2025年《光伏電站運行與維護》試題及答案一、單項選擇題（每題2分，共30分）1.光伏組件長期運行后，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GB/T35696-2017《光伏發(fā)電站性能評估技術規(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（最大功率點跟蹤）功能主要作用是（）。A.提高電網穩(wěn)定性B.確保組件輸出電壓恒定C.動態(tài)調整工作點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通過實時調整逆變器輸入阻抗，使光伏組件工作在當前光照和溫度下的最大功率點，提升發(fā)電效率。3.光伏支架采用熱鍍鋅防腐時，鋅層厚度應不小于（）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，其輸入路數為16路，每路接入22塊390W組件（開路電壓45V），則匯流箱輸入側最大開路電壓為（）。A.990VB.1000VC.900VD.880V答案：A解析：單串組件開路電壓=22×45V=990V，匯流箱輸入側最大開路電壓為單串開路電壓，未超過3125V設計值。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)電站設計規(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，環(huán)境溫度低于（）℃時禁止使用冷水沖洗，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)電站設備檢修規(guī)程》指出，環(huán)境溫度低于5℃時，組件表面可能結露或結冰，冷水沖洗會導致溫差過大，引發(fā)玻璃熱應力破裂。7.逆變器并網前需檢測電網電壓偏差，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)技術規(guī)定》要求，逆變器需適應電網電壓±10%的偏差范圍。8.光伏電站年度性能比（PR）應不低于（）。A.0.75B.0.80C.0.85D.0.90答案：B解析：根據國際電工委員會IEC61724標準，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)組件內部載流子復合發(fā)光，直觀顯示隱裂、斷柵等微觀缺陷，是目前最精準的隱裂檢測手段。10.匯流箱熔斷器熔斷后，更換時應選擇（）。A.同型號、同規(guī)格B.額定電流更大的C.分斷能力更低的D.任意符合電壓要求的答案：A解析：熔斷器需與原設計參數匹配，過大可能導致過載時無法及時熔斷，過小會頻繁誤動作，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，需使用干粉滅火器（可滅帶電火災），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.逆變器交流側諧波畸變率應不超過（）。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)電工程施工組織設計規(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.光伏電站運維日志應保存至少（）年。A.1B.3C.5D.10答案：C解析：DL/T1896-2018《光伏發(fā)電站運行管理規(guī)程》要求，運行日志、檢修記錄等技術檔案需保存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“√”，錯誤打“×”）1.組件表面積灰會導致短路電流下降，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）下降；開路電壓主要受溫度影響，積灰對其影響較小。2.逆變器過載運行時，應立即停機檢修。（）答案：×解析：逆變器具備短時過載能力（通常1.2倍額定功率持續(xù)10分鐘），需先檢查是否為瞬時功率波動，若持續(xù)過載再停機排查。3.組件串聯數越多，逆變器MPPT跟蹤效率越高。（）答案：×解析：串聯數需匹配逆變器MPPT電壓范圍，超出范圍會導致無法跟蹤最大功率點，效率反而下降。4.冬季組件表面積雪時，應立即用硬物清除，避免遮擋。（）答案：×解析：硬物清除可能劃傷玻璃或隱裂，應使用軟質工具（如塑料鏟）或等待自然融化，必要時用溫水（≤40℃）沖洗。5.匯流箱內二極管溫度異常升高，可能是二極管反向擊穿導致。（）答案：√解析：二極管反向擊穿后失去單向導通作用，會形成旁路電流，導致自身發(fā)熱異常。6.光伏電站功率因數應控制在0.95（超前）至0.95（滯后）之間。（）答案：√解析：GB/T19964-2012要求，光伏電站應具備無功調節(jié)能力，功率因數范圍一般為0.95（超前）~0.95（滯后）。7.組件PID效應（電勢誘導衰減）主要發(fā)生在正極接地系統(tǒng)中。（）答案：×解析：PID效應通常發(fā)生在負極接地系統(tǒng)（組件相對于地為負電勢），高電勢差導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，組件局部高溫點溫度超過環(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℃可能因隱裂導致局部電阻增大，或旁路二極管異常導通發(fā)熱。9.逆變器通訊中斷時，可通過重啟監(jiān)控系統(tǒng)恢復，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。（）答案：√解析：GB50057-2010《建筑物防雷設計規(guī)范》允許共用接地網，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、氧化；（3）溫度檢查：組件表面溫度是否均勻，有無局部熱點（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）標識檢查：組件編號、正負極標識是否清晰，防觸電警示標志是否完好。2.逆變器出現“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）組件串聯數過多，或因溫度降低（開路電壓隨溫度降低而升高）導致電壓升高；（3）直流側電纜絕緣損壞，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（計算值=組件數量×開路電壓×溫度修正系數）；（2）若串聯數過多，調整組件串并聯方式，減少串聯數；（3）測量直流側實際電壓，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/并聯電阻損失；（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，及時更換；（3）優(yōu)化組件串并聯設計，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，結合輻照數據修正發(fā)電預測，動態(tài)調整運行策略；（6）清理周邊遮擋物，優(yōu)化支架傾角（根據當地緯度調整），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≥2MΩ），測試防雷器殘壓（應≤標稱值），確認通訊模塊是否正常上傳數據。5.光伏電站冬季運維需重點關注哪些問題？答案：（1）組件防凍：溫度低于5℃時禁止冷水沖洗，積雪清除需用軟質工具，避免玻璃炸裂；（2）電纜防護：檢查電纜溝是否積水結冰，戶外端子箱密封是否完好，防止進水凍脹導致接線松動；（3）逆變器低溫啟動：確認逆變器具備低溫自加熱功能（通常-25℃可啟動），檢查加熱模塊是否正常；（4）支架抗風載：冬季多強風，檢查支架螺栓是否松動，積雪堆積是否導致支架變形（雪荷載超過設計值時需人工除雪）；（5）匯流箱保溫：北方地區(qū)匯流箱需加裝保溫棉，防止內部結露導致絕緣下降；（6）發(fā)電量監(jiān)測：冬季輻照低，需對比歷史同期數據，排查因積雪遮擋或組件衰減導致的異常降功率。四、計算題（每題8分，共16分）1.某300W單晶硅組件參數：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。現需組成1個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，15串并聯）。計算：（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，按實際連接計算）；（3）5年后單塊組件功率=300×(1-0.8%)^5≈300×0.9609≈288.27W。2.某光伏電站裝機容量10MWp，2024年實際發(fā)電量1.2億kWh，當年平均輻照量為1300kWh/m2，組件總面積8.5萬m2，轉換效率21%。計算：（1）電站年利用小時數；（2）理論發(fā)電量（按輻照量計算）；（3）系統(tǒng)效率（PR值）。答案：（1）年利用小時數=實際發(fā)電量/裝機容量=120000000kWh/10000kW=1200小時；（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=實際發(fā)電量/理論發(fā)電量=1.2/2.3205≈0.517（注：實際中PR一般＞0.8，此處數據可能為假設場景）。五、案例分析題（14分）某光伏電站（裝機容量50MW）2025年3月發(fā)電量較2月下降15%，同期輻照量僅下降5%。運維人員現場排查發(fā)現：-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)現部分組件串存在“熱斑”（溫度高于周邊25℃）；-匯流箱進線電流偏差達20%（正常應＜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（如部分組件衰減導致串電壓降低），或逆變器控制算法故障，無法精準跟蹤最大功率點。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、衰減或接線松動導致電流偏低，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%積灰導致0.5%-1%效率損失），同時積灰不均勻會引起組件串電流失配，進一步降低輸出。解決措施：1.MPPT效