2025更新某央企光伏电站运行规程（完整版）

72025-03-01发布2025-04-01实施7为给运行值班人员提供准确、可执行的运行维护依据，确保人身编写中遵循我国标准化、规范化和国际通用的贯标模式的要求，按照公司《管理标准》、《工作标准》、《技术标准》、《熟悉本规程，并在生产实践中严格执行。本规程的编写必定存在部分不完善之处，请大家在运行中提出宝贵意见，以便按期进行补充、完善。如与行业新标准等不符合之处，本规程解释权属XXXX电站，从颁发之日起生效。6 1二、规范性引用文件 1三、术语与定义 23.1设备状态定义 2 33.3操作指令 3.4光伏电站的有关定义 6四、总则 74.1电站投运前的基本要求 74.2电站运行工作的基本内容 2组件主要参数 3光伏阵列组件的布置方式 4光伏组件运行规定 5巡视检查内容 6组件清洗工作 7运行操作 8组件故障及事故处理 六.汇流箱规程 2、汇流箱组成 箱体 直流断路器 直流熔断器 数据采集模块 直流高压电涌保护单元 人机界面 防雷 防反二极管 3、汇流箱原理 1.电气原理 2.监测装置简介 3.汇流箱内部结构 4.汇流箱型号及汇流方式 25 26一、汇流箱巡检内容 二、汇流箱运行规定 266.汇流箱运行异常处理 27一、金属性接地采用人工接地法查找直流电缆接地方法介绍 27二.汇流箱开关频繁跳闸 三、汇流箱断路器已断开，可个别支路仍有电流 七.逆变器运行规程 一、概述 二、组串式逆变器运行规程 1.组串式逆变器面板及常规操作 292.组串式逆变器内部结构 3.组串式逆变器原理 三、100/250KW逆变器运行规程 1、100/250KW逆变器介绍 2、100/250KW逆变器电气原理 3、100/250KW逆变器运行规定 44、100/250KW逆变器异常及故障处理原则 四、500/630KW逆变器运行规程 1.500/630KW逆变器介绍 462.外观及操作介绍 473、500/630KW逆变器电气原理 494、500/630KW逆变器运行规定 5、500/630KW逆变器异常及故障处理原则 八SC(B)系列环氧浇注干式变压器规程 2.产品型号及含义 3.主要规格、技术条件和性能 4.变压器投入运行前的检查 5.变压器投入运行前的试验 6.变压器运行 7.变压器维护 九NG7-12/24kV充气柜开关规程 2.充气开关柜结构 3.充气开关柜的操作 充气开关柜的基本操作原则： 熔断器的安装与更换 4.充气开关柜的维护 5.充气开关柜故障处理 一、巡视检查，发现气体压力降低到红色区域，如何处理? 二、变压器故障，总断路器跳闸，如何处理? 三、负荷开关电缆柜内有放电声，如何处理? 四、负荷开关手动不能分合闸，如何处理? 十ZN63A-12/24系列高压交流真空断路器规程 2.产品型号及含义 3.技术参数 4.断路器结构 5.工作原理 5.1灭弧原理 5.2动作原理 5.3防误操作联锁 6.断路器内部的电气控制原理 77.操作注意事项 1使用前准备 2可抽出式断路器手车的配柜调试 3断路器动作调试 4断路器的使用 8维护和保养 9.常见故障及排除方法 1断路器常见故障处理方法 2断路器应急情况下的处理方法 十一、GN30-12、GN30 12D型户内高压隔离开关运行规程………………82 2.型号和含义 3.主要规格及技术参数 4.隔离开关操作注意事项 十二、JN1-12III型户内交流高压接地开关规程 2.接地开关操作注意事项 十三、光伏电站直流系统运行规程 2.直流系统型号 3.阀控式密封铅酸蓄电池介绍及维护 蓄电池常用术语介绍 阀控式密封铅酸蓄电池维护 4.K3B10L充电整流模块 1.工作原理及特点 2.装置面板说明 5.PM4S主监控装置说明 1.PM4S主监控功能 2.PM4S主监控操作说明 6.UPS系统 1一般描述 2机型特性 3.主要技术参数 4逆变器前后面板控制及接线 7.直流系统常见故障处理 1.PM4S画面报警：交流电源失去一路 2.直流控线电压与合母电压一样高，调节手动调节开关，没有反应 63.UPS装置输出电流为零………103不正常时，如何确认故障发生时间? 十四、继电保护及自动装置 2.运行规定 3.巡视检查 2.装置投运前的检查项目 4故障及事故处理 十五、监控及自动化系统 2现场巡视检查 3.中自后台检查…………错误!未定义书签。4.木联能后台……………错误!未定义书签。十六、箱变停送电标准操作票 空白操作票格式 箱变停送电标准操作票 71一、范围1.1本规程规定了对电站运行的环境、人员、设备、物资、工器具等方面的基本要求及电站运行分析的基本要求。二、规范性引用文件2.1GB/T2900.53电工术语2.2GB/Z19963电站接入电力系统技术规定2.4DL409电业安全工作规程(电力线路部分)2.5DL/T572电力变压器运行规程2.6DL/T969变电站运行2.11调度自动化调度管理规程2.13DL/T572-2010电力变压器运行规程2.17《电力系统继电保护及自动装置调度管理规程》2.20DL/T961-2005电网调度规范用语2.21逆变器技术手册、逆变器用户手册623.1设备状态定义3.1.1一次设备状态运行状态：指设备或电气系统带有电压，其功能有效。母线、线路、断路器、电压互感器等一次电气设备的运行状态，是指从该设备电源至受电端的电路接通并有相应电压(无论是否带有负荷),且控制电源、继电保护及自动装置满足运行要求。热备用状态：指设备已具备运行条件，设备继电保护及自动装置满足带电要求，经一次合闸操作即可转为运行状态的状态。断路器的热备用是指其本身在断开位置、各侧隔离开关在合闸位置，设备继电保护及自动装置满足带电要冷备用状态，:指连接该设备的各侧均无安全措施，且连接该设备的各侧均有明显断开点或可判断的断开点。a)母线、线路等电气设备的冷备用是指连接该设备的各侧均无安全措施，各侧的断路器、隔离开关全部在断开位置。d)电压互感器和站用变冷备用状态应为拉开高、低压侧隔离开关或断开断路器，取下(断开)高、低压侧熔断器(空气开关),如高压侧既有隔离开关又有熔断器，则熔断器可不取下。f)线路冷备用状态是指线路各侧断路器、隔离开关都在断开位置，线路与变电站带电部位有明显断开点，但线路本身处于完好状态。线路处冷备用时，线路电压互感器、高压电抗器可以不拉开高压侧隔离开关，线路高压并联电抗器是否拉开高压侧隔离开关根据调度令执行。检修状态：指连接设备的各侧均有明显的断开点或可判断的断开点，需要检修的设备已接地63a)手车式断路器检修状态：当断路器断开，断开机构操作电源，拔出二次插头、手车拉至“检修”位置(无“检修”位置时拉至“试验位置”)。c)线路检修状态：是指线路各侧断路器、隔离开关都在断开位置，线路电压互感器处冷备用，变电站线路侧装设了接地线或合上了接地开关。d)主变检修状态：是指主变各侧有明显断开点或可判断的断开点后，主变各侧装设了接地线(或合上了接地开关)。e)母线检修状态：是指母线处冷备用后，在该母线上装设了接地线(或合上了接地开关)。3.1.2继电保护状态退出状态：指继电保护装置工作电源投入，通过退出相应的功能连接片或出口连接片，退出部分或全部保护功能的状态。停用状态：指继电保护装置工作电源退出，出口连接片退出的状态。