光伏发电运行与维护.pdf

光伏发电站运行与维护目录一、光伏电站运行管理 . . 31.1 建立完善的技术文件管理体系 . 31.2 建立电站设备技术档案和设计施工图纸档案 . 31.3 建立信息化管理系统 . 3二、信息化管理系统 . . 42.1 无线网络的分布式监控系统 . 42.2 相关管理制度及标准 信息化系统基础 . 52.3 加强人员培训 . 52.4 建立通畅的信息通道 6三、光伏电站日常维护 . . 63.1 光伏组件与支架 . 63.2 防雷汇流箱 . 83.3 直流配电柜 . 93.4 逆变器 103.5 交流配电柜及变压器 113.6 变压器 123.7 交直流电缆 13四、光伏电站运行故障及解决方法 . 154.1 逆变器屏幕没有显示 154.2 逆变器不并网故障 164.3 PV 过压故障 164.4 隔离故障 164.5 漏电流故障 174.6 电网错误故障 174.7 逆变器硬件故障 174.8 系统输出功率偏小故障 184.9 交流侧过压故障 19一、光伏电站运行管理1.1 建立完善的技术文件管理体系技术文件主要包括（ 1）建立电站的设备技术档案和设计施工图纸档案；（ 2）建立电站的信息化管理系统；（ 3）建立电站的运行期档案；1.2 建立电站设备技术档案和设计施工图纸档案主要包括（ 1）设计施工、竣工图纸；（ 2）设备的基本工作原理、技术参数、设备安装规程、设备调试的步骤；（ 3）所有操作开关、旋钮、手柄以及状态和信号指示的说明；（ 4）设备运行的操作步骤；（ 5）电站维护的项目及内容；（ 6）维护日程和所有维护项目的操作规程；1.3 建立信息化管理系统（ 1）利用数字化信息化技术，来统一标定和处理光伏电站的信息采集、传输、处理、通讯，整合光伏电站设备监控管理、状态监测管理系统、综合自动保护系统，实现光伏电站数据共享和远程监控。（ 2）光伏电站监控系统一般分为两大类a. 一种是无线网络的分布式监控系统。一般应用于安装区域比较分散，采用分块发电、低压分散并网的中小型屋顶光伏电站。由于其采用 GPRS无线公网传输，数据稳定性和安全性得丌到保证，因此，一般不应用于 10 KV 及以上电压等级并网的光伏电站。b. 另一种是光纤网络的集中式监控系统。一般应用于大型地面光伏电站，或并网电压等级为 10KV及以上的屋顶光伏电站。二、信息化管理系统2.1 无线网络的分布式监控系统（ 1）每个监控子站分别通过 RS485 通讯采集光伏并网逆变器、电表和气象站的数据，通过 Ethernet/WiFi/GPRS 等多种通信手段将数据发送到相关本地服务器或者远程服务器，再通过网络客户端进行数据显示。（ 2）用户也可以登陆远程服务器进行数据的实时远程访问，并通过网络客户端、智能手机和平板电脑等进行数据展示。2.2 相关管理制度及标准 信息化系统基础（ 1）明确并网光伏电站相关管理制度及运维手册 ;（ 2）建立光伏电站运维相关国家、地方及行业标准 顺德中山大学太阳能研究院正在编制广东地方标准并网光伏电站运行维护技术规范 2.3 加强人员培训主要是针对两方面的人员进行（ 1）对与业技术人员进行培训，针对运行维护管理存在的重点和难点问题，组织与业技术人员进行各种与题的内部培训工作， 并将技术人员送出去进行系统的相关知识培训，提高与业技术人员的与业技能 ; （ 2）对电站操作人员的培训，经过培训后，使其了解和掌握光伏发电系统的基本工作原理和各设备的功能，并要达到能够按要求进行电站的日常维护工作，具有能判断一般故障的产生原因并能解决的能力。2.4 建立通畅的信息通道（ 1）设立专人负责与电站操作人员和设备厂家的联系工作。当电站出现故障时，操作人员能及时将问题提交给相关部门， 同时也能在最短的时间内通知设备厂家和维修人员及时到现场进行修理。（ 2）对每个电站都要建立全面完整的技术文件资料档案，并设立专人负责电站技术文件的管理，为电站的安全可靠运行提供强有力的技术基础数据支持。