问题一、 逆变器屏幕无显示
正常情况下,逆变器接入直流电,打开直流开关后,等待数秒钟,逆变器显示屏和指示灯点亮,显示逆变器型号或初始化信息。
逆变器常见问题及处理
逆变器开机页面实例
逆变器常见问题及处理
状态指示灯说明
逆变器屏幕无显示常见原因与处理方法如下: 
1、 原因:直流开关没有闭合。
处理方法:检查逆变器的直流开关是否处于“ON”位置,如果不是则将开
关打到“ON”。 
注意:不同功率段的逆变器直流开关的安装位置不同。

逆变器常见问题及处理

逆变器直流开关
2、原因:PV输入端子正负极接反,光伏组件的正极接逆变器输入负极、负极接 逆变器输入正极。 
处理方法:万用表打到直流电压档,红色表笔接组串正极(公头),黑色表笔接 组串负极(母头),测量组串输出电压,如果测量出的输出电压值为正,则组串 正、负极正确;如果测量出的输出电压值为负,则组串正、负极错误。

逆变器常见问题及处理

检测PV输入正、负极示意图
3、原因:直流输入电压过低,当组串输出电压低于逆变器最小输入电压时,逆 变器屏幕无显示。 
确定方法:使用万用表,测量光伏组串的输出电压,确定电压是否达到逆变器的 最小输入电压。
直流输入电压过低的常见原因:

a. 太阳能电池组件串联数量太少;

b. 直流线缆连接器连接不良;

c. 组串中有组件反接;

