光伏发电系统电气设备故障原因及处理措施分析

石凯 李光明 吴甫 熊熹

摘 要：随着中国光伏发电装机规模的不断扩大，光伏发电量逐年增加，能源结构持续优化，但各光伏电站的运行质量参差不齐，光伏发电系统中电气设备的运行质量和故障处理效率直接影响了光伏电站的发电效率、平准化度电成本及电网安全稳定运行。总结了光伏发电系统中光伏组件、汇流箱、逆变器在运行过程中常出现的故障问题，分析了产生故障的原因，并提出处理或预防故障的措施，旨在提高光伏电站安全稳定运行质量，保障光伏电站经济效益。

关键词：光伏发电系统；光伏组件；汇流箱；逆变器；设备故障；故障原因；处理措施

中图分类号：TM615 文献标志码：A

0  引言

為解决当前能源短缺和环境问题，大力发展可再生能源来调整能源结构已是世界各国的共同目标，其中，光伏发电作为一种“零排放、安全可靠、无污染、不受资源分布或地域限制”的可再生能源利用方式被广泛推广和应用。早在1998年，Schmidt教授就预言：光伏发电将在2030年或2050年成为全球主导能源[1]。根据国际可再生能源机构（IRENA）发布的《2022世界能源转型展望》中的数据：截至2021年底，全球光伏发电累计装机容量已达0.926 TW，其发电量占各类能源总发电量的3.4%，未来光伏发电装机规模仍将保持稳定增长，平均每年增加0.45 TW；预计到2050年，全球光伏发电累计装机容量将超过14 TW，届时其发电量占比将提升至29%[2]。根据中国光伏行业协会发布的《中国光伏产业发展路线图（2021年版）》报告数据：截至2021年底，中国光伏发电累计装机容量为0.307 TW，其发电量占全国各类能源总发电量的3.9%，地面（或分布式）光伏电站的初始全部投资、年运维成本、1200 h平均发电成本分别降至4.15元/W（或3.74元/W）、0.045元/W（或0.051元/W）、0.31元/kWh（或0.28元/kWh）[3]。到2050年，中国可再生能源将有望成为能源结构主体，在能源消费中的占比将超过60%，可再生能源发电量占各类能源总发电量的比例将达到85%以上[4]；而光伏发电累计装机容量将达到2.696 TW（平均每年增加0.082 TW），发电量将占全国各类能源总发电量的28.35%，年运维成本也将降至0.04元/W以下。

上述数据表明：光伏发电已成为发展最快的可再生能源利用方式之一，进一步提高光伏发电系统发电效率，降低光伏电站建设投资和运行成本已成为保障光伏电站高质量运行的关键。具体措施包括：1）可通过精细化设计、智能运维、优化系统控制策略等方法提高光伏发电系统的发电效率[5]；2）需及时准确地掌握光伏设备的运行状态，对存在安全隐患的设备能预警，对故障设备能及时作出诊断、识别和定位，并及时进行检修和维护，以提高设备在线运行率和运行效率[6]；此外，通过专题培训、技术研讨等方式不断提升运维维护人员技术水平，保障设备出现问题时能及时处理。基于此，本文对光伏发电系统中光伏组件、汇流箱、逆变器等设备常见故障的原因进行了分析，并提出解决措施，以期为光伏电站设备运行维护提供参考，提高光伏电站的运维质量。

1  光伏组件故障原因及处理措施

1.1  故障原因分析

光伏组件常见故障主要有：老化、隐裂、烧毁、热斑、变形等。

1）光伏组件老化是指光伏组件受光照、气温、湿度等气候因素影响出现的太阳电池少子寿命降低、玻璃和EVA胶透光率和导热性减弱、机械强度降低、抗PID性能减弱、旁路二极管和接线盒老化等现象[7]，其使光伏组件接收的太阳辐照量降低、串联电阻增大、工作温度升高，进而导致光伏组件输出功率逐渐衰减。气候变化越激烈，光伏组件的老化程度越明显，其性能衰减也越严重。