3.2操作术语3.2.1电气操作术语倒闸操作：是根据操作任务和该电气设备的技术要求，按一定顺序将所操作的电网或电气设备从一种运用状态转变到另一种运用状态的操作。事故处理是指在发生危及人身、电网及设备安全的紧急状况或发生电网和设备事故时，为迅速解救人员、隔离故障设备、调整运行方式，以便迅速恢复正常运行的操作过程。倒母线：是指双母线接线方式将一组母线上的线路或变压器全部或部分倒换到另一组母线上的操作。倒负荷：将线路(或变压器)负荷转移至其他线路(或变压器)供电的操作。母线正常运行方式：调度部门明确规定的母线正常接线方式，包括母联断路器状态。并列：是指发电机(调相机)与电网或电网与电网之间在同期条件下连接为一个整体运行的解列：是指通过人工操作或自动化装置使电网中断路器断开，使发电机(调相机)脱离电网或电网分成两个及以上部分运行的过程。合环：是指将线路、变压器或断路器串构成的网络闭合运行的操作。0同期合环：是指通过自动化设备或仪表检测同期后自动或手动进行的合环操作。1解环：是指将线路、变压器或断路器串构成的闭合网络开断运行的操作。3重合闸成功：是指断路器跳闸后，重合闸装置动作，断路器自动合上的过程。4重合闸不成功：是指断路器跳闸后，重合闸装置动作，断路器自动合上送电后，由自动装置再次动作跳闸的过程。5重合闸未动：是指重合闸装置投入，但不满足动作的相关技术条件，断路器跳闸后重合闸装8试送电：指线路等电气设备故障后经处理首次送电。5定相：新建、改建的线路或变电站在投运前，核对三相标志与运行系统是否一致。6相位正确：断路器两侧A、B、C三相相位均对应相同。7装设接地线：是指通过接地短路线使电气设备全部或部分可靠接地的操作。653.2.2操作常用动词合上：是指各种断路器、隔离开关、接地开关、跌落熔断器、空气开关通过人工操作使其由分闸位置转为合闸位置的操作。投入、退出或停用：是指使继电保护、安全自动装置、故障录波装置等二次设备达到指令状态的操作。投入或切除：是指将二次回路的连接片接入或退出工作回路的操作。3.2.3调度操作执行术语复诵：是指将对方说话内容进行的原文重复表述，并得到对方的认可。回令：是指发电厂、变电站运行值班人员或下级值班调度员向发布调度指令的值班调度员报告调度指令的执行情况。3.3操作指令3.3.1综合令：是指值班调度员说明操作任务、要求、操作对象的起始和终结状态，具体操作和操作顺序项目由受令人拟定的调度指令。只涉及一个受令单位完成的操作才能使用综合令。3.3.4操作预令：是指为方便受令人做好操作准备，值班调度员在正式发布调度指令前，预先对受令人下达的有关操作任务和内容的通知。663.4光伏电站的有关定义具有封装及内部联结的、能单独提供直流电输出的、最小不可分割的太阳能电池组合装置，又称太阳能电池组件(Solarcellmodule)或太阳能电池板(Solarpanel)。3.4.2光伏组件串Photovoltaic(PV)modulesstring3.4.3光伏方阵PVarray3.4.5光伏电站PVpowerstation以光伏发电系统为主，包含各类建(构)筑物及检修、维护、生活等辅助设施在内的发电站.3.4.6汇流箱Combiner在光伏发电系统中，将一定数量规格相同的光伏组件串联成若干光伏串，再将若干个光伏串并联汇流后接入的装置。3.4.7光伏支架PVsupportbracket将光伏组件附着在建筑物上，与用户或电网相连接形成的光伏发电系统。将光伏组件集成到建筑物上，同时承担建筑结构功能和光伏发电功能，与用户或公共电网相连接形成的用户并网光伏发电系统。3.4.10并网点Pointofcoupling(POC)673.4.11孤岛现象Islanding在电网失压时，光伏发电系统(电站)仍保持对失压电网中的某一部分线路继续供电的状态。3.4.12防孤岛Anti-Islanding3.4.13峰值日照时数Peaksunshinehours一段时间内的辐射度积分总量相当于辐射度为1KW/m2的光源所持续照射时间，其单位为小时h。3.4.14安装容量Capacityofinstallation3.4.15峰瓦Wattspeak3.4.16光伏组件倾角TiltangleofPVmodule3.4.17光伏组件的重要参数额定短路电流Isc(有光照但短路);额定开路电压Voc(有光照但开路);四、总则4.1电站投运前的基本要求6新建、改(扩)建的电站投入运行前，设备竣工验收资料应符合DL/T5191要求。应有设备试验报告、调试报告、交接验收报告及竣工图等。设备出厂的试验报告、质量证书，包括必要的检测、检验报告。设备制造商提供的有效版本的设备技术规范，包括设备主要参数、各主要部件的参数、尺寸、重量等。设备制造商提供的有效版本的控制软件、设备运行使用手册及相关图纸，设备控制软件应附有安装、使用和参数设定手册。设备制造商提供的有效版本的设备维护手册，包括主要部件的更换说明、电气及机械图纸。电站数据采集和监控系统中系统软件、监控软件的安装、备份介质应归档于设备技术文档中。依据公司所颁各项电站管理制度形成适合本电站运行工作所需的各项电站管理制度，包括安全工作规程、工作票制度、操作票制度、交接班制度、巡视检查制度、设备定期试验与轮换制度、运行分析制度、运行值班记录规定、培训制度、工器具管理制度、备品配件管理制度、中控室管理制度(监屏与调度电话管理制度)等。对电站所有设备的管辖范围划分、许可权限等必须有明确的规定。所有运行人员已经完成安全培训(包括电业安全规程)并考试合格，熟练掌握触电现场急救及高空救援方法，掌握安全工器具、消防器材的使用方法。所有运行人员经过岗前培训、考核合格并取得当地电力调度上岗资格证，且健康情况符合上岗条件；新聘员工必须经过至少3个月的实习期，实习期不得独立工作。掌握生产设备各种状态信息、故障信号和故障类型，掌握判断一般故障的原因和处理的方法。能够完成电站各项运行指标(发电量、等效小时数等)的统计、计算。6设备资料文档满足2.1条的要求。电站与电网调度之间有可靠的通信联系，电站通信装置配备有备用电源，并定期巡视检查。所有工器具均已经登记造册。安装地点应能代表该电站的光资源特征，尽可能选择周边没有遮挡物的地点。应观测到的气象要素包括但不限于：风速、风向、温度、相对湿度、日照时数、太阳直辐射量、太阳总辐射量和大气压力。每个观测装置上应装风速传感器、风向传感器、日照时数传感器、日照计(辐射表)、总辐射表和气象环境监测仪，数量按需要配置。选择安装适合当地环境的气压计、温度计。监控系统软件应有合适的对外数据接口，可允许其他软件获得系统内的实时运行数据。运行数据库有合适的对外数据调用接口，可被直接调用进行运行分析。监控系统软件的操作权限分级管理，未经授权不能越级操作。64.1.8对保障设施及物资储备的基本要求4.2电站运行工作的基本内容通过中自后台监控系统监视电站所有设备的运行情况，通过木联能分析平台对电站设备的经济运行状况做出判断，同时做好运行记录填报工作。巡检分为后台巡检及现场巡检；后台巡检由各区域独自检查和集中检查两种，独自检查只查所有电站运行情况；独自检查时间为每天早上(6:00-8:00)和中午(11:00-13:00),集中检查时间为9:00、11:00、14:00、16:00,由四个区域每周轮流检查。