2025年《光伏電站運(yùn)行與維護(hù)》試題及答案一、單項(xiàng)選擇題（每題2分，共30分）1.光伏組件長期運(yùn)行后，其年功率衰減率不得超過（）。A.0.5%B.0.7%C.0.8%D.1.0%答案：C解析：根據(jù)GB/T35696-2017《光伏發(fā)電站性能評估技術(shù)規(guī)范》，晶硅組件首年衰減不超過2.5%，后續(xù)每年衰減不超過0.8%。2.逆變器的MPPT（最大功率點(diǎn)跟蹤）功能主要作用是（）。A.提高電網(wǎng)穩(wěn)定性B.確保組件輸出電壓恒定C.動(dòng)態(tài)調(diào)整工作點(diǎn)使組件輸出功率最大D.降低逆變器自身損耗答案：C解析：MPPT通過實(shí)時(shí)調(diào)整逆變器輸入阻抗，使光伏組件工作在當(dāng)前光照和溫度下的最大功率點(diǎn)，提升發(fā)電效率。3.光伏支架采用熱鍍鋅防腐時(shí)，鋅層厚度應(yīng)不小于（）μm。A.45B.60C.85D.100答案：B解析：NB/T10215-2019《光伏發(fā)電站支架技術(shù)要求》規(guī)定，戶外支架熱鍍鋅層厚度不小于60μm，沿海高鹽霧地區(qū)需增加至85μm。4.某10MW光伏電站配置3125V直流匯流箱，其輸入路數(shù)為16路，每路接入22塊390W組件（開路電壓45V），則匯流箱輸入側(cè)最大開路電壓為（）。A.990VB.1000VC.900VD.880V答案：A解析：單串組件開路電壓=22×45V=990V，匯流箱輸入側(cè)最大開路電壓為單串開路電壓，未超過3125V設(shè)計(jì)值。5.光伏電站接地電阻要求不大于（）Ω，高土壤電阻率地區(qū)可放寬至（）Ω。A.4；10B.5；15C.3；8D.2；6答案：A解析：GB50797-2012《光伏發(fā)電站設(shè)計(jì)規(guī)范》規(guī)定，接地電阻一般不大于4Ω，特殊地區(qū)不超過10Ω。6.組件清洗時(shí)，環(huán)境溫度低于（）℃時(shí)禁止使用冷水沖洗，防止組件玻璃炸裂。A.0B.5C.10D.15答案：B解析：DL/T2521-2022《光伏發(fā)電站設(shè)備檢修規(guī)程》指出，環(huán)境溫度低于5℃時(shí)，組件表面可能結(jié)露或結(jié)冰，冷水沖洗會(huì)導(dǎo)致溫差過大，引發(fā)玻璃熱應(yīng)力破裂。7.逆變器并網(wǎng)前需檢測電網(wǎng)電壓偏差，允許范圍為額定電壓的（）。A.±5%B.±10%C.±15%D.±20%答案：B解析：GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定》要求，逆變器需適應(yīng)電網(wǎng)電壓±10%的偏差范圍。8.光伏電站年度性能比（PR）應(yīng)不低于（）。A.0.75B.0.80C.0.85D.0.90答案：B解析：根據(jù)國際電工委員會(huì)IEC61724標(biāo)準(zhǔn)，光伏電站PR值通常要求不低于80%，低于此值需排查效率損失原因。9.組件隱裂檢測最有效的方法是（）。A.EL檢測B.IV曲線測試C.紅外熱成像D.絕緣電阻測試答案：A解析：電致發(fā)光（EL）檢測可通過激發(fā)組件內(nèi)部載流子復(fù)合發(fā)光，直觀顯示隱裂、斷柵等微觀缺陷，是目前最精準(zhǔn)的隱裂檢測手段。10.匯流箱熔斷器熔斷后，更換時(shí)應(yīng)選擇（）。A.同型號、同規(guī)格B.額定電流更大的C.分?jǐn)嗄芰Ω偷腄.任意符合電壓要求的答案：A解析：熔斷器需與原設(shè)計(jì)參數(shù)匹配，過大可能導(dǎo)致過載時(shí)無法及時(shí)熔斷，過小會(huì)頻繁誤動(dòng)作，影響系統(tǒng)穩(wěn)定性。11.光伏電站消防系統(tǒng)中，組件區(qū)應(yīng)配置（）滅火器。A.水基型B.二氧化碳C.