光伏电站光伏并网逆变器检修规程

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光伏电站光伏并网逆变器检修规程1.范围本标准规定光伏并网逆变器设备的维护检修的基本内容；本标准适用于光伏电站光伏并网逆变器检修维护。2.规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。3.设备规范3.1光伏并网逆变器形式及主要参数3.1.1光伏并网逆变器形式为三相户内式光伏并网逆变器；3.1.2光伏并网逆变器性能参数；表2-1北京意科500kW逆变器技术参数设备名称并网逆变器

1型号YGI-T500KTL输入数据最大直流输入功率550kWp直流输入电压范围MPPT（UDC）500Vdc～820Vdc最大直流输入电压（UDC.max）880V最大直流输入电流（IDC.max）1100A输出数据额定交流功率500kW电网工作电压范围（UAC）270Vrms±10%电网频率50Hz总电流波形畸变率<3%功率因数>0.99最大效率98.5%功率损耗待机功耗（夜晚）<100W

2防护等级及环境条件符合EN60529国际防护等级标准IP20允许环境温度（T）-20℃-+40℃相对湿度,不冷凝15%-93%最高海拔（高于海平面）2000米表2-2阳光电源500kW逆变器技术参数输入最大输入功率560KW最大输入电压1000V启动电压500V最小工作电压460V最大输入电流1220A

3MPPT电压范围460～850VMPPT数量1输入连接端数8/16输出额定输出功率500KW最大输出视在功率550KVA最大输出电流1008A总电流波形畸变率<3%(额定功率)额定电网电压315V电网电压范围252～362V额定电网频率50/60Hz电网频率范围47～52Hz/57～62Hz功率因素范围0.9超前～0.9滞后隔离变压器无直流分量<0.5%额定输出电流效率

4最大效率98.7%欧洲效率98.5%保护输入侧断路设备直流负荷开关输出侧断路设备交流负荷开关直流过压保护具备交流过压保护具备电网监测具备接地故障监测具备过热保护具备绝缘监测具备常规数据尺寸（宽×高×深）1606×2034×860mm重量1250kg工作温度范围-30~+55℃夜间自耗电<20W

5外部辅助电源电压380V，3A冷却方式温控强制风冷防护等级IP21相对湿度0~95%无冷凝最高海拔6000m(＞3000m降额)排风需求量4500m3/h显示彩色触摸屏通讯RS485/Modbus，以太网3.2逆变器工作性能3.2.1光伏并网逆变器使用的环境条件环境温度：户内型为-20℃～+40℃；相对湿度≤93%，无凝露；无剧烈震动冲击,垂直倾斜度≤50；工作环境应无导电爆炸尘埃,应无腐蚀金属和破坏绝缘的气体和蒸汽；3.2.2光伏并网逆变器正常使用的电网条件

6光伏并网逆变器应在下列电网条件下正常运行：1）电压总谐波畸变率小于3%的公用电网；2）35kV及以上正、负电压偏差的绝对值之和不超过标称电压10%的电网电压；20kV及以下三相电压的允许偏差为额定电压的±7%电网电压；3）频率允许偏差值在49.5Hz～50.5Hz的电网。3.2.3光伏并网逆变器的性能指标3.2.3.1逆变效率光伏并网逆变器最大效率应不低于98.3%，其实际最大效率值应在产品铭牌上明确标注。欧洲效率不低于97.7%；3.2.3.2光伏并网电压电流谐波光伏并网逆变器在运行时不造成电网电压波形过度畸变和注入电网过度的谐波电压和谐波电流，以确保对连接到电网的其他设备不造成不利影响；光伏并网逆变器带载运行时，电流总谐波畸变率不超过5%，奇次、偶次谐波电流含有率不超过下表的要求：表2-3奇次、偶次谐波电流含有率

