光伏电站光伏并网逆变器检修规程Word下载.docx
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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
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
MPPT电压范围
460～850V
MPPT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
98.7%
欧洲效率
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
电网监测
接地故障监测
过热保护
绝缘监测
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
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
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；
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。
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%；
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
奇次谐波次数
谐波电流限制（%）
偶次谐波次数
3rd-9th
4.0
2nd-10th
1.0
11th-15th
2.0
12th-16th
0.5
17th-21st
1.5
18th-22nt
0.375
23rd-33rd
0.6
24th-34th
0.15
35th以上
0.3
36th以上
0.075
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%；
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4%；
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%；
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；
光伏并网逆变器的待机功耗不应大于100W。
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；
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；
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
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。
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；
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
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。
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；
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；
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；
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。
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。
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。
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。
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。
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；
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；
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；
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。
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纯正弦波输出，THD<
2%,符合国家并网标准；
4安全有效的反孤岛控制，确保工作人员人身安全；
56超过98.5%的最高效率，最大程度的减少损耗；
78使用RS485通信接口；
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；
5.2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：
6.2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：
检修规程、技术参数整定通知单等；
6.4检修项目：
表2-4正常检修项目与标准
序号
检修项目
检修标准
验收质检点
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；
W
2
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；
3
各负荷开关检查，辅助接点检查。
清扫检查、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
5
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
6
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
7
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
8
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
9
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。
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
7.光伏并网逆变器试验要求
7.1一般要求：
7.2试验要求：
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。
1）检修前的设备状态、故障现象、缺陷情况及设备退出原因；
2）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。
7.5检修质量与验收：
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
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。
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