光伏电站检修规程.docx
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光伏电站检修规程
企业标准
光伏电站
检修规程
试行
编制：
审核：
批准：
有限公司发布
2015-09-发布2015-10-实施
前言
本规程是为光伏发电站设备检修编制的技术标准文件，是企业标准化管理体系文件的组成部分。
本标准在试行中，发现并提出有待改进的地方恳请指正，以便修正完善。
本标准由有限公司提出。
本标准由工程管理部归口。
本标准起草单位：
公司
本标准主要起草人:
审核：
审定：
批准：
本标准由工程管理部负责解释。
本标准2015年9月30日发布，10月1日实施。
本标准的版本及修改状态：
A/1。
第一章光伏组件检修规程
1.范围
本规程适用于光伏电站太阳能光伏电池组件的检修事宜。
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。
”
DL/T838－2003发电企业设备检修导则
GB2297-1989太阳光伏能源系统术语
GB6495-86地面用太阳电池电性能测试方法
GB/T11012-1989太阳电池电性能测试设备检验方法
SJ/T2196-1982地面用硅太阳电池电性能测试方法
3.光伏组件设备规范：
型号
SYP260P
种类、数量
多晶硅、155232
最大功率（Pmax）
260Wp
组件尺寸
1650*992*35*30mm
开路电压（Voc）
37.5V
组件转换效率
>15.7%
短路电流（Isc）
9.24A
峰值功率的温度系数
-0.39%/℃
工作电压（Vmppt）
30.5V
开路电压的温度系数
-0.33%/℃；
工作电流（Imppt）
8.35A
短路电流的温度系数
+0.033%/℃
填充因子
76.26%
重量
19.5kg
生产厂家
4.光伏组件检修规定
4.1准备工作
4.1.1运维值长按本规程中检修操作要求，办理好停电有关手续和工作票手续；
4.1.2将检修工作班人员、材料、工具、准备好，同时将检修工作程序安排好，并传达到所有参与人员；
4.1.3由运维值长负责统一指挥，力求参加检修工作的人员思想一致，行动统一，分工协作合理，以便高效率完成工作。
4.2检修内容
4.2.1检查光伏组件外观锈蚀、损坏情况、设备温度、导线的绝缘老化程度，光伏组件是否被破坏；
4.2.2如确需更换损坏的光伏组件，将需更换的光伏组件的正负极接线从接头处拔开，卸下固定光伏组件的螺钉，取下光伏组件，安装新更换的光伏组件，装上固定螺钉，安装时应注意光伏组件不应受各方应力，以免光伏组件受应力而损坏，安装完后检查背板接线盒电缆线连接情况，再将正负极接线插入接头，连接时应注意电缆极性；更换工作完毕时，恢复上述措施。
此项工作尽量在夜间光伏阵列停运时进行；
4.2.3检查阵列支架是否牢固，必要时对支架进行紧固，紧固过程中严禁对光伏组件造成应力；
4.2.4检查背板接线盒是否进水，接线端子是否有过热、烧灼痕迹，检查旁路二极管是否损坏；
4.2.5工作完成后应认真作好各种记录。
5.光伏组件的检修注意事项
5.1停电后应验电；
5.2操作时，应穿绝缘鞋、戴绝缘手套、一名操作、一名监护，其中对设备较熟悉者监护，操作人和监护人应先对所填写的操作项目认真核对；
5.3更换电池板时，应将电池板两侧短接；
5.4更换电池板时应避免对其造成应力。
第二章直流防雷汇流箱检修规程
1.范围
本标准规定了光伏电站直流防雷汇流箱运行规程；
本标准制定的目的是为了光伏电站投产后能够做好设备的检修工作，保证电站安全稳定的运行而制定的。
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。
GB7251-97低压成套开关设备
GB14048.1-5-2000低压开关设备和控制设备
GB4026/T-1992电器接线端子的识别和用字母数字符号标志接线端子的原则
GB/T4942.2-93低压电器外壳防护等级
IEC60269低压熔断器
IEC60439低压开关设备和控制设备成套装置
GB/T13384—1992机电产品包装通用技术条件
GB/T191-2008包装储运图示标志
GB/T20046-2006光伏（PV）系统电网接口特性
SJ/T11127-1997光伏（PV）发电系统过电保护－导则
3.设备主要技术参数
最大工作电压
1000Vdc
长*宽*高
650*480*180mm
最大支路输入电流
8.53A
最大汇流功率
76.92kW
最大输入路数
16
重量
25kg
熔断器额定电流
15A
直流断路器型号/厂家
GM5-250P/北京人民
熔断器型号/厂家
SLPV-30D1000V30A/乐清新力
避雷器型号/厂家
PMD40-1000/31000VDC/深圳新维
防护等级
IP65
绝缘电阻
20MΩ
运行环境温度
-25~+60℃
串列电流监测
是
生产厂家
4.检修前的准备工作
4.1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；
4.2指定符合现场实际的安全措施和技术措施；
4.3专用仪器、仪表、工具和安全用具应齐备、完好；
4.4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。
检修项目及工艺要求、试验项目和质量标准
5.检修项目及工艺要求、试验项目和质量标准
5.1一般要求：
5.1.1对设备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；
