分布式光伏电站运维管理

分布式光伏电站运维管理（共8篇）

1.分布式光伏电站运维管理 篇一

分布式光伏电站运维难问题如何解决

光伏发电因其低碳环保，零排放，取之不尽用之不竭的特点，受到国际社会的一致认可。为实现绿色发展，绿色社会的宏伟目标，光伏发电得到国家在政策上面的支持。

分布式光伏发电特指采用光伏组件，将太阳能直接转换为电能的分布式发电系统。它是一种新型的、具有广阔发展前景的发电和能源综合利用方式，它倡导就近发电，就近并网，就近转换，就近使用的原则，不仅能够有效提高同等规模光伏电站的发电量，同时还有效解决了电力在升压及长途运输中的损耗问题。

光伏扶贫作为国家十大精准扶贫项目之一，十三五期间国家实行全面脱贫战略，光伏扶贫电站建设呈现井喷发展。我国农村各地区大量新建光伏扶贫电站，已建有镇级、村级、户用电站。但是分布式光伏电站在迅猛发展的同时，也存在一些运维难的问题，严重影响了光伏电站的使用寿命和发电收益，与光伏扶贫造血式相违。

主要产生的问题包括：

①分布式光伏扶贫电站一般建于偏远地区，运营维护往往处于空白； ②农村地区专业的运维人员相对缺乏，定期必要的保养与维修能力不够；

③出现故障难以及时发现与处理，从而影响发电收益，与光伏扶贫本意相违；

④在扶贫项目中加入智慧监控与运维功能，能大大降低运维难度，提高发电收益，保障电站25年寿命，是必要和紧迫的。

随着互联网+，大数据的飞速发展，我们可以利用这些技术来为光伏电站运维提供运维分析。可以称作为：光伏电站智慧运维平台。依托博茗低碳自有碳数据运营保障平台，以精准扶贫光伏电站运营维护保障服务为切入点，为国内众多分布式光伏电站提供：接入联网、实时监测、故障报警、维修保养、精准扶贫动态管理与一体的一站式运营保障服务，确保分布式光伏工程电站实现365*25年无忧运行。

这种系统是基于云平台的分布式光伏电站集控系统，是一套全新的信息化监控平台，实现可对分布式光伏的电站进行统一管理、统一监控、统一分析的“端+云+端”监控系统，也可称作分布式光伏集控云平台。该平台具备海量计算、存储和网络连接能力，可以为调度提供全新的调度管理体验。此外，系统提供移动平台访问功能，使电站管理人员能够随时、随地掌握设备运行情况，如果电站出现故障，该系统会有报警提示，电站监控人员会远程解决问题，远程解决不了的，会及时就近安排运维人员到现场帮忙解决问题。提高电站管理效率，保证电站的使用寿命，保障发电收益。

该系统着力于为电站提供方便的分布式光伏电站运维管理，远程监控查看电站实时信息，无论你身在何处，都能及时有效得到电站发电情况。电站数据都存储到云端，避免数据的丢失，保证数据的安全性和系统的稳定性。同时提供一站式托管服务。

系统图解

分布式光伏电站发展势在必行，在注重推广建设和设备质量的同时，拥有一套先进的运维管理系统是十分必要的。

2.分布式光伏电站运维管理 篇二

根据国家产业政策, 政府积极鼓励光伏产业发展, 支持光伏发电并网, 并出台了相关优惠政策, 发展光伏项目在保护环境、节能减排、优化电源结构、提高地区电网自身供电能力等方面具有显著的优势。光伏发电的接入系统设计要求规范化、标准化, 既要保证光伏电源的可靠并网, 又要确保电网的安全稳定。

2 光伏发电的分类

光伏发电分为以下三类:纳入国家地面光伏电站指标的光伏电站、纳入国家分布式光伏发电指标的光伏电站 (简称“分布式光伏电站”) 以及分布式光伏发电项目。三类容量之和为地区光伏发电项目的总规模。

第二类分布式光伏电站是指《国家能源局关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》 (国能新能[2014]406号) 提到的在地面或利用农业大棚等无电力消费设施建设、以35k V及以下电压等级接入电网、单个项目容量不超过2万k W且所发电量主要在并网点变电台区消纳的光伏电站项目。

本文以第二类分布式光伏电站为研究对象, 结合安徽省能源局及安徽省电力公司的相关文件, 针对光伏接入系统的技术方案进行分析研究。分布式光伏电站并网的技术方案应遵循《光伏发电站接入电力系统技术规定》 (GBT19964-2012) 、《光伏发电站接入电力系统设计规范》 (GBT50866-2013) 及《光伏电站接入电网技术规定》 (Q/GDW617-2011) 等相关规程规范, 同时仍需结合各地区的电网相关文件进行特异化分析。

3 并网技术方案分析

分布式光伏电站接入系统方案编制过程中, 涉及到系统一次、系统继电保护及自动装置、系统自动化等相关专业领域, 涉及面广, 需按照建设规模、工程特点、发展规划和电力系统条件合理去编制并网的技术方案。本文主要针对相关的难点及重点加以阐述, 对于规程规范要求的常规配置不再赘述。

3.1 电力平衡及消纳能力的研究

在编制接入系统方案时, 应根据负荷预测及电源规划, 进行电力平衡分析, 对于光伏项目较为集中的地区, 应以地区或变电站供区为单位, 进行电网消纳能力的研究。

(1) 对于以220k V、110k V变电站供区为单位进行电网消纳能力测算应遵循以下原则:

(1) 分析变电站35k V间隔资源情况, 应充分考虑电网规划的预留间隔、已答复供电方案的客户间隔、是否具有间隔扩建余地等因素, 再进行间隔接入能力校核。

(2) 220k V、110k V变电站和线路的可消纳容量测算时考虑以下条件:系统正常运行方式下, 计列变电站最小负荷, 且光伏电站最大出力 (最大出力按装机容量的80%计列) 时, 考虑多个光伏出力同时率 (最大出力同时率可取0.9~0.95) , 通过各电压等级接入该变电站的光伏电站所发电力允许通过主变全部上送且不超过主变、线路限额。

(3) 若有其它小电源接入系统变电站, 应一并考虑消纳能力测算。

(2) 对于地区总消纳容量应综合考虑地区已并网、在建的电源项目, 按照自下而上、分层分区的原则, 逐站、主变、逐线计算电网可消纳容量。安徽省按照“先建先得”的原则分配电网消纳容量和地区拟备案开工的指标规模。当变电站剩余可消纳容量不能满足接入新项目要求或地区已审规模超过省能源局下达当年指标规模的2倍时, 电网企业将告知项目业主和市发改委 (能源局) , 暂停受理变电站供电区域或地区接入相关业务。

3.2 系统继电保护及安全自动装置

分布式光伏电站接入系统一般采用35k V电压等级, 两种接入方式, 一是专线接入系统变电站, 此为首选, 若条件不具备, 也可采用T接线路接入系统。

35k V专线接入系统变电站时, 建议并网线路两侧配置光纤电流差动保护;35k V T接线路接入系统时, 宜配置三端光纤差动保护, 不具备条件时, 可配置常规距离保护或电流保护。

需要关注以下几个重点:

(1) 电源并网后, 为满足上级线路重合闸投入要求, 建议在上级线路主电源侧配置单相PT, 实现检无压重合闸;目前部分编制单位在做技术方案时未考虑检无压重合闸, 认为通过光伏电站的防孤岛保护或其它安全自动装置可以确保无压重合。笔者认为必须校核重合闸时间是否与电源并、离网控制时间相配合, 并与电网调度部门充分沟通后, 谨慎处理。

(2) 上级变电站已配置备自投装置时, 应增设跳电源并网开关的二次回路。上级变电站为终端变, 主变未配置间隙零序电压和零序电流保护, 应按规程要求配置, 并在动作时联跳电源并网开关。

上一级变电站一般为220k V或110k V变电站, 部分变电站为智能站, 按照国网公司的通用设计, 220k V或110k V侧采用智能化设备, 采用GOOSE网跳闸, 而35k V的保护按常规保护配置, 备自投和零序保护联跳并网开关时涉及到两种不同系统之间的接口问题, 编制单位往往会忽视这个问题, 在做接入系统方案时未充分考虑具体实施方案及相关费用。目前常用的方法是将原有的35k V常规保护装置更换为带有光口跳闸输入的保护装置。

(3) 在光伏电站接入后, 上级负荷线路形成双端电源线路, 原负荷侧宜配置线路保护, 因光伏电站提供的短路电流取额定电流的1.0~1.5倍之间, 其提供的短路电流值较小, 保护整定相对困难, 灵敏度可能受限, 编制单位必须综合考虑各种因素, 进行详细的保护整定计算, 并与电网企业的保护专业充分沟通后, 再确定是否加装保护装置。

3.3 系统调度自动化

安徽省现行调度规程对省调直接调度的电源管辖范围划分如下:

总装机容量达30MW及以上的光伏等新能源电源 (站) 的发电设备, 属于省调调度管辖, 装机规模小于30MW的, 属于地调调度管辖。

3.3.1 电能计量

光伏发电站电能计量点 (关口) 原则上设在光伏发电站与电网的产权分界点。产权分界点的设置取决于发电企业与电网公司的出资方式。根据《安徽省能源局关于加快分布式光伏发电项目建设等问题的通知》 (皖能源新能[2014]173号) 要求, 由市发改委 (能源局) 组织发电企业与电网公司共同协商研究送出工程建设方式及投资方式, 市改委 (能源局) 以正式的会议纪要等书面形式予以明确。鉴于光伏发电项目建设的紧迫性, 目前安徽省大多由发电企业出资建设接入工程。