按照规定进行设备定期送检、设备定期切换、定期试验工作。维护管理.1日常维护管理：a)日常维护要做好工器具和备件、人员和车辆等准备工作；维护前做好安全措施，严格按照规程要求、质量标准、技术措施进行工作；维护完成后应做到工完场清，认真填写好检修交待。b)日常维护工作应结合设备运行情况合理安排。c)日常维护可结合定期维护、年度定检及业主、电力公司设备检修计划完成。.2定期维护管理：a)光伏电站应制定设备(设施)定期维护项目并逐年完善；定期项目应逐项进行，对所完成的维护检修项目应记入维修记录中，并存档管理，长期保存；定期维护必须进行较全面(对已掌握规律的老电站可以有重点地进行)的检查、清扫、试验、测量、检验、注油润滑和修理，清除设备和系统的缺陷，更换已到期的需定期更换的部件。b)定期维护具有固定周期，一般为一月、一季度、半年、一年，一些特殊项目为三年、五年。d)定期维护施工阶段应根据检修计划要求，做好以下各项组织工作：检查各项安全措施，确保人身和设备安全；严格执行各项质量标准、工艺措施、保证检修质量；随时掌握施工进度，加强组织协调，确保6e)严格执行维护的有关规程与规定。各种维护技术文件齐全、正确、清晰，定期维护现场整洁。g)定期维护完成后应编制定期维护报告。c)做好台账管理工作。电气操作原则.1调度管辖设备(接入柜及其二次设备)的电气操作应根据相应调度机构下达的调度指令进行。在紧急情况下，为了迅速消除电气设备对人身和设备安全的直接威胁，或为了迅速处理事故、防止事故扩大、实施紧急避险等，允许现场运行人员不经调度许可进行操作，但事后应尽快向调度汇报，并说明操作的经过及原因。.2接受操作任务时，必须互报单位名称、姓名，使用规范术语、设备双重名称，严格执行复诵制，并做记录，双方录音。.3下级值班人员接受上级调度机构值班调度员的调度指令，并对执行调度指令的正确性负责。禁止不具备资格的人员进行电气操作。.4操作预令不具备操作效力，现场操作仍应以值班调度员正式下达操作指令为准。.5任何情况下都严禁“约时”停、送电；严禁“约时”开始或结束检修工作，严禁“约时”投、退重合闸。应在调度机构和值班长的统一指挥下，运行人员相互协调联系，按照规程规定主动进行处理。事故处理应遵循保人身、保电网、保主设备、保站用电(直流电源)、防止事故扩大的原则。看清故障现象和保护信号，准确判断，尽快限制事故影响范围，消除事故根源，迅速解除对设备和人身的危害，必要时必须立即停止发生事故的设备。设法保证站用电源，如果站用电源消失应尽快的首先恢复站用电源；如站用电无备用电源，则应确保直流电压不能过低，如站用电失压时间过长，则考虑停用UPS及保护装置电源。调整运行方式，使其恢复正常运行方式。设备台账中应包括设备竣工验收资料、使用说明等技术文档和设备运行维护记录。4.2.6填写运行记录运行记录由各区域当天运行人员按照规定及时填写，填写以后拍照做电子版保存。4.2.7安全管理4.2.8电站运行分析分析发电量和发电设备运行情况，其中包括但不限于：有功电量、无功电量、发电设备运行情况等，每周应对等效小时数最后的一个电站和每个电站等效小时数最后的一台逆变器进行分析并提出改进措施。站用电消耗分析。设备故障及处理情况。可能遭遇或者遭遇灾害性气候现象(台风、暴雨等)、外力破坏等突发事件时，及时向上级相关部门报告，并及时启动电站应急预案。6五、光伏电池组件规程1电池描述光伏发电的基本原理是“光生伏特效应”(简称“光伏效应”),是指光照使不均匀半导体或半导体与金属结合的不同部位间产生电位差的现象。“光伏效应”首先是由光子转化为电子、光能转化为电能的过程；其次，是电压及电流回路形成的过程。太阳能电池的基本特征和二极管类似，可以用简单的PN结来说明。当太阳光照射到太阳能电池表面时，具有能量的光子射入半导体时，一部分光子被硅材料吸收；光子的能量传递给了硅原子，使电子发生了跃迁，成为自由电子在P-N结两侧集聚形成了电位差(光与构成半导体的材料相互作用产生电子和空穴(因失去电子而带正电的电荷),如半导体中存在PN结，则电子向N型半导体扩散，空穴向P型半导体扩散，并分别聚集于两个电极部分)。若太阳能电池两端接负载，负载有电流通过。单片太阳能电池是一个薄片状的半导体PN结，标准光照条件下，额定输出电压为0.5V左右，为了获得较高的输出电压和较大的输出功率，需将多片太阳能电池采用串并联的方式连接在一起使用。太阳能电池的输出功率随光照强度不同呈现随机性特征，在不同时间、不同地点、不同安装方式下，同一块太阳能电池的输出功率也不相同。太阳能电池可以看成一个恒流源，它的输出只与现场环境有关，可以短路，但不会对回路造成任何危害。太阳能光伏发电系统的首要部件是太阳能电池。太阳能光伏电池主要有：晶硅电池(包括单晶硅Mono-Si、多晶硅Multi-Si)和薄膜电池(包括非晶硅电池、硒化铜铟CIS、碲化镉CdTe)。XXXX光伏发电站的光伏组件多采用多晶硅电池组件，后期如果收购相关电站，可能会存在有单晶硅电池组件；每块组件在接线盒内都配有防热斑的二极管，当组件有遮挡或脏污时，能将遮挡或脏污的硅电铝边框厚度有35、40mm两种。2组件主要参数所有电池组件的主要参数是开路电压和短路电流，对于判断组件是否正常有很大帮助，开路电压可以判断组件是否断路或者防热斑二极管是否损坏，短路电流可以粗略判断组件内部损坏硅片数量。6NominalNominalPow2r-3250w-G1上作度45.82v告太阳能电池组件一旦暴露在太阳光下，就会产生电流。单独一块组件技十技十Tel+86-937-2807598Fa×+B6-937-2807836htto/www.电气性能参数STC额定峰值功率(P)255Wp260Wp265Wp270Wp275WpSTC额定峰值电压(V)30.68V30.8BV30.92V31.08V31.12VSTC额定峰值电流(L)8.33AB.43A8.58A8.70A8.85ASTC开路电压(Vc)37.48V 37.72V37.87V38.00V38.45VSTC短路电流(Lc)B.85A8.95A9.18A9.45A9.52A组件全愿积效率NOCT核定峰值功率(P≈)195.0Wp198.8Wp202.5Wp206.3WpNOCT额定峰值电压{Va)27.73V27.94V27.98V28.12V28.15VNOCT被定峰值电流(lL)6.90A6.98A7.10A7.20A7.33ANOCT开路电压(Vm)34.24V3448V34.60V34.71V35.13VNOCT短路电流(L)7.45A7.54A7.73A7.96A8.02A肢定功率温实系数(P)-0.407%/"C短路电流湿宴系数(Lm)+0.049%/"C开路电压湿度系数(Va)-0.310%/C额定电池工作温度(NOCT)43±2C最大系统电压(IEC/UL)1000Vc或1500V二极管数量3接线盒防护等级最大串联保险丝额定电流‘成重竟进公小%sTC:光度500r2,电犯通费5℃.大气质量·1.5NOC!:元肺速度sC0Wn2,填望20℃,大气质游!5.