5.1.2检修工作应作到准备充分，项目明确，工艺与质量要求具体；
5.1.3检修工作中应做好充分的安全措施，确保设备及人身安全；
5.1.4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；
5.1.5检修工作的项目应在充分调查的基础上作出明确的安排，非必要项目可根据设备运行的健康情况予以删减。
5.2检修项目：
5.2.1正常检修项目及标准
表6-3正常检修项目及验收标准
序号
检修项目
检修标准
验收质检点
1、
直流防雷汇流箱及所属元器件的清扫、检查
直流防雷汇流箱及各元器件清洁无灰尘
W
2、
信号回路及器件的检查、测试、操作模拟
显示正确
W
3、
各种开关电器的机构及动作情况检查
动作灵活无卡涩
W
4、
操作回路检查
操作回路动作正确
5、
回路电压测试
开路电压在合格范围内
H
6、
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
W
7、
控制系统检修后的试验
试验动作正确
H
6.设备检修后质量验收和试运行
无论是设备大修、小修、临时或事故抢修，都应有完整的检修记录及试验记录。
6.1检修试验记录包括下列内容：
6.1.1检修前的设备状态、故障现象、缺陷处理及设备退出原因；
6.1.2检修主要工作项目、实施措施缺陷处理及效果；
6.1.3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；
6.1.4图纸修改记录；
6.1.5检修后的特性试验数据记录；
6.1.6检修试验使用的主要仪器、仪表的型号、规格和厂家编号、试验接线图；
6.1.7检修工作的材料消耗、人工和费用记录；
6.1.8设备的停用和检修起止日期及其它说明的情况；
6.1.9工作人员、验收人员签字。
6.2检修试验记录由工作负责人和工作班成员负责记录、整理、继电保护装置投运前，技术人员应认真审核检修试验后原始记录及时发现问题及时处理。
6.3检修质量检查与验收
6.3.1质量检查和验收实行项目部自检，发电分公司安全生产与技术监督部验收的验收制度；
6.3.2各检修、试验的重要工序的分级验收应填写分级验收记录；
6.3.3质检验收必须坚持高标准、严要求，谁验收谁签字，对于检修试验不合格的设备，质检人员有权拒签，并责成有关部门重修或重试。
6.4试验要求：
6.4.1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；
6.4.2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；
6.4.3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；
6.4.4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；
6.4.5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；
6.4.6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，降低标准投运时应经主管副经理批准；
6.4.7设备试验不合格应坚决重修或更换，不得带病运行。
6.5检修试验记录：
6.5.1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；
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）图纸修改记录；
5）检修后的试验数据记录；
6）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；
7）检修工作的材料消耗、人工和费用记录；
8）设备的停用和检修起止日期及其它需要说明的情况；
9）检修遗留问题的补充说明；
10）工作人员、验收人员签字。
6.5.2检修试验记录由工作负责人和工作班成员负责记录、整理。
6.6检修质量与验收：
6.6.1质量检查和验收实行检修人员和班组自检、维护部和生产技术部门验收的检查验收制度；
6.6.2各检修、试验的重要工序的验收应填写验收记录；
6.6.3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。
紧急情况的处理方法和注意事项辅助控制系统检修试验要求。
6.7一般要求：
6.7.1检修后的辅助控制系统必须经过试验合格后才能投入运行；
6.7.2检修后的试验项目由检修人员根据系统检修情况自行确定和安排，公司总部调试运行公司工程技术部进行审批和备案。
特殊试验项目要经专业主管人员批准。
7.设备检修总结报告
7.1检修完毕后，应认真总结检修经验和整理检修资料，对材料费用消耗统计，有创造性的技术工艺，成功的技术革新和设备改造成果，应进行专题总结，写出书面报告，检修工作结束后20天内应做出检修工作报告，并整理好技术文件，报公司工程管理部与调试运行公司工程技术部。
7.2检修完毕后，应根据变动情况及时修订图纸和技术说明书，修订后正式竣工的图纸和技术说明书，应在设备投运后20天内交付使用。
7.3检修报告应有以下基本内容：
7.3.1设备编号、型号、生产厂家、产品编号；
7.3.2计划检修和实际检修的起止日期、计划工日、实际消耗工日、计划费用和实际消耗费用；
7.3.3检修试验记录报告和结果分析报告；
