光伏电站运行维护规程

光伏发电站运行维护规程目录TOC\o"1-2"\h\z\u总则 11太阳能光伏发电的原理 12太阳能光伏发电系统的运行方式 1350MWp（一期）电站简介 1光伏组件运行规程 41光伏组件设备 42光伏组件的投入操作 53光伏组件退出操作 54太阳能电池组件运行注意事项 65光伏组件的检查及运行维护 6汇流箱运行规程 91汇流箱设备 92直流汇流箱简介 93设备规范 104直流汇流箱的检查及运行维护 125维护及故障处理 126直流汇流箱的运行及故障处理 137交流汇流箱简介 158设备规范 159交流汇流箱的检查及运行维护 16并网逆变器运行规程 181逆变器功能 182逆变设备概况 183SN8000-50TL逆变器 194直流防雷配电柜 385SN2000-40TL逆变器 40变压器运行规程 521变压器概况 522变压器技术参数 533运行规定 574变压器巡视检查 605运行操作 616变压器的异常运行及事故处理 62高压配电设备运行规程 651高压配电设备概况 652运行方式 673运行规定 684巡视检查 705运行操作 716事故处理 727设备规范 74无功补偿装置运行规程 811概述 812运行方式 843运行规定 865SVG装置故障处理 886维护规定 90厂用电运行规程 921概述 922运行方式 923设备规范 934运行规定 955巡视检查 956事故处理 96直流系统运行规程 971概述 972设备规范 973运行方式 984运行规定 995巡视检查 996运行操作 1017系统维护 1018事故处理 105继电保护运行规程 1081总则 1082继电保护装置的要求 1083继电保护装置的运行管理 1084继电保护装置的投退规定 1095一次设备倒闸操作值班人员注意事项 1106保护装置的维护检查 1107继电保护装置的异常处理 1119继电保护及安全装置的配置 11210运行人员应做到以下几点 124计算机监控系统运行规程 1251概述 1252计算机监控系统的功能 1273系统结构 1314网络结构 1315计算机监控系统配置 1326运行规定 1387计算机监控系统装置使用管理 1397巡视检查 1488运行操作 1489监控系统故障处理 149光伏电站运行维护工作表 1511运行日常主要工作 1512检修维护工作 153附图1光伏电站平面布置图 155附图2电气一次主接线图 156附图3电气二次单线图 157附图4计算机监控系统结构图 158附图50.4kV低压开关柜一次系统图 159总则1太阳能光伏发电的原理太阳能光伏发电的能量转换器是太阳能电池，又称光伏电池。太阳能光伏电池发电的原理是光生伏打效应。当太阳光（或其他光）照射到太阳能电池上时，电池吸收光能，产生光生电子空穴对。在电池内建电场作用下，光生电子和空穴被分离，电池两端出现异号电荷的积累，即产生“光生电压”，这就是“光生伏打效应”。如在内建电场的两侧引出电极并接上负载，则负载就有“光生电流”流过，从而获得功率输出。这样，太阳的光能就直接变成了可以付诸使用的电能。可把上述太阳能电池将光能转换成电能的工作原理概况为如下3个主要过程：（1）太阳能电池吸收一定能量的光子后，半导体内产生电子空穴对。称为“光生载流子”,两者的电性相反，电子带负电，空穴带正电；（2）电性相反的光生载流子被半导体P_N结所产生的静电场分离开；（3）光生载流子电子和空穴分别被太阳能电池的正、负极所收集，并在外电路中产生电流，从而获得电能。2太阳能光伏发电系统的运行方式通过太阳能电池将太阳辐射能直接转换为电能的发电系统称为太阳能电池发电系统（又称为太阳能光伏发电系统）。太阳能光伏发电系统的运行方式，主要分为离网运行和联网运行两大类。本光伏电站为联网（并网）运行类。350MWp（一期）电站简介3.1地理概况50MWp（一期）光伏电站位于地区城西南方向约24.0km处，北侧紧邻乌鲁木齐至铁路线，南侧与G315国道相邻，交通便利。场址地理位置约为，海拔高度1382m～1355m左右。占地面积约为1.047km2，总体呈矩形布置，南北长约1000m,东西宽约1035m。厂区代表年总辐射量为5816.92MJ/㎡，年日照时数为2753.9小时。3.2电站概况电站总装机容量50MWp，采用260Wp多晶硅太阳电池组件202908块，光伏组件方阵的运行方式采用最佳倾角33°固定式安装（方位角0°）。电站共设50个1MWp的子方阵。其中45个子方阵采用集中式逆变器，其余5个子方阵采用35kW规格组串式逆变器。采用集中式逆变器的方阵，每500kWp光伏组件及汇流设备与一台500kW逆变器构成一个光伏发电单元，每个光伏发电单元经逆变器将直流电转换为低压交流电，两个光伏发电单元经1台1000kVA双分裂绕组升压箱式变电站，将逆变器输出的低压交流电升压至35kV；采用组串式逆变器的方阵，6个电池组串接入一台逆变器，5台逆变器接入一台交流汇流箱，每个子方阵的6台汇流箱接入1台1000kVA双绕组升压变压器，将逆变器输出的低压交流电升压至35kV。阵列区每10台35kV升压箱变在其高压侧并联为1回电源进线，共5回电源进线，接入110kV升压站35kV母线侧。有45个1MWp子方阵各设一座逆变器室，逆变器室位于子方阵的中间部位，另外5MWp采用组串式逆变器，不设逆变器室。站内设110kV升压站1座，主变容量1×50MVA,110kV侧采用1回线路送出，35kV侧采用单母线接线。110kV出线接入距场区东约12km处的110kV变电站外送。3.3厂用电概况管理区厂用电采用双电源供电，主供电源引自外来10kV公用电网，备用电源引自本期35kV母线厂用电馈线柜，两路电源分别经两台500kVA-10kV/0.4kV及500kVA-35kV/0.4kV厂用变压器降压至0.4kV，0.4kV侧采用单母线分段接线，设备自投装置。阵列区厂用电主要负荷为逆变器室散热通风、检修照明、箱变测控装置及数据采集装置等负荷，布置分散，采用自供电方式。在35kV箱变低压侧辅助变压器为阵列区负荷供电。

名称单位/型号数量备注光伏电站站址海拔高度m1382m～1355m经度E79°28′05.79″～E79°28′06.57″纬度N37°9′53.64″～N37°9′14.73″年日照小时数小时2753.9年太阳能总辐射MJ/m25816.92主要设备主要机电设备光伏电站光伏多晶硅MWp50电池组件集中式逆变器SUN8000-500KTL台90非隔离型组串式逆变器SUN2000-40KTL台160非隔离型方阵固定式MWp50运行方式升压变电站站内升压变型号S11-1000kVA/38.5kV38.52×2.5%/0.315kV/0.315kV台数台45容量kVA1000型号S11-1000kVA/38.5kV38.52×2.5%/0.48kV台数台5容量kVA1000额定电压kV35出线回路数回1回升压站主变压器型号SZ11-50000/1101158×1.25%/38.5kV台数台1容量MVA50额定电压kV110出线回路数回1光伏组件运行规程1光伏组件设备1.1电池本电站采用能源有限公司生产的JKM260P-60多晶硅太阳能电池组件，共202908块。一块多晶硅组件尺寸1650mm×992mm×40mm，最大功率260Wp，开路电压38.1V，短路电流8.98A,最佳工作电压31.1V，最佳工作电流8.37A。