2）光伏组件隐裂是指太阳电池在受到机械力或热应力时产生的肉眼难以发现的隐形裂纹，隐裂会造成太阳电池断片、断栅，轻则导致部分太阳电池失效、短路电流和输出电流变小、光伏组件输出功率降低，重则烧坏光伏组件。在光伏组件生产、装卸、运输、安装、运行等过程中均会出现光伏组件隐裂[8]。

3）光伏组件烧毁[9]：当出现太阳电池主栅线、汇流条、焊带等的接触面积较小或虚焊，引出线与插接头压接不紧实，引出线与接线盒焊接不实或接触面积过小，以及各环节造成的光伏组件隐裂等情况时，均会使光伏组件出现电阻过大的现象，导致太阳电池发热明显，从而烧毁光伏组件；接线盒二极管击穿短路或断路、光伏组件接线头虚接、长期局部遮挡等，也会使光伏组件局部发热，严重时甚至会烧毁光伏组件。

4）光伏组件热斑：因虚焊、太阳电池破裂、接线盒故障、正面或背板受损、背板散热不均匀、PID效应等造成内部缺陷，因鸟粪、灰尘、植被、建筑物、光伏阵列等形成的物体遮挡，以及施工时光伏组件混装、光伏组串极性接反等均会造成光伏组件局部温度过高，从而形成热斑[10]，导致太阳电池间电流匹配性变差，光伏组件输出功率减小明显，老化速度加快。

5）光伏组件变形：当光伏组件内部强化性能不足，在光伏组件运输搬运过程中出现不规范操作与堆放或受到机械外力，以及在安装过程中出现安装不规范等情况时，都会造成光伏组件变形。光伏组件变形会增加上述4类故障发生的几率。

1.2  故障处理措施

针对光伏组件常出现的5类故障，在不同的阶段应采取不同的措施进行控制或解决：

1）生产阶段：制定严格的质量标准和管理体系，明确岗位责任制；严把原材料关，禁止选用残次品；规范管理，分解生产工序，制定各工序的操作规范、质量控制要点和质量合格标准，每道工序完工后，质检合格后方可进入下道工序；健全生产记录，详细记录各工序责任人、质检数据等。通过上述措施来降低或消除生产阶段带来的光伏组件故障隐患。

2）存储、运输或倒运阶段：光伏组件堆放场地需平整，防风、水、火等防灾措施齐全，包装完好，堆放整齐；采用叉车或采用防止光伏组件挤压的专用吊具装卸光伏组件；运输或倒运过程中固定牢靠、避免颠簸或激烈振动。避免光伏组件因被“压、靠、撞、挤”等出现变形、隐裂等故障。

3）安装阶段：规范安装流程，禁止手持光伏组件短边搬运光伏组件、拉拽光伏组件引出线、踩踏或刮伤光伏组件正面和背面、硬物支撑或顶压光伏组件背板、撕裂安装孔、使边框变形等，光伏组件与支架接触良好，安装螺栓紧固到位，各受力点受力均匀，以避免损伤光伏组件机械性能和光电性能；采用6 mm2软铜线跨接光伏组件后再与支架连接，利用10 mm2软铜线将支架和汇流箱与主接地网连接，在汇流箱内安装浪涌保护装置并采用“V”型接线，以降低雷击对光伏组件的损坏[11]。

4）运行阶段：定期清洁光伏组件正面的污垢和灰尘和清理光伏组件背面的杂草或树木，避免光伏组件长期带“热斑”运行。清洁光伏组件时严禁使用具有腐蚀性的清洗剂，清洁工具应轻便，不宜使用会刮伤或压损光伏组件的工具。定期检查光伏组件外观，对出现玻璃面碎裂、接线盒烧坏、边框变形严重、玻璃面和背板变色严重等问题的光伏组件应及时更换；定期检查光伏组件电性能和接地状况，对出现接地异常、非遮挡下电流异常或发热严重的光伏组件，应及时排除故障或更换光伏组件。