三、光伏电站日常维护在光伏电站运行管理中，应完善电站日常维护的项目内容3.1 光伏组件与支架（ 1）光伏组件表面应保持清洁，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；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；（ 2）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；a. 光伏组件存在玻璃破碎、背板灼烧、明显颜色变化等；b. 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；c. 光伏组件中存在接线盒变形、扭曲、开裂或烧毁，接线端子无法连接等；（ 3）光伏组件上的带电警告标识不得丢失。（ 4）使用金属边框的光伏组件，边框和支架应结合良好，两者之间接触电阻应不大于 4Ω，边框必须牢固接地。（ 5） 在无阴影遮挡条件下工作时， 在太阳辐照为 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℃。装机容量大于 50kWp的光伏电站，应配备红外线热像仪，检测光伏组件外表面温度差异。（ 6）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。（ 7）支架的所有螺栓、焊缝和支架连接应牢固可靠，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。3.2 防雷汇流箱安装于光伏阵列内，主要用于对光伏组件串直流电缆进行汇流，再与并网逆变器或直流配电柜连接。（ 1）直流汇流箱不存在箱体变形、锈蚀、漏水、积灰等现象，箱体外表面安全警示完整无破损，防水锁启闭灵活，防火堵泥封堵完备；（ 2）直流汇流箱内各个接线端子不应出现松动、锈蚀现象；（ 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）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；（ 5）直流输出母线端配备的直流断路器，其分段功能应灵活、可靠；（ 6）直流汇流箱内防雷器应有效。3.3 直流配电柜（ 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灵活；（ 2）直流配电柜内各个接线端子不应出现松动、锈蚀现象；（ 3）直流配电柜直流输出母线正负极对地、负极对地绝缘电阻应大于 2 MΩ。（ 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；（ 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；（ 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；（ 7）直流母线输出侧配置的防雷器应有效。3.4 逆变器（ 1）逆变器结构和电气连接保持完整，不存在锈蚀、积灰等现象，散热环境应良好，逆变器运行时不应有较大震动和异常噪声；（ 2）逆变器上的警示标识完整无破损；（ 3）逆变器中模块、电抗器、变压器等散热器风扇应根据温度自动启闭功能正常，散热风扇运行时不应有较大振动及异常噪声，如有异常应断电检查 ; （ 4）定期将交流输出侧 网侧 断路器断开一次，逆变器应立即停止向电网馈电 ; （ 5）逆变器中直流母线电容温度过高或超过使用年限，联系厂家并及时更换 右图红外热成像仪检查逆变器是否存在温度异常 3.5 交流配电柜及变压器（ 1）确保配电柜的金属架与基础型钢应用镀锌完好连接，且放松零件齐全；（ 2）配电柜标明被控设备编号、名称或操作位置的标识器件，编号应清晰、工整；（ 3）母线接头应连接紧密，无变形，无放电变黑痕迹，绝缘物松动和损坏，紧固联接螺栓无生锈；（ 4）手车、抽出式成套配电柜推拉应灵活，无卡阻碰撞现象；动静头与静触头的中心线应一致，且触头接触紧密；（ 5）配电柜中开关，主触点无烧溶痕迹，灭弧罩无烧黑和损坏，紧固各极限螺栓，清洁柜内灰尘 ；（ 6）把各分开关柜从抽屉柜中取出，紧固各接线端子。