集中式逆变器阵列光伏组串由20块光伏组件串联组成，在支架上采用2行10列排布方式。组串式逆变器阵列光伏组件串由22块光伏组件串联组成，在支架上采用2行11列排布方式。组串式逆变器输入电压工作电压范围DC580-800V，最低启动电压DC200V。集中式逆变器输入电压工作电压范围DC500-850V，最低工作电压DC475V。1.2支架站内采用陕西现代公路机械工程有限公司光伏支架，为固定支架安装方式(方位角0°)，电池方阵的最佳固定倾角为33°。1.3设备规范1.3.1组件主要参数JKM260P-60多晶硅组件技术参数电性能参数指标单位技术参数最大功率（Pmax）Wp260最佳工作电压(Vmp)V31.1最佳工作电流(Imp)A8.37开路电压（Voc）V38.1短路电流（Isc）A8.98组件效率%15.89工作温度范围℃-40—+85最大系统电压VDC1000最大额定熔丝电流A15输出功率公差%0～+3最大功率(Pmax)温度系数%/°C-0.41开路电压(Voc)温度系数%/°C-0.31短路电流（Isc）温度系数%/°C0.06名义电池工作温度（NOCT）℃45±2结构参数电池片类型多晶硅156×156mm电池片数目60（6×10）尺寸1650×992×40mm组件重量19.0千克前盖玻璃3.2mm，高透光率、低铁、钢化玻璃边框阳极氧化铝合金接线盒防护等级IP672光伏组件的投入操作2.1检查电池组件封装面完好无损伤，清洁受光均匀，无突出影响光强的污块。2.2检查组件背面引出线无损伤，引线部位封装良好。2.3检查汇流箱分路熔断器断开，汇流箱的对应空气开关处于断开位置。2.4将需投运电池组件接入光伏阵列，并检查组件与组件连接头插接紧固。2.5检查汇流箱分路熔断器完好，将汇流箱分路熔断器投运。2.6将汇流箱空气开关投至合闸位置，电池组件投入运行。3光伏组件退出操作3.1下列情况下电池组件应退出运行3.1.1电池组件输出功率明显降低。3.1.2电池组件封装面赃污，严重影响发电效率须集中清擦的。3.1.3电池组件支架严重变形，危及电池组件安全的。3.1.4电池组件输出回路需检修，如汇流箱、逆变器的检修。3.2退出操作程序3.2.1退出操作应遵循先负荷侧后电源侧操作原则。3.2.2单个电池组件出现故障，需退出相应串组电池组件。操作流程：(1)断开汇流箱对应熔断器；(2)拔开故障电池组件；(3)串联电池组件的连接头。4太阳能电池组件运行注意事项4.1检查电池组件封装面完好、背面引出线无损伤。4.2检查组件与组件、组件与电缆之间连接良好。4.3检查汇流箱内各部件接线紧固，空气开关位置正确，运行正常。电缆接头无发热、打火、异味等异常现象。4.4检查汇流箱、电池组件支架接地良好，电缆防潮、防火、防摆动摩擦等措施到位。4.5如发现异常，应做好记录并及时通知检修维护人员。5光伏组件的检查及运行维护5.1电池板的检查5.1.1检查所有的安装螺丝无松动，牢固可靠并且没有被腐蚀。5.1.2检查所有的电气连接牢固可靠并且没有被腐蚀。5.1.3检查连接电缆外皮无破损。5.1.4检查组件接地连接良好。5.1.5电池组件表面清洁，无杂物或遮挡。5.1.6检查电池组件无破损。5.1.7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）用温度测量仪测量温度差异应小于20℃。5.1.8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%。5.2光伏组件的维护5.2.1定期进行检查组件玻璃是否破坏、定期检查电气连接是否松动或腐蚀。5.2.2定期进行太阳能电池板的表面清洁。组件清洁可用清水、局部用棉布或海绵清洗，避免使用硬物或腐蚀性溶剂冲洗、擦拭，避开日照最强时段。5.2.2.1确保太阳能电池阵列表面无污物、破坏；5.2.2.2确保组件固定部件（安装钳或紧固螺栓）无松动、异常等情况。5.2.3每6个月定期检查所有组件、电线、电气设备及接地。5.2.3.1确保组件绝缘性能良好，部件完整；5.2.3.2确保所有电缆连接紧固可靠、外观无破坏，无腐蚀，无异物渗透且固定良好；5.2.3.3确保所有电气设备外观无破损或老化，连接紧密可靠；5.2.3.4确保接地线无损伤，接地无松动，无生锈腐蚀等；5.2.3.5确保组件完好，用钳形电流表测试组件电流，检查其电流指示正常；5.2.3.6确保组件无松动，用扭矩扳手检查螺丝是否松动。5.2.4光伏组件定期检查，若发现下列问题应立即调整或更换光伏组件：5.2.4.1光伏组件存在玻璃破碎、背板灼焦、明显的颜色变化；5.2.4.2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；5.2.4.3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。5.2.5清洗光伏组件时注意事项：5.2.5.1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；5.2.5.2应在辐照度低于200W/㎡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；5.2.5.3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。5.2.6光伏组件上的带电警告标识不得丢失。5.2.7光伏组件金属边框和支架应结合良好，两者之间的接触电阻应不大于4Ω。5.2.8光伏组件必须牢固接地。5.2.9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，同一光伏组件电池上方的组件外表面温度差异应小于20℃。5.3支架的维护应符合下列规定5.3.1应定期对光伏组件支架下列问题进行检查，发现问题应及时修复。5.3.1.1光伏方阵整体不应有变形、错位、松动。5.3.1.2所有螺栓、焊缝和支架连接应牢固可靠。受力构件、连接构件和连接螺栓不应损坏、松动、生锈，焊缝不应开焊。5.3.1.3金属材料的防腐层应完整，不应有剥落、锈蚀现象，否则应及时补刷。5.3.1.4采取预制基座安装的光伏方阵，预制基座应保持平稳、整齐，不得移动。5.3.1.5方阵支架等电位连接线应连接良好，不应有松动、锈蚀现象。5.3.1.6光伏方阵应可靠接地，其各点接地电阻应不大于4Ω。5.3.1.7检查并修复发现的其它缺陷。5.3.2极端天气应加强巡视检查。5.4接地与防雷系统5.4.1光伏接地系统与建筑结构钢筋的连接应可靠。5.4.2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。5.4.3光伏方阵与防雷系统共用接地线的接地电阻应不大于4Ω。5.4.4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，其接地电阻应不大于1Ω。5.4.5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。汇流箱运行规程1汇流箱设备1.1设备分类光伏电站汇流箱设备分为两种：直流汇流箱和交流汇流箱。1.2方案布置光伏电站由50个1MWp的子方阵组成，其中45个1MWp光伏子阵采用集中式逆变器，每个子方阵设2台500kWp逆变器。1MWp子方阵由若干路光伏组件串并联而成，每个光伏组件串由20块光伏组件串联组成。