7奇次谐波次数谐波电流限制（%）偶次谐波次数谐波电流限制（%）3rd-9th4.02nd-10th1.011th-15th2.012th-16th0.517th-21st1.518th-22nt0.37523rd-33rd0.624th-34th0.1535th以上0.336th以上0.0753.2.3.3输出电压光伏并网逆变器交流输出三相电压的允许偏差不超过额定电压的±10%；3.2.3.4直流分量光伏电站并网运行时，光伏并网逆变器向电网馈送的直流分量不超过其交流额定值的0.5%；3.2.3.5电压不平衡度光伏电站并网运行时，光伏并网逆变器接入电网的公共连接点的负序电压不平衡度不超过2%，短时不得超过

84%；光伏并网逆变器引起的负序电压不平衡度不超过1.3%，短时不超过2.6%；3.2.3.6噪声当光伏并网逆变器输入电压为额定值时，在距离设备水平位置1m处，用声压级计测量满载时的噪声不大于60dB；3.2.3.7待机功耗光伏并网逆变器的待机功耗不应大于100W。3.2.4光伏并网逆变器的电磁兼容性3.2.4.1电压波动和闪变光伏电站通过并网逆变器接入电网后，单独引起公共连接点处的电压波动限制不超过2%；公共连接点处短时间（10min）闪变不超过0.9，长时间（2h）闪变不超过0.7。并且在并网运行时电压波动和闪变的限制不超过GB/Z17625.3和GB17625.2规定的要求；3.2.4.2发射要求

9光伏并网逆变器连接到电网后，正常运行时的电磁发射不超过GB17799.4规定的发射限值；3.2.4.3抗扰度要求1)静电放电抗扰度光伏并网逆变器静电放电抗扰度符合GB/T17626.2标准抗扰度等级3的要求，即空气放电8kV和接触放电6kV,试验结果符合GB/T17626.2标准第9条中b类要求；2)射频电磁场辐射抗扰度光伏并网逆变器射频电磁场辐射抗扰度采用GB/T17626.3试验等级3的要求，试验场强10V/m，试验结果符合GB/T17626.3标准中a类要求；3)电快速瞬变脉冲群抗扰度光伏并网逆变器电快速瞬变脉冲群抗扰度采用GB/T17626.4试验等级3的要求，电源端2kV,信号控制端1kV，试验结果符合GB/T17626.4标准中b类要求；4)浪涌抗扰度

10当光伏并网逆变器电源端口施加1.2/50us的浪涌信号，试验等级为线对线±1kV，线对地24±2kV，试验结果符合GB/T17626.5标准中第9条b类的要求；5)射频场感应的传导骚扰抗扰度光伏并网逆变器传导抗扰度采用GB/T17626.6中试验等级3，试验结果符合GB/T17626.6标准中a类要求；6)电压暂降、短时中断和电压变化的抗扰度根据光伏并网逆变器的预期工作环境，按GB/T17626.11中附录B的规定选择试验等级，光伏并网逆变器应能承受所选试验等级的电压暂降、短时中断和电压变化的抗扰度试验。3.2.5光伏并网逆变器的保护功能3.2.5.1电网故障保护1)过/欠压保护当光伏并网逆变器交流输出端电压超出规定的电压允许值范围时，光伏并网逆变器停止向电网供电，同时发出报警信号；

11光伏并网逆变器能检测到异常电压并做出反应。电压的方均根值在逆变器交流输出端测量，其值满足相关规定的要求；2)过/欠频保护当光伏并网逆变器交流输出端电压的频率超出规定的允许频率范围时，光伏并网逆变器应在0.2s内停止向电网供电，同时发出报警信号；3)防孤岛效应保护当电网出现故障时，逆变器采用主动式和被动式两种互补的方式进行孤岛检测，在2S内停止向电网供电，同时发出报警信号，以达到自我保护及人员保护；4)恢复并网保护由于超限状态导致光伏并网逆变器停止向电网供电后，在电网的电压和频率恢复到正常范围后的20s到5min，光伏并网逆变器不向电网供电；5)过流保护