只速tm机械性能参数组件外形尺寸(长×宽x高)边框类型组件构成玻琉婴度①电缆长度电缆截温积(EC/LL)①量大测试机械载荷防火等级(ECL)接线器类型(EC/LL)银白急《或黑色)阳极氧化相型材玻璃/EVA/背板(白色)4mm²/12AWGClassC(IEC)或者Type1(LL)MC4兼容电流电压与功率电压电流电压曲线(270W)他1M包装参数组件重量②每托数量单托重量装载量(17.5m平板车)31块/托1488块/库3光伏阵列组件的布置方式光伏方阵依据各电站屋顶朝向及屋顶性质不同，大致分为：水泥屋顶平铺和倾角两种；彩钢瓦东西南北朝向按屋面角度平铺。每个汇流箱内所接支路的组件朝向及角度应尽量一致，这样才不致于在各支路间形成环流，影响整体的效率。61.组件替换原则是电气特性一致，没有特性一致的组件也尽可能选用特性比较接近的组件。2.同一电站同一朝向的组件尽可能接入同一台逆变器；不同朝向安装方式差距较大的组件原则上不能并列运行；3.每一支路的熔断器应配备专用的15A直流熔断器，不得使用普通熔断器。4.太阳能组件一旦暴露在太阳光下便会产生电流。单独一块组件产生的电压小于安全额定电压，但多块组件串联或并联后，叠加的电压或者电流就会产生危险。更换组件应将该支路停电且不存在短路或接地的情况下进行，否则易发生危险。5.在有光照且支路电流大于1A的情况下不允许直接拉合汇流箱内熔断器或者直接插拨MC4插接头的方法进行支路或组件的停送电；遇有支路错误合环运行，可采用遮挡物遮挡测其电流降低到1A以下时方可断开其回路，此情况下必须带绝缘手套，拨开时不能动作迅速；如不能达到操作条件，则待天气条件许6.进行组件检查或更换组件，需要断开MC插接头时，在已停电的情况下仍要用钳形表直流档测量要断开的组件支路是否有电流，确认无电流后，方可操作；对于组串式的逆变器要将逆变器停运，断开其直流隔离开关，然后再取下其下部接线箱内的直流熔断器，方可进行组件所在支路回路的检查工作。7.巡检、维修和清洗时任何人员不得在组件表面随意行走，条件不允许的情况下，应尽量沿组件边框行走。8.每一季度应对各支路开路电压进行测量，以判断各支路组件是否完好；对确认电压比正常支路电压低10V以上的组件必须将其处理正常。对于易污染的电站或者局部区域可以增加清洗次数。5巡视检查内容1各部件连接紧固程度检查2连接电缆完好情况检查3组件接地情况检查4组件表面清洁情况检查5组件表面及温度差异检查6直流汇流箱各支路输入电流均匀度检查。6组件清洗工作1应使用干燥或潮湿的柔软洁净的布料擦拭组件，严禁使用腐蚀性溶剂或用硬物擦拭组件；2应在辐照度低于200W/m2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；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。67运行操作1.更直流换保险时，应遵守《电业安全工作规程》的有关规定，戴绝缘手套；确认直流保险熔断，应可以更换保险试送一次；再熔断，必须检查回路是否正常。2.更换故障电池组件时应先断开汇流箱的直流断路器然后取下汇流箱内对应支路的熔断器，用钳形电流表直流档测量支路无电流后，断开故障组件插接头，将完好的同类型组件接入光伏阵列，并检查组件与组件连接头插接紧固；测量该支路电压是否正常，将汇流箱支路熔断器投运，合上汇流箱空气断路器，电池组件投入运行。点在支路中间，则其正负极对地电压会是组件支路电压之和，据此大致可判断出接地点位置。对于非金属性接地，一般的判断方法是根据支路对地分布电容上电压的衰减特性来判断，电压从高往低逐渐变小，最终停留在几十伏上为绝缘正常；对于电压不动或者不降还会上升的一般为不正常。8组件故障及事故处理1.逆变器报绝缘阻抗过低；2.逆变器报接地故障，GFDI熔断器熔断，逆变器跳闸，严重情况下会有焦糊味。1.断开直流柜所有断路器，并测量每一路的正、负极对地电压是否正常；2.隔离故障支路，无GFDI功能的逆变器可以送电恢复运行；有GFDI功能的逆变器，可更换熔丝送电恢复运行；若GFDI板烧毁严重，则需采取措施，将GFDI板接线隔离，更改逆变器由GFDI使能为绝缘阻抗使能，暂恢复运行，待厂家有备件后更换；5.根据故障支路正极、负极对地电压情况大致确定故障点的位置，找到支路对应方阵正极或负极组件，用二分之一法缩小故障范围，找到故障点，将其处理正常投运。1.对于现象1来说一般是组件安装施工阶段相邻支路多接一块组件或少接一块组件所致，将其改正即6可；但对于不在一个汇流箱内而是经过直流柜环起来的系统，需要汇流箱停下来才能发现。2.对于现象2来说一般是组件接线盒内的防热斑二极管击穿所致；准备一根长的导线，用二分一法缩小范围，找到故障组件，打开接线盒，测量接线盒内极间电压，若电压为零，即是该二极管有问题，更换二极管或是将二极管(三极管)引脚剪断，一般可恢复正常。汇流箱是指一定数量、规格相同的光伏电池串联起来，组成一个个光伏串列，然后再将若干个光伏串列并联接入光伏汇流箱，在光伏汇流箱内汇流后，通过直流断路器，直流配电柜，光伏逆变器，交流配电柜，配套使用从而构成完整的光伏发电系统，实现与市电并网。汇流箱在光伏发电系统中是保证光伏组件有序连接和汇流功能的接线装置。该装置能够保障光伏系统在维护、检查时易于切断电路，当光伏系统发生故障时减小停电的范围。第一代汇流箱只有汇流，防雷的功能；第二代汇流箱有汇流、防雷、监控，可以监控每一路的电流电通过霍尔传感器对组串进行电流测量，由单片机进行读取电流的矢量值，从而可以判断电流的大小和方向。然后由单片机控制固态继电器的输出，固态继电器的输出触点连接汇流箱母线和光伏组串，通过控制固态继电器的通断来实现光伏组串的投入和切除。此功能可以保证有遮挡或污染严重的组件能够自动切除，以保证汇流箱整体的发电效率。2、汇流箱组成箱体箱体一般采用钢板喷塑、不锈钢、工程塑料等材质，外形美观大方、结实耐用、安装简单方便，防护等级达到IP54以上，防水、防尘，满足户外长时间使用的要求。诺亚克的汇流箱为了防水，在箱子最底部开有小孔。直流断路器是整个汇流箱的输出控制器件，主要用于线路的分/合闸。其工作电压高至DC1000V。由于太阳能组件所发电能为直流电，在电路开断时容易产生拉弧，因此，在选型时要充分考虑其温度、海拔降容系数，且一定要选择光伏专用直流断路器(4极开关)。6在组件发生倒灌电流时，光伏专用直流熔断器能够及时切断故障组串，其额定工作电压达DC1000V,额定电流一般选择15A(晶硅组件)。光伏组件所用直流熔断器是专为光电系统而设计的专用熔断器(外形尺10mm×38mm),采用专用封闭式底座安装，避免组串之间发生电流倒灌而烧毁组件。当发生电流倒灌时，直流熔断器迅速将故障组串退出系统运行，同时不影响其他正常工作的组串，可安全地保护光伏组串及其导体免受逆向过载电流的威胁。为了便于监控整个电站的工作状态，一般均在一级汇流箱内增设数据采集模块。采用霍尔电流传感器和单片机技术，对每路光伏阵列的电流信号(模拟量)采样，经A/D转换变成数字量后，变换为标准的RS-485数字量信号输出，方便实时掌握整个电站的工作状态。直流高压电涌保护单元为光伏发电系统专用的防雷产品，具有过热、过流双重自保护功能；采用模块由于光伏汇流箱是安装在室外环境的，我们必须考虑对汇流箱进行雷击保护。为此，我们在汇流箱直流输出部分并联了一个光伏直流专用的雷击浪涌保护器(即防雷器)。