DB3305-T 214-2021光伏发电站运行管理与维护规范

ICS27.160

CCSF12

DB3305

浙江省湖州市地方标准

DB3305/T214—2021

光伏发电站运行管理与维护规范

Specificationfortheoperationsmanagementandmaintenanceofphotovoltaicpower

stations

2021-11-15发布2021-11-16实施

湖州市市场监督管理局发布

DB3305/T214—2021

目次

前言..............................................................................II

1范围..............................................................................1

2规范性引用文件....................................................................1

3术语和定义........................................................................1

4运行管理..........................................................................2

5运行维护..........................................................................2

6评价与改进........................................................................6

附录A（资料性）光伏发电站定期维护项目表..........................................8

附录B（规范性）故障的排查、分析及排除方法.......................................12

附录C（规范性）运行管理与维护评分规则...........................................16

I

DB3305/T214—2021

前言

本文件按照GB/T1.1-2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定

起草。

本文件由湖州市发展和改革委员会提出。

本文件由湖州市发展和改革委员会归口。

本文件起草单位：浙江省湖州市吴兴区织里镇人民政府、浙江经略规划设计咨询有限公司、浙江省

标准化研究院。

本文件主要起草人：杨治、陈勇杰、徐丹、费潇、盛静然、史宁慧、陈文汉、何洁、林峰、应珊婷、

蒋宁一。

II

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光伏发电站运行管理与维护规范

1范围

本文件规定了光伏发电站系统运行管理与维护的内容和要求及评价与改进等内容。

本文件适用于380V或10kV电压等级接入用户侧，且验收合格并投入使用的新建、改建和扩建的

分布式光伏发电系统（以下简称光伏发电站）运行管理与维护。分布式户用光伏发电站可参照执行。

2规范性引用文件

下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文

件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用

于本文件。

GB26860-2011电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分

GB/T35694光伏发电站安全规程

GB/T38335光伏发电站运行规程

DL/T596电力设备预防性试验规程

3术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。

3.1光伏发电站photovoltaic(PV)powerstation

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。

[来源：GB/T35694-2017，3.6]

3.2光伏组件photovoltaic(PV)module

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电池组合装置。又称太阳

电池组件（solarcellmodule）。

[来源：GB/T38335-2019，3.1]

3.3并网逆变器grid-connectedinverter

将来自光伏方阵或光伏组件的直流电转换为符合电网要求的交流电并馈入电网的设备。

3.4直流汇流箱directcurrentcombiner-box

在光伏发电系统中将若干光伏组件串并联后接入的装置。

3.5交流汇流箱alternatingcurrentcombiner-box

1

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在组串式逆变器或微型逆变器输出的交流侧并联后接入的装置。

