格,检修项目完成、质量合格,技术记录和有关资料齐全,有关异动报告已向运行项目部书面提交,并向运行人员进行交底,检修现场清理完毕,安全设施恢复后,由宁电分公司安生部组织各专业公司相关人员进行;
5.2.4.2 机组检修后的冷态验收应在分部试运行全部结束、试运情况良好后,由宁电分公司主管领导主持进行。重点对检修项目完成情况和质量状况以及分段试验、分部试运行和检修技术资料进行核查,并进行现场检查;
5.2.4.3 整体试运行的条件是:各项冷态验收合格,保护校验合格可全部投运,防火检查已完成,设备标识正确齐全,设备异动报告已全部交给运行部门,运行人员并已组织学习,检修单位已将本次检修概况、设备变更、需运行注意的事项用书面形式向运行人员交底,运行人员做好运行准备;
5.2.4.4 整体试运行应在宁电分公司主管领导的主持下进行,内容包括各项冷、热态试验以及带负荷试验。
1) 在试运行期间,检修人员和运行人员应共同检查设备的技术状况和运行情况;
2) a/b级检修后带负荷试验连续运行时间不超过24h,其中满负荷试验应有6-8h。
5.2.4.5 机组经过整体试运行,并经现场全面检查,确认正常后,通知运行项目部向电网调度报复役。
5.2.5 检修评价和总结
5.2.5.1 机组复役后,宁电分公司安生部应对检修中的安全、质量、项目、工时、材料、技术监督以及机组试运行情况等进行总结,对检修做出技术评价;
5.2.5.2 机组复役后15天内写出检修总结报告并报黄河水电公司;
5.2.5.3 机组复役后其他工作按照《黄河上游水电开发有限责任公司机电设备检修控制程序》要求执行。
6 附则
本制度由宁电分公司安生部负责解释。
第3篇 水电站运行设备管理制度
为确保电站安全运行生产，运行设备的管理不容忽视，为此特制定运行设备管理条例如下：
一、自动控制部分（自动控制部分为电站运行设备的核心之一，其设备包括：dcap保护屏上的所有dcap单元模块箱、plc、直流充电模块和五台监控微机与ups电源、打印机等）。
1、未取得操作权限者不准操作监控设备。
2、非当值人员未经许可不准对微机监控设备进行操作。
3、值班人员对微机监控设备进行操作时必须严格按照操作程序进行，如有疑问必须立即停止操作，待清楚后并获得许可方能进行下面的操作。
4、值班人员未经许可不准用微机进行打字、打印等活动，不准移动，不准删除、添加、修改文件或程序，不准修改cmos。
5、任何人都不准用微机进行与监控无关的活动（包括：游戏、听音乐、看vcd、安装与保护无关的软件、运行与保护无关的程序等等）。
6、值班人员严禁更改保护参数与定值整定。
7、未经许可值班人员严禁在dcap单元模块箱上作任何操作（包括修改参数和开合开关）。
8、未经许可不准移动、拆卸监控设备。
9、值班人员必须按时，按规定对设备进行清洁，清洁时不准用潮湿、脏污、沾油的清洁工具。
10、设备出现故障或怀疑出现故障必须立即汇报当值站长并作好记录，不准隐瞒或私自进行处理。
二、发电运行主设备部分（发电运行主设备部分为电站运行必须的设备，其设备包括：发电机组、水能机组、调速器、励磁、变压器、断路器、tc等）。
1、未经许可不准改变设备的运行方式。
2、未经许可不准拆卸设备或更改设备结线。
3、严禁私自操作未运行的设备。
4、设备出现异常自己不能确定或不能处理时应立即汇报当值站长并作好记录。
5、值班人员必须按时，按规定对设备进行清洁，维护。
三、电站运行其它设备部分（电站运行其它设备为电站运行辅助设备，其设备包括：油、汽、水系统和其它上面未列出的设备）
1、油、汽、水系统的各个闸阀只有在运行需要时才能操作。