d. 太阳光照强度太弱;
直流输入电压过低的常见原因及解决措施:
太阳能电池组件串联数量太少;
太阳能电池组件串联后,组串开路电压应 远大于逆变器最小输入电压;如果串联的组件太少,组串开路电压过低,会导致 逆变器屏幕无显示。
解决措施:增加串联太阳能电池板数量。
b. 直流线缆连接器连接不良;
当组串输入回路中出现断路,电缆与接线端子 脱离,公母接线端子松脱等现象时会导致组串输出电压不稳或为0,导致逆变器 屏幕无显示。
逆变器常见问题及处理
解决措施:排查光伏组件的各接线端子的连接情况,查找问题端子。
直流输入电压过低的常见原因及解决措施:
c. 组串中有组件反接;
同一组串中,前一块组件的负极(正极)与后一块组件的正极(负极)连 接,最后引出一对正负极接线端子,组串的开路电 压理论值等于各组件的开路电压之和;如果光照条件较好,组串开路电压低于理论值,且线缆与接线 端子连接正常,则可能组串中有组件反接。
解决措施:找出被反接的组件,并重新接线。
逆变器常见问题及处理
d. 太阳光照强度太弱;
当太阳光照强度很弱时,组串输出电压过低,会导致逆变器屏幕无显示。
解决措施:等待光照变强。
问题二、 逆变器报电网丢失故障
当逆变器检测不到到交流侧的电压或者检测到的电压值过低,逆变器报电网丢失 故障。
逆变器报电网丢失故障常见原因与处理方法如下: 
1)电网停电
判断方法:查看附近用电设备能否工作,如果用电设备不能工作则可能是电 网停电;用电笔测试并网箱电网侧进线端是否有电,如果没有电则可能是 电网停电。
逆变器常见问题及处理
解决措施:等待供电恢复。
问题二、 逆变器报电网丢失故障 逆变器报电网丢失故障常见原因与处理方法如下: 
2)电网侧线路断开
原因:从逆变器交流输出端子到并网点,如果任何一处交流线路断开,逆变器会报 电网丢失故障。
电网侧线路断开的常见原因及解决措施:
a. 断路器断开;如果选用的断路器额定电流太小,当逆变器输出电流过大时,断路 器因过热而跳开,使逆变器与电网断开,导致逆变器报电网丢失故障。
逆变器常见问题及处理
b. 过欠压保护器断开:
①、如果过欠压保护器的额定电流过小,当逆变器输出电流过大时;
②、如果电网电压超过过欠压保护器的电压保护范围;过欠压保护器会断开,切断 逆变器与电网连接,导致逆变器报电网丢失故障。
解决措施:
①、检查过欠压保护器的规格是否满足要求(过欠压保护器额定电流应与断路器的 额定电流相当);
②、查找电网电压超过过欠压保护器的电压保护范围的原因,并做相应的整改。
逆变器常见问题及处理
注意:过欠压保护器推荐选用自复式。
2)电网侧线路断开
原因:从逆变器交流输出端子到并网点,如果任何一处交流线路断开,逆变器会报 电网丢失故障。
电网侧线路断开的常见原因及解决措施:
c. 交流线缆连接不良:如果交流线缆与电气元件连接不良(如螺丝未锁紧,线缆剥皮太少),交流线路断 开,逆变器检测不到电压会报并网错误(电网丢失故障)。
解决措施:检查逆变器交流输出端到并网点所有线缆的连接情况(包括逆变器交流接线端子, 并网箱内交流线缆,计量表线缆),如果有连接不良的情况,重新连接;并用万用 表测量逆变器交流接线端子电压是否正常。
逆变器常见问题及处理
问题三、 逆变器重复倒秒或者停止倒秒
正常情况下,逆变器接入直流电,打开直流开关后,等待数秒钟,逆变器显示屏 点亮,显示逆变器型号或初始化信息。
重复倒秒:直流开关闭合,交流开关合闸后,逆变器从60s开始倒秒,进入自检并网流程,倒数一段时间后,逆变器又重新开始从60s开始倒数,此现象为重复 倒秒。
重复倒秒的原因:在弱光条件下,直流输入电压偏低,处在逆变器启动电压附近,开始 并网后直流输入电压被拉低,且低于启动电压,逆变器停止并网,并出现重复倒秒/并网的 现象。另外,Sununo Plus 系列逆变器发生继电器故障时也会导致重复倒秒。
解决措施:查看逆变器直流输入电压,如果电压值接近启动电压,是因为光照太 弱,属正常情况,等待光照变强;如果直流输入电压远高于启动电压则逆变器本 身故障,需更换逆变器;如果光照较强,直流输入电压远超启动电压,逆变器报 继电器故障并重复倒秒则按继电器故障处理步骤处理。
停止倒秒:直流开关闭合,交流开关合闸后,逆变器屏幕显示倒数数字停在60s的现象为停止倒秒。
停止倒秒的原因:A、当光照较弱时,直流输入电压大于启动电压,逆变器开始倒秒,进入并网进程,但是直流输入功率不足,逆变器会停止倒秒,逆变器停留在倒数60秒处。B、当光照较好时,直流输入电压大于启动电压,逆变器开始倒秒,进入并网进程,并进行升压,如果升压电路异常,升压失败,逆变器会停止倒秒,停留在倒数60秒处。
解决措施:A、等待光照变强;B、更换逆变器。
问题四、 逆变器报继电器故障 
逆变器常见问题及处理