各光伏组件串按接线划分的汇流区，接入直流防雷汇流箱，经电缆汇至直流配电柜，然后经并网逆变器接入35kV升压箱变进行升压。其余5个1MWp光伏子方阵采用组串式逆变器，每个子方阵设30台35kWp组串式逆变器。1MWp光伏子方阵由若干光伏组件串并联而成，每个光伏组件串由22块光伏组件串联组成。每6个组串接入一台组串式逆变器，每5台逆变器接入一台交流汇流箱，每个子方阵的汇流箱接入35kV升压箱变进行升压。1.3光伏阵列布置方式站内共50个光伏发电单元，每个发电单元容量为1MWp，其中45个1MWp光伏子阵采用集中式逆变器，1个发电单元共计14个汇流箱。其余5个1MWp光伏子方阵采用组串式逆变器，1个发电单元共计6个汇流箱。2直流汇流箱简介智能型光伏汇流箱用于连接光伏组件与逆变器，在实现汇流、防雷功能的同时，还具有对箱内电流、电压、温度测量，对防雷器、母线、光伏组件进行故障诊断，以及与主站通讯的功能，便于构成光伏发电监测系统。3设备规范本站采用由许继风电科技有限公司生产GHL-112（12进1出）307台、GHL-116（16进1出）350台智能型光伏汇流箱共计657台。汇流箱额定电压DC1000V。3.1直流汇流方式每个发电单元经14面汇流箱汇流后接入逆变室两面直流配电柜中。每面配电柜包含8路进线，输出分两路接入一面500kW逆变器，逆变为AC320V的电压。每个子阵的两台逆变器接入1台1000kVA、35kV双分裂绕组升压箱式变压器中。3.2汇流箱参数表型号GHL-116最大系统电压1000VDC接入光伏组串数目1路～32路每路光伏组串最大输入电流12A最大持续输出电流12A×光伏组串路数最大熔断器额定电流20A工作环境温度-40℃～+60℃存储环境温度-40℃～+70℃安装方式直立挂墙式或抱柱式安装箱体防护等级IP653.3功能配置功能名称功能描述汇流功能可同时接入1~32路光伏组串，每路电流最大12A。防雷功能配有直流高压防雷器，正极负极都具备双重防雷功能。测量功能1~32路光伏组串电流测量。1~32路光伏组串功率测量。1路母线电压测量。1路温度测量。断路器位置监测。输出电流测量。故障诊断功能装置故障自检故障诊断。光伏组串断路故障诊断。光伏组串电流偏差故障诊断。光伏组串过流故障诊断。光伏组串电流反向故障诊断。母线过压故障诊断。防雷失效故障诊断。过温故障诊断。通讯功能支持RS485通讯。出口功能开出接点1用于故障诊断报警。1路开出接点可用于告警信号。3.4内部结构汇流箱内部结构图（此图片以GHL-116-12-SR0-N为例。）部件序号部件名称1正极汇流输出2负极汇流输出3通讯端子4正汇流板5负汇流板6测量板7电源板8防雷器9断路器GHL-116-12-SR0-N部件说明4直流汇流箱的检查及运行维护4.1直流汇流箱的运行与维护检查4.1.1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；4.1.2直流汇流箱内各个接线端子不应出现松动、锈蚀现象，每半年对端子进行检测；4.1.3直流汇流箱内的高压直流熔丝的规格应符合设计规定；4.1.4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；4.1.5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；4.1.6直流汇流箱内防雷器应有效。5维护及故障处理本站直流汇流箱具有远程电流监测功能，在中控室内可监控各个汇流箱的工作状态，一旦某个汇流箱出现故障，中控室内的监控系统会发出报警，此时应按如下步骤操作：1切断直流柜中对应故障汇流箱的断路器；2切断故障汇流箱中的断路器；3检查更换熔断器容芯。待故障排除后，合闸送电应按如下步骤操作：1合上熔断器，确保接触良好；2合上汇流箱的断路器；3合上直流柜中的对应断路器。要求:根据现场风沙情况，定期清扫汇流箱内外之灰尘及沙土。警告：检查和更换熔断器前必须使断路器处于断开位置，禁止带载操作熔断器。6直流汇流箱的运行及故障处理6.1汇流箱通电后自动运行，断电自动停机。通过内部的直流断路器，可关停汇流箱的直流输出，汇流箱的通讯计量板需要外接DC30V电源，通讯采用RS485串联方式。6.2汇流箱常见故障及处理方法6.2.1汇流箱通讯故障分类：6.2.1.1同一组接线上的所有汇流箱通讯不上原因分析：通讯管理机故障或者后台监控组点设置错误。6.2.1.2个别汇流箱通讯不上原因分析：汇流箱设置错误或者通讯线接线错误。6.2.2同一组接线上的所有汇流箱通讯不上解决办法6.2.2.1步骤一：⑴在对应方阵逆变室，重启数据采集柜通讯管理机；⑵观察汇流箱通讯是否恢复。6.2.2.2步骤二：检查汇流箱到通讯柜的485接线方式是否正确。6.2.2.3步骤三：使用万用表检查汇流箱到通讯柜的485接线通断，修复或者重新布线。6.2.3个别汇流箱通讯不上解决办法6.2.3.1步骤一：汇流箱的测量板和电源是否正常工作：6.2.3.1.1电源板是否正常工作⑴观察电源板的LED灯是否常亮；⑵使用万用表查看电源板输入电压是否正常；⑶使用万用表检查电源板的熔断器是否正常；⑷使用万用表检查电源板的输出电压是否正常。若检查出现异常，更换电源板。6.2.3.1.2测量板是否正常工作⑴观察测量板的运行灯、通讯电源灯、电流检测电源灯是否常亮；⑵查看测量板的按键及数码管显示功能是否正常。测量板通讯模块一般不会出现问题，不需要更换；更改通讯参数即可。6.2.3.2步骤二：6.2.3.1就地检查汇流箱的通讯地址设置是否正确：注：汇流箱通讯正常时，就地观察现象为：通讯板发送灯和接收灯交替闪烁。6.2.3.2查看（设置）装置通讯地址：A1（按UP键2次）A3（按LEFT键1次）C1（按UP键1次）C2（按LEFT键1次）数值区显示为当前装置通讯地址值按UP或DOWN键可增减通讯地址数值（按LEFT键1次）确认按RIGHT键返回6.2.3.3步骤三：检查汇流箱与通讯柜的通讯线是否连接：⑴通讯线的A线、B线是否接反；⑵通讯线是否接线紧固；⑶通讯线布线是否正确；6.2.4后台监控显示汇流箱的电流值异常6.2.4.1电流值全为0⑴检查汇流箱、直流柜对应的断路器是否闭合，逆变器是否并网；⑵使用万用表检查正负铜牌之间的电压值，判断该汇流箱是否发电；⑶检查测量板与汇流板之间的带缆是否插紧；⑷检查测量板运行灯是否闪烁若发现运行灯闪烁，更换测量板。⑸检查测量板和电源板的接线是否紧固、查看号牌检查接线是否正确。6.2.4.2支路电流值为0⑴使用万用表检查该支路的组串电压是否正常；⑵使用万用表检查该支路的熔芯是否熔断；⑶更换汇流板与测量板之间的带缆，观察是否正常。7交流汇流箱简介交流光伏汇流箱用于连接组串逆变器与配电设备，主要应用在大型光伏并网发电系统。8设备规范本站采用由许继风电科技有限公司生产GHL-106的交流光伏汇流箱共30个。汇流箱额定电压AC480V，汇流箱输出电流400A。8.1交流汇流方式采用组串式逆变器的方阵，6个电池组串接入一台逆变器，5台逆变器接入一台交流汇流箱，每个发电单元经6面交流汇流箱汇流后接入1台1000kVA双绕组升压变压器。8.2汇流箱参数表型号GHL-106输入电压/输出电压≤480VAC输入电流63A/路输出电流400A工作环境温度-40℃～+60℃存储环境温度-40℃～+70℃安装方式直立挂墙式或抱柱式安装箱体防护等级IP658.3内部结构汇流箱内部结构图（此图片以GHL-106为例。）