2、严禁私自调节安全阀、表计限位指针如确需调节，必须汇报当值站长并获得许可后才可调节。
3、设备出现故障自己不能处理的应立即汇报当值站长并作好记录。
4、值班人员必须按时，按规定对设备进行清洁，维护。
本条例由值长负责监督、执行，如有违反，首先追究值长的责任并按规定作出处罚；如有因此而损坏设备并造成损失的，除赔偿一却损失外报上级有关部门处理。
第4篇 水电站机电设备检修管理制度
1 目的
规范和加强青铜峡水电站机电设备的检修管理，提高机电设备的安全性和可靠性，延长机电设备的使用寿命，确保电站机电设备安全、稳定运行。
2 适用范围
青铜峡水电站机电设备的检修管理
3 职责
3.1 宁电分公司
3.1.1 贯彻黄河水电公司设备检修管理的规划和要求，执行本制度。
3.1.2 组织编制机组检修需要的各项管理制度，负责设备检修的全过程组织管理及协调工作。
3.1.3 严格执行黄河水电公司招投标及资产管理控制程序。
3.1.4 接受黄河水电公司的业务指导及监督检查。
3.1.5 向黄河水电公司提出设备检修管理的改进建议。
3.2 专业分公司
3.2.1 落实黄河水电公司设备检修管理要求，执行本制度，实现宁电分公司提出的检修管理责任目标。
3.2.2 对设备检修的安全、质量、工期、现场文明施工负责。
3.2.3 严格执行宁电分公司物资管理控制程序及相关规定。
3.2.4 负责组织有关检修的技术资料、文件、技术记录等整理归档工作，并移交宁电分公司。
3.2.5 接受宁电分公司的业务指导及监督检查。
3.2.6 配合宁电分公司完成检修后的总结及有关统计报表。
4 规则
4.1 检修间隔及停用时间
按照《发电设备检修导则》（dl/t 838-2003）的规定，青铜峡水电站发电机组各级检修间隔和组合方式如下：
4.1.1 检修间隔和组合方式
4.1.1.1 a级检修
每6年一次；a级检修间隔内的各级检修组合方式为：a-c(d) –c(d)-b-c(d) –a （d级检修可根据实际情况改为c级检修）；
4.1.1.2 b级检修
安排在a级检修第3年进行；
4.1.1.3 主变检修
主变压器根据运行情况和试验结果确定，一般10年一次a级检修, c级检修每年一次；
4.1.1.4 辅助设备检修
随机组检修进行，应根据设备的实际运行情况和制造厂家的技术规定确定检修计划；
4.1.2 停用时间
常规性检修原则上规定停用时间如下：a级检修：91天-105天；b级检修：不超过55天；c级检修：11天-13天；d级检修时间约为c级检修时间的一半。
4.2 检修管理
4.2.1 机电设备检修前应制定h点检修验收标准，并在检修的全过程监督执行检修文件包情况；
4.2.2 规定的检修停用时间内，按照检修计划，完成既定的全部检修作业并达到规定的质量目标和标准；
4.2.3 机电设备检修管理实行全过程管理，引入“五步循环”的管理模式，pdca循环（p－计划、d－实施、c－检查、a－总结）的质量管理方法；
4.2.4 质量验收实行质检点（h点、w点）验收方式。对a/b级检修逐步推行监理制；
4.2.5 制定完善的检修措施，做到文明施工，爱护设备、设施以及施工机具，保持检修现场清洁、整齐。
4.2.6宁电分公司根据设备状况，延长或缩短检修间隔，须组织专家进行技术鉴定，并报黄河水电公司备案。
4.2.7检修过程中，因处理发现的重大设备缺陷需变更检修工期、检修级别时，应在计划工期过半之前向电力调度部门提出申请，经批准后实施。
5 程序
5.1 检修工程规划和计划的编制与实施
