1 防止光伏组件损坏事故
1.1 光伏组件在运行中不得被长时间遮挡。光伏组件表面出现玻璃破裂或热斑，背板灼焦，颜色明显变化、光伏组件接线盒变形扭曲开裂或烧损、线端子无法良好连接时，应及时进行更换。
1.2 光伏组件、汇流箱、直流配电柜运行中正极、负极严禁接地。
1.3 光伏组件在运行中应保持表面清洁，光伏组件出现污物时必须对电池组件进行清洗。
1）目测电池板表面较脏时安排清洗。
2）同一时间用高精度直流电能表实时测量2 个组串的电量及2 个清洗后的组串的电量，两个电量的对比值相差≥4%。
3）清洗电池板时应用清水，不得使用锐利物件进行刮洗，以免划伤表面。不得使用腐蚀性溶剂冲洗擦拭。
1.4 光伏组件发生热斑效应时，应加强监视，出现可能发生火灾的危险时，立即进行更换；若发生火灾应立即将该支路的光伏组汇流箱直流断路器断开。
1.5 光伏组件运行中应严格按技术要求开展检查：
1） 检查光伏组件是否有开裂、弯曲、不规整、外表面损伤及破碎。破碎部分影响安全或发电量时，应更换光伏组件（使用同型号同容量组件）。
2）检查背板接线盒密封是否完好，检查接线端子是否有过热、烧灼痕迹，检查旁路二极管是否损坏。存在安全隐患或损坏时，应更换接线盒、接线端子或光伏组件。
3）检查光伏组件插接头和连接引线是否破损、断开和连接不牢固。连接不牢固时应紧固；存在破损或断开时，应更换。
4） 检查光伏组件金属边框的接地线连接是否紧固、可靠，有无松动、脱落与裸露。存在上述现象时，应对接地线进行紧固或替换，确保可靠接地。
5）检查光伏组件与支架的卡件固定是否牢固、卡件有无脱落，检查光伏卡件和支架是否有锈蚀。支架有松动现象时应紧固支架，锈蚀时应更换卡件或打磨后做防腐处理。
6） 检查光伏组件间的接线有无松动、断裂现象，接线绑扎是否牢固。存在松动、断裂现象时，应更换或重新绑扎。
7）检查相邻光伏组件边缘高差偏差是否符合GB50794的要求，超出时应调整。
8）检查光伏组件是否存在组件热斑、组件隐裂等。影响安全或发电量时，应进行故障检修或更换光伏组件。
9）定期检查光伏组件串联线路有无绝缘老化、磨损破裂、过热变色等问题，发现问题立即处理。
10）大风、大雨、暴雪、冰冻等特殊天气后，应加强对组件的巡视。雷雨过后，要及时检查组件的受雷情况（特别是山坡迎风面），组件有无烧毁，有无雷击痕迹。
11）检查光伏支架基础表面有无裂纹，基础有无松动，发现异常立即停机处理，必要时对基础强度进行检测。
12）至少每年进行一次光伏组件支架、横梁、立柱连接面缝隙及焊缝开裂情况的检查，发现问题立即更换。
1.6 监测光伏发电系统某支路电流值与同一汇流箱中其他支路平均电流相比偏差率超过5%时，且确定为故障时，应按故障检修方式进行。
1.7 相同条件下显示光伏发电系统某一汇流箱发电量小于同一逆变器其他汇流箱15%以上时，应按故障检修方式进行。
1.8 光伏组件有明显颜色变化或背板灼焦等现象时，宜用红外热成像仪和组件测试仪进行测试，查看其I-V特性是否有异常。严重影响发电量时应更换；被更换的晶体硅组件，无明显热斑、隐裂等现象但存在大面积明暗片时，宜采用电势诱导衰减（PID)修复后再利用。
1.9 光伏组件安装完成后应检查背板接线盒接线连接情况，将更换后的光伏组件的插接头与相邻光伏组件插接头连接，连接前应核对电缆极性。
1.10 光伏组件更换工作完成后，应记录该更换光伏组件在光伏阵列中的安装位置，测量开路电压并进行记录。
1.11 插接头损坏时，应拆除已损坏插接头，宜用同规格插接头更换；光伏组件连接线外皮破损或断裂，则进行处理或更换连接线。