12光伏并网逆变器对交流输出具有过流保护，过电流不大于额定电流的150%，并在0.1s内停止向电网供电，同时发出警示信号。故障排除后，光伏并网逆变器能正常工作。3.2.5.2防反放电保护当光伏并网逆变器直流侧电压低于允许工作范围或逆变器处于关机状态时，光伏并网逆变器25直流侧无反向电流流过；3.2.5.3极性反接保护当光伏方阵的极性接反时，光伏并网逆变器能保护而不会损坏。极性正接后，光伏并网逆变器能正常工作；3.2.5.4过载保护当光伏方阵输出的功率超过光伏并网逆变器允许的最大直流输入功率时，光伏并网逆变器自动限流工作在允许的最大交流输出功率处，温度超过允许值的情况下，光伏并网逆变器停止向电网供电。恢复正常后，光伏并网逆变器能正常工作；3.2.5.5其它保护

13逆变器还具有电网断电保护、漏电保护、过温保护、逆变器故障保护、DSP故障保护、直流母线过电压保护等功能，并提供报警信号。3.2.6低电压穿越功能在电网电压出现瞬时跌落时，逆变器可保证以额定电流为电网供电，为电网尽可能大的提供电能支持，对提高电网的稳定性也极大的帮助。3.2.7光伏并网逆变器的绝缘耐压性能3.2.7.1绝缘电阻光伏并网逆变器的输入电路对地、输出电路对地以及输入电路与输出电路间的绝缘电阻不小于1M?。绝缘电阻只作为绝缘强度试验参考。3.2.7.2绝缘强度光伏并网逆变器的输入电路对地、输出电路对地以及输入电路与输出电路间能承受50Hz、2000V的正弦交流电压1min，且不击穿、不飞弧，漏电电流＜20mA。3.2.8光伏并网逆变器的测控要求

143.2.8.1控制设备要求及功能YGI-T500KTL光伏并网逆变器使用了高性能且最新的功率器件，如德国英飞凌公司的具有高温度等级、高鲁棒性、低饱和压降、大容量的IGBT器件；光伏并网逆变器的控制系统采用高性能TI32位定点DSP控制芯片为核心的微处理器，控制系统能稳定的实现最大功率点跟踪的控制，以确保逆变器获得最大的功率输入；光伏并网逆变器提供通讯装置，采用RS485通讯接口。3.2.8.2光伏并网逆变器的启动及同期光伏并网逆变器能根据日出和日落的日照条件，实现自动开机和关机。光伏并网逆变器启动运行时确保光伏发电站输出的有功功率变化不超过所设定的最大功率变化率。当光伏电站因系统要求而停运，而后逆变器要重新启动并网时，尤其需要考虑该制约因素；3.2.8.3光伏并网逆变器的人机接口

15光伏并网逆变器在面板上设置液晶屏，以实现操作人员的现地手动操作。通过液晶屏可实现对主要设备的手动控制。液晶屏能显示逆变器的主要运行参数、状态、故障等信息量；3.2.8.4光伏并网逆变器的显示及报警液晶屏的显示主要包括：直流电压、直流电流、直流功率、交流电压、交流电流、并网逆变器机内温度、时钟、频率、功率因数、当前发电功率、日发电量、累计发电量、每天发电功率曲线等。故障量信号包括：电网电压过高、电网电压过低、电网频率过高、电网频率过低、直流电压过高、并网逆变器过载、并网逆变器过热、并网逆变器短路、散热器过热、光伏并网逆变器孤岛、DSP故障、通讯失败等；3.2.8.5光伏并网逆变器的历史数据采集和存储光伏并网逆变器要求能够分别以日、月、年为单位记录和存储数据、运行事件、警告、故障信息等。3.2.9光伏并网逆变器的技术特点

163.2.9.1采用性能强劲的TI32位定点DSP芯片，确保逆变器功能丰富；3.2.9.2实时高效的MPPT（最大功率点跟踪）技术，太阳能利用率更高；3.2.9.3纯正弦波输出，THD<2%,符合国家并网标准；3.2.9.4安全有效的反孤岛控制，确保工作人员人身安全；3.2.9.5采用自诊断算法和齐全的软硬件保护，有效的防止逆变器损坏；3.2.9.6超过98.5%的最高效率，最大程度的减少损耗；3.2.9.7采用8寸，16位色触摸式TFT显示器作为人机界面，操作简便直观；3.2.9.8使用RS485通信接口；3.2.10光伏并网逆变器的工艺要求3.2.10.1光伏并网逆变器交流各相、直流正负导线有不同色标；3.2.10.2选用质量可靠的输入输出端子，充分考虑电缆的安装与固定；3.2.10.3柜内元件位置编号、元件编号与图纸一致，并且所有可操作部件均用中文标明功能；