干粉D.泡沫答案：C解析：GB50797-2012規(guī)定，光伏組件區(qū)屬于E類（帶電）火災(zāi)，需使用干粉滅火器（可滅帶電火災(zāi)），水基型可能引發(fā)短路。12.某光伏電站某日輻照量為4.5kWh/m2，組件總面積10萬m2，轉(zhuǎn)換效率20%，理論發(fā)電量為（）。A.9萬kWhB.4.5萬kWhC.18萬kWhD.22.5萬kWh答案：A解析：理論發(fā)電量=輻照量×面積×效率=4.5×100000×0.2=90000kWh。13.逆變器交流側(cè)諧波畸變率應(yīng)不超過（）。A.3%B.5%C.7%D.10%答案：B解析：GB/T19964-2012要求，逆變器輸出電流總諧波畸變率（THD）不超過5%，各次諧波不超過3%。14.組件邊框與接地扁鋼的連接應(yīng)采用（）。A.焊接B.螺栓壓接C.綁扎D.纏繞答案：B解析：NB/T32004-2013《光伏發(fā)電工程施工組織設(shè)計(jì)規(guī)范》規(guī)定，組件邊框接地需采用防松螺栓壓接，確保接觸電阻≤0.1Ω，焊接可能破壞邊框防腐層。15.光伏電站運(yùn)維日志應(yīng)保存至少（）年。A.1B.3C.5D.10答案：C解析：DL/T1896-2018《光伏發(fā)電站運(yùn)行管理規(guī)程》要求，運(yùn)行日志、檢修記錄等技術(shù)檔案需保存5年以上，重要記錄永久保存。二、判斷題（每題1分，共10分。正確打“√”，錯(cuò)誤打“×”）1.組件表面積灰會(huì)導(dǎo)致短路電流下降，開路電壓基本不變。（）答案：√解析：積灰遮擋減少入射光，短路電流（與光生電流正相關(guān)）下降；開路電壓主要受溫度影響，積灰對其影響較小。2.逆變器過載運(yùn)行時(shí)，應(yīng)立即停機(jī)檢修。（）答案：×解析：逆變器具備短時(shí)過載能力（通常1.2倍額定功率持續(xù)10分鐘），需先檢查是否為瞬時(shí)功率波動(dòng)，若持續(xù)過載再停機(jī)排查。3.組件串聯(lián)數(shù)越多，逆變器MPPT跟蹤效率越高。（）答案：×解析：串聯(lián)數(shù)需匹配逆變器MPPT電壓范圍，超出范圍會(huì)導(dǎo)致無法跟蹤最大功率點(diǎn)，效率反而下降。4.冬季組件表面積雪時(shí)，應(yīng)立即用硬物清除，避免遮擋。（）答案：×解析：硬物清除可能劃傷玻璃或隱裂，應(yīng)使用軟質(zhì)工具（如塑料鏟）或等待自然融化，必要時(shí)用溫水（≤40℃）沖洗。5.匯流箱內(nèi)二極管溫度異常升高，可能是二極管反向擊穿導(dǎo)致。（）答案：√解析：二極管反向擊穿后失去單向?qū)ㄗ饔茫瑫?huì)形成旁路電流，導(dǎo)致自身發(fā)熱異常。6.光伏電站功率因數(shù)應(yīng)控制在0.95（超前）至0.95（滯后）之間。（）答案：√解析：GB/T19964-2012要求，光伏電站應(yīng)具備無功調(diào)節(jié)能力，功率因數(shù)范圍一般為0.95（超前）~0.95（滯后）。7.組件PID效應(yīng)（電勢誘導(dǎo)衰減）主要發(fā)生在正極接地系統(tǒng)中。（）答案：×解析：PID效應(yīng)通常發(fā)生在負(fù)極接地系統(tǒng)（組件相對于地為負(fù)電勢），高電勢差導(dǎo)致鈉離子遷移至電池片表面，降低效率。8.紅外熱成像檢測時(shí)，組件局部高溫點(diǎn)溫度超過環(huán)境溫度20℃以上，可能存在隱裂或二極管故障。（）答案：√解析：正常組件溫差一般≤10℃，超過20℃可能因隱裂導(dǎo)致局部電阻增大，或旁路二極管異常導(dǎo)通發(fā)熱。9.逆變器通訊中斷時(shí)，可通過重啟監(jiān)控系統(tǒng)恢復(fù)，無需檢查硬件線路。（）答案：×解析：通訊中斷可能是軟件（如協(xié)議沖突）或硬件（如網(wǎng)線斷裂、模塊損壞）問題，需先排查物理連接，再檢查軟件配置。