2025年光伏电站运维技术工程师认证试卷及答案

2025年光伏电站运维技术工程师认证试卷及答案一、单项选择题（共20题，每题1分，共20分）1.以下哪种光伏组件在长期高温高湿环境中更易发生PID（电势诱导衰减）效应？A.单晶硅组件B.多晶硅组件C.薄膜组件D.钙钛矿组件2.光伏电站中，组串式逆变器的MPPT（最大功率点跟踪）电压范围通常为：A.100300VB.3001000VC.6001500VD.10002000V3.光伏组件表面灰尘积累导致的发电量损失，通常每毫米灰尘厚度可造成约（）的功率衰减。A.0.5%1%B.2%5%C.8%10%D.15%20%4.光伏电站接地系统的接地电阻应不大于（），特殊土壤条件下可放宽至10Ω。A.1ΩB.4ΩC.8ΩD.12Ω5.红外热像仪检测光伏组件时，正常运行组件与故障组件的温差阈值通常设定为（）。A.5℃B.10℃C.15℃D.20℃6.以下哪种情况不属于光伏电站“限电”范畴？A.电网调度要求降低出力B.逆变器故障导致功率下降C.光伏阵列部分遮挡D.线路检修需临时停电7.光伏组件隐裂的主要检测手段是：A.红外热像仪B.EL（电致发光）检测C.IV曲线测试D.绝缘电阻测试8.光伏电站运维中，直流汇流箱熔断器的额定电流一般为组串最大工作电流的（）倍。A.1.01.2B.1.21.5C.1.52.0D.2.02.59.光伏电站有功功率控制（AGC）的响应时间应不超过（）。A.5秒B.10秒C.20秒D.30秒10.以下哪种设备不属于光伏电站“二次设备”？A.逆变器B.监控系统C.保护装置D.远动终端（RTU）11.光伏组件首年功率衰减率一般不超过（），之后每年衰减不超过0.8%。A.1.5%B.2.5%C.3.5%D.4.5%12.光伏电站防逆流保护的核心目的是：A.防止逆变器向电网反送电B.防止组件反向电流过大C.防止汇流箱过压D.防止变压器过载13.光伏电站运维中，直流侧绝缘电阻测试应使用（）兆欧表。A.500VB.1000VC.2500VD.5000V14.以下哪种故障会导致逆变器“直流过压”报警？A.组串开路B.组串短路C.组件积灰严重D.环境温度过高15.光伏电站无功功率控制（AVC）的目标是维持（）在合格范围内。A.电网频率B.并网点电压C.逆变器效率D.组件温度16.光伏支架的防腐等级通常要求达到（），以适应25年使用寿命。A.C2B.C3C.C4D.C517.以下哪种情况会导致光伏组件热斑效应？A.组件串联二极管失效B.逆变器MPPT跟踪异常C.汇流箱熔断器熔断D.监控系统通信中断18.光伏电站消防系统中，集中式逆变器室应配置（）灭火器。A.水基型B.二氧化碳C.泡沫D.沙土19.光伏电站电能质量要求中，谐波电流总畸变率（THDi）应不超过（）。A.3%B.5%C.8%D.10%20.光伏电站运维记录中，“设备缺陷”应至少包含（）信息：缺陷现象、原因分析、处理措施、验收结果。A.2项B.3项C.4项D.5项二、多项选择题（共10题，每题2分，共20分，少选得1分，错选不得分）1.光伏组件常见的机械损伤包括：A.隐裂B.背板老化C.边框变形D.焊带断裂2.光伏电站逆变器日常巡检需检查的项目包括：A.运行声音是否异常B.散热风扇工作状态C.交流侧电压/电流D.直流侧组串电流3.导致光伏电站发电量低于预期的可能原因有：A.组件积灰严重B.逆变器效率下降C.线路接触电阻增大D.气象站辐照度传感器故障4.光伏电站接地系统包括：A.组件边框接地B.支架接地C.逆变器外壳接地D.箱变中性点接地5.光伏组件EL检测可发现的问题包括：A.