1.12 检修完毕后，应核对电缆极性，将更换后的组件插接头与相邻组件插接头连接，连接线应绑扎固定。1.13 组件表面结冰后，应按照厂家技术规范采取限功率运行或就地除冰等措施，在未采取可靠措施前，严禁覆冰组件投入运行。
1.14 光伏组件及支架的承重应满足实际可能的最大载荷要求，支架及跟踪系统应具有防风、防腐及防湿热等措施；汇流箱等室外电气设备应具有防雷、防水和防高温的措施。
1.15 每3 个月宜对光伏阵列的基础、支架及接地网进行一次全面检查。
2 防止光伏设备雷击事故
2.1 在光伏电站可研设计阶段，应严格土壤视在电阻率测试和雷电等级确定，根据有关标准确定光伏系统设防等级。
2.2 按照《GB/T32512-2016 光伏发电站防雷技术要求》5.1.2 条款及《GB50794-2012 光伏发电站施工规范》5.8.4条款要求必须确保光伏方阵中所有的等电位连接无异常、组件金属框架或夹件可靠接地。
2.3 每年应在雷雨季节到来前后对光伏电站的防雷接地进行一次测试和检查，建筑物、光伏方阵的接地电阻应小于4Ω，升压站的接地电阻应小于0.5Ω。
2.4 在雷雨季节前后及雷雨过后应及时检查光伏方针的防雷保护装置。
2.5 光伏发电站的光伏方阵、光伏发电单元其他设备以及站区升压站、综合楼等建（构）筑物应采取防雷措施，防雷设施不应遮挡光伏组件。
2.6 光伏方阵的接地网应根据不同的发电站类型采取相应的接地网形式，工作接地与保护接地应统一规划。共用地网电阻应满足设备对最小工频接地电阻值的要求。
2.7 光伏发电站交流电气装置的接地要求应满足GB/T50065 的要求。
2.8 光伏方阵电气线路应采取防雷击电磁脉冲和闪电电涌侵人的措施。
2.9 光伏方阵
1）光伏方阵金属部件应与防雷装置进行等电位连接并接地。
2）独立接闪器和泄流引下线应与地面光伏方阵电气装置、线路保持足够的安全距离，应符合GB/T50065 要求。
3）光伏方阵外围独立接闪器宜设置独立接地装置，其他防雷接地宜与站内设施共用接地网。
4）地面光伏发电站光伏方阵接地装置的工频接地电阻不宜大于10Ω,高电阻地区（电阻率大于2000Ω·m)最大值应不高于30Ω.
5）屋面光伏发电站应根据光伏方阵所在建筑物的雷电防护等级进行防雷设计。
6）屋面光伏发电站光伏方阵各组件之间的金属支架应相互连接形成网格状，其边缘应就近与屋面接闪带连接。
2.10 其他设备1）汇流箱、逆变器、就地升压变压器等设备应采取等电位连接和接地措施。
2）光伏发电单元其他设备的金属信号线路宜采取屏蔽措施。
3）在光伏方阵的汇流箱的正极与保护地间、负极与保护地间、正极与负极间应安装直流电涌保护器；在逆变器直流输入端侧的正极与保护地间、负极与保护地间、正极与负极间应安装电涌保护器。
4）在逆变器的交流输出端应安装电涌保护器。
2.11 防雷装置的检测周期应符合下列规定：
1）第一类防雷建筑物上的屋面光伏发电站检测周期为6个月。
2）第二类、第三类防雷建筑物上的屋面光伏发电站和地面光伏发电站检测周期为12 个月。
3）检测宜于每年春季前进行。
4）电涌保护器的检测宜于雷雨季节前、后进行。
5）接地装置的腐蚀情况，宜综合考虑当地气候、地质等条件，每6 年～10 年进行开挖检测。
3 防止光伏设备大规模脱网事故
3.1 光伏电站应从设计、选型、安装、验收、调试、运行、检修等多个环节加强设备安全管理，降低光伏电站内设备故障率。
3.2 新建光伏电站应满足国家和行业有关光伏电站接入电力系统技术规定的要求。已投产光伏电站宜对照技术要求，因地制宜的开展设备技术改造。
3.3 新并网光伏逆变器应满足最新涉网技术标准，取得电能质量测试、有功功率/无功功率调节能力测试、高低电压穿越测试、电网适应性等型式试验报告。