10.光伏電站防雷接地與工作接地可共用同一接地網(wǎng)。（）答案：√解析：GB50057-2010《建筑物防雷設(shè)計(jì)規(guī)范》允許共用接地網(wǎng)，接地電阻取最小值（通常4Ω），但需保證等電位連接。三、簡答題（每題6分，共30分）1.簡述光伏組件日常巡檢的主要內(nèi)容。答案：（1）外觀檢查：組件有無隱裂、破片、背板發(fā)黃、邊框變形或腐蝕；（2）連接檢查：組件串接電纜有無老化、絕緣層破損，接線端子有無松動(dòng)、氧化；（3）溫度檢查：組件表面溫度是否均勻，有無局部熱點(diǎn)（與環(huán)境溫差＞20℃）；（4）遮擋檢查：周邊樹木、建筑物是否新增遮擋，組件間隙有無鳥糞、落葉堆積；（5）標(biāo)識檢查：組件編號、正負(fù)極標(biāo)識是否清晰，防觸電警示標(biāo)志是否完好。2.逆變器出現(xiàn)“直流過壓”故障的可能原因及處理步驟。答案：可能原因：（1）光伏組件串開路電壓超過逆變器允許的最大直流電壓；（2）組件串聯(lián)數(shù)過多，或因溫度降低（開路電壓隨溫度降低而升高）導(dǎo)致電壓升高；（3）直流側(cè)電纜絕緣損壞，引起虛接或局部電壓升高；（4）逆變器直流電壓檢測模塊故障。處理步驟：（1）檢查逆變器顯示的直流電壓值，核對組件串開路電壓（計(jì)算值=組件數(shù)量×開路電壓×溫度修正系數(shù)）；（2）若串聯(lián)數(shù)過多，調(diào)整組件串并聯(lián)方式，減少串聯(lián)數(shù)；（3）測量直流側(cè)實(shí)際電壓，排查電纜連接是否牢固，有無絕緣破損；（4）若電壓正常但報(bào)故障，更換逆變器直流電壓檢測模塊，或升級控制軟件。3.說明光伏電站效率損失的主要來源及優(yōu)化措施。答案：主要損失來源：（1）光學(xué)損失：組件反射、玻璃透光率、積灰遮擋等；（2）電性能損失：組件衰減、隱裂、二極管損耗、串聯(lián)/并聯(lián)電阻損失；（3）系統(tǒng)損失：逆變器效率、匯流箱/電纜損耗、MPPT跟蹤誤差；（4）環(huán)境損失：溫度升高導(dǎo)致組件效率下降（約-0.4%/℃）、陰影遮擋。優(yōu)化措施：（1）定期清洗組件，降低積灰率（建議每季度1次，沙塵地區(qū)每月1次）；（2）采用EL檢測+紅外熱成像定期排查隱裂、斷柵組件，及時(shí)更換；（3）優(yōu)化組件串并聯(lián)設(shè)計(jì)，匹配逆變器MPPT電壓范圍，提高跟蹤效率；（4）選用低電阻電纜（如增大截面積），減少線損（建議線損＜2%）；（5）安裝組件溫度傳感器，結(jié)合輻照數(shù)據(jù)修正發(fā)電預(yù)測，動(dòng)態(tài)調(diào)整運(yùn)行策略；（6）清理周邊遮擋物，優(yōu)化支架傾角（根據(jù)當(dāng)?shù)鼐暥日{(diào)整），減少陰影損失。4.簡述匯流箱故障排查的“四步法”。答案：（1）外觀檢查：觀察匯流箱有無變形、進(jìn)水痕跡，熔斷器是否熔斷，端子排有無燒焦、氧化；（2）電壓檢測：用萬用表測量每路輸入電壓（正常應(yīng)為組件串工作電壓），若某路電壓為0V，檢查該路組件串及電纜；（3）電流檢測：使用鉗形電流表測量每路輸入電流（正常應(yīng)接近組件串工作電流），若某路電流明顯偏低，排查組件遮擋、二極管故障；（4）功能測試：斷開直流輸出，測量匯流箱輸出端與地的絕緣電阻（應(yīng)≥2MΩ），測試防雷器殘壓（應(yīng)≤標(biāo)稱值），確認(rèn)通訊模塊是否正常上傳數(shù)據(jù)。5.光伏電站冬季運(yùn)維需重點(diǎn)關(guān)注哪些問題？