逆变器检修技术标准.docx
《逆变器检修技术标准.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《逆变器检修技术标准.docx（18页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
逆变器检修技术标准
逆变器检修技术标准
1主题内容与适用范围
1.1本标准规定了光伏电站光伏电池组件及逆变器运行规定、维护内容。
1.2本标准适用于光伏电站。
2规范性引用文件
2.1国家标准《电力安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）》（GB26860-2011）
2.3逆变器、光伏组件设备厂家技术说明书及有关技术文件。
3技术参数
3.1光伏电站MWp工程，均采用多晶硅太阳能电池组件（共块），为固定式？
°倾角安装。
太阳能方阵由太阳能组件经串联、并联组成。
光伏电池组件串联的数量由并网逆变器的最高输入电压、最低工作电压、太阳能电池组件的最大系统电压以及当地气候等条件确定；组串并联的数量由逆变器的额定容量确定。
3.2组件方阵：
每18个电池组件串为一个支路，16条支路并联（个别逆变器由8路组成）进入1个汇流箱，8个汇流箱并联进入1个逆变器，共计个逆变器并联后进入容量为2000kVA的35kV箱式变压器。
3.3光伏组件技术参数
设备名称
光伏组件
安装数量
设备型号
安装地点
光伏区
生产厂家
主要技术参数
序号
参数名称
技术数据
1
额定功率
2
短路电流
3
机组容量
4
开路电压
5
运行环境温度
3.4逆变器技术参数
设备名称
逆变器
安装数量
设备型号
安装地点
光伏区
生产厂家
主要技术参数
序号
参数名称
技术数据
1
额定功率
2
最大支流输入电压
3
最大阵列输入电流
4
最大支流输入功率
5
允许电网频率范围
6
额定交流输出功率
4运行规定
4.1电池组件可长期按照铭牌及技术规范规定参数连续运行。
最高允许运行坚实温度应根据温升试验结果确定，现场没有做温升试验前，最高允许运行温度应低于85℃。
4.2组件通过光电转换将光能转换为电能，产生直流电。
4.3运行过程中可能有发生伤害的风险，包括电击，运行人员应做好安全措施。
4.4单个的组件，在阳光照射下可能产生30V以上的电压。
接触30V以上直流电压是危险的。
4.5在运行过程中要正确使用数字万用表监测组串的开路电压，测量值应等于单个组件的开路电压的总和。
4.6在阳光照射下，断开组件连接端子时，连接端子会产生火花、燃烧、电击。
因此，请格外小心。
不管组件有没有连接都不要直接接触接线端。
4.7禁止拆卸或移动任何铭牌或粘贴附的部件。
4.8禁止在组件的表面涂抹或粘贴任何物品。
4.9禁止用镜子或透镜聚焦阳光照射在组件上。
4.10在检修的过程中为阻止高压电和电流产生，可以用一块不透明材料将组件完全遮盖或在傍晚组件不发电时进行，不要接触组件接线端子或电线。
4.11禁止利用组件的接线盒或电缆头来移动组件。
4.12禁止在组件上放物品，避免组件玻璃被砸碎。
4.13禁止站在或踩在组件上。
4.14运行人员能够正确的鉴别正常的低电压和故障低电压。
4.15静电可能导致逆变器损坏，当操作逆变器时，必须遵守静电防护规范。
4.16逆变器有电容、电抗等部件，运行中带有危险的高压。
需要对电气回路进行维护时，必须将交流汇流箱开关、逆变器两个直流开关全部断开。
并等待至少5分钟后方可打开设备门，或对逆变器所有带电器件放电完毕，方可操作，否则极有可能遭受电击危险。
4.17维护时必须保证至少有两人在场。
4.18如发生短路、火灾等紧急情况下关闭逆变器，逆变器将关闭逆变模块输出，并迅速切断向电网供电。