4运行管理

4.1基本要求

4.1.1光伏发电站项目运行的监督管理工作由行业主管部门负责。

4.1.2光伏发电站运行维护企业应配合行业主管部门的监督管理工作。

4.1.3光伏发电站运行维护企业应具备《承装（修、试）电力设施许可证》相应等级的资质。

4.2人员管理

4.2.1光伏发电站的运行维护人员应具备《特种作业（高压）操作证》《特种作业（低压）操

作证》《高压进网许可证》等相关上岗证件。

4.2.2光伏发电站运行维护企业应对运行维护人员的专业知识、操作安全规范以及职业技能等

内容制定培训方案，内容包括培训目的、培训对象、培训内容、培训形式、培训方法、培训考

核、讲师配备、时间进度、人员分工、应急预案等。

4.2.3光伏发电站运行维护企业应对运行维护人员定期开展培训，并形成培训记录。

4.2.4培训结束后，培训单位应对受训对象进行培训考核，对培训项目进行效果评估。

4.3操作要求

4.3.1在配电和发电维护工作之前必须做好安全工作，断开所有应断开开关，确保电容、电感

放电，必要时应穿绝缘鞋和戴绝缘手套，使用绝缘工具，工作完毕后应排除系统可能存在的事

故隐患。

4.3.2光伏发电站运行和维护的全过程应进行详细的记录，所有记录妥善保管，并对每次故障

记录进行分析。

4.3.3运维操作结束后应及时向所属单位回复，上报操作内容和时间等相关信息，并做好记录。

4.3.4值班人员应严格按照相关调度规范接受调令，应先核实身份、职务等相关信息，并对调

令内容、发令时间、发令人等内容做好记录。

4.4应急管理

4.4.1光伏发电站运行维护企业应在突发公共事件的事前预防、事发应对、事中处置和善后管

理过程中，制定应急预案和处置方案建设，并有计划、有步骤地稳步推进。

4.4.2按照处置方案建设规划，组织相应的演练和修改完善工作；

4.4.3光伏发电站运行过程中，如发生人员伤亡、重大设备损坏及事故，项目单位应及时采取

相应应急措施，并向行业主管部门报备。

4.4.4光伏发电站运行过程中，如遇大风、大雨、大雪等极端恶劣天气，项目单位应及时督促

各光伏发电站负责人做好应急管理、安全施工，确保项目无人员伤亡、无建筑物倒塌、无设备

损毁等现象。

5运行维护

5.1一般要求

2

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5.1.1光伏发电站运行、维护、检修和调试安全的技术要求应按符合GB/T35694的相关规定，