接入工程由发电企业建设时, 若采用35k V专线接入系统变电站, 计量点一般设置在系统侧变电站, 关口表按主/副方式配置, 光伏发电侧设置校核关口表;若35k V T接线路接入系统时, 产权分界点位于T接点, 一般不适宜安装电能计量装置, 关口计量点可由光伏发电站业主与电网企业协商确定。

根据光伏电源的发展情况, 国家实时调整光伏电站上网电价, 考虑到分期建设的光伏项目在纳入补贴目录、国家资金拨付以及电价批复上均可能出现不一致的情况, 除常规配置上网结算关口外, 应在发电侧设置能够区分分期发电量的关口表, 以便于后续对分期项目的电费和补贴进行分别结算。

3.3.2 同步相量测量装置的配置原则

根据规程规范, 220k V及以上接入的光伏发电站应配置同步相量测量装置 (PMU) , 而安徽电力调度控制中心的《安徽电网2016年网源协调工作会会议纪要》 (调[2016]27号) 要求:安徽省调管辖的并入35k V及以上电网的光伏电站应建设网源动态性能在线监测功能, 并将相关信息通过PMU及调度数据网接入省调源网动态性能在线监测主站。故总装机容量达30MW及以上的光伏电站需配置一套同步相量测量装置。

3.3.3 无功电压控制系统的配置原则

根据安徽电力调度控制中心的《安徽电网2016年网源协调工作会会议纪要》 (调[2016]27号) 要求:为提升安徽各级电网无功电压调节能力, 各相关发电企业应配合调度机构开展“全网优化AVC系统”建设, 35k V及以上并网的新能源机组2016年底前, 全部接入地调AVC系统。故以35k V电压等级接入电网的光伏电站需配置一套无功电压控制系统。

3.3.4 自动化设备配置明细

根据规程规范及安徽省电力公司的相关文件, 光伏电站的自动化设备配置如下:

光伏总装机规模小于30MW的, 属于地调调度管辖, 光伏电站一般需配置1套电能量采集装置、1套电力调度数据网接入设备及二次系统安全防护、1套全站时间同步装置、1套光伏发电功率预测系统、1套有功功率控制系统、1套无功电压控制系统、1套电能质量在线监测装置。

光伏总装机规模30MW及以上的, 属于省调调度管辖, 需额外增设以下设备:1套电力调度数据网接入设备及二次系统安全防护、1套同步相量测量装置、1套调度生产管理系统。

4 结束语

光伏发电接入系统设计应从全局出发, 统筹兼顾, 按照就地消纳、技术先进、近远期适应性强、运行灵活可靠、源网协调发展等原则考虑。本文探讨了分布式光伏电站并网的相关技术问题, 以供技术方案编制人员参考与借鉴。

摘要：光伏发电的接入系统设计要求规范化、标准化, 在接入系统方案的编制过程中, 涉及到系统一次、系统继电保护及自动装置、系统自动化等专业领域, 本文主要针对相关的难点及重点加以分析, 以供同行参考与借鉴。

关键词：分布式光伏电站,接入系统,并网技术

参考文献

[1]《光伏发电站接入电力系统技术规定》 (GBT19964-2012) .

[2]《光伏发电站接入电力系统设计规范》 (GBT50866-2013) .

3.分布式光伏电站运维管理 篇三

1、概述

随着我国不可再生能源保有量日益减少，发展新能源是解决这一问题最有效方法之一。其中分布式光伏发电系统凭借其电能可就地消化、占地面积小等优势在未来有很好的发展前景。随着国家发展光伏产业逐渐向分布式倾斜，好多企业都投入到分布式光伏电站设计这一行业来。

但是，通过对一些企业设计资料的研究中发现，设计中出现了一些关键问题如果不解决，光伏电站的可靠性和安全性会受到严重的影响。下面对比较常见的设计问题进行分析。

2、与SPD串联的过电流防护电器的选择

在分布式光伏电站电气设计中，直流配电柜中需要设置SPD以便于雷击时，逆变器或变压器免受损害。与SPD串联的过电流防护电器在国内有熔断器和断路器两种选择。

当选用断路器时，会导致以下两个问题：

（1）断路器内有一具有很多匝数的大电感线圈，这个线圈作为短路防护的电磁脱扣器，但是会增大SPD连接线上的电感L和其电压降Ldi/dt，这将提高被保护设备承受的雷电冲击电压。

（2）易誤动作而使SPD不起作用。

当采用熔断器将不会产生以上问题，所以在国外与SPD串联的过电流保护电器几乎全部采用熔断器。

但是，目前国内的光伏设计人员在设计过程中，不善于使用熔断器而习惯使用断路器。实践表明，过多的使用断路器常因雷电的冲击电流而跳闸，有大面积停电的可能。还有的设计人员将三级断路器的每级分别与SPD串联，在这种情况下，如果有一个SPD短路失效，三级断路器就会跳闸，其它两个SPD被切断，这样就失去防雷的作用。

3、直流回路中保护器件的选择

太阳能光伏电池、直流汇流箱、直流配电柜到并网逆变器直流输入端之间都是直流电。在直流配电柜中需要安装断路器对直流回路进行保护。由于目前将交流断路器用于直流回路的现象普遍存在，所以需要考虑这种用法的可行性。

断路器能在规定的时间内承载和开断异常回路条件下的电流。断路器分断时，分断触头间会产生电弧。交流系统灭弧相对容易，直流系统灭弧却相对困难。由于交流系统与直流系统不同，所以灭弧原理不同，因此交流断路器与直流断路器在结构和性能上有很大区别。

交流回路在触头分断时，电弧存在过零点。但是在直流回路却不存在电弧过零点，这也决定了交流断路器和直流断路器的设计原理不同，原则上交流断路器不宜在直流电路中。如果交流断路器用于直流回路，可以采用以下办法：

（1）在直流回路降容使用。交流断路器用于直流回路，其分断能力降为同等电压交流分断能力的1/5～1/8。比如交流断路器的分段能力为10kA（220VAC），那么用于直流回路中，它的分断能力降为2kA（220VDC）。

（2）在直流回路中多极串接使用。断路器多极串接的作用是增加断口，使每一个断口承担一部分电压和相应的电弧能量。比如一个四极交流断路器串接于直流回路中，每个断口将承受电压为0.25U（U为220VAC，则每个断口承受的电压为55VAC）。

4、光伏直流电缆的选择

分布式光伏发电系统中的直流电缆一般采用与组件相同的电缆。光伏组件用电缆（PV-电缆）目前尚无国家或行业标准，一般参考德国标准化委员会PV-系统用电缆K411.2.3。

PV光伏电缆适用于最高允许1.8kV直流电压、在光伏系统中DC侧使用的单芯软电缆。适合于Ⅱ类安全等级下使用。DC侧是指光伏装置中从光伏组件、汇流箱、直流配电柜到光伏并网逆变器直流端子之间的部分。光伏设备用无卤PV1-F电缆是根据光伏发电设备所处的特殊环境条件设计的，主要用于光伏电站的DC侧，最高电压DC1.8kV的光伏发电设备系统。电缆运行的环境温度最高到90℃。电缆可以多根并联使用。

由于分布式光伏电站所处的恶劣环境，决定了光伏电缆与常规电缆相比，具有以下特性：

（1）温度范围：

环境温度：-40～90℃；

导体最高工作温度：120℃；

5s短路温度是200℃；

（2）额定电压

DC：1.8kV（线芯对绝缘电压）

（3）具有良好的耐紫外线，抵御恶劣气候环境和经受机械冲击能力。

（4）具备良好的抗臭氧和耐化学腐蚀特性。

（5）具备良好耐湿热（90℃，85%湿度，1000h）性能。

（6）良好低温卷绕和低温弯曲性能。

（7）120℃工作条件下，超过20年的使用寿命。

由此可见，常规的电力电缆无法应用于光伏电站的设计中。

5、结语

针对目前分布式光伏电站设计中的误区，将其中比较重要的三项关键问题进行详细阐述，并给出相应的解决方法，为后续分布式光伏电站的设计提供理论依据。

4.分布式光伏电站运维管理 篇四

（1）工业安全

安全是工业生产的命脉，任何生产型企业无不把安全放在首位。光伏电站的安全管理包含：电力安全管理、工业安全管理、消防安全管理、现场作业安全管理（员工行为规范、危化品管理等）、紧急事件/事故处置流程管理、事故管理流程（汇报、调查、分析、处置、整改等）、安全物资管理（劳保用品、消防器材等）、厂房安全管理、安全标识管理、交通安全管理等。

（2）安全授权管理

为保证电站人员和设备安全，所有入场人员（含承包单位人员）需要接受安全培训，经培训活动基本安全授权后方可进入现场工作；安全授权培训内容包含：电力安全培训、工业安全培训、消防安全培训、急救培训；安全授权有效期为两年，每两年需要复训一次；电站需保存安全授权记录备查。

（3）安全设施管理（安全标准化）

电站消防水系统、消防沙箱、灭火器、设备绝缘垫、警示牌等均属于电站安全设施，安全设施需要定期保养、维护、更换，并应有记录；电站安全设施的设置（设备和道路划线等）、安全标识规格及设置、巡检路线设置等均应符合安全标准化要求，人员行为习惯应满足安全标准化的具体措施要求。（4）防人因管理

防人因管理是通过对以往人因事件的分析找到事件或事故产生的根本原因，制定改进措施做到有效预防。防人因主要是对的人员人因失误的管理与反馈。通过对员工进行警示教育反思安全管理现状，找到管理、组织、制度和人的失效漏洞进行管理改进，可利用国际交流借鉴、领导示范承诺、学习法规标准、警钟长鸣震撼教育、分析设备系统管理、经验反馈、共因分析、设备责任到人、制度透明化、安全文化宣传、行为训练、人因工具卡等多种手段建立员工防人因意识，提升安全管理水平。