2  汇流箱故障原因及处理措施

汇流箱常见故障主要有：通信故障、采样故障、RS485回路烧毁故障等。

2.1  通信故障及处理措施

汇流箱的通信常采用“菊花链”连接方式，由RS485通信线将一个光伏方阵内的所有汇流箱串接至通信管理机（安装在箱变内），常出现整串RS485线上的汇流箱都不能正常通信，或单个汇流箱不能正常通信，或是汇流箱能正常通信但数据显示异常等问题。

2.1.1  故障原因分析

从以下5个方面對通信故障原因进行分析。

1）基本运行参数设置错误。包括从站地址、波特率（有效数据信号调制载波速率）、通信模式、校验位等的设置错误[12]，表现为通信管理机“有下发、无回复或无效回复”报文记录。

2）通信电源模块烧毁。汇流箱在运行时会从逆变器端经一次回路引入高频干扰和操作过电压干扰，模块高压输入侧短路，以及遭受雷击均会造成通信电源模块烧毁或模块的部分元件损坏（例如模块输入侧电容烧坏）[13]，表现为通信模块无供电或供电电压不稳定，会使通信模块信息传输时信号中断或不稳定，电压过高时还会造成通信模块烧毁。

3）通信模块烧毁。一次回路引入的高频干扰和过电压耦合到通信模块，会造成通信板温度升高，甚至烧毁通信板，当高频干扰耦合到通信线上会导致通信模块无法正确解析采集的数据，出现丢帧或无法通信现象[14]；当错把电源线接到通信接口上时，通电后会烧毁通信串口或通信板；通信信号（电流、电压）在传输过程中产生的反射波会造成信号电平不稳，若信号电平幅值超过RS485线端差模信号电平范围（-7～12 V）时，则会烧毁485芯片[15]；强光照射下，汇流箱母排上产生的大电流对通信模块会产生电磁干扰，导致通信板输出端产生的感应电压出现线性增加，造成通信板发热或烧毁[16]。

4）通信线路故障。RS485通信线接线端子接错或未插紧会造成通信管理机无法获取采样真实数据，表现为通信开关量指示灯不亮，无数据显示，或显示值为“0”，或显示很大数值；通信线未可靠接地会造成通信线的抗电磁干扰能力下降，导致通信不稳定；通信线断开或短路会造成汇流箱通信中断。

5）软件程序故障。通信系统遭病毒入侵、系统软件升级、非正常停机、参数被篡改等都有可能造成通信装置的程序出现故障，出现通信中断或异常（例如收发报文乱码、不执行命令等）。

造成上述故障的原因主要分为人为因素和环境因素两类，其中，人为因素体现在程序设置错误、操作不规范、维护不及时等；环境因素主要有运行环境恶劣、供电不良、电磁干扰、静电破坏、雷电击穿等。针对不同故障原因，采用不同的处理措施。

2.1.2  故障处理措施

针对上述5种通信故障，分别提出以下处理措施。

1）基本运行参数设置错误导致的通信故障：先查看出现通信故障的是整串汇流箱还是个别汇流箱，若是整串汇流箱均出现通信故障，可能是通信管理机参数（波特率、校验位、停止位等）设置错误，重设后即可恢复通信；若是个别汇流箱通信故障，进入汇流箱菜单栏，将通信地址、波特率和通信模式与实际值进行比对，对设置有误的参数进行重设，重启后即可恢复通信。若重启后仍无法恢复通信，则需进一步排查是否存在通信设备类故障、通信线错接或连接不紧等问题。

目前智能汇流箱采用RS485有线和无线通信，通信模式一般分别设置为“0”和“1”（各厂家设置有所区别），波特率设置为“9600 bit/s”。

2）当通信电源模块或通信模块烧毁时，只能更换电源模块或通信模块，但需按以下措施找出原因并加以治理：

①查看生产日志，若因人为因素造成设备故障，则根据日志记录找到故障点并进行处理。

②针对通信电源故障问题，先检查通信电源指示灯是否常亮，再检查通信电源输出各端子点电压是否正常（正常电压为DC 5 V）；若各点均无电压，可能是电源模块损坏，需更换电源模块；若各点电压不一致，可能是线路问题，则需要根据接线图逐个检测插接点，排查线路是否存在插接不紧、接线端子损坏、接线错误等问题；若接线也无问题，则考虑是否是通信模块元器件损坏或电路损坏，需再根据电路图逐个排查出损坏元器件并更换；若无法维修或是电路损坏，则需直接更换模块。