此时光伏组件的直流输出端口仍然带电。
4.19逆变器主要保护功能：
过、欠频保护；短路保护；防孤岛保护；必须投入。
还设有过热保护；电网过、欠压保护；直流母线过压保护；极性反接保护，过载保护。
4.20逆变器根据日出和日落的日照条件，实现自动开机和关机。
4.21逆变器具有自动与电网侧同期功能。
5.维护操作
5.1观察光伏组件表面是否清洁，及时清除灰尘和污垢，可用清水冲洗或用干净抹布擦拭，但不得使用化学试剂清洗，遇有积雪时应及时清洗。
5.2注意观察所有设备的外观锈蚀、损坏等情况，用手背触碰设备外壳检查有无温度异常。
检查所有的安装螺丝无松动，牢固可靠并且没有被腐蚀。
检查组件接地连接良好，电池组件无损坏。
检查了解方阵有无接线脱落等情况，外露的导线有无绝缘老化、破损，想体内是否有进水等情况。
检查有无小动物对设备形成侵扰等其他情况。
设备运行有无异常响声，运行环境有无异味，如有应找出原因，并立即采取有效措施，予以解决。
5.3若发现严重异常情况，应及时汇报，制定合理的检修方案进行处理。
5.4值班人员应注意光伏组件方阵周围有没有新生在的树木、杂草、新力的电杆等遮挡组件，一经发现，应及时处理。
5.5在无阴影遮挡条件下工作时，在太阳辐射度为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℃。
5.6使用钳形电流表或电压表在太阳辐射强度基本一致的条件下测量接入同一个逆变器的个光伏组串的输入电流或电压时，其偏差不超5%。
5.7遇到大雨、冰雹、大雪等情况，太阳能电池板一般不会受到损坏，但应对电池组件表面及时进行清扫，擦拭。
5.8要定期检查太阳能电池方阵的金属支架有无腐蚀，并定期对支架进行油漆及螺栓紧固处理，方阵支架要保持接地良好。
5.9使用中要定期对太阳能方阵的光电参数及输出功率等进行检测，以保证电池方阵的正常运行。
5.10使用中要定期检查太阳能组件的封装及连线插头，如发现由封装开胶进水、电池片变色及触头松动、脱线、腐蚀等，要及时进行维护和更换。
5.11运行人员要认真填写运行日志及巡视检查记录，对光伏发电的运行状况作出判断，如发现问题，立即维护和检修。
5.12设备外观检查和内部检查，主要涉及活动和连接部分的导线（内部插件由厂家负责），特别是大电流密度的导线、功率器件、容易松动及腐蚀的地方等。
5.13应采用红外探测及EL检测的方法对光伏发电组件进行检查，找出异常发热和故障点，并及时解决。
5.14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：
5.14.1光伏组件存在玻璃破碎、背板灼焦、明显的颜色变化。
5.14.2光伏组件中存在与组件边缘或任意电路之间形成连通通道的气泡。
5.14.3光伏组件连接插头变形、扭曲、开裂或烧毁，接线端子无法良好连接。
5.15检测光伏组件的措施
5.15.1检查所有电缆连接，确保连接良好，没有开路。
5.15.2断开组件两端的导线。
5.15.3检查并测量终端的开路电压。
5.15.4检查在辐射度不是很低的情况下，如果终端的电压与额定值相差5%以上，说明组件连接不好。
5.15.5检查组件连接插头时，尽量避免被雨水淋到。
5.16满足下列条件时，逆变器自动并网，无需人为干预
5.16.1逆变器处于“待机”状态（即无故障）。
5.16.2输入电压在额定的直流电压范围（30秒）。
5.16.3电网电压和频率在正常工作范围（30秒）。
5.17满足下列条件之一时，逆变器自动解列，无需人为干预
5.17.1箱变内低压开关跳闸。
5.17.2孤岛现象。
5.17.3开机条件未满足。
5.17.4收到停机指令。
5.17.5保护功能启动。