（5）灾害预防

灾害预防工作包含：灾害历史数据分析、灾害分级及响应流程、组建运作机构、防灾制度建立、防灾风险与经济评估、防灾措施建立、防灾物资和车辆准备等，对灾害的预防是保证电站25年寿期正常运行的基石，是灾害来临时减少电站损失的有力保障。（6）应急响应

应急准备阶段需建立应急响应组织，该组织机构需包含：应急总指挥、电站应急指挥、应急指挥助理、通讯员、应急值班人员。

应急准备期间工作包含应急流程体系建设、汇报制度建立、应急预案的编写、突发事件处置流程的建立、通讯录与应急信息渠道的建立、应急设施设备器材文件的管理与定期检查、应急演习的策划组织与评价、应急费用的划拨、新闻发言人及新闻危机事件应急管理制度的建设等；实施阶段包含应急状态的启动、响应、行动和终止等内容；应急事件后评价包含损失统计、保险索赔、事故处理、电站恢复等。2.质量

（1）质量保证大纲

质量保证大纲是建立电站质量保证体系的基础，电站质量保证大纲分三部分：生产准备质保大纲、调试阶段质保大纲、运营阶段质保大纲。生产准备期间质保大纲主要针对质量体系文件建设、文件记录管理、工程参与与移交管理、生产准备活动、采购和材料管理、培训和人员资格、设计和施工管理、不符合项和纠正措施、自我评估（管理巡视和管理者自我评估）和独立评估（质保独立评估和外部机构独立评估）、计算机应用程序和信息管理等方面做得质量管控；调试阶段质保大纲针对调试期间各项工作进行质量管控，包含对组织机构控制、文件控制、设计控制、采购控制、物项控制、工业过程控制、检查和试验控制、试运行控制、维修控制、工业安全、消防和保卫、应急控制、不符合项控制、经验反馈、纠正措施和预防措施控制、记录文件控制、质保检查与监督合法合规及流程控制等方面；运营阶段质保大纲范围包含：运行管理控制（运行值班、交接、信息交流、设备状态控制等）、维修管理控制（维修实施大纲、场地管理、组件清洁度、特殊工艺和设备控制、设备管理控制等）、检查、监督和试验管理控制、采购和材料管理控制、培训和人员资格控制、技术改造控制、不符合管理和纠正措施、独立评估、消防及工业安全控制、计算机程序和信息管理、安保和出入口管理控制、应急管理控制等。（2）质量监督流程管理

为保证质量监督合法合规有序进行，质量监督需拟定流程，按照流程进行管控，质量监督流程应包含监督监查计划管理、体系监查流程、质保文件审查流程、质量保证监督流程、质量检查与验证、质量事件调查流程、相关方满意测量流程等。

（3）技术文件审查

技术文件审查的目的在于保证电站技术文件科学、合理、可实施、可评估，保证电站人员安全和设备安全，保证电站工作效果和质量。技术文件审查应符合质量保证体系要求，技术文件的发布需经编写部门、程序涉及部分、质量保证部门和相关技术专家组进行会审后经分管领导批准后生效，会审记录因完整保存。（4）维修返工

在电站维修管理中，维修返工为严重的质量事件，维修返工原因林林总总（如：人员疏忽、未按程序要求执行、设计缺陷等等），处理维修返工主要根据质保体系纠正措施管理要求进行，维修返工后需要进行品质再鉴定和功能再鉴定。（5）不符合项NCR

不符合项使用的目的是对商运电站生产运营活动（包括试验，维修）的实施过程或结果中与设计要求不符的异常进行报告、分析、处理措施的现场实施、标识、关闭、归档等过程进行控制，保证电站与生产相关的设备、材料、部件等物项上的不符合项得以消除，或者虽然不能完全消除，但经过分析论证并采取一定的措施后可以在现场有条件地使用。

不符合项管理主要针对工程建设期间由设计、施工、调试引起的缺陷，不符合管理主要包含NCR的签发准则、NCR退回准则、NCR管理流程、有效性判断、处理措施及实施管理、临时措施和最终措施、NCR级别评定、措施论证及设备风险分析、NCR的升版、关闭及跟踪、离线设备不符合物项处理、紧急NCR的处理等。（6）纠正措施管理

5.光伏电站运维操作维护手册 篇五

1.1 为使光伏电站运行与维护做到安全适用、技术先进、经济合理，制定本规范。

1.2 本规范适用于验收合格后，已投入正常使用的光伏电站的运行与维护。

1.3 光伏电站运行与维护除应符合本规范的规定外，尚应符合美国现行有关强制性标准的规定。

一般要求

2.1 光伏电站的运行与维护应保证系统本身安全，以及系统不会对人员造成危害，并使系统维持最大的发电能力。

2.2 光伏电站的主要部件应始终运行在产品标准规定的范围之内，达不到要求的部件应及时维修或更换。

2.3 光伏电站的主要部件周围不得堆积易燃易爆物品，设备本身及周围环境应通风散热良好，设备上的灰尘和污物应及时清理。

2.4 光伏电站的主要部件上的各种警示标识应保持完整，各个接线端子应牢固可靠，设备的接线孔处应采取有效措施防止蛇、鼠等小动物进入设备内部。

2.5 光伏电站的主要部件在运行时，温度、声音、气味等不应出现异常情况，指示灯应正常工作并保持清洁。

2.6 光伏电站中作为显示和交易的计量设备和器具必须符合计量法的要求，并定期校准。

2.7 光伏电站运行和维护人员应具备与自身职责相应的专业技能。在工作之前必须做好安全准备，断开所有应断开开关，确保电容、电感放电完全，必要时应穿绝缘鞋，带低压绝缘手套，使用绝缘工具，工作完毕后应排除系统可能存在的事故隐患。

2.8 光伏电站运行和维护的全部过程需要进行详细的记录，对于所有记录必须妥善保管，并对每次故障记录进行分析。运行与维护

3.1 光伏方阵

3.1.1 安装型光伏电站中光伏组件的运行与维护应符合下列规定：

光伏组件表面应保持清洁，清洗光伏组件时应注意：

1)应使用干燥或潮湿的柔软洁净的布料擦拭光伏组件，严禁使用腐蚀性溶剂或用硬物擦拭光伏组件;

2)应在辐照度低于200W/m2的情况下清洁光伏组件，不宜使用与组件温差较大的液体清洗组件;

3)严禁在风力大于4级、大雨或大雪的气象条件下清洗光伏组件;

光伏组件应定期检查，若发现下列问题应立即调整或更换光伏组件：

1)光伏组件存在玻璃破碎、背板灼焦、明显的颜色变化;

2)光伏组件中存在与组件边缘或任何电路之间形成连通通道的气泡;

3)光伏组件接线盒变形、扭曲、开裂或烧毁，接线端子无法良好连接。

光伏组件上的带电警告标识不得丢失。使用金属边框的光伏组件，边框和支架应结合良好，两者之间接触电阻应不大于4Ω。

使用金属边框的光伏组件，边框必须牢固接地。在无阴影遮挡条件下工作时，在太阳辐照度为500W/m2以上，风速不大于2m/s的条件下，同一光伏组件外表面(电池正上方区域)温度差异应小于20℃。装机容量大于50kWp的光伏电站，应配备红外线热像仪，检测光伏组件外表面温度差异。

7使用直流钳型电流表在太阳辐射强度基本一致的条件下测量接入同一个直流汇流箱的各光伏组件串的输入电流，其偏差应不超过5%。

3.1.2 支架的维护应符合下列规定：

所有螺栓、焊缝和支架连接应牢固可靠。支架表面的防腐涂层，不应出现开裂和脱落现象，否则应及时补刷。

3.1.3 光伏电站及户用光伏系统的运行与维护除符合4.1.1中相关规定外，还应符合下列规定：

光伏建材和光伏构件应定期由专业人员检查、清洗、保养和维护，若发现下列问题应立即调整或更换：

1)中空玻璃结露、进水、失效，影响光伏幕墙工程的视线和热性能;

2)玻璃炸裂，包括玻璃热炸裂和钢化玻璃自爆炸裂;

3)镀膜玻璃脱膜，造成建筑美感丧失;

4)玻璃松动、开裂、破损等。光伏建材和光伏构件的排水系统必须保持畅通，应定期疏通。采用光伏建材或光伏构件的门、窗应启闭灵活，五金附件应无功能障碍或损坏，安装螺栓或螺钉不应有松动和失效等现象。光伏建材和光伏构件的密封胶应无脱胶、开裂、起泡等不良现象，密封胶条不应发生脱落或损坏。

对光伏建材和光伏构件进行检查、清洗、保养、维修时所采用的机具设备(清洗机、吊篮等)必须牢固，操作灵活方便，安全可靠，并应有防止撞击和损伤光伏建材和光伏构件的措施。在室内清洁光伏建材和光伏构件时，禁止水流入防火隔断材料及组件或方阵的电气接口。

隐框玻璃光伏建材和光伏构件更换玻璃时，应使用固化期满的组件整体更换。

3.2 直流汇流箱、直流配电柜

3.2.1 直流汇流箱的运行与维护应符合以下规定： 直流汇流箱不得存在变形、锈蚀、漏水、积灰现象，箱体外表面的安全警示标识应完整无破损，箱体上的防水锁启闭应灵活;直流汇流箱内各个接线端子不应出现松动、锈蚀现象;

直流汇流箱内的高压直流熔丝的规格应符合设计规定;