检查电流互感器、电流表、电度表的安装和接线，手柄操作机构应灵活可靠性，紧固断路器进出线，清洁开关柜内和配电柜后面引出线处的灰尘；（ 7）低压电器发热物件散热应良好，切换压板应接触良好，信号回路的信号灯、按钮、光字牌、电铃、电筒、事故电钟灯动作和信号显示应准确。（ 8）检验柜、屏、台、箱、盘间线路的线间和线对地间绝缘电阻值，馈电线路必须大于 0.5 M Ω；二次回路必须大于 1 MΩ。3.6 变压器（ 1）变压器的温度计应完好，油温应正常，储油柜的油位应与环境温度相对应，各部位无渗、漏油。每台变压器负荷大小、冷却条件及季节可能不同，运行中的变压器不能单纯以上层油温不超过允许值为依据， 还应根据以往运行经验及在上述情况下与上次的油温比较。（ 2）套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其他异常现象，油质应为透明、微带黄色，由此可判断油质的好坏。油面应符合周围温度的标准线，如油面过低应检查变压器是否漏油等。油面过高应检查冷却装置的使用情况，是否有内部故障。（ 3）变压器音响应正常。正常运行时一般有均匀的嗡嗡电磁声。如声音有所异常，应细心检查，作出正确判断，并立即进行处理。（ 4）变压器引线应无断股，接头应无过热变色或试温片熔化（变色）现象，呼吸器应完好，矽胶变色程度不应超过 3/4 。（ 5）有励磁调压分接开关的分接位置及电源指示应正常；瓦斯继电器内应无气体；变压器外壳接地、铁芯接地应完好等。（ 6）恶劣天气时，应重点进行特殊检查。大风时，检查引线有无剧烈摆动，弧垂是否足够，变压器顶盖、套管引线处应无杂物；大雪天，各部触点在落雪后，不应立即熔化或有放电现象；大雾天，各部有无火花放电现象等等。3.7 交直流电缆（ 1）电缆不在过负荷状态下运行，电缆铅包不出现膨胀、龟裂、渗油等现象；（ 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，否则用防火堵泥封堵；（ 3）在电缆对设备外壳压力、拉力过大部位，电缆的支撑点应完好；（ 4）电缆保护钢管口不应有穿孔、裂缝和显著的凹凸不平，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；（ 5）应及时清理室外电缆井内的堆积物、垃圾；如电缆外皮损坏，应进行处理。（ 6）检查室内电缆明沟时，要防止损坏电缆；确保支架接地与沟内散热良好。（ 7） 直埋电缆线路沿线的标桩应完好无缺；路径附近地面无挖掘；确保沿路径地面上无堆放重物、建材及临时设施，无腐蚀性物质排泄；确保室外露地面电缆保护设施完好。（ 8）确保电缆沟或电缆井的盖板完好无缺；沟道中不应有积水或杂物；确保沟内支架应牢固、有无锈蚀、松动现象；铠装电缆外皮及铠装不应有严重锈蚀；（ 9）多根并列敷设的电缆，应检查电流分配和电缆外皮的温度，防止因接触不良而引起电缆烧坏连接点。（ 10）确保电缆终端头接地良好，绝缘套管完好、清洁、无闪络放电痕迹；确保电缆相色应明显。四、光伏电站运行故障及解决方法现如今国内投资光伏电站的人士越来越多， 光伏电站出现故障的事件也是层出不穷，有感于此，下面广东太阳库技术人员分享光伏电站日常运行中可能会出现的常见故障以及解决方法，以便为项目开发人员或业主提供参考。4.1 逆变器屏幕没有显示故障现象逆变器屏幕没有显示故障分析没有直流输入，逆变器 LCD是由直流供电的。可能原因1 组件电压不够。逆变器工作电压是 100V 到 500V，低于 100V 时，逆变器不工作。组件电压和太阳能辐照度有关。2PV 输入端子接反， PV端子有正负两极，要互相对应，不能和别的组串接反。3 直流开关没有合上。4 组件串联时，某一个接头没有接好。