部件序号部件名称1出线断路器2防雷器3进线断路器4出线断路器A相输出5出线断路器B相输出6出线断路器C相输出GHL-106部件说明9交流汇流箱的检查及运行维护9.1启停汇流箱待安装及接线完成后，合上汇流箱总断路器及支路断路器，通电后汇流箱自动运行，断电自动停机。通过内部的断路器，可以关停汇流箱的输出。9.2日常维护9.2.1设备清洁，定期清理柜内灰尘。但不要使用高压隔离的溶剂或带腐蚀性的液体来清洁元器件。9.2.2定期检查防雷器，必须用相同型号的器件来替换已损坏的防雷器。9.2.3检查结束，通电前须请确保A/B/C三相之间、三相对地的绝缘是否满足要求。9.2.4通电后，应将柜门关闭锁好。9.3故障检修及处理9.3.1如发现线路故障，检查塑壳断路器是否断开或各处接线端子是否松动，如有松动，应停电，紧固接线端子。9.3.2检查塑壳断路器运行状态是否正常，如不正常，应停电检查，或及时联系维护人员，协助解决问题。并网逆变器运行规程1逆变器功能光伏并网逆变器是光伏发电系统中的核心设备。逆变器将光伏方阵产生的直流电（DC）逆变为三相正弦交流电（AC），输出符合电网要求的电能。逆变器具有极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过温保护、交流过流及直流过流保护、直流母线过电压保护、电网断电、电网过欠压、电网过欠频、光伏阵列及逆变器本身的接地检测及保护功能等。此外，它还有自动运行停止功能、最大功率跟踪控制功能等。2逆变设备概况2.1概况光伏电站共设50个1MWp子方阵，其中45个子方阵采用集中式逆变器，其余5个子方阵采用35kW规格组串式逆变器。采用集中式逆变器的方阵，每500kWp光伏组件及汇流设备与一台500kW逆变器构成一个光伏发电单元，每个光伏发电单元经逆变器将直流电转换为低压交流电，两个光伏发电单元经1台1000kVA双分裂绕组升压箱式变电站，将逆变器输出的低压交流电升压至35kV；采用组串式逆变器的方阵，6个电池组串接入一台逆变器，5台逆变器接入一台交流汇流箱，每个子方阵的6台汇流箱接入1台1000kVA双绕组升压变压器，将逆变器输出的低压交流电升压至35kV。集中式逆变器阵列中每个1MWp子方阵设一座逆变器室，逆变器室位于子方阵的中间部位，共45座，组串式逆变器方阵不设逆变器室，逆变器直接安装在光伏支架上。2.2光伏场区逆变单元配置一览表名称数量（面）型号功能厂家集中式逆变器90SUN8000-500KTL直流逆变成交流华为技术有限公司直流配电柜90PDP直流汇流许继电气股份有限公司组串式逆变器150SUN2000-40KTL直流逆变成交流华为技术有限公司2.3逆变器简介2.3.1集中式逆变器SN8000三相集中式光伏并网逆变器，主要功能是将光伏组串产生的直流电转换成交流电并馈入电网中。SUN8000防等级为I20，适用于室内安装。型号为SN8000-50TL，额定输出功率为500kW。SN8000变器适用于商用屋顶并网系统和大型地面电站并网系统。系统一般由光伏组串、汇流箱、直流配电柜、逆变器、交流配电柜和中/低压变压器组成。2.3.2组串式逆变器SN20040TL三组型伏网逆器主功是光伏串产生的流转成流并馈电中。型号为SN20040TL，额定输出功率为36kW。SN20040TL适用商屋并系和大电并系。统一由光伏组、网变和流配单组。3SN8000-50TL逆变器3.1外观说明3.1.1机柜正（关门）1.功柜22.功柜13.控制柜4.吊装孔5.LED指灯6.EPO急按钮7.LCD液触摸屏8.门锁9.进风口10.叉车孔说明：⑴功率柜，主要实现功率转换功能，及逆变功率控制和各种保护功能。⑵控制柜，主要实现对2个功率柜的智能集中控制及交流配电功能。⑶LED指示灯，用于显示逆变器工作状态和故障状态。⑷LCD液晶触摸屏，用于显示逆变器正常工作时的输入功率、输出功率、发电量等指标及告警信息。3.1.2机柜正（开门）1.PowerStk模块2.单板插框3.直流输开关4.直流输防雷5.交流输防雷熔断器隔离开关6.维护插座7.站用电雷8.站用电助开关9.自发电压器保护熔断器3.2监控面板3.2.1LCD液晶触摸屏3.2.1.1LCD液晶触摸屏位于逆变器机柜最右侧的柜门上方，方便查看数据及进行相关操作。3.2.1.2可以通过对屏幕内部图标按钮的触摸点击，进行逆变器相关信息的查看及参数设置。3.2.2LED指示灯3.2.2.1SN8000供了3个LD指示灯，从左向右分别为：PWER指示灯、OERTIN指示灯、AUT指示灯，如下图示。通过这些指示灯，可以了解SN8000的作状态。D灯3.2.2.2LED指示灯的描述D述指示灯状态含义PWER绿灯亮与逆变器相连的光伏组串电压正常绿灯灭与逆变器相连的光伏组串电压异常或连接断开OERATION绿灯亮逆变器并网运行绿灯灭逆变器处于停机状态或与电网连接断开FULT红灯亮逆变器出现严重告警，查询具体的告警信息红灯灭逆变器无严重告警3.3工作原理3.3.1SN8000-500TL电路框图L图3.3.2工作原理SN8000作原理如下：⑴通过直流输入防雷模块，防止直流侧雷击、浪涌等冲击导致的逆变器内部电路损坏；⑵通过并机铜排的连接，灵配置多路MPPT模式(1～2路)或主从MPPT模式工作；⑶通过使用直流霍尔传感器等器件构成的输入电流检测电路，检测电池组串输入电流大小，实现MPPT控制、告警、及保护等各种功能；⑷通过直流输入开关，实现逆变器的直流输入与其内部电路之间的安全隔离，方便必要时进行人工操作；⑸通过直流EMI滤波器，抑制直流侧的高频干扰，减少对其他组件的干扰，同时也增强自身的抗干扰能力；⑹通过DC/AC逆变电路，将直流电转变为交流电后馈入电网，同时保证输出指标满足电网的要求；⑺通过使用交流霍尔传感器等器件构成的输出电流检测电路，检测交流侧馈入电网的输出电流大小，实现并网控制、过载保护等各种功能；⑻通过LC滤电路，将逆变器输出的高频PWM脉冲波过滤为符合要求的正弦波，减少对电网的污染；⑼通过交流EMI滤波器，抑制交流侧的高频干扰，减少对其他组件的干扰，同时也增强自身的抗干扰能力；⑽通过交流接触器，实现逆变器的交流输出与逆变器内部电路之间的电气隔离，以便控制逆变单元接入或脱离电网；⑾通过交流熔断器，对交流输出线路进行短路保护，以便实现逆变单元的故障隔离；⑿通过交流输出防雷模块，防止交流侧雷击、浪涌等冲击导致的逆变器内部电路损坏；⒀通过交流总开关，实现逆变器的交流输出与电网隔离，在逆变器故障或者电网故障时，能够使逆变器安全脱离电网。3.4工作模式3.4.1SN8000工作模式①上电模式②待机模式③运行模式④故障模式⑤关机模式。3.4.2SN8000工作模式及各种模式之间的切换条件0式工作模式说明上电当交流辅助电源上电后，逆变器进入上电模式，并启动初始化任务。在初始化任务完成后，逆变器从上电模式进入待机模式。待机在待机模式中，逆变器若检测到故障，则进入故障模式；若检测到光伏组串的输入电压大于逆变器启动电压，且输入功率满足启动要求，则进入运行模式；若检测到EPO关机信号或者LCD晶屏下发的关机信号，则进入关机模式。运行在运行模式中，逆变器将光伏组串的直流电转换为交流电后，馈入电网中。在此模式中，逆变器一直进行最大功率点跟踪，使光伏组串输出能量达到最大。在此模式中，逆变器若检测到故障，则进入故障模式；若检测到EPO关机信号或者LCD液晶屏下发的关机信号，则进入关机模式；若检测到光伏组串的输出功率接近零，且持续一段时间，则进入待机模式。