直流输出母线的正极对地、负极对地的绝缘电阻应大于2兆欧;

直流输出母线端配备的直流断路器，其分断功能应灵活、可靠;直流汇流箱内防雷器应有效。检测维修项目：汇流箱的结构和机柜本身的制造质量、主电路连接、二次线及电气元件安装

测试项目：机械强度、绝缘电阻、绝缘强度测量、显示功能、通信功能、汇流箱热特性

3.2.2 直流配电柜的运行与维护应符合以下规定： 直流配电柜不得存在变形、锈蚀、漏水、积灰现象，箱体外表面的安全警示标识应完整无破损，箱体上的防水锁开启应灵活;直流配电柜内各个接线端子不应出现松动、锈蚀现象;

直流输出母线的正极对地、负极对地的绝缘电阻应大于2兆欧;

直流配电柜的直流输入接口与汇流箱的连接应稳定可靠;

直流配电柜的直流输出与并网主机直流输入处的连接应稳定可靠;

直流配电柜内的直流断路器动作应灵活，性能应稳定可靠;直流母线输出侧配置的防雷器应有效。

3.3 控制器、逆变器

3.3.1 控制器的运行与维护应符合下列规定(适用于离网系统)：

控制器的过充电电压、过放电电压的设置应符合设计要求;

控制器上的警示标识应完整清晰;

控制器各接线端子不得出现松动、锈蚀现象;

控制器内的高压直流熔丝的规格应符合设计规定;直流输出母线的正极对地、负极对地、正负极之间的绝缘电阻应大于2兆欧;

3.3.2 逆变器的运行与维护应符合下列规定： 逆变器结构和电气连接应保持完整，不应存在锈蚀、积灰等现象，散热环境应良好，逆变器运行时不应有较大振动和异常噪声;逆变器上的警示标识应完整无破损;逆变器中模块、电抗器、变压器的散热器风扇根据温度自行启动和停止的功能应正常，散热风扇运行时不应有较大振动及异常噪音，如有异常情况应断电检查。定期将交流输出侧(网侧)断路器断开一次，逆变器应立即停止向电网馈电。

逆变器中直流母线电容温度过高或超过使用年限，应及时更换。

检测维修项目：逆变器的结构和机柜本身的制造质量、主电路连接、二次线及电气元件安装

测试项目：性能指标、保护功能、其它要求。

3.4 接地与防雷系统

3.4.1 光伏接地系统与建筑结构钢筋的连接应可靠。

3.4.2 光伏组件、支架、电缆金属铠装与屋面金属接地网格的连接应可靠。

3.4.3 光伏方阵与防雷系统共用接地线的接地电阻应符合相关规定。

3.4.4 光伏方阵的监视、控制系统、功率调节设备接地线与防雷系统之间的过电压保护装置功能应有效，其接地电阻应符合相关规定。

3.4.5 光伏方阵防雷保护器应有效，并在雷雨季节到来之前、雷雨过后及时检查。

3.5 交流配电柜及线路

3.5.1 交流配电柜的维护应符合下列规定： 交流配电柜维护前应提前通知停电起止时间，并将维护所需工具准备齐全。

交流配电柜维护时应注意以下安全事项：

1)停电后应验电，确保在配电柜不带电的状态下进行维护;

2)在分段保养配电柜时，带电和不带电配电柜交界处应装设隔离装置;

3)操作交流侧真空断路器时，应穿绝缘靴，戴绝缘手套，并有专人监护;

4)在电容器对地放电之前，严禁触摸电容器柜;

5)配电柜保养完毕送电前，应先检查有无工具遗留在配电柜内;

6)配电柜保养完毕后，拆除安全装置，断开高压侧接地开关，合上真空断路器，观察变压器投入运行无误后，向低压配电柜逐级送电。

3.5.2 交流配电柜维护时应注意以下项目：

1)确保配电柜的金属架与基础型钢应用镀锌螺栓完好连接，且防松零件齐全;

2)配电柜标明被控设备编号、名称或操作位置的标识器件应完整，编号应清晰、工整;

3)母线接头应连接紧密，不应变形，无放电变黑痕迹，绝缘无松动和损坏，紧固联接螺栓不应生锈;

4)手车、抽出式成套配电柜推拉应灵活，无卡阻碰撞现象;动静头与静触头的中心线应一致，且触头接触紧密;

5)配电柜中开关，主触点不应有烧溶痕迹，灭弧罩不应烧黑和损坏，紧固各接线螺丝，清洁柜内灰尘。

6)把各分开关柜从抽屉柜中取出，紧固各接线端子。检查电流互感器、电流表、电度表的安装和接线，手柄操作机构应灵活可靠性，紧固断路器进出线，清洁开关柜内和配电柜后面引出线处的灰尘。

7)低压电器发热物件散热应良好，切换压板应接触良好，信号回路的信号灯、按钮、光字牌、电铃、电筒、事故电钟等动作和信号显示应准确。

8)检验柜、屏、台、箱、盘间线路的线间和线对地间绝缘电阻值，馈电线路必须大于0.5MΩ;二次回路必须大于1 MΩ。

检测维修项目：配电柜的结构和机柜本身的制造质量、主电路连接、二次线及电气元件安装

测试项目：绝缘电阻、绝缘强度测量、显示功能、通信功能、配电柜热特性

3.5.3 电线电缆维护时应注意以下项目：

1电缆不应在过负荷的状态下运行，电缆的铅包不应出现膨胀、龟裂现象;电缆在进出设备处的部位应封堵完好，不应存在直径大于10mm的孔洞，否则用防火堵泥封堵;

在电缆对设备外壳压力、拉力过大部位，电缆的支撑点应完好;电缆保护钢管口不应有穿孔、裂缝和显著的凹凸不平，内壁应光滑;金属电缆管不应有严重锈蚀;不应有毛刺、硬物、垃圾，如有毛刺，锉光后用电缆外套包裹并扎紧;应及时清理室外电缆井内的堆积物、垃圾;如电缆外皮损坏，应进行处理。

检查室内电缆明沟时，要防止损坏电缆;确保支架接地与沟内散热良好;直埋电缆线路沿线的标桩应完好无缺;路径附近地面无挖掘;确保沿路径地面上无堆放重物、建材及临时设施，无腐蚀性物质排泄;确保室外露地面电缆保护设施完好;确保电缆沟或电缆井的盖板完好无缺;沟道中不应有积水或杂物;确保沟内支架应牢固、有无锈蚀、松动现象;铠装电缆外皮及铠装不应有严重锈蚀;多根并列敷设的电缆，应检查电流分配和电缆外皮的温度，防止因接触不良而引起电缆烧坏连接点。

确保电缆终端头接地良好，绝缘套管完好、清洁、无闪络放电痕迹;确保电缆相色应明显;

金属电缆桥架及其支架和引入或引出的金属电缆导管必须接地(PE)或接零(PEN)可靠;桥架与桥架间应用接地线可靠连接。

12桥架穿墙处防火封堵应严密无脱落;确保桥架与支架间螺栓、桥架连接板螺栓固定完好。14 桥架不应出现积水。

3.6 光伏系统与基础结合部分

3.6.1 光伏系统应与基础主体结构连接牢固，在台风、暴雨等恶劣的自然天气过后应普查光伏方阵的方位角及倾角，使其符合设计要求。

3.6.2 光伏方阵整体不应有变形、错位、松动。

3.6.3 用于固定光伏方阵的植筋或后置螺栓不应松动;采取预制基座安装的光伏方阵，预制基座应放置平稳、整齐，位置不得移动。

3.6.4 光伏方阵的主要受力构件、连接构件和连接螺栓不应损坏、松动，焊缝不应开焊，金属材料的防锈涂膜应完整，不应有剥落、锈蚀现象。

3.6.5 光伏方阵的支承结构之间不应存在其他设施;光伏系统区域内严禁增设对光伏系统运行及安全可能产生影响的设施。

3.7 蓄电池(适用于离网系统)

3.7.1 蓄电池室温度宜控制在5℃~25℃之间，通风措施应运行良好;在气温较低时，应对蓄电池采取适当的保温措施。

3.7.2 在维护或更换蓄电池时，所用工具(如扳手等)必须带绝缘套。

3.7.3 蓄电池在使用过程中应避免过充电和过放电。

3.7.4 蓄电池的上方和周围不得堆放杂物。

3.7.5 蓄电池表面应保持清洁，如出现腐蚀漏液、凹瘪或鼓胀现象，应及时处理，并查找原因。

3.7.6 蓄电池单体间连接螺丝应保持紧固。

3.7.7 若遇连续多日阴雨天，造成蓄电池充电不足，应停止或缩短对负载的供电时间。

3.7.8 应定期对蓄电池进行均衡充电，一般每季度要进行2~3次。若蓄电池组中单体电池的电压异常，应及时处理。

3.7.9 对停用时间超过3个月以上的蓄电池，应补充充电后再投入运行。

3.7.10 更换电池时，最好采用同品牌、同型号的电池，以保证其电压、容量、充放电特性、外形尺寸的一致性。

3.8 数据通讯系统

3.8.1 监控及数据传输系统的设备应保持外观完好，螺栓和密封件应齐全，操作键接触良好，显示读数清晰。

3.8.2 对于无人值守的数据传输系统，系统的终端显示器每天至少检查1次有无故障报警，如果有故障报警，应该及时通知相关专业公司进行维修。

3.8.3 每年至少一次对数据传输系统中输入数据的传感器灵敏度进行校验，同时对系统的A/D变换器的精度进行检验。

3.8.4 数据传输系统中的主要部件，凡是超过使用年限的，均应该及时更换。

3.9 变压器

检测维修项目：光伏电站主回路升压变压器

测试项目：转换效率测试、其他实验

3.10 避雷器

3.10.1 接地与防雷系统

注意事项包括：

1)光伏接地系统与建筑结构钢筋的连接应可靠。

2)光伏组件、支架、电缆金属铠装与屋面金属接地网格的连接应可靠。

3)光伏方阵与防雷系统共用接地线的接地电阻应符合相关规定。

4)光伏方阵的监视、控制系统、功率调节设备接地线与防雷系统之间的过电压保护装置功能应有效，其接地电阻应符合相关规定。

5)光伏方阵防雷保护器应有效，并在雷雨季节到来之前、雷雨过后及时检查。

3.10.2检测维修项目：

1)避雷器、引下线安装;

