分布式光伏电站专业运维手册.doc
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光伏电站专业运维手册
（供参考）
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前言
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，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。
若遇复杂设备等问题，请直接联系设备厂家解决。
本手册根据组件、逆变器等设备的相关资料编写。
手册中如有不妥之处,请使用手册人员发现后及时反馈，以便及时修正。
本手册使用人员：
具有一定电气专业基础，或经专业技术培训的运维人员。
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目录
1、概况 17
2、运维人员要求 17
3、光伏发电系统构成 17
4、一般要求 18
5、组件的维护 19
6、配电箱的维护 19
7、逆变器的维护 21
8、支架的维护 22
9、电缆及接头的维护 23
10、接地与防雷系统 23
11、数据监控系统 25
12、光伏系统与建筑物结合部分 30
13、光伏系统定期确认检验 30
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1、概况
图1家庭光伏电站示意图
户用及中小型光伏电站的特点是占地面积小、安装位置灵活且日常维护量少。
除了自发自用外，还可以将多余的电能并网卖给国家电网公司，从而获取一定的收益。
随着国家对光伏发电宣传力度的不断加大，以及各地政府对光伏扶贫政策的推广，人们对光伏发电的认识越来越普及，户用及中小型光伏电站也越来越多。
本运维手册，可供有一定电气专业基础人员参考，如遇复杂设备问题，请直接联系设备厂家解决。
2、运维人员要求
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。
3、光伏发电系统构成
图2家庭光伏发电系统构成
光伏电站系统由组件、逆变器、电缆、配电箱（配电箱中含空气开关、计量表）组成。
太阳光照射到光伏组件上，产生的直流电通过电缆接入逆变器中，经逆变器将直流电转化为交流电接入配电箱，在配电箱中经过断路器、并网计量表进入电网，完成光伏并网发电。
4、一般要求
4.1光伏发电系统的运维应保证系统本身安全，以及系统不会对人员或建筑物造成危害，并使系统维持最大的发电能力。
4.2光伏发电系统的主要部件在运行时，温度、声音、气味等不应出现异常情况。
4.3光伏发电系统运维人员在故障处理之前要做好安全措施，确认断开逆变器开关和并网开关，同时需穿戴绝缘保护装备。
4.4光伏发电系统运维要做好运维记录，对于所有记录必须妥善保管，并对出现的故障进行分析。
5、组件的维护
图3太阳能电池组件
5.1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。
5.2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：
a）光伏组件存在玻璃破碎；
b）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。
5.3检查外露的导线有无绝缘老化、机械性损坏。
5.4检查有无人为对组件进行遮挡情况。
5.5光伏组件和支架应结合良好，压块应压接牢固。
5.6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。
6、配电箱的维护
图4配电箱示意图
配电箱中一般配置有并网计量表、空气开关。
图5配电箱内主要部件示意图
6.1配电箱不得存在变形、锈蚀、漏水、积灰现象，箱体外表面的安全警示标识应完整无损，箱体上的锁启闭应灵活。
6.2配电箱内断路器、空气开关状态正常，各个接线端子不应出现松动、锈蚀、变色现象。
设备运行无异常响声，运行环境无异味。
6.3查看计量表显示正常，如有异常咨询95598国家电网24小时供电服务热线。
7、逆变器的维护
图6逆变器示意图
7.1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。
7.2逆变器上的警示标识应完整无破损。
图7逆变器液晶屏
7.3逆变器液晶显示屏如上图所示，屏幕左半部分显示当日的发电曲线，屏幕右侧显示有四个菜单项，第一项“功率”有数据显示，说明逆变器正常发电，如“功率”无数据，再察看第四项“状态”，正常情况下显示“并网运行”，如有其它显示，说明系统故障，需要及时联系专业运维人员处理。
第二项“日电量”为此光伏发电系统到查看时段当日的累计发电量，第三项“总电量”为系统并网至查看时段的总发电量。
7.4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。
7.5查看机器温度、声音和气味等是否异常。
当环境温度超过40℃时，应采取避免太阳直射等措施，防止设备发生超温故障，延长设备使用寿命。
7.6逆变器保护动作而停止工作时，应查明原因，修复后再开机。
7.7定期检查逆变器各部分的接线有无松动现象，发现异常立即修复。
8、支架的维护
图8组件支架示意图
8.1所有螺栓、支架连接应牢固可靠。
8.2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。
8.3支架要保持接地良好，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。
8.4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。
8.5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。
8.7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。
9、电缆及接头的维护