答案：（1）組件防凍：溫度低于5℃時(shí)禁止冷水沖洗，積雪清除需用軟質(zhì)工具，避免玻璃炸裂；（2）電纜防護(hù)：檢查電纜溝是否積水結(jié)冰，戶外端子箱密封是否完好，防止進(jìn)水凍脹導(dǎo)致接線松動(dòng)；（3）逆變器低溫啟動(dòng)：確認(rèn)逆變器具備低溫自加熱功能（通常-25℃可啟動(dòng)），檢查加熱模塊是否正常；（4）支架抗風(fēng)載：冬季多強(qiáng)風(fēng)，檢查支架螺栓是否松動(dòng)，積雪堆積是否導(dǎo)致支架變形（雪荷載超過設(shè)計(jì)值時(shí)需人工除雪）；（5）匯流箱保溫：北方地區(qū)匯流箱需加裝保溫棉，防止內(nèi)部結(jié)露導(dǎo)致絕緣下降；（6）發(fā)電量監(jiān)測：冬季輻照低，需對比歷史同期數(shù)據(jù)，排查因積雪遮擋或組件衰減導(dǎo)致的異常降功率。四、計(jì)算題（每題8分，共16分）1.某300W單晶硅組件參數(shù)：開路電壓Voc=45V，短路電流Isc=9A，工作電壓Vmp=36V，工作電流Imp=8.33A。現(xiàn)需組成1個(gè)10kW的光伏陣列，采用“20串×15并”的連接方式（每串20塊組件串聯(lián)，15串并聯(lián)）。計(jì)算：（1）陣列的總開路電壓、總短路電流；（2）陣列的最大輸出功率（忽略線損）；（3）若組件年衰減率0.8%，5年后單塊組件的輸出功率。答案：（1）總開路電壓=20×Voc=20×45=900V；總短路電流=15×Isc=15×9=135A；（2）單串最大輸出功率=20×Vmp×Imp=20×36×8.33≈6000W；陣列最大輸出功率=15×6000=90000W=90kW（注：題目中“10kW”可能為筆誤，按實(shí)際連接計(jì)算）；（3）5年后單塊組件功率=300×(1-0.8%)^5≈300×0.9609≈288.27W。2.某光伏電站裝機(jī)容量10MWp，2024年實(shí)際發(fā)電量1.2億kWh，當(dāng)年平均輻照量為1300kWh/m2，組件總面積8.5萬m2，轉(zhuǎn)換效率21%。計(jì)算：（1）電站年利用小時(shí)數(shù)；（2）理論發(fā)電量（按輻照量計(jì)算）；（3）系統(tǒng)效率（PR值）。答案：（1）年利用小時(shí)數(shù)=實(shí)際發(fā)電量/裝機(jī)容量=120000000kWh/10000kW=1200小時(shí)；（2）理論發(fā)電量=輻照量×面積×效率=1300kWh/m2×85000m2×0.21=1300×85000×0.21=232050000kWh=2.3205億kWh；（3）PR=實(shí)際發(fā)電量/理論發(fā)電量=1.2/2.3205≈0.517（注：實(shí)際中PR一般＞0.8，此處數(shù)據(jù)可能為假設(shè)場景）。五、案例分析題（14分）某光伏電站（裝機(jī)容量50MW）2025年3月發(fā)電量較2月下降15%，同期輻照量僅下降5%。運(yùn)維人員現(xiàn)場排查發(fā)現(xiàn)：-監(jiān)控系統(tǒng)顯示多臺逆變器MPPT跟蹤效率由98%降至92%；-紅外熱成像檢測發(fā)現(xiàn)部分組件串存在“熱斑”（溫度高于周邊25℃）；-匯流箱進(jìn)線電流偏差達(dá)20%（正常應(yīng)＜5%）；-組件表面可見明顯灰塵堆積。請分析發(fā)電量下降的可能原因，并提出針對性解決措施。答案：原因分析：1.MPPT跟蹤效率下降：可能因組件串電壓偏離逆變器MPPT最佳工作范圍（如部分組件衰減導(dǎo)致串電壓降低），或逆變器控制算法故障，無法精準(zhǔn)跟蹤最大功率點(diǎn)。2.組件熱斑：熱斑通常由隱裂、二極管故障或局部遮擋（如鳥糞、積灰）引起，導(dǎo)致該部分組件反向偏置，消耗功率并發(fā)熱，降低整串輸出。3.匯流箱電流偏差大：可能是某幾路組件串因遮擋、衰減或接線松動(dòng)導(dǎo)致電流偏低，匯流后總電流被拉低，影響逆變器輸入功率。4.組件積灰：灰塵遮擋減少入射光，短路電流下降（約每1%積灰導(dǎo)致0.5%-1%效率損失），同時(shí)積灰不均勻會(huì)引起組件串電流失配，進(jìn)一步降低輸出。解決措施：1.MPPT效