故障在故障模式中，逆变器会停止工作，并通过控制自身的输出接触器将交流输出与电网断开。在此模式中，逆变器会不断检测故障是否被清除。如果故障未被清除，则继续保持故障状态；如果已被清除，则进入待机模式。关机如果逆变器检测到，光伏组串输出功率不足以支撑其工作，就会自动关机，进入关机模式。在此模式中，若逆变器检测到EPO解除指令和LCD液晶屏下发的开机指令，逆变器都会从关机模式，进入待机模式。说明⑴正常运行的逆变器，会根据光伏组串输出的功率和光照条件自动在运行模式和待机模式之间切换状态，无需人工干预。如果需要人工关机，只需要在LCD液晶触摸屏上点击“关机”按钮，断开逆变器与电网之间的连接，使其处于关机模式。如果需要再次开机，请在LCD液晶触摸屏上点击“开机”按钮，才能使其重新进入待机模式。⑵在紧急情况下，可以通过按下逆变控制柜柜门上的“EPO”按钮实现迅速关机。如果需要再次开机，请先松开“EPO”按钮，再将各个直流输入开关先置于“OF”再置于“ON，最后在LCD液晶触摸屏上点击“开机”按钮，才能使其重新进入待机模式。3.5SUN8000-500KTL逆变器主要技术参数技术指标SUN8000-500KTL效率最大效率98.70%欧洲效率98.50%输入最大输入功率（oφ=1时）660kW最大输入电压1000V额定输入电流1000A最低工作电压475VMPPT电压范围500V～850V最大输入路数10MPPT数量1～2（可）输出额定功率500kW500kVA最大输出功率600kW600kVA额定输出电压3Phase，320V额定输出频率50Hz60Hz额定输出电流900A最大输出电流1080A功率因数0.8超前…0.8滞后最大总谐波失真<3%保护输入直流开关支持反孤岛保护支持输出侧隔离保护支持输入输出过流保护支持输入反接保护支持直流浪涌保护类型Ⅱ交流浪涌保护类型Ⅱ绝缘阻抗检测支持输入过压保护等级Ⅰ输出过压保护等级Ⅱ常规参数尺寸(宽×高×深)1800mm×2180mm×650mm重量1250kg工作温度-30℃～+55℃冷却方式可控风冷工作海拔6000m（3000m以下不降额）相对湿度（无冷凝）0%～95%防护等级IP20保护等级ClassI运行环境室内夜间自耗电100W拓扑无变压器噪音指数65dB质保5年3.6手动开机与关机通过LCD液晶屏，手动开机和关机。操作步骤：步骤1在主界面，点击。步骤2在提示界面中，点击“确定”。若手动开机，只需执行步骤3。若手动关机，只需执行步骤4。步骤3点击开机按钮。开机过程中，整个LCD液晶屏呈现灰化效果，不允许用户进行其他操作。步骤4点击关机按钮。关机过程中，整个LCD液晶屏呈现灰化效果，不允许用户进行其他操作。结束3.7逆变器的巡视检查3.7.1巡检时间：正常情况下每班巡检一次，设备新投运、有故障时应增加巡检次数。3.7.2逆变器巡检主要内容3.7.2.1风冷装置运行良好；3.7.2.2面板参数正常；3.7.2.3没有报警信号；3.7.2.4柜内无异常声响。3.7.3巡视检查注意事项3.7.3.1应定期检查逆变器各部分的接线是否牢固，线路的绝缘性能是否良好，有无破损现象。特别要检查逆变器的功率模块及输入、输出端子有无过热现象或其他潜在危险问题，检查逆变器风扇是否工作良好。3.7.3.2逆变器报警停机后，不能马上再次开机，仔细检查故障原因及有无器件损坏，功率模块是否有击穿炸裂现象，查明原因后再开机，检查过程应严格按照操作手册进行。开机仍无把握时，应上报有关领导或及时通知厂家解决。3.7.3.3逆变器发生了不明原因的事故或者事故原因不清楚时，应认真做好现场的详细记录，有条件的最好保留现场图片或图像，及时通知厂家解决。3.7.3.4作好逆变器清洁工作，清洁时用软布轻轻擦拭，切忌使用磨沙纸，定期检查连接线接头是否碰撞、松动和锈蚀情况。保持散热通风孔和进出口风的畅通。3.8日常维护3.8.1在对SN8000机柜进行护操作之前需先下电，并等待0钟，在确保机柜内部部件不带电的情况下，才允许对机柜内部部件进行维护操作；在维护操作完全结束后，同时确保各个机柜部件恢复安装后，才允许上电。3.8.2维护列表检查内容检查方法维护周期系统运行状态检查逆变器运行时，是否有异常声音。检查系统并网发电时，各项数据是否正常。使用热成像仪监测系统发热情况，检查逆变器外壳发热是否正常。每半年1次系统运行环境检查逆变器周围环境的湿度与灰尘，所有空气入口过滤器功能是否正常。检查逆变器的进出风是否正常。检查进出风口有无堵塞。每半年1次系统清洁清洁电路板及元器件。检查散热器温度及清除灰尘。如有必要，可使用压缩空气并打开风扇，对模块进行清洁。更换空气过滤网。每半年到1年1次（决于使用环境的灰尘含量）功率电路连接检查功率电缆连接是否松动，如果松动需紧固。检查功率电缆、控制电缆有无损伤，着重检查电缆与金属表面接触的表皮是否有割伤的痕迹。检查电力电缆接线端子的绝缘皮扎带是否脱落。首次调试之后半年，此后每半年到1年1次端子、排线连接检查控制端子螺丝是否松动，如果松动需用螺丝刀拧紧。检查主回路端子是否有接触不良的情况，螺钉位置是否有过热痕迹。检查接线铜排或螺钉颜色是否发生改变。1年1次冷却风扇维护与更换检查风扇叶片等是否有裂缝。检查风扇运转时是否有异常振动的声音。若风扇存在异常，需及时更换。注：热插拔风扇存在风险，一定要在系统下电分钟后，在确保逆变器不带电的情况下，才能进行风扇的维护与更换。1年1次功率组件维护检查后部螺钉连接是否牢固检查功率电缆、铜排是否破损、锈蚀。检查连接端子是否牢固。每半年到1年1次断路器维护检查所有金属元件的锈蚀情况（每半年）。检查接触器（辅助开关及微开关），保证其机械运转良好（每年）。检查运行参数，特别是电压及绝缘。每半年到1年1次保存软件数据读取逆变器内存储数据。将运行数据、参数以及日志保存到U盘或电脑中。检查各项参数设置。1个月1次软件维护更新软件检查各项参数设置每半年到1年1次安全功能检查紧急关机按钮，及LCD的关机功能。模拟关机，并检查关机信号通信检查机柜警告标识、铭牌每半年到1年1次3.9故障处理3.9.1告警级别定义3.9.1.1重要告警：逆变器发生故障，进入关机模式，停止并网发电。3.9.1.2次要告警：逆变器某些部件发生故障，但仍然能够并网发电。3.9.1.3提示告警：逆变器功能正常，提醒需要进行相关运行维护。3.9.2SN8000见故障告警及排除方式0表告警ID告警名称告警级别原因ID处理建议产生原因103DC输入电压高重要11.请检查光伏阵列串联配置，保证开路电压不高于逆变器最大输入端电压，否则可能损坏逆变器；2.阵列配置正确后，逆变器故障自动消失。光伏阵列配置错误，串联个数过多，开路电压高于逆变器最大输入端电压。120PV反向重要1请检查逆变器对应的输入组串是否接反，如果是，请调整组串极性。组串极性接反。2200直流电路异常重要2逆变器实时检测外部工作条件，故障消失后自动恢复正常工作，不需要人工干预。1.逆变器输入突然断开；2.光伏阵列受到遮挡导致输出功率急剧变化。391.逆变器实时检测外部工作条件，故障消失后自动恢复正常工作，不需要人工干预；2.如果反复出现，请联系服务热线。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。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。