一旦发生雷击，浪涌保护器会迅速将过大的电能泄放掉，保证电能的稳定输出，保护汇流箱不受雷击损害。汇流箱中装入防雷击元器件被称为光伏防雷汇流箱。汇流箱中，二极管与组件接线盒中二极管的作用是不同的。组件接线盒中的二极管主要是当电池片被遮挡时提供续流通道，而汇流箱中的二极管主要是防止组串之间产生环流。3、汇流箱原理如图所示为汇流箱的主电路示意图，来自组件的直流电穿过传感器输人到汇流箱熔断器6的要求。浪涌保护器故障状态和直流断路器的运行状态及告警都通过智能模块采集并进行处输入熔断器检测主机电源模块通讯接口RS485直流输出+直流输出-浪涌保护器为了可以监控汇流箱的运行数据及状态，配置了一套智能模块和采集模块组成监测装置。智能监测装置用于光伏汇流箱中，主要功能是检测光伏发电的各支路电流及汇流电压，检测PV组件及光伏汇流回路有否电弧发生等情况，提供故障报警信息；支持Modbus-RTU通讯，可实现远程监测功能。熔断器故障(PV组串开路)报警、断路器状态报警、浪涌保护器(SPD)故障报警、直流电弧报警或跳闸，并由RS485端口通过通讯设备上传至通讯监控终端进行远程数据读取和分析。霍尔电流电弧传感器模块采用级联方式支持4-24个通道的电流监测具体连接方式参考下图(以8通道为例).620—防雷器和开关量接口LCD显示器F丝挑力一R与P/T交替闪烁表示通讯接收和发送正常。按键操作智能模块共有四个按键“ESC”、“-”、+”、“SET”。同时按下“SET”和“ESC”键进人模式设置界面进行模式选择。“ESC”键用来返回默认界面和取消参数设置，"SET"键用来进入参数设置模式、选择需要设置的参数和完成参数的设置。“+”、“-”键用来进行翻屏和参数的调整。如果10秒内没有按键操作，界面会自动跳转为当前模式的默认界面，5秒后亮度降低，如果按下"ESC"键界面会直接跳转到默认界面。智能模块提供：模式选择界面；系统参数的设量界面；621设备上电后P/T灯亮，表示设备正在运行，LCD显示屏会显示LOGO图案持续约5秒；LOGO结束后设备进入相应的工作模式，初次上电使用时设备默认为MODBUS模式，当上位机通过RS485与设备相连并且进行通信时，LED灯R和LED灯P/T会交替闪烁表明通信正常。同时按下*ESC”键和“SET”键可以进入模式选择界面，如下图所示：*MODBUSNODE其中“*”为选择光标，可以通过“+”、°-”键向上和向下调整光标的位置来选择模式。(如果10秒内没有按键操作，界面会自动跳转为当前模式的默认界面).络进行统一的管理，包括数据的收集，路由的建立，通过RS485向上位机上传收集整个网络从机模式，通过RS485向上机位上传采集的数据，上机位可以通过RS485对设备进行参数的设置，获取设备采集的数据。CLEARALL:此项不是设备模式的一种，当光标停在此处，并按下"SET"键时，设备会4P开关量状态：*00”表示开关量输入DI1和DI2实时状态第一位表示浪涌保护器状态(0-正常，1一故障);第二位表示断路器状态(0一分闸，1一合闸);箱体内部环境温度：*23.0C"表示温度传感器实漏电流值：*0.6mA”表示漏电流传感器实时监测漏电流值(拓展功能)霍尔传感器，因此显示时每四个通道作一个区分，电流通道由左向右依次为通道1~4,通道5~8,通道9~12.以此类推。若在15秒内没有按键操作，屏幕亮度会降低。6参数设置界面ModbusSettingPARITY:NONEADDRESS1从机节点的通信地址，范围为1--247,默认地址为*1"通道电弧报警界面AFDAlarmCHANNEL:3INTENSY:25表示支路3的故障电弧强度值为25。623用户到现场长按智能模块上“ESC”键大约5秒(也可在上位机监控装置中清除报警状态),系统显示报警清除界面，如下图，表示报警状态已清除：ClearAlarmST若报警状态未清除，既是系统掉电重店，报警界面仍会显示通道历史发生电弧报警信息界面，如下图所示：AFDAlarmCHANNEL:3上图中“CHANNEL:”表示上次发生故障电弧报警通道为“3”,用户未清除，该界面不再显示历史电弧强度。※所有通道的拉弧次数可在上位机监控中显示。母线电弧故障报警界面智能模块可以监测到母线产生电弧故障后会发出母线电弧报警，母线发生电弧报警的界面如下图所示：AFDBusbarFauitAlarm母线电弧故障报警基于二个及以上的通道同时发生了电弧报警，电弧报警的清除同前所叙。624用户可根据需要对拉弧监测的状况设定报警或断路器分励脱扣并报警。在分励脱扣器设置界面，可以设置电弧发生时分励脱扣器的报警或分励脱扣 (跳闸)。在柱状图界面下，同时按“ECS”和“+”键，可以进入分励脱扣器设置界面。在此界面可以设置分励脱扣器的使能时间以及进行分励脱扣器的自检。TIME(使能时间):分励脱扣器跳闸信号给予后自动断开的时间，单位为秒。分励脱扣器设置界面如下图所示：出厂默认分励脱扣器使能时间为“15”:表示分励脱扣器的使能开启，当监控模块监测到任一组串中发生拉弧后发出指令使分励脱扣器在1s内脱扣。如果分励脱扣器使能时间设为“Os”:表示分励脱扣器的使能关闭，当监控模块监测到任一组串中发生拉弧后不会发出脱扣指令，只发出拉弧报警信息。分励脱扣的使能时间不但可以在监控模块本体上修改，也可以通过在监控上位机中修改。行闪烁时，按下“SET”键，将自动进行分励脱扣器的自检，即试验分励脱扣器是否能跳闸。当选择自检功能时，分励脱扣器可在设定的使能时间内自动断开(若设定的使能时间为“Os”则分励脱扣器不会跳阐)。625汇流箱内部结构如下图：(1)输出断路器：汇流箱配置一台断路器在过载或短路时跳闸保护设备。(3)浪涌保护器：汇流箱配置一台浪涌保护器为防止雷击和过电压时损坏设(4)智能模块：本地显示组串电流、电压等参数，设置通讯地址等。(5)采集模块：模块式霍尔传感器采集组串电流及电弧等传送给智能模块。(6)RS485通讯接线端子：该接线端口用于RS485信号线连接。(8)防水接头：配置该接头实现防水功能，所有进出汇流箱线缆均应穿过防(9)安全阀：防止箱体内高压引起爆燃。2上海正泰电源系统有限公司光伏汇流箱汇流箱输入路数一功能特性：S(智能型),无(普通型)——A防拉弧——P(户外型PV供电)F(带防反二极管)汇流箱可接4路到24路光伏组串输入。目前为止，XXXX区域电站一个汇流支路接入组件数有22块(海盐三鑫电站、上海部分400V并网电站)、18块(协和二期，320W组件)、20块(其余所有电站)三类；组串式逆变器一般不设汇流箱，支6关(刀闸)。采用400V组串式逆变器并网的电站在屋顶现场设置交流汇流箱；嘉兴早期的德威、兆隆、三鑫电站也有测量和计量的功能，且数据就地与远方均可看到。1.外观检查：汇流箱箱体是否完好，锁扣是否完好，遮阳板(防护罩)是否完好，智能汇流箱锁扣皮盖是否扣好，各电缆进出孔洞是否密封完好。2.内部检查：箱体内有无积水；主断路器是否跳闸；智能汇流箱测汇流箱熔断器指示灯是否已亮；浪涌保护器是否失效；箱内接线有无松动及烧焦变形变色。直流汇流箱内各个接线端子不应出现松动、锈蚀现象，防护盖板应完好，无受热变形现象。