173.2.10.4柜体结构安全、可靠；易损件的设计与安装便于维护及拆装；3.2.10.5各元件板有防尘装置，柜体设计考虑通风、散热；3.2.10.6光伏并网逆变器柜内有保护接地。4.总则4.1逆变器是光伏电站的重要设备，对电站稳定运行有着非常重要的作用，因此逆变器的检修、维护、调试工作按本标准执行；4.2光伏并网逆变器检修维护人员负责逆变器的调试、检修、事故处理及日常维护工作；4.3光伏并网逆变器检修调试完毕，检修维护人员应及时详细交代逆变器的技术变动情况和整定参数；负责整理原始资料，提交试验报告，修改图纸，并及时录入设备管理台帐和电子台帐。5.光伏并网逆变器的日常维护：5.1检查各指示灯及信号指示是否正常，开关位置是否正常；

185.2检查设备的各电气元器件有无过热、异味、断线等异常情况；5.3检查逆变器功率模块运行是否正常；5.4定期清扫光伏并网逆变器的盘、柜等设备；5.5定期检查设备的绝缘情况；5.6定期分析设备的健康情况；5.7设备运行中发现的缺陷应尽快组织检修人员检修处理，防止故障范围扩大。6.光伏并网逆变器检修6.1一般要求：6.1.1对光伏并网逆变器进行检修是提高设备健康水平，保证设备安全运行的有效措施，应按计划进行检修，检修应保证质量，使设备经常处于良好的运行状态；6.1.2检修工作应作到准备充分，项目明确，工艺与质量要求具体；6.1.3检修工作中应做好充分的安全措施，确保设备及人身安全；

196.1.4检修工作应服从统一的管理和调度，按时按计划完成维修任务；6.1.5检修工作的项目应在充分调查的基础上作出明确的安排，没必要实施项目可根据设备运行的健康情况予以删减。6.2检修间隔及检修停用期的确定：光伏并网逆变器运行中遗留的设备缺陷应尽可能消除，减少带病运行时间。6.3检修前的准备工作：6.3.1根据检修计划，做好人力组织分工，技术文件准备和技术交底工作。技术文件包括：施工方案、施工图纸、各种记录表格、上次检修报告、设备的技术说明书、用户使用手册、计算机软件文本、设备的检修规程、技术参数整定通知单等；6.3.2制定符合现场实际的安全措施和技术措施；6.3.3专用仪器、仪表、工具和安全用具应齐备、完好；6.3.4检修所用的材料、备件到货，尤其是特殊材料、备件应领到现场。6.4检修项目：

206.4.1检修项目：正常检修项目与标准见表表2-4正常检修项目与标准

21序号检修项目检修标准验收质检点1光伏并网逆变器所属的各种盘、柜、元器件的清扫、检查盘柜及各元器件清洁无灰尘；W2功率模块、交、直流侧配电装置、防雷器单元、接地单元、监控模块、盘柜按钮接点、指示灯、检查各电路板表面元件无烧损现象，电路板、表计校验检查正常、各模块参数、数据采集正常。清扫检查、干净、无积灰；交、直流侧配电柜内电缆、接地连接铜排无腐蚀烧灼现象，螺丝紧固；W3各负荷开关检查，辅助接点检查。清扫检查、W

22干净、无积灰、继电器接点无粘连、发热、烧损现象；4操作回路检查操作回路动作正确W5光伏并网逆变器基本功能，辅助功能定值检测，每年一次现场试验定值正确W6光伏并网逆变器与上位机通信及显示功能检查通信及上位机显示值与现地相同W7光伏并网逆变器各种保护功能的操作模拟检查保护功能动作正确W8运行中发现的缺陷，可以延迟到检修中进行的项目缺陷消除W9W