5.18逆变器并网运行时有功功率不得超过所设定的最大功率。
当超出设定的最大功率，应查明原因，设法恢复到规定功率范围内，如无法恢复，将逆变器停机。
5.19当逆变器并网运行，系统发生扰动后，逆变器将自动解列，在系统电压、频率未恢复正常范围之前，逆变器不允许并网。
当系统电压、频率恢复正常后，逆变器需要经过5分钟延时时间后才能重新并网。
5.20逆变器正常运行时不得更改逆变器任何参数。
5.21逆变器由于某种原因退出运行，再次投运时，应检查直流电压及电流变化情况。
5.22逆变器运行中功率模块风机将自动启动，运行人员巡视时注意检查。
5.23应定期对逆变器设备进行检查维护工作，保证逆变器在最佳环境工作。
5.24维护及检修逆变器时，必须将交流汇流箱开关断开，逆变器两个直流开关断开。
6常见故障及处理
6.16.1太阳能电池组件的常见故障有：
外电极断路、内部断路、热斑效应、接线插头脱落、导线老化、导线短路、背膜开裂、铝边框开裂、电池玻璃破碎、电池片和电极发黄、电池栅线断裂、太阳能电池板被遮挡、电池板隐裂等。
可根据具体情况检查更换或修理。
6.16.2鉴别正常的低电压和故障电压，所指的低电压是组件的开路电压降低。
它是由太阳能电池的温度升高或辐射度降低引起的。
故障低电压通常是由于终端连接不正确或电池板损坏引起的。
7设备检修
7.1运行步骤
7.1.1检查光伏组件输入正负极性，交流侧电缆已连接，确保接线正确无误，否则可能导致设备永久损坏。
7.1.2确认逆变器两个直流开关已打开（右旋转90°打开），然后闭合交流侧断路器，设备进入自检状态，此时直流输出、无线通讯及故障灯亮；待并网运行条件满足后，逆变器电源自动切入电网，以最大功率方式向电网输送电能，此时交流输出灯亮，故障灯灭。
7.1.3如果需要停止逆变器，先检查逆变器已自动脱网运行，或在操作面板上将逆变器停止输出，再断开交流侧断路器，然后断开两个直流开关已打开（左旋转90°关闭），等待大约10分钟后方可打开设备进行相关操作。
7.1.4如果遇到紧急情况，直接断开箱式变压器低压500V断路器。
7.2在逆变器上可实现如下操作
7.2.1可通过USB端口或蓝牙模块进行逆变器的启、停机操作。
7.2.2通过USB端口或蓝牙模块可实现对设备参数查阅及修改参数（正常运行情况下严禁修改参数）。
操作步骤如下：
USB端口或蓝牙模块→逆变器→安卓手机打开蓝牙→点击SUN2000软件→USB或蓝牙连接→高级用户→密码：
→点击登陆→进入主界面→故障信息及设备参数查阅
7.3巡回检查项目
7.3.1逆变器运行时各指示灯工作正常，无故障信号。
7.3.2检查逆变器运行声音无异常。
7.3.3检查逆变器接地良好。
7.3.4检查逆变器运行中各参数在规定范围内，重点检查以下运行参数：
7.3.4.1直流电压、直流电流及输出功率。
7.3.4.2发电功率、日发电量及累计发电量。
7.3.4.3检查逆变器模块运行正常。
7.3.4.4检查逆变器直流、交流电缆运行正常，无放电痕迹。
7.3.4.5检查逆变器直流、交流开关状态正常，无跳闸现象。
7.3.4.6检查逆变器柜门螺栓紧固正常。
7.3.4.7逆变器的运行环境应清洁、干燥、防止灰尘和潮气进入逆变器。
7.3.4.8检查逆变器是否有足量的冷却风吸入，通风口无异物堵塞。
7.4故障及事故处理
7.4.1逆变器由于保护动作停止工作，必须到现地检查并确认故障原因。
7.4.2故障原因查明并处理完毕后，按照逆变器投入步骤投入运行。
7.4.3如逆变器暂时无法处理故障，将逆变器的交、直流两侧开关断开，做好检修的隔离措施后联系厂家。
7.4.4若情况紧急时如人员生命收到威胁、危及设备，值班人员可根据有关规定可紧急停机，进行处理，但事后必须向生产主管汇报。