当光伏发电系统出现故障时,逆变器必须通过继电器主动将电网与逆变器主回路隔离。逆变器报继电器故障的常见原因与处理方法如下:
(1)原因:逆变器误报故障。
处理措施:重启逆变器几次。断开逆变器交流、直流,等待5分钟,再闭合直流、交流, 看是否还报此故障;重复几次。
(2)原因:交流侧相线对地短路。
处理措施:测量相线对地电压。用万用表测量相线对地线电压,如果电压低于100V, 可判断为相线对地短路,可临时将地线拆掉,使逆变器继续工作,后续再查找交流线 缆破损点或相线接地点,进行更换线缆或重新接线等整改。
问题五、 逆变器报组件对地绝缘故障(ISO)
逆变器常见问题及处理
逆变器并网前自检过程中,需检测光伏组件侧PV+和PV-对地绝缘阻抗,如果阻抗值过 低,逆变器必须停止并网,并报ISO错误(组件对地绝缘故障),否则会有触电风险。
逆变器报组件对地绝缘故障(ISO)的原因与处理方法如下:原因:输入逆变器的组串中有一串或几串的PV+/PV-对地阻抗值过低。处理方法:找出发生故障(PV+/PV-对地阻抗值过低)的组串、查找对应的原因并做相 应处理。
处理步骤:
(1)查找故障组串:断开交直流输入,拆下所有PV输入,测量每一路PV的正/负极对地的电压,如果正极对 地电压与负极对地电压差值超过70V即可判断该组串发生故障;如果按此方法不能找出 故障组串,则只接1路PV到逆变器,闭合交直流开关,查看逆变器是否还会报此故障;再依次操作,按每次只接入一路组串的方法,找出故障的组串。
经验:如果组串数量较多,而且接入 任一组串,逆变器都报此故障,则可 能是逆变器本身故障。
(2)找到故障组串后,做如下检查与处理:
A、组件表面是否有积水,有则清除积水; 
B、组件是否有破损,有则进行更换;
C、直流线缆是否有破损并与支架连接,有则可以临时用绝缘胶带包住破损地方,后续 更换线缆; 
D、直流线缆连接头是否紧固或连接头浸水,有则紧固连接头或干燥连接头并更改走线 位置。
逆变器常见问题及处理
(3)如果经过第二步后,故障仍未排除,则使用绝缘电阻表(摇表)测量故障组串每 块组件正负极对地阻抗(至少100kΩ),找出故障的组件并更换。
注意:1、在测量绝缘电阻前,先使用万用表确认组 件正/负极对地没有短路,避免绝缘检测损坏 组件。2、在测试绝缘阻值时必须戴上绝缘手套。
3、绝缘电阻表手柄应以2转/秒的速度匀速转 动。4、测量组件正极与金属边框的绝缘阻值时红 色夹子接PV正极,黑色夹子接组件边框;测量 组件负极与金属边框的绝缘阻值时,黑色夹子 接PV负极,红色夹子接组件边框。
问题六、 逆变器报系统漏电流故障(GFCI)或漏电流检测设备故障(GFCI设备故障)
为避免触电事故,在逆变器接入交流电网,交流断路器闭合的任何情况下,逆变器 都需对过量的连续残余电流及过量残余电流的突变进行监控。当残余电流超过限值 时,逆变器必须停止发电,并与电网断开。(漏电流又称残余电流或剩余电流)
逆变器常见问题及处理
逆变器报GFCI设备故障的原因与处理方法:逆变器报GFCI设备故障的主要原因为逆变器本身故障;可以关闭交直流开关,等待5 分钟,然后闭合直流交流开关,查看是否再次出现此故障,并重复几次,如果仍然 出现此故障,联系售后人员处理。注意:如果光伏发电系统防雷措施不当,雷击会导致逆变器报GFCI设备故障。
逆变器报GFCI故障的常见原因与处理方法:逆变器报GFCI故障的主要原因一般为光伏发电系统的漏电流超过保护限值。处理步骤:
(1)断开交、直流开关,检查逆变器交流输出端地线是否牢固,交流接线是否正确、 牢固,是否露铜过多;如果发现接线错误、接线不牢固或露铜过多,则进行相应的整改。
(2)检查并网箱内地线连接是否正确、牢固,交流接线是否正确、牢固,是否露铜 过多,并网箱接地线是否正确、牢固;如果发现上述问题,则进行对应的整改。
(3)检查并网箱内浪涌保护器是否受损或有漏电现象;如果不能判断浪涌保护器受损或漏电情况,可断开浪涌保护器后再试并网。
问题七、 逆变器报交流过压故障
根据安规要求,并网逆变器必须要在规定的电网电压范围内工作,并能实时检测 且与电网电压同步,若该电压值超出安规要求范围,逆变器必须停止工作,并和电 网断开,以确保设备和操作人员安全。
逆变器报交流过压故障的常见原因与处理:
(1)安规选择不合理;查看逆变器安规是否合适,根据当地电网实际情况选择合适的安规。
(2)电网电压过高;逆变器并网时,用万用表测量逆变器输出端的实际电压,如果实际电压没有超过安规过压保护值,则逆变器内部故障;如果实际电压超过安规过压保护值,则需判断逆变器交流侧电压值过高的原因。
逆变器常见问题及处理
逆变器交流侧电压过高的原因:
1)逆变器至电网并网点之间的线缆过细、过长、存在缠绕或者线缆材质不合格, 导致逆变器交流侧的电压抬升(∆U增大),当交流电压超过逆变器安规设定的电压 保护范围,逆变器报电网过压故障。