23光伏并网逆变器功率模块、风扇、防尘网开箱清扫检查、更换清扫检查干净，无积灰、无堵塞，检查无裂纹、无渗液；10光伏并网逆变器检修后的试验试验动作正确H注意：1)防止人身静电、工器具静电对设备的损害；2)严禁在电路板、装置等设备上采用带腐蚀作用的清洗剂；3)严禁用酒精擦拭继电器外壳。6.4.2检修、试验项目的确定：根据设备的实际运行周期对检修、试验项目适当增减和调整，调整的原则是：既要确保设备健康，不带病运行，又要减少检修时间和设备拆修范围，以保证设备按期、健康地投入运行。6.5装置检修注意事项6.5.1拆卸逆变模块的原则是自上而下进行拆卸，以防止机柜因重心太高而倾倒；

246.5.2逆变模块拔出5分钟后才可进行模块的维护，10分钟后才能重新插入机柜；装置检修时应将电源切断，并进行验电后方可进行设备检修，以防人身触电事故；6.5.3将逆变模块装入机柜，并打紧连接螺钉；6.5.4装置试验时，应严格按照正确的操作程序进行，防止误操作。7.光伏并网逆变器试验要求7.1一般要求：7.1.1检修后的光伏并网逆变器必须经过试验合格后才能投入运行；7.1.2检修后的试验项目由检修人员参照本规程所列项目，根据设备检修情况自行确定和安排，公司安全技术部备案。特殊试验项目有主管专业人员批准的检查。7.2试验要求：7.2.1试验中所使用的仪器、仪表必须达到试验项目的要求和准确级；

257.2.2为了保证试验数据的可信度，试验中应有足够的数据和录制量，并应保证数据采集的同步性；7.2.3试验应参考原始记录数据，与原始数据有较大误差时应查明原因或重新试验，得出可信任的结论；7.2.4试验中应按仪器、仪表的要求和规范使用，试验时仪器应稳妥放置，尽量减少震动和试验误差；7.2.5试验前必须采取稳妥可靠的安全措施，防止人身伤害及设备损坏；7.2.6各试验项目的技术要求，指标应按照有关设备的试验标准执行，降低标准应经厂总工程师批准；7.2.7设备试验不合格应坚决重修或更换，不得带病运行。7.3试验方法：7.4检修试验记录：光伏并网逆变器的检修应有完整的检修记录及试验记录。7.4.1检修试验记录应包括以下内容：1)检修前的设备状态、故障现象、缺陷情况及设备退出原因；

262)检修主要工作项目、实施措施、缺陷处理及效果；3）系统结构、设备及元件变动记录，软件变动记录及软件变动后的文本，新装设备、元器件的型号、主要技术参数、厂家编号、出厂日期、安装时间、施工人员等；4）检修试验使用的主要仪器、仪表的型号、规格和厂家编号、试验接线简图；5）检修工作的材料消耗、人工和费用记录；6）设备的停用和检修起止日期及其它需要说明的情况；7）检修遗留问题的补充说明；8）工作人员、验收人员签字。7.4.2检修试验记录由工作负责人和工作班成员负责记录、整理。7.5检修质量与验收：7.5.1质量检查和验收实行检修人员和班组自检、维护部和安全监督与生产技术部门验收的分级检查验收制度；7.5.2各检修、试验的重要工序的分级验收应填写分级验收记录；

277.5.3质检验收必须坚持高标准、严要求、谁验收谁签字。对于检修、验不合格的设备、质检人员有权拒签，并责成有关工作班重修和重试。8.光伏并网逆变器检修总结和技术文件整理光伏并网逆变器的检修报告应有以下基本内容：8.1检修设备的编号、型号、生产厂家、产品编号；8.2设备计划检修和实际检修的起止日期；8.3设备检修的计划工日和实际消耗工；。8.4检修工作评语；8.5简要文字总结；8.6检修的试验记录报告和结果分析报告；8.7设备的评定级别；8.8补充说明；8.9检修、试验工作负责人和工作班成员名单；8.10检修、试验工作负责人的签名；8.11检修报告和技术文件的整理应采用计算机进行。9.光伏并网逆变器备品备件

28应储备下列易损件及备件：9.1逆变模块、熔断器；9.2测量、监控装置的元器件；9.3系统中的易损件。