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。161.逆变器检测电路异常；2.SPI通讯异常。17请检查配置参数“系统组成方式”是否与逆变器实际连接一致，如果不一致，请更改系统组成方式。配置参数与逆变器实际的连接方式不一致。202逆变电路异常重要1逆变器实时检测该故障，故障消失后自动恢复正常工作，不需要人工干预。1.逆变输出短路；2.PowerStack硬件电路故障。24逆变器实时检测该故障，故障消失后自动恢复正常工作，不需要人工干预。电网电压急剧变化，导致控制失稳，产生软件过流保护。7电网急剧变化如短路等，导致逆变输出电流瞬间过大，引起硬件保护。131.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；2.如果该告警反复出现，影响到电站正常发电，请联系服务热线。1.PV功率不足，导致电容电压无法维持；2.电网电压变化或波形变化导致跟踪检测失效。16电网电流中直流电流分量超过允许范围。17电网波形谐波过大或突变导致瞬时锁相异常。18输入功率不足，导致逆变器软启动失败。300孤岛保护提示1电网恢复后，逆变器自动恢复并网，不需要人工干预。电网掉电，触发逆变器防孤岛保护。301电网电压异常重要71.如果偶然出现，可能是电网短时异常，逆变器在检测到电网正常后会自动恢复工作，不需要人工干预；2.如果反复出现，请检查电网电压是否在允许范围之内；3.如果确认并网点电压不在允许范围后，设置保护参数来修改电网过欠压保护点；4.如果长时间无法恢复请检查交流断路器与输出线缆是否正常。电网电压低于允许范围。8910111219202122232425281.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；2.如果该告警反复出现，影响到电站正常发电，检查电网电压。电网电压不平衡度超过参数设定允许值。291.确认交流电压是否正常；2.检查交流线路或断路器是否断开。1.电网停电；2.交流线路或交流断路器断开。305电网频率异常重要11.如果偶然出现，可能是电网短时异常，逆变器在检测到电网正常后会自动恢复工作，不需要人工干预；2.如果反复出现，请检查电网频率是否在允许范围之内，如果不在允许范围内，请联系当地电力运营商；3.如果确认并网点电压不在允许范围后，设置保护参数内容来修改电网过欠频保护点；4.如果确认当地电网频率不满足标准要求，修改过频保护点。电网频率超出允许的工作范围。234313绝缘阻抗低重要11.检查光伏阵列输出对保护地阻抗，如果出现短路请清除故障；2.如果确认阴雨天在当地环境下该阻抗确实会低于默认设定值，请对绝缘阻抗保护点进行设置。1.光伏阵列对地短路；2.光伏阵列所处环境空气潮湿。320风扇故障重要11.对于超过使用寿命的风扇，建议更换；2.逆变器风扇需要定期维护，防止长期积灰影响风扇的正常运行；3.非以上问题，请联系厂家售后。1.风扇超出使用寿命；2.由于积灰导致风扇故障；3.风扇损坏；4.检测电路异常。321温度过高重要21.检查逆变器安装位置，通风是否良好；2.如果确认通风没有问题，请联系厂家售后。1.逆变器安装位置不通风；2.环境温度过高；3.内部风扇工作异常。345提示131.逆变器自动降额运行，不需要人工干预；2.如果确认不是环境温度高，检查室内通风是否正常，排风风扇是否正常工作。1.环境温度高；2.室内通风不良。重要15逆变器自动关机，故障消失后自动恢复正常工作，不需要人工干预；如果经常发生，请联系厂家售后。1.电感温度检测电路故障；2.功率降额功能失效。322SPI通讯异常重要1逆变器自动关机，故障消失后自动恢复正常工作，不需要人工干预；如果经常发生，请联系厂家售后。1.软件运行异常；2.SPI硬件异常。326接地异常重要1确认光伏阵列对地连接是否与逆变器设定的接地类型相同；对于PV接地系统，检查光伏阵列正负端是否可靠接地；对于PV不接地系统，检查光伏阵列正负端是否对地阻抗低或对地短路。对于PV接地系统，光伏阵列正负端接地不可靠或断开；对于PV不接地系统，光伏阵列正负端接地或对地阻抗低。400系统故障重要11.断开直流输入开关，交流输出开关，辅助交流电源输入开关；2.10分钟后新打开控制电源，如故障依然存在，联系厂家售后。1.逆变器内部电路故障；2.控制软件异常。3逆变器自动关机，故障消失后自动恢复正常工作，不需要人工干预；如果经常发生，联系厂家售后。1.直流传感器故障；2.检测电路故障。4逆变器检测电路异常。6电路板松动。81.接触器故障；2.检测电路故障。10逆变器自动关机，不再开机，联系厂家售后。多次发生功率不平衡告警。11逆变器自动关机，故障消失后自动恢复正常工作，不需要人工干预；如果经常发生，联系厂家售后。1.电网电压严重不平衡；2.电流传感器故障。201.直流侧接地；2.接地检测设备故障。211.并网接触器失效；2.接触器控制及检测电路异常。261.EEPROM损坏；2.软件读写失败。30逆变器自动关机，不再开机，联系厂家售后。多次检测到并网接触器失效。次要31检查载波同步线是否可靠连接。如果存在两台逆变器并联，请检查通讯连接线（包含载波线）是否正确连接。载波同步线连接异常。402环境温度低提示11.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；2.如果该告警反复出现，影响到电站正常发电，联系厂家售后。1.环境温度过低；2.温度传感器异常。403环境湿度高提示11.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；2.如果该告警反复出现，影响到电站正常发电，联系厂家售后。1.逆变器运行环境潮湿；2.湿度传感器异常。404加热器故障提示11.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；2.如果该告警反复出现，影响到电站正常发电，请检查加热器设备是否故障；3.如果故障更换加热器，如果不是联系厂家售后。加热器工作异常。405紧急关机重要11.请检查EPO是否按下；2.该告警不需要人工干预。紧急关机按钮被触发。46柜门打开重要1确认机柜门是否正常关闭。机柜门被打开。407交流总断路器断开重要1确认交流输出总断路器是否闭合。交流总断路器断开。408浪涌保护器故障次要11.如果是正常动作，逆变器过电压抑制能力将减弱，但不影响逆变器正常工作；考虑更换浪涌保护器，并重新闭合开关；2.如是检测电路异常，联系厂家售后。逆变器内部浪涌保护器发生故障。23409直流断路器断开重要11.重合输入断路器开关；2.如果再次跳开，联系厂家售后。输入断路器断开。410辅助电源异常提示11.请检查48V电源模块是否故障；2.如果故障请更换，没有故障联系厂家售后。48V电源常。2重要3该告警会导致逆变器自动关机。故障消失后，逆变器自动开机。如果该故障经常发生，请联系服务热线。采样控制板电源电压不在正常范围内，可能原因有：1.板内电源芯片故障；2.检测电路故障。411输入支路断路器异常提示11.请检查外部直流输入是否故障；2.请检查逆变器直流母线是否短路故障。1.PV输入电流过大；2.逆变器内部短路。412PS永久性故障重要1该告警会导致逆变器不能自动开机，请检查PS产生告警的原因，排除故障后，辅助电源掉电后，重新启动后，逆变器会清除该故障，自动运行。