3.4 光伏电站应采取切实有效的措施，确保场内集电线路故障快速切除，防止扩大恶化。对新建光伏电站，场内集电线路系统宜采用经电阻或消弧线圈接地方式，并配置单相接地故障保护。如采用小电流接地选线装置实现单相接地跳闸功能，则应对其选线的准确性、可靠性和快速性校核。
3.5 光伏逆变器涉网保护定值（电压、电流、频率等有关电气保护）应在调试、预验收、出质保环节进行核对验收，保护定值单、保护逻辑判断说明以及整定方法应形成书面材料备案。
3.6 新建光伏电站并网逆变器的无功功率和光伏电站无功补偿装置的投入容量，应在各种发电运行工况下都能按照分层分区基本平衡的原则在线动态调整，并具有足够的事故备用。光伏电站主变宜采用有载调压变压器。
3.7 光伏电站动态无功补偿装置的动态响应时间不应大于30ms。光伏电站应确保场内无功补偿装置的动态部分处于自动调节状态，确保电容器、电抗器支路在紧急情况下可快速正确投切。无功补偿装置的自动调节宜使用按电压调节或电压和功率因数综合调节方式，不宜采用单一按功率因数控制方式。
3.8 光伏电站应优化调整光伏逆变器无功功率、场内无功补偿和各级升压变变比，使光伏逆变器机端电压在光伏电站并网点电压正常变化时处于正常范围内。
3.9 光伏逆变器应具备一定的过电压能力，新建光伏电站应具备高电压穿越能力，并与场内无功动态调整的响应速度相匹配，充分提高光伏电站暂态过电压适应能力。
3.10 光伏电站内的各种二次系统和设备，均应满足电力系统二次安全防护要求。
3.11 在光伏限发较严重地区，光伏电站宜配置有功功率控制系统和无功电压控制系统，提高自动化运行水平。
3.12 新建光伏电站升压站内应配置故障录波装置，起动判断依据应至少包括电压越限和电压突变量，记录升压站内设备在故障前200ms 至故障后6s 的电气量数据。
3.13 新建光伏电站宜装设相量测量装置（PMU），以加强对电力系统动态安全稳定的监控。
3.14 光伏电站应配备卫星时钟设备和网络授时设备，对场内各种系统和设备的时钟进行统一校正，光伏逆变器、气象站、继电保护、故障录波器等装置时间应一致。
3.15 光伏电站功率预测预报系统应与光伏发电单元同步投运，并满足预测精度、通讯接口和安全防护等要求。光伏电站应根据预测结果和调度计划，合理安排生产计划。
3.16 光伏电站应根据有关要求和设备实际情况，制定光伏电站无功运行管理规定，并严格执行。
3.17 光伏电站应定期检查保护装置的整定值和压板状态，装置整定值应与有效定值单内容一致，压板投退应符合相关运行要求。
3.18 加强现场人员的安全知识和专业技术培训，严格执行持证上岗制度，制定脱网事故应急预案,定期演练,提高人员在发生脱网事故时综合判断和事故处理能力。
4 防止光伏支架倒塌和变形事故
4.1 每3 个月宜对光伏阵列的基础、支架及接地网进行一次全面检查，如发现支架连接螺栓松动、丢失则应及时紧固、补充。
4.2 每个月宜对单轴、双轴跟踪式光伏支架的方位角转动机构和高度角转动机构进行检查。制定光伏支架防腐方案，定期开展该区域除锈防腐工作。
4.3 在大风、冰雹、大雨、雷电、沙尘暴天气过后应对光伏组件进行一次外观全面检查。检查光伏支架螺栓连接是否紧固、螺栓是否缺失、支架有无变形，支架主要连接节点的焊缝有无开裂，如发现以上问题及时更换处理。
4.4 更换光伏组件安装前，应检查光伏组件支架是否弯曲或破损。
4.5 依据《混凝土结构工程施工质量验收规范》（GB50204-2015）第7.3.3 条“结构混凝土的强度等级必须满足要求”的规定，对腐蚀严重的水泥基础应及时修补加固。