作业过程应符合GB26860-2011中第4章的要求。

5.1.2光伏发电站的部件应始终在产品标准规定的范围之内运行，达不到要求的部件应及时维

修或更换。

5.1.3光伏发电站的部件在运行时，温度、声音、气味等不应出现异常情况，指示灯应正常工

作并保持清洁。

5.1.4光伏发电站的部件周围不应堆积易燃易爆物品，设备本身及周围环境应通风散热良好，

设备上的灰尘和污物应及时清理。

5.1.5光伏发电站的部件上的各种警示标识应保持完整，各个接线端子应牢固可靠，设备的接

线孔处应采取有效措施（例如使用防火泥进行封堵）防止蛇、鼠等小动物进入设备内部。

5.1.6日常巡检应与带电设备保持足够安全距离。

5.1.7光伏发电站应根据实际情况确定定期维护项目，定期维护项目表见附录A。

5.2生产准备

5.2.1生产、技术准备工作

5.2.1.1按照已投运光伏发电系统标准化管理要求，健全本发电站运行、检修、试验等技术标准；

5.2.1.2完善光伏发电系统各类台账、报表等工作；

5.2.1.3制定设备标志标号方案：编制光伏发电站设备编号；编制生产现场设施、设备等安全与生产

标志标号标识方案；制作、安装、设备相应安全与生产标志标号；拍摄和收集工程资料并进行标注和管

理；

5.2.1.4收集、统计电气设备参数及涉网设备的继电保护定值试验报告。

5.2.2物资管理工作

5.2.2.1建立生产准备期的办公、劳保和工器具等用品的物资管理台账，配置满足安全生产需求的安

全、劳动、防护用品。

5.2.2.2指定备品备件及消耗性材料计划，以满足正常的发电需要，做好发电站备品备件的验收、入

库、出库及使用管理。

5.3设备管理

5.3.1加强设备运行管理，除对设备按规定检修外，还应进行预防性检查,做好运行维护工作，

使设备经常处于完好状态。

5.3.2光伏发电系统接入电网设备的预防性试验应符合DL/T596的规定。

5.3.3设备缺陷应按以下等级进行监视评估，加强管理，以阻止事故的发生：

a)紧急缺陷：威胁人身及设备安全、严重影响出力、设备使用寿命及供电质量，有可能发展成为

事故，必须当即处理的缺陷；

b)重要缺陷：缺陷较大对设备出力、使用寿命及正常运行有一定影响，发展下去对人身和设备安

全威胁的缺陷，但通过加强监视或采取适当的措施能够继续运并应限时处理缺陷；

c)一般缺陷：对人身安全和设备使用没有立即影响，且不致发展成为重要缺陷，但在运行中应注

意监视，需列入检修计划的缺陷。

5.3.4当发现缺陷时，值班人员应立即报告电气负责人或有关领导，取得处理方法，采取果断

措施并计入值班记录薄和缺陷记录薄中。

5.3.5应建立发电站异常部品和设备的维修更换流程，及报废品处理的制度。

3

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5.3.6废弃组件及设备处理制度应包含下列规定：

d)更换下来的光伏组件，做好记录，经值班长审核后，返回生产厂家，或交给有处理资质的企业

统一处理；

e)损害的电气设备，做好记录，经值班长审核后，返回生产厂家，或交给有处理资质的企业统一

处理。

5.4光伏组件

5.4.1检查组件表面是否清洁无污秽，铭牌是否完好无损。

5.4.2检查组件是否存在闪裂纹、玻璃破碎、背板灼焦，电池片是否有明显的颜色变化等现象。

5.4.3检查组件中是否存在与组件边缘或任何电路之间形成连通通道的气泡。

5.4.4检查组件接线盒有无变形、扭曲、开裂或烧毁，MC4公母插头联接是否正常，无虚插。

5.4.5检查组件采用边框压块固定的光伏组件是否紧固，无松动和缺损等现象。

5.4.6检查组件边框是否通过连接线与支架形成良好接地。

5.4.7检查并确保彩钢瓦屋面MC4连接器没有被放在彩钢瓦屋面上。

5.4.8在太阳辐射强度基本一致的条件下，直流钳型电流表测量同一个直流汇流箱中各光伏组

件串相同朝向的输入电流，其偏差应不超过5%。

5.4.9清洗组件时宜使用干燥或潮湿的柔软洁净的布料擦拭光伏组件表面，不应使用腐蚀性溶

剂或用硬物擦拭光伏组件表面，做到一掸二刮三清洗。

5.4.10光伏组件表面清洗宜在辐照度低于200W/m2的情况下进行。

5.4.11清洗时间建议每季度一次，视光伏组件表面污秽情况适当增减。

5.4.12光伏组件不应在风力大于4级、大雨或大雪的气象条件下清洗光伏组件。

5.4.13光伏组件维护时，任何人、任何时候都不应踩踏组件任何部位。

5.5其他部件

5.5.1支架

5.5.1.1检查所有螺栓、焊缝和支架连接处是否牢固可靠。

5.5.1.2检查支架表面的防腐涂层，不应出现开裂和脱落现象，否则应及时处理。

5.5.1.3检查支架与屋面防雷接地系统连接是否可靠，接地电阻是否符合相关设计规定。

5.5.2桥架

5.5.2.1检查桥架是否存在锈蚀、损坏；

5.5.2.2检查桥架盖板是否固定牢靠，风雨天过后要及时巡查，以免出现被风刮跑现象；

5.5.2.3检查金属电缆桥架与桥架间应用接地线是否可靠连接，并引出线可靠搭接防雷接地网；

5.5.2.4检查屋顶下楼至配电房竖直桥架是否采用螺栓固定或加装抱箍或者不锈钢扎带，防止大风刮

落砸伤物体或行人。

5.5.3汇流箱

5.5.3.1直流汇流箱

a)检查桥汇流箱表面有无锈蚀、损坏。结合实际情况及时有效进行防腐加强处理。

b)检查金属汇流箱外壳是否可靠接地。

c)定期对汇流箱断路器进行分断试验，确保断路器动作灵活可靠。

5.5.3.2交流汇流箱

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a)检查汇流箱表面有无锈蚀、损坏；线缆进出口部位封堵是否符合要求；