③可查看浪涌保护器和生产日志，检查是否有过雷击或误操作，若存在过雷击，则更换失效的防雷保护装置。

④针对存在高频干扰和雷电频发的光伏电站，可加装一个通信模块防雷器，其接地线与电源防雷接地端连接后再接地，提高通信板和电源模块的绝缘击穿保护可靠性，降低高频和过电压对通信的影响。

⑤测量通信板两端压差和通信线首末端压差，检查是否存在强电磁干扰或信号屏蔽失效问题，当电磁干扰较大时，通信线可采用两点接地和多重屏蔽，提高通信装置的抗电磁干扰能力。

⑥电源模块和通信板在设计、生产时，宜采用高质量的元器件，选用器件参数时要留有余地，电路设计必须采用保护器件，以提高装置的整体质量。

3）针对线路故障，根据接线图逐级排查，解决接线错误、端子插接不实等问题。

4）针对软件程序故障，进入菜单，恢复出厂默认设置。

2.2  采样故障及处理措施

2.2.1  故障原因分析

汇流箱采样模块（监测模块单元）负责监测接入的各光伏组串的运行状态（电流、电压、功率）、断路器和防雷器状态，通过RS485通信上传监测数据。造成汇流箱出现采样故障的原因主要有：供电不稳定，雷击、静电、高温等使采样芯片损坏；强电磁干扰、光照突变、预设值存在偏差等使采样数据异常；通信故障导致采样数据不能上传等。

目前的智能汇流箱均具备根据采样数据自动判别故障，并发出告警的功能。采样异常告警逻辑如图1所示[17]，当发生采样芯片故障和读Flash错误时，经采样延时时间Tz后触发相应的故障标志（存储远传运行灯由常亮变为闪烁，故障信号接点闭合），其判断依据为：实时采样值与预设值（初始化时写入）比对，若二者吻合，则上传数据；若不吻合，则会判定采样芯片故障，并发出告警信号和停止采样。比如光照突变时，汇流箱电源模块输入电压会波动，会引起采样模块供电电压异常，装置被判定为采样芯片故障，但若未设置在较短时间间隔内（0.025～0.200 s）由光照突变引起的采样异常或供电异常时芯片的采样和供电可自动复位，即使在光照强度逐渐增大或波动较小的情况下，供电电源稳定，芯片报警状态也不会自动解除，采样模块不能采集到监测数据的模拟量。

2.2.2  故障处理措施

1）检测电源模块稳压、滤波电路是否存在故障，从而造成电压波动；检查汇流箱浪涌保护器是否有效，检测接地是否良好，检测汇流箱各位置工作温度。找出造成采样芯片损坏的原因后，更换损坏的采样芯片、更换浪涌保护器、重接接地线和保持良好散热。

2）检查汇流箱内外是否存在强磁干扰、通信线缆屏蔽层是否损坏、采样板接地是否良好，查看气象数据是否出现光照突变，依据气象数据修订预设值，找出造成采样数据异常的原因，并针对问题分别采用调整位置、更换通信线缆、重设接地、修订预设值或恢复时间间隔等方式排除问题。

3）依次检查通信接口接入是否正确、供电电压是否正常、通信地址和波特率设置是否正确、通信线缆是否通畅等，找出数据不能上传的原因，分别采用重接线、排除供电故障、重设地址和波特率、换线等方式解决。

4）光照突变时采样模块发出告警后能自动恢复采样，采样芯片需具备自动复位功能。即当装置被判断为采样异常时，芯片在程序的引导下自动进行初始化，若经多次初始化仍未复位成功，则提示采样芯片故障并停止采样。