3熔断器检查方法：智能汇流箱可以能过测控装置直接来判断其是否正常；对于一代汇流箱可通过其熔断器上的指示灯是否点亮来判断，但汇流箱大多在室外屋顶，光线太强，观察起来比较费力；采用万用表测熔断器两端有无电压可以较快的进行检查。具体做法：固定万用表表笔在浪涌保护器正极(负极),将另一表笔依次在熔断器正极(负极)组件侧进行测量，若有电压显示，则对熔断器进行检查。4.后台检查汇流箱应结合组件安装情况在中午11:00-14:00之间对直流柜电流进行检查，以发现不正常的汇流箱支路。5.特殊检查：遇有暴雨或极端高温天气，应在雨后及高温时段加强检查，重点是检查箱内积水和端子接线温度。2.汇流箱每一季度应随组件测电压同步进行接线端子紧固及测温工作一次，利用断路器的跳闸试验按钮进行断路器分闸试验一次。3.汇流箱停送电操作顺序：先断开断路器，确认无电流后再依次断开各支路熔断器；送电顺序则相反。如果天气不好，实测支路电流值小于1A,也可以直接拉合汇流箱内的熔断器进行停送电。4.汇流箱有检修工作时，如果是断路器有工作，则必须将直流柜或逆变器侧对应断路器停电验电并挂牌，将所有支路熔断器全部断开后，方可工作；如果是支路与断路器之间有工作，除断路器、各支路熔断器停电外，还要做好直流电缆与支路熔断器组件侧的绝缘防护，以防工具跌落形成短路。5.汇流箱内直流接地情况的判别与组件类似，断开汇流箱断路器，母线电压正常，合上汇流箱开关母线电压异常，则说明是直流电缆接地(直流柜、逆变器断路器必须断开)。627分布式光伏电站屋顶电缆桥架较多，固定桥架用的螺钉和桥架转角等处都较容易造成电缆接地；如果金属性接地用该方法一般较容易找到故障点。该方法主要是利电池组件的恒流源特性，利用安培定理，配合钳形电流表进行的。1.确定接地电缆的极性；3.根据天气情况投入1-2个支路或一块组件即可，确保接地电流在1A左右；现象：开关跳闸，送上后仍会跳闸或送不上1开关机构问题2接线端子松动发热引起开关跳闸3智能汇流箱测控装置误动作1带有电流调节旋钮的可用电笔将其往回调小一点儿，一般可解决；否则更换开关；2接线端子松动的要进行紧固，测量其运行温度是否正常；3更换测量模块或者测控装置，如确认回路无问题，可暂将其拉弧跳闸线解除即可。628此种现象一般为安装阶段问题，施工人员将某一支路的正负极全部接到正极(负极)的熔断器上，结果自环路运行。所以要求停电之前先测电流对于新峻工消缺的工程尤其重要，可防止在天气良好的情况下发生危险。因为直流电没有过零点，断开的速度越快，其产生的过电压越高，直流电弧越强烈，易发生电弧灼伤事故。正确的处理方法是采用遮挡的方法，减小其电流至允许值，然后停电处理；经采取措施后仍然达不到停电要求，则可待天气条件许可时再进行停电检修作业。并网逆变器是光伏电站中重要的电气设备，同时也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。逆变器是进行能量转换的关键设备，其效率指标等电气性能参数，将直接影响电站系统发电量。②逆变器额定功率应满足用于海拔高度的要求，其内绝缘等电气性能满足要求。④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，电源公司和宁波锦浪(上海食品电站)。其中30KW以下的逆变器及100、失去，直流开关会跳闸。液晶显示面板(三代、四代机为触摸屏)和629二、组串式逆变器运行规程组串式逆变器一般直接装设于现场，不设直流汇流箱，就地直接将光伏阵列的直流电能逆变为三相交流电经交流汇流箱汇集后直接送入用户400V电网或经变压器升压送入用户10KV电网。相对于集中式逆变器而言，组串式逆变器具有接线简单，逆变效率高，一台逆变器故障不会引起大面积的弃光；但组串式逆变器数量较多，维护工作量大。XXX组串式逆变器外观、内部结构、原理基本相同；30KW逆变器采用2MPPT方式，50KW逆变器采用3MPPT方式，其他的采用单MPPT方式；50KW逆变器新增了直流支路电流检测功能。显示屏&LED状态指示灯②直流输入端8路⑤直流开关6LED标识名称状态含义工作电源指示灯并网运行指示灯电网状态指示灯灭灭亮闪灭通电(控制板开始工作)无工作电源处于并网发电状态降额运行状态(亮0.5秒，灭1.6秒)处于其它运行状态或者无工作电源电网正常电网异常(亮0.5秒，灭1.6秒)无工作电源放障状态指示灯亮慢闪快闪发生故障发生告警(亮0.5秒，灭2秒)保护动作(亮0.5秒，灭0.5秒)无故障成者无工作电潭3.操作菜单1运行信息2当前故障3历史记录4系统设置5电力调度注：系统设置需进行密码输入，密码为上上下下。61系统参数2强制重启3恢复出厂4清除历史故障5低穿设置6其他保护设置7控制参数设置80%-60%-当输入电压达到180V时，逆变器进入待机模式：当逆变器输入电压达到300V时，逆变器开始输出功率；当电压在480--800V之间时，MPPT追踪，此时逆变器输出功率达到最大；当电压大于900V时，逆变器自我保护停止输出，当电压达到100V时，设备关机。控制板、LCD板、防雷板)、电感(升压电感、逆变电感)、散热器、外部风扇、内部风扇、线缆、通讯线、排线等组成。61防雷板2快熔4控制板5滤波板6电容板7功率板8LCD显示屏内部风机9LCD显示屏交流输出端子板工作电源(+5V)控制板端口定义名称功能定义P301漏电流，逆变侧，并网测电压电流采样等P302工作电源+15V,风机故障及BUS电压采样等P100PV电流采样辅助工作电源+15V,+5V到功能板触动电源等P801PV电压、BUS电流等采样至控制板P701通讯，工作电源+5V供LCD板P702仿真器程序烧写位置播码位，设置控制板适用机型6滤波板交直流滤波、给控制板提供电源等滤波板端口定义名称功能定义J103、J106引至电容板BUS-J201、J206引至电容板BUS+J203、J202、J205、J204BST-L1～L4+到升压电感J101、J102、J104、J105PV1+、PV1-、PV2+、PV2-输入P1004外部温度检测P1003电源+5V,供ARC板P1001SPD状态监测P1005电源+12V,供LCD板P1101、P1102送至控制板P301、P801J404、J403、J402、J401引自交直流配电板N、L3～L1J301、J301、J303逆变电感L1～L3输出端P701、P702内部风扇电源+12VP703、P704、P705外部风扇电源+12V(可调)、外部风机信号检测P205BUS电压采样6直流逆变、Boost升压等直流逆变、Boost升压等功率板端口及部分功能定义14路BOOST电路2L1逆变电路3L2逆变电路4L3逆变电路P303逆变侧电流输出P603、P604Boost输入P701BUS电压、模块温度、Boost/逆变驱动等信号采集P702散热器温度信号采集P703BUS电压采样信号P704Boost电流采样转接控制板端口定义名称功能定义P1、P3BUS+输出至滤波板J201、J206P2、P6BUS-输出至滤波板J106、J103P12INVL1输出至逆变电感AP13INVL2输出至逆变电感BP14INVL3输出至逆变电感CP19BUS-N中性线P20BUS电压采样组串式逆变器逆变效率高的一个原因即在于其有直流升压电路，能够在光照不是很好的时候把光伏组件的电压升高到逆变器的工作电压范围之内，因而具有并网早、离网晚的优势；特别对于具有2、3MPPT的逆变器来说各支路之间的相互影响变小，能最大程度的发挥组件的优势。