宁电分公司安生部编制三年检修工程滚动规划，根据滚动规划制订年度检修工程计划，并于每年8月15日前报送黄河水电公司。规划和计划的具体编制及申报、实施程序详见dl/t838-2003 《发电设备检修导则》及《黄河上游水电开发有限责任公司机电设备检修控制程序》规定。
5.2 发电设备检修全过程管理
5.2.1 实行检修全过程管理，使检修计划、备品、材料、技术文件、施工、验收以及检修总结等环节均处于受控状态，达到预期的检修效果和质量目标；
5.2.2 检修开工前准备阶段
5.2.2.1 根据设备运行状况、技术监督数据和历次检修情况，对机组进行全面地状态评估，并根据评估结果和年度检修工期计划要求，确定重点检修项目，制订符合实际的对策和技术措施；
5.2.2.2 完成所有工程合同的签订和准备工作；
5.2.2.3 在规定的时间内完成质检标准、检修文件包、检修“三措”、检修进度网络图、进度表及检修现场定置管理图等工作；
5.2.2.4 编制质量验收计划，形成检修质量管理等有关文件资料。
5.2.3 检修施工阶段
5.2.3.1 检修期间宁电分公司安生部定期在工作现场组织各专业公司检修人员召开检修例会；对检修情况和进度进行通报，及时调整检修重点项目和关键进度。会议须有记录，重要会议须有纪要；
5.2.3.2 按照检修项目的要求需分解的设备，相关专业人员应对分解设备的工序、工艺、使用工具、仪器、材料进行认真地核查，对不符合要求的部分及时改进。
5.2.3.3 设备检查
1） 设备分解检查应做到查早、查深、查全、查细。对检修工作量大、工艺复杂的检修作业应及早检查，使问题尽早发现解决；
2） 设备分解后，应及时核查各项技术数据，复查发现的设备缺陷，掌握设备技术状况，鉴定以往重要检修项目和技术改造项目的效果。对已掌握的设备缺陷应进行重点检查，分析原因；
3） 根据设备的检查情况及所测的技术数据，对照设备现状、历史数据、运行状况，对设备检修状况全面掌握，及时调整检修项目、进度。
5.2.3.4 修理和复装
1） 设备的修理和复装，应坚持“质量第一”的方针，严格按照工艺要求、质量标准、技术措施进行；
2） 设备经过修理，符合工艺要求和质量标准，缺陷已消除，经验收合格，才可进行复装。
5.2.3.5 设备分解、检查、修理和复装的整个过程中，须有详尽的技术检验和技术记录，字迹清晰，数据真实，测量分析准确，所有记录应做到完整、正确、简明、实用；
5.2.3.6 质量管理和验收
1） 应根据检修项目和工序管理的重要程度，制定质量管理、质量验收等管理制度，明确检修单位和检验部门职责；
2） 有计划地对直接影响质量的检修和安装工序进行控制，在关键工序上设置h点、w点，确保这些工序处于受控状态。对关键工序或对质量有重要影响的特殊工艺（如焊接、热处理和无损探伤等），质检人员应对其过程进行跟踪监督，并保存工序、设备和人员的鉴定记录；
3） 所有项目的检修和质量验收应实行签字责任制和质量追溯制。
5.2.3.7 安全管理
1） 设备检修过程中应加强安全管理，落实各项安全措施，加强安全教育，确保人身与设备安全；
2） 定期组织安监人员对检修现场进行安全检查，对不符合安全规定的，应及时指出，限时更正；
3） 对重大特殊项目的安全措施，须检查各项安全措施已落实，才可允许进行工作。
5.2.4 试运行及报复役
5.2.4.1 分部试运行须在分段试验合格，检修项目完成、质量合格，技术记录和有关资料齐全，有关异动报告已向运行项目部书面提交，并向运行人员进行交底，检修现场清理完毕，安全设施恢复后，由宁电分公司安生部组织各专业公司相关人员进行；
5.2.4.2 机组检修后的冷态验收应在分部试运行全部结束、试运情况良好后，由宁电分公司主管领导主持进行。重点对检修项目完成情况和质量状况以及分段试验、分部试运行和检修技术资料进行核查，并进行现场检查；