5 有一组件短路，造成其它组串也不能工作。解决办法用万用表电压档测量逆变器直流输入电压。电压正常时，总电压是各组件电压之和。如果没有电压，依次检测直流开关，接线端子，电缆接头，组件等是否正常。如果有多路组件，要分开单独接入测试。如果逆变器是使用一段时间， 没有发现原因， 则是逆变器硬件电路发生故障，请联系我公司售后。4.2 逆变器不并网故障故障分析逆变器和电网没有连接。可能原因1 交流开关没有合上。2 逆变器交流输出端子没有接上3 接线时，把逆变器输出接线端子上排松动了。解决办法用万用表电压档测量逆变器交流输出电压，在正常情况下，输出端子应该有 220V 或者 380V 电压，如果没有，依次检测接线端子是否有松动，交流开关是否闭合，漏电保护开关是否断开。4.3 PV 过压故障故障分析直流电压过高报警可能原因组件串联数量过多，造成电压超过逆变器的电压。解决办法因为组件的温度特性，温度越低，电压越高。单相组串式逆变器输入电压范围是 100-500V ，建议组串后电压在 350-400V 之间，三相组串式逆变器输入电压范围是 250-800V ，建议组串后电压在 600-650V 之间。在这个电压区间，逆变器效率较高，早晚辐照度低时也可发电，但又不至于电压超出逆变器电压上限，引起报警而停机。4.4 隔离故障故障分析光伏系统对地绝缘电阻小于 2 兆欧。可能原因太阳能组件，接线盒，直流电缆，逆变器，交流电缆，接线端子等地方有电线对地短路或者绝缘层破坏。 PV接线端子和交流接线外壳松动， 导致进水。解决办法断开电网，逆变器，依次检查各部件电线对地的电阻，找出问题点，并更换。4.5 漏电流故障故障分析漏电流太大。解决办法取下 PV阵列输入端，然后检查外围的 AC电网。直流端和交流端全部断开，让逆变器停电 30 分钟以上，如果自己能恢复就继续使用，如果不能恢复，联系售后技术工程师。4.6 电网错误故障故障分析电网电压和频率过低或者过高。解决办法 用万用表测量电网电压和频率， 如果超出了， 等待电网恢复正常。如果电网正常， 则是逆变器检测电路板发电故障， 请把直流端和交流端全部断开，让逆变器停电 30 分钟以上，如果自己能恢复就继续使用，如果不能恢复，就联系售后技术工程师。4.7 逆变器硬件故障逆变器硬件故障分为可恢复故障和不可恢复故障故障分析逆变器电路板，检测电路，功率回路，通讯回路等电路有故障。解决办法逆变器出现上述硬件故障，请把直流端和交流端全部断开，让逆变器停电 30 分钟以上，如果自己能恢复就继续使用，如果不能恢复，就联系售后技术工程师。4.8 系统输出功率偏小故障系统输出功率偏小故障达不到理想的输出功率可能原因影响光伏电站输出功率因素很多，包括太阳辐射量，太阳电池组件的倾斜角度，灰尘和阴影阻挡，组件的温度特性，详见第一章。因系统配置安装不当造成系统功率偏小。常见解决办法有1 在安装前，检测每一块组件的功率是否足够。2 根据第一章，调整组件的安装角度和朝向 ; 3 检查组件是否有阴影和灰尘。4 检测组件串联后电压是否在电压范围内，电压过低系统效率会降低。5 多路组串安装前，先检查各路组串的开路电压，相差不超过 5V，如果发现电压不对，要检查线路和接头。6 安装时，可以分批接入，每一组接入时，记录每一组的功率，组串之间功率相差不超过 2。7 安装地方通风不畅通，逆变器热量没有及时散播出去，或者直接在阳光下曝露，造成逆变器温度过高。8 逆变器有双路 MPPT接入，每一路输入功率只有总功率的 50。原则上每一路设计安装功率应该相等，如果只接在一路 MPPT端子上，输出功率会减半。9 电缆接头接触不良，电缆过长，线径过细，有电压损耗，最后造成功率损耗。10 光伏电站并网交流开关容量过小，达不到逆变器输出要求。4.9 交流侧过压故障电网阻抗过大，光伏发电用户侧消化不了，输送出去时又因阻抗过大，造成逆变器输出侧电压过高，引起逆变器保护关机，或者降额运行。常见解决办法有1 加大输出电缆，因为电缆越粗，阻抗越低。2 逆变器靠近并网点，电缆越短，阻抗越低