7.4.5如遇逆变器发生故障未能自动停机，可远方执行停机并断开箱变低压侧开关，再到现场进行检查。
附件：
逆变器故障报警及代码说明
告警ID
告警名称
告警级别
产生原因
处理建议
103
DC输入电压高
重要
电池板串联数量过多，使光伏组串输出电压过高，最终导致光伏组串开路电压高于逆变器最大输入电压。
检查光伏组串的串联配置是否过多，导致其开路电压高于逆变器最大输入电压，如果是，请调整配置的组串数量，使组串输出电压降至逆变器规格范围以内。
调整正确后，逆变器会恢复正常工作。
106～
111
组串1～6异常
提示
●光伏组串受到长期固定遮挡；
●光伏组串老化。
◆检查该路组串电流是否明显低于其他组串；
◆如果该路组串电流明显偏低，请检查该路组串是否受到遮挡；
◆如果该路组串表面清洁且无遮挡，请检查电池板是否有损坏。
120～
125
组串1～6反向
提示
逆变器安装过程中将组串极性接反。
请检查逆变器上对应的组串正负极是否接反，如果是，请调整组串极性。
200
直流电路异常
重要
外部条件异常导致逆变器内部直流电路产生保护，可
◆逆变器实时监测外部工作条件，故障消失后逆变器会恢
告警ID
告警名称
告警级别
产生原因
处理建议
200
能的原因有：
●原因ID=3
逆变器输入突然断开；或光伏组串受到遮挡导致输出功率急剧变化；
●原因ID=9或11
电网电压急剧变化，导致逆变器输入能量短时间无法泄放，使得内部电压升高而产生保护；
●原因ID=10
电网三相出现严重不平衡，导致逆变器内部控制电路短暂跟不上变化而产生保护。
复正常工作，不需要人工干
预；
◆如果频繁出现，请联系相应负责人
202
逆变电路异常
重要
外部条件异常导致逆变器内部逆变电路产生保护，可能的原因有：
●原因ID=4
电网电压急剧降低或者短路，导致逆变器输出电流过大而产生保护；
●原因ID=13
电网电压急剧降低或者短路，导致逆变器内部电压检测电路出现故障；
●原因ID=14
电网电压急剧降低或者短路，导致逆变器瞬时输出电流过大而产生保护；
●原因ID=16
电网电流中直流电流分量超过允许范围；
●原因ID=17
电网电压或频率异常；
●原因ID=20
逆变器输出短路导致输出电流急剧增大而产生保护。
原因ID=4/13/14/16/17
◆逆变器实时监测外部工作条件，故障消失后逆变器会恢复正常工作，不需要人工干预；
◆如果频繁出现，请联系华为客户服务中心。
原因ID=20
◆检查逆变器输出线缆是否出现短路；
◆如果频繁出现，请联系相应负责人。
告警ID
告警名称
告警级别
产生原因
处理建议
301
电网电压异常
重要
电网电压过高或过低，不在允许范围之内，可能的原因有：
●原因ID=1～6
电网A/B/C相电压低于允许范围；
●原因ID=13～18
电网A/B/C相电压高于允许范围；
●原因ID=26
电网电压高于允许范围；
●原因ID=27/28
电网电压三相电压差异较大；
●原因ID=29
电网停电；交流线路或交流断路器断开。
原因ID=1～6
◆查看国家标准码是否正确
◆如果偶然出现，可能是电网短时间异常，逆变器在检测到电网正常后会恢复正常工作，不需要人工干预；
◆如果频繁出现，请检查电网电压是否在允许范围内，如果否，请联系当地电力运营商处理；如果是，也需要在征得当地电力运营商同意后，参考《用户手册》7.2.8设置保护参数修改电网过欠压保护点；
◆如果长时间无法恢复，请检查交流侧断路器与输出线缆是否连接正常。
原因ID=13～18，26
◆检查并网点电压是否过高，如果是，请联系当地电力运营商；
◆如果确认并网点电压高于允许范围并征得当地电力运营商同意后，请修改过欠压保护点；
◆请检查电网电压峰值是否过高。
原因ID=27/28