2)避雷器、引下线外观状态;

3)避雷器、引下线各部分连接;

4)各关键设备内部浪涌保护器设计和状态;

5)各接地线应完好;

6)接地电阻符合设计要求;

3.10.3测试项目：

1)电站各关键设备的防雷装置在雷雨季节前后

2)对接地电阻测试

3)防雷装置腐蚀状况

3.11 电缆

3.11.1 电线电缆维护时应注意以下项目：1)电缆不应在过负荷的状态下运行，电缆的铅包不应出现膨胀、龟裂现象;

2)电缆在进出设备处的部位应封堵完好，不应存在直径大于10mm的孔洞，否则用防火堵泥封堵;

3)在电缆对设备外壳压力、拉力过大部位，电缆的支撑点应完好;

4)电缆保护钢管口不应有穿孔、裂缝和显著的凹凸不平，内壁应光滑;金属电缆管不应有严重锈蚀;不应有毛刺、硬物、垃圾，如有毛刺，锉光后用电缆外套包裹并扎紧;

5)应及时清理室外电缆井内的堆积物、垃圾;如电缆外皮损坏，应进行处理。

6)检查室内电缆明沟时，要防止损坏电缆;确保支架接地与沟内散热良好;

7)直埋电缆线路沿线的标桩应完好无缺;路径附近地面无挖掘;确保沿路径地面上无堆放重物、建材及临时设施，无腐蚀性物质排泄;确保室外露地面电缆保护设施完好;

8)确保电缆沟或电缆井的盖板完好无缺;沟道中不应有积水或杂物;确保沟内支架应牢固、有无锈蚀、松动现象;铠装电缆外皮及铠装不应有严重锈蚀;

9)多根并列敷设的电缆，应检查电流分配和电缆外皮的温度，防止因接触不良而引起电缆烧坏连接点。

10)确保电缆终端头接地良好，绝缘套管完好、清洁、无闪络放电痕迹;确保电缆相色应明显;

11)金属电缆桥架及其支架和引入或引出的金属电缆导管必须接地(PE)或接零(PEN)可靠;桥架与桥架间应用接地线可靠连接。

12)桥架穿墙处防火封堵应严密无脱落;

13)确保桥架与支架间螺栓、桥架连接板螺栓固定完好。

14)桥架不应出现积水。

3.11.2 检测维修项目：

1)电缆选型及敷设

2)电缆的负荷运行

3)电缆的排线安装

4)电缆所处环境

5)电缆接地绝缘

6)电缆运行状态

3.11.3 测试项目：

1)电缆压降

2)绝缘电阻

6.分布式光伏电站运维管理 篇六

330MW机组集控电气

一、值班员 了解：

1)了解直流系统的运行方式及切换原则； 2)了解干式变、高压电机保护的工作原理及作用； 3)了解监护、操作等级的划分； 4)了解事故处理原则；

5)了解哪些情况下允许用刀闸进行操作；

6)了解6KV开关操作步骤及操作过程中的注意事项； 7)了解220KV、6KV开关闭锁；

8)了解高压变频器的操作方法及注意事项； 9)了解高压变频器的结构、工作原理及作用； 10)了解CT图分布、现场实际位置；

11)了解柴油发电机的结构、工作原理及作用； 12)了解UPS的结构、工作原理及作用； 13)了解发电机的结构、工作原理及作用； 14)了解变压器的结构、工作原理及作用

15)了解变压器及柴油发电机雨淋阀投退操作方法； 16)了解倒母线操作时，拉开母联断路器控制电源的原因；

17)了解变压器新投入或大修后在正式运行前冲击试验目的及要求； 18)了解GIS电气设备相关运行要求；

19)了解强迫油循环变压器的冷却装置应符合要求； 20)了解发电机碳刷温度高及破损的处理方法； 21)了解发变组保护出口方式定义；

22)了解发电机励磁碳刷冒火的原因及处理方法；

23)了解发电机转子一点接地电阻、电压的检查方法； 24)了解什么是静态励磁。

熟悉：

1)熟悉倒闸操作的安全注意事项；

2)熟悉干式变、高低压电机有哪些保护及保护动作出口； 3)熟悉400V保安段电源切换方法；

4)熟悉现场电气一次设备接线方式及就地位置； 5)熟悉发电机运行相关参数的调整范围； 6)熟悉变压器运行相关参数的调整范围；

7)熟悉发电机、变压器、开关等电气设备技术规范； 8)熟悉电气定期切换试验项目及相关要求；

9)熟悉SF6开关、GIS设备气体压力额定值、报警值及闭锁值； 10)熟悉高压变频器变压器、功率单元报警及跳闸定值； 11)熟悉哪些情况下应立即停运电机； 12)熟悉变压器哪些情况下应立即停运； 13)熟悉手操盘按钮的作用及操作方法； 14)熟悉发变组封母微正压装置的作用;15)熟悉400V母线单相接地时的现象及处理方法； 16)熟悉运行中共相母线、离相母线温度的规定； 17)熟悉哪些情况应立即将开关停用；

18)熟悉发电机三相不平衡电流超过规定值现象； 19)熟悉变压器油位不正常的处理方法； 20)熟悉IG541惰性气体灭火原理及使用方法； 21)熟悉SF6气体的特点及优缺点。

掌握：

1)掌握直流系统电源的分布情况 2)掌握400V抽屉开关、框架开关闭锁；

3)掌握400V抽屉开关、框架开关机构卡涩原因及处理方法； 4)掌握400V抽屉开关、框架开关的停送电操作方法及注意事项； 5)掌握400V抽屉开关、框架开关查保护方法； 6)掌握400V MCC停送电操作原则及注意事项；

7)掌握400V低压电机摇测绝缘方法、绝缘阻值合格范围及注意事项； 8)掌握400V低压电机无法启动检查及基本处理方法； 9)掌握400V低压电机跳闸处理方法及注意事项； 10)掌握电机着火处理方法及注意事项； 11)掌握发电机着火处理方法； 12)掌握变压器着火处理方法； 13)掌握电缆着火处理方法； 14)掌握电气五防含义；

15)掌握正确查看记录故障录波装置报警的方法； 16)掌握事故照明切换试验方法及注意事项； 17)掌握变压器冷却器电源切换的方法； 18)掌握发电机并列的条件； 19)掌握变压器并列的条件；

20)掌握哪些情况下电机应测绝缘电阻。

二．副值 了解：

1)了解发变组同期回路图；

2)了解故障录波的参数查看及事故情况下分析判断故障的方法； 3)了解监护、操作等级的划分；

4)了解发电机的结构、工作原理、作用及常见故障； 5)了解变压器的结构、工作原理、作用及常见故障；

6)了解发变组、高备变、母线、线路、干式变保护的工作原理及保护范围； 7)了解备自投、快切装置的工作原理及常见故障； 8)了解高压变频器的结构、工作原理及常见故障； 9)了解柴油发电机的结构、工作原理及常见故障； 10)了解UPS的结构、工作原理及常见故障； 11)了解发电机励磁装置的工作原理及常见故障；

12)了解GIS电气设备相关运行要求及故障检查判断方法； 13)了解PSS电力系统稳定器的工作原理及作用；

14)了解发电机碳刷温度高及破损的处理方法；

15)了解变压器利用色谱分析装置分析故障及处理；

16)了解UPS切换步骤。熟悉：

1)熟悉蓄电池、充电机的保护，充电机及蓄电池发生故障时的处理方法； 2)熟悉备自投、快切装置的操作方法及注意事项； 3)熟悉电气定期切换试验项目及相关要求； 4)熟悉发电机、变压器、开关等电气设备技术规范； 5)熟悉6KV、400V厂用电切换的安全注意事项；

6)熟悉直流系统故障排查顺序、准确地根据光字牌及选线装置来判断故障的方法；

7)熟悉发变组、高备变、母线、线路、干式变保护及动作出口； 8)熟悉正确检查保护装置保护动作情况及打印动作报告； 9)熟悉发电机运行相关参数的调整范围； 10)熟悉变压器运行相关参数的调整范围；

11)熟悉避雷器哪些情况应立即停运及故障时处理方法； 12)熟悉强迫油循环变压器的冷却装置应符合的要求； 13)熟悉直流系统的运行方式及切换原则； 14)熟悉发电机各部温度升高超过规定值处理方法； 15)熟悉变压器温度异常升高处理方法； 16)熟悉变压器哪些情况下应立即停运；

17)熟悉哪些情况下可以不经许可，自行操作后再汇报； 18)熟悉哪些情况下允许用刀闸进行操作； 19)熟悉哪些情况下应立即停运电机； 20)熟悉事故处理原则；

21)熟悉SF6开关、GIS设备气体压力额定值、报警值及闭锁值； 22)熟悉高压变频器变压器、功率单元报警及跳闸定值；

23)熟悉变压器压力释放保护投退的管理规定； 24)熟悉哪些情况需要对蓄电池充放电试验； 25)熟悉有载调压变压器调压装置管理规定； 26)熟悉变压器及柴油发电机雨淋阀投退操作方法； 27)熟悉手操盘按钮的作用及操作方法；