PS1模块在2个小时内，连续产生0次故障。2该告警会导致逆变器不能自动开机，请检查PS产生告警的原因，排除故障后，辅助电源掉电后，重新启动后，逆变器会清除该故障，自动运行。PS2模块在2个小时内，连续产生0次故障。413单机运行提示1在变压器低压侧，如果只有一台逆变器，则“主/从系统”参数设置为“单机”；如果存在两台逆变器并联，请设置为主系统或从系统，否则逆变器会产生单机运行告警。“主/从系统参数设置为“单机”。414驱动自检失败重要1该告警会导致逆变器不能自动开机，请检查PS控制板、电源板是否插好、背板线缆是否连接正常，若重新开机后告警还在，联系厂家售后。PS控制板、电源板、或者是线缆连接异常。2该告警会导致逆变器不能自动开机，请下电重启，若不能恢复，联系厂家售后。PS功率部件异常。502内部通讯故障次要11.如果是内部通信电路短时受到干扰而导致故障，逆变器将自动尝试恢复，无需人工干预；2.如果该故障长时间无法恢复，联系厂家售后。1.逆变器通信电路受到干扰；2.通讯电路损坏；3.内部通讯地址设置错误。2重要34503模块地址冲突次要11.请检查功率柜地址是否设置正确；2.设置正确后，仍然有该告警，联系厂家售后。多于两个模块设置地址相同。504软件版本不匹配次要1请确认是否升级失败导致，如果是，请尝试再次升级版本。升级错误。重要235提示64直流防雷配电柜4.1产品说明直流防雷配电柜主要是将汇流箱输出的直流电再次进行汇流，然后接至逆变器。该配电柜含有直流输入断路器、光伏防雷器，支路电流监测、支路绝缘监测及母线绝缘监测装置模块等，方便操作和维护。4.2功能特点4.2.1PV电池板二级汇流。4.2.2提供维护时的断电操作。4.2.3提供直流配电柜防雷保护。4.2.4短路、接地和过流保护。4.2.5操作简单、维护方便。4.3技术参数4.3.1规格：500kW4.3.2直流输入/输出电压：≤1000VDC4.3.3直流输入/输出电流：≤200A/路/1600A4.3.4额定绝缘电压：1000VDC4.3.5最大海拔高度：小于4000m4.3.6周围空气温度：上限：+60℃，下限-40℃4.3.7相对湿度：不大于95%；4.3.8柜体外型及尺寸(H×W×D)：2100×600×8004.3.9防护等级IP544.4注意事项4.4.1投运前先检查产品是否完好，内部元器件有无损坏，接线是否正确；4.4.2操作断路器时，需打开外门后方可进行断路器合分闸操作，操作结束后，须将内门锁好后方可关闭外门。4.5直流配电柜的运行与维护检查4.5.1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；4.5.2直流配电柜内各个接线端子不应出现松动、锈蚀现象；4.5.3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；4.5.4直流配电柜的直流输入接口与汇流箱的连接应稳定可靠；4.5.5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；4.5.6直流配电柜内的直流断路器动作应灵活，性能应稳定可靠；4.5.7直流母线输出侧配置的防雷器应有效。4.6维护及故障处理4.6.1日常维护4.5.1.1设备清洁，定期清理柜内灰尘。但不要使用高压隔离的溶剂或带腐蚀性的液体来清洁元器件。4.6.1.2定期检查防雷器，必须用相同型号的器件来替换已损坏的防雷器。4.6.1.3定期清洗排风口的滤网，建议每半月检查一次，根据环境情况酌情增加检查频次。4.6.1.4检查结束，通电前须请确保正负极之间，正极对地、负极对地的绝缘是否满足要求。通电后，应将柜门关闭锁好；4.6.2故障检修及处理4.6.2.1如发现线路故障，检查塑壳断路器是否断开或各处接线端子是否松动，如有松动，停电，及时按要求的预紧力矩拧紧。4.6.2.2检查塑壳断路器运行状态是否正常，如不正常，停电检查，或及时通知维护人员，协助解决问题。5SN2000-40TL逆变器5.1外观说明5.1.1机箱正面（1）ED指示灯 （2）箱门ED指灯的述指示灯状态含义PV连指灯绿灯亮逆变与伏串至少一连正。绿灯灭逆变与有伏串均断。并网示灯绿灯亮逆变处并发状态。绿灯灭逆变未网电。通信示灯绿灯亮逆变通正。绿灯灭逆变通异。告警护示灯告警态红灯闪1s4s灭）逆变出提告。红灯闪0.5s亮，05s逆变出次告。红灯亮逆变出严告。近端护态绿灯闪1s1s灭）近端护。绿灯闪0.15s亮，0125s灭）近端护败。绿灯亮近端护功。说明⑴近端维护指的是U盘或USB蓝牙转换模块的相关操作。⑵告警和近端维护同时发生时，告警/维护指示灯优先指示近端维护状态，待U盘或USB转换模块拔出时，才能正常进行告警指示。5.1.2机箱底部序号部件称丝）说明1透气阀2个2直流入子极（）6路3天线T）Wii预留端口4RS45出OM）-5交流出口CUPT）-6保护地栓-7RS45入OM）-8UB口S）-9直流入子极）6路10直流关CWTH）-5.1.3箱体标识符号符号称符号义高电危标识此逆器运中在高电压所针逆器的操作须训有的专业电技人进。延时电识逆变中在余压。需要5分才完放电。过热识逆变在作外温度较高严触。看说书识提醒作注查逆变器随的明。接地识将逆器接排接，达到地护目。操作示识逆变工时不直接拔下流入接。5.2工作原理5.2.1原理图SN20040TL通过6路PV组输入逆器在变内组合三路PPT路组串行大功点踪再过变电实直电三交流的转换并在流交侧支浪保功。N20040TL输出为三线（1，2，3，无NL图5.2.2工作模式SN20040TL的工模及种式间的换件L式工作式说明待机待机式要外环不满逆器行件在此式，变器不进自，旦足运条，进运模式。待机式为始检、绝阻检、照测和光四阶段。在此式，变若测到机令开检发现障则入关机式。运行在运模中，逆变将伏串直电转为流后馈电网。逆变一进最功点跟，光组输能量到大。逆变若测故或机指，进关模；若测光伏组串输功达到网发的件则入机模。关机如果变在机运过程检到障关指令则入机模式。在此式，逆器测到障清或机令，进待模式。5.3SUN2000-40KTL逆变器主要技术参数技术指标SUN2000-40KTL效率最大效率98.8%欧洲效率98.4%输入最大输入功率（oφ=1时）40800W最大输入电压1000V最大输入电流（每路MPPT）23A最大短路电流（每路MPPT）32A最大输入电流（3路MPPT）69A最低启动电压200V满载MPP电压范围580V～800V输入路数6MPPT数量3输出额定功率（230V，50Hz）36000W最大交流输出功率（cosφ=1时）40000W额定输出电压277V/480V，3W+PE额定输出频率50Hz60Hz最大输出电流48A功率因数0.8超前…0.8滞后最大总谐波失真<3%保护输入直流开关支持反孤岛保护支持输出过流保护支持输入反接保护支持组串故障检测支持直流浪涌保护类型Ⅱ交流浪涌保护类型Ⅱ绝缘阻抗检测支持RCD检测支持常规参数尺寸(宽×高×深)550mm×770mm×270mm重量50kg工作温度-25℃～60℃冷却方式自然对流工作海拔4000m相对湿度（无冷凝）0～100%输入端子AmphenolH4输出端子防水PG头+OT端子防护等级IP65保护等级ClassⅠ夜间自耗电<1W拓扑无变压器噪音指数≤29dB质保5年5.4系统维护5.4.1日常维护N000的常项目维周检查容检查法维护期系统洁定期查热有遮及灰脏。