1. 大修管理

光伏电站需根据电站配置人员数量和技能水平综合考虑选用的大修模式，主要的大修模式分为自主维修、委托维修和部分委托维修三种模式，大修管理主要包含大修准备（大修组织机构确定、日常缺陷转大修梳理、大修再鉴定项目梳理、大修改造项目梳理、大修项目确定、大修标准工时管理、编制大修主线计划、辅助性工作准备、大修备件、工具、耗材准备、大修文件准备、大修停电计划、大修停电申请、重要项目演练、大修过程控制方案、大修安全质量监督管理方案、大修人员资格管理、大修承包商管理方案、大修考核方案、大修成本测算、大修合同签署、大修信息系统与通讯渠道测试等）、大修实施（大修过程控制、大修接口管理、大修安全质量监督管理、大修承包商管理、大修计划调整与优化、大修信息管理、大修考核管理等）、大修经验反馈、大修文件管理、大修应急预案、大修后评价等。

2. 承包商管理

光伏电站运维人员数量有限，检修工作主要依托外部承包单位，承包商的管理是光伏电站运营必不可少的部分，承包商入场前需通过基本安全授权培训，获得授权后可进入现场工作，现场工作需执行电站工作过程管理，禁止现场无票作业，电站运维人员需加强对承包单位人员现场管控，防止安全事故发生；承包商管理主要包含人员资格管理、授权管理、现场作业安全管理、工作过程管理、承包商经验反馈管理、承包商考核和激励办法、承包商管理体系建设、承包商评价体系建设等。

3. 重要设施管理

重要设施是指电站故障后对电站安全、功能和经济影响较大的设备，重要设施需进行识别判断，对电站重要设施实行分级管理，执行负责人制度，对其加强监控管理，可显著提高电站整体运营水平。重要设施管理工作内容主要包含：重要设施分级、负责人制度、关键点控制、参数控制、状态监测管理、备件保养管理、缺陷跟踪、维修策略制定及优化、评估管理等。

4. 技术改造管理

技术改造项目识别主要原则是需国家强制标准、影响安全、提高经济效益、延长设备使用寿命的项目。技术改造分为三个类别：安全类技改、生产类技改和经营类技改；生产类技改：根据国家、行业相关标准要求，或集团公司、电网调度机构的相关要求，对电站设备进行更新、改造和升级项目；经营类技改：为提高电站的发电能力、发电效率，改善或提高电站的经济效益而进行的设备更新、改造和升级项目。技术改造工作主要包含：技术改造准备工作（技改申请、方案制定、经济性评估等）、技改方案专家论证、技改技术协议签署、技改合同签署、技改实施、技改文件管理、设计施工管理、技改后评价等。

5. 物项替代管理

光伏电站设备或部件由于供应厂商倒闭、合作终止、原设备或部件更新换代不再生产、设计变更、技术改造等各种原因导致的不能按照电站原设备型号进行采购的情况下，电站需要使用其他品牌或其他型号的设备进行更换，以满足设备或系统正常运行，此种情况下需要进行物项替代。物项替代工作内容包含：物项替代申请、技术方案制定、物项替代等效论证管理、物项替代效果跟踪及评价、物项替代文件更改管理等。

6. 故障快速诊断与响应

对于区域式管理或分布式的光伏电站，电站巡检员发现重大故障时，需要进行快速隔离和处置使设备处于安全状态，为不对发电站发电指标和电网安全产生重大影响，区域化公司需配备快速响应专家组评估和分析重大技术问题，并快速制定行动方案妥善消除缺陷。

7. 电站全寿命周期设备状态监控与老化研究

电站全寿命周期设备状态监控与老化研究工作是为保证电站设计寿期内因设备老化造成的非计划停机、降负荷、设备失效等问题得到有效预防和解决，保障服役期大于等于电站设计寿命周期而进行的工作。全寿命周期老化管理主要包括三个基本步骤：1）选择电站老化管理安全相关部件、与电站重要设备可用率和寿命密切相关的部件、寿命管理需关注的部件，进行老化和剩余寿命评估；2）分析设备的老化机理，确定老化管理策略；3）通过在线监督和定期试验等活动，进行设备老化问题管理，将老化降级限制在允许的程度。全寿命周期老化管理工作包含：电站设备状态监控、历史数据分析、老化原因分析、建立老化研究模型、材料老化管理、淘汰设备管理、老化改造经济性评价、老化监督数据库的建立、重要设备部件老化监控与分析等

8. 气象数据分析

在光伏电站设计时，影响发电量的原因主要考虑：太阳辐照度3%、温度和环境2%、阵列遮挡4%、MPPT跟踪2%、直流线损0.7%、交流损耗1%、逆变器转换效率3%、组串失配4%、污秽4%等。光照、温度、遮挡、污秽等因素主要与气象条件有关，可见对气象数据的分析对光伏电站而言具有重要意义。气象数据分析工作主要包含：气象仪的管理、气象数据采集与收集管理、历史数据比对分析、气象环境预测、气象与电站效率关系分析、外部评估、气象数据库建模、气象计算机应用程序管理、文档管理等。

图2 光伏电站发电效率分析

9. 电站能效分析

结合电站发电效率分析结果进行电站能效分析，能效分析全面评价电站运营情况和管理水平，分析时必须保证原始数据客观、准确和便于统计，它主要包含九项关键指标：电站能力因子（综合效率）、等效利用小时数、非计划能量损失率、设备故障损失率、重要设备不可用率、8500小时非计划脱网次数、度电成本、工业安全事故率、限电损失率。

电站能力因子表征统计周期内电站运营整体情况，它是上网电量与理论发电量的比值；等效利用小时数表征统计周期内光照条件下能量转换的效果，全面衡量电站运维水平和电力营销能力，它是发电量折算到该站全部装机满负荷运行条件下的发电小时数，也称作等效满负荷发电小时数；非计划能量损失率表征除电网计划的限制出力以外，因其它非计划内的活动或其它不确定因素造成的能量损失程度。客观反映电站管理水平、程序执行有效性和外部因素的稳定性，它是非计划内的电量损失与理论发电量比值；设备故障损失率表征电站运行和维修水平的程度，主要体现电站设备的安装质量、运行巡检质量、维修响应速度及维修质量等因素，它是设备失效时到设备恢复使用期间损失的发电量与系统各支路应发电量的比值。重要设备不可用率表征电站对重要敏感设备监控及响应情况，它是将重要设备分类统计后历史最大损失电量之和与分类统计后无故障周期内应发电量的比值；8500小时非计划脱网次数表征电站与电网衔接的稳定程度，体现电站设备运维水平和人员管理水平，澄清说明：8500小时为电站全年无故障运行时间（包含夜间空载时间）计算公式为：电站全年无故障运行时间（8500小时） = 全年发电时间（24小时×365天）- 计划停站检修时间（10.83天×24小时）；度电成本用来衡量电站投资和成本控制的水平，它是每上网一度电的成本；工业安全事故率是衡量电站设备和人员工业安全管理水平，它是工作总时间内导致“电站内工作的所有有效人员（长期雇员和短期雇员）暂离工作岗位或限制性工作一天或一天以上（不包括事故当天），或者死亡”的事故总次数；限电损失率是因外部原因造成的计划限电情况的体现。