28)熟悉倒母线操作时，拉开母联断路器控制电源的原因；

29)熟悉变压器新投入或大修后，在正式运行前冲击试验目的及要求； 30)熟悉运行中共相母线、离相母线温度的规定； 31)熟悉变压器瓦斯保护投退管理规定； 32)熟悉哪些情况应立即将开关停用；

33)熟悉发电机三相不平衡电流超过规定值现象及处理方法； 34)熟悉IG541惰性气体灭火原理及使用方法； 35)熟悉发变组保护出口方式定义； 36)熟悉发电机升压操作的相关规定；

37)熟悉发电机励磁碳刷冒火的原因及处理方法； 38)熟悉发电机励磁碳刷温度高的原因及处理方法； 39)熟悉发电机转子一点接地电阻、电压的检查方法； 40)熟悉发电机启机前试验项目； 41)熟悉励磁系统通道切换试验方法。

掌握：

1)掌握直流系统电源的分布情况； 2)掌握CT图，知道现场CT的实际位置，根据现场安装位置分析判断故障的方法；

3)掌握现场电气一次设备接线方式； 4)掌握倒闸操作安全注意事项；

5)掌握哪些情况下发变组不允许手动同期并列； 6)掌握发电机零起升压步骤；

7)掌握发电机励磁装置操作方法及注意事项；

8)掌握220KV、6KV、400V电气设备摇测绝缘方法、绝缘阻值合格范围及注意事项；

9)掌握发电机着火处理方法； 10)掌握变压器着火处理方法； 11)掌握电缆着火处理方法； 12)掌握母线及刀闸发热处理方法； 13)掌握开关越级跳闸处理方法；

14)掌握发电机失步、振荡的现象、原因及处理方法； 15)掌握发电机电压互感器断线现象及处理方法； 16)掌握发电机变成电动机运行的现象、原因及处理方法； 17)掌握发变组开关自动跳闸的原因及处理方法； 18)掌握发电机非同期并列的现象及处理方法； 19)掌握发电机失磁的现象、原因及处理方法； 20)掌握发电机定子接地的现象及处理方法； 21)掌握发电机转子一点接地的现象及处理方法； 22)掌握变压器轻瓦斯保护动作处理方法； 23)掌握变压器保护动作跳闸处理方法； 24)掌握误操作刀闸的处理方法；

25)掌握充油式互感器哪些情况应立即停运；

26)掌握高压变频器的停送电操作方法、工变频切换方法及操作注意事项； 27)掌握UPS停送电操作及注意事项； 28)掌握柴油发电机启停及试验方法；

29)掌握220KV、6KV、4OOV母线故障处理方法； 30)掌握220KV、6KV、400V开关闭锁；

31)掌握6KV、400V系统倒厂用电的方法及注意事项；

32)掌握SF6开关、GIS设备气体泄漏处理方法； 33)掌握220KV母线电压互感器并列操作方法；

34)掌握发变组紧急解列的条件；

35)掌握高备变有载调压装置调节电压时的管理规定； 36)掌握400V MCC电源分布及失电处理方法； 37)掌握发变组封母微正压装置的作用及操作方法； 38)掌握发电机并列的条件及参数； 39)掌握变压器并列的条件及参数；

40)掌握220KV 线路接地跳闸的现象、处理方法； 41)掌握220KV倒母线操作方法； 42)掌握高压电机跳闸处理方法；

43)掌握400V母线单相接地时的现象、处理方法及注意事项； 44)掌握哪些情况下电机应测绝缘电阻； 45)掌握400V保安段、MCC电源切换方法； 46)掌握发变组解列时的注意事项； 47)掌握GIS各气室的分布及CT布置； 48)掌握网控微机五防逻辑；

49)掌握变压器油位不正常的处理方法。

三．主值 了解：

1)了解监护、操作等级的划分； 2)了解发变组、高备变、母线、线路、干式变保护的工作原理及故障分析判断的方法；

3)了解发电机的结构、工作原理及基本故障判断方法； 4)了解变压器的结构、工作原理及基本故障判断方法； 5)了解高压变频器的工作原理及基本故障判断方法； 6)了解备自投、快切装置的工作原理及基本故障判断方法； 7)了解发电机励磁装置的工作原理及基本故障判断方法； 8)了解柴油发电机的工作原理及基本故障判断方法； 9)了解UPS的工作原理及基本故障判断方法； 10)了解220KV母差保护原理及基本故障判断方法； 11)了解发变组同期回路图；

12)了解GIS电气设备相关运行要求、故障检查判断方法； 13)了解PSS电力系统稳定器的工作原理及作用； 14)了解发电机碳刷温度高及破损的处理方法。

熟悉：

1)熟悉事故处理原则；

2)熟悉电气定期切换试验项目及相关要求； 3)熟悉强迫油循环变压器的冷却装置应符合要求； 4)熟悉发电机各部温度升高超过规定值处理方法； 5)熟悉变压器温度异常升高处理方法； 6)熟悉发电机运行相关参数的调整范围； 7)熟悉变压器运行相关参数的调整范围；

8)熟悉发电机、变压器、开关等电气设备技术规范； 9)熟悉哪些情况下允许用刀闸进行操作； 10)熟悉变压器哪些情况下应立即停运； 11)熟悉哪些情况下应立即停运电机；

12)熟悉SF6开关、GIS设备气体压力额定值、报警值及闭锁值； 13)熟悉高压变频器变压器、功率单元报警及跳闸定值； 14)熟悉直流系统的运行方式、切换原则及注意事项； 15)熟悉220KV、6KV、400V开关闭锁；

16)熟悉发变组、高备变、线路、干式变、高低压电机保护投退情况及动作结果； 17)熟悉220KV母线保护保护范围、动作出口及处理方法；

18)熟悉故障录波装置报警查看方法及事故情况下故障分析判断的方法； 19)熟悉发变组、线路、干式变等保护装置保护动作查看方法及动作报告打印方法；

20)熟悉有载调压变压器调压装置管理规定；

21)熟悉倒母线操作时、拉开母联断路器控制电源的原因；

22)熟悉变压器新投入或大修后在正式运行前冲击试验目的及要求； 23)熟悉运行中共相母线、离相母线温度的规定； 24)熟悉变压器瓦斯保护投退管理规定； 25)熟悉哪些情况应立即将开关停用；

26)熟悉IG541惰性气体灭火原理及使用方法； 27)熟悉变压器利用色谱分析装置分析故障及处理； 28)熟悉发变组保护出口方式定义。

掌握：

1)掌握倒闸操作安全注意事项；

2)掌握哪些情况下可以不经许可，自行操作后再汇报； 3)掌握发电机三相不平衡电流超过规定值的现象及处理方法； 4)掌握变压器油位不正常的处理方法及注意事项；

5)掌握发电机励磁装置功能、操作方法、注意事项及故障处理；

6)掌握高压变频器的停送电操作方法、工变频切换方法、操作注意事项及常见故障处理的方法；

7)掌握UPS装置操作方法及注意事项； 8)掌握柴油发电机启停操作方法及注意事项； 9)掌握备自投、快切装置的操作方法及注意事项 10)掌握发电机着火的处理方法及注意事项； 11)掌握变压器着火处理方法及注意事项； 12)掌握电缆着火处理方法及注意事项；

13)掌握发电机电压互感器断线现象、处理方法及注意事项； 14)掌握发电机非同期并列的现象、处理方法及注意事项； 15)掌握发电机失步、振荡的现象、原因、处理方法及注意事项； 16)掌握发电机变成电动机运行的现象、原因、处理方法及注意事项； 17)掌握发变组开关自动跳闸的原因、处理方法及注意事项； 18)掌握发电机失磁的现象、原因、处理方法及注意事项； 19)掌握发电机定子接地的现象、处理方法及注意事项； 20)掌握发电机转子一点接地的现象、处理方法及注意事项； 21)掌握变压器轻瓦斯保护动作处理方法及注意事项； 22)掌握变压器保护动作跳闸处理方法及注意事项； 23)掌握母线保护动作处理方法及注意事项；

24)掌握发变组自动准同期、手动准同期操作方法及注意事项 ； 25)掌握哪些情况下发变组不允许手动同期并列；

26)掌握220KV、6KV、400V电气设备绝缘摇测方法、绝缘阻值合格范围及注意事项；

27)掌握误操作刀闸的处理方法及注意事项； 28)掌握母线、刀闸发热处理方法及注意事项； 29)掌握开关越级跳闸处理方法及注意事项； 30)掌握充油式互感器哪些情况应立即停运；

31)掌握正确查看故障录波装置的报警方法及事故情况下故障分析判断的方法； 32)掌握蓄电池、充电机的保护，充电机、蓄电池发生故障时的处理方法及注意事项；

33)掌握SF6开关、GIS设备气体泄漏处理方法及注意事项； 34)掌握220KV母线电压互感器并列的方法及注意事项； 35)掌握厂用电消失处理方法；

36)掌握避雷器哪些情况应立即停运、故障时处理方法及注意事项； 37)掌握变压器压力释放保护投退的管理规定； 38)掌握变压器瓦斯保护投退的管理规定及注意事项；

39)掌握哪些情况下经调度同意后，可对不停电设备的继电保护及自动装置进行检查试验；

40)掌握哪些情况需要对蓄电池充放电试验； 41)掌握发变组紧急解列的条件；

42)掌握发电机转子一点接地电阻、电压的检查方法及合格范围； 43)掌握高备变有载调压装置调节电压时的管理规定； 44)掌握变压器及柴油发电机雨淋阀投退操作方法； 45)掌握手操盘按钮的作用及、操作方法及动作出口； 46)掌握发变组封母微正压装置投退方法及管理规定； 47)掌握400V MCC电源分布及失电处理方法；