◆外部故障引入的异常，故障消失后自动恢复正常工作，不需要人工干预；
◆如果该告警反复出现，影响到电站正常发电，请联系当地电力运营商。
原因ID=29
◆确认交流电压是否正常；
◆检查交流线路或断路器是否断开。
305
电网频率异常
重要
电网实际频率高于或低于本地电网标准要求。
◆如果偶然出现，可能是电网短时间异常，逆变器在检测到电网正常后会恢复正常工作，不需要人工干预；
◆查看国家标准码是否设置正确；
◆如果频繁出现，请检查电网频率是否在允许范围内，如果否，请联系当地电力运营商处理；如果是，也需要在征得当地电力运营商同意后，参考《用户手册》7.2.8设置保护参数修改电网过欠频保护点。
313
绝缘阻抗低
重要
光伏组串对保护地的绝缘阻抗过低，可能的原因有：
●光伏组串对保护地短路；
●光伏组串安装的环境长期较为潮湿。
◆检查光伏组串对保护地的阻抗，如果出现短路请清除故障；
◆如果确认在阴雨天环境下该阻抗确实低于默认值，请参考《用户手册》7.2.8设置保护参数设置“绝艳阻抗ISO保护”参数。
318
残余电流检测异常
重要
逆变器运行过程中，输入侧对保护地的绝缘阻抗变低，导致残余电流过大。
◆如果偶然出现，可能是外部线路偶然异常导致，故障清除后会恢复正常工作，不需要人工干预；
◆如果频繁出现或长时间无法恢复，请检查光伏组串的对地阻抗是否过低。
321
内部温度过高
重要
◆逆变器安装位置不通风；
◆环境温度过高；
◆内部风扇工作异常。
检查逆变器安装位置的环境温度是否超出最高允许的环境温度范围，如果是，请改善其通风散热状况。
326
接地异常
重要
●首先检查是否是无N线版本，
●如逆变器的N线或保护地线未连接；
●光伏组串接地时，逆变器输出侧未接隔离变压器。
◆请确认逆变器的N线或保护地线是否未连接正常；
◆如果在光伏组串接地的场景下，请确认逆变器输出侧是否连接隔离变压器，如果是，请连接。
400
系统故障
重要
逆变器内部电路产生不可恢复性故障。
关闭逆变器“DCSWITCH”，等待5分钟后，再开启，观察故障在重启后是否已排除，如果仍未排除，请联系相应负责人。
502
内部通讯故障
次要
●逆变器内部通信电路受到干扰；
●通信电路损坏；
●内部通信地址设置错
误。
◆如果是逆变器内部通信电路短路时受到干扰导致的故障，故障清除后会恢复正常工作，不需要人工干预；◆如果故障长时间无法恢复，
请联系相应负责人。
504
软件版本不匹配
次要
逆变器在进行软件升级过程中，加载的软件版本不正确。
请确认近期是否进行过升级操作，如果是，请尝试再次升级到正确的软件版本。
1
机器上电后一直停在待机等待光照
1、逆变器左下角DC开关未闭合；
2、傍晚或者阴雨天光照不足
1、检查逆变器左下角DC开关是否闭合，用万用表测量组件输入电压在逆变器工作范围内；
2、等光照充足情况下观察
2
电网电压异常
1、电网未接入，如闭合了上级汇流箱开关，但上上级箱变未送电；
2、交流端子未插接到位，或相序接错，如N线与相线接反；
1、用万用表测量交流输出点电压；
2、确认交流交流端子接线正确，且插接到位；
3
软件版本加载不对，造成N对PE电压异常、电网电压显示异常（有N线版本显示相电压，无N线版本显示线电压）
如设计方案逆变器接入不带N线，则版本为SPC4XX。
如带N线，则软件版本为SPC0XX。
用U盘升级正确版本
4
偶发性绝缘阻抗低
输入线缆接入部分线槽或者走线浸水
处理输入线缆，保持干燥、整洁
5
观察输入电流是否正常，如输入接入4组PV板，输入组件有1路无电流
输入断连
处理输入接线，保证可靠连接
6
LCD屏幕不清晰
1、气温过低；
2、屏幕损坏
1、修改对比度往高了改。
如默认对比度为4，则可以调整为8及以上；
2、换备件处理
升级会员 