图9电缆及接头示意图
9.1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。
9.2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，否则用防火泥封堵。
9.3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。
9.4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。
9.5电缆接头应压接牢固，确保接触良好。
9.6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。
9.7电缆的检查建议每月一次。
10、接地与防雷系统
图10防雷示意图
图11接地示意图
10.1接地系统与建筑结构钢筋的连接应可靠。
10.2光伏组件、支架与屋面接地网的连接应可靠。
10.3光伏方阵接地应连续、可靠，接地电阻应小于4Ω。
10.4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。
10.5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。
11、数据监控系统
因家庭电站用户数众多、地域分散，为了提高运维的及时性，保证用户收益，同时降低运维成本，需配置监控系统。
现就监控系统简单介绍如下。
此系统需配合带数据传输功能的逆变器使用。
11.1登陆方式
11.1.1通过电脑浏览器，根据厂家提供的网址直接登陆网站进行用户注册，如图12。
11.1.2根据用户名进入后，可看到如图13所示的电站发电基本状况的监控主界面。
11.1.3选择单一用户，可看到如图14单一用户发电主页面及发电曲线。
11.1.4进入实时数据界面如图15可看到电站运行状态、运行总时间、额定功率、机内温度、日发电量、总发电量、实时功率、直流电压、直流电流、电网电压、电网电流、电网频率等相关信息，根据此信息基本做出故障原因的判断。
11.2监控系统维护
11.2.1监控平台的维护由软件服务商统一进行，无需日常维护，只需保证计算机网络畅通即可。
11.2.2及时提醒具备数据传输功能的用户缴纳通讯费。
11.2.3使用网线连接采集数据的，要保持网线连接牢固。
11.2.4使用GPRS进行数据传输的，注意查看GPRS装置连接是否牢固，信号是否正常。
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图12监控系统登陆界面
图13监控主页面
图14单一用户主画面
图15单一用户实时监控数据及运行状态
12、光伏系统与建筑物结合部分
图16光伏系统与建筑物结合部分示意图
12.1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检查光伏支架，整体不应有变形、错位、松动。
12.2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方阵，预制基座应放置平稳、整齐，位置不得移动。
12.3光伏支架的主要受力构件、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。
12.4光伏系统区域内严禁增设相关设施，以免影响光伏系统安全运行。
13、光伏系统定期确认检验
各个县乡镇应根据本地光伏系统安装情况，自行决定辖区内光伏系统定期确认检验周期。
定期确认检验应给出定期检验报告，主要包括：
系统信息、电路检查和测试清单、检查报告、电路的测试结果、检查人员姓名及日期、出现的问题及整改建议等。
定期确认检验应复查之前定期检验发生的问题及建议。
13.1光伏系统检查
根据光伏组件、汇流箱、逆变器、配电箱等电器设备的检查方法对光伏电站进行逐一检查。
13.2保护装置和等电位体测试
在直流侧装有保护性接地或等电位导体的地方，比如方阵的支架，需要进行接地连续性，主要接地端子也需进行确认。
13.3光伏方阵绝缘阻值测试
13.3.1光伏方阵应按照如下要求进行测试：
1）测试时限制非授权人员进入工作区；
2）不得用手直接触摸电气设备以防止触电；
3）绝缘测试装置应具有自动放电的能力；
4）在测试期间应当穿好适当的个人防护服/装备。
13.3.2先测试方阵负极对地的绝缘电阻，然后测试方阵正极对地的绝缘电阻。
13.4光伏方阵标称功率测试
现场功率的测定可以采用由第三方检测单位校准过的IV测试仪抽检方阵的IV特征曲线，测试结束后进行光强校正、温度矫正、组合损失校正。
13.5电能质量的测试
首先将光伏电站与电网断开，测试电网的电能质量；将逆变器并网，待稳定后测试并网点的电能质量。
13.6系统电气效率测试
13.6.1光伏系统电气效率应按照如下要求进行测试：
1）测试时限制非授权人员进入工作区；
2）不得用手直接触摸电气设备以防止触电；
3）系统电气效率测试应在日照强度大于800W/m²的条件下进行；
4）在测试期间应当穿好适当的个人防护服/设备。
13.6.2按照如下步骤进行测试：
a）首先用标准的日射计测量当前的日照强度；
b）在测试日照强度的同时，测量并网逆变器交流并网点侧的交流功率；
c）根据光伏方阵功率、日照强度及温度功率系数，根据计算公式，可以计算当时的光伏方阵的产生功率；
d）根据公式计算出系统的电气效率。
13.7光伏方阵红外成像检查
13.7.1该测试的目的是为了实地验证正常工作情况下光伏组件的非正常温度情况，这种非正常的温度情况可能是由于光伏组件本身的缺陷造成的，比如旁路二极管缺陷、焊接缺陷等会产生高温点。
13.7.2在进行红外成像检查时，光伏方阵应处于正常工作状态，即逆变器处于最大功率点跟踪。
检测时太阳辐照度应该大于800W/m²，并且天气比较稳定。
13.7.3使用红外成像仪扫描光伏方阵，着重注意接线盒、电气连接点处或者任何发生和周边相比温度较高的部位。
13.7.4分析检测结果并给出
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