7.3.4检修工作评语和简要文字总结；
7.3.5设备的评定级别。
7.3.6检修工作负责人及工作班成员名单和检修试验工作负责人签名。
辅助控制系统检修总结和技术文件整理。
8.设备大小修的检修周期
8.1直流防雷汇流箱随光伏阵列的检修同时进行，其它检修视情况另行安排；
8.2直流防雷汇流箱控运行中遗留的设备缺陷应尽可能利用电站停机备用或临时检修机会消除，减少带病运行时间。
9.设备日常维护项目
直流防雷汇流箱的日常维护由辅助控制系统的检修人员负责，其日常维护工作有：
9.1信号指示是否正常，开关位置是否正常；
9.2检查系统的各电气元器件有无过热、异味、断线等异常情况；
9.3定期清扫直流防雷汇流箱；
9.4定期检查设备的绝缘情况；
9.5定期分析设备的健康情况；
9.6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；
9.7自动化元件的检修与调试。
第三章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外式光伏并网逆变器；
3.1.2光伏并网逆变器性能参数；
型号
ASP-500KW
数量
72台
最大输入功率
550kW
额定输出功率
500kW
最大输入电压
1000Vdc
额定输出电压
400Vac
最大输入电流
550A×2
额定输出电流
830A
最大功率跟踪（MPPT）范围
500V-820V
额定频率
50Hz
输出电流波形失真度
＜3%（额定功率下）
输出直流分量
＜0.5%（额定功率下）
输出功率因数
0.9（超前）-0.9（滞后）
最大效率
97.4%
最大故障电流
1410Aac
欧洲效率
96.8%
绝缘电阻
＞2（1000Vdc）MΩ
防护等级
IP20
使用温度范围
-25℃～55℃
噪音
＜70dB
损耗（夜晚）
＜100W
冷却方式
风冷
重量（kg）
2288
外形尺寸（宽×深×高）
3800mm×800mm×2220mm
生产厂家
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：
户外型为-25℃～55℃；湿度范围0-95%，无冷凝；
无剧烈震动冲击,垂直倾斜度≤5º；
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
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97.4%，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96.8%；
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
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-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
3.2.3.3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%；
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70dB；
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
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
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±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；
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。
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
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1MΩ。
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
3.2.8.1控制设备要求及功能
ASP-500KW光伏并网逆变器使用了高性能且最新的功率器件，具有高温度等级、高鲁棒性、低饱和压降、大容量的IGBT器件；
ASP-500KW光伏并网逆变器的控制系统使用两个DSP控制整个系统，运用基于嵌入式系统和MCGS的高清真彩全触摸液晶屏进行智能化操作，使得这种控制更可靠、更准确、更灵活、更方便，效率更高。
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
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
3.2.9.1采用性能强劲的TI32位定点DSP芯片，确保逆变器功能丰富；
3.2.9.3实时高效的MPPT（最大功率点跟踪）技术，太阳能利用率更高；
3.2.9.4纯正弦波输出，THD<3%,符合国家并网标准；
3.2.9.5安全有效的反孤岛控制，确保工作人员人身安全；
3.2.9.6采用自诊断算法和齐全的软硬件保护，有效的防
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