5.2.4.3 整体试运行的条件是：各项冷态验收合格，保护校验合格可全部投运，防火检查已完成，设备标识正确齐全，设备异动报告已全部交给运行部门，运行人员并已组织学习，检修单位已将本次检修概况、设备变更、需运行注意的事项用书面形式向运行人员交底，运行人员做好运行准备；
5.2.4.4 整体试运行应在宁电分公司主管领导的主持下进行，内容包括各项冷、热态试验以及带负荷试验。
1） 在试运行期间，检修人员和运行人员应共同检查设备的技术状况和运行情况；
2） a/b级检修后带负荷试验连续运行时间不超过24h,其中满负荷试验应有6-8h。
5.2.4.5 机组经过整体试运行，并经现场全面检查，确认正常后，通知运行项目部向电网调度报复役。
5.2.5 检修评价和总结
5.2.5.1 机组复役后，宁电分公司安生部应对检修中的安全、质量、项目、工时、材料、技术监督以及机组试运行情况等进行总结，对检修做出技术评价；
5.2.5.2 机组复役后15天内写出检修总结报告并报黄河水电公司；
5.2.5.3 机组复役后其他工作按照《黄河上游水电开发有限责任公司机电设备检修控制程序》要求执行。
6 附则
本制度由宁电分公司安生部负责解释。
第5篇 小型发电站设备缺陷管理制度
为了提高设备运行可靠性,规范设备缺陷管理,特制订本制度。
一、缺陷分类
1、紧急缺陷:性质严重,情况危急,必须立即处理,否则将发生人身伤亡、主设备损坏及大面积停电者。
2、重要缺陷:性质重要,情况严重,尚能坚持运行,但已影响设备出力,不能满足系统正常运行之需要,或短期内将发生事故,威胁安全运行者。
3、一般缺陷:性质一般,情况轻微,对安全运行影响不大,可列入计划进行处理者。
二、缺陷的分析处理
1、紧急缺陷:应立即处理。如停电处理困难时,则采取转移或限制负荷等措施,争取尽快处理。
2、重要缺陷:在发现后一般24小时内应对其进行处理,如不能也要安排在近期内计划处理。
3、一般缺陷:不论其是否影响安全均应积极处理,如有困难,可列入计划处理。
4、所有缺陷在未处理好前,均应加强监视,采取有效措施,以防发生或扩大事故。
5、每周由生产部门组织人员对设备缺陷进行一次分析并提出处理计划,然后向分管领导汇报。
三、发现缺陷后的登记与汇报
1、发现任何缺陷都应记入设备缺陷报告处理登记表。对当时已处理,如有重要参考价值的,也要作好记录。
2、发现主设备的紧急、重要缺陷后,应立即向生产部门汇报。
3、对于不能满足系统正常运行需要的缺陷,应及时向电网公司调度室联系。
第6篇 某电站主要设备评级管理制度
1 目的
为加强光伏电站设备管理,全面掌握设备技术状况,用好、修好、管好设备,制定本制度。
2 职责
2.1 光伏电站主要职责
光伏电站负责组织对场内主要设备的评级工作。
3 管理内容与要求
3.1 总则
3.1.1 设备评级过程自始至终应贯彻高标准、严要求、实事求是的精神,防止走过场,以运行状况好坏作为评价设备的主要依据,准确反映设备的技术状况,全面考虑主机和附属设备的技术状况(定性指标和定量指标)及其对光伏发电系统安全运行和出力的影响。
3.1.2 设备分为一、二、三类,其中一、二类统称完好设备。完好设备数量(即一、二类设备数量之和)与参与评级的设备数量(即一、二、三类设备数量之和)之比称“设备完好率”。
3.2 光伏电站主要设备
1光伏发电系统。
2 变电站设备(电容器、电抗器、高压开关柜、断路器、隔离刀闸、电流互感器、电压互感器、避雷器)。
3 箱式变压器。
3.3 主要设备评级时间
3.3.1 新设备正式移交生产前,由光伏电站与工程部共同进行评级。