6熔断器座熔断器座直流浪涌保护器直流输入三相逆变电路LCD屏和按键交流输出N直流开关控制板(可选!pdydBOOST升压电路控制信号控制信号4.组串式逆变器运行规定BUS+BUS-常；对比相邻逆变器发电量情况，以判别组件及环境是否正常。③检查逆变器的历史故障记录情况，以判断是否有故障报警。④检查逆变器固定是否牢固，冷却风机是否运行正常。6①使用逆变器按键软关机②确认逆变器确已停机，检查其交直流电流及功率均已落零③断开交流汇流箱内逆变器对应的空气开关，并检查逆变器LCD屏内电压确④断开逆变器本体上的直流开关(隔离开关)⑤打开逆变器下侧交直流接线端子箱，取下所有直流熔断器，验明直流开关及交流接线端子处均无电压⑥打开逆变器上盖板，测量电容板直流电压确已到零，方可开始工作⑦禁止直接断开断开逆变器本体上的直流开关(隔离开关)停机直接断开交流汇流箱内逆变器对应的空气开关，分不清是哪一个开关时，直接拉开交流汇流箱内的总开关；在逆变器发生冒烟着火时，不能冒然接近逆变器，更不能直接用手去断逆变器本体直流开关；经过一定时间后才可以操作直流开关。1交、直流开关停电并挂“禁止合闸，有人工作”;2取下逆变器下部接线箱所有直流熔断器，并用绝缘板进行防护；3测量电容板直流电压是否在安全电压范围内。5.组串式逆变器故障代码6警告0030警告0040警告0050警告0060warn0030warn0040warn0050warn60Eeprom故障DC侧防雷器异常温度传感器异常交流侧均流线异常Eeprom存储器溢出或故障DC侧浪涌保护器出现异常功率板上的模块温度 (1个)、柜内温度 (1个)传感器之一失效，即告警模组的逆变电流检测比对，若相差?即告警1.检查LCD到控制板2.更换控制板1.DC侧浪涌保护器连接线异常2.DC侧浪涌保护器出现异常1.温度传感器出现异常2.功率板出现异常1.检查模组控制板之间的均流线及二端接2.更换控制板状态正常运行正常运行正常运行正常运行警告0070警告0080内部通讯失败风机告警warn0080AC侧防雷器异常直流侧均流信号线异常温度传感器异常内部主流风机故障AC侧浪涌保护出现异常模组的pv电流检测比对，若相差?即告警DSP通讯受干扰或接插件问题1:风机机械故障2:滤波板上供12V电源故障3:逆变器运行功率及柜内温度等错误信息，导致DSP错发指令，出现异常情况1.AC侧浪涌保护器连正常运行接线异常2.AC侧浪涌保护器出现异常1.检查二模组控制板正常运行之间的均流线及二端接插件是否完好；2.更换控制板1:检测LCD与控制板停机但自动复之间的连线是否完好位2:检测LCD板通讯电源5V是否正常1.检查风机机械是否正常运行正常2.检测直流风机接插件3.检查滤波板12V电源是否正常6保护0010Protect0010逆变电流偏置逆变电流传感器采样信号经功能板信号电路处理后，若偏离基准电压(1.5V),即保护1.逆变侧电流传感器是否正常2.检查功能版采样电路是否正常：或更换功能版3.更换控制板停机但自动复位过温保护TempOver过温保护功率板模块温度或柜内温度之一超出设定值温度1查看LCD运行信息，判断模块温度、环境温度哪个异常2.检查温度传感器是否正常3.功能板是否正常或更换功能板停机但自动复位保护0020Protect0020并网继电器保护并网继电器损坏1:检查输出交流电压是否正常。2:更换滤波板停机电网电压异常GridV.OutLim1:电网相电压超限电网电压出现异常，或电压采样电路出现异常：1.线电压有效值超过设定最大值110%,2.线电压有效值低过设定最大值1.测量电网电压，是否超Eeprom电网电压设定值2.检查电压控制板采样电路是否正常3.更换50插针排线4:更换控制板停机但自动复位PV电压过高PVVoltOverPV电压过高1.逆变器运行且MPPT使能时，PV电压超过1.测量PV输入端直流电压是否超Eeprom电压设定值2.检查PV采样电路及接插件是否正常停机但自动复位保护0030Protect0030逆变电流高或逆变侧电流传感器出现异常或电流采样电路出现异常1.检查逆变侧电流传感器是否正常2.检查功率板采样电路是否正常或更换功能版3.更换控制板停机但自动复位发电系统，主要集中在嘉兴兴华、天信、印染、晋亿、特钢、新中和、雅雪、新澳A、艾迪流开关也跳闸；交直流开关与柜门有闭锁，只要开关合闸，柜门就无法打开，要打开柜门必1.满功率运行输入电压范围450V-820v3.具有无功补偿功能64.宽温度范围(-20--50C),高温无需降额5.集成绝缘阻抗侦测及漏电保护装置6.具有风扇调速功能，提高效率，降低噪音9.标配RS485,RS232可选，提供一组千接点11.变结构调制策略&高性能磁性材料，效率高达97.2%输出电压范围：320--450Vac工作温度范围：-20°C~+50°C防护等级：IP20输出隔离变压器输入绝缘阻抗检测1.相序自我调整功能，相序没有要求。在电网相序有误或工人操作失误情况下，SC100KT依然可以正确识别并软件自动校准工频变压器隔离，减少漏电流，增加电网安全；6405.完善的反孤岛设计细化此部分。1.反接保护及动作2.过压保护3.DC浪涌保护逆变器红红EMI进核药倍号处L2L3G641有机玻璃系统参数表直流浪涌保护器直流断路器交流浪涌保护器一对外接口(RS485,干节点外接电源及fuse座)交流断路器漏电流传感器接地端子电缆夹及其固定支架直流电流采样HCTIGBT及其驱动x3交流电流采样HCTx3-风扇组件x3开关电源板IGBT缓冲电容-转接板-转接板屏蔽罩(内部风扇支架)642主接触器300VA变压器110kW变压器辅助接触器直流滤波器功率电阻交流滤波电容从逆变器的原理图可以看出，隔离变压器输出侧的中性点是不接地的。嘉兴印染电站的变压器中性点是接地的，结果中性点的不平衡电流经过漏电流传感器后就造成了保护误动作，所以印染电站的漏电流传感器二次插头都取下了。CHNT电源380V辅助电源板接口外部风机电源接口16-24VDC机关明信号风机调逸位号◆15VDC关闭输入信号190VDC电源43主接触器触点信号主接触器触点信号190VDC电源接地漏电流检PV电流检测信号检测信号号检测信号接口POWER控制板内部风扇接口显示板接口转接板接口644时钟电路控制板接口LCD显示屏控制按钮对比度调节3、100/250KW逆变器运行规定②对比相邻逆变器发电量情况，以判别组件及环境是否正常。③检查逆变器的历史故障记录情况，以判断是否有故障报警。④检查冷却风机是否运行正常，有无异常声响。①依次断开直流柜内对应的逆变器直流开关②确认逆变器停机，检查其交直流电流及功率均已落零④断开(复位)逆变器直流开关⑤打开逆变器柜门，验明工作部位电压值，确保其在安全电压范围内方可工作。100/250KW逆变器正常送电步骤：645①检查逆变器所有工作结束，无遗留物在设备内，设备绝缘合格。②检查紧急停机按钮在旋出位置，内外接电源开关在内接位置。