b)检修时汇流箱中输入和输出断路器应处于分断状态；

c)更换汇流箱内电缆，其相序必须和逆变器输出一致；

d)检查汇流箱输入断路器和输出断路器工作是否正常，检测输入的各支路电压、电流、功率和输

出电压、电流、功率是否符合要求。

5.5.4电缆

5.5.4.1检查户外直流电缆是否裸露在外，所有电缆尽量走桥架。

5.5.4.2检查电缆是否存在在过负荷的状态下运行的情况，电缆的铅包是否出现膨胀、龟裂现象。

5.5.4.3检查电缆在设备的进出处部位是否封堵完好，不应存在直径大于10mm的孔洞。

5.5.4.4检查电缆是否出现过度弯折，拉张。

5.5.4.5检查电缆保护钢管口是否有穿孔、裂缝和显著的凹凸不平，内壁是否光滑；金属电缆管是否

应有严重锈蚀、毛刺、硬物、垃圾，如有毛刺，应锉光后用电缆外套包裹并扎紧。

5.5.4.6检查直埋电缆线路沿线的标桩是否完好无缺。路径附近地面是否有挖掘。应确保沿路径地面

上无堆放重物、建材及临时设施，无腐蚀性物质排泄；应确保室外露地面电缆保护设施完好。

5.5.5直流配电柜

5.5.5.1检查直流柜各路进线电压、电流是否正常。

5.5.5.2检查直流电缆铜鼻子压接是否完好，有无打火放电和明显灼烧痕迹。

5.5.5.3检查各电压电流表显示是否正常。

5.5.5.4检查各直流断路器动作是否可靠灵活。

5.5.5.5检查直流柜铜牌是否无氧化，直流屏散热风机是否正常工作，各接线是否牢固，柜内是否清

洁无灰尘。

5.5.6逆变器

5.5.6.1逆变器根据安装方式不同分别有集中式逆变器、组串式逆变器和微型逆变器等几个类型，逆

变器运行应符合以下要求。

a)集中式逆变器应符合下列要求：

1)逆变器的运行环境应符合要求，检查各电缆接头是否紧固；

2)检查逆变器外壳是否可靠接地；

3)检查逆变器运行是否正常，各类指示灯，触摸板显示等是否正常；

4)检查逆变器内部散热风机工作是否正常；

5)查看历史记录，检查近期是否出现报警、故障等信息；

6)逆变器的交直流侧数据，逆变器内温度和效率效率等数据应采集完整，数据采集设备应实

时准确显示逆变器的输出功率、发电量以及每台逆变器各参数的变化情况，数据采集设备

的报警等；

7)并网逆变器应严格按照操作手册中要求的流程开启和关闭，逆变器正常情况下不宜紧急停

机；

8)保持设备内外部清洁，定期进行清灰处理，建议清理周期为半年1次，应结合实际情况确

定。

b)组串式逆变器应符合下列要求：

1)逆变器的运行环境应符合要求，检查逆变器外壳是否可靠接地；

2)检查各电缆接头是否紧固；

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3)逆变器的交直流侧数据，各组串的电压、电流数据采集应完整，数据采集设备上参数应与