3.3.2 设备大小修后或设备技术状况有明显变化时,由光伏电站进行评级。
3.3.3 光伏电站每年年底对所有主设备进行一次全面评级。
3.4 主要设备评级标准
3.4.1 一类设备是经过运行考验,技术状况良好,能保证安全、经济、满发的设备,主要条件如下:
3.4.1.1 能持续达到额定出力。
3.4.1.2 各种主要运行指标及性能参数符合设计或者有关规程的规定。
3.4.1.3 设备本体没有影响安全运行的缺陷,部件和零件完整齐全,腐蚀、磨损轻微。
3.4.1.4 附属设备技术状况及运行情况良好,能保证主设备出力、效率和安全运行。
3.4.1.5 保护装置、信号及主要测量仪表等完整良好,指示正确,动作正常。
3.4.1.6 主要自动装置能正常投入使用。
3.4.1.7 主要的标志、编号能满足生产要求。
3.4.1.8 设备及周围环境清洁,无渗漏。
3.4.2 达不到一类设备标准,个别部件有一般性缺陷,但能经常满发的设备为二类设备。
3.4.3 三类设备是有重大缺陷的设备,不能保证安全运行,出力降低,效率差或渗漏严重。
注:仅有个别仪表或非主要自动装置准确程度或可靠程度较差,且对安全、经济运行没有显著影响,可以不评为三类设备。
3.4.4光伏发电系统评级标准
3.4.4.1 一类设备
a 在标准额定条件下,能达到额定出力的95%以上。
b 光伏发电系统在各种光照强度下的出力不小于功率曲线对应值的95%。
c 光伏发电系统各种指标、参数符合设计要求及《运行规程》中对设备的基本要求。
d 光伏发电系统没有影响安全运行的缺陷,零部件完整齐全。
e 保护装置完整良好,指示正确,动作正常。
f 自动装置能正常投入使用。
g 利用系数不小于90%。
h 没有较严重渗漏现象,设备清洁卫生。
3.4.4.2 二类设备
a 在标准额定条件下,能达到额定出力的90%。
b 光伏发电系统在各种光照强度情下的出力不小于功率曲线对应值的90%。
c 光伏发电系统各种指标、参数不能满足一类设备的要求,但可以安全运行。
d 存在不影响安全运行的缺陷。
e 保护装置完整良好、指示基本正确。
f 自动装置能正常投入使用。
g 可利用系数小于90%,大于80%。
h 有较严重渗漏现象。
3.4.4.3 三类设备:不能满足二类设备要求或有下列情况
a 有重大设备缺陷,部件不完整或不齐。
b 保护装置不完整,影响安全运行。
c 自动装置不能保证正常投运。
d 有严重渗漏现象,设备表面锈蚀严重。
3.4.5 变电站设备评级标准
3.4.5.1 电容器评级标准
a 一类设备
定期进行试验,并符合规程要求。
瓷件完好无损。
密封良好,外壳无渗油、无油垢、无变形、无锈蚀、油漆完好。
资料齐全、正确,与现场实际相符。
设备标志齐全、清楚、正确。
设备安装场地通风良好。
b 二类设备
试验数据稍有变化,但仍符合规程规定。
瓷件虽有小块损伤,但不影响安全运行。
外壳有轻微渗油和轻微变形。
c 三类设备
达不到二类设备标准的。
3.4.5.2 电抗器评级标准
a 一类设备
定期进行试验,符合规程要求。各项参数符合实际运行需要。
线圈无变形,混凝土支柱无裂纹、瓷件无损伤。
通风良好,通道清洁,无积水,无杂物。
本体清洁,油漆完好,标志正确清楚。
资料齐全,正确,并与实际相符。
b 二类设备
达到一类设备第一条规定的标准。
线圈稍有变形,混凝土支柱稍有裂纹,瓷件稍有损伤,但不影响安全运行。
通风基本良好,资料齐全。
c 三类设备
达不到二类设备标准的。
3.4.5.3 高压开关柜评级标准
a 一类设备
预防性试验合格,油质、fs6气体合格,真空开关真空度符合要求。
各项技术参数满足实际运行需要。