2.3  RS485回路烧毁故障及处理措施

2.3.1  故障原因分析

从以下3个方面对RS485回路烧毁故障原因进行分析。

1）反射波干扰[18]：在RS485信号总线传输中，由于总线上分布有储能元器件和电阻，信号传输有一定的延迟，水平传播中的电压和电流会产生与信号波方向相反的行波，反向行波会引起振铃、电平不稳、超调等问题。若信号冲击过大或电平幅值超过芯片的允许范围，会造成芯片发热损坏，严重时会烧坏电路板。

2）浪涌和其他过电压干扰：当出现遭受雷击、切出负荷、空载合闸、间歇性弧光接地、负荷突变或系统解列等情况时，光伏发电系统一次回路中会产生过电压，且该电压有较长的暂态过程，经电压采样回路引入，会造成通信板发生绝缘击穿或RS485线端差模信号超出电平范围（-7～+12 V），导致通信板损坏或烧毁RS485接线端口。

3）逆变器引入的高频干扰：逆变器断路器投切过程中会产生对地共模电压，该信号将经“逆变器直流侧→母线→电源板或断路器触点或电压测量回路”耦合到通信回路。若逆变器不能有效抑制共模电压信号，会促使浪涌保护器放电管触发闪变放电，产生较高热量，损坏充气管，严重时会烧毁印制电路板（PCB）。

2.3.2  故障处理措施

1）针对反射波干扰问题，可采用分支线路法、首尾端阻抗匹配、光电耦合隔离法、降低输入电阻、差分传输技术等处理措施。

①分支线路法是将总线分支成短于波长1/10的短线，以降低反射波幅度，该方法理论可行，但实际操作很难。

②因光伏发电系统中各元器件、传输线和负载阻抗不同，或传输线、电感和电容变化不连续，会造成传输线首尾端阻抗不匹配，可采用4种首尾端阻抗匹配方法解决，即源端匹配、电阻电容匹配、终端匹配及戴维南匹配，如图2所示。图中：A、B分别表示源端、终端；R为电阻；C为电容。

源端匹配是指在源端串接电阻；电阻电容匹配是指在终端并接电阻和电容；终端匹配是指在终端串接电阻并接地；戴维南匹配是指在终端并接两个电阻（R1、R2）支路，其中，R1支路接5 V电源、R2支路接地。

③光电耦合隔离法是指在终端增加光电耦合电路，将信号与地隔离，实现抑制反射干扰，如图3所示，图中：R3～R5均为电阻；Uo为外加电源。

④降低输入电阻是指使反射信号在到达输入侧后就能快速衰减的方法。

⑤差分传输技术是利用驱动器提供一个摆幅信号，利用摆幅信号抑制线路中的耦合噪声，终止环流信号，防止终端反射。

2）针对浪涌和其他过电压干扰问题，选用气体放电管续流遮断能力强的浪涌保护器，在气體放电管前串接压敏电阻并接地（起限流作用），以便于在直流放电下提高对RS485信号的防护；选用具有合闸电阻的断路器，规范操作，以降低合闸及重合闸操作引起的过电压。对于真空开关还可采取如下措施：降低限流值以降低载流过电压，适当加大触头开距，以抑制电弧重燃过电压；装设阻容吸收器，以降低过电压幅值和减缓过电压上升陡度；设置过热保护器（RL），起到限流和抑制过电压的作用；采用氧化锌避雷器抑制残压突变。

3）针对逆变器引入的高频干扰问题，在逆变器直流侧正负极间增加滤波电容构成耦合环路，抑制RS485总线及母线的共模干扰信号；为进一步提高滤波电容的可靠性，再在监测装置地线和RS485线路上插入磁环，防止削弱母线的共模电压。此外，可根据GB 50217—2007《电力工程电缆设计规范》中3.6.9条规定和现场实际情况，选择合适的通信线缆接地方式，即单点接地或双端接地。逆变器可优先选用双端接地，可降低或消除逆变器引入的高频干扰。