逆变器运行参数一致，符合设计要求；

4)数据采集设备应实时准确的显示逆变器的输出功率、发电量以及每台逆变器各光伏组串电

流的变化情况，故障信息数据采集设备的报警信息应准确和完整。

c)微型逆变器的调试应符合下列要求：

1)断开逆变器与光伏组件连接时必须首先关闭逆变器交流侧的电网连接；

2)不应在逆变器工作状态下断开直流侧连接。

5.5.7低压交流柜

5.5.7.1检查各指示灯是否正常。

5.5.7.2检查计量表计量是否正常，无报警。（低压并网项目）

5.5.7.3检查各接头有无放电、打火、明显的灼烧痕迹。

5.5.7.4检查断路器动作是否灵活可靠。

5.5.7.5检查保护整定值设置是否正确。

5.5.7.6保持设备内外部清洁，定期进行清灰处理。建议清理周期为半年1次，具体结合实际情况而

定。

5.5.8变压器

5.5.8.1检查变压器运行时振动、声音、温度有无异常。

5.5.8.2检查一、二次侧电缆接头有无打火、放电、明显的灼烧痕迹。

5.5.8.3检查变压器内部散热风机手动启停是否正常。

5.5.8.4保持变压器内部卫生清洁，定期进行清灰处理。

5.5.8.5定期对各电缆接头进行紧固。

5.5.8.6变压器运行过程中，运维人员与设备间应保持安全的距离，不应倚靠外壳。

5.5.8.7变压器运行时，不应开启前后门。

5.5.8.8变压器定期检修，日常维护时应严格按照电力安全规程操作。做好防护措施，先放电，再验

电，最后挂接地线，拉上隔离带或者护栏。

5.5.9高压柜

5.5.9.1高压柜日常维护操作应严格按照安全操作规程进行操作，保证至少2人以上进行。

5.5.9.2检查各高压柜指示灯是否正常，综保无报警指示。

5.5.9.3检查计量表是否正常计量，无报警。

5.5.9.4检查一、二次接线有无松动、打火、放电等现象。定期对各接线头进行紧固。

5.5.9.5检查操作机构操作是否灵活，动作可靠灵敏。

5.5.9.6保持设备内外部清洁无灰尘。

5.5.9.7定期进行电缆绝缘测量，并作好记录。

5.6故障的排查、分析及排除方法

故障的排查、分析及排除方法见附录B。

6评价与改进

6.1应由政府主管部门负责对光伏发电站的运行管理与维护情况进行评价与督查改进工作。

6

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6.2政府主管部门可自行组织或委托第三方机构进行光伏发电站运行管理与维护评价工作。