开关安装地短路容量小于开关实际开断容量,不过负荷。
导电回路接触良好,无发热现象。
部件完好,零件齐全,瓷件无损,接地良好。
操作机构灵活,无卡阻现象。
油位、气压、油色正常。
无漏油,漏气现象。
开关整洁,油漆完整,标志齐全、正确、清楚,分、合标志正确、清楚。
资料齐全、正确,与实际相符。
b 二类设备
能达到一类设备1-7条标准。
有轻微的渗油、漏气。
油质呈微酸性。
c 三级设备
达不到二类设备标准的。
3.4.5.4 主变压器评级标准
a 一类设备
持续达到额定出力或上级批准的出力,温升符合设计的数值或上层油温不超过85℃。
绕组、套管和绝缘油等试验均符合《电力设备交接和预防试验规程》规定。
部件和零件完整齐全;分接头开关的电气和机械性能良好,无接触不良或动作卡涩现象。
冷却装置运行正常,散热装置齐全。
电压表、电流表、温度表等主要表计部件完好、准确。差动保护、过电流保护、瓦斯继电器、防爆装置等主要保护和信号装置部件完好,动作可靠。
一次回路设备绝缘及运行情况良好。
变压器本身及周围环境整洁,照明良好,必要的标志、编号齐全。
不漏油,或稍有轻微的渗油但外壳及套管无明显油迹。
b 二类设备
经常能达到额定出力或上级批准的出力,温升符合设计的数值或上层油温不超过95℃。
绕组、套管试验符合《电力设备交接和预防试验规程》的规定,绝缘油的介损比规程规定稍有增大或呈微酸反应。
部件和零件齐全,分接头开关的电气和机械性能良好,无接触不良或动作卡涩现象;接触电阻稍有变化,但不影响安全运动。
冷却装置运行正常,不影响变压器出力。
电压表、电流表、温度表等主要表计部件完好、准确,差动保护、过电流保护、防爆装置等主要保护和信号装置部件完好,动作可靠,瓦斯继电器重瓦斯未投入跳闸。
一次回路设备运行正常。
c 三类设备:不能满足二类设备要求或有下列情况
部件、零件不全,影响出力或安全运行。
分接开关的电气或机械性能不良,接触电阻不合格或有卡涩。
差动保护或过电流不可靠。
有其他威胁安全的重大缺陷。
3.4.5.5 断路器评级标准
a 一类设备
电压、电流遮断容量能足设计要求或厂家指标,环境污秽时有防污措施。
外观整洁,部件完整,零件齐全,瓷件无损,标志清晰,接地良好。
操动机械性能、参数达到规程或制造厂家规定,机械灵活无卡阻现象,电气回路、气动、液压系统技术状态良好。
油位、油压、油色和气压正常。油质和六氟化硫符合厂家或规程规定。
密封良好,无渗油现象,漏气率不超过厂家规定,电气箱无进水现象。
附属表计,加热装臵,指示器件完好齐全、准确。
基础、支架无变形、下沉或露筋、剥落,铁件无严重锈蚀,场地整洁,遮栏完整。
按期进行预防性试验、项目齐全合格。
技术资料齐全、正确,与实际相符。
b 二类设备
不完全具备一类设备标准,但设备基本良好,能保证安全运行。
不存在三类设备标准的缺陷。
c 三类设备:凡具有下列状况之一者
断路器本体或套管的绝缘不合格,绝缘油或六氟化硫不满足运行规程要求。
遮断容量不能满足设计要求和厂家指标。
操动机械卡滞,不灵活,造成元件异常磨损未消除者。
严重漏油、漏气严重到三个月内就需要进行补气补油才能运行者。
液压机械油泵启动频繁超过厂家规定。
故障遮断超过规定次数或机械操作循环已超过规定次数未能进行检修者。
运行中曾发生误动、拒动,属断路器及其附属设备缺陷造成、未能消除者。
预防性试验未能按期进行,且已超过半年。
3.4.5.6 隔离刀闸评级标准
a 一类设备
定期进行检修试验,符合规程的要求。
各项参数满足实际运行需要。
带电部份的安全距离符合规程要求。
高压熔断器无腐蚀现象,接触可靠,动作灵活。