③检查逆变器柜门已关好，合上逆变器交流电源开关④逆变器自检通过，各指示灯指示正常⑤通过逆变器检查三相交流电压正常⑥检查逆变器在开机态⑦合上逆变器直流开关⑧合上直流柜内一路直流开关⑨通过逆变器查看直流电压正常⑩将逆变电流调出，查看逆变器三相充电电流从零上升至最大值然后再降至零，逆变11合上直流柜内其余直流开关12查看逆变器功率上升到最大值后稳定运行①按下机器上的紧急停机按钮②断开逆变器交流总开关③依次断开直流柜内逆变器对应的所有直流开关①断开逆变器交、直流开关及直流柜内与逆变器对应的所有直流开关，并挂“禁止合闸，有人工作!”;③断开逆变器电源侧交流开关(并网柜断路器),挂“禁止合闸，有人工作!”④在逆变交流开关两侧各装设地线一组⑤在逆变器直流开关两侧各装设地线一组⑥在工作逆变器柜体上挂“在此工作”⑦在相邻的设备柜体上挂“止步，高压危险!”646①查看保护故障代码，对照故障信息表，查找故障元件，找出故障原因。②若故障现象明显，找到故障原因，可将设备停运，更换备品备件即可。③若故障现象不明显，不易找到故障原因，可将设备停电，将各板子排线、插关进行插拨一次，然后将内外接电源开关打到外接电源，看逆变器自检能否通过，如是仍不行，则④如有停运的同型号逆变器，可以根据故障原因更换疑似损坏元件或板子，同样先用⑤上电启动过程中要注意观察启动电压电流的变化情况，以进一步的确定故障性质。四、500/630KW逆变器运行规程二代机IGBT模块是单独一个工作单元，不论逆变功率多大，始终只有一个IGBT模块工作，一般都配置有直流柜和直流总开关(刀闸),带有防反功能。协和一期和海利电站箱变逆变器交流进线为刀熔组合负荷开关，直流侧为直流隔离开关。三代机IGBT模块会根根逆变功率的变化改变工作单元的数量，从从三代机开始不再配置直流柜和直流总开关，因而也就不具有防反功能；中核22和金州电站配置为三代机，触摸屏；晋亿电站配置为三代机，仍为按键控制。四代机除了采用三代机IGBT的控制方式外，逆变形式有了较大的变化，由原来的一套逆变系统拆分为三套独立的逆变系统，相当于是三台小的逆变器。根据直流接线情况和控制方式分为单MPPT和3MPPT647两种方式。四代机的突出优点是一个逆变单元故障，其他的仍可运行，降低了集中控制方式的潜在危险；但同时四代机的设备数量增加较多，维护工作量相应增加。由于二代机数量比较多，三、四代机控制与信号部份与二代机类似，后续主要以二代机介绍为主，附带介绍三、四代机与二代机的不同之处。LED标识名称状态含义工作电源指示灯并网运行指示灯电网状态指示灯亮灭灭亮闪灭通电(控制板开始工作)通电(控制板开始工作)降额运行状态(亮0.5秒，灭1.6秒)电网异常(亮0.5秒，灭1.6秒)指示灯亮发生告警(亮0.5秒，灭2秒)保护动作(亮0.5秒，灭0.5秒)648取消键确认键左键同时按下上键->下键->右键的错敲精和证洁险?请殖条自学。经告匠场?又地!液品显示屏6显示屏指示灯状态State显示屏指示灯状态StatedescriptionLED标识名称状态含义工作电源指示灯亮灭通电(控制板开始工作)无工作电源并网运行指示灯亮闪处于并网发电状态降额运行状态(亮0.5秒，灭1.6秒)处于其它运行状态或者无工作电源电网状态指示灯亮闪灭电网正常有哪些电网异常(亮0.5秒，灭1.6秒)无工作电源故障状态指示灯亮慢闪发生故障发生告警(亮0.5秒，灭2秒)快闪保护动作(亮0.5秒，灭0.5秒)无故障或者无工作电源5、逆变器参数需输入密码“6666”“6666”示板)、功率模块(IGBT、IGBT驱动板、交流风扇组件)、直流侧(直流断路器、直流SPD、直流滤波器、直流电流采样、母线电容)、交流侧(交流电流采样、电抗器、滤波电容、主6接触器、交流滤波器、交流断路器、交流SPD)、控制回路(控制变压器、单相滤波器、供电转换开关、漏电流采样、直流风扇组件)、线缆(IGBT驱动线缆、通讯、信号采样线缆)一次系统tercontactorOutputAC/fiterbreakercurrentAterPV+/PV-1→直流断路器1→PV+/PV-2→直流断路器2→直流滤波→母线电容→逆变器→LC滤波→接触器→→输出滤波→交流断路器→6逆变器背部视图1直流部分2交流部分即可打开；关闭柜门也要用相同的方法；二代机柜门打开不跳闸。1主接触器2输出滤波器3控制变压器4直流风机5滤波电容6防谐振电阻器7交流断路器8交流接线排9交流SPD转换开关二代机并网接触器为ABB,其控制选择开关隐蔽，如选择为手动，则设备送电即吸合。对于新设备投运或更换接触器后必须用外接电源进行自检试验，以防发生非同期事故。6直流输入柜部分1直流电缆接线23直流断路器4功率模块5母线电容6直流风扇以下为三、四代机说明交流滤波器r6辅助变压器Auxiliarytransformer谐振电阻谐振电容主接触器Contactor流电流传感器ACCurrenttransformer直流电流传感器transformer直流防雷器直流滤波器6直流断路器该辅助电源选择开关接入双路电源，内接电源取自逆变器交流输入电源(315V),外接电源取站用电源220V;经选择开关输出后到熔断器接入变压器。该变压器带有抽头，熔断器为315V和220V共用熔断器，其余两根线分别接到315V和220V接头处，为控制变压器提辅助电源熔断器辅助电源熔断器外接电源externalpower6控制回路柜1控制板2功能板3电压采样板4电源板电源板——给功率板、直流风机等提供工作电压电源板输人P41190VAC来自控制变压器PV电压输人为低穿时主接触器供电P11277VAC来自控制变压器给主接触器供电输出P4648V直流给功率板(P63)P4224V供左侧直流风机(左柜-直流)P4824V供中间直流风机(左柜-直流)24V供右侧直流风机(左柜-直流)P4424V供右侧直流风机(右柜-交流)24V供左侧直流风机(右柜-交流)P47风扇驱动和故障，连接到制功能板——给控制板供电，信号转接，以及IGBT驱动等.控制板——采样计算和控制.连接功能板所有温度，驱动信号，各类电源，风扇故障，接触器控制等P302+5V/±15V,绝缘监测，各类继电器，风扇和SPD状态等信号升级端口P101CPLD升级DSP升级P200连接采样板P301电流、电压采样示板P701DSP和LCD通讯6连接电源板P64直流风机控制、告警连接控制板P52温度采样，接触器状态控制.IGBT驱动。故障检测等P6348V直流电源来自电源板P54直流母线电压采样，SPD、绝缘、故障等检测，驱动连接采样板P20SVG预充电(选配)提供士15V给采样板连接IGBT动板U7U9光纤-IGBT驱动-A(U7:H,U9:L)U12/U14干接点输出干接点U16/U18光纤-IGBT驱动-C(U16:H.U18:L)输入干接点P50IGBT驱动电源和故障信号--CP69IGBT驱动电源和故障信号-B连接控制变压器230V交流，来自控制变压器，给交流风机和直流断路器脱扣供电P68IGBT驱动电源和故障信号--A连接电流传感器P60直流电流传感器P61备用(选配)紧停/DCSPD/ACSPDP66备用(选配)温度采样P56三相模块温度采样连接交流风机风机AP62电抗器和环境温度采样P15风机B风机CP26直流母线电压采样P13熔丝检测(选配)采样板——电压电流采样电压采样逆变侧电压采样P25电网侧电压采样连接PV输入P28