注1：政府主管部门对评价对象和评价周期的确定方式可根据实际情况而定。

6.3评价工作的内容应包括运行管理和运行维护两个方面，具体评分规则见附录C。

6.4评价得分均高于70分的企业单位，可自行进行整改工作。若评价得分未超过70分，应由政府主

管部门对该企业单位进行监督改进工作，并在15个工作日内进行复查工作。

注2：若未采取附录C的评价规则，则由政府主管部门自行确定评价及格标准。

7

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附录A

（资料性）

光伏发电站定期维护项目表

光伏发电站定期维护项目表见表A.1。

表A.1光伏发电站定期维护项目表（第1页/共4页）

周期序号定期工作项目执行要求执行人

监控数据准确、正常，传输正常，各设备运

1监控主机，监视的设备状态及数据信息检查

行正常

巡检到位，继电保护无故障、报警等信息；

继电保护屏，通讯及自动化设备，蓄电池充电状

2通讯设备通讯正常，蓄电池充电状态正常，

态，历史故障记录

翻看有无近期历史故障记录

各箱变、配电房运行设备巡检，温度，通风，异

设备运行正常，无报警、故障。温度正常、

日3常声音，重点关注变压器运行情况，温度、散热、

通风良好，声音无异常

工声音等均正常

作

4全站照明回路检查照明回路无断路、短路和漏电情况

配电房钥匙、五防钥匙、紧急解锁钥匙管理登记

5钥匙齐全且可正常使用

情况

6安全工器具及操作工具工具齐全、完好，试验合格

及时完成，抄录数据准确、字迹清晰、无

7抄录电站设备运行参数

异常

运行日志，交接班记录，外来人员进出登记，调

8记录清楚、完整、准确

度指令登记，设备维修记录等记录

捕鼠笼在开启使用状态，粘鼠板保持清洁

9检查粘鼠板、捕鼠笼，对捕获的小动物及时清理

有效

8

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表A.1光伏发电站定期维护项目表（第2页/共4页）

序执行

周期定期工作项目执行要求

号人

10设施设备标识标签完整齐全设施设备标识标签，缺失、卷边等及时更换

11下班前，清扫值班室、办公桌等卫生值班室清洁，垃圾桶清空

1各电站抄表、巡检，数据分析每周一各电站巡检抄表、并做数据对比分析

2应急照明及熄灯检查每周电站巡检至少一次，查看各路照明完好

3配电室卫生清扫和检查配电房卫生干净，灭火器完好

周

工

作

3通风及冷却风扇、空调等检查。通风及冷却风扇、空调运行正常

4避雷器、避雷模块、电池矩阵接地检查连接无松动，工作状态指示灯正常

每周至少1次，查看汇流箱温度、铜牌是否存在氧

5汇流箱开箱检查

化、潮湿等情况

1继电保护及连接片/开关投切情况，核实继电保护设备使用正常

2蓄电池组表面检查，电池组电压测量表面完好，电压正常

月度工

3箱变及主控室，屋顶排水检查排水正常，排水管无堵塞

作

4电池板松动检查，汇流箱组串电流测量电池板无松动，无断路、短路和漏电情况

5站用电线路及主备切换试验主备站用电线路使用正常

6UPS及通讯自动装置检查UPS电源稳定，通讯自动装置信息传输正常

9

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表A.1光伏发电站定期维护项目表（第3页/共4页）

周期序号定期工作项目执行要求执行人

7SVG滤网、箱变房滤网清扫SVG滤网、箱变房滤网无污秽

灭火器外观良好，无锈蚀、压力正常，不

8灭火器检查

超期使用

9操作票、工作票汇总及检查汇总及检查记录准确、完整

10安全教育培训，预防性分析，工作总结培训记录完整，及时形成工作总结

及时更换损坏或者即将顺坏的熔丝和防雷

11全面检查汇流箱熔丝

抑制器。

12电站电费结算，数据分析对比每月记录电费数据

1接地及防雷系统电阻测量接地电阻≤4Ω

2全站消防检查,警告标识、标牌检查消防器具完好，警告标识、标牌放置到位

季3逆变器除尘、滤网清洗逆变器、滤网干净

度

工

4检查各箱变通风及空调运行情况各箱变通风顺畅，空调正常使用

作

5二次端子排松动性检查二次端子排无松动

6发电站安全隐患检查无漏电、危险品、梯子松动等安全隐患

7发电站设备保养发电站设备无积灰、进水、损坏现象

10

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表A.1光伏发电站定期维护项目表（第4页/共4页）

周期序号定期工作项目执行要求执行人

8清洗光伏组件光伏组件干净，表面无污秽

1高压开关的联动检查高压开关具备正常切断、断路功能

2继保整定值核查继保整定值在整定方案说明书规定范围内

变压器导电连接部位操作正常、继电器密

3变压器停电维护

封无渗漏、释放阀无渗漏、温度油位正常

安全用具检验：绝缘靴、手套半年校验一次，

4安全用具种类齐全、无破损

接地线、令克棒、验电笔一年一次

5绝缘电阻测量绝缘电阻值≥1MΩ/KV

年

度

工

6计量表检查校验计量表示数准确

作

7蓄电池充放试验蓄电池存储化能工作正常