对直开维可选在夜无照情况下，直开关，后再开这可以达到除关的化，清开的的。每半至1年1次。系统行状态观察变外是有坏或变。听逆器运过中否有常音。在逆器行，查变器项数否设置正。每年1电气接检查缆接否落松动。检查缆否损，重检电与属表面接的皮否割的痕。检查使的RS85UB端的水盖，否于紧态。首次测半，以后半到1年1次。接地靠性检查地缆否靠地。首次测半，以后半到1年1次。说明在擦拭散热片之前，先将直流侧的“DCSICH”置于“OFF，再将逆变器与电网之间的交流断路器断开。断电后，请等待至少5分钟，再擦拭散热片。5.4.2故障处理5.4.2.1告警别义⑴重要警逆器生障，入机式停并网电。⑵次要警逆器些件发故，仍能并网电。⑶提示警逆器能常，为界素致输出率降。5.4.2.2SN200的见障及排方告警ID告警称告警别产生因处理议103C电压高重要电池串数过，光伏组输电过，终导致伏串路压于逆变最输电。检查伏串串配是否过多，致开电高逆变器最大入压如是请调整配置组数，组输出电压降逆器格围内。调整正后逆器恢正常工作。106～11组串～6异常提示光伏串到期定遮挡；光伏串化。1.检查路串流否显低于其组；2.如果路串流显低，请检该组是受遮挡；3.如果路串面洁无遮挡，检电板否损坏。120～25组串～6反向提示逆变安过中组极性接。请检逆器对的串正负极是接，果，调整组串极。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。1.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；2.如果频繁出现，请联系华为客户服务中心。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=4/13/14/16/171.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；2.如果频繁出现，请联系华为客户服务中心。原因ID=201.检查逆变器输出线缆是否出现短路；2.如果频繁出现，请联系华为客户服务中心。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=1～61.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；2.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，在手机APP/数据采集器/网管上修改电网过欠压保护点；3.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=13～18，261.检查并网点电压是否过高，如果是，请联系当地电力运营商；2.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；3.请检查电网电压峰值是否过高。原因ID=27/281.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；2.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=291.确认交流电压是否正常；2.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。1.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；2.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，在手机APP/数据采集器/网管上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。1.检查光伏组串对保护地的阻抗，如果出现短路请清除故障；2.如果确认在阴雨天环境下该阻抗确实低于默认值，请在手机APP/数据采集器/网管上设置“绝艳阻抗ISO保护”参数。318残余电流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。1.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；2.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温度过高重要1.逆变器安装位置不通风；2.环境温度过高；3.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。1.请确认逆变器的N线或保护地线是否未连接正常；2.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，请联系华为客户服务中心。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。1.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；2.如果故障长时间无法恢复，请联系华为客户服务中心。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。505升级失败重要升级未正常完成。请再次升级。61440Flash故障次要Flash空间不足；Flash有坏块，器件本身有问题。1.更换监控单板；2.若监控单板和设备是合一的，更换整个监控设备。变压器运行规程1变压器概况1.1光伏电站变压器设置光伏电站共设有下列变压器：1台50000kVA/110kV升压主变，50台1000kVA/35kV美式箱式升压变压器，1台500kVA-10/0.4kV厂用箱式变压器，1台500kVA-35/0.4kV厂用电备用电源干式变压器，1台35kV/200kVA接地变、1台12500kVA无功补偿装置用连接变压器。1.2变压器数量、功能名称数量厂家容量kVA额定电压kV额定电流A型号功能35kV接地变1许继变压器公司200353.3DKSC-200/3535kV短路接地保护35kV厂用电备用变压器1山东泰开变压器有限公司500高压/低压38.5/0.4高压/低压7.5/721.69SCB10-500/3535kV变400V管理区用电10kV厂用电变压器1500高压/低压10/0.4高压/低压28.87/721.69ZGS11-500/1010kV变400V管理区用电35kV美式升压箱变45100038.52×2.5%/0.32/0.32kV高压/低压/低压15/902.1/902.1ZGS11-1000/35光伏逆变315V升压35kV并网5100038.52×2.5%/0.48kV高压/低压15/1202.8ZGS11-1000/35光伏逆变480V升压35kV并网110kV升压主变1正泰电气股份有限公司50000110±8×1.25%/38.5高压/低压262.4/749.8SZ11-50000/110光伏35kV升压110kV并网无功补偿装置35kV连接变1申达电气1250038.52×2.5%/10kV高压/低压187.5/721.7S11-12500/38.5无功补偿装置用2变压器技术参数2.1110kV主变压器技术参数序号名称参数1型式户外、三相、铜绕组、油浸自冷、双绕组有载调压型升压变压器2型号SZ11-50000/1