3  逆变器故障原因及处理措施

逆变器故障主要包括：通风故障、过电流、逆变器温度异常、相电流不平衡等。

3.1  通风故障原因及处理措施

通风对稳定逆变器工作温度具有重要作用，逆变器出现通风故障的原因可能包括[19]：

1）通风口堵塞、滤网未清理，均会造成通风不畅，从而使逆变器高温报警或停机；

2）风扇叶片损坏或松动、电机烧坏、轴承堵塞或卡涩，均会造成风扇无法启动、旋转异常或容量降低；

3）引自逆变器交流侧的电源会使风扇供电线路或接头烧坏、保险熔断等，从而造成风扇因供电故障不能启动；

4）风扇与风扇电源线之间的连接快速插件虚接、松动或脱落，会造成风扇供电异常，导致无法通风；

5）若风扇检测元器件（霍尔元器件）或检测板本体出现损坏，当风扇发生故障时，会引起风扇报警。

针对上述通风故障的处理措施如下：

1）针对通风不畅和风扇本体问题，定期清理通风口、风道、更换过滤网；定期检查风扇叶片，解决叶片变形、积灰、锈蚀、连接松动等问题；定期检测维护风扇电机，解决风扇轴承卡涩、生锈问题，更换烧坏的风扇电机；保持风道通畅且防护良好，使风扇本体能正常启动和运行。

2）针对风扇供电故障，根据接线图检查供电线路，解决线路错接、脱接、烧坏等问题；利用万用表沿线路逐点检测，解决线路中的熔芯烧坏、虚接问题，保持风扇供电正常。

3）针对风扇检测板问题，检查风扇检测板上的每个接头、电路板上的电阻和其他元器件是否正常，检查控制回路接线连接是否完好、接线端子连接是否紧固、导通是否良好，检测检测板绝缘性是否良好。

3.2  过电流原因及处理措施

造成逆变器过电流是一个复杂的过程，涉及原因较多，比如负载阻抗太小会导致负载过电流、逆变器电流桥臂短路、软件程序非法更改、强电磁干扰、接地故障、交流侧短路、过流保护失效等都会导致直通过电流[20]。

针对上述过电流情况，处理措施如下：

1）负载阻抗太小会产生较大的负载电流，从而增加功率模块损耗，可通过限制功率模块过载范围来避免功率模块超过允许的结温。

2）检查逆变器防直通保护功能是否正常、绝缘是否良好，即要确保驱动信号是互补的，并插入一定的死区时间；检查软件程序是否无误、电流允许值设置是否正确、驱动信号是否互锁无误。

3）检测是否存在电磁干扰，检测功率模块对地绝缘性等。

4）隔离故障点设备、检查导致短路和接地故障的原因，排除故障后再投入运行。

3.3  逆变器温度异常原因及处理措施

逆变器温度是指电抗器温度、绝缘栅双极型晶體管（IGBT）温度、机箱温度和变压器温度[21]，逆变器控制系统会在温度值超过85 ℃时，判断设备是否存在故障。出现温度异常的原因可能包括：

1）逆变器散热系统（通风设备、设施）故障，导致逆变器绝对温度过高；

2）逆变器散热系统存在设计缺陷或选用的部分器件存在电气性能缺陷，会导致其发热程度超过规定值；

3）软件程序出现故障，导致散热系统参数设置异常，使散热系统工作异常；

4）温度采样硬件电路发生异常，导致温度过高状态不能恢复；

5）存在通信故障。

针对上述逆变器温度异常情况，处理措施如下：

1）检测逆变器温度，并与采样值比对，判断是否存在误报；若存在误报，则进一步检查温度传感器、采样模块和通信模块是否存在故障。

2）检查柜内安装空间是否足够，检查通风设备、设施是否正常，要保持风道通风顺畅和通风量能满足需求，确保散热风扇电源接线完好、供电正常，确保风扇电机运转正常，元器件无损坏，接线端子无松动，无积灰、锈蚀、卡涩等问题；确保温度传感器接线无误、测量值准确；定期除尘、清理风道、维护散热装置，保证散热效果。

