光伏电站运行维护计划~.doc

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1、|分布式光伏电站专业运维手册|目 录 1、概况.1 2、设备责任制度.1 3、日常巡检计划及维护规则.1 3.1日常巡检计划.1 3.1.1巡回检查制度.1 3.1.2闭环消缺制度.1 3.1.3巡检专业工具.2 3.2维护规则.3 3.2.1光伏组件.3 3.2.2直流汇流箱、直流配电柜、交流配电柜.4 3.2.3逆变器.4 3.2.4变压器（如有）.5 3.2.5电缆及线路.6 4、保养方法及注意事项.6 5、分布式光伏电站运行过程中常见问题及处理方法.8 5、运维人员配备.10|1、概况 由于光伏电站不同的运行环境，为了能够使光伏发电系统更安全、更稳定的运行，提 高发电效率，增加用户收益

2、，特编制本运维手册，以便于有一定专业知识人员在条件允许 的情况下对电站进行适当维护。 2、设备责任制度 设备责任制度以逆变器为单元划分方阵设备，幵将方阵设备责任划分到个人，由每人 负责一片区域的方阵设备，确保其负责的设备正常运行。 1 片区负责人应主导负责片区巡视、消缺工作，其他运维人员配合； 2 片区负责人应对片区内设备现场发现的问题及时汇报值长； 3、日常巡检计划及维护规则 3.1 日常巡检计划 3.1.1巡回检查制度 巡回检查是保证设备正常运行、减少设备故障的必要工作，因此光伏电站应落实巡回 检查制度 。 3.1.2闭环消缺制度 消缺工作是电站运维的核心工 作，应建立闭环消缺制度，将消缺

3、 的整个过程流程化、制度化。 闭环消缺制度如右图所示：|3.1.3巡检专业工具 3.1.4巡检设备及周期 3.2 维护规则 3.2.1光伏组件 3.2.1.1电气部分1、光伏组件应定期检查，不应出现以下情况：1）光伏组件存在玻璃破碎、背板灼焦、明显的颜色变化（热斑现象）；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。 2、光伏组件上的带电警告标识不得丢失。 3、使用金属边框的光伏组件，边框和支架应结合良好。 4、使用金属边框的光伏组件，边框必须牢固接地，边框或支架对地电阻应不大于 4。 5、对于接入分布式光伏运维

4、云服务平台的电站，组件可通过在线巡检，实时监控组件 运行状态，在发现组件故障后配合现场检修。对于未接入平台的电站，组件巡检周期一般 为1个月，一次巡检组件数量不低于1/4。3.2.1.2非电气部分 1、光伏系统应与建筑主体结构连接牢固，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。 |2、光伏方阵整体不应有变形、错位、松动。 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。 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。5、所有螺栓、

5、焊缝和支架连接应牢固可靠。 6、支架表面的防腐涂层。7、支架应排列整齐，不应出现歪斜、基础下沉等情况，否则应及时联系工程部门进行 维修。8、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。 9、光伏阵列的支撑建筑屋面不应存在漏水、脱落等现象，否则应及时通知业主方并协 助业主方做好修缮工作。 3.2.2直流汇流箱、直流配电柜、交流配电柜3.2.2.1电气部分1、直流汇流箱不得存在变形、烧焦、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； 2、直流汇流箱内各个接线端子不应出现松动、锈蚀现象； 3、直流

6、汇流箱内的高压直流熔丝的规格应符合设计规定，如熔断器出现烧焦、断裂、 脱落等现象，应及时更换； 4、在不带电情况下，采用接地电阻测试仪或摇表测量直流输出母线的正极对地、负极 对地的绝缘电阻应大于1兆欧；5、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；6、直流汇流箱内防雷器应有效；7、汇流箱、避雷器接地端、二次设备接地端对地电阻应小于1欧；8、校验智能型汇流箱所显示的电流值与实际测量值偏差不应大于5%，否则应及时进 行校正或更换。 9、对于接入分布式光伏运维云服务平台的电站，汇流箱可通过在线巡检，实时监控 汇流箱各路直流输入及输出电气参数、运行状态，在发现汇流箱故障后配合现场检修。对

7、|于未接入平台的电站，汇流箱巡检周期一般为1个月，对所有汇流箱进行检查。 3.2.2.2非电气部分 1、箱体的安装基础应保持稳定，所有固定螺丝应紧固，不得出现松动。 2、箱体应密封完好。 3.2.3逆变器 3.2.3.1电气部分1、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； 2、逆变器上的警示标识应完整无破损； 3、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。4、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

8、电。5、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。 2.2.3.2非电气部分 1、逆变器的安装基础应保持稳定，所有固定螺丝应紧固，不得出现松动。 2、逆变器箱体应密封完好。 3.2.4变压器（如有） 3.2.4.1电气部分1、变压器的巡视检查项目 a）检查变压器的电流、电压变化情况，不应出现超标现象； b）变压器的声音、温度应正常； c）充油套管和油标管内的油位、油色正常，本体无 渗漏油； d）接线端子无过热现象； e）瓷套管应清洁，无裂纹和碰伤、放电现象； f） 压力释放器动作情况； g）散热器阀门应打开； h）瓦斯继电器应充满油无气泡存在，阀 门打开； I）呼吸器应畅通，干燥