48)掌握220KV 线路接地跳闸的现象、处理方法及注意事项； 49)掌握220KV倒母线操作方法及注意事项； 50)掌握高压电机跳闸处理方法及注意事项；

51)掌握400V母线单相接地时的现象、处理方法及注意事项； 52)掌握哪些情况下电机应测绝缘电阻；

53)掌握400V保安段、MCC电源切换方法及注意事项； 54)掌握发变组解列时的注意事项； 55)掌握发电机升压操作的相关规定；

56)掌握发电机励磁碳刷冒火的原因及处理方法； 57)掌握励磁系统通道切换试验方法及注意事项； 58)掌握GIS各气室的分布及CT布置； 59)掌握网控微机五防逻辑。四．班长 了解：

1)了解GIS电气设备相关运行要求、故障检查判断方法及处理方法； 2)了解发变组、高备变、母线、线路、干式变保护的工作原理及保护动作报告分析判断方法；

3)了解发电机的结构、工作原理、故障判断及处理方法； 4)了解变压器的结构、工作原理、故障判断及处理方法； 5)了解高压变频器的工作原理、故障判断及处理方法； 6)了解备自投、快切装置的工作原理、故障判断及处理方法； 7)了解励磁装置的工作原理、故障判断及处理方法； 8)了解柴油机的工作原理、故障判断及处理方法； 9)了解UPS的工作原理、故障判断及处理方法； 10)了解发变组同期回路图及同期装置相关资料；

11)了解PSS电力系统稳定器的工作原理、作用及管理规定。

熟悉：

1)熟悉事故处理原则；

2)熟悉监护、操作等级的划分明细；

3)熟悉电气定期切换试验项目、操作注意事项及管理规定； 4)熟悉发电机各部温度升高超过规定值处理方法及注意事项； 5)熟悉变压器温度异常升高处理方法及注意事项； 6)熟悉发电机碳刷温度高、破损的处理方法及注意事项； 7)熟悉发电机运行相关参数的调整范围及注意事项； 8)熟悉变压器运行相关参数的调整范围及注意事项； 9)熟悉变压器哪些情况下应立即停运； 10)熟悉220KV、6KV、400V开关闭锁；

11)熟悉SF6开关、GIS设备气体压力额定值、报警值及闭锁值； 12)熟悉高压变频器变压器、功率单元报警及跳闸定值； 13)熟悉直流系统的运行方式、切换原则及注意事项； 14)熟悉哪些情况下应立即停运电机； 15)熟悉哪些情况下允许用刀闸进行操作；

16)熟悉发变组、高备变、母线、线路、干式变、高低压电机保护投退情况、动作结果及管理规定；

17)熟悉220KV母线保护保护、保护范围及动作出口；

18)熟悉发变组、母线、线路、干式变等保护装置保护动作报告分析判断故障； 19)熟悉发电机大修后启动前的试验项目；

20)熟悉倒母线操作时，拉开母联断路器控制电源的原因； 21)熟悉变压器瓦斯保护投退管理规定及注意事项；

22)熟悉400V保安段、MCC电源切换逻辑、ATS相关操作方法； 23)熟悉IG541惰性气体灭火原理、使用方法及注意事项； 24)熟悉变压器利用色谱分析装置分析故障及处理； 25)熟悉发变组保护出口方式定义。

掌握：

1)掌握哪些情况下发变组不允许手动同期并列； 2)掌握220KV倒母线操作方法及注意事项； 3)掌握发变组解列时的注意事项；

4)掌握发电机三相不平衡电流超过规定值现象、处理方法及注意事项 5)掌握变压器油位不正常的处理方法及注意事项；

6)掌握发电机励磁装置操作方法、注意事项、常见故障分析判断及处理方法； 7)掌握发电机电压互感器断线现象、处理方法及注意事项； 8)掌握发电机非同期并列的现象、处理方法及注意事项； 9)掌握发电机失步、振荡的现象、原因、处理方法及注意事项； 10)掌握发电机变成电动机运行的现象、原因、处理方法及注意事项； 11)掌握发变组开关自动跳闸的原因、处理方法及注意事项； 12)掌握发电机着火的现象、处理方法及注意事项； 13)掌握发电机失磁的现象、原因、处理方法及注意事项； 14)掌握发电机定子接地的现象、处理方法及注意事项； 15)掌握发电机转子一点接地的现象及、处理方法及注意事项； 16)掌握发电机、变压器、开关等电气设备技术规范； 17)掌握母线保护动作处理方法及注意事项； 18)掌握变压器轻瓦斯保护动作处理方法及注意事项； 19)掌握变压器保护动作跳闸处理方法及注意事项； 20)掌握变压器着火处理方法及注意事项； 21)掌握倒闸操作安全注意事项；

22)掌握哪些情况下可以不经许可，自行操作后再汇报；

23)掌握220KV、6KV、400V电气设备绝缘摇测方法、绝缘阻值合格范围、注意事项及管理规定；

24)掌握哪些情况下允许用刀闸进行操作； 25)掌握误操作刀闸的处理方法及注意事项； 26)掌握母线、刀闸发热处理方法及注意事项； 27)掌握开关越级跳闸处理方法及注意事项； 28)掌握充油式互感器哪些情况应立即停运；

29)掌握高压变频器的停送电操作方法、工变频切换方法、操作注意事项、故障分析判断及常见故障处理；

30)掌握UPS装置操作方法、注意事项、故障分析判断及常见故障处理方法； 31)掌握故障录波装置报警查看方法及通过故障录波进行故障分析判断的方法； 32)掌握蓄电池、充电机的保护，充电机、蓄电池发生故障时的处理方法及注意事项；

33)掌握SF6开关、GIS设备气体泄漏处理方法及注意事项； 34)掌握厂用电消失处理方法及注意事项；

35)掌握避雷器哪些情况应立即停运、故障时处理方法及注意事项；

36)掌握柴油发电机机启停操作、注意事项、故障分析判断及常见故障处理方法； 37)掌握变压器压力释放保护投退要求及管理规定； 38)掌握变压器瓦斯保护投退的管理规定及注意事项；

39)掌握哪些情况下经调度同意后，可对不停电设备的继电保护和自动装置进行检查试验及相关注意事项；

40)掌握哪些情况需要对蓄电池充放电试验及注意事项； 41)掌握发变组紧急解列的条件及注意事项；

42)掌握发电机转子一点接地电阻、电压的检查方法及注意事项； 43)掌握有载调压变压器调压装置管理规定；

44)掌握高备变有载调压装置调节电压时的管理规定及注意事项； 45)掌握变压器、柴油发电机雨淋阀投退操作方法及注意事项； 46)掌握手操盘按钮接线方式、操作方法、动作出口； 47)掌握发变组封母微正压装置投退方法及管理规定； 48)掌握400V MCC电源分布、失电处理方法及注意事项； 49)掌握220KV 线路接地跳闸的现象、处理方法及注意事项； 50)掌握发电机升压操作的相关规定；

7.分布式光伏电站运维管理 篇七

太阳能作为一种开发潜力巨大的新能源和可再生能源受到国内外的空前重视, 从能源供应安全和清洁利用的角度出发, 世界各国正把太阳能的商业化开发和利用作为重要的发展趋势[1]。欧盟、日本和美国把2030年以后能源供应安全的重点放在太阳能等可再生能源方面。预计到2030年太阳能发电将占世界电力供应的10%以上, 2050年达到20%以上。大规模的开发和利用使太阳能在整个能源供应中占有重要地位。

大型光伏电站组的运行一般都是在无人值守的情况下进行的, 要对地域上广泛分布的光伏电站设备进行监测、运行控制及维护十分困难和繁琐[2,3], 需要大量的人力、物力及财力。

本系统开展了大规模分布式光伏电站组实时远程智能运行控制系统的研发, 通过高效传感器采集光伏电站不同设备的相关参数, 如太阳电池阵输出电压、电流, 电池组电压、充放电电流、单体电池电压, 单体电池温度, 专业气象站提供的环境温度、湿度和风速, 逆变器输出电压、电流以及配电开关状态等光伏电站相关参数, 实时监测光伏电站设备运行状态, 当设备发生故障时, 立即发出声光及远程告警信号, 通知维修人员及时处理;系统根据历史维护信息, 诊断故障并给出合理的故障排除建议;针对光伏设备安装在户外且无人值守这一特点, 采用视频监控技术监测设备附近的场景, 一旦出现不明移动目降至最低;同时, 可通过GPRS无线网络访问光伏电站监控单元, 以保证远程监控中心对光伏电站组工作状态的了解及远程控制, 即具有遥测、遥控、遥信、遥调功能。

1 系统介绍

系统的总体流程如图1所示, 分为四大模块:采集模块、通信模块、服务模块及数据交互模块。

具体的, 由单片机系统完成对六大类设备数据的采集工作。单片机将采集到的数据写入GPRS数据终端 (DTU) , 终端模块通过网络将数据发送到数据中心 (DSC) , 由此完成系统的数据通信部分。监控中心 (服务模块) 在接收到数据以后, 对数据进行处理与分析, 并下发到在线的监控客户端 (交互模块) , 监控客户端将当前的设备数据实时动态的展现出来。

2 系统功能结构

2.1 数据采集单片机

单片机系统完成各光伏设备的数据采集、数据解析、数据发送功能。单片机与光伏设备之间通过MODBUS总线通信, 全透明设计。数据解析完成后通过DTU经由GPRS网络发送至数据中心 (DSC) 。单片机与DSC之间每次数据交互均有应答功能, 确保数据被DSC收到。此外, 单片机还具有数据存储功能, 当网络通讯不畅或是数据中心不在线时, 能够保存数据。待到网络恢复正常或是正线时, 自动重新发送数据。