3）检测环境温度是否在变频器工作范围内，在高海拔地区要考虑降容（参考降容曲线设置），以降低逆变器的工作负荷。

4）检查参数设置是否正确，尽可能降低IGBT的开关频率，提高逆变器控制系统温度保护值。变换器设置为手动和自动复位时都能正常启动。限制或降低变频器输出电流，避免电机长期处于过载状态。

3.4  相电流不平衡原因及处理措施

相电流不平衡的判断标准[22]为：在工作过程中，逆变器的输出电流值可通过控制单元和电流传感器监测，当相电流差大于设定电流时，则相电流不平衡，断开控制器以保护主电路。

导致相电流不平衡的原因[23]可能包括：

1）模块或元器件损坏，例如IGBT模块烧坏、交流侧保险熔断、电流传感器损坏、光纤接续有误、直流支撑电容烧坏等；

2）控制单元故障，例如传感器基板或芯片烧坏、接线端断开、控制电源异常等；

3）交流侧线路或电能质量故障，例如中性点电位波动、缺相、电压波动、短路等。

针对相电流不平衡的情况，处理措施如下：

1）检查逆变器功率单元、元器件、光纤等，在确认故障点后进行更换。检查电流传感器是否损坏，光纤接入是否正确、通信是否正常，更换损坏的电流传感器，正确接续光纤，确保通信良好。

2）检查控制单元的板、芯片、元器件、接线、供电等是否有问题，更换有问题的基板和元器件，并正确接线。

3）检查交流侧电缆、开关、熔断器，在确认故障点后进行更换。

逆变器除上述故障，还会发生电气量异常、接地故障[24-27]等其他故障，具体如表1所示。

4  结论

本文总结了光伏发电系统中光伏组件、汇流箱、逆变器在运行过程中常发生的故障，分析了故障原因，并针对故障原因提出了相应的处理或预防措施。

1）光伏组件的常见故障主要包括老化、隐裂、烧毁、热斑、变形等。自生产至运行各阶段中的行为均会影响光伏组件在运行阶段故障发生的概率，若要降低光伏组件故障率必须从生产、存储、运输、安装、运行各阶段进行全方位管控。

2）汇流箱在光伏方阵中起到汇集电流、监测光伏组串及保护后级逆变器的作用，其通信故障、采样故障频发，运行过程中应减少干扰、提高防护和及时更换损坏元器件，有效降低故障频率，提高设备运行可靠性。

3）逆变器故障主要包括通风故障、过电流、逆变器温度异常、相电流不平衡等。逆变器运行过程中应保证现场的备件充足、增加检查检测频次、定期维护和及时更换损坏的元器件，以降低故障率，提高逆变器在线率。

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Analysis on causes and treatment measures of electrical equipment failure in PV power

generation system

Shi Kai1，2，Li Guangming1，3，Wu Fu1，Xiong Xi1

（1. School of Physics and Electrical Engineering，Liupanshui Normal University，Liupanshui 553000，China；

2. Guizhou Yueqian Electric Power Co.，Ltd.，Liupanshui 553000，China；

3. Application and Solar Technology Integration Sichuan Provincial Key Laboratory of University，Panzhihua 617000，China）

Abstract：With the continuous expansion of the installed scale of PV power generation in China，the PV power generation capacity has increased year by year，and the energy structure has been continuously optimized，but the operation quality of each PV power station is uneven. The operation quality and fault handling efficiency of electrical equipment in the PV power generation system directly affect the power generation efficiency，levelized cost of energy，and safe and stable operation of the grid. This paper summarizes the common failures of PV modules，combiner boxes and inverters in the PV power generation system during operation，analyzes the causes of the failures，and puts forward measures to deal with or prevent the failures，aiming at improving the safe and stable operation quality of PV power stations and ensuring the economic benefits of PV power stations.

Keywords：PV power generation system；PV modules；combiner boxes；inverters；equipment failure；cause of failure；treatment measures