隐裂B.断栅C.电池片裂纹D.焊带虚焊6.光伏电站防PID措施包括：A.提高逆变器负极接地电压B.定期对组件进行反压修复C.改善组件封装材料耐电压性D.降低逆变器工作温度7.光伏电站运维中，需定期校验的仪器包括：A.红外热像仪B.IV曲线测试仪C.兆欧表D.万用表8.光伏支架巡检的重点内容包括：A.螺栓是否松动B.防腐层是否脱落C.支架基础是否沉降D.排水孔是否堵塞9.光伏电站无功补偿装置的作用包括：A.提高功率因数B.稳定并网点电压C.减少谐波污染D.提升逆变器效率10.光伏电站应急预案应包含的内容有：A.故障类型与分级B.应急响应流程C.人员职责分工D.物资储备清单三、填空题（共10题，每题1分，共10分）1.光伏组件的最佳工作温度通常为（）℃，温度每升高1℃，晶硅组件功率约下降（）%。2.光伏电站直流侧电缆的绝缘等级一般要求不低于（）V，交流侧电缆绝缘等级不低于（）V。3.光伏电站电能质量中，电压偏差应控制在（）范围内，频率偏差应控制在（）范围内。4.光伏组件清洗时，水压应控制在（）MPa以下，避免损伤玻璃；清洗时间宜选择（）或（）。5.逆变器的效率测试通常包括（）效率和（）效率，其中（）效率更能反映实际运行性能。6.光伏电站监控系统的“四遥”功能指（）、（）、（）、（）。7.光伏支架的抗风设计需考虑（）风速和（）风速，通常按50年一遇的（）风速计算。8.光伏组件PID修复的常用方法是施加（）电压，持续时间一般为（）小时。9.光伏电站防雷系统包括（）、（）和（），其中（）是防止直击雷的关键。10.光伏电站运维的“两票三制”指（）、（）、（）、（）、（）。四、简答题（共5题，每题6分，共30分）1.简述光伏组串电流偏差过大的排查流程。2.说明逆变器“孤岛保护”的原理及动作条件。3.列举光伏电站年度检修的主要项目（至少5项）。4.分析光伏组件热斑效应的形成原因及预防措施。5.阐述光伏电站无功补偿装置的配置原则（需结合并网点电压要求）。五、计算题（共2题，每题8分，共16分）1.某10MWp光伏电站，采用单晶硅组件（效率20%，面积1.96m²/块），系统效率82%。当地年平均辐照度为1300kWh/m²，计算该电站年理论发电量（单位：万kWh）。2.某光伏组串由20块组件串联（每块组件开路电压Voc=45V，工作电压Vmp=37V，短路电流Isc=10A，工作电流Imp=9.5A）。实测该组串开路电压为780V，工作电流为8.2A。分析可能的故障原因，并计算电流偏差率（偏差率=|实测值理论值|/理论值×100%）。六、综合分析题（共1题，14分）某光伏电站（容量50MWp）近3个月发电量较去年同期下降12%，经初步排查，逆变器效率、气象数据、电网消纳均正常。请结合运维经验，分析可能的故障原因，并设计详细的排查方案（需包含检测手段、判断标准及处理措施）。参考答案一、单项选择题15：B、C、B、B、B610：B、B、B、D、A1115：B、A、B、A、B1620：C、A、B、B、C二、多项选择题1.ACD2.ABCD3.ABCD4.ABCD5.ABCD6.BC7.ABCD8.ABCD9.AB10.ABCD三、填空题1.25、0.30.52.1500、10003.±7%、±0.2Hz4.0.3、清晨、傍晚5.最大、加权、加权6.遥测、遥信、遥控、遥调7.瞬时、平均、平均8.反向、48729.接闪器、引下线、接地装置、接闪器10.工作票、操作票、交接班制、巡回检查制、设备定期试验轮换制四、简答题1.