8高压柜的加热驱潮装置检查温控熔断装置正常

9清洗直流配电柜直流配电柜表面无积灰、无污秽

维修：出厂期满5年；首次维修以后每满2

10消防报警动作试验、灭火器定期更换检验年

报废：干粉10年；二氧化碳12年

11

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附录B（规范性）

故障的排查、分析及排除方法

故障的排查、分析及排除方法见表B.1。

表B.1光伏发电站定期维护项目表（第1页/共4页）

故障表现

故障原因排除措施

设备名称故障表现

并网逆变停止工作-检查组串输出电压是否正常，汇流

器箱里的浪涌保护器是否被击穿。

直流配电断路器跳闸-检查组串输出电压是否正常，汇流

柜箱里的浪涌保护器是否被击穿。

光伏组件破损、外观产-用相同型号的组件替换原损坏的组

生形变、发电件，或者将损坏组件所在的组串修

效率下降或复。

不发电

光伏阵列输出电压过组件开路电压异常；检测组串中每个组件的开路电压，

低测量时太阳辐照度不同，开路电压查出开路电压异常的组件。

有较小（一般不会超过5%）的差别。

汇流箱至支路输出电由于某路阵列电池板被遮挡或有鸟该故障是光伏发电站发电过程中不

直流柜压降低类粪便等局部污浊物等非电气原因可避免的现象，应及时清理、排除。

导致热斑效应，引起汇流箱中其他

正常汇流支路的电流倒灌到该支路

上，影响电池板寿命。

阵列直接成由于施工或维护时出错，导致某路用相同型号的组件替换原损坏的组

为负载汇流支路正负接错，严重影响电池件，或者将损坏组件所在的组串断

板寿命或烧毁。开。

存在漏电流，由于太阳能电池板、线路对地绝缘用相同型号的组件替换原损坏的组

电池板输出不合格（电气故障、即PV对地短件，或者将损坏组件所在的组串断

能力降低，成接故障），导致漏电流存在、对应电开。

为整列组合池板输出能力降低，成为整列组合

中的负载中的负载，结果该导线负载过大，

可能烧毁（单点接地短期内影响不

大）。如果在整列中出现多处接地，

有可能导致出现接地回路，出现线

路烧毁。

其他汇流箱由于配电柜某路正负接错，配电柜检查配电柜线路。

电流倒灌到接线错误，如果没有相关器件保护，

该汇流支路会导致汇流箱烧毁。

12

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表B.1光伏发电站定期维护项目表（第2页/共4页）

故障表现

故障原因排除措施

设备名称故障表现

逆变器不能按照预检查光伏阵列的开路电压；

期输出或发紧急停机旋钮是否处于按下状态；

电量发生异逆变器是否限制了有功功率的输

常变化出。

LED指示灯不指示灯显示故障。断开交直流电压并保持5分钟后，

亮重新连接交流、直流电压。如果指

示灯仍不点亮，请更换或维修指示

灯。

POWER指示灯逆变器未得到供电。首先检查确保电网供电及连接正

不亮常。断开交直流电压并保持5分钟

后，重新连接交流、直流电压。

OPERATION指逆变器不在并网运行工作状态。首先检查确保交直流接线正确。使

示灯不亮用万用表测量直流输入电压，确保

电压值未超过逆变器启动电压。确

保电网供电及各项参数符合逆变器

运行要求。

FAULT指示灯逆变器不在并网运行工作状态。查看液晶屏上的详细故障信息，采

点亮取相应的排除措施。

液晶屏显示直流电压高于最大直流电压。检查光伏阵列配置，减小光伏阵列

直流过压开路电压。

液晶屏显示电网电压高于允许电网电压范检查电网电压（或并网线径是否过

电网过压围上限。细）。待电网电压恢复至允许范围

后，逆变器可自动重新并网。

液晶屏显示电网电压低于允许电网电压范检查电网电压；检查交流侧线缆连

电网欠压围下限。接是否紧固。待电网电压恢复至允

许范围后，逆变器可自动重新并网。

液晶屏显示直流侧正负极接反。待逆变器完全断电后，检查直流连

PV极性反接接，确保极性正确。

故障

液晶屏显示电网频率超出允许电网频率范检查电网频率；检查交流侧线缆连

频率故障围。接是否紧固。待电网频率恢复至允

许范围后，逆变器可自动重新并网。

液晶屏显示逆变器交流侧对地漏电流超过漏电流恢复至正常范围后可自动重

接地故障液晶设定数值(默认值为5A)。新并网。

液晶屏显示逆变器存在短路或内部电子元检查逆变器交流侧电路的线缆连接

交流过流器件损坏。以及控制电路板是否存在问题。

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DB3305/T214—2021

表B.1光伏发电站定期维护项目表（第3页/共4页）

故障表现

故障原因排除措施

设备名称故障表现

液晶屏显示逆变器内部温度高于允许值。待设备内部完全断电后，检修冷却

温度异常风扇。若此故障每天发生超过10

次，则停机并联系厂家。

液晶屏显示模块温度高于允许值。待设备内部完全断电后，检查模块

模块过温及散热情况。若此故障每天发生超

过10次，则停机并联系厂家。

液晶屏显示电抗器温度高于允许值。待设备内部完全断电后，检修电抗

电抗器过温器。若此故障每天发生超过10次，

则停机并联系厂家。