刀闸操作机构灵活,辅助接点、闭锁装置良好,三相同期、转开度符合规范要求。
母线接头无过热现象。
部件完整,瓷件无损伤,接地良好。
资料齐全、正确,与实际相符。
b 二类设备
试验数据基本符合规程规定,各项参数基本能满足运行需要。
带电部份的安全距离符合规程要求。
刀闸操作机构不太灵活,三相同期稍有不一致,但辅助接点闭锁装置良好,转开角度符合安装要求。
瓷件虽有损伤,但不影响安全运行。
c 三类设备
达不到二类设备标准的。
3.4.5.7 电流互感器、电压互感器评级标准
a 一类设备
各项参数满足实际运行要求。
部件完整,瓷件无损伤,接地良好。
油质、绝缘良好,各项试验项目齐全,符合规程要求。
油位正常,无渗油现象。
整体清洁,油漆完整,标志正确清楚。
资料齐全,数据正确,与现场实际相符。
b 二类设备:能达到一类设备1-3项标准,但有下列缺陷之一为二类设备。
油位低于正常油位线,有轻微渗油但无漏油现象。
油漆轻微脱落,有锈蚀现象。
资料不齐,但满足运行分析要求。
c 三类设备
达不到二类设备标准的。
瓷套严重损坏,绝缘水平降低。
严重渗漏油,看不到油面。
3.4.5.8 避雷器评级标准
a 一类设备
防雷接线及过电压保护各项装置装设符合过电压保护规程和安装标准要求。
防雷设备预防性试验项目齐全,试验合格,接地装置接地电阻测试合格;避雷计结构完整,并具有足够的机械强度。
瓷件完整无损伤,密封、接地良好。
放电记录器完好,指示正确。
避雷针引线及接地良好。
避雷器支架牢固。
清洁,油漆完好,标志正确清楚。
设计、安装和运行资料齐全。
b 二类设备
仅能达到一类设备1~5条标准的。
c 三类设备
达不到二类设备标准的。
3.4.6 箱式变压器评级标准
3.4.6.1 一类设备
a 能持续达到额定出力或上级批准的出力,回路电阻、油温符合设计要求。
b 绕组、套管和绝缘油等试验符合《电力设备交接和预防试验规程》规定。
c 部件和零件完整齐全;压力释放阀、负荷开关、接地开关、低压配电装置、避雷装置等电气和机械性能良好,无接触不良和卡涩现象。
d 冷却装置运行正常,散热器及风扇齐全主要表计、显示部件完好准确;熔丝保护、防爆装置和信号装置等部件完好,动作可靠。
e 一次回路设备绝缘及运行情况良好。
f 变压器本身及周围环境整洁,照明良好,必要的标志,编号齐全。
g 不渗油,或稍有轻的渗油但外壳及套管无明显油迹。
3.4.6.2 二类设备
a 经常能达到额定出力或上级批准的出力,回路电阻、温升符合设计要求,上层油温不超过85℃。
b 绕组、套管试验符合《电力设备交接和预防试验规程》。
c 部件和零件齐全,分接头开关的电气和机械性能良好,无接触不良或动作卡涩现象;接触电阻稍有变化,但不影响安全运动。
d 冷却装置运行正常,不影响变压器出力。
e 电压表、电流表、温度表等主要表计部件完好、准确,差动保护、过电流保护、防爆装置等主要保护和信号装置部件完好,动作可靠,瓦斯继电器重瓦斯未投入跳闸。
f 一次回路设备运行正常。
3.4.6.3 三类设备:不能满足二类设备要求或有下列情况
a 达不到铭牌出力或上级批准的出力。
b 绕组或套管绝缘不良,因而需降低预防性耐压试验标准的。
c 漏油严重。
d 部件、零件不全,影响出力或安全运行。
e 压力释放阀、符合开关、接地开关的电气或机械性能不良,接触电阻不合格或有卡涩。
f 保护不可靠。
g 其他威胁安全的重大缺陷。
3.5 主要设备评级结果
评级工作结束后,光伏电站填写附表59“主设备评级记录”,送站长核定。
3.6 缺陷整改
3.6.1 对于二类设备及三类设备中的缺陷应按《设备检修管理制度》规定及时处理,防止不安全运行状态扩大,以提高设备等级。