a、选择合适规格线径的交流电缆并网,减少线损。

b、选择就近点并网,缩短逆变器到并网点的距离,减少线损。
交流线缆选型-线径原则:逆变器至并网点之间的交流线损不超过逆变器输出电压 的3%;交流线缆一般选用YJV型电缆。
注意:如果逆变器零线没接或者接触不良,可能会导致逆变器报交流过压故障。
逆变器交流侧电压过高的原因:
2)受光伏电站当地并网条件限制,多台单相逆变器接同一条火线,电网消纳能力不足,导致电网电压抬升过高,逆变器报电网过压故障。
解决措施:a、选择多点并网,将多台逆变器分摊到电网的三 相上(如右图所示)。
b、 提高发电自用比例,减少电能在传输过程中的损耗。
逆变器交流侧电压过高的原因:
3)光伏系统装机容量过大,电网负载消纳能力不足,导致电网电压抬升过高,逆变器报电网过压故障。
解决措施:
a、 提高自用比例。 
b、电网改造,涉及传输线路拓宽,以及提升变压器容量(采用专变上网的光伏发 电系统,电站装机容量与变压器容量比值为1:1;采用非专变上网的光伏发电系 统,电站装机容量为变压器容量的25-50%)。
c、可以使用储能系统存储消纳不了的电能。
逆变器内部直流分量检测电路对交流输出进行采样,并滤除交流部分,再将直流部分与设定值(额定电流×0.5%)进行比较,如果超过设定值,则逆变器报直流分 量过高故障。
逆变器报直流分量过高故障的原因与解决措施: 
a、直流输入功率突变可能会导致该故障,可以断开交直流开关,重启逆变器再试。
b、检查光伏电站附近有无大功率用电设备,如果有,可以通过更新软件进行特殊处理,如果电站附近无大功率用电设备,则可重启逆变器几次。 
   c、如果更新软件或重启逆变器,逆变器仍然报此故障,建议更换逆变器。
问题八、 逆变器报直流分量过高故障(DCI)
逆变器内部直流分量检测电路对交流输出进行采样,并滤除交流部分,再将直流部分与设定值(额定电流×0.5%)进行比较,如果超过设定值,则逆变器报直流分 量过高故障。
逆变器报直流分量过高故障的原因与解决措施: 
a、直流输入功率突变可能会导致该故障,可以断开交直流开关,重启逆变器再试。
b、检查光伏电站附近有无大功率用电设备,如果有,可以通过更新软件进行特殊
处理,如果电站附近无大功率用电设备,则可重启逆变器几次。 
c、如果更新软件或重启逆变器,逆变器仍然报此故障,建议更换逆变器。
问题九、 逆变器报母线电压平衡故障
故障原因:
当BUS+、BUS-电压的1/2与BUS+、BUS-中间点电压的差值超过限值。 
处理措施: 
A、检查直流端是否接地(如线缆破损,连接头浸水等),有则整改。
B、断开交流,检查交流零线接线(逆变器输出侧,交流断路器侧)接触是否良好,否则重新接线。
C、如果设备的使用年限超过2年,需要检查逆变器内部排线是否出现插接不良(排线松脱),有则重插排线或更换排线。
问题十、 逆变器报母线电压过高或母线硬件过压故障
故障原因:
当逆变器输入的直流电压超过逆变器最大直流输入电压时,逆变器报母线电压过高或母线硬件过压故障。处理措施:
查看逆变器显示直流输入参数,检查直流输入电压是否过高(无论何时,组串开路电 压不能超过逆变器的最大输入电压),检查组件串联数是否过多,如果是则关闭逆变器,重新组合组串,减小组件串联数,重启逆变器,如果仍然反复报此故障,建议更换逆变器。

逆变器常见问题及处理

来源:小麦光伏服务商

原文始发于微信公众号(光伏产业通):逆变器常见问题及处理

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作者 808, ab