9、剂受潮变色情况； j) 各温度表计指示正常； k) 检查 变压器基础应无下沉现象； l) 外壳接地应良好； m) 特殊天气时检查对变压器的各种影 响，如线摆大小、放电闪络、积雪冰棒、杂物落下等情况；n) 以手触及各散热器，感知其 温度应一致。 注：干式变压器在停运和保管期间，应防止绝缘受潮。 2、变压器的清扫 变压器应根据周围环境和负荷情况确定停电清扫和检查周期，最少 半年1 次。在特殊环境中运行的变压器，（如多尘、有腐蚀性气体、潮湿等场所）应适当|增加清扫和检查次数。 3、 异常现象处理 值班人员发现运行中的变压器有异常现象，如漏油、油位、温度、 声音不正常及瓷绝缘破坏等，应尽快排除，并报告

10、有关部门和人员，在值班记录中记载事 件发生的经过。 3.2.4.2非电气部分 1、变压器的安装基础应保持稳定，所有固定螺丝应紧固，不得出现松动。 2、变压器周边应有防护栏； 3、变压器周边应有明显的警告标示。 3.2.5电缆及线路 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

11、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

12、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。n) 以 手触及各散热器，感知其温度应一致。 注：干式变压器在停运和保管期间，应防止绝缘受 潮。 2、变压器的清扫 变压器应根据周围环境和负荷情况确定停电清扫和检查周期，最少 半年1 次。在特殊环境中运行的变压器，（如多尘、有腐蚀性气体、潮湿等场所）应适当 增加清扫和检查次数。 3、异常现象处理 值班人员发现运行中的变压器有异常现象，如漏油、油位、温度、|声音不正常及瓷绝缘破坏等，应尽快排除，并报告有关部门和人员，在值班记

13、录中记载事 件发生的经过。 4、保养方法及注意事项 4.1 保养方法光伏组件表面应保持清洁，清洗光伏组件时应注意： a) 应使用柔软洁净的布料擦拭光伏组件，严禁使用腐蚀性溶剂或硬物擦拭 光伏组件； b) 不宜使用与组件温差较大的液体清洗组件； c) 严禁在在大风、大雨或大雪的气象条件下清洗光伏组件。 d) 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。 e) 用于固定光伏支架的植筋或膨胀螺栓不应松动。采取预制基座安装的光伏支架，预 制基座应放置平稳、整齐，位置不得移动。 4.2 注意事项 1光伏组件应定期检查，若发现下列问题应立即联系调整或更换光伏组件： 2光伏组件存在玻璃破碎；

14、 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。 4检查外露的导线有无绝缘老化、机械性损坏。 5检查有无人为对组件进行遮挡情况。 6光伏组件和支架应结合良好，压块应压接牢固。由专业的运维人员每半年检查光伏 电站压块是否压接牢靠； 7发现严重故障，应立即切断电源，及时处理，需要时及时联系厂家。 8逆变器不应存在锈蚀、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。 9逆变器上的警示标识应完整无破损。 10逆变器风扇自行启动和停止的功能应正常，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。 11所有螺栓、支架连接应牢固可靠。 12支架要保持接地良

15、好，每年雷雨季节到来之前应对接地系统进行检查。主要检查 连接处是否坚固、接触是否良好。|13在台风、暴雨等恶劣的自然天气过后应检查光伏方阵整体时否有变形、错位、松 动。 14支架下端如在屋面固定，应定期查看屋面防水是否完整可靠。 15 电缆不应在过负荷的状态下运行，如电缆外皮损坏，应及时进行处理。 16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 火泥封堵。 17电缆在连接线路中不应受力过紧，电缆要可靠绑扎，不应悬垂在空中。 18电缆保护管内壁应光滑；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。 19电缆接头应压接牢固

16、，确保接触良好。 20出现接头故障应及时停运逆变器，同时断开与此逆变器相连的其他组件接头，才 能重新进行接头压接。 21雷雨季节到来之前应对接地系统进行检查和维护。主要检查连接处是否坚固、接 触是否良好。 22雷雨季节前应对防雷模块进行检测，发现防雷模块显示窗口出现红色及时更换处 理。 5、分布式光伏电站运行过程中常见问题及处理方法 一、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

17、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。|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，请联系公司 售后。 二、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

18、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。 三、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

19、限，引起报警而停机。 四、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。 五、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。 六、电网错误：|故障分析：电网电压和频率过低或者过高。解决办法：用万用表测量电网电

20、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。 七、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。 八、系统输出功率偏小：达不到理想的输出功率可能原因：影响光伏系统输出功率因素很多，包括太阳辐射量，太阳电池组件的倾斜 角度，灰

21、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。 （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。

22、 （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） 并网交流开关容量过小，达不到逆变器输出要求。 九、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。|常见解决办法有： （1） 加大输出电缆，因为电缆越粗，阻抗越低。 （2） 逆变器靠近并网点，电缆越短，阻抗越低 5、运维人员配备及预算 光伏发电系统运维人员应具备相应的电气专业技能或经过专业的电气专业技能培训， 熟悉光伏发电原理及主要系统构成。