在光伏监控系统中, 单片机与下级的各个子系统之间采用485总线 (两线制) 运行MODBUS通讯协议。该级别的MODBUS协议规约为:波特率:9600数据位:8位 (RTU) 停止位:1位校验位:无校验CRC校验 (2字节) 。

图2给出了单片机系统结构图。图3给出了单片机工作流程图。

2.2 GPRS无线通信模块

本系统选用的是宏电H7710 GPRS DTU产品[6]。GPRS在无线监控领域已经得到应用[4,5], 理论上, GPRS的带宽可达171.2Kbps, 在实际应用中, 带宽大约在40~100Kbps, 在此信道上提供TCP/IP连接;CDMA 1x理论带宽可达300Kb/s, 目前的实际应用带宽大约在100Kb/s左右 (双向对称传输) 。GPRS/CDMA 1x移动数据网络的信道可提供TCP/IP连接, 可以用于INTERNET连接、数据传输等应用。

宏电公司开发的H7000系列产品为用户提供高速、永远在线、透明数据传输的虚拟专用数据通信网络。主要针对电力系统自动化、工业监控、交通管理、气象、环保、管网监控、金融、证券等行业部门的应用, 利用GPRS/CDMA 1x网络平台实现数据信息的透明传输, 同时考虑到各应用部门组网方面的需要, 在网络结构上实现虚拟数据专用网。H7710是H7000系列产品之一, 具备RS232/422/485或TTL电平接口, 高性能、工业级, 外置式, 适用于使用环境恶劣的各种工业监控、交通管理、气象等应用场合。

2.3 数据服务中心系统设计

数据服务中心是整个软件系统的核心部分, 负责接收来自GPRS的设备数据。同时监听在线客户端的请求, 图4给出了数据服务中心的系统框图。主要包括下面几个服务:

(1) 数据采集服务

此服务负责监听一个UDP端口, GPRS网络将单片机上传的光伏设备数据转发到此端口上。每当有数据到达时, 该服务负责将数据存入到后台数据库中, 同时调用数据分析对象对数据进行分析。分析完毕后将数据下发到在线的监控客户端。如若有报警信息, 将报警信息也下发到监控客户端。

(2) 监控及回控命令服务

此服务负责处理监控客户端发送到数据服务系统的命令。包括客服端在线请求命令和控制命令。服务器通过客户端发送的在线请求命令判断客户端是否在线, 从而决定是否将设备数据下发。服务器还需要将监控客户端发出的控制命令下发到光伏设备, 以此达到控制设备运行的目的。

(3) 统计/查询服务

此服务负责监听客户端对于数据库数据的查询请求。通过此项服务, 管理方可以全面的了解整个光伏电站的运行情况。

2.4 监控客户端

监控客户端主要是对设备数据的可视化展示, 提供用户和设备进行交互的界面, 图5给出了一个监控画面。监控客户端主要具备以下几个方面的功能:

(1) 监控数据实时动态展示

(2) 监控数据越界报警

(3) 统计报表生成

(4) 地理信息集成

(5) 用户权限管理

3 结论

本系统已经在中盛光电集团承建的多个国内外大型光伏电站系统上进行了应用与验证研究。结果表明, 该系统运行稳定、具有较高的可靠性, 为用户带来了良好的经济效益。我们下一步的工作是在此基础上, 进一步完善其功能, 力争做到商品化。

参考文献

[1]程蓓.发展太阳能行业促进低碳经济[J].能源与环境.2010年第5期:26-28

[2]黄海宏, 朱晶晶, 梁平.通用型光伏电站监控系统的研制[J].电气自动化.2010, Vol.32, No.5:30-33

[3]张筱文, 郑建勇.光伏电站监控系统的设计[J].电工电气.2010年第9期:12-16

[4]刘艺, 王星华, 彭显刚, 黄丽红, 许建.基于GPRS的低压配电网远程监控的相关问题研究[J].电气应用.2009年第23期:52-56

[5]张源.基于GPRS的油田安全远程监控系统[J].自动化信息.2008年第5期:70-72

8.分布式光伏电站运维管理 篇八

http:///

现如今国内投资光伏电站的人士越来越多，光伏电站出现故障的事件也是层出不穷，有感于此，下面广东太阳库技术人员分享光伏电站日常运行中可能会出现的常见故障以及解决方法，以便为项目开发人员或业主提供参考。

1.1、故障现象：逆变器屏幕没有显示

故障分析：没有直流输入，逆变器LCD是由直流供电的。

可能原因：

(1)组件电压不够。逆变器工作电压是100V到500V，低于100V时，逆变器不工作。组件电压和太阳能辐照度有关。

(2)PV输入端子接反，PV端子有正负两极，要互相对应，不能和别的组串接反。

(3)直流开关没有合上。

(4)组件串联时，某一个接头没有接好。

(5)有一组件短路，造成其它组串也不能工作。

解决办法：用万用表电压档测量逆变器直流输入电压。电压正常时，总电压是各组件电压之和。如果没有电压，依次检测直流开关，接线端子，电缆接头，组件等是否正常。如果有多路组件，要分开单独接入测试。太阳库专注为您建光伏电站

http:///

如果逆变器是使用一段时间，没有发现原因，则是逆变器硬件电路发生故障，请联系我公司售后。

1.2、故障现象：逆变器不并网。

故障分析：逆变器和电网没有连接。

可能原因：

(1)交流开关没有合上。

(2)逆变器交流输出端子没有接上

(3)接线时，把逆变器输出接线端子上排松动了。

解决办法：用万用表电压档测量逆变器交流输出电压，在正常情况下，输出端子应该有220V或者380V电压，如果没有，依次检测接线端子是否有松动，交流开关是否闭合，漏电保护开关是否断开。

1.3、PV过压：

故障分析：直流电压过高报警

可能原因：组件串联数量过多，造成电压超过逆变器的电压。

解决办法：因为组件的温度特性，温度越低，电压越高。单相组串式逆变器输入电压范围是100-500V，建议组串后电压在350-400V之间，三相组串式逆变器输入电压范围是250-800V，建议组串后电太阳库专注为您建光伏电站

http:/// 压在600-650V之间。在这个电压区间，逆变器效率较高，早晚辐照度低时也可发电，但又不至于电压超出逆变器电压上限，引起报警而停机。

1.4、隔离故障：

故障分析：光伏系统对地绝缘电阻小于2兆欧。

可能原因：太阳能组件，接线盒，直流电缆，逆变器，交流电缆，接线端子等地方有电线对地短路或者绝缘层破坏。PV接线端子和交流接线外壳松动，导致进水。

解决办法：断开电网，逆变器，依次检查各部件电线对地的电阻，找出问题点，并更换。

1.5、漏电流故障：

故障分析：漏电流太大。

解决办法：取下PV阵列输入端，然后检查外围的AC电网。

直流端和交流端全部断开，让逆变器停电30分钟以上，如果自己能恢复就继续使用，如果不能恢复，联系售后技术工程师。

1.6、电网错误：

故障分析：电网电压和频率过低或者过高。太阳库专注为您建光伏电站

http:///

解决办法：用万用表测量电网电压和频率，如果超出了，等待电网恢复正常。如果电网正常，则是逆变器检测电路板发电故障，请把直流端和交流端全部断开，让逆变器停电30分钟以上，如果自己能恢复就继续使用，如果不能恢复，就联系售后技术工程师。

1.7、逆变器硬件故障：分为可恢复故障和不可恢复故障

故障分析：逆变器电路板，检测电路，功率回路，通讯回路等电路有故障。

解决办法：逆变器出现上述硬件故障，请把直流端和交流端全部断开，让逆变器停电30分钟以上，如果自己能恢复就继续使用，如果不能恢复，就联系售后技术工程师。

1.8、系统输出功率偏小：达不到理想的输出功率

可能原因：影响光伏电站输出功率因素很多，包括太阳辐射量，太阳电池组件的倾斜角度，灰尘和阴影阻挡，组件的温度特性，详见第一章。

因系统配置安装不当造成系统功率偏小。常见解决办法有：

(1)在安装前，检测每一块组件的功率是否足够。

(2)根据第一章，调整组件的安装角度和朝向;

(3)检查组件是否有阴影和灰尘。太阳库专注为您建光伏电站

http:///

(4)检测组件串联后电压是否在电压范围内，电压过低系统效率会降低。

(5)多路组串安装前，先检查各路组串的开路电压，相差不超过5V，如果发现电压不对，要检查线路和接头。

(6)安装时，可以分批接入，每一组接入时，记录每一组的功率，组串之间功率相差不超过2%。

(7)安装地方通风不畅通，逆变器热量没有及时散播出去，或者直接在阳光下曝露，造成逆变器温度过高。

(8)逆变器有双路MPPT接入，每一路输入功率只有总功率的50%。原则上每一路设计安装功率应该相等，如果只接在一路MPPT端子上，输出功率会减半。

(9)电缆接头接触不良，电缆过长，线径过细，有电压损耗，最后造成功率损耗。

(10)光伏电站并网交流开关容量过小，达不到逆变器输出要求。

1.9、交流侧过压

电网阻抗过大，光伏发电用户侧消化不了，输送出去时又因阻抗过大，造成逆变器输出侧电压过高，引起逆变器保护关机，或者降额运行。太阳库专注为您建光伏电站

http:///

常见解决办法有：

(1)加大输出电缆，因为电缆越粗，阻抗越低。