3.6.2 在提高设备完好率的工作中,必须贯彻增产节约、增收节支的原则,分清主次,首先要提高主力光伏发电系统、经济性好的的设备健康水平。对新旧设备应区别对待,如对某些老设备的效率和技术装备水平不必要求过高,以清除影响安全运行的重大缺陷和隐患为重点,避免片面追求外观和设备升级而不惜工本,不加分析地盲目拆换零件。
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。
第7篇 光伏电站设备检修管理制度
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 969-2005 变电站运行导则
3.2 gj/t 264-2022 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。
第8篇 变电站设备评级管理制度
定期对设备进行检查评级，是正确了解和掌握设备运行状况，及时发现和消除设备缺陷，保证设备经常处于完好状态的重要措施之一，为切实做好设备的检查评级工作特制定本制度。
第一条设备评级必须从实际出发，以运行考验为重要依据。结合预防性试验、更新改造、大小修后的有关数据和存在的问题，真实全面的反映设备的技术状况。
第二条设备单元的划分，必须结合职责落实到人，实行设备专责制，设备运行责任人应经常掌握所管辖设备的运行状况，进行检修和维护，及时对设备进行鉴定和评级，提出升级方案。
第三条评级工作按每季进行一次，组织运行及检修人员对所辖的设备进行评级，列出二、三类设备缺陷，建立台账，整改落实。
第四条单位的负责人参加设备评级鉴定工作，负责审查，汇总本单位的设备情况，制定设备升级的计划并报公司生产技术单位。
第五条设备按其完好程度分为一、二、三类，一、二类设备统称为完好设备，完好设备与全部设备比例为“设备完好率”以百分数表示：
设备完好率=（一类设备 二类设备）/全部设备_100
第9篇 变电站设备缺陷管理制度
一、运用中的变电设备及建筑物发生异常,虽能继续使用,但影响安全运行,均称设备缺陷。
二、设备缺陷的分类和处理期限:
1.危急缺陷:直接威胁安全运行,若不及时处理,随时会造成设备或建筑的损坏,发生人身事故及停电事故。危急缺陷处理不得超过24小时。
2.严重缺陷:严重威胁安全,不及时处理,暂时可以运行,但在一定时间内不消除,可能造成设备损坏和发展成危急缺陷。严重缺陷处理不得超过7天。
3.一般缺陷:对运行虽有影响,但尚能较长时间坚持运行者。一般缺陷可列入检修计划处理,年度消除率应在85%以上。
三、设备缺陷的鉴定、登记及报表:
1.运行、检修、试验及各级管理人员发现缺陷,均由运行人员在“缺陷记录簿”内进行登记。
2.运行人员发现的危急和严重缺陷,要经站长(值长)鉴定定性,由发现人进行登记。
3.严重、危急性缺陷,应用电话立即通知上级供电部门鉴定后,组织人员检修。一般缺陷可在缺陷月报中填报。
4.上级供电部门得到各类缺陷报告后,应记入“设备缺陷记录簿”,并填写“缺陷通知单(表)”交检修、试验等有关单位处理。
5.修试单位在试验中发现的缺陷,也应通知运行人员或填写“缺陷通知单”交变电站和有关单位,由运行人员登记。
四、处理后的缺陷,应经当值长验收,确认缺陷消除后,在“设备缺陷记录簿”验收栏内签注意见并签名。各单位处理缺陷后,应将“通知单”的“回执”在规定时间内返回通知单位。
五、变电站缺陷应进行闭环管理(附流程图):
发现缺陷—-缺陷记录本—-缺陷月报—-工作票(操作票)—-运行记录本—-设备检修试验记录(报护及自动化装置工作记录)—-消除缺陷