排查流程：①测量组串所有组件的开路电压，对比理论值（单块组件Voc×串联数），判断是否存在开路或短路组件；②检查组件外观是否有隐裂、热斑、玻璃破损；③检查接线盒、汇流箱端子是否接触不良（测量接触电阻，应≤0.1Ω）；④使用IV曲线测试仪测试组串实际功率，与理论值对比（偏差＞5%需重点排查）；⑤确认是否存在遮挡（如鸟粪、灰尘、周围植被），测量遮挡区域辐照度；⑥若以上正常，可能为组件衰减不一致（衰减率＞3%需更换组件）。2.孤岛保护原理：逆变器检测并网点电压/频率，当电网断电时，若逆变器仍向局部负载供电，形成孤岛。动作条件：电压偏差＞±10%或频率偏差＞±0.5Hz，且持续时间＞2s（根据GB/T374082019）。3.年度检修项目：①组件EL检测（抽检比例≥10%）；②逆变器全功能测试（效率、保护功能、通信）；③电缆绝缘电阻测试（直流侧≥100MΩ，交流侧≥10MΩ）；④支架防腐处理（补漆或更换锈蚀部件）；⑤接地电阻复测（≤4Ω）；⑥汇流箱熔断器更换（运行5年以上建议全部更换）；⑦监控系统对时与参数校准。4.热斑原因：部分组件被遮挡或故障（如隐裂），导致其成为负载消耗其他组件能量，温度升高。预防措施：①设计时避免遮挡（间距≥1.5倍组件高度）；②组件内置旁路二极管（每34片电池串并联一个二极管）；③定期清洗组件（减少局部遮挡）；④红外热像仪巡检（温差＞15℃需处理）。5.配置原则：①按并网点电压要求，电压偏低时需容性无功补偿（如电容器），电压偏高时需感性无功补偿（如电抗器）；②补偿容量按电站容量的20%30%配置（根据GB/T507972012）；③动态补偿装置响应时间≤30ms（满足电网快速调压需求）；④与逆变器无功调节协调控制（优先使用逆变器调节，不足时投切补偿装置）。五、计算题1.计算过程：组件数量=10MWp/(组件功率)。假设组件功率=面积×效率×1000W/m²=1.96×0.2×1000=392W（取近似400W），则组件数量=10×10^6W/400W=25000块。组件总面积=25000×1.96=49000m²。年理论发电量=辐照度×面积×效率×系统效率=1300×49000×0.2×0.82=1300×49000×0.164=1300×8036=10446800kWh=1044.68万kWh。2.故障分析：理论开路电压=20×45=900V，实测780V（偏差13.3%），可能原因为部分组件开路（如二极管失效或接线断开）；理论工作电流=9.5A，实测8.2A（偏差13.7%），可能原因为组件隐裂、遮挡或衰减。电流偏差率=|8.29.5|/9.5×100%≈13.7%。六、综合分析题可能原因：①组件积灰/污染（如鸟粪、工业粉尘）导致透光率下降；②组件衰减加剧（首年衰减＞2.5%或逐年衰减＞0.8%）；③支架角度偏移（因风荷载或基础沉降导致倾角变化）；④直流线路接触电阻增大（汇流箱、接线盒端子氧化）；⑤组件隐裂/断栅（未通过EL检测的隐性故障）；⑥光伏阵列杂草遮挡（夏季植被生长未及时清理）。排查方案：1.组件清洁度检测：手段：随机抽取50块组件，使用透光率检测仪测量玻璃表面透光率（正常≥91%）；判断：透光率＜85%需清洗；处理：高压水枪清洗（水压≤0.3MPa），污染严重区域人工擦拭。2.组件功率衰减测试：手段：对投运1年、3年、5年的组件各抽检20块，使用IV曲线测试仪测量实际功率；判断：首年衰减＞2.5%或年均衰减＞0.8%为异常；处理：更换衰减超标的组件。3.支架角度测量：手段：使用经纬仪测量支架倾角（设计值±2°内为合格）；判断：倾角偏差＞3°需调整；处理：校正支架螺栓，加固基础。4.直流线路电阻测试：手段：测量